一、关于构建交流同步电网
二、关于电网电压等级发展
三、关于交直流输电技术的协调发展
四、关于大停电与电网规模
五、关于特高压电网构建及其安全性
六、“十二五”过渡期特高压交直流关系研究
一、关于构建交流同步电网
世界主要大电网均为交流同步电网。其技术优点是：
(1)所有发电机均以相同的频率同步运行，具有在扰动和故障后自动恢复同步运行的自然属性。电网规模越大，接入发电机越多，抵御扰动和故障冲击的能力越强，供电可靠性越高。
(2)大交流同步电网能够为大型火电、水电、核电和风电基地的接入创造网络条件，网内各种电源和负荷形成自然的强联系，可最大程度地发挥各类电源各个时段的作用，更方便、更经济地实现全网最优化运行，在更大范围优化配置资源，带来巨大的减少备用、减少投资、事故支援、提高可靠性、降低运营成本等综合效益。
因此，交流同步电网的规模不断扩大成为电网发展的客观规律，是世界电网发展的共同经验，交流同步电网的发展已经超越国界、发展到了跨国电网的水平。
1、北美互联电网
北美互联电网是美洲最大的互联电网，服务人口4.4亿、装机规模12.7亿千瓦。由东部电网、西部电网、德州电网和加拿大的魁北克电网四个同步电网组成。
其中，东部电网装机超过7亿千瓦，覆盖面积520万平方公里;西部电网装机2亿千瓦，覆盖面积380万平方公里。
北美联合电力系统
2、前苏联电网
服务人口2.8亿、装机规模3亿千瓦，联接除亚美尼亚外的全部11个加盟国，覆盖面积1000万平方公里。
3、欧洲电网
欧洲电网主要由欧洲大陆电网、北欧电网、波罗的海电网、英国电网、爱尔兰电网等5个跨国互联同步电网，以及冰岛、塞浦路斯2个独立电力系统构成，其中欧洲大陆电网是世界上最大的同步电网之一，服务人口人口7.3亿，覆盖欧洲24个国家，面积450万平方公里，装机规模达6.7亿千瓦。
欧洲电网
4、巴西电网
巴西电网由南部电网(含中西部)、东南部电网、北部电网和东北部电网组成，区域电网之间通过500千伏和345千伏联络线形成全国互联电网。覆盖面积500万平方公里，装机规模超过1亿千瓦。
巴西国家互联电网示意图
世界各国对能源安全、能源多元化及气候变化和环境保护的普遍重视，推动了风电、太阳能等可再生能源发电的快速发展。大规模可再生能源需要在更大范围内进行消纳平衡，与水电、气电等形成互补。
因此，各国都推出了扩大联网的计划，如欧洲的环地中海国家联网计划、美国统一国家智能电网计划等。
我国电网联网历程
在我国，随着资源优化配置范围的扩大，从城市小电网、省级电网、区域电网，再逐步发展到全国联网，电网规模不断扩大。
上世纪50年代，我国最高电压等级为220(110)千伏，围绕大中型城市，形成了上百个地区小电网。
上世纪70～80年代，随着电力需求和装机容量的扩大，逐步形成以220千伏为骨干网架的近30个省级电网。
上世纪80～90年代，500(330)千伏电压等级出现，省间联网迅速发展。形成东北、华北、华中、华东、西北、南方等六个区域电网和7个独立省网。
上世纪90年代末、本世纪初，以三峡工程建设为契机，全国联网进程不断加快，促成了华中与华东、华中与南方互联，同时东北与华北、华中与华北、华中与西北也实现了联网。川渝、山东、福建等独立省网并入区域电网。
2008年12月，随着特高压交流试验示范工程的投产，实现了华北与华中特高压跨区联网。
2010年，新疆与西北主网通过750千伏实现联网;青藏直流联网工程开工建设。全国形成华北~华中、华东、东北、西北、南方5个同步电网，全国联网基本形成。
全国联网示意图
二、关于电网电压等级发展
世界电网100多年的历史，就是一部为满足资源优化配置范围扩大和电力需求增长而逐步提升电压等级的历史。目前，美国、加拿大和俄罗斯等国电网的最高电压等级为800千伏级，在上世纪70年代就已完成大规模建设。
国外电压等级的提升
1952年，瑞典首先建成380千伏超高压输电线路，将北部哈尔斯波兰特水电站电力送往南部。
1954年，美国建成345千伏线路，将哥伦比亚河流域水电送出。
1956年，苏联从古比雪夫到莫斯科的400千伏线路投入运行，并于1959年升压至500千伏，首次使用500千伏输电。
1965年，加拿大首先建成735千伏的输电线路，将马尼夸根河和奥塔得河上的水电站联合体向魁北克市和蒙特利尔地区送电。
1985年，苏联曾建设哈萨克斯坦火电基地向欧洲部分输电的1150千伏工程，后因社会经济技术等原因，工程下马。
我国电压等级的提升
1954年，第一条220千伏丰满电厂~抚顺线路建成，满足丰满电厂送出;
1971年，第一条330千伏线路建成，将刘家峡水电站电力送往关中，西北电网开始形成。
1981年，第一条500千伏平顶山~武汉线路建成，跨省联网开始。
2005年，第一条750千伏官亭~兰州东线路建成，满足青海大型水电送出，西北电网开始构筑750千伏电网。
2009年，第一条1000千伏晋东南~荆门输电线路建成，跨大区大容量交流联网开始起步。
我国发展特高压电压等级的必要性
(1)一个国家的电网发展模式主要是由该国的能源资源与负荷分布情况决定。从能源资源与负荷分布看，我国的煤电基地主要分布在陕西、蒙西、山西和新疆等地，水电主要分布在四川、云南、西藏等地，风电和太阳能也主要分布在西北部,远离中东部负荷中心。
因此，需要采用远距离、大规模输电技术，在全国范围内优化配置和消纳电力。500千伏输电技术不能满足这一发展要求，需引入特高压输电技术。
(2)目前我国500千伏电网的密集程度已经很高。通过大量、密集建设变电站和线路并采用电力电子新技术等手段，虽然可以进一步提高输送能力，但提高的幅度有限，并受到走廊资源紧缺的“硬约束”，无法满足我国装机容量“翻一番”的需求。在上海、江苏和浙江等地，500千伏电网的发展已接近极限，电网密集，短路电流超标等问题非常突出，目前已被迫采用停运已有线路等“权宜之计”保证电网的运行安全。因此，需要提升电网的电压等级。
在500千伏电网基础上，引入1000千伏电压等级，可以充分发挥特高压技术的优势。与现有500千伏交流相比，特高压1000千伏交流的输送能力是其4～5倍，送电距离是其3倍以上，而输电损耗仅有25～40%，走廊占用仅有40～60%，单位造价仅有约75%。
因此，采用特高压输电技术是实现大容量、远距离、低损耗输电，解决当前电网发展问题最直接有效的办法，符合电网发展规律和我国国情。
三、关于交直流输电技术的协调发展
交流输电和直流输电的特点：
交流输电适用于构建网络，类似“高速公路网”，中间可以落点，电力的接入、传输和消纳十分灵活;
目前，直流输电尚不能形成网络，类似“直达航班”，中间不能落点，适用于大容量、远距离“点对点”输电。
常规直流输电系统必须有稳定的交流电压才能正常工作，必须依托坚强的交流电网才能发挥作用。
交流输电和直流输电的相互关系：
直流输电与交流电网的关系，就如同是输水管与蓄水池，蓄水池容量越大，可承受的输水能力越强。
若大量电力通过多回直流输入相对较弱的交流系统，在交流系统严重故障、电压不稳时，多回直流工程可能同时换相失败、退出运行，面临全网崩溃、大停电的重大风险。
无论从安全的角度还是技术的角度，均无法单纯依赖直流输电解决我国电网的可持续发展问题，需要“强交强直”相互支撑、相辅相成。
交流输电和直流输电的功能定位：
我国电网面临的是能源基地集中开发，电力从西向东、由北至南大规模流动并在中间分散落点和消纳的格局。应充分发挥交、直流输电各自的优势。
特高压交流定位于主网架建设和跨大区送电。
特高压直流定位于大型能源基地的超远距离、超大容量外送。
对于电网互联，通常采用交流联网;在电网频率和电压等级不同、管理体制及模式不同、跨海峡或电网结构有特殊要求时，可考虑采用直流联网。
四、关于大停电与电网规模
大面积停电与电网规模没有必然联系
自1965年以来全球发生了20余次电网重大停电事故，从大停电发生区域来看，停电事故与同步电网的规模之间并没有必然联系。如英国电网2003年发生大停电事故，但其系统装机规模仅为8037万千瓦;巴西南部～东南部～中西部电网2009年发生大停电事故，但其系统装机容量仅为7000万千瓦左右，上述两个电网的规模均小于我国华东、华北、华中或南方任一区域电网的规模。
虽然我国电压等级提高，联网规模不断扩大，但电网事故率却快速下降。电网稳定事故由上世纪70年代的年均19次下降到1997年的年均2次，1997年以来没有发生过全网崩溃性事故。其主要原因包括：
(1)贯彻“电力系统安全稳定导则”，实行统一管理、统一规划、统一调度;
(2)电网快速发展，主网架不断完善，装备水平不断提升;
(3)仿真能力不断提高，电网控制技术不断进步。
我国电网稳定事故统计
大同步电网的安全稳定性能
电网规模较小时，相对较小的扰动可能引发电网事故，进而发展为全网大停电事故。如马来西亚、印尼等大停电事故等。而对于大规模同步电网，抗扰动能力增强，系统安全稳定性明显提高，发生全网性停电事故的概率小，主要表现在如下几个方面：
(1)受端系统形成坚强的电网结构以后，在受端电网主网内基本不存在功角稳定问题;
(2)系统频率稳定性得到改善，为大机组和大直流的安全运行提供了良好的环境。
(3)在结构坚强的受端电网内主要是电压稳定问题，法国、日本东京和美国等大停电事故都说明了这一点，目前对于电压稳定问题国际上已开展了大量研究工作，提出了一系列防范措施和对策，包括发电机无功出力的合理利用、合理配置无功电压控制系统和无功补偿装置、配置低电压切负荷措施等等。
实践证明这些措施是有效的，例如日本东京电网1987年7月23日电压崩溃事故发生后，研究和采取了一系列提高电压稳定性的措施，此后未再发生此类事故。
(4)对于大规模同步电网送端系统及其输电通道发生的故障，也可以通过合理配置切机、交/直流输电系统协调控制等措施来保证系统的安全稳定性。
因此，结构合理的大电网在统一协调控制的基础上，通过区域间事故情况下紧急功率支援和配置安全稳定三道防线，能够遏制事故的发展，或将事故控制在较小的范围内，降低事故可能造成的影响，避免全网性大停电事故。前苏联电网是同步大电网安全运行的典范，在1991年前苏联解体前，其统一电力系统没有发生全网性的大停电事故。
五、关于特高压电网构建及其安全性
1.我国电力需求将持续增长，未来十年将翻一番
2010年全社会用电量为4.19万亿千瓦时，最大负荷为6.61亿千瓦;预计2015年、2020年，全社会用电量将分别达到6.34、8.30万亿千瓦时，全社会最大负荷将达到10.1、13.26亿千瓦，比2010年水平将近翻一番。
部分发达国家及中国人均用电量
2010年，我国人均用电量2994千瓦时，预计2015年达到4195千瓦时，2020年达到5223千瓦时，仅相当于美国1966年、日本1987年、英国1996年、韩国2000年的水平。
在人均用电量从2000到5000千瓦时的工业化进程中，各国电力消费弹性系数都比较大，一般为1.2～2.0。考虑新型工业化的发展，节能减排力度的加大等因素，未来我国的电力消费弹性系数约为1或略低于1。本规划设计按0.95考虑。
主要国家人均用电量2000到5000千瓦时经历时间
分析可见，目前我国人均用电量处于较低水平，即使按2020年预测，我国人均用电量仅与韩国2000年水平相当。随着国民经济持续较快增长，工业化、城市化进程不断推进，我国电力工业将有较大的发展空间。
2、现有电网发展方式亟需转变
我国的资源条件决定了大规模、远距离输送能源不可避免。晋陕宁蒙新煤电基地、风电基地和西部水电基地距离中东部负荷中心800～3000公里，采用500千伏输送，技术、经济均不可行;受端电网面临短路电流超标、走廊资源紧张等问题。因此现有500千伏电网难以适应能源资源大规模、大范围优化配置的需要，电网发展方式亟需转变。
我国电网发展需要遵循世界电力工业发展的客观规律和经验教训，根据我国能源资源分布、负荷发展的具体国情，深入分析我国未来电源布局和负荷发展，构建坚强的电网结构。
煤电基地
具备开发条件的大型煤电基地主要包括晋陕蒙宁新等15个基地，可开发电源规模超过6亿千瓦，2020年外送规模2.7亿千瓦。
水电基地
规划建设13个大型水电基地，其中，金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江和怒江等5个开发程度较低、开发潜力较大。2020年前重点开发西藏以外地区;2020年后西藏水电进入大规模开发阶段。
2015年、2020年全国水电装机规模将分别达到2.9亿千瓦和3.5亿千瓦。
风资源及风电开发
我国“三北”(东北、华北、西北)地区、沿海及其岛屿风资源相对丰富。“三北”地区年风能功率密度为200～300瓦/平方米;沿海及其岛屿地区，风能功率密度在200瓦/平方米以上。
国家规划建设哈密、酒泉、蒙西、蒙东、吉林、河北、江苏沿海、山东八个千万千瓦级风电基地，六个集中在“三北”地区。预计2015年、2020年全国风电装机将分别达到9746万千瓦和1.6亿千瓦
太阳能资源及太阳能发电开发
青藏高原、甘肃、宁夏北部、新疆南部、蒙西等地区是我国太阳能资源丰富地区，年日照小时数大于3000小时，具有利用太阳能的良好条件。
规划2015年建设太阳能发电500万千瓦，2020年达到2400万千瓦
电源规模及结构
为满足电力需求，预计2015年全国装机容量14.7亿千瓦，2020年18.4亿千瓦。煤电装机比重由2010年的70.8%下降至2020年的60.06%。
我国电力负荷中心仍在中东部地区，比重将缓慢下降
我国京广线以东是能源电力消费的主要地区。2010年，中东部16省用电量占全国的69.2%。
考虑西部大开发、产业结构调整和转移，未来西部地区用电比重将有所提高，但中东部地区由于基数较大，在今后相当长时期内，仍为全国的电力负荷中心。2020年用电量占全国的68.3%。
各地区用电比重变化趋势
转变电力发展方式，实施“一特四大”战略是必然选择
综上所述，我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部、80%的水能资源分布在西南部、绝大部分陆地风能在“三北”地区，大量褐煤、煤矸石需要就地转化。随着能源梯次开发，向西部和北部的转移速度加快，能源产地和能源消费地之间的输送距离越来越远、能源输送的规模越来越大，亟需创新电网发展方式，加快推进特高压电网建设，实施“一特四大”战略，促进大煤电、大水电、大核电、大可再生能源基地的集约化开发，提高全国范围资源优化配置的能力，保证电力的长期稳定供应。
3.电网构建原则
在电网安全稳定的基本理论、研究方法和保障措施上，特高压与500千伏没有本质区别。世界电网运行的实践经验表明：结构合理的坚强电网是基础，协调统一的运行控制是保障;只要有坚强的网架结构和完善的安全稳定控制系统，安全就有保障、风险就可控。
美国电力公司明确表示，20世纪60年代在345千伏电网上发展765千伏电网时也曾面临许多挑战，发展到今天，结构坚强的765千伏电网被认为是“美国电力公司及相邻系统躲过2003年美加大停电事故的保护伞”。
安全可靠原则
按照《电力系统安全稳定导则》要求，合理分层分区，一是加强受端电网建设，形成覆盖主要负荷中心的坚强受端电网;二是电网按电压等级和输送能力形成不同结构层次，电源按其功能和容量分别接入相适应的电压等级网络上;三是大电源基地通过多个交、直流输电通道分散接入受端电网，单一输电通道规模不超过受端容量的10%;四是通过合理的无功补偿，实现无功的分层就地平衡;五是建设骨干电网结构的同时，加强各级输配电网建设，实现各级电网协调发展。
与我国资源分布和负荷发展的特点相适应
与美国、西欧、日本等发达国家电力就地平衡为主的特点不同，我国能源资源和消费中心逆向分布的基本国情，决定了能源及电力流动具有跨区域、远距离、大规模的特点，电力输送呈现“西电东送、北电南送”的基本格局，形成清晰的受端电网和送端电网。
我国电网构建应与电力大规模流动的需求相适应，充分发挥交、直流输电各自的优势，构建强交流、强直流相互补充、相互支撑的坚强电网，满足远距离、大容量输电的需求。
经济高效原则
我国地域辽阔，东西时差大，南北季节差别明显，不同地区负荷特性、电源结构差异较大，客观上决定了我国电网东西、南北之间存在错峰、调峰、水火互济、跨流域补偿、互为备用和调剂余缺等联网效益。
电网构建应在更大范围内形成强联系，解决大区间电力交换受限的瓶颈，充分获取联网效益，实现大范围的资源优化配置，满足国民经济发展的需要，这也是推动世界各国和地区实现电网互联的主要因素。
4.电网方案构建
华中电网水电比重大，华中东部四省能源匮乏，运输条件较差;华北电网是纯火电系统，该地区是我国重要的煤炭基地;华东地区经济发达，严重缺能，电力需求旺盛，市场空间大。这三大电网地理位置相互毗邻，互补性强，形成坚强灵活的同步电网，将为促进能源资源的优化配置和高效利用奠定坚实的物质基础。
受端电网市场空间
从三华地区受端市场空间来看，2010～2020年，受端电网市场空间合计约为3.09亿千瓦。
电力流示意图
在2020年电力流基础上，分别构建了三华500千伏电网方案、“三华”特高压同步方案和“三华”特高压异步方案，并开展了安全稳定计算和各方案安全性对比研究。
方案1：500千伏方案
方案2：“三华”特高压同步方案
方案3：“三华”特高压异步方案
仿真计算规模
《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准
第一级标准：正常运行方式下的电力系统受到单一故障扰动后，当保护、重合闸和断路器正确动作时，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和正常供电，其他元件不超过规定的事故后过负荷能力，不发生连锁跳闸。
第二级标准：正常运行方式下的电力系统受到较严重的故障扰动后，当保护、重合闸和断路器正确动作时，应能保持稳定运行，但允许损失部分负荷，必要时采取切机和切负荷等稳定控制措施。
第三级标准：电力系统因一些情况导致稳定破坏时，必须采取措施，防止系统崩溃，避免造成大面积停电和对用户(包括厂用电)的灾害性停电，使负荷损失尽可能减少到最小，电力系统应尽快恢复正常运行。这些故障主要包括：故障时开关拒动;失去大电源;其他偶然因素等。
仿真计算模拟故障
根据《电力系统安全稳定导则》和《国家电网公司电力系统安全稳定计算规范》规定，对应各级稳定标准分别选择以下典型故障进行仿真计算。
安全性分析的主要内容
各方案安全性比较的结论
交流系统故障下安全稳定评估比较结果
(1)500千伏方案
交流系统存在不满足“N-1”要求的情况;
交流系统“N-2”故障存在导致受端损失大量负荷、造成系统崩溃情况。
(2)“三华”特高压同步方案
能够承受交流线路“N-2”故障，不会损失负荷，系统保持稳定运行。
(3)“三华”特高压异步方案
华东电网存在交流系统“N-2”故障造成系统崩溃情况。
直流系统故障下安全稳定评估比较结果
(1)500千伏方案
电源基地外送存在直流单极闭锁需要采取切机措施的情况;
双极闭锁故障下，华中电网存在损失大量负荷情况;华东电网会导致500千伏线路超过热稳，引发连锁反应，造成大停电事故。
(2)“三华”特高压同步方案
能够承受两回特高压直流闭锁故障带来的冲击。
(3)“三华”特高压异步方案
无法承受两回特高压直流闭锁故障带来的冲击。
多馈入直流受端系统的支撑能力比较结果
(1)500千伏方案
多直流馈入受端系统支撑能力弱，电网运行难度大，抵御严重故障的能力差，易发生连锁反应，导致电网崩溃。
(2)“三华”特高压同步方案
直流馈入规模合理，受端电网支撑能力强，安全稳定运行难度小，抵御严重故障的能力强，电网稳定水平高。
(3)“三华”特高压异步方案
华东电网馈入直流规模相对较多，受端系统支撑能力仍然较弱，抵御严重故障的能力差，交流系统发生“N-2”故障，会发生连锁反应，导致电网崩溃。
直流输电系统需要交流电网提供支撑，当受端交流系统因故障电压下降时，换流站无功设备出力显著降低，从系统吸收无功功率大幅增加，恶化了系统电压稳定水平，会引起多馈入直流同时换相失败，退出运行。因此，电压稳定是多直流馈入系统面对的主要问题。坚强的交流受端电网是多直流馈入系统正常运行的根本保障。
直流系统无功特性（定直流功率控制）
华东长三角地区多馈入直流短路比
“三华”特高压同步方案多馈入直流短路比高，交流系统强度能够满足多馈入直流需要。其它两方案均存在弱短路比情况，无法支撑多直流馈入系统的正常运行。
受端电网结构变化后多馈入直流短路比
500千伏方案在关键线路故障断开后，苏南直流的多馈入直流短路比均下降到2.0以下，最大降幅达到了0.9。受端系统对多馈入直流支撑能力下降明显，会发生连锁反应性故障。
系统潮流转移能力比较结果
(1)500千伏方案
特高压直流单极闭锁后存在需要采取切机措施的情况。
川渝与华中主网联系薄弱，特高压直流闭锁后出现弱阻尼低频振荡。
特高压直流双极闭锁后，华东省间联络线会超过热稳极限，引发连锁反应故障，导致系统失稳。
(2)“三华”特高压同步方案
形成“强交强直”网架结构，电网能够承受两回特高压直流闭锁故障带来的潮流转移冲击。
(3)“三华”特高压异步方案
承受两回特高压直流故障带来的潮流转移冲击能力较差，如福建电网2回直流同时闭锁故障，会造成大面积停电。
应对连锁反应性严重故障的能力比较结果
(1)500千伏方案
对于多馈入直流的地区，2回直流同时闭锁故障，会引发500千伏通道的连锁反应故障，导致大停电事故的发生;交流系统发生“N-2”故障，会发生连锁反应，导致电网崩溃。
(2)“三华”特高压同步方案
多馈入直流地区电网2回直流同时闭锁故障，不会引发交流通道的连锁反应;能够承受交流系统发生“N-2”故障。
(3)“三华”特高压异步方案
华东上海、福建电网2回直流同时闭锁故障，会引发交流通道的连锁反应，电网电压稳定破坏，造成大面积停电;交流系统发生“N-2”故障，会发生连锁反应，导致电网崩溃。
综上分析，500千伏方案为直流多馈入的“强直弱交”电网结构，直流故障对受端系统冲击大，交流系统对直流支撑能力弱，无论交流系统还是直流系统故障都会引起另一方连锁反应，导致大面积停电。系统安全性、可靠性得不到保障。不能适应我国未来电网发展。
“三华”特高压异步方案大容量直流集中落点带来的受端系统电压稳定问题严重，存在交流“N-2”故障后造成系统崩溃的情况;华东地区承受多回直流故障冲击能力较差，存在两回直流同时闭锁故障，造成大面积停电的情况。。
“三华”特高压同步方案减少了直流馈入，形成了“强直强交”的电网结构，安全稳定水平高，承受严重故障能力强，完全满足《电力系统安全稳定导则》的要求。
因此，“三华”特高压同步电网是我国电网发展的必然选择。
示例1：500千伏方案交流系统“N-1”故障
500千伏方案：江西换流站出口500千伏线路单一故障曲线存在系统不满足“N-1”要求的情况
示例2：500千伏方案直流单极闭锁故障
500千伏方案：白鹤滩～鄂东单极闭锁500千伏通道功率、电压曲线(存在直流故障，交流系统承受直流功率转移能力不足的情况，造成系统持续振荡，动态稳定性不满足要求)
示例3：500千伏方案交流系统“N-2”故障
多直流馈入受端系统支撑能力弱，抵御严重故障的能力差，存在交流系统“N-2”故障造成长三角地区直流相继闭锁、系统崩溃的情况
示例4：500千伏方案直流双极闭锁故障
存在特高压直流双极闭锁，导致华东省间联络线超过热稳，引发连锁反应、系统失稳的情况。表明500千伏电网承受潮流转移能力弱，无法承载特高压直流故障带来的潮流转移。
向家坝~上海直流双极闭锁，导致嘉善~三林线路快速过热稳。嘉善~三林线路跳开，其它联络线也相继超过热稳。
联络线全部跳开后，上海电压崩溃，需切除负荷1500万千瓦。
示例5：三华异步方案交流系统“N-2”故障
长三角地区电压跌落,多回直流相继闭锁，系统崩溃。
“三华”特高压异步方案：南京～东善桥线路“N-2”故障
示例6：三华同步方案直流单极闭锁故障
白鹤滩～鄂东单极闭锁500千伏通道功率、电压曲线(振荡快速衰减，动态稳定性满足要求)
示例7：三华同步方案交流系统“N-2”故障
“三华”特高压同步方案：南京～东善桥线路“N-2”故障
示例8：三华同步方案两回直流双极闭锁故障
华东上海两回直流(含向上直流)同时双极闭锁故障，受端系统不采取切负荷措施，系统保持稳定。
六、“十二五”过渡期特高压交直流关系研究
从受端市场空间来看，“十二五”从我国主要受端电网市场空间较大，2010～2015年，13个省区受端市场空间合计为1.34亿千瓦。需要通过实施一批特高压交流输变电工程满足受电需求。
从目前前期工作进展来看，特高压直流工程明显快于特高压交流，向家坝～上海±800千伏特高压直流示范已经投运，锦屏～苏南特高压直流工程正在建设;溪洛渡～浙西、哈密～郑州、宁东～浙江特高压直流工程已获得“路条”。而特高压交流工程中，除在建的交流试验示范扩建工程外，仅有淮南～浙北～上海和锡盟～南京特高压特高压交流工程获得了“路条”。特高压直流建成后，在相关交流工程滞后的情况下，“强直弱交”结构将为电网安全稳定运行带来很大的风险。
“十二五”初期直流所需的基本特高压交流网架
“十二五”初期，多回特高压直流建成投产后，为了初步形成“强直强交”的基本网架，需要加快建设东纵、西纵、南横、中横和华东特高压环网工程，形成“两纵两横一环网”结构，加强华北、华中、华东联网，提高特高压通道的输送能力。
“十二五”初期，与特高压直流工程建设相配合，需要加快建设东纵、西纵、南横、中横和华东特高压环网工程(“两纵两横一环网“)。
继续抓紧“十二五”特高压交流目标网架的建设
在“十二五”初期“两纵两横一环网“的基础上，与后续特高压直流工程建设相配合，需要加快建设中纵和北横工程，以及南阳—驻马店—淮南工程，建成“十二五”特高压交流“三横三纵”骨干网架，构建“强直强交”电网结构，为电网安全稳定运行提供基本保证。
七、结论
(一)“三华”特高压同步电网是安全的
“三华”特高压同步电网形成“强交强直”混合电网结构，实现分层分区，直流馈入规模合理，受端电网支撑能力强，可以保证受端多直流馈入系统安全稳定运行，满足《电力系统安全稳定导则》规定的稳定标准，系统抵御严重故障能力强。
(二)加快特高压电网建设，满足我国大规模、远距离输电的战略需求
“三华”特高压同步电网“早实施、早受益”，特高压交、直流应协调发展，在建设特高压直流工程的同时，加快相关特高压交流工程的建设，尽快形成十二五规划的“三横三纵”骨干网架，充分发挥特高压交流和直流优势，实现大范围能源资源优化配置。
(三)坚持“强交强直、先交后直”的特高压建设时序，保证过渡期电网安全
按照“先交后直”的原则安排特高压交直流工程建设，尽快形成华东特高压环网，建成“南横”、“东纵”、“西纵”和“中横”工程，初步形成“强交强直”网架，以保证“十二五”过渡期电网的安全运行。
（作者：中国电力科学研究院 印永华）
