华中电网今夏电力供应有较大盈余
2009-7-15 11:15:05　 国际电力网

　　近日，国家电网华中公司透露，华中电网此前安然渡过今夏首波用电高峰，但7号进入小暑以来用电负荷再度攀升，华中电网已全面做好迎接第二轮用电高峰的准备。

　　今年6月，华中地区出现了持续高温少雨天气，持续的高温导致华中电网用电负荷较快增长，全月全网统调电量465.7亿千瓦时，同比增长6.25%。

　　上轮用电高峰中，华中六省市中湖北、河南、西川的最大负荷、最大日用电量均出历史新高。6月27号这一天全网最大用电负荷达到8515万千瓦，比去年最大负荷增长7.34%，刷新历史记录。华中电力调度通信中心副主任朱江介绍：

　　“今年已经突破了去年最大的7用电水平，说明今年夏季用电高风负荷来得比较早，而且有一定的幅度。今年最大负荷预测大概是8800万千瓦，我们的供电能力今年可以到1亿2千万千瓦。去年湖北最大用电负荷1590万，湖北今年最大负荷预计1700万，供电能力1970万，最大负荷增加了100多万，也有盈余。总体来讲今年迎峰度夏华中电网电力电量有比较大的盈余。”

　　由于华中区域夏季高温持续时间较长，极端恶劣气候频发，个别省（市）及部分时段风可能出现电力供应紧张的状况。另外，今年华中电网迎峰度夏工作还与往年有所不同，对电网资源的合理配置提出了更高的要求。朱江说：“今年华中电网迎峰度夏面临新的形势，一个是特高压投产第一次经历迎峰度夏，第二是三峡26台机组在今年迎峰度夏期间首次满发，对电网的调节调配都提出了新的要求。充分发挥区域公司资源配置的职能。”

　　为确保做好今年迎峰度夏工作，华中电网公司已做好相应准备，并将密切关注天气、水情和电煤的变化，科学安排电网运行方式，积极组织电力资源优化配置。另据了解，7月9号华中电网公司投资建设的鄂赣第三回500千伏联络线正进入试送电阶段，积极进入商业化运行，再加上此前在河南投资建设的500千伏塔祥邵线，华中地区的水电和火电资源将得到更为灵活的配置。

三峡工程与高压直流输电
更新时间：2006-5-18

摘要：本文论述了三峡工程中的输变电工程的概况，特别是直流输电系统。另外也论述了与电力电子技术相关的“西电东送”、全国电网联网与直流联网“背靠背”工程等方面的内容。
关键词：三峡工程 高压直流 输电
中图分类号: 文献标识码: 文章编号：



摘 要：本文论述了三峡工程中的输变电工程的概况，特别是直流输电系统。另外也论述了与电力电子技术相关的“西电东送”、全国电网联网与直流联网“背靠背”工程等方面的内容。

1 概 述
举世瞩目的长江三峡工程分为三大部分：枢纽工程、移民工程和输变电工程。随着三峡大坝的横空出世、高峡平湖的梦想成真，从2003年起，这个当今世界上最大的水电站将产生源源不断的强大电能。
三峡枢纽工程分三期施工，一期工程的标志为大江截流。二期工程主要修建三峡大坝的泄洪坝段、左岸厂房坝段、永久船闸。
二期工程以2003年第一批机组发电为完成标志。2001年11月22日，首批机组的安装正式启动，首台机组重达721吨的发电机定子，被两台总共可吊1200吨的行车，稳稳地吊放到直径20多米的机坑内。首批机组装4台70万千瓦水轮发电机。
三期工程要对二期已筑起的大坝和右岸之间的导流明渠截流，建右岸厂房坝段。
三峡输变电工程也随之成为三峡工程的重头戏。26台70万千瓦的水轮发电机组，1820万千瓦的总装机容量，到2010年全部机组建成投产后，三峡电站的年均发电量将达847亿千瓦时。其中900万千瓦将通过直流方式输送出去。
三峡工程按1993年价格水平计算的静态总投资为900.9亿元，考虑物价、利息等变因，当时测算到2009年的动态总投资为2039亿元。这些年宏观经济形势一直较好，物价指数下降，目前枢纽工程控制在概算内，还略有节余。据预测，到2010年工程全部完工时，三峡工程的动态总投资可望控制在1800亿元以内。
2 三峡工程中的输变电工程
由滔滔长江之水转换而成的如此充沛的电能，如何自高山峡谷之中被瞬间传递到千里之外的负荷中心？总投资275亿元的三峡输变电工程将担此重任。
按照设计方案，三峡电站分为左岸和右岸电站，左、右岸电站又各分为两个电厂。其中，左一电厂装机8台，出线5回；左二电厂装机6台，出线3回；右一、右二电厂装机均为6台，出线分别为4回和3回。这15回出线将分别把26台机组发出的电能送至座落在湖北境内的一批500千伏变电站和换流站，再向全国辐射。
根据国务院去年底批准的三峡工程分电方案，三峡电站供电区域为湖北、河南、湖南、江西、上海、江苏、浙江、安徽、广东等八省一市。由于华中、川渝地区电力供求关系的变化，国务院决定三峡电站不向川渝送电。因此，三峡电力外送将形成三大主要通道：
中通道：在华中四省建500千伏交流输电线路4970公里，鄂豫间两回，鄂湘间两回，鄂赣间一回，变电容量1350万千伏安（其中湖北境内的500千伏线路2630公里，变电容量525万千伏安）；设计输电能力900万千瓦。
东通道：除利用现有的葛洲坝至上海直流线路输电120万千瓦外，2002年前建成第二回东送500千伏直流输电线路和湖北宜昌、江苏常州换流站，额定容量300万千瓦；2008年再建成第三回送上海的直流线路，增加容量300万千瓦。同时，在华东地区配套建设500千伏交流输电线路850公里，变电容量850千伏安。
南通道：2004年前建成一条973公里的500千伏直流输电线路和湖北荆州、广东惠州两个换流站，送电能力为300万千瓦。
到2008年，上述三个通道全部建成后，一个纵横九千公里、贯穿八省一市的三峡输变电系统将腾空而起。届时，三峡电力将畅通无阻地奔向东西1500公里、南北1000公里范围内的广大用户。
1997年3月26日，三峡电力外送工程的第一枪从西线打响。500千伏长寿至万县超高压输电线路正式开工。尽管三峡的电力电量后来不考虑向川渝输送，但这条线路对于联接华中和川渝电网仍将发挥极其重要的作用。
从1999年开始，三峡输变电工程便进入大规模的建设阶段。为了确保三峡工程首批机组2003年投产发电后的电力外送，2003年前，三峡输变电工程要建成500千伏输电线路4116千米，其中交流线路3016公里、直流线路1100公里；投产变电容量825万千伏安，直流换流站600万千瓦。其施工任务之艰巨可想而知。
2002年，三峡输变电工程新开工和续建项目投资规模为45.61亿元。其中，续建直流换流容量1200万千瓦、交流变电容量650万千伏安、500千伏输电线路4043千米；新建变电容量75万千伏安、500千伏输电线路1203千米。
3 三峡工程的直流输电工程
　 三峡至常州直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第一条通道。这条直流输电线，其额定直流电压±５００千伏，额定直流电流３０００安培，输送容量３００万千瓦。
三峡至广东直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第二条通道，也是“十五”末实现向广东送电１０００万千瓦的关键项目。三广线输电距离约９７６公里，由荆州换流站、惠州换流站、三广直流线组成。
荆州换流站工程作为三峡电力外送的门户换流站，建设计划于２００１年９月１５日开始进行四通一平及工程前期准备，２００４年２月极Ｉ投运，２００４年６月极ＩＩ和双极投运。这项项工程建设规模与三常线基本相同：额定直流电流３０００安培。换流站直流线路电压等级为双极±５００ＫＶ，额定输送功率为单极１５０万千瓦，双极３００万千瓦。建成后将成为世界上最大规模的换流站。
通过招标ABB公司赢得以上两的工程项目。为支持国产化，本次两个工程招标的主要设备换流阀和换流变压器等均采取了合作生产的方式。同时，引进了ABB公司的直流输电成套设计技术以及控制保护的设计制造技术。
据悉，按照三峡工程设计，将在二00三年六月蓄水至一百三十五米，并相继实现永久船闸通航和首批机组发电的二期工程目标。根据国务院有关规定，在工程蓄水、通航、发电前，需进行阶段验收。本次验收范围包括枢纽工程、移民工程和输变电工程三部分。
三峡左岸电站厂房2号机定子机座于11月22日吊入1号机坑进行组装，这标志着三峡机组机电设备安装正式开始。该台定子机座设备由VGS联营体供货，其机座外径为21.4米，高度为3.3米，总重量达180吨。
根据广东省电力需求预测，到２００５年，广东全省用电负荷将达３６１７万千瓦，２０１０年可达４９０５万千瓦；“十五”期间，广东需新增电源容量１２０８万千瓦。目前，在广东省大型电源建设项目中，２００５年底前可投产总装机容量约６４７万千瓦（含火、核、气、水），此间应退役小火电机组约１５７万千瓦。很显然，广东本省新增装机容量无法满足用电需求。“西电东送”、“三峡南送”，把三峡的电力输送到广东，不仅仅是决策者的明智之举，也是国家电网建设发展的迫切需要。
4 “西电东送”
我国有极丰富的水力资源，其理论蕴藏量6.78亿kW，可利用开发装机容量为3．78亿kW，居世界首位。到1997年底水电装机容量为6008万kw，占可利用开发装机容量的15，89％。远远低于世界上水电开发利用较高的国家。根据国家水电规划到2010年水电装机容量达到1.5亿kW，那时占全国发电设备总装机容量的比率将从现在的23%左右提高到加30％。今年水电装机容量达到7000万kW。从2000年到2010年的十年间要新增装机容量8000万kW，实现电力工业“3311”设想，即：3000万kw特大型工程水电、3000万kW常规水电；1000万kW抽水蓄能电站。
“西电东送”工程与“西气东输”、“南水北调”、青藏铁路一起，是西部大开发的四项跨世纪工程。其中“西电东送”被称为西部大开发的标志性工程，开工最早、建设速度最快，于２０００年１１月在贵州拉开建设序幕。
“西电东送”是指开发贵州、云南、广西、四川、内蒙古、山西、陕西等西部省区的电力资源，将其输送到电力紧缺的广东、上海、江苏、浙江和京、津、唐地区。“西电东送”分北、中、南３条通道，北部通道是将黄河上游的水电和山西、内蒙古的坑口火电送往京津唐地区；中部通道是将三峡和金沙江干支流水电送往华东地区；南部通道是将贵州、广西、云南三省区交界处的南盘江、北盘江、红水河的水电资源以及云南、贵州两省的火电资源开发出来送往广东。
贵州至广东直流输电工程是“西电东送”中容量最大的一条输电通道。贵广线输电距离约９３６千米，资金来源为国内贷款，工程计划２００１年底开工建设，２００４年底单极投运，２００５年６月完成双极投运。贵州至广州±５００千伏直流、贵州至广东两回５００伏交流与三峡至广东±５００千伏直流工程同时开工建设，我国西电东送八“龙”入粤格局已初步确立。八项输电工程跨越我国西南部广袤山区，纵横绵延逾千公里，气势如虹。“十五”期间，我国西电输往广东的电力将达到１１２０万千瓦，在现代化道路上疾驰的广东获得更充足的电能，城镇将变得更加璀璨迷人；同时，广东与中西部经济联系也将更加紧密。
金沙江天然落差5100米,水能蕴藏量达到40000MW，是水电站的“富矿”。溪洛渡和向家坝水电站是金沙江干流规划中的处于河段最后面的两级，于四川云南省交界的金沙江上。距华东（上海）和华中（武汉）分别是1750公里和980公里，因此向华东和华中输电和联网均超过HVDC平均点(800公里)。它的建设不仅增加三峡，葛洲坝枯期保证出力，还具有防洪、灌溉、养活三峡水库的泥沙淤积等一系列社会效益。
溪洛渡，向家坝水电站是继三峡工程之后，在电力建设中具有重大战略意义的又一宏伟工程。除此之外，我国西部地区，还有一批水电站的工程，如龙滩、小湾、拉西瓦、公伯峡、景洪等水电站，装机容量均在1000MW以上。
金沙江一期工程溪洛渡、向家坝水电站是加大西电东送力度的重要战略项目，已列入国家电力发展“十五”期间重点项目前期工作计划。溪洛渡、向家坝水电站总装机容量１８６０万千瓦，多年平均发电量８７３亿千瓦时。 其中各送930万千瓦将通过HVDC方式向华东、华中进行输送。
１９９９年１２月１４日，中国长江三峡工程开发总公司委托国家电力公司开展金沙江一期工程输电系统规划设计工作。此后国家电力公司组织力量重点研究了由不同输电方式、不同输电电压等级、不同的输电规模组合的１２个基本输电方案，分为纯直流（±５００千伏或±６００千伏）、纯交流（特高压１１５０千伏）和交直流混合（至华中为交流７５０千伏或５００千伏，至华东为直流 ±６００千伏或±７５０千伏）三大类。
专家提出，鉴于本工程的实际情况，金沙江一期工程的西电东送输电方案不宜选用１１５０千伏特高压电压等级送电；采用７５０千伏交流送电华中，与采用５００千伏交流相比，在技术上没有多大优越性，经济上又较贵，本工程不予推荐；纯直流方案经济性较好，两电站输电方案清晰，过渡方便，是一个较好方案。因此，纯直流方案应是首选方案，建议按此方案开展下阶段工作。金沙江一期工程送电川渝、云南采用５００千伏的电压等级可较好满足要求。输电直接从电站开关站出线，就近接入川渝电网、云南电网。电站接线应可避免川渝、云南电网在电站侧交流联网运行。专家们还肯定了溪洛渡及向家坝电站东送线路按南、北两个通道考虑的思路。
5 全国电网联网与直流联网“背靠背”工程
按照西电东送、南北互联、全国联网的方针，全国互联电网的基本格局是：全国将以三峡输电系统为主体，向东、西、南、北四个方向辐射，形成以北、中、南送电通道为主体、南北电网间多点互联、纵向通道联系较为紧密的全国互联电网格局。北、中、南三大片电网之间原则上采用直流背靠背或常规直流隔开，以控制交流同步电网的规模。
“十五”期间全国联网是以三峡工程为契机，并以三峡电站为中心，向东、西、南、北四个方向辐射，建设东、西、南、北四个方向的联网和送电线路，并在条件成熟的电网间实现周边联网。除已建成的东北与华北联网工程、拟开工建设的福建与华东联网工程外，其它项目的实施顺序是华中与华北联网工程、华中与华东联网工程（三峡至华东第一回直流工程）、山东与华北联网工程（德州－沧州）、华中与南方联网工程（三峡至广东直流工程）、华中与川渝联网工程（通过三万线）、华中与西北联网工程、川渝与西北联网工程、山东与华北联网工程、山东与华东联网工程等。
南北端以背靠背直流同河北电网联网。与此同时，还要做好山东与华东、西北与华北、海南与广东、福建与广东等联网工程，以及金沙江一期、龙滩、小湾、瀑布沟、三板溪等大型水电站输电规划的前期论证工作。
根据我国电网规划，2003年前后，随着三峡工程的建成，将要实现全国联网创造条件，其跨区跨省的电网工程如云南天生桥向广州送电；陕西宝鸡向四川成都的送电；阳城向江苏的送电；山西王曲向山东的送电；华北与东北的联网；西北与华北的联网等，这些工程均有直流联网的工程。
我国跨大区电网联网由以下电网组成：
· 华中、华东电网葛上±500V超高压直流联网。
· 云、贵、两广电网天一广交流500KV联网，已建成天广±500KV、1.8GW的直流。联网工程，形成交直流混合联网。
· 四川电网规划2000年前建设宝鸡至成都的±400KV直流联网工程，由宝鸡至成都送电1.2GW。
· 2005年前建设綦江至遵义的交流500KV联网线路由贵州向四川送电。
· 华中电网从湖南娄底到广西柳州与云、贵两广电网联网。
· 80年代西北电网为向华中送电并拟通过葛上直流转送华东电网。后改成由华中电网的中部襄阳经安康到西安，距离450—500公里。因考虑到西北较大容量煤电送华中电网和跨流域调节的功能，以超高压直流联网。
· 华中与华北联网，由山西阳城电厂以交流500KV向华东淮阴送电，形成山西电网联网。华中与华北是采用直流联网。联网地点应根据不同情况采用不同方案。
6 直流输电系统的国产化
长期以来我国多个重点直流输电工程（如：葛洲坝工程、天生桥工程）高价大量外汇购买，对西方跨国公司形成了依赖性。为此，国家为了实现直流输电系统的国产化，国务院就此做出了重大决策，通过三峡工程，投入了大量资金引进国外先进技术。彻底解决直流输电的国产化问题。
国家有关部委在考察论证国内研制开发晶闸管的厂、所的状况之后，国务院三峡工程建设委员会办公室于１９９８年５月下发“国三峡办发装字[1998]049 号”文件“关于三峡─常州±500KV 直流输电工程换流站设备招标”文件中明确提出“……大电流、高电压可控硅是我国直流输电、冶金、海上石油平台等多种行业需要的电力电子工业元器件，为满足我国需要，要通过三峡直流输电设备的招标，引进晶闸管（3000A/6000-8000V）制造技术，由基础较好的西安电力电子技术研究所接受转让技术，利用引进技术制造的产品，在葛─沪线上试用……，在三峡第一条直流线路中使用”
西安电力电子技术研究所承担了直流输电阀中的关键器件大功率晶闸管的技术引进和三广、贵广线中换流阀中大功率晶闸管的制造任务。具有世界级规模和技术水平的国家重点工程“三峡至广东输变电工程”和“贵州至广东输变电工程”的工程已经开始实施。2001年12月在北京我所与ABB电力系统公司、Siemens公司直流部正式签订三峡—广东和贵州—广东±500kV直流输电项目，合同总额为840万美元。经过引进国外技术，实现三峡直流输电工程和“西电东送”使用国产大功率晶闸管产品的目标。以提高我国直流输电工程晶闸管国产化水平，填补国内空白，这对振兴民族工业具有重大意义。

参考文献:
[1] 国家经贸委，《国家电力“十五”规划》，2001年
[2] 周小谦，《中国电力工业发展的前景》，2001年
[3] 中国水利报，《三峡工程进入冲刺阶段商机尽现》，2001年9月17号
[4] 国家电力公司，《国家电力信息网》，2002年7月
[5] 电力电力报社，《中国电力新闻网》，2002年7月

1000kV特高压交流输电技术

中国电力网 2008年10月20日09:40 来源：www.chinapower.com.cn

电力系统和输电规模的扩大，世界高新技术的发展，推动了特高压输电技术的研究。从本世纪60年代开始，前苏联、美国、日本和意大利等国，先后进行基础性研究、实用技术研究和设备研制，已取得了突破性的研究成果，制造出成套的特高压输电设备。前苏联已建成额定电压1150kV（最高运行电压l200kV）的交流输电线路1900多公里并有900公里已经按设计电压运行；日本已建成额定电压l0OOkV(最高运行电压llOOkV)的同杆双回输电线路426公里。百万伏级交流线路单回的输送容量超过5000MW，且具有明显的经济效益和可靠性，作为中、远距离输电的基干线路，将在电网的建设和发展中起重要的作用。

特高压输电技术的复杂性以及它在电力系统中的作用，是现有电压等级无法相比的，因此无论是基础研究，还是实用技术研究，所投入的资金和人力比超高压要大得多，设备的研制也要困难得多。日本和前苏联的实践表明：特高压交流输电技术已基本成熟。交流特高压技术几乎没有难以克服的技术问题。从输变电设备制造技术上，前苏联已基本成熟，但技术水平相对落后；日本已经达到国际领先水平，并经历了长达5年的带电试验考核，目前变电设备处于分别载流和加压试验阶段，但输电线路一直降压运行。

随着经济的全球化趋势和科学技术的迅速发展，我国的电力系统也将面临着巨大的挑战和机遇。在未来的15～20年内我国的电力工业将保持快速发展的步伐，预计全国电力装机容量在2010年和2020年将分别达到780GW和1000GW。由于我国能源和负荷分布的特点，能源集中在西部和北部地区，而负荷又集中在东部和南部沿海地区，需要利用特高压进行远距离、大容量输送电力。为加速实现西电东送、南北互供和全国联网，从战略发展的高度，将首先在我国西南水电和西北火电基地的开发建设中出现我国的特高压输电电网。按自然传输功率计算，1条特高压线路的传输功率相当于4～5条500kV超高压线路的传输功率（约4000～5000MVA），这将节约宝贵的输电走廊和大大提升我国电力工业可持续发展的能力。我国在特高压领域已经开展一定科研及设备研制的基础工作，积累了一些经验。特高压输电技术包括设备研制、线路绝缘设计以及运行控制技术是在超高压输电尤其是500kV和750kV输电技术基础上发展起来的。然而，特高压输电系统的电压水平较高、线路产生的无功功率较大、短路电流非周期分量衰减缓慢，对特高压输电的设计和运行产生影响。

在我国特高压制造技术虽然具备一定的基础，但仍有一些技术尚需要解决。国际上特高压输变电技术基本掌握在少数几个国家手中，我国需要加大科研工作力度，努力掌握核心技术。另外一方面，近几年，随着我国750kV输电工程的建成，相对于特高压输电技术，应该说发展特高压设备制造能力及技术应该会更快一些。我国的电气设备制造水平和工艺随着750kV工程的上马，有了新的发展和进步，不少企业已具备制造特高压设备的技术条件和生产能力，只要工程需要，研制特高压输变电设备是可能的。预计2008年前后建成我国第一条1000kV特高压交流试验示范工程（晋东南——荆门），到2010年前后国家电网特高压骨干网架将初步形成，但国家电网特高压骨干网架建设是一个逐步完善的过程。

技术经济比较研究表明：在我国发展特高压交流输电是可行的。从技术的角度看，采用特高压输电技术是实现提高电网输电能力的主要手段之一，还能够取得减少占用输电走廊、改善电网结构等方面的优势；从经济方面的角度看，根据目前的研究成果，输送10GW水电条件下，与其它输电方式相比，特高压交流输电有竞争力的输电范围能够达到1000～1500公里。如果输送距离较短、输送容量较大，特高压交流的竞争优势更为明显。因此，特高压交流输电技术己较成熟，具备应用条件。

应用目标与原则：

（1）从技术和经济上来看，在我国长距离大容量输电中采用特高压交流输电是可行的。特高压交流输电技术将在未来国家电网骨干电网输电中发挥重要作用。
（2）应用特高压交流输电技术的目的是提高线路输电能力，降低输送每千瓦功率的成本和节省线路走廊。
（3）抓紧建设1000kV特高压交流输电示范工程，到2008年建成我国特高压交流输电示范工程（山西晋东南——湖北荆门），在取得经验后进行应用，到2010年国家电网特高压骨干网架将初步形成核心网架。
（4）研究1000kV交流特高压线路工频过电压、操作过电压及其控制措施技术。
（5）研究1000kV交流特高压线路系统运行技术，包括无功电压控制、安全稳定监测和控制、设备运行维护等等。
（6）因地制宜建设1000kV同塔单回或双回特高压交流输电线路。
（7）积极推进1000kV交流特高压输电系统串联补偿和并联补偿技术。
（8）研究1000kV交流特高压紧凑型输电技术。
（9）研究高海拔1000kV交流特高压输电技术。
（10）研究1000kV交流特高压输电应用新型材料、技术，包括：低噪声导线、高强度节能型金具、高强钢在杆塔中应用、钢管塔、环保型地基基础、直升飞机放线施工等等。

应用注意事项：

（1）从我国的国情出发，站在全国联网战略规划研究的高度(全局性、长远性、前瞻性)，从提高输电能力、节省线路走廊等多方面进行技术经济比较，在应用特高压交流输电技术时做到安全可靠、经济合理。
（2）因地制宜学习国外大电网建设的经验。虽然在世界范围内，特高压输变电技术的储备是足够的，但取得的运行经验是初步的，还存在风险和困难，有些技术问题还需要进行深入的研究，特别要结合中国电网的实际情况，在吸取国外经验的基础上大胆创新，在下列方面要开展专门研究，例如：无功电压控制问题、过电压及潜供电流控制问题、特高压电网及下级电网协调发展问题、交/直流系统协调发展问题及安全稳定控制问题等等。
（3）研究应用于特高压输电系统的串补及可控串补技术，满足远距离、大容量、经济送电的需求。在我国特高压输电示范工程建设及实施过程中，这两种主要设备应加快研制开发及国产化的进程，满足未来电网长远发展需要。
（4）为实现建设国家特高压电网的战略目标，除了考虑不同输电方案的技术经济比较外，还应考虑特高压电网的特殊地位和作用，结合我国500kV发展的经验和教训，从长远角度去规划和建设国家特高压电网骨干网架，考虑特高压重要通道及联络线以及重要输变电设备在未来电网中的适应性问题，重要设备参数及性能能够适应未来电网的发展要求，才能最大限度满足电力市场化对电网的需求，从而实现最大范围内的资源优化配置。

特高压线路助力山西输煤改输电 http://www.jrj.com 2009年02月16日 15:05 新京报

　　带动周边电力装机容量三年增长5倍，可就地转化原煤1800万吨

　　山西在从煤炭资源大省转型为清洁能源输出大省方面有了新尝试。记者近日从山西电力公司长治变电站了解到，我国第一条特高压晋东南至荆门1000千伏特高压交流输电线路正式投入商业运行后，工程起点地山西长治的对外输电能力大为提高，并直接带动了周边电源点的建设。

　　产业生态

　　3年带动装机容量增长5倍

　　晋东南特高压管理处负责人告诉记者，特高压线路的输电能力高，距离远，该条线路每天最高输送能力为300万千瓦。自1月6日正式投入商业运行以来，由于目前用电需求不高，该条线路对华北电网供电达120万千瓦左右；而以前50千伏电压等级变电站对外输电最高容量仅为100万千瓦。

　　“山西省政府其实在上世纪90年代就提出了输煤输电并举，两条腿走路的发展思路，但电网的建设滞后制约了对外输电的能力。”山西省电力公司相关人士告诉记者。“项目建设之初，在山西省内，各个地市都希望能把特高压工程起点建在自己区域内，因为这将直接带动当地电源建设，把输煤改成高效的输电。”

　　记者从山西省电力公司了解到，目前在特高压起点周边有10个煤电项目，预计到“十一五”末，长治区总装机容量将达1215万千瓦。而2007年，在特高压项目未投入运行之前，长治地区电源总装机容量仅为204.49万千瓦。这相当于3年时间，特高压带动当地的装机规模增长了5倍。

　　后续建设

　　山西急建 国家电网压步调

　　长治位于山西东南，是特高压项目起点，煤炭资源丰富，2007年长治产煤量已超过了5亿吨。

　　据预测该条特高压运行每年可就地转化原煤1800万吨。此前山西省政府也公开表示，今年将投资1000亿元，建设煤矿坑口电厂25个，并建成三条最高等级特高压线路，“空中高速路”，将煤就地转化成电输送到广东、上海。

　　对此，国家电网相关人士表示，山西目前仅有晋东南至荆门这一条特高压项目，其他的特高压项目可能目前仍在规划中，还没有核准建设。

　　特高压渊源

　　从构想到核准不到20个月

　　国家电网2004年提出建设特高压电网时，正值国内用电紧张时期。2004年12月27日的国网公司党组会议上国家电网正式提出“建设以特高压为核心的坚强国家电网”的构想。2006年8月9日，国家发展改革委员会印发《关于晋东南至荆门特高压交流试验示范工程项目核准的批复》，正式核准了晋东南经南阳至荆门特高压交流试验示范工程。从构想到国家发改委核准批复，前后不到20个月。

　　本报特派记者 钟晶晶 山西报道