1.本技术涉及电网安全稳定控制技术领域，具体涉及一种电网安全稳定运行方式的预控方法和装置。
背景技术：2.大型输电网络是由主干电网(简称主网)和若干地区电网相连组成的。地区网络按其在电力系统中所处位置不同，一般可分为送端电网、中间电网和受端电网三类。受端电网是指处于主网一端的以受电为主的地区电网。受端电网因发电总容量小于其负荷容量，导致其需要从其他电网受电才能保证发用电的平衡。
3.电网安全稳定控制是指当电力系统出现紧急状态后，通过执行各种紧急控制措施，使系统恢复到正常运行状态下的一种控制方法。高压直流输电，是利用稳定的直流电具有无感抗、容抗不起作用、无同步问题等优点而采用的大功率远距离直流输电方式；输电过程为直流。
4.电力系统的安全稳定运行在电网运行中有着至关重要的作用，保障着电力的稳定供应，为经济社会的稳定和发展起到支撑作用。随着直流输电技术的快速发展和应用，一些电源薄弱和缺乏的地区为适应工业负荷的快速增长，接入了远距离大容量直流馈入，然而在电网架构完善之前或在关键线路检修情况下，交直流受端重负荷区域仍可能存在多种运行风险，甚至会因为甩重负荷以及直流的闭锁对其他区域电网运行造成重大影响。因此，针对交直流受端重负荷区域，在电网架构不完善或关键线路检修情况下，可以通过方式预控的方法保证电网的安全稳定运行，满足《电力系统安全稳定导则》要求，同时发生故障时不导致直流闭锁以避免扩大故障所带来的影响。直流闭锁是指直流输电系统停止输送功率。
5.相关技术中，现有安全稳定控制策略及方式预控方法多为针对大系统部分区域存在的稳定问题进行设计，或仅针对直流受端重负荷区域制定，尚未有针对既是交流系统受端、又是直流系统受端、且直接接入重负荷的区域的安全稳定方式预控方法。
技术实现要素：6.为至少在一定程度上克服相关技术中存在的问题，本技术提供一种电网安全稳定运行方式的预控方法和装置。
7.根据本技术实施例的第一方面，提供一种电网安全稳定运行方式的预控方法，包括：
8.根据预设的运行数据建立若干套运行方式的仿真模型；
9.针对每一套运行方式的仿真模型，确定该运行方式下的所有风险；
10.针对所扫描出的所有风险，模拟开展电网安全稳定运行方式预控，获得满足稳定判据的模拟预控结果；所述稳定判据为使预控后的效果满足故障后交直流系统能恢复稳定的条件；
11.针对每一套运行方式，根据模拟预控结果确定对应的预控参数。
12.进一步地，所述预设的运行数据为年典型运行方式数据；
13.所述运行方式包括：枯大方式、枯小方式、丰大方式、丰小方式；
14.所述仿真模型包括每一套运行方式，及其对应的所有相关线路检修方式、主变检修方式。
15.进一步地，所述确定该运行方式下的所有风险，包括：
16.在给定运行方式的负荷及直流功率情况下，扫描交直流受端接入重负荷区域的风险；
17.对每一种运行方式下的风险分别进行编号。
18.进一步地，所述风险包括如下项中的至少一项：n-1故障、n-2故障、检修方式下n-1故障、检修方式下n-2故障。
19.进一步地，所述模拟开展电网安全稳定运行方式预控，包括：
20.在直流停运情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验；
21.在恢复直流运行情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验。
22.进一步地，所述稳定判据包括如下项中的至少一项：线路或主变不过载，功角不失稳，系统稳态电压不失稳，系统稳态频率不失稳，系统暂态电压不失稳，直流不闭锁，直流换相失败次数不大于预设阈值。
23.进一步地，在直流停运情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验，包括：
24.在直流停运情况下，针对风险i所对应的故障进行仿真试验；
25.通过逐步减小交直流受端接入的负荷的量，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定，记录此时的负荷量pi。
26.进一步地，在恢复直流运行情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验，包括：
27.在负荷量为pi情况下，恢复直流运行；
28.通过逐步减小直流功率，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定，记录此时的直流功率pdci。
29.进一步地，所述根据模拟预控结果确定对应的预控参数，包括：
30.方式预控的最终负荷量pload确定为：pload＝min(p1,p2
…
pi)；
31.方式预控的最终直流功率pdc确定为：pdc＝min(pdc1,pdc2
…
pdci)。
32.根据本技术实施例的第二方面，提供一种电网安全稳定运行方式的预控装置，包括：
33.模型建立模块，用于根据预设的运行数据建立若干套运行方式的仿真模型；
34.风险确定模块，用于针对每一套运行方式的仿真模型，确定该运行方式下的所有风险；
35.模拟预控模块，用于针对所扫描出的所有风险，模拟开展电网安全稳定运行方式预控，获得满足稳定判据的模拟预控结果；所述稳定判据为使预控后的效果满足故障后交直流系统能恢复稳定的条件；
36.参数确定模块，用于针对每一套运行方式，根据模拟预控结果确定对应的预控参数。
37.本技术的实施例提供的技术方案具备以下有益效果：
38.本技术的方案通过制定安全稳定运行方式预控方法，有效提升了地区电网运行的安全性和稳定性，降低了故障对交直流受端接入重负荷区域的影响，保证了电网的安全稳定运行，避免了因故障导致的直流闭锁、交流系统电压崩溃等较大影响的情况。
39.应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本技术。
附图说明
40.此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本技术的实施例，并与说明书一起用于解释本技术的原理。
41.图1是根据一示例性实施例示出的一种电网安全稳定运行方式的预控方法的流程图。
42.图2是根据一示例性实施例示出的一种电网安全稳定运行方式的预控装置的结构框图。
具体实施方式
43.这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本技术相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本技术的一些方面相一致的方法和装置的例子。
44.为进一步详述本技术的技术方案，首先具体解释本领域的技术现状。
45.因为终端用户用电负荷减小(例如大型用电设备故障或大面积区域线路故障断电)，发电厂汽轮发电机的发电量超过输送给用户的量，此时要求发电厂将发电量减小到与实际负荷相适应的值。或是电厂内部的原因，供网出口断路器突然跳闸，汽轮发电机负荷突然掉到基本为零，发电厂的这些执行动作称为甩负荷。
46.甩负荷分为两种，一种是主动甩负荷：当电网提供的有功大小大于系统需要的有功，主动甩掉部分不重要的负荷，提高电网供电质量。一种是故障甩负荷，发生这种事故的原因除了电网不正常之外，发电机的主开关跳闸、汽机主汽门脱扣等都是引起该事故的原因。当电站突然甩去大量负荷时，二回路蒸汽流量急剧下降，使一回路冷却剂温度及压力迅速上升。这就是甩负荷事故。
47.在电网架构完善之前或在关键线路检修情况下，交直流受端重负荷区域仍可能存在多种运行风险，甚至会因为甩重负荷以及直流的闭锁对其他区域电网运行造成重大影响。
48.随着经济快速发展，直流输电技术的成熟，将会愈来愈多的出现此类场景，即直流受端区域同时具备交流系统末端弱电源支撑、重负荷接入等特点，此类场景可能由于电网建设落后于经济发展负荷增长的速度，也可能由于关键线路检修导致，有必要针对此场景制定合适的安全稳定运行方式预控方法。
49.现有安全稳定运行方式预控方法未同时兼顾直流系统、交流系统、重负荷特性，可能会导致部分故障后系统低电压、电压崩溃无法恢复、直流闭锁的严重后果，乃至引起事故扩大至整个电力系统崩溃。
50.针对上述问题，本发明旨在提供一种交直流受端重负荷的安全稳定运行方式预控方法。该方法考虑交直流受端接入重负荷的场景，结合直流受端、交流系统末端弱电源支撑、重负荷接入区域的电网特性，能有效保障区域电网的安全稳定运行，避免区域故障后导致的直流闭锁、暂态低电压及电压崩溃问题。
51.图1是根据一示例性实施例示出的一种电网安全稳定运行方式的预控方法的流程图。该方法可以包括以下步骤：
52.根据预设的运行数据建立若干套运行方式的仿真模型；
53.针对每一套运行方式的仿真模型，确定该运行方式下的所有风险；
54.针对所扫描出的所有风险，模拟开展电网安全稳定运行方式预控，获得满足稳定判据的模拟预控结果；所述稳定判据为使预控后的效果满足故障后交直流系统能恢复稳定的条件；
55.针对每一套运行方式，根据模拟预控结果确定对应的预控参数。
56.本技术的方案通过制定安全稳定运行方式预控方法，有效提升了地区电网运行的安全性和稳定性，降低了故障对交直流受端接入重负荷区域的影响，保证了电网的安全稳定运行，避免了因故障导致的直流闭锁、交流系统电压崩溃等较大影响的情况。
57.应当理解的是，虽然图1的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，这些步骤可以以其它的顺序执行。而且，图1中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段，这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成，而是可以在不同的时刻执行，这些子步骤或者阶段的执行顺序也不必然是依次进行，而是可以与其它步骤或者其它步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。
58.为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图对本发明的实施例作进一步详细描述。
59.一些实施例中，所述预设的运行数据为年典型运行方式数据；
60.所述运行方式包括：枯大方式、枯小方式、丰大方式、丰小方式；
61.所述仿真模型包括每一套运行方式，及其对应的所有相关线路检修方式、主变检修方式。
62.具体地，根据年典型运行方式数据，建立枯大(kd)方式、枯小(kx)方式、丰大(fd)方式、丰小(fx)方式等四套运行方式，及所有相关线路检修方式、主变检修方式的仿真模型。在前述给定方式数据的负荷及直流功率情况下，扫描交直流受端接入重负荷区域的风险，风险包括n-1故障、n-2故障、检修方式下n-1故障、检修方式下n-2故障后出现交直流系统失稳的情况。
63.需要说明的是，“年典型运行方式数据”为行业内通用数据，每年由调度机构计算出来并提供，作为年度典型运行方式数据用于做各种规划、试验参考用；其数据量较大、涉及内容较多，本技术不再赘述。“四套运行方式”均属于前述年度典型运行方式数据的方式数据，年度典型运行方式数会包含这四种运行方式数据。
[0064]“仿真模型”是指基于前述数据，用电力系统分析软件进行建模。因为即使给定的数据是一样的，但是用不同软件建模出来仍会有细微差别；本技术的方案不针对某一种特定的软件，采用行业内通用的多种分析软件均可实现本技术的方案，因此本技术用“仿真模
型”作为统称。基于前述建立的仿真模型，通用的电力系统仿真分析软件，主要作用就是仿真和扫描所有相关风险，比如设置n-1故障、n-2故障然后进行仿真计算。
[0065]
一些实施例中，所述确定该运行方式下的所有风险，包括：
[0066]
在给定运行方式的负荷及直流功率情况下，扫描交直流受端接入重负荷区域的风险；
[0067]
对每一种运行方式下的风险分别进行编号。
[0068]
具体地，对枯大运行方式下所有扫描出的风险编号为：kd1，kd2
…
；对枯小运行方式下所有扫描出的风险编号为：kx1，kx2
…
；对丰大运行方式下所有扫描出的风险编号为：fd1，fd2
…
；对丰小运行方式下所有扫描出的风险编号为：fx1，fx2
…
。
[0069]
一些实施例中，所述风险包括如下项中的至少一项：n-1故障、n-2故障、检修方式下n-1故障、检修方式下n-2故障。
[0070]
n-1故障是指，在正常运行方式下，电力系统中任意一个元件无故障或因故障断开，电力系统能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，且能保持系统稳定和持续供电的能力。
[0071]
n-2故障是指，在正常运行方式下，电力系统中任意两个元件无故障或因故障断开，电力系统能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，且能保持系统稳定和持续供电的能力。
[0072]
一些实施例中，所述模拟开展电网安全稳定运行方式预控，包括：在直流停运情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验；在恢复直流运行情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验。
[0073]
针对所扫描出的所有风险，通过电力系统分析软件开展电网安全稳定运行方式预控，预控后的效果应满足故障后交直流系统能恢复稳定。
[0074]
一些实施例中，所述稳定判据包括如下项中的至少一项：线路或主变不过载，功角不失稳，系统稳态电压不失稳，系统稳态频率不失稳，系统暂态电压不失稳，直流不闭锁，直流换相失败次数不大于预设阈值。预设预设阈值可以根据具实际应用场景设置具体数值，比如一些实施例中可以设置为1次。
[0075]
稳定判据主要包括：1)故障后线路或主变不过载；2)故障后功角不失稳；3)故障后系统稳态电压不失稳，即故障后系统稳态电压能够维持在0.95-1.05pu之间运行；4)故障后系统稳态频率不失稳，即故障后系统稳态频率能够维持在49.8-50.2hz之间；5)故障后系统暂态电压不失稳，即故障后母线电压能够在1s内恢复到0.75pu以上；5)故障后直流不闭锁；6)故障后直流换相失败次数不大于1次。
[0076]
需要说明的是，“功角不失稳”是本领域常用技术名词，本领域技术人员能够清楚地理解该技术名词的含义，因此本技术不做赘述。
[0077]
一些实施例中，在直流停运情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验，包括：
[0078]
在直流停运情况下，针对风险i所对应的故障进行仿真试验；
[0079]
通过逐步减小交直流受端接入的负荷的量，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定，记录此时的负荷量pi。
[0080]
以枯大运行方式为例：针对枯大运行方式数据，对于第i种风险(i为所扫描出的枯
大运行方式下的风险对应编号)，在直流停运情况下，针对风险i所对应的故障进行仿真试验，通过逐步减小交直流受端接入的负荷的量(以原方式数据负荷量为初始值)，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定。记录此时的负荷量pi。此处的“恢复稳定”是基于直流停运情况下。其它三种运行方式的模拟预科步骤与枯大运行方式相同，不再赘述。
[0081]
一些实施例中，在恢复直流运行情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验，包括：
[0082]
在负荷量为pi情况下，恢复直流运行；
[0083]
通过逐步减小直流功率，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定，记录此时的直流功率pdci。
[0084]
以枯大运行方式为例：在负荷量为pi情况下，恢复直流运行，通过逐步减小直流功率(以直流额定功率为初始值)，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定。记录此时的直流功率pdci。此处的“恢复稳定”是已经恢复了直流运行，跟前述的前提条件不同。其它三种运行方式的模拟预科步骤与枯大运行方式相同，不再赘述。
[0085]
一些实施例中，所述根据模拟预控结果确定对应的预控参数，包括：
[0086]
方式预控的最终负荷量pload确定为：pload＝min(p1,p2
…
pi)；
[0087]
方式预控的最终直流功率pdc确定为：pdc＝min(pdc1,pdc2
…
pdci)。
[0088]
其中，min(*)函数为取最小值函数。
[0089]
所确定的pload及pdc则为此方式数据下的运行方式预控方案。
[0090]
所谓的预控方案，就是指在某种特定条件下，能够使电力系统安全稳定运行的方案。本专利提供的方案就是控制pload(最终负荷量大小)和pdc(直流运行功率大小)两个变量大小，使针对的区域电网满足电网的安全稳定运行准则。
[0091]
上述步骤是以枯大运行方式为例进行说明，针对枯小方式、丰大方式、丰小方式等其余三套运行方式数据，重复上述操作，直至所有风险均有对应的安全稳定运方式预控方案。
[0092]
本技术的方法主要针对电网常用的四套典型运行方式数据，并得出可适用于大多数情况下的方式预控方案。对于特定运行方式数据下的工况，亦可采用本方法得出具体运行方式数据下的方式预控方案，需注意一般需考虑最恶劣情况下的风险，以保证方案可以满足运行方式数据下的故障穿越。
[0093]
本发明提供的交直流受端重负荷的安全稳定运行方式预控方法，关键点在于在：1)综合考虑交直流受端区域接入重负荷的特性，尤其是负荷增长过快，电网网架结构建设滞后或检修情况下所带来的的风险；2)直流功率过高、负荷过重、交流线路末端电源支撑薄弱，多因素耦合后容易导致出现稳定问题，需综合考虑并制定安全稳定运行方式预控。
[0094]
本技术的方案具有如下有益效果：通过制定安全稳定运行方式预控方法，有效提升了地区电网运行的安全性和稳定性，降低了故障对交直流受端接入重负荷区域的影响，保证了电网的安全稳定运行，避免了因故障导致的直流闭锁、交流系统电压崩溃等较大影响的情况。
[0095]
图2是根据一示例性实施例示出的一种电网安全稳定运行方式的预控装置的结构框图。参照图2，该装置包括：
[0096]
模型建立模块，用于根据预设的运行数据建立若干套运行方式的仿真模型；
[0097]
风险确定模块，用于针对每一套运行方式的仿真模型，确定该运行方式下的所有风险；
[0098]
模拟预控模块，用于针对所扫描出的所有风险，模拟开展电网安全稳定运行方式预控，获得满足稳定判据的模拟预控结果；所述稳定判据为使预控后的效果满足故障后交直流系统能恢复稳定的条件；
[0099]
参数确定模块，用于针对每一套运行方式，根据模拟预控结果确定对应的预控参数。
[0100]
关于上述实施例中的装置，其中各个模块执行操作的具体步骤已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处不再详细阐述说明。上述预控装置中的各个模块可全部或部分通过软件、硬件及其组合来实现。上述各模块可以硬件形式内嵌于或独立于计算机设备中的处理器中，也可以以软件形式存储于计算机设备中的存储器中，以便于处理器调用执行以上各个模块对应的操作。
[0101]
可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。
[0102]
需要说明的是，在本技术的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本技术的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。
[0103]
流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本技术的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本技术的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
[0104]
应当理解，本技术的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(pga)，现场可编程门阵列(fpga)等。
[0105]
本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
[0106]
此外，在本技术各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
[0107]
上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
[0108]
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特
点包含于本技术的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
[0109]
尽管上面已经示出和描述了本技术的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本技术的限制，本领域的普通技术人员在本技术的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
技术特征：1.一种电网安全稳定运行方式的预控方法，其特征在于，包括：根据预设的运行数据建立若干套运行方式的仿真模型；针对每一套运行方式的仿真模型，确定该运行方式下的所有风险；针对所扫描出的所有风险，模拟开展电网安全稳定运行方式预控，获得满足稳定判据的模拟预控结果；所述稳定判据为使预控后的效果满足故障后交直流系统能恢复稳定的条件；针对每一套运行方式，根据模拟预控结果确定对应的预控参数。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设的运行数据为年典型运行方式数据；所述运行方式包括：枯大方式、枯小方式、丰大方式、丰小方式；所述仿真模型包括每一套运行方式，及其对应的所有相关线路检修方式、主变检修方式。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定该运行方式下的所有风险，包括：在给定运行方式的负荷及直流功率情况下，扫描交直流受端接入重负荷区域的风险；对每一种运行方式下的风险分别进行编号。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述风险包括如下项中的至少一项：n-1故障、n-2故障、检修方式下n-1故障、检修方式下n-2故障。5.根据权利要求1-4任一项所述的方法，其特征在于，所述模拟开展电网安全稳定运行方式预控，包括：在直流停运情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验；在恢复直流运行情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验。6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述稳定判据包括如下项中的至少一项：线路或主变不过载，功角不失稳，系统稳态电压不失稳，系统稳态频率不失稳，系统暂态电压不失稳，直流不闭锁，直流换相失败次数不大于预设阈值。7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，在直流停运情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验，包括：在直流停运情况下，针对风险i所对应的故障进行仿真试验；通过逐步减小交直流受端接入的负荷的量，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定，记录此时的负荷量pi。8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在恢复直流运行情况下，针对各个风险所对应的故障进行仿真试验，包括：在负荷量为pi情况下，恢复直流运行；通过逐步减小直流功率，直至风险i所对应的故障发生后，系统能恢复稳定，记录此时的直流功率pdci。9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述根据模拟预控结果确定对应的预控参数，包括：方式预控的最终负荷量pload确定为：pload＝min(p1,p2
…
pi)；方式预控的最终直流功率pdc确定为：pdc＝min(pdc1,pdc2
…
pdci)。10.一种电网安全稳定运行方式的预控装置，其特征在于，包括：
模型建立模块，用于根据预设的运行数据建立若干套运行方式的仿真模型；风险确定模块，用于针对每一套运行方式的仿真模型，确定该运行方式下的所有风险；模拟预控模块，用于针对所扫描出的所有风险，模拟开展电网安全稳定运行方式预控，获得满足稳定判据的模拟预控结果；所述稳定判据为使预控后的效果满足故障后交直流系统能恢复稳定的条件；参数确定模块，用于针对每一套运行方式，根据模拟预控结果确定对应的预控参数。
技术总结本申请涉及一种电网安全稳定运行方式的预控方法和装置；所述方法包括根据预设的运行数据建立若干套运行方式的仿真模型；针对每一套运行方式的仿真模型，确定该运行方式下的所有风险；针对所扫描出的所有风险，模拟开展电网安全稳定运行方式预控，获得满足稳定判据的模拟预控结果；针对每一套运行方式，根据模拟预控结果确定对应的预控参数。本申请的方案通过制定安全稳定运行方式预控方法，有效提升了地区电网运行的安全性和稳定性，降低了故障对交直流受端接入重负荷区域的影响，保证了电网的安全稳定运行，避免了因故障导致的直流闭锁、交流系统电压崩溃等较大影响的情况。交流系统电压崩溃等较大影响的情况。交流系统电压崩溃等较大影响的情况。
技术研发人员：陈勇 李胜男 郭恒道 郭琦 朱益华 常东旭
受保护的技术使用者：南方电网科学研究院有限责任公司
技术研发日：2022.04.25
技术公布日：2022/7/5
