摘要 从能源发展形势、电力可持续发展需要、全国联网的框架以及内外电力技术发展水平等方面，阐述了我国发展特高压输电的必要性和可行性。
关键词 特高压输电 前景 中国
0 前言
电力系统以发展愈来愈高电压的输电技术来满足愈来愈长距离输送大容量电能不断增长的要求，并获得愈来愈大的经济效益。目前，世界上已运行的最高交流电压为1150 kV。
线路的电压等级是确定输电系统传输能力的关键因素，一定距离时500 kV线路的输送容量大约为200 kV线路的5倍，1100 kV线路的输送容量大约为500 kV线路的5倍，765 kV线路的输送容量是330 kV线路的5倍还多一点。
线路电压等级的发展由多种因素决定。首先是传输容量的因素，由于大机组的经济性和负荷的迅速增长，输送巨大电能以及远距离输电的不断增长的要求，促进了更高电压输电方式的采用；其次是经济性因素，政府要求关停能耗大、效率低、污染大等小电厂并大力发展清洁高效的大机组。一般来说，预期需要输送较高的容量时，更高电压等级的输电系统在经济上通常更合算，输电电压愈高输送单位容量的价格愈低；再次是线路走廊和环境等因素，除选择厂址的困难外，愈来愈明显的缺少合适的线路走廊，故需更好地使用现有的陆地资源。较高的输电电压为每一条线路走廊输送更大容量提供了手段。
百万伏级特高压输电由于能和我国已有电网较好的匹配，并且具备以上发展的要素，是下一世纪发展输电网的最有前景的电压等级。
1 特高压输电电压等级选取原则
一个新的电压等级尤其是象超高压、特高压等级的确定，直接影响系统主网的结构与发展。国外在选定特高压电压等级时，都采取特别慎重的态度。首先要结合本国国情，经过对环境、负荷分布技术和经济的充分论证才能确定下来。另外，一个新的电压等级的选定，要兼顾电力系统的长远规划。30～50年代，一些国家在采用新的电压等级时往往只考虑具体工程的技术经济性，结果新的电压等级虽是当时合理，但随着系统的发展电压等级选定的不合理性就逐渐显露出来［1］。
国际上目前公认的合理的电压等级系列大致可归纳为154-345-765-1500 kV级和110-220-500～1 000 kV级两种［2］。相邻电压等级间的倍数约为2倍。而在一些发达国家，如美国从10 kV至765 kV中间就有50多个电压等级。巴西也有很多电压等级。其原因是只考虑某个单一的具体输电工程，选择其最佳经济技术指标的电压等级，由此多个输电工程就出现多个电压等级。这样的电网格局一旦形成，改变起来就非常困难。电压等级布局不合理，级差小、等级多，造成电网复杂，可靠性差及变电容量重复投资大、网耗高等一系列弊端。
我国比起一些电力发达的国家来说可以称为“后发展国家”，许多发达国家电力工业的经验和教训可作为借鉴，特别是输电电压等级的选择应扬长避短，结合我国国情合理选择。从中国电网结构的现状来看，除西北为330 kV网架外，其余如东北、华北、华中、南方等网架均为500 kV电压等级的网架。因此，中国的主网架按照110-220-500-1 000kV级电压等级系列发展是合适的。
2 大型电站的形成需要特高压输电
国外发展特高压输电的一个最重要的原因是能源基地和大型电站群的形成向中、远距离的负荷中心输送巨大电能。随着发电机组容量和电厂装机容量规模的增大，会给燃料运输、环境保护等带来困难。不少有大型燃料基地的国家，千方百计地在基地附近布厂，形成综合燃料动力基地。核电站的建设，从环境保护、防止辐射危害、便于核燃料清除角度出发，也不宜在负荷中心和人口稠密的地方布厂。水电站的建设也是如此，在负荷中心附近的电站已基本开发而逐步向离负荷中心遥远、交通不便的地区开发。故大型能源基地和电站群的形成，采用特高压线路(包括交流和直流)向负荷中心送电是世界电力工业发展的必然规律。原苏联80年代初始建埃基巴斯图兹等大型能源基地，单个电站的装机容量达6400 MW，总装机容量在20～30 GW,将巨大电能送往1 000 km以外的莫斯科等负荷中心促进了1150 kV特高压和±750 kV直流输电的发展。日本东京电力为将福岛、柏崎两个核电站群的6～8 GW电力送往东京，同时为改善电网结构和节约线路走廊占地,建成了480 km的1000 kV输电线路［3］。
我国正在建设的三峡水电站，装机容量18.2 GW，向华东输送容量约8 GW，输送距离1100 km。从电力工业长远规划，合理电网结构，限制系统短路电流等方面考虑，特高压技术应为优选方案［4］，但因高压输电技术储备不足，没有成套成熟的技术而放弃。继三峡水电站后即将开发的长江上游金沙江水电基地，总装机容量约75 GW，是全国最大的水电基地。首期开发的溪落渡水电站装机容量62 GW，外送华中、华东的容量分别为6.4、3.2 GW，输送距离1 000～1500 km。比较交流1150 kV和直流±600 kV输电方案的技术经济性，两者大体相当［5］。
东北煤炭资源主要分布在内蒙东部地区和黑龙江东部，其中呼蒙地区装机容量规划达19 GW。要将约10 GW的电力送往辽宁地区的负荷中心，输电距离1 000 km左右，东北电网为500 kV电压，故宜采用1 000 kV级特高压［6］。
随着我国国民经济的持续发展，1981年发电装机容量100 GW，1995年突破200 GW，预计2000年将达290 GW，2010年将达550 GW，2020年将达800 GW左右。这样的装机容量增长速度，必然要发展大型和特大型水、火电基地，而采用特高压大容量、远距离的输电方式输送电能是大势所趋。
3 从电力可持续发展战略看特高压输电
我国电源结构一直为常规水电和燃煤常规火电两种。近年来，虽然核电和新能源发电都在突破性进展，也不到全国总装机容量的2%，包括在建4个核电项目核电总装机660万千瓦，大体只占2%。故下世纪相当长的一般时间，我国的电源结构仍以燃煤火电和水电为主。
我国中部建设的三峡枢纽工程，西部筹建的溪落渡、向家坝枢纽工程及今后西部规划的一批大型、特大型水电基地，装机容量都在几GW、几十GW以上，向东部输送电力的距离都在1000 km以上，用500 kV输电方式(经济输送容量1GW，输送距离300～500 km)已经不能满足要求。特高压输电作为西电东送的骨干网架是适宜的。
煤炭能源输送方式有两种：①运煤发电，即将煤炭运输到负荷中心，就近布置大型电厂；②就地发电输送，即在煤炭资源的附近建电厂再用输送电能的方式将能源输送到负荷中心；两种方式后者为优，前者有三大弊端：①环境污染严重即使清洁燃煤技术，也只能减轻污染，污染治理将大大提高电力能源成本，煤炭的长途运输过程也会污染环境；②占用负荷中心宝贵土地资源，负荷中心一般人口稠密，地价昂贵，相对而言，特高压输电线路的单位输送容量占用线路走廓少；③造成交通运输压力，一座5 GW的电厂日耗煤达4.1万吨，铁路、公路的运输压力极大。故最好的办法是多建设坑口电站发及综合能源基地，然后，用大容量、远距离的输电方式将电能送往负荷中心。
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