新中国成立前的六十七年间，中国的电力工业是处于发展的初期阶段，全国装机容量和年发电量分别为世界各国的第二十一位和第二十五位，规模很小，技术水平很低。火电机组从使用蒸汽机发展到使用汽轮机，蒸汽参数基本上是中低压，发电煤耗高达600克/千瓦.时。供电设施多数是只向本城市供电，而输变电设备相对很少，未形成标准的电压系列。同时，由于中国还处于半殖民地半封建的经济，中国还没有独立电力设备制造体系，所有的电力设备都要依赖于进口，这就限制了中国电力工业的发展。

    新中国成立后的50年，电力工业发展取得了举世瞩目的成就，不仅全国装机容量和发电量跃居世界第二位，而且从电力工业的总体技术水平上，大大地缩短了与世界先进水平的差距。

1、火电技术

    新中国成立之后进入三年恢复时期，电力工业的科技进步主要表现在以下几个方面：（一）推行计划检修，不仅提高了发电设备的健康水平，更重要的是为保障安全供电前进了一大步。（二）普及和提高了检修技术，保证了检修质量。采取领导、工人群众和技术人员三结合，举办训练班、研究班，总结出许多检修技术诀窍，并得到推广。（三）推行锅炉、汽轮机的热效率试验，掌握发电设备的运行性能，指导运行人员精心操作，提高发电设备的热效率，使发电煤耗率显著降低。（四）建立中心试验所为电厂服务，改进机组性能，开展锅炉防垢除垢，以及仪表修校等工作，为火电科技进步发挥重要作用。

    第一个五年计划期间，前苏联援建的6000千瓦和1.2万千瓦机组开始投运。这批机组虽然采用中参数，但压力和温度都高于解放前的机组（以前中参数最高压力为2.76兆帕，温度为400℃，苏联机组中参数压力为3.43兆帕，温度为450℃）。继后又投运了一批容量为2.5万和５万千瓦的高压机组。汽轮机进汽压力为8.83兆帕，温度为500℃或535℃。解放前只有一台低档的高压机组，而这一时期的高压机组已在全国普遍出现。而且这些中、高压机组不少是前所未有的热电联供机组，有足够的热负荷时，这些机组具有很高的热效率。

    1956年、1957年陆续投产了国产的6000千瓦和1.2万千瓦机组。1958年至“文化大革命”前，中国自制的发电设备获得很大的发展。继中压6000千瓦和1.2万千瓦机组之后，又制造了中压2.5万千瓦机组于1958年投运，以及5万、10万千瓦高压机组分别在1959年和1960年投运，并首创了双水内冷发电机。1958年开展技术革新和技术革命运动，使电力工业职工对发电设备特性的认识水平上了一个新台阶，提高了科技队伍的整体水平。

    中国自行研制的超高压12.5万和20万千瓦机组以及亚临界压力30万千瓦机组分别于1969年、1972年以及1974年投运。这些机组都具有中间再热，使中国的火电技术又上了一个台阶。这些机组投运之后出现过很多问题，为了维持运行，科技人员付出了辛勤劳动，在技术上也得到锻炼，因而也积极地促进了火电技术的发展。

    1978年改革开放以来，打破了过去闭门奋斗的状况，摆脱了中国沿袭源于前苏联的技术路线，引进了一批发达国家先进的发电设备和设计制造技术，使我国火电机组的水平上了一个新台阶。为解决我国“富煤缺水”的北方地区建立中心火电厂的需要，从60年代中期我国就开始了空冷机组的研究，并建设了小容量的空冷实验机组，但一直处于试验阶段，从技术的成熟性要求，不能满足设计大型空冷机组的条件。1982年12月，水利电力部为大同第二发电厂从匈牙利引进了两套海勒式空冷系统设备，同时为制造部门引进了该设备生产制造技术，与国产20万千瓦汽轮发电机配套使用，于1987年、1988年相继投产。投产以来，运行稳定，节水效果显著。空冷机组与同容量湿冷机组相比，就冷却系统本身而言可节水97%以上，全厂性节水约65%。一般来说，１立方米/秒的水可建设100万千瓦的湿冷机组，而建设100万千瓦空冷机组只需0.35立方米/秒的水。因此相同数量的水可建设的空冷机组规模比湿冷机组的规模大3倍，这充分显示了空冷技术节水的优越性及推广使用的前景。

    作为火电的主力机组仍然是燃煤的常规机组， 1980年由机械部和电力部联合向美国引进了亚临界参数30万千瓦和60万千瓦机组的设计和制造技术。

    为了进一步提高火电厂的效率，降低CO2的排放，目前火电常规机组的发展趋势仍向更高的参数发展，即采用超临界和超超临界机组。国外超超临界机组的最大容量已达100万千瓦级，蒸汽参数已达到31兆帕和610℃的水平。在北欧地区最高效率已达47％。我国在建和投入运行的超临界机组已有600万千瓦，最早的两台60万千瓦超临界机组是从ABB公司引进的，分别于1992年6月和12月投入了运行，接着进口了俄罗斯总容量为480万千瓦超临界机组，其中有30万千瓦机组４台、50万千瓦机组4台、80万千瓦机组2台。为我国设计、安装和运行超临界机组积累了经验，也为我国今后研制超临界机组提供了参考。

    火电的技术进步不仅表现在机组的容量和参数的提高上，从某种程度上来说，更取决于对火电机组中一些关键技术掌握的深度，这也是历年来，科技攻关的主要内容。

    （1）大型煤粉锅炉的燃烧技术。中国火电燃料以煤为主，按发电量来计算，到1998年，煤电上升到80％。发电用煤的种类有烟煤、贫煤、无烟煤、褐煤，洗中煤、煤矸石等，还有燃用油母页岩的。煤炭的挥发分、水分、灰色和灰渣特性对煤粉炉的燃烧很有影响，所以锅炉设计因煤种不同而异，否则燃烧的着火、稳燃和燃尽有困难，或造成严重结渣。对于低灰融点的煤种曾尝试采用液态排渣炉和旋风炉，近期又研究开发易于稳燃的新型燃烧器。改革开放前后，为适应褐煤高灰分的特点，引进了塔式锅炉；为无烟煤的燃烧问题，引进了几台W火焰锅炉。这些新炉型的引进是锅炉科技进步的重要标志。但任何炉型对于煤种的适应性只有一定范围，不是万能。还有，因为锅炉容量太大，燃煤量太多，要求从始至终煤种不变也有困难，于是产生了在电厂煤场混煤配煤问题，因此煤场机械也得到发展。

    由于煤粉燃烧技术是影响锅炉效率和安全运行的关键因素，主要采用计算机的数值计算来描写炉内的燃烧过程，再加上工业试验台或现场试验的验证，对炉内燃烧过程的预测已经可以达到比较高的精度。燃烧过程的数学模型不仅可以用于新机组的设计及老机组的改造，也可对煤种变化及变工况运行提出指导性的意见，是燃烧技术上的一大进步。

    （2）设备完善化和反事故措施。消除设备缺陷有两种情况，一种是国产设备如12.5万、20万、30万千瓦机组在成熟期间运行不正常，电力部门和制造部门共同制定完善化计划，组织电厂、制造厂和两部科研机构共同攻关。还有一种是发电设备的薄弱环节常常发生损坏或异常，要及时消除缺陷，制定反事故措施予以解决。

    （3）老机组改造。在50年代采取加装前置机组改造低压机组的办法，但推广甚少。70年代认为拆老机就地换装新的大机组是最好的改造方案，但因电力供应紧张而未能实现。进入80年代凝汽机组改供热和小机组提高排汽压力的循环水供热的改造方案得到发展。

    80年代发达国家掀起发电设备延长寿命的改造高潮，认为将寿命到期要退役的机组，鉴定其关键部件，采用新技术重新设计改造，并配以现代化的监控设备，使老设备延长了寿命，还提高了效率和功率。中国有关科研机构也为此进行工作。对于国产20万千瓦机组的改造，开始采用了三元流理论只是对汽机的低压缸、叶片进行改造，取得明显的经济效果，进而发展到对全机的通流部分进行改造。通过改造，使汽机的效率提高５％，机组的出力可提高10％。２00MW机组改造的经验将会推动125MW、国产老300MW机组的改造。

    （4）燃气轮机发电技术的发展。中国于50年代从瑞士引进两台6000千瓦燃气轮机用到列车电站，接着国内即研制一批小型燃气轮机。1960年提出蒸汽燃气联合循环方案，采用正压锅炉，燃用天然气，排烟进入燃气轮机的流程，因方案超出了实际的科技水平，加以天然气供应不足而终止。

    70年代从英、日等国引进的美国通用电气公司5000系列2.2万千瓦燃气轮机发电机组前后共30台。初期遇到严重的叶片高温腐蚀问题，解决了进气清洁度和一系列运行维护技术之后，这批机组正常发挥了调峰和紧急备用的作用。

    进入80年代后期，中国电力部门从国外引进了数套当今水平的燃油或燃气的10万千瓦级的燃气蒸汽联合循环装置，分别安装在汕头、重庆和深圳等地。

    80年代以来，我国燃气轮机发电不仅装机容量大幅度提高，机组的性能水平也更趋先进，深圳、上海、浙江温州、宁波和武汉等地分别引进美国GE公司９E型燃气轮机共10台，该机型单台简单循环效率达33％。各电厂的机组普遍采用联合循环发电。全国联合循环装机容量达550万千瓦，占燃气轮机和联合循环电厂总装机容量的80％，效率都达到45％以上。

    更令人鼓舞的是我国燃气轮机联合循环的国产配套水平也有加强。杭州锅炉厂多年来在引进、吸收、消化和自我完善的基础上，分别生产配套MS5000系列40吨/时余热锅炉和MS6000系列65-67吨/时中温中压及中温次高压参数的余热锅炉。南京汽轮电机厂与杭州锅炉厂合作，推出专用于联合循环的N18-3.41型汽轮发电机组。深圳金岗电厂首套国产化5.1万千瓦燃气-蒸汽联合循环发电机组，于1996年７月，由国家经贸委资源节约综合利用司主持通过验收。继后，常州常新发电有限公司采用南京汽轮电机厂生产的PG6541B出力为3.67万千瓦的燃气轮机发电机组，由杭州锅炉厂生产的65吨/时中温中压余热锅炉，由南京汽轮电机厂生产的1.5万千瓦汽轮发电机组，配套组成联合循环发电机组容量达5.17万千瓦，效率42.65％。浙江余姚丰山燃机电厂采用南京汽轮电机厂生产的PG6551B出力为3.785万千瓦，由杭州锅炉厂生产的1.8万千瓦冷凝式汽轮发电机组，配套组成联合循环发电机组容量达5.585万千瓦，效率达45％，这些联合循环发电机组目前已批量出口。

    （5）治理火电厂排放对环境的影响。人类对自然界的开发，从始至终存在环境保护问题，直到60年代才逐渐引起社会的重视。中国火电对环境的影响起初只考虑烟尘问题。一般锅炉都配有除尘器，开始采用多管式旋风分离器，除尘效率不高，只有70％至80％。60年代改用水膜式除尘器，除尘效率可达90％，但维护工作量大。

    进入70年代，治理火电厂对环境的污染问题逐渐得到重视，首先制定了锅炉烟气排放标准，结果是促进了除尘器效率的提高。那时自行开发文丘里式除尘器，并得到推广，除尘效率可达95％左右。80年代自行研究开发的静电除尘器取得成功，以后为了配合30万、60万千瓦机组的技术引进，国内自主开发，同时制造部门也引进了静电除尘器的制造技术，使中国大容量机组普遍采用静电除尘器，赶上国际水平。

    在70年代的环境保护标准中对二氧化硫和氮氧化物的排放没有提出限制性的要求， 1979年开始规定新建和扩建电厂立项前后要进行全面的环境评价，提出环境评价报告书，报请政府环保部门批准。环境评价不仅对烟气的排放，还要对废渣、废水、噪音以及周围环境进行分析，并提出对策。

    脱硫的科研工作早在70年代即已开始，曾在闸北电厂、湖南300号电厂和湖北松木坪电厂分别进行石灰石法、亚硫酸钠循环洗涤法和活性炭法烟气脱硫的小型实验，都取得初步成果。80年代后期又进行了旋转喷雾法、磷铵肥法、炉内喷钙等小型实验，也都取得初步成功。这些方法都未能在电厂中推广应用。直到90年代初重庆珞璜电厂引进的两套为36万千瓦机组所匹配的石灰/石膏法烟气脱硫装置投产，使中国火电厂烟气脱硫实现了零的突破。

    90年代，在九省二市开始对火电厂排放二氧化硫进行排放罚款的试点，1996年开始提出对300MW及以上的机组的NOx排放浓度的控制，并对二氧化硫的排放提出更严格的标准。为适应今后越来越严的环保要求，近几年已建立了几种大型脱硫的示范工程。这些先进的脱硫工艺在一定的场合下都有它应用的场所，为中国今后普遍推广脱硫工程打下了基础。

    根据当前环保标准对NOx排放的限制，重点开展从燃煤优化方面来降低NOx的排放量，新投产的300MW机组都采用了低NOx的燃烧器，对燃烧烟煤可使NOx降至650mg/Nm3。对前后墙对冲燃烧锅炉的圆形燃烧器也开始进行低NOx燃烧的改造，都已取得了阶段性的成果。

    （6）火电厂的自动控制。这是火电厂科技进步最快的领域。1949年前大多数电厂全是手动操作，仪表只有压力、温度、水位和转速几块指示表。以后随着电子器件的发展，中国自力更生开发了几代电动单元组合式自动化仪表，科技水平有很大提高。60年代在一些电厂进行计算机控制的试点，后因计算机的可靠性不高，执行机构不灵，主设备可控性差等缘故，未能取得预期效果。但对于计算机控制技术的掌握有很大进展。中间再热机组出现之后，随之采用机、炉、电集中控制，但只做到控制盘的集中，不是真正的集中控制。

    改革开放以后，计算机控制技术得到长足的进展，利用进口计算机自行开发监控系统取得成功。引进的机组以及引进技术国产的都配有先进的仪表和控制系统，具有自动检测和报警、自动保护、顺序控制、连续调节以及信息处理等功能，由于计算机技术的普遍应用，可以做到机组自动启停、计算机监控，炉机协调控制、锅炉燃烧控制以及汽轮机电液调节。当前，以微机为基础的分散控制系统也得到应用，现在这些装备达到了国际水平。

    2、水电技术

    新中国建立后到第一个五年计划期间是中国水电建设的开创阶段。在这段时间组建了水电建设的管理、设计、科研和施工单位。

    这一时期水电工程的重要任务是加强对水电厂的修复和管理，为中国积累了大型水电厂设计施工和运行管理经验，培养了大批干部。在此期间除了组织查清全国水能资源外，还对黄河和长江干支流的综合开发以及一些中、小河流进行规划，开始建设一批中型水电厂。1957年开始兴建浙江新安江和黄河三门峡两座大型水电厂。实施水电科研已开始重点研究解决中型水电厂建设中的问题，包括大型水电厂建设中的技术关键问题。

    60年代，水电建设和水电科技又有较大发展。以新安江水电厂作为代表，是中国建成的第一座坝高102米，总库容220亿立方米，装机容量66万千瓦的大型水电厂。首次研究采用厂房顶溢流的枢纽布置形式，为中国自行设计建造高坝和大型水电厂开创了道路，积累了经验。

    60-70年代有一批大型水电站陆续建成投产，例如刘家峡、丹江口、龚嘴、碧口、富春江等水电厂。从科技进步看，刘家峡水电厂可作为60年代的工程代表。在其设计施工过程中，科技人员深入工地，与施工人员协同攻关，解决了中国第一座坝高147米的混凝土大坝结构、流速达40米/秒的泄洪措施、高坝混凝土的温控指标、第一个跨度为26米的大型地下厂房的高边墙稳定、围岩稳定及支护结构、第一套30万千瓦水轮发电机组和330千伏的高压输电设备等一系列的设计、施工和制造上的技术难题，以较优的质量和较快的速度建成容量达122.5万千瓦的水电站。

    十一届三中全会以后，拨乱反正，落实政策，大大提高科技人员的积极性，水电科研机构得到恢复和加强。此时又一次精确调查全国水能资源蕴藏量为6.76亿千瓦，超过以往的调查统计数。全国可开发水能资源为3.78亿千瓦，年发电量1.9万亿千瓦.时。1981年１月葛洲坝水电厂胜利完成大江截流，６月三江船闸通航，年底２台17万千瓦机组发电；同年龙羊峡战胜了特大洪水，1982年乌江渡水电站基本建成，同时兴建一批大中型水电站，其中一些工程的规模、坝高、洞长等，给水电科技提出了一系列新的课题。70年代的水电科技水平以乌江渡水电站为代表，它在建设过程中成功地解决了岩溶地基上建造165米高坝的基础处理难题，探索出一套高质量、低成本、机械化生产人工砂石料的工艺，创造性地在导流工程中采用在动水中抛石灌注水泥浆修筑围堰坝的技术等等，从而保证了该电站建设的顺利进行。

    80年代在长江干流上完成中国目前规模最大的葛洲坝水利枢纽工程，在兴建此工程过程中曾遇到一系列复杂技术问题，其中包括航道泥沙淤积、碍航、河势规划及枢纽合理布置、泥化夹层地基处理、大江截流、大单宽流量泄水闸的消能防冲、大型船闸的设计、12.5万千瓦和17万千瓦低水头转桨式水轮发电机组的研制与安装等等，由于进行了系统周密的大量科学研究，大部分问题都找到了较妥善的解决方案和措施，葛洲坝枢纽工程投入运行后，经历了特大洪水的考验，运行工作状况是良好的。

    50年来在水电建设中攻克的主要技术难题有：

    （1）碾压混凝土筑坝技术。碾压混凝土代替常态混凝土可以降低水泥用量，简化温控措施，加快施工速度，与常态混凝土相比，单价减少8-15％，工程总造价可降低20-40％。中国已先后建成了一批碾压混凝土大坝。

    在1987年至1988年上半年间，建成了岩滩水电站上、下游碾压混凝土围堰，最大坝高52.3米，总混凝土量约30万立方米，在施工中创造了日浇筑碾压混凝土8190立方米，月浇筑15.7万立方米，堰体日升高1.5米，最大月上升25.3米的高产记录，达到了国际先进水平。在建的坝高在百米以上的碾压混凝土坝有：广西岩滩大坝、四川宝珠寺和福建水口大坝，它们的坝高分别为111米、132米和101米，在建的辽宁观章阁水库重力坝的碾压混凝土土方量最多，为123万立方米。广西岩滩水电站大坝是目前设计中最高的碾压混凝土重力坝，坝高为192米。此项技术在推广中，并开始应用于重力拱坝。普定水电站拱坝高75米，是当今世界上最高的碾压混疑土拱坝，设计和施工都有所创新和突破。

    （2）混凝土面板堆石坝技术。它的显著优点是大坝断面比常规土石坝小，从而可节省工程量并可优化系统枢纽布置。施工不受或少受气候条件的影响，有利于加速建设速度，如在运行中发生少许漏水时，大坝的危害性也是比常规土石坝小，它与混凝土坝相比，在一些合适条件下可以较大幅度降低造价和缩短工期。中国经过科技攻关，已先后建成了一批此类大坝。

    （3）混凝土高拱坝技术。中国混凝土高拱坝建设发展较快， 1986年先后建成了龙羊峡、东江等水电站坝高100米以上的混凝土高拱坝，龙羊峡水电站的混凝土重力拱坝高178米，该坝处于高寒缺氧地区，地震烈度高，工程地质条件十分复杂，设计、施工难度都相当大。就水库规模来讲，龙羊峡工程是中国目前最大的水库，总库容268亿立方米，这一工程的顺利蓄水发电，标志着中国大型水电站和高坝建设已达到新的水平。与此同时，东风、李家峡和隔河岩３座坝高150米以上的混凝土高拱坝的兴建，其坝高分别是173米、165米和151米，这也是新中国建立以来高拱坝的新记录。特别要指出的是二滩水电站的混凝土抛物线双曲拱坝，坝高240米，是中国第一座坝高超过200米级的超高拱坝。它居于世界已建坝高的第四位。

    （4）地质勘探和基础处理技术。中国采用遥感遥测、物探和钻孔综合测井等先进勘测手段，取得了较好的成果，在覆盖层取原状土样和岩石力学测试等方面有较大突破，在复杂岩石坝基的处理方面取得了许多新成果。例如在龙羊峡坝基处理中采用了传力槽塞、传力洞塞、网络式混凝土置换洞塞和抗剪洞室等，并辅以中、高压固结灌浆对坝基断层进行综合处理，工程实际置换洞塞的混凝土量达１2万立方米。在深覆盖层处理方面，建成了深达74.4米的铜街子水电站左岸导流明渠边墙的承重混凝土防渗墙。在超高压旋喷冲洗涤浆、化学灌浆、预应力缩索和振冲等基础处理方面也都取得了较好进展。

    （5）大型地下工程技术。全国最大的白山一期地下厂房（装机90万千瓦）已全部建成。在该电厂的引水管道中进行了高压预应力混凝土薄衬砌结构现场原型水压和工艺试验获得成功，从而为高压引水管段内用混凝土衬砌代替钢板衬砌的设计和施工提供了科学依据。天生桥1级水电站引水洞内也作了同类型的试验，使该项技术有新的进展。此外，如鲁布革水电站的地下厂房及直径８米、长约9400米的引水隧洞也已建成投产。漫湾水电站2条15×19米（宽×高）城门洞型导流隧洞，是中国目前最大的导流洞，于1983年建成并导流。天生桥2级水电站的2条直径8.7米长约9500米的引水隧洞，是中国目前最大的长引水洞，沿线岩溶发育、地质条件复杂，采用钻补法和掘进机法施工，它的全面建成反映出中国大型地下工程技术新水平。

    （6）水电站机电技术。龙羊峡、白山电厂30万千瓦混流式水轮机，葛洲坝17.５万千瓦和水口20万千瓦轴流式水轮机以及马骝滩、白垢贯流式机组和潘家口、广州抽水蓄能机组胜利投运，标志中国水电机电技术已经登上一个新的高度。

    水轮机模型的实验技术，目前全国有哈尔滨电机研究所、中国水利水电科学研究院、东方电机厂和富春江水工厂相继建立先进的水轮机模型试验台，并通过国家鉴定, 其效率测量综合误差不超过0.3％，利用模型实验技术进行了老电厂改造、新转轮研制工作。

    大型水电站成套设备研制取得重大进展，转轮叶片热弯成形工艺和焊接工艺研究取得重大成果，1000吨推力轴承实验台建立和大型混凝土搅拌楼建立为三峡等大型水电工程提供了技术保障。

    此外，在泄洪消能技术、水工建筑物抗震技术、岩溶地区建水电站技术等方面也都取得了重大进步。

    3、输变电技术

    新中国建立以后，随着经济发展对电力需求的迅速增长, 电力布局的逐步改善及对能源资源的合理利用，输变电技术有了较快的发展。1954年中国建成了自行设计、自行施工的第一条220千伏线路（丰满至石寨，长369公里）,同年末建成新中国建立后第一条110千伏的官厅至下马岭线路。1973年建成第一条330千伏的534公里刘-天-关线路。1981年建成第一条500千伏，595公里的平武线。1983年建成第一条500千伏中国自行设计、制造、施工、调试的锦（州）-辽（阳）线（全长159.3公里），初期降压220千伏运行，1985年升压为500千伏。1989年建成第一条±500千伏、1045.67公里的葛州坝到上海的直流输电线路。

    为了改变旧中国遗留下来的各地电压庞杂的状况，为发展电力系统做好技术准备，新中国于1959年颁布了《额定电压》GB13156的国家标准，所规定的各级标准电压及各该级的允许最高电压为：220/380(230/400伏)、3（3.5）千伏、６(6.9))千伏、10(11.5千伏)、35(40.5)千伏、63(69)千伏、110(126)千伏、220(252)千伏、330(363)千伏、500(550)千伏，更高一级的电压标准尚在研究论证。

    新中国建立以来，中国输变电的设计施工和技术装备水平已有很大发展。中国除已设计了多种形式的输电线路杆塔外，在220千伏及以下电压等级的输电线路广泛采用工厂制造的预应力钢筋混凝土杆塔，成为中国输电线路的技术特色。大跨越技术已比较成熟，在1960年就成功地建设了武昌－汉阳间跨长江的220千伏１722米大跨越，其后又建设了多处跨越，如两次跨越珠江的黄埔芳村间大跨越，最大档距1449米，平武500千伏跨长江的1116米大跨越也在1981年建成。变电站也逐步向紧凑布置及采用气体绝缘全封闭电器发展，以减少用地面积。220千伏全地下变电站也在上海人民广场建成投运。

    随着电力工业的发展，可供线路走廊用地却日趋减少，加之限制输电线路电磁环境影响的呼声日益增加，世界各国特别是工业发达的国家，都不同程度地存在获得线路走廊的困难。因此，提高单位走廊面积电力输送容量，大幅度提高线路本身输送能力已成为当前世界上电力发展的重点方向之一。我国线路走廊的费用虽然不像西方国家那样昂贵，随着500千伏电网的不断扩大，用于线路附近的居民住宅搬迁、树木砍伐和青苗赔偿等费用占线路总投资的比重日益增大。自1982年第一条500千伏线路投运以来，我国在减少线路走廊方面做了许多工作，也取得了可喜的成果。