电力系统节能策略：发电厂、输配电和设备效率

由于电能使用具有许多优点，因此是使用最广泛的二次能源。随着我国经济社会的不断发展和生活水平的提高，已经成为人们生产与生活中必需的、不可中断的清洁和方便能源。生产与产生电能的方式很多，通过一次能源，例如：煤炭、水力、核能、风能、太阳能、潮汐能、地热等都可生产和产生电能。不管采用何种方式，在能源转换、传输和分配过程中始终不可避免地存在大量的能量损耗，即能源的转换、传输和分配的效率不可能达到100%。因此在电能的大规模应用中，如何提高能源转换、传输和分配的效率也就成为各国的科学家和工程技术人员不可忽视的重要研究领域。

电力系统的节能重点包括发电厂的节能降耗、输配电系统的合理运行和降低损耗、提高电力设备效率和供用电设备的节能等。

（1）发电厂节能

1）采用先进的大型机组。我们先来看发电厂的节能降耗。规模不同的电厂由于使用机组的效率不同，其发电效率也就不同。现代大型电厂由于使用单机容量30万kW或以上的机组，发电效率高；而中小型发电厂由于使用机组单机容量较小，发电效率就低。一般中小型发电厂的厂用电在8%～10%，输配电网络损失约为8%。

目前，我国发电总装机容量中约75%为火电机组，而且绝大部分为燃煤机组。按2007年的发电量计算，发电煤耗如果降低50g/kW，一年可节约1.6亿t标准煤。发电领域节能有两个重要方向。一个方向是采用先进的超临界和超超临界燃煤发电、大型循环流化床锅炉、煤气化联合循环等技术节能。由于我国燃煤机组仍在相当长时间占主导地位，采用先进的大型机组，可在能源利用效率和减少污染物排放方面取得明显改进，是提高能源利用效率的重要措施。

表4-10 不同机组特性和电厂效率

表4-10列出不同类型电厂的效率和机组的供电煤耗，可以看出不同蒸汽压力和温度参数的机组效率相差很大，因此，提高燃煤电厂效率的主要途径是提高蒸汽的压力和温度。目前，世界效率最高的燃煤超超临界发电机组采用二次中间再热，蒸汽压力为30.40MPa/600℃/600℃/600℃，净效率达到48%以上。我国运行的发电厂平均发电效率在35%以下，单位电能煤耗为380g/kW·h以上。设计生产的亚临界机组的发电效率约38%，单位电能煤耗约350g/kW·h。引进的超临界机组的发电效率约41%，单位电能煤耗约310g/kW·h。由此可见，采用超超临界等新技术，可提高发电效率，降低单位电能的煤耗，从而提高能源的转换效率。

一般情况下，新型的大型燃煤电厂的效率远比小型电厂的效率要高。机组容量不同其供电煤耗也不同，单机容量为2.5万kW机组的平均供电煤耗在500～510g/kW·h，单机容量为60万kW机组的平均供电煤耗为350g/kW·h。由于大容量机组的效率远高于小容量机组，目前新建机组的容量逐步提高，以30万kW机组到60万kW亚临界机组为主，甚至达到90万kW。目前我国的发电机组已进入大容量、高参数的发展阶段。近年来建设了从30万kW到90万kW的常规超临界机组，在提高能源转换效率与降低污染方面发挥了一定的作用。国家已经在2002年将“超超临界燃煤发电技术”研究课题列入了“863”计划，超临界和超超临界机组将成为我国今后的主要机型。

由于小型机组的发电效率低，发相同的电煤耗高30%～50%；而且污染相对严重，小型机组SO₂的排放约占电力工业的1/3，烟尘约占电力工业的1/2，因此国家严格限制常规小型机组的发展。逐步淘汰5万kW以下的常规机组、10万kW以下运行满20年的常规机组、20万kW以下达到设计寿命的各类机组。到2010年，全国将完成5000万kW的关停规模。同时，通过大力发展高参数、高效率、低污染的清洁高效发电技术，实现电力能源结构和生产方式的优化升级，这将从根本上为促进国民经济的可持续发展、构建和谐社会和全面建设小康社会提供有效的途径。

2）采用新型燃烧技术。循环流化床锅炉是始于20世纪70年代的新型燃烧技术。当固体粒子经与气体或液体接触而转变为类似流体状态的过程，称为流化过程。流化过程用于燃料燃烧，即为流化燃烧，其炉子称为流化床锅炉。循环流化床燃烧是一种在炉内使高速运动的烟气与其所携带的湍流扰动极强的固体颗粒密切接触，并具有大量颗粒返混的流态化燃烧反应过程；同时，在炉外将绝大部分高温的固体颗粒捕集，并将它们送回炉内再次参与燃烧过程，反复循环地组织燃烧。

循环流化床锅炉内燃料的燃尽度很高，通常，性能良好的循环流化床锅炉燃烧效率可达95%～99%。它不仅有辐射传热方式，还有对流及热传导传热方式，大大提高了炉膛的传导热系数，保证了锅炉的热效率。循环流化床锅炉燃烧技术以其燃料适应性广、燃烧效率高、脱硫率可达85%以上、温室气体低排放、负荷调节性能好、能有效利用灰渣等优点被公认为是一种最具发展前景的“洁净”燃烧技术。

为了满足日趋严格的环保法规和提高能源利用效率，许多国家都竞相开发应用大型循环流化床锅炉。有专家认为：原则上，循环流化床及超临界均是成熟技术，两者的结合相对风险不大，结合后产生的技术综合了循环流化床低成本污染控制和超临界高发电效率两个优势。国内外共同研究的结论是：超临界循环流化床锅炉，在当前燃料价格、材料成本与制造水平情况下，具有巨大商业潜力，是清洁煤燃烧中一个异军突起的新方案。目前，法国阿尔斯通公司和美国FW公司都着眼于超临界循环流化床锅炉研究，并进行超临界循环流化床锅炉的工程开发。

我国已将循环流化床技术列入国家科技发展规划，并取得了突破性进展。在超临界循环流化床锅炉技术的开发上，在十五攻关和“863”计划中，清华大学与哈尔滨锅炉厂有限责任公司合作，完成了60万kW超临界循环流化床锅炉概念设计和关键技术的研发工作。2003年，首台10万kW锅炉投入运行，33万kW循环流化床锅炉示范工程的安装建设已接近尾声，国内还有10余台30万kW循环流化床锅炉机组正在建设中，在十一五规划中，60万kW超临界循环流化床锅炉技术开发已经启动。循环流化床锅炉向大容量和超临界参数发展是一种必然趋势，将成熟的大型循环流化床锅炉技术与超临界常规煤粉炉技术相结合，自主研发60万kW的超临界循环流化床锅炉具有良好的发展前景。我国煤种中有10%以上的高硫煤，采用煤粉炉加烟气脱硫（FGD）燃用高硫煤将极大增加FGD运行成本，国外经验证明，采用循环流化床处理高硫煤在经济上更为合算，因此，超临界循环流化床燃烧技术将成为我国燃煤电厂重要的洁净煤发电技术。

3）采用整体煤气化循环技术。整体煤气化联合循环（IGCC）是20世纪70年代石油危机时期西方国家开始发展的一项燃煤发电技术。整体煤气化联合循环是一种先进的洁净煤发电和多联产技术，具有污染物排放低的环保特性（包括对温室气体CO₂的捕捉），且节水，在不断改善净效率、比投资费用、设备的可用率和生产成本后，在21世纪初期有望被逐渐推广使用，并为氢能源经济的来临准备条件。因此整体煤气化联合循环发电技术作为一项重要的洁净燃煤和高供电效率的发电技术，代表着高效洁净煤发电技术的方向。近年来受到国内外广泛的关注。它不仅可以提高发电效率，而且可以解决环境污染问题，被认为是21世纪初期最具发展前景的洁净煤发电技术之一。

其设计思想是：使煤在气化炉中气化成为中热值或低热值的煤气，然后通过处理，去除其中的灰分、含硫化合物、重金属等有害物质，进而供到燃气-蒸汽联合循环的发电机组中去燃烧和做功，借以达到以煤代油（或天然气）的目的。其流程图如图4-1所示。

图4-1 煤气化联合循环发电流程图

整体煤气化联合循环具有以下优点：①污染问题解决得较好，使用含硫量高于3%的高硫煤时优点更为突出。其NOx和SO₂的排放远低于现在的环境污染排放标准，脱硫率≥98%，除氮率可达到90%。废物处理量少，副产品还可销售利用，能更好地适应火电发展的需要。②效率较高，且具有提高效率的巨大潜力。它的高效率主要来自联合循环，燃气轮机技术的不断发展又使它具有了提高效率的巨大潜力。现在，燃用天然气或油的联合循环发电系统净效率已达到58%，这为整体煤气化联合循环供电效率的提高提供了广阔的发展余地。③耗水量少，约为同等容量常规火电机组的1/3～1/2，这使它更有利于在水资源紧缺的地区发挥优势，也适于矿区建设坑口电站。④整体煤气化联合循环为燃煤发电技术处理CO₂提供了一条可行的途径，采取目前成熟的工艺即可分离85%以上的CO₂，可实现包括CO₂在内的燃煤污染物的近零排放（气体、固体、液体）。⑤容量易大型化，单机功率可达到30～60万kW。⑥技术已趋于成熟，能够为电站具有较高的运行效率提供保证，已经基本具备了转入商业化运行的条件。⑦适用煤种广，可以充分综合利用资源，能和煤化工结合成多联产系统，能同时生产电、热、燃料气和化工产品。

同任何技术一样，整体煤气化联合循环作为一项新项目，现阶段还存在以下不足：①投资费用和发电成本尚比较高，国际上整体煤气化联合循环的造价约为1200美元/kW，比超超临界机组高15%～20%。②适用于发电的大容量、高性能的气化炉仍在发展中，单炉日处理量大于3000t/d的气化炉还未能实现工业应用。③高温煤气净化设备复杂，可靠性、经济性有待提高。

综上所述，整体煤气化联合循环是真正意义的可持续发展的洁净煤发电技术，将在我国中远期的燃煤发电中扮演重要角色，整体煤气化联合循环也是未来煤基能源多元化近“零”排放系统的核心技术及重要基础。

1972年，世界上第一个工业规模的整体煤气化联合循环电站在德国克尔曼电厂建成，容量为17万kW，但是由于气化岛的实际空气耗量比设计值大得多，导致装置出力和效率都低于设计值，故电站在20世纪70年代末完成原定试验后停运。1984年，世界上第一座真正试运行成功的整体煤气化联合循环电站美国加州冷水电站投产，该电站以水煤浆为原料，采用1000t/h的Texaco喷流床气化炉，发电机组容量为9.6万kW，累计运行27100h，净效率达到32%，被誉为“当时最清洁的燃煤电站”。目前已进入30万kW级大容量机组的商业化阶段。世界上主要的煤气化工艺和燃气轮机技术均进行了示范，煤气化、石油焦气化和焦煤混合气化及多种燃料供给方式都有示范经验。目前，韩国、日本、美国、德国、意大利、印度、苏格兰、法国、捷克、新加坡等国家正在筹建以煤或渣油（或垃圾）气化的整体煤气化联合循环电站几十座，总容量已达到8GW。

从20世纪90年代初开始，国家科技部、国家电力公司（原电力工业部）等部门组织全国的技术力量，对我国发展整体煤气化联合循环发电技术进行了充分的可行性研究，认为在我国发展整体煤气化联合循环发电技术是必要的和迫切的。在“九五”国家科技攻关计划中进行了整体煤气化联合循环关键技术的研究。在此基础上，1999年，国家批准了整体煤气化联合循环示范电站项目建议书，整体煤气化联合循环示范项目正式立项，示范电站功率为30万kW或40万kW，目前，该项目已完成主设备的评标工作。经过10年的准备，我国第一座整体煤气化联合循环示范电站已具备了建设的各项准备条件。

我国目前尚不具备向整体煤气化联合循环电站提供关键技术依托，走引进和自主开发相结合的发展道路有利于发挥后发优势，通过整体煤气化联合循环示范电站的建设及围绕示范电站进行的消化吸收及自主开发，将成为我国整体煤气化联合循环技术发展的基础。

在我国能源资源中，煤炭作为我国能源的主导地位在今后相当长的时间内将很难改变。燃煤发电CO₂的控制将越来越受到重视，也是未来燃煤发电面临的主要技术障碍。因此，提高煤转化效率、节约煤炭资源，仍是我国未来煤转化领域最重要的主题。提高燃煤发电效率，不仅可节约煤炭资源，而且也是减少单位发电量污染物排放的有效措施。同时以整体煤气化联合循环为基础，将煤制氢、燃料电池发电、液体燃料生产、CO₂分离和处理等过程集成的能源系统是未来燃煤发电技术的重要方向，它可以实现煤电的高效和近零排放。大力发展高效、洁净的“绿色电力”必将是我国未来电力工业发展的主旋律，而整体煤气化联合循环作为一种被验证的先进的洁净煤发电技术能较好地解决燃煤发电效率和污染的矛盾，是近零排放煤基能源多元化系统的重要基础，无疑适应了这一发展要求。

4）采用可再生能源发电。发电领域节能的另一个方向是可再生能源发电，如水力发电、风能发电、潮汐能发电、生物质能发电等。尽管目前所占比重较低，但这是走出能源困境的根本出路，因为化石燃料总有一天会耗尽。据研究，随着世界人口和经济的不断发展，更多的化石燃料将被开发利用，少则100年多则几百年将进入后化石燃料时代，这是人类必须面对的现实。因此这一方向是可持续发展的战略重点，存在巨大的发展空间，也将是电力工业可持续发展的重要领域。(www.xing528.com)

（2）输配电系统的合理运行和降低损耗

1）电网与我国电力供应和负荷中心的分布特点。电力系统节能的另一个重点是输配电系统的合理运行和降低损耗。电力系统是由发电厂、电力传输网和供用电负荷组成的复杂系统，国家电力网按照国家、大区域、省、地区和县级电网分级管理。大型发电厂通过升压变电站将电力送入高压电网，经过升压和降压等多个环节使电力输送到用户。我国的大区域和省级电网是以500kV和220kV为主网架，地区和城市供电网通过220kV、110kV、35kV和10kV线路向不同电压等级的用户供电。电网调度中心负责协调发电计划，满足用户需求，实时控制和处理在线故障，使发电和用户用电保持平衡和电网安全。

随着国民经济的增长，我国用电负荷持续快速的不断增加，效率高的大型、特大型发电机组不断发展，我国的自然条件及电力供应和负荷中心的分布特点，使得超远距离、超大容量的电力传输成为必须。我国80%水电资源分布在西部地区，用电在东部沿海和中部地区，因此开发水电必须与“西电东送”相结合，发展长距离大容量输电。我国的煤炭资源分布也不均衡，在已探明的1万亿t储量中，73%集中在晋、陕、蒙、宁、贵五省（区），在这些矿区将建设一部分大容量火电厂向东部沿海地区送电，这也需要建设一批中长距离大容量送电工程。超远距离、超大容量的电力传输可减少输电线路的损耗，又可节约宝贵的土地资源，是一种经济高效的输电方式，在经济上具有明显的优势和吸引力。

按照国际标准，特高压（UHV）指的是1000kV及以上电压等级。在我国，特高压指的是1000kV交流和±800kV直流电压等级。包括交流特高压输电技术和直流特高压输电技术两部分。有文献建议加强特高压交流输电技术的科研及设备试制工作，也有文献认为直流联网可提高全国互联电网的安全稳定运行水平和供电可靠性。

2）特高压交流输电与特点。交流输电线路的输电能力与输电网的电压平方成正比，与线路的阻抗成反比。单位长度的线路阻抗随输电电压的升高而减少。交流输电网的电压提高一倍，其输电的输电能力可提高4～5倍，输电线路的损耗下降，输电线的单位投资下降，单位宽度走廊的自然功率也显著提高，所以，交流输电网的电压由高压向超高压进而向特高压不断发展。

自20世纪50年代开始，电力系统采用380kV、500kV电压等级，60年代，苏联、美国、加拿大等国在330kV电网中采用750kV电压等级之后，由于电网输电容量的增大、输电走廊的布置日益困难、短路电流接近开关极限等原因，美国、苏联、日本、意大利等国于20世纪60年代开始研究1000～1200kV特高压交流输电技术，建设了试验室及1km长的试验线路。经过一段时间的大量研究试制工作，苏联、日本、西欧、美国的许多制造厂已掌握了特高压设备的制造技术，有可能供给产品及转让技术。苏联为了优化利用煤炭资源，规划在哈萨克斯坦的埃基巴斯图兹煤矿建设数座容量为4～6GW的发电厂，用1150kV交流和±750kV直流输电线路向苏联的欧洲部分送电，同时在1150kV交流线路中建设几个降压变电站向沿线城市供电。1981～1994年共建成1150kV输电线路2364km，为特高压输电积累了一定的运行经验。

采用特高压交流输电方式主要是为了满足电网发展大容量中、长距输电工程的需要，并可解决输电走廊布置困难、短路容量受限等问题，其适应范围包括：①沿线有降压供电需要的大容量远距离输电，如前苏联的哈萨克斯坦-欧洲输电工程；②用电密集、输电走廊布置困难的500kV电网的中距离大容量输电，同时改善电网结构；③两大电网间的大容量联网输电干线。

我国已明确提出330kV以上的输电电压等级为750kV，500kV以上的输电电压等级为1000kV。从20世纪80年代后期，开始了750kV超高压和1000kV特高压输电工程的研究及其输电技术的研究和试验。第一条750kV超高压输电线路于2005年9月在西北电网投入运行。晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流输电试验示范工程已投入运行。

交流输电线路的输送功率受功角稳定和电压稳定的限制。在同样的稳定裕度情况下，线路输送功率的能力随输送距离的增加基本成反比关系减少。在送、受两端电力系统可靠情况下，且输电线路不采用任何附加的串、并联补偿措施时，超高压、特高压输电线路输送自然功率的经济距离是：330kV电压的输送距离约为250km，500kV电压的输送距离约为300km，750kV电压的输送距离约为350km，1000kV电压的输送距离约为500km。当输送距离超过经济距离，同时输送能力要达到或超过自然功率，就要采取提高输送能力的稳定技术措施。应用较为广泛的技术有：长线路中间开关站、串联电容补偿，长线路中间加装静止无功补偿装置或调相机、固定串联电容补偿加可控串联电容补偿，如晶闸管控制串联电容补偿，紧凑型输电线路及快速继电保护和单相自动重合闸等。

3）特高压直流输电与特点。直流输电已成为目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段。直流输电将交流电通过换流器变换成直流电（将交流电转换成直流电称为整流），然后通过直流输电线路送至受电端并通过换流器变成交流电（将直流电转换成交流电称为逆变），最终注入交流电网。相对交流输电来说，直流输电具有输送灵活、损耗小、能够节约输电走廊、能够实现快速控制等优点。

我国从20世纪80年代开始，建成了±100kV的舟山直流工程以及第一条葛洲坝-上海南汇±500kV高压直流输电工程，到目前已经陆续建成了8条直流输电线路，线路总长度和输电容量均居世界首位。根据我国能源分布的特点及输电负荷的发展需求和500kV输电网架暴露出的问题（网损大，线路走廊紧张等），通过对特高压交流输电（UHVAC）以及特高压直流输电（UHVDC）的研究论证，国家发改委已经将直流±800kV作为特高压直流线路的运行电压等级，确定了向家坝-上海及云南-广东两条特高压直流示范工程。

直流输电技术的特点是：输电时的功率大小、方向可以快速控制和调节；直流输电系统的接入不会增加原有电力系统的短路容量；利用直流调制可以提高系统的稳定水平；直流的一个极发生故障，另一个极可以继续运行，且可以利用其过负荷能力减少单极故障下的输送功率损失。另外直流架空线路走廊宽度约为相同电压等级交流线路走廊宽度的一半。一般来讲，对于远距离大容量输电，直流方案优于交流方案，特高压方案优于超高压方案。表4-11为输送功率为10GW，输送距离为2000km时交、直流以及不同电压等级直流的投资及线路走廊占用情况比较。由表4-11可见，特高压直流输电适用于远距离大容量的电力输送。

表4-11 10GW电力输送2000km的交、直流输电方案

特高压直流输电技术的发展起源于20世纪60年代。1966年，瑞典Chalmers大学开始研究±750kV导线。之后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，其中巴西伊泰普水电站的直流送出工程是当时世界上电压等级最高的直流工程（±600kV）。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在20世纪80年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV是合适的直流输电电压等级。我国通过对特高压直流输电的电压等级进行多方研究论证并进行了技术攻关，考虑到对直流输电技术的研发水平和直流设备的研制能力，认为确定一个特高压直流输电水平是有必要的，并将±800kV确定为中国特高压直流输电的标称电压。从20世纪60年代开始，美国、前苏联、日本、意大利等国家先后开展了特高压输电技术的研究开发，已经有40多年的历史。前苏联、美国、日本也先后建成了特高压工程或特高压试验工程。从运行经验来看，特高压在技术上没有难以克服的障碍，工程上也基本可以实现。

我国特高压输电技术的研究开始于20世纪80年代。经过中国电力科学研究院、武汉高压研究所等多家科研院所和高等院校2000多个专家20多年的努力，对我国在发展特高压输电方面特有的问题（如大气环境、高海拔、大容量等）进行了技术攻关，取得了一批重要的科研成果。最终研究表明发展特高压输电是中国电力工业的必然选择，工程技术上也切实可行。

特高压直流输电技术不但具有常规直流输电的特点，而且能够很好地解决现存的一些问题：

①我国一次能源分布很不均衡，能源产地和需求地区之间的距离为1000～2500km。因此我国要大力发展西电东送，实现南北互供，全国联网。特高压直流输电在远距离输电方面较为经济，而且控制保护灵活快速，是实现南北互供的较好途径。

②我国东部、中部、南部地区是我国经济发达地区，用电需求大，用电负荷有着较高的增长率。特高压直流输电能够实现大容量输电，规划的特高压直流输电工程的送电容量高达5GW和6.4GW，相应的直流额定电流将达到3125A和4000A，能较好地满足西电东送的需要。

③由于我国土地和环保的压力，通过特高压直流实现大容量、远距离输电，能够节省线路走廊，缓解由于电力的发展带来的土地资源的紧张。

4）直流特高压输电的主要技术问题：

①过电压和绝缘问题。±800kV特高压直流工程尚无实际运行经验可循，已经投入运行的电压等级最高的换流站为巴西伊泰普换流站，为±600kV，而我国投运的所有换流站中电压等级最高为500kV。目前，我国规划和正在建设的特高压直流工程电压由±500kV提高到±800kV，输送容量约为±500kV的2倍，换流站和线路绝缘部分的投资比例增大，一旦出现绝缘故障，带来的损失和系统扰动问题将很严重，因此过电压保护以及绝缘配合将是特高压直流输电的最根本性问题。另外，我国西部水电资源位于高海拔地区，存在较严重的污秽、履冰等问题，合理优化的过电压保护和绝缘配合将为系统安全稳定提供有利的保障。

②电磁环境问题。电磁环境指的是输电线路的电磁环境，包括线路下方电场效应、无线电干扰和可听噪声等几方面的内容，是工程设计、建设以及运行中必须考虑的关键问题。直流线路在运行时，导线周围空间产生离子场，线下合成场强对人体产生影响。线路和换流站设备产生的无线电干扰会对无线电通信产生干扰，产生的噪声会使附近的居民以及换流站的工作人员受到伤害。随着电压等级从±500kV提高到±800kV，电磁环境问题将更加突出。目前我国技术人员已经过研究论证给出了推荐方案，但是在换流站建成投运后，是否能够满足技术、环保和周围居民以及工作人员的要求，仍然有待继续研究，以期经得住实际运行的考验，并且在发生问题时及时给出解决方案。

③控制保护问题。直流工程的核心就是控制保护。控制保护的关键技术有：软硬件平台技术、直流控制保护系统设计、阀触发控制、直流保护。直流系统故障有很大一部分是控制保护系统故障造成的。由于特高压直流输送能量大，对直流控制保护提出了更高的要求。因此对于直流控制保护的研究基于±500kV相对成熟的运行经验，深入开展控制算法与最优控制、鲁棒控制、智能控制等先进算法相结合的研究，避免多回直流落点相对集中时发生换相失败，充分利用直流附加控制，快速灵活提高系统稳定性。另外由于特高压直流输电换流阀采用12脉动串联，相应的控制保护要深入研究。

④交直流互联以及直流电压等级序列研究。随着我国1000kV特高压交流网架与±800kV特高压直流网架的建设，我国会逐渐形成1000kV交流与±800kV直流的大联网。因此保证交直流联网能够安全、稳定，防止大停电将是一个十分重要的问题。此外随着我国直流输电规模的不断增大，有必要对直流输电系统进行分类，形成直流系统输电序列，推行系统设计、设备选型、工程建设以及运行维护的标准化，从而提高效率、节约成本。目前，我国初步的研究结果推荐未来直流工程按照±500kV/3000A，±660kV/3000A，±800kV/4500A，±1000kV/4500A四个直流电压序列进行选择。