《DLT 2959-2025风光储联合发电站继电保护技术规范》专题研究报告

《DL/T2959—2025风光储联合发电站继电保护技术规范》专题研究报告目录专家视角:洞察风光储联合发电系统对传统继电保护理论提出的颠覆性挑战与前沿应对策略深度剖析聚焦技术融合难点:探究电力电子设备密集接入下系统短路电流受限与保护灵敏度下降的协同解决方案直击运行控制热点:剖析“源-网-储

”多时间尺度协调与继电保护定值动态适配的复杂耦合关系筑牢安全防御基石:全面阐述涉网保护与安全自动装置的配置原则及其与电网保护的精准配合策略展望行业演进路径:预测高比例新能源场景下继电保护技术向智能化、

自适应、广域化发展的必然趋势深度剖析标准核心:全面解构风光储联合电站电源侧故障特征异质性与适应性保护配置新体系前瞻未来电网形态:解读标准如何引领构网型技术背景下联合电站主动支撑与保护协同进化新趋势破解整站级保护谜题:深度解读集电线路、汇集母线及站用电源等关键环节的特殊保护配置逻辑引领技术管理革新:基于标准要求构建涵盖设计、整定、校验、运维全生命周期的保护技术管理体系强化标准实施指导:提供将规范条文转化为工程实践的关键技术要点与典型场景应用风险防控建家视角：洞察风光储联合发电系统对传统继电保护理论提出的颠覆性挑战与前沿应对策略深度剖析风光储多源异构特性对电流保护基本原理的冲击与重构1风光储联合发电站中，光伏和风机通过全功率或部分功率变流器并网，其故障电流受控制策略严格限制，幅值通常被限制在1.2倍额定电流左右，且相位受锁相环影响可能偏离工频。这与同步机提供的幅值高、衰减特征明显的故障电流截然不同。传统过电流保护依赖的固定门槛值和反时限特性面临失效风险。标准要求保护配置必须充分考虑这一“弱馈”甚至“无馈”特性，推动保护原理从依赖大故障电流向识别故障特征细微变化、利用多端信息协同的方向重构。2系统惯量缺失与低短路容量背景下暂态过程复杂化对保护速动性的新考验1风光储电站整体惯量低，电力电子设备响应极快，导致系统故障后的电压、频率、相位等电气量暂态过程剧烈且呈现高度非线性。传统保护基于准稳态模型的整定计算方法可能不再适用，快速变化的量测值易导致保护误动或拒动。标准强调需研究适用于低惯量、弱电网条件的保护新算法，如考虑暂态特征量的保护、基于波形匹配或模型识别的保护，以在复杂暂态过程中确保保护的速动性与可靠性。2储能系统双向功率流动与多运行模式切换带来的保护选择性难题1储能系统（PCS）具备充电和发电两种运行状态，功率流向可瞬间反转，使得传统基于功率单向流动假设的保护方向元件可能误判。此外，储能为应对电网调度或平滑功率波动，其出力模式频繁切换，导致保护安装处的电气量工作点动态范围极宽。标准要求针对储能接入点，需配置能够适应双向潮流、准确识别故障方向的新型方向元件，并考虑运行模式切换对保护整定值的影响，确保在各种工况下的选择性。2标准应对挑战的前瞻性框架：从被动防御到主动适应的保护理念升级DL/T2959并未局限于对现有保护装置的修修补补，而是构建了一个系统性框架。它明确要求保护配置应结合电站的拓扑结构、电源类型（光伏、风机、储能）、控制模式（跟网型、构网型）进行差异化设计。标准引导行业从传统的“被动检测故障并跳闸”思维，转向“主动识别系统状态、自适应调整保护策略”的新理念，为应对未来更复杂的新能源电力系统保护问题奠定了理论基础和技术路线。深度剖析标准核心：全面解构风光储联合电站电源侧故障特征异质性与适应性保护配置新体系光伏发电单元：深度解析其故障电流的“受控性”特征及保护配置的特殊考量光伏逆变器的故障电流输出完全由其内部控制算法决定，通常具备严格的限流功能。其故障电流主要特征包括：幅值受限（约1.2pu）、波形畸变（富含谐波）、相位受控（非自由衰减）。因此，光伏集电线路保护无法采用简单的过电流保护。标准建议或要求配置基于电流变化率、零序电压、阻抗原理的保护，或利用通信实现差动保护。对于逆变器本体，需配置防孤岛、过/欠压/频、LVRT过程中电流精确控制等保护，且这些保护与逆变器控制紧密耦合。风力发电单元：双馈与直驱风机故障穿越行为差异及其对出口保护的差异化要求双馈风机（DFIG）转子侧通过变流器接入，定子侧直接并网。故障时，定子侧能提供较大的暂态短路电流，但衰减快且含有大量谐波；转子侧受变流器保护可能闭锁。直驱风机（PMSG）全功率变流器并网，故障特性与光伏类似，呈“受控源”特性。标准要求针对这两种机型，其单元变压器高压侧或集电线路的保护配置需区别对待。例如，对于DFIG集电线路，需考虑其衰减的故障电流对保护动作的影响；对于PMSG，则更需关注弱馈保护方案。电化学储能单元：双向变流器（PCS）的故障特性及其特殊的保护配置逻辑储能PCS的故障特性兼具电源和负荷特性。放电（发电）状态时，其故障特性类似于光伏逆变器，但响应可能更快。充电（负荷）状态时，系统侧故障可能导致其输入过流。此外，PCS直流侧故障（如电池短路）与交流侧故障特征迥异。标准要求对储能变流器交流侧配置适应双向潮流的纵联差动保护、方向过流保护等。对直流侧，需配置快速的直流过流、极性保护等。同时，需协调交流侧保护与电池管理系统（BMS）的保护动作。构网型设备接入：重塑故障电流供给能力背景下的保护原理适应性变革探讨1构网型逆变器/变流器能够模拟同步机的惯性、阻尼和外特性，在故障时可主动提供较大的短路电流支撑。这在一定程度上缓解了传统跟网型设备带来的保护灵敏度问题。标准前瞻性地考虑了构网型技术应用场景，要求当电站中含有构网型单元时，需重新评估系统短路容量，并据此调整相关保护的定值。保护原理可能回归或部分回归传统的电流电压保护，但需考虑构网型控制动态对保护算法的影响，实现保护与控制系统的协同优化。2聚焦技术融合难点：探究电力电子设备密集接入下系统短路电流受限与保护灵敏度下降的协同解决方案量化分析：短路电流受限对现有电流速断、过流保护灵敏度影响的数学模型1传统保护整定依赖于预期的最大/最小运行方式下的短路电流计算。在风光储电站中，由于逆变器限流，最小运行方式（如夜间光伏停发、储能待机）下的短路电流可能极低，甚至低于负荷电流。这使得按常规整定的电流速断保护可能失去选择性，过流保护的灵敏度严重不足。标准要求进行详细的短路计算，但模型需采用能反映电力电子设备限流特性的受控电流源模型，精确计算各种典型工况下的故障电流边界，作为保护整定的基础。2应对策略一：引入基于电压量判据的增强型保护方案原理与应用场景1当电流保护灵敏度不足时，需借助电压信息。标准推荐或要求在适当位置配置低压（零序电压）启动的过电流保护、电压闭锁过电流保护等。例如，在集电线路始端，故障时系统电压下降明显，可利用低电压元件来可靠启动过流保护，提高在弱馈条件下的动作可靠性。对于不对称故障，负序、零序电压分量相对明显，可作为有效的故障启动或选相判据，尤其适用于逆变器输出对称分量复杂的场景。2应对策略二：探索基于波形畸变、谐波分量等高频特征量的新型保护原理可行性1电力电子设备在故障期间和故障穿越期间，其输出电流可能含有丰富的特定次谐波（如开关频率附近）或波形呈现特定畸变。标准虽未强制规定具体算法，但为技术创新留出了空间。研究利用这些高频特征量构建的保护原理，例如监测电流谐波含量的突变、特定频带能量变化等，有可能在传统工频量变化不大的情况下，仍能灵敏检测故障。这类保护需要高性能的数据采集和信号处理能力。2应对策略三：推动基于站内通信的纵联差动保护在集电线路等关键环节的普及应用1纵联差动保护通过比较线路两端电流的矢量和来判别区内故障，理论上不受系统运行方式、过渡电阻、故障类型和弱馈源的影响，是解决灵敏度问题的理想方案。标准大力倡导在风光储电站的集电线路、联络线等关键环节采用纵联差动保护。随着站内通信网络（如IEC61850GOOSE/SV）的普及和可靠性的提升，以及经济成本的下降，差动保护在新能源场站中的应用已成为必然趋势，能极大提升保护的选择性和速动性。2前瞻未来电网形态：解读标准如何引领构网型技术背景下联合电站主动支撑与保护协同进化新趋势构网型控制如何重塑联合电站的“电网角色”：从跟随者到支撑者的转变传统跟网型新能源电站被视为电网的“被动跟随者”。构网型技术使风光储联合电站能够自主建立和调节电压、频率，提供惯量和阻尼，扮演类似传统同步电源的“主动支撑者”角色。这一根本性转变，使得电站在故障期间的动态行为从“尽力穿越”变为“主动支撑”。标准预见了这一趋势，要求保护系统的设计和整定必须与电站的控制模式（跟网/构网）相匹配，充分考虑构网型控制对故障电气量的主动塑造作用。故障期间构网型设备的电流主动支撑能力对保护整定计算方法的革新要求构网型逆变器可被控制为在故障期间输出预设的短路电流（如2-3倍额定电流），且相位可控。这直接改变了保护安装处的最大/最小短路电流水平。标准要求，当电站采用或部分采用构网型技术时，保护整定计算必须基于构网型控制策略下的故障电流输出能力模型。整定值不再是一个固定值，而可能与控制模式参数相关联。这要求保护专业与系统分析、控制专业进行深度融合，开展联合仿真与计算。保护系统与构网型控制系统信息交互与协同动作的接口规范前瞻为实现最优的故障穿越和系统支撑，保护系统与构网型控制系统之间需要进行必要的信息交互。例如，保护检测到故障后，除了发跳闸指令，是否应同时向控制系统发送故障类型、位置信息，以便控制系统调整支撑策略？反之，控制系统切换运行模式或调整参数前，是否应通知保护系统进行相应的定值组切换？标准为这种跨系统的协同预留了接口和逻辑框架，推动建立“保护-控制”一体化协同防御体系。标准为未来“即插即用”与“网格化”运行模式预留的技术接口与安全边界思考1未来的新能源电站可能更模块化、智能化，具备“即插即用”和参与局部“微电网”或“网格化”运行的能力。电站的并网点和运行拓扑可能动态变化。DL/T2959虽主要针对当前主流的集中并网模式，但其对保护自适应、多模式配置的要求，为未来更灵活的运行模式奠定了基础。标准隐含地要求保护系统具备一定的拓扑识别和定值自适应能力，以确保在任何合法并网结构下都能保证安全，这为下一代保护装置的发展指明了方向。2直击运行控制热点：剖析“源-网-储”多时间尺度协调与继电保护定值动态适配的复杂耦合关系光伏/风机出力的间歇性与波动性对保护运行点长期漂移的影响分析1风光出力受天气影响巨大，导致电站送出线路、主变等设备的负载电流在零到额定值之间宽范围波动。这种波动使得传统上按最大负荷电流整定的过负荷保护、以及一些与负荷电流有关的阻抗保护等，其运行点（测量值）长期处于动态变化中。标准要求在进行保护整定时，必须考虑这种极端波动范围，确保保护在最小出力（低电流）时对末端故障有足够灵敏度，在最大出力（高电流）时不会误动，这往往需要通过精确计算和引入辅助判据来解决。2储能系统充放电模式快速切换对保护方向元件与定值实时性的挑战储能系统根据调度指令或平滑需求，可能在数秒甚至更短时间内从满功率充电切换到满功率放电。这种快速的功率流向反转，对依赖功率方向判别的保护（如方向过流、方向纵联保护）构成挑战。方向元件必须能快速、准确地识别潮流的反转是正常操作还是故障所致。标准要求方向元件的设计应具有足够的响应速度和方向判别可靠性。更进一步，是否需要根据储能的实际运行模式（充/放/待机）动态切换保护定值组，是标准留给高级应用的重要课题。低电压穿越（LVRT）等电网要求下电源侧控制的动态过程与保护动作时序的精细配合1电网规程要求新能源电站在电网电压跌落时不能脱网，并需提供一定的无功支撑（LVRT）。在此期间，光伏逆变器、风机变流器会进入特殊的故障穿越控制模式，其输出电流的幅值和相位被严格控制。保护装置必须能够区分这种“受控的、允许的”异常状态和真实的、需要跳闸的故障状态。标准强调保护的动作逻辑和时间定值必须与电源的LVRT控制曲线相协调，确保在穿越期间保护不误动，穿越结束后若故障仍未消失则能可靠切除。2探索基于实时运行状态的保护定值自适应调整系统架构设想与实施路径为解决多时间尺度协调的难题，最理想的方案是建立保护定值自适应调整系统。该系统实时采集电站内各单元的运行状态（出力、模式、拓扑）、电网状态（电压、频率、短路容量），通过内置的专家系统或在线计算引擎，动态调整相关保护装置的定值或压板状态。DL/T2959为这种智能化发展提供了理念支持。实施路径可能从关键保护的有限个定值组切换开始，逐步向全站范围的、基于统一数据平台的在线自适应保护系统演进。破解整站级保护谜题：深度解读集电线路、汇集母线及站用电源等关键环节的特殊保护配置逻辑集电线路保护：针对弱馈特征的电流差动保护优化与多端信息融合方案风光储电站的集电线路通常连接多个发电单元，末端故障时电源提供的短路电流小（弱馈）。标准将纵联电流差动保护作为集电线路主保护的首选。但需解决弱馈侧电流采样精度、同步对时精度、电容电流补偿等问题。对于T接多分支的集电线路，可采用多端差动保护。此外，可融合电压跌落信息作为差动保护的启动或制动量，提高可靠性。对于不具备差动保护条件的短线路，可采用具有弱馈自适应能力的距离保护或方向过流保护作为后备。汇集母线保护：分布式电源环接下的母线保护配置选择与断路器失灵保护配合风光储电站的汇集母线可能接有多回集电线路和主变进线，形成单母线或单母线分段等结构。由于各进线电源均为电力电子设备，故障电流受限且可能反送，传统的母差保护需验证在各类故障情况下的灵敏度。标准要求配置母线保护，并充分考虑CT饱和、数据同步等问题。此外，需配置断路器失灵保护。当某一出线故障而其断路器拒动时，失灵保护应能跳开连接在该母线上的所有电源（包括其他风光储单元），这要求失灵保护电流判据能可靠检测弱馈电流。站用电源系统保护：多路电源（包括储能）供电下的备自投逻辑与保护选择性配合1风光储联合电站的站用电源系统至关重要，通常由外接电网、电站自发电（如通过专用变压器）、以及储能系统（通过PCS）等多路电源供电。标准要求站用电源系统配置完善的保护，并实现备用电源自动投入（备自投）。保护的整定需确保站用变低压侧故障时，不会越级跳开高压侧电源。备自投逻辑需考虑各电源的可用性、优先级及同期条件，特别是当储能作为备用电源时，需确保其能快速、平滑地切换至带站用负荷状态。2防孤岛保护：整站级与单元级防孤岛保护的层级配置与协调策略防孤岛保护是新能源电站的核心安全要求之一。DL/T2959要求构建“单元级+站级”的多重化防孤岛保护体系。每个发电单元（逆变器/变流器）必须具备本地的主动或被动式防孤岛保护。在电站并网点，还需配置独立的站级防孤岛保护装置，通常采用主动扰动法或基于通信的远方跳闸等方案。标准强调各级防孤岛保护在定值和动作时间上应协调配合，避免误动影响电站正常运行，同时在真实孤岛发生时能可靠、快速动作，确保人身和设备安全。筑牢安全防御基石：全面阐述涉网保护与安全自动装置的配置原则及其与电网保护的精准配合策略频率电压异常保护：与电网调度规程的严格对接及LVRT/HVRT期间的协调逻辑1风光储电站的涉网频率、电压保护（如过/欠频、过/欠压保护）其定值、延时必须严格遵循所在电网的调度规程和《GB/T19964》、《GB/T36995》等国家标准。标准DL/T2959起到承上启下的作用，将这些电网要求具体化为电站内部的保护配置方案。重点在于与低电压穿越（LVRT）和高电压穿越（HVRT）要求的协调：涉网保护的动作曲线必须在电网要求的穿越曲线之外，确保电站能成功完成穿越，仅在持续异常时才动作解列。2同步检查与解列保护：保障电站与电网安全连接或有序离网的最后防线1在电站启动并网或故障后恢复过程中，同步检查装置用于检测电站侧电压与电网侧电压的幅值、频率、相位差，满足条件后方允许合闸。解列保护则是在系统发生失步、频率或电压崩溃等严重故障时，将电站从电网中脱离，防止事故扩大，并尽可能保障站内重要负荷供电。标准要求同步检查与解列保护的配置必须可靠，判据清晰。解列点的选择和保护定值需与电网侧相应的解列装置配合，避免非同期合闸或无序解列。2安全自动装置：配置稳控切机/切负荷等系统级安全措施的站内执行策略1对于大型或位于电网关键节点的风光储联合电站，电网可能要求其配置接收远方稳控命令的装置，或在站内根据本地判据执行切机、切负荷等稳定控制措施。标准要求此类安全自动装置作为电站二次系统的重要组成部分。需明确其动作策略（如优先切哪些风机/光伏阵列，如何操作储能）、执行回路、与保护系统的接口（如闭锁重合闸）。动作策略需与电网稳定计算要求一致，且定期进行传动试验。2与电网侧线路保护的配合：故障穿越要求下的失灵远跳、纵联保护对侧加速逻辑电站的送出线路通常由电网侧和电站侧两侧的保护共同负责。标准强调了站内保护需与电网侧线路保护进行有效配合。例如，当电站内故障且本站断路器失灵时，应通过失灵保护启动远方跳闸信号，跳开对侧（电网侧）线路断路器。对于配置纵联保护的送出线路，电站侧保护需具备允许或闭锁对侧保护加速逻辑的功能。这些配合关系需要通过定值计算和通信联调来确保，避免保护拒动或非选择性动作。引领技术管理革新：基于标准要求构建涵盖设计、整定、校验、运维全生命周期的保护技术管理体系设计阶段：基于全场景仿真计算的保护配置方案论证与设备选型准则1标准要求在设计初期，就应对风光储联合电站进行全面的电磁暂态、机电暂态仿真，模拟各种正常运行、故障、穿越工况。基于仿真结果，论证保护配置方案的合理性、灵敏度、选择性，并作为设备选型的依据。选型时，需特别关注保护装置对弱电源、谐波、快速暂态的适应能力，以及支持IEC61850、具备定值组切换、事件记录分析等高级功能。设计文件应包含详细的保护配置图、原理说明和整定计算书大纲。2整定计算阶段：建立考虑多源异质特性的精细化短路计算模型与整定原则库1整定计算是核心环节。必须建立能准确反映光伏、风机（分类型）、储能等设备故障特性的详细数学模型。计算内容不仅包括三相、两相、单相接地短路电流，还需考虑不对称运行、逆变器限流控制、LVRT行为等特殊工况。标准推动建立针对风光储电站的专用整定计算原则库，明确各保护装置的整定公式、系数选取原则、以及与电源控制参数的配合关系。整定结果需经过多种运行方式的校验。2调试与验收阶段：引入RTDS等动态模拟技术进行保护系统闭环测试的新规范01传统的继电保护静态试验无法充分验证其在动态系统下的行为。标准倡导在调试和验收阶段，采用实时数字仿真（RTDS）或类似动态模拟系统，构建包含电站主要设备和控制系统的闭环测试环境。在此环境中，模拟各种电网扰动和内部故障，观察并记录保护装置的实际动作行为，验证其正确性、速动性以及与控制系统、安全自动装置的协调性。这是确保复杂系统保护可靠投运的关键步骤。02运行维护阶段：构建基于在线监测与数据分析的智能运维与定值动态评估体系标准对运维提出了更高要求。运维不应仅是定期校验，而应基于在线监测系统，实时监视保护装置的运行状态、采样值、定值、告警信息。利用故障录波数据和事件顺序记录（SOE），对每次动作进行深入分析。更重要的是，随着电站运行环境变化（如新设备投运、电网结构改变、控制策略更新），应定期或不定期对保护定值进行重新评估和校核，形成“运行-分析-评估-优化”的闭环管理，实现保护系统的全生命周期精益化管理。展望行业演进路径：预测高比例新能源场景下继电保护技术向智能化、自适应、广域化发展的必然趋势人工智能与机器学习在故障特征提取与保护决策中的应用前景展望面对风光储系统海量、高维、非线性的运行数据，人工智能（AI）和机器学习（ML）技术展现出巨大潜力。未来，基于AI的保护装置可能通过学习历史数据和仿真数据，自动提取更鲁棒、更敏感的故障特征，实现更准确的故障分类和定位。甚至可能实现保护决策的自适应优化，根据系统实时状态调整动作阈值和逻辑。标准所倡导的自适应保护理念，将为AI技术在保护领域的落地提供核心驱动力和应用场景。5G与高速通信网络赋能下广域保护与控制（WAMPAC）系统的深度融合5G等新一代通信技术提供了低时延、高可靠、大连接的网络能力。这使得在风光储电站集群乃至区域电网范围内，实现广域测量、保护和控制（WAMPAC）成为可能。未来，单个电站的保护将不再孤立，而是作为广域保护系统的一个智能节点。通过交换广域信息，可以实现更优的故障定位、隔离和供电恢复方案，提升整个新能源富集区域电网的韧性和可靠性。DL/T2959对站内通信和协同的要求，是迈向广域化的基础。“软件定义保护”与虚拟化技术：未来保护装置形态与功能部署方式的革命随着硬件标准化和算力提升，“软件定义保护”成为可能。保护功能不再固化于特定硬件装置，而是以软件应用的形式，部署在通用的、高性能的工业计算平台或嵌入式模块上。这极大地提高了保护的灵活性和可扩展性。新的保护算法可以像安装手机APP一样被添加和升级。标准虽然基于当前硬件形态，但其对功能逻辑的强调，为未来保护功能的软件化、虚拟化演进铺平了道路，有利于实现资源的动态分配和功能的快速迭代。标准体系的持续演进：预测DL/T2959未来版本可能涵盖的新技术领域与挑战DL/T2959-2025是适应现阶段技术发展的重要标准。展望未来，随着构网型技术成熟、氢储等新型储能加入、交直流混合配网发展、以及电力市场环境下电站运行模式更加复杂，标准必然需要持续修订。未来的版本可能会更详细地规定构网型保护的具体要求、涵盖多类型储能混合系统的保护协调、增加对直流侧保护（特别是高压直流汇集）的规范、以及探讨保护系统与市场出清、功率预测等高级应用系统的信息交互接口。强化标准实施指导：提供将规范条文转化为工程实践的关键技术要点与典型场景