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 借鉴南方电网结构改造经验，华东电网不应发展交流特高压

原电力部生产司教授级高工, 国际大电网委员会CIGRE和美IEEE会员

蒙  定  中   2013年10月29日

一. 前言

 国内交流特高压之争已经历多年，随着其示范及华东工程的经历，证明它确实既不经济，又是世界弃用且中国实践的落后技术。回想八年前，即2005年6月发改委能源局为研讨国网公司报请构建<交流特高压国家级电网>, 在北戴河召开<特高压输电技术研讨会>。会前国网一位领导(现任总经理)来本人房间给予<高级顾问>为条件,但首先要求本人支持特高压。在讨论会上本着为国家负责的精神，本人不为国网优惠所动，按照会议安排作为第一位发言人，仍按原准备的报告进行了一个多小时发言,主要内容为：“上世纪世界研究和实践交流特高压输电技术失败了，而直流输电技术取得了成功；有史以来世界上90%的重大停电(每次损失>800万千瓦)都发生在庞大又自由相联的交流电网结构中；我国(除台湾一次外)为什么从来没有发生重大停电？因为二十多年来我国电网贯彻了现行《电力系统安全稳定导则》，全国电网基本以直流隔离为六个大区，任一区事故都不影响邻区；将全国联成一个交流特高压同步电网，严重违反《稳定导则》[分区] 规定，就会重走世界上其他国家经历的失败道路，不但造成严重的浪费，而且必然使我国电网发生重大停电事故”。

 日本[东京电力]在1992—1999年建成的1000kV交流特高压线路共426公里, 但未建变电站,只能降压到500kV运行。国网公司在北戴河会议报告称：“根据东京电力的预测,2010年期间南岩木特高压干线有必要升压运行”。而[国际大电网委员会]在2007年底日本大阪召开＜电力系统发展会议＞上，本人作为会员作大会报告, 既介绍了中国防止重大停电的《稳定导则》经验,又以此来论证交流特高压是不可行的。当时从[东京电力]代表得到的回答是：“接受了教训，不再升压了。”现日本经历了六年也没再升压,证明国网报告确是不实宣传。

 北戴河会后南方电网公司做了认真、深入的科学研究，确认了远距离输电应采用直流，根本不应采用既不经济又极不安全的交流特高压。在此情况下，国网公司为了巩固垄断，即使明知构建特高压电网违反《稳定导則》，将构建<交流特高压国家级电网>改为<交流特高压三华电网>。

 八年以来，经我们老专家有科学实践理由的大力反对，“十二五”时间过半，三华联网道路受阻、规划未批。今年7月8日，发改委能源局召开标有“特急”字样的<促进电网科学发展座谈会>，时隔八年，再次邀请我们老专家参会，发改委能源局新领导听取我们老专家的意见。

  南方电网由于继续认真贯彻《稳定导则》，在2013年7月能源局召开的南网 “十二五”规划审查会上汇报了<南方电网2013-2020年规划研究报告>的结论：“南方电网未来西电东送发展主要采用直流输电技术。同时，“十二五” 期以后不再对各省间电网的交流断面加强。远景南方电网将以省区电网为基础，逐步分解为2 ～ 3个同步网格局”。 结论仅讨论了一天就得到专家们一致认可, 由能源局成文下达执行。

二. 南方电网贯彻《稳定导則》的决策

南网公司很重视《稳定导則》，2012年9月召开的〈电网安全稳定技术研讨会〉，在6位院士报告后，首先邀请我们《稳定导則》编制专家作报告，本人按《稳定导則》的〈分区〉和〈分散外接电源〉规定，建议南网采用直流再分三个大区、广东再用直流分区的方案，解决当前西电东送的8回500kV交流和4回直流线路的并联运行问题以及5回直流馈入珠三角的安全运行和短路电流超标问题，以及负荷发展需求。因为内容切合实际，值得深入研究, 南网公司特别安排本人第二天在其公司大楼对近百技术骨干作了近2小时报告,报告结束后有多人提问，启发本人意识到边工作必须边学习南网多年的的实践经验, 才能研究出准确有效的解决办法。

 按［电力规划设计总院、西南、中南、广东设计院、广东电网研究中心］联合於2012年10月提出的<南方电网中长期网架结构研究>报告，南方电网也根本不需要交流特高压，而主网架格局将应用直流隔离将〈云南〉〈贵州/广西〉〈广东〉分为三个大区，解决交直流并列运行的西电东送问题。

 南网公司2013年3月26日召开<云南电网与南网主网异步联网方案研究报告>专家评审会议，我们6位专家和全体参会代表一致赞同应用“直流背靠背使云南和主网异步联网”,这是南网公司按《稳定导则》实行再〈分区〉的第一步。在2013年 3月27日的<南方电网受端目标网架结构研究〉专家评审会中, 南网科研院也提出以[直流将广东分两区]的方案,和本人建议基本相同。

 本人认为南方电网东西跨度近2000公里,以4回直流(1280万千瓦)和8回500kV交流(约750万千瓦)线路并联西电东送, 不符合《稳定导则》[分散外接电源] 的(点对网)规定,包括多回直流密集珠三角地区以及短路电流超标问题,都需要从电源/电网结构长远规划研究解决。

1. 南网结构改进的第一步设想 

(1)云南以直流东送结构如图1所示,相当于通过直流和受端联络,这种结构不存在交流的复杂稳定问题,可增大东送电力、运行简单、灵活可靠。 

图1  南网结构改进初步设想

(2)由於不存在原直流闭锁使潮流转移到500kV交流线路而失稳的问题，云南以直流送出的机组皆不需要弧岛运行,祗是在送出直流闭锁时连锁或高频切部分机组,云南本区运行也灵活可靠。                        

(3) 加装背靠背后的交流线路可按热稳定输送电力，例如一回500kV常用的400×4导线就可送277万千瓦(25⁰C) 或224万千瓦(40⁰C)，大大超过原来的输送容量。此外，装了背靠背的交流线路, 可将原来的串补电容设施提供他处使用, 简化了结构, 也提高了可靠性。

(4)按南网电科院[云南电网与南网主网异步联网方案研究]报告,按图1的两个直流背靠背容量共为450万千瓦,总投资为45亿元(按高岑背靠背二期则为36亿元)。它将从结构上将云南的西电全改为直流东送,是最有效又简单可靠的办法,且运行灵活,完全避免重大停电危险,从经济上也是值得的。

2. 南网结构改进的第二步

 广西原有 8 回交流和广东联接，怎样和广东分区？使南网分为三大区。按『南方电网中长期网架结构研究』的再利用方案2 (图2)，即将藏东南和伊江送来的两个直流逆变站分别装设在广西原8回交流联络线的始端，然后分别各以4回交流送广东，这就等於广西和广东经直流隔离分区。所以本人认为南网第二步分三个区是合理的。上述两广经直流隔离分区不需要增用直流联接背靠背，而是使西电东送广东的两回直流逆变站装设在广西的东部边缘，并利用了原8回都不长的交流联络线送广东。一方面使广东的直流落点可减少两回，另一方面也减少了广东西部故障时原由广西交流线约为15～20%的短路电流。从后文论述的广东的直流安全馈入和短路电流超标问题角度看，这个“再利用方案2”也是安全经济的有效办法。

图2广西/广东通过直流输电分区

 上述两个方案是解决南网不安全的交直流并列西电东送的有效措施, 建议加强具体方案的研究，按实际需要适时实施，进一步优化南方电网主网架结构。

3.防止珠三角电网电压崩溃、保持多回直流安全馈入及解决短路电流问题

南网分三大区后,南方电网500kV交流线路电气距离由长距离改变为中、短距离,广东电网交流系统的安全重点已由[防止暂态失稳]转为[防止电压崩溃],防止电压崩溃即能保证交流系统安全,特别是保持愈来愈多的直流输电馈入珠三角的运行安全。

2009年11月10日巴西大停电主因之一，是依泰普(Itaipu)水电站送出的两回±600kV共630万千瓦的直流逆变站受端交流电网电压崩溃全停。目前有五个逆变站密集落点于珠三角地区，总容量达1565万千瓦,占广东负荷的21%，密集的程度居世界首位。当前和将来的关键是防止长时间持续低电压，否则会像巴西那样造成多个直流全停，导致全部直流输送功率全部转移到并联的交流500kV线路上而使整个南网失稳全停。即使按本报告上述分区的建议将不再会出现交直流并列方式，但广东电网也有全停危险，因此怎样支撑直流多落点，现已成为世界、特别是中国关注的重大问题。

 2014年广东将新增糯扎渡±800kV直流和溪洛渡双回500kV直流逆变站，要可靠的防止多回直流输电集中珠三角的大停电，关键是防止由於故障造成广东500kV电网长时电压崩溃。直流输电技术上有如下的规律：一是网上不论单相/两相/三相故障，不论切除时间长短,都会造成瞬间换相失败(不是闭锁全停)，但换相失败的程度和其交流侧母线的电压降/相位变化有关，三相比单相故障严重，故障切除时间愈长愈严重，故障点电气距离愈近愈严重。二是只有当故障时保护/开关拒动、系统又缺乏足够的动态无功储备，引起长时电压崩溃及直流逆变站的低电压保护又整定不当时, 才会动作造成全停。目前500kV电网短路电流己近50～60千安水平,说明系统保持了足够的动态无功储备，特别是广东继电保护快速切除后, 系统电压立即恢复正常,各直流逆变站都迅速恢复运行,不会造成事故，上述情况在实际不可能出现。 2009年11月10日巴西重大停电, 就是三回交流765kV线路连续故障造成受端系统失稳/电压崩溃时，两回整定不当的±600kV直流输电低电压保护(整定为电压0.48p.u.,时间2秒) 动作跳闸全停。所以保证多直流馈入的交流系统运行安全的关键是加强500kV电网的结构、继电保护、无功补偿和发电机励磁系统水平，一旦故障，首先可靠快速切除，同时各发电机组具备瞬时输出紧急无功的能力，并有充裕的动态无功功率储备，防止长时电压崩溃导致全部直流全停。

(1) 初步设想应用直流将广东电网再分两个小区

 对於广东分区,可以从以下几个方面考虑保证系统安全运行：一是控制500kV电网短路电流水平,既保持足够的动态无功储备,又不超标, 同时适应今后更多的新建发电厂投入运行。二是合理的使各直流输电落点于不同的交流分区，不由交流全部联在一起,任一区故障祗影响本区直流,以适应将来更多的直流馈入。三是考虑容量最大的一回直流双极闭锁停运, 但同时有其他直流和区间背靠背支援,综合损失的电力不超过目前规定的旋转备用6%,不会影响正常运行。

 广东电网再分东西两个小区有多个方案, 本人提出的两个方案(图3),南网科研院已提出以〈直流将广东分两区〉的方案(图4)，可提供研究选择。

图3  广东500kV电网用直流分两小区(方案一和二)

图4   南网科研院提出以〈直流将广东分两区〉的方案三

    下表列出广东分区后,一回最大容量直流全停时的数据分析。

表1 以直流将广东分东西两小区的可行性分析数据

(表内负荷、电源数据来自南网科研院“南方电网远景受端目标网架结构研究第二卷”)

注1: 表内未列入直流可暂时(3～10秒)输出更大的支援过載30～50%的容量

注2: 表内未列入背靠背可在约20秒后反方向输电,共输出更大的支援为其容量的10～200%,如将来应用柔性直流背靠背则可瞬间反方向输电

注3: 馈入直流假定都满载,仅10%过载作为支援,如非满载,则相应增大支援；背靠背的支援容量则与原电力流量/方向不同, 所以两者综合后以大～小范围表示。

注4: 末考虑广东西区使用同塔双回的溪洛渡2×320万千瓦直流的同塔双回线同时故障,如万一发生,则西区2015/2020年一回最大直流全停占4.7%～9.9%/3.5%～7.5%。

 在研究分区时必须考虑一回最大容量直流一旦全停时, 分区应能承受而不造成事故。直流输电还有特别的优点, 因为在其控制系统中配置功率快速升降功能, 当区内有一回直流全停时, 其他在运行的直流输电和作为联网的背靠背都可以快速输出且持续短期(2小时) 的1.1倍直流额定值,并可在暂时(3～10秒內)输出更大的1.3～1.5倍直流额定值(表1未列入此支援),作为支援以补偿一回最大直流全停时的负荷损失,保证直流分区的安全。上表皆假定它们为满负荷下祗增10%作为支援, 如不是满负荷则有更大的支援, 可见有很大裕度。

《稳定导則》规定<每一组送电回路的输送功率所占受端系统总负荷的比例不宜过大,具体比例可结合受端系统的具体条件来决定>。根据DL/T5429-2009“电力系统设计规程” 和SD131-84“电力系统技术导则” 和南网运行规定： 负荷(旋转)备用不低於最大负荷的2%；事故备用为最大负荷的8%~12%,按SD131-84导则规定，其中至少有一部分(例如50%)为旋转备用, 据此旋转备用至少应有4%~6%, 两者叠加的旋转备用则为6%~8%。表1所示为高峰负荷时的旋转备用，如在低谷期间, 旋转备用自然大得多。上述计算已考虑最不利的条件：指区内全部直流和背靠背(最不利电力流向)都是满载时，最大一回直流闭锁全停, 当系统全部的旋转备用符合规定6%都保证安全。即使罕有出现表1的直流全停比例为7.4%时，系统频率短时下降也不影响运行。

根据《电力系统自动低频减负荷技术规定》,低频减负荷规定设5轮：整定频率分别为49Hz/48.8Hz/48.6Hz/48.4Hz/48.2Hz；每轮切除系统负荷的5～7%。按上述条件约切去第一轮负荷时就平衡了。即使旋转备用在不满足规程要求的时候，依靠低频减载也防止出现严重事故后果。

在广东分区的研究过程，有专家提出以内/外环分两区建议，可以较灵活的将负荷/电源/直流落点平均分配，必要时也可适当变更，内/外环可选择适当地点背靠背相联，同样发挥分区的作用，所以可共有四个分区方案进行研究选择。

    广东电网分区后的优势：

[a] 分区解决了短路电流超标的问题

 分两区后,500kV电网各处短路电流降低约5～15kA, 保持为正常的40～55kA水平，解决了短路电流超标的问题。还免去了将大多数断路器由50kA更换为63 kA的费用(特别是GIS站), 更不需要装设短路电流限制器、串联电抗、高阻抗的升/降压变压器等设备,如已装设有的反而对运行起负作用。

[b] 提高多回直流馈入的安全水平

 以直流分区后隔离了邻区的故障, 邻区故障不影响本区直流运行，特别适合於直流愈来愈密集的珠三角地区。

[c] 分区后更提高交流线路的稳定水平和输送能力

 分区后等於缩短500kV 线路运行距离，很多线路运行条件由暂态稳定变为热稳定更安全，能多送电又经济, 更永远不存在交流远距输电的低频振荡问题。

[d] 广东以直流分区第一/二/三方案的投资约为30/12/40亿元,可研究决定。

(2) 充分发挥继电保护作用，防止电压崩溃

      从表2分析广东500kV电网近7年从没有发生三相短路, 两相故障发生的次数仅占4.4%的，且均能在50ms内切除，既确保特别是多回直流馈入的安全, 又可以有根据的充分发挥现有和将来规划的500kV电网输电潜力。

表2  2006～2012年广东500kV电网故障类型和切除时间分析

a.线路单相故障还来不及发展为多相，即快速切除，所以单相故障占95.6%；即使倒塔，还末等全部导线接地即快速切除，对系统稳定也相当无三相短路。

b.由於故障快速切除，所以重合成功率高达76.2%。

c.上世纪八十年代实现‘保护四统一’时，线路暂态稳定输送能力按0.1秒切除出口三相短路确定；现已改为0.09秒；建议根据保护实际切除故障的水平稳步缩短仿真计算用的切除时间，以充份发挥现有电网输送的潜力。

d.对输电容量受暂态稳定限制的线路,即使不按三相短路计算输电容量，而万一因而发生的失稳也会短时恢复同步运行，影响不大，可从调度规程研究。

电网的继电保护水平对防止直流逆变站密集的珠三角因电压崩溃而大停电起到至关重要的作用。

(3) 无功分层分区就地补偿 - 提供巨大的无功紧急储备

主要的目的是为电网提供巨大的紧急无功储备，特别适合珠三角电网的直流受电需要，同时在科学上达到最合理的降低线损的目的。根据1981年《电力系统安全稳定导则》和1989年《电力系统电压和无功电力技术导则》都规定无功补偿应分层分区就地平衡，在原则上己明确电网各层各区各地的力率应为1.0。但后一导则却允许力率有较大的灵活性，如220kV为0.95～1.0, 35～110kV为0.9～1.0，不同用户可在0.8/0.85/0.9以上，很多电网按其规定的低力率执行，结果增大有功和无功电力的损耗。

表3  低力率造成的有功、无功损耗

 近年广东的用户力率有可能提高一些，但如按力率为0.9时估算, 按2012年夏天广东8000万千瓦负荷，假定线损率为5%, 线损约为400万千瓦，祗要将力率由 0.9↗1.0 ，就可以节省94万千瓦损失，使线损率由5%约减小为3.9%。

 真正实现分层、分区的合理无功就地补偿,可留靠发电机在事故时紧急送出无功，以防止电压崩溃。怎样作到严格无功分层就地平衡？低谷时500kV线路负荷如低於自然功率(100万千瓦),则线路的剩余无功,送端应由发电机吸收,目前祗有沙角C/B厂和两大抽水蓄能电站可进相运行，即可在事故时可输出更多无功功率,防止电压崩馈；而受端应由500kV变电所低压电抗器吸收。高峰时500kV线路负荷如超出自然功率，送端应由发电机送出无功补偿送端的线路无功损耗,受端应由500kV变电所投切电容补偿。各级电压的变压器抽头和配备的自动投切电容器/电抗器都应按就地无功完全补偿(原则上无功也尽量不通过变压器),不应将无功电力送给用户。

(4) 防止电压崩溃的后备措施 - 低压减载(UVLS)和有载调压闭锁(VQC)

2003年美加大停电的事故报告分析,如事故始发地区事前有150万千瓦低压减载(和当地总负荷相比为12.4%)，就可能避免此次事故,可见它的重要作用。

UVLS的切除负荷量：针对防止暂态电压崩溃和长时电压崩溃计算得出，但它是总的后备保护，要有相当裕度。UVLS 的电压整定：应低於正常运行的最低运行电压,广东220kV电压偏差规定为额定值的-3%～+7%，实际电压从不低於-3%,应在电压达到崩溃边缘前动作，原整定0.8～0.85p.u.可能不起作用,因为根据世界重大停电的录波,电压崩溃前的电压边缘：美加- 0.88p.u.;法国- 0.93p.u.; 东京-0.92p.u.; 瑞典-0.90p.u.;录波显示一旦低於崩溃边缘值时,电压即急速下降，建议研究整定值提高为0.92～0.95p.u.。(1p.u.相当於100%)

供电变压器在电压低时即闭锁VQC有载调压的整定值,应稍低於正常最低运行电压,但尽量提前闭锁，原整定0.85～0.9p.u.过低，建议提高为0.95p.u.或根据现场的实际情况比正常最低电压值再低0.01～0.02p.u.就可以了。当电力系统低电压时，提前把VQC设备调节变压器分接头的功能闭锁掉是有好处的。

(5) 充份发挥发电机励磁系统瞬时输出紧急无功的能力

 根据上述世界重大停电从录波得出电压崩溃前的电压边缘为0.88～0.93p.u.,励磁系统的强励启动值应由目前的0.85p.u.提高到0.9～0.93p.u.，具体数值可按各个电力系统的情况区别对待，特别是让励磁系统在防止系统电压崩溃，并为多回直流安全馈入发挥应有作用。我国大机组大都采用<自并励可控硅励磁系统>，由发电机出口经变压器及可控硅整流后直供转子电流，结构简单，和过去旋转的励磁机比较,这种励磁系统在电压下降起动强行励磁时反应迅速。而常规励磁系统有励磁机（无论是直流励磁机或是交流励磁机）增加了调节过程中的时间常数,强行励磁反应稍慢。按2010年广东60万千瓦及以上机组总计2100万千瓦, 其中应用自并励可控硅励磁系统为1407.2万千瓦，占67%；建议各系统将来增大此比例。

4. <南方电网2013-2020年规划研究报告> 再次否定交流特高压

南网报批报告再次对现行直流和交流特高压方案作比较,在电网结构上采用直流将南网划分2～3交流区,简化网络, 结构清晰, 完全控制交流电网规模, 既解决了交、直流线路併列东送风险, 又将交流远距离改为中、短距离输电, 而彻底解决原有的稳定和低频振荡问题,从电网结构上大大提高安全可靠性。

远距离输电采用直流比交流特高压更为安全可靠, 世界重大停电经历证明, 庞大交流电网必然会出现连锁反应，如严重的美加重大停电经历了N-14连锁反应才造成失稳大停电。但直流输电就避免连锁反应, 如直流本身问题只会出现一回直流双极闭锁全停(相当於N-2),由於交流系统故障仅影响直流短时换相失败, 不可能造成双极闭锁全停(相当於N-0,详见后面分析),因此交流特高压无法和高度安全可靠又更为经济的直流相比。

采用交流特高压相当一个庞大交流电网，既违反《稳定导則》<分区/分散外接电源>,又必然违反<分层>规定,要靠1000/500kV电磁环网才能最多送到300万千瓦(不是宣传的500万千瓦), 庞大交流电网一旦故障, 必将引起连锁反应, 造成全停风险。而且南网证明采用交流特高压在经济上也严重浪费, 总投资3067亿元，而直流方案祗为1968亿元, 所以再次否定交流特高压的采用。

三.华东应学南网经验，外来电力靠直流输送，“分区”解决短路电流/直流馈入问题，各区电源/负荷平衡、根本不需要交流特高压

 2012年3月国网领导刘振亚著＜中国电力与能源＞书中(第177～179页)，已提出了构建三华特高压电网的必要性：“有利于大规模接受外来电力”；“采用三华特高压同步方案，既能从根本上解决短路电流大面识超标问题，又彻底解决了因交直流系统相互作用而引发的华东500千伏电网不稳定的问题”。

 中国国际工程咨询公司受政府委托邀请20多位专家评估华东交流特高压输变电工程。2013年5月29～31日在上海召开了[华东四省一市国民经济及电力发展规划研讨会] ，2013年10月24～25日在北京召开了[淮南～南京～上海特高压交流输变电工程评估会]。国网公司提交＜华东电网发展情况调研材料＞和国网公司华东分部提交＜华东电网发展情况汇报＞和该工程必要性等论证报告，包括其代表发言，皆按国网领导刘振亚提出的三大必要性作为构建华东交流特高压工程的主要理由：

(1)华东建设交流特高压电网就是为了接受区外交流特高压来电。

(2)华东500kV电网不能承受多回直流同时闭锁的冲击, 特别是不能承受将来更大的直流(如±1100kV、1100万千瓦)闭锁的冲击，祗能靠交流特高压电网。

(3)华东500kV电网不能解决短路电流超标问题, 祗能靠交流特高压电网。

1.采用交流特高压的必要性

 欧美俄日曾为[远距离输电]研究应用交流特高压失败，为什么国网公司要重走世界已失败的道路？回顾上世纪前苏联为实现交流1200kV的长距离(1905公里)输电,在1985～1994的 9年运行中,电晕损耗特大,过电压问题特严重,不得不在线路上都装设100%补偿的并联电抗器,结果最多只能送电160万千瓦，实践证明前苏联经历多年也不能解决其技术风险,又极浪费投资,不得不永远降压500kV运行了。日本东京电力曾建1000kV线路,但未建变电站,只能500kV运行。    

 上世纪世界各国为[远距离输电], 对直流输电成功地应用可控硅代替了水银整流器,从而既安全又经济地达到了[远距离输电]的目的,结果同为[远距离输电] 而研究的交流特高压在世界上确无实用价值了。

 1965年以来世界上曾发生了25次电网重大停电, 我们为什么从不发生？上世纪70年代末,电力部工作组不仅调查分析国内事故,还分析了全世界大停电,认为：“连锁反应造成大停电的原因 - 不受控制的系统结构和保护”,所以制定了《电力系统安全稳定导则》。改革开放以来,建立了可靠的交/直流、[分层][分区]的电网结构，[分散外接电源]的电源结构和控制不同故障的[三道防线]，系统失稳可能偶而发生,但不能造成大停电;而且由于区间为直流联网, 任一区故障/失稳都不会波及邻区。但采用交流特高压联网就完全违反《导则》[分层][分区]和[分散外接电源]的规定, 所以必然步入重大停电的道路。

 输送容量决定於全系统从送端到受端的全阻抗，因为电源和负荷都在500kV电网，应用交流特高压必须叠加1000/500kV的升/降压变压器，就增大了总的联系阻抗, 差不多抵消了交流特高压线路电抗的減少。实际以600公里输电计算证明, 2回1000kV线路输电的静态稳定祗相当於4回500kV线路；而暂态稳定还不如4回500kV线路输电。即使多投资采用串联电容补偿，一个同塔双回特高压线路的输电能力，只能与2个同塔双回的500kV线路相当。根本不是国网公司宣传的一回1000kV线路输送能力可达到500kV线路的4～5倍。

 交流特高压线路和设备更不安全，从2008年初我国南方冰雪灾害和2008年5月12日四川汶川里氏8级大地震灾害结果证实，交流电压愈高的线路倒塔和变电站设备损坏愈严重。因此，可按线路倒塔和变电站设备损坏的原因分析，交流特高压线路和设备最难抗冰雪灾害和地震。

 从华东电网负荷、装机报告指出一次能源资源匮乏，需要从区外受入大量电力。采用交流特高压输电的致命弱点必将帶来停电灾害，又极其浪费， 600公里内线路投资为交流500kV的3.8倍以上， 700/1000/2000公里线路投资为直流的2.4/2.84/4.24倍。因此，不论输电距离远近，应用交流特高压都是不可取的，区外远距离受电主要靠直流输电, 经多年实践证明既经济又安全。

2.华东多回大容量直流馈入根本不需要交流特高压支持

 2015年南网珠三角/华东长三角的直流落点分别是2720/3980万千瓦，落点面积分别为40000/96000平方公里，每平方公里相当落入直流为680/416千瓦，可见珠三角的直流密集程度比长三角还高，南网早经科学论证多回直流馈入和交流特高压毫不相关。多年实践证明，造成直流闭锁停运有两种原因。

(1) 因直流本身设备/线路问题造成全停的双极闭锁祗能发生在一回直流输电上

如五回直流馈入珠三角从2009～2012年来，祗是在2010/2011年各有一回直流发生双极闭锁全停，相当每回直流经历四年以上才发生一次双极闭锁全停。一旦发生，对应上海/江苏/浙江，相当损失3～4% 的电源，即使将来分区,电网都能承受一回最大直流双极闭锁的冲击。但国网公司却以两回、甚至三回直流输电同时闭锁全停来宣传交流特高压的必要性,从国内外有史以来的直流输电运行实践证明，因直流本身问题从末造成过所宣传的两回、甚至三回直流输电同时双极闭锁全停。

(2) 即使有更大容量直流送到华东也不需要交流特高压

国网公司最近又宣传华东500kV电网特别是不能承受将来特大的直流(±1100kV、1100万千瓦)闭锁的冲击，祗能靠交流特高压电网。

表4  一回特大容量直流(1100万千瓦)全停占原供电比例

注1: 表内未列入直流可暂时(3～10秒)输出更大的支援过載30～50%的容量；馈入直流假定都满载,仅10%过载作为支援,如非满载,则相应增大支援。

从表4分析，一回特大容量直流全停占原供电的比例远小於调度规定6%的旋转备用，因此即使有更大容量直流送到华东也不需要交流特高压。由於受端负荷都在500kV电网, 如直流送到1000kV电网, 则必须花大量投资去建1000/500 kV降压变电站，若按输送1100万千瓦估算，则浪费约60亿元，也使电网结构复杂化，增大输电阻抗和不必要的变电损耗。世界上直流换流变压器从未逆变为交流1000kV,这么高电压的换流变压器及交流侧所有辅助设备在技术上都没有解决, 风险太大, 且大增投资，毫无必要。

(3)从我国多年实践证明交流系统故障不可能造成多回直流闭锁同时停运

 交流系统故障会造成故障点附近多回直流输电同时瞬间换相失败（不是闭锁停运），国内500kV网所有故障都可在0.1秒内快速切除后、再经0.15秒直流即恢复运行；即使开关拒动，故障也可在0.3秒切除，直流再经0.25秒恢复运行，很可靠的不会造成本身直流低电压闭锁保护动作停运。如2012年8月11日广东增穗线C相接地，远近不同的五回直流皆短时换相失败，直流功率分别跌至故障前的0/0/39/65/70%，因切除故障快使其持续时间为40～80ms，故障切除后70～170ms时、直流功率即恢复到故障前的90%,180～320ms完全恢复100%。说明故障切除快，远低於直流低电压保护的整定值，就不影响运行。华东和广东都采用相同的国产继电保护和开关，切除故障的能力相同，对防止直流逆变站密集的长三角和珠三角因电压崩溃而大停电同样起重要作用。

故障切除后，如华东直流受电的500kV网短路电流为50千安上下，相当保持足够的动态无功储备，各直流逆变站都可迅速恢复运行。如系统缺乏动态无功储备,严重故障后引起长时间电压崩溃，直流逆变站的直流低电压保护又整定不当，才会动作造成闭锁全停。巴西2009年直流受端电网过弱(缺发电机组支持、短路电流低水平), 三回交流750kV来电线路故障全停后,长时电压崩馈,两回直流共四套直流低电压保护(整定直流电压 0.48p.u.；2秒)又整定不当,陆续闭锁全停，才造成了巴西重大停电。

 经多次和南瑞继保电气公司和中电普瑞电力公司的高级科技专家们研究,直流站已具备相当耐受交流侧低电压的能力,原来的直流低电压保护的整定值可以相适应的改进,只要逆变站接入的交流电网不出现长时间电压崩溃,就可完全避免直流站闭锁全停。中电普瑞电力公司制造的世界电压最高(±800kV)、容量最大(720万千瓦) 、由錦屏送到江苏苏南的直流输电设备，其整流/逆变站直流电压降到0.1p.u.(10％)时可承受178秒，这相当可取消其直流低电压保护，就等於不存在巴西式的直流闭锁停运问题。经南网初步和其他直流设备制造部门(包括西门子、许继)研究，现有直流逆变站的电压整定可改为电压0.3p.u. 或更低,时间4秒或更长，也不易因电压大幅度降低而跳闸。

南瑞回答认为直流低电压保护判据主要考虑交流系统长时间异常，单纯的低电压对直流设备并不会造成危害。因此，我们可以按现有各直流站设备条件，进一步降低其直流低电压保护定值(0.1～0.3p.u.), 增大其整定延时(4～8秒)。对於新建的直流工程，可以要求其直流低电压定值为0.1p.u.,增大其整定时间为8秒以上，作为采购的技术条件之一。

3. 罩上交流特高压网必将使500kV电网短路电流有增无减

罩上交流特高压网相当缩短500kV电网各处间的电气距离，必然增大其短路电流，国网称可降低500kV电网短路电流完全是错误宣传，实际上是怎样降低呢？从国网2013年5月[华东电网发展情况调研材料]报告称“通过交流特高压电网发展，为长三角500kV电网解环和分片运行创造条件，可从根本上解决短路电流超标问题”。可见国网的回答还是要靠500kV电网自行解环、分片才能解决。实际上靠羽毛球拍式的薄弱1000kV网架，将原有坚强的500kV电网解环、分片来解决短路电流超标问题，严重降低运行可靠性。变电站所有变压器可能分裂成单组运行，降低了主变压器的利用率，降低了运行的经济性。下面提出按《稳定导则》采用直流将〈华东分四大区域电网〉的设想，才是从500kV电网本身最安全又经济的全面解决短路电流超标问题。

4. 按《稳定导则》采用直流将〈华东分四大区域电网〉的设想

(1) 从华东2015/2020年电源/负荷规划研究合理的电网结构  

       根据国网公司2012年12月和2013年5月《华东“十二五”电网发展规划》等三个报告，从2015/2020年华东各省市负荷需要和电源规划证明，将来各个省市、包括安徽省都缺电，怎样解决呢？一是继续靠远方直流输电，二是在各城镇负荷中心附近建新电源，各自作到电源/负荷基本平衡，互相之间不需要大规模输电，现有500kV电网已满足要求，根本不需要交流特高压联网。为了解决由於增设发电机组必然出现短路电流超标问题和保证更多直流馈入的安全问题，最经济有效和安全可靠的办法，还是贯彻《稳定导则》，按今后实际需要，釆用直流逐步将华东电网(隔离)异步互联分为四个分区。各区事故互不影响，更不可能同时发生失稳/电压崩溃/瓦解事故。

 以国网公司三个报告中的负荷和电源规划为基础,怎样规划电网呢？下表列出一是继续靠远方直流输电, 二是在各城镇负荷中心附近建新电源,完全可以作到各省市电源/负荷基本平衡, 确定华东分为四个区域电网的可行性和必要性。

表5  通过负荷和电源规划确定四省一市

分为四个区域电网的可行性

(表內以颜色表示2015/2020年的“万千瓦”数据)

注：普通字体(如3453/4423) 是来自「国家电网公司」为建设〈华东交流特高压联网>提供的三个报告；如600  字是为满足负荷需要而增加装机和直流馈入容量。 

(2)华东电网的发展设想

华东电网应怎样发展？按国网公司规划就要浪费740亿元投资、覆盖一个交流特高压电网，祗是短时不必要的从煤电倒流的安徽输出祗占全网2.2%的电力，严重浪费。如将来随电源、短路电流增大而需要用直流分四大区，各区电源负荷基本平衡，区间潮流不大，原有500kV电网已足够应用，建成的交流特高压设施无电可送,甚至违反导则〈分区〉功能,祗能作废了。

建议继续认真贯彻《稳定导則》,既结合当前又从长远来合理解决电源/电网/负荷发展需求, 使实际的长距离大容量输电祗留靠直流线路，将来全部500kV交流线路，包括以直流分区后的区內和区间联络线都祗是中短距离输电，这才是最可靠、有效、且最经济地解决全网的安全稳定问题。

(3)〈分区〉的基本条件

[a]以直流分区时,要考虑分区后,每区保持一定的短路电流水平(约50千安)主要目的是在事故时为电网提供相当紧急无功储备,特别适合直流受电需要。分区后不希望短路电流过低,所以不应特意采购增大短路阻抗的500kV变压器，串联电抗器、短路电流限制器等,因为一旦分区，它们有的都起负作用、等於作废了。

[b]以直流分区时,要考虑分区后,一旦容量最大的一回直流闭锁停运,失去的电力被区内其他直流和分区背靠背支援的电力冲抵后，其值不应超过原供电的6%。考虑最大的1100万千瓦直流各1/2分别落於不同区, 更可靠的满足上述要求。

按表6可见，将上海和浙江合为一个区才满足要求。因此，建议华东电网将<浙江/上海><江苏><安徽><福建>分四个区,提供研究。

表6   以直流将华东分区的可行性分析数据

(表内负荷、电源数据来自国网公司2012年12月

[华东区域”＋二五” 电网发展规划])

注1.2: 考虑最大的1100万千瓦直流各1/2分别落於不同区

注3:表内未列入直流可暂时(3～10秒)输出更大的支援过載30～50%的容量

注4: 表内未列入背靠背可在约20秒后反方向输电,共输出更大的支援为其容量的10～200%     

(4) 怎样〈分区〉？

[a]第一种是应用直流背靠背分区

我国早已应用的［西北－华中］［东北－华北］和［中－俄］黑河背靠背运行可靠，具备良好分区功能。图5按华东省市间2012年夏季高峰/2013年冬季高峰调潮流(来自国网报告)研究直流背靠背的位置和容量，随着电源/负荷的发展，所有省市间潮流应有减无增，以选择其容量。

图5  华东五省市间电力潮流和背靠背分区条件

(装设7个直流背靠背、容量共775万千瓦)

[b] 第二种是应用直流受电逆变站实行分区(图6、7)

如接受溪洛渡直流远距离输电的浙江省武义逆变站,将来按浙江/福建所需电力分两部分受电,即达到〈分区〉目的(现有的宁双两回500kV交流联络线适当时改为背靠背运行),因为将来两省都缺电,不需多投资就可得到〈分区〉安全/经济效果。

    图6  用直流分区                 图7  直流逆变站分区接线

 将来用直流隔离分为四大〈分区〉的总投资不超过62亿元,约为华东交流特高压联网静态投资(744亿元)的十二分之一(8.3%),且运行安全可靠,又经济。

(5)〈分区〉更保障多回直流馈入的安全运行

 将来华东以直流隔离分四大区后，直流分别馈入各区，任一区故障，只有在保护拒动和发生长时(和直流低电压保护的时间整定比较)的电压崩溃(和直流低电压保护的电压整定比较)时 ，在理论上才会使区内直流跳闸。但直流隔离的邻区不受电压崩溃影响，所以，直流分区后更能保证直流输电的安全。

(6)〈分区〉彻底解決短路电流超标问题

 根据2010年华东500kV电网的短路电流计算：上海为51～56千安、江苏为47～63千安、浙江为47～62千安、安徽为53～58千安、福建为51～55千安水平。随电网的发展,短路电流是有增无減的，必须采取合理有效的措施彻底解决。

 将来华东500kV电网按《稳定导則》〈分四大区〉后，将可以彻底解决短路电流超标问题，各区都保持40～50千安的安全水平； 50千安断路器不再需要更换为63千安了(上述经济比较尚未包括此投资)。原来为限制短路电流而装设的电抗器、限流器、增大变压器阻抗等都不再需要,如装了有的反而起负作用了。

(7) 将来〈分区〉更确保华东电网完全实现〈分层〉

 500kV电网上再罩上交流特高压必需有大量1000/500kV电磁环网才能送电,违反《稳定导则》〈分层〉，也必然帶来重大停电。华东电网的电压层为500/220/110/35/10(20)kV,110kV以下电网已完全实现〈分层〉,〈分四大区〉后更可使500/220kV电网由‘大部分’〈分层〉改进为‘完全’〈分层〉,将可以避免我国过去严重的电磁环网事故。

(8) 按《稳定导則》〈分散外接电源〉规定改革/优化华东各区的电源佈置

 将来分区以后,各区负荷中心组成500kV环网,向此环网输电的电源,不论是区内的电源或区外远方来的交/直流电源,都应按〈分散外接电源〉,俗称「点对网」的方式送电,完全避免了多点并列/环网送电会在故障时负荷转移而全停的危险；一旦故障跳闸, 综合损失的电源不应超过受端的分区总负荷的6％,不致影响运行,这既是《稳定导則》规定,又是30多年来国内外事故经验教訓。

四. 结语

  南方电网贯彻《稳定导則》的决策值得借鉴,云南以直流输电东送外，所有500kV交流也通过直流背靠背东送,采用直流隔离分云南、贵州/广西、广东三个大区,彻底解决长距离交直流併列东送风险,将原近2000公里输电的500kV交流线路经直流隔离，缩短为中、短距离线路，也彻底解决原有的稳定和低频振荡问题。初步设想广东用直流背靠背再分两个小区, 直流分别馈入各小区，既能控制短路容量增长，又适合於多回直流安全馈入，还将解决将来更多直流馈入和装设更多电厂等一系列安全和短路电流问题。上述措施建议按实际需要尽快实施、才能尽早发挥其重要作用。

国网公司有关华东电网发展的主要目的就是要走出三华交流特高压联网的第一步，如果建成，就可迫使政府批准三华联网，否则对华东投资744亿元的交特工程就等於作废，因此，要从长远发展、重新慎重研究。

  交流特高压输电的致命弱点必将帶来停电灾害，又极其浪费， 600公里内线路投资为交流500kV的3.8倍以上， 700/1000/2000公里线路投资为直流的2.4/2.84/4.24倍。因此，不论输电距离远近，应用交流特高压都是不可取的

 国网宣传“华东500kV电网不能承受多回直流同时闭锁的冲击,祗有靠交流特高压电网”,实践证明直流本身问题造成闭锁停运,祗可能发生在一回直流上，不是国网报告所称的2～3回同时发生。国网又宣传500kV电网不能承受特大的1100万千瓦直流馈入，祗有靠交流特高压电网，实际上华东现有500kV电网、即使将来分区都可安全承受，反而交流特高压电网难以承受，世界上直流逆变站从未解决这样的承受难题，何况极度浪费。此外，交流系统故障会造成多回直流瞬间换相失败(不是闭锁停运), 我国现有条件在故障切除后、直流能立即恢复运行,不需要交流特高压支持。国网又宣传 “交流特高压电网发展可根本解决短路电流超标问题”,实际上罩上交流特高压网必将使500kV电网短路电流有增无减,还是需要依靠500kV电网自身解决。

  从2015/2020年华东各省市负荷需要和电源规划证明，将来包括安徽省都缺电，各个省市通过继续靠远方直流输电和在各城镇负荷中心附近建新电源，各区都各自作到电源/负荷基本平衡，互相之间不需要大量交换电力，现有500kV电网已满足要求，建成的交流特高压设施面临无电可送，能有电力流吗？相当作废了！

  为了保证华东500kV系统的安全，解决短路电流超标问题和适应更多直流馈入, 将长距离的交流输电改为中、短距离，最经济有效和安全可靠的办法，就是学习南网经验, 按《稳定导則》提出〈华东分四大区域电网〉的设想，将来可随电源和短路电流发展需要逐步实现四大〈分区〉,总投资不超过62亿元，为华东交流特高压联网静态投资(744亿元)的十二分之一(8.3%)。

  因此，华东应学南网经验，“分区”既解决短路电流/直流馈入问题，各区电源/负荷平衡、根本不需要交流特高压。建议政府对已批准的华东交流特高压工程应慎重从新审议，末作出决定前现立即停工。因为此工程实际是三华交流特高压工程的一个组成部分，因为原来多年本来安全可靠的华北、华中、华东三个分区，由违反科学的交流特高压联成三华联网，严重违反《稳定导則》的〈分区〉〈分层〉〈分散外接电源〉规定，必将构成更极度危险又极其浪费，且难以挽回的严重后果。

  注：1、本文全文刊登于《能源思考》杂志2013年第10期（总第82期）

2、网友参与技术交流的方式参见《博客平台改版告白—落实开博宗旨的无奈举措》的博文。