CN104810865B - 一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，包括：确定交直流联网系统，检测交直流联网系统中直流DC₁₄的运行状态，获取不同状态的运行信息，并计算不同故障时刻的措施量和切负荷量；通过直流紧急功率控制和切负荷控制措施协调配合，在减少或避免切负荷的同时，保证了跨区交直流联网系统安全稳定运行。

Description

一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法

技术领域

本发明属于电力系统领域，具体涉及一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法。

背景技术

我国能源资源与用电需求在地理上的逆势分布特征，决定了其电网发展必须走远距离、大规模输电和全国范围内优化电力资源配置的道路，如今已形成跨大区复杂交直流接续式/混联电网。

这种大规模、远距离输电格局在解决大型清洁能源和新能源的消纳问题、水火互济问题以及实现全国范围内资源优化配置的同时，给电网的安全稳定运行也带来一系列的挑战。由于特高压直流取消了以极为单位的保护控制，直流闭锁的故障形态更为复杂，直流发生闭锁的故障形态基本为相继闭锁故障；特高压直流单一输电工程输送容量不断增加，直流闭锁故障将引起受端大规模不平衡功率，造成潮流大范围转移，给电网安全运行造成压力，需采取大量的切负荷安控措施才能保证电网稳定运行。

直流的紧急功率控制是减少受端切负荷量的有效控制措施，而受限于直流极控系统的能力，直流紧急功率控制1秒内仅能进行1次，针对短时的相继故障直流无法多次动作，直流快速功率支援的能力无法得到充分发挥。

由于相继故障控制措施的实施难度大、直流阀组重故障繁多，导致采用现有的交直流协调控制方法无法应对。

发明内容

为了克服现有技术的缺陷，本发明提供一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，该方法提出了直流紧急功率控制和切负荷控制措施相互协调配合的原则，能在减少或避免切负荷的同时，保证跨区交直流联网系统安全稳定运行。

为实现上述发明目的，本发明是通过如下方案实现的：

一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，所述方法包括下述步骤：

A、确定交直流联网系统；

所述交直流联网系统包括：区域电网1、区域电网2、区域电网3和区域电网4，区域电网1～2通过交流线路同步联网，区域电网1和区域电网2的交流联络线为tie₁₂；区域电网1和区域电网3通过n条直流DC_13(n)联网，n为正整数；区域电网1和区域电网4通过1条直流DC₁₄联网；

B、检测交直流联网系统中直流DC₁₄的运行状态，当所述直流DC₁₄首次出现阀故障时t＝0ms，获取此刻直流DC₁₄的损失功率和所耦合交流断面运行信息，并计算直流阀故障所需的措施量；其中，t为故障时刻；

C、当故障出现在0ms≤t≤100ms时，获取直流DC₁₄阀故障出现时刻的损失功率和t＝0ms时刻直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息，并计算措施量；

D、所述措施量包括：调整直流功率和切负荷量，当t＝100ms时，直流DC₁₄安全稳定控制装置分别向直流DC_13(n)及切负荷执行站发送累计紧急调整直流功率和切负荷指令；

E、当100ms≤t≤1000ms时，获取故障出现时刻直流阀的损失功率和t＝100ms时刻，直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息，计算切负荷量；并由直流DC₁₄安全稳定控制装置无延时向切负荷执行站发送切负荷指令；

F、当t＝1000ms时，重新检测直流DC₁₄阀故障并初始化直流DC₁₄的阀故障时刻。

优选的，所述步骤B中，所述直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息包括：交流断面tie₁₂的潮流输送方向为区域电网2送电区域电网1，运行功率为P₀₍tie₁₂₎；直流DC_13(n)的功率可调减量为P_dn。

进一步地，定义直流DC₁₄初始阀故障时刻t＝0ms的损失直流功率为DC_14(i)，区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行所需的措施量DP_z(i)为：

其中，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1、区域电网2总惯性常数比值；P_max(tie12)为交流联络线tie₁₂的静态稳定运行极限功率值；ΔP_tie12(t_p)为交流联络线tie₁₂的功率波动峰值超调量；

此时直流DC₁₄近区各直流DC_13(n)功率可调减量为P_dn，则紧急控制近区各直流DC_13(n)的有效措施量为DP_DCΣ(i)：

其中，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1和区域电网2总惯性常数比值；

若DP_DCΣ(i)＞DP_Z(i)，仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，直流功率有可调裕度；此时按比例调整各直流DC_13(n)运行功率，所述直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)为：

若DP_DCΣ(i)＝DP_Z(i)，仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，直流功率无可调裕度；此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)为：

P_dn(i)＝P_dn

(4)

若DP_DCΣ(i)＜DP_Z(i)，则表示仅依靠调整直流功率不能保证交流联络线tie₁₂稳定运行，配合切负荷；此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)和切负荷量P_load(i)分别为：

P_dn(i)＝P_dn (5)

优选的，所述步骤C中，继续检测直流DC₁₄t≤100ms时的阀故障，若检测到另一个阀故障，损失直流功率为DC_14(j)，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1、区域电网2总惯性常数比值；则为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DP_z(j)为：

此时，直流DC₁₄近区各直流DC_13(n)功率可调减量为P_dn-P_dn(i)，则紧急控制各直流DC_13(n)的有效措施量为DP_DCΣ(j)：

若DP_DCΣ(j)＞DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率有可调裕度，此时各直流DC_13(n)按比例调整运行功率，所述直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)为：

若DP_DCΣ(j)＝DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率无可调裕度，此时各直流DC_13(n)按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)为：

P_dn(j)＝P_dn-P_dn(i) (10)

若DP_DCΣ(j)＜DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率不能保证交流联络线tie₁₂稳定运行，配合切负荷措施，此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)以及切负荷量P_load(j)分别为：

P_dn(j)＝P_dn-P_dn(i) (11)

优选的，所述步骤D中，直流DC₁₄安全稳定控制装置发送的调整直流DC_13(n)功率量P_dnΣ和总切负荷量P_loadΣ分别为：

P_dnΣ＝P_dn(i)+P_dn(j) (13)

P_loadΣ＝P_load(i)+P_load(j) (14)

在t＝100ms时刻，直流DC₁₄安全稳定控制装置将紧急调整功率指令发给近区各直流·DC_13(n)控制站；将切负荷指令发给切负荷执行站。

优选的，所述步骤E中，当100ms≤t≤1000ms时，直流阀故障出现时刻的直流损失功率为DC_14(k)，为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DPz(k)为：

式中，为交流断面tie₁₂在t＝100ms时刻的运行功率；

切负荷量为：

对于在t＞100ms时间内检测到的阀故障，直流DC₁₄安全稳定控制装置将无延时发送切负荷指令给执行站。

优选的，所述步骤F中，由于直流紧急功率控制在1000ms内仅能实施1次，在t＝1000ms时刻，重新检测直流阀故障，并将检测到故障的时刻设定为t＝0ms时刻。

与最接近的现有技术比，本发明提供的技术方案具有以下有益效果：

本发明针对目前特高压直流换流站通常由双极双换流器组成的现实条件和直流发生相继故障的时间范围和尺度，提出了应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法；

本发明设计了考虑直流换流器发生故障后延时一段时间发送交直流协调控制指令的方法，通过优化直流功率紧急控制时机，充分发挥其对切负荷措施的替代作用，解决因直流功率调整功能约束导致的切负荷量过大的问题；可应用于跨大区交直流混联电网，覆盖范围广，被控直流多，应用环境复杂。

附图说明

图1是本发明的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法的流程图；

图2是本发明的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法的结构示意图；

图3是本发明的跨区交直流联网系统结构示意图。

具体实施方式

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

如图1所示，一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，所述方法包括下述步骤：

A、确定交直流联网系统；

所述交直流联网系统包括：区域电网1、区域电网2、区域电网3和区域电网4，区域电网1～2通过交流线路同步联网，区域电网1和区域电网2的交流联络线为tie₁₂；区域电网1和区域电网3通过n条直流DC_13(n)联网，n为正整数；区域电网1和区域电网4通过1条直流DC₁₄联网；

B、检测交直流联网系统中直流DC₁₄的运行状态，当所述直流DC₁₄首次出现阀故障时t＝0ms，获取此刻直流DC₁₄的损失功率和所耦合交流断面运行信息，并计算直流阀故障所需的措施量；其中，t为故障时刻；

所述步骤B中，所述直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息包括：交流断面tie₁₂的潮流输送方向为区域电网2送电区域电网1，运行功率为P₀₍tie₁₂₎；直流DC_13(n)的功率可调减量为P_dn。

定义直流DC₁₄初始阀故障时刻t＝0ms的损失直流功率为DC_14(i)，区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行所需的措施量DP_z(i)为：

其中，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1和区域电网2总惯性常数比值；P_max(tie12)为交流联络线tie₁₂的静态稳定运行极限功率值；ΔP_tie12(t_p)为交流联络线tie₁₂的功率波动峰值超调量；

此时直流DC₁₄近区各直流DC_13(n)功率可调减量为P_dn，则紧急控制近区各直流DC_13(n)的有效措施量为DP_DCΣ(i)：

其中，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1和区域电网2总惯性常数比值；

若DP_DCΣ(i)＞DP_Z(i)，仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，直流功率有可调裕度；此时按比例调整各直流DC_13(n)运行功率，所述直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)为：

若DP_DCΣ(i)＝DP_Z(i)，仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，直流功率无可调裕度；此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)为：

P_dn(i)＝P_dn (4)

若DP_DCΣ(i)＜DP_Z(i)，则表示仅依靠调整直流功率不能保证交流联络线tie₁₂稳定运行，配合切负荷；此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)和切负荷量P_load(i)分别为：

P_dn(i)＝P_dn (5)

C、当故障出现在0ms≤t≤100ms时，获取直流DC₁₄阀故障出现时刻的损失功率和t＝0ms时刻直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息，并计算措施量；

所述步骤C中，继续检测直流DC₁₄t≤100ms时的阀故障，若检测到另一个阀故障，损失直流功率为DC_14(j)，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1和区域电网2总惯性常数比值；则为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DP_z(j)为：

此时，直流DC₁₄近区各直流DC_13(n)功率可调减量为P_dn-P_dn(i)，则紧急控制各直流DC_13(n)的有效措施量为DP_DCΣ(j)：

若DP_DCΣ(j)＞DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率有可调裕度，此时各直流DC_13(n)按比例调整运行功率，所述直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)为：

若DP_DCΣ(j)＝DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率无可调裕度，此时各直流DC_13(n)按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)为：

P_dn(j)＝P_dn-P_dn(i) (10)

若DP_DCΣ(j)＜DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率不能保证交流联络线tie₁₂稳定运行，配合切负荷措施，此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)以及切负荷量P_load(j)分别为：

P_dn(j)＝P_dn-P_dn(i) (11)

D、所述措施量包括：调整直流功率和切负荷量，当t＝100ms时，直流DC₁₄安全稳定控制装置分别向直流DC_13(n)及切负荷执行站发送累计紧急调整直流功率和切负荷指令；

所述步骤D中，直流DC₁₄安全稳定控制装置发送的调整直流DC_13(n)功率量P_dnΣ和总切负荷量P_loadΣ分别为：

P_dnΣ＝P_dn(i)+P_dn(j) (13)

P_loadΣ＝P_load(i)+P_load(j) (14)

在t＝100ms时刻，直流DC₁₄安全稳定控制装置将紧急调整功率指令发给近区各直流·DC_13(n)控制站；将切负荷指令发给切负荷执行站。

E、当100ms≤t≤1000ms时，获取故障出现时刻直流阀的损失功率和t＝100ms时刻，直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息，计算切负荷量；并由直流DC₁₄安全稳定控制装置无延时向切负荷执行站发送切负荷指令；

所述步骤E中，当100ms≤t≤1000ms时，直流阀故障出现时刻的直流损失功率为DC_14(k)，为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DPz(k)为：

式中，为交流断面tie₁₂在t＝100ms时刻的运行功率；

切负荷量为：

对于在t＞100ms时间内检测到的阀故障，直流DC₁₄安全稳定控制装置将无延时发送切

F、当t＝1000ms时，重新检测直流DC₁₄阀故障并初始化直流DC₁₄的阀故障时刻。

负荷指令给执行站。

所述步骤F中，由于直流紧急功率控制在1000ms内仅能实施1次，在t＝1000ms时刻，重新检测直流阀故障，并将检测到故障的时刻设定为t＝0ms时刻。

如图2所示，说明本发明直流紧急功率控制和切负荷控制措施相互协调配合的原则。

如图3所示，其中区域1和区域2通过1000kV交流断面联网，区域1向区域2送电5000MW；区域1和区域3通过3条额定运行功率为3000MW的直流联网(区域1侧为整流侧)，区域1和区域4通过1条额定运行功率8000MW的直流联网(区域1为整流侧)，该直流由双极双换流器阀组构成，即共4个阀组，每个阀组运行功率为2000MW。

表1是本发明的协调控制方法与传统控制措施量对比表。

表1

传统的控制方法，只要在检测到直流阀组的故障，即发生调整直流功率或切负荷指令，对于后续发生的阀组相继故障，无法再次调整直流功率，必需依靠切负荷才能保证电网稳定；而采取本发明的控制方法针对直流紧急功率控制1秒内仅能进行1次的特性，为充分发挥直流紧急功率支援作用，同时确保电网的安全稳定运行，累计检测t≤100ms时间内发生的直流阀组故障，在Ts＝100ms时刻统一发送调整直流功率或切负荷指令，可有效减少切负荷量。本发明的控制措施量采取以下步骤得到：

第一步：在线监测电网运行状态，得到：直流DC₁₄的运行功率P_0(DC14)＝8000MW；交流断面tie₁₂的潮流输送方向为区域电网2送电区域电网1，运行功率为P₀₍tie₁₂₎＝5000MW；该直流近区其它直流DC₁₃₍₁₎、DC₁₃₍₂₎、DC₁₃₍₃₎功率可调减量分别为P_d1＝1500MW、P_d2＝1300MW、P_d3＝1800MW。

第二步：T₀＝0ms时刻，监测到直流DC₁₄阀故障，损失直流功率为DC_14(i)＝2000MW，则为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DPz(i)为：

其中，H_Σ1:H_Σ2区域电网1、区域电网2总惯性常数比值为1:1.2；P_max(tie12)交流联络线tie₁₂的静态稳定运行极限功率值为6121MW；ΔP_tie12(t_p)交流联络线tie₁₂的功率波动峰值超调量为800MW。

紧急控制直流P_d1、P_d2、P_d3的有效措施量为DP_DCΣ(i)：

此时，DP_DCΣ(i)＞DP_Z(i)，则表示仅依靠调整直流DC₁₃₍₁₎、DC₁₃₍₂₎、DC₁₃₍₃₎功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率还有可调裕度。此时各直流按比例调整运行功率，直流DC₁₃₍₁₎、DC₁₃₍₂₎、DC₁₃₍₃₎实际调减量P_d1(i)、P_d2(i)、P_d3(i)为：

第三步：t≤100ms时间内，T₁＝50ms即继续检测直流DC₁₄阀故障，检测到另一个阀故障，损失直流功率为DC_14(j)＝2000MW，则为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DPz(j)为：

此时，直流DC₁₄近区直流DC₁₃₍₁₎、DC₁₃₍₂₎、DC₁₃₍₃₎功率可调减量为P_d1-P_d1(i)＝1500-553＝947MW、P_d2-P_d2(i)＝1300-479＝821MW、P_d3-P_d3(i)＝1800-663＝1137MW，则紧急控制这些直流的有效措施量为DP_DCΣ(j)：

此时，DP_DCΣ(j)＞DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率还有可调裕度。此时各直流按比例调整运行功率，直流DC₁₃₍₁₎、DC₁₃₍₂₎、DC₁₃₍₃₎实际调减量P_d1(j)、P_d2(j)、P_d3(j)为：

若仅考虑切负荷措施，则需要采取的切负荷措施量P_load(j)为：

第四步：计算在t≤100ms时间内所有阀故障需要采取的累计措施量，直流DC₁₃₍₁₎、DC₁₃₍₂₎、DC₁₃₍₃₎累计调整直流功率量P_d1Σ、P_d2Σ、P_d3Σ分别为：

P_d1Σ＝P_d1(i)+P_d1(j)＝553+553＝1106MW

P_d2Σ＝P_d2(i)+P_d2(j)＝479+479＝958MW

P_d3Σ＝P_d3(i)+P_d3(j)＝663+663＝1326MW

在Ts＝100ms时刻，直流DC₁₄安全稳定控制装置将紧急调整功率指令发给近区其它直流DC₁₃₍₁₎、DC₁₃₍₂₎、DC₁₃₍₃₎控制站。

第五步：在t＞100ms时间内，T₂＝120ms检测到又一个阀故障，损失直流功率为DC_14(k)＝2000MW，为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DPz(k)为：

式中，交流断面tie₁₂在Ts＝100ms时刻的运行功率为5600MW。

此时不考虑紧急控制直流功率，直接制定切负荷控制措施，切负荷量为：

对于在t＞100ms时间内检测到的阀故障，直流DC₁₄安全稳定控制装置将无延时发送切负荷指令给执行站。

第六步：由于直流紧急功率控制在1000ms内仅能实施1次，在Te＝1000ms时刻，重新开始检测直流阀故障，并将检测到故障的时刻设定为T₀＝0ms时刻。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制，尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，这些变更、修改或者等同替换，其均在其申请待批的权利要求范围之内。

Claims (7)

1.一种应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

A、确定交直流联网系统；

所述交直流联网系统包括：区域电网1、区域电网2、区域电网3和区域电网4，区域电网1～2通过交流线路同步联网，区域电网1和区域电网2的交流联络线为tie₁₂；区域电网1和区域电网3通过n条直流DC_13(n)联网，n为正整数；区域电网1和区域电网4通过1条直流DC₁₄联网；

B、检测交直流联网系统中直流DC₁₄的运行状态，当所述直流DC₁₄首次出现阀故障时t＝0ms，获取此刻直流DC₁₄的损失功率和所耦合交流断面运行信息，并计算直流阀故障所需的措施量；其中，t为故障时刻；

C、当故障出现在0ms≤t≤100ms时，获取直流DC₁₄阀故障出现时刻的损失功率和t＝0ms时刻直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息，并计算措施量；

D、所述措施量包括：调整直流功率和切负荷量，当t＝100ms时，直流DC₁₄安全稳定控制装置分别向直流DC_13(n)及切负荷执行站发送累计紧急调整直流功率和切负荷指令；

E、当100ms≤t≤1000ms时，获取故障出现时刻直流阀的损失功率和t＝100ms时刻，直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息，计算切负荷量；并由直流DC₁₄安全稳定控制装置无延时向切负荷执行站发送切负荷指令；

F、当t＝1000ms时，重新检测直流DC₁₄阀故障并初始化直流DC₁₄的阀故障时刻。

2.如权利要求1所述的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，其特征在于，所述步骤B中，所述直流DC₁₄所耦合交流断面运行信息包括：交流断面tie₁₂的潮流输送方向为区域电网2送电区域电网1，运行功率为P₀₍tie₁₂₎；直流DC_13(n)的功率可调减量为P_dn。

3.如权利要求2所述的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，其特征在于，定义直流DC₁₄初始阀故障时刻t＝0ms的损失直流功率为DC_14(i)，区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行所需的措施量DP_z(i)为：

${\mathrm{DP}}_{Z\left(i\right)}=P_{0\left(tie12\right)}+\frac{H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}\·{\mathrm{DC}}_{14\left(i\right)}-P_{max\left(tie12\right)}+{\mathrm{\ΔP}}_{tie12}\left(t_p\right)---\left(1\right)$

其中，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1、区域电网2总惯性常数比值；P_max(tie12)为交流联络线tie₁₂的静态稳定运行极限功率值；ΔP_tie12(t_p)为交流联络线tie₁₂的功率波动峰值超调量；

此时直流DC₁₄近区各直流DC_13(n)功率可调减量为P_dn，则紧急控制近区各直流DC_13(n)的有效措施量为DP_DCΣ(i)：

${\mathrm{DP}}_{DC\mathrm{\Σ}\left(i\right)}=\frac{H_{\mathrm{\Σ}1}}{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}\underset{n=1}{\overset{n}{\Σ}}{P}_{dn}---\left(2\right)$

其中，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1和区域电网2总惯性常数比值；

若DP_DCΣ(i)＞DP_Z(i)，仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，直流功率有可调裕度；此时按比例调整各直流DC_13(n)运行功率，所述直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)为：

$P_{dn\left(i\right)}=\frac{P_{dn}}{\underset{n=1}{\overset{n}{\Σ}}{P}_{dn}}\·{\mathrm{DP}}_{Z\left(i\right)}\·\frac{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}}---\left(3\right)$

若DP_DCΣ(i)＝DP_Z(i)，仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，直流功率无可调裕度；此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)为：

P_dn(i)＝P_dn (4)

若DP_DCΣ(i)＜DP_Z(i)，则表示仅依靠调整直流功率不能保证交流联络线tie₁₂稳定运行，配合切负荷；此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(i)和切负荷量P_load(i)分别为：

P_dn(i)＝P_dn (5)

$P_{load\left(i\right)}=({\mathrm{DP}}_{Z\left(i\right)}-{\mathrm{DP}}_{DC\mathrm{\Σ}\left(i\right)})\·\frac{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}}---\left(6\right).$

4.如权利要求1所述的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，其特征在于，所述步骤C中，继续检测直流DC₁₄t≤100ms时的阀故障，若检测到另一个阀故障，损失直流功率为DC_14(j)，H_Σ1:H_Σ2为区域电网1和区域电网2总惯性常数比值；则为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DP_z(j)为：

${\mathrm{DP}}_{Z\left(j\right)}=P_{0\left(tie12\right)}+\frac{H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}\·{\mathrm{DC}}_{14\left(j\right)}-P_{max\left(tie12\right)}+{\mathrm{\ΔP}}_{tie12}\left(t_p\right)---\left(7\right)$

此时直流DC₁₄近区各直流DC_13(n)功率可调减量为P_dn-P_dn(i)，则紧急控制各直流DC_13(n)的有效措施量为DP_DCΣ(j)：

${\mathrm{DP}}_{DC\mathrm{\Σ}\left(j\right)}=\frac{H_{\mathrm{\Σ}1}}{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}\underset{n=1}{\overset{n}{\Σ}}(P_{dn}-P_{dn\left(i\right)})---\left(8\right)$

若DP_DCΣ(j)＞DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率有可调裕度，此时各直流DC_13(n)按比例调整运行功率，所述直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)为：

$P_{dn\left(j\right)}=\frac{P_{dn}-P_{dn\left(i\right)}}{\underset{n=1}{\overset{n}{\Σ}}(P_{dn}-P_{dn\left(i\right)})}\·{\mathrm{DP}}_{Z\left(j\right)}\·\frac{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}}---\left(9\right)$

若DP_DCΣ(j)＝DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率即可保证交流联络线tie₁₂稳定运行，且直流功率无可调裕度，此时各直流DC_13(n)按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)为：

P_dn(j)＝P_dn-P_dn(i) (10)

若DP_DCΣ(j)＜DP_Z(j)，则表示仅依靠调整直流功率不能保证交流联络线tie₁₂稳定运行，配合切负荷措施，此时各直流按最大可调量调整功率，直流DC_13(n)实际调减量P_dn(j)以及切负荷量P_load(j)分别为：

P_dn(j)＝P_dn-P_dn(i) (11)

$P_{load\left(j\right)}=({\mathrm{DP}}_{Z\left(j\right)}-{\mathrm{DP}}_{DC\mathrm{\Σ}\left(j\right)})\·\frac{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}}---\left(12\right).$

5.如权利要求1所述的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，其特征在于，所述步骤D中，直流DC₁₄安全稳定控制装置发送的调整直流DC_13(n)功率量P_dnΣ和总切负荷量P_loadΣ分别为：

P_dnΣ＝P_dn(i)+P_dn(j) (13)

P_loadΣ＝P_load(i)+P_load(j) (14)

在t＝100ms时刻，直流DC₁₄安全稳定控制装置将紧急调整功率指令发给近区各直流·DC_13(n)控制站；将切负荷指令发给切负荷执行站。

6.如权利要求1所述的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，其特征在于，所述步骤E中，当100ms≤t≤1000ms时，直流阀故障出现时刻的直流损失功率为DC_14(k)，为保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie₁₂稳定运行的措施量DPz(k)为：

${\mathrm{DP}}_{Z\left(k\right)}=P_{T_S\left(tie12\right)}+\frac{H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}\·{\mathrm{DC}}_{14\left(k\right)}-P_{max\left(tie12\right)}+{\mathrm{\ΔP}}_{tie12}\left(t_p\right)---\left(15\right)$

式中，为交流断面tie₁₂在t＝100ms时刻的运行功率；

切负荷量为：

$P_{load\left(k\right)}={\mathrm{DP}}_{Z\left(k\right)}\·\frac{H_{\mathrm{\Σ}1}+H_{\mathrm{\Σ}2}}{H_{\mathrm{\Σ}1}}---\left(16\right)$

对于在t＞100ms时间内检测到的阀故障，直流DC₁₄安全稳定控制装置将无延时发送切负荷指令给执行站。

7.如权利要求1所述的应对直流阀组相继故障的跨区交直流协调控制方法，其特征在于，所述步骤F中，由于直流紧急功率控制在1000ms内仅能实施1次，在t＝1000ms时刻，重新检测直流阀故障，并将检测到故障的时刻设定为t＝0ms时刻。