3风电场继电保护技术管理规定0829.docx

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3风电场继电保护技术管理规定0829

风电场继电保护技术管理规定

（试行）

1.范围

本标准规定了并入京津唐电网的风电场继电保护和安全自动装置的选型配置、整定计算、运行管理、基建验收、检验管理等内容。

本标准适用于以各电压等级接入电网的风电场的继电保护和安全自动装置的运行和管理。

2.规范性引用文件

GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T19262-2003微机变压器保护装置通用技术要求

DL/T478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T670-1999微机母线保护装置通用技术条件

DL/T769-2001电力系统微机继电保护技术导则

DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程

DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

IEC60255-24:

2001电力系统暂态数据交换通用格式

调继[2005]222号关于十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求

国家电网调〔2011〕974号关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知

华北电监安全[2011]51号（转发国家电监会办公厅《关于切实加强风电场安全监督管理遏制大规模风电机组脱网事故的通知》）

3.总则

3.1.为规范风电场继电保护管理工作，确保系统安全可靠运行，特制定本规定。

3.2.本规定对风电场继电保护配置、整定、运行管理、基建验收等工作做出了明确要求。

3.3.与并网风电场继电保护配置及整定相关的科研、设计、制造、施工、运行和调度等单位及部门均应遵守本规定。

3.4.本规定适用于京津唐电网各并网风电场。

4.继电保护配置

4.1.一般规定

4.1.1.保护配置、设备规范应符合GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》要求，并经相应调度机构认可。

4.1.2.应选用原理成熟、技术先进、制造质量可靠、有成功运行经验的继电保护装置，并综合考虑运行业绩、技术支持及售后服务等因素。

4.1.3.220kV电压等级升压变压器、母线应配置双重化保护。

双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行。

4.1.4.送出线路保护应满足华北电网相关选型配置要求。

4.1.5.汇集线路单相接地故障应快速切除。

对于中性点经低电阻接地的风电场，应配置动作于跳闸的接地保护；对于中性点经消弧线圈接地的风电场，可配置小电流故障选线装置来实现跳闸。

4.2.35kV汇集线路保护

4.2.1.保护装置采用远后备原则配置。

4.2.2.系统侧应配置三段式过流保护，如有必要时可设置方向元件，宜选配三段式相间距离保护。

4.2.3.中性点经低电阻接地系统，系统侧应配置两段式零序电流保护，动作于跳闸。

4.3.35kV汇集母线保护

4.3.1.35kV汇集母线应装设专用母线保护。

4.3.2.母线保护应具有差动保护、分段死区保护、CT断线判别功能、PT断线判别功能等。

4.3.3.母线保护应具有复合电压闭锁功能。

4.3.4.母线保护应允许使用不同变比的CT，各支路CT变比相差不宜大于4倍，并通过软件自动校正。

4.3.5.母线保护应具有CT断线告警功能，CT断线后可经控制字选择是否闭锁差动保护。

4.3.6.母线保护应能自动识别分段的充电状态，合闸于死区故障时，应瞬时跳分段，不应误切除运行母线。

4.4.220kV升压变压器保护

4.4.1.变压器应配置双重化的主、后备保护一体变压器电气量保护和一套非电量保护。

4.4.2.变压器应配置纵差保护。

可另外配置不需整定的零序分量、负序分量或变化量等反映轻微故障的故障分量差动保护。

4.4.3.纵差保护应取变压器各侧外附CT电流。

4.4.4.变压器高压侧应配置复压闭锁过流（方向）保护。

保护为二段式，第一段带方向，方向可整定，设两个时限；第二段不带方向，延时跳开变压器各侧断路器。

4.4.5.变压器高压侧应配置零序过流（方向）保护。

保护为二段式，第一段带方向，方向可整定，设两个时限。

第二段不带方向，延时跳开变压器各侧断路器。

4.4.6.变压器高压侧应配置间隙电流保护和零序电压保护，两者构成“或门”延时跳开变压器各侧断路器。

4.4.7.变压器高压侧零序电流保护应取本侧自产零序电压和自产零序电流。

4.4.8.零序电压宜取PT开口三角电压，间隙电流取中性点间隙专用CT。

4.4.9.变压器低压侧应配置两段式过流保护，第一段延时跳本侧断路器，第二段延时跳各侧断路器；配置一段复压闭锁过流保护，延时跳各侧断路器。

4.4.10.变压器应配置过负荷保护。

过负荷保护延时动作于信号。

4.4.11.变压器电气量保护与非电量保护的出口应分开。

电气量保护起动失灵保护，并具备解除失灵保护的复压闭锁功能；非电气量保护不起动失灵保护。

4.4.12.变压器高压侧断路器失灵保护动作后应跳开变压器各侧断路器。

变压器高压侧断路器失灵保护动作接点开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50ms延时后跳开变压器各侧断路器。

4.4.13.变压器非电量保护动作应有动作报告。

跳闸类非电量保护，启动功率应大于5W，动作电压在55%～70%额定电压范围内，额定电压下动作时间为10～35ms，应具有抗220V工频干扰电压的能力。

4.4.14.非电量保护参照有关规程规定及设备制造厂家提供的参数设定。

4.5.无功补偿设备保护

4.5.1.电抗器保护

4.5.1.1.配置电流速断保护作为电抗器绕组及引线相间短路的主保护。

4.5.1.2.配置过流保护作为相间短路的后备保护。

4.5.1.3.中性点不接地或经消弧线圈接地系统，配置零序过电压保护作为单相接地保护，动作于信号。

4.5.1.4.对于低电阻接地系统，还应配置两段式零序电流保护作为接地故障主保护和后备保护，动作于跳闸。

4.5.2.电容器保护

4.5.2.1.配置电流速断和过流保护，作为电容器组和断路器之间连接线相间短路保护，动作于跳闸。

4.5.2.2.配置过电压保护，带时限动作于跳闸。

4.5.2.3.配置低电压保护，带时限动作于跳闸。

4.5.2.4.配置不平衡保护，带时限动作于跳闸。

4.5.2.5.中性点不接地或经消弧线圈接地系统，配置零序过电压保护作为单相接地保护，动作于信号（安装在绝缘支架上的电容器组可不装设单相接地保护）。

4.5.2.6.对于低电阻接地系统，还应配置两段式零序电流保护作为接地故障主保护和后备保护，动作于跳闸。

4.5.3.SVG变压器保护

4.5.3.1.配置电流差动保护作为主保护。

4.5.3.2.配置过电流保护作为后备保护。

4.5.3.3.配置非电量保护。

4.5.3.4.对于低电阻接地系统，高压侧还应配置两段式零序电流保护作为接地故障主保护和后备保护。

4.6.分段断路器保护

4.6.1.配置由压板投退的三相充电过电流保护，具有瞬时和延时段。

4.7.站用变保护

4.7.1.容量在10MVA及以上的变压器配置电流差动保护作为主保护。

4.7.2.容量在10MVA以下的变压器配置电流速断保护作为主保护。

4.7.3.配置过电流保护作为后备保护。

4.7.4.配置非电量保护。

4.7.5.对于低电阻接地系统，高压侧还应配置两段式零序电流保护作为接地故障主保护和后备保护。

4.8.接地变压器保护

4.8.1.接地变压器电源侧配置电流速断保护、过电流保护作为内部相间故障的主保护和后备保护。

4.8.2.配置两段式零序电流保护作为单相接地故障的主保护和系统各元件的总后备保护。

4.8.3.配置非电量保护。

4.8.4.对于低电阻接地系统，接地变压器保护动作于切除相关升压变压器低压侧断路器。

4.9.风机涉网保护

4.9.1.配置低电压和过电压保护，带时限动作于跳闸。

4.9.2.配置低频和高频保护，带时限动作于跳闸。

4.9.3.配置三相电压不平衡保护，带时限动作于跳闸。

4.9.4.配置其它在系统发生故障或异常运行时保护风机设备安全的保护功能。

4.9.5.风电机组应具备运行信息记录功能，记录机端电压、定（转）子电流、功率、变频器直流母线电压、机组保护动作等信息。

故障时刻风机电流电压波形采样率应满足调度部门要求。

4.10.小电流接地故障选线装置

4.10.1.汇集系统中性点不接地及经消弧线圈接地的升压站应按汇集母线配置小电流接地故障选线装置。

4.10.2.在小电流接地系统中发生单相接地时，应选线准确，并显示接地线路或母线名称。

在系统谐波含量较大或发生铁磁谐振接地时不能误报、误动。

4.10.3.具备在线自动检测功能，在正常运行期间，装置中单一电子元件（出口继电器除外）损坏时，不应造成装置误动作，且应发出装置异常信号。

4.10.4.具备跳闸出口功能。

在发生单相接地故障时快速切除故障线路，若不成功，则通过跳升压变压器低压侧开关方式隔离故障。

4.10.5.汇集线应配置专用的零序CT，供小电流接地故障选线装置使用。

4.11.故障录波装置

4.11.1.风电场升压站应配置线路故障录波器和变压器故障录波器，动态无功补偿设备宜配置专用故障录波器。

故障录波器数量根据现场实际情况配置。

4.11.2.故障录波装置应将以下量接入故障录波装置：

各条送出线路的三相电流、零序电流；升压站高、低压各段母线的三相及零序电压、频率；各条汇集线升压站侧的三相电流；升压站内的保护（含汇集线的保护和选线装置）及开关动作信息；升压站无功补偿设备的保护及开关动作信息、三相电流。

风机、变频器电气量及保护动作情况宜接入故障录波器。

4.11.3.故障录波装置应接入华北电网录波组网主站，并满足二次系统安全防护要求。

4.11.4.故障录波装置起动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据，波形记录应满足相关技术标准。

4.12.故障信息子站要求：

4.12.1.风电场升压站应配置故障信息子站，故障信息子站应接入相应调度的故障信息系统主站。

4.12.2.风机、变频器保护动作详细信息、内部录波应上传监控系统，并创造条件接入故障信息子站。

5.继电保护整定

5.1.一般规定

5.1.1.继电保护整定计算参数包括线路（含互感）、变压器、风电机组等一次设备参数，以及等值阻抗。

具体参数应包括：

5.1.1.1.线路（含架空线及电缆）参数（实测）：

线路长度，正序阻抗，零序阻抗，零序互感阻抗，电缆容抗值。

5.1.1.2.升压变压器（实测）：

绕组类别，绕组接线方式，额定容量，额定电压，额定电流，各侧短路阻抗（零序、正序），中性点小电抗电抗值

5.1.1.3.风电机组参数：

额定容量，额定电压，额定电流，短路特性。

5.1.1.4.系统等值参数：

最大、最小方式下的正序、零序阻抗。

5.1.2.升压变低压侧系统继电保护一般采用远后备原则，即在临近故障点的断路器处装设的继电保护或该断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。

5.1.3.继电保护整定，一般应遵循逐级配合的原则，满足选择性的要求。

对不同原理的保护之间的整定配合，原则上应满足动作时间上的逐级配合。

在不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，可以采用时间配合保护范围不配合的不完全配合方式。

5.1.4.下一电压等级出线或变压器故障切除时间，应满足上一电压等级系统继电保护部门按系统稳定要求和继电保护整定配合需要提出的整定限额要求；下一级电压系统应按照上一级电压系统规定的整定限额要求进行整定，必要时，为保证系统安全和重要用户供电，可设置适当的解列点，以便缩短故障切除时间。

5.1.5.风电场汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度。

对采用不同接地方式的汇集线系统应满足以下要求：

5.1.5.1.经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。

即汇集线应配置接地保护并投跳闸，接地保护可靠切除故障的出口时间与开关动作时间之和小于机组运行电压适应性的时间要求（500ms）。

5.1.5.2.经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。

即汇集线系统应配置小电流故障选线装置且投跳闸，选线装置可靠切除故障的出口时间与开关动作时间之和小于机组运行电压适应性的时间要求（500ms）。

5.1.6.在CT变比选择时，应综合考虑线路及元件的负荷电流、系统短路电流、CT测量误差及其它相关参数等因素的影响。

5.1.7.为防止电压降低造成风电机组大规模脱网，应快速切除单相短路、两相短路及三相短路故障，视情况允许适当牺牲部分选择性。

5.1.8.风电场有关涉网保护的配置整定应与电网相协调。

5.2.汇集线路保护

5.2.1.若配置相间距离保护，距离保护应投入。

一般情况下，由过流保护作为相邻元件的远后备，距离保护可不作为相邻元件的后备保护。

5.2.2.过流保护可不经方向控制、不经电压闭锁。

5.2.3.相间及接地阻抗偏移角应结合线路长度及装置性能整定。

5.2.4.过流Ⅰ段，按本线路末端相间故障有足够灵敏度整定，时间可取为0s。

5.2.5.过流Ⅱ段，按本线路最远端箱式变压器低压侧故障有足够灵敏度整定，时间可取为0.3s。

5.2.6.过流Ⅲ段，按躲过本线路最大负荷电流整定并对本线路末端故障有足够灵敏度，时间可取为0.6s。

5.2.7.相间距离Ⅰ段，按本线路末端相间故障有灵敏度整定，时间可取为0s。

5.2.8.相间距离Ⅱ段，按本线路末端相间故障有灵敏度整定，并尽量对相邻元件有远后备作用，时间可取为0.3s。

5.2.9.相间距离Ⅲ段，按躲过线路最大负荷电流时负荷阻抗整定，时间可取为0.6s。

5.2.10.中性点经低电阻接地系统，零序电流Ⅰ段对本线路末端单相接地故障有足够灵敏度，动作时间应满足机组运行电压适应性要求。

零序电流Ⅱ段对本线路末端经电阻单相接地故障有灵敏度并可靠躲过线路电容电流，时间可比零序电流Ⅰ段多一个级差。

接地距离保护阻抗定值整定与相间距离保护相同，动作时间应满足机组运行电压适应性要求。

5.3.风机涉网保护

5.3.1.风电机组必须具备符合《风电场接入电网技术规定》等相关技术标准要求的低电压穿越能力。

5.3.2.风电机组具备低电压穿越能力的必须投入该功能，低电压保护定值应符合低电压穿越曲线要求。

5.3.3.暂不具备低电压穿越能力的风电机组，对各种类型故障（单相短路、两相短路及三相短路等），0.8倍额定电压≤低电压保护电压定值＜0.9倍额定电压，动作时间≥0.1s；当0.9倍额定电压≤风电场并网点电压≤1.1倍额定电压时，风电机组应能正常运行。

风机过电压保护宜取1.2倍额定电压。

5.3.4.风电机组应具有必要的高电压穿越能力。

5.4.小电流接地故障选线装置

5.4.1.零序电流元件对汇集线路单相接地故障有足够灵敏度。

5.4.2.零序电压元件对汇集系统单相接地故障有足够灵敏度。

5.4.3.经较短延时（一般不超过1s）切除故障汇集线路；若故障仍存在，则经较长延时（一般不超过2s）跳相关升压变压器低压侧开关。

5.5.故障录波器

5.5.1.变化量启动元件按最小运行方式下线路末端金属性故障最小短路检验灵敏度，电流定值（一次值）可取ΔIφ≥0.1In，ΔI2≥0.1In；电压定值（二次值）可取ΔUφ≥8V，Δ3U0≥8V。

5.5.2.稳态量相电流启动元件按躲最大负荷电流整定，一般取Iφ≥1.2IN。

过电压启动元件一般取Uφ≥1.1UN，低电压启动元件一般取Uφ≤0.9UN。

5.5.3.负序（零序）分量启动元件按躲最大运行工况下不平衡电流整定，一次值可取0.1In。

5.5.4.频率越限及频率变化率可取f＞50.5Hz或f＜49.5Hz，df/dt≥0.1Hz/s。

6.入网检测

6.1.风电场配置的保护、安全自动装置，必须经过部级及以上质检中心的相关试验，确认其技术性能指标符合有关技术标准。

6.2.首次进入京津唐电网运行的保护装置，必须经过华北电网检测中心的入网检测试验。

6.3.各风电区域稳控系统必须经过华北电网检测中心的入网检测试验合格后，方可投入运行。

7.基建验收

7.1.认真贯彻执行《华北电网继电保护基建工程验收规范》，保护装置及二次回路的设计施工调试和验收，除按本规范的要求执行外，尚应符合国家及行业现行的有关标准规范的规定。

7.2.风电场须重视设计初审、安装施工、调试验收各环节，抓好基建验收的管理。

建设单位和设计单位应严格执行《华北电网继电保护基建工程验收规范》的相关条款，不满足要求，不允许投入运行。

7.3.运行维护单位应提前介入基建验收，深入了解保护设备和二次回路存在的问题，并督促设计、施工、调试单位尽快整改。

7.4.继电保护基建验收相关技术要求：

7.4.1.继电保护装置的直流电源和控制回路的直流电源宜分别由专用的直流空气开关（熔断器）供电，用1000V摇表摇测直流正、负极对地绝缘应大于1MΩ。

7.4.2.保护屏上各压板、把手、按钮安装端正、牢固，其名称标签可参考《华北电网继电保护及安全自动装置压板统一命名规范》的要求。

7.4.3.交、直流回路不能合用同一根电缆。

强电和弱电回路不应合用同一根电缆。

在同一根电缆中不宜有不同安装单位的电缆芯。

7.4.4.风电场应加强微机保护装置软件版本管理，所有软件版本应按照调度范围经相应调度部门及生产厂家认证。

7.4.5.出口中间继电器的动作电压应在55%－70%额定电源电压之间；有涉及直跳及非电量等跳闸回路的开入一律采用直流中间继电器对直跳回路开入进行重动，要求继电器启动功率应大于5W，动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围内，额定直流电源电压下动作时间为10ms～35ms，应具有抗220V工频电压干扰的能力。

7.5.工程项目如分期进行，在第一期工程中应对与后期工程相关的公共设备一并进行调试和验收。

7.6.投入运行后一个月之内，调试单位必须向运行维护单位提供正式的调试报告，投入运行后三个月之内，建设单位必须向继电保护运行单位提供继电保护及二次回路的竣工图纸，包括电子版图纸。

所有图纸必须和实际接线一致，有改动的必须在图纸上标明，以保证竣工图图实相符。

7.7.对定值单执行的要求：

7.7.1.微机型的保护装置应利用打印的定值与定值单进行核对；

7.7.2.送电前建设单位与运行单位双方必须对保护装置的定值进行最后核对检查，双方核对无误后在打印的定值上签字，该定值报告将存档保存；

7.7.3.已执行的保护定值通知单，必须有建设单位及运行单位的签字。

8.运行管理

8.1.应按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》中有关继电保护专业的要求，做好涉网部分的反措工作。

接地铜排的敷设应按照《华北电网继电保护标准化设计》规定的标准和工艺要求执行。

8.2.风电机组应具备运行信息记录功能，记录机端电压、定（转）子电流、功率、变频器直流母线电压、机组保护动作等信息，并能将这些信息传至监控系统。

8.3.风电场内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，并报电网调度部门审查备案。

风电场应定期检查保护装置的整定值和压板状态，装置整定值应与有效定值单内容一致，压板投退应符合相关运行要求。

8.4.保护测控一体化装置的保护功能应独立。

保护功能完全不依赖站内通信网络，网络异常不影响保护正常运行；装置在硬件设计上保留传统微机保护所具有的输入输出回路。

8.5.风电场要加强运行管理和巡视，确保故障信息子站系统的稳定运行和通信畅通。

8.6.风电场应具备在系统运行不稳定期间迅速上报相关数据的组织体制，值班人员应有迅速调取故障录波信息的能力，并明确设备责任人。

8.7.规范现场设备标牌标识，确保二次设备屏柜命名完整、规范，屏柜内压板标识正确、清晰，应明确保护装置异常处理、投退原则和方法，认真核查保护压板投退情况，投退状态应符合运行要求，提高现场运行规程的指导性和针对性，完善相关的作业指导书。

8.8.按照国家电网调〔2011〕974号《风电并网运行反事故措施要点》中的要求，风电场应及时提供涉网故障调查的相关材料（详见附表1）。

涉网故障调查的材料中应写明造成涉网故障的原因并提供确凿的证据，提供动作保护的定值和动作报文（截图或照片），与动作定值相对应的故障录波（录波应至少满足每周波记录10点）。

8.9.应重视风机监控系统与变电站内全球同步时钟柜的对时问题，以便实时监控和准确分析风电机组的运行情况。

各个风机厂商的风机监控系统和其各个风机之间的时间应保证同步，确保风机因不同故障而脱网时，能正确上传故障态的时标和时序。

风电场继电保护装置、故障录波器及风机控制系统应具备接收全站统一对时的功能。

8.10.风电场应配置专门的继电保护工作人员。

继电保护工作人员除应满足《国家电网公司电力安全工作规程》要求外，还应具有中专及以上文化水平，从事220kV及以上电压等级应具有大专及以上文化水平。

工作负责人要至少从事继电保护工作3年以上，工作班成员要至少从事继电保护工作1年以上。

继电保护检验工作至少配备2名工作成员（包括工作负责人）。

9.检验管理

9.1.应严格执行《继电保护和电网安全自动装置检验规程》和《华北电网继电保护检验工作管理规定》。

9.2.应严格按照检验周期开展检验工作，严格按文件要求开展相应性质的检验（全部检验、部分检验），保证检验质量。

9.3.新设备投入一年内必须进行一次全部检验，检验中严把质量关，不能随意减项漏项，对检验中发现的问题，必须认真分析，找出原因并及时解决。

9.4.检验所使用的仪器、仪表必须经过检验合格，检验所需电源必须取自检修电源箱或继电保护试验电源屏。

不允许取自运行设备的交、直流电源。

10.相关专业要求

10.1.风电场升压站220kV母线或110kV母线，每段独立母线应至少保留一个接地点。

10.2.风电场汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。

附表1涉网故障调查时风电场至少应提供的材料

编号

内容

1

升压站故障录波装置在故障过程中记录的波形及数据。

2

脱网机组的运行信息、低电压穿越功能投退状态、保护及开关动作信息、机端三相的电压及电流

3

全场机组的厂家、型号、涉网保护定值、低电压穿越功能投退状态统计。

4

全场上网有功功率、无功功率曲线，全场机端有功功率、无功功率曲线。

5

升压站无功补偿装置的控制事件记录、自动调整功能投退记录、保护及开关动作信息。

6

全场设备运行情况描述，及场内故障设备照片。