计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法转让专利

申请号 : CN201610339928.1

文献号 : CN106099907A

文献日 : 2016-11-09

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。

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，包括以下步骤：

1)根据安控系统的控制策略模型，以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)；

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S0，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S1，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TFDS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ηa，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ηa.i，其中，i＝

1,2,…,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、ηa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心、发电机分群、负荷分群以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以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以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ηtvs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ηtvd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ηtfd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ηtfr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OLS、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VLLS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FLLS和频率越上限安全FULS；

所述OLS的量化评估是指通过计算得到OLS的关键设备集Wol及关键设备的裕度，所述OLS的关键设备是指其OLS裕度与OLS主导关键设备OLS裕度ηol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OLS裕度最小的设备；

所述VLLS的量化评估是指通过计算得到VLLS的关键节点集Wvl及关键节点的裕度，所述VLLS的关键节点是指其VLLS裕度与VLLS主导关键节点VLLS裕度ηvl之差小于设定值的节点，所述VLLS主导关键节点是指在所有节点中VLLS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ηvu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FLLS的量化评估是指通过计算得到FLLS的裕度ηfl，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FLLS裕度ηfl.i，其中，i＝1,2,…,n，ηfl为各个同步电网的FLLS裕度中的最小值；

所述FULS的量化评估是指通过计算得到FULS的裕度ηfu，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ηfu.i，其中，i＝1,2,…,n，ηfu为各个同步电网的FULS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、OLS、VLLS、VULS、FLLS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门槛值am，其中，m＝1,2,3,…,10，m等于1时，a1代表TAS的裕度门槛值，m等于2时，a2代表TVS的裕度门槛值，m等于3时，a3代表TVDS的裕度门槛值，m等于4时，a4代表TFDS的裕度门槛值，m等于

5时，a5代表TFRS的裕度门槛值，m等于6时，a6代表OLS的裕度门槛值，m等于7时，a7代表VLLS的裕度门槛值，m等于8时，a8代表VULS的裕度门槛值，m等于9时，a9代表FLLS的裕度门槛值，m等于10时，a10代表FULS的裕度门槛值；

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TL置为空集，进入步骤4)；

4)若CB中所有控制措施组合的ηa都小于a1，则从中选取ηa最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤5)；

若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1的控制措施组合中有ηtvs小于a2或ηtvd小于a3的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηtvs与ηtvd之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤6)；

若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3的控制措施组合中有ηtfd小于a4或ηtfr小于a5的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηtfd与ηtfr之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤6)；

若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5的控制措施组合中有ηols小于a6的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηols最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤10)；

若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5且ηols大于等于a6的控制措施组合中有ηvl小于a7或ηvu小于a8的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηvl与ηvu之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤10)；否则，从CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5且ηols大于等于a6且ηvl大于等于a7且ηvu大于等于a8的控制措施组合中选取ηfl与ηfu之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1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，以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，分别计算出S1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Y1，以及与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y2；若|Y1|/|Y2|大于设定的大于1的参数b1，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(|Y1|-|Y2|)作为这些措施的TAS控制性能指标；若|Y2|/|Y1|大于b1，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(|Y2|-|Y1|)作为这些措施的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，以其送端同步电网的TAS主导模式振荡中心为界将送端同步电网的交流节点划分为两个集合，以其受端同步电网的TAS主导模式振荡中心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，并以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出S1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|Y3|作为这些措施的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，并以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出S1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|Y4|作为这些措施的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TL中；

将TL中控制性能指标与TL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OC的ηtvs小于a2或ηtvd小于a3，则进行以下处理后进入步骤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S1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S1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S1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S1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Ltvd；

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TLV中控制性能综合指标与TLV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ηtfd小于a4或ηtfr小于a5，则进行以下处理后进入步骤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S1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Ydfd1,以及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S1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Ydfr1,以及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Ydfr2；

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；

9)将TLV与TLF的并集作为TL，进入步骤15)；

10)将只考虑OLS的待组合的负荷切除措施集TLO置为空集，将只考虑VLLS和VULS的待组合的负荷切除措施集TLSV置为空集，进入步骤11)；

11)若OC的ηols小于a6，则进行以下处理后进入步骤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S1下直流系统功率紧急调制措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Dols，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S1下发电机切除措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Gols，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S1下负荷切除措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Lols，将控制性能指标大于0的负荷切除措施加入到TLO中；

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TLO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；

12)若OC的ηvl小于a7或ηvu小于a8，则进行以下处理后进入步骤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Wvl中关键节点的裕度，根据S1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VLLS的控制性能指标Xvl，计及Wvu中关键节点的裕度，根据S1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OC的ηvl小于等于ηvu时，若Xvl大于b2|Xvu|，则将该措施加入到TX中，并将(Xvl-|Xvu|)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OC的ηvl大于ηvu时，若Xvu大于b2|Xvl|，则将该措施加入到TX中，并将(Xvu-|Xvl|)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OC的ηvl小于a7时，首先针对CC中各个负荷切除措施，计及Wvl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S1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VLLS的控制性能指标Lvl，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S1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Lvl大于b2|Lvu|，则将该措施加入到TLSV中，并将(Lvl-|Lvu|)作为该措施的控制性能指标；然后，将TLSV中控制性能指标与TLSV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TLO与TLSV的并集作为TL，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TL中，进入步骤15)；

15)若TD非空或TX非空或TG非空或TL非空，则首先针对TD、TX、TG和TL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以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，认为搜索不到OC，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，认为搜索不到OC，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S0，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OC，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、S1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S1，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，以及与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，J1为Wtvs中关键负荷数，为Wtvs中第j1个关键负荷的TVS裕度，为电容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中第j1个关键负荷接入节点的电压灵敏度，J2为Wtvd中关键节点数，为Wtvd中第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j1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Ydfd、Ydfr、Ygfd、Ygfr、Ylfd和Ylfr；

其中，J3为Wtfd中关键节点/发电机数，为Wtfd中第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Wtfr中关键节点/发电机数，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，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，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，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Wtfr中第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Dols、Gols和Lols；

其中，J5为Wol中关键设备数，为Wol中第j5个关键设备的OLS裕度，为直流

系统对Wol中第j5个关键设备的有功功率灵敏度，为发电机对Wol中第j5个关键设备的有功功率灵敏度，为负荷对Wol中第j5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Xvl、Xvu、Lvl和Lvu；

其中，J6为Wvl中关键节点数，为Wvl中第j6个关键节点的VLLS裕度，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j7个关键节点的VULS裕度，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S0，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OLS裕度η'ol，若η'ol大于等于a6或η'ol小于a6且η'ol大于等于ηol，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S0，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FLLS裕度η'fl和FULS裕度η'fu，并进行以下处理：若η'fl小于a9、η'fu小于a10且η'fl大于等于ηfl、η'fu大于等于ηfu，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

若η'fl小于a9、η'fu大于等于a10且η'fl大于等于ηfl，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

若η'fl大于等于a9、η'fu小于a10且η'fu大于等于ηfu，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

若η'fl大于等于a9、η'fu大于等于a10，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除。

计及暂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，本发明涉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以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以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”(ZL 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，然后在已搜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，以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以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以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，本发明是采用以下技术方案实现的，包括以下步骤：

[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，以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S0，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S1，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ηa，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ηa.i，其中，i＝1,2,…,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、ηa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心、发电机分群、负荷分群以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以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以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ηtvs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ηtvd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ηtfd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ηtfr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OLS、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VLLS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FLLS和频率越上限安全FULS；

[0020] 所述OLS的量化评估是指通过计算得到OLS的关键设备集Wol及关键设备的裕度，所述OLS的关键设备是指其OLS裕度与OLS主导关键设备OLS裕度ηol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OLS裕度最小的设备；

[0021] 所述VLLS的量化评估是指通过计算得到VLLS的关键节点集Wvl及关键节点的裕度，所述VLLS的关键节点是指其VLLS裕度与VLLS主导关键节点VLLS裕度ηvl之差小于设定值的节点，所述VLLS主导关键节点是指在所有节点中VLLS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ηvu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FLLS的量化评估是指通过计算得到FLLS的裕度ηfl，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FLLS裕度ηfl.i，其中，i＝1,2,…,n，ηfl为各个同步电网的FLLS裕度中的最小值；

[0024] 所述FULS的量化评估是指通过计算得到FULS的裕度ηfu，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ηfu.i，其中，i＝1,2,…,n，ηfu为各个同步电网的FULS裕度中的最小值；

[0025] 所述TSS和SSS都满足安全稳定要求是指TAS、TVS、TVDS、TFDS、TFRS、OLS、VLLS、VULS、FLLS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门槛值am，其中，m＝1,2,3,…,10，m等于1时，a1代表TAS的裕度门槛值，m等于2时，a2代表TVS的裕度门槛值，m等于3时，a3代表TVDS的裕度门槛值，m等于4时，a4代表TFDS的裕度门槛值，m等于5时，a5代表TFRS的裕度门槛值，m等于6时，a6代表OLS的裕度门槛值，m等于7时，a7代表VLLS的裕度门槛值，m等于8时，a8代表VULS的裕度门槛值，m等于9时，a9代表FLLS的裕度门槛值，m等于10时，a10代表FULS的裕度门槛值；

[0026] 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TL置为空集，进入步骤4)；

[0027] 4)若CB中所有控制措施组合的ηa都小于a1，则从中选取ηa最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤5)；

[0028] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1的控制措施组合中有ηtvs小于a2或ηtvd小于a3的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηtvs与ηtvd之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤6)；

[0029] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3的控制措施组合中有ηtfd小于a4或ηtfr小于a5的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηtfd与ηtfr之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤6)；

[0030] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5的控制措施组合中有ηols小于a6的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηols最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤10)；

[0031] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5且ηols大于等于a6的控制措施组合中有ηvl小于a7或ηvu小于a8的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηvl与ηvu之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤10)；

[0032] 否则，从CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5且ηols大于等于a6且ηvl大于等于a7且ηvu大于等于a8的控制措施组合中选取ηfl与ηfu之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入步骤14)；

[0033] 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，以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，分别计算出S1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Y1，以及与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y2；若|Y1|/|Y2|大于设定的大于1的参数b1，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(|Y1|-|Y2|)作为这些措施的TAS控制性能指标；若|Y2|/|Y1|大于b1，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(|Y2|-|Y1|)作为这些措施的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，以其送端同步电网的TAS主导模式振荡中心为界将送端同步电网的交流节点划分为两个集合，以其受端同步电网的TAS主导模式振荡中心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，并以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出S1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|Y3|作为这些措施的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，并以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出S1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|Y4|作为这些措施的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c1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TL中；

[0040] 将TL中控制性能指标与TL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)；

[0044] 7)若OC的ηtvs小于a2或ηtvd小于a3，则进行以下处理后进入步骤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S1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S1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S1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S1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Ltvd；

[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TLV中控制性能综合指标与TLV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ηtfd小于a4或ηtfr小于a5，则进行以下处理后进入步骤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S1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Ydfd1,以及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S1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Ydfr1,以及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Ydfr2；

[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c1的措施剔除；

[0058] 9)将TLV与TLF的并集作为TL，进入步骤15)；

[0059] 10)将只考虑OLS的待组合的负荷切除措施集TLO置为空集，将只考虑VLLS和VULS的待组合的负荷切除措施集TLSV置为空集，进入步骤11)；

[0060] 11)若OC的ηols小于a6，则进行以下处理后进入步骤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S1下直流系统功率紧急调制措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Dols，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S1下发电机切除措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Gols，将控制性能指标大于0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S1下负荷切除措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Lols，将控制性能指标大于0的负荷切除措施加入到TLO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TLO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；

[0066] 12)若OC的ηvl小于a7或ηvu小于a8，则进行以下处理后进入步骤13)，否则，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Wvl中关键节点的裕度，根据S1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VLLS的控制性能指标Xvl，计及Wvu中关键节点的裕度，根据S1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；

[0068] 当OC的ηvl小于等于ηvu时，若Xvl大于b2|Xvu|，则将该措施加入到TX中，并将(Xvl-|Xvu|)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ηvl大于ηvu时，若Xvu大于b2|Xvl|，则将该措施加入到TX中，并将(Xvu-|Xvl|)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ηvl小于a7时，首先针对CC中各个负荷切除措施，计及Wvl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S1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VLLS的控制性能指标Lvl，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S1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Lvl大于b2|Lvu|，则将该措施加入到TLSV中，并将(Lvl-|Lvu|)作为该措施的控制性能指标；然后，将TLSV中控制性能指标与TLSV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TLSV的并集作为TL，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TL中，进入步骤15)；

[0074] 15)若TD非空或TX非空或TG非空或TL非空，则首先针对TD、TX、TG和TL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以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，认为搜索不到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，认为搜索不到OC，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S0，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OC，结束本方法，否则，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、S1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S1，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，以及与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；

[0085]

[0086]

[0087]

[0088]

[0089] 其中，J1为Wtvs中关键负荷数，为Wtvs中第j1个关键负荷的TVS裕度，为电容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中第j1个关键负荷接入节点的电压灵敏度，J2为Wtvd中关键节点数，为Wtvd中第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j1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Ydfd、Ydfr、Ygfd、Ygfr、Ylfd和Ylfr；

[0091]

[0092]

[0093]

[0094]

[0095]

[0096]

[0097] 其中，J3为Wtfd中关键节点/发电机数，为Wtfd中第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Wtfr中关键节点/发电机数，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，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，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，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Wtfr中第j4个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数。

[0098] 进一步，步骤11)中通过公式(11)-(13)计算Dols、Gols和Lols；

[0099]

[0100]

[0101]

[0102] 其中，J5为Wol中关键设备数，为Wol中第j5个关键设备的OLS裕度，为直流系统对Wol中第j5个关键设备的有功功率灵敏度，为发电机对Wol中第j5个关键设备的有功功率灵敏度，为负荷对Wol中第j5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。

[0103] 进一步，步骤12)中通过公式(14)-(17)计算Xvl、Xvu、Lvl和Lvu；

[0104]

[0105]

[0106]

[0107]

[0108] 其中，J6为Wvl中关键节点数，为Wvl中第j6个关键节点的VLLS裕度，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j7个关键节点的VULS裕度，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。

[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S0，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OLS裕度η'ol，若η'ol大于等于a6或η'ol小于a6且η'ol大于等于ηol，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S0，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FLLS裕度η'fl和FULS裕度η'fu，并进行以下处理：

[0113] 若η'fl小于a9、η'fu小于a10且η'fl大于等于ηfl、η'fu大于等于ηfu，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

[0114] 若η'fl小于a9、η'fu大于等于a10且η'fl大于等于ηfl，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

[0115] 若η'fl大于等于a9、η'fu小于a10且η'fu大于等于ηfu，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

[0116] 若η'fl大于等于a9、η'fu大于等于a10，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以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，以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，可以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，以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，对于可以划分为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以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S0，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S1，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ηa，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ηa.i，其中，i＝1,2,…,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、ηa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心、发电机分群、负荷分群以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以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以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ηtvs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ηtvd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裕度最小的节点；

[0129] 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ηtfd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ηtfr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OLS、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VLLS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FLLS和频率越上限安全FULS；

[0132] 所述OLS的量化评估是指通过计算得到OLS的关键设备集Wol及关键设备的裕度，所述OLS的关键设备是指其OLS裕度与OLS主导关键设备OLS裕度ηol之差小于设定值(通常设置为0.2)的设备，所述OLS主导关键设备是指在所有设备中OLS裕度最小的设备；

[0133] 所述VLLS的量化评估是指通过计算得到VLLS的关键节点集Wvl及关键节点的裕度，所述VLLS的关键节点是指其VLLS裕度与VLLS主导关键节点VLLS裕度ηvl之差小于设定值(通常设置为0.15)的节点，所述VLLS主导关键节点是指在所有节点中VLLS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ηvu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FLLS的量化评估是指通过计算得到FLLS的裕度ηfl，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FLLS裕度ηfl.i，其中，i＝1,2,…,n，ηfl为各个同步电网的FLLS裕度中的最小值；

[0136] 所述FULS的量化评估是指通过计算得到FULS的裕度ηfu，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ηfu.i，其中，i＝1,2,…,n，ηfu为各个同步电网的FULS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、OLS、VLLS、VULS、FLLS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门槛值am，其中，m＝1,2,3,…,10，m等于1时，a1代表TAS的裕度门槛值，m等于2时，a2代表TVS的裕度门槛值，m等于3时，a3代表TVDS的裕度门槛值，m等于4时，a4代表TFDS的裕度门槛值，m等于5时，a5代表TFRS的裕度门槛值，m等于6时，a6代表OLS的裕度门槛值，m等于7时，a7代表VLLS的裕度门槛值，m等于8时，a8代表VULS的裕度门槛值，m等于9时，a9代表FLLS的裕度门槛值，m等于10时，a10代表FULS的裕度门槛值；

[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TL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ηa都小于a1，则从中选取ηa最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入图2中步骤5；

[0141] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1的控制措施组合中有ηtvs小于a2或ηtvd小于a3的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηtvs与ηtvd之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入图2中步骤6；

[0142] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3的控制措施组合中有ηtfd小于a4或ηtfr小于a5的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηtfd与ηtfr之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入图2中步骤6；

[0143] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5的控制措施组合中有ηols小于a6的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηols最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入图2中步骤10；

[0144] 若CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5且ηols大于等于a6的控制措施组合中有ηvl小于a7或ηvu小于a8的控制措施组合，则从这些控制措施组合中选取ηvl与ηvu之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入图2中步骤10；否则，从CB中所有控制措施组合的ηa大于等于a1且ηtvs大于等于a2且ηtvd大于等于a3且ηtfd大于等于a4且ηtfr大于等于a5且ηols大于等于a6且ηvl大于等于a7且ηvu大于等于a8的控制措施组合中选取ηfl与ηfu之和最大的控制措施组合，作为OC，并根据OC更新TSR、S1和CC，进入图2中步骤14；

[0145] 所述TSR、S1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S1，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，以及与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，以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，分别计算出S1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Y1，以及与受端交流节点之间电气距离倒数的加权和Y2；若|Y1|/|Y2|大于设定的大于1的参数b1(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(|Y1|-|Y2|)作为这些措施的TAS控制性能指标；若|Y2|/|Y1|大于b1，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(|Y2|-|Y1|)作为这些措施的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，以其送端同步电网的TAS主导模式振荡中心为界将送端同步电网的交流节点划分为两个集合，以其受端同步电网的TAS主导模式振荡中心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，并以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出S1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|Y3|作为这些措施的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，并以Wtsa中领前群发电机参与因子为权值，计算出S1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|Y4|作为这些措施的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c1(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TL中；

[0154] 将TL中控制性能指标与TL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；

[0158] 图2中步骤7：若OC的ηtvs小于a2或ηtvd小于a3，则进行以下处理后进入步骤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S1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S1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S1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S1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Ltvd；

[0163] 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TLV中控制性能综合指标与TLV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；

[0165] 通过公式(1)-(4)计算Xtvs、Xtvd、Ltvs和Ltvd；

[0166]

[0167]

[0168]

[0169]

[0170] 其中，J1为Wtvs中关键负荷数，为Wtvs中第j1个关键负荷的TVS裕度，为电容器投入/电抗器退出措施对Wtvs中第j1个关键负荷接入节点的电压灵敏度，J2为Wtvd中关键节点数，为Wtvd中第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j1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；

[0171] 图2中步骤8：若OC的ηtfd小于a4或ηtfr小于a5，则进行以下处理后进入步骤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S1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Ydfd1,以及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S1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Ydfr1,以及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Ydfr2；

[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c1的措施剔除；

[0178] 通过公式(5)-(10)计算Ydfd、Ydfr、Ygfd、Ygfr、Ylfd和Ylfr；

[0179]

[0180]

[0181]

[0182]

[0183]

[0184]

[0185] 其中，J3为Wtfd中关键节点/发电机数，为Wtfd中第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Wtfr中关键节点/发电机数，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，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，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，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Wtfr中第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TL，进入步骤15；

[0187] 图2中步骤10：将只考虑OLS的待组合的负荷切除措施集TLO置为空集，将只考虑VLLS和VULS的待组合的负荷切除措施集TLSV置为空集，进入步骤11；

[0188] 图2中步骤11若OC的ηols小于a6，则进行以下处理后进入步骤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S1下直流系统功率紧急调制措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Dols，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S1下发电机切除措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Gols，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S1下负荷切除措施对Wol中关键设备的有功功率灵敏度，计及Wol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OLS的控制性能指标Lols，将控制性能指标大于0的负荷切除措施加入到TLO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TLO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Dols、Gols和Lols；

[0195]

[0196]

[0197]

[0198] 其中，J5为Wol中关键设备数，为Wol中第j5个关键设备的OLS裕度，为直流系统对Wol中第j5个关键设备的有功功率灵敏度，为发电机对Wol中第j5个关键设备的有功功率灵敏度，为负荷对Wol中第j5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ηvl小于a7或ηvu小于a8，则进行以下处理后进入步骤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Wvl中关键节点的裕度，根据S1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VLLS的控制性能指标Xvl，计及Wvu中关键节点的裕度，根据S1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；

[0201] 当OC的ηvl小于等于ηvu时，若Xvl大于b2|Xvu|，则将该措施加入到TX中，并将(Xvl-|Xvu|)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)；

[0202] 当OC的ηvl大于ηvu时，若Xvu大于b2|Xvl|，则将该措施加入到TX中，并将(Xvu-|Xvl|)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ηvl小于a7时，首先针对CC中各个负荷切除措施，计及Wvl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S1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VLLS的控制性能指标Lvl，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S1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Lvl大于b2|Lvu|，则将该措施加入到TLSV中，并将(Lvl-|Lvu|)作为该措施的控制性能指标；然后，将TLSV中控制性能指标与TLSV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、Lvl和Lvu；

[0206]

[0207]

[0208]

[0209]

[0210] 其中，J6为Wvl中关键节点数，为Wvl中第j6个关键节点的VLLS裕度，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j7个关键节点的VULS裕度，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；

[0211] 图2中步骤13：将TLO与TLSV的并集作为TL，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TL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TL非空，则首先针对TD、TX、TG和TL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以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，认为搜索不到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S0，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OLS裕度η'ol，若η'ol大于等于a6或η'ol小于a6且η'ol大于等于ηol，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S0，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FLLS裕度η'fl和FULS裕度η'fu，并进行以下处理：

[0218] 若η'fl小于a9、η'fu小于a10且η'fl大于等于ηfl、η'fu大于等于ηfu，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

[0219] 若η'fl小于a9、η'fu大于等于a10且η'fl大于等于ηfl，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

[0220] 若η'fl大于等于a9、η'fu小于a10且η'fu大于等于ηfu，则保留该组合措施，否则，将该组合措施从CA中剔除；

[0221] 若η'fl大于等于a9、η'fu大于等于a10，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，认为搜索不到OC，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S0，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OC，结束本方法，否则，进入步骤3。

[0229] 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。

计及暂态和静态安全稳定约束的在线紧急控制决策方法转让专利

申请号 : CN201610339928.1

文献号 : CN106099907A

文献日 : 2016-11-09

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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

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