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2015年6月30日

一、交直流運行的相互影響

“強直弱交”問題研究首先應弄清交直流的相互影響，因為國網公司把三回直流同時雙極閉鎖停遠作為系統規劃的前提條件（2013年5月國網公司“華東電網發展情況調研材料”第33頁和國網公司華東分部“華東電網發展情況匯報”第28頁）。南網公司、電力規劃設計總院和西南、中南、廣東電力設計院的有關南網規劃報告則把兩回直流同時雙極閉鎖停遠作為系統規劃的前提條件。

前提條件對系統規劃的安全、經濟的影響非常重要；應按三十多年來我國包括世界的直流輸電運行實踐研究，到底是怎么原因發生過雙極閉鎖？何種原因會使直流只能一回發生雙極閉鎖？何種原因會使直流多回發生雙極閉鎖？我國有史以來從未發生過兩回直流同時雙極閉鎖，將來也沒有可能發生？除非如我國唯一的云南—廣東的“同塔雙回”直流輸電才有可能發生。

多年運行經歷證明，造成直流輸電雙極閉鎖停遠有兩種原因：

一是從歷史實踐證明，由于直流本身設備/線路問題造成雙極閉鎖全停只可能三、四年發生一次，只可能發生在一回直流輸電上，不可能如國網宣傳的兩回、甚至三回直流同時發生雙極閉鎖。另外由于交流系統故障導至長時電壓崩潰、造成直流低電壓保護動作全停，只有巴西發生過，我國直流受端系統短路電流容量都很強大，繼電保護動作快速，直流低電壓保護整定可靠，過去直流從不發生巴西式全停，今后更大大改進直流低電壓保護整定值，且分區后故障只影響本區直流，不影響他區直流運行。

二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?。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%，在180～320ms時完全恢復100%。說明故障切除快，遠低于直流低電壓保護的時間整定值，就不影響運行。經和南瑞和中電普瑞公司直流制造公司的博士、專家們研究，直流站的交流低電壓保護不需要，而直流低電壓保護的電壓定值可要求降到10%，時間增大為8秒以上。所以也不可能發生因交流系統故障造成多回直流同時雙極閉鎖故障停遠。

如系統缺乏足夠的動態無功儲備，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合理，才會動作造成雙極閉鎖全停。巴西

2009年直流受端電壓崩饋，電壓波動性降低，兩回直流共四套直流低電壓保護

整定不合理（整定直流電壓48%；時間2秒），才陸續雙極閉鎖，造成了巴西重

大停電。我國大容量直流受電地區短路電流水平都達40～60千安，說明有足

夠的動態無功儲備支持，不會發生電壓崩潰。

實際證明我國交流系統故障都將被快速切除，根據2006～2014年七年來廣東500kV線路共發生592次故障，占97.3%的單相故障大都在0.06秒內切除，個別也不超過0.08秒，占4.6%的兩相故障都在0.05秒內切除，從未發生三相故障。全國保護水平和廣東基本相同，即使發生三相故障也是個別的，但國網、規劃院和多個設計院又把三相故障同時開關拒動作為規劃條件。

脫離實際、不弄清交、直流運行的相互影響是為“不交不直”、“先交后直”創造條件。所謂兩回甚至三回直流同時雙極閉鎖停遠，不僅為交流特高壓三華聯網創造理由，且對將來500kV電網規劃造成不合理的浪費。

二、論證“強直弱交”，直流輸電根本不需要交流特高壓支持

直流輸電完全可以滿足我國電源基地遠距離、大規模輸送的要求，不需要交流特高壓支持。2015年八個直流逆變站密集珠三角地區，容量達2560萬千瓦，占廣東負荷的28%，居世界首位，運行安全，根本不需要交流特高壓支持。

2010年6月電科院“受端電網構建研究”報告，借用2008年國際大電網委員會(CIGRE)發表的直流B4-41工作組專門為直流多落點安全的報告，提出故障時影響電壓降的“多饋入直流短路比”理論，認為只有交流特高壓才能支撐多饋入直流安全受電。該報告還指出，500kV網如發生兩回路“N－2”故障，電壓低使直流運行難以恢復。2010年6月國家電網公司也已將上述內容列入《關于我國電網發展若干重大問題研究》的國網報告。

2011年6月30日電監會主持的《特高壓座談會》上，電科院代表重申500kV電網無法解決多饋入直流帶來的受端電網安全穩定問題。主要是兩個問題：一是兩回直流同時雙極閉鎖故障引發的連鎖反應；二是交流“N-2”故障。

國網/電科院借外短路比理論宣傳，但南網專家則科學務實論定，末達目的；電科院又以“兩回直流同時雙極閉鎖”和交流“N-2”故障來宣傳，這都是不考慮安全經濟又脫離科學實際的方法來蒙蔽不熟悉直流輸電的人們，以爭取交流特高壓起步工程得到批準。

1. 直流輸電的運行經歷

直流輸電在運行中經歷過兩種故障。

(1)直流本身造成的單極/雙極閉鎖

主要是直流站設備或直流線路故障造成，單極閉鎖每年可能發生1～2次，只中斷一半輸電電力。雙極閉鎖相當全停，但機率很低，例如南網2001年3月8日天平直流、2001年4月4日天廣直流、2002年8月14日天廣直流和2005年5月8日貴廣直流各發生一次，既然一次雙極閉鎖也很難得發生，為什么電科院卻以“兩回直流同時雙極閉鎖”來宣傳交流特高壓？不是脫離科學實際嗎？

(2)交流系統電壓崩潰造成直流雙極閉鎖全停

巴西最嚴重的1999年3月11日和2009年11月10日重大停電，都是依泰普Itapu水電站送出三回交流750kV線路跳閘（1999年是由于5回交流440kV線故障造成失穩使之跳閘；2009年是由于本身故障跳閘），造成受端失穩/電壓崩潰，Itapu送出的兩回直流受端低電壓保護（整定直流電壓0.48p.u.；2秒）陸續跳閘，造成了巴西重大停電。

我國直流逆變站都接在短路容量強大為50千安（有的發展為63千安）的500kV電網，對應300/500/720萬千瓦直流輸電的短路比(SCR)為14/9/6，SCR＞5即為高短路比，具備較高的安全基礎，而且我國保護水平高、故障切除特快，又有大量發電機快速勵磁支持，并有低壓/低頻減載作后備，自行解決，根本不需要交流特高壓。

2. 國網借助“多饋入直流短路比”宣傳交流特高壓才能支撐直流的安全？

2008年國際大電網直流輸電的總報告發表了直流B4-41工作組專門為多饋入直流受電而制定“直流相互影響系數MIIF”，和“直流相互影響短路比MIESCR”：

直流短路比=（系統短路容量）/[某一直流容量i+∑（MIIFji×另一直流容量j）］

認為強大的交流電網會得到較低的MIIF值和較高的短路比，直流站相互影響不大，可以理解這僅僅是直流落點相互影響的一個系數。

2010年6月國網公司和電科院報告，都片面的用這理論大做文章，成為多饋入直流受電必須要有交流特高壓才能保安全，都把華東11個直流逆變站的交流特高壓和500kV方案按短路比理論列出比較，結果認為特高壓方案短路比高，支撐能力強；500kV方案短路比低，支撐能力弱，所以得到多饋入直流受電必須要有交流特高壓才能保安全的結論。

2010年8月底在巴黎召開的國際大電網會議，南方電網專家專門針對直流B4-41工作組的這個理論，發表了B4-304《直流多落點系統的直流強度相互影響》報告，認為這個理論對分析多饋入直流的安全不起有效作用。結論認為“它們的新短路比與原有的比較對研究直流閉鎖沒有優點；也不能有效確定電壓降造成直流輸電損失；它只是模擬參數，對電網規劃和直流選址都不會提供有用信息”，這是南網專家們一個實事求是又科學的正確結論。

短路比(SCR)高低主要決定于直流逆變站交流側的短路容量，我國直流逆變站短路容量大，都具備SCR＞5的條件，一是故障時各逆變站交流側電壓不致過低，二是故障切除后有更多的發電機輸出無功支持，使直流在故障瞬時換流失敗后快速恢復。目前全國直流逆變站大都接在500kV網，隨著大量發電機組的增設，其短路容量一般都已達到50千安上下，而且增長勢頭不減，以至近年不斷裝設遮斷容量為63千安的斷路器，斷路器的遮斷容量成了限制電網短路容量繼續增加的決定因素，電網短路容量將來最高只能達到在斷路器遮斷容量限值63千安以下。逆變站500kV網的短路容量已經足夠大了，為限制短路容量，還得增設可控硅控制的限流器和改善網路結構。因此，500kV網的短路容量，不論網上有無疊加交流特高壓，仍決定不能超出斷路器切斷電流值，不受交流特高壓的影響。這就是所謂的500kV方案，其短路容量基本都應在50～63千安上下而變動范圍較小。

什么是國網/電科院稱可大大提高短路容量/短路比的特高壓方案？是否就是把直流逆變站交流側直接接到1000kV特高壓？只有這樣的才能大增短路容量，但這樣作從技術和經濟上判別都是不科學、不實際又不合理的：

(1)受端負荷都在500kV網，如直流送到1000kV網，則必須花大量投資去建1000/500kV降壓變電站，若按輸送300萬千瓦估算，則浪費約25億元，也使電網結構復雜化，增大輸電阻抗和不必要的變電損耗。

(2)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是不可行的，風險太大，且大增投資，毫無必要。

(3)何況增大短路容量/短路比并不是解決直流安全的關鍵，為什么要浪費大量投資和難以解決的風險僅僅就是增大短路容量？這樣的特高壓方案真是異想天開。

南網專家己判別上述短路比毫無實用價值，而且南網根本不用交流特高壓，多年實踐證明直流逆變站接入500kV網已是既安全又經濟的最佳方案。

3. 國網/電科院又以兩回直流雙極閉鎖和交流“N-2”故障，宣稱只有交流特高壓才能支持直流安全運行

在2011年6月30日電監會主持的“特高壓座談會”上，電科院代表宣稱了下述理由。

(1) 兩回直流同時雙極閉鎖故障引發的連鎖反應

直流輸電雙極閉鎖有兩種情況：一是直流本身設備、控制保護異常和直流線路故障引起。按上述南網的直流輸電運行為例，直流輸電雙極閉鎖罕見，對國內絕大多數的直流單回塔輸電，更不可能由于直流本身問題造成兩回直流同時發生，除非是目前唯一的同塔雙回直流云南溪洛渡～廣東輸電(2×320萬千瓦)。二是由于交流系統電壓崩潰引起多個直流雙極閉鎖。電科院指的兩回直流同時雙極閉鎖故障引發的連鎖反應，應指的是前一種情況，就完全不符合實際，因為第二種情況是電科院所指的交流“N-2”故障。

(2) 交流“N-2”故障

靠近直流站的交流系統故障必將造成直流雙極閉鎖，但故障都將在短于0.1秒快速切除，如系統的短路比大時，我國都為大于5的高短路比，交流系統電壓即瞬時恢復，直流瞬時雙極閉鎖后立即恢復運行。只有短路比低的系統電壓恢復需要時間，相當于直流短時雙極閉鎖，只要這個短時不超過直流輸電的直流低電壓保護的整定時間，國網按ABB設計只在整流側裝設的直流低電壓整定為50%電壓，動作時間為4秒，另有帶電流段保護則整定為低電壓50%，過電流30%，動作時間0.4秒；南網按西門子對整流/逆變側直流低電壓整定均為25%，動作時間分別為1/3秒。從防止電壓崩潰造成直流全停的條件比較，國網/南網直流閉鎖的最短動作時間分別為0.4/1.0秒，均大于交流側故障切除0.1秒時間，低電壓整定分別為50/25%；可見南網的防止電壓崩潰能力比國網強。

電科院利用仿真來表示非“強交”不可，但所謂交流“N-2”故障是單/雙/三相中的何種故障？故障是多長時間切除的？短路比又是多少？故障后系統電壓為什么不能立即恢復？有何不正常的原因？如果按正常短時切除“N-2”故障，多年實踐證明直流即恢復運行，這根本和交流特高壓毫無關系。

2006年7月1日華中電網事故經歷了“N-6”造成全網失穩振蕩，不旦不影響直流運行，各個直流既發揮失穩不能波及華東、華南和西北的作用，又發揮了促進恢復同步運行的作用。

4.500kV電網是支撐多饋入直流既安全又經濟的最佳方案

30多年來實踐已證明貫徹《電力系統安全穩定導則》的〈三分結構〉〈三道防線〉以及〈無功分層分區就地平衡〉等規定的500kV電網是支撐多饋入直流既安全又經濟的最佳方案。

(1)〈分層〉〈分區〉〈分散外接電源〉的電網結構

半個世紀以來全世界發生了25次重大停電(≥800萬千瓦)，為什么我國除臺灣1次外，從不發生？因為我國貫徹了《穩定導則》。而『三華特高壓聯網』首先違反導則〈三分結構〉的規定，本身不安全，更不可能安全支撐多饋入直流輸電。

我國目前發展直流輸電規模居世界首位，按〈分散外接電源〉規定包括兩部分，分散之一是「點對網」結構，即直流必須獨立直送受端網，不應和交流并列輸電，否則當直流雙極閉鎖必然將負荷轉移到交流系統而失穩，光依靠安全自動裝置是不可靠的，2006年7月1日華中電網失穩事故中，大部安全自動裝置都不起作用。分散之二是一回直流（包括同塔雙回）的輸送容量應小于受端負荷中心負荷的1/10，即使其雙極閉鎖，也不會造成受端頻率崩潰。建議目前各電網必須貫徹《穩定導則》此項規定，尤其發展特高壓直流電壓愈高、容量愈大，必須和受端負荷中心相配合。

(2) 加強500kV電網切除故障水平，是防止電壓崩潰，保直流安全的首位措施

表1列舉了廣東500kV電網9年來從不發生三相短路，即使發生占4.6%的兩相短路也能在50毫秒內切除，說明既保直流安全，又有根據的可以充分發揮現有和將來規劃的500kV電網輸電的潛力？

表12006～2014年廣東500kV電網故障類型和切除時間分析

故障

(次數；%) 故障類型

(次數；%) 各側斷路器切除次數 故障切除時間(毫秒ms) 分析

   40 50 60 70 80 

線路

592；

100% 單相瞬時

433；73.1% 862 445 201 53 4 4 單相故障占95.4%；重合成功率為76.6%；97.3%單相故障都在60ms內切除

 單相永久

132；22.3% 357 208 101 13 5 2 

 兩相故障

11；4.4% 58 44 13 - - - 無三相故障；兩相故障僅占4.6%，且都能在50ms內切除

 三相故障

0；0% 0 - - - - - 

母線5 單相接地5 7 5 2 - - - 100%為單相接地，都在50ms內切除

變壓器24 單相接地23，三相1 25 5 12/1 4 1 1 95.8%為單相接地，個別為80ms切除

線路電抗器3 單相接地3 7 3 - - - - 40ms切除

按30多年來暫態穩定以100（后改90）毫秒切除三相短路的規定，必然長時間限制了長距離線路的輸送潛力，并浪費投資。即使長線路的輸送不考慮三相短路而萬一發生，一旦失穩也會約在1秒內恢復同步，不會造成大停電。

(3)充份發揮發電機的「自并勵勵磁系統」瞬時輸出緊急無功電力-解決暫態電

壓崩潰

廣東60萬及以上千瓦發電機組共29臺，除核電和沙角C廠外，一共22臺（占76%）都采用了「自并勵勵磁系統」，系統出問題使發電機出口電壓異常下降時，它們即快速反應，即瞬時（0.02秒）高起始響應，輸出緊急無功電力，防止暫態電壓崩潰，對支撐多饋入直流遠行特別有效。所以，我國大機組都宜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，沒有過去旋轉的勵磁機，既可靠又縮短發電機軸。但另一類為「他勵式勵磁系統」，不論它用直流勵磁機或交流勵磁機，結構復雜，系統出問題，卻要在其出口電壓降低到80～85%時才起動強行勵磁，反應慢，作用較差。系統中如裝有靜止無功補償器STATCOM，也能快速反應作動態無功支援，但其價格昂貴，需經技術經濟比較確定，即使采用，其容量有限。

(4)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，特別適合直流多落點的需要，

同時在科學上達到最合理的大降線損的目的。

國際大電網SC38工作組報告—發電機低勵磁運行（高力率甚至進相）提供無功緊急儲備，但有降低暫態穩定水平的矛盾，但在密集受端系統內的發電機這一問題并不突出。1987年日本東京電壓崩潰事故后，裝設盡多的電容器，使發電機高力率運行，常時備有大量無功緊急儲備。

目前珠三角處于多個直流輸電的受端，主網內部主要為電壓穩定問題，因此

主要發電機宜低勵磁運行（高力率甚至低谷時進相），在事故時提供快速無功緊急儲備。只是對周圍邊緣地區遠距離外送的部分機組使其在較高勵磁（低力率）運行。

《電力系統安全穩定導則》和《電力系統電壓和無功電力技術導則》早已作

出“無功補償應分層分區就地平衡”的規定，原則上己明確電網各區、各層電壓（包括10～2千伏）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，結果很多電網按其規定的低力率執行，反而達不到應貫徹的原則規定。

真正實現分層、分區的合理無功就地補償，可增加緊急送到系統無功（發電

機）和半動態無功（開關投切電容器）儲備，以應付任何特殊情況，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，目前只有沙角C/B廠和廣州蓄能在需要時主要起吸收無功作用；而受端應由500kV變電所低壓電抗器吸收（或長線路的高壓電抗器吸收）。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。

5.小結

支撐多饋入直流受電安全的關鍵是防止交流電網電壓崩潰，國網/電科院宣傳要交流特高壓才能提高短路比/短路容量的借口，根本不是防止電壓崩潰的可行措施。因為各個500kV電網發展比較成熟，短路容量接近并已受到斷路器遮斷容量限制，反而需要研究限制短路容量的措施，因此研究提高短路比來支撐直流多落點是不符合實際的。

電科院又以兩回直流雙極閉鎖和交流“N-2”故障，宣稱只有交流特高壓才能支持直流安全運行，歷史證明由于直流的本身設備和線路問題從來不會發生兩回直流同時雙極閉鎖的事實；交流“N-2”故障也是一種虛假的“仿真”手法來宣傳只有“強交”才能支持“強直”，國網為了“強交”得到政府的批準，又提出“先交后直”的要求，這似乎是一種“不交不直”的壓力。

南方電網成功采用直流輸電遠距離西電東送，而且已為多饋入珠三角的直流受電安全作了大量工作，積累了大量寶貴的建設和運行經驗，所以南網專家們對國網/電科院宣傳的短路比理論認為毫無實用價值。多年實踐證明南網公司8個直流逆變站密集珠三角地區，總容量達2560萬千瓦，占廣東負的28%，居世界首位，運行安全，根本不需要交流特高壓。華東和其他地區的直流逆變站都不如廣東那么密集的大容量，更不需要交流特高壓。

三、批判國網公司以“強交強直”“先交后直”構建交流特高壓電網的錯誤主張

國家電網公司從2005年3月以來，為了達到建設以交流特高壓為核心的國家電網，利用高度壟斷管理體制和過度集中的手中權力，通過各種媒體和會議不斷宣揚“一回百萬伏交流特高壓輸電線路輸送功率可達500萬千瓦，為500kV的5倍”，“試驗示范工程投產，標志著我國在遠距離、大容量、低損耗特高壓核心技術取得歷史性重大突破”，“采用特高壓交流聯網，不僅不危害電網安全，反而會顯著提高電網穩定水平”等等言過其實、混淆視聽之詞，國網公司的錯誤行為，理所當然的遭到業內專家的強烈質疑和反對，據了解還有許多從事實際工作的工程技術人員贊成我們的觀點，只是因為面臨壓力不便公開表態，但同時也確實蒙蔽了許多不明真相的同志。經過十年來實踐檢驗，在客觀事實面前，國網公司原來高調宣揚的效果，已無法兌現。如1000kV交流特高壓試驗示范工程，只能送200萬千瓦左右，特別是大容量、遠距離、高效率日益顯示出直流輸電比交流特高壓具有明顯的優勢，在這種背景下，國網公司又提出“發展特高壓必須堅持‘強交強直’、‘先交后直’的論調，（國網公司這里指的是交流特高壓）針對這個問題，我們作了認真地研究與討論。報告如下：

1.國網公司提出“強交強直”、“先交后直”的基本原則，作為發展特高壓直流輸電的前提，沒有理論和實踐的依據，違背了科學發展的本質要求。其目的就是要擾亂政府決策，捆綁政府政策，為構建“三華電網”、“全國一張網”開綠燈，繼續編造輿論。

(1)實踐證明，直流輸電在技術經濟上的明顯優勢和越來越廣泛的應用，已成為目前電網中、長距離輸電技術發展的主要趨勢。

繼上世紀我國葛洲壩到上海、天生橋到廣東兩項工程建成之后，最近我國的直流工程已發展到世界首位，而且當今世界上電壓±800KV最高，輸送容量（800萬千瓦）最大的多個工程在我國已投入運行，為“十二五”提出的發展大容量、遠距離、高效率先進輸電技術提供了寶貴的經驗。實踐證明，直流輸電具有明顯的技術經濟優越性，它沒有多個交流系統相連帶來的穩定性問題，已充分顯示了它比交流特高壓輸電有明顯的優勢。

(2)國網公司為了推行交流特高壓建設，利用手中權力，極力阻止建設交流500kV輸電工程，執意要國家核準存在極大爭議的交流特高壓工程。如“三西”和錫盟能源基地的電力就近送京津冀魯豫、四川的水電送重慶、浙江與福建的聯網工程，用交流500kV輸電是經濟合理的。該上的項目阻止上，卻對不該上的交流特高壓工程硬要上，結果造成有電的地區送不出去，缺電的地區用不上，最后把責任推給國家，大叫電網建設滯后。

(3)國網公司以“沒有堅強的交流特高壓電網作支撐的直流輸電是不安全、不可行的”錯誤結論為依據，堅持要將交流特高壓工程先于直流特高壓工程捆綁式發展。

最近國網公司及其所屬科研單位提出的《我國電網穩定及安全性研究報告》利用國家推進直流輸電工程建設的時機，以錯誤的計算結論為依據，硬要將交流特高壓工程與直流特高壓工程捆綁發展。如對建向家壩—上海、錦屏—蘇南、錫盟—江蘇，溪洛渡—浙西等特高壓直流工程，提出相應需建淮南—浙北—上海，淮南—南京—上海，錫盟—南京，四川雅安—皖南，蒙西—長沙、靖邊—連云港等交流特高壓工程，最終于2020年形成“三華”“五縱六橫”的交流特高壓網架。據我們了解、分析，這個研究報告的結論是根據許多不合理的基礎條件和錯誤的計算得出的。根本不能作為科學決策的依據。

至今為止，世界所有大型電網，都沒有提出要交流特高壓電網作為發展直流工程的前提。

國網公司現在提出“強交強直”、“先交后直”發展特高壓基本原則是錯誤的。其實質仍然是要為構建“三華電網”、“全國一張網”開綠燈，造輿論，并以此來擾亂政府決策，捆綁政府政策。希望決策部門為人民用好權，對國網公司強勢推行的錯誤作法堅決予以制止。

2.南方電網多年來西電東送實踐經驗證明，沒有交流特高壓電網，500kV電網完全能夠有效地解決多饋入直流帶來的受端電網安全穩定問題。

南方電網是我國采用直流輸電最多的電網，西部水火電送廣東用電中心，距離一般在1000-1500公里，“十二五”規劃，廣東將接受省外遠距離8回直流輸電2560萬千瓦，根本不需要用交流特高壓作為建設直流特高壓的支撐。南方電網的經驗，可供借鑒：

一是，受端電網是直流輸電的立足點，要有結構合理的500kV堅強網架。

最近研究廣東以直流隔離分東西兩小區，更適應多回直流的安全饋入。

二是，直流輸電也必須把安全放在第一位。輸電電壓和輸電規模取決于受端電網的承受能力，如云南小灣水電站送電廣東，直流電壓為±800KV，最大送電能力可達640萬千瓦，但結合廣東實際，從供電安全出發，決定送電能力控制在500萬千瓦。又如溪洛渡水電站送電廣東，沒有采用一條±800KV直流輸電640萬千瓦方案，而是采用±500KV同桿并架雙回直流輸電2×320萬千瓦的方案。

國網公司及所屬科研單位在決定直流輸電規模時存在概念性的錯誤：認為一條線路或一條走廊的送電能力只要不超過受端電網最大負荷的10%都是可行的，電壓定得越高越先進。沒有把安全放在首位，忽視了受端電網承受能力，混淆了網和點的區別。不研究網的承受能力，這就是國網及其所屬電科院發生錯誤的根本原因。

國網公司最近提出“強交強直”“先交后直”，其實質是又一次要為構建交流特高壓“三華電網”甚至于“全國一張網”制造新的輿論。對其弊端和危害決不要掉以輕心。

一是全盤否定了我國幾十年來電網建設總結的基本經驗。二是徹底打亂和破壞了我國長期形成安全合理的電網結構。三是重蹈國外龐大交流自由聯網頻繁發生重大停電事故的覆轍。四是必將為電網發生連鎖故障，多米諾骨牌效應，為電網的崩潰瓦解，導致大停電埋下嚴重隱患。

我們曾多次呼吁國家有關決策部門，對“三華電網”給全國經濟社會帶來的安全風險和造成的危害、埋藏的隱患決不要掉以輕心，希望從維護黨和國家全局利益出發，對國網多年來散布的一系列錯誤論調、錯誤主張不能再遷就，以防止國家重大經濟政策，重點工程項目決策失誤。我們確信，國網公司要堅持構建交流特高壓“三華電網”是一個導致重大失誤的錯誤主張。不惜花國家萬億元巨額投資和納稅人血汗錢，爭世界電壓最高，同步電網規模最大的世界第一的“政績工程”，弊端甚多，危害甚大，希望決策部門堅決予以制止。目前對交流特高壓“三華電網”爭議仍大，但我們堅信，真理總是會越辯越明。

3.任何最大直流饋入華東電網根本不需要交流特高壓支持

如果有1000萬千瓦直流送到華東，落點必然在浙江、上海、江蘇，如2015年三處的負荷/裝機為21283/16725千瓦，這個直流全停只占4.5%/6.0%，事故時因有其他直流可以110%過負荷支援，500kV系統又應有6%的緊急備用電源，根本沒有問題。和交流特高壓毫無關系，為什么要交流特高壓才能解決呢？

即使按本人建議，華東電網將<浙江/上海><江蘇><安徽><福建>分四大區，已考慮分區后，原來根據華東電網規劃最大一回直流為800萬千瓦計算，一旦它閉鎖停運，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，其值不超過原供電的6%。如上海和浙江都單獨分區，一旦容量最大的一回直流閉鎖停運，則2015年沖抵后的損失電力分別占原供電的15.7%和9%，但將上海和浙江合為一個區就降到3%，特別安全。如將來再增設更大容量為1000萬千瓦的饋入直流也沒有問題，一是直流落點增多了，增大了相互支援的能力；二是將來負荷/電源增大，最大一回直流閉鎖全停所占的比例也逐步減少。

四、總結

1.“強直弱交”是最合理模式，而“強交強直”“先交后直”是為構建交流特高壓寵大電網一個導致重大失誤的錯誤宣傳，應當予以摒棄。我們認為應當繼續強化以現有六大區域交流電網為基礎的合理電網結構，“分層、分區、分散外接電源”區內設三道防線，區域電網之間，用直流互聯。隨著發展如南網那樣還應以直流隔離再分多個分區，又如本人研究華東如應用直流再分四個區則更為安全，而且投資僅為交流特高壓的十二分之一。對將來不斷增長的負荷/電源，既解決短路電流超標，又加強分區電網安全運行，又溝通了電網之間聯系，發揮互聯網效益，同時也控制同步電網規模，這樣的電網結構就可以從源頭上阻斷相鄰電網故障傳播，控制事故范圍，防止發生全網崩潰瓦解的大停電事故。

2.沒有必要為了“強交強直”“先交后直”耗費巨資建設交流特高壓的寵大不安全電網。因此，全面分析“強直弱交”的優勢十分必要。“強交強直”違反現行【電力系統安全穩定導則】已構成了堪稱當今最復雜最不安全的電磁環網，我國有史以來最嚴重的2006年7月1日華中電網失穩事故就因電磁環網發生的，損失負荷380萬千瓦，占全網6.3%。

3.綜上分析可知，饋入直流的安全問題，與交流特高壓毫無關系，依靠超高壓就足能規避風險，保障安全。也就是說“強直弱交”是最佳模式，足能保障直流的安全問題，無需用耗資巨大的“強交強直”來解決，其效果反而遜于“強直弱交”。

放眼國內外，歐美電網都用500KV等超高壓、即“強直弱交”模式保障了外饋直流的安全問題。外饋直流規模不亞于華東電網的我國南方電網否定了交流特高壓，依靠“強直弱交”，保障了電網長治久安，而且得了國家能源局的審定。

4.“強直弱交”不但遠比“強交強直”安全，而且可以節省巨量資金

“強交強直”與“強直弱交”兩種模式的投資差值，就是前者交流特高壓工程投資與后者相對應的那部分直流工程投資差值，說到底也就是就是交流特高壓與直流投資的比較。迄今己投和經中咨公司評審的7個交流特高壓工程，每千瓦、每公里的平均造價約為5.5元/公里×千瓦；而已投的10個直流工程為1.27~2.75元/公里×千瓦之間。