CN108390397B - 大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，通过压力反馈、流量变化和汽门开度限幅三个环节在机电暂态仿真过程中模拟锅炉蓄热能力、汽轮机主蒸汽压力、CCS运行模式和调速系统参数设置对火电机组调频能力影响；通过直流闭锁、直流功率紧急下降模拟不同的功率缺额，计算频率稳定临界安全对应的功率缺额；根据SFR模型计算紧急控制措施在给定时间内动作时的功率控制总量；根据计算时刻和当前时刻火电机组的运行状态分别计算系统的一次调频电量，实时更新安控系统中在线策略有效状态。

Description

大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法

技术领域

本发明涉及一种大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，属于电力系统自动化技术领域。

背景技术

特高压直流输电是支撑大范围内能源优化配置和节能减排的主要技术手段。包含多回大容量直流输电线路落点已经成为受端电网的主要特点。特高压直流输送容量和可再生新能源接入容量的规模不断增大，正在逐步取代常规能源机组，系统整体惯性时间常数减小，燃煤火电机组的平均利用小时数不断下降。特高压直流闭锁故障会导致较大的功率缺额并对系统频率产生较大的冲击，火电机组运行备用减少会导致频率跌落程度增大，而系统惯性时间常数减小会导致频率跌落速度加快。电网频率调节能力下降，极易诱发全网频率稳定问题。

火电机组的一次调频能力与锅炉的蓄热能力、汽轮机的主蒸汽压力、协调控制系统(CCS)的控制模式和调速系统的参数设置有关。机电暂态仿真采用的火电机组调频系统动态模型中一般不考虑锅炉和CCS的模型，假定主蒸汽压力为额定值且恒定并认为调速系统的参数设置不会发生变化，由此得到的频率稳定分析结果与实际电网故障后的频率响应差别较大。基于电网典型运行方式计算的频率稳定紧急控制策略不仅难以覆盖所有的运行方式和故障类型，也无法考虑火电机组的运行状态，只能按照最恶劣的运行工况来确定较为保守的紧急控制策略。因此，需要考虑锅炉蓄热能力、主蒸汽压力、CCS控制模式和调速系统参数对一次调频能力的影响，建立满足频率稳定紧急控制策略在线计算要求的火电机组调频系统动态模型。

当确定火电机组频率调节系统各环节参数后，采用系统频率响应模型(SFR)可以通过解析的方法求出系统的最低频率和切负荷量，但该方法将所有机组聚合为一台机组，计算精度较差。全状态数值仿真可以得到详细的系统频率动态，并可以考虑频率动态过程的时空分布特征，但计算量往往较大。因此，可以通过全状态数值仿真确定频率稳定临界安全对应的功率缺额，根据SFR模型快速计算不同功率缺额对应的紧急控制功率总量，下发至安控系统作为紧急控制在线策略。在此基础上，结合火电机组的实时运行状态更新安控系统中紧急控制在线策略的有效性，提高在线策略的适应性和可靠性。

发明内容

目的：为了克服现有技术中存在的不足，本发明提供一种大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，基于火电机组实测的运行状态信息，建立调频系统的动态模型，计算满足暂态频率跌落程度约束的紧急控制在线策略，根据系统一次调频电量的变化情况校核在线策略的有效性，提升频率稳定紧急控制策略的适应性和可靠性。

技术方案：为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：

一种火电机组调频系统动态模型，包括：速度负载控制环节，执行机构环节，汽门开度限制环节，汽轮机环节，锅炉环节，压力反馈环节，汽机主控环节，所述速度负载控制环节通过叠加环节依次与执行机构环节，汽门开度限制环节，汽轮机环节相连接；所述汽门开度限制环节另一输出端依次与锅炉环节、压力反馈环节、汽机主控环节相连接，汽机主控环节输出端通过开关与叠加环节另一输入端相连接。

作为优选方案，所述速度负载控制环节的输入为发电机转速ω和电磁功率P_E，用于形成汽门开度前馈指令P_CV，f；

所述执行机构环节的输入是通过叠加环节将汽门开度前馈指令 P_CV，f、汽门开度反馈指令P_CV，b叠加后形成汽门开度指令P_CV，执行机构环节根据该指令调节汽门开度P_GV；

所述汽门开度限制环节对汽门开度P_GV进行限幅，形成修正后的汽门开度P′_GV；

所述汽轮机环节的输入为修正后的汽门开度P′_GV，用于形成机械功率P_M；

所述锅炉环节的输入为修正后的汽门开度P′_GV，用于形成主蒸汽压力P_T；

所述压力反馈环节的输入为主蒸汽压力P_T和主蒸汽设定值P_T0，输出为二者相减后经限幅形成压力差信号ΔP_T，再与CCS组态参数K_TB进行相乘；

所述汽机主控环节用于形成汽门开度反馈指令P_CV，b。

作为优选方案，所述汽门开度限制环节中汽门开度限幅环节P_GV，MAX的标幺值：

其中，P_TN表示额定主蒸汽压力，P_T0表示主蒸汽设定压力。

一种大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，包括步骤如下：

步骤1：通过相量测量单元实时采集一次调频的投切状态、协调控制系统的运行模式和锅炉的主蒸汽压力；通过安控系统采集直流系统的功率调节容量、抽水蓄能电站的可切容量和区域的可中断负荷可切容量；

步骤2：通过能量管理系统获取最新时刻T_S的电网运行方式，从相量测量单元数据中抽取与T_S时刻的时间偏差最小的实测数据确定火电机组调频系统动态模型，重构火电机组动态模型；并根据火电机组动态模型确定相应的元件动态模型，通过电网运行方式、元件动态模型和故障设置确定机电暂态仿真；

步骤3：根据低频减载装置首轮动作频率门槛值f_Cr1和电网的负荷有功静态频率特性系数k_L计算低频减载装置不动作情况下允许的最大功率缺额P_D，max：

P_D，max＝k_L(f_N-f_Cr1)

其中，f_N为电网的额定频率。

步骤4：统计T_S时刻电网运行方式中直流总运行功率P_D，SUM，若 P_D，SUM＜P_D，max，则将P_D，max设置为P_D，SUM，根据设定的紧急控制功率收敛精度ΔP_E将P_D，max平均分为M档，其中

表示向上取整；

步骤5：通过机电暂态仿真确定不同档位功率缺额对应的暂态频率跌落情况，根据频率跌落门槛值f_Cr2筛选出暂态频率临界安全的功率档位N，将档位N-1对应的功率缺额作为安控系统的动作门槛值；

步骤6：针对需要进行频率稳定紧急控制的功率档位N+1，…，M，分别计算紧急控制措施在给定时间t₁内动作对应的功率控制总量，确定可控容量不足对应的功率缺额；

其中，给定时间t₁为安控系统检测到直流闭锁故障发生后，直流系统功率提升、抽水蓄能电站切泵和可中断负荷切除的最大动作时间；

其中，可控容量为各回直流系统功率调节容量、各抽水蓄能电站的可切容量和各区域可中断负荷可切容量的总和；

根据式(5)中的系统频率响应模型计算档位i的紧急控制功率总量：

其中，H_sys和ω_sys分别为等值系统的转动惯量和转速，P_m，k，i和P_e，k，i分别为在档位i各机组的机械功率和电磁功率，ΔP_unb，i为系统的不平衡功率，在(0，t₁]内ΔP_unb，i＝P_D，i，在(t₁，t_N，min]内

，其中，

为紧急控制功率总量。为了获得与临界安全频率稳定时一致的系统频率响应曲线，式(5)右端在(0，t_N，min]应与频率稳定临界安全档位具有相同的积分值：

忽略机组机械功率和电磁功率响应曲线的差异，式(6)可近似为：

考虑ΔP_unb，i的变化，

由此可计算得到

：

步骤7：根据当前时刻T_N的火电机组运行状态信息计算频率稳定临界安全对应的系统一次调频电量，通过与计算时刻T_S的系统一次调频电量进行对比确定在线控制策略的有效性；

步骤8：当直流故障发生且在线控制策略有效时，执行步骤9)；否则根据离线制定的控制策略确定控制总量；

步骤9：若当前时刻T_N的系统一次调频电量大于计算时刻T_S的系统一次调频电量，则根据实际功率缺额P_D，real确定功率档位

并将该档位的功率控制总量作为安控系统的实际控制量；否则，将功率档位

的功率控制总量作为安控系统的实际控制量。

作为优选方案，所述火电机组动态模型包括：发电机模型、励磁系统模型、火电机组调频系统动态模型；利用实时更新的火电机组调频系统动态模型取代原火电机组动态模型中的调速器和原动机模型，提高频率稳定分析的准确性。

作为优选方案，所述步骤5包括：

5-1：计算档位i，i＝0，…，M的功率缺额P_D，i＝i·ΔP_E，将各回直流按功率调节容量进行排序，确定T_S时刻直流总运行功率第1个大于P_D，i的直流数N_i；

5-2：将故障形式设置为前N_i-1回直流在t＝0时刻发生闭锁，第N_i回直流在t＝0时刻发生直流功率紧急下降，下降值为：

其中，P_j为第j回直流的运行功率；

5-3：通过机电暂态仿真确定各换流站交流侧母线的暂态频率响应曲线，统计仿真过程中暂态频率最小值f_i，min，若f_i，min＜f_Cr2，则该档位需要进行频率稳定紧急控制；

5-4：针对满足f_N+1，min＜f_Cr2＜f_N，min的临界安全档位N，确定暂态频率最小值f_N，min对应的仿真时刻t_N，min，以及各机组在[0，t_N，min]时间窗口内的转速和机械功率的仿真曲线；

5-5：根据式(4)计算电网的一次调频电量S_f：

其中，N_G为火电机组台数，P_m，k，M为档位M下机组k的机械功率响应曲线。

作为优选方案，所述步骤7包括：

7-1：针对各机组分别采用步骤5-4保存的转速和电磁功率的仿真曲线作为输入，根据当前时刻T_N的PMU实时量测形成火电机组调频系统的动态模型，通过数值积分得到机械功率的响应曲线

7-2：计算当前时刻T_N系统的一次调频电量

7-3：计算系统一次调频电量变化对紧急控制功率控制总量的影响：

若ΔP_A＞ΔP_E，则将安控系统中的在线控制策略置为无效；

若ΔP_A≤ΔP_E，则将安控系统中的在线控制策略置为有效。

有益效果：本发明提供的大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，通过压力反馈、流量变化和汽门开度限幅三个环节在机电暂态仿真过程中模拟锅炉蓄热能力、汽轮机主蒸汽压力、CCS运行模式和调速系统参数设置对火电机组调频能力影响；通过直流闭锁、直流功率紧急下降模拟不同的功率缺额，计算频率稳定临界安全对应的功率缺额；根据SFR模型计算紧急控制措施在给定时间内动作时的功率控制总量；根据计算时刻和当前时刻火电机组的运行状态分别计算系统的一次调频电量，实时更新安控系统中在线策略有效状态。

考虑锅炉蓄热能力、汽轮机主蒸汽压力、CCS运行模式和调速系统参数设置对火电机组调频能力影响，建立用于频率稳定紧急控制策略在线计算的调频系统动态模型，提高频率稳定分析结论对电网运行状态的适应性；将全状态数值仿真的准确性和SFR模型分析方法的快速性相结合，快速计算频率稳定紧急控制策略；根据火电机组运行状态计算系统的一次调频电量，对紧急控制在线策略的有效性进行校核，保障在线策略的可靠性。应用本发明方法，可以基于火电机组实际运行状态进行频率稳定在线分析和紧急控制在线策略的计算，给出满足计算精度的在线策略，提升频率稳定紧急控制策略的适应性和可靠性。

附图说明

图1为火电机组调频系统动态模型的传递函数框图

图2为本发明的控制方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作更进一步的说明。

如图1所示，火电机组调频系统动态模型的传递函数，传递函数包括：速度/负载控制环节1，执行机构环节2，汽门开度限制环节3，汽轮机环节4，锅炉环节5，压力反馈环节6，汽机主控环节7，所述速度/负载控制环节通过叠加环节8依次与执行机构环节，汽门开度限制环节，汽轮机环节相连接；所述汽门开度限制环节另一输出端依次与锅炉环节、压力反馈环节、汽机主控环节相连接，汽机主控环节输出端通过开关9与叠加环节另一输入端相连接。

所述速度/负载控制环节的输入为发电机转速ω和电磁功率P_E，用于形成汽门开度前馈指令P_CV，f；

所述执行机构环节的输入是通过叠加环节将汽门开度前馈指令 P_CV，f、汽门开度反馈指令P_CV，b叠加后形成汽门开度指令P_CV，执行机构环节根据该指令调节汽门开度P_GV。

所述汽门开度限制环节对汽门开度P_GV进行限幅，形成修正后的汽门开度P′_GV。

所述汽轮机环节的输入为修正后的汽门开度P′_GV，用于形成机械功率P_M。

所述锅炉环节的输入为修正后的汽门开度P′_GV，用于形成主蒸汽压力P_T。

所述压力反馈环节的输入为主蒸汽压力P_T和主蒸汽设定值P_T0，输出为二者相减后经限幅形成压力差信号ΔP_T，再与CCS组态参数K_TB进行相乘；

所述汽机主控环节用于形成汽门开度反馈指令P_CV，b。

通过相量测量单元(PMU)实时采集一次调频的投切状态、协调控制系统(CCS)的运行模式和锅炉的主蒸汽压力，确定火电机组调频系统动态模型，使用时：

1)若一次调频功能处于切除状态，则该机组的火电机组动态模型中不包括调频系统的动态模型；

2)若CCS控制模式为汽轮机跟随，则闭合压力反馈环节出口的开关；

3)根据额定主蒸汽压力P_TN和PMU数据采集到的主蒸汽设定压力 P_T0确定汽门开度限幅环节P_GV，MAX的标幺值：

如图2所示，一种大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，包括步骤如下：

步骤1：通过相量测量单元(PMU)实时采集一次调频的投切状态、协调控制系统(CCS)的运行模式和锅炉的主蒸汽压力；通过安控系统采集直流系统的功率调节容量、抽水蓄能电站的可切容量和区域的可中断负荷可切容量；

步骤2：通过能量管理系统(EMS)获取最新时刻T_S的电网运行方式，从PMU数据中抽取与T_S时刻的时间偏差最小的实测数据确定火电机组调频系统动态模型，重构火电机组动态模型；并根据火电机组动态模型确定相应的元件动态模型，通过电网运行方式、元件动态模型和故障设置确定机电暂态仿真。

所述火电机组动态模型包括：发电机模型、励磁系统模型、火电机组调频系统动态模型；利用实时更新的火电机组调频系统动态模型取代原火电机组动态模型中的调速器和原动机模型，提高频率稳定分析的准确性。

步骤3：根据低频减载装置首轮动作频率门槛值f_Cr1和电网的负荷有功静态频率特性系数k_L计算低频减载装置不动作情况下允许的最大功率缺额P_D，max：

P_D，max＝k_L(f_N-f_Cr1) (2)

其中，f_N为电网的额定频率。

步骤4：统计T_S时刻电网运行方式中直流总运行功率P_D，SUM，若 P_D，SUM＜P_D，max，则将P_D，max设置为P_D，SUM，根据设定的紧急控制功率收敛精度ΔP_E将P_D，max平均分为M档，其中

表示向上取整；

步骤5：通过机电暂态仿真确定不同档位功率缺额对应的暂态频率跌落情况，根据频率跌落门槛值f_Cr2筛选出暂态频率临界安全的功率档位N，将档位N-1对应的功率缺额作为安控系统的动作门槛值；

确定与档位i(i＝0，…，M)对应暂态频率跌落程度的步骤如下：

5-1：计算档位i的功率缺额P_D，i＝i·ΔP_E，将各回直流按功率调节容量进行排序，确定T_S时刻直流总运行功率第1个大于P_D，i的直流数 N_i；

5-2：将故障形式设置为前N_i-1回直流在t＝0时刻发生闭锁，第N_i回直流在t＝0时刻发生直流功率紧急下降，下降值为：

其中，P_j为第j回直流的运行功率；

5-3：通过机电暂态仿真确定各换流站交流侧母线的暂态频率响应曲线，统计仿真过程中暂态频率最小值f_i，min，若f_i，min＜f_Cr2，则该档位需要进行频率稳定紧急控制。

5-4：针对满足f_N+1，min＜f_Cr2＜f_N，min的临界安全档位N，确定暂态频率最小值f_N，min对应的仿真时刻t_N，min，以及各机组在[0，t_N，min]时间窗口内的转速和机械功率的仿真曲线；

5-5：根据式(4)计算电网的一次调频电量S_f：

其中，N_G为火电机组台数，P_m，k，M为档位M下机组k的机械功率响应曲线。

步骤6：针对需要进行频率稳定紧急控制的功率档位N+1，…，M，分别计算紧急控制措施在给定时间t₁内动作对应的功率控制总量，确定可控容量不足对应的功率缺额；

其中，给定时间t₁为安控系统检测到直流闭锁故障发生后，直流系统功率提升、抽水蓄能电站切泵和可中断负荷切除的最大动作时间。

其中，可控容量为各回直流系统功率调节容量、各抽水蓄能电站的可切容量和各区域可中断负荷可切容量的总和。

根据式(5)中的系统频率响应模型计算档位i的紧急控制功率总量：

其中，H_sys和ω_sys分别为等值系统的转动惯量和转速，P_m，k，i和P_e，k，i分别为在档位i各机组的机械功率和电磁功率，ΔP_unb，i为系统的不平衡功率，在(0，t₁]内ΔP_unb，i＝P_D，i，在(t₁，t_N，min]内

，其中，

为紧急控制功率总量。为了获得与临界安全频率稳定时一致的系统频率响应曲线，式(5)右端在(0，t_N，min]应与频率稳定临界安全档位具有相同的积分值：

忽略机组机械功率和电磁功率响应曲线的差异，式(6)可近似为：

考虑ΔP_unb，i的变化，

由此可计算得到

：

步骤7：根据当前时刻T_N的火电机组运行状态信息计算频率稳定临界安全对应的系统一次调频电量，通过与计算时刻T_S的系统一次调频电量进行对比确定在线控制策略的有效性；

确定计算时刻T_S在线控制策略有效性的步骤如下：

7-1：针对各机组分别采用步骤5-4保存的转速和电磁功率的仿真曲线作为输入，根据当前时刻T_N的PMU实时量测形成火电机组调频系统的动态模型，通过数值积分得到机械功率的响应曲线

7-2：计算当前时刻T_N系统的一次调频电量

7-3：计算系统一次调频电量变化对紧急控制功率控制总量的影响：

若ΔP_A＞ΔP_E，则将安控系统中的在线控制策略置为无效；

若ΔP_A≤ΔP_E，则将安控系统中的在线控制策略置为有效。

步骤8：当直流故障发生且在线控制策略有效时，执行步骤9)；否则根据离线制定的控制策略确定控制总量；

步骤9：若当前时刻T_N的系统一次调频电量大于计算时刻T_S的系统一次调频电量，则根据实际功率缺额P_D，real确定功率档位

并将该档位的功率控制总量作为安控系统的实际控制量；否则，将功率档位

的功率控制总量作为安控系统的实际控制量。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (4)

1.一种大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，其特征在于：包括步骤如下：

步骤1：通过相量测量单元实时采集一次调频的投切状态、协调控制系统的运行模式和锅炉的主蒸汽压力；通过安控系统采集直流系统的功率调节容量、抽水蓄能电站的可切容量和区域的可中断负荷可切容量；

步骤2：通过能量管理系统获取最新时刻T_S的电网运行方式，从相量测量单元数据中抽取与T_S时刻的时间偏差最小的实测数据确定火电机组调频系统动态模型，重构火电机组动态模型；并根据火电机组动态模型确定相应的元件动态模型，通过电网运行方式、元件动态模型和故障设置确定机电暂态仿真；

步骤3：根据低频减载装置首轮动作频率门槛值f_Cr1和电网的负荷有功静态频率特性系数k_L计算低频减载装置不动作情况下允许的最大功率缺额P_D,max：

P_D,max＝k_L(f_N-f_Cr1)

其中，f_N为电网的额定频率；

步骤4：统计T_S时刻电网运行方式中直流总运行功率P_D,SUM，若P_D,SUM＜P_D,max，则将P_D,max设置为P_D,SUM，根据设定的紧急控制功率收敛精度ΔP_E将P_D,max平均分为M档，其中

表示向上取整；

步骤5：通过机电暂态仿真确定不同档位功率缺额对应的暂态频率跌落情况，根据频率跌落门槛值f_Cr2筛选出暂态频率临界安全的功率档位N，将档位N-1对应的功率缺额作为安控系统的动作门槛值；

步骤6：针对需要进行频率稳定紧急控制的功率档位N+1,…,M，分别计算紧急控制措施在给定时间t₁内动作对应的功率控制总量，确定可控容量不足对应的功率缺额；

其中，给定时间t₁为安控系统检测到直流闭锁故障发生后，直流系统功率提升、抽水蓄能电站切泵和可中断负荷切除的最大动作时间；

其中，可控容量为各回直流系统功率调节容量、各抽水蓄能电站的可切容量和各区域可中断负荷可切容量的总和；

根据式(5)中的系统频率响应模型计算档位i的紧急控制功率总量：

其中，H_sys和ω_sys分别为等值系统的转动惯量和转速，P_m,k,i和P_e,k,i分别为在档位i各机组的机械功率和电磁功率，ΔP_unb,i为系统的不平衡功率，在(0,t₁]内ΔP_unb,i＝P_D,i，在(t₁,t_N,min]内

其中，

为紧急控制功率总量；为了获得与临界安全频率稳定时一致的系统频率响应曲线，式(5)右端在(0,t_N,min]应与频率稳定临界安全档位具有相同的积分值：

忽略机组机械功率和电磁功率响应曲线的差异，式(6)可近似为：

考虑ΔP_unb,i的变化，

由此可计算得到

步骤7：根据当前时刻T_N的火电机组运行状态信息计算频率稳定临界安全对应的系统一次调频电量，通过与计算时刻T_S的系统一次调频电量进行对比确定在线控制策略的有效性；

步骤8：当直流故障发生且在线控制策略有效时，执行步骤9)；否则根据离线制定的控制策略确定控制总量；

步骤9：若当前时刻T_N的系统一次调频电量大于计算时刻T_S的系统一次调频电量，则根据实际功率缺额P_D,real 确定功率档位

并将该档位的功率控制总量作为安控系统的实际控制量；否则，将功率档位

的功率控制总量作为安控系统的实际控制量。

2.根据权利要求1所述的大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，其特征在于：所述火电机组动态模型包括：发电机模型、励磁系统模型、火电机组调频系统动态模型；利用实时更新的火电机组调频系统动态模型取代原火电机组动态模型中的调速器和原动机模型，提高频率稳定分析的准确性。

3.根据权利要求1所述的大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，其特征在于：所述步骤5包括：

5-1：计算档位i，i＝0，…,M的功率缺额P_D,i＝i·ΔP_E，将各回直流按功率调节容量进行排序，确定T_S时刻直流总运行功率第1个大于P_D,i的直流数N_i；

5-2：将故障形式设置为前N_i-1回直流在t＝0时刻发生闭锁，第N_i回直流在t＝0时刻发生直流功率紧急下降，下降值为：

其中，P_j为第j回直流的运行功率；

5-3：通过机电暂态仿真确定各换流站交流侧母线的暂态频率响应曲线，统计仿真过程中暂态频率最小值f_i,min，若f_i,min＜f_Cr2，则该档位需要进行频率稳定紧急控制；

5-4：针对满足f_N+1,min＜f_Cr2＜f_N,min的临界安全档位N，确定暂态频率最小值f_N,min对应的仿真时刻t_N,min，以及各机组在[0,t_N,min]时间窗口内的转速和机械功率的仿真曲线；

5-5：根据式(4)计算电网的一次调频电量S_f：

其中，N_G为火电机组台数，P_m,k,M为档位M下机组k的机械功率响应曲线。

4.根据权利要求3所述的大容量多直流馈入电网频率稳定自适应紧急控制方法，其特征在于：所述步骤7包括：

7-1：针对各机组分别采用步骤5-4保存的转速和电磁功率的仿真曲线作为输入，根据当前时刻T_N的PMU实时量测形成火电机组调频系统的动态模型，通过数值积分得到机械功率的响应曲线

7-2：计算当前时刻T_N系统的一次调频电量

7-3：计算系统一次调频电量变化对紧急控制功率控制总量的影响：

若ΔP_A＞ΔP_E，则将安控系统中的在线控制策略置为无效；

若ΔP_A≤ΔP_E，则将安控系统中的在线控制策略置为有效。

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