河南500KV变电站全站继电保护及安全自动装置施工方案

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1、目目 录录1 1 编制说明编制说明.11.1工程简介.11.2适用范围.12 2 工作量工作量.13 3 编制依据编制依据.14 4 调试工作流程调试工作流程.24.1 调试工作准备.34.2 配置文件系统检查.44.3 整机通电检查.44.4 光纤通道及二次回路检查.54.5 过程层设备调试.64.6 间隔层设备调试.84.7 在线监测系统调试.94.8 辅助系统调试.104.9 站控层设备调试.124.10 保护整组传动及综自传动.134.11 CT、PT 回路检查，升流加压 .134.12 试运行.145 5 危险点分析预控危险点分析预控.145.1 现场安全过程控制.145.2 危险因

2、素分析及预控措施.166 6 文明施工文明施工.1611 1 编制说明编制说明1.11.1工程简介工程简介500kV 开封*变电站工程，500kV 区 3/2 接线方式,220kV 区采用双母线接线方式， 66kV 区采用单母线分段接线方式，二次系统采用三层三网保护直采直跳的结构，并采用了多种新技术、新设备、新方法。为保证电气设备安全和全站电气调试工作能够平稳顺利开展，特制定本方案，以便调试时遵照执行。1.21.2适用范围适用范围本方案适用于 500kV 区开封*变电站工程中全站继电保护及安全自动装置的调试工作。2 2 工作量工作量本期工程的主要调试工作量见表 1-1 所示： 1.500kV

3、区 2 个完成串，3 个半串，6 个线路间隔，1 个主变间隔，一个高抗间隔，两个母线 PT 间隔。2.220kV 区 5 个线路间隔、一个主变间隔，一个母联间隔，两个PT 间隔。3.主变及高抗本体部分的传动。4.一体化电源、时钟同步、在线监测等分系统的传动。3 3 编制依据编制依据GB 72612008 继电保护和安全自动装置基本试验方法GB 142852006 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T 6242010 继电保护微机型试验装置技术条件DL/T995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范2Q/GDW 431-2010智能

4、变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 678-2011智能变电站一体化监控系统功能规范Q/GDW 428-2010智能变电站智能终端技术规范Q/GDW 427-2010智能变电站测控单元技术规范Q/GDW 396-2009IEC 61850 工程继电保护应用模型Q/GWD267-2009继电保护及电网安全自动装置现场工作保安规定500kV 开封西变电站工程施工图纸及厂家技术资料4 4 调试工作流程调试工作流程流程图见图 4-14.14.1 调试工作准备调试工作准备合并单元、互感器极性校验，升流加压移交验收、消缺试运、带负荷检查调试纪录移交光纤通道及二次回路检查设备整机通电通电过程层设备调试间

5、隔成设备调试站控层设备调试保护整组传动及综自传动合并单元、互感器极性校验，升流加压移交验收、消缺试运、带负荷检查调试纪录移交调试准备配置文件系统检查在线监测系统调试辅助系统调试34.1.1 技术准备1.调试工作开展前, 技术员应根据设计图纸，针对本工程特点，编制保护调试方案报项目部审批，并认真做好技术交底工作。2.根据施工图纸、产品技术资料以及集成调试报告，结合工程具体情况准备本工程调试所需的调试工具，学习相应调试技术，并对调试工作作出整体安排。3.收集全站 IED 的 ICD 文件、集成调试中形成的 SCD 文件、以及集成调试报告，了解本工程技术特点、集成调试深度以及存在的问题，预估现场调试

6、中可能遇到的困难，并提出相应的预控措施。4.检查二次盘柜、保护装置的安装是否满足规程规定的要求，是否与设计图纸相符。 5.检查各调试所用工器具是否合格，常规试验仪应输出电流、电压稳定，同期性好，其精度不低于 0.5 级，数字化试验仪的各光口和控制块输出正常，直流电源的波纹系数小于 5%。6保护调试人员认真学习掌握本工程的调试作业流程和调试质量标准，并参加通过电业安全工作规程考试。4.2.2 人员组织项目经理：陈东升 项目总工： 贾伟 安全员：胡道武 质检员：许亚辉 调试负责人：翟健帆 4.2.3 工器具准备表 2 工器具列表序号名称规格/编号单位数量备注1三相继电保护测试仪北京博电 PW40台

7、*2数字式继电保护测试仪北京博电 POWRETEST台3数字万用表福禄克 F187块*44光电转换器（一光一电）块*5钳形相位表/块*6相序表/块*7兆欧表1000V块*8配电盘50盘*9尾纤SC-ST、ST-ST根10二次工具箱/套*11升流设备/套*12笔记本电脑/台13SCD 分析软件/14报文分析软件/4.24.2 配置文件系统检查配置文件系统检查4.2.1 从集成调试单位收集集成调试中形成的 SCD 文件，从各设备厂家处收集各装置的 ICD 文件和集成调试中形成的 CID 文件。4.2.2 检查 SCD 文件的虚端子配置是否与设计图纸一致，检查sv、goose、smv 报文以及控制块

8、和数据集的参数配置是否满足规程规定以及技术协议的要求。4.2.3 上传各装置的配置文件检查检查配置文件中的虚端子配置以及报文参数配置是否与 SCD 文件一致。4.34.3 整机通电检查整机通电检查4.3.1 外观检查1屏柜内端子及接线检查52. 屏柜内标识检查，核对保护屏配置的尾纤、二次线端子接线位置和标注是否正确，电缆线芯和尾纤有无破损等3转换开关、按钮检查操作灵活无卡阻4. 装置外观检查：保护装置的各部件固定良好，无松动现象，装置外形完好，无明显损坏及变形现象，检查保护装置的背板接线无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观、光口无损坏。5. 智能终端的跳

9、闸连接片的开口端应装在上方，压板下口接至断路器的跳闸回路。6. 智能终端的跳闸连接片在落下的过程中必须和相邻跳闸连接片有足够的距离，以保证在操作跳闸连接片时不会碰到相邻的跳闸连接片7检查并确证跳闸连接片在拧紧螺栓后能可靠地接通回路，且不会接地8检查装置的检修压板投入后装置开入显示正确4.3.2 装置通电检查1.直流电源输入电压值及稳定性测试：直流电源分别调至80、100、110额定电压值，模拟保护动作，保护装置应能正确工作。2.装置自启动电压测试：直流电源缓慢上升时的自启动性能检验，不低于 80%额定电压值装置正常启动；拉合直流电源时的自启动性能检验，80%额定电压时拉合三次直流电源，装置均正

10、常启动。3.通电初步检查：检查保护装置定定值修改和定值区切换功能是否正确，装置重启后定值是否变化；检查保护装置键盘、面板操作是否正常，检查装置版本号与设备单上是否一致；核对装置时钟。4.44.4 光纤通道及二次回路检查光纤通道及二次回路检查4.4.1 光纤通道检查1.在各装置配置完成后将所有装置上电，通过观察各装置的光口灯检查光口有无损坏，光纤链路连接是否正确。62.用红光笔进一步检查光纤链路连接的正确性，并观察尾纤和熔纤盒中有无破损漏光现象。3.用标准光源和光功率计配合检查光纤通道的衰耗是否满足装置运行的需要。4.对光缆和尾纤的施工工艺进行检查，核对尾纤和光口的标记是否正确，光缆和尾纤的弯曲

11、半径是否符合要求。4.4.2 二次回路检查1.检查二次回路接线的正确性：通过用校线灯检查和回路传动检查相结合的方法检查二次回路接线和标记是否正确。2.分组回路绝缘检查：采用 1000V 摇表测各组回路间及各组对地的绝缘电阻，在测量某一组回路对地绝缘电阻时，应将其他各组回路都接地。将所有保护屏上的直流电源空开断开，断开直流母线和充电机的开关用 1000V 摇表检测。1.在进行绝缘检查时应 断开保护直流电源，拆开回路接地点，将所测端子解开，确保对模块无影响，并断开交流电压空气开关防止 PT 二次反充电。4.54.5 过程层设备调试过程层设备调试4.5.1 一次设备就地传动 在二次回路检查进行完毕的

12、情况下可投入一次设备的控制电源对一次设备进行就地传动。断路器和隔离开关的就地传动应至少由 2 人参加，一人操作一人观察。隔离开关的传动中应注意隔离开关的机械闭锁，防止在机械闭锁不满足的情况下强行操作损坏闭锁板。传动中如遇异常情况应立即断开电源。4.5.2 智能终端的调试1.智能终端关联正确性检查：根据智能终端的配置文件对数字化继电保护测试仪进行配置，将测试仪的输出连接到智能终端的直跳口或网口。启动测试仪，模拟某一 GOOSE 变量动作，结合图纸找到该 GOOSE变量所对应的输出接点，用万用表检查该接点是否闭合；模拟该 GOOSE7变量复归，用万用表检查该接点是否复归。用上述方法依次检查智能终端

13、所有 GOOSE 输入与硬接点输出的对应关系。用短接线短接智能终端的某一硬接点输入，在测试仪上观察该接点对应的 GOOSE 变量是否动作。依次检查智能终端的所有硬接点输入与 GOOSE 输出的对应关系是否正确。2.智能终端 GOOSE 报文检修位及检修闭锁功能检查：验证智能终端和保护装置检修压板的位置对跳闸的影响是否符合下表逻辑。表 5-1保护检修状态智能终端检修状态开关是否跳闸投入投入跳闸投入不投入不跳闸不投入投入不跳闸不投入不投入跳闸3.智能终端 GOOSE 报文检查报文时序检查：模拟一个开关量变位，观察相应 GOOSE 报文的“statenumber” （状态序号）是不是连续变化，并观察

14、 GOOSE 报文中“event timestamp” （事件时间）是否与变位时间一致。 GOOSE 报文中断后处理方式检查：在 GOOSE 通道正常的情况下，进入菜单检查 GOOSE 开入状态，断开装置的 GOOSE 通道，再次进入菜单检查 GOOSE 开入状态，所有 GOOSE 开入状态应与通道断开前一致。4.5.3 合并单元调试1.检验合并单元的零漂：在合并单元没有交流量输入的情况下通过报文分析检查合并单元输出的采样值，通过分析合并单元输出的 SV 报文确认计算出报文中采样值的有效值，该值应在零漂值允许范围内。检验零漂时，要求在一段时间内（几分钟）零漂值稳定在规定范围内。2.检查合并单元

15、线性度：在合并单元的模拟量输入回路中分别加入为额定值的 0.5 倍、1 倍和 2 倍的对称正序电流值和电压值，要求合并单元在上述情况下的电流采样值误差均不大于 5，电压采样值误差均不大于 5。3.SV 闭锁功能检查：将合并单元检修压板投上使合并单元 SV 报文检修8位置 1，此时调低于此合并单元相关的保护装置的定制，使其动作值低于合并单元输出的采样值该装置不应动作，退掉合并单元的检修压板或投上该装置的检修压板则保护装置动作。4.SV 报文异常检查：通过网络分析装置观察并统计 SV 报文是否有丢帧，标号翻转、重号、直流漂移等错误。4.64.6 间隔层设备调试间隔层设备调试4.6.1 保护装置的调

16、试1.配置数字化调试装置：通过导入 SCD 文件，在文件中选择待调试的装置生成针对该装置配置的发送配置。2.保护装置零漂检查：连接并启动试验仪，设置试验仪的输出值为零，在保护装置 SV 链路恢复正常后查看保护装置的采样值，保护装置的采样值应为零。3.启动已经正确配置并正确连接的数字化试验仪，在保护装置的 SV 链路恢复正常后，设置试验仪的输出为额定值 0.5 倍、1 倍、2 倍的正序电流值和电压值，在上述情况下保护装置的采样值应与试验仪的输出值相同。4.goose 开入开出检验： 投入功能压板，应有开关量输入的显示；接入对时系统后，装置的时间应能与时间源保持同步；在数字化试验仪中导入 SCD

17、文件生成待测保护装置的配置，启动试验仪依次模拟该保护装置所有 goose 开入变量变位，在保护装置开入显示菜单中查看装置中的开入变位是否正确。用保护装置的开出功能模拟保护装置各接点的动作，用网络分析设备分析保护装置发送的报文，检查相应的goose 变量变位是否正确。5.保护装置动作逻辑检查 修改并记录保护装置的动作定值，根据保护装置技术说明书，验证保护装置的动作逻辑是否正确。4.6.2 测控装置的调试1.配置数字化调试装置：通过导入 SCD 文件，在文件中选择待调试的装置生成针对该装置配置的发送配置。92.测控装置零漂检查：连接并启动试验仪，设置试验仪的输出值为零，在保护装置 SV 链路恢复正

18、常后查看测控装置的采样值，保护装置的采样值应为零。3.启动已经正确配置并正确连接的数字化试验仪，在测控装置的 SV 链路恢复正常后，设置试验仪的输出为额定值 0.5 倍、1 倍、2 倍的正序电流值和电压值，在上述情况下测控装置的采样值应与试验仪的输出值相同。4.goose 开入开出检验：投入功能压板，应有开关量输入的显示；接入对时系统后，装置的时间应能与时间源保持同步；在数字化试验仪中导入 SCD 文件生成待测装置的配置，启动试验仪依次模拟该保护装置所有 goose 开入变量变位，在保护装置开入显示菜单中查看装置中的开入变位是否正确。用保护装置的开出功能模拟保护装置各接点的动作，用网络分析设备

19、分析保护装置发送的报文，检查相应的 goose 变量变位是否正确。5.间隔层闭锁功能试验 按照经运行单位审批的五防逻辑表验证测控装置的间隔层闭锁功能。不同测控间的闭锁应通过 goose 报文的形式从站控层网络实现，用数字化试验仪模拟测控装置 goose 输入的变位，从站控层网络检查闭锁报文的 goose 变量变位是否正确。6.同期功能检查 检查测控装置无压合闸功能及无压定值； 检查测控装置同期合闸功能及同期定值； 检查测控装置强制合闸功能。 4.6.3 故障录波装置的调试1.开关量输入检查。2.采样值输入检查。3.录波功能检查。4.74.7 在线监测系统调试在线监测系统调试4.7.1 通信功能

20、检查检查传感器、状态监测 IED 与后台软件之间的信息通讯互动是否10正常。监测结果可定期发至后台，后台也可根据需求调取相关信息。断开装置间的通信连接，应正确发出通讯中断警报。 4.7.2 自评估功能检查 检查状态监测 IED 监测数据的自评估功能，评估结果格式和内容应满足合同要求。 4.7.3 存储功能检验 检查状态监测 IED 监测数据和自评估结果的记录存储功能。 4.7.4 设置功能检查 检查采样周期等系统参数设置、修改功能。4.7.5 变压器油色谱气体成分测试针对同一油样，连续进行 5 次在线测试，在线监测装置数据与离线测试仪器测试数据结果差别应满足合同要求。有条件时，可用不同油样进行

21、多点测试比较。 4.7.6 变压器油微水监测 针对同一油样，连续进行 5 次在线测试，在线监测装置数据与离线测试仪器测试数据结果差别应满足合同要求。有条件时，可用不同油样进行多点测试比较。4.7.7 断路器 SF6 压力监测。 针对同一气样，连续进行 5 次在线测试，在线监测装置数据与离线压力测试表测试数据结果差别满足合同要求。4.7.8 在线监测后台检查检查在线监测后台到一体化信息平台的通讯是否正常，各在线监测指标、各告警结果和分析结果是否能够正确上传。检查在线监测后台的分析及数据上传功能是否达到设备合同或技术协议的要求。4.84.8 辅助系统调试辅助系统调试4.8.1 对时系统调试11 1

22、.对时报文检查通过配置镜像口的方法在交换机上检查几种 PTP 报文是否正常检查 A网内的对时报文是不是都来自同一时间源，B 网内的 PTP 报文是不是都来自同一时间源。每一组报文的时间间隔是否与受时装置的要求一致。2.主时钟切换检查关掉处于运行状态的主时钟，两个扩展时钟的时间源应自动切换到备用主时钟，观察切换过程中两个扩展时钟是否失步。3.扩展时钟切换检查关掉处于运行状态的扩展时钟，A 网装置和 B 网装置的时间源均应切换为备用扩展时钟，观察切换过程中所有合并单元保护装置是否失步。通过捕获报文计算时钟切换开始到备用扩展时钟开始输出的时间（时钟切换时间） ，时钟切换完成到交换机能输出正常报文的时

23、间（交换机抖动时间） ，交换机输出正常报文到合并单元和保护装置对时正常的时间(装置的抖动时间)。如果时钟的切换时间、交换机的抖动时间、合并单元或保护装置的抖动时间加起来超过了合并单元或保护装置的守时时间，扩展时钟切换时合并单元或保护装置就会失步。可视情况调整交换机或合并单元的对时模式，或延长其守时时间。4.扩展时钟守时测试断掉所有主时钟，观察并测试扩展时钟的守时时间，以及在守时时间内的时间精度（智能变电站继电保护技术规范要求时钟守时时间不小于 48 小时） 。5.合并单元守时时间及守时精度测试断掉扩展时钟，测试合并单元的守时时间及守时精度（智能变电站继电保护技术规范要求合并单元守时时间不小于

24、10 分钟，守时精度在 10 分钟 4s 之内） ，合并单元在守时时间内应能正常输出 SV 报文，报文中同步标志值应为“1” 。4.8.2 网络分析系统检查1.核对网络分析仪是否实现了技术协议和设备合同中的全部功能，各12功能的实现情况是否达到技术协议和设备合同的技术要求。2.流量统计功能检查根据交换机 VLAN 配置、报文发送频率、报文字节数计算出网络分析仪所连接各端口的流量，查看网络分析仪的统计流量与计算流量是否一致。3.统计分析功能检查将安装有 IEC 61850 测试工具（如许继的 NPI 测试工具）的笔记本电脑通过光电转换器连接到网络分析仪的输入口，用测试工具模拟报文的丢帧、错帧、误

25、码、失步等情况，观察网络分析仪的统计是否正确。用测试工具模拟 GOOSE 报文的变位、对时报文的时钟切换、SV 报文的断号等报文状态变化情况，检查网络分析仪的统计分析是否正确。4.网络报文分析的完整性检查。 网络分析仪的监视范围应包含过程层网络和站控层网络中的所有报文组别，将网络分析仪的报文存储与 SCD 文件中的控制块进行核对，确认网络分析仪存储的报文包含 SCD 文件中所有控制块对应的报文。4.94.9 站控层设备调试站控层设备调试4.9.1 四遥功能试验1.从后台逐一控制变电站所有可控一次设备，同时检查后台人机界面和相关保护装置信息的正确性。 2.模拟各一次设备信号与测量量，检查相关信号

26、及测量量正确性。3.就地一次模拟所有开关量信号动作，检查上传后台的信息是否正确。4.9.2 顺序控制试验1.典型操作票 由运行单位提供经运行单位审批的典型操作票。典型操作票可包括一13次设备的遥控操作及软压板的遥控投退。2.根据顺控操作票编写后台顺控逻辑根据典型操作票检查顺控操作逻辑，顺序控制的实现方式应符合安全规定。3.顺序控制试验 顺序控制试验前，后台的所有遥控试验进行完毕可正确动作，所有遥信试验进行完毕可正确上传。对每个顺控操作票进行试验，检查试验中设备的动作顺序与顺控票是否一致，急停功能是否正常。4.9.3 智能告警1.由运行单位技术人员确定智能告警的信息分类方案和信息推理方案。2.根

27、据信息分类方案和推理方案，检查一体化信息平台信息库中的信息分类和推理逻辑是否正确。3.就地模拟信号动作，观察信息分类是否正确。从保护装置模拟保护动作，检查后台的信息推理结果是否正确。4.104.10 保护整组传动及综自传动保护整组传动及综自传动4.10.1 保护整组传动1.通过在合并单元加量模拟保护动作检查保护采样回路、跳闸回路和失灵启动回路、遥测回路的正确性。2.通过在后台遥控检查所有控制回路以及顺序控制功能的正确性。3.通过在就地模拟一次设备变位、把手、继电器等动作在保护装置和后台检查所有保护信号及遥信回路的正确性。4.10.2 综自传动与调度端配合依据各级信息点表，通过就地模拟的方式上传

28、电表上的所有信息，并与调度端核对。4.114.11 CTCT、PTPT 回路检查，升流加压回路检查，升流加压4.11.1 断开 PT 回路二次接地点用万用表检查合并单元与 PT 本体之间14的二次回路不接地不短路。 从合并单元的电压输入端子分相加入电压，从二次系统各相关装置上检查采样值是否正确。4.11.2 断开 CT 二次接地点，用万用表检查合并单元与 CT 本体之间的二次回路无开路无接地。从合并单元的电流输入端子分相别输入电流，从二次系统各相关装置上检查采样值是否正确。4.11.3 检查二次系统所有装置上无采样异常、采集器异常、SV 断链等异常报文。4.11.4 合并单元极性检查用电池的正

29、负极分别点入合并电源电流电压的输入端和 N 端，并用报文分析仪记录合并单元输出的报文，分析并计算报文中采样值波形，波形在正半轴则合并单元为正极性。 4.11.5 在 CT、PT 的一次侧升流加压的在二次系统所有相关装置上进行检查，保证整个采样值系统的完整性和正确性。4.124.12 试运行试运行4.12.1 保护定值检查1. 检查所有保护的整定定值，定值应与定值通知单一致。 （如因装置本身精度达2 不到定值要求时，调试人员应及时填写定值回执单 ，报上级有关部门审批。3. 对于方向元件应按定值给出的保护方向确定电压、电流回路接线的正确性。4.12.2 带负荷试验1. 用钳形相位表从智能终端箱端子

30、排上依次测出各侧 A，B，C 相的幅值和相位(相位以母线或线路 A 相 TV 二次电压为基准)，电流回路还要测量 N 及一点接地地线电流大小并记录2. 通过控制屏上的电流表、有功表和无功表，或后台监控显示器以及调度端的遥测数据，记录母线上各路电流、有功功率、无功功率的大小和流向 。4.12.3 充电传动15 送电时需要对后备断路器更改定值并传动，传动时要严格按照需要进行，转向进行，不可进行超出试验项目的试验，以免造成保护越限动作。5 5 危险点分析预控危险点分析预控5.15.1 现场安全过程控制现场安全过程控制5.1.1 保护装置上装或下载配置文件时保护装置的电源必须接在挂有蓄电池的正式直流电

31、源上，防止上装或下载配置文件时突然断电造成保护装置损坏。5.1.2 为了保证保护调试及整组传动安全、顺利、按时，传动前必须先办理相关手续。在进行系统调试工作前，保护人员应全面了解系统设备状态。5.1.3 传动时，需设专人负责、专人监护，相关专业配合人员应到位，不得擅自脱岗。保护传动的整个过程应保证通信畅通，相关传动的隔离刀闸、断路器必须有专业人员监视，如发现异常，应及时报告，待异常排除后方可继续传动。5.1.4 带负荷检查时，所用工具仪器必须绝缘良好。检查人员必须了解带电屏内带电系统的运行状态，防止交直流系统短路、接地，严防CT 二次回路开路，PT 二次回路短路。5.1.5 新增屏柜就位、接线

32、及调试期间需采取的安全措施：在管理处设备跟踪人员的监护下将新电缆敷设到各接入屏柜所在的电缆沟。新增加的小室外电缆沟防火墙要在每天下午下班前进行封堵，并经运行人员检查，防止小动物进入电缆沟和保护小室；5.1.6 敷设过程中严禁野蛮施工，防止施工过程中破坏运行中电缆的外绝缘，导致直流接地等事故；5.1.7 在运行屏柜附近施工时要轻拿轻放，防止由于大的振动引起保护装置误动；5.1.8 运行人员将各保护小室所有保护屏柜前后柜门锁住，并用安全围网将运行屏柜围住；5.1.9 单机调试需要外接交、直流电源时必须从继电保护试验屏接取，16严禁从相邻屏柜接取交、直流电源，试验所用电缆盘必须带有漏电保护器。5.1

33、.10 树立违章就是事故的思想，从思想上加以重视，行动上以安全规程为准绳，在任何时候，都必须树立安全第一的思想，当进度和安全生产发生矛盾时，必须坚持安全第一。5.25.2 危险因素分析及预控措施危险因素分析及预控措施潜在危险因素潜在危险因素可能导致的事故可能导致的事故预防和控制措施预防和控制措施操作失误1、PT 回路短路、CT回路开路；2、交直流回路混接；3、直流正负极接错；4、焊接弱电元器件，电烙铁大于 25 瓦；5、电烙铁未接地。设备损害1、二次回路接线应于施工图纸相符,标号清晰,螺丝及连接压板牢固可靠无松动；严防 PT 回路短路,CT 回路开路；再确认回路无电时方可用通灯检查二次回路接线

34、。交直流二次回路绝缘检查,应使用 500-1000v 兆欧表,弱电回路插件必须拔出。2、严防交直流回路混接,引起直流回路接地和设备损坏；3、直流正负极不应接错；通电后若发现异常或有异味时,应立即断电检查,防止故障范围扩大。4、焊接弱电元器件时,使用电烙铁一般不大于 25 瓦；5、电烙铁必须接地；焊接时不得使用腐蚀性焊剂。CT 升流检查时,应在一次侧逐渐通入电流,如发现二次开路时,应立即停电检查；PT 二次回路加压检查时,必须断开 PT一次与系统联系的隔离开关。操作失误在保护控制盘做实验时，未将 PT 二次回路电缆拆除或拆除电缆头未进行绝缘包扎；触电调试时应根据定值要求,适当选择测量表计的挡位和

35、量程；将 PT 回路与一次设备联系的二次电缆拆除,防止倒送高压伤人。要及时将拆除的电缆头进行绝缘包扎。监护失误、信号缺陷1、远动实验时，开关处未设专人监护或监护人脱岗；2、无法接受信号，或信号不清楚；设备损害1、做远方传动试验时,开关处应设专人监视,并有就地可停的措施,以便在出现异常情况时做紧急处理；2、控制屏和保护屏开关处,应有人监视保护和开关动作所发生的信号是否与装置要求一致。6 6 文明施工文明施工6.1 认真学习项目部安全文明施工措施，保护调试要根据项目部安全文明施工要求作相应的配合和调整。176.2 调试时，工作台上仪器仪表摆放要整齐，接线清晰，可靠。图纸、说明书、厂家资料等资料摆放

36、整齐，不随意丢放。6.3 操作试验仪器和保护装置时，轻按轻操作，不因暴力操作而造成仪器设备损坏。6.4 在进行调试过程中，对现场施工配接线剩余废料、打印定值纸张及时进行清理，防止造成场区施工污染。6.5 现场施工调试前，做好二次控制设备的防尘措施，防止施工现场施工引起的沙尘进入装置内部，造成控制设备二次运行异常或绝缘下降。6.6 在对装置内部插件进行清洗检查时，应使用专用插拔器进行插件检查，并做好清洁工作，防止装置内部插件出现二次污染。6.7 每天下班前,要对现场进行清理,保持现场整洁,并用防尘布将仪器仪表和工具盖好收好或根据现场情况，将实验设备收好装箱。6.8 同现场业主、监理及其他厂家技术人员交谈时，要谦虚温和，积极主动，树立一个调试人员应具备的良好素质和形象。