三、重点任务

（一）完善500千伏骨干网

1.完善中部网架，打造主网核心。以中部“口”字形环网为基础，结合负荷发展和网架构建需要，继续完善中部核心网架建设。建设鹰潭—抚州—罗坊第2回线、进贤—东乡—抚州双回线，形成中部“日”字形核心双环网；建设南昌东、昌西南、向塘等变电站，进一步增强南昌地区的输变电能力，满足负荷发展需要；建设东乡、高安等变电站，进一步优化地区网架结构,提高供电可靠性，并为220千伏电网分片解环运行创造条件。

2.优化末端环网，提高供电保障。重点完善赣东、赣南末端电网结构，增强电网的支援互济能力，提升末端电网的供电可靠性。建设潭埠—上饶东—信州线路，消除赣东电网的单线单变、终端站辐射供电等现象，形成东部环网；建设赣州西变电站、赣州北开关站等输变电工程，进一步加强南部环网结构，提升南部电网的安全可靠性和运行灵活性。

3.挖掘电网潜力，优先实施扩建。在充分发掘和利用既有电网供电潜力前提下，根据负荷发展需要，有序实施既有站点主变扩建工程。扩建红都第二台主变，满足赣州东部地区用电需求，提高地区供电可靠性；扩建锦江第二台主变，满足宜春铜宜上地区用电需求，并为宜春220千伏电网分片运行创造条件；扩建进贤第三台主变，解决进贤变重载问题，并为南昌220千伏电网分片运行创造条件；扩建石钟山第三台、马廻岭第二台主变，满足九江用电需求，解决主变重过载问题；扩建文山第二台主变，提高吉安电网枯期供电能力，增强地区电网适应性；扩建信州第三台主变，满足上饶南部地区用电需求，解决主变重载问题。规划期内共扩建变电站7座，新增主变容量525万千伏安。

4.补强薄弱环节，消除局部瓶颈。重点加强九江西部、抚州南部、上饶西部、吉安东部地区网架结构，解决主变容量不足、供电半径过长等问题。建设九江西变电站，减轻马廻岭变电站供电压力，满足九江西部地区发展需要；建设南广变电站，加强抚州南部地区网架结构，解决抚州南部长期存在的供电半径长、低电压等问题；建设鄱余变电站，缓解乐平变电站供电压力，解决地区网架结构薄弱、供电可靠性低等问题；建设吉安东变电站，缓解枯水期文山变电站供电压力，提高吉安电网抗风险能力。

5.兼顾自建外受，保障可靠送出。结合省内电源投产安排，积极推进神华国华九江电厂、赣能丰城三期电厂、华能瑞金二期电厂、大唐新余二期电厂等电源的配套送出线路工程建设，保证规划电源及时接入电网，可靠送出。根据区外电力入赣推进情况，适时配套建设送出工程，保障区外电力安全可靠消纳。

2017—2022年，我省500千伏电网新增变电容量1825万千伏安，线路1562公里。

（二）优化220千伏主干网

1.优化地区网架，提高供电能力。围绕区域经济发展、500千伏电网布局、常规电源和可再生能源送出需要，进一步增加变电站布点，加强输电通道，加快形成拓扑清晰、结构坚强、支援互济能力强、安全风险可控的220千伏主干网架。南昌电网逐步理清结构、优化网架，严控安全运行风险，避免因连锁故障造成大面积停电；九江电网加强西部、东部地区输电通道建设，优化中部网架，保证可再生能源和大型火电机组可靠送出；赣州、吉安、抚州、宜春、上饶等地区电网继续加强地区主干网结构，重点解决偏远地区低电压、供电可靠性低等问题；萍乡、新余、景德镇、鹰潭等地区电网重点对局部电网进行优化，消除薄弱环节，满足电源可靠送出。

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。

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2472万千伏安，线路3700公里。