CN103401232B - 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 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种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，属电力系统紧急控制技术领域。本发明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。通过采用以上技术方案，本发明实现了大电网暂态安全稳定在线紧急控制优化策略的快速搜索。

Description

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

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快速计算。

背景技术

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，但是随着电网规模的增大和电网动态特性复杂性的增加，现有的基于串行模式的暂态安全稳定在线紧急控制策略（简称为：暂稳在线控制策略）优化算法的计算速度已难以满足工程要求。例如，对于2万个计算节点、2千台发电机规模的电网，进行1次暂态安全稳定时域仿真大约需要30秒的时间，通常暂稳在线控制策略优化计算大约需要10次的时域仿真计算，即大约需要5分钟才能计算出暂稳在线控制策略。随着大量间隙性新能源发电的接入以及需求侧管理和电力市场的逐步开展，电网运行方式的变化越来越频繁，为了避免暂稳在线控制策略的失配，亟需提高暂稳在线控制策略的计算速度。

集群是由一些互相连接在一起的计算机构成的一个并行或分布式系统。集群技术是一种相对较新的技术，通过集群技术，可以在付出较低成本的情况下获得在性能、可靠性、灵活性方面的相对较高的收益。电力系统安全稳定在线分析的计算量大且实时性和可靠性要求高，通过将安全稳定在线计算任务分解，形成多个计算任务，提交给集群计算系统进行并行处理，可提高安全稳定在线计算的速度。该技术已在电力系统安全稳定在线分析中得到成功应用。

发明内容

本发明的目的是：根据暂态功角稳定与暂态电压、频率安全稳定之间的关系，将暂态安全稳定在线紧急控制策略计算分为暂态功角稳定紧急控制策略计算和暂态电压、频率安全稳定紧急控制策略计算两个阶段；在每个阶段，先根据控制性能指标进行控制措施的组合，再根据故障及控制措施采取后的稳态频率要求对控制措施组合进行筛选，最后采用集群计算手段实现不同控制措施组合的安全稳定校核，实现大电网暂态安全稳定在线紧急控制优化策略的快速搜索。

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和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，第一阶段是采用集群计算进行暂态功角稳定紧急控制策略的搜索，第二阶段是在已搜索到的优化控制策略的基础上，采用集群计算进行暂态电压安全稳定和暂态频率偏移安全紧急控制策略的搜索；以下步骤2）至步骤10）属于第一阶段，步骤11）至步骤17）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、投切电容器措施、投切电抗器措施、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；若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则确认该故障的暂态功角稳定不需要在线紧急控制措施，进入步骤11），否则进入步骤3）；

3）若该故障的备选的控制措施中有直流系统功率紧急调制措施，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，则进入步骤5）；

4）首先，针对该故障的备选的控制措施中所有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，然后计及发电机的暂态功角稳定参与因子，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；

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；

如某个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为提升，则该直流系统功率紧急提升措施的控制性能指标取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数，否则取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数；然后根据每个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向，筛选掉需要功率提升但又没有提升空间的直流系统功率紧急调制措施以及需要功率回降但又没有回降空间的直流系统功率紧急调制措施，再从剩下的直流系统功率紧急调制措施中筛选出控制性能指标与剩下的直流系统功率紧急调制措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₁的直流系统功率紧急调制措施，作为待组合的直流系统功率紧急调制措施；

最后，若选出的待组合的直流系统功率紧急调制措施不为空集，则根据设定的直流功率调制收敛精度ΔP_DC，分别将待组合的各直流系统功率紧急调制措施的直流系统输送功率提升空间ΔP_up和回降空间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

5）若该故障的备选的控制措施中有切发电机措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的切发电机措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施，首先考虑切发电机措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施的控制性能指标，再从这些切发电机措施中筛选出控制性能指标与这些切发电机措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₂的切发电机措施，作为待组合的切发电机措施；

6）若该故障的备选的控制措施中有解列小电源送出电网措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，首先考虑解列小电源送出电网措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，分别计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的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，再从这些解列小电源送出电网措施中筛选出控制性能指标与这些解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₂的解列小电源送出电网措施，作为待组合的解列小电源送出电网措施；

7）若选出的待组合的直流系统功率紧急调制措施、待组合的切发电机措施和待组合的解列小电源送出电网措施不全为空集，则针对这些控制措施，进行控制措施的枚举组合并得到控制措施的枚举组合数，进入步骤8）,否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法；

8）对于每个控制措施组合：先根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别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，将与余下群发电机连接在一起的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施作为用于匹配的备选措施；若ΔP_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选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计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则、根据计算出的控制性能指标由大到小的顺序逐个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大于ΔP_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；

9）将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，并按控制代价由小到大对各计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态功角稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；

当所有的计算任务都已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂态功角稳定在线紧急控制策略，并进入步骤10），若没有可以确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法；

10）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，则将该故障的暂态功角稳定在线紧急控制措施作为该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤11）；

11）若步骤2）中确认该故障的暂态功角稳定不需要在线紧急控制措施，则将除直流系统功率紧急调制措施之外的备选的控制措施作为余下的备选的控制措施，否则将除该故障的暂态功角稳定在线紧急控制策略中的控制措施以及直流系统功率紧急调制措施之外的备选的控制措施作为余下的备选的控制措施；

若余下的备选的控制措施是空集，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤12）；

12）若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中只有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则进入步骤14）；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有可投电容器措施或可切电抗器措施，则根据余下的备选的可投电容器、可切电抗器所连接的母线对暂态电压安全稳定薄弱节点的无功电压灵敏度，筛选出无功电压灵敏度与这些投电容器措施、切电抗器措施的无功电压灵敏度中的最大值之比大于设定值λ₃的投电容器措施、切电抗器措施，作为待组合的紧急控制措施；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切负荷措施或解列小受端电网措施，则根据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计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与这些切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤13）；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v大于0，则直接进入步骤13）；

13）若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外既没有切负荷措施也没有解列小受端电网措施，则进入步骤14）；

若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外还有切负荷措施或解列小受端电网措施，则考虑除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外的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计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与这些切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤14）；

若此时的暂态频率跌落安全裕度大于0，直接进入步骤14）；

14）若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中既没有切发电机措施也没有解列小电源送出电网措施，则进入步骤15）；

若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则考虑余下的备选的切发电机措施、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计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与这些切发电机措施、解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₅的切发电机措施、解列小电源送出电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤15）；

若此时的暂态频率上升安全裕度大于0，直接进入步骤15）；

15）若此时步骤12）筛选出的待组合的紧急控制措施、步骤13）筛选出的待组合的紧急控制措施和步骤14）筛选出的待组合的紧急控制措施的集合不全是空集，则针对此时筛选出的待组合的紧急控制措施，在已经确认的暂态功角稳定在线紧急控制策略的基础上进行控制措施的枚举组合，进入步骤16）,否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法；

16）对于每个控制措施组合：根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别计算出需要匹配的切负荷量ΔP'_L.m，然后采用同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作为用于匹配的备选措施；若ΔP'_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选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计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则，根据控制性能指标由大到小的顺序逐个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大于ΔP'_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP'_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；

17）将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，按控制代价由小到大对计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态安全稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；

当所有计算任务已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂稳在线控制策略；若没有可以确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法。

本发明的有益效果是：本发明融合了各类控制措施的暂态安全稳定控制性能指标计算技术和集群计算技术，根据暂态功角稳定与暂态电压、频率安全稳定之间的关系，将暂态安全稳定在线紧急控制策略计算分为暂态功角稳定紧急控制策略计算和暂态电压、频率安全稳定紧急控制策略计算两个阶段，在每个阶段，根据控制性能指标进行控制措施的组合，再采用集群计算手段实现不同控制措施组合的安全校核，实现大电网暂态安全稳定在线紧急控制优化策略的快速搜索。本发明在集群计算系统规模足够大的条件下，最多只需要3次暂态安全稳定时域仿真即可计算出优化的暂稳在线控制策略，可将大电网暂稳在线控制策略的计算时间缩短到2分钟以内。

附图说明

图1为本发明方法步骤1至步骤6的流程图。

图2为本发明方法步骤7至步骤10的流程图。

图3为本发明方法步骤11至步骤15的流程图。

图4为本发明方法步骤16至步骤17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，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和暂态频率上升安全裕度，以及暂态功角稳定的轨迹主导模式发电机分群及其参与因子，以及暂态电压安全稳定薄弱母线及其参与因子、暂态频率上升/跌落安全薄弱母线和发电机及其参与因子，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，第一阶段是采用集群计算进行暂态功角稳定紧急控制策略的搜索，第二阶段是在已搜索到的优化控制策略的基础上，采用集群计算进行暂态电压安全稳定和暂态频率偏移安全紧急控制策略的搜索；以下步骤2至步骤10属于第一阶段，步骤11至步骤17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、投切电容器措施、投切电抗器措施、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；若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则确认该故障的暂态功角稳定不需要在线紧急控制措施，进入步骤11，否则进入步骤3。

图1中步骤3描述的是若该故障的备选的控制措施中有直流系统功率紧急调制措施，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，则进入步骤5）。

图1中步骤4描述的是，首先，针对该故障的备选的控制措施中所有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，然后计及发电机的暂态功角稳定参与因子，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；

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；

如某个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为提升，则该直流系统功率紧急提升措施的控制性能指标取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数，否则取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数；然后根据每个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向，筛选掉需要功率提升但又没有提升空间的直流系统功率紧急调制措施以及需要功率回降但又没有回降空间的直流系统功率紧急调制措施，再从剩下的直流系统功率紧急调制措施中筛选出控制性能指标与剩下的直流系统功率紧急调制措施的控制性能指标中的最大值D_max之比大于设定值λ₁的直流系统功率紧急调制措施，作为待组合的直流系统功率紧急调制措施；其中，0<λ₁<1，例如取0.8，可将按D_max标幺化后控制性能指标大于0.8的直流系统功率紧急调制措施作为待组合的紧急控制措施；

最后，根据设定的直流功率调制收敛精度ΔP_DC，分别将待组合的各直流系统功率紧急调制措施的直流系统输送功率提升空间ΔP_up和回降空间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，进入步骤5），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

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：

首先，根据电网当前运行方式，分别计算出故障清除后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电气距离以及故障清除后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电气距离；

然后，分别通过公式(1)和公式(2)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；

$Z_{\mathrm{in}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(a_j{z}_{\mathrm{in}.i.j}\right)---\left(1\right)$

$Z_{\mathrm{out}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(a_j{z}_{\mathrm{out}.i.j}\right)---\left(2\right)$

其中，i=1,2,…,S_D，S_D为所有的直流系统的总数，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，z_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电气距离，Z_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，z_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电气距离，Z_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。

图1中步骤5描述的是若该故障的备选的控制措施中有切发电机措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的切发电机措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施：首先考虑切发电机措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施的控制性能指标，再从这些切发电机措施中筛选出控制性能指标与这些切发电机措施的控制性能指标中的最大值G_max之比大于设定值λ₂的切发电机措施，作为待组合的切发电机措施，进入步骤6）,否则直接进入步骤6）；其中，0<λ₂<1，例如取0.8，可将按G_max标幺化后控制性能指标大于0.8的切发电机措施作为待组合的紧急控制措施。

在步骤5）中，通过公式(3)来计算切发电机措施的暂态功角稳定控制性能指标：

$G_{j_1}=\frac{a_{j_1}}{C_{{g.j}_1}}---\left(3\right)$

其中，j₁=1,2,…,S₃，S₃为所有备选的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。

图2中步骤6描述的是若该故障的备选的控制措施中有解列小电源送出电网措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施：首先考虑解列小电源送出电网措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，分别计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的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，再从这些解列小电源送出电网措施中筛选出控制性能指标与所有这些解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₂的解列小电源送出电网措施，作为待组合的解列小电源送出电网措施，进入步骤7），否则直接进入步骤7）。

在步骤6）中，通过公式(4)来计算解列小电源送出电网措施的暂态功角稳定控制性能指标：

$T_{a.k}=\frac{\underset{j_2=1}{\overset{N_{g.k}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{a}_{{k.j}_2}}{\underset{j_2=1}{\overset{N_{g.k}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{C}_{{g.k.j}_2}}---\left(4\right)$

其中，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。

图2中步骤7描述的是若待组合的直流系统功率紧急调制措施、待组合的切发电机措施和待组合的解列小电源送出电网措施不全为空集，则根据步骤4）筛选出的所有待组合的直流系统功率紧急调制措施及其调制档位、步骤5）筛选出的所有待组合的切发电机措施和步骤6）筛选出的所有待组合的解列小电源送出电网措施，进行控制措施的枚举组合并得到控制措施的枚举组合数，进入步骤8）,否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法。

在步骤7）中，通过公式(5)求得控制措施的枚举组合数F_d.g：

$F_{d.g}=\left\{\begin{array}{cc}\left(\underset{j_u=1}{\overset{m}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+M_{j_u})\right)\&times;\left(\underset{j_d=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+N_{j_d})\right)\&times;2^g& m\&times;n\&NotEqual;0\\ \left(\underset{j_d=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+N_{j_d})\right)\&times;2^g& m=0;n\&NotEqual;0\\ \left(\underset{j_u=1}{\overset{m}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+M_{j_u})\right)\&times;2^g& m\&NotEqual;0;n=0\end{array}\right.---\left(5\right)$

其中，j_u=1,2,…,m，m为步骤4）中筛选出的功率调制方向为提升的直流系统功率紧急调制措施的总数，为步骤4）中筛选出的第j_u个功率调制方向为提升的直流系统功率紧急调制措施的提升的最高档位，j_d=1,2,…,n，n为步骤4）中筛选出的功率调制方向为回降的直流系统功率紧急调制措施的总数，为步骤4）中筛选出的第j_d个功率调制方向为回降的直流系统功率紧急调制措施的回降的最低档位，g为步骤5）和步骤6）中筛选出的切发电机措施和解列小电源送出电网措施的总数。

图2中步骤8描述的是对于每个控制措施组合：先根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别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，将与余下群发电机连接在一起的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施作为用于匹配的备选措施；若ΔP_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选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计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则、根据计算出的控制性能指标由大到小的顺序逐个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大于ΔP_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；

待所有控制措施组合均进行上述处理后，进入步骤9）；

在步骤8）中，通过求解公式(6)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故障清除及第一阶段待确定的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为控制措施组合中所有切除的发电机的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_G0为因故障清除退出的发电机有功功率之和，ΔP_L0为因故障清除退出的负荷有功功率之和，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。

在步骤8）中，通过公式（7）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（8）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（9）和公式（10）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（11）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：

$b_{j_3}=\underset{i_3=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{{v.i}_3})S_{Q.j_3{i}_3}\right]---\left(7\right)$

$b_{{t.k}_1}=\underset{j_4=1}{\overset{T_{{l.k}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left\{\frac{P_{{l.k}_1.j_4}}{P_{{\mathrm{ll}.k}_1}}\underset{i_3=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\&Sigma;}}}\right[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{{v.i}_3})S_{Q.j_4{i}_3}\left]\right\}---\left(8\right)$

$L_{v.j_3}=\frac{b_{j_3}}{C_{{l.j}_3}}---\left(9\right)$

${\mathrm{LL}}_v=\frac{\underset{j_3=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{b}_{j_3}}{\underset{j_3=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{C}_{{l.j}_3}}---\left(10\right)$

$T_{{v.k}_1}=\frac{b_{{t.k}_1}}{C_{{t.k}_1}}---\left(11\right)$

其中，i₃=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i₃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i₃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i₃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_l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。

下述步骤12和步骤16中切负荷措施的暂态电压安全稳定控制性能指标和解列小受端电网措施的暂态电压安全稳定控制性能指标的计算方法与此相同。

图2中步骤9描述的是将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，并按控制代价由小到大对各计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态功角稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；

当所有的计算任务都已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂态功角稳定在线紧急控制策略，进入步骤10），若没有可以确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法。

图2中步骤10描述的是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，则将该故障的暂态功角稳定在线紧急控制措施作为该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤11）。

图3中步骤11描述的是将除暂态功角稳定在线紧急控制措施和直流系统功率紧急调制措施之外的备选的控制措施作为余下的备选的控制措施，若余下的备选的控制措施是空集，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤12）。

图3中步骤12描述的是若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中只有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则进入步骤14）；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有可投电容器措施或可切电抗器措施，则根据可投电容器、可切电抗器所连接的母线对暂态电压安全稳定薄弱节点的无功电压灵敏度，筛选出无功电压灵敏度与所有投电容器措施、切电抗器措施的无功电压灵敏度中的最大值S_max之比大于设定值λ₃的投电容器措施、切电抗器措施，作为待组合的紧急控制措施；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切负荷措施或解列小受端电网措施，则根据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计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值L_max之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤13）。

上述中，0<λ₃<1，例如取0.8，可将按S_max标幺化后无功电压灵敏度大于0.8的投电容器措施、切电抗器措施作为待组合的紧急控制措施，0<λ₄<1，例如取0.8，可将按L_max标幺化后控制性能指标大于0.8的切负荷措施、解列小受端电网措施作为待组合的紧急控制措施；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v大于0，则直接进入步骤13）。

图3中步骤13描述的是若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外既没有切负荷措施也没有解列小受端电网措施，则进入步骤14）；

若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外有切负荷措施或解列小受端电网措施，则考虑除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外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计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤14）；

若此时的暂态频率跌落安全裕度大于0，直接进入步骤14）。

在步骤13）中，通过公式(12)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（13）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（14）和公式（15）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（16）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：

$c_{j_5}=\underset{i_4=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{{\mathrm{fd}.i}_4})(1-\frac{\left|z_{{l.j}_5{i}_4}\right|}{{|z}_{l\max }|})\right]---\left(12\right)$

$c_{{t.k}_2}=\underset{j_6=1}{\overset{T_{{l.k}_2}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left\{\frac{P_{{l.k}_2.j_6}}{P_{{\mathrm{ll}.k}_2}}\underset{i_4=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\right[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{{\mathrm{fd}.i}_4})(1-\frac{\left|z_{{l.j}_6{i}_4}\right|}{\left|z_{l\max }^{\&prime;}\right|})\left]\right\}---\left(13\right)$

$L_{{\mathrm{fd}.j}_5}=\frac{c_{j_5}}{C_{{l.j}_5}}---\left(14\right)$

${\mathrm{LL}}_{\mathrm{fd}}=\frac{\underset{j_5=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{c}_{j_5}}{\underset{j_5=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{C}_{{l.j}_5}}---\left(15\right)$

$T_{{\mathrm{fd}.k}_2}=\frac{c_{{t.k}_2}}{C_{{t.k}_2}}---\left(16\right)$

其中，i₄=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i₄个暂态频率跌落安全薄弱节点的暂态频率跌落安全裕度，为当前运行状态下故障清除后切除的第j₅个负荷所连接的节点与第i₄个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z_lmax|为其中电气距离的模的最大值，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，为当前运行状态下故障清除后第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i₄个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z′_lmax|为其中电气距离的模的最大值，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_l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14描述的是若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中既没有切发电机措施也没有解列小电源送出电网措施，则进入步骤15）；

若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则考虑余下的备选的切发电机措施、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计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与余下的备选的切发电机措施、解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值G'_max之比大于设定值λ₅的切发电机措施、解列小电源送出电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤15）；其中，0<λ₅<1，例如取0.8，可将按G'_max标幺化后控制性能指标大于0.8的切发电机措施、解列小电源送出电网措施作为待组合的紧急控制措施。

若此时的暂态频率上升安全裕度大于0，直接进入步骤15）；

在步骤14）中，通过公式(17)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（18）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（19）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（20）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：

$d_{j_7}=\underset{i_5=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{{\mathrm{fu}.i}_5})(1-\frac{\left|z_{{g.j}_7{i}_5}\right|}{\left|z_{g\max }\right|})\right]---\left(17\right)$

$d_{{t.k}_3}=\underset{j_8=1}{\overset{T_{{g.k}_3}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left\{\frac{P_{{g.k}_3{.j}_8}}{P_{{\mathrm{gg}.k}_3}}\underset{i_5=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\right[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{{\mathrm{fu}.i}_5})(1-\frac{\left|z_{{g.j}_8{i}_5}\right|}{\left|z_{g\max }^{\&prime;}\right|})\left]\right\}---\left(18\right)$

$G_{{\mathrm{fu}.j}_7}=\frac{d_{j_7}}{C_{{g.j}_7}}---\left(19\right)$

$T_{{\mathrm{fu}.k}_3}=\frac{d_{{t.k}_3}}{\underset{j_9=1}{\overset{N_{{g.k}_3}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{C}_{{g.j}_9}}---\left(20\right)$

其中，i₅=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i₅个暂态频率上升安全薄弱节点的暂态频率上升安全裕度，为当前运行状态下故障清除后第j₇个切除发电机措施中发电机所连接的节点与第i₅个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z_gmax|为其中电气距离的模的最大值，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，为当前运行状态下故障清除后第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i₅个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z'_gmax|为其中电气距离的模的最大值，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。

图3中步骤15描述的是若此时步骤12）筛选出的待组合的紧急控制措施、步骤13）筛选出的待组合的紧急控制措施和步骤14）筛选出的待组合的紧急控制措施的集合不是空集，则针对此时筛选出的待组合的紧急控制措施，在已经确认的暂态功角稳定在线紧急控制策略的基础上进行控制措施的枚举组合，进入步骤16）,否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法。

在步骤15）中，通过公式(21)计算在已经确认的暂态功角稳定在线紧急控制策略的基础上进行投电容器措施、切电抗器措施、切发电机措施、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的枚举组合数F_c.g.l：

$F_{c.g.l}=\left\{\begin{array}{cc}\left(\underset{j_c=1}{\overset{b}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+L_{j_c})\right)\&times;2^{l_v+l_f}\&times;2^{g_f}& b\&NotEqual;0\\ 2^{l_v+l_f}\&times;2^{g_f}& b=0\end{array}---\left(21\right)\right.$

其中，j_c=1,2,…,b，b为步骤12）筛选出的可投电容器措施和可切电抗器措施所连接的节点总数，为第j_c个节点的可投电容器或可切电抗器的组数，l_v为步骤12）筛选出的切负荷措施和解列小受端电网措施的总数，l_f为步骤13）筛选出的切负荷措施和解列小受端电网措施的总数，g_f为步骤14）筛选出的切发电机措施和解列小电源送出电网措施的总数。

图4中步骤16描述的是对于每个控制措施组合：根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别计算出需要匹配的切负荷量ΔP'_L.m，然后采用同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作为用于匹配的备选措施；若ΔP'_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选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计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则，根据控制性能指标由大到小的顺序逐个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大于ΔP'_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP'_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；

待所有控制措施组合均进行上述处理后，进入步骤17）。

在步骤16）中，通过求解公式(22)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故障清除及包括第一阶段确定的控制措施在内的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，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，ΔP'_G为包括第一阶段确定的控制措施在内的控制措施组合中所有切除的发电机的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为包括第一阶段确定的控制措施在内的控制措施组合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，ΔP_G0为因故障清除退出的发电机有功功率之和，ΔP_L0为因故障清除退出的负荷有功功率之和。

图4中步骤17描述的是将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，按控制代价由小到大对计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态安全稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；

当所有计算任务已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂稳在线控制策略；若没有可以确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法。

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 (10)

1.电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略的集群计算方法，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和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，第一阶段是采用集群计算进行暂态功角稳定紧急控制策略的搜索，第二阶段是在已搜索到的优化控制策略的基础上，采用集群计算进行暂态电压安全稳定和暂态频率偏移安全紧急控制策略的搜索；以下步骤2)至步骤10)属于第一阶段，步骤11)至步骤17)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、投切电容器措施、投切电抗器措施、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；若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则确认该故障的暂态功角稳定不需要在线紧急控制措施，进入步骤11)，否则进入步骤3)；

3)若该故障的备选的控制措施中有直流系统功率紧急调制措施，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，则进入步骤5)；

4)首先，针对该故障的备选的控制措施中所有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，然后计及发电机的暂态功角稳定参与因子，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；

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；

如某个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为提升，则该直流系统功率紧急提升措施的控制性能指标取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数，否则取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数；然后根据每个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向，筛选掉需要功率提升但又没有提升空间的直流系统功率紧急调制措施以及需要功率回降但又没有回降空间的直流系统功率紧急调制措施，再从剩下的直流系统功率紧急调制措施中筛选出其控制性能指标与剩下的直流系统功率紧急调制措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₁的直流系统功率紧急调制措施，作为待组合的直流系统功率紧急调制措施；

最后，若选出的待组合的直流系统功率紧急调制措施不为空集，则根据设定的直流功率调制收敛精度ΔP_DC，分别将待组合的各直流系统功率紧急调制措施的直流系统输送功率提升空间ΔP_up和回降空间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 $\mathrm{int}$ $(\frac{\mathrm{\&Delta;}{P}_{\mathrm{down}}}{\mathrm{\&Delta;}{P}_{\mathrm{DC}}}+0.5);$

5)若该故障的备选的控制措施中有切发电机措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的切发电机措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施，首先考虑切发电机措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施的控制性能指标，再从这些切发电机措施中筛选出其控制性能指标与这些切发电机措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₂的切发电机措施，作为待组合的切发电机措施；

6)若该故障的备选的控制措施中有解列小电源送出电网措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，首先考虑解列小电源送出电网措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，分别计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的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，再从这些解列小电源送出电网措施中筛选出其控制性能指标与这些解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₂的解列小电源送出电网措施，作为待组合的解列小电源送出电网措施；

7)若选出的待组合的直流系统功率紧急调制措施、待组合的切发电机措施和待组合的解列小电源送出电网措施不全为空集，则针对这些控制措施，进行控制措施的枚举组合并得到控制措施的枚举组合数，进入步骤8),否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法；

8)对于每个控制措施组合：先根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别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，将与余下群发电机连接在一起的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施作为用于匹配的备选措施；若ΔP_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选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计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则、根据计算出的控制性能指标由大到小的顺序逐个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大于ΔP_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；

9)将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，并按控制代价由小到大对各计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态功角稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；

当所有的计算任务都已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂态功角稳定在线紧急控制策略，并进入步骤10)，若没有可以确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法；

10)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，则将该故障的暂态功角稳定在线紧急控制措施作为该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤11)；

11)若步骤2)中确认该故障的暂态功角稳定不需要在线紧急控制措施，则将除直流系统功率紧急调制措施之外的备选的控制措施作为余下的备选的控制措施，否则将除该故障的暂态功角稳定在线紧急控制策略中的控制措施以及直流系统功率紧急调制措施之外的备选的控制措施作为余下的备选的控制措施；

若余下的备选的控制措施是空集，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤12)；

12)若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中只有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则进入步骤14)；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有可投电容器措施或可切电抗器措施，则根据余下的备选的可投电容器、可切电抗器所连接的母线对暂态电压安全稳定薄弱节点的无功电压灵敏度，筛选出无功电压灵敏度与这些投电容器措施、切电抗器措施的无功电压灵敏度中的最大值之比大于设定值λ₃的投电容器措施、切电抗器措施，作为待组合的紧急控制措施；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切负荷措施或解列小受端电网措施，则根据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计算其控制性能指标，从中筛选出其控制性能指标与这些切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤13)；

若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v大于0，则直接进入步骤13)；

13)若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12)中确定的待组合的紧急控制措施之外既没有切负荷措施也没有解列小受端电网措施，则进入步骤14)；

若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12)中确定的待组合的紧急控制措施之外还有切负荷措施或解列小受端电网措施，则考虑除步骤12)中确定的待组合的紧急控制措施之外的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计算其控制性能指标，从中筛选出其控制性能指标与这些切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤14)；

若此时的暂态频率跌落安全裕度大于0，直接进入步骤14)；

14)若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中既没有切发电机措施也没有解列小电源送出电网措施，则进入步骤15)；

若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则考虑余下的备选的切发电机措施、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计算其控制性能指标，从中筛选出其控制性能指标与这些切发电机措施、解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₅的切发电机措施、解列小电源送出电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤15)；

若此时的暂态频率上升安全裕度大于0，直接进入步骤15)；

15)若此时步骤12)筛选出的待组合的紧急控制措施、步骤13)筛选出的待组合的紧急控制措施和步骤14)筛选出的待组合的紧急控制措施的集合不全是空集，则针对此时筛选出的待组合的紧急控制措施，在已经确认的暂态功角稳定在线紧急控制策略的基础上进行控制措施的枚举组合，进入步骤16),否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法；

16)对于每个控制措施组合：根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别计算出需要匹配的切负荷量ΔP′_L.m，然后采用同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作为用于匹配的备选措施；若ΔP′_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选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计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则，根据控制性能指标由大到小的顺序逐个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大于ΔP′_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP′_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；

17)将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，按控制代价由小到大对计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态安全稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；

当所有计算任务已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂稳在线控制策略；若没有可以确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法。

2.根据权利要求1所述的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，其特征在于，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：

首先，根据电网当前运行方式，分别计算出故障清除后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电气距离以及故障清除后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电气距离；

然后，分别通过公式(1)和公式(2)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；

$Z_{\mathrm{in}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(a_j{z}_{\mathrm{in}.i.j}\right)---\left(1\right)$

$Z_{\mathrm{out}.i}=\underset{j=1}{\overset{S}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(a_j{z}_{\mathrm{out}.i.j}\right)---\left(2\right)$

其中，i＝1,2,…,S_D，S_D为所有的直流系统的总数，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，z_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电气距离，Z_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，z_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电气距离，Z_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。

3.根据权利要求1所述的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，其特征在于，在步骤5)中，通过公式(3)来计算切发电机措施的暂态功角稳定控制性能指标，在步骤6)中，通过公式(4)来计算解列小电源送出电网措施的暂态功角稳定控制性能指标：

$G_{j_1}=\frac{a_{j_1}}{C_{g\&CenterDot;j_1}}---\left(3\right)$

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

其中，j₁＝1,2,…,S₃，S₃为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在线紧急控制策略的集群计算方法，其特征在于，在步骤7)中，通过公式(5)求得控制措施的枚举组合数F_d.g：

$F_{d.g}=\left\{\begin{array}{cc}\left(\underset{j_u=1}{\overset{m}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+M_{j_u})\right)\&times;\left(\underset{j_d=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+N_{j_d})\right)\&times;2^g& m\&times;n\&NotEqual;0\\ \left(\underset{j_d=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+N_{j_d})\right)\&times;2^g& m=0;n\&NotEqual;0\\ \left(\underset{j_u=1}{\overset{m}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+M_{j_u})\right)\&times;2^g& m\&NotEqual;0;n=0\end{array}\right.---\left(5\right)$

其中，j_u＝1,2,…,m，m为步骤4)中筛选出的功率调制方向为提升的直流系统功率紧急调制措施的总数，为步骤4)中筛选出的第j_u个功率调制方向为提升的直流系统功率紧急调制措施的提升的最高档位，j_d＝1,2,…,n，n为步骤4)中筛选出的功率调制方向为回降的直流系统功率紧急调制措施的总数，为步骤4)中筛选出的第j_d个功率调制方向为回降的直流系统功率紧急调制措施的回降的最低档位，g为步骤5)和步骤6)中筛选出的切发电机措施和解列小电源送出电网措施的总数。

5.根据权利要求1所述的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，其特征在于，在步骤8)中，通过求解公式(6)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故障清除及第一阶段待确定的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为控制措施组合中所有切除的发电机的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_G0为因故障清除退出的发电机有功功率之和，ΔP_L0为因故障清除退出的负荷有功功率之和，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。

6.根据权利要求1所述的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，其特征在于，在步骤8)、步骤12)和步骤16)中，通过公式(7)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(8)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(9)和公式(10)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(11)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：

$b_{j_3}=\underset{i_3=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{v.i_3})s_{Q.j_3{i}_3}\right]---\left(7\right)$

$b_{t.k_1}=\underset{j_4=1}{\overset{T_{l.k_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left\{\frac{P_{l.k_1.j_4}}{P_{\mathrm{ll}.k_1}}\underset{i_3=1}{\overset{B_v}{\mathrm{\&Sigma;}}}\right[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{v.i_3})s_{Q.j_4{i}_3}\left]\right\}---\left(8\right)$

$L_{v.j_3}=\frac{b_{j_3}}{C_{l.j_3}}---\left(9\right)$

${\mathrm{LL}}_v=\frac{\underset{j_3=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{b}_{j_3}}{\underset{j_3=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{C}_{l.j_3}}---\left(10\right)$

$T_{v.k_1}=\frac{b_{t.k_1}}{C_{t.k_1}}---\left(11\right)$

其中，i₃＝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i₃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i₃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i₃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_l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。

7.根据权利要求1所述的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，其特征在于，在步骤13)中，通过公式(12)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(13)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(14)和公式(15)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(16)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：

$c_{j_5}=\underset{i_4=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{\mathrm{fd}.i_4})(1-\frac{\left|z_{l.j_5{i}_4}\right|}{\left|z_{l\max }\right|})\right]---\left(12\right)$

$c_{t.k_2}=\underset{j_6=1}{\overset{T_{l.k_2}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left\{\frac{P_{l.k_2.j_6}}{P_{\mathrm{ll}.k_2}}\underset{i_4=1}{\overset{B_{\mathrm{fd}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\right[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{\mathrm{fd}.i_4})(1-\frac{\left|z_{l.j_6{i}_4}\right|}{\left|z_{l\max }^{\&prime;}\right|})\left]\right\}---\left(13\right)$

$L_{\mathrm{fd}.j_5}=\frac{c_{j_5}}{C_{l.j_5}}---\left(14\right)$

${\mathrm{LL}}_{\mathrm{fd}}=\frac{\underset{j_5=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{c}_{j_5}}{\underset{j_5=1}{\overset{m_l}{\mathrm{\&Sigma;}}}{C}_{l.j_5}}---\left(15\right)$

$T_{\mathrm{fd}.k_2}=\frac{b_{t.k_2}}{C_{t.k_2}}---\left(16\right)$

其中，i₄＝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i₄个暂态频率跌落安全薄弱节点的暂态频率跌落安全裕度，为当前运行状态下故障清除后切除的第j₅个负荷所连接的节点与第i₄个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z_l max|为其中电气距离的模的最大值，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，为当前运行状态下故障清除后第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i₄个暂态频率跌落安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z′_l max|为其中电气距离的模的最大值，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_l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。

8.根据权利要求1所述的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，其特征在于，在步骤14)中，通过公式(17)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(18)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(19)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(20)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：

$d_{j_7}=\underset{i_5=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{\mathrm{fu}.i_5})(1-\frac{\left|z_{g.j_7{i}_5}\right|}{\left|z_{g\max }\right|})\right]---\left(17\right)$

$d_{t.k_3}=\underset{j_8=1}{\overset{T_{g.k_3}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left\{\frac{P_{g.k_3.j_8}}{P_{\mathrm{gg}.k_3}}\underset{i_5=1}{\overset{B_{\mathrm{fu}}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\right[(1-{\mathrm{\&eta;}}_{\mathrm{fu}.i_5})(1-\frac{\left|z_{g.j_8{i}_5}\right|}{\left|z_{g\max }^{\&prime;}\right|})\left]\right\}---\left(18\right)$

$G_{\mathrm{fu}.j_7}=\frac{d_{j_7}}{C_{g.j_7}}---\left(19\right)$

$T_{\mathrm{fu}.k_3}=\frac{d_{t.k_3}}{\underset{j_9=1}{\overset{N_{g.k_3}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{C}_{g.j_9}}---\left(20\right)$

其中，i₅＝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i₅个暂态频率上升安全薄弱节点的暂态频率上升安全裕度，为当前运行状态下故障清除后第j₇个切除发电机措施中发电机所连接的节点与第i₅个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z_g max|为其中电气距离的模的最大值，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，为当前运行状态下故障清除后第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i₅个暂态频率上升安全薄弱节点之间的电气距离，为相应的电气距离的模，|z′_g max|为其中电气距离的模的最大值，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。

9.根据权利要求1所述的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，其特征在于，在步骤15)中，通过公式(21)计算在已经确认的暂态功角稳定在线紧急控制策略的基础上进行投电容器措施、切电抗器措施、切发电机措施、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的枚举组合数F_c.g.l：

$F_{c.g.l}=\left\{\begin{array}{cc}\left(\underset{j_c=1}{\overset{b}{\mathrm{\&Pi;}}}(1+L_{j_c})\right)\&times;2^{l_v+l_f}\&times;2^{g_f}& b\&NotEqual;0\\ 2^{l_v+l_f}\&times;2^{g_f}& b=0\end{array}\right.---\left(21\right)$

其中，j_c＝1,2,…,b，b为步骤12)筛选出的可投电容器措施和可切电抗器措施所连接的节点总数，为第j_c个节点的可投电容器或可切电抗器的组数，l_v为步骤12)筛选出的切负荷措施和解列小受端电网措施的总数，l_f为步骤13)筛选出的切负荷措施和解列小受端电网措施的总数，g_f为步骤14)筛选出的切发电机措施和解列小电源送出电网措施的总数。

10.根据权利要求1所述的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，其特征在于，在步骤16)中，通过求解公式(22)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故障清除及包括第一阶段确定的控制措施在内的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，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，ΔP′_G为包括第一阶段确定的控制措施在内的控制措施组合中所有切除的发电机的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为包括第一阶段确定的控制措施在内的控制措施组合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，ΔP_G0为因故障清除退出的发电机有功功率之和，ΔP_L0为因故障清除退出的负荷有功功率之和。