CN103326384B - 一种基于联络线双峰轨迹的稳定紧急控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于联络线双峰轨迹的稳定紧急控制方法，所述方法包括以下步骤：(1).建立互联电网安全稳定计算模型；(2).评估故障扰动后电网的稳定性；(3).识别导致互联电网失去同步稳定性的故障及对应的振荡中心联络线；(4).确定所述振荡中心联络线有功功率与互联电网稳定裕度、联络线两端母线电压、联络线两端母线相位差之间的对应关系；(5).制定所述互联电网稳定性控制判据及策略；(6).仿真验证所述方法的效果。该方法利用大扰动故障冲击后，振荡中心所在联络线的有功功率轨迹特征，及其与系统稳定性间的关系，并综合联络线两端电站电压及相位差变化特点，建立电网稳定运行紧急控制判据及策略，降低电网解列风险，提高跨大区互联电网稳定运行水平。

Description

一种基于联络线双峰轨迹的稳定紧急控制方法

技术领域

本发明属于电力系统领域，具体涉及一种基于振荡中心联络线双峰轨迹的安全稳定紧急控制方法。

背景技术

大电网互联一直是世界各国和地区电网的发展趋势，是电力工业发展的必由之路。电网互联可发挥资源优化配置、检修和紧急事故备用相互支援、提升电网运行可靠性和供电质量等联网效益。但随着联网规模的扩大，电网安全稳定特性会发生深刻变化。通常大扰动冲击后，系统振荡中心将位于电网间长距离弱互联线路之上，形成同步稳定运行新的薄弱环节。

大电网受扰后各电气量暂态响应轨迹中蕴含有电网稳定性信息，为挖掘和利用这些信息，国内外学者从不同角度开展了相关研究。基于单机能量函数的发电机稳定性指标，通过临界机稳定指标大小表征受扰后系统稳定性；基于全局能量函数的电力系统稳定性定量评估方法，通过故障清除时刻全局能量函数及其变化率评估电力系统稳定性。然而，受复杂大系统能量函数精确构建难度大，以及惯性中心坐标系下能量函数计算所需轨迹信息量过多等因素制约，目前这些方法尚难以在实际电网中应用。关键割集支路暂态势能法，以局部网络信息为基础定量评估系统暂态稳定性，但对于非自治非线性电力系统其评估准确性无法保障。

识别大扰动冲击下互联电网受扰轨迹特征及其与稳定性之间的对应关系，并在此基础上实施安全稳定紧急控制，是规避互联电网解列装置动作和保障电网安全稳定运行的重要措施，相关方法的研究是具有重要工程意义和理论意义的现实课题。

发明内容

为克服上述缺陷，本发明提供了一种基于振荡中心联络线双峰轨迹的安全稳定紧急控制方法，基于受扰轨迹综合特征信息的紧急控制的启动和撤销判据，以及适应互联电网多直流紧急控制改善电网稳定性的策略。

为实现上述目的，本发明提供一种基于振荡中心联络线双峰轨迹的安全稳定紧急控制方法，其改进之处在于，所述方法包括以下步骤：

(1).建立互联电网安全稳定计算模型；

(2).评估故障扰动后电网的稳定性；

(3).识别导致互联电网失去同步稳定性的故障及对应的振荡中心联络线；

(4).确定所述振荡中心联络线有功功率与互联电网稳定裕度、联络线两端母线电压、联络线两端母线相位差之间的对应关系；

(5).制定所述互联电网稳定性控制判据及策略；

(6).仿真验证所述方法的效果。

优选地，所述步骤（1）包括：收集所述互联电网仿真分析数据以建立所述模型，所述数据包括：发电机及其励磁和调速系统数据、交流输电线路参数、变压器参数、网络互联拓扑结构，以及直流输电系统控制方式和控制器参数。

优选地，所述步骤（2）中，所述故障包括：交流电网单回输电线三相永久短路开断双回线路故障、三相短路单相开关拒动故障、直流双极闭锁故障。

优选地，所述步骤（2）通过电力系统安全稳定分析计算软件实现。

优选地，所述步骤（3）包括：通过严重故障扰动下互联电网的所述稳定性，识别电网线路的所述薄弱环节；所述严重故障扰动包括：电网失稳故障扰动和临界稳定故障扰动；所述电网线路包括：省级电网间弱互联线路和特高压跨区长距离互联线路。

优选地，所述联络线有功功率与互联电网稳定裕度的对应关系包括：若所述互联电网处于临界稳定状态，振荡中心联络线有功功率将出现两次极大值，对应有功振荡轨迹出现所述双峰特征；若所述互联电网处于非临界稳定状态，则振荡中心联络线有功功率仅出现一次极大值，有功振荡轨迹无双峰特征；所述有功功率如公式（1）所示，所述极大值时刻各电气量之间的关系如公式（2）所示：

$P_{\mathrm{sr}}=\frac{U_s{U}_r}{X_{\mathrm{sr}}}\sin ({\mathrm{\δ}}_s-{\mathrm{\δ}}_r)=\frac{U_s{U}_r}{X_{\mathrm{sr}}}\sin \left(\mathrm{\δ}\right)---\left(1\right)$

$2\mathrm{tg\δ}\frac{{\mathrm{dU}}_r}{\mathrm{dt}}=-U_r\frac{\mathrm{d\δ}}{\mathrm{dt}}(\frac{{\mathrm{dU}}_r}{\mathrm{dt}}\≠0,\frac{\mathrm{d\δ}}{\mathrm{dt}}\≠0)---\left(2\right)$

式(1)和(2)中，P_sr为振荡中心联络线有功功率；U_s、U_r和δ_s、δ_r分别为振荡中心联络线两端母线的电压幅值和相位；δ为两端母线电压相位差；X_sr为振荡中心联络线电抗；

所述有功功率和联络线两端母线电压间的对应关系包括：有功功率轨迹第一个极大值时刻，母线电压趋于降低，对应电压变化率小于零；有功功率轨迹第二个极大值时刻，电压升高，对应电压变化率大于零；

所述有功功率和联络线两端母线相位差的对应关系包括：有功功率轨迹第一个极大值时刻，两端相位差趋于增大，对应相位差变化率大于零；有功功率轨迹第二个极大值时刻，两端相位差回摆减小，对应相位差变化率小于零。

优选地，所述步骤（5）包括以下步骤：

(5‐1).在联络线有功功率达到第一个极大值时刻，启动安全稳定紧急控制；所述启动的判据如下式表达：

$\frac{\mathrm{dP}}{\mathrm{dt}}=0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}>0,\frac{\mathrm{dU}}{\mathrm{dt}}<0$

|P-P₀|＞ε_P

|U-U₀|＞ε_U

|δ-δ₀|＞ε_δ

式中，P、U、δ和P₀、U₀、δ₀分别为联络线有功功率、近振荡中心母线电压以及联络线两端母线相位差的实时运行值和稳态运行值，ε_P、ε_U、ε_δ为对应电气量动作死区设置值，t为时间；

安全稳定紧急控制启动后，设置标志位S_Emg=1；

(5‐2).在联络线有功功率出现第二次极大值时刻，撤销安全稳定紧急控制；所述撤销的判据如下式表达：

$\frac{\mathrm{dP}}{\mathrm{dt}}=0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}>0,\frac{\mathrm{dU}}{\mathrm{dt}}<0$

安全稳定紧急控制撤销后，设置标志位S_Emg=0；

(5‐3).在多直流输电落点系统中，安全稳定紧急控制启动判据生效后，若联络线位于该系统中的母线角频率大于对端母线角频率，增加外送电功率以缓解联络线两端电网不平衡功率程度；若小于对端母线角频率，利用直流紧急回降功率，减少外送电功率以缓解联络线两端电网不平衡功率；

当安全稳定紧急控制撤止判据生效后，停止直流紧急功率控制，恢复直流送电功率至正常稳态运行水平。

优选地，在所述步骤（6）中，针对互联电网大扰动冲击下安全稳定运行薄弱的联络线，实施安全稳定紧急控制的启动、撤销判据以及功率控制策略，评估互联电网在故障扰动下的安全稳定性改善效果。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

本发明的方法利用大扰动故障冲击后，振荡中心所在联络线的有功功率轨迹特征，及其与系统稳定性间的关系，并综合联络线两端电站电压及相位差变化特点，建立电网稳定运行紧急控制判据及策略，有效降低电网解列风险，提高跨大区互联电网稳定运行水平。

附图说明

图1为本发明的方法的流程图。

图2严重故障冲击下特高压联络线有功功率双峰轨迹图。

图3严重故障冲击下特高压联络线两端母线相位差轨迹图。

图4严重故障冲击下特高压联络线近振荡中心母线电压轨迹图。

图5交流短路故障有无紧急功率控制对特高压联络线有功功率轨迹影响示意图。

图6交流短路故障有无紧急功率控制对特高压联络线功率相位差轨迹影响示意图。

图7交流短路故障有无紧急功率控制对特高压联络线角频差相位差轨迹影响示意图。

图8直流闭锁故障有无紧急功率控制对特高压联络线有功功率轨迹影响示意图。

具体实施方式

一种基于振荡中心联络线双峰轨迹的安全稳定紧急控制，用于提升互联电网严重故障冲击下的安全稳定运行水平，降低大电网解列风险。

为实现上述目的，本发明提供一种基于振荡中心联络线双峰轨迹的安全稳定紧急控制方法，包括以下步骤：

(1).建立互联电网安全稳定计算模型；

(2).评估故障扰动后电网的稳定性；

(3).识别导致互联电网失去同步稳定性的故障及对应的振荡中心联络线；

(4).确定所述振荡中心联络线有功功率与互联电网稳定裕度、联络线两端母线电压、联络线两端母线相位差之间的对应关系；

(5).制定所述互联电网稳定性控制判据及策略；

(6).仿真验证所述方法的效果。

在所述步骤1中，收集跨大区互联电网仿真分析数据，包括发电机及其励磁和调速系统数据、交流输电线路参数、变压器参数、网络互联拓扑结构，以及直流输电系统控制方式和控制器参数等。建立跨大区互联电网安全稳定分析计算模型。

在所述步骤2中，利用电力系统安全稳定分析计算软件，依据《电力系统安全稳定导则》，针对交流电网单回输电线三相永久短路开断并联双回线路故障、三相短路单相开关拒动故障、直流双极闭锁故障，评估互联电网在各类严重故障扰动下的安全稳定特性。

在所述步骤3中，针对严重故障扰动下互联电网的安全稳定特性，通过电网失稳故障和临界稳定故障扰动后电网振荡中心分析，识别互联电网同步稳定运行的薄弱环节，重点关注省级电网间弱互联线路以及特高压跨区长距离互联线路等同步稳定薄弱环节。

在所述步骤4中，大扰动故障冲击后，若互联电网同步稳定运行裕度较小，则振荡中心所在联络线有功功率，如公式(1)所示，将受两端母线相位差大幅振荡以及两端母线电压大幅波动两个方面因素影响，各电气量会两次满足公式(2)，对应联络线有功功率会出现两次极大值，即出现有功振荡轨迹出现双峰特征。

$P_{\mathrm{sr}}=\frac{U_s{U}_r}{X_{\mathrm{sr}}}\sin ({\mathrm{\&delta;}}_s-{\mathrm{\&delta;}}_r)=\frac{U_s{U}_r}{X_{\mathrm{sr}}}\sin \left(\mathrm{\&delta;}\right)---\left(1\right)$

$2\mathrm{tg\&delta;}\frac{{\mathrm{dU}}_r}{\mathrm{dt}}=-U_r\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}(\frac{{\mathrm{dU}}_r}{\mathrm{dt}}\&NotEqual;0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}\&NotEqual;0)---\left(2\right)$

式(1)和(2)中，P_sr为振荡中心联络线有功功率；U_s、U_r和δ_s、δ_r分别为振荡中心联络线两端母线的电压幅值和相位；δ为联络线两端母线电压相位差；X_sr为振荡中心联络线电抗。

振荡中心联络线有功功率轨迹第一次出现极大值时刻，对应电压跌落降低线路有功功率效应，大于功角差增大提升功率效应的转折时刻，该时刻两端母线电压相位差趋于增大，电压大幅持续跌落，电网稳定裕度显著降低，稳定运行威胁增大；振荡中心联络线有功功率轨迹第二次出现极大值时刻，对应电压升高对功率增大效应，大于功角差减小降低功率效应的转折时刻，该时刻两端母线电压相位差减小，电压显著回升，电网稳定裕度显著增大，稳定运行威胁减小。

振荡中心联络线有功功率波动过程中，两端母线电压相位差具有如下特征：对应有功功率轨迹第一个极大值时刻，两端相位差趋于增大，对应相位差变化率大于零，如公式(3)所示；对应有功功率轨迹第二个极大值时刻，两端相位差回摆减小，对应相位差变化率小于零，如公式(4)所示。

对应第一个有功极大值时刻     (3)

对应第二个有功极大值时刻     (4)

振荡中心联络线有功功率波动过程中，联络线两端电站中靠近振荡中心电站的母线电压具有如下特征：对应有功功率轨迹第一个极大值时刻，母线电压趋于降低，对应电压变化率小于零，如公式(5)所示；对应有功功率轨迹第二个极大值时刻，电压升高，对应电压变化率大于零，如公式(6)所示。

对应第一个有功极大值时刻      (5)

对应第二个有功极大值时刻     (6)

在所述步骤5中，依据大扰动故障后振荡中心联络线有功功率、近振荡中心电站母线电压以及联络线两端母线相位差轨迹变化特征，制定相应的安全稳定控制判据。

当联络线有功功率达到第一个极大值时刻，联络线两端母线相位差已大幅增加，且仍维持持续增大趋势，联络线两端母线电压显著跌落，且仍保持跌落趋势，系统稳定裕度已显著减小。因此，对应该时刻应启动安全稳定紧急控制，快速缓解联络线送、受端电网功率不平衡状况，提高电网稳定性。对应各电气量轨迹特征，安全稳定紧急控制的启动判据，如公式(7)和(8)所示。

$\frac{\mathrm{dP}}{\mathrm{dt}}=0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}>0,\frac{\mathrm{dU}}{\mathrm{dt}}<0$

|P-P₀|＞ε_P

|U-U₀|＞ε_U      (8)

|δ-δ₀|＞ε_δ

式(8)中，P、U、δ和P₀、U₀、δ₀分别为联络线有功功率、近振荡中心母线电压以及联络线两端母线相位差的实时运行值和稳态运行值，ε_P、ε_U、ε_δ则为相应电气量动作死区设置值。

紧急功率控制启动后，设置标志位S_Emg=1。

紧急控制实施后，电网安全稳定特性改善，联络线两端母线相位差回摆减小，电压则逐步提升恢复。当联络线有功功率出现第二次极大值时，相位差已经显著减小，对应两端母线电压也已显著提升，系统稳定裕度大幅增加。此时，可撤销安全稳定紧急控制，对应的撤销判据，如公式(9)所示

$\frac{\mathrm{dP}}{\mathrm{dt}}=0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}>0,\frac{\mathrm{dU}}{\mathrm{dt}}<0---\left(9\right)$

紧急功率控制撤销后设置标志位S_Emg=0。

在多直流输电落点系统中，安全稳定紧急控制启动判据生效后，若联络线位于该系统中母线的角频率大于对端母线角频率，则表明该系统能量过剩，则可利用直流紧急功率提升控制，增加外送电功率以缓解联络线两端电网不平衡功率程度；角频率小于对端母线角频率，则表明该系统能量存在缺额，此时可利用直流紧急回降功率，减少外送电功率以缓解联络线两端电网不平衡功率。

当安全稳定紧急控制撤止判据生效后，则可停止直流紧急功率控制，恢复直流送电功率至正常稳态运行水平。

在所述步骤6中，针对互联电网大扰动冲击下安全稳定运行薄弱的联络线，实施安全稳定紧急控制的启动、撤销判据以及功率控制策略；全面评估互联电网在各类严重故障扰动下，安全稳定特性的改善效果。

下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。

(1).建立互联电网安全稳定计算模型

以长治‐南阳特高压交流为联络线的华北电网和华中电网互联系统为例，收集华北电网和华中电网数据，包括交流输电线路和变压器参数、网络拓扑互联数据、发电机组出力和负荷功率数据、发电机及其励磁和调速系统数据。建立跨大区互联大电网潮流稳态仿真计算模型以及机电暂态仿真计算模型。

(2).评估故障扰动后电网的稳定性

利用电力系统机电暂态仿真软件PSD‐BPA，针对华中电网内部500kV主干输电网，分别计算单回交流线三相永久短路开断并联双回线路故障、交流线路三相短路单相开关拒动故障冲击下，互联电网的安全稳定性；针对华中电网内部龙政直流、宜华直流、林枫直流、葛南直流以及江陵直流等5回±500kV/3000MW直流以及复奉直流±800kV/6400MW和锦苏直流±800kV/7200MW两回特高压直流，计算双极闭锁故障冲击下互联电网的安全稳定性。

(3).识别导致互联电网失去同步稳定性的故障及对应的振荡中心联络线

针对电网安全稳定性评估，筛选严重故障扰动下电网失去稳定或临界稳定的故障。识别互联电网同步稳定运行薄弱环节以及振荡中心联络线，重点关注省级电网间交流联络线以及特高压跨大区弱互联通道。

计算分析表明，华北电网与华中电网间长治‐南阳特高压交流联络线是跨大区互联电网同步稳定运行的薄弱环节，华中电网交流故障冲击以及直流闭锁故障潮流转移冲击，均会威胁电网同步稳定运行。故障激发的系统机电振荡，其振荡中心位于长治‐南阳线路段，其中长治电站更接近振荡中心。

(4).确定所述振荡中心联络线有功功率与互联电网稳定裕度、联络线两端母线电压、联络线两端母线相位差之间的对应关系

以特高压长治‐南阳交流通道华中送华北5000MW，四川电网网内500kV尖山电站交流出线严重故障冲击为例，不同故障切除时间下，特高压联络线有功功率振荡轨迹如图2所示，联络线两端长治站与南阳站母线间相位差轨迹如图3所示，靠近振荡中心的长治站母线电压如图4所示。

从图中可以看出，在短路故障积聚加速能量的冲击下，华中电网相对华北电网加速运动，首摆过程中南阳站超前相位进一步增大，长治站电压快速跌落。对于相对较轻的扰动，即4.6周波前切除故障线路，联络线有功功率波动轨迹仅出现一个“单峰”极大值；延长故障切除时间加剧扰动，则有功功率波动轨迹将会出现两个极大值即“双峰一谷”现象；当故障切除时间延迟至5.2周波，则互联电网将失去同步稳定，此时有功功率波动轨迹再次仅出现一个“单峰”极大值。

受扰后华北电网与华中电网同步稳定性振荡恶化过程中，长治-南阳线路有功功率波动轨迹出现第一次极大值。此时，长治站与南阳站母线相位差较大，且持续增加，长治站电压大幅跌落，且持续降低。

当华北电网与华中电网振荡回摆，同步稳定性振荡恢复过程中，长治-南阳线路有功功率波动轨迹出现第二次极大值。此时，长治站与南阳站母线相位差较小，且持续减小，长治站电压显著升高，且持续提升。

(5).制定所述互联电网稳定性控制判据及策略

华中电网内部严重故障扰动后，特高压长治‐南阳联络线有功波动的第一次极大值与第二次极大值时刻所对应的互联电网安全稳定性特征，可在第一次极大值时刻，即长治‐南阳线路有功功率、长治站与南阳站母线相位差以及长治站母线电压满足公式(1)和公式(2)时，利用华中电网龙政直流、宜华直流、林枫直流、葛南直流、江陵直流以及复奉直流、锦苏直流短时过负荷能力和持续过负荷能力，提升直流送电功率，释放故障后华中电网集聚的加速能量。在长治‐南阳联络线有功功率波动第二次极大值时刻，则恢复各条直流送电功率至正常稳态运行水平。

$\frac{\mathrm{dP}}{\mathrm{dt}}=0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}>0,\frac{\mathrm{dU}}{\mathrm{dt}}<0---\left(1\right)$

|P-P₀|＞ε_P

|U-U₀|＞ε_U      (2)

|δ-δ₀|＞ε_δ

有无华中电网直流紧急功率控制，特高压联络线有功功率轨迹、联络线功率—相位差轨迹以及联络线角频差—相位差轨迹差异对比，分别如图5、6和7所示。

紧急功率控制在联络线有功功率第一次极大值且功角增大、电压跌落对应的1.68s启动，在功角回摆、电压提升对应的联络线有功功率第二次极大值对应的2.86s撤销，持续时间1.18s。紧急功率控制缓解了两端系统功率不平衡程度，后续轨迹中联络线两端母线间角频差快速减小，进而有效限制了功角最大摆幅。长治站电压提升避免了低压解列装置动作，跨大区互联电网仍可维持同步稳定运行。

(6).仿真验证所述方法的效果

华北电网与华中电网间长治‐南阳特高压交流联络线为华中电网大扰动冲击后互联电网振荡中心所在线路。依据联络线有功功率、两端母线相位差以及长治站电压轨迹特征，实施华中电网直流紧急功率控制。电网严重故障计算表明，该措施是提升互联电网稳定行的有效措施。

进一步以华中电网龙政直流双极闭锁故障为例，不采取基于振荡中心联络线双峰轨迹的安全稳定紧急控制措施，则互联电网将失去同步稳定，实施紧急功率控制则可恢复电网稳定，计算结果对比如图8所示。

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，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：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，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (7)

1.一种基于联络线双峰轨迹的稳定紧急控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

(1).建立互联电网安全稳定计算模型；

(2).评估故障扰动后电网的稳定性；

(3).识别导致互联电网失去同步稳定性的故障及对应的振荡中心联络线；

(4).确定所述振荡中心联络线有功功率与互联电网稳定裕度、联络线两端母线电压、联络线两端母线相位差之间的对应关系；

(5).制定所述互联电网稳定性控制判据及策略；

(6).仿真验证所述方法的效果；

所述联络线有功功率与互联电网稳定裕度的对应关系包括：若所述互联电网处于临界稳定状态，振荡中心联络线有功功率出现两次极大值，对应有功振荡轨迹出现双峰特征；若所述互联电网处于非临界稳定状态，则振荡中心联络线有功功率仅出现一次极大值，有功振荡轨迹无双峰特征；所述有功功率如公式(1)所示，所述极大值时刻各电气量之间的关系如公式(2)所示：

$P_{\mathrm{sr}}=\frac{U_s{U}_r}{X_{\mathrm{sr}}}\sin ({\mathrm{\&delta;}}_s-{\mathrm{\&delta;}}_r)=\frac{U_s{U}_r}{X_{\mathrm{sr}}}\sin \left(\mathrm{\&delta;}\right)---\left(1\right)$

$2\mathrm{tg\&delta;}\frac{{\mathrm{dU}}_r}{\mathrm{dt}}=-U_r\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}(\frac{{\mathrm{dU}}_r}{\mathrm{dt}}\&NotEqual;0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}\&NotEqual;0)---\left(2\right)$

式(1)和(2)中，P_sr为振荡中心联络线有功功率；U_s、U_r和δ_s、δ_r分别为振荡中心联络线两端母线的电压幅值和相位；δ为两端母线电压相位差；X_sr为振荡中心联络线电抗；

所述有功功率和联络线两端母线电压间的对应关系包括：有功功率轨迹第一个极大值时刻，母线电压趋于降低，对应电压变化率小于零；有功功率轨迹第二个极大值时刻，电压升高，对应电压变化率大于零；

所述有功功率和联络线两端母线相位差的对应关系包括：有功功率轨迹第一个极大值时刻，两端相位差趋于增大，对应相位差变化率大于零；有功功率轨迹第二个极大值时刻，两端相位差回摆减小，对应相位差变化率小于零。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(1)包括：收集所述互联电网仿真分析数据以建立所述模型，所述数据包括：发电机及其励磁和调速系统数据、交流输电线路参数、变压器参数、网络互联拓扑结构，以及直流输电系统控制方式和控制器参数。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(2)中，所述故障包括：交流电网单回输电线三相永久短路开断双回线路故障、三相短路单相开关拒动故障、直流双极闭锁故障。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤(2)通过电力系统安全稳定分析计算软件实现。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)包括：通过严重故障扰动下互联电网的所述稳定性，识别电网线路的薄弱环节；所述严重故障扰动包括：电网失稳故障扰动和临界稳定故障扰动；所述电网线路包括：省级电网间弱互联线路和特高压跨区长距离互联线路。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤(5)包括以下步骤：

(5-1).在联络线有功功率达到第一个极大值时刻，启动安全稳定紧急控制；所述启动的判据如下式表达：

$\frac{\mathrm{dP}}{\mathrm{dt}}=0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}>0,\frac{\mathrm{dU}}{\mathrm{dt}}<0$

|P-P₀|＞ε_P

|U-U₀|＞ε_U

|δ-δ₀|＞ε_δ

式中，P、U、δ和P₀、U₀、δ₀分别为联络线有功功率、近振荡中心母线电压以及联络线两端母线相位差的实时运行值和稳态运行值，ε_P、ε_U、ε_δ为对应电气量动作死区设置值，t为时间；

安全稳定紧急控制启动后，设置标志位S_Emg＝1；

(5-2).在联络线有功功率出现第二次极大值时刻，撤销安全稳定紧急控制；所述撤销的判据如下式表达：

$\frac{\mathrm{dP}}{\mathrm{dt}}=0,\frac{\mathrm{d\&delta;}}{\mathrm{dt}}<0,\frac{\mathrm{dU}}{\mathrm{dt}}>0$

安全稳定紧急控制撤销后，设置标志位S_Emg＝0；

(5-3).在多直流输电落点系统中，安全稳定紧急控制启动判据生效后，若联络线位于该系统中的母线角频率大于对端母线角频率，增加外送电功率以缓解联络线两端电网不平衡功率程度；若小于对端母线角频率，利用直流紧急回降功率，减少外送电功率以缓解联络线两端电网不平衡功率；

当安全稳定紧急控制撤销判据生效后，停止直流紧急功率控制，恢复直流送电功率至正常稳态运行水平。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤(6)中，针对互联电网大扰动冲击下安全稳定运行薄弱的联络线，实施安全稳定紧急控制的启动、撤销判据以及功率控制策略，评估互联电网在故障扰动下的安全稳定性改善效果。