风电继电保护及二次回路及直流检查（范文）

第一篇：风电继电保护及二次回路及直流检查（范文）

1、35kV#5母线电压互感器的星形和开口三角TV二次回路的N未分开，且在就地端子箱处短接后引入保护装臵。

整改建议：将35kV#5母线电压互感器的星形和开口三角TV二次回路的N开分开后，利用电缆备用芯将开口三角TV二次回路的N单独引入保护装臵。

2、#1主变保护B屏和#2主变保护A屏（均为RCS978型）内“主变差动保护”跳闸出口控制字整定不规范，主变差动保护动作后无法按照既定功能实现出口。

整改建议：根据保护定值通知单、装臵说明书、保护跳闸出口回路图对#1主变保护B屏和#2主变保护A屏的“主变差动保护”跳闸出口控制字进行规范的现场整定。3、220kV及35kV选用的RCS915AB型母线保护装臵，无“引入刀闸或开关位臵以判断设备是否在母线上运行”的逻辑功能，存在“主变或线路检修进行CT试验时因CT二次回路短接措施不到位而导致母线保护装臵误动”的安全隐患。

整改建议：严格执行主变及线路检修中的“CT二次回路短接”等安全技术措施，或者更换为逻辑功能全面的母线保护装臵。

4、公司内无继电保护整定计算专责人，内部设备的保护定值只有通知单，没有整定计算书。

整改建议：配备整定计算专责人，出具整定计算书。

5、《继电保护管理制度》中缺少“保护定值变更通知单（申

请单）”，现定值变更工作暂履行“保护投退通知单（申请单）”，手续的功能与实际工作不对应。

整改建议：增配“保护定值变更通知单（申请单）”，定值变更工作履行保护定值变更手续。

6、无直流各级熔断器的定值整定书、核实记录及一览表。

整改建议：对各级熔断器的定值进行整定、核实，并完备核实记录及一览表。

7、#

1、2直流屏报警信号（充电器故障、直流接地、母线/蓄电池电压异常、交流失电等）未引至监控系统，运行人员只能依靠定期巡检发现直流系统的异常。

整改建议：将#

1、2直流屏报警信号引至监控系统。

8、张家口电力公司出具的《继电保护定值通知单》中缺少“#

1、2主变保护C屏（非电量保护）”的保护定值，同时缺少“主变瓦斯继电器和主变油温表”的校验定值。

整改建议：责令张家口电力公司出具“#

1、2主变保护C屏（非电量保护）”的保护定值和“主变瓦斯继电器和主变油温表”的校验定值。

9、无瓦斯继电器和FS6压力表的定期校验报告。

整改建议：责令校验单位出具瓦斯继电器和FS6压力表的定期校验报告。

10、远动屏内电源线、二次接线杂乱，弃用的二次接线线头虽做了绝缘包扎但仍甩在原位臵。

整改建议：规范远动屏内电源线、二次接线的布臵，弃用的二次接线核对对侧确已解除后当做备用芯进行规范处理，防止出现寄生回路。

11、#2主变测控屏内接地铜排未与柜体用绝缘子隔离。

整改建议：#2主变测控屏内配有与柜体用绝缘子隔离的接地铜排，将电缆屏蔽层引出线等接至其上。12、220kV母线保护柜（II）内电缆孔洞封堵不严。

整改建议：对母线保护柜（II）内电缆孔洞进行规范封堵。

13、#1故障录波器等设备使用及备用的空气开关无名称牌。整改建议：完善#1故障录波器等设备使用及备用的空气开关名称牌。

14、缺少继电保护试验及检测等工作的相关仪器（如相位表和示波器），给继电保护及自动化设备维护、检修工作带来不便。

整改建议：增配以上仪器，以便继电保护及自动化设备的维护、检修。

由于本次督查时间所限，且涉及的广度和深度不足以完整地反映杂谷脑公司各电站的真实状况，肯定存在不完善和不足之处，督查结果只能作为杂谷脑公司下一步开展工作的引子和契机。请杂谷脑公司正视存在的问题和不足，针对督查发现的问题和提出的建议，进行逐条梳理，逐条制定整改措施计划，加强整改落实，实现闭环管理，举一反三的开展安全管理工作，扎实推进本次安全大检查活动。认真分析研究安全生产方面存在的带有普遍性、共性和体制机制运作方面的问题，逐条采取切实可行的措施加以改进，努力避免问题的重复发生，确保企业长治久安。

以上问题及建议的整改措施计划及整改情况，请按照公司下发的通知要求，以正式文件报公司安全生产部备案。

第二篇：继电保护及二次回路学习讲解（定稿）

继电保护及二次回路学习讲解

继电保护及二次回路学习讲解

继电保护工作基本知识

电流互感器

电流互感器（CT）是电力系统中很重要的电力元件，作用是将一次高压侧的大电流通过交变磁通转变为二次电流供给保护、测量、录波、计度等使用，本局所用电流互感器二次额定电流均为5A，也就是铭牌上标注为100/5，200/5等，表示一次侧如果有100A或者200A电流，转换到二次侧电流就是5A。

电流互感器在二次侧必须有一点接地，目的是防止两侧绕组的绝缘击穿后一次高电压引入二次回路造成设备与人身伤害。同时，电流互感器也只能有一点接地，如果有两点接地，电网之间可能存在的潜电流会引起保护等设备的不正确动作。如图1.1，由于潜电流IX的存在，所以流入保护装置的电流IY≠I，当取消多点接地后IX＝0，则IY＝I。

在一般的电流回路中都是选择在该电流回路所在的端子箱接地。但是，如果差动回路的各个比较电流都在各自的端子箱接地，有可能由于地网的分流从而影响保护的工作。所以对于差动保护，规定所有电流回路都在差动保护屏一点接地。

电流互感器实验

1、极性实验

功率方向保护及距离保护，高频方向保护等装置对电流方向有严格要求，所以CT必须做极性试验，以保证二次回路能以CT的减极性方式接线，从而一次电流与二次电流的方向能够一致，规定电流的方向以母线流向线路为正方向，在CT本体上标注有L1、L2，接线盒桩头标注有K1、K2，试验时通过反复开断的直流电流从L1到L2，用直流毫安表检查二次电流是否从K1流向K2。线路CT本体的L1端一般安装在母线侧，母联和分段间隔的CT本体的L1端一般都安装在I母或者分段的I段侧。接线时要检查L1安装的方向，如果不是按照上面一般情况下安装，二次回路

就要按交换头尾的方式接线。

2、变比实验

CT需要将一次侧电流按线性比例转变到二次侧，所以必须做变比试验，试验时的标准CT是一穿心CT，其变比为（600/N）/5，N为升流器穿心次数，如果穿一次，为600/5。对于二次是多绕组的CT，有时测得的二次电流误差较大，是因为其他二次回路开路，是CT磁通饱和，大部分一次电流转化为励磁涌流，此时应当把其他未测的二次绕组短接即可。同理在安装时候，未使用的绕组也应该全部短接，但是要注意，有些绕组属于同一绕组上有几个变比不同的抽头，只要使用了一个抽头，其他抽头就不应该短接，如果该绕组未使用，只短接最大线圈抽头就可以。变比试验测试点为标准CT二次电流分别为0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时CT的二次电流。

3、绕组的伏安特性

理想状态下的CT就是内阻无穷大的电流源，不因为外界负荷大小改变电流大小，实际中的CT只能在一定的负载范围内保持固定的电流值，伏安特性就是测量CT在不同的电流值时允许承受的最大负载，即10%误差曲线的绘制。伏安特性试验时特别注意电压应由零逐渐上升，不可中途降低电压再升高，以免因

磁滞回线关系使伏安特性曲线不平滑，对于二次侧是多绕组的CT，在做伏安特性试验时也应将其他二次绕组短接。

10%误差曲线通常以曲线形式由厂家提供，如图1.2，横坐标表示二次负荷，纵坐

标为CT一次电流对其额定一次电流的倍数。

根据所测得U，I2值得到RX1，Rx1＝U/ I2，找出与二次回路负载Rx最接近的值，在图上找到该负荷对应的m0，该条线路有可能承受的最大负载的标准倍数m，比较m 和m0的大小，如果m＞m0，则该CT不满足回路需求，如果m≤m0，该CT可以使用。伏安特性测试点为I2在0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时的二次绕组电压值。

电压互感器

电压互感器（PT）的作用是将高电压成比例的变换为较低（一般为57V或者100V）的低电压，母线PT的电压采用星形接法，一般采用57V绕组，母线PT零序电压一般采用100V绕组三相串接成开口三角

形。线路PT一般装设在线路A相，采用100V绕组。若有些线路PT只有57V绕组也可以，只是需要在DISA系统中将手动同期合闸参数中的100V改为57V。

PT变比测试由高压专业试验。

PT的一、二次也必须有一个接地点，以保护二次回路不受高电压的侵害，二次接地点选在主控室母线电压电缆引入点，由YMN小母线专门引一条半径至少

2.5mm永久接地线至接地铜排。PT二次只能有这一个接地点（严禁在PT端子箱接地），如果有多个接地点，由于地网中电压压差的存在将使PT二次电压发生变化，这在《电力系统继电保护实用技术问答》（以下简称《技术问答》）上有详细分析。

电流互感器二次绕组不允许开路。

电压互感器二次绕组不允许短路。

CT与PT工作时产生的磁通机理是不同的。CT磁通是由与之串联的高压回路电流通过其一次绕组产生的。此时二次回路开路时，其一次电流均成为励磁电流，使铁芯的磁通密度急剧上升，从尔在二次绕组感应出高达数千伏的感应电势。PT磁通是由与PT并联的交流电压产生的电流建立的，PT二次回路开路，只

有一次电压极小的电流产生的磁通产生的二次电压，若PT二次回路短路则相当于一次电压全部转化为极大的电流而产生极大磁通，PT二次回路会因电流极大而烧毁。

第三篇：继电保护二次回路调试工作

继电保护二次回路调试工作 变电站二次回路调试

（一）准备工作阶段

（1）全面掌握整个变电站系统的各种设备，主要内容如综合自动化装置的安装方式，保护屏、电度表屏、直流屏、交流屏等的数量和主要功能的相关控制操作；

（2）掌握一次主接线，检查各间隔其运行状态和实际位置是否一致；

（3）检查二次设备的外观，如接线是否折断、脱落，屏内元件是否保持完好，装置外观有无损坏等；

（4）检查各屏电源接法是否符合相关规定要求，无误后对装置逐一上电，以判断装置反应是否正确，之后借助软件组态查看、设置装置地址；

（5）接连各设备之间通讯线，进行调试，当所有装置通讯都运行正常时，最后在后台机可观察到装置上送数据。

（二）二次回路调试阶段

变电站的调试阶段内容包括一次、二次系统的电缆连接、保护功能等的全面校验和调试。由于保护调试不是单独存在的，因此本文也结合其他内容分析变电站二次回路调试内容。

1．电缆连接的调试。一次、二次系统电缆连接的检查调试，其内容主要有：（1）开关控制回路的调试，主要检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确，若发现控制断路器位置指示灯红绿灯全亮或熄灭，应马上关闭控制直流电源，并查找原因；（2）控制信号回路按常规站方法安装调试，经过前期的安装及二次回路调试，以就地智能终端箱为中心，确保开关、刀闸、主变本体等控制信号回路到智能终端控制及采集端子的正确性，为后期联调扫清障碍；（3）其它如信号回路，包括开关运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。

2．断路器本身信号和操动机构信号调试。对于液压操动机构，检验压力信号是否齐全，如时间显示或报警是否正确；对于弹簧操动机构，检验弹簧未储能信号是否正确，当开关处于合闸状态时，如弹簧未储能，装置面板上的重合允许灯不亮，并闭锁线路重合闸装置；如弹簧已储能完毕，装置面板上的重合允许灯常亮。

3．开关量状态。查看后台机SOE事件名称，断路器、刀闸状态等显示是否与实际一致。如果与实际不符合，原因一般为断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。可改正后台机遥信量组态或更改电缆接线，但值得注意的是改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，要适当改动调度端。

4．主变压器本体信号的检查。主变压器测温电阻通常应有三根引出线，以提高测温的精度，其中两根为补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻而共同接测温电阻一端，另一根接测温电阻另一端。建议在测温装置上也应按该方式连接，以避免测出的温度不准。其他就是检查如变压器温度、压力释放、重瓦斯、轻瓦斯等信号在装置和后台机上显示是否正确，一般来说压力释放应发出告警信号；而变压器的温度则是观察温度表的数值与后台机显示的数值是否相当。瓦斯保护作为变压器的主保护尤为重要的，其原理为：由于变压器用变压器油作冷却和绝缘介质，当变压器内部发生故障时，变压器油和其他绝缘物就会因短路电流所产生的电弧而分解，同时大量气体将产生，而这整个过程中可利用这些气体形成的冲力或压力可使其保护动作。因此在检查这个信号时，应特别注意要在变压器本体的瓦斯继电器上进行，切不可从端子箱短接点发信号。

5．功能调试检查。主要检查内容包括：（1）保护装置定值、精度及传动断路器，在后台机上应报开关变位信息、保护动作信息及显示动作时刻数据。具体做法：根据继电保护系统调试相关调试技术标准，调试继电保护装置，进行模拟量、开关量测试；进行故障模拟，测试保护装置动作的正确性。（2）监控部分功能的调试：检查后台遥控断路器、电动刀闸及主变压器分接头是否正确无误。如若装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点，即调试监控部分功能。若遥控断路器不成功，通常有几个主要原因:断路器位置不能在后台机上正确显示；控制回路接线不正确；一次开关处合闸保险未给上或直流屏合闸电源未合；装置远方/就地切换开关在就地位置；装置未采到远方/就地切换开关位置；控制回路未上电或测控装置未接通。可按最终完整一次系统图纸做好监控一次系统图，进行相关数据信息详细核对，并将模拟量、脉冲量系数设置正确。同时按要求进行设计、组态，做到系统图、历史报表、实时报表、网络图等图表的完整准确；（3）远动功能的调试：投运前要先和调度端协调以下技术内容：准确的通讯速率；通讯方式为同步或异步；通道为模拟方式或数字方式；调度端站址和本站站址；调度端遥控序号为10进制或16进制；帧功能码(一般按标准CDT规约即可)；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表；电度量数量、顺序及名称；遥测量数量、顺序及名称，频率数据采用格式(普通模拟量或BCD码)；遥控量数量、顺序及名称；遥信量数量、顺序及名称。为了避免数据传送出错，或甚至无法进行通讯，因此以上各项协调内容应与调度端完全一致。在调试过程中，要分别调试变电所上行信息和下行信息。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，模拟量反映正确，电度量正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确；需要调度端校时，校时正确。（4）其它功能：a声音报警功能:对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能；对保护动作信息加声音报警功能。b打印功能的调试:要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。

（三）带负荷测试

主要是差动保护极性校验和带方向保护的方向校验。主变压器带一定负荷之后，才能判断出主变压器差动极性。具体为：其一可通过对各相电流的大小合角度分析差动极性或参看采样数据中的差流数据的大小判断差动极性（电流0.5A以上），主要看保护装置采样值，可观察到某一时刻主变电流采样数据；其二，带方向保护的方向校验线路带一定负荷之后，保护装置调采样值，通过观察同一时刻相电压与同相电流之间的电压电流数据进行分析。其他如后台机显示等的校验。

二、继电保护调试

继电保护装置，主要分三个基本部分，其相应作用为：(l)逻辑部分，是判断被保护设备的工作状态，以决定保护是否应该动作；（2）测量部分，是测量被保护设备工作状态的一个或几个有关的电气量；（3）执行部分，是执行保护装置所承担的任务。简言之，继电保护装置是能反映被保护设备的故障或不正常运行状态并使断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。在电力系统中，当被保护设备出现不正常运行状态时，保护装置能发出信号，以便值班人员及时采取有效措施，从而恢复设备正常运行；当被保护设备发生故障时，继电保护能使故障设备免于持续遭受破坏，缩小故障范围。

（一）变压器保护

变压器的继电保护配置主要有差动保护、电流速断保护、瓦斯保护、过流保护。具体的如：（1）变压器电流速断保护：由于瓦斯保护无法反应变压器外部故障，对于小容量变压器，除了应装设反应变压器内部故障最灵敏而快速的瓦斯保护外，为以反映油箱外部电源侧套管及引出线故障与瓦斯保护互相配合，可通过在电源侧装设电流速断保护，从而构成小容量变压器的主保护；（2）变压器应都装设过电流保护，为了反应变压器因外部短路引起的过电流，同时作为变压器本身故障的后备保护。

（二）线路保护

线路的继电保护配置主要有距离保护、方向保护、高频保护、自动重合闸等。（1）距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令；（2）方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令；（3）高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸；（4）自动重合闸：对于一些瞬时性故障（雷击、架空线闪路等）故障迅速切除后，不会发生永久性故障，此时再进行合闸，可以继续保证供电。继电保护发出跳闸命令断路器跳开后马上再发出合闸命令，重合闸一次后不允许再重合的称为一次重合闸，允许再重合一次的称为二次重合闸（一般很少使用）。有了重合闸功能之后，在发生故障后，继电保护先不考虑保护整定时间，马上进行跳闸，跳闸后，再进行重合闸，重合后故障不能切除，然后再根据继电保护整定时间进行跳闸，此种重合闸为前加速重合闸。发生事故后继电保护先根据保护整定时间进行保护跳闸，然后进行重合闸，重合闸不成功无延时迅速发出跳闸命令，此种重合闸称为后加速重合闸。

（三）备用电源互投装置

备用电源互投：两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其它电源供电，也就是要进行电源切换，人工进行切换的称为手动互投。自动进行切换的称为自动互投。互投有利用母联断路器进行互投的（用于多路电源进行同时运行）和进线电源互投（一路 电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式。对于不允供电电源并列运行的还应加互投闭锁。

完成以上工作，可展开系统整体的联调传动工作。步骤为：先保证户外相关设备的信号能真正到达保护装置，然后在保护装置中进行故障模拟量，以确认正确，相关信号也同时上报到当地监控系统，最后实现开关、刀闸及主变本体等相关信号都均实际上传至当地监控系统的目的。总之，对继电保护装置基本要求为“选择性、快速性、灵敏性和可靠性”，以使继电保护装置能及时且正确地完成所担负的任务。

三、调试收尾阶段

调试结束后，根据运行期间反映出的问题进行相关消除处理。值得注意的是，事后要做好数据备份，即计算机监控软件信息，还要做好和变电所资料的整理交接。至此，综合自动化变电所的现场调试工作结束。最后强调要抓好继电保护的验收工作，继电保护调试完毕，还要进行严格自检、专业验收，再提交验收单由厂部组织检修、运行、生产三个部门进行保护整组实验、开关跳合试验，最后合格并确认拆动的接线、标志、元件、压板已恢复正常，现场清理处理干净后，才能在验收单上签字。

第四篇：二次回路继电保护工作小窍门

二次回路继电保护工作小窍门

⑴如何将新屏推入间隔中？当旧屏拆除，新保护屏被两面的保护屏阻挡时，可将新保护屏的两侧钢架上涂上机油、凡士林膏等进行润滑，然后先进保护屏的上部或下部，然后整体进入。严禁对保护屏大砸大捶，因震动影响周围保护屏的安全。

⑵如何更换端子箱外壳？

更换在保护屏更换停电的同时进行可节约运行时间

更换原钢铁材料已部分锈蚀的断路器、TV、YA 隔离刀闸端子箱外壳，往往接线复杂，特别是采用开关辅助接点闭锁刀闸操作的端子排，困难较大。分析研究后决定采用整体脱离、分体装箱的办法，效率高、安全。即请厂家制造同样大小的不锈钢材料的端子箱，下面采

用活动板、分体组成，见图

A：先用往复锯、撬棍等拆除原端子箱，注意事先测量端子排确无交直流电压、电流，拆除端子排与原端子箱的所有螺丝，拆除时严禁损伤导线及其它设备，保持原来的电缆号头完

整性。B：安装固定

合计四个步骤：用往复锯将旧端子箱固定部分锯开，整个脱离端子排并打扫干净后①先装入不锈钢端子箱下节②固定，③然后利用倾斜弧度减少的机会，在专人负责保护端子排线的情况下，小心地将端子箱上节接上，并用螺丝紧固，最后用活动联板将端子排及设备固

定。④端子箱底部用防火泥封堵。

整个过程与金属箱体与端子牌没有任何接触，因此不会发生电压短路、电流开路现象。

⑶如何拆除及安装小母线二次接线？

拆装小母线需要在带电的情况下进行。首先确认拆除小母线后不影响正在运行的其它保护屏，人员在梯子上牢固，方便。将一面绝缘物例如没有订书订的图纸铺在小母线上；螺丝刀的金属部分用绝缘胶布包扎，只露出3~5mm的尺寸；人员的工作服不得有金属物。工作时两侧同时进行，拆一根，测量一根，核对一根。恢复时，首先使用万用表测量被接的新保护屏无短路现象，即A、B、C、L、SA630相间、对地N600的直流电阻150欧姆以上，同样需要平铺绝缘纸或干燥的布等，用绝缘胶布处理的螺丝刀先安装就近容易的线，恢复一根的同时，新保护屏上测量一根电位正确。

⑷如何处理启动母线保护失灵保护的回路接线？对于启动母线保护失灵保护的回路，需要准确。A：核对改造屏与母线保护屏失灵启动电缆的芯线外皮颜色一致B：电缆芯外皮的号

码一致C：电缆芯的截面一致。

⑸两侧拆线的次序是什么方法？先拆带电位的一侧，然后拆无电的一侧。恢复时正好相反。⑹如何核对电压二次回路的正确性？更换的如变压器保护，三侧电压在未正式运行前，没有接火的情况下，先做各侧的电压通电工作，为了便于核对，可加电压分别为A相30伏、B相40伏、C相50伏。然后到其它例如电度表屏、故障录波器、测控等装置进行测量。

⑹对光纤可以用对线的方法吗？可以。根据光纤的光源发光原理，用普通电池聚光光源实现了单侧光缆通道的对调。既在光缆机的光纤一侧用光源照射，在对应光纤的另一侧装置上取下机械接头，目测光纤的发光情况。两侧应有对讲机联系，如果发光与走向牌一致，为同相正确。同时应将本侧的光纤使用情况与对侧联系，根据光纤的编号用标签机打出记号，确定使用位置,例如在光纤配线箱的面板上注明蓄泰I线的931A保护使用光纤的色别分别发信为蓝色,收信为橙色;FOX-41A使用光纤的色别分别发信为黑色,收信为红色;蓄泰II线的931A保护使用光纤的色别分别发信为棕色,收信为橙色;FOX-41A使用光纤的色别分别发信为蓝色,收信为绿色。使用此方法测试了相序，同时又测试了光纤的熔接情况，提

高工作效益8~10倍，正确率为100%。

⑺保护屏更换时屏位采用优选法安装的方法是什么？ 第一种方法 如室内没有空位置，可通过调度同意，保护屏停电拆除，然后立屏、接线。

第一种方法适用于保护室内没有其它空位置的保护屏更换

以2002年5月电力超高压公司下达的停电拆除TRS、SBC、TLSB保护屏，然后立屏的500kV华济线保护CLS-101屏、5041、5042断路器保护LFP-921屏（不完整串）为例，停电后的技术措施共有交直流、联跳、信号、通道、稳定装置保护屏保护、打印机电源六部分，采用安全技术措施，小心从端子排上断开，对侧端子排同时断开，并用绝缘胶布包好。

第二种方法因地制宜节约时间

第二种采用因地制宜的方法，利用空位置就地先立屏、接线，后停电接入，如前所述。适用于母线保护、断路器保护等大组屏的改造，例如500kV济南变电所的500kV、220kV母线保护，分别是BP-2B、RCS-915型号共3组6面屏。先安装，后接如带电部分，节约时间，避免带电作业以后者为佳。

⑻如何防止电压互感器零序二次短路的技巧？TV的自产零序电压接线复杂，对于三绕组连接部分详细检查，可用FLUK19数字万用表欧姆挡检查每个绕组的电阻值，注意电阻值与短路值是有差异的，然后根据Ra+Rb+Rc=RL，检查总电阻值约为其和。最后用直流法测量UL-N输出极性一致，以一次电压为正、地为负。其极性应为加极性。如表计指示不对或很小，应认为是否有短路接线错误，及时纠正。最后清理现场。如果用此方法，二次决不会出现错误。由于电容分压器的阻抗很大，因此使用以上的电磁感应的方法是不行的。比较可靠的方法是采用二次绕组对二次绕组的直流法。电池正极接第一绕组a1，电池负极接第一绕组n1。微安表正极接第二绕组a2，微安表负极接第二绕组n2。合闸瞬间如果微安表指针正偏则为+，指针负偏则为-，则正确，应当为减极性。对开口三角形的测量如表。

⑼检查GIS设备互感器的极性的方法是什么？

检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，在GIS设备未投入运行时，必须进行检查。通常使用直流法：将电池正极接TA的L1（母线侧），负极接L2（线路侧）。将中间刻度的直流微安表的正极接TA的K1、负极接K2。在电池开关合上或直接接通瞬间，直流微安表正指示；电池开关断开的瞬间，微安表应反指示，则TA 极性正确。因GIS设备全封闭，试验时可以将母线侧的线路接地开关合上，并临时拆除地线联板，接电池正极即是连接的L1端，即可以进行试验。

三、保护定检：

⑴如何避免寄生回路？A；为避免寄生回路，工作前利用被保护屏的操作电源断开的机会，或者自己断开操作（控制）电源，用电压表检查出口压板的带电位情况，应该是没有电位为正确，为下一步的保护带断路器联动安全打好基础。B：检查如启动母线保护等危险点的压板确实带电位后，用绝缘胶布将压板包好，防止误投入，在试验中引起事故。

⑵千万不要随便拆线？保护定检一般不要拆除如启动母线保护等危险点的端子排接线，断开启动压板即可。如果一定需要拆除，在恢复时一定要把端子排的上下的正电位用胶布堵好，再进行恢复，防止带电的导线在上线的时候，不小心碰上带电的端子，弄巧成拙，成为事故。

⑶如何判断电压回路的恢复正确？在从快速开关上断开电压回路，用试验夹子夹好做保护屏试验工作，防止电压回路反充电，作完试验时，恢复完电压回路时，如何确定恢复线正确，可以用万用表的欧姆挡测量保护屏内部A、B、C相对地直流电阻100欧姆以上为恢复正确，如果无穷大，可认为开关的螺丝压在导线的外皮上，必须重新接线。

⑷如何判断电流回路的恢复正确？TA二次的端子牌连板在试验恢复时，检查直流电阻为零，可为正确。

第五篇：二次回路及继电保护自动装置的巡视检查项目有哪些？

二次回路及继电保护自动装置的巡视检查项目有哪些？

（1)检查模拟盘各元件的位置指示是否与实际运行工况

一致。

(2)检查中央信号是否正常。

(3)检查控制屏（监控系统各运行参数）各仪表显示是否正常，有无过负荷现象；母线电压三相是否平衡、正常；系统频率是否在规定的范围内。

(4)检查控制屏各位置信号是否正常。

(5)检查变压器远方测温指示和有载调压指示是否与现场

一致。

(6)检査二次回路及继电保护各元件有无异常，接线是否紧固，有无过热、异味、冒烟现象。

(7)检查交直流切换装置工作是否正常。

(8)检查继电保护及自动装置的运行状态、运行监视是否正确。

(9)继电保护及自动装置屏上各小开关、把手的位置是否

正确。

(10)检査继电保护及自动装置有无异常信号。

(11)核对继电保护及自动装置的投退情况是否符合调度命

令要求。

(12)检查高频通道测试数据是否正常。

(13)检査记录有关继电保护及自动装置计数器的动作情

况。

(14)检查屏内电压互感器、电流互感器回路有无异常。

(15)检查屏内照明和加热器是否完好，是否按要求投退。

(16)微机保护的打印机运行是否正常，有无打印记录。

(17)检查微机录波保护和录波器的定值和时钟是否正常。