发电厂继电保护调试及运行缺陷处理.doc

发电厂继电保护调试及运行缺陷处理第一部分：发电厂继电保护调试前言 发电厂发电机-变压器组继电保护的调试，是调试工作中的重要环节，是整个调试工程中不可缺少的重要工作之一。下面以一台机组调试为例，讲述调试工程的过程。这里主要讲调试工作，许多工作前必须的手续在这里简化了，如现场工作票、危险点分析及其他必要的手续等。一、现场应具备的条件1.设备已到，包括继电保护及各种安全自动装置。电缆可以暂时不要求一定接好，可以先做保护装置的整定试验。2.现场的直流电源即蓄电池已经完成安装、调试，具备使用条件，包括交流电源。3.图纸及装置说明书等已准备好，保护定值可以先使用临时定值调试，待正式定值下发后再重新整定。4.仪器、仪表。二、工作顺序 （一）厂用系统受电新建电厂的首要工作是厂用系统受电。因此，电气二次专业第一个主要的工作是升压站保护的调试，包括线路保护、母差保护、起备变保护等。此外，厂用电保护的设备的调试及热工DCS系统的调试工作也应同步进行。上述保护的调试，可以按照装置本体调试、整定，回路查线、整组传动、投入运行等几个步骤进行1.装置本体整定试验：依据保护定值单，对装置进行整定试验。由于是基建调试，装置的试验必须按照全部校验的步骤进行。所有该做的项目必须做，不能漏项，并做完整的记录。2.二次回路查线：事先对保护的图纸进行必要的审核，检查图纸的正确性。如果图纸有错误，与设计部门协商，出具变更单。查线要按照正确的图纸进行。回路原理、电缆安装位置（端子排）均应保证正确3.保护传动：查线结束后，对断路器及隔离开关本体进行就地传动，包括断路器本身的各种功能，防跳、非全相、储能、压力闭锁、回路联锁等。应注意非全相时间的整定。本体传动正确后，用保护带断路器传动，传动过程中注意信号回路是否正确，集控室信号反映应与保护传动项目一致，应仔细核对。特别注意保护压板的正确性。标识要与所传动的保护一致。传动时每一套保护都要带开关进行传动。包括线路、母差、变压器等保护。4.电流互感器、电压互感器极性确认：俗称“点极性”。电压互感器一、二次绕组，电流互感器一、二次绕组。做这项工作之前，应先对照保护装置原理，确认正确的极性，然后再做，保证接入保护装置的极性符合继电保护的要求。极性坚决不能接反，否则保护将会不正确动作。方法：瞬时极性 同名端5.通流、通电压试验：（1）新建或扩建机组都要先给厂用系统受电，但是，受电初期，因厂用系统的试运尚未全部开始，厂用系统符合非常小，甚至没有负荷，使得线路保护和起备变保护带负荷册向量的工作无法进行。而母差保护因没有测试向量，不能及时投入，但也不能不投运。为此，有必要在未受电之前进行一次通流，模拟实际运行情况，测试电流互感器二次电流的相位，以验证极性是否正确。当受电时即使负荷电流非常小，不好测试向量，也可以保证向量没有问题。一次通流的方法： 大电流发生器。（2）电压互感器二次通电压2.为系统受电时工作顺利进行，减少不必要的麻烦，整个系统带电之前，在所用的电压互感器二次进行加电压的工作。每一组都要加，可以三相同时加，但要有区别。方法 安全措施带电后向量测试（二）发变组保护系统调试电厂内发变组保护的调试顺序与起备变调试工作基本相同，但内容比较多，主要包括发变组保护及厂用电保护、励磁系统、同期系统、与热工专业有关的回路等。此外，发变组保护调试完成后，最后一道工序就是发电机并网，在并网之前，要进行必要的整套起动试验。以下就发变组保护调试工作中的几个重点问题，进行详细的介绍。实际上，这些问题也是我们正常的生产运行中经常遇到的问题。三、调试中应注意的问题（一）发变组保护定值在保护装置的调试中，要进行保护定值的整定和校验。但是对保护定值首先要进行必要的审核，防止定值计算错误造成“误整定”，导致今后保护不正确动作。根据目前现场的情况，应该注意以下几方面的定值：1.差动保护、差动速断、励磁变压器保护发电机差动保护：比率制动特性，同时设置差动速断，无涌流闭锁功能，因无这种运行方式。主变差动保护：比率制动特性、设置差动速断、励磁涌流闭锁高厂变差动保护：与主变相同高压厂用备用变差动保护：与主变相同关于励磁变差动保护：按原设计要求和规定，应设置差动保护，而且，目前大部分电厂也是这样配置的。但是，由于励磁变低压侧接是整流柜，所以，在励磁变的电流中，存在着谐波分量，当励磁变压器或外部设备发生故障时，由于谐波分量较大，有可能导致保护不正确动作。在一些发电厂中，曾多次发生这种不正确动作的现象。一些发电公司早已作出规定，停用励磁变差动保护。在最新颁布的继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）中也作出新的规定，励磁变压器宜采用电流速断保护作为主保护。但是励磁变压器的过电流和过负荷保护的定值，要考虑能够躲过励磁系统的强励倍数，即：2倍转子额定电流，10秒延时。关于励磁变压器保护的整定，出现问题较多，常有速断或过流保护不能躲过强励的情况，因此，调试中应核对一下再整定。此外，验证速断或过流保护躲过强励的计算方法，是按照三相全桥不可控考虑的，导则上也有说明，是转子额定电流乘以0.816，而实际上我们用的都是三相全桥可控整流，发电机并网运行后，可以实测一下转子电流和励磁变压器电流，比较一下，系数是否合适，必要时对定值做一定的修改。差动保护中的差动速断的作用当变压器内部故障电流过大时，变压器差动保护用的电流互感器将要饱和，电流互感器饱和时将产生各种高次谐波，其中包含二次谐波分量。而变压器差动保护的涌流闭锁功能，目前大部分采用二次谐波闭锁，当电流互感器饱和时，电流中的二次谐波分量将会使差动保护闭锁，不能动作出口。这时，只能靠差动速断保护动作出口，因为涌流闭锁不闭锁速断。因此，变压器差动保护中要设置速断保护。根据差动速断保护的特点，要求差动速断保护满足以下两点要求：（1）动作电流应能躲过最大励磁涌流电流。（2）区内发生最大短路电流故障时，应有足够的灵敏度（一般这种故障都是发生在高压套管引线上）。2.发电机定子接地保护目前普遍采用基波零序电压型定子单相接地保护和三次谐波电压型定子接地保护，基波零序保护投跳闸，三次谐波保护投信号。定子绕组单相接地故障对发电机的危害主要表现在定子铁芯的烧伤和接地故障扩大为相间或匝间短路。铁芯烧伤程度由故障点电流和故障持续时间决定。故障电流越大、持续时间越长，烧伤也就越严重。对于没有伤及定子铁芯的绕组绝缘损坏，修复工作较简单，停机时间较短。一旦伤及铁芯，由于大型发电机定子绕组结构复杂，修复工作比较困难，停机时间就长。如果说定子绕组单相接地故障和绝缘损坏是难免的，但是因此而伤害定子铁芯则是可以避免的。因此，定子接地保护的动作时间不应太长。许多电厂的基波零序保护整定时间过长，对发电机不够安全。因此，建议最长不宜超过3秒。否则容易烧坏发电机铁心。使事故扩大。定子接地保护还与发电机中性点接地方式有关，目前大型机组均采用中性点经接地变压器接地方式。定子接地保护的投入的原则就是当发生发电机定子绕组单相接地故障时，接地电流是否大于发电机的安全电流。 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值3.发电机断水保护应注意断水保护动作时间，要与热工专业配合。一般情况下，发变组保护中，发电机断水保护都要经过一个延时，约20秒。但是要与热工专业配合好，不能都加延时，否则，断水时间过长，发电机不安全。有时热工专业发过来的信号是经过延时后发过来的，要注意。3.发变组起动失灵保护定值，零序、负序电流判别元件定值及非全相保护起动失灵保护的问题发变组保护起动失灵保护回路，应串联零序或负序电流判别元件，要考虑到最不利的情况，即发电机正常解列时，一相或两相断不开。这时电网通过单相或两相流入发电机负序电流，这个电流很小，因此，该定值应整定的很灵敏，保证能够可靠起动失灵保护。起动失灵保护的同时，解除失灵保护中的复合电压闭锁。事实上这种起动失灵保护的回路已经达到了非全相起动失灵保护的目的。但是，考虑到如果流入发电机的负序电流很小，负序过流保护可能不会动作，这就说明这时的负序电流是发电机长期允许的负序电流，对发电机没有危害，可是这种很小的负序电流长期积累起来，对发电机同样会有不可恢复的损害，如这样考虑，就必须用非全相保护的接点起动失灵保护，即无论负序电流是否超过发电机长期允许的负序电流，只要出现非全相，立即起动失灵保护。这样做对3/2接线的变电站没有多大的影响，但对双母线接线的变电站影响很大，要全面考虑得失。4.断路器闪络保护定值发电机的并网开关在即将并网前，容易发生断口闪络，因为开关断口两端的电压有滑差，并做周期性变化，特别是两个电压相位在1800附近时。断路器断口两端的电压最大，容易击穿，如下图所示。这时闪络保护应能正确可靠起动。闪络保护动作后，应立即跳开励磁开关并起动失灵保护，理论上不应再有延时，但为了可靠，可以有很小的延时，一般为0.1秒左右，电流元件定值也应该越灵敏越好。电网中曾因为该保护整定时间过长和电流元件定值过大而导致闪络保护不能出口，最终开关损坏（如上都电厂）。（二）电流互感器的极性及选择1.电流互感器的极性电流互感器的极性对保证继电保护可靠运行和故障中正确动作非常重要。所以，在调试中一定要重视。目前微机发变组保护是几套保护共用一组电流互感器，但各保护对电流互感器的极性要求不一样，所以在装置出厂时已经在保护内部确定好，在现场要根据保护厂家的要求确认极性，除此之外，其它保护还是按照我们传统的方法确认极性。现场确认电流互感器极性的方法：我们一般称为“点极性”，以故障电流的方向为一次电流的正方向。2.电流互感器的选择目前在电网中继电保护用的电流互感器主要有两种。一种是“P”类的电流互感器，如5P20（30、40），这种电流互感器主要用于220kV以下的电网中。还有一种是“TP”类，主要是TPY型的电流互感器，主要用在500kV及以上的电网中，具有抗暂态饱和的功能。“P”类电流互感器1.饱和的原因5P系列的电流互感器在电力系统发生短路时，特别是当短路电流较大时，极易饱和。主要原因除与电流互感器的二次负载阻抗有关外，还与这种电流互感器本身的特点有关。a.二次负载阻抗的影响电流互感器是一个电流源，但也不是理想的恒流源。二次负载过大，将导致励磁电流增加，一、二次电流不成比例，使二次电流误差增大。（图1）图1 电流互感器等值电路当系统发生短路时，由于二次负载阻抗较大，使铁心提前饱和，影响保护的正确动作。解决的办法是减小电流互感器的二次负载阻抗。其要求的标准就是核对10%误差。核对的方法有几种：10%误差曲线、伏安特性、计算二次等效极限电动势（参考电压互感器和电流互感器选择及计算导则DL/T866-2004）等。b.剩磁的影响在电磁式保护的时代，二次负载阻抗主要是电感性质，继电保护装置中的电感线圈所占的比例很大，二次电流以电感分量为主，同时与电流互感器的励磁电流相位基本相同，一次电流也与励磁电流同相，当一次系统的短路电流被切除时，一次电流在过零点消失，因此时励磁电流也位于过零点，铁心中的磁通处于最小状态，短路电流消失后，磁通逐渐继续衰减到一个自由状态，剩磁比较小。微机保护的采用，改变了电流互感器二次负载阻抗的性质。因微机保护本身的阻抗很小（一般按0.2计算），电流互感器的二次负载主要是电缆的电阻，整个负载基本上是纯电阻负载，二次电流以电阻分量为主，一次电流与励磁电流不同相。当一次系统的短路电流被切除时，一次电流在过零点消失，而励磁电流此时可能处于最大，铁心中的磁通也处于最大。一次电流消失后，励磁电流从最大点逐渐衰减到零，铁心中的磁通也从最大逐渐衰减到一个自由状态。剩磁可能比较大。剩磁一旦产生，在正常的工况下不易消除。当被保护设备再次运行时，正常的交流磁通就会叠加在这个剩磁上，由于正常运行时电流较小，磁通的变化范围不大，在剩磁周围的小磁滞回线上工作，并不影响正常运行时电流的正确传变（图）。 电流互感器有剩磁正确传变负荷电流示意图 当一次系统发生故障时，磁通变化的起始点就在剩磁周围的小磁滞回线上，若磁通向着靠近饱和的方向变化，则互感器在几毫秒内就会迅速饱和。短路电流中的非周期分量对铁心的饱和影响很大，非周期分量中含有大量的直流分量，直流分量不会转变到二次，但能够改变铁心的工况，会使铁心高度饱和，使短路电流全偏移（图3）。非周期分量在短路过程中，是随时间衰减的，这个衰减的过程长短，与一次系统的时间常数有关， 220kV及以下系统一次时间常数较小，500kV及以上系统由于发电机、变压器容量较大，电压等级较高，一次时间常数较大，非周期分量衰减过程较长，即“暂态饱和”时间长，如采用“P”类电流互感器，则会导致铁心的饱和时间长，影响保护的动作时间。 目前我国220kV以下系统，大多采用根据电流互感器（GB12081997）标准生产的“P”类电流互感器（5P、10P）。这种互感器对剩磁无限制。短路电流切除后，剩磁可能很大，这就是“P”电流互感器的特点。由于220kV及以下系统一次时间常数较小，非周期分量存在的时间较短，使保护最终切除的时间不会影响系统的稳定，因此，还可以接受。但是在500kV及以上系统中，因一次时间常数较大，非周期分量存在时间长，使用“P”类电流互感器，将会使保护最终切除故障的时间长，造成系统稳定破坏，所以，500kV及以上的电网中，继电保护普遍采用了“TP”类的电流互感器，“TPY”是“TP”类电流互感器中的一种。图3 剩磁导致短路电流全偏移的波形2.解决“P”类电流互感器饱和的办法：a.尽量减小电流互感器二次负载电阻。如必要时增加电缆截面积。b.选用“PR”类电流互感器。该类互感器对剩磁规定了限制标准，即不超过10%的饱和磁通。目前，有些厂家的保护装置对电流互感器的饱和采取了许多办法，其中之一就是在饱和之前，就已判断出故障的类型和故障是否在区内。如南瑞继电保护公司的RCS915以及深圳南瑞的BP2B等。在短路开始的5mS内就能够判断出故障的类型和性质。饱和总是有一个过程的，在CT尚未饱和前就将故障的性质、类型固定。此刻，电流互感器再饱和，也不能影响保护动作。“TPY”电流互感器。用于500kV系统的继电保护中，该类型的电流互感器其铁芯中带有小气隙。抗暂态饱和能力强，对铁芯剩磁的要求是小于10%。“TPY”电流互感器在目前华北500kV电力系统中运用非常普遍。主要用于线路、变压器的主保护。但是，“TPY”电流互感器在严重短路后，剩磁的衰减比较慢，延时较长，对某些保护不适用。如：失灵保护的电流判别元件。因剩磁衰减慢，导致电流元件返回就必然要慢，为防止误起动失灵保护，保护中的电流判别元件就不能用“TPY”型的电流互感器，仍采用“P”类电流互感器。这一点，设计时就需考虑。 电流互感器二次不允许“开路”电流互感器在二次回路中是一个电流源，其内阻抗接近无穷大，而一次阻抗则非常小。正常运行时，二次电流产生的磁通对一次电流产生的磁通起去磁作用。励磁电流很小。当二次负载阻抗很小时，一次电流与二次电流的误差就小。这是因电流互感器励磁阻抗很大，励磁电流很小，二次电流基本反应了一次电流的幅值和相位。但是，有两种情况是不允许的：a.如果二次负载阻抗过大，将导致励磁电流增加，二次电流减小，一、二次电流之间的误差就会增大，特别是当一次系统发生短路时，短路电流很大，这个误差也就更大，从而影响保护的正确动作。这是我们不希望的。因此要限制电流互感器的二次负载阻抗，要保证在最大短路电流的情况下，误差不超过10%。b.如果二次开路，二次电流的去磁作用消失，一次电流全部变为励磁电流，使铁芯内的磁通急剧增大，铁芯高度饱和，因二次绕组匝数很多，将会在二次绕组两端产生高电压，危及设备和人身安全。而且还会烧毁电流互感器，所以，电流互感器二次不能开路。以上所讲的电压互感器和电流互感器的特点，都是对继电保护产生不利影响的方面，要使我们的继电保护装置能够安全可靠的运行，就必须了解这些。如：高压输电线路的后备距离保护，是利用电流增大和电压降低的特点来判断故障，但由于故障开始时，电压不能很快衰减，则保护不能很快动作，当电压衰减到保护能够起动时，电流互感器又饱和了，最终可能导致保护不能正确动作。而目前普遍采用的光纤差动保护，采用单一模拟量判断故障，情况就好多了，加之保护中快速判别故障性质的功能，就能可靠保证快速切除故障。（三）关于继电保护“反措”的执行自上个世纪90年代初期开始，原电力工业部以及后来的国家电网公司先后颁布了多项有关继电保护的反事故措施，经过十几年的实际运行，证明这些“反措”是有效的，保证了继电保护装置的安全稳定运行。在调试过程中，作为专业调试人员，有责任督促安装单位做好这些反事故措施，并检查其是否正确。这里主要讲几个主要的方面。1.继电保护抗干扰用等电位接地网在国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求中规定：在主控室、保护室柜屏下层的电缆室内，按柜屏布置的方向敷设100 mm2的专用铜排（缆），将该专用铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电位接地网。应在主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100 mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。根据这个要求，应在继电保护电缆夹层中敷设用100mm2构成的等电位接地网，并且将其延伸至开关场，用的二次电缆采用屏蔽电缆，屏蔽层在电缆的两端接地。其主要目的就是有效地降低发生接地故障时两点之间的地电位差，防止地电流烧毁电缆屏蔽层。控制电缆采用屏蔽电缆并在两端接地，目的在抑制外界电磁干扰（如图2）。 图2 电缆屏蔽两端接地抗干扰示意图二次电缆处在电厂或变电站的强电磁干扰环境，干扰源为外部带电导线，带电导线所产生的磁通包围着电缆芯线及屏蔽层，并在上面产生感应电动势。如将屏蔽层两端接地，在屏蔽层中，将流过屏蔽电流，这个屏蔽电流产生的磁通，包围着电缆芯和屏蔽层，将抵消一部分外部带电导线产生的磁通，从而起到了抗干扰作用。此外，屏蔽层的材质与抗干扰效果有一定关系，电阻率高，电阻小，效果越好。2.电流互感器和电压互感器二次的接地（1）电流互感器二次接地国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求中规定：公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。 交流电流回路、交流电压回路设置接地点是为了保证人身和设备的安全，但是如果接地点不正确，会造成继电保护装置不正确动作，如电磁式保护时代，差动保护的电流回路，只允许在保护盘上一点接地，不能在各自的端子箱接地，防止区外故障时，电流二次回路的分流导致保护误动。除此之外，在3/2接线的厂站中，线路保护取合电流时，有些厂站是在就地端子箱将两组电流互感器合在一起再经电缆送至保护盘，一般这种回路的接地点选择在端子箱一点接地。目前现场运行的绝大部分均为微机继电保护装置，微机保护的电流输入回路是相互隔离的。如：差动保护，无论是变压器差动还是母线差动保护，各侧的电流回路都是相互隔离的，没有直接电的联系，因此，现在的微机差动保护的电流互感器二次回路的接地一般应该在端子箱一点接地。（2）电压互感器二次接地公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30·Imax伏（Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为kA）。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。对于双母线接线的厂站，其两组电压互感器的二次接地点应选择在控制室内的相关保护屏柜上一点接地。这是由于如果两组电压互感器二次分别在就地端子箱接地，则当系统发生接地故障时，两个二次接地点之间就会出现电位差，影响保护的正确动作。对于一次系统为3/2接线的厂站，由于没有“切换”，电压互感器都是“专用”，所以，电压互感器的二次中性点接地应该选择在就地端子箱接地。发电机机端电压互感器的二次接地也是在就地端子箱接地。3. 电压互感器的二次绕组和三次绕组回路必须分开。电压互感器二次有“Y”形接线和开口三角接线，过去两个绕组的“N”是在开关场端子箱内短接后用一根电缆送至保护盘，现在“反措”明确规定这两个绕组的“N”必须分开送至保护盘。这是因为电压互感器二次三相的负载是不完全平衡的，负载不平衡，必然在共用的“N”线中有电流流过，“N”线电缆上存在着电阻，在电阻上就会有压降，当系统发生接地故障时，这个压降就叠加在零序电压上，造成保护的不正确动作（如图1），为此，“反措要点”中要求两个绕组的“N”必须分开。 图 1 电压互感器二次回路不正确的接法4.其他“反措”直跳回路加装大功率继电器。近2年新安装的保护装置已经由厂家出厂时设计安装，老的保护装置应按照要求加装。“直跳”回路，直流系统等。（四）整套起动试验1.短路试验（1）试验前的准备：a.由于发电机是自并励方式，做发变组短路建立不了起励电压。因此短路试验之前，要将励磁变高压侧与发电机封闭母线断开（做好安全隔离措施），从厂用电工作母线的备用间隔中接一条高压电缆，引至励磁变高压侧接好，厂用工作母线备用开关上装有综合保护装置，应对这个保护中的过流保护进行整定，定值有电厂负责计算，整定好以后，进行传动保证该保护和开关能够可靠运行主要保护高压电缆和励磁变的安全。短路试验时，合上该开关，投入相应的保护装置。b.断开发变组保护跳热工、汽机的压板，防止试验过程中，保护动作造成停机停炉。C.取消热工系统并网带初始负荷功能。防止试验中合主变高压侧开关时汽机超速。发变组短路试验：对发变组系统所有电流互感器极性再一次全面验证，对所用电流互感器变比做检查。同时做短路特性曲线。厂用电系统短路试验：目的与发变组短路相同。应注意短路点的安装。将发变组保护所用电流互感器都包括再内，短路应该用短路线，尽量不用接地刀闸。注意容量。短路试验如果需要合高压侧开关，则短路试验时，必须将开关操作电源断开。厂用电系统的短路同样如此。还要注意短路电流不要超过设备的额定电流。2.发变组空载试验：断开所有短路点，发电机只带主变、高厂变，将发电机电压升至额定。检查发电机空载特性，记录空载特性曲线。发电机空载电压升到额定时，检查电压互感器二次电压的幅值和相序，应完全正确。空载试验完成后，断开励磁开关，测试发电机一次残压相序。目的是检查发电机一次绕组的相序。但要事先测试二次电压，进行换算，保证一次电压不大于500V。3.励磁系统闭环试验：试验前恢复励磁变的正常接线。调节特性，限制环节设置等。4.假同期及并网：升压站已带电，假同期试验前先做定相检查。停用一条母线。然后合上发电机隔离开关及断路器，发电机带空母线，电压升至额定。检查母线电压互感器和发电机机端电压互感器的二次相位，即所谓定相。特别注意检查同期系统所用的两组电压回路的相位。同时检查整步表的指针位置，以次确认同期回路的正确性。确认回路正确后，电压降至零，断开发电机断路器及隔离开关。恢复母线的正常运行方式。准备做假同期试验。假同期试验时断开并网断路器的隔离刀闸，并在二次做临时短接线，满足假同期条件。通知热工专业退出并网带初始负荷功能。同期并网试验前恢复上述措施。注意：假同期试验前，必须验证断路器隔离开关已经断开，并断开隔离开关的交流操作电源，防止隔离开关意外合闸，造成非同期并网。此外，再次确认热工专业已退出并网带初始负荷功能，防止假同期合闸时，汽机超速。假同期试验应录波。假同期试验完成后，向调度部门申请正式并网，先申请退出母差保护，接入母差保护发变组侧电流互感器二次线、母差跳闸线、起动失灵保护线等如果在此之前没有进行过传动，应该进行母差保护跳发变组开关的传动。发电机并网后，测母差向量，检查差流，正确后，申请恢复母差保护运行。5.厂用电切换试验：并联、同时、串联切换，串联切换必须要在发电机带适当负荷后做，要录波。安全措施是，注意柴油发电机处于良好的备用状态。做厂用电切换试验前必须进行厂用工作母线与备用分支的一次核相，防止一次系统的接线错误。四、运行中因误接线、无整定造成的误动实例 1.上都电厂5021断路器故障分析（误整定）事件经过 2009年5月19日22时，上都电厂在1#机组启动并网过程中，5021-6刀闸合入，在发电机做完假同期试验后，执行调度命令将5021、5022断路器由冷备转热备，首先合入5021-1刀闸，然后合入5021-2刀闸，在合入5021-2刀闸过程中(5022断路器指示在分位)，发生5021断路器 C相损坏，1#母线双套母线差动保护动作的现象。5021断路器保护及母差保护动作大致经过如下： 22时30分03：275，5021断路器C相出现有效值约6.8kA的电流，系统出现有效值约28.3V零序电压，以后零序电压在40V（峰值）上下波动，至4500毫秒一母线母差保护I、II动作，故障消除。现场检查情况华北电科院技术人员于20日20时到达上都发电厂，立即对5021断路器进行了目视检查，检查发现：1、5021断路器C相支撑瓷瓶最上节上法兰已经裂开，面积约有20 X 30 cm2的瓷件已经缺失，已经露出内部的绝缘拉杆(图1)，有碎瓷散落地面(图2)。2、5021断路器C相机构为分闸位置，SF6压力为零。3、断路器C相厂房侧均压环上电弧烧蚀痕迹。4、断路器B相灭弧室瓷裙有轻微损伤。5、5021-2刀闸C相动静触头都有烧损痕迹(图3、4)断路器故障经过分析在5021-2刀闸合入时，1#发电机组已经施加正常励磁，1#主变高压侧已经为正常运行电压，由于断路器断口在母线电压和机组电压的共同作用下发生了击穿(通过录波图对照可以看出，最初故障时，C相母线为电压负的最大值，机组电压C相为正的最大值附近)，隔离开关未合到位时流过了较大故障电流，所以隔离刀闸动静触头均有烧损；由于机组与系统频差、角差的变化，断路器断口间电流时大时小，变化非常明显，断路器闪络保护启动并收回，一直未能启动断路器失灵保护，在故障大约持续到接近4秒时，由于电弧热的作用，将C相灭弧室上部T接部位的瓷件烧炸，炸飞的碎块打到B相灭弧室上，热的气体喷到B相，造成B、C两相短路，母差保护动作。保护动作情况：动作时序：（以故障起始时刻为0，单位：ms）125ms 发变组保护B屏断口闪络保护动作125ms 发变组保护D屏断口闪络保护动作180ms #1机灭磁开关跳闸437ms 5021断路器保护闪络保护开入动作440ms 5021断路器保护三相跟跳动作457ms 5021断路器保护闪络保护开入返回977ms 5021断路器保护闪络保护开入动作1078ms 5021断路器保护失灵动作跳本开关三相1297ms 5021断路器保护闪络保护开入返回1817ms 5021断路器保护闪络保护开入动作1968ms 5021断路器保护闪络保护开入返回2348ms 发变组保护A屏发电机失磁保护一时限动作2353ms 发变组保护B屏发电机失磁保护一时限动作2814ms 发变组保护A屏发电机失磁保护二时限动作2814ms 发变组保护B屏发电机失磁保护二时限动作4567ms 500kV一母线保护一动作4572ms 500kV一母线保护二动作4588ms 5011、5031、5041、5052断路器保护三相跟跳出口保护动作情况分析：本次故障以5021-2刀闸合闸为起始故障时刻，从机组故录和系统故录波形看出，断路器闪络瞬间发电机电势和系统电势恰好反向，幅值相等，断路器断口承受电压为二倍工作电压，后经断路器解体检查发现，5021断路器C相为双断口断路器，其中靠近机组进线的断口未能断开，靠近母线侧断口承受全部电压。闪络瞬间C相电压二次瞬时值母线侧为85.5883V，折算到一次为427941.5V；发变组C相电压瞬时值为二次侧-82.8224V，折算到一次侧为-414112V，5021断路器母线侧C相断口在闪络瞬间承受电压842053.5V，造成断路器外绝缘击穿，均压环对断路器T形连接点发生弧光放电。放电电流#1主变高压侧套管CT二次3.9A，变比为1250/1，折算到一次侧电流为4875A。在断口闪络发生后，发变组保护B、D屏断口闪络保护动作，该保护整定值如下：闪络保护相电流启动值：0.454A，闪络保护负序电流启动值：0.2A，闪络保护跳灭磁开关延时：100ms闪络保护启动失灵延时：400ms动作逻辑为（相电流元件+负序电流元件）&断路器位置接点，相电流元件和断路器位置接点按相配置5021断路器失灵跳三相时间定值：100ms5021断路器失灵跳相邻时间定值：400ms从机组故障录波图可以看到，在发生闪络后420.1ms，闪络电流减小到0.44A（二次值），闪络保护随后返回，518ms后闪络电流再次增大到0.454A，闪络保护应于此时再次动作，（从机组录波图看到此时闪络保护未返回，原因为接入故障录波器的保护动作接点为信号磁保持接点，不能自动复归），经不到459ms延时（距故障时刻977ms）断路器保护收到闪络保护开入，1256.4ms闪络电流再次降到0.45A以下（二次值），闪络保护随后返回，到1360.9ms，闪络电流又增大到0.454A，闪络保护再次动作，经456.1ms延时，到1817ms，5021断路器保护又收到闪络保护动作开入，1921.4ms闪络电流再次降到0.45A，闪络保护又返回，故障录波器的波形显示与断路器保护闪络开入变化情况吻合。以上分析依据机组故录波形中变压器套管CT电流C相变化情况，该CT变比为1250/1，而闪络保护实际使用CT为5021断路器外付CT，变比为2500/1，分析中已经将二次电流进行了折算。所以闪络保护启动失灵一直未达到断路器失灵跳相邻时间定值。 2.220kV八里庄站和郑常庄电厂事故情况（误接线）（一）事故经过2009年4月20日16时44分，北京地区220kV八昆二线发生C相故障，两侧两套纵联电流差动保护皆动作选跳C相，重合于故障掉三相。858毫秒后，八昆二线八里庄侧2212开关C相偷合，1900毫秒后再次发生故障，因油压低闭锁2212开关分合闸（开关失灵），失灵保护动作先后切除220kV4甲母线上的母联2245甲开关、分段2244开关、郑八一线2216开关、2号变2202开关；在220kV5号母线运行的郑八二线2219开关亦掉闸。另外，郑常庄电厂220kV失灵保护动作，郑八双回线2211、2212开关和2245母联开关跳闸。（二）原因分析1八里庄保护动作分析220kV八昆二线重合于故障三跳后，因2212开关中防跳继电器的起动回路存在缺陷，致使八昆二线八里庄侧2212开关三相于总故障时刻858ms在还没有收回的重合闸脉冲作用下偷合。1900ms再次发生C相故障，八昆二线保护再次动作，因油压低闭锁2212开关分合闸（开关失灵），启动失灵保护，于2190ms八里庄失灵保护（第一时限）0.25s动作，切除220kV系统4甲母线上的母联2245甲、分段2244开关，并再次跳八昆二线2212开关；因八昆二线2212开关继续失灵，于2443ms八里庄失灵保护（第二时限）0.5s动作跳开二号变压器2202开关、郑八一线2216开关。2郑常庄电厂失灵保护分析220kV八昆二线重合于故障三跳后，于总故障时刻1900ms八昆二线八里庄侧2212开关C相偷合于故障，总故障时刻2370ms，与八里庄站连接的郑常庄电厂的母联启动失灵保护因接线有误（接线情况见附件三），即没有将母联保护动作接点串入启动失灵回路，造成电流判别条件满足即可启动失灵保护，致使失灵保护不正确动作，跳开郑八双回线2211、2212开关，母联2245开关，并远跳郑八双回线八里庄侧2216、2219开关。