1 规划编制依据

1.1 规划依据

阿坝州电网“十三五”发展规划应坚持上一级电网规划指导下一级电网规划、上一级电网规划以下一级电网规划为基础。本次规划的主要编制依据如下：

《阿坝州国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》；

《配电网规划设计技术导则》（Q/GDW1 738-2012）；

《农村电力网规划设计导则》（DL/T 5118-2010）；

《农村电网改造升级项目管理办法》的通知（发改办能源[2010]2520号）；

《农村电网改造升级技术原则》的通知（国能新能（2010）306号）

《农村电网建设与改造技术导则》（DL/T 5131-2015）；

《城市电力规划规范》（GB/50293-1999）；

《城市电力网规划设计导则》（Q/GDW 156-2006）；

《城市中低压配电网改造技术导则》（DL/T599-2005）；

《电力系统无功补偿配置技术原则》（Q/GDW 212-2008）；

《配电自动化系统功能规范》（DL/814-2002）；

《城市配电网技术导则》Q/GDW 370-2009；

《电力系统设计技术规程》(SDj161-19850）

《电力系统安全稳定导则》(DL755-2001)

《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599号令）；

1.2 规划范围

规划范围涵盖阿坝州行政区域13县。

规划电压等级为500千伏及以下各级电网，包括500千伏、220千伏、110千伏、35千伏、10千伏及以下。

规划项目包括新建、扩建及扩展性的改造项目。扩展性改造项目包括架空线路电缆化、更换导线截面、开关柜或柱上变更换、变压器增容、电缆本体及管沟走廊改造、因网架调整而实施的项目等，随一次电网建设改造之外的相关投资单独计列。

1.3 规划年限

本次规划以2015年为基准年，规划期为2016-2020年。

2 自然地理概况

2.1 阿坝州概况

（1）地理位置

阿坝藏族羌族自治州（以下简称阿坝州）位于四川省西北部，紧邻成都平原，北部与青海、甘肃省相邻，东南西三面分别与成都、绵阳、德阳、雅安、甘孜等市州接壤。在四川民族自治地区中距省会城市最近，具有相对较好的区位优势，是四川省第二大藏区和我国羌族的主要聚居区。

（2）面积人口

阿坝州幅员8.3万平方公里，南北长约414km，东西宽约360km，辖马尔康、金川、小金、阿坝、若尔盖、红原、壤塘、汶川、理县、茂县、松潘、九寨沟、黑水等13县（市），州政府驻马尔康市。2015年年末总人口91.4万。

（3）地形地貌

阿坝州地处青藏高原东南缘，位于横断山脉北段，属横断山地区北翼部分，地貌总体上分为东南部高山峡谷区、西北部高原区两大单元。东南部高山峡谷区大致分布于九寨沟县大录、松潘县镇江关、黑水县知木林、芦花至鹧鸪山、马尔康市梭磨河、金川县及壤塘县绰斯甲河（杜柯河）一线以南，属四川盆地向青藏高原过渡的中、高山地带。有三大山脉：东南绵亘龙门山山脉西段，最高峰为九顶山（海拔4989m）；东北部横卧岷山山脉中南段，主峰为雪宝鼎（海拔5588m）；中南部耸峙邛崃山山脉，最高峰为四姑娘山（海拔6250m）。西北部高原区位于东南部高山峡谷之西北部，海拔3500~4000m，丘状高原与山原地貌广布，属长江、黄河水系分水岭，嘎曲（白河）、墨曲（黑河）、贾曲自南向北注入黄河。

（4）气候

阿坝州复杂的地形地貌造就了千姿百态的气候特点。气温自东南向西北并随海拔由低到高而相应降低。西北部的丘状高原属大陆高原性气候，四季气温无明显差别，冬季严寒漫长，夏季凉寒湿润，年平均气温0.8℃～4.3℃。山原地带为温凉半湿润气候，夏季温凉，冬春寒冷，干湿季明显，气候呈垂直变化，高山潮湿寒冷，河谷干燥温凉，年平均气温5.6℃～8.9℃。高山峡谷地带，随着海拔高度变化，气候从亚热带到温带、寒温带、寒带，呈明显的垂直性差异，海拔2500米以下的河谷地带降水集中，蒸发快，成为干旱、半干旱地带，海拔2500～4100米的坡谷地带是寒温带，年平均气温1℃～5℃,海拔4100米以上为寒带，终年积雪，长冬无夏。

（5）自然资源

阿坝州气候多样，生态环境奇特，自然资源极为丰富。土地总面积为823.83万公顷，拥有天然草地面积6782.9万亩，森林303万公顷，生长着松、桦、杨、槭等40余种珍贵树种。森林、草地、湿地广布，是得天独厚的动物园和宝贵的动植物物种基因库。州内已探明矿产资源9类54种，其中有一定资源储量的矿种有19种，优势矿产资源突出，主要有金、锂、铀、建材非金属矿产等。阿坝州旅游资源门类齐全，综合性、互补性强，不仅风光秀丽，而且历史文化灿烂、民族风情多彩。水资源丰富，境内雪山起伏、草原辽阔、山高坡陡、江河密布、溪河纵横，自然落差大，水量充沛，全州共有溪河530条，水力蕴藏量1933万千瓦，可开发量为1400万千瓦。

（6）交通

交通建设纵深推进,红原机场建成通航，进出州通道等国省干线加快推进，新增公路1000公里，通车里程达1.4万公里。

2.2 各县概况

   2015年全州实现地区生产总值（GDP）265.05亿元。其中，第一产业40.84亿元、第二产业130.02亿元、第三产业94.18亿元，产业结构比为15.4：49.1：35.5。2015年年末总人口91.4万，城镇化率36.77%。

2.2.1 马尔康市概况

马尔康市地处川西北高原南端，幅员面积6633平方公里，属高原峡谷区，地势由东北向西南逐渐降低，地面海拔在2180米至5301米之间。北靠阿坝、红原大草原，南与卧龙大熊猫自然保护区、小金四姑娘山紧邻，距离省会成都365公里。马尔康市属低纬度、高海拔的特殊地理与高山峡谷立体气候，冬干夏湿、雨热同季、日照充足、昼夜温差大。马尔康市水能资源理论蕴藏量达720万千瓦。

2.2.2 金川县概况

金川县地理位置位于州境西南部，幅员面积5432平方公里，东邻小金县，西南与甘孜州的道孚县、丹巴县接壤，西北与壤塘县毗邻，东北与马尔康市相连。属大陆性高原季风气候，多晴朗天气，昼夜温差较大。现有耕地6万亩，草场283万亩，林地270万亩。拥有可开发水电装机410万千瓦，居阿坝州第一位。

2.2.3 小金县概况

小金县位于州境南端，面积5571平方公里，东邻汶川县，西毗甘孜州丹巴县，南连雅安市宝兴县，北接马尔康县。地形狭长，地势东北高，西南低。水能资源理论存储量为197.78万千瓦，技术可开发量近80万千瓦；新能源规划开发总装机容量152.6万千瓦，其中，风能规划装机容量25万千瓦，太阳能光伏规划总装机容量127.6万千瓦。

2.2.4 阿坝县概况

阿坝县位于自治州西北部之川、甘、青三省交汇处。东邻若尔盖县、红原县；南与马尔康县毗邻；北面和西面分别与甘肃省玛曲县、青海省久治县、班玛县和四川省壤塘县为界。地势由西北向东南倾斜。全县地貌分为东北丘状高原、平坦高原区；中西部盆地、高原山地区；南部高、中山河谷林区三种不同地貌区域，并有高原山地向高山峡谷过渡的地貌特征。草地牧草资源丰富，鲜草贮量极大。草场面积1321万亩，占全县总面积的84.40%，可利用草场面积1074万亩。阿坝县的水能资源丰富，水能发电前景广阔，全县水能理论蕴藏量为147.6万千瓦，可开发量为83.7万千瓦，现仅开发3415千瓦，占可利用开发量的0.4%，年发电1423万度；太阳能资源丰富，年平均日照时间达2535小时，可开发量为110万千瓦。风能可开发量35.1万千瓦。

2.2.5 若尔盖县概况

若尔盖县地处青藏高原东北边缘，系四川通往西北省区的北大门，是全州幅员面积大县、畜牧业大县和生态资源大县。四邻分别与甘肃省玛曲、碌曲、卓尼、迭部四县和州内阿坝、红原、松潘、九寨沟四县接壤。若尔盖县平均海拔3500米，境内丘陵起伏，谷地开阔。若尔盖县气候寒冷，常年无夏。若尔盖县河曲发达，水草丰茂，适宜放牧，以饲养牦牛、绵羊和马为主，是本县的纯牧业区。属河曲马品系的唐克马是全国三大名马之一。该区是本县的半农半牧区，占全县总面积31%，有农耕地8万亩，适宜种植一年生农作物。粮食作物以青稞为主，其次有小麦、豆类作物和洋芋等。主要经济作物有油菜和亚麻，还出产少量苹果和花椒。该地区木材资源丰富，森林面积101139.5公顷，活立木总蓄积量达3123.22万立方米。主要有冷杉、云杉等优质树种。

2.2.6 红原县概况

红原县地处青藏高原东部，北与若尔盖县相接，东西与松潘、黑水、阿坝县相邻，南与马尔康县、理县相连。县城南距成都450公里，北距兰州640公里。地势为东南向西北倾斜，地貌具有山原向丘状高原过渡的典型特征。红原县为大陆性高原寒温带季风气候。无明显四季界线，气候偏冷，春秋短促，长冬无夏，热量低。红原县境内天然草场面积达1158.03万亩，占县境总面积的91.8%。其中，可利用优质草场面积达1120.83万亩。红原机场已通航，从此红原对外交通将得到了极大改善。

2.2.7 壤塘县概况

壤塘县地处青藏高原东南边缘，大渡河上游，位于四川西北部，东及东北与马尔康县、阿坝县接壤，南与金川县毗连，西部和南与甘孜州色达县，炉霍县，道孚县相望，北邻青海省班玛县，县境东西横跨89.6公里，南北纵长134.4公里。壤塘县地形以丘状高原为主，相间河谷平地和高山，有较大的山74座，最高海拔杜拉甲格则山5178 米，最低海拔 2650 米，县城所在地壤柯镇海拔3285米。属高原季风气候，昼夜温差大。壤塘县水能理论蕴藏量179.2万千瓦，可开发量62.7万千瓦，其中，杜柯河水能理论蕴藏量113.7万千瓦，可开发量43.11万千瓦；则曲河水能理论蕴藏量21.6万千瓦，可开发量4.15万千瓦；溪沟水能理论蕴藏量总计43.9万千瓦，可开发量15.1万千瓦。

2.2.8 汶川县概况

汶川县四川盆地西北部边缘，周边相邻县级政区，东邻彭州、都江堰市，南接崇州、大邑县，西界宝兴县与小金县，西北至东北分别与理县、茂县相连。汶川县山体宏浑高大，相对高差悬殊，光照、降水条件随海拔增高而变化，同样影响着森林及植被群落类型的分布和植物带谱的形成。生物资源丰富，植物种类达4000余种，其中高等植物2002种；野生动物2004种，珍稀品种有大熊猫、金丝猴等45种。昆虫有20多个目、700多种，鱼类有6种，两栖类9种，鸟类208种，兽类96种。

2.2.9 理县概况

理县位于四川省西部，东南与汶川相通，东北与茂县、黑水接壤，西南与小金相连，西北与马尔康、红原毗邻。距离省会成都210公里，离马尔康150公里。国道317线沿杂谷脑河贯穿全境。地质结构属龙门山断裂带中断，境内山峦起伏，平均海拔2700米，高差悬殊，沟谷纵横。因海拔高差悬殊，地形复杂，气候差异显著，具有山地立体型气候特征。杂谷脑河由西北流向东南，横贯全境，至汶川县注入岷江，水流湍急，切割强烈，县境流长146km。水能资源河流落差大，水能资源丰富，可开发量达120万千瓦。工业以开发水能资源为主，同时也有部分高载能企业。理县境内国道317线贯穿全境，交通十分便捷，是连接内地和大草原、大西北的重要通道，是阿坝州迎接客商的重要门户。

2.2.10 茂县概况

茂县位于四川省西北部、青藏高原东南边缘，地跨岷江和涪江上游高山河谷地带，四周与北川、安县、绵竹、什邡、彭州、汶川、理县、松潘9县相邻，距成都190公里，距都江堰101公里。东部为中山地带，地貌以高山峡谷为主，地势由西北向东南倾斜，山峰海拔均在4000米左右，相对高度1500～2500米。西部万年雪山主峰海拔5230米，东南九顶山主峰狮子王峰高4984米，东部土门河下游谷地海拔890米，县城海拔1580米。茂县气候受西风环境和印度洋西南季风影响，属高原性季风气候，因海拔高低悬殊大，垂直气候和地区气候明显，局部气候复杂，日照充足，降水少，气候干燥，多风，四季明显，干湿季分明，冬季寒冷，夏季凉爽，昼夜温差和地区温差大。常见的灾害性天气有春旱和伏旱，秋季多阴雨，春夏常有暴雨、洪水、冰雹、泥石流灾害发生，属龙门山断裂带上的地震多发区。茂县国土总面积3903.28平方公里，其中耕地占2.61%，林地占67.5%，草地21.6%，森林覆盖率为31.3%。

2.2.11 松潘县概况

松潘县位于州境东北部，东接平武县，南依茂县，东南与北川县相邻，西及西南紧靠红原县、黑水县，北与九寨沟县、若尔盖县接壤。县城南距成都335公里，位于四川西部旅游路线的中心位置，“九环线”西线沿岷江纵贯全县。地貌东西差异明显，以中山为主；地形起伏显著，相对高差比较大，最低处白羊乡棱子口海拨为1080米，最高处岷山主峰雪宝顶海拨5588米，县城海拨2850米。气候具有按流域呈明显变化的特点，小气候多样且灾害性天气活动频繁。松潘县有天然草地517.89万亩（含疏林草地），其中可利用草地440万亩，草原理论载畜量67.67万个羊单位。松潘是岷江、涪江两大水系的发源地，境内有主要河流5条，水能理论蕴藏量超过136万千瓦，水能技术可开发量96万千瓦。

2.2.12 九寨沟县概况

九寨沟县东临甘肃省文县，北与甘肃省舟曲县、迭部县交界，西接若尔盖县，南同平武县、松潘县接壤。县内河谷纵横，地势西北高东南低，以高山为主，另有部分山原和平坝，地形呈阶次变化，海拔落差达2000米。九寨沟海拔1900~3100米，属高原湿润气候，山顶终年积雪。气候冬长夏短，夏无酷暑，冬无严寒，春秋温凉。九寨沟境内水系发达，水能资源丰富，理论蕴藏量达104.5万千瓦，可开发量64.2万千瓦，水流开发点多、落差大、投资省，是理想的水电建设基地。

九寨沟黄龙机场位于县境内的九寨沟风景区旁，现已开通往返成都、重庆、西安、上海等地的航班。

2.2.13 黑水县概况

黑水县位于州境中部，东南与茂县连接，西南与理县毗邻，西接红原县，东与松潘接壤。地势由西北向东南倾斜，平均海拔3544米，境内岷江上游三条支流黑水河、毛儿盖河、小黑水河和48条溪流形成网系。气候属季风高原型气候，旱、雨季分明，日照充足，气温年差较小，日差较大，黑水河年径流量38.8亿立方米，年平均流量123.2立方米/秒，毛尔盖河年径流量8.9亿立方米，年平均流量28.2立方米/秒，小黑水河年径流量1.8亿立方米，年平均流量5.8立方米/秒，99条溪沟年径流量12.3万立方米，年平均流量38.9立方米/秒，水量充沛，河床比降大。水能总蕴藏量145万千瓦。

3 电网发展概况

3.1 覆盖范围

阿坝州电网是一个以国家电网直供为主、大小电网交叉供电并存的区域电网。国网四川省电力公司阿坝供电公司是电力供应主体，经营区域涵盖我州11个县。同时，九寨沟县、茂县供区分别由黄埔集团和希望集团负责经营。

3.2 规模

3.2.1 电源规模

截止2015年底，阿坝州已建成电站304座，总装机容量556万千瓦。其中：水电站300座，装机容量544万千瓦，年发电量192亿度，分布在岷江上游干支流，主要有太平驿、福堂、映秀、铜钟、姜射坝、天龙湖、金龙潭，草坡、宝州、毛尔盖等；在建水电站装机315万千瓦，分布在大渡河、小金川、白水江、毛儿盖河流域，主要有双江口、剑科、玉瓦、杨家湾、春堂坝、红卫桥等。光伏电站4座，装机12万千瓦，主要在若尔盖、红原、阿坝和小金。

3.2.2 电网规模

截止2015年底，全州已建成500千伏变电站3座，变电容量500万千伏安，500千伏线路7条，共405公里；220千伏变电站10座，变电容量270万千伏安，220千伏开关站2座，220千伏线路24条，共849公里；110千伏变电站26座，主变31台，变电容量91万千伏安，110千伏线路26条，共1202公里；35千伏变电站77座，主变103台，变电总容量44.89万千伏安，35千伏线路88条，长度1751公里。

3.2.3 电网结构

阿坝州电网最高电压等级500千伏，500千伏变电站3座，其结构为双链。

阿坝州220千伏电网按所处地理位置不同，作用也不同，一部分为小水电电力汇集升压用，另一部分主要作用为下网供当地负荷用，结构上全部为双辐射。

阿坝州110千伏电网作用是混合式的，既是当地小水电的汇集点，也是向当地下网供电的电源点，其结构以单辐射、单环网为主。其中单幅射9条，占比42.8%；环网9条，占比42.8%。

3.3 供电量和负荷

进入“十二五”以来，阿坝州电力需求继续保持稳步增长， 2015年最大用电负荷为147.1万千瓦，全社会用电量为86.4亿千瓦时，其中一产用电量为0.25亿千瓦时，二产用电量为75.14亿千瓦时，三产用电量为7.04亿千瓦时，居民用电量为3.98亿千瓦时。“十二五”期前五年用电负荷、全社会用电量增长率分别为10.67%、6.65%。二产用电量占总用电量的比例由89%下降到87%。

3.4 与周边电网联网及通道

3.4.1 电网分布情况

阿坝州位于四川省西北部，紧邻成都平原，北部与青海、甘肃省相邻，东南西三面分别与成都、绵阳、德阳、雅安、甘孜等接壤。

阿坝电网按地理位置主要分为三个片区，首先是东南部，汶川、茂县、理县、黑水区域，全州220千伏及以上重要电力设施主要集中于该区域；其次是西部与北部的草原及山区，该片区面积较大，占到全州面积的2/3以上，但电网设施稀疏，主要依靠110千伏大环网运行；最后是小金电网，小金电网较为独立，与阿坝电网无联络。

3.4.2 联网通道情况

1、东南部电网目前通过5个通道与周边电网联络。

1）500千伏电压等级通道

阿坝500千伏电网为四川500千伏主网的一部分。茂县500千伏站经茂谭双回线路（LGJ-4×400，单回线路长121.7公里）与德阳500千伏谭家湾变电站联网。

2）220千伏电压等级通道

（1）茂县220千伏东兴变电站以1回220千伏线路与绵阳220千伏桑枣变电站联网。

（2）阿坝220千伏二台山变电站以1回220千伏线路与成都500千伏丹景变电站联网。

（3）220千伏二台山变电站以双回220千伏线路与都江堰220千伏聚源变电站联网。

（4）福堂电站以双回220千伏线路与成都220千伏回龙变电站联网。

2、小金电网目前通过1个通道与周边电网联络。

阿坝小金220千伏变电站以双回220千伏线路与甘孜州500千伏丹巴变电站联网。

3、北部电网目前通过2个通道与周边电网联络。

（1）九寨沟220千伏双河开关站以双回220千伏线路与广元220千伏赤水变电站联网。

（2）丰岩堡水电站1回220千伏线路与绵阳220千伏水晶变电站联网。

4、110千伏电压等级联网

阿坝州岷江电力黄磷厂110千伏变电站与成都110千伏灌县变电站联网，新中亚110千伏变电站与成都蒲阳110千伏变电站联网。

3.5 “十二五”电网发展取得的成就

“十二五”期间，是阿坝跨越发展阶段，是灾后重建的重要阶段，国家对阿坝州基础设施建设加大投入，电网建设取得了显著成效。新建路平500千伏变电站，为阿坝灾后快速恢复工业生产，开展生产自救提供有力电源支撑，新建槽木、镇江关、沙坝、下孟、小金等220千伏变电站，加强了阿坝东部网架结构。新建一批110千伏及35千伏变电站，加强了全州配电网供电能力。

虽“十二五”期全州配电网建设取得了较好的成果，但由于电网建设历史欠账太多，仍需大力建设和改造，同时应加强配电网规划的科学性和经济性，更加关注发展投入与经营业绩的统筹协调。

3.6 电网存在的问题

阿坝电网经过多年建设，500kV、220kV骨干网架初步成形，但阿坝110kV及以下电网网架结构仍然十分薄弱，单线串联供电多，远距离输电情况仍存在，继电保护整定、配合困难，通信手段单一，自动化程度不高，同时随着阿坝电网供电需求的增长以及水电、新能源开发，部分220kV电网薄弱环节也逐步暴露出来。

（一）北部电网供电可靠性低

阿坝北部电网仅通过500kV茂谭双回线与主网并列，一旦茂谭双回线同时跳闸，将造成3个500kV变电站、8个220kV变电站以及多座水电站与系统解列，丰水期水电大发，茂谭双回N-2后，大功率涌向北部电网，其内部用电负荷轻，安控动作后，仍可能造成阿坝北部电网垮网，马尔康、红原、阿坝、壤塘、金川、若尔盖、松潘、黑水、九寨沟等县电网将解列或瓦解，损失负荷将超过40万kW。

（二）东兴、庙坪变电站均只由500kV路平变电站供电，供电可靠性差

500kV路平变电站投运后，茂县、路平、槽木、金龙潭形成双环网运行，大大提高了槽木变电站的供电可靠性。但220kV东兴、庙坪仍然呈放射性网络，当220kV路东一二线、庙路一二线发生N-2时，东兴、庙坪变电站将全站失电，损失负荷31万kw。

（三）220kV水磨变电站单线、单变供电，供电可靠性差

水磨至郭家坝110kV线路即将建成投产，该线路投运后，南网中最大用户，岷江电力公司（最大下网用电负荷180MW）通过水磨站供电，另外侨源气体冲击负荷已达60MW，正常负荷40-50MW，用电负荷可达200MW。目前水磨站仅通过单线单变供电，变电容量180MVA，用电负荷已超过主变允许容量，无法满足地区负荷的需要。

（四）小金地区窝电现象仍然存在、弃水严重

220kV小金变电站通过同塔双回线与主网并列，小金变电站汇集电力111.2MW，受甘孜水电送出通道容量限制，丰水期存在窝电现象，弃水时有发生。

（五）110kV电网串联供电，结构薄弱

110kV电网担负着向各县电网供电的职能，但网络结构以单线串联供电为主，供电灵活性、可靠性差，易造成大面积停电事故，电能质量无法保证。

（六）牧区电网单线串联供电，供电可靠性差

牧区电网内共有110kV变电站及110kV并网电厂16座，均采用单线多级串联供电，线路总长度超过500公里，从首端到末端最远供电距离约300公里，最长单一线路长度达142公里，任一线路检修或故障将造成一座或几座110kV 变电站与主网解列或被迫失电，影响马尔康、金川、红原、阿坝、壤塘供电，供电可靠性、灵活性极低。同时造成继电保护整定配合困难，保护动作快速性、选择性无法保证，严重影响电网、设备安全稳定运行。

4 电力需求预测

4.1 国民经济与社会发展规划

4.1.1 国民经济与社会发展情况

“十二五”以来，全州上下深入贯彻落实科学发展观，抢抓西部全面开发开放、支持民族地区加快发展等重大机遇，紧紧围绕“发展为要、稳定为重、民生为本、团结为根、党建为基”总体工作要求，坚持“增量提质、跨越发展”总基调，开拓创新，攻坚克难，全州呈现经济发展转型增效、民生福祉稳步提升、社会大局持续向好的良好局面。

 一是深入实施“一体两翼”战略。着力推动产业结构调整，探索创新经济发展，构建具有明显竞争优势特色产业体系。第一产业年均增长5%，对经济增长的贡献率提高3个百分点、达7.9%。工业主导地位凸显，水电优势持续巩固，园区经济加快发展，州内规上企业突破百户，工业化率升至40.2%，超过全省平均水平；工业增加值年均增长16.7%，对经济增长贡献率达40.5%。旅游经济增势强劲，接待游客量和旅游收入年均增长30.6%和31.0%；生产生活性服务业良性发展，服务业增加值年均增长9.2%，对经济增长贡献率提高16.1个百分点达41.8%。

二是经济发展跨上新台阶。2015年达265亿元，年均增长10.5%，高出全国2.7个百分点。发展水平有了较大提升，人均地区生产总值在全省排位较“十一五”末上升1位、提升至14位；经济总量居全国30个少数民族自治州和川甘青交界地区前列。县域经济总量超过10亿元的县较2010年达11个。对欠发展地区支持力度不断加大，“十二五”期间，西北片区固定资产投入占全州比重达17.7%，较“十一五”上升6.2个百分点。

三是基础条件取得新突破。交通建设纵深推进,红原机场建成通航，进出州通道等国省干线加快推进，新增公路1749公里，通车里程达13447公里。骨干电网加快建设，500KV、220KV、110KV输变电线路分别建成161.6公里、809.2公里、522.5公里。水利建设实现突破，五小水利、堤防建设、小农水重点县加快实施，农村饮水安全问题全面解决。城乡承载能力大幅提升，阿坝、金川、马尔康等县新区建设和老城区改扩建有序推进，城镇化率提高6.67个百分点达36.77%。成功创建全国首批“宽带中国”示范城市，基本消除邮政服务空白乡镇。

四是群众生活展现新面貌。坚持民生优先，民生保障支出占比保持在50%以上，实施1103个村幸福美丽家园工程，95%乡镇、80%村庄达到“四化标准”；扶贫开发和综合防治大骨节病试点五年规划及三年试点巩固工程圆满完成，农村贫困人口减贫9.3万；率先启动15年免费教育，国民平均受教育年限提高至6.9年；1小时医疗服务圈初步建立，实现困难群众重特大疾病医疗救助全覆盖；就业规模持续扩大，城镇新增就业3.64余万人，城镇登记失业率总体逐年下降。城乡居民收入年均增速高于同期经济发展水平，实现国家标准下13.5万贫困人口脱贫，2015年实现城镇居民人均可支配收入25939元，年均增长10.2%；农村居民人均可支配收入9711元，年均增长21%。城乡居民收入差距逐年缩小，收入比由4.3:1缩小为2.7:1。

五是改革开放迈出新步伐。全面深化改革，资源开发、民间投资、国资国企、政府职能等重点领域改革加快推进。扩大对外开放合作，以对口援建、经贸协作、区域合作为主的多层次开放合作格局基本形成。

六是生态保护取得新成效。长江上游生态屏障建设取得初步成效，新增国家级湿地公园4个、自然保护区2个、生态乡镇16个，省级生态县1个、生态乡镇48个。大力实施天然林保护、退耕还林、减灾防灾、湿地保护与修复等生态工程，林地面积、森林蓄积量明显增加，森林覆盖率提高1.1个百分点。主要河流出境断面水质、引用水源地水质达国家Ⅱ类标准，城镇空气质量达国家Ⅱ级标准，主要污染物排放约束性指标完成较好。

4.1.2 国民经济与社会发展规划

“十二五”期，阿坝州经济与社会发展以较快的速度推进。随着宏观经济形势发生深刻变化，经济发展进入新常态，经济从高增长转向中高速增长。“十三五”期间，阿坝州国民经济与社会发展速度进入中高速增长。

4.2 电力需求预测

4.2.1 历史负荷数据分析

4.2.2 电力需求预测

（1）电量预测

2015年供电量86.4亿千瓦时，较2014年供电量86.21亿千瓦时增加了0.2亿千瓦时，增长0.23%。2011～2015用电量由65.6亿千瓦时增加到86.4亿千瓦时，年均增长率7.13%。

根据阿坝地区经济社会发展规划，采用综合单耗分析及大用户加一般用户用电量分析等方法对阿坝电网供区的用电进行预测，2016～2020年阿坝电网分年度电力负荷预测分高、中、低三个方案。对上述三个方案比较分析后，高方案适应于发展更快更好，低方案则适用于受到各种制约而发展低速，而中方案则对应发展速度适中，具有可持续发展的特点，因此本规划报告取“中方案”作为阿坝电网2015～2020年电力负荷预测结果并以此作为本次电网规划编制的基础水平，“十三五”期供电量年均增长率为14%，即2015年、2020年供电量分别为86.4亿千瓦时、147.32亿千瓦时。

阿坝电网电量需求供电负荷高、中、低方案预测汇总详见表4.2.2所示。

（2）负荷预测

2015年，阿坝电网最大供电负荷140万千瓦，比较2014年最大供电负荷130万千瓦，增加10万千瓦，较上年增长7.7%。2010～2015年最大用电负荷由98万千瓦增加到147万千瓦，年均增长率8.5%。

供电负荷预测方法与供电量预测方法一致。根据负荷预测中方案可知2016年、2020年及最大供电负荷分别达到151.85万千瓦、255.84万千瓦。“十三五”最大供电负荷年均增长率为13.9%。

（3）预测结果

根据“十三五”经济社会发展规划，对全州2015～2020年电力负荷需求进行了预测，预测结果如下。

“十三五”期间，阿坝电网供电量、供电负荷年均增长率分别为14%、13.9%，预测2016年供电量、供电负荷分别达到78.2亿千瓦时、132.8万千瓦、2018年供电量、供电负荷分别达到85.2亿千瓦时、144.0万千瓦；2020年供电量、供电负荷分别达到92.1亿千瓦时、154.7万千瓦。

4.2.3 阿坝州各县电力需求预测

根据各县“十三五”经济社会发展规划，对各县电网2015～2020年电力负荷需求进行了预测，预测结果如下。   

5 电源建设规划与供电平衡

5.1 能源资源概况

5.1.1 水电资源概况

阿坝州境内江河纵横。黄河在境内流经165公里。长江上游四川境内的主要支流岷江、大渡河、涪江均发源于阿坝州。岷江干流及最大支流大渡河纵贯全境，其流域内水量充沛、天然落差大，蕴藏着丰富的水能资源。全州大小河流530余条，多年平均水资源总量446亿立方米。水能理论蕴藏量1933万千瓦，占四川省水能蕴藏量的14%；可开发量1400万千瓦，占四川省的12%；水能资源特点是河流落差大，距离负荷中心近，年发电小时长，各类电站单位造价低。截止2015年年底，全州境内已建成水电装机容量约544万千瓦，年发电量192亿度。

5.1.2 风电资源概况

阿坝州1983～2012年10m高度年平均风速在0.9m/s～3.5m/s之间，其中金川县10m高度平均风速最低为0.9m/s，茂县10m高度平均风速最高为3.5m/s。参考《风电场风能资源评估方法》风功率密度等级划分标准，阿坝州风功率密度等级介于1～2级，风资源开发前景较好，阿坝州幅员广阔、人口密度低，可用作建设风电场的场址较多，综合开发潜力巨大。结合当前风电机组制造技术及对山地风能资源的认识，综合考虑阿坝州各县域地理环境条件，阿坝州风力发电项目理论可开发容量约为12500MW，考虑到部分地区风电项目实施造价受地理位置、网架结构等条件限制可能高于理论可开发容量估算的造价基准水平，技术可开发容量约为7600MW。截至2015年底，阿坝州尚未有风力发电项目。

阿坝州风电资源主要分布于三个草原县，即若尔盖、红原、阿坝。阿坝州风电资源虽较为丰富，但目前仍处于起步阶段，根据现有及未来客观条件的情况，在“十三五”期间，宜选取具有示范效应的优质风电场进行开发，风电装机开发容量宜控制在20万千瓦左右。待项目投运后，经济效益明显的情况下，“十四五”期间可加快开发，开发容量可提高至100万千瓦左右。

5.1.3 光伏资源概况

根据中国气象局统计数据，阿坝州年总辐射量由东向西递增，以红原县实测太阳辐射数据为基础，结合各县日照时数与太阳辐射的关系，计算其余各县太阳辐射数据， 阿坝州各县的辐射值在 4799.98 MJ/ m2～6150.71 MJ/ m2。 参照 QX/T89-2008《太阳能资源评估方法》，由资源丰富程度等级表可以看出，阿坝州基本属于太阳能资源很丰富区，具有很好的开发优势，其中红原县、若尔盖县、阿坝县等区域法向直接辐射资源较好，适宜开发基于法向直接辐射的聚光型光伏发电系统。

阿坝州在全省辐射区域中属于高值区，根据推算出的各县域太阳能光伏项目收益情况，同时充分考虑各县域土地资源情况，阿坝州太阳能光伏项目理论可开发容量约为32400MW。考虑到部分地区光伏项目实施造价受地理位置、网架结构等条件限制可能高于理论可开发容量估算造价基准水平，阿坝州太阳能光伏项目技术可开发容量约为7500MW。截至2015年年底，全州境内已建成光伏装机容量约12万千瓦。

阿坝州光伏资源分布较广，自治州西北部的三个草原县、西南部壤塘、金川、小金三个高海拔山区县，均有光伏资源，开发潜力较大。目前光伏电厂处于加速发展时期，“十三五”期间，建议光伏开发容量达100万千瓦左右，“十四五”期间可继续加快加大开发，建议开发容量达到200万千瓦以上。

5.2 电源布局

“十三五”期间，阿坝州将围绕川西北生态经济示范区建设目标，加快推进清洁能源建设。根据规划，2016-2025年电源总装机容量达1509.76万千瓦。其中，水电装机容量达1109.76万千瓦，新增容量565.76万千瓦；光伏装机容量达300万千瓦，新增容量288万千瓦；风电装机容量达100万千瓦。

5.2.1 马尔康市

2016-2025年，马尔康市规划新增装机容量310.86万千瓦，其中，水电装机容量303.86万千瓦，光伏装机容量4万千瓦，风电装机容量3万千瓦。

5.2.2 金川县

2016-2025年，金川县规划新增装机容量160.25万千瓦，其中，水电装机容量126.26万千瓦，光伏装机容量24万千瓦，风电装机容量10万千瓦。

5.2.3 小金县

2016-2025年，小金县规划新增装机容量84.8万千瓦，其中，水电装机容量19.8万千瓦，光伏装机容量60万千瓦，风电装机容量5万千瓦。

5.2.4 阿坝县

2016-2025年，阿坝县规划新增装机容量118.8万千瓦，其中，水电装机容量5.8万千瓦，光伏装机容量103万千瓦，风电装机容量10万千瓦。

5.2.5 若尔盖县

2016-2025年，若尔盖县规划新增装机容量60万千瓦，其中，光伏装机容量40万千瓦，风电装机容量20万千瓦。

5.2.6 红原县

2016-2025年，红原县规划新增装机容量79万千瓦，其中，光伏装机容量64万千瓦，风电装机容量15万千瓦。

5.2.7 壤塘县

2016-2025年，壤塘县规划新增装机容量78.74万千瓦，其中，水电装机容量36.74万千瓦，光伏装机容量32万千瓦，风电装机容量10万千瓦。

5.2.8 汶川县

2016-2025年，汶川县规划新增装机容量6万千瓦，其中，光伏装机容量4万千瓦，风电装机容量2万千瓦。

5.2.9 理县

2016-2025年，理县规划新增装机容量7.6万千瓦，全部为水电装机容量。

5.2.10 茂县

2016-2025年，茂县规划新增装机容量6万千瓦，其中，光伏装机容量3万千瓦，风电容量3万千瓦。

5.2.11松潘县

2016-2025年，松潘县规划新增装机容量64.2万千瓦，其中，水电装机容量31.2万千瓦，光伏装机容量18万千瓦，风电容量15万千瓦。

5.2.12九寨沟县

2016-2025年，九寨沟县规划新增装机容量7.5万千瓦，全部为水电装机容量。

5.2.13 黑水县

2016-2025年，黑水县规划新增装机容量25万千瓦，其中，水电装机容量8万千瓦，光伏装机容量11万千瓦，风电装机容量6万千瓦。

5.3 地区供电平衡

5.3.1 平衡原则

（1）根据负荷及电源建设情况，对阿坝电网2016～2020年进行逐年电力供需平衡计算；

（2）根据2005～2015年阿坝电网负荷特征，网内第二产业用电负荷占总负荷比重的90%左右，工业企业中高耗能企业较高，平衡中2016～2020年各年枯水期负荷按丰水期负荷的95%取值；

（3）水电站电源装机容量，分丰水期、枯水期不同开机方式和出力参与平衡。径流式，丰、枯季节出力相差比较大，丰水期出力按装机容量考虑，枯水期出力取值装机容量的20%计算。

（4）风电场8月份出力按装机容量的60%考虑，2月份出力按装机容量的100%考虑，厂用电按装机容量的5%考虑。

（5）光伏电站8月份出力按装机容量的100%考虑，2月份出力按装机容量的60%考虑，厂用电按装机容量的5%考虑。

（6）平衡中不考虑备用容量，由主网承担事故负荷和检修备用容量。

5.3.2 平衡结果及分析

1）电力平衡

根据4.2.2节电力负荷预测中方案及电源装机情况，对阿坝电网从2016～2020年逐年进行了电力平衡，同时“十四五”时期进行预测。详见表5.3.1。

通过电力平衡结果可以看出，阿坝电网2016年丰期余电433万千瓦，2019年丰期余电达到535.3万千瓦，“十三五”末期2020年丰期余电1180.65万千瓦，枯期余电654.26万千瓦。“十四五”末期余电高达1533.05万千瓦。

2）地区现有送电通道分析

阿坝电网现有6条主要外送通道，其中500kV通道1条，220kV通道6条，分别是：

（1）茂县～谭家湾（德阳）500kV双回线路（200万千瓦）；

（2）福堂电厂～回龙（成都）220kV双回线路（30万千瓦）；

（3）二台山～丹景（成都）220kV单回线路（15万千瓦）；

（4）二台山～聚源（成都）220kV双回线路（30万千瓦）；

（5）小金～丹巴（甘孜）220kV双回线路（60万千瓦）；

（6）双河～赤化（广元）220kV单回线路（30万千瓦）。

通道容量总计约365万千瓦。

另外规划1条送出通道：路平～富乐（绵阳）500kV双回线路（200万千瓦，预计2019年投运）。

送电通道总容量可达到565万千瓦。

根据电力平衡结果以及外送通道容量来看，随着未来路平～富乐500kV线路的建设，“十三五”期间，阿坝电网基本可以满足阿坝地区富余电力的外送的需求。

但若光伏、风电装机的建设速度加快，至“十三五”末期、“十四五”初期，有可能出线现有及规划通道将无法满足余电外送的问题。

通过阿坝特高压规划容量900万千瓦，可有效解决“十三五”末期至“十四五”期间电源外送的问题。

6 电网规划指导思想、基本原则与发展目标

6.1 指导思想 

根据阿坝州人民政府关于切实做好“十三五”电网规划暨农网改造升级工作的要求，以国网阿坝公司和岷江电力、黄龙电力、茂县电力、九寨沟电力为技术支撑，结合全州电网现状和发展需求，合力推进各县“十三五”电网规划。在规划中，加强阿坝州高压电网规划与四川主网高压电网规划和本地配电网规划的衔接，按照“大规划”、“纵到底”的思路，形成覆盖全电压等级的规划报告“一个本”，促进各电压等级电网的协调发展。坚持统一规划、科学规划、适度超前的规划总原则，实事求是地提出切实可行的项目需求和电网规划方案，在充分满足本地经济发展和民生改善对电力需求的前提下，提升电网发展质量，提高电网投资效益。认真研究和提出阿坝州电源送出的建议方案，促进阿坝州丰富的水电、风电、光伏电力的开发。

针对水电、风电、光伏电源的出力特点，合理规划规划并网点，针对电源布局统筹规划电源送出通道。除水电类大型电源点外，风电、光伏应采用汇集临近电源电源集中送出的方式，尽量采用大截面、少回路的方式接入电网。对于容量较大的电源其他送出线路不尽应满足事故方式下线路热稳定的要求，而且应满足暂态稳定校核的要求。针对州内众多国家级环境保护区，应严格落实各项环境保护措施，将各个项目的环境不利影响能得到有效的减缓和控制。根据地区电网特点，结合自然与社会基本条件，针对送电通道紧张、输送距离长，充分比较技术经济指标，合理选择的超电压、特高压送出方案。

6.2 基本原则

（1）满足地区经济社会发展用电和电源送出的需求

“十三五”期是阿坝州经济发展转型的关键时期，也是主动适应经济发展新常态、深入实施“三大发展战略”的重要时期，本着以加快转变经济发展方式为主线，坚持优势资源开发与保护并重，电力需求将较长时期内将保持稳定增长的态势，要求各级电网协调发展、持续发展。

（2）坚持“一张网”规划原则

整合供电企业电网资源，依托国家电网公司220千伏及以上电网，构建阿坝州“一张网”，满足新能源及水电送出需求，服务地方经济发展，提高供电安全性、可靠性和供电服务质量。

（3）坚持安全可靠的原则

构建坚强主网架，加强主干电网建设，构筑电网安全“三道防线”，优化220、110千伏电网结构，降低短路电流水平，确保规划电网的安全。

（4）坚持经济合理的原则

按需发展电网，避免过度投资，注重投入产出分析，提高变电站利用效率；远近结合，统筹兼顾，避免重复建设和投资浪费；增强规划的前瞻性，留有发展裕度；建设与改造结合，充分利用电网存量资产，节省电网建设投资。

（5）打造智能化电网，优化完善网络结构，消除薄弱环节

按照《国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》（发改能源〔2015〕1899号），优化完善网络结构，加大配网建设力度，提高配网智能化水平。全面解决“卡脖子”、“低电压”问题，重点解决老百姓反映强烈的地区、从未改造过的村等地区用电问题。

6.3 发展目标

大力加快阿坝州电网建设与改造步伐，增强电网整体输电、供电能力以适应阿坝州国民经济的持续增长和居民生活质量不断提高对电力的需求。州域电网供电的主要性能指标逐步达到省内先进水平，逐步淘汰能耗高、安全可靠性差的设备。确保电网有电“进的来、落得下，送得出、用得上”，设备健康、安全可靠、经济运行、调度灵活、适度超前、协调发展、资源节约、环境友好的总目标。

（1）至2020年将阿坝州域电网建设成坚强和基本满足N-1安全供电准则的输电网络。电网供电可靠率达到99.74%；

（2）提高电能质量水平，基本消灭农网中的低电压用户，电网中枢点电压合格率达到99.82%，全网的综合电压合格率达到99.58%；

（3）从规划开始，在建设、运行、维护等各个环节全面采取节能降耗措施，到2020年，阿坝州电网综合线损率由2015年的8.03%，降低至6.97%的规划目标。

6.4 规划思路

以阿坝州2015年现有电网为基准年，依据阿坝州“十三五”期国民经济与社会发展规划，结合当地电源建设规划，充分考虑各种可能影响负荷、电量变化的因素，采用不同的电力需求预测方法，提出“十三五”阿坝电网负荷预测高、中、低三个不同方案，开展风险分析，得出推荐方案。再以推荐方案电力需求为依据，开展高压电网布点研究，变电容量规划，网络接线规划。规划中要认真研究地区电网与四川省高压电网的接口，地区电网中大、中型水电站，新能源电站接入后对地区电网潮流、电压以及网架结构的影响，地区高压电网与配电网之间的衔接和相互匹配，达到各电压等级电网的协调发展。

加强电网计算分析，通过多种运行方式下潮流、稳定、短路电流的计算，验证规划电网的科学性、安全性、适应性和权威性。

对已列入规划的项目，应在认真分析建设必要性的基础上，按时间排序，开展差异化的规划设计，变电站站址和线路通道尽可能与当地规划相协调。做到按地区总需求列规划项目，按每年电力需求增长列建设项目，并将配套送出的项目一并纳入建设规划，达到建设与用电需求相结合，使电网建设投资取得最佳社会和企业效益。

7 主网架规划

7.1已有规划项目

7.1.1 500千伏电网规划

（1）马尔康500千伏输变电工程

为满足阿坝州马尔康地区水电送出需要和改善阿坝州电网结构，促进地区社会经济的发展，建设马尔康500千伏输变电工程是必要的。

新建马尔康500千伏变电站一座，主变2×1000兆伏安,新建500千伏线路2条，线路长度306千米，线路型号LGJ-4×630。总投资约230892万元，计划于2019年投运。

（2）色尔古～茂县500千伏变电工程

阿坝州水力资源丰富，富余水电电力主要通过色尔古—茂县—谭家湾 500kV 双回线路东送四川主网。为满足阿坝地区水电送出，充分利用现有线路，提高电网安全稳定性，建设色尔古—茂县Ⅲ回 500kV 输变电工程是必要的。

新建色尔古～茂县第三回500千伏线路，线路长度58千米，线路型号LGJ-4×630。总投资约30740万元，计划于2019年投运。

（3）路平～富乐500千伏输变电工程

为打通阿坝水电外送四川主网的第二条500千伏通道，提高四川富裕水电的送出能力，同时满足路平工业园区供电需要，提高供电可靠性，改善电网结构。新建双回线路路径全长约87km，线路型号LGJ-4×500。总投资约46100万元，计划于2019年投运。

（4）下尔呷水电站500千伏送出工程

为满足下尔呷水电站电能送出，建设下尔呷水电站500千伏送出工程是必要的。

新建下尔呷水电站至达维水电站、下尔呷水电站至巴拉水电站500千伏线路，线路长度105千米，总投资约52500万元，计划于2025年投运。

（5）达维水电站500千伏送出工程

为满足达维水电站电能送出，建设达维水电站500千伏送出工程是必要的。

新建达维水电站至卜寺沟水电站500千伏线路，线路长度10千米，总投资约7150万元，计划于2025年投运。

（6）巴拉水电站500千伏送出工程

为满足巴拉水电站电能送出，建设巴拉水电站500千伏送出工程是必要的。

新建巴拉水电站至阿坝1000千伏变特高压电站500千伏线路，线路长度117千米，总投资约83655万元，计划于2025年投运。

（7）卜寺沟水电站500千伏送出工程

为满足卜寺沟水电站电能送出，建设卜寺沟水电站500千伏送出工程是必要的。

新建卜寺沟水电站至阿坝1000千伏特高压变电站500千伏线路，线路长度62千米，总投资约44330万元，计划于2025年投运。

（8）双江口水电站500千伏送出工程

为满足双江口水电站电能送出，建设双江口水电站500千伏送出工程是必要的。

新建双江口水电站至阿坝1000千伏特高压变电站500千伏线路，线路长度52千米，总投资约23400万元，计划于2025年投运。

（9）金川水电站500千伏送出工程

为满足金川水电站电能送出，建设金川水电站500千伏送出工程是必要的。

新建金川水电站至阿坝1000千伏特高压变电站500千伏线路，线路长度14千米，总投资约7000万元，计划于2025年投运。

（10）巴底水电站500千伏送出工程

为满足巴底水电站电能送出，建设巴底水电站500千伏送出工程是必要的。

新建金川水电站至阿坝1000千伏变电站500千伏线路，线路长度72千米，总投资约36000万元，计划于2025年投运。

7.1.2 220千伏电网规划

（1）沙坝220千伏变电站扩建工程

沙坝220千伏变电站位于理县，理县水电资源丰富，至2015年底，沙坝目前只有一台150兆伏安，已经不能满足富余电力升压需求，新建沙坝220千伏变电站扩建工程是十分必要的。

扩建沙坝220千伏变电站1座，主变1×180兆伏安，总投资约2490万元，计划于2019年投运。

（2）沙坝220千伏变电站至下孟220千伏变电站220千伏线路

沙坝220千伏变电站于2017年扩容至180+150兆伏安，现下孟～沙坝仅一回220千伏线路，不满足扩容后电源送出需要，新建沙坝～下孟第二回是十分必要的。

新建沙坝至下孟第二回220千伏线路1条，线路长度30千米，总投资约9324万元，计划于2019年投运。

（3）阿坝金川220千伏输变电工程

金川县位于四川省西南部。北连若马尔康县，东西接小县、壤塘县、阿坝县。金川区域电网最高电压等级为110千伏。电源通过马塘至马尔康石广东再至金川110千伏变电站，供电半径远远超出110千伏的能力。供电可靠性和供电质量均处于较低水平。因此新建金川220千伏变电站可大大缩短110千伏线路的供电半径，提高了北部电站的供电可靠性，也为西南部金川丰富的水电、光伏电源送出提供可靠的接入点，因此金川220千伏变电站建是十分必要的。

新建金川220千伏变电站1座，主变2×180兆伏安，线路长度127千米，总投资约48316万元，计划于2020年投运。

（4）阿坝汶川220千伏开关站扩建工程

汶川220千伏开关站位于汶川北部，根据政府规划，将新建汶川城关工业园区，该区域现无110千伏电压等级的接入点，因此将汶川开关站扩建成汶川220千伏变电站是十分必要的。

扩建汶川220千伏变电站1座，主变2×180兆伏安，总投资约6933万元，计划于2019年投运。

（5）阿坝红原220千伏输变电工程

红原县位于四川省西北部。北连若尔盖县，东西接松潘县、黑水县、阿坝县，南靠马尔康县、理县。阿坝北部区域最高电压等级为110千伏。供电半径远远超出110千伏的能力。供电可靠性和供电质量均处于较低水平。因此新建红原220千伏变电站可大大缩短110千伏线路的供电半径，提高了北部电站的供电可靠性，也为北部红原、阿坝、若尔盖电源送出提供可靠的接入点，因此红原220千伏变电站建是十分必要的。

新建红原220千伏变电站1座，主变1×180兆伏安，线路长度377千米，总投资约114945万元，计划于2019年投运。

（6）黑河塘220千伏变电站

黑河塘220千伏变电站供电区域拟包括九寨沟县城、中查沟风景区及周边区域，目前主要由当地甘海子（1×25 兆伏安）和新区（2×25 兆伏安）2 座 110 千伏变电站供电。随着九寨沟县经济社会发展，以及中查沟风景区的开发建设和成兰铁路开工建设，负荷增长较快，为满足九寨沟县负荷发展需要以及中查沟风景区和成兰铁路施工的用电需求，提高供电可靠性，建设阿坝黑河塘220千伏输变电工程是必要的。

新建黑河塘220千伏变电站1座，主变2×40兆伏安，线路长度4.5千米，总投资约5400万元，计划于2017年投运。

（7）成兰铁路镇江关牵引站

镇江关牵引站位于阿坝州茂县北部镇江关乡附近，为保证成兰铁路的供电需要。新建镇江关220千伏牵引站1座，线路长度108千米，总投资约28472万元，计划于2019年投运。

（8）成兰铁路松潘牵引站

    松潘牵引站位于阿坝州松潘县城附近，松潘县电网比较薄弱，目前最高电压等级仅为110kV。为保证成兰铁路的供电需要。新建松潘220千伏牵引站1座，线路长度547千米，总投资约147173万元，计划于2019年投运。

（9）成兰铁路东北沟牵引站

     东北沟牵引站位于阿坝州松潘县川主寺附近，为保证成兰铁路的供电需要。新建东北沟220千伏牵引站1座，线路长度70千米，总投资约18130万元，计划于2019年投运。

（10）成兰铁路茂县牵引站

 茂县牵引站位于阿坝州茂县县城附近，为保证成兰铁路的供电需要。新建茂县220千伏牵引站1座，线路长度80千米，总投资约21220万元，计划于2019年投运。

（11）成兰铁路龙塘牵引站

    龙塘牵引站位于阿坝州茂县县城以北，为保证成兰铁路的供电需要。新建龙塘220千伏牵引站1座，线路长度83千米，总投资约21997万元，计划于2019年投运。

（12）成兰铁路太平牵引站

太平牵引站位于阿坝州茂县县城以北太平乡，为保证成兰铁路的供电需要。新建太平220千伏牵引站1座，线路长度107千米，总投资约28213万元，计划于2019年投运。

7.2 建议纳入“十三五”滚动规划的项目

7.2.1 500千伏及以上电网规划

（1）阿坝1000千伏输变电工程

为满足阿坝州水电送出需要和改善阿坝州电网结构，建设1000千伏特高压输变电工程。

新建阿坝1000千伏变电站一座，主变2×4500兆伏安,新建1000千伏线路1条，线路长度约302千米，线路型号LGJ-8×630。

（2）麦尔玛500千伏输变电工程

阿坝县位于阿坝州西北部，与壤塘、红原、若尔盖相邻。根据“十三五”国民经济规划，该区域是我州新能源基地，目前该区域仅有7座110千伏变电站，已不能满足新能源开发需要。因此新建麦尔玛500千伏输变电工程是十分必要的。

新建麦尔玛500千伏变电站一座，主变1×1000兆伏安,新建500千伏线路2条，线路长度660千米，线路型号LGJ-4×630。总投资约492000万元。

（3）若尔盖500千伏输变电工程

根据“十三五”国民经济规划，该区域是我州新能源基地，目前该区域仅有7座110千伏变电站，已不能满足新能源开发需要。因此新建若尔盖500千伏输变电工程是十分必要的。

新建若尔盖500千伏变电站一座，主变1×1000兆伏安,新建500千伏线路1条，线路长度200千米，线路型号LGJ-4×630。总投资约170000万元。

（4）南木达500千伏输变电工程

南木达位于壤塘县，该县水电及新能源资源富集，仅有一座110千伏变电站，不能满足水电及新能源送出需求，因此建设南木达500千伏变电站是必要的。

新建南木达500千伏变电站一座，主变1×1000兆伏安,新建500千伏线路1条，线路长度180千米，线路型号LGJ-4×630。总投资约153000万元。

（5）小金500千伏输变电工程

根据小金县政府规划的光伏开发容量，现有网络不能满足送出需求，为保证小金县光伏电力送出，建设小金500千伏送出工程是必要的。

新建小金500千伏变电站一座，主变1×1000兆伏安,新建500千伏线路1条，线路长度150千米，线路型号LGJ-4×630。总投资约492000万元。

7.2.2 220千伏电网规划

阿坝州将加强电网内220千伏电压网络的联系和电压支持，提高电网运行的稳定性和可靠性。具体项目如下：

（1）阿坝红原至阿坝麦尔玛220千伏线路工程

为满足新能源电力送出，建设红原至麦尔玛220千伏送出工程是必要的。

新建红原至麦尔玛220千伏线路2条，线路长度240千米，总投资约48000万元。

阿坝州将加强电网内220千伏电压网络的联系和电压支持，提高电网运行的稳定性和可靠性。具体项目如下：

（2）阿坝若尔盖220千伏输变电工程

为满足若尔盖光伏电力送出，政府规划在该县建设一座500千伏变电站，无配套的220千伏项目。因此建设若尔盖220千伏送出工程是必要的。

新建若尔盖220千伏变电站1座，主变2×180兆伏安，线路长度123千米，总投资约45320万元。

（3）马尔康220千伏电站输变电工程

马尔康500千伏变电站落点阿坝州马尔康市，规划2017年建成投产，无对应的220千伏配套工程。因此马尔康220千伏输变电建设是十分必要的。

新建马尔康220千伏变电站1座，主变1×150兆伏安，线路长度30千米，总投资约12700万元。

（4）蒲西水电站主变扩建工程

壤塘电网位于阿坝电网末端，110千伏供电半径超长，壤塘境内水利资源丰富，电网薄弱，没有可靠接入点及送出通道，随着蒲西电站的投产，阿坝220千伏电网延伸至壤塘境内，可利用蒲西电站的送出通道搭车送出部分电源，同时也为壤塘县提供一个110千伏电源点，解决壤塘供电可靠的问题。

扩建蒲西水电站220千伏变电站1座，主变1×150兆伏安，总投资约1510万元。

（5）阿坝松潘小河220千伏输变电工程

松潘县电网比较薄弱，目前最高电压等级仅为110kV。根据松潘县政府规划，拟在“十三五”期间建设小河绿色新材料加工工业园区，为保证园区工业用电。因此建设松潘小河220千伏输变电站是必要的。

新建小河220千伏变电站1座，主变1×180兆伏安，线路长度7千米，总投资约11550万元。

（6）阿坝茂县柳坪220千伏输变电工程

柳坪水电站和色尔古水电站建成，加重了电网的负荷，为解决县域输电通道问题，建设柳坪220千伏变电站建是十分必要的。

新建柳坪220千伏变电站1座，主变1×180兆伏安，线路长度5千米，总投资约2100万元。 

（7）阿坝水磨220千伏变电站扩建工程

水磨220千伏变电站位于汶川县，随着水磨镇旅游开发加工，负荷发展迅速，而且跟据汶川负荷发展规划，规划了白石工业园区，现水磨220千伏单台主变不能满足供电可靠性需要，也不能满足负荷发展需要。因此扩建水磨220千伏变电站是十分必要的。

扩建水磨220千伏变电站1座，主变1×180兆伏安，总投资约1610万元。

（8）阿坝水磨至汶川220千伏线路工程

水磨220千伏变电站目前通过二台山220千伏变电站与成都电网连接，未与阿坝电网形成联网，汶川枯期所需电力需从成都下网，未能消纳阿坝州富余水电，潮流上存在一定迂回，新建汶川～水磨220千伏线路打通汶川南北电力通道，丰期可利用汶川～成都220千伏通道送电，缓解茂县主变容量，枯期可就近消纳阿坝州富余电力。因此建设水磨至汶川220千伏线路是十分必要的。

新建水磨至汶川220千伏线路2条，线路长度162.3千米，总投资约28668万元。

（9）阿坝杨柳坪110千伏变电站升级压220千伏改造工程

升压杨柳坪220千伏变电站1座，主变2×600兆伏安，总投资约12000万元。

（10）阿坝福堂至杨柳坪220千伏线路工程

岷电电网为110KV电压等级电网, 主要以几条110KV单回主干

线路与110KV并网电厂和110KV变电站相连，经过110KV单回或双回联络线并入省网的110KV太电关口点运行。部份110KV主干线路较长，并且“T”接入很多分支线路，电网网架结构薄弱，一旦关口设备或主要联络线检修或故障停运，都可能实施大面积限电或片区电网面临崩溃的危险，影响面较广且对供区内用电负荷影响较大。福堂电厂是岷电公司控股40%的电厂，电厂装机4×90MW，丰水期受上网限制，严重弃水，为促进福堂水电消纳和保证电网安全稳定，新建阿坝福堂至杨柳坪220千伏线路工程十分必要。

新建福堂坝至杨柳坪220千伏线路1条，线路长度30千米，总投资约8890万元。

（11）威州电站变压器扩建工程

    汶川片区电网为电源中心，并网电厂集中，电网电压偏高，电网供电质量和供电可靠性差；电网仅有一条重要支撑线路110kV 草平线与省网联络，该线路处于高山峡谷地段，次生灾害频繁，存在孤网运行和电网瓦解的风险；丰水期电源发电负荷较多，受太平驿联络变压器150MVA限制，电源、电厂压负荷频繁;汶川220kV芤山变电站迟迟未开展建设工作，岷电北部电网运行遇瓶颈;威州电站距岷电新桥110千伏变电站仅一墙之隔，可减少110千伏线路建设。威州电站扩建变压器后，可改善岷电公司电网电能质量。故威州电站变压器扩建十分必要。

扩建威州电站220千伏变电站1座，主变1×180兆伏安，总投资约2000万元。

（12）福堂电站变压器扩建工程

    福堂电站是岷电公司控股40%的电站，电站装机4×90MW，丰水期受上网限制，严重弃水，福堂电厂扩建220千伏变压器接入岷电主网既可以为电网提供电力支撑又可以解决福堂弃水问题;福堂电站变压器的接入，可为岷电公司增加另一个上下省网的联络关口，对提高电网的供电可靠性和提升电能质量提供了条件。福堂电站变压器扩建十分必要。

扩建福堂电站220千伏变电站1座，主变1×180兆伏安，总投资约2000万元。

（13）小金抚边光伏220千伏送出工程

为满足抚边光伏电站电力送出，建设小金抚边220千伏送出工程是必要的。

新建抚边光伏至小金220千伏线路1条，线路长度38千米，总投资约12000万元。

（14）邬家梁子光伏220千伏送出工程

为满足邬家梁子光伏电站电力送出，建设邬家梁子220千伏送出工程是必要的。

新建邬家梁子光伏至小金220千伏线路1条，线路长度27千米，总投资约8000万元。

（15）茂县坪头110千伏变电站升级扩建工程（升级为220KV变电站）

由于茂县县城境内无220变电站，急需将坪头变电站进行升级以增加输电通道。因此扩建茂县坪头110千伏变电站是必要的。扩建茂县坪头110千伏变电站1座，主变1×80兆伏安，线路长度8千米，总投资约10000万元。

7.3 110千伏电网规划

    阿坝州110千伏具体项目

8 35千伏电网规划

阿坝州35千伏电网主要项

9 10千伏及以下电网规划

10电气计算

10.1 正常运行方式潮流计算

10.1.1 计算原则

（1）将阿坝电网规划网架置于全省 2020年规划网架中，一并计算，计算方式考虑丰大、枯大两种方式。丰水期代表月为 8 月，枯水期代表月为 12月。

（2）水电站丰期按满发考虑，枯期按装机容量的20%～30%考虑；光伏丰期按装机的80%考虑，枯期按满发考虑；风电丰期按装机的60%考虑，枯期按满发考虑。丰、枯期负荷按电力平衡中的安排考虑。

（3）根据《电力系统电压和无功电力技术导则》，110～220千伏变电站二次侧负荷功率因数取 0.9～1，本次计算负荷功率因数取 0.92。

变电站 35～110 千伏侧母线电压波动范围按（0.97～1.07）Un 进行控制，220千伏侧母线电压波动范围按（1～1.1）Un进行控制，500千伏侧母线电压波动范围按（1～1.1）Un进行控制。

无功平衡原则。根据无功分层分区就地平衡基本要求，无功 功率尽量在各电压等级中平衡，避免无功功率的长距离输送及窜动。

阿坝电网通过福堂～回龙、二台山～丹景和二台山～聚源220千伏线路与成都电网保持功率交换。

10.1.2 计算结果分析

从潮流结果看：

（1）2020年丰大方式下，500千伏电站主变均不过载，500千伏线路均无过载现象发生。2020年枯大方式下， 500千伏电站主变主变均不过载，500千伏线路均无过载现象发生。

（2）阿坝 220 千伏电网主变丰枯期潮流，从电网潮流分布总体情况看，规划电网各电站、变电站的电压均符合要求。

10.2 N-1潮流计算

10.2.1 计算原则

本次计算主要针对 500千伏和 220千伏电压等级的变电站中失去任何一回进线时，必须保证下一级电网的供电，达到校核规划电网的供电可靠性。

10.2.2 计算结果分析

1、500 千伏电网

（1）主变 N-1

2020年丰期500千伏变电站主变均不满足N-1，这些变电站当发生N-1时需要切除部分并网电源。2020年枯期500千伏变电站主变均满足N-1。

（2）线路 N-1

对潮流较重的茂县500千伏变电站～绵阳特高压线路和茂县500千伏变电站～路平500千伏站线路进行 N-1校核。丰期大方式下，茂县500千伏变电站～绵阳特高压线路N-1时潮流为1886兆瓦，不过载；茂县500千伏变电站～绵阳特高压线路N-1时潮流为1620兆瓦，不过载。其余线路丰枯期均满足N-1要求。

2、220 千伏电网

（1）主变 N-1

2020年丰期，金川、沙坝、扎窝、红原、庙平和东兴站不满足N-1要求。2020年枯期，红原和东兴站不满足N-1要求。

线路 N-1 

 1）丰水期大方式下：

小金～丹巴、下孟～汶川220kV线路不满足N-1要求，线路发生N-1是需切除部分电源。

汶川～水磨线路发生N-1时，二台山～丹景线路过载。

二台山～水磨线路发生N-1时，各条线路不过载。

二台山～丹景线路断线时，福堂坝～回龙线路和二台山～聚源线路过载，建议新增二台山～丹景第二回线路。

阿坝电网其余220千伏线路满足N-1要求。

2）枯水期大方式下：

各线路潮流较轻，均满足N-1要求。

10.3 稳定计算

10.3.1 计算条件

① 计算采用电科院Windows版BPA电力系统分析程序。

② 计算水平年：2020年

③ 计算模型

发电机模型：采用考虑次暂态过程的和变化模型，考虑了原动机系统、发电机励磁系统、调速系统的作用。

负荷模型：40％的恒定阻抗、60％的恒定功率模型。

④ 故障模拟：三相故障。

⑤ 线路故障时开关动作时间：

500千伏线路三相短路故障：0秒故障，0.09秒跳近侧三相开关，0.1秒跳对侧三相开关。

220千伏线路三相短路故障：0 秒三相瞬时短路，0.12 秒跳近侧三相开关，0.12 秒跳对侧三相开关。

10.3.2计算结果分析

稳定计算表明，阿坝电网500千伏线路及220千伏骨干线路发生三相短路故障时，在保护正确动作的条件下，系统能保持稳定运行。

10.4短路计算

10.4.1计算条件

1）计算目的

本次短路计算的目的：分析2020年阿坝电网220千伏及以上电压等级变电站母线短路电流水平，校核变电站的开关遮断容量是否在安全范围，并为相关设备选型提供依据。

2）计算水平年

本次短路电流计算水平年选择为2020年。

3）计算工具

采用电力科学研究院Windows版BPA电力系统分析程序。

4）计算条件

计算网络采用规划目标网架，电源按全开机方式纳入计算。

10.4.2计算结果

从计算结果可以看出，500千伏电网三相最大短路电流为36.6千安，为马尔康500千伏变电站母线。220千伏最大短路电流也发生在茂县500千伏变电站的220千伏侧，达36.1千安。各220千伏变电站短路电流水平不高，最大值为二台山220千伏变电站220千伏侧发生三相短路时的值，为28.7千安。

目前，500千伏开关遮断容量一般为63千安，220千伏开关遮断容量一般为50千安。从计算结果可以得出如下结论：

（1）到2020年，阿坝500千伏电网的短路电流不高，现有开关遮断容量满足要求。

（2）在靠近500千伏变电站出口处的220千伏变电站的短路电流相对较大，达36.6千安左右。建议新建220千伏变电站的开关遮断容量按50千安考虑。

（3） 2020年阿坝电网220千伏变电站110千伏侧短路水平不高。建议新建110千伏变电站的开关遮断容量按40千安考虑。

11 环境保护措施

11.1 概述

11.1.1 输变电工程环境保护的意义

随着社会的进步，人们对环境质量的要求越来越高，环境保护已提升到非常突出的位置。这就要求我们在输变电工程设计中，由其是线路，不仅要选择最佳路径，确定效益最佳设计方案，保证工程质量，减少工程投资，同时要贯彻执行下列主要有关环境保护的法规：

·《中华人民共和国环境保护法》；

·中华人民共和国国务院令第682号《建设项目环境保护管理条例》；

·《中华人民共和国土地管理法》；

·《中华人民共和国森林法》；

·《中华人民共和国野生动物保护法》；

·《中华人民共和国自然保护区条例》；

·《中华人民共和国水土保持法》；

·《中华人民共和国城市规划法》；

·《中华人民共和国电力法》；

·《中华人民共和国环境影响评价法》，2016年9月；

·《基本农田保护条例》（国务院1998年257号令）；

·中华人民共和国国务院第239号《电力设施保护条例》及实施细则；

·《电磁辐射环境保护管理办法》；

·HJ/T2.1-2.3-1993及HJ/T2.3-1995《环境影响评价技术导则》。

本工程线路在设计中，优化铁塔设计，减少走廊宽大，优化基础设计，减小对植被的破坏，合理选择导线，降低电磁影响水平，使线路对环境和城镇影响减小到最低限度。

11.2 环境影响分析

本工程对环境的影响主要表现在技术方案的确定、施工期间和运行期间。

11.2.1施工期间

在线路的架设过程中，由于临时征用土地（其中包括杆塔安装、放紧线通道、修路及施工人员生活临时建筑等占地），塔基场地平整，基础开挖，开挖土石方等，使塔基位置土壤疏散，水土流失。

由于施工产生的噪音和被跨房屋的拆迁安置，都会对人们的生活产生一定的影响。

本线路沿线需跨越公路、过道以及电力线路、通信线路，在施工期间，对被跨越物的安全及运行将造成一定的影响。

11.2.2运行期间

在高海拔地区的送电线路运行期间，主要考虑高压线对生态，首先是对人的电磁影响，其产生的电磁场强度和电晕放电对现有的电信和通信设施将产生干扫影响和电晕可听噪声。

11.2.3环境保护措施

对于高压线路对环境和生态的影响，在线路设计时将从以下几方面考虑采取措施，将影响限制在允许范围之内。

11.2.3.1技术方案

1.导线选择

高海拔地区的高压输电线路，由于空气密度小，导线在较低的电场强度下，周围空气就开始游离而产生电晕放电。本工程线路全线海拔范围为2900m~4600m，气象条件特殊，必须校核导线的电晕特性。

电晕要消耗能量，电晕对无线电、电力载波通道的信号有干扰影响；在线路附近产生电晕可听噪声；产生电化学腐蚀以及可能产生电晕舞动。上述电晕问题不仅是个经济问题，若处理不好就可能危及到线路的正常运行及周边环境。

采用导线表面最大电场强度与全面临界电场强度的比值来校验电晕条件下的导线截面。从国外高海拔线路设计看，一条新设计的高压线路，如果所选导线截面，在晴天，，就可以认为这样的线路电晕特性是可以接受的。

本工程满足导线电晕校验标准。

2.多回路

减少对环境的影响，将线路走廊拥挤和地形限制段按同塔双回路架设，节约线路走廊。

11.2.3.2路径选择

1.在线路路径选择上，树立以人为本，路径尽最大可能避开居民区、城镇规划区和乡镇开发区等。

2.线路通过城镇地区，应协调好与地方规划的矛盾。并使线路路径纳入当地建设规划，输电线路与城镇建设协调发展，这是环境保护的重要方面。

11.2.3.3基础设计

在本工程设计时，必须结合高原地形、地貌，以及土质疏松易造成水土流失、植物难成活的工程特点，进行塔位选择、塔腿设计、基础型式的选择等。

在土质较好并能开挖成型的塔位采用原状土基础或人工挖孔桩，既可降低基坑开挖量及小平台开挖量，减少施工弃土对塔基的破坏，保护了塔基周围的自然地貌，同时，施工更加方便（在浇制混凝土时不用支模），降低了施工费用。对于地形复杂、场地狭窄、基础外负荷较大的塔位，人工挖孔桩能起到很好的作用。

11.2.3.4线路施工

1.基础施工

本工程要求施工单位将弃土外运，禁止弃土在塔位下方堆放。

凡能开挖成形的基坑，尽可能采用掏挖式基础或采用以“坑壁”代替基础底模方式开挖，尽可能减少开挖量。

2.架线施工

架线施工应采取特殊措施，尽量减少对附近房屋、交叉跨越物的影响。

11.2.3.5线路运行

送电线路工程运行时要重点检查铁塔构件是否松动，金具是否损坏，绝缘子是否清洁等，保证所有问题都能及时得到解决。

11.2.4结束语

输变电工程应严格执行了国家环保规定，从设计上做到合理设计方案，通过线路路径的优化做到同沿线城镇规划的协调统一，合理选择导线以严格满足相关的无线电干扰以及可听噪声标准，铁塔的合理设计，基础采用全方位长短腿结合不等高主柱设计，长短腿最小级差1.0m，在地形坡度大的地方尽量采用原状土基础。要求施工在基坑开挖、弃土处理、基面排水及运行维护方面，严格按设计文件执行，不对沿线环境造成大的影响。本工程通过各方面共同努力，严格执行各项环境保护措施必将有效地将工程建设和线路运行给沿线环境带来的影响降到最低限度，实线电力建设的可持续发展。

12电网建设投资估算

12.1 投资估算

12.1.1总投资

阿坝州电网建设总投资将达到183.51亿元（不含滚动规划项目）。

12.1.2 各层级电网投资

500 千伏电网投资56.18亿元,占比30.61%。

220 千伏电网投资45.26亿元,占比24.66%。

110 千伏电网投资37.71亿元,占比20.55%。

35 千伏电网投资25.26亿元,占比13.76%。

10千伏及以下电网投资19.11亿元，占比10.42%

为保证全州丰富的水能资源和新能源“送得出”，规划明显加大了500 千伏主干网架建设力度，投资占电网总投资的二分之一以上；同时为解决广大农牧民用电问题，保证电源“落得下”、老百姓“点得亮”，110 千伏及以下电网建设明显加强。各层级电网投资情况表明，电网规划着力解决500 千伏主干网架和110 千伏及以下电网“两头薄弱”问题。

13结论和建议

13.1 结论

13.1.1负荷预测

2015年，阿坝电网最大供电负荷140万千瓦，比较2014年最大供电负荷130万千瓦，增加10万千瓦，较上年增长7.7%。2010～2015年最大用电负荷由97.8万千瓦增加到147.1万千瓦，年均增长率8.5%。供电负荷预测方法与供电量预测方法一致。根据负荷预测中方案可知2015年、2020年及最大供电负荷分别达到147.1万千瓦、255.84万千瓦。“十三五”最大供电负荷年均增长率为13.9%。

13.1.2电源装机

截止2015年底，阿坝电源并网装机总容量544万千瓦。全部为水电装机容量。根据规划,2016-2025年电源总装机容量1509.76万千瓦，其中，水电装机容量达1109.76万千瓦，光伏装机容量达300万千瓦，风电装机容量达100万千瓦。

13.1.3主网架规划

500千伏电网。新建500千伏变电站1座，为马尔康，另外麦尔玛、若尔盖、南木达、小金4座500千伏变电站建议纳入滚动规划，新增变电容量700万千伏安，新增输电线路7条，新增线路1492公里。

新建色尔古~茂县第3回500千伏线路，线路长度58千米，线路型号LGJ-4×630。新建路平～富乐双回500千伏线路，线路长度87千米，线路型号LGJ-4×500。

新建下尔呷、巴拉、达维、卜寺沟、双江口、金川、巴底等大型水电站等500千伏送出工程，新建线路合计432千米。

220千伏电网。新建红原、金川、九寨沟黑河塘等220千伏输变电工程，扩建汶川、沙坝提高阿坝电网的供电能力、可靠性、和运行灵活性，新建一批成兰铁路牵引站，为成兰铁路提供可靠供电。新扩建变电站20座，新增变电容量298万千伏安，新增线路2203.8公里。

110千伏电网新（扩）建变电站37座，新增变电容量198.4万千伏安，新增线路1615.92公里。

13.1.4 35 千伏电网

35 千伏电网新（扩）建变电站81座，新增变电容量59.5万千伏安，新增线路2579.09公里。

13.1.5 10 千伏及以下电网

10千伏及以下电网新增变电容量342.87万千伏安，新增线路11305.19公里。

13.1.6建设规模与投资

阿坝州电网建设总投资将达到183.51亿元（不含滚动规划项目）。

500 千伏电网投资56.18亿元；

220 千伏电网投资45.26亿元；

110 千伏电网投资37.71亿元；

35 千伏电网投资25.26亿元；

10千伏及以下电网投资19.11亿元。

13.2 建议

    科学的、适度超前的电网规划，一是应采取电网建设与城市建设相结合，新建和改造、远期和近期相结合，最大限度地提高设备利用率和通道资源，节省投资。避免电网建设中盲目投资和重复投资。二是通过解决电网的薄弱环节，提高电网供电可靠性，扩大电网的供电能力，增加供电量。三是按长期用电需求规划指导建设电网，既解决近期用电需求，又适应电网可持续发展，做到科学、合理、适度超前。因此，针对今后规划工作提出以下建议：

    （1）将阿坝（金川）1000千伏特高压输变电工程纳入全省“十三五”电网规划。“十三五”期间，随着双江口、金川、巴拉等一批大中型水电站的核准开工，我州境内大渡河干流及其主要支流水电将进入并网投产的高峰期，总装机容量达1千余万千瓦。同时，我州新能源电力外送只有汇集在阿坝（金川）1000千伏特高压输变电站，才能有效解决送出问题。                                                                     

    （2）阿坝、若尔盖、红原和壤塘作为新能源建设基地，理论新能源装机容量600余万千瓦，但该区域目前仅有7座110千伏变电站，致使电力外送能力成为制约该区域新能源资源开发和经济加快发展的最大瓶颈。建议认真研究新能源送出的问题。

    （3）自1998年以来，全州先后组织实施了农村电网改造升级项目，但时至今日部分项目因建设年限较长、设备陈旧、线路老化严重等原因，出现供电质量较差、供电不稳定等情况，农牧民群众用电不能得到保障，农网改造升级问题十分突出,需加大我州农村电网改造升级工程项目资金支持力度。

（4）电网规划是一项长期的、经常性的工作。应根据国民经济的发展和电力市场情况，不断地规划进行滚动修改，并指导配电网建设，以求得最大的企业效益和社会效益。