恒力石化260MW电气专业调试方案0407

编号：恒力石化〔大连〕自备热电厂电气专业调试方案东电二公司调试办公室2021年3月30日目录第一篇调试方案编制依据 。开关柜二次插头一般不操作，如需操作必须考虑对相关热工联锁回路的影响。开关在试验位做传动试验时，必须考虑对相关热工联锁回路如FSSS的影响。开关合位，控制电源消失短时不能恢复时，经热机专业同意后用机械分装置分闸。开关合位，控制电源消失或故障导致跳闸失灵时，可使用机械分闸装置紧急分闸。开关发生分闸失灵需就地机械分闸时必须专人监护，畅通撤离通道并做好闪避准备。操作小车手柄和地刀手柄时，应注意手感和力度，不能随意或蛮干。操作地刀前注意后门完全关闭或完全翻开，严禁后门在半闭合状态操作地刀。注意触头活门的动作情况，活门脱落或连杆断裂，防止金属活门与触头发生短路事故。开关柜的机械和电气闭锁必须维护完好，处于正常状态，发生故障时及时联系电气维护人员处理，不得随意解除闭锁。开关柜的带电闭锁电源开关4ZKK经常处于合上位置，一般不允许拉开。设备验电对于纯负载设备的验电，如电动机负载，低压侧断开的变压器。可以只依据带电显示器上显示及闭锁信号为依据。对于可能带电的馈线的验电，除了以带电显示器上的显示及闭锁信号为依据，还应翻开触头活门用验电器对出线侧进行验电操作。翻开触头活门验电必须十分小心，防止发生碰壳和触电事故。400V配电装置停送电操作母线送电前检查检查母线及所属设备工作结束，安措撤除，配电盘柜接地良好。检查母线清洁无异物，绝缘支座完好，所有开关柜前后柜门关关闭。检查电源进线开关清洁无异物，保护定值正确。测量母线、进线开关及断口绝缘符合要求。使用500V摇表，绝缘电阻≥5兆欧。检查干式变压器正常，附合送电条件。220V直流小母线送电正常。进线开关柜装上以下电源保险：PT一次、电压表、电压变送器。进线开关柜合上以下空开：过压保护器〔柜后〕、控制电源、PT二次空开。进线开关柜投入以下压板：保护跳闸、BZT合闸压板。开关送电检查开关清洁无异物，接线完好。对于馈线开关、成套出线开关：合上信号开关，关上柜门，合上主空开，检查红灯亮。对于电机开关：装上电流变送器电源保险，合上控制电源开关，将开关送至工作位，关好柜门，合上主空开，检查绿灯亮，将控制方式切至远方。开关停电对于馈线开关、成套出线开关：拉开主空开，检查红灯灭。对于电机开关：检查绿灯亮，将控制方式切至就地，拉开主空开。电气检查根据需要再把抽屉拉至隔离位。干式变停送电操作送电前的检查检查干式变无结露现象。检查所有紧固件、连接件、标准件无松动。检查干式变档位接线正确，连接牢固。检查干式变无异物存在。检查干式变铁芯永久性接地牢固。检查干式变A、B、C、N母排连接紧固，中性点接地牢固。检查干式变中性点CT接线良好。检查温控箱无损坏，风机完好，保险完好，端子箱接线完好。测试绝缘电阻不低于20兆欧，吸收比不低于1.3。关闭干式变柜门并锁紧，电磁锁落闩。停送电考前须知厂用变压器应由高压侧向低压侧充电。变压器充电时就地人员远离，并注意本体耐受励磁涌流冲击情况，发生异常时立即断电。新安装和检修后的变压器，在额定电压下做冲击试验3次，每次间隔不小于15分钟，正常前方可带负荷。新安装和检修后的变压器，以及进行过有可能使相位变开工作时，在投运前必须经过核相，检查其相位正确。厂用变压器停电时，应先断开低压侧开关，后断开高压侧开关。厂用配电装置巡视检查配电室及配电装置检查配电室内无漏水、渗水、地面无积水，室内照明充足。配电室门窗关好，防小动物档板安装牢固，电缆孔洞封堵良好。配电室水冷机组运行正常。室内温度、湿度符合规定，温度≤30℃、相对湿度≤80%。配电室消防器材齐全。开关柜各部螺丝紧固，无松动、振动、放电、闪络噪音，无过热、老化，无烧焦异味。开关柜柜门关闭。10kV保护测装置工作正常，无异常报警。400V进线开关和联络开关电子式保护脱扣器工作正常，无死机现象。所有开关柜合、分位置，储能等信号指示正确，控制电源正常。保护压板、切换开关方式正确。配电装置驱潮控制器工作正常，开关柜无凝露现象。干式变检查干式变温控箱面板无异常告警信号、线圈温度指示无异常升高。干式变声音正常，无绝缘烧焦异味，无裂纹，无放电痕迹。引线接头、电缆无发热迹象。干式变本体及外壳无凝露现象。变压器外罩前后阀应锁紧，严禁运行时阀翻开。干式变压器过负荷时，应密切注意其温升及温度。手动试运风机运行正常。自动方式下，风扇的启动温度为90℃，停止温度为80℃，变压器告警温度为13变频器检查变频器室空气调节器运行正常，室内温度、湿度符合规定，温度≤30℃、相对湿度≤80%。变频器室无水气、腐蚀性气体入侵，变频器外壳无凝露。变频室内干净，无灰尘，检查进风口滤网是否通畅。保持空气滤网的清洁，定期清理空气滤网〔1-2个月左右〕。检查变频器、变压器风扇运行正常，声音正常。检查铁芯和线圈温度指示正常。变压器H级绝缘，允许温升125℃。变频器控制器运行正常，无异常报警。检查旁路柜KM1、KM2、KM3指示正确，方式开关在远方。检查带电显示正确，所有柜门关闭，电磁锁定。厂用电系统倒闸操作10kV系统电源倒换操作原那么10kV工作开关—联络开关倒换〔即电抗器电源倒换〕正常情况下采用DCS启动快切装置并联自动切换，切换前申请地调合上66kV母联开关。紧急情况下采用DCS启动快切装置串联/同时切换，之前必须经串联/同时切换试验合格。事故情况下采用保护装置启动快切装置串联/同时切换。快切装置因故不能使用时可采取手动并列倒换，但必须满足以下条件：66kV母联开关在合位。1、2号机组有功、无功、主变有载开关档位一致。在快切柜测量待并点两侧PT二次电压差不大于2V，差电压不大于4V。10kV工作/联络开关—备用开关倒换〔即电抗器和高备变电源倒换〕事故情况下采用BZT装置自动慢速切换，切换过程中母线短时失电，设备跳闸。正常情况下采取手动并列倒换，但必须满足以下条件：66kV母联开关在合位。调整高备变有载开关使10kV备用01段电压略高于待倒10kV工作母线电压。在10kV备用电源馈线柜测量待并点两侧PT二次电压差不大于2V，差电压不大于4V。10kV输煤段工作开关—联络开关倒换事故情况下采用BZT装置自动慢速切换，切换过程中母线短时失电，设备跳闸。正常情况下采取手动并列倒换，但必须满足以下条件：10kV输煤1、2段并列倒换前，将10kV1A/2A段倒为一台电抗器供电，联络开关合闸。10kV输煤3、4段并列倒换前，将10kV3A/4A段倒为一台电抗器供电，联络开关合闸。400V系统电源倒换400V工作、输煤段不允许停电时，可采取以下措施后并列倒换：对10kV系统进行倒换，使低厂变高压侧为同一电抗器供电。待并点两侧核相无误。待并点两侧电压差不大于5V，差电压不大于10V。400V除尘段不允许低压侧并列倒换，只允许停电倒换，倒换过程母线需短时停电，倒换前需对负荷进行倒换。双电源供电的MCC段、一体化交流电源采用ATS装置自动切换，切换过程短时失电。 双电源供电不带切换装置的就地控制柜，如给水加氨、给水加磷酸盐装置等电源开关只允许先拉后合停电切换，任何时候不允许同时合上两个开关。厂用系统电源倒换操作考前须知：首次倒换，变压器、电抗器、电缆等可能改变相序的工作后，倒换前必须经核相正确。不满足并列条件时绝对不允许并列倒换。并列倒换必确认待并开关合闸反响正常，电流正常前方可拉开待拉开关。并列倒换应尽量缩短电源并列时间，并列时间不超过30S。电源并列倒换过程中必须监视回路电流不大于任一点设备额定电流，否那么应立即解列。母线停、送电考前须知母线停电前需检查除PT和电源进线开关外的所有开关在分位。母线停电前需退出快切装置、BZT装置。母线停电前将备用开关、联络开关停电。厂用母线停送电遵循先停母线再停PT，先送PT后送母线的原那么。母线送电遵循先送工作进线开关，再送联络电源开关，后送备用电源开关原顺序。母线送电后应进行一次快切装置串联/同时切换试验，进行一次备自投试验。PT停电考前须知10kV母线PT停电考前须知无论做为工作或备用电源，退出本组母线快切装置。无论做为工作或备用电源，退出本组母线备自投装置。退出本段母线开关所有低电压保护压板。投入本段母线进线开关、联络开关、馈线开关的复压闭锁保护的“PT退出〞压板。主变低压侧3PT停电考前须知发电机开关、主变开关的同期并列操作不能进行。记录PT停电时段，核算停电期间电抗器电能。投入低压侧2台电抗器复压闭锁过流保护“PT退出〞压板。400V母线PT停电注意项：无论做为工作或备用电源，退出本组母线BZT装置。1试验工程1.1检查发变组一、二次电流回路及电压回路的正确性。1.2检查发变组一次设备的工作性能。1.3检查发变组继电保护装置的可靠性及正确性，并对主要保护做投入前的定值检查。1.4测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗。1.5录制发变组空载和发变组短路特性曲线；发电机灭磁时间常数的测量。1.6空载时自动励磁调节器的动态试验；空载下轴电压的测量。1.7微机同期系统检查，假同期试验，发电机同期并网试验。1.8负荷状态下差流检查及轴电压的测量。1.9并网后自动励磁调节器的动态试验。1.10低负荷下厂用电快切装置切换试验。2整套启动前系统的运行方式及短路点、接地点的设置2.166kV系统的运行方式根据整套启动要求提前申请调度运行方式如下：66kV系统海莱#1线、海莱2号线正常投入运行，启备变正常投入运行，#1机组出口断路器在断开位置，I母侧刀闸在合位；2号机组出口断路器在断开位置；海莱2号线出线断路器、II母侧刀闸在合位。2.2短路点的设置发电机出口短路发电机出口短路使用发电机厂家提供的短路母排，在发电机出口处预留有安装短路母排的位置。2.2.266kV系统短路点66kV系统设置一组短路点，短路点设在#1发电机分相母线处。整套启动前电建公司应提前做好短路线，并在整套启动前将短路点三相短接好〔一次电流不小于900A〕。低压侧分支短路厂用分支共设四个短路点。〔如果主变倒送电成功进行，厂变及厂用分支已经带负荷检查过CT相位，那么此短路点取消〕第一个短路点在10.5kV1段工作电源进线断路器与电流互感器之间。第二个短路点在10.5kV2段工作电源进线断路器与电流互感器之间。保证每个分支电流互感器流过一次电流。整套启动前电建公司应提前制作短路板，并在整套启动前安装好。3整套启动的试验程序3.1电气设备的绝缘测试测量发电机24kV系统、主变66kV系统、、励磁变、电缆、母线、PT、厂用10.5kV系统各设备的绝缘电阻,绝缘电阻应符合要求。测量发电机定子、转子的绝缘电阻,电阻值应符合要求。〔发电机定子、转子需要提前准备专用的绝缘测试设备〕4发电机升速过程中的试验4.1转子交流阻抗的测试在各种转速下〔盘车，500，1000，2500，3000r/m，超速后〕，分别测量转子交流阻抗及功耗〔交流电压不超过220V〕。同时监测滑环温度应符合规定。试验方法：试验电压的峰值不超过额定励磁电压，即试验电压的有效值应不大于0.707U。试验接线如以下图所示：5发电机短路试验5.1短路试验应具备的条件检查发电机出口短路母排已连接好。汽机定速在3000r/min运行。投入发电机差动保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机过激磁保护、低电压自保持过流保护、转子过负荷保护、转子接地保护、发电机过频保护、发电机低频保护、励磁变速断保护、励磁变过流保护、励磁变过负荷保护，保护出口只投跳灭磁开关。其它保护只投信号不投跳闸。投入过压保护〔过压保护定值临时整定为0.4Un、0S，试验结束后恢复到原定值〕，投入发电机断水、热工保护、紧急停机、励磁系统故障等所有非电量保护，保护出口只投跳灭磁开关。退出主变差动保护、定子接地保护、发电机失磁保护、发电机逆功率保护、发电机程跳逆功率保护、发电机失步保护、发电机突加电压保护、启停机保护、匝间保护。手动方式下调节励磁，监视励磁调节器强励不应动作。试验过程应严密监视保护屏，CT端子箱、CRT表计，假设发现电流回路开路、有火花放电声、电流不平稳、三相相差较大，测量数值相差很大等情况时，均应立即灭磁，查明原因。5.2发电机短路试验程序CT回路检查检查发电机出口短路母排连接好后，合厂用10kV1段发电机短路试验电源开关，合整流柜交直流刀闸、确认励磁输出在最低位置，启励，用FVR方式调节励磁，升发电机电流至5000A,升流过程中应有专人时刻注意检查定子、转子温度和温升情况，同时注意检查发电机集电环电刷的工作情况，检查发电机出口及中性点侧所有CT以及励磁变上下压侧CT二次电流及相位，CT应无开路,三相电流应无明显差异，电流相位正确，同时做好记录。检查各差动保护CT相位正确，所有CT回路检查正确后，逆变灭磁。发电机短路特性曲线录制确认励磁输出在最低位置，启励，用FVR方式逐渐升流录取发电机短路特性曲线，分别做上升、下降两条曲线，其中电流最大不超过1.05倍额定电流，将短路特性曲线与厂家出厂试验曲线对照，结果应无较大差异。试验结束后，逆变灭磁。主要保护定值检查检查过程中保护不退出，出口只跳灭磁开关，其它保护不投跳闸。.1发电机差动Ⅰ、Ⅱ动作值检查,在保护屏端子排处短接一侧CT线，缓慢升电流至保护动作，跳灭磁开关，记录保护动作跳闸时的电流值。试验完毕后恢复CT接线。.2主变差动Ⅰ、Ⅱ动作值检查，投入主变差动保护，缓慢升电流至保护动作，保护跳灭磁开关，记录保护动作跳闸时的电流值。.3保护定值检查完毕后，缓慢升发电机电流至100％额定值，检查所有差动保护的差流，并检查转子电流表的指示情况，检查NCS、ECS、DCS等各个装置内部电流显示情况，一切检查结束后，逆变灭磁。5.3所有试验完成后，降电流至零，逆变灭磁，断开厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关，厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关拉至试验位置，断开控制和储能电源开关，拉开整流柜交直流隔离刀闸，挂接地线，撤除发电机出口三相短路母排，所有工作完成后撤除接地线。6低压侧短路试验6.1短路试验程序CT回路检查厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关推入工作位置，合上控制、储能电源，合上厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关，合整流柜交直流隔离刀闸、确认励磁输出在最低位置，启励，用FVR方式调节励磁，升发电机电流至7000A,升流过程中应有专人时刻注意检查定子、转子温度和温升情况，同时注意检查发电机集电环电刷的工作情况，检查A、BCT，检查高压厂用电源进线〔四个分支〕CT二次电流及相位，CT应无开路,三相电流应无明显差异，电流相位正确，同时做好记录。检查各差动保护CT相位正确，所有CT回路检查正确后，逆变灭磁，断开灭磁开关。主要保护定值检查检查过程中保护不退出，出口只跳灭磁开关，其它保护不投跳闸。.1差动Ⅰ、Ⅱ动作值检查，在保护屏端子排处短接一侧CT线，缓慢升电流至保护动作，跳灭磁开关。试验完毕后恢复CT接线。.2保护定值检查完毕后，缓慢升发电机电流至80％额定值，检查所有差动保护的差流，检查NCS、ECS、DCS等各个装置内部电流显示情况。检查正确后，降电流至零，逆变灭磁，断开灭磁开关，拉开厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关，厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关拉至试验位置，断开控制和储能电源开关，拉开整流柜交直流隔离刀闸，分别在厂用分支〔四个分支〕挂接地线，撤除四个厂用分支的三相短路板，短路板撤除后，恢复厂用分支正常接线，工作完成后，撤除临时接地线。7#1机变零起升压、核相、同期系统校验7.1申请调度恒力石化电厂66kVⅠ母线停电后，准备#1机变零起升压、核相、同期系统校验工作。7.2发变组空载试验发变组空载试验的条件.1核查恒力石化电厂66kV母线停电。.2发电机、主变、励磁变所有保护均投入，发变组的非电量保护均投入，保护出口只跳灭磁开关。.3检查发电机出口PT小车在投入位置，一次保险及二次空开在投入位置。.4检查#1主变高压侧PT二次空开在投入位置。.5检查厂用分支PT一次保险及二次空开在投入位置。发变组空载试验程序.1电压回路检查厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关推入工作位置，合上控制、储能电源，合上厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关，合整流柜交直流隔离刀闸、确认励磁输出在最低位置，启励，用FVR方式升发电机电压至7000V，升压过程中应有专人时刻注意检查定子、转子温度和温升情况，同时注意检查发电机集电环电刷的工作情况，检查发电机出口PT二次电压值，检查#1主变高压侧PT二次电压值，检查厂用四个分支PT二次电压值，如无异常，升压至15000V，检查发电机PT、#1主变高压侧PT、厂用分支PT二次电压值及相序。并时刻监视一次设备运行情况，如有异常立即逆变灭磁。检查完毕后，继续升压至24kV，检查发电机、主变、、励磁变本体及发电机PT无异常，并在保护屏、故障录波器屏、计量屏、测控屏、励磁调节器屏、同期屏测量电压值、相序及开口三角电压。检查ECS、DCS等各个装置内部电压显示应正确。.2发变组空载特性曲线录制上述检查完成后，录制发变组空载特性曲线，上升、下降各做一次,最高电压加至1.05倍Ue(kV)。试验时要严格监视发电机本体及发电机PT有无异常，如有异常应立即灭磁停止试验。同时监视保护动作情况。试验结束后逆变灭磁，拉开灭磁开关，拉开整流柜交直流隔离开关。.3空载额定电压下测量发电机轴电压系统恢复正常运行状态后，合整流柜交直流隔离开关，用AVR方式升发电机电压至额定值，测量发电机轴电压，测量结束后逆变灭磁。.4确认灭磁开关在断位后，拉开整流柜交直流隔离刀闸，测量发电机残压及相序，发电机三相电压应对称，相序应附和设计要求。7.3机组励磁系统参数测试〔特殊试验工程〕7.4试验结束后系统恢复所有试验工程结束后，降电流至零，逆变灭磁，断开灭磁开关，断开厂用10.5kV1段发电机短路试验电源开关，厂用10.5kV1段，发电机短路试验电源开关拉至检修位置，断开控制和储能电源开关。拉开整流柜交直流隔离刀闸。在发电机出线侧挂一组接地线，撤除10.5kV1段发电机短路试验电源，恢复发电机出线与励磁变的正式接线，工作完成后，撤除临时接地线。7.5励磁系统试验(励磁调节器的试验详见励磁系统调试方案)检查发电机出口与励磁变之间为正式连接,合上整流柜交直流隔离刀闸，励磁系统试验。励磁调节器的零起升压试验，分别进行手动和自动的零起升压至额定值。励磁调节器的手动、自动切换试验。两套微机励磁调节器的切换试验。自动电压调整范围试验〔应在90%～110%额定电压内〕校核V/HZ保护定值±10%阶跃试验。操作、保护、限制试验逆变灭磁试验。发电机灭磁时间常数的测量。励磁系统所有试验结束后，逆变灭磁，断开灭磁开关。7.6核相及同期系统校验核相试验.1检查66kV母线处在冷备用状态，检查66kV母线PT二次空开在投入位置。.2联系调度合母线侧隔离刀闸，合发电机出口断路器。.3退出励磁调节器中发电机出口开关合闸辅助接点。.4上述条件满足后，合上励磁整流柜交直流隔离刀闸，确认励磁输出在最低位置，启励，用FVR方式升发电机电压至额定，检查主变、、励磁变本体应无异常，检查66kVⅠ母线电压指示正常，测量并记录66kVⅠ母线电压，66kVⅠ母线电压与#1主变高压侧电压二次定相。同期系统电压回路检查在发电机同期屏端子排处测量发电机出口断路器两侧电压数值及相位关系，电压值应该为100V，相位应该为同相位。投入同期装置，在同期装置液晶显示屏上观察发电机出口断路器两侧电压数值与相位关系，并观察压差与频差，结果应正确。同期系统电压检查正确后，逆变灭磁，拉开整流柜交直流隔离刀闸。核相及同期系统校验工作结束后，断开发电机出口断路器，断开两侧隔离刀闸。7.7汇报调度恒力石化电厂#1机变零起升压、核相、同期系统校验工作结束后汇报调度：上述工作结束，试验结果正确。申请网调#1发变组假同期试验。7.8申请调度66kVⅠ母线送电。8假同期并网试验8.1检查保护投入检查发电机、主变、励磁变所有保护均投入，发变组的非电量保护均投入，保护出口只跳灭磁开关。8.266kV系统检查检查发电机出口断路器在断开位置，合上断路器控制电源。检查隔离刀闸在断开位置，拉开上述隔离刀闸控制及交流电机电源。8.3检查励磁调节器中发电机出口开关合闸辅助接点在退出位置；通知热工发电机出口断路器假同期并网试验，退出DEH中发电机出口开关的合闸辅助接点。8.4发电机出口断路器假同期试验合整流柜交直流隔离刀闸，启励，用AVR方式升发电机电压至10000V，选择同期，增加或降低汽轮机转速，观察准同期装置调速脉冲方向是否正确；增加或降低发电机电压，观察准同期装置调压脉冲方向是否正确。检查正确后，启动自动准同期装置，观察同期装置在同期点〔同期位置指示为12点〕成功合闸。试验结束后断开发电机出口断路器，逆变灭磁。8.5假同期试验结束后，恢复励磁调节器中发电机出口开关合闸辅助接点；通知热工发变组假同期并列试验结束，恢复DEH中发电机出口开关的合闸辅助接点。8.6假同期试验结束后，逆变灭磁，断开灭磁开关。拉开整流柜交直流隔离刀闸。8.7汇报调度，假同期试验工作结束，发电机出口断路器假同期合闸正确。申请调度恒力石化电厂#1机组用发电机出口断路器与系统并网。8.8.试验时间整个电气专业试验、核相以及拆装短路板时间约需要8小时完成。9机组与系统并网9.1再次检查电气所有保护〔电量与非电量保护〕均应投入。9.2检查发电机出口断路器保护退出，66kVⅠ母差保护〔两套〕退出。9.3联系调度#1机组准备并网联系调度，合上66kV变电所母线侧隔离刀闸，通知机务、热工，电气准备并网；得到调度允许并网后，合上励磁整流柜交直流隔离刀闸，确认励磁输出在最低位置，启励，用AVR方式升发电机电压至额定，发电机电压至额定后，选择同期，启动自动准同期装置，发电机出口断路器同期点并网，并列后带一定的初始负荷。并网后根据业主要求投入发变组的其他保护。10并网后的试验10.1带负荷后保护相位的复测在机组带一定负荷后测量各CT二次电流及相位，测量差动保护CT二次电流及相位，由大连电业局测量66kV母差保护CT二次电流及相位，各CT电流值及相位测量正确后汇报调度，投入66kVⅠ母差保护，投入发电机出口断路器保护,所有保护均正常投入运行。10.2带一定负荷后励磁调节器试验。〔见调节器调试方案〕10.3在30%负荷下检查差动保护的差流值。10.4额定负荷下测量发电机轴电压。10.5在一定负荷下检查测量回路〔变送器、电度表〕及在CRT画面上的指示应正确。11.#1机组并网带负荷状态下厂用电源切换试验11.1.1厂用电源一次定相试验〔如果主变倒送电时进行过一次定相试验，那么此项试验取消〕.110.5kV厂用工作电源与10.5kV厂用备用电源一次定相将10.5kV1段、2段厂用工作电源进线开关拉至检修位置，分别用核相棒在1段工作电源进线开关、2段电源进线开关的上下口之间进行一次定相,电压值应正确。10.7.2厂用10.5kV1段、10.5kV2段工作分支PT与母线10.7.2.1厂用10.5kV1段工作分支PT与10.5kV1段母线PT厂用10.5kV1段工作分支PT与10.5kV1段母线PT二次定相，结果应正确。10.7.2.2厂用10.5kV2段工作分支PT与10.5kV