北极星智能电网在线讯:导语：“十二五”以来，我国的特高压建设在争议中缓慢推进，尤其是交流特高压工程颇具争议，随着国家电网在2012年上马“四交三直”特高压工程的风声渐进，再一次将交流特高压推上风口浪尖。在这新的领域，我们没有参照可寻，只有摸索中前进。然而国外特高压建设的发展进程，会是一面镜子，我们需要从中吸取教训。
国外发展特高压的历史演变
上世记为了发展“交流特高压输电”，美国曾经设三处试验基地进行研究，意大利更建成试验线路研究,结果认为难保安全又极不经济,美欧决定永不采用。
前苏联为实现交流120万伏的长距离(1905公里)输电，从1972年起步，在1985～1994的9年运行中,由于过电压问题严重,不得不在线路上装设100%补偿的并联电抗器,结果最多只能送160万千瓦。实践证明，前苏联经历22年也不能解决其技术风险,加上送电能力差，既不安全，又极度浪费投资,不得不永远降压50万伏运行。
日本东京电力在1992～1999年建成交流100万伏线路共426公里,但未建变电站,只能50万伏运行。国网公司在2005年北戴河“特高压输电技术研讨会”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”。2007年底“国际大电网委员会”在日本大阪召开会议，作为会员的蒙定中报告了中国防止大停电经验和“交流特高压”问题后，东京电力对此问题的回答是“接受了教訓，永远不再升压了”。
为了实现远距离输电，美欧俄日在研究“交流特高压”同时,也研究“直流输电”, 由于成功地应用可控硅代替了水银整流器, 实现了既安全又经济的远距离输电的目的,自然就淘汰了“交流特高压”。
以上就是上世纪至今，国外发展“交流特高压”历史的演变过程。
2005年，联合国经济社会部在纽约发表的报告已有明确的定论“交流120万伏曾在俄罗斯的西伯利亚长线路使用，无论如何，超出100万伏时，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：一个是技术难度风险，另一个是经济代价风险，这是世界上从技术经济上判别交流特高压失败的结论。
联合国文件同时指出：“长距离输电应采用直流。与交流比较，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”。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2003年美加大停电事故,“任一处故障都影响整个交流同步网, 同步网愈大, 线路愈长, 电压崩溃和稳定破坏愈严重, 更易连锁反应造成整个电网大停电”。
美国在经历多次重大停电事故后，开始从电网结构上研究怎样保证电网的安全问题。2003年，美国能源部两次召开“国家电网发展预想会议”,研究了美国电网〈Grid 2030〉年预想计划,主要是建立由东岸到西岸,北到加拿大,南到墨西哥的跨越全国的主要采用超导体技术和直流输电骨干网架，特别是对东、西各个特大网区，采用直流隔离变成更多的“分区”,缩小每区的范围,而且认为现有超高压已满足发展需要,不需要交流特高压。2008年美国电科院曾研究了美欧重大停电，建议将美国东部特大网区应用直流隔离分为四个交流“分区”,同时也适用于美国西部网区和西欧。这可以说是在电网结构上解决重大停电的又一重要策略。然而这仅是研究，至今也没有实现改造;因此现在美、欧电网结构仍然存在重大停电事故隐患。
2005年，欧盟成立欧洲智能电网技术平台,2006年发表了“欧洲电网的未来展望和策略”提出，欧洲2020年和将来主要运用直流输电，根本不再考虑提高现有的交流40万伏电压, 更不用经历失败的交流特高压了。
30年来我国电网的安全经历
自1981年的30年来，我国按《导则》建立了“分层”、“分区”、“分散外接电源”的“三分”电网结构,主要运用“直流”隔离建立了六大“分区”电网,从而通过建立合理的电网结构，完全防止了重大停电事故。
