中国储能网讯：“一次、二次设备运行正常，辅助设备运行正常，当前功率80万千瓦。”6月19日，江苏扬州至镇江±200千伏直流输电工程一期工程少游换流站主控室内，国网江苏省电力有限公司超高压分公司运维人员刘嘉玮查看监控后台，确认该站设备运行状态正常。

少游换流站位于扬州，是扬镇直流一期工程的送端站。工程已安全运行400多天，将苏北、苏中地区丰富的新能源电力送往长江南岸，支撑新能源在更大范围内优化配置。

在江苏省内，电网负荷和电源总体呈逆向分布。风电、光伏发电等新能源电源集中在长江以北地区，而用电需求集中在长江以南地区。长江以北地区的富余电能送往长江以南地区主要依靠省内的6条过江输电通道。进入“十四五”，苏北、苏中地区新能源发展更加迅猛，亟须提升跨江输电能力。

然而，受到已有机场、公铁大桥及长江通航等环境的限制，长江两岸不能新建跨江输电通道。“长江沿岸生态保护要求的进一步提升也使新增跨江输电通道更困难。在过江资源有限的情况下，我们必须充分利用已有的基础设施。”国网江苏电力建设部计划管理处副处长顾明清说。

经过深入研究和实地考察，国网江苏电力将目光放在了五峰山220千伏跨越长江输电线路上。这条线路按220千伏设计，此前按110千伏降压运行，输电效率不高，电力流向也与“北电南送”整体格局不协调。该公司将其定为改造对象。

输电通道确定了，国网江苏电力又面临如何改造的问题：如果采用传统的交流输电技术升级原有交流线路，一方面，受短路电流控制、电磁环网等因素影响，不论是升压至220千伏或500千伏，整体输电能力提升有限，且工程实施难度大、代价大；另一方面，交流线路的电力潮流调控困难，电力交换能力可能无法达到预期，也无法适应新能源出力的波动特性。

与交流输电技术相比，直流输电技术具有功率密度大、调节快速灵活、不增加被联电网的短路容量等特点，更能满足结构紧密型受端电网对于输电能力提升、促进新能源电量消纳的双重需求。在我国，直流输电技术此前主要应用于大范围跨区直流输电和区域互联场景。2022年，在可行性研究中，国网江苏电力从解决自身省级电网发展面临的问题出发，创新提出了打造省级交直流混联电网的规划，即在不改变交流电网格局的基础上，在交流系统中嵌入直流系统，提升区域内交流电网的输电能力和运行灵活性——对五峰山跨越长江输电线路实施“交改直”的方案就此确定。

在规划阶段，国网江苏电力攻克了诸多技术难题：综合考虑工程输电距离，精细化评估直流线路及换流站的故障概率等技术指标，提出对称单极主接线方式，实现占地面积减少20%以上，规避了江苏地区接地极选址难题；创新提出大跨越双回交流线路改造为三回直流线路的工程技术方案，将输电容量由原来的约50万千瓦增加至120万千瓦；自主研发±200千伏换流变压器等9项创新成果，为国内乃至世界“交改直”输电工程施工提供了成套方案。

2023年9月，五峰山跨越长江输电线路改造顺利完成，与新建线路的方案相比，周期少用5至6个月，总投资减少近6000万元。

“交直流混联电网的建设既能利用直流输电的优势高效配置电力资源，又能通过交流输电技术实现不同电压等级的传输和分配。”中国工程院院士沈国荣表示。

目前，扬镇直流一期工程的直流系统响应时间已达毫秒级，可根据新能源出力波动自主灵活安排运行方式：当新能源大发时，运行功率为108万千瓦至120万千瓦；新能源出力较小时，运行功率为60万千瓦至72万千瓦。根据负荷情况灵活调整运行功率凸显了扬镇直流在优化配置电力资源方面的作用。

“系统监测显示，目前长江以北地区光伏发电出力快速增长，预计2小时内将出现局部新能源电量消纳受限风险，建议立即调整扬镇直流功率，提升江北地区新能源电量外送能力。”5月21日8时5分，国网江苏电力调度控制中心调度员崔占飞面前的智能终端发出预警。他迅速调整扬镇直流运行策略，上调运行功率，确保江北地区富余新能源电量及时消纳。

在扬镇直流一期工程投运一周年总结会上，参会代表、英国伯明翰大学电力系统首席教授张小平肯定了工程建设成果：“这项工程从规划设计到落地实施充分展现了中国直流输电技术的硬实力。更重要的是，工程通过现有电力流布局技术优化，实现了区域能源高效配置。”

一年多来，扬镇直流一期工程的经济效益和环保效益均十分显著。据统计，该工程投运以来累计输送电量62亿千瓦时，能量可用率96.63%，年利用小时数5167小时，90%以上功率运行小时数达2186小时；在输送总电量中，新能源电量达22亿千瓦时，相当于年减少标准煤消耗约60万吨，减排二氧化碳160万吨。