特高压

特高压英文缩写UHV；电压符号是U（个别地方有用V表示的）；电压的单位是伏特，单位符号也是V；比伏大的有kV（千伏）、比伏小的mV（毫伏），uV（微伏），它们之间是千进位。在我国，特高压是指±800千伏及以上的直流电和1000千伏及以上交流电的电压等级。

现状

对我国电力建设的意义

特高压能大大提升我国电网的输送能力。据国家电网公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍，而且送电距离也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。此外，据国家电网公司测算，输送同样功率的电量，如果采用特高压线路输电可以比采用500千伏高压线路节省60%的土地资源。

我国当前特高压情况

目前中国已经建成的超高压是西北电网750千伏的交流实验工程。首个国内最高电压等级特高压交流示范工程，是我国自主研发、设计和建设的具有自主知识产权的1000千伏交流输变电工程——晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程，全长640公里，纵跨晋豫鄂三省，其中还包含黄河和汉江两个大跨越段。线路起自山西1000kV晋东南变电站，经河南1000kV南阳开关站，止于湖北1000kV荆门变电站。2008年12月30日22时，该工程投入试运行，2009年1月6日22时，顺利通过168小时试运行。

直流方面，四川向家坝——上海±800千伏特高压直流输电示范工程已顺利投入运行，这是目前规划建设的世界上电压等级最高、输送距离最远、容量最大的直流输电工程；锦屏-苏南±800kV特高压直流线路工程也于2012年5月13日顺利通过竣工验收。

国家电网公司在2010年8月12日首度公布，到2015年建成华北、华东、华中（“三华”）特高压电网，形成“三纵三横一环网”。

同日，国家电网宣布世界上运行电压最高的1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程已通过国家验收，这标志着特高压已不再是“试验”和“示范”阶段，后续工程的核准和建设进程有望加快。

特高压未来发展蓝图

分析人士表示，未来5年，特高压的投资金额有望达到2700亿元，这较“十一五”期间的200亿投资，足足增长了13倍之余。

加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性。” 这将意味着特高压输电工程已被正式列入国家“十二五”规划当中。

国家电网发展策划部专家张克向《第一财经日报》表示，核电、风电包括作为清洁能源的水电，未来的发展都将有赖于建设特高压电网。以风电为例，国家规划风电在2020年达到1.5亿千瓦以上的装机容量，但目前八大风电基地的装机容量已经占到总装机容量的80%，其中五大风电基地都在三北地区（华北地区、西北地区、东北地区），仅新疆、甘肃、内蒙古、吉林等省及自治区的风电装机就有8000万千瓦，因此风电消纳存在很大问题。只有借助特高压电网才可将如此集中和不稳定的电力传输到华北和华中等负荷中心。他表示，特高压建成后，可大规模开发风电，并做到高效率消纳，从而将一度颇为严重的弃风现象控制在1%。

国家电网公司发展策划部主任张正陵接受《路透》采访时表示，特高压(UHV)智能电网对内地电力发展是必须的，未来五年国家电网将投入6200亿元人民币，建设20条特高压线路，以将西南的水电和西北的风电传输至中国东部。发展特高压电网不仅是技术革新，还实现远距离运输，解决中国可再生能源的大规模开发和利用，且能改善当前中东部面临的严峻环境压力。

所谓特高压电网是指交流1000千伏、直流正负800千伏及以上电压等级的输电网络，它的最大特点是可以长距离、大容量、低损耗输送电力。内地76%的煤炭资源在北部和西北部，80%的水能资源在西南部，而70%以上的能源需求在中东部，普通电网的传输距离只有500公里左右，无法满足传输要求。

截至目前，内地特高压电网已完成一条特高压交流线路和两条特高压直流线路，共达4633公里，在建的有两条交流和两条直流线路，达6412公里。

2015年10月7日，国内变电容量最高的6000兆伏安1000千伏特高压主变器系统在苏州完成安装。此举标志着全球在建规模最大、变电容量最高、单体供电能力最强的1000千伏特高压变电站核心工程建竣。

1000千伏特高压苏州变电站是国内首座双站同址建设的特高压变电站，首期工程安装到位的电力系统分别服务上海和江苏。该变电站远景将建设6组3000兆伏安主变器系统，变电总容量达18000兆伏安。

直流输电

名词定义

什么是直流的“静电吸尘效应”

在直流电压下，空气中的带电微粒会受到恒定方向电场力的作用被吸附到绝缘子表面，这就是直流的“静电吸尘效应”。由于它的作用，在相同环境条件下，直流绝缘子表面积污量可比交流电压下的大一倍以上。随着污秽量的不断增加，绝缘水平随之下降，在一定天气条件下就容易发生绝缘子的污秽闪络。因此，由于直流输电线路的这种技术特性，与交流输电线路相比，其外绝缘特性更趋复杂。

设备技术

自20世纪50年代高压直流输电投运以来，经过50多年的发展，高压、超高压直流输电技术已逐步完善，其中巴西两回±600千伏超高压直流输电工程已运行20多年，我国的±500千伏超高压直流输电工程也已建设、运行近20年，通过超高压直流输电工程的建设、运行，对直流输电技术有了更成熟的认识，也为±800千伏特高压直流输电工程的设备制造奠定了坚实的技术基础。

上世纪70、80年代，前苏联进行过±750千伏特高压直流输电工程实践，其主要设备已通过出厂试验并已建成1000多公里输电线路。国际工业界和学术界对超过±600千伏的特高压直流输电技术的研究一直没有中断，主要工作集中在±800千伏这一电压等级。1000千伏级交流输电技术的研究和开发，特别是前苏联和日本交流特高压工程的建设和运行，以及750千伏级交流输电30多年运行经验的积累，交流变压器、避雷器、开关等关键设备的设计、制造技术已发展成熟，有关知识和经验尽管不能直接照搬，但可在±800千伏特高压直流设备的研发过程中充分借鉴。各种研究和试验均表明，±800千伏特高压直流输电技术工程应用的条件已经具备，目前已经可以制造出±800千伏特高压直流所需的所有设备，特高压直流输电技术用于实际工程是完全可行的。

换流站设备特点及作用

换流站是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流变电站相同的设备外，直流换流站还有以下特有设备：换流器、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、平波电抗器。 　换流器主要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到现在的电控和光控晶闸管阀，换流器单位容量在不断增大。

换流变压器是直流换流站交直流转换的关键设备，其网侧与交流场相联，阀侧和换流器相联，因此其阀侧绕组需承受交流和直流复合应力。由于换流变压器运行与换流器的换向所造成的非线性密切相关，在漏抗、绝缘、谐波、直流偏磁、有载调压和试验方面与普通电力变压器有着不同的特点。

交直流滤波器为换流器运行时产生的特征谐波提供入地通道。换流器运行中产生大量的谐波，消耗换流容量40%～60%的无功。交流滤波器在滤波的同时还提供无功功率。当交流滤波器提供的无功不够时，还需要采用专门的无功补偿设备。

平波电抗器能防止直流侧雷电和陡波进入阀厅，从而使换流阀免于遭受这些过电压的应力；能平滑直流电流中的纹波。另外，在直流短路时，平波电抗器还可通过限制电流快速变化来降低换向失败概率。

技术的主要特点

（1）特高压直流输电系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。在送受关系明确的情况下，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电网结构比较松散、清晰。

（2）特高压直流输电可以减少或避免大量过网潮流，按照送受两端运行方式变化而改变潮流。特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。

（3）特高压直流输电的电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电。

（4）在交直流并联输电的情况下，利用直流有功功率调制，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。

（5）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。

导线的选择

在特高压直流输电工程中，线路导线型式的选择除了要满足远距离安全传输电能外，还必须满足环境保护的要求。其中，线路电磁环境限值的要求成为导线选择的最主要因素。同时，从经济上讲，线路导线型式的选择还直接关系到工程建设投资及运行成本。因此特高压直流导线截面和分裂型式的研究，除了要满足经济电流密度和长期允许载流量的要求外，还要在综合考虑电磁环境限值以及建设投资、运行损耗的情况下，通过对不同结构方式、不同海拔高度下导线表面场强和起晕电压的计算研究，以及对电场强度、离子流密度、可听噪声和无线电干扰进行分析，从而确定最终的导线分裂型式和子导线截面。对于±800千伏特高压直流工程，为了满足环境影响限值要求，尤其是可听噪声的要求，应采用6×720平方毫米及以上的导线结构。

如何确定特高压直流线路的走廊宽度和邻近民房时的房屋拆迁范围？

特高压直流输电线路的走廊宽度主要依据两个因素确定：1. 导线最大风偏时保证电气间隙的要求；2.满足电磁环境指标（包括电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声）限值的要求。根据线路架设的特点，在档距中央影响最为严重。研究表明，对于特高压直流工程，线路邻近民房时，通过采取拆迁措施，保证工程建成后的电气间隙和环境影响满足国家规定的要求。通常工程建设初期进行可行性研究时就要计算电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声的指标，只有这些指标满足国家相关规定时，工程才具备核准条件。

技术的经济优势

800千伏直流输电方案的单位输送容量投资约为±500千伏直流输电方案的72%。溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩水电站送出工程采用±800千伏级直流与采用±620千伏级直流相比，输电线路可以从10回减少到6回，并节约综合投资约150亿元。

技术创新

近年来，通过对金沙江下游水电和锦屏水电送出方案的滚动研究和综合论证，推荐金沙江一期送出工程采用3回±800千伏、640万千瓦特高压直流送出方案。目前，已经完成了直流送出工程和送端500千伏配套工程可行性研究报告，并通过了评审。直流输电工程的环境影响评价、水土保持方案、地质灾害危险性评估、压覆矿产评估、地震安全性评价和文物普探六项专题工作也于近期顺利完成。

在技术研究中，立足科技创新，实现跨越式发展，取得了突破性进展：

1.提出单回±800千伏、640万千瓦直流方案，该方案充分发挥特高压直流的规模优势，通过工程实践，其标准化设计具有十分广阔的市场前景。

2.研制6英寸晶闸管元件，将在中国建成世界惟一的6英寸元件生产线，研制和开发6英寸元件（换流阀），将大大提升中国的电力电子业制造水平。

3.研究重冰区线路熔冰，通过适当改变特高压直流系统接线方式、短时增大通过线路的电流方案，在覆冰严重时段对线路进行熔冰，可大规模降低线路本体投资。

4.开展污秽测量，采用完全自主设计开发的直流污秽测量系统，开展特高压工程站址直流积污试验，总体技术处于国际先进水平。

5.开展走廊数字化和整体航飞，将溪洛渡、向家坝水电站的出线规划作为一个系统工程，进行了整体航飞，提高了出线规划工作的准确性，节省工程费用。

6.提出并研究特高压直流电磁环境指标，提出将原《高压直流架空输电线路设计导则》要求的标称场强，改为以对环境产生实际影响并可直接测量的合成场强指标，用以衡量直流线路的电场的修改意见，优化了原导则，已被国家环保总局采纳。

我国应用前景

特高压直流输电具备点对点、超远距离、大容量送电能力，主要定位于我国西南大水电基地和西北大煤电基地的超远距离、超大容量外送。

特高压直流在我国的应用前景广阔。以国家电网为例，金沙江一期溪洛渡和向家坝送出工程将采用3回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出，四川锦屏水电站采用1回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出，以上工程计划在2011年底～2016年期间陆续建成投运。金沙江二期乌东德、白鹤滩水电站送出工程也将采用3回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出。发展特高压直流输电，还为我国后备能源基地西藏水电和新疆煤电开发提供经济的输电方式，为加强与俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦等国的电力合作提供技术保障。

和交流输电区别

从技术上看，采用±800千伏特高压直流输电，线路中间无需落点，能够将大量电力直送大负荷中心；在交直流并列输电情况下，可利用双侧频率调制有效抑制区域性低频振荡，提高断面暂（动）稳极限；解决大受端电网短路电流超标问题。采用1000千伏交流输电，中间可以落点，具有电网功能；加强电网支撑大规模直流送电；从根本上解决大受端电网短路电流超标和500千伏线路输电能力低的问题，优化电网结构。

从输电能力和稳定性能看，采用±800千伏特高压直流输电，输电稳定性取决于受端电网有效短路比（ESCR）和有效惯性常数（Hdc）以及送端电网结构。采用1000千伏交流输电，输电能力取决于线路各支撑点的短路容量和输电线路距离(相邻两个变电站落点之间的距离)；输电稳定性（同步能力）取决于运行点的功角大小（线路两端功角差）。

从需要注意的关键技术问题看，采用±800千伏特高压直流输电，要注重受端电网静态无功功率平衡和动态无功功率备用及电压稳定性问题，要注重多回直流馈入系统因同时换相失败引起的系统电压安全问题。采用1000千伏交流输电，要注重运行方式变化时的交流系统调相调压问题；要注重严重故障条件下，相对薄弱断面大功率转移等问题；要注重大面积停电事故隐患及其预防措施。

技术和经济优势

和±600千伏级及600千伏以下超高压直流相比，特高压直流输电的主要技术和经济优势可归纳为以下六个方面：

一、输送容量大。采用4000安培晶闸管阀，±800千伏直流特高压输电能力可达到640万千瓦，是±500千伏、300万千瓦高压直流方式的2.1倍，是±600千伏级、380万千瓦高压直流方式的1.7倍，能够充分发挥规模输电优势。

二、送电距离长。采用±800千伏直流输电技术使得超远距离的送电成为可能，经济输电距离可以达到2500公里甚至更远，为西南大水电基地开发提供了输电保障。

三、线路损耗低。在导线总截面、输送容量均相同的情况下，±800千伏直流线路的电阻损耗是±500千伏直流线路的39%，是±600千伏级直流线路的60%，提高输电效率，节省运行费用。

四、工程投资省。根据有关设计部门的计算，对于超长距离、超大容量输电需求，±800千伏直流输电方案的单位输送容量综合造价约为±500千伏直流输电方案的72%，节省工程投资效益显著。

五、走廊利用率高。±800千伏、640万千瓦直流输电方案的线路走廊为76米，单位走廊宽度输送容量为8.4万千瓦/米，是±500千伏、300万千瓦方案和±620千伏、380万千瓦方案的1.3倍左右，提高输电走廊利用效率，节省宝贵的土地资源；由于单回线路输送容量大，显著节省山谷、江河跨越点的有限资源。

六、运行方式灵活。国家电网公司特高压直流输电拟采用400+400千伏双十二脉动换流器串联的接线方案，运行方式灵活，系统可靠性大大提高。任何一个换流阀模块发生故障，系统仍能够保证75%额定功率的送出。

绝缘子片数

由于直流线路的静电吸附作用，直流线路的污秽水平要比同样条件下的交流线路的高，所需的绝缘子片数也比交流的多，其绝缘水平主要决定于绝缘子串的污秽放电特性。因此，目前在选择绝缘子片数时主要有两种方法：1.按照绝缘子人工污秽试验采用绝缘子污耐受法，测量不同盐密下绝缘子的污闪电压，从而确定绝缘子的片数。2. 按照运行经验采用爬电比距法，一般地区直流线路的爬电比距为交流线路的两倍。两种方法中，前者直观，但需要大量的试验和检测数据，且试验检测的结果分散性大。后者简便易行，但精确性较差。实际运用中，通常将两者结合进行。

换流站设备面临的问题

特高压直流换流站设备面临的关键问题有以下几类：

1. 因电压等级升高，换流变压器阀侧绕组、出线结构和套管的内绝缘问题将是需要解决的主要难题之一。阀侧绕组承受较高的交直流混合场强，需使用大量的绝缘成型件等绝缘材料。±800千伏换流变压器阀侧引线绝缘成型件的研制和试验，阀绕组主绝缘、匝绝缘的场强设计和试验是设备研制中需重点解决的难题。

2.因换流站污秽等级较高而造成的直流场设备绝缘问题。直流设备的污闪在直流场事故中占很大比重，是需要重点解决的难题。根据以往工程经验和试验研究，由于直流场的吸污特性，直流设备的爬电距离约为同等污秽条件下交流设备爬距的2倍。随着城市化和工业化的发展，大气污染问题日益严重，特高压直流换流站污秽已达Ⅱ级甚至Ⅲ级水平，按此要求爬距需达到70毫米/千伏或更高的要求。在特高压电压下，按标准要求的爬电比距设计，设备已超过现有制造或运行能承受的高度。在重污秽地区，户内场或设备合成化是解决耐污问题的两个可行途径。国家电网公司已将此问题作为重点研究项目，在换流站址进行直流场强下的污秽实测，确定合理、客观的直流污秽水平，通过实际尺寸试验等深入研究，确保设备具有安全、合理的外绝缘水平，以保障特高压直流安全稳定运行。

国家电网公司首次提出±800千伏、4000安培、 640万千瓦系列特高压直流工程方案。溪洛渡、向家坝和锦屏共采用4回±800千伏特高压直流输电工程送出，每回输送容量为640万千瓦，是目前规划中电压等级最高，容量最大的直流输电工程。

因输送容量大，电压高造成高端换流变压器体积大，运输重量增加，据厂家概念设计估算，送端高端换流变压器最大重量可达360吨/台。由于送端地区运输条件限制，经过技术经济分析，国家电网公司在金沙江外送特高压直流输电工程站址规划中，将送端3个换流站全部集中在四川宜宾市，既解决大件设备的运输问题，又节省了工程造价，而且有利于特高压换流站的运行维护。

发展前景

著名工程

美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。

前苏联1150kV工程

前苏联从1985年8月至今共建成2350km 1150kV输电线路和4座1150kV变电站(其中1座为升压站)。其中有907km线路和3座150kV变电站(其中1座为升压站)从1985年～1990年按系统额定电压1150kV运行了5年之久。之后由于前苏联经济上的解体和政治原因，卡札克斯坦中央调度局将全线降压为500kV电压等级运行，在整个运行期间，过电压保护系统的设计并不需要进行修改，至今运行情况良好。

日本1000kV工程

430km的1 000 kV输电线路和1座1000 kV变电站，第1条是从北部日本海沿岸原子能发电厂到南部东京地区的1000kV输电线路，称为南北线（长度190km），南新泻干线、西群马干线；第2条是联接太平洋沿岸各发电厂的1000kV输电线路，称为东西线路（长度240 km），东群马干线、南磬城干线，此外日本还建成了1座新楱名1100kV变电站，所有的1000kV线路和变电站从建成后都一直降压为500kV电压等级运行，考虑配合太平洋沿岸和东北地区原子能发电厂的建设拟升压至额定电压1000kV运行，但是由负荷增长停止不前，电源建设和1000kV升压计划也大幅推迟，预计在21世纪10年代后期才能升压至1000kV运行。

意大利1050kV试验工程

大陆选用交流800kV和1050kV输电方案的论证工作，之后意大利特高压交流输电项目在国家主持下进行了基础技术研究，设备制造等一系列的工作，并于1995年10月建成了1050kV试验工程，至1997年12月，在系统额定电压（标称电压）1050kV电压下进行了2年多时间，取得了一定的运行经验。

该试验工程位于意大利Suvereto1000kV试验站内，包括两部分：（1）1050/400kV变电站；（2）2.8km1050kV输电线路。1050kV试验工程单线示意图如图所示。

中国特高压输电工程

明，发展特高压输电是中国电力工业发展的必然选择。目前，国家电网已经和在建的特高压交流输变电工程：一是陕北-晋东南-南阳-荆门-武汉的中线工程，二是淮南-皖南-浙北-上海的东线工程。另外，中国第三条特高压输电工程——“四川—上海±800千伏特高压直流输电示范工程”，也于2007年12月21日在四川省宜宾县动工修建。到2020年，我国特高压电网将基本建成，输送电量将达到2亿千瓦时以上，占全国装机总容量的25%。

2009年1月6日，我国自主研发、设计和建设的具有自主知识产权的1000千伏交流输变电工程——晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程顺利通过试运行。这标志着我国在远距离、大容量、低损耗的特高压（UHV）核心技术和设备国产化上取得重大突破，对优化能源资源配置，保障国家能源安全和电力可靠供应具有重要意义。

这条世界上首次投入运营的特高压交流线路全长640公里，电压等级是世界最高的，达到1000千伏，输送的电能是现有的500千伏的5倍，输送过程的电能损耗和占地面积都可以节省一半以上，整个工程的投资比500千伏的线路节省三分之一。纵跨晋豫鄂三省，其中还包含黄河和汉江两个大跨越段。线路起自山西1000kV晋东南变电站，经河南1000kV南阳开关站，止于湖北1000kV荆门变电站。

工程于2006年8月取得国家发展和改革委员会下达的项目核准批复文件，同年底开工建设，2008年12月全面竣工，12月30日完成系统调试投入试运行，2009年1月6日22时完成168小时试运行投入商业运行，目前运行情况良好。

未来两年将成为我国特高压建设高峰期

近期国家电网正全面展开多个特高压建设筹备工作，2015-2016年将成为特高压线路建设的高峰期。

国家电网公司年中工作会议上已经明确提出，今年年底前将要开工建设“三交一直”淮南-南京-上海、锡盟-山东、蒙西-天津交流和宁东-浙江直流特高压工程，目前仅有蒙西-天津交流特高压未获得核准。同时，年底前争取核准酒泉-湖南特高压直流输电工程。

继上半年淮南-上海（北环）特高压交流线获批之后，三季度锡盟-山东特高压交流工程也得到了发改委核准。加上蒙西-天津、榆横-潍坊两条交流线路获批在即，国家电网目前正为多条特高压线路的落地忙得如火如荼。

10月16日，宁东-浙江±800千伏特高压直流工程第1标段开工，基础首基浇制在232号塔位开始。

陕西送变电工程公司承担的第1标段线路起于宁夏和陕西交界的红井子乡201号塔，止于吴起县小湾渠西耐张塔401号，线路总长87.955千米，铁塔共计160基。本段基础多为人工挖孔，杆塔为自立式铁塔，导线采用全国首例横截面最大的钢芯铝型线。

10月21日，国家电网公司淮南-南京-上海1000千伏特高压交流工程和平圩三期扩建送出工程现场建设协调领导小组首次会议在江苏召开。国家电网要求各参建单位尽快形成泰州站和长江大跨越技术方案，确保平圩三期送出工程明年一季度投运以及工程总体安全质量稳定；提前考虑工程分站、分期投运相关工作，提前策划安排好大件运输、交接试验、配套工程建设调试等有关工作。

淮南-南京-上海特高压交流工程是迄今为止规模最大、投资最大、难度最大的交流特高压输变电工程，具有技术难度大、设备挑战大、建设困难多三大特点。

据悉，淮南-南京-上海特高压交流工程新建南京、泰州、苏州3座变电站，扩建淮南、沪西变电站，新增变电容量1200万千伏安，新建输电线路2×779.5千米，同塔双回路架设（局部同塔四回架设），途经安徽、江苏和上海。平圩三期送出工程包括淮南站1个1000千伏出线间隔，新建同塔双回（本期单侧挂线）线路约5千米。目前工程征地、设计、采购、施工等各方面工作按里程碑计划顺利推进，总体的安全质量局面稳定。

10月23日，湖南电力检修公司爆出消息，国网湖南电力拟通过扩建株洲500千伏云田变电站，将其打造成湖南规模最大的一座变电站，以对接特高压落地，满足经济发展和资源利用需要。