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并网风电场继电保护配置及整定技术规范(第四次会议讨论稿)

并网风电场继电保护配置及整定技术规范(第四次会议讨论稿)
并网风电场继电保护配置及整定技术规范(第四次会议讨论稿)

1 目 次

前言 (Ⅱ)

1范围 (1)

2规范性引用文件 (1)

3术语和定义 (1)

4总则 (2)

5继电保护配置原则 (2)

6继电保护整定原则 (6)

7整定管理 (11)

并网风电场继电保护配置及整定技术规范

1 范围

本标准结合并网风电场(含风电机组、汇集线路及升压站等)实际情况,对各类继电保护的配置及整定原则进行了规定。

通过110kV及以上电压等级送出线路与电网连接的风电场应执行本标准,通过其它电压等级送出线路与电网连接的风电场可参照执行。

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、调度和运行等单位及部门均应遵守本标准。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单或修订版均不适用本标准。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。

GB/T 14285 继电保护及安全自动装置技术规程

GB/T 16847 保护用电流互感器暂态特性技术要求

GB/T 19963 风电场接入电力系统技术规定

GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡

DL/T 553-2012 220kV~500kV 电力系统动态记录装置通用技术条件

DL/T 559-2007 220kV~750kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T 866-2004 电流互感器和电压互感器选择及计算导则

3 术语和定义

本标准采用下列术语和定义。

3.1

风电场wind farm;wind power plant

由一批风电机组或风电机组群、汇集线路、主升压变压器及其它设备组成的发电站。3.2

风电场并网点Point of connection of wind farm

风电场升压站高压侧母线或节点。

3.3

风电场送出线路Transmission line of wind farm

从风电场并网点至公共电网的输电线路。

3.4

风电机组/风电场低电压穿越Low voltage ride through of wind turbine/wind farm

当电力系统事故或扰动引起并网点电压跌落时,在一定的电压跌落范围和时间间隔内,风电机组/风电场能够保证不脱网连续运行。

3.5

机组单元变压器 Unit transformer of wind turbine

风电机组升压变压器

3.6

汇集线路 Collection line

从风电机组单元变压器高压侧至升压站主升压变压器低压侧的输电线路。

3.7

汇集母线 Collection bus

风电场升压站主升压变压器低压侧母线。

3.8

汇集系统 Collection system

从风电机组单元变压器高压侧至升压站主升压变压器低压侧的所有电气设备。

3.9

静止无功发生器(SVG) Static Var Generator

利用新型全控型电力电子器件的动态无功补偿装置

4 总则

4.1 为适应风电大规模集中接入电网需要,规范并网风电场继电保护配置及整定工作,提高继电保护运行和技术水平,确保系统安全稳定运行,促进风电健康有序发展,特制定本标准。

4.2 本标准适用于并网风电场风电机组、机组单元变压器、主升压变压器、站用变压器、接地变压器、汇集线路、汇集母线、低压分段断路器、无功补偿设备等电力设备继电保护的配置及整定。升压站高压系统其余电力设备继电保护的配置及整定参照GB/T 14285、DL/T 559-2007等标准执行。

4.3汇集系统中性点不接地、经消弧线圈接地以及经低电阻接地的风电场均应执行本规定。

4.4本标准中主升压变压器以普通双绕组变压器及带平衡线圈的三绕组变压器为例,其它情况可参照执行。

4.5低电阻接地系统每段汇集母线必须且只能有一个中性点接地运行,当接地点失去时,汇集母线的断路器应同时断开。

4.6 汇集母线为单母线分段且每段母线分别带有接地变的情况,要求正常运行时有且只能有一台接地变运行。

4.7 汇集母线分段断路器正常运行不允许合环,仅在一台主升压变压器检修、需要通过相邻变压器输送电能时合环。

4.8 当风电场从主网脱离后,不允许风电机组带汇集系统继续孤立运行,应采取措施尽快停运。

4.9 在满足一次系统要求前提下,低电阻接地系统中接地电阻的选取宜为6?~30?,单相接地故障时零序电流宜为1000A左右。

4.10 对继电保护在特殊运行方式下的处理,应经所在单位生产主管领导批准,并备案说明。

5 继电保护配置原则

5.1 一般规定

5.1.1 继电保护配置必须满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。

5.1.2 保护配置、设备规范及二次回路应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。

5.1.3 应选用技术成熟、性能可靠、质量优良、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。

5.1.4 首次投入电力系统运行的保护装置,必须经过具有相应资质的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。

5.1.5 220kV及以上电压等级升压变压器应配置双重化保护。继电保护双重化包括保护装置的双重化以及与实现保护功能有关的回路的双重化。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。

5.1.6 继电保护的配置和选型应对其灵敏度、负荷阻抗以及继电器规范等关键参数进行验算,应满足工程投产初期和终期的运行要求。

5.1.7 保护用互感器性能应符合GB/T 16847、DL/T 866-2004要求,其配置应避免使保护出现死区。

5.1.8 对于可能导致断路器跳闸的直跳开入,应采取措施防止直跳开入的保护误动作。例如:在开入回路中装设大功率重动继电器,或者采取软件防误措施。

5.1.9 投入运行的微机保护装置应使用符合要求的软件版本。

5.1.10. 风电场汇集系统采用保护、测控一体化装置,保护、测控一体化装置的保护功能应独立,三相操作插件应含在装置内。

5.1.11 汇集线路单相接地故障应快速切除。对于中性点不接地或经消弧线圈接地的风电场,应配置小电流故障选线装置来实现跳闸;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。

5.1.12 风电机组涉网保护定值及动作报告应能方便调阅,保护定值应方便修改并有保证安全的措施。

5.1.14 风电场继电保护装置、故障录波器及风电场中央监控系统应支持IRIG-B码对时,时钟误差不超过1ms,外部对时信号消失采用自身时钟时的误差每24小时不超过5s。风机控制系统及单元变压器保护采用网络对时,误差不超过1s。

5.1.15保护装置软压板与保护定值相对独立,软压板的投退不应影响定值。

5.1.16风电场低压侧并联电抗器、电容器、站用变的保护配置与整定应与一次系统相适应,防止其故障造成主升压变压器的跳闸。

5.2 汇集线路保护

5.2.1 每回汇集线路应在系统侧配置一套线路保护,在风机侧可不配置线路保护。保护装置采用远后备方式。

5.2.2 对于相间短路,应配置三段式过流保护,还宜选配三段式相间距离保护。

5.2.3 中性点经低电阻接地系统,单相接地短路应配置两段式零序电流保护,还宜选配三段式接地距离保护,动作于跳闸。

5.2.4 配置过负荷保护,带时限动作于信号。

5.2.5 线路保护应能反应被保护线路的各种故障及异常状态,能满足就地开关柜分散安装的要求,也能组屏安装。

5.3 汇集母线保护

5.3.1 汇集母线应装设单套专用母线保护。

5.3.2 母线保护应具有差动保护、分段充电过流保护、分段死区保护、CT断线判别、抗CT 饱和、PT断线判别等功能。

5.3.3 母线保护应具有复合电压闭锁功能。

5.3.4 母线保护应允许使用不同变比的CT,通过软件自动校正,并适应于各支路CT变比差不大于10倍的情况。

5.3.5母线保护各电流互感器相关特性应一致,避免在遇到较大短路电流时因各电流互感器的暂态特性不一致导致保护不正确动作。

5.3.6 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。分段断路器CT断线不闭锁保护。

5.3.7 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。

5.3.8 母线保护各支路CT变比差不宜大于10倍。

5.4 主升压变压器保护

5.4.1 220kV及以上电压等级变压器按双重化原则配置主、后备一体的电气量保护,同时配置一套非电量保护;110kV电压等级变压器配置主、后备一体的双套电气量保护或主、后备独立的单套电气量保护,同时配置一套非电量保护。保护应能反应被保护设备的各种故障及异常状态。

5.4.2电气量主保护

5.4.2.1配置纵差保护。

5.4.2.2变压器主保护除配置稳态量差动保护外,还可配置不需整定能反映轻微故障的故障分量差动保护。

5.4.2.3纵差保护应能适应在区内故障且故障电流中含有较大谐波分量的情况。

5.4.2.4主保护应采用相同类型电流互感器。

5.4.3 220kV及以上电压等级变压器高压侧配置一段带偏移特性的阻抗(含相间、接地)保护,设二个时限,第一时限跳母联分段断路器、第二时限跳各侧断路器;配置二段式零序电流保护,第一段带方向,设二个时限,第一时限跳母联分段断路器、第二时限跳各侧断路器,第二段不带方向,延时跳各侧断路器。可根据需要配置一段式复压闭锁过流保护,延时跳各侧断路器。

5.4.4 220kV及以上电压等级变压器零序电流保护,带方向段取本侧自产零序电压和自产零序电流,不带方向段取自中性点侧零序电流。

5.4.5 110kV变压器高压侧配置一段式复压闭锁过流保护,第一时限跳母联分段断路器、第二时限跳本侧断路器、第三时限跳各侧断路器;配置二段式零序电流保护,第一段带方向,设三个时限,第一时限跳母联分段断路器、第二时限跳本侧断路器、第三时限跳各侧断路器,第二段不带方向,延时跳各侧断路器。

5.4.6 变压器低压侧配置二段式过流保护,过流Ⅰ段延时跳本侧断路器,过流Ⅱ段延时跳本侧、各侧断路器;配置一段复压闭锁过流保护,延时跳本侧、各侧断路器。

5.4.7 带平衡线圈变压器低压侧除按5.4.6要求配置过流保护外,还需配置二段式零序电流保护,作为变压器单相接地故障的主保护和系统各元件的总后备保护。低压侧过流及零序电流保护延时动作跳变压器各侧断路器,同时切除所接汇集母线的所有断路器。

5.4.8 带平衡线圈变压器中压侧配置一段式过流保护,延时跳变压器各侧断路器,同时切除低压汇集母线的所有断路器。

5.4.7 阻抗保护具备经振荡闭锁功能。

5.4.8 变压器高压侧配置间隙电流保护和零序电压保护。

5.4.9 间隙保护零序电压宜取PT开口三角电压,间隙电流取中性点间隙专用CT。

5.4.10 配置过负荷保护,过负荷保护延时动作于信号。

5.4.11 330kV及以上电压等级变压器高压侧配置过励磁保护,保护应能实现定时限告警和反时限特性功能,反时限曲线应与变压器过励磁特性匹配。

5.4.12 变压器保护应提供便于用户修改的跳闸矩阵,以实现不同的运行要求。

5.4.13 变压器电气量保护与非电量保护的出口分开。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。

5.4.14 变压器间隔断路器失灵保护动作后应经变压器电气量保护跳各侧断路器。

5.4.15 变压器间隔断路器失灵保护动作后,应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms 延时确认后跳变压器各侧断路器。

5.4.16非电量保护

5.4.1

6.1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。

5.4.1

6.2变压器本体宜具有过负荷启动辅助冷却器功能,变压器保护可不配置该功能。

5.4.1

6.3变压器本体宜具有冷却器全停延时回路,变压器保护可不配置该延时功能。

5.4.1

6.4 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。

5.4.17 变压器保护用CT

5.4.17.1对于330 kV及以上电压等级变压器,包括公共绕组CT和低压侧三角内部套管(绕组)CT在内的全部保护用CT均应采用TPY型CT。

5.4.17.2 220 kV电压等级变压器保护优先采用TPY型CT;若采用P级CT,为减轻可能发生的暂态饱和影响,其暂态系数不应小于2。

5.4.17.3 变压器保护各侧CT变比,不宜使平衡系数大于10。

5.4.17.4 变压器低压侧外附CT宜安装在低压侧母线和断路器之间。

5.5 无功补偿设备保护

5.5.1电抗器保护

5.5.1.1 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。

5.5.1.2 配置过流保护作为相间短路的后备保护。

5.5.1.3 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。

5.5.1.4 配置谐波过流(包含基波和11次及以下谐波分量)保护作为设备过载能力保护。

5.5.2 电容器保护

5.5.2.1 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。

5.5.2.2 配置过电压保护,过电压元件(线电压)采用“或”门关系,带时限动作于跳闸。5.5.2.3 配置低电压保护,低电压元件(线电压)采用“与”门关系,带时限动作于跳闸。5.5.2.4 配置中性点不平衡电流、开口三角电压、桥式差电流或相电压差动等不平衡保护,作为电容器内部故障保护,三相不平衡元件采用“或”门关系,带时限动作于跳闸。

5.5.2.5 配置谐波电流保护(包含基波和11次及以下谐波分量)作为设备过载能力保护5.5.2.6 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。

5.5.3 SVG变压器保护

5.5.3.1 容量在10MV A及以上的SVG变压器应配置电流差动保护作为主保护。

5.5.3.2容量在10MV A以下的SVG变压器配置电流速断保护作为主保护。

5.5.3.3 配置过电流保护作为后备保护。

5.5.3.4 配置非电量保护。

5.5.3.5 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。

5.6 分段断路器保护

5.6.1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。

5.7 站用变保护

5.7.1容量在10MV A及以上的变压器配置电流差动保护作为主保护。

5.7.2容量在10MV A以下的变压器配置电流速断保护作为主保护。

5.7.3 配置过电流保护作为后备保护。

5.7.4 配置非电量保护。

5.7.5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。

5.8 接地变压器保护

5.8.1 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。

5.8.2在汇集母线分段断路器断开情况下,当接地变压器接于低压母线时,电流速断保护、过电流保护保护动作于切除所接母线的所有断路器;当接地变压器不经断路器直接接于主升压变压器低压侧时,电流速断保护、过电流保护动作于切除主升压变压器各侧断路器,同时切除所接母线的所有断路器。

5.8.3在汇集母线分段断路器合环情况下,当接地变压器接于低压母线时,电流速断保护、过电流保护保护动作于切除所接母线的所有断路器,同时还要切除另一母线的所有断路器;当接地变压器不经断路器直接接于主升压变压器低压侧时,电流速断保护、过电流保护动作于切除主升压变压器各侧断路器,同时切除所接母线及另一母线的所有断路器。

5.8.4 配置两段式零序电流保护作为接地变压器单相接地故障的主保护和系统各元件的总后备保护。

5.8.5在汇集母线分段断路器断开情况下,当接地变压器接于低压母线时,零序电流Ⅰ段保护动作于切除所接母线的所有断路器;当接地变压器不经断路器直接接于主升压变压器低压侧时,零序电流Ⅰ段保护动作切除主升压变压器各侧断路器,同时切除所接母线的所有断路器。

5.8.6在汇集母线分段断路器合环情况下,当接地变压器接于低压母线时,零序电流Ⅰ段保护动作于切除所接母线的所有断路器,同时还要切除另一母线的所有断路器;当接地变压器不经断路器直接接于主升压变压器低压侧时,零序电流Ⅰ段保护动作切除主升压变压器各侧断路器,同时切除所接母线及另一母线的所有断路器。

5.8.7 配置非电量保护。

5.8.8 电流速断及过电流保护应采取软件滤除零序分量的措施,防止接地故障时保护误动作。

5.8.9 零序电流保护采用接地变压器中性点回路中的零序电流互感器。

5.9 风机涉网保护

5.9.1 配置低电压和过电压保护,带时限动作于跳闸。

5.9.2 配置低频和高频保护,带时限动作于跳闸。

5.9.3 配置三相电压不平衡保护,带时限动作于跳闸。

5.9.4 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。

5.9.5 风电机组应具备运行信息记录功能,记录机端电压、交流侧三相电流、功率、变频器直流母线电压、机组保护动作等信息,同时应记录转速、风速、变浆角等非电量及必要的开关量。记录时间及采样频率应能满足运行要求。

5.10 风电机组单元变压器

5.10.1风电机组单元变压器应采用可靠性的保护方案,确保变压器故障的快速切除。

5.10.2 单元变压器高压侧未配有断路器时,其高压侧可配置熔断器加负荷开关作为变压器的短路保护,应校核其性能参数,确保满足运行要求;单元变压器高压侧配有断路器时,需独立配置变压器保护装置,具备完善的电流速断和过电流保护功能。

5.10.3 风电机组单元变压器低压侧设置空气断路器时,可通过电流脱扣器实现风机出口至变压器低压侧的短路保护。

5.10.4 独立配置保护装置时,保护装置电源宜采用AC/DC变换直接从风电机组单元变压器取用,并具备可靠的备用电源。

5.10.5 油浸式变压器配置非电量保护。

5.11 小电流接地故障选线装置

5.11.1 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。

5.11.2 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应误报、误动。

5.11.3 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。

5.11.4 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,则通过跳相应升压变压器各侧断路器方式隔离故障。

5.11.5 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。

5.12 故障录波装置

5.12.1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。

5.12.2 升压站低压系统运行信息,如低压母线电压、汇集线电流、无功补偿设备交流量、保护动作信息等应接入站内故障录波器。

5.12.3故障录波装置应具备远传功能,并满足二次系统安全防护要求。

5.12.4 应能记录故障前10s至故障后60s的电气量数据,暂态数据记录采样频率不小于4000Hz,故障录波装置技术性能应满足DL/T 553规定。

6 继电保护整定原则

6.1 一般规定

6.1.1 继电保护整定计算参数包括线路、变压器、无功补偿设备、风电机组等一次设备参数,以及相关等值阻抗。具体参数应包括:

a)线路(含架空线及电缆)参数:线路长度,正序阻抗,零序阻抗,零序互感阻抗,电缆容抗值。

b)变压器参数

1)主升压变压器:绕组类别,绕组接线方式,额定容量,额定电压,额定电流,各侧短路阻抗及零序阻抗,中性点电阻值,过励磁曲线,热稳电流。

2)机组单元变压器、站用变压器、SVG变压器:额定容量,额定电压,额定电流,各侧短路阻抗及零序阻抗。

3)接地变压器:额定容量,额定电压,额定电流,各侧短路阻抗及零序阻抗,中性点电阻值。

c)风电机组参数:额定容量,额定电压,额定电流,短路电流特性。

d)无功补偿设备参数:电抗器额定容量,额定电压,额定电流及电抗值,电容器额定容量,额定电压,额定电流及容抗值。

e)等值电源参数:最大、最小方式下的正序、零序阻抗。

f)其它对继电保护影响较大的有关参数。

6.1.2风电场需提供风电机组及风电场的计算模型、参数及控制特性等资料,以便进行风电场接入电网的相关计算分析。

6.1.3 在整定计算中,风电机组应采用符合实际情况的机组模型及参数。

6.1.4 继电保护整定计算以常见运行方式为依据,充分考虑风电场运行特点。

6.1.5 主升压变压器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。

6.1.6 继电保护的运行整定,应以保证系统的安全稳定运行为根本目标。继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求,如果由于运行方式、装置性能等原因,不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时,应在整定时合理地进行取舍,优先考虑灵敏性,并执行如下原则:

a) 局部服从整体;

b) 下级服从上级;

c) 局部问题自行处理;

d) 尽量照顾局部和下级的需要。

6.1.7 继电保护之间的整定,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。

6.1.8 下一级电压母线的配出线路或变压器故障切除时间,应满足上一级电压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。

6.1.9 对于微机型继电保护装置,保护配合宜采用0.3s的时间级差。

6.1.10 在电流互感器变比选择时,应综合考虑系统短路电流、线路及元件的负荷电流、测量误差及其它相关参数等因素的影响,满足保护装置整定配合和可靠性的要求。

6.1.11 同一套保护装置中闭锁、启动和方向判别等辅助元件的灵敏系数应不低于所控的保护测量元件的灵敏系数。

6.1.12 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。

6.1.13 风电场有关涉网保护的配置整定应与电网相协调,并报调度机构备案。

6.2 汇集线路保护

6.2.1 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。

6.2.2 过流保护可不经方向控制、不经电压闭锁。

6.2.3 相间及接地阻抗偏移角应结合线路长度及装置性能整定。

6.2.4 过流I段,按本线路末端相间故障有足够灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,时间可取为0s。

6.2.5 过流II段,按躲过本线路最大负荷电流整定,尽量对本线路最远端风电机组单元变压器低压侧故障有灵敏度,时间比过流I段多一个级差。

6.2.6 过流III段整定视具体情况而定。

6.2.7 相间距离I段,按本线路末端相间故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,时间可取为0s。

6.2.8 相间距离II段,按躲过线路最大负荷电流时负荷阻抗整定,并尽量对相邻元件有远后备作用,时间比相间距离I段多一个级差。

6.2.9 相间距离III段整定视具体情况而定。

6.2.10 负荷限制电阻定值可根据最小负荷阻抗整定。

6.2.11 汇集线路不采用自动重合闸。

6.2.12 汇集线路距离保护不经振荡闭锁。

6.2.13 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,灵敏系数不小于2,动作时间可取为0s。零序电流II段按可靠躲过线路电容电流整定,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。

6.2.14 当风电机组单元变压器配有电气量保护时,为保证选择性,汇集线路过流Ⅰ段及相间距离I段可适当增加短延时。

6.3 汇集母线保护

6.3.1母线保护是汇集母线相间故障的主保护,也是低电阻接地系统汇集母线接地故障的主保护,其差动电流元件应保证最小方式下母线故障有足够灵敏度,灵敏系数不小于1.5。6.3.2 对中性点不接地或经消弧线圈接地系统,低电压闭锁元件的整定,按躲过最低运行电压整定,一般整定为60%~70%的额定电压;负序电压闭锁元件按躲过正常运行最大不平衡电压整定,负序电压(U2)可整定为4~12V(二次值),零序电压(3U0)退出(按装置允许的最大值整定)。

6.3.3 中性点经低电阻接地系统,低电压闭锁元件一般整定为60%~70%的额定电压;负序电压(U2)可整定为4~12V(二次值),零序电压(3U0)(单相接地时3U0为100V)可整定为4~12V(二次值)。

6.4 主升压变压器保护

6.4.1 变压器主保护按变压器内部故障能快速切除,区外故障可靠不动作的原则整定。

6.4.2 变压器后备保护整定应考虑变压器热稳定的要求。

6.4.3 220kV及以上电压等级变压器高压侧阻抗保护指向变压器的阻抗不伸出对侧母线,可靠系数宜取0.7;指向母线的阻抗与本侧出线距离Ⅰ段定值配合,线路距离Ⅰ段保护未投时,与其纵联保护配合。

6.4.4 220kV及以上电压等级变压器高压侧复压过流保护按低压侧母线故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,并在保护范围和动作时间上均与低压侧过流Ⅰ段配合。

6.4.5 220kV及以上电压等级变压器高压侧零序电流保护有方向段宜指向本侧母线,按本侧母线故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,并与本侧出线零序电流保护I段或线路全长配合。

6.4.6 220kV及以上电压等级变压器高压侧零序电流保护无方向段,按本侧母线故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,时间定值与本侧所有出线接地故障保护最后一段时间配合,并大于变压器零序保护有方向段时间定值。

6.4.7 220kV及以上电压等级变压器中性点经放电间隙接地的变压器零序电压保护,其3U0定值(3U0额定值为300V)一般可整定为180V和0.5s。间隙电流保护电流定值可按间隙击穿时有足够灵敏度整定,一次电流定值一般可整定为100A,时间定值需躲过线路非全相运行时间,一般可整定为1.5s。

6.4.8 110kV电压等级变压器高压侧复压闭锁过流保护按低压侧母线故障有灵敏度整定,灵

敏系数不小于1.5,并在保护范围和动作时间上均与低压侧过流Ⅰ段配合。

6.4.9 110kV电压等级变压器高压侧零序电流保护有方向段宜指向本侧母线,按本侧母线故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,并与本侧出线零序电流保护I段或线路全长配合。

6.4.10 110kV 电压等级变压器高压侧零序电流保护无方向段,按本侧母线故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,时间定值与高压侧所有出线接地故障保护最后一段时间配合,并大于变压器零序保护有方向段时间定值。

6.4.11 110kV 电压等级变压器中性点经放电间隙接地的变压器零序电压保护,其3U0定值(3U0额定值为300V)一般可整定为180V和0.5s。间隙电流保护电流定值可按间隙击穿时有足够灵敏度整定,一次电流定值一般可整定为100A,时间按与线路保全线有灵敏度段动作时间配合。

6.4.12 变压器低压侧过流I段保护按变压器低压侧汇集线路末端相间故障有足够灵敏度整

定并可靠躲负荷电流,灵敏系数不小于1.3,在保护范围和动作时间上均与本侧出线保护I 段配合。过流II段保护按变压器低压侧母线相间故障有灵敏度,灵敏系数不小于1.5,在保护范围和动作时间上均与本侧出线保护II段配合。过流保护灵敏度不能满足要求时,宜采用复压闭锁过流保护。

6.4.13 过励磁保护应按照变压器制造厂家提供的过励磁曲线整定。

6.4.14 带平衡线圈变压器低压侧过流保护按6.4.12整定;零序Ⅰ段按变压器低压侧母线故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于2,动作时间应大于母线各连接元件零序电流II段的最长动作时间。零序Ⅱ段按单相高阻接地故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于2,动作时间应大于零序电流Ⅰ段的动作时间。

6.5 无功补偿设备保护

6.5.1 电抗器保护

6.5.1.1 电流速断保护电流定值应躲过电抗器投入时的励磁涌流,一般整定为3~5倍额定电流,在常见运行方式下,电抗器端部引线故障时有足够灵敏度,灵敏系数不小于1.3,时间一般取0s。

6.5.1.2 过电流保护电流定值应可靠躲过电抗器额定电流,一般整定为1.5~2.0倍额定电流,时间可取0.3s。

6.5.1.3 中性点经低电阻接地系统,零序电流I段按对电抗器端部引线单相接地故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于2,动作时间可取为0s。零序电流II段按躲正常运行时出现的零序电流整定,时间可比零序电流I段多一个级差。

6.5.1.4谐波过流保护计算方法及保护定值由动态无功补偿设备厂家提供。

6.5.2 电容器保护

6.5.2.1 电流速断保护电流定值按电容器端部引线故障有足够灵敏度整定,灵敏系数不小于2,一般取3~5倍额定电流。时间一般取0.1s。

6.5.2.2 过流保护按躲电容器额定电流整定,一般取1.5~2倍额定电流。时间可取0.3s。6.5.2.3 过电压定值按1.15倍电容器额定电压整定,动作时间与设备过电压承受能力配合。

6.5.2.4 低电压定值按电容器所接母线失压后可靠动作整定,一般取0.2~0.5倍额定电压,时间与所接母线出线保护最末段配合,并考虑低电压穿越影响。为防止TV断线保护误动,可经电流闭锁,定值按0.5~0.8倍额定电流整定。

6.5.2.5中性点经低电阻接地系统,零序电流I段按对电容器端部引线单相接地故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于2,动作时间可取为0s。零序电流II段按躲正常运行时出现的零序电流整定,时间可比零序电流I段多一个级差。

6.5.2.6不平衡保护计算方法及保护定值由电容器厂家提供。

6.5.2.7谐波过流保护计算方法及保护定值由动态无功补偿设备厂家提供。

6.5.3 SVG变压器保护

6.5.3.1 差动保护最小动作电流按躲正常运行时不平衡电流整定,一般为0.4~0.6Ie。

6.5.3.2 过流I段保护电流定值按高压侧引线故障有灵敏度并躲过低压侧母线故障整定,同时可靠躲过励磁涌流,时间可取0s。

6.5.3.3 过流II段保护电流定值按SVG变压器低压侧故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,一般取3~5倍额定电流,时间可取0.3s。

6.5.3.4 过流III段保护电流定值按躲负荷电流整定,时间一般取0.6s。

6.5.3.5 中性点经低电阻接地系统,零序电流I段按对变压器高压侧单相接地故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于2,动作时间可取为0s;零序电流II段,按躲正常运行时出现的零序电流整定,时间可比零序电流I段多一个级差。

6.6 分段断路器保护

6.6.1分段断路器充电过流保护,按最小运行方式下被充电元件故障有足够灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,瞬时段动作时间0 s。

6.7 站用变保护

6.7.1 差动保护最小动作电流按躲正常运行时不平衡电流整定,一般为0.3~0.5Ie。

6.7.2 电流速断保护电流定值按高压侧引线故障有灵敏度并躲过低压侧母线故障整定,时间一般取0s。

6.7.3 过流保护电流定值按站用变低压侧故障有灵敏度并可靠躲过负荷电流整定,时间一般取0.3s。

6.7.4 中性点经低电阻接地系统,零序电流I段按对站用变高压侧单相接地故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于2,动作时间可取0s;零序电流II段,按躲正常运行时出现的零序电流整定,时间可比零序电流I段多一个级差。

6.8 接地变压器保护

6.8.1 电流速断保护按保证接地变压器电源侧在最小方式下两相短路时有足够灵敏度,并躲过接地变压器低压侧故障电流。同时保证在充电合闸时躲过励磁涌流,一般取7~10倍接地变压器额定电流。

6.8.2 过电流保护按躲过接地变压器额定电流整定,并躲过区外单相接地时流过接地变压器的最大故障相电流。动作时间应大于母线各连接元件后备保护动作时间。

6.8.3零序电流I段按单相接地故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于2,动作时间应大于母线各连接元件零序电流II段的最长动作时间。

6.8.4零序电流II段按可靠躲过线路的电容电流整定,动作时间应大于接地变压器零序电流I段的动作时间。

6.9 风机涉网保护

6.9.1 风电机组应具备符合GB/T 19963标准要求的低电压穿越能力。

6.9.2 风电机组低电压保护定值应符合低电压穿越曲线要求。

6.9.3 当风电场并网点电压不低于0.9倍标称电压且不高于1.1倍标称电压时,风电机组应能正常运行。更高电压时风电场的运行状态由风电机组的性能确定,风电机组应具有必要的高电压耐受能力。

6.9.4 当频率不低于49.5Hz且不高于50.2Hz时,风电机组应能正常运行。当频率高于50.2Hz 时,高频保护动作时间应不小于5min。当频率低于49.5Hz但不低于48Hz时,低频保护动

作时间应不小于30min;当频率低于48Hz时,低频保护动作时间由风电机组特性确定。6.9.5 三相电压不平衡保护定值应符合GB/T 15543要求。

6.9.6 风电机组主控系统参数和变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致。

6.9.7 风电机组相关设备性能指标应能满足以上要求。

6.10 风电机组单元变压器

6.10.1变压器高压侧熔断器的时间-电流特性宜与汇集线路保护相配合,以避免汇集线路保护在单元变压器故障时失去选择性。

6.10.2电流速断保护电流定值按变压器低压侧故障有灵敏度整定,灵敏系数不小于1.5,时间一般取0 s。

6.10.3 过流保护电流定值按可靠躲过变压器负荷电流整定,时间一般取0.3 s。

6.11小电流接地故障选线装置

6.11.1 零序电流元件对汇集线路单相接地故障有足够灵敏度,灵敏系数不小于1.5。

6.11.2 零序电压元件对汇集系统单相接地故障有足够灵敏度,灵敏系数不小于1.5。

6.11.3 经较短延时(一般不超过1s)切除故障汇集线路;经较长延时(一般不超过2s)跳相关升压变压器低压侧断路器;经更长延时(一般不超过2.5s)跳相关升压变压器各侧断路器。

6.12 故障录波器装置

6.12.1 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≥0.2倍额定电流,Δ3I2≥0.2倍额定电流(3I0≥0.2倍额定电流);电压定值(二次值)可取ΔUφ≥6V,Δ3U0≥6V。

6.12.2 稳态量相电流启动元件按躲最大负荷电流整定,一般取Iφ≥1.1倍额定电流。过电压启动元件一般取Uφ≥1.1倍额定电压,低电压启动元件一般取Uφ≤0.9倍额定电压。

6.12.3 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3I2≥0.2倍额定电流(3I0≥0.2倍额定电流)。

6.12.4 频率越限及频率变化率可取f>50.2 Hz或f<49.5Hz,df/dt≥0.2Hz/s。

7 整定管理

7.1 管理职责划分

7.1.1 各级调度机构应按照直调范围(含上级调度授权),依据继电保护全过程管理规定履行管理职责。

7.1.2 风电场应按相关规定进行继电保护定值整定。

7.1.3 交界面处保护整定计算管理,应依照相关规定执行。

7.1.4 风电场应定期向电网调度机构收集整定所需的系统侧等值参数,对自行整定的保护装置定值进行校核。与交界面有配合关系的保护定值应提交上级调度机构备案。

7.1.5 整定计算人员应熟悉并掌握相关专业理论、技能及规程,具备从业经验并保持相对稳定。

7.1.6 调度管辖范围变更时,应同时移交有关图纸、资料、定值单等;接管单位应复核相关保护定值。

7.1.7 整定范围的分界点、整定限额和等值阻抗(网络)(包括最大、最小正序、零序)应书面明确,共同遵守。

7.1.8 新建和扩建风电场在拟定并网前,应将风电机组的过电压、低电压、高频、低频保护

和调度机构认为有必要列入管理范围的其它保护的定值,报相应调度机构备案。未经相应调度机构允许,风电场涉网保护定值不得擅自更改。

7.1.9 风电场应向相关调度机构提供风电机组设备承受水平及短路电流特性的详细技术资料。

7.2 参数管理规定

7.2.1应定期交换等值阻抗(网络),等值阻抗(网络)界面应由整定计算各方共同商定,以保证系统安全稳定运行为原则。

7.2.2为计算方便,所有参数值一般都用标么值表示,可以根据系统基准容量和元件所在电压等级的基准电压转换为有名值。

7.2.3 数据交换时,选取系统基准容量为100MV A,各个电压等级的基准电压为平均额定电压。

电压等级标称电压(kV) 平均额定电压(kV)

750kV 750 765 500kV 500 525 330kV 330 345 220kV 220 230 110kV 110 115

66kV 66 69 35kV 35 37 10kV 10 10.5

0.69kV 0.69 0.72 7.2.4 各级调度间计算参数的交换流程应符合相关要求。

7.2.5 从工程组织方收集所需参数的流程

a)工程投产前3个月,应提供继电保护整定计算的全部参数,包括线路的设计参数,变压器、无功补偿设备等一次设备的实测参数,风电机组模型及参数等。

b)工程投产前7个工作日,提供线路及其互感的实测值。

7.3 图纸资料管理规定

7.3.1工程投产前3个月,建设单位应将与继电保护整定计算相关的图纸资料提交相应的继电保护整定计算单位。工程投产前15个工作日提供保护装置定值清单、装置说明书、软件版本等。

7.3.2 工程项目投产后的3个月内,建设单位负责向运行单位提供与保护设备相符的竣工图纸及电子版(可修改)图纸。

7.4 定值单管理

7.4.1 整定计算必须保留中间计算过程(整定书),整定书应妥善保管,以便日常运行或事故处理时核对。整定计算结束后,需经专人全面复核,以保证整定计算的原则合理、定值计算正确。编制定值通知单时应注明定值单编号、编发日期、限定执行日期和作废的定值通知单等。

7.4.2 定值通知单应严格履行编制及审批流程,应有计算人、复核人及审批人签字并加盖“继电保护专用章”方能有效。

7.4.3 运行单位应严格按照定值通知单要求设定保护装置定值,并进行定值核对。如有疑问

应主动及时向整定计算专责人汇报,由整定计算专责人负责相应的定值调整,现场试验人员应做好记录。定值设定工作结束后,在定值通知单上签字并移交现场运行部门。

7.4.4 调度机构下发的定值变更后,现场运行人员应主动与调度值班员核对定值,并在整定单上记录核对人员姓名、核对日期及保护装置投运日期。运行单位负责整定计算的保护定值变更后,运行单位内部也应严格履行核对手续。

7.4.5 定值通知单宜一式四份,其中下发定值通知单的部门自存1份、调度1份、运行单位2份(现场及继电保护专业各1份)。

7.4.6 有效定值单与作废定值单应分别存放管理。

附录:风电场典型接线示意图

风电系统接入电网的继电保护问题分析

风电系统接入电网的继电保护问题分析 发表时间:2019-02-22T10:19:49.580Z 来源:《防护工程》2018年第33期作者:李伟明[导读] 在电力系统运行过程中,继电保护发挥着重要的作用,在出现故障的时候。国网江苏省电力有限公司盱眙供电分公司江苏盱眙 211700 摘要:风电系统的运行能够有效的使电力系统的运行效率得到提升,规模比较大的风电系统接入对于总体电网运行有着关键的作用,因为风能的无法完全进行控制,而且随机性比较强,有必要对此进行研究。本文主要对风电系统接入电网的继电保护问题进行简要分析。 关键词:风电系统;电网;继电保护 引言 在电力系统运行过程中,继电保护发挥着重要的作用,在出现故障的时候,可以准确的进行识别以及实时断开电网系统,能够有效的保证电网的可靠安全运行。 1 风电接入电网的保护 接地线路出现问题以后,因为接地距离保护适应程度比较高,而且在保护线路工作中的重要程度比较高,而在电力系统线路中处于后备保护工作的是零序电流保护,而距离保护动作的具体反应在平面上呈现为多边形(如图1),而且继电保护开始指令也是在多边形之内,而在多边形之在也不再属于继电器保护的运作范围。若要使继电器保护工作的稳定程度与可靠程度可以得到提高,有必要在出口接地线路合适的配备过渡电阻,所在线路中有金属短路情况,若要使动作有完整的裕度,在计算总结后发现,在是γ14°的时候是最好的。若要使线路出口短路的方向性更加明确,有必要采用记忆电压,这样就是在故障前母线电压比故障以后更加合适。 图1 多边形保护图 2 风电场并网对电网继电保护影响 2.1 对安全自动装置的影响 在风电场规模越来越大的同时,如果联络线已经形成跳开动作,风机会开始运行,这样就不会对检同期的成功几率进行全面的保障,从而会导致检同期的重合闸无法正常进行重合,进一步致使风电脱网的问题出现,风电场不能够对电力系统提供必要的短路反馈电流,使得联络线路保护的能力有所下降,进而保护装置不正确动作指令出现,有利于设置固定的馈线保护,然后使保护的性能得到一定程度的提升。 2.2 对电流保护影响分析 在风电保护系统内主要是通过组合的方式对电流进行保护,对内容不同的机组发电系统出现问题而产生的电流变化也有一定程度的差别,而且不同机组的相同之处就是电流变化的时间间隔比较短,在对接入点进行研究能够发现,在出现问题位置出现变化的时候,电路系统重的电流会发生变化,而且和线路有紧密的联系。在机组上网位置转移到出现问题的范围内,发电机组的电流会形成磁场,这会一定程度的只是相接近的线路出现比较突出的感应电流增量,在机组上网在出现问题范围下方的时候,会导致线路的电流变化不正常,使线路出现损害。 2.3 对电网继电保护的具体影响 若有线路出现接地问题的时候,风电场发电机组的零序电路保护会开始工作,进行跳闸动作使电流切断。而零序电流固定参数要符合相关标准,延时整定时间避免。零序保护的灵敏系数会出现下降,若风电场已经是满发的情况,零序保护所受到的影响也会变大,其灵敏度会一定程度的降低,在支路与线路距离近,所以灵敏度变化幅度也变大。 在启动原件的保护配置分析中,启动原件主要是对启动判定保护以及稳定条件破坏判定,在分析距离原件的过程中,风电场相关线路的全部相同距离以及接地距离都是不一致的,距离原件主要的作用是对保护设备与故障单位间的距离进行科学的计算。 风电场对于线路重合闸的影响主要是在风电系统接入的过程中,会对重合闸的动作模式进行干扰,而且在系统中的线路主要是按照具体状况进行选择重合闸的方法,若风电场与电网运行是并列的,重合闸的方法有必要经过缜密的分析,对两侧的情况进行确定。若线路一侧没有电压,就可以采用检同期重合闸的方法。 3 提升大容量风电接入后继电保护性能的措施 3.1 提出针对性的故障穿越要求 提升风电系统容量后对于继电保护的重复抵抗力有了更加严格的要求,若要保证电网的可靠与温定,有必要设计出能够满足多次电压穿越的继电保护系统,若要对风机保护进行注重,有必要把持续时间提高到135毫秒,这样就能够比最短的时间内做出反应,并有效的使电网运行的压力得到降低,使电网运行的可靠程度得到有效的提升。 3.2 提升故障切除速度 大容量风电引入后,如果直接面对用户的配电系统不能及时处理故障,将会导致停电等管理事故,从而影响社会的生产和生活,有必要加快故障排除的速度,电流采集系统应采用电阻接地方式,并配备单相接地故障保护,对于那些已经投入使用但没有采用电阻接地方法,可以设置小电流接地线选择装置来快速排除或隔离故障。

最新风电场继电保护规程正文

1 范围 本规程适用于国电重庆风电开发有限公司大堡梁风电场110KV及35KV二次设备的运行。 2 规范性引用文件 2.1 DL 400-91 继电保护和安全自动装置技术规程. 2.2 继电保护及安全自动装置运行管理规程 2.3 继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 2.4 DL/T 587-1996 微机继电保护装置运行管理规程 2.5 微机线路保护装置通用技术条件 2.6 DL 478-92 静态继电保护及安全自动装置通用技术条 3 装置运行管理 3.1 装置运行通则 3.1.1 处于运行状态(包括热备用)的一次电气设备必须有可靠的保护装置,不允许无保护运行。 3.1.2 未经一次电流和工作电压检验的保护装置,不得投入运行;在给保护做向量检查时(此时保护可不退出),必须有能够保证切除故障的后备保护。 3.1.3 运行值班员应注意: 3.1.3.1 凡接有交流电压的保护装置均有可能因失压而不正确动作。因此,在操作过程中,不允许装置失去交流电压。 3.1.3.2 正常情况下应保证双母线所接元件的保护装置交流电压取自该元件所在母线的电压互感器。 3.1.3.3 在进行电压互感器倒闸操作时,必须防止二次向一次反充电。 3.1.3.4 如高压设备无电气量瞬动保护,则不允许充电。 3.1.3.5 线路及备用设备充电运行时,应将电源侧断路器的重合闸和备用电源自动投入装置临时退出运行。 3.2 纵联保护的运行规定: 3.2.1 联络线两侧保护的纵联功能必须同时投入或退出。运行人员应密切配合当值调度员,尽量缩短两侧投、停收发信机以及投、退保护压板的操作时差。 3.2.2 纵联保护装置出现故障信号时,运行人员应立即报告所属调度,由调度下令停用两侧纵联保护功能并通知有关部门。 3.3 母线保护的运行规定 3.3.1 当站内一次系统有工作或操作时,不允许母线保护退出运行。 3.3.2 当出现下列情况时,应立即退出母线保护,并汇报相应调度尽快处理:3.3.2.1 差动回路二次差电流大于现场规程规定的毫安值时;

光伏发电工程施工规范GB50794-2019

目次1总则 2术语 3 基本规定 4 土建工程 4.1 一般规定 4.2 土方工程 4.3 支架基础 5 安装工程 5.1 一般规定 5.2 支架安装 5.3 光伏组件安装 5.4 汇流箱安装 5.5 逆变器安装 5.6 电气二次系统 6 设备和系统调试 6.1 一般规定 6.2 光伏组件串测试 6.3 跟踪系统调试 6.4 逆变器调试 6.5 二次系统调试 6.6 其他电气设备调试 7 消防工程 7.1 一般规定 7.2 火灾自动报警系统 7.3 灭火系统 8 环保与水土保持 8.1 一般规定

8.2 施工环境保护 8.3 施工水土保持 9 安全和职业健康 9.1 一般规定 9.2 安全文明施工总体规划 9.3 安全施工管理 9.4 职业健康管理 9.5 应急处理 附录A 中间交接验收签证书 附录B 汇流箱回路测试记录 引用标准名录 附:条文说明 1总则 1.0.1 为保证光伏发电站工程的施工质量,促进工程施工技术水平的提高,确保光伏发电站建设的安全可靠,制定本规范。 1.0.2 本规范适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站,不适用于建筑一体化光伏发电站

工程。 1.0.3 光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件,并制订专项应急预案。 1.0.4 光伏发电站工程的施工,除应符合本规范外,尚应符合国家现行有关标准的规定。 2 术语 2.0.1 光伏组件 指具有封装及内部联接的,能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置,又称为太阳电池组件。 2.0.2 光伏组件串 在光伏发电系统中,将若干个光伏组件串联后,形成具有一定直流输出电压的电路单元。简称组件串或组串。 2.0.3 光伏支架 光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。 2.0.4 方阵(光伏方阵) 由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称为光伏方阵。 2.0.5 汇流箱 在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接入的装置。 2.0.6 跟踪系统 通过机械、电气、电子电路及程序的联合作用,调整光伏组件平面的空间角度,实现对入射太阳光的跟踪,以提高光伏组件发电量的装置。 2.0.7 逆变器 光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。 2.0.8 光伏发电站 利用太阳电池的光生伏打效应,将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.0.9 并网光伏发电站 直接或间接接入公用电网运行的光伏发电站。

关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知

国家电网公司文件 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 各分部,华北电网有限公司,各省(自治区、直辖市)电力公司,中国电科院,国网电科院,国网经研院: 为落实《国家能源局关于加强风电场并网运行管理的通知》(国能新能〔2011〕182号),公司在总结分析风电并网运行故障原因和存在问题的基础上,组织制定了《风电并网运行反事故措施要点》,现予印发,请各单位严格执行。 风电机组低电压穿越能力缺失是当前风电大规模脱网故障频发的主要原因。为防止类似故障再次发生,各单位要督促网内风力发电企业对风电机组低电压穿越性能进行改造、调试,并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按《风电机组并网检测 管理暂行办法》(国能新能〔2010〕433号)要求进行的检测验证。对此,特别强调: 1. 新建风电机组必须满足《风电场接入电网技术规定》等相关技术标准要求,并通过按国家能源局《风电机组并网检测管理暂行办法》(国能新能〔2010〕433号)要求进行的并网检测,不符合要求的不予并网。 2. 对已并网且承诺具备合格低电压穿越能力的风电机组,风电场应在半年内完成调试和现场检测,并提交检测验证合格报告。同一型号的机组应至少检测一台。逾期未交者,场内同一型号的机组不予并网。 3. 对已并网但不具备合格低电压穿越能力的容量为1MW及以上的风电机组,风电场应在一年内完成改造和现场检测,并提交检测验证合格报告。报告提交前,场内同一型号的机组不予优先调度。逾期未交者,场内同一型号的机组不予并网。 附件:风电并网运行反事故措施要点

二○一一年七月六日 主题词:综合风电反事故措施通知 国家电网公司办公厅2011年7月6日印发

风电并网技术标准(word版)

ICS 备案号: DL 中华人民共和国电力行业标准 P DL/Txxxx-200x 风电并网技术标准 Regulations for Wind Power Connecting to the System (征求意见稿) 200x-xx-xx发布200x-xx-xx实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布

DL/T —20 中华人民共和国电力行业标准 P DL/Txxxx-2QQx 风电并网技术标准 Regulations for Wind Power Connecting to the System 主编单位:中国电力工程顾问集团公司 批准部门:中华人民共和国国家能源局 批准文号:

前言 根据国家能源局文件国能电力「2009]167号《国家能源局关于委托开展风电并网技术标准编制工作的函》,编制风电并网技术标准。《风电场接入电力系统技术规定》GB/Z 19963- 2005于2005年发布实施,对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。该规定主要考虑了我国风电尚处于发展初期,风电机组制造产业处于起步阶段,风电在电力系统中所占的比例较小,接入比较分散的实际情况,对风电场的技术要求较低。根据我国风电发展的实际情况,各地区风电装机规模和建设进度不断加快,风电在电网中的比重不断提高,原有规定已不能适应需要。为解决大规模风电的并网问题,在风电大规模发展的情况下实现风电与电网的协调发展,特编制本标准。 本标准土要针对大规模风电场接入电网提出技术要求,由风电场技术规定、风电机组技术规定组成。 本标准由国家能源局提出并归口。 本标准主编单位:中国电力工程顾问集团公司 参编单位:中国电力科学研究院 本标准主要起草人:徐小东宋漩坤张琳郭佳李炜李冰寒韩晓琪饶建业佘晓平

并网风电场继电保护配置及整定技术规范(第四次会议讨论稿)

1 目 次 前言 (Ⅱ) 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语和定义 (1) 4总则 (2) 5继电保护配置原则 (2) 6继电保护整定原则 (6) 7整定管理 (11)

并网风电场继电保护配置及整定技术规范 1 范围 本标准结合并网风电场(含风电机组、汇集线路及升压站等)实际情况,对各类继电保护的配置及整定原则进行了规定。 通过110kV及以上电压等级送出线路与电网连接的风电场应执行本标准,通过其它电压等级送出线路与电网连接的风电场可参照执行。 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、调度和运行等单位及部门均应遵守本标准。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单或修订版均不适用本标准。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 GB/T 14285 继电保护及安全自动装置技术规程 GB/T 16847 保护用电流互感器暂态特性技术要求 GB/T 19963 风电场接入电力系统技术规定 GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡 DL/T 553-2012 220kV~500kV 电力系统动态记录装置通用技术条件 DL/T 559-2007 220kV~750kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 866-2004 电流互感器和电压互感器选择及计算导则 3 术语和定义 本标准采用下列术语和定义。 3.1 风电场wind farm;wind power plant 由一批风电机组或风电机组群、汇集线路、主升压变压器及其它设备组成的发电站。3.2 风电场并网点Point of connection of wind farm 风电场升压站高压侧母线或节点。 3.3 风电场送出线路Transmission line of wind farm 从风电场并网点至公共电网的输电线路。 3.4 风电机组/风电场低电压穿越Low voltage ride through of wind turbine/wind farm 当电力系统事故或扰动引起并网点电压跌落时,在一定的电压跌落范围和时间间隔内,风电机组/风电场能够保证不脱网连续运行。 3.5 机组单元变压器 Unit transformer of wind turbine

光伏发电站施工规范(GB-50794-2012)

光伏发电站施工规范(GB-50794-2012)

1总则 1.0.1为保证光伏发电站工程的施工质量,促进工程施工技术水平的提高,确保光伏发电站建设的安全可靠,制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站,不适用于建筑一体化光伏发电工程。 1.0.3光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件,并制订专项应急预案。 1.0.4光伏发电站工程的施工,除应符合本规范外,尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语 2.0.1光伏组件PV module 指具有封装及内部联接的、能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称为太阳电池组件。 2.0.2光伏组件串PV string

在光伏发电系统中,将若干个光伏组件串联后,形成具有一定直流输出电压的电路单元。简称组件串或组串。 2.0.3光伏支架PV supporting bracket 光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。 2.0.4方阵(光伏方阵)array(PV array) 由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机 械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定 的支撑结构而构成的直流发电单元。又称为光伏方阵。 2.0.5汇流箱combiner-box 在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并 联汇流后接人的装置。 2.0.6跟踪系统tracking system

通过机械、电气、电子电路及程序的联合作用,调整光伏组件平面的空间角度,实现对人射太阳光跟踪,以提高光伏组件发电量的装置。 2.0.7逆变器inverter 光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。 2.0.8光伏发电站PV power station 利用太阳电池的光生伏打效应,将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.0.9并网光伏发电站grid-connected PV power station 直接或间接接人公用电网运行的光伏发电站。 3基本规定 3.0.1开工前应具备下列条件: 1在工程开始施工之前,建设单位应取得相关的施工许可文件。

风电光伏技术标准清单

风力发电工程 序号专用标准名称标准编号备注 一综合管理 1 风力发电工程质量监督检查大纲国能安全[2016]102号2016-04-05实施 2 风力发电工程建设监理规范NB/T 31084-2016 2016-06-01实施 3 风力发电工程施工组织设计规范DL/T 5384-2007 4 风电场工程劳动安全与工业卫生验收规范NB/T 31073-20152015-09-01实施 5 风力发电企业科技文件归档与整理规范NB/T 31021-2012 二社会监督 1 电力业务许可证管理规定国家电监会令第9号2005-10-13实施 关于印发风电场工程竣工验收管理暂行办法和风电场项目后评 2 国能新能[2012]310号 价管理暂行办法的通知 三消防工程 1 风力发电机组消防系统技术规程CECS 391:20142015-05-01实施四风电工程专用标准 1 设计标准 风电场工程勘察设计收费标准NB/T 31007-2011 风电场工程可行性研究报告设计概算经编制办法及计算标准FD 001-2007 风电场工程等级划分及安全标准(试行)FD 002-2007 风电机组地基基础设计规定(试行)FD 003-2007 风电场工程概算定额FD 004-2007 风力发电场设计规范GB 51096-20152015-11-01实施风力发电厂设计技术规范DL/T 5383-2007 风电场设计防火规范NB 31089-20162016-06-01实施风力发电机组雷电防护系统技术规范NB/T 31039-2012 风电机组低电压穿越能力测试规程NB/T 31051-2014 风电机组电网适应性测试规程NB/T 31054-2014 风力发电机组接地技术规范NB/T 31056-2014 风力发电场集电系统过电压保护技术规范NB/T 31057-2014

光伏发电工程验收规范

光伏发电工程验收规范 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量,指导和规范光伏发电工程的验收,制定本规范。 1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收,不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织,并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收,除按本规范执行外,尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体,由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建(构)筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站,由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中,以一定数量的光伏组件串,通过直流汇流箱多串汇集,经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。

2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防范工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的,综合运用安全防范技术和其他科学技术,为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能(或其组合)的系统而实施的工程。 3基本规定 3.0.1工程验收依据应包括下列内容: 1国家现行有关法律、法规、规章和技术标准。 2有关主管部门的规定。 3经批准的工程立项文件、调整概算文件。 4经批准的设计文件、施工图纸及相应的工程变更文件。 3.0.2工程验收项目应包括下列主要内容: 1检查工程是否按照批准的设计进行建设。 2检查已完工程在设计、施工、设备制造安装等过程中与质量相关资料的收集、整理和签证归档情况。 3检查施工安全管理情况。 4检查工程是否具备运行或进行下一阶段工作的条件。 5检查工程投资控制和资金使用情况。 6对验收遗留问题提出处理意见。 7对工程建设作出评价和结论。 3.0.3工程验收结论应经验收委员会(工作组)审查通过。 3.0.4当工程具备验收条件时,应及时组织验收。未经验收或验收不合格的工程不得交

大规模风电接入对继电保护的影响与对策 乔婉玉

大规模风电接入对继电保护的影响与对策乔婉玉 摘要:工业革命促进社会生产力快速发展,将人类带入了工业文明时代。然而 工业进程过程中,需要大量的煤炭、石油等化工能源,这些燃料在燃烧过程中, 向大气排放大量的二氧化碳或者污水,导致环境恶化,资源枯竭。为了保护人类 共同的家园,促进社会经济增长和自然环境协调发展,国家转变产业结构,大力 发展节能产业,近年来国家大力发展太阳能、风能等可再生资源,目前中国已经 是全世界风能发电规模最大、发展最快的国家。然而在具体的运行过程中,风力 发电也遇到了很多问题,主要是继电保护方面。本文首先分析了大规模风电接入 对继电保护所产生的影响,其次为如何将大规模风电完善的接入继电保护提出对策,以供参考。 关键词:风电接入、风力发电;继电保护 继电保护是电力运行过程中的第一道防线,当线路发生故障以后,继电保护 装置能够快速识别并迅速隔离故障,将故障的损失控制在最小的范围内,因此继 电保护装置对电力运输具有重要意义。近年来随着环境问题和世界能源危机爆发,太阳能、风能等一些可再生资源逐渐受到社会的关注,国际社会也大力开发这些 可再生资源。2014年,我国已有风电机组下线并保持运营生产的企业约为26家,全国新增安装风电机组13121台,新增吊装装机容量23196兆瓦,同比增长 44.2%;2015年全国风电新增装机3035万千瓦,同比增长31.5%。大规模的风电 接入对电力系统的影响特别大,将风电并入到继电保护装置,要考虑到智能电网 的兼容性。继电保护装置的故障会随着风电场的接入变化而变化,所以一定要采 取有效的措施,消除风电对继电保护装置的影响。 一、我国风电基本特征 不同的发电厂发电的条件也不一样,我国幅员辽阔,地势西高东低,山地、 平原在国土面积所在的比重不是很大,因此风能发电很容易受到自然条件的限制。比如山地、高原地势的地区,长期处于高原气候环境下,风速不是很稳定,所以 导致风能带动的电能也不稳定,发电量很容易随着风能的变化发生变化。由于自 然天气具有不可测性和不可控性,因此风能发电不可能像水力、火力发电那样采 取有效的措施进行控制,所以风能发电具有很大的不可控性。在运行过程中,无 法根据电能的负荷大小对风力发电进行有效的调整。受到自然条件的限制,风电 发电消耗的时间比较短,每年可以利用的小时数大概是2200小时,占全年总数 的25%。 二、风电机组出现短路故障 电压高的配置电路系统运行会更加稳定。比如330KV以上的主网继电保护配 置比较完善,所以在运行过程中,出现故障的概率比较低,有的事故切除率几乎 达到了100%,如果主网发生了短路的现象,风电场并网点电压必然会受到故障 的影响,故障点的电气距离会给风电运行带来一定的影响。一般情况下,风电场 短路电流与第一次故障会存在一定的差异,自身所具备的LVRT的风电机组也不 一定能够穿越第二次冲击,所以风电机组的短路问题往往与设备的LVRT能力、 风机处理大小和控制方法有关。2011年,某风电场电气设备共发生了90起故障,而且全部都发生了较大规模的风机脱网事故,故障发生的原因主要是单个电缆引 起的,但是因为集电系统保护不合理,导致事故进一步扩大,造成风电机组发生

风电相关国家标准整理

国家相关标准 风力发电机组功率特性测试 主要依照IEC61400-12-1:2005风电机组功率特性测试是目前唯一一个正式版本电流互感器级别应满足IEC 60044-1 电压互感器级别应满足IEC 60186 功率变送器准确度应满足GB/T 13850-1998要求,级别为0.5级或更高 IEC 61400-12-1 功率曲线 IEC 61400-12-1 带有场地标定的功率曲线 IEC 61400-12-2 机舱功率曲线 IEC 61400-12 新旧版本区别 对于垂直轴风电机组,气象桅杆的位置不同 改变了周围区域的环境要求 改变了障碍物和临近风电机组影响的估算方法 使用具有余弦相应的风速计 根据场地条件将风速计分为A、B、S三个等级 根据高风速切入和并网信号可以得到两条功率曲线 风速计校准要符合MEASNET规定 风速计需要分级 电网频率偏差不超过2HZ 场地标定只能通过测量,不能用数值模拟 场地标定的每一扇区分段至少为10° 可以同步校准风速计 改进了对风速计安装的描述 通过计算确定横杆长度 增加针对小型风机的额外章节 MEASNET标准和旧版IEC61400-12标准区别 使用全部可用的测量扇区,否则在报告中说明 不允许使用数值场地标定 场地标定更详细的描述,包括不确定度分析 只允许将风速计置于顶部 风速计的校准必须符合MEASNET准则 不使用AEP不完整标准 轮毂高度、风轮直径、桨角只能通过测量来判定,不能按照制造商提供的判定报告中必须提供全方位的照片 IEC61400-12-1:Power performance measurement for electricity producing wind turbine(2005)风电机组功率特性测试 可选择:场地标定 IEC61400-12-2:Power curve verification of individual wind turbine,单台风电机组功率曲线验证(未完成)

风电场继电保护运行管理规定

继电保护运行管理规定 1. 总则 1.1 继电保护是保证系统安全稳定运行和保护电力设备安全的主要装置,是电力系统整体不可缺少的重要组成部分。为加强继电保护的运行管理,结合国家、行业、企业继电保护专业有关规程、标准、规定等,编写本运行管理规定。 1.2 本运行规定适用于内蒙古新锦风力发电有限公司220kV及以上系统。各风电场应遵守本运行管理规定。 2. 继电保护运行基本规定 2.1 任何带电的设备,不允许处于无保护状态下运行。 2.2 一次设备停电后不允许自行在继电保护装置及二次回路上工作,如有需要,必须征得运行同意,履行许可手续。 2.3 设备运行维护单位必须及时编制、修编继电保护现场运行规程,现场值班人员必须严格按现场运行规程进行具体操作。 2.4一次设备停电,保护装置及二次回路无工作时,保护装置可不停用,但其启动或跳其它运行设备的出口压板应解除(停、投现场掌握)。 2.5投入保护装置的顺序为:先投入直流电源,后投入出口压板;停用保护装置的顺序与之相反。 2.6保护装置投跳闸前,运行人员必须检查信号指示正常(包括高频保护通道、差动保护差电流或差电压等),工作后的保护装置还应用高内阻电压表以一端对地测端子电压的方法验证保护装置确实未给出跳闸或合闸脉冲。

2.7厂(站)直流系统接地时,不允许用拉合直流电源的方法寻找接地点。 2.8电流二次回路切换时:应停用相应的保护装置;严禁操作过程中CT开路。 2.9运行中的变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用。 2.10 CT断线时应立即停用变压器差动保护。 2.11复合电压或低电压闭锁的过流保护失去电压时,可不停用,但应及时处理。 2.12变压器阻抗保护不得失去电压,若有可能失去电压时,应停用阻抗保护。 2.13中性点放电间隙保护应在变压器中性点接地刀闸断开后投入,接地刀闸合上前停用。 2.14单母线接线(无分段开关),一次系统和各种操作,母差保护不需要进行任何变动;当分段刀闸断开,用线路对一段母线充电时,应停用母差保护。 2.15正常运行时,解除母线充电保护的压板。经母联(分段)开关向另一条母线充电时:投入母线充电保护的压板。 2.16 PT回路断线时,可不停用母差保护,但应立即处理。 2.17母差保护故障、异常、直流电源消失、交流电流回路断线、差回路的不平衡电流(电压)值超过允许值(由继保人员校验保护后给出,运行人员每班接班时检查)的30%或线路、变压器所联接母线的位置信号指示灯不对应时,应停用母差保护。 2.18配置有失灵保护的元件(开关)停电或其保护装置故障、异常、停用,应解除其起动失灵保护的回路或停用该开关的失灵保护。

希拉图风电场风电技术监督固定工作范围及内容.doc

希拉图风电场风电技术监督固定工作范围及内容 目录 一风机控制技术监督内容一览表 二继电保护技术监督内容一览表 三金属技术监督内容一览表 四电测计量技术监督内容一览表 五电能质量技术监督内容一览表 六化学技术监督内容一览表 七监控及自动化技术监督内容一览表 八绝缘技术监督内容一览表

希拉图风电场技术监督工作网络图 副总经理 (贾宇) 厂长 (王志军) 值长 (苏俊平) 风机控制继电保护金属技术电测计量电能质量化学技术监控及自绝缘技术 技术监督技术监督监督技术监督技术监督监督动化技术监督 (贺天乐)(文峰)(张俊峰)(岳俊敏)(杨康)(于海)(任柏文)(王畴淞)

风机控制技术监督内容一览表 名称 1总结会议 2交流培训 3事故分析 4春检预试检查工作内容工作标准或要求 组织参加电力部门召开的风力发电机组技术监督年会,对设备的缺陷进提交会议纪要 行统计,对包括风机在内的轴系轴承、齿轮箱、发电机、液压系统、偏 航系统、变桨系统、塔筒叶片机舱及控制系统进行技术监督统计,并分 析原因,提出改进意见。总结工作、交流经验,提出下一步的工作重点。 风机运维人员专业技术工作会和培训班:针对现场存在的实际技术问提供技术资料 题,有侧重地组织专题研讨会或培训班。 组织专业人员到风电场进行技术交流。 风机内部各组成部分的异常问题分析和处理:参加风机常见故障和特殊提交书面报告 情况的故障分析,并协助解决现场实际问题,提出分析报告,提出反事 故措施。 协助解决上述工作范围内设备日常运行中发现的疑难技术问题。提供技 术咨询方式包括:电话答复、传真答复、现场调查分析处理、甲方组织 的外出调研。 设备检修时定检项目试验的检查:对于风机的检修项目进行重点的过检修前提交书面建议,检修 完成时间 一般在一季度完成, 或根据电力行业的工 作要求安排进行 每年不少于一次 需要(出现问题)时 检修时

风电接入电网技术规定

风电场接入电网技术规定 1、风电场有功功率 1.1 基本要求 风电场具有功功率调节能力,并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对风电场有功功率的控制,风电场需安装有功功率控制系统,能够接收并自动执行调度部门远方发送的有功出力控制信号,确保风电场最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。 1.2 最大功率变化率 风电场应限制输出功率的变化率。最大功率变化率包括1min功率变化率和10min功率变化率,具体限值可参照表1。 表1 风电场最大功率变化率推荐值 在风电场并网以及风速增长过程中,风电场功率变化率应当满足此要求。这也适用于风电场的正常停机,但可以接受因风速降低(或超出最大风速)而引起的超出最大变化率的情况。风电场最大功率变化率的确定也可根据风电场所接入系统的状况、其他电源的调节特性、风电机组运行特性等,由电网运营企业和风电场开发运营企业共同确定。 1.3 紧急控制 在电网紧急情况下,风电场应根据电网调度部门的指令来控制其输出的有功功率,并保证风电场有功控制系统的快速性和可靠性。 a) 电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率,以防止输电设备

发生过载,确保电力系统稳定性。 b) 当电网频率高于50.5Hz时,依据电网调度部门指令降低风电场有功功率,严重情况下可以切除整个风电场。 c) 在事故情况下,若风电场的运行危及电网安全稳定,电网调度部门有权暂时将风电场解列。事故处理完毕,电网恢复正常运行状态后,应尽快恢复风电场的并网运行。 2、风电场无功功率 2.1 无功电源 a) 风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力,能够自动快速调整无功总功率。风电场的无功电源包括风电机组和风电场的无功补偿装置。首先充分利用风电机组的无功容量及其调节能力,仅靠风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要的,在风电场集中加装无功补偿装置。 b) 风电场无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压,其调节速度应能满足电网电压调节的要求。 2.2 无功容量 a) 风电场在任何运行方式下,应保证其无功功率有一定的调节容量,该容量为风电场额定运行时功率因数0.98(超前)~0.98(滞后)所确定的无功功率容量范围,风电场的无功功率能实现动态连续调节,保证风电场具有在系统事故情况下能够调节并网点电压恢复至正常水平的足够无功容量。 b) 百万千瓦级及以上风电基地,其单个风电场无功功率调节容量为风电场额定运行时功率因数0.97(超前)~0.97(滞后)所确定的无功功率容量范围。 c) 通过风电汇集升压站接入公共电网的风电场,其配置的容性无功补偿容量能够补偿风电场满发时送出线路上的无功损耗;其配置的感性无功补偿容量能够补偿风电场空载时送出线路上的充电无功功率。 d) 风电场无功容量范围在满足上述要求下可结合每个风电场实际接入情况通过风电场接入电网专题研究来确定。 3、风电场电压范围

风电场运行规程(最新版)

风电场运行规程(最新版)

贺兰山风电厂运行规程 目录 目录 第一篇风机及配套设备主要系统 第一章、风力发电机系统介绍 第二章、 VESTAS风机主要系统介绍和技术规范,技术参数说明 第三章、箱式变压器主要系统介绍和技术规范,技术参数说明 第四章、架空线路主要系统介绍和技术规范和技术规范,技术参数说明 第二篇风机及配套设备正常运行 第一章、GAMESA风电机组的正常运行 第二章、VESTAS风电机组的正常运行 第三章、箱式变压器的正常运行 第四章、线路的正常运行 第五章、线路的正常运行 第三篇风机及配套设备的异常运行和事故处理 第一章、风电场异常运行与事故处理基本原则和要求 第二章、风电机组异常运行及事故处理

前言 一、范围 本规程给出了对宁夏贺兰山风电厂设备和运行人员的要求,规定了正常运行、维护的内容和操作方法及事故处理的原则和操作方法。本规程适用于Gamesa Eolica S.A.公司生产的G52/G58-850kW风力发电机和Vestas公司生产的V52 -850kW风力发电机。 二、引用标准 下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。 DL/T666-1999 风力发电场运行规程 DL/T797-2001 风力发电场检修规程 DL769-2001 风力发电场安全规程 GB14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程。 DL408-91 电业安全工作规程(发电厂和变电所部分) DL409-91电业安全工作规程(电力线路部分) DL/T572-95电力变压器运行规程 DL/T596-1996电力设备预防性试验规程 DL/T620-97交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL5027-93电力设备典型消防规程 SD292-88架空配电线路及设备运行规程 电力工业部(79)电生字53号电力电缆运行规程

(安全生产)关于加强风电安全工作的意见

关于加强风电安全工作的意见 为进一步规范风电安全工作,强化风电设计、建设、并网、运行和调度等全过程安全管理,保证电力系统安全稳定运行和电力的可靠供应,促进风电安全健康发展,提出以下意见: 一、风电场设计与设备选型管理 (一)设计(咨询)单位要严格设计流程、加强设计管理。对于符合国家规划的新建风电场,要加强对风资源、建场条件的论证,预可研、可研、施工设计等各阶段的设计方案要满足相关设计深度要求并通过设计审查。项目设计方案如有重大变更,应组织开展论证,必要时要重新开展该阶段勘察设计与审查工作。 (二)风电场接入系统设计要对可能引起的系统电压稳定问题进行研究,优先考虑风电机组无功调节能力,合理确定风电场升压站动态无功补偿方案。电力调度机构应参与接入系统的设计审查,根据电网运行情况,提出具体审查意见。

(三)分散式风电设计要充分考虑当地电网一次和二次设备状况,对风电机组选型和电网改造提出明确要求,满足电网的调压需要。 (四)风电场二次系统设计要满足国家和行业相关技术标准以及电力系统安全稳定运行要求,并应征求电力调度机构意见。风电场监控系统设计要满足电力二次系统安全防护的相关规定,实现风电场运行信息和测风信息上传电力调度机构,满足风电场有功功率、无功电压自动调节远方控制的要求,并设置统一的时钟系统。禁止通过公共互联网络直接对风电机组进行远程监测、控制和维护。 (五)设计单位要优化风电场集电系统设计,应优先选用上出线机端升压变压器,以减少电缆终端使用数量;集电系统电缆终端应选用冷缩型或预制型,适当提高电缆终端交流耐压和雷电冲击耐压水平。集电系统应综合考虑系统可靠性、保护灵敏度及短路电流状况选择合理的中性点接地方式,实现集电系统永久接地故障的可靠快速切除。 (六)设计单位应根据风电场所在地区合理确定雷电过电压保护设计等级及保护接线,多雷区风电场应适当提高

(完整版)风力发电场安全规程DLT796-2012

风机发电场安全规程 1 范围 本标准规定了风力发电场人员、环境、安全作业的基本要求,风力发电机组安装、调试、检修和维护的安全要求,以及风力发电机组应急处理的相关安全要求。 本标准适用于陆上并网型风力发电场。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用时必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。凡不是注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 GB 2894 安全标志及其使用导则 GB/T 2900.53 电工术语风力发电机组 GB/T6096安全带测试方法 GB 7000.1 灯具第一部分:一般要求与试验 GB 18451.1 风力发电机组设计要求 GB19155 高处作业吊篮 GB/T20319 风力发电机组验收规范 GB 26164.1电业安全工作规程第一部分:热力和机械 GB 26859电力安全工作规程电力线路部分 GB 26860 电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分

GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50140建筑灭火器配置设计规范 GB 50303建筑电气工程施工质量验收规范 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 574 变压器分接开关运行维修导则 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 741 架空输电线路运行规程 DL/T 969 变电站运行导则 DL/T 5284 履带起重机安全操作规程 DL/T 5250 汽车起重机安全操作规程 JGJ 46 施工现场临时用电安全技术规范 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准 3.1 风电场输变电设备 风电场升压站电气设备、集电线路、风力发电机组升压变等。3.2 坠落悬挂安全带 高出作业或登高人员发生坠落时,将坠落人员安全悬挂的安全带。 3.3

风电接入对继电保护的影响

风电接入对继电保护的影响 发表时间:2019-11-08T15:11:49.070Z 来源:《基层建设》2019年第22期作者:王恒[导读] 摘要:了解风电接入状况下电网配置作用和具体功能,对实行保护的装置进行性能发挥上分析,就接入中的故障效果问题展开影响讨论,就装置内容进行分析时的电压控制效果解读。 国网江苏省电力有限公司徐州供电分公司 221600 摘要:了解风电接入状况下电网配置作用和具体功能,对实行保护的装置进行性能发挥上分析,就接入中的故障效果问题展开影响讨论,就装置内容进行分析时的电压控制效果解读。 关键词:风电接入;继续保护;性能影响;保护装置 一、当前风电场送出电网保护配置 随着并网风电容量的不断增大,系统故障特征更加复杂,其对输电系统继电保护元件带来的影响更加恶劣,尤其是电力系统运行管理部门及继电保护厂家最为关心的 110 kV 送出线路保护和送出变压器保护、330 kV 送出线路保护等当前保护元件的适应性及改进的配置方案亟待解决。 1.110 kV 送出线路保护配置 具有双侧电源的 110 kV 线路保护一般装设一套全线速动保护作为线路的主保护,多采用分相电流差动保护以及零序电流差动保护原理,后备保护装设三段式相间和接地距离保护,并辅以零序电流保护用于切除经过渡电阻接地故障。 2.送出变压器保护配置 风电场送出变压器主保护采用双重化变压器差动保护配置。对于外部相间短路引起的变压器过电流,变压器应装设相间短路后备保护,一般采用过电流保护、复合电压启动的过电流保护或复合电流保护,保护带延时跳开相应的断路器。对于自耦变压器和高、中压均直接接地的三绕组变压器,增设零序方向元件,方向指向各侧母线。 3.330 kV 送出线路保护配置 330 kV(或220 kV)线路保护按加强主保护简化后备保护的基本原则配置和整定。主保护采用 2 套交流回路和直流电源彼此独立、可以快速动作切除全线路内各类型故障的全线速动保护,并且对于要求单相重合闸的线路,2 套主保护都应当具有选相功能。主保护主要有纵联电流差动保护、纵联距离保护、纵联方向保护。后备保护采用阶段式相间和接地保护(包括距离保护、零序电流方向保护),允许与相邻线路和变压器的主保护配合,从而简化动作时间的配合整定,同时应能反应线路的各种类型故障。 二、风电接入后继电保护性能分析 风电场由多台风电机组构成,各机组生产的电能通过集电线路汇集,通过风电场送出变压器外送至系统。我国风电场及其送出线的典型的保护配置如图 1 所示。 1.风电机组本体保护和集电线路保护 风电机组本体保护主要为:机组配置电压越限保护、频率越限保护、两段式电流保护及相间不平衡保护,通过跳开风机出口低压侧断路器使机组退出运行;直驱风电机组变流器保护一般配置针对直流侧电容的卸荷电路保护;箱变高压侧配置熔断器作为箱变高压侧的短路保护,低压侧配置过电流断路器,用来保护箱变低压侧至风机出口的短路故障和过载现象。集电线路配置电流速断保护为主保护,过电流保护作为后备保护。风电机组箱变发生故障时应由机组低压侧断路器和熔断器配合将故障切除,集电线路保护作为熔断器的后备保护。经研究发现:箱变高压侧故障时,故障机组本体保护使低压侧断路器动作,退出运行;但附近机组有可能因机端电压低于 0.2 p.u.,低电压保护动作退出运行;而集电线路的短路电流大于其保护 I 段整定值,保护在熔断器熔断前动作,造成该线路上所有风机脱网,所以集电线路与熔断器保护之间存在不协调。当箱变高压侧或集电线路出口发生故障时,非故障集电线路保护 III 段可能会误动切除该线路上的所有风电机组。当故障点靠近集电线路母线时,故障线路与非故障线路的风机机端电压差异不大,均会小于 0.2 p.u.,风机低压保护动作,整个风电场脱网。集电线路发生单相接地短路故障时,最大故障电流均小于其对应电流电路保护 I 段、III 段的整定值,保护拒动,故障无法快速切除,产生的过电压导致相间故障,造成事故扩大化。故针对以上问题提出:集电线路电流保护 III段配置方向元件,避免相邻线路故障时的误动;集电线路配置零序电流保护;集电线路采用电压-电流的反时限自适应电流保护或电流保护 I 段加一小段延时,解决电流保护 I 段与熔断器选择性问题;结合 LVRT 特性修正机组低压保护整定值。 2.送出变压器保护

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