倒闸操作培训讲义.ppt

倒闸操作培训 变电运行分公司 李荣军 倒闸操作培训要点 1.倒闸操作的管理规定 2.变电倒闸操作票的填写规定 3.倒闸操作票的执行程序 4.倒闸操作的危险点分析 5.倒闸操作票举例 6.操作票系统的应用规定 1.倒闸操作的管理规定 1.1倒闸操作票的重要性 安全保证(人身、电网及设备）- -生命票 必须掌握的最基本的技能 1.2倒闸操作票执行标准 2006年3月1日 正式颁布 江西省电力公司电气两票管理规 定（试行） 1.3倒闸操作的学习方法 科学有效的学习方法 建立整体框架 研读技术规范标准 掌握二次压板作用 默背一次系统图 分解模块 现场填票 思考总结 针对性复习 拓展思路 理论性思路分析 事故预想 学员培训 1.4倒闸操作的管理规定 1.4.1倒闸操作的基本概念 当电气设备由一种状态转到另一种状态或 改变电力系统的运行方式时,需要进行 一系列的操作； 变电四种状态 运行状态:刀闸和开关合上位置 热备用状态:刀闸合上,开关断开 冷备用状态:刀闸和开关均断开 检修状态:刀闸和开关断开,可能来电端 装设安措 q特殊情况:(手车柜) 1.4.2倒闸操作的分类 监护操作:由二人进行同一项操作; 操作人,监护人, 单人操作:由一人完成的操作; 操作人 检修人员操作:由检修人员完成的操作; 220KV及以下电气设备热备用转检修, 或检修转热备用; 运行状态:刀闸和开关合上位置 热备用状态:刀闸合上,开关断开 冷备用状态:刀闸和开关均断开 检修状态:刀闸和开关断开,可能来电端 装设安措 q特殊情况:(手车柜) 电力设备的分类 一次设备 直接参加发、输、配系 统使用的电气设备 如变压器、电力电缆、 输电线、断路器、隔离 开关、电流互感器、电 压互感器、避雷器等 二次设备 对一次设备的工况监测 、控制、调节、保护， 为运行人员提供运行工 况或生产指挥信号设备 如测量仪表、继电器、 控制及信号器具、自动 装置等 1.4.3 倒闸操作的基本规定 1.4.3.1一次设备 停电拉闸操作必须按照“开关-负荷侧刀闸-电源侧 刀闸” 的顺序依次进行，送电合闸操作顺序与上述顺 序相反。 电容器组退出后，至少间隔五分钟后方可再次投入。母 线停电时，应先停该母线上的电容器组。 110kV及以上主变停、送电前，必须合上中性点接地刀 闸； 主变停电操作时，应“先断开负荷侧开关，后断开电 源侧开关”，送电操作顺序与上述顺序相反。 对主变充电时，一般应从高压侧进行充电，如需从中压 侧充电，应经核算验证并经主管生产总工程师或副总经 理同意后，方可进行。主变充电时，充电侧保护应齐全 、可靠并有后备保护。 站用变、电压互感器停电，应先断开二次侧，再断开一 次侧；送电操作顺序与上述顺序相反。 严禁将消弧线圈同时接入两台主变的中性点上，进行消 弧线圈操作切换时，必须先退后投。消弧线圈投切必须 在系统正常时（无接地故障）进行。 倒母线操作前，必须检查相应母联开关、刀闸在合闸位 置，如母差保护有投入“无选择”功能，则应将母差保 护跳闸改为“无选择”方式，并退出母联开关的操作电 源（等电位操作）。 220kV、110kV母线电磁式（感性）电压互感器的投、退 ，必须在母线带电的情况下进行操作，以避免产生谐振 过电压。 进行现场设备操作前后，必须认真检查相关设备的位置 （包括二次开关量的位置），保证操作及设备位置的正 确性。 在进行倒负荷或解、并列操作前后，应检查相关电源运 行及负荷分配情况。 1.4.3.2二次设备 o投入已运行设备保护或其他保护联跳运行设备出口压板 时，在压板投入前，应经过检测和观察信号灯的方法确 认保护装置无问题后，方可投入。 o 当开关由冷备用状态（或检修状态）转运行（或热备 用状态）时，必须将投入保护的具体步骤写入操作票内 ，不允许使用“检查XX设备的保护确已按要求投入”。 o投、退保护压板，必须将保护名称及压板编号都写明（ 有多屏保护的还必须写明屏名），投、退微机保护及自 动装置压板，应按现场运行规程规定进行确认。 o用旁路开关代路前，必须检查旁路开关的保护定值确已 改为被代XX开关保护定值（微机保护除检查定值区正确 外，还应打印一份定值清单，并核对无误方可）。 o主变或单侧开关由运行改冷备用时，该主变相应跳分段 、母联、外桥等开关压板应按现场运行规程中规定进行 投退；220kV线路开关由运行改备用时，应退出启动失 灵压板；高压开关转检修时，应退出母差跳该开关出口 压板； o母差保护投入前，应检测回路不平衡电流不得超过规定 值。 o 线路送电前后，重合闸投退方式按照调度指令执行。 2.变电倒闸操作票的填写规定 2.1用词规定 2.1.1设备简称的用词规定 v变压器：主变,站变 v断路器：“开关”、“母联开关”、“旁路开关”、 “母联兼旁母开关”、“旁母兼母联开关”、“分段 开关”、“主变XXXkV侧开关”等。 v隔离开关：刀闸 v母线：有“母” “母”、“旁母”、“段母线 ”、“段母线”等。要求加等级，以便区分 v熔断器：“保险”。有“控制保险”、“信号保险” 、“合闸保险”、“储能保险”、“站变高压保险” 、“电压互感器高压保险”、“电压互感器二次保险 ”等。 v线路：XXXkVXX线路 v小车：开关小车、电压互感器小车、刀闸小车、站变 保险小车等。 2.1.2 操作术语及动词的用词规定 v开关、线路、母线、变压器：转运行状态、转热备用状态 、转冷备用状态、转检修状态；转开关检修状态、转线路 检修状态。 v开关(包括二次空气开关) ：合上、断开 v刀闸：推上、拉开 v保险(包括高压保险)：装上、取下 v继电保护及自动装置：投入、退出。 v小车：推进、拉出，确已推至工作位置，确已推（拉）至 试验位置、确已拉至检修位置 v接地线、绝缘隔板、绝缘罩：装设、拆除。 2.1.3 设备运行方式改变的用词规定 q单一单元的操作：由XX状态转为XX状态如： 110kV妙庐线113开关由I母运行转检修，指开关转检修 。 110kV妙庐线由I母运行转检修，指线路转检修。 110kV妙庐线113开关及妙庐线由I母运行转检修，指开 关及线路同时转检修。 110kV妙庐线113开关电流互感器由运行转检修，指电流 互感器转检修。 特殊情况下，部分元件无法采用状态描述的，应尽可能 在操作任务中描述清楚，必要时在备注栏中予以补充。 q 单元间的倒换的操作 母线间的倒换，如：110kV由、母并列（或分列） 运行倒I母运行，母转冷备用。 旁路代线路的倒换，如：220kV旁路241开关经母代浔 妙线213开关运行，213开关转检修。 2.1.4 检查项目的用词规定 检查开关位置： 检查XX（设备名称，如#1主变、妙庐线，下同）XXX开关三相确 已合上(确已断开)。 检查刀闸位置： 检查XX（设备名称）XXX刀闸确已推到位（确已拉开）； 检查主变负荷分配（#1 、#2 ）。 检查XX（设备名称）表计指示正常。 检查安措 检查设备XXX（明确位置）#XX接地线已拆除 （如“检查#1主变220kV侧高压套管桩头#10接地线确已拆除”） 。 检查XX线XXXXX接地刀闸已拉开。 检查XXXkVI（II）母三相电压指示正常。 2.1.5 验电、装、拆安全措施的用词规定 验电： 直接验电:在设备XXX处（明确位置）三相验明确无电压， 间接验电:如为设备无法直接验电，使用二元变化判断； “检查XX（线路或主变）XXXX刀闸出线高压带电显示器三 相显示确无电压”， 检查XXX线XXXX刀闸机械位置指示确在分闸位置 检查XXX（设备名称）仪表（电流、电压、功率）指示为 零； 装设接地线：在设备XXX处（明确位置）装设#XX接地线。 拆除接地线：拆除设备XXX处（明确位置）#XX接地线。 装设绝缘罩或绝缘隔板 在XX（设备）XXXX刀闸三相动触头上装设#XX绝缘罩。 在XX（设备）XXXX刀闸动静触头间装设#XX绝缘隔板。 拆除绝缘罩或绝缘隔板 拆除XX（设备）XXXX刀闸三相动触头上#XX绝缘罩。 拆除XX（设备）XXXX刀闸动静触头间#XX绝缘隔板。 2.1.6 检查主变档位 主变并列运行前应检查各自档位符合并列运行条件 以P111第4.6.12条为标准填写）单台主变送电可不检查； 书写标准：检查#1主变在*档与#2主变在*档，符合并列 条件 2.2 操作票的具体填写 2.2.1基本要求 v 操作票由操作人填写，填写时必须根据模拟图或结线图核对操作项目和顺序 的正确性。如上值接受的操作指令，由于各种原因延续到下一值接班后操作 ，交班人员填写的操作票接班人员需使用时，接班人员应重新审核或填写新 的操作票；并对其正确性负全责（使用交班人员填写的操作票操作时，操作 人、监护人、值班负责人应在备注栏内分别签名）。倒闸操作中途不得进行 交接班。新设备启动送电时，操作票由运行人员根据现场运行规程 v操作票应用钢笔或圆珠笔，按照统一的用词规定填写，票 面应整洁、清楚、不得任意涂改。 操作票中有个别错、漏 字需修改时，应保证字迹清楚。操作票修改每页最多不超 过3个字，但以下项目不得涂改。 （1）设备名称、编号。 （2）有关参数和时间。 （3）接地线、绝缘罩、绝缘隔板编号。 （4）操作动词。（合上、断开；推上、拉开；装设、拆除 ；投入、退出；装上、取下；推进、拉出等） v操作票上凡涉及时间部分，年份使用四位数，月、日、时 、分使用两位数填写。 v手写操作票应装订成册并连续编号，页码编于每页空白操 作票的页脚中部，按照页码顺序使用，不得缺页、跳页、 重号。使用计算机开出的操作票应与手写票格式一致，自 动记录并生成流水号，页码编号为XXXXXX六位数的自然数 。操作前，必须对操作票按操作开始时间即时进行编号， 按单位(站名)、年度、月份、序号依次编号，写于每份操 作票第一页的右上角，如东风变200503005，即表示东风变 电站2005年3月份第5份倒闸操作票。 2.2.2 填写规范 2.2.2.1发、受令栏的填写： 操作人应将发令人、受令人姓名及发令时间填入本栏。 发令时间为调度员下达正式操作指令时间。 2.2.2.2 操作开始时间、终了时间栏 操作开始时间、终了时间填在每份操作票的首页。 操作开始时间：指模拟操作结束后开始进行设备操作的时 间。 终了时间：指全部操作完毕，操作人、监护人共同复核无 误后的时间。 注：汇报调度时间与操作票终了时间一致，因为未汇报调度，该 项操作任务未结束。 2.2.2.3倒闸操作分类栏 操作人应将操作的类型在本栏打“” 2.2.2.4 操作任务栏 v明确所操作的设备由何种状态转为何种状态，用设备的双重 编号规范填写，对母线、开关、刀闸、电压互感器，避雷器 等设备还应注明电压等级和所属设备，如：110kV母电压互 感器。 v每份操作票只能填写一个操作任务。 将一种运行方式改变到另一种运行方式。 如：220kV由母运行倒为母运行；母转冷备用。 220kV由双母并列运行倒为I母运行；II母转冷备用。 110kV母线由运行转检修。 将一台设备(线路)由一种状态改变到另一种状态。 如：220kVXX线211开关由母运行转检修。 220kVXX线211开关由检修转母运行。 #2主变由并列运行转冷备用。 #2主变由冷备用转与#1主变并列运行。 10kV I段母线电压互感器由运行转检修。 #1站变由运行转冷备用。 一系列相互关联，并按一定顺序进行的操作。 如：220kV旁路241开关由冷备用转为代XX线XXX开关运行， 220kVXX线XXX开关转检修或220kVXX线XXX开关由检修转I母运 行，旁路241开关退出代路转冷备用。 开关本身检修、开关所在线路转检修及同时检修。 开关本身检修可写为：XXXkVXX线XXX开关由*母运行转检修； 开关所在线路转检修可写为：XXXkVXX线由*母运行转检修； 开关与线路同时检修可写为：XXXkVXX线及XXX开关由*母运行转 检修 设备检修需要停母线的操作 如：“110kVXX线1111刀闸由运行转检修。”同时在操作票第一 页的备注栏中写明：“110kV母线及110kVXX线间隔均转检修 。” 设备检修需要停旁母的操作， 如：“110kVXX线1114刀闸由运行转检修。”同时在操作票第一 页的备注栏中写明：“110kV旁母及110kVXX线线路均转检修 。” 2.2.2.7 操作项目栏 v模拟操作作为一项操作填在第一栏，如整份票中只有二次设 备的操作，可不填写“模拟操作”项。 v填写操作设备的双重编号（电压等级、设备名称和运行编号 ）。 v开关的分、合时间、保护及自动装置压板的投退时间、接地 线（接地刀闸）装拆时间。 v操作任务中要求断开的开关、刀闸在操作前已断开的只需填 写检查项目， 如：检查XXXkVXX线XXX开关确在分闸位置； 检查XXXkVXX线XXX刀闸确在拉开位置； v对同一类型保护的多块压板的投退检查可列为一项，如：检 查XX线距离保护I、II、III段压板1LP、2LP、3LP确已投入。 v母线、旁母受电前的检查，相关接地刀闸应逐一列出、临时 接地线可列为综合检查项目（如：检查110kV母线上确无临时 接地线）。归纳为:检查送电范围内确无安全措施 1.在一个操作任务中，需同时停送多回相关线路，综合填用 一份操作票时，可先逐一断开开关，再分别拉刀闸，但在拉 刀闸前必须分别检查现场开关位置。 2.操作项目续页时，在下页的操作任务栏注明“接上页”。 3.操作项目应按操作顺序进行，无漏项、并项、顺序无颠倒 （操作项目包括检查项目） 4.必须按顺序操作，操作完一项检查无误后打“”，严禁 跳项打“”。 但操作过程中因个别继电保护出现故障，不影响运行但该保 护调度明确不投时，可在该项后盖“未执行”印章，并在备 注栏中说明原因。 5.2.2.2.8 备注栏 6.填写需要对操作任务进行补充说明或其他需补充说明的事项 ，通常简明填写操作意图。 2.2.2.9 签名栏 v每份操作票的签名只填写在最后一页上。 v操作人、监护人在模拟图上核对无误后分别签名，然后 交值班负责人审核，无误后签名，三者均签名后才能执 行。 v操作票严禁代签名。 2.2.2.10 盖章 操作人填写完操作票经审核无误后，在操作票最后一项 左下方顶格盖“以下空白”章。 已执行的操作票，在最后一项右下方顶末项盖“已执行 ”章。 某页作废时，在该页操作任务栏左侧盖“作废”章，其 它页保持有效。 全部项目均未执行的，在该份操作票各页操作任务栏左 侧盖“作废”章，并在该份操作票首页备注栏中说明原 因; 3.倒闸操作标票的执行程序 3.1 预受令 v接调度员预发指令。双方互报姓名(要求在工作联系中， 接话人主动报单位、姓名)，受令者复诵并记录，以便提 前准备填写好操作票。 v受令人应为当值正值及以上值班员，副值及学员不得单 独接受调度指令。 v发令人应简要说明操作目的，受令人对操作任务涉及的 继电保护及自动装置投退方式，有不明确的可以向发令 人询问清楚，以便正确准备操作票。 3.2 填写操作票 接令后，值班负责人应指定本次操作的操作人和监护人 ，用规范的术语向操作人下达操作任务(双重编号)，并 说明操作项目、程序、注意事项等内容，操作人复诵无 误后，由操作人填写操作票；操作人审核无误后，在操 作票最后一项的左下方顶格盖“以下空白”章并签名， 然后交监护人审核。 3.3 审核操作票 监护人到模拟屏（或微机防误装置、微机监控装置）前再 次核对操作票的正确性，无误后在监护人栏签名，向值 班负责人汇报。值班负责人向调度员汇报操作票填写完 毕，等候操作指令。 3.4 接受操作指令 调度员与值班负责人互报姓名后，用规范术语下达正式 操作指令，值班负责人复诵（双重编号)无误并记录指令 ，再向操作人、监护人下达操作指令，并交待操作时应 注意事项。发布预令及正式操作指令双方均应做好录音 ； 3.5 模拟预演 操作人、监护人持操作票到模拟屏（或微机防误装置、微 机监控装置）前逐项预演，确认操作无误，不会发生一 次设备误操作事故。预演结束，记录操作开始时间，准 备操作。 3.6 操作前准备 准备必要的安全工具、操作工具、闭锁钥匙。必须检查 所用安全工具合格。钥匙由监护人掌管，安全工具、操 作工具由操作人携带，然后去现场。 3.7 现场操作 v去操作现场途中，操作人在前，监护人紧跟其后进行监护， 行走路线必须走巡视道，操作人所携带的安全用具(验电笔、 绝缘棒)行走时高度不能过肩。 v监护人应告知操作人下一个操作任务，操作人应清楚。到应 操作设备前，面向设备站立，监护人站于操作人的左（或右 ）后侧，共同核对设备的名称、编号和设备的实际位置无误 后，才能开始操作。 v监护人高声唱票操作人目视手指设备复诵监护人发 令“对，执行”，将钥匙交操作人操作人开锁操作。 操作必须按照操作票项目逐项进行，每操作、检查完一项立 即在操作票上打“”。 v电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无 法看到实际位置时，可以通过设备机械位置指示、电气 指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化，且至少应有 两个及两个以上指示已同时发生对应变化，才能确认该 设备已操作到位。断路器、隔离开关的位置检查，必须 检查三相位置。 v设备带电或失电前(即断开开关前)均应向调度员汇报。 v开关的分合时间、保护及自动装置压板的投退时间、接 地刀闸拉合或临时接地线装拆时间均应记录。 3.7 挂标示牌、汇报 操作结束后，再次逐项检查防止漏项。挂相应的标示牌，记 录结束时间，向调度员汇报,许可工作票工作。 4.倒闸操作的危险点分析 4.1解锁规定 依据:省公司防误管理规定,2007年6月1日 正常情况严禁解锁; 异常解锁程序: 防误专责现场核实-分管领导-防误专责签字报调度-站长到 场 紧急解锁程序: 条件:人身,电网，和设备安全 值班负责人报调度记录 .2防止电气误操作的五项重点要求(五防功能) 防止误分、误合断路器 防止带负荷拉、合隔离开关或手车触头； 防止带电挂(合)接地线(接地刀闸)； 防止带接地线(接地刀闸)合断路器（隔离开关）； 防止误入带电间隔； 4.3危险点分析 无调度指令或调度指令错误，造成误操作； 无操作票或操作票错误，造成误操作； 一次系统图与现场设备和运行方式不一致，造成误操作； 解锁钥匙管理不规范，造成误操作； .3.1 一次设备误操作 倒闸操作没有按照顺序逐项操作,未进行“三核对”或现场 设备没有明显标志；（名称，编号，位置） 操作任务不明确、调度术语不标准、联系过程不规范，造 成误操作； 设备检修、验收或试验过程中，误分合刀闸或接地刀闸； 操作时走错间隔，造成误分、合开关，误带电挂接地线； 验电器选择使用不当，造成误操作； 装设接地线未按程序进行，造成带电挂接地线； .3.2 二次设备误操作 切换保护压板未考虑保护和自动装置联跳回路影响，造 成误操作； 交直流电压小开关误投、误退，造成误操作； 电流互感器二次端子接线与一次设备方式不对应，造成 误操作； 定值切换未按要求进行或定值整定错误，造成误操作； 两个系统并列操作时，未同期合闸，造成误操作； 5.倒闸操作票举例 5.1 线路停送电操作 5.1.1 110kV系统 5.1.1.1停电操作 v 停电操作必须先断开开关,再拉开线路侧刀闸,最后拉开 母线侧刀闸, 拉开刀闸之前应先检查开关的位置,严防带 负荷拉刀闸;。 v 间隔刀闸远方操作后，经现场实际核实操作到位后，断 开刀闸远方操作电源空气开关； 操作任务：110KV洪城线111开关由I母运行转检修 v1 模拟操作 v2 断开110kV洪城线111开关 时分 v3 检查110kV洪城线111开关确已断开 v4 拉开110kV洪城线1133刀闸 v5 检查110kV洪城线1113刀闸确已拉开 v6 拉开110kV洪城线1111刀闸 v 7检查110kV洪城线1111刀闸确已拉开 8 在110kV洪城线111开关与1111刀闸之间三相验明确无电压 9 推上110kV洪城线11110接地刀闸 时分 10 检查110kV洪城线11110接地刀闸确已推到位 11 在110kV洪城线111开关与1113刀闸之间三相验明确无电压 12 推上110kV洪城线11120接地刀闸 时分 13 检查110kV洪城线11120接地刀闸确已推到位 14 断开110kV洪城线111开关控制电源空气开关 时分 15 检查110kV洪城线111开关控制电源空气开关确已断开 注: 若为GIS 设备,区别在于验电方式,采用二元判断法,例将第11步改 为检查监控后台机110kV洪城线功率、电流指示为零 ； 线路停电-断线路电压互感器二次空开； 5.1.1.2 送电操作 v送电操作必须先检查送电范围确无安全措施后，检查保 护装置及二次压板后，方可进行一次设备操作，并检查 二次电压切换情况；。 v 间隔刀闸远方操作后，经现场实际核实操作到位后，断 开刀闸远方操作电源空气开关； 110KV洪城线111开关及洪城线由检修转I母运行 1 模拟操作 2 拉开110kV洪城线11110接地刀闸 时分 3 检查拉开110kV洪城线11110接地刀闸确已拉开 4 拉开110kV洪城线11120接地刀闸 时分 5 检查110kV洪城线11120接地刀闸确已拉开 6 拉开110kV洪城线11130接地刀闸 时分 7 检查110kV洪城线11130接地刀闸确已拉开 8 检查送电范围内确无安全措施 9 合上110kV洪城线111开关储能电源空气开关时分 10 检查110kV洪城线111开关储能电源空气开关确已合上 11 合上110kV洪城线111开关控制电源空气开关时分 12 检查110kV洪城线111开关控制电源空气开关确已合上 13 检查110kV洪城线保护装置确无异常 14 检查110kV洪城线111开关投相间距离、投接地距离保护压板 2-1LP5、2-1LP6确已投入 15 检查110kV洪城线111开关投零序I段、II段、零序总投压板 2-1LP7、2-1LP8、21LP9确已投入 16 检查110kV洪城线111开关保护跳闸压板2-1LP1确已投入 时分 17 投入110KV母差保护屏洪城线闭锁重合闸压板25XB时分 18 投入110KV母差保护屏洪城线出口跳闸接点压板5XB时分 19 合上110kV洪城线线路电压互感器二次空气开关 20 检查110kV洪城线线路电压互感器二次空气开关确已合上 21 检查110kV洪城线111开关确已断开 22 推上110kV洪城线1111刀闸 24 检查110kV洪城线1111刀闸确已推到位 25 检查110kV洪城线保护二次电压切换正常 26 推上110kV洪城线1113刀闸. 27 检查110kV洪城线1113刀闸确已推到位 28 合上110kV洪城线111开关时分 29 检查110kV洪城线111开关确已合上 5.1.2 10kV系统 5.1.2.1停电操作 10KV五湖线911开关及五湖线由I母运行转检修 1 模拟操作 2 断开10kV五湖线911开关 时分 3 检查10kV五湖线911开关确已断开 4 拉出10kV五湖线911开关至检修位置 5 检查10kV五湖线911开关小车确已拉至检修位置 6 检查10kV五湖线911开关出线高压带电显示器三相显示确无电压 7 检查监控后台机10kV五湖线功率、电流指示为零 7 推上10kV五湖线91130接地刀闸时分 8 检查10kV五湖线91130接地刀闸确已推到位 9 断开10kV五湖线911开关控制电源空气开关时分 10 检查10kV五湖线911开关控制电源空气开关确已断开 11 断开10kV五湖线911开关储能电源空气开关时分 12 检查10kV五湖线911开关储能电源空气开关确已断开 注:该例是针对10kV KYN型手车柜，验电采用间接验电方式； 若为常规10kV XGN柜，按断开关拉线路侧刀闸拉母线侧刀闸操作 5.1.2.2 送电操作 10KV五湖线911开关及五湖线由检修转I母运行 1 模拟操作 2 拉开10kV五湖线91130接地刀闸 时分 3 检查10kV五湖线91130接地刀闸确已拉开 4 检查送电范围内确无安全措施 5 合上10kV五湖线911开关储能电源空气开关 时分 6 检查10kV五湖线911开关储能电源空气开关确已合上 7 合10kV五湖线911开关控制电源空气开关 时分 8 检查10kV五湖线911开关控制电源空气开关确已合上 9 检查10kV五湖线保护装置确无异常 10 检查10kV五湖线911开关过电流I、II段保护压板确已投入 11 检查10kV五湖线911开关加速保护压板确已投入 12 检查10kV五湖线911开关重合闸保护压板确已投入 13 检查10kV五湖线911开关确已断开 14 推进10kV五湖线911开关小车至工作位置 15 检查10kV五湖线911开关小车确已推至工作位置 16 合上10kV五湖线911开关 时分 17 检查10kV五湖线911开关确已合上 5.1.3 35KV系统 5.1.3.1 停电操作 5.1.3.2 送电操作 v练习 5.2 电压互感器操作 5.2.1 10kV系统 5.2.1.1 停电操作 v考虑该母线电压互感器所供计量,保护电压； v单一停电,可采取二次并列方式,但一次应先并列； 10KVI母电压互感器由运行转冷备用 v1 模拟操作 v2 检查10KV分段931开关小车确已推至工作位置 v3 检查10KV分段9312刀闸小车确已推至工作位置 v4 检查10KV分段931开关确已合上 v5 将10KV母线电压二次切换开关切换至“并列”位置 v6 检查监控后台机上10KV电压互感器并列光字牌亮 v7 取下10KVI母电压互感器二次保险 v8 拉出10KVI母951电压互感器小车至试验位置 v9 检查10KVI母951电压互感器小车确已拉至试验位置 5.2.1.2 送电操作 10KVI母电压互感器由冷备用转运行 1 模拟操作 2 检查送电范围内确无安全措施 3 推进10KVI母951电压互感器小车至工作位置 4 检查10KVI母951电压互感器小车确已推至工作位置 5 检查10KVI母951电压互感器充电正常 6 装上10KVI母电压互感器二次保险 7 将10KVI母电压二次切换开关切换至“解列”位置 8 检查监控后台机上10KV电压互感器并列光字牌灭 9 检查监控后台机10KVI母三相电压指示正常 5.2.2 35kV系统 5.2.2.1停电操作 35KVI母电压互感器由运行转冷备用（I母带负荷） 1模拟操作 2检查35kV分段331开关确已合上 3检查35kV分段3311刀闸确已推到位 4检查35kV分段3312刀闸确已推到位 5.将35kV母线电压互感器二次电压并列柜上高压侧切换开关1QK切至 “允许并列”位置 时分 6检查35KV母线电压互感器二次电压并列柜上220KV电压互感器并列 灯亮 7检查监控后台机35KV电压互感器电压并列信号光字牌亮 8断开35kV I母电压互感器二次空气开关 时 分 9.检查35kV I母电压互感器二次空气开关确已断开 10拉开35KVI母电压互感器3511刀闸 11检查35KVI母电压互感器3511刀闸确已拉开 5.2.2.2送电操作 35KVI母电压互感器由冷备用转运行（I母带负荷） 1模拟操作 2检查送电范围内确无安全措施 3推上35KVI母电压互感器3511刀闸 4检查35KVI母电压互感器3511刀闸确已推到位 5. 检查35KVI母电压互感器充电正常 6合上35KVI母电压互感器二次空气开关 时分 8检查35KVI母电压互感器二次空气开关确已合上 9将35KV母线电压互感器二次电压并列柜上高压侧切换开关1QK切至 “禁止并列”位置 时分 10检查35KV母线电压互感器二次电压并列柜上35KV电压互感器并列 灯灭 11. 检查监控后台机35KV电压互感器电压并列信号光字牌灭 12检查35KVI母电压三相指示正常 5.3 主变操作 5.3.1 单台主变停电 考虑1台主变停电后,另一台主变的过负荷情况； 若10kV,35kV母线分列运行,应改并列运行； 注意运行主变的调压,并监测主变的上层油温； 1号主变由并列运行转检修 1.模拟操作 2.检查35KV分段331开关确已在断开位置 3.推上35KV分段3311刀闸 4.检查35KV分段3311刀闸确已推到位 5.推上35KV分段3312刀闸 6.检查35KV分段3312刀闸确已推到位 7.检查10KV分段931开关确已在断开位置 8.推上10KV分段9311刀闸 9.检查10KV分段9311刀闸确已推到位 10.推上10KV分段9312刀闸 11.检查10KV分段9312刀闸确已推到位 12.合上35KV分段331开关 时分 13.检查35KV分段331开关确已合上 14.合上10KV分段931开关 时分 15.检查10KV分段931开关确已合上 16.检查两台主变负荷总和小于2号主变允许负荷容量 17.投入1号主变保护屏高压侧零序I段投入压板1LP8时分 18.投入1号主变保护屏高压侧零序II段投入压板1LP9 时分 19. 推上1号主变1010中性点接地刀闸 时分 20.检查1号主变1010中性点接地刀闸确已推到位 21.退出1号主变保护屏高压间隙零序投入压板1LP6 时分 22.断开1号主变10KV侧901开关 时分 23.断开1号主变35KV侧301开关 时分 24.断开1号主变110KV侧101开关 时分 25.检查2号主变负荷确在其允许值内 26.检查1号主变10KV侧901开关确已断开 27.拉开1号主变9013刀闸 28.检查1号主变9013刀闸确已拉开 29.拉开1号主变9011刀闸 30.检查1号主变9011刀闸确已拉开 31.检查1号主变35KV侧301开关确已断开 32.拉开1号主变3013刀闸 33.检查1号主变3013刀闸确已拉开 34.拉开1号主变3011刀闸 35.检查1号主变3011刀闸确已拉开 36.检查1号主变110KV侧101开关确已断开 37.拉开1号主变1013刀闸 38.检查1号主变1013刀闸确已拉开 39.拉开1号主变1011刀闸 40.检查1号主变1011刀闸确已拉开 41.拉开1号主变1010中性点接地刀闸时分 42.检查1号主变1010中性点接地刀闸确已拉开 43.退出1号主变保护屏后备跳中压侧母联压板1LP3 时分 44.退出1号主变保护屏后备跳低压侧母联压板1LP5 时分 45.在1号主变10KV侧套管桩头三相验明确无电压 46.在1号主变10KV侧套管桩头装设号接地线 时分 47.在1号主变35KV侧套管桩头三相验明确无电压 48.在1号主变35KV侧套管桩头装设号接地线 时分 49.在1号主变110KV侧套管桩头三相验明确无电压 50.在1号主变110KV侧套管桩头装设号接地线时分 51.断开1号主变风扇电源空气开关 时分 52.检查1号主变风扇电源空气开关确已断开 53.断开1号主变10KV侧901开关控制电源空气开关时分 54.检查1号主变10KV侧901开关控制电源空气开关确已断开 55.断开1号主变35KV侧301开关控制电源空气开关时分 56.检查1号主变35KV侧301开关控制电源空气开关确已断开 57.断开1号主变110KV侧101开关控制电源空气开关时分 58.检查1号主变110KV侧101开关控制电源空气开关确已断开 59.断开1号主变10KV侧901开关储能电源空气开关时分 60.检查1号主变10KV侧901开关储能电源空气开关确已断开 61.断开1号主变35KV侧301开关储能电源空气开关时分 62.检查1号主变35KV侧301开关储能电源空气开关确已断开 63.断开1号主变110KV侧101开关储能电源空气开关时分 64.检查1号主变110KV侧101开关储能电源空气开关确已断开 5.3.2 单台主变送电 检查送电范围的安全措施； 检查主变的保护装置及压板； 考虑主变的档位； 操作任务： 1号主变由检修转与2号主变并列运行 1.模拟操作 2.拉开1号主变10130接地刀闸时分 3.检查1号主变10130接地刀闸确已拉开 4.拆除1号主变35KV侧套管桩头号接地线 时分 5.检查1号主变35KV侧套管桩头号接地线确已拆除 6.拆除1号主变10KV侧套管桩头号接地线 时分 7.检查1号主变10KV侧套管桩头号接地线确已拆除 8.检查送电范围内确无安全措施 9.合上1号主变110KV侧101开关储能电源空气开关 时分 10.检查1号主变110KV侧101开关储能电源空气开关确已合上 11.合上1号主变35KV侧301开关储能电源空气开关 时分 12.检查1号主变35KV侧301开关储能电源空气开关确已合上 13.合上1号主变10KV侧901开关储能电源空气开关 时 分 14.检查1号主变10KV侧901开关储能电源空气开关确已合上 15.合上1号主变110KV侧101开关控制电源空气开关 时 分 16.检查 1号主变110KV侧101开关控制电源空气开关确已合上 17.合上1号主变35KV侧301开关控制电源空气开关 时分 18.检查 1号主变35KV侧301开关控制电源空气开关确已合上 19.合上1号主变10KV侧901开关控制电源空气开关 时分 20.检查 1号主变10KV侧901开关控制电源空气开关确已合上 21.检查1号主变在档与2号主变在档，符合并列条件 22.检查1号主变保护装置确无异常 23.检查1号主变保护屏后备跳高压侧开关压板1LP1确已投入 24.检查1号主变保护屏后备跳中压侧开关压板1LP2确已投入 25.检查1号主变保护屏后备跳低压侧开关压板1LP4确已投入 26.投入1号主变保护屏后备跳中压侧母联压板1LP3 时 分 27.投入1号主变保护屏后备跳低压侧母联压板1LP5 时 分 28.检查1号主变保护屏高压间隙零序投入压板1LP6确已退出 29.检查1号主变保护屏高压侧复流I段投入压板1LP7确已投入 30.检查1号主变保护屏高压侧零序I段投入压板1LP8确已投入 31.检查1号主变保护屏高压侧零序II段投入压板1LP9确已投入 32.检查1号主变保护屏中压侧复流I段、II段投入压板1LP10、1LP11 确已投入 33.检查1号主变保护屏低压侧复流I段、II段投入压板1LP12、1LP13 确已投入 34. 检查1号主变保护屏差动跳高压、跳中压、跳低压压板1LP14 、1LP15、1LP16确已投入 35.检查1号主变保护屏过负荷闭锁调压压板1LP17确已投入 36.检查1号主变保护屏过负荷启动通风压板1LP18确已投入 37.检查1号主变保护屏投差动保护压板1LP19确已投入 38.检查1号主变保护屏本体跳高压、跳中压、跳低压压板1LP20 、 1LP21、1LP22确已投入 39.检查1号主变保护屏投本体重瓦斯压板1LP24确已投入 40.检查1号主变保护屏投调压重瓦斯压板1LP25确已投入 41.推上1号主变1010中性点接地刀闸 时分 42.检查 1号主变1010中性点接地刀闸确已推到位 43.合上1号主变风扇电源空气开关 时分 44.检查 1号主变风 扇电源空气开关确已合上 45.检查1号主变110KV侧101开关确已断开 46.推上1号主变1011刀闸 47.检查1号主变1011刀闸确已推到位 48.推上1号主变1013刀闸 49.检查 1号主变1013刀闸确已推到位 50.检查1号主变35KV侧301开关确已断开 51.推上1号主变3011刀闸 52.检查1号主变3011刀闸确已推到位 53.推上1号主变3013刀闸 54.检查1号主变3013刀闸确已推到位 55.检查1号主变10KV侧901开关确已断开 56.推上1号主变9011刀闸 57.检查1号主变9011刀闸确已推到位 58.推上1号主变9013刀闸 59.检查1号主变9013刀闸确已推到位 60.合上1号主变110kV侧101开关 时分 61.检查1号主变110kV侧101开关确已合上 62.检查1号主变充电正常 63.合上1号主变35kV侧301开关时分 64.检查1号主变35kV侧301开关确已合上 65.合上1号主变10kV侧901开关时分 66.检查1号主变10kV侧901开关确已合上 67.投入1号主变保护屏高压间隙零序投入压板1LP6时 分 68.拉开1号主变1010中性点接地刀闸时分 69.检查1号主变1010中性点接地刀闸确已拉开 70.退出1号主变保护屏高压侧零序I段投入、II段投入压板1LP8、 1LP9 时分 71.断开10KV分段931开关时分 72.断开35KV分段331开关时分 73.检查10KV分段931开关确已断开 74.拉开10kV分段9312刀闸 75.检查10kV分段9312刀闸确已拉开 76.拉开10kV分段9311刀闸 77.检查10kV分段9311刀闸确已拉开 78.检查35KV分段331开关确已断开 79.拉开35kV分段3312刀闸 80.检查35kV分段3312刀闸确已拉开 81.拉开35kV分段3311刀闸 82.检查35kV分段3311刀闸确已拉开 5.4 母线停电操作 5.4.1 10kV系统 5.4.1.1停电 v重点考虑站用系统的切换； v考虑母线检修可能存在的来电危险； 10kV I段母线由运行转检修 1.模拟操作 2.检查380V分段431开关确已在合上位置 3.合上#2站变472开关(若411运行,412停运) 4.检查#2站变472开关确已合上 5.断开#1站变471开关 时分 6.检查#1站变471开关确已断开 7.投入1号主变保护屏高压侧零序I段投入压板1LP8 时分 8.投入1号主变保护屏高压侧零序II段投入压板1LP9 时分 9.推上1号主变1010中性点接地刀闸时分 10.检查1号主变1号主变1010中性点接地