“强直弱交”问题研究

蒙定中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2015年6月30日

一、交直流运行的相互影响

“强直弱交”问题研究首先应弄清交直流的相互影响，因为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）。南网公司、电力规划设计总院和西南、中南、广东电力设计院的有关南网规划报告则把两回直流同时双极闭锁停远作为系统规划的前提条件。

前提条件对系统规划的安全、经济的影响非常重要；应按三十多年来我国包括世界的直流输电运行实践研究，到底是怎么原因发生过双极闭锁？何种原因会使直流只能一回发生双极闭锁？何种原因会使直流多回发生双极闭锁？我国有史以来从未发生过两回直流同时双极闭锁，将来也没有可能发生？除非如我国唯一的云南—广东的“同塔双回”直流输电才有可能发生。

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，由于直流本身设备/线路问题造成双极闭锁全停只可能三、四年发生一次，只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。另外由于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，只有巴西发生过，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可靠，过去直流从不发生巴西式全停，今后更大大改进直流低电压保护整定值，且分区后故障只影响本区直流，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%，在180～320ms时完全恢复100%。说明故障切除快，远低于直流低电压保护的时间整定值，就不影响运行。经和南瑞和中电普瑞公司直流制造公司的博士、专家们研究，直流站的交流低电压保护不需要，而直流低电压保护的电压定值可要求降到10%，时间增大为8秒以上。所以也不可能发生因交流系统故障造成多回直流同时双极闭锁故障停远。

如系统缺乏足够的动态无功储备，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合理，才会动作造成双极闭锁全停。巴西

2009年直流受端电压崩馈，电压波动性降低，两回直流共四套直流低电压保护

整定不合理（整定直流电压48%；时间2秒），才陆续双极闭锁，造成了巴西重

大停电。我国大容量直流受电地区短路电流水平都达40～60千安，说明有足

够的动态无功储备支持，不会发生电压崩溃。

实际证明我国交流系统故障都将被快速切除，根据2006～2014年七年来广东500kV线路共发生592次故障，占97.3%的单相故障大都在0.06秒内切除，个别也不超过0.08秒，占4.6%的两相故障都在0.05秒内切除，从未发生三相故障。全国保护水平和广东基本相同，即使发生三相故障也是个别的，但国网、规划院和多个设计院又把三相故障同时开关拒动作为规划条件。

脱离实际、不弄清交、直流运行的相互影响是为“不交不直”、“先交后直”创造条件。所谓两回甚至三回直流同时双极闭锁停远，不仅为交流特高压三华联网创造理由，且对将来500kV电网规划造成不合理的浪费。

二、论证“强直弱交”，直流输电根本不需要交流特高压支持

直流输电完全可以满足我国电源基地远距离、大规模输送的要求，不需要交流特高压支持。2015年八个直流逆变站密集珠三角地区，容量达2560万千瓦，占广东负荷的28%，居世界首位，运行安全，根本不需要交流特高压支持。

2010年6月电科院“受端电网构建研究”报告，借用2008年国际大电网委员会(CIGRE)发表的直流B4-41工作组专门为直流多落点安全的报告，提出故障时影响电压降的“多馈入直流短路比”理论，认为只有交流特高压才能支撑多馈入直流安全受电。该报告还指出，500kV网如发生两回路“N－2”故障，电压低使直流运行难以恢复。2010年6月国家电网公司也已将上述内容列入《关于我国电网发展若干重大问题研究》的国网报告。

2011年6月30日电监会主持的《特高压座谈会》上，电科院代表重申500kV电网无法解决多馈入直流带来的受端电网安全稳定问题。主要是两个问题：一是两回直流同时双极闭锁故障引发的连锁反应；二是交流“N-2”故障。

国网/电科院借外短路比理论宣传，但南网专家则科学务实论定，末达目的；电科院又以“两回直流同时双极闭锁”和交流“N-2”故障来宣传，这都是不考虑安全经济又脱离科学实际的方法来蒙蔽不熟悉直流输电的人们，以争取交流特高压起步工程得到批准。

1. 直流输电的运行经历

直流输电在运行中经历过两种故障。

(1)直流本身造成的单极/双极闭锁

主要是直流站设备或直流线路故障造成，单极闭锁每年可能发生1～2次，只中断一半输电电力。双极闭锁相当全停，但机率很低，例如南网2001年3月8日天平直流、2001年4月4日天广直流、2002年8月14日天广直流和2005年5月8日贵广直流各发生一次，既然一次双极闭锁也很难得发生，为什么电科院却以“两回直流同时双极闭锁”来宣传交流特高压？不是脱离科学实际吗？

(2)交流系统电压崩溃造成直流双极闭锁全停

巴西最严重的1999年3月11日和2009年11月10日重大停电，都是依泰普Itapu水电站送出三回交流750kV线路跳闸（1999年是由于5回交流440kV线故障造成失稳使之跳闸；2009年是由于本身故障跳闸），造成受端失稳/电压崩溃，Itapu送出的两回直流受端低电压保护（整定直流电压0.48p.u.；2秒）陆续跳闸，造成了巴西重大停电。

我国直流逆变站都接在短路容量强大为50千安（有的发展为63千安）的500kV电网，对应300/500/720万千瓦直流输电的短路比(SCR)为14/9/6，SCR＞5即为高短路比，具备较高的安全基础，而且我国保护水平高、故障切除特快，又有大量发电机快速励磁支持，并有低压/低频減载作后备，自行解决，根本不需要交流特高压。

2. 国网借助“多馈入直流短路比”宣传交流特高压才能支撑直流的安全？

2008年国际大电网直流输电的总报告发表了直流B4-41工作组专门为多馈入直流受电而制定“直流相互影响系数MIIF”，和“直流相互影响短路比MIESCR”：

直流短路比=（系统短路容量）/[某一直流容量i+∑（MIIFji×另一直流容量j）］

认为强大的交流电网会得到较低的MIIF值和较高的短路比，直流站相互影响不大，可以理解这仅仅是直流落点相互影响的一个系数。

2010年6月国网公司和电科院报告，都片面的用这理论大做文章，成为多馈入直流受电必须要有交流特高压才能保安全，都把华东11个直流逆变站的交流特高压和500kV方案按短路比理论列出比较，结果认为特高压方案短路比高，支撑能力强；500kV方案短路比低，支撑能力弱，所以得到多馈入直流受电必须要有交流特高压才能保安全的结论。

2010年8月底在巴黎召开的国际大电网会议，南方电网专家专门针对直流B4-41工作组的这个理论，发表了B4-304《直流多落点系统的直流强度相互影响》报告，认为这个理论对分析多馈入直流的安全不起有效作用。结论认为“它们的新短路比与原有的比较对研究直流闭锁没有优点；也不能有效确定电压降造成直流输电损失；它只是模拟参数，对电网规划和直流选址都不会提供有用信息”，这是南网专家们一个实事求是又科学的正确结论。

短路比(SCR)高低主要决定于直流逆变站交流侧的短路容量，我国直流逆变站短路容量大，都具备SCR＞5的条件，一是故障时各逆变站交流侧电压不致过低，二是故障切除后有更多的发电机输出无功支持，使直流在故障瞬时换流失败后快速恢复。目前全国直流逆变站大都接在500kV网，随着大量发电机组的增设，其短路容量一般都已达到50千安上下，而且增长势头不减，以至近年不断装设遮断容量为63千安的断路器，断路器的遮断容量成了限制电网短路容量继续增加的决定因素，电网短路容量将来最高只能达到在断路器遮断容量限值63千安以下。逆变站500kV网的短路容量已经足够大了，为限制短路容量，还得增设可控硅控制的限流器和改善网路结构。因此，500kV网的短路容量，不论网上有无叠加交流特高压，仍决定不能超出断路器切断电流值，不受交流特高压的影响。这就是所谓的500kV方案，其短路容量基本都应在50～63千安上下而变动范围较小。

什么是国网/电科院称可大大提高短路容量/短路比的特高压方案？是否就是把直流逆变站交流侧直接接到1000kV特高压？只有这样的才能大增短路容量，但这样作从技术和经济上判别都是不科学、不实际又不合理的：

(1)受端负荷都在500kV网，如直流送到1000kV网，则必须花大量投资去建1000/500kV降压变电站，若按输送300万千瓦估算，则浪费约25亿元，也使电网结构复杂化，增大输电阻抗和不必要的变电损耗。

(2)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是不可行的，风险太大，且大增投资，毫无必要。

(3)何况增大短路容量/短路比并不是解决直流安全的关键，为什么要浪费大量投资和难以解决的风险仅仅就是增大短路容量？这样的特高压方案真是异想天开。

南网专家己判别上述短路比毫无实用价值，而且南网根本不用交流特高压，多年实践证明直流逆变站接入500kV网已是既安全又经济的最佳方案。

3. 国网/电科院又以两回直流双极闭锁和交流“N-2”故障，宣称只有交流特高压才能支持直流安全运行

在2011年6月30日电监会主持的“特高压座谈会”上，电科院代表宣称了下述理由。

(1) 两回直流同时双极闭锁故障引发的连锁反应

直流输电双极闭锁有两种情况：一是直流本身设备、控制保护异常和直流线路故障引起。按上述南网的直流输电运行为例，直流输电双极闭锁罕见，对国内绝大多数的直流单回塔输电，更不可能由于直流本身问题造成两回直流同时发生，除非是目前唯一的同塔双回直流云南溪洛渡～广东输电(2×320万千瓦)。二是由于交流系统电压崩溃引起多个直流双极闭锁。电科院指的两回直流同时双极闭锁故障引发的连锁反应，应指的是前一种情况，就完全不符合实际，因为第二种情况是电科院所指的交流“N-2”故障。

(2) 交流“N-2”故障

靠近直流站的交流系统故障必将造成直流双极闭锁，但故障都将在短于0.1秒快速切除，如系统的短路比大时，我国都为大于5的高短路比，交流系统电压即瞬时恢复，直流瞬时双极闭锁后立即恢复运行。只有短路比低的系统电压恢复需要时间，相当于直流短时双极闭锁，只要这个短时不超过直流输电的直流低电压保护的整定时间，国网按ABB设计只在整流侧装设的直流低电压整定为50%电压，动作时间为4秒，另有帶电流段保护则整定为低电压50%，过电流30%，动作时间0.4秒；南网按西门子对整流/逆变侧直流低电压整定均为25%，动作时间分别为1/3秒。从防止电压崩溃造成直流全停的条件比较，国网/南网直流闭锁的最短动作时间分别为0.4/1.0秒，均大于交流侧故障切除0.1秒时间，低电压整定分别为50/25%；可见南网的防止电压崩溃能力比国网强。

电科院利用仿真来表示非“强交”不可，但所谓交流“N-2”故障是单/双/三相中的何种故障？故障是多长时间切除的？短路比又是多少？故障后系统电压为什么不能立即恢复？有何不正常的原因？如果按正常短时切除“N-2”故障，多年实践证明直流即恢复运行，这根本和交流特高压毫无关系。

2006年7月1日华中电网事故经历了“N-6”造成全网失稳振荡，不旦不影响直流运行，各个直流既发挥失稳不能波及华东、华南和西北的作用，又发挥了促进恢复同步运行的作用。

4.500kV电网是支撑多馈入直流既安全又经济的最佳方案

30多年来实践已证明贯彻《电力系统安全稳定导则》的〈三分结构〉〈三道防线〉以及〈无功分层分区就地平衡〉等规定的500kV电网是支撑多馈入直流既安全又经济的最佳方案。

(1)〈分层〉〈分区〉〈分散外接电源〉的电网结构

半个世纪以来全世界发生了25次重大停电(≥800万千瓦)，为什么我国除台湾1次外，从不发生？因为我国贯彻了《稳定导则》。而『三华特高压联网』首先违反导则〈三分结构〉的规定，本身不安全，更不可能安全支撑多馈入直流输电。

我国目前发展直流输电规模居世界首位，按〈分散外接电源〉规定包括两部分，分散之一是「点对网」结构，即直流必须独立直送受端网，不应和交流并列输电，否则当直流双极闭锁必然将负荷转移到交流系统而失稳，光依靠安全自动装置是不可靠的，2006年7月1日华中电网失稳事故中，大部安全自动装置都不起作用。分散之二是一回直流（包括同塔双回）的输送容量应小于受端负荷中心负荷的1/10，即使其双极闭锁，也不会造成受端频率崩溃。建议目前各电网必须贯彻《稳定导则》此项规定，尤其发展特高压直流电压愈高、容量愈大，必须和受端负荷中心相配合。

(2) 加强500kV电网切除故障水平，是防止电压崩溃，保直流安全的首位措施

表1列举了广东500kV电网9年来从不发生三相短路，即使发生占4.6%的两相短路也能在50毫秒内切除，说明既保直流安全，又有根据的可以充分发挥现有和将来规划的500kV电网输电的潜力？

表12006～2014年广东500kV电网故障类型和切除时间分析

故障

(次数；%) 故障类型

(次数；%) 各侧断路器切除次数 故障切除时间(毫秒ms) 分析

   40 50 60 70 80 

线路

592；

100% 单相瞬时

433；73.1% 862 445 201 53 4 4 单相故障占95.4%；重合成功率为76.6%；97.3%单相故障都在60ms内切除

 单相永久

132；22.3% 357 208 101 13 5 2 

 两相故障

11；4.4% 58 44 13 - - - 无三相故障；两相故障仅占4.6%，且都能在50ms内切除

 三相故障

0；0% 0 - - - - - 

母线5 单相接地5 7 5 2 - - - 100%为单相接地，都在50ms内切除

变压器24 单相接地23，三相1 25 5 12/1 4 1 1 95.8%为单相接地，个别为80ms切除

线路电抗器3 单相接地3 7 3 - - - - 40ms切除

按30多年来暂态稳定以100（后改90）毫秒切除三相短路的规定，必然长时间限制了长距离线路的输送潜力，并浪费投资。即使长线路的输送不考虑三相短路而万一发生，一旦失稳也会约在1秒内恢复同步，不会造成大停电。

(3)充份发挥发电机的「自并励励磁系统」瞬时输出紧急无功电力-解决暂态电

压崩溃

广东60万及以上千瓦发电机组共29台，除核电和沙角C厂外，一共22台（占76%）都采用了「自并励励磁系统」，系统出问题使发电机出口电压异常下降时，它们即快速反应，即瞬时（0.02秒）高起始响应，输出紧急无功电力，防止暂态电压崩溃，对支撑多馈入直流远行特别有效。所以，我国大机组都宜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，没有过去旋转的励磁机，既可靠又缩短发电机轴。但另一类为「他励式励磁系统」，不论它用直流励磁机或交流励磁机，结构复杂，系统出问题，却要在其出口电压降低到80～85%时才起动强行励磁，反应慢，作用较差。系统中如装有静止无功补偿器STATCOM，也能快速反应作动态无功支援，但其价格昂贵，需经技术经济比较确定，即使采用，其容量有限。

(4)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，特别适合直流多落点的需要，

同时在科学上达到最合理的大降线损的目的。

国际大电网SC38工作组报告—发电机低励磁运行（高力率甚至进相）提供无功紧急储备，但有降低暂态稳定水平的矛盾，但在密集受端系统内的发电机这一问题并不突出。1987年日本东京电压崩溃事故后，装设尽多的电容器，使发电机高力率运行，常时备有大量无功紧急储备。

目前珠三角处于多个直流输电的受端，主网内部主要为电压稳定问题，因此

主要发电机宜低励磁运行（高力率甚至低谷时进相），在事故时提供快速无功紧急储备。只是对周围边缘地区远距离外送的部分机组使其在较高励磁（低力率）运行。

《电力系统安全稳定导则》和《电力系统电压和无功电力技术导则》早已作

出“无功补偿应分层分区就地平衡”的规定，原则上己明确电网各区、各层电压（包括10～2千伏）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，结果很多电网按其规定的低力率执行，反而达不到应贯彻的原则规定。

真正实现分层、分区的合理无功就地补偿，可增加紧急送到系统无功（发电

机）和半动态无功（开关投切电容器）储备，以应付任何特殊情况，防止电压崩溃。

怎样作到严格无功分层就地平衡？低谷时500kV线路负荷如低于自然功率（100万千瓦），则线路的剩余无功，送端应由发电机吸收，目前只有沙角C/B厂和广州蓄能在需要时主要起吸收无功作用；而受端应由500kV变电所低压电抗器吸收（或长线路的高压电抗器吸收）。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。

5.小结

支撑多馈入直流受电安全的关键是防止交流电网电压崩溃，国网/电科院宣传要交流特高压才能提高短路比/短路容量的借口，根本不是防止电压崩溃的可行措施。因为各个500kV电网发展比较成熟，短路容量接近并已受到断路器遮断容量限制，反而需要研究限制短路容量的措施，因此研究提高短路比来支撑直流多落点是不符合实际的。

电科院又以两回直流双极闭锁和交流“N-2”故障，宣称只有交流特高压才能支持直流安全运行，历史证明由于直流的本身设备和线路问题从来不会发生两回直流同时双极闭锁的事实；交流“N-2”故障也是一种虚假的“仿真”手法来宣传只有“强交”才能支持“强直”，国网为了“强交”得到政府的批准，又提出“先交后直”的要求，这似乎是一种“不交不直”的压力。

南方电网成功采用直流输电远距离西电东送，而且已为多馈入珠三角的直流受电安全作了大量工作，积累了大量宝贵的建设和运行经验，所以南网专家们对国网/电科院宣传的短路比理论认为毫无实用价值。多年实践证明南网公司8个直流逆变站密集珠三角地区，总容量达2560万千瓦，占广东负的28%，居世界首位，运行安全，根本不需要交流特高压。华东和其他地区的直流逆变站都不如广东那么密集的大容量，更不需要交流特高压。

三、批判国网公司以“强交强直”“先交后直”构建交流特高压电网的错误主张

国家电网公司从2005年3月以来，为了达到建设以交流特高压为核心的国家电网，利用高度垄断管理体制和过度集中的手中权力，通过各种媒体和会议不断宣扬“一回百万伏交流特高压输电线路输送功率可达500万千瓦，为500kV的5倍”，“试验示范工程投产，标志着我国在远距离、大容量、低损耗特高压核心技术取得历史性重大突破”，“采用特高压交流联网，不仅不危害电网安全，反而会显著提高电网稳定水平”等等言过其实、混淆视听之词，国网公司的错误行为，理所当然的遭到业内专家的强烈质疑和反对，据了解还有许多从事实际工作的工程技术人员赞成我们的观点，只是因为面临压力不便公开表态，但同时也确实蒙蔽了许多不明真相的同志。经过十年来实践检验，在客观事实面前，国网公司原来高调宣扬的效果，已无法兑现。如1000kV交流特高压试验示范工程，只能送200万千瓦左右，特别是大容量、远距离、高效率日益显示出直流输电比交流特高压具有明显的优势，在这种背景下，国网公司又提出“发展特高压必须坚持‘强交强直’、‘先交后直’的论调，（国网公司这里指的是交流特高压）针对这个问题，我们作了认真地研究与讨论。报告如下：

1.国网公司提出“强交强直”、“先交后直”的基本原则，作为发展特高压直流输电的前提，没有理论和实践的依据，违背了科学发展的本质要求。其目的就是要扰乱政府决策，捆绑政府政策，为构建“三华电网”、“全国一张网”开绿灯，继续编造舆论。

(1)实践证明，直流输电在技术经济上的明显优势和越来越广泛的应用，已成为目前电网中、长距离输电技术发展的主要趋势。

继上世纪我国葛洲坝到上海、天生桥到广东两项工程建成之后，最近我国的直流工程已发展到世界首位，而且当今世界上电压±800KV最高，输送容量（800万千瓦）最大的多个工程在我国已投入运行，为“十二五”提出的发展大容量、远距离、高效率先进输电技术提供了宝贵的经验。实践证明，直流输电具有明显的技术经济优越性，它没有多个交流系统相连带来的稳定性问题，已充分显示了它比交流特高压输电有明显的优势。

(2)国网公司为了推行交流特高压建设，利用手中权力，极力阻止建设交流500kV输电工程，执意要国家核准存在极大争议的交流特高压工程。如“三西”和锡盟能源基地的电力就近送京津冀鲁豫、四川的水电送重庆、浙江与福建的联网工程，用交流500kV输电是经济合理的。该上的项目阻止上，却对不该上的交流特高压工程硬要上，结果造成有电的地区送不出去，缺电的地区用不上，最后把责任推给国家，大叫电网建设滞后。

(3)国网公司以“没有坚强的交流特高压电网作支撑的直流输电是不安全、不可行的”错误结论为依据，坚持要将交流特高压工程先于直流特高压工程捆绑式发展。

最近国网公司及其所属科研单位提出的《我国电网稳定及安全性研究报告》利用国家推进直流输电工程建设的时机，以错误的计算结论为依据，硬要将交流特高压工程与直流特高压工程捆绑发展。如对建向家坝—上海、锦屏—苏南、锡盟—江苏，溪洛渡—浙西等特高压直流工程，提出相应需建淮南—浙北—上海，淮南—南京—上海，锡盟—南京，四川雅安—皖南，蒙西—长沙、靖边—连云港等交流特高压工程，最终于2020年形成“三华”“五纵六横”的交流特高压网架。据我们了解、分析，这个研究报告的结论是根据许多不合理的基础条件和错误的计算得出的。根本不能作为科学决策的依据。

至今为止，世界所有大型电网，都没有提出要交流特高压电网作为发展直流工程的前提。

国网公司现在提出“强交强直”、“先交后直”发展特高压基本原则是错误的。其实质仍然是要为构建“三华电网”、“全国一张网”开绿灯，造舆论，并以此来扰乱政府决策，捆绑政府政策。希望决策部门为人民用好权，对国网公司强势推行的错误作法坚决予以制止。

2.南方电网多年来西电东送实践经验证明，没有交流特高压电网，500kV电网完全能够有效地解决多馈入直流带来的受端电网安全稳定问题。

南方电网是我国采用直流输电最多的电网，西部水火电送广东用电中心，距离一般在1000-1500公里，“十二五”规划，广东将接受省外远距离8回直流输电2560万千瓦，根本不需要用交流特高压作为建设直流特高压的支撑。南方电网的经验，可供借鉴：

一是，受端电网是直流输电的立足点，要有结构合理的500kV坚强网架。

最近研究广东以直流隔离分东西两小区，更适应多回直流的安全馈入。

二是，直流输电也必须把安全放在第一位。输电电压和输电规模取决于受端电网的承受能力，如云南小湾水电站送电广东，直流电压为±800KV，最大送电能力可达640万千瓦，但结合广东实际，从供电安全出发，决定送电能力控制在500万千瓦。又如溪洛渡水电站送电广东，没有采用一条±800KV直流输电640万千瓦方案，而是采用±500KV同杆并架双回直流输电2×320万千瓦的方案。

国网公司及所属科研单位在决定直流输电规模时存在概念性的错误：认为一条线路或一条走廊的送电能力只要不超过受端电网最大负荷的10%都是可行的，电压定得越高越先进。没有把安全放在首位，忽视了受端电网承受能力，混淆了网和点的区别。不研究网的承受能力，这就是国网及其所属电科院发生错误的根本原因。

国网公司最近提出“强交强直”“先交后直”，其实质是又一次要为构建交流特高压“三华电网”甚至于“全国一张网”制造新的舆论。对其弊端和危害决不要掉以轻心。

一是全盘否定了我国几十年来电网建设总结的基本经验。二是彻底打乱和破坏了我国长期形成安全合理的电网结构。三是重蹈国外庞大交流自由联网频繁发生重大停电事故的覆辙。四是必将为电网发生连锁故障，多米诺骨牌效应，为电网的崩溃瓦解，导致大停电埋下严重隐患。

我们曾多次呼吁国家有关决策部门，对“三华电网”给全国经济社会带来的安全风险和造成的危害、埋藏的隐患决不要掉以轻心，希望从维护党和国家全局利益出发，对国网多年来散布的一系列错误论调、错误主张不能再迁就，以防止国家重大经济政策，重点工程项目决策失误。我们确信，国网公司要坚持构建交流特高压“三华电网”是一个导致重大失误的错误主张。不惜花国家万亿元巨额投资和纳税人血汗钱，争世界电压最高，同步电网规模最大的世界第一的“政绩工程”，弊端甚多，危害甚大，希望决策部门坚决予以制止。目前对交流特高压“三华电网”争议仍大，但我们坚信，真理总是会越辩越明。

3.任何最大直流馈入华东电网根本不需要交流特高压支持

如果有1000万千瓦直流送到华东，落点必然在浙江、上海、江苏，如2015年三处的负荷/装机为21283/16725千瓦，这个直流全停只占4.5%/6.0%，事故时因有其他直流可以110%过负荷支援，500kV系统又应有6%的紧急备用电源，根本没有问题。和交流特高压毫无关系，为什么要交流特高压才能解决呢？

即使按本人建议，华东电网将<浙江/上海><江苏><安徽><福建>分四大区，已考虑分区后，原来根据华东电网规划最大一回直流为800万千瓦计算，一旦它闭锁停运，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，其值不超过原供电的6%。如上海和浙江都单独分区，一旦容量最大的一回直流闭锁停运，则2015年冲抵后的损失电力分别占原供电的15.7%和9%，但将上海和浙江合为一个区就降到3%，特别安全。如将来再增设更大容量为1000万千瓦的馈入直流也没有问题，一是直流落点增多了，增大了相互支援的能力；二是将来负荷/电源增大，最大一回直流闭锁全停所占的比例也逐步减少。

四、总结

1.“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，又如本人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。

2.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【电力系统安全稳定导则】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%。

3.综上分析可知，馈入直流的安全问题，与交流特高压毫无关系，依靠超高压就足能规避风险，保障安全。也就是说“强直弱交”是最佳模式，足能保障直流的安全问题，无需用耗资巨大的“强交强直”来解决，其效果反而逊于“强直弱交”。

放眼国内外，欧美电网都用500KV等超高压、即“强直弱交”模式保障了外馈直流的安全问题。外馈直流规模不亚于华东电网的我国南方电网否定了交流特高压，依靠“强直弱交”，保障了电网长治久安，而且得了国家能源局的审定。

4.“强直弱交”不但远比“强交强直”安全，而且可以节省巨量资金

“强交强直”与“强直弱交”两种模式的投资差值，就是前者交流特高压工程投资与后者相对应的那部分直流工程投资差值，说到底也就是就是交流特高压与直流投资的比较。迄今己投和经中咨公司评审的7个交流特高压工程，每千瓦、每公里的平均造价约为5.5元/公里×千瓦；而已投的10个直流工程为1.27~2.75元/公里×千瓦之间。