特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法和装置

摘要

本发明提供了一种特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法和装置，先判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳，若是则确定包括特高压直流参与强直弱交电网的安全防线，然后根据特高压直流参与强直弱交电网的安全防线对强直弱交电网进行控制。本发明提供的特高压直流参与强直弱交电网的三道安全防线考虑了直流功率预控策略、直流功率紧急调制策略以及安全稳定控制策略中的切机、切负荷、低频减载和高周切机，能够大大提高强直弱交电网的安全防御的有效性；且本发明明确了特高压直流参与强直弱交电网的安全防线的应用环境和每道安全防线的控制策略以及三道安全防线的相互配合策略，为强直弱交电网的安全防御提供了便捷且有效的途径。

说明书

技术领域

本发明涉及特高压直流技术领域，具体涉及一种特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法和装置。

背景技术

中国现阶段的电网发展模式是交流输电用于构建主网架及各级输配电网络，实现区域电网同步互联，而直流输电用于区域电网异步互联和能源基地的大容量远距离外送，随着特高压交直流逐步投运，我国已形成大规模的交直流混联电力系统，但整体而言，电网建设仍处于过渡期，呈现“强直弱交”的特征。

未来目标年电网将投入多条特高压直流，而某些特高压弱交流联络断面相对薄弱，直流闭锁可能使联络断面功率波动越稳定极限，造成区域电网之间失去同步，触发断面解列装置动作，解列后规模变小的系统易出现频率等问题，连锁反应下电网运行风险急剧增加，新格局下的电网安全问题，亟需采取更加多样、有效的防控措施予以应对。

直流系统本身具有多种附加控制功能，可用于系统失稳的防控，已有将直流应用到电网防控的理论研究和工程实践成果。其中文献[1]研究了直流系统紧急功率支援策略，来缓解因故障导致电网功率不平衡的问题，减少了切机、切负荷量，但是没有针对强直流冲击弱交流通道暂态失稳的问题与场景开展研究，研究也仅涉及直流系统参与电网第二道防线的紧急控制策略，并没有研究直流系统全面参与电网三道防线的策略。文献[2]研究探讨了直流系统的多种附加控制功能在电力系统安全防御体系中的定位，提出了直流系统附加控制功能参与电网第一、二道的功能定位，但没有提出参与电网第三道安全防线的功能定位，同时，相关的功能定位并不是针对典型的强直流冲击弱交流通道的暂态失稳问题提出。

包括文献[1]和文献[2]在内的现有技术相关研究仍有如下不足：

(1)强直弱交电网格局下，直流冲击弱交流通道的能量强、破坏性大，须充分发挥特高压直流快速可控的特点，使特高压直流调控全面参与到电网三道防线中去，以增强电网的安全防御性，但已有成果更多只是针对直流参与某道电网安全防线的某控制策略开展理论与工程应用研究；

(2)强直弱交电网格局下，直流故障冲击弱交流通道造成电网的暂态失稳已经是一个典型安全问题，但提出针对此问题的特高压直流全面参与电网三道防线的定位及控制流程尚未明确提出；

(3)针对强直流冲击弱交流通道的暂态失稳问题，特高压直流参与电网一、二、三各道安全防线的控制策略以及与原有安控协调配合的策略尚未具备或者不完整。

文献[1]张步涵，陈龙，李皇等，利用直流功率调制增强特高压交流互联系统稳定性[J]，高电压技术，2010，36(1)：116-121。

文献[2]郭小江，马世英，卜广全等，直流系统参与电网稳定控制应用现状及在安全防御体系中的功能定位探讨[J]，电网技术，2012，36(8)：116-123。

发明内容

为了弥补上述现有技术中特高压直流参与强直弱交电网安全防线的不全面的缺陷，本发明提供一种特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法和装置，控制方法先判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳，若是则确定包括基于直流功率预控策略的第一道安全防线、基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略的第二道安全防线以及基于直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略的第三道安全防线的特高压直流参与强直弱交电网的安全防线，然后根据特高压直流参与强直弱交电网的安全防线对强直弱交电网进行控制。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法，包括：

判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳，若是则确定特高压直流参与强直弱交电网的安全防线；

根据特高压直流参与强直弱交电网的安全防线对强直弱交电网进行控制；

所述特高压直流参与强直弱交电网的安全防线包括：

基于直流功率预控策略的第一道安全防线；

基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略的第二道安全防线；和

基于直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略的第三道安全防线。

所述判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳包括：

基于稳态潮流模型和机电暂态模型对直流闭锁故障集中的直流闭锁故障进行仿真，得到各发电机相对参考机的功角曲线和强直弱交电网的失步振荡中心；

判断是否同时满足以下两个条件，若是，则强直弱交电网发生暂态功角失稳：

1)发电机相对参考机的功角大于360度，且该发电机与参考机分别位于弱交流通道的两侧；

2)强直弱交电网的失步振荡中心落在弱交流通道上。

所述直流闭锁故障集包括馈入型直流闭锁故障和外送型直流闭锁故障。

所述第一道安全防线用于直流闭锁故障未发生的情况；

所述第二道安全防线用于直流闭锁故障已发生的情况；

所述第三道安全防线用于直流闭锁故障已发生，且第二道安全防线中的安控装置拒动或基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略失配的情况。

根据第一道安全防线对强直弱交电网进行控制包括：

确定强直弱交电网的初始运行方式和初始潮流分布；

根据强直弱交电网的初始潮流分布将发生直流闭锁故障的直流系统的有功功率下调3％～5％，并调整强直弱交电网中交流系统的潮流，形成强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布；

基于强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布，通过仿真直流闭锁故障判断强直弱交电网是否稳定，若是则输出直流闭锁故障的直流功率；否则将发电机相对参考机的功角达到360度的时间延后预设时间阈值，输出直流闭锁故障的直流功率。

根据第二道安全防线对强直弱交电网进行控制包括：

根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔；

基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网仍处于暂态功角失稳状态，则进行切机/切负荷，直至强直弱交电网处于暂态功角稳定状态。

所述根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略包括：

对于馈入型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急增加策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急降低策略；

对于外送型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急降低策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急增加策略。

根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔包括：

分别根据直流功率紧急增加策略和直流功率紧急降低策略确定直流功率紧急增加幅度和直流功率紧急降低幅度；

根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制时间间隔；

所述直流功率紧急增加幅度为直流系统有功功率的1％～5％；

所述直流功率紧急降低幅度为直流系统有功功率的5％～10％；

所述直流功率紧急调制时间间隔为10周波。

根据第三道安全防线对强直弱交电网进行控制包括：

根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔；

判断第二道安全防线中的安控装置是否拒动或直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略是否失配，若是则根据设置的直流功率紧急调制的动作阈值和动作延迟时间，基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网的频率仍超过低频减载/高周切机的第一轮次动作阈值且达到低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间，则进行低频减载/高周切机，直至强直弱交电网处于频率稳定状态。

所述直流功率紧急调制的动作阈值比低频减载的第一轮次动作阈值高0.05Hz，或比高周切机的第一轮次动作阈值低0.05Hz；

所述直流功率紧急调制的动作延迟时间与低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间相同。

本发明还提供一种特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制装置，包括：

确定模块，用于判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳，若是则确定特高压直流参与强直弱交电网的安全防线；

控制模块，用于根据特高压直流参与强直弱交电网的安全防线对强直弱交电网进行控制；

所述特高压直流参与强直弱交电网的安全防线包括：

基于直流功率预控策略的第一道安全防线；

基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略的第二道安全防线；和

基于直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略的第三道安全防线。

所述确定模块具体用于：

基于稳态潮流模型和机电暂态模型对直流闭锁故障集中的直流闭锁故障进行仿真，得到各发电机相对参考机的功角曲线和强直弱交电网的失步振荡中心；

判断是否同时满足以下两个条件，若是，则强直弱交电网发生暂态功角失稳：

1)发电机相对参考机的功角大于360度，且该发电机与参考机分别位于弱交流通道的两侧；

2)强直弱交电网的失步振荡中心落在弱交流通道上。

所述直流闭锁故障集包括馈入型直流闭锁故障和外送型直流闭锁故障。

所述第一道安全防线用于直流闭锁故障未发生的情况；

所述第二道安全防线用于直流闭锁故障已发生的情况；

所述第三道安全防线用于直流闭锁故障已发生，且第二道安全防线中的安控装置拒动或基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略失配的情况。

所述控制模块包括第一控制单元，所述第一控制单元具体用于：

根据第一道安全防线对强直弱交电网进行控制，包括：

确定强直弱交电网的初始运行方式和初始潮流分布；

根据强直弱交电网的初始潮流分布将发生直流闭锁故障的直流系统的有功功率下调3％～5％，并调整强直弱交电网中交流系统的潮流，形成强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布；

基于强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布，通过仿真直流闭锁故障判断强直弱交电网是否稳定，若是则输出直流闭锁故障的直流功率；否则将发电机相对参考机的功角达到360度的时间延后预设时间阈值，输出直流闭锁故障的直流功率。

所述控制模块包括第二控制单元，所述第二控制单元具体用于：

根据第二道安全防线对强直弱交电网进行控制，包括：

根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔；

基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网仍处于暂态功角失稳状态，则进行切机/切负荷，直至强直弱交电网处于暂态功角稳定状态。

所述第二控制单元具体用于：

对于馈入型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急增加策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急降低策略；

对于外送型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急降低策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急增加策略。

所述第二控制单元具体用于：

分别根据直流功率紧急增加策略和直流功率紧急降低策略确定直流功率紧急增加幅度和直流功率紧急降低幅度；

根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制时间间隔；

所述直流功率紧急增加幅度为直流系统有功功率的1％～5％；

所述直流功率紧急降低幅度为直流系统有功功率的5％～10％；

所述直流功率紧急调制时间间隔为10周波。

所述控制模块包括第三控制单元，所述第三控制单元具体用于：

根据第三道安全防线对强直弱交电网进行控制包括：

根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔；

判断第二道安全防线中的安控装置是否拒动或直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略是否失配，若是则根据设置的直流功率紧急调制的动作阈值和动作延迟时间，基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网的频率仍超过低频减载/高周切机的第一轮次动作阈值且达到低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间，则进行低频减载/高周切机，直至强直弱交电网处于频率稳定状态。

所述直流功率紧急调制的动作阈值比低频减载的第一轮次动作阈值高0.05Hz，或比高周切机的第一轮次动作阈值低0.05Hz；

所述直流功率紧急调制的动作延迟时间与低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间相同。

与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有以下有益效果：

本发明提供的特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法先判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳，若是则确定包括基于直流功率预控策略的第一道安全防线、基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略的第二道安全防线以及基于直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略的第三道安全防线的特高压直流参与强直弱交电网的安全防线，然后根据特高压直流参与强直弱交电网的安全防线对强直弱交电网进行控制；

本发明提供的用于对强直弱交电网进行控制的特高压直流参与强直弱交电网的安全防线包括第一道安全防线、第二道安全防线和第三道安全防线，其中第一道安全防线基于直流功率预控策略，第二道安全防线基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略，第三道安全防线基于直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略，考虑了直流功率预控策略、直流功率紧急调制策略以及安全稳定控制策略中的切机、切负荷、低频减载和高周切机，考虑的较全面，能够大大提高强直弱交电网的安全防御的有效性；

本发明提供的技术方案明确了特高压直流参与强直弱交电网的安全防线的应用环境，其中第一道安全防线用于直流闭锁故障发生前，第二道安全防线用于直流闭锁故障发生后，第三道安全防线用于直流闭锁故障发生后且第二道安全防线中的安控装置拒动或基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略失配的情况；

本发明提供的技术方案明确了特高压直流参与强直弱交电网的安全防线中每道安全防线的控制策略以及三道安全防线的相互配合策略，为强直弱交电网的安全防御提供了便捷且有效的途径；

本发明提供的技术方案丰富了特高压直流参与强直弱交电网的防控场景，更大程度的发挥了特高压直流的调控作用，丰富了强直弱交电网的安全稳定控制手段。

附图说明

图1是本发明实施例1中特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法流程图；

图2是本发明实施例2中目标年实际电网格局图；

图3是本发明实施例2中发生直流闭锁故障后长南线功率波动曲线图；

图4是本发明实施例2中发生直流闭锁故障后华北电网频率曲线图；

图5是本发明实施例2中计及直流功率预控的直流闭锁故障后长南线功率波动曲线图；

图6是本发明实施例2中计及直流功率预控的直流闭锁故障后华北电网母线电压曲线图；

图7是本发明实施例2中单直流功率紧急调制配合切负荷安控措施下长南线功率波动曲线图；

图8是本发明实施例2中多直流协调调制配合切负荷安控措施下长南线功率波动曲线图；

图9是本发明实施例2中多直流功率紧急调制与低频减载协调配合的系统频率仿真曲线图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

实施例1

本发明实施例1提供了一种特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法，该方法的具体流程图如图1所示，其具体过程如下：

S101：判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳，若是则确定特高压直流参与强直弱交电网的安全防线；

S102：根据S101确定的特高压直流参与强直弱交电网的安全防线对强直弱交电网进行控制；

上述S101中的特高压直流参与强直弱交电网的安全防线包括：

基于直流功率预控策略的第一道安全防线；

基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略的第二道安全防线；和

基于直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略的第三道安全防线。

所述判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳包括：

基于稳态潮流模型和机电暂态模型对直流闭锁故障集中的直流闭锁故障进行仿真，得到各发电机相对参考机的功角曲线和强直弱交电网的失步振荡中心；

判断是否同时满足以下两个条件，若是，则强直弱交电网发生暂态功角失稳：

1)发电机相对参考机的功角大于360度，且该发电机与参考机分别位于弱交流通道的两侧；

2)强直弱交电网的失步振荡中心落在弱交流通道上。

所述直流闭锁故障集包括馈入型直流闭锁故障和外送型直流闭锁故障。

所述第一道安全防线用于直流闭锁故障未发生的情况；

所述第二道安全防线用于直流闭锁故障已发生的情况；

所述第三道安全防线用于直流闭锁故障已发生，且第二道安全防线中的安控装置拒动或基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略失配的情况。

根据第一道安全防线对强直弱交电网进行控制包括：

确定强直弱交电网的初始运行方式和初始潮流分布；

根据强直弱交电网的初始潮流分布将发生直流闭锁故障的直流系统的有功功率下调5％，并调整强直弱交电网中交流系统的潮流，形成强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布；

基于强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布，通过仿真直流闭锁故障判断强直弱交电网是否稳定，若是则输出直流闭锁故障的直流功率；否则将发电机相对参考机的功角达到360度的时间延后预设时间阈值，输出直流闭锁故障的直流功率。

根据第二道安全防线对强直弱交电网进行控制包括：

根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔；

基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网仍处于暂态功角失稳状态，则进行切机/切负荷，直至强直弱交电网处于暂态功角稳定状态。

所述根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略包括：

对于馈入型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急增加策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急降低策略；

对于外送型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急降低策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急增加策略。

根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔包括：

分别根据直流功率紧急增加策略和直流功率紧急降低策略确定直流功率紧急增加幅度和直流功率紧急降低幅度；

根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制时间间隔；

所述直流功率紧急增加幅度为直流系统有功功率的5％；

所述直流功率紧急降低幅度为直流系统有功功率的10％；

所述直流功率紧急调制时间间隔为10周波。

根据第三道安全防线对强直弱交电网进行控制包括：

根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔；

判断第二道安全防线中的安控装置是否拒动或直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略是否失配，若是则根据设置的直流功率紧急调制的动作阈值和动作延迟时间，基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网的频率仍超过低频减载/高周切机的第一轮次动作阈值且达到低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间，则进行低频减载/高周切机，直至强直弱交电网处于频率稳定状态。

所述直流功率紧急调制的动作阈值比低频减载的第一轮次动作阈值高0.05Hz，或比高周切机的第一轮次动作阈值低0.05Hz；

所述直流功率紧急调制的动作延迟时间与低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间相同。

基于同一发明构思，本发明实施例1还提供了特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制装置，这些设备解决问题的原理与特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制方法相似，本发明实施例1提供的特高压直流参与强直弱交电网安全防线的控制装置包括确定模块和控制模块，下面分别详细介绍上述两个模块的功能：

其中的确定模块，用于判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳，若是则确定特高压直流参与强直弱交电网的安全防线；

其中的控制模块，用于根据特高压直流参与强直弱交电网的安全防线对强直弱交电网进行控制；

上述的特高压直流参与强直弱交电网的安全防线包括基于直流功率预控策略的第一道安全防线、基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略的第二道安全防线以及基于直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略的第三道安全防线。

上述的确定模块判断强直弱交电网是否发生暂态功角失稳的具体过程如下：

1、基于稳态潮流模型和机电暂态模型对直流闭锁故障集中的直流闭锁故障(包括馈入型直流闭锁故障和外送型直流闭锁故障)，得到各发电机相对参考机的功角曲线和强直弱交电网的失步振荡中心；

2、判断是否同时满足以下两个条件，若是，强直弱交电网发生暂态功角失稳：

1)发电机相对参考机的功角大于360度，且该发电机与参考机分别位于弱交流通道的两侧；

2)强直弱交电网的失步振荡中心落在弱交流通道上。

上述的确定模块确定得到的特高压直流参与强直弱交电网的安全防线中的三道防线作用具体如下：

其中的第一道安全防线用于直流闭锁故障未发生的情况；

其中的第二道安全防线用于直流闭锁故障已发生的情况；

其中的第三道安全防线用于直流闭锁故障已发生，且第二道安全防线中的安控装置拒动或基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略失配的情况。

上述的控制模块包括第一控制单元，该第一控制单元根据第一道安全防线对强直弱交电网进行控制的具体过程如下：

1)确定强直弱交电网的初始运行方式和初始潮流分布；

2)根据强直弱交电网的初始潮流分布将发生直流闭锁故障的直流系统的有功功率下调5％，并调整强直弱交电网中交流系统的潮流，形成强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布；

3)基于强直弱交电网的最新运行方式和最新潮流分布，通过仿真直流闭锁故障判断强直弱交电网是否稳定，若是则输出直流闭锁故障的直流功率；否则将发电机相对参考机的功角达到360度的时间延后预设时间阈值，输出直流闭锁故障的直流功率。

上述的控制模块包括第二控制单元，该第二控制单元根据第二道安全防线对强直弱交电网进行控制具体过程如下：

1、根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔，具体为：

1)根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略具体分为以下两种情况：

情况一：对于馈入型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急增加策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急降低策略；

情况二：对于外送型直流闭锁故障冲击弱交流通道导致的强直弱交电网发生暂态功角失稳，未发生直流闭锁故障的馈入型直流系统采取直流功率紧急降低策略，未发生直流闭锁故障的外送型直流系统采取直流功率紧急增加策略；

2)根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔，具体为：

①根据直流功率紧急增加策略确定直流功率紧急增加幅度，直流功率紧急增加幅度为直流系统有功功率的5％；

②根据直流功率紧急降低策略确定直流功率紧急降低幅度，直流功率紧急降低幅度为直流系统有功功率的10％；

③根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制时间间隔，直流功率紧急调制时间间隔(即直流系统的当前有功功率调制到直流系统的目标有功功率的时间间隔)为10周波。

2、基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网仍处于暂态功角失稳状态，则进行切机/切负荷，直至强直弱交电网处于暂态功角稳定状态。

上述的控制模块包括第三控制单元，该第三控制单元根据第三道安全防线对强直弱交电网进行控制具体过程如下：

1、根据直流闭锁故障的类型和直流功率紧急调制的类型确定直流功率紧急调制策略，并根据直流功率紧急调制策略确定直流功率紧急调制幅度和时间间隔；

2、判断第二道安全防线中的安控装置是否拒动或直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略是否失配，若是则根据设置的直流功率紧急调制的动作阈值和动作延迟时间，基于直流功率紧急调制幅度和时间间隔，并采取直流功率紧急调制策略依次对各个未发生直流闭锁故障的直流系统进行直流功率紧急调制，之后若强直弱交电网的频率仍超过低频减载/高周切机的第一轮次动作阈值且达到低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间，则进行低频减载/高周切机，直至强直弱交电网处于频率稳定状态。

上述的直流功率紧急调制的动作阈值比低频减载的第一轮次动作阈值高0.05Hz，或比高周切机的第一轮次动作阈值低0.05Hz；

上述的直流功率紧急调制的动作延迟时间与低频减载/高周切机的第一轮次动作延迟时间相同。

实施例2

以华北电网某目标方式年为例，来实现一种特高压直流参与“强直弱交”电网安全防线的控制方法和装置，来提升应对直流闭锁故障冲击弱交流通道造成暂态失稳问题的有效性并减小控制代价。

依托目标年华北电网实际网架格局，华北电网和华中电网通过特高压晋东南—南阳—荆门联络线(简称长南线)互联，且存在两种运行方式，丰水期北送(华中向华北送电)和枯水期南送(华北向华中送电)；同时华北通过多特高压直流与其余区域电网异步互联：通过750万千瓦锡泰、800万千瓦晋南2条特高压直流向华东输电，通过1000万千瓦扎青特高压直流从东北受电、通过1000万千瓦上临特高压直流及400万千瓦银东高压直流从西北受电，整体而言华北呈现特高压交直流送、受并存格局，具有多条大容量、特高压/高压直流的“强直”，长南断面的“弱交”等特征。目标年实际电网格局具体图2所示，图2中的单位为万千瓦。主要针对图2所示格局下的特高压长南线北送典型方式发生馈入特高压直流闭锁故障进行案例实现。采用的仿真工具为中国电力科学研究院系统所开发的PSD-BPA潮流计算和暂态稳定分析软件，其中的直流模型为基于ABB实际控制器的准稳态直流模型。

长南线北送550万千瓦方式下，华北馈入的1000万千瓦上临(扎青)特高压直流发生双极闭锁故障后华北电网功率波动曲线图及华北电网频率曲线图分别如图3和图4所示，由图3和图4可知，直流闭锁故障冲击长南线，发生华北、华中相对暂态功角失稳，引发长南线解列，解列后的华北系统功角能保持稳定，但由于缺失了长南线北送的受电功率以及闭锁的馈入直流功率，解列后的华北系统频率持续降低，降低幅值已超1.5Hz以上，会触发低频减载动作，存在低频问题；为了维持系统稳定，不触发长南线解列，采用切负荷安控措施，所需安控量为1005万千瓦，负荷损失过大。因此，为了增强系统安全防御性并降低控制代价，除常规切负荷安控外，应计及直流调控能力，将直流调控纳入到防控措施中。

直流闭锁故障冲击弱交流通道造成强直弱交电网暂态失稳的直流闭锁故障未发生时，在第一道安全防线中，采用直流功率预控策略提升电网安全裕度。

在长南线北送250万千瓦下，为保证华北馈入的单条特高压直流闭锁下长南线不解列，预控馈入直流的送电功率。

目标年实际电网格局下，华北馈入2条额定运行功率各为1000万千瓦的直流，任一直流发生闭锁故障都会造成长南线越静稳极限而失稳，故可对该直流进行预控，将其调整为系统安全承受裕度内。目标直流为馈入直流，将其在运功率下调5％，则在馈入直流所在省级电网内新开机组或者增大开出机组的出力来补足缺少功率，同时在直流对侧的送端关停机组或者减少开出机组的出力来降低冗余功率，最终保证送、受端系统功率平衡。有功潮流平衡后，调整电网无功潮流分布，使电压在合理范围内。

经计算，华北单条特高压馈入直流功率预控至800万千瓦可保证其闭锁后长南线不解列。计及直流功率预控的直流闭锁故障后长南线功率波动曲线图如图5所示，计及直流功率预控的直流闭锁故障后华北电网晋长治变电站母线电压曲线图如图6所示。由图5和图6可知，采取预控措施后，直流闭锁导致长南线功率波动的最大值可至600万千瓦，长南线不解列，华北和华中相对功角稳定。

同时，由图5和图6可知，长南线北送250万千瓦方式下，在上述直流预控量800万千瓦基础上再增加14万千瓦，特高压直流闭锁故障后，长南线振荡失稳，进一步验证了特高压直流最大预控量为800万千瓦。

由上述分析可知，为应对直流闭锁故障冲击弱交流通道造成的暂态失稳问题，可通过预控直流输电功率的措施来提升直流故障后电网安全裕度，改善稳定特性。

直流闭锁故障冲击弱交流通道造成强直弱交电网暂态失稳的直流闭锁故障发生后，在第二道安全防线中，采取直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略。

直流功率紧急调制包含速增与速降两种形式。受直流系统本体过负荷能力的限制，直流过负荷大小与过负荷的运行时间呈“反时限”的关系，一般考虑可长期过载1.05～1.1p.u.，但因计及网架安全等约束因素，设置直流速增调制的幅度为直流在运功率的5％；直流功率速降调制，需要考虑直流系统最小运行功率的限制，最小输送功率主要取决于最小直流电流，原则上最小直流电流可选择为额定值的5％～10％，即最小输送功率可降至10％以下，但同样考虑到上述网架安全约束，设置最小调制功率的速降幅度为在运功率的10％。同时，由于直流具有快速调控的能力，无论速增还是速降，由当前值调制到目标值的时间间隔为10周波。

华北电网包含了多回直流输电系统，送受端并存，当馈入直流发生闭锁故障时，可将区域内其余外送直流进行功率紧急速降调制，直流速降幅度为在运功率的10％，其余馈入直流进行速增调制，直流速增幅度为在运功率的5％。

在应对馈入的上临(扎青)特高压直流闭锁故障时，在故障后15周波(即0.3s)启动健全直流功率紧急调制与常规切负荷安控的配合策略。目标年华北电网可用于配合常规切负荷安控措施的直流功率调制资源如表1：

表1

直流资源调制措施调制幅度(万千瓦)晋南直流速降80(10％)锡泰直流速降75(10％)扎青直流速增50(5％)银东直流速增20(5％)

在长南线北送550万千瓦的典型方式下，馈入华北的1000万千瓦上临直流发生双极闭锁故障时，由上文分析可知，常规安控需采取切1005万千瓦负荷的措施才能维持系统稳定，长南线不解列。在此分别应用各直流调制配合切负荷安控措施，单直流功率紧急调制配合切负荷安控措施下长南线功率波动曲线如图7所示，单直流采取功率紧急调制可减小的负荷损失情况如表2：

表2

由上述分析可知，单一直流调制仍需配合切除大量负荷，控制代价仍较大，故进行多直流的协调紧急调制，以进一步减少切负荷代价。多直流协调调制配合切负荷安控措施下长南线功率波动曲线图如图8所示，多直流协调调制下减小的负荷损失如表3：

表3

采取措施措施量(万千瓦)减小负荷损失(万千瓦)切负荷安控1005---晋南直流调制+切负荷速降80+切898.2107.8晋南、锡泰直流调制+切负荷速降155+切795.8210.2晋南、锡泰及扎青直流调制+切负荷速降155+速增50+切717.4288.6所有直流都参与调制+切负荷速降155+速增70+切687.2318.8

由图8和表3可知，采取多直流调制并配合安控切负荷措施，在故障发生后依次投入应对措施，在有效提升系统安全性的同时，降低的负荷损失量依次增大，当全部直流都进行调制，可最大降低负荷损失318.8万千瓦。

综上，可以采用直流功率紧急调制配合第二道安全防线的切负荷等常规安控措施，以实现维持电网安全稳定的同时降低电网安控代价的优化目标。

直流闭锁故障冲击弱交流通道造成强直弱交电网暂态失稳的直流闭锁故障发生后，第二道安全防线中的安控装置拒动或基于直流功率紧急调制与切机/切负荷协调配合策略失配，第三道安全防线中，采取直流功率紧急调制与低频减载/高周切机协调配合策略。

华北区域低频减载具体设置参数如表4：

表4

在长南线北送550万千瓦的典型方式下，馈入华北的1000万千瓦上临直流发生双极闭锁故障，由上文分析可知，若第二道防线的安控措施(切负荷或者直流紧急调制等)拒动或者失配，则引发长南线解列，解列后系统频率持续下跌并触发第三道防线的低频减载动作，通过自动减负荷帮助系统频率恢复稳定。

提出与电网原低频减载方案配合的响应频率特性的直流功率紧急调制控制策略：1)设置直流调制响应频率变化的动作阈值为49.3Hz，大于低频减载第一轮动作设定值49.25Hz，以确保在低频减载动作之前进行直流调制，以减小负荷损失。2)设置响应频率变化的直流功率调制动作行为与动作幅度与二道防线中的相同，其紧急速增、速降幅度分别为在运功率的5％、10％，功率调制至目标值的时间也为10周波。可用于协调配合低频减载的直流控制资源如表1所示。

电网解列后，系统频率达到设定的动作阈值，直流调制启动，启动后频率如再达到第三道防线动作值，触发第三道防线动作，进一步恢复系统稳定性，两者协调配合，降低控制代价，提升系统稳定性。

采取多直流功率紧急调制与低频减载协调配合的系统频率仿真曲线图如图9所示，多直流调制措施与低频减载的协调配合计算列表如表5：

表5

采取措施措施量(万千瓦)减小负荷损失(万千瓦)仅低频减载动作764.1---多直流功率紧急调制+低频减载动作225+555.9208.2

由图9和表5可知，无措施下依靠第三道防线低频减载动作，解列后减载764.1万千瓦，系统频率在20s时恢复到49.4Hz以上；采取多直流功率紧急调制与低频减载的协调配合策略，在解列后频率跌至49.3Hz以下且低频减载动作前进行多直流调制，直流调制225万千瓦，低频减载动作555.9万千瓦，系统频率在20s时恢复到49.5Hz以上。通过仿真结果比对，可知直流功率紧急调制与低频减载配合策略的优势：1)促进系统频率恢复；2)可降低负荷损失208.2万千瓦。

综上，采用多直流功率紧急调制配合第三道防线低频减载的措施，可提升故障后频率恢复的稳定性，同时，可有效减少故障后电网低频减载的动作量，降低负荷损失。

为了描述的方便，以上所述装置的各部分以功能分为各种模块或单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块或单元的功能在同一个或多个软件或硬件中实现。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，所属领域的普通技术人员参照上述实施例依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。