1 工程概括
1.1 向家坝、溪洛波水电站及其输变电工程
向家坝、溪洛渡水电站是金沙江上拟首批开发的两个巨型电站，建设条件好，动能经济技术指标优越，外送能力大。向家坝水电站位于四川省宜宾县和云南省水富县境内，为金沙江出口控制梯级电站，可进行周季调节，初拟装机600万kW，年发电量293.4亿kW·h，保证出力144万kW，是一座具有发电、灌溉、航运、拦沙等多种综合效益的特大型水利水电枢纽工程。溪洛渡水电站位于四川省雷波县和云南省永善县境内，下距向家坝水电站约156km(河道里程)，是一座以发电为主兼有防洪、拦沙、改善下游航运等综合效益的巨型水利水电枢纽工程，具有季调节性能，初拟装机1200万kW，年发电量约573.5亿kW·h，保证出力338.5万kW。
向家坝水电站的供电范围是四川、云南、华中，供电距离分别为40km、190km和1300km。据原国家电网公司测算，输变电工程静态投资为145.23亿元(川、滇两省各留电印万kW，送华中480万kW方案，1997年价格水平)；溪洛渡水电站的供电范围是四川、云南、华中、华东，供电距离分别为145km、120km、1350km和1900km，输变电工程静态投资为313.33亿元(川渝、滇各留电120万kW，送华中320万kW，送华东640万kW，1997年价格水平)。两电站送出工程静态投资分项目组成见表1和表2。
1.2 三峡输变电工程
三峡输变电工程是三峡工程的配套工程，设计输送容量：华东720万kW，川东200万kW，华中900万kW。为了便于与向家坝和溪洛渡水电站送出工程相比较，根据三峡输变电系统设计概算，我们将其中的交直流线路、换流站及变电工程投资单列出来，并将其它费用按投资比例平摊到交直流线路、换流站及变电工程中。电力规划设计总院编的《火电、变电、送电工程限额设计控制指标》中，500kV的交流线路工程造价上涨指数1995年为5.07%，19%年为0.61%；500kV的交流变电工程的造价上涨指数1995年为7.0%，1996年为0.5%，根据以上数据折算三峡工程输变电工程的投资到1997年价格水平年，见表3。
表1 向家坝水电站送出工程静态投资
项目
四川
云南
华中
合计
送出容量(万kW）
60
480
600
总投资（万元）
43316
64297
1344665
1452278
线路
5595
26576
33778
415949
换流站
698439
交流配套变电
23992
152617
200601
交流配套线路
13729
109831
137289
表2 溪洛渡水电站送出工程静态投资表
川渝
华东
120
320
640
1200
10343
96349
926470
2007137
3133299
40563
33570
420557
659303
973993
506727
1013454
1520181
35322
105965
187939
364548
27458
73221
14641
274577
表3 三峡工程输变电工程投资
川东
720
900
200
1820
静态总投资（万元）
1635707
1035424
230317
2901445
直流线路
453760
856622
181687
361474
65610
608769
143638
673950
164706
982293
1.3 俄中送电工程
俄中送电工程的出发点是从俄罗斯伊尔库斯克地区输入廉价的电力到我国北部地区。根据可行性研究报告，初步确定了以下技术方案：
送电方式：俄中送电采取±600kv直流方式；
送电起点：伊尔库斯克地区布拉茨克开关站。
由于华北电网和东北电网都有能力接受俄送电力，因此落点有北京、唐山(送电华北)和沈阳(送电东北)几个选择，输电距离分别为2400km、2530km、2800km。根据伊尔库斯克地区输出电力的能力和我国的受电能力，线路输送电力应在200～300万kw之间。在这里，我们选择经过蒙古国送电唐山，输送容量250万kW方案与向家坝、溪洛渡进行对比，此方案的线路长度及送电容量规模都为居中水平。俄中送电工程投资(1997年价格水平)见表4。
表4 俄中送电工程投资
投资（万元）
450325
380580
830905
2 输变电工程投资分析
本文主要探讨远距离送电的经济性，所以我们主要考虑外送距离的变化引起的投资变化情况。
对于某一个直流输电工程，设输变电的总投资的Y，换流站的投资为A，配套交流变电和线路的投资为B，输电距离为X，单位距离的直流线路费用为C，则有下式成立：
Y＝4+B+CX
对于送出容量一定时，A、B、C都是常数，设D＝A+B，有：
Y＝D+CX
对于向家坝外送华中480万kW，二回线，平均每回线路长度1150km，若D＝96.01(亿元)、C＝0.03337亿元/km，则：
Y＝96.01+0.03337*X
对于溪洛渡送华中320万kW，一回线，1350km，若D＝68.59(亿元)、C＝0.01782(亿元/km)则：
Y＝68.59+0.01782*X
对于溪洛渡外送华东640万kW，二回线，平均每回长度1850km，若D＝134.78(亿元)、C＝0.03564(亿元/km)则：
Y＝134.78+0.03564*X
向家坝、溪洛渡两电站外送输变电投资随外送距离的变化见图1。图中向家坝代表向家坝外送480万kW，溪洛渡1代表溪洛渡外送320万kW，溪洛渡2代表溪洛渡外送640万kW。
图1 向家坝、溪洛渡电力外送投资随距离变化
从表5和图1中可以看出，随着距离的增加，电力外送的投资增加幅度与距离增加幅度相比要小得多。以溪洛渡外送640万kw为例，当输电距离从500km增加到2000km时，输电费用增加仅53.46亿元，占整个输电投资的25.94%。可以看出，长距离电力外送是否经济，其输电距离只是其中的一个影响因素，不是主要因素。
3 金沙江外送和三峡、俄中外送投资对比
金沙向家坝和溪洛渡水电站电力外送容量大，距离远，相应的输变电工程投资也较大，向家坝输变电工程静态投资为145.23亿元(川、滇各留电60万kW，送华中480万kW，1997年价格水平)，溪洛渡输变电工程静态投资为313.33亿元(川渝、滇各留电120万kW，送华中320万kW，送华东640万kW，1997年价格水平)。在这里，我们将向家坝和溪洛渡电力外送的输变电投资和三峡输变电投资及俄中送出工程作一对比、详见表5。
表5 金沙江外送和三峡、俄中外送投资对比
三峡工程
溪洛渡
向家坝
俄中送电
电站规模(万kW)
250
长度(km)
2200
5050
2300
2530
投资(亿元)
45.38
92.36
39.81
45.03
单位投资(万元/km)
206.2
182.9
173.1
178.0
交流线路
6900
2330
1130
98.23
35.82
17.41
142.36
15.373
154.03
变电工程
容量(万kVA)
2475
1575
825
60.88
37.25
20.49
单位投资(万元/万kVA)
245.95
236.53
248.43
960
85.66
147.59
73.80
38.06
713.8
1537.4
1522.3
290.14
313.03
151.541
83.09
注：三峡、向家坝输变电的交直流电压等级均为500kV；溪洛渡输变电的交流电压等级为500kV，支流电压等级为±600kV；俄中送电采用±600kV直流；价格水平年均为1997年值。
需要说明的是三峡换流站为单端，向家坝、溪洛渡、俄中送电为双端，将三峡换流站换算为双端，总投资为171.3亿元，单位投资与向家坝、溪洛渡及俄中送电基本相当。队表中可以看出，三峡的直流线路和变电单位投资比向家坝和溪洛渡稍高，直流线路单位投资约高10%，变电约高3.5%。三峡直流线路单位投资稍高主要原因是由于三峡每回线的输送容量为360万kW，向家坝为240万kW，溪洛渡为320万kW，所以三峡直流输电线路所选用的导线截面积较大，投资稍高；三峡和向家坝、溪洛渡变电单位投资相差较小，主要是选型的问题；而交流线路及换流站向家坝和溪洛渡要比三峡稍高，我们按各个分项工程占整个输变电工程的比重来进行加权平均，向家坝和溪洛渡输变电的单位投资比三峡稍高，和俄中送电工程相当。具体比较见表6。
表6 金沙江外送和三峡、俄中送电工程单位投资比较
序号
直流线路(万元/km)
交流线路(万元/km)
变电（元/KVA)
换流站(元/kW）
1
三峡
245.05
1427.6
2
153.73
3
4
5
(2-1)/1
-11.3%
8%
-3.5%
7.7%
6
(3-1)/4
-16.1%
8.2%
1.4%
7
(2-4)/4
2.8%
1%
8
-2.8%
%
9
对5进行加权平均
2.5%
10
对6进行加权平均
11
对7进行加权平均
2%
12
对8进行加权平均
-1%
注：表中(2—1)/1表示(溪洛渡—三峡)/三峡，(3—1)/l表示(向家坝—三峡)/三峡，(2—4)/4表示(溪洛渡—俄中送电)/俄中送电，(3—4)/4表示(向家坝—俄中送电)/俄中送电。
从上表可以看出溪洛渡电力外送输变电单位投资加权平均后比二峡高2.5%,比俄中送电高2%；向家坝电力外送输变电单位投资加权平均后比三峡高2.8%，比俄中送电低1%。可以认为向家坝、溪洛渡水电站的输变电投资概算水平与三峡、俄中送电相比是相近的。
4 送电工程过网费的比较分析
一般情况下，某一直流输变电工程的过网费主要受以下几个因素影响：
(1)工程静态投资和输变电容量 从前面的分析我们可以看出，在一定范围内，输送距离对直流输变电工程投资的影响不大，工程投资主要与设计输变电容量有关，设计输变电容量增加一倍，工程投资也基本上增加一倍。在输变电设计容量得到充分利用的情况下(达到设计年利用小时数)，两者对过网费的影响互相抵销。
(2)投资流程 由于输变电工程的施工不象大型水电站受到施工场面等客观因素和施工程序的制约，所以输变电工程施工进度受工程规模影响不大，一般都能在4～6年内完成。对不同的工程，分年度投资流程相差不大，这方面对过网费的影响也不大。
(3)线损率 线损率对过网费的影响同样不大，对于输电距离从1000～3000km的直流线路来说，功率损耗一般为5%～10%，电量损耗为3%～6%。
(4)年利用小时数 年利用小时数乘以输变电容量就是年送电量，这一因素对过网费的影响最大，是过网费的决定性因素。三峡、向家坝、溪洛渡设计年利用小时均为4700h左右，俄中送电为5500h。由于受到水电装机进度的限制，致使水电站外送工程刚开始建成的几年内送电量较少，年利用小时较低，而前期又正是还贷付息的高峰期，对过网费的影响较大。这一点在三峡向华东送电的过网费计算上体现得尤为明显，从下面的分析可以看出。
将向家坝、溪洛渡、三峡、俄中送电工程的静态总投资(1997年价格)、设计输电量和过网费(1997年价格)等经济指标作一个对比，详见表7。表中向家坝指向家坝向华中送电480万kW，溪洛渡1指溪洛渡向华东送电640万kW，溪洛渡2指溪洛渡向华中送电320万kW，三峡指三峡向华东送电720万kW，三峡送电华中为交流输电方案，不参与比较。
表7 向家坝、溪洛渡、三峡、俄中送电工程经济指标对比
指标
静态总投资(亿元)
设计输电量(亿kW·h)
过网费(亿kW·h)
单位电度过网投资(亿kW·h)
134.47
234.29
0.151
0.574
溪洛渡1
200.71
297.85
0.179
0.674
溪洛渡2
92.65
147.24
0.156
0.629
163.57
344.9
0.167
0.474
137.5
0.152
0.604
从上表可以看出，三峡向华东送电的单位电度过网费投资较低，为0.474元/kW·h(主要原因是三峡外送工程的换流站仅考虑单端，其它送出工程为双端，而这部分占静态总投资的比重较大，如果三峡的输变电投资包括双端换流站，则三峡为O.723元/kW·h，和溪洛渡基本相当)，而过网费却相对较高，达到0.167元/kW·h，主要原因是三峡向华东送电输变电工程建成初期送电量较小。
5 结语
通过以上分析可以得到以下几个主要结论：
(1)大型水电站的电力外送是否经济送电距离的远近在一定范围内不是制约因素，重要的是电网的年利用小时数；
(2)金沙江向家坝、溪洛渡水电站的输变电工程投资水平和三峡及俄中送电的输变电投资水平是相近的；
(3)金沙江向家坝、溪洛渡水电站送电华东、华中是经济的；
(4)华东、华中地区有能力接受并且完全需要金沙江的水电；
(5)西部水电开发将有力促进西部经济发展并为东部经济的持续发展提供条件。
(6)由于各工程建设环境、条件和开工时间及概算编制水平都有所差异，在分析计算中虽做了投资时间换算和技术处理，但也还是一种比较粗略的分析，从申可以看出总的趋势和水平，作为定性认识。
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