CN104362679B - 一种用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场ems能量管理系统的协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控制方法，属于电力系统及其自动化技术领域。本发明一方面利用稳控装置作为稳控系统执行站，在紧急情况下可执行紧急切馈线动作；另一方面稳控装置作为风场各EMS能量管理系统与风电调度中心联系枢纽，实时监测风电场出力，上传风电场运行信息，合理分解控制计划到各风场EMS能量管理系统，并将稳控装置作为风电场功率调节的一种后备手段，对于功率调整不到位的风电场采取强制措施，以保障电网安全以及风电调度的公平性。本发明能增加风电场的可控性，在保障电网安全稳定的前提下，能充分利用风电场风资源的时空差异实现风风互补，提高风电利用率。

Description

一种用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管 理系统的协调控制方法

技术领域

本发明属于电力系统及其自动化技术领域，更准确地说，本发明涉及一种用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控制方法。

背景技术

随着风电进一步开发利用，调峰问题和风电送出问题还将长期存在，为有效解决风电送出、调峰问题，需要对风电进行有功控制。但是，风电场在执行电网控制计划时常常难以执行到位，暴露出风电场可控性不足的缺点。究其原因，主要涉及技术因素和政策因素的问题。

从技术因素方面来看，风电场内风机数量众多，相关厂商也众多，各家风机对应能量管理系统(EMS)的性能参差不齐，且各家的能量管理系统由风机制造企业垄断，第三方难以介入，从而致使其技术进步缓慢。风电场的能量管理系统不同于常规电厂，即使在能量管理系统系统出现问题时，风电机组依然能够并网发电。因此单独依靠能量管理系统来调节风电场的有功功率，其可靠性不高，手段单一，可控性难以保障，需要引入后备控制措施。

而从政策因素来看，国家对风电采取全额收购政策，目前所有对风电的有功控制都是以电网安全稳定为目标，此种控制是没有经济补偿的，并且缺乏调控不到位经济处罚制度，风电场在收到电网控制计划后，并不积极调控，相反甚至可能会采取作弊手段来拖延调控或逃避调控。

因此，针对风电场可控性不足的问题，亟需提出一种新的提高风电场可控性的方法。

发明内容

本发明目的是：针对现有技术中的风电场可控性不足，提供一种用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控方法。该方法不仅能够实现紧急情况下的快速切机，而且还能实现稳态情况风场的快速优化控制。

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：

1)稳控装置监测风电场相关运行信息，并优先将风电场主变有功功率和作为风电场当前出力P_sum上传到主站或者调度中心，如果主变出现异常，则改风电场内所有馈线功率总和作为风电场当前出力上传调度中心，即有：

其中，P_Lj为第j条馈线的有功功率，m为风电场内馈线的总数；

2)如果稳控装置收到安全稳定控制系统的紧急控制命令，则根据控制量和最小过切原则，不经过风电场EMS能量管理系统，立即切除馈线开关，切除后返回步骤1)；

如果稳控装置没有收到安全稳定控制系统的紧急控制命令，则进入步骤3)；

3)首先需判别风电场当前出力是否过低，如果风电场当前出力P_sum小于最小出力定值P_plMin，则判风电场当前出力过低，需要闭锁切馈线逻辑，返回步骤1)；

反之，则进一步判断风电场运行是否异常：稳控装置根据输入的模拟量和开关量信息判断风电场是否存在异常，当满足下列条件之一即判风电场运行状态异常：①通信异常；②功能压板退出；③主变采集功率与馈线累加功率误差过大；

如果风电场运行状态异常，则强制取稳控装置的最小出力定值作为风电场当前计划值P_plan，此时，若风电场当前出力P_sum大于风电场当前计划值P_plan，则闭锁稳控装置切馈线和闭锁超发告警功能一段时间然后返回步骤1)，若风电场当前出力P_sum小于等于风电场当前计划值P_plan，则直接返回步骤1)；

如果风电场运行状态不存在异常，则进入步骤4)；

4)满足以下任一条件，认为主站控制模式进行了转换：①风电场本次接收计划<上次接收计划*α；②风电场本次接收计划<风电场实际出力*β；其中，α、β均为系数定值；

当主站控制模式进行了转换时，分别采取以下不同闭锁措施：a)在主站模式变化后的前T1分钟内强制闭锁装置切馈线功能；b)若在T1分钟到T2分钟内风电场当前出力小于等于风电场当前计划值则立即解除闭锁；c)若在T1分钟到T2分钟内风电场当前出力一直大于风电场当前计划值则稳控装置继续闭锁T2-T1分钟；其中，T1为最小强制闭锁时间，T2为最大强制闭锁时间；

主站控制模式转换闭锁结束后，返回步骤1)；

如果主站控制模式没有转换，则直接进入步骤5)；

5)如果稳控装置没有接收到新的计划值P_plan，则进入步骤6)；反之稳控装置根据风电场当前出力P_sum、各EMS能量管理系统的调节速率、各EMS能量管理系统的当前出力、各EMS能量管理系统的当前最大出力能力，分解计算各个EMS能量管理系统的调整指令和预计调整时间T：

首先，根据各EMS能量管理系统的调节速率进行排序，设K_i为第i个EMS能量管理系统的调节速率，假设K₁>K₂>K₃>…>K_i>…>K_n，n为风电场内EMS能量管理系统的总数；

然后，按以下公式计算各EMS能量管理系统的最大功率调整值：

ΔP＝P_plan-P_sum

其中，ΔP_maxi为第i个EMS能量管理系统的最大功率调整值，P_maxi为第i个EMS能量管理系统的当前最大出力能力，P_i为第i个EMS能量管理系统的当前出力，ΔP为风电场总需要调整的功率值；

接着，按以下公式计算向各EMS能量管理系统下达的功率调整值以及预计调整时间：

|ΔP_i|＝min{max{|ΔP_yi|，|ΔP_fi|}，|ΔP_maxi|}

其中，ΔP_fi、ΔP_yi为第i个EMS能量管理系统按速度比率分配量和按余量比率分配量，ΔP_i和ΔP_j分别为第i个和第j个EMS能量管理系统的功率调整值，ΔP_maxj为第j个EMS能量管理系统的最大功率调整值，K_j为第j个EMS能量管理系统的调节速率，T为预计调整时间；

最后，稳控装置将ΔP_i和T下达到风电场EMS能量管理系统，由风电场EMS能量管理系统对具体风机功率进行调节；如果在T时间后，风电场当前出力超过相应的超出力门槛值，则进入步骤6)，否则返回步骤1)；

6)如果风电场当前出力没有超过相应的超出力门槛值，返回步骤1)；反之稳控装置根据风电场当前出力超过相应的超出力门槛值的程度分别采取不同的延时时长，用于提醒风场迅速做出调整：当P_sum>P_plan+P_gzl时，采取长延时，延时时长为T_gzl；当P_sum>P_plan*K_gzS时，采取短延时，延时时长为T_gzS；若在延时计时结束前能将功率调整到门槛值以下后，则返回步骤1)；否则稳控装置将采取强制切除馈线措施，再返回步骤1)；

上述P_gzl、K_gzS、T_gzl、T_gzS分别是长延时超计划值门槛定值、短延时超计划值门槛系数、长延时超计划值时间定值、短延时超计划值时间定值。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤6)中，在风电场当前出力超过相应的超出力门槛值时，风电场操作员监控终端进行切机倒计时，以提醒风电场操作人员对风电场运行及时做出调整，在计时过程中若出现风电场当前出力小于相应的超出力门槛值，则倒计时回退；在风电场操作员监控终端倒计时的同时，稳控装置进行超发告警，超发告警不受转换闭锁限制。

上述技术方案的进一步特征在于：在稳控装置进行超发告警时，设置超发告警迟滞区，当风电场当前出力小于风电场当前计划值时，稳控装置过载告警灯返回，风电场操作员监控终端的切机倒计时取消，当风电场当前出力小于相应的超出力门槛值但大于等于风电场当前计划值时，稳控装置过载告警灯不返回，风电场操作员监控终端的切机倒计时不取消，但倒计时开始回退，直到达到设定的长延时超计划值时间定值T_gzl为止，如果在倒计时回退过程中又发生风电场当前出力超过超计划门槛值，则倒计时停止回退，重新开始切机倒计时。

上述技术方案的进一步特征在于：所述稳控装置还设置风电场超计划预告警，以提前提醒风电场运行人员做好风电场功率调整准备，并且设置风电场超计划预告警的迟滞区。

上述技术方案的进一步特征在于：在采取强制切除馈线措施时，先计算切除容量P_cut＝P_sum-P_paln，然后搜寻所有允切馈线功率，按馈线出力大小顺序依次切除风电场的出力馈线，并实时累加被切除的风电功率∑P_Lj，当∑P_Lj>P_cut时，切机任务完成。

本发明的有益效果如下：本发明一方面利用稳控装置作为稳控系统执行站，在紧急情况下可执行紧急切馈线动作，另一方面稳控装置作为风场各EMS能量管理系统与风电调度中心联系枢纽，实时监测风电场出力，上传风电场运行信息，合理分解控制计划到各风场EMS能量管理系统，并将稳控装置作为风电场功率调节的一种后备手段，对于功率调整不到位的风电场采取强制措施，以保障电网安全以及风电调度的公平性。因此，本发明能显著增加风电场的可控性，在保障电网安全稳定的前提下，能充分利用风电场风资源的时空差异实现风风互补，提高风电利用率。

附图说明

图1为风电场典型配置图；

图2为本发明方法的流程图

图3为模式转变闭锁分析图；

图4为超计划告警与倒计时说明图

图5为超计划百分之八十的迟滞区说明图。

具体实施方式

下面参照附图对本发明作进一步详细描述。

风电场典型配置如图1所示，其中稳控装置与调度中心通过调度数据网通信，装置实时采集的信息有上网主变的功率、各35kV(或10kV)馈线的功率，上传到调度中心数据有风电场的当前出力、最大发电能力。装置实时接收调度中心站发来的计划值以及安全稳定控制系统发来的紧急控制命令。同时稳控装置与风电场各家EMS能量管理系统采用拟太网接口通信，通过ModBus/TCP协议方式进行通信。调度中心将接收的发电计划值下达给风电场各家EMS能量管理系统，由风电场各EMS能量管理系统完成具体风机功率调节。

本发明方法的流程如图2所示，主要包括6个主要步骤，依次为：信息监测与上送、稳控指令判别与执行、风电场运行状态识别、主站模式转换识别、稳态功率调节以及超出力处理。

图2步骤1)是信息监测与上送。为了准确可靠地获取风电场的出力信息，稳控装置(风电场控制装置)既采集风电主变高压侧上网有功功率，又采集风场内每条馈线的功率信息。稳控装置优先考虑将主变有功功率作为风电场的当前出力上送调度中心，当主变出现异常时，装置自动将馈线的有功功率的累加和作为风电场的当前出力上送主站。即稳控装置优先将风电场主变有功功率和作为当前风电场总出力Psum上传到主站或者调度中心，如果主变出现异常(包括零序电压、零序电流、低电压、高电压异常)，则改风电场内所有馈线功率总和作为当前风电场总出力上传调度中心，即有：

其中，P_Lj为第j条馈线的用功功率，m为风电场内馈线的总数。

图2步骤2)是稳控指令判别与执行。为稳控切机执行功能，如果稳控装置收到安全稳定控制系统紧急控制命令，则根据控制量和最小过切原则，不经过风电场EMS，立即切除馈线开关(35kV或10kV)，切除开关后，返回步骤1)；否则进入步骤3)。

图2步骤3)是风电场运行状态识别。首先需判别风电场当前出力是否过低，如果风电场当前出力P_sum小于最小出力定值P_plMin，则判风电场当前出力过低，需要闭锁切馈线逻辑，返回步骤1)。P_plMin的取值有风场运行人员根据实际情况确定。

反之，则进一步判断风电场运行是否异常：稳控装置根据输入的模拟量和开关量信息自动对风场运行状态进行监控，当出现通信异常(如通信中断)、功能压板退出或主变采集功率与馈线累加功率误差过大时，判风电场运行状态异常。此时，取装置最小出力计划定值作为当前出力计划。若当前出力大于当前计划，则将闭锁装置切馈线和闭锁超发告警一段时间(如15分钟)然后返回步骤1)，反之则直接返回步骤1)。若风场不存在异常，则进入步骤4)。

图2步骤4)是主站模式转换识别。主站模式转换识别主要是防止系统在进行运行方式改变时风电场收到调度指令突然变小而致使误切馈线发生。当风电场接收新的计划值与上次接收的计划值比例过小或风电场接收新的计划值与风电场当前出力值的比例过小时，则认为主站控制模式进行了转换，即满足以下任一条件，认为主站控制模式进行了转换：①风电场本次接收计划<上次接收计划*α；②风电场本次接收计划<风电场实际出力*β；其中，α、β均为系数定值，可根据实际情况设定，建议取值范围为0.3～0.5。

当主站控制模式进行了转换时，稳控装置的计划值会发生较大改变，需要根据主站模式变化前后风电场计划值和当前出力值大小关系，分别采取不同闭锁措施：a)在主站模式变化后的前T1分钟内强制闭锁装置切馈线功能；b)若在T1分钟到T2分钟内风电场当前出力小于等于风电场当前计划值则立即解除闭锁；c)若在T1分钟到T2分钟内风电场当前出力一直大于风电场当前计划值则稳控装置继续闭锁T2-T1分钟；其中，T1为最小强制闭锁时间，T2为最大强制闭锁时间。主站模式转换闭锁结束后，返回步骤1)。

以T1＝2min、T2＝15min为例(T1为最小强制闭锁时间，T2为最大强制闭锁时间)，在主站模式变化后的前2分钟内强制闭锁装置切馈线功能，如图3中模式变化1所示。若模式变化后在2分钟到15分钟内出力小于或等于当前计划时则立即解除闭锁，如图3中模式变化3所示；若模式变化后在2分钟到15分钟内当前出力一直大于当前计划装置继续闭锁13分钟(T2-T1)，如图3中模式变化2所示。

如果主站控制模式没有转换，则直接进入步骤5)。

图2步骤5)是稳态功率调节。如果稳控装置没有接收到新的计划值P_plan，则直接进入步骤6)。当稳控装置接收到调度中心下发新的计划值P_plan时，稳控装置根据风电场当前出力P_sum、各EMS能量管理系统的调节速率、各EMS能量管理系统的当前出力、各EMS能量管理系统的当前最大出力能力，分解计算各个EMS能量管理系统的调整指令和预计调整时间T：

首先，根据各EMS能量管理系统的调节速率进行排序，设K_i为第i个EMS能量管理系统的调节速率，假设K₁>K₂>K₃>…>K_i>…>K_n，n为风电场内EMS能量管理系统的总数；

然后，按以下公式计算各EMS能量管理系统的最大功率调整值：

ΔP＝P_plan-P_sum

其中，ΔP_maxi为第i个EMS能量管理系统的最大功率调整值，P_maxi为第i个EMS能量管理系统的当前最大出力能力，P_i为第i个EMS能量管理系统的当前出力，ΔP为风电场总需要调整的功率值；

接着，按以下公式计算向各EMS能量管理系统下达的功率调整值以及预计调整时间：

接着，按以下公式计算向各EMS能量管理系统下达的功率调整值以及预计调整时间：

|ΔP_i|＝min{max{|ΔP_yi|，|ΔP_fi|}，|ΔP_maxi|}

其中，ΔP_fi、ΔP_yi为第i个EMS能量管理系统按速度比率分配量和按余量比率分配量，ΔP_i和ΔP_j分别为第i个和第j个EMS能量管理系统的功率调整值，ΔP_maxj为第j个EMS能量管理系统的最大功率调整值，K_j为第j个EMS能量管理系统的调节速率，T为预计调整时间。

最后，稳控装置将ΔP_i和T下达到风电场EMS能量管理系统，由风电场EMS能量管理系统对具体风机功率进行调节；如果在T时间后，风电场当前出力超过相应的超出力门槛值，则进入步骤6)，否则返回步骤1)。

图2步骤6)是超出力调整。如果风电场当前出力没有超过相应的超出力门槛值，返回步骤1)；反之，稳控装置根据风电场当前出力超过相应的超出力门槛值的程度分别采取不同的延时时长，用于提醒风场迅速做出调整：当P_sum>P_plan+P_gzl时，采取长延时，延时时长为T_gzl；当P_sum>P_plan*K_gzS时，采取短延时，延时时长为T_gzS；若延时计数结束前能将功率调整到门槛值以下，则返回步骤1)；反之，稳控装置将采取强制切除馈线措施，再返回步骤1)。

上述P_gzl、K_gzS、T_gzl、T_gzS分别是长延时超计划值门槛定值、短延时超计划值门槛系数、长延时超计划值时间定值、短延时超计划值时间定值。P_gzl为固定值，可以取风电场装机容量的2％～5％，T_gzl可以设置到1min～5min左右。K_gzs为系数值，可设置为1.2～1.5，T_gzS可以设置为10s～60s。

同时，当风电场当前出力大于门槛值时，风场终端(风电场操作员监控终端)将弹出倒计时窗口，切机倒计时开始计时，计时过程中若出现风电场当前出力小于风电场出力小于相应的超出力门槛值，切机倒计时回退。切机动作后，切机倒计时计数清零。风电场的切机倒计时只是会记录超长延时的切机倒计时。一般的情况下，装置的定值会做长延时和短延时的区别处理，满足短延时超计划门槛一定会先满足长延时超计划门槛。如果装置满足了短延时，后台的倒计时会从长延时的时间定值开始计数。以长延时时间定值T_gzl为290s，短延时时间定值T_gzS为60s来说明，满足短延时的条件后，装置后台告警框在倒计时到230s时装置的短延时动作，切除馈线。

在切机倒计的同时，装置超发告警，后台机出现图像告警信息、语音告警信息。设超发告警迟滞区。如图4所示，当风电场当前出力小于风电场当前计划值时，装置过载告警灯返回，后台的切机倒计时窗口消失(切机倒计时取消)；当风电场当前出力小于相应的超出力门槛值但大于等于风电场当前计划值时，装置过载告警灯不返回，后台的切机倒计时窗口不消失，倒计时开始回退，直到达到装置内设定的长延时定值T_gzl为止，如果在倒计时回退过程中又发生风电场当前出力超过超计划门槛值，倒计时停止回退，重新开始切机倒计时，此外超发告警不受切换闭锁限制。

同时，为了提醒风场运行人员提早做好调整准备，设置超计划预告警。假设风场预告警门槛值设置为当前计划值的80％，则超计划预告警迟滞区如附图5所示：风电场当前出力＞80％该风电场计划后，后台告警框中报风电场当前出力达到计划值百分之八十。下次再报需满足：风电场当前出力＜(80％该风电场计划-5MW)后，风电场当前出力再次＞80％该风电场计划，后台告警框才会报风电场出力达到计划值百分之八十。如果风电场当前出力波动的幅度在5MW以内就不会频繁报风电场超计划百分之八十。

在采取强制切除馈线措施时，先计算切除容量P_cut＝P_sum-P_paln，然后搜寻所有允切馈线功率，按馈线出力大小顺序依次切除风电场的出力馈线，并实时累加被切除的风电功率∑P_Lj，当∑P_Lj>P_cut时，切机任务完成。

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 (5)

1.一种用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)稳控装置监测风电场相关运行信息，并优先将风电场主变有功功率和作为风电场当前出力P_sum上传到主站或者调度中心，如果主变出现异常，则改风电场内所有馈线功率总和作为风电场当前出力上传调度中心，即有：

$P_{sum}={\&Sigma;}_1^m{P}_{Lj}$

其中，P_Lj为第j条馈线的有功功率，m为风电场内馈线的总数；

2)如果稳控装置收到安全稳定控制系统的紧急控制命令，则根据控制量和最小过切原则，不经过风电场EMS能量管理系统，立即切除馈线开关，切除后返回步骤1)；

如果稳控装置没有收到安全稳定控制系统的紧急控制命令，则进入步骤3)；

3)首先需判别风电场当前出力是否过低，如果风电场当前出力P_sum小于最小出力定值P_plMin，则判风电场当前出力过低，需要闭锁切馈线逻辑，返回步骤1)；

反之，则进一步判断风电场运行是否异常：稳控装置根据输入的模拟量和开关量信息判断风电场是否存在异常，当满足下列条件之一即判风电场运行状态异常：①通信异常；②功能压板退出；③主变采集功率与馈线累加功率误差过大；

如果风电场运行状态异常，则强制取稳控装置的最小出力定值作为风电场当前计划值P_plan，此时，若风电场当前出力P_sum大于风电场当前计划值P_plan，则闭锁稳控装置切馈线和闭锁超发告警功能一段时间然后返回步骤1)，若风电场当前出力P_sum小于等于风电场当前计划值P_plan，则直接返回步骤1)；

如果风电场运行状态不存在异常，则进入步骤4)；

4)满足以下任一条件，认为主站控制模式进行了转换：①风电场本次接收计划<上次接收计划*α；②风电场本次接收计划<风电场实际出力*β；其中，α、β均为系数定值；

当主站控制模式进行了转换时，分别采取以下不同闭锁措施：a)在主站模式变化后的前T1分钟内强制闭锁装置切馈线功能；b)若在T1分钟到T2分钟内风电场当前出力小于等于风电场当前计划值则立即解除闭锁；c)若在T1分钟到T2分钟内风电场当前出力一直大于风电场当前计划值则稳控装置继续闭锁T2-T1分钟；其中，T1为最小强制闭锁时间，T2为最大强制闭锁时间；

主站控制模式转换闭锁结束后，返回步骤1)；

如果主站控制模式没有转换，则直接进入步骤5)；

5)如果稳控装置没有接收到新的计划值P_plan，则进入步骤6)；反之稳控装置根据风电场当前出力P_sum、各EMS能量管理系统的调节速率、各EMS能量管理系统的当前出力、各EMS能量管理系统的当前最大出力能力，分解计算各个EMS能量管理系统的调整指令和预计调整时间T：

首先，根据各EMS能量管理系统的调节速率进行排序，设K_i为第i个EMS能量管理系统的调节速率，假设K₁>K₂>K₃>…>K_i>…>K_n，n为风电场内EMS能量管理系统的总数；

然后，按以下公式计算各EMS能量管理系统的最大功率调整值：

${\mathrm{\&Delta;P}}_{\max i}=\left\{\begin{array}{cc}{P}_{\max i}-P_i,& \mathrm{\&Delta;}P\&GreaterEqual;0\\ P_i,& \mathrm{\&Delta;}P<0\end{array}\right.$

ΔP＝P_plan-P_sum

其中，ΔP_maxi为第i个EMS能量管理系统的最大功率调整值，P_maxi为第i个EMS能量管理系统的当前最大出力能力，P_i为第i个EMS能量管理系统的当前出力，ΔP为风电场总需要调整的功率值；

接着，按以下公式计算向各EMS能量管理系统下达的功率调整值以及预计调整时间：

${\mathrm{\&Delta;P}}_{yi}=\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}P*\frac{{\mathrm{\&Delta;P}}_{\max i}}{{\&Sigma;}_1^n{\mathrm{\&Delta;P}}_{\max j}}& i=1\\ (\mathrm{\&Delta;}P-{\&Sigma;}_1^{i-1}{\mathrm{\&Delta;P}}_j)*\frac{{\mathrm{\&Delta;P}}_{\max i}}{{\&Sigma;}_1^n{\mathrm{\&Delta;P}}_{\max j}}& i>1\end{array}\right.$

${\mathrm{\&Delta;P}}_{fi}=\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}P*\frac{K_i}{{\&Sigma;}_1^n{K}_j}& i=1\\ (\mathrm{\&Delta;}P-{\&Sigma;}_1^{i-1}{\mathrm{\&Delta;P}}_j)*\frac{K_i}{{\&Sigma;}_1^{i-1}{K}_j}& i>1\end{array}\right.$

|ΔP_i|＝min(max(|ΔP_yi|，|ΔP_fi|),|ΔP_maxi|)

${\mathrm{\&Delta;P}}_i=\left\{\begin{array}{cc}\left|{\mathrm{\&Delta;P}}_i\right|,& \mathrm{\&Delta;}P\&GreaterEqual;0\\ -\left|{\mathrm{\&Delta;P}}_i\right|,& \mathrm{\&Delta;}P<0\end{array}\right.$

$T=max\left\{\begin{array}{cccc}\frac{\left|{\mathrm{\&Delta;P}}_1\right|}{K_1},& \frac{\left|{\mathrm{\&Delta;P}}_2\right|}{K_2},& ...,& \frac{\left|{\mathrm{\&Delta;P}}_i\right|}{K_i}\end{array}\right\}$

其中，ΔP_fi、ΔP_yi为第i个EMS能量管理系统按速度比率分配量和按余量比率分配量，ΔP_i和ΔP_j分别为第i个和第j个EMS能量管理系统的功率调整值，ΔP_maxj为第j个EMS能量管理系统的最大功率调整值，K_j为第j个EMS能量管理系统的调节速率，T为预计调整时间；

最后，稳控装置将ΔP_i和T下达到风电场EMS能量管理系统，由风电场EMS能量管理系统对具体风机功率进行调节；如果在T时间后，风电场当前出力超过相应的超出力门槛值，则进入步骤6)，否则返回步骤1)；

6)如果风电场当前出力没有超过相应的超出力门槛值，返回步骤1)；反之稳控装置根据风电场当前出力超过相应的超出力门槛值的程度分别采取不同的延时时长，用于提醒风场迅速做出调整：当P_sum>P_plan+P_gzl时，采取长延时，延时时长为T_gzl；当P_sum>P_plan*K_gZS时，采取短延时，延时时长为T_gzS；若在延时计时结束前能将功率调整到门槛值以下后，则返回步骤1)；否则稳控装置将采取强制切除馈线措施，再返回步骤1)；

上述P_gzl、K_gzS、T_gzl、T_gzS分别是长延时超计划值门槛定值、短延时超计划值门槛系数、长延时超计划值时间定值、短延时超计划值时间定值。

2.根据权利要求1所述的用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控制方法，其特征在于，所述步骤6)中，在风电场当前出力超过相应的超出力门槛值时，风电场操作员监控终端进行切机倒计时，以提醒风电场操作人员对风电场运行及时做出调整，在计时过程中若出现风电场当前出力小于相应的超出力门槛值，则倒计时回退；在风电场操作员监控终端倒计时的同时，稳控装置进行超发告警，超发告警不受转换闭锁限制。

3.根据权利要求2所述的用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控制方法，其特征在于，在稳控装置进行超发告警时，设置超发告警迟滞区，当风电场当前出力小于风电场当前计划值时，稳控装置过载告警灯返回，风电场操作员监控终端的切机倒计时取消，当风电场当前出力小于相应的超出力门槛值但大于等于风电场当前计划值时，稳控装置过载告警灯不返回，风电场操作员监控终端的切机倒计时不取消，但倒计时开始回退，直到达到设定的长延时超计划值时间定值T_gzl为止，如果在倒计时回退过程中又发生风电场当前出力超过超计划门槛值，则倒计时停止回退，重新开始切机倒计时。

4.根据权利要求3所述的用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控制方法，其特征在于，所述稳控装置还设置风电场超计划预告警，以提前提醒风电场运行人员做好风电场功率调整准备，并且设置风电场超计划预告警的迟滞区。

5.根据权利要求2～4任一所述的用于提高风电场可控性的稳控装置与风电场EMS能量管理系统的协调控制方法，其特征在于，在采取强制切除馈线措施时，先计算切除容量P_cut＝P_sum-P_paln，然后搜寻所有允切馈线功率，按馈线出力大小顺序依次切除风电场的出力馈线，并实时累加被切除的风电功率∑P_Lj，当∑P_Lj>P_cut时，切机任务完成。