一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法与流程

1.本技术涉及电网安全稳定控制技术领域，尤其涉及一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法。


背景技术：

2.相较于交流输电，直流输电具有功率损耗小、能量损耗小、传输简单、更加稳定和线路造价低等优点，随着直流输电技术的快速发展和应用，经济高速发展的工业负荷密集地区接入直流馈入后，能够满足地区负荷快速增长对供电的需求。
3.直流输电依赖交直流协调电网实现，交直流协调电网主要由直流系统、换流站和交流系统等组成，其中，换流站主要实现直流电流和交流电流之间的转换，依据电力系统年度运行方案可以获得交直流协调电网分别基于枯大方式、枯小方式、丰大方式和丰小方式的运行方案，并且通过实时数字仿真系统模拟真实的电网建立电网仿真模型，电力系统年度运行方案是指电力系统运行调度部门编创的指导次年内电力系统生产和运行的技术方案。
4.目前，为了保证地区电网安全稳定的运行，对交流系统的网架结构加强是常用手段，但此时的电网安全稳定控制策略通常仅考虑交流系统中策略变更，没有考虑将交流系统改造为强交流系统时的交直流协调控制、直流控制保护参数和静止同步补偿器参数的优化策略，这导致在电力系统发生故障后，切负荷量和电压恢复速度不能达到最优，尤其对于大容量的工业负荷，很容易造成过切，导致故障的影响范围被扩大化。


技术实现要素：

5.本技术提供一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法，以提供一种在电力系统发生故障后，切负荷量和电压恢复速度均能达到最优的协调稳定控制方法，所述一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法，包括：
6.建立基于实时数字仿真系统的枯大方式电网仿真模型、枯小方式电网仿真模型、丰大方式电网仿真模型和丰小方式电网仿真模型；
7.基于所述枯大方式电网仿真模型，对直流受端近区交流系统进行风险扫描，获取故障风险，所述故障风险为直流受端近区交流系统中存在的风险，包括：n
‑
1故障、n
‑
2故障、检修方式下n
‑
1故障和检修方式下n
‑
2故障；
8.在所述枯大方式电网仿真模型中分别模拟所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障；
9.针对所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障，分别制定切负荷策略并进行切负荷，使所述直流受端近区交流系统中电压值位于交流系统正常工作时电压值范围内；
10.根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定，若所述交直流系统未恢复稳定，则判断所述直流受端近区交流
系统是否存在过电压问题，若所述直流受端近区交流系统存在过电压问题，则切除近区变电站低压补偿电容器，继续判断直流受端的直流是否闭锁，若所述直流受端的直流闭锁，则对直流系统配置最后断路器；
11.利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化，并生成安全稳定控制策略；
12.在所述安全稳定控制策略满足枯大运行方式的基础上，分别利用所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型校核所述安全稳定控制策略，使校核后安全稳定控制策略在所述枯大方式电网仿真模型、所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型中均能稳定运行，所述校核所述安全稳定控制策略包括：增加所述安全稳定控制策略中切负荷量、对直流控制保护参数进行优化和对静止同步补偿器控制参数进行优化。
13.可选的，所述制定切负荷策略并进行切负荷具体为：
14.预先建立所述直流受端近区交流系统中全部负荷的切负荷优先级排序；
15.根据所述切负荷优先级排序依次切除负荷，并获取当前全部被切除负荷的负荷量总和；
16.若所述当前全部被切除负荷的负荷量总和小于应切负荷量，则继续切除负荷，若所述当前全部被切除负荷的负荷量总和大于等于应切负荷量，则停止切负荷，所述应切负荷量为使所述直流受端近区交流系统中电压值位于交流系统正常工作时电压值范围内需要切除的最小负荷量。
17.可选的，所述根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定，包括：
18.判断所述交直流系统故障后线路或主变是否过载，若所述交直流系统故障后线路或主变过载，则所述交直流系统未恢复稳定；
19.若所述交直流系统故障后线路或主变不过载，则判断所述交直流系统故障后功角是否失稳，若所述交直流系统故障后功角失稳，则所述交直流系统未恢复稳定；
20.若所述交直流系统故障后功角不失稳，则判断所述交直流系统故障后稳态电压是否失稳，若所述交直流系统故障后稳态电压失稳，则所述交直流系统未恢复稳定；
21.若所述交直流系统故障后稳态电压不失稳，则判断所述交直流系统故障后稳态频率是否失稳，若所述交直流系统故障后稳态频率失稳，则所述交直流系统未恢复稳定；
22.若所述交直流系统故障后稳态频率不失稳，则判断所述交直流系统故障后暂态电压是否失稳，若所述交直流系统故障后暂态电压失稳，则所述交直流系统未恢复稳定；
23.若所述交直流系统故障后暂态电压不失稳，则所述交直流系统恢复稳定。
24.可选的，所述判断所述交直流系统故障后稳态电压是否失稳具体为：
25.若所述交直流系统故障后稳态电压与基准电压的比值在0.95
‑
1.05之间，则所述交直流系统故障后稳态电压不失稳；
26.若所述交直流系统故障后稳态电压与基准电压的比值小于0.95或所述交直流系统故障后稳态电压与基准电压的比值大于1.05，则所述交直流系统故障后稳态电压失稳。
27.可选的，所述判断所述交直流系统故障后稳态频率是否失稳具体为：
28.若所述交直流系统故障后稳态频率在49.8hz
‑
50.2hz之间，则所述交直流系统故
障后稳态频率不失稳；
29.若所述交直流系统故障后稳态频率小于49.8hz或所述交直流系统故障后稳态频率大于50.2hz，则所述交直流系统故障后稳态频率失稳。
30.可选的，所述判断所述交直流系统故障后暂态电压是否失稳具体为：
31.若所述交直流系统故障后母线电压与基准电压的比值能在1秒内恢复到0.75以上，则所述交直流系统故障后暂态电压不失稳；
32.若所述交直流系统故障后母线电压与基准电压的比值不能在1秒内恢复到0.75以上，则所述交直流系统故障后暂态电压失稳。
33.可选的，所述判断所述直流受端近区交流系统是否存在过电压问题具体为：
34.获取所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值和额定电压值；
35.若所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值超过所述直流受端近区交流系统中交流电压额定电压值的10％，并且持续时间大于60秒，则所述直流受端近区交流系统存在过电压问题；
36.若所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值未超过所述直流受端近区交流系统中交流电压额定电压值的10％，或者所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值超过所述直流受端近区交流系统中交流电压额定电压值的10％，但持续时间小于等于60秒，则所述直流受端近区交流系统不存在过电压问题。
37.可选的，所述直流控制保护参数包括比例积分控制器参数和低压限流控制器参数；
38.所述比例积分控制器参数包括：熄弧角、直流电流值、逆变侧直流电压值和整流侧直流电压值；
39.所述低压限流控制器参数包括：直流电压动作值、最高电压门槛值、最小电流指令限制和最大电流指令限制。
40.可选的，所述静止同步补偿器控制参数包括低压限流环节的限流定值和欠压闭锁环节的闭锁解锁定值。
41.可选的，所述利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化，其中，优化完成需满足约束条件，包括：
42.利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数优化后，交直流系统中直流功率恢复速度大于优化前的交直流系统中直流功率恢复速度；
43.针对n
‑
1故障和检修方式下n
‑
1故障，利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数优化后，交直流系统中暂态电压恢复速度大于优化前的交直流系统中暂态电压恢复速度；
44.针对n
‑
2故障和检修方式下n
‑
2故障，利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数优化后，交直流系统故障后暂态电压与基准电压的比值恢复到0.8以上用时小于30ms。
45.本技术提供的一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法，包括：建立基于实时数字仿真系统的枯大方式电网仿真模型、枯小方式电网仿真模型、丰大方式电网仿真模型和丰小方式电网仿真模型；
46.基于所述枯大方式电网仿真模型，对直流受端近区交流系统进行风险扫描，获取故障风险，所述故障风险为直流受端近区交流系统中存在的风险，包括：n
‑
1故障、n
‑
2故障、检修方式下n
‑
1故障和检修方式下n
‑
2故障；
47.在所述枯大方式电网仿真模型中分别模拟所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障；
48.针对所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障，分别制定切负荷策略并进行切负荷，使所述直流受端近区交流系统中电压值位于交流系统正常工作时电压值范围内；
49.根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定，若所述交直流系统未恢复稳定，则判断所述直流受端近区交流系统是否存在过电压问题，若所述直流受端近区交流系统存在过电压问题，则切除近区变电站低压补偿电容器，继续判断直流受端的直流是否闭锁，若所述直流受端的直流闭锁，则对直流系统配置最后断路器；
50.利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化，并生成安全稳定控制策略；
51.在所述安全稳定控制策略满足枯大运行方式的基础上，分别利用所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型校核所述安全稳定控制策略，使校核后安全稳定控制策略在所述枯大方式电网仿真模型、所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型中均能稳定运行。
52.本技术提供的一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法，不仅考虑到了交直流电网中交流系统的网架结构加强后的策略变更，而且考虑到了交直流协调控制、直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数的优化策略，提供了安全稳定控制策略，使发生故障的电力系统切负荷量和电压恢复速度均能达到最优，解决了地区电网出现故障时容易过切负荷，导致故障的影响范围扩大的问题。
附图说明
53.为了更清楚地说明本技术的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
54.图1为本技术实施例提供的一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法的流程示意图。
55.图2为本技术实施例提供的根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定的流程示意图。
具体实施方式
56.如图1所示，为本技术实施例提供的一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法的流程示意图；所述一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法包括步骤s101至s111。
57.步骤s101，建立基于实时数字仿真系统的枯大方式电网仿真模型、枯小方式电网
仿真模型、丰大方式电网仿真模型和丰小方式电网仿真模型。
58.依据电力系统年度运行方案，在实时数字仿真系统中分别建立枯大方式电网仿真模型、枯小方式电网仿真模型、丰大方式电网仿真模型和丰小方式电网仿真模型。所述电力系统年度运行方案为电力系统运行调度部门编创的指导次年内电力系统生产和运行的技术方案。
59.步骤s102，基于所述枯大方式电网仿真模型，对直流受端近区交流系统进行风险扫描，获取故障风险。
60.所述故障风险为直流受端近区交流系统中存在的风险，包括：n
‑
1故障、n
‑
2故障、检修方式下n
‑
1故障和检修方式下n
‑
2故障。
61.步骤s103，在所述枯大方式电网仿真模型中分别模拟所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障。
62.下面对所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障举例说明，例如，直流受端近区交流系统中共有20个元件，在所述枯大方式电网仿真模型中模拟其中任1个元件故障，即为模拟所述n
‑
1故障。
63.又例如，直流受端近区交流系统中共有20个元件，在所述枯大方式电网仿真模型中模拟其中任2个元件同时故障，即为模拟所述n
‑
2故障。
64.又例如，直流受端近区交流系统中共有20个元件，其中有1个元件正在检修，此时在所述枯大方式电网仿真模型中模拟剩余19个元件中任1个元件故障，即为模拟所述检修方式下n
‑
1故障。
65.又例如，直流受端近区交流系统中共有20个元件，其中有1个元件正在检修，此时在所述枯大方式电网仿真模型中模拟剩余19个元件中任2个元件故障，即为模拟所述检修方式下n
‑
2故障。
66.步骤s104，针对所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障，分别制定切负荷策略并进行切负荷，使所述直流受端近区交流系统中电压值位于交流系统正常工作时电压值范围内。
67.预先建立所述直流受端近区交流系统中全部负荷的切负荷优先级排序。
68.根据所述切负荷优先级排序依次切除负荷，并获取当前全部被切除负荷的负荷量总和。
69.若所述当前全部被切除负荷的负荷量总和小于应切负荷量，则继续切除负荷，若所述当前全部被切除负荷的负荷量总和大于等于应切负荷量，则停止切负荷，所述应切负荷量为使所述直流受端近区交流系统中电压值位于交流系统正常工作时电压值范围内需要切除的最小负荷量。
70.为更清楚地说明本技术实施例保护的技术方案，现对切负荷进行举例说明，如直流受端近区交流系统发生了n
‑
1故障，针对此种n
‑
1故障确定交流系统中应切负荷量dp
_set
，并对交流系统中所有负荷进行切负荷的优先级排序，按照切负荷的优先级排序从最高优先级切除的负荷依次切起。考虑工业负荷对电能质量要求较高，且可切负荷为整组大负荷，因此故障后应满足过切原则，即实际切负荷量dp应大于等于应切负荷量dp
_set
。
71.步骤s105，根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定。
72.如图2所示，为本技术实施例提供的根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定的流程示意图；所述根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定包括步骤s201至s207。
73.步骤s201，判断所述交直流系统故障后线路或主变是否过载。
74.监测所述交直流系统故障后流经线路或主变的电流量，若所述交直流系统故障后，流经线路或主变的电流量小于等于直流系统线路或主变允许经过的最大电流量，则所述交直流系统故障后线路或主变不过载；若所述交直流系统故障后，流经线路或主变的电流量大于直流系统线路或主变允许经过的最大电流量，则所述交直流系统故障后线路或主变过载。
75.步骤s202，判断所述交直流系统故障后功角是否失稳。
76.若所述交直流系统故障后线路或主变是不过载，则判断所述交直流系统故障后功角是否失稳，若所述交直流系统故障后，交直流系统中所有同步发电机均能同步运行，则所述交直流系统故障后功角不失稳；若所述交直流系统故障后，交直流系统中有同步发电机不能同步运行，则所述交直流系统故障后功角失稳。
77.步骤s203，判断所述交直流系统故障后稳态电压是否失稳。
78.若所述交直流系统故障后功角不失稳，则判断所述交直流系统故障后稳态电压是否失稳，若所述交直流系统故障后稳态电压与基准电压的比值在0.95
‑
1.05之间，则所述交直流系统故障后稳态电压不失稳；若所述交直流系统故障后稳态电压与基准电压的比值小于0.95或所述交直流系统故障后稳态电压与基准电压的比值大于1.05，则所述交直流系统故障后稳态电压失稳。
79.步骤s204，判断所述交直流系统故障后稳态频率是否失稳。
80.若所述交直流系统故障后稳态电压不失稳，则判断所述交直流系统故障后稳态频率是否失稳，若所述交直流系统故障后稳态频率在49.8hz
‑
50.2hz之间，则所述交直流系统故障后稳态频率不失稳；若所述交直流系统故障后稳态频率小于49.8hz或所述交直流系统故障后稳态频率大于50.2hz，则所述交直流系统故障后稳态频率失稳。
81.步骤s205，判断所述交直流系统故障后暂态电压是否失稳。
82.若所述交直流系统故障后稳态频率不失稳，则判断所述交直流系统故障后暂态电压是否失稳，若所述交直流系统故障后母线电压与基准电压的比值能在1秒内恢复到0.75以上，则所述交直流系统故障后暂态电压不失稳；若所述交直流系统故障后母线电压与基准电压的比值不能在1秒内恢复到0.75以上，则所述交直流系统故障后暂态电压失稳。
83.步骤s206，确认所述交直流系统恢复稳定。
84.若所述交直流系统故障后暂态电压不失稳，则所述交直流系统恢复稳定。
85.步骤s207，确认所述交直流系统未恢复稳定。
86.若所述交直流系统故障后线路或主变过载，或者所述交直流系统故障后功角失稳，或者所述交直流系统故障后稳态电压失稳，或者所述交直流系统故障后稳态频率失稳，或者所述交直流系统故障后暂态电压失稳，则所述交直流系统未恢复稳定。
87.步骤s106，判断所述直流受端近区交流系统是否存在过电压问题。
88.若所述交直流系统未恢复稳定，判断所述直流受端近区交流系统是否存在过电压
问题。
89.获取所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值和额定电压值；
90.若所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值超过所述直流受端近区交流系统中交流电压额定电压值的10％，并且持续时间大于60秒，则所述直流受端近区交流系统存在过电压问题。
91.若所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值未超过所述直流受端近区交流系统中交流电压额定电压值的10％，或者所述直流受端近区交流系统中交流电压实时均方根值超过所述直流受端近区交流系统中交流电压额定电压值的10％，但持续时间小于等于60秒，则所述直流受端近区交流系统不存在过电压问题。
92.步骤s107，切除近区变电站低压补偿电容器。
93.若所述直流受端近区交流系统存在过电压问题，则切除近区变电站低压补偿电容器。
94.步骤s108，判断直流受端的直流是否闭锁。
95.对换流站的换流阀控制系统进行检查，若换流阀关闭，则判断为直流闭锁；若换流阀畅通，则判断为直流不闭锁。
96.步骤s109，对直流系统配置最后断路器。
97.若直流受端的直流闭锁，则对直流系统配置最后断路器加以保护。
98.步骤s110，利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化，并生成安全稳定控制策略。
99.所述直流控制保护参数包括比例积分控制器参数和低压限流控制器参数。
100.所述比例积分控制器参数包括：熄弧角、直流电流值、逆变侧直流电压值和整流侧直流电压值。
101.所述低压限流控制器参数包括：直流电压动作值、最高电压门槛值、最小电流指令限制和最大电流指令限制。
102.所述静止同步补偿器控制参数包括低压限流环节的限流定值和欠压闭锁环节的闭锁解锁定值。
103.需要说明的是，所述对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化，是指对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数中各具体参数值的增大或减小，不同的参数值制定不同的增大或减小方案。此处对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化会出现多种不同的优化方案，本技术实施例选取能在所述枯大方式电网仿真模型中稳定运行，并且所需执行的协调稳定操作最为简单的优化方案生成安全稳定控制策略。
104.需要额外说明的是，针对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化的优化结果必须满足约束条件，包括：
105.a、利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数优化后，交直流系统中直流功率恢复速度大于优化前的交直流系统中直流功率恢复速度。
106.b、针对n
‑
1故障和检修方式下n
‑
1故障，利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数优化后，交直流系统中暂态电压恢复速度大于优
化前的交直流系统中暂态电压恢复速度。
107.c、针对n
‑
2故障和检修方式下n
‑
2故障，利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数优化后，交直流系统故障后暂态电压与基准电压的比值恢复到0.8以上用时小于30ms。
108.步骤s111，在所述安全稳定控制策略满足枯大运行方式的基础上，分别利用所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型校核所述安全稳定控制策略，使校核后安全稳定控制策略在所述枯大方式电网仿真模型、所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型中均能稳定运行。
109.需要说明的是，本技术实施例在所述枯大方式电网仿真模型中生成的安全稳定控制策略为能在所述枯大方式电网仿真模型中稳定运行的安全稳定控制策略，并不是最严格的安全稳定控制策略。利用所述枯小方式电网仿真模型校核安全稳定控制策略，若安全稳定控制策略不能在所述枯小方式电网仿真模型中稳定运行，则在所述枯大方式电网仿真模型中生成的安全稳定控制策略基础上增加切负荷量，并对直流控制保护参数和对静止同步补偿器控制参数进行进一步优化，直至新的安全稳定控制策略能在所述枯小方式电网仿真模型中稳定运行。
110.需要额外说明的是，利用所述枯小方式电网仿真模型对所述枯大方式电网仿真模型中生成的安全稳定控制策略进行校核时，只是对所述枯大方式电网仿真模型中生成的安全稳定控制策略进行更加严格的优化，因此优化后的安全稳定控制策略必然能在所述枯大方式电网仿真模型中稳定运行。
111.利用上述校核方法，依次使用所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型校核安全稳定控制策略，直至安全稳定控制策略在所述枯大方式电网仿真模型、所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型中均能稳定运行。完成所有校核的安全稳定控制策略为能同时适用于以枯大运行方式、枯小运行方式、丰大运行方式和丰小运行方式运行的电网系统的安全稳定控制策略。
112.本技术提供的一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法，包括：建立基于实时数字仿真系统的枯大方式电网仿真模型、枯小方式电网仿真模型、丰大方式电网仿真模型和丰小方式电网仿真模型。
113.基于所述枯大方式电网仿真模型，对直流受端近区交流系统进行风险扫描，获取故障风险，所述故障风险为直流受端近区交流系统中存在的风险，包括：n
‑
1故障、n
‑
2故障、检修方式下n
‑
1故障和检修方式下n
‑
2故障。
114.在所述枯大方式电网仿真模型中分别模拟所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障。
115.针对所述n
‑
1故障、所述n
‑
2故障、所述检修方式下n
‑
1故障和所述检修方式下n
‑
2故障，分别制定切负荷策略并进行切负荷，使所述直流受端近区交流系统中电压值位于交流系统正常工作时电压值范围内。
116.根据系统过载情况、功角稳定情况、稳态电压值、稳态频率值和暂态电压值，判断交直流系统是否恢复稳定，若所述交直流系统未恢复稳定，则判断所述直流受端近区交流系统是否存在过电压问题，若所述直流受端近区交流系统存在过电压问题，则切除近区变
电站低压补偿电容器，继续判断直流受端的直流是否闭锁，若所述直流受端的直流闭锁，则对直流系统配置最后断路器。
117.利用所述枯大方式电网仿真模型，对直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数进行优化，并生成安全稳定控制策略。
118.在所述安全稳定控制策略满足枯大运行方式的基础上，分别利用所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型校核所述安全稳定控制策略，使校核后安全稳定控制策略在所述枯大方式电网仿真模型、所述枯小方式电网仿真模型、所述丰大方式电网仿真模型和所述丰小方式电网仿真模型中均能稳定运行。
119.本技术提供的一种用于交直流电网改造后的协调稳定控制方法，不仅考虑到了交直流电网中交流系统的网架结构加强后的策略变更，而且考虑到了交直流协调控制、直流控制保护参数和静止同步补偿器控制参数的优化策略，提供了安全稳定控制策略，使发生故障的电力系统切负荷量和电压恢复速度均能达到最优，解决了地区电网出现故障时容易过切负荷，导致故障的影响范围扩大的问题。
120.以上结合具体实施方式和范例性实例对本技术进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本技术的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本技术精神和范围的情况下，可以对本技术技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本技术的范围内。本技术的保护范围以所附权利要求为准。