CN107394817B - 一种风电参与电力系统调频的方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种风电参与电力系统调频的方法及系统。其中，所述方法包括：S1，根据风电机组运行的实际风速，确定风电机组的运行区域；S2，根据电力系统的实际频率，确定电力系统频率偏差；S3，根据风电机组的运行区域，基于电力系统频率偏差，利用风电机组调控电力系统的频率。本发明提供的风电参与电力系统调频的控制方法及系统，根据风电机组的运行区域，利用风电机组调控电力系统的频率，能够在不影响风电机组运行效益的前提下，充分发挥风电机组自身的调频能力，维持电力系统的频率稳定。
Description
技术领域
本发明涉及风力发电技术领域，更具体地，涉及一种风电参与电力系统调频的方法及系统。
背景技术
目前，风力发电因环保且能产生非常巨大的电能，得到越来越受到世界各国的重视。2016年全球风电新增装机容量54600MW；截止到2016年底，全球风电累计装机容量4.86亿千瓦。风电装机容量不断增加，但风电调频能力不足是制约风电利用效率的一个主要原因。大规模风电并网给包括频率稳定性在内的电力系统安全稳定运行带来了一些列挑战。
为解决大规模风电并网引起频率稳定性变差的问题，在目前实际工程中，当大规模风电并网时，仅由同步发电机组负责调频，风电机组不参与调频，响应速度较慢，调频效果差。利用风电机组参与对电力系统进行调频的方案，是理论研究的热点，但目前方法大多数未考虑风电机组自身的工况，不能够充分发挥风电机组自身的调频能力。
发明内容
本发明为克服现有技术存在的不能充分发挥风电机组自身调频能力的不足，提供一种风电参与电力系统调频的方法及系统。
根据本发明的一个方面，提供一种风电参与电力系统调频的方法，包括：S1，根据风电机组运行的实际风速，确定所述风电机组的运行区域；S2，根据电力系统的实际频率，确定电力系统频率偏差；S3，根据所述风电机组的运行区域，基于所述电力系统频率偏差，利用所述风电机组调控所述电力系统的频率。
优选地，一种风电参与电力系统调频的方法还包括：S4，基于所述实际风速，对所述风电机组的有功功率的增量进行修正。
优选地，所述步骤S3进一步包括：所述风电机组利用转子动能控制法，调控所述电力系统的频率。
优选地，所述步骤S1进一步包括：
当Vmin<V<Vω时，确定所述风电机组运行于最大功率跟踪区；
当Vω<V<Vn时，确定所述风电机组运行于恒转速区；
当Vn<V<Vmax时，确定所述风电机组运行于恒功率区；
其中，V为风电机组运行的实际风速，Vmin为风电机组的切入风速，Vω为风电机组达到额定转速时的最小风速，Vn为风电机组达到额定输出功率时的最小风速，Vmax为风电机组的切出风速。
优选地，所述步骤S3进一步包括：
当所述风电机组运行于最大功率跟踪区时，基于所述电力系统频率偏差，利用所述风电机组调控所述电力系统的频率；
当所述风电机组运行于恒转速区或恒功率区时，若所述电力系统频率偏差Δf＜0，基于所述电力系统频率偏差，利用所述风电机组调控所述电力系统的频率。
优选地，所述转子动能控制包括：采用综合惯性控制方法控制转子转速，调节所述风电机组的有功功率；其中，所述有功功率的增量ΔP为
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数。
优选地，所述步骤S4进一步包括：利用转子动能控制法，调控所述电力系统的频率；其中，所述转子动能控制包括采用综合惯性控制方法控制转子转速，调节所述风电机组的有功功率；根据与所述实际风速相关的修正系数K，修正所述有功功率的增量；其中，所述有功功率增量ΔP为
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数，K为修正系数。
优选地，所述修正系数K为：
其中，V为风电机组运行的实际风速，Vmin为风电机组运行的切入风速，Vn为风电机组达到额定输出功率时的最小风速，Vmax为风电机组运行的切出风速。
根据本发明的另一个方面，提供一种风电参与电力系统调频的系统，包括：设置在风电机组中的转子动能控制模块；所述转子动能控制模块用于根据所述风电机组的运行区域，基于电力系统频率偏差，调控所述电力系统的频率。
优选地，所述转子动能控制模块用于基于综合惯性控制方法来控制转子转速，以调节所述风电机组的有功功率。
本发明提供的风电参与电力系统调频的控制方法及系统，根据风电机组的运行区域，利用风电机组调控电力系统的频率，能够在不影响风电机组运行效益的前提下，充分发挥风电机组自身的调频能力，维持风电参与电力系统的频率稳定。
附图说明
图1为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法的流程图；
图2为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法中转子动能控制的原理图；
图3为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法中转子动能控制的过程示意图；
图4为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法中实际风速与风电机组转子转速的关系示意图；
图5为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法一实例风电机组的响应特性示意图；
图6为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法一实例转子动能控制的效果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
图1为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法的流程图。如图1所示，一种风电参与电力系统调频的方法包括：步骤S1，根据风电机组运行的实际风速，确定风电机组的运行区域；步骤S2，根据电力系统的实际频率，确定电力系统频率偏差；步骤S3，根据风电机组的运行区域，基于电力系统频率偏差，利用风电机组调控电力系统的频率。
本发明提供的方法用于风电参与电力系统的调频。在风电参与电力系统中，通常含有风电机组。本发明实施例中，风电机组优选为双馈异步风电机组。双馈异步风电机组(Double-Fed Induction Generator，以下简称DFIG)，是目前应用最广泛的风力发电机组，由定子绕组直连定频三相电网的绕线型异步发电机和安装在转子绕组上的双向背靠背绝缘栅双极型晶体管电压源变流器组成。
步骤S1，电力系统通过风速测量设备，获取风电机组运行的实际风速，根据实际风速确定风电机组的运行区域。目前，常用的风速测量设备有风杯风速仪、毕托管风速仪、热线热膜风速仪、超声波测风仪、激光多普勒测速仪和粒子成像速度场仪等。
步骤S2，电力系统获取系统的实际频率，根据实际频率确定电力系统频率偏差。电力系统频率偏差，是指电力系统频率的实际值与标称值的之差。在我国，电力系统频率的标称值为50Hz。目前，对电力系统频率的测量方法主要有硬件测量和软件测量。其中，硬件测量主要通过硬件测频电路实现；实现软件测量的主要算法包括最小二乘法、递推傅氏算法、卡尔曼滤波算法等。
步骤S3，电力系统根据风电机组的运行区域，基于电力系统频率偏差，利用风电机组调控电力系统的频率。调频的目的是为了稳定电力系统频率，所以当电力系统频率出现波动时，调频以电力系统频率偏差为依据，使电力系统的频率尽快趋近标称值。
本发明实施例根据风电机组的运行区域，利用风电机组调控电力系统的频率，能够在不影响风电机组运行效益的前提下，充分发挥风电机组自身的调频能力，维持风电参与电力系统的频率稳定。
基于上述实施例，优选地，一种风电参与电力系统调频的方法还包括：步骤S4，基于实际风速，对风电机组的有功功率的增量进行修正。
利用风电机组调控电力系统频率的过程中，可能会出现过度调频造成风电机组脱网运行等危害，影响风电机组的使用寿命。为了避免过度调频，可以对风电机组的有功功率的增量进行修正。因为风电机组运行的实际风速与风电机组的输出功率密切相关，所以修正风电机组的有功功率的增量，可以基于风电机组运行的实际风速。
本发明实施例通过基于实际风速，对风电机组的有功功率的增量进行修正，使风电机组自身的调频能力充分发挥，维持了风电参与电力系统的频率稳定。进一步地，避免了过度调频对风电机组造成的危害，延长了风电机组的使用寿命。
基于上述实施例，步骤S3进一步包括：风电机组利用转子动能控制法，调控电力系统的频率。
具体地，利用风电机组调控电力系统的频率，是利用风电机组的转子动能控制法实现的。
转子动能控制法，是通过控制转子的转速，实现控制转子的动能。通过改变转子动能，释放或者吸收能量，为稳定电力系统的频率提供支撑。
当电力系统频率下降时，通过转子动能控制使风电机组转子的转速减小、释放动能，将转子的动能转化为电能，增大风电机组的有功功率，抑制电力系统频率的下降；当电力系统频率上升时，通过转子动能控制使风电机组转子的转速增大，转子吸收能量，减小风电机组的有功功率，抑制电力系统频率的上升。
本发明实施例通过风电机组的转子动能控制，调控电力系统的频率，响应速度快，能在动态过程中提供频率支撑。
基于上述实施例，具体地，步骤S1进一步包括：
当Vmin<V<Vω时，确定风电机组运行于最大功率跟踪区；
当Vω<V<Vn时，确定风电机组运行于恒转速区；
当Vn<V<Vmax时，确定风电机组运行于恒功率区；
其中，V为风电机组运行的实际风速，Vmin为风电机组的切入风速，Vω为风电机组达到额定转速时的最小风速，Vn为风电机组达到额定输出功率时的最小风速，Vmax为风电机组的切出风速。
在风电机组的运行过程中，风电机组的工作状态和实际风速密切相关。因此，可以根据风电机组运行的实际风速，确定风电机组的运行区域。
当V<Vmin时，风电机组运行于启动区。切入风速，指风电机组开始并网发电的最低风速。风电机组运行于启动区时，虽然风电机组在工作，但产生的电量太小，达不到并网条件，不能用于发电。
当Vmin<V<Vω时，风电机组运行于最大功率跟踪区。风电机组运行于最大功率跟踪区时，风电机组产生的电量达到并网条件，已经开始发电，但风速还不足以使风电机组达到额定转速。最大功率跟踪(Maximum Power Point Tracking，简称MPPT)，是指通过跟踪最大功率点，使风电机组以最大功率输出来发电。目前最大功率跟踪的主要方法有最优叶尖速比发、信号功率范反馈法、爬山搜索法、三点比较法、模糊逻辑搜索法、占空比扰动法等。
当Vω<V<Vn时，风电机组运行于恒转速区。风电机组运行于恒转速区时，风速已经足够使风电机组达到额定转速，但还不足以使风电机组达到额定输出功率。
当Vn<V<Vmax时，风电机组运行于恒功率区。切出风速，指风电机组并网发电的最大风速，超过此风速机组将切出电网。风电机组运行于恒功率区时，风速已经足够使风电机组达到额定输出功率，但不会使风电机组切出电网。
本发明实施例根据实际风速确定风电机组的运行区域，为利用风电机组调控电力系统的频率提供了依据，能充分发挥风电机组自身的调频能力，维持风电参与电力系统的频率稳定。
基于上述实施例，步骤S3进一步包括：当风电机组运行于最大功率跟踪区时，基于电力系统频率偏差，利用风电机组调控电力系统的频率；当风电机组运行于恒转速区或恒功率区时，若电力系统频率偏差Δf＜0，基于电力系统频率偏差，利用风电机组调控电力系统的频率。
具体地，根据风电机组的不同运行区域，基于电力系统频率偏差的不同情况，利用风电机组调控电力系统的频率。
当风电机组运行于最大功率跟踪区时，基于电力系统频率偏差，可以利用风电机组调控电力系统的频率。
当风电机组运行于恒转速区或恒功率区时，若电力系统频率偏差Δf＜0，说明电力系统负荷增大，基于电力系统频率偏差，可以利用风电机组调控电力系统的频率，响应负荷增大；若电力系统频率偏差Δf＞0,说明电力系统负荷减小，不能利用风电机组调控电力系统的频率，特别当若电力系统频率增大超过偏差阈值时，例如Δf＞0.5Hz，说明力系统负荷严重下降，可以适当切除部分风电机组，以响应系统负荷严重下降。
优选地，在利用风电机组调控电力系统的频率之前，可以先进行调频死区判断。调频死区，是为了防止在电力系统频率偏差较小时，风电机组不必要的动作而设置的频差。当电力系统频率偏差位于调频死区以内时，不利用风电机组调控电力系统的频率；当电力系统频率偏差位于调频死区以外时，利用风电机组调控电力系统的频率。
本发明实施例根据风电机组的不同运行区域，基于电力系统频率偏差的不同情况，利用风电机组调控电力系统的频率，能充分发挥风电机组自身的调频能力，维持风电参与电力系统的频率稳定。进一步地，在利用风电机组调控电力系统的频率之前，先进行调频死区判断，避免了电力系统中的瞬时波动造成的影响，避免了因频率测量误差等原因导致的干扰，减少了风电机组不必要的输出波动。
基于上述实施例，转子动能控制法包括：采用综合惯性控制方法控制转子转速，调节风电机组的有功功率；其中，有功功率的增量ΔP为
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数。
转子动能控制的具体实现方法包括：虚拟惯性控制、下垂控制和综合惯性控制。本发明实施例优选地选用综合惯性控制方法控制转子转速，调节风电机组的有功功率。
风电机组转子总蕴含的动能Ek为：
其中，J为风电机组的机械转动惯量，ω为风电机组转子转速。风电机组转子转速变化前后，动能与电磁功率的转换能量为：
其中，ω1和ω2分别为控制前后转子的转速。
通常转子动能控制是在DFIG有功功率控制回路中同时引入系统的频率偏差和变化率，使风电机组能够根据电力系统的变化实时改变风电机组的输出功率，调控电力系统的频率。有功功率的增量ΔP为：
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数。
图2为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法中转子动能控制的原理图。下面以风电机组运行于最大功率跟踪区为例，说明转子动能控制的原理。如图2所示，f为电力系统的实际频率，fr为电力系统的参考频率，电力系统频率偏差Δf为f与fr之差。其中，电力系统的参考频率是指电力系统未受干扰稳定运行时的频率，通常为电力系统频率的标称值。电力系统频率偏差Δf经过比例控制环节形成ΔP1，电力系统频率变化率
经过惯性控制环节形成ΔP2，ΔP1与ΔP2之和ΔP为有功功率增量。其中，比例控制环节包括先经过高通滤波器，例如
再经过阻尼系数Kpf；惯性控制环节包括先经过低通滤波器，例如
再经过转动惯量Kdf。ω为风电机组转子转速，根据最大功率跟踪曲线，得到在该转速下的最大有功功率参考值PMPPT，PMPPT与有功功率增量ΔP共同构成变频器控制系统的功率参考值Pref。其中，变频器控制系统指整个电力系统的变频器。
整个电力系统中，除了风电机组，还包括同步发电机组。整个电力系统的功-频关系为：
其中：H为同步发电机组的惯性常数，PW为风电机组的输入机械转矩；PE为电力系统输出电磁转矩，D为电力系统阻尼系数；Kdf表征风电机组的转动惯量，Kpf表征风电机组提供的阻尼系数。设置合适的Kdf和Kpf，能够有效地改善风电机组的动态频率响应能力，为电力系统提供频率支撑。
图3为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法中转子动能控制的过程示意图。如图3所示，风电机组在未发生负荷扰动时的输出功率为P0，转子转速为ω0。假设系统在t0时刻发生扰动，以负荷增加例。
若发生负荷扰动时风电机组未进行转子动能控制，风电机组的输出功率P0和转速ω0都会保持不变，如虚直线AD和GI所示。
若发生负荷扰动时风电机组进行转子动能控制，风电机组响应系统频率的变化。转子转速减小，输出功率Pm(t)增大；但因为转子转速减小，偏离最佳转速，使得风电机组的风能利用系数减小，风电机组的输入功率PW(t)会减小。风电机组输出功率Pm(t)变化轨迹为实线A→B→C→D所示，相应的输入功率PW(t)变化轨迹为A→E→D所示，其中C点与E点重合。此过程中风电机组先经过Δt1(t0→t1)时间减速释放转子动能，然后经过Δt2(t1→t2)时间，吸收能量恢复原来的转子转速。SABC为风电机组转子减速过程中释放的转子动能，SCD为转子转速恢复过程中转子吸收的能量，SABC＝SCD。其中：
风电机组实际过程中能够作为系统频率提供支撑的有效动能为SABF，SABF越大，风电机组对电力系统调频的贡献越大。
图4为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法中实际风速与风电机组转子转速的关系示意图。如图4所示，风电机组运行区域分为：启动区(AB段)、最大功率跟踪区(BC段)、恒转速区(CD段)、恒功率区(DE段)，实际运行中可根据实际风速得到。其中，启动区(AB段)，转子转速很小，无法参与系统调频；最大功率跟踪区(BC段)，转速会根据风速进行实时调整以保证风电机组具有最大的风能利用系数，此时风速为最佳风速；恒转速区(CD段)和恒功率区(DE段)，风电机组的转速稳定在最大值，只能通过降低转子的转速，增加电力系统频率，抑制电力系统频率的下降，响应系统负荷增大。
转子动能控制在风电机组不同运行区域的调频能力如表1所示。
表1风电机组转子动能控制策略调频能力
下面通过实例说明本发明提供的风电参与电力系统调频的方法。采用经典的两区域四机系统：该系统总容量为2500MW；风场容量为500MW；设定系统在70s时发生系统负荷扰动，扰动大小为100MW。
图5为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法一实例风电机组的响应特性示意图。图5a为风电机组运行的实际风速变化图，图5b为风电机组的输出功率变化图，图5c为电力系统频率变化图，图5d为风电机组转子转速变化图。
如图5a所示，风电机组运行的实际风速为8m/s。在未发生系统负荷扰动时，如图5c所示，电力系统频率为50Hz；如图5d所示，风电机组转子转速为0.9327p.u.；如图5b所示，风电机组总的输出功率为197.8MW。当负荷突然下降100MW时，若风电机组不采用转子动能控制法，风电机组的转速和输出功率会发生微小的波动，不能参与系统频率调整，此时电力系统频率波动的最高值为50.14311Hz；若风电机组采用转子动能控制法，风电机组会增加转速，减小输出功率响应电力系统频率的变化，此时电力系统频率波动的最高值为50.11801Hz，减小了0.02510Hz。
图6为本发明实施例风电参与电力系统调频的方法一实例转子动能控制的效果示意图。图6a为风速8m/s时，电力系统的实际频率变化图；图6b为风速10.5m/s时，电力系统的实际频率变化图；图6c为风速11m/s时，电力系统的实际频率变化图；图6d为风速8m/s时，风电机组的输出功率变化图；图6e为风速10.5m/s时，风电机组的输出功率变化图；图6f为风速11m/s时，风电机组的输出功率变化图。
风电机组运行的实际风速分别为8m/s、10.5m/s、11m/s时，风电机组分别运行于最大功率跟踪区、恒转速区、恒功率区；发生系统负荷扰动后，风电机组采用转子动能控制法，风电机组的输出功率和电力系统频率发生如图6所示的变化。
表2给出了不同风速条件下转子动能控制法的作用效果。
表2不同风速条件下转子动能控制法的作用效果
如表2所示，风电机组运行于最大功率跟踪区、恒转速区或恒功率区，通过采用转子动能控制法，电力系统的频率最大偏差，均比未采用转子动能控制法时减小，说明转子动能控制法能有效发挥风电机组的调频能力，调控电力系统的频率。
本发明实施例通过风电机组的转子动能控制，调控电力系统的频率，响应速度快，能在动态过程中提供频率支撑。同时，根据风电机组的运行区域，利用风电机组调控电力系统的频率，能够在不影响风电机组运行效益的前提下，充分发挥风电机组自身的调频能力，维持风电参与电力系统的频率稳定。
基于上述实施例，步骤S4进一步包括：利用转子动能控制法，调控电力系统的频率；其中，转子动能控制包括采用综合惯性控制方法控制转子转速，调节风电机组的有功功率；根据与实际风速相关的修正系数K，修正有功功率的增量；其中，有功功率增量ΔP为
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数，K为修正系数。
具体地，电力系统可以利用转子动能控制法，调控电力系统的频率。转子动能控制的具体实现方法包括：虚拟惯性控制、下垂控制和综合惯性控制。本发明实施例优选地选用综合惯性控制方法控制转子转速，调节风电机组的有功功率。转子动能控制的具体原理可参考如图2和图3所示的实施例，此处不再赘述。
转子动能控制与风电机组运行的实际风速密切相关，可以引入与实际风速相关的修正系数K，修正转子动能控制法产生的有功功率的增量。此时，有功功率增量ΔP为：
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数，K为修正系数。
本发明实施例通过引入与实际风速相关的修正系数，对风电机组的有功功率的增量进行修正，使风电机组自身的调频能力充分发挥，维持了风电参与电力系统的频率稳定。进一步地，避免了过度调频对风电机组造成的危害，延长了风电机组的使用寿命。
基于上述实施例，修正系数K为：
其中，V为风电机组运行的实际风速，Vmin为风电机组运行的切入风速，Vn为风电机组达到额定输出功率时的最小风速，Vmax为风电机组运行的切出风速。
修正系数K与实际风速相关，K的取值可以如公式(1)所示，但不限于此。
本发明实施例通过设置与实际风速相关的修正系数K，充分发挥了风电机组的调频能力，并且避免了过度调频对风电机组造成的危害，延长了风电机组的使用寿命。
一种风电参与电力系统调频的系统包括：设置在风电机组中的转子动能控制模块；转子动能控制模块用于根据风电机组的运行区域，基于电力系统频率偏差，调控电力系统的频率。
具体地，在在风电机组中设置转子动能控制模块。转子动能控制模块用于根据风电机组的运行区域，基于电力系统频率偏差，调控电力系统的频率。转子动能控制模块实现调控电力系统的频率的的具体方法和流程详见上述风电参与电力系统调频的方法的实施例，此处不再赘述。
本发明实施例通过设置在风电机组中的转子动能控制模块，根据风电机组的运行区域，利用风电机组调控电力系统的频率，能够在不影响风电机组运行效益的前提下，充分发挥风电机组自身的调频能力，维持风电参与电力系统的频率稳定。
基于上述实施例，转子动能控制模块用于基于综合惯性控制方法来控制转子转速，以调节风电机组的有功功率。
转子动能控制模块基于综合惯性控制方法控制转子转速，调节风电机组的有功功率的具体方法和流程详见上述风电参与电力系统调频的方法的实施例，此处不再赘述。
本发明实施例通过转子动能控制模块采用综合惯性控制方法控制转子转速，调节风电机组的有功功率，能够在不影响风电机组运行效益的前提下，充分发挥风电机组自身的调频能力，维持风电参与电力系统的频率稳定。
最后，本发明提供的方法及系统仅为较佳的实施方案，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种风电参与电力系统调频的方法，其特征在于，包括：
S1，根据风电机组运行的实际风速，确定所述风电机组的运行区域；
S2，根据电力系统的实际频率，确定电力系统频率偏差；
S3，根据所述风电机组的运行区域，基于所述电力系统频率偏差，利用所述风电机组调控所述电力系统的频率；
S4，基于所述实际风速，对所述风电机组的有功功率的增量进行修正；
所述步骤S1进一步包括：
当Vmin<V<Vω时，确定所述风电机组运行于最大功率跟踪区；
当Vω<V<Vn时，确定所述风电机组运行于恒转速区；
当Vn<V<Vmax时，确定所述风电机组运行于恒功率区；
其中，V为风电机组运行的实际风速，Vmin为风电机组的切入风速，Vω为风电机组达到额定转速时的最小风速，Vn为风电机组达到额定输出功率时的最小风速，Vmax为风电机组的切出风速；
所述步骤S3进一步包括：
当所述风电机组运行于最大功率跟踪区时，基于所述电力系统频率偏差，利用所述风电机组调控所述电力系统的频率；
当所述风电机组运行于恒转速区或恒功率区时，若所述电力系统频率偏差Δf＜0，基于所述电力系统频率偏差，利用所述风电机组调控所述电力系统的频率；若所述电力系统频率偏差Δf超过偏差阈值，则切除若干风电机组；
所述步骤S4进一步包括：
利用转子动能控制法，调控所述电力系统的频率；其中，所述转子动能控制法包括采用综合惯性控制方法控制转子转速，调节所述风电机组的有功功率；
根据与所述实际风速相关的修正系数K，修正所述有功功率的增量；其中，所述有功功率的增量ΔP为
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数，K为修正系数；
所述修正系数K为：
其中，V为风电机组运行的实际风速，Vmin为风电机组运行的切入风速，Vn为风电机组达到额定输出功率时的最小风速，Vmax为风电机组运行的切出风速。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S3进一步包括：所述风电机组利用转子动能控制法，调控所述电力系统的频率。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述转子动能控制法包括：采用综合惯性控制方法控制转子转速，调节所述风电机组的有功功率；其中，所述有功功率的增量ΔP为
其中，Δf为电力系统频率偏差，f为电力系统频率，
为电力系统频率变化率，K1为惯性控制系数，K2为比例控制系数。
4.一种风电参与电力系统调频的系统，用于实现如权利要求1-3任一所述的方法，其特征在于，包括：设置在风电机组中的转子动能控制模块；所述转子动能控制模块用于根据所述风电机组的运行区域，基于电力系统频率偏差，调控所述电力系统的频率；
所述转子动能控制模块还用于基于综合惯性控制方法来控制转子转速，以调节所述风电机组的有功功率。
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