CN104935073A - 利用大型风电场statcom集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及利用大型风电场STATCOM集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法。本发明的方法步骤如下：在省级电力调度中心构建集中协调控制系统(省级主站)，省级主站的硬件系统可由目前的大电网调度自动化系统扩展而成，省级主站的软件系统包括稳态无功/电压协调控制模块和STATCOM附加阻尼协调控制监测预警模块；(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可采用与电力系统安全稳定控制装置类似的配置；等等。本发明优点在于，实现对风电场和电网的安全稳定支撑，从而提升电网对可再生能源的消纳、增加关键断面的电力送出、实现风电和水电的互惠共赢、创新现有的电网控制技术。

Description

利用大型风电场STATCOM集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法

技术领域

本发明涉及一种通过大型风电场静止同步补偿器(Static Synchronous Compensator，STATCOM)集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法，属于电力系统安全稳定控制技术领域。

背景技术

近年来风电机组投产不断加速，风电场规模不断增大。为平抑风速的间歇性、随机性变化引起的风电场接入点的无功电压快速波动，风电场须根据规定配置容量为其总装机容量20％～25％的STATCOM。随着风电场的兴建，STATCOM总配置容量越来越可观。在风电机组自身的无功调节能力加上静态无功补偿装置的无功调节能力已能满足无功电压调节的时段中，STATCOM将主要处于“休眠”状态。如果能充分挖掘和利用这些潜在的STATCOM资源，基于其快速响应的优点和多相限调节的优势，将其纳入到电网运行监控系统的协调控制机制中，对风电场和电网的安全稳定运行提供积极支撑，这对提升电网消纳可再生能源的能力、增加关键断面的电力送出、实现风电和水电的互惠共赢、创新现有的电网控制技术具有重要意义，且具有可观的技术经济效益和社会效益。

目前已发表的论文和公开的专利主要涉及STATCOM在单一风电场内部的协调控制，显有从电网的视角探讨多个风电场STATCOM的协调控制以及参与电力系统稳定控制的发明和成果。本发明旨在填补此方面的空白。

发明内容

本发明提出了一种通过大型风电场STATCOM集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法，其目的在于挖掘和利用多个风电场处于“休眠”状态的STATCOM资源，发挥其快速响应的优点和多相限调节的优势，参与电网运行监控系统的协调控制，实现对风电场和电网的安全稳定支撑，从而提升电网对可再生能源的消纳、增加关键断面的电力送出、实现风电和水电的互惠共赢、创新现有的电网控制技术。

利用大型风电场STATCOM集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法，其技术方案如下：

1).集中协调控制系统——省级主站；该系统从整个主网的安全稳定运行和经济运行角度出发，完成以下两项重要任务；

(1)各风电场在地区电网关键接入点的稳态无功功率和电压的协调控制。集中协调控制系统通过数据接口获取EMS/SCADA系统的主网稳态无功功率和电压分布数据，提取各大型风电场在地区电网的关键接入点的无功功率和电压数据；依据电力调度中心下达的关键接入点的无功电压曲线、各风电场除其STATCOM外的无功补偿情况，计算关键接入点的无功偏差；根据关键接入点的无功偏差，并按照无功就地平衡的原则，由近及远地为接入点变电站的静态无功补偿设备、各风电场的风电机组、风电场升压站的静态无功补偿设备依次协调分配无功补偿容量；通过数据接口由EMS/AVC向相关设备下达无功调节指令，并监视执行结果；仅在以上调节后仍不能满足要求时，才依次向各风电场的STATCOM下达无功调节指令，使其参与稳态无功功率和电压的调节，应主要将STATCOM的无功补偿容量留给动态无功功率补偿用；

(2)各风电场所接入的地区电网内部及之间的动态稳定性监测。集中协调控制系统通过数据接口获取WAMS/PMU系统的主网主要送电通道和关键断面的潮流数据，提取与各大型风电场所接入地区电网相关的动态稳定性分析记录；依据电力调度中心下达的各风电场所在地区电网送电通道和断面的稳定极限和控制极限，计算这些通道和断面充裕度；比较并选择出充裕度小于一定限值的通道和断面，接收相关风电场STATCOM附加阻尼控制器的参数调整情况，计算地区电网内部及地区电网之间振荡模式大扰动和小扰动阻尼比的提升情况，实时报知省调和地调运行值班调度员；

2).分层协调控制系统——区域主站。该系统服从集中协调控制系统的管理，完成集中协调控制系统力所不能的较为具体的任务，包括以下两项任务；

(1)各风电场STATCOM附加阻尼控制策略的协调控制。分层协调控制系统采用与集中协调控制系统不同的专用高速PMU通信通道，对风电场所在地区电网的主要送电通道和关键断面的潮流数据进行接近实时性的采集和收集；对潮流数据从时域和频域的角度进行接近实时性的动态稳定性分析计算，给出相关振荡模式的参数以及参与机组或机群；判断相关振荡模式的阻尼比是否超标；如果发现阻尼比超标的相关振荡模式，则确定相关地区电网，并根据预先设计好的风电场STATCOM安全稳定策略，向指定风电场的STATCOM发送附加阻尼控制的参数调整指令；实时监视指定风电场STATCOM对附加阻尼控制指令的执行情况，继续对潮流数据从时域和频域的角度进行接近实时性的动态稳定性分析计算，进行计算结果的判断校核；将以上数据收集、动态稳定计算分析、风电场STATCOM附加阻尼协调控制的所有信息发送给集中协调控制系统，并接收集中协调控制系统的高层指令；

(2)各风电场所接入的地区电网内部暂态稳定性监测。分层协调控制系统通过数据接口获取PMU系统动态监测的地区电网重要发电机的功角数据，着重提取地区电网在大扰动下的重要发电机暂态稳定性的记录；依据电力调度中心下达的各风电场所在地区电网送电通道和断面的稳定极限和控制极限，综合计算地区电网暂态稳定性的安全裕度；监视和比较相关风电场STATCOM在地区电网大扰动下对暂态功角稳定和暂态电压稳定的支撑情况，实时报知省调和地调运行值班调度员；

3).分散协调控制系统——执行子站。该系统在服从以上两级即集中和分层协调控制系统的管理的同时，发挥其实时和快速的优势，独立、就地完成与地区电网暂态稳定性相关的协调控制，包括以下两项任务；

(1)大型风电场STATCOM对所接入地区电网暂态功角稳定和暂态电压稳定的支撑协调控制。分散协调控制系统实时采集接入点的有功功率、无功功率和电压的数据；根据采样数据和风电场STATCOM的当前运行工况，从风电场STATCOM的暂态控制策略库中选取相应的暂态控制策略，并传送给STATCOM予以执行；在大扰动时，须特别实时判断暂态无功功率和暂态电压是否超标，并记录相关运行数据；准实时地将运行数据发送到分层协调控制系统，必要时传送到集中协调控制系统；

(2)大型风电场STATCOM动态无功补偿量与升压站静态无功补偿设备稳态无功补偿量的置换协调控制；在地区电网发生大扰动时，风电场STATCOM的动态无功补偿量快速调整，对地区电网的暂态功角稳定和暂态电压稳定提供支撑。当大扰动消失后，地区电网的运行方式很可能发生了变化，而为适应运行方式的变化，风电场STATCOM的无功补偿量可能仍维持在大扰动消失后的水平，此时，如果再发生新的大扰动，风电场STATCOM将无容量对新的大扰动进行暂态稳定性支撑；故在大扰动消失后，分散协调控制系统将协调控制风电场STATCOM和升压站静态无功补偿设备，将STATCOM的已趋于稳定的动态无功补偿量用静态无功补偿设备的稳态无功补偿量进行置换，使STATCOM的可用容量恢复到较高水平，以应对可能发生的新的大扰动。

本发明优点在于，挖掘和利用多个风电场处于“休眠”状态的STATCOM资源，发挥其快速响应的优点和多相限调节的优势，参与电网运行监控系统的协调控制，实现对风电场和电网的安全稳定支撑，从而提升电网对可再生能源的消纳、增加关键断面的电力送出、实现风电和水电的互惠共赢、创新现有的电网控制技术。

附图说明

图1为大型风电场STATCOM集中分层分散协调控制系统自上而下方式的结构图。

图2为稳态无功/电压协调控制模块策略流程图。

图3为STATCOM附加阻尼协调控制监测预警模块功能流程图。

图4为风电场STATCOM附加阻尼协调控制模块策略流程图。

图5为地区电网暂态稳定性监测预警模块功能流程图。

图6为风电场STATCOM暂态功角和暂态电压稳定协调控制模块策略流程图。

图7为STATCOM动态无功补偿量与静态无功补偿量置换控制模块策略流程图。

具体实施方式

通过大型风电场STATCOM集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法可通过自上而下或自下而上两种方式具体实施，本发明以自上而下方式为例进行说明(系统结构图如图1所示)，自下而上方式可以此类推。自上而下的实施方式遵循以下步骤。

1).在省级电力调度中心构建集中协调控制系统——省级主站；省级主站的硬件系统和软件系统分别如下：

(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；

(2)省级主站的软件系统可分为两大协调控制功能模块——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；

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：

|V_PCCi-V_refi|≤V_seti(i＝1,2,…,N_PCC)    (1)

式中，N_PCC为PCC的总数，V_PCCi为第i个PCC的电压，V_refi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，V_seti为第i个PCC的最大误差允许值，各电压可取有名值或标幺值。将电压偏差|V_PCCi–V_refi|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。

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：

$\frac{{\mathrm{d\&alpha;}}_i}{\mathrm{dt}}<0,{\mathrm{\&alpha;}}_i-{\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{initi}}\&le;{\mathrm{\&Delta;\&alpha;}}_{\mathrm{seti}}(i=\mathrm{1,2},...,N_L;{\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{origi}}\&GreaterEqual;0,{\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{seti}}\&GreaterEqual;0,{\mathrm{\&Delta;\&alpha;}}_{\mathrm{seti}}>0)---\left(2\right)$

$P_{\mathrm{Ri}}\&le;P_{\mathrm{Ci}},{\mathrm{\&rho;}}_i=\frac{P_{\mathrm{Si}}-P_{\mathrm{Ri}}}{P_{\mathrm{Si}}}\&times;100\%\&le;{\mathrm{\&rho;}}_{\mathrm{seti}}\%(i=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{CH}})---\left(3\right)$

式中，N_L为所监测的地区电网送电通道的总数，α_i为第i个送电通道主导振荡模式的阻尼比，α_initi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，Δα_seti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；N_CH为所监测的地区电网送电通道和断面的总数，P_Si、P_Ci和P_Ri分别为第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)，ρ_i为第i个送电通道或断面的充裕度，ρ_seti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；

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：

(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；

(2)区域主站的软件系统可分为两大协调控制功能模块——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；

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

$P\left({\mathrm{nT}}_s\right)=\underset{i=1}{\overset{p}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_i{e}^{j{\mathrm{\&theta;}}_i}{e}^{({\mathrm{\&alpha;}}_i+j2\mathrm{\&pi;}{f}_i){\mathrm{nT}}_s}---\left(4\right)$

式中，P(nT_s)是连续实时有功功率P(t)的采样值(MW)，T_s为采样周期(s)，n为采样点在时间序列中的序号，n＝0,1,…,N–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，P_i、θ_i、α_i和f_i分别为第i个复指数函数分量的幅值(MW)、初相角(°)、衰减因子(s^–1)和频率(Hz)，其中α_i即为式(2)中的阻尼比。对p个P_i进行排序，取出除直流分量(f_i＝0Hz)外P_i最大的交流分量(f_i≠0Hz)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

$\frac{{\mathrm{d\&alpha;}}_m}{\mathrm{dt}}<0,\left|\frac{{\mathrm{d\&alpha;}}_m}{\mathrm{dt}}\right|\&GreaterEqual;c_{\mathrm{setm}}---\left(5\right)$

式中，α_m为主导分量的阻尼比，c_setm为该主导分量变化率限值。若式(5)满足，则根据f_m查地区电网的小扰动分析结果，找出以f_m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STATCOM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STATCOM赋予不同的权重，并根据权重调整STATCOM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：

$P_E=\frac{V_1{V}_2\sin \mathrm{\&delta;}}{X_1+X_2-B_{\mathrm{STATCOM}}{X}_1{X}_2}---\left(6\right)$

式中，P_E为风电场并网点两侧联络线的交换功率(MW)，V₁和V₂分别为两侧联络线所连母线的电压(kV)，X₁和X₂分别为两侧联络线的电抗(Ω)，δ为两侧联络线所连母线的电压相量相角差(rad)，B_STATCOM为由STATCOM所发容性无功功率(规定B_STATCOM>0为容性无功功率，B_STATCOM<0为感性无功功率)的等值容性电纳(S)。改变STATCOM输出的无功功率，即可改变B_STATCOM，从而改变P_E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

$G_{\mathrm{STATCOM}}=K_S\frac{{\mathrm{sT}}_w}{1+{\mathrm{sT}}_w}\frac{1+{\mathrm{sT}}_1}{1+{\mathrm{sT}}_2}\frac{1+{\mathrm{sT}}_3}{1+{\mathrm{sT}}_4}---\left(7\right)$

式中，K_S为阻尼控制器的增益，T_w为控制器隔直环节的参数，T₁～T₄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：

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

式中，A_D和A_I分别为由地区电网的P-δ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A_D>A_I，则判定系统功角稳定(暂态稳定)，若A_D<A_I，则判定系统功角失稳(暂态失稳)，若A_D＝A_I，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κ_V(包括暂态电压稳定裕度κ_s和暂态电压偏移裕度κ_d)

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&kappa;}}_s=-\frac{1}{P_m}{T}_J\frac{\mathrm{ds}}{\mathrm{dt}}\&times;100\%\\ {\mathrm{\&kappa;}}_d=|V_{\mathrm{mm}}+K_{\mathrm{tv}}{T}_{\mathrm{cr}}|\\ {\mathrm{\&kappa;}}_V=\min \{{\mathrm{\&kappa;}}_s,{\mathrm{\&kappa;}}_d\}\\ \end{array}\right.---\left(9\right)$

式中，P_m、T_J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κ_s>0，则判定暂态电压稳定，若κ_s<0，则判定暂态电压失稳；V_mm为暂态过程中母线电压的极大值或极小值(kV)，T_cr为允许持续时间(s)，K_tv为时间-电压换算常数(kV/s)，设电压允许偏移阈值为V_cr，若κ_d>V_cr，则判定暂态电压偏移过大(不可接受)，若κ_d<V_cr，则判定暂态电压偏移不大(可接受)；若上述的κ_δ和κ_V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；

3).在大型风电场的升压站设置分散协调控制系统——执行子站。执行子站的硬件系统和软件系统分别如下：

(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要求，执行子站还应具有较好的可扩展性，这就要求其硬件模块和通信链路最好具有可热插拔的特性。执行子站所处的地理环境较复杂严酷，处于高寒山区的执行子站，在必要时其硬件系统需要针对绝缘配合、防凝露等要求进行特殊设计：

(2)执行子站的软件系统可分为两大协调控制功能模块——风电场STATCOM暂态功角和暂态电压稳定协调控制模块、STATCOM动态无功补偿量与静态无功补偿量置换协调控制模块：

a.风电场STATCOM暂态功角和暂态电压稳定协调控制模块，其策略流程如图6所示。通过通信专线，由区域主站获取暂态功角稳定裕度κ_δ和暂态电压安全裕度κ_V；通过通信专网，获取接入点的有功功率、无功功率和电压的数据；查询风电场STATCOM的暂态控制策略库，选取相应的暂态控制策略；将暂态控制策略量化后传送给STATCOM执行；监测记录STATCOM的执行情况，将相关运行数据反馈区域主站：

b.STATCOM动态无功补偿量与静态无功补偿量置换协调控制模块，其策略流程如图7所示。在地区电网发生大扰动后，执行子站应协调控制风电场STATCOM和升压站静态无功补偿设备，将STATCOM的已趋于稳定的动态无功补偿量用静态无功补偿设备的稳态无功补偿量进行置换，使STATCOM的可用容量恢复到较高水平，以应对可能发生的新的大扰动。该协调控制过程以以下的目标函数(无功平衡指标)为引导：

$\left\{\begin{array}{c}\min \mathrm{\&Delta;Q}=\min \left[\underset{i=1}{\overset{N_Q}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\left(w_i\frac{Q_i-Q_{\mathrm{refi}}}{Q_{i\max }-Q_{i\min }}\right)}^2\right]\\ \min \{Q_{\mathrm{ref}(m+1)},Q_{\mathrm{ref}(m+2)},...,Q_{\mathrm{ref}(m+N_{\mathrm{STATCOM}})}\}\end{array}\right.---\left(10\right)$

式中，ΔQ为考虑风电场所有无功补偿装置后的无功平衡相对情况(MVar)，N_Q为无功补偿装置的总数，Q_i为第i台无功补偿装置输出的无功功率(MVar)，Q_refi为第i台无功补偿装置的无功输出指令/参考值(MVar)，Q_imax和Q_imin为第i台无功补偿装置能输出的无功功率最大值和最小值，w_i为第i台无功补偿装置的权重因子(无量纲)；设STATCOM的下标是从m+1,m+2,…,m+N_STATCOM，N_STATCOM为STATCOM的总台数，分别为各台STATCOM的动态无功补偿量(MVar)。置换过程中，首先须满足式(10)中的第一式，也就是首先保证无功功率平衡；在此基础上，逐渐调整使其尽可能小或为0。

Claims (1)

1.利用大型风电场STATCOM集中分层分散协调控制提高电力系统稳定性的方法，其特征是，技术方案如下：

1).集中协调控制系统——省级主站；该系统从整个主网的安全稳定运行和经济运行角度出发，完成以下两项重要任务；

(1)各风电场在地区电网关键接入点的稳态无功功率和电压的协调控制；集中协调控制系统通过数据接口获取EMS/SCADA系统的主网稳态无功功率和电压分布数据，提取各大型风电场在地区电网的关键接入点的无功功率和电压数据；依据电力调度中心下达的关键接入点的无功电压曲线、各风电场除其STATCOM外的无功补偿情况，计算关键接入点的无功偏差；根据关键接入点的无功偏差，并按照无功就地平衡的原则，由近及远地为接入点变电站的静态无功补偿设备、各风电场的风电机组、风电场升压站的静态无功补偿设备依次协调分配无功补偿容量；通过数据接口由EMS/AVC向相关设备下达无功调节指令，并监视执行结果；仅在以上调节后仍不能满足要求时，才依次向各风电场的STATCOM下达无功调节指令，使其参与稳态无功功率和电压的调节，应主要将STATCOM的无功补偿容量留给动态无功功率补偿用；

(2)各风电场所接入的地区电网内部及之间的动态稳定性监测；集中协调控制系统通过数据接口获取WAMS/PMU系统的主网主要送电通道和关键断面的潮流数据，提取与各大型风电场所接入地区电网相关的动态稳定性分析记录；依据电力调度中心下达的各风电场所在地区电网送电通道和断面的稳定极限和控制极限，计算这些通道和断面充裕度；比较并选择出充裕度小于一定限值的通道和断面，接收相关风电场STATCOM附加阻尼控制器的参数调整情况，计算地区电网内部及地区电网之间振荡模式大扰动和小扰动阻尼比的提升情况，实时报知省调和地调运行值班调度员；

2).分层协调控制系统——区域主站；该系统服从集中协调控制系统的管理，完成集中协调控制系统力所不能的较为具体的任务，包括以下两项任务；

(1)各风电场STATCOM附加阻尼控制策略的协调控制；分层协调控制系统采用与集中协调控制系统不同的专用高速PMU通信通道，对风电场所在地区电网的主要送电通道和关键断面的潮流数据进行接近实时性的采集和收集；对潮流数据从时域和频域的角度进行接近实时性的动态稳定性分析计算，给出相关振荡模式的参数以及参与机组或机群；判断相关振荡模式的阻尼比是否超标；如果发现阻尼比超标的相关振荡模式，则确定相关地区电网，并根据预先设计好的风电场STATCOM安全稳定策略，向指定风电场的STATCOM发送附加阻尼控制的参数调整指令；实时监视指定风电场STATCOM对附加阻尼控制指令的执行情况，继续对潮流数据从时域和频域的角度进行接近实时性的动态稳定性分析计算，进行计算结果的判断校核；将以上数据收集、动态稳定计算分析、风电场STATCOM附加阻尼协调控制的所有信息发送给集中协调控制系统，并接收集中协调控制系统的高层指令；

(2)各风电场所接入的地区电网内部暂态稳定性监测；分层协调控制系统通过数据接口获取PMU系统动态监测的地区电网重要发电机的功角数据，着重提取地区电网在大扰动下的重要发电机暂态稳定性的记录；依据电力调度中心下达的各风电场所在地区电网送电通道和断面的稳定极限和控制极限，综合计算地区电网暂态稳定性的安全裕度；监视和比较相关风电场STATCOM在地区电网大扰动下对暂态功角稳定和暂态电压稳定的支撑情况，实时报知省调和地调运行值班调度员；

3).分散协调控制系统——执行子站；该系统在服从以上两级即集中和分层协调控制系统的管理的同时，发挥其实时和快速的优势，独立、就地完成与地区电网暂态稳定性相关的协调控制，包括以下两项任务：

(1)大型风电场STATCOM对所接入地区电网暂态功角稳定和暂态电压稳定的支撑协调控制；分散协调控制系统实时采集接入点的有功功率、无功功率和电压的数据；根据采样数据和风电场STATCOM的当前运行工况，从风电场STATCOM的暂态控制策略库中选取相应的暂态控制策略，并传送给STATCOM予以执行；在大扰动时，须特别实时判断暂态无功功率和暂态电压是否超标，并记录相关运行数据；准实时地将运行数据发送到分层协调控制系统，必要时传送到集中协调控制系统；

(2)大型风电场STATCOM动态无功补偿量与升压站静态无功补偿设备稳态无功补偿量的置换协调控制；在地区电网发生大扰动时，风电场STATCOM的动态无功补偿量快速调整，对地区电网的暂态功角稳定和暂态电压稳定提供支撑；当大扰动消失后，地区电网的运行方式很可能发生了变化，而为适应运行方式的变化，风电场STATCOM的无功补偿量可能仍维持在大扰动消失后的水平，此时，如果再发生新的大扰动，风电场STATCOM将无容量对新的大扰动进行暂态稳定性支撑；故在大扰动消失后，分散协调控制系统将协调控制风电场STATCOM和升压站静态无功补偿设备，将STATCOM的已趋于稳定的动态无功补偿量用静态无功补偿设备的稳态无功补偿量进行置换，使STATCOM的可用容量恢复到较高水平，以应对可能发生的新的大扰动。