特高压输电技术
改革开放以来我国电力工业发展迅速，2003年全国大陆地区发电量1905.3TWh，发电装机容量391GW， 2004年发电量又增长了15%左右，2005年将继续快速增长，预计将达到2410TWh，发电装机容量将达到490-50OGW，该发电量相当于1984年美国的发电量，而装机容量则较当时美国(672GW)少得多，可见，发电装机容量过少是缺电的主要原因。预测2010年发电量将达到3240-3350TWh(如年均增长保持在6%-6.75%)，发电装机容量将达到710-740GW ，2020年发电量将达到5000-5400TWh(如年均增长保持在4.5%-5%)，发电装机容量将达到1100~1200GW。与美国预测的2020年发电量(5500TWh )、发电装机容量(1250GW)大体相近。2020年后在总量上将超过美国，而人均用电水平则低得多。电力工业的快速增长、电厂电网容量的增大对发电输电技术提出了许多新的要求，特高压交流输电技术已成为迫切需要研究解决的问题，其原因如下：(1)发展“西电东送”的需要
我国水力资源及煤炭资源丰富，油气资源不多，因此电源结构以燃煤火电(60%~70%)及水电(25%左右)为主，今后还要加快发展核电，天然气发电由于受资源限制占电源的比重不大。我国80%水电资源分布在东部沿海和中部地区，开发水电必须与“西电东送”相结合，发展长距离大容量输电。我国的煤炭资源分布也不均衡，在已探明的1万亿吨储量中73%集中在晋、陕、蒙、宁、贵五省(区)，在这些矿区将建设一部分大容量火电厂向东部沿海地区送电，这也需要建设一批中长距离大容量送电工程。目前我国已初步形成北、中、南三大输电通道，规划今后将有更大的发展。
北部通道将山西、蒙西、陕北、宁夏的大型火电及黄河上游部分的水电向京津冀及山东电网送电，送电距离为400-1500km，规划2005年送电5.5GW，2010年送电20GW，2020年送电44GW。中部通道将三峡及金沙江梯级、四川水电向华东、华中电网送电，送电距离为300-2000km，规划2005年送电7GW，2010年送电16.7GW，2020年送电40GW。南部通道将云南水电及贵州水火电送到广东、广西，送电距离为400~1600km，规划2005年送电8GW，2010年送电18GW，2020年送电30-40GW。
由于缺少特高压输变电技术方面的经济资料，且国外还没有成熟的经验，我国在规划中选择了近距离输电采用多回500kV交流输电，远距离输电采用超高压直流的组合输电方案。在特高压送电的可行性方面，除对溪洛渡和向家坝水电站采用1150kV交流输电方案进行了初步研究以外，对其他电压等级的输电方案都没有进行研究比较。因此有必要对直流或多回500kV交流输电方案与特高压交流输电方案作进一步研究比较，择优选定输电方案。
北部通道的山西及内蒙己有8回500kV线路向京津唐电网供电，规划今后还要建设十余回500kV线路，考虑到输电走廊的布置日益困难、短路容量增大及输电的经济合理性，需研究将其中一部分500kV交流改为特高压交流输电的可行性。
中部通道的溪洛渡向家坝水电站的总装机容量为18.6GW，初步确定建设5回±620-650kV直流输电工程向华东(3回)及华中(2回)送电，其中向华中送电没有进行过直流与特高压交流输电方案的比较，如考虑到华中与川渝已形成一个电网，溪洛渡、向家坝水电站离重庆较近，将来用电增大后有就近落点向重庆、万县等地区供电的可能，以及加强华中电网结构的需要，采用1000kV交流向华中送电可能更为合适。
目前南部通道的送电容量为7-8GW，采用交直流混合送电方式。以后规划将澜沧江、金沙江下游及怒江新开发的水电送到广东，目前规划采用直流输电方式，沿线途经云南、广西负荷中心地区，将来也有降压受电的需要，因此也应研究采用1000kV交流替代部分直流输电工程的可行性、经济性及合理性。
国内外的实践表明，大型水电站在建设初期主要向远处负荷中心地区供电，随着附近及输电线路经过的中间地区的用电增加，远距离送电量日益减少，向附近及中间地区的供电量逐渐增加，在电网规划和建设输变电工程的过程中，需考虑适应这种变化的灵活性，特高压交流输电方式比超高压直流输电方式有明显的优越性。-%-52048-%--%-56891-%--%-57656-%-
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