A相不完全接低于相电压 与过渡电阻及对地高于相电压小于接地程度同一系统所有地 A相高压熔断低于相电压 器熔断 A相低压熔断低于相电压 器熔断 相电压 相电压 无 电容大小有关 相电压 1.82倍相电压 相电压 有关 有 表计变化 仅PT故障段表计变化 仅PT故障段表计变化 通过对照表可以得出以下结论：
①系统接地时对通过母联并列运行的母线电压均有影响，且三相电压均有变化
②PT高压熔断器熔断时，会发出接地信号，但只影响PT所在段故障相电压
③PT低压熔断器熔断时，不发接地信号，只影响PT所在段故障相电压
第五部分 系统振荡处理
一、系统振荡的现象：
振荡时发电机电流表、功率表及连结失去同期的电厂或部分系统的输电线及变压器的电流表、功率表明显地周期性地剧烈摆动，同时，系统中各点电压将发生波动，振荡中心的电压波动最大，照明灯光随电压波动一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡嗡声响，在失去同期的受端系统中，频率下降，在送端的系统频率则升高。厂站值班员如发现上述现象，应立即汇报值班调度员。
二、系统振荡是个别电厂或一部分系统与主系统失去同步而
产生，产生振荡的主要原因：
1、电厂经长线路（即联系阻抗较大）送电到系统中去，当
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送电电力超过规定时，引起静态稳定破坏而失去同步。
2、系统中发生事故，特别是邻近长距离送电线路的地方发生短路时，引起动态稳定破坏而失去同步。
3、环状系统（或并列双回线）突然开口，使两部分系统联系阻抗突然增大，引起动态稳定破坏而失去同步。
4、大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，引起系统稳定破坏。
三、 消除振荡的措施：
1、发电厂、变电所应迅速采取措施提高系统电压。 2、频率升高的电厂，迅速降低频率，直到振荡消失，但频率不得低于49.50Hz。
3、频率降低的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，直至消除振荡或恢复到正常频率为止，必要时，频率降低电网值班调度员可以下令受端切除部分负荷。
4、频率升高或降低的电厂都要按发电机事故过负荷规定，最大限度地提高励磁电流。受端负荷中心调相机按调度要求调整励磁电流，防止电压升高、负荷加大而恶化稳定水平。
5、如在3－4分钟内无法将振荡消除，值班调度员应选择适当地点解列。
6、在系统振荡时，除现场事故规程有规定外，发电厂值班人员不得解列任何机组。
7、若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即将失磁机组解列。
8、环状系统（或并列双回路）解环操作而引起振荡时，应
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立即经同期合环。
第六部分 发电机事故处理
一、 发电机（调相机）跳闸，应立即汇报调度，尽快查明继电保护及自动装置动作情况，再进行处理：
1、水轮发电机由于甩负荷转速升高造成过速或过压保护动作跳闸，查明设备无损坏后，应立即报告调度，调度员视电网情况可立即下令恢复并列带负荷。
2、发电机过电流保护（或带低压闭锁的过电流保护）动作跳闸时，主保护未动作，同时也没有发现发电机有不正常现象，如是外部故障引起的，待外部故障消除后，调度员可视电网情况立即下令并列带负荷。
3、发电机因人员误碰造成保护误动作跳闸、由于误操作造成解列或由于联锁装置动作跳闸（如联锁切机、过载切机、振荡解列等），在明确情况后调度员可视电网情况立即下令恢复与电网并列带负荷。
4、由于机组差动、定子接地等其它保护装置动作跳闸，应按现场规程进行检查，现场确定机组无问题后再联系调度并列带负荷，必要时可先进行零起升压。
二、 发电机因为进相或干扰造成失步，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，以使发电机拖入同步。如仍无法拖入同步，应下令解列停机后重新并入系统。
三、发电机三相电流不平衡超过允许值时，应采取降低发电机定子电流的方法降低不平衡电流，如仍无效，应转移负荷后停机检查。
四、 发电机在运行中出现振荡处理
现象：有功、无功功率、电流、电压及频率出现周期性摆动，照明忽暗忽亮。
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处理：
1、检查机组励磁调节器运行情况，若为励磁调节器引起，应联系停机处理。
2、若非励磁调节器引起，立即增加各机组无功，在允许范围内，尽量抬高系统电压。
3、根据发电机转速判明发电机转速是升高还是降低，如发电机频率比振荡前升高，应降低机组有功功率，直到振荡消除。如发电机频率比振荡前降低，应提升机组有功功率，尽快使机组恢复同步。 4、振荡过程中发电机转速的调整以及发电机是否与电网解列参照电网调度运行规程执行，处理时应与调度保持密切联系。 5、密切监视调速器及机械部分的运行情况。 检查电力系统稳定器（PSS）工作是否正常。 电机振荡消除后的检查 测量机组各部轴承的摆度。 机组各部转承是否有漏油现象。 推力瓦温是否正常。
第七部分 线路事故处理
一、 线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功时，现场应及时将保护动作情况及站内一次设备状况报告值班调度员，值班调度员根据该线路站内一次设备及保护动作情况，在考虑进行一次强送。如强送不成功，需请示生产主管领导同意后，方可再次进行强送。
二、在强送时应考虑可能有永久故障存在而影响稳定，故规定： 1、正确选取强送端，一般离有关重要线路及发电厂母线和系统中枢变电所母线越远越好，并尽量远离故障点；
2、故障线路开关等站内设备外观检查完好，线路有完备的主保
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护；
3、强送前要检查有关线路的潮流及母线电压在规定的范围以内，否则应调整至允许值后再强送；
4、强送开关连接母线上必须有变压器中性点直接接地； 三、下列情况，不允许强送： 1、强送开关不完好；
2、线路跳闸伴有明显的故障特征，如厂站内有火光、爆炸声，系统振荡现场等；
3、凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均不得立即强送；
4、线路保护与该线路并联高压电抗器保护同时动作； 5、线路发生相间故障，且对系统有较大的冲击或发生故障时天气十分恶劣。
第八部分 对线路零起升压试验步骤及注意事项
试验前修改励磁及电调并网判据、退出线路重合闸保护、退出电调网频跟踪。危险点：线路过压。
1、选定进行零起升压的发电机(总调商电厂执行)
对线路进行零起升压,优先选择与线路同一串的发电机；对母线 进行零起升压,优先选择一串中没有出线的发电机。 2、更改主变中性点接地方式〈电厂执行〉
注:进行零起升压的变压器中性点必须直接接地。岩滩电厂如果是4台主变运行,其它3台主变采用1台直接接地、2台经中性点小电抗接地的方式:如果是3台主变运行,其它2台主变采用中性点直 接接地的方式:如果是2台主变运行,剩余的1台主变采用中性点直接
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