驾驭复杂大电网
相比苏州南部UPFC项目和张北柔直项目更侧重于一定区域内电网控制的难点突破，国调中心牵头负责的“构建大电网安全综合防御体系—系统保护”项目，则从全景视角综合提升电网可靠性和安全性。
“特高压电网的快速发展，加上风电和光伏等新能源大量并网，远距离输电规模持续增长，电网格局和电源结构都发生了重大改变，特别是在电网‘强直弱交’的过渡期，电网运行特性发生了深刻变化，电网安全运行压力巨大。”国调中心相关负责人表示，目前电网特性的变化表现在故障对系统的冲击全局化，电网运行安全风险增大，而电源结构的变化大大降低了电网的调节能力，同时电网的电力电子化特征凸显也令电网稳定形态更加复杂。
在这样的背景下，国调中心决定从技术标准、运行管理、防控措施等方面调整传统交流系统形成的认识方法、防御理念和控制技术，构建特高压交直流混联大电网系统保护（以下简称系统保护技术），实现电网防控技术的历史性突破。该项目也被列入国家电网公司十大重点科技创新工程。
“系统保护技术是以有效控制大电网安全运行风险为目标，构建多目标控制、多资源统筹和多时间尺度协调的高可靠性、高安全性大电网安全综合防御体系。”该负责人告诉记者，系统保护建设是一个复杂的系统性工程，涵盖系统分析、智能控制、计算机及通信等多个专业，在世界上尚无先例，要适应多种运行场景，协调各种控制资源，整合多类先进技术。
“现在需要重点解决系统特性认知、控制措施协同、系统集成等三方面问题。”南瑞集团稳定控制技术分公司工程师李德胜告诉记者。
系统保护技术依托先进的信息通讯技术，实现对电网的多频段、高精度全景状态感知，并能够基于故障诊断和系统实时响应特征，实现多场景、全过程的实时智能决策，还将通过整合广泛分布于全网的多种控制资源，实现有序、分层的一体化协同控制。
华东电网成为这个系统的第一个试点。
近年来，随着复奉、锦苏、宾金各特高压直流相继投产，以及西南水电送电华东需求长期居高不下，华东电网最大单一区外直流来电功率和区外直流来电总功率均持续增长，大功率直流故障造成受端功率缺失的情况，对电网频率稳定的冲击日益显著。
“通过建设频率紧急协调控制系统、增加多直流联合功率调制、快速切除抽蓄机组和可中断负荷功能、调整低周减载总体策略各综合措施，实现华东电网频率稳定控制水平的整体提升。”国网华东分部相关负责人表示，华东电网频率紧急协调控制系统的建设，对多直流馈入受端电网频率稳定控制具有很好的借鉴意义，为大受端电网的频率稳定控制提供了很好的示范。
后续，公司将针对华北、华中、西北、东北、西南电网的不同运行特性，有针对性的建设相应系统保护，全面提升大电网安全运行水平。
大云物移中的电网智能化
“除了从设备及系统层面的技术研发，公司将智能电网基础支撑技术方面研究列入十大重点科技创新工程。”李震宇告诉记者，在信息通信技术方面，配合“互联网+”行动计划，重点突破嵌入式系统在电网应用中的信息安全技术，移动互联网、云计算、大数据和物联网等在智能电网中的融合应用技术。
为落实国家“互联网+”行动计划，2015年，国网信通部牵头制定了“信息通信新技术推动智能电网和‘一强三优’现代公司创新发展行动计划”，并在国家电网公司内全面推进。
“行动计划的主要内容包括‘四项目标、六大领域、六年计划’。对照技术先进、智能生产、智慧运营、业务创新四项目标，国家电网公司将推进信通新技术在智能电网发、输、变、配、用、调和公司经营管理领域的全面渗透和深度融合，重点开展输变电智能化、智能配用电、
源网荷协调优化、智能调度控制、企业经营管理和信息通信支撑六大领域19个方面的研发攻关和创新应用。”该项目负责人表示，根据行动计划，2015～2016年开展167项工作，2017～2020年规划开展72项工作。
2020年，这项涉及国家电网公司多层面的行动计划完成后，将从输变电智能化、智能配用电、源网荷协调优化、智能调度控制四方面取得显著的效益：预计输变电状态采集监测装置线路覆盖长度每增加百公里，每年可降低运维成本约13万元，减低故障成本约4万元；配网故障诊断定位效率和准确率每提升10%，配网故障抢修时长可缩短30%，提高配网运行可靠性和客户满意度；微电网分布式电源有效发电小时数每增加10%，每100户家庭可具备50千瓦削峰潜力；新能源发电功率预测准确率每提升1%，可增加约0.3%的新能源消纳能力，减少电网旋转备用容量，节省电网投资。
随着能源变革的不断深入，建设网架坚强、广泛互联、高度智能、开放互动的世界一流电网成为目前电网发展的重要方向，特别是在我国能源互联进入大规模建设、集中投产和特高压网架形成过渡期的关键阶段，还需要通过技术进步不断提升大电网的安全、高效、清洁、绿色等方面水平，将电网打造成为资源优化配置的平台。
