风电场整定计算说明
风电场一般由进线、升压变、35kV母线、集电线路、接地变、SVG无功补偿装置、站用变、箱变、风机发电机.所涉及到的电压风机一般有主变高压侧(220kV、110kV)，主变低压侧（35kV），SVG连接变低压侧（10kV），箱变低压侧（690V），站用变低压侧（0。4kV). 一般风电场一次接线图如下所示:
整定计算依据：
DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》 DL/T 584-2007《3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规范》
GB 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》
保护装置厂家说明书、设备参数和电气设计图纸
整定计算参考资料：
《大型发电机组继电保护整定计算与运行技术》高春如
《发电厂继电保护整定计算及其运行技术》许正亚
《宁夏电网2015年继电保护整定方案及运行说明》
关于风电场继电保护整定计算与核算，由于目前风电机组短路电流计算模型尚不成熟，现阶段在保护定值计算中都将将风电场当做负荷对待.随着风电、光伏对系统的影响越来越大，因此在电网设备选择、校验和继电保护配置整定时，应该考虑风电对故障时短路电流的影响，为此特制定以下原则： 1 风电场输电线保护整定原则：
风电场输电线：指系统与风电场升压变压器高压侧母线连接的输电线路
1.1配置：风电场输电线应为光差保护配置。
在线销售系统整定原则：与其它同电压等级的常规输电线路保护整定原则相同。
1。2 主保护：
两侧主保护正常投入；
1。3 后备保护:
1。3。1 系统侧:
后备保护均投入并带方向；方向由母线指向线路，整定原则按照相应规程执行。
1。3。2 风电场侧110kV 及以上线路：
单回线零序电流保护、距离后备保护考虑与系统侧其它110kV 馈线适当配合后可投入运行，零序I段退出运行，距离I 段可投入，整定原则按照相应规程执行。双馈式异步发电机的暂态波形含有非工频的衰减交流分量，导致距离元件、相突变量方向元件及选相元件等工作不正常，使距离I 段保护会超范围动作，建议以双馈式异步发电机为主的风电场送出线路距离I 段退出运行.电容液位
双回线整定原则同系统双回并列短线路负荷侧后备保护整定原则，零序I 段退出。1.3。3 风电场侧35kV 线路：
速断保护退出；投入限时速断及过电流保护，不带方向，按与风电场升压变高压侧过流保护配合.
1。4 重合闸：
两侧均投入。一侧无电压检定，另一侧同期检定.对未配置线路抽取PT 的，尽快完善设备，以实现有条件重合闸方式。没完善前可暂时退出重合闸.
2 风电场升压变保护整定原则：
风电场升压变：指接入各台风机组的汇集线与系统之间配置的两卷或三卷变压器
2。1 配置：
变压器差动保护；两段式过电流保护，可带方向.
2.1.1 主保护整定原则：
差动保护整定原则按照整定规程整定；
2.1.2 高压侧后备保护:
一段带方向，方向由高压母线指向变压器，考虑与变压器低压侧带方向段过流配合；一段不带方向，作为变压器的总后备，考虑与高压侧出线、低压侧不带方向过流配合，保证升压变低压母线故障时灵敏度≥1。2;
零序保护应作为系统的后备保护，由调度下发。根据《3kV~110kV电网继电保护装置运行规程》DLT584-2007；对于风电等新能源中的主变等与电网配合有关的电力变压器，中性点直接接地的变压
器零序电流保护主要作为变压器内部、接地系统母线和线路接地故障的后备保护，一般由两段零序电流保护组成.
变压器零序电流保护中，应有对本侧母线接地故障灵敏度系数不小于1。5的保护段。
对于单侧中性点直接接地变压器的零序电流I段电流定值，按保母线有1。5灵敏度系数整定，动作时间与线路零序电流I段或II段配合，动作后跳母联断路器，如有第二时间，则可跳本侧断路器.
零序电流II段电流和时间定值应与线路零序电流保护最末一段配合，动作后跳变压器各侧断路器，如有两段时间，动作后以较短时间跳本侧(或母联断路器)，以较长时间跳变压器各侧断路器。
2.1。3 低压侧后备保护：
一段带方向，方向由变压器指向低压母线，考虑与低压侧出线的速断或限时速断配合,
保证变压器低压母线有足够灵敏度≥1.5；一段不带方向，作为变压器的低压侧出线后备，考虑与低压侧出线过流配合，保证低压侧最长出线末端故障时有足够灵敏度≥1。2。
3 风电场汇集线保护整定原则：
风电场汇集线：指各风机经箱变与风电场升压变压器连接的线路
3.1 配置:
电流速断保护、限时速断保护、过电流保护，可带方向、零序过电流保护。
3.2 速断整定原则:
速动段，电流定值按躲过汇集线箱变投运过程中可能出现的最大励磁涌流整定，至最远风机箱变高压侧灵敏度≥1。2，带方向，方向由母线指向线路。（如实际运行中按至最远风机箱变高压侧满足灵敏度要求整定躲不过最大励磁涌流，则调整定值，由限速段完成全线快速切除故障需求，延时可整定为0。2S）.
3。3 限时速断:
按至最远风机箱变低压侧灵敏度≥1.2 整定，延时不大于0.3S，如躲不过所有风机满发时的最大负荷电流，可将该段带方向，方向由母线指向线路，定值不再考虑躲最大负荷电流。
3.4 过电流:
按躲过风电场实际最大负荷电流整定，并满足至最远风机箱变低压侧灵敏度≥1.2 整定，可不带方向。（如箱变阻抗参数大，按保灵敏度整定如躲不过最大负荷电流，应优先考虑躲负荷原则，不考虑作箱变低压侧故障远后备功能。）
3.5 零序过电流保护
按保证35kV母线系统单相接地有足够的灵敏度整的，灵敏度系数≥2，并躲过集电线电缆电容电流，不带方向，延时0。2s。
3。6 重合闸：重合闸功能退出。
4 风电场接地变保护整定原则：
风电场接地变：指风电场升压变压器低压母线所带的接地变压器。
4。1 配置:
电流速断保护、过电流保护，零序过电流保护
4.2 速断整定原则：
速动段，电流定值按躲过接地变投运时最大的励磁涌流整定，并考虑躲过35kV系统接地故障时的相电流，要求接地变高压侧出口短路灵敏度≥1.2，不带方向，延时0s。(如接地变兼站用变，带低压绕组应保证选择性，考虑躲过变压器低压侧最大三相短路电流整定）
4。3 过电流整定原则：
按躲过接地变压器高压侧额定电流整定，动作时间0。3s。（如35kV系统单相接地时，流过接地变相电流较大时，大于过电流定值，则动作时间应与零序保护动作时间配合整定）4.4 零序过电流整定原则：
按保证35kV母线系统单相接地有足够的灵敏度整的，灵敏度系数≥2，并与相邻设备零序过电流保护定值配合，不带方向，延时与相邻设备零序动作时间配合整定。太阳能充电背包
4。5 特殊说明
对于风电场35kV系统不允许无接地点运行，及接地变所有保护出口均联跳升压变低压侧断路器。
5 站用变、SVG变保护整定原则：
按同电压等级普通变压器整定。零序保护按集电线零序保护整定。
5。1 配置：
电流速断保护、过电流保护，零序过电流保护，SVG连接变可配置差动保护。
5.2 速断整定原则:
速动段，电流定值按躲过接地变投运时最大的励磁涌流整定，为保证选择性，按躲过变压器低压侧最大三相短路电流整定，要求接地变高压侧出口短路灵敏度≥1。2，不带方向，延时0s.
5。3 过电流整定原则：
按躲过接地变压器高压侧额定电流整定，动作时间考虑与下级脱扣器短延时时间配合，0。3s~0.5s。
3。5 零序过电流保护
按保证35kV母线系统单相接地有足够的灵敏度整的，灵敏度系数≥2，并躲过集电线电缆电容电流，不带方向，延时0.2s。
6 电容器整定原则：
电容器：风电场35kV无功补偿装置.
6。1 配置:
延时电流速断保护、过电流保护，零序过电流保护，电压保护，不平衡保护。
6。2 延时电流速断保护
延时速断保护电流定值按电容器端部引线故障时有足够的灵敏度整定，一般整定为3～5倍电容器组额定电流。保证电容器端部引出线发生故障时灵敏度不小于2校验。
动作时间，考虑电容器投入过渡过程的影响，延时速断保护动作时间一般整定为0。1~0.15s，跳闸。
6。3 过电流保护
动作电流，过电流保护电流定子应可靠躲过电容器组额定电流，一般整定为1。5~2倍额定电流.
动作时间，保护动作时间一般整定为0.3～1s.
6。4 过电压保护
为防止系统过电压造成电容器损坏，设置了过电压保护。
过电压保护定值应按电容器端电压不长时间超过1.1倍电容器额定电压的原则整定。
过电压保护动作时间应在1min以内。可根据实际情况选择跳闸或发信。
6。5 低电压保护
低电压定值应能在电容器所接母线失压后可靠动作，而在母线电压恢复正常后可靠返回，如该母线作为备用电源自投装置的工作电源，则低电压定值还应高于备自投装置的低电压元件定值，一般整定为0。2～0。5倍额定电压。
低电压保护动作时间与本侧出线后备保护延时电流速断段时间配合。
低压电流闭锁宜投入，闭锁值建议取0.1In（In为CT二次额定值）
6.6 零序过电流保护
可参见电动机单相接地保护部分.
6。7 不平衡保护
电容器组正常运行时的不平衡电压应满足厂家要求和安装规程的规定。
不平衡电压（差压、电流）：按厂家提供的数据整定。
时间建议取0。1～0.2s。
6 箱变脱扣器低压侧整定原则：
箱变低压侧脱扣器无具体依据，全部按经验值整定。
6。1 配置：
瞬时、长延时、短延时、接地保护;雷达信号
6。1 瞬时
按5倍额定电流整定。
6.2长延时
按箱变低压侧额定电流的1.1倍考虑，时间根据脱扣器内部逻辑确定。
6。3短延时
按3倍额定电流整定，动作时间0。2s，与集电线II段过流反配合。
6。4接地保护
按躲过最大不平衡电流整定，考虑为0.5倍额定电流，动作时间按躲过不平衡时间，取0.2s。
各设备保护范围说明：
1.集电线保护
过流I段（速断段)加方向：保护范围伸到最远箱变高压侧；1.5倍灵敏度.
过流II段加方向：保护范围伸到最远箱变低压侧；1.5倍灵敏度.
过流III段不加方向：保护范围比II段略小，保集电线与系统。
零序保护，保护范围集电线全厂.
2.接地变保护
过流I段（速断段）：过流II段：保护范围伸到整个接地变。
零序保护，作为35kV其他设备的后备保护，保整个35kV系统。
3.站用变、SVG连接变保护
过流I段（速断段）：保变压器一部分，对高压侧出口有足够灵敏度。
过流II段：保护范围伸到整个变压器.
零序保护，保变压器
4.主变低后备
过流I段加方向，保护范围变压器低压母线有足够灵敏度≥1。5；
过流II段不带方向，加复压闭锁，作为变压器的低压侧出线后备，保证低压侧最长出线末端故障时有足够灵敏度≥1.2。
5.高压侧后备保护：
过流I段加方向，保护范围变压器低压母线有足够灵敏度≥1.5;
过流II段无方向，加复压闭锁，作为变压器的总后备，保证升压变低压母线故障时灵敏度≥1.2;
特别说明:
闪蒸温度1、集电线保护要对箱变低压故障有足够灵敏度，灵敏度系数≥1.2，一般可
取1.5倍灵敏度。由于短路电流较小，此定值躲不过负荷电流，必须加方
向闭锁，指向线路。
2、35kV系统不允许无接地点运行，所以接地变所有保护均联跳主变低压侧
断路器。
3、接地变过流I段、II段，定值较小，一般躲不过单相接地故障时流过接地变
的相电流，过流I段应调整定值躲过单相接地故障时流过接地变的相电
流，动作时间0s，过流II段动作时间应与零序动作时间配合整定。光固化打印
4、主变保护装置高低后备可投两段复压过流保护的,I段加方向不投复压，II
段不加方向，经复压闭锁；如装置仅能实现一段过流保护，则投入复压
过流II段的定值，不加方向，做总后备。
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