一键生成知识图谱7 分钟理解报告 · 全文 23 页 · 解读 1693 字 · 8 张图 · 24 个数据点
储能电站越建越多，出线短路时的电流到底怎么算，正成为设计院、设备厂商和并网审核方共同面对的现实问题。GB/T 44659.3-2024《新能源场站及接入系统短路电流计算 第3部分：储能电站》把储能从风电、光伏里单独拎出来，给了计算模型和计算方法。它管哪些站、用什么模型、平衡与不平衡故障怎么算，下面逐项拆开看。
核心判断
- 该标准2024年10月26日发布、2025年5月1日实施，填补储能电站短路计算的标准空白。
- 适用于10(6)kV及以上、变流器具有电流源特征的电化学储能电站及接入系统。
- 储能系统正序用受控电流源模型，负序用等效阻抗模型，零序看变压器中性点接地方式。
- 故障点在站内时须建全部储能系统独立模型，否则可用简化等值模型。
- 计算最大短路电流时储能按全部并网、放电状态计，计算最小短路电流时忽略储能。
脱水解读
储能短路计算第一次被单独立规
GB/T 44659是一个分部分的系列标准，第1部分管风力发电、第2部分管光伏发电，这次发布的第3部分专门管储能电站。标准由全国短路电流计算标准化技术委员会（SAC/TC424）归口，中国电力科学研究院有限公司、国家电网有限公司、天津大学等单位共同起草。之所以要单独立一部分，是因为风电、光伏与储能在设备特性和场站结构上存在差异，三类场站的短路计算方法需要分别规定。
从时间看，该标准2024年10月26日发布，2025年5月1日起实施。储能电站做并网设计、设备选型和保护整定时，短路电流这个基础输入不再只能参考风电或光伏的口径，而是有了直接对应的依据。
标准管哪些站、管哪些故障
适用范围写得很明确：接入10(6)kV及以上电压等级交流网络、变流器具有电流源特征的化学储能电站。通过电力电子变流器并网的飞轮、超导电磁、超级电容等类型储能电站，参照执行。也就是说，判定对象看的是变流器特性，不只看电池类型。
计算内容包含交流分量和直流分量，并要考虑平衡和不平衡两种故障形式。范围、规范性引用文件、术语定义和符号、总体要求、计算模型、计算方法共6章，另有两个资料性附录：附录A是受控电流源模型迭代求解流程，附录B是算例。
正序受控电流源、负序等效阻抗
储能系统的计算模型分三个序分别规定。正序模型采用受控电流源模型，这是储能短路计算与常规同步电源区别最大的地方——它输出的不是恒定电势，而是随端口电压跌落变化的电流增量。负序模型采用等效阻抗模型。零序模型则依据储能系统升压变压器中性点接地方式确定。
正序受控电流源模型的电流值，规定为故障后输出电流相对于故障前的增量，可以描述为电压跌落幅度的函数，附录A给出了求解这一增量的迭代流程。模型还区分了充放电状态：M在充电状态取-1、放电状态取1，这一符号会直接影响算出来的电流方向和幅值。
站内故障要建详细模型
总体要求第4.2条给出了一条关键的分界线：故障点在储能电站内部时，该储能电站模型应包含全部储能系统、静止无功发生器（若有）的独立模型；其他情况下该储能电站可采用简化等值模型。这意味着计算量的取舍取决于故障位置，而不是随意简化。
储能电站还应提供储能系统、站内集电升压系统、无功补偿装置及储能电站控制系统的短路电流计算模型参数。故障点短路电流中包含储能电站、交流电网及其他类型新能源场站提供的短路电流，其中储能电站部分应计及站内设备的受控电流源特性。交流电网、风电场、光伏电站的模型分别继续执行GB/T 15544.1、GB/T 44659.1和GB/T 44659.2。
最大与最小短路电流怎么取值
计算故障点最大短路电流时，站内的储能系统、静止无功发生器（若有）应按照全部并网计算，且储能系统应以放电状态计算。计算故障点最小短路电流时，应忽略储能电站提供的短路电流。这两条一放一收，直接决定了保护整定与设备选型的取值边界。
等值建模时，相同结构和参数的储能系统等效为一组等值储能系统，汇流线路等效为一个等值阻抗，两者串联，等值储能系统的短路电流为各储能系统短路电流之和。储能电站提供的短路电流，等于站内全部等值储能系统和静止无功发生器（若有）提供的短路电流之和。含多个储能电站接入的系统，标准给出了典型正序计算模型，负序及零序可参照建立。
平衡与不平衡短路的计算路径
平衡短路即三相短路，故障点短路电流由等效电压源和受控电流源两部分提供，交流分量初始值等于等效电压源贡献部分与储能系统短路电流之和。其中受控电流源设备的故障前后正序电流增量，需联立方程用附录A的迭代法求解。稳态值参照同一思路计算，短路电流峰值、对称开断电流和直流分量则依据GB/T 15544.1的方法折算。
不平衡短路采用对称分量法，覆盖单相接地、两相不接地和两相接地三类故障，短路阻抗Zk按故障类型分别取值：单相短路取三序自阻抗之和，两相短路取正序加负序自阻抗，两相接地则取负序与零序自阻抗的并联形式。附录B给出两个算例：一个是储能系统并网端口近区三相故障，另一个是风电场、光伏电站与储能电站同时接入、共26个节点、5座新能源及储能场站的系统算例。
算例透露的计算节奏
算例B.1中，电化学储能系统内含10个储能单元，各单元经升压变压器由480V升至35kV，储能系统变流器额定容量取34.5MVA，故障前工况20MW、0.4Mvar放电，故障点过渡电阻1.05Ω，并网点电压故障后跌落至0.4p.u.。取K(1)L为1.6、Imax为1.2p.u.，算出输出电流增量为-j0.455kA。
算例B.2的26节点系统里，故障设为节点5母线三相接地，双馈型风电场、直驱型风电场各初始80MW，两座光伏电站分别为50MW和80MW，储能场站80MW。迭代14次收敛后，故障点短路电流交流分量初始值为2.2891p.u.、峰值6.4828p.u.、直流分量3.2372p.u.；另一例单相接地故障迭代9次，初始值2.5704p.u.、峰值7.2297p.u.。迭代次数和收敛结果，是这套受控电流源方法实际用起来的直观参照。
图说解读
三个部分各管一类电源
GB/T 44659并非单一文件，而是由三个部分构成的系列标准。引言说明，由于风电、光伏及储能在设备特性和场站结构等方面存在差异，需分别规定各自的短路计算方法，因此按电源类型拆成三部分。
第1部分管风力发电，第2部分管光伏发电，本次解读的第3部分管储能电站。三部分并行，构成新能源场站及接入系统短路电流计算的完整拼图。储能电站作为相对更新的接入类型，此前缺少直接对应的短路计算口径，这一部分的发布补上了缺口。
碳通通十个储能单元经变压器汇集
附录B.1给出的储能系统算例结构清晰：系统内部共含10个储能单元，各储能单元通过升压变压器由480V升压至35kV，故障位置设在储能系统并网端口近区f点，故障类型为三相故障。
这一结构对应标准第5.1.1条的要求——储能电站内储能系统短路电流计算模型应包含其内部储能变流器、升压变压器（若有）模型。算例中储能系统变流器额定容量取34.5MVA，故障前工况为20MW、0.4Mvar放电，故障点过渡电阻为1.05Ω。
碳通通三序模型各用各的方法
储能系统的建模在三个序上走了三条不同的路。正序模型采用受控电流源模型，这是整个标准最具储能特色的部分；负序模型采用等效阻抗模型，其等效阻抗依据不对称故障下的动态无功支撑要求计算；零序模型同样采用等效阻抗模型，但等效阻抗值由储能系统内升压变压器（若有）中性点接地方式确定。
正序电流增量的取值方式值得注意：它必须是故障后输出电流相对于故障前的增量，可以描述为电压跌落幅度的函数。标准附录A专门给出受控电流源模型的迭代求解流程，说明这个增量不能直接套公式一次算出，而需要在电压与电流之间反复迭代直至收敛。
碳通通各类电源各依各的标准
一个含多种电源的接入系统，短路电流要分来源分别计算：储能电站按本文件，交流电网按GB/T 15544.1，风电场按GB/T 44659.1，光伏电站按GB/T 44659.2。标准第4.6条把这四条路径写得明明白白。
故障点短路电流是储能电站、交流电网及其他类型新能源场站提供电流的叠加。对储能电站这一部分，还要计及站内设备的受控电流源特性。这意味着在做含风光储的综合计算时，四套标准要同时落地，各自提供自己那一段电流，再在故障点汇总。
碳通通故障点位置决定建模精细度
标准第4.2条给出了一条分流的判断规则：故障点在储能电站内部时，该储能电站模型应包含全部储能系统、静止无功发生器（若有）的独立模型；其他情况下，该储能电站可采用简化等值模型。
这一分界直接影响计算工作量与精度。站内故障距离设备更近，受控电流源的动态特性不能被平均掉，所以要求逐台独立建模；故障点不在站内时，才允许把相同结构和参数的储能系统归并成等值储能系统，把汇流线路归并成等值阻抗。简化模型下，等值储能系统的短路电流等于各储能系统短路电流之和。
碳通通最大最小短路电流的一放一收
标准第4.5条把最大与最小短路电流的算法口径分开规定。算最大短路电流时，站内的储能系统、静止无功发生器（若有）按全部并网计算，且储能系统应以放电状态计算，此时M标识位取1。算最小短路电流时，应忽略储能电站提供的短路电流。
这一放一收的逻辑来自受控电流源本身的特性：储能变流器能提供短路电流，但在不同工况下差别明显。最大值的场景要把所有可用出力都算进来，最小值场景则按储能不贡献来包络，两头都留足设计余量。
碳通通三类不平衡故障的阻抗取值
不平衡短路采用对称分量法计算，标准表1按故障类型给出短路阻抗Zk的计算方式：单相短路取正序、负序、零序三个自阻抗之和；两相不接地短路取正序自阻抗与负序自阻抗之和；两相短路接地则在正序自阻抗之上，再加负序自阻抗与零序自阻抗的并联值。
确定Zk之后，故障点短路电流正序分量初始值仍由等效电压源和受控电流源两部分合成，其中受控电流源部分同样需要用迭代法求解故障前后正序电流增量。标准表2进一步给出了单相短路、两相短路、两相短路接地三种故障下，故障点短路电流交流分量初始值与正序分量之间的换算关系。
碳通通14次迭代后的短路电流结果
附录B.2的26节点算例中，故障点设在节点5母线，类型为三相接地故障。系统包含5座新能源及储能场站：双馈型风电场接入节点3、直驱型风电场接入节点4，两座光伏电站分别接入节点12和节点13，储能电站接入节点26，另有火电厂三座。
按本文件方法迭代14次后，故障点短路电流交流分量初始值为2.2891p.u.，峰值6.4828p.u.，直流分量3.2372p.u.。迭代过程中各场站节点电压与故障前后输出电流增量逐轮列出，其中双馈加SVG、直驱加SVG、光伏与储能的数值均在第8至14轮趋于稳定，这也是判断迭代收敛的直接依据。
碳通通数据解读
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 双馈型风电场初始功率 | 80 | MW | 附录B表B.2 |
| 直驱型风电场初始功率 | 80 | MW | 附录B表B.2 |
| 光伏场站1初始功率 | 50 | MW | 附录B表B.2 |
| 光伏场站2初始功率 | 80 | MW | 附录B表B.2 |
| 储能场站初始功率 | 80 | MW | 附录B表B.2 |
| 变压器1短路电压百分比 | 5.68 | % | 附录B表B.1 |
| 变压器2短路电压百分比 | 30.75 | % | 附录B表B.1 |
| 同步发电机次暂态电抗 | 0.23 | — | 附录B表B.1 |
| 输电线路单位长度阻抗（实部） | 0.0281 | Ω/km | 附录B表B.1 |
这份算例的参数表把26节点系统的骨架交代得比较清楚。5座新能源及储能场站的故障前初始功率分别为80MW、80MW、50MW、80MW、80MW，合计构成故障点电流的主要来源。三座火电厂以同步发电机接入，次暂态电抗取0.23。 变压器分两个型号：230kV/20kV的短路电压百分比为5.68%，230kV/37kV的为30.75%，两者额定容量均为300MVA。输电线路单位长度阻抗为0.0281+j0.3998Ω/km，且负序、零序阻抗与正序阻抗相等。这些参数是理解算例迭代结果的前提，也是实际工程建模时需要对齐的输入口径。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 储能单元数量 | 10 | 个 | 附录B.1.1 |
| 各单元变流器额定容量 | 3.45 | MVA | 附录B.1.1 |
| 储能系统变流器额定容量 | 34.5 | MVA | 附录B.1.1 |
| 故障前有功功率 | 20 | MW | 附录B.1.1 |
| 故障前无功功率 | 0.4 | Mvar | 附录B.1.1 |
| 故障点过渡电阻 | 1.05 | Ω | 附录B.1.1 |
| 故障后并网点电压 | 0.4 | p.u. | 附录B.1.1 |
| 输出电流增量 | -j0.455 | kA | 附录B.1.2 |
附录B.1的算例演示了受控电流源增量是怎么一步步算出来的。储能系统含10个储能单元，各单元经升压变压器由480V升到35kV；储能系统变流器额定容量取34.5MVA，故障前处于20MW、0.4Mvar的放电状态，故障点过渡电阻1.05Ω，并网点电压故障后跌落至0.4p.u.。 计算中K(1)L取1.6、Imax取1.2p.u.、UL1取0.9p.u.。先算无功电流参考值0.455kA，再算有功电流参考值0.330kA，两者合成后得到故障前后输出电流增量为-j0.455kA。这个增量就是正序受控电流源模型要向故障点注入的那部分电流，也是整个储能短路计算区别于常规电源的核心输入。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 三相故障迭代次数 | 14 | 次 | 附录B.2.2 |
| 三相故障交流分量初始值 | 2.2891 | p.u. | 附录B表B.5 |
| 三相故障峰值 | 6.4828 | p.u. | 附录B表B.5 |
| 三相故障直流分量 | 3.2372 | p.u. | 附录B表B.5 |
| 单相故障迭代次数 | 9 | 次 | 附录B.2.3 |
| 单相故障交流分量初始值 | 2.5704 | p.u. | 附录B表B.9 |
| 单相故障峰值 | 7.2297 | p.u. | 附录B表B.9 |
两个不平衡与平衡故障算例放在一起看，能看出计算节奏的差别。三相故障在节点5母线，迭代14次后交流分量初始值为2.2891p.u.，峰值6.4828p.u.，直流分量3.2372p.u.。单相接地故障在节点6母线，迭代9次后交流分量初始值为2.5704p.u.，峰值7.2297p.u.。 两例的电压、电流基准值取值一致：电压基准为各设备并网端口额定电压35kV，电流基准按系统基准容量1000MVA和故障点基准电压230kV折算。判断迭代结束的条件是电压偏差门槛值0.001p.u.。也就是说，标准对收敛精度给出了明确的量化门槛，只要各节点电压相邻两轮的波动小于这一数值，迭代即可停止。
附件资料
国家标准 GB／T 44659.3-2024：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
pdf 文件 · 784.5 KB
附件来自原发布机构；如涉版权，请联系我们，我们将立即下架。
本页解读由 AI 依据报告原文辅助生成，经碳通通作者编辑整理，旨在帮助读者快速把握文件要点，不代表原文件发布方的观点。受节选范围与理解差异所限，解读与图表可能与原文表述存在出入，也可能存在疏漏或不够准确之处，请以报告原文为准。如需核对，请查阅报告原文。附件资料均来自原发布机构或公开渠道，版权归原作者及发布机构所有，本页仅提供学习查阅便利；如涉及版权问题，请联系管理员下架。
