【规范】新能源场站及接入系统短路电流计算第3部分：储能电站.pdf-solarbe文库

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ICS 29.240.20 F 20 中华人民共和国国家标准 GB/T XXXXX.3 XXXX 新能源场站及接入系统短路电流计算第 3 部分储能电站 Short-circuit current calculation of renewable energy power generation stations and systems Part 3 energy storage station 征求意见稿 2023-10-10 XXXX - XX - XX 发布 XXXX- XX - XX 实施 GB/T XXXXX.3 XXXX I 目次前言 II 引言 . III 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语、定义和符号 . 1 3.1 术语和定义 . 1 3.2 符号 . 1 4 总体要求 . 2 5 计算模型 . 3 5.1 储能单元 . 3 5.2 储能电站 . 5 5.3 储能电站接入系统 . 5 6 计算方法 . 5 6.1 一般要求 . 5 6.2 平衡短路 . 6 6.3 不平衡短路 . 7 附录 A（资料性）算例 9 A.1 储能单元 9 A.2 储能电站接入系统 . 10 A.3 风光储接入系统 . 11 II 前言 1 本文件按照 GB/T 1.1-2020标准化工作导则第 1部分标准化文件的结构和起草规则的规定起草。 2 本文件是 GB/T XXXX-20XX新能源场站及接入系统短路电流计算的第 3部分。 3 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 4 本文件由中国电力企业联合会提出。 5 本文件由全国短路电流计算标准化技术委员会（ SAC/TC424）归口。 6 本文件起草单位。 7 本文件主要起草人。 8 本文件首次发布。 9 10 GB/T XXXXX.3 XXXX III 引言 11 传统电力系统以同步发电机为主体，短路电流 GB/T 15544三相交流系统短路电流计算标准中12 规定的等效电压源方法可满足计算精度要求，而新型电力系统以新能源为主体，其故障特性复杂，基于13 同步电机的传统计算方法从计算原理上已不能适应新能源短路电流计算需要。 GB/T 15544-2023 规定了14 新能源短路电流计算的一般原则采用新能源最大短路电流模型，该模型较为简单、计算精度较低，可15 用于粗略估算。为细化新能源短路计算模型和方法，编制了本系列标准，这是对 GB/T 15544 标准中涉16 及新能源场站及接入系统短路电流计算部分的补充。 GB/T XXXXX 拟由三个部分构成。 17 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。 18 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。 19 第 3 部分储能电站。目的在于规定适用于储能电站及接入系统短路电流计算方法。 20 本系列标准有助于提高新型电力系统短路电流的计算精度。21 GB/T XXXXX.3 XXXX 1 新能源场站及接入系统短路电流计算第 3部分储能电站 22 1 范围 23 本文件规定了具有电流源特征的储能电站及接入系统的短路电流计算模型和计算方法。 24 本文件适用于接入 10（ 6） kV 及以上电压等级交流网络的电化学储能电站及接入系统的短路电流25 计算，通过电力电子变流器并网的飞轮、超导等类型储能交流侧短路电流计算可参照执行。 26 2 规范性引用文件 27 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，28 仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本29 文件。 30 GB/T 15544.1 三相交流系统短路电流计算第 1 部分电流计算 31 GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术规范 32 GB/T 42313 电力储能系统术语 33 GB/T XXXXX.1 新能源场站及接入系统短路电流计算第 1 部分风力发电 34 3 术语、定义和符号 35 3.1 术语和定义 36 GB/T 15544.1、 GB/T 34120、 GB/T 42313 界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 37 3.1.1 38 储能单元 energy storage unit 39 能够独立实现电能存储、转换及释放的最小设备组合。 40 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。 41 [来源 GB/T 42313-2023， 3.1] 42 3.1.2 43 储能单元变流器容量 energy storage unit converter capacity 44 储能单元变流器额定容量（通常为 kW或 MW）。 45 [来源 GB/T 42313-2023， 3.1，有修改 ] 46 3.1.3 47 交流故障类型 AC fault type 48 短路电流计算所需校核的故障类型。 49 注包括三相短路、单相接地短路、相间短路、两相接地短路。 50 3.1.4 51 迭代法 iterative method 52 考虑储能贡献电流对其并网点电压影响过程，不断用变量的旧值递推新值，且每一次的新值更接近53 其真值的求解方法。 54 3.2 符号 55 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56 2 顶上加点表示复数，如 refI ，如不加点则表示幅值。下列符号适用于本文件。 57 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。 58 BESS PCC 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 4 总体要求 59 4.1 储能电站内储能单元、静止无功发生器（如有）宜作为独立于电网的设备进行建模。 60 4.2 储能单元应采用受控电流源模型。 61 4.3 站内静止无功发生器应根据 GB/T XXXXX.1新能源场站及接入系统短路电流计算第 1部分风力62 发电规定的方法建模。 63 4.4 储能单元间汇流线路、升压变压器宜作为支路追加至电网部分模型。 64 4.5 在缺乏站内拓扑参数或受限于计算规模时可采用储能电站等值模型。 65 4.6 储能电站接入系统的短路电流宜根据 GB/T 15544.1推荐的等效电压源法计算，故障点短路电流为66 等效电压源和受控电流源提供的短路电流之和，宜采用迭代法计算受控电流源提供的短路电流。 67 GB/T XXXXX.3 XXXX 3 5 计算模型 68 5.1 储能单元 69 5.1.1 拓扑结构及等效电路 70 储能单元正序模型采用受控电流源模型，负序模型采用等效阻抗模型，零序开路，储能单元典型结71 构见图 1（ a），正、负、零序等效电路分别见图 1（ b）（ c）（ d） 72 D C A C L V H V 储能电池储能变流器单元升压变（如有） P C C 73 （ a）拓扑结构 74 PCC PCC PCC 75 （ b）正序等效电路（ c）负序等效电路（ d）零序等效电路 76 图 1 典型储能单元模型示意图 77 5.1.2 平衡短路电流计算模型 78 5.1.2.1 储能单元采用受电压控制的电流源模型，短路电流稳态值按照以下情况计算 79 a）储能单元放电状态下，输出短路电流按式 1计算。 80 kBESS ref 1I I 1 81 式中 82 ref1I 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83 序电压决定，宜通过厂家实测给出；缺失时可依据标准 GBT 34120，按式 2计算。 84     r e f r e f NL 1 kPCC N r e f 1 2 2 2ref N m a x m a x m a x Lqr e f 1 qr e f 1 1 kPCC N L1 1 kPCC Nqr e f 1 N j , m in , m in , j m in , , L PQ I U U S I P I I I I I I U U S K U U II U −       − −        −   2 85 式中 86 SN 储能单元变流器额定容量； 87 IN 储能单元变流器额定电流； 88 Imax 储能单元最大输出电流允许值； 89 Pref 故障前有功功率参考值； 90 Qref 故障前无功功率参考值； 91 KL1 低电压穿越正序无功电流系数，取值通常不小于 1.6； 92 4 U1kPCC 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； 93 UL 进入低电压穿越控制状态的电压阈值； 94 UN 储能单元额定电压。 95 b）储能单元充电状态下，输出短路电流按式 3计算，其中 refP 以流入接入系统为正 96     r e f r e f NL 1 k B E SS N r e f 1 ref 2 2 2 N m a x m a x m a x Lq r e f 1 q r e f 1 1 k B E SS N L1 1 k PC C Nq r e f 1 N j , m a x , m in , j m in , , L PQ I U U S I P I I I I I I U U S K U U II U   − −      −  − − −      −   3 97 98 5.1.2.2 短路电流初始值按式 4计算。 99 kBESS kBESSII 4 100 5.1.2.3 短路电流峰值按式 5计算 101 pBESS 1 kBESS2II  5 102 式中 103 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。 104 5.1.2.4 对称开断电流按式 6计算。 105 bBESS kBESSII 6 106 5.1.3 不平衡短路电流计算模型 107 5.1.3.1 短路电流正序分量的计算，采用与平衡短路电流一致的模型。 108 5.1.3.2 短路电流负序分量 109 短路电流负序分量按式（ 7）计算。 110 2 kB ESS2 kB ESS 2 kB ESSUI Z 7 111 式中 112 2kBESSZ 储能单元负序等效阻抗，由设备厂家实测提供； 113 2kBESSU 储能单元负序电压，计算方法由第 6 章给出。 114 5.1.3.3 短路电流初始值按式 8计算。 115 k B E S S 1 k B E S S 2 k B E S SI I I 8 116 1kBESSI 储能单元短路电流正序分量。 117 5.1.3.4 短路电流峰值 118 短路电流峰值按式 9计算。 119 pBESS 2 kBESS2II  9 120 式中 121 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。 122 GB/T XXXXX.3 XXXX 5 5.2 储能电站 123 5.2.1 储能电站中相同结构和参数的储能单元可等效为一台等值储能单元，站内汇流线路可等效为一124 个等值阻抗，等值储能单元与等值阻抗串联，等值储能单元输出电流为各储能单元输出电流之和。 125 5.2.2 储能电站输出电流为站内全部等值储能单元输出电流之和。 126 5.3 储能电站接入系统 127 5.3.1 储能电站接入系统的等效电路见图 2，储能电站由采用受控电流源模型的一组或多组储能单元，128 以及等效阻抗模型的升压变压器、汇流线路组成。 129 kU 故障点电压； 130 kI 故障点电流； 131 kBESSjU 第 j 组等值储能单元的端口电压； 132 kBESSjI 第 j 组等值储能单元的输出电流，受其端口电压 kPCCjU 控制； 133 LZ 储能电站汇流线路的等效阻抗； 134 TZ 储能电站升压变阻抗； 135 gZ 储能电站外部电力网络的节点阻抗矩阵。 136 Z L b S V G - b kB ESS2I kS V G 1IkP C C 2U kPC C 3U Z T b kUkIkB ESS1IZ L a Z T a B E S S - a B E S S - b kPC C 1U _ Z g 137 图 2 储能电站接入的系统的等效电路 138 5.3.2 采用受控电流源模型的储能单元进行独立建模，迭代求解其提供的短路电流。 139 5.3.3 汇流线路阻抗、升压变压器阻抗追加至电网部分模型。 140 6 计算方法 141 6.1 一般要求 142 6.1.1 储能电站接入系统的平衡短路电流应包含等效电压源和储能设备提供的两部分短路电流，故障143 点短路电流的初始值按式（ 10）计算。 144 nk k G k B E SSs u m k B E SS Mkk 13 ij j j cUI I I Z IZZ    （ 10） 145 式中 146 Un 系统标称电压； 147 c 电压系数，参见 GB/T 15544.1； 148 Zij 电网节点阻抗矩阵的第 i 行第 j 列元素； 149 6 Zk 故障点短路阻抗，即电网节点阻抗矩阵中故障点的自阻抗； 150 M 系统内储能单元（或等值建模的储能电站）总台数； 151 ∆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； 152 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； 153 IkBESSsum 全部储能单元贡献的故障点短路电流之和。 154 6.1.2 储能电站接入系统的不平衡短路电流应根据 GB/T 15544.1 规定的对称分量法计算，其中正序分155 量应按照平衡短路进行计算，负序分量采用含储能设备的系统负序阻抗矩阵进行计算；本文件涉及以下156 类型的不平衡短路电流计算 157 a 单相接地短路（详见 6.3.1-6.3.2） 158 b 两相短路（详见 6.3.3） 159 c 两相接地短路（详见 6.3.4） 160 6.1.3 计算储能电站接入系统最大短路电流时，采用如下条件 161 1）式 1中 c 参照 GB/T 15544.1，取其最大值 cmax； 162 2）各储能单元、静止无功发生器（如有）按全部并网计算； 163 3）故障前各储能单元、静止无功发生器（如有）并网点电压按最低运行电压计算； 164 4）故障前储能单元按照放电模式运行，输出的有功电流取其变流器额定电流。 165 6.2 平衡短路 166 6.2.1 采用迭代法计算储能设备在故障前后的输出电流增量 ∆IkBESSj 按照以下方法进行 167 a）将全部储能设备的阻抗值追加至电网节点阻抗矩阵中，得到修正的节点阻抗矩阵，令 n0，令168 全部储能设备的故障电流增量为零，即对于第 j 台设备有 ΔIkBESSjn0，作为迭代初值。 169 n 迭代计算次数； 170 ∆IkBESSjn 第 n 次迭代中第 j 台储能单元的输出电流增量，当 n0 时通过第 n-1 次迭代的步骤171 c计算。 172 b）采用式（ 11）计算第 n 次迭代时第 j 台储能单元电压 UkBESSjn。 173 k B E S S 0 nk B E S S k B E S SMk33jj i j m j mmU cUU n Z Z I nZ  −  （ 11） 174 式中 175 UkBESS0j 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176 cUn。 177 c）依据本文件第 5.2～ 5.5 条，依据第 j 台储能单元端电压 UkBESSjn计算其故障输出电流 kBESSjIn，178 并采用式（ 12）计算第 n1 次迭代时的输出电流增量 ΔIkBESSjn1。 179 k B E S S k B E S S k B E S S 01j j jI I Inn− （ 12） 180 kBESSjIn 第 n 次迭代中第 j 台储能单元故障后的输出电流相量； 181 kBESS0jI 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182 值为储能单元放电状态下额定有功电流。 183 d）判断是否满足全部储能设备 kB E SS kB E SS 1jjU n - U n − 值均小于预设门槛值的条件，当 n0 时认184 为不满足。如不满足时，取 nn1，重复步骤 b）和 c）；如满足，结束迭代并输出 ΔIkBESSjn。 185 6.2.2 短路电流各分量按照以下方法计算 186 a）采用式（ 10）计算故障点短路电流初始值 Ik“。 187 b）采用式（ 13）计算故障点短路电流稳态值 Ik。 188 k k G k B E SS k G k B E SSs u mMk1 i j jjI I Z I I IZ    （ 13） 189 式中 190 IkG 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/T 15544.1 规定的方法计算。 191 GB/T XXXXX.3 XXXX 7 c）根据 GB/T 15544.1，依据故障点短路电流初始值 Ik“计算开断电流和短路电流峰值。 192 6.3 不平衡短路 193 6.3.1 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 ∆I1kBESSj 按照以下步骤进194 行 195 a）根据 GB/T 15544.1 计算电网的正序、负序、零序节点阻抗矩阵，追加储能设备的等效正序、负196 序阻抗，得到修正的节点阻抗矩阵，令 n0，令储能设备的正序电流增量为零，即对于第 j 台设备有197 ΔI1kBESSjn0，作为迭代初值。 198 b）按式（ 14）计算第 n 次迭代时第 j 台储能单元的正序电压 U1kBESSjn。 199 1 k B E S S 0 n1 k B E S S 1 1 1 k B E S SM1 2 03 3jj i j m j mmi i i i i iU cUU n Z Z I nZ Z Z  −   （ 14） 200 式中 201 1 2 0,,ii ii iiZ Z Z 各序网络节点阻抗矩阵的自阻抗（复阻抗形式）； 202 1ijZ 正序网络节点阻抗矩阵的互阻抗。 203 c）根据本文件 5.1～ 5.4，依据第 j 台储能单元正序电压 U1kBESSjn计算其正序电流 1kBESSjIn ，并采204 用式（ 15）计算第 n1 次迭代时的正序电流增量 ΔI1kBESSjn1。 205 k B E S S 01 k B E S S 1 k B E S S1 jjj nI I In− （ 15） 206 d）判断是否满足全部储能设备 1 k B E S S 1 k B E S S 1jjU n - U n − 值均小于预设门槛值的条件，当 n0207 时认为不满足。如不满足，时取 nn1，重复步骤 b）和 c）；如满足，结束迭代并输出 ΔI1kBESSjn。 208 6.3.2 对于单相短路，短路电流各分量按照以下方法计算 209 a）采用式（ 16）计算故障点正、负、零序短路电流初始值 1,2,0kI 。 210 n1 , 2 , 0 k 1 1 k B E SSM1 2 0 1 2 013 i j jji i i i i i i i i i i icUI Z IZ Z Z Z Z Z    （ 16） 211 b）按式（ 17）计算故障点正、负、零序短路电流的稳态值。 212 1 , 2 , 0 k 1 , 2 , 0 kG 1 1 kB E SSM1 2 01 i j jji i i i i iI I Z IZ Z Z    （ 17） 213 式中 214 I1,2,0kG 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/T 15544.1215 规定的方法计算。 216 c）根据 GB/T 15544.1，依据故障点短路电流初始值 1,2,0kI 计算开断电流和短路电流峰值。 217 6.3.3 对于两相短路，迭代计算步骤参照单相短路，其中式（ 14）采用式（ 18）代替。 218 1 k B E S S 0 n1 k B E S S 1 1 1 k B E S S123 3jj i j m j mmMi i i iU cUU n Z Z I nZZ  −   （ 18） 219 式（ 16）采用式（ 19）代替。 220 n1 , 2 , 0 k 1 1 k B E SSM1 2 1 213 i j jji i i i i i i icUI Z IZ Z Z Z    （ 19） 221 式（ 17）采用式（ 20）代替。 222 8 1 , 2 , 0 k 1 , 2 , 0 k G 1 1 k B E SSM121 i j jji i i iI I Z IZZ    （ 20） 223 6.3.4 对于两相接地短路，迭代计算步骤参照单相短路，其中式（ 14）采用式（ 21）代替。 224 1 kB E SS0 n 1 kB E SS 1 1 1 kB E SSM 20 1 20 3 3 j j i j m j mm i i i i ii i i i i U cUU n Z Z I n ZZZ ZZ  −   （ 21） 225 式（ 16）采用式（ 22）代替。 226 n1 , 2 , 0 k 1 1 k B E S SM 2 0 2 0 11 2 0 2 0 1 3 ij jj ii ii ii ii ii ii ii ii ii ii cUI Z I Z Z Z ZZZ Z Z Z Z     （ 22） 227 式（ 17）采用式（ 23）代替。 228 1 , 2 , 0 k 1 , 2 , 0 k G 1 1 k B E S SM 20 1 20 1 ij jj ii ii ii ii ii I I Z IZZ Z ZZ    （ 23） 229 230 231 GB/T XXXXX.3 XXXX 9 附录 A 232 （资料性） 233 算例 234 A.1 储能单元 235 储能单元交流侧短路故障算例示意图如图 A.1 所示，储能单元通过站内升压变及汇集线路接入236 35kV 并网母线，并网母线通过 35kV 联络线接入交流电网。故障位置为储能单元变流器近区 f 点。故障237 类型为三相故障。 238 Z L Z T 储能单元 Z G f 0 . 6 9 / 3 5 k V 239 图 A.1 储能单元并网点近区故障示意图 240 本算例以储能单元放电状态下的并网点三相故障为例进行计算。其中储能单元容量为 3.45MW，故241 障前工况为（ 2MW， 0MVar），故障点过渡电阻设置为 1.05 欧姆，储能单元并网点电压故障后跌落至242 0.4p.u.。依据本文件所提储能单元短路电流计算模型进行计算。 243 依据式（ 4）和式（ 5），计算放电状态下储能单元输出电流 kBESSI 以及无功电流 Iqref1 244     r e f r e f NL 1 kPCC N r e f 1 2 2 2ref N m a x m a x m a x Lqr e f 1 qr e f 1 1 kPCC N j , m in , m in , j m in , , PQ I U U SI P I I I I I I U U S −      − −    4 245 L1 1 kPCC Nqr e f 1 NL K U UII U − 5 246 其中 247 L1K 低电压穿越控制的无功电流系数，本例取值 1.6； 248 maxI 储能单元最大输出电流允许值，本例中取值 1.1p.u.； 249 1kPCCU 储能单元并网点正序电压，本例中计算值为 0.4p.u.。 250 NI 储能单元变流器的额定电流，本例中取值为； 0.057kA 251 UL 进入低电压穿越控制状态的电压阈值，本例取值为 0.85p.u.； 252 计算过程 253 1.储能单元短路电流无功分量计算。 254 kqI N1 k P C CL v rtK 0 .8 5 - U I 1.6 0.85-0.4 0.057kA0.041kA 255 2.储能单元短路电流有功分量计算。 256 kdI  2 2 2r e f N m a x m a xq r e f 1 N m in , m in ,P I I I IS− 221.1 0.72− 0.0570.047 kA 257 3.储能单元贡献短路电流计算 258 10 kBESSI 1.1 NI 0.063kA 259 A.2 储能电站接入系统 260 本算例由 26 节点的电网数据构成，系统中含 5 个储能电站，系统拓扑结构如图 A.2，各储能电站261 容量如表 A.1 所示。外部系统做等值处理。本算例以 220kV 节点 5 三相接地故障为例，故障前各储能262 电站运行于 0.5p.u.额定变流器容量放电状态。以上述算例，说明多个储能电站接入系统故障点的短路电263 流计算过程。 264 265 B E S S 1 B E S S 5 B E S S 2 B E S S 3 B E S S 4 266 图 A.2 典型储能电站接入系统计算算例示意 267 P C S n 个电池组电池组电池组 . . . P C S P C S P C S . m 个 P C S P C S P C S P C S P C S P C S 3 5 k V 2 2 0 k V 268 图 A.3 储能电站站内拓扑示意 269 表 A.1 各储能电站变流器额定容量 270 编号 BESS1 BESS 2 BESS 3 BESS 4 BESS 5 GB/T XXXXX.3 XXXX 11 储能电站变流器额定容量 MW 100 100 100 160 160 271 本次三相短路电流计算共迭代 9 次，表 A.2、表 A.3 分别给出了各次迭代后的储能电站并网点电压272 及电流。 273 表 A.2 各次迭代后的储能电站电压（ p.u.） 274 迭代次数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 储能电站 1 0.5265 0.7039 0.5061 0.5160 0.5756 0.5487 0.5373 0.5527 0.5508 储能电站 2 0.4197 0.6485 0.4171 0.4270 0.5071 0.4705 0.4547 0.4759 0.4734 储能电站 3 0.3944 0.5836 0.3947 0.4042 0.4690 0.4385 0.4257 0.4434 0.4412 储能电站 4 0.5419 0.8735 0.4506 0.4877 0.6470 0.5659 0.5337 0.5806 0.5745 储能电站 5 0.5768 0.9545 0.4468 0.4975 0.6948 0.5911 0.5510 0.6110 0.6029 275 表 A.3 各次迭代后的储能电站电流（ p.u.） 276 迭代次数 0 1 2 3 4 5 6 7 8 储能电站 1 0.5 0.7577 0.5622 0.7850 0.7717 0.6951 0.7288 0.7435 0.7237 储能电站 2 0.5 0.9074 0.6130 0.9113 0.8968 0.7837 0.8343 0.8567 0.8267 储能电站 3 0.5 0.9449 0.6854 0.9445 0.9303 0.8364 0.8800 0.8987 0.8729 储能电站 4 0.5 0.7375 0.5 0.8626 0.8103 0.6145 0.7071 0.7482 0.6890 储能电站 5 0.5 0.6936 0.5 0.8680 0.7968 0.5697 0.6764 0.7258 0.6534 277 电压迭代至第九次，两次迭代过程中电压偏差小于门槛值，退出迭代。此时各储能电站输出电流如278 表 A.4 所示，故障点短路电流 6.0799kA。 279 表 A.4 完成迭代后各储能电站输出电流（ p.u.） 280 编号 BESS1 BESS 2 BESS 3 BESS 4 BESS 5 储能电站输出电流 0.7261 0.8302 0.8761 0.6964 0.6626 281 A.3 风光储接入系统 282 本算例给出风电、光伏、储能以及 SVG 接入系统的故障点短路电流计算算例，说明不同类型设备283 同时接入系统条件下的短路电流计算过程。 284 12 光伏 2 34km 35 kV / 23 0k V 光伏 1 32km 35kV / 230kV 125 . 9km 72. 6km 54. 7km 双馈 123km 35kV / 230kV 直驱 20km 35kV / 230kV 24. 5km 63. 2km 44. 7km 31. 7km 储能 16km 35kV / 230kV 1 2 11 21 . 9k m 72km 34. 1km 火电 2 9. 82km 20kV / 230kV 火电 3 20kV / 230kV 14 火电 1 20kV / 230kV 21. 8km 56. 2km 27 . 6k m 104km 故障点负荷负荷负荷负荷 3 4 5 6 7 8 91012 13 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2526 SVG 1 SVG 2 285 图 A.4 包含所有类型新能源场站接入的算例示意图 286 图 A.4 给出了包含所有类型新能源设备接入的算例示意图。图中电网共 26 个节点，包含 5 个新能287 源场站及其升压变接入点，节点 3 接入双馈型风电机组配置 SVG，节点 4 接入直驱型风电机组配置288 SVG，节点 12、节点 13 接入光伏场站，节点 26 接入储能场站。各场站额定容量列于表 A.5，同时给289 出了各新能源场站故障前初始功率和无功补偿系数。故障点为节点 5 母线，故障类型为三相短路故障， 290 表 A.5 各新能源、储能场站初始参数 291 内容双馈风电场站节点 3 SVG1 节点 3 直驱风电场站节点 4 SVG2 节点 4 光伏场站 1 节点 12 光伏场站 2 节点 13 储能场站节点 26 容量