220kV 电压互感器定修标准
220kV 电容式电压互感器更换 安装作业指导书
位检查调整
接线板、金属外壳无锈蚀，瓷裙清洁，符合运行要求
4.2
核对电压互感器铭牌
符合设计图纸要求
5
新电压互感器电气及油化试验
各试验项目符合电气设备交接试验标准
与试验无关人员不得进入试验围栏
1)电压互感器朝向与图纸相符.
检查钢丝绳受力情况和保险绳绑扎位置必须正确
6
设备就位
2)调整基础跟新电压互感器相符
防止进水
线盒密封良好
8
旧电压互感器装箱等扫尾工作
按使用说明书要求对互感器进行装箱操作，确保运输
安全
9
检查现场安全措施、设备状态
现场安全措施与工作票所载相符、恢复到工作许可时
恢复
状态
10
作业组自验收
按验收规范验收，对每道工序从头至尾自验收一遍，
必须认真复查
严把质量关。
4
表4电压互感器安装记录卡
变电所：
一次引线连接紧固
导线悬垂度满足要求
7.3
二次电缆搭接
按标记或按图纸要求恢复搭接，接线正确、可靠、密封良好
8
旧电压互感器装箱等扫尾工作
按使用说明书要求对互感器进行装箱操作，确保运输安全
9
检查现场安全措施、设备状态恢复
现场安全措施与工作票所载相符、恢复到工作许可时状态
10
作业组自验收
按验收规范验收，对每道工序从头至尾自验收一遍，严把质量关。
吊过程过程应缓慢，发现异常应立即停止起吊，排除后
接软线，逐相拆除。
方可继续
4)拆除过程中电压互感器重心无偏移等异常情况。
4
新电压互感器拆箱，外观检查、
试验并记录等
拆箱，外观清扫、检查、核对
电压互感器运维技术标准
电压互感器运维技术标准1 运行规定1.1 一般规定1.1.1 新投入或大修后（含二次回路更动）的电压互感器必须核相。
1.1.2 电压互感器二次绕组所接负荷应在准确等级所规定的负荷范围内。
1.1.3 电压互感器二次侧有且仅有一点接地。
1.1.4 电压互感器二次侧严禁短路。
1.1.5 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的电压互感器。
对怀疑存在缺陷的电压互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。
1.1.6 停运中的电压互感器投入运行后，应立即检查表计指示情况和本体有无异常现象。
1.1.7 新装或检修后，应检查电压互感器三相油位均在油位观察窗标线正常范围内，一般油位高在观察窗的2/3 位置，且油色呈透明状，运行中的互感器应保持微正压。
1.1.8 保护电压互感器的高压熔断器，应按母线额定电压及短路容量选择，如熔断器断流容量不能满足要求时应加装限流电阻。
1.1.9 中性点非有效接地系统中，作单相接地监视用的电压互感器，一次中性点应接地。
为防止谐振过电压，应在一次中性点或二次回路装设消谐装置。
1.1.10 双母线接线方式下，一组母线电压互感器退出运行时，应加强运行电压互感器的巡视和红外测温。
1.1.11 电磁式电压互感器一次绕组N（X）端必须可靠接地。
电容式电压互感器的电容分压器低压端子（N、δ、J）必须通过载波回路线圈接地或直接接地。
1.1.12 电压互感器（含电磁式和电容式电压互感器）允许在 1.2 倍额定电压下连续运行。
中性点有效接地系统中的互感器，允许在 1.5 倍额定电压下运行30s。
中性点非有效接地系统中的电压互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在 1.9 倍额定电压下运行8h；在系统有自动切除对地故障保护时，允许在 1.9 倍额定电压下运行30s。
1.1.13 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间，110～220kV 油浸式互感器静放时间应大于24 小时。
1.1.14 具有吸湿器的电压互感器，运行中其吸湿剂应干燥，油封油位应正常。
电压互感器验收规范
电压互感器验收规范前言为了加强电压互感器的验收管理，规范电压互感器现场验收工作，保证电压互感器验收质量，确保投入运行的电压互感器符合国家及公司相关技术要求，特制定《电压互感器验收规范》(以下简称“本规范”)。
为了保证投运后的电压互感器安全、可靠、稳定运行，新建电站的电压互感器验收必须认真、严格地按本规范进行。
1、适用范围本规范适用于35kV～110kV 立柱电容式电压互感器的验收管理。
2、验收要求2.1 验收人员根据技术协议、设计图纸、技术规范和验收文档开展现场验收。
2.2 验收中发现的问题必须限时整改，存在较多问题或重大问题的，整改完毕应重新组织验收。
2.3 验收完成后，必须完成相关图纸的校核修订。
2.4 发电运行单位应将竣工图纸和验收文档存放在电站。
2.5 施工单位将备品、备件移交运行单位。
3、验收前应具备条件3.1 电压互感器已施工及安装完毕。
3.2 电压互感器的调试及交接试验全部完成。
3.3 施工单位应完成电压互感器自检，并提供自检报告。
3.4 电压互感器的验收文档已编制并经审核完毕。
4、验收内容及要求4.1 电压互感器的资料验收4.1.1 一次接线图（含运行编号）4.1.2 变更设计的证明文件4.1.3 变更设计的实际施工图4.1.4 制造厂提供的主、附件产品中文说明书4.1.5 制造厂提供的主、附件产品试验记录4.1.6 制造厂提供的主、附件合格证件4.1.7 制造厂提供的安装图纸4.1.8 缺陷处理报告4.1.9 监理报告及监理预验收报告4.1.10 现场安装及调试报告4.1.11 交接试验报告4.1.12 设备技术协议4.1.13 设备、专用工具及备品清单5、电压互感器的设备验收5.1 检查设备数量5.1.1 对照设备清单，检查设备现场配置情况，应与设备清单内容相符。
5.1.2 对照备品清单，检查备品数量，应与备品清单内容相符。
5.2 外观检查要求本体外观清洁、油漆完整、无裂纹、无破损、瓷套管上釉完整、无放电痕迹、无渗漏油；铭牌标志清楚、二次接线盒朝向应一致、相色标志清晰正确；接地点标示清晰、支架油漆完整、支架接地引下线标示符合规范。
220kV电流互感器使用说明书
220kV电流互感器使⽤说明书⼀、概述LVQB(T)-220W2(3)型电流互感器在额定频率50Hz、设备最⾼电压252kV的电⼒系统中作电⽓保护和测量⽤。
产品符合GB1208《电流互感器》国家标准。
SF6电流互感器特点：1、运⾏安全可靠，免维护、不燃烧、不爆炸；产品在线监测SF6⽓体压⼒，运⾏中可不停电补充⽓体。
2、⾼精度,计量级为0.2或0.2S。
3、动热稳定性好，低温升。
4、局部放电量在5pC以下,⽆介质损耗问题。
⼆、型号说明L V Q B (T) - □ W□污秽等级电压等级 kV带暂态保护绕组带保护绕组主绝缘介质为⽓体倒⽴式结构电流互感器三、使⽤条件1、安装场所：户外2、海拔：不超过2000m3、最⼤风速： 35m/s4、地震烈度：不超过9度5、污秽等级：Ⅲ级(Ⅳ级)及以下污秽地区6、环境温度：最低⽓温： -30℃最⾼⽓温： +40℃⽇平均⽓温不超过+30℃7、相对湿度：95%（20℃时）四、结构产品总体结构为倒⽴式结构。
由底座、瓷套、壳体及⼆次绕组等部分组成（见图1、图2）。
⼆次绕组位于壳体内，与⼀次绕组之间⽤SF6⽓体绝缘，并通过⽀持绝缘⼦固定到壳体上，其引出线通过底座内的⼆次接线端⼦引出供⽤户外接负载使⽤。
⼀次绕组通过串并联⽅式及⼆次绕组抽头可获得四种电流⽐。
壳体上⽅设置有压⼒释放装置。
瓷套采⽤⾼强瓷套(根据⽤户需要，也可采⽤硅橡胶复合绝缘套管)，能够承受5倍于产品额定⽓压的内压作⽤⽽不破坏，通过瓷套的上、下法兰分别与壳体和底座牢固地联结。
瓷套外绝缘公称爬电距离为6300mm(7812mm)，能适应Ⅲ级(Ⅳ级)污秽地区运⾏需要。
底座除起⽀撑设备、安装作⽤外，还设置有密度控制器、⼆次接线端⼦、SF6阀门及吸附剂等。
五、主要技术参数1、主要电⽓参数：见表⼀2、绝缘⽔平：额定短时⼯频耐受电压（⽅均根值） 460kV·1min或395kV·1min额定雷电冲击耐受电压（峰值1.2/50µs ） 1050 kV 或950 kV 3、SF 6⽓体额定压⼒ 0.40MPa (20℃) SF 6⽓体补⽓压⼒ 0.35MPa (20℃)4、产品年漏⽓率不⼤于1%5、产品内SF 6⽓体的含⽔量:出⼚值不⼤于250µL/L 运⾏值不⼤于500µL/L 6、产品局部放电⽔平:252kV （⽅均根值）下不⼤于10pC 175kV （⽅均根值）下不⼤于5pC表⼀主要电⽓参数注1、测量绕组（或保护绕组）的数量和准确级可根据⽤户需要制造，若⽆特别说明，制造⼚提供下列组合：0.5/0.5/10P15/10P15/10P15/10P15注2、测量绕组的仪表保安系数和保护绕组的准确限值系数可根据⽤户需要制造，若⽆特别说明，制造⼚提供下列参数：FS10和10P15。
电压互感器检修细则
电压互感器检修细则1检修分类及要求检修工作分为四类：A 类检修、B 类检修、C 类检修、D 类检修。
1.1A 类检修A 类检修指整体性检修。
1.1.1检修项目包含整体更换、解体检修。
1.1.2检修周期按照设备状态评价决策进行，应符合厂家说明书要求。
1.2B 类检修B 类检修指局部性检修。
1.2.1检修项目包含部件的解体检查、维修及更换。
1.2.2检修周期按照设备状态评价决策进行，应符合厂家说明书要求。
1.3C 类检修C 类检修指例行检查及试验。
1.3.1检修项目包含整体检查、维护。
1.3.2检修周期a)基准周期35kV 及以下4年、110（66）kV 及以上3年。
b)可依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短检修周期，调整后的检修周期一般不小于1年，也不大于基准周期的2倍。
c)对于未开展带电检测设备，检修周期不大于基准周期的1.4倍；未开展带电检测老旧设备（大于20年运龄），检修周期不大于基准周期。
d)110（66）kV 及以上新设备投运满1至2年，以及停运6个月以上重新投运前的设备，应进行检修。
对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。
e)现场备用设备应视同运行设备进行检修；备用设备投运前应进行检修。
f)符合以下各项条件的设备，检修可以在周期调整后的基础上最多延迟1个年度：（1)巡视中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；（2)带电检测（如有）显示设备状态良好；（3)上次试验与其前次（或交接）试验结果相比无明显差异；（4)没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷；（5)上次检修以来，没有经受严重的不良工况。
冷月无声1.4D 类检修D 类检修指在不停电状态下进行的检修。
1.4.1检修项目包含专业巡视、110kV 及以上电压等级SF 6气体补充、密度继电器校验及更换、压力表校验及更换、辅助二次元器件更换、金属部件防腐处理、箱体维护及带电检测等不停电工作。
220kV 电容式电压互感器更换 安装作业指导书
架车作业斗上，上下电流互感器的绝缘梯必须用绳绑扎牢固，规范使用保险带
电流互感器起吊时应在瓷套上部绑扎安全保险绳，防止起吊中侧翻损坏设备
起重不规范或使用已损坏起重设备，引起设备损坏或人员
5
起吊钢丝绳和卸夹载荷重量应大于互感器重量，当钢丝绳受力时，检查钢丝绳受
防止二次电缆标号脱落
1)吊臂移至电压互感器重心正上方
2)在瓷套下部绑扎安全保险绳，在电压互感器底部用
监护人员应严密监视压变动态及周围人员情况
3
拆除原电压互感器（三相）
一根白综绳作定位浪风绳，防止摆动而碰伤瓷套
起吊全过程应统一指挥，防止过度摆动而碰伤瓷套，起
3)用专用纤维带系好，拆开没相上下节连接螺丝和连
设备安装必须满足水平度与垂直度的要求
3)吊臂移至电流互感器重心正上方
序号
检修内容
工艺标准
安全措施及注意事项
4)在瓷套下部绑扎安全保险绳，在电压互感器底部用
一根白综绳作定位浪风绳，防止摆动而碰伤瓷套
5)逐相吊装，先吊最远相
6)吊装过程中电压互感器重心无偏移等异常情况
7)调节电压互感器的水平度与垂直度
8)电压互感器安装螺丝紧固
搭头时两侧人员应相互配合、协调，统一指挥，连线吊
7.2
电压互感器一次连接线搭接
架车外壳应接好接地线
上时应缓慢，防止碰伤设备
检查设备侧搭接面无开裂现象，并用清洁干净，在搭
搭头使用工具应放在工具袋内，防止高处落物损坏设备
接面涂抹适量导电脂，拧紧螺栓
瓷裙
搭头作业人员应正确使用安全保险带
7.3
二次电缆搭接
按标记或按图纸要求恢复搭接，接线正确、可靠、接
《输变电设备状态检修试验规程实施细则》
GB/T 19519《标称电压高于1000V的交流架空线路用复合绝缘子――定义、试验方法及验收准则》
GB 50150《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》
GB 50233《110~500kV架空送电线路施工及验收规范》
DL/T 417《电力设备局部放电现场测量导则》
巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。
13.7
带电检测Energized Test
在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。
13.8
初值InitialValue
指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值 100%。
可延迟试验的条件
符合以下各项条件的设备，停电例行试验可以在基准周期的基础上延长1至3年：
a)巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；
b)带电检测（如有）显示设备状态良好；
c)上次例行试验与其前次例行（或交接）试验结果相比无明显差异；
d)没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷；
e)上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。
国家电网公司《十八项电网重大反事故措施（试行）》
《电力设备交接和预防性试验规程》
13定义和符号
下列定义和符号适用于本实施细则。
13.1
状态检修Condition-based Maintenance
状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估，检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。
WVB220-10H型电压互感器运行规程
WVB220-10H型电压(diànyā)互感器运行规程一、本站220KV电压(diànyā)互感器概述1．本站220千伏系统(xìtǒng)电压互感器均选用无锡日新电机有限公司生产的WVB220-10H型电容式电压互感器。
为单相单柱式结构，它主要由电容分压器和电磁(di àncí)单元组成。
本站WVB220-10H电压(diànyā)互感器配置：（1）线路(变压器)压变：为三相式（A、B、C）共四回路。
安装地点：3号主变220千伏、徐陆4201线、徐陆4202线、徐潭4215线、徐潭4216线。
（2）母线压变：为单相式（A）共两回路（一母、二母压变）。
安装地点：220千伏场地第三、第四串之间。
2.断路器的型号及涵义：W V B 220--10 H污秽程度为Ⅲ等级的环境（尾注号）额定电容量（nF）额定线电压（KV）母线型（L为线路型）电容式电压互感器无锡日新电机有限公司（生产厂名代号）二、主要技术规范：制造厂无锡日新电机有限公司型号WVB220-10H额定一次电压（KV）220/ KV系统最高电压（KV）252KV额定频率（F）50Hz额定总电容量（μF）0.01μF三、电压(diànyā)互感器的巡视检查和验收1.正常(zhèngcháng)巡视（1）引线无松股、断股、弛度过(dùɡuò)紧及过松现象。
（2）接头无松动、发热(fā rè)或变色现象。
（3）瓷套无裂纹及放电痕迹(hénjì)，无破损现象，外观清洁。
（4）油位应在“H”“L”之间。
（5）电压互感器运行无异常声响及振动，无异常气味。
（6）电压互感器本体无渗漏油现象，油箱封板及端子引出无渗漏油现象。
油箱及电压互感器支架无锈蚀现象。
（7）二次端子箱关闭严密，无漏水、锈蚀情况。
二次线和电缆无腐蚀及损伤。
交接试验标准
2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄露电流由中性点套管处测量。
9
变压器绕组电压比
1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同
如电阻线间差在出厂时已超过规定，厂家虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%。
3
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）绝缘电阻与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（1000 MΩ以上）。
2）在10-30。C范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5。
1）用2500V及以上兆欧表。
1）测量时应记录环境温度相对湿度和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰的影响
2）可用第一次带电测试代替交接试验并作为初始值。
4
底座绝缘电阻
自行规定
用2500V及以上兆欧表
5
放电计数器动作检查
测试3-5次，均应动作正常
五、SF6断路器：
序号
项目
标准
说明
1
辅助回路和控制回路绝缘电阻
不应低于1 MΩ
4
电容器极间绝缘电阻
一般不低于5000MΩ
用2500V兆欧表
5
电容值
1）每节电容值偏差不超出额定值的-5%-+10%范围。2）一相中任两节实测电容值差不应超过5%
1）若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行。
2）一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差
6
介质损耗测试
3）现场安装、充气后、气体湿度检测合格后进行老炼及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验。
4）Un指额定相对地电压
5）耐压值参考附录
13
局部放电试验
电压互感器检定规程
电压互感器检定规程一、引言电压互感器作为电力系统中重要的电气测量设备之一，其准确度和可靠性对电力系统运行和安全具有重要影响。
为了确保电压互感器的准确度和稳定性，需要进行定期的检定。
本文将介绍电压互感器检定的规程。
二、检定目的电压互感器的检定目的是验证其准确度和可靠性，包括检验其变比精度、相位差、频率响应等指标，以保证其在实际工作中能够满足要求。
三、检定方法1. 变比精度检定变比精度是衡量电压互感器性能的重要指标之一。
检定时，先使用标准电压源给电压互感器供电，然后通过比对标准电压与互感器输出电压的比值，计算出变比误差。
采用逐差法或多点法进行检定，确保检定结果准确可靠。
2. 相位差检定相位差是另一个衡量电压互感器性能的重要指标。
检定时，使用标准电压源和标准相位差电压源给互感器供电，通过比对标准相位差电压与互感器输出电压的相位差，计算出相位差误差。
采用同步测量法或相量法进行检定，确保检定结果准确可靠。
3. 频率响应检定频率响应是衡量电压互感器性能的又一个重要指标。
检定时，使用标准电压源提供不同频率的电压信号，通过比对标准电压与互感器输出电压的幅值和相位差，计算出频率响应误差。
采用扫频法或逐频法进行检定，确保检定结果准确可靠。
四、检定设备电压互感器的检定需要使用专用的检定设备，包括标准电压源、标准相位差电压源、频率可变电源、数字电压表、示波器等。
这些设备应具备较高的准确度和稳定性，以确保检定结果的可靠性。
五、检定流程电压互感器的检定流程应按照以下步骤进行：1. 检查检定设备的状态和准确度，确保其满足检定要求。
2. 根据待检电压互感器的额定参数，选择合适的标准电压源、标准相位差电压源和频率可变电源。
3. 连接待检电压互感器和检定设备，确保连接可靠，信号传输正常。
4. 依次进行变比精度检定、相位差检定和频率响应检定，记录检定结果。
5. 分析检定结果，评估电压互感器的准确度和可靠性，得出结论。
6. 根据检定结论，对电压互感器进行调整、维修或更换。
电流互感器给定暂态系数定期校核的探讨与分析
电流互感器给定暂态系数定期校核的探讨与分析发表时间：2018-06-05T16:33:46.987Z 来源：《电力设备》2018年第1期作者：肖九辉王素亭[导读] 摘要：范厝电站发生一起雷击110kV输电线路引起2号主变差动保护跳闸事件，经过现场技术人员分析跳闸原因主要有：一个是2号主变高侧电流互感器参数选择不合理，给定暂态系数不满足《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》（DL/T866-2015）要求，电流互感器容易达到暂态饱和；另一个是感应雷电流非周期分量及剩磁叠加的影响，造成电流互感器严重暂态饱和，其二次基波电流下降至接近零值；基于以上两个原因，2号（福建华电金湖电力有限公司福建省将乐县 353300）摘要：范厝电站发生一起雷击110kV输电线路引起2号主变差动保护跳闸事件，经过现场技术人员分析跳闸原因主要有：一个是2号主变高侧电流互感器参数选择不合理，给定暂态系数不满足《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》（DL/T866-2015）要求，电流互感器容易达到暂态饱和；另一个是感应雷电流非周期分量及剩磁叠加的影响，造成电流互感器严重暂态饱和，其二次基波电流下降至接近零值；基于以上两个原因，2号主变比率差动保护动作，2号主变跳闸。
本文主要针对电流互感器给定暂态系数开展定期校核的必要性进行探讨与分析。
关键词：雷击；给定暂态系数；剩磁；暂态饱和；比率差动；校核一、电站基本情况范厝电站位于福建省金溪流域第六级电站，具有防洪、灌溉、供水、发电等综合功能。
范厝电站于2015年实施机组增效扩容改造，1号机组于2015年7月投运，2号机组于2015年12月投运，3号机组于2016年3月投运，电站总装机容量为3×13.2MW，多年平均发电量1.603亿kW•h。
范厝电站110kV升压站于2005年实施改造，新增2号主变单元，原2、3号机由1号主变送出变更为经2号主变送出。
电站采用发电机－变压器单元接线，1号机组与1号主变组成单元接线方式，2号、3号机组与2号主变组成扩大单元接线方式，110KV侧为单母线的主接线，两回110kV线路出线，在电力系统中担任调频、调峰任务。
220kV线路保护检验调试
模块一220kV线路保护检验调试概述新安装投运的线路保护装置，第一年内需进行一次全部检验；微机型线路保护每两年进行一次部检，每六年进行一次全检。
高压线路保护种类较多，厂家各异，但检验调试内容和步骤基本相同，下面以LFP901A高压线路保护为例，说明其检验调试的基本步骤。
LFP-901A保护装置由工频变化量方向元件和零序方向元件实现纵联快速主保护，由工频变化量距离元件构成快速I段保护，由三段式相间和接地距离及二个延时段零序方向过流作为全套后备保护。
保护分相出口，可实现单相、三相和综合重合闸方式。
1、工作任务现场有220kV高压输电线路保护屏一面，需停电进行保护年检，要求在规定时间内完成保护年检项目。
2、工作条件2.1 LFP-901A高压线路保护屏柜。
2.2 微机保护测试仪及配套试验线，万用表，兆欧表。
2.3 螺钉旋具，绝缘胶布。
3、操作注意事项3.1新安装检验调试中，应注意检查接入线路保护屏的电流、电压回路极性的正确性；应认真清理线路保护屏至母差保护屏相应失灵启动回路及母差出口至该线路保护屏跳闸回路接线是否正确；应认真清理线路保护屏与安控装置或备自投装置是否有输入及出口回路的连接。
3.2应注意检查线路保护电压切换回路的正确性，以及旁路保护代路时高频通道切换的正确性。
3.3对于新建或改建线路保护装置，或运行中断路器操作机构更换后，应检查断路器操作箱跳、合闸保持电流的整定值与实际开关操作机构参数要求是否匹配。
3.4在与安控装置有接口回路的线路保护屏检验调试中，工作前应按《安控现场运行规程》做好安全措施，断开相应电流回路或停用安控装置。
安控装置如要跳该线路开关，则应清理安控屏至线路保护屏的出口跳闸回路及重合闸放电回路接线的正确性。
3.5对于装设有备自投的线路，检验工作前应退出相关备自投装置。
调试中应检查相关备自投开入回路的正确性。
4、危险点分析4.1为防止线路保护调试过程中可能造成失灵保护误动作全切一段母线，应检查线路保护屏上的失灵启动或出口压板是否确已退出，并在线路保护屏后，断开其失灵启动出口回路并用绝缘胶布将解开电缆线分别包好。
220kV电容式电压互感器计量误差的现场检测
mH = 900
mH。升 压 时 满 足 谐 振 条 件
CL
=1 Βιβλιοθήκη 2=1 (2πf ) 2 ,
可计算出所需谐振电容量为11 270 pF ,
被
试电容式电压互感器总电容量为10 000 pF , 需要调
谐电容1 270 pF。试验中初次选择 3 节4 000 pF 电
容串接 。测量时用准确度等级为 115 的数字高压表
来 , 运行正常 。
作者简介 :
阎 欣 (1964 —) , 男 , 工程师 , 主要从事电源管理方面的研
究。
(收稿日期 2006 - 11 - 15)
2007 年第 3 期 东北电力技术
23
补偿电抗器用于补偿分压电容器容抗 、减小综 合电抗 , 提高准确度 。补偿电抗器参数的选择应使 其工作点接近串联谐振点 , 并适当过补偿 :
样逼真 。 西门 子 S72200 226CPU 可 编 程 序 控 制 器 使 用
Step72micro/ win312 梯形图编程 。梯形图编程简单方 便 , 易于接受 。2004 年末 , 我们负责辽宁省电力 有限公司信息中心机房供电电源改造工程 , 供电电
源监测系统是该工程项目的一部分 , 系统自投运以
高压电能计量装置由电流 、电压互感器 、电能 表和相应的二次导线回路组成 。互感器作为电流 、 电压的采集器 , 其自身的准确性直接影响电能计量 的准确性 。由于电容式电压互感器相对于普通的电 磁式电压互感器具有误差调整方便灵活 、绝缘可靠 性高和价格低廉等优点 , 在电力系统中越来越得到 普遍应用 。东北电网新建和扩建的 220 kV 关口计 量用电压互感器基本都选用了电容式电压互感器 。 近年来 , 东北电力科学研究院有限公司电气计量所 在电容式电压互感器误差现场检测方面积累了一定 的实践经验 , 对一些技术难点做了深入的研究 。
220-500KV电网继电保护装置运行整定规程
中华人民共和国电力行业标准DL/T 559—94220～500kV电网继电保护装置运行整定规程中华人民共和国电力工业部1994-12-19批准1995-05-01实施1 总则1.1 本规程是电力系统继电保护运行整定的基本规定，与电力系统继电保护相关的设计部门和调度运行部门应共同遵守。
1.2 本规程是220kV、330kV和500kV电网的线路、母线以及与电网保护配合有关的变压器等电力设备继电保护运行整定的基本依据。
1.3 220kV及以上电力系统继电保护及自动重合闸装置的技术要求必须与本规程的继电保护运行整定具体规定相符合。
1.4 按照DL400—91《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是实现可靠继电保护的物质基础；按照本规程的规定进行正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。
1.5 220kV、330kV和500kV电网继电保护的运行整定，应以保证电网全局的安全稳定运行为根本目标。
电网继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍，并执行如下原则：a.局部电网服从整个电网；b.下一级电网服从上一级电网；c.局部问题自行消化；d.尽量照顾局部电网和下级电网的需要。
1.6 继电保护装置能否充分发挥作用，继电保护整定是否合理，继电保护方式能否简化，从而达到电网安全运行的最终目的，与电网运行方式的安排密切相关。
为此，继电保护部门与调度运行部门应当相互协调，密切配合。
1.7 继电保护和二次回路的设计和布置，应当满足电网安全运行要求，并便于整定、运行操作、运行维护和检修调试。
1.8 为了提高和改善电网的继电保护运行水平，继电保护运行整定人员应当及时总结经验，有责任对继电保护的配置和装置性能等提出改进建议和要求。
220kv GIS检修规程
第七章220KV GIS检修工艺规程7.1规程引用标准或资料7.1.1 《ZF11-252(L)型气体绝缘金属封闭开关设备使用说明书》河南平高电气股份有限公司7.1.2 《ZF11-252KV变电站GIS维修手册》河南平高电气股份有限公司7.2设备概况及参数7.2.1设备概况我厂220KVGIS是由河南平高电气股份有限公司生产的ZF11-252/CYT型GIS。
设备的重要组成元件为断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、套管等，一般根据以上元件将此设备划分为6个单独气室。
断路器是GIS的最重要的元件，该单元为单断口三相分装立式布置。
液压机构置于本体的下部，所有的液压机构元件均装在机构箱内，并采用集成块简化机构，减少漏油环节提高断路器的运行可靠性，该断路器主接线方式为Z型。
断路器气室额定压力0.6 Mpa补气压力0.52 Mpa最低功能压力0.5 Mpa，其余气室额定压力0.5Mpa，补气压力0.44 Mpa。
断路器由下列部件所构成：金属壳体、底架、绝缘构件（包括盆式绝缘子、绝缘支架和绝缘拉杆）、密封连接座、密度继电器、灭弧室和液压系统。
灭弧室是断路器的核心单元，可实现回路的导通与分析。
液压系统是断路器的动力元件，可实现断路器的分、合闸操作。
隔离开关是GIS的标准元件之一，可水平和安装垂直安装我厂为水平安装，能与接地开关组合成一体。
隔离开关普通型隔离开关（慢动开关），在有电压无电流的情况下隔离电路，三级连动，操作机构除电动操作外还能手动操作，并且电动与手动互相联锁。
接地开关普通型接地开关（慢动开关），在正常情况下工作接地，三级连动，配电动操动机构（也可以手动操作，手动和电动互相联锁）。
一种为快速接地开关（快动开关），除具有切合静电、电磁感应电流及关合峰值电流的能力，三级连动，配电动弹簧操作机构（也可以手动操作，手动和电动互相联锁）。
电流互感器内装有三个二次线圈，一次为穿心式，即原边仅有一匝。
互感器检修工艺规程
福建省沙县城关水电有限公司企业标准互感器检修工艺规程Q/2CD-1 02 03-1 检修周期和项目检修的分类：小修（ 年检） ：不带芯在现场只进行外部检查试验、局部的修理及试验。
临时性检修：存在严重缺陷，影响设备安全运行或发生故障后进行的检修。
1.2.1 大修：应根据设备的结构特点、运行状况、试验等进行综合分析后认为确有必要时 进行。
1.2.2 小修。
每年至少进行一次。
运行在污秽场所的互感器，应根据具体情况确定。
1.2.3 临时性检修：应由公司分管生产的领导确定。
1.3 检修项目1.3.1 大修项目： 器身检查及检修。
零部件检查清理及更换密封垫圈。
高、低压绕组绝缘层的检查及处理。
1.1.1 大修：带芯，进行器身检查及处理的检修。
1.1.2 1.1.3 1.2 检修周期。
铁芯绝缘支架的处理或更换。
处理或更换绝缘油。
器身干燥（必要时）。
电气试验（含局部测试）和绝缘油简化试验、色谱分析、微水试验。
密封检查。
喷漆。
其它项目。
1.3.2小修项目: 外观检查。
检查油位、添加绝缘油。
清扫器套，并处理渗漏油。
检查金属膨胀器。
检查外部紧固螺栓，二次端子板和一、二次端子。
检查接地端子，螺型CT的末屏接地及PT的N端接地。
涂覆防污涂料（必要时）。
预防性试验。
补漆。
城关水电有限公司2004- 修订2004- 实施2 检修前的准备工作。
2.1 检查场地环境条件。
2.1.1 互感器的大修在保证安全与质量的前提下， 力求在运行现场的室内进行， 当现场不具备检修条件时，应运到附近的修理车间。
尽可能选择无风砂、温度低的天气，并尽量减少器身暴露时间。
掌握待检修的互感器运行中的缺陷和异常现象，并分析其原因。
检修人员必须掌握设备结构，各部件的性质、性能和检修工艺。
人员分工。
检修项目及进度。
特殊项目的检修方法，保证检修安全与质量的技术措施。
主要设备工具、材料和备品的明细表。
绘制必要的施工草图和工艺图。
Q/2CD-1 02 03-2.1.2 现场要净洁，并用塑料薄膜或帆布做好防尘措施。
电容式电压互感器检修规程
目录1、范围 (1)2、规范性引用文件 (1)4、检修分类及周期 (1)5、检修项目 (2)6、大修前的准备工作 (2)7、小修工艺及质量要求 (2)8、大修工艺及质量标准 (4)9、试验项目 (6)10、安全措施 (8)电容式电压互感器检修规程1、范围本规程规定了风电场110kV电容式电压互感器的检修维护周期、检修维护项目及质量标准、检修工艺等有关内容。
本规程适用于小岞风电场110kV电容式电压互感器的大修、小修和日常维护具有指导性作用，并通过采用工序卡，推动标准化作业的实施。
贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。
2、规范性引用文件DL/T 727 互感器运行检修导则DL/T 596 电力设备预防性试验规程Q/GDW 459 电容式电压互感器、耦合电容器状态检修导则3、设备技术参数4、检修分类及周期4.1 检修分类4.1.1 小修：互感器不解体进行的检查与修理，一般在现场进行。
4.1.2 大修：互感器解体暴露器身对内外部件进行的检查与修理，一般在检修车间进行。
4.1.3 临时性检修：发现有影响互感器安全运行的异常现象后，针对有关项目进行的检查与修理。
4.2 检修周期4.2.1 小修1～3年一次，一般结合预防性试验进行。
运行在污秽场所的互感器应适当缩短小修周期。
4.2.2 大修根据互感器预防性试验结果及运行中在线监测结果，进行综合分析判断，认为确有必要时进行。
4.2.3 临时性检修针对运行中发现的严重缺陷及时进行。
5、检修项目5.1 小修项目a)外部检查及清扫；b)检查紧固一次与二次引线及电容器连接件；c)电磁单元渗漏处理，必要时补油；d)必要时补漆。
5.2 大修项目a)外部检查及修前试验；b)检查电容器套管，测量电容值及介质损耗因数；c)检查电磁单元；d)电磁单元绝缘干燥(必要时)；e)电磁单元绝缘油处理；f)更换密封胶垫；g)电磁单元装配；h)电磁单元注油或充氮；i)电气试验；j)喷漆。
福建省电力系统500千伏及220千伏继电保护整定方案及运行规定
福建省电力系统500千伏及220千伏继电保护整定方案及运行规定（2011年版）一、总则二、年度继电保护整定方案及相关运行要求1．系统整定计算开机方式整定计算最大开机方式：系统全接线，全开机；华东电网采用等值电源方式。
220千伏翔龙Ⅰ/Ⅱ路正常运行取开环方式；角李I/II路、漳角线正常运行取开环方式（随海沧#2变投产，开环方式将调整为海角开环、漳角合环方式）；500kV晋大线投产后将湖官I/II路、泉塘I/II路、清梅线开环。
福州华能电厂取一厂合厂运行，与二厂永久分厂运行方式。
系统整定计算最小开机方式：水口一机，华能一厂一机，可门一机（或宁德一机）、嵩屿一机，后石一机，坑口一机，南埔一机。
2．500千伏系统继电保护整定方案及相关运行要求2.1全省500千伏系统均按一个站内一次设备N-1进行保护配合，若超过两个元件停役，需要进行保护定值复校。
2.3500千伏线路均采用单相重合闸（福门 I/II路、东江 I/II路、云莆I/II路除外），延时段保护均三相跳闸不重合，在某一开关检修停役后，另一开关的重合闸时间不变。
2.4500千伏联变中性点零序电流作为变压器及出线总后备，两台及以上联变中性点零序电流动作时间按相差一个△t时间整定，500千伏站零序电流保护失配点在500千伏联变开关，500千伏线路零序电流均为标准反时限特性曲线：T=0.14*K/(0.02-1)，500千伏联变零序电流保护为定时限。
2.7省网所辖500千伏线路I段按75%线路阻抗整定，距离Ⅱ段在与相邻500千伏线路保护取得配合外，还按不伸出对侧联变中低压侧母线整定，Ⅲ段按可靠躲过4000MVA输送容量且联变故障有足够灵敏度考虑。
2.8500千伏母线保护差电流起动元件按可靠躲过区外故障最大不平衡电流引起的差电流和本站最大负荷线路CT断线整定，保证母线故障灵敏系数不小于1.5。
2.9开关失灵保护整定⑴开关失灵保护相电流监视定值按有足够灵敏度同时考虑尽量躲负荷。
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220kV 电压互感器定修标准
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目录
1.引用标准
2.主题内容与适用范围
3.检修周期及检修项目
3.1.检修周期
3.2.检修项目
3.2.1.大修标准项目
3.2.2.小修标准项目
4.检修准备工作
4.1.作业条件
4.1.1.系统状态
4.1.2.检修条件
4.1.3.配合工作
4.2.检修场地及机械
5.检修工艺及质量标准
6.试验项目
6.1.修前试验
6.2.修中试验
6.3.修后试验
220kV 电压互感器定修标准
1.引用标准
1.1.TYD220/√3-0.01H型电容式电压互感器安装使用说明书
2.主题内容及适用范围
2.1.本定修标准适用于我公司所属各风厂220kV电压等级的电容是电压互感器的
日常维护及设备定修。
3.检修周期及检修项目
3.1.检修周期
3.1.1.大修周期：不做规定。
根据电气预防性试验成绩研究确定。
如果是故障损坏，
需返厂大修。
3.1.2.小修周期：每年应预防性试验、瓷瓶清扫配合进行至少一次小修。
3.2.检修项目
3.2.1.大修标准项目：无。
3.2.2.小修标准项目：检查外瓷套、一次套管及二次套管、外壳、顶盖。
取油样试
验，检查油面计，检查分接头，测试绝缘油。
4.检修准备工作
4.1.作业条件
4.1.1.系统状态
设备所在间隔必须停电，相邻带电间隔必须保证与检修间隔有足够的电气安全距离。
4.1.2.检修条件
互感器所在间隔停电。
4.1.3.配合工作
由调试所做好相关的电气试验及绝缘油的相关试验。
4.2.检修场地及机械
小修及维护工作在就地完成，大修返厂。
遇有设备更换时需要8吨吊车一辆、检修平台车或斗臂车一辆。
5.检修工艺及质量标准
电容式电压互感器本体在现场不具备检修条件，如果发现本体（内部绝缘、绝缘油色谱成绩、绝缘油理化分析）有影响运行的缺陷存在，需要返厂处理。
下面仅就互感器的日常维护及小修项目进行描述。
5.1.出线盒内a2z与a2之间及a f z与a f端子之间出厂时已用接线板连接，在使用期
间，不允许有松动现象。
5.2.在使用期间应经常检查产品的电气联接及机械联接是否可靠与正常。
5.3.在使用期间不必要用试验电压试验互感器。
5.4.在使用期间应经常检查互感器密封情况，检查部位为底座及盖与瓷套筒连接
地方，出线盒内的出线板和油箱本身焊接处，如发现漏油，互感器应停止使用。
5.5.每年应检查耦合电容器及分压电容器的电容及介质损失角正切值一次，用来
测量电容的仪器的相对误差应不超过±3%，测量时周围环境温度为+5℃~+35℃，如电容超过互感器实测值或前一例实测值的±2%时或介质损失角正切值大于0.2%时，互感器应停止使用。
5.6.在接触互感器前，须将互感器从线路断开，再将互感器的导电部分通过接地
棒多次放电。
6.试验项目
6.1.修前试验（无）
6.2.修中试验（无）
6.3.修后试验
6.3.1.绝缘油的试验
6.3.1.1.油的耐压试验
6.3.1.2.油的介质试验。
6.3.1.3.油的微水含量试验
6.3.1.4.油的色谱成绩分析
6.3.2.绝缘项目试验（符合试验规程规定）
6.3.3.二次拆头后及改换变比后的极性、变比、准确度等项目试验。