储能电站二次初设说明范本
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2025-01-17
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第五章二次部分
5.1 系统继电保护
根据 GB50062-2017《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及
GB/T14285-20023《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本站保护配
置如下：
（1）220kV 线路保护
本工程在储能电站 220kV 送出线按双重化配置 2套纵联电流差动主保护，
并配置三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、二段式零序保护、独立的
反时限零序保护，具有选相功能的零差保护作为后备保护以及重合闸功能。根
据通信专业提供的通道安排，两路保护通道均采用专用光纤芯方式，专用 4芯，
备用 4芯。线路保护选型应与 220kV 线路侧保持一致。
（2）220kV 母线保护
升压站 220kV 采用线变组接线，不需要配置母线保护。
（3）断路器失灵保护
升压站配置 1套220kV 断路器失灵保护，当 220kV 断路器拒动时，由断路
器失灵保护启动跳 220kV 并网线路。
（4）防孤岛保护
为防止储能电站非计划性的脱离主网独立运行，在储能电站 220kV 出线装
设1套防孤岛装置，装置具有过电压、低电压、频率过高、频率过低、逆功率、
外部联跳、频率突变等保护功能，接入 220kV 出线的电流、电压量，保护动作
跳开 220kV 出线断路器。
防孤岛保护配置要求如下：
1）低频保护：频率在 35HZ-65HZ 之间时且曾经在低频值以上时低频保护
才能启动，低频保护动作 200ms 后立即返回。
2）过频保护：当频率高于定值时保护启动。
3）低压保护：当电压低于定值时动作。
4）过压保护：当电压高于定值时动作。
5）联跳：支持变电站侧联跳，即当收到变电站侧联跳命令时延时开出跳闸
出口，切本站的并网开关。
6）频率突变：当频率波动值超过所设定值时，保护动作。
（5）保护及故障录波
储能电站配置 1面220kV 线路及主变故障录波器柜，用于 220kV 线路、主
变间隔断路器、35kV 间隔断路器等设备录波。录波信息通过调度数据网分别上
传当地调度录波主站，并应满足接入调度双平面的要求，满足二次系统安全防
护的要求。
（6）同期并网
根据 NB/T33015-2014，储能站应具有自动同期功能（由监控系统实现），
启动时与并网点的电压、频率和相位偏差应符合 JB/T3950 的规定，且不应引起
并网点的电能质量超出 GB/T12326、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543 对电
压偏差、电压波动和闪变、谐波以及三相电压不平衡规定的范围。
为了实现同期并网功能，220kV 并网线路配置电压 PT，用于检同期重合闸。
5.2 电站继电保护
（1）电站控制方式
储能电站采用一套综合自动化系统，实现控制、监视、测量，并具备遥信、
遥测、遥调、遥控等远动功能。电站综合自动化系统采用双机双网冗余配置，
以太网连接，由站控层，间隔层和网络设备构成，并应采用分层、分布、开放
式网络系统实现连接。
电站综合自动化系统能够实现多个储能单元的协调控制，并根据其定位实
现削峰填谷、系统调频、无功支撑、电能质量治理、新能源功率平滑输出等控
制策略。与电池管理系统、功率变换系统通讯应快速、可靠，通讯规约可采用
IEC61850、ModbusTCP/IP 等。
电站综合自动化系统配置时钟同步系统，双北斗双机冗余配置，同步脉冲
输出接口及数字接口已更满足系统配置要求。
（2）电站保护配置
1)220kV 主变压器保护
主变压器微机保护按 2套主保护、1套非电量保护配置，后备保护带操作箱
功能。
主保护
纵联差动保护：包括差动速断、比率差动保护，保护变压器绕组及其引出
线的相间短路故障，保护动作跳开变压器各侧断路器。
非电量保护：包括本体轻/重瓦斯保护、有载重瓦斯、压力释放、油温升高/
过高、绕组温度升高/过高、油位异常保护等，保护动作于跳闸和发信。
复合电压闭锁过流保护：保护为二段式，第一段带方向，方向可整定，设
两个时限。第二段不带方向，保护动作跳开主变压器各侧断路器。
零序过流保护：保护为二段式，第一段带方向，方向可整定，设两个时限。
第二段不带方向，保护动作跳开主变压器各侧断路器。
中性点间隙零序电流保护：延时跳开主变压器各侧断路器。
中性点零序电压保护：延时跳开主变压器各侧断路器。
过负荷保护：动作于发信号。
时限速断过流保护：经短延时跳开本侧断路器。
复合电压闭锁过流保护：第一时限跳开本侧断路器，第二时限跳开主变压
器各侧断路器。
过负荷保护：动作于发信号。
零序电压保护：动作于发信号。
35kV 开关保护采用微机型保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。
400V 系统馈线保护采用断路器开关脱扣器，装设于 PC 柜。
2)35kV 母线保护
储能电站 35kV 母线配置 1套母差保护，具备母差保护、充电保护等功能。
3)35kV 储能线路保护
电流速断保护，瞬时动作于跳闸；电压闭锁电流速断，带时限动作于跳
闸；过电流保护，带时限动作于跳闸；零序电流保护，带时限动作于跳闸。
（3）电池本体保护
电池本体的保护主要由电池管理系统（BMS）实现。BMS 应全面监测电池
的运行状态，包括电压、电流、温度、荷电状态（SOC）等，故障时发出告警
信号。BMS 具备过压保护、欠压保护、过流保护、过温保护和直流绝缘监测等
功能。BMS 应支持 DL/T634.5104 或DL/T860 通信，配合 PCS 及计算机监控系
统完成储能单元的监控及保护。
（4）储能变流器（PCS）保护
储能变流器（PCS）保护配置见表 5.2-1。
表5.2-1 储能变流器（PCS）保护配置
分类保护配置
本体保护 功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障
直流侧保护 直流过压/欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护
交流侧保护
交流过压/欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进
线相序错误保护、电网电压不平衡度保护、输出直流分量超
标保护、输出直流谐波超标保护、防孤岛保护
其他保护 冷却系统故障保护、通信故障保护
PCS 具备低电压穿越和电网适应性功能。PCS 支持 DL/T634.5104 或DL/
T860 通信，能配合计算机监控系统及电池管理系统完成储能单元的监控及保护。
（5）PCS 升压变保护
PCS 升压变保护配置有相电流速断保护、复压过流保护、过负荷保护、绕
组温度保护等。
（6）站用电保护配置
站用电保护具体有如下配置：相电流速断保护、高压侧过流保护、不平衡
保护（反时限负序电流保护）、高压侧接地保护（高压侧定时限零序过流保
护）、低压侧接地保护（低压侧零序过流保护）、过负荷跳闸、过负荷报警、
温度等非电量保护（开关量输入）、独立的操作回路和防跳回路、故障录波等。
5.3 系统调度自动化
本工程调度自动化方案为暂定为，本储能站储能系统及并网线路由河北省
调直调，站内实时信息按要求送河北省调和石家庄地调，最终以接入系统审批
意见为准。
（1）远动系统
电站远动终端设备与综合自动化系统统一考虑，实现遥测、遥调、遥控和
遥信功能。实现升压站和储能电池的监测、控制、能量管理、统计分析、电站
控制，集成系统远动功能，并根据其功能定位实现削峰填谷、系统调频、无功
支撑等控制策略。计算机监控系统分为站控层和间隔层。站控层包括监控主机、
数据服务器、数据通信网关机等设备；间隔层包括就地监控装置、测控装置等
设备。
本工程配置 2台远动主机，具备双机切换功能。远动信息量直采直送由远
动工作站传送。远动工作站应满足电网调度实时性、安全性、可靠性及通信方
式和通信规约等要求，具有专线传输和网络传输接口，能够以不同规约向各级
调度传送实时远动信息。
远动工作站采用站用直流供电，两套远动工作站电源宜取自不同的直流母
线段或蓄电池。
（2）调度数据网接入
本站为电网侧储能电站，根据 Q/GDW10111-03-002-2018《储能电站自动化
系统接入配置技术规范》，本变电站信息主备通道传送方式为双平面数据网方
式，规约为DL/T634.5104-2002。
第一平面数据网设备接入市级接入网，第二平面数据网设备接入省级接入
网。
（3）远动信息采集
1）常规远动信息由监控系统的测控装置采集，通过数据处理及通信装置或
远动装置向调度端传送。
2）电能量信息由各间隔对应电能表采集，通过电能量远方终端向调度端传
送。
3）相量信息由同步相量测量装置（PMU）采集并向调度端传送。
4）保护报文信息由保护装置等采集，通过数据处理及通信装置向调度端传
送。
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第五章二次部分5.1系统继电保护根据GB50062-2017《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及GB/T14285-20023《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本站保护配置如下：（1）220kV线路保护本工程在储能电站220kV送出线按双重化配置2套纵联电流差动主保护，并配置三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、二段式零序保护、独立的反时限零序保护，具有选相功能的零差保护作为后备保护以及重合闸功能。根据通信专业提供的通道安排，两路保护通道均采用专用光纤芯方式，专用4芯，备用4芯。线路保护选型应与220kV线路侧保持一致。（2）220kV母线保护升压站220kV采用线变组接线...
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