ICS29.240

K45T/CEC

中國電力企業聯合會標準

T/CECXXXXX—202X

繼電保護整定計算用新能源場站

建模導則

Guideformodelingofrenewableenergystationforprotectionsettingcalculation

（征求意見稿）

（在提交反饋意見時，請將您知道的相關專利連同支持性文件一并附上）

202X-XX-XX發布202X-XX-XX實施

中國電力企業聯合會發布

T/CECxxx—202X

繼電保護整定計算用新能源場站建模導則

1范圍

本文件規定了繼電保護整定計算用風電場、光伏發電站及電化學儲能系統數學模型的建立原則、方

法和要求。

本文件適用于接入10kV及以上電壓等級電網的風電場、光伏發電站及電化學儲能系統。接入10kV

以下電壓等級電網的風電場、光伏發電站及電化學儲能系統可參照執行。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

文件。

GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規程

GB/T15544.1三相交流系統短路電流計算第1部分：電流計算

GB/T19963風電場接入電力系統技術規定

GB/T19964光伏發電站接入電力系統技術規定

GB/T32826光伏發電系統建模導則

GB/T32900光伏發電站繼電保護技術規范

GB/T36547電化學儲能系統接入電網技術規定

GB/T40584繼電保護整定計算軟件及數據技術規范

DL/T559220kV~750kV電網繼電保護裝置運行整定規程

DL/T5843kV~110kV電網繼電保護裝置運行整定規程

DL/T1011電力系統繼電保護整定計算數據交換格式規范

DL/T1631并網風電場繼電保護配置及整定技術規范

DL/T1870電力系統網源協調技術規范

NB/T31075風電場電氣仿真模型建模及驗證規程

3術語和定義

GB/T14285、GB/T19963、GB/T19964、DL/T559、DL/T584界定的術語和定義適用于本文件。

3.1

逆變器inverter

將直流電變換成交流電的設備。

3.2

變流器converter

能實現完整換流功能的電氣裝置。

3.3

1

T/CECxxx—202X

新能源場站renewableenergystation

接入電力系統的風電場、光伏發電站及電化學儲能系統。

3.4

低電壓穿越lowvoltageridethrough

當電力系統事故或擾動引起并網點電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內，新能源場

站能夠保證不脫網連續運行。

3.5

受控電流源controlledcurrentsource

輸出受電壓或電流控制的電流源。

3.6

同時率simultaneityfactor

新能源在一定時間內最大出力與裝機容量之比。

3.7

電化學儲能系統electrochemicalenergystoragesystem

以電化學電池為儲能載體，通過儲能變流器進行可循環電能儲存、釋放的系統。

4總體要求

4.1新能源場站繼電保護整定計算模型（下文簡稱整定計算模型）應能滿足電力系統繼電保護整定計

算的需求，應方便在廣泛使用的繼電保護整定計算軟件中實現。

4.2新能源并網裝機容量達到較高比重的電網，宜考慮新能源提供的短路電流對繼電保護整定計算的

影響。

4.3受變流器（逆變器）電力電子器件承受能力及內部控制保護策略等影響，新能源場站具有短路電

流受限特性，新能源場站不應按照常規發電機組或負荷進行簡化處理，新能源場站發電基本原理見附錄

A。

4.4新能源場站整定計算模型可僅考慮新能源機組在故障情況下的電氣特性，正常運行時輸出電流不

考慮。

4.5同一新能源場站或者經同一高壓匯集母線送出的場站內，具備相同模型和參數的新能源機組可以

用一臺或多臺機組進行等值。在合并時應考慮線路阻抗、變壓器阻抗、與故障點的電氣距離等因素對故

障電壓和短路電流的影響。不同類型、不同參數的新能源機組宜采用不同的機組等值，等值應滿足工程

計算精度要求。

4.6新能源機組宜采用受控電流源模型，相關模型參數應能方便地通過試驗測量及仿真計算確定，或

從制造廠家處獲取。

4.7新能源場站整定計算建模應遵循以下原則：

a）考慮電力設備最嚴苛運行特性；

b）不考慮故障過程隨時間的變化，僅考慮穩態量；

c）不計短路電流的衰減；

d）使用等效電路模擬動態元件，考慮主要因素，簡化計算；

e）不計負荷電流的影響。

2

T/CECxxx—202X

4.8新能源場站整定計算模型參數應采用標幺值，基準電流采用基準容量及平均電壓計算，新能源場

站額定容量宜選取場站內全部機組額定功率之和。

4.9應研究、實測和建立整定計算用新能源場站的精細模型和參數，不斷提高計算精度。整定計算中

應使用合理的模型和參數，以保證滿足所要求的精度。

4.10整定計算軟件應能適應新能源場站建模要求，必要時應采用迭代計算，并兼顧計算規模、精度和

速度。

4.11為簡化計算，與新能源場站電氣距離較遠的廠站在整定計算時可不考慮新能源短路電流的影響；

故障持續時間超過2s新能源機組將脫網，此時也不考慮新能源短路電流的影響。

4.12新能源場站整定計算數據交互模型應滿足GB/T40584相關規定，具體功能要求可參考附錄B。

5光伏發電整定計算模型

5.1一般規定

5.1.1整定計算模型應能反映光伏發電在低電壓穿越期間的短路電流特性。

5.1.2光伏發電通過逆變器與電網相連，其短路電流特性主要取決于逆變器控制目標、機端電壓及機

組出力等因素，建模時應予以考慮。

5.1.3光伏發電單元整定計算模型輸出電流不應超過并網逆變器最大允許電流。

5.1.4對于多個由同一型號、相同容量的光伏方陣和逆變器構成的光伏發電單元，可用倍乘方式等值。

5.1.5整定計算模型應準確模擬電網故障下光伏發電系統電流—電壓外特性，并兼顧大規模電力系統

故障計算需簡化模型的要求。

5.1.6整定計算模型應能適用于對稱短路故障和不對稱短路故障。

5.1.7光伏發電單元及光伏電站的等效電流源模型及電流—電壓外特性應由制造廠家提供。在制造廠

家不能提供時，可采用本文件方法計算。

5.1.8根據GB/T19964中光伏發電低電壓穿越要求，當并網點電壓高于0.9p.u.時，光伏發電保持正

常運行，不提供短路電流；當并網點電壓低于0.9p.u.時，光伏發電根據電壓跌落程度輸出短路電流。

5.2光伏發電單元

5.2.1短路電流計算只考慮穩態工頻分量，不考慮暫態直流分量及諧波分量。

5.2.2光伏發電單元在電網故障期間可等效為壓控電流源，等效電路模型如圖1所示，輸出正序電流

與正序電壓的關系見式（2）。

=

Iww11fU()(2)

式（2）中：

Iw1一正序電流；

Uw1—機端正序電壓；

f反映正序電流與正序電壓關系的函數，與控制特性等諸多因素有關。

3

T/CECxxx—202X

Uw1

Iw1

圖1光伏發電單元整定計算模型

光伏發電單元正序電流可通過以下方式獲得：

a)根據光伏發電單元數學模型推導出正序電流的解析表達式，見式（3）～式（4）。

I=+()ii22()

wd111q

i(3)

θ=arctanq1

w1i

d1

其中，

=?

iKUUIqkN11()w1

≤<

S0.2UUWk1

iIi=min(,22?)

dq1max1（4）

Uw1

iI=1.05

qN1<

UW10.2

id1=0

式（3）～式（4）中：

Iw1—正序電流幅值；

id1、iq1—正序電流d軸分量、q軸分量；

θw1—正序電流相角；

K1—比例系數，取值范圍1.5~3;

Uk—正序電壓跌落門檻值，取值范圍0.8~0.9；

Uw1—機端正序電壓；

S—逆變器額定容量；

Imax—逆變器最大允許電流；

IN—逆變器額定電流；

注1：下標1表示正序分量。

注2：在簡化計算中，式（3）～式（4）中id1也可忽略不計。當不考慮id1時，Iw1相角取為90°。

b)根據仿真試驗或實際故障數據，通過輸入—輸出外特性數學擬合方式得出光伏發電單元輸出

正序電流與正序電壓的近似關系，如圖2所示，并用查表的方式輸入到整定計算軟件中。其

中，電流相角可通過電流無功、有功分量計算。

4

T/CECxxx—202X

圖2光伏發電單元輸出正序電流與正序電壓關系參考曲線

5.2.3為簡化計算，光伏發電單元也可等效為恒定電流源，其最大輸出電流可由式（5）計算。

=<()

IKIUUw1Nw1k(5)

式（5）中：

Iw1一正序電流幅值；

K—逆變器過流系數，取值范圍1.0~1.5，推薦典型值為1.2；

IN—逆變器額定電流；

Uw1—機端正序電壓幅值；

Uk—正序電壓跌落門檻值，取值范圍0.8~0.9。

5.2.4電網故障期間，現有光伏發電系統的逆變器通常具有抑制負序電流的功能，其負序網絡可視為

開路，流過的負序電流可忽略。對于部分按照相關標準提供負序通路原則開發的光伏發電系統，其負序

網絡可用恒定阻抗表示，阻抗參數由制造廠家提供。

5.2.5光伏發電系統的單元變壓器采用Y（不接地）/△接線形式，其零序網絡開路，零序電流可忽略。

5.2.6單元變壓器采用典型變壓器模型。

5.3光伏發電站

5.3.1光伏發電站模型應能反映并網點的短路電流特性。

5.3.2升壓變壓器采用典型變壓器模型。

5.3.3光伏發電站內匯集線路阻抗可忽略不計。

5.3.4不考慮同一光伏發電站中不同光伏發電單元的地理位置分布和光照資源分布帶來的差異。

5.3.5電網發生短路故障時，光伏發電站提供的短路電流可取為站內全部運行光伏發電單元短路電流

之和。

5.3.6光伏發電站升壓站其余電氣設備建模應符合DL/T559、DL/T584、GB/T32900要求。外部電網

元件可使用電壓源、節點間阻抗、對地阻抗等簡化計算模型。

6風力發電整定計算模型

6.1一般規定

6.1.1整定計算模型應能反映風電場在低電壓穿越期間的短路電流特性。

5

T/CECxxx—202X

6.1.2風電機組整定計算模型變流器輸出電流不應超過其最大允許電流。

6.1.3本文件以實際風電場中普遍應用的雙饋感應型和全功率直驅型兩類主流風電機組為例，適用于

陸上風電場及海上風電場。

6.1.4風電機組的短路電流主要取決于變流器控制目標、發電機參數、機端電壓及機組出力等因素，

建模時應予以考慮。

6.1.5對于接入的多個相同機型風電機組，可用倍乘方式等值。

6.1.6整定計算模型應準確模擬電網故障下風力發電系統的電流—電壓外特性，并兼顧大規模電力系

統故障計算需簡化模型的要求。

6.1.7整定計算模型應能適用于對稱短路故障和不對稱短路故障。

6.1.8風電機組及風電場的等效電流源模型及電流—電壓外特性應由制造廠家提供。在制造廠家不能

提供時，可采用本文件方法計算。

6.1.9根據GB/T19963中風電場低電壓穿越要求，當并網點電壓高于0.9p.u.時，風電機組保持正常

運行，不提供短路電流；當并網點電壓低于0.2p.u.時，風電機組脫網，即輸出電流為零。

6.2雙饋感應型風電機組

6.2.1短路電流計算只考慮穩態工頻分量，不考慮暫態直流分量及諧波分量。

6.2.2電網故障過程雙饋感應型風電機組可等效為壓控電流源，等效電路模型如圖3所示。

Uw1

Iw1

圖3雙饋感應型風電機組整定計算模型

6.2.3電網故障期間，雙饋感應型風電機組輸出的正序電流可按式（6）計算：

=

Iww11fU()(6)

式（6）中：

Iw1一正序電流；

Uw1—機端正序電壓；

f—反映正序電流與正序電壓關系的函數，與控制特性等諸多因素有關。

雙饋感應型風電機組正序電流計算比較復雜，可通過以下方式獲得：

a)通過雙饋感應型風電機組數學模型推導出正序電流的解析表達式。根據假設條件的差異，正序

電流的解析表達式有多種，具體可參考相關文獻，式（7）～（8）給出了其中一種計算方法，

可使用更準確實用的計算方法；

6

T/CECxxx—202X

=+++22

Iiiiiw1()()sd1gd1sq1gq1

(7)

ii+

θθ=+sq11gq

w1arctanu1

ii+

sd11gd

其中，

LSL

iIi=min(,??mss22)

sd1max1LULrrq

ssm1

=?()≤<

iKUUsq11()0.2ks1UUs1k

S(8)

?g

igd1=

Us1

igq1=0

?UL

iKUUUU=??sd1()0.2s()≤<

rq111ωksdsd1k

LLmm

式（7）～式（8）中：

Iw1—正序電流幅值；

isd1—定子電流d軸分量；

igd1—網側變流器電流d軸分量；

isq1—定子電流q軸分量；

igq1—網側變流器電流q軸分量；

θw1—正序電流相角；

θu1—正序電壓相角；

Ls—定子自感；

Lm—定轉子互感；

Ss—風電機組額定容量；

Irmax—變流器最大可耐受電流；

irq1—轉子電流q軸分量；

K1—比例系數，取值范圍1.5~3；

Uk—正序電壓跌落門檻值，取值范圍0.8~0.9；

Us1—定子正序電壓幅值；

Sg—網側變流器額定容量；

?—同步角速度；

Usd1—定子正序電壓d軸分量。

注1：下標1表示正序分量。

注2：在簡化計算中，式（7）～式（8）中isd1、igd1也可忽略不計。當不考慮isd1、igd1時，Iw1相角取為90°+θu1。

b)根據仿真試驗或實際故障數據，通過輸入—輸出外特性數學擬合方式得出風電機組輸出正序電

流與正序電壓的近似關系，如圖4所示，并用查表的方式輸入到整定計算軟件中。其中，電流

相角可通過電流無功、有功分量計算。

7

T/CECxxx—202X

1.6

90%出力

1.4

80%出力

1.2

Crowbar70%出力

理論曲線

1

/p.u.延長線60%出力

I

0.850%出力

電流Crowbar40%出力RSC外環

低穿控制

0.6投入30%出力控制

出力

0.420%

10%出力

0.2

0

00.10.20.30.40.50.60.70.80.91

電壓U/p.u.

實測值仿真值理論值

圖4雙饋感應型風電機組輸出正序電流與正序電壓關系參考曲線

6.2.4電網故障期間，現有雙饋感應型風電機組負序電流小于正序電流，負序阻抗大于正序阻抗，其

負序網絡可用恒定阻抗表示，阻抗參數由制造廠家提供。

6.2.5風電機組單元變壓器采用Y（不接地）/△接線形式，其零序網絡開路，零序電流可忽略。

6.2.6單元變壓器采用典型變壓器模型。

6.3永磁直驅型風電機組

全功率直驅型風電機組通過變流器與電網相連，其短路電流特性與光伏發電單元相似，可用壓控電

流源等效，短路電流計算見光伏發電。需注意的是，全功率直驅型風電機組在機端電壓小于0.2p.u.時直

接脫網即輸出電流為0；光伏發電單元在機端電壓小于0.2p.u.時仍需保持不脫網連續運行150ms并向電

網輸出電流。

6.4風電場

6.4.1風電場模型應能反映并網點的短路電流特性。

6.4.2風電場包含多種不同型號風電機組時，應對風電機組按種類分別建模。

6.4.3升壓變壓器采用典型變壓器模型。

6.4.4風電場內匯集線路的阻抗可忽略不計。

6.4.5不考慮同一風電場中不同風電機組的地理位置分布和風功率資源分布帶來的差異。

6.4.6電網發生短路故障時，風電場提供的短路電流可取為站內全部運行風電機組短路電流疊加之和。

6.4.7風電場升壓站其余電氣設備建模應符合DL/T559、DL/T584、DL/T1631要求。外部電網元件

可使用電壓源、節點間阻抗、對地阻抗等簡化計算模型。

7電化學儲能系統整定計算模型

7.1一般規定

7.1.1整定計算模型應能反映電化學儲能系統在低電壓穿越期間的短路電流特性。

7.1.2電化學儲能系統通過變流器與電網相連，其短路電流特性主要取決于變流器控制目標、儲能電

池狀態及機端電壓等因素，建模時應予以考慮。

7.1.3電化學儲能系統整定計算模型輸出電流不應超過變流器最大允許電流。

7.1.4對于多個由同一型號、相同容量的儲能變流器構成的電化學儲能單元，可用倍乘方式等值。

7.1.5整定計算模型應準確模擬電網故障下電化學儲能系統的電流—電壓外特性，并兼顧大規模電力

系統故障計算需簡化模型的要求。

7.1.6整定計算模型應能適用于對稱短路故障和不對稱短路故障。

8

T/CECxxx—202X

7.1.7電化學儲能系統的等效電流源模型及電流—電壓外特性應由制造廠家提供。在制造廠家不能提

供時，可采用本文件方法計算。

7.1.8根據GB/T36547中電化學儲能系統低電壓穿越要求，當并網點電壓高于0.9p.u.時，電化學儲

能系統保持正常運行，不提供短路電流；當并網點電壓低于0.9p.u.時，電化學儲能系統根據電壓跌落

程度輸出短路電流。

7.2電化學儲能單元

7.2.1短路電流計算只考慮穩態工頻分量，不考慮暫態直流分量及諧波分量。

7.2.2電化學儲能單元（包括并網型和構網型）在電網故障期間可等效為壓控電流源，等效電路模型

如圖5所示，輸出正序電流與正序電壓的關系見式（9）。

=

Iww11fU()(9)

式（9）中：

Iw1一正序電流；

Uw1—機端正序電壓；

f—反映正序電流與正序電壓關系的函數，與控制特性等諸多因素有關。

Uw1

Iw1

圖5電化學儲能單元整定計算模型

電化學儲能單元正序電流可通過以下方式獲得：

a)根據電化學儲能單元數學模型推導出正序電流的解析表達式，見式（10）；

I=+()ii22()

wd111q

（）

i10

θ=q1

w1arctan

id1

其中，

iUUI=×1.6(?)

qkN1w10.2≤≤UU

=w1k

id10

(11)

iI=1.04

qN1<

Uw10.2

id1=0

式（10）～式（11）中：

9

T/CECxxx—202X

id1、iq1—正序電流d軸分量、q軸分量；

θw1—正序電流相角；

Uk—正序電壓跌落門檻值，一般取0.85；

Uw1—機端正序電壓；

IN—電化學儲能單元的額定電流。

b）根據仿真試驗或實際故障數據，通過輸入—輸出外特性數學擬合方式得出電化學儲能單元輸出

正序電流與正序電壓的近似關系，如圖6所示，并用查表的方式輸入到整定計算軟件中。

圖6電化學儲能單元輸出正序電流與正序電壓關系參考曲線

7.2.4電網故障期間，現有電化學儲能系統的變流器通常具有抑制負序電流的功能，其負序網絡可視

為開路，流過的負序電流可忽略。

7.2.5電化學儲能系統的單元變壓器采用Y（不接地）/△接線形式，其零序網絡開路，零序電流可忽

略。

7.2.6單元變壓器采用典型變壓器模型。

7.3電化學儲能系統

7.3.1電化學儲能系統模型應能反映并網點的短路電流特性。

7.3.2升壓變壓器采用典型變壓器模型。

7.3.3電網發生短路故障時，電化學儲能系統提供的短路電流可取為全部運行電化學儲能單元短路電

流之和。

8新能源場站運行方式的選取

8.1繼電保護整定計算是以系統基礎運行方式和考慮被保護設備相鄰近的一回線或一個元件檢修的正

常檢修運行方式為依據。

8.2新能源場站的動力來源決定其運行的間歇性和隨機波動性，整定計算用系統基礎計算方式分為正

常大方式和正常小方式兩種，短路電流與新能源場站出力有關，應充分考慮新能源場站運行特點。

8.3正常大方式應考慮新能源機組全部開機、出力最大的運行工況，包括按照發電曲線以及季節變化

出現的最大出力等情況，可參考各地區新能源同時率確定。風電場及光伏發電站可按其額定容量的

60%~90%計算，電化學儲能系統可按其額定容量計算。

8.4正常小方式應考慮新能源機組部分開機、出力最小的運行工況，包括計劃檢修和按照發電曲線以

及季節變化出現的最小出力等情況。光伏發電站及電化學儲能系統可按全站全停即出力為0計算，風電

場可按額定容量的5%計算。

10

T/CECxxx—202X

8.5新能源場站所在電網整定計算方式選取按照DL/T559、DL/T584要求執行。

9新能源場站接入電網整定計算

9.1對于含新能源場站的電網，網絡中有源節點集合除了系統中所有的常規發電機外，還包括新能源

場站對應的電源。

9.2新能源場站可等效為壓控電流源，從并網點向系統注入短路電流，進而影響全網短路電流和電壓

分布。

9.3采用壓控電流源模型時，新能源輸出電流受機端電壓影響，故障計算應采用迭代算法，并應考慮

與現有故障計算方法的兼容。

9.4短路電流計算時，應用對稱分量法可以使計算過程大大簡化，各序分量計算應滿足GB/T15544.1

要求。

9.5故障點電壓電流計算方法如下：

a)電網發生故障時，新能源場站向電網中注入電流只考慮正序分量，整個系統示意圖如圖7所示。

圖中，j為新能源接入節點，f點為故障節點，Ic為新能源等效電流源，IAC為故障點電流。

IC

j

IAC

f

圖7含新能源場站的電網故障示意圖

b)根據故障點序網方程及故障邊界條件，由式（12）求得故障點各序電壓電流。

=∠+0()∠???

VZIZIfa(1)1.00fjjff(1)fa(1)

jH∈

=?

VZIfa(2)ff(2)fa(2)(12)

=?

VZIfa(0)ff(0)fa(0)

式（12）中：

Vfam()—分別為故障點f的各序電壓，m=1,2,0分別表示正序、負序、零序；

H—網絡中所有新能源接入節點的集合；

f、j—分別代表故障節點和新能源接入節點；

Zfj—故障點和新能源接入點間的各序互阻抗；

Ifam()—分別為故障點f的各序電流，m=1,2,0分別表示正序、負序、零序；

Zffm()—故障點的各序阻抗；

Ij—新能源等效電流源幅值；

??—新能源等效電流源相位，以常規發電機電勢相位為參考。

9.6網絡中節點電壓和支路電流計算方法如下：

11

T/CECxxx—202X

a)網絡中任一節點i的各序電壓可由式（13）求得：

=∠°+()∠???

VZIZIia(1)1.00ijjif(1)fa(1)

jH∈

=?

VZIia(2)if(2)fa(2)(13)

=?

VZIia(0)if(0)fa(0)

式（13）中：

Via()m—任意節點i的各序電壓；

Zif()m—節點i、f間的各序互阻抗；

Zij—節點i、j間的正序互阻抗。

b)網絡中任一支路ij的各序電流可由式（14）求得：

IVVZ=?()/

ija(1)ia(1)ja(1)ij(1)

=?

IVVZija(2)()ia(2)ja(2)/ij(2)(14)

IVVZ=?()/

ija(0)ia(0)ja(0)ij(0)

式（14）中：

Iija()m—支路ij的各序電流；

Zij()m—支路ij的各序阻抗。

9.7含新能源場站電網中電壓電流計算方法如下：

a)通過9.5和9.6，計算出各節點電壓；

b)根據并網點電壓，通過新能源場站模型計算出新能源輸出電流；

c)根據新能源輸出電流，再次計算相關節點電壓；

d)計算當前與上一次電壓差值并判斷是否滿足要求。若不滿足，重復以上計算；若滿足，計算出各節

點電壓及各支路電流。

9.8故障計算中新能源等效電流源相位的選取。若新能源等效電流源相位在實際運行中處于變化狀態，

難以給出確定的數值，可以按最嚴苛相位選取，例如與常規發電機提供短路電流相位相同或者相反兩種

情況考慮。

10新能源場站整定計算模型驗證

10.1應采用仿真手段或現場測試方法驗證新能源場站整定計算模型的準確性。

10.2模型驗證考核量主要包括新能源場站并網點三相電流、三相電壓，故障類型包括三相短路、兩相

相間短路、兩相接地短路及單相接地短路等，應采用新能源場站進行低電壓穿越時的數據。

10.3新能源場站應在新設備啟動投產前組織并委托有資質的電力試驗單位，開展以下工作：

a）根據實際電氣接線及參數在電力系統仿真軟件中建立新能源場站詳細模型，外部電網可采用等效

模型，并滿足工程計算精度要求。新能源場站詳細模型應符合GB/T32826、NB/T31075要求；

b）仿真不同運行工況下各種故障類型，并記錄并網點電流、電壓；

c）將詳細模型的仿真結果與整定計算模型的計算結果進行對比。

10.4新能源場站模型參數實測應在現場調試試驗合格后進行。

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10.5新能源場站應按照DL/T1870要求，組織并委托有資質的電力試驗單位開展現場試驗，并將現場

試驗的測試結果與整定計算模型的計算結果進行對比，調整整定計算模型相關參數并確認模型的準確

性。

10.6新能源場站在試驗前1個月向電網調度機構報送試驗方案（包括試驗內容、試驗步驟、試驗進度

安排及現場安全措施等）及試驗申請。

10.7新能源場站應在整站投運后6個月內完成模型驗證仿真試驗，并將正式報告提交電網調度機構。

10.8在運的新能源場站，應定期結合近區電網故障時的故障錄波數據，校核模型的準確性。

11新能源場站整定計算建模需收集的資料參數

11.1風電場應收集的資料包括但不限于以下內容：

a)風電機組出廠試驗報告、并網測試報告，報告中應包含完整的低電壓穿越試驗結果；

b)風電機組參數、變壓器參數、運行參數等，參照附錄C；

c)風電場基本情況，包括一次、二次系統設計報告及電氣主接線圖等；

d)其他與整定計算建模相關的資料。

11.2光伏發電站應收集的資料包括但不限于以下內容：

a)逆變器出廠試驗報告、并網測試報告，報告中應包含完整的低電壓穿越試驗結果；

b)逆變器參數、變壓器參數、運行參數等，參照附錄C；

c)光伏發電站基本情況，包括一次、二次系統設計報告及電氣主接線圖等；

d)其他與整定計算建模相關的資料。

11.3電化學儲能系統應收集的資料包括但不限于以下內容：

a)變流器出廠試驗報告、并網測試報告，報告中應包含完整的低電壓穿越試驗結果；

b)變流器參數、變壓器參數、運行參數等，參照附錄C；

c)電化學儲能系統基本情況，包括一次、二次系統設計報告及電氣主接線圖等；

d)其他與整定計算建模相關的資料。

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附錄A

（資料性）

新能源發電基本原理

A.1雙饋感應型風電機組

圖A.1雙饋感應型風電機組電氣結構示意圖

雙饋感應型風電機組電氣結構如圖A.1所示。正常運行狀態下，風力機葉片捕獲風能，通過齒輪

箱加速后驅動異步發電機轉子旋轉發電。一部分電能通過定子繞組以工頻電流的形式饋入電網；另一

部分非工頻電能由轉子繞組進入轉子變流器，并在后者的整流作用下轉變為直流電能。直流電能再經

過網側變流器逆變為工頻電能饋入電網。轉子側變流器的控制目標在于調節發電機勵磁實現定子側恒

壓恒頻輸出，且負責定子側電能功率因數的調節；網側變流器通常以穩定直流母線（直流電容處）電

壓，并控制網側電能的功率因數為控制目標。

故障后，根據發電機并網點電壓跌落情況，與發電機轉子相連的撬棒電路會存在不同的響應。電壓

跌落嚴重時，為避免變流器過流，撬棒電路動作短接發電機轉子，整個發電機的運行模式類似鼠籠式異

步發電機。在此過程中，若并網點電壓恢復至一定數值以上，則退出撬棒電路，變流器在控制系統作用

下控制短路電流；若故障本身不足以使得并網點電壓大范圍跌落，則整個故障過程中，撬棒電路一直不

動作，轉子電流由變流器控制。

雙饋感應型風電機組采用兩個背靠背、通過直流環節連接的兩電平電壓型脈沖寬度調制變換器（網

側變流器和轉子側變換器）進行交流勵磁，以此實現變速恒頻運行和最大風能追蹤控制。

網側變流器的主要功能是保持直流母線電壓的穩定、輸入電壓正弦和控制輸入功率因數。直流母

線電壓的穩定與否取決于交流側與直流側有功功率的平衡，如果能有效地控制交流側輸入有功功率，

則可保持直流母線電壓的穩定。在電網電壓恒定條件下，對交流側有功功率的控制實際上就是對輸入

電流有功分量的控制；輸入功率因數的控制實際上就是對輸入電流無功分量的控制；而輸入電流波形

正弦與否主要與電流控制的有效性、調制方式和濾波設計有關。由此可見，整個網側變流器的控制系

統應分為兩個環節：電壓外環控制和電流內環控制，如圖A.2所示。

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Udc

*有功電流

Udc電壓外環參考值

控制器

電壓脈沖

參考值信號

電流內環

調制器

控制器

無功電流

參考值

電流反饋

圖A.2雙饋感應型風電機組網側變流器控制系統結構示意圖

轉子側換流器的主要功能是實現最大風能追蹤的雙饋感應型風電機組轉速或者有功功率的控制，

以及對雙饋感應型風電機組無功功率的控制，其控制系統的結構示意圖與網側換流器類似。

A.2全功率直驅型風電機組

圖A.3直驅型風電機組電氣結構示意圖

全功率直驅型風電機組電氣結構如圖A.3所示。正常運行狀態下，風力機直接帶動永磁風力發電機

轉子旋轉產生電能。受限于風速的變化，發電機輸出的電能頻率非工頻且不恒定。通過背靠背變流器可

將非工頻、變化的風能轉變為工頻電能。變流器分為直接與發電機相連的機側變流器和直接與電網相連

的網側變流器，機側變流器將發電機的電能整流為直流電，網側變流器將直流電逆變為工頻交流電饋入

電網。通常情況下，控制系統有兩種控制模式。模式一為機側變流器決定發電機電磁功率和機側無功功

率，網側變流器控制直流母線電壓和輸出到電網的無功功率；模式二為機側變流器控制直流母線電壓和

機側無功功率，而網側變流器控制電磁功率和輸出到電網的無功功率。

故障后，直流側無法及時輸出的電能引發直流電壓升高，觸發卸荷電路動作，從而投入卸荷電阻消

耗富余電能；而網側控制系統在故障過程中通常直接控制變流器輸出的短路電流，達到所需的控制目的

（如抑制負序電流或抑制功率波動等）。

全功率直驅型風電機組機側和網側各存在一組換流器，其控制系統的結構示意圖和雙饋風機類似，

都是由電壓外環和電流內環構成。在正常運行情況下，通過機側換流器調節電機轉速、轉矩或功率，從

而實現對風能的最優捕捉；通過網側換流器調節直流側電壓恒定，實現機側能量的傳遞，并確保網側輸

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出電流正弦及功率因數可調。

故障后，控制系統通常會屏蔽外環，而由電流內環根據電流指令直接接管系統，此時電流指令根據

提前預設的低電壓穿越控制策略決定。同時由于比例積分環節的無差特性，在經歷一段暫態過程后，輸

出穩態電流會趨于該電流指令值。

A.3光伏發電

圖A.4光伏發電電氣結構示意圖

光伏發電電氣結構如圖A.4所示。光伏電池經過串并聯構成光伏組件，再進一步串并聯構成光伏陣

列。太陽能經由光伏陣列轉變為直流電能。如有必要，直流電能會通過升壓電路（僅存在于兩級式光伏

電源中）進一步提高電壓。直流電能再通過變流器逆變為工頻交流電能饋入電網。正常運行時控制系統

控制著直流電容電壓和輸出無功功率。對于不含升壓電路的單極式光伏電源，光伏陣列的功率可通過控

制直流電容電壓來改變（光伏陣列輸出功率取決于端電壓大小）；而對于兩級式光伏電源，則通常通過

改變升壓電路的占空比來實現對光伏功率的控制。

故障后，變流器通常直接控制變流器輸出的短路電流，達到所需的控制目標（如抑制負序電流或抑

制功率波動等）。

從直流電容到網側換流器端口，光伏電源的結構和控制方式與永磁直驅風力發電機組類似。詳細描

述見永磁直驅風力發電機組控制系統部分。

A.4電化學儲能系統

圖A.5電化學儲能發電電氣結構示意圖

電化學儲能系統一般包含多個電池儲能系統。蓄電池儲能系統主要由電池系統、儲能變流器及電池

管理系統組成。電池系統是實現電池儲能系統電能存儲和釋放的主要載體，一般由電池單體經過串并聯

組成；電池管理系統用于監測、評估及保護電池運行狀態的電子設備集合，具備監測功能、運行報警功

能、保護功能、自診斷功能、均衡管理功能、參數管理功能和本地運行狀態顯示功能等；雙向儲能變流

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器是電網與電池連接的橋梁，實現電能從電網到電池及電池到電網的雙向流動。

儲能變流器作為儲能系統核心部分，承擔儲能系統控制電池能量管理功率分配等多項任務。儲能變

流器均為雙向變流器，內部包含功率控制模塊，電池參數測量模塊、基于PWM的交直流整流逆變模塊、

DC-DC轉換模塊、濾波電路模塊等，儲能變流器結構如圖A.5所示。其中變流器控制方式是建立儲能

系統等值模型主要關注的問題。

故障后，變流器控制器通常直接控制變流器輸出的短路電流，達到所需的控制目標（如抑制負序電

流或抑制功率波動等）。

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附錄B

（資料性）

新能源場站整定計算數據交互模型

B.1風電場等效電源圖元

風電場等效電源圖元見圖B.1。

W

圖B.1風電場圖元

B.2光伏發電站等效電源圖元

光伏發電站等效電源圖元見圖B.2。

P

圖B.2光伏發電站圖元

B.3電化學儲能系統等效電源圖元

電化學儲能系統等效電源圖元見圖B.3。

-+

圖B.3電化學儲能系統圖元

B.4新能源等效電源類圖形交互格式

新能源等效電源類圖形交互格式見表B.1。

表B.1新能源等效電源類圖形交互格式

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序號