CN106099918B - 一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略计算方法，属于电力***自动化技术领域和电网调度运行控制技术领域。本发明将故障后的频率紧急控制分为两级；基于一次时域仿真，进行频率特性分析，估算全网负荷频率因子；计及负荷频率调节特性，考虑紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制等三类可控措施的优先级，通过代数计算，分别得到全网两级、三类紧急控制措施的控制总量；在计算II级紧急控制措施时，计及I级紧急控制措施实施后的效果和发电机组一次调频作用。本发明为实现多直流馈入受端电网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，促成全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益。

Description

一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法

技术领域

本发明属于电力***运行控制技术领域，具体来说，本发明涉及一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法。

背景技术

电力***频率特性直接对***安全稳定性和电能质量产生重要影响。发生大功率失去的故障后，减小频率波动幅度，确保频率在允许范围，是电网安全稳定运行控制的重要任务之一。为此，一方面，相关技术管理标准对故障后动态过程中频率最小值和恢复后的稳态频率都有明确要求；另一方面，已经开展大量理论研究，并在长期电网运行控制实践中，形成了很多行之有效的技术措施，主要是控制负荷，例如，低频减载在常规电网运行的频率安全稳定控制中发挥了有效作用。

随着大容量特高压直流逐步投运，全球范围内呈现多个大容量多直流馈入受端电网，接受外部来电的比例持续提高。大容量直流故障是引起这类电网大功率缺额的重要因素，由此出现全网性频率问题的概率增加，全网性频率问题的严重程度也可能加剧，需要协调全网资源实现对频率的有效控制。

直流输电具有快速紧急提升功率的能力，在多直流馈入受端电网，出现某些直流故障造成大功率失去后，通过紧急提升其它直流的功率，可在一定程度降低直流故障对频率安全稳定性造成的不良影响。另外，为了增强多直流馈入受端电网的调频、调峰能力，通常都配置了一些抽水蓄能电站。可见，与一般电网比较，在多直流馈入受端电网，应对大功率突然失去后的频率控制手段更为丰富，在通常可控制负荷的基础上，增加了紧急提升直流功率和紧急控制抽蓄切泵负荷措施。因此，高效解决部分直流故障造成大功率失去后的多直流馈入受端电网的频率安全稳定问题，必须对紧急提升直流功率、紧急控制抽蓄切泵负荷和紧急切负荷这三类紧急控制措施进行协调，形成统一的频率紧急控制策略。

频率安全稳定控制策略计算是项十分复杂的工作，计及发电机组和负荷的频率调节特性，比较不同控制策略的性价比，从大量候选措施中遴选出合适的控制措施，目前通常要对每个预想故障，反复进行多次仿真计算，耗时耗力。

因此，针对大容量多直流馈入受端电网特点，结合频率安全稳定控制要求，研究仿真计算频率紧急控制策略的方法，为实现全网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，对全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益，从而提升电网安全稳定经济运行水平，具有十分重要的意义。

发明内容

本发明目的是：针对大容量多直流馈入受端电网频率安全稳定问题特点，提供一种仿真计算电网频率紧急控制策略的方法。该方法为实现多直流馈入受端电网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，对全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益，具有重要价值，另外，该方法还能提高频率紧急控制策略计算工作效率。

具体地说，本发明是采用以下技术方案实现的，包括以下步骤：

1)基础数据准备。基础数据分为用于安全稳定仿真计算的数据、电网频率安全控制目标数据和控制措施约束等3类。

所述用于安全稳定仿真计算的数据，包括潮流数据、稳定数据和频率紧急控制预想故障，潮流数据和稳定数据可源于离线典型方式计算数据，也可从智能电网调度技术支持***中获取；频率紧急控制预想故障主要考虑直流闭锁，包括单一直流双极闭锁和不同直流组合闭锁故障。

所述电网频率安全控制目标数据，包括发生大功率缺少故障后动态过程中频率跌落最大允许偏移量Δf_Lmitmax和故障后稳态频率跌落允许偏移量Δf_∞max。其中，Δf_Lmitmax＝故障发生时刻前的全网频率f₀-故障发生后允许的频率最小值f_Lmitmin，Δf_∞max＝故障发生时刻前的全网频率f₀-故障发生后允许的稳态频率最小值f_∞min。

所述控制措施约束，包括处于抽水状态的抽蓄机组负荷总量P_Pump0和每条直流允许的最大紧急功率提升控制量ΔPDC_imax。其中，NP是处于抽水状态的抽蓄机组数量，P_umpi0第i台处于抽水状态的抽蓄机组负荷；所述每条直流允许的最大紧急功率提升控制量ΔPDC_imax，同时考虑直流***自身和电网两个方面的安全稳定约束。

2)时域仿真及全网频率特性分析与信息统计。分为以下两步：

第一步是时域仿真，对频率紧急控制覆盖的预想故障，重点是直流闭锁等导致多直流馈入受端电网大功率缺额的预想故障，在不考虑安控措施(包括低频低压减载)的条件下，进行时域仿真分析计算。

第二步是全网频率特性分析与信息统计，根据时域仿真过程信息，分析统计：故障发生时刻前的全网频率f₀、全网负荷P_L0和全网发电出力P_G0；故障后动态过程中，全网频率跌落至最低点的时刻T_fmin、全网频率f_min、全网负荷P_Lfmin和全网发电出力P_Gfmin；故障后电网稳态运行时的全网频率f_∞、全网负荷P_L∞和全网发电出力P_G∞；故障后全网发电出力开始增加的时刻T_Gup；故障后频率下降过程中典型时刻全网频率和全网负荷，频率恢复过程中典型时刻全网频率和全网负荷，形成全网频率对应的全网负荷系列数据组(f_i，P_Li)，应包含时刻T_fmin和T_Gup的数据组，频率下降过程中的数据不少于3组，频率恢复过程中的数据不少于5组。

3)估算全网负荷频率因子。分为以下两步：

第一步，对步骤2)得到的全网频率对应的全网负荷系列数据中的每点(fi，PL_i)，按下式估算相应的全网负荷频率因子K_Li：

第二步，用最小二乘法，按下式估算全网负荷频率因子K_LAv：

其中NK是故障后动态过程中典型频率负荷数据组数量。

4)计算I级紧急控制量。基本思路是，根据故障后动态过程中频率跌落最大允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网I级紧急提升直流功率控制总量和全网I级紧急切负荷控制总量。3类措施的优先顺序是：紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才计算优先级较低措施需要的控制量。

具体实现分为以下三个阶段：

第一个阶段是，计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I，细划为以下两步：

(1)计算实施控制措施抽蓄切泵总量P_Pump0(即全部切除处于抽水状态的抽蓄机组负荷)后的最大频率跌落偏移量Δf_IminPump，按下式计算：

其中，ω＝2πf₀，M是***惯性常数。P_m0＝P_G0+P_HVDC0，P_HVDC0是故障发生时刻后电网通过直流输入的总功率。

如果|Δf_IminPump|≤Δf_Lmitmax，则转(2)；否则，全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I＝P_Pump0，结束第一阶段的计算工作，转至第二个阶段。

(2)按下式计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I：

约束条件：

其中，N_Pump是处于抽水状态的抽蓄机组数量，P_iPump为第i台处于抽水状态的抽蓄机组负荷，p_icpI为第i台处于抽水状态的抽蓄机组第I级紧急控制系数，如果控制该机组，则p_icpI＝1，否则p_icpI＝0。

将全网直流I级紧急功率提升控制总量设置为0(即CH_I＝0)，将全网I级紧急切负荷控制总量设置为0(即CL_I＝0)，结束步骤4)，转至步骤5)。

第二个阶段是，计及全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I的控制效果，计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I，细划为以下两步：

(1)计算实施控制措施紧急提升直流功率总量CH_max(即控制量为故障后全网允许的紧急提升直流功率最大控制量)后最大频率跌落偏移量Δf_IminHVDC，按下式计算：

其中，NDC是故障后具备紧急功率提升能力的直流***数量。

如果|Δf_IminHVDC|≤Δf_Lmitmax，则转(2)；否则，全网I级紧急提升直流功率控制量CH_I＝CH_max，结束第二阶段的计算工作，转至第三个阶段。

(2)按下式计算全网直流I级紧急功率提升控制量CH_I：

将全网I级紧急切负荷控制总量设置为0(即CL_I＝0)，结束步骤4)，转至步骤5)。

第三个阶段是，计及全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I的控制效果和全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I的控制效果，计算全网I级紧急切负荷控制总量CL_I，按下式计算CL_I：

5)计算II级紧急控制量。基本思路是，根据故障后稳态频率跌落允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，并计及I级紧急控制量要求和控制效果，考虑发电机组一次调频作用影响，计算全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网II级紧急提升直流功率控制总量和全网II级紧急切负荷控制总量。3类措施的优先顺序是：紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才实施优先级较低措施的控制。

具体实现细分为以下3步：

(1)计算II级紧急切负荷控制总量CL_II，按下式计算：

其中P_mI＝P_G∞-P_G0是故障后全网发电机组一次调频作用新增发电出力。

(2)如果CL_II＞0，则全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝P_Pump0-CP_I，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝CH_max-CH_I，结束；否则，转(3)。

(3)如果CL_II＜0，则全网II级紧急切负荷控制总量CL_II＝0。

首先按下式计算CP_II与CH_II之和CT_II：

再计算CP_II和CH_II，计算方法如下：

如果CT_II-P_Pump0-CP_I＞0，则全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝P_Pump0-CP_I，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝CT_II-CP_II；否则，全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝CT_II，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝0。

本发明的有益效果如下：本发明针对大容量多直流馈入受端电网频率安全稳定问题特点，结合故障后各个阶段的频率控制目标，提供一种基于一次时域仿真，计算电网频率紧急控制策略的方法。本发明将故障后的频率紧急控制分为两级，对应故障后动态过程中的频率跌落最大偏移量控制和故障后稳态频率控制，符合电网运行频率安全稳定控制的要求。本发明重点考虑直流闭锁故障导致的多直流馈入受端电网频率安全稳定问题，与多直流馈入受端电网运行中的实际场景相吻合。本发明涉及的控制措施包括紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，与多直流馈入受端电网安全稳定紧急控制可控资源的实际情况一致。本发明计算频率紧急控制策略时，计及负荷频率调节特性和发电机一次调频作用，能较为真实的反映电网频率变化特性。本发明基于一次仿真计算，进行频率特性分析，得到全网频率紧急控制策略，避免对一个预想故障反复进行多次仿真计算，提高了控制策略计算工作效率。本发明提供的方法为实现多直流馈入受端电网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，对全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益，从而提升电网安全经济运行水平，具有重要价值。

附图说明

图1为本发明的流程框图。

具体实施方式

下面结合实施例并参照附图对本发明作进一步详细描述。

实施例1：

本发明的一个实施例，其步骤如图1所示：

图1中描述的步骤1是基础数据准备：基础数据分为用于安全稳定仿真计算的数据、电网频率安全控制目标数据和控制措施约束等3类。

所述用于安全稳定仿真计算的数据，包括潮流数据、稳定数据和频率紧急控制预想故障，潮流数据和稳定数据可源于离线典型方式计算数据，也可从智能电网调度技术支持***中获取；频率紧急控制预想故障主要考虑直流闭锁，包括单一直流双极闭锁和不同直流组合闭锁故障。

所述电网频率安全控制目标数据，包括发生大功率缺少故障后动态过程中频率跌落最大允许偏移量Δf_Lmitmax和故障后稳态频率跌落允许偏移量Δf_∞max。其中，Δf_Lmitmax＝故障发生时刻前的全网频率f₀-故障发生后允许的频率最小值f_Lmitmin，Δf_∞max＝故障发生时刻前的全网频率f₀-故障发生后允许的稳态频率最小值f_∞min。

所述控制措施约束，包括处于抽水状态的抽蓄机组负荷总量P_Pump0和每条直流允许的最大紧急功率提升控制量ΔPDC_imax。其中，NP是处于抽水状态的抽蓄机组数量，P_umpi0第i台处于抽水状态的抽蓄机组负荷；所述每条直流允许的最大紧急功率提升控制量ΔPDC_imax，同时考虑直流***自身和电网两个方面的安全稳定运行约束。

图1中描述的步骤2是时域仿真及全网频率特性分析与信息统计。

分为以下两步：

第一步是时域仿真，采用商品化的电力***安全稳定分析软件，对频率紧急控制覆盖的预想故障，重点是直流闭锁等导致多直流馈入受端电网大功率缺额的预想故障，在不考虑安控措施(包括低频低压减载)的条件下，进行机电暂态时域仿真分析计算。

第二步是全网频率特性分析与信息统计，根据时域仿真过程信息，分析统计：故障发生时刻前的全网频率f₀、全网负荷P_L0和全网发电出力P_G0；故障后动态过程中，全网频率跌落至最低点的时刻T_fmin、全网频率f_min、全网负荷P_Lfmin和全网发电出力P_Gfmin；故障后电网稳态运行时的全网频率f_∞、全网负荷P_L∞和全网发电出力P_G∞；故障后全网发电出力开始增加的时刻T_Gup；故障后频率下降过程中典型时刻全网频率和全网负荷，频率恢复过程中典型时刻全网频率和全网负荷，形成全网频率对应的全网负荷系列数据组(f_i，P_Li)，应包含时刻T_fmin和T_Gup的数据组，频率下降过程中的数据不少于3组，频率恢复过程中的数据不少于5组。

图1中描述的步骤3是估算全网负荷频率因子。分为两步，对应图1中的步骤3-1)和步骤3-2)：

图1中的步骤3-1)描述的是，对步骤2得到的全网频率对应的全网负荷系列数据中的每点(f_i，P_Li)，按下式估算相应的全网负荷频率因子K_Li：

图1中的步骤3-2)描述的是，用最小二乘法，按下式估算全网负荷频率因子K_LAv：

其中NK是故障后动态过程中典型频率负荷数据组数量。

图1中描述的步骤4是计算I级紧急控制量，包括全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网I级紧急提升直流功率控制总量和全网I级紧急切负荷控制总量。

基本思路是，根据故障后动态过程中频率跌落最大允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网I级紧急提升直流功率控制总量和全网I级紧急切负荷控制总量。3类措施的优先顺序是：紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才计算优先级较低措施需要的控制量。

具体实现分为三个阶段，对应图1中的步骤4-1)、步骤4-2)和步骤4-3)。在执行过程中，根据中间计算结果情况，不一定都要顺序执行完整的三个阶段，对此在下文将进行详细说明。

图1中描述的步骤4-1)是第一个阶段，计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I，可细划为以下两步。需要说明的是，在执行过程中，根据中间计算结果情况，不一定两步都要执行，对此在下文将进行详细说明。

(1)计算实施控制措施紧急控制抽蓄切泵负荷总量P_Pump0(即全部切除处于抽水状态的抽蓄机组负荷)后的最大频率跌落偏移量Δf_IminPump，按下式计算：

其中，ω＝2πf₀，M是***惯性常数。P_m0＝P_G0+P_HVDC0，P_HVDC0是故障发生时刻后电网通过直流输入的总功率。

根据Δf_IminPump的计算结果，确定后续流程。

如果|Δf_IminPump|≤Δf_Lmitmax，则转本阶段的(2)；否则，全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I＝P_Pump0，结束第一阶段的计算工作，转至第二个阶段。

(2)按下式计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I：

约束条件：

其中，N_Pump是处于抽水状态的抽蓄机组数量，P_iPump为第i台处于抽水状态的抽蓄机组负荷，P_icpI为第i台处于抽水状态的抽蓄机组第I级紧急控制系数，如果控制该机组，则p_icpI＝1，否则p_icpI＝0。

将全网I级紧急提升直流功率控制总量设置为0(即CH_I＝0)，将全网I级紧急切负荷控制总量设置为0(即CL_I＝0)，结束步骤4，转至步骤5。

图1中描述的步骤4-2)是第二个阶段，计及全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I的控制效果，计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I，细划为以下两步。需要说明的是，在执行过程中，根据中间计算结果情况，不一定两步都要执行，对此在下文将进行详细说明。

(1)计算实施控制措施紧急提升直流功率控制总量CH_max(即控制量为故障后全网允许的紧急提升直流功率最大控制量)后最大频率跌落偏移量Δf_IminHVDC，按下式计算：

其中，NDC是故障后具备紧急功率提升能力的直流***数量。

根据Δf_IminHVDC的计算结果，确定后续流程。

如果|Δf_IminHVDC|≤Δf_Lmitmax，则转本阶段的(2)；否则，全网I级紧急提升直流功率控制量CH_I＝CH_max，结束第二阶段的计算工作，转至第三个阶段。

(2)按下式计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I：

将全网I级紧急切负荷控制总量设置为0(即CL_I＝0)，结束步骤4，转至步骤5。

图1中描述的步骤4-3)是第三个阶段，计及全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量CP_I的控制效果和全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I的控制效果，计算全网I级紧急切负荷控制量CL_I，按下式计算CL_I：

图1中描述的步骤5是计算II级紧急控制量，包括全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网II级紧急提升直流功率控制总量和全网II级紧急切负荷控制总量。

基本思路是，根据故障后稳态频率跌落允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，并计及I级紧急控制量要求和控制效果，考虑发电机组一次调频作用影响，计算全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网II级紧急提升直流功率控制总量和全网II级紧急切负荷控制总量。3类措施的优先顺序是：紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才实施优先级较低措施的控制。

具体实现细分为以下三步。需要说明的是，在执行过程中，根据中间计算结果情况，不一定三步都要执行，对此在下文将进行详细说明。

(1)计算II级紧急切负荷控制总量CL_II，按下式计算：

其中P_mI＝P_G∞-P_G0是故障后全网发电机组一次调频作用新增发电出力。

(2)如果CL_II＞0，则全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝P_Pump0-CP_I，全网II级紧急提升直流功率控制量CH_II＝CH_max-CH_I，结束；否则，转(3)。

(3)如果CL_II＜0，则全网II级紧急切负荷控制总量CL_II＝0。

首先按下式计算CP_II与CH_II之和CT_II：

再计算CP_II和CH_II，计算方法如下：

如果CT_II-P_Pump0-CP_I＞0，则全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝PP_ump0-CP_I，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝CT_II-CP_II；否则，全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝CT_II，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝0。

综上所述，上述方法针对大容量多直流馈入受端电网频率安全稳定问题特点，结合电网运行故障后各个阶段的频率控制目标和频率紧急控制可控资源的实际情况，提出基于一次时域仿真计算电网频率紧急控制策略的方法。该方法将故障后的频率紧急控制分为两级，对应故障后动态过程中的频率跌落最大偏移量控制和故障后稳态频率控制，符合电网运行频率安全稳定控制的要求。该方法重点考虑直流闭锁故障导致的多直流馈入受端电网频率安全稳定问题，与多直流馈入受端电网运行中的实际场景相吻合。该方法涉及的控制措施包括紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，与多直流馈入受端电网安全稳定紧急控制可控资源的实际情况一致。该方法计算频率紧急控制策略时，计及负荷频率调节特性和发电机一次调频作用，能较为真实的反映电网频率变化特性。该方法基于一次仿真计算，进行频率特性分析，得到全网频率紧急控制策略，避免对一个预想故障反复进行多次仿真计算，提高了控制策略计算工作效率。该方法提供的方法为实现多直流馈入受端电网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，对全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益，从而提升电网安全经济运行水平，具有重要价值。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (6)

1.一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)准备基础数据准备：

基础数据分为用于安全稳定仿真计算的数据、电网频率安全控制目标数据和控制措施约束3类；

用于安全稳定仿真计算的数据包括潮流数据、稳定数据和频率紧急控制预想故障；

电网频率安全控制目标数据包括故障后频率跌落最大允许偏移量Δf_Lmitmax和故障后稳态频率跌落允许偏移量Δf_∞max，其中：

Δf_Lmitmax＝f₀-f_Lmitmin

Δf_∞max＝f₀-f_∞min

f₀为故障发生时刻前的全网频率，f_Lmitmin为故障发生后允许的频率最小值，f_∞min为故障发生后允许的稳态频率最小值；

控制措施约束包括处于抽水状态的抽蓄机组负荷总量P_Pump0和每条直流允许的最大紧急功率提升控制量；

2)时域仿真及全网频率特性分析与信息统计：

对直流闭锁等导致多直流馈入受端电网大功率缺额的预想故障，在不考虑包括低频低压减载的安控措施的条件下，进行时域仿真分析计算；根据时域仿真过程信息分析统计：故障发生时刻前的全网频率f₀、全网负荷P_L0和全网发电出力P_G0；故障后全网频率跌落至最低点的时间T_fmin、全网频率f_min、全网负荷P_Lfmin和全网发电出力P_Gfmin；故障后电网稳态运行时的全网频率f_∞、全网负荷P_L∞和全网发电出力P_G∞；故障后全网发电出力开始增加的时间T_Gup；故障后频率下降过程中典型时刻全网频率与全网负荷，频率恢复过程中典型时刻全网频率与全网负荷，形成全网频率对应的全网负荷系列数据(f_i，P_Li)；

3)估算全网负荷频率因子：

对全网频率对应的全网负荷系列数据中的每点，按下式估算相应的全网负荷频率因子K_Li：

用最小二乘法，按下式估算全网负荷频率因子K_LAv：

其中N是故障后动态过程中典型频率负荷数据组数量；

4)计算I级紧急控制量：

根据频率跌落最大允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网I级紧急提升直流功率控制总量和全网I级紧急切负荷控制总量；

3类措施的优先顺序是：紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才计算优先级较低措施需要的控制量；

5)计算II级紧急控制量：

根据稳态频率跌落允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，并计及I级紧急控制量要求和控制效果，考虑发电机组一次调频作用影响，计算全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷总量、全网II级紧急提升直流功率控制总量和全网II级紧急切负荷控制总量；

3类措施的优先顺序是：紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才计算优先级较低措施需要的控制量。

2.根据权利要求1所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征在于，根据频率控制要求，频率紧急控制分为两级，I级紧急控制对应于频率跌落偏移最大幅度控制目标，在频率跌落至最低值前实施；II级紧急控制对应于稳态频率偏移控制目标，频率恢复阶段实施。

3.根据权利要求1所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征在于，所述步骤4)中计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷总量的方法，步骤如下：

第一步，计算实施全部可控紧急控制抽蓄切泵负荷措施后的最大频率跌落偏移量Δf_IminPump，按下式计算：

其中，ω＝2πf₀，M是***惯性常数；P_m0＝P_G0+P_HVDC0，P_HVDC0是故障发生时刻后电网通过直流输入的总功率；

如果|Δf_IminPump|≤Δf_Lmitmax，则转第二步；否则，全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_I＝P_Pump0，不再执行第二步；

第二步，按下式计算全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_I：

约束条件：

其中，N_Pump是处于抽水状态的抽蓄机组数量，P_iPump为第i台处于抽水状态的抽蓄机组负荷，p_icpI为第i台处于抽水状态的抽蓄机组第I级紧急控制系数，如果控制该机组，则p_icpI＝1，否则p_icpI＝0。

4.根据权利要求3所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征在于，所述步骤4)中计算全网I级紧急提升直流功率控制总量的方法是，计及全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_I的控制效果，只有|Δf_IminPump|＞Δf_Lmitmax时，才需要计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I，计算方法如下：

第一步，计算实施全网允许的最大紧急提升直流功率控制量措施后最大频率跌落偏移量Δf_IminHVDC，按下式计算：

其中，CH_max是全网允许的最大紧急提升直流功率控制量；

如果|Δf_IminHVDC|≤Δf_Lmitmax，则转第二步；否则，全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I＝CH_max，不再执行第二步；

第二步，按下式计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CH_I：

5.根据权利要求4所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征在于，所述步骤4)中计算全网I级紧急切负荷控制总量的方法是，计及全网I级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_I的控制效果和全网I级紧急提升直流功率总量CH_I的控制效果，只有|Δf_IminHVDC|＞Δf_Lmitmax时，才需要计算全网I级紧急切负荷控制量总量CL_I，按下式计算CL_I：

6.根据权利要求5所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征在于，所述步骤5)，计算II级紧急控制量的方法，是根据故障后稳态频率跌落允许偏移量控制目标，计及发电机组一次调频动作特性的影响和I级紧急控制动作效果的影响，具体方法如下：

第一步，计算II级紧急切负荷控制总量CL_II，按下式计算：

其中P_mI＝P_G∞-P_G0是故障后全网发电机组一次调频作用新增发电出力；

第二步，如果：CL_II＞0，则全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝P_Pump0-CP_I，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝CH_max-CH_I，结束；否则，转第三步；

第三步，如果：CL_II＜0，则CL_II＝0；

计算CP_II与CH_II之和CT_II，按下式计算：

再计算CP_II和CH_II，计算方法如下：

如果CT_II-P_Pump0-CP_I＞0，则全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝P_Pump0-CP_I，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝CT_II-CP_II；否则，全网II级紧急控制抽蓄切泵负荷控制总量CP_II＝CT_II，全网II级紧急提升直流功率控制总量CH_II＝0。