1).在省级电力调度中心构建集中协调控制系统一一省级主站；省级主站的硬件 系统和软件系统分别如下：
[0025] (1)省级主站的硬件系统可由目前的大电网调度自动化系统（比如南瑞继保的 PCS-9000)扩展而成，其硬件模块具有即插即用的优越可扩展性，可方便地借助当前系统 的备用插槽，在不影响现有系统工作的前提下扩展若干个模块以专门实现省级主站的功 能，而通信信道可完全复用。故在增加较少成本的基础上，即可方便地实现与同类遵循IEC 61970标准的系统进行EMS/SCADA数据交换或向风电场升压站的静态无功补偿设备下达 EMS/AVC指令；对于风电场所接入地区电网的动态稳定性监测，无需另外增加设备，仅需对 现有WAMS/PMU系统的信息显示软件略做调整，体现其对风电场所接入地区电网的针对性 即可；
[0026] (2)省级主站的软件系统可分为两大协调控制功能模块一一稳态无功/电压协调 控制模块、STATCOM附加阻尼协调控制监测预警模块；
[0027] a.稳态无功/电压协调控制模块，其策略流程如图2所示。首先，根据EMS/SCADA 数据对风电场所接入地区电网各厂站，特别是公共接入点（PCC)的无功功率和电压进行扫 描，依据下式判断有无电压偏差越限的节点：
[0028] |VPCCi-Vrefi | 彡Vseti(i= 1，2,…，NPCC) (1)
[0029] 式中，Nrc。为PCC的总数，Vrca为第i个PCC的电压，VMfi为调度中心根据无功电压 曲线下达的第i个PCC的参考电压，Vsrti为第i个PCC的最大误差允许值，各电压可取有名 值或标么值。将电压偏差|Vrcci-VMfi|按由大到小的顺序排列，并按此顺序依次通过EMS/ AVC调整各PCC厂站的静态无功补偿设备（包括低压并联电容/电抗器组和有载调压变压 器），一般情况下在一个PCC厂站的静态无功补偿设备利用完后才调整下一个PCC厂站的静 态无功补偿设备。调整过程中最好遵循改进九区图策略。如果经以上调整仍有PCC的电压 不满足要求，则根据电压偏差和电网阻抗特性计算无功差额，向距离该PCC最近的风电场 的STATCOM下达调整指令，补偿该无功差额。
[0030] b.STATCOM附加阻尼协调控制监测预警模块，其功能流程如图3所示。根据WAMS/ PMU数据，采用Prony方法、ESPRIT方法或相关方法以尽可能小的延时分析计算风电场所接 入地区电网主要送电通道有功功率的振荡模式及其阻尼比，跟踪监视阻尼比的变化；同时 根据调度中心电网运行方式中所规定的通道和断面的稳定极限和控制极限，计算地区电网 主要送电通道和断面的充裕度。根据以上计算结果依据以下两式判断风电场所接入地区电 网的动态稳定性是否下降：
[0031]
[0032]
[0033] 式中，队为所监测的地区电网送电通道的总数，ai为第i个送电通道主导振荡模 式的阻尼比，ainiti为第i个送电通道在大扰动发生前主导振荡模式的初始阻尼比，Aasrti 为针对第i个送电通道所指定的阻尼比安全裕度，以上各阻尼比均以％为单位；为所监 测的地区电网送电通道和断面的总数，PSi、PjP 别为第i个送电通道或断面的稳定极 限、控制极限和实际输送功率（单位均为MW)，Pi为第i个送电通道或断面的充裕度，Psrti 为第i个送电通道或断面充裕度的安全裕度限值。若出现动态稳定性下降的送电通道或断 面，则及时通过人机界面发出警示信号，报知省调和地调运行值班调度员；
[0034] 2).在大型风电场所在地区电网的重要500kV或220kV变电站设置分层协调控制 系统--区域主站。区域主站的硬件系统和软件系统分别如下：
[0035] (1)区域主站的硬件系统可采用与目前已较为成熟的电力系统安全稳定控制装置 类似的配置，但不能与已投的电力系统安全稳定控制装置共用硬件系统，以免影响可靠性 要求很高的电力系统安全稳定控制装置；为保证地区电网动态稳定信息处理的实时性，区 域主站的硬件系统需要配置专用的高速通信通道与地区电网的PMU子站实现通信；
[0036] (2)区域主站的软件系统可分为两大协调控制功能模块一一风电场STATCOM附加 阻尼协调控制模块、地区电网暂态稳定性监测预警模块；
[0037] a.风电场STATCOM附加阻尼协调控制模块，其策略流程如图4所示。首先，由专 用高速PMU通信通道获取风电场所在地区电网主要送电通道和关键断面的潮流数据，并与 EMS/SCADA数据进行混合状态估计，提高数据的精度；采用Prony方法、ESPRIT方法或相关 方法依次对各送电通道和断面的潮流数据进行拟合和估计，将有功功率时间序列表示为
[0038]
(4) 1-1
[0039] 式中，P(nTs)是连续实时有功功率P(t)的采样值（MW)，Ts为采样周期（s)，n为 采样点在时间序列中的序号，n= 0, 1，???，- 1，N为时间序列的长度（数据点总数），p为 复指数函数分量的个数，Pi、0i、a,和f,分别为第i个复指数函数分量的幅值（MW)、初相 角（° )、衰减因子（si和频率（Hz)，其中ai即为式⑵中的阻尼比。对pfPi进行排 序，取出除直流分量（fi= 〇Hz)外？1最大的交流分量（fi^OHz)作为主导分量，设主导分 量为第m个复指数函数分量。按下式判断该主导分量的阻尼比是否随时间下降，且变化率 大于设定值
[0040]
(5)
[0041] 式中，am为主导分量的阻尼比，csrtm为该主导分量变化率限值。若式（5)满足， 则根据fm查地区电网的小扰动分析结果，找出以fm为振荡频率的振荡模式的参与机组或机 群，从而根据这些机组或机群所处的地理位置确定该地理位置附近的风电场的STATC0M为 重点调整对象。根据电气距离的远近和容量的大小对风电场的STATC0M赋予不同的权重， 并根据权重调整STATC0M附加阻尼控制器的参数。可采用两类不同的附加阻尼控制器，其 中时域型附加阻尼控制器如下：
[0042]
(6)
[0043] 式中，PE为风电场并网点两侧联络线的交换功率（MW)，V:和V2分别为两侧联络线 所连母线的电压（kV)，XJPX2分别为两侧联络线的电抗（D)，S为两侧联络线所连母线 的电压相量相角差（rad)，BSTATroM为由STATC0M所发容性无功功率（规定BSTATOT>0为容性无 功功率，BSTATOT〈0为感性无功功率）的等值容性电纳（S)。改变STATC0M输出的无功功率， 即可改变BSTATa)M，从而改变PE以改善联络线振荡模式的阻尼比。频域型附加阻尼控制器如 下
[0044]
(7)
[0045] 式中，Ks为阻尼控制器的增益，Tw为控制器隔直环节的参数，TT4为控制器超 前滞后环节的参数，改变式（7)中的各个参数，即可改变系统的频率特性，从而改变系统的 阻尼特性：
[0046] b.地区电网暂态稳定性监测预警模块，其功能流程如图5所示。根据PMU子站测 量得到的地区电网发电机功角数据，绘制发电机功角的实时变化曲线，并根据下式计算显 示暂态功角稳定裕度
[0047] (8)
[0048] 式中，AjPA:分别为由地区电网的p-s曲线（线路或断面有功功率-发电机功 角曲线）计算得到的动能减少面积和动能增加面积；若怂>1，则判定系统功角稳定（暂态 稳定），若A/At，则判定系统功角失稳（暂态失稳），若AD=Ax，则判定系统功角临界稳定 (暂态临界稳定）。根据PMU子站和SCADA/RTU子站测得的母线电压数据，绘制电压的实时 变化曲线，并根据下式计算显示暂态电压安全裕度kv(包括暂态电压稳定裕度ks和暂态 电压偏移裕度kd)
[0049]
(9)
[0050] 式中，Pm、T;和s分别为等效感应电动机负载的机械功率（kW)、惯性时间常数（s) 和转差，若Ks>0,则判定暂态电压稳定，若Ks〈〇,则判定暂态电压失稳；v_为暂态过程中母 线电压的极大值或极小值（kv)，1"为允许持续时间（s)，Ktv为时间-电压换算常数（kV/s)， 设电压允许偏移阈值为若Kd>Vra，则判定暂态电压偏移过大（不可接受），若Kd〈Vra， 则判定暂态电压偏移不大（可接受）；若上述的K5和KV之一不满足要求，则及时通过人 机界面发出警示信号，报知省调和地调运行值班调度员；
[0051] 3).在大型风电场的升压站设置分散协调控制系统一一执行子站。执行子站的硬 件系统和软件系统分别如下：
[0052] (1)执行子站的硬件系统具有较高的实时性要求，需由专网、专线构成，且重要的 I/O接口应能独立、并行收发数据。为满足风电场的改扩建