发电机出口PT、CT断线的判别方法及处理

1、技 术 讲 课 教 案培训题目：发电机出口PT、CT断线的判别方法及处理措施技术培训培训目的：围绕国华台电2012“素质年”主题，为提升基层员工技术培训品质，打造电气二次专业学习型班组，通过本次培训，使电气二次专业人员了解或熟悉PT/CT结构原理、二次回路故障特征分析、对电气量保护的影响及故障情况下的紧急处理手段或控制措施，简单的判断方法，以进一步提高电气二次专业检修维护人员的理论知识和现场紧急处理问题的技能。内容摘要：1、PT结构原理分析2、CT结构原理分析3、发电机出口PT故障情况分析及处理手段4、CT回路断线故障情况分析及处理手段5、PT/CT二次回路带负荷试验的必要性和合格性判断培训教

2、案：一、PT结构原理分析电压互感器是发电厂、变电所等输电和供电系统不可缺少的一种电器。电压互感器和变压器很相像，都是用来变换线路上的电压。但是变压器变换电压的目的是为了输送电能，因此容量很大，一般都是以千伏安或兆伏安为计算单位；而电压互感器变换电压的目的，主要是用来给测量仪表和继电保护装置供电，用来测量线路的电压、功率和电能，或者用来在线路发生故障时保护线路中的贵重设备、电机和变压器，因此电压互感器的容量很小，一般都只有几伏安、几十伏安，最大也不超过一千伏安。两个绕组之间以及绕组与铁心之间都有绝缘，使两个绕组之间以及绕组与铁心之间都有电的隔离。电压互感器在运行时，一次绕组N1并联接在线路上，二

3、次绕组N2并联接仪表或继电器。因此在测量高压线路上的电压时，尽管一次电压很高，但二次却是低压的，可以确保操作人员和仪表的安全。发电机出口为什么需要变换电压呢?这是因为根据发电、输电和用电的不同情况，发电机出口一次接线上的电压大小不一，而且相差悬殊，有的是低压220V和380V，有的是高压几万伏，目前有220V27KV不等。要直接测量这些低压和高压电压，就需要根据线路电压的大小，制作相应的低压和高压的电压表和其他仪表和电压互感器的基本结构和变压器很相似，它也有两个绕组，一个叫一次绕组，一个叫二次绕组。两个绕组都装在或绕在铁心上。电压互感器外形图见上图所示。原理图见下图所示。二、CT结构原理分析普

4、通电流互感器结构原理：电流互感器的结构较为简单，由相互绝缘的一次绕组、二次绕组、铁心以及构架、壳体、接线端子等组成。其工作原理与变压器基本相同，一次绕组的匝数(N1)较少，直接串联于电源线路中，一次负荷电流()通过一次绕组时，产生的交变磁通感应产生按比例减小的二次电流()；二次绕组的匝数(N2)较多，与仪表、继电器、变送器等电流线圈的二次负荷(Z)串联形成闭合回路。由于一次绕组与二次绕组有相等的安培匝数，I1N1=I2N2，电流互感器额定电流比。电流互感器实际运行中负荷阻抗很小，二次绕组接近于短路状态，相当于一个短路运行的变压器。穿心式电流互感器结构原理：穿心式电流互感器其本身结构不设一次绕组

5、，载流(负荷电流)导线由L1至L2穿过由硅钢片擀卷制成的圆形(或其他形状)铁心起一次绕组作用。二次绕组直接均匀地缠绕在圆形铁心上，与仪表、继电器、变送器等电流线圈的二次负荷串联形成闭合回路。由于穿心式电流互感器不设一次绕组，其变比根据一次绕组穿过互感器铁心中的匝数确定，穿心匝数越多，变比越小；反之，穿心匝数越少，变比越大，额定电流比：。式中I1穿心一匝时一次额定电流；n穿心匝数。特殊型号电流互感器：多抽头电流互感器。这种型号的电流互感器，一次绕组不变，在绕制二次绕组时，增加几个抽头，以获得多个不同变比。它具有一个铁心和一个匝数固定的一次绕组，其二次绕组用绝缘铜线绕在套装于铁心上的绝缘筒上，将不

6、同变比的二次绕组抽头引出，接在接线端子座上，每个抽头设置各自的接线端子，这样就形成了多个变比。例如二次绕组增加两个抽头，K1、K2为100/5，K1、K3为75/5，K1、K4为50/5等。此种电流互感器的优点是可以根据负荷电流变比，调换二次接线端子的接线来改变变比，而不需要更换电流互感器，给使用提供了方便。不同变比电流互感器。这种型号的电流互感器具有同一个铁心和一次绕组，而二次绕组则分为两个匝数不同、各自独立的绕组，以满足同一负荷电流情况下不同变比、不同准确度等级的需要。例如在同一负荷情况下，为了保证电能计量准确，要求变比较小一些(以满足负荷电流在一次额定值的2/3左右)，准确度等级高一些(

7、如1K1、1K2为200/5、0.2级)；而用电设备的继电保护，考虑到故障电流的保护系数较大，则要求变比较大一些，准确度等级可以稍低一点(如2K1、2K2为300/5、1级)。一次绕组可调，二次多绕组电流互感器。这种电流互感器的特点是变比量程多，而且可以变更，多见于高压电流互感器。其一次绕组分为两段，分别穿过互感器的铁心，二次绕组分为两个带抽头的、不同准确度等级的独立绕组。一次绕组与装置在互感器外侧的连接片连接，通过变更连接片的位置，使一次绕组形成串联或并联接线，从而改变一次绕组的匝数，以获得不同的变比。带抽头的二次绕组自身分为两个不同变比和不同准确度等级的绕组，随着一次绕组连接片位置的变更，

8、一次绕组匝数相应改变，其变比也随之改变，这样就形成了多量程的变比，见图55(图中虚线为电流互感器一次绕组外侧的连接片)。带抽头的二次独立绕组的不同变比和不同准确度等级，可以分别应用于电能计量、指示仪表、变送器、继电保护等，以满足各自不同的使用要求。例如当电流互感器一次绕组串联时，1K1-1K2，1K2-1K3，2K1-2K2，2K2-2K3为150/5，1K1-1K3，2K1-2K3为300/5；当电流互感器一次绕组并联时，1K1-1K2，1K2-1K3，2K1-2K2，2K2-2K3为300/5，1K1-1K3，2K1-2K3为600/5。其接线图和准确度等级标准在铭牌上或使用说明书中。电流

9、互感器外形图见上图所示。原理图见下图所示。三、发电机出口PT故障情况分析及处理手段国华台电一期从2003年12月份后，陆续投入5台上海汽轮发电机厂生产的600MW燃煤火力发电机组。然而，在发电机组陆续投产发电营运后，多次出现发电机组出口（20KV侧）PT（电压互感器）等一次回路故障导致发电机组异常运行的现象。3.1、PT设备分布及应用现状：图一是国华台电单元发电机组PT回路一次接线原理图。发电机组出口设计有3组PT(1YH、2YH、3YH)，其规格型号为：沈阳互感器厂生产的JDZX4-20型电压互感器，变比均为（20/3）/（0.13）/（0.1/3）KV，配有9只RN2-20型高压熔断器（正

10、常电阻值为110欧姆左右）。 （二期百万机组PT接线方式雷同，但是增加了发电机匝间短路保护的3PT，主要区别在于匝间短路保护用的PT一次侧中性线直接接发电机定子绕组中性点公共头，不是直接接地，其余部分相同） 1YH二次回路采用B相接地方式，主要用于自动励磁调节器1（AVR1）、故障录波器屏和DCS系统三相电压测量，另外引出一组开口三角电压获取3U0送到故录和变送器屏。第2、3组PT二次侧中性点接地，其中2YH主要用于发变组保护1、变送器屏三相电压测量、电度表计量以及自动准同期装置。3YH主要用于发变组保护2、自动励磁调节器2（AVR2）、发电机进相监测屏、发电机功角测量屏。Zab、Zbc、Zc

11、a分别为电压互感器二次侧的理想三角形负载阻抗。A、1YH正常运行过程中一次电压矢量分析如图二： 图二表明一次电压对称，线电压20KV、相对地电压为20/3KV。B、1YH正常运行过程中二次电压矢量分析如图三：图三表明二次电压对称：线电压Uab=100V、Uac=100V、Ubc=100V；相电压Ua对地等于100V、Ub对地等于0V、Uc对地等于100V；二次侧开口三角形输出电压3U0=0V。C、2YH正常运行过程中一次电压矢量分析如图四：图四表明其一次电压对称，线电压20KV、相对地电压为20/3KV。D、2YH正常运行过程中二次电压矢量分析如图五：图五表明二次电压对称：线电压Uab=100

12、V、Uca=100V、Ubc=100V；相电压Ua对地等于58V、Ub对地等于58V、Uc对地等于58V。注：3YH与2YH的一次电压、二次电压矢量图完全相同。3.2、PT一次熔断器故障技术分析A、PT一次熔断器劣化：2008年1月19日16时8分，国华台电1号发电机出口电压在DCS系统操作员画面上显示出现明显偏差，出现快速摆动的现象，UAB最高达20.75KV、UAC与UBC最低达19.07KV，且频繁波动，二次侧3U0出现不平衡电压，在1.89V至5.02V之间上下波动。现场用数字万用表测量端子箱内二次回路电压，发现1YH二次回路的Uab=101.3V、Uac=99.9V、Ubc=96.1

13、V；Ua对地等于101.9V、Ub对地等于0.13V、Uc对地等于96.4V；3U0=4.5V。而23YH二次回路三相电压显示无异常。由于发电机出口2PT、3PT线电压对称且定子接地保护（接中性点配电变压器二次侧电压U0N）没有任何信号，初步排除发电机组本身存在故障的可能。根据图六、图七的电压矢量图分析，由于UCN阻抗特性发生变化、Un因不直接接地而发生电位漂移；Ua、Ub、Uc三者之间的相位角出现一定的偏差，从而导致3Uo出现不平衡电压，所以初步判断为发电机组1YH的C相PT一次熔断器3RD出现劣化现象。通过使用热成像仪测量发电机出口PT柜内熔断器，发现C相第一组PT一次侧熔断器3RD端部比

14、其它8个熔断器高6左右（见下图的热影像图片），进一步确认C相一次熔断器故障。经运行人员做好安全措施后，将该组电压互感器拉出运行位置，取下C相高压侧熔断器，用数字万用表测量熔断器电阻值为25兆欧，有明显劣化，更换新熔断器后该组PT恢复正常运行。B、PT一次熔断器完全熔断（断开）分析：图八表明一次电压出现严重不对称，仅UAB线电压20KV、UA及UB相对地电压为20/3KV。图九表明二次电压出现严重不对称：线电压Uab=100V，Uac及Ubc却在5058V之间波动；相电压Ua对地等于100V、Ub对地等于0V、Uc对地在5058V之间波动 ；二次侧开口三角形输出电压3U0约为33.3V。下图表明

15、在处理3RD过程中的3U0输出电压波形图。从电压曲线很明显可以看出3RD在劣化过程中3U0约为几伏，而在更换3RD时为33V左右。C、PT一次熔断器接触不良2008年2月10日11时11分 国华台电3号发电机励磁系统在AVR1自动通道运行情况下，出现励磁电流、励磁电压、无功功率波动较大的异常情况。检修人员首先对AVR1通道有关的PT回路进行检查、测试，具体数据如下：Uan1=59.05V、Ubn1=59.15V、Ucn1=57.26V、3U01=1.6V、Uda1=33.8V、Udb1=33.9V、Udc1=32.8V（但Uan2=59.06V、Ubn2=59.00V、Ucn2=59.00V均

16、正常），根据1YH三相电压存在不平衡及有3U0出现的数据证明，初步确定第一组PT一次回路可能存在薄弱环节。但经过热成像测温后认为一次熔断器不存在故障，最后确认为第一组C相PT一次插头接触不良，经过在线调整第一组C相PT运行位置接触情况后，第一组PT二次回路电压完全恢复平衡。3U0下降至04 V 0.7V，励磁调节器完全恢复了AVR1通道正常运行。D、PT一次熔断器脱落2012年3月16日10：00开始起励，7号机组出口PT二次回路 测量值如下图。Ubc=27KV、Uab=Uac=16KV=58%且完全相等，据此判断A相一次回路断线经。现场仔细检查，发现该组PT一次侧熔断器跌落所致。3.3 发电

17、机出口PT故障的判断和处理程序600MW发电机通常有三组出口PT，分别用于测量、保护及励磁等回路等。由于发电机本身、PT一次及二次回路的故障均能引起电压异常，因此如何准确迅速地判别故障点显得十分重要。当发电机系统电压出现异常的时候，技术人员应首先准确判断出故障所属系统，最直接的方法就是分别检查发变组保护装置、故障录波器、变送器屏及电度表屏内的二次电压，并进行比较、分析是否正常。一般来说，若是单独一套装置的电压或者一组测量回路异常，则可以初步判断发电机组本身没有故障，原因很可能在PT设备上。接下来就是判别是一次设备还是二次回路引起的，可用数字万用表测量出现电压偏差的二次回路电压，可选择在PT端子

18、箱二次空开上、下端以及保护屏柜端子排上测量，通过比较最终确认故障所属系统。若是PT一次回路存在故障，则重点检查熔断器或PT的一次插头。若是PT二次回路故障则重点检查二次空开或熔断器是否完好。无论是一次PT还是二次回路的问题，都必须把涉及到该回路的相关保护屏柜所有电气量保护出口压板退出后，再进行二次设备的相应处理。经测量合格后确证缺陷处理好后，最后才能恢复保护压板的投入工作。3.4、事故中发现的问题及解决方案根据以前出现的几次发电机出口电压波动故障情况的处理结果发现：出口电压互感器一次插头动静触头因材质不同出现氧化层经常接触不好；因设备长期振动引起PT一次触头接触不良； PT的熔断器在运行过程中

19、因质量不好容易出现劣化甚至熔断。针对一次设备的不稳定性，得出以下解决方案：针对电压互感器一次插头动静触头因材质不同出现氧化层接触不好的现象，需要在设备检修的时候对插头进行打磨处理并涂抹导电胶；针对熔断器质量不稳定的原因，机组投运前将结合生产实际，要求检修人员在每年度的计划性检修期间彻底更换高压一次熔断器，同时接触面必须经去氧化层处理后并适当涂抹导电胶；针对设备振动大的问题，要求在将PT推至运行位置后，一定要紧固好PT定位螺栓。四、CT回路断线故障情况分析及处理手段CT 回路缺陷的产生及发现。CT 回路的缺陷主要有2 种:CT 回路开路和输出电流偏差大,其中,CT 回路开路,将在开路处产生高电压

20、,危及设备和人身安全。造成CT 回路开路的主要原因有2 种:一是设备质量问题。包括CT 本身的质量和CT 端子排的质量,现场曾多次出现这种缺陷；二是人为问题。在保护校验完毕后,由于忘记恢复CT 回路连片、接错线或CT回路电缆剪断等因素而引起CT回路开路，造成CT二次绕组烧毁、端子排烧损、二次回路绝缘损伤甚至着火！新投产机组此类事故由于跟踪不及时或跟踪不到位时有发生，台电500KV升压站及脱硫段就发生过类似的事件，务必请大家牢记在心！但是这种情况正随着继电保护措施票制度的严格执行而减少。造成CT 输出电流偏差大的主要原因有 2 种:一是CT 本身输出存在问题；二是CT 回路又发生一点接地,产生分

21、流现象。CT 回路的缺陷一般在以下2 种情况下发现:一是设备巡检时,发现CT 端子排处有明显的过热或烧灼痕迹,有时还有小火花出现,可以断定是CT 回路开路；二是设备运行中,频繁或持续发出CT 回路断线或差流越限等告警信号,很可能是CT 回路异常。处理CT 回路缺陷的注意事项。处理CT 回路缺陷时,必须要做好安全措施,保证人身和设备安全。为了保证人身安全,作业人员可站在绝缘垫上工作,并且保证CT 回路不失去接地点；如果打开CT 连片使CT 源侧失去接地点时,应增设临时接地点,并在作业完成后及时拆除。为了保证设备安全运行,在短接或断开CT 回路前,必须退出与其有关的保护,在CT 回路未恢复正常时,

22、禁止投入这些保护。处理CT 回路缺陷的方法。1.CT 回路开路。对于由CT 端子排质量问题引起的开路,作业人员应首先在远离开路处的 CT 端子箱封好CT 源侧,然后测量CT 回路电流,在确保CT 源侧有电流、负荷侧无电流的情况下,断开CT 连片,更换开路处的CT 端子；如果端子上的连线也有过热迹象,应一同更换。完成上述工作后,再回到CT 端子箱处,恢复断开的CT连片,拆除CT 源侧的短路连线,当测量到CT 源侧与负荷侧的电流相同后,投入安全措施中退出的保护,恢复正常运行。对于由CT 本身质量问题引起的开路,必须在一次设备停运后进行处理。2.CT 输出电流偏差大。这往往是一相CT 或回路出现问题

23、引起的,可以采用测量三相电流是否平衡的方法在 CT 回路中分段查找。首先在CT 端子箱封好该CT 回路,测量CT 源侧三相电流是否平衡,如果不平衡,说明CT 本身输出有问题,需要停电处理；如果三相平衡,说明从端子箱到保护屏及所串联的回路有问题,可按此方法继续分段查找、缩小范围,最终确定问题所在并进行处理。CT 回路缺陷的预防。1.保证CT 质量。近年来,由CT 质量问题造成的缺陷时有发生,同时使设备被迫停运或保护退出运行。因此,应高度重视CT 的质量问题。在选择CT时,应先做好调研工作；在CT 使用前,应做好各种试验和检查,对不符合要求的产品一定禁止使用。此外,制造厂家也应不断改进技术和工艺,

24、防止同样的缺陷问题一再发生。2.保证CT 端子质量。首先,要求组屏厂家使用质量过关的产品；其次,现场人员在测量CT 回路电阻时,除了检查CT 断开处盘上、盘下电阻,还应检查断开CT 本身连片接触是否良好。3.提高定期校验的质量。定期校验时,要全面检查CT 回路中的电阻和绝缘状况。对CT 回路的每一个连接部分进行检查和清扫、紧固螺丝,测量回路的电阻和绝缘情况,检查三相电阻是否平衡,并与历史数据比较,发现问题及时处理。4.加强设备的维护和检查。由于并非所有CT 异常都有告警信号,所以有时CT 回路的异常情况很难发现。因此,应制定维护检查制度,定期巡视设备。5.严格执行继电保护措施票制度,防止人为事

25、故的发生。五、PT/CT二次回路带负荷试验的必要性和合格性判断序号工序名称试验方法及内容安全环保要点质量要点备注1试验准备1. 资料准备：收集该变电站设备资料和设计图纸，了解各保护自动装置的试验数据，分析设备状况。2. 试验仪器材料准备；准备好试验用的仪器仪表、常用材料及工具。3. 人员准备：明确试验负责人，安全监护人、试验人员。根据试验的项目，组织作业人员学习作业指导书，使全体作业人员熟悉作业内容、进度要求、作业标准、安全注意事项1. 熟悉一次接线、二次设备配置、设备状况，检查反措执行情况，图纸是否齐全，二次接线是否完毕，试验记录是否完整。2. 准备好带负荷检查时的数据记录表格，表格应完整、

26、详细，对电流电压回路不应有遗漏。3. 仪器仪表、工器具应试验合格且在有效期内。4. 要求所有工作人员都明确本次试验的内容、进度要求、试验标准及安全注意事项。2保护屏现场检查1. 检验各保护自动装置设备的完好性。2. 检查各保护自动装置的上电运行情况。督促安装单位将保护室内各保护屏周围孔洞用硬质模板遮盖，防止人员踏空跌倒受到伤害1. 检查各保护自动装置的安装情况,二次接线是否完整，端子压接应紧固，操作把手、按钮、压板均有正确标识，装置外形应端正，无明显损坏及变形现象。2. 检查各保护自动装置的上电运行情况, 除应发的信号外，应无其他异常信号，检查保护面板上隔离开关位置显示与实际情况一致有无故障和

27、报警等异常现象，若有应分析原因，加以解决；3二次回路接线检查1. 屏蔽接地检查。2. 内外部接线检查。3. 电流电压回路接地检查。4. 电流电压回路接线和连片检查。5. 二次回路绝缘记录检查。检查各个设备的带电警示标志是否齐全，门锁是否完好1. 保护引、引出电缆必须用屏蔽电缆，屏蔽电缆的屏蔽层必须两端接地，保护装置外壳应有明显接地点，保护屏底部的下面应构造一个专用的接地铜网格，各保护屏的专用接地端子经一定截面铜线联接到此铜网格上；2. 内外部接线连接与设计图纸相符，施工质量良好，在端子排处压接可靠，导线绝缘无裸露现象。3. 电流电压回路应按照反措要求，在相应屏柜或开关场接地，并确保每一组电流回

28、路只有一个接地点，每一组电压回路的N线只有一个接地点。4. 检查所有本次试验中将带电的电流电压二次回路已接线完好，回路中各处断点（连接片、二次保险、空气开关）均已连接或合上，且备用TA二次端子已短接接地，确保电流回路无开路，电压回路无短路现象。5. 检查相关的二次回路绝缘检查试验记录。4定值整定和临时保护调整1. 定值整定检查。2. 临时保护现场安装和整组试验。1. 整定定值时，应两人以上，一人诵读，一人核对，确认无误。2. 临时保护整组试验时须确认带电运行设备的跳闸压板、启动失灵等压板和回路退出，试验完后恢复正常。3. 临时保护装置若放置于保护屏柜旁，应设置围栏，并挂警示牌，确保不会导致误碰

29、。4. 在传动断路器时，必须通知运行单位和安装单位，在得到同意，并有专人在现场监护，同时检查断路器正常后，方可传动断路器。控制室和开关站均应有专人监视，并应具备良好的通信联络设备，如果发生异常情况时，应立即停止检验，在查明原因并改正后再继续进行。1. 与运行人员配合，检查定值和保护压板已按送电方案和调度下达的正式定值整定正确，处于正确位置上，检查操作把手均按送电方案要求处于正确位置上。2. 确认定值区整定正确，软件版本号正确。3. 确认所有保护屏内装置电源开关、电压二次回路开关、操作把手、按钮、压板等均在正确位置。4. 定值整定完后应打印一份，核对无误并存档。5. 临时保护装置安装应牢固、可靠

30、，若放置于保护屏柜旁，应设置围栏，并挂警示牌，确保不会导致误碰。6. 临时保护安装前应通过试验仪加量进行保护功能测试，安装完毕后应根据整定值带开关进行整组试验，并测量保护带开关动作时间，动作时间正确。7. 整组试验时须确认带电运行设备的跳闸压板、启动失灵等压板和回路退出，试验完后恢复正常。临时保护视需要而定5带负荷检查（测试）检查装置运行情况1. 系统送电后立即检查各保护装置是否运行正常，是否有保护动作信号，接线端子或装置是否有焦糊气味、冒烟、起火等异常情况，若有，应立即通知运行人员，并停止送电，查明原因后继续进行。2. 防止误碰、误合压板。1. 检查装置运行正常，无任何异常信号和保护动作信号

31、。测量交流电流和交流电压的幅值大小，相位关系2. 用数字式钳形相位表测量各保护屏内每相交流电流电压回路的幅值以及相位关系，所有角度均为固定以某侧电压A相为基准，其他电流电压落后于此A相电压的角度，每个保护的电压均已经过二次核相确认相别相序无误。3. 用数字式钳形相位表到各CVT就地端子箱和各TA就地端子箱测量电流电压幅值和相序，包括测量备用TA。3. 防止TV二次短路，防止TA二次开路。4. 零序电压是否正常，负序电压是否正常。5. 测量时检查TA中性线电流值，防止零线开路。检查各装置电流电压采样6. 按键进入各装置的管理板采样画面，检查所有的电流通道是否采样正确，电压和电流之间的相角差是否与

32、之前的测量值一致。7. 零序电压采样是否正常，负序电压采样是否正常。8. 检查装置显示屏显示的各CPU的各采样电压。是否正常，测量值是否与电压互感器变比相吻合。9. 检查打印采样值是否正确。10. 根据实际负荷情况和实际运行状态，检查装置显示的交流电流值是否与实际TA变比相符正确。检查各母差保护装置差流大小（差电压）和电流极性。检查母差保护装置显示屏上所显示的各相差流、大差、小差电流是否正常，应接近于0，对于中阻抗型的母差保护应用万用表测量其差回路的差电压接近于0。检查母差失灵保护装置上的隔离开关位置指示是否正确无误。检查各条线路保护差流和电流极性。检查各条线路保护装置显示屏上所显示的各相差流

33、、大差、小差电流为0。检查变压器保护差流和电流极性。检查变压器保护装置显示屏上所显示的差流为0。检查电抗器保护差流和电流极性。检查电抗器保护装置显示屏上所显示的差流为0。检查测量、监控系统显示潮流.电流电压极性。检查各测量、监控系统装置显示采样值是否正常，集控操作台上显示潮流（有功、无功）、一次电流、一次电压、二次电流、二次电压、频率、功率因数等是否正常。检查各计量表计显示潮流、电流电压极性。检查各计量、表计显示采样值是否正常，电能计量有功、无功的潮流大小和方向是否正确。检查其他装置的电流电压极性。检查其他装置的电流电压幅值和极性是否正确。6检查完毕现场恢复1. 再次检查保护运行状态。2. 再次检查二次回路。3. 现场检查。4. 记录检查。1. 全部工作完毕，拆除所有试验接线（应先拆开电源侧），恢复所有因试验需拆开的连接片、连接线、二次电缆缆芯等（电流回路恢复应先连上连接片，确