计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法

计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法
【专利摘要】本发明公开了一种计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，属于电力系统安全稳定紧急控制技术领域。本发明针对大电网多类安全稳定问题交织且在线决策时间短的特点，提出根据不同的安全稳定问题选择不同类型的控制措施，并按控制性能指标分别对各类控制措施进行筛选，再对筛选后不同可控设备的措施进行枚举组合，并基于功率灵敏度的过载安全校核和基于功率频率特性的稳态频率安全校核对枚举组合措施进行筛选，最后采用集群计算模式对筛选后的枚举组合措施进行暂态和静态安全稳定量化评估，结合安全稳定问题分类优先的计算策略，实现了计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制的快速、优化决策。
【专利说明】
计及誓态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法
技术领域
[0001] 本发明属于电力系统安全稳定紧急控制技术领域，更准确地说，本发明设及一种 适用于计及暂态和静态安全稳定约束的大电网在线紧急控制优化决策的方法。
【背景技术】
[0002] 大电网运行状态多变，安全稳定特性复杂，多类安全稳定问题交织，安全稳定问题 影响面广，通过离线计算设计控制策略已经越来越难W权衡电网运行安全稳定性和经济性 要求，甚至在不考虑控制代价的条件都难W设计出能够确保电网运行安全稳定性的控制策 略，急需采用在线控制的模式来提高控制策略的针对性，确保电网运行安全稳定性，并有效 降低控制代价。
[0003] 控制决策的计算速度是能否实施在线控制的关键指标之一。为确保大电网的安全 稳定高效运行，有时需要在交直流、送受端同时采取控制措施，控制决策空间大。在多类安 全稳定问题交织、控制手段多样、控制范围广、控制精度高和控制代价小的条件下，已有的 紧急控制决策算法的计算速度还不能满足在线控制的基本要求。
[0004] 专利"电力系统暂态稳定和热稳定协调紧急控制方法"（化200710135088.8)提出 优先进行设备过载安全的紧急控制决策，再进行暂态安全稳定的紧急控制决策的计算策 略，在设备过载安全控制性能指标中考虑了暂态安全稳定控制性能指标。在考虑的安全稳 定问题方面，该专利没有计及静态电压越限安全和频率越限安全的约束，不能适应导致大 功率缺额的故障情况，例如，直流双极闭锁引发的送端电网稳态频率越限安全问题和受端 电网稳态电压越限安全问题;在控制措施的种类方面，没有考虑直流系统功率紧急调制措 施和电容器/电抗器投退措施;在计算模式方面，没有采取集群计算模式。
[0005] 专利"电力系统暂态安全稳定在线紧急控制策略的集群计算方法"（专利号： ZL201310145394.5)将暂态安全稳定在线紧急控制策略计算分为两个阶段，首先进行暂态 功角稳定紧急控制策略的计算，然后在已捜索到的优化控制策略基础上，进行暂态电压和 频率安全稳定紧急控制策略的计算;采用基于电力系统功率频率特性的稳态频率安全校核 来筛选枚举组合措施，降低暂态安全稳定评估的组合措施规模，并采用集群计算模式来加 快计算速度。不过，该专利没有考虑设备过载和稳态电压越限问题，也没有精确处理稳态频 率越限问题。
[0006] 此外，上述专利都没有给出针对异步联网的大电网的处理方法，在控制性能指标 的设计、控制措施组合的设计和组合措施的筛选等方面还需要加强，W进一步加快控制决 策的计算速度。

【发明内容】

[0007] 本发明目的是:针对交直流混联大电网（含异步联网的大电网）运行状态多变、安 全稳定特性复杂、多类安全稳定问题交织、安全稳定问题影响面广，急需采取在线控制模式 W支撑大电网的安全稳定经济运行的实际需求，提供一种计及暂态和静态安全稳定约束的 在线紧急控制决策方法，在满足控制手段多样、控制范围广、控制精度高和控制代价小的要 求下，达到在线控制对控制决策计算速度的要求。
[0008] 本发明的基本原理在于:相对于静态安全稳定问题，暂态安全稳定问题更复杂、影 响面更大、更紧急、更难决策。因此，本发明提出采用安全稳定问题分类优先的计算策略，优 先计算暂态安全稳定的控制策略，再计算静态安全稳定的控制策略。相同控制措施对不同 安全稳定问题的影响不同，控制量相同的不同类型的控制措施对同一类安全稳定问题的影 响也不同。因此，本发明提出根据安全稳定问题的类型进行控制措施的控制性能指标的分 类评价W及根据控制措施的类型进行基于控制性能指标的控制措施分类筛选。
[0009] 具体地说，本发明是采用W下技术方案实现的，包括W下步骤：
[0010] 1)根据安全稳定控制系统(简称为安控系统）的控制策略模型，W及安控系统的压 板状态、定值和实测信息，生成与安控系统所防御的预想故障所对应的可控措施集CC，并将 预想故障下计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制措施集OC置为空集，将待校核的 控制措施组合增量集CA置为空集，将待校核的控制措施组合集CB置为不需要采取控制措施 的集合，进入步骤2);
[0011] 所述可控措施包括可控设备、控制方向和控制量；
[0012] 2)针对通过电网运行断面数据整合得到的最新的电网运行状态So,进行安控系统 所防御的预想故障下的暂态安全稳定TSS量化评估和静态安全稳定SSS量化评估，将TSS和 SSS量化评估结果记为TSR，若该预想故障的TSS和SSS都满足安全稳定要求，则将CB作为OC， 结束本方法，否则，将相应的基于SSS量化评估得到的电网运行状态记为Si，进入步骤3);
[0013] 所述TSS包括暂态功角稳定TAS、暂态电压稳定TVS、暂态电压跌落安全TVDS、暂态 频率跌落安全TFDS和暂态频率上升安全TFRS;
[0014] 所述TAS的量化评估是指通过计算得到TAS的主导模式Wtsa及其裕度ru，对于由直 流系统互联构成的异步电网，还包括各个同步电网的TAS的主导模式Wtsa.i及其裕度％.1，其 中，i = l，2,…，n，n为同步电网的数目，将n个同步电网中任一个TAS主导模式的裕度最小的 同步电网确定为TAS关键电网，且Wtsa、ria分别为TAS关键电网的TAS主导模式和裕度;所述主 导模式包括振荡中屯、、发电机分群、负荷分群W及发电机的参与因子和负荷的参与因子，其 中，领前群中发电机的参与因子W及滞后群中负荷的参与因子为正，滞后群中发电机的参 与因子W及领前群中负荷的参与因子为负；
[0015] 所述TVS的量化评估是指通过计算得到TVS的关键负荷集Wtvs及关键负荷的裕度， 所述TVS的关键负荷是指其TVS裕度与TVS主导关键负荷TVS裕度IUvs之差小于设定值的负 荷，所述TVS主导关键负荷是指在所有负荷中TVS裕度最小的负荷；
[0016] 所述TVDS的量化评估是指通过计算得到TVDS的关键节点集Wtvd及关键节点的裕 度，所述TVDS的关键节点是指其TVDS裕度与TVDS主导关键节点TVDS裕度Iitvd之差小于设定 值的节点，所述TVDS主导关键节点是指在所有节点中TVDS裕度最小的节点；
[0017]所述T抑S的量化评估是指通过计算得到T抑S的关键节点及关键发电机集Wtfd及关 键节点和关键发电机的裕度，所述T抑S的关键节点或关键发电机是指其TFDS裕度与TFDS主 导关键点TFDS裕度IUfd之差小于设定值的节点或发电机，所述TFDS主导关键点是指在所有 节点和发电机中最小TFDS裕度的节点或发电机；
[0018]所述TFRS的量化评估是指通过计算得到TFRS的关键节点及关键发电机集Wt打及关 键节点和关键发电机的裕度，所述TFRS的关键节点或关键发电机是指其TFRS裕度与TFRS主 导关键点TFRS裕度IUfr之差小于设定值的节点或发电机，所述TFRS主导关键点是指在所有 节点和发电机中TFRS裕度最小节点或发电机；
[0019] 所述SSS包括设备过载安全化S、电压偏移安全和频率偏移安全，其中电压偏移安 全又分为电压越下限安全化LS和电压越上限安全VULS，频率偏移安全也分为频率越下限安 全化LS和频率越上限安全即LS;
[0020] 所述化S的量化评估是指通过计算得到化S的关键设备集恥1及关键设备的裕度，所 述化S的关键设备是指其化S裕度与化S主导关键设备化S裕度IU之差小于设定值的设备，所 述化S主导关键设备是指在所有设备中化S裕度最小的设备；
[0021] 所述化LS的量化评估是指通过计算得到化LS的关键节点集Wvi及关键节点的裕度， 所述化LS的关键节点是指其化LS裕度与化LS主导关键节点化LS裕度TM之差小于设定值的 节点，所述化LS主导关键节点是指在所有节点中化LS裕度最小的节点；
[0022] 所述VULS的量化评估是指通过计算得到VULS的关键节点集Wvu及关键节点的裕度， 所述VULS的关键节点是指其VULS裕度与VULS主导关键节点VULS裕度Iivu之差小于设定值的 节点，所述VULS主导关键节点是指在所有节点中VULS最小的节点；
[0023] 所述化LS的量化评估是指通过计算得到化LS的裕度rifi，对于由直流系统互联构成 的异步电网，还包括各个同步电网的化LS裕度rifi. i，其中，i = l，2,…，n，rifi为各个同步电网 的化LS裕度中的最小值；
[0024] 所述即LS的量化评估是指通过计算得到即LS的裕度rifu，对于由直流系统互联构成 的异步电网，还包括各个同步电网的即LS裕度rifu.i，其中，i = l，2,…，n，rifu为各个同步电网 的即LS裕度中的最小值；
[00巧]所述TSS和SSS都满足安全稳定要求是指TAS、TVS、TVDS、TFDS、TFRS、0LS、V1XS、 VULS JLLS和即LS共10类安全稳定的裕度都分别大于等于相应的满足安全稳定要求的裕度 口槛值am,其中，m=l，2,3,…，10，m等于1时，ai代表TAS的裕度口槛值，m等于2时，曰2代表TVS 的裕度口槛值，m等于3时，日3代表TVDS的裕度口槛值，m等于4时，日4代表T抑S的裕度口槛值，m 等于5时，a日代表TFRS的裕度口槛值，m等于6时，曰6代表OLS的裕度口槛值，m等于7时，曰7代表 化LS的裕度口槛值，m等于別寸，日8代表VULS的裕度口槛值，m等于卵寸，朋代表化LS的裕度口槛 值，m等于10时，ai日代表即LS的裕度口槛值；
[00%] 3)将待组合的直流系统功率紧急调制措施集TD置为空集，将待组合的电容器/电 抗器投退措施集TX置为空集，将待组合的发电机切除措施集TG置为空集，将待组合的负荷 切除措施集化置为空集，进入步骤4);
[0027] 4)若CB中所有控制措施组合的％都小于曰1，则从中选取％最大的控制措施组合，作 为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入步骤5);
[002引若CB中所有控制措施组合的％大于等于ai的控制措施组合中有ritvs小于曰2或ritvd小 于曰3的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取与％vd之和最大的控制措施组合， 作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入步骤6);
[0029]若CB中所有控制措施组合的％大于等于ai且Iltvs大于等于日2且ritvd大于等于日3的控 制措施组合中有ntfd小于曰4或屯打小于a日的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取ritfd 与％打之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入步骤6);
[0030] 若CB中所有控制措施组合的ru大于等于ai且ritvs大于等于日2且ritvd大于等于曰3且 ntfd大于等于曰4且屯打大于等于a日的控制措施组合中有riois小于曰6的控制措施组合，则从运些 控制措施组合中选取n〇is最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入步 骤 10);
[0031] 若CB中所有控制措施组合的IU大于等于ai且Iltvs大于等于日2且ritvd大于等于曰3且 ntfd大于等于曰4且％打大于等于a日且n〇is大于等于曰6的控制措施组合中有％1小于曰7或nvu小于 曰8的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取TM与之和最大的控制措施组合，作为 OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入步骤10);
[0032] 否则，从CB中所有控制措施组合的％大于等于ai且Iltvs大于等于曰2且ritvd大于等于 曰3且Tltfd大于等于日4且％打大于等于a日且Tlols大于等于日6且TM大于等于日7且nvu大于等于曰8的 控制措施组合中选取Wi与rifu之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC， 进入步骤14);
[003；3] 5)针对CC中送、受端交流节点都在TAS关键电网内的各个直流系统，WWtsa中领前 群发电机参与因子为权值，分别计算出Si下领前群中各个发电机节点与送端交流节点之间 电气距离倒数的加权和Yi，W及与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y2;若I Yi I / I Y2 大于设定的大于1的参数bi，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD 中，并将（I Yi I - IY21 )作为运些措施的TAS控制性能指标;若I Y21 / I Yi I大于bi，则将CC中与该 直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并将（I Y21 -1 Yi I )作为运些措施的TAS控制 性能指标；
[0034] 针对CC中送、受端交流节点不在同一个同步电网内且其中有一个同步电网是TAS 关键电网的各个直流系统，W其送端同步电网的TAS主导模式振荡中屯、为界将送端同步电 网的交流节点划分为两个集合，W其受端同步电网的TAS主导模式振荡中屯、为界将受端同 步电网的交流节点也划分为两个集合，若直流系统的送端交流节点与送端同步电网的TAS 主导模式中领前群发电机节点属于同一个集合，且直流系统的受端交流节点与受端同步电 网的TAS主导模式中滞后群发电机节点属于同一个集合，则将CC中与该直流系统相关的功 率紧急提升措施加入到TD中，并WWtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出Si下领前群 中各个发电机节点与位于TAS关键电网的直流系统的送端交流节点或受端交流节点之间电 气距离倒数的加权和Y3,将I Ysl作为运些措施的TAS控制性能指标;若直流系统的送端交流 节点与送端同步电网的TAS主导模式中滞后群发电机节点属于同一个集合，且直流系统的 受端交流节点与受端同步电网的TAS主导模式中领前群发电机节点属于同一个集合，则将 CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并WWtsa中领前群发电机参与因 子为权值，计算出Si下领前群中各个发电机节点与位于TAS关键电网的直流系统的送端交 流节点或受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y4,并将IY41作为运些措施的TAS控制性 能指标；
[0035] 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数Cl的措施剔除；
[0036] 针对CC中属于Wtsa领前群发电机的各个发电机切除措施，将其在Wtsa中的参与因子 与单位发电机有功出力控制代价的比值，作为各个发电机切除措施的TAS控制性能指标，并 将相应的发电机加入TG中；
[0037] 将TG中控制性能指标与TG中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C2的措施剔除；
[0038] 所述单位发电机有功控制代价是指发电机切除措施的控制代价与发电机有功出 力的比值；
[0039] 针对CC中属于Wtsa滞后群负荷的各个负荷切除措施，将其在Wtsa中的参与因子与单 位负荷有功控制代价的比值，作为各个负荷切除措施的TAS控制性能指标，并将相应的负荷 切除措施加入化中；
[0040] 将化中控制性能指标与化中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C3的措施剔除；
[0041] 所述单位负荷有功控制代价是指负荷切除措施的控制代价与负荷有功的比值；
[0042] 进入步骤15);
[0043] 6)将只考虑TVS和TVDS的待组合的负荷切除措施集化V置为空集，将只考虑TFDS和 TFRS的待组合的负荷切除措施集TLF置为空集，进入步骤7);
[0044] 7)若OC的Iltvs小于日2或％Vd小于日3,则进行W下处理后进入步骤8)，否则，进入步骤 8);
[0045] 针对CC中的各个电容器投入/电抗器退出措施，计及Wtvs中关键负荷的裕度，根据 Sl下电容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中关键负荷接入节点电压的灵敏度，分别计算出各 个电容器投入/电抗器退出措施对TVS的控制性能指标Xtvs,计及Wtvd中关键节点的裕度，根 据Si下电容器投入/电抗器退出措施对Wtvd中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容 器投入/电抗器退出措施对TVDS的控制性能指标Xtvd;
[0046] 针对CC中各个电容器投入/电抗器退出措施，分别将其Xtvs与Xtvd之和，作为其对 TVS和TVDS的控制性能综合指标，若该控制性能综合指标大于0，则将该措施加入到TX中；
[0047] 将TX中控制性能综合指标与TX中所有措施控制性能综合指标中的最大值之比小 于设定参数C4的措施剔除；
[0048] 针对CC中各个负荷切除措施，计及Wtvs中关键负荷的裕度和负荷切除措施的单位 负荷有功控制代价，根据Sl下负荷切除措施对Wtvs中关键负荷接入节点电压的灵敏度，分别 计算出各个负荷切除措施对TVS的控制性能指标Ltvs;计及Wtvd中关键节点的裕度和负荷切 除措施的单位负荷有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wtvd中关键节点电压的灵敏度， 分别计算出各个负荷切除措施对TVDS的控制性能指标Uvd;
[0049] 针对CC中各个负荷切除措施，分别将其Ltvs与Ltvd之和，作为其对TVS和TVDS的控制 性能综合指标，若该控制性能综合指标大于0，则将该措施加入到TLV中；
[0050] 将化V中控制性能综合指标与化V中所有措施控制性能综合指标中的最大值之比 小于设定参数C5的措施剔除；
[0051 ] 8)若OC的Iltfd小于曰4或％打小于a日，则进行W下处理后进入步骤9)，否则，进入步骤 9);
[0052]针对CC中的各个直流系统，计及Wtfd中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Si下 Wtfd中关键节点/发电机节点与送端交流节点之间电气距离倒数的加权和Ydfdi，W及Wtfd中 关键节点/发电机节点与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Ydfd2,计及Wtfr中关键节 点/发电机的裕度，分别计算出Sl下Wtfr中关键节点/发电机节点与送端交流节点之间电气 距离倒数的加权和Ydfrl，W及Wtf冲关键节点/发电机节点与受端交流节点之间电气距离倒 数的加权和Ydf r2;
[OOM]当OC的ntfd小于等于ntfr时，若 I Ydfdl I 大于bi I Ydfrl I、I Ydfdl I 大于b I lYdfd2 I 和 I Ydfr2 大于bi I Ydfd21，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，将（I Ydfdi I - Ydfd21 )作为该措施的控制性能指标;若I Ydfdi I / I Yd打11、I Ydfdi I / I Ydfd21和I Yd打21 / I Ydfd21都小 于1/bi，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD中，并将（I Ydfd21 - I Ydfdi )作为该措施的控制性能指标；
[0054]当OC的ntfd大于帖r时，若 I Ydfrl I 大于bi I Y肚dl I、I Ydfrl I 大于bi I Ydfr2 I 和 I Ydfd2 I 大于bi Ydfr2 I，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD中，将I Ydfrl I -Ydfr2 I作为 该措施的控制性能指标;若I Yd打11 /Ydfdi I、I Ydfri I / I Yd打21和I Ydfd21 / I Yd打21都小于1/bi，则将 CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并将（I Ydfrsl-I Ydfrll)作为该措施 的控制性能指标；
[0055]将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数Cl的措施剔除；
[00?]当OC的Tltfr小于a日时，首先针对CC中的各个发电机切除措施，计及Wtfr中关键节点/ 发电机的裕度，分别计算出Sl下Wtfr中关键节点/发电机节点与发电机切除措施所连接的节 点之间电气距离倒数的加权和Ygfr,计及Wtfd中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Sl下 Wtfd中关键节点/发电机节点与发电机切除措施所连接的节点之间电气距离倒数的加权和 Ygfd;若I Ygfr I大于bi I Ygfd I，则将该发电机切除措施加入到TG中，并将（I Ygfr I - I Ygfd I)与该措 施单位发电机有功出力控制代价的比值作为其控制性能指标;然后，将TG中控制性能指标 与TG中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数Cl的措施剔除；
[0057]当OC的ritfd小于曰4时，首先针对CC中的各个负荷切除措施，计及Wtfd中关键节点/发 电机的裕度，分别计算出Si下Wtfd中关键节点/发电机节点与负荷切除措施所连接的节点之 间电气距离倒数的加权和Ylfd,计及Wtfr中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Sl下Wtfr中 关键节点/发电机节点与负荷切除措施所连接的节点之间电气距离倒数的加权和Ylfr;若 Yifd I大于bi I Yifr I，则将该负荷切除措施加入到TLF中，并将（I Yifd I -1 Yifr I )与该措施单位负 荷有功出力控制代价的比值作为其控制性能指标;然后，将化F中控制性能指标与化F中所 有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数Cl的措施剔除；
[0化引 9)将TLV与TLF的并集作为化，进入步骤15);
[0059] 10)将只考虑化S的待组合的负荷切除措施集化O置为空集，将只考虑化LS和VULS 的待组合的负荷切除措施集化SV置为空集，进入步骤11);
[0060] 11)若OC的IiDiS小于曰6，则进行W下处理后进入步骤12)，否则，进入步骤12);
[0061] 针对CC中各个直流系统功率紧急调制措施，基于Si下直流系统功率紧急调制措施 对WdI中关键设备的有功功率灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度，分别计算出各个直流系统 功率紧急调制措施对化S的控制性能指标DdIs,将控制性能指标大于0的直流系统功率紧急 调制措施加入到TD中；
[0062] 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C6的措施剔除；
[0063] 针对CC中各个发电机切除措施，基于Si下发电机切除措施对WdI中关键设备的有功 功率灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度和发电机切除措施的单位发电机有功出力控制代 价，分别计算出各个发电机切除措施对化S的控制性能指标Gols,将控制性能指标大于O的发 电机切除措施加入到TG中；
[0064] 针对CC中各个负荷切除措施，基于Si下负荷切除措施对Woi中关键设备的有功功率 灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度和负荷切除措施的单位负荷有功控制代价，分别计算出 各个负荷切除措施对化S的控制性能指标LdIs,将控制性能指标大于0的负荷切除措施加入 至扣LO中；
[0065] 若TG非空或TLO非空，则将TG中控制性能指标与TG和TLO二者中所有措施控制性能 指标中的最大值之比小于设定参数C7的措施剔除，将化0中控制性能指标与TG和化0二者中 所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C7的措施剔除；
[0066] 12)若OC的TM小于曰7或小于曰8，则进行W下处理后进入步骤13)，否贝，进入步骤 13);
[0067] 针对CC中的各个电容器/电抗器投退措施，计及Wvi中关键节点的裕度，根据Si下电 容器/电抗器投退措施对Wvl中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容器/电抗器投退 措施对化LS的控制性能指标Xvi,计及Wvu中关键节点的裕度，根据Si下电容器/电抗器投退措 施对Wvu中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容器/电抗器投退措施对VULS的控制 性能指标Xvu ;
[006引当OC的TM小于等于nvu时，若Xd大于b21Xvul，则将该措施加入到TX中，并将Uvi- Xvul)作为该措施的控制性能指标，其中b2为设定的大于1参数；
[0069] 当OC的TM大于nvu时，若Xvu大于b2|Xvi|，则将该措施加入到TX中，并将(Xvu-|Xvi| ) 作为该措施的控制性能指标；
[0070] 将TX中控制性能指标与TX中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C8的措施剔除；
[0071] 当OC的TM小于曰7时，首先针对CC中各个负荷切除措施，计及Wvi中关键节点的裕度 和负荷切除措施的单位负荷有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wvi中关键节点电压的 灵敏度，计算出各个负荷切除措施对VLLS的控制性能指标Lvi,计及Wvu中关键节点的裕度和 负荷切除措施的单位负荷有功控制代价，根据Sl下负荷切除措施对Wvu中关键节点电压的灵 敏度，计算出各个负荷切除措施对VULS的控制性能指标Lvu;若Lvi大于b21 Lvu I，则将该措施 加入到化SV中，并将(Lvi-lLvul)作为该措施的控制性能指标;然后，将化SV中控制性能指标 与化SV中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C9的措施剔除；
[0072] 13)将TLO与化SV的并集作为化，进入步骤15);
[0073] 14)将CC中送、受端交流节点不在同一个同步电网的各个直流系统相关紧急调制 措施加入到TD中，将CC中所有发电机切除措施加入到TG中，将CC中所有负荷切除措施加入 到化中，进入步骤15);
[0074] 15)若TD非空或TX非空或TG非空或化非空，则首先针对TD、TX、TG和化中紧急控制 措施进行枚举组合，得到CA,并剔除其中有两个及W上紧急控制措施所对应的可控设备相 同的组合措施;然后，通过设备过载安全校核和稳态频率安全校核，对CA中组合措施进行筛 选，进入步骤16 )，否则，认为捜索不到OC，结束本方法；
[0075] 16)若CA非空，则按控制代价由小到大的顺序对CA中组合措施进行排序，其中，对 于控制代价相同的组合措施，优先按组合措施中各个措施相对于OC的有功控制量的增量之 和由小到大排序，再对其中有功控制量之和相等的组合措施按其各个措施相对于OC的无功 控制量的增量之和由小到大排序，进入步骤17)，否则，认为捜索不到0C，结束本方法；
[0076] 其中，直流系统功率紧急调制措施和电容器/电抗器投退措施的控制代价置为0;
[0077] 17)分别将CA中各个控制措施组合与OC的并集作为一个待校核的控制措施组合， 生成CB，并将其中控制措施组合在CA中的排序号作为相应的待校核的控制措施组合的排序 号，针对So,将安控系统所防御的预想故障下分别考虑CB中各个待校核的控制措施组合实 施后的TSS量化评估和SSS量化评估作为一个计算任务，并按待校核的控制措施组合的排序 对相应的计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行并行计算；
[0078] 在并行计算过程中，若控制代价小的待校核的控制措施组合能够确保该预想故障 的TSS和SSS都满足安全稳定要求，则终止所有控制代价大于该控制代价的待校核的控制措 施组合的计算任务；
[0079] 待所有计算任务完成，进入步骤18);
[0080] 18)若CB中有待校核的控制措施组合能够确保该预想故障的TSS和SSS都满足安全 稳定要求，则将其中控制代价最小的待校核的控制措施组合作为最终的0C，结束本方法，否 贝IJ，进入步骤3)。
[0081] 进一步，步骤2)中所述10类安全稳定的裕度都规范化在[-1,1]范围，且裕度为0， 表示临界安全稳定，裕度大于0,表示安全稳定，裕度小于0,表示失去安全稳定，裕度越大， 表示安全稳定程度越高。
[0082] 进一步，步骤4)中所述TSR、Si和CC的更新具体包括：
[0083] 将与更新后的OC对应的TSS和SSS量化评估结果作为TSR，将更新后的OC对应的基 于SSS量化评估得到的电网运行状态作为Si,从CC中剔除与OC中控制设备相同且控制方向 相同且控制量小于等于OC中控制量的可控措施，W及与OC中控制设备相同但控制方向相反 的可控措施。
[0084] 进一步，步骤7)中通过公式（1) -(4)计算Xtvs、Xtvd、Ltvs和Ltvd;
[0089]其中，Ji为Wtvs中关键负荷数，巧为Wtvs中第ji个关键负荷的TVS裕度，S細 为电容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中第jl个关键负荷接入节点的电压灵敏度，J2为Wtvd中
[0085] …
[0086] 巧)
[0087] 巧）
[008引 （4) 关键节点数，巧rw 为Wtvd中第j2个关键节点的TVDS裕度，S妍点为电容器投入/电抗器退 出措施对Wtv冲第j2个关键节点的电压灵敏度，k为设定的大于1的参数，S知.SJi为负荷切除 措施对Wtvs中第jl个关键负荷接入节点的电压灵敏度，为负荷切除措施对Wtvd中第j2 个关键节点的电压灵敏度，Cl为负荷切除措施的单位负荷有功控制代价。
[0090]进一步，步骤8)中通过公式(5) - (10)计算Ydf d、Ydf r、Ygf d、Ygf r、Yif d 和Yif r;
[009。 巧） (b)
[0093] 巧^ 隊] C8)
[0095] (9) 隊] (10)
[0097]其中，J3为Wtfd中关键节点/发电机数，化货为Wtf冲第j3个关键节点/发电机的 TFDS裕度，为直流系统送端节点或受端交流节点与Wtfd中第j3个关键节点/发电机 节点之间电气距离的倒数，J4为Wtf冲关键节点/发电机数，％力一4为Wtf冲第j4个关键节 点/发电机的TFRS裕度，出)为直流系统送端节点或受端交流节点与Wtfr中第j4个关键 节点/发电机节点之间电气距离的倒数，k为设定的大于1的参数，?Fg/y.yg为发电机所连接 的节点与Wtf冲第j3个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，为发电机所连 接的节点与Wtfr中第j4个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，*>^7/心^为负荷所连 接的节点与Wtfd中第j3个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，为负荷所连 接的节点与Wtf冲第j4个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数。
[009引进一步，步骤11)中通过公式（11 )-(13)计算Dois、G0is和Lois; 師]
(11)
[0100] (12)
[01 其中，J5为W。冲关键设备数，而.j,为W。冲第J'5个关键设备的OLS裕度，Sw.j^为
[010。 …） 直流系统对WdI中第js个关键设备的有功功率灵敏度，*5巧为发电机对WdI中第js个关键设 备的有功功率灵敏度，为负荷对WdI中第js个关键设备的有功功率灵敏度，k为设定的 大于1的参数，Cg为发电机切除措施的单位发电机有功控制代价，Cl为负荷切除措施的单位 负荷有功控制代价。
[010；3] 进一步，步骤12)中通过公式（14)-(17)计算Xvi、Xvu、Lvi和Lvu;
[0104] (14)
[01 财 U5) 闺 Mb)
[0107] Q7)
[010引其中，北为胖^中关键节点数，为胖八中第北个关键节点的化LS裕度，S化心。为 电容器/电抗器投退措施对Wvl中第j6个关键节点的电压灵敏度，J7为Wvu中关键节点数， 巧为Wvu中第j 7个关键节点的VULS裕度，S执W A为电容器/电抗器投退措施对Wvu中第j 7 个关键节点的电压灵敏度，k为设定的大于1的参数，丈为负荷切除措施对Wvi中第j6个 关键节点的电压灵敏度，为负荷切除措施对Wvu中第j7个关键节点的电压灵敏度，Cl 为负荷切除措施的单位负荷有功控制代价。
[0109] 进一步，步骤15)中所述通过设备过载安全校核对CA进行筛选具体包括：
[0110] 分别针对CA中的各个组合措施，基于So,采用灵敏度分析法，计算出预想故障下组 合措施与OC的并集实施后电网的化S裕度Tl '。1，若n '。1大于等于曰6或n '。1小于曰6且n '。1大于等 于riDi，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除。
[0111] 进一步，步骤15)中所述通过稳态频率安全校核对CA进行筛选具体包括：
[0112] 分别针对CA中的各个组合措施，基于So,采用基于电力系统功频特性的频率估算 方法，计算出预想故障下组合措施与OC的并集实施后电网的化LS裕度Tl ' fi和即LS裕度Tl ' fu， 并进行W下处理：
[011引若Vfi小于a9、ri'fu小于ai日且Vfi大于等于化、n'fu大于等于邮，则保留该组合措 施，否则，将该组合措施从CA中剔除；
[0114] 若n'fi小于a9、ri'fu大于等于aio且n'fi大于等于rifi，则保留该组合措施，否则，将该 组合措施从CA中剔除；
[0115] 若n'fi大于等于a9、ri'fu小于aiQ且n'fu大于等于rifu，则保留该组合措施，否则，将该 组合措施从CA中剔除；
[0116] 若n'fi大于等于a9、ri'fu大于等于aio,则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA 中剔除。
[0117] 通过采用上述技术方案，本发明取得了下述技术效果：
[0118] 本发明将相对更为复杂、影响面更大、更紧急、更难决策的安全稳定问题优先处 理，通常会得到更为优化的决策，整体计算速度也会更快;根据安全稳定问题的类型进行控 制措施的控制性能指标的分类评价W及根据控制措施的类型进行基于控制性能指标的控 制措施分类筛选，W及采用基于功率灵敏度的设备过载安全校核和基于电力系统功率频率 特性的稳态频率越限安全校核对枚举组合的控制措施进行筛选，可W大幅度降低暂态和静 态安全稳定量化评估的计算量，有效提高紧急控制决策计算的速度。在电网规模大、安全稳 定问题交织、可控措施类型多、可控措施分布广、精度要求高的条件，该发明的有效性将更 为显著。
【附图说明】
[0119] 图1为本发明方法的步骤1-步骤4的流程图。
[0120] 图2为本发明方法的步骤5-步骤18的流程图。
【具体实施方式】
[0121] 下面参照附图对本发明作进一步详细描述。
[0122] 图1中步骤1:根据安控系统的控制策略模型，W及安控系统的压板状态、定值和实 测信息，生成与安控系统所防御的预想故障所对应的可控措施集CC，并将预想故障下计及 暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制措施集OC置为空集，将待校核的控制措施组合增 量集CA置为空集，将待校核的控制措施组合集CB置为不需要采取控制措施的集合，进入步 骤2;
[0123] 所述可控措施包括可控设备、控制方向和控制量;例如，对于可W划分为m个功率 调制档位的同一个直流系统，则处理为m个可控措施(直流系统功率紧急调制措施）；对于集 中切负荷措施也可W根据决策精度要求处理为多个档位的可控措施(负荷切除措施）；
[0124] 图1中步骤2:针对通过电网运行断面数据整合得到的最新的电网运行状态So,进 行安控系统所防御的预想故障下的暂态安全稳定TSS量化评估和静态安全稳定SSS量化评 估，将TSS和SSS量化评估结果记为TSR，若该预想故障的TSS和SSS都满足安全稳定要求，贝U 将CB作为OC，结束本方法，否则，将相应的基于SSS量化评估得到的电网运行状态记为Si，进 入步骤3;
[0125] 所述TSS包括暂态功角稳定TAS、暂态电压稳定TVS、暂态电压跌落安全TVDS、暂态 频率跌落安全TFDS和暂态频率上升安全TFRS;
[0126] 所述TAS的量化评估是指通过计算得到TAS的主导模式Wtsa及其裕度ru，对于由直 流系统互联构成的异步电网，还包括各个同步电网的TAS的主导模式Wtsa.i及其裕度％.1，其 中，i = l，2,…，n，n为同步电网的数目，将n个同步电网中任一个TAS主导模式的裕度最小的 同步电网确定为TAS关键电网，且Wtsa、ria分别为TAS关键电网的TAS主导模式和裕度;所述主 导模式包括振荡中屯、、发电机分群、负荷分群W及发电机的参与因子和负荷的参与因子，其 中，领前群中发电机的参与因子W及滞后群中负荷的参与因子为正，滞后群中发电机的参 与因子W及领前群中负荷的参与因子为负；
[0127] 所述TVS的量化评估是指通过计算得到TVS的关键负荷集Wtvs及关键负荷的裕度， 所述TVS的关键负荷是指其TVS裕度与TVS主导关键负荷TVS裕度IUvs之差小于设定值(通常 设置为0.2)的负荷，所述TVS主导关键负荷是指在所有负荷中TVS裕度最小的负荷；
[0128] 所述TVDS的量化评估是指通过计算得到TVDS的关键节点集Wtvd及关键节点的裕 度，所述TVDS的关键节点是指其TVDS裕度与TVDS主导关键节点TVDS裕度Iitvd之差小于设定 值(通常设置为0.15)的节点，所述TVDS主导关键节点是指在所有节点中TVDS裕度最小的节 占. '?、、，
[0129] 所述TFDS的量化评估是指通过计算得到T抑S的关键节点及关键发电机集Wtfd及关 键节点和发电机的裕度，所述TFDS的关键节点或关键发电机是指其TFDS裕度与TFDS主导关 键点TFDS裕度IUfd之差小于设定值(通常设置为0.15)的节点或发电机，所述TFDS主导关键 点是指在所有节点和发电机中TFDS裕度最小的节点或发电机；
[0130] 所述TFRS的量化评估是指通过计算得到TFRS的关键节点及关键发电机集Wt打及关 键节点和关键发电机的裕度，所述TFRS的关键节点或关键发电机是指其TFRS裕度与TFRS主 导关键点TFRS裕度IUf之差小于设定值(通常设置为0.15)的节点或发电机，所述TFRS主导 关键点是指在所有节点和发电机中TFRS裕度最小的节点或发电机；
[0131] 所述SSS包括设备过载安全化S、电压偏移安全和频率偏移安全，其中电压偏移安 全又分为电压越下限安全化LS和电压越上限安全VULS，频率偏移安全也分为频率越下限安 全化LS和频率越上限安全即LS;
[0132] 所述化S的量化评估是指通过计算得到化S的关键设备集恥1及关键设备的裕度，所 述化S的关键设备是指其化S裕度与化S主导关键设备化S裕度IU之差小于设定值(通常设置 为0.2)的设备，所述化S主导关键设备是指在所有设备中化S裕度最小的设备；
[0133] 所述化LS的量化评估是指通过计算得到化LS的关键节点集Wvi及关键节点的裕度， 所述化LS的关键节点是指其化LS裕度与化LS主导关键节点化LS裕度TM之差小于设定值(通 常设置为0.15)的节点，所述化LS主导关键节点是指在所有节点中化LS裕度最小的节点；
[0134] 所述VULS的量化评估是指通过计算得到VULS的关键节点集Wvu及关键节点的裕度， 所述VULS的关键节点是指其VULS裕度与VULS主导关键节点VULS裕度Iivu之差小于设定值(通 常设置为0.15)的节点，所述VULS主导关键节点是指在所有节点中VULS裕度最小的节点；
[0135] 所述化LS的量化评估是指通过计算得到化LS的裕度rifi，对于由直流系统互联构成 的异步电网，还包括各个同步电网的化LS裕度rifi. i，其中，i = l，2,…，n，rifi为各个同步电网 的化LS裕度中的最小值；
[0136] 所述即LS的量化评估是指通过计算得到即LS的裕度rifu，对于由直流系统互联构成 的异步电网，还包括各个同步电网的即LS裕度rifu.i，其中，i = l，2,…，n，rifu为各个同步电网 的即LS裕度中的最小值；
[0137] 所述 TSS 和 SSS 都满足安全稳定要求是指 TAS、TVS、TVDS、TFDS、TFRS、0LS、V1XS、 VULS JLLS和即LS共10类安全稳定的裕度都分别大于等于相应的满足安全稳定要求的裕度 口槛值am,其中，m=l，2,3,…，10，m等于1时，ai代表TAS的裕度口槛值，m等于2时，曰2代表TVS 的裕度口槛值，m等于3时，日3代表TVDS的裕度口槛值，m等于4时，日4代表T抑S的裕度口槛值，m 等于5时，a日代表TFRS的裕度口槛值，m等于6时，曰6代表OLS的裕度口槛值，m等于7时，曰7代表 化LS的裕度口槛值，m等于別寸，日8代表VULS的裕度口槛值，m等于卵寸，朋代表化LS的裕度口槛 值，m等于10时，ai日代表即LS的裕度口槛值；
[0138] 所述10类安全稳定的裕度都规范化在[-1,1]范围，且裕度为0,表示临界安全稳 定，裕度大于0，表示安全稳定，裕度小于0，表示失去安全稳定，裕度越大，表示安全稳定程 度越高；
[0139] 图1中步骤3:将待组合的直流系统功率紧急调制措施集TD置为空集，将待组合的 电容器/电抗器投退措施集TX置为空集，将待组合的发电机切除措施集TG置为空集，将待组 合的负荷切除措施集化置为空集，进入步骤4;
[0140] 图1中步骤4:若CB中所有控制措施组合的％都小于曰1，则从中选取％最大的控制措 施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入图帥步骤5;
[0141] 若CB中所有控制措施组合的％大于等于ai的控制措施组合中有ritvs小于曰2或ritvd小 于曰3的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取与％vd之和最大的控制措施组合， 作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入图2中步骤6;
[01创若CB中所有控制措施组合的％大于等于ai且ritvs大于等于曰2且ritvd大于等于曰3的控 制措施组合中有ntfd小于曰4或屯打小于a日的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取ritfd 与％打之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入图2中步骤6;
[0143] 若CB中所有控制措施组合的IU大于等于ai且Iltvs大于等于日2且ritvd大于等于曰3且 ntfd大于等于曰4且屯打大于等于a日的控制措施组合中有riois小于曰6的控制措施组合，则从运些 控制措施组合中选取n〇is最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入图2 中步骤10;
[0144] 若CB中所有控制措施组合的IU大于等于ai且Iltvs大于等于日2且ritvd大于等于曰3且 ntfd大于等于曰4且％打大于等于a日且n〇is大于等于曰6的控制措施组合中有％1小于曰7或nvu小于 曰8的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取TM与之和最大的控制措施组合，作为 0C，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入图2中步骤10;否则，从CB中所有控制措施组合的IU大于 等于曰1且％vs大于等于曰2且％Vd大于等于曰3且帖d大于等于曰4且帖r大于等于a日且n〇ls大于等于 曰6且TM大于等于曰7且Ilvu大于等于曰8的控制措施组合中选取化与Ilfu之和最大的控制措施组 合，作为OC，并根据OC更新TSR、Si和CC，进入图2中步骤14;
[0145] 所述TSR、Si和CC的更新具体包括：
[0146] 将与更新后的OC对应的TSS和SSS量化评估结果作为TSR，将更新后的OC对应的基 于SSS量化评估得到的电网运行状态作为Si,从CC中剔除与OC中控制设备相同且控制方向 相同且控制量小于等于OC中控制量的可控措施，W及与OC中控制设备相同但控制方向相反 的可控措施；
[0147] 图2中步骤5:针对CC中送、受端交流节点都在TAS关键电网内的各个直流系统，W Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，分别计算出Si下领前群中各个发电机节点与送端交 流节点之间电气距离倒数的加权和Yi, W及与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y2; 若I Yi I / IY21大于设定的大于1的参数bi(通常设置为1.5)，则将CC中与该直流系统相关的功 率紧急提升措施加入到TD中，并将（I Yi I - IY21 )作为运些措施的TAS控制性能指标;若IY21 / Yi I大于bi，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并将（IY21 - I Yi I ) 作为运些措施的TAS控制性能指标；
[0148] 针对CC中送、受端交流节点不在同一个同步电网内且其中有一个同步电网是TAS 关键电网的各个直流系统，W其送端同步电网的TAS主导模式振荡中屯、为界将送端同步电 网的交流节点划分为两个集合，W其受端同步电网的TAS主导模式振荡中屯、为界将受端同 步电网的交流节点也划分为两个集合，若直流系统的送端交流节点与送端同步电网的TAS 主导模式中领前群发电机节点属于同一个集合，且直流系统的受端交流节点与受端同步电 网的TAS主导模式中滞后群发电机节点属于同一个集合，则将CC中与该直流系统相关的功 率紧急提升措施加入到TD中，并WWtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出Si下领前群 中各个发电机节点与位于TAS关键电网的直流系统的送端交流节点或受端交流节点之间电 气距离倒数的加权和Y3,将I Ysl作为运些措施的TAS控制性能指标;若直流系统的送端交流 节点与送端同步电网的TAS主导模式中滞后群发电机节点属于同一个集合，且直流系统的 受端交流节点与受端同步电网的TAS主导模式中领前群发电机节点属于同一个集合，则将 CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并WWtsa中领前群发电机参与因 子为权值，计算出Si下领前群中各个发电机节点与位于TAS关键电网的直流系统的送端交 流节点或受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y4,并将IY41作为运些措施的TAS控制性 能指标；
[0149] 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数Cl (通常设置为0.3)的措施剔除；
[0150] 针对CC中属于Wtsa领前群发电机的各个发电机切除措施，将其在Wtsa中的参与因子 与单位发电机有功出力控制代价的比值，作为各个发电机切除措施的TAS控制性能指标，并 将相应的发电机加入TG中；
[0151] 将TG中控制性能指标与TG中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C2(通常设置为0.4)的措施剔除；
[0152] 所述单位发电机有功控制代价是指发电机切除措施的控制代价与发电机有功出 力的比值；
[0153] 针对CC中属于Wtsa滞后群负荷的各个负荷切除措施，将其在Wtsa中的参与因子与单 位负荷有功控制代价的比值，作为各个负荷切除措施的TAS控制性能指标，并将相应的负荷 切除措施加入化中；
[0154] 将化中控制性能指标与化中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C3(通常设置为0.5)的措施剔除；
[0155] 所述单位负荷有功控制代价是指负荷切除措施的控制代价与负荷有功的比值；
[0156] 进入步骤15;
[0157] 图2中步骤6:将只考虑TVS和TVDS的待组合的负荷切除措施集化V置为空集，将只 考虑TFDS和TFRS的待组合的负荷切除措施集TLF置为空集，进入步骤7;
[015引图2中步骤7:若OC的Iitvs小于日2或％Vd小于日3，则进行W下处理后进入步骤8，否则， 进入步骤8;
[0159] 针对CC中的各个电容器投入/电抗器退出措施，计及Wtvs中关键负荷的裕度，根据 Sl下电容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中关键负荷接入节点电压的灵敏度，分别计算出各 个电容器投入/电抗器退出措施对TVS的控制性能指标Xtvs,计及Wtvd中关键节点的裕度，根 据Si下电容器投入/电抗器退出措施对Wtvd中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容 器投入/电抗器退出措施对TVDS的控制性能指标Xtvd;
[0160] 针对CC中各个电容器投入/电抗器退出措施，分别将其Xtvs与Xtvd之和，作为其对 TVS和TVDS的控制性能综合指标，若该控制性能综合指标大于0，则将该措施加入到TX中；
[0161] 将TX中控制性能综合指标与TX中所有措施控制性能综合指标中的最大值之比小 于设定参数C4(通常设置为0.4)的措施剔除；
[0162] 针对CC中各个负荷切除措施，计及Wtvs中关键负荷的裕度和负荷切除措施的单位 负荷有功控制代价，根据Sl下负荷切除措施对Wtvs中关键负荷接入节点电压的灵敏度，分别 计算出各个负荷切除措施对TVS的控制性能指标Ltvs;计及Wtvd中关键节点的裕度和负荷切 除措施的单位负荷有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wtvd中关键节点电压的灵敏度， 分别计算出各个负荷切除措施对TVDS的控制性能指标Uvd;
[016引针对CC中各个负荷切除措施，分别将其Ltvs与Ltvd之和，作为其对TVS和TVDS的控制 性能综合指标，若该控制性能综合指标大于0，则将该措施加入到TLV中；
[0164]将化V中控制性能综合指标与化V中所有措施控制性能综合指标中的最大值之比 小于设定参数C5(通常设置为0.6)的措施剔除；
[01 化]通过公式（1)-(4)计算 Xtvs、Xtvd、Ltvs 和 Ltvd;
[0166]
[0167] (2)：
[016 引 (3；
[0169] ^4)
[0170] 其中，Ji为Wtvs中关键负荷数，斯S Ji为Wtvs中第ji个关键负荷的TVS裕度，S如 为电容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中第jl个关键负荷接入节点的电压灵敏度，J2为Wtvd中 关键节点数，.7:为Wtvd中第j2个关键节点的TVDS裕度，S化从为电容器投入/电抗器退 出措施对Wtvd中第j2个关键节点的电压灵敏度，k为设定的大于1的参数，为负荷切 除措施对Wtvs中第jl个关键负荷接入节点的电压灵敏度，S/WJ。为负荷切除措施对Wtv冲 第j2个关键节点的电压灵敏度，Cl为负荷切除措施的单位负荷有功控制代价；
[0171] 图2中步骤8:若OC的Iltfd小于曰4或％打小于a日，则进行W下处理后进入步骤9,否则， 进入步骤9;
[0172] 针对CC中的各个直流系统，计及Wtfd中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Si下 Wtfd中关键节点/发电机节点与送端交流节点之间电气距离倒数的加权和Ydfdi, W及Wtfd中 关键节点/发电机节点与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Ydfd2,计及Wtfr中关键节 点/发电机的裕度，分别计算出Sl下Wtfr中关键节点/发电机节点与送端交流节点之间电气 距离倒数的加权和Ydfrl, W及Wtf冲关键节点/发电机节点与受端交流节点之间电气距离倒 数的加权和Ydf
[0173] 当OC的Tltfd小于等于ntfr时，若 I Ydfdl I 大于bi I Ydfrl I、I Ydfdl I 大于bi I Ydfd2 I 和 I Ydfr2 大于bi I Ydfd21，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，将（I Ydfdi I - Ydfd21 )作为该措施的控制性能指标;若I Ydfdi I / I Yd打11、I Ydfdi I / I Ydfd21和I Yd打21 / I Ydfd21都小 于1/bi，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD中，并将（I Ydfdsl-I Ydfdi )作为该措施的控制性能指标；
[0174] 当OC的Tltfd大于帖r时，若 I Ydfrl I 大于bi I Y肚dl I、I Ydfrl I 大于bi I Ydfr2 I 和 I Ydfd2 I 大于bi Ydfr2 I，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD中，将I Ydfrl I - I Ydfr2 I作 为该措施的控制性能指标;若 I Ydfrl I / I Ydfdl I、I Ydfrl I / I Ydfr2 I 和 I Ydfd2 I / I Ydfr2 I 都小于 1/bl， 则将CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并将（I Ydfr2 I - I Ydfrl I )作为该 措施的巧制性能指标；
[0175] 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数Cl的措施剔除；
[0176] 当OC的Iltfr小于a日时，首先针对CC中的各个发电机切除措施，计及Wtf冲关键节点/ 发电机的裕度，分别计算出Sl下Wtfr中关键节点/发电机节点与发电机切除措施所连接的节 点之间电气距离倒数的加权和Ygfr,计及Wtfd中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Sl下 Wtfd中关键节点/发电机节点与发电机切除措施所连接的节点之间电气距离倒数的加权和 Ygfd;若I Ygfr I大于bi I Ygfd I，则将该发电机切除措施加入到TG中，并将（I Ygfr I - I Ygfd I)与该措 施单位发电机有功出力控制代价的比值作为其控制性能指标;然后，将TG中控制性能指标 与TG中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数Cl的措施剔除；
[0177] 当OC的Iltfd小于曰4时，首先针对CC中的各个负荷切除措施，计及Wtfd中关键节点/发 电机的裕度，分别计算出Si下Wtfd中关键节点/发电机节点与负荷切除措施所连接的节点之 间电气距离倒数的加权和Ylfd,计及Wtfr中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Sl下Wtfr中 关键节点/发电机节点与负荷切除措施所连接的节点之间电气距离倒数的加权和Ylfr;若 Yifd I大于bi I Yifr I，则将该负荷切除措施加入至IjTLF中，并将（I Yifd I -1 Yifr I )与该措施单位负 荷有功出力控制代价的比值作为其控制性能指标;然后，将TLF中控制性能指标与TLF中所 有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数Cl的措施剔除；
[017 引通过公式（5)-(10)计算 Ydf d、Yd 打、Ygf d、Yg 打、Yif d 和 Yi 打；
[01 巧] (5)
[0180] W
[0181] 巧）
[01 剧 (8)
[0183] W)
[0184] (10)
[0185] 其中，J3为Wtfd中关键节点/发电机数，恥为Wtf冲第j3个关键节点/发电机的 TFDS裕度，成试为直流系统送端节点或受端交流节点与Wtf d中第j 3个关键节点/发电机 节点之间电气距离的倒数，J4为Wtf冲关键节点/发电机数，巧a). 为Wtf冲第j4个关键节 点/发电机的TFRS裕度，泌y 为直流系统送端节点或受端交流节点与Wtfr中第j4个关键 节点/发电机节点之间电气距离的倒数，k为设定的大于1的参数，为发电机所连接 的节点与Wtf冲第j3个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，/曲-为发电机所连 接的节点与Wtfr中第j4个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，/7姑A为负荷所连 接的节点与Wtfd中第j3个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，为负荷所连 接的节点与Wtf冲第j4个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数。
[0186] 图2中步骤9:将TLV与TLF的并集作为化，进入步骤15;
[0187] 图2中步骤10:将只考虑化S的待组合的负荷切除措施集化0置为空集，将只考虑 化LS和VULS的待组合的负荷切除措施集化SV置为空集，进入步骤11;
[0188] 图2中步骤11若OC的IlDis小于曰6,则进行W下处理后进入步骤12,否则，进入步骤 12；
[0189] 针对CC中各个直流系统功率紧急调制措施，基于Si下直流系统功率紧急调制措施 对WdI中关键设备的有功功率灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度，分别计算出各个直流系统 功率紧急调制措施对化S的控制性能指标DdIs,将控制性能指标大于0的直流系统功率紧急 调制措施加入到TD中；
[0190] 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C6(通常设置为0.5)的措施剔除；
[0191] 针对CC中各个发电机切除措施，基于Sl下发电机切除措施对WdI中关键设备的有功 功率灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度和发电机切除措施的单位发电机有功出力控制代 价，分别计算出各个发电机切除措施对化S的控制性能指标Gois,将控制性能指标大于0的发 电机切除措施加入到TG中；
[0192] 针对CC中各个负荷切除措施，基于Si下负荷切除措施对Woi中关键设备的有功功率 灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度和负荷切除措施的单位负荷有功控制代价，分别计算出 各个负荷切除措施对化S的控制性能指标LdIs,将控制性能指标大于0的负荷切除措施加入 至扣LO中；
[0193] 若TG非空或TLO非空，则将TG中控制性能指标与TG和TLO二者中所有措施控制性能 指标中的最大值之比小于设定参数C7(通常设置为0.6)的措施剔除，将化0中控制性能指标 与TG和TLO二者中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C7的措施剔除；
[0194] 通过公式（11)-(13)计算D〇is、G〇is 和 Lois;
[019引其中，Js为Wd冲关键设备数，巧。知Jg为Wd冲第js个关键设备的OLS裕度，'5>化为 直流系统对WdI中第js个关键设备的有功功率灵敏度，S成为发电机对WdI中第js个关键设
[01 巧] UD
[0196]
[0197] (13) 备的有功功率灵敏度，S化为负荷对WdI中第js个关键设备的有功功率灵敏度，k为设定的 大于1的参数，Cg为发电机切除措施的单位发电机有功控制代价，Cl为负荷切除措施的单位 负荷有功控制代价；
[0199] 图2中步骤12:若OC的TM小于曰7或Ilvu小于曰8,则进行W下处理后进入步骤13,否则， 进入步骤13;
[0200] 针对CC中的各个电容器/电抗器投退措施，计及Wvi中关键节点的裕度，根据Si下电 容器/电抗器投退措施对Wvl中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容器/电抗器投退 措施对化LS的控制性能指标Xvi,计及Wvu中关键节点的裕度，根据Si下电容器/电抗器投退措 施对Wvu中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容器/电抗器投退措施对VULS的控制 性能指标Xvu;
[020。 当OC的TM小于等于rivu时，若Xd大于b21 Xvu I，则将该措施加入到TX中，并将Uvi- Xvul)作为该措施的控制性能指标，其中b2为设定的大于1参数(通常设置为1.5);
[020^ 当OC的TM大于nvu时，若Xvu大于bsIXvil，则将该措施加入到TX中，并将(Xvu-|Xvi| ) 作为该措施的控制性能指标；
[0203]将TX中控制性能指标与TX中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参 数C8(通常设置为0.6)的措施剔除；
[0204]当OC的TM小于a桐，首先针对CC中各个负荷切除措施，计及Wvi中关键节点的裕度 和负荷切除措施的单位负荷有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wvi中关键节点电压的 灵敏度，计算出各个负荷切除措施对VLLS的控制性能指标Lvi,计及Wvu中关键节点的裕度和 负荷切除措施的单位负荷有功控制代价，根据Sl下负荷切除措施对Wvu中关键节点电压的灵 敏度，计算出各个负荷切除措施对VULS的控制性能指标Lvu;若Lvi大于b21 Lvu I，则将该措施 加入到化SV中，并将(Lvi-lLvul)作为该措施的控制性能指标;然后，将化SV中控制性能指标 与化SV中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C9(通常设置为0.7)的措施 剔除；
[0205] 通过公式（14)-(17)计算 Xvl、Xvu、Ul和Lvu;
[0206] (14)
[0207] (15)
[0208] (16)
[0209] C17)
[0210] 其中，Js为Wvi中关键节点数，巧,义./0为Wvi中第j6个关键节点的化LS裕度，S風.。；^为 电容器/电抗器投退措施对Wvl中第j6个关键节点的电压灵敏度，J7为Wvu中关键节点数， 为Wvu中第j?个关键节点的VULS裕度，为电容器/电抗器投退措施对Wvu中第J'7 个关键节点的电压灵敏度，k为设定的大于1的参数，为负荷切除措施对Wvl中第j6个 关键节点的电压灵敏度，S/nw'7为负荷切除措施对Wvu中第j7个关键节点的电压灵敏度，Cl 为负荷切除措施的单位负荷有功控制代价；
[0別U 图帥步骤13:将TLO与Iisv的并集作为化，进入步骤15;
[0212] 图2中步骤14:将CC中送、受端交流节点不在同一个同步电网的各个直流系统相关 紧急调制措施加入到TD中，将CC中所有发电机切除措施加入到TG中，将CC中所有负荷切除 措施加入到化中，进入步骤15;
[0213] 图2中步骤15:若TD非空或TX非空或TG非空或化非空，则首先针对TD、TX、TG和化中 紧急控制措施进行枚举组合，得到CA,并剔除其中有两个及W上紧急控制措施所对应的可 控设备相同的组合措施;然后，通过设备过载安全校核和稳态频率安全校核，对CA中组合措 施进行筛选，进入步骤16，否则，认为捜索不到OC，结束本方法；
[0214] 所述通过设备过载安全校核对CA进行筛选具体包括：
[0215] 分别针对CA中的各个组合措施，基于So,采用灵敏度分析法，计算出预想故障下组 合措施与OC的并集实施后电网的化S裕度Tl '。1，若n '。1大于等于曰6或n '。1小于曰6且n '。1大于等 于屯1，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；
[0216] 所述通过稳态频率安全校核对CA进行筛选具体包括：
[0217] 分别针对CA中的各个组合措施，基于So,采用基于电力系统功频特性的频率估算 方法，计算出预想故障下组合措施与OC的并集实施后电网的化LS裕度n ' fi和即LS裕度n ' fu， 并进行W下处理：
[0別引若Tl ' f 1小于日9、ri ' fu小于ai日且n ' f 1大于等于化、n ' fu大于等于nfu，则保留该组合措 施，否则，将该组合措施从CA中剔除；
[0219]若n'fi小于朋、Vfu大于等于ai日且n'fi大于等于化，则保留该组合措施，否则，将该 组合措施从CA中剔除；
[0220] 若n'fi大于等于a9、ri'fu小于aiQ且n'fu大于等于rifu，则保留该组合措施，否则，将该 组合措施从CA中剔除；
[0221] 若n'fi大于等于a9、ri'fu大于等于aio,则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA 中剔除；
[0222] 图2中步骤16:若CA非空，则按控制代价由小到大的顺序对CA中组合措施进行排 序，其中，对于控制代价相同的组合措施，优先按组合措施中各个措施相对于OC的有功控制 量的增量之和由小到大排序，再对其中有功控制量之和相等的组合措施按其各个措施相对 于OC的无功控制量的增量之和由小到大排序，进入步骤17,否则，认为捜索不到0C，结束本 方法；
[0223] 其中，直流系统功率紧急调制措施和电容器/电抗器投退措施的控制代价置为0;
[0224] 图2中步骤17:
[0225] 分别将CA中各个控制措施组合与OC的并集作为一个待校核的控制措施组合，生成 CB，并将其中控制措施组合在CA中的排序号作为相应的待校核的控制措施组合的排序号， 针对So,将安控系统所防御的预想故障下分别考虑CB中各个待校核的控制措施组合实施后 的TSS量化评估和SSS量化评估作为一个计算任务，并按待校核的控制措施组合的排序对相 应的计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行并行计算；
[0226] 在并行计算过程中，若控制代价小的待校核的控制措施组合能够确保该预想故障 的TSS和SSS都满足安全稳定要求，则终止所有控制代价大于该控制代价的待校核的控制措 施组合的计算任务；
[0227]待所有计算任务完成，进入步骤18;
[0228] 图2中步骤18:若CB中有待校核的控制措施组合能够确保该预想故障的TSS和SSS 都满足安全稳定要求，则将其中控制代价最小的待校核的控制措施组合作为最终的0C，结 束本方法，否则，进入步骤3。
[0229] 虽然本发明已W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W本申请的权利要求所界定的内容为标准。
【主权项】
1.计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其特征在于，包括W下步 骤： 1) 根据安控系统的控制策略模型，W及安控系统的压板状态、定值和实测信息，生成与 安控系统所防御的预想故障所对应的可控措施集CC，并将预想故障下计及暂态和静态安全 稳定约束的在线紧急控制措施集0C置为空集，将待校核的控制措施组合增量集CA置为空 集，将待校核的控制措施组合集CB置为不需要采取控制措施的集合，进入步骤2); 所述可控措施包括可控设备、控制方向和控制量； 2) 针对通过电网运行断面数据整合得到的最新的电网运行状态So,进行安控系统所防 御的预想故障下的暂态安全稳定TSS量化评估和静态安全稳定SSS量化评估，将TSS和SSS量 化评估结果记为TSR，若该预想故障的TSS和SSS都满足安全稳定要求，则将CB作为0C，结束 本方法，否则，将相应的基于SSS量化评估得到的电网运行状态记为Si，进入步骤3); 所述TSS包括暂态功角稳定TAS、暂态电压稳定TVS、暂态电压跌落安全TVDS、暂态频率 跌落安全T抑S和暂态频率上升安全TFRS; 所述TAS的量化评估是指通过计算得到TAS的主导模式Wtsa及其裕度心对于由直流系统 互联构成的异步电网，还包括各个同步电网的TAS的主导模式Wtsa.i及其裕度ru.i，其中，i = 1，2,…，n，n为同步电网的数目，将η个同步电网中任一个TAS主导模式的裕度最小的同步电 网确定为TAS关键电网，且Wtsa、％分别为TAS关键电网的TAS主导模式和裕度;所述主导模式 包括振荡中屯、、发电机分群、负荷分群W及发电机的参与因子和负荷的参与因子，其中，领 前群中发电机的参与因子W及滞后群中负荷的参与因子为正，滞后群中发电机的参与因子 W及领前群中负荷的参与因子为负； 所述TVS的量化评估是指通过计算得到TVS的关键负荷集Wtvs及关键负荷的裕度，所述 TVS的关键负荷是指其TVS裕度与TVS主导关键负荷TVS裕度ritvs之差小于设定值的负荷，所 述TVS主导关键负荷是指在所有负荷中TVS裕度最小的负荷； 所述TVDS的量化评估是指通过计算得到TVDS的关键节点集Wtvd及关键节点的裕度，所 述TVDS的关键节点是指其TVDS裕度与TVDS主导关键节点TVDS裕度ritvd之差小于设定值的节 点，所述TVDS主导关键节点是指在所有节点中TVDS裕度最小的节点； 所述TFDS的量化评估是指通过计算得到TFDS的关键节点及关键发电机集Wtfd及关键节 点和关键发电机的裕度，所述TFDS的关键节点或关键发电机是指其TFDS裕度与TFDS主导关 键点TFDS裕度ritfd之差小于设定值的节点或发电机，所述TFDS主导关键点是指在所有节点 和发电机中最小TFDS裕度的节点或发电机； 所述TFRS的量化评估是指通过计算得到TFRS的关键节点及关键发电机集Wtfr及关键节 点和关键发电机的裕度，所述TFRS的关键节点或关键发电机是指其TFRS裕度与TFRS主导关 键点TFRS裕度ritfr之差小于设定值的节点或发电机，所述TFRS主导关键点是指在所有节点 和发电机中TFRS裕度最小节点或发电机； 所述SSS包括设备过载安全化S、电压偏移安全和频率偏移安全，其中电压偏移安全又 分为电压越下限安全化LS和电压越上限安全VULS，频率偏移安全也分为频率越下限安全 化LS和频率越上限安全即LS; 所述化S的量化评估是指通过计算得到化S的关键设备集恥1及关键设备的裕度，所述 0LS的关键设备是指其化S裕度与化S主导关键设备化S裕度ru之差小于设定值的设备，所述 OLS主导关键设备是指在所有设备中化S裕度最小的设备； 所述化LS的量化评估是指通过计算得到化LS的关键节点集Wvi及关键节点的裕度，所述 化LS的关键节点是指其化LS裕度与化LS主导关键节点化LS裕度IM之差小于设定值的节点， 所述化LS主导关键节点是指在所有节点中化LS裕度最小的节点； 所述VULS的量化评估是指通过计算得到VULS的关键节点集Wvu及关键节点的裕度，所述 VULS的关键节点是指其VULS裕度与VULS主导关键节点VULS裕度rivu之差小于设定值的节点， 所述VULS主导关键节点是指在所有节点中VULS最小的节点； 所述化LS的量化评估是指通过计算得到化LS的裕度化，对于由直流系统互联构成的异 步电网，还包括各个同步电网的化LS裕度rifi.i，其中，i = l，2,…，n，rifi为各个同步电网的 化LS裕度中的最小值； 所述即LS的量化评估是指通过计算得到即LS的裕度rifu，对于由直流系统互联构成的异 步电网，还包括各个同步电网的FULS裕度rifu.i，其中，i = l，2,…，n，rifu为各个同步电网的 即LS裕度中的最小值； 所述 TSS 和 SSS 都满足安全稳定要求是指 TAS、TVS、TVDS、TFDS、TFRS、0LS、V1XS、VULS、 化LS和FULS共10类安全稳定的裕度都分别大于等于相应的满足安全稳定要求的裕度口槛 值am,其中，m= 1，2，3，…，10，m等于1时，ai代表TAS的裕度口槛值，m等于2时，曰2代表TVS的裕 度口槛值，m等于3时，日3代表TVDS的裕度口槛值，m等于4时，日4代表T抑S的裕度口槛值，m等于 5时，￡1日代表TFRS的裕度口槛值，m等于6时，日6代表0LS的裕度口槛值，m等于7时，日7代表化LS 的裕度口槛值，m等于別寸，曰8代表VULS的裕度口槛值，m等于9时，曰9代表化LS的裕度口槛值，m 等于10时，ai日代表即LS的裕度口槛值； 3) 将待组合的直流系统功率紧急调制措施集TD置为空集，将待组合的电容器/电抗器 投退措施集TX置为空集，将待组合的发电机切除措施集TG置为空集，将待组合的负荷切除 措施集化置为空集，进入步骤4); 4) 若CB中所有控制措施组合的ru都小于曰1，则从中选取ru最大的控制措施组合，作为 0C，并根据0C更新TSR、Si和CC，进入步骤5); 若CB中所有控制措施组合的屯大于等于ai的控制措施组合中有ritvs小于曰2或ritvd小于曰3 的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取％VS与％vd之和最大的控制措施组合，作为 0C，并根据0C更新TSR、Si和CC，进入步骤6); 若CB中所有控制措施组合的％大于等于ai且ritvs大于等于曰2且ritvd大于等于曰3的控制措 施组合中有ntfd小于曰4或ntfr小于a日的控制措施组合，则从运些控制措施组合中选取ritfd与 ntfr之和最大的控制措施组合，作为0C，并根据0C更新TSR、Si和CC，进入步骤6); 若CB中所有控制措施组合的％大于等于ai且ritvs大于等于曰2且ritvd大于等于曰3且ritfd大于 等于日4且％打大于等于a日的控制措施组合中有riois小于日6的控制措施组合，则从运些控制措 施组合中选取rUs最大的控制措施组合，作为0C，并根据0C更新TSR、Si和CC，进入步骤10); 若CB中所有控制措施组合的％大于等于ai且ritvs大于等于曰2且ritvd大于等于曰3且ritfd大于 等于曰4且屯打大于等于a日且rus大于等于曰6的控制措施组合中有小于曰7或小于曰8的控制 措施组合，则从运些控制措施组合中选取rM与rivu之和最大的控制措施组合，作为0C，并根 据0C更新TSR、Si和CC，进入步骤10);否则，从CB中所有控制措施组合的％大于等于ai且ritvs 大于等于曰2且ntvd大于等于曰3且ntfd大于等于曰4且Htfr大于等于a日且n〇ls大于等于曰6且％1大于 等于曰7且％u大于等于as的控制措施组合中选取rifi与rifu之和最大的控制措施组合，作为OC， 并根据0C更新TSR、Si和CC，进入步骤14); 5)针对CC中送、受端交流节点都在TAS关键电网内的各个直流系统，WWtsa中领前群发 电机参与因子为权值，分别计算出Si下领前群中各个发电机节点与送端交流节点之间电气 距离倒数的加权和Yi，W及与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y2;若I Yi I / IY21大 于设定的大于1的参数bi，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD中，并 将（I Yi Η Y21)作为运些措施的TAS控制性能指标;若IY21 /1 Yi I大于bi，则将CC中与该直流系 统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并将（|Υ21-1 Yil)作为运些措施的TAS控制性能指 标； 针对CC中送、受端交流节点不在同一个同步电网内且其中有一个同步电网是TAS关键 电网的各个直流系统，W其送端同步电网的TAS主导模式振荡中屯、为界将送端同步电网的 交流节点划分为两个集合，W其受端同步电网的TAS主导模式振荡中屯、为界将受端同步电 网的交流节点也划分为两个集合，若直流系统的送端交流节点与送端同步电网的TAS主导 模式中领前群发电机节点属于同一个集合，且直流系统的受端交流节点与受端同步电网的 TAS主导模式中滞后群发电机节点属于同一个集合，则将CC中与该直流系统相关的功率紧 急提升措施加入到TD中，并WWtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出Si下领前群中各 个发电机节点与位于TAS关键电网的直流系统的送端交流节点或受端交流节点之间电气距 离倒数的加权和Y3,将I Y31作为运些措施的TAS控制性能指标;若直流系统的送端交流节点 与送端同步电网的TAS主导模式中滞后群发电机节点属于同一个集合，且直流系统的受端 交流节点与受端同步电网的TAS主导模式中领前群发电机节点属于同一个集合，则将CC中 与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并WWtsa中领前群发电机参与因子为 权值，计算出Si下领前群中各个发电机节点与位于TAS关键电网的直流系统的送端交流节 点或受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y4,并将|Υ4|作为运些措施的TAS控制性能指 标； 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C1的 措施剔除； 针对CC中属于Wtsa领前群发电机的各个发电机切除措施，将其在Wtsa中的参与因子与单 位发电机有功出力控制代价的比值，作为各个发电机切除措施的TAS控制性能指标，并将相 应的发电机加入TG中； 将TG中控制性能指标与TG中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C2的 措施剔除； 所述单位发电机有功控制代价是指发电机切除措施的控制代价与发电机有功出力的 比值； 针对CC中属于Wtsa滞后群负荷的各个负荷切除措施，将其在Wtsa中的参与因子与单位负 荷有功控制代价的比值，作为各个负荷切除措施的TAS控制性能指标，并将相应的负荷切除 措施加入化中； 将化中控制性能指标与化中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C3的 措施剔除； 所述单位负荷有功控制代价是指负荷切除措施的控制代价与负荷有功的比值； 进入步骤15); 6) 将只考虑TVS和TVDS的待组合的负荷切除措施集TLV置为空集，将只考虑TFDS和TFRS 的待组合的负荷切除措施集TLF置为空集，进入步骤7); 7) 若0C的ritvs小于曰2或ritvd小于曰3,则进行W下处理后进入步骤8)，否则，进入步骤8); 针对CC中的各个电容器投入/电抗器退出措施，计及Wtvs中关键负荷的裕度，根据Si下电 容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中关键负荷接入节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容 器投入/电抗器退出措施对TVS的控制性能指标Xtvs，计及Wtvd中关键节点的裕度，根据Si下 电容器投入/电抗器退出措施对Wtvd中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容器投 入/电抗器退出措施对TVDS的控制性能指标Xtvd; 针对CC中各个电容器投入/电抗器退出措施，分别将其Xtvs与Xtvd之和，作为其对TVS和 TVDS的控制性能综合指标，若该控制性能综合指标大于0,则将该措施加入到TX中； 将TX中控制性能综合指标与TX中所有措施控制性能综合指标中的最大值之比小于设 定参数C4的措施剔除； 针对CC中各个负荷切除措施，计及Wtvs中关键负荷的裕度和负荷切除措施的单位负荷 有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wtvs中关键负荷接入节点电压的灵敏度，分别计算 出各个负荷切除措施对TVS的控制性能指标Ltvs;计及Wtv冲关键节点的裕度和负荷切除措 施的单位负荷有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wtvd中关键节点电压的灵敏度，分别 计算出各个负荷切除措施对TVDS的控制性能指标Uvd; 针对CC中各个负荷切除措施，分别将其Ltvs与Ltvd之和，作为其对TVS和TVDS的控制性能 综合指标，若该控制性能综合指标大于0，则将该措施加入到TLV中； 将化V中控制性能综合指标与化V中所有措施控制性能综合指标中的最大值之比小于 设定参数C5的措施剔除； 8) 若OC的ritfd小于日4或屯打小于a日，则进行W下处理后进入步骤9)，否则，进入步骤9); 针对CC中的各个直流系统，计及Wtfd中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Si下Wtfd中 关键节点/发电机节点与送端交流节点之间电气距离倒数的加权和Ydfdi，W及Wtf冲关键节 点/发电机节点与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Ydfd2,计及Wtfr中关键节点/发 电机的裕度，分别计算出Si下Wtf冲关键节点/发电机节点与送端交流节点之间电气距离倒 数的加权和Ydfrl，W及Wtfr中关键节点/发电机节点与受端交流节点之间电气距离倒数的加 权和&fr2 ; 当OC的ntfd小于等于打时，若 I Ydfdl I 大于bl I Ydfrl I、I Ydfdl I 大于bl I Ydfd2 I 和 I Ydfr2 I 大于bl Ydfd2|，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，将（|Ydfdi|-|Ydfd2| ) 作为该措施的控制性能指标;若I Y壯dl I / I Ydfrl I、I Ydfdl I / I Ydfd2 I和I Y壯r2 I / I Ydfd2 I都小于1/ bi，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD中，并将（|￥<^2|-|￥壯<11|)作 为该措施的控制性能指标； 当OC的ntfd大于Htfr时，若 I Ydfrl I 大于bl I Ydfdl I、I Ydfrl I 大于bl I Ydfr2 I 和 I Ydfd2 I 大于bl Ydfr2 I，则将CC中与该直流系统相关的功率紧急提升措施加入到TD中，将I Ydfrl I - I Ydfr2 I作为 该措施的控制性能指标;若I Ydfrl I / I Ydfdl I、I Ydfrl I / I Ydfr2 I和I Ydfd2 I / I Yd打2 I都小于1/bl，则 将CC中与该直流系统相关的功率紧急回降措施加入到TD中，并将（|￥<1&2|-|￥<1&1|)作为该措 施的控制性能指标； 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数Cl的 措施剔除； 当0C的山打小于a日时，首先针对CC中的各个发电机切除措施，计及Wt打中关键节点/发电 机的裕度，分别计算出Si下Wtfr中关键节点/发电机节点与发电机切除措施所连接的节点之 间电气距离倒数的加权和Ygfr，计及Wtf d中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Si下Wtf d中 关键节点/发电机节点与发电机切除措施所连接的节点之间电气距离倒数的加权和Ygfd;若 Ygfr I大于bl I Ygfd I，则将该发电机切除措施加入到TG中，并将（I Ygfr I - I Ygfd I )与该措施单位 发电机有功出力控制代价的比值作为其控制性能指标;然后，将TG中控制性能指标与TG中 所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C1的措施剔除； 当0C的ritfd小于曰4时，首先针对CC中的各个负荷切除措施，计及Wtfd中关键节点/发电机 的裕度，分别计算出Si下Wtfd中关键节点/发电机节点与负荷切除措施所连接的节点之间电 气距离倒数的加权和Ylfd，计及Wtfr中关键节点/发电机的裕度，分别计算出Si下Wtfr中关键 节点/发电机节点与负荷切除措施所连接的节点之间电气距离倒数的加权和Ylfr;若lYlfd 大于bl I Ylfr I，则将该负荷切除措施加入到TLF中，并将（I Ylfd I - I Ylfr I )与该措施单位负荷有 功出力控制代价的比值作为其控制性能指标;然后，将化F中控制性能指标与化F中所有措 施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C1的措施剔除； 9) 将TLV与TLF的并集作为化，进入步骤15); 10) 将只考虑化S的待组合的负荷切除措施集化0置为空集，将只考虑化LS和VULS的待 组合的负荷切除措施集化SV置为空集，进入步骤11); 11) 若OC的rus小于曰6,贝赃行W下处理后进入步骤12)，否则，进入步骤12); 针对CC中各个直流系统功率紧急调制措施，基于Si下直流系统功率紧急调制措施对WdI 中关键设备的有功功率灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度，分别计算出各个直流系统功率 紧急调制措施对化S的控制性能指标DdIs，将控制性能指标大于0的直流系统功率紧急调制 措施加入到TD中； 将TD中控制性能指标与TD中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C6的 措施剔除； 针对CC中各个发电机切除措施，基于Si下发电机切除措施对WdI中关键设备的有功功率 灵敏度，计及WdI中关键设备的裕度和发电机切除措施的单位发电机有功出力控制代价，分 另IJ计算出各个发电机切除措施对OLS的控制性能指标GdIs，将控制性能指标大于0的发电机 切除措施加入到TG中； 针对CC中各个负荷切除措施，基于Si下负荷切除措施对恥1中关键设备的有功功率灵敏 度，计及WdI中关键设备的裕度和负荷切除措施的单位负荷有功控制代价，分别计算出各个 负荷切除措施对化S的控制性能指标Uls，将控制性能指标大于0的负荷切除措施加入到化0 中； 若TG非空或化的自空，则将TG中控制性能指标与TG和TLO二者中所有措施控制性能指标 中的最大值之比小于设定参数C7的措施剔除，将化0中控制性能指标与TG和化0二者中所有 措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C7的措施剔除； 12) 若OC的IM小于曰7或小于曰8,则进行W下处理后进入步骤13)，否则，进入步骤13); 针对CC中的各个电容器/电抗器投退措施，计及Wd中关键节点的裕度，根据Si下电容 器/电抗器投退措施对Wvl中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容器/电抗器投退措 施对化LS的控制性能指标Xvi，计及Wvu中关键节点的裕度，根据Si下电容器/电抗器投退措施 对Wvu中关键节点电压的灵敏度，分别计算出各个电容器/电抗器投退措施对VULS的控制性 能指标Xvu; 当0C的％1小于等于时，若Xvl大于b2 I Xvu I，则将该措施加入到TX中，并将(Xvl-I Xvu I )作 为该措施的控制性能指标，其中b2为设定的大于1参数； 当0C的％1大于时，若Xvu大于b2 I Xvl I，则将该措施加入到TX中，并将(Xvu-I Xvl I )作为该 措施的控制性能指标； 将TX中控制性能指标与TX中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C8的 措施剔除； 当0C的IM小于曰7时，首先针对CC中各个负荷切除措施，计及胖^中关键节点的裕度和负 荷切除措施的单位负荷有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wvl中关键节点电压的灵敏 度，计算出各个负荷切除措施对化LS的控制性能指标Lvi，计及Wvu中关键节点的裕度和负荷 切除措施的单位负荷有功控制代价，根据Si下负荷切除措施对Wvu中关键节点电压的灵敏 度，计算出各个负荷切除措施对VULS的控制性能指标Lvu;若Lvi大于b21 Lvu I，则将该措施加 入到化SV中，并将(Lvi-lLvul)作为该措施的控制性能指标;然后，将化SV中控制性能指标与 化SV中所有措施控制性能指标中的最大值之比小于设定参数C9的措施剔除； 13) 将化0与化SV的并集作为化，进入步骤15); 14) 将CC中送、受端交流节点不在同一个同步电网的各个直流系统相关功率紧急调制 措施加入到TD中，将CC中所有发电机切除措施加入到TG中，将CC中所有负荷切除措施加入 到化中，进入步骤15); 15) 若TD非空或TX非空或TG非空或化非空，则首先针对TD、TX、TG和化中紧急控制措施 进行枚举组合，得到CA，并剔除其中有两个及W上紧急控制措施所对应的可控设备相同的 组合措施;然后，通过设备过载安全校核和稳态频率安全校核，对CA中组合措施进行筛选， 进入步骤16 )，否则，认为捜索不到0C，结束本方法； 16) 若CA非空，则按控制代价由小到大的顺序对CA中组合措施进行排序，其中，对于控 制代价相同的组合措施，优先按组合措施中各个措施相对于0C的有功控制量的增量之和由 小到大排序，再对其中有功控制量之和相等的组合措施按其各个措施相对于0C的无功控制 量的增量之和由小到大排序，进入步骤17)，否则，认为捜索不到0C，结束本方法； 其中，直流系统功率紧急调制措施和电容器/电抗器投退措施的控制代价置为0; 17) 分别将CA中各个控制措施组合与OC的并集作为一个待校核的控制措施组合，生成 CB，并将其中控制措施组合在CA中的排序号作为相应的待校核的控制措施组合的排序号， 针对So,将安控系统所防御的预想故障下分别考虑CB中各个待校核的控制措施组合实施后 的TSS量化评估和SSS量化评估作为一个计算任务，并按待校核的控制措施组合的排序对相 应的计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行并行计算； 在并行计算过程中，若控制代价小的待校核的控制措施组合能够确保该预想故障的 TSS和SSS都满足安全稳定要求，则终止所有控制代价大于该控制代价的待校核的控制措施 组合的计算任务； 待所有计算任务完成，进入步骤18); 18)若CB中有待校核的控制措施组合能够确保该预想故障的TSS和SSS都满足安全稳定 要求，则将其中控制代价最小的待校核的控制措施组合作为最终的0C，结束本方法，否则， 进入步骤3)。2. 根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤2)中所述10类安全稳定的裕度都规范化在[-1,1]范围，且裕度为0,表示临 界安全稳定，裕度大于0，表示安全稳定，裕度小于0，表示失去安全稳定，裕度越大，表示安 全稳定程度越高。3. 根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤4)中所述TSR、Si和CC的更新具体包括： 将与更新后的OC对应的TSS和SSS量化评估结果作为TSR，将更新后的OC对应的基于SSS 量化评估得到的电网运行状态作为&，从CC中剔除与OC中控制设备相同且控制方向相同且 控制量小于等于OC中控制量的可控措施，W及与OC中控制设备相同但控制方向相反的可控 措施。4. 根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤7)中通过公式（1) -(4)计算Xtvs、Xtvd、Ltvs和Ltvd;其中，Ji为Wtvs中关键负荷数，巧ms Ji为Wtvs中第ji个关键负荷的TVS裕度，如为电容 器投入/电抗器退出措施对Wtvs中第jl个关键负荷接入节点的电压灵敏度，J2为Wtvd中关键节 点数，而-幻,为Wtv冲第j2个关键节点的TVDS裕度，为电容器投入/电抗器退出措施 对Wtv冲第j2个关键节点的电压灵敏度，k为设定的大于1的参数，S/wJi为负荷切除措施对 Wtvs中第jl个关键负荷接入节点的电压灵敏度，为负荷切除措施对Wtvd中第j2个关键 节点的电压灵敏度，Cl为负荷切除措施的单位负荷有功控制代价。5. 根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤8 )中通过公式(5 ) -( 10 )计算Ydf d、Ydfr、Ygf d、Ygfr、Ylf d和Ylfr ;其中，J3为Wtf冲关键节点/发电机数，巧^巧.丸为Wtf冲第j3个关键节点/发电机的TFDS裕 度，y进私7^为直流系统送端节点或受端交流节点与Wtfd中第j3个关键节点/发电机节点之 间电气距离的倒数，J4为Wtfr中关键节点/发电机数，巧始..Λ为Wtfr中第j4个关键节点/发电 机的TFRS裕度，为直流系统送端节点或受端交流节点与Wtfr中第j4个关键节点/发 电机节点之间电气距离的倒数，k为设定的大于1的参数，式为发电机所连接的节点与 Wtfd中第j3个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，/知为发电机所连接的节点 与Wtfr中第j4个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，化/.Λ为负荷所连接的节点 与Wtf冲第j3个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，化为负荷所连接的节点 与Wtf冲第j4个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数。6.根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤11)中通过公式（11)-(13)计算Dd1s、Gd1s和Uls;其中，J5为W。冲关键设备数，而厶为W。冲第js个关键设备的OLS裕度，旬化为直流 系统对W。l中第j5个关键设备的有功功率灵敏度，S户G.^^为发电机对W。l中第j5个关键设备的 有功功率灵敏度，为负荷对WdI中第js个关键设备的有功功率灵敏度，k为设定的大于 1的参数，Cg为发电机切除措施的单位发电机有功控制代价，Cl为负荷切除措施的单位负荷 有功控制代价。7. 根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤12)中通过公式(14) -(17)计算Xvi、Xvu、Lvi和Lvu;其中，九为胖^中关键节点数，巧w. Js为胖^中第j6个关键节点的化LS裕度，每吃;f为电容 器/电抗器投退措施对Wvl中第j6个关键节点的电压灵敏度，J7为Wvu中关键节点数，巧ruj 了为 Wvu中第j7个关键节点的VULS裕度，*S^紙y.JV为电容器/电抗器投退措施对Wvu中第j7个关键节 点的电压灵敏度，k为设定的大于1的参数，为负荷切除措施对Wvl中第j6个关键节点 的电压灵敏度，为负荷切除措施对Wvu中第j7个关键节点的电压灵敏度，Cl为负荷切 除措施的单位负荷有功控制代价。8. 根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤15)中所述通过设备过载安全校核对CA进行筛选具体包括： 分别针对CA中的各个组合措施，基于So,采用灵敏度分析法，计算出预想故障下组合措 施与0C的并集实施后电网的化S裕度ri'Di，若n'Di大于等于as或n'Di小于as且n'Di大于等于 屯1，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除。9. 根据权利要求1所述的计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法，其 特征在于，步骤15)中所述通过稳态频率安全校核对CA进行筛选具体包括： 分别针对CA中的各个组合措施，基于So,采用基于电力系统功频特性的频率估算方法， 计算出预想故障下组合措施与0C的并集实施后电网的化LS裕度n'fi和即LS裕度n'fu，并进 行W下处理： 若n'fi小于a9、ri'fu小于ai日且n'fi大于等于大于等于恥，则保留该组合措施，否 贝1J，将该组合措施从CA中剔除； 若n'fi小于a9、ri'fu大于等于ai日且n'fi大于等于相1，则保留该组合措施，否则，将该组合 措施从CA中剔除； 若ri'n大于等于a目、ri'fu小于aiQ且ri'fu大于等于rifu，则保留该组合措施，否则，将该组合 措施从CA中剔除； 若ri'n大于等于a目、ri'fu大于等于aiQ，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔 除。
【文档编号】H02J1/00GK106099907SQ201610339928
【公开日】2016年11月9日
【申请日】2016年5月21日
【发明人】徐泰山, 任先成, 鲍颜红, 许涛, 刘天斌, 罗建裕, 张剑云, 徐友平, 李海峰, 张金龙
【申请人】国电南瑞科技股份有限公司, 国家电网公司, 国家电网公司华中分部, 江苏省电力公司, 南京南瑞集团公司