特高壓同步電網安全性論證
湯涌，郭強，周勤勇，覃琴，秦曉輝
(中國電力科學研究院，北京市 海淀區 100192)
Security Evaluation for UHV Synchronized Power Grid
TANG Yong, GUO Qiang, ZHOU Qinyong, QIN Qin, QIN Xiaohui
(China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China)
ABSTRACT: According to ‘Guide on Security and Stability for Power System’, security and stability of UHV synchronized power grids were evaluated in following aspects: short-circuit current, static security, transient and dynamic stabilities. Based on requirements of ‘Emergency disposal, investigation and settlement regulations of electrical safety incidents’, fault tolerance ability of UHV power grids and available measures were verified under serious failure conditions, probably caused by natural disasters. According to setting principles and requirements, adaptability of the third defense line was analyzed including under-frequency load shedding, under-voltage load shedding and splitting. Results indicated that security performance of UHV synchronized power grids can meet demands of ‘Guide on Security and Stability for Power System’ and has strong capability of withstanding serious failure. The third defense line can effectively control failure scope and avoid blackouts. Self-adaptive splitting technique based on wide area synchronous measurement information, together with AC-DC coordinated control technique, can further improve power grid security performance.
KEY WORDS: security and stability; UHV; synchronized power grids; three-defense lines
摘要：根據《電力系統安全穩定導則》，從短路電流、靜態安全性、暫態穩定性、動態穩定性等方面，校核了特高壓同步電網方案的安全穩定性;根據《電力安全事故應急處置和調查處理條例》要求，校核了可能發生的自然災害導致的電網嚴重故障下，特高壓同步電網的承受能力及可采取的措施;根據第3道防線的設置原則和要求，分析了由低頻減載、低壓減載和解列控制構成的第3道防線在特高壓同步電網的適應性。結果表明，特高壓同步電網安全性滿足《電力系統安全穩定導則》的要求，承受嚴重故障能力強，第3道防線可有效控制事故范圍，避免出現大停電;采用基于廣域同步量測信息的自適應解列、交直流協調控制等技術可以進一步提高系統的安全性。
關鍵詞：安全穩定;特高壓;同步電網;三道防線
DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.01.014
0 引言
發展特高壓已先后納入國家“十二五”規劃綱要、能源發展“十二五”規劃、國家能源科技“十二五”發展規劃、能源發展戰略行動計劃(2014—2020年)、大氣污染防治行動計劃等，成為國家重要能源發展戰略。目前國家電網(國網經營區)已建成“三交四直”特高壓工程并保持安全運行，隨著列入大氣污染防治行動計劃的“四交四直”及酒泉—湖南特高壓工程加快推進，特高壓電網從技術創新、工程示范進入全面大規模建設的新階段。
“十三五”期間，為滿足西部、北部大型能源基地開發外送和東中部用電需要，適應清潔能源更大規模的開發利用要求，應加快特高壓骨干網架建設，優化電網格局，減少同步電網數量，擴大同步電網規模，推動構建統一同步電網，形成能源資源優化配置平臺[1]。這些新形勢和新挑戰將對電網的安全穩定特性產生重大影響。因此，有必要對“十三五”特高壓同步電網方案的安全性進行綜合評估論證，并以研究結果指導中遠期電網規劃的調整。
滿足《電力系統安全穩定導則》(以下簡稱《導則》)是電網規劃的根本要求。2011年，國務院頒布了《電力安全事故應急處置和調查處理條例》，對電網的安全穩定提出了更高的要求。在常規的典型故障校核的基礎上，本文研究了區域間解列控制、低頻減載、低壓減載等電網第3道防線措施的適應性，以及交直流混合電網安全穩定性與協調控制，通過深入論證特高壓同步電網對極端嚴重故障的抵御能力以及交直流協調控制策略，為進一步提高特高壓同步電網的安全性和可控性提供技術支撐與決策參考依據。
1 特高壓同步電網方案
“十三五”期間，在現有電網格局基礎上，將西部不同資源類型的電網進行互聯，即西北電網與川渝藏電網通過特高壓交流聯網，構建西部特高壓同步電網(簡稱“西部電網”);將東部主要受電地區電網進行互聯，即“三華”電網與東北電網通過特高壓交流聯網，構建東部特高壓同步電網(簡稱“東部電網”)，形成送、受端結構清晰，交流和直流協調發展的2個特高壓同步電網格局，如圖1所示。到2020年，規劃建成19回特高壓直流工程，特高壓電網跨區輸電380 GW，向東中部送電310 GW[2]。
圖1 2020年特高壓同步電網格局示意圖
Fig. 1 Structure of UHV synchronized power grid in 2020
2 特高壓同步電網安全穩定水平分析
2.1 潮流及靜態安全分析
2020年東部、西部電網特高壓主網潮流分布合理。主要送電通道潮流在7~10 GW，主要聯絡線通道潮流在3.5~6 GW，滿足能源基地開發外送和大規模直流電力疏散要求。N-1方式下1000 kV及500 kV線路、1000 kV主變均不過載，滿足N-1靜態安全標準要求。
特高壓直流大功率饋入東部、西部受端電網，當直流發生雙極閉鎖故障后，潮流大范圍轉移至負荷中心，送端發電機功角擺開，系統無功消耗大幅增加，系統的功角和電壓穩定性將受到較大影響[3]。安全穩定校核結果表明，東部、西部電網承受潮流轉移的能力強，潮流轉移通道在故障后的潮流和母線電壓均在安全允許范圍內。
以陜北—武漢直流雙極閉鎖故障為例，分析潮流轉移情況。故障后10 GW功率轉移至并列運行的特高壓交流線路上，通道上的母線電壓均有不同程度的降低，其中蒙西—晉中單回線路潮流由4702 MW增加至6571 MW，武漢特高壓站電壓降至961.9 kV，不存在任何安全問題。故障后潮流轉移計算結果如表1所示。
表1 陜北—武漢直流雙極閉鎖故障后的潮流轉移及
電壓變化情況
Tab. 1 Power flow transferring and voltage after bipolar block fault occurring on Shanbei-Wuhan UHVDC line
線路名稱故障前/故障后
潮流/MW節點名故障前/故障后
節點電壓值/kV
蒙西—晉北1880/3261蒙西1066.3/1023.4
晉北1063.0/1022.2
蒙西—晉中4702/6571蒙西1066.3/1023.4
晉中1056.6/1001.6
上海廟—蒙西1561/922上海廟1083.9/1067.4
蒙西1066.3/1023.4
武漢—南昌1730/1483武漢1034.2/961.9
南昌1043.8/1003.7
武漢—安慶1560/962武漢10434.2/961.9
安慶1052.1/1010.9
武漢—道觀1361/1902武漢1034.2/961.9
道觀519.8/496.5
道觀—木蘭1672/2041道觀519.8/496.5
木蘭518.0/498.1
武漢換—木蘭330/-722武漢換522.6/499.7
木蘭518.0/498.1
武漢換—鄂變1560/1051武漢換522.6/499.7
鄂變520.6/501.5
2.2 短路電流水平
“三華”負荷中心500 kV電網短路電流大量超標，目前已采取線路出串、拉停，裝設高阻抗變壓器、串聯電抗器、短路電流限制器等措施，長遠看難以為繼。發展更高一級電壓，可從根本上解決短路電流問題。我國500 kV電網發展歷程中，220 kV電網得以通過分區運行來解決短路電流超標的問題。建設1000 kV電網，500 kV合理分區運行，可有效解決500 kV短路電流超標問題[4-5]。對2020年東部、西部電網的短路電流水平進行校核計算表明，特高壓同步電網形成后，網架結構顯著加強，500 kV電網具備了結構優化的條件，通過省間1000/500 kV電磁環網解環和分區，能將全部短路電流控制在63 kA以下。
2.3 大擾動暫態穩定分析
對三級安全穩定標準對應的典型故障進行仿真分析。
第1級：選取交流線路“N-1”故障和直流單極閉鎖故障。結果表明，無需采取措施，系統均能保持穩定。
第2級：選取交流線路三永“N-2”故障和直流雙極閉鎖故障。結果表明，除了少數電廠送出通道需要切除相應送端機組外，其他交流線路三永“N-2”故障后，不需采取任何措施，送、受端系統均能夠保持穩定運行;錫盟—江蘇、上海廟—山東、
準東—四川、酒泉—湖南等直流線路雙極閉鎖故障需要切除送端相應4~7臺機組，不需切除受端負荷，系統能保持穩定運行，最大切機量為7臺機組共7000 MW;其他直流線路故障時無需采取措施(除送端孤島機組需切機外)，系統能保持穩定。
第3級：考慮到近年來自然災害頻發對電網安全的影響，選取同通道同送端的多回直流同時發生雙極閉鎖故障或者失去多個電廠等多重故障。
1)多回直流同時停運。
①西南水電外送特高壓直流。
西南水電共有5回±800 kV的特高壓直流向華東、華中送電，總容量為41.6 GW。對落點華東地區的任意2回或3回直流由于送端機組停運導致的直流同時雙極閉鎖進行計算分析，結果表明，送端需切除10~18 GW機組后，系統可以保持穩定，受端不需采取任何措施。
②西北、北部火電外送特高壓直流。
選取酒泉—湘潭和哈密南—鄭州2回直流、蒙西—湘南和陜北—武漢2回直流，這2組直流的送端電源位置較近，如果出現強風、地震等較嚴重的自然災害，送端機組可能大范圍停機，導致兩回直流同時停運，需要對這類情況下電網進行安全性校核。結果表明，送端切除16~18 GW機組后，系統可以保持穩定，受端不需采取任何措施。
③西部電網和東部電網之間的特高壓直流。
選取同送端同通道的準東—皖南、酒泉—湘潭2回特高壓直流同時發生雙極閉鎖故障。按照單回直流閉鎖的安控措施量，即切除準東直流3660 MW的配套電源、酒泉直流5400 MW的配套電源后，送受端電網可以保持穩定，低壓減載、低頻減載等第3道防線裝置均不需動作。
2)華東沿海大量火電、核電機組停運。
考慮到我國東南沿海，尤其是浙江、福建沿海易受強烈臺風影響，可能導致沿海地區同時失去10~20 GW左右的火電廠、核電廠，下面就電廠同時失去進行安全穩定分析。
當浙江樂清、玉環、三門等電廠共失去18 GW或福建沿海后石、福清、可門等電廠共失去20.3 GW機組時，華東電網能夠保持穩定，若失去電源超過此規模，則局部電網將失去穩定，需要采取集中切負荷或者依靠低壓減載、低頻減載等措施系統才能恢復穩定，具體情況如表2所示。
表2 浙江、福建沿海大型機組停運下系統穩定性
Tab. 2 System stability under large generators shutdown along the coast of Zhejiang and Fujian
停運區域失去電源
規模/GW集中切負荷低壓、低頻
減載措施事故級別
浙江沿海18———
福建沿海20.3———
浙江沿海20集中切除
4100 MW負荷切除13 020 MW負荷—
福建沿海22集中切除
2600 MW負荷切除22 590 MW負荷一般事故
2.4 動態穩定性分析
采用小干擾頻域分析方法，對東部、西部電網的主要動態穩定振蕩模式進行分析，詳細計算結果見表3。
表3 小干擾動態穩定計算結果
Tab. 3 Computation results of small disturbance
dynamic stability
區域振蕩模式振蕩頻率/Hz阻尼比
東部電網湖南、江西機組相對于
華東機組0.4350.176
西部電網西北機組相對于川渝機組0.2720.117
結果表明，東部電網大區間主要振蕩模式振蕩頻率0.435 Hz，阻尼比0.176;西部電網大區間主要振蕩模式振蕩頻率0.272 Hz，阻尼比0.117。從振蕩模式來看，大區間主要振蕩模式有2個，分別是東部電網的湖南、江西機組相對于華東機組模式，西部電網的西北機組相對于川渝機組模式。這些主要低頻振蕩模式均具有強阻尼。
3 第3道防線措施的適應性研究
電網的第3道防線措施主要包括低頻減載、低壓減載和解列。本節重點研究極端嚴重故障導致系統穩定破壞時，電網第3道防線措施的適應性。
3.1 低頻減載措施
現行的低頻減載配置方案均是按當前區域電網配置的，且各區域配置不同[6]。因此，可以優化設計更為適合特高壓同步電網的低頻減載方案，如表4所示，該統一配置方案可同時滿足聯網方式和故障解列后受端頻率恢復的需要。
對低頻減載方案的評價，需要從3個方面進行比較分析：低頻減載總量、系統最低頻率和穩態頻率及頻率恢復至49.5 Hz的時間。以2020年東部電網大方式下全網損失48.23 GW區外來電為例進行對比分析。圖2、3分別為現行低頻減載方案和統一配置方案下系統頻率變化圖，表5給出了2種配
表4 特高壓同步電網統一低頻減載配置方案
Tab. 4 Unified under-frequency load shedding scheme of UHV synchronized power grid
頻率減負荷/%延時/s
49.21.830特
49.22.415特
49.25.00.2
49.06.00.2
48.86.50.2
48.67.00.2
48.47.00.2
48.27.00.2
48.08.00.2
注：表中“特”指特殊輪。
圖2 現行低頻減載配置方案下系統頻率變化
Fig. 2 System frequency of current under-frequency load shedding scheme
圖3 統一低頻減載配置方案下系統頻率變化曲線
Fig. 3 System frequency of Unified under-frequency load shedding scheme
表5 2種低頻減載方案的對比
Tab. 5 Comparison on two kinds of under-frequency load shedding schemes
配置方案減載量/
MW最低頻率/
Hz穩態頻率/
Hz恢復至49.5 Hz
時間/s
現行低頻減載
配置方案14 10049.2049.5238
統一低頻減載
配置方案23 39049.1849.6723
置方案下的減載量、最低頻率、穩態頻率及頻率恢復至49.5 Hz的時間。
可以看出，綜合考慮減載量、系統最低頻率、穩態頻率及恢復至49.5 Hz時間等指標，2類方案下，統一低頻減載配置方案較好。雖然統一配置方案的總體減載量較大，但由于各大區電網統一分攤功率缺額，所以各區域電網減載量比較均衡，且最終頻率恢復到49.5 Hz的時間也較短。
3.2 低壓減載措施
由于我國在低壓減載配置上至今還沒有一個統一的標準、配置原則和配置方法，因而我國各地區現有低壓減載措施的配置依據和原則有所不同[7]。經過對低壓減載配置原則進行分析，總結低壓減載措施的配置方法和流程如下：
1)由全網暫態、中長期電壓穩定仿真結果分析，確定存在電壓穩定問題的區域。
2)根據該區域的負荷水平和負荷構成，確定配置區域中的可切負荷總量。
3)依據不同故障形式下系統電壓的恢復水平，確定低壓減載動作后的電壓恢復目標值。
最終形成東部電網低壓減載配置的推薦方案見表6。
表6 東部電網低壓減載配置推薦基本方案
Tab. 6 Recommendation scheme of under-frequency load shedding configuration of East power grid
輪次華東華北華中
動作
電壓/
pu延時/s切除
負荷/
%動作
電壓/
pu延時/s切除
負荷/
%動作
電壓/
pu延時/s切除
負荷/
%
特殊輪0.831.5150.831.5150.851.515
第1輪0.830.2130.870.5100.850.510
第2輪0.790.2100.850.4100.850.410
第3輪0.750.2100.850.4100.850.410
第4輪0.710.2100.850.4100.850.410
當東部電網發生同時失去臨沂—連云港、棗莊—徐州、駐馬店—淮南、駐馬店—徐州4個特高壓輸電通道的極端嚴重故障時，需要在送端采取切機措施，低壓減載措施會發生動作，系統可以保持穩定，共切除負荷15.47 GW，占東部電網總負荷1.83%。相關母線電壓見圖4。可以看出，發生此嚴重故障時，配置方案具有良好的適應性。
圖4 同時失去4個交流通道條件下
低壓減載動作后的母線電壓
Fig. 4 Voltage curve after operation of under voltage
load shedding under condition of four UHVAC lines tripping
3.3 解列措施
3.3.1 傳統解列措施
目前已有的特高壓區域聯絡線解列配置包括失步解列、低壓解列和快速解列技術[8-10]。失步解列通過相關電氣量的變化，可以判斷系統是否發生失步，并在系統發生失步的狀態下捕捉失步中心的位置;目前失步判據的研究大都基于經典的雙機等值系統。低壓解列是根據電壓低到一定值并持續相應時間進行解列判斷;快速解列根據輸電線路功率的變化趨勢、線路兩端電壓相角差的變化趨勢以及系統振蕩中心的位置等因素來形成失步解列判據。
若同時配置以上3種解列技術，當發生如圖5所示的準東—成都特高壓直流雙極閉鎖并同時失去隴南—廣元特高壓交流通道的嚴重故障時，失步振蕩中心落入果洛—阿壩以及玉樹—昌都線路上，導致這2個特高壓交流通道在1.6 s內陸續解列，如圖6所示，使得西部電網解列成西北和西南2個獨立的地區電網，解列后在低頻低壓減載措施動作配合下，各地區電網均恢復穩定運行。
在解列后的動態過程中，低壓減載動作共切除負荷1330 MW，低頻減載動作共切除負荷5230 MW，分別占西南電網總負荷的1.3%和5.1%。
圖5 西部電網特高壓通道極端嚴重故障示意圖
Fig. 5 Diagram of extremely serious fault occurring on the UHV tie lines of West power grid
圖6 解列線路功率及解列時序示意圖
Fig. 6 Power flow and timing sequence after line splitting
3.3.2 基于廣域同步量測信息的自適應解列
基于廣域同步量測信息的自適應解列，核心思想是通過保穩的互補群慣量中心—相對運動變換，將多機系統穩定性的定性(或定量)分析問題轉換為具有時變特性的非自治單機無窮大系統映像的同類問題[11]。基于廣域量測信息的自適應解列系統，可以進一步提高解列速度，更有助于解列后系統快速恢復穩定，并進一步減少解列后低頻減載、低壓減載的代價。
當東明—駐馬店通道東明側發生三永故障跳雙回，同時跳開晉東南—南陽通道，共損失
5回特高壓交流線路極端嚴重故障時(如圖7所示)，沖擊到地區聯絡斷面的潮流轉移量達到23.1 GW，導致穩定破壞，依靠傳統解列與自適應解列技術都可將聯絡斷面解開，使系統恢復穩定，結果見表7。可以看出，相比傳統解列技術，自適應解列技術恢復時間快，損失負荷量小。
圖7 華北對外聯絡斷面極端嚴重故障示意圖
Fig. 7 Diagram of extremely serious fault occurring on the tie lines of North-China and other regions
表7 華北對外聯絡斷面極端嚴重故障下傳統解列與自適應解列結果對比
Tab. 7 Comparison on traditional splitting and self-adaptive splitting after extremely serious fault occurring on the tie lines of North-China and other regions
解列類型剩余聯絡通道
解開時間/s低頻低壓
減載量/MW是否恢復穩定
傳統解列技術1.41/1.7657 750是
自適應解列技術1.01/1.0147 760是
4 交直流混合輸電系統安全穩定性及協調控制策略研究
直流系統本身所具有的特性使得其暫態過程非常復雜[12-15]，綜合來講，對系統的影響主要體現在以下3個方面：
1)直流系統換流站需要消耗大量無功功率，約占輸送有功功率40%~60%的水平。在正常運行條件下，直流系統消耗的無功功率主要由換流站內濾波器等無源補償元件提供。系統故障時，將產生暫態電壓波動，由于運行條件的變化，會引起無功功率補償出力的變化。這些元件是否能提供直流系統所需的無功功率將直接影響交直流系統間無功功率交換的大小，從而產生了交直流系統電壓穩定性問題。
2)直流系統輸電功率較大，直流系統故障引起輸電功率大幅波動將對直流送端系統和受端系統產生較大沖擊，危及系統頻率穩定性。
3)直流輸電系統具有高度可控性，可以為電網提供靈活的輸送方式，但是直流換流設備自身性能限制和直流對交流系統的要求將給電網運行帶來更多的約束條件。
綜上所述，合理的利用直流系統特有的控制特性，可以對系統安全穩定性產生積極的影響。
4.1 交直流混合輸電系統安全穩定研究
2020年，東部電網中，錫盟火電基地通過1回±800 kV特高壓直流和2回特高壓交流通道向負荷中心送電;蒙西火電基地(含陜北、晉北火電)通過3回±800 kV特高壓直流和2回特高壓交流通道向負荷中心送電。西部電網中，準東電源基地通過1回±1100 kV特高壓直流和3回特高壓交流通道向負荷中心送電。錫盟、蒙西以及準東電源基地送出系統均形成較為典型的交直流混合送端網架結構，交直流系統相互影響明顯。
1)送端故障對系統穩定性的影響。
錫盟、蒙西以及準東交直流混合輸電系統送端電網的主干線路發生“N-1”、“N-2”故障后，系統可以保持穩定運行。
2)直流故障對系統穩定性的影響。
錫盟、蒙西以及準東交直流混合輸電系統中特高壓直流發生單極閉鎖故障，系統可以保持穩定運行;雙極閉鎖故障后，除少數直流線路需要切除相應送端機組外，其他直流線路不需采取任何措施，系統可以保持穩定。最大切機量為7臺機組共7 GW。
3)受端故障對系統穩定性的影響。
錫盟、蒙西以及準東交直流混合輸電系統各送出直流系統逆變站落點附近主干線路發生“N-1”、“N-2”故障后，系統可以保持穩定運行。
4.2 提高電網穩定水平的交直流協調控制策略
在交直流混合輸電系統中，直流功率緊急控制可快速釋放由于送電通道開斷所積聚的過剩功率;采用直流有功功率調制可以實現交直流系統的相互支援;采用直流系統緊急功率控制和調制可有效提高系統在極端嚴重故障下的穩定水平[16-18]。
4.2.1 基于功率緊急控制的交直流協調控制策略
當發生準東—成都特高壓直流雙極閉鎖并同時失去隴南—廣元特高壓交流通道的嚴重故障時，約9 GW功率轉移到聯絡斷面的其余線路上，系統會失去穩定。
雅中—南昌特高壓直流在故障切除后0.2 s時啟動功率緊急控制，在0.6 s內功率從5 GW(單極)速降80%至1 GW，持續3 s后，以同樣速率升功率至2 GW;溪洛渡—浙西特高壓直流在故障切除后0.2 s時啟動功率緊急控制，在0.6 s內功率從4 GW (單極)速降50%至2 GW，持續3 s后，以同樣速率升功率至3 GW，則系統能夠保持穩定。圖8給出
(a) 果洛—阿壩線路潮流
(b) 雅中—南昌特高壓直流單極輸電功率
(C) 溪洛渡—浙西特高壓直流單極輸電功率
圖8 西部電網特高壓通道嚴重故障時穩定計算曲線
Fig. 8 Stabilization process after serious fault occurring on the UHV tie lines of West Power Grid
了采取功率緊急控制措施前后，果洛—阿壩特高壓交流線路功率、雅中—南昌特高壓直流單極輸電功率、溪洛渡—浙西特高壓直流單極輸電功率。
4.2.2 基于直流功率調制的交直流協調控制策略
根據對2020年蒙西交直流混合輸電系統中并聯交流線路與直流線路之間耦合關系的研究，交直流協調控制對象選擇蒙西—晉北特高壓交流線路較為合適，能夠反映其他并聯交流通道或外送直流因故障退出運行后的潮流轉移情況。
在特殊方式下，當蒙西—晉中特高壓交流通道發生三永“N-2”故障時，陜北—武漢特高壓直流啟動功率調制，設單極調制功率可從4 GW至6 GW之間變化(調制幅度為額定功率的±20%)，通過調制系統能夠保持穩定。采取功率調制后，蒙西—晉北特高壓交流線路功率、陜北—武漢特高壓直流單極輸電功率如圖9所示。可以看出，直流單極功率在6 s后逐漸降至5.5 GW(1.1倍額定功率)以內。
(a) 蒙西—晉北線路潮流
(b) 陜北—武漢特高壓直流調制單極功率
圖9 蒙西—晉中特高壓交流線路故障時穩定計算曲線
Fig. 9 Stabilization process after N-2 fault occurring on the Mengxi-Jinzhong 1000 kV AC line
研究表明，采用直流功率調制也能達到提高交直流混合輸電系統穩定性的目的，可減少采取切機措施，減小控制代價。
5 結論
特高壓同步電網擴大了負荷中心地區接受區外電力的能力，區外電力分別通過特高壓交流和特高壓直流送入，形成“強交強直”科學合理的輸電格局。“十三五”特高壓同步電網方案的安全性論證結論如下：
1)特高壓同步電網安全穩定水平高，抵御單一故障、嚴重故障和多重故障的能力較強，動態穩定性主導振蕩模式均呈強阻尼，完全滿足《導則》規定的三級安全穩定標準要求。
2)通過合理配置第3道防線，在同時失去多個特高壓交流/直流通道的極端嚴重故障情況下，依靠解列、低頻減載、低壓減載等第3道防線措施，可將同步電網成功解列，并維持解列后各區域電網穩定運行，可以避免發生連鎖反應而導致的大面積停電。
3)特高壓同步電網形成了堅強的特高壓交直流混合互聯電網，系統穩定水平較好。利用交直流協調控制技術，可實現交直流系統相互支援，在極端嚴重故障或特殊方式下顯著減少切機量，有效改善交直流混合輸電系統穩定水平。
參考文獻
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