蒙定中 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

摘要：中國電力容量發展已達世界首位，但發電結構很不合理，污染最嚴重的燃煤機組比例居世界首位，因不重視調峰，迫使所有超超臨界/超臨界大機組在每天低谷時不得不亞臨界運行，造成環境污染更為嚴重，且為此要多裝1.2億千瓦燃煤機組而浪費4440億元投資。這投資額足夠裝設合理的調峰設施，包括增大水電調峰能力、多裝抽水蓄能、燃氣聯合循環等，不僅解決過多煤電問題，還解決我國當前裝機容量/棄電比例皆具世界首位的風電/太陽能發電的嚴重浪費問題，同時也需配合為降低燃煤機組容量比例而主要靠發展更多核電。“十三五”應起步電源結構改革，推動綠色、低碳、高效、安全之路，以徹底解決長期以來不合理的電源結構。

中國電力容量發展現已達世界首位，有史以來全世界共發生25次重大停電（每次負荷損失≥800萬千瓦）事故，我國除臺灣外為什么從不發生？因為中國1981年頒發的《電力系統安全穩定導則》，并按此建設了可控的“分層”、“分區”的交/直流電網結構，和安全的“分散外接電源”的電源結構；又實行“保結構完整”的繼電保護技術建立“三道防線”，我國六大超高壓分區電網取得的安全實效創世界首位。

國網公司為了壟斷，采用“交流特高壓”要將三個（華北/華中/華東）區合成一個區域龐大的交流同步大區，違反《穩定導則》分區/分層/分散外接電源規定；特別是經歷上世紀蘇聯采用交流特高壓的運行和歐美日的科研實踐證明，比合理應用現行的超高壓電網浪費嚴重高達數千億元，又極不安全，必將步入重大停電危局。

南方電網公司決定不采用“交流特高壓”，按《穩定導則》采用直流將原一個東西長距離大區再分2～3個區，徹底將原近2000公里的交流50萬伏線路輸電改為中短距離或直流輸電運行，又避免了原不安全的交直流并列運行；此外，還以直流隔離將廣東分東西兩個小區，更徹底解決大批遠距離直流輸電饋入和短路電流超標等一系列安全問題才是英明的決策。

一、為什么中國（除臺灣外）從不發生重大停電事故？

表1 世界重大停電（每次損失≥800萬千瓦）

2012年7月30日和31日印度北部共發生兩次重大停電，使世界重大停電由23次增加到25次。重大停電通常經歷兩個階段：

第一階段是在龐大、不可控的自由聯網結構上一旦單一線路跳閘，即自然造成負荷轉移，使不合理設計和整定的線路距離保護不斷的“連鎖跳閘”，直到重負荷轉移到弱聯系的高阻抗回路上，就失穩振蕩。

第二階段是受失穩振蕩波及的線路和發電機也由不合理設計和整定的線路距離保護和發電機失穩保護“連鎖跳閘”，使系統瓦解為很多缺電弧島，最終大停電。

世界上對系統失穩的處理有兩個不同的準則：第一個是北美電力可靠性委員會的1997年《NERC規劃準則(NERCPLANNINGSTANDARDS)》規定“當系統發生穩定的搖擺時，發電和輸電的繼電保護應避免跳閘”；實際上就要在失穩時將發電機和線路都“連鎖跳閘”；結果就是瓦解而大停電。

第二個準則是中國1981年頒發的《電力系統安全穩定導則》，對發電廠和交直流電網結構規定為《分區-采取直流將交流電網分若干大區》，《分層-高壓和低壓交流電網采取幅射性聯接》；《分散-單一發電點直連負荷中心》和為“保結構完整”的繼電保護技術上《避免線路過負荷連鎖跳閘》以防止暫態失穩；同時即使失穩時，《避免線路和發電機因失穩連鎖跳閘》，系統都會在短時內自動恢復同步運行，從而避免大停電。所以中國（除臺灣一次外）完全防止了重大停電。中國的系統結構和繼電保護設計是根據周密研究國內外大停電的實踐經歷，結論是“連鎖反應大停電的原因——不受控制的電力系統結構和繼電保護”。

美國電科院和直流聯網（DCInterconnect）公司在2008年1-2月IEEEPower&Energy期刊發表報告［1］，為防止美歐多次重大停電，建議在電網結構上將美國東部網（EI–7.55億千瓦）應用直流隔離分為四個交流區，同時也適用于美國西部網（WI-2億千瓦）和西歐（5.3億千瓦）電網，這可以說是美歐在電網結構上解決重大停電的起步策略。2007年國際大電網CIGRE在日本大阪召開會議時，美國電科院Dr.RamAdaba聽到我國系統發展策略報告［2］后，主動問及我國電網結構經驗并得到有關資料，可能對它們有關的分區結構建議有所幫助。他們報告提出美國再分區的建議至今末能執行，但值得注意的近年具備世界上最大交流電網的歐洲卻接受了改造電力系統結構經驗，采用直流分區；目前已應用42套直流作隔離設施，將歐洲分很多“分區”［3］以提高電力系統的可靠性和防止系統大停電。這說明中國電網結構的安全經驗已得到世界的重視。

日本面積小，37.8萬平方公里，近3億千瓦負荷，用直流或單（個別雙）回交流50萬伏聯網分為9大區，結構安全，就不會發生失穩大停電；1987年東京重大停電是無功不足，電壓崩潰造成。世界重大停電中只有一次是電源結構安全問題，就是2011年3月11日日本福島第一核電站早期核堆安全水平低，被地震/海嘯摧毀。

二、電源結構改革是電力工業亟待決策的關鍵問題

“十三五”應起步電源結構的改革，推動綠色、低碳、高效、安全之路，以徹底解決長期以來不合理的電源結構問題。

1．請各級領導了解和重視調峰首先是合理解決電源布局/結構改革的關鍵

30多年來我國電源發展快速現已居世界第一位，但在電源資源上，沒有依負荷需求構建合理布局與科學的峰荷、腰荷、基荷電源比例，除常規水電(20.7%)發展基本正常外，其它皆存在嚴重問題：過多煤電(63.8%)嚴重污染居世界首位、發展核電過慢過少(1.2%)、發展抽水蓄能(1.7%)和燃氣循環發電(3.5%)嚴重不足、發展風電(6.1%)和太陽能(1.2%)缺乏必要調峰設施配合而嚴重棄電。所以只有合理電源布局，合理調峰，才能既解決缺電，又真正實現節能減排、安全經濟的目標。

上世紀八十年代以來，主要靠小煤電/油電每日開停作為主力調峰能力達25%，加上大煤電20%調峰（100～80%運行）和水電調峰，使大煤電年利用小時達6000～6500小時。但后來接近一億千瓦的小煤電/油電逐步關停，長時以來沒有重視和補償因此而損失的調峰能力。結果多年來一直迫使20/30萬千瓦煤電機組深度（有時強迫每天開/停）調峰，更迫使超臨界和超超臨界60～100萬千瓦煤電機組非常規調峰，低谷時出力甚至壓到40%亞臨界運行，強迫使低碳機組高碳運行，極不合理的被迫超額調峰，使煤電年利用小時在2012/2013年跌落到5080/5012，2014年為4706小時，是1978年以來的最低水平。為了調峰估算要多裝機1.2億千瓦，至少相當多花1.2億千瓦x3700元/千瓦=4440億元投資，除要多浪費裝機投資外，還造成發電多耗煤、多排污、縮短煤電機組壽命和導致發電集團公司可能虧損。發展熱電也沒有執行“以熱定電”原則，不管熱負荷多少，規定煤電機組多為30～35萬千瓦級的，供熱時只調峰10%，更增大調峰矛盾。

發展風電也從不考慮客觀存在的調峰問題，夜間用電低谷時段往往是風電大發時段，特別是遠離負荷中心的大型風電基地，太陽能發電基地，為什么在規劃/批準時都不考慮影響其可行性的關鍵——調峰問題？結果造成嚴重棄電、嚴重浪費。我國風電裝機居世界首位，太陽能發電增長速度也占世界首位，就因為缺乏調峰能力，結果“棄風”、“棄光”嚴重程度也占世界首位，其發電年利用小時遠低于世界水平。

南方電網公司比較重視調峰，廣東電網2013年底有可調峰的燃氣聯合循環機組1098.9萬千瓦和抽水蓄能電站2個合240萬千瓦、調峰能力共1578.9萬千瓦，占廣東負荷約14%。2014到2015年分別增裝442和128萬千瓦，調峰能力共2148.9萬千瓦，占廣東負荷約16.2%；廣東的做法值得借鑒。

只有合理將目前抽水蓄能比例由1.76%提高到8～10%，燃氣機組比例由3.5%提高到10%，兩者調峰能力達總裝機的22～25%（新增投資4194～4720億元），煤電、核電皆應20%調峰，加上原有水電5%調峰再盡量加大。這樣全部調峰能力可達到總裝機容量36.7～40%；才能使全部煤電、核電、風電、光電等安全又經濟（不棄電）運行。希望各級領導了解和重視，并按上述辦法解決當前急需的調峰問題，而不應光等待、依靠目前宣傳尚未達實用的調峰儲能技術，例如鋰離子電池儲能已應用于電動汽車，如研究有系統調峰能力實用價值時，當然可以應用。

2．為節能減排，應大力減少煤電裝機比重并提高煤電發電效率

目前我國煤電比重64.4%，遠大于美國(36%)、歐洲(27%)和日本(31%)，大力降低煤電比重應是電源結構改革的關鍵，特別是應重視合理解決當前調峰問題，不要再依靠煤電違反科學過度降出力調峰，即可使煤電比重由64.4%降低到55%。

對現有煤電應實行減排改革，如浙能集團嘉興電廠三期7、8號機兩臺百萬千瓦機組按超低排放設施改革已于今年6月投運；同時在建的六橫電廠（2臺100萬瓦）和臺州第二電廠（2臺100萬瓦）也正在按超低排放建設；其效果是排污降到燃氣發電排放水平，但需電廠投資增加255元/千瓦，發電成本增加0.015元/千瓦，即煤電每度成本為0.473元，仍低于燃氣發電水平。

大型循環流化床發電的超臨界60萬千瓦機組已在四川白馬成功應用，因它可燃用低質又低價的煤矸石、煤泥和洗中煤（1200～3500大卡/千克），免除浪費廢煤，而它的熱效率可低于濕冷機組303和空冷機組320克/千瓦時，它的單位投資皆接近燃煤大機組。現有煤電如有條件多發揮供熱，也提高熱效率。

3．加速發展核電

為了減少煤電比重，加速發展核電才最有成效；風、太陽、生物等發電利用小時低，不足以替代化石能源。2014年我國核電容量占1.4%，但法國占近80%，韓國占30%。過去全球核電事故都因為采用早期技術，如日本福島已服役40年，可靠性低，加上罕見9級地震，所以老核電不安全。我國已投運是后二代技術，目前采用第三代AP1000機組成為我國發展的主流，該技術具備“非能動安全系統”，可以不依賴外部電源，而是依靠重力、溫差等自然力進行驅動，因此，不會出現日本福島類似的事故。

近年我國原子能科學研究稱為第四代的“核燃料閉循環體系”（快堆技術），它可以利用目前通用的“壓水堆”用過的核廢料，再通過快堆增加60倍的發電能力。如我國2015～2020年間投運4000萬千瓦壓水堆核電，其核廢料可供快堆發電60×4000＝24億千瓦發電，這相當于50億噸標煤，是解決一次能源大量缺口唯一途徑。且快堆工作壓力接近常壓，冷卻劑熱工裕度大，用非能動排熱安全性更高。

內陸核電和沿海核電一樣安全，核電不應僅在沿海裝設，全世界運行的核電大部分在內陸，法國、美國內陸核電分別達到69%和61.5%，有些國家如瑞士、烏克蘭、比利時等的核電全部建在內陸。若核電項目僅規定在沿海，核電發展勢必受到制約。離各負荷中心有一定的安全距離，皆可裝設更多中、小型核電，包括地下核電（反應堆置地下或山體內），逐步作到各地區電源/負荷基本平衡；同時核電也應以本身20%容量參予調峰。

4．加大加快水電（包括抽水蓄能）清潔能源建設，既降煤電比重，又更多承擔調峰

我國已成為世界水電強國，目前已建水電占全國可開發裝機容量的48%，為了降低環境污染，應加大加快水電（包括抽水蓄能）清潔能源建設，既降煤電比重，又更多承擔調峰。我國很多具有調峰能力的老水電站，可按實際條件研究，擴大調峰能力，如劉家峽/龍羊峽水電是否可擴大一倍或增裝抽水蓄能。美國大古力水電原裝機200萬千瓦，改擴為888萬千瓦抽水蓄能；我國東北豐滿水電站由64萬千瓦擴改為100萬千瓦、東北白山下庫建2×15萬千瓦水泵抽水到白山水庫蓄能等，都提供快速增大調峰能力的經驗。

過去不理解抽水蓄能移峰填谷的重要性，只規定電網公司負責投資建設管理，但急需抽水蓄能配合才能提高火電熱效/排污/安全的火電公司投資受限制。對熟悉抽水蓄能技術的水電公司本可結合水電資源、地理條件、科學優選，作到更經濟有效的充份發揮水資源的多發電又多調峰的作用也受限制。

因此，建議今后創造優惠條件、特別是研究確定加大高峰和低谷電價的差別，如目前廣東高峰（7～12點；19～22點）、平段（12～19點；22～23點）、低谷（23點～次日7點）的電價比例分別為150%、100%、50%。高峰和低谷電價的差別愈大，使抽水蓄能作到低價進（抽水）、高價出（發電），將鼓勵更多部們、包括商務企業也投資建設抽水蓄能，盡快加速解決當前的調峰問題。

5．隨著燃氣資源增加，各地多裝設燃氣輪機

作為配合核電、風電、太陽能發電的調峰機組，又配合避免煤電被迫低出力調峰造成低效、多排污問題，目前燃氣輪機比重占5.5%是太不足了。美、日、歐分別占23.8%、27.4、23.5%，廣東電網現有1408萬千瓦，可擴建6524萬千瓦，2020年增加到19.9%；希望我國第一步立即將燃氣輪機比重由5.5%增到10%，第二步按燃氣資源發展增到20%。我國燃氣輪機產業正進入自立國產化，燃氣資源又有所增加，特別是將來頁巖氣的開發潛力巨大，都為我國多裝燃氣輪機創造條件。而且它是分散式電源，靠近各負荷中心裝設，就近供電，熱效率達55～60%。而且盡量兼顧供熱，大大提高熱效率達80%。它不僅解決調峰，且可降低煤電裝機比重，減低排污。

6．可再生能源的發展也必須有調峰電源配合

2014年我國風電并網容量達8805萬千瓦，居世界首位，占全國裝機的6.9%，主要集中在東北、華北和西北，約共占88%。但其年利用小時居世界末位，說明風電發展問題嚴重，2013年全國風電利用小時僅為2074（福建最高2666，吉林最低1660），棄風嚴重；關鍵是在電源結構上缺調峰電源配合。歐洲西班牙、德國、丹麥風電并網裝機占全國裝機較高，而且其應用率也較高，因有相應調峰電源配合。國網公司提出風火打捆，要求配裝1.6～2倍于風電的大容量火電機組，以提高輸電通道效益，解決風電隨機性給電網的沖擊，結果迫使大容量火電機組深度調峰，完全違背了節能減排原則，既不科學又不可行。

太陽能發電有兩種技術：“太陽能熱發電”是將太陽能→熱能→機械能→電能；另一是“太陽能光伏發電”，使用半導體光電器件將光能→電能。對光伏發電有兩種布局：一是集中式的光伏電站，政府計劃在青海、甘粛、新疆、內蒙古、西藏、寧夏、陜西、云南以及華北、東北的部分適宜地區，并和水電、風電結合互補，計劃到2015/2020年建設一批1000/2000萬千瓦集中式并網光伏電站，對此應考慮同時裝設有相應的調峰設施作為批準的必要條件，否則就不可行。二是分布式光伏發電應優先開發分散/分布型，在城鎮住宅、工業、經濟、公共設施等建筑屋頂建設分布式光伏發電自用，也可供熱自用，計劃到2015/2020年建設共1000/2700萬千瓦分布式光伏發電，在建設地點排序上，要優先近負荷中心，也應配合相適應的調峰設施。

三、“十二五”南方電網貫徹《穩定導則》的決策經驗

1．南方電網的重要決策

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《穩定導則》編制專家作報告，蒙定中按《穩定導則》的“分區”和“分散外接電源”規定，建議南網采用直流分三個大區、廣東再用直流再分區方案，解決當前西電東送的8回50萬伏交流和4回直流線路的并聯運行問題，縮短50萬伏交流輸電為中、短距離，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，滿足長遠電網安全和負荷發展需求。

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，這是從長遠保證南網的合理和安全發展。

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，和蒙定中建議基本相同。

2014年12月16日，中國南方電網公司召開了《廣東電網目標網架規劃研究報告》專家評審會，會議特邀了包括蒙定中、丁功揚、曾德文等9位專家參加評審，結果認為東西組團方案和雙環立體方案，均是合理可行的構網方案。

南方電網東西跨度近2000公里，以4回直流（1280萬千瓦）和8回50萬伏交流（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，如直流線故障時負荷轉移到長距離交流線路，可能失穩；包括多回直流密集珠三角地區以及短路電流超標問題，現在從電源/電網結構長遠規劃研究再分區解決，所有長距離交流線路有的轉為直流輸送，有的變為中短距離，確是好辦法。

2．南網結構改進的第一步規劃

a.云南采用背靠背將原交流改為直流東送

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長距離輸電的復雜穩定問題，運行簡單、靈活可靠。

b.由于不存在原交直流并列時一旦直流閉鎖使潮流轉移到50萬伏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，只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。

c.加裝背靠背后的交流變直流線路可按熱穩定輸送電力，如一回50萬伏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，還可將原來的交流線路串補電容設施提供他處使用，簡化線路結構運行更可靠。

3．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？為南網分為三大區，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回交流圖2廣西/廣東通過直流輸電分區聯絡線聯絡線的始端，然后分別各以4回交流送廣東，這就等于廣西和廣東經直流隔離分區。

4．初步設想應用直流將廣東電網再分東西兩個小區后的優勢

a.分區解決了短路電流超標的問題

分兩區后，50萬伏電網各處短路電流降低約5～15千安，保持為正常的40～55千安水平，既有足夠的動態無功儲備，又不超標。還免去了將大多數斷路器由50千安更換為63千安的工程和費用，特別是GIS站更難以實行；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。同時適應今后更多的新建核電和燃氣機組等投入運行。

b.提高多回直流饋入的安全水平

以直流分區后鄰區故障不影響本區直流運行，特別適合于更多直流愈來愈密集的珠三角地區。即使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。

c.分區后更提高交流線路的穩定水平和輸送能力

分區后等于縮短交流50萬伏線路運行距離，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。

5．已正式批準的《南方電網2013-2020年規劃研究報告》再次否定交流特高壓

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》，結論為:“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”。南網分區的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。南方電網公司決定不采用“交流特高壓”，采用直流分2～3個區，徹底將原近2000公里的交流50萬伏線路的遠距離輸電改為中短距離運行，又避免了原不安全的交直流并列運行，按《穩定導則》再分區將徹底解決原龐大交流電網固有的一系列不安全問題才是英明的決策。

四、“十二五”國網公司違反《穩定導則》發展既不安全又極其浪費的交流特高壓

1．國家電網公司為建設“華東交流特高壓聯網”的理由

中國國際工程咨詢公司受政府委托邀請25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”，為此國家電網公司為建設“華東交流特高壓聯網”提供了下列報告：

<1>2012年12月《華東區域“十二五”電網發展規劃》

<2>2013年5月《華東電網發展情況調研材料》

<3>2013年5月國家電網公司華東分部提供《華東電網發展情況匯報》

綜合上述報告和國網系統專家們的發言，建設華東交流特高壓電網的理由如下：

(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

“建設三華特高壓同步電網，加強電網資源優化配置作用，為華東電網安全消納區外來電提供條件”（報告<1>第40頁）

“構筑堅強區外受電平臺，滿足長三角負荷中心的受電需求”（報告<2>第38頁）

“十二五期間華東地區通過四個特高壓通道接受區外交流來電”(報告<3>第48頁）

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是不合法理的，能源局正式批準了南方電網的“十二五”規劃，但不批準國網公司包括三華交流特高壓聯網的“十二五”規劃，就是在決策上否定了國網公司為接受區外三華交流特高壓來電的所謂“加強電網資源優化配置”理由。

(2)華東50萬伏電網不能承受多回直流同時閉鎖的沖擊，只靠交流特高壓電網

“通過直流大規模受入電力，電網安全形勢嚴峻……現有50萬伏電網承受能力不足……發生多回直流同時閉鎖的可能性大大提高，電網存在大面積停電風險。”（報告<1>第9頁）

“發生多回（兩或三回）直流同時閉鎖的可能性大大提高，電網存在大面積停電風險。”（報告<2>第32-33頁）

“華東電網尚不足以承受多回大功率直流同時失卻等多重嚴重故障的沖擊”，

“在發生大功率直流閉鎖等嚴重故障時，100萬伏特高壓電網可以承受更大規模的潮流轉移和沖擊”（報告<3>第28-29頁）

華東多回直流饋入根本不需要交流特高壓支持，國網公司一貫宣傳“強交強直”/“先交后直”，認為直流輸電需要交流特高壓支持才能保安全。多年實踐證明，造成直流閉鎖停運有兩種原因：一是直流本身問題造成，但只可能發生在一回直流上；如五回直流饋入珠三角從2009～2012年來，只是在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，不可能有兩回以上直流同時發生。另一是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敗（不是閉鎖停遠），但故障都可在0.1秒內快速切除后、再經0.15秒恢復運行，即使開關拒動，故障在0.3秒切除，再經0.25秒恢復運行，不會造成其直流低電壓閉鎖保護動作停運。

(3)華東50萬伏電網不能解決短路電流超標問題，通過交流特高壓電網發展才能解決

“50萬伏電網短路電流超標問題突出”（報告<1>第8頁）

“通過交流特高壓電網發展，為長三角50萬千伏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”（報告<2>第40頁）

“采用特高壓方案，50萬伏電網合理分區運行，全部50萬伏廠站的短路電流都能控制在設備允許值內”（報告<3>第36頁）

罩上交流特高壓網相當縮短50萬伏網各處間的電氣距離必將使其短路電流有增無減，國網公司號稱可降低50萬伏網短路電流完全是錯誤宣傳，實際上是怎樣降低呢？國網的回答還是要對50萬伏電網解環、分片才能解決。實際上蓋上100萬伏網后為解決短路電流超標問題，靠羽毛球拍式的薄弱100萬伏網架，將原有堅強的50萬伏電網解環、分片，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。

在此會上，蒙定中同志針對國網上述理由論證，并按《穩定導則》提出安全又經濟的華東再分四區的解決辦法，以合理、有效、比較、論證了國網上述報告的所有理由。

2．交流特高壓輸電的致命弱點

對目前釆用都是同塔雙回的交流2回100萬伏/4回50萬伏線路比較：輸電600公里的靜穩輸電極限兩者相等約為600萬千瓦；而對暫穩輸電極限比較，因100萬伏線一回故障就剩一回，但50萬伏線路一回故障卻有三回輸電，所以4回50萬伏線路暫穩輸電極限大于2回100萬伏線路；總投資為163/42.8億元，兩者比例為3.8倍，相差120億元。同時100萬伏輸電每隔約300公里左右必須靠50萬伏網支持才有此送電能力，更不經濟，又構成不安全100/50萬伏電磁環網。因此，600公里以內，采用交流50萬伏輸電既安全又經濟。

600公里以外，采用直流輸電最佳。按輸電能力不能大于600萬千瓦的交流2×100萬伏線路（尚未包括需電磁環網的投資）/直流1×±80萬伏線路（輸電800萬千瓦）投資比較:輸電800公里時為205/164億元=1.3倍，單價[元/（公里*千瓦）]比為1.7倍；輸電1000公里時為250/173億元=1.5倍，單價比為1.9倍；輸電1800公里時為430/205億元=2.1倍，單價比為2.8倍。因此不論輸電遠近，交流特高壓輸電經濟性都太差，上世紀已被世界各國棄用，唯獨國網公司不是為安全經濟、而是為壟斷才采用。

3．采用交流特高壓電網違反現行《穩定導則》，必將帶來重大停電災害

(1)違反《導則》破壞“分區”規定

我國早已建立六大分區電網，任一區故障都不會影響鄰區，所以很安全。但采用交流特高壓卻將三個（華北/華中/華東）區合成一個區域龐大又自由的交流同步聯網大區，超出美國東/西網區的規模。特別是采用交流特高壓，經歷上世紀世界的運行和科研實踐證明，比目前廣泛應用的超高壓更不安全、且浪費極大，必將步入重大停電危局。南網貫徹《導則》再分區，國網將三個分區合為一個大區就違反《導則》分區規定。

(2)違反《導則》的“分層”規定

我國過去大量穩定破壞事故主要是由于高低電壓線路并聯運行的“電磁環網”造成，特別是中國歷史上最嚴重的2006年7月1日華中電網事故。所以《導則》規定“分層”就是不允許“電磁環網”運行。但是由于交流特高壓必須靠100/50萬伏“電磁環網”才能送300萬千瓦，遠達不到2010年8月發改委3056號/能源局239號文件的500萬千瓦以上要求。結果既不能多送電，又不得不違反《導則》的“分層”規定，將永遠帶來高危風險。

(3)違反《導則》“分散外接電源”的規定

華東負荷增長快速，缺電嚴重的區域主要依靠區外遠距離直流輸電直達負荷中心，此外，各負荷中心也將增建燃氣輪機和鳳電/太陽能電廠主要是分散就地自用。根本不應如安徽建電廠不是自用，從2011年起已經缺電煤，即電煤要由海上經鐵路送到淮南，再經新建交流特高壓輸電到上海和蘇南，形成煤電倒流，經濟上嚴重浪費，安全上違反“分散外接電源”原則，造成極為復雜浪費又極不安全網絡結構。

4．按《穩定導則》采用直流將“華東分四大區域電網”的設想

就在2013年5月上海《華東四省一市國民經濟及電力發展規劃研討會》上，蒙定中針對國網公司“華東交流特高壓聯網”，已提出了華東分區的設想。

(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》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50萬伏電網已滿足要求，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》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。表2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。

(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，只是短時不必要的從煤電倒流的安徽輸出只占全網2.2%的電力，嚴重浪費。如將來用直流分四大區，各區電源負荷基本平衡，區間潮流不大，原有50萬伏電網已足夠應用，建成的交流特高壓設施無電可送，甚至違反導則“分區”功能，只能作廢了。分區后使全部50萬伏交流線路都只是中短距離輸電，這才是最可靠、有效、且最經濟地解決全網的安全穩定問題。

表2 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

(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50萬伏變壓器，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2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3 以直流將華東分區的可行性分析數據

(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3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3 華東五省市間電力潮流和背靠背分區條件（7個直流背靠背共775萬千瓦）

b.第二種是應用直流受電逆變站實行分區（圖4、5）

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50萬伏交流聯絡線適當改為背靠背運行），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。

將來用直流隔離分為四大“分區”的總投資不超過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%)，不旦經濟且運行安全可靠。

(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（實際不可能）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更為安全。

(6)“分區”徹底解決短路電流超標問題

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（特別是GIS）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，如裝了有的對運行反而起負作用了。

(7)將來“分區”更確保華東電網完全實現“分層”

50萬伏電網上再罩上交流特高壓必需有大量100/50千伏電磁環網才能送電，違反

《穩定導則》“分層”，必然帶來重大停電。華東電網電壓層500/220/110/35/10(20)

千伏，110千伏以下電網已完全實現“分層”，“分四大區”后更可使50/22萬伏電網由“大部分”“分層”改進為“完全”“分層”，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布置

將來分區以后，各區負荷中心組成50萬伏環網，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。

5．錫盟-山東交流特高壓工程也不符合現行《穩定導則》規定

以同塔雙回交流特高壓線從內蒙錫盟經北京到山東濟南，730公里，投資178億元，最多輸送也不能超過600萬千瓦；在現有交流50萬伏網上并列疊加100萬伏線路，不符合現行《穩定導則》“分層”規定，也消除將來安全再“分區”的可能性。這種遠距離輸電，最安全又經濟的辦法還是直流，采用±80萬伏直流輸電600～800萬千瓦時的投資只需86～105億元，是交流特高壓工程投資的48～59%。

五、結語

我們首先應重視為什么中國（除臺灣外）從不發生重大停電事故的經驗和理由，關鍵是從總結歷年國內外大停電事故而建立和貫徹《穩定導則》，我們必須繼續貫徹。

電源結構改革是電力工業亟待決策的關鍵問題，“十三五”應起步電源結構的改革，推動綠色、低碳、高效、安全之路，以徹底解決長期以來不合理的電源結構問題。請了解和重視調峰首先是合理解決電源布局/結構改革的關鍵；為節能減排，應大力減少煤電裝機比重并提高煤電發電效率；加速發展核電；加大加快水電（包括抽水蓄能）清潔能源建設；各地盡量多裝設燃氣輪機；再大力發展可再生能源也必須有相應調峰電源配合。

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50萬伏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，徹底解決交直流併列遠送的風險，將原近2000公里輸電的50萬伏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。設想用直流背靠背再將廣東分東西兩個小區，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。

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。從將來華東各省市負荷需要和電源規劃證明，包括安徽省都缺電，怎樣合理解決呢？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清潔電源，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50萬伏電網已滿足要求，根本不需要交流特高壓聯網。還是貫徹《穩定導則》釆用直流逐步將“華東分四大區域電網”的設想，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%)，才是長遠在安全經濟上最合理的辦法。

只能輸電600萬千瓦的錫盟～山東交流特高壓工程也不符合現行《穩定導則》，最安全又經濟的辦法還是采用±80萬伏直流輸電600～800萬千瓦時的投資只需86～105億元，是交流特高壓工程投資的48～59%。

參考文獻：BIBLIOGRAPHY

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