主变零序保护】 主变零序保护I!.
ICS 29240
K 45
GB/T 32900—2016
Technical specification for relaying protection of photovoltaic power station
2016-08-29 发布
2017-03-01 实施
2 规范性引用文件 …+…………+………++………+………++………+…………++……+…I
4 总则 ********************************************************************************************************************* 2
附录Ar资料性附录）光伏发电站典型接线示意图
布标准按腰GB/T 1.1—2009给出的规则起草，
本标准由中国电力企业联合会提岀并归门。
本标准起草单位：国家电网两北电力调控分中心、国家电力调度控制中心、中国南方电网电力调度 控制中心、者海电力调度控制申心、新贈电方调度控制中心、山东电力调度控制中心、甘肃电力调度揑制 中心，西北勘測没计研究院，中国电力科学研究院、浙江电力科学研究院，江苏电力设计院，南京南瑞继 保工程技术有限公司、广东电力科■学研穽院、许继电气股傍有限公司、国电南京自动化股份有限公司.
本标准主愛起草人：张健康、票小华、陆明、胡勇、李红志、盂兴剛、马杰，陈新，奚瑜、沈晓凡、袁琵威、 宋旭东、黄晓明、廖祥友、王淑超、李玉平、郭勇.
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1范围
本标准规定了光状发电站屮电力设备继电慄护的配置原则、整显原则及整定管理要求。
本标准通用于经35 kV及以上电压等级送出线路并网的集中式光伏发电站与继电保护和关的科 场、设计、制造、施工、调度利运冇.通过Jt他电压等级送出的光伏发电站可参照执行.
2规范性引用文件
下列文件对于木文件的应用是必不可少的。凡是注H期的引用文件，位注日期的脸布适用于木文 件，凡是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/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 19964光伏发电站接入电力系统技术规定
GB 20840. 2互感器 第2部分:电流互感器的补充技术要求
DL/T553电力系统动态记录装置通用技术条件
DL/T 559 220 kV~75O kV电网继电保护装置运行整定规程
DL/T584 3 kV〜U0 kV电网继电保护装置运符整定观程
DL/T See旭流互感器和电压互感•器选择及计算导则
NB/T 3^004光伏发电并网逆变器技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件，
3. 1
光伏发电站 photovoltaic] 1,V ）power station
利用光伏电池的光生伏特敕应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变 器和光伏方阵，以及和关舖助设施等，
3,2
光优发电站并网点 point of connect inti of PV power station
对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点.对于无畀压站的光伏发电站，指光状发 电站的输出汇总点.
3.3
州伏盎电期送出线路 transmission Eine of PV power station
从光伏发也站并网点至公共JS接点的输电线路.
3.4
低电压穿越 low voltage ritle through
当电方系统韦故或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跋落范围和时间间隔内，光伏发电站 能够保证不脱网连续运行。
3.5
逆变器inverter
将直流电愛换成交流电的设备，
3.6
单元变压器 unit transformer
与逆变器相连、对逆变后的电能进行升压的设备。
3.7
汇集线路 collection line
从光伏发电站单元变压器髙压佩至丹压站主升压变压器低压侧的输电线路。
3,8
汇集母线 colle^tioti bus
光伏发电站升压站主升压变压器低压侧册线.
3.9
汇集系蜿 lection system
从光伏发电站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. 10
带平衡缰组变压器 transformer with haiancc winding
髙、低压侧为星型接线，并装冇为三次谐波提供诵路的三角舞组的变压器.在改变交流电压的同时, 为汇葉系统中性点经低也阻接地提供接地点。
3. 11
孤岛 ishticiing
包會负荷利电源的部分电网，从主网脱离后继续甕立运行的状态.孤岛可分为非•计划性孤岛现象 种計别性抓岛现蒙.
4 总则
4.1本标准是并网光伏发电站继电铢护配置芨整定应遵守的基本原则、方法和具体要求.附录A给 出了光伏发电站典型接线示意图.
4.2本标准适用于汇集系统中性点经低电阻接地或经消弧线圈接地的光伏发电站.
4.3低电阻接地通过接于汇集母线上的接地变压器或者带平衡绕鲍的主升压变压器实现，
A,A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,当接地点失去吋，应断开汇集 母线所有断路器.
4.5在满足一次系统愛求前提下.设计单位在低也阻搂地系統中接地旭阻及零序电流的选取时应考虑 霎序电流保护对单相接地故障有尾够的灵敏度。
4.6分段汇集母线正常情况不允许并列运行.汇集母线为单母线或单母线分段并列运冇时.冇且只能 有一含接地变压器（或带平衡绕组变压器）接入该母线运有，
4.7光伏发电站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保护措施.
4.8本标准中主升压变压器以低压侧为单分支的普通双绕组变压器及带平衡绕组的变压器为例，其他 情况可参照执行’
4.9 光伏发电站送出线路一般应配置电流差动保护，性能应谪足GB/T 14285要求.整建按照 DLJT584及 D17T559 执行.
4. 10升压站髙压系统电方设畚继电採护的配置及整定按照GB/T 14285^DL/T 584及DL/T 559 执行。
4.11对继电铢护在特殊运行方式下的处理，应盟所衽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继电慄护装置应满足可靠性，选择性、灵般性和速动性的要求，
5. 1.2慄护配置、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铢护装置，并考虑技术支持及售 后服务等因素.
S. 1.4 220 kV及以上电雇等级他力设备应配置双页化保护，继电保护双币:此包括保护装置的双币:化 以及与实现保护功能有关回路的双重化。
5. L5 继电慄护的配置和选型应满足工程投产初期和绻期的运行要求.
5. 1.6 保护用可感器性能应20840.2及DL/T 8朋要求，其配置应避免仲保护出现死区.
5. 1.7保护装置中所有涉及直接跳闸的开人均应采取暗施防止误动作.
5. 1.8微机保护装置应便用满是运有耍求的软件版本。
5.1.9光伏发电站汇集系统采用促护，測控一休化装建时，保护、测控功能应相互独立，三相操作插件 应含在装置内°
项L10汇集系统单相接地故障应快速切除.对于中性点经低电阻接地的光伏发电站*应配置动作于 跳闸的接地保护.対于经消弧线圈接地的光伏发也站，宜配置小电流接地故障选线装置实现跳闸， 5.1.11光伏发电站保护定值及动柞报告应能方便调阅，保护定值应方便修改并有保证安全的措施.
5. 1. 12 光伏发电站继电保护装置及故障录波器应支播HMG-H玛对时.时钟误差不務过I ms,外部对 时信号消失采用自身时钟时的谡差每24 h不超过5 s.逆变器保护及单元变压器保护采用网络对时， 误差不超过1 s.
5. 1. 13铢护装置软压板与保护定值相对独立，软压板的投谒不应壞响定值，
5. 1. 14变压器铢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. L 15光伏发电站汇集系统设备保护的配置和整定应与-枚系统相适应刷止其故障造成主升压变 压器的跳闸.
5. lɪ 16应避免出现非计划性瓠岛.
52 汇集线路保护
5.2. 1每回汇葉线路应在汇集母线侧配置一套线路保护，在逆变器侧可不配置线路保护.
5.2.2対于和间短路.应配賞阶設式过流保护.还宣选配阶段式和间距离保护.
5.2.3中性点经低也阻接地系统，应配置反应单和接地短路的二段式擊序电流保护，动作于跳闸， 5.2.4线路保护应能反应被保护线路的答种政障及异常状态，能满足就地并关柜分散安装的要求，也 能组屏安装。
项3汇集母线保护
5.3.1汇集母线应装设专用母线铢护，
5.3.2母线保护应具有差动保护、分段充电过流保护、分段死区铢护、CT断线判别、抗CT饱和、I叮 断线判別等功能。
5.3.3母线保护应具冇复合电压闭锁功能.
5.3.4母线保护应允许使用不同变比的CT,通过软件目动校正，并能适应于各支SSCT变比最大和差 照倍的情况，
5.3.5尊线铢护各支路宜采用专用€T绕组,CT相关菩性应一致.
5.3.6母线保护应其有CTK线告警功能，除母联（分段时卜，其余支路CT断线后均闭锁差劾保护. 5.3.7母线保护应能臼动识别分段断路器的充电状态，合闸于死区故障时，应瞬时跳分段断路器。 5.3.8母线保护应貝冇其他保护动作联跳功能.用以切除与木母线相连的所有断路器.
5.4汇集母线分段断路器保护
配置由压:板投退的三和充电过电流保护，具有瞬时和显时段.
5.5主升压变压器琮护
5.5. 1 220 kV及以上电压等级变压器按双重化原则配置主、后备一休的电气也:保护，同时配置一套非 电蛍保护；HO kV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，同时配置一套非电最保护：命kV电压等级变压器配置单套也題最保护，同时配置一套非也最保护. 谋护应能反应鹽保护设备的各种故障及异常状态。
5. 5.2电气最主保护应满足以下要求：
3）应配髯纵差铢护；
b）降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蛍差动保护；
Q纵差谋护应能适应往区内故障Ft故障电流中含有较大谐波分量的情况；
d）主保护应采用相同类型电流与感器，
5.5.3 220 kV及以上电压等皱变压器高压侧配賞带谒移特性的阻抗（含柯1间、接地）保护，配皆二段式 礬序电流谋护，可根据需要配貿一段式复压间锁过流镰护,
5. 5.4 110 kV变压器高压侧配置一段式复压闭锁过流保护；配置二段式零序地流保护.
5.5.5容量在10 MVA及以上或有其他特殊要求的35 kV应压器配貿电流差动铢护作为主保护，其 余情况在高压伽配置二段式过流棵护，
5.5.6变压器低压侧坦置二段式过流保护；配置一段式复压闭锁过流保护，
5.5.7带平衡绕组变压器低压侧降按5.5.6要求配置过流保护外,i£需配置二段式零序电流保护，不 带方向,作为变压器单和接地故障的主保护和系统各元件接地故障的总后备保护.低压侧过流及零序 电流保护延时动作跳变压嚣各侧断路器，伺时切除所接汇集母线的所有断路器。零序电流慄护的零序 电流应取自中性点零序CT.
5.5.8阻抗谋护具备振荡闭锁功能.
项项9配置间隙电流课护和零序电压慄护.间隙电流应取中性点间隙专用CT*间隙电压应取变压器 本侧PT开口三侖他压或自产电JK*
5.5. 10配髯过负简保护，过负简铢护延时动作于信号，
5.5. 11 330 kV及以上电压等级变压器高压侧配皆过励磁保护，保护应能实现定吋限告警和反时限辭 性功能,反时限曲线应与变压器过励蠟特性匹配.
5.5. 12变压器非电量保护应设置独立的电源回路和出口跳闸冋路，且应与电气量保护完全分开.
5.5.13变压器间隔断路器失灵保护动柞后通过变压器保护跳各侧断踏器，
5.5. 14非电墳保护应瞒足以下要求；
a）非电歐保护动作应有动作报告扌
m 跳闸类非电量铢护，启动功率应大于S W,动件电压在麗％〜70%额定电压范围内，额定电压 下动作时间为io ms〜35 ms,应貝有抗220 V ɪ频干扰电压的能方；
D应压器本休宜具有过负荷启动辅助冷却嚴功能，变压器铢护可不配胃该功能；
d＞变压器本体宜具冇冷却器全停延时冋路•变压器採护可不配置该SO寸功0L
5.5. 15变压器保护各侧CT变比，不宜使平衡系数大于10,
5.5.16变压器低压侧外附CT宜安装在低压侧母线和断路器之问，
5.6无功补偿设备保护
5.6. 1电抗器保护
5.6. 1. 1配苣电流速断保护作为电抗器绕组及引线和间短路的主保护.
5.6. 1.2配置过流保护作为和间短路的后备保护.
5.6. 1.3对于価电阻接地系统，还应配置二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。
5.6. 1.4 SVC中晶闸管控制itlKffi支路应配置谐波过流（包含基波和11次及以下谐波分屋）保护作 为设备过载能力保护.
5.6.2电容器保护
项6.2. 1配置电流速断和过流谋护，作为电容器组和断路器之间连接线相间短路採护*动作于跳闸.
5.6.2.2配置过电压保护，采用线电压.动作于跳闸。
5.6.2.3配髯低电压铢护，釆用线电压，动作于跳闸"
5.R2.4配置中性点不平衡电流、开口三角电压、拚式差电流或相电压茬动等不平衡铢护，作为电容器 内部故障保护.动作于跳闸.
5.6.2.5 SVC中滤波器支路应配置谐波电流保护（包含凰波和11次及以下谐波分最）作为设备过载 能力铢护。
5.6.2.6对于低也阻接地系统，还应配置二段式零序也謊保护作为接地故障主锹护和后备保护，动作 于跳闸.
5.6.3 SVG 器保护
项6.3. 1容蛍在10 MVASW上或有其他特殊要求的SVG变压器应配置电流差动保护作为主保护.
5.6.3.2容量在10 MVA以下的SVG变压器配置电流速断铢护作为主棵护.
5.6.3.3配髯过电流铢护作为后备保护。
5.4 3,4配苣非电晨保护。
5.6.3. 5对于低电阻接地系缆，髙压側还应配置二段式零序电流保护作为接地故瞳主保护利后备 保护"
5.7站用变保护
5.7.1容量在WMVAA以卜一或有其他特殊要求的变压器配覺电流差动保护拌为主慄护。
5. A2容域在10 MVA以下的变压嚴配置电流速断保护作为主保护。
5.7.3配皆过电流保护作为后备保护.
5.7.4配置非电最保护，
5.7.5对于低电阻接地系绣，高压侧还应配置二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、过电流铢护拌为内部相间故障的主铢护和后备保护.
5.8.2配貿二段式零序电流保护作为接地变压器单相接地故障的主促护和系统各元件单粗接地故障 的总賠备保护。
5.8.3在汇集母线分段断路群断升情况下.接地变圧器也流速断保护、过电流保护及零序地流保护动
5
作跳所接母线的所有断路器。
5. 8.4在汇集母线分段断躇器并列情况K,接地变压器电流速断保护、过电流保护保护及零序电流保 护除跳所接母线的所有断路器外，还应跳另一母线的所有断路器，
5.8.5配置非电蛍保护.
5. S.6地流速断及过电流保护应采取软件滤除零序孙屋的措施，防止接地故障时保护误动作，
5.8」零序电流保护的零序电流应取自接地变压器中性点零序CT.
5.9逆变器保护
5.9. 1配置交流频率、交流电压及交流侧短路保护，动作于跳闸，
5.9.2配置直流过电压及直流过载铢护，动作于跳闸。
项9盘配置直流极性误接保护*当光供方阵缱缆的极性与逆变器再流佩接线端子极性接反时，逆变器 应能保护不至损环.极性正接后，逆变器应能正常工作.
5.9.4配髯反充电保护，当逆皮器直流侧电压低于允许工择范围或逆覚器姓于关机状态时，逆变器直 流侧应无反向电流流过.
5.9.5配髯其他在系统发生故障或岸常运行时保护设备安全的保护功能。
5.9.6逆变器保护性能应SS NB/T 32004规定.
5. 10单元变压器保护
5. 10. 1单元变压器应采用可靠的保护方案，确保变庶器枚障的快速切除，
5. 10,2单兄变压器高压侧未配有断路器时，其髙压侧可配置熔断器加负简开关件为变压器的蚯路铢 护，疵校核其性能参数，确保満足运行要求；单元变压器高压棚配有断路器时，应配茴变压器保护装置, 具备完善的电流速断和过电流保护功能，
5. 10.3单元变压器低压侧设置空气断路器时.可通过电流脱和器实现出口至变压器低压伽的短路 保护，
5. 10.4独立配置採护装置时，保护装置电源宣取自逆变器室工作电源.并貝备可靠的备用电源。
5. 10.5单元变压器配齿非柢最保护.
5. 11小电流接地故曄选线裝置
5.11.1汇集系統中性点经消弧线圈接地的升压站应按汇集毋线配置小电流接地故障选线装置，
项11.2在汇集系统发生单相接地时，应选缱准确.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EI动检厕功能.在正常运行期间,装置中单一电子元件（沸口继电器除外）损坏时，不 应造成装置误劫作.且应发出裝賞异常信号。
5. 11.4具备跳闸岀口功能.在发生单相接地故障时快速切除故障线路，若不成功，则通过跳相应主升 压愛压器各側断路器方式隔离故障.
5」1.5汇集线路应配置专用的零序CT,俱小电流接地故障选线装置使用。
5. 12 防抓岛保护
光伏发电站根据需要配置:独立的防孤岛铢护装置，应包含过电压及低电压铢护功能、过频率及低频 率保护功能，
5, 13故障录波器
5. 13. 1升压站应坦賞线路故障录波器和变压器散障录波器，动态无功补偿设备宜配宣专用故障录波
器。故障录波器数量根据现场实斷情况配置。
5. 13.2升压站汇集系统运行信息*如汇集母线电压、汇集线路电流、无功补偿设备交流量、谋护动作信 息等疵接入站内故障录波器，
5.13.3故障录波嚴应具备远传功能，并满足二次系统安全防护要求.
5. 13一 4故障录波器技术性能应满足"L/T553规定，并能记录故障前I。s至故障后时$的电气量数 据.新态数据记录采样频率不小于4 000 Hz.
6继电保护整定膜则
6. 1 —般规定
&. 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、光伏发电站等一次设备参数，以及相 关等值阻抗。具休参数应包括；
a） 线路（含縷空线及电缆）参数：线踮长度，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，额定容最，紙定电压，额定地流，各侧短路阻抗及 零序阻抗，中性点电S1值.过励磁曲线，热稳电流。
2＞单无变压器、站用变压器,SVG变压器；额定容址，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:额定容最,额定电压，额定也流，各侧短路咀抗及零序阻抗，中性点电阻埴.
c） 光■伏发也站交流侧参数：额定容最,额定电压,额定电流，短路他流持性.
d） 无功补借设备参数；电抗器额定容量.额定电压.额定电流及电抗值，电容SS额定容蛍，额定电 压，额定电流及容掠值.
3 等值电源参数：最大、最小方式下的正序、军序阻抗。
f） 其他対继竜保护影响较大的有关参数.
6.1.2光伏发电站需提供光伏发电站的计算模型，曇数及控制特性等资料.以便进行光伏发电站接入 电网的相关计算分析。
eɪ 1.3在整定计算屮，光状发电站应采用符合实际情况的计算模型及参数.
6. L4继电保护整定计算以常见运行方式为依据，充分考虑光伏发也站运行特点•
6. 1.5 HO hV及以F电压系统继地保护f般采用远后备原则.
6. 1.6继电铢护的运行整定，应以保证系统的安全稳定运行为根本冃标，继电铢护的整定应满是速动 性、设择忤:和灵敏性要求，如果由于建行方式、装置性能等原因，不能独顾速动性、设肆性或灵敏性要求 时•应在整定时合理地进行取舍,优先考虑灵敏性.并执省如下原则：
a） 掃蹄服从粮件，
b） 下级服从
c） 局部问题自行处理；
d） 賺顾局部和下级的需要.
6. K7继电保护之间的整定，一般应遵循逐级配合的原则，满是选择性的要求.対不同原理的课护之 间的鬱定配合，原则上应满足动作时间上的逐级配合.
艮1.8下一级电压母线的配出线路或业压器故障切除时间，应满足上一级电压系统继电棵护部门按系 统稳定要求和继电裸护整定配合需要提出的整定限额要求.
6. 1.9 对于微机型继电保护装置.棵护配合宣采JB0.3 s的时间级差，
6. 1. 10在地流互感群变比选择时，应條合考虑系統短路电流、线路及元件的负荷也流、测最误差及其 他相关参数等珥素的影响，满足保护装買整定配合和可靠性的要求，
6.1.11同一套铢护装宜中闭锁，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測量元 件的灵敏系数，
6. 1. 12为防止电压降低造成光伏发电站大规模脱网，应快速切除单相短路、两相姮路及三相短路故 障，视情况允许诘当牺牲部分选择性，
6. 1. 13光伏发电站有关涉网保护的配置整定应与里网和协凋，并报和应凋度机构备案，
6.2汇集线路保护
6.2. 1过流I段应对本线路末端相间故障有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.5,时间可取为9我
6.2.2过流II段应躲过本线路最大负荷电流,尽最对木线路最远端光队发电站单元变压器低压侧故障 有灵般度，时间可取为0.3 s,
6-2.3过流保护可不经方向控制、不经电压闭镯.
6. ZA扣间距离I段应討本线路末端和间故障有灵敏度，灵敏系数不小于L丄时间订取为0%
θɪ 2.5相间距离II段应躲过线路最大负荷电流时的负荷叽抗.并尽量对相邻元件有远后备作用，时间 町取为0.3 Si
6.2.6负荷限制电阻定值应按躲最小饮荷牌疵整定.
6.2.7相间阻抗偏移南应结合线路长度及装置性能整显.
6. Z8汇集线路不采用自动重合闸，
6.2.9汇集线路距痢保护不经振荡闭锁.
6.2. 10中性点经低也阻接地系统，零序电流I段対本线路末揣单和接地故障有灵她度，灵敏系数不小 于2,动作时间应瞒足光伏发电站运行电压适应性要求°
6. 2. 11中性点经低电阻接地系统*零序电流II段按可靠臊过线路地容地流整定,吋间可比零序电流I 段多一个级差。
6.3汇集毋线保护
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 差动也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2.
6,3,2中性点经低电叽接地系统,牴电压闭锁无件宜整定为60%-70%的额定电压扌贸序电压（UN宣 整定为4 V-12 VX二次值），零序电压（3包）（单相接地时3（JS为100 V）可整定为4 V~12 ¥7二挽 值K
6.3.3对中性点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理.宜整定为 釦好〜70妹的额定旭压：负序电压闭虢元件按躲过正常运行最大不平衡他压整是，负序电压（U"宣粮 定为4 V-12 V《二就值），零序电压（3U）退出（按装置允许的最大值整定）。
6.4汇集毋线分段断路器保护
充电过流棵护按最小运行方式下被充电元件故障冇足翳灵敏度整定,灵敏系数不小于L5,瞬时段 动搾时间0 s.
6.5主升压变压器保护
6.5.1变压嚣主铢护按变压器内韻故障能快速切除，区外故障可靠不动作的原则整定。
6.5.2变压器后备採护整定应考虑变压器热稳定的要求.
6.5.3指向愛压器的叽抗不忡批业压器对侧母线，指向母线的阻抗按与本侧出线距离铢护配合整定.
6.5.4 110 kV及以上电压等级变压器髙压側锻压过流保护电流元件按对低压侧母线故瞳冇灵敏度并 躲过鱼荷地流整定，混敬系数不小于E5,在保护范围和动作吋间上宣与低压侧过流I段保护坦合，低
8
电压元件灵敏系数不小于i.3,51序电压兄件灵敏系数不小于L5.
6.5.5变压器高压恻零序I段保护按本侧母线故障有灵敏度核定，灵瞰系数不小于L 5,并与本侧岀 线零序电流保护配合.带平衡绕组变压器髙压侧零序I段保护应帯方向，宜指向本側母线；普通双绕组 变压器的高压侧零序1段谋护可不带方向。
6.5.6变圧器髙压侧零序钮流U段保护，按与本恻击线零序保护最末一段配合粮定.
6.5.7 35 kV^压器高压価过流T段电淹定位按变压器低压侧故瞳有灵敏度并躲过负荷电流整定，灵 般系数不小于13,时间可取0私过流II段按躲过负荷电流整定，时间一般Jti 0. 3 s,
6.5.8 间隙保护零序电压取PT开口三角电压时.其3U®W（3U 额定值为300 V）一般整定为180 V和0. 5 S*当取自产也压时，具SU定值（3以额定值为173 V）一般整定为120 V 0. 5 s,间隙电流 定值可按间隙击穿时有足够灵敏度整定.一次电流定值一毆整定为WO A.时间按与线路保全线有灵成 度段接地棵护动作时间配合。
6.5.9愛压器牴压侧过流1段按变压器低压侧汇集母线相间故障有灵敏度并躲过负荷电流整定，灵敏 系数不小于1.5,在保护抱围和动作时间上資与本侧出线保护I段坦合。过流n段按变压器低斥侧汇 集攧路末端相间故障有灵敏度并躲过鱼荷电流整定，灵敏系数不小于L 5,在保护范围和动作时间上宣 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，宣采用贫压闭锁过流铢护。
6. 5. 10带平衡绕组变压:器低压侧过流保护按6.3.9整定；零序I段按汇集线路末端接地故障有足够 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U段的最长动作时间，零序 II段按单相高如接地故障有灵敏度整定，动作时间应大于雪序电流I段的动柞时间・
6.5. 11过剧磁保护应按照变压器制造厂家提供的过励蘇將线整定，
6.5. 12非电量保护参腰有关规程规定及设备制造厂家提供的参数设定.
6.5. 13变压器高压侧过流保护體不过负荷电流时，可毓方向控制，方向宜指向变压器；变压器低压侧 过流保护躲不过鱼荷也流时，也可经方向控制，方,向宜指向汇集册线，
6.5. 14变压器后备保护以较短时限动作于缩小故障彫响范围，以较长时限动作于断开变压器各側断 路器。
6.6无功补偿设备保护
6.6. 1电抗器保护
6.6. 1. 1电流速断保护他流定直应躲过电扰器投入时的励磁涌流，一般整定为3偌〜5倍额建他流, 在常见运行方式卜地抗器端部引线故障时有足够灵般度，灵瞰系数不小于L3,时间一般取0私
6.6. 1.2过电流保护电流定值应可靠躲过电挤器额定电流，一般整定为1.5{S~2.01S额定电流，时 间可取0. 3 sa
6.6. 1.3中性点经低他阻接地系统，零序他流I段按対他抗器端部引线单和搂地故障有灵她度轄定, 灵敏系数不小于丄动作时间应携足光伏发电站运行电压适应性要求,零序电流［T段按躲IE常运行时 出现的零序电流整定，时间可比零序电流I段寥一个级差。
1.4 SVC中晶闸管控制他抗器支路谐波过流保护计算方法及保护定值甬SVC设备厂家握供.
6.6.2电容器保护
6.6.2. 1电流速断保护也流定值按电容器端部引线故障有足够灵峻度整建，灵敏系数不小于2,一般 取3倍〜5倚额定旭流。时间一般取0. Is.
6.6.2.2过流保护按艇电容器额定电流整定,一皺取丄5倍〜2倍额定电流.时间可取0.3 s.
6.6.2. 3过电压定值按L3倍电容器额定电压整定，动作:时间30 5.
6.6.2. 4低地斥定值按地容謂所接母线失压后町靠动作常定.一般取0.2榕〜0.5倩额定地压，时间 与所接母线出线铢护最末段配合，并考虑低电压穿越影响"为防止TV断线谋护误动，可经电流闭锁， 建值按0.5倍〜0.8倍额定电流整建.
6.6.2.5中性点经低电阻接地系统，零序电流1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.动作时间应满足光伏发电站运行电压适应性要求.零序电流IT段按躲正常运行时 岀现的零序地流魅定，吋间可比零序电流I段多一个as.
6- 6-2.6不平衡保护针算方法及保护定值由电容器制造厂家提供"
6.6.2.7 SVC中滤波器支路谐波过流保护计算方法及保护定埴甬SVC设备制造厂家提供.
6.6.3 SVG变压器保护
6.6.3. 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0.3倍〜03倍额定电流.
6.6.3.2电流速断保护电流定值按高压侧引线故曄有灵敏度并躲过依压側母线故曄和励磁涌流整定* 吋间可取0 s.
θɪ θɪ 3. 3过流保护电流定值按低压侧故障有灵敏度并可靠躲负荷电流整定.灵敏系数不小于13,时 间町取0.3 Si
6.6.3.4中性点经低电Hl接地寒统.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,动作时间应满足光伏发电站运行电压适应性要求；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段多一个缠差.
6.7站用变保护
6.7. 1差动谋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倍〜03倍额定电流。
6.7.2电流速断保护电流定值按高压侧引线故障有灵般度并躲过低压侧母线故障和励磁涌流整定，时 间一般取0 Sr
6.7.3过流保护电流定ff［按低压侧故瞳有灵敏度弗可穽躲过鱼荷电流整定.时间触取0.3 S1
6.7.4中性点经低也阻接地系统，零序地流I段按对站用变高压侧单相按地故障有灵敏度整定，灵畋 系数不小于2,动作时间应满足光伏发电站运行电压适应性要求，零序电流II段，按躲正常运有时出现 的零序电流整定，吋间可比零序电流I段多一个级是.
6.B援地变压器琮护
6.8. 1电流速断促护按铢证接地变压器电源侧在最小方式下相问蚯路时有足够灵般度,并躲过励雌涌 流，一般取7倍〜W倍额定电流*时间-嚴取0 s.
6.8.2过流保护按躲过接地变压器额定他流整是，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段按单和接地故障有灵畋度粮定，淀瞰系数不小于2.蓟作时间应大于母线各连接 元件写序电流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显，动作时间应大于接地变压器零序电流T段的动 搾时间，
6.9逆变器保护
6.9. 1过电压及低电压促护定值应符合GB/T 19964中电压适应性规定。
6.9.2过频率及低频率,保护定值应简合GB/T 19964中频率适应怦规定.
艮9.3逆愛器应该具有短路保护的能力，逆变器开机或运行中检測到输出侧发生短路时，逆变器应能 自动棵护，跳闸时间应小于0.1 s.
6.9.4当直流侧输入电压高于逆变器允许的直淹方阵接人电压最大值时，逆变器不得启动或¢0.1 s
10
内停机（正在运行的逆变器），同时发出警示信号，直流侧电压恢复到逆变器允许工作范围后，逆变器应 能正常启动.
6.9.5若逆变器输入端不具备限功率的功能，则当逆变器输入侧输入功率超过额定功率的倍时需 跳闸，若逆愛器输入端具有限功率的功能，当光伏方阵输出的功率超过逆业器允许的最大直流输入功 率时，逆变器应自动限流工作在允许的最大交流输出功率处.在持续工作7 h或温度超过允许值情况 下,逆变器可停止向电网洪地.恢复正常后.逆变.器应能正常工作.
6.9.6逆变器性能指标应能满足4 9」〜6. 9. 5要求，
6.10单元变压器保护
6. 10. 1变压嚴髙压侧熔断器的时间-电流特性宣与汇集线路保护梱配合，以避免汇集线路铢护在单元 变压器故障时失去选择性。
6. 10.2电流速断採护电淹定值按变压器低压侧故障冇灵敏度整定，灵撤系数不小于1.5,时间一般 取0
6. 10.3过流谋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小电流接地故障选鐵装置
& 11. 1零序电压元件对汇集系统单相接地故障有足够灵敏度，灵毓系数不小于1.5.
6, 1L2 经较短延时（一般不超过。一5 切除故障汇集线路;經校长琏时（一般不超过1 s）^主升压变 压器低压伽断踌器，经更长延时（一■般不趙过1.5 s）跳升压喪压器各佩断髒器.
6. 12防孤岛保护
6. 12. 1防孤岛保护装置动作时间应筍合GB/T 1的枫规定■,
6.12.2过电压及依电压棵护定值应筍合GB/T 1^64中电压适应性规定.
6. 1Z3过频率及低频率•保护定值应符合GB/T 199（54中频率适应性规定.
6. 12一4防孤岛铢护应与电网侧送祖线路保护相配合.
6. 13故障录波器装置
6. 13. 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4孔》0.2倩额定电流，占3L貝0,2倍额定电流（34忌0.2俗额定电流b电压定值（二次值，可取 斗部 V.
6. 13.2稳态蛍相电流启动元件按辟最火负荷电流整寇，f般取孔MLi倍额定电流.过电压启动元 件一般取1倍额定电压，低电压启动元件一般取U’gO. 9倍额定电压，
6. 13.3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，f欖值可取3LM0.2倍额定 电流C3/d>0.2倍额定电流八
6.13.4 频率越限及频率变化率可取/>50. 2 H$或/<49.5H?,d//^>0.2 Hz而.
7整定管理
7. 1管理职番划分
7. 1. 1答级调度抓构按照直调范围（含上级调度授权）履行管理职责，
7. 1.2凋度机构应向光伏发电站提供整定限额及配合要求，光伏发电站应定期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凋度机构备案，
7.1.3交界面处保护整定计算管理，应依照调度管理规定执行。
Z 1.4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。
L K5调度管辖范围变更时，应同时移交有关图纸、定值单等资料才接管单位应复核相关铢护定值.
7. 1.6整定范围的分界点、整定限额和等值阻抗（网络｝（包括最大、最小担序、零序）应书面明踊，共同 遵守.
7. 1.7新聽和扩建光伏发电站在拟定并网前，应將光伏发电站的过电压、依电压、髙频率、低频率保护 和调度机构认为有必要列入管理范围的其他棵护的定值，报相应调度机构备案。
7. 1.8光伏发电站应向相关调度机构提供充伏发电站设备承豈答种异常运行能力及短路电流特性的 详细技术资料，
7.2 参数俺理规定
7.2.1应定期交换等值阻抗（网络），等值阻抗f网络）界面应由整定计算各方共同苗定，以谋证系统安 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蛍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，选取系统基准容址应统一，常用电压等级的基准电压为平均额定电压。常用电压 等级的标称电压及平均额定电压见表U
表1常用电压導缴的标称电压及平均额定电压 单位为千伏
|
电压等级 |
标称电压 |
平均額定电压 |
|
I玖預 |
I顷 |
1顾 |
|
依 |
7 S0 |
765 |
|
500 |
500 |
525 |
|
33U |
33fi |
345 |
|
瞰 |
230 | |
|
ini |
110 |
115 |
|
65 |
55 |
&9 |
|
35 |
35 |
37 |
|
lŋ |
10 |
10. 5 |
7.2.4各级调度択构间计算参数的交犊流程应智合相关要求.
7. 2.5工程投产前3个月，工程组织方应提供继电採护整定计算的全部参数，包括线路的设计参数.变 压器、无功补借设备等一次设备的实测参数，花伏发电站模型及参数等.
7.3图纸资料管理规定
7. 3. 1工程投产前3个冃，工程组织方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 粮定计算单位，「•程投产前15个工作口提洪保护裝置定值清单、装置说明书、软件版本等，
7.3.2工程项H投产后的3个月内，工程组织方鱼责向运有单位提棋与保护设备相符的竣工图纸及电 子版（可燧改〉图纸.
7,4 定值单管理
7.4. 1整定计算应保留中间计算过程（整定书｝,整定书应妥善保管，以便日常运行或事故处理时核対，
12
整定计算结朿后，需经专人全面复核，以谋证整定计算的原则合理，定值计算正确。编制定值通知单时 疵注明定值单编号、编发日期、限定执行日期和作废的定值通知单爺.
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、窟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裝置定值并履行定值核対手续，同时在整定革上 見录核对人员姓名、核对日期。
7.44定值通知单宣一式4份，其中下发定值通知单的部门自存1份、凋度1份、运行单位2份（现场 及继电慄护专业各t份）。
7.4.5有效定仿单与作废定值单应分别存放箸理.
咐景 A
i 33。kV由巍
诉*中*3帥耻府觥保护［ 也* 3即kV母线保护】I
俨峯忡33D心线踏保护\
4> 4" 330 kV^OMI
_罚卸顼¥鲜羅.' _.___________
主变零序保护】 主变零序保护I!.
故障录渡
牝 <加4>»35牌母籟保护 扣6加主变例护I
m kv汇集母线
訪恋无功补債成章装置
保护『故障幕波
35 kVTOW
*零序电流保护
忙:集墟路，* •担集我關
I光状覆电于哮j—
I光状寅电子阵I—
站用变
护，故障录触
队‘学线舜护
F季序电訛保护
部歆电子阵 开政晒
I宜新时I直流柜I
I光状专电于阵口
I光供发电亍阵|~」
光状发电子阵升床变氐蓦示意图
中糖人民共和圍
国家标准
光伏发电站绿电保护技术规范
GB/T 3290^2016
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中国标淮出版社出版樓行
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