RTDS

微型相量测量单元(micro-phasor measurement unit, μPMU)为配电自动化的进一步升级提供了良好的量测基础，但现阶段电网中μPMU数量有限，难以满足传统配电网故障定位的需求。针对该问题，结合电网中μPMU与智能电表等量测设备，并基于虚拟节点的多重状态估计方法，提出了一种基于混合量测状态估计的故障定位方法。首先，通过等效变换将μPMU和智能电表的测量信息输入到故障状态估计器当中。然后，利用μPMU将网络划分为不同的区域。根据状态估计结果计算故障电流，缩小故障搜索区域以减少计算复杂度。为了识别区域内的故障位置，通过设置附加虚拟故障节点形成多种特定的故障拓扑结构并执行多重状态估计，计算出用于识别故障位置的加权测量残差指标，以确定故障位置。最后，在实时仿真系统(real-time digital simulation, RTDS)中进行仿真测试，结果表明所提方法在不同故障场景下均能准确有效地定位故障，且对量测误差具有较好的鲁棒性。

本项目搭建了基于RTDS的智能配网终端的检验平台，提出了检测方案及相关检验方法，根本解决了配电终端现场调试中故障难以同步准确模拟的技术难关，同时将配电网调试工作前移至实验室检测，大大简化了配电终端现场调试工作难度，加速配电网自动化系统的实用化水平提高。同时本项目的研发的测试手段也可以供现场调试方法借鉴，大大提升配电网自动化系统的现场测试水平。 本项目的研究成果，即基于RTDS的智能配网终端实验室检测方案及相关检验方法，可以有效解决配电网现场调试中故障难以同步准确模拟的技术难关，同时将配电网调试工作前移至实验室检测，大大简化了配电终端现场调试工作难度，加速配电网自动化系统的实用化水平提高。同时本项目的研发的测试手段也可以供现场调试方法借鉴，大大提升配电网自动化系统的现场测试水平，可在行业全面推广。通过本项目的实施，形成智能配电终端实验室检验平台和检验方案，培养一批配电网检验检测技术人员，为天津电网开展智能配电网相关设备的检验测试工作莫定技术基础和实践经验，为开展智能配电网关键技术研究提供人才储备。

对于新能源经柔直送出系统，新能源控制器与柔直控制器参数匹配不佳会引起次/超同步振荡问题。为此，采用了基于VSG（虚拟同步发电机）控制的开环策略，取消了传统闭环控制方式下的内、外环及锁相环节，优化了柔直的阻抗特性，降低了与新能源的次/超同步振荡风险，同时适应孤岛与联网的运行方式。针对开环控制自身特性存在双极功率不平衡及故障后短路电流过高的问题，相应提出了双极功率平衡及故障穿越策略，并基于RTDS仿真验证了所提VSG控制及故障穿越策略的有效性。

针对混合级联特高压直流输电系统的逆变站，基于其一次拓扑结构，按照保护无死区、故障易定位的原则，结合测量互感器的安装位置，提出了保护的分区建议和配置方案。根据逆变站故障发生的位置及严重程度，以快速切除故障、减少停运范围为目标，提出包括LCC（电网换相换流器）闭锁、单MMC（模块化多电平换流器）闭锁、MMC整体闭锁、顺序极闭锁和分步极闭锁的分级闭锁策略。以白鹤滩-江苏混合级联特高压直流输电工程实际的控制保护装置和按照工程成套参数建立的RTDS（实时仿真系统）模型组建了实时闭环仿真系统，通过仿真验证了所提保护方案和闭锁策略的可行性和有效性。

对于新能源经柔直送出系统，新能源控制器与柔直控制器参数匹配不佳会引起次/超同步振荡问题。为此，采用了基于VSG（虚拟同步发电机）控制的开环策略，取消了传统闭环控制方式下的内、外环及锁相环节，优化了柔直的阻抗特性，降低了与新能源的次/超同步振荡风险，同时适应孤岛与联网的运行方式。针对开环控制自身特性存在双极功率不平衡及故障后短路电流过高的问题，相应提出了双极功率平衡及故障穿越策略，并基于RTDS仿真验证了所提VSG控制及故障穿越策略的有效性。

分布式静止串联补偿器(distributed static series compensator, DSSC)通过调节注入线路的电压可改变线路功率，优化电网潮流分布。针对现有交流线路保护算法难以适应DSSC串入线路运行的问题，提出了抑制DSSC对线路保护影响的方法。首先，分析了DSSC对交流线路保护的影响，证明了DSSC注入电压可能改变距离保护的阻抗测量值，导致距离保护有拒动或误动的风险。然后，提出了利用DSSC本体过流保护快速将DSSC旁路、或基于故障辅助判据主动将DSSC注入电压降为0的方法，以抑制不同类型的线路故障时DSSC对线路保护的影响。最后，基于硬件在环RTDS实时仿真平台以及浙江湖州DSSC示范工程现场进行试验，验证了所提抑制DSSC对交流线路保护影响的方法的有效性。

特高压直流投资大，运行要求高，其高电压大功率运行对电网影响大，不能直接用于故障分析、测试等，母线电压、换流变变比、回路电抗等参数可直接测量，但在交流系统不对称时换相电压的过零点漂移、触发脉冲控制方式以及弱交流强直流对换相失败等众多运行问题却不能直接通过运行设备进行研究。 同时，特高压直流控制保护非常复杂，内部包含大量控制和保护逻辑，任何参数波动和运行工况改变，其极控和阀控均对换流器进行控制和调节，因此直流控保逻辑试验和调整无法在运行工程中进行。直流保护对故障的反映和行为是直接影响直流系统可靠性的，直流保护完成系统数据的采集，并对数据分析形成保护行为，但故障发生是随机且无固定地点的，且故障程度随系统运行状态的改变而改变，因此无法利用运行设备研究直流保护。 此外，特高压直流输电传输距离远，遭受雷击概率高，对特高压输电的雷击影响研究与防范越显其现实意义，而实际设备难以形成雷电研究所需要的各种条件，即使在特高压实验室实现雷电模拟，也难以形成不同参数的直流系统和直流设备。 RTDS的动态特性模拟直流工程运行特性，可实现现场各种现象的仿真，是当前特高压直流输电研究问题和解决问题的最佳途径。

实验室搭建了南方电网首个包括RTDS系统、智能配电终端、智能配电网自意控制主站系统的智能配电网自意控制仿真、分析、试验平台，实现了从一次网架至二次系统的全方面配网仿真、实验功能：开展了分布式电源对配电保护配置的研究，从故障的瞬态特性着手，进行了配电终端保护逻辑的验证。搭建了变电站驾驶舱实验平台，梳理了传统变电站业务，开展数据源分析，提出了变电站驾驶舱“系统精简、信息规范、界面统一、业务协同”的技术特征，形成了变电站驾驶舱关键技术的“863”，并在仿真测试培训系统中进行了验证。针对楼顶风速状况及旧楼承重较小的情况，采用轻质材料，设计了垂直轴风力发电机组，便于快速安装，方便维护。该项目一方面可以为智能配网新技术、新产品研究和重大科技项目提供研究平台；另一方面可为多种新型的设备和系统集成提供技术支撑，可以完成相关智能配网设备的入网检测，为制定智能配网设备的入网标准提供技术支持。

新能源交流送出线路故障后，新能源电源的故障响应特性会影响距离保护的动作行为。为此，结合新能源电源控制策略，分析故障前后新能源电源阻抗、系统功角及故障电气量的变化，比较相极化电压距离保护、正序极化电压距离保护、突变量距离保护3种类型距离保护的动作性能。由于在线路出口故障时相电压为零，相极化电压距离保护存在动作死区；由于故障后正序电压相位受控制影响发生偏移，正序极化电压相间距离保护存在线路区内故障时拒动、区外故障时误动的风险；对于突变量距离保护，故障后补偿电压相位受控制影响发生偏移，导致保护可能发生拒动或误动。利用RTDS（实时数字仿真系统）建立新能源经交流线路送出的系统模型，仿真分析线路不同类型故障情况下3种距离保护的动作性能，仿真结果与理论分析结论一致。

相同条件下高压交流海缆对地电容是架空线路的20倍以上，在海缆空充时容易出现谐振现象。针对一起海上风电500 kV交流海缆空充过程中出现谐振并引起线路差动保护误动的事故，分析故障录波数据，根据电路理论分析海缆空充过程中的谐振机理，并通过仿真验证指出事故原因为：长距离高压交流海缆接入弱系统导致海缆空充过程出现低于1.5倍工频、高幅值的谐振过电流，经保护装置电流补偿后仍存在较大容性谐振差流，造成差动保护误动。结合工程情况，提出优化保护装置电流二次回路接线、根据系统工况和线路电容电流大小动态调整差流动作门槛的应对方案。最后，通过RTDS闭环测试验证了所提方案的有效性。