[发明专利]计及多类安全稳定约束的在线预防控制综合决策方法

摘要

本发明公开了一种满足多类安全稳定约束要求的在线预防控制决策方法，属于电力系统安全稳定预防控制技术领域。本发明针对大电网多类安全稳定问题交织且在线决策时间短的特点，提出发电机、负荷和容抗器调整措施对暂态、动态和静态安全稳定共11类安全稳定的控制性能指标，基于安全稳定综合性能指标对不同类型措施分别进行排队、筛选，对筛选后的措施进行按类型枚举组合，应用集群计算平台，实现枚举组合措施的安全稳定量化评估；将暂态、动态安全稳定的综合决策计算作为一个阶段，静态安全决策计算单独作为一个阶段，优先解决暂态、动态安全稳定问题，采用循环迭代的计算策略，可实现计及多类安全稳定约束的在线预防控制的快速、优化决策。

主权项

计及多类安全稳定约束的在线预防控制综合决策方法，其特征在于，包括以下步骤：1)针对电网的当前运行状态，进行电网运行断面数据整合和潮流计算，若整合后的断面数据潮流收敛，则进入步骤2)，否则，针对新的电网当前运行状态继续进行电网运行断面数据整合和潮流计算，直至整合后的断面数据潮流收敛，并将潮流计算结果作为电网的初始运行状态S0，进入步骤2)；2)针对S0，基于集群计算平台，按算例并行的计算调度模式，对预想故障集FA中每个故障进行暂态安全稳定TSS、动态稳定DSS和静态安全SSS的量化评估，并将计及多类安全稳定约束的在线预防控制综合决策措施集OPC置为空集，进入步骤3)；所述TSS是指预想故障发生后暂态过程的安全稳定性，包括暂态功角稳定TAS、暂态电压跌落安全TVDS、暂态电压稳定TVS、暂态频率跌落安全TFDS和暂态频率上升安全TFRS；所述DSS是指预想故障下暂态过程结束后的动态过程中的稳定性；所述SSS是指预想故障发生后过渡到稳态下的设备过载安全OLS、电压偏移安全和频率偏移安全，其中电压偏移安全又分为电压越下限安全VLLS和电压越上限安全VULS，频率偏移安全也分为频率越下限安全FLLS和频率越上限安全FULS；所述TAS的量化评估是指通过计算得到TAS的薄弱模式集Wtas及薄弱模式的裕度ηa，所述TAS的薄弱模式是指其TAS的裕度与所有模式中TAS的裕度最小值之差小于设定值的模式，包括发电机/负荷分群及发电机/负荷的参与因子，其中，领前群中发电机/负荷的参与因子为正，滞后群中发电机/负荷的参与因子为负；所述TVDS的量化评估是指通过计算得到TVDS的薄弱节点集Wtvd及薄弱节点的裕度ηtvd，所述TVDS的薄弱节点是指其TVDS的裕度与所有节点中TVDS的裕度最小值之差小于设定值的节点；所述TVS的量化评估是指通过计算得到TVS的薄弱负荷集Wtvs及薄弱负荷的裕度ηtvs，所述TVS的薄弱负荷是指其TVS的裕度与所有负荷中TVS的裕度最小值之差小于设定值的负荷；所述TFDS的量化评估是指通过计算得到TFDS的薄弱节点/发电机集Wtfd及薄弱节点/发电机的裕度ηtfd，所述TFDS的薄弱节点/发电机是指其TFDS的裕度与所有节点/发电机中TFDS的裕度最小值之差小于设定值的节点/发电机；所述TFRS的量化评估是指通过计算得到TFRS的薄弱节点/发电机集Wtfr及薄弱节点/发电机的裕度ηtfr，所述TFRS的薄弱节点/发电机是指其TFRS的裕度与所有节点/发电机中TFRS的裕度最小值之差小于设定值的节点/发电机；所述DSS的量化评估是指通过计算得到DSS的薄弱模式集Wds及薄弱模式的裕度ηd、所述DSS的薄弱模式是指其DSS的裕度与所有模式中DSS的裕度最小值之差小于设定值的模式，包括发电机/负荷分群及发电机/负荷的参与因子，其中，主导群中发电机/负荷的参与因子为正，余下群中发电机/负荷的参与因子为负；所述OLS的量化评估是指通过计算得到OLS的薄弱设备集Wol及薄弱设备的裕度ηol，所述OLS的薄弱设备是指其OLS的裕度与所有设备中OLS的裕度最小值之差小于设定值的设备；所述VLLS的量化评估是指通过计算得到VLLS的薄弱节点集Wvl及薄弱节点的裕度ηvl，所述VLLS的薄弱节点是指其VLLS的裕度与所有节点中VLLS的裕度最小值之差小于设定值的节点；所述VULS的量化评估是指通过计算得到VULS的薄弱节点集Wvu及薄弱节点的裕度ηvu，所述VULS的薄弱节点是指其VULS的裕度与所有节点中VULS的裕度最小值之差小于设定值的节点；所述FLLS的量化评估是指通过计算得到FLLS的裕度ηfl；所述FULS的量化评估是指通过计算得到FULS的裕度ηfu；其中，针对一个预想故障，基于同一次时域仿真进行TSS和DSS量化评估，计及安控装置、一次调频、二次调频和自动电压控制的动作特性，基于预想故障发生后的稳态潮流，进行SSS的量化评估，并将针对一个预想故障的TSS、DSS和SSS的量化评估作为一个算例；3)若FA中至少有一个故障的TAS、TVDS、TVS、TFDS、TFRS、DSS、OLS、VLLS、VULS、FLLS和FULS共11类安全稳定中至少有1类安全稳定的裕度小于相应的满足安全稳定要求的裕度门槛值am，且计算时间不大于设定的决策计算时间门槛值，则分别将FA中各类安全稳定裕度小于相应的用于控制决策计算的裕度门槛值bm的预想故障合在一起，并记为故障集Fm，m＝1,2,3,…,11，其中，bm大于am，m表示安全稳定的类别，m等于1时，F1代表TAS的故障集，m等于2时，F2代表TVDS的故障集，m等于3时，F3代表TVS的故障集，m等于4时，F4代表TFDS的故障集，m等于5时，F5代表TFRS的故障集，m等于6时，F6代表DSS的故障集，m等于7时，F7代表OLS的故障集，m等于8时，F8代表VLLS的故障集，m等于9时，F9代表VULS的故障集，m等于10时，F10代表FLLS的故障集，m等于11时，F11代表FULS的故障集，并将F2、F3、F4和F5中相应的TAS裕度小于0的预想故障剔除，进入步骤4)，否则，输出OPC，且将FA中不满足安全稳定裕度要求的故障及其量化评估信息输出提示给调度员，返回步骤1)；4)基于S0，生成考虑OPC实施后的电网运行状态S1，根据设定的实施预防控制措施的有效时间、可选的预防控制对象在S1下的运行状态，并计及可选的预防控制措施的调整速度，计算出各个可选的预防控制措施的可调空间，进入步骤5)；其中，预防控制措施包括发电机有功调整、发电机无功调整、负荷调整和电容器/电抗器投退；对于OPC为空集时，则直接将S0作为考虑OPC实施后的S1；5)采用公式(1)‑(4)分别计算发电机有功调整、发电机无功调整、负荷调整和电容器/电抗器投退对于提高电网TSS裕度的性能指标，采用公式(5)‑(8)分别计算发电机有功调整、发电机无功调整、负荷调整和电容器/电抗器投退对于提高电网DSS裕度的性能指标，采用公式(9)‑(12)分别计算发电机有功调整、发电机无功调整、负荷调整和电容器/电抗器投退对于提高电网TSS裕度和DSS裕度的综合性能指标，采用公式(13)‑(16)分别计算发电机有功调整、发电机无功调整、负荷调整和电容器/电抗器投退对于提高电网SSS裕度的性能指标，进入步骤6)；PIg.p.j.t=(-1)d1{Σk=1k1Σi=1ik1[αj.k.iαmax(1-ηa.k.i)]ik1-Σk=1k4Σi=1ik4[(1-|zg.j.k.i||zg.max|)(1-ηtfd.k.i)]ik4+Σk=1k5Σi=1ik5[(1-|zg.j.k.i′||zg.max′|)(1-ηtfr.k.i)]ik5}/Cg.jj=1,2,...,Gp---(1)]]>PIg.q.j.t=(-1)d2{-Σk=1k2Σi=1ik2[sg.q.j.k.isg.q.max(1-ηtvd.k.i)]ik2-Σk=1k3Σk=1ik3[sg.q.j.k.i′sg.q.max′(1-ηtvs.k.i)]ik3}j=1,2,...,Gq---(2)]]>PIl.j.t=(-1)d3{-Σk=1k1Σi=1ik1[αl.j.k.iαl.max(1-ηa.k.i)]ik1+Σk=1k4Σk=1ik4[(1-|zl.j.k.i||zl.max|)(1-ηtfd.k.i)]ik4-Σk=1k5Σk=1ik5[(1-|zl.j.k.i′||zl.max′|)(1-ηtfr.k.i)]ik5+Ql.jPl.j{Σk=1k2Σk=1ik2[sl.q.j.k.isl.q.max(1-ηtvd.k.i)]ik2+Σk=1k3Σk=1ik3[sl.q.j.k.i′sl.q.max′(1-ηtvs.k.i)]ik3}}/Cl.jj=1,2,...,L---(3)]]>PIx.j.t=(-1)d4{-Σk=1k2Σk=1ik2[sx.j.k.isx.max(1-ηtvd.k.i)]ik2-Σk=1k3Σk=1ik3[sx.j.k.i′sx.max′(1-ηtvs.k.i)]ik3}j=1,2,...,X---(4)]]>PIg.p.j.d=(-1)d1Σk=1k6Σk=1ik6[βj.k.iβmax(1-ηd.k.i)]ik6/Cg.jj=1,2,...,Gp---(5)]]>PIg.q.j.d=-(-1)d2Σk=1k6Σi=1ik6[Sg.q.j.k.i′′Sg.q.max′′(1-ηd.k.i)]ik6j=1,2,...,Gq---(6)]]>PIl.j.d=(-1)d3{Σk=1k6Σi=1ik6[βl.j.k.iβl.max(1-ηd.k.i)]ik6+Ql.jPl.jΣk=1k6Σi=1ik6[Sl.q.j.k.i′′Sl.q.max′′(1-ηd.k.i)]ik6}/CL.jj=1,2,...,L---(7)]]>PIx.j.d=-(-1)d4Σk=1k6Σi=1ik6[Sx.j.k.i′′Sx.max′′(1-ηd.k.i)]ik6j=1,2,...,X---(8)]]>PIg.p.j＝PIg.p.j.t+PIg.p.j.d j＝1,2,…,Gp   (9)PIg.q.j＝PIg.q.j.t+PIg.q.j.d j＝1,2,…,Gq   (10)PIl.j＝PIl.j.t+PIl.j.d j＝1,2,…,L   (11)PIx.j＝PIx.j.t+PIx.j.d j＝1,2,…,X   (12)PIg.p.j.s=(-1)d1{Σk=1k7Σi=1ik7{[sg.p.j.k.i′′(1-ηol.k.i)]/Pcr.i}ik7-Σk=1k10[kg.f.j.k(1-ηfl.k)](fr-fll)+Σk=1k11[kg.f.j.k′[1-ηfu.k]](ful-fr)}/Cg.jj=1,2,...,Gp---(13)]]>PIg.q.j.s=(-1)d2{-Σk=1k8Σi=1ik8[Sg.q.j.k.i′′′(1-ηvl.k.i)/(vr.i-vll.i)]ik8+Σk=1k9Σi=1ik9[Sg.q.j.k.i′′′′(1-ηvu.k.i)/(vul.i-vr.i)]ik9}j=1,2,...,Gq---(14)]]>PIl.j.s=(-1)d3{Σk=1k7Σm=1ik7{[sl.p.j.k.i′′(1-ηol.k.i)]/Pcr.i}ik7+Ql.jPl.j{Σk=1k8Σi=1ik8[Sl.q.j.k.i′′′(1-ηvl.k.i)/(vr.i-vll.i)]ik8-Σk=1k9Σi=1ik9[Sl.q.j.k.i′′′′(1-ηvu.k.i)/(vul.i-vr.i)]ik9}+Σk=1k10[kl.f.j.k(1-ηfl.k)](fr-fll)-Σk=1k11[kl.f.j.k′(1-ηfu.k)](ful-fr)}/Cl.jj=1,2,...,L---(15)]]>PIx.j.s=(-1)d4{-Σk=1k8Σi=1ik8[Sx.j.k.i′′′(1-ηvl.k.i)/(vr.i-vll.i)]ik8+Σk=1k9Σi=1ik9[Sx.j.k.i′′′′(1-ηvu.k.i)/(vul.i-vr.i)]ik9}j=1,2,...,X---(16)]]>式中，Gp为可用于预防控制的有功增加的发电机数与有功减少的发电机数二者之和，PIg.p.j.t为其中第j个发电机有功调整措施对于提高电网TSS裕度的性能指标，k1为F1中的故障数，ik1为F1中第k个故障发生后TAS的薄弱模式数，Wtas为相应的薄弱模式集，αj.k.i为第j个可选有功增加或减少的发电机在F1中第k个故障发生后Wtas的第i个模式中的参与因子，αmax为各个可选有功调整的发电机在F1中各个故障发生后Wtas的各个模式中的参与因子绝对值中的最大值，ηa.k.i为F1中第k个故障发生后Wtas的第i个模式的TAS裕度；k4为F4中的故障数，ik4为F4中第k个故障发生后TFDS的薄弱节点数，Wtfd为相应的薄弱模式集，zg.j.k.i为在F4中第k个故障发生后稳态下第j个可选有功增加或减少的发电机所连接节点与Wtfd中第i个节点/发电机所连接节点之间的电气距离，|zg.j.k.i|为相应的电气距离的模，|zg.max|为在F4中各个故障发生后稳态下各个可选有功调整的发电机所连接节点与Wtfd中各个节点/发电机所连接节点之间的电气距离的模中的最大值，ηtfd.k.i为F4中第k个故障发生后Wtfd中第i个节点/发电机的TFDS裕度；k5为F5中的故障数，ik5为F5中第k个故障发生后TFRS的薄弱节点/发电机数，Wtfr为相应的薄弱设备集，z′g.j.k.i为在F5中第k个故障发生后稳态下第j个可选有功增加或减少的发电机所连接节点与Wtfr中第i个节点/发电机所连接节点之间的电气距离，|z′g.j.k.i|为相应的电气距离的模，|z′g.max|为在F5中各个故障发生后稳态下各个可选有功出力调整的发电机所连接节点与Wtfr中各个节点/发电机所连接节点之间的电气距离的模中的最大值，ηtfr.k.i为F5中第k个故障发生后Wtfr中第i个节点/发电机的TFRS裕度，Cg.j为第j个可选有功增加或减少的发电机在当前运行状态下其控制代价函数对发电机有功的导数；若第j个可选有功调整的发电机是增出力，则d1取值为1，若第j个可选有功调整的发电机是减出力，则d1取值为2；Gq为可用于预防控制的无功增加的发电机数与无功减少的发电机数二者之和，PIg.q.j.t为其中第j个发电机无功调整措施对于提高电网TSS裕度的性能指标，k2为F2中的故障数，ik2为F2中第k个故障发生后TVDS的薄弱节点数，Wtvd为相应的薄弱节点集，ηtvd.k.i为F2中第k个故障发生后Wtvd中第i个薄弱节点的TVDS裕度，sg.q.j.k.i为第j个可选无功增加或减少的发电机在F2中第k个故障发生后稳态下无功对Wtvd中第i个节点的电压灵敏度，sg.q.max为各个可选无功调整的发电机在F2中各个故障发生后稳态下无功对Wtvd中各个节点的电压灵敏度绝对值中的最大值；k3为F3中的故障数，ik3为F3中第k个故障发生后TVS的薄弱负荷数，Wtvs为相应的薄弱负荷集，ηtvs.k.i为F3中第k个故障发生后Wtvs中第i个薄弱负荷的TVS裕度，s′g.q.j.k.i为第j个可选无功增加或减少的发电机在F3中第k个故障发生后稳态下无功对Wtvs中第i个负荷所连接节点的电压灵敏度，s′g.q.max为各个可选无功调整的发电机在F2中各个故障发生后稳态下无功对Wtvs中第i个负荷所连接节点的电压灵敏度绝对值中的最大值；若第j个可选无功调整的发电机是增出力，则d2取值为1，若第j个可选无功调整的发电机是减出力，则d2取值为2；L为可用于预防控制的负荷增加的负荷数与负荷减少的负荷数二者之和，PIl.j.t为其中第j个负荷调整措施对于提高电网TSS裕度的性能指标，αl.j.k.i为第j个可选增加或减少的负荷在F1中第k个故障发生后Wtas的第i个模式中的参与因子，αl.max为各个可选调整的负荷在F1中各个故障发生后Wtas的各个模式中的参与因子绝对值中的最大值；zl.j.k.i为在F4中第k个故障发生后稳态下第j个可选负荷增加或减少的负荷所连接节点与Wtfd中第i个节点/发电机所连接节点之间的电气距离，|zl.j.k.i|为相应的电气距离的模，|zl.max|为在F4中各个故障发生后稳态下电网中各个可选负荷调整的负荷所连接节点与Wtfd中各个节点/发电机所连接节点之间的电气距离的模中的最大值；z′l.j.k.i为在F5中第k个故障发生后稳态下第j个可选负荷增加或减少的负荷所连接节点与Wtfr中第i个节点/发电机所连接节点之间的电气距离，|z′l.j.k.i|为相应的电气距离的模，|z′l.max|为在F5中各个故障发生后稳态下各个可选负荷调整的负荷所连接节点与Wtfr中各个节点/发电机所连接节点之间的电气距离的模中的最大值；sl.q.j.k.i为第j个可选负荷增加或减少的负荷在F2中第k个故障发生后稳态下无功对Wtvd中第i个节点的电压灵敏度，sl.q.max为各个可选负荷调整的负荷在F2中各个故障发生后稳态下无功对Wtvd中各个节点的电压灵敏度绝对值中的最大值；s′l.q.j.k.i为第j个可选负荷增加或减少的负荷在F3中第k个故障发生后稳态下无功对Wtvs中第i个负荷所连接节点的电压灵敏度，s′l.q.max为各个可选负荷调整的负荷在F2中各个故障发生后稳态下无功对Wtvs中各个负荷所连接节点的电压灵敏度绝对值中的最大值；Pl.j、Ql.j分别为第j个可选负荷调整的负荷在S1下的有功和无功；Cl.j为第j个可选调整的负荷在当前运行状态下其控制代价函数对负荷有功的导数；若第j个可选负荷调整的负荷是增负荷，则d3取值为1，若第j个可选负荷调整的负荷是减负荷，则d3取值为2；X为可用于预防控制的投电容器/退电抗器的节点数与退电容器/投电抗器的节点数二者之和，PIx.j.t为其中第j个电容器/电抗器投退措施对于提高电网TSS裕度的性能指标，sx.j.k.i为第j个可选电容器投退或电抗器投退的节点在F2中第k个故障发生后稳态下无功对Wtvd中第i个节点的电压灵敏度，sx.max为各个可选电容器/电抗器投退的节点在F2中各个故障发生后稳态下无功对Wtvd中各个节点的电压灵敏度绝对值中的最大值；s′x.j.k.i为第j个可选电容器投退或电抗器投退的节点在F3中第k个故障发生后稳态下无功对Wtvs中第i个负荷所连接节点的电压灵敏度，s′x.max为各个可选电容器/电抗器投退的节点在F2中各个故障发生后稳态下无功对Wtvs中各个负荷所连接节点的电压灵敏度绝对值中的最大值；若第j个可选电容器投退或电抗器投退的节点是投电容器或退电抗器，则d4取值为1，若第j个可选电容器投退或电抗器投退的节点是退电容器或投电抗器，则d4取值为2；PIg.p.j.d为其中第j个发电机有功调整措施对于提高电网DSS裕度的性能指标，k6为F6中的故障数，ik6为F6中第k个故障发生后DSS的薄弱模式数，Wds为相应的薄弱模式集，βj.k.i为第j个可选有功增加或减少的发电机在F6中第k个故障发生后Wds的第i个模式中的参与因子，βmax为各个可选有功调整的发电机在F6中各个故障发生后Wds的各个模式中的参与因子绝对值中的最大值，ηd.k.i为F6中第k个故障发生后Wds的第i个模式的DSS裕度；PIg.q.j.d为其中第j个发电机无功调整措施对于提高电网DSS裕度的性能指标，S″g.q.j.k.i为第j个可选无功增加或减少的发电机在F6中第k个故障发生后稳态下无功对Wds的第i个模式振荡中心电压的灵敏度，S″g.q.max为各个可选无功调整的发电机在F6中各个故障发生后稳态下无功对Wds的各个模式振荡中心的电压灵敏度绝对值中的最大值；PIl.j.d为其中第j个负荷调整措施对于提高电网DSS裕度的性能指标，βl.j.k.i为第j个可选增加或减少的负荷在F6中第k个故障发生后Wds的第i个模式中的参与因子，βl.max为各个可选调整的负荷在F6中各个故障发生后Wds的各个模式中的参与因子绝对值的最大值；S″l.q.j.k.i为第j个可选增加或减少负荷在F6中第k个故障发生后稳态下无功对Wds的第i个模式振荡中心的电压灵敏度，S″l.q.max为各个可选调整的负荷在F6中各个故障发生后稳态下无功对Wds的各个模式振荡中心的电压灵敏度绝对值的最大值；PIx.j.d为其中第j个电容器/电抗器投退措施对于提高电网DSS裕度的性能指标，S″x.j.k.i为第j个可选电容器投退或电抗器投退的节点在F6中第k个故障发生后稳态下无功对Wds的第i个模式振荡中心的电压灵敏度，S″x.max为各个可选电容器/电抗器投退的节点在F6中各个故障发生后稳态下无功对Wds的各个模式振荡中心的电压灵敏度绝对值的最大值；PIg.p.j为其中第j个发电机有功调整措施对于提高电网TSS裕度和DSS裕度的综合性能指标；PIg.q.j为其中第j个发电机无功调整措施对于提高电网TSS裕度和DSS裕度的综合性能指标；PIl.j为其中第j个负荷调整措施对于提高电网TSS裕度和DSS裕度的综合性能指标；PIx.j为其中第j个电容器/电抗器投退措施对于提高电网TSS裕度和DSS裕度的综合性能指标；PIg.p.j.s为其中第j个发电机有功调整措施对于提高电网SSS裕度的性能指标，k7为F7中的故障数，ik7为F7中第k个故障发生后OLS的薄弱设备数，Wol为相应的薄弱设备集，s″g.p.j.k.i为第j个可选有功增加或减少的发电机在F7中第k个故障发生后稳态下有功对Wol中第i个设备有功的灵敏度，ηol.k.i为F7中第k个故障发生后稳态下Wol中第i个设备的OLS裕度，Pcr.i为F7中第k个故障发生后稳态下Wol中第i个设备在当前功率因数和电压不变条件下的过载安全有功门槛值；k10为F10中的故障数，kg.f.j.k为第j个可选有功增加或减少的发电机在F10中第k个故障发生后稳态下有功对电网频率的灵敏度，ηfl.k为F10中第k个故障发生后稳态下FLLS的裕度，fr为电网运行的额定频率，fll为电网稳态运行的频率安全下限值；k11为F11中的故障数，k′g.f.j.k为第j个可选有功增加或减少的发电机在F11中第k个故障发生后稳态下有功对电网频率的灵敏度，ηfu.k为F11中第k个故障发生后稳态下FULS的裕度，ful为电网稳态运行的频率安全上限值；PIg.q.j.s为其中第j个发电机无功调整措施对于提高电网SSS裕度的性能指标，k8为F8中的故障数，ik8为F8中第k个故障发生后稳态下VLLS的薄弱节点数，Wvl为相应的薄弱节点集，ηvl.k.i为F8中第k个故障发生后稳态下Wvl中第i个节点的VLLS裕度，S″′g.q.j.k.i为第j个可选无功增加或减少的发电机在F8中第k个故障发生后稳态下无功对Wvl中第i个节点电压的灵敏度，vr.i为Wvl或Wul中第i个节点稳态下电压安全设定值，vll.i为Wvl中第i个节点稳态下电压安全下限值；k9为F9中的故障数，ik9为F9中第k个故障发生后稳态下VULS的薄弱节点数，Wvu为相应的薄弱节点集，ηvu.k.i为F9中第k个故障发生后稳态下Wvu中第i个节点的VULS裕度，S″″g.q.j.k.i为第j个可选无功增加或减少的发电机在F9中第k个故障发生后稳态下无功对Wvu中第i个节点电压的灵敏度，vul.i为Wul中第i个节点稳态下电压安全上限值；PIl.j.s为其中第j个负荷调整措施对于提高电网SSS裕度的性能指标，s″l.p.j.k.i为第j个可选增加或减少的负荷在F7中第k个故障发生后稳态下有功对Wol中第i个设备有功的灵敏度；S″′l.q.j.k.i为第j个可选增加或减少的负荷在F8中第k个故障发生后稳态下无功对Wvl中第i个节点电压的灵敏度；S″″l.q.j.k.i为第j个可选增加或减少的负荷在F9中第k个故障发生后稳态下无功对Wvu中第i个节点电压的灵敏度；kl.f.j.k为第j个可选增加或减少的负荷在F10中第k个故障发生后稳态下有功对电网频率的灵敏度；k′l.f.j.k为第j个可选增加或减少的负荷在F11中第k个故障发生后稳态下有功对电网频率的灵敏度；PIx.j.s为其中第j个电容器/电抗器投退措施对于提高电网SSS裕度的性能指标，S″′x.j.k.i为第j个可选电容器投退或电抗器投退的节点在F8中第k个故障发生后稳态下无功对Wvl中第i个节点电压的灵敏度；S″″x.j.k.i为第j个可选电容器投退或电抗器投退的节点在F9中第k个故障发生后稳态下无功对Wvu中第i个节点电压的灵敏度；6)若FA中至少有一个故障的TAS、TVDS、TVS、TFDS、TFRS和DSS共6类安全稳定中至少有1类安全稳定的裕度小于相应的满足安全稳定要求的裕度门槛值am，进入步骤7)，否则，进入步骤12)；7)从Gp个可选的发电机有功增加或减少的预防控制措施中过滤掉PIg.p.j小于等于0或PIg.p.j.s小于0的可选控制措施，并按PIg.p.j由大到小的顺序对余下的可选控制措施进行排序，得到发电机有功调整措施序位表GS1，若GS1非空，则再从GS1中剔除PIg.p.j/PIg.p.max小于设定值的可选控制措施，其中PIg.p.max为GS1中所有可选控制措施PIg.p.j中的最大值；从L个可选的负荷增加或减少的预防控制措施中过滤掉PIl.j小于等于0或PIl.j.s小于0的可选控制措施，并按PIl.j由大到小的顺序对余下的可选控制措施进行排序，得到负荷调整措施序位表LS1，若LS1非空，则再从LS1中剔除PIl.j/PIl.max小于设定值的可选控制措施，其中PIl.max为LS1中所有可选控制措施PIl.j中的最大值；从Gq个可选的发电机无功出力增加或减少的预防控制措施中过滤掉PIg.q.j小于等于0或PIg.q.j.s小于0的可选控制措施，从X个可选的电容器/电抗器投退的预防控制措施中过滤掉PIx.j小于等于0或PIx.j.s小于0的可选控制措施，再对余下的可选发电机无功出力增加或减少的预防控制措施和可选电容器/电抗器投退的预防控制措施按其对于提高TSS裕度和DSS裕度的综合性能指标由大到小的顺序进行统一排序，得到无功调整措施序位表QS1，若QS1非空，则再从QS1中剔除PIg.q.j/PIq.max或PIx.j/PIq.max小于设定值的可选控制措施，其中PIq.max为QS1中所有可选控制措施PIg.q.j和PIx.j中的最大值，进入步骤8)；8)根据设定的发电机有功调整精度εg.p，分别针对GS1中每个发电机有功调整措施，计及其可调空间ΔPg，将其分解为1个或多个按调整量由小到大排序且均匀变化的调整措施，并按其在QS1中的顺序，依次将分解后得到的调整措施序列加入到新的发电机有功调整措施序位表GS′1中；根据设定的负荷调整精度εl，分别针对LS1中每个负荷调整措施，计及其可调空间ΔPl，将其分解为1个或多个按调整量由小到大排序且均匀变化的调整措施，并按其在LS1中的顺序，依次将分解后得到的调整措施序列加入到新的负荷调整措施序位表LS′1中；根据设定的发电机无功调整精度εg.q，分别针对QS1中每个发电机无功调整措施，计及其可调空间ΔQg，将其分解为1个或多个按调整量由小到大排序且均匀变化的调整措施；分别针对QS1中每个电容器/电抗器投退措施，根据其无功调整方向，将其分解成1个或多个按电容器/电抗器投退组数依次增加且相邻两个调整措施的无功调整量差值的绝对值与εg.q二者之差的绝对值最小的调整措施，并按发电机无功调整措施和电容器/电抗器投退措施在QS1中的顺序，依次将分解后得到的调整措施序列加入到新的无功调整措施序位表QS′1中，进入步骤9)；其中，对于排序在GS1中首位的发电机有功调整措施，将其转换成[int(|ΔPg|/εg.p+0.5)+1]个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为0，第2个调整措施的调整量为ΔPg/int(|ΔPg|/εg.p+0.5)，以此类推；对于余下的发电机有功调整措施，将其分别转换成int(|ΔPg|/εg.p+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔPg/int(|ΔPg|/εg.p+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔPg/int(|ΔPg|/εg.p+0.5)，以此类推；对于排序在LS1中首位的负荷调整措施，将其转换成[int(|ΔPl|/εl+0.5)+1]个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为0，第2个调整措施的调整量为ΔPl/int(|ΔPl|/εl+0.5)，以此类推；对于余下的负荷调整措施，将其分别转换成int(|ΔPl|/εl+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔPl/int(|ΔPl|/εl+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔPl/int(|ΔPl|/εl+0.5)，以此类推；若排序在QS1中首位的无功调整措施是发电机无功调整措施，则将其转换成[int(|ΔQg|/εg.q+0.5)+1]个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为0，第2个调整措施的调整量为ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，以此类推；对于余下的发电机无功调整措施，将其分别转换成int(|ΔQg|/εg.q+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，以此类推；对于余下的电容器/电抗器投退措施，将其第一个调整措施的调整量设为投退相应组数的电容器或电抗器，否则，对于排序在QS1中首位的电容器/电抗器投退措施，将其第一个调整措施的调整量设为0，对于余下的电容器/电抗器投退措施，将其第一个调整措施的调整量设为投退相应组数的电容器或电抗器，对于余下的发电机无功调整措施，将其分别转换成int(|ΔQg|/εg.q+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，以此类推；9)首先，分别从GS′1、LS′1和QS′1中排序在首位的可选预防控制措施开始按排序号选择用于枚举组合min(ngs,n1)个的发电机有功调整措施、min(nls,n2)个负荷调整措施和min(nqs,n3)个无功调整措施，并对这3类措施进行枚举组合，得到min(ngs,n1)×min(nls,n2)×min(nqs,n3)个调整措施组合，其中，ngs、nls、nqs分别为GS′1、LS′1和QS′1中可选预防控制措施数，n1、n2、n3分别为设定的用于TSS和DSS控制决策计算的枚举组合的发电机有功调整措施、负荷调整措施和无功调整措施数的最大值；然后，针对其中每个调整措施组合，计算其对电网的有功注入总量ΔPin，若[f0+ΔPinf0/(KPsum.0)]大于ful或小于fll，其中f0和Psum.0分别为电网在S1状态下的频率和负荷有功之和，K为电网的功率频率静态特性系数，则剔除该调整措施组合；最后，按控制代价由小到大的顺序对余下的调整措施组合进行排序，对于其中控制代价相同的调整措施组合，再按调整量由小到大排序，得到用于TSS和DSS量化评估的调整措施组合序位表GLQS1，进入步骤10)；10)先将故障集F1、F2、F3、F4、F5和F6的并集作为TSS和DSS量化评估的故障集Ftd，再分别针对GLQS1中排序最靠前的个调整措施组合中每个调整措施组合，与Ftd中的每个故障进行组合，生成共个考虑调整措施组合实施后电网的TSS和DSS量化评估算例，其中，Ntd为一次性提交给集群计算平台处理的TSS和DSS量化评估算例数上限，nglq为GLQS1中调整措施数，nftd为Ftd中故障数，并按调整措施组合在GLQS1中的顺序，对生成的算例进行排序，形成调度队列，并提交给集群系统进行TSS和DSS量化评估算例的并行计算；若在并行计算过程中，至少有一个调整措施组合的所有算例的TAS、TVDS、TVS、TFDS、TFRS和DSS共6类安全稳定的裕度都分别大于等于相应的裕度门槛值am，则中止余下所有算例的计算，将与排序号最靠前且其所有算例的这6类安全稳定的裕度都分别大于等于相应的裕度门槛值am的调整措施组合加入到OPC中，进入步骤11)；若并行计算完成后，所有算例的TAS、TVDS、TVS、TFDS、TFRS和DSS共6类安全稳定中至少有1类安全稳定的裕度小于相应的裕度门槛值am，则将其中与排序号最靠前且剔除其中这6类安全稳定的裕度都大于等于相应的裕度门槛值am的算例后余下算例的暂态和动态安全稳定平均裕度最大的调整措施组合加入到OPC中，进入步骤11)；所述余下算例的暂态和动态安全稳定平均裕度是指将余下的每个算例的上述6类安全稳定的裕度之和相加，再除以余下算例数得到的数值；11)针对考虑OPC中调整措施组合实施后的电网运行状态，将FA中没有在该电网运行状态下完成TSS和DSS量化评估的所有故障中每个故障的TSS和DSS量化评估分别作为一个算例，将FA的所有故障中每个故障的SSS量化评估分别作为一个算例，基于集群计算平台，按算例并行的计算调度模式进行计算，返回步骤3)；12)从Gp个可选的发电机有功增加或减少的预防控制措施中过滤掉PIg.p.j.s小于等于0或PIg.p.j小于0的可选控制措施，并按PIg.p.j.s由大到小的顺序对余下的可选控制措施进行排序，得到发电机有功调整措施序位表GS2，若GS2非空，则再从GS2中剔除PIg.p.j.s/PIg.p.s.max小于设定值的可选控制措施，其中PIg.p.s.max为GS2中所有可选控制措施PIg.p.j.s的最大值；从L个可选的负荷增加或减少的预防控制措施中过滤掉PIl.j.s小于等于0或PIl.j小于0的可选控制措施，并按PIl.j.s由大到小的顺序对余下的可选控制措施进行排序，得到负荷调整措施序位表LS2，若LS2非空，则再从LS2中剔除PIl.j.s/PIl.s.max小于设定值的可选控制措施，其中PIl.s.max为LS2中所有可选控制措施PIl.j.s的最大值；从Gq个可选的发电机无功出力增加或减少的预防控制措施中过滤掉PIg.q.j.s小于等于0或PIg.q.j小于0的可选控制措施，从X个可选的电容器/电抗器投退的预防控制措施中过滤掉PIx.j.s小于等于0或PIx.j小于0的可选控制措施，再对余下的可选发电机无功出力增加或减少的预防控制措施和可选电容器/电抗器投退的预防控制措施按其对于提高SSS裕度的性能指标由大到小的顺序进行统一排序，得到无功调整措施序位表QS2，若QS2非空，则再从QS2中剔除PIg.q.j.s/PIq.s.max或PIx.j.s/PIq.s.max小于设定值的可选控制措施，其中PIq.s.max为QS2中所有可选控制措施PIg.q.j.s和PIx.j.s的最大值，进入步骤13)；13)根据设定的发电机有功调整精度εg.p，分别针对GS2中每个发电机有功调整措施，计及其可调空间ΔPg，将其分解为1个或多个按调整量由小到大排序且均匀变化的调整措施，并按其在GS2中的顺序，依次将分解后得到的调整措施序列加入到新的发电机有功调整措施序位表GS′2中；根据设定的负荷调整精度εl，分别针对LS2中每个负荷调整措施，计及其可调空间ΔPl，将其分解为1个或多个按调整量由小到大排序且均匀变化的调整措施，并按其在LS2中的顺序，依次将分解后得到的调整措施序列加入到新的负荷调整措施序位表LS′2中；根据设定的发电机无功调整精度εg.q，分别针对QS2中每个发电机无功调整措施，计及其可调空间ΔQg，将其分解为1个或多个按调整量由小到大排序且均匀变化的调整措施；分别针对QS2中每个电容器/电抗器投退措施，根据其无功调整方向，将其分解成1个或多个按电容器/电抗器投退组数依次增加且相邻两个调整措施的无功调整量差值的绝对值与εg.q二者之差的绝对值最小的调整措施，并按发电机无功调整措施和电容器/电抗器投退措施在QS2中的顺序，依次将分解后得到的调整措施序列加入到新的无功调整措施序位表QS′2中，进入步骤14)；其中，对于排序在GS2中首位的发电机有功调整措施，将其转换成[int(|ΔPg|/εg.p+0.5)+1]个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为0，第2个调整措施的调整量为ΔPg/int(|ΔPg|/εg.p+0.5)，以此类推；对于余下的发电机有功调整措施，将其分别转换成int(|ΔPg|/εg.p+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔPg/int(|ΔPg|/εg.p+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔPg/int(|ΔPg|/εg.p+0.5)，以此类推；对于排序在LS2中首位的负荷调整措施，将其转换成[int(|ΔPl|/εl+0.5)+1]个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为0，第2个调整措施的调整量为ΔPl/int(|ΔPl|/εl+0.5)，以此类推；对于余下的负荷调整措施，将其分别转换成int(|ΔPl|/εl+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔPl/int(|ΔPl|/εl+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔPl/int(|ΔPl|/εl+0.5)，以此类推；若排序在QS2中首位的无功调整措施是发电机无功调整措施，则将其转换成[int(|ΔQg|/εg.q+0.5)+1]个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为0，第2个调整措施的调整量为ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，以此类推；对于余下的发电机无功调整措施，将其分别转换成int(|ΔQg|/εg.q+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，以此类推；对于余下的电容器/电抗器投退措施，将其第一个调整措施的调整量设为投退相应组数的电容器或电抗器，否则，对于排序在QS2中首位的电容器/电抗器投退措施，将其第一个调整措施的调整量设为0，对于余下的电容器/电抗器投退措施，将其第一个调整措施的调整量设为投退相应组数的电容器或电抗器，对于余下的发电机无功调整措施，将其分别转换成int(|ΔQg|/εg.q+0.5)个调整量为等差数列的调整措施，使得其中第1个调整措施的调整量为ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，第2个调整措施的调整量为2ΔQg/int(|ΔQg|/εg.q+0.5)，以此类推；14)首先，分别从GS′2、LS′2和QS′2中排序在首位的可选预防控制措施开始按排序号选择用于枚举组合min(n′gs,n4)个的发电机有功调整措施、min(n′ls,n5)个负荷调整措施和min(n′qs,n6)个无功调整措施，并对这3类措施进行枚举组合，得到min(n′gs,n4)×min(n′ls,n5)×min(n′qs,n6)个调整措施组合，其中，n′gs、n′ls、n′qs分别为GS′2、LS′2和QS′2中可选预防控制措施数，n4、n5、n6分别为设定的用于SSS控制决策计算的枚举组合的发电机有功调整措施、负荷调整措施和无功调整措施数的最大值；然后，针对其中每个调整措施组合，计算其对电网的有功注入总量ΔPin，若[f0+ΔPinf0/(KPsum.0)]大于ful或小于fll，则剔除该调整措施组合；最后，按控制代价由小到大的顺序对余下的调整措施组合进行排序，对于其中控制代价相同的调整措施组合，再按调整量由小到大排序，得到用于SSS量化评估的调整措施组合序位表GLQS2，进入步骤15)；15)先将故障集F7、F8、F9、F10和F11的并集作为SSS量化评估的故障集Fss，再分别针对GLQS2中排序最靠前的个调整措施组合中每个调整措施组合，与Fss中的每个故障进行组合，生成共个考虑调整措施组合实施后电网的SSS量化评估算例，其中，Nss为一次性提交给集群计算平台处理的SSS量化评估算例数上限，n′glq为GLQS2中调整措施数，nfss为Fss中故障数，并按调整措施组合在GLQS2中的顺序，对生成的算例进行排序，形成调度队列，并提交给集群系统进行SSS量化评估算例的并行计算；若在并行计算过程中，至少有一个调整措施组合的所有算例的OLS、VLLS、VULS、FLLS和FULS共5类静态安全的裕度都分别大于等于相应的裕度门槛值am，则中止余下所有算例的计算，将与排序号最靠前且其所有算例的这5类静态安全的裕度都分别大于等于相应的裕度门槛值am的调整措施组合加入到OPC中，进入步骤16)；若并行计算完成后，所有算例的OLS、VLLS、VULS、FLLS和FULS共5类静态安全中至少有1类静态安全的裕度小于相应的裕度门槛值am，则将其中与排序号最靠前且剔除其中这5类静态安全的裕度都大于等于相应的裕度门槛值am的算例后余下算例的SSS平均裕度最大的调整措施组合加入到OPC中，进入步骤16)；所述余下算例的SSS平均裕度是指将余下的每个算例的上述5类静态安全的裕度之和相加，再除以余下算例数得到的数值；16)针对考虑OPC中调整措施组合实施后的电网运行状态，将FA中没有在该电网运行状态下完成SSS量化评估的所有故障中每个故障的SSS量化评估分别作为一个算例，将FA的所有故障中每个故障的TSS和DSS量化评估分别作为一个算例，基于集群计算平台，按算例并行的计算调度模式进行计算，返回步骤3)。