江苏省配电网建设改造实施方案.doc

江苏省配电网建设改造实施方案（2015～2020年）
江苏省发展改革委
二○一五年十月
目录
前言 (1)
一、发展概况 (2)
（一）配电网现状 (2)
（二）发展主要成就 (2)
（三）存在的问题 (5)
（四）电力需求 (6)
二、工作思路及行动目标 (6)
三、重点任务 (9)
（一）加强统一规划，健全标准体系 (9)
（二）做好供电保障，服务社会民生 (11)
（三）优化完善结构，消除薄弱环节 (17)
（四）推进标准配置，提升装备水平 (21)
（五）推广适用技术，实现节能减排 (25)
（六）提高自控能力，实现可观可控 (28)
（七）推动智能互联，打造服务平台 (32)
四、保障措施及政策建议 (39)
（一）加强组织领导 (39)
（二）统一技术标准 (39)
（三）强化规划引领 (40)
（四）推进创新驱动 (40)
（五）落实资金保障 (40)
（六）引导舆论支持 (38)
（七）完善监督考核 (38)
前言
配电网直接面向用户，服务用户，是保障电力“落得下、用得上”的关键环节，是国民经济和社会发展的重要公共基础设施。

近年来，我省贯彻国家能源战略规划，持续加大对配电网的规划建设，供电可靠性、电压合格率和综合线损等技术指标均得到明显提高，满足了全社会的用电需求。

当前，经济发展进入新常态，电力发展也面临新的形势和挑战，我省配电网水平相比国际先进水平仍有差距，城乡区域发展不平衡，供电质量有待进一步改善。

为全面贯彻国家“稳增长、促改革、调结构、惠民生”的部署，落实国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》（发改能源〔2015〕1899号文）和国家能源局《关于印发配电网建设改造行动计划的通知》（国能电力〔2015〕290号文）的要求，高标准高质量完成江苏配电网建设改造任务，率先建成安全可靠、经济高效、灵活先进、绿色低碳、环境友好的智能配电网，服务江苏经济社会发展，特制订本实施方案。

一、发展概况
（一）配电网现状
江苏全省面积10.26万平方公里，占全国总面积的1.1%，供电面积7.41万平方公里，服务人口7959.8万人。

2014年全社会用电量5012.5亿千瓦时，全社会最大用电负荷8312.3万千瓦，用户数3534万户，城网供电可靠率99.983%、综合电压合格率99.99%，农网供电可靠率99.956%、综合电压合格率99.715%，110千伏及以下综合线损率3.82%，10 千伏及以下综合线损率为3.96%。

截至2014年底，江苏地区共有110千伏变电站1583座（指公用配电网规模，以下同），主变容量13603.45万千伏安，110千伏线路3040万条，线路长度29643.1公里；35千伏变电站815座，主变容量1877.6万千伏安，35千伏线路2482条，线路长度19842.2公里；10千伏（含20千伏，以下同）配变46.37万台，总容量15804.9万千伏安，10千伏公用线路26939条（主干线），线路长度27.28万公里。

（二）发展主要成就
1. 供电能力大幅提升，满足经济社会快速发展的用电需要。

截至2014年底，35～110千伏变电容量、线路长度分别是2010年的1.3、1.2倍，10千伏配变容量、线路长度分别是2010年的
2.0倍和1.4倍。

110、35千伏变电容载
比分别为1.99、1.94，满足规程规范要求；城网户均配变容量为4.59千伏安，农网户均配变容量为3.44千伏安，供电能力比较充裕，能基本满足各类用户的用电需求。

2. 供电质量持续提高，重点城市核心区达到国际先进水平。

城网供电可靠率由2010年的99.96%提高至2014年的99.983%，南京、苏州重点城市核心区供电可靠率达到99.995%；综合电压合格率由99.89%提高到99.99%。

农网供电可靠率由2010年的99.83%提高至2014年的99.956%；综合电压合格率由99.66%提高到99.72%
3. 电网结构日趋完善，供电安全水平大幅提高。

城网高压配电网以链式、环网和双辐射结构为主，链式结构比例由2010年的33%提高至2014年的6
4.8%；农网高压配电网辐射式结构比例由2010年的65%降低至2014年的21%。

城网中压架空网以多分段适度联络为主、电缆网以单环网为主，主干线路联络率由2010年的82.9%提高至2014年的100%；农网中压线路以多分段单联络架空网为主，联络率由2010年的58.8%提高至2014年的87.6%。

4. 装备水平进一步改善，标准化程度逐步提高。

加大老旧及高损耗设备改造力度，设备年轻化程度较高，运行年限小于10年的配电网设备比例超过60%；10千伏架空线路绝缘化率由2010年的18%提升为2014年的51%，110、35、10千伏电缆化率分别由
5.95%、
6.28%、18%提高到8.64%、8.93%、25.5%，高损配变比例降为0，非晶合金配变占比提升至20%。

5. 农网改造升级成效显著，电力普遍服务惠及千家万户。

按照国家统一部署，全力组织实施新一轮农网改造升级和无电地区电力建设工程，着力满足农村经济社会发展和农民生活改善的用电需求。

“十二五”期间全面治理农村“低电压”，农网10千伏线路平均供电半径由2010年的5.92公里缩短至2014年的4.94公里。

6. 加快配套电网建设，保障大规模新能源和分布式电源接入。

江苏省积极落实国家能源战略和节能减排部署，全面服务新能源、分布式电源接入，有力保障了风电、光伏等新能源和分布式电源及时并网。

截至2014年底，江苏省风电装机容量302万千瓦，光伏装机容量257万千瓦，生物质发电容量96万千瓦。

7. 有序推进配电自动化建设，提高故障定位能力和可靠性水平。

江苏13个地市全部开展了配电自动化系统建设，截止2014年底9个地市已完成配电自动化建设，系统覆盖率达到69.2%。

配电自动化系统应用地区，配电网故障定位能力和可靠性水平大幅提高。

8. 加强配电通信网建设，有力支撑电网生产运行业务。

截止2014年底，110千伏和35千伏变电站实现100%光纤覆盖，地市骨干网核心环带宽全部达到2.5G～10G，支撑地县一体化调度业务发展。

城网配电自动化站点主要采用光纤、无线公网通信方式，农网配电自动化站点主要采用无线公网通信方式，支撑配电自动化业务发展。

9. 加大技术创新，配电网智能化水平显著提升。

开展充
换电设施建设，累计建成31座集中充换电站、1230台分散充电桩，为电动汽车提供充换电服务；推广应用智能用电信息采集技术，累计安装智能电表3342万只，实现3534万户用电信息自动采集。

（三）存在的问题
1. 供电质量有待提高。

城网供电可靠性水平整体与国际先进水平相比仍有差距，农村负荷增长较快，部分地区农村电力供需平衡偏紧，局部农村偏远地区配电线路供电半径偏大，“卡脖子”问题仍然存在，变压器线路重过载未完全消除。

2. 高压目标网架尚未完全形成。

中心城市（区）110千伏电网双侧电源链式结构比例仍有较大提升空间，目前还存在一定比例的辐射型高压配电线路，乡村地区仍存在少量单线单变。

3. 中压网架结构联络率有待进一步提升。

中心城市（区）双侧电源环网结构未完全形成；城镇地区存在一定比例辐射结构，联络不够，转供能力不强；局部乡村地区供电半径偏长，分段数较少，联络率较低，供电灵活性较差。

4. 农网装备水平较低。

部分在运农网设备运行年限较长，存在老化现象；配电线路绝缘化率较低，中压架空线路树线矛盾突出。

5. 配电自动化建设有待加强。

江苏配电网配电自动化覆盖率较低，一二次缺乏有效衔接，产品质量、环境适应能力存在较大差异，部分产品故障率高，影响系统运行可靠性。

6. 配电通信网适应性不足。

一二次缺乏协调发展，配电网通信网未同步规划建设；中心城市供电区域10千伏站点光纤覆盖率偏低，影响配电自动化“三遥”终端实施效果；城市骨干网局部区段带宽窄，不能适应大颗粒业务通信需要。

（四）电力需求
根据江苏国民经济发展总体规划，随着新型城镇化、农业现代化建设步伐加快，江苏能源需求仍将保持较快增长。

经初步测算，2020年江苏地区全社会用电量、用电负荷分别达到7000亿千瓦时、1.2亿千瓦，“十三五”年均分别增长6.3%、7.0%，经济社会发展对配电网供电能力和供电质量提出刚性需求，随着新常态下产业布局优化调整和转移力度加大，区域发展协调性增强，城乡配电网建设改造任务更加紧迫。

“十三五”期间，新能源、分布式电源和多元化负荷快速发展，电能替代大力推进，至2020年，江苏风电将达到约1000万千瓦，光伏发电约800万千瓦，生物质发电约120万千瓦。

二、工作思路及行动目标
工作思路：主动适应经济发展新常态，服务江苏“两个率先”发展目标，服务资源节约型和环境友好型和谐社会建设，发挥电网能源供应保障和资源优化配置功能，促进能源
生产消费方式革命，推进新型城镇化、农业现代化和美丽乡村建设，落实《指导意见》和《行动计划》工作要求，以供电可靠性为中心，坚持差异化规划、资产全寿命周期等先进理念，坚持建设和改造并举，提高配电网基础管理水平和规划设计水平；全面加强配电网建设，不断增强供电能力，优化完善网架结构，提升装备标准化和电网智能化水平，提高新能源接纳能力，着力解决配电网薄弱问题，满足负荷增长和安全可靠供电需求，实现配电网精益管理、精准投资，加快向智能配电网转型升级。

行动目标：到2020年，江苏省率先建成安全可靠、经济高效、灵活先进、绿色低碳、环境友好的智能配电网。

中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.996%，用户年均停电时间不超过0.35小时，达到国际先进水平；城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率达到99.980%以上，用户年均停电时间不超过1.78小时，保障地区经济社会快速发展；乡村地区供电可靠率达到99.930%，用户年均停电时间不超过6.13小时，乡村及偏远地区全面解决电网薄弱问题，农村户均配变容量不低于3.7千伏安，有效保障民生。

通过实施配电网建设改造实施方案，有效加大配电网资金投入。

2015～2020年，江苏省公用配电网建设改造投资1042亿元（另有新建居民住宅小区供配电工程投资约920亿元），2015年公用配电网投资约180亿元，“十三五”期间公用配电网累计投资约862亿元。

预计到2020年，高
压配电网变电容量达到2.04亿千伏安、线路长度达到5.93万公里，中压公用配变容量达到2.01亿千伏安、线路长度达到33.27万公里，均较2014年均增长20%以上。

表1 配电网建设改造指导目标
对应《配电网规划设计技术导则》中的A+、A类供电区域。

城镇包括城市的建成区及规划区，县级及县级以上地区的城区以及工业、人口在本区域内相对集中的乡、镇地区，对应《配电网规划设计技术导则》中的B、C类供电区域。

乡村：除中心城市（区）、城镇以外的地区，对应《配电网规划设计技术导则》中的D、E类供电区域。

三、重点任务
（一）加强统一规划，健全标准体系
强化配电网统一规划。

统一规划城乡配电网，统筹解决城乡配电网发展薄弱问题，促进新型城镇化建设和城乡均等化发展。

统一协调配电网规划与市政规划，在配电网规划的基础上，开展电力设施布局规划，将规划成果纳入城乡发展规划和土地利用规划，实现配电网与城乡其它基础设施同步规划、同步建设。

统一电网和电源规划，优化电源与电网布局，加强规划衔接，促进新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷与配电网协调有序发展。

统一一次网架与二次系统协调规划，实现智能配电网环境下输配电网、一次网架设备与二次系统、公共资源与用户资源之间的相互衔接。

统一配电网与上级电网协调规划，配电网与上级电网应协调规划、统筹发展。

统一公用资源与用户资源协调发展，随着分布式能源的发展，用户侧资源也不断增加，应
健全配电网技术标准体系。

根据江苏省区域经济发展水平和可靠性需求，整合和优化已有标准化成果，完善技术标准，逐步建立完备的配电网技术标准体系，明确发展重点，科学指导规划、建设与改造，全面推行模块化设计、规范化选型、标准化建设。

（二）做好供电保障，服务社会民生
实现中心城市（区）高可靠供电。

围绕中心城市（区）发展定位和高可靠用电需求，统筹配置空间资源，加强与城市规划的协同力度，将电网规划成果纳入城市规划和土地利用规划，充分保护站址、通道资源，强化电网规划的可操作性，高起点、高标准建设配电网，确保供电能力充足，网架结构合理，设备标准化配置，具备故障自动检测、隔离和网络重构的自愈恢复能力，能够抵御各类故障，供电可靠性和电能质量显著提高。

2017年供电可靠率达到99.99%，用户年均停电时间不超过0.88小时。

2020年供电可靠率达到99.996%，用户年均停电时间不超过0.35小时，达到国际先进水平。

满足城镇快速增长的用电需求。

结合国家新型城镇化规划及发展需要，适度超前建设配电网；紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，及时增加变（配）电容量，统筹使用间隔及通道资源，控制专线用户接入，消除城镇用电瓶颈，满足供电需求。

2017年供电可靠率达到99.967%，用户年均停电时间不超过2.92小时。

2020年供电可靠率达到99.980%，用户年均停电时间
提升乡村电力普遍服务水平。

继续对未改造农村配电网实施改造，逐年提高乡村配电网供电能力和质量，解决已改造地区出现的新的不适应问题；通过增加变电站及配变布点，改造小截面导线等措施，缩短中低压供电半径，加快解决“卡脖子”等突出问题，有效缓解春节、农忙等季节性负荷突增引起的供电问题，大幅改善居民生活用电条件；因地制宜对粮食主产区农田节水灌溉、农村经济作物和农副产品加工、畜禽水产养殖等供电设施进行改造，支撑农业现代化建设。

2017年，农村地区供电可靠率达到99.927%，用户年均停电时间不超过6.39小时。

2020年，农村地区供电可靠率不低于99.930%，用户
（三）优化完善结构，消除薄弱环节
科学构建强简有序、标准统一的配电网目标网架，按照
“远近结合、分步实施”的原则，合理确定网架过渡方式，切实保障变电站站址和线路廊道规划落地。

按照供电区“不交叉、不重叠”原则，合理划分变电站供电范围，规范高压配电网网架结构，解决网架结构不清晰、网架结构薄弱等问题，提高供电安全水平；合理设置中压线路分段点和联络点，提升中压线路联络率，解决中压网架结构不清晰、分段不合理、供电半径过长等问题，提高转供能力和供电可靠性。

2017年，高压配电网线路N-1通过率均保持100%；中心城区中压配电线路N-1通过率达到100%，城镇地区中压配电线路N-1通过率达到94.7%；乡村地区中压线路N-1通过率达到72.5%。

2020年，中心城市（区）、城镇地区高压配电网N-1通过率、中压线路N-1通过率均保持100%；乡村地区高压配电网N-1通过率达到100%，中压线路N-1通过率达到
（四）推进标准配置，提升装备水平
推进配电网设备标准化。

引导设备制造科学发展，优化设备序列，简化设备类型，控制同一供电区域每类设备不超过3～5种，规范技术标准，推行功能模块化、接口标准化，提高配电网设备通用性、互换性；注重节能降耗、兼顾环境协调，采用技术成熟、少（免）维护、具备可扩展功能的设备；在可靠性要求较高、环境条件恶劣（如沿海滩涂盐雾、污秽严重等）以及灾害高发等区域适当提高设备配置标准；按照设备全寿命周期管理要求，逐步更换老旧设备，消除安全隐患，提高配电网安全性和经济性。

至2020年，新建和改造工程标准物料应用率达到100%，典设应用率达到100%。

实现配电网装备水平升级。

推广应用固体绝缘环网柜、选用节能型变压器、配电自动化以及智能配电台区等新设备新技术；积极开展基于新材料、新原理、新工艺的变压器、断路器和二次设备的应用；在符合条件的区域，结合市政建设，提升电缆化水平，提高城镇地区架空线路绝缘化率；提升设备本体智能化水平，推行功能一体化设备；采用先进物联网、现代传感和信息通信等技术，实现设备、通道运行状态及外部环境的在线监测，提高预警能力和信息化水平。

2017年，城、农网10千伏架空线路绝缘化率分别达到100%、51.5%，配电开关无油化率达到100%。

2020年，城、农网10千伏架空线路绝缘化率分别达到
100%、64.7%。

开展综合管廊建设试点。

按照“政府主导、企业参与、责权明晰”的原则，南京、苏州等大中城市加快启动地下综合管廊示范试点工程，中小城市因地制宜建设综合管廊项目。

坚持“政府主导、统一规划、科学使用、责权明晰”的原则，随城市综合管廊同步规划、同步设计、同步建设，推动城市地下空间资源的统筹规划和综合利用。

为保障电网安全可靠运行，避免城市综合管廊内管线间相互影响，应独立
（五）推广适用技术，实现节能减排
应用先进配电技术，科学选择导线截面和变压器规格，落实接入标准和典型设计，加快配套电网建设，提升经济运行水平；促进电动汽车灵活接入、新能源高效消纳和友好互动，实现清洁替代；加强配电网无功规划和运行管理，实现各电压层级无功就地平衡，减少电能传输损失；推广电能替代，带动产业和社会节能减排，倡导能源消费新模式，电能占终端能源消费比重不断提高；加强需求侧管理，引导用户科学用能，积极参与需求响应，提高能源利用效率，促进节能减排。

至2020年，满足1040座充换电站、11万个充电桩的接入需求，可为约24万辆汽车提供充换电服务；全部完成主要港口岸电工程建设，有效改善小锅炉能耗高、效率低、
（六）提高自控能力，实现可观可控
加强配电自动化建设。

根据《配电自动化规划设计技术导则》、《配电自动化技术导则》等技术标准，遵循经济实用、标准设计、差异区分、资源共享、同步建设的原则，有序推进配电自动化建设。

与一次网架、设备、通信网同步规划，相互适应，避免大拆大建；差异化配置主站、终端和通信通道；采用标准统一、技术成熟、运行可靠的主流产品。

通过持续提升配电自动化覆盖率，提高配电网运行监测、控制能力，实现配电网可观可控，变“被动报修”为“主动监控”，缩短故障恢复时间，提升服务水平。

中心城市（区）及城镇地区推广集中式馈线自动化方式，在网络关键性节点采用“三遥”终端，在分支线和一般性节点采用“二遥”终端，合理选用光纤、无线通信方式，提高电网运行控制水平；乡村地区推广简易型配电自动化，合理选用无线、载波通信方式，提高故障定位能力，切实提高实用化水平。

2017年，配电自动化总体覆盖率达到45%，主站覆盖率达到100%。

2020年，配电自动化总体覆盖率达到100%，主站覆盖率达到100%。

加强配电通信网支撑。

坚持一二次协调的原则，同步规
划建设配电通信网；提高专网光纤覆盖率，全面提升带宽和可靠率，提高配电通信网对配电自动化、用电信息采集、地县一体化调度等业务的支撑能力；积极探索电力光纤通信全业务和增值信息服务模式，全面支撑智能电网建设。

中心城市（区）加强10千伏通信接入网的光纤建设，有效支撑配电自动化遥控可靠动作和用电信息采集业务。

其中配电自动化“三遥”站点实现专网光纤100%覆盖，可靠支撑配电自动化“三遥”终端部署，兼顾其他智能化业务接入。

城镇及乡村地区，10千伏通信接入网主要采用无线、载波通信方式。

至2017年，配电通信网覆盖率达到82.4%，至2020年，配电通信网实现全覆盖。

推进用电信息采集全覆盖。

加快智能电表推广应用，全面建设用电信息采集系统，推进用户用电信息的自动采集。

探索应用多元化、网络化、双向实时计量技术和用电信息采集技术，全面支撑用户信息互动、分布式电源及多元化负荷接入等业务，为实现智能双向互动服务提供信息基础。

（七）推动智能互联，打造服务平台
支持新能源及多元化负荷接入。

综合应用新技术，大幅提升配电网接纳新能源、分布式电源及多元化负荷的能力，落实接入标准和典型设计，加快配套电网建设，促进新能源、分布式电源和电动汽车等多元化负荷灵活接入、高效消纳和友好互动，实现清洁替代；建设智能互动服务体系，实现配电网友好开放、灵活互动。

至2017年，我省建成苏州智能配电网示范工程。

至2020年，继续推广智能电网项目建设，着重解决新能源并网技术难题，大力推进新能源消纳工作的开展。

探索能源互联平台建设。

探索以配电网为支撑平台，构建多种能源优化互补的综合能源供应体系，实现能源、信息双向流动，逐步构建以能源流为核心的“互联网+”公共服务平台，促进能源与信息的深度融合，推动能源生产和消费革命。

结合云计算、大数据、物联网、移动通信等新技术，逐步构建以电网为核心的能源互联网平台，促进电力流、信息流与业务流的深度融合；推广应用先进传感器、自动控制、
电力电子、信息通信和“即插即用”并网装置等新技术、新
四、保障措施及配套政策
（一）加强组织领导
各级政府部门要承担配电网规划的主体责任，建立协调机制，明确职责分工，完善并落实各项配套支持政策。

省政府及主管部门要建立联席会议机制，定期研究和协调解决配电网建设改造重大问题，督导市、县各级政府和电网企业落实责任，营造高效顺畅的建设改造环境，并按照有关规定加强监管。

电网企业应积极配合各级政府及相关部门，认真谋划、精心组织、落实责任，科学制定规划方案，突出建设重点，全面做好配电网建设改造各项工作。

（二）强化规划引领
建立政府主导编制的统一规划机制，结合各地实际需求和电价承受能力，按照“统筹协调、因地制宜、突出重点、合理适用”的原则，加强配电网规划与地方规划相衔接，将配电网规划及时纳入城乡发展规划、土地利用规划中，保护变电站站址、线路走廊、地下管线等建设资源，促进配电网规划有效落地。

电网企业要配合各级政府开展配电网规划工作，参与配电网规划编制，提出规划建议，及时将政府明确的目标任务分解落实，并按照规定，编制企业配电网发展专项规划，根据专项规划，制定年度实施(投资)计划。

（三）统一技术标准
配电网建设中应加强规划设计、建设、运维、检修等全过程技术标准体系的应用，认真贯彻落实规划设计技术导则、典型供电模式、典型设计、通用设备、通用造价、标准化施工工艺和运维规程等标准规范要求，引导配电设备标准化制造，规范设备厂商的产品类型和技术参数，降低运维成本，加强入网设备认证和质量监测，提高设备可靠性。

（四）推进改革创新
根据电力改革统一部署，积极稳妥推进配售电业务改革，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，充分发挥市场机制作用，调动社会资本参与配电网建设积极性。

加强新技术研究和应用。

充分发挥先进技术的示范效应，积极应用大数据、云计算、物联网等新技术，加快主动配电网、高可靠性配电网、高电能质量配电网、交直流混合配电网、直流供电系统、新农村多能源综合优化利用等关键技术的研究和综合示范，利用先进技术破解电网发展中遇到的难题，实现电网效益的提升。

（五）落实资金保障
发挥各级政府财政资金的杠杆作用，带动企业与社会资金投入，扩大投资规模，形成支持配电网发展的长效机制。

完善配电网项目建设贷款支持机制，在依法合规、风险可控。