CN102324743A - 电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法 - Google Patents

电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法 Download PDF

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CN102324743A CN201110279948A CN201110279948A CN102324743A CN 102324743 A CN102324743 A CN 102324743A CN 201110279948 A CN201110279948 A CN 201110279948A CN 201110279948 A CN201110279948 A CN 201110279948A CN 102324743 A CN102324743 A CN 102324743A
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Abstract

本发明属电力系统分析技术领域，适用于对在线暂态安全稳定评估中预想故障进行筛选。电力系统中某个预想故障的暂态安全稳定性与其运行状态紧密相关，本发明基于暂态安全稳定量化分析方法，综合考虑发电机分群模式、发电机出力变化、负荷变化以及元件投退等关键影响因素，并应用暂态安全稳定裕度随时间增大而减小的裕度-时间函数，来计及电力系统运行状态中其它因素对暂态安全稳定裕度的影响，提出电力系统运行状态变化后暂态安全稳定裕度估算及模式确定方法，对于估算值大于门槛值的预想故障不再进行时域仿真，提高在线暂态安全稳定评估的计算速度。

Description

电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法
技术领域
本发明属于电力系统分析技术领域，适用于电力系统在线安全稳定评估。
背景技术
在此处键入背景技术描述段落在线暂态安全稳定（简称：暂稳）评估现已成为大电网调度运行的迫切需求，其计算周期一般要求在5分钟之内。随着电力系统规模的增大，需要进行在线暂稳评估的预想故障数会很大，单个故障的暂稳评估时间也会变长。对于数千台发电机、数万个计算节点的大电网，如果不对预想故障进行筛选，在5分钟之内完成上万个预想故障的暂稳评估，则需要配置大量的计算资源。通常的解决方法是电网调度运行人员凭离线分析经验筛选出少量的预想故障，进行在线暂稳评估，其可靠性与电网调度运行人员的经验紧密相关。因此，急需提出电力系统在线暂稳评估预想故障筛选方法，降低预想故障集的设置与电网调度运行人员经验的依赖程度。
专利“电力系统在线安全稳定评估预想故障集自适应筛选方法”（ZL 2008 1 0243660.7）基于所有预想故障的安全稳定裕度和模式计算电力系统中发电机、母线等对安全稳定的综合影响因子，再综合考虑相应元件在电力系统前后两次运行状态中的潮流变化，来确定故障筛选裕度门槛值的提升量。本发明基于单个预想故障的暂态功角稳定、暂态电压跌落安全、暂态电压稳定和暂态频率偏移安全的裕度及模式信息，结合该故障安全稳定模式中相关元件的潮流变化和投/退等信息，分别估算出新的运行状态下该故障的暂态功角稳定、暂态电压跌落安全、暂态电压稳定和暂态频率偏移安全的裕度，并确定其相应的安全稳定模式。与已有专利技术相比，本发明一方面考虑了不同元件潮流的变化对安全稳定裕度影响的双向性，另一方面考虑了不同安全稳定机理的差别和元件投/退对安全稳定裕度与模式的影响，因此，本发明的筛选效率通常情况下会更高。
发明内容
本发明目的是：从预想故障集中筛选出需要重新评估暂稳的所有严重故障，减少电力系统在线暂稳评估的计算时间。
本发明采用以下的技术方案来实现，包括下述步骤：
1）   若某一预想故障是首次进行在线暂稳评估，则采用基于时域仿真的暂稳量化分析方法对该故障进行暂稳评估，计算出相应的暂态功角稳定裕度、发电机分群模式及按分群模式进行同调等值计算后的两台等值机之间的互电抗，暂态电压跌落安全裕度与薄弱节点，暂态电压稳定裕度与薄弱负荷，以及暂态频率偏移安全裕度与薄弱节点、薄弱发电机等信息；否则，直接进入下一步；
2）   综合考虑该故障在上一次在线暂稳评估中得到的暂稳裕度与模式，以及与本次计算对应的电力系统运行状态，相对于上一次的发电机出力变化、负荷变化以及元件投/退等关键影响因素，分别进行暂态功角稳定裕度与发电机分群模式，暂态电压跌落安全裕度与薄弱节点，暂态电压稳定裕度与薄弱负荷，以及暂态频率偏移安全裕度与薄弱节点、薄弱发电机的估算与识别；
3）   应用暂稳裕度随时间增大而减小的裕度-时间函数，来计及电力系统运行状态变化中其它因素对暂稳裕度的影响，在上述估算值的基础上，分别进行该故障的暂态功角稳定裕度、暂态电压跌落安全裕度、暂态电压稳定裕度和暂态频率偏移安全裕度的估算；
4）   若该故障的暂态功角稳定裕度、暂态电压跌落安全裕度、暂态电压稳定裕度和暂态频率偏移安全裕度的估算值，均大于相应的故障筛选的裕度门槛值，则不对该故障进行基于时域仿真的暂稳评估，直接采用步骤2）确定的安全稳定模式和步骤3）估算出的裕度，作为该故障在新的运行状态下的暂稳评估结果；否则，对该故障采用基于时域仿真的暂稳量化分析方法重新进行暂稳评估。
效果和优点：
本发明基于暂稳量化分析理论，充分应用了电力系统上一次在线暂稳评估的结果，结合本次在线暂稳评估的电力系统运行断面与上一次评估断面之间的差异，对所有预想故障进行暂稳裕度估算，并重新确定安全稳定模式，以安全稳定裕度为指标进行故障筛选。由于通常情况下暂稳裕度不足的故障数占N-1预想故障全集的比例比较小，因此，采用本发明可从根本上克服电力系统在线暂稳评估预想故障集需要依赖电网调度运行人员经验进行设置的缺点，大幅度降低需要基于时域仿真的在线暂稳评估的预想故障集规模，提高在线暂稳评估的计算速度，推动大电网在线暂稳评估技术的实用化。
附图说明
图1是本发明方法的流程图。
具体实施方式
下面结合附图1，对本发明方法进行详细描述。
图1中步骤1描述的是若某个预想故障是第一次进行在线暂稳评估，则转入步骤6，不进行筛选处理；否则，进入步骤2，进行筛选处理，即该故障已有上一次在线暂稳评估的结果，包括4个部分：
（1）暂态功角稳定的发电机主导模式及其裕度和等值电抗，以及若干个暂态功角稳定裕度与主导模式稳定裕度之差小于设定值的发电机次主导分群模式，记为{[                                                
Figure 861089DEST_PATH_IMAGE001
，（
Figure 110805DEST_PATH_IMAGE002
，，，…，），
Figure 96801DEST_PATH_IMAGE005
]，…，[
Figure 150207DEST_PATH_IMAGE006
，（
Figure 52304DEST_PATH_IMAGE007
，…，，…，
Figure 887722DEST_PATH_IMAGE009
），
Figure 744820DEST_PATH_IMAGE010
]，…，（
Figure 2888DEST_PATH_IMAGE011
，（
Figure 654449DEST_PATH_IMAGE012
，…，
Figure 699766DEST_PATH_IMAGE013
，…，
Figure 157292DEST_PATH_IMAGE014
），
Figure 706085DEST_PATH_IMAGE015
]}，其中N为发电机台数，m为发电机主导模式与满足上述要求的若干个次主导模式的模式总数，
Figure 856443DEST_PATH_IMAGE006
为第i个发电机分群模式的稳定裕度，且
Figure 123477DEST_PATH_IMAGE016
，
Figure 119114DEST_PATH_IMAGE008
为第i个发电机分群模式中第j台发电机的参与因子，临界群发电机参与因子为正，余下群发电机参与因子为负，且
Figure 787993DEST_PATH_IMAGE017
（若小于0，对于临界群发电机，以受扰轨迹经过模式i动态鞍点时临界群中发电机加速动能最大值为基准，将各台发电机加速动能与该基准值的比值分别作为其参与因子；对于余下群发电机，将各台发电机该时刻的减速动能与该基准值的比值的负数分别作为其参与因子。若大于等于0，对于临界群发电机，先确定受扰轨迹在该模式最严重的摆次中临界群等值发电机加速动能达到最大值的时刻，以该时刻临界群中发电机加速动能最大值为基准，将各台发电机该时刻的加速动能与该基准值的比值分别作为其参与因子；对于余下群发电机，将各台发电机该时刻的减速动能与该基准值的比值的负数分别作为其参与因子），
Figure 102059DEST_PATH_IMAGE010
为根据分群模式i，将临界群和余下群的发电机分别等值一台发电机后，两台等值机之间的互电抗，其中临界群和余下群的发电机分别按完全同调的
Figure 687761DEST_PATH_IMAGE018
恒定发电机进行同调等值，负荷按静特性模型处理。
（2）暂态电压跌落安全的主导节点及其裕度，以及若干个暂态电压跌落安全裕度与主导节点安全裕度之差小于设定值的次主导节点，记为[
Figure 852026DEST_PATH_IMAGE019
，…，
Figure 155969DEST_PATH_IMAGE020
，…，
Figure 696671DEST_PATH_IMAGE021
]，其中n为主导节点与满足上述要求的若干个次主导节点的薄弱节点总数，为薄弱节点中第i个节点的暂态电压跌落安全裕度，且
Figure 737626DEST_PATH_IMAGE022
。
（3）暂态电压稳定的主导负荷及其裕度，以及若干个暂态电压稳定裕度与主导负荷稳定裕度之差小于设定值的次主导负荷，记为[
Figure 200968DEST_PATH_IMAGE023
，…，
Figure 109143DEST_PATH_IMAGE024
，…，
Figure 607121DEST_PATH_IMAGE025
]，其中k为主导负荷与满足上述要求的若干个次主导负荷的薄弱负荷总数，
Figure 113189DEST_PATH_IMAGE024
为薄弱负荷中第i个负荷的暂态电压稳定裕度，且。
（4）暂态频率偏移安全的主导节点或发电机及其裕度，以及若干个暂态频率偏移安全裕度与主导节点或发电机安全裕度之差小于设定值的次主导节点、发电机，记为[
Figure 274229DEST_PATH_IMAGE027
，…，
Figure 689029DEST_PATH_IMAGE028
，…，
Figure 365998DEST_PATH_IMAGE029
]，其中l为主导节点或发电机与满足上述要求的若干个次主导节点、发电机的总数，
Figure 803933DEST_PATH_IMAGE028
为薄弱节点、发电机中第i个节点或发电机的暂态频率偏移安全裕度，且
Figure 552446DEST_PATH_IMAGE030
。
图1中步骤2描述的是如何应用该故障上一次的暂稳评估结果，并结合电力系统运行状态的变化信息，进行暂稳裕度与模式的估算。其中包括4个部分：
 （1）对于暂态功角稳定裕度与模式的估算
相对于上一次暂稳评估的电力系统运行状态（简称：上一次系统状态），若有发电机投入，则首先针对步骤1中m个暂态功角稳定模式，基于与本次暂稳评估对应的电力系统运行状态（简称：本次系统状态），对于新增发电机分别进行分群处理及其参与因子计算，并按步骤1的处理方法对新的分群模式分别进行同调等值，计算出两台等值机之间的互电抗
Figure 759437DEST_PATH_IMAGE031
。以暂态功角稳定主导模式为例，分别计算出该发电机与余下群等值发电机之间的电气距离，以及与临界群等值发电机之间的电气距离
Figure 356039DEST_PATH_IMAGE033
，再分别计算出临界群中参与因子最大的发电机与余下群等值发电机之间的电气距离
Figure 580347DEST_PATH_IMAGE034
，以及余下群中参与因子绝对值最大的发电机与临界群等值发电机之间的电气距离
Figure 969740DEST_PATH_IMAGE035
（忽略电阻，计算两台发电机恒定的内节点之间的电气距离，下同），若
Figure 401038DEST_PATH_IMAGE032
大于等于
Figure 491354DEST_PATH_IMAGE033
，则将该发电机加入到该模式的临界群机组中，并将
Figure 672937DEST_PATH_IMAGE036
作为该发电机的参与因子；否则，将其加入到余下群机组中，并将
Figure 190506DEST_PATH_IMAGE037
作为该发电机的参与因子。其中x为
Figure 90329DEST_PATH_IMAGE038
。针对新的分群模式，计算出两台等值机之间的互电抗
Figure 656439DEST_PATH_IMAGE039
。以此类推，对其它模式分别进行加入该发电机后的分群处理、参与因子计算和两台等值机之间的互电抗计算。
对于有多台发电机投入，则按上述方法逐个进行分群处理和参与因子计算，待所有新投入运行的发电机分群模式确定后，再进行两台等值机之间的互电抗计算。
若有1台或多台发电机退出运行，则分别从m个暂态功角稳定模式中剔除所有退出运行的发电机，并根据新的分群模式按步骤1的处理方法分别计算出两台等值机之间的互电抗
Figure 256310DEST_PATH_IMAGE040
。
若只有网络拓扑变化，没有发电机投/退，则根据上一次暂态功角稳定评估的分群模式，并按步骤1的处理方法分别计算出与m个稳定模式相对应的两台等值机之间的互电抗
Figure 882464DEST_PATH_IMAGE041
。
与上一次系统状态相比，若既没有发电机投/退，也没有其它网络拓扑变化，则采用公式（1）计算本次系统状态下与m个分群模式相对应的暂态功角稳定裕度；若有发电机投/退，则采用公式（2）计算与调整后的m个分群模式相对应的暂态功角稳定裕度，对于其中发电机退出运行后的只剩下临界群或余下群的稳定模式，则从m个分群模式中去除该模式；若只有网络拓扑变化，没有发电机投/退，则采用公式（3）计算与m个分群模式相对应的暂态功角稳定裕度。式中M为新投入的发电机台数，
Figure 66320DEST_PATH_IMAGE042
为本次系统状态下第j台发电机的有功出力，
Figure 436122DEST_PATH_IMAGE043
上一次系统状态下该发电机的有功出力，
Figure 654613DEST_PATH_IMAGE044
为该发电机有功出力最大值，、为设定的系数。并更新该故障的暂态功角稳定分群模式、参与因子及相应的裕度。
Figure 30734DEST_PATH_IMAGE047
                                （1）
Figure 41415DEST_PATH_IMAGE048
  （2）
Figure 573153DEST_PATH_IMAGE049
                   （3）
 （2）对于暂态电压跌落安全裕度与模式的估算
采用公式（4）计算本次系统状态下与n个暂态电压跌落薄弱节点相对应的暂态电压跌落安全裕度。保持暂态电压跌落薄弱节点的组成不变（若其中包括退出运行的薄弱节点，则去除该节点），并更新该故障暂态电压跌落薄弱节点的安全裕度。式中
Figure 669285DEST_PATH_IMAGE050
为上一次系统状态下暂态电压跌落薄弱节点i消耗的视在功率，
Figure 380889DEST_PATH_IMAGE051
为本次系统状态下该节点负荷消耗的视在功率，若
Figure 573973DEST_PATH_IMAGE050
和
Figure 712830DEST_PATH_IMAGE051
均为0，则计算中去除该节点，若
Figure 92996DEST_PATH_IMAGE050
不为0，则
Figure 608291DEST_PATH_IMAGE052
取为
Figure 593565DEST_PATH_IMAGE050
，否则
Figure 965640DEST_PATH_IMAGE052
取为
Figure 770785DEST_PATH_IMAGE051
，
Figure 387974DEST_PATH_IMAGE053
为上一次系统状态下暂态电压跌落薄弱节点i的无功电压灵敏度（
Figure 227754DEST_PATH_IMAGE054
），
Figure 708413DEST_PATH_IMAGE055
为本次系统状态下该节点的无功电压灵敏度，
Figure 328751DEST_PATH_IMAGE056
、
Figure 920269DEST_PATH_IMAGE057
为设定的系数。
Figure 880135DEST_PATH_IMAGE058
            （4）
（3）对于暂态电压稳定裕度与模式的估算
采用公式（5）计算本次系统状态下与k个暂态电压稳定薄弱负荷相对应的暂态电压稳定裕度。保持暂态电压稳定薄弱负荷的组成不变（若其中包括退出运行的薄弱负荷，则去除该负荷），并更新该故障暂态电压稳定薄弱负荷的稳定裕度。式中
Figure 594013DEST_PATH_IMAGE059
为上一次系统状态下暂态电压稳定薄弱负荷i的视在功率，
Figure 373750DEST_PATH_IMAGE060
为本次系统状态下该负荷的视在功率，若
Figure 831276DEST_PATH_IMAGE059
和均为0，则计算中去除该负荷，若
Figure 468111DEST_PATH_IMAGE059
不为0，则
Figure 316504DEST_PATH_IMAGE061
取为
Figure 515404DEST_PATH_IMAGE059
，否则
Figure 246600DEST_PATH_IMAGE061
取为
Figure 239964DEST_PATH_IMAGE060
，
Figure 994293DEST_PATH_IMAGE053
为上一次系统状态下暂态电压稳定薄弱负荷母线i的无功电压灵敏度（
Figure 59201DEST_PATH_IMAGE054
），
Figure 582586DEST_PATH_IMAGE055
为本次系统状态下该母线的无功电压灵敏度，
Figure 809168DEST_PATH_IMAGE062
、
Figure 50794DEST_PATH_IMAGE063
为设定的系数。
Figure 591496DEST_PATH_IMAGE064
            （5）
（4）对于暂态频率偏移安全裕度与模式的估算
采用公式（6）计算本次系统状态下暂态频率偏移薄弱节点、发电机相对应的暂态频率偏移安全裕度。保持暂态频率偏移薄弱节点、发电机的组成不变（若其中包括退出运行的薄弱节点或发电机，则去除该节点或发电机），并更新该故障暂态频率偏移薄弱节点、发电机的安全裕度。式中
Figure 533170DEST_PATH_IMAGE065
为上一次系统状态下暂态频率偏移薄弱节点i负荷有功功率或发电机的有功出力，
Figure 133916DEST_PATH_IMAGE066
为本次系统状态下该节点负荷有功功率或发电机的有功出力，若
Figure 659575DEST_PATH_IMAGE065
和
Figure 3968DEST_PATH_IMAGE066
均为0，则计算中去除该发电机或负荷，若
Figure 236367DEST_PATH_IMAGE065
不为0，则取为
Figure 20969DEST_PATH_IMAGE065
，否则
Figure 965791DEST_PATH_IMAGE067
取为
Figure 318275DEST_PATH_IMAGE066
，
Figure 260823DEST_PATH_IMAGE068
为上一次系统状态下系统的功频静特性系数（
Figure 262540DEST_PATH_IMAGE069
），
Figure 948736DEST_PATH_IMAGE070
为本次系统状态下系统的功频静特性系数，、为设定的系数。
Figure 319040DEST_PATH_IMAGE073
            （6）
图1中步骤3描述的是保持步骤2确定的暂稳模式不变，在步骤2暂稳裕度估算值的基础上，分别采用公式（7）-（10）估算该故障的暂态功角稳定裕度、暂态电压跌落安全裕度、暂态电压稳定裕度和暂态频率偏移安全裕度。式中为前后两次安全稳定评估的运行断面对应时刻之间的时间差，
Figure 870424DEST_PATH_IMAGE075
、、
Figure 364040DEST_PATH_IMAGE077
和
Figure 955820DEST_PATH_IMAGE078
为设定的安全稳定裕度随时间下降的斜率。
Figure 137403DEST_PATH_IMAGE079
    
Figure 592655DEST_PATH_IMAGE080
（7）
将公式（7）确定的多个发电机分群模式中暂态功角稳定裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态功角稳定裕度的估算值。
Figure 289216DEST_PATH_IMAGE081
   
Figure 855326DEST_PATH_IMAGE082
（8）
将公式（8）确定的多个暂态电压跌落薄弱节点中暂态电压跌落安全裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态电压跌落安全裕度的估算值。
Figure 219311DEST_PATH_IMAGE083
   （9）
将公式（9）确定的多个暂态电压稳定薄弱负荷中暂态电压稳定裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态电压稳定裕度的估算值。
Figure 967005DEST_PATH_IMAGE085
    
Figure 399123DEST_PATH_IMAGE086
（10）
将公式（10）确定的多个暂态频率偏移薄弱节点、发电机中暂态频率偏移安全裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态频率偏移安全裕度的估算值。
图1中步骤4描述的是若步骤3估算出的该故障暂态功角稳定裕度、暂态电压跌落安全裕度、暂态电压稳定裕度和暂态频率偏移安全裕度的估算值均大于相应的故障筛选的裕度门槛值，进入步骤5；否则，进入步骤6。
图1中步骤5描述的是对于该故障不进行基于时域仿真的暂稳评估计算，直接采用步骤2确定的安全稳定模式和步骤3估算出的裕度，作为该故障在新的运行状态下的暂稳评估结果。
图1中步骤6描述的是对于该故障进行基于时域仿真的暂稳评估计算。

Claims (4)

1.电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法，包括以下步骤：
1) 若某一预想故障是首次进行在线暂态安全稳定（简称：暂稳）评估，则采用基于时域仿真的暂稳量化分析方法对该故障进行暂稳评估，计算出相应的暂态功角稳定裕度、发电机分群模式及按分群模式进行同调等值计算后的两台等值机之间的互电抗，暂态电压跌落安全裕度与薄弱节点，暂态电压稳定裕度与薄弱负荷，以及暂态频率偏移安全裕度与薄弱节点、薄弱发电机等信息；否则，直接进入下一步；
2) 综合考虑该故障在上一次在线暂稳评估中得到的暂稳裕度与模式，以及与本次计算对应的电力系统运行状态，相对于上一次的发电机出力变化、负荷变化以及元件投/退等关键影响因素，分别进行暂态功角稳定裕度与发电机分群模式，暂态电压跌落安全裕度与薄弱节点，暂态电压稳定裕度与薄弱负荷，以及暂态频率偏移安全裕度与薄弱节点、薄弱发电机的估算与识别；
3) 应用暂稳裕度随时间增大而减小的裕度-时间函数，来计及电力系统运行状态变化中其它因素对暂稳裕度的影响，在上述估算值的基础上，分别进行该故障的暂态功角稳定裕度、暂态电压跌落安全裕度、暂态电压稳定裕度和暂态频率偏移安全裕度的估算；
4) 若该故障的暂态功角稳定裕度、暂态电压跌落安全裕度、暂态电压稳定裕度和暂态频率偏移安全裕度的估算值，均大于相应的筛选故障的裕度门槛值，则不对该故障进行基于时域仿真的暂稳评估，直接采用步骤2）确定的安全稳定模式和步骤3）估算出的裕度，作为该故障在新的运行状态下的暂稳评估结果；否则，对该故障采用基于时域仿真的暂稳量化分析方法重新进行暂稳评估。
2.根据权利1要求所述的电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法，其特征在于，步骤1)采用基于时域仿真的暂稳量化评估结果包括4个部分：
（1）暂态功角稳定的发电机主导模式及其裕度和等值电抗，以及若干个暂态功角稳定裕度与主导模式稳定裕度之差小于设定值的发电机次主导分群模式，记为{[                                                
Figure 413250DEST_PATH_IMAGE001
，（
Figure 330391DEST_PATH_IMAGE002
，…，
Figure 673909DEST_PATH_IMAGE003
，…，
Figure 69119DEST_PATH_IMAGE004
），
Figure 945808DEST_PATH_IMAGE005
]，…，[，（
Figure 97621DEST_PATH_IMAGE007
，…，
Figure 296521DEST_PATH_IMAGE008
，…，
Figure 27716DEST_PATH_IMAGE009
），]，…，（
Figure 333332DEST_PATH_IMAGE011
，（
Figure 70344DEST_PATH_IMAGE012
，…，，…，
Figure 85890DEST_PATH_IMAGE014
），
Figure 327516DEST_PATH_IMAGE015
]}，其中N为发电机台数，m为模式总数，为第i个发电机分群模式的稳定裕度，且
Figure 308427DEST_PATH_IMAGE016
，
Figure 705910DEST_PATH_IMAGE008
为第i个发电机分群模式中第j台发电机的参与因子，临界群发电机参与因子为正，余下群发电机参与因子为负，且
Figure 434832DEST_PATH_IMAGE017
（若
Figure 513646DEST_PATH_IMAGE006
小于0，对于临界群发电机，以受扰轨迹经过模式i动态鞍点时临界群中发电机加速动能最大值为基准，将各台发电机加速动能与该基准值的比值分别作为其参与因子；对于余下群发电机，将各台发电机该时刻的减速动能与该基准值的比值的负数分别作为其参与因子；若
Figure 575406DEST_PATH_IMAGE006
大于等于0，对于临界群发电机，先确定受扰轨迹在该模式最严重的摆次中临界群等值发电机加速动能达到最大值的时刻，以该时刻临界群中发电机加速动能最大值为基准，将各台发电机该时刻的加速动能与该基准值的比值分别作为其参与因子；对于余下群发电机，将各台发电机该时刻的减速动能与该基准值的比值的负数分别作为其参与因子），
Figure 347052DEST_PATH_IMAGE010
为根据分群模式i，将临界群和余下群的发电机分别等值一台发电机后，两台等值机之间的互电抗，其中临界群和余下群的发电机分别按完全同调的
Figure 360008DEST_PATH_IMAGE018
恒定发电机进行同调等值，负荷按静特性模型处理；
（2）暂态电压跌落安全的主导节点及其裕度，以及若干个暂态电压跌落安全裕度与主导节点安全裕度之差小于设定值的次主导节点，记为[
Figure 242513DEST_PATH_IMAGE019
，…，
Figure 657314DEST_PATH_IMAGE020
，…，
Figure 599862DEST_PATH_IMAGE021
]，其中n为薄弱节点总数，
Figure 100114DEST_PATH_IMAGE020
为薄弱节点中第i个节点的暂态电压跌落安全裕度，且
Figure 520731DEST_PATH_IMAGE022
；
（3）暂态电压稳定的主导负荷及其裕度，以及若干个暂态电压稳定裕度与主导负荷稳定裕度之差小于设定值的次主导负荷，记为[
Figure 557082DEST_PATH_IMAGE023
，…，
Figure 670532DEST_PATH_IMAGE024
，…，
Figure 658079DEST_PATH_IMAGE025
]，其中k为薄弱负荷总数，
Figure 882387DEST_PATH_IMAGE024
为薄弱负荷中第i个负荷的暂态电压稳定裕度，且
Figure 943884DEST_PATH_IMAGE026
；
（4）暂态频率偏移安全的主导节点或发电机及其裕度，以及若干个暂态频率偏移安全裕度与主导节点或发电机安全裕度之差小于设定值的次主导节点、发电机，记为[
Figure 290552DEST_PATH_IMAGE027
，…，
Figure 703079DEST_PATH_IMAGE028
，…，
Figure 793394DEST_PATH_IMAGE029
]，其中l为薄弱节点、发电机的总数，
Figure 974977DEST_PATH_IMAGE028
为薄弱节点、发电机中第i个节点或发电机的暂态频率偏移安全裕度，且。
3.根据权利1要求所述的电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法，其特征在于，步骤2)如何应用该故障上一次的暂稳评估结果，并结合电力系统运行状态的变化信息，进行暂稳裕度与模式的估算，其中包括4个部分：
（1）对于暂态功角稳定裕度与模式的估算
相对于上一次暂稳评估的电力系统运行状态（简称：上一次系统状态），若有发电机投入，则首先针对步骤1）中m个暂态功角稳定模式，基于与本次安全稳定评估对应的电力系统运行状态（简称：本次系统状态），对于新增发电机分别进行分群处理及其参与因子计算，并按步骤1）的处理方法对新的分群模式分别进行同调等值，计算出两台等值机之间的互电抗
Figure 628254DEST_PATH_IMAGE031
；以暂态功角稳定主导模式为例，分别计算出该发电机与余下群等值发电机之间的电气距离
Figure 256682DEST_PATH_IMAGE032
，以及与临界群等值发电机之间的电气距离
Figure 558350DEST_PATH_IMAGE033
，再分别计算出临界群中参与因子最大的发电机与余下群等值发电机之间的电气距离
Figure 981241DEST_PATH_IMAGE034
，以及余下群中参与因子绝对值最大的发电机与临界群等值发电机之间的电气距离
Figure 368360DEST_PATH_IMAGE035
（忽略电阻，计算两台发电机恒定的内节点之间的电气距离，下同），若
Figure 691074DEST_PATH_IMAGE032
大于等于
Figure 488129DEST_PATH_IMAGE033
，则将该发电机加入到该模式的临界群机组中，并将
Figure 490825DEST_PATH_IMAGE036
作为该发电机的参与因子；否则，将其加入到余下群机组中，并将
Figure 664317DEST_PATH_IMAGE037
作为该发电机的参与因子，其中x为；
针对新的分群模式，计算出两台等值机之间的互电抗
Figure 705271DEST_PATH_IMAGE039
；
以此类推，对其它模式分别进行加入该发电机后的分群处理、参与因子计算和两台等值机之间的互电抗计算；
对于有多台发电机投入，则按上述方法逐个进行分群处理和参与因子计算，待所有新投入运行的发电机分群模式确定后，再进行两台等值机之间的互电抗计算；
若有1台或多台发电机退出运行，则分别从m个暂态功角稳定模式中剔除所有退出运行的发电机，并根据新的分群模式按步骤1）的处理方法分别计算出两台等值机之间的互电抗
Figure 801403DEST_PATH_IMAGE040
；
若只有网络拓扑变化，没有发电机投/退，则根据上一次暂态功角稳定评估的分群模式，并按步骤1）的处理方法分别计算出与m个稳定模式相对应的两台等值机之间的互电抗
Figure 575324DEST_PATH_IMAGE041
；
与上一次系统状态相比，若既没有发电机投/退，也没有其它网络拓扑变化，则采用公式（1）计算本次系统状态下与m个分群模式相对应的暂态功角稳定裕度；若有发电机投/退，则采用公式（2）计算与调整后的m个分群模式相对应的暂态功角稳定裕度，对于其中发电机退出运行后的只剩下临界群或余下群的稳定模式，则从m个分群模式中去除该模式；若只有其它网络拓扑变化，没有发电机投/退，则采用公式（3）计算与m个分群模式相对应的暂态功角稳定裕度；
式中M为新投入的发电机台数，
Figure 440512DEST_PATH_IMAGE042
为本次系统状态下第j台发电机的有功出力，
Figure 641686DEST_PATH_IMAGE043
上一次系统状态下该发电机的有功出力，
Figure 225114DEST_PATH_IMAGE044
为该发电机有功出力最大值，
Figure 474830DEST_PATH_IMAGE045
、
Figure 23885DEST_PATH_IMAGE046
为设定的系数，
并更新该故障的暂态功角稳定分群模式、参与因子及相应的裕度；
Figure 333644DEST_PATH_IMAGE047
                                （1）
Figure 466685DEST_PATH_IMAGE048
  （2）
Figure 520092DEST_PATH_IMAGE049
                   （3）
（2）对于暂态电压跌落安全裕度与模式的估算
采用公式（4）计算本次系统状态下与n个暂态电压跌落薄弱节点相对应的暂态电压跌落安全裕度；
保持暂态电压跌落薄弱节点的组成不变（若其中包括退出运行的薄弱节点，则去除该节点），并更新该故障暂态电压跌落薄弱节点的安全裕度，
式中
Figure 359872DEST_PATH_IMAGE050
为上一次系统状态下暂态电压跌落薄弱节点i消耗的视在功率，
Figure 902849DEST_PATH_IMAGE051
为本次系统状态下该节点消耗的视在功率，若
Figure 195290DEST_PATH_IMAGE050
和均为0，则计算中去除该节点，若
Figure 808991DEST_PATH_IMAGE050
不为0，则
Figure 460552DEST_PATH_IMAGE052
取为
Figure 69650DEST_PATH_IMAGE050
，否则
Figure 464859DEST_PATH_IMAGE052
取为，为上一次系统状态下暂态电压跌落薄弱节点i的无功电压灵敏度（），
Figure 692261DEST_PATH_IMAGE055
为本次系统状态下该节点的无功电压灵敏度，、为设定的系数
Figure 171150DEST_PATH_IMAGE058
            （4）
（3）对于暂态电压稳定裕度与模式的估算
采用公式（5）计算本次系统状态下与k个暂态电压稳定薄弱负荷相对应的暂态电压稳定裕度；
保持暂态电压稳定薄弱负荷的组成不变（若其中包括退出运行的薄弱负荷，则去除该负荷），并更新该故障暂态电压稳定薄弱负荷的稳定裕度，
式中
Figure 908162DEST_PATH_IMAGE059
为上一次系统状态下暂态电压稳定薄弱负荷i的视在功率，
Figure 995329DEST_PATH_IMAGE060
为本次系统状态下该负荷的视在功率，若
Figure 425173DEST_PATH_IMAGE059
和均为0，则计算中去除该负荷，若
Figure 4239DEST_PATH_IMAGE059
不为0，则取为
Figure 45193DEST_PATH_IMAGE059
，否则
Figure 774115DEST_PATH_IMAGE061
取为
Figure 915246DEST_PATH_IMAGE060
，
Figure 413224DEST_PATH_IMAGE053
为上一次系统状态下暂态电压稳定薄弱负荷母线i的无功电压灵敏度（
Figure 919291DEST_PATH_IMAGE054
），
Figure 693431DEST_PATH_IMAGE055
为本次系统状态下该母线的无功电压灵敏度，
Figure 575937DEST_PATH_IMAGE062
、
Figure 990738DEST_PATH_IMAGE063
为设定的系数
Figure 933286DEST_PATH_IMAGE064
            （5）
（4）对于暂态频率偏移安全裕度与模式的估算
采用公式（6）计算本次系统状态下暂态频率偏移薄弱节点、发电机相对应的暂态频率偏移安全裕度；
保持暂态频率偏移薄弱节点、发电机的组成不变（若其中包括退出运行的薄弱节点或发电机，则去除该节点或发电机），并更新该故障暂态频率偏移薄弱节点、发电机的安全裕度；
Figure 371220DEST_PATH_IMAGE065
            （6）
式中
Figure 854154DEST_PATH_IMAGE066
为上一次系统状态下暂态频率偏移薄弱节点i负荷有功功率或发电机的有功出力，
Figure 326724DEST_PATH_IMAGE067
为本次系统状态下该节点负荷有功功率或发电机的有功出力，若
Figure 236911DEST_PATH_IMAGE066
和
Figure 162142DEST_PATH_IMAGE067
均为0，则计算中去除该发电机或负荷，若
Figure 386450DEST_PATH_IMAGE066
不为0，则
Figure 277308DEST_PATH_IMAGE068
取为
Figure 561659DEST_PATH_IMAGE066
，否则
Figure 36502DEST_PATH_IMAGE068
取为
Figure 798922DEST_PATH_IMAGE067
，
Figure 42821DEST_PATH_IMAGE069
为上一次系统状态下系统的功频静特性系数（
Figure 498073DEST_PATH_IMAGE070
），
Figure 397896DEST_PATH_IMAGE071
为本次系统状态下系统的功频静特性系数，
Figure 26324DEST_PATH_IMAGE072
、
Figure 62413DEST_PATH_IMAGE073
为设定的系数。
4.根据权利1要求所述的电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法，其特征在于，步骤3)在步骤2）的暂稳裕度估算值基础上，分别采用公式（7）-（10）估算该故障的暂态功角稳定裕度、暂态电压跌落安全裕度、暂态电压稳定裕度和暂态频率偏移安全裕度，
式中为前后两次安全稳定评估的运行断面对应时刻之间的时间差，
Figure 639467DEST_PATH_IMAGE075
、、
Figure 962181DEST_PATH_IMAGE077
和
Figure 759236DEST_PATH_IMAGE078
为设定的安全稳定裕度随时间下降的斜率
Figure 430389DEST_PATH_IMAGE079
    
Figure 603881DEST_PATH_IMAGE080
 （7）
将公式（7）确定的多个发电机分群模式中暂态功角稳定裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态功角稳定裕度的估算值
Figure 676879DEST_PATH_IMAGE081
   
Figure 644835DEST_PATH_IMAGE082
 （8）
将公式（8）确定的多个暂态电压跌落薄弱节点中暂态电压跌落安全裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态电压跌落安全裕度的估算值
Figure 740967DEST_PATH_IMAGE083
   
Figure 750774DEST_PATH_IMAGE084
 （9）
将公式（9）确定的多个暂态电压稳定薄弱负荷中暂态电压稳定裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态电压稳定裕度的估算值
Figure 881541DEST_PATH_IMAGE085
     （10）
将公式（10）确定的多个暂态频率偏移薄弱节点、发电机中暂态频率偏移安全裕度的最小值，作为新的运行状态下该故障的暂态频率偏移安全裕度的估算值。
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