花庄变电站无敌资料

前言
本规程依据Q/GDW《监控中心（变电站）管理规范》附录A的要求，对花庄220kV变电站现场规程进行的规定/修订。

执行本标准即能达到上级的要求，执行中将会追踪上级的最新要求，组织对相关内容的适宜性和有效性进行评价，并随时修订本规程。

220kV花庄变电站于1999年8月投运，河北南部电网，地区电网（枢钮）变电站之一， 2007年12月3号主变设备增容，增加了3号主变单元设备。

本站设有220kV/110kV/10kV共三个电压等级，目前装有有载调压变压器120000/120000/60000kVA主变两台，有载调压变压器180000/120000/60000kVA主变一台，220kV出线3回，保花I线252、保花II线251和500kV保北变电站相联，花前线254和220kV前卫变电站相联；110kV出线8回，花遂线151向110kV遂城变电站供电，花大线152向110kV大册营变电站供电，花鲁I线156向鲁岗110kV变电站供电，花韩II、III线159、160向韩村110kV变电站供电，花七线158向七一路110kV变电站供电，花尹I、II线161、162向东尹庄110kV变电站供电；其中花遂线151、花鲁I线156为电源联络线。

10kV出线共10回，主要向贤台乡、天威英利公司及保定西北部周边地区供电；设10kV电力电容器12组，容量共86.4kkVAR.
本规程是依据上级有关规程、规定、设备说明书、图纸等资料，结合本站实际情况编写而成。

本规程（编写、修编）主要针对本站的实际情况，对于设备运行说明、巡视、倒闸操作、异常处理等的一般性规定按上级有关规程、规定执行，本规程中不再重复。

本规程在执行过程中发现问题应及时修改和充实。

和上级规程、规定不一致时，按上级规程、规定执行。

本规程自2009年12月15日（注：批准下发时间）起正式执行，原2008年7月颁本站现场规程同时作废。

本规程主要编写人：纪保国、李兵、、哈福申。

目录
1 总则 (07)
1.1调度范围的划分 (07)
1.2 设备的正常运行方式 (07)
2 范围 (08)
3 定义 (08)
3.1 倒闸操作 (08)
3.2 五防 (08)
3.3 双重调度设备 (08)
3.4 运行 (08)
3.5 备用 (08)
3.6 检修 (08)
3.7 电气一次设备 (08)
3.8 一次回路 (09)
3.9 电气二次设备 (09)
4 一次设备的运行 (09)
4.1 主变压器（1号、2号） (09)
4.2 3号主变压器（氮气灭火装置） (12)
5 高压开关 (13)
5.1 高压开关运行规定 (13)
5.2 高压开关的巡视 (19)
5.3 异常及处理 (19)
6 隔离开关 (20)
6.1 运行规定 (20)
6.2 运行监督 (20)
6.3 本站可用隔离开关进行以下操作 (20)
6.4 刀闸在投入运行前应做下列检查 (20)
6.5 隔离开关的操作注意事项 (20)
6.6 异常及事故处理 (20)
7 其它设备运行规定 (21)
7.1 并联电容器组的运行规定 (21)
7.2. 电压互感器 (21)
7.3 电容器、电抗器、互感器、高压刀闸、电力电缆等一次设备的运行巡视 (21)
8 高压设备的操作 (21)
8.1 高压设备操作的一般规定 (21)
8.2 开关的操作 (22)
8.3 母线操作 (22)
8.4 变压器的操作 (22)
9 直流系统 (23)
9.1 一般规定 (23)
9.2 直流回路运行方式 (23)
9.3 充电机的使用维护 (23)
9.4 直流系统运行方式 (23)
9.5 直流系统操作方法 (24)
9.6 直流接地处理 (24)
9.7 查找直流接地时的注意事项 (25)
9.8 直流接地处理原则 (25)
9.9 直流系统的异常处理 (25)
9.10 蓄电池日常巡视监察项目 (26)
10 低压回路 (26)
10.1 蓄电池日常巡视监察项目 (26)
11 继电保护及自动装置 (26)
11.1 一般运行规定 (26)
12 母线保护及失灵保护的运行规定 (27)
12.1 220kV 母差保护 (27)
12.2 110kV 母差保护 (36)
13 主变保护及测控 (37)
13.1 1号主变 (37)
13.2 RCS-987EH 保护介绍 (37)
13.3 运行规定 (44)
13.4 RCS-978 N 2装置控制 (44)
13.5 1号主变测控屏 (46)
13.6 电流试验端子 (47)
13.7 2号主变 (47)
13.8 3号主变 (49)
14 220kV 测控屏介绍 (51)
14.1 220kV 线路测控屏RCS-9705C 装置主要功能 (51)
14.2 RCS-9705C 主菜单 (53)
15 220kV 线路保护 (53)
15.1 220kV 线路保护配置概况..................................................................... 53 15.2 旁路保护配置 ................................................................................. 54 15.3 CSL-101B 型微机保护简介.................................................................. 54 15.4 LFP-931C 型微机保护简介.................................................................. 61 15.5 LFP-901B 型高压输电线路成套保护装置简介.......................................... 62 15.6断路器失灵及辅助保护装置LFP-923C 装置 .......................................... 67 15.7 SF-600简述SF —600收发信机装置说明及运行规定................................. 67 15.8 LFP--912收发信机装置说明及运行规定................................................ 67 16 110kV 线路保护及测控 (68)
16.1 装置简介.......................................................................................... 68 16.2 装置面板说明................................................................................. 68 16.3 管理板说明 (69)
16.4 管理板使用说明.............................................................................. 69 16.5 110kV 母联101、110kV 花尹I 、II 线161、162、花大线152线路保护 (72)
53
54
54
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67
67
68 68
68
69
69
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16.6 110kV 线路测控屏RCS-9705C 装置主要的功能 (74)
17 站变、10kV 线路、电容器、10kV 母差 (76)
17.1 10kV 线路530 - RCS-9611C 测控屏装置主要的功能 (76)
17.2 10kV 电容器保护装置RCS-9631C 保护配置 (77)
17.3 站变 B52 - RCS-9621C 测控屏装置主要的功能 (78)
17.4 10kV 母差保护RCS - 915AB 主要功能 (79)
18 故障录波器 (81)
18.1 GWL-12故障录波器运行规定 (81)
19 事故处理一般原则 (82)
19.1运行值班人员的主要任务 (82)
19.2运行值班人员应及时向调度报告下列情况 (82)
19.3变电站事故处理一般的一般顺序 (82)
19.4变电站运行值班人员遇有下列情况可先处理后报调度 (83)
20 微机五防系统 (83)
20.1 WYF 微机防误闭锁装置说明 (83)
20.2事故处理 (86)
20.3维护和保养 (86)
21 RCS-9000计算机监控系统 (87)
21.1 产品介绍 …………………………………………………………………………… 87 21.2 监控系统设备设置…………………………………………………………………… 87 21.3 各装置的主要功能…………………………………………………………………… 88 21.4 数据、信号的传输………………………………………………………………… 90 21.5 数据采集和处理…………………………………………………………………… 90 21.6 运行监视……………………………………………………………………………… 91 21.7 RCS-9000功能介绍………………………………………………………………… 91 22 10kV 备自投测控装置 ……………………………………………………………… 22.1备自投RCS-9651C 测控屏装置主要的功能………………………………………… 92 22.2 RCS-9651C 备自投装置压板功能说明……………………………………………… 92 23 CSS-100BE/FV 数字式安全稳定装置（低周、低压装置） ……………………… 93 23.1 装置使用……………………………………………………………………………… 93 23.2 保护压板功能说明…………………………………………………………………… 94 24 变电站远程图像监控系统管理……………………………………………………… 94 24.1术语和定义…………………………………………………………………………… 94 24.2职责要求……………………………………………………………………………… 94 24.3 维护管理规定……………………………………………………………………… 94 90
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24.4系统的运行使用 (95)
24.5 变电站远程图像监控系统巡视检查主要内容 (95)
24.6 巡视 (95)
24.7 本系统软件使用相关规定 (96)
25 电力电缆 (97)
附录1：一次设备主接线图 (97)
附录2：主要设备参数直流系统图 (98)
附录3：直流保险配置表 (99)
附录4：主要设备铭牌 (100)
附录5：保护压板一览表 (112)
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17.
18.
19.
20.
1总则
1.1调度范围的划分
1.1.1省调许可设备
1号、2号、3号主变及所有电容器组；保花I、II线
1.1.2地调调度的设备
1号、2号、3号主变高、中、低压开关，中低压侧刀闸，主变本体、相应保护及自动装置。

220kV：1号，2号，3号母线、220kV各出线开关、刀闸、CT、PT、BLQ、OY、201开关刀闸及相应保护及自动装置。

110kV：1号，2号，3号母线、110kV各出线开关、刀闸、CT、PT、BLQ、OY、101开关刀闸及相应保护及自动装置。

10kV：1号、2号、3号母线及10kV出线、接地变B01、B02、B03、K01、K02、K03开关、电容器、开关、刀闸、CT、PT、BL、相应保护及自动装置。

1.1.3自调设备（包括地调双重调度设备）
B51开关、B51-5刀闸、B53-5刀闸，B52开关、B52-5刀闸。

1.1.4 220kV花庄变电站、地调双重调度范围：B51、B52小车开关
1.1.5设备的投停应严格按照调度范围的调度命令执行。

运行设备发生异常和事故时，及时报告相应调度值班员，必要时上一级调度可以调度下一级调度范围内设备。

1.2 设备的正常运行方式
1.2.1 220kV部分
220kV为双母线带旁路运行方式，正常运行方式为：
1A号母线： 211、251开关、21A—7PT运行；
1B号母线： 213开关运行；
2号母线： 212、252开关、22—7PT运行；
母兼旁：201开关在合位、203-1A-1B刀闸在合位；
1.2.2 110kV部分
110kV为双母线带旁路运行方式，正常运行方式为：
1A号母线：111、151开关；
1B号母线：113、159、 161开关11B-7PT、；
2号母线：112、152、156、158、160、162开关、12—7PT；
母兼旁：101开关在合位，103-1A-1B在合位
1.2.3 10kV部分
1号母线、2号母线、3号母线分裂运行，501开关热备用，502开关热备用。

1号母线：511、521、B51、B01、51-7PT、522、523、524、525开关运行，C51、C52、C53、、C54开关热备用；
2号母线：512、B52、B02、K01、K02、526开关、52-7PT运行，C55、C56、C57、C58开关热备用；
501热备用、502热备用。

3母线：53-7PT运行、531、533、534、535、513、B03开关运行。

C59、C510、C511、C512开关热备用；
1.2.4 主变：1号主变运行，2号主变运行，3号主变运行。

211-9、111-9、212-9、112-9断位，113-9在合位（3号主变高压测中性点无刀闸，直接接地）
1.2.5 站变：1号站变带负荷运行，2号站变空载运行，采暖变带空调负荷运行
1.2.6 220kV花庄变电站、地调双重调度范围：B51、B52小车开关
1.2.7 设备的投停应严格按照调度范围的调度命令执行。

运行设备发生异常和事故时，及时报告相应调度值班员，必要时上一级调度可以调度下一级调度范围内设备。

2 范围
本规程规定了220kV花庄变电站现场运行中各级设备的正常运行方式、一、二次设备运行、交直流系统的运行、继电保护压板的投、停及改变运行方式的操作项目、顺序、注意事项和原理、信号的说明
本规程适用于220kV花庄变电站的现场运行和维护
3 定义
本规程采用下列定义：
3.1 倒闸操作
电气设备分为运行、备用、检修三种状态。

将设备由一种状态转变为另一种状态的过程叫倒闸，所进行的操作叫倒闸操作
3.2 五防
防止误拉，误合开关；防止带负荷误拉、误合刀闸；防止带电合接地刀闸；防止带接地线合闸；
防止误入带电间隔
3.3 双重调度设备
该设备由两个调度机构共同管辖，两调度机构的值班调度员均有权对该设备的倒闸操作行使调度指挥权。

但在改变该设备状态前后，双方值班调度员应相互通知对方
3.4 运行
表示开关、刀闸、保护等均在投入状态
3.5 备用
泛指设备处于完好状态，随时可以接受调度指令投入运行
3.6 检修
表示开关、刀闸在断开状态，回路中设有安全措施（挂有接地线、标示牌等）
3.7 电气一次设备
指直接生产、输送和分配电能的高压电气设备。

它包括发电机、变压器、开关、刀闸、母线、输电线路等
3.8 一次回路
由一次设备相互连接，构成发电、输电、配电或进行其它生产的电气回路
3.9 电气二次设备
指对一次设备的工作进行监测、控制、调节、保护以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需的低压电气设备
4.一次电气设备的运行
4.1 主变压器（1号、2号）
4.1.1正常运行的规定
4.1.21号、2号主变型号均为SFPSZ8-12000/220型，两台变压器并列运行，两台变压器的负荷率应相同
4.1.3 两台变压器均为强油风冷变压器，在相应的冷却条件下，可按铭牌规定的负荷运行，其上层油温不得超过85℃，温升不得超过55℃，当温度达到75℃时应发报警信号。

4.1.4正常情况下变压器不应过负荷运行，特殊情况下变压器过负荷运行应按《运规》和《调规》的有关规定执行。

过负荷期间运行人员应加强巡视检查，至少每半小时巡视一次，并详细记录主变的负荷、油温、油面的高度、环境温度，发现异常及时向调度报告。

4.1.5 冷却装置的运行规定
4.1.
5.1 主变压器为强油风冷变压器主变冷却系统有两段电源，互为备用。

当一段电源故障，另一组电源自动投入。

1号主变共有风扇10组，潜油泵6组，风扇、油泵可按手动、自动分别控制进行投停。

变压器正常运行时，将变压器风冷投入自动位置可允许带以下负荷：
运行方式冷却方式允许长期运行的负荷（kVA）
高—中 ONAN（风扇，油泵全停） 60000
高---低 ONAN（风扇，油泵全停） 50000
中---低 ONAN（风扇，油泵全停） 50000
高---中 ONAF（停泵，吹风） 96000
高---低 ONAF（停泵，吹风） 96000
中---低 ONAF（停泵，吹风） 96000
风扇，油泵全部运行时变压器可满负荷运行
4.1.
5.2 当变压器上层油温达到55℃，自动启动风扇，45℃返回，上层油温达到65℃，自动启动潜油泵；55℃返回，当变压器负荷超60%Ie时，自动启动风扇，负荷超80%Ie时，自动启动潜油泵。

4.1.6 有载调压装置的运行规定
4.1.6.1 利用有载调压装置调压时和电容器组的投切配合进行，并严格按照调度下发的电压曲线进行调整。

4.1.6.2 每进行一个分头变换操作记为一次，每台主变每天调压次数不得超过15次.
4.1.6.3 调压操作时必须在一个分接变换操作完成之后，方可进行第二个分接变换操作，间隔时间不得少于1min，严禁连调。

调压操作后值班人员应检查主变各侧三相电压、电流平衡，并应到现场检查实际位置是否对应，装置有无异常。

模拟图板上的分头位置要保持和实际位置相符。

4.1.6.4 两台变压器并列运行时，不得在单台变压器上连续进行两个分接变换操作，必须一台变压器的一个分接变换完成后，接着进行另一台变压器的分接变换操作，依次递增或递减。

4.1.6.5 正常调压应电动操作，当有载调压电动操作发生连动现象（等电位分头连动除外）时，应立即断开交流电源（按下紧急跳闸按钮），并检查分头位置，如分头指示位置停在过渡状态，应手动摇回（参照实际指示）正常分头位置不跨接两分头。

4.1.6.6 调压次数超过厂家规定次数时应上报检修。

4.1.6.7 当出现以下情况禁止进行调压操作：
4.1.6.8 变压器满载及过载期间。

4.1.6.9有载调压的轻瓦斯保护频繁出现信号时。

4.1.6.10 有载调压装置的油标中无油位时。

4.1.6.11调压装置发生异常时。

4.1.7变压器的正常巡视检查维护项目
4.1.7.1 声音正常，各部分温度正常，负荷正常，各指示仪表指示正确。

4.1.7.2 油色、油位正常且各部分无渗漏现象。

4.1.7.3 瓦斯继电器内应充满油。

4.1.7.4 压力释放阀无喷油渗漏油现象。

4.1.7.5 呼吸器内的干燥剂不变色。

4.1.7.6 各侧引线接头良好，无放电打火现象。

4.1.7.7 套管无破损裂纹、无放电现象，表面应保持清洁。

4.1.7.8 冷却系统运行正常，风扇电机运转良好，流速继电器指示正确。

4.1.7.9 中性点接地刀闸的投入方式正确。

4.1.7.10汛期应检查变压器事故油池内无积水，雨中、前、后应检查低压侧刀闸室和串抗室房屋渗漏雨情况。

4.1.7.11主变压器风冷切换参照“省公司反措汇编”要求执行。

4.1.8 变压器的特巡检查项目
4.1.8.1 小雪或大雾时，检查套管有无打火放电现象。

4.1.8.2 雷雨后检查套管有无放电闪络痕迹,避雷器是否动作。

4.1.8.3 大雪后检查有无融雪、冰柱现象。

4.1.8.4 大风前后检查变压器顶部、周围有无杂物。

大风时，检查引线有无剧烈摆动或松动。

4.1.8.5 变压器过负荷时应加强监视，密切监视负荷变化、接头发热情况和温度变化。

4.1.8.6 穿越性故障或系统冲击时，重点检查变压器的外部情况及引线有无烧伤痕迹，套管有无闪络，声音是否正常。

4.1.8.7 地震期间加强检查。

4.1.8.8 大修后的变压器投运后，在四小时内，每小时检查一次，以后按正常情况检查。

4.1.9 变压器检修规定
4.1.9.1 变压器某一侧开关检修时，应断开相应的控制保险和保护跳该开关的压板。

4.1.9.2 变压器高、中压侧检修代路时，须将主变保护跳被代路开关压板切至旁路。

4.1.9.3 变压器检修应先将高、中压侧中性点接地刀闸合入，然后按从低压到高压的顺序拉开主变三侧开关、刀闸，断开有载调压电源、冷却器电源、控制电源及信号电源。

4.1.9.4 运行中的变压器记性加油、滤油、换硅胶、冷却器、潜油泵、呼吸器及油路检修等应先将重瓦斯保护改投信号位置，工作完毕无异常后，方可将重瓦斯保护重新投入跳闸位置。

4.1.10变压器的异常及处理
4.1.10.1变压器有下列情况之一者应立即停运。

4.1.10.1.1 变压器声响明显增大，内部有爆裂声。

4.1.10.1.2严重漏油或喷油使油面下降到低于油位计的指示限度；
4.1.10.1.3套管有严重的破损和放电现象；
4.1.10.1.4变压器冒烟着火。

4.1.10.1.5负荷、冷却器正常，变压器出现不正常高温，且温度不断升高。

4.1.10.1.6有载调压后，轻瓦斯动作，同时内部有打火放电声。

4.1.10.1.7当发生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒动时。

4.1.10.1.8当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时。

4.1.11 变压器停运后应严密监视另一台变压器负荷，加强巡视。

4.1.11.1变压器油温升高超过规定时，值班员应按以下步骤检查处理：
4.1.11.2检查变压器的负载和冷却介质的温度和在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对并核对温度测量装置；
4.1.11.3检查变压器冷却装置情况。

4.1.11.4若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理，则值班人员应向调度员申请调整变压器的负荷。

4.1.11.5变压器中的油温因低温凝滞时，应检查加热器回路，同时监视顶层油温，逐步增加负载。

4.1.11.6当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。

补油时应遵守规程规定，禁止从变压器下部补油。

4.1.11.7变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位至和当时油温相对应的高度，以免溢油。

4.1.11.8变压器着火后应立即将各方面电源断开，用干式灭火器或1211灭火器灭火，如果油着火也可用沙子灭火。

4.1.11.9变压器差动保护、瓦斯保护跳闸后按《变电运行规程》执行
4.1.11.10主变保护电源故障应立即向调度报告，退出故障保护的跳闸压板，迅速检查处理。

保护电源恢复后应检查各保护无异常，并测量保护出口压板两端无压后投入。

4.1.11.11当冷却系统失去全部电源时应作如下处理：
4.1.11.12 迅速查找故障原因并排除，排除不了的向工区报紧急缺陷。

4.1.11.13 检查主变是否过负荷，必要时向地调报告申请减负荷。

4.1.11.14 风冷全停后，温度达到80℃，20min跳三侧，如上层油温未达到75℃允许达到75℃，但最长不得超过1小时。

风冷全停压板不投。

4.1.11.15加强主变的监视随时向调度报告负荷、温度的变化，并做好各项准备工作，以便采取紧急措施。

4.2 3号主变压器
4.2.1设备情况
3号主变型号为SFSZ10-180000/220，主变为有载调压，分头共17个，风扇14组，装有氮气灭火系统。

4.2.2变压器的运行
4.2.2.1值班人员应经常监视变压器仪表的指示，及时掌握变压器的运行情况。

变压器一般不允许过负荷运行。

运行中的变压器过负荷时，值班人员应立即检查变压器的各侧电流是否超过规定值，并应将变压器过负荷数值报告当值调度员然后检查变压器的油位、油温是否正常，同时检查风扇、油泵全部投入运行，对过负荷数值及时间按调规中规定的掌握，并每半小时巡视检查一次。

4.2.2.2主变各侧额定电流：高压侧H：451.8A，中压侧M：858.9A，低压侧L：3149.2A。

变压器大修后和新投入的变压器在投入运行的四小时内，每小时应检查一次，以后按正常情况检查。

4.2.2.3投、停变压器时，应先将中性点（包括110kV和220kV,其中3号主变中性点高压侧直接接地，中压侧113-9接地运行)接地，然后再投、停变压器，如该变压器在正常运行时，中性点不要求接地，则在投运后，必须立即将中性点拉开。

4.2.2.4本站主变压器上层油温不得超过80℃，超过80℃时发“温度过高”信号，提醒值班员，应对主变压器冷却器系统及变压器负荷进行全面检查。

并向有关调度汇报听候调度处理。

本站3号主变设置绕组温度表，绕组温度90℃，启动第一组风扇；延时30s后启动第二组风扇。

4.2.3冷却系统
4.2.3.1关于主变压器风冷控制系统运行规定
4.2.3.2本站变压器采用片式散热器。

两路独立风冷电源，可任选一路作为工作电源，而另一路作为备用电源，当工作电源出现故障时，另一路备用电源自动投入。

变压器风冷控制箱内的“风冷控制手把”设有两个位置：“自动”位置和“手动”位置。

在“自动”位置时，风扇、油泵是按变压器的负荷电流和上层油温启动的。

正常情况下应投在“自动位置。

位置分类方式起动数值停止数值
自动上层油温起动风扇65℃55℃高压侧
负荷电流
起动风扇
满负荷的63%（284.6A）
手动风扇全部起动
注：1）变压器风扇分两组分步（间隔30s）投入运行。

序号故障信息（监控）信号灯原因
1 起动电源监视绿起动回路有短路或故障时，断开，灯灭
2 控制电源监视绿控制回路故障时，断开，灯灭
3 起动加热故障红加热回路故障时，断开，灯亮
4 风扇电机故障红某一风扇回路发生断相或过载，灯亮
5 I电源故障红I段工作电源故障，灯亮
6 II电源故障红II段工作电源故障，灯亮
4.2.3.4变压器风冷控制箱内装有自动加热去湿装置，当箱内温度高于规定值或箱内湿度稍低于规定值时，加热电阻EH1和EH2停止、加热。

在日常运行中，应投入运行并经常检查风冷箱内的“加热去湿器”是否良好，如不热，应检查加热回路。

变压器的冷却器全停时，发告警信号，检查后根据调度命令执行
注：当上层油温大于80℃时，20分钟跳三侧，不投跳闸。

当上层油温小于80℃时，60分钟跳三侧，不投跳闸。

冷却器电源，按照设备定期轮换和试验制度进行定期切换。

风冷箱内把手（全停试验）打至“工作”位置时，主变停电后，风冷能自动退出运行，主变投入后，风冷自动投入运行；把手打至“试验”位置时，退出风冷电源；
4.2.4变压器的投运和停运
在变压器投运前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。

并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置、各阀门开闭是否正确，各种远动信号是否正确。

变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰被堵。

变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负荷侧，后停电源侧。

5 高压开关
5.1 高压开关运行规定
5.1.1高压开关一般规定
5.1.1.1断路器的分、合闸指示器应易于观察（面向道路）且指示正确。

5.1.1.2每台断路器应有调度编号和名称。

5.1.1.3断路器外露的带电部分应有明显的相位漆。

5.1.1.4SF6断路器应附有压力温度关系曲线。

5.1.1.5电气闭锁、机械闭锁应完整可靠。

5.1.1.6开关机构箱、端子箱内的出超装置应长期投入运行。

5.1.2操作机构的要求
5.1.2.1机构检修后，解除防失压慢分装置时应取得检修人员同意，作好防慢分实验，防止解除过程中开关慢分造成事故。

5.1.2.2机构箱应具有防尘、防潮、防小动物进入及通风措施，机构内应有加热装置和恒温控制措施。

5.1.2.3 气动机构的机构箱加热器0℃启动，10℃返回。

5.1.3 LW15-220型SF6断路器运行维护注意事项（251、252、212、201开关）
5.1.3.1 西安高压开关厂生产的LW15-220型SF6断路器，配用CQ6-1（AM25-1）型气动（压缩空气）机构。

该开关没有外设汇控柜，只在B相开关机构箱内装有一台压缩空气机构并通过该空气机构向开关A、B、C三相操作机构提供压缩空气，作为开关的操作能源。

分闸操作依靠压力为1.5MPa的压缩空气进行，合闸操作依靠合闸弹簧在分闸过程中贮存的能量进行。

5.1.3.2 开关的控制回路的就地接线装配在211A相开关机构箱内。

在A相机构箱内还装设有开关的控制方式（圆形花楞）手把和开关的就地操作手把。

开关的控制方式手把有“就地”和“远方”两个位置，在正常运行时必须将该方式手把置于“远方”位置。

此时，就地操作手把将不能对开关实施分、合闸操作。

5.1.3.3 正常运行时，对211开关的分\合闸必须依据调度命令在主控制室内通过211开关控制手把进行操作。

5.1.3.4 在特殊情况下，非进行就地分合闸操作不可，应将开关的控制方式手把由“远方”位置打到“就地”位置。

出现下列情况之一者不允许进行就地操作：
A 断路器的压缩空气压力值不足1.25MPa；
B 断路器的SF6气体压力值不足0.55MPa；
C 断路器任一相操作机构故障。

5.1.3.5 开关检修后，运行人员验收设备时，要特别注意检查“合闸闭锁销”、“分闸闭锁销”是否已撤出。

闭锁销未撤出之前，不得进行开关的分、合闸操作。

“合闸闭锁销”、“分闸闭锁销”存放在每相开关机构箱的底部。

5.1.3.6每一相开关机构箱内（人面对机构箱门时）的左下角处，均装设有竖直放置的圆柱形的测
温器。

运行人员在进行开关机构检查清扫时，注意不要用力碰触测温器。

以免造成测温不准。

5.1.3.7开关A相机构箱内装设有SF6气体压力表和压缩空气压力表，B、C相开关机构箱内只装设有SF6气体压力表。

巡视检查时应注意监视表计指示是否正常。

5.1.3.8SF6气体压力规定（20℃）：
序号项目单位压力
1 额定气体压力MPa 0.6
2 补气报警压力MPa 0.55±0.03
3 断路器闭锁压力MPa 0.5±0.03
序号项目单位压力
1 额定操作空气压力MPa 1.5
2 最高操作空气压力MPa 1.65
3 压缩机启动压力MPa 1.45
4 压缩机停止压力MPa 1.55
5 断路器闭锁操作空气压力MPa 1.2
6 断路器解除闭锁空气压力MPa 1.3
7 最低分闸空气压力MPa 1.1
8 重合闸闭锁空气压力MPa 1.43
9 安全阀动作压力MPa 1.8
5.1.4 SB6-245型SF6断路器运行维护注意事项：（1号主变211开关）
5.1.4.1 211开关本体分三部分：上部分为灭弧部分；中间部分为绝缘瓷套；下部分为全封闭气动机构。

5.1.4.2 211开关本体最下端设有压力监视表：左起红区：闭锁区（具体分或和闭锁问保护班）；黄区：压力低报警区域；绿区：压力正常值，（注：各区的判别应和相应的环境温度配合）。

SF6气体压力正常值为0.7Mpa，电机停、启泵的动作值为0.7Mpa，0.65Mpa为合闸闭锁值，0.63Mpa为分闸闭锁值。

5.1.4.3 211断路器的分合闸位置指示器：绿为分位，红为合位。

5.1.4.4 211开关开关机构箱：
5.1.4.4.1箱下部有4个电源开关，左三个电源开关是电机电源A-B-C三相开关，最右边的是电热驱潮电源开关。

（温度低于10度时启动）；右上部是三个电容：启动电机用电容。

5.1.4.4.2箱内设有三个按钮：左端（带钥匙）：R（远控）、L（近控）；中间把手：CLOSE（就地合闸）、TRIP（就地跳闸）；（用于就地操作断路器）右端红色按钮和中间把手作用相同。

LW30-252型SF6断路器运行维护注意事项：山东泰开高压开关有限公司（3号主变213开关）
5.1.4.5 213断路器为瓷柱式户外高压SF6形式，配有专用CT弹簧操作机构，适用于252kV输变电。