12月16日，目前世界上运行电压最高、输电能力最强、技术水平最先进的交流输电工程——1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程扩建工程正式投运，实现双向、全电压、大容量输电，最大输送功率572万千瓦。山西省电力公司总经理张建坤近日在接受《亮报》记者采访时表示，扩建工程正式投运后,山西每年数千万吨煤炭运输造成的运力紧张和二次污染将得到有效缓解，而缺煤少电的南方地区等于增加了5座百万千瓦装机的发电厂。此次扩建工程，拓宽了“电力高速路”，也拓宽了山西省能源资源科学发展的康庄大道。

——访山西省电力公司总经理张建坤
→科学布局特高压建设

《亮报》：这次特高压交流试验示范工程扩建工程正式投运，对我国大规模发展特高压、推进能源和电力发展方式转变意义重大。山西作为此次扩建工程的起点，同时作为能源资源大省、全国重要的外送电基地，在“十二五”期间将如何规划布局特高压建设，以助力全省能源经济转型跨越发展？

张建坤：山西作为扩建工程的起点，在整个工程中，省电力公司密切配合，从调度、基建、生产等各个方面全力以赴确保工程顺利投运。

山西被称为“煤海”，国家批准的14个大型煤炭基地中，山西占据了晋北、晋中、晋东3个。去年年底，山西省获国务院批准设立“国家资源型经济转型综合配套改革试验区”。在综合配套改革试验总体方案中，“变输煤为输电”是重要内容，特别强调了加大煤炭资源就地转化能力。“十二五”期间，山西省电力公司将紧紧围绕三大煤炭基地的综合开发统筹规划，科学合理布局，大力发展特高压电网，加大晋电外送的步伐。

在晋北，有大同煤田和宁武煤田，我们规划建设1000千伏晋北特高压站，并形成国家特高压电网规划中的“北横”通道：陕北—晋北—石家庄—济南—潍坊2回特高压线路，将晋北煤电基地（开展前期工作电源装机容量1892万千瓦）电源汇集至晋北特高压站，通过特高压“北横”通道送往河北、山东电网。

在晋中，有西山煤田和沁水煤田的一部分，我们规划建设1000千伏晋中特高压站，并形成国家特高压电网规划中的“中横”通道：靖边—晋中—豫北—徐州—连云港2回特高压线路，将晋中煤电基地（开展前期工作电源装机容量1840万千瓦）电源汇集至晋中特高压站，通过特高压“中横”通道送往河南、江苏电网。

在晋东南，有霍西煤田、沁水煤田的大部分和数量众多的小煤田，煤炭储量非常丰富。目前1000千伏长治变电站扩建工程已完成一部分，今后将形成国家特高压电网规划中的“西纵”通道：蒙西—晋中—晋东南—南阳—荆门—长沙2至3回特高压线路，晋东南煤电基地（开展前期工作电源装机容量4040万千瓦）电源汇集至晋东南特高压站，通过特高压“西纵”通道送往河南、湖北、湖南电网。

到2015年，依托晋北、晋中和晋东三大煤电基地，山西将全面建成“西纵”、“北横”和“中横”3条特高压输电通道，再加上现有的4条500千伏网对网输电通道（输电能力1100万千瓦）和1条500千伏点对网输电通道（输电能力330万千瓦），电力外送能力将达到5010万千瓦。

→特高压打开“晋电外送”新通道

《亮报》：目前，晋电外送工作开展得如何？具体会向哪些地区输送？全年外送电量可达多少？

张建坤：山西电网属于外送型电网。“十一五”期间，1条特高压和9条500千伏外送通道的建成投运，使晋电外送规模迅速扩大。目前，山西电网向外送电的通道有：大同二电厂至房山3回500千伏线路、神头二电厂至保北2回500千伏线路、阳泉至石北2回500千伏线路、潞城至辛安2回500千伏线路、晋东南至南阳至荆门1回1000千伏线路；阳城电厂330万千瓦机组以点对网的方式向江苏送电；通过忻州保德220千伏变电站以110千伏电压向陕西榆林地区送电。

截至11月底，我省累计外送电量616.48亿千瓦时，其中特高压外送电量38.34亿千瓦时。还将继续通过500千伏西电东送通道向京津唐冀地区输送电力，通过500千伏点对网向江苏省送电，通过特高压电网向华中地区的河南省、湖北省送电。预计今年年底，全省新投产并网发电装机容量将达到825.3万千瓦，2012年度预计新投产容量达到672.75万千瓦。

早在2009年，山西省政府就与山东和湖南两省政府分别签订了战略合作框架协议，与江苏省政府签订了战略合作备忘录。“十二五”期间拟通过特高压分别向三个受电省份输送各1000万千瓦，总计3000万千瓦的电力负荷，每年可实现就地转化原煤5000万吨。

“十二五”是山西省转型跨越发展的关键时期，特高压输电可谓打开了晋煤外运的新通道，极大地缓解了公路、铁路运力紧张的严峻形势。事实证明，特高压交流试验示范扩建工程的成功投运，为山西能源经济转型发展提供了高速通道，发挥了优化配置资源的重要作用。特高压作为山西对外开放的空中平台，在加快山西转型跨越发展，实现煤炭大省向“立体能源中心”的转型发展中，必将发挥越来越重要的作用。

→积极支持煤层气发电并网

《亮报》：在山西省“以煤为基，多元发展”的转型核心工作中，煤层气成为新能源发展的第一项重点推进工作，省委、省政府提出了“气化山西”的总体目标，“十二五”期间计划开采煤层气500亿立方米。请问山西省电力公司如何开展煤层气开发后的发电并网工作？

张建坤：煤层气就是常说的“瓦斯”，主要由甲烷气体构成，燃烧产生的污染只有煤炭的八百分之一，煤层气发电对保护环境和节能减排意义重大。

山西省煤层气资源丰富，储量占全国总量的三分之一，已被列为国家煤层气资源开发的重点。2010年煤层气抽采量达44亿立方米，占全国抽采总量的61%，煤层气利用率达40%，居全国首位。

截至今年11月底，全省已投产煤层气发电装机容量38.09万千瓦，占全省装机容量的0.78％，预计年底总装机容量达到39.89万千瓦。根据《山西省新兴能源产业“十二五”发展规划》（征求意见稿），到“十二五”末，煤层气发电装机达到600万千瓦。

当前煤层气发电也存在一些问题。首先，受气源总量和采集手段的限制，煤层气气源不稳定，造成发电机组运行很不稳定，机组启停、检修频繁，影响电网安全。其次，目前大部分煤层气电厂以10千伏专线并网运行，由于电站数量多，容量小，众多的煤层气电站并网使得系统并网点增多，大量挤占公用变电站间隔资源和线路走廊，造成当地输变电资源紧缺。再次，煤层气发电未纳入国家可再生能源电价附加补贴范围，向省内用户收取的可再生能源电价附加在全国范围内统一调配，不能充分解决省内清洁能源发展问题。且可再生能源附加（基金）在全国范围内统筹平衡，现行政策补贴标准过低，难以满足电网工程建设投资和运营维护需求。

山西省电力公司积极支持包括煤层气在内的清洁能源和可再生能源发展。一方面为其建设和运行提供可靠的供电保障，积极为煤层气发电并网创造条件。另一方面，及时与发电企业签订购售电合同，全额收购国家电网覆盖范围内煤层气发电的上网电量，配合国家可再生能源电价附加调配工作，及时足额支付上网电费。

为保证电网安全可靠运行，在并网方式方面，将加强煤层气电源安全管理。合理确定电厂并网方式和并网电压等级，确保实现电力就地平衡，有效降低电网损耗和潮流倒送；加强煤层气电厂并网设备尤其是二次设备（保护、通信等）的管理，从并网设备和技术要求入手，切实保障电网、电厂安全、可靠、稳定、经济运行。同时，加强煤层气电源并网管理。装机5兆瓦以上的煤层气电厂坚持“一点并网”和同塔多回等方式接入系统，避免走廊资源的浪费。装机5兆瓦以下的煤层气电厂按照分布式电源接入系统原则分散接入电网，具有较强的灵活性和机动性。