CN104868471A - 一种省级电网静态安全辅助决策方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种省级电网静态安全辅助决策方法，基于最优日前发电计划，建立静态安全辅助决策模型，将省级电网主网等效为节点-支路拓扑结构，以综合控制代价最小化为目标函数；将机组出力调整、水电机组启停、地区小电源出力控制、负荷倒供、输变电元件投切和事故限电这六类控制措施纳入静态安全辅助决策模型；根据上述建立的模型，对基态方式及任一N-1方式支路越限给出单独的辅助决策，同时给出能保证全网静态安全的全局优化辅助决策，进行系统有功的调整。本发明为电力调度员提供了方便直观、优化可靠的辅助决策工具，对调度员降低劳动强度、提高分析效率、保障调度决策正确、控制电网运行风险具有实用价值。

Description

一种省级电网静态安全辅助决策方法

技术领域

本发明属于智能电网调度运行与分析控制技术领域，具体涉及一种省级电网静态安全辅助决策方法。

背景技术

近年来，国家电网大运行体系建设推动了电网在线安全稳定分析应用在国、分、省三级调度全面推广，由此开创了大电网调控技术的新局面。在线安全稳定分析系统嵌入新一代D5000调度平台，基于实时潮流、同步数据共享，进行定期安全扫描及预想方式分析，监测当前电网的运行风险并给出实用辅助决策，能极大提高电网的可观可控性，拓展电网运行空间，真正实现电网预防性控制。然而，该系统在辅助决策方面需要进一步改进，重点在于辅助决策建模。

省级电网静态潮流越限是最常出现的安全威胁，其辅助决策的合理与否直接影响电网稳定运行。当前在线系统自上而下建设，静态安全辅助决策基于大电网建立模型，在面向省级电网制定控制决策方案时，模型对电网控制代价、控制手段、稳措策略、水火电调节特性、系统容错性等方面的考虑存在不适应、不细致的问题，影响决策方案的合理性，只有结合省级电网运行特点改进辅助决策模型，才能从根本上解决上述问题。

发明内容

本发明针对当前在线安全稳定分析系统辅助决策建模方法存在的不足，提出一种省级电网静态安全辅助决策方法，保障辅助决策合理、优化。

本发明的技术方案为：一种省级电网静态安全辅助决策方法，由在线安全稳定分析系统提供省级电网静态安全越限信息，包括基态越限及N-1越限情况；基于最优日前发电计划，建立静态安全辅助决策模型，将省级电网主网等效为节点-支路拓扑结构，以综合控制代价最小化为目标函数；所述综合控制代价为控制调节代价与计划偏差代价的加权和；将机组出力调整、水电机组启停、地区小电源出力控制、负荷倒供、输变电元件投切和事故限电这六类控制措施纳入静态安全辅助决策模型；根据上述建立的模型，对基态方式及任一N-1方式支路越限给出单独的辅助决策，同时给出能保证全网静态安全的全局优化辅助决策，进行系统有功的调整。

建模作如下等效：将省级电网220kV及以上系统等效为节点-支路拓扑结构，以输电线路、联络变主变为支路，以发电厂、省间联络线本侧母线为电源节点，所有变电站220kV母线为负荷节点，下网负荷、上网小电源出力均等效至220kV母线。

约束条件包括：负荷平衡约束、潮流安全约束和控制变量约束；所述控制变量约束包括：机组出力约束、水电启停约束、地区小电源出力约束、负荷倒供约束、输变电元件投切约束何事故限电约束。

建立电网实时潮流、发电计划、安全限额、控制措施和灵敏度可调用数据库，作为参数来源；调用电源节点-断面、负荷节点-断面、支路-断面灵敏度及全网断面控制限额数据库，以进行模型参数实时更新。

对模型进行如下参数优化：将灵敏度矩阵稀疏化、矩阵解耦降阶、将同杆并架支路合并，在此基础上建立辅助决策模型。

灵敏度矩阵稀疏化是将灵敏度门槛设置为5％；矩阵解耦降阶是将系统中节点、支路及灵敏度矩阵按照电压等级、电网结构分区，将灵敏度较低的各分区间解耦，形成多个低阶的节点、支路灵敏度矩阵进行计算；支路合并是指对于同杆并架双回线，若线路同跳被纳入N-1范畴，且该线路参数相近，将其建模支路合并，实现模型降阶。

本发明依托在线安全稳定分析系统平台，结合省级电网调度原则、控制要求及实际运行经验，从调度员的视角，提出了一种基于六维度控制协调的针对省级电网的静态安全在线辅助决策优化建模方法，具体有如下创新：

(1)首次提出将机组出力调整、水电机组启停、地区小电源出力控制、负荷倒供、输变电元件投切、事故限电等六类控制措施同时纳入静态安全辅助决策模型协调组合，充分考虑了所有常用措施用于省级电网静态安全控制，并通过模型对上述措施灵活取舍、优化组合，能高度模拟调度员的控制思路，对电网静态安全威胁制订高效、精细的控制方案；

(2)首次提出综合控制代价的概念，将其定义为总体控制调节代价与发电侧计划偏差代价的加权和，将综合控制代价最小化作为静态安全辅助决策模型的优化目标，保证控制方案能以最小的调节、操作、切负荷量及发电计划偏差量实现电网静态安全控制要求，维持电网在预设最优运行点附近安全、经济运行；

(3)将伴随预想N-1事故的电网稳措动作情况纳入静态安全辅助决策模型的考虑范畴，模拟事故后电网的调节反应，一方面引导模型生成符合电网实际的控制方案，另一方面在控制方案中剔除电网自动调节部分的内容，便于调度员直接参考用于调度指挥；

(4)首次提出辅助决策模型容错机制，在对所有基态及N-1越限形成全局优化控制决策方案的基础上，通过调整模型约束参数，对任一越限单独形成决策方案作为备用，能避免因个别模型参数异常导致的全局优化控制决策方案不可用问题，为调度员提供最大限度的辅助决策支持。

本发明为电力调度员基于在线安全稳定分析系统进行省级电网静态安全在线控制提供了方便直观、优化可靠的辅助决策工具，对调度员降低劳动强度、提高分析效率、保障调度决策正确、控制电网运行风险具有实用价值。

附图说明

附图1为模型内部框架。

附图2为模型外部框架。

具体实施方式

本发明所依托的在线安全稳定分析系统：是由中国电科院、国网电科院开发的，作为D5000调度平台高级应用的电网实时监视、分析软件，具备基于实时态或研究态进行电网包括静态安全分析在内的六类计算分析、辅助决策功能，能实时调用D5000平台各类潮流、分析、控制、仿真数据库，并有人机互动功能，可作为电网静态安全在线辅助决策优化建模平台。

本发明方法包括以下四大步骤：

(1)由在线安全稳定分析系统负责实时态及研究态扫描并提供省级电网静态安全越限信息，包括基态越限及N-1越限情况明细；

(2)根据优化建模原则与框架，将省级电网主网等效为节点-支路拓扑结构，确定建模目标函数、控制手段、约束条件的内容及其参数来源，建立电网实时潮流、发电计划、安全限额、控制措施、灵敏度等可调用数据库(由D5000平台提供)；

(3)参照优化建模目标函数及约束条件，确定目标函数中代价系数参量，并根据模型参数优化方法将灵敏度矩阵稀疏化、解耦降阶化，将同杆并架支路合并化，在此基础上建立辅助决策模型；

(4)将模型采用软件实现并内化到在线安全稳定分析系统中，通过软件人机界面修改模型参数，计算并输出针对电网静态安全越限全局优化及单一越限优化的控制辅助决策方案。以下进行详细说明。

1.优化建模原则与框架

优化建模原则规定了模型目标函数、控制手段、约束条件、建模参数的内容及来源，优化建模框架规定了模型内部、外部结构及功能布置。

本发明汲取了当前通用模型基于控制灵敏度的建模思想，同时丰富了模型优化目标、控制变量及约束内容。首先将省级电网220kV及以上系统等效为节点-支路拓扑结构，以输电线路、联络变主变为支路，以发电厂、省间联络线本侧母线为电源节点，所有变电站220kV母线为负荷节点，下网负荷、上网小电源出力均等效至220kV母线，作为建模基础。其次，考虑省级电网日前发电计划是经多方校核、优化的发电控制参考，实时发电计划偏差越大系统越偏离预设的最优运行点，因此将其视为控制代价之一纳入模型目标函数。据此，优化建模原则如下：

1)目标函数基于最优日前发电计划，综合考虑控制调节代价和计划偏差代价；

2)控制手段全面考虑机组出力调整、水电机组启停、地区小电源出力控制、负荷倒供、输变电元件投切、事故限电六类措施；

3)约束条件增加设备跳闸稳措切机/切负荷因素、水火电可调范围及水电水情因素等；

4)模型参数实时更新。

在线系统根据实时潮流能自动生成并更新各类节点、支路对控制断面的灵敏度及断面控制限额，对应上述原则，建模要求调用电源节点-断面、负荷节点-断面、支路-断面灵敏度及全网断面控制限额数据库(由D5000平台提供)。

为提高模型容错性，辅助决策在对所有基态及N-1越限形成全局优化控制决策方案的基础上，通过调整模型约束参数，对任一越限单独形成决策方案作为备用。优化模型内部、外部框架如图1、2。

2.静态安全辅助决策建模

包括优化建模目标函数及约束条件。优化建模目标函数定义了综合控制代价的概念，并解析了综合控制代价与各类控制措施变量的关系，约束条件给出了各类控制措施变量的变化范围及逻辑关系界定。

静态安全辅助决策模型考虑上述六类控制措施，以综合控制代价最小为目标，要求对基态方式及任一N-1方式支路越限给出单独的辅助决策，同时给出能保证全网静态安全的全局优化辅助决策，模型目标函数如下。

min F＝δ₁F₁+δ₂F₂      (I)

上式中，F₁、F₂分别表示控制调节代价和计划偏差代价，δ₁、δ₂为其代价系数，δ₁+δ₂＝1，一般1≥δ₁>δ₂≥0。

$F_1=\underset{v=1}{\overset{6}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_v{C}_v$

$\begin{array}{cc}\left\{\begin{array}{c}{C}_1=\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|+\underset{j=1}{\overset{b}{\mathrm{\Σ}}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|\\ C_2=\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|t_{s-i}\\ C_3=\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\right|\end{array}\right.& \left\{\begin{array}{c}{C}_4=\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\right|\\ C_5=\underset{e=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_e\\ C_6=\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\right|\end{array}\right.---\left(\mathrm{II}\right)\end{array}$

F₂＝ΔΔp_s-Σ+ΔΔp_h-Σ+ΔΔp_x-Σ

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\Δ\Δp}}_{s-\mathrm{\Σ}}=\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}|p_{s-i}+{\mathrm{\Δp}}_{s-i}-p_{s-i}^{*}|\\ {\mathrm{\Δ\Δp}}_{h-\mathrm{\Σ}}=\underset{j=1}{\overset{b}{\mathrm{\Σ}}}|p_{h-j}+{\mathrm{\Δp}}_{h-j}-p_{h-j}^{*}|\\ {\mathrm{\Δ\Δp}}_{x-\mathrm{\Σ}}=\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}|p_{x-k}+{\mathrm{\Δp}}_{x-k}-p_{x-k}^{*}|\end{array}\right.---\left(\mathrm{III}\right)$

式(II)中，C₁～C₆依次表示机组出力调整、水电机组启停、小电源出力控制、负荷倒供、元件支路投切、拉限负荷六类措施的控制调节代价。其中Δp_s-i(1≤i≤a)、Δp_h-j(1≤j≤b)表示对水电厂i、火电厂j的有功出力调整量，Δp_x-k、Δp_d-k、Δp_l-k(1≤k≤m)表示对负荷节点k的小电源出力调节、倒出负荷、拉限负荷有功量，a、b、m分别为全网水、火电电源节点及负荷节点的数量；t_s-i为水电厂i的启停机组台数；r_e代表全网支路，若支路e参与投/切则r_e＝1，否则r_e＝0。α₁～α₆表示相应的代价系数，一方面用于将各类措施控制代价等效至同一比较量纲下，另一方面用于体现各类措施的优选级别，从而保证辅助决策中措施选用的合理性；对调度而言各类措施的不同主要体现在执行速度和影响范围方面，将其记为单位时间成本Tim_v、单位经济成本Eco_v，取α_v＝Tim_v×Eco_v。参考相关文献，结合运行实际中对机组启停及调节、调度操作的数据统计，各措施Tim_v、Eco_v及其代价系数α_v参考值如下：

表1各措施Tim_v、Eco_v、α_v参考值

v	Timv/min	Ecov/元	αv
				1	0.1	6	0.6
2	2	8	16
				3	3	15	45
4	5	20	100
				5	6	50	300
6	0.5	3000	1500

式(III)中，ΔΔp_s-Σ、ΔΔp_h-Σ、ΔΔp_x-Σ分别表示水电、火电及小电源计划偏差代价，p_s-i、p_h-j、p_x-k表示节点电源i、j、k的当前实际出力，p^* _s-i、p^* _h-j、p^* _x-k为其当前日前发电计划。

约束条件包括负荷平衡约束、潮流安全约束、控制变量约束，如下：

$\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δp}}_{s-i}+\underset{j=1}{\overset{b}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δp}}_{h-j}+\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δp}}_{x-k}+\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δp}}_{l-k}=p_w^{*}-p_w---\left(\mathrm{IV}\right)$

$D+{\mathrm{\Π}}_G\·{\mathrm{\Δp}}_G^{*}+{\mathrm{\Π}}_L\·{\mathrm{\Δp}}_L^{*}+{\mathrm{\Π}}_R\·R\≤\stackrel{\‾}{D}---\left(V\right)$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{p_e}\≤p_e\stackrel{\‾}{p_e}\\ {\underset{\‾}{u}}_{i,j,k}\≤u_{i,j,k}\≤{\stackrel{\‾}{u}}_{i,j,k}\end{array}\right.---\left(\mathrm{VI}\right)$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{h-j}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{h-j}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{d-k}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{l-k}}\end{array}\right.---\left(\mathrm{VII}\right)$

上式(IV)中，p^* _w、p_w分别表示当前区外联络线送入有功计划值与实时值。

上式(V)中，D＝[d₁d₂…]、分别表示全网控制断面实时有功及其限额列表，断面限额由在线系统按基态及N-1潮流越限边界取定。ΔP^* _G、ΔP^* _L、R分别表示全网电源节点、负荷节点及支路列表，ΔP^* _G＝ΔP_G+ΔP_G-wc，ΔP^* _L＝ΔP_L+ΔP_L-wc，R＝[r₁…r_e…r_n]^T；其中，ΔP^* _G、ΔP^* _L均由控制变量和稳措参量两部分组成，ΔP_G＝[Δp_s-1...Δp_h-1...]^T、ΔP_L＝[…(Δp_d-k+Δp_x-k+Δp_l-k)…(-Δp_d-k+Δp_x-p+Δp_l-p)…]^T(k、p互为负荷倒出、倒入节点,1≤k≠p≤m)，分别表示各电源节点、负荷节点侧的有功调整变量，ΔP_G-wc＝[Δp_s-1wc…Δp_h-1wc…]^T、ΔP_L-wc＝[Δp_1-wc…Δp_m-wc]^T分别表示相关节点稳措切机/切负荷参量，该参量可从稳措策略表读取。∏_G、∏_L、∏_R相应表示电源节点-断面灵敏度、负荷节点-断面灵敏度及支路-断面灵敏度矩阵。式(V)约束用于全局优化辅助决策模型；若仅对某越限支路e建立单一控制辅助决策模型，仅需将中其他越限支路控制限额修改为当前有功值。

上式(VI)中，p_e、 p _e表示各支路有功及其热稳上、下限，u_i,j,k、 u _i,j,k表示各节点电压及其运行上、下限。

上式(VII)中， Δp _s-i 、 Δp _h-j 、 Δp _x-k 分别表示水、火电及小电源可调出力范围(水电还包括停备机组)，表示负荷节点可倒出、可拉限有功限额。

上式(VIII)中，H_s-i、 H _s-i 分别表示水电厂i实时水位及其紧急控制上、下限。

上式(IX)中，λ为自然数， Δp _s-i ′为i厂实时上、下旋转备用额度， 为i厂水电机组避开振动区后的单机可调上、下限。

上式(X)表示，若支路e对所有越限支路f的投/切灵敏度均为负值则考虑支路e参与投/切，r_e置1，否则r_e置0。

3.模型参数优化

本模型丰富了控制措施类型，但同时也提高了模型参、变量维度，导致求解难度、计算时间增加。为降低求解难度、缩短计算时间，保证辅助决策在线实时性，对模型进行如下参数优化。

(1)灵敏度矩阵稀疏化

潮流安全约束式(V)是模型求解的核心环节，其中灵敏度矩阵根据电网规模可达数百甚至上千阶，严重制约计算速度。实际电网中，对某一越限断面，仅少数耦合度高、电气距离短的节点、支路对其灵敏度较高，其余大量节点、支路对其灵敏度很低甚至为零且保持相对稳定，此类节点、支路基本不参与控制。对此，在初始灵敏度矩阵中通过灵敏度排序或设定灵敏度门槛，将大量将较低的灵敏度置数为零，通过稀疏化提高求解效率。建议将灵敏度门槛设置为5％，此举能提高约70％的矩阵稀疏度，而不影响控制效果。

(2)矩阵解耦降阶

由于节点-断面及支路-断面灵敏度与电气距离密切相关，将系统中节点、支路及灵敏度矩阵按照电压等级、电网结构等分区，将灵敏度较低的各分区间解耦，形成多个低阶的节点、支路灵敏度矩阵进行计算，能有效提高计算速度。根据本省电网结构，将与主网联系较弱、电源点较少的220kV片区电网作为解耦分区，与主网协同建立解耦降阶的灵敏度矩阵。

(3)支路合并

对于同杆并架双回线，若线路同跳被纳入N-1范畴，且该线路参数相近，可将其建模支路合并，实现模型降阶。

4.仿真算例

采用上述方法建立辅助决策优化模型，取本省电网同一越限潮流断面分别进行本优化模型仿真与在线系统分析，各自形成决策方案，计算、比较综合控制代价F，模型相关安全限额及灵敏度数据均取自在线数据库。为简化分析，模型置δ₁＝1，δ₂＝0，算例对比如下。

算例1：2015年12月4日11:45，省网N-1静态安全扫描发现湍I线停运存在贺I线越限问题，见下表2；在线系统给出相应静态安全辅助决策，对比本文优化模型仿真计算给出的辅助决策，见下表3、表4。

表2静态安全N-1扫描结果

表3在线系统静态安全辅助决策

表4优化模型静态安全辅助决策

实际运行中，金A厂火电机组调节受限于稳燃要求其出力不能低于300MW，表3辅助决策不具可行性，其F值无意义；而表4辅助决策尽管F值更高，但满足合理性要求。

算例2：2015年1月3日18:30，省网N-1静态安全扫描发现长A厂#1G跳机导致沙A变主变下网潮流越限，见下表5；在线系统静态安全辅助决策，对比本文优化模型辅助决策，见下表6、表7。

表5静态安全N-1扫描结果

表6在线系统静态安全辅助决策

表7优化模型静态安全辅助决策

对比发现，采用优化模型辅助决策的控制代价F明显降低，该方案相比在线系统辅助决策少限负荷达213MW，效益显著。

上述算例在当前系统运行中具有典型代表性，表明本辅助决策优化建模方法相比在线系统，对电网适应性更强、可实施性更好，综合控制效果更优化。

Claims (8)

1.一种省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于：

由在线安全稳定分析系统提供省级电网静态安全越限信息，包括基态越限及N-1越限情况；

基于最优日前发电计划，建立静态安全辅助决策模型，将省级电网主网等效为节点-支路拓扑结构，以综合控制代价最小化为目标函数；所述综合控制代价为控制调节代价与计划偏差代价的加权和；

将机组出力调整、水电机组启停、地区小电源出力控制、负荷倒供、输变电元件投切和事故限电这六类控制措施纳入静态安全辅助决策模型；

根据上述建立的模型，对基态方式及任一N-1方式支路越限给出单独的辅助决策，同时给出能保证全网静态安全的全局优化辅助决策，进行系统有功的调整。

2.根据权利要求1所述的省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于建模作如下等效：将省级电网220kV及以上系统等效为节点-支路拓扑结构，以输电线路、联络变主变为支路，以发电厂、省间联络线本侧母线为电源节点，所有变电站220kV母线为负荷节点，下网负荷、上网小电源出力均等效至220kV母线。

3.根据权利要求1或2所述的省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于约束条件包括：负荷平衡约束、潮流安全约束和控制变量约束；所述控制变量约束包括：机组出力约束、水电启停约束、地区小电源出力约束、负荷倒供约束、输变电元件投切约束何事故限电约束。

4.根据权利要求1所述的省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于：建立电网实时潮流、发电计划、安全限额、控制措施和灵敏度可调用数据库，作为参数来源；调用电源节点-断面、负荷节点-断面、支路-断面灵敏度及全网断面控制限额数据库，以进行模型参数实时更新。

5.根据权利要求3所述的省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于对模型进行如下参数优化：将灵敏度矩阵稀疏化、矩阵解耦降阶、将同杆并架支路合并，在此基础上建立辅助决策模型。

6.根据权利要求3所述的省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于模型目标函数为：

min F＝δ₁F₁+δ₂F₂    (I)

F₁、F₂分别表示控制调节代价和计划偏差代价，δ₁、δ₂为其代价系数，δ₁+δ₂＝1，1≥δ₁>δ₂≥0；

$F_1=\underset{v=1}{\overset{6}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_v{C}_v$

$\left\{\begin{array}{c}{C}_1=\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}\left|\mathrm{\Δ}{p}_{s-i}\right|+\underset{j=1}{\overset{b}{\mathrm{\Σ}}}\left|\mathrm{\Δ}{p}_{h-j}\right|\\ C_2=\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}\left|\mathrm{\Δ}{p}_{s-i}\right|t_{s-i}\\ C_3=\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\left|\mathrm{\Δ}{p}_{x-k}\right|\end{array}\right.\left\{\begin{array}{c}{C}_4=\underset{K=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}\left|\mathrm{\Δ}{p}_{d-k}\right|\\ C_5=\underset{e=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_e\\ C_6=\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\left|\mathrm{\Δ}{p}_{l-k}\right|\end{array}\right.---\left(\mathrm{II}\right)$

F₂＝ΔΔp_s-Σ+ΔΔp_h-Σ+ΔΔp_x-Σ

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\Δ}{p}_{s-\mathrm{\Σ}}=\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}|p_{s-i}+\mathrm{\Δ}{p}_{s-i}-p_{s-i}^{*}|\\ \mathrm{\Δ\Δ}{p}_{h-\mathrm{\Σ}}=\underset{j=1}{\overset{b}{\mathrm{\Σ}}}|p_{h-j}+\mathrm{\Δ}{p}_{h-j}-p_{h-j}^{*}|\\ \mathrm{\Δ\Δ}{p}_{x-\mathrm{\Σ}}=\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}|p_{x-k}+\mathrm{\Δ}{p}_{x-k}-p_{x-k}^{*}|\end{array}\right.---\left(\mathrm{III}\right)$

式(II)中，C₁～C₆依次表示机组出力调整、水电机组启停、小电源出力控制、负荷倒供、元件支路投切、拉限负荷六类措施的控制调节代价；其中Δp_s-i(1≤i≤a)、Δp_h-j(1≤j≤b)表示对水电厂i、火电厂j的有功出力调整量，Δp_x-k、Δp_d-k、Δp_l-k(1≤k≤m)表示对负荷节点k的小电源出力调节、倒出负荷、拉限负荷有功量，a、b、m分别为全网水、火电电源节点及负荷节点的数量；t_s-i为水电厂i的启停机组台数；r_e代表全网支路，若支路e参与投/切则r_e＝1，否则r_e＝0；α₁～α₆表示相应的代价系数；

式(III)中，ΔΔp_s-Σ、ΔΔp_h-Σ、ΔΔp_x-Σ分别表示水电、火电及小电源计划偏差代价，p_s-i、p_h-j、p_x-k表示节点电源i、j、k的当前实际出力，p^* _s-i、p^* _h-j、p^* _x-k为其当前日前发电计划。

7.根据权利要求6所述的省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于约束条件包括：

$\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{p}_{s-i}+\underset{j=1}{\overset{b}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{p}_{h-j}+\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{p}_{x-k}+\underset{k=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{p}_{l-k}=p_w^{*}-p_w---\left(\mathrm{IV}\right)$

$D+{\mathrm{\Π}}_G\·\mathrm{\Δ}{p}_G^{*}+{\mathrm{\Π}}_L\·\mathrm{\Δ}{p}_L^{*}+{\mathrm{\Π}}_R\·R\≤\stackrel{\‾}{D}---\left(V\right)$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{p_e}\≤p_e\≤\stackrel{\‾}{p_e}\\ {\underset{\‾}{u}}_{i,j,k}\≤u_{i,j,k}\≤{\stackrel{\‾}{u}}_{i,j,k}\end{array}\right.---\left(\mathrm{VI}\right)$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\≤\mathrm{\Δ}{p}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{\mathrm{\Δ}{p}_{s-i}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{h-j}}\≤\mathrm{\Δ}{p}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{\mathrm{\Δ}{p}_{h-j}}\\ \underset{\‾}{\mathrm{\Δ}{p}_{x-k}}\≤\mathrm{\Δ}{p}_{x-k}\≤\stackrel{\‾}{\mathrm{\Δ}{p}_{x-k}}\\ 0\≤\mathrm{\Δ}{p}_{d-k}\≤\stackrel{\‾}{\mathrm{\Δ}{p}_{d-k}}\\ 0\≤\mathrm{\Δ}{p}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{\mathrm{\Δ}{p}_{l-k}}\end{array}\right.---\left(\mathrm{VII}\right)$

上式(IV)中，p^* _w、p_w分别表示当前区外联络线送入有功计划值与实时值；

上式(V)中，D＝[d₁ d₂…]、分别表示全网控制断面实时有功及其限额列表，断面限额由在线系统按基态及N-1潮流越限边界取定；ΔP^* _G、ΔP^* _L、R分别表示全网电源节点、负荷节点及支路列表，ΔP^* _G＝ΔP_G+ΔP_G-wc，ΔP^* _L＝ΔP_L+ΔP_L-wc，R＝[r₁…r_e…r_n]^T；其中，ΔP^* _G、ΔP^* _L均由控制变量和稳措参量两部分组成，ΔP_G＝[Δp_s-1...Δp_h-1...]^T、ΔP_L＝[…(Δp_d-k+Δp_x-k+Δp_l-k)…(-Δp_d-k+Δp_x-p+Δp_l-p)…]^T(k、p互为负荷倒出、倒入节点,1≤k≠p≤m)，分别表示各电源节点、负荷节点侧的有功调整变量，ΔP_G-wc＝[Δp_s-1wc…Δp_h-1wc…]^T、ΔP_L-wc＝[Δp_1-wc…Δp_m-wc]^T分别表示相关节点稳措切机/切负荷参量；∏_G、∏_L、∏_R相应表示电源节点-断面灵敏度、负荷节点-断面灵敏度及支路-断面灵敏度矩阵；式(V)约束用于全局优化辅助决策模型；若仅对某越限支路e建立单一控制辅助决策模型，仅需将中其他越限支路控制限额修改为当前有功值；

上式(VI)中，p_e、 p _e表示各支路有功及其热稳上、下限，u_i,j,k、 u _i,j,k表示各节点电压及其运行上、下限；

上式(VII)中， Δp _s-i 、 Δp _h-j 、 Δp _x-k 分别表示水、火电及小电源可调出力范围，表示负荷节点可倒出、可拉限有功限额；

上式(VIII)中，H_s-i、 H _s-i 分别表示水电厂i实时水位及其紧急控制上、下限；

上式(IX)中，λ为自然数， Δp _s-i ′为i厂实时上、下旋转备用额度， 为i厂水电机组避开振动区后的单机可调上、下限；

上式(X)表示，若支路e对所有越限支路f的投/切灵敏度均为负值则考虑支路e参与投/切，r_e置1，否则r_e置0。

8.根据权利要求5所述的省级电网静态安全辅助决策方法，其特征在于：灵敏度矩阵稀疏化是将灵敏度门槛设置为5％；矩阵解耦降阶是将系统中节点、支路及灵敏度矩阵按照电压等级、电网结构分区，将灵敏度较低的各分区间解耦，形成多个低阶的节点、支路灵敏度矩阵进行计算；支路合并是指对于同杆并架双回线，若线路同跳被纳入N-1范畴，且该线路参数相近，将其建模支路合并，实现模型降阶。