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Q／GDW 12207-2022 继电保护整定计算用新能源场站建模导则.pdf5.2.3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
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
XB/T 209-2012 氟化轻稀土WI = KIN (UwI WI = KIN (UwI 式中： Iwl 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 一逆变器额定电流； 机端正序电压幅值： U 一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，相应的零序电流 为零。 5.2.6单元变压器采用典型变压器模型， 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 十算模型应能反映风力发电系统在低电压穿越期 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本标准适用于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。 6.1.4双馈感应型风电机组的短路电流主要取决于变流器控制目标、发电机参数及机端电压等因素， 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，可用倍乘方式等值为单一机组。 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一电压外特性，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风电发电的等效电流源模型及电流一电压外特性需由制造厂家提供。在制造厂家不能提供时， 可采用本标准计算方法。 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0.9pu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0.2pu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 3.2.1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 图3双馈感应型风电机组整定计算模型 式中： iw正序电流； 一一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： 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： Iw1=/(isan +igan)?+(isgl +iggl) isdn + igdl Q/GDW122072022 式（7）式（8）中： Iwl 正序电流幅值； isdl 定子电流d轴分量； igdl 网侧变流器电流d轴分量； isql 定子电流q轴分量； igql 网侧变流器电流q轴分量； l 正序电流相角； ul 正序电压相角； L 定子自感； Lm 定转子互感； 风电机组额定容量； Irmax 变流器最大可耐受电流； i 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； ① 同步角速度； UsdI一 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isdl.igdi也可忽略不计。当不考虑isdl.igd/时，Iwl相角取为90°+0ul 根据仿真试验或实际故障数据，通过输入一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。 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，相应的零序电流为零。 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 源等效，短路电流计算参见光伏发电。需注意的是，全功率直驱型风电机组在机端电压小于0.2 接脱网即输出电流为0；光伏发电单元在机端电压小于0.2pu时仍需保持不脱网连续运行150ms 网输出电流。 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新能源场站运行方式的选取 7.1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 带检修运行方式为依据， 7.2新能源场站的动力来源决定其运行的间款性和随机波动性，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，应充分考虑新能源场站运行特点。 7.3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 50%~90%计算， 7.4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。 7.5新能源场站所在电网整 DL/T584要求执行 8新能源场站接入电网整定计算 8.1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。 8.2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。 8.3采用压控电流源模型时，新能源输出电流受机端电压影响，故障计算应采用选代算法，并应考虑 与现有故障计算方法的兼容。 8.4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。 8.5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5所示 因中一为新能调控入点卢为拓共点为新能 新中法源一头拓路点中运 8.5故障点电压电流计算方法如下 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 图中，i为新能源接入节点，f点为故障节点，i.为新能源等效电流源，isc为故障 图5含新能源场站的电网故障示意图 Z.g(m) 一故障点的各序阻抗； 网络中节点电压和支路电流计算方法如下： a）网络中任一节点i的各序电压可由式（10）求得： 式中： 任意节点i的各序电压； Zir(m) 节点i、F间的各序互阻抗； Z 节点讠、j间的正序互阻抗。 b）网络中任一支路的各序电流可由式（11）求得： 8.7含新能源场站电网中电压电流计算方汽 8.7含新能源场站电网中电压电流计算方法如下： a）通过8.5和8.6，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。 8.8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。 9新能源场站整定计算模型验证 9.1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。 2.2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。 9.3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，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： Q/GDW122072022 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。 9.4新能源场站模型参数实测应在现场调试试验合格后进行。 2.5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 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。 9.6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 9.7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。 9.8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。 10新能源场站整定计算建模需收集的资料参数 0.1风电场应收集的资料包括但不限于以下内容： a）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； b）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 c）风电机组参数、变压器参数、运行参数等，参照附录C； d）其他与整定计算建模相关的资料。 0.2光伏发电站应收集的资料包括但不限于以下内容： a）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； b）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； c）逆变器参数、变压器参数、运行参数等，参照附录C； d）其他与整定计算建模相关的资料 A.1双馈感应型风电机组 附录A （资料性附录） 新能源发电基本原理 图A.1双馈感应型风电机组电气结构图 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 铁落严重时，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、输入电压止弦和控制输人功率因数。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 Q/GDW122072022 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 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。 图A.4光伏发电电气结构图 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 空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 述参见永磁直驱风力发电机组控制系统部分 B.1风电场等效电源图元 B.2光伏发电站等效电源图元 B.3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参见表B.1。 Q/GDW122072022 附 录B （资料性附录） 新能源场站整定计算数据交互模型 图B.2光伏发电站图元 能源等效电源类图形交 B.4双馈感应型风机等效模型输入参数 双馈感应型风机等效模型输入参数参见表B.2 表B.2双馈感应型风机等效模型输入参数 伏等效电源及全功率直驱型风机模型输入参数参 表B.3光伏等效电源及全功率直驱型风机模型输入参数 B.6双馈感应型风机等效模型数据交互要求 双馈感应型风机等效模型数据交互要求参见表B.4 Q/GDW122072022 表B.4双馈感应型风机等效模型数据交互要求 B.7光伏等效电源及全功率直驱型风机等效模型数据交互要求 光伏等效电源及全功率直驱型风机等效模型数据交互要求参见表B.5 光伏等效电源及全功率直驱型风机等效模型类 Q/GDW122072022 附录C （资料性附录） 新能源场站相关设备及运行参数 新能源场站相关设备及运行参数参见表C.1~C.5 附录C （资料性附录） 新能源场站相关设备及运行参数 表C.1双馈感应型风电机组参数表 表C.2逆变器参数表 表C.3单元变压器参数表 Q/GDW122072022 表C.4升压变压器参数表 表C.5运行及控制参数表 继电保护整定计算用新能源场站建模导则 Q/GDW122072022 狮制育 编制主要原则. 与其他标准文件的关系.. 主要工作过程.. 标准结构和内容. 条文说明 本标准依据《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网科 (2020）21号文）的要求编制。 我国风力及太阳能资源丰富，可利用程度较高，近年来呈现出强劲的发展势头。截止19年底，全国 新能源装机4.1亿千瓦，占总装机的21%；19年新能源发电量6.3亿千瓦时，占总发电量8.6%。新能源已 逐渐成为一些地区的主力电源。整定计算是继电保护专业一项非常重要的工作内容。目前，国内外在新 能源模型方面做了大量研究，但尚没有适用于继电保护的新能源场站模型技术标准，造成涉及新能源场 站的继电保护分析计算无章可循，给继电保护运行整定及分析研究带来极大困难。 本标准编制主要目的是适应高比例新能源大规模集中接入电网需要，针对继电保护运行整定实际， 综合考虑计算规模、精度和效率，规范继电保护整定计算用新能源场站建模原则和方法，指导各有关部 门、企业和单位的继电保护整定计算用新能源场站建模及计算工作，不断提高继电保护整定计算水平和 保护定值计算准确性，提升继电保护对新能源的适应性 本标准主要根据以下原则编制： a）先进性原则。充分吸收借鉴国内外新能源场站建模的前沿技术、先进标准（GB/T19963一2011、 GB/T19964一2012），反映实际工程已取得的先进成果和经验，同时在编制过程中充分考虑兼 容性，不与已有的国家标准、行业标准和企业标准发生冲突： b）实用性原则。结合继电保护整定计算要求，综合考虑计算规模、精度和效率，规范继电保护整 定计算用新能源场站建模原则和方法NB/T 20402-2017 压水堆安全重要流体系统单一故障准则，适应整定计算工作需要 3与其他标准文件的关系 本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题， 根据国家电网公司《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》，国家 电网公司西北分部成立编制工作组，开展课题的研究工作， 2020年1月，国家电网有限公司下达《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计 划的通知》。 2020年2月，成立编写工作组，讨论并明确了标准的编制原则和技术方案，确定了修编工作计划与 工作分工。 2020年3月，联合相关单位，开展编写工作并形成准制初稿。 2020年4月，邀请部分专家对标准初稿进行了初次审核讨论，编写组根据专家意见对标准草案进行 了修改。 2020年5月，召开工作组会议，对标准初稿进行讨论，会后编写组根据专家意见对标准初稿进行了 修改，形成标准征求意见稿。 2020年6月，编写组进一步对标准进行修改完善，形成征求意见稿并上报国调 根据国家电网公司《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》，国家 电网公司西北分部成立编制工作组，开展课题的研究工作， 2020年1月，国家电网有限公司下达《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计 划的通知》。 2020年2月，成立编写工作组，讨论并明确了标准的编制原则和技术方案，确定了修编工作计划与 工作分工。 2020年3月，联合相关单位，开展编写工作并形成准制初稿。 2020年4月，邀请部分专家对标准初稿进行了初次审核讨论，编写组根据专家意见对标准草案进行 了修改。 2020年5月，召开工作组会议，对标准初稿进行讨论，会后编写组根据专家意见对标准初稿进行了 修改，形成标准征求意见稿。 2020年6月，编写组进一步对标准进行修改完善，形成征求意见稿并上报国调 Q/GDW122072022 2020年7月，向各分部、省公司及相关单位征求意见。 2020年8月，根据各单位反馈意见，编写组修改标准征求意见稿DG/T J08-803-2005试行 玻璃幕墙安全性能检测评估技术规程 试行，形成标准的送审稿和编制说明。 2020年9月，在南京再次召开工作组会议，对标准的送审稿进一步完善。 2020年11月，国家电网公司运行与控制技术标准专业工作组（TC03）组织召开了标准审查会，审 查结论为：审查组经过协商一致，同意修改后报批。 2020年12月，修改形成标准报批稿。 本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2018）222号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章共7章，由总则、光伏发电整定计算模型、风力发电整定计算模型、新能源场站运行 方式选取、新能源场站接入电网整定计算、新能源场站模型验证和新能源场站建模所需资料参数组成。 总则对整定计算用新能源场站建模总体原则进行了规范，光伏发电整定计算模型给出了整定计算用光伏 发电的建模原则和方法，风力发电整定计算模型给出了整定计算用风力发电的建模原则和方法，新能源 场站运行方式选取规定了新能源场站整定计算方式的选取方法，新能源场站接入电网整定计算明确了考 虑新能源场站的电网整定计算方法，新能源场站模型验证对整定计算用模型正确性验证提出了要求，新 能源场站建模所需资料参 原场站资料及参数