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吉构原理分析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

2、断培训教案：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

3、 N1并联接在线路上，二次绕组 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220V- 27KV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

4、图所示。原理图见下图所示一次绕纽伙心二、CT结构原理分析普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，I1N仁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

5、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，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11 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

6、。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

7、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（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

8、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，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5-5（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，1K1-1K

9、2,1K2-1K3,2K1-2K2,2K2-2K3 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。Imz j10. 5电流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600MV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

10、 组出口设计有3组PT（1 YH 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/ V3） / （ 0.1 V3） / （0.1/3 ） KV,配有9只RN2-20型高压熔断器（正常电阻值为 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）C63JZb22?/ki cC632SHIdl:J狀51旅I】泗C(Q珈 Ml.'.H-iI® 21H41<x 口阮I：P iMCu&#

11、171; |1_rv*v*v*iiHiHl-.怦fillil1 iHlL&11MWn MPTiq |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、Zea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

12、如图二:UAUNUC， 、UB1YH【HI图二表明一次电压对称，线电压20KV相对地电压为20/ V3KVB、1YH正常运行过程中二次电压矢量分析如图三：UaUcUnUb 1YH图三表明二次电压对称：线电压Uab=100VUac=100VUbc=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=0VC、2YH正常运行过程中一次电压矢量分析如图四:UAA,UNucxUBIII： 2YH 41图四表明其一次电压对称，线电压 20KV相对地电压为20/V3KUD 2YH正常运行过程中二次电压矢量分析如图五：UaI Iuc 、ubHi： 2

13、YH i i；U：图五表明二次电压对称：线电压Uab=100VUca=100VUbc=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

14、 Uab=101.3V Uac=99.9V、Ubc=96.1V; 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。UA/ RNUC UB酩1YH摘皿如| i 11Ua/ ulln Uc Ubg 1YH脚伽由于发电机出口 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

15、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端部比其它8个熔断器高6C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>25.0A -8.856-20Trefl=20 Tatin=2O FOV 24 z=1.01/19/08 8:47:50 PM -电0 - +55 e=0,»6 "C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

16、恢复正常运行B、PT次熔断器完全熔断（断开）分析:UA/UN< UC UB11YHCIMM卜剜1加用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/ V3K。Ua/ Ucq/ UnUc Ub航lYHClii撕工動帥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

17、 3RD时为33V左右。C、PT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：Uan仁59.05V Ubn仁59.15V Ucn仁57.26V、 3U0仁1.6V、Uda 1= 33.8V Udb 1= 33.9V Udc 1= 32.8V(但 Uan2=59.06V Ubn2=59.00V Ucn2=59.00V均正常)，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

18、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 V0.7V，励磁调节器完全恢复了 AVR1通道正常运行。D PT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二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发电机出口 PT故障的判断和处理程序600MV发电机通常有三组出口 PT,分别用于测

19、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

20、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 器在运行过程中因质量不好容易出现劣化甚至熔断。针对一次设

21、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,危及设备和人身安全。造成CT回路开

22、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，产生分流现象。CT回路的缺陷一般在 以下2种

23、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，禁止投入这些保护。处理CT回路缺陷的方法。1.C

24、T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

25、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，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

26、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 为事故的发生。五、PT/CT二次回路带负荷试验的必要性和合格性

27、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、详细，对电流电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

28、 验负责人，安全监护 人、试验人员。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

29、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、引岀电缆必须用屏蔽电 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

30、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1.与运行人员配合，检查定值和

31、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。临时保护视需要而定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。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

32、 续进行。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， 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 退岀，试验完后恢复正常。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

33、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。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，

34、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 之前的测量值一致。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

35、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、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

36、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，确认不会开 路，再拆开试验线）。2. 检查TA二次回路1. 状态检