CN112202169B - 区域电网负荷频率特性系数计算方法、系统及电子设备 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种区域电网负荷频率特性系数计算方法、系统及电子设备，计算方法包括以下步骤：根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值；根据所述全网一次调频变化值，计算全网负荷变化值；根据所述全网负荷变化值，计算区域电网负荷频率特性系数。本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，使用实测数据能够准确计算出区域电网负荷频率特性系数，能够为一次调频容量需求管理和低频减载参数设置提供更加准确和可靠的量化指标，为电网分析与运行控制提供重要的数据基础，从而提高区域电网的频率安全水平。

Description

区域电网负荷频率特性系数计算方法、系统及电子设备
技术领域
本发明属于电网频率安全分析技术领域，尤其是涉及一种区域电网负荷频率特性系数计算方法、系统及电子设备。
背景技术
电网系统频率变化是系统负荷与出力之间的功率失去平衡所致，电力系统运行的主要任务之一，就是对频率进行监视和控制以确保系统安全运行。当系统频率变化时，系统的负荷功率也会随之变化，这种负荷功率随频率变化的特性称为负荷频率特性，负荷频率特性是电力系统的重要组成部分。负荷频率特性系数定义为单位频率变化对应的负荷功率变化，它作为分析电网频率安全的重要工具，不但影响电网频率稳定性，而且对电网低频减负荷方案的配置也具有重要影响。
目前，我国区域电网由省级电网组成，整个区域电网是同一频率控制区，频率安全是区域电网的职责。省级电网直接调度负荷，当频率发生波动时，负荷的相应波动量有直接测量手段，因此省级电网负荷频率特性系数可直接计算。而区域电网无直接调度负荷，所有负荷均属各个省级电网调度，当频率发生波动时，区域电网负荷的相应波动量无直接测量手段，更重要的是区域电网的负荷频率特性系数无法由省级电网的负荷频率特性系数叠加而来。
现有技术中，最常用的一种获取区域电网负荷频率特性系数的方法是根据经验或者估算预设，很显然地，由于无法考虑被估算区域电网的实际负荷和运行机组的出力特性，该方法存在如下缺陷：
1.得到的负荷频率特性系数的可靠性差；
2.无法适应日新月异的电网结构的变化。
另外一种获取区域电网负荷频率特性系数的方法是建立各种负荷模型和机组模型等仿真模型，并结合区域电网历史数据仿真模拟获得，该方法相对第一种方法貌似更科学，但是，该方法也存在缺陷，列举如下：
1.建立仿真模型不仅需要花费大量的人力物力；
2.仿真模型与实际情况存在差别，仿真计算结果对训练样本数据预测很准，但对未知样本数据的预测精度较差，很难接近实测数据。
因此，如何利用现有技术条件，提供一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，从而获得更符合实际工程实践需要的区域电网负荷频率特性系数，日益成为本领域技术人员亟待解决的技术问题之一。
需要说明的是，公开于该发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术中获取区域电网负荷频率特性系数的种种限制和不足，创造性地提出了一种区域电网负荷频率特性系数计算方法、系统及电子设备，为后续制定低频减负荷方案及区域电网安全稳定运行提供更加准确和可靠的量化指标。
为实现上述目的，本发明通过以下技术方案予以实现：一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，包括以下步骤：
S1：根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频增加值；
S2：根据所述全网一次调频增加值，计算全网负荷变化值；
S3：根据所述全网负荷变化值，计算区域电网负荷频率特性系数。
优选地，步骤S1中，所述区域电网电力参数包括区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量和区域电网管辖的所有省级电网机组一次调频出力变化总量；所述全网一次调频变化值包括全网一次调频增加值。
优选地，步骤S1中，所述根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频增加值的方法，包括以下步骤：
S11：获取扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网直代管联络线口子功率变化值，并将所述口子功率变化值作为区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量；
S12：根据所述区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量和所有省级电网机组一次调频出力变化总量，求和得到所述全网一次调频增加值。
优选地，步骤S2中，所述根据所述全网一次调频增加值，计算全网负荷变化值，其中，所述全网负荷变化值包括全网负荷减少值；
获取全网负荷减少值的方法包括：将扰动功率减去所述全网一次调频增加值，得到所述全网负荷减少值。
优选地，步骤S3中，所述根据所述全网负荷变化值，获取区域电网负荷频率特性系数的方法，包括通过下式获得：
Figure BDA0002712844900000031
式中，kl*为所述区域电网负荷频率特性系数，Δl为频率最低点时所述全网负荷的减少值，l为扰动发生前全网负荷值；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。
优选地，步骤S3中，还包括获取区域电网发电机组的发电频率特性系数，所述获取区域电网发电机组的发电频率特性系数的方法，包括通过下式获得：
Figure BDA0002712844900000032
其中，kg*为所述区域电网发电机组发电频率特性系数，ΔG为频率最低点时全网机组一次调频响应功率，G0为扰动发生前全网开机容量；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。
优选地，在步骤S1之前，还包括通过PMU获取所述区域电网管辖的各个省级电网机组一次调频出力变化值；
以及对于未能使用PMU监测机组监测的省级电网机组，将其性能视为等同于被PMU监测的机组，对其调频出力变化值进行估算。
基于同一发明构思，本发明还提供了一种区域电网负荷频率特性系数计算系统，所述区域电网负荷频率特性系数计算系统包括，
调频变化值获取模块：被配置为根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值；
负荷变化值获取模块：被配置为根据所述全网一次调频变化值，计算全网负荷变化值；
全网特性系数获取模块：被配置为根据所述全网负荷变化值，计算区域电网负荷频率特性系数。
优选地，所述全网特性系数获取模块还被配置为获取区域电网发电机组的发电频率特性系数；
其中，获取区域电网发电机组的发电频率特性系数的方法包括通过下式获得：
Figure BDA0002712844900000041
其中，kg*为所述区域电网发电机组发电频率特性系数，ΔG为频率最低点时全网机组一次调频响应功率，G0为扰动发生前全网开机容量；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。
基于同一发明构思，本发明还提供了一种电子设备，所述电子设备包括处理器以及存储设备，所述处理器适于实现各指令，所述存储设备适于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行上述任一项所述的区域电网负荷频率特性系数计算方法。
与现有技术相比，本发明提供的区域电网负荷频率特性系数计算方法，具有以下有益效果：
1.本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，包括以下步骤：根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值；根据所述全网一次调频变化值，计算全网负荷变化值；根据所述全网负荷变化值，计算区域电网负荷频率特性系数。本发明使用实测数据能够准确计算出区域电网负荷频率特性系数，能够为一次调频容量需求管理和低频减载参数设置提供更加准确和可靠的量化指标，为电网分析与运行控制提供重要的数据基础，从而提高区域电网的频率安全水平。
2.本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，获取扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网直代管联络线口子功率变化值，并将所述口子功率变化值作为区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量。以扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的省市联络线口子功率变化值，为一次调频出力增加与系统负荷减少两部分因素之和为理论依据，由于区域电网无直接调度负荷，因此，本发明并将区域电网直代管联络线口子功率变化值作为区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量，克服了区域电网无法直接测得负荷相应波动量的不足。
3.本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，无需为机组和/负荷建立仿真模型，计算方法简单，便于实施，与现有技术中的采用模型仿真的方法相比，节省了研发及系统维护的人力物力，能够显著提高获取区域电网负荷频率特性系数的效率。
由于本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算系统及电子设备，与本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法属于同一发明构思，至少具有相同的有益效果，不再一一赘述。
附图说明
图1为本发明实施例一提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法流程示意图；
图2为本发明实施例二提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算系统结构示意图；
其中，附图标记说明如下：
100-调频变化值获取模块，200-负荷变化值获取模块，300-全网特性系数获取模块。
具体实施方式
为使本发明的目的、优点和特征更加清楚，以下结合附图对本发明提出的发明名称作进一步详细说明。需说明的是，附图均采用非常简化的形式且均使用非精准的比例，仅用以方便、明晰地辅助说明本发明实施例的目的。应当了解，说明书附图并不一定按比例地显示本发明的具体结构，并且在说明书附图中用于说明本发明某些原理的图示性特征也会采取略微简化的画法。本文所公开的本发明的具体设计特征包括例如具体尺寸、方向、位置和外形将部分地由具体所要应用和使用的环境来确定。以及，在以下说明的实施方式中，有时在不同的附图之间共同使用同一附图标记来表示相同部分或具有相同功能的部分，而省略其重复说明。在本说明书中，使用相似的标号和字母表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
在适当情况下，如此使用的这些术语可替换。类似的，如果本文所述的方法包括一系列步骤，且本文所呈现的这些步骤的顺序并非必须是可执行这些步骤的唯一顺序，且一些所述的步骤可被省略和/或一些本文未描述的其他步骤可被添加到该方法。
<实施例一>
参见附图1，本实施例提供了一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，包括：
S1：根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值。
S2：根据所述全网一次调频变化值，获取全网负荷变化值。
S3：根据所述全网负荷变化值，获取区域电网负荷频率特性系数。
由此可见，本发明使用实测数据能够准确计算出区域电网负荷频率特性系数，能够为后续制定低频减负荷方案提供更加准确和可靠的量化指标，为电网分析与运行控制提供重要的数据基础，从而提高区域电网的频率安全水平。
优选地，在其中一种示例性实施方式中，步骤S1中，所述区域电网电力参数包括区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量和区域电网管辖的所有省级电网机组一次调频出力变化总量；所述全网一次调频变化值包括全网一次调频增加值。
优选地，在其中一种示例性实施方式中，步骤S1中，所述根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值的方法，包括以下步骤：
S11：获取扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网直代管联络线口子功率变化值，并将所述口子功率变化值作为区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量。由于区域电网无直接调度负荷，本发明将区域电网直代管联络线口子功率变化值作为区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量。
S12：根据所述区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量和所有省级电网机组一次调频出力变化总量，求和得到所述全网一次调频增加值。
优选地，在其中一种示例性实施方式中，步骤S2中，所述根据所述全网一次调频增加值，获取全网负荷变化值，其中，所述全网负荷变化值包括全网负荷减少值。
获取全网负荷减少值的方法包括：将扰动功率减去所述全网一次调频增加值，得到所述全网负荷减少值。
优选地，在其中一种示例性实施方式中，步骤S3中，所述根据所述全网负荷变化值，获取区域电网负荷频率特性系数的方法，包括通过下式获得：
Figure BDA0002712844900000071
式中，kl*为所述区域电网负荷频率特性系数，Δl为频率最低点时所述全网负荷的减少值，l为扰动发生前全网负荷值；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率；其中，所述Δl为上述步骤S2中获得获取全网负荷变化值，扰动发生前全网负荷值l、扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量Δf，以及扰动发生前全网频率f0均可从区域电网系统直接获得。
综上可知，本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，无需为机组和/负荷建立仿真模型，计算方法简单，便于实施，与现有技术中的采用模型仿真的方法相比，节省了研发及系统维护的人力物力，能够显著提高获取区域电网负荷频率特性系数的效率。
优选地，在其中一种示例性实施方式中，步骤S3中，还包括获取区域电网发电机组的发电频率特性系数，所述获取区域电网发电机组的发电频率特性系数的方法，包括通过下式获得：
Figure BDA0002712844900000081
其中，kg*为所述区域电网发电机组发电频率特性系数，ΔG为频率最低点时全网机组一次调频响应功率，即全网一次调频增加量；G0为扰动发生前全网开机容量；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。上式中，所述频率最低点时全网机组一次调频响应功率ΔG在步骤S1中获得，其他各个参数均可通过区域电网系统直接获得。
优选地，在其中一种示例性实施方式中，在步骤S1之前，还包括通过PMU获取所述区域电网管辖的各个省级电网机组一次调频出力变化值；以及对于未采用PMU监测机组监测的省级电网机组，将其性能等同于被PMU监测的机组，并通过估算获得其调频出力变化值。如此配置，能够对未使用PMU监测的一次调频机组进行一次调频能力的估算，能够适用省级电网有部分运行机组无法监测一次调频出力变化的情况，大大拓展了本发明的适用范围和获取区域电网负荷频率特性系数的可靠性和准确度。
综上，本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，不仅使用实测数据能够准确计算出区域电网负荷频率特性系数，能够为一次调频容量需求管理和低频减载参数设置提供更加准确和可靠的量化指标，为电网分析与运行控制提供重要的数据基础，从而提高区域电网的频率安全水平。而且无需为机组和/负荷建立仿真模型，计算方法简单，便于实施，与现有技术中的采用模型仿真的方法相比，节省了研发及系统维护的人力物力，能够显著提高获取区域电网负荷频率特性系数的效率。
以2015年9月19日(简称9.19扰动)华东电网的其中一次扰动为例，华东电网损失功率490万千瓦，开机容量为15633万千瓦，全网一次调频增加值ΔG为186.38万千瓦，频率最低点时全网负荷减少值Δl为303.62万千瓦；扰动发生前系统负荷l为14598万千瓦，扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量Δf为0.409Hz，扰动发生前全网频率f0为49.972Hz。使用本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法获得kl*＝＝2.54，总结如下：
Δl＝490-186.38＝303.62万千瓦
l＝14598万千瓦
Δf＝0.409Hz
f0＝49.972Hz
Figure BDA0002712844900000091
Figure BDA0002712844900000092
kl*＝2.54
2015年10月20日(简称10.20扰动)的另一次扰动中，华东电网损失功率370万千瓦，事故发生前全网频率为50.008Hz，开机容量为16940万千瓦，系统负荷为12818万千瓦。为了保护发电机，发电机组的一次调频出力都设置了限幅。在大扰动事件中，如果频率跌落值超过0.2Hz，那么无论频率再跌落多少，发电机组的一次调频出力将不再增加。换句话说，在这种情况下，全网的一次调频增加值将与频率无关，只与当时的全网开机容量有关。根据本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，可以反推出10.20扰动的频率跌落值，具体推算过程如下：全网一次调频增加量ΔG应为：
ΔG＝186.38*(16940/15633)＝201.96万千瓦
Δl＝370-ΔG＝370-201.96＝168.04万千瓦
Figure BDA0002712844900000093
2.54＝(168.04/12818)/(Δf/50.008)
Δf＝0.258Hz
在10.20扰动中，频率跌落实测值为0.241Hz，由此可见，测算误差为(0.258-0.241)÷0.241＝7.05％，这个误差在工程中是完全可以接受的，由此可见，本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法不仅具有可行性而且具有合理性和可靠性，能够为一次调频容量需求管理和低频减载参数设置提供更加准确和可靠的量化指标。
<实施例二>
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种区域电网负荷频率特性系数计算系统。参见附图2，本实施例提供的一种区域电网负荷频率特性系数技术系统包括调频变化值获取模块100、负荷变化值获取模块200以及全网特性系数获取模块300。具体地，所述调频变化值获取模块100被配置为根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值。所述负荷变化值获取模块200被配置为根据所述全网一次调频变化值，计算全网负荷变化值。所述全网特性系数获取模块300被配置为根据所述全网负荷变化值，计算区域电网负荷频率特性系数。
优选地，在其中一种示例性实施方式中，所述特性系数获取模块300还被配置为获取区域电网发电机组的发电频率特性系数。其中，获取区域电网发电机组的发电频率特性系数的方法包括通过下式获得：
Figure BDA0002712844900000101
其中，kg*为所述区域电网发电机组发电频率特性系数，ΔG为频率最低点时全网机组一次调频响应功率，G0为扰动发生前全网开机容量；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。
基于同一发明构思，本发明还提供了一种电子设备，包括处理器以及存储设备，所述处理器适于实现各指令，所述存储设备适于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行如上述任一实施方式所述的区域电网负荷频率特性系数计算方法。
由于本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算系统及电子设备，与本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法属于同一发明构思，至少具有相同的有益效果，不再一一赘述。
此外，上述存储设备中的指令可以通过软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实施例的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
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发明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必须针对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一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
综上，上述实施例对本发明提供的一种区域电网负荷频率特性系数计算方法、系统及电子设备的不同构型进行了详细说明，当然，上述描述仅是对本发明较佳实施例的描述，并非对本发明范围的任何限定，本发明包括但不局限于上述实施中所列举的构型，本领域技术人员可以根据上述实施例的内容举一反三，本发明领域的普通技术人员根据上述揭示内容做的任何变更、修饰，均属于权利要求书的保护范围。

Claims (7)

1.一种区域电网负荷频率特性系数计算方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频增加值；所述区域电网电力参数包括区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量和区域电网管辖的所有省级电网机组一次调频出力变化总量；
S2：根据所述全网一次调频增加值，计算全网负荷变化值；其中，所述全网负荷变化值包括全网负荷减少值；通过以下方式获取全网负荷减少值：将扰动功率减去所述全网一次调频增加值，得到所述全网负荷减少值；S3：根据所述全网负荷变化值，计算区域电网负荷频率特性系数；
在步骤S1之前，还包括通过PMU获取所述区域电网管辖的各个省级电网机组一次调频出力变化值；
以及对于未采用PMU监测机组监测的省级电网机组，将其性能等同于被PMU监测的机组，并通过估算获得其调频出力变化值。
2.根据权利要求1所述的区域电网负荷频率特性系数计算方法，其特征在于，步骤S1中，所述根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值的方法，包括以下步骤：
S11：获取扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网直代管联络线口子功率变化值，并将所述口子功率变化值作为区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量；
S12：根据所述区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量和所有省级电网机组一次调频出力变化总量，求和得到所述全网一次调频增加值。
3.根据权利要求1所述的区域电网负荷频率特性系数计算方法，其特征在于，步骤S3中，所述根据所述全网负荷变化值，获取区域电网负荷频率特性系数的方法，包括通过下式获得：
Figure FDA0003892897020000011
式中，kl*为所述区域电网负荷频率特性系数，Δl为频率最低点时所述全网负荷的减少值，l为扰动发生前全网负荷值；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。
4.根据权利要求1所述的区域电网负荷频率特性系数计算方法，其特征在于，步骤S3，还包括获取区域电网发电机组的发电频率特性系数，所述获取区域电网发电机组的发电频率特性系数的方法，包括通过下式获得：
Figure FDA0003892897020000021
其中，kg*为所述区域电网发电机组的发电频率特性系数，ΔG为频率最低点时全网机组一次调频响应功率，G0为扰动发生前全网开机容量；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。
5.一种区域电网负荷频率特性系数计算系统，其特征在于，包括，
调频变化值获取模块：被配置为根据扰动发生时刻到扰动后频率最低值时刻的区域电网电力参数，获取全网一次调频变化值；其中，所述区域电网电力参数包括区域电网直代管机组的一次调频出力变化总量和区域电网管辖的所有省级电网机组一次调频出力变化总量；
负荷变化值获取模块：被配置为根据所述全网一次调频变化值，计算全网负荷变化值；其中，所述全网一次调频变化值包括全网一次调频增加值；所述全网负荷变化值包括全网负荷减少值；通过以下方式获取全网负荷减少值：将扰动功率减去所述全网一次调频增加值，得到所述全网负荷减少值；
全网特性系数获取模块：被配置为根据所述全网负荷变化值，计算区域电网负荷频率特性系数。
6.根据权利要求5所述的区域电网负荷频率特性系数计算系统，其特征在于，所述全网特性系数获取模块还被配置为获取区域电网发电机组的发电频率特性系数；
其中，获取区域电网发电机组的发电频率特性系数的方法包括通过下式获得：
Figure FDA0003892897020000031
其中，kg*为所述区域电网发电机组发电频率特性系数，ΔG为频率最低点时全网机组一次调频响应功率，G0为扰动发生前全网开机容量；Δf为扰动发生时刻到扰动后全网频率的变化量，f0为扰动发生前全网频率。
7.一种电子设备，其特征在于，包括处理器以及存储设备，所述处理器适于实现各指令，所述存储设备适于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行权利要求1至4中任一项所述区域电网负荷频率特性系数计算方法。
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