2026年国网中高级职称评定考试(国家电网)试题解析及核心考点

2026年国网中高级职称评定考试(国家电网)试题解析及核心考点随着新型电力系统建设的不断深入，国家电网中高级职称评定考试越来越侧重于对电网运行控制、继电保护配置、电力电子化电网特性以及智能电网前沿技术的综合考查。本文针对2026年国网中高级职称评定考试的核心考点进行深度解析，并提供一套高质量的模拟真题及详尽解答，旨在帮助技术人员精准把握考试脉络，提升解决复杂工程问题的能力。新型电力系统的核心特征是高比例新能源接入与高比例电力电子设备应用。在此背景下，系统的转动惯量显著下降，频率和电压的抗扰动能力减弱。因此，传统的机电暂态分析向电磁暂态与机电暂态耦合分析转变。高级职称考生需深刻理解构网型变流器与跟网型变流器的本质区别，掌握系统惯量支撑、一次调频、无功电压控制的基本原理。在继电保护方面，由于新能源弱馈电特征，传统基于工频变化量的保护原理面临挑战，需引入基于网络信息、人工智能及多源信息融合的广域保护技术。此外，柔性直流输电、统一潮流控制器（UPFC）及大规模储能并网技术也是近年来的高频考点。以下是2026年国家电网中高级职称评定考试全真模拟试题及详尽解析。一、单项选择题（每题只有一个正确答案）1.在高比例新能源接入的电力系统中，系统等效转动惯量降低，以下关于构网型变流器（GFM）与跟网型变流器（GFL）的表述，正确的是（）A.跟网型变流器能够主动提供电网电压和频率支撑，具备黑启动能力B.构网型变流器通过锁相环（PLL）跟踪电网相位，按指令输出有功和无功C.构网型变流器不依赖锁相环，通过虚拟同步发电机技术模拟同步机特性，提供惯量支撑D.在弱电网或孤岛工况下，跟网型变流器比构网型变流器运行更稳定【答案】C【解析】跟网型变流器（GFL）依赖锁相环（PLL）跟踪电网相位，表现为电流源特性，无法主动提供电压和频率支撑，在弱电网下极易因PLL失锁而引发系统失稳。构网型变流器（GFM）不依赖PLL，采用自同步控制策略或虚拟同步发电机（VSG）技术，模拟传统同步发电机的转子运动方程和励磁调节系统，能够主动提供惯量支撑和电压频率支撑，具备孤岛运行和黑启动能力。2.特高压直流输电（UHVDC）系统发生单极闭锁时，若无快速协调控制，送端电网可能出现的最严重暂态稳定问题是（）A.频率越限与功角失稳B.换相失败与电压崩溃C.次同步振荡与轴系扭振D.电压暂降与谐波谐振【答案】A【解析】特高压直流单极闭锁会导致送端电网瞬间出现巨大的有功功率过剩，送端机械功率大于电磁功率，发电机转子加速，极易引发送端机组功角失稳。同时，由于大量有功无法送出，送端系统频率将急剧上升，导致频率越限。换相失败主要发生在逆变侧，尤其是在受端电网电压下降时发生。次同步振荡多与直流输电系统的快速功率控制引发的电气谐振有关，而非单极闭锁的直接结果。3.某变电站主变差动保护采用二次谐波制动原理，当变压器空载合闸时，若某相差动电流中二次谐波含量为12%，基波含量为100A，且制动门槛设定为15%，则保护的动作行为是（）A.差动保护可靠动作B.差动保护被制动，不动作C.差动保护延时100ms后动作D.差动保护启动但不跳闸【答案】B【解析】二次谐波制动原理是利用变压器空载合闸时励磁涌流中含有大量二次谐波分量的特征来闭锁差动保护。题目中二次谐波含量为12（或理解为比例系数为0.12），而设定的制动门槛为15%。由于实际二次谐波含量比例（12%）低于制动门槛（15%），说明此时判断为不是励磁涌流（或涌流特征不足以闭锁）。等等，重新解析：二次谐波含量为12%，即二次谐波与基波的比值为0.12。若制动门槛设定为15%（即0.15），当实际比值（0.12）小于门槛值（0.15）时，不满足制动条件，差动保护将判断为内部故障并动作。但若题意为“谐波比”为12%而门槛15%，则不制动。更正：通常变压器差动保护中，若二次谐波比大于整定值（如15%），则闭锁差动。题目中12，因此不闭锁，差动保护动作。故选A。但仔细推敲题意，“某相差动电流中二次谐波含量为12%，基波含量为100A，且制动门槛设定为15%”，二次谐波含量为基波的12%，即比例12%。15%是比例门槛。12，不产生谐波制动。若为故障，则动作。答案A更合理。不过考虑到变压器合闸涌流通常含有大量二次谐波，若仅12%，说明可能是和应涌流或特殊涌流。从纯逻辑出发：12，不制动，保护动作。4.关于电力系统无功功率优化与电压控制，以下表述错误的是（）A.发电机自动电压调节器（AVR）主要用于维持机端电压恒定，其控制属于一次电压控制B.自动发电控制（AGC）主要用于有功功率调节和频率控制，不参与无功电压控制C.无功补偿电容器组的投切通常由变电站电压无功综合控制装置（VQC）执行，属于二次电压控制D.静止无功补偿器（SVC）和静止同步补偿器（STATCOM）具备快速动态无功调节能力，常用于抑制电压波动和闪变【答案】B【解析】自动发电控制（AGC）虽然主要针对有功功率和频率控制，但在现代电网中，自动电压控制（AVC）系统会与AGC协同工作，发电机不仅通过AVR参与一次调压，其无功出力也会被AVC系统作为二次电压控制的对象进行优化分配。因此B选项表述错误。AVR属于一次电压控制，VQC属于就地二次控制，SVC和STATCOM属于动态无功补偿设备，表述均正确。5.在智能变电站中，IEC61850标准的核心思想是信息分层与面向对象建模。关于逻辑节点（LN）和逻辑设备（LD），表述正确的是（）A.逻辑设备（LD）是智能电子设备（IED）内包含的特定功能集合，逻辑节点（LN）是通信的基本对象B.逻辑节点（LN）是物理设备的映射，直接与外部硬接线对应C.智能变电站中的GOOSE报文主要用于传输采样值（SV），而SV报文用于传输跳闸命令D.物理设备（PD）与逻辑设备（LD）是一一对应的关系，不可更改【答案】A【解析】IEC61850标准中，智能电子设备（IED）包含一个或多个逻辑设备（LD），每个LD又包含多个逻辑节点（LN）。LN是通信的基本对象，代表了电网中的某个具体功能（如距离保护实例PTOC）。GOOSE报文用于传输开关量信息（如跳闸命令、闭锁信号），而SV报文用于传输采样值（如电压、电流瞬时值）。物理设备与逻辑设备不是严格的一一对应关系，一个物理设备可以包含多个逻辑设备。6.新能源场站（如风电场）并网引发的次同步振荡（SSO）问题，其主要产生机理是（）A.风电机组机械传动轴系的固有频率与电网电气谐振频率互补B.风电变流器的快速电流控制环路在特定电网阻抗下形成了负阻尼特性C.汽轮机调节系统的速调器在低频段产生了负阻尼D.直流输电换流站的快速功率调制激发了发电机轴系扭振【答案】B【解析】风电并网引发的次同步振荡通常属于装置引发型次同步振荡（SSCI或控制交互作用）。由于风电机组变流器（特别是跟网型变流器）采用快速电流内环控制，在特定工况和电网阻抗（如串补线路或弱交流系统）下，变流器的控制环路等效阻抗呈现负阻尼特性，与电网电气系统发生交互作用，从而激发次同步频率范围内的振荡。A选项和D选项描述的是传统的次同步谐振（SSR）和轴系扭振，主要针对火电机组。C选项同样针对火电机组调速系统。7.某电力系统在故障后的等值阻抗为=RA.增加发电机的隐极参数B.采用快速励磁系统提高强行励磁倍数，减小功角C.降低变压器的变比D.增加线路的电阻分量R以消耗无功【答案】B【解析】提升系统暂态稳定极限的核心在于减少故障切除后的加速面积，增加减速面积。采用快速励磁系统并提高强励倍数，可以在故障期间和故障切除后迅速提升发电机内电势，从而增加电磁功率输出，减小发电机转子的加速面积，有效提升暂态稳定性。增加线路电阻会消耗有功，降低系统经济性且对稳定性提升有限；降低变比可能引起无功分布恶化。发电机隐极参数是固有设计，难以作为控制措施。8.距离保护在微机保护中广泛采用傅里叶算法提取工频相量。当系统发生故障，电流信号中含有大量的衰减直流分量时，傅里叶算法的误差表现及消除措施正确的是（）A.傅里叶算法完全不受衰减直流分量的影响，无需特殊处理B.衰减直流分量会导致提取的基波幅值产生误差，可通过差分滤波器进行预滤波消除C.衰减直流分量仅影响基波的相位，不影响幅值，可通过修正相位角解决D.傅里叶算法可以精确提取衰减直流分量的幅值，因此无需额外处理【答案】B【解析】全波傅里叶算法对于周期分量具有极好的滤波特性，但故障电流中通常含有非周期的衰减直流分量，它不满足傅里叶变换的周期性假设，会泄漏到基波和高频段中，导致基波幅值和相位计算产生较大误差。工程上常采用差分滤波器对采样信号进行预处理，以滤除或衰减直流分量，然后再应用傅里叶算法提取基波相量。9.电力市场环境下，节点边际电价（LMP）的计算公式通常表述为LMA.电能量分量B.阻塞分量C.网损分量D.辅助服务分量【答案】B【解析】节点边际电价（LMP）反映了在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本。当电网无阻塞时，全网各节点电能量价格相同，仅存在微小的网损差异。当发生输电阻塞时，为缓解阻塞，调度需要调用阻塞下游（受端）较贵的机组发电，或者限制阻塞上游（送端）较便宜的机组出力，这导致阻塞两端产生巨大的电价差异，这一差异完全由阻塞分量LM10.针对大规模电池储能系统（BESS）并网，其变流器（PCS）控制策略中，虚拟同步发电机（VSG）技术主要模拟了同步发电机的哪个核心方程以提供惯量支撑？（）A.定子电压方程B.励磁绕组方程C.转子运动方程D.阻尼绕组方程【答案】C【解析】虚拟同步发电机（VSG）控制的核心在于模拟同步发电机的转子运动方程，即J=−−D(二、多项选择题（每题有两个或两个以上正确答案，多选、漏选均不得分）11.在交直流混联电网中，高压直流输电（HVDC）引发的换相失败是影响受端电网安全的重要问题。以下关于换相失败机理及预防措施，描述正确的有（）A.换相失败的本质是由于逆变器换相电压幅值下降或相角畸变，导致换相角增大，关断角小于临界值B.受端交流系统发生三相短路故障时，故障点电气距离越近，换相失败的概率越大C.采用电容换相换流器（CCC）或可控串联电容器换流器（CSCC）可以有效降低换相失败的风险D.提高直流系统的直流电流设定值可以彻底避免换相失败【答案】A,B,C【解析】换相失败的本质是关断角γ小于晶闸管的极限关断时间对应的角度（通常需满足γ>）。当交流电压下降或波形畸变导致换相重叠角μ增大时，γ12.智能配电网中，分布式电源（DG）的接入对传统三段式电流保护产生了重大影响，主要体现在（）A.助增效应可能导致保护范围缩短，造成本线路末端故障时保护拒动B.DG并网可能导致保护误动作，如相邻线路故障时，DG提供的短路电流流过本线路保护C.DG的接入改变了配电网原本单向潮流的特征，可能导致重合闸不成功或非同期重合闸D.DG提供的短路电流衰减特性可能导致电流速断保护的保护范围发生动态变化【答案】B,C,D【解析】传统配电网为单侧电源辐射状网络。DG接入后，A选项描述的“助增效应”在配网中实际上应分为“下游故障时助增”和“上游故障时反向电流”问题。当DG在保护上游时，下游故障时，DG与系统共同提供短路电流，保护感受到的电流可能增大或因分流而减小。但通常助增效应多指输电网。在配电网中，相邻线路故障时，本线路DG向故障点提供短路电流，若该电流达到本线路保护的整定值，将导致本线路保护误动（非本线路故障却跳闸）。此外，DG的存在使得故障点电弧不易熄灭，重合闸可能失败，且若DG未及时解列，可能形成非同期重合闸。DG特别是异步发电机或逆变器提供的短路电流具有快速衰减特性，使得电流速断保护的实际保护范围随时间推移而缩短。13.电力系统调度自动化中，能量管理系统（EMS）的状态估计是核心功能。当状态估计结果发散或精度极差时，可能的原因包括（）A.量测数据中存在明显的坏数据（如断路器状态遥信错误与模拟量不匹配）B.系统拓扑结构发生重大变化但未及时更新网络模型C.参考节点（平衡节点）的电压相角设定不合理D.采用了加权最小二乘法（WLS）进行状态估计【答案】A,B,C【解析】状态估计发散或精度差的常见原因包括：遥信状态错误导致拓扑分析错误，使得量测方程与实际网络不匹配；存在未被过滤的坏数据污染了整个估计结果；网络参数严重老化或错误。参考节点设置不合理也可能在某些极端情况下影响收敛性。D选项错误，加权最小二乘法（WLS）是状态估计最基本且最成熟的算法，其本身不会导致发散，发散是由于数据或模型问题导致矩阵病态或迭代超出限制。14.关于大规模光伏发电并网对电网电能质量的影响，正确的表述有（）A.光伏并网逆变器的高频开关动作会产生大量的谐波电流注入电网B.云层遮挡导致的光伏出力快速波动会引起电网局部电压波动和闪变C.光伏并网点处短路容量越小，光伏出力波动引起的电压偏差越大D.光伏逆变器在夜间可工作于动态无功补偿模式，吸收电网无功，平滑电压【答案】A,B,C【解析】光伏逆变器采用PWM调制技术，会产生与开关频率相关的高次谐波（A正确）。光照的随机波动导致有功出力变化，在并网点线路阻抗上引起电压降变化，导致电压波动与闪变（B正确）。并网点短路容量越小，说明电网等效阻抗越大，同样的有功波动引起的电压变化量ΔU15.针对柔性直流输电（VSC-HVDC）系统，以下关于其控制策略与特性的描述，正确的有（）A.采用全控型器件IGBT，无需外加换相电压，具备黑启动能力B.可以独立控制有功功率和无功功率，不增加交流系统的短路容量C.能够向无源网络供电，适合向海上平台或孤岛供电D.由于存在换流变压器和大型平波电抗器，无法实现四象限运行【答案】A,B,C【解析】柔性直流输电采用全控型器件（如IGBT），通过脉冲宽度调制（PWM）或模块化多电平（MMC）技术，不依赖交流电网提供换相电压，因此可以向无源系统供电，具备黑启动能力（A、C正确）。VSC通过d-q轴解耦控制，实现有功和无功的独立控制，且由于电流受控，不向交流系统贡献短路电流（B正确）。D选项错误，VSC不仅能实现四象限运行（即发出/吸收有功，发出/吸收无功），且MMC技术已逐渐减少了笨重平波电抗器的使用，换流变也可根据拓扑结构优化。16.变压器内部故障的主保护是差动保护和瓦斯保护。关于两者的保护范围与特性，正确的有（）A.差动保护主要保护变压器绕组的相间短路和严重的单相匝间短路B.重瓦斯保护主要保护变压器内部的严重故障，如油箱内部的多相短路或绕组大面积烧毁C.对于轻微的匝间短路，由于差动电流较小可能拒动，瓦斯保护更灵敏D.差动保护和瓦斯保护的动作范围完全重合，二者互为冗余，因此可以只投其一【答案】A,B,C【解析】差动保护能够快速反应变压器绕组及引出线的相间短路，但对于轻微的匝间短路，由于短路环内电流很大，但反应到星三角变换后的差动电流可能很小，容易导致差动保护拒动。瓦斯保护利用变压器油受热分解产生的气体动作，对轻微的匝间短路和内部过热故障极为灵敏。重瓦斯保护针对油箱内部严重故障。两者保护范围有交集但侧重点不同，不可相互替代，必须同时投入。D选项错误。三、判断题17.在中性点直接接地系统中，发生单相接地短路时，故障点的零序电流大小仅取决于故障点正序和负序阻抗，与零序阻抗无关。（）【答案】错误【解析】在中性点直接接地系统中，单相接地短路时的故障点零序电流计算公式为̇=̇=̇=18.电力系统的暂态稳定是指系统在受到小扰动后，经过一段时间后能恢复到原来的运行状态或过渡到新的稳定运行状态。（）【答案】错误【解析】题干描述的是静态稳定性的概念。暂态稳定是指电力系统在受到大扰动（如三相短路、非同期重合闸等）后，各同步发电机能否保持同步运行并恢复到稳定状态的能力。小扰动下的稳定性属于静态稳定。19.同步发电机自并励静止励磁系统由于响应速度快，对提高系统暂态稳定性极为有利，因此在任何情况下都优于三机励磁系统。（）【答案】错误【解析】自并励系统响应速度快，对静态稳定和暂态稳定初期有利。但在近端三相短路时，机端电压大幅下降，自并励系统的励磁电压也随之下降，无法提供强励倍数，这可能导致暂态稳定性恶化。而三机励磁系统由于励磁机独立供电，不受机端电压影响，能够提供可靠的强励电压。因此自并励系统并非在所有情况下都优于三机励磁系统，需结合具体电网结构和强励措施评估。20.在继电保护装置中，采用突变量启动元件的主要目的是提高保护对高阻接地故障的灵敏度。（）【答案】错误【解析】突变量启动元件的主要目的是快速捕捉故障发生时刻的状态变化，提高保护的启动可靠性和动作速度，同时用于区分故障与正常运行状态下的负荷波动。高阻接地故障的突变量较小，突变量启动元件并不能显著提高对高阻接地故障的灵敏度；针对高阻接地故障通常采用零序方向过流保护或负序方向保护。四、简答题21.简述新型电力系统面临的“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）特性对电网频率稳定性的影响机理，并列举两种提升频率稳定性的有效技术手段。【答案与解析】影响机理：（1）转动惯量下降：传统同步发电机被新能源替代，系统等效转动惯量大幅降低。发生功率缺额时，系统频率的变化率df（2）一次调频能力不足：跟网型新能源变流器通常不参与系统调频，缺乏类似同步机调速器的一次调频能力，导致系统发生功率不平衡后频率恢复能力弱。（3）动态耦合复杂：大量电力电子设备的控制环路在频率波动时可能产生不利响应，甚至引发宽频振荡。有效技术手段：（1）构网型控制技术：将新能源或储能变流器改造为构网型控制，模拟同步发电机转子运动方程，提供虚拟惯量支撑和一次调频响应。（2）合理配置大容量储能与抽水蓄能：在新能源侧配置足够容量的储能系统（如电化学储能），在频率跌落时通过快速充放电控制提供有功支撑，充当系统的“调节器”和“缓冲器”。（3）需求侧响应：利用负荷侧的柔性负荷参与调频，如通过电动汽车充电桩群控、工业温控负荷等快速响应频率变化。22.阐述智能变电站中“三层两网”的架构内涵，并说明GOOSE报文与SV报文在采样和跳闸过程中的时序协同机制。【答案与解析】“三层两网”架构内涵：（1）三层：站控层（负责全站监控、中心调度通信等）、间隔层（继电保护、测控装置等设备层）、过程层（智能终端、合并单元等一次设备接口层）。（2）两网：站控层网络（MMS网络，负责站控层与间隔层通信）和过程层网络（负责间隔层与过程层通信，包含GOOSE网和SV网）。时序协同机制：（1）正常运行时，过程层的合并单元（MU）通过SV报文将电压、电流采样值实时发送给间隔层的保护装置，采样频率通常为4000Hz或更高。（2）发生故障时，间隔层保护装置基于SV报文进行逻辑判断，若满足动作条件，立即通过过程层网络发送GOOSE跳闸报文至过程层的智能终端。（3）智能终端接收到GOOSE报文后，通过硬接点触发一次设备（如断路器）跳闸。同时，GOOSE报文还用于间隔层设备间的状态闭锁信息交互（如失灵启动、闭锁重合闸等）。整个过程的时延严格控制在毫秒级，SV报文保障了实时数据获取，GOOSE报文保障了控制指令的快速传递。五、计算题23.某电力系统等值网络如简化模型所示。系统电源电势E=1.05∠p.u.，无穷大系统母线电压U=1.00∠p.u.。发电机直轴暂态电抗与变压器电抗及线路电抗之和为（1）计算正常运行时发电机向系统输送的有功功率。（2）若双回线路中的一回发生三相短路，故障切除时间为0.1s，且故障切除后非故障线路阻抗变为=0.8Ω，故障切除后到系统稳定的极限切除角为多少？（假设发电机转子运动方程中的等效惯性时间常数【答案与解析】首先将物理参数转化为标幺值：基准阻抗==故障前总阻抗=0.5/132.25≈0.00378假设=0.5（1）正常运行时发电机输送的功率：功率特性方程为P最大功率==初始功角=，故=s对应的功率基准值为100MVA（2）三相短路故障期间，发电机功角特性降为零，即故障期间电磁功率=0故障切除后，系统等效电抗变为=+故障切除后的功率特性方程为=s极限切除角的计算采用等面积定则：故障前减速面积上限对应的角度满足()=，即1.3125所以=a等面积定则：加速面积=减速面积==化简方程：1.05(将已知量代入：1.05化简得：1.3125cco其中==0.5236rad，co=a（注：由于=，若=出现了矛盾，说明初始功角过大或故障后阻抗过大导致系统本身无法维持静态稳定，实际考题中和阻抗设置应使得>，此处仅展示标准公式应用步骤。若按照此模型，说明系统在静态稳定边界附近。假定=0.5时计算更合理，但遵循计算流程即为得分点。）24.某变电站装有两组Yyn0接线变比为35/0.4kV的变压器，低压侧中性点直接接地。现有一台=1000【答案与解析】对于Yyn0接线的变压器，高压侧为星形不接地，零序电流无法在高压侧流通，因此变压器的零序阻抗远大于正序阻抗，工程中近似取≈9。变压器正序阻抗（标幺值）即短路阻抗：=。变压器正序阻抗实际值：=，其中=0.4=0.06×=零序阻抗：=9单相接地短路时的序网阻抗：=++，假设变压器负序阻抗=+单相接地短路电流计算公式：==（对比：若为三相短路，=。可见Yyn0变压器的单相接地短路电流远小于三相短路电流，这也是该类变压器防雷保护和低压保护需特别注意零序保护的原因。）六、案例分析题25.某区域电网通过双回500kV线路接入主网，该区域包含2座大型火电厂及总容量达3000M问题：（1）分析故障后重合闸成功，但系统仍出现频率和电压越限甚至脱网的根本原因。（2）针对此类问题，提出提升该区域电网安全稳定水平的系统性改造方案。【答案与解析】（1）根本原因分析：①惯量支撑不足与频率波动：该区域新能源占比极高，在火电机组出力被压低的情况下，系统等效转动惯量大幅下降。线路单相接地故障瞬间导致功率传输中断，新能源机组（跟网型）无法提供惯量支撑和一次调频，故障切除后的暂态过程中，系统频率变化率df②无功电压失稳与脱网：重合闸过程中或故障切除后的恢复期，潮流的大幅转移导致线路和变压器消耗大量无功，而新能源变流器的无功支撑能力有限或未开启动态无功支撑。这导致并网点电压跌落严重，触发了新能源机组的交流过/欠压保护，形成“电压跌落-新能源脱网-无功缺口进一步扩大-电压进一步恶化”的连锁反应。③振荡与控制交互：高比例电力电子设备与弱交流电网交互可能在故障扰动后激发次同步或超同步振荡，进一步恶化变流器运行工况，触发保护动作。（2）系统性改造方案：①提升系统惯量与调频能力：在火电厂加装大规模一次调频功能优化，保留足够的旋转备用；在新能源侧配置大容量集中式或分布式储能系统（BESS），并采用构网型或虚拟同步机控制技术，提供虚拟惯量和阻尼，参与系统一次调频和调压。②强化无功电压支撑：在该区域500k优化新能源逆变器的无功控制策略，将原跟网型的“单位功率因数运行”改造为具备“电压-无功下垂控制”或“低电压穿越期间动态无功注入”功能的模式，提升故障后的电压恢复能力。③继电保护与安稳策略优化：优化新能源并网保护定值，适当放宽低频、低压保护的时间定值，避免因暂态波动导致大面积无序脱网；部署基于广域测量系统（WAMS）的安稳控制装置，在重负荷且大新能源出力工况下，一旦发生严重故障，能够快速、精准切除部分新能源出力或采取直流紧急提升等措施，确保送电通道不过载、系统不失稳。④网架结构与运行方式优化：加强该区域与主网的电气联系，如增加输电线路或采用柔性直流背靠背并网