CN108400597B - 计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于电力系统及其自动化技术领域，公开了一种计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法。本发明针对直流闭锁故障后安全稳定控制装置切除部分机组或负荷的情况，结合以检测到故障发生为启动判据和实测频率为启动判据的安控动作措施准确统计不平衡功率；根据发电机和负荷频率响应特性模拟一次调频过程，计及发电机一次调频限值，采用迭代的方法由各个同步交流电网具有调频特性的发电机组和负荷共同承担不平衡功率，准确计算直流闭锁故障后电网稳态潮流分布。本发明方案设计合理，可以满足直流闭锁故障在线静态安全分析计算要求。
Description
技术领域
本发明属于电力系统及其自动化技术领域，具体是涉及一种计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法。
背景技术
全球能源资源与负荷中心呈逆向分布是普遍的特征，随着输电技术不断发展、电压等级不断提升，特别是中国特高压交直流工程的成功实践，为实现电力跨区、大规模、高效率配置提供了解决方案和技术基础，通过建设区域间的特高压输电通道是实现大范围能源资源优化配置的必由之路。为了充分发挥特高压输电通道利用效率，区域间的输电通道通常是压极限运行，随着区域间的输电通道不断增加，对送端电网来说，外送电占其总发电比例将越来越高，对受端电网来说，区外受电占其总负荷比例也将越来越高。由于受线路走廊和落点的限制，区域间的输电通道距离长且相对集中，多个输电通道因故障同时失去的概率也不低。对于上述特高压交直流输电通道相关故障，如能在预想故障发生前在线进行安全稳定分析，可以让调度运行人员及时掌握电网安全稳定状况并针对可能的隐患采取预防控制措施，确保大电网的安全稳定运行。
与特高压直流相关需要进行在线静态安全分析的故障主要包括单回或多回直流闭锁故障和直流送受端近区交流输电通道线路故障。对于通过直流系统异步互联的交直流电网，直流闭锁故障在送端造成大量的功率过剩，而在受端造成功率缺额。为了避免系统频率异常升高或降低，通常通过安全稳定控制装置切除部分机组或负荷，包括以检测到故障发生为启动判据的安控系统，以厂站实测频率为启动判据的集中式低频控制系统(CUFCS)和高频控制系统(CHFCS)，以及就地低频减载装置(UFLS)。此外，多回直流闭锁可能造成系统频率变化较大，具有一次调频能力的部分机组可能已经达到其调节限值。现有的发电机开断模拟静态安全分析或动态潮流方法均未计及上述因素，难以满足在线静态安全分析的计算精度。
发明内容
本发明目的是：为了克服现有技术中存在的不足，本发明提供一种计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法。该方法针对直流闭锁故障后安全稳定控制装置切除部分机组或负荷的情况，结合以检测到故障发生为启动判据和实测频率为启动判据的安控动作措施准确统计不平衡功率，计及发电机一次调频限值，采用迭代的方法由各个同步交流电网具有调频特性的发电机组和负荷共同承担不平衡功率，计算直流闭锁故障后电网稳态潮流分布，提高直流闭锁故障静态安全评估的精度。该方法方案设计合理，可以满足直流闭锁故障在线静态安全分析计算要求。
具体地说，本发明是采用以下技术方案实现的，包括以下步骤：
S1根据电网静态模型数据、电网运行数据和电网动态模型参数生成计算方式数据，所述计算方式数据包括潮流文件和稳定文件；根据当前直流系统运行状态和输送功率生成需要进行在线静态安全分析的直流闭锁预想故障集，所述预想故障集包括单回或多回直流同时闭锁故障；
S2针对预想故障集中的每一个预想故障，基于电网当前运行状态，根据以检测到故障发生为启动判据的安控系统的控制策略表，结合安控系统的当前运行状态、定值、压板状态和采集的电网实时信息，生成针对故障的紧急控制当值措施，然后计算出各个同步交流电网因当值措施实施所引起的有功不平衡功率；之后按照以下步骤S3-S6进行直流闭锁故障的静态安全分析；
S3如需要计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则采用暂态仿真计算获取故障后上述安全稳定控制装置动作情况，转入步骤S4，否则直接转入步骤S4；
所述集中式频率控制系统包括集中式低频控制系统CUFCS和集中式高频控制系统CHFCS；
S4统计直流闭锁故障后计及安控动作措施的各个同步交流电网不平衡功率，转入步骤S5；
S5根据发电机和负荷频率响应特性模拟故障后电网一次调频过程，采用迭代的方法由各个同步交流电网具有调频特性的发电机组和负荷共同承担不平衡功率，当不平衡功率分摊完后，转入步骤S6；
S6一次调频模拟分摊不平衡功率结束后，根据直流闭锁故障及安控动作措施、机组和负荷频率响应修正各直流功率和各节点注入有功功率，之后进行潮流计算和各个同步交流电网支路电流和节点电压的静态安全分析；转入步骤S7；
S7如所有预想故障计算结束，输出各预想故障后各个同步交流电网静态安全分析结果；否则，转入步骤S2。
进一步而言，所述步骤S4中，采用公式(1)计算直流闭锁故障后计及安控动作措施的各个同步交流电网不平衡功率：
ΔPi＝∑ΔPDm.j.i+∑ΔPSSC.k.i+(∑ΔPCHF.l.i+∑ΔPCUF.l.i)+∑ΔPUF.m.i (1)
式中，ΔPi为第i个同步交流电网不平衡功率；ΔPDm.j.i为第j个直流闭锁故障导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，计算不平衡功率时需判断第i个同步子网中闭锁直流为送端或受端，∑ΔPDm.j.i表示所有直流闭锁故障导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPSSC.k.i为第k个以检测到故障发生为启动判据的安控系统动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPSSC.k.i表示所有以检测到故障发生为启动判据的安控系统动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPCHF.l.i为第l个CHFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPCHF.l.i表示所有CHFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPCUF.l.i为第l个CUFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPCUF.l.i表示所有CUFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPUF.m.i为第m个UFLS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPUF.m.i表示所有UFLS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；
若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则∑ΔPCHF.l.i、∑ΔPCUF.l.i和∑ΔPUF.m.i均取为0。
进一步而言，所述步骤S5具体步骤如下：
S5-1在第i个同步交流电网的发电机组集合ΩG.i中统计第n次迭代具有可调空间的调频机组数目m，其中具有可调空间的判断方法为：当机组需增出力时，若当前机组出力等于故障前运行状态下的一次调频有功出力上限，则认为该机组没有可调空间；当机组需减出力时，若当前机组出力等于故障前运行状态下的一次调频有功出力下限，则认为该机组没有可调空间；
所述发电机组集合ΩG.i为第i个同步交流电网没有因紧急控制当值措施和CHFCS措施而退出的发电机组集合；若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则发电机组集合ΩG.i为第i个同步交流电网没有因紧急控制当值措施而退出的发电机组集合；
按照式(2)累计计算所有具有可调空间的调频机组的单位调节功率系数：
其中，n为迭代计算轮次，m为具有可调空间的调频机组数目，
为第n轮计算时所有机组单位调节功率之和，单位为MW/Hz；Pej为第j台机组的额定功率，单位为MW；Rcj为第j台机组的调差系数；fe取电网额定频率；
S5-2在第i个同步交流电网的负荷集合ΩL.i中统计第n次迭代参与调节的调频负荷数目s；所述负荷集合ΩL.i为第i个同步交流电网中计及紧急控制当值措施、CUFCS措施和UFLS减载措施实施后的负荷集合，若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则负荷集合ΩL.i为第i个同步交流电网中计及紧急控制当值措施实施后的负荷集合；
按照式(3)累计计算所有具有调频特性的负荷的单位调节功率系数：
其中，
为第n轮迭代计算时所有负荷单位调节功率之和，单位为MW/Hz；Plj为第j个负荷的有功功率，单位为MW；Rlj为第j个负荷的节点有功变化1％的频率变化百分数；fe取电网额定频率；
S5-3根据公式(4)计算第n轮迭代计算时第i个同步交流电网的单位调节功率
S5-4确定第n轮迭代计算时第i个同步交流电网机组需承担的不平衡功率为
负荷需承担的不平衡功率为
其中ΔPi (n)为第n轮迭代计算时不平衡功率，并有第1轮迭代计算时不平衡功率为ΔPi (1)＝ΔPi；
S5-5第n轮迭代计算时，按照式(5)进行第i个同步交流电网各机组节点功率分摊计算：
其中，
为第n轮迭代计算时第j台机组本轮需承担的不平衡功率，单位MW；
S5-6第n轮迭代计算时，按照式(6)进行第i个同步交流电网各负荷节点功率分摊计算：
其中，
为第n轮迭代计算时第j个负荷本轮需承担的不平衡功率，单位MW；
S5-7机组和负荷分摊结束后，判别调整后所有机组的出力是否大于等于一次调频上限或者小于等于一次调频下限以判别调整后机组的出力是否越限，其中调整后各机组的出力按
计算，
代表第n-1轮迭代后第j台机组的出力；
若没有机组出力越上限及越下限的情况，则不平衡功率分摊结束，按以下方式对各机组的有功出力及各负荷的有功功率进行修正：
式中，
代表第n轮迭代后第j台机组的出力，
代表第n-1轮迭代后第j台机组的出力，
代表第n轮迭代后第j个负荷的有功功率，
代表第n-1轮迭代后第j个负荷的有功功率；
若有机组出力越上限或者越下限，则进入S5-8；
S5-8对于越上限或越下限的机组，将机组出力限制在一次调频上限或一次调频下限，按式(8)重新统计需要进一步分摊的不平衡功率，迭代计算轮次增加1，返回步骤S5-1，直至所有参与调节的机组出力均不越限：
其中，ΔPi (n+1)为第n+1轮迭代计算时不平衡功率，
为第n次迭代计及出力上限或下限约束的第j台机组的实际调整量，当出力没有越限时
当出力越限时
或者
PGj.max和PGj.min为第j台机组的一次调频上限和一次调频下限。
本发明的有益效果如下：本发明在统计直流闭锁故障后各个同步交流电网不平衡功率时，计及了以检测到故障发生为启动判据和实测频率为启动判据的安控动作情况，可以准确模拟故障后电网的实际响应过程，根据发电机和负荷频率响应特性模拟一次调频过程，计及发电机一次调频限值，采用迭代的方法由各个同步交流电网具有调频特性的发电机组和负荷共同承担不平衡功率，计算直流闭锁故障后电网稳态潮流分布，提高直流闭锁故障后静态安全评估的精度。本发明提出的计及安控措施和机组调频特性的直流闭锁故障静态安全分析方法方案设计合理，可以满足直流闭锁故障在线静态安全分析计算要求。
附图说明
图1是本发明方法的流程图。
具体实施方式
下面结合实施例并参照附图对本发明作进一步详细描述。
实施例1：
本发明的一个实施例，为一种计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法，其实施步骤如图1所示。
参见图1，图1中S1描述的是生成计算方式数据和直流闭锁预想故障集，根据电网静态模型数据、电网运行数据和电网动态模型参数生成计算方式数据，计算方式数据包括潮流文件和稳定文件，根据当前直流系统运行状态和输送功率生成需要进行在线静态安全分析的直流闭锁预想故障集，包括单回或多回直流同时闭锁故障。
图1中S2描述的是针对预想故障生成紧急控制当值措施，统计措施实施所引起的不平衡功率。
具体而言，针对预想故障集中的每一个预想故障，基于电网当前运行状态，根据以检测到故障发生为启动判据的安控系统的控制策略表，结合安控系统的当前运行状态、定值、压板状态和采集的电网实时信息，生成针对各故障的紧急控制当值措施，然后计算出各个同步交流电网因当值措施实施所引起的有功不平衡功率。
图1中S3描述的是如需要计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则采用暂态仿真计算获取故障后上述安全稳定控制装置动作情况，转入步骤S4，否则直接转入步骤S4。所述集中式频率控制系统包括集中式低频控制系统CUFCS和集中式高频控制系统CHFCS。
图1中S4描述的是统计直流闭锁故障后计及安控动作措施的各个同步交流电网不平衡功率，转入步骤S5。
具体的，采用公式(1)计算直流闭锁故障后计及安控动作措施的各个同步交流电网不平衡功率：
ΔPi＝∑ΔPDm.j.i+∑ΔPSSC.k.i+(∑ΔPCHF.l.i+∑ΔPCUF.l.i)+∑ΔPUF.m.i (1)
式中，ΔPi为第i个同步交流电网不平衡功率；ΔPDm.j.i为第j个直流闭锁故障导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，计算不平衡功率时需判断第i个同步子网中闭锁直流为送端或受端，∑ΔPDm.j.i表示所有直流闭锁故障导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPSSC.k.i为第k个以检测到故障发生为启动判据的安控系统动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPSSC.k.i表示所有以检测到故障发生为启动判据的安控系统动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPCHF.l.i为第l个CHFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPCHF.l.i表示所有CHFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPCUF.l.i为第l个CUFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPCUF.l.i表示所有CUFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPUF.m.i为第m个UFLS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPUF.m.i表示所有UFLS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；
若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则∑ΔPCHF.l.i、∑ΔPCUF.l.i和∑ΔPUF.m.i均取为0。
图1中S5描述的是根据发电机和负荷频率响应特性模拟故障后电网一次调频过程，采用迭代的方法由各个同步交流电网具有调频特性的发电机组和负荷共同承担不平衡功率，当不平衡功率分摊完后，转入步骤S6。
具体的，迭代计算步骤如下：
S5-1在第i个同步交流电网的发电机组集合ΩG.i中统计第n次迭代具有可调空间的调频机组数目m，其中具有可调空间的判断方法为：当机组需增出力时，若当前机组出力等于故障前运行状态下的一次调频有功出力上限，则认为该机组没有可调空间；当机组需减出力时，若当前机组出力等于故障前运行状态下的一次调频有功出力下限，则认为该机组没有可调空间；
所述发电机组集合ΩG.i为第i个同步交流电网没有因紧急控制当值措施和CHFCS措施而退出的发电机组集合；若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则发电机组集合ΩG.i为第i个同步交流电网没有因紧急控制当值措施而退出的发电机组集合；
按照式(2)累计计算所有具有可调空间的调频机组的单位调节功率系数：
其中，n为迭代计算轮次，m为具有可调空间的调频机组数目，
为第n轮计算时所有机组单位调节功率之和，单位为MW/Hz；Pej为第j台机组的额定功率，单位为MW；Rcj为第j台机组的调差系数；fe取电网额定频率；
S5-2在第i个同步交流电网的负荷集合ΩL.i中统计第n次迭代参与调节的调频负荷数目s；所述负荷集合ΩL.i为第i个同步交流电网中计及紧急控制当值措施、CUFCS措施和UFLS减载措施实施后的负荷集合，若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则负荷集合ΩL.i为第i个同步交流电网中计及紧急控制当值措施实施后的负荷集合；
按照式(3)累计计算所有具有调频特性的负荷的单位调节功率系数：
其中，
为第n轮迭代计算时所有负荷单位调节功率之和，单位为MW/Hz；Plj为第j个负荷的有功功率，单位为MW；Rlj为第j个负荷的节点有功变化1％的频率变化百分数；fe取电网额定频率；
S5-3根据公式(4)计算第n轮迭代计算时第i个同步交流电网的单位调节功率
S5-4确定第n轮迭代计算时第i个同步交流电网机组需承担的不平衡功率为
负荷需承担的不平衡功率为
其中ΔPi (n)为第n轮迭代计算时不平衡功率，并有第1轮迭代计算时不平衡功率为ΔPi (1)＝ΔPi；
S5-5第n轮迭代计算时，按照式(5)进行第i个同步交流电网各机组节点功率分摊计算：
其中，
为第n轮迭代计算时第j台机组本轮需承担的不平衡功率，单位MW；
S5-6第n轮迭代计算时，按照式(6)进行第i个同步交流电网各负荷节点功率分摊计算：
其中，
为第n轮迭代计算时第j个负荷本轮需承担的不平衡功率，单位MW；
S5-7机组和负荷分摊结束后，判别调整后所有机组的出力是否大于等于一次调频上限或者小于等于一次调频下限以判别调整后机组的出力是否越限，其中调整后各机组的出力按
计算，
代表第n-1轮迭代后第j台机组的出力；
若没有机组出力越上限及越下限的情况，则不平衡功率分摊结束，按以下方式对各机组的有功出力及各负荷的有功功率进行修正：
式中，
代表第n轮迭代后第j台机组的出力，
代表第n-1轮迭代后第j台机组的出力，
代表第n轮迭代后第j个负荷的有功功率，
代表第n-1轮迭代后第j个负荷的有功功率；
若有机组出力越上限或者越下限，则进入S5-8；
S5-8对于越上限或越下限的机组，将机组出力限制在一次调频上限或一次调频下限，按式(8)重新统计需要进一步分摊的不平衡功率，迭代计算轮次增加1，返回步骤S5-1，直至所有参与调节的机组出力均不越限：
其中，ΔPi (n+1)为第n+1轮迭代计算时不平衡功率，
为第n次迭代计及出力上限或下限约束的第j台机组的实际调整量，当出力没有越限时
当出力越限时
或者
PGj.max和PGj.min为第j台机组的一次调频上限和一次调频下限。
图1中S6描述的是一次调频模拟分摊不平衡功率结束后，根据直流闭锁故障及安控动作措施、机组和负荷频率响应修正各直流功率和各节点注入有功功率，之后进行潮流计算和各个同步交流电网支路电流和节点电压的静态安全分析。转入步骤S7。
图1中S7描述的是如所有预想故障计算结束，则输出各预想故障后各个同步交流电网静态安全分析结果；否则，转入步骤S2。
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 (3)
1.计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1根据电网静态模型数据、电网运行数据和电网动态模型参数生成计算方式数据，所述计算方式数据包括潮流文件和稳定文件；根据当前直流系统运行状态和输送功率生成需要进行在线静态安全分析的直流闭锁预想故障集，所述预想故障集包括单回或多回直流同时闭锁故障；
S2针对预想故障集中的每一个预想故障，基于电网当前运行状态，根据以检测到故障发生为启动判据的安控系统的控制策略表，结合安控系统的当前运行状态、定值、压板状态和采集的电网实时信息，生成针对故障的紧急控制当值措施，然后计算出各个同步交流电网因当值措施实施所引起的有功不平衡功率；之后按照以下步骤S3-S6进行直流闭锁故障的静态安全分析；
S3如需要计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则采用暂态仿真计算获取故障后安全稳定控制装置动作情况，转入步骤S4，否则直接转入步骤S4；
所述集中式频率控制系统包括集中式低频控制系统CUFCS和集中式高频控制系统CHFCS；
S4统计直流闭锁故障后计及安控动作措施的各个同步交流电网不平衡功率，转入步骤S5；
S5根据发电机和负荷频率响应特性模拟故障后电网一次调频过程，采用迭代的方法由各个同步交流电网具有调频特性的发电机组和负荷共同承担不平衡功率，当不平衡功率分摊完后，转入步骤S6；
S6一次调频模拟分摊不平衡功率结束后，根据直流闭锁故障及安控动作措施、机组和负荷频率响应修正各直流功率和各节点注入有功功率，之后进行潮流计算和各个同步交流电网支路电流和节点电压的静态安全分析；转入步骤S7；
S7如所有预想故障计算结束，输出各预想故障后各个同步交流电网静态安全分析结果；否则，转入步骤S2。
2.根据权利要求1所述的计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法，其特征在于，所述步骤S4中，采用公式(1)计算直流闭锁故障后计及安控动作措施的各个同步交流电网不平衡功率：
ΔPi＝∑ΔPDm.j.i+∑ΔPSSC.k.i+(∑ΔPCHF.l.i+∑ΔPCUF.l.i)+∑ΔPUF.m.i (1)
式中，ΔPi为第i个同步交流电网不平衡功率；ΔPDm.j.i为第j个直流闭锁故障导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，计算不平衡功率时需判断第i个同步子网中闭锁直流为送端或受端，∑ΔPDm.j.i表示所有直流闭锁故障导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPSSC.k.i为第k个以检测到故障发生为启动判据的安控系统动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPSSC.k.i表示所有以检测到故障发生为启动判据的安控系统动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPCHF.l.i为第l个CHFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPCHF.l.i表示所有CHFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPCUF.l.i为第l个CUFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPCUF.l.i表示所有CUFCS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；ΔPUF.m.i为第m个UFLS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率，∑ΔPUF.m.i表示所有UFLS动作导致的第i个同步交流电网的不平衡功率；
若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则∑ΔPCHF.l.i、∑ΔPCUF.l.i和∑ΔPUF.m.i均取为0。
3.根据权利要求2所述的计及安控和一次调频特性的直流故障静态安全分析方法，其特征在于：所述步骤S5具体步骤如下：
S5-1在第i个同步交流电网的发电机组集合ΩG.i中统计第n次迭代具有可调空间的调频机组数目m，其中具有可调空间的判断方法为：当机组需增出力时，若当前机组出力等于故障前运行状态下的一次调频有功出力上限，则认为该机组没有可调空间；当机组需减出力时，若当前机组出力等于故障前运行状态下的一次调频有功出力下限，则认为该机组没有可调空间；
所述发电机组集合ΩG.i为第i个同步交流电网没有因紧急控制当值措施和CHFCS措施而退出的发电机组集合；若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则发电机组集合ΩG.i为第i个同步交流电网没有因紧急控制当值措施而退出的发电机组集合；
按照式(2)累计计算所有具有可调空间的调频机组的单位调节功率系数：
其中，n为迭代计算轮次，m为具有可调空间的调频机组数目，
为第n轮计算时所有机组单位调节功率之和，单位为MW/Hz；Pej为第j台机组的额定功率，单位为MW；Rcj为第j台机组的调差系数；fe取电网额定频率；
S5-2在第i个同步交流电网的负荷集合ΩL.i中统计第n次迭代参与调节的调频负荷数目s；所述负荷集合ΩL.i为第i个同步交流电网中计及紧急控制当值措施、CUFCS措施和UFLS减载措施实施后的负荷集合，若S3中不计及以实测频率为启动判据的集中式频率控制系统以及就地低频减载装置UFLS动作的影响，则负荷集合ΩL.i为第i个同步交流电网中计及紧急控制当值措施实施后的负荷集合；
按照式(3)累计计算所有具有调频特性的负荷的单位调节功率系数：
其中，
为第n轮迭代计算时所有负荷单位调节功率之和，单位为MW/Hz；Plj为第j个负荷的有功功率，单位为MW；Rlj为第j个负荷的节点有功变化1％的频率变化百分数；fe取电网额定频率；
S5-3根据公式(4)计算第n轮迭代计算时第i个同步交流电网的单位调节功率
S5-4确定第n轮迭代计算时第i个同步交流电网机组需承担的不平衡功率为
负荷需承担的不平衡功率为
其中ΔPi (n)为第n轮迭代计算时不平衡功率，并有第1轮迭代计算时不平衡功率为ΔPi (1)＝ΔPi；
S5-5第n轮迭代计算时，按照式(5)进行第i个同步交流电网各机组节点功率分摊计算：
其中，
为第n轮迭代计算时第j台机组本轮需承担的不平衡功率，单位MW；
S5-6第n轮迭代计算时，按照式(6)进行第i个同步交流电网各负荷节点功率分摊计算：
其中，
为第n轮迭代计算时第j个负荷本轮需承担的不平衡功率，单位MW；
S5-7机组和负荷分摊结束后，判别调整后所有机组的出力是否大于等于一次调频上限或者小于等于一次调频下限以判别调整后机组的出力是否越限，其中调整后各机组的出力按
计算，
代表第n-1轮迭代后第j台机组的出力；
若没有机组出力越上限及越下限的情况，则不平衡功率分摊结束，按以下方式对各机组的有功出力及各负荷的有功功率进行修正：
式中，
代表第n轮迭代后第j台机组的出力，
代表第n-1轮迭代后第j台机组的出力，
代表第n轮迭代后第j个负荷的有功功率，
代表第n-1轮迭代后第j个负荷的有功功率；
若有机组出力越上限或者越下限，则进入S5-8；
S5-8对于越上限或越下限的机组，将机组出力限制在一次调频上限或一次调频下限，按式(8)重新统计需要进一步分摊的不平衡功率，迭代计算轮次增加1，返回步骤S5-1，直至所有参与调节的机组出力均不越限：
其中，ΔPi (n+1)为第n+1轮迭代计算时不平衡功率，
为第n次迭代计及出力上限或下限约束的第j台机组的实际调整量，当出力没有越限时
当出力越限时
或者
PGj.max和PGj.min为第j台机组的一次调频上限和一次调频下限。
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