关于城市电网规划优化和农网改造提升的调研报告

关于城市电网规划优化和农网改造提升的
调研报告
按照《公司委员会大兴调查研究“察实情、出实招”专项行动实施方案》相关要求，聚焦城市电网规划优化和农网改造提升主题开展调研。

调研情况如下：
一、调研组织情况
本次调研分两个部分，第一个部分是对于城市电网，研究城市电网现状、供电问题和规划思路，明确供电区域、网架结构、二次系统、用户接入等技术原则，谋划制定三年提升计划，调研地点选择经济技术研究所。

第二个部分是对于县域电网，结合不同类型农村供电区域，开展经济发展、人口结构、负荷特性、电网结构、设备状况、供电能力及电网建设环境等开展调查研究，梳理突出问题，研究提出进一步优化提升村级电网的改造原则及标准，调研地点选择有关县供电公司。

二、调研工作开展情况
（一）城市电网规划优化
1.城区电网概况
本次城区电网调研区域，北至绕城高速、东至新魏武大街、西至京广铁路-南水北调、南至南环路-支漳河，总面积220平方公里，供电人口150万人，营业户数68.5万户，其中IOkV用户1370户；二级及以上重要用户27户，售电量42.34亿kWh,最大负荷133万kW,供电可靠率99.969%（户均停电2.72小时），综合电
压合格率99.997%,由市公司（丛台、邯山、复兴供配电中心）和公司负责营销基础及配电运检等工作。

图1城区电网调研范围示意图
城区最大负荷受季节影响大，夏冬高峰与春秋低谷值差距明显，全年负荷走势呈现“两峰两谷”，近年来最大负荷出现在6月下旬至8月上旬。

2023年最大负荷133万kW,较上年增长18.26%,2023年、2023年、2023年最大负荷分别为112万kW、107万kW、105万kW o
2.城区电网规划情况
城区由50OkV辛安站和邯热、东郊、马电3座电厂供电，齐村、夏庄、市中、欣甸、来马、淮阳、尚北、崔曲等8座220kV 变电站，主变16台，总容量2880兆伏安；I1okV变电站23座（含区外的兴业、北泊站），主变49台，容量2243兆伏安；IOkV公用线路433条，其中电缆线路305条，占比70.4%,开关站（含具备开关站功能的47座配电室）163座，环网柜333座。

（1）220kV电网现状分析及规划
整体看，2023年22OkV电网容载比2.22,裕量充足。

局部看，来马#2、港阳#2仍存在重载。

无轻载变电站（负载
率≤30%）o
I IIIIIIIIIIIIIII
图2城区22OkV主变2023年最大负载率示意站点规划：近中期（至2027年），规划新建丰收、复兴和乐堡等3座220kV变电站；至远景年，规划新建吕留、
图3城区22OkV电网近中期规划拓扑示意图网架结构：蔺河送出优化工程新建蔺河-齐村2线及夏庄、常赦-夏庄。

邯郸北220kV送出形成邯郸北-紫山双回、
邯郸北-永年、邯郸北-永年北线路。

至2027年，城区及周边基本形成3组独立的22OkV环网。

(2)IIOkV电网现状分析及规划情况
整体来看，2023年I1okV电网容载比2.07,供电容量相对充裕，局部来看，变电站供电区负荷不均衡。

存在重载变电站2座；全站不重载、但单台主变出现重载的4台。

轻载变电站3座。

图4城区UOkV主变运行负载分布
站点规划：至2027年，规划新建I1OkV丛中、唐屯、毛遂站，扩建人民站3号主变；至远景年，城区规划新建和平、袁庄等I1okV变电站18项，新增容量2500兆伏安。

网架结构来看，根据22OkV和I1okV变电站规划，结合中心站进线同杆、丛台站和人民站进线同杆、西南郊站和车站站进线双辐射同杆等引起变电站全停风险的网架问题，完善城区IIOkV网架，至2027年城区IIOkV电网均实现双电源链式结构。

(3)IokV电网现状分析及规划情况
城区433条IOkV公用线路最大负载率平均值32.9%,整体相对合理，但局部轻、重载并存，2023年，负载率低于20%的线路156条，占比36.03%;负载率超过80%的线路7条，占比1.62%。

网架结构来看，城区IOkV线路联络率87.5%,变电站间联络线路295条，占比68.1%。

仍存在辐射线路54条，其中单辐射22条、双辐射32条。

32条联络线路N-I未能通过校验，N-I 通过率80.1%。

复杂联络线路99条（其中架空网13条、电缆网86条），占比22.86%,存在供区交叉和冗余联络情况。

装备水平来看，城区IOkV电网年故障停电268件次，其中设备本体及产品质量原因167件次，占比62.3%o其中电缆头施工工艺类问题占比较大。

其他方面来看，站址和廊道选择日益困难。

规划目标为以针对性提升供电可靠性为导向，突出加强网架基础，关注设备运行效率，以网架结构调整为抓手，均衡电
网供电负荷，实现网架结构和运行效率双优化，并赋能电网智能化，逐步推进高可靠性的城区智慧配电网建设。

至2025年，提高电网装备及智能化水平、优化城区电网结构，电网N-I通过率达到IoO%,站间负荷可转移比例达到65%以上，标准接线比例达到85%以上，供电可靠率提升至99.980%o 规划思路如下：
1）划分供电网格（单元），加强电网规划颗粒度
结合城市道路、河流和现状电网布局情况，将城区划分为11个供电网格，78个供电单元，其中市公司供电8个网格，57个单元；新区公司供电3个网格，21个单元。

图5城区电网供电网格、单元划分示意图
2）差异化规划，针对性配网优化提升
一是差异化确定供电可靠性目标。

将由东环路、联纺路、沁河和人民路合围的城市核心地段按照A供电区域标准规划，规划供电可靠率达到99.990%以上，其余区域99.965%以上。

二是差异化选取接线方式。

统筹供电可靠性需求、投资经济性和网架实现难易度，将目标接线方式分为三类。

优先考虑双环网区域。

A类供电区域，优先考虑双环网，对于已形成单环网且满足供电要求的，不宜考虑重构双环网。

产业新城，已建成双射、对射等双环网过渡接线，从投资经济性出发，优先考虑双环网。

优先考虑单环网区域。

除A类外的老城区优先考虑单环网，对于有高可靠供电需求和具备构建双环网基础接线的，可考虑构建双环网。

单环网区域。

即以工业用电为主的经开区和代召片区，采用单环网接线方式。

北部产业新城
（黄梁梦）北部产业新城
■pf双环网（单环网）（梦湖）经开区
/单环网（双环网）≡4'∙■（工业为主）
：
单环网■
老城区东湖新城
（B类供电区域）______
!1供电区域\
「厂―A
代召
（工业、居住）
图6城区电网差异化目标接线方式选取
三是适应性选取过渡接线。

近期考虑以3种“不完全双环
网”作为过渡接线，后期随着负荷发展，逐步过渡至标准双环网接线。

过渡方式2——不完全双环网（3条线路）
母线II .-1：:~~ I母线11
过渡方式3——不完全双环（4条线路）
图7城区电网双环网接线过渡方式
四是差异化分片区电网规划。

依托网格化规划理念，兼顾供电单元负荷发展阶段、中压电网规模和变电站布点情况，划分无新增站点老城区、有新增站点老城区和新区三类区域，差异化制定中压规划方案。

老城建成区，无新增站点。

统筹考虑投资效益、改造实施难度和智能化发展需求等方面，按照供电单元分类，秉承“成熟一批、固化一批”的建设改造思路，开展城市建成区网架优化方案。

老城建成区，有新增站点。

结合变电站配出和业扩工程，以目标网架为引领，优化存量电网结构和解决供电单元交叉供电，力争目标网架一次建成，不再重复建设。

新城建设区。

网架建设完全按照典型供电模式标准化推进。

同时也要按照政府建设时序一次性成型，在固化现有线路运行方式的基础上，结合变电站资源、用户用电时序、市政配套电缆沟建设情况、中压线路利用率等因素按照全寿命周期投资最小、后期建设浪费最少的原则逐步向目标网架过渡。

3）高中压协调，支撑变电站均衡负荷
一是均衡变电站供区负荷。

核心区及周边供电可靠性需求
高且变电站供电形势紧张，存在重载及重载风险变电站有5座（军师堡、柳林、港园、中心、人民），而其他区域变电站容量相对充裕，尤其是五仓、百家、胡村、荀子等，但均距离核心区较远，需要通过IokV网架优化或运行方式调整，“由外向内”将变电站供区“外围扩大、核心区缩小”，提升外围变电站利用效率并缓解核心区变电站供电压力。

二是加强站间负荷转移能力。

原则上，变电站新出线优先考虑站间联络，针对核心区域和有全停风险变电站宜加强站间联络，提升站间负荷转移能力。

核心区应显著提升站间联络率和N-I通过率，通过站间联络线路实现负荷站间转移比例不低于90%o非核心区适度加强站间联络，针对河东、军师堡、郝村、填池和尚北等站站内联络线路较多的情况，稳步提升站间联络水平；可通过大截面导线作为站间母线负荷转供主通道，当变电站全停时，通过该通道向IOkV母线供电，保证重要负荷不断电。

4）规划时序
依据规划目标，在解决重过载、单辐射、复杂接线等现有问题的基础上，分三期推进城区高可靠性示范区建设，其中一期10个供电单元，二期27个供电单元，三期除邯钢4个单元外的其它37个单元。

图8城区高可靠性示范区规划时序
(4)配电自动化现状及规划情况
公司现有主站为国电南瑞配电自动化大四区主站，于2019年年底开始建设，由省公司统一部署在省信通公司，采用云平台和企业中台及微应用的方式建设，2023年完成配电自动化机房和I区主站建设。

规划目标为至2025年完成公司新一代配电自动化主站I区主站建设，网络安全监控平台和可信功能全面部署。

馈线自动化覆盖率为60%,台区融合终端覆盖率为40%,实现“系统安全可靠、数据共享共用、应用务实高效”实用化目标，全面支撑配网全景运行监测、精益运维检修、高效故障处置。

新增配电开关全部采用标准化一二次融合配电设备。

(5)规划成效及投资估算
至2025年，随着规划项目落地，城区电网各方面得到提升：供电可靠率由99.969%提升至99.985%;综合电压合格率由99.9974%提升至99.9983%;N-I通过率提升至IoO%;
站间负荷转移比例提升至72.1%,标准接线比例提升至
87.6%o
3
同时，至“十四五”末，市区配电自动化覆盖率、新一代主站覆盖率达到IOO%,线路终端标准化配置率达到95%,馈线自动化覆盖率达到60%;遥控使用率、终端在线率、FA启动率均稳定在99%以上，FA动作正确率达到95%以上，实现单相接地和相间短路故障精准选线选段隔离。

2023年-2025年投资估算，城区中压电网投资6.2亿元，其中:网架项目4.09亿元，占比66%;业扩及配套1.25亿元，占比20%;设备改造0.6亿元，占比10%;管沟土建0.26亿元，占比4%。

（二）农网改造提升
对于县域电网，对16个县公司开展调研。

本调研报告以XX 公司为例进行论述。

1.永年电网概况
永年电网共有22OkV变电站3座、主变7台、容量1260兆伏安，I1OkV变电站12座、主变29台、容量1332兆伏安，35kV 变电站16座、主变33台、容量431.9兆伏安。

35kV线路29条，长度201.79公里；IokV公用线路247条，长度2749.03公里；IokV专线34条，长度84.58公里。

IOkV配变
12119台，配变容量3092.03兆伏安，其中公用配变6020台，总容量1177.39兆伏安。

户均配变容量2.58兆伏安。

2023年售电量33.05亿kWh,综合线损率3.95%。

2.永年电网规划情况
(1)规划思路
以打造“安全可靠、优质高效、绿色低碳、智能互动”的配电网为目标，按照“三步走”的建设思路，稳步推进能源高效能利用的县域农村电网规划建设。

第一步，以“治”夯基础，至2025年，以问题为导向，开展重载多、跳闸多、异损多和工单多等“四多治理”和配电自动化建设，提高供电可靠性和供电质量水平。

第二步，以“智”促转型，至2030年，实现传统电网数字化全面转型和智能化显著提升，有效支撑新型用能设备和多元用户广泛接入及智能互动。

应用新一代数字技术进行电网改造，实现电网全自愈。

第三步，以“智”强发展，至目标年，采用互联网思维，结合“大云物移智链”实现“源随荷动、荷随网动、源荷互动”的新型电网运行模式，大幅提升电网灵活调节能力和运行效率，支撑电网安全可靠运行和清洁能源高效消纳。

(2)110-220kV电网规划
“十四五”期间，永年区新建22OkV永年北站，新增变电容量360兆伏安，新建22OkV线路长度49km,计划2024
年初投运。

2024年新建苗屯、魏庄HOkV输变电工程，分别新增变电容量2X50兆伏安，满足南部新城和标准件工业园负荷新增需求，2025年新建张边I1OkV输变电工程，新增变电容量1x50兆伏安，优化农村网架结构，满足永年工业园西区负荷新增需求。

图9永年区UOkV变电站电网结构
(3)35kV电网规划
35kV电网规划重点解决存量问题。

典型案例1：简化电压层级，220/110/35/1OkV电压序列改成220∕35∕10kV,比如新建紫山-王边、紫山-阳城双回线路，简化电压等级，并解决王边站单电源问题和娄里、阳城串供问题。

典型案例2:打破县域电网供电范围壁垒，统筹电网资源实现鸡泽县曹庄35kV变电站跨县供永年张西堡乡东北部区域，使该区域IOkV线路供电半径由10公里缩短2公里，
通过市域统筹提高了设备综合利用率，降低了线损，提升
乐供电质量。

j..
35kV曹庄站(鸡泽)
图10跨区供电示意图
典型案例3:新建I1OkV变电站切改35kV变电站负荷。

35kV河北铺站主变重载，2023年由I1OkV段庄站切改IOkVO34线路负荷，2024年魏庄站投运后，将35kV河北铺站负荷切改至魏庄站；35kV龙曹站主变重载，由HOkV朱庄站切改IOkVo38线路负荷；35kV大北汪站主变重载，2023年由HOkV北汪站新出线切改IOkVO35、037线路负荷。

(4)中低压电网规划
根据《配电网网格化规划指导原则》相关要求，结合永年城市总体规划及控制性详细规划，将永年区划分为五个功能区，其中城区划分为2个供电网格，分别为永年城北
网格和永年城南网格；标准件产业园划分为1个供电网格；高新建材园划分为1个供电网格；装备制造园划分为1个供电网格；农村区域划分为5个网格。

划分结果如下表所示。

2
根据永年5个功能区10个网格规划，结合永年频繁故障治理、重过载治理、低电压治理、整村改造等改造类型，2023年优先解决电网存量问题82个。

其中包含35kV张西堡站IokV王庄037线20F支线等改造工程12项，IOkV赵辛南037线西辛寨村配变新建等工程10项，冀尹固等整村改造60项。

新建改造架空线路371.95km,电缆线路1.17km,新建配变23个，新增配变容量5兆伏安。

2024-2025年，以电网问题和规划为导向，继续开展重载多、跳闸多、异损多和工单多等“四多治理”和配电自动化建设，加大配网建设力度，稳步推进能源高效能利用的农村电网规划
建设，提高区域供电可靠性和供电质量水平。

（5）投资估算及规划效果分析
2023-2025年，永年区电网共投资8.93亿元，其中
22OkV电网投资1.6亿元，I1OkV电网投资2.3亿元，IOkV电网投资3.14亿元,0.4kV电网投资1.89亿元。

表322OkV及以下各级电网建设工程投资（亿元）
三、调研发现的问题及提升措施
（一）城市电网规划优化
存在问题1：XX城市核心区部分变电站负载率较高。

核心区域负荷密度已达A类区标准，区域内人民站、港园站负荷较重，可开放容量和可用出线间隔不足，新增用电项目接入存在困难。

提升措施：一是通过IOkV负荷切改，减轻人民站、选园站负荷压力，满足新增负荷接入。

二是根据电网规划推进HOkV 人民站主变扩建等工程。

存在问题2：人民站3#主变扩建及进线工程，进线通道建设困难、投资大。

当前，人民和澄园2座相邻IIokV变电站重载运行，同时在高峰负荷时期，为均衡变电站负荷而存在站间IOkV线路互倒而造成IOkV线路重载问题。

提升措施：一是组织调控中心、发展部、营销部等多部门统筹制定城区I1okV变电站过渡供区调整方案，减缓人民和港
园2站供电压力。

二是加快人民站3#主变扩建工程建设进度，加强同政府沟通，尽快落实进线通道。

三是研讨制定人民站3#主变扩建工程的备用方案，如加快推进和平HOkV输变电工程建设等。

（二）农网改造提升
存在问题1设备重过载较多。

永年电网度冬期间，工业负荷与取暖负荷叠加，局部设备重过载较多。

度冬期间预计IIOkV主变过载2台（娄山站#1、#2变），35kV主变过载风险1处（河北铺站#1变），IokV线路过载风险3条（名工线041、恒力线047、李孟湾线035）,主要集中在工业区。

提升措施：一是争取2024年底前完成HOkV魏庄站投运及配套工程，系统性地解决朱庄站、河北铺站主变重过载问题。

二是部分工业线路业扩增容较快，切改负荷小、业扩容量大，导致负荷不降反增的情况，需要在制订切改计划时考虑业扩容量，有针对性地做好负荷布点工作。

存在问题2：XX-
XX公司配电网现状问题多，配电网项目需求多，但在配电网项目下达后，XX公司建设进度滞后，导致配电网规划项目未按照规划目标及时落地，电网问题仍持续存在，不仅影响了发展投资效率，还影响后续配电网规划项目安排。

提升措施：加强计划管控，按照项目超期节点预警机制，利用平台数据，跟踪项目节点进度，提前预警涉及临近超期节点项目，同时制定详细预案措施，剖析制约环节，明确治理时限和具体措施，确保项目按期关闭。

四、调研成果应用情况
通过开展城区电网调研，公司对主城区电网进行了全方位诊断，充分考虑电动汽车、配电自动化等发展需求，深入分析了主城区电网问题，统一了发展思路，分区域明确了发展重点、阶段目标和落地措施，指导了城区电网规划编制和评审，首次对涵盖市区配网和新区公司辖区配网的大城区的城区配网范围内电网进行打破市县管理界限、涵盖全电压等级的系统性规划，在规划中坚持“三个思维”，做好“三个协同”，进一步摸清了城区电网底数，找准了突出问题和薄弱环节，理清了发展思路和投资方向。

在规划工作中，坚持“四个思维”，坚持系统性思维，推进整片区、整网格规划；坚持极限思维，校核重要变电站全停等特殊情况下的电网承载极限；坚持底线思维，找出薄弱环节和补强措施，避免重要用户全停等底线问题；坚持目标思维，分片区、分年度确定网架结构和规划目标，逐年向目标网架和标准化接线过渡。

同时做好“三个协同”，规划范围上，做好大市区协同；电压等级上，做好高中压电网协同；专业配合上，做好各专业协同。

通过开展农村电网调研，对各县公司全电压等级电网进行全方位诊断、系统性规划和跨专业评审，首次提出“三全”、“三实”原则，“三全”一是涵盖全电压等级，涵盖从规划特高压站点到村内0.4kV的全电压等级；二是涉及全电力要素，将新能源、抽水蓄能、储能、电动汽车和局部微电网等源网荷储全要素纳入规划范畴；三是覆盖全管理专业，“敞开门”做规划，全面收集政府发展规划、国土空间规划信息，囊括生产、
营销等各方需求建议。

“三实”一是数据来源实，数据全部取自营销186、调度D5000等系统，并采用“网上电网”系统辅助分析，避免手动收集整理造成的数据错误等情况；二是问题分析实，除了分析问题的表象外，对引发问题的深层原因进行分析，厘清网架问题、设备问题和管理问题，制定针对性措施；三是目标措施实，根据问题和目标，制定2023-2025年每年的规划重点、电网指标、项目明细和资金需求，确保规划落地性强。

通过开展农村电网调研，对县域电网进一步摸清了电网底数，找准了各县电网具体的薄弱环节，理清了发展思路，明确了农村电网提升的问题清单、任务清单、责任清单，为未来三年的农村电网提升指明了方向。

五、意见建议
1.深化网格化管理。

按照全过程一体化的网格管理理念，在规划、调度、运检、营销等专业间深入穿透网格化，努力建立“配网规划-可研立项-建设改造-运维检修-营销服务”的全过程一体化的网格管理模式，全方位提升城区配网管理水平。

2.加强同政府沟通。

加强与政府相关部门沟通，将配电网规划纳入政府控制性详细规划，预留变电站站址、通道、线路走廊等配电设施资源。

建立配电网动态修编对接机制，增强电网规划与城市规划的融合与衔接。

3.提升智能化水平。

积极落实省公司配电自动化工作任务，构建自动化主站建设。

全面梳理IOkV现状网架，定义、规划目标主干网、次干网，明确”三遥“等关键节点并改造，加快研究推进线路分段级差保护，最大限度缩小故障停电范围。