九江市图书馆

1991年，九江发电有火电和水电两种方式，总装机容量73.5万千瓦。其中，火电49.9万千瓦（锁江楼电厂4.9万千瓦，九江发电厂45万千瓦）；水电23.6万千瓦（含小水电5.1万千瓦，全市小水电站322座）。全市发电量28.1亿千瓦时，其中水力发电9.0亿千瓦时。其时，整个九江电网平均用电负荷仅14.5万千瓦，供电量10.75亿千瓦时。1998年始，用3年时间对全市农村电网管理体制进行改革，对农村电网进行全面建设和改造，组建股份制县供电企业10家和全资供电企业2家；对城区配电网进行大规模集中改造：加强用电业务、安全用电管理。2008年3月，都昌县矶山湖风电场投建，同年11月，20台风电机组并网发电，在全省首次新增风力发电。
  2010年3月31日，湖口县石钟山500千伏输变电工程建成投运，全市供电主网架电压等级从220千伏提升到500千伏，电网主网架薄弱窘迫局面得到缓解，电网供电能力从1 15万千瓦提高到180万千瓦。当年，除火电、水电、风电外，启动彭泽核电项目前期工作。年末，全市发电总装机容量215.9万千瓦，是1991年2.9倍。其中：火电133.9万千瓦（九江发电厂112万干瓦，企业热电联产和余热发电机组21.9万千瓦）；水电73.6万千瓦（含小水电20.7万千瓦，全市有小水电站334座）；风电8.4万千瓦（年底前，江西新能源公司先后建成投产矾山湖3万千瓦、长岭3.45万千瓦、大岭1.95万千瓦3座风电场）。全市发电量75.3亿千瓦时，是1991年2.7倍。其中火力发电63.6亿千瓦时，水力发电11.7亿千瓦时。九江供电网平均用电负荷增长到86.1万千瓦，供电量增长到75.4亿千瓦时，最高用电负荷达151.5万千瓦。九江供电区内1 10千伏及以上变电站47座，主变76台，变电容量632.9万千伏安，线路93条、线路长度2178.4千米。
  第一章发电第一节火力发电一、企业规模九江电厂（包括中国国电集团公司九江发电厂和国电九江发电有限公司）是国电江西电力有限公司所属成员单位，其中电厂为国电江西电力有限公司内部核算单位，公司为国电江西电力有限公司控股51%、淮南矿业（集团）有限责任公司参股49%有限公司。两单位在电力体制改革前分别是原省电力公司下属九江发电厂，原华中电力集团公司控股70%、省投资公司参股30%的九江三期发电有限责任公司。2002年，在国家电力体制改革大背景下，九江发电厂划人新组建中国国电集团公司。2003年9月，中国国电集团公司对九江电厂一、二、三期管理体制进行改革，将原两个独立法人单位进行合并，实行“一套班子，两块牌子，统一管理，分开核算”管理模式。改制后，一、二期（国电九江发电厂）为集团公司内部核算企业，三期（国电九江发电有限公司）为集团公司控股单位。2009年1月1日，中国国电集团公司将其持有国电九江发电有限公司股权70%无偿划转给国电江西电力有限公司持有。12月，省投资集团公司以协议转让方式将其持有国电九江发电有限公司股权30%转让给国电江西电力有限公司持有。2010年12月，国电汪西电力有限公司以协议转让方式将其持有国电九江发电有限公司股权49%转让给淮南矿业（集团）有限责任公司持有；同时，国电江西电力有限公司、淮南矿业（集团）有限责任公司分别以51%、49%股权比例，共同组建国电九江四期发电有限公司，合作建设九江四期“上大压小”扩建工程。至年底，九江电厂有在册员工2185人、离退休员工889人。
  二、企业管理 1992年始，九江电厂全面推行第一次劳动、人事、工资分配制度改革，管理科室由30个精减到20个，并对建厂初期所成立厂劳动服务公司进行改组，另组建九江浔能实业总公司，下辖建筑安装工程公司、运输公司、实业开发公司、粉煤灰综合开发公司、生活服务公司等经济实体，均进行公司注册，具有独立法人资格，按照服务主业、自谋发展原则，对总公司实行经营总承包。1996年5月，九江浔能实业总公司改名为九江电力实业总公司，除原辖5个公司外，又新增雄鹰铝型材公司。1998年4月，为精简机构，九江发电厂对原来8大车间、24个机关科室和10个多种经营公司进行重组。重组后，全厂组织机构划分为发电部、检修部、燃料公司、实业公司、公益公司和机关6部门。2004年下半年，九江电厂通过“三项制度改革”，对机构进行重组整合。机关设10部1室，执行层设5个部室。在推行主业三项制度改革同时，把辅业改革重点主要放在明晰产权、规范管理上，将原有10个公司合并为1个实业总公司。2007年，综合产业顺利实施集体企业规范改制，实现九江电力实业总公司职能转型，组建九江浔电实业有限责任公司，完成股权置换，签订股权转让协议。2008年9月，九江电厂子弟学校移交地方政府管理。2010年3月，九江启源洗煤有限公司在九江电厂正式投产，洗煤厂项目除深化煤炭经营外还可为电厂配煤掺烧提供煤泥资源。同年12月，九江电厂机关增设上大压小项目部、离退休办和综合产业管理部。
  [=此处为表格（1991-2010年九江电厂经济指标一览）=] 三、发电设施一期工程九江电厂一期工程动工兴建于1977年6月，安装2台125兆瓦机组，2台机组先后于1983年9月和1984年9月投产发电。2009年2月，九江电厂按照国家节能减排政策要求，开展“上大压小”四期扩建工作，签署一期2x125兆瓦机组关停协议，3月，一期2x125兆瓦机组正式关停，并进行不可恢复性拆除。
  二期工程 1989年11月3日，国家计委、国家能源投资公司正式批准九江电厂二期T程开工。12月12日，工程正式开工。九江电厂扩建20万千瓦机组为江西省首建，三号机组于1991年12月30日并网发电，这是省第一台20万千瓦机组投产发电。四号机组于1992年1 1月20日投产，二期扩建工程全面竣工，九江电厂装机总容量达65万千瓦，成为当时全省装机容量最大火电厂。2007年，九江电厂对153号机实施通流改造、发电机及主变增容，该机组容量增为220兆瓦。二期扩建工程由省电力设计院设计，设备采用哈尔滨汽轮机厂制造N210-130/535/535(69)-210-2型氢冷汽轮发电机；四川东方锅炉厂制造DC670/14-8型钢筋混凝土炉架露天布置锅炉，主变压器采用保定变压器厂制造SFPT-240000/220型主变压器。通过招标，确定主要施工单位为省二建公司承担主厂房、烟囱等主要土建工程施工，省水电工程局承担土建其余项目施工，省火电建设公司承担机电设备安装，铁道部四局五处承担4.9千米输煤铁路专用线施工。此外，九江电厂劳动服务公司也承担一部分辅助设施土建工程。
  三期工程九江电厂三期扩建工程是省电力系统首个利用外资兴建火电建设工程项目，外资来源为日本海外协力基金(OECF)贷款。在本期工程扩建时按照“三期合理，四期可能”原则对四期_T程2x600兆瓦级机组进行预留。1992年6月5日，国家计委批复九江电厂三期扩建工程可行性研究报告（代计划任务书）。经过近10年前期准备，工程于1999年12月16日正式开工，第一台350兆瓦机组于2002年12月15日完成168小时满负荷试运行，移交试生产；2003年7月16日通过半年试生产后质量监检，进入商业运行。第二台350兆瓦机组于2003年5月29日完成168小时满负荷试运行，移交试生产：2003年12月16日通过半年试生产后质量监检，进入商业运行。2004年3月，九江电厂三期工程1、2号机组顺利通过由中国国电集团公司组织投产达标验收。至此，九江发电厂息装机容量达1350兆瓦。三期工程主要设计单位分别是：华东电力设计院为业主工程师，负责与机炉岛供货商联营体设计技术协调：美国FW公司（炉岛）委托加拿大Stone&Webster公司设计，日本日立公司（机岛）委托日本日建公司（土建部分）和中国西北电力设计院设计（工艺安装部分），仪控岛由日本日立公司设计；BOP岛由华东院和江西电力设计院联合设计。工程由省水电工程局、江西省第二建筑工程公司承担主要土建项目施工，省火电建设公司承担设备安装，中铁第十一局承担铁路专用线施工。监理单位是江西诚达工程咨询监理有限公司和河南立新电力建设监理公司。省电力试验研究院为调试单位。
  3种主机供应厂家、型号及参数分别为：①汽轮机：日本日立公司制造。型号TCDF-40，结构特点为亚临界，一次中间再热，单轴，高、中压缸反向布置，两缸两排汽，凝汽式，21级，40%旁路系统。②发电机：日本日立公司制造。型号TELQQ-KD，结构特点为额定出力350兆瓦，额定电压23千伏，额定电流1395A．Y/Y型接法，定子线圈水冷，转子和定子铁心氢冷。③锅炉本体：美国FW公司制造。型号FW-1040,结构特点为亚临界、一次中间再热、单炉塍、固态排渣、平衡通风、露天布置、“W”形火焰燃烧。④热工控制系统：日本日立公司制造。型号HIACS-5000M，结构特点为I/O点7300左右，100M双冗余环形网络，操作员站与工程师站之间以lOm以太网连接。⑤主变：比利时Pauwels公司制造。型号5-Leg cor，容量445兆伏安。
  四期工程九江电厂四期工程于2006年启动，采取“上大压小”方式扩建2台60万千瓦级大型节能环保火电机组。2008年4月初，四期丁程地基处理试验大纲由江西电力设计院编制完成。同月，电力规划设计总院在北京主持并通过本期工程地基处理试验大纲审查。工程监理由江西省科能工程建设咨询监理有限公司承担，施工中标企业为洪宇建设集团。九江电厂（四期）“上大压小”2x600兆瓦级工程第一个实质性开工项目——试桩桩基施工工程于7月18日顺利完工。同年8月14日，根据本T程水资源论证报告书和审查意见，以及省水利厅审批意见，长江水利委员会向九江电厂送达取水许可证申请书。2009年12月24日，国家能源局下发《国家能源局关于同意江西国电九江发电厂“上大压小”扩建项目开展前期丁作的复函》。2010年6月25日，国土资源部下发《关于圉电九江电厂（四期）“上大压小”1台60万千瓦扩建丁程建设用地预审意见的复函》，九江电厂四期扩建工程建设用地通过国土资源部预审。同年8月2日，九江电厂“上大压小”扩建项目环境影响报告书通过环保部审查，并取得批复。同日，国家电网公司下发《关于江西国电九江电厂lx60万千瓦机组接入电网意见的函》，同意九江电厂lx60万千瓦机组接人江西电网。至此，九江电厂已取得4期扩建机组核准前全部国家级支持性文件。_丁程于2010年4月动工建设。
  四、生产经营 1991年，为降低煤耗，九江电厂成立以总工程师为组长煤耗攻关小组，分析机炉运行热效率及测量手段现状，并创办《煤耗动态》专刊。燃料管理重点防止亏吨亏卡，强调搭配掺烧。运行坚持小指标竞赛、热偏差分析和机组压红线运行。各班组建立设备动静点密封统计和泄漏点消除记录，修编设备缺陷管理制度，使主设备完好率及等效可用系数定额完成率均超过部门要求，达到部颁考核标准，同时通过对关键设备技术改造及消除“七漏”，降低排烟温度，提高锅炉热效率。通过以上种种措施执行，当年底，供电煤耗由406克／千瓦时下降到383克／千瓦时。1992年，九江电厂首次实现连续安全运行500天，并连续10年提前完成国家计划。当年，对N125汽机高压通流部分改进后，使高压缸内效率提高，热耗下降，每年节约标煤3000多吨。1993年，随着社会主义市场经济体制逐步建立，煤炭市场价格放开，开始形成“买方市场”，电煤紧张局面逐渐缓解。燃料管理工作重点是打假和强化燃料管理。运行车间开始贯彻执行“运行管理二十五条”及厂部“九江发电厂运行工作管理规划”，实现运行管理规范化、标准化、制度化。1994年，九江电厂进一步修改、完善《工资总额承包考核方案》。运行车间根据分析所得：125兆瓦机组每少熄一次火可节约厂用电6万千瓦时，节约轻油3吨：200兆瓦机组少熄一次火可节约厂用电8万千瓦时，节约轻油0.5吨、重油5吨，把节能工作重点放在阱止锅炉熄火上，采取强化培训提升运行人员操作、调整水平和合理掺烧保证人炉煤质等措施。1995年，九江电厂制定完善安全生产三级目标控制考核责任制，即：班组控制异常、轻伤，车间控制障碍、未遂，厂部控制重伤、事故。车间各班组因此设立异常分析台账，做到对异常情况有分析、有对策、有考核。并进一步强化定置管理，要求生产现场设备标志牌齐全，介质流向清楚，物品摆放有序，管道保温完整；大修现场物品必须按定置图摆放，并做到工完、料尽、场地清。1996年，通过对三、四号机组进行严密性处理，机组正常运行时，只需投运1台射水泵就可维持正常真空，使机组运行经济性能得以提高。1997年，由于电力市场疲软，机组负荷率持续偏低，为解决煤炭供大于求的矛盾，减少煤压车变更和煤场持续胀库，九江电厂严格控制煤炭超量入厂，避免因调度不当或装卸不及时发生煤炭变更现象，并逐步取消二期变更煤租用外货场。同时，在安全生产上实行重奖重罚，对全月及全年无熄火设立专项奖励，该年全年熄火由1996年76次迅速下降为23次。此外，运行车间通过提高制粉系统出力，在保证安全前提下，采取三磨带两炉新举措，减少1台磨煤机和排粉机运行，仅此一项全年节电644方千瓦时。检修车间也积极配合各级科技小组，利用大、中、小修机会对设备进行革新、改造，消除大量设备缺陷，提高机组运行经济性。同年，将二号炉回转式空气预热器改为螺旋管式，提高热风温度，撤去2台7.5千瓦电动机，节约厂用电。
  1998年，实施《模拟市场核算，安全、成本否决实施办法》，将厂属发电部、检修部、燃料公司、实业公司、公益公司5个机构作为厂内模拟市场操作承包主体。建立内部模拟市场，实施“三项否决”管理模式，遵循“重点抓好经济运行，突出抓好检修管理，不断推进技术进步，努力适应电力市场”管理思路，把经济运行作为生产重点来抓，根据发电负荷率不高情况，实施厂内运行方式优化调度，努力使高效机组、高效辅机多运行，以降低能耗，提高机组运行经济性。发电部确立以下属单位（值）构成发电部内部模拟市场运作七大承包主体，形成以承包单位为主体竞争机制。同时，在厂部核定本部年度安全、成本、廉政及各项经济指标基础上，本着“小指标保大指标”原则进行层层分解、量化承包并加大考核力度，利用经济杠杆鼓励各承包主体在确保安全、经济稳发原则下深挖内部潜力，最大限度地降低机组能耗和发电成本，并通过对岗位责任制分解与量化，制定各个岚位必须完成工作内容和项目指标（即岗位指标），通过严格岗位指标考核，使全员岗位责任制在工作中得以落实。检修部通过对三、四号炉燃烧器进行改造，使三、四号炉每次点火升炉可分别节约重油40吨，并使得机组在14万千瓦时时不再需要燃油助燃，合计每年节约重油2400吨。1999年，电厂从质量管理人手，以点检制为切人点，努力实现“零缺陷”闭环管理，实行状态管理预知检修，在四号机组大修中首次按IS0 9002标准制定大修“质检文件包”，引入“大修监理制”，从安徽淮南电厂聘请6名质量监理，协助加强检修全过程质量控制，使得154号机组大修后实现锅炉点火、汽机冲转、电气并网发电一次成功，并连续无故障运行381天，成为当时全国电力系统同类型机组单机大修后连续无故障运行最高记录。当年，九江电厂厂用电率完成8.41%，比计划下降0.59%．供电煤耗保持386克／千瓦时，单位发电成本216.02元／千瓦时，全面消化累积成本挂账。
  2001年始，煤炭市场受国家政策调控影响供应趋于紧张，厂部和燃料公司及时采取措施，加强对煤炭化验和计量过程监督管理，对煤炭采、制、化实施二次编码和全过程监督。同时，发电部在严格执行调度命令，用好负荷2%调整裕度，争取多发电基础上，将节油、节煤、节电作为经济运行重点，成立了3个攻关小组，在厂用电率、汽机真空、锅炉排烟温度三个环节，深挖节能潜力，并在日常工作中，要求汽机、锅炉专业实行操作卡制度，将试验所得机组不同负荷下运行对应主要参数最经济数据列入操作卡，作为运行值班员操作调整标准，保证机组始终在最经济状态下运行，有效降低发电成本。2002年1-11月，节约轻油355吨，节约重油1308吨，两项累计降低生产成本283.08万元。2003年，国家在电力体制改革背景下开始推行“厂网分开，竞价上网”，中国电力告别垄断经营，走向全面竞争时代。2004年，按照集团公司“精干主业、主辅分离、辅业改制”改革要求，九江电厂实行机构、人事及薪酬“三项制度”改革，打破原有“一岗一薪制”，构建中层管理人员、一般员工岗位及收入分配的动态管理框架，创建“管理人员能上能下，企业员工能进能出，个人收入能高能低”新型企业管理机制。2005年，按照“公平、公正、公开”原则开始全面推行绩效管理工作。同年，为有效阵低人炉标煤单价、突破多年来锅炉一直燃烧设计煤种局限，电厂成立配煤掺烧工作组，对全厂6台锅炉燃烧煤种适用范围进行分析论证，与江西中试院共同成立课题组，制定煤源、煤种结构优化方案和掺烧比例。2006年，全厂主营业务实现考核利润5968万元，首次跨人华中区域和中国国电集团公司盈利企业先进行列。2009年，火电企业外部经营环境依然严峻，煤炭价格持续飙升，发电厂上网电价受到国家严格管制，煤电价格联动难以到位，火电企业经营困难。九江电厂通过掺烧管理体系，入炉煤标煤单价在江西区域保持最低水平。2010年，在煤价大幅上涨和电量份额下降使电厂合计减少利润3.1亿元严峻形势下，通过配煤掺烧、度电成本对标管理、电量营销、资产经营、科学理财等手段，努力增收节支，全年实现减亏1.4亿元。至当年底，九江电厂实现连续安全运行2255天，创建厂以来安全生产最高记录。
  五、粉煤灰利用 1991年，九电新型建材厂（又称轻型耐火材料厂）研制开发新产品——烟囱内衬砖，应用于二期工程210/6米烟囱内衬，减轻烟囱内衬整体重量40%，获1992年第四届国际能源（电力）及供应技术和设备展览会优秀产品奖和省科技进步三等奖、市科技进步一等奖。1993年，九江浔能实业总公司与安徽某科研单位合作，投资当时国内第一家微孔硅酸钙厂，次年投产。之后，根据省电力工业局有关多种经营指示，加快多种经营向产业化、集团化、多元化方向发展。此外，为使多种经营企业从主业中真正彻底地剥离出来，九江发电厂实行只给政策、不包开支、独立核算、自负盈亏方针，促使多种经营企业“推墙人海”，在市场风浪中发展壮大。1994年，实业总公司又建年产500吨的耐酸砌筑胶泥厂。此后，该厂先后成功建成投产年产1000吨轻质高强耐火保温砖生产线、年产15万吨三渣路基生产线、年产20万块粉煤灰混凝土空心砌块砖生产线和800万块粉煤灰烧结砖生产线及粉煤灰保温材料生产线，产品除应用于电力行业外，并推广应用到造纸、石化、冶金等行业。2010年2月，九江电厂加气砌块项目正式开工，该项目是电厂实业公司自筹资金1000万元投资建设循环利用、绿色环保工程，预计该项目投产后，每年将有效利用九江电厂机组废渣、粉煤灰约5万吨，可生产加气混凝土砌块（加砌砖）10万立方米，产品面向九江及周边地区建筑行业进行销售，预计实现税前利润约300万元／年。
  [=此处为表格（1991-2010年九江电厂进厂燃料量一览）=] 第二节水力发电一、大型电站柘林水电站电站规模：柘林水电站位于赣西北修河中游末端永修县柘林镇，居于猴子岩与鲤鱼山峡谷之间，、装6台水轮发电机组，总装机容量42万千瓦。发电厂房为坝后封闭式地面厂房，4台4.5万千瓦机组安装在A厂房，2台12万千瓦机组安装在B厂房。柘林电厂是九江市最大水力发电厂。为江西省电力公司承担着江西电网调峰、调频和事故备用任务。因江西电网调峰容量不足，1995年5月起，柘林电厂着手开展扩建工程一系列可行性研究和报批。1999年2月，国家发展计划委员会下达《关于江西柘林水电站扩建工程可行性研究报告的批复》，同意扩建规模24万千瓦，安装2台12万千瓦混流式水轮发电机组。土建工程由中国葛洲坝集团第二工程公司和江西省水电工程局承建，中国水利水电第七工程局负责机电安装。工程静态投资6.05亿元，动态投资7.51亿元。2台扩建机组中，五号发电机组于2001年12月31日投入运营，六号发电机组于2002年5月1日投入运营。柘林电站主要由主坝、副坝(2座)、溢洪道（2座）、泄洪洞、引水发电系统，船伐道及由体观测和水文观测等配套设施构成。电站拦河大坝是亚洲最大土石坝，坝顶海拔高程73.5米，坝顶长590.75米，坝顶宽6米。水库集水面积9340平方千米，为多年调节水库。正常高水位65米，总库容79.2亿立方米，居全国已建土坝之首。柘林电站南距省会南昌市90余千米，北距几江市1 10余千米，西距湖北省武汉市260千米，昌九高速公路和京九铁路在其下游30余千米处通过。电站处于江西电网负荷中心区域，地理位置重要，交通便利。
  管理体制：1998年，进行公司化改制，江西柘林水力发电厂改为江西柘林水电开发有限责任公司，由江西省电力公司控股，省内4家电力企业参股，成立董事会。改制后，发电生产经营模式按照公司化市场经济体制运作，实行自主经营，独立核算，自负盈亏。2010年11月，经国家电网公司批准，柘电不再实行独立核算，改制为汀西省电力公司分支机构，更名为江西省电力公司柘林水电厂，注册于九江市，属国有大（二）型企业。下设机构原设置基本不变，增设生产单位维护车间。改制后，柘电以安全生产为中心，主要承担安全发电、机组设备大小修理、水工建筑物维护管理。发电生产成本、机组大小修、设备技改费用及各项管理费、职工工资息额等由省电力公司核拨。当年实现产值30038万元。至年底，在册员工1105人。
  综合功能：柘林水利水电枢纽工程集发电、防洪、灌溉、养殖、航运、旅游等多种功能于一身，是修河干流开发最早、发电及防洪效益最大水利水电工程，设计多年平均发电量6.9亿千瓦时。电站投产38年来，累计发电量221亿千瓦时。柘林水库由于近80亿立方米高库容，防洪效益显著，每遇大汛，为确保京九铁路和吕九公路不受洪水威胁，可对大坝下游区间进行防洪补偿和错峰调度。防汛工作由江西省防汛总指挥部直接调度，被国家防总列为全国20座一类防汛重点。1998年6-7月，入库水量79.02亿立方米，为与潦河错峰，减轻下游洪水压力，危急时候为下游削减水流量1400-3200立方米／秒，水库水位被逼到67.97米，确保修河下游多处圩堤安全和京九铁路畅通，在除险减灾方面发挥重要作用。
  [=此处为表格（1991-2010年九江电厂柘林水电厂发电生产一览）=] 东津水电站电站规模：东津水电站位于修水县修河上游，是省“八五”重点工程，总投资45196.80万元．1992年正式动工兴建，1995年全面竣工投产，装机总容量2x3.2万千瓦，多年平均发电量1.164亿千瓦时。水库大坝是江西第一座钢筋混凝土画板堆石坝，按大II型水工建筑物设计，水库总容量7.95亿立方米，具有多年调节能力，设计洪水标准为100年一遇。
  工程建设：1991年1月30日，国家计划委员会批复《东津水电站设计任务书》。设计东电水库正常高水位190米，水库流域面积1080平方千米，总库容7.98亿立方米。装机容量2x3万千瓦，多年年均发电量1.164亿千瓦时，年均利用小时1940小时。水利枢纽为大II型水工建筑物设计。枢纽主要建筑物有：拦河坝，坝型为砼面板堆石坝。坝长326米，最大坝高85.5米，最大坝基宽度248.95米。坝顶高程200.5米。溢洪道：为岸边敞开式，以挑流方式消能。闸宽2x14米，设有两扇14x6.7米平板钢闸门。设计泄流量1775立方米／秒。最大下泄量3495立方米／秒。导流放空洞：洞径6米，长约200米。发电引水系统：由进水塔、引水隧洞、大型钢岔管、支管等组成。发电引水隧洞进水采用塔式结构。引水隧洞长177.48米，主洞直径7米，支管直径3.4米。发电厂房为地面式结构，主厂房长58.62米，宽19米，高35.17米。1 10千伏开关站为户外式，35千伏开关站为户内式。同年4月2日，东电筹建处成立。5月26日，在省电力工业局召开开工建设预备会，并成立以省计划委员会副主任为董事长的董事会。为安全、优质、高效、低耗建设好电站工程，东电筹建处引进水电工程管理先进经验，实行业主负责制，工程招投标制，工程监理制，项目法人责任制，对T程进度、工程技师、工程造价等进行严格管理。经过招投标，葛洲坝T程局承建大坝、溢洪道、导流放空洞等工程；江西水电工程局承建厂房、发电引水系统、山脊梁处理等工程。杭州发电设备厂负责制造东电的水轮发电机组，华源水利水电咨询公司承担施T监理任务。工程于1992年1月29日动工，省长黄智权出席典礼仪式并讲话。同年11月22日成功截流，12月30日开始大坝填筑，实现当年开丁，当年截流，当年大埙填筑预期目标。1995年5月，完成东电工程主体水工建筑物；5月7日，正式下闸蓄水，水库面积21平方千米。东电机电设备由省水电工程局安装，同年7月19日，1号水轮发电机组于第一次试启动成功．7月25日发电并网，8月5日正式移交给生产单位；2号水轮发电机组于11月17日第一次试启动成功，12月6日正式移交给生产单位。
  管理体制：江西东津发电有限责任公司是省首座由中央与地方共同出资兴建中II型水力发电企业，也是省第一家按国家公司法改制水电厂。因利用修河上游右支流——东津水水力资源发电，故名东津水力发电厂。1996年7月15日，依据《中华人民共和国公司法》登记注册，成立由省投资公司控股，由省电力公司、华中电力开发公司、修水县水电开发公司参股江西东津发电有限责任公司，注册资本9194万元。1999年6月，国投中水公司将其1544.96万元经营性基金与利息转为东电资本金，其股权达14.39%：同年10月，省电力公司接收国投中水公司股权，其股权达29.34%。2003年1月1日，省电力公司将其股权转给中国电力投资集团公司；2007年12月31日，中国电力投资集团公司将其全部股权置换给省投资集团公司，歪此，省投资集团公司占公司股权为97.68%，修水县电力开发公司股权为2.32%。至2010年，江西东津发电有限责任公司先后被评为华中电力系统双文明单位、国家电力公司年双文明单位、全国职工职业道德建设十佳单位、全国“五一劳动”奖状、全国精神文明建设先进单位、江西省第六、七、八、九、十、十二届文明单位、全省“四五”“五五”普法先进单位。
  [=此处为表格（1995-2010年东津水电厂发电生产一览）=] [=此处为表格=] 抱子石水电站电站规模：抱子石水电站位于修水县城（义宁镇）下游14.5千米修河干流上（四都镇境内），属具有日调节性能中型水电站。开发主要任务是水力发电。坝址以上控制流域面积5343平方千米，水库总库容0.534亿立方米（校核洪水位94.98米时），正常蓄水位93.50米时，相应库容0.437亿立方米。抱子石电站装设2台单机20兆瓦灯泡贯流式机组，保证出力5.3兆瓦，设计多年平均发电量为12775万千瓦时，机组年利用3194小时。抱子石水电站工程主要建筑物包括大坝、引水渠、发电厂房和尾水渠等建筑物。大坝坝型为土坝、溢流坝和混凝土重力坝相结合混合坝，坝长635米。引水渠长937.34米。发电厂房为引水式地面厂房，尾水渠长590.06米。抱子石水电站北距九江市220千米、南距南昌市215千米、西距湖南长沙市257千米，距大广高速公路修水县出口处25千米。电站处于江西九江电网西南部，与湖南、湖北两省相邻，地理位置相对比较重要，交通比较便利，承担着江西西北部电网调峰和事故备用任务。抱子石水电站是省“十五”期间重点工程，2004年始，连续获省文明单位、省A级纳税企业、市文明单位、安全生产先进单位、安全生产标准化达标三级（水电）、集团公司安全生产达标企业称号。
  工程建设：1993年1 1月，由华东院完成坝址勘探。1997年7月，修水县政府与江西东津发电有限责任公司联合成立抱子石水电站筹备领导小组办公室，对原坝址选定工作表示疑义，开始设计招标。1998年3月，经方案比选，选定中南勘测设计研究院方案，中南院取得后续设计资格。经竞争优化而选定坝址，较原已审定坝址，装机容量增加约400-/0，单位电能投资降低15%。抱子石水电站设计招标成功举措，得到国家水电建设管理委员会专家肯定。同年6月底，中南院提出《江西修河抱子石水电站水库淹没处理规划专题报告》，8月13日，提交《江西修河抱子石水电站可行性研究报告》。11月底，修水县政府向省计委出具承担移民任务和费用书面承诺。1999年5月，省投资公司直接介入抱子石水电站立项事宜。5月11日，省计委下达《关于抱子石水电站建议书的批复》，7月1～2日，委托省移民办公室在修水县主持召开《江西修河抱子石水电站水库淹没处理规划专题报告》审查会，确认报告基本达到初步设计阶段工作深度。8月8日，在省计委设审处主持下，省电力公司对电站接入系统设计进行市查批复。2000年5月22日，省计委发出《关于开展抱子石水电站项目前期工作的函》，批准项目立项。7月，江西赣能股份有限公司经与修水县政府协商，同意投资抱子石水电站工程项目，成立江西赣能股份有限公司抱子石水电站筹建办。10月，前中南院全面开展抱子石水电站初步设计阶段勘测、设计、科研工作并完成初步设计，10月31日至11月4日，省计委主持召开中南院提交《江西修河抱子石水电站初步设计报告》评审会议。认为设计合理可行。2001年5月底，中南院根据评审意见提交《抱子石水电站初步设计补充材料》。6月25日，省计委批复抱子石水电站工程初步设计报告。同年1 1月1日，开始右岸河床的清挖和一、二期共用纵向及一期横向围堰开挖，至2002年1月中旬，共完成开挖量11.17万立方米。此后至3月，进行一期横向围堰土石填筑，同时进行高喷灌浆防渗处理，纵向围堰于3月底，浇出正常水位达到86米高程，实现一期同堰截流。5月中旬，一期溢流坝亦达到高程79米。8月31日开始厂房下部砼浇筑，12月15流道封顶。2003年1月29日，厂房砼浇至发电机层高程77.5米．4月24日排架柱浇到桥机轨道高程92米。5月8日，桥机梁安装。8月5日，完成厂房桥机二期砼施工，8月18日厂房上游挡墙及进水口达到顶高程96.5米，9月20日完成2号机二期砼浇筑，10月3日，主厂房封顶。同月，进行二期上、下游土石围堰填筑。17日，二期围堰截流。二期围堰截流后，进行河床基坑开挖，同年12月16日进行右岸重力坝与右4孑L溢流坝及小电站厂房坝段混凝土浇筑。抱子石水电站土建工程f包括导流工程1土石方明挖量140.58万立方米，混凝土量19.08万立方米，土方填筑39万立方米，钢筋量4585吨。2004年2月28日，首台机投产发电，至6月底，2台机组全部投产发电，施工总工期32个月，其中第一台机组发电工期为28个月。抱子石电站工程总投资概算为34989万元，实际投资为34307万元，节省投资约681万元。电站设计多年平均发电量为1.2775亿千瓦时，投运9年来，累计发电量为9.6亿千瓦时。
  管理体制：2001年6月28日，在修水县工商局登记注册，成立江西赣能抱子石发电有限责任公司，注册资金12400万元，其中：江西鞍能股份有限公司出资90%、修水县水电开发有限公司出资10%。2004年10月30日以前，江西赣能股份有限公司将修水县水电开发有限公司所持10%股权分二次收购，遂注销江西赣能抱子石发电有限责任公司，于同年11月5日更名江西赣能股份有限公司抱子石水电厂。至2006年3月9日，抱子石电站生产前期准备工作和生产设备运行委托江西东津发电有限责任公司进行管理。经省投资集团公司同意，从2006年3月10日零时起，抱子石水电厂生产管理体制转变为自主管理生产运行。主要承担安全发电、设备维护和机组小修，而机组大修和水工观测等委托外单位。发电生产成本、机组大小修、设备技改费用及各项管理费用、职工工资总额等由江西赣能股份有限公司核拨。两台发电机组中，二号发电机组于2003年3月开始进行管形座安装，与此同一单元二号主变压器于2004年2月安装完毕，并开始投入运行，机组于2004年2月28日并网，进入72小时试运行。
  [=此处为表格（2004-2010年江西赣能股份抱子石水电厂发电生产一览）=] 二、农村小水电小水电建设市水利水电资源主要分布在修河流域。修河流域电力资源丰富，1993年《修河流域规划》载：修河流域水力资源理论蕴藏量为67.24万千瓦，可开发量为64.95万千瓦，每平方千米的水力资源蕴藏量44.4千瓦。可开发量超过1万千瓦的县（市）有修水、武宁、永修、瑞昌。其中修水、武宁2县，占可开发量82.6%。20世纪90年代，随着经济体制改革和地方国民经济发展，国家进一步完善和深化一系列发展小水电，实现农村电力化方针、政策和措施，如“谁建、谁有、谁管、谁受益”政策、“自建、自管、自用”方针、“建管统一，发展统一”原则，以及地方水、火电企业和转供电企业“以电养电”政策等，这些方针和政策对于修河流域水电建设发展起到重要作用。1997年后，农村水电站管理逐步改制，由国家集体经营转为卖给私人和私营企业经营管理。各地开始招商引资，利用国内外资金发展当地经济，水电建设市场放开，股份制、企业、外资、中外合资等多种所有制资金投入水电站建设，这些变革，带来水电建设大发展，全市大批水电站建成投产。在水电大发展过程中，由于监管工作跟不上，也曾出现一些不按流域规划建设，设计不完善，建设质量较差，无严格验收就投入使用小水电站，部分T程出现安全质量事故，给防洪安全和下游人民生命财产造成威胁。2003年，水利部发文，要求各地坚决清理清除不规范建设小水电站。经过几年努力，到2008年，完成全市不规范建设水电站清理整改任务，使小水电建设逐步走上依法规范建设轨道。修水、武宁2小水电重点县专门成立小水电管理协会，协助政府有关部门做好农村水电的建设管理工作。
  [=此处为表格（1991-2010年全市农村水电情况一览）=] 1000千瓦以上水电站修水郭家滩水电站：位于修水县杭口镇境，地处修河干流上游，修水县城以西23千米处。2005年，江西颐杰鸿方实业发展有限公司开发建设，对其完成扩容改造。坝高增至15.5米，库容增至2690万立方米，由原装机容量880千瓦扩至1万千瓦，2台0.5万千瓦灯泡贯流式机组，设计年发电量4043万千瓦时。电站主体工程设计单位为江西水利规划设计院，2008年4月，通过省水利厅工程竣工验收。工程总投资8000万元。自2006年投产发电至2010年，累计完成发电量9600万千瓦时，销售收入2000余万元。
  修水茶子岗水电站：位于修水县征村乡境内，修河一级支流山口水下游、修水县城以东18千米处。坝址上集雨面积1264平方千米，多年平均流量36立方米／秒，大坝高16米，库容32.6万立方米，电站主体工程由拦河坝、溢流闸、引水渠道、发电厂房、升压站和35千伏线路组成。装机容量23000千瓦，设计年发电量2099万千瓦时，总投资5600万元。电站主体工程设计单位为江西水利规划设计院，主体工程于1997年6月完工，自发电至2010年底累计完成发电量2.1亿千瓦时，实现利税近700万元。
  武宁源口一级电站：位于武宁县源口中型水库，为坝后式电站，总装机为2500千瓦，至2010年底，年平均发电量690万千瓦时。并安装2台SJ-35/6.3-3150千伏安主变压器。以35千伏电压与县电网并网。
  武宁源口二级电站：亦位于武宁县源口水库。1993年建成投产，为引水式，直引流口一级站尾水。电站控制流域面积143.9平方千米。设计水头24.6米，单机过水流量3.25秒立方米，总装机1260千瓦，年平均发电量330万千瓦时。枢纽工程有引水渠道1条，长2850千米，引用流量7秒立方米；日调节水库1座，坝型为粘土斜墙混合坝，坝高22.5米，总库容23.8万立方米；发电隧洞1条；长131米，发电厂房建筑面积387平方米，以及户外35千伏变电站。
  武宁盘溪电站：位于武宁县盘溪。1992年12月由省水利水电规划设计院设计，省计委立项，兴建盘溪水利枢纽工程，工程以发电为主。电站为坝后式，额定水头55.2米，额定流量8.667秒立方米。总装机12000千瓦，多年平均发电量3468万千瓦时，以35千伏输电电压与县电网并网。
  武宁高墩一级水电站：位于武宁县石渡乡丰年村，系修何一级支流罗溪水盘溪河段，距武宁县城20千米。坝址以上控制流域面积311.25平方千米，为引用盘溪电站发电尾水为主的引水式电站，设计水头9.7米，设计流量26秒立方米。电站枢纽工程有砼翻板闸坝l座，引水渠道1条，过水流量26秒立方米。总装机容量1890千瓦。年发电量700万千瓦时，并以35千伏输电电压与县电网并网。工程于2003年3月动工，2004年11月竣工，总投资1033万元，由高墩电力开发有限公司运行管理。
  武宁高墩二级水电站：位于武宁县石渡乡石家村，系修河一级支流罗溪水盘溪河段。距武宁县城22千米，系盘溪水利枢纽T程梯级开发的第三级电站，控制流域面积318平方千米，为引水式电站，设计流量26秒立方米，设计水头8.3米，装机1890千瓦，保证出力328千瓦。年发电量450万千瓦时。以35千伏电压与县电网并网。电站由修江水利勘察设计有限公司设计，电站总投资966万元。
  武宁猴子岩水电站：位于武宁县罗坪镇长水村，坐落在修河一级支流罗坪水。水库坝址控制流域面积26平方千米，电站设计流量1.4秒立方米，设计水头118米，装机1260千瓦，年发电量478千瓦时，保证出力329千瓦。以35千伏电压与罗坪变电站联网。工程于2003年9月投产运行，总投资732.94万元。
  武宁天平水电站：位于武宁县宋溪镇天平村，距县城27千米，控制流域面积15平方千米。电站为引水式，设计流量0.8秒立方米，设计水头80米，装机1000千瓦。年发电量205万千瓦时。电站由武宁县水利水电勘测设计室设计，施工和运行管理由天平水电开发有限公司负责组织实施。电站枢纽工程有溢流堰1座，发电系统由隧洞和压力钢管组成，隧洞长3463米，以10千伏压与宋溪变电站并网。电站于2005年1月动工，2007年1 1月投产运行，总投资339万元。
  武宁马颈桥水电站：位于武宁县新宁镇石坪村马颈桥，系修河一级支流沙田水上1座引水式电站，距县城17千米。控制流域面积20平方千米，设计水头142米，设计流量1.2秒立方米，装机1260千瓦，年发电量300万千瓦时，保证出力257千瓦。电站由武宁县水利水电勘测设计室设计，工程由马颈桥水电站负责组织施工和运行管理。电站枢纽工程有大坝，大坝为实用溢流堰，以10千伏电压与变电站联网。电站于2004年10月投入运行，总投资203万元。
  武宁箬坪水电站：位于武宁县上汤乡刘家桥。坝址控制流域面积5.7平方千米，为引水式电站，电站设计流量0.89秒立方米，设计水头210米，装机1000千瓦，年发电量250万千瓦时。电站由武宁县水利水电勘测设计室设计，由武宁县南方水力资源开发有限公司负责组织实施和运行管理。以35千伏电压与上汤变电站联网。电站于2004年9月投产运行，总投资645万元。
  武宁刘家桥水电站：位于武宁县上汤乡刘家桥村，坐落在修河支流辽田水上游，坝址控制流域面积8.2平方千米，电站为引水式，设计流量0.54秒立方米，设计水头310米，装机1260千瓦，年发电量380万千瓦时。电站由福建省永安市水利水电勘测设计室设计，由武宁县太平洋水力发电有限公司负责组织实施和运行管理。以35千伏电压与上汤变电站联网。电站于2003年3月投产运行，总投资727.36万元。
  武宁郭坑水电站：位于武宁县澧溪镇郭坑村，坐落在修河支流大源水上游段。坝址控制流域面积25.2平方千米，电站为引水式电站，设计流量1.3秒立方米，设计水头110米，装机1000千瓦，年发电量330万千瓦时。电站由武宁县水利水电勘察设计室设计，由武宁县澧溪郭坑水资源开发有限公司负责组织实施和运行管理。以10千伏电压与澧溪变压站联网。工程于2003年8月投产运行，总投资389万元。
  武宁大寺里水电站：位于武宁县沙田水上游大港里。坝址控制流域面积46.9平方千米。为蓄、引结合水电站，设计流量3.6秒立方米，设计水头165米，装机容量5000千瓦，年发电量1100万千瓦时。电站由市水利水电规划设计院设计，市计委批准立项。由大寺里电站组织实施和运行管理。以35千伏电压与县电网联网。工程于2007年10月投产运行，总投资2235.18万元。
  武宁坪坳里水电站：位于武宁县石门楼田铺村，属修河支流罗溪水上游。坝址控制流域面积12.5平方千米。为引水式电站，设计流量0.74秒立方米，设计水头310米，装机容量1600千瓦，年发电量420万千瓦时。电站由武宁县水利水电勘察设计室设计，由武宁县恒胜水电开发有限公司负责组织实施和运行管理。以35千伏电压与石门楼变压站联网。电站于2004年8月投产运行，总投资748.5万元。
  武宁尧山水电站：位于武宁县尧山村，坐落在修河支流罗溪水中游的坪港水处。控制流域面积16平方千米。为引水式电站，设计流量0.82秒立方米，设计水头170米，装机容量1000千瓦。年发电量360万千瓦时。电站由武宁县水利水电勘察设计室设计。由武宁县光明电站负责组织实施和运行管理。以35千伏电压与梅山变电站联网。电站2001年9月投产运行，总投资289万元。
  武宁合源一级电站：位于武宁县罗溪乡合源村，坐落在修河支流罗溪水中游河段。距武宁县城34千米。坝址控制流域面积170平方千米，是一座引水式径流电站，设计水头19米，设计流量9.21秒立方米，装机1260千瓦，年发电量454万千瓦时。电站由武宁县水利水电勘测设计室设计，由合源电站工程建设项目部组织实施和运行管理。以35千伏电压与联村至盘溪35千伏干线联网。电站于2004年2月投产运行，总投资483.8万元。
  永修柘林灌区渠首水电站：位于永修县柘林灌区总干渠。为2台共1300千瓦水电站，投资143.78万元，平均年发电量220万千瓦时。
  永修黄荆洞水电站：位于永修县柘林镇，由武宁县水利局设计，装机容量1260千瓦，保证出力320千瓦，年发电量378万千瓦时。2006年10月开丁，2008年投产使用。
  [=此处为表格（2010年全市500千瓦以上水电站一览）=] [=此处为表格=] [=此处为表格=] [=此处为表格=] 第三节风电一、企业规模江西中电投新能源发电有限公司（以下简称江西新能源公司）系中国电力投资集团公司在赣从事新能源项目投资、建设、运营载体，也是省首家专业从事新能源开发公司。公司注册资金1.65亿元，注册地在南昌。
  至2010年12月31日，江西新能源公司已在九江先后建成投产矶山湖30兆瓦、长岭34.5兆瓦、大岭19.5兆瓦3座风电场，总装机容量84兆瓦。3座风电场自投产以来累计完成上网电量2.7亿千瓦时。2010年10月28日，江西新能源公司在都昌县又开工建设江西最大风电场——老爷庙49.5兆瓦风电项目。
  二、工程建设九江地势东西高中部低，其境内鄱阳湖北部，东西两侧均有山体屏障，东面为黄山山脉余脉，西面为庐山，中间为一开口，形成一个从湖口到永修松门山长90千米狭管湖道，气流进入狭管后因地形作用使得风速增加，正是这种“狭管效应”使湖口到松门山一带形成大风区。根据《江西省“十一五”新能源发展规划（风电篇）》，全省风能资源总储量6000万千瓦，风能资源主要集中在环鄱阳湖区域，技术可开发量210万千瓦。规划建设12座风电场有9座位于九江。
  为调整能源结构，缓解省能源短缺，2001年在九江开展风资源测量。2005年起，受省发改委委托，中电投集团公司江西分公司分别在庐山区、湖口县、都昌县等环鄱阳湖区域树立16座测风塔进行加密测风。2007年11月，为开发建设都昌矶山湖风电场、庐山长岭风电场，江西中电投新能源发电有限公司正式成立，展开九江风电开发工程建设。
  2008年3月，都昌县矶山湖风电场工程开工。7月，市庐山区长岭风电场工程开工。同年11月30日，矶山湖风电场20台机组并网发电。2009年2月，长岭风电场23台机组并网发电。同年8月，星子县大岭风电场工程开工。当年12月，大岭风电场13台机组并网发电。2010年10月，省最大风电场都昌县老爷庙风电场工程开工，该风电场拟装发电机组33台。
  至2010年12月31日，省新能源公司下属已投产3座风电场，总装机容量84兆瓦，年上网电量1.66亿千瓦时，每年可为13.8万户家庭提供清洁能源，可节约标准煤5.8万吨，减少一氧化碳排放15.4吨，减少二氧化碳排放18万吨，减少二氧化硫排放867吨，减少氮氧化物排放530吨，减少粉尘排放589吨。
  三、项目简介矶山湖风电场矶山湖风电场是全省第一个开工建设风电项目。位于都昌县城西南郊，总装机容量30兆瓦，安装新疆金风GW77/1500型风电机组20台（风轮直径77米，扫风面积4657平方米，额定转速17.3转／分钟，塔高65米，切人风速3米／秒，额定风速12.5米／秒，切出风速22米／秒，抗最大风速52.5米／秒）。该项目动态总投资3.47亿元，年上网电量约5500万千瓦时。项目于2007年1 1月26日举行开工典礼，2008年3月31日浇注风机基础第一罐混凝土（主体工程开工标志），8月11日首台风机吊装成功, 10月28日首批风机并网发电，11月30日全部机组并网发电。从主体工程开工到全部机组投产发电，用时8个月，创国内山地风电场建设一流速度。至2010年12月31日，矶山湖风电场投产累计上网电量10489万千瓦时。
  长岭风电场长岭风电场是省第二个开工建设风电项目。位于庐山区境内，总装机容量34.5光瓦，安装新疆金风GW77/1500型风电机组23台（风轮直径77米，扫风面积4657平方米，额定转速17.3转／分钟，塔高65米，切人风速3米／秒，额定风速12.5米／秒，切出风速22米／秒，抗最大风速52.5米／秒）。该项目动态总投资3.65亿元，年上网电量6900万千瓦时。项目于2008年7月4日主体工程开工，11月30日首台风机吊装成功，2009年2月6日首批11台风机并网发电，2月27日全部机组并网发电。从主体丁程开工到全部机组投产发电，用时8个月。至2010年12月31日，长岭风电场投产累计上网电量13247万千瓦时。
  大岭风电场大岭风电场是省第三个开工建设风电项目。位于星子县境内，总装机容量19.5兆瓦，安装新疆金风GW82/1500型风电机组13台（风轮直径82米，扫风面积5325平方米，额定转速17.3转／分钟，塔高70米，切入风速3米／秒，额定风速12.5米／秒，切出风速22米／秒，抗最大风速52.5米／秒）。该项目动态总投资1.77亿元，年上网电量4200万千瓦时。项目于2009年8月7日主体丁程开工，9月23日首台风机吊装，10月30日全部风机吊装完毕，12月19曰全部机组一次性成功并网投产发电，创造国内山地风电场建设主体工程开工仅4个多月就全部投产的新纪录。至2010年12月31日，大岭风电场投产累计上网电量4155万千瓦时。
  老爷庙风电场老爷庙风电场是省第四个开工建设风电项目，也是全省最大风电场。位于都昌县多宝乡境内，总装机容量49.5兆瓦，安装新疆金风GW87/1500型风电机组33台（风轮直径87米，扫风面积5890平方米，额定转速17.3转／分钟，塔高70米，切人风速3米／秒，额定风速9.9米／秒，切出风速22米／秒，抗最大风速52.5米／秒）。该项目动态总投资5亿元，年上网电量1.02亿千瓦时。2010年10月28日主体工程开工。
  第四节核电一、项目设置 20世纪80年代，启动核电项目前期工作。1996年5月，项目初步可行性研究报告通过电力部和中核总联合审查（与已开工建设的山东海阳项目同期审查），从17个普选厂址中，明确彭泽帽子山为候选厂址，成为首批通过国家“初可研”审查内陆核电项目。2005年9月25日，省政府授权省发改委与中电投集团公司签署《建设江西核电一期工程协议书》。10月，中电投集团正式开展江西核电一期T程前期工作，成立中电投江西分公司核电前期工作办公室。12月，省发改委与中电投集团联合向国家发改委上报《江西核电一期工程项目建议书》。2006年1月，江西核电项目筹备处成立，全面推进江西核电可研阶段工作。中电投江西核电有限公司于2007年12月19日注册成立。2008年1月2日，省长吴新雄与中电投集团总经理陆启洲为公司举行揭牌仪式。1月3日，国务院核电领导小组会议决定启动内陆核电项目，明确彭泽核电作为首批启动项目之一。2月1日，国家发改委协调确定内陆核电采用APlOOO技术路线，由中电投集团负责建设彭泽核电项目。3月28日，中电投江西核电有限公司在九江挂牌并正式办公。2009年3月19日，为加快推进彭泽核电项目建设，中电投集团决定将公司升格为直接管理二级机构，实行董事会领导下总经理负责制，负责彭泽核电项目建设、营运和管理等工作。
  彭泽核电项目位于马当镇境内，厂址北临长江，南靠太泊湖，距彭泽县城约22千米，距九江市约80千米，距南昌市约170千米。厂址区域范围地壳稳定，取水天然条件好，大气扩散条件好，交通运输方便，人口密度低，环境保护好，外部条件比较简单。多年论证结果表明，彭泽核电厂在土石方平衡、交通运输、水体及大气扩散条件等方面均优于其他内陆厂址，被业内专家誉为“建设内陆核电不可多得的理想厂址”。作为中国首批内陆核电厂址，彭泽核电项目先期规划建设4台125万千瓦级第三代APlOOO压水堆核电机组，装机容量500万千瓦，投资额约700亿元，并预留2台百万级核电机组的扩建余地，使项目总装机容量达到800万千瓦，总投资预约1000亿元。一期项目全部建成后年发电量约370亿千瓦时，将从根本上解决省用电问题，确保省用电安全。同时在相当大程度上减轻省电煤外购运输压力，降低燃煤产坐环境污染，优化省电力结构。彭泽核电项目被列为鄱阳湖生态经济区“两核两控”关键工程、核心工程和头号工程。
  二、企业规模 2006年，省政府成立省彭泽核电建设协调领导小组，常务副省长凌成兴担任组长，中电投集团核电部和省相关厅局、地方政府等17个单位主要负责人为小组成员。同时，成立九江市、彭泽县核电协调领导小组，协调解决彭泽核电建设过程中遇到的困难和问题。2007年12月，中电投江西核电有限公司注册成立。公司4家股东股比分别为中电投集团55%、赣能20%、赣粤高速20%、深南电5%。到2010年底，公司累计完成投资14.23亿元，总资产18亿元。共有正式员工218人，其中大学本科及以上学历占97.7%，平均年龄30.7岁。
  三、工程建设行政许可2009年2月17日，组织召开“两评”报告审评对话会（环境影响报告和厂址安全分析报告），2月27-28日，通过国家核安全局核安全与环境专家委员会审议。4月24日，环保部、国家核安全局分别印发《关于江西彭泽核电厂一期工程一、二号机组环境影响报告书（选址阶段）的批复》和《江西彭泽核电厂一期工程一、二号机组厂址选择审查意见书》，为彭泽核电项目建设顺利推进奠定扎实基础。10月21日，彭泽核电项目可研报告通过集团公司审查，11月1 1日，正式递交国家电力规划设计总院，并委托其开展评审工作。项目核准所需34个支持性文件，已获得29个。剩余5项正处于申办之中。其间，相继完成向国家核安全局初步安全分析报告(PSAR)、环境影响报告(EIR)、质量保证大纲(QAP)初次提交工作。2010年12月29日，国家核安全局召开内陆核电审评启动会。
  开工准备2009年4月1-7日，在彭泽县地方党委、政府支持下，用7天时间完成征地范同内所有482户居民过渡搬迁，创造国内核电建设搬迁速度之最。4月27日，施工单位进驻现场。5月，长周期设备采购工作全面展开。8月28日，完成一、二号核岛区域场平工作。10月15日，进场道路及连接线改造工程开工。2010年1月，大件码头建设开工。同年，签订TG包、大吊车、反应堆压力容器、蒸汽发生器等6项设备采购合同：并顺利推进CA/CV模块原材料采购工作。
  第二章供电第一节农网改造一、管理体制 1998年2月，省政府印发《江西省农电体制改革实施方案》《江西省农村电网建设与改造实施方案》《江西省城乡用电同网同价实施方案》3个文件。根据总体布置安排，决定从当年始，用3年左右时间，对全市农电管理体制进行改革，对农村电网进行全面建设和改造。同年11月20日．省政府召开加快农村电网建设改造工作会议，要求省电力公司对全省县级供电部门先行启动管理体制改革，减少农电管理层次，消除农村供电层层趸售、层层加价现象，实现由县供电部门直供直管到户。同月，省电力公司与星子县政府签订股改协议，由省电力公司出资600万元，星子县政府出资400万元（以星子县供电局生产经营净资产作价出资），省电力公司为控股方。1999年2月28日，星子县供电有限责任公司正式成立，成为九江市第一个股份制县级供电企业。至2000年年底，全市先后有星子、德安、瑞昌、湖口、彭泽、都昌、永修7个县供电企业完成股份制改革，九江供电局所属沙河分局和庐山区分局，通过改制成为省电力公司全部国有资产子公司。2001-2002年，陆续完成武宁、修水2个县供电企业股份制改造。至2002年年底，全市农电企业全面完成股份制改造，共组建10家股份制县供电企业和2家全资供电企业，实现“一县一公司”原则，取消乡村二级管理机构独立核算体制。
  [=此处为表格（2010年全市各县（市、区）供电有限责任公司基本情况一览）=] 说明：改制时，共青系工业开发园区，不属行政区划单位二、工程改造 1998年10月，按照“先改制后改造”“资金跟着项目走，项目跟着体制走”原则规范操作。九江农电系统各县（市、区）供电公司农网陆续投入巨额资金进行农网建设与改造。至2010年年底，全市完成农网建设与改造7.979亿元，新建110千伏变电站7座、改造2座，新建和改造110千伏线路90千米；新建和改造35千伏变电站33座；新建和改造35千伏线路575千米、10千伏及以下线路2049.73千米。至此，九江农电系统共有110千伏变电站11座，主变容量513兆伏安，110千伏线路17条，共计297.4千米；35千伏变电站85座，主变容量741.75兆伏安，35千伏线路113条，共计1440.54千米；10千伏线路534条，共计14389.779千米，10千伏公变配电台区17886台，容量4252.69兆伏安。低压线路27689.537千米。
  三、同网同价 2000年年末，省政府将九江地区已股改到位县农村电价均控制在0.8元／千瓦时以内，其余县农村电价基本控制在1元／千瓦时以内。2003年5月30日，按照省发改委颁发文件规定，全市城乡居民生活用电价格进行统一规定，决定分两步在全市实现城乡居民生活用电同价，即自2003年7月1日抄见电量起，全市农村与县城居民生活用电实现同价，自2004年1月1日起抄见电量起，全市实现城乡居民生活用电同价。2009年11月20日，省发改委颁发文件规定，实现全省城乡各类用电同价。至此，全市范围内各类用电均实现同价，实现省网与各县网相应用电类别同价，彻底解决农村电价高、农民负担重、城乡同网不同价问题。
  [=此处为表格（2010年全市各县供电公司各电压等级供电设备一览）=] 第二节城网改造 1991年，九江城网共有110千伏变电站3座，公用线路19条，配电变压器400台，容量13万千瓦。1998-2000年，九江城区配网进行大规模集中改造，投入资金4.43亿元，新增110千伏沿江变电站1座，通过网络重构，电缆下地及增加台区布点，公用线路由24条增至70余条，新增变压器130余台。电网结构得到改善，供电能力增强，电力设备健康水平得到提高，基本保证城市用电需求。但随着现代化城市建设发展，城市规模扩大，城市用电负荷增长迅猛，城市配网已不能满足城市经济发展和社会用电增长需求。
  2001年始，省电力公司每年安排城网中低压改造专项资金对九江城区配网逐年进行改造，累计投入资金3亿余元，配合城区110千伏飞机坝变、邹家河变、陆家垄变等新建工程对九江城区配电网络进行几次较大规模重构，形成具有九江特色蜂窝状网络结构。根据供电区域划分，每个供电区域内10千伏线路均建成1-2个供电环，每个环内线路出自变电站不同10千伏母线，每个环通过分段开关或环网柜形成五分段或七分段。不同供电环之间、不同烘电区域之间还有联络开关或网际开关进行联络。如此结构配电网络不但负荷转移能力强。而且在负荷增长需要建设新线路时破老环成新环也非常方便。改造后，九江城区配网95%以上10千伏供电线路均形成环网，根据多次设备检修及倒闸操作经验，九江城区变电站任何一条10千伏母线停电，所供负荷均可通过配电网进行转移，不至于影响对用户正常供电。
  经过10年城网改造，有效增强九江城市电网网架，加快电网建设，基本消除电网瓶颈，保证电力输送和分配，满足经济社会发展需要；优化电网结构，提升电网技术装备水平；扩大电网资源优化配置能力和范围，强化电网作为市场载体功能：提高电网安全稳定水平，确保电网经济可靠运行。至2010年年底，九江市城区共有10千伏公用线路121条、10千伏专线53条，线路总长778.2千米，其中架空线路515千米，电缆线路263.2千米。配网中有公用变压器1224台、专用变压器1070台、开关349台、高压分接箱303台、环网柜58台。
  第三节九江电网一、供电负荷 20世纪90年代初，九江电网平均用电负荷为11.4万千瓦，供电量10.3亿千瓦时，供电大户有九江炼油厂、九江化工厂、武山铜矿、九江纺织厂等。1991-2000年期间，受经济发展较慢及亚洲金融危机等影响，供电量每年增长率均在60-/0以下。进入21世纪后，九江工业重新进入一个新的发展期，2000年九江电网供电量为18.5亿千瓦时，到2010年增长到75.4千瓦时，平均用电负荷由21万千瓦增长到86.1万千瓦，每年均以12%以上快速增长，2010年最高用电负荷达到151.5万千瓦。工业用电大户增加较快，如九江钢厂最高用电负荷达20万千瓦，每年用电量达13亿千瓦时；亚东水泥最高用电负荷达6万千瓦，每年用电量达4亿千瓦时；炼油厂最高用电负荷达5万千瓦，每年用电量达3.5亿千瓦时；星火有机硅厂最高用电负荷达5万千瓦，每年用电量达3亿千瓦时。用电负荷在3万千瓦左右用户较多，如旭阳雷迪、巨石玻纤、武山铜矿、兰丰水泥、鑫山水泥、诺贝尔陶瓷、江铜铅锌冶炼、赛得利等。各县市区负荷在工业园发展带动下，增长较快，如湖口、瑞昌、武宁、修水县等最高用电负荷均在8万千瓦以上。2010年，供、售电量均突破74亿元。
  二、供电结构 1991-1995年，九江电网仅两回220千伏线路与外界联络，分别是220千伏浔昌线、下柘线。220千伏变电站仅妙智变1座，110千伏变电站7座，九江电网主要以110千伏电压等级为主网架，存在供电线路长、供电质量差等缺点，湖口、彭泽、都昌3县仅1条110千伏塘湖线供电，武宁、修水片区仅1条110千伏柘武线供电，各县区单线、单变供电结构普遍存在。1996-2005年，九江电网发展到拥有220千伏变电站5座，分别是妙智、共青、裕丰、市中、海山，110千伏变电站28座，主变容量达1934兆伏安，35千伏及以上线路总长达1472千米，与外界南昌电网联络线路达到5回线路，1回110千伏线路与景德镇电网联络，为九江电网电能外送提供可靠保障。“十一五”期间，随着特高压电网发展，九江境内有2座500千伏变电站，分别是500千伏永修变电站和500千伏石钟山变电站，特别是500千伏石钟山变电站投运后，为用电大户九江钢厂及九江东3县提供可靠供电。220千伏变电站发展到妙智、共青、市中、裕丰、海山、叶家山、新港、沙城、赛城湖、杨家岭10座，110千伏变电站35座，主变容量迭4025.15兆伏安，35千伏及以上输电线路长度达2330千米。1996-2005年期间，九江有“能源基地”之称，九江发电厂装机容量由一期2台125兆瓦，发展到二期2台200兆瓦，三期2台350兆瓦；柘林水电厂装机容量达420兆瓦，作为江西电网调峰、调频主电厂。在“十一五”期间，用电负荷每年以20%左右速度增长，加上国家“节能减排”政策实施，九江二电一期、二期机组逐步关停，全市负荷潮流也因此由电能外送型转向为吸收型。电源结构运行复杂化，武宁、修水片区小水电大量发展，总装机容量达200兆瓦以上，都昌、星子、海会片区风电场发展装机容量达84兆瓦。
  三、电网建设九江电网位于江西电网北部，是江西电网重要组成部分，供电范围包括9县1市2区，经过近20年电网建设与改造，九江电网规模不断增大，供电能力和可靠性不断增强。2010年5月，九江地区首座500千伏石钟山变电站正式投运，九江电网开始迈人超高压时代。至2010年12月底，九江电网现有35千伏及以上变电站46座，主变76台，主变容量4025.15兆伏安。其中220千伏变电站10座，主变压器15台，主变容量2160兆伏安；110千伏变电站34座，主交压器57台，主变容量1844兆伏安。35千伏变电站2座，主变压器4台，主变容量21.15兆伏安。35千伏及以上输电线路122条，总长2330.046千米，其中：220千伏29条，858.365千米；110千伏82条，1346.581千米；35千伏11条，125.1千米。
  [=此处为表格（2010年全市110千伏及以上变电站一览）=] [=此处为表格=] 第四节电力调度 20世纪90年代初期，受电网调度通信技术及电网调度自动化技术限制，电力调度员仅凭技术图纸、模拟图及运行经验来指挥九江电网调度。其时，九江供电局调度所含有调度班、继保班、通信班、自动化班、生技股。进入21世纪，调度机构有所变动，继保班划分为修试所管辖，新增信息班。2006-2010年，九江供电公司将配网调度权划分给隶属配电分公司配网调度班，将通信班、信息班划出为信息通信中心管辖，调度所仅有电网调度班、配网调度班、自动化班、中心生技股，共36人，并更名为电力调度通信中心。
  第三章用电管理第一节用电业务一、业务管理 1998年，市供电所一分为二，分别成立用电营业中心和配电工区（低压线路维护），营配分开。用电营业中心设立用电管理室，并按片区成立城东、城西所，配电工区设立生技股。2001年，市供电局营配合一，成立市区分局及客户服务中心，市区分局下设用电营业稽查股、生技股，负责九江城区专变及低压用户抄表，10千伏配网线路维护；客户服务中心负责营业厅、业扩报装、电量电费结算、户表改表、专线用户抄表结算工作。2002年，市供电局改市供电公司，成立市区分公司、大客户分公司、配屯工区。市区分公司下设用电营业稽查股，负责营业厅、户表改表、业扩报装、专变及低压用户抄表结算；大客户分公司负责专线用户抄表结算工作。2005年，随着省电力公司营销体制改革，新成立业扩报装中心、电费管理中心（挂靠营销部）。2010年7月，由原市区分公司、大客户分公司、业扩报装中心、电费管理中心、计量中心重组，按1部3中心模式，设立营销部、客户服务中心、电费管理中心、电能计量中心，城区营业户数达17万户。
  二、业务开展 20世纪90年代初，供电企业开始利用计算机技术为用电管理服务。1993年5月，完成负荷控制软件开发，1993年，完成用电费结算系统，利用该系统每月市供电局城区的各类用户一共有26000多户，使抄表核算收费由单一、老化手工操作真正转变成了计算机科学管理，大大缩小工作量，电费核算准确性也得到提高。1995年4月，随着用电营业现代化发展，为适应“一口对外，内转外不转”一条龙服务宗旨，开发研制网络版用电管理系统，实现资源信息共享，功能由单一电费结算拓展至业扩变更、电能计量、电量电费中各种工作内容，使用电实现管理现代化。至1998年，控制终端用户80多家，监控负荷10余万千瓦，占九江地区负荷总量400%。同年，用电营业中心建立办公自动化管理系统，设计完成整套业务管理流程，为计算机系统提供基础模型。程序特点为窗口化处理、模块管理、可操作性强，做到方便、准确、快捷，使用电管理逐步走向科学化、规范化。2000年后，用电信息系统已发展成江西省统一版本，统一模式管理。2004年厂网分开，2005年首次提出电费户结零，市供电公司2006-2010年连续6年实现户结零目标。2010年，公司营业户数为17.85万户，与2000年相比增加13.85万户；居民用户营业户数为15.45万户，与2000年相比增加11.95万户：非居民营业户数为2.4万户，与2000年相比增加1.9万户。
  [=此处为表格（1991-2010年全市供用电情况）=] 第二节安全用电一、制度建设 1994年，市供电局印发《关于各级领导机关科室安全生产责任制（试行）实施的通知》，从11月1日起执行，明确各级人员生产中责任。1994年，市供电局颁发《关于开展反习惯性违章登记、考核的通知》，首次制定《九江供电局反习惯性违章实施细则》，把反习惯性违章纳入重要议程。2001年，颁发《关于设置专职安全员的规定》，明确提出主要生产单位必须设置专职安全员，其余可设置兼职安全员，并履行有关安全职责。2004年，制定《输、配电线路工作票办理规定》，明确输、配电线路工作票办理方式和各级人员的安全责任，制定《关于优化变电作业调度许可方式和无人值班变电站变电第二种工作票等工作的暂行规定》，借鉴其他省公司系统日常安全管理成功经验，加强和适应无人值班变电站安全管理T作，修订《九江供电公司安全奖惩实施细则》和出台《反习惯性违章考核办法》等制度。2010年7月，根据省电力公司《地市供电公司向县供电企业派驻安全总监管理暂行规定》相关要求，通过公开招聘考试，决定聘任8名安全总监赴各县公司任职。安全总监同时接受市、县公司双重领导，负责县公司安全监督，指导县公司安监部门安全监督网络开展，并协勖县公司分管领导实行安全管理工作。同年12月，发布《县级供电企业安全总监管理考核办法》，明确安全总监在县公司安全管理、应急管理、教育培训和现场监督等各环节中安全职责。
  二、理念建设 2007年，公司围绕安全理念警示系统、安全视觉识别系统、安全观念延伸系统，三个系统文化建设，开展软基础工作，初步建设10项安全理念，统一员工对安全工作基本认识，在生产场所建立安全视觉识别系统。同年6月，公司提炼10项安全工作理念，结合基层单位建议进行反复推敲、修改，正式定名为“江西九江供电公司十大安全理念”。经过各级管理人员通过多种渠道引领员工进行广泛实践，员工安全意识和安全技能得到较大提高，安全局面得到进一步巩固，同时通过在职工家属中开展“十嘱咐”活动，安全观念在时空上、地域上得到延伸。2008年，在抗冰灾保供电和四川抗震应急抢险工作中，公司从领导到抢险队员始终坚持风险防范在先，安全现场为重理念。四川抗震抢险时，针对余震随时可能发生，抢修队坚持在现场抢修前开展风险分析和抢修方案编制，制定抢修期间紧急撤离方案等，为科学抢险安全抢险奠定坚实基础。抗冰灾初期，公司领导率队到庐山等地查看线路覆冰情况，灾情发展后，在全泵统率先启动预警工作机制，公开发布预警信息，启动应急抢修值班和工作机制，在道路交通中断之前，率先在庐山、都昌等重灾发生区域设立抢修点。所有抢修方案必须经现场勘查和审核论证，必须在确保安全前提下进行，杜绝冒险蛮干。220千伏浔西45号塔倒塌后，对44号、46号直线塔立即采取临时锚固措施：220千伏浔青Ⅱ线架空地线断落、地线支架扭曲时，立即采取耐张段地线拆除及锚固措施，防止线路机械承载不平衡扩大灾害；对庐山电网两条供电线路，采取驻山抢修和临时修补、除冰方案：对110干伏田新线220号倒杆，面对恶劣天气和复杂地形，果断放弃，而转为加强对另一回供电线路特巡：对110千伏沙瑞线终因超期服役、年久失修(40多年)多处倒杆，采取临时T接方案。
  三、安全操作 1996年，首次申请投资18万元，对妙智变电站原依靠电磁闭锁装置进行改造，更换微机闭锁装置1套，进入微机闭锁装置时代。为确保安全生产，防止误操作事件发生，决定在运行人员中实行“千次操作无差错”考核奖励办法，对参加考核的班站，达到1000次正确、无误操作者，实行一次性奖励。参加单位有调度所调度班，用电管理所值修班，变电工区及3个分局变电站，操作次数以班，站为单位累计，操作次数统计时，只限于操作中每一实质性操作动作，如断合开关，装拆接地线，验电，投退压板和其他项目。
  根据奖励办法，220千伏变电站按400元／站千次，110千伏变电站按300元／站千次，35千伏变电站、值修班按200元／站千次进行奖励。至2010年，未发生误操作事件。
  四、技能培训 2007年2月，开始实行班组安全日活动制度，规定班组每周应进行一次安全日活动，规定各级领导及管理人员无论是否从事生产岗位，必须参加班组安全日活动，每次安全日活动时间应保证在1小时以上，每次安全日活动需进行发言和讨论，记录发言人姓名和中心内容。班组安全日活动的开展落实各级人员安全生产责任制，搭建零距离沟通平台，调动员工自我培训热情。2008年11月，公司开发电力安全虚拟培训系统，以现有公司内部局域网为基础，采用全三维仿真场景及模型，使操作人员在使用过程中如身临其境，操作人员每一步操作都必须严格按照最新安规进行，提高培训效率。同时具备远程考试功能，参加培训人员可通过网络进行远程考试。