淮南至上海特高压交流输电示范工程，本工程动态总投资1967081 万元，静态总投资1916555 万元，其中变电站工程静态投资合计795369 万元，约占总投资的42.8%，线路工程静态投资1062263 万元，约占总投资的57.2%。本工程环保投资20236.2 万元，占工程静态总投资的1.06%。
1.1 建设项目核准
2011 年9 月27 日，国家发展和改革委员会以发改能源[2011]2095 号《国家发展改革委关于皖电东送淮南至上海特高压交流输电示范工程项目核准的批复》对本工程(环评报告及批复中工程名称为“皖电东送淮南～上海输变电工程”)进行了核准。
1.2 工程建设的必要性
皖电东送淮南至上海特高压交流输电示范工程(即“皖电东送淮南～上海输变电工程”)，是国家“十二五”规划的重点建设项目，是后续特高压交流输变电工程建设的示范工程，是我国和世界首条同塔双回路特高压交流输电工程，是国家电网公司继晋东南—南阳—荆门1000 千伏特高压交流、向家坝—上海和锦屏—苏南±800 千伏特高压直流之后，投运的第4 个特高压工程。工程的成功建设和运行是世界电力发展史上的重要里程碑，是我国继晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程之后，在国际高压输电领域取得的又一重大创新成果，将进一步验证特高压交流输电大容量、远距离、低损耗、省占地的优势，对推动我国电力工业和装备制造业科学发展，保障电力可靠供应和国家能源安全具有重要意义。
工程西起安徽淮南，经皖南、浙北到达上海，连接安徽“两淮”煤电基地和华东电网负荷中心，与向家坝—上海、锦屏—苏南等高压直流输电系统相互支撑、配合，可显著提升华东电网接受区外电力的能力和电网安全稳定水平，推动区域经济社会和谐发展。
工程的成功投运，有利于推广应用特高压同塔双回输电技术，进一步提高特高压交流输电能力，实现特高压交流技术的全面完善和提升;有利于构建坚强的华东受端电网，显著提升华东电网接受区外电力能力和电网安全稳定运行水平;有利于将安徽资源优势转化为经济优势，促进中部崛起战略实施，并有效缓解长三角地区土地和环境压力。
通过工程建设，我国全面掌握世界领先的同塔双回路特高压交流输电核心技术，推动国际高压交流输电技术实现了新突破;全面实现国产特高压设备技术升级和大批量制造，推动我国电工装备制造水平达到了新高度;成功建成世界最长同塔双回特高压交流输电工程，全面通过严格试验考核，推动我国输变电工程建设水平迈上了新台阶。工程的成功建设和运行，进一步巩固、扩大了我国在特高压输电技术开发、装备制造和工程应用领域的国际领先优势，对于建设创新型国家、推动经济转型升级、增强我国企业国际竞争力具有重要作用。
工程的建设、投运，对打破两淮地区能源外送瓶颈、实现长距离、清洁、安全的电力能源可靠输送、保障长三角地区的用电需求，对实现不同区域的资源优化配置、改善区域环境质量、推动区域经济社会的和谐发展具有重要的战略意义。
1.3 工程概况
皖电东送淮南至上海特高压交流输电示范工程包括：
1)1000kV 淮南变电站
运行名称“1000 千伏特高压淮南站”，是本工程的起点。站址位于安徽省淮南市潘集区平圩镇。本期2×3000MVA 主变压器，2×720Mvar 高压电抗器，2×240Mvar 低压电抗器，1000kV 出线2 回，500kV 出线4 回。
2)1000kV 皖南变电站
运行期名称“1000 千伏特高压芜湖站”，位于安徽省芜湖市芜湖县红杨镇万村。本期1×3000MVA 主变压器，1×600Mvar+2×720Mvar 高压电抗器，2×240Mvar 低压电抗器，4×210Mvar 低压电容器，1000kV 出线4 回，500kV 出线2 回。
4)1000kV 沪西变电站
运行期名称“1000 千伏特高压练塘站”，是本工程的终点，站址位于上海市青浦区练塘镇小蒸村。本期2×3000MVA 主变压器，1×720Mvar 高压电抗器，2×240Mvar 低压电抗器，4×210Mvar 低压电容器，1000kV 出线2 回，500kV 出线6 回。
5)1000kV 淮南~皖南段交流输电线路(一般线路)
运行期名称“1000kV 淮芜I、II 回交流输电线路”，起于安徽省淮南市1000 千伏特高压淮南变电站架构，止于安徽省芜湖市1000 千伏特高压皖南站架构。线路途经安徽省蚌埠市的怀远县，淮南市，合肥市的长丰县、肥西县、庐江县、巢湖市，芜湖市的无为县、繁昌县、南陵县、芜湖县，铜陵市的铜陵县，共计一省五市十个县级行政单位。该段线路全长329km，均为同塔双回路，线路共架设杆塔740 基。
6)1000kV 皖南~浙北段交流输电线路(一般线路)
运行期名称“1000kV 湖安I、II 回交流输电线路”，起于安徽省芜湖市1000 千伏特高压皖南站架构，止于浙江省湖州市安吉县1000 千伏特高压浙北站架构。线路途经安徽省芜湖市的芜湖县，宣城市的宣州区、郎溪县、广德县，浙江省湖州市的长兴县、安吉县，共计二省三市六个县级行政单位。该段线路全长152km，均为同塔双回路，线路工架设杆塔312 基。
7)1000kV 浙北~沪西段交流输电线路(一般线路)
运行期名称“1000kV 安塘I、II 回交流输电线路”，起于浙江省湖州市安吉县1000千伏特高压浙北站架构，止于上海市青浦区1000 千伏特高压沪西站架构。线路途经浙江省湖州市的安吉县、德清县、吴兴区、南浔区，浙江省嘉兴市的桐乡市、秀洲区、嘉善市，江苏省苏州市的吴江区、上海市的青浦区、松江区，共计三省(直辖市)三市十个县级行政单位。该段线路全长162km，均为同塔双回路，线路工架设杆塔357 基。
8)淮河大跨越
起于安徽省淮南市潘集区高皇镇闸口村附近的淮河主河道左岸行洪堤背水侧的行洪区内平地，止于右岸行洪堤背水侧的行洪区内平地，大跨越全长2.445km。
9)长江大跨越
起于安徽省芜湖市无为县高沟镇群英村东侧长江北岸，止于芜湖市繁昌县荻港镇庆大圩村长江大跨越南岸，大跨越全长3.18km。
本工程线路全长649km，全线采用同塔双回路架设，共计杆塔1421 基。
本工程由国家电网公司交流建设分公司投资建设;中国电力工程顾问集团华东电力设计院、华北电力设计院工程有限公司、中南电力设计院、东北电力设计院、西北电力设计院、西南电力设计院，国核电力规划设计研究院、安徽省电力设计院、浙江省电力设计院等负责工程设计;河南送变电建设公司、江苏省送变电公司、山西省电力公司送变电工程公司、陕西送变电工程公司、湖北省输变电工程公司、甘肃送变电工程公司、山西省电力公司供电工程承装公司、湖南省送变电建设公司、北京送变电公司等负责施工;江西诚达工程咨询监理有限责任公司、黑龙江电力建设监理有限责任公司、江苏省宏源电力建设监理有限公司、北京华联电力工程监理公司等负责监理;国网上海市电力公司检修公司、江苏省电力公司检修分公司、国网浙江省电力公司检修分公司、安徽省送变电检修分公司负责运行管理。
1.4 环评回顾
2005 年，根据国家电网公司的委托，由中国电力工程顾问集团华东电力设计院牵头，各设计院参加，共同完成《皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书》。
2006 年12 月，原国家环境保护总局以环审[2006]672 号《关于皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书的批复》对本项目进行了批复。
2008 年12 月，根据中国电力工程顾问集团公司关于本工程可行性研究报告的评审意见，本工程1000kV 变电站运行初期即安装主变压器和配套的高压电抗器，皖南变电站本期主变由1×3000MVA 变为2×3000MVA;同时，淮南、皖南、沪西变电电抗器容量、四个变电站总平面布置、噪声治理措施、出线回数均有所调整。为此，评价单位开展了补充环评工作，并于2009 年4 月完成《皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书补充报告》。环境保护部于2009 年8 月以环审[2009]327 号文《关于皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书补充报告的批复》予以批复。
环评报告书及批复文件
(1)《皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书》(中国电力工程顾问集团华东电力设计院，2006.10);
(2)原国家环境保护总局 环审[2006]672 号《关于皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书的批复》;
(3)《皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书补充报告》(中国电力工程顾问集团华东电力设计院，2009.4);
(4)环境保护部 环审[2009]327 号《关于皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书补充报告的批复》。
工程调查
3.1 工程规模及基本构成
本工程主要包括 1000kV 淮南变电站、1000kV 皖南变电站、1000kV 浙北变电站、1000kV 沪西变电站四座新建变电站和一条新建的1000kV 特高压交流输电线路组成。工程途径安徽、浙江、江苏、上海三省一市。
变电站工程
3.2.1 1000kV 淮南变电站
(1)地理位置
淮南变电站是本工程的起点，站址位于安徽省淮南市潘集区平圩镇，站址北侧为顾高新河，东侧为新河，西侧为淮潘公路(S225 省道)。
(2)建设规模
1)主变压器
本期建设2×3000MVA 主变压器。主变采用单相、自耦、无载调压变压器，采用中性点侧调压方式，冷却方式为强迫油循环风冷方式。
2)1000kV 出线
本期建设1000kV 出线2 回，至皖南站。1000kV 采用户外GIS 设备，1000kV 进、出线避雷器、电压互感器等设备采用户外AIS 设备，GIS 与主变的连接采用架空进线方3)500kV 出线本期建设500kV 出线4 回，至田集电厂2 回和至平圩电厂2 回。500kV 采用户外GIS 设备，500kV 进出线避雷器、电压互感器采用户外AIS 设备。
4)1000kV 高压电抗器
本期建设2×720Mvar 高压电抗器，至皖南站的每回出线配置1 组。高压电抗器采用单相油浸铁芯式，冷却方式采用自然油循环风冷方式。
5)无功补偿装置
本期建设2×240Mvar 低压电抗器，每台主变配置1 组。低抗采用干式电抗器，额定电压105kV，最高运行电压115kV，额定容量为240Mvar。
(3)总平面布置
淮南站本期按照3×3000MVA 变压器、4 回1000kV 间隔及其固定高抗、8 回500kV间隔、3×8 组110kV 无功补偿装置的占地进行了征地，其余1000kV 线路及高抗占地作为远景征地。1000kV 配电装置布置在变电站东侧，向东出线，500kV 配电装置布置在变电站西侧，向西出线，主变压器、110kV 无功补偿配电装置布置在变电站中部。
1000kV 并联电抗器成一列式布置在站区1000kV 站内跨线下方;1000kV GIS 配电装置采用一字型母线集中外置布置;主变压器布置按远期规划三组变压器考虑，各单相变压器间设防火墙;500kV GIS 配电装置进出线间隔为一字型布置;站前区位于站区南部，主要布置主控通信楼、备品备件库等。进站道路由西侧引进。
(4)供、排水
淮南站内设深井潜水泵1 台，生活供水系统采用变频供水方式，由深井潜水泵、生活水箱、变频供水系统组成。
站内设一体化污水处理回用设备，生活污水经处理后水质达到生活杂用水标准，用
于站区绿化。
站区雨水采用有组织排放方式。站内建设雨水泵池一个，泵池容积及雨水泵容量均按照终期规模一次建成，站区雨水通过雨水泵加压排至站外东侧新河中。
3.2.2 1000kV 皖南变电站
(1)地理位置
皖南变电站位于安徽省芜湖市芜湖县红杨镇辖区内，距红杨镇约2.5km，北距芜湖县城区约16.5km，西北距芜湖市约35km。
(2)建设规模
1)主变压器
本期建设1×3000MVA 主变压器。主变采用单相、自耦、有载调压变压器，采用中性点侧调压方式，冷却方式为强迫油循环风冷方式。
2)1000kV 出线
本期建设1000kV 出线4 回，至淮南站2 回、至浙北站2 回。1000kV 采用户外GIS设备，1000kV 进、出线避雷器、电压互感器等设备采用户外AIS 设备，GIS 与主变的连接采用架空进线方式。
3)500kV 出线
本期建设500kV 出线2 回，至500kV 芜湖东变电站。500kV 采用户外GIS 设备，500kV 进出线避雷器、电压互感器采用户外AIS 设备。
4)1000kV 高压电抗器
本期建设1×600Mvar+2×720Mvar 高压电抗器，为至淮南站每回出线上装设1 组720Mvar 高抗，在至浙北站1 回出线上装设1 组600Mvar 高抗。高压电抗器采用单相油浸铁芯式，冷却方式采用自然油循环风冷方式。
5)无功补偿装置
本期建设2×240Mvar 低压电抗器和4×210Mvar 低压电容器，均配置在新建主变低压侧。低抗采用干式电抗器，额定电压105kV，最高运行电压113kV，额定容量为240Mvar。并联电容器组采用组合框架型，H 型接线，桥差保护。
(3)总平面布置
皖南站已按照远景3×3000MVA 变压器规模进行方案布置。1000kV 配电装置布置在变电站东侧，向东出线，500kV 配电装置布置在变电站西侧，向西出线，主变压器、110kV无功补偿配电装置布置在变电站中部。1000kV 并联电抗器采用一字型布置在站区东南侧1000kV 架空线路的下方;1000kVGIS 配电装置采用一字型母线集中外置布置;主变压器布置按远期规划三组变压器考虑，各单相变压器间设防火墙;500kV GIS 配电装置进出线间隔为一字型布置，线路及主变侧的避雷器和CVT 采用敞开式设备;站前区位于站区北部，主要布置主控综合楼、备
品备件库和水泵房等。进站道路由北侧引进。
(4)供、排水
皖南站内设生活给水系统，采用自来水作为供水水源。站内设一体化污水处理回用设备，生活污水经处理后水质达到生活杂用水标准，用于站区绿化。
站区雨水采用有组织排放方式。全站雨水经雨水口收集后，通过雨水排水管道排至站区围墙外，最终排入西南侧的洋滩河。
3.2.3 1000kV 浙北变电站
(1)地理位置
浙北变电站位于浙江省湖州市安吉县昆铜乡，距梅溪镇约5km、距安吉县城约17km、距湖州市52km。
(2)建设规模
1)主变压器
本期建设2×3000MVA 主变压器。主变采用单相、自耦、无载调压变压器，采用中性点侧调压方式，冷却方式为强迫油循环风冷方式。
2)1000kV 出线
本期建设1000kV 出线4 回，至皖南站2 回、至沪西站2 回。1000kV 采用户外GIS设备，1000kV 进、出线避雷器、电压互感器等设备采用户外AIS 设备，GIS 与主变的连接采用架空进线方式。
3)500kV 出线
本期建设500kV 出线4 回，至500kV 杭北变电站2 回，至500kV 妙西变2 回。500kV采用户外GIS 设备，500kV 进出线避雷器、电压互感器采用户外AIS 设备。
4)1000kV 高压电抗器
本期建设2×720Mvar 高压电抗器，为至皖南站1 回出线上和至沪西站1 回出线上各装设1 组。高压电抗器采用单相油浸铁芯式，冷却方式采用自然油循环风冷方式。
5)无功补偿装置
本期建设2×240Mvar 低压电抗器和4×210Mvar 低压电容器，每组主变压器配备1组240Mvar 低压电抗器和2 组210Mvar 低压并联电容器。低抗采用干式电抗器，额定电压105kV，最高运行电压115kV，额定容量为240Mvar。并联电容器组采用组合框架型，H 型接线，桥差保护。
(3)总平面布置
浙北站已按照远景4×3000MVA 变压器规模进行方案布置。1000kV 配电装置布置在变电站的北侧，朝北侧方向出线。500kV 配电装置布置在变电站的南侧，南、东方向出线。主变压器、110kV 配电装置布置在站区中部。
1000kV 并联电抗器采用一字型布置在站区南侧1000kV 架空线路的下方;1000kVGIS 配电装置采用一字型母线集中外置布置;主变压器布置按远期规划四组变压器考虑，各单相变压器间设防火墙;500kV GIS 配电装置进出线间隔为一字型布置;站前区位于站区西部，主要布置主控通信楼、综合楼和水泵房等。进站道路由西南角引进。
(4)供、排水
浙北站内设生活给水系统，采用自来水作为供水水源。站内设一体化污水处理回用设备，生活污水经处理后水质达到生活杂用水标准，用于站区绿化。
站区雨水采用有组织排放方式。全站雨水经雨水口收集后，通过雨水排水管道排至站区围墙外，最终排入西侧铜水。
3.2.4 1000kV 沪西变电站
(1)地理位置
沪西变电站是本工程的终点，站址位于上海市青浦区练塘镇东南方向，靠近松江区界，东距上海市区约45km，西北面约5km 处为练塘镇。
(2)建设规模
1)主变压器
本期建设2×3000MVA 主变压器。主变采用单相、自耦、无载调压变压器，采用中性点侧调压方式，冷却方式为强迫油循环风冷方式。
2)1000kV 出线
本期建设1000kV 出线2 回，至浙北站。1000kV 采用户外GIS 设备，1000kV 进、出线避雷器、电压互感器等设备采用户外AIS 设备，GIS 与主变的连接采用架空进线方式。
3)500kV 出线
本期建设500kV 出线6 回，至500kV 泗泾变2 回，至500kV 漕泾变2 回，至枫泾换流站2 回。500kV 采用户外HGIS 设备，500kV 进出线避雷器、电压互感器采用户外AIS 设备。
4)1000kV 高压电抗器
本期建设1×720Mvar 高压电抗器，装设在至浙北站1 回出线上。高压电抗器采用单相油浸铁芯式，冷却方式采用自然油循环风冷方式。
5)无功补偿装置
本期建设2×240Mvar 低压电抗器和4×210Mvar 低压电容器，每组主变压器配备1组240Mvar 低压电抗器和2 组210Mvar 低压并联电容器。低抗采用干式电抗器，额定电压105kV，最高运行电压115kV，额定容量为240Mvar。并联电容器组采用组合框架型，H 型接线，桥差保护。
(3)总平面布置
沪西站已按照远景4×3000MVA 变压器规模进行方案布置。1000kV 配电装置布置在变电站西侧，向西出线，500kV 配电装置布置在变电站东侧，向南向北出线，主变压器、110kV 无功补偿配电装置布置在变电站中部。
1000kV 并联电抗器采用一字型布置在站区西侧1000kV 架空线路的下方;1000kVGIS 配电装置采用一字型母线集中外置布置;主变压器布置按远期规划四组变压器考虑，各单相变压器间设防火墙;500kV 配电装置进出线间隔为东西向布置;站前区位于站区北部，主要布置主控通信楼、阀门室和水泵房等。进站道路由北侧引进。
(4)供、排水
沪西站内设生活给水系统，采用自来水作为供水水源。
站内生活污水经集中后通过专用污水纳管排入城市污水管网，最终排入污水处理厂进一步处理。
站区雨水采用有组织排放方式。全站雨水经雨水口收集后，通过雨水排水管道排至站区围墙外，最终排入西侧蒸南中心河。
3.3 输电线路工程
(1)淮南~皖南段线路路径走向
线路由1000kV 淮南变电站向东出线，跨越淮河北侧确保堤。进入淮河西岸，右转向东南跨越淮河主河道。经窑河乡东，至东陈屯南，然后右转向南，经方家岗，至杨家西，再右转向南偏西，跨越洛滁500km 线路、淮合铁路至孔家户南，右转向西绕过长丰县规划区，至兴隆集东，左转向南，经长岗集西、拐集东、跨越G206 国道、跨越洛肥、平肥两条500km 线路，此后路经在平肥500km 线路与长丰县界间走向，途经杨庙西、吴山庙西，至大卫庄。
自大卫庄开始线路转向东南避让开规划区，经小蜀山西北、在小庙以东转向南，经城西桥西，在王家洼附近跨过京西铁路至周新街。然后线路转向东南方向，经过董岗西侧，在程店西侧转向南。线路在高茶棚附近跨过500kV 肥繁I、II 回线后沿500kV 线路走线至胡湾七队，然后线路经联合八队农场从白石山镇东侧经过，在后徐附近线路转向东走线，到陡岗右转，从盛桥镇东侧通过。线路沿着省道S316 东侧走线，在沐集镇东右转，从横龙山和花山之间穿过，经魏家坝镇东转向东南至陈家山凹。然后线路一直平行于已建的500kV 肥繁I、II 回线路及在建的±500kV 蔡白线北面约3～4km 走线，至高沟镇东北约5km 折向南然后接荻港跨越方案跨越长江，过江后在黄浒镇西南约2km处折向东，至毛山折向东偏北，于蔡家冲-白鹤±500kV 直流线路北面走线约12km，从平铺镇北面约1km 处经过，折向东偏北，再经过约23km 河网地带，其中穿越南陵县境内约15km，最后到芜湖县红杨镇东南面约4km 处的1000kV 皖南变电站。
本段线路全长约335km(含淮河大跨越2.445km、长江大跨越3.18km)，途经安徽省的淮南市潘集区、大通区，蚌埠市怀远县，合肥市长丰县、蜀山区、肥西县、庐江县、居巢区、芜湖市无为县、繁昌县、南陵县、芜湖县，铜陵市铜陵县。沿线地形比例为平地35.81%，河网泥沼30.14%，丘陵24.82%，山地9.23%。
(2)皖南~浙北段线路路径走向
线路由皖南变电站继续向南出线，在锣鼓山附近从芜湖市芜湖县进入宣城市宣州区，经上岗吴村、凤凰山以东，跨越500kV 繁敬线后到达井村，线路转向东南方向，在天湖镇附近避开洁具创业园，先后跨越S318 国道、500kV 繁亭线，从军天湖农场北侧经过，在皇门口附近跨越川气东输天然气管道后，跨越安徽省S322 省道，然后从汤村
以南、梅村以北通过，在泥巴园附近先后跨越500kV 宜华直流线、110kV 莲枣线、220kV敬宁线后，经塘里先后跨越500kV 葛上直流线和敬阳500kV、220kV 敬枣线路和220kV宣枣线后，到达鲁溪。然后线路折向东偏北前进，跨越皖赣铁路后，在下滩跨越水阳江和S104 省道，经蔡家冲以南、后街村以北，线路继续沿东偏北方向前进，从胡村沟进入郎溪县，然后经夏家村由石佛山-天子湖旅游开发区以南通过，到达白口村，在拟建凤凰山水库下游1km 里处跨越沙河后向东前进，在凤桥以北跨越安徽省215 省道，经石香炉至黄家洼再次跨越500kV 繁瓶线，经赵家湾由广德县规划区以南通过。然后在南湖林场九中队附近进入浙江省湖州市的安吉县，沿安吉县与长兴县交界地带走线，在十里亭附近跨越浙江省S12 省道，避开九渡山、龟山、龙山一带的石灰石矿区和膨润土矿区，
经赵村、陈家湾至金鸡膀，再转向东南方向走线，在颜村附近先后跨越220kV 安长线和西苕溪后，继续沿安吉县与长兴县交界地带走线，避开梅溪镇规划区，在沙埠附近跨越浙江省11 省道后转向南，并与规划锦屏～苏南、向家坝～上海两条±800kV 直流交叉后，进入1000kV 浙北变电站。
本段线路全长约152km，途径安徽省芜湖市芜湖县、宣城市宣州区、郎溪县、广德县和浙江省湖州市安吉县、长兴县。
沿线地形比例为：山地10%;丘陵70%;平地5%;河网泥沼5%。
(3)浙北~沪西段线路路径走向
线路由浙北变电站继续向东出线，经过方家庄以北;向东南方向，过大王山等，至埭溪镇北、至湖州吴兴与德清的边界线。在含山南侧折向偏北方向。线路延续湖州段路径，向北在乌镇西侧走向，在乌镇西北向东北沿江苏浙江两省边界走向，在王江泾北穿越王江泾，然后向北沿两省边界，平行三沪直流向东至浙江与上海交界处向南，沿浙江上海边界至上海电力规划通道，进入1000kV 沪西变电站。
本段线路全长约162km，途径浙江省湖州市南浔区、吴兴区，嘉兴市秀洲区、嘉善县，江苏省吴江市，上海市青浦区、松江区。
沿线地形比例为：山地15.1%;平地44.4%;河网泥沼40.5%。
3.4 工程建设过程
2006 年10 月，中国电力工程顾问集团华东电力设计院汇总完成了《皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书》;2006 年12 月原国家环境保护总局以环审[2006]672号《关于皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书的批复》对环境影响报告书进行了批复。
2008 年12 月，根据中国电力工程顾问集团公司关于本工程可行性研究报告的评审意见，本工程1000kV 变电站建设规模发生了一定变化，输电线路不变。针对工程设计变更，2009 年4 月，中国电力工程顾问集团华东电力设计院汇总完成了《皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书补充报告》;2009 年8 月环境保护部以环审[2009]327号《关于皖电东送淮南~上海输变电工程环境影响报告书补充报告的批复》对工程变更进行了批复。
2011 年9 月27 日国家发展和改革委员会对发皖电东送淮南至上海特高压交流输电示范工程进行了核准;2011 年10 月17 日中国电力工程顾问集团公司以电顾电网[2011]863 号文对工程初步设计出具了评审意见。
2013 年8 月30 日江苏省环境保护厅同意工程投入试运行;2013 年9 月12 日上海市环境保护局同意工程投入试运行;2013 年9 月13 日浙江省环境保护厅同意工程投入试运行;2013 年10 月16 日安徽省环保厅同意工程投入试运行。
本工程由国家电网公司交流建设分公司投资建设，河南送变电建设公司、江苏省送变电公司、山西省电力公司送变电工程公司、陕西送变电工程公司、湖北省输变电工程公司、甘肃送变电工程公司、山西省电力公司供电工程承装公司、湖南省送变电建设公司、北京送变电公司等负责施工;江西诚达工程咨询监理有限责任公司、黑龙江电力建设监理有限责任公司、江苏省宏源电力建设监理有限公司、北京华联电力工程监理公司等负责监理;国网上海市电力公司检修公司、江苏省电力公司检修分公司、国网浙江省电力公司检修分公司、安徽省送变电检修分公司负责运行管理。
本工程于2011 年10 月开工建设，2013 年9 月全部完工。
