近期电监会发布《2011年电力安全监管情况报告》提到， 2011年，我国电网实现了除台湾以外的全国联网，以及与俄罗斯等国的跨国互联。随着电网联系日益紧密，交直流混联电网特性越发明显，电力系统运行控制难度不断增加，电网大面积停电风险依然存在。

首先，主干电网运行控制日趋复杂。

多个远距离特高压和超高压跨区直流输电系统相继投运，相关区域电网主要输电断面的系统潮流分布、稳定特性变化较大，运行方式安排更加复杂，交直流混联运行对主干电网运行控制提出了更高技术要求。部分主干电网功率振荡时有发生，电磁环网问题较为普遍，个别长距离输电断面暂态稳定问题突出，个别受端电网电压存在失稳风险，超高压交流系统在运行中仍存在较多风险因素。

电磁环网：应该叫高低压电磁环网，是指两组不同电压等级的线路通过两端变压器磁回路的链接而并联运行。高低压电磁环网中高压负荷断开引起负荷转移，由于高压线路输送容量远远大于低压线路，当高压线路跳闸后，潮流转移到低压线路中，低压线路容易过载，可能引起事故扩大，系统稳定破坏。因此对于复杂的高低压并存的大电网来说，很多地方存在电磁环网的现象，在进行方式考虑的时候就要进行必要的解环，断开低压电网中的某条线路使其空载运行，强行解开电磁环网。

电磁环网对电网运行主要有下列弊端：

(1)易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心,用高低压电磁环网供电而又带重负荷时,当高一级电压线路断开后,所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出,容易出现超过导线热稳定电流的问题。

(2)易造成系统动稳定破坏。正常情况下,两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开,系统间的联络阻抗将突然显著地增大(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和，而线路阻抗的标么值又与运行电压的平方成正比)，因而极易超过该联络线的暂态稳定极限，可能发生系统振荡。

(3)不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大,同时500kV线路的电阻值(多为4×400平方毫米导线)也远小于220kV线路(多为2×240或1×400平方毫米导线)的电阻值。在500/220kV环网运行情况下，许多系统潮流分配难于达到最经济。

 (4)需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明，若安全自动装置本身拒动、误动将影响电网的安全运行。

一般情况中，往往在高一级电压线路投入运行初期,由于高一级电压网络尚未形成或网络尚不坚强，需要保证输电能力或为保重要负荷而又不得不电磁环网运行。

其次，局部地区电网存在薄弱环节。

部分地区网架结构与负荷发展不匹配，单线单变供电普遍存在，老旧设备较多，设备设施运维难度大，供电可靠性较差。

部分地区网架结构不合理，短路电流超标，电网被迫分片运行和拉停线路，对电力供应造成影响。部分地区发电厂接入的电压等级不合理，造成电网抵御突发事件的能力不足。

2011年，国家电网局部地区网架结构不能完全满足电力需求，电网运行仍大量依赖安控系统，达到电力安全事故等级的电网有功控制装置共42套，电网严重故障后存在大量减供负荷风险。同期，南方电网发生交流故障导致直流换相失败23次。南方电网存在楚穗直流大负荷运行双极闭锁、多回直流同时闭锁或持续换相失败、稳控装置或主保护拒动等情况，导致主网稳定破坏并造成大面积停电的风险。此外，西南部分地区“单线单变”情况较为突出，供电可靠性有待进一步提高。

 电力系统安全运行过多依赖电力二次系统，致使二次系统控制难度大且运行策略复杂，电力二次系统安全风险依然存在。

风电、光伏等新能源发电大规模集中接入加大了电网安全运行风险。

如甘肃河西电网，预计2012年底通过敦煌变、嘉酒电网集中接入的风电合计达648万千瓦。风电集中接入规模继续增大，仍存在电网故障冲击，导致集中接入的风机有大规模脱网的可能，存在系统低频及设备过电压风险。

部分重要输变电设备故障突出。新投产的±800千伏直流输变电系统部分设备存在缺陷,对系统运行产生了冲击。

750千伏交流电网因电抗器等设备长时间维修，给电网运行方式安排和运行控制带来了困难。500千伏和220千伏电网部分GIS、变压器以及断路器等关键输变电设备的质量问题仍然时有发生。

少数电力设备存在原理性或工艺性缺陷等“家族性”问题，且治理工作量大、需要时间长，对电网运行产生了影响。

部分主力发电机组和发电厂运行不稳定。2011年，单机容量30万千瓦及以上火电机组，因电厂炉、机、电、煤等原因发生非计划停运的次数明显增加。据统计，接入国家电网的30万千瓦及以上火电机组因上述原因发生非计划停运的次数为1603台次，同比增加24.9%;接入南方电网的30万千瓦及以上火电机组发生非计划停运的次数为528台次，同比增加10.7%。