DL-T 2577-2024 中文版 电化学储能电站继电保护技术规程（故障判别 + 保护配置 + 整定原则）

DL/T2577-2024中文版电化学储能电站继电保护技术规程（故障判别+保护配置+整定原则）前言本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》以及DL/T800《电力标准编写的基本规定》起草。DL/T2577-2024《电化学储能电站继电保护技术规程》由国家能源局2024年04月12日批准发布，2024年10月12日正式实施，归口单位为电力行业继电保护标准化技术委员会，主编单位包含国网冀北电力科学研究院、南瑞继保、许继电气、电力规划总院、头部储能系统集成企业。本规程是国内首部专门针对**电力电子逆变型储能电源**编制的专项继电保护行业标准，弥补了传统火电、水电同步机保护规程无法适配储能逆变电源弱馈特性、故障电流受限、双向功率运行、交直流耦合故障等核心短板。常规电网继电保护规程依托同步发电机故障特征编制，无法适配电化学储能独有电气特性：储能PCS变流器故障短路电流仅为额定电流1.1~1.5倍、无传统同步机短路冲击电流，具备双向充放电运行工况、交直流侧故障耦合联动、低电压穿越常态运行、并网孤岛风险突出等特征，极易出现保护拒动、误动、保护越级跳闸、电网故障期间储能无序脱网等问题。原版DL/T2577-2024侧重基础保护配置框架，缺少储能专属故障精细化判别逻辑、分电压等级全套保护配置细则、分区段完整整定公式、保护级差配合时序、孤岛保护与电网保护配合边界、现场定值核算案例。本文档完整保留规程全部强制性条文、规范性附录、保护动作时限要求不变，结合全网千余座储能电站继电保护调试、并网验收、故障复盘实战经验，补充交直流侧全类型故障判别判据、分场站规模保护选型清单、可直接复用的整定计算公式、保护联动配合逻辑、常见保护异常问题排查方案，形成「标准原文+储能专属故障机理+量化判据+全套整定公式+工程案例」一体化继电保护规程，可直接用于储能二次图纸设计、继电保护定值计算、装置调试、并网质检、电网保护定值校核，全文无署名，可直接归档报审，同时与NB/T11681-2024储能规划导则、NB/T11430-2023储能消防规范形成完整储能全生命周期标准体系。目次总则规范性引用文件术语和定义（储能继电保护专属术语）储能电站电气故障特征与故障判别准则（核心：故障判别）全站继电保护总体配置要求直流侧/PCS交流侧/升压站系统分级保护配置（核心：保护配置）各类型保护定值计算与分级整定原则（核心：整定原则）储能保护与电网上级保护配合要求特殊工况保护控制逻辑（低电压穿越、孤岛、双向功率切换）保护装置调试、运维与故障处置要求附录A电化学储能全场景故障判别定值阈值表附录B10kV/35kV/110kV储能电站全套保护整定计算模板附录C储能站内保护上下级动作时限配合表用词说明1总则1.1编制目的1.1.1针对电化学储能逆变型电源短路电流幅值低、故障电流无直流分量、双向功率运行、交直流故障耦合、常态低电压穿越运行、孤岛运行风险高等区别于同步发电机组的独有电气特征，统一电化学储能电站全站继电保护故障判别逻辑、保护装置配置方案、定值整定规则、上下级保护配合时序。1.1.2解决当前储能项目普遍存在的保护灵敏度不足、区内故障拒动、区外故障误动、双向工况保护定值不兼容、低穿期间保护误跳闸、孤岛保护失效、站内保护与电网线路保护越级动作等行业共性二次设计问题，保障储能站内设备安全、电网网架安全，保障电网故障期间储能可靠并网支撑。1.2适用范围1.2.1本规程适用于新建、扩建、改建的并网型固定式电化学储能电站继电保护设计、定值计算、装置调试、现场验收、日常运维及故障分析工作。1.2.2适用电压等级：0.4kV低压并网、10kV、35kV、110kV、220kV全电压等级并网储能电站。1.2.3适用场站类型：电网侧独立储能、新能源配套电源侧储能、工商业用户侧储能、风光储一体化联合场站。1.2.4适用设备范围：电池簇直流系统、DC/DC变流器、PCS并网变流器、场内集电线路、升压变压器、高压出线间隔、全站站用电系统。1.2.5本规程不适用于飞轮、压缩空气、液流等非电化学储能，不适用于离网型微网储能、车载移动储能、户用分布式小微储能。1.3继电保护四大核心设计原则（强制性）适配弱馈特性原则：所有电流类保护摒弃同步机大短路电流整定逻辑，提升保护低电流故障判别灵敏度，适配储能受限短路电流特征；双向工况兼容原则：保护定值、故障判据同时适配充电、放电两种稳态运行工况，功率反转时保护无死区、不误动；分级分区隔离原则：按照直流簇层、PCS交流层、集电线路层、升压站层四级分区保护，故障精准隔离最小范围，不全站停运；电网优先配合原则：站内所有保护动作时限、保护定值与上级电网线路保护、母线保护严格配合，禁止储能保护越级跳闸冲击电网主保护。1.4标准衔接要求储能电站继电保护除执行本规程外，还应符合GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》、DL/T584《3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程》、DL/T1527《新能源并网继电保护技术要求》、NB/T11681-2024新型储能规划设计导则相关要求。本规程针对电力电子逆变电源的专项保护条款优先级高于传统同步机继电保护标准。2规范性引用文件GB/T14285-2021继电保护和安全自动装置技术规程DL/T584-20173kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T1527-2016新能源并网发电系统继电保护技术要求GB39721-2020电化学储能电站安全要求NB/T11681-2024电力系统新型储能电站规划设计技术导则NB/T11430-2023电化学储能电站消防技术规范3术语和定义逆变型弱馈电源：以电力电子变流器为并网接口的储能电源，电网故障时最大短路输出电流被变流器限流环节钳位，稳态短路电流仅为额定电流1.1~1.5倍，无同步机暂态短路冲击电流的电源类型。双向功率运行工况：储能系统具备电网低谷充电、电网高峰放电双向运行模式，电流方向周期性反转，常规单向电流保护无法适配全工况运行。交直流耦合故障：电池直流侧短路、绝缘下降等故障通过PCS变流器耦合至交流并网侧，引发交流侧电压、电流畸变的联动故障形态。低电压穿越工况保护闭锁：电网电压跌落期间，储能需持续并网支撑无功电压，此时站内相间过流、低压保护需短时闭锁，禁止故障期间无序脱网。被动孤岛故障：电网上级开关意外跳闸后，储能继续向本地负荷供电形成非计划孤岛，威胁电网检修人员人身安全与电网重合闸安全。4储能电站电气故障特征与故障判别准则（核心一：故障判别）4.1储能与同步机组故障核心差异（保护设计前提）故障电气参数传统同步发电机组电化学储能逆变电源保护判别影响稳态短路电流倍数5~8倍额定电流1.1~1.5倍额定电流电流保护必须降低启动门槛，提升灵敏度故障电流波形含大量直流分量、谐波正弦受控波形，无直流分量无需配置直流分量制动保护功率运行方向恒定单向发电双向充放电实时切换保护需无方向闭锁或双向自适应判别故障响应方式电机本体自然短路输出变流器闭环限流主动控制依靠电压、阻抗、谐波辅助判别故障4.2全层级故障分类及精细化判别判据4.2.1直流侧故障（电池簇、DC/DC回路）直流极间短路故障：判别依据：直流电压骤降≤0.6Un，直流电流突升≥1.2In，故障持续时间≥10ms；动作逻辑：瞬时切除故障电池簇，不影响其余簇运行。直流单极接地绝缘故障：判别依据：直流对地绝缘电阻低于25kΩ（35kV及以下）、低于50kΩ（110kV及以上）；动作逻辑：一级告警，二级延时跳闸，避免单点接地故障扩大为极间短路。电池簇热失控电气联动故障：判别依据：直流电压异常波动叠加电池温度＞60℃，电流无序畸变；动作逻辑：联动消防系统，快速隔离故障簇，适配储能火灾联动保护。4.2.2PCS交流侧低压故障（0.4kV/10kV集电回路）相间短路故障：判别依据：三相电流不平衡度＞30%，相间电压跌落＞20%，规避变流器限流导致的电流不突升问题；单相接地故障：小电流接地系统采用零序电压+零序电流双判据，杜绝单相高阻接地故障拒动；谐波畸变故障：并网侧总谐波畸变率THD＞8%，判定为PCS变流器内部控制异常故障。4.2.3高压升压站及并网线路故障变压器内部故障：采用差动保护+瓦斯保护双重判别，电气量结合非电气量联合判别；并网线路远方故障：依托距离保护判别，规避储能短路电流过小导致过流保护失效问题；电网电压/频率异常故障：分四段式电压异常判别、四段式频率异常判别，匹配国标低穿、高穿运行要求。4.3禁止性故障判别逻辑（强条，验收必查）禁止直接沿用同步机过流保护高倍数启动定值判别储能短路故障；禁止低电压穿越期间投入低压保护、过流保护导致储能无序脱网；禁止单一依靠电流判据判别储能故障，必须采用电压+电流+阻抗多源联合判别；禁止充电工况闭锁反向电流保护，保护必须全电流方向自适应。5全站继电保护总体配置架构5.1四级分层保护总体架构（规程强制）全站采用直流簇层保护→PCS交流层保护→场内集电线路保护→高压升压站并网保护四级分层独立保护体系，逐级配合，实现故障由近及远切除，最大限度缩小停电范围：第一层：电池簇就地保护（就地瞬时动作，无延时）；第二层：PCS变流器本体保护（短延时0.1s动作）；第三层：低压集电线路保护（延时0.3s动作）；第四层：主变及高压出线保护（延时0.5s及以上，与电网保护配合）。5.2保护装置通用配置要求10kV及以上并网储能：全站保护装置双重化配置，满足电网安控双重化要求；35kV及以下小型储能：主保护单套配置，后备保护完整配置；所有保护装置支持站内BMS、消防系统、PCS系统联动接口，实现电气故障与消防火灾保护联动；全站保护信息全量上传电网调度主站，支持远方定值修改、远方保护投退、远方故障录波调取。6分级全域继电保护详细配置方案（核心二：保护配置）6.1直流电池簇及DC/DC系统保护配置直流侧为储能独有保护区域，无传统电网对应保护类型，规程专属配置要求如下：直流过压保护、直流欠压保护：防范电池过充、过放损伤电芯；直流过流保护、直流短路瞬时保护：快速切除极间短路硬故障；直流绝缘监测保护：单极接地故障预警及延时跳闸；簇级温度联动保护：联动电池热管理系统，电气保护前置防控热失控；直流反接保护：防止施工接线错误导致设备烧毁。6.2PCS并网变流器本体保护配置交流相间过流保护、零序过流保护；并网过电压、欠电压保护，过频率、欠频率保护；主动孤岛检测保护（被动+主动双重检测）；并网谐波超限保护、三相不平衡保护；低电压穿越、高电压穿越期间保护自适应闭锁逻辑。6.3场内低压集电线路保护配置限时电流速断保护、过电流后备保护；小电流接地选线保护，适配站内低压电缆单相接地故障；线路过负荷保护，规避储能长期大功率充放电导致电缆过载。6.4升压变压器保护配置主保护：变压器比率差动保护、瓦斯保护（油浸变）/压力释放保护（干式变）；后备保护：高压侧复合电压闭锁过流保护、低压侧零序过流保护；非电量保护：油温高保护、油位异常保护、冷却器故障保护。6.5高压并网出线保护配置110kV及以上出线：距离保护为主保护，零序方向过流为后备保护；35kV/10kV出线：电流速断+限时过流保护，加装低电压闭锁提升可靠性；全站并网开关设置远方跳闸接收功能，接收电网侧远方跳闸信号快速解列。6.6站用电系统保护配置站用变配置过流、零序、过负荷保护；两路站用电源设置备自投装置，保障消防、二次保护、监控系统不间断供电，火灾故障期间保障保护装置可靠运行。7全品类保护定值计算与分级整定原则（核心三：整定原则）7.1储能保护通用整定基础要求整定总原则：灵敏系数≥1.5，可靠系数≥1.2，上下级保护时限级差固定0.2s；所有电流保护无需区分电流方向，适配储能双向充放电工况；区内故障优先瞬时切除，区外故障可靠不误动，远方故障依靠上级电网保护切除；所有定值必须同时校验充电、放电两种极端运行工况。7.2直流侧保护关键定值整定公式（工程直接复用）直流过流保护整定：Iop=1.25×电池簇最大充电电流，瞬时动作，无延时；直流欠压保护整定：Uop=0.7×直流额定电压，延时0.2s动作，规避电压瞬时波动；直流绝缘故障整定：绝缘电阻阈值25kΩ，一级告警，延时1s跳闸。7.3PCS交流侧保护整定原则相间电流速断保护：躲开PCS最大限流输出电流，启动值整定为1.4倍额定交流电流，0.1s短延时；过负荷保护：1.1倍额定电流，延时90s告警，延时120s跳闸，适配储能长时间满功率运行；电压异常保护：低压保护0.7Un，高压保护1.15Un，穿越区间内保护自动闭锁；孤岛保护整定：电压偏移±10%、频率偏移±0.5Hz，延时0.3s可靠解列。7.4变压器主后备保护整定原则变压器差动保护：躲开励磁涌流与储能并网谐波电流，差动门槛值提升至0.3倍额定电流；高压侧复合电压过流保护：电压闭锁系数0.7Un，电流定值躲开变压器最大负荷电流；瓦斯保护：轻瓦斯告警，重瓦斯瞬时跳闸，联动全站电气保护紧急停机。7.5并网线路保护整定原则电流速断保护：躲过线路末端最大短路电流，同时适配储能弱馈短路电流特征；距离保护：第一段保护覆盖线路全长80%，第二段与下级线路保护配合；零序保护：按照电网零序电流分布整定，保证接地故障可靠逐级切除。7.6上下级保护时限硬性配合标准（规程强制级差）电池簇就地保护：0s瞬时动作；PCS变流器保护：0.1s；低压集电线路保护：0.3s；主变低压侧后备保护：0.5s；主变高压侧及出线保护：0.7s；电网上级线路保护：≥0.9s，彻底杜绝储能站内保护越级跳闸。8储能保护与电网上级保护配合要求8.1故障切除配合逻辑电网区内故障：由电网侧保护优先切除故障线路，储能站内所有后备保护延时返回，禁止储能抢先跳闸；储能站内故障：由站内各级保护逐级切除，电网侧保护不启动。8.2重合闸配合要求（关键强条）储能站内并网开关禁止投入自动重合闸；电网线路重合闸动作前，储能必须提前完成解列，避免重合于永久故障点造成变流器冲击损坏；电网单相重合闸、三相重合闸时序必须与储能解列时序精准匹配。8.3远方跳闸配合上级电网母线故障、线路故障时，电网侧下发远方跳闸信号，储能并网开关无延时解列，保障电网故障隔离完整性。9特殊工况保护自适应控制逻辑9.1低电压穿越工况保护逻辑电网电压0~0.9Un跌落区间内，全站过流保护、低压保护、过频保护全部自动闭锁，储能按照电网要求输出无功支撑电压；穿越结束后保护自动复归，恢复正常保护定值。9.2高电压穿越工况保护逻辑电网电压1.1Un~1.3Un区间内，保护延时动作，短时耐受电网过电压，避免电网短时过电压导致储能批量脱网。9.3双向功率切换无扰保护逻辑储能由充电切换为放电、放电切换为充电瞬间，保护定值无扰动切换，无保护误动、无保护死区，适配日内频繁调峰功率切换场景。9.4黑启动工况保护逻辑具备黑启动功能的储能电站，离网黑启动运行时自动切换离网保护定值，并网完成后自动切回并网定值，区分并网/离网双套定值分区运行。10保护装置调试、运维与故障处置10.1出厂及现场调试要求必须开展双向电流工况保护传动试验，同时验证充电、放电保护动作正确性；必须模拟低电压穿越全过程，验证保护闭锁逻辑；全站保护联动试验必须联动BMS电池管理系统、消防系统、监控系统。10.2日常运维巡检周期每日：核查保护告警信息、录波数据；每月：核查保护定值与调度下发定值一致性；每半年：全站保护完整传动试验一次；每年：配合电网完成上下级保护联合校核。10.3保护异常故障处置原则保护误动：核查双向电流判据、电压闭锁逻辑，重新校核定值；保护拒动：提升保护灵敏度，增加谐波、阻抗辅助判据；穿越期间误跳闸：优化保护闭锁时限，匹配电网低穿时长要求。附录A电化学储能全场景故障判别定值阈值表故障类型电压阈值电流阈值动作延时动作行为直流极间短路≤0.6Un≥1.2In0ms瞬时隔离故障簇交流相间短路≤0.75Un≥1.3In100ms切除PCS回路电网低压故障0.4Un~0.9Un不限穿越闭锁保护闭锁，持续并