什么是送电

送电作为电力系统的核心环节，是指通过高压输电线路将发电厂生产的电能远距离传输至负荷中心的过程。这一技术体系涉及电压变换、线路损耗控制、电网稳定运行等关键技术，是现代能源体系的动脉。理解送电原理与运作机制，对把握国家能源战略与日常生活用电安全具有重要意义。

       电力传输的基本概念解析

       当我们按下电灯开关瞬间亮起的灯光，背后是绵延数百公里的电力传输网络的支撑。送电本质上是通过导体的电磁感应原理，实现电能从生产端到消费端的空间转移过程。根据国家电网公司发布的《电力系统技术导则》，送电系统需同时满足经济性、可靠性和电能质量三大核心指标。与日常生活中常见的配电环节不同，送电更侧重于跨区域、大容量、高电压的电能输送，其技术复杂度与系统要求呈几何级增长。

       电力系统的层级架构

       现代电力系统采用典型的三级架构模式。根据中国电力企业联合会统计数据显示，我国已建成包括特高压在内的各电压等级输电线路总长度超过180万公里。最高层级为跨区域主干网架，采用1000千伏特高压交流或±1100千伏特高压直流进行跨省区电力调配；中间层级为省级电网，通过500千伏超高压线路连接主要城市；底层则为地区配电网络，负责将电能最终配送至用户端。这种金字塔式结构既保障了输电效率，又实现了故障隔离的防御功能。

       送电与配电的本质区别

       许多用户容易混淆送电与配电的概念差异。从技术参数看，送电系统通常运行在110千伏及以上电压等级，输送距离超过50公里，而配电网络多在35千伏及以下电压运行。从功能定位分析，送电着眼于能源资源的大范围优化配置，如西电东送工程；配电则专注于特定区域的电能分配与供电质量保障。根据国家能源局2023年电力可靠性指标报告，送电系统的可用系数需达到99.99%以上，远高于配电系统的99.98%标准要求。

       电压等级的科学分级体系

       我国现行电压等级标准严格遵循国际电工委员会规范。低压等级指1千伏及以下电压，主要应用于用户终端；中压等级涵盖1千伏至35千伏范围，常见于城市配电网；高压等级为110千伏至220千伏，用于地区性输电；超高压等级包括330千伏至750千伏，承担省际输电任务；而特高压则指800千伏及以上电压等级，专为跨区域大容量输电设计。这种分级体系既考虑了绝缘成本与输电损耗的平衡，也确保了设备制造的标准化。

       交流输电的技术特性

       交流输电采用正弦波形式的电流传输，其最大优势在于可通过变压器便捷地改变电压等级。根据电磁感应定律，当输电功率恒定时，电压提升至2倍，线路电流将减小至1/2，相应损耗降至25%。这种特性使交流输电特别适合构建网状电网，实现多电源点供电与负荷平衡。但交流线路存在电容效应导致的充电功率问题，当输电距离超过500公里时，需要安装并联电抗器进行无功补偿。

       直流输电的独特优势

       直流输电通过换流站将交流电整流为直流电进行传输，在受端再逆变为交流电。这种技术不存在同步运行稳定性问题，特别适合海底电缆输电、异步电网互联等场景。根据国家电网直流技术中心的实验数据，±800千伏直流输电的线路损耗率较同等距离的交流输电降低约40%。我国建设的±1100千伏昌吉-古泉特高压直流工程，输电距离达3293公里，年输电量可满足5000万家庭的用电需求。

       输电线路的典型结构形式

       架空线路作为送电系统的主要载体，由杆塔、导线、绝缘子和金具四大部件构成。根据地形差异，直线塔采用猫头型或酒杯型设计，转角塔则使用干字型或鼓型结构。导线多采用钢芯铝绞线，通过增加分裂数（如四分裂、六分裂）来降低电晕损耗。按照《110千伏-750千伏架空输电线路设计规范》要求，居民区导线对地最小距离需保持7米以上，确保公共安全。

       电缆输电的特殊应用

       在城市中心区、跨江跨海等特殊场景，电缆输电成为架空线路的替代方案。交联聚乙烯绝缘电缆目前已成为220千伏及以下电压等级的首选，其采用三层共挤工艺制造，具有介损小、载流量大的特点。值得注意的是，电缆线路的电容效应较架空线显著增强，110千伏电缆每公里产生的充电功率可达架空线的20倍以上，需要配置专用补偿装置。

       变电站的核心功能解析

       变电站是送电网络的枢纽节点，承担着电压变换、电能分配和系统控制三重功能。主变压器采用三绕组结构，通过有载调压分接开关实现±8×1.25%的电压调节范围。根据《变电站设计技术规程》，500千伏变电站通常配置3-4台1000兆伏安主变，220千伏出线间隔不少于8回，110千伏出线间隔达到16回以上，形成可靠的供电网络。

       电网调度控制系统

       现代送电系统依赖能量管理系统实现实时监控与优化调度。该系统通过部署在变电站的远程终端单元，以每秒4帧的速率采集电压、电流、功率等200余类数据。调度员根据超短期负荷预测结果，结合机组组合优化算法，提前安排发电计划。当系统频率偏差超过±0.2赫兹时，自动发电控制功能将启动，调节发电机出力维持电网稳定。

       线路损耗的构成与控制

       送电过程中的能量损耗主要来源于电阻损耗、电晕损耗和泄漏损耗三大类。电阻损耗与电流平方成正比，可通过提升电压等级有效降低；电晕损耗发生在导线表面电场强度超过空气击穿阈值时，采用分裂导线可改善电场分布；泄漏损耗则与绝缘子污秽程度相关。统计表明，我国220千伏线路的平均损耗率已控制在2.5%以下，达到国际先进水平。

       电力系统稳定运行机制

       保持送电系统稳定运行涉及功角稳定、电压稳定和频率稳定三个维度。功角稳定要求发电机相对功角不超过90度，通常通过安装电力系统稳定器来增强阻尼；电压稳定依赖无功功率平衡，需要配置同步调相机或静止无功补偿装置；频率稳定则依靠发电机转子的旋转惯性，现代电网要求旋转备用容量不低于最大负荷的3%。

       继电保护系统的配置原则

       为快速隔离送电系统故障，继电保护装置采用主保护与后备保护相结合的双重化配置。线路主保护采用纵联差动原理，动作时间不超过20毫秒；后备保护则采用距离保护阶段式特性，逐级切除故障。根据《电力系统继电保护技术规范》，500千伏线路保护配置可靠性指标需达到99.85%以上，确保不发生误动或拒动。

       新能源接入的技术挑战

       随着风电、光伏等新能源大规模并网，送电系统面临新的技术挑战。新能源发电的随机性和波动性可能导致线路功率双向流动，传统保护方案需要适应性改造。国家电网公司研发的柔性直流输电技术，通过全控型功率器件实现有功无功独立控制，有效解决了新能源消纳难题。张北可再生能源柔性直流电网示范工程，已成为世界首个具备故障穿越能力的大规模新能源送出工程。

       智能化输电技术发展

       智能电网建设正在重塑送电技术体系。基于相量测量单元的广域测量系统，可实现全网同步采样精度达到1微秒级；线路动态增容技术通过实时监测导线温度和气象参数，使输电容量提升15%-20%；而电网数字孪生技术则通过建立物理电网的虚拟映射，实现故障预演和智能决策。这些创新技术正推动送电系统向更安全、更高效的方向演进。

       输电线路的环境影响评估

       送电工程建设必须遵循严格的环保标准。根据《环境影响评价技术导则 输变电工程》，工频电场强度控制限值为4千伏/米，磁感应强度限值为100微特斯拉。通过优化塔型设计、提高导线对地高度等措施，现代输电线路周边的电磁环境指标远低于国家标准。同时采用低噪声变压器和隔音屏障，确保变电站厂界噪声昼间不超过55分贝。

       电力市场与输电价格机制

       在电力市场化改革背景下，输电价格形成机制直接影响资源配置效率。目前采用的两部制电价包含容量电价和电量电价两部分，其中跨省跨区输电价格由国家能源局核定。根据《省级电网输配电价定价办法》，500千伏输电网络的容量电价系数为0.35，有效引导用户合理使用电网资源，促进电力资源优化配置。

       未来送电技术发展趋势

       随着碳达峰碳中和目标的推进，送电技术正向着更高电压、更大容量、更智能的方向发展。高温超导输电技术可使输送容量提升5倍以上，损耗降低至常规线路的10%；无线输电技术虽处于实验阶段，但已实现千米级距离的千瓦级功率传输。这些创新技术将共同构建未来能源互联网的骨干网架，为经济社会发展提供更坚强的电力保障。