以点带面推动东北区域配电网高质量发展

随着全球能源转型加速，配电网作为重要的公共基础设施，在保障电力供应、支撑经济社会发展、服务改善民生等方面发挥重要作用。今年以来，《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》等配电网政策陆续出台，东北能源监管局高度重视，以2024年配电网安全风险管控重点行动为契机，全面分析吉林省配电网发展面临的问题，提出进一步推动东北区域配电网高质量发展的具体举措。

梳理分析存在问题

东北能源监管局与吉林省能源局齐抓共管，深入基层供电企业开展现场调研，累计调研供电企业3家，召开调研座谈会4次，实地查看现场4个，共收集各类数据3000余条，梳理分析吉林省配电网发展五个方面存在的问题。

受投资不足制约，网架结构基础整体薄弱。近年来，东北区域配电网投资不足，吉林配网单辐射线路、单线多变及单线单变线路普遍存在，以农网为例，66千伏单线多变线路占比60.32%，10千伏单辐射线路占比74.74%；10千伏线路N-1通过率仅为29.17%，在极端情况下，极易发生因缺少负荷转带能力而导致大量用户停电的情况。在农村深水井灌溉集中期，变压器、线路重过载、三相不平衡问题较为明显，存在局部季节性供电质量偏低的问题。

分布式新能源爆发式增长，电网局部承载力不足。吉林电网灵活调节能力不足，分布式能源接入面临诸多困难。按照吉林省电网结构和负荷、电源分布现状，吉林省分布式电源可装机容量为534万千瓦，主要集中在长春、吉林、通化地区。吉林省白城等地区分布式光伏接入容量不足，白城城区、松原市长岭县等7个区域分布式电源接入电网承载力评估等级为红色，已暂停分布式电源批复及核准备案工作。

老旧设备设施占比高，供电能力不能满足需求。吉林省配电网中大量线路、杆塔、变压器设备老旧，供电能力较差，配电自动化发展缓慢，用户侧设备安全风险高。其中，10千伏老旧杆塔占比达到39.8%；10千伏不满足设计标准的变压器占比达到51.29%；10千伏线路重载占比达到11.66%。吉林配网实现馈线自动化功能的线路仅占比6.3%，2023年，10千伏配网发生故障9007次，因用户导致的故障占比超过46.67%。

配网设计标准普遍偏低，防灾抗灾能力有待提高。近年来，雨雪冰冻灾害频发，现有存量配电设备的设计标准不能有效抵御灾害冲击，影响电力供需平衡，增加事故风险。吉林省配电网紧凑型杆塔结构、大档距、细线径等设计标准普遍偏低，覆冰和舞动等灾害监测能力严重不足，设备受冰冻雨雪灾害影响下，极易造成大面积停电事件。同时，吉林省配电网受森林火灾风险威胁较大，在60个县级行政区中，森林火灾危险性等级中高以上的县共39个，占比65%，火灾风险普遍存在，危及输配电线路正常运行。

数字化智能化水平不足，网源协调发展不同步。新型电力系统建设要求配电网从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变，但由于建设布局缺乏科学引导，市场及价格机制不健全，增加了网源协同规划难度。吉林配网自动化未进行调控云平台建设，各个县供电公司仅能采集分布式光伏相关信息，无法进行负荷控制。

提升安全管理水平

针对吉林配电网存在的薄弱环节，东北能源监管局积极督促国网吉林省电力有限公司和吉林省地方电力有限公司采取有效措施，认真总结雨雪冰冻极端灾害天气应急处置的经验教训，通过加大投资、提高标准及加强政企协同联动等方式，不断提升吉林配电网安全管理水平。

针对供电薄弱区域配电网，吉林省供电企业进一步加大配电网投资，不断完善网架结构，提升供电安全保障能力。其中，吉林省电力有限公司2024年66千伏和10千伏线路计划投资分别为10.78亿元和28.9亿元，相较2021~2023年之和分别增加了40%和58.18%。吉林省地方电力有限公司2024年计划投资4.85亿元，同比增加了56.96%。

全面提升配电网综合抗灾能力。吉林省供电企业要强化配电网规划，通过加装开关、增补拉线等方式，强化配网设备标准化建设与补强提升工作。全面提升配电网保供水平，以实现同等灾害情况下大幅压降停电户数为目标，安排抗灾能力提升工程项目1195项，总投资达34.1亿元，切实有效提升供电保障水平。

不断加强突发事件应急处置能力。吉林省电网企业积极与国网气象中心、吉林省气象局、电科院气象团队协同联动，强化会商机制，深入分析研判灾害天气风险区域及影响程度，完善应急装备资源共享机制和联动互援机制，制定抢修方案，合理调整电网运行方式，切实做好突发事件应对工作。

坚持问题导向，协同推动东北配电网高质量发展。通过开展此次吉林省配电网安全风险管控重点行动现场调研工作，东北能源监管局全面总结了当前吉林省配电网发展存在的主要问题，深入分析了吉林省配电网高质量发展面临的诸多制约和挑战，总结和交流了一些典型的经验和做法，并在此基础上，会同区域内省级电网企业以加强配电网建设为突破口，带动源网荷储全面发展，为推动新型电力系统建设提出了思路和举措。

补齐电网短板，提高防灾能力。开展66千伏网架结构优化，通过构建链式、环网结构以及采用双辐射结构，解决单辐射线路多级串供问题；通过改“π”接或双“T”接引入第二电源，解决单线站单电源的问题。进一步补强10千伏网架结构，继续加大配电网网架结构标准化建设投资，调整优化各分段线路装接配变容量，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，进一步提升电网综合防灾能力。加强农网地区线路差异化改造建设规划，统筹考虑负荷分布及线路长度，合理划分负荷组和线路分段，针对性提升农网线路供电保障能力。

加快技术装备升级，提升智能化水平。积极开展配电网设备评估，全面提升配电网数字化智能化水平，将抗灾能力提升与老旧设备改造升级相结合，对配电线路开展分级评价。对运行年限超过20年的线路，逐线开展抵御覆冰大风能力状态评估，通过加装开关、增补拉线等方式补强。

提升承载能力，支撑转型发展。结合分布式新能源发展目标，统筹配电网容量、负荷增长及调节资源，系统开展新能源接网影响分析，评估配电网承载能力，建立可承载新能源规模的发布和预警机制，引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入，通过合理配建新型储能，提升新能源可靠替代能力，促进新能源消纳。不断挖掘用户侧调节潜力，鼓励虚拟电厂、负荷聚合商、车网互动等新业态创新发展，提高系统响应速度和调节能力。

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