典型操作票
变电工技术培训典型操作票
变电工技术培训典型操作票典型操作票—1：操作任务：6千伏火二线73由运行转检修1、拉开火二线73开关2、拉开火二线73操作直流保险3、检查73开关在开位4、拉开火二线73甲刀闸5、检查73甲刀闸在开位6、在火二线73电流互感器下侧三相验电确无电压7、在火二线73电流互感器下侧装设一组18号接地线典型操作票—2：操作任务：6千伏火二线73由检修转运行1、检查73送电范围内无送电障碍（①—⑤）2、检查73保护压板投停正确3、拆除火二线73电流互感器下侧一组18号接地线4、检查73电流互感器下侧一组18号接地线确已拆除5、检查73开关在开位6、合上火二线73甲刀闸7、检查73甲刀闸在合位8、合上火二线73操作直流保险9、合上火二线73开关10、检查73开关在合位典型操作票—3：操作任务：6千伏火二线73开关由运行转检修1、拉开火二线73开关2、拉开火二线73操作直流保险3、检查73开关在开位4、拉开火二线73动力保险5、拉开火二线73甲刀闸6、检查73甲刀闸在开位7、在火二线73电流互感器下侧三相验电确无电压8、在火二线73电流互感器下侧装设一组18号接地线9、在火二线73开关与甲刀闸间三相验电确无电压10、在火二线73开关与甲刀闸间开关侧装设一组19号接地线典型操作票—4：操作任务：6千伏火二线73开关由检修转运行1、检查73送电范围内无送电障碍（①—⑤）2、检查73保护压板投停正确3、拆除火二线73开关与甲刀闸间开关侧一组19号接地线4、拆除火二线73电流互感器下侧一组18号接地线5、检查73送电范围内18、19号共二组接地线确已拆除6、检查73开关在开位7、合上火二线73甲刀闸8、检查73甲刀闸在开位9、合上火二线73动力保险10、合上火二线73操作直流保险11、合上火二线73开关12、检查73开关在合位典型操作票—5：任务： 6千伏xx线0021由运行转检修（微机变普通开关）1、拉开xx线0021开关2、检查0021开关在开位3、拉开xx线0021刀闸4、检查0021刀闸在开位5、停用xx线0021/1LP保护跳闸压板6、停用xx线0021/2LP保护合闸压板7、拉开xx线0021保护箱直流电源开关8、拉开xx线0021保护箱交流电源开关9、打开xx线0021网门10、在xx线0021电流互感器下侧三相验电确无电压12、在xx线0021电流互感器下侧装设一组13号地线典型操作票—6：任务：6千伏xx线0021由检修转运行（微机变普通开关）1、检查0021送电范围内无送电障碍（①——⑤）2、拆除xx线0021电流互感器下侧一组13号地线3、检查0021电流互感器下侧一组13号地线确已拆除4、关上xx线0021网门5、投入xx线0021/1LP保护跳闸压板6、投入xx线0021/2LP保护合闸压板7、合上xx线0021保护箱交流电源开关8、合上xx线0021保护箱直流电源开关9、检查0021开关在开位10、合上xx线0021刀闸11、检查0021刀闸在合位12、检查0021电流I段压板在投入位置13、检查0021电流II段板在投入位置14、合上xx线0021开关15、检查0021开关在合位典型操作票—7：任务：6千伏xx线0022由运行转检修（小车开关）1、拉开xx线0022开关2、检查0022开关在开位3、将xx线0022开关由运行位置拉至试验位置4、打开xx线0022开关网门5、拉开xx线0022开关直流动力插件6、将xx线0022开关由试验位置拉至检修位置7、在xx线0022开关下侧静触头三相验电确无电压8、合上xx线0022丁刀闸9、检查0022丁刀闸在合位10、合上xx线0022开关柜门11、拉开xx线0022开关操作直流开关典型操作票—8：任务：6千伏xx线0022由检修转运行（小车开关）1、检查0022送电范围内无送电障碍2、合上xx线0022操作直流开关3、拉开xx线0022丁刀闸4、检查0022丁刀闸确已拉开5、检查0022开关在开位6、打开xx线0022开关柜门7、将xx线0022开关由检修位置推至试验位置8、合上xx线0022开关直流动力插件9、合上xx线0022开关柜门10、将xx线0022开关由试验位置推至运行位置11、合上xx线0022开关12、检查0022开关在合位典型操作票—9：操作任务：35千伏星三线39由运行转检修1、拉开星三线39开关2、拉开星三线39操作直流保险3、检查39开关在开位4、拉开星三线39乙刀闸5、拉开星三线39甲刀闸6、在星三线39乙刀闸线路侧三相验电确无电压7、合上星三线39丁刀闸（备注：悬挂标示牌）典型操作票—10：操作任务：35千伏星三线39由检修转运行1、检查39送电范围内无送电障碍（①—⑤）2、检查39保护压板投停正确3、拉开星三线39丁刀闸4、检查39丁刀闸确已拉开5、检查39开关在开位6、合上星三线39甲刀闸7、合上星三线39乙刀闸8、合上星三线39操作直流保险9、合上星三线39开关10、检查39开关在合位典型操作票—11：操作任务：35千伏星三线39开关由运行转检修（注：开关和保护同时作业）1、拉开星三线39开关2、拉开星三线39操作直流保险3、拉开星三线39信号刀闸4、检查39开关在开位5、拉开星三线39动力保险6、拉开星三线39乙刀闸7、拉开星三线39甲刀闸8、停用星三线39/QP重合闸压板9、停用星三线39/1LP方向电流电压出口压板10、停用星三线39/2LP方向过流出口压板11、在星三线39甲刀闸与开关间三相验电确无电压12、在星三线39甲刀闸与开关间开关侧装设一组6号接地线13、在星三线39乙刀闸与开关间三相验电确无电压14、在星三线39乙刀闸与开关间开关侧装设一组7号接地线典型操作票—12：操作任务：35千伏星三线39开关由检修转运行1、检查39送电范围内无送电障碍（①—⑤）2、拆除星三线39乙刀闸与开关间开关侧一组7号接地线3、拆除星三线39甲刀闸与开关间开关侧一组6号接地线4、检查39送电范围内6、7号共二组接地线确已拆除5、投入星三线39/2LP方向过流出口压板6、投入星三线39/1LP方向电流电压出口压板7、投入星三线39/QP重合闸压板8、检查39开关在开位9、合上星三线39甲刀闸10、合上星三线39乙刀闸11、合上星三线39动力保险12、合上星三线39操作直流保险13、合上星三线39开关14、检查39开关在合位典型操作票—13：操作任务：110千伏星火甲线06停电（该票为：系统令）1、停用110千伏星火甲乙线横差保护2、待令3、待令4、拉开110千伏星火甲线06开关（检查06开关在开位）5、拉开110千伏星火甲线06乙刀闸6、拉开110千伏星火甲线06甲刀闸改写操作票：任务：110千伏星火甲线06由运行转冷备用1—1、检查06表计指示正确1—2、检查07表计指示正确1—3、检查03表计指示正确1—4、停用星火甲乙线横差保护跳星火甲线06/1lp压板1—5、停用星火甲乙线横差保护跳星火乙线07/2lp压板1—6、停用星火甲线06/QP重合闸压板2、待令3、待令4—1、检查06表计指示正确4—2、检查07表计指示正确4—3、检查03表计指示正确4—4、拉开星火甲线06开关4—5、检查06表计指示正确4—6、检查07表计指示正确4—7、检查03表计指示正确4—8、拉开星火甲线06操作直流保险4—9、检查06开关在开位5、拉开星火甲线06乙刀闸6、拉开星火甲线06甲刀闸典型操作票—14：操作任务：35千伏星二甲线40停电（该票为：系统令）1、待令2、停用35千伏星二甲乙线电流平衡保护3、拉开35千伏星二甲线40开关（检查在开位）4、待令5、待令6、待令7、拉开35千伏星二甲线40乙刀闸8、拉开35千伏星二甲线40甲刀闸改写操作票：任务：35千伏星二甲线40由运行转冷备用1、待令2—1、停用星二甲乙线电流平衡保护跳甲线40/1lp压板2—2、停用星二甲乙线电流平衡保护跳乙线41/2lp压板2—3、停用星二甲线40/QP重合闸压板3—1、检查40表计指示正确3—2、检查41表计指示正确3—3、拉开星二甲线40开关3—4、检查40表计指示正确3—5、检查41表计指示正确3—6、拉开星二甲线40操作直流保险3—7、检查40开关在开位4、待令5、待令6、待令7、拉开星二甲线40乙刀闸8、拉开星二甲线40甲刀闸典型操作票—15：操作任务：6千伏Ⅰ段电压互感器64由运行转检修1、检查63甲刀闸在合位2、检查63乙刀闸在合位3、合上6千伏母联63开关4、检查61表计指示正确5、检查62表计指示正确6、检查63表计指示正确7、检查63开关在合位8、拉开1号主变6千伏侧61开关9、检查61表计指示正确10、检查62表计指示正确11、检查63表计指示正确12、检查61开关在开位13、合上6千伏电压互感器二次切换开关14、检查6千伏电压互感器电压切换光字亮15、拉开6千伏I段电压互感器二次保险16、拉开6千伏Ⅰ段电压互感器64刀闸17、检查64刀闸在开位18、检查6千伏Ⅰ段母线电压表指示正确19、检查6千伏Ⅱ段母线电压表指示正确20、在6千伏I段电压互感器64刀闸与一次保险间三相验电确无电压21、在6千伏I段电压互感器64刀闸与一次保险间一次保险侧装设一组x号接地线22、拉开6千伏Ⅰ段电压互感器64一次保险典型操作票—16：操作任务：6千伏Ⅰ段电压互感器64由检修转运行1、检查64送电范围内无送电障碍（①—⑤）2、合上6千伏Ⅰ段电压互感器64一次保险3、拆除6千伏I段电压互感器64刀闸与一次保险间一次保险侧一组x号接地线4、检查6千伏Ⅰ段电压互感器64刀闸与一次保险间一次保险侧一组x号接地线确已拆除5、合上6千伏Ⅰ段电压互感器64刀闸6、检查64刀闸在合位7、合上6千伏Ⅰ段电压互感器二次保险8、拉开6千伏电压互感器二次切换开关9、检查6千伏电压互感器电压切换光字灭10、检查6千伏Ⅰ段电压表指示正确11、检查6千伏Ⅱ段电压表指示正确12、合上1号主变6千伏侧61开关13、检查61表计指示正确14、检查62表计指示正确15、检查63表计指示正确16、检查61开关在合位17、拉开6千伏母联63开关18、检查61表计指示正确19、检查62表计指示正确20、检查63表计指示正确21、检查63开关在开位典型操作票—17：操作任务：35千伏Ⅰ段电压互感器34由运行转检修1、检查33甲刀闸在合位2、检查33乙刀闸在合位3、检查33开关在合位4、合上35千伏电压互感器二次切换开关5、检查35千伏电压互感器电压切换光字亮6、拉开35千伏I段电压互感器二次保险7、拉开35千伏Ⅰ段电压互感器34刀闸8、检查35千伏Ⅰ段电压表指示正确9、检查35千伏Ⅱ段电压表指示正确10、在35千伏I段电压互感器34刀闸与一次保险间三相验电确无电压11、在35千伏I段电压互感器34刀闸与一次保险间刀闸侧装设一组x号接地线典型操作票—18：操作任务：35千伏Ⅰ段电压互感器34由检修转运行1、检查34送电范围内无送电障碍（①—⑤）2、拆除35千伏I段电压互感器34刀闸与一次保险间刀闸侧一组x号接地线3、检查35千伏Ⅰ段电压互感器34刀闸与一次保险间刀闸侧一组x号接地线确已拆除4、合上35千伏Ⅰ段电压互感器34刀闸5、合上35千伏Ⅰ段电压互感器二次保险6、拉开35千伏电压互感器二次切换开关7、检查35千伏电压互感器电压切换光字灭8、检查35千伏Ⅰ段电压表指示正确9、检查35千伏Ⅱ段电压表指示正确典型操作票—19：操作任务：6千伏2号所用变67由运行转检修1、检查2号所用变低压主刀闸在开位2、检查6千伏1号、2号所用变低压母联刀闸在合位3、检查2号所用变低压盘表计指示正确4、拉开6千伏2号所用变67开关5、拉开6千伏2号所用变67操作直流保险6、检查67开关在开位7、拉开6千伏2号所用变67刀闸8、检查67刀闸在开位9、在6千伏2号所用变67电流互感器下侧三相验电确无电压10、在6千伏2号所用变67电流互感器下侧装设一组X1号接地线11、在6千伏2号所用变低压出口处三相验电确无电压12、在6千伏2号所用变低压出口处装设一组X2号低压接地线典型操作票—20：操作任务：6千伏2号所用变67由检修转运行1、检查67送电范围内无送电障碍（①—⑤）2、检查67保护压板投停正确3、拆除6千伏2号所用变低压出口处一组X2号低压接地线4、拆除6千伏2号所用变67电流互感器下侧一组X1号接地线5、检查67送电范围内 X1、X2号共二组接地线确已拆除6、检查67开关在开位7、合上6千伏2号所用变67刀闸8、检查67刀闸在合位9、合上6千伏2号所用变67动力保险10、合上6千伏2号所用变67操作直流保险11、合上6千伏2号所用变67开关12、检查67开关在合位13、检查6千伏1号、2号所用变低压母联刀闸在开位14、检查6千伏2号所用变低压主刀闸在合位15、检查2号所用变低压盘表计指示正确典型操作票—21：操作任务：1号主变由运行转检修1、检查1号主变表计指示正确2、检查2号主变表计指示正确3、检查63甲刀闸在合位4、检查63乙刀闸在合位5、合上6千伏母联63开关6、检查61表计指示正确7、检查62表计指示正确8、检查63表计指示正确9、检查63开关在合位10、拉开1号主变6千伏侧61开关11、检查61表计指示正确12、检查62表计指示正确13、检查63表计指示正确14、检查31表计指示正确15、检查32表计指示正确16、检查33表计指示正确17、停用2号主变复合电压闭锁过流跳35千伏母联33/（X）LP压板18、拉开1号主变35千伏侧31开关19、检查31表计指示正确20、检查32表计指示正确21、检查33表计指示正确22、投入1号主变110千伏零序总出口3lp压板23、投入1号主变110千伏零序过流跳110千伏母联03/5lp压板24、合上1号主变110千伏中性点01丁刀闸25、拉开1号主变110千伏侧01开关26、拉开1号主变6千伏侧61操作直流保险27、拉开1号主变35千伏侧31操作直流保险28、拉开1号主变110千伏侧01操作直流保险29、拉开1号主变控保回路总电源30、拉开1号主变远方测温交流电源保险31、检查61开关在开位32、拉开1号主变6千伏侧61动力保险33、拉开1号主变6千伏侧61乙刀闸34、检查61乙刀闸在开位35、拉开1号主变6千伏侧61甲刀闸36、检查61甲刀闸在开位37、检查31开关在开位38、拉开1号主变35千伏侧31动力保险39、拉开1号主变35千伏侧31乙刀闸40、拉开1号主变35千伏侧31甲刀闸41、检查31戊刀闸在开位42、检查32戊刀闸在开位43、检查01开关在开位44、拉开1号主变110千伏侧01动力保险45、拉开1号主变110千伏侧01乙刀闸46、拉开1号主变110千伏侧01甲刀闸47、拉开1号主变110千伏侧01丁刀闸48、停用1号主变110千伏零序过流跳110千伏母联03/5lp压板49、停用1号主变110千伏零序总出口3lp压板50、拉开1号主变1号风冷电源开关51、拉开1号主变2号风冷电源开关52、在1号主变110千伏侧01开关与甲刀闸间三相验电确无电压53、在1号主变110千伏侧01开关与甲刀闸间开关侧装设一组1号接地线54、在2号主变32戊刀闸与1号消弧线圈间验电确无电压55、在2号主变32戊刀闸与1号消弧线圈间消弧线圈侧装设一组3号接地线56、在1号主变35千伏侧31开关与甲刀闸间三相验电确无电压57、在1号主变35千伏侧31开关与甲刀闸间开关侧装设一组2号接地线58、在1号主变6千伏侧61开关与甲刀闸间三相验电确无电压59、在1号主变6千伏侧61开关与甲刀闸间开关侧装设一组4号接地线典型操作票—22：操作任务：1号主变由检修转运行1、检查1号主变送电范围内无送电障碍2、检查1号主变保护投停正确3、拆除1号主变6千伏侧61开关与甲刀闸间开关侧一组4号接地线4、拆除1号主变35千伏侧31开关与甲刀闸间开关侧一组2号接地线5、拆除2号主变32戊刀闸与1号消弧线圈间消弧线圈侧一组3接号地线6、拆除1号主变110千伏侧01开关与甲刀闸间开关侧一组1号接地线7、检查1号主变送电范围内1、2、3、4号共四组接地线确已拆除8、检查01开关在开位9、合上1号主变110千伏侧01甲刀闸10、合上1号主变110千伏侧01乙刀闸11、合上1号主变110千伏侧01动力保险12、检查32戊刀闸在开位13、检查31戊刀闸在开位14、检查31开关在开位15、合上1号主变35千伏侧31甲刀闸16、合上1号主变35千伏侧31乙刀闸17、合上1号主变35千伏侧31动力保险18、检查61开关在开位19、合上1号主变6千伏侧61甲刀闸20、检查61甲刀闸在合位21、合上1号主变6千伏侧61乙刀闸22、检查61乙刀闸在合位23、合上1号主变6千伏侧61动力保险24、合上1号主变1号风冷电源开关25、合上1号主变2号风冷电源开关26、合上1号主变110千伏侧01操作直流保险27、合上1号主变35千伏侧31操作直流保险28、合上1号主变6千伏侧61操作直流保险29、合上1号主变控保回路总电源30、合上1号主变远方测温交流电源保险31、投入1号主变110千伏零序总出口3lp压板32、投入1号主变110千伏零序过流跳110千伏母联03/5lp压板33、合上1号主变110千伏中性点01丁刀闸34、合上1号主变110千伏侧01开关35、检查01开关在合位36、检查1号主变风冷运行正常37、拉开1号主变110千伏中性点01丁刀闸38、停用1号主变110千伏零序过流跳110千伏母联03/5lp压板39、停用1号主变110千伏零序总出口3lp压板40、合上1号主变35千伏侧31开关41、检查31表计指示正确42、检查32表计指示正确43、检查33表计指示正确44、检查31开关在合位45、投入2号主变复合电压闭锁跳35千伏母联33开关10lp压板46、合上1号主变6千伏侧61开关47、检查61表计指示正确48、检查62表计指示正确49、检查63表计指示正确50、检查61开关在合位51、拉开6千伏母联63开关52、检查61表计指示正确53、检查62表计指示正确54、检查63表计指示正确55、检查63开关在开位典型操作票—23：操作任务：6千伏I段母线由运行转检修1、检查6千伏3号所用变低压主刀闸在开位2、检查6千伏2、3号所用变低压母联刀闸在合位3、拉开6千伏3号所用变66开关4、拉开火二线73开关5、拉开火四线75开关6、拉开1号主变6千伏侧61开关7、检查6千伏I段电压表计指示正确8、检查6千伏II段电压表计指示正确9、拉开6千伏3号所用变66操作直流保险10、拉开火二线73操作直流保险11、拉开火四线75操作直流保险12、拉开6千伏母联63操作直流保险13、拉开1号主变6千伏侧61操作直流保险14、检查66开关在开位15、拉开6千伏3号所用变66动力保险16、拉开6千伏3号所用变66刀闸17、检查66刀闸在开位18、检查73开关在开位19、拉开火二线73动力保险20、拉开火二线73刀闸21、检查73刀闸在开位22、检查75开关在开位23、拉开火四线75动力保险24、拉开火四线75刀闸25、检查75刀闸在开位26、检查63开关在开位27、拉开6千伏母联63动力保险28、拉开6千伏母联63乙刀闸29、检查63乙刀闸在开位30、拉开6千伏母联63甲刀闸32、检查61开关在开位33、拉开1号主变6千伏侧61动力保险34、拉开1号主变6千伏侧61乙刀闸35、检查61乙刀闸在开位36、拉开1号主变6千伏侧61甲刀闸37、检查61甲刀闸在开位38、拉开6千伏I段电压互感器64二次保险39、拉开6千伏I段电压互感器64刀闸40、检查64刀闸在开位41、在火二线73电流互感器下侧三相验电确无电压42、在火二线73电流互感器下侧装设一组23号接地线43、在火四线75乙刀闸线路侧三相验电确无电压44、在火四线75乙刀闸线路侧装设一组22号接地线45、在6千伏3号所用变66电流互感器下侧三相验电确无电压46、在6千伏3号所用变66电流互感器下侧装设一组25号接地线47、在6千伏3号所用变66低压出口处三相验电确无电压48、在6千伏3号所用变66低压出口处装设一组26号接地线49、在6千伏母联63开关与乙刀闸间三相验电确无电压50、在6千伏母联63开关与乙刀闸间开关侧装设一组27号接地线51、在1号主变6千伏侧61乙刀闸与电抗器间三相验电确无电压52、在1号主变6千伏侧61乙刀闸与电抗器间装设一组21号接地线53、拉开6千伏Ⅰ段电压互感器64一次保险典型操作票—24：操作任务：6千伏I段母线由检修转运行1、检查6千伏Ⅰ段母线送电范围内无送电障碍2、检查6千伏Ⅰ段母线所有出线保护压板投停正确3、合上6千伏Ⅰ段电压互感器64一次保险4、拆除1号主变6千伏侧61乙刀闸与电抗器间一组23号接地线5、拆除6千伏母联63开关与乙刀闸间开关侧一组27号接地线6、拆除6千伏3号所用变66电流互感器下侧一组25号接地线7、拆除6千伏3号所用变66低压出口处一组26号接地线8、拆除火二线73电流互感器下侧一组24接号地线9、拆除火四线75乙刀闸线路侧一组22号接地线10、检查6千伏Ⅰ段母线送电范围内22、23、24、25、26、27号共六组接地线确已拆除11、合上6千伏I段电压互感器64刀闸12、检查64刀闸在合位13、合上6千伏I段电压互感器64二次保险14、检查61开关在开位15、合上1号主变6千伏侧61甲刀闸16、检查61甲刀闸在合位17、合上1号主变6千伏侧61乙刀闸18、检查61乙刀闸在合位19、合上1号主变6千伏侧61动力保险20、检查63开关在开位21、合上6千伏母联63甲刀闸23、合上6千伏母联63乙刀闸24、检查63乙刀闸在合位25、合上6千伏母联63动力保险26、检查66开关在开位27、合上6千伏3号所用变66刀闸28、检查66刀闸在合位29、合上6千伏3号所用变66动力保险30、检查73开关在开位31、合上火二线73甲刀闸32、检查73甲刀闸在合位33、合上73动力保险34、检查75开关在开位35、合上火四线75甲刀闸36、检查75甲刀闸在合位37、合上火四线75乙刀闸38、检查75乙刀闸在合位39、合上75动力保险40、合上1号主变6千伏侧61操作直流保险41、合上6千伏母联63操作直流保险42、合上6千伏3号所用变66操作直流保险43、合上火二线73操作直流保险44、合上火四线75操作直流保险45、合上1号主变6千伏侧61开关46、检查6千伏I段电压表计指示正确47、检查6千伏II段电压表计指示正确48、检查61开关在合位49、合上6千伏3号所用变66开关50、检查66开关在合位51、合上火二线73开关52、检查73开关在合位53、合上火四线75开关54、检查75开关在合位55、检查6千伏2、3号所用变低压母联刀闸在开位56、检查6千伏3号所用变低压主刀闸在合位典型操作票—25：操作任务：35千伏I段母线由运行转检修1、检查1号所用变低压主刀闸在开位2、检查1、2号所用变低压母联刀闸在合位3、拉开星一线37开关4、拉开星三线39开关5、检查31表计指示正确6、检查32表计指示正确7、检查33表计指示正确8、拉开35千伏母联33开关9、检查31表计指示正确10、检查32表计指示正确11、检查33表计指示正确12、拉开1号主变35千伏侧31开关13、拉开旁路36操作直流保险14、拉开星一线37操作直流保险15、拉开星三线39操作直流保险16、拉开35千伏母联33操作直流保险17、拉开1号主变35千伏侧31操作直流保险18、检查36开关在开位19、拉开旁路36动力保险20、拉开旁路36丙刀闸21、拉开旁路36甲刀闸22、检查37开关在开位23、拉开星一线37动力保险24、拉开星一线37乙刀闸25、拉开星一线37甲刀闸26、检查37丙刀闸在开位27、拉开1号所用变37低压空气开关28、拉开35千伏1号所用变37戊刀闸29、检查39开关在开位30、拉开星三线39动力保险31、拉开星三线39乙刀闸32、拉开星三线39甲刀闸33、检查39丙刀闸在开位34、检查33开关在开位35、拉开35千伏母联33动力保险36、拉开35千伏母联33乙刀闸37、拉开35千伏母联33甲刀闸38、检查31开关在开位39、拉开1号主变35千伏侧31动力保险40、拉开1号主变35千伏侧31乙刀闸41、拉开1号主变35千伏侧31甲刀闸42、拉开35千伏I段电压互感器34二次保险43、拉开35千伏I段电压互感器34刀闸44、检查星四线38丙刀闸在开位45、检查星二线40丙刀闸在开位46、在星一线37乙刀闸线路侧三相验电确无电压47、在星一线37乙刀闸线路侧装设一组1号接地线48、在星三线39乙刀闸线路侧三相验电确无电压49、在星三线39乙刀闸线路侧装设一组2号接地线50、在旁路36丙刀闸旁母侧三相验电确无电压51、在旁路36丙刀闸旁母侧装设一组3号接地线52、在35千伏母联33开关与乙刀闸间三相验电确无电压53、在35千伏母联33开关与乙刀闸间开关侧装设一组4号接地线54、在1号主变35千伏侧31开关与乙刀闸间三相验电确无电压55、在1号主变35千伏侧31开关与乙刀闸间开关侧装设一组5号接地线56、在35千伏1号所用变戊刀闸与高压保险间三相验电确无电压57、在35千伏1号所用变戊刀闸与高压保险间装设一组6号接地线58、在35千伏1号所用变低压出口处三相验电确无电压59、在35千伏1号所用变低压出口处装设一组7接号地线典型操作票—26：操作任务：35千伏I段母线由检修转运行1、检查35千伏1段母线送电范围内无送电障碍2、检查35千伏1段母线及出线所有保护压板投停正确3、拆除35千伏1号所用变低压出口处一组7号接地线4、拆除35千伏1号所用变戊刀闸与高压保险间一组6号接地线5、拆除1号主变35千伏侧31开关与乙刀闸间开关侧一组5号接地线6、拆除35千伏母联33开关与乙刀闸间开关侧一组4号接地线7、拆除旁路36丙刀闸旁母侧一组3号接地线8、拆除星一线37乙刀闸线路侧一组1号接地线9、拆除星三线39乙刀闸线路侧一组2号接地线10、检查35千伏1段母线送电范围内1、2、3、4、5、6、7共七组接地线确已拆除11、合上35千伏I段电压互感器34刀闸12、合上35千伏I段电压互感器34二次保险13、检查31开关在开位14、合上1号主变35千伏侧31甲刀闸15、合上1号主变35千伏侧31乙刀闸16、合上1号主变35千伏侧31动力保险17、检查33开关在开位18、合上35千伏母联33甲刀闸19、合上35千伏母联33乙刀闸20、合上35千伏母联33动力保险21、检查36开关在开位22、合上旁路36甲刀闸23、合上旁路36丙刀闸24、合上旁路36动力保险25、检查37开关在开位26、合上星一线37甲刀闸27、合上星一线37乙刀闸28、合上星一线37动力保险29、检查37丙刀闸在开位30、合上35千伏1号所用变37戊刀闸31、合上35千伏1号所用变二次空气开关32、检查39开关在开位33、合上星三线39甲刀闸34、合上星三线39乙刀闸35、合上星三线39动力保险36、检查39丙刀闸在开位37、合上旁路36操作直流保险38、合上星一线37操作直流保险39、合上星三线39操作直流保险40、合上31操作直流保险41、合上33操作直流保险42、合上1号主变35千伏侧31开关43、检查35千伏I段母线电压表指示正确44、检查35千伏II段母线电压表指示正确45、检查31开关在合位46、合上35千伏母联33开关47、检查31表计指示正确48、检查32表计指示正确49、检查33表计指示正确50、检查33开关在合位51、合上星一线37开关52、检查37开关在合位。
(整理)典型操作票样板.
变电站（发电厂）倒闸操作票操作单位:铜岭岗变电站编号共7页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：年月日时分操作任务：为配合6#主变本体绕组温度计检修，4#主变铜228、910、1010开关由热备用转运行，6#主变铜232、1305、1405开关由运行转热备用分序号倒闸操作内容操作时间执行（√）总序号1 1—1 检查#4主变本体无异物，且具备送电条件2 2—.1 检查#4主变高压侧铜228开关三相确在断开位置3 2—2 检查#4主变高压侧铜2282刀闸三相确在拉开位置4 2—3 检查#4主变高压侧铜2281刀闸三相确在推上位置5 2—4 检查#4主变高压侧铜2286刀闸三相确在推上位置6 2—5 检查#4主变高压侧铜2285地刀三相确在拉开位置7 2—6 检查#4主变高压侧铜2288地刀三相确在拉开位置8 2—7 检查#4主变高压侧铜2289地刀三相确在拉开位置9 3—1 检查10kV#3母线联络铜312开关三相确在合上位置10 3—2 检查10kV#5母线联络铜3121间隔手车三相确在“工作”位置11 3—3 检查10kV#5母线至#7母线联络Ⅰ铜503开关三相确在合上位置12 3—4 检查10kV#5母线至#7母线联络Ⅱ铜507开关三相确在合上位置13 3—5 检查10kV#7母线至#5母线联络Ⅰ铜701开关三相确在合上位置14 3—6 检查10kV#7母线至#5母线联络Ⅱ铜702开关三相确在合上位置15 3—7 检查10kV#7母线联络铜710开关三相确在合上位置16 3—8 检查10kV#9母线联络铜7101间隔手车三相确在“工作”位置17 3—9 检查10kV应急母线联络铜911开关三相确在合上位置18 3—10 检查10kV应急母线联络铜911Y间隔手车三相确在“工作”位置19 3—11 检查10kV应急母线联络铜YJ10开关手车三相确在“实验”位置20 3—12 检查10kV应急母线奇偶数段联络铜YJ15开关手车三相确在“实验”位置21 3—13 检查10kV应急母线联络铜1101Y间隔手车三相确在“工作”位置22 3—14 检查10kV#11母线联络铜1101开关三相确在合上位置23 3—15 检查10kV#11母线联络铜1114开关三相确在合上位置24 3—16 检查10kV#13母线联络铜11141间隔手车三相确在“工作”位置25 3—17 检查10kV#4母线至#8母线联络铜404开关三相确在合上位置26 3—18 检查10kV#4母线联络铜412开关三相确在合上位置执行（√）总序号分序号倒闸操作内容操作时间27 3—19 检查10kV#6母线联络铜4121间隔手车三相确在“工作”位置28 3—20 检查10kV#6母线至#8母线联络铜603开关三相确在合上位置29 3—21 检查10kV#8母线至#4母线联络铜801开关三相确在合上位置30 3—22 检查10kV#8母线至#6母线联络铜802开关三相确在合上位置31 3—23 检查10kV#8母线联络铜810开关三相确在合上位置32 3—24 检查10kV#10母线联络铜8101间隔手车三相确在“工作”位置33 3—25 检查10kV#10母线奇偶数段联络铜1002开关手车三相确在“实验”位置34 3—26 检查10kV#10母线至#12母线联络Ⅰ铜1006开关三相确在合上位置35 3—27 检查10kV#10母线至#12母线联络Ⅱ铜1008开关三相确在合上位置36 3—28 检查10kV#12母线至#10母线联络Ⅰ铜1204开关三相确在合上位置37 3—29 检查10kV#12母线至#10母线联络Ⅱ铜1208开关三相确在合上位置38 3—30 检查10kV#12母线联络铜1214开关三相确在合上位置39 3—31 检查10kV#14母线联络铜12141间隔手车三相确在“工作”位置40 4—1 检查#4主变低压侧铜910开关手车三相确在“工作”位置41 4—2 检查#4主变低压侧铜910开关柜小母线室内：控制电源开关1DK确在合上位置42 4—3 检查#4主变低压侧铜910开关柜小母线室内：加热照明电源开关2DK确在合上位置43 4—4 检查#4主变低压侧铜1010开关手车三相确在“工作”位置44 4—5 检查#4主变低压侧铜1010开关柜小母线室内：控制电源开关1DK确在合上位置45 4—6 检查#4主变低压侧铜1010开关柜小母线室内：加热照明电源开关2DK确在合上位置46 5—1 检查#4主变保护Ⅰ屏上：低压侧分支二保护电压空开1ZKK4确已合上47 5—2 检查#4主变保护Ⅰ屏上：低压侧分支一交流电压空开1ZKK3确已合上48 5—3 检查#4主变保护Ⅰ屏上：高压侧保护电压1ZKK1确已合上49 5—4 检查#4主变保护Ⅰ屏上：高压侧第二组控制电源1-4K2确已合上50 5—5 检查#4主变保护Ⅰ屏上：高压侧第一组控制电源1-4K1确已合上51 5—6 检查#4主变保护Ⅰ屏上：高压侧电压切换电源7K确已合上52 5—7 检查#4主变保护Ⅰ屏上：通讯装置84K确已合上53 5—8 检查#4主变保护Ⅰ屏上：保护装置电源1K确已合上54 5—9 检查#4主变保护Ⅰ屏上：跳高压侧压板1C1LP1确在加用位置执行（√）总序号分序号倒闸操作内容操作时间55 5—10 检查#4主变保护Ⅰ屏上：跳高压侧压母联压板1C1LP2确在加用位置56 5—11 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投解除高压侧失灵复压闭锁压板1C1LP3确在加用位置57 5—12 检查#4主变保护Ⅰ屏上：启动高压侧失灵压板1C1LP4确在加用位置58 5—13 检查#4主变保护Ⅰ屏上：跳低分支一压板1C3LP1确在加用位置59 5—14 检查#4主变保护Ⅰ屏上：跳低分支一分段压板1C3LP2确在加用位置60 5—15 检查#4主变保护Ⅰ屏上：跳低压侧分支一应急分段压板1C3LP3确在加用位置61 5—16 检查#4主变保护Ⅰ屏上：跳低分支二压板1C4LP1确在加用位置62 5—17 检查#4主变保护Ⅰ屏上：跳低分支二分段压板1C4LP2确在加用位置63 5—18 检查#4主变保护Ⅰ屏上：置检修状态压板1RLP1确在停用位置64 5—19 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投差动保护压板1RLP2确在加用位置65 5—20 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投高压侧后备保护压板1RLP3确在加用位置66 5—21 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投高压侧电压压板1RLP4确在加用位置67 5—22 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投低分支一后备保护压板1RLP5确在加用位置68 5—23 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投低分支一电压压板1RLP6确在加用位置69 5—24 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投低分支二后备保护压板1RLP7确在加用位置70 5—25 检查#4主变保护Ⅰ屏上：投低分支二电压压板1RLP8确在加用位置71 6—1 检查#4主变保护Ⅱ屏上：低压侧分支二保护电压空开1ZKK4确已合上72 6—2 检查#4主变保护Ⅱ屏上：低压侧分支一交流电压空开1ZKK3确已合上73 6—3 检查#4主变保护Ⅱ屏上：高压侧保护电压空开1ZKK1确已合上74 6—4 检查#4主变保护Ⅱ屏上：低压侧分支二控制电源空开4-4K确已合上75 6—5 检查#4主变保护Ⅱ屏上：低压侧分支一控制电源空开1-4K确已合上76 6—6 检查#4主变保护Ⅱ屏上：非电量保护直流电源空开5K确已合上77 6—7 检查#4主变保护Ⅱ屏上：高压侧电压切换电源空开7K确已合上78 6—8 检查#4主变保护Ⅱ屏上：通讯装置电源空开84K确已合上79 6—9 检查#4主变保护Ⅱ屏上：保护装置电源空开1K确已合上80 6—10 检查#4主变保护Ⅱ屏上：跳高压侧压板1C1LP1确在加用位置81 6—11 检查#4主变保护Ⅱ屏上：跳高压侧压母联压板1C1LP2确在加用位置82 6—12 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投解除高压侧失灵复压闭锁压板1C1LP3确在加用位置83 6—13 检查#4主变保护Ⅱ屏上：启动高压侧失灵压板1C1LP4确在加用位置执行（√）总序号分序号倒闸操作内容操作时间84 6—14 检查#4主变保护Ⅱ屏上：跳低分支一压板1C3LP1确在加用位置85 6—15 检查#4主变保护Ⅱ屏上：跳低分支一分段压板1C3LP2确在加用位置86 6—16 检查#4主变保护Ⅱ屏上：跳低分支一应急分段压板1C3LP3确在加用位置87 6—17 检查#4主变保护Ⅱ屏上：跳低分支二压板1C4LP1确在加用位置88 6—18 检查#4主变保护Ⅱ屏上：跳低分支二分段压板1C4LP2确在加用位置89 6—19 检查#4主变保护Ⅱ屏上：置检修状态压板1RLP1确在停用位置90 6—20 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投差动保护压板1RLP2确在加用位置91 6—21 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投高压侧后备保护压板1RLP3确在加用位置92 6—22 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投高压侧电压压板1RLP4确在加用位置93 6—23 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投低分支一后备保护压板1RLP5确在加用位置94 6—24 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投低分支一电压压板1RLP6确在加用位置95 6—25 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投低分支二后备保护压板1RLP7确在加用位置96 6—26 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投低分支二电压压板1RLP8确在加用位置97 6—27 检查#4主变保护Ⅱ屏上：非电量跳高压侧线圈一压板5CLP1确在加用位置98 6—28 检查#4主变保护Ⅱ屏上：非电量跳高压侧线圈二压板5CLP2确在加用位置99 6—29 检查#4主变保护Ⅱ屏上：非电量跳低分支一压板5CLP3确在加用位置100 6—30 检查#4主变保护Ⅱ屏上：非电量跳低分支二压板5CLP4确在加用位置101 6—31 检查#4主变保护Ⅱ屏上：压力突变启动跳闸压板5QLP8确在停用位置102 6—32 检查#4主变保护Ⅱ屏上：置检修状态5RLP1确在停用位置103 6—33 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投非电量延时保护压板5RLP2确在停用位置104 6—34 检查#4主变保护Ⅱ屏上：投非电量延时保护压板5RLP2确在停用位置105 6—35 检查#4主变保护Ⅱ屏上：本体重瓦斯启动跳闸压板5QLP1确在加用位置106 6—36 检查#4主变保护Ⅱ屏上：调压重瓦斯启动跳闸压板5QLP2确在停用位置107 6—37 检查#4主变保护Ⅱ屏上：本体压力释放启动跳闸压板5QLP3确在停用位置108 6—38 检查#4主变保护Ⅱ屏上：油温高启动跳闸压板5QLP4确在停用位置109 6—39 检查#4主变保护Ⅱ屏上：绕组过温启动跳闸压板5QLP5确在停用位置110 6—40 检查#4主变保护Ⅱ屏上：调压压力释放启动跳闸压板5QLP6确在停用位置111 6—41 检查#4主变保护Ⅱ屏上：冷控失压启动跳闸压板5QLP7确在停用位置112 7—1 检查220kV母线保护Ⅰ屏上：投断路器失灵保护压板1RLP2确在加用位置113 7—2 将220kV母线保护Ⅰ屏上：跳#4变高压侧压板1C5LP1加用114 7—3 将220kV母线保护Ⅰ屏上：#4变失灵联跳压板1S5LP1加用115 8—1 将220kV母线保护Ⅱ屏上：跳#4变高压侧压板1C5LP1加用执行（√）总序号分序号倒闸操作内容操作时间116 8—2 将220kV母线保护Ⅱ屏上：#4变失灵联跳压板1S5LP1加用117 8—3 检查220kV母线保护Ⅱ屏上：投失灵保护压板1RLP2确在加用位置118 9—1 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜228测控直流电源1K空开确已合上119 9—2 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜228交流测量电压1ZKK空开确已合上120 9—3 检查#4主变测控屏上：#4主变低压侧分支一铜910测控电源2K空开确已合上121 9—4 检查#4主变测控屏上：#4主变低压侧分支一铜910交流测量电压2ZKK空开确已合上122 9—5 检查#4主变测控屏上：#4主变低压侧分支二铜1010测控电源3K空开确已合上123 9—6 检查#4主变测控屏上：#4主变低压侧分支二铜1010交流测量电压3ZKK空开确已合上124 9—7 检查#4主变测控屏上：#4主变本体及非电量测控直流电源7 K空开确已合上125 9—8 检查#4主变测控屏上：主变档位控制电源44 K空开确已合上126 9—9 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜228“远方/就地”1QK切换把手确已打至“远方”127 9—10 检查#4主变测控屏上：#4主变低压侧分支一铜910“远方/就地”2QK切换把手确已打至“远方”128 9—11 检查#4主变测控屏上：#4主变低压侧分支二铜1010“远方/就地”2QK切换把手确已打至“远方”129 9—12 检查#4主变测控屏上：1n-rcs9705C装置置检修压板1LP1停用130 9—13 检查#4主变测控屏上：同期手合压板1LP2加用131 9—14 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜228遥控跳闸压板1LP3加用132 9—15 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜228遥控合闸压板1LP4加用133 9—16 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜2281遥控压板1LP5加用134 9—17 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜2282遥控压板1LP6加用135 9—18 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜2285遥控压板1LP7停用136 9—19 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜2288遥控压板1LP8停用137 9—20 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜2286遥控压板1LP9加用执行（√）总序号分序号倒闸操作内容操作时间138 9—21 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧铜2289遥控压板1LP10停用139 9—22 检查#4主变测控屏上：2n-rcs9705C装置置检修压板2LP1停用140 9—23 检查#4主变测控屏上：同期手合压板2LP2加用141 9—24 检查#4主变测控屏上：#4主变低压分支一铜910遥控跳闸压板2LP3加用142 9—25 检查#4主变测控屏上：#4主变低压分支一铜910遥控合闸压板2LP4加用143 9—26 检查#4主变测控屏上：3n-rcs9705C装置置检修压板3LP1停用144 9—27 检查#4主变测控屏上：同期手合压板3LP2加用145 9—28 检查#4主变测控屏上：#4主变低压分支一铜1010遥控跳闸压板3LP3加用146 9—29 检查#4主变测控屏上：#4主变低压分支一铜1010遥控合闸压板3LP4加用147 9—30 检查#4主变测控屏上：7n-rcs9705C装置置检修压板7LP1停用148 9—31 检查#4主变测控屏上：投远控压板7LP2加用149 9—32 检查#4主变测控屏上：#4主变高压侧中性点铜2287地刀遥控压板7LP3加用150 9—33 检查#4主变测控屏上：分接头遥控压板7LP6加用151 10—1 检查#4主变与#6主变档位一致152 11—1 检查#4主变中性点铜2287接地刀闸三相确在拉开位置153 11—2 推上#4主变中性点铜2287接地刀闸154 11—3 检查#4主变中性点铜2287接地刀闸三相确已推上155 11—4 检查#4主变高压侧铜228开关三相确已储能156 11—5 合上#4主变高压侧铜228开关157 11—6 检查#4主变高压侧铜228三相确已合上158 11—7 检查#4主变高压侧铜228汇控柜上：三相带点指示灯确已亮159 11—8 检查#4主变已运行正常160 12—1 检查#4主变低压侧铜910开关手车三相确在“工作”位置161 12—2 检查#4主变低压侧铜910开关柜上手车“工作”位置指示灯确已亮162 12—3 将#4主变低压侧铜910开关柜上：解除联锁压板加用163 12—4 检查#4主变低压侧铜910开关三相确已储能164 12—5 合上#4主变低压侧铜910开关165 12—6 检查#4主变低压侧铜910开关三相确已合上166 12—7 检查#4主变保护Ⅱ屏上：CJX操作继电器箱#4主变低压侧分支一“HWJ”绿灯确已亮167 13—1 检查#4主变低压侧铜1010开关手车三相确在“工作”位置执行（√）总序号分序号倒闸操作内容操作时间168 13—2 检查#4主变低压侧铜1010开关柜上手车开关“工作”位置指示灯确已亮169 13—3 将#4主变低压侧铜1010开关柜上：解除联锁压板加用170 13—4 检查#4主变低压侧铜1010开关三相确已储能171 13—5 合上#4主变低压侧铜1010开关172 13—6 检查#4主变低压侧铜1010开关三相确已合上173 13—7 检查#4主变保护Ⅱ屏上：CJX操作继电器箱#4主变低压侧分支二“HWJ”绿灯确已亮174 14—1 检查#6主变中性点铜2327地刀确在推上位置175 15—1 断开#6主变低压侧铜1305开关176 15—2 检查#6主变低压侧铜1305开关三相确已断开177 15—3 检查#6主变保护Ⅱ屏上：CJX操作继电器箱#6主变低压侧分支一“TWJ”红灯确已亮178 16—1 断开#6主变低压侧铜1405开关179 16—2 检查#6主变低压侧铜1405开关三相确已断开180 16—3 检查#6主变保护Ⅱ屏上：CJX操作继电器箱#5主变低压侧分支二“TWJ”红灯确已亮181 17—1 断开#6主变高压侧铜232开关182 17—2 检查#6主变高压侧铜232开关三相确已断开189 17—3 检查#6主变保护Ⅰ屏上：RCS-978变压器成套保护装置跳闸指示红灯确已亮184 17—4 检查#6主变保护Ⅱ屏上：RCS-978变压器成套保护装置跳闸指示红灯确已亮185 18—1 拉开#6主变中性点铜2327接地刀闸186 18—2 检查#6主变中性点铜2327接地刀闸确已拉开187 19—1 将220kV母线保护Ⅰ屏上：跳#6变高压侧压板1C6LP1停用188 19—2 将220kV母线保护Ⅰ屏上：#6变失灵联跳压板1S6LP1停用189 19—3 将220kV母线保护Ⅱ屏上：跳#6变高压侧压板1C6LP1停用190 19—4 将220kV母线保护Ⅱ屏上：#6变失灵联跳压板1S6LP1停用备注此票以（）调（）字第（）号指令票为依据操作人：监护人：值班负责人（值长）：综合操作指令票操作单位：铜岭岗变电站2011年月日(星期) （）调综字第号第1页操作任务为配合6#主变本体绕组温度计检修，4#主变铜228、910、1010开关由热备用转运行，6#主变铜232、1305、1405开关由运行转热备用发令时间月日时分发令人受令人操作开始时间时分汇报时间月日时分调度员汇报人操作结束时间时分注意事项1、将4#主变（铜228、910、1010开关）由热备用转运行确有负荷后，将6#主变（铜232、1305、1405开关）由运行转热备用。
4-典型操作票
昌乐山水公司余热电站典型操作票编写：审核：批准：二00六年八月二十八日一、拉开山鹰3238线联络闸刀1、询问调度裕廊3291线进口开关（即昌乐山水公司进口开关）在冷备用状态。
2、拉开山鹰3238线联络刀闸，并检查。
3、翻正模拟图板并登记。
二、合上山鹰3238线联络闸刀1、询问调度裕廊3291线进口开关（即昌乐山水公司进口开关）在冷备用状态。
2、合上山鹰3238线联络刀闸，并检查。
3、翻正模拟图板并登记。
三、110kV山鹰3238线由运行改为热备用1、检查110kV山鹰3238线在运行状态，电流表、有功表、无功表指示到零。
2、拉开110kV山鹰3238线开关。
3、检查110kV山鹰3238线开关确在断开位置。
4、翻正模拟图板并登记。
四、110kV山鹰3238线由热备用改为运行（不同期并网）1、检查110kV山鹰3238线确在热备用状态。
2、插入手柄投入山鹰3238线同期开关TK，并检查。
3、将手动准同期开关1STK切至“粗调”位置，并检查。
4、检查同期闭锁开关STK在“投入”位置。
5、调节发电机电压频率与系统接近。
6、将手动准同期开关1STK切至“精调”位置，并检查。
7、调节发电机电压频率使同步指针顺时针方向缓慢转动，待同步表接近同期点时。
8、合上山鹰3238线开关。
9、撤出手动准同期开关1STK，并检查。
10、撤出山鹰3238线同期开关TK，并检查。
11、检查山鹰3238线开关确在合上位置。
12、翻正模拟图板并登记。
五、110kV山鹰3238线由运行改为冷备用1、检查山鹰3238线在运行状态，电流表、有功表、无功表指示到零。
2、拉开山鹰3238线开关。
3、检查山鹰3238线开关确在断开位置。
4、将山鹰3238线开关小车由工作位置拉至试验位置，并检查。
5、取下山鹰3238线路压变低压熔丝3RD，并检查。
6、拉开山鹰3238线进线刀闸，并检查。
7、取下山鹰3238线开关储能熔丝1RD、2RD，并检查。
杨高变典型操作票
告101
操作任务：沙杨I线608线路由运行转冷备用
顺序
操作项目
▲
√
1
拉开608开关
2
将608开关遥控开关切至“近控”位置
3
检查608开关已拉开
4
拉开6083刀闸
5
检查6083刀闸已拉开
6
拉开6082刀闸
7
检查6082刀闸已拉开
8
检查6081刀闸已拉
9
退出220kV母差I屏跳608 I压板
10
退出220kV母差II屏跳608 II压板
4
合上6023－2接地刀闸
5
拉开6023隔离开关电机电源快分开关
6
拉开6021隔离开关电机电源快分开关
7
拉开6022隔离开关电机电源快分开关
8
拉开602保护I屏电压电源快分开关
9
拉开602保护I屏装置电源快分开关
10
拉开602保护II屏电压电源快分开关
11
拉开602保护II屏装置电源快分开关
12
拉开602测控屏电压电源快分开关
10
退出220kV第二套母差出口跳602Ⅱ压板
11
退出220kV失灵出口跳602Ⅰ压板
12
退出220kV失灵出口跳602Ⅱ压板
13
退出602启动失灵总压板
14
告101
操作任务：杨黎I线602断路器由冷备用转检修
顺序
操作项目
▲
√
1
在6022隔离开关靠断路器侧验明确无电压
2
合上6022－1接地刀闸
3
在6023隔离开关靠断路器侧验明确无电压
24
投入110KV母差手动互联压板LP4
运行规程-典型操作票
典型操作票操作开始时间：年月日时分，终于时间：日时分操作任务：倒厂用电用AT1带厂用Ⅰ、Ⅱ段顺序操作项目1．检查AT1带电运行正常。
2．检查100开关确在断开位置。
3．检查1001刀闸确在断开位置。
（或1002刀闸）4．检查1002刀闸确在合上位置。
（或1001刀闸）5．断开120开关。
6．检查120开关确在断开位置。
7．拉开1202刀闸。
8．检查1202刀闸确在断开位置。
9．合上1001刀闸。
（或1002刀闸）10．检查1001刀闸确在合上位置。
（或1002刀闸）11．合上100开关。
12．检查100开关确在合上位置。
13．检查厂用Ⅰ、Ⅱ段带电运行正常。
１操作任务：倒厂用电用AT2带厂用Ⅰ、Ⅱ段顺序操作项目1．检查AT2带电运行正常。
2．检查100开关确在断开位置。
3．检查1001刀闸确在合上位置。
（或1002刀闸）4．检查1002刀闸确在合上位置。
（或1001刀闸）5．断开110开关。
6．检查110开关确在断开位置。
7．拉开1101刀闸。
8．检查1101刀闸确在断开位置。
9．合上1001刀闸。
（或1002刀闸）10．检查1001刀闸确在合上位置。
（或1002刀闸）11．合上100开关。
12．检查100开关确在合上位置。
13．检查厂用Ⅰ、Ⅱ段带电运行正常。
２操作任务：AT1带厂用Ⅰ、Ⅱ段倒为分段运行顺序操作项目1．检查AT2电运行正常。
2．检查120开关确在断开位置。
3．检查1202刀闸确在断开位置。
4．断开100开关。
5．检查100开关确在断开位置。
6．拉开1001刀闸。
（或1002刀闸）7．检查1001刀闸（或1002刀闸）确在断开位置。
8．合上1202刀闸。
9．检查1202刀闸确在合上位置。
10．合上120开关。
11．检查120开关确在合上位置。
12．检查厂用Ⅰ、Ⅱ段带电运行正常。
３操作任务：AT2带厂用Ⅰ、Ⅱ段倒为分段运行顺序操作项目1．检查AT1带电运行正常。
2．检查110开关确在断开位置。
电气典型操作票
1、发电机利用手动准同期并列（冷态→运行）：1.检查发电机检修工作全部结束，工作票全部收回，安全措施已拆除，周围清洁无杂物，常设遮拦已恢复2.模拟操作3.检查发电机保护按规定投入正确4.检查发电机碳刷、滑环、励磁机各部正常5.摇测发电机定子、转子回路绝缘电阻6.检查发电机出口开关确在“分闸”位置7.将发电机出口开关推至“试验”位置8.合上发电机出口开关控制直流插件9.合上发电机出口开关控制直流电源开关10.合上发电机出口开关动力直流保险11.检查发电机出口开关位置指示正确12.拉开发电机出口开关控制直流电源开关13.检查发电机出口开关储能良好14.检查发电机出口电压互感器1YH一次保险良好15.检查发电机出口电压互感器1YH二次保险良好16.检查发电机出口电压互感器1YH控制直流保险良好17.合上发电机出口电压互感器1YH控制直流保险18.将发电机出口电压互感器1YH推至“工作”位置19.检查发电机出口电压互感器1YH位置指示正确20.合上发电机出口电压互感器1YH二次保险21.检查发电机励磁电压互感器2YH一次保险良好22.检查发电机励磁电压互感器2YH二次保险良好23.检查发电机励磁电压互感器2YH控制直流保险良好24.合上发电机励磁电压互感器2YH控制直流保险25.将发电机励磁电压互感器2YH推至“工作”位置26.检查发电机励磁电压互感器2YH位置指示正确27.合上发电机励磁电压互感器2YH二次保险28.检查发电机励磁变各部正常29.检查发电机励磁变控制直流保险良好30.合上发电机励磁变控制直流保险31.将发电机励磁变推至“工作”位置32.检查发电机励磁变位置指示正确33.合上发电机励磁变二次保险34.检查发电机出线电容器及避雷器正常且接地良好35.合上发电机出线电容器及避雷器控制直流保险36.将发电机出线电容器及避雷器推至“工作”位置37.检查发电机出线电容器及避雷器位置指示正确38.检查发电机灭磁开关确在“分闸”位置39.检查发电机“励磁方式选择开关”确在“自励”位置40.检查发电机I#励磁调节器交流电源确在“分闸”位置41.检查发电机I#励磁调节器直流电源确在“分闸”位置42.检查发电机II#励磁调节器交流电源确在“分闸”位置43.检查发电机II#励磁调节器直流电源确在“分闸”位置44.检查发电机励磁调节屏“他励”电源良好45.合上发电机励磁调节屏“他励”电源开关46.检查发电机励磁调节屏控制继电器投入正常47.检查发电机起励电源正常48.检查发电机励磁调节屏电源正常49.合上发电机励磁调节屏电源开关50.合上发电机励磁调节屏控制电源保险51.合上发电机励磁调节屏合闸电源保险52.检查发电机I#励磁调节器投入开关确在“断开”位置53.合上发电机I#励磁调节器投入开关54.合上发电机I#励磁调节器直流电源开关55.合上发电机I#励磁调节器交流电源开关56.检查发电机I#励磁调节器指示正确57.检查发电机II#励磁调节器投入开关确在“断开”位置58.合上发电机II#励磁调节器投入开关59.合上发电机II#励磁调节器直流电源开关60.合上发电机II#励磁调节器交流电源开关61.检查发电机II#励磁调节器指示正确62.待汽机定速63.检查发电机出口开关确在“试验”位置64.合上发电机出口开关控制直流电源65.将发电机出口开关摇至“工作”位置66.检查发电机出口开关位置指示正确67.请示单元长：合上机灭磁开关68.检查发电机灭磁开关确已合好69.投入发电机励磁70.检查发电机起励正常71.检查发电机各表计指示正确72.将发电机电压升至额定值73.核对发电机空载参数74.检查无压闭锁开关确在“有压”位置75.投入发电机出口同期开关76.将“调节方式选择”开关切至“手动”位置77.将“同期方式选择”开关切至“手准”位置78.利用模拟屏上发电机调速开关，发电机调压开关调整发电机电压、周波与系统一致79.视整步表指针，顺时针缓慢转动，接近同期点时，按下集中同期合闸按钮80.检查发电机出口开关确已合好81.将发电机同期开关切至“断开”位置82.将“同期方式选择”开关切至“退出”位置83.检查发电机各部无异常84.记录发电机电度表底码85.汇报单元长操作完毕2、发电机利用自动准同期并列（冷态→运行）1.检查发电机检修工作全部结束，工作票全部收回，安全措施已拆除，周围清洁无杂物，常设遮拦已恢复2.模拟操作3.检查发电机保护按规定投入正确4.检查发电机碳刷、滑环、励磁机各部正常5.摇测发电机定子、转子回路绝缘电阻6.检查发电机出口开关确在“分闸”位置7.将发电机出口开关推至“试验”位置8.合上发电机出口开关控制直流插件9.合上发电机出口开关控制直流电源开关10.合上发电机出口开关动力直流保险11.检查发电机出口开关指示正确12.拉开发电机出口开关控制直流电源开关13.检查发电机出口开关储能良好14.检查发电机出口电压互感器1YH一次保险良好15.检查发电机出口电压互感器1YH二次保险良好16.检查发电机出口电压互感器1YH控制直流保险良好17.合上发电机出口电压互感器1YH控制直流保险18.将发电机出口电压互感器1YH推至“工作”位置19.检查发电机出口电压互感器1YH位置指示正确20.合上发电机出口电压互感器1YH二次保险21.检查发电机励磁电压互感器2YH一次保险在良好22.检查发电机励磁电压互感器2YH二次保险良好23.检查发电机励磁电压互感器2YH控制直流保险良好24.合上发电机励磁电压互感器2YH控制直流保险25.将发电机励磁电压互感器2YH推至“工作”位置26.检查发电机励磁电压互感器2YH位置指示正确27.合上发电机励磁电压互感器2YH二次保险28.检查发电机励磁变各部正常29.检查发电机励磁变控制直流保险良好30.合上发电机励磁变控制直流保险31.将发电机励磁变推至“工作”位置32.检查发电机励磁变位置指示正确33.合上发电机励磁变二次保险34.检查发电机出线电容器及避雷器正常且接地良好35.将发电机出线电容器及避雷器推至“工作”位置36.合上发电机出线电容器及避雷器控制直流保险37.检查发电机出线电容器及避雷器位置指示正确38.检查发电机灭磁开关确在“分闸”位置39.检查发电机“励磁方式选择开关”确在“自励”位置40.检查发电机I#励磁调节器交流电源确在“分闸”位置41.检查发电机I#励磁调节器直流电源确在“分闸”位置42.检查发电机II#励磁调节器交流电源确在“分闸”位置43.检查发电机II#励磁调节器直流电源确在“分闸”位置44.检查发电机励磁调节屏“他励”电源良好45.合上发电机励磁调节屏“他励”电源开关46.检查发电机励磁调节屏“他励”电源开关确已合好47.检查发电机励磁调节屏控制继电器投入正常48.检查发电机起励电源正常49.检查发电机励磁调节屏电源正常50.合上发电机励磁调节屏电源开关51.合上发电机励磁调节屏控制电源保险52.合上发电机励磁调节屏合闸电源保险53.检查发电机I#励磁调节器投入开关确在“断开”位置54.合上发电机I#励磁调节器投入开关55.合上发电机I#励磁调节器直流电源开关56.合上发电机I#励磁调节器交流电源开关57.检查发电机I#励磁调节器指示正确58.检查发电机II#励磁调节器投入开关确在“断开”位置59.合上发电机II#励磁调节器投入开关60.合上发电机II#励磁调节器直流电源开关61.合上发电机II#励磁调节器交流电源开关62.检查发电机II#励磁调节器指示正确63.待汽机定速64.检查发电机出口开关确在“试验”位置65.合上发电机出口开关控制直流电源开关66.将发电机出口开关摇至“工作”位置67.检查发电机出口开关位置指示正确68.请示单元长：合上机灭磁开关69.检查发电机灭磁开关确已合好70.投入发电机励磁71.检查发电机起励正常72.检查发电机各表计指示正确73.将发电机电压升至额定值74.核对发电机空载参数75.检查无压闭锁开关确在“有压”位置76.投入发电机出口同期开关77.将“调节方式选择开关”切至“自动”位置78.经汽机DEH确认79.将“同期方式选择开关”切至“自准”位置80.视自动准同期装置整步表缓慢转动至同期点时发电机出口开关自动合闸81.检查发电机出口开关确已合好82.按下模拟屏上“同期复归”按钮，复归自动准同期装置83.将发电机同期开关切至“断开”位置84.将“同期方式选择“开关切至“退出”位置85.将“调节方式选择开关”切至“手动”位置86.检查发电机各部无异常87.记录发电机电度表底码88.汇报单元长操作完毕3、发电机由运行转热备用：1.模拟操作2.检查发电机有功负荷减至零3.将发电机无功负荷减至零4.记录发电机电度表底码（此时有功、无功电度表不转，防止发电机进相）5.拉开发电机出口开关6.利用发电机逆变灭磁装置将发电机灭磁7.拉开发电机灭磁开关8.检查发电机出口开关确已断开9.检查发电机灭磁开关确已断开10.检查发电机出线至母线各处无异常11.检查发电机出口电压互感器1YH无异常12.检查发电机励磁电压互感器2YH无异常13.检查发电机励磁变无异常14.检查发电机励磁调节屏指示正确15.检查发电机保护装置指示正确16.检查发电机厂用电系统正常17.汇报单元长操作完毕4、发电机由热备用转冷备用：1.模拟操作2.检查发电机出口开关确在“分闸”位置3.拉开发电机出口开关动力直流电源4.将发电机出口开关拉至“试验”位置5.检查发电机出口开关位置指示正确6.拉开发电机出口开关控制电源7.拉开发电机出口开关控制直流插件8.检查机灭磁开关确在“分闸”位置9.拉开发电机I#励磁调节器交流电源开关10.拉开发电机I#励磁调节器直流电源开关11.拉开发电机II#励磁调节器交流电源开关12.拉开发电机II#励磁调节器直流电源开关13.拉开发电机励磁调节屏I#励磁调节器投入开关14.拉开发电机励磁调节屏II#励磁调节器投入开关15.拉开发电机励磁调节屏控制电源16.拉开发电机励磁调节屏合闸电源17.拉开发电机励磁调节屏电源开关18.拉开发电机出口电压互感器1PT二次保险。
小型热电厂电气典型操作票
电气典型操作票修编：审核：批准：2005年4月18日说明1.典型操作票作为运行操作人员填写操作票的参考依据，具体操作票填写时应根据实际运行方式和操作要求进行；2.设备异动后相应操作方法发生改变时，应注意操作票内容的正确填写。
3.涉及上级调度管辖设备的操作以调度操作令为准。
目录一、110kVⅠ母线由运行转冷备二、110kVⅠ母线由冷备转运行三、化真Ⅰ711线路由运行转冷备四、化真Ⅰ711线路由冷备转运行五、110kV母联710开关代化真Ⅰ线711开关运行六、化真Ⅰ711开关复役于110kＶⅠ母线，710开关恢复母联运行七、110kＶⅠ母线ＰＴ由运行转冷备八、110kＶⅠ母线ＰＴ由冷备转运行九、#1主变由运行转冷备十、#1主变由冷备转运行于110kVⅠ母线10kVⅠ母线十一、#13电抗器及热净Ａ线113开关由运行转冷备十二、#13电抗器及热净Ａ线113开关由冷备转运行十三、热五公Ａ线151开关由运行转检修十四、热五公Ａ线151开关由检修转运行十五、＃13电抗器由10kＶⅠ母线倒至10kＶⅤ母线运行注十六、10kＶⅠ母线由运行转冷备设备倒至Ⅴ母线运行十七、10kＶⅠ母线由冷备转运行Ⅴ母线转冷备十八、10kVⅥ母线由冷备转运行，ⅢⅣⅥ母线合环运行十九、用分段170开关由10kVⅡ母线向Ⅲ母线充电10kVⅢ母线由冷备转运行二十、10kVⅡⅢ母线经分段170开关合环二十一、#1消弧线圈由运行转冷备二十二、#1消弧线圈由冷备转运行二十三、#1消弧线圈由Ⅰ档远方手动切换至Ⅱ档运行二十四、#1消弧线圈由手动状态切换至自动状态运行二十五、#1消弧线圈由#1厂高变切至#2厂高变运行二十六、#1机由冷备转热备二十七、#1机由热备转冷备二十八、#1机经101开关与系统并列二十九、#1机经101开关与系统解列三十、#2机由冷备转热备三十一、#2机由热备转冷备三十二、#2机经102开关与系统并列三十三、#2机经102开关与系统解列三十四、#2机复励装置投入运行三十五、#2机复励装置退出运行三十六、备用励磁机由冷备转热备三十七、备用励磁机由热备转冷备三十八、备用励磁机由热备转运行三十九、备用励磁机由运行转热备四十、备励切换至#2机代工励运行四十一、#2机工励、备励切换，恢复工励运行四十二、#1厂高变由运行转冷备,6kVⅠ段、公用段由高备变供电运行四十三、#1厂高变由冷备转运行,高备变作6kVⅠ段、公用段联备四十四、#2厂高变由运行转冷备,6kVⅡ段、Ⅲ段由高备变供电运行四十五、#2厂高变由冷备转运行,高备变作6kVⅡ段、Ⅲ段联备四十六、#4厂高变由运行转冷备,6kVⅥ段由高备变供电运行四十七、#4厂高变由冷备转运行,高备变作6kVⅥ段联备四十八、高备变由联备转冷备，合上660开关作6kV其它各段备用电源四十九、高备变由冷备转联备，6kV各段备用电源恢复正常五十、#1低厂变由运行转冷备,400VⅠ段由低备变供电运行五十一、#1低厂变由冷备转运行,低备变恢复作400Ⅰ段联备五十二、低备变由充电联备转冷备,460开关作400V其它各段备用电源五十三、低备变由冷备转联备五十四、#1化水变由运行转冷备，化水Ⅰ段由化备变供电运行五十五、#1化水变由冷备转运行五十六、#1电除尘变由运行转冷备，尘Ⅰ段由尘煤备变供电运行五十七、#1电除尘变由冷备转运行、尘煤备变恢复作尘Ⅰ段热备五十八、6kVⅠ段母线由运行转冷备五十九、6kVⅠ段母线由冷备转运行六十、6kVⅠ段母线PT由运行转冷备六十一、6kVⅠ段母线PT由冷备转运行六十二、400VⅠ段母线及#1低厂变由运行转冷备六十三、400VⅠ段母线及#1低厂变由冷备转运行六十四、400VⅢ段工作母线及＃３低厂变由运行转冷备六十五．400VⅢ段工作母线及＃３低厂变由冷备用转运行六十六、#１炉送风机甲送电六十七、#１炉送风机甲停电六十八、#1炉送风机甲电机停电测绝缘送电六十九、#3绞龙由检修转运行七十、#3绞龙由运行转检修七十一、#1蓄电池由运行转冷备，直流Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行七十二、#1蓄电池由冷备转运行，直流Ⅰ、Ⅱ段母线解列运行七十三、#3整流器代#1整流器运行七十四、#1整流器由热备转运行，#3整流器由运行转热备七十五、#1整流器由冷备转运行七十六、#1整流器由运行转冷备七十七、6kVⅣ、Ⅴ段快切装置试验操作七十八、6kV Ⅵ段快切装置试验七十九、厂用400VⅠ段BZT装置试验八十、厂用400V输煤段BZT装置试验一、110kVⅠ母线由运行转冷备1. 取下110kV故障录波器直流保险2. 将110kV故障录波器交流电压转换开关切至“Ⅱ母线”位置3. 放上110kV故障录波器直流保险4. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常 A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA5. 投入110kV母差互联压板，查互联指示灯亮6. 取下110kV 母联710开关控制保险7. 查110kV 母联710开关在合闸位置8. 查110kV倒排保险在放上位置9 合上热总一线7652刀闸、查合上良好10. 合上#3主变7032刀闸、查合上良好11. 合上化真Ⅰ线7112刀闸、查合上良好12. 合上#1主变7012刀闸、查合上良好13. 合上高备变7052刀闸、查合上良好14. 查110kV母差7652刀闸位置指示灯亮15. 查110kV母差7032刀闸位置指示灯亮16. 查110kV母差7112刀闸位置指示灯亮17. 查110kV母差7012刀闸位置指示灯亮18. 查110kV母差7052刀闸位置指示灯亮19. 拉开高备变7051刀闸、查断开良好20. 拉开#1主变7011刀闸、查断开良好21. 拉开化真Ⅰ线7111刀闸、查断开良好22. 拉开#3主变7031刀闸、查断开良好23. 拉开热总一线7651刀闸、查断开良好24. 查110kV母差7651刀闸位置指示灯灭25. 查110kV母差7031刀闸位置指示灯灭26. 查110kV母差7111刀闸位置指示灯灭27. 查110kV母差7011刀闸位置指示灯灭28. 查110kV母差7051刀闸位置指示灯灭29. 查110kVⅠ、Ⅱ母线刀闸位置指示正常30. 将110kV化真Ⅰ711线路电能表电压切换开关切至Ⅱ母位置31. 将110kV热总一765线路电能表电压切换开关切至Ⅱ母位置32. 解除110kV母差“Ⅰ母PT投入”压板33. 断开110kV母差“Ⅰ母PT电压”小开关34. 断开110kVⅠ母线PT电能表电压回路小开关35. 断开110kVⅠ母线PT次级小开关36. 取下110kVⅠ母线PT试验芯保险37. 查110kVⅠ母线电压指示为零38. 放上110kV 母联710开关控制保险39. 解除110kV母差互联压板，查互联指示灯灭40. 查110kV 母联710开关电流表计指示为零41. 拉开110kV 母联710开关42. 查110kV 母联710开关在断开位置43. 断开110kV 母联710开关储能小开关44. 拉开110kV 母联7101刀闸、查断开良好45. 拉开110kV 母联7102刀闸、查断开良好46. 拉开110kV Ⅰ母PT7001刀闸、查断开良好47. 查110kV母差7101刀闸位置指示灯灭48. 查110kV母差7102刀闸位置指示灯灭49. 取下110kV 母联710开关控制信号保险50. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常 A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA二、110kVⅠ母线由冷备转运行1. 查110kVⅠ母线所有刀闸在断开位置2. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常 A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA3. 放上110kV 母联710开关控制信号保险4. 查110kV 母联710开关在断开位置5. 查110kV倒排保险在放上位置6. 合上110kV 母联7102刀闸、查合上良好7. 合上110kV 母联7101刀闸、查合上良好8. 合上110kV Ⅰ母PT 7001刀闸、查合上良好9. 合上110kV 母联710开关储能小开关10. 查110kV母差7101、7102刀闸位置指示灯正常11. 投入110kV母差“充电启动”压板12. 投入110kV母差“充电保护跳710”压板13. 合上110kV 母联710开关向110kVⅠ母线充电14. 复归110kV 母联710开关闪光15. 解除110kV母差“充电启动”压板16. 解除110kV母差“充电保护跳110kV 母联710”压板17. 查110kV母联710开关在合闸位置18. 合上110kVⅠ母线PT次级小开关19. 放上110kVⅠ母线PT试验芯保险20. 合上110kVⅠ母线PT电能表电压回路小开关21. 查110kVⅠ母线电压指示正常22. 合上110kV母差“Ⅰ母PT电压”小开关23. 投入110kV母差“Ⅰ母PT投入”压板24. 投入110kV母差互联压板，查互联指示灯亮25. 取下110kV 母联710开关控制保险26. 查110kV 母联710开关在合闸位置27. 合上高备变7051刀闸、查合上良好28. 合上#1主变7011刀闸、查合上良好29. 合上化真Ⅰ线7111刀闸、查合上良好30. 合上热总一线7651刀闸、查合上良好31. 合上#3主变7031刀闸、查合上良好32. 查110kV母差7011刀闸位置指示灯亮33. 查110kV母差7031刀闸位置指示灯亮34. 查110kV母差7051刀闸位置指示灯亮35. 查110kV母差7111刀闸位置指示灯亮36. 查110kV母差7651刀闸位置指示灯亮37. 拉开#3主变7032刀闸、查断开良好38. 拉开热总一线7652刀闸、查断开良好39. 拉开化真Ⅰ线7112刀闸、查断开良好40. 拉开#1主变7012刀闸、查断开良好41. 拉开高备变7052刀闸、查断开良好42. 查110kV母差7652刀闸位置指示灯灭43. 查110kV母差7112刀闸位置指示灯灭44. 查110kV母差7052刀闸位置指示灯灭45. 查110kV母差7032刀闸位置指示灯灭46. 查110kV母差7012刀闸位置指示灯灭47. 查110kVⅠ、Ⅱ母线刀闸位置指示正常48. 放上110kV 母联710开关控制保险49. 解除110kV母差互联压板，查互联指示灯灭50. 将110kV化真Ⅰ711线路电能表电压切换开关切至Ⅰ母位置51. 将110kV热总一765线路电能表电压切换开关切至Ⅰ母位置52. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常 A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA53. 取下110kV故障录波器直流保险54. 将110kV故障录波器交流电压转换开关切至"Ⅰ母线"位置55. 放上110kV故障录波器直流保险三、化真Ⅰ711线路由运行转冷备1. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常 A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA2. 查化真Ⅰ线711和化真Ⅱ线712开关负荷3. 拉开化真Ⅰ线711开关4. 查化真Ⅰ线711开关表计指示为零5. 查化真Ⅰ线711开关在断开位置6. 断开化真Ⅰ线711开关储能小开关7. 取下化真Ⅰ线711线路压变次级保险8. 拉开化真Ⅰ线7113刀闸、查断开良好9. 拉开化真Ⅰ线7111刀闸、查断开良好10. 查110kV母差化真Ⅰ线7111刀闸位置指示灯灭11. 查化真Ⅰ线711开关刀闸位置指示正常12. 取下化真Ⅰ线711开关控制信号保险13. 退出化真Ⅰ线711线路高频保护压板1LP514. 解除解列装置解列跳化真Ⅰ线711开关压板3LP115. 解除解列装置过流跳化真Ⅰ线711开关压板10LP116. 解除解列装置过流跳化真Ⅱ线712开关压板11LP117. 将解列装置化真Ⅱ线712短接切换压板7LP1切至“化真Ⅰ线711”位置18. 将解列装置化真Ⅰ线711短接切换压板1LP1切至“化真Ⅰ线711”位置19. 断开化真Ⅰ线711振荡解列装置旁路交流电压小开关5ZK20. 断开化真Ⅰ线711振荡解列装置交流电压小开关3ZK21. 断开化真Ⅰ线711振荡解列装置直流电源小开关1ZK22. 取下化真Ⅰ线711振荡解列装置直流保险23. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA四、化真Ⅰ711线路由冷备转运行1. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA2. 查化真Ⅰ线711开关距离、零序保护压板投入正确3. 解除化真Ⅰ线711开关重合闸合闸压板1LP34. 查化真Ⅰ线711线路高频保护压板1LP5在退出位置5. 放上化真Ⅰ线711开关控制信号保险6. 查化真Ⅰ线711开关保护屏各指示灯正常7. 查化真Ⅰ线711开关在断开位置8. 合上化真Ⅰ线7111刀闸、查合上良好9. 合上化真Ⅰ线7113刀闸、查合上良好10. 查110kV母差化真Ⅰ线7111刀闸位置指示灯亮11. 查化真Ⅰ线711开关刀闸位置指示正常12. 合上化真Ⅰ线711开关储能小开关13. 放上化真Ⅰ711线路压变次级保险14. 投入化真Ⅰ线711开关同期小开关15. 查同期屏同期闭锁开关在“闭锁”位置16. 将同期屏同期切换开关切至“细调”位置17. 视同期合上化真Ⅰ线711开关18. 将同期屏同期切换开关切至“解除”位置19. 将化真Ⅰ线711同期小开关切至“解除”位置20. 复归化真Ⅰ线711开关闪光21. 查化真Ⅰ线711线路表计指示正常22. 校验化真Ⅰ线711线路高频通道正常23. 投入化真Ⅰ线711线路高频保护压板1LP524. 投入化真Ⅰ线711开关重合闸合闸压板1LP325. 查化真Ⅰ线711开关在合闸位置26. 查解列装置解列跳化真Ⅰ线711开关压板3LP1在解除位置27. 查解列装置过流跳化真Ⅰ线711开关压板10LP1在解除位置28. 查解列装置过流跳化真Ⅱ线712开关压板11LP1在解除位置29. 放上化真Ⅰ线711振荡解列装置直流保险30. 合上化真Ⅰ线711振荡解列装置直流电源小开关1ZK31. 查化真Ⅰ线711振荡解列装置直流稳压电源开关在合上位置32. 合上化真Ⅰ线711振荡解列装置交流电压小开关3ZK33. 合上化真Ⅰ线711振荡解列装置旁路交流电压小开关5ZK34. 查化真Ⅰ线711振荡解列装置各电源及信号指示正常35. 取下解列装置化真Ⅰ线711短接切换压板1LP136. 取下解列装置化真Ⅱ线712短接切换压板7LP137. 投入解列装置解列跳化真Ⅰ线711开关压板3LP138. 投入解列装置过流跳化真Ⅰ线711开关压板10LP139. 投入解列装置过流跳化真Ⅱ线712开关压板11LP140. 查化真Ⅰ711线路电能表电压切换开关在Ⅰ母位置41. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常 A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA五、110kV母联710开关代化真Ⅰ线711开关运行1. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常 A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA2. 投入110kV母差互联压板，查互联指示灯亮3. 取下110kV母联710开关控制保险4. 查110kV母联710开关确在合闸位置5. 合上#4主变7041刀闸、查合上良好6. 合上热总二线7661刀闸、查合上良好7. 合上化真Ⅱ线7121刀闸、查合上良好8. 合上#2主变7021刀闸、查合上良好9. 合上化真Ⅰ线7112刀闸、查合上良好10. 查110kV母差7041刀闸位置指示灯亮11. 查110kV母差7661刀闸位置指示灯亮12. 查110kV母差7021刀闸位置指示灯亮13. 查110kV母差7121刀闸位置指示灯亮14. 查110kV母差7112刀闸位置指示灯亮15. 拉开化真Ⅱ线7122刀闸、查断开良好16. 拉开#2主变7022刀闸、查断开良好17. 拉开热总二线7662刀闸、查断开良好18. 拉开#4主变7042刀闸、查断开良好19. 拉开化真Ⅰ线7111刀闸、查断开良好20. 查110kVⅠ、Ⅱ母线上述刀闸位置指示正常21. 查110kV母差7111刀闸位置指示灯灭22. 查110kV母差7042刀闸位置指示灯灭23. 查110kV母差7662刀闸位置指示灯灭24. 查110kV母差7022刀闸位置指示灯灭25. 查110kV母差7122刀闸位置指示灯灭26. 放上110kV母联710开关控制保险27. 解除110kV母差互联压板，查互联指示灯灭28. 查110kV母联710开关保护屏交流电压开关在投入位置29. 核对110kV母联710开关零序各段保护定值与化真Ⅰ线711开关零序定值相同30. 核对110kV母联710开关距离各段保护定值与化真Ⅰ线711开关距离定值相同31. 投入110kV母联710开关零序保护出口压板1LP7、1LP932. 投入110kV母联710开关距离保护出口压板1LP633. 投入110kV母联710开关保护跳闸出口1LP134. 退出化真Ⅰ线711开关高频保护出口压板1LP535. 将化真Ⅰ线711开关高频电源切换小开关1QK由本线切至母联位置36. 将化真Ⅰ线711开关高频信号切换小开关2QK由本线切至母联位置37. 校验化真Ⅰ711线路高频通道正常38. 投入110kV母联710开关高频保护出口压板1LP539. 解除#主变(#要视主变中性点方式确定)零序电流Ⅰ段跳110kV母联710开关保护压板40. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ、Ⅱ母小差不平衡电流正常A：大差： mA Ⅰ母小差： mA Ⅱ母小差： mA41. 投入110kV母差化真Ⅰ线711旁路投入压板42. 查110kV母差化真Ⅰ线711旁路投入指示灯亮43. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ母小差不平衡电流正常A：大差： mA Ⅰ母小差： mA44. 查化真Ⅰ线711振荡解列装置旁路交流电压小开关5ZK在合上位置45. 投入解列装置化真Ⅰ线711解列旁代投入压板5LP146. 投入解列装置解列跳110kV母联710开关压板4LP147. 投入解列装置过流跳110kV母联710开关压板11LP248. 解除解列装置解列跳化真Ⅰ线711开关压板3LP149. 解除解列装置过流跳化真Ⅰ线711开关压板10LP150. 抄录110kV母联710开关有、无功进出口电度表底数51. 取下化真Ⅰ线711开关控制保险52. 查化真Ⅰ线711开关在合闸位置53. 合上化真Ⅰ线7116刀闸、查合上良好54. 放上化真Ⅰ线711开关控制保险55. 拉开化真Ⅰ线711开关56. 查化真Ⅰ线711线路表计指示为零57. 将110kV母联710开关重合闸切换开关1QK切至“投入”位置58. 投入110kV母联710开关重合闸出口压板1LP359. 查化真Ⅰ线711开关在断开位置60. 断开化真Ⅰ线711开关储能小开关61. 拉开化真Ⅰ线7113刀闸、查断开良好62. 拉开化真Ⅰ线7112刀闸、查断开良好63. 查110kV母差保护A相大差及Ⅰ母小差不平衡电流正常A：大差： mA Ⅰ母小差： mA注：对于化真Ⅱ线712开关，45、48、49项分别为投入解列装置712解列旁代投入压板7LP1、解除解列跳712开关压板8LP1、解除过流跳712开关压板11LP1。
汽机专业常用典型操作票
汽机专业常用典型操作票(一)冷油器的撤运操作1、检查运行中的冷油器运行正常(油压、油温均正常)2、逐渐关闭撤运冷油器的进油门(注意润滑油压变化，并及时调整好运行冷油器的出口油温)3、关闭停用冷油器的进出水门(注意运行冷油器的出口油温)4、关闭停用冷油器的出油门5、打开被停用冷油器的水侧放空气门泄压6、操作完毕，汇报班值长，通知检修或清洗工作(二)投运冷油器操作1、检查需投运冷油器的工作结束，工作票终结，进出油门，进出水门关闭、开始需投运的冷油器的检漏工作，开启其进水门(检查门后压力应正常)，2开启进油门，开启水侧放空气门，放出水后进行检漏。
检漏应正常，冷油器的结合面处无漏水现象后，方可投运冷油器3、关闭投运冷油器的进水门，全开投运冷油器的出水门4、稍开投运冷油器的进水门(注意门后压力正常)5、缓慢开启投运冷油器的出油门(注意油压、油温)，用其冷油器的进水门调整油温至正常，同时要注意其他冷油器的油温并调整好6、操作完毕，汇报班值长(三)撤运水冷器操作1、检查运行中两台水冷器的运行均正常2、逐渐关闭撤运水冷器的内冷水进水门，注意发电机定转子内冷水压力、流量正常同时根据内冷水温度及时调整运行水冷器的冷却水门3、关闭撤运冷水器的内冷水出水门4、关闭撤运水冷器的冷却水进出水门5、开启被撤运冷水器水侧空气门泄压6、操作完毕，汇报班值长，通知检修(四)投运水冷器操作1、检查投运水冷器的工作结束，工作票终结，冷却水进出水门，内冷水进出水门关闭2、开始投运冷水器的检漏工作，开启投运冷水器的冷却水进水门，开水侧空气门，放出水后关闭水冷器进水门，待检漏正常后，关闭水侧放空气门，开启冷却水进水门3、开启投运水冷器的内冷水进水门4、开启投运水冷器内冷水出水管放空气门(切记一定要彻底放尽空气)5、稍开投运水冷器冷却水出水门6、缓慢开启投运水冷器内冷水出水门(注意发电机定转子压力、流量)，同时根据内冷水出口温度及时调整冷却水出水门7、操作完毕，汇报班值长(五)#1、#2、#3除氧器投运操作1、接班值长令投运#1、2、3除氧器2、确认检修工作已结束，工作票终结，现场清扫干净3、检查各仪表水位计齐全、正确，并开启仪表一次门、二次门，所有电动门电源送上，汽动阀汽源充足各阀门位置正常4、关闭所有疏放水门，关闭#2除氧器放水门，溢放水门，关闭向空排汽门，开启信号门5、稍开除盐水或中继水或凝结水至除氧器来水门，开始上水稍开再沸腾管阀门开始加热，注(如#3、#4机运行用#3、#4机三抽至除氧器用汽母管，机3，4/汽40，如停机用供热母管汽倒至除氧用汽)6、待水温加热至50-70时，可以关闭再沸腾管阀门(如用中继水，水温在148时不需要开再沸腾管阀门加热)稍开汽1加热同时开启一次蒸汽门汽3.4.5，用汽4调节12、开足凝结水至#1、2、除氧器来水门(注:应缓慢开启并注意除氧器压力、水位)，开启中继水来水门13、开足高疏，再循环来水门14、稍开大汽1，用汽4调整好除氧器压力15、根据情况调整信号门开度16、操作完毕，汇报班值长(六)#1、#2、#3除氧器撤运隔绝操作1、接班值长令，撤#2除氧器2、关闭除氧器高加疏水来水门3、关闭中继水至除氧器来水门4、关闭凝结水至除氧器来水门5、关闭再循环管至除氧器来水门6、关闭除氧器进汽阀一次、二次门，汽1.2.3.4.5.67、关闭除氧器下降门(水8.9)(注意给泵运行情况)8、关闭除氧器水平衡门(注意运行除氧器水位)9、关闭汽平衡门(注意运行除氧器水位)10、开启向空排汽门泄压14、操作结束，汇报班值长(七)真空严密性试验操作1、接令，做真空严密性试验，减负荷至额定负荷的80%左右且要求电气负荷稳定，准备好纸笔，记录负荷、真空、排汽温度2、关闭抽汽器的空气门及停运射泵3、待稳定后每一分钟记录负荷、真空、排汽温度4、该试验做8分钟，取第3分钟到第8分钟的真空下降的平均值作试验结果(400Pa/min为合格，200Pa/min为良好，100Pa/min为优秀)注意事项:在整个试验过程中，若真空下降速度太快真空低于87Kpa或排汽温度高于60则应停止试验并及时恢复原工况运行5、试验结束，恢复射泵运行，恢复射水抽汽器运行，记录试验结果6、操作完毕，汇报班、值长(八)投运,2双减操作1、接值长令，投入,2双减与,3机中抽并运2、检查就地阀门位置正常，表计齐全，指示正确，场地清洁，电动操作电源均送上5、开启减压2/供热1前疏水，注意,2双减后压力温度上升情况6、调整疏水门开度，待,2双减后压力升至中抽压力左右，开启减压2/供热17、开启主汽1前疏水、主汽/疏3及启动疏水门，主汽1前暖管8、开启主汽1后疏水门及,2双减前疏水门，注意,2双减前压力上升情况，必要时调整启动疏水门开度，使压力至全压9、待,2双减前压力、温度升至正常值后，开启减母1、2、310、全开主汽1，关闭其前后疏水(首先应手动开启，严防主汽/1盘根冲出)，开大#2双减后疏水门，稍开减温水旁路门11、就地调整减压阀，根据温度调整减温水调整门，保持,2双减出口温度正常，并及时调整,3机中抽压力(通知老厂密切监视主汽温度)12、待双减流量达到正常值且减温、减压阀位达一定开度时，检查就地阀门开度并调整室内指示与其相一致，将切换手柄由就地切换至远控，可进行室内调整1、当接值长令，撤出某一除氧器运行时，应将这一除氧器水位尽量降到低9、缓慢开启#2高加进#1高加空气门，#1高加空气门注意真空10、调整#2高加进汽门，使中继水温度符合要求11、操作完毕，汇报班值长(十九)撤#2机#1高加操作1、接令，撤#2机#1高加2、关闭#2高加进#1高加空气门，#1高加空气门3、关闭#1高加进汽门4、开启#2高加疏水至除氧气门5、关闭#2机#2高加疏水至#1高加逐级自流门6、关闭#1高加疏水至除氧气门7、开启#1高加疏水排地沟门，放尽疏水后关闭(注意真空)8、开启#1高加水侧旁路门9、关闭#1高加进出水门，手动关严10、操作完毕，汇报班值长(二十)撤#2机#2高加操作1、接令，撤#2机#2高加。
1000MW电气典型操作票(直流UPS、保安柴油机部分)
邹县发电厂四期电气典型操作票（UPS、直流、保安部分）目录1.#7机主厂房UPS开机2.#7机主厂房UPS停运3.#7机主厂房UPS由手动旁路运行切换至主回路运行4.#7机主厂房UPS由主回路切换至手动旁路运行， UPS1、UPS2主机停运5.#7机主厂房UPS由UPS1单独运行切换至UPS1、UPS2并机运行6.#7机主厂房UPS1、UPS2并机运行切换至UPS1单独运行7.四期220V直流7A母线拆除临时安全措施，四期220V直流7A母线由8B蓄电池组及8B充电器倒至7A蓄电池组及7A充电器供电8.#7机110V直流7A母线倒至7B蓄电池组及7B充电器供电, 7A蓄电池组及7A充电器退出运行9.#7机110V直流7A母线拆除临时安全措施，#7机110V直流7A母线由7B蓄电池组及7B充电器倒至7A蓄电池组及7A充电器供电10.四期脱硫220V直流#1母线倒至#2蓄电池组及#2组充电器供电,#1蓄电池组及#1组充电器退出运行11.四期脱硫220V直流#1蓄电池组投入运行，四期脱硫220V直流#1母线由#2蓄电池组及#2组充电器供电倒至#1蓄电池组及#1组充电器供电12.四期脱硫UPS装置启动运行13.定期工作：#7柴油发电机组启动带负荷试验14.#7机保安400V PC B段母线送电15.#7机保安400V PC A段母线停电16.主变冷却器电源自动切换试验（以A相为例）电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：电气倒闸操作票编号：。
220kV莲塘变电站典型操作票
220kV莲塘变电站典型操作票[1.6版]批准：丰富审核：金晓马钱旭军初审：永王献礼编写：王文夏2014年6 月26 日发布2014年6 月28 日实施供电公司典操修订记录目录第一部分典型操作票编制说明 (4)1.1宣州运维站220kV莲塘变电站典型操作票编写说明 (5)第二部分线路检修典型操作票 (8)2.1 莲塘变：220kV莲敬4895线路由运行转检修 (10)2.2 莲塘变：220kV莲敬4895线路由检修转运行 (12)2.3 莲塘变：220kV盛莲2D33线路由运行转检修 (14)2.4 莲塘变：220kV盛莲2D33线路由检修转运行 (16)2.5 莲塘变：110kV白莲594线路由运行转检修 (18)2.6 莲塘变：110kV白莲594线路由检修转运行 (20)2.7 莲塘变：110kV莲宣586线路由运行转检修 (22)2.8 莲塘变：110kV莲宣586线路由检修转运行 (24)2.9 莲塘变：110kV莲枣589线路由运行转检修 (26)2.10莲塘变：110kV莲枣589线路由检修转运行 (28)2.11莲塘变：110kV玉山596线路由运行转检修 (30)2.12莲塘变：110kV玉山596线路由检修转运行 (32)2.13莲塘变：110kV莲北598线路由运行转检修 (34)2.14莲塘变：110kV莲北598线路由检修转运行 (36)2.15莲塘变：110kV养贤599线路由运行转检修 (38)2.16莲塘变：110kV养贤599线路由检修转运行 (40)2.17莲塘变：35kV寒亭317线路由运行转检修 (42)2.18莲塘变：35kV寒亭317线路由检修转运行 (43)第三部分母线及压变检修典型操作票 (44)3.1莲塘变：220kV I母由运行转检修 (46)3.2莲塘变：220kV I母线由检修转运行 (52)3.3莲塘变：110kV II母及II母压变由运行转检修 (57)3.4莲塘变：110kVII母及II母压变由检修转运行 (63)3.5莲塘变：35kVI母线由运行转检修 (69)3.6莲塘变：35kVI母线由检修转运行 (74)第四部分开关检修典型操作票 (80)4.1莲塘变：220kV旁路2810开关代盛莲2D33开关运行,盛莲2D33开关由运行转检修 (87)4.2莲塘变：220kV盛莲2D33开关由检修转运行，旁路2810开关由运行转冷备用 (92)4.3莲塘变：220kV旁路2810开关代#2主变2802开关运行于220kVI母#2主变2802开关由运行转检修 (96)4.4莲塘变：#2主变2802开关由检修转运行于220kVI母，旁路2810开关由运行转冷备用 (105)4.5莲塘变：110kV莲枣589开关由运行转检修 (113)4.6莲塘变：110kV莲枣589开关由检修转运行于110kVII母线 (115)4.7莲塘变：110kV旁路510开关代#2主变502开关运行于110kVII母，#2主变502开关由运行转检修 (117)4.8莲塘变：#2主变502开关由检修转运行于110kVII母，110kV旁路510开关由运行转冷备用 (125)4.9莲塘变：35kV周王311开关由运行转检修 (132)4.10莲塘变：35kV周王311开关由检修转运行 (134)4.11莲塘变：220kV旁路2810开关代#1主变2801开关运行于220kVI母，#1主变2801开关由运行转检修 (136)4.12莲塘变：#1主变2801开关由检修转运行于220kVI母，旁路2810开关由运行转冷备用 (145)4.13莲塘变：110kV旁路510开关代#1主变501开关运行于110kVI母，#1主变501开关由运行转检修 (153)4.14莲塘变：#1主变501开关由检修转运行于110kVI母，110kV旁路510开关由运行转冷备用 (161)第五部分主变检修典型操作票 (166)5.1莲塘变：#1主变及三侧开关由运行转检修 (170)5.2莲塘变：#1主变及三侧开关由检修转运行 (176)第六部分保护及自动装置典型操作票 (180)6.1莲塘变：投入220kV易莲2D32线路双光纤保护及重合闸 (184)6.2莲塘变：停用220kV易莲2D32线路双高光纤保护及重合闸 (186)6.3莲塘变：投入220kV莲塘变联切负荷自动装置 (187)6.4莲塘变：停用220kV莲塘变联切负荷自动装置 (189)6.5莲塘变：将莲敬4895开关微机光纤方向保护由跳闸改投信号 (190)6.6莲塘变：将莲敬4895开关微机闭锁光纤保护中的后备保护灵敏II段时限由正常值调至0.5秒 (191)第七部分其它部分典型操作票 (190)7.1莲塘变：35kV#2站用变由运行转检修 (193)7.2莲塘变：35kV#2站用变由检修转运行 (194)第一部分典型操作票编制宣州运维站220kV莲塘变电站典型操作票编写说明根据倒闸操作“七要、八步骤”的要求，为更好地保障倒闸操作的安全、规，参照国家电网公司《变电站管理规》（国家电网生[2006]512号），“变电站典型操作操作票的编制程序与管理”中的相关条款，依据《地调典型操作指令票（2008年8月）》编写220kV莲塘变电所典型操作票。
典型操作票
典型操作票第一部分10kV进线停复役第二部分10kV主变停复役第三部分10kV母线压变停复役第四部分10kV母线停复役第一部分10kV进线停复役一、马丁675线停役操作任务一：马丁675线由运行改为热备用1、检查低压负荷均已切除2、检查#1主变确在冷备用状态3、检查#2主变确在冷备用状态4、拉开马丁675线进线开关5、检查马丁675线进线开关确在分闸位置6、改正模拟图板操作任务二：马丁675线由运行改为冷备用1、检查低压负荷均已切除2、检查#1主变确在冷备用状态3、检查#2主变确在冷备用状态4、拉开马丁675线进线开关5、检查马丁675线进线开关确在分闸位置6、拉开马丁675线进线开关母线闸刀，并检查7、拉开马丁675线进线开关进线闸刀，并检查8、改正模拟图板操作任务三：马丁675线由冷备用改为线路检修1、检查马丁675线进线开关确在冷备用状态2、拉开马丁675线进线闸刀，并检查3、在马丁675线进线闸刀线路侧验明确无电压后，挂上# 接地线一副4、改正模拟图板备注：该操作任务须由供电部门发令后执行。
操作任务四：马丁675线开关由冷备用改为检修1、检查马丁675线进线开关确在冷备用状态2、在马丁675线进线开关母线闸刀与马丁675线进线开关之间验明确无电压后，挂上# 接地线一副3、在马丁675线进线开关线路闸刀与马丁675线进线开关之间验明确无电压后，挂上# 接地线一副4、改正模拟图板二、马丁675线复役操作任务一：马丁675线由线路检修改为冷备用1、拆除马丁675线进线闸刀线路侧# 接地线一副2、合上马丁675线进线闸刀，并检查3、改正模拟图板备注：该操作任务须由供电部门发令后执行。
操作任务二：马丁675线开关由检修改为冷备用1、拆除马丁675线进线开关母线闸刀与马丁675线进线开关之间# 接地线一副2、拆除马丁675线进线开关线路闸刀与马丁675线进线开关之间# 接地线一副3、改正模拟图板操作任务三：马丁675线由冷备用改为运行1、检查马丁675线进线开关确在冷备用状态2、合上马丁675线进线开关进线闸刀，并检查3、合上马丁675线进线开关母线闸刀，并检查4、合上马丁675线进线开关5、检查马丁675线进线开关确在合闸位置6、改正模拟图板操作任务四：马丁675线由热备用改为运行1、检查马丁675线进线开关确在热备用状态2、合上马丁675线进线开关3、检查马丁675线进线开关确在合闸位置4、改正模拟图板第二部分10kV主变停复役一、#1主变停役操作任务一：#1主变由运行改为热备用1、检查#1主变低压负荷开关均已拉开2、拉开#1主变0.4kV空气开关，并检查3、拉开#1主变10kV开关4、检查#1主变10kV开关确在分闸位置5、改正模拟图板操作任务二：#1主变由运行改为空载充电1、检查#1主变低压负荷开关均已拉开2、拉开#1主变0.4kV空气开关，并检查3、改正模拟图板操作任务三：#1主变由运行改为冷备用1、检查#1主变低压负荷开关均已拉开2、拉开#1主变0.4kV空气开关，并检查3、拉开#1主变10kV开关4、检查#1主变10kV开关确在分闸位置5、拉开#1主变0.4kV闸刀，并检查6、拉开#1主变10kV开关变压器闸刀，并检查7、拉开#1主变10kV开关母线闸刀，并检查8、改正模拟图板操作任务四：#1主变由冷备用改为变压器检修1、检查#1主变确在冷备用状态2、在#1主变与#1主变10kV开关变压器闸刀之间验明确无电压后，挂上# 接地线一副3、在#1主变与#1主变0.4kV闸刀之间验明确无电压后，挂上# 接地线一副4、改正模拟图板操作任务五：#1主变10kV开关由冷备用改为检修1、检查#1主变确在冷备用状态2、在#1主变10kV开关与#1主变10kV开关母线闸刀之间验明确无电压后，挂上# 接地线一副3、在#1主变10kV开关与#1主变10kV开关变压器闸刀之间验明确无电压后，挂上# 接地线一副4、改正模拟图板二、#1主变复役操作任务一：#1主变10kV开关由检修改为冷备用1、拆除#1主变10kV开关与#1主变10kV开关变压器闸刀之间# 接地线一副2、拆除#1主变10kV开关与#1主变10kV开关母线闸刀之间# 接地线一副3、改正模拟图板操作任务二：#1主变由检修改为冷备用1、拆除#1主变与#1主变0.4kV闸刀之间# 接地线一副2、拆除#1主变与#1主变10kV开关变压器闸刀之间# 接地线一副3、改正模拟图板操作任务三：#1主变由冷备用改为运行1、合上#1主变10kV开关母线闸刀，并检查2、合上#1主变10kV开关变压器闸刀，并检查3、合上#1主变0.4kV闸刀，并检查4、合上#1主变10kV开关5、检查#1主变10kV开关确在合闸位置6、合上#1主变0.4kV空气开关，并检查7、改正模拟图板操作任务四：#1主变由空载充电改为运行1、合上#1主变0.4kV空气开关，并检查2、改正模拟图板操作任务五：#1主变由热备用改为运行1、合上#1主变10kV开关2、检查#1主变10kV开关确在合闸位置3、合上#1主变0.4kV空气开关，并检查4、改正模拟图板备注：#2主变同#1主变。
10KV3#变电所典型操作票
晶科能源有限公司10kV3#变电所典型操作票(一)#X干变10kV开关由运行改为冷备用1拉开#X干变10kV开关。
2检查#X干变10kV开关确在断开位置。
3将#X干变10kV开关小车由工作位置摇至试验位置固定，并检查。
注：1、停干变前应检查总负荷确在另一台主变的额定容量内。
2、检查#X干变低压侧低压开关确在断开位置，再将低压开关小车由工作位置摇至实验位置，并检查(二)#X干变10kV开关由冷备用改为运行1检查10kV #X干变确在冷备用状态。
2将10kV #X干变开关小车由试验位置摇至工作位置，并检查。
3合上#X干变10kV开关。
4检查#X干变10kV开关确在合闸位置。
(三)#X干变10kV开关由运行改为热备用1拉开#X干变10kV开关。
2检查#X干变10kV开关确在断开位置。
注：1、停干变前应检查总负荷确在另一台主变的额定容量内。
2、操作完毕后，将#X干变低压侧低压开关分闸，并检查，再将低压开关小车由工作位置摇至实验位置，并检查。
(四)#X干变10kV开关由热备用改为运行1合上#X干变10kV开关。
2检查#X干变10kV开关确在合闸位置。
(五)10kV分段开关由运行改为热备用1拉开10kV分段开关。
2检查10kV分段开关确在断开位置。
(六)10kV分段开关由热备用改为运行1合上10kV分段开关。
2检查10kV分段开关确在合闸位置。
注: 1、10kV一段母线带两段母线运行（即是五台干变），应检查一#1，一#3，#5，二#2，二#6干变确在相同电压档；2、假如合环操作要检查各干变分接头位置确实符合合环要求，并要求在备注栏内抄写三相合环电流；3、假如是空充母线操作，要求在备注栏内填三相空充母线电压。
(七)10kV分段开关由运行改为冷备用1拉开10kV分段开关。
2检查10kV分段开关确在断开位置。
3将10kV分段开关小车由工作位置摇至试验位置固定，并检查4将10kV分段隔离小车由工作位置摇至试验位置固定，并检查(八)10kV分段开关由冷备用改为运行1检查10kV分段开关确在冷备用状态。
电气典型操作票
#1发电机冷备用转热备用1合上#1发电机中性点消弧线圈刀闸2 检查#1发电机中性点消弧线圈刀闸确在合闸位置3 合上#1发电机测量PT刀闸4 检查#1发电机测量PT刀闸确在合闸位置5 合上#1发电机校正PT刀闸6 检查#1发电机校正PT刀闸确在合闸位置7 检查#1发电机电容器避雷器接线良好8 检查#1发电机灭磁开关确在断开位置9 合上#1发电机灭磁开关刀闸10 检查#1发电机灭磁开关刀闸确在合闸位置11 给上#1发电机灭磁开关合闸保险12 检查629#1发电机开关确在断开位置13 将629#1发电机开关由试验位置推至工作位置14 给上629#1发电机开关合闸保险15 检查#1发电机保护按规程投入16 给上#1发电机励磁回路绝缘监察保险17 给上#1发电机信号保险18 给上#1发电机灭磁开关控制保险19 给上629#1发电机开关控制保险#1发电机热备用转运行1收到汽机发来“注意”、“可并列”信号（1）2投入“主汽门关闭”保护压板3检查磁场变阻器在减方最大位置3 合上#1发电机灭磁开关4 升#1发电机电压至额定值，检查定子、转子绝缘良好5 核对#1发电机空载参数正常6 将#1发电机同期开关TK切至通位7 检查同期闭锁开关STK确在“投闭锁”位置8 将预备同期开关1STK切至“粗调”位置9 调整#1发电机电压频率与系统一致10 将预备同期开关1STK切至“细调”位置11 进一步调整#1发电机电压频率与系统一致12 检查同期检查继电器TJJ接点通断正常13 待同期表指针均匀顺时针旋转且每分钟三圈时，将自动准同期开关DTK切至通位14 在同期表指针超前同期点S90 º时，按下自动准同期启动按钮15 检查#1发电机确已与系统并列，复归629#1发电机KK开关位置16 稍增有功无功负荷17 将自动准同期开关DTK切至断位18 将预备同期开关1STK切至断位19 将629#1发电机同期开关TK切至断位20 向汽机发出“注意”、“已并列”信号21 合上#1发电机强励小开关22 投入自动电压调节器23 检查#1发电机各部正常24 通知汽机根据风温投入空冷器#1发电机运行转冷备1配合机炉减少或转移发电机负荷2退出自动电压调整器3拉开强励小开关4将#1发电机有功、无功负荷减至零5拉开629#1发电机开关6将磁场变阻器调至减方最大位置7拉开#1发电机灭磁开关8退出“主汽门关闭”保护压板9向汽机发出“注意”、“已解列”信号10取下629#1发电机开关控制保险11取下#1发电机灭磁开关控制保险12取下#1发电机信号保险13取下励磁回路绝缘监察保险14检查629#1发电机开关确在断开位置152取下629#1发电机开关合闸保险16将629#1发电机开关由工作位置拉至试验位置17检查#1发电机灭磁开关确在断开位置18取下#1发电机灭磁开关合闸保险19拉开#1发电机灭磁开关刀闸20检查#1发电机灭磁开关刀闸确在断开位置21拉开#1发电机校正PT刀闸22检查#1发电机校正PT刀闸确在断开位置23拉开#1发电机测量PT刀闸24检查#1发电机测量PT刀闸确在断开位置25拉开#1发电机中性点消弧线圈刀闸26检查#1发电机中性点消弧线圈刀闸确在断开位置注：以上典型票适用#1、#2发电机#1主变冷备用转运行1 检查3501#1主变开关及其引线确无短路、接地2检查3501#1主变开关确在断开位置3检查3501#1主变开关确在工作位置，闭锁打好4给上3501#1主变开关控制保险5合上35011#1主变Ⅰ母刀闸6检查35011#1主变Ⅰ母刀闸确在合闸位置7给上3501#1主变开关合闸保险8检查601#1主变开关及其引线无短路、接地9检查601#1主变开关确在断开位置10给上601#1主变开关控制保险11将601#1主变开关由试验位置推至工作位置12给上601#1主变开关合闸保险13检查#1主变保护按规程投入14合上3501#1主变开关15检查3501#1主变开关确在合闸位置16检查#1主变充电正常17将601#1主变同期开关TK切至通位18将601#1主变同期回路电压切换开关切至Ⅰ段19检查同期闭锁开关1STK确在“投闭锁”位置20将预备同期开关1STK切至“粗调”位置21调整待并侧电压、频率与系统一致22将预备同期开关1STK切至“细调”位置23进一步调整待并侧电压、频率与系统一致24检查同期检查继电器TJJ接点通断正常25待同期表指针均匀顺时针旋转且每分钟三圈时，将自动准同期开关DTK切至通位326在同期表指针超前同期点S90º时，按下自动准同期启动按钮27检查601#1主变开关确在合闸位置，复归601#1主变KK开关位置28将自动准同期开关DTK切至断位329将预备准同期开关1STK切至断位530将601#1主变同期开关TK切至断位31检查#1主变各部正常#1主变运行转检修1 拉开601#1主变开关2拉开3501#1主变开关3检查601#1#主变开关确在断开位置4取下601#1主变开关合闸保险5将601#1主变开关由工作位置拉至实验位置6取下601#1主变控制保险7检查3501#1主变开关确在断开位置8取下3501#1主变开关合闸保险9拉开3501#1主变Ⅰ母刀闸10检查3501#1主变Ⅰ母刀闸确在断开位置11取下3501#1主变开关控制保险12取下3501#1主变CK插头13将3501#1主变开关由工作位置拉至检修位置14验明主变确无电压后对三相接地放电15在#1主变本体的低压侧套管引出线处装设一组接地线16在#1主变本体的高压侧套管引出线处装设一组接地线17在601#1主变开关悬挂“禁止合闸有人工作”标示牌18在3501#1主变开关悬挂“禁止合闸有人工作”标示牌注：1不在开关及高压柜检修、工作时不操作12-13项2以上典型票适用#1、#2主变3551矸平Ⅰ开关冷备用转运行1 检查3551矸平Ⅰ开关及其引线确无短路、接地2检查3551矸平Ⅰ开关确在断开位置3检查3551矸平Ⅰ开关确在工作位置，闭锁打好4给上3551矸平Ⅰ开关控制保险5合上35511矸平Ⅰ开关Ⅰ母刀闸6检查35511矸平Ⅰ开关Ⅰ母刀闸确在合闸位置7给上3551矸平Ⅰ开关合闸保险8将3551矸平Ⅰ电压切换开关切至I段9合上3551矸平Ⅰ开关10检查3551矸平Ⅰ开关确在合闸位置，表计指示正常3551矸平Ⅰ开关运行转检修1检查3551矸平Ⅰ开关确无负荷2拉开3551矸平Ⅰ开关3检查3551矸平Ⅰ开关确在断开位置45取下3551矸平Ⅰ开关合闸保险5拉开35511矸平Ⅰ开关Ⅰ母刀闸6检查35511矸平Ⅰ开关Ⅰ母刀闸确在断开位置7取下3551矸平Ⅰ开关控制保险8取下3551矸平Ⅰ开关CK插头9将3551矸平Ⅰ开关由试验位置拉至检修位置10验明线路侧确无电压11在3551矸平Ⅰ线路侧悬挂接地线一组12在3551矸平Ⅰ悬挂“禁止合闸线路有人工作”标示牌注：1不在开关及高压柜检修、工作时不操作7-8项2以上典型票适用35KV各馈线3551矸平Ⅰ开关热备用转运行1检查35511矸平Ⅰ开关Ⅰ母刀闸确在合闸位置2检查3551矸平Ⅰ开关确在工作位置，闭锁打好3检查3551矸平Ⅰ开关合闸保险确已装好4检查3551矸平Ⅰ开关控制保险确已装好5检查3551矸平Ⅰ开关保护按规程投入6合上3551矸平Ⅰ开关7检查3551矸平Ⅰ开关确在合闸位置，表计指示正常3500母联开关冷备用并母1检查3500母联开关确在断开位置2给上3500母联开关控制保险3合上35001母联Ⅰ母刀闸4检查35001母联Ⅰ母刀闸确在合闸位置5合上35002母联Ⅱ母刀闸6检查35002母联Ⅱ母刀闸确在合闸位置7给上3500母联开关合闸保险8检查3500母联开关保护按规程投入9将3500母联开关同期开关TK切至通位10检查同期闭锁开关STK确在“投闭锁”位置11将预备同期开关1STK切至“细调”位置12检查同期监察检查继电器TJJ接点通断正常13将自动准同期开关DTK切至通位14手动按下同期启动按钮15检查3500母联开关确在合闸位置，表计指示正常16复归3500母联KK开关位置17将自动准同期开关DTK切至断位18将预备同期开关1STK切至断位19将3500母联同期TK开关切至断位3500母联开关热备用向Ⅱ母充电1检查35001母联Ⅰ母刀闸确在合闸位置2检查35002母联Ⅱ母刀闸确在合闸位置3检查3500母联开关确在工作位置，闭锁打好4检查3500母联开关合闸保险确已装好5检查3500母联开关控制保险确已装好6检查3500母联开关保护按规程投入7将3500母联开关同期开关TK切至通位8将同期闭锁开关STK切至“切闭锁”位置9将预备同期开关1STK切至“细调”位置10将自动准同期开关DTK切至通位11手动按下同期启动按钮12检查3500母联开关确在合闸位置，表计指示正常13复归3500母联KK开关位置14将自动准同期开关DTK切至断位15将预备同期开关1STK切至断位16将同期闭锁开关STK切至“投闭锁”位置17将3500母联同期开关TK切至断位注：以上典型票适用3500母联开关636水源加压站开关冷备用转运行1检查636水源加压站开关及其引线确无短路、接地2检查636水源加压站开关确在断开位置3给上636水源加压站开关控制保险4将636水源加压站开关由试验位置推至工作位置5给上636水源加压站开关合闸保险6检查636水源加压站开关保护按规程投入7合上636水源加压站开关8检查636水源加压站开关确在合闸位置，表计指示正常636水源加压站开关运行转检修1检查636水源加压站开关确无负荷2拉开636水源加压站开关3检查636水源加压站开关确在断开位置4取下636水源加压站开关合闸保险5将636水源加压站开关由工作位置拉至试验位置6取下636水源加压站开关控制保险7取下636水源加压站开关CK插头8将636水源加压站开关由试验位置拉至检修位置9合上636水源加压站开关接地刀闸10在636水源加压站开关悬挂“禁止合闸线路有人工作”标示牌注：1 不在开关及高压柜检修、工作时不操作7-8项。
35kV典型操作票
35kVxx变电站典型操作票二零一四年五月目录1.1号主变由运行转热备用2.1号主变由运行转冷备用3.1号主变由冷备用转检修4．1号主变由检修转冷备用.5．1号主变由冷备用转运行.6．1号主变501开关运行转冷备用7．1号主变501开关由冷备用转检修.8.1号主变501开关由检修转冷备用9.1号主变501开关由冷备用转运行10.1号站变由运行转冷备用11.1号站变由冷备用转检修12.1号站变由检修转冷备用13.1号主变由冷备用转运行14.35kV母线PT由运行转冷备用15.35kV母线PT由冷备用转检修16.35kV母线PT由检修转冷备用17.35kV母线PT由冷备用转运行18.35kV柏鹤线522开关由运行转冷备用19.35kV柏鹤线522开关由冷备用转检修20.35kV柏鹤线522开关由检修转冷备用21. 35kV柏鹤线522开关由冷备用转运行22. 35kV柏鹤线522线路由冷备用转检修23. 35kV柏鹤线522线路由检修转冷备用24 35kV剑柏线5111线路由运行转检修25. 35kV剑柏线5111线路由检修转运行26. 35kV母线由运行转冷备用27.35kV母线由冷备用转检修28.35kV母线由检修转冷备用29.35kV母线由冷备用转运行30. 10kV母线由运行转冷备用31.10kV母线由冷备用转检修32.10kV母线由检修转冷备用33.10kV母线由冷备用转运行34. 10kV母线PT由运行转冷备用错误!未定义书签。
35.10kV母线PT由冷备用转检修36.10kV母线PT由检修转冷备用37. 10kV母线PT由冷备用转运行38. 10kV2号站变由运行转冷备用39.10kV2号站变由冷备用转检修40.10kV2号站变由检修转冷备用41. 10kV2号站变由冷备用转运行42. 10kV柏田路912开关由运行转冷备用错误!未定义书签。
43. 10kV柏田路912开关由冷备用转检修44. 10kV柏田路912开关由检修转冷备用45. 10kV柏田路912开关由冷备用转运行46. 10kV柏田路912线路由冷备用转检修47. 10kV柏田路912线路由检修转冷备用错误!未定义书签。
双母线带旁路典型操作票3(旁路)
23
操作
操作任务: ①.旁路2246开关纵联方向保护由信号改投 掉闸②.投入旁路2246开关单相重合闸 对试通道无问题后，再投入保护. 操作步骤: 1.投入旁路2246 RCS-901纵联方向 2.将旁路2246重合闸投入
24
练 习
• 自行练习：220kV昌清一2216的恢复 操作票。调度令自己拟定。 • 由一名同学讲自己的操作票。
13
操作任务
• 工作任务:220kV2216开关小修 工作任务:220kV2216开关小修 :220kV2216 • 操作任务： 操作任务： 1、旁路改定值 2216线路主保护 2、退2216线路主保护 3、带路 投入2246 2246线路主保护 4、投入2246线路主保护
14
操作前明确
操作的设备： 操作的设备： 220kV2216、2246间隔设备 220kV2216、2246间隔设备 操作前的状态： 操作前的状态： 正常方式，2216运行在4#母线 2246备用在 运行在4#母线、 正常方式，2216运行在4#母线、2246备用在 4#母线 4#母线 操作后的状态： 操作后的状态： 220kV2246带2216线路负荷 2216开关接地 线路负荷， 220kV2246带2216线路负荷，2216开关接地 相关保护自动装置的变化： 相关保护自动装置的变化： 220kV2246保护定值改为2216定值 2216重 保护定值改为2216定值， 220kV2246保护定值改为2216定值，2216重 合闸、主保护退出，2246重合闸 重合闸、 合闸、主保护退出，2246重合闸、保护运行 15
10
操作前明确
操作的设备： 操作的设备： 115、146间隔设备 110kV 115、146间隔设备 操作前的状态： 操作前的状态： 146带115线路负荷 115开关接地 线路负荷， 110kV 146带115线路负荷，115开关接地 操作后的状态： 操作后的状态： 正常方式，115运行在5#母线 146备用 运行在5#母线、 正常方式，115运行在5#母线、146备用 相关保护自动装置的变化： 相关保护自动装置的变化： 110kV115重合闸运行 116重合闸停用 重合闸运行， 110kV115重合闸运行，116重合闸停用
典型操作票审核情况
典型操作票审核情况摘要：一、典型操作票审核情况概述1.典型操作票的概念与作用2.审核情况的整体分析二、典型操作票审核流程1.审核的基本要求2.审核的具体步骤3.审核中遇到的问题及解决方法三、典型操作票审核中的注意事项1.确保审核的准确性2.提高审核效率3.遵循相关法规和标准四、提高典型操作票审核质量的建议1.完善审核制度2.加强审核人员的培训3.采用信息化手段辅助审核正文：典型操作票审核情况在我国的安全生产中起着举足轻重的作用。
为了确保各类生产活动的安全进行，我国对典型操作票的审核工作进行了严格的规定。
本文将对典型操作票审核情况进行概述，并分析审核流程及注意事项，最后提出提高审核质量的建议。
一、典型操作票审核情况概述典型操作票是对生产过程中某一类典型操作的规范化描述，它对于指导操作人员正确执行操作、确保生产安全具有重要意义。
审核情况主要涉及对典型操作票的合规性、完整性、准确性等方面的检查。
二、典型操作票审核流程典型操作票审核分为初步审核、详细审核和终审三个阶段。
在初步审核阶段，主要检查操作票的格式、编号等基本信息；详细审核阶段重点关注操作步骤、安全措施等内容；终审阶段则对整个操作票进行全面的复查，确保无遗漏。
在审核过程中，可能会遇到操作票内容不清晰、操作顺序不合理等问题，需要审核人员与操作票编制人员进行沟通，及时进行修改和完善。
三、典型操作票审核中的注意事项在进行典型操作票审核时，要注意确保审核的准确性，避免因审核不严导致操作事故；提高审核效率，减少审核过程中的人工操作，降低审核成本；遵循相关法规和标准，保证审核结果的合法性。
四、提高典型操作票审核质量的建议为了提高典型操作票审核质量，建议从以下几个方面进行改进：1.完善审核制度，明确审核人员的职责和权限，确保审核工作有序进行；2.加强审核人员的培训，提高审核人员的业务水平和技能，增强审核能力；3.采用信息化手段辅助审核，利用计算机技术对操作票进行自动检查，提高审核速度和准确性。
变电运行典型操作票
35kV变电站通用典型操作票1．1号主变运行转检修2．1号主变检修转运行3．1、2号主变运行转热备用4．拉开35146电源II线刀闸5．合上35786电源I线刀闸6．1、2号主变热备用转运行7．合上351467电源II线地刀闸8．拉开351467电源II线地刀闸9．297馈路I开关运行转冷备用10．在2976馈路I开关线刀闸线路侧挂地线一组11．拆除2976馈路I开关线刀闸线路地一组12．297馈路I开关冷备用转运行13．297馈路I开关运行转检修14．297馈路I开关检修转运行15．10KV母线YH运行转检修16．10KV母线YH检修转运行17．10KV电容器运行转检修18．10KV电容器检修转运行19．35KV站用变运行转检修20．35KV站用变运行转检修21．10KV站用变运行转检修22．10KV站用变检修转运行倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：倒闸操作票N0：通票操作人：监护人：值班长：。
1000MW电气典型操作票(高压厂用电部分)
邹县发电厂四期电气典型操作票〔高压厂用电局部〕#7机10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段由工作电源倒至备用电源运行………………………81项#7机10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段由备用电源倒至工作电源运行………………………114项#7机10kVⅠ段母线停电并装设平安措施………………………………………31项#7机10kV I段母线拆除平安措施恢复送电……………………………………43项四期输煤10kV B段母线由A段母线供电倒至正常电源供电………………………51项四期输煤10kV B段母线由正常电源供电倒至A段母线供电………………………42项四期输煤10kV B段母线停电并装设平安措施……………………………………48项四期输煤10kV B段母线拆除平安措施送电………………………………………68项#04A高备变停电并装设平安措施…………………………………89项#04A高备变拆除平安措施送电………………………………148项邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：邹县发电厂电气倒闸操作票编号：。
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DAC 变电所 年 月 年 年 日 月 日 月 下令时间 操作开始时间 模 拟 预 操作任 务 演 √ √
顺序
作
日 下令人:
票
编号： 受令人: 年 月 日
操作终了时间 变电所 #35KV变压器送电操作
操 作 项 目
检查检查 #变压器接地线已经拆除 号 检查 #35KV变压器主二次 90×开关确实在断开位置（试验位 置），并悬挂“禁止合闸”的警告标示牌 投入 #35KV主变压器保护压板差动速断保护1LP6、1LP4、1LP1. 投入 #35KV主变压器保护压板光纤纵差保护13LP2；主变本体重瓦 斯、轻瓦斯发信号； 投入 #35KV主变压器保护压板主变本体重瓦斯、轻瓦斯发信号；有 载调压瓦斯；主变压力释放发信号；主变油位异常发信号、有载调 压油位异常发信号；主变温度高发信号：4LP9，4LP3，4LP2， 4LP1，4LP9，4LP11； 投入 #35KV主变压器保护压板后备保护：复合电压闭锁过 流:31LP8，31LP6，31LP1；；21LP8，21LP6，31LP1； 21CLP1,31CLP1 检查并确定主变压器调压开关置于35KV/10.5KV档，即对应分接开关 位置为9-11档，自动调压装置在自动位置 检查直流电源43K,4K,13K,21K,31K,1K,31ZKK,21ZKK,13ZKK,7K,8K在 合位 将 #变压器主二次开关9××摇至试验位置 总降站负责合上×#主变压器一次×××开关，并确认开关在合位 （新投用或大修后的变压器送电需冲击三次，每次间隔5分钟） 由运行人员检查变压器主一次电流表显示正常，现场检查确认变压 器带电良好，声音，震动 由值班班长向总降站调度汇报1#变压器送电操作结束和检查、确认 结果
时
分
1 2 3
பைடு நூலகம்
4
5
6
7 8 9 10 11 12
备注 操作人： 监护人: 值班负责人: