CN106786759B - 与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，包括判断电网频率与电网额定频率之差的绝对值是否大于阈值；如果绝对值大于阈值，测量风电机组中的各个风机的当前风速；根据当前风速是否大于额定风速，将风机划分为不同的运行模式，为不同模式下的风机建立不同的调频数学模型，根据模型计算相应运行模式下的风机调频出力；计算电网频率与电网额定频率的偏差绝对值，根据偏差绝对值来判定电网所处的调控区域；根据电网所处的调控区域，为同步发电机组选择不同的调频出力；风电机组和同步发电机组按照各自的调频出力对电网进行调频。本发明方法能协调风电机组与同步发电机组之间的调频出力，改善包含风机的电网调频效果。
Description
技术领域
本发明涉及电网调频技术领域，尤其涉及一种与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法。
背景技术
随着全球经济发展对电力需求的快速增长和可持续发展的要求，风力发电技术顺势而生。风能作为一种可再生能源且绿色环保，利用风能发电有利于全球经济可持续发展。我国国土面积辽阔，风能资源丰富。在全球大力开发风力发电技术的大流下，我国的风电发电也迅速发展。我国局部地区电网的风电渗透率已经超过了20％。随着风电技术的日趋成熟，风电成本越来越低，我国并网大容量风电机组得到迅速发展，可以与传统的同步发电机组一起并网使用。
然而，风电固有的随机性、间歇性和波动性的特点使得大容量风电场对电网的动态稳定、调频调压等方面都产生了显著的不利影响。例如，在DFIG(Double-Fed InductionGenerator，双馈式感应发电机)中，DFIG的控制系统使其转速与电网频率解耦，导致转子旋转动能中的“隐含惯量”对接入电网的惯量几乎没有贡献，因而在一定程度上影响甚至恶化了电网的频率调节效应。当电网中的风电渗透率不断增大时，这些影响也会越来越明显，以至威胁到整个电网的安全运行。
对于风机小规模并网的频率调节，传统的做法是忽略风机的一次调频问题，同步发电机组负责进行调频。然而，当风机大规模并网，例如风电的装机比例达到20％及以上时，仅仅靠同步发电机组调频，往往调节速度慢，调频效果差，同步发电机组承担全部的调频压力。因此，风电的一次调频问题就不能再像传统的做法一样被忽略，而是应当主动参与电网的频率调节。然而，现有的风机参与调频方案仍处于理论阶段，并没有实际可应用的风机参与调频方案。另外，当可调频的风电机组作为一种新的调频电源并入电网时，传统调频机组需要感知电网中风电机组的存在，并将一部分调频责任交给风电机组承担。而对如何实现并网的风电机组与同步发电机组一起协调配合调频以促进系统的频率稳定缺乏相应的研究，更没有具体的协调配合调控策略和方法。
发明内容
为克服现有技术中存在的问题，本发明提供一种与同步发电机相协调的风电机组一次调频方法，利用本发明方法，风电机组能切实参与电网调频，并且本发明方法通过在不同的风速段对风电机组的调频参数进行整定，协调风电机组与同步发电机组之间的调频出力，本发明通过实现风电机组主动参与调频，大大降低了同步发电机组的调频压力，而且还通过有效协调风电机组和同步发电机组配合调频，大大提高调频速度，改善调频效果。
根据本发明实施例的第一方面，提供了一种与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，包括：
步骤1，判断电网频率与电网额定频率之差的绝对值是否大于阈值；
步骤2，如果电网频率与电网额定频率之差的绝对值大于阈值，测量风电机组中的各个风机的当前风速；
步骤3，根据风机的当前风速是否大于额定风速，将风机划分为不同的运行模式，为不同模式下的风机建立不同的调频数学模型，根据调频数学模型计算相应运行模式下的风机的调频出力；
步骤4，计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值，根据所述偏差绝对值来判定电网所处的调控区域；
步骤5，根据电网所处的调控区域，为同步发电机组选择不同的调频出力；
步骤6，风电机组按照步骤3确定的调频出力和同步发电机组按照步骤5确定的调频出力，共同对电网进行调频。
根据本发明的一个实施例，步骤3可以包括：
步骤301，建立第一数学模型，当风机的当前风速小于额定风速时，将风机划分为最大功率追踪模式，通过调整风机的功率来进行调频，定义风机的调频系数Rω为，
其中，Δf0为电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值的临界值，取Δf0＝0.2Hz，P0为风机减载20％运行时的功率储备量，当风机参与调频时，风机响应系统频率变化的调频出力为
其中，Δf为电网频率与电网额定频率之间的偏差；
步骤302，建立第二数学模型，当风机的当前风速大于额定风速时，将风机划分为功率恒定模式，通过调整风机的桨距角来进行调频，定义风机的调频系数Rβ为
式中，取Δf0＝0.2Hz，β0为在功率恒定模式的风电机组减载20％运行时预留的桨距角，当风电机组参与调频时，风机响应系统频率变化的调频出力为桨距角的动作幅度
根据本发明的一个实施例，第一数学模型中的调频系数Rω和第二数学模型中的调频系数Rβ根据风机的当前风速实时动态地调整，使得风机的调频出力根据当前风速实时动态地调整。
根据本发明的一个实施例，步骤4可以包括：计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值大小，如果电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值小于0.2Hz，则电网处于正常调控区域，如果电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值大于等于0.2Hz，则电网处于紧急调控区域。
根据本发明的一个实施例，步骤5可以包括：当电网处于正常调控区域时，减少同步发电机的调频出力；当电网处于紧急调控区域时，增加同步发电机的调频出力。
根据本发明的一个实施例，步骤5可以包括：通过增大同步发电机的调频系数来减少同步发电机的调频出力，通过减小同步发电机的调频系数来增加同步发电机的调频出力，其中，同步发电机的调频系数为电网频率与电网额定频率之间的偏差与同步发电机的调频出力之比。
根据本发明的一个实施例，同步发电机的调频系数可以为0.03-0.05。
综上所述，本发明实施例提供了一种与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，包括：步骤1，判断电网的频率是否有变化；步骤2，如果电网的频率有变化，测量风电机组中的各个风机的当前风速；步骤3，根据风机的当前风速是否大于额定风速，将风机划分为不同的运行模式，为不同模式下的风机建立不同的调频数学模型，根据调频数学模型计算相应运行模式下的风机的调频出力；步骤4，计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值，根据所述偏差绝对值来判定电网所处的调控区域；步骤5，根据电网所处的调控区域，为同步发电机组选择不同的调频出力；步骤6，风电机组按照步骤3确定的调频出力和同步发电机组按照步骤5确定的调频出力，共同对电网进行调频。由此可见，本发明的同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法通过在不同的风速段对风电机组的调频参数进行整定，协调风电机组与同步发电机组之间的调频出力，可以改善包含可调频风机的电网调频效果。
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，并不能限制本发明。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是根据本发明的一个实施例的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法的流程示意图；
图2是本发明实施例提供的最大功率追踪区控制器示意图；
图3是本发明实施例提供的功率恒定区控制器示意图；
图4是本发明实施例提供的风电机组与同步发电机协调一次调频控制结构图；
图5是根据本发明的一个示范性实施例的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法的流程示意图；
图6是本发明实施例提供的仿真系统示意图；
图7是本发明实施例提供的最大功率追踪区频率变化小于0.2Hz时的仿真分析示意图；
图8是本发明实施例提供的最大功率追踪区频率变化大于0.2Hz时的仿真分析示意图；
图9是本发明实施例提供的功率恒定区频率变化小于0.2Hz时仿真分析示意图；
图10是本发明实施例提供的功率恒定区频率变化大于0.2Hz时仿真分析示意图。
具体实施方式
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发明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、本发明的一些方面相一致的装置和方法的例子。
图1是根据本发明的一个实施例的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法的流程示意图。如图1所示，与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，可以包括：步骤1，判断电网频率与电网额定频率之差的绝对值是否大于阈值；步骤2，如果电网频率与电网额定频率之差的绝对值大于阈值，测量风电机组中的各个风机的当前风速；步骤3，根据风机的当前风速是否大于额定风速，将风机划分为不同的运行模式，为不同模式下的风机建立不同的调频数学模型，根据调频数学模型计算相应运行模式下的风机的调频出力；步骤4，计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值，根据所述偏差绝对值来判定电网所处的调控区域；步骤5，根据电网所处的调控区域，为同步发电机组选择不同的调频出力；步骤6，风电机组按照步骤3确定的调频出力和同步发电机组按照步骤5确定的调频出力，共同对电网进行调频。
根据本发明的一个实施例，上述步骤1中的阈值可以为0.03Hz。当电网频率与电网额定频率之差的绝对值小于等于0.03Hz，表明电网频率的波动在可接受的范围之内，可以不用对电网进行调频。而当电网频率与电网额定频率之差的绝对值大于0.03Hz时，表明电网频率波动较大，需要对电网进行调频。
具体地，如图1所示，步骤3可以包括：
步骤301，建立第一数学模型，当风机的当前风速小于额定风速时，将风机划分为最大功率追踪模式，通过调整风机的功率来进行调频，定义风机的调频系数Rω为，
其中，Δf0为电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值的临界值，取Δf0＝0.2Hz，P0为风机减载20％运行时的功率储备量，当风机参与调频时，风机响应系统频率变化的调频出力为
其中，Δf为电网频率与电网额定频率之间的偏差；
步骤302，建立第二数学模型，当风机的当前风速大于额定风速时，将风机划分为功率恒定模式，通过调整风机的桨距角来进行调频，定义风机的调频系数Rβ为
式中，取Δf0＝0.2Hz，β0为在功率恒定模式的风电机组减载20％运行时预留的桨距角，当风电机组参与调频时，风机响应系统频率变化的调频出力为桨距角的动作幅度
根据本发明的一个实施例，额定风速可以为12m/s。
具体地，如图1所示，步骤4可以包括：计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值大小，如果电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值小于0.2Hz，则电网处于正常调控区域，如果电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值大于等于0.2Hz，则电网处于紧急调控区域。这里，按照我国现行电网标准，电网额定频率为50Hz。
具体地，如图1所示，步骤5可以包括：当电网处于正常调控区域时，减少同步发电机的调频出力；当电网处于紧急调控区域时，增加同步发电机的调频出力。
具体地，可以通过增大同步发电机的调频系数来减少同步发电机的调频出力，可以通过减小同步发电机的调频系数来增加同步发电机的调频出力，其中，同步发电机的调频系数为电网频率和电网额定频率之间的偏差与同步发电机的调频出力之比。根据本发明的一个实施例，同步发电机的调频系数可以为0.03-0.05。根据本发明的一个实施例，当电网处于正常调控区域时，可以设定同步发电机的调频系数为0.05；当电网处于紧急调控区域时，可以设定同步发电机的调频系数为0.03。
下面结合图2至图9来示范性地描述本发明的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法的应用原理。
一、风机调频控制器的设计及参数整定
理论上，虽然风机可以像传统的同步发电机一样参与系统的频率调整，但是风机参与调频的前提条件是必须减载运行具备调频备用容量。众所周知，风机输出的功率严重受限于当前风速，不同风速下，风机可能具备的调频容量则不同。本文通过改进传统的风机运行模式，在最大功率追踪区，风机将通过转子转速控制减载运行；而在功率恒定区，风机将通过桨距角控制减载运行。
①在最大功率追踪区，为使风机模拟同步发电机的功频特性来进行一次调频，本文参照同步发电机调速器的原理设计了附加在风机转子侧变换器上的一次调频控制器。本文设定风机在当前风速下减载20％运行，如图2所示。
图2中：ωr为当前风速下对应的转子转速，Popt＇为风机减载20％后的次优功率，Rω为最大功率追踪区风机的调频系数，f为电网实时频率，fN为电网额定频率，K1为增益值，ΔPω为风机响应系统频率变化的调频功率，PΣ为次优功率Popt＇与风机调频功率ΔPω之和。在最大功率追踪区，风机传统的运行方式是在此区域实行最大功率追踪控制，以保证风力机处于最大风能利用系数CPmax下，此区域可以通过修改风机的功率跟踪曲线来实现减载备用。
定义并整定最大功率追踪区风机可变调频系数为
式中，Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz，P0为风机减载运行时的功率储备量，本文取当前风速下最大功率的20％，且风速越大，对应的功率越大，储备功率P0就越大，因此，此处定义并整定的Rω并不是固定值，可以根据当前风速处于实时动态变化中。根据同步发电机一次调频原理可知，此时风机响应系统频率变化的调频功率为
因此，在最大功率追踪区对可变调频系数加以整定，便使得风机可以像传统同步发电机一样参与调频，且其调频系数可以根据当前风速自动调整，根据当前风速来决定风机参与调频功率的多少。
②在功率恒定区，风速高于额定风速，桨距角控制系统可以通过信号控制风机发出的有功功率，本文利用桨距角控制降低风机有功出力，实现减载20％运行。与传统同步发电机调速器根据系统频率变化调节进气门大小类似，在功率恒定区风机可通过调节桨距角实现机械功率的控制，改善风机功频静特性。通过引入桨距角调频系数，改进传统的桨距角控制系统，使风机在功率恒定区也可以实现减载备用，以响应系统频率变化。本文参照同步发电机调速器的原理设计了功率恒定区桨距角控制器，如图3所示。
图3中：Δω为转子实时转速ωr与最大转速ωmax之差，βω为风机进入功率恒定区时的桨距角，Δf为系统实时频率f与额定频率fN之差，Rβ为桨距角静调频系数，Δβ为风机响应系统频率变化时桨距角动作幅度，β0为减载备用预留的桨距角，K2为增益值。
定义并整定功率恒定区的桨距角-频率特性可变调频系数为
式中，Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz；β0为在功率恒定区风机减载20％运行时预留的桨距角，β0可用下式求出
式中，风机的叶尖速比λc＝Rωmax/v，即，叶片顶端的速度(圆周速度)Rωmax除以风接触叶片之前很远距离上的速度v。根据上式可求出，风机在功率恒定区减载20％时所对应的桨距角β0，且风速越大，储备运行时的桨距角β0就越大，因此Rβ可以根据风机的当前风速处于实时动态变化中，使风机储备的功率充分地用于调频。
在功率恒定区风机参与调频时，桨距角动作幅度为
在功率恒定区通过引入可变的桨距角静调频系数Rβ并加以整定，使传统的风电机组能够具备与传统同步发电机相似的功频特性，响应系统频率变化，参与系统的一次频率调整。
二、协调控制策略
风机与同步发电机相协调的一次调频综合控制结构如图3所示，共分为3个控制模块：(1)功率恒定区控制模块，通过桨距角动作系统，调节风机的有功输出，响应系统频率变化；(2)最大功率追踪区控制模块，通过切换风机的运行曲线实现功率的储备，并根据整定的可变调频系数调节风机的有功参与调频；(3)同步发电机的协调控制模块，根据系统频率偏差绝对值的大小，改变同步发电机的调频系数，协调同步发电机与风机的调频出力。本文所提出的协调调频策略可根据频率偏差绝对值的大小和当前风速，合理地协调风机与同步发电机的调频出力。
风机与同步发电机协调一次调频控制策略的流程图如图4所示，其基本思想如下：
(1)系统处于正常调控区域，频率偏差绝对值在允许范围内(小于0.2Hz)。风机为了参与调频减载运行，产生了一定的弃风，从而降低风电的经济性，为减少风机运行时的弃风，同步发电机可将更多的调频责任交给风电机组承担，通常同步发电机组的调频系数为0.03-0.05，此时将同步发电机组调频系数RG设置为0.05，则同步发电机调频出力的减少使风机储备的功率更多地用于调频，更加充分利用风机减载备用的储备功率，减少了弃风，尤其是在功率恒定区，风机储备的功率大，可调频出力就大。
(2)系统处于紧急调控区域时，频率偏差绝对值较大(大于等于0.2Hz)，为了系统能稳定运行，加速频率的恢复，同步发电机组和风机均应该尽最大可能参与系统调频。则可将同步发电机的调频系数设置为0.03，同步发电机的调频系数减小，则同步发电机的出力将增大，风电机组可根据当前风速尽最大可能参与系统调频。
下面结合图5示例性地描述风机与同步发电机协调一次调频方法，如图5所示，具体流程如下：
测量电网频率并计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值；
如果频率偏差绝对值大于0.2Hz，则将同步发电机调频系数设置为0.03；如果系统频率偏差绝对值小于0.2Hz，则将同步发电机调频系数设置为0.05；
测量当前风速；
如果风速大于12m/s，则计算功率恒定区桨距角调频系数Rβ，并将Rβ送入桨距角动作系统；
如果风速小于12m/s，则计算最大功率追踪区风机的调频系数Rω，并将Rω送入频率响应控制环节；
通过上述步骤可得到同步发电机的一次调频功率ΔPG，可得到风机的一次调频功率ΔPW，进一步得到系统一次调频的总功率ΔP＝ΔPG+ΔPW。
三、仿真分析
下面结合仿真对本发明的应用效果作详细的说明。通过仿真来验证本发明方法的正确性。在MATLAB/Simulink中搭建如图6所示的3机9节点系统模型。
图6中，该电网模型由4台额定功率为700MW的传统同步发电机组成，其惯性时间常数为6.5s，在母线2处接入一台等值容量为800×1.5MW的风电机组，其有功标幺值输出上限为1，负荷L1和L2大小分别为1200MW和1800MW，风电机组的变桨时间常数为3s，额定风速为12m/s。在此模型中，风电机组减载20％运行，负荷L1处设置40s时有负荷阶跃。
情况一，最大功率追踪区频率变化小于0.2Hz时的仿真分析。设置风速为9m/s，负荷在40s时突增300MW，频率变化小于0.2Hz，同步发电机调频系数RG分别取0.03、0.04和0.05，仿真结果如图7所示。
情况二，最大功率追踪区频率变化大于0.2Hz时的仿真分析。设置风速为9m/s，负荷在40s时突增600MW，频率变化大于0.2Hz，RG分别取0.03、0.04、0.05，仿真结果如图8所示。
情况三，功率恒定区频率变化小于0.2Hz时的仿真分析。设置定风速为15m/s，负荷在40s时突增300MW，频率变化小于0.2Hz，RG分别取0.03、0.04和0.05，仿真结果如图9所示。
情况四，功率恒定区频率变化大于0.2Hz时的仿真分析。设置风速为15m/s，负荷在40s时突增600MW，频率变化大于0.2Hz，RG分别取0.03、0.04、0.05，仿真结果如图10所示。
图7和图8表明，采用本文的控制方法，在风机运行的最大功率跟踪区，电网频率变化小于0.2Hz时，RG取0.05可以增大风电机组的调频出力，充分将风电机组储备功率用于调频，同时有效减轻同步发电机的调频压力，将电网频率维持在正常范围内；电网频率变化大于0.2Hz时，RG取0.03可以同时使风机和同步发电机尽最大可能多出力调频，电网的频率恢复效果最好。
图9和图10表明，采用本文的控制方法，在风机运行的功率恒定区，电网频率变化小于0.2Hz时，RG取0.05可以增大风机的桨距角动作幅度，可使风力机捕获更多的风能用于调频，不仅在频率变化初期有效降低了同步机的功率变化率，而且在频率变化过程中，持续为电网提供有功支持，将电网频率维持在正常范围内；电网频率变化大于0.2Hz时，RG取0.03可以使同步发电机尽最大可能多出力调频，同时使得桨距角动作幅度最大，储备的20％有功全部投入调频过程，承担了一部分调频功率，频率跌落最低值以及稳态偏差均有了较明显的改善。
综上所述，本发明的同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法通过在不同的风速段对风电机组的调频参数进行整定，协调风机与同步发电机组之间的调频出力，大大改善包含可调频风机的电网调频效果。仿真结果也表明了本发明方法的有效性。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里发明的公开后，将容易想到本发明的其它实施方案。本申请旨在涵盖本发明的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本发明的一般性原理并包括本发明未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本发明的真正范围和精神由下面的权利要求指出。
应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。
Claims (6)
1.一种与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，其特征在于，包括：
步骤1，判断电网频率与电网额定频率之差的绝对值是否大于阈值；
步骤2，如果电网频率与电网额定频率之差的绝对值大于所述阈值，测量风电机组中的各个风机的当前风速；
步骤3，根据风机的当前风速是否大于额定风速，将风机划分为不同的运行模式，为不同模式下的风机建立不同的调频数学模型，根据调频数学模型计算相应运行模式下的风机的调频出力；
步骤4，计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值，根据所述偏差绝对值来判定电网所处的调控区域；
步骤5，根据电网所处的调控区域，为同步发电机组选择不同的调频出力；
步骤6，风电机组按照步骤3确定的调频出力和同步发电机组按照步骤5确定的调频出力，共同对电网进行调频；
其中，步骤3包括：
步骤301，建立第一数学模型，当风机的当前风速小于额定风速时，将风机划分为最大功率追踪模式，通过调整风机的功率来进行调频，定义风机的调频系数Rω为，
其中，Δf0为电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值的临界值，取Δf0＝0.2Hz，P0为风机减载20％运行时的功率储备量，当风机参与调频时，风机响应系统频率变化的调频出力ΔPω为
其中，Δf为电网频率与电网额定频率之间的偏差；
步骤302，建立第二数学模型，当风机的当前风速大于额定风速时，将风机划分为功率恒定模式，通过调整风机的桨距角来进行调频，定义风机的调频系数Rβ为
式中，取Δf0＝0.2Hz，β0为在功率恒定模式的风电机组减载20％运行时预留的桨距角，当风电机组参与调频时，风机响应系统频率变化的调频出力为桨距角的动作幅度Δβ
2.根据权利要求1所述的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，其特征在于，所述第一数学模型中的调频系数Rω和所述第二数学模型中的调频系数Rβ根据风机的当前风速实时动态地调整，使得风机的调频出力根据当前风速实时动态地调整。
3.根据权利要求1所述的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，其特征在于，步骤4包括：
计算电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值，如果电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值小于0.2Hz，则电网处于正常调控区域，如果电网频率与电网额定频率之间的偏差绝对值大于等于0.2Hz，则电网处于紧急调控区域。
4.根据权利要求3所述的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，其特征在于，步骤5包括：
当电网处于正常调控区域时，减少同步发电机的调频出力；
当电网处于紧急调控区域时，增加同步发电机的调频出力。
5.根据权利要求4所述的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，其特征在于，步骤5包括：
通过增大同步发电机的调频系数来减少同步发电机的调频出力，通过减小同步发电机的调频系数来增加同步发电机的调频出力，其中，同步发电机的调频系数为电网频率与电网额定频率之间的偏差与同步发电机的调频出力之比。
6.根据权利要求5所述的与同步发电机组相协调的风电机组一次调频方法，其特征在于，同步发电机的调频系数为0.03-0.05。
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