本站运行方式

正常情况下，本站两台主变并列运行，#1主变220kV系统中性点及#2主变110kV系统中性点为直接接地，#1主变110kV系统中性点及#2主变220kV系统中性点经放电间隙接地。

220kV系统：采用双母带旁母的接线方式，专用母联及专用旁路。其中#1主变201开关、211分袁线、212大袁线、213跑袁I线接I母，#2主变202开关、214跑袁II线、215袁渝线接II母；经231母联开关I、II母并列运行；220kV旁路241开关及旁路母线在冷备用状态。

110kV系统：采用单母分段带旁路母线的接线方式，专用母联及专用旁路。#1主变101开关、#2主变102开关、111袁钓线、112袁东线、113袁凤线、114袁西线接于I母、116袁三线、117袁万线接于II母，经131分段开关并列运行，110kV旁路141开关及旁路母线在冷备用状态。

10kV系统：采用单母分段的接线方式，分段931处于冷备用状态。#1主变901开关、961#1站用变、911袁张I回线、913袁山中段I回线、915外环北路I回线、916先锋厂线、991#1电容器、993#3电容器接于I段母线; #2主变902开关、962#2站用变、921袁张II回线、923袁山中段II回线、924外环北路II回线、925袁秀线、926迎宾大道线、992#2电容器、994#4电容器接于10kVII段母线。（注： #1、#2站用变严禁与外接电源#3站用变并列运行）。

巡视检查

一、变压器的巡视检查

1． 主变正常巡视检查项目

1.1 检查油色应淡黄透明。

1.2 检查油位计在规定温度范围，无突变。

1.3 检查油温变化应正常，油温应在（#1主变为75℃、#2主变为85℃）以下。

1.4 检查有载调压装置正常，位置、动作情况均正常。

1.5 检查各部应无渗漏油。

1.6 检查声音应正常，无杂音，本体无渗漏油，吸潮器硅胶颜色正常，无受潮变色。

1.7 检查引线接点应无发红、发热、氧化变色，无断股、松股。

1.8 检查大小瓦斯继电器无气体，无渗漏油及瓦斯电缆引线无腐蚀现象。

1.9 检查冷却器完好，满足散热要求，无漏油渗油现象。

1.10 检查冷却器主分控制箱门关闭紧密，低压母线接触器、热继电器、保险接点无过热发红，冷却器控制开关与运行冷却器相对应。

1.11 检查风扇潜油泵声音正常，无反转、过热漏油和擦壳现象，流速继电器运行正常，无漏油，连接电缆无腐蚀现象。

1.12 外壳接地良好。

1.13 检查套管油位、油色正常，无严重污染、无渗漏油、破损裂纹和放电痕迹。

1.14 检查瓦斯继电器、冷却器上下阀门应开启

1.15 主变滤油或加油前，应先将重瓦斯压板退出；待主变运行24小时将油中空气排出后，再投入跳闸位置；

2 主变特殊巡视检查项目

2.1 过负荷：监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，试温蜡片（贴有试温蜡片时）无熔化现象。冷却系统应运行正常。

2.2 大风天气：引线摆动情况及有无搭杂物。

2.3 雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象，避雷器放电记录器有无动作情况。

2.4 大雾天气：瓷套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分。

2.5 下雪天气：根据积雪溶化情况检查接头发热部位及时处理冰棒。

2.6 大短路故障后：检查有关设备、接头有无异状。

二、 断路器的巡视检查

1 油断路器正常巡视检查项目：

1.1 瓷套表面清洁无裂纹，无放电痕迹，内部无异常声音。

1.2 SW6－220（110）型少油开关三角箱无渗油。

1.3 油色透明无碳黑悬浮物，本体套管的油位在指示器下限以上。

1.4 本体无渗漏油痕迹，放油阀门关闭无渗油。

1.5 防雨帽无鸟窝。

1.6 各连接点无松动、过热现象。

1.7 开关分、合闸指示器应正确，与实际运行相符。

1.8 排气装置应完好。

1.9 接地引线应完好无锈蚀。

1.10 设备附近无呆草或呆物。

2 SF6断路器正常巡视检查项目：

2.1 每日定时记录SF6气体压力和温度，检查气体密度压力指示是否正常。

2.2 断路器各部分管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常。

2.3 外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无裂纹、放电声、电晕及污秽情况。

2.4 引线连接部位无过热，引线驰度适中。

2.5 分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。

2.6 外壳接地完好。

2.7 机构箱门平整,开启灵活关闭紧密。

2.8 断路器在运行状态,储能电机电源开关应合上。

2.9 断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。

2.10 加热器良好,开关在正常运行时,加热器应投入运行,确保机构箱内干燥。

2.11 螺栓连接部分是否紧固（指不带电的基础构架部分）。

3 真空断路器的正常巡视检查项目：

3.1 真空断路器或操动机构的分、合位置指示器正确，并与当时实际运行工况相符。

3.2 支持绝缘子无裂痕及放电异声。

3.3 真空灭弧室无异常。

3.4 外壳接地良好。

3.5 引线接触部分无过热。

3.6 各传动部件有无破损、松动等。

3.7 真空断路器在线监测装置指示灯是否正确。

4 断路器的特殊巡视检查项目：

4.1 新投运断路器的巡视检查周期应相对缩短，投运72小时以后转入正常巡视。

4.2 夜间闭灯巡视，每日一次。

4.3 气候突变，增加巡视。

4.4 雷雨季节，雷击后应进行巡视检查。

4.5 高温季节，高峰负荷期间应加强巡视。

4.6 遇有重要保电任务时，应增加巡视次数。

4.7 存在异常或障碍时，应增加巡视次数。

4.8 断路器故障跳闸后，应着重检查灭弧介质有无异常，分、合闸位置指示是否正确，支持绝缘子有无损坏，各部件有无松脱现象。

5 10kV电磁机构、CY3型液压机构及弹簧机构的巡视检查：

5.1 10kV电磁机构、分合闸线圈、合闸接触器线圈无冒烟、异味，直流电源接线端子紧固，无铜绿或锈蚀。

5.2 10kV开关操作机构盖子紧固，无松动现象。

5.3 CY3液压机构箱门开启灵活，关闭紧密。

5.4 CY3液压机构油箱油位足够，上限油位高为75＋5mm，下限为15＋5mm，常温下，油压应是220kV机构23.5MPa，110kV机构22MPa，各连接部位无渗漏油，机构箱内无异味，加热器正常完好。

5.5 油泵电机刀闸应在投入位置，油泵电机直流接触器、微动开关、电接点压力表无异常。

5.6 检查弹簧机构弹簧有无断裂，断路器正常运行时弹簧机构指针应在“已储能”位置。

三、隔离开关巡视检查

1 隔离开关的正常巡视检查项目：

1.1 隔离开关的瓷绝缘应完整无裂纹和无放电现象，引线无断股，松股现象。

1.2 隔离开关的操作机构，包括操作连杆及部件，应无开焊、变形、锈蚀和脱落形象，连接轴销子紧固螺母等应完好。

1.3 闭锁装置应完好，销子应锁牢，辅助触头位置应正确且接触良好，机构外壳等接地应良好。

1.4 接地刀闸三相接地刀口是否紧固，接地是否良好，接地体可见部分是否良好，有无断裂现象。

1.5 隔离开关辅助接头动作良好，位置是否与实际相符，接触是否良好。

1.6 三相是否在同一水平上，拉开角度或距离足够，并且三相操作同阴性良好。

1.7 隔离开关合闸后触头应接触良好，在额定电流下，温度不应超过70℃。

2 隔离开关的特殊巡视检查项目

2.1 隔离开关通过短路电流后，应检查隔离开关的绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触头及接头有无熔化现象。

2.2 下雪或冰冻天气，隔离开关接触处是否积雪立即熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。

2.3 大雾、阴雨天气的夜间，隔离开关上的瓷瓶是否有放电及电晕声音。

2.4 大风时,注意引线有无摆动,有无落物,能否保持相间或对地距离.

2.5 高峰负荷时，隔离开关接头及接触处是否有发热烧红现象。

四、电流互感器的巡视检查

1 电流互感器的正常巡视检查项目：

1.1 电流互感器的接头应连接良好，无过热松动现象。二次侧无开路。

1.2 电流互感器在运行中，应无声音。注意其内部有无异常放电声音，如果听到电流互感器发生铁芯振动的声音，或者听到类似小容量变压器充电后发出的声音时，应考虑电流互感器是否发生了二次开路、绝缘损坏放电、铁芯夹紧螺丝松动等。

1.3 检查电流互感器的油位、油色应正常。注意油质试验情况、有无渗漏油现象。若油位看不清楚，或油位过低,应查明原因或及时加油。电流互感器的吸湿器应正常。硅胶若已变色应及时更换。

1.4 检查电流互感器瓷质部分，应清洁完整，无破损及放电现象。

1.5 检查电流互感器的电容末屏及二次侧接地线应良好、可靠、无松动断裂。

1.6 注意三相电流表的平衡情况，有无过负荷。

2 电流互感器的特殊巡视检查项目：

电流互感器在过负荷运行或故障电流通过之后，应检查其瓷质绝缘有无破损、裂纹、放电痕迹和接头熔化现象，油色，油位是否正常，是否喷过油，油色是否透明有无碳黑悬浮物。

五、电压互感器的巡视检查

1 电压互感器的正常巡视检查项目：连接在母线上的电压互感器，如发生故障，相当于母线故障，必须注意巡视。

1.1 电压互感器绝缘子应清洁、完整、无损坏及裂纹，无放电现象。

1.2 电压互感器外壳是否无漏油，油位指示是否正常，若油位看不清楚，应查明原因。

1.3 电压互感器内部声音应正常。膨胀器有无拉长。

1.4 高压侧引线的接头连接应良好，不应过热，二次回路的电缆导线不应损伤，高低压熔断器（或低压侧空气开关）及其并联电容器应完好。

1.5 电压互感器的二次侧和外壳接地良好。二次出线的端子箱的门应关好。

2 电压互感器的特殊巡视检查项目

2.1 发生事故时应检查电压互感器有无异味，引线接头是否有发热烧伤痕迹，瓷瓶是否有损伤或裂纹现象。

2.2 雷雨天气，瓷瓶是否有放电闪络现象

2.3 下雪或冰冻天气，户外电压互感器接头是否积雪熔化，瓷瓶是否有冻裂现象。

2.4 大雾或阴雨天气，瓷瓶是否有放电打火及电晕声音。

2.5 大风天气，互感器是否有杂物。

2.6 高峰负荷时，引线接头是否有烧红，发热现象。

六、避雷器（避雷针）的巡视检查

1 避雷器（避雷针）的正常巡视检查项目：

1.1 瓷套表面是否清洁、完整，有无放电痕迹和裂纹。

1.2 接地是否完整，有无放电痕迹和裂纹。

1.3 均压环有无松动、锈蚀。

1.4 放电记录器的指示数字有无变化，若发现缺陷作好记录。

1.5 泄漏电流表指示正常。

1.6 避雷针支架应无断裂、锈蚀、倾斜，基础牢固。

1.7 避雷针接地引下线应连接牢固、无锈蚀。

2 避雷器雷雨天气后的特殊巡视检查内容：引线是否松动、本体是否有摆动，均压环是否歪斜，瓷套管有无闪络、损伤、放电记数器的动作情况。避雷针有无倾斜、摆动、接地线损伤等。

七、母线的巡视检查

1 母线的巡视检查项目:

1.1 检查导线、铝排和连接用金具的连接部分接触是否良好，有无氧化、电腐蚀、发热、熔化等现象,有无无断股、散股现象或烧伤痕迹。

1.2 耐张线夹、双槽夹板有无松动和发热现象。检查方法有：用远红外测温仪进行测试。各接头温度要求。一般接头不超过70℃。

1.3 母线伸缩接头是否有裂纹、折皱或断股现象。

1.4 瓷瓶是否清洁，有无裂纹或破损，有无放电现象。

1.5 低压配电屏母线支持瓷瓶及母线固定螺丝是否良好。

1.6 母线上有无不正常声音。

2 母线的特殊巡视检查项目：

2.1 下雪时检查接头积雪有无溶化、冒气现象,线夹及导线、铜排导电部分可根据积雪情况判断有无发热现象。

2.2 大风天气时检查母线有无剧烈摆动;导线、瓷瓶上是否挂有落物以及摆动、扭伤、断股等异常情况。

2.3 雷雨后检查瓷瓶有无闪络痕迹。

2.4 天气过冷或过热时检查室外母线有无拉缩过紧、驰度过大现象,

检查导线是否存在受力过大的地方。

2.5 夜间熄灯检查导线、铝排及线夹各部位有无发红、电晕或放电现象等。

2.6 当导线、铝排及线夹经过短路电流后，检查有无熔断，散股，连接部位有无接触不良，铝排有无变形，线夹有无熔化变形等现象。

八、电缆的巡视检查

1 电缆的正常巡视检查项目：

1.1 电缆沟盖板应完好无缺。对于敷设在地下的电缆，应检查其所经过的路面有无挖掘工程及其他损坏覆盖层的施工作业，路线标桩是否完整无缺等。

1.2 电缆隧道及电缆沟支架必须牢固、无松动和锈蚀现象，接地应良好。

1.3 电缆隧道及电缆内不应积水或堆积杂物和易燃品，防火设施应完善。

1.4 电缆标示牌应无脱落，电缆铠甲和保护管应完整、无锈蚀。

1.5 电缆端头绝缘子应完整、清洁、无闪络放电现象。外露电缆的外皮应完整，支撑应牢固，外皮接地应良好。

1.6 引出线的连接线夹应紧固，应使用红外线测温仪测量其温度，要求不超过70℃。

1.7 电缆头上应无杂物，如鸟巢等。

1.8 电缆终端头接地线必须良好，无松动、断股和锈蚀现象，相序色应明显。

1.9 电缆中间头应无变形和过热。

2 电缆的特殊巡视检查项目：

2.1 电力电缆已达满载或过载运行时，应检查电缆头接触处是否发热变色，电缆头处是否渗漏油或渗漏胶；

2.2 故障跳闸后特别是听到巨响时，应检查电缆头是否正常，引线接头是否有烧伤或烧断现象；

2.3 下雪或冰冻天气，电缆瓷套管是否被冻裂，引线接头是否过紧；

2.4 雷雨天气，电缆瓷套管是否有放电闪络的现象；

2.5 大雾或阴雨天气，电缆头上瓷套管是否有放电电晕声音。

九、站用变系统的巡视检查

1 检查声音是否正常，有无异常噪音。

2 检查紧固件、连接件是否松动，导电零件有无生锈，腐蚀的痕迹。

3 绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象，瓷套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹。

4 引线、电缆接头是否紧固，有无过热发红现象。

5 低压空气开关是否良好，各负荷开关、刀闸是否在合闸位置，各接点是否有发热现象。

6 熔断器是否完好，有无用熔丝缠绕代用现象。

十、电力电容器的巡视检查

1 检查外壳，不应有胀鼓、渗漏油等现象。

2 检查声音，电容器内部应无放电声或其他异常声音。

3 检查绝缘子和瓷套管、应清洁、完好、无损伤和放电痕迹。

4 检查电容器温度，内部最高温度不应超过50℃

5 检查各电气接头，应接触良好，无发热现象。

6 检查放电间隙、放电电阻（放电变压器或电压互感器）、熔断器及避雷器等保护设备应完好。

7 检查安装电容器组的构架以及保护网应完好。

十一、消弧线圈的巡视检查

1 检查声音是否正常，有无异常噪音。

2 检查紧固件、连接件是否松动，导电零件有无生锈，腐蚀的痕迹。

3 绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象，瓷套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹。

4 引线、电缆接头是否紧固，有无过热发红现象。

5 检查其附件设备（电阻器、真空接触器、电压互感器）运行是否正常，隔离开关刀口是否接触良好，有无发热现象。

十二、电抗器的巡视检查

1 电抗器连接部分及接点良好无发热，支持瓷瓶应清洁无裂纹和放电痕迹。

2 电抗器应无噪音和放电声，无倾斜，支持绝缘子应可靠接地，各部油漆应完整无脱落现象。

3 10kV母线与电抗器端子连接，接头应接触良好、可靠、无过热、发红现象。

4 电抗器通过故障电流后，应检查其线圈匝间是否变形，水泥支柱是否有变形破碎，支持绝缘子有无裂纹，载流母线和引出线的接头是否良好，是否有过热和烧损现象。

5 电抗器门窗应严密，以防小动物。

6 电抗器通风散热良好，无过热现象。

7 混凝土电抗器线圈与柱上螺栓间的绝缘电阻用2500VMΩ表测量，不得低于1MΩ，否则应进行干燥。

十三、10kV开关柜的巡视检查

1 检查开关柜内断路器的位置指示是否正常，各种指示灯是否正常，电能表指示运行正常。

2 从开关柜观察室检查柜内电缆接头，电流互感器及过电压保护器等是否运行正常，接头有无发热、烧红及热塑绝缘套有无发热熔化现象。

3 检查开关柜接地良好，机械联锁是否有效，能否满足“五防”要求。

4 检查主母线和电气连接处母线，有无发热变色现象。

5 观察照明、控制、信号电源是否正常供电。

十四、户外高频设备的巡视检查

1 检查连接导线无断股，接头无发热；

2 阻波器、耦合电容器安装应牢固，不得摇摆；

3 耦合电容器瓷质部分应无破损、放电痕迹、渗漏油等情况；

4 阻波器上部悬挂的瓷瓶不应破损，销子、螺丝应紧固，耦合电容器上部的接引线应牢固，接地刀闸接地线应牢固、接地刀闸应在指定位置(正常运行状况应是打开位置，在高频通道检修时才合上、接地)，无放电响声；

5 阻波器上不应有鸟巢和其他异物，构架悬挂点不应变形；

6 大风天气，阻波器不应摆动过大，耦合电容器上部的接引线晃动不应过大；

7 大雾或阴雨天气，瓷质部分是否有电晕，放电声；

8 雷雨天气，瓷质部分是否有放电、闪络；

9 下雪及冰冻天气，引线是否过紧；

10 发生事故后或高峰负荷期间，引线接头是否有发热烧红或散股现象、阻波器是否有变形或散架现象。

十五、继电保护、自动装置二次回路的巡视检查

运行中继电保护及自动装置，值班人员在值班期间应巡视一次，正常运行中巡视项目如下：

1 运行中继电保护及自动装置的压板应与实际运行方式相符合，是否确在投入位置，并接触良好；

2 保护及自动装置所属的控制开关、试验部件、连接片的位置与应投的位置是否一致，表计信号指示与投入位置是否相符；

3 保护信号部分有无信号指示，重合闸监视灯应亮，保护的电源灯、运行灯应亮；

4 装置无异常响声，触点无抖动，线圈无过热烧焦现象。保护盘、控制盘、表盘端子排上不应有蜘蛛网，应清洁无灰尘，未用的二次电缆头包扎头不应破损；子接触是否牢固，接触处是否有烧焦痕迹；电流回路插销是否紧固，是否有烧伤痕迹。

十六、直流系统的巡视检查

1 检查屏面上有四个指示灯、2个绿灯为市电Ⅰ、Ⅱ工作指示灯是否正常。分别对应于正在工作的交流电源，2个红灯为交流失电（停电）和交流故障指示。

2 检查DPC监控模块。系统运行正常时只有正常灯应亮（绿灯），黄灯当系统出现故障时，该灯闪烁，但当系统处于均充位置时，该灯也亮，但不闪烁，表示正常处于均充位置。红灯为关机灯，只有当交流停电模块故障后该灯亮。监控模块正常显示为负载电流，系统电压状态（浮充、均充），浮充电压为238V，均充电压为248V，FL浮充，EQ均充，如果出现告警灯亮，首先检查交流电是否正常。检查成套装置的交流输入电压，正常380±20％。

3 检查直流母线电压是否在220V至280V。

4 检查直流系统绝缘是否良好。

5 蓄电池日常一般维护。

6 测量单个电池电压，单个电池电压应在2.15±0.05的范围内，还应定期清扫电池的灰尘，检查两极连接桩头有无腐蚀和爬碱，如果有异常应立即处理或将有故障的电池退出运行。

倒闸操作

一、本站倒闸操作的基本原则及一般规定

1 倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人的命令，受令人复诵无误后执行。

2 倒闸操作由操作人填写操作票，经监护人审核后才能执行，且每张操作票只能填写一个操作任务。

3 开始操作前，应在五防模拟图板上进行核对性模拟预演，无误后，再进行设备操作。

4 倒闸操作必须由两个人执行，其中一个对设备较为熟悉者作监护，特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班负责人或站长监护。

5 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。

6 操作时，应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，雷电时，禁止进行倒闸操作。

7 线路停电操作必须按照开关、线路侧刀闸、母线侧刀闸的顺序依次进行，送电操作应按与上述相反的顺序进行，严禁带负荷拉合刀闸。

8 主变停送电操作，为防止主变操作过电压的产生，必须先推上中性点接地刀闸后方可进行，主变停电时必须按照负荷侧开关、电源侧开关的顺序进行，送电操作应按与上述相反的顺序进行。

9 母线电压互感器停送电操作（110kV、220kV电压等级），为防止铁磁谐振的产生，必须在母线带电的情况下进行，停电操作时，先停低压侧，后停高压侧，送电时按与上述相反的顺序进行。

10 进行双母线倒闸操作前，必须检查母联开关和刀闸在合闸位置，并退出母联开关的操作电源。

11 220kV、110kV线路本开关由旁路开关代运行时应检查220kV、110kV旁母所有刀闸已拉开，接地线及接地刀闸已拆除。

12. 下列各项工作可以不用操作票：

12.1 事故应急处理。

12.2 拉合断路器（开关）的单一操作。

12.3 拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线。

上述操作在完成后应作好记录，事故应急处理应保存原始记录。

13 控制、信号、合闸（储能）及电压互感器回路保险或空气开关的装取要求：

13.1 控制电源保险（空气开关）：

13.1.1 开关转冷备用时，为加强液压、SF6开关的压力监视，此保险（空气开关）可不取下（不断开）。

13.1.2 开关送电时，在检查送电范围内无安全措施后装上（合上）。

13.1.3 倒母线操作时，在进行母线刀闸倒换前取下母联开关控制保险。

13.1.4 开关（线路）转检修时，可在做安全措施后取下（断开）。

13.1.5 旁路开关代故障开关操作中，在等电位拉开故障开关两侧刀闸前取下旁路开关控制保险。

13.2 信号电源保险（空气开关）：同操作控制保险的（1.2.3）

13.3 合闸保险（空气开关）：停电时，在检查开关确已断开后取下（断开）；送电时，合上开关前装上（开关冷备用时，为保证机构压力维持正常，该保险可不取）。

13.4 母线电压互感器二次保险（空气开关）： 停电时，在一次刀闸拉开前取下（断开），送电时，在一次刀闸推上后装上（合上）。

13.5 10kV母线电压互感器（所用变）一次高压保险：必要时，在做好安全措施后进行装取，一般情况下不取。

13.6 线路电压互感器二次保险（空气开关）：在线路做安全措施前取下（断开），在拆除线路安全措施后装上（合上）。

14 操作开始时间是指模拟操作后开始进行设备操作的时间；操作终了时间指全部操作完毕，操作人、监护人共同复查无误后的时间；操作开始及终了时间填写在每份操作票的首页。

15 操作票签名要求：

15.1 每份操作票（含多页）的签名只填写在最后一页上。

15.2 严禁代签名（含装拆接地线登记簿）。

16 断路器的操作要求：

16.1 少油或真空断路器的操作：

16.1.1 接地线（接地刀闸）是否全部拆除（拉开），防误闭锁装置是否正常。

16.1.2 长期停用的开关，在送电前必须通过开关跳、合闸试验操作和保护整组动作试验2－3次，无异常后方可投入系统运行。

16.1.3 操作前应检查信号，开关辅助接点、控制电源、CY3液压机构压力都具备运行操作条件。

16.1.4 开关操作中应注意监视电压、电流、功率等表计的指示及红、绿灯的变化，控制把手不宜返回过快。

16.1.5 10kV开关柜停、送电操作：

16.1.5.1 停电操作：先断开开关，再将小手柄扳到“分断闭锁”位置，将操作棒插入下隔离孔中，从上往下拉开线路侧刀闸，再将操作棒插入上隔离操作孔中，从上往下拉开母线侧刀闸（XGN2-12系列开关柜此时应推上开关母线侧接地刀闸）。这时可将小手柄扳至“检修”位置，打开开关柜前门，取出门背的钥匙开后门，在验明三相确无电压并做好安全措施后，检修人员可进行维护和检修工作。

16.1.5.2 送电操作：锁后门，将钥匙插回前门门背，关前门，然后再将小手柄从“检修”位置扳至“分断闭锁”位置，（XGN2-12系列开关柜此时应拉开开关母线侧接地刀闸），再用操作棒推上母线侧刀闸，推上线路侧刀闸，将小手柄从“分断闭锁”扳至“工作”位置，然后便可送电合开关。

16.2 SF6断路器操作的一般要求：

16.2.1 SF6断路器经检修恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所做的安全措施（如接地线）是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。

16.2.2 长期停运的SF6断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2-3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作。

16.2.3 操作前应检查控制回路，辅助回路，控制电源（气源）均正常，储能机构已储能，即具备操作条件。

16.2.4 操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示，红绿灯的变化，操作把手不宜返回太快。

16.2.5 正常运行的断路器操作时应注意检查SF6断路气体压力在规定的范围内。

16.2.6 操作机构箱门应关好，弹簧机构合闸操作后应自动再次储能。

16.3 断路器在运行中几种异常的操作规定：

16.3.1 无自由脱扣的机构严禁就地操作。

16.3.2 CY3液压操动机构、SF6气压操作机构，如因压力异常导致“分、合闸闭锁”时，不得擅自解除闭锁进行操作。

16.3.2 油开关严重缺油或漏油至油位看不见，液压机构失压至零，严禁对开关进行分、合闸操作，应立即取下故障开关的控制保险，退出保护跳闸压板，在开关控制把手上悬挂“禁止操作”标示牌，报告调度，根据以下情况，采取措施，将故障开关退出运行：

16.3.2.1 对110kV、220kV线路开关或主变开关缺油，可用141或241旁路代故障开关运行，或由故障开关所在线路对侧开关断开，本侧故障开关所在母线停电后，再断开故障开关。

16.3.2.2 母联231开关故障时，则将双母运行改为单母运行，先将220kV各开关倒至220kV I母或II母运行，再用2312、2311刀闸拉开I（II）母充电电流，然后断开母联231开关。

16.3.3 220kV开关送电时，出现非全相合闸，应立即将已合上相断开再重新合闸一次，如仍合不上，则应手动断开合上相开关，并取下开关控制保险器，查明原因。

16.3.4 220kV开关停电时出现非全相分闸，应立即取下控制保险器，手动操作将拒跳相开关跳开，再查明原因。

16.3.5 运行中由于某种原因使断路器内 SF6气体压力异常（如突然降致零等），严禁对断路器进行停、送电操作，应立即断开故障断路器的控制电源，及时采取措施，断开上一级断路器，将故障断路器退出运行。

16.3.6 断路器的实际开断容量接近于运行地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止强送，并应停用自动重合。

17 稳控装置的有关操作规定：

1 倒母线时的操作：装置正常运行时接入两段220kV母线电压，当其中一段母线检修或试验时，在进行母线操作前，应先断开屏后上方相应段的电压互感器空气开关，核对装置显示的母线电压确已消失，再进行母线的操作，防止在母线试验时引起误动。停运的母线恢复运行后，再合上被断开的电压互感器空气开关。

2 旁路代线路开关时的操作：装置所监控新袁线、分袁线需倒旁路代线路断路器运行时，应先投入装置相应的旁路代用压板（220kV211分袁线、212大袁线；110kV111袁三线、113袁凤线、114袁西线），再进行倒旁路的操作。由旁路倒回本断路器运行时，应在断开代用的旁路断路器（220kV高闭切回本线）后退出装置相应的旁路代用压板。

二、线路停送电倒闸操作原则及步骤

分袁线及211开关由运行转检修倒闸原则及步骤：

⒈分袁线重合闸退出(出口压板、切换电源)

⒉断开211开关、拉开2113刀闸、2111刀闸（检查2112、2114刀闸确在拉开位置）

⒊取下分袁线线路单相电压互感器二次保险

⒋验电地点必须明确、推地刀并检查

⒌退出开关失灵(A、B、C) 、总投(三相)

⒍退母差跳该线路的出口

⒎退母差屏该线路失灵出口压板

⒏取控制保险、信号保险

分袁线及211开关由检修转I母运行倒闸原则及步骤：与由运行转检修倒闸原则反之。

三、母线停送电倒闸操作原则及步骤（以220kV母线为例）

220kVⅡ段母线由运行转检修

1.检查Ⅱ段母线运行方式（231开关间隔在运行位置）

2. 投“互联压板”

3. 取下231开关控制保险

4.依次推上Ⅱ母间隔的I母刀闸，并检查

5.依次拉开刀闸Ⅱ母间隔的Ⅱ母刀闸，并检查

6.检查220kV母差保护屏运行方式图正常

7.装上231保险

8.退出“互联压板”

9.退“Ⅱ段电压压板”、退Ⅱ段A母PT

10.断开231开关及两侧刀闸

11.做安措（推上25202接地刀闸）

12.母联231开关失灵、出口压板；

退#2主变后备保护跳高压侧母联压板；

13.取下231开关控制保险

1. 220kV母线由I母运行、Ⅱ检修转I、Ⅱ并列运行原则及步骤：与上述反之。

四、旁路代线路倒闸操作原则及步骤

220kV旁路开关代路操作(241代211运行)

2. 将241开关旁路保护定值调整与211开关一致

3. 检查旁母具备充电条件(旁路母线侧刀闸均在拉开位置)

4. 检查并投入旁路保护屏的保护压板

5. 对旁母进行充电检查（推上2411﹑2414﹑合上241开关）

6. 断开241开关

7. 推上2114刀闸

8. 退出211双套“重合闸出口”压板

9. 将211开关的方高投信号

10. 同期合上241开关A﹑B﹑C(分流正常)

11. 断开211开关（A﹑B﹑C）(无指示)

12. 将211开关的高闭切换电源由“本线”切至“旁路”

13. 检测高闭通道正常

14. 投旁路屏高闭出口压板

15. 将211保护屏的综重由“单相”切至“停用”

16. 投旁路保护屏的综重由“停用”切至“单相”

17. 投入旁路保护屏的“重合闸出口”压板

18．将211开关投检修

旁路代路的恢复原则及步骤：与上述原则反之。

五、主变停送电倒闸操作原则及步骤

#1主变由运行转检修

1． 检查#2主变及#1主变的负荷情况及站用电运行情况

2． 合上10kV分段931开关

3． #2主变高压侧中性点进行切换：推2020、退间隙、投零序

4． #1主变中压侧中性点进行切换：推1010、退间隙、投零序

5． 将#1B按低、中、高顺序断开开关

6． 依次检查901、101、201开关位置并拉开两侧刀闸

7． #1主变高、中压侧中性点进行切换：拉1010、2010

8． 验电，做安措

9． 退出201开关失灵压板、#1主变跳高压231母联出口压板

退出220kV母差屏 #1B201开关失灵压板，#1B201开关跳闸出口压板

退出#1主变跳中压131母联出口压板

退出110kV母差屏#1B101出口压板

退出#1B跳低压931分段压板

10. 过20-30分钟后，将冷却系统退出

11. 取三侧开关控制保险

#1主变由检修转运行

1． 检查主变绝缘电阻合格，检查主变档位

2． 装上三侧开关控制保险

3． 投入主变冷却装置（20分钟）

4． 拆除主变三侧安措

5． 投入主变保护

6． 检查主变保护均已正确投入

7． 推上主变中性点地刀（两侧）：1010、2010

8． 将三侧开关转热备用（高、中、低）

9． 合202开关对主变充电（3-5分钟）

10． 合中低压侧开关

11． 请示调度改换主变中性点接地刀闸

12． 将#1主变110kV侧中性点由接地改为间隙接地

13． 将#2主变220kV侧中性点由接地改为间隙接地

14． 检查#2主变负荷（接带）

注：其它电压等级的各类倒闸操作原则基本与上述相应操作一致

在这次实训中，我充分认识到了知识的重要性，在工作中，知识应与实践相结合，充分发挥所学。在这次仿真模拟实训中，我犹如真正的在生产现场操控着每一个步骤，有一种身临其境的感觉。知道了在今后的生产操作中应该严格按照操作规程，严格遵守操作顺序，只有这样，才不会给生产带来不必要的损失，才可以保障工作人员的生命安全。