运行值长继电保护相关知识及案例分析(王曲)

值长岗位培训讲义

主讲人:武民

邮箱:wumin265@联系电话期：2014-12-29继电保护相关知识及案例分析1目录4继电保护和安全自动装置的任务系统保护的典型配置与主要功能4发变组保护的典型配置与主要功能42135继电保护和安全自动装置投退管理标准与注意事项5涉网试验介绍

56案例分析

一名优秀的集控运行值长，必须掌握继电保护和安全自动装置的相关知识，以确保能与上级调度部门顺畅沟通，正确下达继电保护和安全自动装置的投、退指令，准确判断电气设备发生故障的类型和故障位置，快速进行事故处理和系统恢复。1

一、继电保护和安全自动装置在电力系统中的任务（1）当被保护的电力元件发生故障时，应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给距离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对电力元件本身的损坏，降低对电力系统安全供电的影响，并满足电力系统的某些特定要求（如保持电力系统的暂态稳定性等）。（2）反映电气设备的不正常工作情况，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同（例如有无经常值班人员）发出信号，以便值班人员进行处理，或由装置自动地进行调整，或将那些继续运行而会引起事故的电气设备予以切除。反应不正常工作情况的继电保护装置容许一定的延时动作。2继电保护在电力系统安全稳定

控制中所处的位置3继电保护的“四性”1、选择性：是当系统发生故障时，继电保护装置应该有选择的切除故障，以保证非故障部分继续运行，使停电范围尽量缩小。2、快速性：继电保护应以允许的可能最快速度动作于断路器跳闸，以断开故障或中止异常状态的发展。快速切除故障，可以提高电力系统并列运行的稳定性，减少电压降低的工作时间。3、灵敏性：是指继电保护装置对其保护范围内故障的反映能力，即继电保护装置对被保护设备可能发生的故障和不正常运行方式应能灵敏地感受并反映。上下级保护之间灵敏性必须配合，这也是保护选择性的条件之一。4、可靠性：是指发生了属于它应该动作的故障时，它能可靠动作，即不发生拒绝动作；而在任何其他不属于它动作的情况下，可靠不动作，即不发生误动。4继电保护的分类

（1）主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。（2）后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。后备保护可分为远后备和近后备两种方式。远后备：是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备。近后备：是由本电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护。

（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。5

二、发变组保护的典型配置、主要功能与案例分析

配置原则：对100MW及以上发电机变压器组，应装设双重主保护（非电量保护除外）。每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应。

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主流配置一：两套电量保护相同厂家、相同原理。按三面屏配置，其中两面保护屏各配置一套RCS-985电量保护，第三面保护屏配置一套RCS974非电量保护装置。主流配置二：两套电量保护不同厂家、不同原理。按三面屏配置，其中第一面保护屏配置一套RCS-985电量保护，第二面保护屏配置一套WFB-800电量保护，第三面保护屏配置一套RCS974（或WFB-804)非电量保护装置。7发变组保护配置图（一）8发变组保护配置图（二）91、发电机差动：对发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障，应装设纵联差动保护作为发电机的主保护。2、定子接地保护：通常指绕组对铁芯短路，故障点电流使铁芯局部熔化，修复困难。对100MW及以上的发电机，应装设保护区为100%的定子接地保护。基波零序电压保护发电机机端侧85-95%的定子绕组单相接地故障；三次谐波电压比率判据保护中性点侧25%的定子绕组单相接地故障。运行提示：基波零序电压保护投跳闸，三次谐波电压判据保护投信号事故案例：1）集团公司内发生过多起因发电机出口电压互感器一次绕组对地绝缘击穿造成定子接地保护动作跳机。

2）发电机封母受潮相导体对地放电造成定子接地保护动作跳机。10

3、定子绕组匝间保护：发电机定子绕组匝间短路，在短路环中产生很大短路电流，将损坏绝缘，可能发展成单相接地短路或相间短路故障。因为设计结构原因，发生匝间短路概率较低。对定子绕组为双星形接线、且中性点有六个引出端子的发电机，应装设零序电流型横差保护、不完全纵差保护。当定子绕组为星形接线，中性点只有三个引出端子时，也可装设专用的匝间短路保护。采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有负序方向闭锁元件。114、定子绕组过电压保护：用于保护发电机各种运行情况下引起的过电压。5、定子绕组过负荷保护：过负荷保护由定时限和反时限两部分组成，保护应能反应电流变化时定子绕组的热积累过程。6、转子表层(负序)过负荷保护：对不对称负荷、非全相运行及外部不对称短路引起的负序电流，100MW及以上A值小于10的发电机，应装设由定时限和反时限两部分组成的转子表层过负荷保护。保护应能反应电流变化时发电机转子的热积累过程。7、励磁绕组过负荷保护：对励磁系统故障或强励时间过长的励磁绕组过负荷，100MW及以上采用半导体励磁的发电机，应装设励磁绕组过负荷保护。128、失磁保护：发电机低励磁或失磁将从系统吸收大量无功功率，引起定子过电流；发电机可能失去同步进入异步运行；如果系统无功储备不足，将引起电压严重下降，威胁系统稳定运行。对励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障，应装设失磁保护。对汽轮发电机，失磁保护宜瞬时或短延时动作于信号，有条件的机组可进行励磁切换。失磁后母线电压低于系统允许值时，带时限动作于解列。当发电机母线电压低于保证厂用电稳定运行要求电压时，带时限动作于解列，并切换厂用电源。

运行提示：发电机进相运行时要特别加强对发电机无功功率的调整，进相深度与励磁调节器的低励限制要有一定裕度，防止因为低励限制失灵造成失磁保护动作跳机9、发电机过励磁保护：300MW及以上发电机，应装设过励磁保护（V/Hz）。保护装置可装设由低定值和高定值二部分组成的定时限过励磁保护或反时限过励磁保护。1310、励磁回路接地保护：励磁绕组一点接地时，未构成短路电流通路，对发电机无直接危害；当发展成两点接地时，短路电流将流过两接地点间转子铁芯，烧坏励磁绕组和转子铁芯并造成轴系磁化，转子磁通对称性被破坏，引起机组剧烈震动。转子一点接地保护反应发电机转子绕组对大轴绝缘电阻的下降，动作于报警，两点接地保护动作于停机。对于300MW及以上大型发电机的转子接地保护（如发电机仅设转子一点接地保护）应采用两段式转子一点接地保护方式，一段报信，二段跳闸。二段保护宜动作于程序跳闸。对旋转励磁的发电机宜装设一点接地故障定期检测装置。

运行提示：1、转子一点接地保护动作后针对不同厂家的设备手动或经延时自动投入两点接地保护。2、对于双重化保护正常运行只能投入一套转子一点接地保护。

3、反措建议发电机转子一点接地保护动作后经确认且无法处理应立即平稳停机。

4、转子一点接地频发在发电机转子滑环处，主要原因为积碳；励磁调节器至转子滑环的封母和引线也偶有发生。1411、发电机逆功率保护：发电机逆功率运行将导致汽轮机尾部叶片与剩余蒸汽摩擦过热以致损坏。对发电机变电动机运行的异常运行方式，200MW及以上的汽轮发电机，宜装设逆功率保护，带时限动作于信号，经汽轮机允许的逆功率时间延时动作于解列。

运行提示：在机组大联锁保护中，汽轮机跳闸必须通过程序逆功率保护联跳发电机，禁止直接联跳。12、发电机失步保护：发电机与系统间发生振荡时，将出现数值很大的交换功率，大轴冲击严重，当振荡中心落在发电机－变压器组内时，母线电压大幅波动，严重威胁厂用电安全；同时振荡电流使定子绕组过热，端部遭受机械损伤。300MW及以上发电机宜装设失步保护。在短路故障、系统同步振荡、电压回路断线等情况下，保护不应误动作。通常保护动作于信号。当振荡中心在发电机变压器组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护还动作于解列，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。1513、频率保护：发电机在偏离额定频率下运行，可能引起汽轮机叶片共振，甚至断裂；频率降低还将引起发电机过励磁。对低于额定频率带负载运行的300MW及以上汽轮发电机，应装设低频率保护。保护动作于信号，并有累计时间显示。14、误上电保护：保护动作于发电机盘车时，未加励磁，断路器误合造成发电机异步启动以及发电机起停过程中，已加励磁，但频率低于或高于定值时断路器误合。运行提示：该保护在发电机停机后投入，正常运行时应退出。事故案例：某厂600MW机组，并网后未将该保护退出，当发生区外短路故障时由于瞬时电流突升、频率下降达到保护定值造成保护误动停机。15、启停机保护：发电机启停机过程中，反应发电机定子电压频率很低时发生的相间短路故障和定子接地故障。运行提示：该保护机组启动前投入，并网后应退出。

1616、断口闪络保护：反应发电机并列过程中，当断路器两侧电压方向为180度时断路器断口发生的闪络故障。运行提示：该保护机组启动前投入，并网后应退出。17、主变、高厂变、励磁变差动保护：对变压器的内部、套管及引出线的短路故障，应装设纵差保护作为主保护，并瞬时动作于断开变压器的各侧断路器。18、主变过励磁保护：对于高压侧为330kV及以上的变压器，为防止由于频率降低和/或电压升高引起变压器磁密过高而损坏变压器，应装设过励磁保护。保护应具有定时限或反时限特性并与被保护变压器的过励磁特性相配合。

1720、主变零序、间隙零序和零序过电压保护：在中性点直接接地的电网中，如变压器中性点直接接地运行，对单相接地引起的变压器过电流，应装设零序过电流保护，保护可由两段组成，其动作电流与相关线路零序过电流保护相配合。在110kV、220kV中性点直接接地的电力网中，当低压侧有电源的变压器中性点可能不接地运行时，对外部单相接地短路引起的过电流，以及对因失去接地中性点引起的变压器中性点电压升高，对分级绝缘变压器应装设用于中性点直接接地的零序过电流保护和经放电间隙接地的间隙零序过电流保护。此外，还应增设零序过电压保护。

事故案例：某厂220kV主变中性点直接接地运行，应该投入主变零序过电流保护却误投了间隙零序过电流保护，当发生区外接地故障时造成保护误动。1821、主变、高厂变、励磁变后备保护：对外部相间短路引起的变压器过电流，变压器应装设相间短路后备保护。保护带延时跳开相应的断路器。相间短路后备保护宜选用复合电压启动的过电流保护。22、变压器非电量保护：0.4MVA及以上车间内油浸式变压器和0.8MVA及以上油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。轻瓦斯：当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号；重瓦斯：当壳内故障产生大量瓦斯时，应瞬时动作于断开变压器各侧断路器。带负荷调压变压器充油调压开关，亦应装设瓦斯保护。23、对变压器油温、绕组温度及油箱内压力升高超过允许值和冷却系统故障，应动作于跳闸或信号。24、变压器非电气量保护不应启动失灵保护。

19发变组保护出口定义停机：断开发电机断路器、灭磁，对汽轮发电机，还要关闭主汽门；解列灭磁：断开发电机断路器、灭磁，汽轮机甩负荷；解列：断开发电机断路器，汽轮机甩负荷；减出力：将原动机出力减到给定值；程序跳闸：对汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电器动作后，再跳发电机断路器并灭磁；减励磁：将发电机励磁电流减至给定值；励磁切换：将励磁电源由工作励磁电源系统切换到备用励磁电源系统；厂用电源切换：由厂用工作电源供电切换到备用电源供电；跳厂用分支：动作于单独回路；20备用电源自投（快切）装置

备用电源自投装置相关要求：1、除发电厂备用电源快速切换外，应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备；2、工作电源或设备上的电压，不论何种原因消失，除有闭锁信号外，自动投入装置均应动作；3、自动投入装置应保证只动作一次。4、自动投入装置在条件可能时，宜采用带有检定同步的快速切换方式，并采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式作为后备；当厂用母线速动保护动作、工作电源分支保护动作或工作电源由手动或分散控制系统（DCS）跳闸时，应闭锁备用电源自动投入。5、当自动投入装置动作时，如备用电源或设备投于故障，应有保护加速跳闸。

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三、系统保护的典型配置、主要功能与案例分析线路保护配置原则：220-500kV线路保护应按加强主保护简化后备保护的基本原则配置和整定。加强主保护是指全线速动保护的双重化配置，同时，要求每一套全线速动保护的功能完整，对全线路内发生的各种类型故障，均能快速动作切除故障。对于要求实现单相重合闸的线路，每套全线速动保护应具有选相功能。对需要装设全线速动保护线路，宜采用光纤电流差动保护作为全线速动主保护。其主保护的整组动作时间应为：对近端故障：≤20ms；对远端故障：≤30ms（不包括通道传输时间）。简化后备保护是指主保护双重化配置，同时，在每一套全线速动保护的功能完整的条件下，带延时的相间和接地Ⅱ、Ⅲ段保护(包括相间和接地距离保护、零序电流保护)，允许与相邻线路和变压器的主保护配合，从而简化动作时间的配合整定。22线路保护的典型配置：主保护I:一套RCS-931AM纵联电流差动保护（分相电流差动保护、工频变化量阻抗、三段式相间和接地距离保护、零序方向过流保护），采用专用光纤通道。主保护II:一套RCS-931AM纵联电流差动保护或一套CSC-103A(B）纵联电流差动保护（分相电流差动保护、三段式相间和接地距离保护、零序方向过流保护），采用复用光纤通道。RCS-925A过电压保护及故障起动装置（过电压保护、收讯直跳+低有功判据）RCS-923C断路器失灵启动装置（应用于双母接线）RCS-921A断路器保护装置（应用于发变线组或一个半接线）

RCS-922A短引线保护（应用于一个半接线）ZH-3嵌入式线路故障录波分析装置

23附图24纵联差动保护基本原理纵联差动1.两端电流相量和MNk1区内故障MNk2区外故障（正方向：母线－线路）2.两端功率方向MNk1区内故障区外故障MNk2两侧功率方向均为正一侧功率方向为负25综合重合闸

一、重合闸四种方式：（1）综合重合闸方式：单相故障，跳单相，单相重合(检查同期或检查无压)，相间故障时跳三相，三相重合(检查同期或检查无压)，重合于永久性故障时跳三相。（2）三相重合闸方式：任何类型的故障都跳三相，三相重合(检查同期或检查无压)，重合于永久性故障时跳三相。（3）单相重合闸方式：单相故障时跳单相，单相重合，相间故障时三相跳开不重合。（4）重合闸停用方式：任何故障时都跳三相，不重合。

二、对重合闸装置有哪些要求？（1）手动或遥控跳闸时，不应重合；手动投入断路器于故障线路，由保护将其跳开后，不应重合。除上述情况外，均应重合。（2）重合闸起动采用控制开关与断路器位置不对应原理及保护起动，而且保证仅重合一次（3）断路器气（液）压降低时，应将重合闸装置闭锁。

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母线保护的典型配置对220kV～500kV母线，应装设快速有选择地切除故障的母线保护：对一个半断路器接线，每组母线应装设两套母线保护；母线保护不装设电压闭锁元件。主流配置：

I母：二套RCS-915型（或BP-2CS型）母线差动保护：含比率制动差动保护II母：二套RCS-915型（或BP-2CS型）母线差动保护：含比率制动差动保护对双母线、双母线分段等接线，宜装设两套母线保护。母线保护应设有电压闭锁元件。主流配置：一套BP-2B型母线差动保护：含比率制动差动保护和断路器失灵保护

一套RCS-915型母线差动保护：含比率制动差动保护和断路器失灵保护27母线保护基本原理双母线III母线大差比率差动用于判别母线区内和区外故障，小差比率差动用于故障母线的选择采用比率制动原理：28断路器失灵保护

什么叫断路器失灵保护？一次元件发生故障，在故障元件的继电保护装置能瞬时复归的出口继电器动作而其断路器拒绝动作时，能以较短的时限切除与失灵断路器相邻的其他断路器，以便尽快地将停电范围限制到最小的保护装置叫断路器失灵保护。

在220kV～500kV电力网中，应按下列原则装设一套断路器失灵保护：1）线路或电力设备的后备保护采用近后备方式。2）对220kV～500kV分相操作的断路器，可仅考虑断路器单相拒动的情况。

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为提高动作可靠性，必须同时具备下列条件，断路器失灵保护方可起动：

1)故障线路或电力设备能瞬时复归的出口继电器动作后不返回（故障切除后，起动失灵的保护出口返回时间应不大于30ms）；2)断路器未断开的判别元件（相电流元件、零序电流元件或负序电流元件）动作后不返回。

失灵保护出口原则：

1)一个半断路器接线的失灵保护应瞬时再次动作于本断路器的两组跳闸线圈跳闸，再经一时限动作于断开其他相邻断路器。2)双母线的失灵保护，可以较短时限动作于断开与拒动断路器相关的母联及分段断路器，再经一时限动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有有源支路的断路器。30断路器失灵保护基本原理双母线失灵保护逻辑图开入公共端失灵起动开入保护动作接点过流动作I母刀闸II母刀闸

I母失灵出口起动

II母失灵出口起动外部接点

BP-2B

I母失灵出口起动

I母失灵复合电压动作与失灵出口延时1

失灵出口延时2跳母联跳I母1、与失灵起动装置配合31断路器失灵保护基本原理双母线失灵保护逻辑图

I母失灵出口起动

I母失灵复合电压动作与失灵出口延时1失灵出口延时2跳母联跳I母2、自带电流检测元件方式开入公共端失灵起动开入A相动作接点A相过流动作I母刀闸II母刀闸

I母失灵出口起动

II母失灵出口起动三跳动作接点ABC相过流动作C相动作接点C相过流动作B相动作接点B相过流动作

外部接点

BP-2B32继电保护和安全自动装置投退管理标准

电网调度管辖的继电保护、电气联锁和报警信号的投、退：（一）由发电单位设备维护部门电气二次专业技术员以上人员严格按照格式填写投、退申请单，经设备维护部、发电运行部、生产技术部负责人审核签字后，由生产副总经理（副厂长）或总工程师批准；（二）由设备维护部门电气二次专业人员将投、退申请单送交当值值长，由值长向调度中心提出投、退申请，待申请批准后，由当值值长下达投、退操作命令，由运行人员执行投、退操作，并在执行栏中分别签字，注明投、退时间。33继电保护和安全自动装置投退管理标准（三）继电保护、电气联锁和报警信号退出期间申请单由当值值长保存，按值交接；（四）继电保护、电气联锁和报警信号投入前，需经工作负责人与运行人员共同确认拟投入的继电保护、电气联锁和报警信号工作状态正常。34继电保护和安全自动装置投退管理标准

电厂管辖的主要设备继电保护、电气联锁和报警信号的投、退：（一）由发电单位设备维护部门电气二次专业技术员以上人员严格按照格式填写投、退申请单，经设备维护部、发电运行部、生产技术部负责人审核签字后，由生产副总经理（副厂长）或总工程师批准；（二）由设备维护部门电气二次专业人员将投、退申请单送交当值值长，由当值值长下达投、退操作命令，由运行人员执行投、退操作，并在执行栏中分别签字，注明投、退时间；（三）、（四）同电网调度管辖的设备。35继电保护和安全自动装置投退管理标准

电厂管辖的一般设备继电保护、电气联锁和报警信号的投、退：（一）由发电单位设备维护部门电气二次专业技术员以上人员严格按照格式填写投、退申请单，经设备维护部、发电运行部、生产技术部负责人审核签字；（二）由设备维护部门电气二次专业人员将投、退申请单送交当值值长，由当值值长批准并下达投、退操作命令，由运行人员执行投、退操作，并在执行栏中分别签字，注明投退时间；（三）、（四）同电网调度管辖的设备。36继电保护和安全自动装置投退管理标准

夜间或紧急情况下（如：保护装置发生故障，误发信号等），经值长同意（主设备保护须汇报生产副总经理（副厂长）或总工程师）可以先将保护退出，后补办保护投、退申请单。由电网调度管辖设备的保护必须请示电网调度人员并按照其指令执行。（一）由发电单位设备维护部门电气二次专业技术员以上人员严格按照格式填写投、退申请单，经设备维护部、发电运行部、生产技术部负责人审核签字；

新增或异动后的继电保护、电气联锁和报警信号投入运行之前，必须对相关回路进行传动试验，确保回路正常，并对运行人员做书面交代，办理继电保护、电气联锁和报警信号投入申请手续后方可投入。37继电保护和安全自动装置投退管理标准电网调度管辖的继电保护、电气联锁和报警信号包括：线路保护、高压电抗器保护、母线保护、断路器失灵保护、变压器零序保护、自动重合闸装置、安全稳定控制装置、AVC装置、线路故障录波器。

发电单位管辖的主要设备的继电保护、电气联锁和报警信号包括：发变组保护、发变组故障录波器、自动调节励磁装置，高压备用电源自投或快切装置、6KV及以上厂用电保护、380V保安电源及柴油发电机的相关保护和联锁。发电单位管辖的的一般设备包括：380V厂用电保护、低压备用电源自投装置。38继电保护和安全自动装置投退管理标准

发电单位运行值长的职责：（一）对所发继电保护、电气联锁和报警信号投、退命令的正确性和必要性负全部责任，对指派的操作人、监护人是否符合要求负责，对所审核的操作票的正确性负主要责任；（二）对运行操作的危险源辨识和风险预控措施的全面性和正确性负责，对发生的误操作负相应责任；（三）负责批准发电单位管辖的一般设备的继电保护、电气联锁和报警信号的投、退申请单；39继电保护和安全自动装置投退注意事项1、继电保护装置应按规定投入运行，不允许一次设备无保护运行。一般情况下，一次设备恢复热备用，则相应的二次保护要投入运行。2、对电气设备和线路充电时，必须投入快速保护。3、电压互感器倒闸操作时，必须防止二次向一次反充电。4、线路及备用设备充电时，应将重合闸及备用电源自投装置临时退出运行。5、当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运。40继电保护和安全自动装置投退注意事项6、母线保护正常时都应投入运行，原则上不允许母线无保护运行。母线配置有两套母差保护的，正常情况两套母差保护均匀投入运行。7、微机母差保护中均配置了充电保护，该保护在母差保护投入运行时，应退出运行，只有在母线充电时启用。8、双母线分裂运行时应停用母联断路器失灵启动保护。9、与母差保护共用出口的失灵保护装置，当母差保护停用时，失灵保护也应停用。10、变压器差动保护新安装或二次回路有改变时，应进行带负荷测试正确后方可投运。41涉网试验介绍试验项目：1、主变高压侧短路试验2、厂用A、B分支短路试验3、发电机空载试验4、PT定相试验5、同期试验6、发电机进相试验7、励磁系统参数测试42试验条件：1、检查发电机、主变及高厂变所有工作结束，断路器检修工作全部结束，所有接地线全部拆除，所有工作票全部终结，具备带电条件，除本次试验应做的安全措施外，拆除其余安全措施，系统恢复试验要求。2、主变、高厂变的非电气量保护全部投入跳闸。3、锅炉、汽机具备并网条件；发电机氢、水、油正常投入。4、检查电压、电流回路的完整性及其断路器的操作、传动情况正常。5、电流互感器回路电阻测试合格；电压二次回路没有短路。6、发变组出口刀闸、断路器在断开位置。7、做主变高压侧短路时，退出机组两套短引线保护、断开并网信号。43

短路试验一、短路试验的目的：对新安装的或设备回路有较大变动的装置，在投入运行以前，必须用一次电流检验电流差动保护各组电流互感器的相位及差动回路中的差电流(或差电压)，以判明差动回路接线的正确性及电流变比补偿回路的正确性。二、准备工作：发电机定速，励磁系统具备手动零起升压条件，检查保护投退正确（退出相关差动保护），断开至母差保护的相关电流回路。三、主变高压侧短路试验：1、检查主变中性点地刀在断位；查三相的并网信号已解开。2、合发变组出口三相接地刀同时并封三相短路线；投入手动励磁系统；运行人员将发电机电流由零缓慢上升至满足试验要求（大于10%额定），保护人员检查各组电流互感器的幅值、相位及差动回路中的差电流的正确性（包括发电机差动、主变差动、发变组差动、短引线差动）；运行人员在操作员站画面监视发电机定子电流、转子电压、转子电流，励磁机电压、电流，发现异常在立即停止试验。443、试验完毕，降发电机电流至零，断灭磁开关；拆除短路线。四、厂用分支短路试验：1、在厂用分支厂变侧封三相短路线；2、投入手动励磁系统；运行人员将厂变分支电流由零缓慢上升至满足试验要求，保护人员检查各组电流互感器的幅值、相位及差动回路中的差电流的正确性（包括高厂变差动、主变差动、发变组差动）；3、试验完毕，降发电机电流至零，断灭磁开关；拆除短路线。45

发电机空载试验一、准备工作：1、检查发变组出线刀闸、地刀都在断开位置；分支开关在断开位置；2、检查发电机出口PT一次刀闸已合好，PT二次小开关已合好。1.4、检查主变高压侧PT二次小开关已合上；3、

发电机、励磁机、主变、高厂变具备正常投入条件；4、发变组所有保护出口压板只投跳灭磁开关。二、试验步骤1、运行人员在操作员站启动励磁系统，调节发电机转子电流使发电机出口电压慢慢升到额定值；保护人员检查各PT电压的相序和幅值，如有异常运行人员立即停止升压或降低电压。2、在额定电压时，记录发电机各组PT及中性点的零序电压、向量。3、试验完毕，缓慢降发电机出口电压至零，断开灭磁开关。46

发电机同期试验一、试验目的：防止电力生产重大事故措施中规定，发电机同期系统（同期装置、同期回路、相关PT）经变动后必须利用工作电压通过定相和假同期的方法检查发电机同期回路接线的正确性。二、发电机同期定相试验：试验前由运行人员进行倒闸操作，腾出发电厂升压站的一条母线，然后合上待试发电机该母线的隔离开关和出口断路器，直接将发电机零起升压至额定。由于通过母线电压互感器和发电机电压互感器加至同期回路的两个电压，实际上都是发电机电压，因此同期回路反映发电机和系统电压的两只电压表的指示基本相同，组合式同期表指针（同期装置）的指针也应指示在同期点上不动。否则同期回路的接线则认为有错误。三、假同期试验：将发电机的母线隔离开关断开，人为将其辅助触点接通将系统电压引入同期回路。将发电机升压至空载额定，分别采用手动和自动方式进行同期并列将出口断路器合闸。若同期回路接线错误或同期装置动作错误，其表计将指示异常（合闸脉冲与同期点不对应）或无法扑捉到同期点。47

发电机进相试验一、试验目的：根据《发电机运行规程》中第47条规定：“发电机能否进相运行，应遵守制造厂的规定，制造厂无规定的应通过试验来确定”。1）测量该发电机进相运行时，从系统吸收无功功率的能力。2）测量该发电机进相运行时，其厂用母线电压的降低情况。3）测量该发电机进相运行时，对系统电压的调压效果。4）检验该机现有励磁系统能否满足进相运行的要求。二、进相试验的条件：

1)发电机组在自带厂用电方式下能满负荷运行，且可在机组正常运行范围内平稳调整有功功率,启备变保护正常备用。

2)机组在满负荷正常运行时，高、低压厂用电源母线电压应在合理范围内47

发电机进相试验3)发电机组电气量、非电气量等状态量的指示均应完整、准确。4)发电机冷却系统运行正常。5)自动发电控制(AGC)等其它调节发电机有功功率的功能退出运行。6）自动电压控制(AVC)退出，励磁调节器以外的其它影响发电机无功功率调整的功能组件及限制环节应退出或取消，无功功率应能平滑、稳定调节。三、进相试验的限制条件：发电机进相运行时，将使其静稳定性降低，要求发电机功角δ最大值70°；电机定子端部铁芯及结构件温度上升不超过制造厂的规定；厂用电压降低不低于95%额定。四、发电机进相试验时失去同步后的紧急应对措施：立即增加励磁电流使发电机恢复同步，如果不成，应同时减小发电机的有功负荷，使其恢复同步；如果还不能恢复同步，由总指挥下令解列。。47

发电机进相试验3)发电机组电气量、非电气量等状态量的指示均应完整、准确。4)发电机冷却系统运行正常。5)自动发电控制(AGC)等其它调节发电机有功功率的功能组件退出运行。6）自动电压控制(AVC)退出，励磁调节器以外的其它影响发电机无功功率调整的功能组件及限制环节应退出或取消，无功功率应能平滑、稳定调节。7)励磁调节器低励跳闸功能退出，其它调节、限制、保护功能正常投入。其它影响进相试验的限制条件退出。8)发电机变压器组保护运行正常。确认发电机失磁保护启动条件及定值满足进相试验需要，试验期间失磁保护投入方式根据具体情况确定，不退出本发电机的低励限制单元、失磁保护及失步保护。47

励磁系统参数测试一、试验目的：检查和录制励磁系统各环节（调节器限制、保护、PID、PSS参数）特性数据。二、试验内容：

1.发电机空载特性试验（1）检查所有保护设备已正常投入运行，且无异常报警信号出现。（2）缓慢调节AVR给定值，录取发电机空载特性曲线（最高电压上升至1.1倍额定电压，上升和下降段都要录制）。2．发电机空载时励磁系统阶跃试验（1）AVR单套运行。可控硅最小限制角整定不得大于10度。

（2）PID参数优化调整试验：整定阶跃量为±5%，进行励磁系统阶跃响应试验，观察录波图，机端电压超调量不应大于30%，否则应适当调整参数，直到基本满足要求为止。47

励磁系统参数测试3．发电机并网带负荷后励磁系统特性试验（1）发电机励磁系统静差率测量。（2）强励试验。（3）转子电流过负荷限制试验。（4）V/Hz限制试验。（5）转子电流过负荷限制试验。（6）定子电流过负荷限制试验。（7）PSS参数整定。（8）PSS投入效果检查47

保护动作后运行人员应做哪些工作（1）首先按屏上打印按钮，打印有关报告，包括定值、跳闸报告、自检报告、开关量状态等。（2）记录信号灯和管理板液晶显示的内容。（3）进入打印子菜单，打印前几次有关的报告。（4）打印故障录波器的录波报告。（5）如果是涉网保护动作，需汇报调度并上传故障录波报告，向调度了解相邻保护动作情况。（6）经值长及有关领导的批准后方可在保护柜手动复归信号，恢复系统。

48案例分析一

某220KV线路发生C相永久性接地故障，开关C相单跳、单重、加速三跳录波分析

49505152案例分析二

事件经过：某厂300MW机组，励磁调节器为ABBUNI5000型，采用手动方式升压并网后，调节器未切自动方式，随后涨有功负荷，期间无人监视调整机组无功功率，当机组有功负荷涨至165MW时，由于有功电流的去磁作用，机组无功进相至70