T-CEC 1027-2024 海上风电柔性直流送出系统保护配置与整定技术规程

T/CEC1027—2024海上风电柔性直流送出系统保护配置与整定技术规程前言本文件规定了海上风电柔性直流送出系统（以下简称“柔性直流送出系统”）的保护配置原则、保护装置设置、保护功能要求、整定计算方法、试验验证及运维管理等内容。本文件由中国电力企业联合会提出并归口。本文件遵循开放、公平、透明、协商一致和促进贸易和交流的原则，按照《标准制定程序文件_CEC》制定。本文件规定的内容符合国家有关法律法规和强制性标准的要求，没有侵犯他人合法权益。本文件起草人：王浩、李娟、张勇、刘敏、陈峰、周凯、吴涛、郑丽、马强、孙伟、朱峰、胡丽、林涛、郭明、黄涛、董强、韩涛、冯丽、曹健、杨敏。本文件起草单位：中国电力企业联合会、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、国网电力科学研究院有限公司、南网科研院有限责任公司、南瑞集团有限公司、许继集团有限公司、中国西电集团有限公司、华北电力大学、清华大学、上海交通大学、哈尔滨工业大学、国网各省电力公司、海上风电开发企业、柔性直流设备制造企业。本文件于2024年09月01日发布，2024年12月01日实施。1范围本文件规定了海上风电柔性直流送出系统的保护配置原则、各级保护装置的设置要求、保护功能实现、整定计算准则与方法、试验验证流程及运维管理规范。本文件适用于采用柔性直流输电技术的海上风电送出系统，包括海上风电场换流站（整流站）、陆上换流站（逆变站）、直流输电线路、接地极系统及相关辅助设备的保护配置、整定计算、试验、验收及运维工作。本文件不适用于常规直流输电方式的海上风电送出系统，以及海上风电场内部集电系统的保护配置与整定。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T20990.1高压直流输电系统第1部分：系统保护和控制GB/T31038柔性直流输电系统技术导则DL/T478电力系统继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T860变电站通信网络和系统DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T1763柔性直流输电系统保护技术导则DL/T2005高压直流输电大地返回系统设计技术规程DL/T2243海上风电柔性直流送出工程设计规范T/CEC1035.1—2024继电保护智能运维检修第1部分：总则T/CEC1038—2024变电站二次设备统一监测与运维技术导则3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1海上风电柔性直流送出系统以柔性直流输电技术为核心，将海上风电场发出的电能通过换流装置转换为直流电能，经直流输电线路输送至陆上电网，并通过换流装置逆变为交流电能接入陆上电网的完整系统，主要包括海上换流站、陆上换流站、直流输电线路、接地极系统及控制保护系统。3.2柔性直流换流站采用电压源换流器（VSC）技术，实现交流电能与直流电能相互转换的场所，分为海上换流站（整流站，将风电交流电能转换为直流电能）和陆上换流站（逆变站，将直流电能转换为交流电能接入陆上电网）。3.3保护配置根据柔性直流送出系统的结构特点、故障类型及运行要求，合理设置保护装置、划分保护范围、明确保护动作逻辑，形成的完整保护体系。3.4整定计算根据系统参数、故障特性及保护配置要求，确定保护装置的动作阈值、动作时限、制动系数等参数，确保保护装置可靠、灵敏、快速动作的计算过程。3.5电压源换流器（VSC）以全控型电力电子器件（如IGBT）为核心，通过脉宽调制（PWM）技术实现电压、电流调节，具备四象限运行能力，可灵活控制有功功率和无功功率的换流装置。3.6直流输电线路保护针对海上风电柔性直流送出系统中直流线路的短路、接地、过流等故障设置的保护装置及保护逻辑，包括行波保护、差动保护、过流保护等。3.7换流器保护针对柔性直流换流站内换流器模块、阀组、换流变压器等设备故障设置的保护装置及保护逻辑，用于防止设备损坏，确保换流站正常运行。3.8接地极系统为柔性直流送出系统提供直流电流返回路径的系统，包括接地极导体、接地极引线、接地极装置及相关辅助设备，分为陆地接地极和海上接地极。4保护配置原则4.1总体原则4.1.1可靠性：保护装置应具备较高的平均无故障工作时间，动作无误动、拒动现象，确保故障发生时能可靠动作，避免系统故障扩大。4.1.2灵敏性：保护装置应能灵敏检测到保护范围内的各类故障，故障检测灵敏度满足系统运行要求，确保故障早期发现、及时处置。4.1.3快速性：保护装置应具备快速的动作响应能力，缩短故障切除时间，减少故障对系统设备的损坏，降低停电损失。4.1.4选择性：保护装置应能准确区分故障范围，仅切除故障设备或故障线路，避免非故障设备误停电，确保系统其他部分正常运行。4.1.5适应性：保护配置应适应海上风电柔性直流送出系统的运行特性（如风速波动、功率变化、启停频繁等），以及海上恶劣环境（如高湿度、高盐雾、强台风等）的影响。4.1.6冗余性：关键保护装置应采用双重化配置，确保单一保护装置故障时，备用保护装置能正常投入运行，保障系统保护的连续性。4.2分级配置原则4.2.1系统级保护：针对整个柔性直流送出系统的故障（如系统失稳、直流母线短路等）设置，实现系统层面的故障隔离与保护，确保系统整体安全。4.2.2站级保护：针对海上换流站、陆上换流站站内设备的故障设置，包括换流器、换流变压器、交流母线、直流母线等设备的保护，实现站内故障的精准隔离。4.2.3设备级保护：针对单个设备（如换流阀模块、传感器、断路器等）的故障设置，实现设备故障的快速检测与切除，防止设备损坏扩大。4.3配合原则4.3.1各级保护之间应协调配合，明确动作时限，确保故障发生时，下级保护优先动作，上级保护作为后备保护，避免保护越级动作。4.3.2保护装置与控制系统、断路器、隔离开关等设备应协调配合，确保保护动作后，相关设备能及时响应，实现故障隔离与系统恢复。4.3.3直流侧保护与交流侧保护应协调配合，考虑交直流系统之间的相互影响，确保故障发生时，交直流侧保护协同动作，避免故障扩散。5保护装置设置与功能要求5.1海上换流站保护装置设置5.1.1换流器保护5.1.1.1换流阀保护：设置换流阀过流保护、过压保护、过热保护、阀模块故障保护、阀短路保护，动作时及时切除故障阀组，防止换流阀损坏。5.1.1.2换流变压器保护：设置换流变压器差动保护、瓦斯保护（油浸式）、过流保护、过压保护、零序保护、温度保护，覆盖换流变压器内部及外部故障。5.1.1.3换流电抗器保护：设置换流电抗器差动保护、过流保护、过热保护，检测电抗器内部短路、过流及过热故障。5.1.2直流侧保护5.1.2.1直流母线保护：设置直流母线差动保护、直流母线过压保护、直流母线欠压保护，检测直流母线短路、过压、欠压故障，及时隔离故障母线。5.1.2.2直流出线保护：设置直流出线行波保护、差动保护、过流保护、接地保护，覆盖直流出线的各类故障，实现故障快速切除。5.1.2.3接地极引线保护：设置接地极引线差动保护、过流保护、接地保护，检测接地极引线的短路、过流及接地故障。5.1.3交流侧保护5.1.3.1交流母线保护：设置交流母线差动保护、过流保护、过压保护、零序保护，检测交流母线的短路、过流、过压及接地故障。5.1.3.2风电接入线路保护：设置风电接入线路差动保护、距离保护、过流保护、零序保护，确保海上风电场接入换流站的线路故障能及时切除。5.1.3.3并联电抗器保护：设置并联电抗器差动保护、过流保护、过热保护、零序保护，检测并联电抗器的各类故障。5.2陆上换流站保护装置设置5.2.1换流器保护5.2.1.1换流阀保护：与海上换流站换流阀保护配置一致，设置过流、过压、过热、阀模块故障、阀短路等保护功能。5.2.1.2换流变压器保护：与海上换流站换流变压器保护配置一致，覆盖换流变压器内部及外部故障。5.2.1.3换流电抗器保护：与海上换流站换流电抗器保护配置一致，检测电抗器各类故障。5.2.2直流侧保护5.2.2.1直流母线保护：与海上换流站直流母线保护配置一致，检测直流母线短路、过压、欠压故障。5.2.2.2直流出线保护：与海上换流站直流出线保护配置一致，覆盖直流出线各类故障。5.2.2.3接地极系统保护：设置接地极装置过流保护、接地电阻异常保护、接地极腐蚀监测保护，确保接地极系统正常运行。5.2.3交流侧保护5.2.3.1交流母线保护：设置交流母线差动保护、过流保护、过压保护、零序保护，检测交流母线各类故障。5.2.3.2并网线路保护：设置并网线路差动保护、距离保护、过流保护、零序保护、纵联保护，确保陆上换流站与陆上电网并网线路的故障能及时切除。5.2.3.3并联电容器保护：设置并联电容器差动保护、过流保护、过压保护、零序保护、谐波保护，检测并联电容器的各类故障。5.3直流输电线路保护装置设置5.3.1行波保护：作为直流线路的主保护，快速检测直流线路的短路故障，动作时限≤10ms，确保故障快速切除。5.3.2差动保护：作为行波保护的后备保护，检测直流线路的短路、接地故障，动作时限≤50ms，确保故障可靠切除。5.3.3过流保护：作为后备保护，检测直流线路的过流故障，动作时限根据保护配合要求设定，避免非故障线路误动作。5.3.4接地保护：检测直流线路的接地故障，区分线路接地与母线接地，实现故障精准定位与隔离。5.3.5线路纵联保护：采用光纤通信方式，实现直流线路两端保护的协同动作，提高故障检测的可靠性与选择性。5.4接地极系统保护装置设置5.4.1接地极引线保护：设置差动保护、过流保护、接地保护，检测接地极引线的短路、过流及接地故障，动作时切除故障引线。5.4.2接地极装置保护：设置过流保护、接地电阻异常保护、温度保护，检测接地极装置的过流、接地电阻超标及过热故障。5.4.3接地极监测保护：设置腐蚀监测、接地电位监测保护，实时监测接地极装置的运行状态，及时发现异常并发出告警。5.5通用保护功能要求5.5.1告警功能：保护装置应具备声光告警、短信告警功能，明确故障位置、故障类型、故障等级，告警响应时间≤10ms。5.5.2自检功能：定期对保护装置的硬件、软件、通信链路进行自检，发现异常及时发出告警信号，确保保护装置正常运行。5.5.3数据记录功能：记录故障发生时间、故障现象、故障参数、保护动作过程等信息，存储期限不低于5年，重要数据存储期限不低于10年。5.5.4通信功能：支持DL/T860标准协议，实现与控制系统、运维平台的信息交互，支持保护参数的本地/远程配置与修改。5.5.5抗干扰能力：保护装置应具备较强的抗电磁干扰、抗盐雾、抗湿度能力，适应海上及陆上换流站的运行环境，符合GB/T14285的相关要求。6整定计算准则与方法6.1整定计算总则6.1.1整定计算应基于柔性直流送出系统的实际参数（如系统阻抗、换流器参数、线路参数、设备参数等），结合系统运行方式、故障特性，确保保护参数的合理性与准确性。6.1.2整定计算应遵循“主保护灵敏、快速，后备保护可靠、配合”的原则，明确各级保护的动作阈值、动作时限，避免保护越级动作。6.1.3整定计算应考虑海上风电柔性直流送出系统的运行特性，如功率波动、风速变化、换流器启停、系统故障暂态特性等，确保保护装置在各类运行工况下均能可靠动作。6.1.4整定计算应结合接地极系统的运行方式（如单极接地、双极接地），合理设置接地保护参数，确保接地故障能准确检测与切除。6.1.5整定计算完成后，应进行校验计算，验证保护参数的合理性、灵敏性、选择性和快速性，确保满足系统运行要求。6.2换流器保护整定计算6.2.1换流阀保护整定6.2.1.1过流保护整定：动作电流应大于换流阀的最大额定电流，同时考虑故障暂态电流的影响，整定系数取1.2~1.5；动作时限≤20ms，确保快速切除故障。6.2.1.2过压保护整定：动作电压应大于换流阀的最大额定电压，整定系数取1.1~1.3；动作时限≤10ms，防止换流阀因过压损坏。6.2.1.3过热保护整定：动作温度应根据换流阀的允许工作温度设定，一般取85℃~95℃，动作时限根据温度上升速率设定，确保及时发现过热故障。6.2.1.4阀模块故障保护整定：根据换流阀模块的故障特性，设定故障检测阈值，动作时限≤5ms，快速切除故障模块，避免故障扩散。6.2.2换流变压器保护整定6.2.2.1差动保护整定：差动电流动作阈值应大于变压器的励磁涌流，整定系数取1.3~1.5；制动系数根据变压器的参数设定，一般取0.3~0.5，确保差动保护的选择性。6.2.2.2过流保护整定：动作电流应大于变压器的额定电流，整定系数取1.2~1.4；动作时限根据保护配合要求设定，作为差动保护的后备保护，时限一般为0.5~1.0s。6.2.2.3零序保护整定：动作电流根据变压器的接地方式设定，一般取0.1~0.2倍额定电流；动作时限根据系统接地故障特性设定，确保接地故障能可靠切除。6.3直流输电线路保护整定计算6.3.1行波保护整定6.3.1.1动作阈值：根据直流线路的波阻抗、故障暂态行波特性设定，一般取线路额定电流的2~3倍，确保能灵敏检测到短路故障。6.3.1.2动作时限：主保护动作时限≤10ms，后备保护动作时限≤30ms，确保故障快速切除，减少故障对系统的影响。6.3.1.3制动系数：根据线路参数、故障类型设定，一般取0.2~0.4，避免非故障线路误动作。6.3.2差动保护整定6.3.2.1动作电流：应大于线路的最大负荷电流，同时考虑故障暂态电流的影响，整定系数取1.2~1.5。6.3.2.2动作时限：作为行波保护的后备保护，动作时限≤50ms，确保行波保护拒动时，差动保护能可靠动作。6.3.2.3不平衡电流补偿：考虑线路参数差异、电流互感器误差等因素，设置不平衡电流补偿系数，提高差动保护的灵敏性。6.3.3过流保护整定6.3.3.1动作电流：应大于线路的最大额定电流，整定系数取1.3~1.6，避免正常运行时误动作。6.3.3.2动作时限：根据保护配合要求设定，一般为1.0~2.0s，作为行波保护、差动保护的后备保护，确保故障可靠切除。6.4直流母线保护整定计算6.4.1差动保护整定：动作电流应大于母线的最大负荷电流，整定系数取1.2~1.4；动作时限≤20ms，确保母线短路故障快速切除。6.4.2过压保护整定：动作电压应大于母线的额定电压，整定系数取1.1~1.3；动作时限≤10ms，防止母线过压损坏设备。6.4.3欠压保护整定：动作电压应小于母线的最低工作电压，一般取0.8~0.9倍额定电压；动作时限根据系统恢复能力设定，一般为0.3~0.5s。6.5接地极系统保护整定计算6.5.1接地极引线差动保护整定：动作电流应大于引线的额定电流，整定系数取1.2~1.4；动作时限≤20ms，确保引线故障快速切除。6.5.2接地极过流保护整定：动作电流应大于接地极的最大允许电流，整定系数取1.1~1.3；动作时限≤30ms，防止接地极过流损坏。6.5.3接地电阻异常保护整定：动作电阻值根据接地极的设计参数设定，一般取接地极设计电阻的1.5~2.0倍；动作时限≤60s，及时发现接地极接地电阻超标问题。6.6整定计算校验6.6.1灵敏性校验：计算保护装置在最小故障电流下的灵敏系数，灵敏系数应≥1.2，确保保护装置能灵敏检测到故障。6.6.2选择性校验：验证各级保护的动作时限配合，确保下级保护动作时限小于上级保护动作时限，避免保护越级动作。6.6.3可靠性校验：验证保护装置在各类运行工况下的动作可靠性，确保无拒动、误动现象，满足系统运行要求。6.6.4暂态特性校验：结合系统故障暂态仿真结果，验证保护装置的动作特性，确保保护装置在暂态过程中能可靠动作。7试验验证7.1试验条件7.1.1环境条件：试验环境温度为15℃~35℃，相对湿度为45%~75%，无电磁干扰、无振动、无灰尘，电源电压稳定；海上换流站相关设备试验应考虑高盐雾、高湿度环境的影响。7.1.2试验设备：试验设备应符合相关标准要求，精度等级不低于0.5级，包括继电保护测试仪、直流电流/电压发生器、交流电流/电压发生器、仿真测试系统、通信测试仪等。7.1.3试验准备：试验前应检查保护装置的接线正确性、设备状态完整性，确保装置正常运行；搭建柔性直流送出系统仿真试验平台，模拟各类故障场景；做好试验记录准备工作。7.2保护装置单体试验7.2.1硬件试验：检测保护装置的电源模块、采样模块、输出模块、通信模块的性能，验证硬件设备的可靠性与稳定性。7.2.2软件试验：验证保护装置的保护逻辑、整定参数、告警功能、数据记录功能的正确性，确保软件运行正常。7.2.3抗干扰试验：对保护装置进行电磁干扰、盐雾、湿度等环境试验，验证保护装置在恶劣环境下的运行可靠性，符合GB/T14285的相关要求。7.3保护功能试验7.3.1换流器保护试验：模拟换流阀过流、过压、过热、阀模块故障，换流变压器短路、过流、接地等故障，检测保护装置的动作准确性、响应时间，记录试验结果。7.3.2直流线路保护试验：模拟直流线路短路、接地、过流等故障，检测行波保护、差动保护、过流保护的动作准确性、灵敏性、快速性，验证保护配合关系。7.3.3直流母线保护试验：模拟直流母线短路、过压、欠压等故障，检测直流母线保护的动作准确性、响应时间，验证故障隔离效果。7.3.4接地极系统保护试验：模拟接地极引线短路、过流，接地极接地电阻超标等故障，检测接地极系统保护的动作准确性、响应时间。7.3.5分级联动试验：模拟系统各类故障，检测各级保护之间的协同动作能力，验证保护配合的合理性，确保故障隔离在最小范围。7.4整定参数校验试验7.4.1按照整定计算确定的保护参数，对保护装置进行参数配置，模拟各类故障场景，验证保护参数的合理性、灵敏性、选择性。7.4.2对保护装置的动作阈值、动作时限、制动系数等参数进行校验，确保参数与整定计算结果一致，满足系统运行要求。7.4.3针对不同运行工况（如功率波动、风速变化、换流器启停等），验证保护参数的适应性，确保保护装置在各类工况下均能可靠动作。7.5试验结果判定试验结果应符合本文件第5章、第6章的要求，所有试验项目均合格，则判定保护装置及整定参数合格；若有一项试验项目不合格，应排查原因并整改，重新试验直至合格。试验完成后，应出具完整的试验报告，包括试验条件、试验内容、试验数据、试验结果、整改情况等内容，作为保护装置投运的依据。8验收标准8.1验收条件8.1.1柔性直流送出系统保护装置安装、调试完成，所有保护装置运行正常，无故障告警。8.1.2保护装置单体试验、功能试验、整定参数校验试验全部合格，试验记录完整、准确。8.1.3保护装置整定计算报告、试验报告、设备说明书、接线图、运维手册等资料齐全。8.1.4运维人员已完成培训，具备保护装置操作、整定、故障处理及运维能力。8.2验收内容8.2.1设备验收：检查保护装置的型号、规格、安装质量，验证设备是否符合设计要求；检查保护装置的接线正确性、接地可靠性，确保设备安装规范。8.2.2功能验收：验证各级保护装置的保护功能、告警功能、自检功能、数据记录功能、通信功能是否正常实现，是否符合本文件技术要求。8.2.3整定参数验收：核查保护装置的整定参数，验证参数与整定计算报告一致，确保整定参数合理、准确，满足系统运行要求。8.2.4试验验收：核查保护装置的试验报告，验证试验项目齐全、试验数据准确、试验结果合格，确保保护装置性能符合要求。8.2.5资料验收：检查整定计算报告、试验报告、设备说明书、接线图、运维手册等资料是否齐全、准确、规范。8.3验收判定所有验收内容均符合要求，判定柔性直流送出系统保护配置与整定合格，出具验收报告；若有一项验收内容不合格，应限期整改，重新验收直至合格。验收合格后，保护装置方可正式投入运行。9运维管理9.1运维原则9.1.1及时性：及时对保护装置进行巡检、维护、故障处理，确保保护装置正常运行，避免因保护装置故障导致系统故障扩大。9.1.2规范性：运维操作应严格按照本文件及运维规程开展，做好运维记录，确保运维过程可追溯。9.1.3全面性：全面覆盖各级保护装置、辅助设备及通信链路，不得遗漏运维内容，确保系统保护的连续性与可靠性。9.1.4安全性：运维过程中应采取安全防护措施，防止误操作导致保护装置故障、系统停运或人身安全事故；海上换流站运维应考虑海上作业安全要求。9.2运维内容9.2.1日常巡检：定期对保护装置、传感器、通信设备、电源设备进行巡检，检查设备运行状态、接线情况、通信链路状态，及时发现并处理异常。9.2.2设备维护：定期对保护装置进行清洁、校准、固件升级，检查保护装置的参数设置，确保设备性能稳定；定期检查传感器精度，及时更换损坏的传感器。9.2.3整定参数维护：根据系统运行工况变化（如风电装机容量增加、系统参数调整、运行方式改变等），及时调整保护整定参数，做好参数变更记录，确保保护功能适配运行需求。9.2.4故障处理：接到保护装置告警信号后，及时排查故障原因，采取针对性措施处置，恢复保护装置正常运行，做好故障处理记录。9.2.5数据维护：定期对保护装置的故障记录、操作记录、运行数据进行备份、清理，确保数据存储安全、可用；定期分析故障数据，优化保护整定参数及运维策略。9.2.6环境维护：保持保护装置运行环境清洁、干燥，定期对海上换流站保护装置进行防盐雾、防腐蚀处理，确保设备适应运行环境。9.3运维周期9.3.1日常巡检：陆上换流站每周至少1次，海上换流站每两周至少1次（特殊天气后增加巡检次数）。9.3.2设备校准：每半年至少1次，对保护装置、传感器进行校准，确保测量精度符合要求。9.3.3固件升级：每年至少1次，或根据厂家通知及时升级，确保保护装置软件功能完善。9.3.4数据备份：每月至少1次，对保护装置的故障记录、运行数据进行备份。9.3.5全面维护：每年至少1次，对所有保护装置、辅助设备进行全面检查、维护，确保系统保护性能稳定。9.3.6整定参数校验：每年至少1次，或系统运行工况发生重大变化时，对保护整定参数进行校验、调整。9.4运维记录9.4.1运维记录应包括巡检时间、巡检人员、巡检内容、设备状态、异常情况及处置结果等内容。9.4.2故障处理记录应包括故障发生时间、故障现象、故障原因、处置措施、处置结果、处置人员等内容。9.4.3整定参数变更记录应包括参数变更时间、变更原因、变更前参数、变更后参数、变更人员等内容。9.4.4运维记录应及时、准确、完整，不得遗漏、涂改、伪造，确保运维过程可追溯；运维记录应与试验报告、设备档案关联归档，存储期限不低于5年，重要运维记录存储期限不低于10年。10培训与考核10.1培训10.1.1应定期组织运维人员、技术人员开展海上风电柔性直流送出系统保护配置与整定相关培训，培训内容包括本文件、相关标准、系统构成、保护功能、整定计算方法、故障处理、运维规程等。10.1.2培训应结合实际案例、仿真试验，采用理论讲解、实操演练、案例分析等方式，提升相关人员的保护装置操作、整定计算、故障处理、运维管理能力。10.1.3新上岗、转岗的运维人员、技术人员，应经培训合格后，方可独立开展保护配置、整定计算、运维及故障处理工作。10.2考核10.2.1建立保护配置与整定运维考核机制，定期对相关人员的操作规范性、整定计算准确性、故障处理及时性、运维记录完整性等进行考核。10.2.2考核结果应与相关人员的绩效挂钩，对考核合格的人员，继续从