110KV变电站操作票
110kV升压站由运行状态转检修状态操作票
变电站（发电厂）倒闸操作票单位：鲁能十三间房风电场编号：发令人受令人发令时间年代日时分操作开始时间：操作结束时间：年代日时分年代日时分（）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作操作任务： 110kV 升压站由运转状态转检修状态次序操作项目√接值长令： 110kV 升压站由运转状态转检修状态查对全场设施运转方式在同样电压等级下验明验电器合格模拟以下操作正确远方将 35kV 鲁风一线 A1-01#—A1-17#风机停机检查 35kV 鲁风一线 A1-01#— A1-17#风机确已停机远方将 35kV 鲁风二线 A2-18#—A2-33#风机停机检查 35kV 鲁风二线 A2-18#— A2-33#风机确已停机断开 35kV 鲁风一线 3511 断路器检查 35kV 鲁风一线 3511 断路器确在分位断开 35kV 鲁风二线 3512 断路器检查 35kV 鲁风二线 3512 断路器确在分位远方将 35kV1#电抗器停止运转检查 35kV1#电抗器确已停运断开 35kV1#SVC组合支路 35R1断路器检查 35kV1#SVC组合支路 35R1断路器确在分位检查 35kV1#SVC独立电容器 35R2断路器确在分位断开 35kV1#所用变 3581 断路器检查 35kV1#所用变 3581 断路器确在分位断开 35kV1#接地变 35X1 断路器检查 35kV1#接地变 35X1 断路器确在分位检查场用电 400VⅡ段柴油发电机抽屉式开关在检修地点启动柴油发电机，检查三相电压正常合上柴油发电机本体空气断路器拉开场用电 400VⅠ段所有负荷抽屉式开关检查场用电 400VⅠ段所有负荷抽屉式开关却在分位拉开场用电 400VⅡ段所有负荷抽屉式开关检查场用电 400VⅡ段所有负荷抽屉式开关却在分位拉开 400V场用电进线Ⅰ柜断路器检查 400V场用电进线Ⅰ柜断路器确在分位将 400V场用电进线Ⅰ柜断路器摇至试验地点检查 400V场用电进线Ⅰ柜断路器已摇至试验地点将场用电 400VⅡ段柴油发电机抽屉式开关由检修地点推至工作地点合上场用电 400VⅡ段柴油发电机抽屉式开关备注：下接第 2 页操作人：监护人：值班负责人（值长）：变电站（发电厂）倒闸操作票发令人受令人发令时间年代日时分操作开始时间：操作结束时间：年代日时分年代日时分（）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作操作任务：上接第 1 页次序操作项目√检查场用电 400VⅡ段柴油发电机抽屉式开关确在合位检查场用电 400VⅠ、Ⅱ段母线带电正常合上场用电 400VⅠ段所有负荷抽屉式开关检查场用电 400VⅠ段所有负荷抽屉式开关却在合位合上场用电 400VⅡ段所有负荷抽屉式开关检查场用电 400VⅡ段所有负荷抽屉式开关却在合位检查场用电 400VⅠ、Ⅱ段负荷带电正常检查 35kV1#SVC独立电容器 35R2断路器在分位合上 1#主变中性点 111D接地刀闸检查 1#主变中性点 111D接地刀闸确在合位拉开 1#主变 35kV 侧 3501 断路器备注：下接第 3 页操作人：监护人：值班负责人（值长）：变电站（发电厂）倒闸操作票发令人受令人发令时间年代日时分操作开始时间：操作结束时间：年代日时分年代日时分（）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作操作任务：上接第 2 页次序操作项目√检查 1#主变 35kV 侧 3501 断路器确在分位拉开 1#主变 110kV 侧 1101 断路器检查 1#主变 110kV 侧 1101 断路器确在分位拉开 110kV鲁房风一线 1328 断路器检查 110kV鲁房风一线 1328 断路器确在分位检查 110kVⅠ段母线三相确无电压检查 1#主变 35kV 侧 3501 断路器确在分位将 1#主变 35kV 侧 3501 断路器小车由工作地点摇至试验地点检查 1#主变 35kV 侧 3501 断路器小车确在试验地点检查 35kV1#接地变 35X1 断路器确在分位将 35kV1#接地变 35X1 断路器小车由工作地点摇至试验地点检查 35kV1#接地变 35X1 断路器小车确在试验地点检查 35kV1#所用变 3581 断路器确在分位将 35kV1#所用变 3581 断路器小车由工作地点摇至试验地点检查 35kV1#所用变 3581 断路器小车确在试验地点检查 35kV1#SVC组合支路 35R1断路器确在分位将 35kV1#SVC组合支路 35R1断路器小车由工作地点摇至试验地点检查 35kV1#SVC组合支路 35R1断路器小车确在试验地点检查 35kV1#SVC独立电容器 35R2断路器确在分位将 35kV1#SVC独立电容器 35R2断路器小车由工作地点摇至试验地点检查 35kV1#SVC独立电容器 35R2断路器小车确在试验地点检查 35kV 鲁风一线 3511 断路器确在分位将 35kV鲁风一线 3511 断路器小车由工作地点摇至试验地点备注：下接第 4 页操作人：监护人：值班负责人（值长）：变电站（发电厂）倒闸操作票发令人受令人发令时间年代日时分操作开始时间：操作结束时间：年代日时分年代日时分（）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作操作任务：上接第 3 页次序操作项目√检查 35kV 鲁风一线 3511 断路器小车确在试验地点在 35kV鲁风一线穿墙套管进线处验明三相却无电压合上 35kV 鲁风一线 3511D接地刀闸检查 35kV 鲁风一线 3511D接地刀闸确在合位检查 35kV 鲁风二线 3512 断路器确在分位将 35kV鲁风二线 3512 断路器小车摇至试验地点检查 35kV 鲁风二线 3512 断路器小车确在试验地点在35kV鲁风二线穿墙套管进线处验明三相却无电压合上 35kV 鲁风二线 3512D接地刀闸检查 35kV 鲁风二线 3512D接地刀闸确在合位检查 35kV1#SVC组合支路 35R1断路器确在分位拉开 35kV1#SVC组合支路 35R1K8隔走开关检查 35kV1#SVC组合支路 35R1K8隔走开关确在分位在 35kV1#SVC组合支路 35R1K8隔走开关三相出线出验明却无电压合上 35kV1#SVC组合支路 35R1K8D接地刀闸检查 35kV1#SVC组合支路 35R1K8D接地刀闸确在合位检查 1#主变 110kV 侧 1101 断路器确在分位拉开 1#主变 110kV 侧 11012 隔走开关检查 1#主变 110kV 侧 11012 隔走开关确在分位拉开 1#主变 110kV 侧 11011 隔走开关检查 1#主变 110kV 侧 11011 隔走开关确在分位拉开 1#主变中性点 111D接地刀闸检查 1#主变中性点 111D接地刀闸确在分位备注：下接第 5 页操作人：监护人：值班负责人（值长）：变电站（发电厂）倒闸操作票发令人受令人操作开始时间：年代日时分发令时间操作结束时间：年代日时分年代日时分（）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作操作任务：上接第 4 页次序操作项目√在 1#主变 110kV 侧三相出线处验明三相确无电压合上 1#主变 110kV 侧 11012D2接地刀闸检查1#主变110kV 侧11012D2接地刀闸确在合位在 1#主变 35kV 侧三相出线处验明确三相确无电压在 1#主变 35kV 侧装设一组三相短路接地线 01#在 110kV 鲁房风一线 1328 断路器操作把手上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 1#主变 110kV 侧 1101 断路器操作把手上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 1#主变 110kV 侧 11011 隔走开关操作把手上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 1#主变 110kV 侧 11012 隔走开关操作把手上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在1#主变110kV 侧11012D2接地刀闸操作把手上悬挂“严禁分闸，有人工作”标示牌一块在 1#主变 35kV 侧 3501 断路器本体上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 35kVⅠ段母线 PT351Y断路器本体上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 35kV1#接地变 35X1 断路器本体上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 35kV1#所用变 3581 断路器本体上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 35kV1#SVC独立支路 35R2断路器本体上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 35kV1#SVC组合支路 35R1断路器本体悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块备注：下接第 6 页操作人：监护人：值班负责人（值长）：变电站（发电厂）倒闸操作票发令人受令人发令时间年代日时分操作开始时间：操作结束时间：年代日时分年代日时分（）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作操作任务：上接第 5 页次序操作项目√在 35kV鲁风二线 3512 断路器本体上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块在 35kV鲁风一线 3511 断路器本体上悬挂“严禁合闸，有人工作”标示牌一块全面检查上述操作无误操作完成，报告值长备注：操作人：监护人：值班负责人（值长）：。
110KV变电站操作规程
变电站操作规程第一章两票：修试作业票和倒闸操作票1 有关人员资质取得特殊工种作业证及进网证人员还须参加厂岗位资格认证。
工作票签发人、工作票许可人、工作负责人及岗位职工的上岗资格由厂安委办在每年进行资格考评认定.未取得特殊工种作业证、进网证、安规证及厂岗位资格认证:检修、调试无证人员，一律不得从事《电业安全工作规程》中有关第一、第二种工作票所涵盖内容的电气作业；运行作业区无证人员，只能进行在具有资质人员监护下的巡视点检，不得单人值班，严禁作为操作人进行倒闸操作及事故处理操作。
2.认证人员：2.1工作票签发人范围：本单位有证备案人员：电气主管、变电工区技术员、线路技术员、调试技术员，电力调度主管、用户管理员、系统运行技术员、电费结算与线损管理员、消防管理人员。
2.2工作许可人范围:运行管理员、降压站站长（助理）、正值班员。
2.3工作负责人范围：检修调试工区管理员、班组长、代班长。
2。
4其他认证范围：涉及电气作业的管理、技术、电气操作人员、修试工作人员。
2.5各工号的停、送电联系人即被视为工作负责人,其所在工号报送的备案通知书即为资格认证。
停、送电联系人必须将24小时通讯方式报知调度，保证能随时联系.2。
6未经安全部门考试合格，未经主管生产的领导批准的工作票签发人、工作负责人、工作许可人不得从事该类工作，发现有违反将严肃考核。
3“两票”的保存3.1操作票必须使用打号机编号（001-100），并按照编号顺序使用。
3.2 操作票使用完毕应及时更换。
不论是否已经使用完每季度都应更换一次；更换下的操作票按月保存，如该本操作票未使用完，只保留其未使用的第一页，并在其备注栏标明“本操作票0XX页—100页未使用,特此作废”字样,加盖“作废”章，其余空白操作票销毁。
3。
3工作票必须按规定进行编号，同一天不允许出现相同编号的工作票。
3。
4使用后的“两票”均应至少保存一年，操作票保存在降压站。
第二章操作票的管理4 操作票管理4.1电气设备计划停电必须由调度提前一日通知降压站，降压站值班员根据命令填写写操作票，并进行系统风险预知，制定危险因素应对措施，确保操作人员均已知晓。
1、110KV系统几种电气状态下的操作票(已审)
就地检查110KV GIS配电室6#间隔汇控柜内PT二次空开QVT2在合闸位置。
57
就地检查110KV GIS配电室6#间隔汇控柜内PT二次空开QVT21在合闸位置。
58
就地检查110KV GIS配电室6#间隔汇控柜内PT二次空开QVT22在合闸位置。
59
就地检查并确认10KV GIS配电室6#间隔汇控柜上告警装置无光字牌告警。
37
就地检查147177科曹线侧地刀闸ES42状态显示亮“绿”灯。
38
后台遥控合上14716科曹线侧刀闸。
39
后台检查14716科曹线侧刀闸遥信变位，确已合闸。
40
就地检查14716科曹线侧刀闸DS42操作机构箱“隔离断口”指示器指示“合”位。
41
就地检查14716科曹线侧刀闸DS42状态显示亮“红”灯。
31
就地检查14711科曹母侧刀闸DS41状态显示亮“绿”灯。
32
就地检查1471科曹开关CB41操作机构箱前分合闸指示器指示“分”位。
33
就地检查1471科曹开关CB41状态显示亮“绿”灯。
34
后台遥控跳开147177科曹线侧地刀闸。
35
后台检查147177科曹线侧地刀闸遥信变位，确已分闸。
36
就地检查147177科曹线侧地刀闸ES42操作机构箱“接地断口”指示器指示“分”位。
27
就地检查4#间隔汇控柜内14716科曹线侧刀闸DS42状态显示亮“绿”灯。
28
就地检查147117科曹母侧地刀闸ES41操作机构箱“接地断口”指示器指示“分”位。
29
就地检查147117科曹母侧地刀闸ES41状态显示亮“绿”灯。
30
就地检查14711科曹母侧刀闸DS41操作机构箱“隔离断口”指示器指示“分”位。
变电站典型操作票(2)
44
1110旁路开关运行转冷备用
50
45
合上11145二府Ⅰ开关旁刀闸
51
46
拉开11145二府Ⅰ开关旁刀闸
52
47
2号电容器运行转检修
53
48
2号电容器检修转运行
55
49
35KV消弧线圈由1号主变运行转冷备用
57
50
35KV消弧线圈冷备用转1号主变运行
58
51
35KV消弧线圈运行转检修
59
52
22
拉开11011刀闸
23
检查11011刀闸确已拉开
24
检查11015刀闸确在断开位置
25
跳开101控制电源开关
26
跳开3501控制电源开关
备注: 接下页
操作人： 监护人： 值班负责人（值长）：
（4）
变电站(发电厂)倒闸操作票
单位___________ 编号_____________
发令人
受令人
发令时间
备注：
操作人： 监护人： 值班负责人（值长）：
(2)
变电站(发电厂）倒闸操作票
单位___________ 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 （ ）单人操作 ( ）检修人员操作
操作任务：1号主变运行转冷备用
34
29
110KV X母YH运行转冷备用
35
30
110KV X母YH冷备用转运行
36
31
110KV X母YH冷备用转检修
110KV变电站典型操作票
110KV变电站典型操作票8、合上Ⅰ矿化1下刀闸，查Ⅰ矿化1下刀闸确已合好9、拉开Ⅰ矿化1上刀闸，查Ⅰ矿化1上刀闸确已拉开10、拉开永矿2上刀闸，查永矿2上刀闸确已拉开11、合上永矿2下刀闸，查永矿2下刀闸确已合好12、合上Ⅰ矿郊1下刀闸，查Ⅰ矿郊1下刀闸确已合好13、拉开Ⅰ矿郊1上刀闸，查Ⅰ矿叫1上刀闸确已拉开14、合上Ⅰ矿陈1下刀闸，查Ⅰ矿陈1下刀闸确已合好15、拉开Ⅰ矿陈1上刀闸，查Ⅰ矿陈1上刀闸确已拉开16、合上矿111下刀闸，查矿111下刀闸确已合好17、拉开矿111上刀闸，查矿111上刀闸确已拉开18、合上Ⅰ梁矿2下刀闸，查Ⅰ梁矿2下刀闸确已合好19、拉开Ⅰ梁矿2上刀闸，查Ⅰ梁矿2上刀闸确已拉开20、断开矿110KV上母PT二次侧空气开关21、取下矿110KV上母PT二次侧保险22、退出110KV母线保护装臵“倒闸过程中”压板23、装上矿110开关“控制电源保险” 24、查110KV上母确不带负荷运行25、拉开矿110开关26、查矿110开关确在分闸位臵27、拉开矿110上刀闸，查矿110上刀闸确已拉开28、拉开矿110下刀闸，查矿110下刀闸确已拉开29、拉开矿11上表刀闸，查矿11上表刀闸确已拉开30、操作完毕B、操作任务：矿110KV上母作安措1、查矿110KV上母确在冷备用状态2、在矿110KV上母与矿11上表之间验明三相确无电压3、合上矿11上母地，查矿11上母地刀闸确已合好4、操作完毕C、操作任务：矿110KV上母拆除安措- 46 -1、查矿110KV上母确在检修状态2、拉开矿11上母地，查矿11上母地刀闸确已拉开3、操作完毕D、操作任务：矿110KV上母灰备、用矿110母联充电投运1、查矿110KV上母确在冷备用状态2、查在送电范围内确无接地和短路3、合上矿110上刀闸，查矿110上刀闸确已合好4、合上矿110下刀闸，查矿110下刀闸确已合好5、合上矿11上表刀闸，查矿11上表刀闸确已合好6、合上矿110KV上母PT二次侧空气开关7、装上矿110KV上母PT二次侧保险8、投入矿110KV母线保护“母联充电保护”压板9、投入矿110KV母线保护“母联充电保护速动”压板10、投入矿110KV母线保护“母联过流保护”压板11、投入矿110KV母线保护“母联后备保护出口”压板12、合上矿110开关13、查矿110开关确已合好14、退出矿110KV母线保护“母联充电保护”压板15、退出矿110KV母线保护“母联充电保护速动”压板16、退出矿110KV母线保护“母联过流保护”压板17、退出矿110KV母线保护“母联后备保护出口”压板18、操作完毕E、操作任务：矿110KV上母灰备，用永矿2充电、投运1、查矿110KV上母确在冷备用状态2、查在送电范围内确无接地和短路3、查永矿线确热备用于110KV下母4、拉开永矿2下刀闸，查永矿2下刀闸确已拉开5、合上永矿2上刀闸，查永矿2上刀闸确已合好6、合上矿110上刀闸，查矿110上刀闸确已合好- 47 -7、合上矿11上表刀闸，查矿11上表刀闸确已合好8、合上矿110KV上母PT二次侧空气开关9、装上矿110KV上母PT二次侧保险10、退出矿110KV母线保护所有出口压板，保留“永矿2出口”压板11、查永矿2保护确已按调度指令全部投入12、合上永矿2开关13、查永矿2开关确在合闸位臵14、拉开永矿2开关15、查永矿2开关确在分闸位臵16、投入矿110KV母线保护所有出口压板17、合上矿110下刀闸，查矿110下刀闸确已合好18、合上矿110开关19、查矿110开关确在合闸位臵20、操作完毕F、操作任务：矿110KV上母倒为正常运行方式1、查Ⅰ热矿线、Ⅰ矿化线、Ⅰ矿郊线、Ⅰ矿陈线、矿111、Ⅰ梁矿线确带110KV下母2、查永矿线确热备用于110KV下母3、查矿110母联确在运行状态4、投入110KV母线保护装臵“倒闸过程中”压板5、取下矿110开关“控制电源保险”6、合上Ⅰ热矿2上刀闸，查Ⅰ热矿2上刀闸确已合好7、拉开Ⅰ热矿2下刀闸，查Ⅰ热矿2下刀闸确已拉开8、合上Ⅰ矿化1上刀闸，查Ⅰ矿化1上刀闸确已合好9、拉开Ⅰ矿化1下刀闸，查Ⅰ矿化1下刀闸确已拉开10、拉开永矿2下刀闸，查永矿2下刀闸确已拉开11、合上永矿2上刀闸，查永矿2上刀闸确已合好12、合上Ⅰ矿郊1上刀闸，查Ⅰ矿郊1上刀闸确已合好13、拉开Ⅰ矿郊1下刀闸，查Ⅰ矿叫1下刀闸确已拉开- 48 -负荷运行于14、合上Ⅰ矿陈1上刀闸，查Ⅰ矿陈1上刀闸确已合好15、拉开Ⅰ矿陈1下刀闸，查Ⅰ矿陈1下刀闸确已拉开16、合上矿111上刀闸，查矿111上刀闸确已合好17、拉开矿111下刀闸，查矿111下刀闸确已拉开18、合上Ⅰ梁矿2上刀闸，查Ⅰ梁矿2上刀闸确已合好19、拉开Ⅰ梁矿2下刀闸，查Ⅰ梁矿2下刀闸确已拉开20、退出110KV母线保护装臵“倒闸过程中”压板21、装上矿110开关“控制电源保险” 22、操作完毕（二）母线PT操作A、操作任务：110KV矿11上表停运、解备1、查110KV上母PT确带负荷运行2、查矿110母联确在运行状态3、将110KV电压切换开关打倒切换位臵4、断开矿110KV上母PT二次侧空气开关5、取下矿110KV上母PT二次侧保险6、拉开矿11上表刀闸，查矿11上表刀闸确已拉开7、操作完毕B、操作任务：110KV矿11上表作安措1、查110KV上母PT 确在冷备用状态2、在矿110KV上母PT与矿11上表之间验明三相确无电压3、合上矿11上表地，查矿11上表地刀闸确已合好4、操作完毕C、操作任务：110KV矿11上表拆除安措1、查110KV上母PT 确在检修状态2、拉开矿11上表地，查矿11上表地刀闸确已拉开3、操作完毕D、操作任务：110KV矿11上表恢备、投运1、查110KV上母PT确在冷备用状态- 49 -2、查在送电范围内确无接地和短路3、合上矿11上表刀闸，查矿11上表刀闸确已合好4、合上矿110KV上母PT二次侧空气开关5、装上矿110KV上母PT二次侧保险6.将110KV电压切换开关打到断开位臵7.操作完毕注意：本操作是在正常运行方式下检修PT的操作，由于110KV电压互感器是电容式电压互感器操作有较大的电容电流，会产生很强烈的电弧声，操作110KVPT刀闸时应当动作迅速。
110KV高压开关所倒闸操作票
110KV 高压开关所倒闸操作票操作开始时间：年月日时分，终了时间：日时分调度命令：将磷铵一（614）开关柜检修转运行操作任务：磷铵一（614）开关柜检修转运行√ 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 备注：调度员监护人值班长操作人在模拟图上试操作检查磷铵一（614）开关柜回路确无接地线拉开磷铵一（614）开关丙丁刀闸检查磷铵一（614）开关丙丁刀闸三相确已断开推入磷铵一（614）开关柜至实验位置装上磷铵一（614）开关柜二次插头检查磷铵一（614）开关确在断开位置推入磷铵一（614）开关小车柜至工作位置检查磷铵一（614）开关上、下触头三相确已合上装上磷铵一（614）开关操作保险装上磷铵一（614）开关保护保险装上磷铵一（614）开关弹簧储能保险检查磷铵一（614）开关弹簧储能指示灯亮检查磷铵一（614）开关弹簧储能正常试验磷铵一（614）开关柜保护装置正常合上磷铵一（614）开关检查磷铵一（614）开关确已合上检查磷铵一（614）开关回路送电正常汇报调度操作项目注意事项110KV 高压开关所倒闸操作票操作开始时间：年月日时分，终了时间：日时分调度命令：将磷铵二（624）开关柜检修转运行操作任务：磷铵二（624）开关柜检修转运行√ 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 备注：调度员监护人值班长操作人在模拟图上试操作检查磷铵二（624）开关柜回路确无接地线拉开磷铵二（624）开关丙丁刀闸检查磷铵二（624）开关丙丁刀闸三相确已断开推入磷铵二（624）开关柜至实验位置装上磷铵二（624）开关柜二次插头检查磷铵二（624）开关确在断开位置推入磷铵二（624）开关小车柜至工作位置检查磷铵二（624）开关上、下触头三相确已合上装上磷铵二（624）开关操作保险装上磷铵二（624）开关保护保险装上磷铵二（624）开关弹簧储能保险检查磷铵二（624）开关弹簧储能指示灯亮检查磷铵二（624）开关弹簧储能正常投入磷铵二（624）合闸压板投入磷铵二（624）分闸压板试验磷铵二（624）开关柜保护装置正常合上磷铵二（624）开关检查磷铵二（624）开关确已合上检查磷铵二（624）开关回路送电正常操作项目注意事项110KV 高压开关所倒闸操作票操作开始时间：年月日时分，终了时间：日时分调度命令：将 1#所用变（615）检修转运行操作任备：1#所用变（615）检修转运行√ 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 备注：调度员监护人值班长操作人在模拟图上试操作检查 1#所用变（615）回路确无接地线拉开1#所用变（615）开关丙丁刀闸检查 1#所用变（615）丙丁刀闸三相确已断开检查1#所用变（615）低压侧刀闸三相确在断开位置检查 1#所用变（615）低压侧开关确在断开位置推入 1#所用变（615）刀闸小车至工作位置检查 1#所用变（615）开关上、下触头三相确已合上检查 1#所用变（615）充电正常合上 1#所用变（615）低压侧刀闸检查 1#所用变（615）低压侧刀闸三相确已合上合上 1#所用变（615）低压侧开关检查 1#所用变（615）低压侧开关确已合上汇报调度操作项目注意事项。
变电站检修操作票
华通站倒闸操作一、华通站110KV线路停送电1．<华青线I回111开关和线路由运行转检修>⑴拉开111断路器⑵检查112负荷⑶检查111开关在断开位置⑷拉开111-2隔离开关⑸拉开111-5隔离开关⑹在111-4开关侧验电⑺合上111-47接地隔离开关⑻在111-2开关侧三相分别验明确无电压⑼合上111-27接地隔离开关⑽在111-2线路侧三相分别验明确无电压（拉开青山电厂对侧开关）⑾合上111-17接地隔离开关⑿在111-2机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌⒀在111-5机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌⒁退出110KV母差掉111压板⒂取下111操作保险⒃拉开111信号刀闸⒄退出111跳闸压板⒅退出111合闸压板2．<华青线I回111开关和线路由检修转运行>〔1〕合上111信号刀闸〔2〕给上111操作保险〔3〕在110KV母差跳111压板测对地电压〔4〕投入110KV母差跳111压板〔5〕检查继电保护光纤通信接口装置本线/旁路把手在本线位置〔6〕在111跳闸压板测对地电位〔7〕投入111跳闸压板〔8〕在111合闸压板测对地电位〔9〕投入111合闸压板〔10〕拆111-2机构上“禁止合闸，有人工作”标示牌〔11〕拆111-5机构上“禁止合闸，有人工作”标示牌〔12〕拉开111-47接地隔离开关〔13〕拉开111-27接地隔离开关〔14〕拉开111-17接地隔离开关〔15〕检查111在断开位置〔16〕合上111-5隔离开关〔17〕合上111-2隔离开关〔18〕合上111（合对侧青山电厂开关）〔19〕检查111负荷〔20〕检查112负荷〔21〕检查111断路器在合上位置〔22〕检查111保护液晶窗显示CD=1二、华通站母线停送电操作（一）220KV倒母线操作1、<220KV4号母线由运行转检修，246、212、214、204、216由4号母线倒5号母线带，母联245开关由运行转检修，220KV4号PT由运行转检修>〔1〕投入220KV母差互联压板〔2〕检查母差互联动作光字牌亮〔3〕取下245操作保险〔4〕合上246-5隔离开关〔5〕检查246 PT并列光字牌亮〔6〕检查246双位继电器及指示灯切换正确〔7〕拉开246-4隔离开关〔8〕合上212-5隔离开关〔9〕检查212 PT并列光字牌亮〔10〕检查212双位继电器及指示灯切换正确〔11〕拉开212-4隔离开关〔12〕合上214-5隔离开关〔13〕检查214 PT并列光字牌亮〔14〕检查214双位继电器及指示灯切换正确〔15〕拉开214-4隔离开关〔16〕合上204-5隔离开关〔17〕检查204 PT并列光字牌亮〔18〕检查204双位继电器及指示灯切换正确〔19〕拉开204-4隔离开关〔20〕合上216-5隔离开关〔21〕检查216 PT并列光字牌亮〔22〕检查216双位继电器及指示灯切换正确〔23〕拉开216-4隔离开关〔24〕拉开220KV4号PT二次小开关1ZK 〔25〕拉开220KV4号PT二次刀闸1DK 〔26〕检查220KV4号母线无电压〔27〕拉开224-9隔离开关〔28〕给上245操作保险〔29〕检查220KV4号刀闸均开着（除245-4）〔30〕检查245负荷应为零〔31〕拉开245断路器〔32〕检查245在断开位置〔33〕拉开245-4隔离开关〔34〕拉开245-5隔离开关〔35〕在245-5开关侧三相分别验明确无电压〔36〕合上245-57接地隔离开关〔37〕在245-4开关侧三相分别验明确无电压〔39〕在224-9 PT侧三相分别验明确无电压〔40〕合上224-97接地隔离开关〔41〕在24-72母线侧三相分别验明确无电压〔42〕合上224-72接地隔离开关〔43〕在224-73母线侧三相分别验明确无电压〔44〕合上224-73接地隔离开关〔45〕退出220KV母差4号母线复压闭锁压板〔46〕退出220KV母差跳245压板〔47〕退出3号主变I号保护盘跳245压板〔48〕退出4号主变II保护盘跳245压板〔49〕退出245三相不一致压板（未设压板）〔50〕取下245操作保险〔51〕拉开245信号刀闸〔52〕退出220KV母差互联压板〔53〕检查220KV母差互联光字牌灭2、<220KV4号母线由检修转运行，246、212、214、204、216由5号母线转4号母线带，母联245由检修转运行，220KV4号PT由检修转运行>〔1〕拉开224-72接地隔离开关〔2〕拉开224-73接地隔离开关〔3〕拉开224-97接地隔离开关〔5〕拉开245-57接地隔离开关〔6〕检查220KV4号母线无地线(组数、位置) 〔7〕合上245信号小刀闸〔8〕给上245操作保险〔9〕在220KV母差掉245压板测对地电压〔10〕投入220KV母差掉245压板〔11〕在3号主变I号保护盘跳245压板测对地电压〔12〕投入3号主变I号保护盘跳245压板〔13〕在4号主变I号保护盘跳245压板测对地电压〔14〕投入4号主变I号保护盘跳245压板〔15〕投入245三相不一致压板（未设此压板）〔16〕检查245断路器在断开位置〔17〕合上245-5隔离开关〔18〕合上245-4隔离开关〔19〕合上245断路器〔20〕检查245在合上位置〔21〕合上224-9隔离开关〔22〕合上220KV4号PT低压刀闸1DK〔23〕合上220KV4号PT低压开关1ZK〔24〕检查220KV4号母线电压正常〔25〕投入220KV母差4号母线电压闭锁压板〔26〕投入220KV母差互联压板〔27〕取下245操作保险〔28〕合上246-4隔离开关〔29〕检查246 PT并列光字牌亮〔30〕检查246双位继电器位置切换及指示灯指示正确〔31〕拉开246-5隔离开关〔32〕合上212-4隔离开关〔33〕检查212 PT并列光字牌亮〔34〕检查212双位继电器位置切换及指示灯指示正确〔35〕拉开212-5隔离开关〔36〕合上214-4隔离开关〔37〕检查214 PT并列光字牌亮〔38〕检查214双位继电器位置切换及指示灯指示正确〔39〕拉开214-5隔离开关〔40〕合上204-4隔离开关〔41〕检查204 PT并列光字牌亮〔42〕检查204双位继电器位置切换及指示灯指示正确〔43〕拉开204-5隔离开关〔44〕合上216-4隔离开关〔45〕检查216 PT并列光字牌亮〔46〕检查216双位继电器位置切换及指示灯指示正确〔47〕拉开216-5隔离开关〔48〕给上245操作保险〔49〕退出220KV母差互联压板〔50〕检查220KV母差互联光字牌灭3、<220KV 6号母线由热备用转检修，旁路246开关由热备用转检修>〔1〕检查246断路器在断开位置〔2〕拉开246-6〔3〕拉开246-4隔离开关〔4〕检查220KV6号母线刀闸均在断开位置〔5〕在226-72接地隔离开关母线侧三相分别验明确无电压〔6〕合上226-72接地隔离开关〔7〕在226-73接地隔离开关母线侧三相分别验明确无电压〔8〕合上226-73接地隔离开关〔9〕在246-27接地隔离开关开关侧三相分别验明确无电压〔10〕合上246-27接地隔离开关〔11〕在246-57开关侧三相分别验明确无电压〔12〕合上246-57接地隔离开关〔13〕退出246三相不一致压板〔14〕退出220KV母差掉246压板〔15〕退出纵联方向A相启动失灵压板〔16〕退出纵联方向B相启动失灵压板〔17〕退出纵联方向C相启动失灵压板〔18〕退出纵联方向A相跳闸压板〔19〕退出纵联方向B相跳闸压板〔20〕退出纵联方向C相跳闸压板〔21〕退出纵联方向沟通三跳压板〔22〕退出纵联距离A相启动失灵压板〔23〕退出纵联距离B相启动失灵压板〔24〕退出纵联距离C相启动失灵压板〔25〕退出纵联距离A相跳闸压板〔26〕退出纵联距离B相跳闸压板〔27〕退出纵联距离C相跳闸压板〔28〕退出纵联距离三跳压板〔29〕退出纵联距离永跳压板〔30〕取下246操作保险〔31〕拉开246信号刀闸〔32〕在246-4机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌4、<220KV6号母线由检修转热备用，旁路246开关由检修转热备用>〔1〕合上246信号刀闸〔2〕给上246操作保险〔3〕在220KV母差掉246压板测对地电压〔4〕投入220KV母差掉246压板〔5〕投入246断路器三相不一致压板〔6〕在纵联方向A相启动失灵压板测对地电压〔7〕投纵联方向A相启动失灵压板〔8〕在纵联方向B相启动失灵压板测对地电压〔9〕投纵联方向B相启动失灵压板〔10〕在纵联方向C相启动失灵压板测对地电压〔11〕投纵联方向C相启动失灵压板〔12〕在纵联方向A相跳闸压板测对地电压〔13〕投纵联方向A相跳闸压板〔14〕在纵联方向B相跳闸压板测对地电压〔15〕投纵联方向B相跳闸压板〔16〕在纵联方向C相跳闸压板测对地电压〔17〕投纵联方向C相跳闸压板〔18〕在纵联方向沟通三跳压板测对地电压〔19〕投纵联方向沟通三跳压板〔20〕在纵联距离A相启动失灵压板测对地电压〔21〕投纵联距离A相启动失灵压板〔22〕在纵联距离B相启动失灵压板测对地电压〔23〕投纵联距离B相启动失灵压板〔24〕在纵联距离C相启动失灵压板测对地电压〔25〕投纵联距离C相启动失灵压板〔26〕在纵联距离A相跳闸压板测对地电压〔27〕投纵联距离A相跳闸压板〔28〕在纵联距离B相跳闸压板测对地电压〔29〕投纵联距离B相跳闸压板〔30〕在纵联距离C相跳闸压板测对地电压〔31〕投纵联距离C相跳闸压板〔32〕在纵联距离三跳压板测对地电压〔33〕投纵联距离三跳压板〔34〕在纵联距离永跳压板测对地电压〔35〕投纵联距离永跳压板〔36〕拆246-4刀闸机构上“禁止合闸，有人工作”标示牌〔37〕拉开246-57接地隔离开关〔38〕拉开246-27接地隔离开关〔39〕拉开226-72接地隔离开关〔40〕拉开226-73接地隔离开关〔41〕检查220KV6号母线无地线〔42〕检查246断路器在断开位置〔43〕合上246-4隔离开关〔44〕合上246-6隔离开关（二）110KV倒母线操作1、<110KV4号母线由运行转检修，112、114、104由4号母线转5号母线运行，母联145由运行转检修，110KV4号PT 由运行转检修>〔1〕将110KV母差把手切换至非选择性*〔2〕检查110KV母差单母线运行指示灯亮〔3〕取下145操作保险〔4〕合上114-5隔离开关〔5〕检查114电压切换光字牌亮〔6〕将114表计把手由4号PT切换至5号PT 〔7〕拉开114-4隔离开关〔8〕合上112-5隔离开关〔9〕检查112电压切换光字牌亮〔10〕将112表计把手由4号PT切换至5号PT 〔11〕拉开112-4隔离开关〔12〕合上104-5隔离开关〔13〕检查104电压切换光字牌亮〔14〕拉开104-4隔离开关〔15〕检查145负荷为零〔16〕拉开110KV4号PT二次小开关1ZK 〔17〕拉开110KV4号PT二次刀闸1DK〔18〕拉开110KV4-9隔离开关〔19〕检查110KV4号母线刀闸均开着(除145-4) 〔20〕检查110KV4号母线电压为零〔21〕给上145操作保险〔22〕拉开145断路器〔23〕检查145开关在断开位置〔24〕拉开145-4隔离开关〔25〕拉开145-5隔离开关〔26〕在145-4开关侧三相分别验明确无电压〔27〕合上145-47接地隔离开关〔28〕在145-5开关侧三相分别验明确无电压〔29〕合上145-57接地隔离开关〔30〕在110KV4-9 PT侧三相分别验明确无电压〔31〕合上110KV4-97接地隔离开关〔32〕在110KV4-9 4号母线侧三相分别验明确无电压〔33〕合上110KV4-71接地隔离开关〔34〕退出110KV母差跳145压板〔35〕退出110KV母差4号母线出口跳母联压板〔36〕退出110KV母差5号母线出口跳母联压板〔37〕退出110KV母差4号复压闭锁压板〔38〕退出3号主变I号保护盘中压侧母联145跳闸压板〔39〕退出4号主变I号保护盘中压侧母联145跳闸压板〔40〕取下145操作保险〔41〕拉开145信号小刀闸2、<110KV4号母线由检修转运行，112、114、104由5号母线改4号母线运行，母联145开关由检修转运行，110KV4号PT由检修转运行>〔1〕合上145信号小刀闸〔2〕给上145操作保险〔3〕在110KV母差跳145压板测对地电压〔4〕投入110KV母差跳145压板〔5〕在4号主变I号保护盘中压侧母联145跳闸压板测对地电压〔6〕投入4号主变I号保护盘中压侧母联145跳闸压板〔7〕在3号主变I号保护盘中压侧母联145跳闸压板测对地电压〔8〕投入3号主变I号保护盘中压侧母联145跳闸压板〔9〕在110KV母差4号复压闭锁压板测对地电压〔10〕投入110KV母差4号复压闭锁压板〔11〕拉开110KV4-71接地隔离开关〔12〕拉开110KV4-97接地隔离开关〔13〕拉开145-57接地隔离开关〔14〕拉开145-47接地隔离开关〔15〕检查110KV4号母线无地线〔16〕检查145断路器在断开位置〔17〕合上145-5隔离开关〔18〕合上145-4隔离开关〔19〕合上145断路器〔20〕检查145在合上位置〔21〕合上110KV4-9隔离开关〔20〕合上110KV4号PT二次小开关1ZK 〔21〕合上110KV4号PT二次刀闸1DK 〔22〕检查110KV4号母线电压正常〔23〕取下145操作保险〔24〕合上104-4隔离开关〔25〕检查104电压切换光字牌亮〔26〕拉开104-5隔离开关〔27〕合上112-4隔离开关〔28〕检查112电压切换光字牌亮〔29〕将112表计把手由5号PT切换至4号PT 〔30〕拉开112-5隔离开关〔31〕合上114-4隔离开关〔32〕检查114电压切换光字牌亮〔33〕将114表计把手由5号PT切换至4号PT 〔34〕拉开114-5隔离开关〔35〕给上145操作保险〔36〕将110KV母差把手切换至选择性*〔37〕检查110KV单母线运行灯灭3、<110KV 6号母线由备用转检修>〔1〕检查110KV6号母线刀闸均开着〔2〕在145-6母线侧三相分别验明确无电压〔3〕合上145-67接地隔离开关〔4〕在145-6机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌4、<110KV 6号母线由检修转备用>〔1〕拆145-6机构上“禁止合闸，有人工作”标示牌〔2〕拉开146-67接地隔离开关〔3〕检查110KV6号母线刀闸均在断开位置三、华通站110~220KV带路操作（一）110KV线路开关带路1、<华青I回线111开关由运行转检修，负荷由旁路145带> [ 按调令：将110KV母线倒5号单母线运行，母联145转旁路备用。
2、110KV主变的几种电气状态下的操作票(已审)
1、本票适用于“1#主变停运，2#主变带1#机、2#机运行”时，“1#主变由检修转运行”的操作。
26
将1#主变1#间隔汇控柜CB转换开关切至“远方”。
27
检查并确认1#主变1#间隔汇控柜“解锁/联锁”转换开关在“联锁”位置。
28
检查1#主变1#间隔汇控柜“加热器”控制开关在“自动”位置。
29
检查1#主变1#间隔DS/ES三工位开关操作箱侧“接地断口分合闸指示器”窗口指示“合”位。
30
检查1#主变1#间隔DS/ES三工位开关操作箱侧“隔离断口分合闸指示器”窗口指示“分”位。
46
就地检查1#主变1#间隔汇控柜1#变母侧刀闸11011（即：DS11刀闸）状态指示亮红灯。
47
合上1#主变10KV侧101进线开关柜内储能电源空开。
48
合上1#主变10KV侧101进线开关柜内状态显示仪电源空开。
49
合上1#主变10KV侧101进线开关柜内测保母线电压空开。
50
将1#主变10KV侧101进线开关柜上控制选择开关切至“远方”。
15
检查1#主变1#间隔汇控柜内环网控制电源HWQ1空开在合闸位置。
16
检查1#主变1#间隔汇控柜内环网指示及告警电源HWQ2空开在合闸位置。
17
检查1#主变1#间隔汇控柜内环网电机电源HWQ3空开在合闸位置。
18
检查1#主变1#间隔汇控柜内环网加热电源HWQ4空开在合闸位置。
19
合上1#主变1#间隔汇控柜内控制电源Q1空开。
20
合上1#主变1#间隔汇控柜内指示电源Q2空开。
21
合上1#主变1#间隔汇控柜内告警电源Q3空开。
22
合上1#主变1#间隔汇控柜内储能电机电源Q4空开。
全站停电 110KV 1#主变 35KV I母线倒闸操作票
远方拉开110kV母线PT一次1A9刀闸
35
检查监控画面上1A9刀闸变位指示变绿
36
就地检查1A9刀闸确已断开
37
断开1A9刀闸操作电源开关，并锁好柜门
38
联系地调确认虎向线对端已转为冷备用
39
用合格的验电器验明虎向线111线路侧三相确无电压
40
手动合上虎向线111线路侧接地刀闸111-线0
41
8
检查监控画面上101开关变位指示变绿。
9
检查主变测控屏上101分闸绿灯亮
10
将1#主变测控屏上301开关“远方/就地”开关投至“停”位。
11
检查1#主变低压侧开关301分闸指示绿灯亮
12
将301开关“远方/就地”开关投至“停”位
13
将1#主变低压侧开关301小车由“工作”位置拉至“试验”位置
14
退出301开关控制回路小开关
变电站倒闸操作票
XX110kV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Байду номын сангаас时分
操作结束时间：
年月日时分
（ ）监护下操作 （ ）单人操作 （ ）检修人员操作
操作任务：站内110kV线路、母线、1#主变、35kV母线停电
110kV线路母线、1#主变由运行状态转换为检修状态
27
就地检查111-1刀闸确已断开
28
断开虎向线111线路侧111-1刀闸操作电源开关，并锁好柜门
29
远方拉开1#主变高压侧101-A刀闸
30
检查监控画面上101-A刀闸变位指示变绿
110KVPT检修操作票
检查110 kV1#PT Y11－D6接地刀闸确已合好
17
将GIS室第六汇控柜内远方\就地转换开关切至远方位置
々
备注：
々
操作人：XX监护人：XX值班负责人（值长）：XX
单位1#变电站NO 010908003
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（）单人操作（）检修人员操作
操作任务：将4#站110kV1#PT由运行转为检修
顺序
操作项目
1
检查日钢II线103开关、制氧I线101开关、制氧II线104开关负荷分配指示正确
2
检查GIS室第二间隔SF6气体压力指示正确
3
合上110 kV母联100开关
4
检查110 kV母联100开关确已合好
5
拉开110 kV母联100开关控制电源
顺序
操作项目
1
检查GIS室第八间隔SF6气体压力指示正确
2
将GIS室第八汇控柜内远方\就地转换开关切至就地位置
3
拉开110 kV1#PT Y11－D6接地刀闸
4
检查110 kV1#PT Y11－D6接地刀闸确已拉开
5
将GIS室第八汇控柜内远方\就地转换开关切至远方位置
々
备注：
操作人：监护人：值班负责人（值长）：
2
检查GIS室第八间隔SF6气体压力指示正确
3
将GIS室第八汇控柜内远方\就地转换开关切至就地位置
4
合上110 kV1#PT Y11刀闸
5
检查110 kV1#PT Y11刀闸确已合好
6
将GIS室第八汇控柜内远方\就地转换开关切至远方位置
110kVXX变电站一次典型操作票(范本)
110kVXX变电站一次典型操作票范本（初稿）2012年1月10日编制依据1、《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和电厂电气部分）国家电网安监〔2009〕664号2、国家电网公司《变电站管理规范》〔2006〕512号3、《公司电气操作票、工作票管理规定》电安〔2009〕572号4、《电网调度规程》电调〔2006〕51号5、《地区电网继电保护及安全自动装置调度操作原则（试行）》电调度函〔2011〕138号6、《110kVXXX变电站现场运行规程》7、继电保护及自动装置现场调试记录8、110kVXXX变电站操作注意事项及相关设备技术资料批准：审定：审核：编制：编 制 说 明本典型操作票系110kVXXX 变电站的典型操作票，仅作为在实际操作时拟票的参考，不能代替现场实际操作票使用。
现场实际操作必须按当时的实际运行方式为准进行拟票。
实际操作票必须按当时的实际运行方式和继电保护装置整定单为准进行拟票。
1．变电站1运行方式：110kV Ⅰ、Ⅱ段母线联络运行，Ⅰ母带进线一、1号主变运行；Ⅱ母带进线三、2号主变运行、进线二热备用（线路备自投运行，进线一和进线二互为备用）；110kV 远方备自投（跳变电站2的进线合变电1的进线二）；35kV Ⅰ、Ⅱ段母线联络运行；10kV Ⅰ、Ⅱ段联络运行。
(正常运行变电站1由变电站3通过进线一带全站设备)； 正常方式：1号、2号主变110kV 侧经间隙接地。
35kV 消弧线圈运行方式根据方式要求运行及操作。
以下为变电站联络图：2．备自投与一次方式改变的操作方式的原则为：先操作一次设备，后操作二次设备。
操作顺序应为：退出时先改变一次方式，后退出备自投；投入时先投入备自投后改变一次方式。
3．110kVI 、II 段母线为单段母线联络运行，单段母线电压互感器停运进行二次联络前，不需进行备自投的退出和投入操作，但应检查母线电压正常、负荷电流大于备自投动作闭锁值。
操作时先联络一次，再联络二次电压，无异常后退出需要检修的电压互感器；若母联断路器在分闸位置，则二次严禁并列。
送电操作票
请示调度，投入110kV紫金山线光纤纵差保护压板
12
请示调度，投入110kV紫金山线距离保护压板
13
合上110kV紫金山线保护屏“控制电源”空开
14
按规定投入110kV紫金山线其它保护压板
15
检杳#1主变保护屏无异常报警信号
16
投入#1主变差动保护压板
17
投入#1主变本体重瓦斯保护压板
18
投入#1主变有载调压重瓦斯保护压板
16
检查箱变高压侧负荷开关35确在断开位置
17
检查箱变辅助变高压侧熔断刀闸LGF熔断器三相良好
18
合上箱变辅助变高压侧熔断刀闸LGF
19
检查箱变辅助变高压侧熔断刀闸LGF熔断器三相良好
20
合上箱变辅助变高压侧熔断刀闸LGF
操作人：监护人：值班负责人：值长：
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倒闸操作票
单位：国电山东新能源威海文登风电场
操作任务
箱变送电操作票
操作时间
开始
年月日时分
结束
年月日时分
模 拟
操 作
顺 序
操作项目
备注
1
得值长令
2
检查箱变安装完毕，接线正确，高压预试合格
3
检查箱变本体各部良好无异常
4
检查箱变回路无安全措施
5
检查箱变高压侧负荷开关35确断
6
检查箱变低压侧6开关却在断开位置
7
检查箱变辅助变高压侧熔断刀闸LGF确在分闸位置
22
检查35kV无功补偿装置充电良好
23
检查35kV无功补偿装置控制及数据米集装置正常
24
将35kV无功补偿装置控制方式切为“自动运行”
变电站倒闸操作票
A变电站：图例一⒈一次接线图⒉相关说明：⑪该站为内桥接线的110kV负荷站；其电源甲、电源乙均分别给110kV4#、5#母线供电；111、112开关均有无压掉。
无压检定111为110kV4-9PT、10kV4-9PT；112为110kV5-9PT、10kV5-9PT。
111、112开关均有无压掉均启动110kV母联145开关自投。
⑫两台主变并列时，必须先合110kV环，后合10kV环；解列时，必须先拉10kV环，后拉110kV环；10kV旁路224开关带10kV4#母线各路时，亦应遵守上述规定（只有10kV4#与5#母线成为同一条母线时，方可带213、214、215负荷）。
⑬1#与2#所用变0.4kV侧严禁并列运行。
⑭严禁10kV空母线带电容器；10kV4#母线带负荷前，211消弧线圈应投运。
⑮对于两卷主变，发电时必须先合高压侧，后合低压侧；停电时，必须先停低压侧，后停高压侧。
应考虑高压侧中性点。
⑯画的开关为合位，画的开关为分位。
⑰110kV开关均为SF6-110型弹簧储能机构SF6开关；10kV 小车开关均为ZN型弹簧储能机构真空开关；10kV其它开关均为SN型电磁机构少油开关。
⒊运行方式：⑪开关、刀闸分合位如图所示；⑫母联145、245、412均拉着，145、245自投运行；⑬111、112无压掉投着；⑭站内有地线10组，均备用；214、215、221、222重合闸运行，224重合闸退出。
⒋写操作票思路：⑪详看一次图、给出的运行方式及相关要求，每一句话有可能都隐含着考点。
如“215开关检修工作”，同时提示215为重要负荷。
该题含义为215负荷不能停电，必须用224带路，停下215等。
⑫打破调度分界，根据所给出的工作任务，自己拟出调度命令，搭好框架，理清头绪，再行动笔写操作步骤。
B变电站：图例二⒈一次接线图⒉相关说明：⑪运行方式见图：245、345自投运行；7-1合、7-2拉；1#所用变带0.4kV站用电；110kV为相位比较式母差保护，其二次投入位置与一次一致，111、112、146均有母差放电压板；145充电保护退出（一个压板）；110kV、35kV、10kV各出线路重合闸均运行；01合着、02拉着，35kVPC（消弧线圈）分头正常时在5（35kV4#、5#母线运行分段时，PC分头均在5），PC 带4#和5#母线时，分头应在9。
110kV主变冲击试验 (电气倒闸操作票模板)
操作单位：编号：
操作人：监护人：值长：
操作单位：编号：
操作人：监护人：值长：
电气倒闸操作票
操作单位：编号：
操作人：监护人：值长：
操作单位：编号：
操作人：监护人：值长：
操作单位：编号：
操作人：监护人：值长：
运行操作风险预控票
1. 风险预控票信息
2. 风险等级
□高风险 □中风险 □低风险 3. 相关操作票信息4. 书面安全工作程序
5. 防护用品：□安全带 □安全绳 □ 防坠器 □防尘口罩 □防尘帽 □防酸服 □防酸鞋（靴） □塑胶手套
□橡胶手套□绝缘手套 □焊接手套 □防静电鞋（靴）□防静电服□绝缘鞋（靴）□护耳器 □防护眼镜 □呼吸器 □连体衣 □护脸设备 □雨衣 6. 风险交底：上述风险、措施已告知操作每个人员。
110KV变电站操作票
天泰电力公司110kV幸福滩变电站送电流程二0一一年十月十二日110kV幸福滩变电站送电流程为确保110kV幸福滩变电站顺利送电，送电前应全面检查变电站一、二次设备确无杂物、短路、接地等，检查各保护装置电源确已投入，送电按下列顺序进行。
说明：各输、配电线路的自动装置重合闸压板应退出。
第一步：110kV金幸线1801、I、II段母线充电。
(由金沙变对其线路充电)1、检查核对1801保护屏定值与定值单一致检查1801保护压板已按规定投入合上18013隔离开关合上18011隔离开关合上110kV II段电压互感器112Y隔离开关合上1801断路器检查110kV II段母线带电正常，三相电压指示正常（110kV II段母线PT与110kV金幸线PT二次核相，确认无误）。
2、合上110kV I段电压互感器111Y隔离开关检查110kV I段母线111Y电压互感器与110kV II段母线112YH电压互感器二次联络空开在断开位置。
3、检查110kV母联1150保护定值与定值单一致检查1150保护压板已按规定投入合上11502隔离开关合上11501隔离开关投入1150母联充电保护压板合上1150断路器检查110kVI段母线带电正常（3分钟）退出1150母联充电保护压板（对I、II段母线PT二次侧进行核相，确认无误）。
4、拉开110kV母联1150断路器检查110kVI段母线停电正常。
5、拉开110kV金幸线1801断路器检查110kVII段母线停电正常。
第二步：1、2号主变压器充电（5次）1、检查核对2号主变保护屏定值与定值单一致检查2号主变保护压板已按规定投入合上11021隔离开关合上11023隔离开关（35kV侧 3502断路器、10kV侧1002断路器保持冷备状态）2、检查核对1号主变保护屏定值与定值单一致检查1号主变保护压板已按规定投入合上11011隔离开关合上11013隔离开关（35kV侧 3501断路器、10kV侧1001断路器保持冷备状态）。
(完整版)110KV线路操作票
验明1189桥新开关与11891桥新开关母刀闸间却无电压
13
合上118917桥新开关母侧地刀闸
14
检查118917桥新开关母侧地刀闸却已合上
15
以下空白
16
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18
19
20
备注：
承上页
操作人： 现场监护人： 监护人： 值班负责人（值长）：
电气倒闸操作票
单位：桥陵变编号 No.0000005
发令人
受令人
发令时间
年 月 日 时 分 检修人员操作（ ）
操作开始时间： 年 月 日 时 分
操作结束时间： 年 月 日 时 分
操作任务：1189桥新线开关运行转检修
√
顺序
操 作 项 目
1
退出1189桥新开关重合闸压板
2
拉开1189桥新开关3检查1189桥 Nhomakorabea开关却已拉开
4
拉开11896桥新开关线刀闸
5
检查11896桥新开关线刀闸却已拉开
6
拉开11891桥新开关母刀闸
7
检查11891桥新开关母刀闸却已拉开
8
断开1189桥新开关控制电源空开
9
验明1189桥新开关与11896桥新开关线刀闸间却无电压
10
合上118977桥新开关线侧地刀闸
11
检查118977桥新开关线侧地刀闸却已合上
倒闸操作票：电容器由运行转检修
将10kV1#电容器通702开关柜内：控制电源开关1ZK2断开；
11
将10kV1#电容器通702开关柜内：储能电源开关1HK断开；
12
将10kV1#电容器通702开关柜内：交流电源开关1ZKK断开；
13
将10kV1#电容器通702开关柜上：检修状态压板1LP3加用；
14
将10kV1#电容器通702开关柜上：投低压保护压板1LP2停用；
110kV全通变电站
倒 闸 操 作 票
运行班 第页 共页通操第号
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 （ ）单人操作 （ ）检修人员操作
操作任务：
将1#电容器通702由运行转检修
√
序号
操 作 项 目
时间
1
检查1#电容器通702开关确已具备停电条件；
2
将10kV1#电容器通702开关柜上：控制开关1QK由“就地”打至“远控”位置；
3
在后台机上断开1#电容器通702开关；
4
检查通702开关确已断开；
5
将通702开关小车由“试验”摇至“运行”位置；
6
检查通702开关小车确已摇至“运行”位置；
7
合上通7029刀闸；
8
检查通7029柜内：保护装置电源开关1ZK1断开；
15
将10kV1#电容器通702开关柜上：保护跳闸压板1LP1停用；
16
将10kV1#电容器通702开关柜上：遥控跳闸压板1LP8停用；
17
将10kV1#电容器通702开关柜上：遥控合闸压板1LP9停用；
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天泰电力公司110kV幸福滩变电站
送电流程
二0一一年十月十二日
110kV幸福滩变电站送电流程
为确保110kV幸福滩变电站顺利送电，送电前应全面检查变电站一、二次设备确无杂物、短路、接地等，检查各保护装置电源确已投入，送电按下列顺序进行。
说明：各输、配电线路的自动装置重合闸压板应退出。
第一步：110kV金幸线1801、I、II段母线充电。
(由金沙变对其线路充电)
1、检查核对1801保护屏定值与定值单一致检查1801保护压板已按规定投入合上18013隔离开关合上18011隔离开关合上110kV II段电压互感器112Y隔离开关合上1801断路器检查110kV II段母线带电正常，三相电压指示正常（110kV II段母线PT与110kV金幸线PT二次核相，确认无误）。
2、合上110kV I段电压互感器111Y隔离开关检查110kV I段母线111Y电压互感器与110kV II段母线112YH电压互感器二次联络空开在断开位置。
3、检查110kV母联1150保护定值与定值单一致检查1150保护压板已按规定投入合上11502隔离开关合上11501隔离开关投入1150母联充电保护压板合上1150断路器检查110kVI段母线带电正常（3分钟）退出1150母联充电保护压板（对I、II段母线PT二次侧进行核相，确认无误）。
4、拉开110kV母联1150断路器检查110kVI段母线停电正常。
5、拉开110kV金幸线1801断路器检查110kVII段母线停电正常。
第二步：1、2号主变压器充电（5次）
1、检查核对2号主变保护屏定值与定值单一致检查2号主变保护压板已按规定投入合上11021隔离开关合上11023隔离开关（35kV 侧3502断路器、10kV侧1002断路器保持冷备状态）
2、检查核对1号主变保护屏定值与定值单一致检查1号主变保护压板已按规定投入合上11011隔离开关合上11013隔离开关（35kV 侧3501断路器、10kV侧1001断路器保持冷备状态）。
3、投入1、2号主变重瓦斯保护和差动保护
4、投入1号主变保护测控屏“高后备间隙保护”压板合上1号主变中心点111Z接地刀闸确认1号主变110kV侧分接头在I挡
5、投入2号主变保护测控屏“高后备间隙保护”压板合上2号主变中心点112Z接地刀闸确认2号主变110kV侧分接头在I挡
6、合上110kV金幸线1801断路器检查110kVII段母线带电正常，三
相电压指示正常。
7、合上110kV母联1150断路器检查110kV I段母线带电正常，三相电压指示正常。
8、合上2号主变110kV 侧1102断路器（对110kV2号主变全压冲击5次第一次带电时间不得少于10分钟、每次冲击间隔不得少于5分钟）。
冲击正常后，拉开2号主变中心点112Z接地刀闸2号主变保护测控屏“高后备间隙保护”压板退出2号主变重瓦斯保护（投信号位置），2号主变进入24小时试运行。
9、合上1号主变110kV 侧1101断路器（对110kV1号主变全压冲击5次第一次带电时间不得少于10分钟、每次冲击间隔不得少于5分钟）。
冲击正常后，拉开1号主变中心点111Z接地刀闸1号主变保护测控屏“高后备间隙保护”压板退出1号主变重瓦斯保护（投信号位置），1号主变进入24小时试运行。
第三步、1号主变35kV、10kV侧带电
1、合上1号主变35kV侧消弧线圈35XH1隔离开关。
2、合上1号主变35kV侧35013隔离开关合上1号主变35kV侧35011隔离开关。
3、合上35kV I段电压互感器351Y隔离开关。
4、合上35kV II段电压互感器352Y隔离开关。
5、合上35kV母联35501隔离开关合上35kV35502隔离开关。
6、合上1号主变35kV侧3501断路器。
7、合上35kV母联3550断路器（检查35kVI、II段母线充电正常）。
8、将1号主变10kV侧1001手车断路器推至工作位置将10kV I段电压互感器101Y手车隔离开关推至工作合上1号主变10kV侧1001断路器。
9、将10kV II段电压互感器102Y手车断路器推至工作位置检查10kV母联保护定值与定值单一致检查10kV母联保护压板按规定投入
将10kV母联10502手车隔离开关推至工作位置合上1号主变10kV侧1001断路器合上10kV母联1050断路器。
第四步：1号主变压器退出运行
1、拉开10kV母联1050断路器拉开1号主变10kV侧1001断路器
拉开35kV母联3550断路器拉开1号主变35kV侧3501断路器
拉开1号主变110kV侧1101断路器拉开1号主变中心点111Z接地刀闸退出6号主变保护测控屏“高后备间隙保护”压板。
第五步：2号主变35kV、10kV侧带电
1、合上2号主变35kV侧消弧线圈35XH2隔离开关
2、合上2号主变35kV侧35023隔离开关合上1号主变35kV侧35011隔离开关。
3、合上2号主变35kV侧3502断路器合上35KV母联3550断路器。
4、将2号主变10kV侧1002手车断路器推至工作位置2号主变10kV侧1002断路器。
5、合上10kV母联1050断路器
第六步：对35kV线路依次试送电（冲击3次）
1、检查核对35kV焉幸线3513保护屏定值与定值单一致检查35kV 焉幸线3511保护压板已按规定投入合上35131隔离开关合上35133隔离开关合上3513断路器（线路进行核相，确认无误）拉开3513断路器（根据需要）。
2、其他线路送电顺序相同。
第七步：对10kV电容器、站用变压器试送电
1、检查核对1号电容器保护屏定值与定值单一致检查1号电容器保护压板已按规定投入将10kV1号电容器101R手车断路器推至工作位置合上10kV1号电容器101R断路器检查无误后拉开10kV1号电容器101R断路器。
2、检查核对2号电容器保护屏定值与定值单一致检查2号电容器保护压板已按规定投入将10kV2号电容器102R手车断路器推至工作位置合上10kV2号电容器102R断路器检查无误后拉开10kV2号电容器102R断路器。
3、检查核对2号所用变保护屏定值与定值单一致检查2号所用变保护压板已按规定投入将10kV2号所用变102FU手车断路器推至工作位置合上10kV2号所用变102FU断路器检查无误后拉开10kV2号所用变102FU断路器。
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