据省电力公司的统计，“八五”期间，浙江省最高用电负荷年均增长率为13.3%，用电量年均增长率为13.890;“九五”期间，浙江省最高用电负荷年均增长率为10.5%，用电量年均增长率为10.6%;2002年增长论文发表势头迅猛，全省最高用电负荷已达1550万千瓦，年用电量达985.4亿千瓦时，比2001年增长19.2%;2003年上半年虽然受到“非典”的影响，但经济增长势头和电力需求增长势头依然不减，GDP与去年同期相比增长了12%，用电量与去年同期相比增长了22%，7月14日出现的用电最高负荷达1860万千瓦，卜6月份用电量555亿千瓦时。经济发展如此迅猛，电力建设已难适应，电力已成为经济发展新的瓶颈。为此，省委、省政府有关部门、省电力公司对浙江省的电力发展作出了中、长期规划。
一、浙江省目前的电勺状况
根据省电力公司预测:“一十一五”期间，全省最高用电负荷年均增长率为14.3cy0，用电量年均增长率为14.1%:到2005年全省最高负荷将达2260万千瓦，全省用电量将达1404亿千瓦。“十一五”期间，全省最高用电负荷年均增长率为9.5%，用电量年均增长率为9.0%，到2010年全省最高负荷将达3560万千瓦，全省用电量将达2160亿千瓦。这些仅仅是省电力公司的预测数。那么我省的电力现状如何?电力建设和发展速度能否满足这些要求?
(一)目前的电力供应状况
至2002年底，我省总装机容量为16科万千瓦(不包括新安江、富春江水电站，天荒坪抽水蓄能电站和秦山二、三期核电站)，其中水电310.7万千瓦，火电1308.2万千瓦，核电30万千瓦，其他5万干瓦，剔除6000千瓦以卜的小机组，总容量为1417.8万千瓦。省内主要水电和核电，如北仑、镇海、台州、嘉兴、秦山核电、温州等大电厂，大多数分布在东部沿海地区。而水电站，如新安江、富春江、乌溪江、紧水滩、珊溪等则大多分布在浙西南山区。至2002年底，我省电网已有500千伏线路28条，总长2238公里，500千伏变电所7座，主变13台，总变电容量975万千伏安。220千伏线路220条，总长6611公里，220千伏变电所82座，主变155台，总变电容量2187万千伏安。目前，我省电网通过四条500千伏线路与外省市电网连接:金华一福建(双回路)，瓶窑一江苏武南(双回路)，瓶窑一安徽繁吕(单回路)，王店一上海南桥(双回路)。从目前我省的电力现状和电力需求来看，供不应求已成定局，虽然省电力公司尽力从省外购电，但随着外省经济的发展，很难说他们能有多少富余电量卖给我们。因此，加快发展我省的电源和电网建设已成当务之急。
(二)正在建设的电力项目
从有关资料获悉，目前我省正在建设的电源项日有，嘉兴电厂二期工程(4X600Mw)，2004年l#机投产，2005年投产3台机，2006年上半年全部建成:温州电厂三期工程陀x300卿)，2005年投产2台机;长兴电厂二期工程(2又300MW)，2006年投产2台扫L宁海强蛟电厂(4x600MW)，2006年拼机投产，2007年全部建成;玉环电厂(2X90OMW)，2007年1#机投产，2008年全部建成;三门核电工程(2x900姗)预计2009年投产。另外，还有半山燃机(3x35OMW)，镇海燃机(2x350MW)，萧山燃机(2只35OMW)，这些燃机项目预计在2005一2010年之间均可投产。加上南岳电站(4x600MW)和浙西电站(4X60OMW)，到2010年累计新增装机2014万千瓦，全省总装机可达3339万千瓦，与省公司预测的2010年最高负荷3560万千瓦，仍有221万千瓦的差距。
从电网建设情况来看，目前省电力公司正在积极抢建一批SOOKV的项目，变电所就有“八新七扩”，“八新”是诸暨变、玉姚变、萧山变、台南变、温南变、富阳变、湖州变(电网公司)、义东变，七扩在此就不一一列举，总变电容量为1175万千伏安，50OKV线路约850公里(其中最主要有宁波一温州沿海大通道276公里)。这些项目将在2004一2005年陆续建成投产。最近省公司正在上报新一批SOOKV项目，六新二扩和沿海大通道二回路，预计这些项目2010年也可以建成投产。届时，电网的网架将大大加强，预计对电力的输送将不会有什么大问题，主要问题仍然是电源的不足。
二、浙江省电源规荆布点的六武选择
从我省的地理环境看，东部沿海地势平缓，西南为山区。水利资源除正在准备开发的丽水滩坑(3x200娜)电站以外，已无大的项目可开发。而我省的一次能源(煤、电、大然气)又匾乏，铁路交通方面，浙赣复线及京九线经江西连通浙江段仍未开通，这就对我省完全合理布局电源规划带来了一定难度。根据这些特点，考虑到燃煤运输问题及降低发电成本，大型火电厂布置在沿海一带已成必然趋势。今后我省的电源规划主要有以卜几点构想:
(一)沿海大型电厂的布置及最终容量的确定，一定要与电网规划相结合。目前，浙江北部、杭州湾一带，由于近趾离(35KM)卜了两个大电厂，已经对浙北SOOKV电网构成了很大压力，在浙北电网没有完成大的改造之前，嘉兴三期的扩建，再上新的杭州湾电厂(金丝娘桥·带)将不太现实。而从宁波北仑电厂到规划中的温州南部大澳电厂陆路距离约350公里，此间规划约有十个大电厂，三门核电最终规模600万千瓦，玉环电厂最终规模哇00万千瓦。对于如此大的规模，浙江500KV沿海大通道能否承受，沿途的变电站短路容量是否可行?这些电厂确定的规模是否合理?这些问题有关部门必须及时加以考虑。
(二)关于燃机电厂的布置。随着“西气东送”和“东海油气田”的开发，为我省的电源开发又带来了一个新的机遇。对于燃机电厂来说，一足洁净能源，开启方便，“项峰作用”明显，不足之处是气价高，发电成本大。因此，燃机电厂布置在负荷相对集中的地区较为合理，送出用22OKV电压等级即可。目前我省布置的半山电厂、萧山电厂和镇海电厂的扩建是合理的。对于在沿海登陆点布置燃机电厂’，就没有必要了，原因有二:一是沿海本身就是资源，除了布置电源，也可作他用;二是我省天然气公司业已成立，对全省的天然气管道布置已有规划，为何不能统·使用?如东海油气田余姚登陆，铺管至萧山，经过绍兴。绍兴地区负荷集中，没有大电源支撑，在绍兴地区上燃机电厂，其利必大于设在余姚。另外，在气源充足的前提下，建议在我省的中部地区，如金华的义乌、东阳一带，绍兴的新昌、嗓县一带和富阳一诸暨之间，再上几个燃机电厂，以形成我省的电源合理布局。燃机的一大优点就是其用水量仅为常规火电厂的三分之一。
(三)关于抽水蓄能电站。目前我省已有抽水蓄能电站两座，天荒坪(6x300MW)归华东网局，桐柏(4x 30OMW)正在建设之中。目前，从有关方面获知，有单位在我省又做了8-9个抽水蓄能项目的前期规划。笔者认为:上抽水蓄能项目一定要慎重从事。抽水蓄能电站对电网的作用是“调峰”，另外对改善一些地区的环境可能有好处。作为“调峰”作用，目前常规30-60万千瓦机组，本身“调峰”没有问题，带30理洲，负荷是完全能够稳定运才J二的。而抽水蓄能电站最大的缺点是浪费一次能源，抽水时用4度电，发电3度(即通常所说的4度换3度)，如果不给一些政策，抽水蓄能电站的运行将会亏本，这也就是大多数发电公司不愿投资的主要原因。另外，如果一抽水蓄能电站的规模太大，则容易造成潮流大进大出，对电网调度会造成许多不便。由于我省核电较多(目前全国第二)，如核电站本身不具备调峰能力，建议在建设核电站时，其投资方应同时投资建设相应配套调峰的抽水蓄能电站，二者电价可统盘考虑。或者学习广东，每年由核电站向抽水蓄能电站补贴定金额。
(四)关于核电站的布置。日前我省已在沿海的秦山、三门布置了两个大的核电电源点。下一步如果还要在沿海选择核电电源点，估计难度较大。另外，从电源布置的合理性来说，如果能够在丽水山区布置一个核电站，将是个作常好的事。我省要达到小康社会水平，总装机容量不能低于6000万千瓦，这个数可能也是我省可利用资源的极限值，其余可能要靠省外购电解决。对于丽水能否上核电，笔者认为:一次能源应该没有问题，水资源没有问题，电网网架也可以满足，主要问题可能是水污染能否解决。国外许多国家都有在内陆建核电厂一的经验，我想我们也可以克服。当然，具体还需要专家论证。
三、台理钡划浙江省电网的几点建议
如前面所述，才灵据我省的特点，全省电网以SOOKV为主网架，各地区(市)以22OKV分层分区运行《有些可以跨地市)。杭州、宁波、温州等未来大城市，配电网以11OKV为主，可取消35KV电压等级。大部分农村地区可米取35V电压等级为配电网。上述这些，省电力公司己予以充分考虑。对于SOOKV主网架，笔者的看法是:①尽量避免潮流大进大出，以减少线损;②充分考虑己建成和正在建设的500KV变电所的开关短路容量，以避免今后大幅度的更新改造:③规划好与外省市的联接，以保证外电可以受得进，送得出。具体有以下几点看法:
(一)尽快打通与江西电网的连接。目前来说，与我省相邻的上海、江苏、福建、安徽电网都已打通，唯江西尚未连接。江西电网属华中电网，其用电形势相比华东地区要好许多，连接江西电网对我省的外电购买益处很多，最近省电力公司也正在积极考虑此事。
笔者的意见是:如果是汀西某独立电厂直按向我省供电的，且趾离我省蔺州为3OOKM以内，可直接采取SOOKV的交流输电，这样可以减少投资和运行维护成本。如果是与江西(华中)SOOKV电网相连接，应考虑采用直流输电方式，以避免二大电网之间一旦出现故障，互相影响，造成失稳。
(二)加快对浙江北部电网的改造。浙江北部，也即杭嘉湖一带，是浙江联系江、沪、皖的主要通道。日前浙江北部的电网很不合理，它既影响嘉兴电厂三期的开发(可能还包括拟建的杭州湾
