五年建成一条特高压，一年新增负荷全吃掉？！

构建新型电力系统的实践探索正在各地广泛开展。国网江苏省电力有限公司坚决扛起央企责任，主动担当作为、探索创新，推动全省能源电力走上了绿色、安全、经济、高效“综合最优”的高质量发展之路。即日起，中国电力报推出江苏电力“向‘新’而行”系列报道，敬请关注。

全网调度用电最高负荷突破1亿千瓦的天数超过1/3，多达128天；夏季首次在5月、冬季首次在11月负荷过亿，分别比上年提前19天和14天；最高负荷达1.32亿千瓦······这是江苏电网2023年端出的负荷“账单”。

东联上海、南邻浙江、西接安徽的江苏电网，是国家电网内规模最大的省级电网，受经济社会发展和能源清洁转型拉动，多年来用电量持续增加、负荷不断攀升，2023年统调用电最高负荷比2021年增长了10%，约1200万千瓦。

而从总体处于工业化阶段、苏南地区即将进入后工业化这一实际来看，中长期内江苏电力需求仍将保持稳定增长，以年增长5%~6%计算，最高负荷一年就要增加660万~800万千瓦。“这意味着我们花五年时间建成一条特高压直流输电通道，一年的新增负荷就会全部吃掉，可见江苏电力保供压力仍然巨大。”国网江苏电力董事长、党委书记谢永胜表示。

外引内拓增供应

面对保供挑战，持续引入外电至关重要。

2012年，四川送电江苏的±800千伏锦苏特高压直流工程投运，江苏电网进入特高压时代。

2022年7月1日，白鹤滩—江苏±800千伏特高压直流工程建成投运，每年可将超过300亿千瓦时的区外清洁电能引入江苏。

至此，江苏“一交四直”特高压受电格局形成，四川、安徽、山西、内蒙古的“水、火、风、光”资源化作电能源源不断地输入，最大达3360万千瓦，在江苏电力保供中发挥了重要作用。

如今，国网江苏电力正继续以扩大区外来电规模为重任，推进新增特高压直流工程的研究论证，以此增加电力供应。“持续扩大青海、内蒙古等西部清洁电力引入规模，不仅有助于江苏电力保供，而且将提升江苏非化石能源消费比重。”国网江苏电力发展部副主任高正平说。

电从远方来，也要从身边来。江苏地处东部沿海，大陆架浅，风力资源丰富，有效开发本地新能源，成为其构建新型电力系统、提升能源自给能力的必然选择。到2023年11月底，江苏“风光”新能源装机总容量已达5987万千瓦。目前，国网江苏电力正加快推动龙源射阳100万千瓦、三峡大丰80万千瓦等海上风电建设，持续打造海上三峡；推动中核田湾200万千瓦、国华如东100万千瓦等光伏项目建设，大力支持海上光伏开发利用。

对外加大电力引入，对内拓展新能源开发，一个关键难题也随之而来：新增区外来电中清洁电力占比高，送端电网调节能力有限，输入的电力波动性大；省内新能源尤其是长江以北地区海上风电集中汇入，既存在高波动性，还存在过江输电能力不足问题。

为此，国网江苏电力着力强化主干电网建设，持续提升输电能力。

2021年底，建成投运国内最大规模的海上风电并网输电工程——全长703公里，跨越盐城、南通两市，包括3座500千伏变电站的江苏沿海第二输电通道，为海上风电并网消纳提供了有力保障。

2023年7月2日，建成投运第六条高等级过江输电通道——500千伏泰州凤城至无锡梅里工程，最大输电能力达330万千瓦，由此将江苏北电南送过江能力提升近20%，有力促进了长江以北地区风、光等清洁能源的高效消纳和能源资源的优化配置。

12月1日，苏州500千伏吴江南变电站扩建3号主变压器工程投运，由此成为全国变压器容量最大的500千伏变电站，进一步提升了区外清洁电力的消纳能力······

目前，江苏电网已经形成特高压“一交四直”、500千伏“七纵七横”和220千伏分区运行的交直流混联骨干网架，为全省电力安全保供和能源转型发展提供了强力支撑。

创新应用提能力

江苏电网规模大、密度大，新建线路空间有限，且有着长江以北电力资源相对富集而负荷中心在长江以南的禀赋，电力增长和优化配置需求不断升级，也使长江成为电力天堑，江苏省内北电南送压力凸显。

“根据测算，到2030年，江苏至少需要增加过江输电能力1000万千瓦。”高正平表示，“而江苏跨江输电断面的空间资源极其紧缺，新建常规架空输电通道十分困难，且新增常规的交流通道对断面输电能力提升作用有限，难以适应新能源发展对电网灵活性、可控性的要求。”

如何破题？国网江苏电力创新应用“嵌入式”直流技术，改交流输电为直流输电来提升北电南送过江能力是其给出的解法之一。

相较于传统的远距离、大容量直流输电技术，“嵌入式”直流输电技术利用现有架空输电线路、现有或预留交流电缆通道，构建交直流混联电网，在有限的输电走廊空间内大幅提高电网关键断面的输电能力，满足发展需求。

2023年3月，以“嵌入式”直流为核心技术的扬州—镇江±200千伏直流输电工程开工，9月26日长江大跨越段换线完成。该工程在国内首次将交流输电改造为直流输电，成为我国新型电力系统建设试点工程，投产后其输电能力将提高到原来的6倍，对我国用电需求大、电网饱和度高、新建空间有限的区域电网结构优化具有重要借鉴意义。

与此同时，国网江苏电力不断推进新技术应用，2022年，选取在风光资源丰富的扬州宝应县探索开展输电移相器科技示范工程建设。2023年7月28日，我国首个输电移相器工程在扬州220千伏平安变电站投运，提升新能源就地消纳能力10万千瓦，与传统的扩建主变压器相比，缩减建设成本约一半，提升电网供电能力16%，填补了我国电网潮流控制技术的空白。该项技术在负荷密集、新能源集中送出、线路廊道和主变压器占地资源紧张的地区应用前景广阔。

“这些创新示范工程是在深刻把握新型电力系统关键技术机理的基础上，结合江苏电网转型升级实际需求，开展的技术创新和实践创新，实现了电网新技术和典型应用场景的有机结合。”高正平表示，“对于各方面资源和约束都较为紧张的东部发达地区而言，通过技术的创新应用挖潜增效是建设新型电力系统的一个重要思路。”

多措并举强调节

2023年4月21日至7月1日，经国调中心批准，世界上首个应用常规加柔性混合级联特高压直流输电技术的白鹤滩—江苏±800千伏直流输电工程受端姑苏换流站切换至功率互济模式运行，期间将苏州北部电网的20万~100万千瓦电力调剂注入南部电网，45天内总电量达5.1亿千瓦时，有效解决了苏州南部电网供电的燃眉之急。

这是国网江苏电力强化提升电网调节能力、推进新型电力系统建设的实践探索之一。

为了最大化扩充电网调节能力，近年来，国网江苏电力着力开展调峰、调频、惯量等调节资源规划，布局开发源网端调节资源，大力推动新型储能和电化学储能建设落地。

2022年5月1日，在世界首座特高压混合级联柔性直流换流站——白鹤滩至江苏±800千伏特高压直流输电工程虞城换流站现场，江苏省送变电有限公司200多名施工人员正在加紧建设。

早在华东电力调峰辅助服务市场2019年元旦正式试运行前，国网江苏电力就推动并服务省内火电机组实施灵活性改造，调峰深度由此前的一般50%额定出力提高到40%额定出力。此后，江苏火电机组灵活性改造深入推进，调峰能力持续提高，其中华润彭城电厂3号机组达到了20%额定出力的高水平。

在储能设施建设上，国网江苏电力主动作为，全力服务。2021年10月，完成昆山11万千瓦储能电站安全隐患排查整治后恢复并网运行；2023年5月，又建成投运张家港2万千瓦乐余储能电站，有效提升了苏州电网灵活调节和新能源消纳能力。2022年5月26日，我国首个盐穴压缩空气储能电站在常州金坛投产，为江苏电网提供了±6万千瓦调峰能力，在随后的7、8两月就响应调峰指令40次，其中8月连续响应达25天，为迎峰度夏保供电贡献了力量。

如今，江苏储能电站规划建设正如火如荼展开：2023年11月29日，三峡集团投资10亿元的如东丰储共享储能项目并网投运，能在用电高峰时一次向电网供电36万千瓦时；容量为2.5万千瓦/10万千瓦时的如东重力储能项目主体工程也于9月底封顶，计划今年初投入试运行；总装机120万千瓦的江苏国信连云港抽水蓄能电站6月获核准后，建设即全面铺开······

国网江苏电力还积极争取并协助政府推进新上2330万千瓦高效煤电机组和华能南通、大唐南电等一批燃气机组规划建设，由此增加电网惯量，为电网安全稳定运行提供可靠保障。

“我们致力于推动煤电灵活性改造，推动现役煤电机组进一步挖潜，新增清洁高效煤电机组调峰深度达到30%额定出力及以下；统筹省内外抽水蓄能资源开发，主动对接浙江、安徽等省确定优质资源，力争‘十五五’期间省内外抽水蓄能资源由现有的342万千瓦增加到1000万千瓦左右；挖掘储能规模化应用价值，探索共享储能和购买储能聚合商服务模式，引导储能在网端、荷端广泛布局、充分调用。”高正平说。