对新颁发的《电力发展“十三五”规划》意见和建议

蒙定中  国际大电网委员会CIGRE会员和美IEEELife会员、原电力部生产司教授级高工2016年12月26日

摘要 

蒙定中於今年7月22日收到能源局《电力发展"十三五"规划》（征求意见稿），蒙定中建议"十三五"应起步电源结构的改革,解决多年来仍靠煤电调峰而迫使煤电年利用小时由过去6000小时到2015年降到4329小时，迫使煤电到2015年发展为88419万千瓦，占全装机的58.7%，本应大减，更不合理的2020年还要增大到110000万千瓦，所占比重和排污居世界首位，并大大浪费投资。即使靠煤电不合理的调峰也迫使容量居世界首位的风电、太阳能发电的严重弃电也居世界首位。本人已研究了大力合理发展抽水蓄能、燃气联合循环、绿色储能技术的调峰容量共增大为24%，再加上原水电、核电、煤电的合理调峰，则全部调峰能力为59344万千瓦，达到总负荷的47.4%，彻底解决解决多年存在的调峰问题，更为重要的是联同相当于可大减煤电。

今年11月11日收到新的发改委能源局《电力发展"十三五"规划》（发布稿），特别感谢能源局领导接受我们老专家的建议和意见，首先是电源结构改革问题，《电力发展"十三五"规划》将开始彻底合理解决我国当前的调峰问题。抽水蓄能从2015年的2300万千瓦增大到4000/8300万千瓦(2020/可能晚几年) ，相当8300/2300 = 3.6倍；气电也从2015年6600万千瓦增大到11000万千瓦；即可创造大减上亿千瓦煤电装机的条件，同时在运行上将使煤电年利用小时由2015年的4329小时可提升到近6000小时，大大提高煤电的安全和热效率，大减排污。

能源局新发布稿在【优化电网结构，提高系统安全水平】上特别提出"按照《电力系统安全稳定导则》的要求坚持分层分区，结构清晰，安全可控，经济高效原则，探索大电网之间的柔性互联"。还特别提到南方地区实现云南与主网异步联网，适时启动广东电网直流背靠背工程，东西分区运行，南网定位明确2～3个同步电网。而在（发布稿）中从不提再发展任何交流特高压工程。

本人认为研究发展规划必须重视现我国作为世界电力容量首位为什么从不发生重大停电（每次损失大於800万千瓦）？必须重视36年来主要贯彻《电力系统安全稳定导则》，才使我国成为世界安全首位的关键，因此今后我国必须继续严格贯彻。南网就认真贯彻《稳定导则》的分层、分区、分散外接电源规定，特别随电源、负荷增长而再分区，不采用交流特高压，2016年7月1日云南500kV交流改直流送出，大大改进全网安全局势。但华东，华北区内已建设交流特高压互联网，已极大浪费，而且它们必然要建设很多1000/500kV电磁环网、违反《稳定导则》的<分层><分区>规定，必然难以保证安全，本人现已研究解决办法，将华东、华北内的交流特高压采用云南已成功将交流改直流送出的经验改为直流特高压，作为建议请能源局研究决定。同时国网公司为了发展交流特高压，不接受本人将大容量直流同塔单回改双回的建议，特意将所有大容量直流输电都坚持使用极不安全又线损增大一倍的单回直流，今后也应合理解决。

2016年12月5日能源局电力司长和四位处长们请本人作近2小时汇报，经过认真讨论很得各位领导的重视。最近又收到国家能源局2016年12月13日专门发给蒙定中同志的《感谢信》，"在十三五电力规划研究编制过程中，您积极参与了相关工作，对规划出台给予了大力支持。……感谢您对国家电力工作的关心，希望今后能得到您更多的支持和指导。"

一.电源结构改革是电力工业亟待决策的关键问题

"十三五"应起步电源结构的改革，推动绿色、低碳、高效、安全之路，以彻底解决长期以来不合理的电源结构问题。

1．请各级领导了解和重视调峰首先是合理解决电源布局/结构改革的关键

上世纪八十年代主要靠小煤电/油电每日开停作为主力调峰能力达25%，加上大煤电20%调峰(100～80%运行)和水电调峰,使大煤电年利用小时达6000～6500小时。但后来接近一亿千瓦的小煤电/油电逐步关停，长时以来没有重视和补偿因此而损失的调峰能力。结果多年来一直迫使20/30万千瓦煤电机组深度(有时强迫每天开/停)调峰,更迫使超临界和超超临界60～100万千瓦煤电机组非常规调峰,低谷时出力甚至压到30～40%亚临界运行,强迫使低碳机组高碳运行，极不合理的被迫超额调峰，使煤电年利用小时在2012/2013年跌落到5080/5012小时，2014年为4706小时，2015年为4329小时，2016年将更低，是有史以来的最低水平，如不彻底解决，还要降低。

为了火电调峰除要多浪费装机投资外，还造成发电多耗煤、多排污、缩短煤电机组寿命。发展热电也没有执行"以热定电"原则，不管热负荷多少，规定煤电机组多为30～35万千瓦级的，供热时只调峰10%，更增大调峰矛盾。

发展风电也从不考虑客观存在的调峰问题，夜间用电低谷时段往往是风电大发时段，特别是远离负荷中心的大型风电基地，太阳能发电基地，为什么在规划/批准时都不考虑影响其可行性的关键 - 调峰问题？结果造成严重弃电、严重浪费。我国风电装机居世界首位，太阳能发电增长速度也占世界首位，就因为缺乏调峰能力，结果"弃风""弃光"严重程度也占世界首位，其发电年利用小时远低於世界水平。

2．本人对2016年7月能源局"十三五"规划（征求意见稿）的建议

按负荷需求应构建合理布局与科学的峰荷、腰荷、基荷电源规划,2015年除常规水电(19.4%)发展基本正常外，其它皆存在严重问题：过多煤电(58.8%)致严重污染居世界首位、发展核电过慢过少(1.8%)、发展抽水蓄能(1.5%)和燃气循环发电(4.3%)严重不足、发展风电(8.6%)和太阳能(2.8%)缺乏必要调峰设施配合而严重弃电。

本人前报告曾建议将目前抽水蓄能比例提高到总负荷的10%,燃气机组比例提高到总负荷的12%，绿色储能技术发展到总负荷的2%，三者调峰能力达总负荷的24%。按今后如可争取2020年实现加强上述三者调峰后,全国煤电可降低到20%调峰、调峰能力为 17684万千瓦，核电20%调峰能力为1160万千瓦，水电可30%调峰，调峰能力为 10500万千瓦。这样加上上述三者专门调峰能力30000万千瓦，则总调峰能力为59344万千瓦，达到总负荷的47.4%；2020年最大负荷为125000万千瓦，如装设充足调峰能力，煤电年利用小时可从2015年的4329小时提高到6000小时，则当于煤电机组由原计划110000万千瓦装机可减为：110000 x 4329/6000 = 79365万千瓦，相当于可减煤电：110000 - 79365 = 30635万千瓦，但2015年煤电装机已高达88419万千瓦，祗能全部删除"十三五"的媒电装机110000万千瓦，原2020年110000/200739 = 54.8%， 降为88419/ 192119 = 46%，使煤电比重降低8.8%。这才使我国电力容量占世界首位的电源结构比较合理，既安全又经济，上述三者调峰总能力共30000万千瓦，共需投资6995亿元，为大减煤电可节约的7553.4亿元投资的92.6%，如按本报告实行，相当节约558.4亿元，特请领导重视。

3．本人对2016年11月能源局"十三五"规划（发布稿）的建议

能源局现发布稿很重视调峰，"十三五"开始将彻底解决，表1已列出能源局（发布稿）2015和2020年装机和本人研究分析，将抽水蓄能由原2015年2303万千瓦增大到4003/8303万千瓦,最大增幅3.6倍；又将燃气机组由原6600万千瓦增大到11000万千瓦，增幅1.7倍；充分发挥大增调峰设施的效果，经本人分析其效果还可将煤电年利用小时由4329提高达到近6000小时，更将可大减煤电装机，本人前报告曾建议取消"十三五"全部煤电装机，但因为有的已经批准，所以建议"十三五"煤电装机可大减11000万千瓦以上，不仅节约投资,而且使全国煤电大大提高利用小时，都将高效安全运行又大减排污,的确高度重视调峰才能优化全国电源结构。

"十三五"规划新增抽水蓄能电力6000万千瓦，但2020年祗完成1700万千瓦，希抓紧祗延2-3年全部完成，总装机达8303万千瓦，可进一步大减煤电装机比重，而且特别安全经济，尤其大降污染。

核电发展良好，应进一步发展内陆核电就近用电，并研究大力发展第四代快堆核电。对气电应特别研究大力提高发挥其调峰性能。而风电和太阳能发电应以分散开发并就地消纳为主，集中开发必须装有相适应调峰设施配合作为开发条件。

过去抽水蓄能发展太慢,2015年祗为2303万千瓦,但表2说明十三五规划增大6000,达8303,8303/2303=3.6倍,说明能源局很重视调峰,因为"十三五"计划能源局已批准部份煤电装机工程，不可能全减，本人建议可大减11000以上煤电装机,可节约投资11000x 3500元/千瓦 = 3850 亿元,而新装抽水蓄能(6000 x 3500元/千瓦 = 2100 亿元)和新装气电(4400 x 2900元/千瓦 = 1276亿元)共需3376亿元，因而可节约474亿元投资，而且如多减煤电建设，则节约更多，其结果将使全国煤电大大提高利用小时，都高效安全运行又大减排污,所以需高度重视调峰才能优化全国电源结构。

由於能源局规划约为2023年煤电调峰占比达31.8%，将使煤电年利用小时由2015年的4329提高到接近6000小时。增大调峰能力不仅大减煤电装机，而且大增煤电利用小时，将彻底解决我国煤电占世界首位带来的既不经济又不安全，特别是过去20多年来的环境污染问题。

所以只有按上述表1、2进行合理电源布局，合理调峰，才能既适应安全供电，又真正实现节能减排、安全经济的目标。

4.加大加快水电(包括抽水蓄能)清洁能源建设，既降煤电比重，又更多承担调峰

我国已成为世界水电强国，目前已建水电占全国可开发装机容量的48%，为了降低环境污染，应加大加快水电(包括抽水蓄能)清洁能源建设，既降煤电比重，又更多承担调峰。新增水电和原有具备条件的水电宜尽量增大容量，以提高其调峰能力，希由目前的30%提高到40%以上。我国很多具有调峰能力的老水电站，可按实际条件研究，扩大调峰能力，如刘家峡/龙羊峡水电是否可扩大一倍或增装抽水蓄能。美国大古力水电原装机200万千瓦，改扩为888万千瓦抽水蓄能；我国东北丰满水电站由64万千瓦扩改为100万千瓦、东北白山下库建2×15万千瓦水泵抽水到白山水库蓄能等，都提供快速增大调峰能力的经验。

过去不理解抽水蓄能移峰填谷的重要性，祗规定电网公司负责投资建设管理，但急需抽水蓄能配合才能提高火电热效/降低排污/安全的火电公司投资受限制。对熟悉抽水蓄能技术的水电公司本可结合水电资源、地理条件、科学优选，作到更经济有效的充份发挥水资源的多发电又多调峰的作用也受限制。

    因此，建议今后创造优惠条件、特别是研究确定加大高峰和低谷电价的差别，如目前广东高峰(7～12点；19～22点)、平段(12～19点；22～23点)、低谷(23点～次日7点)的电价比例分别为150%、100%、50%。今后应将高峰和低谷电价的差别加大，使抽水蓄能作到低价进(抽水)、高价出(发电)，将鼓励更多部们、包括商务企业也投资建设抽水蓄能,尽快加速解决当前的调峰问题。

5.随着燃气资源增加，各地多装设燃气轮机

作为配合核电、风电、太阳能发电的调峰机组，又配合避免煤电被迫低出力调峰造成低效、多排污，特别是过多装设煤电问题, 目前燃气轮机比重占4.3%是太不足了。美、日、欧分别占23.8%、27.4%、23.5%，广东电网现有1408万千瓦,可扩建6524万千瓦, 2020年增加到19.9%。能源局"十三五"规划祗将燃气轮机比重由4.3%增到5.5%，希望我国将来第一步将燃气轮机比重增到12%，第二步按燃气资源发展增到20%。我国燃气轮机产业正进入自立国产化，燃气资源又有所增加，特别是将来页岩气的开发潜力巨大，都为我国多装燃气轮机创造条件。而且它是分散式电源，靠近各负荷中心装设，就近供电，热效率达55～60%。而且尽量兼顾供热，大大提高热效率达80%。它不仅解决调峰，且可再降低煤电装机比重，减低排污。

6. 可再生能源的发展也必须有调峰电源配合

2015年我国风电容量达1.31亿千瓦，居世界首位，占全国装机的8.6%，但其年利用小时居世界末位，说明风电发展问题严重，2015年全国风电利用小时仅为1728，弃风严重；关键是在电源结构上缺调峰电源配合。欧洲西班牙、德国、丹麦风电并网装机占全国装机较高，而且其应用率也较高，因有相应调峰电源配合。因此，特别是大型集中式凤电必须同时配备有调峰电源配合。国网公司提出风火打捆，要求配装1.6～2倍于风电的大容量火电机组，以提高输电通道效益，解决风电随机性给电网的冲击，结果迫使大容量火电机组深度调峰,完全违背了节能减排原则,既不科学又不可行。

2015年我国太阳能发电容量为4200万千瓦，占全国装机的2.8%，太阳能发电有两种技术：［太阳能热发电］是将太阳能→热能→机械能→电能；另一是「太阳能光伏发电」，使用半导体光电器件将光能→电能。对光伏发电有两种布局：一是集中式的光伏电站，另一是分散式就地用电，今后应以后者为主。分布式光伏发电应优先开发分散/分布型，在城镇和乡村住宅、工业、经济、公共设施等建筑屋顶建设分布式光伏发电自用，也可供热自用,在建设地点排序上，要优先近负荷中心，也应配合相适应的调峰设施。千万不要在没有相应的调峰措施的情况下，为发展可再生能源而盲目上项目。

对发展大规模的风电和太阳能发电，应考虑同时装设有相应的调峰设施作为政府批准的必要条件,否则就不可行。

7．2016年11月29日中国储能技术与应用大会

安排本人首位发言，《大力发展储能调峰首先是当前合理解决我国电源布局/结构改革的关键》，本报告是本人对能源局新颁发《电力发展"十三五"规划》意见和建议的前一部分。由於能源局开始很重视调峰建设，将使各样调峰设施制作大力发展，尤其使所有调峰设施制造和研究部门特别高兴和重视，都希望得到本人发言稿。从会议的发言内容看，可调峰的燃气轮机自行制造水平已大力发展，不再依靠进口，将使容量增大而降低成本，更使我们将来可多增燃气轮机建设，使各地就地调峰，更合理达到安全经济效果。除抽水蓄能和燃气轮机外，各种储能技术设施都将大力发展，本人报告曾提发展到总负荷的2%，可能更多，但能源局报告未提此种其他储能技术设施。

二．电网发展的关键问题

1. 中国（除台湾一次外）为什么从不发生重大停电？

全球重大停电（每次损失≥800万千瓦）共25次，负荷损失共51122万千瓦。按次数/负荷损失%统计：1次/3.4%为日本核电事故，1次/3.3%为欧洲频率崩溃，3次/7.2%为电压崩溃，20次/86.1%为过于宠大又自由联网的交流系统稳定破坏又崩溃瓦解造成。

必须重视36年来主要贯彻《电力系统安全稳定导则》，才使我国成为世界安全首位的关键，因此今后我国必须继续严格贯彻。因为南方电网继续认真贯彻《稳定导则》，随电源/负荷增长需要，采用直流隔离再分2～3个分区,既缩短交流线路输送距离，又解决交直流并列的不安全问题，已经能源局批准，又计划用直流背靠背再将[广东分东西两个小区]，既能控制短路容量增长，又解决将来更多直流馈入各小区等一系列安全问题。特别是现已实现第一步将云南长距离送广东由交流改为直流，（图1）大大提高整个南网结构的可靠性，并解决交流输电的固有稳定缺陷，原交、直流并列运行时如直流故障，负荷转移到交流就会稳定破坏。所以这个交流改为直流经验现在就值得全国推广。

国网公司则违反《稳定导则》，将原以安全分区的五个大区拟用世界经历棄用的交流特高压再合成一个特庞大区，走上世界严重大停电道路。能源局曾规划保持以直流隔离将它分五大区，但华东,华北等仍要采用又发展交流特高压,不旦极其浪费,而且仍然走上极不安全的重大停电道路。

（1）发展交流特高压破坏各大区内继续再以直流分小区的条件

从南网的发展证明，由於目前各大区面积皆庞大，随着电源和负荷的增长，各大区内将来有必要以直流再分多个小区，南网已开始实现。又如蒙定中建议华东如以直流再分四个小区，投资祗为交特联网的十二分之一，而且更为安全。

（2）违背《稳定导则》「分层」规定

《稳定导则》规定"应避免和消除严重影响电网安全稳定的不同电压等级的'电磁环网'。'电磁环网'指不同电压线路的两端都经高低压变压器相联而环网运行。我国历史上最严重的2006年7月1日华中电网事故就是500/220kV电磁环网造成的，两回500kV线路输送的178万千瓦在线路跳闸后，其负荷完全经电磁环网转移到220kV系统造成华中全网失稳振荡，损失380万千瓦负荷。1996年5月2日华北电网失稳振荡事故，也是由於500/220kV电磁环网造成的，历时1分41秒才恢复同步运行。

交流特高压工程都必须靠500kV网支持才能多送电，结果每隔约300km必须有中间站，构成繁多的不安全1000/500kV电磁环网，又增大500kV网短路电流，结果每回交流特高压的输送能力都不能超过300万千瓦；远还达不到国网可送500万千瓦的宣传。

过去建设500kV电网后，按《稳定导则》规定大部500/220kV电磁环网都已解环运行，不按规定解环的华中电网就发生失稳振荡事故。但交流特高压结构，为了多送电，为了补偿线路无功，中间站和1000/500kV电磁环网必然繁多，又特别不能像500/220kV环网可以解环，将重走华中因电磁环网导至失稳振荡的道路，这是违反导则规定「分层」的事实之一。

(3)交流特高压线路和设备最难抗冰雪灾害和地震

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。

a. 冰雪灾害

交流特高压1000kV线不仅每相为8分裂,一回线共3×8导线,现在全都应用同塔双回,共48导线（表3），而且为降低环境干扰,每相不得不选粗大又昂贵的8×630导线，它比500kV线路所取的4×400导线不仅数量多一倍，而且每根导线更重更粗，同样的覆冰厚度，重量更重,影响更严重。且平均塔高97m(约为1.5倍500kV塔高),塔距又长达530m,更易受风冰影响倒塔损毀,最不安全。

b. 地震

2008年5月12日四川汶川发生里氏8级特大地震时，电压最高的500kV变电站的瓷柱、瓷套根部断裂严重, 包括变压器的高压套管根部断裂、避雷器底座断裂、瓷柱式断路器瓷套断裂、隔离开关支柱瓷瓶断裂等等。

因为都是不粗大的瓷柱、瓷套过高造成头重脚轻，一旦发生强烈地震，使其震动摇摆，造成根部断裂，不可修复，只能更新。220kV设备的瓷柱、瓷套损坏不严重，因为其高度不高。交流特高压变电站更难抗地震，特高压示范工程1100kV设备瓷套更高达11.3m，相当於500/220kV瓷套高(4.6/2.5m)的2.5/4.5倍，头更重脚更轻,地震时更易根部断裂。

交流特高压南阳变电站1100kV设备瓷套高立/头重脚轻（图2）。四川电压愈高的铁塔在山体滑坡时,愈易倾倒；交流特高压线路更难抗地震,因为铁塔更高,在山体滑坡时更易倾倒。

2. 世界发展交流特高压的经历教训

回顾上世纪欧美俄日等为'远距离输电'曾长时大规模研究交流特高压，前苏联为实现交流1200kV的1905km单回路输电，在1985～1994的9年运行中,过电压问题特严重,电晕损耗特大,雷击跳闸特多,不得不在各段线路上都装设100%补偿的并联电抗器,结果一回线路最多只能送160万千瓦，实践证明前苏联经历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。日本东京电力在1992～1999年建成交流1000kV线路共426km,但未建变电站,只能500kV运行。

国网公司在国家发改委2005年北戴河召开的"特高压输电技术研讨会"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"。而在2007年底【国际大电网委员会】在日本大阪召开的《电力系统发展会议》时，蒙定中作为会员作大会报告,以中国(除台湾一次外)从不发生重大停电的电网〈分层〉〈分区〉〈分散外接电源〉安全经验来论证不应采用交流特高压，在会中从东京电力代表得到的回答是："接受了教训，不再升压了"，日本至今也如此。

为什么上世纪欧美俄日经多年研究和实践结果都不再采用交流特高压？因为在直流输电技术上成功地应用可控硅代替了水银整流器,几十年来实践证明它不但既安全又更经济，达到了远距离输电的目的，所以直流输电发展成功，交流特高压既不安全更极其浪费，在世界上确无实用价值了。

2005年联合国经济社会部在纽约发表的报告(Multi-Dimension Issues in International Electric Power Grid Interconnections)指出"交流1200kV曾在俄罗斯的西伯利亚长线路使用，无论如何，超出1000kV时，能承受如此高电压的实际难度、设备和绝缘的代价，都过高而难以采用。" 联合国文件所指包括两个风险：一是技术难度风险，另一是经济代价风险，这是世界上从技术经济上判别交流特高压失败的结论。

此外，联合国文件还从电网结构上指出："长距离输电应用直流，和交流比较，超出600公里都是直流输电的经济距离，而且直流输电比较安全、可靠，有优良的特点。"联合国文件还指出不同交流电网通过直流联网，可以避免同步网本身运行出现的很多技术问题。又引证损失7000万千瓦的2003年美加大停电事故，任何一处故障都影响整个同步网，同步网愈大、线路愈长、电压崩溃和稳定问题愈严重，更会连锁反应导致全网大停电，这是不争的事实。

3.从世界重大停电和我国电网安全经历研究《电网不安全系数》可以定量决定电网的安全水平

全球重大停电共25次，其中 20次/86.1%负荷损失为过於宠大又自由联网的交流系统稳定破坏又崩溃瓦解造成，中国电网电力容量已列世界首位，为什么电网安全也保持世界首位？关键是电网分区而不宠大，分层和分散外接电源而不自由联网，目前我们不但从电网的结构原理定性分析重大停电，而且可从<装机x电网面积 = 电网不安全系数>定量来决定电网的安全水平，此系数愈大就愈不安全。

从表4可见, 世界重大停电都发生在不安全系数为757～8331电网上，而我国各电网的不安全系数在85.4～360.1间, 就从不发生重大停电。南网按《稳定导则》再分区, 如广东再分两区, 则不安全系数由原全网的291.6大减为13.9,如华东电网的不安全系数为152.8, 如<分区>则<上海、浙江>区为10.7, 更为安全。而且我国再分区,还彻底解决短路电流超标和多回直流馈入等所有安全问题。

《装机x电网面积》量决定电网不安全系数, 国网第一步以交流特高压分东/西两大区时分别达到4687/2425；2030年想合成一个世界交流特高压特大区时更达到28110，是世界最严重美加大停电的（28110/4576）6.1倍；成为世界最宠大/最危险/最浪费/最不合理的电网。

国网公司采用交流特高压根本违反世界科学技术实践，违反我国成为世界安全首位的现行《稳定导则》〈分层〉〈分区〉规定，又严重浪费，只为了保持【政治经济垄断】。因为全国继续保持以直流分区，有可能全国改革按〈分区〉电力部门作行政主管，而取消在政治经济上都过於垄断的国网公司，有全国交流特高压一张大网就只能永远保持现有不合理体制结构。

4.以直流替代交流特高压工程的优越性

表5论证即已批准的交流特高压工程造价和如以直流输电代替的造价相比，第一种是华东以交流特高压搭成一个网球拍式的网架（不为长距离输电），我们以直流将华东分4个区的网架与它相比，交特/直流投资=12倍；第二种是长距离输电的交特/直流投资=2.87倍；第三种是按表1综合的交特/直流投资相比为4.28倍，交特工程共多浪费1548亿元，而且采用直流才不违反《稳定导则》〈分区〉<分层>规定，特别保证电网安全。

表5以直流代替现有的交流特高压工程的投资估算方法是来自2012年10月电规总院和西南、中南、广东电力设计院的<南方电网中长期网架结构研究>。

中国大电网发展应该符合限制同步电网规模，将事故危害控制在有限范围内。中国的电网未来的重点发展方向应该是选择远距离、大容量、高效率的直流输电技术，为完善区域主干电网而应随电源/负荷发展而再<分区>。

5.华东电网的发展建议

(1)华东电网以直流隔离分四区代替交流特高压联网的安全经济优越性

按《稳定导则》各大区应采用直流再分区才是将来最安全经济的办法。

就在2013年5月上海《华东四省一市国民经济及电力发展规划研讨会》上，蒙定中针对国网公司〈华东交流特高压联网>，已提出了华东分区的设想。

（2）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》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》釆用直流将华东电网(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。表5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。

（3）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,相当作废了。分区后使全部500kV交流线路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。

（4）华东〈分区〉的基本条件和可行性分析

[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50万千安)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%。曾考虑最大的1200万千瓦直流各1/2分别落於不同区,更可靠满足上述要求。

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。

[c]第一种是应用直流背靠背分区(图3)

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3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。

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。
将来用直流隔离分为四大〈分区〉的总投资不超过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%),不旦经济且运行安全可靠。
（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（实际不可能）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更为安全。
（6）〈分区〉彻底解決短路电流超标问题
    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40～50kA的安全水平；50kA断路器（特别是GIS）不再需要更换为63kA了。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,如装了有的对运行反而起负作用了。

（7）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。

（8）已建华东交流特高压工程建议可改造为直流特高压

今年7月1日，华南电网是我国首次成功实现了云南送广东的原交流500kV输电插入直流背靠背而改进为异步联网，成为直流输电,这一天云南电网由原"并列四直四交"改进为"八回直流"。彻底解决了原交直流并列运行时、直流故障时负荷转移、造成交流系统失稳事故。同时解决云南送出的通道"卡脖子"问题，插入直流背靠背后，云南西电东送则由1925千瓦提升至2455万千瓦，增幅达28%。由於远距离交流输电一是受稳定限制，二是易发生稳定事故，插入直流背靠背而改为直流输电，将得彻底解决。异步联网将彻底解决远距离交流复杂结构的固有严重稳定缺陷，将大大提高了全系统的安全和可控性又提高原线路的输送能力，又解决交流短路电流距超标问题。采用同等异步联网经验将华东交流特高压电网改为直流特高压(图6、7)将取得如下实效：

图6华东交流特高压可改造为直流特高压图7 600万千瓦背靠背换流站接线图

(a) 将交流特高压电网改为直流特高压, 创造了华东可以直流再分4个区的条件，彻底解决1000/500kV交流长距离输电稳定和连锁反应等不安全问题，包括违反<稳定导则>的电磁环网问题，将大大提高全系统的可靠性。

(b) 背靠背工程内因无直流输电线路，可选较低直流侧电压，换流站结构简单可靠，既安全又经济。

(c) 利用直流输电的快速反应可靠性，对电网进行频率控制或功率振荡控制，提高电网安全稳定，也可实现经济调度，可预先规定或随时改变，交换电力可人为控制。

(d) 由交流改为直流，不旦不增加短路电流，而且交流电网得直流隔离，反而可降低原电网的短路电流。

6.关于华北交流特高压工程

国网建议建设的华北交流特高压工程，即锡盟经京津到济南(一纵)、蒙西经京到津(两横中的一横)和榆横经晋中经石家庄到济南(两横中的另一横)，其送电距离分别为730km、608km和699km，送电容量都为600万千瓦。"华北交流特高压电网"投资约1200亿元，其中"一横两纵"约占3/4，"新四条"约占1/4 ；而"华北交流超高压电网"作为替代方案只需约400亿，可以节省约800亿。但华北交流特高压"一横两纵"工程却早为能源局批准而施工了，不可能再改为交流超高压。蒙定中提出如改进华东交流特高压的建议也适用于华北电网，其优点见上述华东电网一样，特别安全。

在现有的华北电网500kV网架上叠加一层1000kV交流特高压网架，网络结构不合理，1000/500kV电磁环网普遍存在，违背了《稳定导则》规定分层的清晰电网结构原则，增加了电网的复杂性，如电网电压又增加一个层次，电磁环网普遍存在增加了各层次的相互影响，电网控制系统更趋复杂，可靠性降低等，按图8改造为直流特高压后，首先就解决电磁环网问题，而且不存在稳定问题，大大加强对电网的控制性和安全稳定水平。

华北电网和华东不同，华东各区将来除接受远来直流输电外，各区电力相当自发自用，分区区间不需要传送大电力，所以适宜分区大大提高可靠性。但华北的北京和天津市主要依靠外送，特别是靠很多密集的交流500kV线路从山西、河北输送电力,所以难以分区，华北祗有采用两个背靠背就可以和山东电网实行分区。

7.直流输电发展的经验和问题

(1)南网按<稳定导则>采用直流输电有效的提高全网的可靠性

南方电网东西距离最长(2000km),以8回直流(2420万公里)和8回500kV交流(约输送800万千瓦)线路并列西电东送的输送总容量, 接近受端负荷的1/3，远大於分散外接电源一般规定的10%。过去一回直流输电曾发生过双极闭锁，如再发生，输电电力转移到并联的交流回路，有可能造成电压崩溃/失稳，从而失去全部西电东送电力，将引起重大停电。要可靠解决这样的重大问题首先要从电网结构解决，光依靠远方自动切机/解列/切负荷等方法难以保证其可靠性，2006年华中电网事故中，所装设的安全自动装置都未起应有作用，可以说它们祗能作为辅助措施。

南网就是从实现同步电网合理规模来解决,规划主网分2～3区，如实现分区后,西电东送广东的500kV交流线路有的改为直流输电,有的等於由长距离改变为中、短距离输电,也解决交直流并列运行的不安全问题，安全重点已由[防止暂态失稳]转为[防止电压崩溃],既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广东运行安全和短路电流超标问题。

    广东直流馈入又快又多,三年来已由五个增至八个逆变站密集珠三角地区，总容量达2560万千瓦,占广东负荷约28%，密集的程度居世界首位,将来还要增加。所以当前和将来的关键是等如何防止长时（绝不能超过1秒）的电压崩溃，否则有像巴西那样造成多回直流站全停的危险，结果全部直流输送功率全部转移到并联的交流500kV线路上而整个南网失稳全停。即使按将来规划南网分三大区,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。所以关键是应用直流将广东电网再分东西两个小区,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,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分别落入不同区,任一区故障祗影响本区直流,更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。同时广东具备继电保护可靠快速切除故障的能力，特别应继续保持无功电力在各级电压网分层分区基本平衡,使各发电机运行力率接近1.0,甚至像沙角C厂和抽水机蓄能等机组在低谷时进相运行，防止长时电压崩溃,导至直流全停的危险。
南网为了保持电网的安全,还特意控制直流输电的容量不超过500万千瓦,一旦双极闭锁全停,电网都可安全承受，南网唯一的云南-广东的牛从直流为
±500kV640万千瓦,为了安全而采用同塔双回2×320万千瓦直流,在2013年9月运行以来从未发生过双回全停,单回双极闭锁停电祗在2015年3月5日发生一次,所以保证安全可靠。

(2)国网为发展交流特高压而错误宣传/发展宠大同塔单回的特高压直流输电

A.国网以"强交强直""先交后直"宣传建设交流特高压

国网公司把三回直流同时双极闭锁停远作为系统规划的前提条件(2013年5月国网公司"华东电网发展情况调研材料"第33页和国网公司华东分部"华东电网发展情况汇报"第28页)。多年运行经历证明，造成直流输电双极闭锁停远有两种原因：

一是从历史实践证明,由於直流本身设备/线路问题造成双极闭锁全停最多的祗可能三、四年或更多年才发生一次,祗可能发生在一回直流输电上，不可能如国网宣传的两回、甚至三回直流同时发生双极闭锁。另外由於交流系统故障导至长时电压崩溃、造成直流低电压保护动作全停,祗有巴西发生过,我国直流受端系统短路电流容量都很强大,继电保护动作快速,直流低电压保护整定值高就可靠,过去直流从不发生巴西式全停,今后更大大改进提高直流低电压保护整定值,且分区后故障祗影响本区直流,不影响他区直流运行。

二是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，很可靠的不会造成直流本身低电压闭锁保护动作停运。
"强直弱交"是最合理模式，而"强交强直""先交后直"是为构建交流特高压宠大电网一个导致重大失误的错误宣传，应当予以摒弃。我们认为应当继续强化以现有六大区域交流电网为基础的合理电网结构，"分层、分区、分散外接电源"区内设三道防线，区域电网之间，用直流互联。随着发展如南网那样还应以直流隔离再分多个分区，又如蒙研究华东如应用直流再分四个区则更为安全,而且投资仅为交流特高压工程的十二分之一。对将来不断增长的负荷/电源,既解决短路电流超标,又加强分区电网安全运行，又沟通了电网之间联系，发挥互联网效益，同时也控制同步电网规模，这样的电网结构就可以从源头上阻断相邻电网故障传播，控制事故范围，防止发生全网崩溃瓦解的大停电事故。

没有必要为了"强交强直""先交后直"耗费巨资建设交流特高压的宠大不安全电网。因此，全面分析 "强直弱交"的优势十分必要。"强交强直" 违反现行【稳定导则】已构成了堪称当今最复杂最不安全的电磁环网，我国有史以来最严重的2006年7月1日华中电网失稳事故就因电磁环网发生的，损失负荷380万千瓦，占全网6.3%。

  B.国网发展宠大的同塔单回直流输电以争取有交流特高压建设支持

国网公司为了发展交流特高压，发展庞大的直流输电，以宣传要有交流特高压才能支持，结果建设8回±800kV直流（其中500、640、720千瓦各一回，800万千瓦5回）和首回±1100kV直流，都祗采用同塔单回方式，不考虑采用南网既经济又特别安全的同塔双回方式。

从国家电网报了解2016年1月11日国网公司"±1100kV准东-皖南特高压直流输电工程开工动员大会"在京召开。工程起点位于新疆昌吉回族自治州，终点位于安徽宣城市，输送容量1200万千瓦，线路全长3324公里，送端换流站接入750kV交流电网，受端换流站接入500kV交流电网。工程投资407亿元，于2015年12月获得国家发改委核准，计划于2018年建成投运。蒙定中阅后曾多次建议上报能源局和国网公司领导。

a．蒙对直流输电计划《一送一收》改为《同塔两送两收》的建议从安全经济上全面研究，如果从原直流输电计划《一送一收》改为《同塔两送两收》，将使各受端电力适应减半将会更安全又经济的在最缺电的两地接受，并将大大减少50%直流线路线损，特别安全有效防止庞大《一送一收》直流输送全停造成重大事故，安全经济效果突出,很值得各位领导慎重研究决定。

b.建议同塔双回直流输电工程起点相同, 但受端应直达负荷中心，分别是最缺电的江苏和浙江，各受600万千瓦电力，不应单回集中落点不缺电的安徽，再通过特高压和超高压交流线路各超省远送。

c.如按原计划单回1×1200万千瓦直流突然故障或双极闭锁,损失很大，对电网冲击严重；改为双回2×600万千瓦后，一回故障或双极闭锁，祗损失600万千瓦，电网尚可安全承受。而同塔两送两收的直流会否有全停的危险呢？一般是倒塔才发生，但广东八年来，500kV交流和直流从末发生倒塔；特别是南网唯一的云南-广东的牛从同塔双回±500kV、2×320万千瓦直流在2013年9月运行以来从未发生过双回全停, 单回双极闭锁停电祗在2015年3月5日发生一次。总之，庞大容量又特长距离的直流由单回改为同塔双回的关键是大大降低安全风险危患，从技术分析和南网实践证实同塔双回直流全停比单回直流停电机率少很多，所以直流改双回必然比单回安全多了，既优化分散电源又直达负荷中心的电网结构，又防止重大停电事故。

d.如单回1×1200万千瓦直流落点位于安徽宣城市，比一般的大电厂容量还大2～4倍，安徽并不是主要缺电省，必须复杂、不安全又增大线损的通过交流特高压和超高压线路远距离送出。因此，合理的办法还是将华东直流受电改为江苏和浙江两处分别为600万千瓦，在逆变站交流侧再分两母线各输出300万千瓦，才会既安全又经济。

e.直流从新疆到华东线路全长3324公里，线路损耗必然很大，单回直流输送1200万千瓦，线路损耗还决定於导线截面的选择，可能大到10%，如将直流由同塔单回1×1200万千瓦改为双回2×600万千瓦线路，并保持原导线截面，则线路损耗减少一半,例如线路损耗由10%可降到5%，相当线路损耗减少60万千瓦，可见长期经济效果非常突出。

蒙曾将本文将单回直流改为同塔双回直流的建议发给北京/南京/广州的直流输电科研/制造专家徵求意见，他们祗有赞同、没有任何人反对。 

直流输电工程由《单回1×1200万千瓦》改为《同塔双回2*600万千瓦》必将大大降低整个直流全停机率，特别安全。双回直流比单回直流又大大降低线损,对特长3324公里直流特别需要。直流分散落点直达江苏、浙江负荷中心最安全又经济, 避免单回特大容量直流降落不缺电的安徽，既复杂又不安全、不经济的还要经交流特高压和超高压线路远送外省。

 由单改双的直流建议是曾於2016年3月15日向能源局郑栅洁副局长和电力司领导们汇报内容之一，国网领导还专门派研究院长到蒙家研究，但很遗憾的这一合理的建议向能源局领导们汇报时得到支持，但却任国网所为。国网已建的±800kV直流500/640/720万千瓦各一回，800万千瓦共5回，包括上述的首回±1100kV 1200万千瓦直流，也根本不接受蒙改为同塔双回建议。国网坚持全部都为单回直流，决定问题不是科学技术，因为国网发展直流庞大单回工程，一旦故障损失庞大，都宣传需要交流特高压电网支持才成，其实采用同塔双回直流既安全又降低线损一半，确实为长距离输电发展同塔双回直流可以完全合理代替采用交流特高压。

三. 结语

请各级领导了解和重视调峰首先是合理解决电源布局/结构改革的关键，30多年来我国电源发展快速现已居世界第一位，但在电源资源上，没有依负荷需求构建合理布局与科学的峰荷、腰荷、基荷电源比例。2015年除常规水电(19.4%)发展基本正常外，其它皆存在严重问题：过多煤电(58.8%)严重污染居世界首位、发展核电过慢过少(1.8%)、发展抽水蓄能(1.5%)和燃气循环发电(4.3%)严重不足、发展风电(8.6%)和太阳能(2.8%)缺乏必要调峰设施配合而严重弃电。所以只有合理电源布局，合理调峰，才能真正实现节能减排、安全经济的目标。

能源局现发布稿很重视调峰，"十三五"开始将彻底解决，将抽水蓄能由原2015年2303万千瓦增大到8303万千瓦,增幅3.6倍；又将燃气机组由原6600万千瓦增大到11000万千瓦，增幅1.7倍；充分发挥大增调峰设施的效果，其效果还可将煤电年利用小时由4329提高达到近6000小时，更将可大减煤电装机11000万千瓦以上，可节约投资11000x 3500元/千瓦 = 3850 亿元,而新装抽水蓄能(6000 x 3500元/千瓦 = 2100 亿元)和新装气电(4400 x 2900元/千瓦 = 1276亿元)共需3376亿元，因而可节约474亿元投资，而且如多减煤电建设，则节约更多，而且结果使全国煤电大大提高利用小时，都高效安全运行又大减排污,所以需高度重视调峰才能优化全国电源结构。不仅节约投资,而且使全国煤电大大提高利用小时，都将高效安全运行又大减排污。

为节能减排，应大力减少煤电比重并提高煤电发电效率，加速发展核电。加大加快水电(包括抽水蓄能)清洁能源建设，既降煤电比重，又更多承担调峰,随着燃气资源增加，多装设燃气轮机,可再生能源的发展也必须有调峰电源配合。

  因为南方电网继续认真贯彻《稳定导则》，随电源/负荷增长需要，采用直流隔离再分2～3个分区,既缩短交流线路输送距离，又解决交直流并列的不安全问题，已经能源局批准，又计划用直流背靠背再将[广东分东西两个小区]，既能控制短路容量增长，又解决将来更多直流馈入各小区等一系列安全问题，现已实现第一步将云南长距离送广东由交流改为直流。

国网公司则违反《稳定导则》，将原以安全分区的五个大区拟用世界经历棄用的交流特高压再合成一大区，走上世界最严重大停电道路，现能源局规划保持以直流隔离将它分五大区,但华东,华北等仍要采用又发展交流特高压,不旦极其浪费,而且仍然走上极不安全的道路。蒙定中现已提出将交流特高压改进为直流特高压的建议，完全解决电磁环网等所有的不安全问题，特别是华东电网可以直流隔离分四个小区，缩短了全部交流500kV线路长度及范围,特别安全又大减短路电流。

我国将来完全应以直流替代交流特高压工程,这早已为上世纪世界的发展规律，表4论证即已批准的交流特高压工程造价和如以直流输电代替的造价相比，第一种是华东以交流特高压搭成一个网球拍式的网架（不为长距离输电），我们以直流将华东分4个区的网架与它相比，交特/直流投资 = 12倍；第二种是长距离输电的交特/直流投资 = 2.87倍；第三种是按表1综合的交特/直流投资相比为4.28倍，交特工程共多浪费1548亿元，而且采用直流才不违反《稳定导则》〈分区〉<分层>规定，特别保证电网安全。

国网发展宠大的±800kV直流输电共8回(其中5回800万千瓦)和正在施工的±1100kV、1200万千瓦都采取同塔单回方式以争取周围有交流特高压电网建设支持。从科学安全实践研究,宠大的直流输电都应采取同塔双回方式,一是防止单回的大容量直流易於全停,同塔双回可以分散接入两个受端最安全又经济,又使线损减半，南网实践证明双极直流运行从末全停，符合《稳定导则》<分散外接电源>的安全规定,而且使直流受端更灵活又安全经济的分散接入才合理。国网坚持全部都为单回直流，决定问题不是科学技术，因为国网发展直流庞大单回工程，一旦故障损失庞大，都宣传需要有交流特高压电网支持才成，其实采用同塔双回直流既安全又降低线损一半，确实为长距离输电发展同塔双回直流可以完全合理代替采用交流特高压。

附件1蒙定中简历

本人於广东1927年1月出生,1950年上海交通大学电机系毕业，应组织号召到东北工作，包括苏联援助 "东北电网改造工程"，电网事故分析,距离保护改造等。

由於中国1970 - 1980年发生210次停电事故, 1978年调电力部组成5人工作组，调研国内以及世界大停电事故，1981年建立"电力系统安全稳定导则"，又建立了全国 "继电保护四统一",全国贯彻至今完全防止了重大停电。1989年退休前为电力部生产司的处长,教授级高工。退休后1989-2001年筹建广东沙角C 3台66万千瓦电厂和运行,也取得电厂实践经验。

作为国际大电网会议(CIGRE)和美IEEE的会员，曾参加巴黎1988及2004年CIGRE大会,各作5次大会发言,也参加2004年纽约IEEE电网会议。大会发言和报告针对2003年美加大停电，按"稳定导则"设立的第三道防线 - 事故时保持系统完整性、不能瓦解，作为防止电网连锁反应大停电的建议和理念。在纽约曾直接向北美电力可靠性委员会(NERC)建议修改他们的规划准则和继电保护的设计原则，但他们的理念和我国不同，未有接受。但CIGRE重视这一理念，己将"保持系统完整性防止连锁反应的电网大停电"列为2006年CIGRE大会议题之一，徵求全世界围绕此议题报文章和大会讨论。2016年10月8日收到美IEEE电机学会总裁的祝贺信，任命本人为"Life Member"，可能2016年4月本人作为会员以英文写三个报告送美IEEE和CIGRE国际大电网领导。

(1) National AC UHV Network Development by State Grid Corporation would be Complete Destruction of China as the World's Leader for 35 years of Power System Security (国网公司发展全国交流特高压电网将彻底破坏中国35年来在世界上的电力系统安全首位)

(2)China's Power System and Relay Protection Technique in Preventing Blackout for the World(为世界防止重大停电的中国电力系统和继电保护技术)

(3)How to Construct Safety and Economic《World-wide Energy Connecting System》 (怎样建立安全和经济的《世界能源互联网》- 主要针对刘振亚宣传，本人提出国家间电力互联祗能用直流)

2005年6月应国家发改革委邀请，参加了北戴河"特高压输电技术研讨会",首位反对全国交流百万伏联网并建议以直流输电作为远方电源输送和联网的主要办法。10年多来一直为此工作，多年来南网邀请参加电网发展规划会议，并接受本人再分区的建议。为<支持直流反对交流特高压>坚持工作超过10年多,才得到能源局新任不久的郑栅洁副局长重视,在2016年3月15日专请本人向他和电力司的司、处长们汇报。在2016年11月11日又收到能源局《电力发展"十三五"规划》（发布稿）后，又在11月18日送交本人[对新颁发的电力发展"十三五"规划意见和建议]，在2016年12月5日专请本人向电力司的司、处长们汇报。能源局在2016年12月13日向本人发一封《感谢信》，"在规划研究编制过程中，您积极参予了相关工作，对规划出台予了大力支持，…希望今后能得到您更多的支持和指导"。