《柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定技術(shù)規(guī)范》

ICS29.240

CCSK45

T/CEC

中國電力企業(yè)聯(lián)合會標(biāo)準(zhǔn)

T/CECXXXX—XXXX

柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整

定技術(shù)規(guī)范

Technicalspecificationforrenewableenergystationprotecionsetting

connectedtoHVDCtransmissionsystembasedonVSC

（征求意見稿）

（在提交反饋意見時，請將您知道的相關(guān)專利連同支持性文件一并附上）

2022-XX-XX發(fā)布2022-XX-XX實施

中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布

T/CECXXXXX—202X

目次

目次.............................................................................I

前言............................................................................II

引言.............................................................................1

柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定技術(shù)規(guī)范.......................................2

1范圍...............................................................................2

2規(guī)范性引用文件.....................................................................2

3術(shù)語和定義.........................................................................2

4總則...............................................................................3

5系統(tǒng)建模與故障仿真.................................................................4

6定值整定與校核.....................................................................5

7定值適應(yīng)性試驗.....................................................................8

附錄A（資料性）柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站典型接線.............................10

附錄B（資料性）交流并網(wǎng)線路縱聯(lián)電流差動保護(hù)靈敏度校核算例.....................11

附錄C（資料性）柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站報告模板.............................13

附錄D（資料性）柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站故障仿真典型故障設(shè)置.................16

I

T/CECXXXXX—202X

柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定技術(shù)規(guī)范

1范圍

本文件規(guī)定了柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算原則和方法。

本文件適用于經(jīng)35千伏及以上電壓等級交流線路接入柔性直流輸電系統(tǒng)的新能源場站。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文

件，僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用

于本文件。

GB/T14285繼電保護(hù)及安全自動裝置技術(shù)規(guī)程

GB/T13498高壓直流輸電術(shù)語

GB/T32900光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范

DL/T559220kV～750kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程

DL/T5843kV～110kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程

DL/T1193柔性輸電術(shù)語

DL/T1631并網(wǎng)風(fēng)電場繼電保護(hù)配置及整定技術(shù)規(guī)范

T/CEC××繼電保護(hù)整定計算用新能源場站建模導(dǎo)則

3術(shù)語和定義

GB/T14285、GB/T13498、GB/T32900、DL/T1631及DL/T1193界定的以及下列術(shù)語和定義適用于

本文件。

3.1

柔性直流輸電系統(tǒng)directcurrenttransmissionsystembasedonvoltagesourceconverter

采用電壓源換流器的直流輸電系統(tǒng)。

3.2

柔性直流孤島islanddividedbyVSCHVDC

由柔性直流輸電系統(tǒng)建立電壓和頻率的交流輸電系統(tǒng)。

3.3

新能源場站renewableenergystation

集中式接入電力系統(tǒng)的風(fēng)電場或光伏發(fā)電站。

3.4

2

T/CECXXXXX—202X

交流并網(wǎng)線路ACtransmissionlineofrenewableenergystation

從新能源場站并網(wǎng)點(diǎn)至上級場站母線的交流輸電線路。

3.5

實時仿真系統(tǒng)realtimesimulationsystem

與自然世界實際物理過程推進(jìn)速度一致的仿真系統(tǒng)。

3.6

離線仿真系統(tǒng)offlinesimulationsystem

應(yīng)用計算機(jī)進(jìn)行仿真計算，且仿真速度與實際物理動態(tài)過程不同的仿真系統(tǒng)。

4總則

4.1本文件是柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算應(yīng)遵守的基本原則、方法和要求。柔性

直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站典型接線示意圖參見附錄A。

4.2柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算應(yīng)以保證柔性直流輸電系統(tǒng)和新能源場站安全穩(wěn)

定運(yùn)行為根本目標(biāo)，統(tǒng)籌考慮各保護(hù)間的配合，滿足速動性、靈敏性、可靠性、選擇性的要求。

4.3柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算應(yīng)充分考慮柔性直流輸電系統(tǒng)和新能源場站不同

運(yùn)行方式。由于電網(wǎng)方式、裝置性能等原因，繼電保護(hù)整定計算不能同時兼顧速動性、靈敏性、選擇性

要求時，應(yīng)在整定時進(jìn)行合理取舍，優(yōu)先考慮靈敏性，并遵守“局部電網(wǎng)服從整個電網(wǎng)；下一級電網(wǎng)服

從上一級電網(wǎng)；局部問題自行處理；盡量照顧局部電網(wǎng)和下一級電網(wǎng)需求”的原則。

4.4柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算應(yīng)采用電磁暫態(tài)仿真方法，在理論模型具備條件

時也可采用穩(wěn)態(tài)短路計算方法。采用電磁暫態(tài)仿真方法的繼電保護(hù)整定計算包括系統(tǒng)建模、故障仿真、

定值整定與校核、定值適應(yīng)性試驗等環(huán)節(jié)，計算過程如圖1所示。

圖1柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算示意圖

4.5柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站應(yīng)分析繼電保護(hù)適應(yīng)性，并網(wǎng)前向調(diào)控機(jī)構(gòu)提交電磁暫態(tài)故障仿真

報告、繼電保護(hù)定值整定與校核報告、繼電保護(hù)定值適應(yīng)性試驗報告，報告模板參見附錄C。

4.6柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算應(yīng)考慮柔直換流器、新能源機(jī)組對短路電流的影

響。

3

T/CECXXXXX—202X

4.7系統(tǒng)仿真模型中的一、二次設(shè)備模型及參數(shù)應(yīng)與工程實際保持一致。

4.8柔性直流孤島交流側(cè)故障時，換流站控制保護(hù)系統(tǒng)應(yīng)保持柔性直流輸電系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行，避免因交

流側(cè)故障導(dǎo)致直流閉鎖；直流側(cè)故障時，換流站控制保護(hù)系統(tǒng)應(yīng)起到快速控制和調(diào)節(jié)作用，及時切除故

障，交流系統(tǒng)保護(hù)不應(yīng)越級動作。

4.9柔性直流換流站、新能源場站電壓互感器和電流互感器的配置、選型、變比應(yīng)滿足保護(hù)性能的要

求，整定時應(yīng)考慮互感器精度、飽和等因素的影響。

5系統(tǒng)建模與故障仿真

5.1仿真系統(tǒng)

5.1.1柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)整定計算仿真系統(tǒng)應(yīng)能模擬工程現(xiàn)場柔性直流輸電系統(tǒng)

和新能源場站的運(yùn)行環(huán)境及運(yùn)行特性，具備模擬各類短路、開路等典型故障的能力，可采用實時仿真系

統(tǒng)，也可采用離線仿真系統(tǒng)。

5.1.2實時仿真系統(tǒng)應(yīng)通過與主設(shè)備控制保護(hù)系統(tǒng)實時交互進(jìn)行電磁暫態(tài)仿真，模擬柔性直流輸電系

統(tǒng)及新能源場站實際控制性能與保護(hù)動作特性。

5.1.3離線仿真系統(tǒng)應(yīng)具備構(gòu)建柔性直流換流器、新能源機(jī)組等主設(shè)備控制保護(hù)系統(tǒng)模型及參數(shù)的能

力，通過離線方法進(jìn)行電磁暫態(tài)仿真，模擬柔性直流輸電系統(tǒng)及新能源場站實際控制性能與保護(hù)動作特

性。

5.2仿真建模

5.2.1系統(tǒng)仿真建模應(yīng)包括柔性直流輸電系統(tǒng)、新能源場站、交流并網(wǎng)線路的主要設(shè)備電氣參數(shù)、控

制參數(shù)及控制保護(hù)策略。其中主要設(shè)備電氣參數(shù)應(yīng)采用實測參數(shù)，控制參數(shù)及控制保護(hù)策略應(yīng)與工程實

際保持一致。

5.2.2采用硬件在環(huán)仿真時，柔性直流控制保護(hù)裝置、新能源機(jī)組控制器型號及版本應(yīng)與工程實際保

持一致。采用全數(shù)字模型仿真時，控制保護(hù)策略、參數(shù)應(yīng)與工程實際保持一致。

5.2.3新能源場站應(yīng)提供交流線路、變壓器參數(shù)，風(fēng)電機(jī)組、光伏發(fā)電單元、儲能、無功補(bǔ)償裝置參

數(shù)及控制系統(tǒng)模型，用于柔性直流輸電系統(tǒng)及新能源場站電磁暫態(tài)仿真建模。

5.2.4同一新能源場站或者經(jīng)同一高壓匯集母線送出的新能源場站內(nèi)，具備相同模型和參數(shù)的新能源

機(jī)組可以用單臺機(jī)組進(jìn)行等值，并應(yīng)考慮線路阻抗、變壓器阻抗、與故障點(diǎn)的電氣距離等因素對故障電

壓和短路電流的影響。不同型號、不同參數(shù)的新能源機(jī)組應(yīng)分別進(jìn)行等值。

5.2.5對柔性直流輸電系統(tǒng)及新能源場站的主回路和換流器的仿真可采用大小步長相結(jié)合的方法，主

回路部分的仿真步長宜控制在50μs以內(nèi)，換流器部分的仿真步長宜控制在5μs以內(nèi)。

5.3故障仿真

5.3.1故障仿真應(yīng)考慮柔性直流輸電系統(tǒng)可能出現(xiàn)的各種運(yùn)行方式及新能源場站可能出現(xiàn)的典型開機(jī)

方式及出力，至少包含新能源機(jī)組全停、機(jī)組全開等方式，并充分考慮新能源場站運(yùn)行特點(diǎn)。

5.3.2故障仿真應(yīng)考慮柔性直流換流站及新能源場站變壓器接地方式對零序電流的影響。

5.3.3故障點(diǎn)設(shè)置應(yīng)考慮線路保護(hù)、母線保護(hù)、變壓器保護(hù)的區(qū)內(nèi)及區(qū)外故障，其中交流并網(wǎng)線路區(qū)

內(nèi)應(yīng)至少考慮線路兩端及中點(diǎn)三個故障點(diǎn)。故障類型應(yīng)包括單相接地短路、相間短路、三相短路、兩相

短路接地，并應(yīng)考慮過渡電阻的影響，過渡電阻大小參照DL/T559。典型故障設(shè)置示例參見附錄D。

5.3.4對于投入重合閘功能的交流并網(wǎng)線路，應(yīng)對線路重合于故障的情況進(jìn)行仿真分析。

5.3.5故障仿真應(yīng)考慮不同初始電壓相位角對暫態(tài)短路電流的影響，對同一故障點(diǎn)同一故障類型應(yīng)在

4

T/CECXXXXX—202X

0至180度區(qū)間均勻設(shè)置不少于4個初始電壓相位角進(jìn)行對比分析。

5.3.6故障仿真報告應(yīng)包含仿真模型及參數(shù)、系統(tǒng)接線及故障設(shè)置、系統(tǒng)運(yùn)行方式分析、故障邊界條

件分析、故障仿真結(jié)果分析、故障電流相位關(guān)系分析等內(nèi)容，并應(yīng)提供故障仿真波形文件，用于定值整

定及校核、定值適應(yīng)性試驗。波形文件宜采用COMTRADE文件格式。報告模板參見附錄C。

6定值整定與校核

6.1一般要求

6.1.1柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站應(yīng)根據(jù)電磁暫態(tài)仿真結(jié)果校核定值靈敏度，并分析繼電保護(hù)適應(yīng)

性。

6.1.2柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站母線、變壓器及交流并網(wǎng)線路均不得無主保護(hù)運(yùn)行。

6.1.3按照“強(qiáng)化主保護(hù)、簡化后備保護(hù)”的原則，在主保護(hù)配置完整且后備保護(hù)配合困難的前提下，

后備保護(hù)允許不完全配合。相間和接地故障的延時段保護(hù)應(yīng)保證靈敏性和選擇性要求。

6.1.4繼電保護(hù)整定計算應(yīng)考慮柔性直流換流器及新能源機(jī)組故障穿越特性對后備保護(hù)延時段的影

響。

6.1.5通過多級交流并網(wǎng)線路接入柔性直流輸電系統(tǒng)的新能源場站應(yīng)分析本場站對周邊系統(tǒng)短路電流

及保護(hù)適應(yīng)性的影響。

6.1.6繼電保護(hù)定值整定及校核報告應(yīng)包含系統(tǒng)接線及故障設(shè)置、差動保護(hù)適應(yīng)性分析、失靈保護(hù)適

應(yīng)性分析、距離保護(hù)適應(yīng)性分析、零序保護(hù)適應(yīng)性分析、變壓器復(fù)壓過流保護(hù)適應(yīng)性分析、充電過流保

護(hù)適應(yīng)性分析、保護(hù)推薦定值及靈敏度校核等內(nèi)容。

6.2交流并網(wǎng)線路保護(hù)

6.2.1縱聯(lián)電流差動保護(hù)靈敏度校核應(yīng)包括制動特性校核、分相差動定值靈敏度校核、零序差動定值

靈敏度校核。具體計算方法：

a)制動特性校核：計算不同故障類型下線路差動電流ICD與相應(yīng)制動電流Ires，在線路保護(hù)裝置制

動特性曲線上查找制動電流對應(yīng)的動作電流Iop，則靈敏系數(shù)Ksen按照公式（1）計算，要求Ksen

應(yīng)大于1。

=

KIIsenCD/op......................................(1)

式中：

Ksen—靈敏系數(shù)；

ICD—不同故障類型下線路差動電流；

Iop—制動特性曲線上差動制動電流對應(yīng)的動作電流。

b)分相差動高定值ICDDZI靈敏度校核：計算不同故障類型下線路差動電流ICD大于分相差動電流定

值ICDDZ的故障持續(xù)時間ΔtCDI，要求ΔtCDI大于保護(hù)裝置可靠動作時間。

c)分相差動低定值ICDDZII靈敏度校核：以保護(hù)裝置動作延時為時間窗ΔtCDII，以故障電流最大時刻

’

為起點(diǎn)，沿故障電流曲線兩側(cè)取ΔtCDII時間內(nèi)故障電流最小值ICD，則靈敏系數(shù)Ksen按照公式

（2）計算，要求Ksen應(yīng)不小于2。

='....................................(2)

KIIsenCDCDDZII

式中：

Ksen—靈敏系數(shù)；

5

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’

ICD—ΔtCDII時間窗內(nèi)故障電流最小值；

ICDDZII—分相差動保護(hù)低定值。

交流并網(wǎng)線路縱聯(lián)電流差動保護(hù)靈敏度校核算例及電流波形曲線參見附錄B。

d)零差定值ICDDZ0靈敏度校核：以保護(hù)裝置動作延時為時間窗ΔtCD0，以故障電流最大時刻為起點(diǎn)，

'

沿故障電流曲線兩側(cè)取ΔtCD0時間內(nèi)故障電流最小值ICD0，則靈敏系數(shù)Ksen按照公式（3）計算，

要求Ksen應(yīng)不小于2。

=′

KIIsenCD0/CDZD0....................................(3)

式中：

Ksen—靈敏系數(shù)；

'

ICD0—ΔtCD0時間窗內(nèi)故障電流最小值；

ICDDZ0—零序差動保護(hù)定值。

6.2.2對于投入重合閘功能的交流并網(wǎng)線路，應(yīng)校核線路重合于永久性故障差動保護(hù)定值靈敏度。

6.2.3零序過流保護(hù)是接地距離保護(hù)的補(bǔ)充，僅用作可靠切除高阻接地故障。對于多級串供的交流并

網(wǎng)線路，柔性直流側(cè)零序過流保護(hù)應(yīng)逐級配合。

6.2.4距離保護(hù)應(yīng)參照DL/T559、DL/T584的靈敏度要求進(jìn)行計算，并應(yīng)開展保護(hù)定值適應(yīng)性試驗進(jìn)

行校核。

6.3新能源場站元件保護(hù)

6.3.1母線差動保護(hù)

6.3.1.1母線差動保護(hù)靈敏度校核應(yīng)包括制動特性校核、常規(guī)比率差動保護(hù)定值校核。

a)制動特性校核：計算不同故障類型下母線差動電流ICD與相應(yīng)制動電流Ires，在母線保護(hù)裝置制

動特性曲線上查找制動電流對應(yīng)的動作電流IOP，則靈敏系數(shù)Ksen按照公式（4）計算，要求Ksen

應(yīng)大于1。

KII=/

senCDop（4）

式中：

Ksen—靈敏度系數(shù)；

ICD—不同故障類型下母線差動電流；

Iop—制動特性曲線上制動電流對應(yīng)的動作電流。

b)常規(guī)比率差動定值Icdzd靈敏度校核：以保護(hù)裝置動作延時為時間窗ΔtCD，以故障電流最大時刻

′

為起點(diǎn)，沿故障電流曲線兩側(cè)取ΔtCD時間內(nèi)故障電流最小值ICD，則靈敏系數(shù)Ksen按照公式（5）

計算，要求Ksen應(yīng)不小于2。

=′

KIIsenCD/cdzd（5）

式中：

Ksen—靈敏度系數(shù)；

’

ICD—ΔtCD時間窗內(nèi)故障電流最小值；

Icdzd—常規(guī)比率差動定值。

6.3.2變壓器保護(hù)

6.3.2.1變壓器差動保護(hù)靈敏度校核應(yīng)包括制動特性校核、穩(wěn)態(tài)比率差動保護(hù)定值靈敏度校核。

a)制動特性校核：計算不同故障類型下變壓器差動電流ICD與相應(yīng)制動電流Ires，在變壓器保護(hù)裝

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置制動特性曲線上查找制動電流對應(yīng)的動作電流IOP，則靈敏系數(shù)Ksen按照公式（6）計算，要

求Ksen應(yīng)大于1。

KII=/

senCDop（6）

式中：

Ksen—靈敏度系數(shù)；

ICD—不同故障類型下母線差動電流；

Iop—制動特性曲線上制動電流對應(yīng)的動作電流。

b)穩(wěn)態(tài)比率差動Icdzd靈敏度校核：以保護(hù)裝置動作延時為時間窗ΔtCD，以故障電流最大時刻為起

′

點(diǎn)，沿故障電流曲線兩側(cè)取ΔtCD時間內(nèi)故障電流最小值ICD，則靈敏系數(shù)Ksen按照公式（7）

計算，要求Ksen應(yīng)不小于1.5。

=′

KIIsenCD/cdzd（7）

式中：

Ksen—靈敏度系數(shù)；

’

ICD—ΔtCD時間窗內(nèi)故障電流最小值；

Icdzd—穩(wěn)態(tài)比率差動定值。

6.3.3斷路器失靈保護(hù)

6.3.3.1220千伏及以上電壓等級斷路器失靈保護(hù)靈敏度校核應(yīng)包括復(fù)壓閉鎖元件、電流判別元件定

值靈敏度校核。

a)復(fù)壓閉鎖元件校核：根據(jù)電磁暫態(tài)仿真結(jié)果選取線路發(fā)生金屬性短路時的最大故障相電壓U?、

最小故障零序電壓3U0、負(fù)序電壓U2，校核靈敏系數(shù)Ksen不小于1.3。

Ksen=Uslzd/U?

Ksen=3U0/U0slzd（8）

Ksen=U2/U2slzd

式中：

U?—相電壓

3U0—三倍零序電壓（自產(chǎn)）

U2—負(fù)序相電壓

Uslzd—低電壓閉鎖定值

U0slzd—零序電壓閉鎖定值

U2slzd—負(fù)序電壓閉鎖定值

b)失靈電流判別元件校核：根據(jù)電磁暫態(tài)仿真結(jié)果選取線路或變壓器發(fā)生故障時最小故障零序電

流I0、負(fù)序電流I2，選取變壓器發(fā)生故障時最小故障相電流Ik，校核靈敏系數(shù)Ksen不小于1.3。

Ksen=Ik.min/Isl

Ksen=3I0/I0slzd（9）

Ksen=I2/I2slzd

式中：

Ksen—靈敏度系數(shù)；

I0—最小故障零序電流

I2—最小故障負(fù)序電流

I0slzd—失靈零序電流定值

7

T/CECXXXXX—202X

I2slzd—失靈負(fù)序電流定值

6.3.4新能源場站其余繼電保護(hù)定值根據(jù)電磁暫態(tài)仿真結(jié)果參照DL/T559、DL/T584、DL/T1631進(jìn)

行定值整定和校核。

6.3.5定值整定及校核報告應(yīng)包含系統(tǒng)接線及保護(hù)配置、保護(hù)動作特性分析、保護(hù)定值靈敏度校核等

內(nèi)容，并應(yīng)提供推薦定值單，用于定值適應(yīng)性試驗。報告模板參見附錄C。

7定值適應(yīng)性試驗

7.1試驗環(huán)境

7.1.1柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站繼電保護(hù)應(yīng)進(jìn)行定值適應(yīng)性試驗，試驗平臺由具備電流、電壓和

信號輸出能力的測試設(shè)備及繼電保護(hù)裝置構(gòu)成，如圖2所示。

故障仿真波形文件保護(hù)分析推薦

Comtrade格式定值文件

測試設(shè)備繼電保護(hù)裝置

后臺控制軟件定值下裝軟件

電流、電壓、位置信號

測試設(shè)備繼電保護(hù)裝置

動作信號

試驗報告生成

圖2繼電保護(hù)定值適應(yīng)性試驗平臺示意圖

7.1.2定值適應(yīng)性試驗應(yīng)采用經(jīng)校準(zhǔn)合格并在有效使用期內(nèi)、具備波形回放功能的繼電保護(hù)試驗裝置

或?qū)崟r仿真設(shè)備。試驗裝置或?qū)崟r仿真設(shè)備的交流電流、電壓輸出范圍滿足回放波形輸出要求。

7.1.3定值適應(yīng)性試驗應(yīng)采用與工程現(xiàn)場同型號、同版本的繼電保護(hù)裝置。

7.2試驗項目

7.2.1定值適應(yīng)性試驗應(yīng)考察線路保護(hù)、母線保護(hù)、變壓器保護(hù)、斷路器失靈保護(hù)等裝置各種類型故

障時的動作行為。

7.2.2交流并網(wǎng)線路保護(hù)定值適應(yīng)性試驗應(yīng)考察線路區(qū)內(nèi)外故障時，差動保護(hù)、距離保護(hù)、重合閘等

功能動作行為。

7.2.3變壓器保護(hù)定值適應(yīng)性試驗應(yīng)考察變壓器區(qū)內(nèi)外故障時，差動速斷、縱差保護(hù)、過流保護(hù)、阻

抗保護(hù)等功能動作行為。

7.2.4母線保護(hù)定值適應(yīng)性試驗應(yīng)考察母線區(qū)內(nèi)外故障時差動保護(hù)、失靈保護(hù)動作行為。對于單獨(dú)配

置的斷路器失靈保護(hù)裝置，應(yīng)開展定值適應(yīng)性試驗，考察失靈保護(hù)、重合閘等功能動作行為。

7.2.5啟動方式下的充電過流保護(hù)應(yīng)進(jìn)行定值適應(yīng)性試驗。

7.3試驗報告

7.3.1試驗報告應(yīng)包含系統(tǒng)接線及故障設(shè)置、試驗定值、試驗項目及結(jié)果、試驗結(jié)論及建議等內(nèi)容。

7.3.2試驗報告應(yīng)記錄各類型故障時保護(hù)裝置啟動及動作過程中各相關(guān)元件的動作行為及時間，差動

保護(hù)動作時應(yīng)記錄動作報告中差動電流數(shù)值。

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7.3.3對動作異常的試驗項目應(yīng)分析原因并給出定值調(diào)整建議。

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附錄A

（資料性）

柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站典型接線

柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站典型接線如圖A.1所示，風(fēng)電場和光伏電站經(jīng)交流并網(wǎng)線路接入柔性

直流輸電系統(tǒng)。

換流站

35kV匯光伏電站220kV220kV母線

集母線高壓母線

柔性直流

光伏發(fā)匯集線主變220kV交流

電單元并網(wǎng)線路柔性直流換輸電系統(tǒng)

光伏電站流器

光伏發(fā)

換流變

電單元

35kV匯風(fēng)電場220kV

集母線高壓母線

風(fēng)電機(jī)匯集線主變220kV交流

組并網(wǎng)線路

風(fēng)電場

風(fēng)電機(jī)

組

匯集線主變220kV交流

風(fēng)電機(jī)并網(wǎng)線路

組

風(fēng)電機(jī)

組

風(fēng)電場35kV匯

集母線

圖A.1柔性直流聯(lián)網(wǎng)的新能源匯集站典型接線示意圖

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附錄B

（資料性）

交流并網(wǎng)線路縱聯(lián)電流差動保護(hù)靈敏度校核算例

B.1靈敏度計算方法

（1）相差高定值

靈敏度校核標(biāo)準(zhǔn)取3，計算故障發(fā)生后在此靈敏度之上的故障持續(xù)時間。

根據(jù)保護(hù)廠家提供的相差高定值原理說明，在滿足動作方程后6ms可以動作出口。

校驗保護(hù)靈敏度滿足要求的時間窗大于上述時間，即可保證相差高定值保護(hù)可靠動作。若靈敏度取

3的時間窗不滿足保護(hù)動作時間要求，計算滿足時間要求的靈敏度數(shù)值。

（2）相差低定值

以保護(hù)動作延時25ms為時間窗，記錄此時間窗內(nèi)保護(hù)靈敏度的最低值。

以保護(hù)動作后定值靈敏度最高值為起點(diǎn)，分別向兩側(cè)取時間窗滿足總時間等于上述時間窗要求，求

取此時間窗內(nèi)的定值靈敏度最小值，作為保護(hù)動作全時間內(nèi)靈敏度的最小值。

B.2靈敏度計算

以交流并網(wǎng)線路AB相金屬性相間短路故障為例。

圖B.1故障電流波形圖

圖B.2線路差動保護(hù)靈敏度

（1）根據(jù)故障短路電流數(shù)據(jù)，對相電流差動動作值低值進(jìn)行靈敏度統(tǒng)計。

表B.1全故障過程靈敏度最小值

故障類型保護(hù)AB相間短路

線路故障相差低值1.66

（2）靈敏度取3，計算故障發(fā)生后在此靈敏度之上的故障持續(xù)時間。

表B.2相差高值靈敏度時間窗

單位：msAB相間短路

線路故障4.48

（3）以各保護(hù)動作延時為時間窗，記錄此時間窗內(nèi)保護(hù)靈敏度的最低值。

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表B.3相差低值時間窗內(nèi)最低靈敏度

AB相間短路

線路故障相差低值廠家A2.67

（4）計算不滿足相差高值時間窗的情況下，滿足動作時間的故障靈敏度：

表B.4不滿足相差高值時間窗的靈敏度

故障點(diǎn)故障類型時間窗（ms）滿足動作時間的靈敏度

線路故障AB