变电站仿真实训参考资料概要.docx
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变电站仿真实训参考资料概要
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。
1.2SW6-220（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。
2SF6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。
510kV电磁机构、CY3型液压机构及弹簧机构的巡视检查:
5.110kV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。
5.210kV开关操作机构盖子紧固,无松动现象。
5.3CY3液压机构箱门开启灵活,关闭紧密。
5.4CY3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。
310kV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。
11220kV、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。
13.510kV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。
16.1.510kV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。
16.2SF6断路器操作的一般要求:
16.2.1SF6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。
16.3.2CY3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.
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