《江西省电网发展规划（2017-2022年）》：加强配电网升级改造

2.推进分区供电，严控运行风险。全面优化分层分区供电，提高分区供电能力和区间互济能力。逐步对江西电网分大区解环运行，消除重要输电通道上多级电磁环网带来的安全隐患，并解决局部短路电流超标问题。针对电网密集、短路电流超标的分区，进一步缩小分区范围，严控安全风险。全省220千伏电网逐步划分为8-9个独立供区运行。

专栏2500/220千伏电磁环网解环规划

南昌：逐步解开与抚州、宜春220千伏电网联系，南昌电网内部进一步划分为2-3个分区运行。

抚州：逐步解开与南昌、宜春220千伏电网联系，独立成片运行。

赣州：逐步解开与吉安220千伏电网联系，独立成片运行。

九江：逐步解开九江内部电磁环网，九江南部与南昌北部合环成片运行，九江北部和东部合环成片运行。

上饶、景德镇、鹰潭：维持现有分区供电格局，三市220千伏电网合环成片运行。

萍乡、新余、吉安、宜春西部：逐步解开与赣州220千伏电网联系，萍乡、吉安、新余及宜春西部（袁州、万载）合环成片运行。

宜春中东部：逐步解开与南昌、抚州220千伏电网联系，宜春中部（铜鼓、宜丰、上高）和东部（丰城、樟树、高安）合环成片运行。

3.改造老旧站点，消除安全隐患。实施对既有电网设备的更新，对不满足运行要求的设备进行淘汰和替换，消除因老旧设备导致的供电瓶颈和安全隐患。规划期内，共改造南昌昌东、斗门、西郊、盘龙山，宜春石滩，抚州临川6座变电站，退役南昌梅庄1座变电站。

4.加强薄弱通道，解决输电瓶颈。结合主力电源接入、新能源送出和电磁环网解环安排，针对小截面导线引起的输电能力受限问题，加强通道建设和改造，消除输电瓶颈。规划期内，通过改造和新建线路，共解决跑马坪—五陂下、瑞金电厂—山田—渡口、赣州—龙岗、信州—上饶、乐平—严坞、白沙—众村6个通道的小截面导线“卡脖子”问题。

2017—2022年，我省220千伏电网新增变电容量2502万千伏安，线路3685公里。

（三）加强配电网升级改造

1.做好供电保障，服务社会民生。实现中心城市（区）高可靠供电，打造南昌高可靠性核心区，以点带面，高起点、高标准建设配电网。按照标准化、精益化、实用化、智能化的建设思路，推进新型城镇化配电网示范区建设。规范住宅小区供配电设施建设，将住宅小区供电工程纳入配电网统一规划，规范管理。按照差异化需求推进农村配网建设，解决重过载、卡脖子、电压不合格等问题，满足农村生产生活用电需求，服务新型现代化农业。

2.优化完善结构，消除薄弱环节。构建灵活可靠的中心城市（区）网络结构，逐步提高高压配电网中双侧电源结构的比例，加强站间联络，提高站间负荷转移能力，提升供电灵活性和可靠性。优化规范城镇地区网络结构，消除薄弱环节，提升电网抵御严重事故能力。逐步强化农村地区网络结构，采用多种技术手段，逐步缩小供电半径，解决安全隐患多、低电压等问题。

3.推进标准配置，提升装备水平。以智能化为方向，全面提升配电网装备水平，推行标准化建设。优化升级配电变压器，推进高效节能配电变压器的应用，大力推进老旧配变、高损配变升级改造；推进开关设备智能化发展，重点升级改造防误装置不完善、操作困难的开关设备，提升配电网开关动作准确率。

4.提高自动化水平，实现可观可控。按照差异化原则推进配网自动化建设，逐步实现配电网可观可控。配合一次网架同步建设配电通信网，不断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。按照“全覆盖、全采集、全费控”建设要求，全面建设用电信息采集系统，推进用电信息的自动采集。

2017—2022年，我省110千伏电网新增变电容量2250万千伏安，线路5744公里。

专栏3各设区市110千伏高压配网建设重点

南昌：新增变电容量330.2万千伏安，满足南昌市负荷增长需求，有效解决变电站重载和可能存在供电风险的单主变问题，单主变变电站占比从2016年的9%降至2022年的3%，结合青云谱、牌楼和黄家湖等220千伏变电站的接入，为城区110千伏变电站提供双侧电源接入，提高城区供电保障。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的93%提高到2022年的99%，提高电网运行灵活性和可靠性。优化110千伏电网局部网架，解决串供等问题，110千伏电网延伸至安义南部和进贤南部等边远地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。

抚州：新增变电容量178万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决变电站重载和可能存在供电风险的单主变问题，单主变变电站占比从2016年的30.3%降至2022年的16.4%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的73%提高到2022年95%，提高电网运行灵活性和可靠性。优化110千伏电网局部网架，解决串供等问题。110千伏电网延伸至广昌南部等边远地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。

九江：新增变电容量231.6万千伏安，满足地区负荷增长需求。基本解决单线问题，单线供电变电站占比从2016年的6%降至2022年的3%；有效解决存在安全风险的单主变供电问题，单主变变电站占比从2016年的28%降至2022年的5%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的74%提高到2022年87%，有效提高电网运行灵活性和可靠性。结合威家、华林、新开河220千伏变电站的接入，为九江都市核心区110千伏变电站提供电源支撑，提高都市核心区供电保障。结合马坳220千伏变电站的接入，解决西部110千伏电网小水电和新能源送出卡口问题，同时缩短供电半径，提高西部边远地区供电质量和供电可靠性。结合蔡岭、码头220千伏变电站主变扩建工程，优化地区110千伏电网，解决地区新能源送出卡口问题。

景德镇：新增变电容量96万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决变电站重载和存在安全风险的单主变供电问题，单主变变电站占比从2016年的36%降至2022年的7%。结合青塘220千伏变电站的接入，为城区110千伏变电站创造双侧电源接入条件，提高城区供电保障。110千伏电网全部实现链式、双辐射的供电结构，有效提高电网运行灵活性和可靠性。优化乐平地区局部网架，解决串供问题。110千伏电网延伸至浮梁北部地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。

鹰潭：新增变电容量83.9万千伏安，满足地区负荷增长需求。110千伏变电站全部实现双主变配置，110千伏电网全部实现链式、双辐射的供电结构，有效提高电网运行灵活性和可靠性。结合月湖南、志光220千伏变电站的接入，进一步优化110千伏网架，解决多级串供以及供电半径过长等问题，提高供电保障。110千伏电网延伸至贵溪市北部和南部地区，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。

上饶：新增变电容量248.3万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决变电站重载和存在安全风险的单主变供电问题，单主变变电站占比从2016年的32%降至2022年的22%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的77%提高到2022年91%，有效提高电网运行灵活性和可靠性。结合园北、秦峰220千伏变电站的接入，为城区110千伏变电站提供电源支撑，保障城区供电安全。结合汪家220千伏变电站的接入，有效解决地区新能源送出问题。110千伏电网延伸至婺源和鄱阳北部地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。

新余：新增变电容量84.8万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决可能存在供电风险的单主变问题，单主变变电站占比从2016年18%降至2022年的8%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的97%提高到2022年100%，提高电网运行灵活性和可靠性。有效解决城区变电站重载问题，提高城区供电保障能力。优化110千伏局部网架，解决良山片区电压匹配问题。110千伏电网延伸至分宜北部、渝水东部及北部等边远地区，缩短供电半径，提高边远地区供电可靠性和电能质量。

宜春：新增变电容量365.8万千伏安，满足地区负荷增长需求，有效解决变电站重载，供电能力不足等问题；链式和双辐射供电结构占比从2016年的95%提高到2022年的100%，全面解决单线问题，网架结构进一步优化；单主变变电站占比从2016年的21%降至2022年的3%，增强互倒能力，提高电网运行灵活性和可靠性；110千伏电网延伸至袁州西部、万载西部、宜丰西部、靖安西部等边远地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。

萍乡：新增变电容量94万千伏安，供电能力显著提升，满足萍乡市经济转型发展需求，有效解决丹江、上栗等110千伏变电站重载，供电能力不足等问题；新增110千伏变电站满足玉湖新区、麻山组团、赣湘经济合作试验区等区域负荷快速发展需求。链式和双辐射供电结构占比从2016年的94%提高到2022年的100%，解决芦溪县南部、上栗县北部单线单变问题，网架结构进一步优化；单主变变电站占比从2016年的23%降至2022年的3%，增强互倒能力，提高电网运行灵活性和可靠性；110千伏电网延伸至莲花县东北部等边远地区，缩短供电半径，改善供电质量，支撑萍乡现代农业、现代服务业的发展。

赣州：新增变电容量362.7万千伏安，满足地区负荷增长需要。有效解决城区变电站重载问题，提高城区供电保障能力。进一步优化110千伏电网结构，有效解决单线问题和可能存在供电风险的单主变问题，单线占比从2016年10%降至2022年的1%，单主变变电站占比从2016年51%降至2022年的24%。加强农村地区网架，提高农网供电可靠性和电能质量。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的90%提高到2022年99%，提高电网运行灵活性和可靠性，满足新增新能源接入和送出。

吉安：新增变电容量174.5万千伏安，满足吉安市负荷增长需求，有效解决变电站重载和可能存在供电风险的单台主变问题，单主变变电站占比从2016年的22.4%降至2022年的13.3%，基本解决变电站单线供电问题，环网、链式和双辐射供电结构占比从2016年的79%提高到2022年100%。提高电网运行灵活性和可靠性，优化110千伏电网局部网架，解决串供等问题，提高边远地区供电质量，延伸110千伏供电范围，增加110千伏电网覆盖面，整个吉安市供电安全水平大幅度提高。

（四）保障新能源有序发展

1.有效推进配套工程，保证及时入网。为支持新能源产业发展，凡列入省级规划或年度开发计划的太阳能、风能、生物质等新能源发电项目，其电网送出工程按管理程序有关要求自动纳入规划；加强新能源配套接入工程的建设管理，确保与电站同步投产，避免出现因接入受限导致的弃风、弃光等现象。

2.积极推动源网协调，促进有序发展。充分考虑新能源发展需求和潜力，针对吉安、赣州、九江等新能源集中分布地区，统筹加强区域输电通道，合理增加主变容量，切实保证新能源有效送出消纳，提高电网对新能源发展的适应性、包容性。综合考虑电网的接入条件、消纳能力、建设难度以及经济效益等因素，引导新能源项目科学布局、有序开发，避免因个别项目送出大规模增加电网建设投资，造成综合效益降低的情况，促进新能源健康有序发展。

（五）推进新电改有序实施

1.完善输配电价核定机制，推进市场化进程。加速推进输配电价改革，形成规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价核定体系，促进电网企业加强管理、降低成本、提高效率，并为推动增量配电业务向社会资本放开积极营造政策环境。

2.有序放开配售电市场，促进公平竞争。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，重点推进工业园区、产业园区、城市新区等区域的增量配电网建设。鼓励组建拥有配电网运营权的售电公司，向区域内售电公司和用户无歧视开放，并提供保底供电服务。

（六）积极推进节能减排

1.推进电网节能降耗。应用节能降损技术，优先采用节能金具、节能主变和高导电率钢芯铝绞线，科学匹配导线截面和变压器规格，减少电能损失。加强系统无功规划和运行管理，实现各电压等级无功就地平衡，减少传输损耗。深入推进老旧设备技术升级与改造，进一步提高电网效率。

2.加快充电设施建设。按照“桩站先行、适度超前”的原则，紧扣电动汽车推广需求，优先建设公交、出租及环卫与物流公共服务领域充电设施，积极推进公务与私人乘用车充电设施建设，合理布局社会停车场所公用充电设施，结合骨干高速公路网，建设城际快充网络。力争打造布局合理、功能完善的充电设施体系，促进电动汽车产业健康快速发展。

3.加快电能替代项目配套电网建设。结合城市电采暖、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、家庭电气化、“无烟”风景区、电烤烟、电制茶等电能替代项目用电需求，做好电网的建设和改造，加快船舶岸电受电系统建设和改造。

（七）加快智能系统建设

1.加强能源互联互补。探索构建多种能源优化互补的综合能源供应体系，逐步形成以电力流为核心的能源管理平台。鼓励在工业、商业园区开展多能互补示范工程，以光伏发电、风电、燃气冷热电三联供系统为基础，应用储能、热泵等技术，构建多种能源综合利用体系。推进主动配电网试点工程，提升电网对分布式电源、多元化负荷的即时接纳能力和协调控制能力，加快向智能电网转型升级。

2.构建智能互动体系。积极利用互联网、信息通信和智能控制技术，探索云计算、大数据、物联网等新应用，满足电网广泛互联、信息开放互动需求，促进电力流、信息流和业务流深度融合。推广智能计量技术应用，以智能电表为载体，完善多元化计量模式和互动功能，打造智能服务平台，引导分时有序用电，提供定制电力、能效管理等增值服务。

3.推广应用新技术。推广一批相对成熟、有市场需求的电网新技术，试验示范一批有一定积累，但尚未实现规模化生产的适用技术。推进动态无功补偿、轻型导线、耐热导线、FACTS装置、在线监测、室内变电站、地下综合电缆走廊等先进电网技术的研发与应用。开展电网防灾减灾技术研究。

四、保障措施

（一）强化规划统领

加强规划对电网发展建设的引导和约束作用，强化规划的权威性、严肃性。电网规划项目库分三类区别管理，其中，“规划实施”类项目，按照核准管理流程有关要求，在取齐相关支持性文件后，可报送能源主管部门申请核准；“规划论证”类项目，应尽快开展前期工作，重点研究论证项目建设必要性和建设方案，经省级能源主管部门评审后，根据需要调整为“规划实施”类项目；“规划储备”类项目，应做好项目跟踪和研究论证工作，待规划滚动调整时予以重点考虑，符合条件的项目可调整为“规划实施”、“规划论证”项目。严格执行规划项目库分类管理，非“规划实施”类项目原则上不予核准。

（二）加强规划衔接

加强与国家和省级能源、电力规划的衔接，保障电网规划主要成果和发展目标与上级规划协调统一。加强与土地利用总体规划、城乡建设总体规划、环境保护规划、交通规划、水利规划等规划的有效衔接，统筹协调电网项目建设用地和相关外部条件，促进电网项目科学布局，顺利落地。

（三）做好调整评估

加强对规划实施情况的跟踪、监测，及时掌握重点项目推进进度。建立规划动态调整机制，根据实际情况，按程序对规划进行滚动修编，确保规划紧密契合发展要求。根据实际对规划项目库中的项目进行调整，对推进不力、未有效实施的项目，必要时调整出库。实行规划中期评估制度，严格评估程序，做好偏差分析，及时总结经验、找准问题、制订对策，为规划滚动调整提供依据。

（四）健全管理机制

进一步完善电网项目管理体制机制，规范管理流程，细化操作办法。针对增量配电网建设、多元化负荷有序接入电网、电网公平无歧视接入等方面，进一步完善相应的管理办法和实施细则，提升管理效能。

（五）完善支持政策

积极争取中央预算内投资等相关资金，支持城镇配电网和农村电网改造升级工程。引导政策性银行在依法合规、风险可控前提下，加大对电网建设改造项目的信贷支持力度，拓宽企业融资渠道。研究出台社会资本投资配电业务、政府和社会资本合作(PPP)建设经营配电网的相关措施。研究相关奖励和支持政策，引导企业积极采用先进输变电技术，提高电力资源利用效率。