原電力部生產司教授級高工，國際大電網委員會CIGRE和美IEEE會員 蒙定中

一、前言

國內交流特高壓之爭已經歷多年，隨著其示范及華東工程的經歷，證明它確實既不經濟，又是世界棄用且中國實踐的落后技術。回想八年前，即2005年6月發改委能源局為研討國網公司報請構建<交流特高壓國家級電網>，在北戴河召開<特高壓輸電技術研討會>。會前國網一位領導(現任總經理)來本人房間給予<高級顧問>為條件，但首先要求本人支持特高壓。在討論會上本著為國家負責的精神，本人不為國網優惠所動，按照會議安排作為第一位發言人，仍按原準備的報告進行了一個多小時發言，主要內容為：“上世紀世界研究和實踐交流特高壓輸電技術失敗了，而直流輸電技術取得了成功；有史以來世界上90%的重大停電(每次損失>800萬千瓦)都發生在龐大又自由相聯的交流電網結構中；我國(除臺灣一次外)為什么從來沒有發生重大停電？因為二十多年來我國電網貫徹了現行《電力系統安全穩定導則》，全國電網基本以直流隔離為六個大區，任一區

事故都不影響鄰區；將全國聯成一個交流特高壓同步電網，嚴重違反《穩定導則》“分區”規定，就會重走世界上其他國家經歷的失敗道路，不但造成嚴重的浪費，而且必然使我國電網發生重大停電事故”。

日本“東京電力”在1992—1999年建成的1000kV交流特高壓線路共426公里，但未建變電站，只能降壓到500kV運行。國網公司在北戴河會議報告稱：“根據東京電力的預測，2010年期間南巖木特高壓干線有必要升壓運行”。而“國際大電網委員會”在2007年底日本大阪召開＜電力系統發展會議＞上，本人作為會員作大會報告，既介紹了中國防止重大停電的《穩定導則》經驗，又以此來論證交流特高壓是不可行的。當時從“東京電力”代表得到的回答是：“接受了教訓，不再升壓了。”現日本經歷了六年也沒再升壓，證明國網報告確是不實宣傳。

北戴河會后南方電網公司做了認真、深入的科學研究，確認了遠距離輸電應采用直流，根本不應采用既不經濟又極不安全的交流特高壓。在此情況下，國網公司為了鞏固壟斷，即使明知構建特高壓電網違反《穩定導則》，將構建<交流特高壓國家級電網>改為<交流特高壓三華電網>。

八年以來，經我們老專家有科學實踐理由的大力反對，“十二五”時間過半，三華聯網道路受阻、規劃未批。今年7月8日，發改委能源局召開標有“特急”字樣的<促進電網科學發展座談會>，時隔八年，再次邀請我們老專家參會，發改委能源局新領導聽取我們老專家的意見。

南方電網由于繼續認真貫徹《穩定導則》，在2013年7月能源局召開的南網“十二五”規劃審查會上匯報了<南方電網2013-2020年規劃研究報告>的結論：“南方電網未來西電東送發展主要采用直流輸電技術。同時，“十二五”期以后不再對各省間電網的交流斷面加強。遠景南方電網將以省區電網為基礎，逐步分解為2～3個同步網格局”。結論僅討論了一天就得到專家們一致認可，由能源局成文下達執行。

二、南方電網貫徹《穩定導則》的決策

南網公司很重視《穩定導則》，2012年9月召開的〈電網安全穩定技術研討會〉，在6位院士報告后，首先邀請我們《穩定導則》編制專家作報告，本人按《穩定導則》的〈分區〉和〈分散外接電源〉規定，建議南網采用直流再分三個大區、廣東再用直流分區的方案，解決當前西電東送的8回500kV交流和4回直流線路的并聯運行問題以及5回直流饋入珠三角的安全運行和短路電流超標問題，以及負荷發展需求。因為內容切合實際，值得深入研究，南網公司特別安排本人第二天在其公司大樓對近百技術骨干作了近2小時報告，報告結束后有多人提問，啟發本人意識到邊工作必須邊學習南網多年的的實踐經驗，才能研究出準確有效的解決辦法。

按“電力規劃設計總院、西南、中南、廣東設計院、廣東電網研究中心”聯合于2012年10月提出的<南方電網中長期網架結構研究>報告，南方電網也根本不需要交流特高壓，而主網架格局將應用直流隔離將〈云南〉〈貴州/廣西〉〈廣東〉分為三個大區，解決交直流并列運行的西電東送問題。

南網公司2013年3月26日召開<云南電網與南網主網異步聯網方案研究報告>專家評審會議，我們6位專家和全體參會代表一致贊同應用“直流背靠背使云南和主網異步聯網”，這是南網公司按《穩定導則》實行再〈分區〉的第一步。在2013年3月27日的<南方電網受端目標網架結構研究〉專家評審會中，南網科研院也提出以“直流將廣東分兩區”的方案，和本人建議基本相同。

本人認為南方電網東西跨度近2000公里，以4回直流(1280萬千瓦)和8回500kV交流(約750萬千瓦)線路并聯西電東送，不符合《穩定導則》“分散外接電源”的(點對網)規定，包括多回直流密集珠三角地區以及短路電流超標問題，都需要從電源/電網結構長遠規劃研究解決。

1.南網結構改進的第一步設想

(1)云南以直流東送結構如圖1所示，相當于通過直流和受端聯絡，這種結構不存在交流的復雜穩定問題，可增大東送電力、運行簡單、靈活可靠。

(2)由于不存在原直流閉鎖使潮流轉移到500kV交流線路而失穩的問題，云南以直流送出的機組皆不需要弧島運行，祗圖1南網結構改進初步設想是在送出直流閉鎖時連鎖或高頻切部分機組，云南本區運行也靈活可靠。

(3)加裝背靠背后的交流線路可按熱穩定輸送電力，例如一回500kV常用的400×4導線就可送277萬千瓦(250C)或224萬千瓦(400C)，大大超過原來的輸送容量。此外，裝了背靠背的交流線路，可將原來的串補電容設施提供他處使用，簡化了結構，也提高了可靠性。

(4)按南網電科院“云南電網與南網主網異步聯網方案研究”報告，按圖1的兩個直流背靠背容量共為450萬千瓦，總投資為45億元(按高岑背靠背二期則為36億元)。它將從結構上將云南的西電全改為直流東送，是最有效又簡單可靠的辦法，且運行靈活，完全避免重大停電危險，從經濟上也是值得的。

2.南網結構改進的第二步廣西原有8回交流和廣東聯接，怎樣和廣東分區？使南網分為三大區。按『南方電網中長期網架結構研究』的再利用方案2(圖2)，即將藏東南和伊江送來的兩個直流逆變站分別裝設在廣西原8回交流聯絡線的始端，然后分別各以4回

交流送廣東，這就等于廣西和廣東圖2廣西/廣東通過直流輸電分區

經直流隔離分區。所以本人認為南網第二步分三個區是合理的。上述兩廣經直流隔離分區不需要增用直流聯接背靠背，而是使西電東送廣東的兩回直流逆變站裝設在廣西的東部邊緣，并利用了原8回都不長的交流聯絡線送廣東。一方面使廣東的直流落點可減少兩回，另一方面也減少了廣東西部故障時原由廣西交流線約為15～20%的短路電流。從后文論述的廣東的直流安全饋入和短路電流超標問題角度看，這個“再利用方案2”也是安全經濟的有效辦法。

上述兩個方案是解決南網不安全的交直流并列西電東送的有效措施，建議加強具體方案的研究，按實際需要適時實施，進一步優化南方電網主網架結構

3.防止珠三角電網電壓崩潰、保持多回直流安全饋入及解決短路電流問題

南網分三大區后，南方電網500kV交流線路電氣距離由長距離改變為中、短距離，廣東電網交流系統的安全重點已由“防止暫態失穩”轉為“防止電壓崩潰”，防止電壓崩潰即能保證交流系統安全，特別是保持愈來愈多的直流輸電饋入珠三角的運行安全。

2009年11月10日巴西大停電主因之一，是依泰普(Itaipu)水電站送出的兩回±600kV共630萬千瓦的直流逆變站受端交流電網電壓崩潰全停。目前有五個逆變站密集落點于珠三角地區，總容量達1565萬千瓦，占廣東負荷的21%，密集的秤諶居世界首位。當前和將來的關鍵是防止長時間持續低電壓，否則會像巴西那樣造成多個直流全停，導致全部直流輸送功率全部轉移到并聯的交流500kV線路上而使整個南網失穩全停。即使按本報告上述分區的建議將不再會出現交直流并列方式，但廣東電網也有全停危險，因此怎樣支撐直流多落點，現已成為世界、特別是中國關注的重大問題。

2014年廣東將新增糯扎渡±800kV直流和溪洛渡雙回500kV直流逆變站，要可靠的防止多回直流輸電集中珠三角的大停電，關鍵是防止由于故障造成廣東500kV電網長時電壓崩潰。直流輸電技術上有如下的規律：一是網上不論單相/兩相/三相故障，不論切除時間長短，都會造成瞬間換相失敗(不是閉鎖全停)，但換相失敗的秤諶和其交流側母線的電壓降/相位變化有關，三相比單相故障嚴重，故障切除時間愈長愈嚴重，故障點電氣距離愈近愈嚴重。二是只有當故障時保護/開關拒動、系統又缺乏足夠的動態無功儲備，引起長時電壓崩潰及直流逆變站的低電壓保護又整定不當時，才會動作造成全停。目前500kV電網短路電流己近50～60千安水平，說明系統保持了足夠的動態無功儲備，特別是廣東繼電保護快速切除后，系統電壓立即恢復正常，各直流逆變站都迅速恢復運行，不會造成事故，上述情況在實際不可能出現。2009年11月10日巴西重大停電，就是三回交流765kV線路連續故障造成受端系統失穩/電壓崩潰時，兩回整定不當的±600kV直流輸電低電壓保護(整定為電壓0.48p.u.，時間2秒)動作跳閘全停。所以保證多直流饋入的交流系統運行安全的關鍵是加強500kV電網的結構、繼電保護、無功補償和發電機勵磁系統水平，一旦故障，首先可靠快速切除，同時各發電機組具備瞬時輸出緊急無功的能力，并有充裕的動態無功功率儲備，防止長時電壓崩潰導致全部直流全停。

(1)初步設想應用直流將廣東電網再分兩個小區

對于廣東分區，可以從以下幾個方面考慮保證系統安全運行：一是控制500kV電網短路電流水平，既保持足夠的動態無功儲備，又不超標，同時適應今后更多的新建發電廠投入運行。二是合理的使各直流輸電落點于不同的交流分區，不由交流全部聯在一起，任一區故障祗影響本區直流，以適應將來更多的直流饋入。三是考慮容量最大的一回直流雙極閉鎖停運，但同時有其他直流和區間背靠背支援，綜合損失的電力不超過目前規定的旋轉備用6%，不會影響正常運行。

廣東電網再分東西兩個小區有多個方案，本人提出的兩個方案(圖3)，南網科研院已提出以〈直流將廣東分兩區〉的方案(圖4)，可提供研究選擇。

圖3廣東500kV電網用直流分兩小區(方案一和二)

圖3廣東500kV電網用直流分兩小區(方案一和二)

圖4南網科研院提出以〈直流將廣東分兩區〉的方案三

下表列出廣東分區后，一回最大容量直流全停時的數據分析。

表1以直流將廣東分東西兩小區的可行性分析數據

(表內負荷、電源數據來自南網科研院“南方電網遠景受端目標網架結構研究第二卷”)

注1:表內未列入直流可暫時(3～10秒)輸出更大的支援過載30～50%的容量

注2:表內未列入背靠背可在約20秒后反方向輸電，共輸出更大的支援為其容量的10～200%，

如將來應用柔性直流背靠背則可瞬間反方向輸電

注3:饋入直流假定都滿載，僅10%過載作為支援，如非滿載，則相應增大支援；背靠背的支援

容量則與原電力流量/方向不同，所以兩者綜合后以大～小范圍表示。

注4:末考慮廣東西區使用同塔雙回的溪洛渡2×320萬千瓦直流的同塔雙回線同時故障，如

萬一發生，則西區2015/2020年一回最大直流全停占4.7%～9.9%/3.5%～7.5%。

在研究分區時必須考慮一回最大容量直流一旦全停時，分區應能承受而不造成事故。直流輸電還有特別的優點，因為在其控制系統中配置功率快速升降功能，當區內有一回直流全停時，其他在運行的直流輸電和作為聯網的背靠背都可以快速輸出且持續短期(2小時)的1.1倍直流額定值，并可在暫時(3～10秒內)輸出更大的1.3～1.5倍直流額定值(表1未列入此支援)，作為支援以補償一回最大直流全停時的負荷損失，保證直流分區的安全。上表皆假定它們為滿負荷下祗增10%作為支援，如不是滿負荷則有更大的支援，可見有很大裕度。

《穩定導則》規定<每一組送電回路的輸送功率所占受端系統總負荷的比例不宜過大，具體比例可結合受端系統的具體條件來決定>。根據DL/T5429-2009“電力系統設計規程”和SD131-84“電力系統技術導則”和南網運行規定：負荷(旋轉)備用不低于最大負荷的2%；事故備用為最大負荷的8%~12%，按SD131-84導則規定，其中至少有一部分(例如50%)為旋轉備用，據此旋轉備用至少應有4%~6%，兩者疊加的旋轉備用則為6%~8%。表1所示為高峰負荷時的旋轉備用，如在低谷期間，旋轉備用自然大得多。上述計算已考慮最不利的條件：指區內全部直流和背靠背(最不利電力流向)都是滿載時，最大一回直流閉鎖全停，當系統全部的旋轉備用符合規定6%都保證安全。即使罕有出現表1的直流全停比例為7.4%時，系統頻率短時下降也不影響運行。

根據《電力系統自動低頻減負荷技術規定》，低頻減負荷規定設5輪：整定頻率分別為49Hz/48.8Hz/48.6Hz/48.4Hz/48.2Hz；每輪切除系統負荷的5～7%。按上述條件約切去第一輪負荷時就平衡了。即使旋轉備用在不滿足規程要求的時候，依靠低頻減載也防止出現嚴重事故后果。

在廣東分區的研究過程，有專家提出以內/外環分兩區建議，可以較靈活的將負荷/電源/直流落點平均分配，必要時也可適當變更，內/外環可選擇適當地點背靠背相聯，同樣發揮分區的作用，所以可共有四個分區方案進行研究選擇。

廣東電網分區后的優勢：

“a”分區解決了短路電流超標的問題

分兩區后，500kV電網各處短路電流降低約5～15kA，保持為正常的40～55kA水平，解決了短路電流超標的問題。還免去了將大多數斷路器由50kA更換為63kA的費用(特別是GIS站)，更不需要裝設短路電流限制器、串聯電抗、高阻抗的升/降壓變壓器等設備，如已裝設有的反而對運行起負作用。

“b”提高多回直流饋入的安全水平

以直流分區后隔離了鄰區的故障，鄰區故障不影響本區直流運行，特別適合于直流愈來愈密集的珠三角地區。

“c”分區后更提高交流線路的穩定水平和輸送能力

分區后等于縮短500kV線路運行距離，很多線路運行條件由暫態穩定變為熱穩定更安全，能多送電又經濟，更永遠不存在交流遠距輸電的低頻振蕩問題。

“d”廣東以直流分區第一/二/三方案的投資約為30/12/40億元，可研究決定。

(2)充分發揮繼電保護作用防止電壓崩潰

從表2分析廣東500kV電網近7年從沒有發生三相短路，兩相故障發生的次數僅占4.4%的，且均能在50ms內切除，既確保特別是多回直流饋入的安全，又可以有根據的充分發揮現有和將來規劃的500kV電網輸電潛力。

表22006～2012年廣東500kV電網故障類型和切除時間分析

a.線路單相故障還來不及發展為多相，即快速切除，所以單相故障占95.6%；

即使倒塔，還末等全部導線接地即快速切除，對系統穩定也相當無三相短路。

b.由于故障快速切除，所以重合成功率高達76.2%。

c.上世紀八十年代實現‘保護四統一’時，線路暫態穩定輸送能力按0.1秒切

除出口三相短路確定；現已改為0.09秒；建議根據保護實際切除故障的水平

穩步縮短仿真計算用的切除時間，以充份發揮現有電網輸送的潛力。

d.對輸電容量受暫態穩定限制的線路，即使不按三相短路計算輸電容量，而萬

一因而發生的失穩也會短時恢復同步運行，影響不大，可從調度規程研究。

電網的繼電保護水平對防止直流逆變站密集的珠三角因電壓崩潰而大停電起到至關重要的作用。

(3)無功分層分區就地補償-提供巨大的無功緊急儲備

主要的目的是為電網提供巨大的緊急無功儲備，特別適合珠三角電網的直流受電需要，同時在科學上達到最合理的降低線損的目的。根據1981年《電力系統安全穩定導則》和1989年《電力系統電壓和無功電力技術導則》都規定無功補償應分層分區就地平衡，在原則上己明確電網各層各區各地的力率應為1.0。但后一導則卻允許力率有較大的靈活性，如220kV為0.95～1.0，35～110kV為0.9～1.0，不同用戶可在0.8/0.85/0.9以上，很多電網按其規定的低力率執行，結果增大有功和無功電力的損耗。

表3低力率造成的有功、無功損耗

力率Cosj 1.0 0.95 0.9 0.85 0.8

時I2R和I2X增加的比例 以此作為比較的基準 +10.8% +23.4% +38.5% +56.3%

近年廣東的用戶力率有可能提高一些，但如按力率為0.9時估算，按2012年夏天廣東8000萬千瓦負荷，假定線損率為5%，線損約為400萬千瓦，祗要將力率由0.9↗1.0，就可以節省94萬千瓦損失，使線損率由5%約減小為3.9%。

真正實現分層、分區的合理無功就地補償，可留靠發電機在事故時緊急送出無功，以防止電壓崩潰。怎樣作到嚴格無功分層就地平衡？低谷時500kV線路負荷如低于自然功率(100萬千瓦)，則線路的剩余無功，送端應由發電機吸收，目前祗有沙角C/B廠和兩大抽水蓄能電站可進相運行，即可在事故時可輸出更多無功功率，防止電壓崩饋；而受端應由500kV變電所低壓電抗器吸收。高峰時500kV線路負荷如超出自然功率，送端應由發電機送出無功補償送端的線路無功損耗，受端應由500kV變電所投切電容補償。各級電壓的變壓器抽頭和配備的自動投切電容器/電抗器都應按就地無功完全補償(原則上無功也盡量不通過變壓器)，不應將無功電力送給用戶。

(4)防止電壓崩潰的后備措施-低壓減載(UVLS)和有載調壓閉鎖(VQC)

2003年美加大停電的事故報告分析，如事故始發地區事前有150萬千瓦低壓減載(和當地總負荷相比為12.4%)，就可能避免此次事故，可見它的重要作用。

UVLS的切除負荷量：針對防止暫態電壓崩潰和長時電壓崩潰計算得出，但

它是總的后備保護，要有相當裕度。UVLS的電壓整定：應低于正常運行的最低運行電壓，廣東220kV電壓偏差規定為額定值的-3%～+7%，實際電壓從不低于-3%，應在電壓達到崩潰邊緣前動作，原整定0.8～0.85p.u.可能不起作用，因為根據世界重大停電的錄波，電壓崩潰前的電壓邊緣：美加-0.88p.u.;法國-0.93p.u.;東京-0.92p.u.;瑞典-0.90p.u.;錄波顯示一旦低于崩潰邊緣值時，電壓即急速下降，建議研究整定值提高為0.92～0.95p.u.。(1p.u.相當于100%)

供電變壓器在電壓低時即閉鎖VQC有載調壓的整定值，應稍低于正常最低運行電壓，但盡量提前閉鎖，原整定0.85～0.9p.u.過低，建議提高為0.95p.u.或

根據現場的實際情況比正常最低電壓值再低0.01～0.02p.u.就可以了。當電力系統低電壓時，提前把VQC設備調節變壓器分接頭的功能閉鎖掉是有好處的。

(5)充份發揮發電機勵磁系統瞬時輸出緊急無功的能力

根據上述世界重大停電從錄波得出電壓崩潰前的電壓邊緣為0.88～0.93p.u.，勵磁系統的強勵啟動值應由目前的0.85p.u.提高到0.9～0.93p.u.，具體數值可按各個電力系統的情況區別對待，特別是讓勵磁系統在防止系統電壓崩潰，并為多回直流安全饋入發揮應有作用。我國大機組大都采用<自并勵可控硅勵磁系統>，由發電機出口經變壓器及可控硅整流后直供轉子電流，結構簡單，和過去旋轉的勵磁機比較，這種勵磁系統在電壓下降起動強行勵磁時反應迅速。而常規勵磁系統有勵磁機（無論是直流勵磁機或是交流勵磁機）增加了調節過程中的時間常數，強行勵磁反應稍慢。按2010年廣東60萬千瓦及以上機組總計2100萬千瓦，其中應用自并勵可控硅勵磁系統為1407.2萬千瓦，占67%；建議各系統將來增大此比例。

4.<南方電網2013-2020年規劃研究報告>再次否定交流特高壓

南網報批報告再次對現行直流和交流特高壓方案作比較，在電網結構上采用直流將南網劃分2～3交流區，簡化網絡，結構清晰，完全控制交流電網規模，既解決了交、直流線路併列東送風險，又將交流遠距離改為中、短距離輸電，而徹底解決原有的穩定和低頻振蕩問題，從電網結構上大大提高安全可靠性。

遠距離輸電采用直流比交流特高壓更為安全可靠，世界重大停電經歷證明，龐大交流電網必然會出現連鎖反應，如嚴重的美加重大停電經歷了N-14連鎖反應才造成失穩大停電。但直流輸電就避免連鎖反應，如直流本身問題只會出現一回直流雙極閉鎖全停(相當于N-2)，由于交流系統故障僅影響直流短時換相失敗，不可能造成雙極閉鎖全停(相當于N-0，詳見后面分析)，因此交流特高壓無法和高度安全可靠又更為經濟的直流相比。

采用交流特高壓相當一個龐大交流電網，既違反《穩定導則》<分區/分散外接電源>，又必然違反<分層>規定，要靠1000/500kV電磁環網才能最多送到300萬千瓦(不是宣傳的500萬千瓦)，龐大交流電網一旦故障，必將引起連鎖反應，造成全停風險。而且南網證明采用交流特高壓在經濟上也嚴重浪費，總投資3067億元，而直流方案祗為1968億元，所以再次否定交流特高壓的采用。

三、華東應學南網經驗，外來電力靠直流輸送，“分區”解決短路電

流/直流饋入問題，各區電源/負荷平衡、根本不需要交流特高壓

2012年3月國網領導劉振亞著＜中國電力與能源＞書中(第177～179頁)，已提出了構建三華特高壓電網的必要性：“有利于大規模接受外來電力”；“采用三華特高壓同步方案，既能從根本上解決短路電流大面識超標問題，又徹底解決了因交直流系統相互作用而引發的華東500千伏電網不穩定的問題”。

中國國際工程咨詢公司受政府委托邀請20多位專家評估華東交流特高壓輸變電工程。2013年5月29～31日在上海召開了“華東四省一市國民經濟及電力發展規劃研討會”，2013年9月24～25日在北京召開了“淮南～南京～上海特高壓交流輸變電工程評估會”。國網公司提交＜華東電網發展情況調研材料＞和國網公司華東分部提交＜華東電網發展情況匯報＞和該工程必要性等論證報告，包括其代表發言，皆按國網領導劉振亞提出的三大必要性作為構建華東交流特高壓工程的主要理由：

(1)華東建設交流特高壓電網就是為了接受區外交流特高壓來電。

(2)華東500kV電網不能承受多回直流同時閉鎖的沖擊，特別是不能承受將來更

大的直流(如±1100kV、1100萬千瓦)閉鎖的沖擊，祗能靠交流特高壓電網。

(3)華東500kV電網不能解決短路電流超標問題，祗能靠交流特高壓電網。

1.采用交流特高壓的必要性

歐美俄日曾為“遠距離輸電”研究應用交流特高壓失敗，為什么國網公司要重走世界已失敗的道路？回顧上世紀前蘇聯為實現交流1200kV的長距離(1905公里)輸電，在1985～1994的9年運行中，電暈損耗特大，過電壓問題特嚴重，不得不在線路上都裝設100%補償的并聯電抗器，結果最多只能送電160萬千瓦，實踐證明前蘇聯經歷多年也不能解決其技術風險，又極浪費投資，不得不永遠降壓500kV運行了。日本東京電力曾建1000kV線路，但未建變電站，只能500kV運行。

上世紀世界各國為“遠距離輸電”，對直流輸電成功地應用可控硅代替了水銀整流器，從而既安全又經濟地達到了“遠距離輸電”的目的，結果同為“遠距離輸電”而研究的交流特高壓在世界上確無實用價值了。

1965年以來世界上曾發生了25次電網重大停電，我們為什么從不發生？上世紀70年代末，電力部工作組不僅調查分析國內事故，還分析了全世界大停電，認為：“連鎖反應造成大停電的原因-不受控制的系統結構和保護”，所以制定了《電力系統安全穩定導則》。改革開放以來，建立了可靠的交/直流、“分層”“分區”的電網結構，“分散外接電源”的電源結構和控制不同故障的“三道防線”，系統失穩可能偶而發生，但不能造成大停電;而且由于區間為直流聯網，任一區故障/失穩都不會波及鄰區。但采用交流特高壓聯網就完全違反《導則》“分層”“分區”和“分散外接電源”的規定，所以必然步入重大停電的道路。

輸送容量決定于全系統從送端到受端的全阻抗，因為電源和負荷都在500kV電網，應用交流特高壓必須疊加1000/500kV的升/降壓變壓器，就增大了總的聯系阻抗，差不多抵消了交流特高壓線路電抗的減少。實際以600公里輸電計算證明，2回1000kV線路輸電的靜態穩定祗相當于4回500kV線路；而暫態穩定還不如4回500kV線路輸電。即使多投資采用串聯電容補償，一個同塔雙回特高壓線路的輸電能力，只能與2個同塔雙回的500kV線路相當。根本不是國網公司宣傳的一回1000kV線路輸送能力可達到500kV線路的4～5倍。

交流特高壓線路和設備更不安全，從2008年初我國南方冰雪災害和2008年5月12日四川汶川里氏8級大地震災害結果證實，交流電壓愈高的線路倒塔和變電站設備損壞愈嚴重。因此，可按線路倒塔和變電站設備損壞的原因分析，交流特高壓線路和設備最難抗冰雪災害和地震。

從華東電網負荷、裝機報告指出一次能源資源匱乏，需要從區外受入大量電力。采用交流特高壓輸電的致命弱點必將帶來停電災害，又極其浪費，600公里內線路投資為交流500kV的3.8倍以上，700/1000/2000公里線路投資為直流的2.4/2.84/4.24倍。因此，不論輸電距離遠近，應用交流特高壓都是不可取的，區外遠距離受電主要靠直流輸電，經多年實踐證明既經濟又安全。

2.華東多回大容量直流饋入根本不需要交流特高壓支持

2015年南網珠三角/華東長三角的直流落點分別是2720/3980萬千瓦，落點面積分別為40000/96000平方公里，每平方公里相當落入直流為680/416千瓦，可見珠三角的直流密集秤諶比長三角還高，南網早經科學論證多回直流饋入和交流特高壓毫不相關。多年實踐證明，造成直流閉鎖停運有兩種原因。

(1)因直流本身設備/線路問題造成全停的雙極閉鎖祗能發生在一回直流輸電上

如五回直流饋入珠三角從2009～2012年來，祗是在2010/2011年各有一回直流發生雙極閉鎖全停，相當每回直流經歷四年以上才發生一次雙極閉鎖全停。一旦發生，對應上海/江蘇/浙江，相當損失3～4%的電源，即使將來分區，電網都能承受一回最大直流雙極閉鎖的沖擊。但國網公司卻以兩回、甚至三回直流輸電同時閉鎖全停來宣傳交流特高壓的必要性，從國內外有史以來的直流輸電運行實踐證明，因直流本身問題從末造成過所宣傳的兩回、甚至三回直流輸電同時雙極閉鎖全停。

(2)即使有更大容量直流送到華東也不需要交流特高壓

國網公司最近又宣傳華東500kV電網特別是不能承受將來特大的直流

(±1100kV、1100萬千瓦)閉鎖的沖擊，祗能靠交流特高壓電網。

表4一回特大容量直流(1100萬千瓦)全停占原供電比例

注1:表內未列入直流可暫時(3～10秒)輸出更大的支援過載30～50%的容量；饋入直流假定都滿載，僅10%過載作為支援，如非滿載，則相應增大支援

從表4分析，一回特大容量直流全停占原供電的比例遠小于調度規定6%的旋轉備用，因此即使有更大容量直流送到華東也不需要交流特高壓。由于受端負荷都在500kV電網，如直流送到1000kV電網，則必須花大量投資去建1000/500kV降壓變電站，若按輸送1100萬千瓦估算，則浪費約60億元，也使電網結構復雜化，增大輸電阻抗和不必要的變電損耗。世界上直流換流變壓器從未逆變為交流1000kV，這么高電壓的換流變壓器及交流側所有輔助設備在技術上都沒有解決，風險太大，且大增投資，毫無必要。

(3)從我國多年實踐證明交流系統故障不可能造成多回直流閉鎖同時停運

交流系統故障會造成故障點附近多回直流輸電同時瞬間換相失?。ú皇情]鎖停運），國內500kV網所有故障都可在0.1秒內快速切除后、再經0.15秒直流即恢復運行；即使開關拒動，故障也可在0.3秒切除，直流再經0.25秒恢復運行，很可靠的不會造成本身直流低電壓閉鎖保護動作停運。如2012年8月11日廣東增穗線C相接地，遠近不同的五回直流皆短時換相失敗，直流功率分別跌至故障前的0/0/39/65/70%，因切除故障快使其持續時間為40～80ms，故障切除后70～170ms時、直流功率即恢復到故障前的90%，180～320ms完全恢復100%。說明故障切除快，遠低于直流低電壓保護的整定值，就不影響運行。華東和廣東都采用相同的國產繼電保護和開關，切除故障的能力相同，對防止直流逆變站密集的長三角和珠三角因電壓崩潰而大停電同樣起重要作用。

故障切除后，如華東直流受電的500kV網短路電流為50千安上下，相當保持足夠的動態無功儲備，各直流逆變站都可迅速恢復運行。如系統缺乏動態無功儲備，嚴重故障后引起長時間電壓崩潰，直流逆變站的直流低電壓保護又整定不當，才會動作造成閉鎖全停。巴西2009年直流受端電網過弱(缺發電機組支持、短路電流低水平)，三回交流750kV來電線路故障全停后，長時電壓崩饋，兩回直流共四套直流低電壓保護(整定直流電壓0.48p.u.；2秒)又整定不當，陸續閉鎖全停，才造成了巴西重大停電。

經多次和南瑞繼保電氣公司和中電普瑞電力公司的高級科技專家們研究，直流站已具備相當耐受交流側低電壓的能力，原來的直流低電壓保護的整定值可以相適應的改進，只要逆變站接入的交流電網不出現長時間電壓崩潰，就可完全避免直流站閉鎖全停。中電普瑞電力公司制造的世界電壓最高(±800kV)、容量最大(720萬千瓦)、由錦屏送到江蘇蘇南的直流輸電設備，其整流/逆變站直流電壓降到0.1p.u.(10％)時可承受178秒，這相當可取消其直流低電壓保護，就等于不存在巴西式的直流閉鎖停運問題。經南網初步和其他直流設備制造部門(包括西門子、許繼)研究，現有直流逆變站的電壓整定可改為電壓0.3p.u.或更低，時間4秒或更長，也不易因電壓大幅度降低而跳閘。

南瑞回答認為直流低電壓保護判據主要考慮交流系統長時間異常，單純的低電壓對直流設備并不會造成危害。因此，我們可以按現有各直流站設備條件，進一步降低其直流低電壓保護定值(0.1～0.3p.u.)，增大其整定延時(4～8秒)。對于新建的直流工程，可以要求其直流低電壓定值為0.1p.u.，增大其整定時間為8秒以上，作為采購的技術條件之一。

3.罩上交流特高壓網必將使500kV電網短路電流有增無減

罩上交流特高壓網相當縮短500kV電網各處間的電氣距離，必然增大其短路電流，國網稱可降低500kV電網短路電流完全是錯誤宣傳，實際上是怎樣降低呢？從國網2013年5月“華東電網發展情況調研材料”報告稱“通過交流特高壓電網發展，為長三角500kV電網解環和分片運行創造條件，可從根本上解決短路電流超標問題”?？梢妵W的回答還是要靠500kV電網自行解環、分片才能解決。實際上靠羽毛球拍式的薄弱1000kV網架，將原有堅強的500kV電網解環、分片來解決短路電流超標問題，嚴重降低運行可靠性。變電站所有變壓器可能分裂成單組運行，降低了主變壓器的利用率，降低了運行的經濟性。下面提出按《穩定導則》采用直流將〈華東分四大區域電網〉的設想，才是從500kV電網本身最安全又經濟的全面解決短路電流超標問題。

4.按《穩定導則》采用直流將〈華東分四大區域電網〉的設想

(1)從華東2015/2020年電源/負荷規劃研究合理的電網結構

根據國網公司2012年12月和2013年5月《華東“十二五”電網發展規劃》等三個報告，從2015/2020年華東各省市負荷需要和電源規劃證明，將來各個省市、包括安徽省都缺電，怎樣解決呢？一是繼續靠遠方直流輸電，二是在各城鎮負荷中心附近建新電源，各自作到電源/負荷基本平衡，互相之間不需要大規模輸電，現有500kV電網已滿足要求，根本不需要交流特高壓聯網。為了解決由于增設發電機組必然出現短路電流超標問題和保證更多直流饋入的安全問題，最經濟有效和安全可靠的辦法，還是貫徹《穩定導則》，按今后實際需要，釆用直流逐步將華東電網(隔離)異步互聯分為四個分區。各區事故互不影響，更不可能同時發生失穩/電壓崩潰/瓦解事故。

以國網公司三個報告中的負荷和電源規劃為基礎，怎樣規劃電網呢？下表列出一是繼續靠遠方直流輸電，二是在各城鎮負荷中心附近建新電源，完全可以作到各省市電源/負荷基本平衡，確定華東分為四個區域電網的可行性和必要性。

表5通過負荷和電源規劃確定四省一市分為四個區域電網的可行性

注：普通字體(如3453/4423)是來自「國家電網公司」為建設華東交流特高壓聯網提供的三個報告；如600字是為滿足負荷需要而增加裝機和直流饋入容量。

(2)華東電網的發展設想

華東電網應怎樣發展？按國網公司規劃就要浪費740億元投資、覆蓋一個交流特高壓電網，祗是短時不必要的從煤電倒流的安徽輸出祗占全網2.2%的電力，嚴重浪費。如將來隨電源、短路電流增大而需要用直流分四大區，各區電源負荷基本平衡，區間潮流不大，原有500kV電網已足夠應用，建成的交流特高壓設施無電可送，甚至違反導則〈分區〉功能，祗能作廢了。

建議繼續認真貫徹《穩定導則》，既結合當前又從長遠來合理解決電源/電網/負荷發展需求，使實際的長距離大容量輸電祗留靠直流線路，將來全部500kV交流線路，包括以直流分區后的區內和區間聯絡線都祗是中短距離輸電，這才是最可靠、有效、且最經濟地解決全網的安全穩定問題。

(3)〈分區〉的基本條件

“a”以直流分區時，要考慮分區后，每區保持一定的短路電流水平(約50千安)主要目的是在事故時為電網提供相當緊急無功儲備，特別適合直流受電需要。分區后不希望短路電流過低，所以不應特意采購增大短路阻抗的500kV變壓器，串聯電抗器、短路電流限制器等，因為一旦分區，它們有的都起負作用、等于作廢了。

“b”以直流分區時，要考慮分區后，一旦容量最大的一回直流閉鎖停運，失去的電力被區內其他直流和分區背靠背支援的電力沖抵后，其值不應超過原供電的6%。考慮最大的1100萬千瓦直流各1/2分別落于不同區，更可靠的滿足上述要求。

按表6可見，將上海和浙江合為一個區才滿足要求。因此，建議華東電網將<浙江/上海><江蘇><安徽><福建>分四個區，提供研究。

表6以直流將華東分區的可行性分析數據

(表內負荷、電源數據來自國網公司2012年12月“華東區域”＋二五”電網發展規劃”)

假定區內其它直流都滿載，即可快速支援持續2小時過載10%時的容量(萬千瓦)(注3) 221.5 85.0 326.0 250.0

背靠背快速支援按它原電力流量/方向不同，為其容量的10～100%(萬千瓦)(注4) 255～525

 55～280 255～525 55～280

區內其他直流和背靠背快速支援供電(萬千瓦) 476.5～

746.5 140～365 581～851 305～530

有支援時一回最大容量直流全停占原供電比例 0.05～4.9% 3.5%～5.7% 0%～1.5% 4.2%～5.8%

注1.2:考慮最大的1100萬千瓦直流各1/2分別落于不同區

注3:表內未列入直流可暫時(3～10秒)輸出更大的支援過載30～50%的容量

注4:表內未列入背靠背可在約20秒后反方向輸電，共輸出更大的支援為其容量的10～200%

(4)怎樣〈分區〉？

“a”第一種是應用直流背靠背分區

我國早已應用的“西北－華中”“東北－華北”和“中－俄”黑河背靠背運行可靠，具備良好分區功能。圖5按華東省市間2012年夏季高峰/2013年冬季高峰調潮流(來自國網報告)研究直流背靠背的位置和容量，隨著電源/負荷的發展，所有省市間潮流應有減無增，以選擇其容量。

圖5華東五省市間電力潮流和背靠背分區條件

(裝設7個直流背靠背、容量共775萬千瓦)

“b”第二種是應用直流受電逆變站實行分區(圖6、7)

如接受溪洛渡直流遠距離輸電的浙江省武義逆變站，將來按浙江/福建所需電力分兩部分受電，即達到〈分區〉目的(現有的寧雙兩回500kV交流聯絡線適當時改為背靠背運行)，因為將來兩省都缺電，不需多投資就可得到〈分區〉安全/經濟效果。

圖6用直流分區圖7直流逆變站分區接線

將來用直流隔離分為四大〈分區〉的總投資不超過62億元，約為華東交流特高壓聯網靜態投資(744億元)的十二分之一(8.3%)，且運行安全可靠，又經濟。

(5)〈分區〉更保障多回直流饋入的安全運行

將來華東以直流隔離分四大區后，直流分別饋入各區，任一區故障，只有在保護拒動和發生長時(和直流低電壓保護的時間整定比較)的電壓崩潰(和直流低電壓保護的電壓整定比較)時，在理論上才會使區內直流跳閘。但直流隔離的鄰區不受電壓崩潰影響，所以，直流分區后更能保證直流輸電的安全。

(6)〈分區〉徹底解決短路電流超標問題

根據2010年華東500kV電網的短路電流計算：上海為51～56千安、江蘇為47～63千安、浙江為47～62千安、安徽為53～58千安、福建為51～55千安水平。隨電網的發展，短路電流是有增無減的，必須采取合理有效的措施徹底解決。

將來華東500kV電網按《穩定導則》〈分四大區〉后，將可以徹底解決短路電流超標問題，各區都保持40～50千安的安全水平；50千安斷路器不再需要更換為63千安了(上述經濟比較尚未包括此投資)。原來為限制短路電流而裝設的電抗器、限流器、增大變壓器阻抗等都不再需要，如裝了有的反而起負作用了。

(7)將來〈分區〉更確保華東電網完全實現〈分層〉

500kV電網上再罩上交流特高壓必需有大量1000/500kV電磁環網才能送電，違反《穩定導則》〈分層〉，也必然帶來重大停電。華東電網的電壓層為500/220/110/35/10(20)kV，110kV以下電網已完全實現〈分層〉，〈分四大區〉后更可使500/220kV電網由‘大部分’〈分層〉改進為‘完全’〈分層〉，將可以避免我國過去嚴重的電磁環網事故。

(8)按《穩定導則》〈分散外接電源〉規定改革/優化華東各區的電源佈置

將來分區以后，各區負荷中心組成500kV環網，向此環網輸電的電源，不論是區內的電源或區外遠方來的交/直流電源，都應按〈分散外接電源〉，俗稱「點對網」的方式送電，完全避免了多點并列/環網送電會在故障時負荷轉移而全停的危險；一旦故障跳閘，綜合損失的電源不應超過受端的分區總負荷的6％，不致影響運行，這既是《穩定導則》規定，又是30多年來國內外事故經驗教訓。

四、結語

南方電網貫徹《穩定導則》的決策值得借鑒，云南以直流輸電東送外，所有500kV交流也通過直流背靠背東送，采用直流隔離分云南、貴州/廣西、廣東三個大區，徹底解決長距離交直流併列東送風險，將原近2000公里輸電的500kV交流線路經直流隔離，縮短為中、短距離線路，也徹底解決原有的穩定和低頻振蕩問題。初步設想廣東用直流背靠背再分兩個小區，直流分別饋入各小區，既能控制短路容量增長，又適合于多回直流安全饋入，還將解決將來更多直流饋入和裝設更多電廠等一系列安全和短路電流問題。上述措施建議按實際需要盡快實施、才能盡早發揮其重要作用。

國網公司有關華東電網發展的主要目的就是要走出三華交流特高壓聯網的第一步，如果建成，就可迫使政府批準三華聯網，否則對華東投資744億元的交特工程就等于作廢，因此，要從長遠發展、重新慎重研究。

交流特高壓輸電的致命弱點必將帶來停電災害，又極其浪費，600公里內線路投資為交流500kV的3.8倍以上，700/1000/2000公里線路投資為直流的2.4/2.84/4.24倍。因此，不論輸電距離遠近，應用交流特高壓都是不可取的

國網宣傳“華東500kV電網不能承受多回直流同時閉鎖的沖擊，祗有靠交流特高壓電網”，實踐證明直流本身問題造成閉鎖停運，祗可能發生在一回直流上，不是國網報告所稱的2～3回同時發生。國網又宣傳500kV電網不能承受特大的1100萬千瓦直流饋入，祗有靠交流特高壓電網，實際上華東現有500kV電網、即使將來分區都可安全承受，反而交流特高壓電網難以承受，世界上直流逆變站從未解決這樣的承受難題，何況極度浪費。此外，交流系統故障會造成多回直流瞬間換相失敗(不是閉鎖停運)，我國現有條件在故障切除后、直流能立即恢復運行，不需要交流特高壓支持。國網又宣傳“交流特高壓電網發展可根本解決短路電流超標問題”，實際上罩上交流特高壓網必將使500kV電網短路電流有增無減，還是需要依靠500kV電網自身解決。

從2015/2020年華東各省市負荷需要和電源規劃證明，將來包括安徽省都缺電，各個省市通過繼續靠遠方直流輸電和在各城鎮負荷中心附近建新電源，各區都各自作到電源/負荷基本平衡，互相之間不需要大量交換電力，現有500kV電網已滿足要求，建成的交流特高壓設施面臨無電可送，能有電力流嗎？相當作廢了！

為了保證華東500kV系統的安全，解決短路電流超標問題和適應更多直流饋入，將長距離的交流輸電改為中、短距離，最經濟有效和安全可靠的辦法，就是學習南網經驗，按《穩定導則》提出〈華東分四大區域電網〉的設想，將來可隨電源和短路電流發展需要逐步實現四大〈分區〉，總投資不超過62億元，為華東交流特高壓聯網靜態投資(744億元)的十二分之一(8.3%)。

因此，華東應學南網經驗，“分區”既解決短路電流/直流饋入問題，各區電源/負荷平衡、根本不需要交流特高壓。建議政府對已批準的華東交流特高壓工程應慎重從新審議，末作出決定前現立即停工。因為此工程實際是三華交流特高壓工程的一個組成部分，因為原來多年本來安全可靠的華北、華中、華東三個分區，由違反科學的交流特高壓聯成三華聯網，嚴重違反《穩定導則》的〈分區〉〈分層〉〈分散外接電源〉規定，必將構成更極度危險又極其浪費，且難以挽回的嚴重后果。