CN104485684A - 一种含双馈风电机组的电力系统故障电流计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑双馈风电机组励磁调节特性的电力系统故障电流值计算方法，包括S1建立双馈风电机组受励磁调节特性影响的等效受控电流源模型；S2建立电力系统的正序阻抗矩阵、负序阻抗矩阵和零序阻抗矩阵；S3建立不同故障类型下的故障点边界条件方程；S4进行迭代计算获得双馈风电机组的受控电流源值；S5根据双馈风电机组的受控电流源值、以阻抗矩阵表征的电网节点电压方程以及故障点边界条件方程获得当前迭代计算时各节点的各序电压值，并计算实际节点的电压值；S6获得当前迭代计算的节点实际电压值与前次迭代计算值的差值，并判断差值是否满足预设的误差门槛限值；若是，则转入步骤S7，若否，则获得受控电流源的修正值，并转入步骤S5；S7计算各支路的各序电流；并计算各支路故障电流值。

Description

一种含双馈风电机组的电力系统故障电流计算方法

技术领域

本发明属于电力系统技术领域，更具体地，涉及一种含双馈风电机组励磁调节特性影响的电力系统故障电流计算方法。

背景技术

电力系统故障电流计算是电网运行控制和继电保护整定计算的基础内容。在传统的电网故障分析方法中，假设电网中的电源均为同步发电机。然而，随着风电机组的接入，其馈入电网的故障电流特性发生了很大的变化，使得以同步发电机电源为基础的传统故障分析方法已难以计算含风电机组的电网故障电流值。

目前，针对风电机组接入电网的故障分析方法已开展了多方面的研究工作，如对于逆变型(直驱式)风电机组，将其等值为恒定电压源与变化的等值阻抗串联的模型，针对含单个逆变型电源的配电网，提出含逆变型电源的故障分析解析法等。

但现有关于风电机组接入电网的故障分析方法主要针对的是逆变型(直驱式)风电机组，在机端电压轻度跌落条件下，双馈风电机组馈入电网的电流主要受风机本体、控制策略和转子参考值的影响，与逆变型风电机组基于定子电流参考值的故障电流特性有较大区别。因此，基于逆变型风电机组的电网故障电流计算方法并不能计算含双馈型风电机组的电力系统短路电流。

发明内容

针对现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种考虑双馈风电机组励磁调节特性影响的电力系统故障电流计算方法，旨在解决双馈风电机组在变频器进行励磁调节时，电网短路电流难以准确计算的问题，为含双馈风电机组的电网继电保护整定计算提供技术支撑。

本发明提供了一种含双馈风电机组的电力系统故障电流计算方法，包括下述步骤：

S1：根据电力系统故障类型建立双馈风电机组受励磁调节特性影响的等效受控电流源模型；

其中，电力系统故障类型包括不对称故障和对称故障；所述不对称故障包括两相短路故障、单相接地故障和两相接地故障；所述对称故障包括三相短路故障；

S2：建立电力系统的正序阻抗矩阵、负序阻抗矩阵和零序阻抗矩阵；

S3：根据电力系统故障类型建立不同故障类型下的故障点边界条件方程；

S4：将双馈风机的额定电流值作为所述双馈风电机组在励磁调节状态下的等效受控电流源模型的初始值，并进行迭代计算获得双馈风电机组的受控电流源值；

S5：根据所述双馈风电机组的受控电流源值、以阻抗矩阵表征的电网节点电压方程以及故障点边界条件方程获得当前迭代计算时各节点的各序电压值，将各序电压相加获得实际节点电压值；

S6：获得当前迭代计算的节点实际电压值与前次迭代计算值的差值，并判断所述差值是否满足预设的误差门槛限值；若是，则转入步骤S7；若否，则根据双馈风电机组接入点的电压和受控电流源等效模型获得受控电流源的修正值，并转入步骤S5；

S7：根据各节点各序电压值和各序支路阻抗获得各支路的各序电流；并将各支路各序电流相加获得各支路故障电流值。

更进一步地，在步骤S1中，当电力系统发生三相对称故障时，且双馈风电机组机端电压大于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为 $\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}={3P}_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\left(U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}\cos {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}\right)\\ {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}=\arccos (P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\sqrt{{P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2+{Q_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2})\end{array}\right.;$

当电力系统发生三相对称故障时，且双馈风电机组机端电压小于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为 $\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\sqrt{{\left({\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}\right)}^2+{({\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})}^2}/\left({\mathrm{\ω}}_1{L}_{s,m}\right)\\ {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\arctan [({\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})/{\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}]\end{array}\right.;$

当电力系统发生不对称故障，且双馈机组机端电压大于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为 $\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}={3P}_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\left(U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}\cos {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}\right)\\ {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}=\arccos (P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\sqrt{{P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2+{Q_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2})\end{array};\right.$

当电力系统发生不对称故障，且双馈机组机端电压小于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为； $\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\sqrt{{(i_{\mathrm{rd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}{L}_{M,m}/L_{s,m})}^2+2.25{(0.9-u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)})}^2}\\ {{\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}}^{\left(k\right)}=\arctan (1.5\·L_{s,m}(u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}-0.9)/L_{M,m}{i}_{\mathrm{rd}+\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})\end{array}\right.;$ 转子电流内环q轴的指令值为 $i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}=\frac{1.5\·L_{s,m}}{L_{M,m}}\·(0.9-U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})-\frac{U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}}{w_1{L}_{M,m}};$ 转子电流内环d轴的指令值为 $i_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}=\min (\sqrt{I_{r_{\mathrm{set}},m}^2-{i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}}^2},\frac{L_{s,m}}{L_{M,m}}{i}_{\mathrm{rd}0,m}^{*}).$

其中，为第m台双馈风机在第k次迭代时的输出电流；γ_DG,m ^(k)为第m台双馈风机在第k次迭代时输出电流的相角；为第m台双馈风机故障前双馈风机向电网输出的有功功率；为第m台双馈风机故障前双馈风机向电网输出的无功功率；为第m台双馈风电机组机端电压；k为当前迭代计算次数；L_M,m为第m台双馈风机定子、转子之间的互感；L_s,m为第m台双馈风机定子漏电抗；ω₁为基频角频率，典型值取314.159；I_rset,m为第m台双馈风机设定的转子最大允许过流倍数，典型值可取1.2；为第m台双馈风机在第k次迭代时转子电流d轴分量参考值， $i_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}=\min (I_{r_{\mathrm{set}},m}^2-{i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}}^2,\frac{L_{s,m}}{L_{M,m}}{i}_{\mathrm{rd}0,m}^{*}),$ 为第m台双馈风机在第k次迭代时转子电流q轴分量参考值，为故障前第m台双馈风机电流内环的有功电流指令；第m台双馈风机正转同步速旋转dq+坐标系下的定子电压d轴分量 $u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}=U_{\mathrm{DFIGa},m}^{\left(1\right)\left(k\right)}\·({\cos \mathrm{\θ}}_m^{+\left(k\right)}-j\sin {\mathrm{\θ}}_m^{+\left(k\right)}),$ 反转同步速旋转dq-坐标系下的定子电压d轴分量 $u_{\mathrm{sd}-\mathrm{DG},m}^{-\left(k\right)}=U_{\mathrm{DFIGa},m}^{\left(2\right)\left(k\right)}\·(\cos {\mathrm{\θ}}_m^{-\left(k\right)}+j\sin {\mathrm{\θ}}_m^{-\left(k\right)});$ 为机端a相电压正序分量；为机端电压a相负序分量；正转同步坐标系d轴与两相静止坐标系α轴的夹角 ${\mathrm{\θ}}_m^{+\left(k\right)}=\frac{1}{2}\arctan \frac{u_{\mathrm{DFIGa},m\_x}^{\left(1\right)\left(k\right)}}{u_{\mathrm{DFIGa},m\_r}^{\left(1\right)\left(k\right)}};$ 为的实部，为的虚部；反转同步坐标系d轴与两相静止坐标系α轴的夹角

更进一步地，在步骤S3中，当电力系统发生两相短路故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}=-{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}\\ {\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.;$ 当电力系统发生单相接地故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.;$ 当电力系统发生两相接地故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{U}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.;$ 当电力系统发生三相短路故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\end{array}\right.;$ 其中，分别为故障点支路的正序、负序和零序电流； 为故障点正序、负序和零序电流电压。

更进一步地，在步骤S5中，以正序阻抗矩阵表征的正序节点电压方程为 ${{\stackrel{\·}{V}}_{i\left(1\right)}}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{V}}_{i\left(1\right)}^{\left(0\right)}+\underset{m\∈G_2}{\mathrm{\Σ}}{Z}_{\mathrm{im}\left(1\right)}{{\mathrm{\Δ}\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{DG},m}}^{(k-1)}{-Z}_{\mathrm{if}\left(1\right)}{{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}}^{\left(k\right)};$ 以负序、零序阻抗矩阵表征的负序和零序节点电压方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{V}}_{i\left(2\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(2\right)}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}\\ {\stackrel{\·}{V}}_{i\left(0\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(0\right)}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}\end{array}\right.;$ 其中，为节点i的负序电压；为节点i的零序电压；为故障点支路负序电流；为故障点支路零序电流；Z_if(2)、Z_if(0)分别为节点i和节点f之间的负序和零序互阻抗。

更进一步地，在步骤S6中，预设的误差门槛限值为0.005。

更进一步地，各支路故障电流值其中， ${{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\·}{V}}_{p\left(1\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\·}{V}}_{q\left(1\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(1\right)}},{{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\·}{V}}_{p\left(2\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\·}{V}}_{q\left(2\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(2\right)}},{{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\·}{V}}_{p\left(0\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\·}{V}}_{q\left(0\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(0\right)}};$ 其中，z_pq(1)、z_pq(2)、z_pq(0)分别为支路pq的正序、负序和零序阻抗。

本发明根据双馈风电机组受励磁调节特性影响的特殊故障电流特征，提出了一种含双馈风电机组的电网故障电流计算新方法；将双馈风电机组等效为受控正序电流源，分别构建各序等值电路。在此基础上，对各序节点电压方程、故障边界条件方程与双馈风电机组的等效数学模型进行联合求解，计算短路后的各支路电流和各节点电压；该方法计算精度高，可很好满足含双馈风电机组的电网短路故障计算和保护整定计算的应用要求。

附图说明

图1为本发明实施例中考虑励磁调节特性影响的双馈风电机组等效正序电流源模型。

图2正序故障网络分解图。

图3为本发明实施例的程序流程图。

图4含双馈风力发电机的典型电网结构。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明提供了一种考虑双馈风电机组励磁调节特性影响的电网故障电流值的计算方法，实现对含双馈风电机组的电力系统故障电流值的计算，并方便工程应用。

本发明提供了一种考虑双馈风电机组励磁调节特性影响的电力系统故障电流值计算方法，可用于计算含双馈风电机组的电力系统故障电流，为电网继电保护整定计算提供依据。

本发明提供一种考虑双馈风电机组励磁调节特性影响的电力系统故障电流值计算方法，该方法采用迭代计算，包括以下步骤：

步骤(1)根据电力系统故障类型，建立不同的双馈风电机组等效受控电流源模型。其中，电力系统故障类型包括不对称故障和对称故障。不对称故障包括两相短路故障、单相接地故障和两相接地故障；对称故障包括三相短路故障。

步骤(2)计算电力系统正序阻抗矩阵、负序阻抗矩阵和零序阻抗矩阵；

步骤(3)根据电力系统故障类型，建立不同故障类型下的故障点边界条件方程；

步骤(4)设定双馈风机的额定电流作为其等效受控电流源的初始值，开始迭代计算。

步骤(5)将双馈风电机组的受控电流源值代入以阻抗矩阵表征的电网节点电压方程，并与故障边界条件方程联立求解，计算当前迭代计算时各节点的各序电压值，将各序电压相加，计算实际节点电压值。

步骤(6)计算当前迭代计算的节点实际电压值与前次迭代计算值的差值，并判断是否满足预设的误差门槛限值。若满足，转入步骤(7)；否则，将计算所得的双馈风电机组接入点电压代入受控电流源等效模型方程中，计算受控电流源的修正值，转入步骤(5)；

步骤(7)根据所计算的各节点各序电压和已知的各序支路阻抗，计算各支路的各序电流。将各支路各序电流相加，计算各支路故障电流值。

双馈风电机组的故障电流特性与传统同步发电机相比存在很大的不同，这使得传统以交流同步电机供电电源为基础的电网故障分析方法不能适用于含双馈风电机组的电网。随着双馈风电机组大规模接入电网，含双馈风电机组的电网继电保护整定计算面临新的挑战，将严重影响电网现有继电保护性能。因此，本发明根据双馈风电机组受励磁调节状态下的特殊故障电流特征，提出了一种含双馈风电机组的电网故障分析新方法。该方法将双馈风电机组等效为受控正序电流源，分别构建各序等值电路。在此基础上，对各序节点电压方程、故障边界条件方程与双馈风电机组的等效数学模型进行联合求解，计算短路后的各支路电流和各节点电压。所提出电网故障电流计算新方法精度高，可很好满足含双馈风电机组的电网短路电流计算和继电保护整定的应用要求，为含双馈风电机组的电网继电保护系统的整定与配置奠定基础。

本发明提出一种考虑双馈风电机组励磁调节特性影响的电力系统故障电流值计算方法，具体实施例包括以下步骤：

步骤(1)由于电网在对称故障和不对称故障情况下，双馈风电机组具有不同的等效受控电流源模型。因此，根据电网故障类型，选用相应的双馈电机等效受控电流源模型。

1.1对称故障条件下双馈风电机组等效受控正序电流源模型

电网发生三相对称故障，当双馈风电机组机端电压大于0.9p.u(p.u表示标幺值)时，双馈机组等效受控正序电流源模型为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}={3P}_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\left(U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}\cos {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}\right)\\ {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}=\arccos (P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\sqrt{{P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2+{Q_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2})\end{array}\right.---\left(1\right)$

式中，为第m台双馈风机故障前双馈风机向电网输出的有功功率；为第m台双馈风机故障前双馈风机向电网输出的无功功率；为第m台双馈风电机组机端电压；k为当前迭代计算次数。

当双馈机组机端电压小于0.9p.u时，双馈机组等效受控正序电流源模型 ${\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{DG},m}=I_{\mathrm{DG},m}\∠{\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}$ 为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\sqrt{{\left({\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}\right)}^2+{({\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})}^2}/\left({\mathrm{\ω}}_1{L}_{s,m}\right)\\ {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\arctan [({\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})/{\mathrm{\ω}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}]\end{array}\right.---\left(2\right)$

上式中，L_M,m为第m台双馈风机定子、转子之间的互感；L_s,m为第m台双馈风机定子漏电抗；ω₁为基频角频率，典型值取314.159。转子电流内环q轴的指令值与并网标准有关，根据风电机组接入电网的技术规范要求，计算 $i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}=\frac{1.5\·L_{s,m}}{L_{M,m}}\·(0.9-U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})-\frac{U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}}{w_1{L}_{M,m}}.$

式(2)中转子电流内环d轴的指令值为： $i_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}=\min (\sqrt{I_{r_{\mathrm{set}},m}^2-{i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}}^2},\frac{L_{s,m}}{L_{M,m}}{i}_{\mathrm{rd}0,m}^{*});$ 其中，为第m台双馈风机设定的转子最大允许过流倍数，典型值可取1.2。为故障前第m台双馈风机电流内环的有功电流指令。

2.2不对称故障条件下双馈风电机组等效受控电流源模型

电网发生不对称故障，当双馈机组机端电压大于0.9p.u时，假设双馈风电机组按并网规程要求发出无功，且抑制风电机组输出的负序电流，其等效受控电源模型如式(1)所示。当双馈机组机端电压小于0.9p.u时，双馈机组等效受控正序电流源模型为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\sqrt{{(i_{\mathrm{rd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}{L}_{M,m}/L_{s,m})}^2+2.25{(0.9-u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)})}^2}\\ {{\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}}^{\left(k\right)}=\arctan (1.5\·L_{s,m}(u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}-0.9)/L_{M,m}{i}_{\mathrm{rd}+\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})\end{array}\right.---\left(3\right)$

上式中，第m台双馈风机正转同步速旋转dq+坐标系下的定子电压d轴分量 $u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}=U_{\mathrm{DFIGa},m}^{\left(1\right)\left(k\right)}\·({\cos \mathrm{\θ}}_m^{+\left(k\right)}-j\sin {\mathrm{\θ}}_m^{+\left(k\right)}),$ 反转同步速旋转dq-坐标系下的定子电压d轴分量 $u_{\mathrm{sd}-\mathrm{DG},m}^{-\left(k\right)}=U_{\mathrm{DFIGa},m}^{\left(2\right)\left(k\right)}\·(\cos {\mathrm{\θ}}_m^{-\left(k\right)}+j\sin {\mathrm{\θ}}_m^{-\left(k\right)});$ 为机端a相电压正序分量；为机端电压a相负序分量；正转同步坐标系d轴与两相静止坐标系α轴的夹角 ${\mathrm{\θ}}_m^{+\left(k\right)}=\frac{1}{2}\arctan \frac{u_{\mathrm{DFIGa},m\_x}^{\left(1\right)\left(k\right)}}{u_{\mathrm{DFIGa},m\_r}^{\left(1\right)\left(k\right)}};$ 为的实部，为的虚部；反转同步坐标系d轴与两相静止坐标系α轴的夹角 ${\mathrm{\θ}}_m^{-\left(k\right)}=\mathrm{\π}/2.$

式(3)中，第m台双馈风机正转同步速旋转dq+坐标系下转子电流d轴分量为：

$i_{\mathrm{rd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}=\min (\frac{P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}{L}_{s,m}}{u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}{L}_{M,m}},\sqrt{I_{r_{\mathrm{set}},m}^2-{i_{\mathrm{rq}-\mathrm{DG},m}^{-*\left(k\right)}}^2-{i_{\mathrm{rq}+\mathrm{DG},m}^{+*\left(k\right)}}^2})$

上式中，反转同步旋转dq-坐标系下的转子电流q轴指令值正转同步旋转dq+坐标系下的转子电流q轴指令值 $i_{\mathrm{rq}+\mathrm{DG},m}^{+*\left(k\right)}=-\frac{u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}}{{\mathrm{\ω}}_s{L}_{M,m}}-1.5\·(0.9-u_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}).$

步骤(2)根据电网的节点导纳矩阵建立电力系统的正序阻抗矩阵、负序阻抗矩阵和零序阻抗矩阵。其中，在正序网络和负序网络的计算中，双馈风电机组做开路处理。

步骤(3)根据电网故障类型，建立不同故障类型下的故障点边界条件方程。

电网发生两相短路故障、单相接地故障、两相接地故障和三相短路故障时，故障点边界条件方程分别为式(4)、式(5)、式(6)和式(7)。

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}=-{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}\\ {\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.---\left(4\right)$

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.---\left(5\right)$

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{U}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.---\left(6\right)$

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0;\end{array}\right.---\left(7\right)$

式中，分别为故障点支路的正序、负序和零序电流； 为故障点正序、负序和零序电流电压。

步骤(4)设定双馈风机的额定电流作为其等效受控电流源的初始值。在第一次迭代计算时，无论双馈机组采用式(1)，或式(2)，或式(3)所定义的计算模型，均可取风电机组故障前电流作为受控电流源的迭代初值，即： $\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}={3P}_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\left(U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}\cos {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}\right)\\ {\mathrm{\γ}}_{\mathrm{DG},m}=\arccos (P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\sqrt{{P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2+{Q_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}}^2})\end{array}\right.;$

步骤(5)将双馈机组的受控电流源值代入以阻抗矩阵表征的电网节点电压方程，并与故障边界条件方程联立求解，计算当前迭代计算时的各节点的各序电压值。

用正序阻抗矩阵表征的正序节点电压方程如式(8)：

${{\stackrel{\·}{V}}_{i\left(1\right)}}^{\left(k\right)}={\stackrel{\·}{V}}_{i\left(1\right)}^{\left(0\right)}+\underset{m\∈G_2}{\mathrm{\Σ}}{Z}_{\mathrm{im}\left(1\right)}{{\mathrm{\Δ}\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{DG},m}}^{(k-1)}{-Z}_{\mathrm{if}\left(1\right)}{{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(1\right)}}^{\left(k\right)}---\left(8\right)$

式中，G₂为故障附加网络内双馈风机接入节点的集合；为第m台双馈风机输出电流的故障分量， 为双馈风机故障前电流；为节点i的正序电压；为故障点支路正序电流；为故障前节点i的正序电压；Z_im(1)为节点i和节点m之间的正序互阻抗。

用负序、零序阻抗矩阵表征的负序和零序节点电压如式(9)：

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{V}}_{i\left(2\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(2\right)}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(2\right)}\\ {\stackrel{\·}{V}}_{i\left(0\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(0\right)}{\stackrel{\·}{I}}_{f\left(0\right)}\end{array}\right.---\left(9\right)$

上式中，为节点i的负序电压；为节点i的零序电压；为故障点支路负序电流；为故障点支路零序电流；Z_if(2)、Z_if(0)分别为节点i和节点f之间的负序和零序互阻抗。

将式(8)和式(9)表征的各序电压方程与故障边界条件方程式(4)，或式(5)，或式(6)，或式(7)，联立求解，可计算各点序电压 进一步可计算各节点的实际电压

步骤(6)计算当前迭代计算的节点电压值与前次迭代计算值的差值，并判断是否满足预设的误差门槛限值：

$\max |{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_i}^{\left(k\right)}-{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_i}^{(k-1)}|<\mathrm{\&epsiv;}---\left(10\right)$

式中，ε为预设的误差门槛值，典型值可取0.05。若式(10)满足，转入步骤(7)；否则，将计算所得的双馈机组接入点电压代入受控电流源等效模型方程(1)，或方程(2)，或方程(3)中，计算受控电流源修正值转入步骤(5)；

步骤(7)根据所计算的各节点各序电压和已知的各序支路阻抗，计算各支路的序电流：

${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(1\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(1\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}$

${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(2\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(2\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}---\left(11\right)$

${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(0\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(0\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}$

式中，z_pq(1)、z_pq(2)、z_pq(0)分别为支路pq的正序、负序和零序阻抗。

将各支路各序电流相加，计算各支路故障电流值：

${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}}}^{\left(k\right)}={{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}^{\left(k\right)}+{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}^{\left(k\right)}+{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}^{\left(k\right)}---\left(12\right)$

下面为说明所提含双馈风机的电力系统故障电流计算方法的有效性，建立仿真模型，模型示意图如附图4所示，模型基本参数说明如下：

单位长度线路参数为：r(1)＝r(2)＝0.17Ω/km，x(1)＝x(2)＝0.394Ω/km；

线路L1、L2和L3的长度均为：6km；

接入电网的DFIG的容量为：1.5MW；

定子漏电抗：0.055414 H；转子漏电抗：0.055414 H；

定转子互感：0.8466H；转子额定转速：1.2p.u；取典型值1.2 p.u。两绕组变压器T1的容量为：1.6MVA，变比为0.69 kV/110kV，联结组别为Yd，漏电抗为6.22％；负荷1和负荷2的等效阻抗均为：120+j39.11Ω。

步骤(1)：令电网在f1点发生三相对称故障，选用式(1)作为双馈风机的故障电流等效计算模型：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG}}^{\left(k\right)}=\sqrt{{\left(265.83i_{\mathrm{rdf}}^{*\left(k\right)}\right)}^2+{(265.83i_{\mathrm{rqf}}^{*\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG}}^{\left(k\right)})}^2}/\left(17.4\right)\\ {\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{DG}}^{\left(k\right)}=\arctan \left[(265.83i_{\mathrm{rqf}}^{*\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG}}^{\left(k\right)}/265.83i_{\mathrm{rdf}}^{*\left(k\right)})\right]\end{array}\right.---\left(1\right)$

其中， $i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}=0.098\&CenterDot;(0.9-U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})-\frac{U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}}{0.8466};i_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}=\min (\sqrt{{1.2}^2-{i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}}^2},0.098).$

步骤(2)：建立电网的正序阻抗矩阵Z_if(1)、负序阻抗矩阵Z_if(2)和零序阻抗矩阵Z_if(0)。

步骤(3)由于电网发生三相对称故障，选用式(2)建立故障点边界条件方程。

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0;\end{array}\right.---\left(2\right)$

步骤(4)根据双馈风机的额定电流I_DG＝1449 A作为其等效受控电流源的初始值开始迭代计算。

步骤(5)将双馈机组的受控电流源值(1)代入以阻抗矩阵表征的电网节点电压方程(3)中，并与故障边界条件方程(2)联立求解，计算当前迭代计算时的各节点的各序电压值。其中，电网节点电压方程如下式所示：

$\left\{\begin{array}{c}{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(1\right)}}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(1\right)}^{\left(0\right)}+Z_{i\left(1\right)}{{\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&Delta;I}}}_{\mathrm{DG}}}^{(k-1)}-Z_{\mathrm{if}\left(1\right)}{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(1\right)}}^{\left(k\right)}\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(2\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(2\right)}{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(2\right)}\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(0\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(0\right)}{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(0\right)}\end{array}---\left(3\right)\right.$

根据计算得到的各点序电压和进一步可得到各节点的实际电压

${\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_i^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(1\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(2\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(0\right)}^{\left(k\right)}---\left(4\right)$

步骤(6)计算当前迭代计算的节点电压值与前次迭代节点电压的差值；

根据各节点的实际电压，计算当前迭代计算的节点电压与前次迭代计算的节点电压的差值是否小于误差门槛值0.005。如果两者差值小于门槛值，则转入步骤(7)；如果两者差值大于门槛值，则将计算所得的机端电压代入受控电流源中，转入步骤(5)

步骤(7)根据所计算的各节点各序电压和联立已知的各序支路阻抗，计算各支路的序电流： ${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(1\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(1\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(1\right)}},{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(2\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(2\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(2\right)}},$ ${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(0\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(0\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}.$

将各支路各序电流相加，计算各支路故障电流值： ${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}}}^{\left(k\right)}={{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}^{\left(k\right)}+{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}^{\left(k\right)}+{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}^{\left(k\right)}.$

表1双馈风机满载，f1处发生三相对称故障时的短路电流对比

短路电流	IDFIG	I0	I1	I2
					仿真电流	1.36∠140°	4.546∠-47.5°	0.091∠-179.5°	4.225∠-49.1°
理论值	1.31∠138°	4.47∠-46.8°	0.088∠-176°	4.18∠-48.2°

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种考虑双馈风电机组励磁调节特性的电力系统故障电流值计算方法，其特征在于，包括下述步骤：

S1：根据电力系统故障类型建立双馈风电机组基于励磁调节特性的等效受控电流源模型；

其中，电力系统故障类型包括不对称故障和对称故障；所述不对称故障包括两相短路故障、单相接地故障和两相接地故障；所述对称故障包括三相短路故障；

S2：建立电力系统的正序阻抗矩阵、负序阻抗矩阵和零序阻抗矩阵；

S3：根据电力系统故障类型建立不同故障类型下的故障点边界条件方程；

S4：将双馈风机的额定电流值作为所述双馈风电机组等效受控电流源模型的初始值，并进行迭代计算获得双馈风电机组的受控电流源值；

S5：根据所述双馈风电机组的受控电流源值、以阻抗矩阵表征的电网节点电压方程以及故障点边界条件方程获得当前迭代计算时各节点的各序电压值，将各序电压相加获得实际节点电压值；

S6：获得当前迭代计算的节点实际电压值与前次迭代计算值的差值，并判断所述差值是否满足预设的误差门槛限值；若是，则转入步骤S7；若否，则根据双馈风电机组接入点的电压和受控电流源等效模型获得受控电流源的修正值，并转入步骤S5；

S7：根据各节点各序电压值和各序支路阻抗获得各支路的各序电流；并将各支路各序电流相加获得各支路故障电流值。

2.如权利要求1所述的电力系统故障电流值的计算方法，其特征在于，在步骤S1中，当电力系统发生三相对称故障时，且双馈风电机组机端电压大于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}={3P}_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\left(U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}\cos {\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{DG},m}\right)\\ {\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{DG},m}=\arccos (P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\sqrt{P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)2}+Q_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)2}})\end{array}\right.;$

当电力系统发生三相对称故障时，且双馈风电机组机端电压小于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\sqrt{{\left({\mathrm{\&omega;}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}\right)}^2+{({\mathrm{\&omega;}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})}^2}/\left({\mathrm{\&omega;}}_1{L}_{s,m}\right)\\ {\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\arctan [({\mathrm{\&omega;}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rqf},m}^{\left(k\right)}+U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)})/{\mathrm{\&omega;}}_1{L}_{M,m}{i}_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}]\end{array}\right.;$

当电力系统发生不对称故障，且双馈机组机端电压大于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}={3P}_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\left(U_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}\cos {\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{DG},m}\right)\\ {\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{DG},m}=\arccos (P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)}/\sqrt{P_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)2}+Q_{\mathrm{DG},m}^{\left(0\right)2}})\end{array}\right.;$

当电力系统发生不对称故障，且双馈机组机端电压小于0.9p.u时，所述双馈风电机组等效受控电流源模型为；

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{\mathrm{DG},m}^{\left(k\right)}=\sqrt{{(i_{\mathrm{rd}{+}_{\mathrm{DG},m}}^{+\left(k\right)}{L}_{M,m}/L_{s,m})}^2+2.25(0.9{-u}_{\mathrm{sd}+\mathrm{DG},m}^{+\left(k\right)}{)}^2}\\ {{\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{DG},m}}^{\left(k\right)}=\arctan (1.5\&CenterDot;L_{s,m}(u_{\mathrm{sd}{+}_{\mathrm{DG},m}}^{+\left(k\right)}-0.9)/L_{M,m}{i}_{\mathrm{rd}{+}_{\mathrm{DG},m}}^{+\left(k\right)})\end{array}\right.;$

其中，为第k次迭代时第m台双馈风机的定子电流值，γ_DG,m ^(k)为第k次迭代时，第m台双馈风机定子电流的相角；为第m台双馈风机故障前双馈风机向电网输出的有功功率；为第m台双馈风机故障前双馈风机向电网输出的无功功率；为第m台双馈风电机组机端电压；k为当前迭代计算次数；L_M,m为第m台双馈风机定子、转子之间的互感；L_s,m为第m台双馈风机定子漏电抗；ω₁为基频角频率，典型值取314.159；为第m台双馈风机设定的转子最大允许过流倍数，典型值可取1.2；第k次迭代时第m台双馈风机的转子电流q轴分量参考值第k次迭代时，第m台双馈风机转子电流d轴分量参考值 $i_{\mathrm{rdf},m}^{*\left(k\right)}=\min (\sqrt{I_{r_{\mathrm{set},}m}^2-i_{\mathrm{rqf},m}^{*\left(k\right)2}},\frac{L_{s,m}}{L_{M,m}}{i}_{\mathrm{rd}0,m}^{*});$ 为第k次迭代时，第m台双馈风机转子电流在正转同步坐标系下d轴分量参考值；为故障前第m台双馈风机电流内环的有功电流指令；第m台双馈风机正转同步速旋转dq+坐标系下的定子电压d轴分量反转同步速旋转dq-坐标系下的定子电压d轴分量 $u_{\mathrm{sd}{-}_{\mathrm{DG},m}}^{-\left(k\right)}=U_{\mathrm{DFIGa},m}^{\left(2\right)\left(k\right)}\&CenterDot;(\cos {\mathrm{\&theta;}}_m^{-\left(k\right)}+j\sin {\mathrm{\&theta;}}_m^{-\left(k\right)});$ 为机端a相电压正序分量；为机端电压a相负序分量；正转同步坐标系d轴与两相静止坐标系α轴的夹角 为的实部，为的虚部；反转同步坐标系d轴与两相静止坐标系α轴的夹角 ${\mathrm{\&theta;}}_m^{-\left(k\right)}=\mathrm{\&pi;}/2.$

3.如权利要求1所述的电力系统故障电流计算方法，其特征在于，在步骤S3中，当电力系统发生两相短路故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}=-{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.;$ 当电力系统发生单相接地故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.;$ 当电力系统发生两相接地故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}+{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}\end{array}\right.;$ 当电力系统发生三相短路故障时，所述故障点边界条件方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{f\left(1\right)}^{\left(k\right)}=0\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(2\right)}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(0\right)}^{\left(k\right)}=0\end{array}\right.;$

其中，分别为故障点支路的正序、负序和零序电流； 为故障点正序、负序和零序电流电压。

4.如权利要求1所述的电力系统故障电流值计算方法，其特征在于，在步骤S5中，以正序阻抗矩阵表征的正序节点电压方程为 ${{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(1\right)}}^{\left(k\right)}={\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(1\right)}^{\left(0\right)}+\underset{m\&Element;G_2}{\mathrm{\&Sigma;}}{Z}_{\mathrm{im}\left(1\right)}{{\mathrm{\&Delta;}\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{DG},m}}^{(k-1)}-Z_{\mathrm{if}\left(1\right)}{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(1\right)}}^{\left(k\right)};$ 以负序、零序阻抗矩阵表征的负序和零序节点电压方程为 $\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(2\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(2\right)}{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(2\right)}\\ {\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{i\left(0\right)}=-Z_{\mathrm{if}\left(0\right)}{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{f\left(0\right)}\end{array}\right.;$

其中，为节点i的负序电压；为节点i的零序电压；为故障点支路负序电流；为故障点支路零序电流；Z_if(2)、Z_if(0)分别为节点i和节点f之间的负序和零序互阻抗。

5.如权利要求1所述的电力系统故障电流值计算方法，其特征在于，在步骤S6中，预设的误差门槛限值为0.005。

6.如权利要求1所述的电力系统故障电流值计算方法，其特征在于，各支路故障电流值 ${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}}}^{\left(k\right)}={{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}^{\left(k\right)}+{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}^{\left(k\right)}+{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}^{\left(k\right)};$ 其中， ${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(1\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(1\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(1\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(1\right)}},$ ${{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(2\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(2\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(2\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(2\right)}},{{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{pq}\left(0\right)}}^{\left(k\right)}=\frac{{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{p\left(0\right)}^{\left(k\right)}-{\stackrel{\&CenterDot;}{V}}_{q\left(0\right)}^{\left(k\right)}}{z_{\mathrm{pq}\left(0\right)}};$

其中，z_pq(1)、z_pq(2)、z_pq(0)分别为支路pq的正序、负序和零序阻抗。