一、 1000KV交流特高压输电技术的发展及被国外弃用的现状

人们对电力技术的认识和使用是从直流电开始的。1837年，法拉第发现电磁感应定律，到1882年法国人建成世界上第一条直流输电工程，共经历了45年；线路全长57公里，输电电压1500-2000伏，送电功率2千瓦，由于输电电压太低，功率小，其发展应用受到了极大的制约。

随着科学技术的进步，科学家和工程技术人员逐步掌握了多相交流电原理，于1891年成功地研发了交流发电机、变压器和感应电动机，并成功建成世界第一条交流输电线路，从德国劳拉镇水电站送电到法兰克福，线路全长157公里，输电电压从发电机电压95伏经变压器升到15.2千伏，在法兰克福用两台降压变压器将电压降到112伏向用户供电，送电功率为200千瓦，构成了现代交流电力系统的雏形。

由于交流电在发电、升压、输电、降压、分配、使用各个环节，具有方便灵活、经济可靠等特点，所以一直保持快速发展的态势。交流电力系统从城市孤立电网逐步扩大，形成地区电网、省级电网、区域电网和全国电网。随着输送容量和输送距离的增加，输电电压由初期的15.2KV，逐步发展到35KV、110KV、220KV、330KV、500KV和750KV，输送距离可以达到1000公里以上，送电功率超过200万千瓦。

考虑到能源资源分布和经济发展不平衡，对送电距离和输送容量需要进一步增加的需求，发达国家科学技术人员在完成750KV交流超高压技术开发应用之后，在上世纪七十年代又开始研发1000KV交流特高压技术和装备。投入研发的主要国家有美国、日本、意大利和前苏联。其中比较有成效的是前苏联和日本，特别是前苏联。

前苏联规划在哈萨克斯坦的褐煤基地建设1600万千瓦燃煤电厂（4×400万千瓦），分别向欧洲部分莫斯科等地和西伯利亚送电。但在送电方案上发生了重大分歧，有人主张发展交流特高压输电，电压1150KV；有人主张采用直流输电，电压±750KV，送电容量600万千瓦。由于争论双方各持己见，前苏联政府决定交、直流方案同时实施，期望用运行结果鉴定孰优孰劣。（1）由于1150KV交流主设备在上世纪80年代初已经研制完成，所以1150KV交流特高压的建成先于直流输电工程。到1985年共建成1150KV交流线路1924公里（其中欧洲部分1224公里，西伯利亚部分700公里），但真正运行的只有欧洲部分中的3站2线共计904公里。由于送、受端电网结构较弱，送端电源规模仅有600万千瓦，送电线路较长，送电能力仅为160万千瓦，正常送电100万千瓦，共运行5年，经济效益很差。此后由于前苏联经济衰退，面临解体，加上气象条件恶劣，电晕损失严重，该线路于1990年降压为500KV运行。实践证明是不成功的。（2）±750KV直流设备制造试验完成后，设备虽已运至施工现场，由于1991年底前苏联解体，未继续施工。

日本于1992年建成1000KV交流特高压线路425公里，并完成部分设备研制，如变压器、开关、互感器等，未升压运行，只挂网试验。

美国和意大利等国则由于直流输电技术的成功开发和运行，完全停止了1000KV级交流特高压技术的研发。

2004年，在前苏联、日本、美国和意大利等国停止研发交流特高压技术业已20年后，我国开始研发1000KV交流特高压技术，到目前为止又历经10年。10年的实践证明，1000KV交流特高压关键设备的开发、制造和施工、调试取得了成功，说明我国继前苏联之后已经完全掌握了交流特高压输电技术。在完成晋东南经南阳至荆门试验工程之后，于2013年又建成了淮南经浙西到上海的1000KV交流特高压输电工程，目前在建的还有福建到浙西的1000KV交流特高压联络线工程。

我国10年来的实践进一步证明，1000KV交流特高压具有送电能力低下、投资巨大、经济效益极差等致命缺陷。以淮南经浙西到上海项目为例，线路长656公里，双回同杆并架，最大送电能力仅一段线路达到600万千瓦（平均每条线送电300万千瓦，远不是宣扬的每条线全线送电500万千瓦），仅输电工程投资就达185亿元，单位造价折合3080元/千瓦。该项目并没有给国家带来经济效益和回报，反而造成了大量资源浪费、增加了环境保护和电价上涨压力。

世界各国的实践雄辩地证明，由于直流输电技术的突破性创新和发展，当下的1000KV交流特高压已经沦为被美国等发达国家所弃用的落后技术。在我国推广应用交流特高压，既谈不上世界先进，更不是世界首创，毫无任何“引领”作用。

二、交流特高压在长距离、大容量输电方面必然被直流输电技术所淘汰，是其丧失生命力的根本原因之一。

在交流输电技术快速发展的过程中，业内科学家和工程技术人员逐步认识到交流输电稳定问题是制约交流长距离输电的关键因素，这是不以人的意识为转移、不可改变的客观规律。送电距离越长，送电容量越大，矛盾越突出。发达国家在上世纪二十年代已经预见到继续发展直流输电技术，是满足长距离、大容量输电需求的必然趋势，并着手建设一批试验性工程。到上世纪60年代，由于可控硅整流元件的开发取得了突破，为换流设备的制造开辟了新途径，高压直流输电技术出现了飞跃式发展。世界各国，如美国、巴西、加拿大开始采用直流输电技术取代交流输电技术进行远距离、大容量电力输送。

早在上世纪九十年代，我国就引进并第一次建成葛（洲坝）沪（上海）直流输电工程，直流电压±500KV，输电容量120万千瓦，之后又建成了±500KV天（生桥）广（东）直流输电工程，输电容量180万千瓦。2000年以后，随着三峡等大型水电站的陆续开发，我国相继建设了一批直流输电工程。到目前为止，我国已经陆续建成19条直流输电线路，输电容量约7000万千瓦（不含直流背靠背）。19条线路中，绝大多数线路送电距离在1000公里以上，部分线路超过2000公里。

当前，我国已经成为世界直流输电大国，直流输电技术开发和应用处于世界领先地位。单项工程最高电压±800KV，送电容量最大800万千瓦，送电距离最长达2500公里。实践证明，直流输电技术为更远距离、更大范围资源优化配置提供了先进手段和广阔的前景。近三十年来，在长距离、大容量输电方面，交流特高压技术被直流（特高压）输电技术所淘汰，已经成为世界各国业内的共识。

直流输电技术的优越性主要体现在：

（一）直流输电向受端电网输送电力电量，却丝毫不影响受端交流同步电网的正常使用和分配的灵活性。

直流输电将发（电）端的交流电（50周波）通过送端换流站换流为直流电，电流通过输电线路送到受端电网，经过受端逆变站换回为交流电（50周波），再通过500KV或220KV交流变压器降压并分配到用户。在这个过程中，直流输电工程只起到电力的搬运任务，不影响受端交流电网的正常运行。

（二）直流输电最大的技术优点就是克服了交流输电技术存在的稳定性问题对送电距离和输送容量的制约。

根据电工原理，交流输电的功率特性为正弦曲线，在输电电压等级确定以后，交流输电线路的送电能力随着送电距离增加而下降。以500KV~1000KV单回线为例：

500KV线路送电能力                          

注：送电极限扣除安全稳定运行储备后为送电能力，下同。

1000KV线路送电能力

上述表中数据表明，虽然1000KV电压比500KV电压的送电能力提高了，却同样摆脱不了交流输电稳定性基本规律的制约：当送电距离为300公里时送电能力455万千瓦；当送电距离达到1500公里时，送电能力降到182万千瓦。

所以，前苏联著名电力系统专家日丹诺夫教授在1948年所著《电力系统稳定》一书中就指出“在远距离电力输送中，稳定问题的意义格外地重大。可以肯定地说，系统稳定是限制交流电远距离传输的主要因素”。

直流输电技术没有稳定性的制约问题。直流输电可以根据客观实际需要送不同的距离和不同的容量，同时可以选择不同的电压（如±400KV、±500KV、±660KV和±800KV），送电距离可在2000公里以上。输送容量在扣除5~10%的线路损失（交流输电同样存在）后，其余容量可直达受端电网，等于把送端的发电厂直接搬到受端网的用电负荷中心，被真正称之为输电的高速通道。有人说中间不能落点是直流输电的缺点，实际上也是直流输电的优点；反观在交流输电过程中，线路中间变电站必然要分流部分容量，到目的地所剩无几，达不到长距离、大容量送电的目的。

如1000KV交流特高压晋东南经南阳至荆门试验示范工程，其输电特性：从晋东南到荆门线路总长645公里，晋东南出口容量500万千瓦左右。第一段：晋东南变电站送到南阳变电站线路长度359公里，送到南阳站的容量为450万千瓦；在南阳变电站分流容量260万千瓦到河南电网；这次分流是系统根据阻抗大小自然分配的，人无法干予。第二段：南阳变电站到荆门变电站线路长度286公里，将剩余容量190万千瓦（450-260=190）再送到荆门变电站。这样到荆门站仅剩不到200万千瓦，而不是国网所宣传的将500万千瓦由晋东南直接送到荆门站。

实践证明，直流输电在输电距离、输送容量和电压等级的选择方面具有较大的灵活性，只要送电规模选择恰当、布局合理，运行是安全的。

（三）直流输电比1000KV交流输电在经济上占绝对优势

1000KV交流特高压输电技术有两个致命缺陷：其一，随着送电距离的增加，送电能力下降；其二，为了限制工频过电压和操作过电压（注：影响设备的绝缘水平和工程造价），线路每隔300~400公里，必须设置开关站或变电站，这个工程投资会大大增加。由于上述两个因素，使1000KV输电成本大大提高：

1000KV交流特高压输电投资分析表

（同杆并架双回路）

 注：1）1000KV线路同杆并架双回线增加按：1600万元/公里计；

         2）1000KV变电站投资按：25亿元/站计。

从上表可以清楚看出，1000KV双回线路送电800公里，送电能力为460万千瓦，工程投资203亿元，折合每公里输电单位造价4413元/公里；当送电距离增加到1500公里时，送电能力下降到310万千瓦，而输电投资增加到365亿元，折合到每公里输电单位造价11774元/公里，增加了2.67倍。

交、直流输电投资分析

注：上表直流工程投资采用国网公司综合指标数据。

以上1000KV交流与直流输电的对比分析清楚地表明，送电距离从800公里增加到1500公里时， 1000KV交流输电方案由送电800公里单位投资为直流输电方案的1.78倍，增加到送电1500公里单位投资的4.83倍，其根本原因是交流输电随着送电距离的增加而送电能力下降而致。

近日，习近平主席在经济工作改革要把握的几项原则中明确指出“要着力质量和效益”。

与1000KV交流特高压相比，直流输电在输电技术、能力和经济效益上都占有绝对优势，1000KV交流特高压被淘汰是必然的。

三、 短距离（500-700公里以内）输电，1000KV交流特高压的技术经济“性价比”低，被500KV级电压淘汰

（一）500KV级电压的送电能力          

（二）1000KV级电压的送电能力

当1000KV交流特高压采用两回线送电时，300-800公里的送电能力为680-460万千瓦，平均每回线的送电能力为340-230万千瓦。

（三）500KV与1000KV实施方案比较

上述两张表相关数据表明，1000KV级电压的送电能力大约为500KV级电压（紧凑型线路）送电能力的2.0~2.5倍。

（四）、经济比较

当前，500KV级电压为我国六大区域电网的主干网架，美国、加拿大、日本主网架也为500KV，欧洲各国主网架为400KV。采用500KV级电压方案不需要“穿靴戴帽”，发电厂可以直接上网；而1000KV级电压需要增加升、降压变电站各一座，投资需要50亿元（2×25亿元），若建设500公里线路需要80亿元（1600万元/公里×500公里），总投资需要130亿元；而500KV方案主要增加的是线路投资50亿元（200万元/公里×500公里×5回），比1000KV方案节约80亿元。事实说明，500KV比1000KV级电压在经济上占明显优势。

注：线路单位投资：1000KV：1600万元/公里，500KV：200万元/公里；1000KV变电站：25亿元/座

（五）、小结

即使在不考虑1000KV输电所需要500KV配套投资的前提条件，500KV级电压在经济上也占绝对优势。短距离输电，1000KV级电压必然被500KV级电压所淘汰。

四、 推进1000KV交流特高压工程将酿成电网发展的重大失误

（一）在500KV网架上覆盖一层1000KV网架，破坏了原有合理电网结构格局，威胁电网安全

目前，我国电网经过三、四十年的建设和完善，基本形成了以省为实体的东北、华北、华中、华东、西北和南方等六大区域电网，除西北电网最高电压为750KV外，其它区域电网的最高电压均为500KV。实践证明，我国六大区域电网完全符合国民经济发展和社会用电需求，电网的结构是合理的、坚强的，具有较强的抗干扰能力，各区域电网对外来电具有接受、分配和事故相互支援的能力。如华东电网五省市之间具有17条500KV联络线，在网内完全可以实现资源的优化配置。如果在现有500KV网架上再覆盖一个1000KV交流特高压网架，会不可避免地形成若干个强弱不等的1000KV/500KV电磁环网，极大地破坏了现有的500KV电网结构和调度关系，严重威胁电网的安全稳定运行。特高压变电站的规模过大、过于集中，一旦变电站故障停运，电网有可能崩溃瓦解。建设国网公司竭力宣扬的所谓“五纵五横”交流特高压“三华”同步电网，更是埋下了全国电网高危安全风险隐患。

（二）建设1000KV交流特高压网架将是一个巨大的投资陷阱

交流特高压输电效率低，工程造价高昂，建设、完善特高压电网需要不断投入国家巨额资金。由于1000KV电压等级过高，受端电网难于有相应规模的电厂直接接入和支撑，1000KV网架将是个无源的空架子，造成国家资金的巨大浪费。

五、结  论

综上所述，1000KV交流输电技术在长距离领域被直流输电技术所淘汰，在短距离领域被500KV交流输电技术所淘汰。受端1000KV网架电压过高，“不接地气”，无相应电源接入和支撑，同时又增加网内短路电流，难于解决事故状态下无功补偿问题，其所形成的电磁环网为电网运行带来巨大隐患。加之1000KV输电投资大，经济效益极差，已投产项目的业绩无善可陈。因此，1000KV交流特高压完全是人造的“政绩工程”，是21世纪电力行业最大的泡沫。

电力输送和电力系统是一个技术性极强的专业问题。国家电网公司在对外宣传时，不区分“直流特高压”还是“交流特高压”，而统称为“特高压”，其实是在用直流特高压的优势掩盖交流特高压的劣势，在愚弄社会公众的同时兜售后者，以达到强化其垄断地位的目的。在2006年北京召开的交流特高压国际会议上，凡表示要学习中国交流特高压输电技术的发达国家，8年来没有任何一个国家启动1000KV交流特高压前期研发，更不要说开工建设了。反观在直流输电技术领域已经引领世界的我国，却有人要重走已被弃用的交流特高压回头路。围绕交流特高压技术持续争论10年来，垄断央企假话连篇、大把烧钱；受利益困扰的中介咨询和媒体或趋炎附势、或集体失语；更无奈的是决策机构表面左右逢源，实则软弱无力，终将背负骂名。凡此种种，既让人费解，更让人深思。                                 

2014年3月2日

注：网友参与技术交流的方式参见《博客平台改版告白—落实开博宗旨的无奈举措》的博文。

一、 1000KV交流特高压输电技术的发展及被国外弃用的现状

人们对电力技术的认识和使用是从直流电开始的。1837年，法拉第发现电磁感应定律，到1882年法国人建成世界上第一条直流输电工程，共经历了45年；线路全长57公里，输电电压1500-2000伏，送电功率2千瓦，由于输电电压太低，功率小，其发展应用受到了极大的制约。

随着科学技术的进步，科学家和工程技术人员逐步掌握了多相交流电原理，于1891年成功地研发了交流发电机、变压器和感应电动机，并成功建成世界第一条交流输电线路，从德国劳拉镇水电站送电到法兰克福，线路全长157公里，输电电压从发电机电压95伏经变压器升到15.2千伏，在法兰克福用两台降压变压器将电压降到112伏向用户供电，送电功率为200千瓦，构成了现代交流电力系统的雏形。

由于交流电在发电、升压、输电、降压、分配、使用各个环节，具有方便灵活、经济可靠等特点，所以一直保持快速发展的态势。交流电力系统从城市孤立电网逐步扩大，形成地区电网、省级电网、区域电网和全国电网。随着输送容量和输送距离的增加，输电电压由初期的15.2KV，逐步发展到35KV、110KV、220KV、330KV、500KV和750KV，输送距离可以达到1000公里以上，送电功率超过200万千瓦。

考虑到能源资源分布和经济发展不平衡，对送电距离和输送容量需要进一步增加的需求，发达国家科学技术人员在完成750KV交流超高压技术开发应用之后，在上世纪七十年代又开始研发1000KV交流特高压技术和装备。投入研发的主要国家有美国、日本、意大利和前苏联。其中比较有成效的是前苏联和日本，特别是前苏联。

前苏联规划在哈萨克斯坦的褐煤基地建设1600万千瓦燃煤电厂（4×400万千瓦），分别向欧洲部分莫斯科等地和西伯利亚送电。但在送电方案上发生了重大分歧，有人主张发展交流特高压输电，电压1150KV；有人主张采用直流输电，电压±750KV，送电容量600万千瓦。由于争论双方各持己见，前苏联政府决定交、直流方案同时实施，期望用运行结果鉴定孰优孰劣。（1）由于1150KV交流主设备在上世纪80年代初已经研制完成，所以1150KV交流特高压的建成先于直流输电工程。到1985年共建成1150KV交流线路1924公里（其中欧洲部分1224公里，西伯利亚部分700公里），但真正运行的只有欧洲部分中的3站2线共计904公里。由于送、受端电网结构较弱，送端电源规模仅有600万千瓦，送电线路较长，送电能力仅为160万千瓦，正常送电100万千瓦，共运行5年，经济效益很差。此后由于前苏联经济衰退，面临解体，加上气象条件恶劣，电晕损失严重，该线路于1990年降压为500KV运行。实践证明是不成功的。（2）±750KV直流设备制造试验完成后，设备虽已运至施工现场，由于1991年底前苏联解体，未继续施工。

日本于1992年建成1000KV交流特高压线路425公里，并完成部分设备研制，如变压器、开关、互感器等，未升压运行，只挂网试验。

美国和意大利等国则由于直流输电技术的成功开发和运行，完全停止了1000KV级交流特高压技术的研发。

2004年，在前苏联、日本、美国和意大利等国停止研发交流特高压技术业已20年后，我国开始研发1000KV交流特高压技术，到目前为止又历经10年。10年的实践证明，1000KV交流特高压关键设备的开发、制造和施工、调试取得了成功，说明我国继前苏联之后已经完全掌握了交流特高压输电技术。在完成晋东南经南阳至荆门试验工程之后，于2013年又建成了淮南经浙西到上海的1000KV交流特高压输电工程，目前在建的还有福建到浙西的1000KV交流特高压联络线工程。

我国10年来的实践进一步证明，1000KV交流特高压具有送电能力低下、投资巨大、经济效益极差等致命缺陷。以淮南经浙西到上海项目为例，线路长656公里，双回同杆并架，最大送电能力仅一段线路达到600万千瓦（平均每条线送电300万千瓦，远不是宣扬的每条线全线送电500万千瓦），仅输电工程投资就达185亿元，单位造价折合3080元/千瓦。该项目并没有给国家带来经济效益和回报，反而造成了大量资源浪费、增加了环境保护和电价上涨压力。

世界各国的实践雄辩地证明，由于直流输电技术的突破性创新和发展，当下的1000KV交流特高压已经沦为被美国等发达国家所弃用的落后技术。在我国推广应用交流特高压，既谈不上世界先进，更不是世界首创，毫无任何“引领”作用。

二、交流特高压在长距离、大容量输电方面必然被直流输电技术所淘汰，是其丧失生命力的根本原因之一。

在交流输电技术快速发展的过程中，业内科学家和工程技术人员逐步认识到交流输电稳定问题是制约交流长距离输电的关键因素，这是不以人的意识为转移、不可改变的客观规律。送电距离越长，送电容量越大，矛盾越突出。发达国家在上世纪二十年代已经预见到继续发展直流输电技术，是满足长距离、大容量输电需求的必然趋势，并着手建设一批试验性工程。到上世纪60年代，由于可控硅整流元件的开发取得了突破，为换流设备的制造开辟了新途径，高压直流输电技术出现了飞跃式发展。世界各国，如美国、巴西、加拿大开始采用直流输电技术取代交流输电技术进行远距离、大容量电力输送。

早在上世纪九十年代，我国就引进并第一次建成葛（洲坝）沪（上海）直流输电工程，直流电压±500KV，输电容量120万千瓦，之后又建成了±500KV天（生桥）广（东）直流输电工程，输电容量180万千瓦。2000年以后，随着三峡等大型水电站的陆续开发，我国相继建设了一批直流输电工程。到目前为止，我国已经陆续建成19条直流输电线路，输电容量约7000万千瓦（不含直流背靠背）。19条线路中，绝大多数线路送电距离在1000公里以上，部分线路超过2000公里。

当前，我国已经成为世界直流输电大国，直流输电技术开发和应用处于世界领先地位。单项工程最高电压±800KV，送电容量最大800万千瓦，送电距离最长达2500公里。实践证明，直流输电技术为更远距离、更大范围资源优化配置提供了先进手段和广阔的前景。近三十年来，在长距离、大容量输电方面，交流特高压技术被直流（特高压）输电技术所淘汰，已经成为世界各国业内的共识。

直流输电技术的优越性主要体现在：

（一）直流输电向受端电网输送电力电量，却丝毫不影响受端交流同步电网的正常使用和分配的灵活性。

直流输电将发（电）端的交流电（50周波）通过送端换流站换流为直流电，电流通过输电线路送到受端电网，经过受端逆变站换回为交流电（50周波），再通过500KV或220KV交流变压器降压并分配到用户。在这个过程中，直流输电工程只起到电力的搬运任务，不影响受端交流电网的正常运行。

（二）直流输电最大的技术优点就是克服了交流输电技术存在的稳定性问题对送电距离和输送容量的制约。

根据电工原理，交流输电的功率特性为正弦曲线，在输电电压等级确定以后，交流输电线路的送电能力随着送电距离增加而下降。以500KV~1000KV单回线为例：

500KV线路送电能力                          

注：送电极限扣除安全稳定运行储备后为送电能力，下同。

1000KV线路送电能力

上述表中数据表明，虽然1000KV电压比500KV电压的送电能力提高了，却同样摆脱不了交流输电稳定性基本规律的制约：当送电距离为300公里时送电能力455万千瓦；当送电距离达到1500公里时，送电能力降到182万千瓦。

所以，前苏联著名电力系统专家日丹诺夫教授在1948年所著《电力系统稳定》一书中就指出“在远距离电力输送中，稳定问题的意义格外地重大。可以肯定地说，系统稳定是限制交流电远距离传输的主要因素”。

直流输电技术没有稳定性的制约问题。直流输电可以根据客观实际需要送不同的距离和不同的容量，同时可以选择不同的电压（如±400KV、±500KV、±660KV和±800KV），送电距离可在2000公里以上。输送容量在扣除5~10%的线路损失（交流输电同样存在）后，其余容量可直达受端电网，等于把送端的发电厂直接搬到受端网的用电负荷中心，被真正称之为输电的高速通道。有人说中间不能落点是直流输电的缺点，实际上也是直流输电的优点；反观在交流输电过程中，线路中间变电站必然要分流部分容量，到目的地所剩无几，达不到长距离、大容量送电的目的。

如1000KV交流特高压晋东南经南阳至荆门试验示范工程，其输电特性：从晋东南到荆门线路总长645公里，晋东南出口容量500万千瓦左右。第一段：晋东南变电站送到南阳变电站线路长度359公里，送到南阳站的容量为450万千瓦；在南阳变电站分流容量260万千瓦到河南电网；这次分流是系统根据阻抗大小自然分配的，人无法干予。第二段：南阳变电站到荆门变电站线路长度286公里，将剩余容量190万千瓦（450-260=190）再送到荆门变电站。这样到荆门站仅剩不到200万千瓦，而不是国网所宣传的将500万千瓦由晋东南直接送到荆门站。

实践证明，直流输电在输电距离、输送容量和电压等级的选择方面具有较大的灵活性，只要送电规模选择恰当、布局合理，运行是安全的。

（三）直流输电比1000KV交流输电在经济上占绝对优势

1000KV交流特高压输电技术有两个致命缺陷：其一，随着送电距离的增加，送电能力下降；其二，为了限制工频过电压和操作过电压（注：影响设备的绝缘水平和工程造价），线路每隔300~400公里，必须设置开关站或变电站，这个工程投资会大大增加。由于上述两个因素，使1000KV输电成本大大提高：

1000KV交流特高压输电投资分析表

（同杆并架双回路）

 注：1）1000KV线路同杆并架双回线增加按：1600万元/公里计；

         2）1000KV变电站投资按：25亿元/站计。

从上表可以清楚看出，1000KV双回线路送电800公里，送电能力为460万千瓦，工程投资203亿元，折合每公里输电单位造价4413元/公里；当送电距离增加到1500公里时，送电能力下降到310万千瓦，而输电投资增加到365亿元，折合到每公里输电单位造价11774元/公里，增加了2.67倍。

交、直流输电投资分析

注：上表直流工程投资采用国网公司综合指标数据。

以上1000KV交流与直流输电的对比分析清楚地表明，送电距离从800公里增加到1500公里时， 1000KV交流输电方案由送电800公里单位投资为直流输电方案的1.78倍，增加到送电1500公里单位投资的4.83倍，其根本原因是交流输电随着送电距离的增加而送电能力下降而致。

近日，习近平主席在经济工作改革要把握的几项原则中明确指出“要着力质量和效益”。

与1000KV交流特高压相比，直流输电在输电技术、能力和经济效益上都占有绝对优势，1000KV交流特高压被淘汰是必然的。

三、 短距离（500-700公里以内）输电，1000KV交流特高压的技术经济“性价比”低，被500KV级电压淘汰

（一）500KV级电压的送电能力          

（二）1000KV级电压的送电能力

当1000KV交流特高压采用两回线送电时，300-800公里的送电能力为680-460万千瓦，平均每回线的送电能力为340-230万千瓦。

（三）500KV与1000KV实施方案比较

上述两张表相关数据表明，1000KV级电压的送电能力大约为500KV级电压（紧凑型线路）送电能力的2.0~2.5倍。

（四）、经济比较

当前，500KV级电压为我国六大区域电网的主干网架，美国、加拿大、日本主网架也为500KV，欧洲各国主网架为400KV。采用500KV级电压方案不需要“穿靴戴帽”，发电厂可以直接上网；而1000KV级电压需要增加升、降压变电站各一座，投资需要50亿元（2×25亿元），若建设500公里线路需要80亿元（1600万元/公里×500公里），总投资需要130亿元；而500KV方案主要增加的是线路投资50亿元（200万元/公里×500公里×5回），比1000KV方案节约80亿元。事实说明，500KV比1000KV级电压在经济上占明显优势。

注：线路单位投资：1000KV：1600万元/公里，500KV：200万元/公里；1000KV变电站：25亿元/座

（五）、小结

即使在不考虑1000KV输电所需要500KV配套投资的前提条件，500KV级电压在经济上也占绝对优势。短距离输电，1000KV级电压必然被500KV级电压所淘汰。

四、 推进1000KV交流特高压工程将酿成电网发展的重大失误

（一）在500KV网架上覆盖一层1000KV网架，破坏了原有合理电网结构格局，威胁电网安全

目前，我国电网经过三、四十年的建设和完善，基本形成了以省为实体的东北、华北、华中、华东、西北和南方等六大区域电网，除西北电网最高电压为750KV外，其它区域电网的最高电压均为500KV。实践证明，我国六大区域电网完全符合国民经济发展和社会用电需求，电网的结构是合理的、坚强的，具有较强的抗干扰能力，各区域电网对外来电具有接受、分配和事故相互支援的能力。如华东电网五省市之间具有17条500KV联络线，在网内完全可以实现资源的优化配置。如果在现有500KV网架上再覆盖一个1000KV交流特高压网架，会不可避免地形成若干个强弱不等的1000KV/500KV电磁环网，极大地破坏了现有的500KV电网结构和调度关系，严重威胁电网的安全稳定运行。特高压变电站的规模过大、过于集中，一旦变电站故障停运，电网有可能崩溃瓦解。建设国网公司竭力宣扬的所谓“五纵五横”交流特高压“三华”同步电网，更是埋下了全国电网高危安全风险隐患。

（二）建设1000KV交流特高压网架将是一个巨大的投资陷阱

交流特高压输电效率低，工程造价高昂，建设、完善特高压电网需要不断投入国家巨额资金。由于1000KV电压等级过高，受端电网难于有相应规模的电厂直接接入和支撑，1000KV网架将是个无源的空架子，造成国家资金的巨大浪费。

五、结  论

综上所述，1000KV交流输电技术在长距离领域被直流输电技术所淘汰，在短距离领域被500KV交流输电技术所淘汰。受端1000KV网架电压过高，“不接地气”，无相应电源接入和支撑，同时又增加网内短路电流，难于解决事故状态下无功补偿问题，其所形成的电磁环网为电网运行带来巨大隐患。加之1000KV输电投资大，经济效益极差，已投产项目的业绩无善可陈。因此，1000KV交流特高压完全是人造的“政绩工程”，是21世纪电力行业最大的泡沫。

电力输送和电力系统是一个技术性极强的专业问题。国家电网公司在对外宣传时，不区分“直流特高压”还是“交流特高压”，而统称为“特高压”，其实是在用直流特高压的优势掩盖交流特高压的劣势，在愚弄社会公众的同时兜售后者，以达到强化其垄断地位的目的。在2006年北京召开的交流特高压国际会议上，凡表示要学习中国交流特高压输电技术的发达国家，8年来没有任何一个国家启动1000KV交流特高压前期研发，更不要说开工建设了。反观在直流输电技术领域已经引领世界的我国，却有人要重走已被弃用的交流特高压回头路。围绕交流特高压技术持续争论10年来，垄断央企假话连篇、大把烧钱；受利益困扰的中介咨询和媒体或趋炎附势、或集体失语；更无奈的是决策机构表面左右逢源，实则软弱无力，终将背负骂名。凡此种种，既让人费解，更让人深思。                                 

2014年3月2日

注：网友参与技术交流的方式参见《博客平台改版告白—落实开博宗旨的无奈举措》的博文。