CN103384068A - 电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，属电力系统紧急控制技术领域。本发明基于暂态安全稳定量化分析理论，考虑控制措施代价及控制效果，提出直流系统功率紧急调制、发电机切除、负荷切除和局部电网解列的控制性能指标计算方法，根据暂态功角、电压和频率安全稳定问题的不同特点，按照控制性能指标从大到小在候选控制措施空间中选择控制措施，并根据控制后的稳态频率估算值，匹配相应的有功功率控制措施，再进行计及控制措施的暂态安全稳定量化评估，通过迭代，不断增加控制措施。本发明克服了已有的暂态安全稳定紧急控制在线策略优化算法中的不足，满足了大电网暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算的实际需求。

Description

电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法

技术领域

本发明属电力系统紧急控制技术领域，适用于电力系统第二道安全防线在线控制策略的优化计算。

背景技术

由于能源资源分布与负荷地区不匹配，电网互联、跨区送电已成为现代电网发展的趋势。随着负荷的增长、送电距离的增加、大量高压直流输电和灵活交流输电系统的投运，以及大量间隙性新能源发电的接入，大电网的动态特性越来越复杂，电网运行控制难度持续增加，电网安全稳定运行的风险在逐步增大。实现电网安全稳定的在线分析与控制已成为降低电网安全稳定运行风险的必然选择。

近十余年来，基于“在线预决策，实时匹配”的暂态安全稳定紧急控制框架研发的在线紧急控制系统已在国内外多个电网得到应用，但其中的在线策略优化算法还存在两个方面的不足。一是只考虑了暂态功角稳定约束的优化；二是只考虑了发电机切除或快关的优化。此外，在优化中没有引入发电机参与因子。实际上，大电网的动态特性非常复杂，解决了暂态功角稳定问题，并不能确保电网的暂态电压、频率安全稳定；单纯依靠切除发电机，一方面，可能难以确保电网的暂态安全稳定，另一方面，可能控制代价也过大。因此，在暂态安全稳定紧急控制策略优化计算中，不仅要计及暂态功角稳定、暂态电压安全稳定和暂态频率偏移安全多类约束，而且要考虑直流系统功率紧急调制、切除发电机、切除负荷、解列局部电网等多种控制措施。本发明是针对上述需求提出的。

发明内容

本发明的目的是：综合考虑暂态功角稳定、暂态电压安全稳定和暂态频率安全多类约束，应用基于控制性能指标的搜索策略，进行直流系统功率紧急调制、切除发电机、切除负荷、解列局部电网等多种控制措施的优化组合，实现电力系统的暂态安全稳定紧急控制在线策略的优化计算。

具体地说，本发明是采取以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1）基于电网实时断面数据，针对安全稳定紧急控制系统（简称为“安控系统”）所覆盖的故障，进行不考虑控制措施的暂态安全稳定量化评估；获得此时电网的暂态安全稳定参数，所述暂态安全稳定参数包括暂态功角稳定裕度η_a、暂态电压安全稳定裕度η_v、暂态频率偏移安全裕度η_f、暂态频率跌落安全裕度以及暂态频率上升安全裕度，所述暂态频率偏移安全裕度η_f等于暂态频率跌落安全裕度和暂态频率上升安全裕度两者之中的最小值；

若此时的暂态功角稳定裕度η_a、暂态电压安全稳定裕度η_v以及暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则认为该故障发生后不需要施加控制措施，刷新该故障的在线控制策略，结束本方法，否则进入步骤2），进行该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略优化计算，计算分为两个阶段，第一阶段是搜索到可以确保电网暂态安全稳定的控制措施，第二阶段是针对所有搜索到的控制措施进行进一步优化，从中剔除多余的控制措施；以下步骤2）至步骤16）属于第一阶段，步骤17）至步骤20）属于第二阶段；

2）根据安控系统采集的电网实时数据，确定该故障的备选的控制措施，所述备选的控制措施的类型包括直流系统功率紧急调制措施、切除发电机措施、解列小电源送出电网措施、切负荷措施和解列小受端电网措施；

若该故障的备选的控制措施中存在直流系统功率紧急调制措施，则根据设定的直流功率调整收敛精度ΔP_DC，将各直流系统功率紧急调制措施的直流系统输送功率紧急提升空间ΔP_up和紧急回降空间ΔP_down平均分为M和N档，使得各直流系统功率紧急调制措施的调制档位转变为由（-N，…，-1，0，1，…，M）共M+N+1个档位构成，其中若ΔP_up能被ΔP_DC整除，则M取为

，否则M取为int

，若ΔP_down能被ΔP_DC整除，则N取为

，否则N取为int $(\frac{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{down}}}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{DC}}}+0.5);$

进入步骤3）；

3）当此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0时：若该故障的备选的控制措施中存在直流系统功率紧急调制措施且至少有一个直流系统功率紧急调制措施的调制档位M或调制档位N大于0，则进入步骤4）；若该故障的备选的控制措施中没有直流系统功率紧急调制措施、或者该故障的备选的控制措施中存在直流系统功率紧急调制措施但所有直流系统功率紧急调制措施的功率紧急调制档位M和调制档位N均为0，则进入步骤6）；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0时：若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v或者暂态频率偏移安全裕度η_f小于等于0，则进入步骤11）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则进入步骤17）；

4）首先，针对该故障的备选的控制措施中所有的调制档位M或调制档位N大于0的直流系统功率紧急调制措施，获得与每个直流系统功率紧急调制措施相对应的各个直流系统，再分别计算出主导群中所有发电机母线与每个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，并按由小到大的顺序对计算出的综合电气距离进行排序，得到综合电气距离排序表；

然后，根据计算出的综合电气距离分别设定每个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向：若主导群中所有发电机母线与某个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离小于主导群中所有发电机母线与该直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，则将与该直流系统相对应的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向设定为提升，否则设定为回降；

最后，根据综合电气距离排序表，先选择排在最前位的综合电气距离，然后考虑能否将某个直流系统功率紧急调制措施的调制档位提升或回降一个档位，包括以下过程：

4-A）当所选择的综合电气距离是主导群中所有发电机母线与某个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离且与该直流系统相对应的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为提升时：若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位T仍可以提升，则考虑将该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位提升一个档位至T+1档但是当该直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向与该直流系统功率紧急调制措施首次设定的功率调制方向相反时除外；若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位已达到最高档位M，则将该直流系统功率紧急调制措施的调制档位M设为0；

当所选择的综合电气距离是主导群中所有发电机母线与某个直流系统功率的受端交流侧母线之间的综合电气距离且与该直流系统相对应的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为回降时：若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位T仍可以回降，则考虑将该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位回降一个档位至T-1档但是当该直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向与该直流系统功率紧急调制措施首次设定的功率调制方向相反时除外；若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位已达到最低档位N，则将该直流系统功率紧急调制措施的调制档位N设为0；

进入过程4-B）；

4-B）如果已经考虑了将某个直流系统功率紧急调制措施的调制档位提升或回降一个档位，则进入步骤5），否则：如所选择的综合电气距离不是排在最后位的综合电气距离则选择下一个紧随其后的综合电气距离并返回过程4-A），如所选择的综合电气距离是排在最后位的综合电气距离则进入步骤6）；

5）进行考虑将步骤4）中所考虑的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位提升或回降一个档位以及所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估，获得此时电网的暂态安全稳定参数；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0时：先确认调制档位变动，若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则进入步骤17）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v或者暂态频率偏移安全裕度η_f小于等于0，则进入步骤11）；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0时：若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于上一次确认控制措施的暂态安全稳定量化评估所获得的暂态功角稳定裕度η_a且主导群中发电机的组成又相同，则确认调制档位不变动且将此时电网的暂态安全稳定参数重置为上一次确认控制措施的暂态安全稳定量化评估所获得的暂态安全稳定参数的值并进入步骤6），否则确认调制档位变动并返回步骤4）；

所述确认调制档位变动，是指将步骤4）中考虑将其当前调制档位提升的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位确认为T+1档位或者将步骤4）中考虑将其当前调制档位回降的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位确认为T-1档位；

所述确认调制档位不变动，是指将步骤4）中考虑将其当前调制档位提升或回降的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位仍确认为T档位、不做变动；

6）若该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的切除发电机措施或者该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，则进入步骤7），否则进入步骤10）；

7）首先，计算出该故障余下的备选的控制措施中所有含有主导群中发电机的切除发电机措施或者含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施的控制性能指标；

然后，按照由大到小的顺序对计算出的控制性能指标进行排序，得到控制性能指标排序表，并根据控制性能指标排序表确定切除哪台发电机或解列哪个小电源送出电网，包括以下过程：

7-A）先在控制性能指标排序表中选择控制性能指标排在最前位的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施作为待确认的控制措施；

7-B）考虑待确认的控制措施以及所有已经搜索到的控制措施，计算出需要匹配的切负荷量ΔP_L.m，然后采用失步振荡中心识别方法，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，将与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施作为用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施；

7-C）若ΔP_L.m小于等于用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的切负荷量之和，则将待确认的控制措施作为选出的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施，进入步骤8）；若ΔP_L.m大于用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的切负荷量之和并且待确认的控制措施不是控制性能指标排在最后位的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施，则在控制性能指标排序表中选择控制性能指标紧随待确认的控制措施之后的下一个切除发电机措施或解列小电源送出电网措施作为新的待确认的控制措施，返回7-B）；若ΔP_L.m大于用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的切负荷量之和并且待确认的控制措施是控制性能指标排在最后位的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施，则认为搜索不到该故障的暂态安全稳定在线控制策略，结束本方法；

8）先将步骤7）中选出的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施确认为搜索到的控制措施；

接着，考虑步骤7）中过程7-B）里确定的用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，再基于负荷欠切原则，根据用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标按由大到小的顺序选择需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施，直至若再增加1个切负荷措施或解列小受端电网措施后用于该次匹配的切负荷总量将大于ΔP_L.m时方停止选择；最后将需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施也确认为搜索到的控制措施，进入步骤9）；

9）进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0时：若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则进入步骤17）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全稳定裕度η_f中有一个小于等于0，则进入步骤11）；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0时：若该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的切除发电机措施或者该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，则返回步骤7）；否则返回步骤3）；

10）首先，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，其中若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于0，则划分的方法采用失步振荡中心识别方法，若此时的暂态功角稳定裕度η_a等于0，则划分的方法采用同步振荡中心识别方法；

接着，若此时与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中没有切负荷措施和解列小受端电网措施，则认为搜索不到该故障的暂态安全稳定在线控制策略，结束本方法；否则，考虑与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，再进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估，若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则进入步骤11）；

11）若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v大于0，则进入步骤13），否则进入步骤12）；

12）考虑余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或者解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，再进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估，若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则返回步骤11）；

13）若此时的暂态频率偏移安全裕度η_f大于0，则进入步骤17），否则进入步骤14）；

14）若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，则考虑余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或者解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，进入步骤15）；

若此时的暂态频率跌落安全裕度大于0，直接进入步骤15）；

15）若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，则考虑余下的备选的控制措施的切除发电机措施、解列小电源送出电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的控制措施中的切除发电机措施、解列小电源送出电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施确认为搜索到的控制措施，进入步骤16）；

若此时的暂态频率上升安全裕度大于0，直接进入步骤16）；

16）进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估；若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则返回步骤11）；

17）按照控制代价由大到小的顺序对第一阶段中所有已经搜索到的控制措施进行排序，并用所有已经搜索到的控制措施建立控制措施集，进入步骤18）；

18）将控制措施集作为该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略，刷新该故障的在线控制策略，进入步骤19）；

19）若该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略优化计算的时间已大于设定值或者已经对所有已经搜索到的控制措施进行了剔除后的暂态安全稳定校核，则结束本方法，否则进入步骤20）；

20）按照控制措施的排序逐个剔除控制措施，并进行减少控制措施后的暂态安全稳定校核；若电网仍能保持暂态安全稳定，则从控制措施集中剔除相应的控制措施，并更新控制措施集，返回步骤18）；若电网失去暂态安全稳定，则确认该控制措施不能剔除，返回步骤19）。

本发明的有益效果是：本发明克服了已有的暂态安全稳定紧急控制在线策略优化算法中没有考虑暂态电压安全稳定和暂态频率偏移安全约束，没有考虑直流系统功率紧急调制、切除发电机、切除负荷、解列局部电网等多种控制措施组合的不足，并引入发电机的暂态功角稳定参与因子，改进了暂态功角稳定紧急控制策略搜索的控制性能指标，满足了大电网暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算的实际需求。

附图说明

图1为本发明方法步骤1至步骤5的流程图。

图2为本发明方法步骤6至步骤10的流程图。

图3为本发明方法步骤11至步骤16的流程图。

图4为本发明方法步骤17至步骤20的流程图。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

图1中步骤1描述的是基于电网实时断面数据，针对安控系统所覆盖的故障，进行不考虑控制措施的暂态安全稳定量化评估，得到电网的暂态功角稳定裕度η_a、暂态电压安全稳定裕度η_v、暂态频率上升安全裕度、暂态频率跌落安全裕度，识别暂态功角稳定的轨迹主导模式发电机分群及其参与因子，以及暂态电压跌落安全薄弱母线及其参与因子、暂态频率上升/跌落安全薄弱母线、发电机及其参与因子，暂态频率偏移安全包括暂态频率跌落安全和暂态频率上升安全两个部分，暂态频率偏移安全裕度η_f取为暂态频率跌落安全裕度和暂态频率上升安全裕度两者之中的最小值；

若此时的电网η_a、η_v以及η_f均大于0，则认为该故障发生后不需要施加控制措施，刷新该故障的在线控制策略，结束本方法，否则进入步骤2），进行该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略优化计算，计算分为两个阶段，第一阶段是搜索到可以确保电网暂态安全稳定的控制措施，第二阶段是针对所有搜索到的控制措施进行进一步优化，从中剔除多余的控制措施；以下步骤2）至步骤16）属于第一阶段，步骤17）至步骤20）属于第二阶段。

图1中步骤2描述的是根据安控系统采集的电网实时数据，确定该故障的备选的控制措施，所述备选的控制措施的类型包括直流系统功率紧急调制措施、切除发电机措施、解列小电源送出电网措施、切负荷措施和解列小受端电网措施；若该故障有备选的直流系统功率紧急调制措施，则根据设定的直流功率调整收敛精度ΔP_DC，分别将每个备选的直流系统功率紧急调制措施的直流系统输送功率紧急提升空间ΔP_up和紧急回降空间ΔP_down平均分为M和N档，若ΔP_up能被ΔP_DC整除，则M取为

，否则，M取为

，若ΔP_down能被ΔP_DC整除，则N取为

，否则N取为

，使得每个备选的直流系统功率紧急调制措施的调制档位转变为由（-N，…，-1，0，1，…，M）共M+N+1个档位构成，进入步骤3）。

图1中步骤3描述的是，当此时的电网η_a小于等于0时：若该故障有备选的直流系统功率紧急调制措施且至少有一个备选的直流系统功率紧急调制措施的调制档位M或调制档位N大于0，则进入步骤4）；若该故障没有备选的直流系统功率紧急调制措施、或者该故障有备选的直流系统功率紧急调制措施但所有备选的直流系统功率紧急调制措施的功率紧急调制档位M和调制档位N均为0，则进入步骤6）；

当此时的电网η_a大于0时：若此时的电网η_v小于等于0或者此时的电网η_f小于等于0，则进入步骤11）；若此时的电网η_v和电网η_f均大于0，则进入步骤17）。

图1中步骤4描述的是，首先，将该故障所有备选的直流系统功率紧急措施中调制档位M或调制档位N大于0的直流系统功率紧急调制措施作为待考虑的直流系统功率紧急调制措施，再分别计算出主导群中所有发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，并按由小到大的顺序对计算出的综合电气距离进行排序，得到综合电气距离排序表；

然后，根据计算出的综合电气距离分别设定每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向：若主导群中所有发电机母线与某个直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离小于与该直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，则将该直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向设定为提升，否则设定为回降；

若某个直流系统功率紧急调制措施某次设定的功率调制方向与该直流系统功率紧急调制措施首次设定的功率调制方向相反，则该次在本步骤的以下过程中不再考虑将该直流系统功率紧急调制措施的调制档位提升或回降一个档位；

最后，根据综合电气距离排序表，先选择排在最前位的综合电气距离，考虑能否将某个直流系统功率紧急调制措施的调制档位提升或回降一个档位，包括以下过程：

4-A）当所选择的综合电气距离是主导群中所有发电机母线与某个直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离且该直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为提升时：若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位T仍可以提升，则考虑将该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位提升一个档位至T+1档；若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位已达到最高档位M，则将该直流系统功率紧急调制措施的调制档位M设为0；

当所选择的综合电气距离是主导群中所有发电机母线与某个直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离且该直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为回降时：若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位T仍可以回降，则考虑将该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位回降一个档位至T-1档；若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位已达到最低档位N，则将该直流系统功率紧急调制措施的调制档位N设为0；

进入过程4-B）；

4-B）如果已经考虑了将某个直流系统功率紧急调制措施的调制档位提升或回降一个档位，则进入步骤5），否则：如所选择的综合电气距离不是排在最后位的综合电气距离则选择下一个紧随其后的综合电气距离并返回过程4-A），如所选择的综合电气距离是排在最后位的综合电气距离则进入步骤6）。

在步骤4）中通过以下方法计算主导群中所有发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离：

首先，根据电网当前运行方式，忽略设备电阻，只考虑设备电抗，分别计算出主导群中每个发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中每个发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离；

然后，采用公式(1)和(2)分别计算出主导群中所有发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离：

$X_{\mathrm{in}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\Σ}}}\left(a_j{x}_{\mathrm{in}.i.j}\right)---\left(1\right)$

$X_{\mathrm{out}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\Σ}}}\left(a_j{x}_{\mathrm{out}.i.j}\right)---\left(2\right)$

其中，i=1,2,…,S_D，S_D为所有待考虑的直流系统功率紧急调制措施的总数，X_in.i为主导群中所有发电机母线与第i个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离，X_out.i为主导群中所有发电机母线与第i个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，j=1,2,…,S，S为主导群中所有发电机的总数，a_j为主导群中第j个发电机的暂态功角稳定参与因子，x_in.i.j为主导群中第j个发电机与第i个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离，x_out.i.j为主导群中第j个发电机与第i个待考虑的直流系统功率紧急调制措施的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离。

图1中步骤5描述的是进行考虑步骤4）中所考虑的直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位提升或回降一个档位后的暂态安全稳定量化评估，评估时同时应考虑所有已经搜索到的控制措施；

当此时的电网η_a大于0时：先确认调制档位变动，若此时的电网η_v和η_f均大于0，则进入步骤17）；若此时的电网η_v小于等于0或者此时的电网η_f小于等于0，则进入步骤11）；

当此时的电网η_a小于等于0时：若此时的电网η_a小于上一次确认控制措施的暂态安全稳定量化评估时的电网η_a且主导群发电机的组成又相同，则确认调制档位不变动、不更新暂态安全稳定量化评估结果并进入步骤6）；若此时的电网η_a不小于上一次确认控制措施的暂态安全稳定量化评估时的电网η_a或者主导群发电机的组成不相同，则确认调制档位变动、并返回步骤4）；

所述确认调制档位变动，是指将步骤4）中考虑将其当前调制档位提升的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位确认为T+1档位或者将步骤4）中考虑将其当前调制档位回降的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位确认为T-1档位；

所述确认调制档位不变动，是指将步骤4）中考虑将其当前调制档位提升或回降的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位仍确认为T档位、不做变动。

图2中步骤6描述的是若该故障余下的备选的切除发电机措施或余下的备选的解列小电源送出电网措施中有主导群中的发电机，则进入步骤7），否则进入步骤10）。

图2中步骤7描述的是，首先，计算出余下的备选的切除主导群中发电机的切除发电机措施的控制性能指标以及余下的备选的解列含有主导群中发电机的小电源送出电网的解列小电源送出电网措施的控制性能指标；

然后，按照由大到小的顺序对计算出的控制性能指标进行排序，得到控制性能指标排序表，并根据控制性能指标排序表确定切除哪台发电机或解列哪个小电源送出电网，包括以下过程：

7-A）先在控制性能指标排序表中选择控制性能指标排在最前位的切除发电机措施或者解列小电源送出电网措施作为待确认的控制措施；

7-B）考虑待确认的控制措施以及所有已经搜索到的控制措施，计算出需要匹配的切负荷量ΔP_L.m，然后采用失步振荡中心识别方法，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，将与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的切负荷措施和余下的备选的解列小受端电网措施作为用于匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施；

7-C）若ΔP_L.m小于等于用于匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施的切负荷量之和，则将待确认的控制措施作为选出的切除发电机措施或者解列小电源送出电网措施，进入步骤8）；若ΔP_L.m大于用于匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施的切负荷量之和且待确认的控制措施不是控制性能指标排在最后位的切除发电机措施或者解列小电源送出电网措施，则在控制性能指标排序表中选择控制性能指标紧随待确认的控制措施之后的下一个切除发电机措施或解列小电源送出电网措施作为新的待确认的控制措施，返回7-B）；若ΔP_L.m大于用于匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施的切负荷量之和且待确认的控制措施是控制性能指标排在最后位的切除发电机措施或者解列小电源送出电网措施，则认为搜索不到该故障的暂态安全稳定在线控制策略，结束本方法。

在步骤7）中分别通过公式（3）和公式（4）来计算余下的备选的切除主导群中发电机的切除发电机措施的控制性能指标和余下的备选的解列含有主导群中发电机的小电源送出电网的解列小电源送出电网措施的控制性能指标：

$G_{j_1}=\frac{{a_j}_1}{C_{g\·j_1}}---\left(3\right)$

$T_{a.k}=\frac{\underset{j_2=1}{\overset{N_{g.k}}{\mathrm{\Σ}}}{a}_{k.j_2}}{\underset{j_2=1}{\overset{N_{g.k}}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{g.k.j_2}}---\left(4\right)$

其中，j₁=1,2,…,S₁，S₁为余下的备选的切除发电机措施中含有主导群中发电机的措施总数，

为第j₁个切除发电机措施中发电机的暂态功角稳定参与因子，

为第j₁个切除发电机措施的控制代价，为第j₁个切除发电机措施的控制性能指标，k=1,2,…,S_G，S_G为余下的备选的解列小电源送出电网措施中含有主导群中发电机的措施总数，j₂=1,2,…,N_g.k，N_g.k为第k个解列小电源送出电网措施中发电机的总数，

为第k个解列小电源送出电网措施中第j₂个发电机的暂态功角稳定参与因子，

为第k个解列小电源送出电网措施中第j₂个发电机的控制代价，T_a.k为第k个解列小电源送出电网措施的控制性能指标。

在步骤7）中通过求解公式(5)表示的优化模型来计算需要匹配的切负荷量ΔP_L.m：

其中，f'、K和λ分别为电网当前运行状态下考虑所有控制措施实施后电网的稳态频率、功率频率静态特性系数和网损系数，ΔP_G为包括待确认和已经搜索到的在线控制措施在内的所有发电机有功功率以及解列小电源送出电网的送出有功功率之和，ΔP_L为已经搜索到的在线控制措施中所有切除的负荷有功功率以及解列小受端电网的受入有功功率之和，f₀为电网当前频率，f_d为故障后满足电网安全要求的稳态频率下限。

图2中步骤8描述的是先将步骤7）中选出的切除发电机措施或者解列小电源送出电网措施确认为搜索到的控制措施；

接着，考虑步骤7）中过程7-B）确定的用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算用于匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施的控制性能指标，再基于负荷欠切原则，根据用于匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施的控制性能指标按由大到小的顺序选择需要匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施，直至若再增加1个切负荷措施或解列小受端电网措施后用于该次匹配的切负荷总量大于ΔP_L.m；最后将需要匹配的切负荷措施和解列小受端电网措施也确认为搜索到的控制措施，进入步骤9）。

在步骤8）中通过公式（6）来计算切负荷措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子、通过公式（7）来计算解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子、通过公式（8）和公式（9）来计算切负荷措施的暂态电压安全稳定控制性能指标、通过公式（10）来计算解列小受端电网措施的暂态电压安全稳定控制性能指标：

$b_{j_3}=\underset{i_1=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\Σ}}}\left[(1-{\mathrm{\η}}_{v.i_1})s_{Q.j_3{i}_1}\right]---\left(6\right)$

$b_{t.k_1}=\underset{j_4=1}{\overset{T_{l.k_1}}{\mathrm{\Σ}}}\left\{\frac{P_{l.k_1.j_4}}{P_{\mathrm{ll}.k_1}}\underset{i_1=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\Σ}}}\right[(1-{\mathrm{\η}}_{v.i_1})s_{Q.j_4{i}_1}\left]\right\}---\left(7\right)$

$L_{v.j_3}=\frac{b_{j_3}}{C_{l.j_3}}---\left(8\right)$

$L{L}_v=\frac{\underset{j_3=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{b}_{j_3}}{\underset{j_3=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{l.j_3}}---\left(9\right)$

$T_{v.k_1}=\frac{b_{t.k_1}}{C_{t.k_1}}---\left(10\right)$

其中，i₁=1,2,…,B_v，B_v为暂态电压安全稳定薄弱节点的个数，j₃=1,2,…,S_L，S_L为切负荷措施中负荷的总数，

为第i₁个暂态电压安全稳定薄弱节点的暂态电压安全稳定裕度，

为当前运行状态下切除的第j₃个负荷所连接的节点的无功对第i₁个暂态电压安全稳定薄弱节点的电压的无功电压灵敏度，

为切除的第j₃个负荷对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子，k₁=1,2,…,S_LL，S_LL为解列小受端电网措施的总数，j₄=1,2,…,

，

为第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网与外部电网连接的节点总数，

为当前运行状态下第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网的第j₄个功率受入节点的无功对第i₁个暂态电压安全稳定薄弱节点的电压的无功电压灵敏度，

为第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网通过第j₄个功率受入节点受入的有功功率，

为第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网受入的总有功功率，为第k₁个解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子，

为切除第j₃个负荷的控制代价，

为切除第j₃个负荷的切负荷措施的暂态电压安全稳定控制性能指标，LL_v为集中切除m个负荷的切负荷措施对暂态电压安全稳定的控制性能指标，

为第k₁个解列小受端电网措施的控制代价，

为第k₁个解列小受端电网措施的暂态电压安全稳定控制性能指标。

下述图2的步骤10）和图3的步骤12）中切负荷、解列小受端电网的控制性能指标的计算方法与此相同。

图2中步骤9描述的是进行考虑所有已经搜索到的控制措施后的暂态安全稳定量化评估；

当此时的电网η_a大于0时：若此时的电网η_v和η_f均大于0，则进入步骤17）；若此时的电网η_v和η_f中有一个小于等于0，则进入步骤11）；

当此时的电网η_a小于等于0时：若该故障余下的备选的切除发电机措施或余下的备选的解列小电源送出电网措施中有主导群中的发电机，则返回步骤7）；否则返回步骤3）。

图2中步骤10描述的是，首先，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，其中若此时的电网η_a小于0，则划分的方法采用失步振荡中心识别方法，若此时的电网η_a等于0，则划分的方法采用同步振荡中心识别方法；

接着，若此时与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中没有切负荷措施和解列小受端电网措施，则认为搜索不到该故障的暂态安全稳定在线控制策略，结束本方法；否则，考虑与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的切负荷措施和解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或者解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，再进行考虑所有已经搜索到的控制措施后的暂态安全稳定量化评估，若此时的电网η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的电网η_a大于0，则进入步骤11）。

图3中步骤11描述的是若此时的电网η_v大于0，则进入步骤13），否则进入步骤12）。

图3中步骤12描述的是考虑余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的切负荷措施和解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或者解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，再进行考虑所有已经搜索到的控制措施后的暂态安全稳定量化评估，若此时的电网暂态功角稳定裕度η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的电网暂态功角稳定裕度η_a大于0，则返回步骤11）。

图3中步骤13描述的是若此时的电网η_f大于0，则进入步骤17），否则进入步骤14）；

图3中步骤14描述的是若此时的电网暂态频率跌落安全裕度小于等于0，则考虑余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的切负荷措施和解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或者解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，进入步骤15）。

在步骤14）中通过公式(11)来计算切负荷措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（12）来计算解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（13）和公式（14）来计算切负荷措施的暂态频率跌落安全控制性能指标、通过公式（15）来计算解列小受端电网措施的暂态频率跌落安全控制性能指标：

$c_{j_5}=\underset{i_2=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\Σ}}}[1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fd}.i_2}(1-\frac{x_{l.j_5{i}_2}}{x_{l\max }})]---\left(11\right)$

$c_{t.k_2}=\underset{j_6=1}{\overset{T_{l.k_2}}{\mathrm{\Σ}}}\left\{\frac{P_{l.k_2.j_6}}{P_{\mathrm{ll}.k_2}}\underset{i_2=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\Σ}}}\right[(1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fd}.i_2})(1-\frac{x_{l.j_6{i}_2}}{x_{l\max }^{\′}})\left]\right\}---\left(12\right)$

$L_{\mathrm{fd}.j_5}=\frac{c_{j_5}}{C_{l.j_5}}---\left(13\right)$

$L{L}_{\mathrm{fd}}=\frac{\underset{j_5=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{c}_{j_5}}{\underset{j_5=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{l.j_5}}---\left(14\right)$

$T_{\mathrm{fd}.k_2}=\frac{c_{t.k_2}}{C_{t.k_2}}---\left(15\right)$

其中，i₂=1,2,…,B_fd，B_fd为暂态频率跌落安全薄弱节点的个数，j₅=1,2,…,S_L'，S_L'为切负荷措施中负荷的总数，

为第i₂个暂态频率跌落安全薄弱节点的暂态频率跌落安全裕度，

为当前运行状态下忽略设备电阻，只考虑设备电抗，切除的第j₅个负荷所连接的节点与第i₂个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，x_lmax为其中电气距离的最大值，

为切除第j₅个负荷对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子，k₂=1,2,…,S_LL'，S_LL'为解列小受端电网措施的总数，j₆=1,2,…,

，

为第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网与外部电网连接的节点总数，

为当前运行状态下忽略设备电阻，只考虑设备电抗，第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网的第j₆个功率受入节点与第i₂个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，x'_lmax为其中电气距离的最大值，

为第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网通过第j₆个功率受入节点受入的有功功率，

为第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网受入的总有功功率，

为第k₂个解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子，为切除第j₅个负荷的控制代价，

为切除第j₅个负荷的暂态频率跌落安全控制性能指标，LL_fd为集中切除m个负荷的暂态频率跌落安全控制性能指标，为第k₂个解列小受端电网措施的控制代价，

为第k₂个解列小受端电网措施的暂态频率跌落安全控制性能指标。

图3中步骤15描述的是若此时的电网暂态频率上升安全裕度小于等于0，则考虑余下的备选的切除发电机措施、解列小电源送出电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的切除发电机措施和解列小电源送出电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施确认为搜索到的控制措施，进入步骤16）。

在步骤15）中，通过公式(16)来计算切除发电机措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（17）来计算解列小电源送端电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（18）来计算切除发电机措施的暂态频率上升安全控制性能指标、通过公式（19）来计算解列小电源送端电网措施的暂态频率上升安全控制性能指标：

$d_{j_7}=\underset{i_3=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\Σ}}}\left[(1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fu}.i_3})(1-\frac{x_{g.j_7{i}_3}}{x_{g\max }})\right]---\left(16\right)$

$d_{t.k_3}=\underset{j_8=1}{\overset{T_{g.k_3}}{\mathrm{\Σ}}}\left\{\frac{P_{g.k_3.j_8}}{P_{\mathrm{gg}.k_3}}\underset{i_3=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\Σ}}}\right[(1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fu}.i_3})(1-\frac{x_{g.j_8{i}_3}}{x_{g\max }^{\′}})\left]\right\}---\left(17\right)$

$G_{\mathrm{fu}.j_7}=\frac{d_{j_7}}{C_{g.j_7}}---\left(18\right)$

$T_{\mathrm{fu}.k_3}=\frac{d_{t.k_3}}{\underset{j_9=1}{\overset{N_{g.k_3}}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{g.j_9}}---\left(19\right)$

其中，i₃=1,2,…,B_fu，B_fu为暂态频率上升安全薄弱节点的个数，j₇=1,2,…,S_g，S_g为切除发电机措施的总数，

为第i₃个暂态频率上升安全薄弱节点的暂态频率上升安全裕度，为当前运行状态下忽略设备电阻，只考虑设备电抗，第j₇个切除发电机措施中发电机所连接的节点与第i₃个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，x_gmax为其中电气距离的最大值，

为第j₇个切除发电机措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子，k₃=1,2,…,S_gg，S_gg为解列小电源送端电网措施的总数，j₈=1,2,…,

，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网与外部电网连接的节点总数，

为当前运行状态下忽略设备电阻，只考虑设备电抗，第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网的第j₈个功率并网节点与第i₃个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，x'_gmax为其中电气距离的最大值，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网通过第j₈个并网节点送出的有功功率，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网送出的总有功功率，

为第k₃个解列小电源送出电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子，

为第j₇个切除发电机措施的控制代价，

为第j₇个切除发电机措施的暂态频率上升安全控制性能指标，j₉=1,2,…,

，为第k₃个解列小电源送出电网措施中发电机的总数，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中切除第j₉个发电机的控制代价，

为第k₃个解列小电源送出电网措施的暂态频率上升安全控制性能指标。

图3中步骤16描述的是进行考虑所有已经搜索到的控制措施后的暂态安全稳定量化评估；若此时的电网η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的电网η_a大于0，则返回步骤11）。

图4中步骤17描述的是按照控制代价由大到小的顺序对第一阶段中所有已经搜索到的控制措施进行排序，并用所有已经搜索到的控制措施建立控制措施集，进入步骤18）。

图4中步骤18描述的是将控制措施集作为该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略，刷新该故障的在线控制策略，进入步骤19）。

图4中步骤19描述的是若该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略优化计算的时间已大于设定值或者已经对所有已经搜索到的控制措施进行了剔除后的暂态安全稳定校核，则结束本方法，否则进入步骤20）。

图4中步骤20描述的是按照控制措施的排序逐个剔除控制措施，并进行减少控制措施后的暂态安全稳定校核；若电网仍能保持暂态安全稳定，则从控制措施集中剔除相应的控制措施，并更新控制措施集，返回步骤18）；若电网失去暂态安全稳定，则确认该控制措施不能剔除，返回步骤19）。

在上述控制策略的搜索过程中，控制措施的控制性能指标计算是基于最新的暂态安全稳定量化评估结果进行的。

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 (7)

1.电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，其特征在于，包括如下步骤:

1）基于电网实时断面数据，针对安全稳定紧急控制系统所覆盖的故障，进行不考虑控制措施的暂态安全稳定量化评估，获得此时电网的暂态安全稳定参数，所述暂态安全稳定参数包括暂态功角稳定裕度η_a、暂态电压安全稳定裕度η_v、暂态频率偏移安全裕度η_f、暂态频率跌落安全裕度以及暂态频率上升安全裕度，所述暂态频率偏移安全裕度η_f等于暂态频率跌落安全裕度和暂态频率上升安全裕度两者之中的最小值；

若此时的暂态功角稳定裕度η_a、暂态电压安全稳定裕度η_v以及暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则认为该故障发生后不需要施加控制措施，刷新该故障的在线控制策略，结束本方法，否则进入步骤2），进行该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略优化计算，计算分为两个阶段，第一阶段是搜索到能够确保电网暂态安全稳定的控制措施，第二阶段是针对所有搜索到的控制措施进行进一步优化，从中剔除多余的控制措施；以下步骤2）至步骤16）属于第一阶段，步骤17）至步骤20）属于第二阶段；

2）根据安控系统采集的电网实时数据，确定该故障的备选的控制措施，所述备选的控制措施的类型包括直流系统功率紧急调制措施、切除发电机措施、解列小电源送出电网措施、切负荷措施和解列小受端电网措施；

若该故障的备选的控制措施中存在直流系统功率紧急调制措施，则根据设定的直流功率调整收敛精度ΔP_DC，将各直流系统功率紧急调制措施的直流系统输送功率紧急提升空间ΔP_up和紧急回降空间ΔP_down平均分为M和N档，使得各直流系统功率紧急调制措施的调制档位转变为由（-N，…，-1，0，1，…，M）共M+N+1个档位构成，其中若ΔP_up能被ΔP_DC整除，则M取为

，否则M取为

，若ΔP_down能被ΔP_DC整除，则N取为

，否则N取为int $(\frac{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{down}}}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{DC}}}+0.5);$

进入步骤3）；

3）当此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0时：若该故障的备选的控制措施中存在直流系统功率紧急调制措施且至少有一个直流系统功率紧急调制措施的调制档位M或调制档位N大于0，则进入步骤4）；若该故障的备选的控制措施中没有直流系统功率紧急调制措施、或者该故障的备选的控制措施中存在直流系统功率紧急调制措施但所有直流系统功率紧急调制措施的功率紧急调制档位M和调制档位N均为0，则进入步骤6）；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0时：若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v或者暂态频率偏移安全裕度η_f小于等于0，则进入步骤11）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则进入步骤17）；

4）首先，针对该故障的备选的控制措施中所有的调制档位M或调制档位N大于0的直流系统功率紧急调制措施，获得与每个直流系统功率紧急调制措施相对应的各个直流系统，再分别计算出主导群中所有发电机母线与每个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，并按由小到大的顺序对计算出的综合电气距离进行排序，得到综合电气距离排序表；

然后，根据计算出的综合电气距离分别设定每个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向：若主导群中所有发电机母线与某个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离小于主导群中所有发电机母线与该直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，则将与该直流系统相对应的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向设定为提升，否则设定为回降；

最后，根据综合电气距离排序表，先选择排在最前位的综合电气距离，然后考虑能否将某个直流系统功率紧急调制措施的调制档位提升或回降一个档位，包括以下过程：

4-A）当所选择的综合电气距离是主导群中所有发电机母线与某个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离且与该直流系统相对应的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为提升时：若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位T仍可以提升，则考虑将该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位提升一个档位至T+1档但是当该直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向与该直流系统功率紧急调制措施首次设定的功率调制方向相反时除外；若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位已达到最高档位M，则将该直流系统功率紧急调制措施的调制档位M设为0；

当所选择的综合电气距离是主导群中所有发电机母线与某个直流系统功率的受端交流侧母线之间的综合电气距离且与该直流系统相对应的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为回降时：若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位T仍可以回降，则考虑将该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位回降一个档位至T-1档但是当该直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向与该直流系统功率紧急调制措施首次设定的功率调制方向相反时除外；若该直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位已达到最低档位N，则将该直流系统功率紧急调制措施的调制档位N设为0；

进入过程4-B）；

4-B）如果已经考虑了将某个直流系统功率紧急调制措施的调制档位提升或回降一个档位，则进入步骤5），否则：如所选择的综合电气距离不是排在最后位的综合电气距离则选择下一个紧随其后的综合电气距离并返回过程4-A），如所选择的综合电气距离是排在最后位的综合电气距离则进入步骤6）；

5）进行考虑将步骤4）中所考虑的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位提升或回降一个档位以及所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估，获得此时电网的暂态安全稳定参数；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0时：先确认调制档位变动，若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则进入步骤17）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v或者暂态频率偏移安全裕度η_f小于等于0，则进入步骤11）；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0时：若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于上一次确认控制措施的暂态安全稳定量化评估所获得的暂态功角稳定裕度η_a且主导群中发电机的组成又相同，则确认调制档位不变动且将此时电网的暂态安全稳定参数重置为上一次确认控制措施的暂态安全稳定量化评估所获得的暂态安全稳定参数的值并进入步骤6），否则确认调制档位变动并返回步骤4）；

所述确认调制档位变动，是指将步骤4）中考虑将其当前调制档位提升的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位确认为T+1档位或者将步骤4）中考虑将其当前调制档位回降的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位确认为T-1档位；

所述确认调制档位不变动，是指将步骤4）中考虑将其当前调制档位提升或回降的那个直流系统功率紧急调制措施的当前调制档位仍确认为T档位、不做变动；

6）若该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的切除发电机措施或者该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，则进入步骤7），否则进入步骤10）；

7）首先，计算出该故障余下的备选的控制措施中所有含有主导群中发电机的切除发电机措施或者含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施的控制性能指标；

然后，按照由大到小的顺序对计算出的控制性能指标进行排序，得到控制性能指标排序表，并根据控制性能指标排序表确定切除哪台发电机或解列哪个小电源送出电网，包括以下过程：

7-A）先在控制性能指标排序表中选择控制性能指标排在最前位的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施作为待确认的控制措施；

7-B）考虑待确认的控制措施以及所有已经搜索到的控制措施，计算出需要匹配的切负荷量ΔP_L.m，然后采用失步振荡中心识别方法，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，将与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施作为用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施；

7-C）若ΔP_L.m小于等于用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的切负荷量之和，则将待确认的控制措施作为选出的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施，进入步骤8）；若ΔP_L.m大于用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的切负荷量之和并且待确认的控制措施不是控制性能指标排在最后位的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施，则在控制性能指标排序表中选择控制性能指标紧随待确认的控制措施之后的下一个切除发电机措施或解列小电源送出电网措施作为新的待确认的控制措施，返回7-B）；若ΔP_L.m大于用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的切负荷量之和并且待确认的控制措施是控制性能指标排在最后位的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施，则认为搜索不到该故障的暂态安全稳定在线控制策略，结束本方法；

8）先将步骤7）中选出的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施确认为搜索到的控制措施；

接着，考虑步骤7）中过程7-B）里确定的用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，再基于负荷欠切原则，根据用于匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标按由大到小的顺序选择需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施，直至若再增加1个切负荷措施或解列小受端电网措施后用于该次匹配的切负荷总量将大于ΔP_L.m时方停止选择；最后将需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施也确认为搜索到的控制措施，进入步骤9）；

9）进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0时：若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则进入步骤17）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全稳定裕度η_f中有一个小于等于0，则进入步骤11）；

当此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0时：若该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的切除发电机措施或者该故障余下的备选的控制措施中存在含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，则返回步骤7）；否则返回步骤3）；

10）首先，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，其中若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于0，则划分的方法采用失步振荡中心识别方法，若此时的暂态功角稳定裕度η_a等于0，则划分的方法采用同步振荡中心识别方法；

接着，若此时与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中没有切负荷措施和解列小受端电网措施，则认为搜索不到该故障的暂态安全稳定在线控制策略，结束本方法；否则，考虑与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算与余下群中发电机连接在一起的余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，再进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估，若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则进入步骤11）；

11）若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v大于0，则进入步骤13），否则进入步骤12）；

12）考虑余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或者解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，再进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估，若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则返回步骤11）；

13）若此时的暂态频率偏移安全裕度η_f大于0，则进入步骤17），否则进入步骤14）；

14）若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，则考虑余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的控制措施中的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切负荷措施或者解列小受端电网措施确认为搜索到的控制措施，进入步骤15）；

若此时的暂态频率跌落安全裕度大于0，直接进入步骤15）；

15）若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，则考虑余下的备选的控制措施中的切除发电机措施、解列小电源送出电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价，分别计算余下的备选的控制措施中的切除发电机措施、解列小电源送出电网措施的控制性能指标，将其中控制性能指标最大的切除发电机措施或解列小电源送出电网措施确认为搜索到的控制措施，进入步骤16）；

若此时的暂态频率上升安全裕度大于0，直接进入步骤16）；

16）进行考虑所有已经搜索到的控制措施的暂态安全稳定量化评估；若此时的暂态功角稳定裕度η_a小于等于0，则返回步骤3），若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则返回步骤11）；

17）按照控制代价由大到小的顺序对第一阶段中所有已经搜索到的控制措施进行排序，并用所有已经搜索到的控制措施建立控制措施集，进入步骤18）；

18）将控制措施集作为该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略，刷新该故障的在线控制策略，进入步骤19）；

19）若该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略优化计算的时间已大于设定值或者已经对所有已经搜索到的控制措施进行了剔除后的暂态安全稳定校核，则结束本方法，否则进入步骤20）；

20）按照控制措施的排序逐个剔除控制措施，并进行减少控制措施后的暂态安全稳定校核；若电网仍能保持暂态安全稳定，则从控制措施集中剔除相应的控制措施，并更新控制措施集，返回步骤18）；若电网失去暂态安全稳定，则确认该控制措施不能剔除，返回步骤19）。

2.根据权利要求1所述的电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，其特征在于，所述步骤4）中主导群中所有发电机母线与每个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离的计算方法如下：

首先，根据电网当前运行方式，忽略设备电阻，只考虑设备电抗，分别计算出主导群中每个发电机母线与每个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中每个发电机母线与每个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离；

然后，采用公式(1)和(2)分别计算出主导群中所有发电机母线与每个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离：

$X_{\mathrm{in}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\Σ}}}\left(a_j{x}_{\mathrm{in}.i.j}\right)---\left(1\right)$

$X_{\mathrm{out}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\Σ}}}\left(a_j{x}_{\mathrm{out}.i.j}\right)---\left(2\right)$

其中，i=1,2,…,S_D，S_D为所有直流系统的总数，X_in.i为主导群中所有发电机母线与第i个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离，X_out.i为主导群中所有发电机母线与第i个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，j=1,2,…,S，S为主导群中所有发电机的总数，a_j为主导群中第j个发电机的暂态功角稳定参与因子，x_in.i.j为主导群中第j个发电机与第i个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离，x_out.i.j为主导群中第j个发电机与第i个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离。

3.根据权利要求1所述的电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，其特征在于，在步骤7）中，通过公式（3）来计算含有主导群中发电机的切除发电机措施的控制性能指标，通过公式（4）来计算含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施的控制性能指标：

$G_{j_1}=\frac{{a_j}_1}{C_{g\·j_1}}---\left(3\right)$

$T_{a.k}=\frac{\underset{j_2=1}{\overset{N_{g.k}}{\mathrm{\Σ}}}{a}_{k.j_2}}{\underset{j_2=1}{\overset{N_{g.k}}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{g.k.j_2}}---\left(4\right)$

其中，j₁=1,2,…,S₁，S₁为余下的备选的控制措施中所有含有主导群中发电机的切除发电机措施的总数，

为第j₁个含有主导群中发电机的切除发电机措施中的发电机的暂态功角稳定参与因子，

为第j₁个含有主导群中发电机的切除发电机措施的控制代价，

为第j₁个含有主导群中发电机的切除发电机措施的控制性能指标，k=1,2,…,S_G，S_G为余下的备选的控制措施中所有含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施的总数，j₂=1,2,…,N_g.k，N_g.k为第k个含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施中的发电机的总数，

为第k个含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施中的第j₂个发电机的暂态功角稳定参与因子，为第k个含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施中的第j₂个发电机的控制代价，T_a.k为第k个含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施的控制性能指标。

4.根据权利要求1所述的电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，其特征在于，在步骤7）中通过求解公式(5)表示的优化模型来计算需要匹配的切负荷量ΔP_L.m：

其中，f'、K和λ分别为电网当前运行状态下考虑所有控制措施实施后电网的稳态频率、功率频率静态特性系数和网损系数，ΔP_G为包括待确认和已经搜索到的在线控制措施在内的所有发电机有功功率以及解列小电源送出电网的送出有功功率之和，ΔP_L为已经搜索到的在线控制措施中所有切除的负荷有功功率以及解列小受端电网的受入有功功率之和，f₀为电网当前频率，f_d为故障后满足电网安全要求的稳态频率下限。

5.根据权利要求1所述的电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，其特征在于，在步骤8）、步骤10）和步骤12）中通过公式（6）来计算切负荷措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子、通过公式（7）来计算解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子、通过公式（8）和公式（9）来计算切负荷措施的暂态电压安全稳定控制性能指标、通过公式（10）来计算解列小受端电网措施的暂态电压安全稳定控制性能指标：

$b_{j_3}=\underset{i_1=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\Σ}}}\left[(1-{\mathrm{\η}}_{v.i_1})s_{Q.j_3{i}_1}\right]---\left(6\right)$

$b_{t.k_1}=\underset{j_4=1}{\overset{T_{l.k_1}}{\mathrm{\Σ}}}\left\{\frac{P_{l.k_1.j_4}}{P_{\mathrm{ll}.k_1}}\underset{i_1=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\Σ}}}\right[(1-{\mathrm{\η}}_{v.i_1})s_{Q.j_4{i}_1}\left]\right\}---\left(7\right)$

$L_{v.j_3}=\frac{b_{j_3}}{C_{l.j_3}}---\left(8\right)$

$L{L}_v=\frac{\underset{j_3=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{b}_{j_3}}{\underset{j_3=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{l.j_3}}---\left(9\right)$

$T_{v.k_1}=\frac{b_{t.k_1}}{C_{t.k_1}}---\left(10\right)$

其中，i₁=1,2,…,B_v，B_v为暂态电压安全稳定薄弱节点的个数，j₃=1,2,…,S_L，S_L为切负荷措施中负荷的总数，

为第i₁个暂态电压安全稳定薄弱节点的暂态电压安全稳定裕度，

为当前运行状态下切除的第j₃个负荷所连接的节点的无功对第i₁个暂态电压安全稳定薄弱节点的电压的无功电压灵敏度，

为切除的第j₃个负荷对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子，k₁=1,2,…,S_LL，S_LL为解列小受端电网措施的总数，，

为第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网与外部电网连接的节点总数，

为当前运行状态下第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网的第j₄个功率受入节点的无功对第i₁个暂态电压安全稳定薄弱节点的电压的无功电压灵敏度，

为第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网通过第j₄个功率受入节点受入的有功功率，

为第k₁个解列小受端电网措施中小受端电网受入的总有功功率，

为第k₁个解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子，

为切除第j₃个负荷的控制代价，

为切除第j₃个负荷的暂态电压安全稳定控制性能指标，LL_v为集中切除m个负荷的暂态电压安全稳定的控制性能指标，

为第k₁个解列小受端电网措施的控制代价，

为第k₁个解列小受端电网措施的暂态电压安全稳定控制性能指标。

6.根据权利要求1所述的电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，其特征在于，在步骤14）中通过公式(11)来计算切负荷措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（12）来计算解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（13）和公式（14）来计算切负荷措施的暂态频率跌落安全控制性能指标、通过公式（15）来计算解列小受端电网措施的暂态频率跌落安全控制性能指标：

$c_{j_5}=\underset{i_2=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\Σ}}}[1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fd}.i_2}(1-\frac{x_{l.j_5{i}_2}}{x_{l\max }})]---\left(11\right)$

$c_{t.k_2}=\underset{j_6=1}{\overset{T_{l.k_2}}{\mathrm{\Σ}}}\left\{\frac{P_{l.k_2.j_6}}{P_{\mathrm{ll}.k_2}}\underset{i_2=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\Σ}}}\right[(1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fd}.i_2})(1-\frac{x_{l.j_6{i}_2}}{x_{l\max }^{\′}})\left]\right\}---\left(12\right)$

$L_{\mathrm{fd}.j_5}=\frac{c_{j_5}}{C_{l.j_5}}---\left(13\right)$

$L{L}_{\mathrm{fd}}=\frac{\underset{j_5=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{c}_{j_5}}{\underset{j_5=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{l.j_5}}---\left(14\right)$

$T_{\mathrm{fd}.k_2}=\frac{c_{t.k_2}}{C_{t.k_2}}---\left(15\right)$

其中，i₂=1,2,…,B_fd，B_fd为暂态频率跌落安全薄弱节点的个数，j₅=1,2,…,S_L'，S_L'为切负荷措施中负荷的总数，

为第i₂个暂态频率跌落安全薄弱节点的暂态频率跌落安全裕度，

为当前运行状态下忽略设备电阻只考虑设备电抗时切除的第j₅个负荷所连接的节点与第i₂个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，x_lmax为其中电气距离的最大值，

为切除第j₅个负荷对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子，k₂=1,2,…,S_LL'，S_LL'为解列小受端电网措施的总数，

，

为第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网与外部电网连接的节点总数，

为当前运行状态下忽略设备电阻只考虑设备电抗时第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网的第j₆个功率受入节点与第i₂个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，x′_lmax为其中电气距离的最大值，为第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网通过第j₆个功率受入节点受入的有功功率，

为第k₂个解列小受端电网措施中小受端电网受入的总有功功率，

为第k₂个解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子，

为切除第j₅个负荷的控制代价，

为切除第j₅个负荷的暂态频率跌落安全控制性能指标，LL_fd为集中切除m个负荷的暂态频率跌落安全控制性能指标，

为第k₂个解列小受端电网措施的控制代价，为第k₂个解列小受端电网措施的暂态频率跌落安全控制性能指标。

7.根据权利要求1所述的电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略优化计算方法，其特征在于，在步骤15）中，通过公式(16)来计算切除发电机措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（17）来计算解列小电源送端电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子、通过公式（18）来计算切除发电机措施的暂态频率上升安全控制性能指标、通过公式（19）来计算解列小电源送端电网措施的暂态频率上升安全控制性能指标：

$d_{j_7}=\underset{i_3=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\Σ}}}\left[(1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fu}.i_3})(1-\frac{x_{g.j_7{i}_3}}{x_{g\max }})\right]---\left(16\right)$

$d_{t.k_3}=\underset{j_8=1}{\overset{T_{g.k_3}}{\mathrm{\Σ}}}\left\{\frac{P_{g.k_3.j_8}}{P_{\mathrm{gg}.k_3}}\underset{i_3=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\Σ}}}\right[(1-{\mathrm{\η}}_{\mathrm{fu}.i_3})(1-\frac{x_{g.j_8{i}_3}}{x_{g\max }^{\′}})\left]\right\}---\left(17\right)$

$G_{\mathrm{fu}.j_7}=\frac{d_{j_7}}{C_{g.j_7}}---\left(18\right)$

$T_{\mathrm{fu}.k_3}=\frac{d_{t.k_3}}{\underset{j_9=1}{\overset{N_{g.k_3}}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{g.j_9}}---\left(19\right)$

其中，i₃=1,2,…,B_fu，B_fu为暂态频率上升安全薄弱节点的个数，j₇=1,2,…,S_g，S_g为切除发电机措施的总数，

为第i₃个暂态频率上升安全薄弱节点的暂态频率上升安全裕度，

为当前运行状态下忽略设备电阻只考虑设备电抗时第j₇个切除发电机措施中发电机所连接的节点与第i₃个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，x_gmax为其中电气距离的最大值，

为第j₇个切除发电机措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子，k₃=1,2,…,S_gg，S_gg为解列小电源送端电网措施的总数，

，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网与外部电网连接的节点总数，

为当前运行状态下忽略设备电阻只考虑设备电抗时第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网的第j₈个功率并网节点与第i₃个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，x′_gmax为其中电气距离的最大值，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网通过第j₈个并网节点送出的有功功率，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中小电源送出电网送出的总有功功率，

为第k₃个解列小电源送出电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子，

为第j₇个切除发电机措施的控制代价，

为第j₇个切除发电机措施的暂态频率上升安全控制性能指标，

，

为第k₃个解列小电源送出电网措施中发电机的总数，为第k₃个解列小电源送出电网措施中切除第j₉个发电机的控制代价，

为第k₃个解列小电源送出电网措施的暂态频率上升安全控制性能指标。

Images