2023新能源场站及接入系统短路电流计算光伏风电储能合订本

新能源场站及接入系统短路电流计算2023——第1部分：风力发电。目的在于规定适用于风电场及接入系统短路电流计算方法。21目 次前 言 II引言 III1范引文件 1语定和号 1术和义 1符号 2体求 3算3般求 3双型电组 3全率流风组 6鼠型电组 7静无发器 8风场值型 8风场入统 9算法 9一要求 9平短路 10不衡路 10附录A（料）13电外故障 13电内故障 19I新能源场站及接入系统短路电流计算第1部分：风力发电范围本文件规定了具有电流源特征的风电场及接入电力系统的短路电流计算模型和计算方法。本文件适用于通过交流方式接入10(6)kV及以上电压等级交流网络的风电场及接入系统的短路电流计算。（GB/T15544.1GB/T19963.11GB/TXXXXX.3 3和GB/T15544.1、GB/T19963.1界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1.1风电机组windturbinegeneratorsystem将风的动能转换为电能的系统。注：包含双馈型风电机组、全功率变流器型风电机组、鼠笼型风电机组。3.1.2双馈型风电机组doubly-fedwindturbine由双馈异步发电机、机组单元变压器组成的设备。3.1.3全功率变流器型风电机组fullpowerconverterwindturbine由直驱永磁风力发电机或半直驱永磁风力发电机、机组单元变压器组成的设备。3.1.4鼠笼型风电机组squirrel-cagewindturbine由鼠笼异步风力发电机、机组单元变压器组成的设备。3.1.5静止无功发生器staticreactivepowergenerator基于电压源变流器或电流源变流器的动态无功补偿装置。3.1.6风电机组短路电流short-circuitcurrentofwindturbinegeneratorsystem电力系统发生短路故障时，风电机组单元变压器高压侧母线或节点处流向系统的电流。3.1.7风电场短路电流short-circuitcurrentofwindpowerstation电力系统发生短路故障时，风电场主升压变压器高压侧母线或节点处流向系统的电流。3.1.81节点阻抗矩阵的自阻抗self-impedanceofthenodalimpedancesmatrixZ1ii,Z2ii,Z0ii短路点i的正序、负序或零序节点阻抗矩阵的对角元素。[来源：GB/T15544.1-2023,3.28]3.1.9节点阻抗矩阵的互阻抗mutual-impedanceofthenodalimpedancesmatrixZ1ij正序节点阻抗矩阵的元素：i是短路节点，j是风电设备连接的升压变压器低压侧节点。[来源：GB/T15544.1-2023,3.29]3.1.10迭代法iterativemethod根据受控电流源设备侧和电网侧的电压—电流方程，通过不断用变量的旧值递推新值的计算过程，求解受控电流源端口电压和电流的方法。符号Zii节点阻抗矩阵中节点i的自阻抗Zij节点阻抗矩阵中节点i、j的互阻抗Zk故障点短路阻抗I短路电流初始值Ik短路电流稳态值Ip短路电流峰值Ib对称开断电流IG等效电压源提供的短路电流初始值IkG等效电压源提供的短路电流稳态值IkWsum风电设备提供的短路电流稳态值之和IkW风电设备故障后输出电流Iref风电设备故障后输出电流参考值UkW风电设备故障后端口电压Un系统标称电压，线电压（有效值）UN风电设备额定电压，线电压（有效值）SN风电设备额定容量IN风电设备额定电流（有效值）Imax风电设备最大输出电流允许值c电压系数n迭代计算次数Δ增量下列下角标符号适用于本文件。k短路i故障点2W风电设备(1)正序(2)负序(0)零序min最小值max最大值N额定值GB/T15544.11GB/T3表1风电场内各设备的正序、负序及零序模型设备类型故障运行模式正序模型负序模型零序模型双馈型风电机组未配置撬棒电路或撬棒电路不动作受控电流源等效阻抗开路撬棒电路动作等效阻抗等效阻抗开路全功率变流型风电机组（直驱、半直驱）受控电流源等效阻抗开路鼠笼型风电机组等效阻抗等效阻抗开路静止无功发生器受控电流源等效阻抗开路0.3p.u.双馈型风电机组典型拓扑结构及等效电路见图1。3G3G3~HV撬棒电路AC DCDC AC（aHV（b）正等电路—电路动作 （c）负等电—棒路不作HV HV（d）正、序效路—撬电动作 （e）零等电—电路作不作图1双馈型风电机组模型示意图（1）IkW=Iref1

………………（1）IrefGB/T19963.1（2） I,

U U S N

1kW L1I NIref P

………………（2） minrefI,I2minI2 ,I2jminI

,I,U U

N

qref1

max

qref1

max

1kW L1 N 式中：

I f

KLU2UWINUNPref——故障前有功功率参考值；Qref——故障前无功功率参考值；KL(1)——低电压穿越正序无功电流系数，通常取值1.5~3.0；U(1)kW——故障后机端正序电压幅值，由迭代计算确定；UL1——进入低电压穿越控制状态的电压阈值；4UL2——低电压穿越无功电流计算的电压参考值。（3）IkW

=Z

………………（3）CR(1)式中：ZCR(1)——撬棒电路动作情况下双馈型风电机组的正序等效阻抗。正序等效阻抗ZCR(1)按式（4）计算。Z jX//

RjXRjX

…………（4）CR(1) m

rl s sl t t 式中：RCR——折算至定子侧的撬棒电阻值；Rr——折算至定子侧的转子绕组电阻值；Rs——定子绕组电阻值；Rt——Xm——Xrl——折算至定子侧的转子绕组漏电抗值；Xsl——定子绕组漏电抗值；Xt——箱变短路电抗值。（5）IW=IW

………………（5）（6）IpW

2IW

………………（6）（7）IpWWD1

2IW

…………（7）式中：WD1——撬棒电路动作条件下双馈型风电机组的平衡短路峰值电流系数，根据GB/T15544.1规定的峰值系数确定方法。（8）5IW=IW

…………………（8）I1kW（9）I2kW

=U2kWZ

……………（9）2kWGB/T19963.1Z2kWGB/T19963.1Z2kWU2Z2kW

j N K S

………（10）L2N值按式(14)Z2kWZCR(2)

……………（11）式中：ZCR(2)——撬棒电路动作情况下双馈型风电机组的负序等效阻抗，按式（12）计算。Z jX

//RrRCRjX

RjXRjX

………（12）CR(2) m

2s

rl s sl t t （13）IWIWI2W （1）a）撬棒电路不动作情况下，按式（14）计算。IpWWD2

2IW

…………（14）式中：WD2——撬棒电路不动作条件下双馈型风电机组不平衡短路峰值电流系数，由设备厂家实测给出。b）撬棒电路动作情况下，按式（15）计算。IpWWD1

2IW

…………（15）全功率变流型风电机组典型拓扑结构及等效电路见图2。6G3G3~LVHVACDCDCAC（a）典型拓扑结构HV HV（b）正等电路 （c）序效路 （d）序等电路图2全功率变流型风电机组模型示意图短路电流各分量按照以下方法计算：IkW（1）计算；（16）（17）

IW=I

……………（16）（18）

IpW

2IW

……………（17）IWIW

…………………（18）短路电流各分量按照以下方法计算：a）（9）（13）d）短路电流峰值按式（14）计算。鼠笼型风电机组典型拓扑结构及等效电路见图3。G3~G3~HV（a）典型拓结构 （b）、零序效7图3典型鼠笼型风电机组模型示意图短路电流稳态值、初始值、峰值、对称开断电流根据GB/T15544.1规定的异步电动机方法计算。短路电流稳态值、初始值、峰值根据GB/T15544.1规定的异步电动机方法计算。静止无功发生器典型拓扑结构及等效电路见图4。DCDCACa）静止无功发生器拓扑结构HV HV（b）正等电路 （c）序效路 （d）零等效路图4静止无功发生器模型示意图IkW（1）IrefPrefIref1jImax

………………（19）a）短路电流初始值按式（16）计算；b）短路电流峰值按式（17）计算；c）对称开断电流按式（18）计算。不平衡短路电流的计算按照本文件5.3.2规定的方法进行。118151UUkW1IkW1ZLaUkW2IkW2ZTaUkWD-aSVG-aIkUkW3IkW3ZLbUkW4IkW4ZTbWD-bSVG-b-Zg+图5风电场接入的系统的等效电路图中：UkWj——第j台等值风电设备的端口电压；IkWj——第j台等值风电设备的输出电流，受其端口电压UkWj控制；ZL——风电场汇流线路的等效阻抗；ZT——风电场升压变阻抗；Zg——风电场外部电力网络的节点阻抗矩阵。（20）3ZkZIcUn1Z3ZkZkk

II

…………（20）ijkjW

kWj

kG kWsum式中：c——电压系数，按照GB/T15544.1规定的方法取值；∆IkWj——jGB/T15544.19（20）ccmax；cminUn；∆IkWjj台设备有ΔIkWj(n)=0（21）njUkWj(n)。3U nUkW0j3

cUnZ

Z

n （21）3ZkkWj ij3ZkmW

kWm式中：UkW0j——jcUn。5.2～5.5j台受控电流源设备端电压UkWj(n)IkWjn，IkWjnIkW0j并采用式（22）计算第IkWjnIkW0jIkWjn1=

…………………（22）IkWjn——第n次迭代中第j台受控电流源设备故障后的输出电流相量；IkW0j——第j台受控电流源设备故障前的输出电流相量，由故障前潮流计算得到。在缺乏数据时，对于风电机组可取值为额定有功电流，对于静止无功发生器可取值为额定感性无功电流。UkWjnUkWjn1n=0为不满足。如不满足，取n=n+1，重复步骤b）和c）；如满足，结束迭代并输出ΔIkWj(n)。（20）Ik"。（23）Ik。II

1ZI

I

……………（23）Zk kGZ

ijkjW

kWj

kG kWsum式中：IkG——等效电压源贡献的故障点短路电流稳态值按照GB/T15544.1规定的方法计算。GB/T15544.1Ik"∆I(1)kWjGB/T15544.1n=0j台设备有ΔI(1)kWj(n)=0（24）njU(1)kWj(n)。10U1kWj

nU1kW0j

cUn

Z1ij

mW

I1kWm

n

……………（24）33Z1iiZ2iiZ0iiI1kWjnIkW0j5.1～5.4jU(1)kWj33Z1iiZ2iiZ0iiI1kWjnIkW0jI1kWjn1=

………………（25）U1kWjnU1kWjn1n=0时n=n+1c）ΔI(1)kWj(n)。（2）I,2,0k。3Z1ii3Z1iiZ2iiZ0ii

cUn

1 ZI

……………（26）1,2,0k

1ij 1kWjZ1iiZ2iiZ0iijW（27）I

I

1 ZI

…（27）1,2,0k 1,2,0kG

Z1ii

Z2ii

Z0ii

1

1kWj式中：I(1,2,0)kG——等效电压源贡献的故障点正、负、零序短路电流稳态值根据GB/T15544.1规定的方法计算。GBT1544.I,2,0k（24）（28）U1kWj

nU1kW0j

cUn

mW

I1kWm

n

………………（28）33Z1ii33Z1iiZ2iiI

cUn

1 Z I

……（29）3Z13Z1iiZ2ii式（27）采用式（30）代替。

Z2ii

1kWjI I

1 Z

……（30）1,2,0k

1,2,0kG

Z1ii

Z2ii

1kWj3（24）（31）3U1kWj

nU1kW0j

cUn

Z1ij

mW

1mj

I1kWm

n

…………（31）3Z3ZZ2iiZ0iiZ+Z2ii 0ii113Z1iicUnZ ZI 3Z1iicUnZ Z

……………（32）2ii02ii0iiZ+Z2ii 0ii

Z Z2iiZ0ii

1kWj式（27）采用式（33）代替。

Z2ii

+Z0iiI1,2,0k

I1,2,0kG

1 Z Z

I1kWj

……（33）Z 2ii0ii1ii

Z2ii

+Z0ii12附录A（资料性）算例系统拓扑结构及故障点位置见图A.1A.1；50MW25A.2；c）ACDC35/115kVACDC35/115kVIL2IL1ZT1ZL2ZZL1L3IfA.1A.1参数单位值参数单位值SBMVA50VBkV115ZT1pu0+j0.15ZL1pu0+j0.2ZL2pu0+j0.001ZL3pu0+j0.1Vspu1.0表A.2直驱风电机组仿真参数（标幺值依据机组额定容量计算）参数单位值参数单位值SGMVA2VGkV0.69Kppu1.5Ki1/s100KLpu1.5VLpu0.9Ltpu0.5Prefpu0.5A.3；A.4~A.6。13表A.3三相故障下直驱风电场并网系统短路电流计算结果序号支路正序电流(pu)忽略风电场基于潮流的迭代算法电磁暂态仿真1ZL1支路3.313.343.232ZL2支路0.000.810.813故障点对地3.313.523.60表A.4单相故障下直驱风电场并网系统短路电流计算结果（忽略风电场）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.2731.2730.5462ZL2支路0.000.000.7273故障点对地1.2731.2731.273表A.5单相故障下直驱风电场并网系统短路电流计算结果（基于潮流的迭代算法）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.2391.3490.5542ZL2支路0.5300.2270.7373故障点对地1.2911.2911.291表A.6单相故障下直驱风电场并网系统短路电流计算结果（电磁暂态仿真）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.2731.3460.5512ZL2支路0.5360.2230.7333故障点对地1.2841.2841.284A.1A.1；50MW8A.7；c）表A.7双馈风电机组仿真参数（标幺值依据机组额定容量计算）参数单位值参数单位值SGMVA6.25VGkV0.69Kppu4Ki1/s100KLpu1.5VLpu0.9Ltpu0.5RcrΩ0.5Prefpu0.5A.8；14A.9~。A.8序号支路正序电流(pu)忽略风电场基于潮流的迭代算法电磁暂态仿真1ZL1支路3.313.343.232ZL2支路0.000.810.813故障点对地3.313.523.60表A.9单相故障下双馈风电场并网系统短路电流计算结果（忽略风电场）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.2731.2730.5462ZL2支路0.000.000.7273故障点对地1.2731.2731.273表A.10单相故障下双馈风电场并网系统短路电流计算结果（基于潮流的迭代算法）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.5320.9250.6172ZL2支路1.0220.5850.8213故障点对地1.4701.4701.470表A.11单相故障下双馈风电场并网系统短路电流计算结果（电磁暂态仿真）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.5340.9010.6262ZL2支路1.0140.5790.8363故障点对地1.4621.4621.462A.12；A.13~表A.15。表A.12三相故障下双馈风电场并网系统短路电流计算结果序号支路正序电流(pu)忽略风电场基于潮流的迭代算法电磁暂态仿真1ZL1支路3.313.163.162ZL2支路0.000.900.863故障点对地3.313.823.7215表A.13单相故障下双馈风电场并网系统短路电流计算结果（忽略风电场）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.2731.2730.5462ZL2支路0.000.000.7273故障点对地1.2731.2731.273表A.14单相故障下双馈风电场并网系统短路电流计算结果（基于潮流的迭代算法）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.6180.9220.6182ZL2支路1.1220.6010.8323故障点对地1.4531.4531.453表A.15单相故障下双馈风电场并网系统短路电流计算结果（电磁暂态仿真）序号支路正序电流(pu)负序电流(pu)零序电流(pu)1ZL1支路1.6100.9100.6142ZL2支路1.0980.5440.8253故障点对地1.4321.4321.432a）系统拓扑结构见图A.2；b）5座风电场的额定容量分别为100MW、100MW、100MW、160MW、160MW，故障前有功功率均为0.5pu；220kV5GB/T15544.1GB/T15544.1cmax=1.1，cmin=1.0。16G220kV/230kV2625G220kV/230kV262516201816km 72km 34.1km 9.82kmWG535kV/230kV312219123km44.7km27.6kmWG135kV/230kV52121.9km104km23 故障点G1420kV/230kV220kmWG21535kV/230kV1763.2km24.5km31.7km负荷621.8km56.2km1210932km72.6km54.7kmWG335kV/230kV131171434km125.9kmWG4G335kV/230kV 20kV/230kV负荷负荷图A.2多个风电场接入系统故障算例的拓扑结构图9A.16A.17。表A.16各次迭代后的风电场电压幅值(pu，基于机组额定容量)迭代次数123456789风电场10.52650.66330.51000.51740.56070.54230.53410.54410.5432风电场20.41970.59620.42200.42870.48640.46150.45010.46390.4628风电场30.39440.54040.39810.40470.45160.43080.42150.43310.4321风电场40.54190.79770.46910.49680.61320.55740.53400.56470.5618风电场50.57680.86810.47160.50980.65440.58290.55360.59300.589217表A.17各次迭代后的风电场电流相量(pu，基于机组额定容量)迭代次数123456789风电场10.5000-0.5000i0.2961-0.9552i0.5000-0.4577i0.5000-0.4700i0.5000-0.5795i0.5000-0.5414i0.5000-0.5228i0.5000-0.5427i0.5000-0.5414i风电场20.5000-0.5000i0.2961-0.9552i0.5000-0.5881i0.5000-0.5864i0.5000-0.7120i0.5000-0.6637i0.5000-0.6391i0.5000-0.6663i0.5000-0.6645i风电场30.5000-0.5000i0.2961-0.9552i0.5000-0.6490i0.5000-0.6461i0.5000-0.7478i0.5000-0.7077i0.5000-0.6882i0.5000-0.7108i0.5000-0.7090i风电场40.5000-0.5000i0.2961-0.9552i0.5000-0.3453i0.5000-0.3999i0.5000-0.6256i0.5000-0.5175i0.5000-0.4720i0.5000-0.5315i0.5000-0.5260i风电场50.5000-0.5000i0.2961-0.9552i0.5000-0.2663i0.5000-0.3452i0.5000-0.6139i0.5000-0.4769i0.5000-0.4220i0.5000-0.4976i0.5000-0.4900ia）三相短路时故障点短路电流计算结果见表A.18；b）A.19。表A.18三相短路时故障点短路电流计算结果初始电压(pu)初始功率(%)电磁暂态仿真(kA)基于潮流的迭代算法不基于潮流的迭代算法（本文件方法计算的最大短路电流）GB/T15544.1算法计算的最大短路电流电流(kA)误差(%)电流(kA)误差(%)电流(kA)误差(%)1.1105.9915.8742.06.0150.46.4818.21.1505.8505.9020.96.0543.56.48110.81.1905.6905.8693.16.0596.56.48113.91.05505.6105.4321.06.0547.96.48115.51.0505.3725.6671.16.05412.76.48120.6最大值5.991——6.05912.76.48120.6表A.19单相短路时故障点正序短路电流计算结果初始电压(pu)初始功率(%)电磁暂态仿真(kA)基于潮流的迭代算法不基于潮流的迭代算法（本文件方法计算的最大短路电流）GB/T15544.1算法计算的最大短路电流电流(kA)误差(%)电流(kA)误差(%)电流(kA)误差(%)1.1102.2662.2790.62.3333.02.65817.31.1502.2402.2781.72.3344.22.65818.71.1902.2422.2791.62.3344.12.65818.51.05502.1492.1992.32.3348.62.65823.71.0502.0592.1092.42.33413.32.65829.1最大值2.266——2.33413.32.65829.118A.3；252MWId0见表A.20；c）35kV汇流线路AGB/T15544.1GB/T15544.1cmax=1.1，cmin=1.0。并网母线并网母线馈线A35kV115kV交流电网ΔY风机A1风机A2风机Ak风机Ak+1风机An馈线B风机B1风机B2 风机B3风机BnSVG图A.3风电场内部故障算例的拓扑结构图表A.20风电场内各机组的位置编号及故障前有功电流机组号123456789Id0(pu)0.270.240.050.330.430.200.480.410.11位置编号A1A2A3A4A5A6A7A8A9机组号101112131415161718Id0(pu)0.570.620.600.550.450.640.590.550.43位置编号A10A11A12A13A14A15A16B1B2机组号19202122232425Id0(pu)0.320.710.330.430.200.480.41位置编号B3B4B5B6B7B8B9A.21。表A.21风电场内部故障算例的短路电流计算结果故障类型电磁暂态仿真(kA)基于潮流的迭代算法不基于潮流的迭代算法（本文件方法计算最大短路电流）GB/T15544.1算法计算的最大短路电流电流(kA)误差(%)电流(kA)误差(%)电流(kA)误差(%)三相短路2.0502.0062.22.1354.12.30612.5两相短路0.8290.8161.60.8745.41.15839.7192目 次前言 II引言 III112范引文件 13语定和号 13.1术和义 13.2符号 23.3下标 34体求 35算型 35.1一要求 3光发单元 3光发站 5伏电接系统 66算法 66.1一要求 66.2平短路 76.3不衡路 87布光电短流计算 9附录A（料）例 0A.1伏电元路流稳值算数荐值 0A.2伏电元路障算例 0A.3伏电短故算例 0I——第1部分：风力发电。目的在于规定适用于风电场及接入系统短路电流计算方法。2——3III新能源场站及接入系统短路电流计算第2部分：光伏发电范围本文件规定了具有电流源特征并经交流组网的光伏发电站及接入电力系统的短路电流计算模型和计算方法。本文件适用于通过交流方式接入35kV及以上电压等级交流网络的集中式光伏发电站和接入10kV及以上电压等级交流网络的分布式光伏发电系统短路电流计算。（GB/T15544.1GB/T19964-2012GB/T36995-2018GB/TXXXXX.1GB/TXXXXX.3GB/T15544.1、GB/T19964界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1.1光伏发电单元photovoltaic(PV)powerunit一定数量的光伏组件串、并联连接后通过直流汇流箱和直流配电柜进行多级汇集,并经光伏逆变器与升压变压器组成的符合电网频率和电压要求的电源。3.1.2光伏发电站photovoltaic(PV)powerstation由一批光伏发电单元或者光伏发电单元群（包括单元变压器）、静止无功发生器、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的电站。[来源：GB/T19964—2012，3.1]3.1.3分布式光伏distributedPhotovoltaic接入35kV及以下电压等级电网，位于用户附近且以就地消纳为主的光伏电源。3.1.4光伏发电单元低电压穿越undervoltageridethroughofphotovoltaic(PV)powerunit当电力系统由于事故或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间范围间隔内，1光伏发电单元能够保证不脱网连续运行。[来源：GB/T19964—2012，3.8]3.1.5光伏发电单元短路电流short-circuitcurrentofphotovoltaicpowersystem电力系统发生短路故障时，光伏发电单元变压器高压侧母线或节点处流向系统的电流。3.1.6光伏发电站短路电流short-circuitcurrentofphotovoltaicpowersystem电力系统发生短路故障时，光伏发电站主升压变压器高压侧母线或者节点流向系统的电流。3.1.7节点阻抗矩阵的自阻抗self-impedanceofthenodalimpedancesmatrixZ1ii,Z2ii,Z0ii短路点i的正序、负序或零序节点阻抗矩阵的对角元素。[来源：GB/T15544.1—2023，3.28]3.1.8节点阻抗矩阵的互阻抗mutual-impedanceofthenodalimpedancesmatrixZ1ij正序节点阻抗矩阵的元素：i是短路节点，j是光伏发电单元连接的升压变压器低压侧节点。[来源：GB/T15544.1—2023，3.29]符号ZiiiZijijZk故障点短路阻抗I短路电流初始值Ik短路电流稳态值Ip短路电流峰值Ib对称开断电流IG等效电压源提供的短路电流初始值IkG等效电压源提供的短路电流稳态值Iksum光伏设备提供的短路电流稳态值之和Ik光伏设备故障后输出电流Iref光伏设备故障后输出电流参考值Uk光伏设备故障后端口电压Un系统标称电压，线电压（有效值）UN光伏设备额定电压，线电压（有效值）SN光伏设备额定容量IN光伏设备额定电流（有效值）Imax光伏设备最大输出电流允许值c电压系数k迭代计算次数2(1)正序(2)负序(0)零序(1,2,0)正、负、零序min最小值max最大值（GB/T15544.1集中式逆变器ACLVHVDC单元变压器光伏阵列 AC DC 集中式逆变器ACLVHVDC单元变压器光伏阵列 AC DC ACDCLV HV单元变压器 AC DC（a）典型拓扑结构3HV HV HV（b）正等电路 （c）序效路 （d）序等电路图1光伏发电单元模型示意图（1）IkI1ref

……………（1）式中：kI——故障后机组输出短路电流稳态值；kI1ref——故障后光伏发电单元正序电流参考值。IIe故障后机组正序电流参考值I1ref由光伏发电单元低电压穿越时机组控制策略和机端正序电压决定，宜通过厂家实测给出，缺失时按式（2IIeI1ref

2jarctan(I/Ikp kq

……………（2）Iqi[Kt(.9U)k)IN,KmIN]U)k.) （）(KI)2(KI)2I2iN kq

,(P/U )I]式中：

p

0 (1)kNP0——U(1)k——Ikq——kA；Ikp——kA；KLvrt——Kqlim——KqlimKi当无法获得实测值时，可按附录A中A.150.2（0.5～0.75）、（0.75～0.9）倍额定电压3个区间内均有分布；将a）注GB/T36995-2018B（4）I=Ik

……………（4）4（5）

Ip

"……………I2Kp1kI2K式中：Kp1——光伏发电单元平衡短路峰值系数，由设备厂家实测给出。（6）

（5）Ib=I

……………（6）（7）I(1)kI(1)ref （7）（8）I(2)kU(2)k/Z(2)k

……………（8）式中：I(2)k——光伏发电单元注入的负序电流；Z(2)k——光伏发电单元侧等效的等值负序阻抗；U(2)k——光伏发电单元的端口负序电压。c）零序网络开路，流入系统的零序电流为零。（9）IkI(1)kI(2)k （9）（10）f）

Ip

I"Ik 2Kpk

……………（10）kI" k式中：Kp2——光伏发电单元不平衡短路峰值系数，由设备厂家实测给出。g）开断电流同短路电流初始值相等。115GB/TXXXXX.11部分风GB/TXXXXX.3321EGEGZGUGUt1Zs1IGUs1UfIt1Is1IfUti ZsiItiUsiIsiN图2光伏发电站接入的系统的等效电路Uf——故障点电压；If——故障点电流；Uti——第i个光伏发电站内等值光伏发电单元的端口电压，i=1,…,n；Iti——第i个光伏发电站内等值光伏发电单元的输出电流，受其端口电压Uti控制；Usi——第i个光伏发电站接入点电压；Isi——第i个光伏发电站输出电流；Zsi——第i个光伏发电站的等效阻抗，即第i个光伏发电站汇流线路的等效阻抗；UG——交流电网端口电压；IG——交流电网输出电流；ZG——交流电网等效阻抗；EG——交流电网等效电势。6短路电流的初始值按式（12）计算：3ZkZIcUn1Z3ZkZkk

II

…………………（12）式中：

ij kjkjPV

kG ksumc——电压系数，按照GB/T15544.1规定的方法取值；Zij——电网节点阻抗矩阵的第i行第j列元素的模值；Zk——故障点短路阻抗模值，即电网节点阻抗矩阵中故障点的自阻抗模值；∆Ikj——第j台受控电流源设备在故障前后的电流增量，由迭代计算确定；IkG"——除受控电流源设备外其余电源贡献的故障点短路电流初始值；Iksum——全部受控电流源设备贡献的故障点短路电流之和。GB/T15544.1（12）ccmax；cminUn；根据GB/T15544.1（1）kjUtj。3U(k)cminUnZ3

cmaxUnZI

(k) （13）3Z3Zk

tj ij

ktmcmin,cmax——电压系数最小值和最大值；Zmj——光伏发电单元m与光伏发电单元j之间的互阻抗模值；ΔIktm——第m个光伏发电单元输出短路电流稳态值的故障分量，Iktm|IktmIktm0|，Iktm,别为短路后、短路前的电流稳态值，k为迭代次数，ΔIktm(1)=0。

Iktm0分根据步骤得到的U5.2.2Δkm。Utk值，则结束迭代。e）按式（14）计算故障点短路电流初始值。3ZkZI"cmaxUn1Z3ZkZkk

………（14）ijkjM

ktj注：若平衡短路电流计算模型采用5.2.2.2的查表法，Iktm取对应跌落电压与Ut最接近的值。（15）II

1ZI

………（15）式中：

k

ijZkjMZ

ktjIkG——光伏发电站开路时故障点三相短路电流稳态值，根据GB/T15544.1规定方法计算。GB/T15544.17GB/T15544.1（16）jU(1)tj。3U (k)cminUn3

cmaxUn

Z

(k)

……………（16）

3|Z(1)iiZ(2)ii|

(1)mjmM

(1)ktm式中：Z(1)ii,

Z(2)ii——正序、负序节点阻抗矩阵的第i个对角元素；Z(1)ij——节点i与节点j之间的正序互阻抗模值；Z(1)mj——光伏发电单元m与光伏发电单元j之间的正序互阻抗模值；ΔI(1)ktm——第m个光伏发电单元输出短路电流稳态值的正序故障分量，I(1)ktm|I(1)ktmIktm0|，I(1)ktm为短路后的正序电流稳态值，I(1)ktm(1)=0。U(1)tj5.2.3I(1)ktm。b）c）U(1)tk（17）I"

cmaxUn

3 Z

…………（17）k2 |Z

(1)ii

Z(2)ii

| |

Z(2)ii

|jM

(1)ktj63.1.1（1）（18）I"

3cmaxUn

3 Z

……………（18）k1 3|Z

Z(2)ii

Z(0)ii|

|

Z(2)ii

Z(0)ii

|

(1)ktj式中：3Z(0)ii——零序节点阻抗矩阵的第i个对角元素。式（16）采用式（19）代替。3U(1)tj

(k)cminUnZ

(1)ij

|

(1)ii

cmaxUnZ(2)ii

Z(0)ii|

(1)mj

I(1)ktm

(k) （19）63.1117）（20）（21）代替。I"k2EL2I

(cmaxUnZ3(Z(0)ii3(Z(0)iiaZ(2)ii)Z(1)iiZ(2)iiZ(1)iiZ(0)iiZ(2)iiZ(0)ii3

I(1)ktj

)………………（20）3(Z a2Z ) c UI" (0)ii (2)ii (nZ

)………………（21）k2EL38

Z(1)iiZ

ii

Z(1)ii

(0)ii

Z(2)ii

ii

3 ij

(1)ktj流经接地点的短路电流初始值按式（22）计算。I"Ik2E

(cmaxUnZ3Z(2)iiZ(1)3Z(2)iiZ(1)iiZ(2)iiZ(1)iiZ(0)iiZ(2)iiZ(0)ii3

(1)ij

I(1)ktj)

………………（22）式（16）采用式（23）代替。U(1)tj

(k)cminUnZ

cmaxUnZ Z

I(1)ktm

(k) （23）33|Z 3ii(0)ii

mM

Z(2)iiZ(0)ii式中：3a,a2——a/23

/2

a2/2

/2。3（24）3Ik2IkG2

|Z(1)ii

3Z(2)ii

|jM|

I(1)ktj

…（24）式中：IkG2——光伏发电站开路时故障点两相短路电流稳态值，根据GB/T15544.1规定方法计算。（25）II

3 Z

………………（25）k1 kG1

|Z(1)ii

Z(2)ii

Z(0)ii

|jM

ij

(1)ktj式中：IkG1——光伏发电站开路时故障点单相接地短路电流稳态值，计算方法参照GB/T15544.1。（26）Ik2EIkG2E

3Z(2)iiZ3Z(2)iiZ(1)iiZ(2)iiZ(1)iiZ(0)iiZ(2)iiZ(0)ii

ij

I(1)ktj

…………（26）式中：IkG2E——GB/T15544.1GB/T15544.1569附录A（资料性）算例表A.1光伏发电单元平衡短路稳态电流计算推荐值参数推荐值无功电流系数KLvrt1.5无功电流分量的最大值Kqlim1.05正序电流的最大过载系数Ki1.1算例的系统拓扑结构如图A.1所示。光伏发电单元通过单元变压器接入35kV线路，对侧为交流电网等值系统。在单元变压器高压侧发生短路，短路类型为三相短路。0.38/35kV0.38/35kV~元 障 图A.1光伏发电单元算例拓扑光伏发电单元容量为4MVA，故障前运行在最大功率追踪点，功率因数为1。光伏发电单元采用5.2规定的计算模型，其中所需参数取为附录A.1的推荐值。Ikqmin[KLvrt(0.9U(1)k),Kqlim] (A.1)1.5*(0.90.576)0.486K2K2I2i kq

Ikp

,/

]……………(A.2)光伏发电单元电流参考值为：I

I2

1.120.4862I2ejarctan(Ikq/1.120.4862

0.987kq

……………(A.3)0.48620.9872e-j0.4581.1e-j0.458A.135kV220kV121315171820kV220kV4、、。01019 111019 11同步发电机G20kV 220kV261321120G723G4568917 23负荷变压器18 2415 22220kV35kV12 25光伏发电站图A.2算例拓扑35kV220kV12A.3.2255条汇35kV汇集母线汇集线路#1光伏发电单元

25升压站变压器

12外部系统…38.5/230kV…汇集线路#5图A.3接入220kV并网点12的光伏发电站拓扑22、23、24、25、26150、100、100、100150MW5.2A.1SB1000UB20kV37kV230kV。A.2.116.2根据GB/T15544.1jUtjUt22Uc Zx6

(1)t22 min 1,22

Z11 j

22j

k22

…(A.4)10.2269*1.1260.5098 j22

Z22j

*00.5104式中：(1)表示第1次迭代的结果。1根据步骤Utj5.2mΔIktmΔIkt22经节点22接入的光伏发电站的短路电流为：I2()i[Kt(.9U)k,KimSN/SB.5*(.9.)*.5.77(KS/(KS/S)2I2iN B kq0.15)20.08772I

kp22

min[

,P0/U(1)k]

…………(A.5)Ikt22(2)

0.087720.13982e-j0.56010.165e-j0.5601其故障分量ΔIkt22为：

k22 kt22 I (2)I I 0.165e-j0.5601k22 kt22

……(A.6)Ut10-3），每次迭代结果如下所示。表A.2平衡短路时光伏发电站电压迭代值迭代次数\节点编号Ut22\p.u.Ut23\p.u.Ut24\p.u.Ut25\p.u.Ut26\p.u.10.51040.46120.46120.44000.441420.67250.69290.63740.71360.7697……90.62190.62110.58510.61850.6417100.62240.62170.58560.61970.6435110.62220.62140.58530.61910.6426I"cmax1ZIk ijkij

1.1126Z11

2.313 (A.7)kkjZk ZkjM

ktj

Z11 Z11j22A.2.116.3GB/T15544.1jU(1)tjU(1)t22U(1)t22

(1)10.2269*1.1261.0196 j22

Z22j

*00.7552 (A.8)U(1)tj5.3b）7U(1)t（10-3），每次迭代结果如下所示。表A.3不平衡短路时光伏发电站正序电压迭代值迭代次数\节点编号U(1)t22\p.u.U(1)t23\p.u.U(1)t24\p.u.U(1)t25\p.u.U(1)t26\p.u.10.75520.73060.73060.72000.7207220.82830.85090.82020.85460.8678……50.80960.82730.80240.82170.819160.81020.82790.80290.82290.821370.81000.82770.80280.82250.8206I"

3 Z Ik2 |Z Z | |Z Z

ktj(2)11

jM

……………(A.9）3*1.1

3 26Z

(7)1.9431.0196 1.0196

j

kj 33目 次前言 II引言 III1范围 1规性用件 1术、义符号 1语定义 13.21总要求 2计模型 3能元 3能站 5能站入统 5计方法 5般求 5衡路 6平短路 7附录A（料）9能元 9能站入统 10光接系统 11I引 言GB/T15544GB/T15544-2023GB/T15544GB/TXXXXX——第1部分：风力发电。目的在于规定适用于风电场及接入系统短路电流计算方法。——第2部分：光伏发电。目的在于规定适用于光伏电站及接入系统短路电流计算方法。3III新能源场站及接入系统短路电流计算第3部分：储能电站范围10（6）kV（GB/T15544.11GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T42313电力储能系统术语GB/TXXXXX.11GB/T15544.1、GB/T34120、GB/T42313界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1.1储能单元energystorageunit能够独立实现电能存储、转换及释放的最小设备组合。注：储能单元一般由电能存储设备、储能变流器、变压器及附属设施等构成。[来源：GB/T42313-2023，3.1]3.1.2储能单元变流器容量energystorageunitconvertercapacity（或。[来源：GB/T42313-2023，3.1，有修改]3.1.3交流故障类型ACfaulttype短路电流计算所需校核的故障类型。注：包括三相短路、单相接地短路、相间短路、两相接地短路。3.1.4迭代法iterativemethod符号本文件中列出的公式计算时可采用有名值或相对值，采用有名值计算时，使用法定计量单位。字母1顶上加点表示复数，如Iref，如不加点则表示幅值。下列符号适用于本文件。储能单元额定电流，单位为kA储能单元额定电压，单位为kV储能单元变流器额定容量，系统标称电压故障前储能单元有功功率参考值，Pref以流入交流系统为正故障前储能单元无功功率参考值故障后储能单元端口各序电压故障后储能单元端口各序电流参考值故障后短路电流初始值故障后各序短路电流稳态值短路电流峰值对称开断电流正、负、零序网络节点阻抗矩阵中故障点的自阻抗正、负、零序网络节点阻抗矩阵的第i行第j列元素（互阻抗）k采用迭代法时的迭代计算次数c电压系数在第k次迭代计算中，第j台储能设备在故障前后的电流增量在第k次迭代计算中，第j台储能设备电压除储能设备外其余电源贡献的故障点短路电流初始值全部储能设备贡献的故障点短路电流之和除储能设备外其余电源贡献的故障点各序短路电流稳态值下列下角标符号适用于本文件。BESSPCC(1)储能单元或等值建模的储能电站并网点正序(2)负序(0)零序(1,2,0)正、负、零序min取最小值max取最大值k1单相短路k2两相不接地短路K2E两相接地短路）GB/TXXXXX.1GB/T15544.121（a）1（b）（c）（d）：储能电池 储能变流器 单元升压变LVHVLVHV PCCACDC（a）拓扑结构PCC PCC PCC（b）正等电路 负等电路 （d）序电路

图1典型储能单元模型示意图a）储能单元放电状态下，输出短路电流按式(1)计算。IkBESS=Iref(1)式中：Iref1——故障后储能单元正序电流参考值，由储能单元低电压穿越控制策略和并网点（PCC）正序电压决定，宜通过厂家实测给出；缺失时可依据标准GBT34120，按式(2)计算。 I,

U U S N

1kPCC LI NIref P

……………(2) minrefI,I2minI2 ,I2jminI

,I ,U U

N

qref1

max

qref1

max

1kPCC L N 式中：

I qf

KLULUkPCCINUNSN——Pref——KL(1)——低电压穿越正序无功电流系数，取值通常不小于1.6；3U(1)kPCC——故障后储能单元并网点正序电压，依据本文件第7.2条确定；UL——进入低电压穿越控制状态的电压阈值；UN——储能单元额定电压。b）储能单元充电状态下，输出短路电流按式(3)计算，其中Pref以流入接入系统为正：

IN,

U1kBESS

ULI Iref

NP

………(3) max refI,IminI

,I

jminI

,I ,U U

N

qref1

max

qref1

max

1kBESS L N I f

KLULUPCINUN(4)(5)

IS=IS 4)式中：

IpBESS1

2ISS 5)1——储能单元的平衡短路峰值电流系数，由设备厂家实测给出。(6)

IS=IS 6)短路电流负序分量按式（7）计算。I2kBESS

=U2kBESS (7)Z2kBESS式中：Z2kBESS——储能单元负序等效阻抗，由设备厂家实测提供；U2kBESS——储能单元负序电压，计算方法由第6章给出。(8)ISISI2S 8)I1kBESS——储能单元短路电流正序分量。短路电流峰值按式(9)计算。IpBESS2

2IS 9)式中：2——储能单元不平衡短路峰值电流系数，由设备厂家实测给出。42Uk——故障点电压；Ik——故障点电流；UkBESSj——第j组等值储能单元的端口电压；IkBESSj——第j组等值储能单元的输出电流，受其端口电压UkPCCj控制；ZL——储能电站汇流线路的等效阻抗；ZT——储能电站升压变阻抗；Zg——储能电站外部电力网络的节点阻抗矩阵。UUkPCC1ZLaZTaIkBESS1UkIkBESS-aUkPCC2ZLbZTbIkBESS2BESS-bSVG-bIkSVG1UkPCC3_Zg+图2储能电站接入的系统的等效电路（10）III

cUn

1Z

…………（10）3Zkk kG3Zk式中：Un——系统标称电压；

ijZkjMZ

kBESSjc——电压系数，参见GB/T15544.1；Zij——电网节点阻抗矩阵的第i行第j列元素；5Zk——故障点短路阻抗，即电网节点阻抗矩阵中故障点的自阻抗；M——系统内储能单元（或等值建模的储能电站）总台数；∆IkBESSj——第j台储能单元在故障前后的电流增量，由迭代计算确定；IkG"——除储能单元外其余等效电压源设备贡献的故障点短路电流初始值；IkBESSsum——全部储能单元贡献的故障点短路电流之和。GB/T15544.1a)单相接地短路（详见6.3.1-6.3.2）（6.3.3）（6.3.4）式(1)c参照GB/T15544.1cmax；（）∆IkBESSjn=0，令jΔIkBESSj(n)=0n——迭代计算次数；∆IkBESSj(n)——第n次迭代中第j台储能单元的输出电流增量，当n>0时通过第n-1次迭代的步骤c)计算。njUkBESSj(n)。33ZkU nUkBESS033Zk

cUnZ

Z

n

………（11）式中：

kBESSj ij mM

kBESSmUkBESS0j——第j台储能单元故障前的端口电压，由故障前潮流计算得到，在缺乏数据时可取值为cUn。IkBESSjnIkBESS0j5.2～5.5jUkBESSj(n)计算其故障输出电流IkBESSjn，（12）n+IkBESSjnIkBESS0jIkBESSjn1=

…………………（12）IkBESSjn——第n次迭代中第j台储能单元故障后的输出电流相量；IkBESS0j——第j台储能单元故障前的输出电流相量，由故障前潮流计算得到；在缺乏数据时，可取值为储能单元放电状态下额定有功电流。UkBESSjn-UkBESSjn1n=0时认=n1和ΔkBn。（10）Ik"。（13）Ik。II

1Z

I

……………（13）式中：

k

ijZkjMZ

kBESSj

kG kBESSsumIkG——除储能设备外其余电源贡献的故障点短路电流稳态值按照GB/T15544.1规定的方法计算。6根据GB/T15544.1Ik"对于单相短路，采用迭代法计算储能设备在故障前后的正序电流增量∆I(1)kBESSj行：根据GB/T15544.1n=0j台设备有ΔI(1)kBESSj(n)=0（14）njU(1)kBESSj(n)。U1kBESSj

nU1kBESS0j

cUn

Z1ij

mM

I1kBESSm

n （14）33Z33Z1iiZ2iiZ0iiZ1ii,Z2ii,Z0ii——各序网络节点阻抗矩阵的自阻抗（复阻抗形式）；Z1ij——正序网络节点阻抗矩阵的互阻抗。I1kBESSjnIkBESS0jjU(1)kBESSj(n)计算其正序电流I1kBESSjnI1kBESSjnIkBESS0jI1kBESSjn1=

………………（15）U1kBESSjn-U1kBESSjn1n=0nn1）和Δ1kBSn。1）I,2,0k。3Z1iiZ2ii3Z1iiZ2iiZ0ii

cUn

1

1ij

I1kBESSj

……………（16）Z1iiZ2iiZ0iijM（17）I1,2,0k

I1,2,0kG

1Z1iiZ2iiZ0ii

jM

1ij

I1kBESSj

…（17）式中：I(1,2,0)kG——除储能设备外其余电源贡献的故障点正、负、零序短路电流稳态值根据GB/T15544.1规定的方法计算。GBT1544.I,2,0k3Z1iiZ3Z1iiZ2iiU1kBESSj

nU1kBESS0j

cUn

Z1ij

mM

I1kBESSm

n

………………（18）333Z1iiZ2iiI3Z1iiZ2ii

cUn

1

I1kBESSj

……（19）式（17）采用式（20）代替。

Z1iiZ2iijM7I1,2,0k

I1,2,0kG

1Z1iiZ2ii

jM

I1kBESSj

……（20）3（14）（21）3U1kBESSj

nU1kBESS0j

cUn

Z1ij

mM

1mj

I1kBESSm

n

…………（21）3Z1ii3Z1iiZ2iiZ0iiZ+Z2ii 0ii3Z1iicUnZ ZI 3Z1iicUnZ Z

……………（22）2ii02ii0iiZ+Z2ii 0ii

Z Z2iiZ0ii

jM

1kBESSj式（17）采用式（23）代替。

1ii

Z2ii

+Z0iiI1,2,0k

I1,2,0kG

1 Z Z

I1kBESSj

……（23）Z 2ii0ii

jM1ii

Z2ii

+Z0ii8储能单元

附录A（资料性）算例储能单元ZL0.69/35kVZTZGf储能单元交流侧短路故障算例示意图如图储能单元ZL0.69/35kVZTZGf图A.1储能单元并网点近区故障示意图障前工况为2M，0a1.05）ISqe1)：Iref1

PrefjQrefI,NSNN

U1kPCCUL

(4)minrefI,I2minI2 ,I2jminI

,I ,U U SN

N

qref1

max

qref1

max

1kPCC L其中：

Iqref

KLULUkPCCINUN

(5)KL(1)——低电压穿越控制的无功电流系数，本例取值1.6；Imax——储能单元最大输出电流允许值，本例中取值1.1p.u.；U1kPCC——储能单元并网点正序电压，本例中计算值为0.4p.u.。IN——储能单元变流器的额定电流，本例中取值为；0.057kAUL——进入低电压穿越控制状态的电压阈值，本例取值为0.85p.u.；计算过程：Ikq=KLvrt(0.85-U1kPCC)IN=1.6×(0.85-0.4)×0.057kA=0.041kA0.722I=minPrefI,I2minI

,I2=

×0.057=0.047kASkd SN

N

qref1

max9IkBESS==1.1×IN=0.063kA储能电站接入系统265A.2A.1220kV50.5p.u.BESS5BESS5BESS1BESS2BESS3BESS4图A.2典型储能电站接入系统计算算例