蒙定中：交流特高压必将导致停电灾害

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《稳定导则》，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。2013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。  

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(相当于N-2)，由于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(相当于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《稳定导则》<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，而直流方案只为1968亿元，所以再次否定交流特高压的采用。  

本人认为，华东应学南网经验，外来电力靠直流输送，“分区”解决短路电。  

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)，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9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，只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，只能靠交流特高压电网。  

针对这些理由，本人逐一进行分析。  

1、区外远距离受电可主要依靠直流输电解决。  

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。  

输送容量决定于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只相当于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秤堪比长三角还高，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只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，只是在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，因直流本身问题从未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，只能靠交流特高压电网。  

表一  

从图表可以看出来，一回特大容量直流全停占原供电的比例远小于调度规定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。由于受端负荷都在500kV电网，如直流送到1000kV电网，则必须花大量投资去建1000/500kV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。  

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，就等于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。  

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。  

结语：  

南方电网贯彻《稳定导则》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，又适合于多回直流安全馈入，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于作废，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。  

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《稳定导则》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，未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《稳定导则》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。