一、风储发电EMS控制系统
1整体架构
共和45万千瓦、乌兰10万千瓦风储发电EMS控制系统由四层构架组成。第一层为风储EMS控制主机，接收调度AGC主站下发的指令（限电情况下）或根据风电场有功功率预测值（不限电情况下）[这句话是否正确？
EMS除了考虑调度下发的指令外，还应考虑风功率预测系统预测值（风功率预测现阶段不考虑储能，第二阶段时考虑用储能补偿功率预测）、风电场的实时风速和出力情况（包括标杆风机），以及所有电池的荷电状态和充放电状态。
EMS上传时需综合考虑风功率预测系统。EMS与风功率间的协同关系？]，完成全站的风储有功控制；第二层为储能AGC从机[储能AGC从机除了考虑EMS下发的指令外，还应考虑所对应风机的实际风速、出力情况以及电池荷电状态和充放电状态。]，接收EMS主机下发的控制指令，完成对各储能单元EMU的指令分配和下发；第三层为储能单元能量管理控制设备（EMU）[EMU功能详见监控合同
确定一下EMU上传的信息由EMS还是储能AGC从机管理？（风储EMS管理，并传递信息至储能AGC）]，接收储能AGC从机下发的控制指令，完成对PCS的指令分配和下发；第四层为储能变流器（PCS），接收储能单元EMU下发的控制指令，完成对储能电池系统的充放电控制。
风储EMS能量管理控制系统总体架构[还应考虑储能发无功时的控制策略。（光储中需考虑）
储能应具备调峰、调频、调相的功能。
总体架构中设备与监控系统合同中设备是否对应？]
2控制策略
2.1 第一阶段：风储EMS结合风功率预测、实际风速、实际风机出力、实际储能SOC状态、AGC/AVC指令等，实现能量搬移、平滑曲线、跟踪计划出力、调峰调频的控制。
2.1.1对控制策略的要求
1）控制方式可人工设置或自动设置（根据设定的优先级自动转换）；
2）充放电控制定值可调整。
2.2 第二阶段：根据储能系统的运行情况，对控制策略进行进一步优化和升级。
目前AGC/AVC系统与风功率预测系统之间的通讯已连通，第二阶段拟对风功率预测系统和AGC/AVC系统进行升级：风功率预测系统上报的曲线应考虑储能出力，AGC/AVC系统也可按照短期、超短期模式给风功率预测系统发送储能计划出力曲线。
3控制策略实施方案
3.1储能充电策略
1）风储EMS系统收到调度AGC指令后，当风电场实际出力值大于调度下发的目标功率值时，按电站并网点实时功率值和调度限定指令值间的差额功率优先控制储能充放电（增充减放），如储能系统当前正处于放电状态且放电功率大于差额功率,则储能系统保持放电状态但放电功率需进行降低，调整量为差额功率值[这个地方为什么还要考虑放电？
写明调整过程所需时间。]；否则，控制储能系统运行于充电状态，功率调整量为差额功率值。在充电状态下需满足储能系统最大允许充电功率和SOC≤90%（暂定）约束条件。
2）若储能系统以最大允许充电功率进行充电仍无法弥补差额功率情况时，则风机限电，配置储能系统的风机在充电模式中不参与风机限电控制（由风机监控系统设置）。
3.2储能放电策略
风储EMS系统收到调度AGC指令后，当风电场并网点实时功率值小于调度下发的目标功率值时，优先提高风机有功出力，若风电场并网点实时总功率值仍低于调度AGC指令时，按并网点实时功率值和调度限定指令值间的差额功率控制储能充放电（增放减充）控制。如储能系统当前正处于充电状态且充电功率大于差额功率,则储能系统保持充电状态但充电功率需进行降低，调整量为差额功率值；[此处还需考虑充电吗？
写明调整过程所需时间。]否则，控制储能系统运行于放电状态，功率调整量为差额功率值。在放电状态下需满足储能系统最大允许放电功率和SOC≥10%（暂定）约束条件。
3.3通讯中断处理策略
EMS、EMU、PCS、电池BMS正常运行时，若遇EMS与储能系统、储能系统各子系统之间任一设备通讯中断时，储能系统按原功率指令执行5s，若仍未恢复通讯，为保证电池系统和变流器设备自身的安全，则储能系统进入待机保护状态。
二、PMS快速控制系统
1整体架构
共和45万千瓦风电项目10#集电线路（F117#～F129#共13台风机）配置快速控制储能系统。每台风机下端PCS处配置1台光纤交换机，构成光纤环网。快速控制储能系统共配置2台储能协调控制装置（主/子PMS），主PMS布置于升压站控制室内，采集330kV母线的电压，出线电流，实现应用功能；子PMS布置于F117#PCS集装箱内，接收主PMS发送的功率指令，并对指令进行分配，控制各台PCS的功率。
快速控制系统由两层构架组成。第一层为储能协调控制装置（主PMS），采集330kV母线的电压，出线电流，计算频率及出线有功、无功功率，实现快速频率支撑、电压支撑及平滑功率波动功能；第二层为PCS，接收就地储能协调控制装置（子PMS）下发的控制指令，完成对储能电池的充、放电控制
22、控制策略
快速控制储能系统既可用于平时的AGC调节功能，也可用于快速频率、电压、功率支撑及平滑功率波动功能。
2.1紧急频率支撑控制模式
主PMS采集330kV母线电网电压，并计算电网频率。根据当前频率与基准频率的偏差（±1Hz，参数可设定），计算出有功功率偏差，PMS有功功率偏差值下令到PCS，进行快速频率响
2.2紧急电压支撑控制模式
主PMS采集330kV母线电压、出线电流,计算出线有功功率，根据当前电压与基准电压的偏差（±10%，参数可设定）进行无功功率调节,可调节无功功率为PCS无功功率上限。PMS无功功率偏差值下令到PCS，进行紧急电压支撑。
2.3紧急功率支撑控制模式
主PMS采集330kV母线电压、出线电流，并计算出线有功功率,根据当前功率与需求功率的偏差（参数可设定）进行有功功率调节,可调节有功功率为PCS有功功率上限。PMS有功功率偏差值下令到PCS，进行紧急功率支撑。
2.4平滑功率波动控制模式[如何从常规平滑模式转为快速平滑模式？]
预设1s（时间可设定）[时间到秒级时监控系统响应有困难。]内的功率变化阈值（可调节），在正常运行情况下采用GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》中对于1min/10min有功功率变化最大限值要求控制功率波动，当功率波动值达到阈值，启动PMS平滑功率波动控制模式。
主PMS采集330kV母线电压、出线电流，计算出线有功功率，并计算1s（时间可设定）内有功功率变化值，将有功功率变化值与阈值进行比较，若有功功率变化值超过阈值，则启动储能系统充放电机制，以1s内有功功率上限、下限不突破阈值为原则，利用储能系统的充、放电来补偿实际功率与目标功率的差值，从而平滑功率曲线的波动。功率曲线的平滑效果与预设阈值有关，预设阈值时需综合考虑功率曲线的实际波动和储能系统的充、放电能力，阈值可通过定值参数进行调节，通过调节阈值，实现平滑功率波动功能。
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三、风电场间互补协调控制策略
1整体架构
本方案基于“共和切吉东450MW和400MW两个风电场和乌兰100MW风电场三个风电场作为一个发电系统，电网调度中心针对该发电系统只下发一个总的有功出力目标值[分别各自接收指令值]，由切吉东集控中心根据电网调度有功指令进一步负责三个风电场的有功出力调度以满足“电网运行管理要求”前提。
2控制策略
应对不同的运行工况，切吉东集控中心有功经济调度系统可提供三种控制策略：
2.1 等有功备用方式分配
根据各风电场风机监控（或功率预测系统）上送的风机群可发有功功率上限值、下限值计算各风电场可上调容量和可下调容量。结合目前发电系统总有功出力和调度AGC有功目标值计算得到发电系统有功总的调节量（目标值-实时值），对这个调节量按照各风电场可调容量的比例值进行分配，风电场可调容量大的多调节，可调容量小的少调节，各风电场的有功目标值=实时值+调节量。
2.2 按人工设定比例分配
这种方式下，将调度下发有功指令按设定的比例进行分配计算，后将分配后的指令下发给各风电场，最终由风电场站端AGC系统或风机能量管理平台对各风机有功进行控制。如果存在某风电场长时间调节偏差较大，则进行重新分配，将调节偏差的功率分配给其他风电场进行调节。比例设定由运行人员手动设定，一般按各风电场所辖风机总额度容量设定比例。
2.3 按优先级策略分配
优先级人工可设定，分为上调优先级和下调优先级，优先级高的优先进行调节，优先级高不足以调节时，才对优先级低的进行调节。这种方式一般适用于风电场上网电价不同或风机控制性能差别很大情况时使用。