110KV变电站操作票复习课程
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。
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
(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
17
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
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）。
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。
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。
变电操作票讲义
4.6 操作单位栏应填写变电站站名或检修班班组名。 4.7 同一变电站、检修班组的操作票必须连续编 号，计算机自动生成的操作票必须在正式出票前自 动编号。编号为八位数，前四位为年份，后四位为 操作票流水号。 4.8 发令人是发布操作指令的值班调度员或运行值 班负责人，由受令人在接受操作指令后填写发令人 姓名和发令时间并签名。 4.9 操作开始时间和操作结束时间分别是倒闸操作 第一项和最后一项的操作时间。监护操作时应由监 护人填写。
3.4 监护操作是由两人进行同一项的操作，其中对 设备较为熟悉者作为监护人。特别重要和复杂的倒 闸操作，应由熟练的运行人员操作，运行值班负责 人监护。监护操作时，操作人不得有任何未经监护 人同意的操作行为。 3.5 单人操作 3.5.1 单人操作是由一人完成的操作。多人值班的 变电站原则上不得进行单人操作。单人操作原则上 不得进行逐项操作指令票的操作。 3.5.2 实行单人操作的设备、项目需经设备运行管 理单位批准。一般规定为： (1)可不使用操作票的操作； (2)单人值班的110kV及以下变电站已投运馈电间隔 的停、送电操作（不含变压器单元）。
6 操作票的管理与评价 6.1 操作票应保存一年，每月按编号顺序装订。 6.2 各单位每月应检查和评价已执行的操作票。 每季度进行一次总结分析，分析存在的问题， 提出改进措施。操作票合格率的计算办法为：
月合格率 = 当月执行的操作票份数—不合格份数
当月应使用的操作票份数
×100%
6.3 操作票评价标准。有下列情况之一者，定为不合 格操作票： (1)漏填设备名称、编号及操作术语者； (2)漏填发令人、受令人姓名或发令时间的； (3)操作任务含糊不清，未填写设备双重名称者； (4)无编号、错编号； (5)修改个别误、漏字时，字迹模糊，不易分辨； (6)未按规定填写操作项目或操作项目不全的； (7)未按规定签名的； (8)未盖“已执行”印章者； (9)已执行的操作票遗失者（按无票考核）； (10)其它明显不合格者。
操作票培训教材
国华神电
二、操作票执行程序
倒闸操作必须由两人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护。单人值班的变电所 倒闸操作可由一人执行。 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题 后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。（华北某110KV 变电所，擅自解锁操作，造成带负荷拉隔离开关） 审查和核对操作票 1 操作人填写完操作票后，自己先审查一遍，然后交监护人审查，最后交值班负责 人和值长审查。如审核中发现错误应予以作废,在操作票第一页右上角注明原因并 加 盖“作废”章，重新填写。 2 操作票填写、审查合格后，操作人、监护人应在符合现场实际的模拟 图板上认真进行模拟预演，以保证操作项目和顺序的正确。由监护人按操作 票的项目顺序唱票,由操作人复诵并改变模拟图板设备指示位置。如操作有变 动或撤销操作任务时,应立即恢复模拟图板的原状。 3 对于模拟图板上没有的系统设备,在操作前应与一次接线图进行模拟预演。 4 操作票经审核、预演确认无误后，监护人在操作项目下面空白格处加 盖“以下空白”章，监护人、操作人、值班负责人、值长分别签字。 5 监护人将该操作票放在专用的操作票夹板上，等候值班负责人下达执行操作指令。 6 在运行方式和设备状态等无变化时，可以使用固定操作票。但必须履 行核对、模拟、审查、签字等手续。
国华神电
二、操作票执行程序
操作票的执行 1 一组操作人员一次只能持有一个操作任务的操作票。 2 操作中必须按操作票所列项目顺序依次进行操作，禁止跳项、倒项、添项、漏项， 将完成项划“√”。 3 当监护人、操作人接到值班负责人下达的操作指令时，必须重复令。得到发令人许 可后，将接令时间记入操作票“指令操作时间”栏内。 4 具体的执行过程和要求参看《倒闸操作管理制度》。 5 汇报、盖章、记录 1） 操作全部结束，监护人应向发令人汇报操作终了时间，并在操作票上填上汇报时 间，加盖“已执行”章。 2） 监护人或值班负责人将操作任务及起止时间以及操作中发现的问题记入运行记录 本中。 3） 监护人将操作票有关内容，记入操作票记录本中。 操作票的保存及检查 1 已执行的、作废的、未执行的操作票应分别存放，不得遗失。 2 已执行的、作废的操作票应保存三个月。 3 对操作票的执行情况应定期进行检查，具体规定如下： 1） 值班负责人每天对已执行新的操作票进行检查、分析和总结。 2） 各部门负责运行的专业人员每月定期对“已执行”操作票进行检查， 对发现的问题应及时给予纠正，并制定整改措施。
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）。
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；
110kv变电站培训课件(电气设备操作规程)
4、调度系统值班人员 包括各级调度机构的值班调度员和有关运行值班单位的运 行值班人员。
5、调度管辖范围 电网设备运行和操作指挥权限的范围。
6、调度许可 设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作 前，下级调度机构值班调度员应向上级调度机构值班调度 员申请，征得同意。
7、委托调度 一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的 调度方式。
41、线路强送电 指线路开关跳闸后未经处理即行送电 42、线路强送成功 指线路开关跳闸后未经处理即行送电，开关未再跳闸 43、线路强送不成功 指线路开关事故跳闸后未经处理即行送电，开关再跳闸 44、线路试送电 指线路事故跳闸经处理后的首次送电 45线路试送成功 指线路事故跳闸经处理后首次送电正常 46、线路试送不成功 指线路事故跳闸处理后首次送电，开关再跳闸
16、复诵指令 值班调度员发布调度指令时，受话方重复通话内容以确认 正确性的过程。
17、回复指令 值班调度员或厂站运行值班人员在执行完上级调度机构值 班调度员下达的调度指令后，向上级调度机构值班调度员 报告已执行的调度指令的内容和时间等。
18、口头令 由值班调度员口头下达（值班调度员无须填写操作票）的 调度指令。
8、调度指令 值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员发布的 旨在贯彻某种调度意图的各种指令的总称。
9、操作 将电气设备从一种状态转换到另一种状态的行为。
10 、操作指令 值班调度员发布的有关操作的调度指令。
11 、单项操作令 值班调度员发布的单一一项操作的指令。
12、逐项操作令 值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令 人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。
二、电网调度一次设备操作
1、一次设备状态定义
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。
变电站工作票培训PPT课件
带电作业和在带电设备外壳上的工作 控制盘和低压配电盘、配电箱上的工作 继电保护、测控装置、通信设备、自动化设备、自动装置及二次回
路上的工作，无需将高压设备停电者 转动中的发电机、调相机的励磁回路或高压电动机转子电阻回路上
的工作 非当值值班人员用绝缘棒和电压互感器定相或用钳形电流表测量高
办理变电站第三种工作票的工作
改、扩建工作的土建不需运行设备停电者 运输与装卸不需运行设备停电者 生产性建筑设施修缮不需运行设备停电者 在高压场所的照明回路上工作不需运行设备停电
者 消防、绿化及维护不需运行设备停电者 其他非电气工作不需运行设备停电者
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“雪亮工程"是以区（县）、乡（镇） 、村（ 社区） 三级综 治中心 为指挥 平台、 以综治 信息化 为支撑 、以网 格化管 理为基 础、以 公共安 全视频 监控联 网应用 为重点 的“群 众性治 安防控 工程” 。
手续
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“雪亮工程"是以区（县）、乡（镇） 、村（ 社区） 三级综 治中心 为指挥 平台、 以综治 信息化 为支撑 、以网 格化管 理为基 础、以 公共安 全视频 监控联 网应用 为重点 的“群 众性治 安防控 工程” 。
下列关键词出现错、漏情况时，该工作票予以作废
不清晰的工作票 未按规范办理工作间断手续 工作终结手续未按要求办理 漏盖章的工作票 使用外单位的工作票（线路协调工作按照有关规
变电站工作票填写规范
变电站第一种工作票填写规范 变电站第二种工作票填写规范 变电站第三种工作票填写规范 二次设备及回路工作安全技术措施单填写规范
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工作票的办理
禁止签发空白工作票 变电计划检修工作，变电第一种工作票应在前一
工作日传、送到许可方，并取得值班负责人的接 收 网上传输的电子工作票，打印（均使用黑色字） 一式两份，办理许可手续，工作负责人和工作许 可人必须按规定在打印票上签名。传真工作票不 能进入许可
110KV东湖变电站典型操作票范本
一、变电站：110kV东湖变电站1.1 一次主接线图:1.2 正常电气主接线情况1.2.1 110kV系统502、#1主变；504、#2主变运行1.2.2 10kV系统ⅠⅡ母分段运行、300热备用1.3 主要保护配置情况：1.3.1 主变保护配置（一）#1(#2)主变保护屏Ⅰ的组成：CAS-226V、CAS-227V 主变保护装置CAS-224CV变压器非电量保护及操作箱装置；CAS-210V测控装置1.3.2 10kV线路保护配置1.3.3 电容器保护配置1.3.4 站用变保护配置1.3 其它：1.4、110kV东湖变电站典型操作票目录清单变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：变电站（发电厂）倒闸操作票操作人：监护人：值班负责人(值长)：。
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110K V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）。
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合上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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