112开关转运行,102转冷备用
变电站主变运行转冷备用
拉开111蒿坪开关并检查
拉开112汉城开关并检查
拉开3502主变开关操作电源 取下储能保险
拉开113双安开关并检查
拉开1021主变刀闸并检查
拉开102主变开关并检查
拉开35021主变刀闸并检查
拉开3502主变开关并检查
备注：以2#B运行，1#B热备用为例. 如果115电容投入应先拉开电容开关
3、作业准备
3.1准备工作安排 √ 序号 1 2 3 4 5 6 内 容 标 准 负责人 备 注
按调度员命令复诵、记录
复诵命令，打开录音 运行方式2#B运行 115电容未投入
操作人按命令填写操作票，监 《安康地电系统两票实施细则》 护人审核并签名 模拟预演并核对设备 准备好安全工器具 《电业安全工作规程》 校验期内合格的工器具
审核人: 批准人:
年 年
月 月
日 日
演练时间
年
月
日
时
分至
年
月
日时Leabharlann 分演练班站（xx变电站）
1、演练内容介绍
主变由运行转冷备用
2、执行标准
2.1《电力安全工作规程》（变电站部分） 2.2《变电运行标准化作业指导书》 2.3省集团公司、安康分公司、县局相关安全管理规章、制度等 2.4作业分工 √ 序 号 作 业 内 容 主变由运行转冷备用 监护人 操作人员
主变由运行转冷备用操作流程图拉开111蒿坪开关并检查拉开102主变开关并检查拉开3502主变开关并检查拉开112汉城开关并检查拉开113双安开关并检查拉开1021主变刀闸并检查拉开35021主变刀闸并检查拉开102主变开关操作电源取下储能保险拉开3502主变开关操作电源取下储能保险备注
母线倒闸操作基本原则
一、母线四种状态的规定
细则规定： 母线检修状态是指接在母线上的所有开关、刀闸 均断开，开关、刀闸操作电源断开，根据母线长 度和有无感应电压等实际情况确定装设足够的接 地线（或合上接地刀闸），应取下母线电压互感 器低压侧熔丝或断开低压侧开关。
二、母线倒闸操作的基本原则
• 1、母线或旁路母线送电时，必须选择有速断保护 的开关试送电。当充电母线或旁路母线故障跳闸 时，应保证电网稳定，必要时先降低有关设备的 潮流。 只有经过充电证实母线或旁路母线无故障 时方可用刀闸（500 千伏系统除外）操作带电。 • 2、现场在母线操作中应采用防止谐振的措施(谐 振是由断路器均压电容与母线电磁式电压互感器 在某些运行状态下产生的串联铁磁谐振过电压。 这种过电压大多数在有空母线的变电所，当打开 最后一条线路的断路器时发生 )。
PT反充电
• 正常情况下PT二次负载是计量表计的电压线圈和 继电保护及自动装置的电压线圈，其阻抗很大， 工作电流很小，相当于变压器空载运行。当PT二 次回路向一次设备反充电时，二次负载要加上 PT(电压互感器)，相当于一个内阻极小的电压源， 会产生极大的电流，将运行的另一组PT二次保险 熔断，严重时，还会造成人身和设备损坏事故。
• • • • 220kV母线停复役得解决三大问题： 1、倒排 2、反充电 3、分裂压板
三、220kV母线停复役操作
• • • • • • • 220kV母线倒排的三大问题： 1、倒排的基本条件： 母联开关、刀闸正常运行 2、等电位的实现： 先投互联后拉母联控制电源 3、联变的倒排： 一定要注意跳母分压板的切换
三、220kV母线停复役操作
• 1. 220kVⅠ段母线由运行改为检修 220kV三金Ⅰ路273开关、三玉Ⅰ路275开关、 #1联变220kV侧27A开关由接Ⅰ段母线倒至Ⅱ 段母线运行； 2. 220kVⅠ-Ⅱ母母联27M开关由运行转冷备用； 3. 220kVⅠ-Ⅲ母母分270开关由运行转冷备用； 4. 220kVⅠ段母线由热备用转检修； 5. 操作完毕，汇报省调 220kV母线停电操作.doc
浅析220kV变电站母线失压及处理
1）母差死区故障，两条母线跳闸。220kV母联212断路器与CT之间发生故障，母差保护动作，母联212断路器及220kVⅠ母上231、201断路器跳闸。2）单母故障，母联断路器拒动。220kVⅠ母故障，母差保护动作跳212及Ⅰ母231、201断路器，母联212断路器拒动，212失灵启动，跳开Ⅱ母232、202断路器，Ⅰ、Ⅱ母失压。3）一条母线检修，另一条母线故障。110kV水西Ⅰ回1331隔离开关检修，将110kVⅠ母、133断路器停电处理，所有出线倒至110kVⅡ母运行，之后110kVⅡ母故障，母差保护动作，110kVⅡ母失电。4）两条母线同时故障。110kVⅠ母、110kVⅡ母失压。5）倒母线时，母线故障或发生误操作事故。
（一）母线故障类型。
（1）单母失压。220kVⅠ母或Ⅱ母单母失压；110kVⅠ母或Ⅱ母单母失压；35kVⅠ母或Ⅱ母单母失压。
（2）双母失压。220kVⅠ母、Ⅱ母全部失压；110kVⅠ母、Ⅱ母全部失压。
（二）母线失压原因。
（1）单母失压。
1）母线故障。220kV、110kV、35kV任何一条母线母差范围内发生故障，相应母线差动保护动作，跳开故障母线相联所有断路器。例如：220kVⅠ母发生故障，母差保护动作，一时限跳母联212断路器，故障电流依然存在，二时限跳开201、231断路器。2）线路故障，线路断路器或保护拒动。线路断路器应跳而未跳开时，在220kV系统中，断路器失灵保护动作，它的跳闸回路与母差保护用的是同一个回路，跳母联及故障母线上的所有断路器。220kV草水Ⅰ回线线路故障，231断路器拒动，断路器失灵保护动作，跳开母联212及201断路器，220kVⅠ母失压。
110kV部分：#1主变110kV侧101断路器供110kVⅠ段母线运行，#2主变110kV侧102断路器供110kVⅡ段母线运行，母联112断路器联络Ⅰ、Ⅱ母线运行，Ⅰ、Ⅱ段母线PT运行；110kV水木线131断路器、水西Ⅰ回134断路器、水济线139断路器、水东I回144断路器联Ⅰ母运行；水易线132断路器、水西Ⅱ回133断路器、水东II回143断路器联Ⅱ母运行，水权线145断路器处冷备用。
10KV开关柜操作票 (1)
将10KV I段出线102开关手车摇至实验位 将10KV 置 置
I段出线102开关手车摇至工作位 将10KV I段进线101开关手车摇至实验位 将10KV I段进线101开关手车摇至工 置 作位置 合上10KV I段进线101开关控制回路 取下10KV I段出线102开关二次线插头 合上10KV I段出线102开关控制回路电源 取下10KV I段进线101开关二次线插头 电源 合上10KV I段进线101开关储能回路 合上10KV I段出线102开关接地刀闸 合上10KV I段出线102开关储能回路电源 拉开10KV I段进线1011刀闸 电源 查10KV I段出线102开关接地刀闸确已合 将10KV I段出线102开关操作控制开关打 将10KV I段进线101开关操作控制开 查10KV I段进线1011刀闸确已断开 上 至就地位置 关打至就地位置 在10KV I段出线102开关上悬挂“禁止合 在10KV I段进线101开关上悬挂“禁止合 合上10KV I段出线102开关 闸，线路有人工作”标识牌 闸，线路有人工作”标识牌 在10KV I段出线102开关上悬挂“已接地 查10KV I段出线102开关确已合闸 操作完毕，汇报 ”标识牌 查10KV I段出线102开关相关表计指示正 操作完毕，汇报 常 操作完毕，汇报 合上10KV 查10KV 查10KV 示正常 I段进线101开关 I段进线101开关确已合闸 I段进线101开关相关表计指
Hale Waihona Puke 操作完毕，汇报I段进线101开关由
I段进线101开关确已分闸 I段进线1011刀闸
查10KV I段出线101开关相关表计指示正 查10KV I段进线1011刀闸确已合上 常 取下10KV I段进线101开关上悬挂的 断开10KV I段进线101开关控制回路电源 “禁止合闸，线路有人工作”标识牌 插上10KV I段进线101开关二次线插 断开10KV I段进线101开关储能回路电源 头
华中网调直调设备操作状态令讲义汇总
第五部分 调度操作状态令
4.主要设备状态术语
4.2.4 冷备用 设备所有安全措施已全部拆除，设备各侧开关和刀闸均在拉开 位置。 4.2.4.1 开关冷备用 开关保护退出，因其影响其它设备 4.2.4.2 线路冷备用 线路保护投入，高抗刀闸未描述
4.2.4.3 高压电抗器冷备用
4.2.4.4 变压器冷备用
相关方式
发令时间 汇报时间 注意事项：
1、具体操作按现场规程执行。
拟票人：审查人：受票人：下票时间：N0.8
第五部分 调度操作状态令
3.总 则
3.4 双母线接线方式的线路、变压器等设备转为运行状态时， 应接于调度机构明确规定的那条母线，否则，由网调在逐项 操作指令票的备注栏或综合操作指令票的注意事项栏中明确。
N0.14
4.主要设备状态术语
第五部分 调度操作状态令
4.主要设备状态术语
4.1.5 发电机检修 4.1.6 发变组检修 4.1.7 母线检修 对于双母线接线方式的母线，其母差保护的状 态由网调值班调度员根据母线保护配置情况和检修工作需要 决定 4.1.8～4.1.10 低抗、低压电容器及静补检修 ★★★二次设备一般随一次设备转检修而退出，也有例外：双母 线接线方式的母线转检修。
N0.29
第五部分 调度操作状态令
5.设备状态变更用语
5.4 变压器
5.4.5 XX变压器由运行转检修
5.4.11 XX变压器由检修转运行
N0.30
第五部分 调度操作状态令
5.设备状态变更用语
5.5 发电机 5.5.1 XX机由备用转检修
5.6.2 XX机变由检修转备用
5.6 发变组 5.6.1 XX机变由备用转检修 5.6.2 XX机变由检修转备用
总变投运方案操作任务分工及顺序
程洪文
择机进行
87
#1接地变357开关热备用转运行
王剑
程洪文
择机进行
88
在＃1接地变低压侧核对相序为正向序
葛洲坝
联盛、况兵、王均
择机进行
89
用停电换电方式将接地变负荷由外接站变倒至＃1接地变供电；
解开10kV外接站变与低压站用电连接部分；
葛洲坝
联盛、况兵、王均
择机进行
90
#2接地变360开关冷备用转热备用
董世萱
王未
按市调命令择机进行
7
220KV长恩东线261开关由热备用转运行于220KVⅠ母
董世萱
王未
8
检查220kV I母线PT二次侧三相电压正常、相序正确检查261开关同期回路正常
葛洲坝
联盛、况兵、王均
9
220KVⅠ、Ⅱ母线母联212开关由冷备用转热备用
董世萱
王未
按市调命令择机进行
10
220KVⅠ、Ⅱ母线母联212开关由热备用转运行
#3电容器本体及363开关由热备用转运行（3次）
王剑
程洪文
72
交代保护极性测试人员测试＃3电容器363保护六角图，正确；
葛洲坝
联盛、况兵、王均
73
#4电容器本体及364开关由冷备用转热备用
王剑
程洪文
择机进行
74
#4电容器本体及364开关由运行转热备用（3次）
王剑
程洪文
择机进行
75
#4电容器本体及364开关由热备用转运行（3次）
王剑
程洪文
择机进行
62
#1电容器本体及355开关由热备用转运行（3次）
王剑
程洪文
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。
10kV配电设备现场运行规程(开闭所、配电所、环网柜、箱式变、分支箱)
10kV配电设备现场运行规程（开闭所、配电所、环网柜、箱式变、分支箱）3.1总则3.1.1 本标准适用于南京供电公司管辖的开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变及相关电气设备。
3.1.2 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变是城市配电网络的重要组成部分，应该充分发挥其作用。
3.1.3 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变等的建设应于城市建设密切配合，并且力争得到城建部门的支持，选择适当的地点安放。
3.1.4 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变应选择质量优良的电气设备，确保供电安全性和可靠性。
3.1.5 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变的管理分工由各单位自行安排，管理人员应熟悉本规程，在工作中始终坚持“安全第一，预防为主”的方针，及时发现和消除缺陷和隐患，做好运行维护工作。
3.2运行和维护3.2.1 所有的电气设备安装均应符合电气设备安装规程要求，并有安装记录、设备交接试验记录、竣工图纸资料以及设备合格证。
3.2.2 开闭所、配电所内应有电气一次接线模拟图示；环网柜、箱式变、电缆分支箱内应有电气一次接线图，电脑CAD制作，压膜张贴。
3.2.3 开闭所、配电所不应建在建筑物的底层。
3.2.4 所有进出线管孔应封堵严密，电缆沟无积水。
3.2.5 开闭所、配电所应有名称，环网柜、箱式变、电缆分支箱的柜门上应有双重名称、电压等级，所有设备均有警告标志牌。
3.2.6 所有进出线应有名称，开关应有编号，电缆上应挂牌，标明电缆型号、规格长度、起止点等。
3.2.7 所有设备应定期（每两个月一次），定人（设备主人）进行巡视。
3.2.8 开闭所、配电所巡视内容如下：3.2.8.110kV高压部分：1、电缆有无渗漏油（油浸电缆），引线有无断股，发热，变色或闪络痕迹；2、开关及刀闸是否合闸到位，有无变色变形等现象；高压显示灯是否完好；3、母线排有无变色变形现象，支柱绝缘子有无碎裂；4、变压器油面是否正常，有无渗油现象，夕胶有无变色，有无异常响声，套管有无裂纹和放电痕迹，桩头有无变色。
母线倒闸操作基本原则
母线倒闸操作基本原则
一、母线四种状态的规定
调规规定： 运行状态——母线PT刀闸于合闸位置，至少有一 个及以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备连 接。 热备用状态——母线PT刀闸于合闸位置，与相 邻设备间的开关、与相邻设备间直接经刀闸联接 的刀闸都在断开位置。 冷备用状态——母线PT刀闸处于断开位置，与 相邻设备间的刀闸，开关都在断开位置。 检修状态——在冷备用状态的母线上装一组接 地线或合上接地刀闸。
分裂压板
• 母差通过自动和手动两种方式判别母线是并列运 行还是分列运行。自动方式是将母联（分断）开 关的常开和常闭辅助接点引入装置的端子，若开 关的常开和常闭接点不对应，装置默认为开关合， 同时发开入异常告警信号；手动方式是运行人员 在母联（分段）开关断开后，投“母线分列压 板”，在合母联（分段）开关前，退出该压板。 以上两种方式中，手动方式优先级最高。即，若 投“母线分列压板”，装置认为母线分列运行。 若退“母线分列压板”，装置根据自动方式判别 母线运行状态。
三、500kV母线停复役操作范例
• 500kVⅠ段母线由运行改为检修 1. #2联变500kV侧5011开关由运行转冷备用 2. 500kV田德Ⅰ路5021开关由运行转冷备用 3. 500kV Ⅰ段母线由热备用转检修； 4. 操作完毕，汇报省调。 500kV母线停电操作.doc
三、220kV母线停复役操作
二、母线倒闸操作的基本原则
• 5、对 GIS 母线进行操作时，应保证 SF6 的充气 压力和密度在规定值以内。 • 6、进行母线倒闸操作时应注意： • （1）对母差保护的影响。 • （2）各段母线上电源与负荷分布是否合理。 • （3）主变中性点分布是否合理。 • （4）双母线 PT 在一次侧没有并列前二次侧不得 并列运行，防止 PT 对停运母线反充电。
城市配电网负荷转供方法分析研究
Telecom Power Technology电力技术应用02 Telecom Power Technology 2023年6月25日第40卷第12期· 53 ·Telecom Power TechnologyJun. 25, 2023, Vol.40 No.12梁 峰，等：城市配电网负荷转供方法分析研究区所有用户提供电力保障。
其10 kV 线路已形成环网结构，市内变电站无功补偿容量充足，电网运行方式安排合理，具备较完善的负荷转供方案[9]。
10 kV 线路主干形成环网后，每条配电线路至少具备一种负荷转供方案，大大提高了用户的供电可靠性。
一类、二类重要用户甚至具备多种负荷转供方案，这些方案灵活便捷、安全可靠，可以根据不同的运行方式选择不同方案。
各变电站无功补偿装置配备完善，无功补偿容量充裕，在负荷转供后能够完全保障末端用户的电能质量在合格范围内，为负荷转供提供了可靠的支撑。
历经扩容改造，石家庄城市配电网网架结构和配电设施可以基本满足N -1方式下的供电可靠性，提高了对用户的持续供电能力。
除此之外，变电站采用无人值班模式，在转供方案策略中引入了地理信息系统，结合负荷曲线能更加快速准确地确定负荷转供方案。
例如，将计划检修工作的转供方案安排在负荷低谷期，既能保证转供操作的安全性，又能将对用户的影响降到最低。
故障抢修时，如果有多个转供方案，可以根据所需操作设备的地理信息就近选择，以缩短非故障区段负荷停电时间。
4 实例与分析以图1中的局部10 kV 配电网为例，共有3个根节点、4个常闭分段开关以及2个联络开关。
当1001和1002开关之间计划检修或故障停电，则1001和1002开关之间的线路就形成停电区段。
非停电区段01至1001段继续由电源01供电。
而1002至1003、1005开关之间的“T ”接区段，可以通过开关1003由电源03供电，或者通过开关1005由电源02供电。
通常情况下，在城市配电网中，这2个方案都是可行方案，可根据当时电网情况选定其中一个方案执行。
发电厂电气实验报告 复杂电力系统的接线和运行
《发电厂电气部分》课内实验实验1复杂电力系统的接线和运行实验目的：（1）从电网角度了解各类电气主接线的具体使用；（2）在各类电气主接线中，掌握核心设备（线路、主变、发电机、负荷、母线）的运行方式如何用调度术语描述；（3）掌握核心设备进行倒闸操作（运行方式转换）的操作原则和步骤，培养学生分析和解决复杂电网运行操作问题的能力。
实验内容目录1 电网运行方式的文字描述 (3)2 线路（3/2+双母）运行方式及倒闸操作 (5)2.1 线路由运行转热备用 (5)2.2 线路由热备用转冷备用 (6)2.3 线路由冷备用转检修 (7)2.4 线路由检修转运行 (8)2.5 线路由运行转检修 (10)3 线路（双母+内桥）运行方式及倒闸操作 (11)3.1 线路由运行转检修 (11)4 线路（双母+外桥）运行方式及倒闸操作 (13)4.1 线路由运行转检修 (13)5 主变（双母+单母分段）运行方式及倒闸操作 (14)5.1 主变由运行转检修 (14)5.2 主变由检修转运行 (16)6 主变（内桥+单母分段带旁路）运行方式及倒闸操作 (17)6.1 主变由运行转检修 (17)6.2 主变由检修转运行 (19)7 负荷出线运行方式及倒闸操作 (20)7.1 负荷出线由运行转检修 (20)7.2 负荷出线由检修转运行 (21)8 发电机变压器组（3/2）运行方式及倒闸操作 (22)8.1 发变组由运行转检修 (22)8.2 发变组由检修转运行 (24)9 发电机（双母）运行方式及倒闸操作 (25)9.1 发电机由运行转检修 (25)9.2 发变组由检修转运行 (26)10 母线（3/2）运行方式及倒闸操作 (27)10.1 母线由运行转检修 (27)10.2 母线由检修转运行 (28)11 母线（单母分段）运行方式及倒闸操作 (29)11.1 母线由运行转检修 (29)11.2 母线由检修转运行 (30)12 母线（双母）运行方式及倒闸操作 (32)12.1 母线由运行转检修 (32)12.2 母线由检修转运行 (33)13 断路器（单母分段）运行方式及倒闸操作 (34)13.1 断路器由运行转检修 (34)13.2 断路器由检修转运行 (35)14 断路器（单母分段带旁路）运行方式及倒闸操作 (36)14.1 断路器由运行转检修 (36)14.2 断路器由检修转运行 (37)实验内容1 电网运行方式的文字描述3/ 38根据图中的开关状态，写出电网运行方式的文字描述，填下表。
国调直调厂站调度倒闸操作补充规定
国调直调厂站调度倒闸操作补充规定第一章总则第一条为优化国调直调厂站一、二次设备在计划停电和紧急停电过程中的调度倒闸操作流程，在确保安全的前提下提升倒闸操作效率，制定本规定。
第二条本规定适用于国调直调厂站内国调直调的部分交流设备的倒闸操作管理，具体包括交流开关（灵宝站3301、2201开关除外）、母线、交流滤波器母线、机组、变压器（含电厂升压变，不含换流变）、交流滤波器（含并联电容器、并联电抗器）、母线高抗、110kV及以下低压无功补偿装置、330kV灵灵线（下文中统称为适用本规定的一次设备）以及上述设备对应的国调直调的继电保护装置、短引线接地刀闸。
第三条国调直调厂站内其余国调直调设备（包括交流线路、线路并联高抗、线路串抗、线路串补、换流变压器、直流场设备、安全自动装置、最后断路器跳闸装置等）、许可设备的调度倒闸操作以及未明确部分，按照《国调中心调控运行规定》（调调〔2015〕115号）等执行。
第四条授权其他调控机构调度的国调调管设备不适用本规定。
第五条国调直调设备在启动调试方案执行过程中不适用本规定。
第六条国调直调厂站进出线设备接入前，预留接引点对应的接地刀闸视为短引线接地刀闸。
第七条本规定解释权归国调中心。
第二章一、二次设备倒闸操作原则第八条适用本规定的一次设备在停送电时，上述设备对应的接地刀闸以及短引线接地刀闸由厂站按照国调停电工作票或紧急抢修申请单的批复内容自行操作，国调调度员不下达调度指令。
第九条适用本规定的一次设备处于冷备用状态时，其国调直调的继电保护装置投退由厂站按照国调停电工作票或紧急抢修申请单的批复内容以及相关继电保护运行规定自行操作，国调调度员不下达调度指令。
第十条适用本规定的一次设备处于运行或热备用状态时，其国调直调的继电保护装置投退仍由国调调度员下达调度指令操作。
第十一条对于交流滤波器保护和交流滤波器母线保护同投同退配置的换流站，仅当交流滤波器母线及小组交流滤波器均处于冷备用状态时，交流滤波器及其母线保护投退由站内按照国调停电工作票或紧急抢修申请单的批复内容以及相关继电保护运行规定自行操作；其余情况下，交流滤波器及其母线保护投退仍由国调调度员下达调度指令操作。
环网柜、箱变、公变投运检查操作与启动方案
7、柜体应不渗、漏水，门应完好并关闭严密， 通风孔、洞要加防护网，做好防小动物的 措施，电缆沟、孔、洞应按规定做好防火、 防小动物的封堵工作。
电力电缆检查：
1、 电缆线路的正常工作电压不应超过电缆 额定电压的15%。
2 、电缆原则上不得过负荷运行，即使在处 理事故时出现的过负荷，也应迅速恢复其 正常电流。
常现象；
C、变压器声响应正常； D、变压器分接开关的分接位置应正常； E、变压器引线应无断股，接头应无过热变色
或示温片溶化（变色）现象；
F、变压器外壳接地、铁芯接地应完好。
二） 配电装置检查
1、 配电装置包括母线、断路器、刀闸、互 感器、电力电容器、及设备之间的连接线、 以及过电压保护装置等。
2、 室内外配电装置应有装设接地线的专用 接地极。配电设备不带电的金属外壳、设 备构架，均应按规定有可靠的接地。
4 、所有运行人员应熟悉防误装置的管理办 法和实施细则。
5、 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。
开闭所的启动
方案的编制方法：
你是安装单位负责人应如何编写启动方案，你 是验收负责人应如何检查启动方案的正确性。 从以下几个方面着手： 1、封面； 2、启动范围； 3、启动前设备状态； 4、启动步骤； 5、启动结束。
B、操作前检查控制回路、操作机构应具备运行 操作条件及保护装置应在投放状态。
C、操作中应同时监视有关电压、电流、功率等 表计的指示及开关红、绿指示灯、分合闸指 示器位置的变化（应做传动试验）。
220KV分袁线211开关拒动
①220KV分袁线211开关拒动，线路相间故障1、记录故障时间，解除事故、预告音响，事故停钟。
检查光字牌、仪表、开关和灯光。
复归跳闸的开关（KK）。
2、应急处理；携带安全工具并检查，检查#2主变冷却器全投，将#2主变高压侧2020中性点推上，切换间隙至零序。
（#2主变屏两块）。
退出220KV母差屏220KVⅠ母复合电压压板，申请转移负荷，检查117负荷，断开117。
3、检查保护信息：#1主变、211、212、213、214、215、231间隔，220KV母差屏。
抄录液晶显示、打印报告。
4、检查一次设备；检查211间隔、212、213、201、231开关位置，211开关拒动及线路故障报缺陷。
汇报调度，保护信号复归。
5、隔离故障；退出220KVⅠ母PT，先二次后一次。
申请解锁211转冷备用，退出线路PT二次保险。
6、恢复送电；a投入充电保护，合231开关，检查220KVⅠ母充电正常，退出充电保护。
b投入220KVⅠ母PT，先一次后二次，检查220KVⅠ母电压，投220KVⅠ母复合电压压板（两块）c合上931开关，断开901开关。
d推上#2主变中压侧1020中性点,切换间隙至零序。
（#2主变屏两块）断开101开关,e检查2010、1010中性点接地刀闸，合上201开关，检查#1主变充电正常。
合上101、901开关，断开931开关，切换#2主变零序至间隙，拉开2020、1020中性点刀闸。
f同期合上212、213开关，117开关。
7、转检修；验电，推上21101、21102、21103接地。
退出失灵保护、母差屏压板，断开211开关控制、信号、储能电源。
挂牌。
8、收回工具，检查完好，汇报调度。
②220KVⅡ母A相接地，#2主变202开关拒动，1、记录故障时间，解除事故、预告音响，事故停钟。
检查光字牌、仪表、开关和灯光。
复归跳闸的开关（KK）231、214、215、102、902开关失压母线及线路；220KVⅡ母及214、215，10KVⅡ段母线及线路921、922、923、924、925、926、962、992、994开关并断开（先断PT）。
变电站反事故演习记录
值班员**、高秀兰：1、根据观察到的现象，准确断定事故范围.
2、复归信号，做好记录.
3、检查站内一次设备，未发现异常
4、拉开112开关
5、将2#主变投入运行，恢复供电
6、填写记录，汇报调度
7、根据调度饬令将112太平馈路转为冷备用状态
8、检查呵护装置有无异常，呵护定值是否正确
9、将检查情况汇报调度
4、依照调度饬令拉开112太平开关及两侧刀闸，检查112太平开关呵护定值是否正确，与2#主变高后备呵护定值是否配合.
5、查112太平开关节制回路是否杰出.将检查成果记入记录，等
待处理.
评价：
：检查一次设备时均未检查开关引线.下次尽力方向：检查时要详细，不放过任何可疑处.
：在合上2#主变后没有检查开关实际位置.下次尽力方向：在处理事故时不要慌张，要岑寂，检查到位.
变电站反事故演习记录之袁州冬雪Байду номын сангаас作
演习开端时间：：45演习终了时间：：34
演习地点：蒋刘变电站主控室及户外设备区
参与演习人员
姓名
王沙莉
谢晋丽
高秀兰
王晓荣
牛哲
职务
站长
平安员
值班员
值班员
值班员
带领人：王沙莉监护人：谢晋丽
演习题目：112太平开关过流I段动作，开关拒动；
2#主变高后备动作，3502、102开关跳闸.
8、将检查成果做好记录，汇报调度
值班员**：1、观察现象.初步断定为112太平呵护拒动引起2#主变两侧开关跳闸.
2、复归信号.观察开关及2#主变本体及引线有无异常.若无异常，拉开112太平开关及111高庄馈路开关.合上2#主变两侧开关，恢复对10KV母线供电.
调度员岗位实操题(技师).
贵州电网公司供电企业调度员岗位调度员技师业务技能题库贵州电网公司二〇一三年五月目录（一）专门技能 (2)1、110K V线路相间短路永久性故障，开关拒动越级跳闸处理........................... 错误！未定义书签。
2、110K V线路单相接地永久性故障，开关拒动、保护拒动越级跳闸处理................. 错误！未定义书签。
3、110K V变电站110K V母线单相接地永久性故障，保护拒动越级跳闸处理............... 错误！未定义书签。
4、220K V变电站110K V出线间隔母刀故障，导致母差保护动作跳闸事故处理............. 错误！未定义书签。
5、110K V变电站母线故障越级，导致220K V站主变后备保护跳闸处理................... 错误！未定义书签。
6、220K V变电站110K V出线开关故障，导致母差保护动作跳闸事故处理................. 错误！未定义书签。
7、220K V变电站110K V甲B线102开关二次空开故障，开关拒动....................... 错误！未定义书签。
8、C站110K VCG线104开关二次保险烧坏，开关拒动................................. 错误！未定义书签。
9、110K V甲A线相间故障，甲变电站开关机构卡涩，开关拒动 ....................... 错误！未定义书签。
10、F站110K V甲FI回106开关出口跳闸压板漏投，越级造成甲站110K V甲FII回107开关跳闸错误！未定义书签。
二、相关部分....................................................................................................................................... 错误！未定义书签。
KYN28手车断路器两个位置四种运行状态
KYN28-12 手车断路器两个位置、四种运行状态一、两个位置：实验位置-----冷备用状态工作位置------热备用状态二、四种运行状态1、运行状态：手车开关在工作位置，合上开关。
“工作位置”、“储能”、“合闸”三盏指示灯亮；带电显示器指示灯亮；仪表有指示，机械指示为红色合闸牌。
2、热备用状态：手车开关在工作位置。
“工作位置”、“储能”、“分闸”三盏指示灯亮，带电显示器、仪表无指示。
机械指示为绿色分闸牌。
3、冷备用状态：手车开关在实验位置。
“实验位置”、“储能”、“分闸”三盏指示灯亮，带电显示器，仪表无指示；机械指示为绿色分闸牌。
4、检修状态：手车开关在实验位置，拉开其二次回路小空气开关；打开开关室柜门，取下二次回路插头，将手车开关拉出开关室，放置在运转小车上，锁好开关室柜门，在开关工作位置——热备用状态实验位置——冷备用状态为什么说此柜在冷备用位置：1.断路器开关在跳闸状态2.断路器机械指示在分闸位置3.断路器手车在实验位置合闸灯亮分闸灯亮户内带电显示器控制电源红色蓝色白色黄色绿色手车实验位置手车操作位置储能指示灯断路器分闸指示红色断路器合闸指示分闸回路正常合闸回路正常三．实操考核操作任务1（3）：10KV教育1#（2#）线手车131（132）开关由冷备用转为运行1.检查10KV教育1#（2#）线手车131（132）开关在断开位置2.将10KV教育1#（2#）线手车131（132）开关由实验位置转为工作位置检查已到位3.合上10KV教育1#（2#）线手车131（132）开关检查已合上操作任务2（4）：10KV教育1#（2#）线手车131（132）开关由运行转为冷备用1.拉开10KV教育1#（2#）线手车131（132）开关检查已拉开2.将10KV教育1#（2#）线手车131（132）开关由工作位置转为实验位置检查已到位安全措施一）确认线路处于冷备用状态二）检查安全用具三）验电四）对停电电缆放电，并装设临时接地线五）悬挂标识牌………………………………………………………………………………………………………………1.拆除标示牌2.拆除接地线（3.检查并关闭柜门一）确认线路冷备用状态Q：这个电柜可以做安全措施吗？A：此柜在冷备用状态，可以做Q：为什么说此柜在冷备用状态？A：1.手车开关在实验位置2.电气分闸指示灯亮3.机械指示牌在分闸位置二）检查安全用具1）绝缘手套：1.外观无破损2.未超过实验周期3.检查不漏气2）验电笔： 1.电压等级相符2.未超过实验周期3.外观正常4.自检声光发生器正常三）验电1.打开柜门（机械互锁，手车开关处于实验位置，柜门才能打开）2.逐相验电（搭在金属部分）3.确认各相无电后，收起验电笔四）对停电电缆放电，并装设临时接地线1.固定接地线2.利用接地线逐相对电缆放电（电缆头上搭一下放电），然后将接地线夹好五）悬挂标识牌1.在柜门上挂“在此工作”指示牌2.在开关上挂“禁止合闸，线路有人工作”。
电气运行与控制__变电站倒闸操作及事故处理
双母线带旁路母线的变电站事故处理
（3）220kV故障处理 001 电厂Ⅰ线221线路远端相间永久性故障（保护、开关动作正确，单重运行) 002 电厂Ⅰ线221线路近端相间永久性故障（保护、开关动作正确，单重运行) 003 电厂Ⅰ线221线路近端相间永久性故障（保护、开关动作正确，三重运行) 004 电厂Ⅰ线221线路远端相间永久性故障（保护、开关动作正确，三重运行) 005 电厂Ⅰ线221线路近端相间永久性故障（保护、开关动作正确，综重运行) 006 电厂Ⅰ线221线路远端相间永久性故障（保护、开关动作正确，综重运行) 007 电厂Ⅰ线221线路近端A相永久性故障（保护、开关动作正确，单重运行) 008 电厂Ⅰ线221线路远端A相永久性故障（保护、开关动作正确，单重运行) 009 电厂Ⅰ线221线路近端A相永久性故障（保护、开关动作正确，三重运行) 010 电厂Ⅰ线221线路远端A相永久性故障（保护、开关动作正确，三重运行) 011 电厂Ⅰ线221线路近端A相永久性故障（保护、开关动作正确，综重运行) 012 电厂Ⅰ线221线路远端A相永久性故障（保护、开关动作正确，综重运行) 013 电厂Ⅰ线221线路近端A相瞬时性故障（保护、开关动作正确，单重运行) 014 电厂Ⅰ线221线路远端A相瞬时性故障（保护、开关动作正确，单重运行) 015 电厂Ⅰ线221线路近端A相瞬时性故障（保护、开关动作正确，综重运行)
运行转检修 010 纺织线010开关由检修转运行，10kV旁路Ⅰ013由带纺织线010负
荷转热备用 011 交通线012线路由运行转冷备用 012 交通线012线路由冷备用转运行
双母线带旁路母线的变电站倒ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ操作
(2) 110kV倒闸操作 001 电站一线111由运行转冷备用 002 电站一线111由冷备用转运行 003 电站一线111开关由运行转检修 004 电站一线111开关由检修转运行 005 电站一线111线路由运行转检修 006 电站一线111线路由检修转运行 007 电站一线111开关及线路由运行转检修 008 电站一线111开关及线路由检修转运行 009 110kV母联兼旁路115开关带电站一线111负荷。电站一线111开
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55.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏中压侧间隙保护投入压板2LP8
56.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏低压侧相间后备投入压板2LP10
57.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏低压后备闭锁35kV备投2LP27（自此2号主变的2微机保护已经清屏了，可以放心倒CT端子啦）
备注：
操作人：监护人：值班负责人（值长）：
倒闸操作票
沧州供电公司交河变电站编号JHZDXP002
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
执行
（√）
顺序
操作项目
模拟
（√）
16.
合上112开关
17.
检查112开关三相电流指示正常
18.
检查112开关电气指示在合位
29.
先接通后拆封2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ112CT端子连片A1-B1-C1-01（操作中严防CT回路开路）
30.
检查2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动保护差流正常(差动保护投入前必须检查差流为零)
备注：
操作人：监护人：值班负责人（值长）：
倒闸操作票
沧州供电公司交河变电站编号JHZDXP002
发令人
受令人
发令时间
3.
现场检查112开关机械指示在分位
4.
合上112-2刀闸
5.
现场检查112-2刀闸三相触头已合好
6.
检查110kV母差保护112-2刀闸电压切换灯亮
7.
按下110kV母差保护“刀闸位置确认”按钮
8.
合上112-4刀闸
9.
现场检查112-4刀闸三相触头已合好
10.
退出2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动跳高压侧压板1LP1（退出2号主变Ⅰ微机的差动保护就可以合环了）
41.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏启动失灵压板2LP16
42.
检查2号主变Ⅱ微机保护屏跳202出口压板2LP17在退出位置
43.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏解除失灵电压闭锁压板2LP19
44.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏跳112出口压板2LP22
45.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏跳102出口压板2LP23
备注：
操作人：监护人：值班负责人（值长）：
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
执行
（√）
顺序
操作项目
模拟
（√）
76.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏跳312出口压板2LP25
77.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏跳301出口压板2LP24
78.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏启动失灵压板2LP16
79.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏解除失灵电压闭锁压板2LP19（自此2号主变Ⅱ微机中压侧CT端子切换完毕）
倒闸操作票
沧州供电公司交河变电站编号JHZDXP002
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
执行
（√）
顺序
操作项目
模拟
（√）
46.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏跳101出口压板2LP24
47.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏跳312出口压板2LP25
48.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏跳301出口压板2LP24
11.
退出2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ解除失灵电压闭锁压板1LP2
12.
退出2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动跳中压侧压板1LP3
13.
退出2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动跳312压板1LP5
14.
退出2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ2号主变启动失灵投入压板1LP6
15.
退出2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动保护投入压板1LP7(将2号主变Ⅰ微机的差动保护退出后可以通知保护人员改1微机差动保护的定值了)
67.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏中压侧间隙保护投入压板相间后备投入压板2LP10
69.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏低压后备闭锁35kV备投2LP27
70.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏跳212出口Ⅰ压板2LP14
71.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏跳212出口Ⅱ压板2LP15
49.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏差动保护投入压板2LP1
50.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏高压侧相间后备投入压板2LP2
51.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏高压侧接地零序投入压板2LP3
52.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏高压侧间隙保护投入压板2LP4
53.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏中压侧相间后备投入压板2LP6
54.
80.
现场检查102开关三相机械指示在分位
81.
拉开112-3刀闸
82.
现场检查112-3刀闸三相触头已拉开
83.
拉开102-3刀闸
84.
现场检查102-3刀闸三相触头已拉开
85.
拉开102-2刀闸
86.
现场检查102-2刀闸三相触头已拉开
87.
检查110kV母差保护102-2刀闸电压切换灯灭
88.
19.
检查112开关与102开关负荷分配正常
20.
拉开102开关
21.
检查102开关三相电流指示为零
22.
检查102开关电气指示在分位
23.
将102开关“远方/就地”切换把手改投“就地”位置
24.
合上2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ112电压空开1Zkk(此空开必须合上,否则当112母线刀闸拉开时会造成主变Ⅰ微机保护失去交流电压；先合后拉，防止保护装置失去交流电压）
38.
投入2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ解除失灵电压闭锁压板1LP2
39.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏跳212出口Ⅰ压板2LP14（接下来退出2号主变的Ⅱ微机保护，进行CT端子的切换后将保护投入，由于2微机112CT和2主变套管CT变比相同，所有不需要改定值）
40.
退出2号主变Ⅱ微机保护屏跳212出口Ⅱ压板2LP15
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
执行
（√）
顺序
操作项目
模拟
（√）
31.
投入2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动保护投入压板1LP7（只有2号主变1微机差动保护定值已改为正常方式定值并核对正确，CT端子已切至112，检查差流为零，保护才能投入）
32.
投入2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动跳312压板1LP5
倒闸操作票
沧州供电公司交河变电站编号JHZDXP002
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
2号主变的112开关转运行，旁路102开关转冷备用
执行
（√）
顺序
操作项目
模拟
（√）
1.
核对调度令，确认与操作任务相符
2.
确认112开关操作把手在“就地”位置（先将112开关转热备用）
按下110kV母差保护“刀闸位置确认”按钮
89.
现场检查102-1刀闸三相触头在拉开位置
90.
备注：
操作人：监护人：值班负责人（值长）：
33.
投入2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动跳中压侧压板1LP3
34.
投入2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ差动跳高压侧压板1LP1
35.
将2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ高压侧跳闸正电源压板1QP由102改投112位置
36.
将2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ高压侧跳闸出口压板2QP由102改投112位置
37.
投入2号主变Ⅰ微机保护屏Ⅰ2号主变失灵启动投入压板1LP6
备注：
操作人：监护人：值班负责人（值长）：
倒闸操作票
沧州供电公司交河变电站编号JHZDXP002
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
执行
（√）
顺序
操作项目
模拟
（√）
61.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏差动保护投入压板2LP1（下面将2微机保护投入，先投功能压板再投跳闸压板）
58.
先短封后断开2号主变Ⅱ微机保护屏2号主变中压侧套管CT端子连片A2-B2-C2-02（切换CT端子时一定要防止CT回路开路）
59.
先接通后拆封2号主变Ⅱ微机保护屏112外附CT端子连片A1-B1-C1-01（切换CT端子时一定要防止CT回路开路）
60.
检查2号主变Ⅱ微机差动保护差流正常（投入差动保护前必须检查差流为零）
72.
检查2号主变Ⅱ微机保护屏跳202出口压板2LP17在退出位置
73.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏跳112出口压板2LP22
74.
检查2号主变Ⅱ微机保护屏跳102出口压板2LP23在退出位置
75.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏跳101出口压板2LP24
备注：
操作人：监护人：值班负责人（值长）：
倒闸操作票
沧州供电公司交河变电站编号JHZDXP002
62.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏高压侧相间后备投入压板2LP2
63.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏高压侧接地零序投入压板2LP3
64.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏高压侧间隙保护投入压板2LP4
65.
投入2号主变Ⅱ微机保护屏中压侧相间后备投入压板2LP6