《继电保护整定计算用新能源场站建模导则》

ICS29.240

K45T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CECXXXXX—202X

继电保护整定计算用新能源场站

建模导则

Guideformodelingofrenewableenergystationforprotectionsettingcalculation

（征求意见稿）

（在提交反馈意见时，请将您知道的相关专利连同支持性文件一并附上）

202X-XX-XX发布202X-XX-XX实施

中国电力企业联合会发布

T/CECxxx—202X

继电保护整定计算用新能源场站建模导则

1范围

本文件规定了继电保护整定计算用风电场、光伏发电站及电化学储能系统数学模型的建立原则、方

法和要求。

本文件适用于接入10kV及以上电压等级电网的风电场、光伏发电站及电化学储能系统。接入10kV

以下电压等级电网的风电场、光伏发电站及电化学储能系统可参照执行。

2规范性引用文件

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，

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

文件。

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T15544.1三相交流系统短路电流计算第1部分：电流计算

GB/T19963风电场接入电力系统技术规定

GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T32826光伏发电系统建模导则

GB/T32900光伏发电站继电保护技术规范

GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定

GB/T40584继电保护整定计算软件及数据技术规范

DL/T559220kV~750kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T5843kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T1011电力系统继电保护整定计算数据交换格式规范

DL/T1631并网风电场继电保护配置及整定技术规范

DL/T1870电力系统网源协调技术规范

NB/T31075风电场电气仿真模型建模及验证规程

3术语和定义

GB/T14285、GB/T19963、GB/T19964、DL/T559、DL/T584界定的术语和定义适用于本文件。

3.1

逆变器inverter

将直流电变换成交流电的设备。

3.2

变流器converter

能实现完整换流功能的电气装置。

3.3

1

T/CECxxx—202X

新能源场站renewableenergystation

接入电力系统的风电场、光伏发电站及电化学储能系统。

3.4

低电压穿越lowvoltageridethrough

当电力系统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间隔内，新能源场

站能够保证不脱网连续运行。

3.5

受控电流源controlledcurrentsource

输出受电压或电流控制的电流源。

3.6

同时率simultaneityfactor

新能源在一定时间内最大出力与装机容量之比。

3.7

电化学储能系统electrochemicalenergystoragesystem

以电化学电池为储能载体，通过储能变流器进行可循环电能储存、释放的系统。

4总体要求

4.1新能源场站继电保护整定计算模型（下文简称整定计算模型）应能满足电力系统继电保护整定计

算的需求，应方便在广泛使用的继电保护整定计算软件中实现。

4.2新能源并网装机容量达到较高比重的电网，宜考虑新能源提供的短路电流对继电保护整定计算的

影响。

4.3受变流器（逆变器）电力电子器件承受能力及内部控制保护策略等影响，新能源场站具有短路电

流受限特性，新能源场站不应按照常规发电机组或负荷进行简化处理，新能源场站发电基本原理见附录

A。

4.4新能源场站整定计算模型可仅考虑新能源机组在故障情况下的电气特性，正常运行时输出电流不

考虑。

4.5同一新能源场站或者经同一高压汇集母线送出的场站内，具备相同模型和参数的新能源机组可以

用一台或多台机组进行等值。在合并时应考虑线路阻抗、变压器阻抗、与故障点的电气距离等因素对故

障电压和短路电流的影响。不同类型、不同参数的新能源机组宜采用不同的机组等值，等值应满足工程

计算精度要求。

4.6新能源机组宜采用受控电流源模型，相关模型参数应能方便地通过试验测量及仿真计算确定，或

从制造厂家处获取。

4.7新能源场站整定计算建模应遵循以下原则：

a）考虑电力设备最严苛运行特性；

b）不考虑故障过程随时间的变化，仅考虑稳态量；

c）不计短路电流的衰减；

d）使用等效电路模拟动态元件，考虑主要因素，简化计算；

e）不计负荷电流的影响。

2

T/CECxxx—202X

4.8新能源场站整定计算模型参数应采用标幺值，基准电流采用基准容量及平均电压计算，新能源场

站额定容量宜选取场站内全部机组额定功率之和。

4.9应研究、实测和建立整定计算用新能源场站的精细模型和参数，不断提高计算精度。整定计算中

应使用合理的模型和参数，以保证满足所要求的精度。

4.10整定计算软件应能适应新能源场站建模要求，必要时应采用迭代计算，并兼顾计算规模、精度和

速度。

4.11为简化计算，与新能源场站电气距离较远的厂站在整定计算时可不考虑新能源短路电流的影响；

故障持续时间超过2s新能源机组将脱网，此时也不考虑新能源短路电流的影响。

4.12新能源场站整定计算数据交互模型应满足GB/T40584相关规定，具体功能要求可参考附录B。

5光伏发电整定计算模型

5.1一般规定

5.1.1整定计算模型应能反映光伏发电在低电压穿越期间的短路电流特性。

5.1.2光伏发电通过逆变器与电网相连，其短路电流特性主要取决于逆变器控制目标、机端电压及机

组出力等因素，建模时应予以考虑。

5.1.3光伏发电单元整定计算模型输出电流不应超过并网逆变器最大允许电流。

5.1.4对于多个由同一型号、相同容量的光伏方阵和逆变器构成的光伏发电单元，可用倍乘方式等值。

5.1.5整定计算模型应准确模拟电网故障下光伏发电系统电流—电压外特性，并兼顾大规模电力系统

故障计算需简化模型的要求。

5.1.6整定计算模型应能适用于对称短路故障和不对称短路故障。

5.1.7光伏发电单元及光伏电站的等效电流源模型及电流—电压外特性应由制造厂家提供。在制造厂

家不能提供时，可采用本文件方法计算。

5.1.8根据GB/T19964中光伏发电低电压穿越要求，当并网点电压高于0.9p.u.时，光伏发电保持正

常运行，不提供短路电流；当并网点电压低于0.9p.u.时，光伏发电根据电压跌落程度输出短路电流。

5.2光伏发电单元

5.2.1短路电流计算只考虑稳态工频分量，不考虑暂态直流分量及谐波分量。

5.2.2光伏发电单元在电网故障期间可等效为压控电流源，等效电路模型如图1所示，输出正序电流

与正序电压的关系见式（2）。

=

Iww11fU()(2)

式（2）中：

Iw1一正序电流；

Uw1—机端正序电压；

f反映正序电流与正序电压关系的函数，与控制特性等诸多因素有关。

3

T/CECxxx—202X

Uw1

Iw1

图1光伏发电单元整定计算模型

光伏发电单元正序电流可通过以下方式获得：

a)根据光伏发电单元数学模型推导出正序电流的解析表达式，见式（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—正序电流幅值；

id1、iq1—正序电流d轴分量、q轴分量；

θw1—正序电流相角；

K1—比例系数，取值范围1.5~3;

Uk—正序电压跌落门槛值，取值范围0.8~0.9；

Uw1—机端正序电压；

S—逆变器额定容量；

Imax—逆变器最大允许电流；

IN—逆变器额定电流；

注1：下标1表示正序分量。

注2：在简化计算中，式（3）～式（4）中id1也可忽略不计。当不考虑id1时，Iw1相角取为90°。

b)根据仿真试验或实际故障数据，通过输入—输出外特性数学拟合方式得出光伏发电单元输出

正序电流与正序电压的近似关系，如图2所示，并用查表的方式输入到整定计算软件中。其

中，电流相角可通过电流无功、有功分量计算。

4

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图2光伏发电单元输出正序电流与正序电压关系参考曲线

5.2.3为简化计算，光伏发电单元也可等效为恒定电流源，其最大输出电流可由式（5）计算。

=<()

IKIUUw1Nw1k(5)

式（5）中：

Iw1一正序电流幅值；

K—逆变器过流系数，取值范围1.0~1.5，推荐典型值为1.2；

IN—逆变器额定电流；

Uw1—机端正序电压幅值；

Uk—正序电压跌落门槛值，取值范围0.8~0.9。

5.2.4电网故障期间，现有光伏发电系统的逆变器通常具有抑制负序电流的功能，其负序网络可视为

开路，流过的负序电流可忽略。对于部分按照相关标准提供负序通路原则开发的光伏发电系统，其负序

网络可用恒定阻抗表示，阻抗参数由制造厂家提供。

5.2.5光伏发电系统的单元变压器采用Y（不接地）/△接线形式，其零序网络开路，零序电流可忽略。

5.2.6单元变压器采用典型变压器模型。

5.3光伏发电站

5.3.1光伏发电站模型应能反映并网点的短路电流特性。

5.3.2升压变压器采用典型变压器模型。

5.3.3光伏发电站内汇集线路阻抗可忽略不计。

5.3.4不考虑同一光伏发电站中不同光伏发电单元的地理位置分布和光照资源分布带来的差异。

5.3.5电网发生短路故障时，光伏发电站提供的短路电流可取为站内全部运行光伏发电单元短路电流

之和。

5.3.6光伏发电站升压站其余电气设备建模应符合DL/T559、DL/T584、GB/T32900要求。外部电网

元件可使用电压源、节点间阻抗、对地阻抗等简化计算模型。

6风力发电整定计算模型

6.1一般规定

6.1.1整定计算模型应能反映风电场在低电压穿越期间的短路电流特性。

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6.1.2风电机组整定计算模型变流器输出电流不应超过其最大允许电流。

6.1.3本文件以实际风电场中普遍应用的双馈感应型和全功率直驱型两类主流风电机组为例，适用于

陆上风电场及海上风电场。

6.1.4风电机组的短路电流主要取决于变流器控制目标、发电机参数、机端电压及机组出力等因素，

建模时应予以考虑。

6.1.5对于接入的多个相同机型风电机组，可用倍乘方式等值。

6.1.6整定计算模型应准确模拟电网故障下风力发电系统的电流—电压外特性，并兼顾大规模电力系

统故障计算需简化模型的要求。

6.1.7整定计算模型应能适用于对称短路故障和不对称短路故障。

6.1.8风电机组及风电场的等效电流源模型及电流—电压外特性应由制造厂家提供。在制造厂家不能

提供时，可采用本文件方法计算。

6.1.9根据GB/T19963中风电场低电压穿越要求，当并网点电压高于0.9p.u.时，风电机组保持正常

运行，不提供短路电流；当并网点电压低于0.2p.u.时，风电机组脱网，即输出电流为零。

6.2双馈感应型风电机组

6.2.1短路电流计算只考虑稳态工频分量，不考虑暂态直流分量及谐波分量。

6.2.2电网故障过程双馈感应型风电机组可等效为压控电流源，等效电路模型如图3所示。

Uw1

Iw1

图3双馈感应型风电机组整定计算模型

6.2.3电网故障期间，双馈感应型风电机组输出的正序电流可按式（6）计算：

=

Iww11fU()(6)

式（6）中：

Iw1一正序电流；

Uw1—机端正序电压；

f—反映正序电流与正序电压关系的函数，与控制特性等诸多因素有关。

双馈感应型风电机组正序电流计算比较复杂，可通过以下方式获得：

a)通过双馈感应型风电机组数学模型推导出正序电流的解析表达式。根据假设条件的差异，正序

电流的解析表达式有多种，具体可参考相关文献，式（7）～（8）给出了其中一种计算方法，

可使用更准确实用的计算方法；

6

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=+++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—正序电流幅值；

isd1—定子电流d轴分量；

igd1—网侧变流器电流d轴分量；

isq1—定子电流q轴分量；

igq1—网侧变流器电流q轴分量；

θw1—正序电流相角；

θu1—正序电压相角；

Ls—定子自感；

Lm—定转子互感；

Ss—风电机组额定容量；

Irmax—变流器最大可耐受电流；

irq1—转子电流q轴分量；

K1—比例系数，取值范围1.5~3；

Uk—正序电压跌落门槛值，取值范围0.8~0.9；

Us1—定子正序电压幅值；

Sg—网侧变流器额定容量；

ɷ—同步角速度；

Usd1—定子正序电压d轴分量。

注1：下标1表示正序分量。

注2：在简化计算中，式（7）～式（8）中isd1、igd1也可忽略不计。当不考虑isd1、igd1时，Iw1相角取为90°+θu1。

b)根据仿真试验或实际故障数据，通过输入—输出外特性数学拟合方式得出风电机组输出正序电

流与正序电压的近似关系，如图4所示，并用查表的方式输入到整定计算软件中。其中，电流

相角可通过电流无功、有功分量计算。

7

T/CECxxx—202X

1.6

90%出力

1.4

80%出力

1.2

Crowbar70%出力

理论曲线

1

/p.u.延长线60%出力

I

0.850%出力

电流Crowbar40%出力RSC外环

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

电压U/p.u.

实测值仿真值理论值

图4双馈感应型风电机组输出正序电流与正序电压关系参考曲线

6.2.4电网故障期间，现有双馈感应型风电机组负序电流小于正序电流，负序阻抗大于正序阻抗，其

负序网络可用恒定阻抗表示，阻抗参数由制造厂家提供。

6.2.5风电机组单元变压器采用Y（不接地）/△接线形式，其零序网络开路，零序电流可忽略。

6.2.6单元变压器采用典型变压器模型。

6.3永磁直驱型风电机组

全功率直驱型风电机组通过变流器与电网相连，其短路电流特性与光伏发电单元相似，可用压控电

流源等效，短路电流计算见光伏发电。需注意的是，全功率直驱型风电机组在机端电压小于0.2p.u.时直

接脱网即输出电流为0；光伏发电单元在机端电压小于0.2p.u.时仍需保持不脱网连续运行150ms并向电

网输出电流。

6.4风电场

6.4.1风电场模型应能反映并网点的短路电流特性。

6.4.2风电场包含多种不同型号风电机组时，应对风电机组按种类分别建模。

6.4.3升压变压器采用典型变压器模型。

6.4.4风电场内汇集线路的阻抗可忽略不计。

6.4.5不考虑同一风电场中不同风电机组的地理位置分布和风功率资源分布带来的差异。

6.4.6电网发生短路故障时，风电场提供的短路电流可取为站内全部运行风电机组短路电流叠加之和。

6.4.7风电场升压站其余电气设备建模应符合DL/T559、DL/T584、DL/T1631要求。外部电网元件

可使用电压源、节点间阻抗、对地阻抗等简化计算模型。

7电化学储能系统整定计算模型

7.1一般规定

7.1.1整定计算模型应能反映电化学储能系统在低电压穿越期间的短路电流特性。

7.1.2电化学储能系统通过变流器与电网相连，其短路电流特性主要取决于变流器控制目标、储能电

池状态及机端电压等因素，建模时应予以考虑。

7.1.3电化学储能系统整定计算模型输出电流不应超过变流器最大允许电流。

7.1.4对于多个由同一型号、相同容量的储能变流器构成的电化学储能单元，可用倍乘方式等值。

7.1.5整定计算模型应准确模拟电网故障下电化学储能系统的电流—电压外特性，并兼顾大规模电力

系统故障计算需简化模型的要求。

7.1.6整定计算模型应能适用于对称短路故障和不对称短路故障。

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T/CECxxx—202X

7.1.7电化学储能系统的等效电流源模型及电流—电压外特性应由制造厂家提供。在制造厂家不能提

供时，可采用本文件方法计算。

7.1.8根据GB/T36547中电化学储能系统低电压穿越要求，当并网点电压高于0.9p.u.时，电化学储

能系统保持正常运行，不提供短路电流；当并网点电压低于0.9p.u.时，电化学储能系统根据电压跌落

程度输出短路电流。

7.2电化学储能单元

7.2.1短路电流计算只考虑稳态工频分量，不考虑暂态直流分量及谐波分量。

7.2.2电化学储能单元（包括并网型和构网型）在电网故障期间可等效为压控电流源，等效电路模型

如图5所示，输出正序电流与正序电压的关系见式（9）。

=

Iww11fU()(9)

式（9）中：

Iw1一正序电流；

Uw1—机端正序电压；

f—反映正序电流与正序电压关系的函数，与控制特性等诸多因素有关。

Uw1

Iw1

图5电化学储能单元整定计算模型

电化学储能单元正序电流可通过以下方式获得：

a)根据电化学储能单元数学模型推导出正序电流的解析表达式，见式（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：

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id1、iq1—正序电流d轴分量、q轴分量；

θw1—正序电流相角；

Uk—正序电压跌落门槛值，一般取0.85；

Uw1—机端正序电压；

IN—电化学储能单元的额定电流。

b）根据仿真试验或实际故障数据，通过输入—输出外特性数学拟合方式得出电化学储能单元输出

正序电流与正序电压的近似关系，如图6所示，并用查表的方式输入到整定计算软件中。

图6电化学储能单元输出正序电流与正序电压关系参考曲线

7.2.4电网故障期间，现有电化学储能系统的变流器通常具有抑制负序电流的功能，其负序网络可视

为开路，流过的负序电流可忽略。

7.2.5电化学储能系统的单元变压器采用Y（不接地）/△接线形式，其零序网络开路，零序电流可忽

略。

7.2.6单元变压器采用典型变压器模型。

7.3电化学储能系统

7.3.1电化学储能系统模型应能反映并网点的短路电流特性。

7.3.2升压变压器采用典型变压器模型。

7.3.3电网发生短路故障时，电化学储能系统提供的短路电流可取为全部运行电化学储能单元短路电

流之和。

8新能源场站运行方式的选取

8.1继电保护整定计算是以系统基础运行方式和考虑被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正

常检修运行方式为依据。

8.2新能源场站的动力来源决定其运行的间歇性和随机波动性，整定计算用系统基础计算方式分为正

常大方式和正常小方式两种，短路电流与新能源场站出力有关，应充分考虑新能源场站运行特点。

8.3正常大方式应考虑新能源机组全部开机、出力最大的运行工况，包括按照发电曲线以及季节变化

出现的最大出力等情况，可参考各地区新能源同时率确定。风电场及光伏发电站可按其额定容量的

60%~90%计算，电化学储能系统可按其额定容量计算。

8.4正常小方式应考虑新能源机组部分开机、出力最小的运行工况，包括计划检修和按照发电曲线以

及季节变化出现的最小出力等情况。光伏发电站及电化学储能系统可按全站全停即出力为0计算，风电

场可按额定容量的5%计算。

10

T/CECxxx—202X

8.5新能源场站所在电网整定计算方式选取按照DL/T559、DL/T584要求执行。

9新能源场站接入电网整定计算

9.1对于含新能源场站的电网，网络中有源节点集合除了系统中所有的常规发电机外，还包括新能源

场站对应的电源。

9.2新能源场站可等效为压控电流源，从并网点向系统注入短路电流，进而影响全网短路电流和电压

分布。

9.3采用压控电流源模型时，新能源输出电流受机端电压影响，故障计算应采用迭代算法，并应考虑

与现有故障计算方法的兼容。

9.4短路电流计算时，应用对称分量法可以使计算过程大大简化，各序分量计算应满足GB/T15544.1

要求。

9.5故障点电压电流计算方法如下：

a)电网发生故障时，新能源场站向电网中注入电流只考虑正序分量，整个系统示意图如图7所示。

图中，j为新能源接入节点，f点为故障节点，Ic为新能源等效电流源，IAC为故障点电流。

IC

j

IAC

f

图7含新能源场站的电网故障示意图

b)根据故障点序网方程及故障边界条件，由式（12）求得故障点各序电压电流。

=∠+0()∠−−ϕ

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()—分别为故障点f的各序电压，m=1,2,0分别表示正序、负序、零序；

H—网络中所有新能源接入节点的集合；

f、j—分别代表故障节点和新能源接入节点；

Zfj—故障点和新能源接入点间的各序互阻抗；

Ifam()—分别为故障点f的各序电流，m=1,2,0分别表示正序、负序、零序；

Zffm()—故障点的各序阻抗；

Ij—新能源等效电流源幅值；

−ϕ—新能源等效电流源相位，以常规发电机电势相位为参考。

9.6网络中节点电压和支路电流计算方法如下：

11

T/CECxxx—202X

a)网络中任一节点i的各序电压可由式（13）求得：

=∠°+()∠−−ϕ

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—任意节点i的各序电压；

Zif()m—节点i、f间的各序互阻抗；

Zij—节点i、j间的正序互阻抗。

b)网络中任一支路ij的各序电流可由式（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的各序电流；

Zij()m—支路ij的各序阻抗。

9.7含新能源场站电网中电压电流计算方法如下：

a)通过9.5和9.6，计算出各节点电压；

b)根据并网点电压，通过新能源场站模型计算出新能源输出电流；

c)根据新能源输出电流，再次计算相关节点电压；

d)计算当前与上一次电压差值并判断是否满足要求。若不满足，重复以上计算；若满足，计算出各节

点电压及各支路电流。

9.8故障计算中新能源等效电流源相位的选取。若新能源等效电流源相位在实际运行中处于变化状态，

难以给出确定的数值，可以按最严苛相位选取，例如与常规发电机提供短路电流相位相同或者相反两种

情况考虑。

10新能源场站整定计算模型验证

10.1应采用仿真手段或现场测试方法验证新能源场站整定计算模型的准确性。

10.2模型验证考核量主要包括新能源场站并网点三相电流、三相电压，故障类型包括三相短路、两相

相间短路、两相接地短路及单相接地短路等，应采用新能源场站进行低电压穿越时的数据。

10.3新能源场站应在新设备启动投产前组织并委托有资质的电力试验单位，开展以下工作：

a）根据实际电气接线及参数在电力系统仿真软件中建立新能源场站详细模型，外部电网可采用等效

模型，并满足工程计算精度要求。新能源场站详细模型应符合GB/T32826、NB/T31075要求；

b）仿真不同运行工况下各种故障类型，并记录并网点电流、电压；

c）将详细模型的仿真结果与整定计算模型的计算结果进行对比。

10.4新能源场站模型参数实测应在现场调试试验合格后进行。

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10.5新能源场站应按照DL/T1870要求，组织并委托有资质的电力试验单位开展现场试验，并将现场

试验的测试结果与整定计算模型的计算结果进行对比，调整整定计算模型相关参数并确认模型的准确

性。

10.6新能源场站在试验前1个月向电网调度机构报送试验方案（包括试验内容、试验步骤、试验进度

安排及现场安全措施等）及试验申请。

10.7新能源场站应在整站投运后6个月内完成模型验证仿真试验，并将正式报告提交电网调度机构。

10.8在运的新能源场站，应定期结合近区电网故障时的故障录波数据，校核模型的准确性。

11新能源场站整定计算建模需收集的资料参数

11.1风电场应收集的资料包括但不限于以下内容：

a)风电机组出厂试验报告、并网测试报告，报告中应包含完整的低电压穿越试验结果；

b)风电机组参数、变压器参数、运行参数等，参照附录C；

c)风电场基本情况，包括一次、二次系统设计报告及电气主接线图等；

d)其他与整定计算建模相关的资料。

11.2光伏发电站应收集的资料包括但不限于以下内容：

a)逆变器出厂试验报告、并网测试报告，报告中应包含完整的低电压穿越试验结果；

b)逆变器参数、变压器参数、运行参数等，参照附录C；

c)光伏发电站基本情况，包括一次、二次系统设计报告及电气主接线图等；

d)其他与整定计算建模相关的资料。

11.3电化学储能系统应收集的资料包括但不限于以下内容：

a)变流器出厂试验报告、并网测试报告，报告中应包含完整的低电压穿越试验结果；

b)变流器参数、变压器参数、运行参数等，参照附录C；

c)电化学储能系统基本情况，包括一次、二次系统设计报告及电气主接线图等；

d)其他与整定计算建模相关的资料。

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附录A

（资料性）

新能源发电基本原理

A.1双馈感应型风电机组

图A.1双馈感应型风电机组电气结构示意图

双馈感应型风电机组电气结构如图A.1所示。正常运行状态下，风力机叶片捕获风能，通过齿轮

箱加速后驱动异步发电机转子旋转发电。一部分电能通过定子绕组以工频电流的形式馈入电网；另一

部分非工频电能由转子绕组进入转子变流器，并在后者的整流作用下转变为直流电能。直流电能再经

过网侧变流器逆变为工频电能馈入电网。转子侧变流器的控制目标在于调节发电机励磁实现定子侧恒

压恒频输出，且负责定子侧电能功率因数的调节；网侧变流器通常以稳定直流母线（直流电容处）电

压，并控制网侧电能的功率因数为控制目标。

故障后，根据发电机并网点电压跌落情况，与发电机转子相连的撬棒电路会存在不同的响应。电压

跌落严重时，为避免变流器过流，撬棒电路动作短接发电机转子，整个发电机的运行模式类似鼠笼式异

步发电机。在此过程中，若并网点电压恢复至一定数值以上，则退出撬棒电路，变流器在控制系统作用

下控制短路电流；若故障本身不足以使得并网点电压大范围跌落，则整个故障过程中，撬棒电路一直不

动作，转子电流由变流器控制。

双馈感应型风电机组采用两个背靠背、通过直流环节连接的两电平电压型脉冲宽度调制变换器（网

侧变流器和转子侧变换器）进行交流励磁，以此实现变速恒频运行和最大风能追踪控制。

网侧变流器的主要功能是保持直流母线电压的稳定、输入电压正弦和控制输入功率因数。直流母

线电压的稳定与否取决于交流侧与直流侧有功功率的平衡，如果能有效地控制交流侧输入有功功率，

则可保持直流母线电压的稳定。在电网电压恒定条件下，对交流侧有功功率的控制实际上就是对输入

电流有功分量的控制；输入功率因数的控制实际上就是对输入电流无功分量的控制；而输入电流波形

正弦与否主要与电流控制的有效性、调制方式和滤波设计有关。由此可见，整个网侧变流器的控制系

统应分为两个环节：电压外环控制和电流内环控制，如图A.2所示。

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Udc

*有功电流

Udc电压外环参考值

控制器

电压脉冲

参考值信号

电流内环

调制器

控制器

无功电流

参考值

电流反馈

图A.2双馈感应型风电机组网侧变流器控制系统结构示意图

转子侧换流器的主要功能是实现最大风能追踪的双馈感应型风电机组转速或者有功功率的控制，

以及对双馈感应型风电机组无功功率的控制，其控制系统的结构示意图与网侧换流器类似。

A.2全功率直驱型风电机组

图A.3直驱型风电机组电气结构示意图

全功率直驱型风电机组电气结构如图A.3所示。正常运行状态下，风力机直接带动永磁风力发电机

转子旋转产生电能。受限于风速的变化，发电机输出的电能频率非工频且不恒定。通过背靠背变流器可

将非工频、变化的风能转变为工频电能。变流器分为直接与发电机相连的机侧变流器和直接与电网相连

的网侧变流器，机侧变流器将发电机的电能整流为直流电，网侧变流器将直流电逆变为工频交流电馈入

电网。通常情况下，控制系统有两种控制模式。模式一为机侧变流器决定发电机电磁功率和机侧无功功

率，网侧变流器控制直流母线电压和输出到电网的无功功率；模式二为机侧变流器控制直流母线电压和

机侧无功功率，而网侧变流器控制电磁功率和输出到电网的无功功率。

故障后，直流侧无法及时输出的电能引发直流电压升高，触发卸荷电路动作，从而投入卸荷电阻消

耗富余电能；而网侧控制系统在故障过程中通常直接控制变流器输出的短路电流，达到所需的控制目的

（如抑制负序电流或抑制功率波动等）。

全功率直驱型风电机组机侧和网侧各存在一组换流器，其控制系统的结构示意图和双馈风机类似，

都是由电压外环和电流内环构成。在正常运行情况下，通过机侧换流器调节电机转速、转矩或功率，从

而实现对风能的最优捕捉；通过网侧换流器调节直流侧电压恒定，实现机侧能量的传递，并确保网侧输

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出电流正弦及功率因数可调。

故障后，控制系统通常会屏蔽外环，而由电流内环根据电流指令直接接管系统，此时电流指令根据

提前预设的低电压穿越控制策略决定。同时由于比例积分环节的无差特性，在经历一段暂态过程后，输

出稳态电流会趋于该电流指令值。

A.3光伏发电

图A.4光伏发电电气结构示意图

光伏发电电气结构如图A.4所示。光伏电池经过串并联构成光伏组件，再进一步串并联构成光伏阵

列。太阳能经由光伏阵列转变为直流电能。如有必要，直流电能会通过升压电路（仅存在于两级式光伏

电源中）进一步提高电压。直流电能再通过变流器逆变为工频交流电能馈入电网。正常运行时控制系统

控制着直流电容电压和输出无功功率。对于不含升压电路的单极式光伏电源，光伏阵列的功率可通过控

制直流电容电压来改变（光伏阵列输出功率取决于端电压大小）；而对于两级式光伏电源，则通常通过

改变升压电路的占空比来实现对光伏功率的控制。

故障后，变流器通常直接控制变流器输出的短路电流，达到所需的控制目标（如抑制负序电流或抑

制功率波动等）。

从直流电容到网侧换流器端口，光伏电源的结构和控制方式与永磁直驱风力发电机组类似。详细描

述见永磁直驱风力发电机组控制系统部分。

A.4电化学储能系统

图A.5电化学储能发电电气结构示意图

电化学储能系统一般包含多个电池储能系统。蓄电池储能系统主要由电池系统、储能变流器及电池

管理系统组成。电池系统是实现电池储能系统电能存储和释放的主要载体，一般由电池单体经过串并联

组成；电池管理系统用于监测、评估及保护电池运行状态的电子设备集合，具备监测功能、运行报警功

能、保护功能、自诊断功能、均衡管理功能、参数管理功能和本地运行状态显示功能等；双向储能变流

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器是电网与电池连接的桥梁，实现电能从电网到电池及电池到电网的双向流动。

储能变流器作为储能系统核心部分，承担储能系统控制电池能量管理功率分配等多项任务。储能变

流器均为双向变流器，内部包含功率控制模块，电池参数测量模块、基于PWM的交直流整流逆变模块、

DC-DC转换模块、滤波电路模块等，储能变流器结构如图A.5所示。其中变流器控制方式是建立储能

系统等值模型主要关注的问题。

故障后，变流器控制器通常直接控制变流器输出的短路电流，达到所需的控制目标（如抑制负序电

流或抑制功率波动等）。

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附录B

（资料性）

新能源场站整定计算数据交互模型

B.1风电场等效电源图元

风电场等效电源图元见图B.1。

W

图B.1风电场图元

B.2光伏发电站等效电源图元

光伏发电站等效电源图元见图B.2。

P

图B.2光伏发电站图元

B.3电化学储能系统等效电源图元

电化学储能系统等效电源图元见图B.3。

-+

图B.3电化学储能系统图元

B.4新能源等效电源类图形交互格式

新能源等效电源类图形交互格式见表B.1。

表B.1新能源等效电源类图形交互格式

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序号