1.2 电网发展格局
1) 单一特高压直流输送容量大幅提高。
早期葛南直流额定功率仅为120万kW(±500 kV)，随着直流技术迅速发展，单一特高压直流额定功率达到 1200 万 kW(±1100 kV)，接近或超过 8 个省级电网 2016 年全年最大负荷，如图 3、 4 所示。 2017 年底，直流跨区输送总容量将达到 11 200 万 kW。
2) 交流电网与特高压直流的快速发展不匹配，强直弱交矛盾突出。
近几年，投运的特高压直流工程容量大、条数多，跨区输电基本以特高压直流为主(图 5)。 2017 年底，西南水电、西北新能源、三北火电三大通道特高压直流群容量已分别达到 1600 万~2600 万 kW，但与直流相耦合的交流联络线输电容量仅 280 万~600 万 kW，仅为直流通道的 1/5 左右，交直流结构严重失衡。
在可预见的未来，可再生能源占比仍将不断提高，电力远距离、大容量跨区输送仍是我国电网发展的主要特征，电网形态将持续变化，亟需重新建立对电网的认识，并研究可再生能源高占比情况下的大电网运行安全问题。
2 大电网运行特性的变化
大电网形态及运行特性发生显著变化，主要体现在 4 个方面：一是故障的影响呈现全局化特点;二是电网调节能力不断下降;三是电网抗扰动能力持续恶化;四是电力系统稳定形态更加复杂。以下分别进行论述。
2.1 故障的影响呈现全局化特点
传统交流电网中，故障一般仅对局部电网产生影响。交、直流混联电网中，受端交流短路故障时，系统电压下降，可能引发直流换相失败，产生很大功率缺额，故障进而传递到送端，对送、受端都产生较大影响， 见图 6。交直流、送受端、上下级电网间耦合日趋紧密，电网一体化特征日趋显著。
随着特高压直流不断投运、容量不断增加，大容量直流故障产生巨大的有功、无功冲击，易引发送、受端电网频率大幅振荡，以及全网范围的电压大幅波动。特高压直流故障成为大电网安全运行的关键约束，电网一体化特征日趋显著，系统连锁故障风险不断增加。
如图 7，华中—西南同步电网通过 7 回直流向华东电网送电。华东电网常见的交流短路故障，可能引发多回直流同时换相失败，产生的暂态能量冲击最大可达 3 200 万 kW，对送端交流电网造成巨大冲击。在送端交流网架尚未得到加强之前，当前实际运行中主要通过采取预先限制送端电网重要交流断面功率的方法，避免三大直流同时换相失败 1 次时送端电网失稳，但在严重故障情况下，如受端电网发生开关拒动等严重故障造成三大直流连续 2 次及以上换相失败时，可能超出送端电网承受范围[4]。
