35KV变电站倒闸操作票

1、变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：送电前检查确认开关位置（ ）单人操作顺序1234操作项目检查 2 号变内除 千伏 1 母 2 母6 千伏 1 母 2 母 PT 手车在工作位置外，其他 断路器、隔离开关在断开位置，手车均在试验位置。检查所有线路 PT、母线 PT 一次保险安装完好。检查 35 千伏 1 母 2 母、6 千伏 1 母 2 母 PT 次开关在断开位置。1 号 2 号主变档位在 2 档。备注：开票人：操作人：审核人：监护人：变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：002

2、发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 电站 35kV I 段母线送电（ ）单人操作顺序12345678910111213备注：操作项目 申请 35kV 电三线架空线路送电。由上级变电所 35kV 电三线出线柜对电三线架空线路进行送电冲击，冲击 次， 每次 5 分钟。每次送电冲击在 2 号变电 35kV 电三 2312 架空出线柜处查看带电显示器是否 来电，进线 PT 电压是否正常（包括后台第三次送电冲击前，在确保 35kV 三线没电的情况下，将 35kV 三线 空出线柜开关摇至工作位置查看位置指示灯显示正常确保手车位置

3、到位将 远方就地把手切换至远方位置将 35kV 母联隔离 柜手车摇至工作位置，查看位置指示灯显示正常将 1 号主变高压侧 开关摇至工作位置，查看位置指示灯显示正常，将远 方就地把手切换至远方位置将 35kV 母联 2301 开关摇至工作位置查看位置指示灯显示正常将远方就地把 手切换至远方位置将 2 号主变高压侧 开关摇至工作位置，查看位置指示灯显示正常，将远 方就地把手切换至远方位置。申请供电调度进行 35kV 电三线架空线路第三次送电冲击，及二号 35 伏 1 段 母线冲击。分合 35kV 电三线 架空出线短路器，冲击 I 母剩余两次，每次 5 分钟。 合上 35kV I 段 PT 柜内电压

4、二次空开，查看保护测控装置和后台的保护、测量、计量电压是否正常，电能表是否显示正常在 35kV 电压并解列装置背板处检测电压是否正常在 35kV 电三线 2312 柜段子排处线路电压与与 I 母电压相位核对开票人：操作人：审核人：监护人：变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 号变电站 35kV II 段母线送电（ ）单人操作顺序123456789操作项目投入 35kV 母联 2301 柜母联充电保护压板在本地后台通过远方合闸将 35kV 母联 2301 断路器合闸对 II 母进行

5、送 电冲击 3 次，每次 5 分钟。冲击完成后退出母联充电压板。合上 35kV I 段 PT 柜内电压二次空开，查看保护测控装置和后台的保护、测量、 计量电压是否正常，电能表是否显示正常。在 35kV 电压并解列装置背板处检测电压是否正常。二次设备室电压并解列柜， 压并解列装置处对 1 母 电压进行核相， 核相无误后切换至并列运行状态。将 I 母 PT 二次空开断开，查看 母测量、保护、计量电压是否正常，以此验证 电压并列功能正常，正常后恢复 PT 二次空开。断开 35kV 母联 2301 柜断路器查看电压并解列装置是否解列以此验证电压解 列功能正常，正常后将 母联 2301 柜断路器合闸。冲

6、击完成后验证 千伏备自投功能。备注：开票人：操作人：审核人：监护人：变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：004发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 号变电站 1#主变送电冲击（ ）单人操作顺序123456操作项目申请供电冲击 1 号主变。在本地后台通过远方合闸将 号主变高压侧 断 路器合闸，对 1 号主变进行 次送电冲击，每次 5 分钟。每次送电冲击观察变压器外观辨别变压器空载运行的声音有无异常如有异 常马上停电排查。每次送电冲击在 1 号主变低压侧 2611 柜处查看带电显示器是否来电。第 5 次送电冲击前，将

7、1 主变低压侧 2611 柜开关摇至工作位置，查看位置指 示灯显示正常，将远方就地把手切换至远方位置。将 6KV I 母所有出线均摇至工作位置，查看位置指示灯显示正常。在本地后台通过远方合闸将 1 号主变高压侧 2311 柜断路器合闸，进行第五次 号主变送电冲击。备注：开票人：操作人：审核人：监护人：变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 号变电站 2#主变送电（ ）单人操作顺序1234567操作项目申请供电 2 号主变冲击。在本地后台通过远方合闸将 号主变高压侧 断 路器合闸，对

8、 1 号主变进行 次送电冲击，每次 5 分钟。每次送电冲击观察变压器外观辨别变压器空载运行的声音有无异常如有异 常马上停电排查。每次送电冲击在 2 号主变低压侧 2621 柜处查看带电显示器是否来电。第 5 次送电冲击前，将 2 主变低压侧 2621 柜开关摇至工作位置，查看位置指 示灯显示正常，将远方就地把手切换至远方位置将 6KV II 母所有出线均摇至工作位置，查看位置指示灯显示正常。将 6kV 母联隔离 柜手车摇至工作位置，查看位置指示灯显示正常。 本地后台通过远方合闸将 2 主变高压侧 2321 柜断路器合闸，进行第五次 2 主变送电冲击。备注：开票人：操作人：审核人：监护人：变电站

9、倒闸操作票单位：2 号变电站编号：发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 号变电站 6kV I 母冲击送电（ ）单人操作顺序12345操作项目投入 1 号主变低压侧充电保护压板。在本地后台通过远方合闸将 1 号主变低压侧 2611 断路器合闸，对 I 进 行三次送电冲击，每次 5 分钟。在 1 段 PT2612 柜内将测量、保护、计量二次空开合闸。查看保护测控装置和后台测量、保护、计量电压显示是否正常。冲击完成后退出充电保护压板。备注：开票人：操作人：审核人：监护人：变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：发令人：受令人

10、：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 号变电站 6kV II 母冲击送电（ ）单人操作顺序12345操作项目投入 2 号主变低压侧充电保护压板.在本地后台通过远方合闸将 号主变低压侧 2621 柜断路器合闸对 6kV 母进 行三次送电冲击，每次 5 分钟。在 2 段 PT2623 柜内将测量、保护、计量二次空开合闸。查看保护测控装置和后台测量、保护、计量电压显示是否正。冲击完成后退出充电保护压板。备注：开票人：操作人：审核人：监护人：变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分

11、操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 号变电站 6kV I 母 II 母合环（ ）单人操作顺序123456789101112备注：操作项目将 母联 2601 柜开关手拉出，在母联柜的一次上下触头处进行 I 与 II 母的一次核相。在控制室电压并解列柜内在 6kV 并解列装置处进行 I 母 II 母电压的二次核相。 一次核相与二次核相都正确无误后，断开 1 号主变低压侧 2611 断路器断开 2 号主变低压侧 断路器检查 6KV I 段母线和 段母线均无电压后，将 母联 2601 开关摇至工作 位置远方就地把手切换至远方将 1 号主变低压侧 断路器合闸 2 号主变低压侧 2621

12、 断路器合闸，使 6KV I 段母线和 II 段母线带电。在本地后台通过远方合闸将 6kV 联 2601 柜断路器合闸 I 母 II 合环， 在检查合环电流。在二次设备室电压并解列柜6kV 电压并解列装置处对 母 2 母电压换至并列运 行状态将 I 母 PT 二次空开断开，查看 母测量、保护、计量电压是否正常，以此验证 电压并列功能正常。正常后恢复 PT 二次空开。保持 1 号变压器的分接开关档位不变用有载调压升降 2 号主变的电压分接开 关降低或升高 1-2 个档位的方法检查主变差动向量流差值备投电流是否合格 分别在 2 台主变差动保护装置上查看变压器高、低压侧各相电流的相角应正确。 如果不

13、正确，检查电流互感器接线，排除故障。正常后 2 号主变恢复原档位。 合环完成后在本地后台通过远方合闸将 6kV 联 2601 柜断路器分闸，处于热备 用状态。查看确认电压并解列装置是否处于解列状态。验证 千伏备自投功能开票人：操作人：审核人：监护人：变电站倒闸操作票单位：2 号变电站编号：发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分（ ）监护下操作操作任务：2 号变电站站用变投入（ ）单人操作顺序123456789操作项目检查 1 号站用变与 2 号站用变变压器均在中间档位。合上站用变 261C 断路器，观察 1 号站用变变压器有无异常。在控制室 1 号交流电源屏进线开关处用万用表测量三相电压看测控装置电压 显示。在交流电源屏处与从外线接入的临时站用变