《江西省電網發展規劃（2017-2022年）》印發到2022年初步建成現代智能電網體系

2017-10-31 15:01:50 北極星輸配電網　點擊量：評論 (0)

電網是國民經濟和社會發展重要的基礎設施。隨著輸配電價體系逐步建立，配售電業務有序放開，電力市場不斷完善，江西省電網發展步入了新的階段。為確保下一階段電網科學、有序、高效發展，有力保障決戰全面同步小

4.提高自動化水平，實現可觀可控。按照差異化原則推進配網自動化建設，逐步實現配電網可觀可控。配合一次網架同步建設配電通信網，不斷提高專網光纖覆蓋率，全面提升帶寬和可靠率，提高配電通信網對配電自動化、用電信息采集、地縣一體化調度等業務的支撐能力。按照“全覆蓋、全采集、全費控”建設要求，全面建設用電信息采集系統，推進用電信息的自動采集。

2017—2022年，我省110千伏電網新增變電容量2214萬千伏安，線路5708公里。

專欄3各設區市110千伏高壓配網建設重點

南昌：新增變電容量330.2萬千伏安，滿足南昌市負荷增長需求，有效解決變電站重載和可能存在供電風險的單主變問題，單主變變電站占比從2016年的9%降至2022年的3%，結合青云譜、牌樓和黃家湖等220千伏變電站的接入，為城區110千伏變電站提供雙側電源接入，提高城區供電保障。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的93%提高到2022年的99%，提高電網運行靈活性和可靠性。優化110千伏電網局部網架，解決串供等問題，110千伏電網延伸至安義南部和進賢南部等邊遠地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

撫州：新增變電容量178萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決變電站重載和可能存在供電風險的單主變問題，單主變變電站占比從2016年的30.3%降至2022年的16.4%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的73%提高到2022年95%，提高電網運行靈活性和可靠性。優化110千伏電網局部網架，解決串供等問題。110千伏電網延伸至廣昌南部等邊遠地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

九江：新增變電容量216.6萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。基本解決單線問題，單線供電變電站占比從2016年的6%降至2022年的3%；有效解決存在安全風險的單主變供電問題，單主變變電站占比從2016年的28%降至2022年的5%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的74%提高到2022年87%，有效提高電網運行靈活性和可靠性。結合威家、華林、新開河220千伏變電站的接入，為九江都市核心區110千伏變電站提供電源支撐，提高都市核心區供電保障。結合馬坳220千伏變電站的接入，解決西部110千伏電網小水電和新能源送出卡口問題，同時縮短供電半徑，提高西部邊遠地區供電質量和供電可靠性。結合蔡嶺、碼頭220千伏變電站主變擴建工程，優化地區110千伏電網，解決地區新能源送出卡口問題。

景德鎮：新增變電容量96萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決變電站重載和存在安全風險的單主變供電問題，單主變變電站占比從2016年的36%降至2022年的7%。結合青塘220千伏變電站的接入，為城區110千伏變電站創造雙側電源接入條件，提高城區供電保障。110千伏電網全部實現鏈式、雙輻射的供電結構，有效提高電網運行靈活性和可靠性。優化樂平地區局部網架，解決串供問題。110千伏電網延伸至浮梁北部地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

鷹潭：新增變電容量83.9萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。110千伏變電站全部實現雙主變配置，110千伏電網全部實現鏈式、雙輻射的供電結構，有效提高電網運行靈活性和可靠性。結合月湖南、志光220千伏變電站的接入，進一步優化110千伏網架，解決多級串供以及供電半徑過長等問題，提高供電保障。110千伏電網延伸至貴溪市北部和南部地區，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

上饒：新增變電容量245.7萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決變電站重載和存在安全風險的單主變供電問題，單主變變電站占比從2016年的32%降至2022年的22%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的77%提高到2022年91%，有效提高電網運行靈活性和可靠性。結合園北、秦峰220千伏變電站的接入，為城區110千伏變電站提供電源支撐，保障城區供電安全。結合汪家220千伏變電站的接入，有效解決地區新能源送出問題。110千伏電網延伸至婺源和鄱陽北部地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

新余：新增變電容量84.8萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決可能存在供電風險的單主變問題，單主變變電站占比從2016年18%降至2022年的8%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的97%提高到2022年100%，提高電網運行靈活性和可靠性。有效解決城區變電站重載問題，提高城區供電保障能力。優化110千伏局部網架，解決良山片區電壓匹配問題。110千伏電網延伸至分宜北部、渝水東部及北部等邊遠地區，縮短供電半徑，提高邊遠地區供電可靠性和電能質量。

宜春：新增變電容量362.6萬千伏安，滿足地區負荷增長需求，有效解決變電站重載，供電能力不足等問題；鏈式和雙輻射供電結構占比從2016年的95%提高到2022年的100%，全面解決單線問題，網架結構進一步優化；單主變變電站占比從2016年的21%降至2022年的3%，增強互倒能力，提高電網運行靈活性和可靠性；110千伏電網延伸至袁州西部、萬載西部、宜豐西部、靖安西部等邊遠地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

萍鄉：新增變電容量94萬千伏安，供電能力顯著提升，滿足萍鄉市經濟轉型發展需求，有效解決丹江、上栗等110千伏變電站重載，供電能力不足等問題；新增110千伏變電站滿足玉湖新區、麻山組團、贛湘經濟合作試驗區等區域負荷快速發展需求。鏈式和雙輻射供電結構占比從2016年的94%提高到2022年的100%，解決蘆溪縣南部、上栗縣北部單線單變問題，網架結構進一步優化；單主變變電站占比從2016年的23%降至2022年的3%，增強互倒能力，提高電網運行靈活性和可靠性；110千伏電網延伸至蓮花縣東北部等邊遠地區，縮短供電半徑，改善供電質量，支撐萍鄉現代農業、現代服務業的發展。

贛州：新增變電容量362.7萬千伏安，滿足地區負荷增長需要。有效解決城區變電站重載問題，提高城區供電保障能力。進一步優化110千伏電網結構，有效解決單線問題和可能存在供電風險的單主變問題，單線占比從2016年10%降至2022年的1%，單主變變電站占比從2016年51%降至2022年的24%。加強農村地區網架，提高農網供電可靠性和電能質量。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的90%提高到2022年99%，提高電網運行靈活性和可靠性，滿足新增新能源接入和送出。

吉安：新增變電容量159.3萬千伏安，滿足吉安市負荷增長需求，有效解決變電站重載和可能存在供電風險的單臺主變問題，單主變變電站占比從2016年的22.4%降至2022年的13.3%，基本解決變電站單線供電問題，環網、鏈式和雙輻射供電結構占比從2016年的79%提高到2022年100%。提高電網運行靈活性和可靠性，優化110千伏電網局部網架，解決串供等問題，提高邊遠地區供電質量，延伸110千伏供電范圍，增加110千伏電網覆蓋面，整個吉安市供電安全水平大幅度提高。

（四）保障新能源有序發展

1.有效推進配套工程，保證及時入網。為支持新能源產業發展，凡列入省級規劃或年度開發計劃的太陽能、風能、生物質等新能源發電項目，其電網送出工程按管理程序有關要求自動納入規劃；加強新能源配套接入工程的建設管理，確保與電站同步投產，避免出現因接入受限導致的棄風、棄光等現象。

2.積極推動源網協調，促進有序發展。充分考慮新能源發展需求和潛力，針對吉安、贛州、九江等新能源集中分布地區，統籌加強區域輸電通道，合理增加主變容量，切實保證新能源有效送出消納，提高電網對新能源發展的適應性、包容性。綜合考慮電網的接入條件、消納能力、建設難度以及經濟效益等因素，引導新能源項目科學布局、有序開發，避免因個別項目送出大規模增加電網建設投資，造成綜合效益降低的情況，促進新能源健康有序發展。

（五）推進新電改有序實施

1.完善輸配電價核定機制，推進市場化進程。加速推進輸配電價改革，形成規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價核定體系，促進電網企業加強管理、降低成本、提高效率，并為推動增量配電業務向社會資本放開積極營造政策環境。

2.有序放開配售電市場，促進公平競爭。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，重點推進工業園區、產業園區、城市新區等區域的增量配電網建設。鼓勵組建擁有配電網運營權的售電公司，向區域內售電公司和用戶無歧視開放，并提供保底供電服務。