我国电力工业的发展在满足负荷不断增长的量、质需求基础上，还必须承担资源节约型、环境友好型社会建设的义务。电网的发展方式是电力工业能否达到上述目标的关键。受资源、环保、运输、土地等客观因素制约，电源与负荷间的距离逐渐加大，电网需要输送规模也逐渐扩大，并逐步突破现有电压等级电网的能力，因此高一级电压电网的发展是必然的，与之匹配的是同步电网规模的扩大，但同时不可避免地出现了对未来电网安全性的考虑。在对我国电网发展模式及其安全稳定性进行长期研究和实践的基础上，中国电力科学研究院建立了世界一流的大电网综合仿真分析系统，对特高压电网的安全性进行了全面深入的研究。研究结果表明，发展特高压电网，能够满足《电力系统安全稳定导则》的要求，安全性有充分的保障。

      我国电网发展遵循电压等级逐步提高、联网规模不断扩大的世界电网发展客观规律

      回顾世界电网发展的历史，由于能源资源分布不均，能源构成和价格以及负荷需求存在较大的差异，使得大电网之间互联可获得多项效益。欧洲、北美电网联网始于上世纪20年代，50年代开始快速发展，80～90年代，覆盖广、交换规模大的跨国、跨区大型互联电网基本形成。前苏联统一电网包括东欧各国电网，横跨欧亚大陆，1991年底前苏联解体后，于1992年成立俄罗斯统一电力系统，独联体的12个加盟国中除亚美尼亚以外，全部与俄罗斯联成同步网运行。巴西水电资源丰富，水电装机容量占总装机的71.7%，但分布不均，而负荷集中在南部和东南部，通过500/345千伏线路实现全国联网和水电资源的优化配置。因此，大电网互联一直是世界各国和地区电网发展的客观规律。随着资源优化配置范围的扩大，我国电网的互联也经历了从城市小电网、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。

      从电压等级发展来看，世界电网电压等级从220～275千伏升压到400～500千伏，后来又引入了750（765）千伏电压等级，此后又相继开展特高压输电技术的试验研究。我国从上世纪50年代发展220千伏，80年代建成第一个500千伏输变电工程投运已有28年的历史，装机容量从1982年的0.72亿千瓦发展到目前的8.7亿千瓦，是当初的11倍以上。随着西部大水电、北方大火电和可再生能源发电基地的开发建设，远距离、大容量输电的市场前景广阔，再仅依靠交流500千伏输电，从技术和经济两方面来看均是不可行的。因此，我国采用交流1000千伏输电技术是基于国际上电网发展的实践经验，特别是结合中国国情所做出的战略选择。

      坚决贯彻“电力系统安全稳定导则”，为我国电网的安全稳定运行提供了可靠保障

      自1965年以来全球发生了20余次重大电网停电事故，其中美国发生6次，巴西、欧洲和加拿大魁北克分别发生过4次，日本、印度和中国台湾各发生1次（世界部分电网装机规模与重大停电次数如表1所示）。分析这些大停电事故的发展过程，物理本质主要有两点，一是故障后的潮流转移引发连锁反应，导致稳定破坏；二是受端电网动态无功支撑能力不足，导致电压稳定破坏，引起发电机组跳闸或直流闭锁，无功和有功不平衡恶性循环。

      我国电压等级逐步提高，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）根据我国电网的实际情况和实践经验，制定“电力系统安全稳定导则”，并在电网规划和运行中坚决贯彻落实。（2）实行统一管理、统一规划、统一调度；（3）电网快速发展，主网架不断完善，装备水平不断提升；（4）系统仿真能力不断提高，电网控制技术不断进步，建立了保证电网安全运行的三道防线。

      通过上述比对分析，我们可以知道，大停电事故与同步电网的规模之间并没有必然联系。其根源一是电网缺乏统一规划，各电网之间互联是自发自然形成的，如美国765/345千伏系统与500/220千伏系统交织混联，造成电网结构混乱，容易发生大范围的潮流转移，引起连锁反应，导致大面积停电事故频发；二是缺乏统一协调控制，未能建立可靠的安全稳定防线。从电力系统发生故障到大面积停电往往都要经历一个较长的演变过程，如果采取果断正确的控制措施，阻断恶性连锁反应，大停电事故是可以有效控制和避免的。

      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坚强的安全稳定防线，能够遏制事故的发展，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。

      按照分层分区原则构建特高压电网，形成以特高压为骨干网架、各级电压电网协调发展的坚强电网，符合“电力系统安全稳定导则”的要求，安全性是有保障的

      为确保电网的安全性，必须遵循分层分区原则构建电网，形成合理的电网结构，并具备完善的安全稳定控制系统和科学的调度与管理。

      根据《电力系统安全稳定导则》，电网的合理分层是指“将不同规模的发电厂和负荷接到相适应的电压网络上”。目前，“三华”（华北、华中和华东）电网40%电源接入500千伏、60%电源接入220千伏及以下。随着电源结构调整和布局优化，高参数、大容量机组大量采用，煤电一体化开发、大型水电、风电、核电基地建设，接入主干电网，通过主网架输送和配置的电力明显增加。规划到2020年，“三华”电源装机规模10亿千瓦，接入500千伏及以上的电源占50%（其中接入特高压16%），接入220千伏及以下的电源占50%，实现电源的合理分层接入。

      根据《电力系统安全稳定导则》，电网的合理分区是指 “以受端系统为核心，将外部电源连接到受端系统，形成一个供需基本平衡的区域”。由于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，因此需要通过建设坚强电网，实施远距离、大规模输电，在全国范围优化配置能源资源。华北、华中和华东是我国主要的负荷中心（约占70%），彼此相邻，相互之间电源、负荷的互补性很强，建设三华同步电网有利于充分发挥电网的综合效益、提高安全可靠性。以华东为例，在加快发展本地核电及风电等新能源的基础上，2020年接受外来电力的比例仍将高达30%，若全部采用直流输送，电网安全将面临巨大风险，需要扩大同步电网规模、提高电压等级，与华中、华北紧密互联，建成“三华”电网，联接各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地和主要负荷中心，这对于建设坚强受端电网、提高受端电网接受外来电力的能力和保证能源安全具有十分重要的意义。

      “三华”同步电网，采用1000千伏形成骨干网架，等效电气距离仅相当于采用500千伏时的1/4，电网形态由原来的东北～华北～华中电网的“长链式”结构优化为更加坚强的“团状”网络结构，与西北、东北和南方3个同步电网之间通过直流联系。预计到2020年，“三华”电网的装机规模为10亿千瓦，覆盖面积320万平方公里，与北美东部电网等国外现有大型同步电网的规模相当，但电气距离更短、电网结构更强，安全性大大提高。

      因此，以特高压交流形成华北～华中～华东同步电网，与东北、西北和南方三个电网采用直流方式实现互联，全国形成华北～华中～华东、西北、东北、南方四个主要同步电网的格局是合理的，有利于提高互联电网的动态稳定性能，协调西北750千伏电网和1000千伏电网的连接，也便于运行管理。

      为对特高压电网的安全性进行深入分析论证，中国电力科学研究院和国网经济技术研究院等单位合作，对多种方案进行了定量对比分析。研究以2020年为规划水平年，构建了三类不同发展模式的电网方案，一是500千伏电网方案：大型水、火、风电基地采用直流输送方式，华北、华中、华东主网架为500千伏，电网之间采用直流互联；二是“三华”特高压同步电网方案：建设华北、华中、华东特高压交流同步电网，通过直流与东北、西北、南方电网互联，全国形成四个同步电网；三是“三华”特高压异步电网方案：华北—华中、华东分别构建特高压同步电网，华北—华中与华东间采用直流联网。全国形成五个同步电网。

      研究结果表明500千伏方案技术不可行，无法满足我国未来电网的发展需要。500千伏方案中，大量的变电站短路电流超过开关的最大遮断容量，没有长效的办法予以解决；大规模电力通过直流送入中东部负荷中心，形成典型的“强直弱交”电网结构，无论交流系统还是直流系统发生故障，都会引发大范围潮流转移和电压崩溃等连锁反应，导致大面积停电。

      三华特高压异步方案与500千伏方案相比，可以解决“三华”电网特别是华东电网短路电流大面积超标问题；可以解决直流单、双极故障后交流系统功率转移能力不足问题。但存在的主要问题是馈入华东电网的直流规模超过交流电网的承受能力，交流线路引起的电压稳定问题仍然突出，不能满足《电力系统安全稳定导则》的要求，发生大面积停电的风险依然存在。

      “三华”特高压同步方案与500千伏方案和特高压异步方案相比，可以从根本上解决制约电网自身发展的短路电流超标问题；为中东部负荷中心地区接受区外来电力开辟了更为安全可靠的特高压交流电网通道，与直流输电通道相配合，解决了长期以来制约中东部地区经济发展的能源瓶颈和环境污染问题；也彻底解决了因馈入直流规模过大而导致的华东电压不稳定的问题；电网的安全稳定性，运行可靠性和抵御各种事故的能力比500千伏方案和特高压异步方案大幅提高，完全满足《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准要求。