ICS29.240.20F20中华人民共和国国家标准GB/TXXXXX.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-circuitcurrentcalculationofrenewableenergypowergenerationstationsandsystems—Part3:energystoragestation征求意见稿2023-10-10XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施GB/TXXXXX.3—XXXX目次前言..............................................................................II引言.............................................................................III1范围...............................................................................12规范性引用文件.....................................................................13术语、定义和符号...................................................................13.1术语和定义.....................................................................13.2符号...........................................................................14总体要求...........................................................................25计算模型...........................................................................35.1储能单元.......................................................................35.2储能电站.......................................................................55.3储能电站接入系统...............................................................56计算方法...........................................................................56.1一般要求.......................................................................56.2平衡短路.......................................................................66.3不平衡短路.....................................................................7附录A（资料性）算例..................................................................9A.1储能单元........................................................................9A.2储能电站接入系统...............................................................10A.3风光储接入系统.................................................................11I1前言2本文件按照GB/T1.1-2020《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。3本文件是GB/TXXXX-20XX《新能源场站及接入系统短路电流计算》的第3部分。4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。5本文件由中国电力企业联合会提出。6本文件由全国短路电流计算标准化技术委员会（SAC/TC424）归口。7本文件起草单位：。8本文件主要起草人：。9本文件首次发布。10IIGB/TXXXXX.3—XXXX11引言12传统电力系统以同步发电机为主体，短路电流GB/T15544《三相交流系统短路电流计算》标准中13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14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/T15544-2023规定了15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16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/T15544标准中涉17及新能源场站及接入系统短路电流计算部分的补充。GB/TXXXXX拟由三个部分构成。18——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。19——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。20——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。21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。IIIGB/TXXXXX.3—XXXX22新能源场站及接入系统短路电流计算第3部分：储能电站231范围24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。25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26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。272规范性引用文件28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，29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30文件。31GB/T15544.1三相交流系统短路电流计算第1部分：电流计算32GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术规范33GB/T42313电力储能系统术语34GB/TXXXXX.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353术语、定义和符号363.1术语和定义37GB/T15544.1、GB/T34120、GB/T42313界定的以及下列术语和定义适用于本文件。383.1.139储能单元energystorageunit40能够独立实现电能存储、转换及释放的最小设备组合。41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。42[来源：GB/T42313-2023，3.1]433.1.244储能单元变流器容量energystorageunitconvertercapacity45储能单元变流器额定容量（通常为kW或MW）。46[来源：GB/T42313-2023，3.1，有修改]473.1.348交流故障类型ACfaulttype49短路电流计算所需校核的故障类型。50注：包括三相短路、单相接地短路、相间短路、两相接地短路。513.1.452迭代法iterativemethod53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54其真值的求解方法。553.2符号56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157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58下列下角标符号适用于本文件。BESS储能单元或等值建模的储能电站PCC并网点(1)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594总体要求604.1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。614.2储能单元应采用受控电流源模型。624.3站内静止无功发生器应根据GB/TXXXXX.1《新能源场站及接入系统短路电流计算第1部分：风力63发电》规定的方法建模。644.4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。654.5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。664.6储能电站接入系统的短路电流宜根据GB/T15544.1推荐的等效电压源法计算，故障点短路电流为67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。2GB/TXXXXX.3—XXXX685计算模型695.1储能单元705.1.1拓扑结构及等效电路71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72构见图1（a），正、负、零序等效电路分别见图1（b）（c）（d）：储能电池储能变流器单元升压变（如有）DCLVHVPCC73AC74（a）拓扑结构PCCPCCPCC7576（b）正序等效电路（c）负序等效电路（d）零序等效电路77图1典型储能单元模型示意图785.1.2平衡短路电流计算模型795.1.2.1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：80a）储能单元放电状态下，输出短路电流按式(1)计算。81IkBESS=Iref(1)………………………………………………(1)82式中：83Iref(1)——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84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。Pref−jQrefI,U(1)kPCCULNSNIref(1)=PrefU……………(2)−jminI85minI,I2−minI2,I2,I,USNNmaxqref(1)maxqref(1)max(1)kPCCL()I=KL(1)UL−U(1)kPCCIqref(1)UNN86式中：87SN——储能单元变流器额定容量；88IN——储能单元变流器额定电流；89Imax——储能单元最大输出电流允许值；90Pref——故障前有功功率参考值；91Qref——故障前无功功率参考值；92KL(1)——低电压穿越正序无功电流系数，取值通常不小于1.6；393U(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；94UL——进入低电压穿越控制状态的电压阈值；95UN——储能单元额定电压。96b）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：−Pref−jQrefU(1)kBESSULSNIN,Iref(1)=97−Pref2………(3)maxIN,−Imax−minIqref(1),Imax−jminIqref(1),Imax,22U(1)kBESSULSN()IKU−U=L(1)L(1)kPCCIqref(1)UNN98995.1.2.2短路电流初始值按式(4)计算。100IkBESS=IkBESS……………………………………………(4)1015.1.2.3短路电流峰值按式(5)计算：102IpBESS=12I………………………………………(5)kBESS103式中：104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。1055.1.2.4对称开断电流按式(6)计算。106IbBESS=IkBESS……………………………………………(6)1075.1.3不平衡短路电流计算模型1085.1.3.1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。1095.1.3.2短路电流负序分量110短路电流负序分量按式（7）计算。111I=U(2)kBESS………………………………………(7)(2)kBESSZ(2)kBESS112式中：113Z(2)kBESS——储能单元负序等效阻抗，由设备厂家实测提供；114U(2)kBESS——储能单元负序电压，计算方法由第6章给出。1155.1.3.3短路电流初始值按式(8)计算。116IkBESS=I(1)kBESS+I(2)kBESS……………………………………(8)117I(1)kBESS——储能单元短路电流正序分量。1185.1.3.4短路电流峰值119短路电流峰值按式(9)计算。120IpBESS=22I……………………………………………(9)kBESS121式中：122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。4GB/TXXXXX.3—XXXX1235.2储能电站1245.2.1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一125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。1265.2.2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。1275.3储能电站接入系统1285.3.1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，129以及等效阻抗模型的升压变压器、汇流线路组成。130Uk——故障点电压；131Ik——故障点电流；132UkBESSj——第j组等值储能单元的端口电压；133IkBESSj——第j组等值储能单元的输出电流，受其端口电压UkPCCj控制；134ZL——储能电站汇流线路的等效阻抗；135ZT——储能电站升压变阻抗；136Zg——储能电站外部电力网络的节点阻抗矩阵。UkPCC1ZLaZTa+UkIkBESS1ZgIkBESS-a_ZTbUkPCC2ZLbUkPCC3IkBESS2IkSVG1137BESS-bSVG-b138图2储能电站接入的系统的等效电路1395.3.2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。1405.3.3汇流线路阻抗、升压变压器阻抗追加至电网部分模型。1416计算方法1426.1一般要求1436.1.1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144点短路电流的初始值按式（10）计算。=cUn+1ZI…………………………（10）145I=I+IkkGkBESSsum3ZkZkjMijkBESSj146式中：147Un——系统标称电压；148c——电压系数，参见GB/T15544.1；149Zij——电网节点阻抗矩阵的第i行第j列元素；5150Zk——故障点短路阻抗，即电网节点阻抗矩阵中故障点的自阻抗；151M——系统内储能单元（或等值建模的储能电站）总台数；152∆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；153IkG"——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；154IkBESSsum——全部储能单元贡献的故障点短路电流之和。1556.1.2储能电站接入系统的不平衡短路电流应根据GB/T15544.1规定的对称分量法计算，其中正序分156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157类型的不平衡短路电流计算：158a)单相接地短路（详见6.3.1-6.3.2）159b)两相短路（详见6.3.3）160c)两相接地短路（详见6.3.4）1616.1.3计算储能电站接入系统最大短路电流时，采用如下条件：1621）式(1)中c参照GB/T15544.1，取其最大值cmax；1632）各储能单元、静止无功发生器（如有）按全部并网计算；1643）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；1654）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。1666.2平衡短路1676.2.1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：168a）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n=0，令169全部储能设备的故障电流增量为零，即对于第j台设备有ΔIkBESSj(n)=0，作为迭代初值。170n——迭代计算次数；171∆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172c)计算。173b）采用式（11）计算第n次迭代时第j台储能单元电压UkBESSj(n)。n=UkBESS0j−cUnZ+ZIn………………………（11）()()174UkBESSj33ZijmjkBESSmkmM175式中：176UkBESS0j——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177cUn。178c）依据本文件第5.2～5.5条，依据第j台储能单元端电压UkBESSj(n)计算其故障输出电流IkBESSj(n)，179并采用式（12）计算第n+1次迭代时的输出电流增量ΔIkBESSj(n+1)。180IkBESSj(n+1)=IkBESSj(n)−IkBESS0j…………………………………（12）181IkBESSj(n)——第n次迭代中第j台储能单元故障后的输出电流相量；182IkBESS0j——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183值为储能单元放电状态下额定有功电流。184d）判断是否满足全部储能设备UkBESSj(n)-UkBESSj(n−1)值均小于预设门槛值的条件，当n=0时认185为不满足。如不满足时，取n=n+1，重复步骤b）和c）；如满足，结束迭代并输出ΔIkBESSj(n)。1866.2.2短路电流各分量按照以下方法计算：187a）采用式（10）计算故障点短路电流初始值Ik"。188b）采用式（13）计算故障点短路电流稳态值Ik。I=I+1ZI=I+I……………………………（13）189kkGZkjMijkBESSjkGkBESSsum190式中：191IkG——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。6GB/TXXXXX.3—XXXX192c）根据GB/T15544.1，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。1936.3不平衡短路1946.3.1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∆I(1)kBESSj按照以下步骤进195行：196a）根据GB/T15544.1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197序阻抗，得到修正的节点阻抗矩阵，令n=0，令储能设备的正序电流增量为零，即对于第j台设备有198ΔI(1)kBESSj(n)=0，作为迭代初值。199b）按式（14）计算第n次迭代时第j台储能单元的正序电压U(1)kBESSj(n)。U(1)kBESSjn=U(1)kBESS0j−cUnZ(1)ij+Z(1)mjI(1)kBESSmn……………（14）3()()2003Z(1)ii+Z(2)ii+Z(0)iimM201式中：202Z(1)ii,Z(2)ii,Z(0)ii——各序网络节点阻抗矩阵的自阻抗（复阻抗形式）；203Z(1)ij——正序网络节点阻抗矩阵的互阻抗。204c）根据本文件5.1～5.4，依据第j台储能单元正序电压U(1)kBESSj(n)计算其正序电流I(1)kBESSj(n)，并采205用式（15）计算第n+1次迭代时的正序电流增量ΔI(1)kBESSj(n+1)。206I(1)kBESSj(n+1)=I(1)kBESSj(n)−IkBESS0j………………………………（15）207d）判断是否满足全部储能设备U(1)kBESSj(n)-U(1)kBESSj(n−1)值均小于预设门槛值的条件，当n=0208时认为不满足。如不满足，时取n=n+1，重复步骤b）和c）；如满足，结束迭代并输出ΔI(1)kBESSj(n)。2096.3.2对于单相短路，短路电流各分量按照以下方法计算：210a）采用式（16）计算故障点正、负、零序短路电流初始值I(1,2,0)k。cUn+1……………（16）211I=ZI(1,2,0)k3Z(1)ii+Z(2)ii+Z(0)iiZ(1)ii+Z(2)ii+Z(0)iijM(1)ij(1)kBESSj212b）按式（17）计算故障点正、负、零序短路电流的稳态值。1…………………（17）I(1,2,0)k=I(1,2,0)kG+Z(1)ii+Z(2)ii+Z(0)ii213Z(1)ijI(1)kBESSjjM214式中：215I(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/T15544.1216规定的方法计算。217c）根据GB/T15544.1，依据故障点短路电流初始值I(1,2,0)k计算开断电流和短路电流峰值。2186.3.3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。U(1)kBESSjn=U(1)kBESS0j−cUn………………（18）3()()2193Z(1)ii+Z(2)iiZ(1)ij+Z(1)mjI(1)kBESSmnmM220式（16）采用式（19）代替。cUn+1……………………（19）221I=ZI(1,2,0)k3Z(1)ii+Z(2)iiZ(1)ii+Z(2)iijM(1)ij(1)kBESSj222式（17）采用式（20）代替。7+1……………………（20）223I=IZI(1,2,0)k(1,2,0)kGZ+Z(1)ij(1)kBESSj(1)ii(2)iijM2246.3.4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。Un=U(1)kBESS0j−cUn()()225n…………（21）(1)kBESSjZ+ZI33Z+Z(2)iiZ(0)ii(1)ijmM(1)mj(1)kBESSm(1)iiZ(2)ii+Z(0)ii226式（16）采用式（22）代替。cUn+1……………（22）227I=ZI(1,2,0)k3Z+Z(2)iiZ(0)iiZ+Z(2)iiZ(0)iijM(1)ij(1)kBESSj(1)iiZ(2)ii+Z(0)ii(1)iiZ(2)ii+Z(0)ii228式（17）采用式（23）代替。I=I+1……………………（23）229ZI(1,2,0)k(1,2,0)kGZZ(1)ij(1)kBESSjZ+(2)ii(0)iijM(1)iiZ(2)ii+Z(0)ii2302318GB/TXXXXX.3—XXXX232附录A233（资料性）234算例235A.1储能单元236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23735kV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238类型为三相故障。储能ZL0.69/35kVZTZG单元f239240图A.1储能单元并网点近区故障示意图241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242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2430.4p.u.。依据本文件所提储能单元短路电流计算模型进行计算。244依据式（4）和式（5），计算放电状态下储能单元输出电流IkBESS以及无功电流Iqref(1)：Pref−jQrefI,NSNU(1)kPCCUL245(4)Iref(1)=P222minrefIN,Imax−minIqref(1),Imax−jminIqref(1),Imax,U(1)kPCCULSN246Iqref(1)=()KL(1)UL−U(1)kPCCIN(5)UN247其中：248KL(1)——低电压穿越控制的无功电流系数，本例取值1.6；249Imax——储能单元最大输出电流允许值，本例中取值1.1p.u.；250U(1)kPCC——储能单元并网点正序电压，本例中计算值为0.4p.u.。251IN——储能单元变流器的额定电流，本例中取值为；0.057kA252UL——进入低电压穿越控制状态的电压阈值，本例取值为0.85p.u.；253计算过程：2541.储能单元短路电流无功分量计算。255Ikq=KLvrt(0.85-U(1)kPCC)IN=1.6×(0.85-0.4)×0.057kA=0.041kA2562.储能单元短路电流有功分量计算。Pref257I2=1.12−0.722×0.057=0.047kAI=minI,−minI2,I2kdSNNmaxqref(1)max2583.储能单元贡献短路电流计算：9259IkBESS==1.1×IN=0.063kA260A.2储能电站接入系统261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262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263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264流计算过程。265BESS5BESS1BESS2BESS3BESS4266267图A.2典型储能电站接入系统计算算例示意...220kV电池组n个m个...PCSPCSPCSPCSPCS电池组电池组35kV268PCSPCSPCSPCSPCS269270图A.3储能电站站内拓扑示意10表A.1各储能电站变流器额定容量编号BESS1BESS2BESS3BESS4BESS5GB/TXXXXX.3—XXXX储能电站变流器额定100100100160160容量(MW)271272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273及电流。274表A.2各次迭代后的储能电站电压（p.u.）迭代次数123456789储能电站10.52650.70390.50610.51600.57560.54870.53730.55270.5508储能电站20.41970.64850.41710.42700.50710.47050.45470.47590.4734储能电站30.39440.58360.39470.40420.46900.43850.42570.44340.4412储能电站40.54190.87350.45060.48770.64700.56590.53370.58060.5745储能电站50.57680.95450.44680.49750.69480.59110.55100.61100.6029275276表A.3各次迭代后的储能电站电流（p.u.）迭代次数0123456780.75770.56220.78500.77170.69510.72880.74350.7237储能电站10.5储能电站20.50.90740.61300.91130.89680.78370.83430.85670.8267储能电站30.50.94490.68540.94450.93030.83640.88000.89870.8729储能电站40.50.73750.50.86260.81030.61450.70710.74820.6890储能电站50.50.69360.50.86800.79680.56970.67640.72580.6534277278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279表A.4所示，故障点短路电流6.0799kA。280表A.4完成迭代后各储能电站输出电流（p.u.）编号BESS1BESS2BESS3BESS4BESS5储能电站输出0.72610.83020.87610.69640.6626电流281282A.3风光储接入系统283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284同时接入系统条件下的短路电流计算过程。11248火电120kV/230kV2625162018储能16km72km34.1km9.82km负荷35kV/230kV312219123km44.7km27.6km负荷双馈35kV/230kV21SVG104km51负荷21.9km直驱SVG23故障点2火电20kV/230kV22420km35kV/230kV63.2km1531.7km24.5km17负荷56.2km621.8km1210972.6km光伏32km54.7km135kV/230kV1311714125.9km光伏34km火电20kV/230kV2335kV/230kV285286图A.4包含所有类型新能源场站接入的算例示意图287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288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289SVG)，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290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，291表A.5各新能源、储能场站初始参数内容双馈风电SVG1直驱风电SVG2光伏场站1光伏场站2储能场站场站(节点3)场站(节点4)(节点12)(节点13)(节点26)(节点3)(节点4)容量(kVA)1003010030100160160故障前初始功率(kW)10001000508080无功电流系数1.51.51.51.51.81.81.8292293本算例共计迭代10次后收敛，收敛条件为第k次电压与k-1次电压差值小于0.001p.u.。表A.6、294表A.7分别给出了各次迭代过程中各新能源场站电压、电流变化情况。表A.8给出了最终各新能源场站295输出电流结果，故障点电流最终计算值为6.114kA。296表A.6各次迭代电压结果（三相对称故障）迭代次数节点3节点4节点电压(p.u.)节点13节点26(双馈+SVG)(直驱+SVG)节点12(光伏场站2)(储能场站)(光伏场站1)10.31680.32290.32290.32290.322920.59320.51880.51880.51880.518830.52410.47960.47960.47960.479612GB/TXXXXX.3—XXXX40.47210.44830.44830.44830.448350.50270.46490.46490.46490.464960.50750.46760.46760.46760.467670.49780.46230.46230.46230.462380.49950.46340.46340.46340.463490.50180.46460.46460.46460.4646100.50050.46380.46380.46380.4638297298表A.7各次迭代电流结果（三相对称故障）输出电流(p.u.)迭代次数节点3节点4节点12节点13节点26(双馈+SVG)(直驱+SVG)(光伏场站1)(光伏场站2)(储能场站)10.10000.10000.05000.08000.080020.12360.12320.10000.16000.146830.11460.11660.08450.11980.122040.10870.11180.07020.09360.105450.11180.11380.07990.11790.114960.11240.11420.08090.11910.116670.11150.11370.07710.10820.113580.11160.11370.07820.11170.114090.11180.11390.07910.11450.1147100.11170.11380.07840.11210.1143299300表A.8各新能源设备输出电流及故障点电流结果（三相对称故障）类型双馈风SVG1直驱风SVG2光伏1光伏2储能场故障点电场站电场站场站场站站电流计算结1.64960.29691.64960.32371.29251.84951.88556.1141果(kA)301302__________________________13