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。2013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。  

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，而直流方案只為1968億元，所以再次否定交流特高壓的采用。  

本人認為，華東應學南網經驗，外來電力靠直流輸送，“分區”解決短路電。  

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)，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，只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，只能靠交流特高壓電網。  

針對這些理由，本人逐一進行分析。  

1、區外遠距離受電可主要依靠直流輸電解決。  

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只相當于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堪比長三角還高，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只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，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。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，因直流本身問題從未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，只能靠交流特高壓電網。  

表一  

從圖表可以看出來，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敗(不是閉鎖停運)，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。  

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。  

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”。  

可見國網的回答還是要靠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。  

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。  

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，未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。