主题：三峡输变电工程建设综述

三峡输变电工程建设综述

国家电网公司工程建设部
（北京西城区西长安街86号 100031）

摘要：三峡输变电工 程是三峡工程的三大组成部分之一，承担着三峡电力外送的重要任务。通过三峡输变电工程的建设，形成的“西电东送”工程的中部主干通道，为更大范围内的能源 资源的优化配置创造了条件，促进了全国互联电网的形成，加快了我国电网技术及建设水平的大幅度提高。搞好三峡输变电工程，确保三峡电站，特别是首批机组发电“送得出、落得下、用得上”。
关键词： 输变电工程； 建设； 三峡工程
　　三峡工程无疑凝聚着几代人的梦想，经过我国水利电力专家几十年的反复论证，1992年4月，第七届全国人民代表大会第五次会议通过《关于兴建长江三峡工程决议》。紧接着，各项工作马上展开，大江截流成功，大坝快速地增高，工程建设速度震惊了世界。2003年，大坝蓄水至135m，三峡船闸试通航成功，首批机组即将投运。远在千里之外的人们不禁要问，三峡电力能够“送的出，落得下，用的上”吗？
1 三峡输变电工程的组织建设

国家电网公司是国家电网投资和经营的主体，负责投资、建设和经营跨区域输变电工程和联网工程，负责三峡输变电工程的建设管理，负责调频、调峰电厂的投资、建设与经营，也是中国南方电网有限公司的出资者之一。
　　国家电网公司拥有东北、西北、华北、华东、华中5大电网和3个独立省(区)电网。除西北电网为330 kV骨干网架外，其他跨省电网和山东省独立电网均已形成500kV骨干网架。这些电网覆盖了除广东、广西、云南、贵州、海南、台湾以外的中国大部分城市、 农村，为各界用户提供了优质、可靠的电能和供电服务。国家电网公司拥有220kV及以上电压等级输电线路16万km，其中：500kV输电线路3万km， 330kV输电线路1万km，220kV输电线路12万km；220kV以及以上电压等级变电容量4.3亿kV安。在大功率、长距离直流输电技术上，中国 已跻身于国际先进行列。
　　国家电网公司为保证高质量地完成三峡输变电工程建设任务，在建设管理上推行了项目法人制、资本金制、招标投标制、工程监理制、合同管理制。实现了对工程建设过程的“四控制、两管理、一协调”，摸索出 一整套行之有效的输变电工程建设管理模式，保证了三峡输变电工程高质量、低造价的按计划顺利进行。根据三峡输变电工程稽察、验收和投产运行等情况看，三峡输变电工程建设质量达到了分部工程验收合格率100％，分项工程验收优良率100％，在国内处于领先水平。投产运行工程的主设备运行良好，调度自动化系统运行正常，通信系统畅通，运行指标好于国内其它同类同等规模工程的运行指标。主体工程没有发生重大人身伤亡事故和设备损坏事故，投资控制在概算以内。
2 三峡输变电工程的总体规模
2.1 三峡工程输变电系统设计
　　1995年12月14日，国务院三峡工程建设委员会以国三峡委发办字[1995]35号文下达了“关于三峡工程输变电系统设计的批复意见”，明确三峡水电站供电范围为华中、华东和四川（当时重庆尚未划为直辖市），设计送电能力为华中12 000MW，华东7200MW，四川2000MW；三峡输变电系统共建500kV线路9 100km，其中，交流输电线路总长度6 900km，直流输电线路总长2 200km，交流变电容量2 475万kVA，直流换流站容量12000MW（两个送端，两个受端）；三峡工程送华东采用纯直流方案，直流电压等级定为±500kV，首端换流站的站址在坝区外选择，华中、四川交流线路及华东配套交流部分按500kV电压等级设计；三峡电站500kV出线按15回出线设计，设计中需留有发展余地。
2.2 三峡电站的出线安排
　　三峡电站共安排15回500kV交流出线，分别接入枢纽4段母线，划分为：
　　左一母线出线5回，其中送左岸换流站3回,送重庆2回(远景规划不接左一母线，直接进左岸换流站)；
　　左二母线出线3回为送荆州换流站3回；
　　右一母线出线4回为送荆州换流站2回，送葛洲坝换流站2回（葛洲坝换流站将从接葛洲坝大江升压站改为接入三峡）；
　　右二母线出线三回为送右岸换流站3回（按送华东地区地第二回直流工程）。
2.3 三峡输变电工程系统框架

三峡工程输变电系统经系统计算研究和动模验算，系统主要框架为：湖北是华中网架的中心，分送华中各省的电力要通过湖北，因此湖北的中心地带要形成坚强的电网，将建成双河、孝感、汉阳、凤凰山、咸宁、潜江、荆州、荆门、双河一个接近四边形约650 km的大环网，从网中分送湖南、河南和江西。建设荆州双回至益阳并建设岗市～益阳～长沙～云田线路，从荆门建设至南阳至郑州至新乡线路和小刘至开封线路，建设凤凰山至下陆和咸宁至昌西至南昌至乐万线路和南昌、乐万500kV变电站。
　　送华东采用纯直流输电线路方案，新建两条± 500kV直流输电线路，第一条从左岸换流站（宜昌龙泉）经约1 100km直流线路落点江苏常州（政平），左岸换流站与交流500kV宜昌变电站合建，第二条±500kV直流输电线路从右岸换流站经约1100km直流 线路落点上海，以上两项直流输电线路工程输送容量各3 000MW。此外，将葛洲坝至上海直流工程在三峡右一母线建成时，从原接入葛洲坝大江升压站改接入三峡右一母线，输送功率为1 200 MW。安排在华东地区的交流500kV输变电工程主要配合常州政平和上海的换流站送出，政平换流站经双回500kV交流线路送入江苏常州的武南500kV 变电站，并建设至东善桥和安徽的繁昌变电站500kV线路、建设常州至宜兴500kV双回线，建设安徽洛河电厂至阜阳500kV线路、阜阳变电站和宜兴 500 kV变电站，建设常州武南至瓶窑变电站的第二回500kV输电线路。落点上海的换流站的外送，建设至黄渡三回500kV线路，在负荷中心建设浙江杭东 100万kVA主变压器和王店至湖州输变电工程。
　　在重庆市建设从三峡至万县（现万州）500kV双回线，经500kV万县变电站建至长寿变电站双回线，从长寿变电站至重庆陈家桥变电站建成一回线。万县变电站的规划规模容量为2×75万kVA。
　　随着工作的深入和系统需要的变化，工程项目做了部分调整。2001年国务院决定在2005年以前，以“西电东送”方式新送入广东电力10 000 MW，其中决定新建从三峡以±500 kV直流输电方式送广东3 000MW。其首端换流站设在荆州，换流站与原规划500kV交流荆州变电站合建，终端换流站选在广东惠州，±500kV直流输电线路规划长度约975km，额定输送容量3 000MW，计划2004年2月建成单极，2004年6月建成双极，直流设备通过国际招标择优选购，合同已在2001年生效，该工程经国务院三峡建设委员会和国家计委（现国家发改委）同意已纳入三峡输变电工程规模之内。
2.4 调整后的三峡输变电工程总体规模
　　根据三峡电站供电范围发生的变化，经国务院三峡建委批准（国三峡委发文办[2002]13号），对原批复方案规模进行了调整，减少交流线路381 km、交流变电容量200万kVA、直流线路210km并计入三峡至广东直流工程后，现三峡输变电工程总体建设规模为：
　　交流线路55个单项工程，线路总长度6 519km，交流变电33个单项工程，变电总容量2 275万kVA，其中华中地区(含川渝地区)47个线路单项工程，线路长度5 663km，22个变电单项工程，容量1425万kVA；华东地区8个线路单项工程，线路长度856km，11个变电单项工程，容量850万kVA。
直流工程总计3个单项工程，直流输电线路3条总长度2 965km、换流站6座总容量1800MW，其中三常直流工程线路设计长度890km，换流站2座容量6 000MW；三广直流工程线路规划长度975km，换流站2座容量6 000MW；三峡右岸至上海白鹤直流工程线路规划长度1 100km，换流站2座容量6000MW。
三峡输变电工程静态投资人民币322.7446亿元，计划于2008年全部建成。
3 三峡输变电工程建设计划安排
　　三峡输变电工程建设的安排，总的原则是与三峡电站装机进度同步，确保三峡电力能“送得出，落得下，用得上”。
　　根据三峡电站的计划装机进度，2003年开始并网发电，2009年26台机组全部建成发电，按此三峡输变电工程的建设安排分成三个阶段：
　　第一阶段：1997～2003年。这阶段的工 程应确保三峡2003年首批投产机组的发电送出，其中关键是建成三峡至常州直流输电工程，还应加强华中电网的主网架和鄂豫、鄂湘、鄂赣联网工程，加强直流工程落点到常州政平之后的交流500kV输变电工程的配套送出，此外为重庆地区移民用电的需要提前1997年开工建设长寿至万县500kV输电线路，建成 万县变电站的220kV变电部分暂降压220kV运行，为配合川电东送，需要安排三峡至万县输电线路，建设万县变电站500kV部分。河南、湖南、江西三 省三峡输变电工程的重点建设负荷中心的项目。
　　第二阶段：2004～2006年。这阶段的工程应确保三峡电站左岸电站14台机组的发电送出，其中重中之重是建成三峡至广东直流输电工程，输送额定容量3000MW，2004年2月建成单极，2004年6月建成双极，直流输电线路约975km，在湖北的荆州和广东惠州建换流站，荆州换流站与500kV荆州变电站合建，同时建设相应的交流输变电工程。
　　第三阶段：2007～2010年。这阶段的工程应确保三峡电站右岸电站12台机组的发电送出，其中重中之重是三峡送上海的直流输电工程，输送额定容量3 000MW，应在2008年建成，这阶段工程还应将葛洲坝换流站改接到三峡电站右一母线，此时还应发挥葛南直流输电工程的作用应能满足额定输送容量1 200MW的要求。此阶段还应建设相应的交流输变电工程以配合上海白鹤换流站的送出。
4 三峡输变电工程建设进展情况

1997年3月26日开工建设三峡输变电第一个单项工程，即长寿至万县500kV输变电工程，输电线路长176km，建成万县500kV变电站的220kV部分，暂降压220kV运行，临时接入重庆长寿220kV系统。这工程于1998年6月建成投产。
　　1998年开工建设双河至南阳500kV输电线路321km，凤凰山至下陆500kV输电线路63km，南昌500kV变电站。
　　1999年开工建设岗市至长沙500 kV输电线路187km，南阳至小刘500 kV输电线路206km。开工建设长沙、孝感、新乡新建500 kV变电站，以及建设双河、凤凰山、小刘三个原有变电站的扩建出线间隔，三峡至常州直流输变工程的两个换流站进行四通一平工作。
　　2000年开工建设汉阳至孝感500kV输电 线路66km，郑州西至新乡500kV输电线路双回2×55km，三峡左岸电厂至龙泉换流站三回500kV输电线路3×65 km，龙泉换流站至荆门500 kV输电线路双回线2×80km，荆门至荆州500kV输电线路78km，武南至繁昌500kV输电线路268km，武南至瓶窑500kV输电线路 147km，左岸电厂至万县500kV输电线路311km，长沙至云田500kV输电线路46km，新建湖南益阳500kV变电站，三峡至常州直流输电工 程的龙泉、政平两换流站土建工程开工，直流线路工程开工。
　　2001年开工建设小刘至开封500kV输电线路85km，洛河至阜阳500kV输电线路128km，新建开封500kV变电站，杭东变电站扩容，500kV万县变500kV部分。
　　2002年开工建设陈家桥至长寿500kV输 电线路91km，三峡左岸电厂至万县II回500kV输电线路320km，长寿至万县II回500kV输电线路180km，左岸电厂至荆州换流站三回 500kV输电线路3×140km，荆州至益阳500kV输电线路220km，南昌至乐万500kV输电线路120km，政平至宜兴500kV输电线路2 ×50km，荆门至荆州II回500kV输电线路65km，新建昌西开关站、新余变电站。
　　从1997年开工至2002年底止，已开工的建设规模为：交流线路35个单项工程，线路总长度4 649km，交流变电15个单项工程，变电总容量1 000万kVA，其中华中地区（含川渝地区）30个线路单项工程，线路长度4 001km，14个变电工程，容量750万kVA；华东地区5个线路单项工程，线路长度648km，3个变电单项工程，容量250万kVA。直流工程2个单项工程，其中直流线路2条总长度1 822km；直流换流站4座，换流站总容量12 000MW。
5 三峡输变电工程投产情况

1998年建成长寿至万县500kV输电线路（176km）及万县变电站220kV部分并降压运行；
　　2000年建成500kV双河至南阳（321m）、凤凰山至下陆（63km）、南阳至郑州（206km）500kV输电线路工程，500kV南昌变电站（75万kVA）及双河变、凤凰山变扩建间隔；
　　2001年建成500kV岗市至长沙 （187km）、长沙至云田（46km）、汉阳至孝感（66km）、郑州至新乡（2×55km）、左一电厂至万县（311km）、小刘至开封（79km） 500kV输电线路工程，建成500kV长沙（75万kVA）、益阳（75万kVA）、新乡（75万kVA）、孝感（75万kVA）变电站、万县变扩建 （75万kVA）及汉阳变、长寿变（万县侧）、岗市变扩建间隔；
　　2002年建成武南至繁昌（268km）、武 南至瓶窑（147km）、左一电厂至龙泉（3×70km）、龙泉至荆门（2×80km）、阜阳至洛河（128km）、武南至政平（2×7km）、陈家桥至 长寿II回（80km）500kV输电线路，建成荆门开关站、阜阳（75万kVA）、开封（75万kVA）、杭州东（100万kVA）变电站、华东地区8 个间隔扩建及长寿变（陈家桥侧）、陈家桥变扩建间隔。
　　截至2002年底已投产工程规模为：交流线路 21个单项工程，线路总长度2 599km，交流变电10个单项工程，变电总容量700万kVA。其中华中地区（含川渝地区）已完工17个线路单项工程，线路长度2 051km，8个变电单项工程，容量525万kVA；华东地区已完工4个线路单项工程，线路长度548 km，2个变电单项工程，容量175万kVA（以上统计数据未包括变电站间隔扩建投产数量，共投产扩建间隔16个，其中华中地区（含川渝地区）8个变电站 间隔扩建，华东地区8个变电站间隔扩建）。直流工程1个单项工程，其中直流线路1条，线路长度860km，直流换流站2座，换流站容量3 000 MW。累计投资完成约人民币140亿元。
　　同时，系统二次及通信工程也相应的安全控制及调度自动化工程，已完成了国有力调度通信的EMS系统、重庆市调EMS系统、电能量计费主站系统、京沪和京汉微波改造工程、北京地区光纤环网等一系列工程，改善和加强了调度通信网络，提高了通信的可靠性。累计完成投资人民币3.4亿元。
　　三峡至常州直流工程已于2003年6月4日完成试运行，并于6月23日正式移交生产运行单位。三峡二期输变电工程建设任务基本完成，可以满足三峡首批机组发电的送电要求。
6 配套220kV输变电工程建设情况
　　根据三峡电力送出需要，国家电网公司自筹资金，组织各网省电力公司建设相关配套220kV变电站16座（新建8座，扩建8座），220kV输变电线路61条，其中华中地区（含川渝）配套220kV 变电站13座（新建5座，扩建8座），220kV输电线路50条；华东地区配套220kV变电站3座（新建），220kV输电线路11条。目前，除龙泉换流站至白家冲的一回220kV线路计划于今年10月份建成投产之外，其余配套220kV工程均能按期投产，所投产的220kV配套工程能够保证三峡电力 “落得下，用的上”。
7 结束语

截至目 前，已建成的三峡输变电工程都已投入运行，运行状态良好，为所在省、市、地区的电力供应和电网稳定做出了积极贡献，得到了地方政府的好评，并为三峡电力的送出做好了充分准备，能够确保三峡电力“送的出，落得下，用的下”，国家电网公司将会再接再厉，确保三峡工程三期建设任务的完成。
参考文献
[1] 卢元荣.中国电网建设[M].北京：中国电力出版社，2002.
（编辑：胡少华）
收稿日期：2003-06-27
作者简介：国家电网公司工程建设部。

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卢元荣闲来无事，只能写这种文章了

葛上直流综合改造工程荆门换流站开工

(2008年)12月30日，葛洲坝——上海直流综合改造工程荆门换流站开工仪式在湖北荆门举行。国家能源局、国务院三峡办、中电联、国家电网公司、中国电力顾问集团公司和湖北省有关政府部门的领导出席开工仪式。湖北省委常委、副省长汤涛，国家电网公司副总经理舒印彪出席开工仪式并讲话。

　　葛（洲坝）上（海）直流综合改造工程起自湖北±500千伏荆门换流站，终点为上海±500千伏沪西（枫泾）换流站，线路总长度为976公里，额定输电功率300万千瓦。线路途经湖北、安徽、浙江、江苏和上海等五省市。

　　葛（洲坝）上（海）直流综合改造工程为满足三峡地下电站和四川水电送出需要，加大华中与华东联网规模，增加华东电网和上海电网抗风险能力。按照计划，葛上直流综合改造工程将于2010年建成。

　　葛上直流综合改造工程采用国内成熟先进的直流输电技术，新建湖北的荆门、上海的沪西两座换流站，利用现有线路走廊约914公里采用直流线路同杆并架技术进行改建，使通道使用率在原有基础上提高五倍，节约线路走廊占地约60.8平方公里。送到上海的新增300万千瓦清洁能源，相当于节约标煤150万吨，大大降低了上海硫化物和二氧化碳排放，是典型的“资源节约型、环境友好型”工程。

　　作为三峡地下电站送出工程，葛上直流综合改造工程投产后，将促进华中、华东、华北等大区电网间“水火互济”运行，进一步增强三峡电站电力外送能力，显著提高跨区域能源资源优化配置能力，具有显著的经济与社会效益。该工程也将使上海从外区受电的能力得到大大加强，同时也能缓解华东交流网架的压力，提高华东电网、上海电网供电充裕度和抗风险能力，为上海这个特大城市经济发展提供坚实的能源支持。

　　华东地区是我国经济最发达地区之一，电力需求旺盛，能源资源匮乏，人口密集，环保、土地和运输压力很大。华东电网用电负荷水平高，用电增长块、水电比重小。到2010年华东电网全社会用电量将达到9285亿千瓦时，全社会最大用电负荷15860万千瓦。华东电网在“十一五”末至“十二五”初期将出现电力缺口，受能源供应紧张、国际油气价格等因素影响，供需缺口将进一步增大。积极消纳区外来电是满足华东地区电力快速增长，保障经济社会可持续发展的有效途径。而到2010年，华中电网全社会最大负荷将达到9150万千瓦，装机容量总规模为15235亿千瓦。因此，华中电网电力盈余约达2000万千瓦（包括三峡地下电站420万千瓦电力），需要用电需求旺盛的华东和上海电网消纳。

　　三峡地下电站位于三峡右岸，装机容量6×70万千瓦，多年平均新增三峡年发电量34亿千瓦时，扩建条件好，单位容量成本低。为保证三峡地下电站电力送出，实现电网水火调剂运行、合理消纳三峡地下电站电能，促进更大范围资源优化配置，充分发挥三峡电站的容量效益和电量效益，2008年12月8日获国家发展改革委核准（发改能源[2008]3381号）葛上直流综合改造工程开工建设。

　　葛上直流改造工程沪西（枫泾）换流站开工仪式同日举行。

水电应急交易机制率先试水华中电网
2009-5-29 21:04:47　 国际电力网　

华中地区的夏季汛期即将来临，当水电出现大发而面临弃水时，如何充分消纳弃水电量是摆在华中电力监管、各电网企业面前的一个现实问题。 5月20日，一份推动水电交易、促进水能资源在区域范围优化配置、有利于节能减排的文件由国家电力监管委员会华中电监局向区域内电力企业发布实施，一个崭新的由华中电网公司负责组织实施的水电应急交易机制率先试水华中电网。

华中地区的能源资源分布具有“南水、北火、西水气”的特点，在电网的整体运行格局上呈现“南北水火互济、东西丰枯调剂”的局面，这使得华中电网具有在区域内进行大范围电力资源调剂的客观优势和潜力。截至2008年底，华中地区统调总装机容量达1.44亿千瓦，其中水、火电比重分别约占40％、60％。充分利用好华中区域的水能资源，让水电在汛期大发时尽量不弃水或少弃水，对华中地区建设节能型社会有着重要意义。

据介绍，华中电监局是在综合考虑区域内各电网、发电企业的意见，并本着符合国家的能源政策和节能减排的文件精神，有益于华中区域的社会经济发展的考虑制定的该办法。并立即颁布实施了《华中区域水电减弃增发应急交易暂行办法》。该《办法》的主要思想是充分利用华中的水能资源、发挥省间（或重要断面）输电通道能力，通过建立水电应急交易机制，促使部分省（市）的富余水电在全区范围内得到及时、高效利用。其水电应急交易采取自愿协商的市场方式和按负荷比例分摊方式。

据了解，《办法》中所界定的水电应急交易为在特定时期内（水电主汛期或非汛期但面临弃水时）区域内一个或几个省（市）水电电量无法全部在本省（市）内消化，需纳入区域内其他省（市）消纳而开展的省（市）间短期临时电量交易。

华中电网率先建立水电应急交易机制

时间2009-05-21 16:25来源新华网

近日，国家电力监管委员会华中电监局向区域内电力企业发布实施报告，华中电网将率先使用水电应急交易机制，华中地区的夏季汛期来临、水电出现大发而面临弃水时，如何充分消纳弃水电量的问题有望得到解决。

《办法》指出，将充分利用华中的水能资源，发挥省间（或重要断面）输电通道能力，通过建立水电应急交易机制，促使部分省（市）的富余水电在全区范围内得到及时、高效利用。其水电应急交易采取自愿协商的市场方式和按负荷比例分摊方式。

《办法》中所界定的水电应急交易为在特定时期内（水电主汛期或非汛期但面临弃水时）区域内一个或几个省（市）水电电量无法全部在本省（市）内消化，需纳入区域内其他省（市）消纳而开展的省（市）间短期临时电量交易，由华中电网有限公司负责组织实施。

华中地区能源资源分布具有“南水、北火、西水气”的特点，在电网的整体运行格局上呈现“南北水火互济、东西丰枯调剂”的局面，这使得华中电网具有在区域内进行大范围电力资源调剂的客观优势和潜力。截至２００８年底，华中地区统调总装机容量达１.４４亿千瓦，其中水、火电比重分别约占４０％、６０％。充分利用好华中区域的水能资源，让水电在汛期大发时尽量不弃水或少弃水，对华中地区建设节能型社会有着重要意义。　

华中电网调度:打造三峡电力外送的绿色平台
2005-03-13

随著三峡左岸电厂和大量三峡外送工程的建成投运，华中电网成为了名符其实的全国互联电网的中枢。无论是三峡电厂机组，还是华东、南方三条直流输电系统的一举一动，都牵动著华中电网的神经。华中电网正用她宽阔的胸襟包容著这座中国乃至世界最大的水力发电厂，为其起著电力外送正负备用的作用。

为了保证华中电网每天向华东、南方电网输送600多万千瓦电力、1.4亿千瓦时电量，华中网调无时不在精心调度，以确保华中电网这个大平台安全、稳定、可靠运行。

未雨绸缪，为三峡电力安全外送做好充分的准备

华中电网公司对三峡电力安全外送的重要性有著清醒的认识。从2002年开始，他们就未雨绸缪，组织专业人员深入细致地研究以三峡为中心的电网运行中的重要技术问题和调度管理关系。本著确保华中电网以及全国互联电网的安全稳定运行，实现三峡电力资源在全国范围内的优化配置，更好地配合国调的工作等目的，华中网调在此方面进行了系统的研究，形成了《关于三峡电厂并网发电后华中电网调度运行有关问题的建议》，并于2003年6月正式向有关部门提出。该建议就华中电网的频率调整与考核、计划编制与修改、电网的调峰调压与事故备用、电网操作、事故处理、安全稳定控制、检修管理、继电保护等八个方面提出了具体建议。

三峡电厂发电之前，水位要从67米蓄水至135米。为此，要减少三峡水库的出库流量，从而减少葛洲坝电厂日均出力100万千瓦、累计电量6亿千瓦时。为保证电网安全，保证三峡按期蓄水任务的完成，华中网调克服了电力、电量严重不足等困难，及时调整电网运行方式，在全网范围内统筹科学调度，安排众多的水、火电机组轮换开停，确保了三峡按期蓄水，实现了预期目标。

沉著应对，迎接三峡电厂对电网安全的挑战

从三峡首台机组并网发电开始，华中网调就承担了较高的电网安全运行风险。

三峡电厂单机容量70万千瓦，每台机组的投产，都要进行多次启停试验和甩负荷试验，时间跨度长，给华中电网的方式安排带来了一系列的问题。2003年5月，三峡首台机组并网调试，系统的备用容量十分紧张。当时，网内重要水电厂丹江电厂的水库水位已经在死水位以下，失去了调节能力。网调以大局为重，科学预测全网的水情，将隔河巖水库在主汛期始终保持高水位运行，以保持其调节能力。最终，经过艰苦的努力和多方组织，筹备了调试所需的系统备用容量。至今，在三峡电厂10台机组的投产中，华中网调始终全力支持，克服重重困难，创造调试所需要的环境和条件，保证了每台机组的顺利投产。

随著三峡电厂新机组的不断投产，三峡电力外送的问题越来越突出。华中网调及时配合国调，在今年抓紧完成了三峡配套的江城直流双极调试、龙政直流超负荷试验以及斗孝Ⅱ回线、三峡左二电厂500千伏升压站、三江Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ回线、万龙线、龙斗Ⅲ回线的投产调试等任务。这些大容量输变电工程的投产调试和大负荷试验，对电网运行方式影响很大，华中网调做了极为细致的工作，保证了调试期间电网所需要的足够的正、负备用容量。在三峡机组甩负荷试验中以及设备跳闸时，华中网调迅速采取措施，强化统一调度，保证了华中电网的频率、电压正常，保持了电网的安全运行。

由于三峡电厂单机容量大，发输电系统设备容量也很大，其故障对电力系统的冲击很大，会造成系统频率、电压异常和部分输变电设备过负荷、过稳定极限等问题，甚至有可能引起系统振荡。对此，华中网调认真研究，加强外送潮流的计算，落实稳定措施，做好了三峡电厂机组跳闸、龙政直流、江城直流闭锁等事故处理预案。

在实际运行发生的多次事故和故障中，华中网调有备无患，迅速采取了一系列措施，启动反事故措施预案，保证了电网的安全稳定，战胜了一次次的挑战。

创造条件，保证三峡电厂稳发满发

为了保证三峡电厂稳发、满发，华中网调配合国调，研究并实施了一系列的安全稳定措施，保证了三峡电力的全部安全送出。

华中电网主设备的检修充分考虑三峡电力外送的情况。首先，在汛前安排主网的主设备全部检修完毕；其次，对运行中设备的消缺以及其他设备的检修和试验都安排在低负荷阶段或者低谷时段进行。

针对华中电网在夏季大负荷期间的潮流特点，为保证三峡电力电量安全、足额外送，在国调的领导和协调下，华中电网对不同运行方式下华中电网的主要外送断面（斗双线、斗孝线、斗白线、双白线、江复线及葛岗线）进行了深入细致的潮流、稳定计算分析，在确保安全的前提下，将斗双线稳定限额提高了20万千瓦，为三峡电厂外送增加了空间。

在三峡外送输电通道发生故障时，电力外送受阻，华中电网努力全部消纳三峡富余电力，避免弃水损失，起到蓄电池的关键作用。7月20日，龙政直流系统发生故障，极Ⅱ闭锁，导致三峡电力外送受阻100万千瓦，华中电网承担了这全部100万千瓦的事故剩余电力（在系统恢复正常后又及时送出），避免了三峡弃水。

7月23～25日，龙政直流单极停运消缺，送华东功率由300万降至150万千瓦。为保证三峡电厂不停机或减少出力，网调通过优化电网运行方式，在华中电网调峰十分困难、500千伏斗双线外送压稳定限额的不利条件下，压减华中电网自身送华东的71万千瓦电力，优先保证了三峡分华东181万千瓦电力通过龙政直流、葛沪直流满负荷外送。同时为保证三峡电厂不停机弃水而消纳三峡送华东受阻的90万千瓦电力。

为了保证三峡的水力资源及早得到充分利用，华中电网公司进一步加强了电网建设。今年以来，新投产500千伏线路12条，投产500千伏主变4台，变电容量达2750兆伏安。网络中心湖北电网与豫、湘、赣、渝电网之间都已实现了500千伏双回线联络。日趋坚强的华中500千伏主网，为三峡电厂大规模电力输送打造了坚固的平台。

在今年的迎峰度夏中，系统峰谷差大，电网调峰较困难。华中网调充分发挥区域大电网的优势和优化调度的作用，始终创造条件，避免三峡电厂调峰，保证其全天一条线满发，既支持了电网，又充分利用了三峡水力资源。

华中电网调度关系嬗变

中国电力网 2008年6月25日14:52 来源： 点击直达中国电力社区
作者：曹琰 陈也清

随着电网发展，各级电力调度机构发现，调度对象（发电机组、变电站）越来越多了。如何在确保电网安全、优质、经济运行的统一目标下，适时合理调整各级调度的管辖范围，发挥公司调度系统的整体优势，成为各级调度机构适应电网快速发展的内在要求。
从6月12日15时开始，华中电网电力调度通信中心将所辖部分河南电网500千伏系统设备及接入500千伏网架的发电机组，正式委托给河南省电力调度通信中心调度。
　　对华中电网有限公司而言，适当“放权”是为了更好地管理，在保障电网安全上更有所作为，还可以有更多的精力研究国家电网公司布点华中的首条特高压交流线路对电网带来的机遇与挑战，更好地为公司发展战略服务。
应变
　　此次调度关系调整源于华中电网近年的快速发展。
　　近年来，华中电网规模急剧扩大，电源大量投产，并且大部分接入500千伏系统。按照调度管理权限的分配，这使得由华中网调直接调度管理的设备迅猛增加。截至2007年年底，华中电网统调总装机容量达12621万千瓦，单以2007年当年投运的新机组来看，接入500千伏电网的机组就达到了1882.9万千瓦，占当年总投产容量的69％，这对华中区域电网的运行控制水平、调度管理模式提出了新的、更高的要求。
　　随着500千伏层面大机组大量投产，华中网调也希望将部分直调厂放在省级调度机构，以进一步发挥大机组优势，同时，也更利于省间联络线潮流控制和省内断面潮流控制。
　　今年年底，晋东南至荆门特高压交流试验示范工程将建成投运，这对其下一级电网即500千伏电网的适应性提出了极高的要求。
　　基于上述因素，华中公司在2006年即开始考虑适当调整网调直接调度管理设备的管辖范围，将部分500千伏设备委托省调调度管理。
　　装机增长最快、首条特高压线路从中穿越而过的河南电网，成了华中电网调度关系渐进式调整的第一个尝试。
　　在如何“放手”的选择上，位于豫南地区的厂、站与华中主网紧密联系，对全网安全具有战略价值，因而不在此次委托管理计划中。而豫中、豫西、豫北一些500千伏厂、站，随着电网的发展，由省调管理更能发挥作用。因此，华中网调将位于这些地区的沁北、多宝山、丰鹤等8个发电厂（978万千瓦）机组委托河南省调调度，其中洛热、绿城燃气、宝泉抽蓄电厂的500千伏设备及出线也委托省调调度。此次调度关系调整后，华中网调在河南电网直接调度机组的总容量，由占河南省统调装机容量比例的31.5%下降到11.4％。
　　华中电力调度中心副主任凌卫家表示，调度关系调整后，网调对电网的管理并未弱化。正常情况下，发电厂并网仍需由网调下令，而在事故等紧急情况下，网调可直接下令操作河南省调调度的设备。
无缝对接
　　确保500千伏调度管理关系调整的无缝对接，是华中网调与河南省调的努力目标。
　　在向国家电网公司国家电力调度通信中心汇报并获得支持后，2006年年底，华中电网电力调度中心即成立了工作组赴西北网调、陕西省调、华东网调、江苏省调进行调研，2007年联合河南省调到华东网调进一步了解具体的衔接、运作情况。经过调研，以及与河南省调充分交换意见，一个考虑缜密、充分吸取了华东、西北、南方电网的经验，并结合了华中电网实际和自身特点的调整方案终于提具。
　　方案出炉之后的工作之一是细致的培训。由于调度关系的调整需要一个适应过程，华中网调对河南省调进行了500千伏继电保护方面的专题培训。
　　为了验证网、省调调整后管理界面的默契程度，5月30日，双方进行了一场精心设计的联合反事故演习。演习结果使双方更有信心在迎峰度夏来临前推出这一重大调整。
　　6月2日，华中公司与河南公司就移交细节再次交流。双方一致认为，调度权的委托下放，是基于统一调度、分级管理这个大前提，大家的共同目标都是为了保障大电网安全。
服务大局
　　对华中网调而言，用更多的精力服务特高压已是十分迫切的工作。
　　华中公司在今年5月成立了特高压试验示范工程投运华中电网适应性研究工作组，组织研究工程投运对企业生产、管理、经营、电网运行等方面的影响。抓紧开展对工程投运后华中电网运行特性与适应性的研究，系统梳理和做好方式安排、稳定校核、无功调整、电力电量的组织与消纳等各方面的准备工作。
　　凌卫家表示，在国家电网公司的统一组织下，在调度层面，网调成立了特高压试验示范工程投产保障工作组，在调度关系调整后，调度中心将从每个专业抽调力量潜心研究特高压带来的稳定性问题、电压控制问题、控制策略问题。
　　在华中网调与河南省调关系调整尝试之后，华中电网与湖北、湖南、江西电网的调度管理界面也将伺机调整。最终，华中东部四省电网的各级调度管理关系会统一到一种模式。网调与省调的调度管理界面还会随着华中电网的发展作动态调整。
　　凌卫家表示，“动态”意味着现有的调整并非一成不变。“放下去”的调度对象，一旦在发展变化中的大电网中具有了新的战略价值，就可能会重新收回网调层面来调度管理。在以变应变中，网调与省调在调度管理权限上的动态调整，都是为了进一步保障大电网的安全稳定运行，更好地服务国家电网公司发展战略。

华中电网公司科学调度清江梯级电站 保湖北电力供应
发布时间：2008-08-12　

　　高温7月，华中电网公司准确预计水情，科学调度清江流域各梯级电站，极大缓解了湖北用电紧张的局面。

　　7月上、下旬，清江流域先后有两次强降水过程，流域月降水量居历史第二位，清江流量陡涨，水布垭及隔河岩水库水位均超过汛限水位。水布垭、隔河岩水电厂是华中电网的重要调峰、调频及事故备用电源，面对汛情，华中电网公司调度部门协调省级调度沉着应战，准确预计水情，科学安排计划，精细实时调度。

　　在7月上旬强降水来临前，安排水布垭水库通过发电逐步消落水位，在7月上旬第一次强降水出现后，安排清江梯级电站均调峰蓄水运行，水布垭电厂3台46万千瓦机组高峰全开，低谷全停，梯级电站共为电网提供200万千瓦调峰出力，相当于承担了湖北电网50%以上的调峰电力。有了调峰保障，在湖北电网负荷水平下降的不利情况下，三峡水电厂满发，葛洲坝水电厂满发，鄂西南小水电满发，同时，湖北电网通过交易充分吸纳四川电网低谷水电，减少了四川水电调峰弃水损失，最大限度地实现清江梯级水电站良好的水库库容补偿作用，也为三峡梯级电站与清江梯级电站联合优化调度以及华中电网水电站实现跨省跨流域优化调度提供了非常成功的实例。

　　7月下旬，华中网调预计又一次强降水来临可能导致水布垭水库水位超过汛限水位，于是在水布垭水位起涨前提前加大清江梯级发电方式，同时，预计本次降水过后清江主汛期即将结束，建议动态控制清江梯级水库汛限水位，取得了地方政府的支持。7月22日8时，调度员一声令下，清江流域的水布垭电站3台机组全开满发，隔河岩电站3台机满发，1台备用，高坝洲电站3台机全开满发，湖北境内华中电网调度电厂单机60万千瓦火电机组相继停机备用4台机组，湖北省调相继停机备用火电超过100万千瓦，火电厂按最小方式开机。同时，华中网调临时调整电力交易计划，将交易协议应送湖北的四川电网低谷水电转送河南，为湖北水电大发创造条件。充分实现了水火互济、南北互供的优化调度目标，实现了水能资源的充分利用。本次降水过后，水布垭、隔河岩水库均超过汛末蓄水目标，且未发生弃水，为电网迎峰度夏、奥运保电打下坚实基础。

　　据统计，7月份，在华中电网各级调度机构紧密配合下，科学调度，动态控制汛限水位，水布垭、隔河岩两水库超蓄水量4.13亿立方米，流域折合电量2.4亿千瓦时，相当于节约原煤12万吨；同时高水位运行不仅为电网提供了充分的调峰、调频及事故备用电源，而且有效降低了水电厂发电耗水率，提高了节水增发电量，是合理利用清洁能源、积极开展节能调度工作的极佳案例。（曹琰 陈也清）

　　信息来源：华中电网公司