三、 交流特高压是寄生在500千伏超高压电网上的不稳定的电网架构

交流特高压输电系统在送端都必须依靠500/1000千伏升压变压器将500千伏超高压系统电源接入，而在受端又必须依靠1000/500千伏降压变压器将电力送入500千伏超高压系统进行再分配。因此1000千伏交流特高压输电系统必须寄生在500千伏超高压系统之上，形成上无(1000千伏系统无电源接入) 、下强(500千伏超高压系统很健壮)、本末倒置、残缺不全的电网结构。

即使将来送端电厂大型机组通过发电机－变压器单元组合，经27/1000千伏变压器直接接入特高压输电系统，可以适当提高其输电能力，但并不能有效地解决诸如电磁环网、降低电网复杂性、减少连锁性大停电的风险，而且由发电机直接升压至1000千伏，将增加发电厂的投资(估计每百万千瓦增加5亿元) ，更不能解决交流特高压技术发展的不可持续性和成本居高不下的经济性等关键问题。仅就端电压升到27千伏发电机组的开发而言，据有关信息披露，尚有很多关键问题需要攻克，如27千伏定子绕组主绝缘及防晕技朮、转子及护环锻件材料的屈服强度、定子绕组端部振动的防止与振动频率、振幅标准、定子端部结构件上的损耗和局部过热问题、通风冷却方式的研究与选择、转子各部件机械应力及安全裕度的分析研究、转子临界转速及其对轴系振动的影响的分析研究、100万千瓦级汽轮发电机承受不平衡负荷、进相运行和失磁异步等非正常工况运行的能力等一系列问题的解决尚需时日，进入电网安全运行更需时间的考验。

1、 将1000千伏交流特高压输电能力和输电距离吹捧为500千伏交流超高压输电的4～5倍是违背电力系统基本原理的胡言乱语。

任何电压等级输电线路的输电容量都必须符合下列公式所揭示的规律：

式中P_m静态稳定功率极限。

（1） 从静态稳定性和电压稳定性的基本要求看，特高压正常可靠的输电容量P_l应满足如下稳定限制要求：

a、 送、受端系统两端等值机组电势E、U间的功角δ为53^o～58^o，即静态稳定裕度k_p (k_p= 1- sinδ)应保持15%～20%。

b、 阻抗X包括送、受端系统的等值电抗X_s(送端等值机组电势E点至等值机组接入送端特高压变电站500千伏母线的等值电抗)、X_r (受端等值机组电势U点至等值机组接入受端特高压变电站500千伏母线的等值电抗)，两端1000/500千伏升、降压变压器的短路电抗X_t1、X_t2以及输电线路的电抗X_l，即X=X_S+X_t1+X_l+X_t2+ X_r。

X_s和X_r反应了送、受端的系统强度，其值愈小说明系统强度愈高，有利于输电容量的提升；反之，其值愈大说明系统强度愈低，允许的输电容量愈小。通常X_s和X_r由送、受端接入点500千伏系统的三相短路容量决定。

在1000千伏交流特高压输电系统中，容量为300万兆伏安的升、降压变压器的短路电抗X_t1、X_t2之和约相当于480公里的输电线路电抗，也是限制交流特高压输电容量的重要因素。

c、 从特高压输电的P-U特性和Q-U特性可知，线路两端电压降落应保持在5%，即U不得低于额定电压的0.95，这样才可保证运行点离临界电压点有足够的有功和无功储备。

按照上述要求，输电线的实际最大输送功率为：

按照上列输电能力计算公式可见，交流特高压输电能力与交流特高压输电系统的综合电抗X成反比，是决定交流特高压输电能力的关键参数，而交流特高压输电系统还增加了线路两端特高压变压器的电抗X_t1、X_t2，使得交流特高压输电线路电抗X_l占综合电抗X的比例大为降低。这充分说明交流特高压输电线路对提高整个交流特高压输电系统输电能力的作用是有限的。

以晋东南－荆门交流特高压试验工程为例，由华北电网等值到长治500千伏母线的电抗加上长治变压器（1台）电抗、从长治至荆门1000千伏线路的电抗、荆门变压器（1台）电抗、华中电网等值到荆门500千伏母线的电抗，得到两系统电源电势之间的综合阻抗X，从而计算得到晋东南－荆门交流特高压线路的最大输电能力P_l为230万千瓦。

如果将晋东南－荆门交流特高压线路降为500千伏电压运行，同样送、受端系统条件下，同样距离的超高压线路的最大输电能力P_l为108万千瓦；这就是说，1000千伏特高压的输电能力仅为超高压500千伏运行时的2.13倍(230/108=2.13)，而不是4倍。

同样，在相同的导线截面下，1000千伏线路的电气距离（阻抗）虽然相当于500千伏线路四分之一，但在输送相同功率的情况下， 1000千伏电压的输电距离也不是500千伏输电线输电距离的4倍。现仍以晋东南～荆门特高压交流试验工程为例加以证明。

由P_l     式可得在输送相同功率P_l的情况下，500千伏输电距离l₅₀₀与1000千伏输电距离l₁₀₀₀的关系如下：

l₅₀₀ = ( l₁₀₀₀ + l_t )/4

式中l_t =(X_t1+X_t2)/ X₀为1000千伏输电线路两端升、降压变压器短路电抗的等值线路长度，X₀为1000千伏输电线路单位电抗(Ω/公里) 。

由此可知，只要有特高压变压器的存在，1000千伏允许输送的距离永远达不到500千伏允许输送距离的4倍。

当晋东南～荆门特高压交流试验工程降压至500千伏运行时，在输送相同功率的情况下，允许输送的距离l ₅₀₀=279公里。特高压输电的距离仅是超高输电距离的2.31倍(645/279=2.31)。主要是因为送、受两端升、降压变压器较大的阻抗，阻抗愈大，交流特高压输送的距离愈短。

由上可知，因为交流特高压输电线路两端升、降压变压器的存在，1000千伏线路的输电能力永远不可能按电压的平方关系达到500千伏输电能力的4倍；在输送相同功率的情况下，1000千伏特高压输电线路的最远送电距离也永远达不到500千伏线路的4倍。交流特高压试验示范工程的数据证实，交流特高压输电的能力和输电距离都不会超过500千伏线路的2.5倍。

2、 交流特高压输电线路最大可能输电能力为500万千瓦的直通安全输电距离约为300公里。

交流特高压输电系统送、受端系统强度可用特高压输电线路接入点500千伏系统的短路电流表示，在送、受端系统强度一定的情况下，特高压线路输电能力随输电距离增加迅速减少，如果不在长线路中间落点、增加电压支持、将长线路变短路线路，则整个线路输电能力也将受到明显限制。

在满足静态稳定裕度20%、线路受端电压降落为5%和线路两端高压并联电抗补偿度为70%的前提下，按照送、受两端500千伏系统最大允许短路电流50千安计算（送、受端电网等效容量各为4330万千瓦），全线安装40%串联电容补偿，送、受两端都装设两组300万千伏安变压器，可以估计出交流特高压输电线路最大可能输电能力为500万千瓦的直通安全输电距离约为300公里。因此，为了远距离输电，必须将长线路分段为300公里左右的短线路实行接力送电，在每一分段点必须得到500千伏系统的电压支持才能保持交流特高压较高的输电能力。而接入交流特高压输电线路各分段点的每个500千伏电网的系统强度通常要求达到短路电流30～50千安水平(电网等效容量约2600～4330万千瓦)。这种能力一般在大都市负荷中心才具有。特高压输电对送端电网也有严格的要求，在受端电网短路电流相同情况下，由于线路高压并联高抗器的存在（补偿度70%），送端电厂对电网的输电能力低于网对网的输电能力(约低6%)。如果发电厂能接在输电线分段接口，出力要求在500万千瓦以上；如果发电厂距离分段接口 200公里，要求等值容量不低于4500万千瓦。对于接口于分段点的500千伏电网，如果不能达到这些要求，交流特高压输电正常运行的设计功率就可能落入不安全稳定的区域，电压稳定性也可能受到威胁，示范工程的设计功率不能运行就是案例。

这些都证明了交流特高压远距输电和交流特高压电网是效率十分低下的电网技术。交流特高压分段落点输电的要求不仅威胁电网安全，而且也严重地降低了交流特高压输电的经济性。这也正是交流特高压远距离输电建设成本居高不下的主要原因之一。

比较直流输电方式则没有这种安全限制：交流特高压示范工程输电距离仅645公里，设计功率280万千瓦不能运行，而向家坝至上海±800千伏直流输电距离近2000公里，输电功率高达700万千瓦已经运行成功，两者相比昭然若揭。

 3、 交流特高压输电的特性决定了交流特高压电网必须永远依赖于1000/500千伏电磁环网的存在，它破坏了500千伏超高压电网的安全性，扩散了电网的脆弱性，成为寄生在500千伏超高压电网上的怪胎。

（1）特高压交流线路产生的巨大充电无功功率随着线路潮流的变化引起1000/500千伏网架电压的飘移浮动，将增加电压稳定性破坏的风险。

由于特高压交流线路产生的充电无功功率约为500千伏的5倍，随着交流特高压线路潮流的变化，特高压输电系统中的无功盈亏可能发生较大幅度的变化。为此，必须在特高压变电站设置可自动投切的电容器和电抗器作为无功调节的重要手段。

当输电线路远距离输送的有功功率波动时，如果受端500千伏电网或者为了交流特高压远距输电必须分段借力于 500千伏电网的电源支撑点的动态无功备用容量不足，在严重工况和严重故障条件下，电压稳定性将成为主要的安全风险。

交流特高压远距离输送的有功功率发生 P波动时引起的无功功率 Q可以近似地按下式计算：

式中X_l为交流特高压输电线路电抗； P=P₂-P₁；P₁为输送的原始有功功率；P₂为变化后输送的有功功率；U为交流特高压输电线路平均电压。

由上列公式可知，当原输送的功率P₁及 P变化愈大时，或者输电线愈长时，引起的输电线无功损耗 Q变化愈大，这将引起交流特高压任一节点n产生数值为 为保持节点n的电压稳定，必须通过接入n节点的特高压变电站内设置的电容器和电抗器补偿相应的无功变化 Q_n。

的大小可近似地由 Q_n和n节点的500千伏超高压系统短路容量S_sscc按下式决定：

由上式可知，为保持交流特高压电网的任一个节点n的电压稳定性( ) ，接入n节点的500千伏超高压系统必须有足够的支撑能力(即足够的短路容量S_sscc) ，当支撑能力减少时将引起节点电压大幅度变化，可能导致工频过电压或因电压降低以至造成电压稳定性破坏事故。如不釆取特殊措施，1000千伏系统无功电压将漂浮不定，从而增大1000千伏电网安全稳定的风险。

以晋東南－荆门交流特高压输电线路为例，当向荆门输电功率P₁=500万千瓦变为P₂=200万千瓦，即 P=－300万千瓦时，输电线无功功率 Q=－98.6万千乏，表示输电线无功损耗降低了98.6万千乏；反之，如果输电功率P₁=200万千瓦变为P₂=500万千瓦，即 P=300万千瓦时，则输电线无功损耗增加246.4万千乏。假如荆门侧500千伏系统短路容量S_sscc=2598万千伏安(短路电流30千安)，则上述两种运行方式下引起荆门侧电压的变化 将在+3.8%～－9.5%变化，显然超过正常变化5%的允许值，增大电压稳定性破坏的风险；如果荆门侧500千伏系统短路容量提高到S_sscc=3464万千伏安(短路电流40千安)，则上述两种运行方式下引起荆门侧电压的变化 2.8%～－4.3%变化，这种变化是允许的。

（2） 为保证交流特高压稳定的输电能力，必须在300公里左右就要有500千伏网络的支撑，为此构成的1000/500千伏电磁环网，实际上是上弱（1000千伏网络）下强(500千伏网络)，而该电磁环网自投运之日始就基本不能解开，1000千伏系统必须寄生在500千伏超高压系统上才能存活(参见图2)。

图2 1000交流特高压输电必须取得500千伏超高压电网的支撑，

形成多重1000/500千伏电磁环网，破坏了分区分层的电网结构

高低压电磁环网的存在将使输电线路的暂态稳定极限大幅度降低。正因为如此，已建、在建的三条交流特高压输电线的输电功率只能按设计值的一半运行，极大地降低了原本效率就不高的交流特高压输电线的使用率。

交流特高压电网的建立还会随着特高压变压器的增加不断地加大500千伏电网的短路电流。经估算，交流特高压输电系统通过一台1000/500千伏、300万千伏安的特高压变压器接入500千伏受端系统，就能使500千伏母线增加约11千安短路电流。如果形成特高压电网，随着电网上特高压变压器台数的不断增加， 500千伏电网的短路电流也将日益增加，特高压电网成了增加500千伏电网短路电流的首要因素。而且当特高压变压器到达规模容量2台或以上时，由于其500千伏母线短路电流领先超标而不得不将变电站中所有变压器分裂成单台运行，这不仅严重地降低了主变的利用率，并在交流特高压变电站供电范围内又构成了电磁环网。

4、 交流特高压及三华交流特高压电网引发连锁性大停电事故的概率将十余倍地增大。

《电力系统安全稳定导则》要求优化电源在各个电压等级的分层接入，合理布局，保障各级电网在正常和事故状态都有可靠的电源支持。

二十世纪八十年代以来，主力电源直接接入500kV网络，其它各个电压等级均有相应的电源支撑，形成上（500kV网络）下（220kV网络）协调配合、分层分区、结构清晰、运行灵活、互为备用的电网运行方式，顺利地解决了多级电压的电磁环网问题(参见图3)。

图3 中国区域性电网的分区分层电网结构示意图

而交流特高压及三华交流特高压电网的出现，必将导致电网覆盖区域扩大、1000/500千伏电磁环网增多、清晰的网络结构遭破坏、网络节点大量增加，系统结构、自动控制、信息通信更加复杂，网络的脆弱性扩散，电力系统的复杂性网络特征更加显著，引发连锁性大停电事故的概率将十余倍地增大。

电力系统复杂性网络特征的重要表现之一，就是电力系统发生停电事故的概率p(k)与停电事故的损失规模k呈冪律分布：

p(k)∝ak^-γ

式中γ为幂指数，γ和a均为大于零的常数。

对上式两边取对数,可知log p(k)与log k满足线性关系：

                 log p(k) = log a – γ log k   

即在双对数坐标下,幂律分布表现为一条斜率为负幂指数γ的直线。

幂指数γ值的大小反映出电网结构的复杂性程度。负幂指数γ值愈小表示电网结构愈复杂，冪律直线愈倾斜；反之，负幂指数γ值愈大表示电网结构愈简单，冪律直线愈陡直。

图4 “三华”UHV同步电网与华东／华中／华北三大区域电网

发生超过800万千瓦及以上停电损失k的概率p(k)比较

在图5中左边蓝色曲线表示现行中国“三华”电网中每个区域电网的幂律特性(负幂指数-γ =1.401)，形成“三华”交流特高压电网后的幂律特性接近于美国东部电网的特性（右侧黑色曲线，负幂指数-γ =1. 0）。这样在发生同样损失800万千瓦规模以上的大停电事故的情况下，“三华”特高压同步电网发生事故的概率为现在分区运行情况下发生事故概率的15倍。从图4中，还可以看出，正是由于中国原有500千伏区域超高压电网规模不大、结构清晰、复杂性程度不高(负幂律指数大) ，发生800万千瓦以上规模损失的大停电事故的概率几乎为零(约0.2%)。因此，安全可靠的分区分层的清晰电网结构和适度的超高压同步电网规模才是中国至今未发生全国或全大区范围的大停电事故的根本原因。

电网安全是电力工业安全的核心，影响电网安全的关键要素是电网架构，科学合理的电网架构是现代电网基础设施坚强可靠的灵魂。

自2009年晋东南长治－南阳－荆门1000千伏特高压输电线路投运以来，中国电网已出现特高压／超高压电磁环网，今后随着交流特高压输电线路的投运必将会出现更多的特高压／超高压／高压多级电磁环网的情况。从功率转移和短路电流水平两方面看，同步电网的多级电磁环网运行方式使系统网络结构更趋复杂，潮流分布更不合理，短路电流水平增高，运行调度管理不便，系统安全事故的风险都会增加。正在积极推行中的“三华”特高压联网，以及特高压交流联网带来难以解决的电磁环网问题，实质上都会将中国原来安全可靠的直流（个别弱交流联网）联网的分区分层结构变成一个分区不清、难以分层、电力通过电网对电网传送，负荷任意转移的不安全、不经济、不环保的庞大的、更加复杂的交流同步电网结构，这样的电网结构危害深远。

（未完待续）

注：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。