备用变压器由运行转检修
变压器由运行转检修
目录
• 变压器概述 • 变压器由运行转检修的必要性 • 变压器由运行转检修的流程 • 变压器由运行转检修的安全措施 • 变压器由运行转检修的案例分析
01
变压器概述
变压器的作用
01
02
03
电压变换
变压器可以将输入的高电 压或低电压转换成所需的 低电压或高电压，以满足 不同设备的需求。
检修结果
经过全面检修，变压器恢复正常运行状态，确保了变电站的安全稳定 运行。
案例二：某企业变压器的故障诊断与处理
故障表现
变压器在运行过程中出现漏油 现象，且有异常声音。
处理措施
对变压器进行干燥处理，更换 油密封垫，并对变压器进行全 面检测。
变压器型号
某企业使用的变压器型号为 S9-M-500/10。
磁耦合原理
变压器利用磁耦合原理实现一次绕组和二次绕组之间的能量传递。通过调整一 次绕组和二次绕组的匝数比，可以改变输出电压和电流的大小。
02
变压器由运行转检修的必 要性
变压器检修的重要性
确保设备正常运行
通过定期检修，可以及时 发现并解决变压器在运行 过程中出现的问题，从而 确保设备的正常运行。
延长设备使用寿命
检查并记录检修情况
03
对检修情况进行检查，并记录相关数据。
变压器检修后的测试与验收
进行测试
对变压器进行测试，确保各项性 能指标符合要求。
检查验收
对检修后的变压器进行检查验收 ，确认符合要求后签字确认。
04
变压器由运行转检修的安 全措施
停电操作的安全措施
确保变压器停电操作前，相关设 备已经停运，并处于安全状态。
合理的检修可以延长变压 器的使用寿命，降低因设 备故障导致的停机时间和 经济损失。
1某某箱变由运行转检修
1某某箱变由运行转检修随着社会的发展和用电负荷的增加，电力系统中的设备也面临着不同程度的磨损和老化，为确保电力系统的安全稳定运行，保证电力供应的可靠性，对设备进行定期的检修和维护工作是必不可少的。
其中，箱变作为重要的电力设备之一，在运行一段时间后，也需要进行一次全面维修和检修工作。
箱变作为一种重要的电力设备，主要用于电网的电压变换，将高电压送入变电站，经过变电站的处理后再送入低压电网。
箱变运行一段时间后，由于受到电压冲击和负荷变化的影响，设备内部的绝缘材料容易老化、破损，同时，设备中的电气元件也会因为长期的工作而出现损坏和老化，导致变压器的性能和可靠性下降。
为保证箱变的正常运行，必须对其进行全面的检修和维护工作。
首先，进行外部的清洁和涂层处理，去除设备表面的积尘和杂物，并对设备表面进行涂层保护，防止其受到环境气候的影响。
同时，对箱变的内部进行检查和维修，包括检查油池中的绝缘油质量和绝缘材料的状态，清洗油池中的杂质和沉淀物，更换老化的绝缘材料和电气元件等。
箱变在检修过程中，还需要对其进行电气性能测试和负荷试验。
通过对箱变内部绝缘材料的测试，可以了解其电气性能和绝缘状态，确保变压器在正常的电压和负载条件下能够稳定工作。
同时，通过对箱变进行负荷试验，可以检测其在不同负荷条件下的性能和可靠性，为后续的运行提供数据支持。
除此之外，箱变在检修过程中，还需要对操作人员进行培训和安全教育。
由于箱变属于高压设备，操作人员必须具备一定的技术和安全知识，才能正确操作设备，并确保自己和他人的安全。
因此，在检修期间，应对操作人员进行相关培训和安全教育，提高其对设备操作和安全防范的意识。
经过一段时间的维修和检修工作，箱变将焕然一新，重新投入到电力系统中，为社会提供稳定可靠的电力供应。
然而，在设备恢复运行后，仍然需要对其进行定期的检修和维护，以确保其长期稳定工作。
只有通过对电力设备的维修和检修工作的不断深入，才能保障电力系统的可靠性和安全性，为社会经济的发展提供强有力的支持。
厂用变压器由冷备用转检修操作票
汇报值长厂用变压器由冷备用转检修操作完毕
备注：
操作人：监护人：值长（运行值班负责人）：
年月日时分
操 作 票
单位：XXX公司编号：第页共页
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；结束时间：年月日时分
（）监护操作（）单人操作
操作任务：厂用变压器由冷备用作时间
一、操作危险点、安全措施和注意事项
（按工作顺序填写与执行）
1
2
3
4
5
二、操作项目（按操作顺序填写与执行）
1
接值长令厂用变压器从冷备用改为检修
2
检查厂用变压器确在冷备用状态
3
验明厂用变压器高压侧各相确无电压
4
合上厂用变压器高压侧开关接地刀闸
5
检查厂用变压器高压侧开关接地刀闸确已合上
6
验明厂用变压器低压侧各相确无电压
7
在厂用变低压侧挂接地线一组（编号：）
8
在厂变高、低压侧开关柜上分别挂“禁止合闸、有人工作”标识牌
变压器运行转检修流程步骤
变压器运行转检修流程步骤英文回答：The process of operating and maintaining a transformer involves several steps. Here, I will outline the general process and provide examples to illustrate each step.Step 1: Initial inspection and preparation.Before starting the transformer, it is important to conduct an initial inspection to ensure that all components are in good condition. This includes checking for any physical damage, loose connections, or signs of overheating. Once the inspection is complete, necessary preparationssuch as ensuring proper ventilation and clearing any obstructions around the transformer should be made.For example, when I was working on a transformer maintenance project, I noticed a loose connection on one of the terminals during the initial inspection. I tightenedthe connection and made sure it was secure before proceeding to the next step.Step 2: Energizing the transformer.Once the initial inspection and preparations are completed, the transformer can be energized. This involves connecting the primary and secondary windings to the appropriate power sources. It is crucial to follow the manufacturer's instructions and safety guidelines during this step.During one of my projects, I had to energize a transformer after completing the initial inspection. I carefully followed the instructions provided by the manufacturer and made sure all connections were secure. I also double-checked the power sources and ensured they were within the specified voltage range.Step 3: Monitoring and regular maintenance.After the transformer is energized, it is important tocontinuously monitor its performance and conduct regular maintenance. This includes checking for any abnormal noises, vibrations, or temperature variations. Regular maintenance tasks may include cleaning the transformer, inspecting and tightening connections, and testing the insulation resistance.For instance, during routine monitoring of a transformer, I noticed an unusual humming sound. I immediately shut down the transformer and conducted a thorough inspection. It turned out that a cooling fan was malfunctioning, causing the noise. I replaced the faultyfan and conducted additional tests to ensure proper functioning.Step 4: Periodic inspections and testing.In addition to regular maintenance, periodicinspections and testing should be conducted to assess the overall condition of the transformer. This may involve conducting insulation resistance tests, oil analysis, and thermographic inspections. Any necessary repairs orreplacements should be carried out based on the findings of these tests.During a periodic inspection of a transformer, I performed an oil analysis to assess the condition of the insulation. The analysis revealed high levels of moisture, indicating potential insulation degradation. I promptly arranged for the replacement of the insulation to prevent any further damage.Step 5: Overhaul and major repairs.Over time, transformers may require major repairs or overhauls. This could involve replacing worn-out components, repairing damaged windings, or upgrading the insulation system. Such repairs should be carried out by qualified technicians and in accordance with the manufacturer's guidelines.Once, I was involved in a transformer overhaul project where we had to replace the damaged windings. It was a complex task that required careful disassembly of thetransformer, removal of the damaged windings, and installation of new ones. We followed the manufacturer's guidelines and conducted thorough tests to ensure the transformer was functioning properly after the overhaul.中文回答：变压器运行和检修的流程包括几个步骤。
1号主变由“运行”转“检修”_1
误操作
1、严格执行操作程序，进入操作地点时，认真核对防止走错间隔；
2、操作前认真核对操作对象的设备名称、双重名称与操作票相符；
3、操作时按照操作票顺序，严格执行唱票制度；
4、严禁跳项和并项操作；
操作前后到现场检查核对实际位置
触电
与带电设备保持足够的安全距离，10KV及以下的安全距离是0.7米，35kV的安全距离是1米，正确使用合格的工器具
20.
检查1号主变高压侧3511隔离开关在“合闸”位
21.
在1号主变高压侧3511隔离开关机械锁处除锁
22.
断开1号主变高压侧3511隔离开关
23.
检查1号主变高压侧3511隔离开关分闸到位
24.
在1号主变高压侧3511隔离开关机械锁处上锁
25.
在1号主变高压侧3511隔离开关操作把手处挂上“禁止合闸 有人工作XAB-”标示牌
50.
在1号主变压器周围装设临时围栏
51.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“当心触电”标示牌
52.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“在此工作”标示牌
53.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“未经许可，不得入内”标示牌
54.
在1号主变压器处临时围栏处挂上“检修设备”标示牌
55.
全面检查一遍以上操作无误
备注：
操作人监护人值班负责人
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电气倒闸操作后应完成的工作表
操作任务：1号主变由“运行”转“检修”操作票编号：
序号
内容
落实情况
备注
1
登记地线卡
已完成（）无地线（）
2
登记绝缘值
变压器的四种工作状态
变压器的四种工作状态：运行状态：各侧断路器及隔离开关都均在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上连通；热备用状态：各侧断路器均在断开位置，但隔离开关都均在合闸位置，使变压器与相邻设备失去电气上连通；冷备用状态：各侧断路器及隔离开关都均在断开位置，中性点接地刀闸在断开位置，使变压器与相邻设备有明显的断开点；检修状态：在冷备用状态上，断开断路器、隔离开关的直流操作开关，各侧引线均装接地线或接地刀闸合上。
断路器的四种工作状态：运行状态：断路器及两侧各有一个隔离开关在合闸位置；热备用状态：开断路器在断开位置，两侧各有一个隔离开关在合闸位置；冷备用状态：断路器及两侧隔离开关在断开位置；检修状态：在冷备用状态上，取下断路器、隔离开关的操作、合闸电源熔丝，各侧引线均装接地线或接地刀闸合上。
母线的四种工作状态：运行状态：母线电压互感器隔离开关在合闸位置，至少有一个支路断路器或隔离开关使母线与相邻的设备连接；热备用状态：母线电压互感器隔离开关在合闸位置，与相邻设备间的隔离开关、断路器都在断开位置；冷备用状态：母线电压互感器隔离开关在断开位置，与相邻设备间的隔离开关、断路器都在断开位置；检修状态：母线上所有的断路器、隔离开关都断开，取下断路器、隔离开关的操作、合闸电源熔丝，线电压互感器低压熔丝取下，根据母线长短装足接地线或接地刀闸合上。
线路的四种状态运行状态：线路断路器及线路电压互感器隔离开关均处于运行状态；热备用状态：线路断路器处于热备用状态，线路电压互感器在运行状态；冷备用状态：线路断路器处于冷备用状态，线路电压互感器均在断开位置；检修状态：线路断路器处于冷备用状态，取下断路器、两侧隔离开关的操作、合闸电源熔丝，各侧接或合上接地刀闸，在线路侧隔离开关手把上挂“禁止合闸，线路有人工作”的标志牌，线路电压互感器低压熔丝取下。
电压互感器的三种状态运行状态：合上电流互感器隔离开关，并插上低压侧熔丝；冷备用状态：断开电流互感器隔离开关，取下插上低压侧熔丝；；检修状态：在冷备用状态基础上，互感器高压侧装一组接地线或合上接地开关。
变压器的运行规范
变压器的运行规范1变压器的停1.1投运前的准备1.1.1 检查变压器本体及附属一、二次回路，设备清洁良好。
1.1.2 拆除回路所有接地短路线，恢复常设遮栏和标示牌。
1.1.3 新装和检修后的变压器应有绝缘报告，一次回路昨同期回路有变更时，应有相序、相位鉴定报告。
1.1.4 测量变压器绝缘应用1000V摇表，其值每千伏不得低于2M?，否则要经总工程师批准后方可投运。
1.1.5 变压器调压调分头后，应有直流电阻合格报告。
1.1.6 开关合、跳传动良好，保护装置全部投入。
1.2 变压器停、送电操作的规定1.2.1 变压器挺投运时，一般应由高压侧充电后投入低压侧开关：停运时应先拉开低压侧开关，再拉开高压侧开关。
1.2.2 新装变压器投运时应在额定电压下连续加压五次，大修更换线圈的变压器连续加压三次。
1.2.3 充电和运行的变压器所有保护均应投跳闸位置，禁止差动保护和重瓦斯保护同时退出运行。
1.3 变压器并列运行应符合下列条件：1.3.1 接线组别相同。
1.3.2 电压比相等。
1.3.3 短路电压相等，最大允许差10%134 容量相差不超过3: 1135 相序相同。
1.4 改变分接头的操作：1.4.1 改变分接头需根据值长命令执行。
1.4.2 将变压器停电装设接地线。
1.4.3 改变分接头，由试验班组测量直流电阻。
1.4.4 运行人员需检查分接头位置正确、直流电阻合格，转换开关外罩应严密不漏水。
1.4.5 拆除接地线、恢复送电、汇报值长做好记录。
2运行中的监视和维护2..1 正常运行中的规定：2.1.1 变压器一次电压不得超过运行额定值的105%在分头额定值士5%范围内运行时其容量不变。
2.1.2 变压器油温正常值不超过85° C,最高不超过95° C,允许温升不超过55° Co2.1.3 干式变压器线圈温度不应超过允许值（最高130° C）o2.1.4 变压器事故情况下，允许短时间过负荷，其时间和倍数按下表掌握：（表1）2.1.5 变压器可在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行，一般情况下不准过负荷运行。
变压器由运行转检修
操作顺序
检查负荷分配 情况 拉低、中、高 三侧隔离开关 拉1＃ 主变中 性点地刀 合1＃ 主变中 性点地刀 断低、中、高 三侧断路器
验电
挂接地线
操作任务：1#主变停电检修
1.联系相关班组、领导，确认Ⅰ段负荷已 转移 2.汇报调度 3.断开1#主变低压侧手车断路器6731 4.确认1#主变低压侧手车断路器6731 已断开 5.断开1#主变高压侧手车断路器766 6.确认1#主变高压侧手车断路器766已断开 7.将1#主变低压侧手车断路器6731拉开到 实验位置，并确认已拉开到实验位置 8.将1#主变高压侧手车断路器766拉开到实验 位置，并确认已拉开到实验位置 9.在靠1#主变高压侧验明确已无电压 10.合上1#主变高压侧手车断路器766接地刀闸，并确认
11.在1#主变10KV引线侧验明已无电 压 12.在1#主变靠10KV引线装设接地 线。 13.在1#主变766操作手柄上挂 “禁止合闸，有人工作”标识牌。 14.在1#主变6731操作手柄上挂 “禁止合闸，有人工作”标识牌。 15.汇报调度，通知相关领导、班组
2、停电操作时，依次断开主变三侧断路器后，再拉 开三侧隔离开关； 3、在拉各侧隔离开关前，检查该侧断路器在分闸位 置；先拉变压器侧隔离开关，再拉母线侧隔离开关。
对变压器中性点的要求
1、在大电流接地系统中，为了避免产生某些操作过电 压，变压器停、送电操作时，其中性点接地刀闸必须 在合上位置；（原已合上的，要检查在合上位置） 2、主变停电操作后，必须拉开其中性点地刀；（主变 中性点在主变停运时必须拉开） 3、主变停、送电操作后，不应改变系统中性点运行方 式及中性点在本站接地点的数目； 4、本站正常运行时，中性点的运行方式为： 1#主变 中性点未接地， 2 #主变中性点接地。
变压器的运行规程
变压器的运行规程一、正常运行的规定1、带负荷运行的规定1）变压器外加一次电压一般不得超过相应分接头值的5％。
2）温度的规定（１）为防止变压器油劣化过速，变压器上层油温一般不宜经常超过85℃，最高不超过95℃；（２）当主变压器负荷超过２／３或上层油温达到55℃时，自动(或手动)启动风冷装置，上层油温达到80℃时，发过温信号。
3）绝缘电阻的规定变压器电压在6kV及以上用1000—2500V摇表测量。
在接近工作温度时，每千伏工作电压不应低于1兆欧；在冷却状态下每千伏工作电压不应低于2兆欧。
4）瓦斯保护装置的运行（1）轻瓦斯保护装置应接信号，重瓦斯保护装置应接跳闸。
（2）变压器由运行改为备用时，轻重瓦斯保护照常与信号联接，以便及时发现变压器的油面下降情况，及时加油。
（3）对运行中变压器进行滤油或加油时，应将重瓦斯保护改接至信号，其它继电保护（如差动保护、复合闭锁过流）仍应投入。
等变压器完全停止排出空气气泡时，重瓦斯保护联板才能接入跳闸回路。
（4）当油面有异常升高现象时，应先将重瓦斯保护联板改至信号位置，才能打开各种放气或放油的塞子、清理呼吸器的孔眼或进行其它工作，防止瓦斯继电器误动作而跳闸。
2、变压器的巡视检查1）变压器的日常巡视检查（1）油温、油位要正常，无渗油漏油；（2）套管无裂纹、油污、放电痕迹；（3）声音正常；（4）冷却器手感温度应相近，风扇运转正常，油流及气体继电器工作正常；（5）吸湿器完好，吸附剂干燥；（6）引线接头、电缆、母线无发热迹象；（7）压力释放器，安全气道及防爆膜应完好无损；（8）气体继电器内无气体；（9）各控制箱、二次控制箱关严，无受潮；（10）变压器室门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；2）应对变压器作定期检查，并增加以下检查内容:（1）外壳、箱沿无异常发热；（2）各部位接地良好；（3）各种标志应齐全明显；（4）各保护装置应安全良好；（5）温度表指示正常；（6）消防设施应齐全完好；（7）储油池和排油设施应保持良好状态；3）下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视次数:（1）新设备或经检修的变压器在投运72h 内；（2）有较严重缺陷时；（3）气象突变（大风、大雾、大雪冰雹、寒潮等）；（4）雷雨季节，特别是雷雨后；（5）变压器急救负载运行时。
变压器运行规程
变压器运行规程1．主题内容与适用范围1．1 本规程规定了东关水电站电力变压器及其冷系统运行的基本要求、运行方式、运行操作、巡回检查、故障及事故处理要求。
1．2 本规程适用于东关水电厂运行人员和生产管理人员对变压器的运行、管理工作，也可供电气检修人员参考。
2．引用标准DL/T 572—95 《电力变压器运行规程》GB1094.1—1094.5 《电力变压器》GB6450 《干式电力变压器》GB6451 《油浸式电力变压器技术参数和要求》DL/T574——95《电力变压器检修导读》2001、3《福建省电力系统调度规程》厂家提供技术资料3．变压器运行规定3．1 基本规定3．1．1 变压器在额定冷却条件下，按铭牌规范可长期运行。
3．1．2 本厂所有电力变压器均不允许并列运行。
3．1．3 变压器运行时其保护、测量、测量冷却装置必须同时投入运行。
特殊情况需将保护退出时，主变应征得邵武地调调度员同意，其它变压器应征得公司分管生产领导同意方可退出。
3．1．4 变压器不得在无主保护状态下运行。
主变瓦斯保护退出跳闸时，差动保护必须在投跳闸位置。
3．1．5 变压器运行电压一般不应高于该分接额定电压的105%。
3．1．6 油浸（自然循环）风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定执行。
油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。
3．1．7 厂变、励磁变均为干式变压器，运行时需保持良好通风，变压器排风机应投入运行，变压器室各风口禁止封堵。
3．1．8 风冷的油浸式变压器冷却介质最高温度40℃时，最高顶层油温不得超过95℃；当冷却介质温度较低时，顶层油温也应降低。
3.2 变压器允许温度、温升规定变压器必须在允许温度和允许温升下运行，以保证绕组温度不超过允许值，从而保证变压器达到规定的使用寿命。
3.2.1 允许温度a)为延缓变压器绝缘及油的老化，A级绝缘变压器绕组最高允许温度为105℃。
变压器运行规程1
南丹县南方有色冶炼有限责任公司NDNF/JS—JD04～2007 控制状态：发放编号：变压器运行规程编制：黄涛审核：张庆伟批准：2007年7月18日发布2007年8月1日实施南丹县南方有色冶炼有限责任公司发布1 主题内容与适用范围本规程规定了电力变压器（下称变压器）运行的基本要求、运行维护、不正常运行和处理。
本规程适用于电压为110KV电力变压器，整流变压器等设备可参照执行。
一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。
2 变压器的正常运行2.1 主变压器日常巡视检查周期1) 正常情况下，每日早、中、晚各巡视检查一次；2) 在下列情况下应对主变压器进行特殊巡视检查，视具体情况增加巡视检查次数3) 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72小时内；4) 变压器有下列严重缺陷；5) 主变严重漏油，造成油面降低；6) 主变上层油温超过85℃；7) 主变内部音响不正常；8) 压力释放阀动作喷油；9) 主变冷却装置全部故障；10) 主变套管有破裂或闪络放电；11) 主变过负荷；12) 瓦斯继电器观察窗内出现碳质物质；13) 轻瓦斯动作；14) 有载调压分接开关调压后，三相电流显著不平衡；15) 有载调压分接开关操作控制回路故障；16) 主变引线接头发热发红。
17) 有大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮、环境温度聚变等气象时；18) 雷雨季节（特别是雷雨过后应立即巡视）；19) 高温季节中的高温期间及高峰负荷期间；20) 变压器达到或超过额定负荷期间。
2.2 变压器的日常巡视检查一般包括以下内容2.2.1 检查变压器本体的油温温度计和绕组温度计是否正常，指示应在85℃及以下，并与主控室内主变控制屏上远方显示的主变温度显示数值相一致，温度计指针、外壳无损坏现象；2.2.2 检查变压器油箱顶上本体和分接开关储油柜的油位指示表指示值应符合主变铭牌上的温度与油位关系曲线。
2.2.3 检查下列部件应无渗油或漏油现象1) 主变本体油箱顶部、底部及四周；2) 分接开关油箱顶部、底部及四周；3) 主变冷却器上的散热器、油管、散热器与上下导油管之间的阀门、压力释放器阀门、油流继电器、油泵；4) 储油柜四周、底部及放油阀；5) 储油柜与瓦斯继电器之间，瓦斯继电器与主变本体之间的阀门、压力释放器阀门、有载调压储油柜阀门、有载调压阀门；6) 主变各侧三相套管及中性点套管。
35KV母线PT由运行转检修
35kV母线PT由运行转检修1. 接调度令将35kV母线PT由运行转检修2. 模拟预演正确3. 检查35kV IA段线路、IB段线路、IC段线路、ID段线路所带66台风机已全部停机4. 检查380V配电室站用变低压侧04A断路器双重名称正确5. 检查380V配电室站用变低压侧04A断路器确在“合闸”位6. 断开380V配电室站用变低压侧04A断路器7. 就地检查380V配电室站用变低压侧04A断路器确在“分闸”位8. 将380V配电室站用变低压侧04A断路器摇出至“试验”位置9. 检查10kV备用变压器跌落开关三相确在“合闸”位10. 检查380V配电室备用变压器04B断路器双重名称正确11. 检查380V配电室备用变压器04B断路器在“试验”位12. 将380V配电室备用变压器04B断路器由“试验”位置摇至“工作”位置13. 合上380V配电室备用变压器04B断路器14. 就地检查380V配电室备用变低压侧04B断路器确在“合闸”位15. 检查35kV站用变317开关双重名称正确16. 检查35kV站用变317开关确在“合闸”位17. 断开35kV站用变317开关18. 就地检查35kV站用变317开关确在“分闸”位19. 到继电保护室35kV测控屏检查站用变317断路器“绿灯亮”20. 检查监控系统显示35kV站用变317开关在“分闸”位，颜色为“绿色”21. 检查35kV IA段线路311断路器双重名称正确22. 检查35kV IA段线路311断路器确在“合闸”位23. 断开35kV IA段线路311断路器24. 就地检查35kV IA段线路311断路器确在“分闸”位25. 到继电保护室35kV测控屏检查35kV IA段线路断路器“绿灯亮”26. 检查监控系统显示35kV IA段线路311断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”27. 检查35kV IB段线路312断路器双重名称正确28. 检查35kV IB段线路312断路器确在“合闸”位29. 断开35kV IB段线路312断路器30. 就地检查35kV IB段线路312断路器确在“分闸”位31. 到继电保护室35kV测控屏检查35kV IB段线路断路器“绿灯亮”32. 检查监控系统显示35kV IB段线路312断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”33. 检查35kV IC段线路313断路器双重名称正确34. 检查35kV IC段线路313断路器确在“合闸”位35. 断开35kV IC段线路313断路器36. 就地检查35kV IC段线路313断路器确在“分闸”位37. 到继电保护室35kV测控屏检查35kV IC段线路断路器“绿灯亮”38. 检查监控系统显示35kV IC段线路313断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”39. 检查35kV ID段线路314断路器双重名称正确40. 检查35kV ID段线路314断路器确在“合闸”位41. 断开35kV ID段线路314断路器42. 就地检查35kV ID段线路314断路器确在“分闸”位43. 到继电保护室35kV测控屏检查35kV ID段线路断路器“绿灯亮”44. 检查监控系统显示35kV ID段线路314断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”45. 检查35kV SVC电容组315断路器双重名称正确46. 检查35kV SVC电容组315断路器确在“合闸”位47. 断开35kV 电容组315断路器48. 就地检查35kV SVC电容组315断路器确在“分闸”位49. 到继电保护室35kV测控屏检查35kV SVC电容组315断路器“绿灯亮”50. 检查监控系统显示35kV SVC电容组315断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”51. 检查35kV电抗器316断路器双重名称正确52. 检查35kV电抗器316断路器确在“合闸”位53. 断开35kV SVG无功补偿316断路器54. 就地检查35kV电抗器316断路器确在“分闸”位55. 到继电保护室35kV测控屏检查35kV 电抗器316断路器“绿灯亮”56. 检查监控系统显示35kV电抗器316断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”57. 检查35kV接地变318断路器双重名称正确58. 检查35kV接地变318断路器确在“合闸”位59. 断开35kV接地变318断路器60. 就地检查35kV接地变318断路器确在“分闸”位61. 到继电保护室35kV测控屏检查35kV 接地变压器318断路器“绿灯亮”62. 检查监控系统显示35kV接地变318断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”63. 检查主变低压侧301断路器双重名称正确64. 检查主变低压侧301断路器确在“合闸”位65. 断开主变低压侧301断路器66. 就地检查主变低压侧301断路器确在“分闸”位67. 到继电保护室35kV测控屏检查主变低压侧301断路器“绿灯亮”68. 检查监控系统显示主变低压侧301断路器在“分闸”位，颜色为“绿色”69. 检查主变低压侧301-1刀闸双重名称正确70. 检查主变低压侧301-1刀闸三相确在“合闸”位71. 断开主变低压侧301-1刀闸72. 就地检查主变低压侧301-1刀闸三相“分闸”到位73. 检查监控系统显示主变低压侧301-1刀闸在“分闸”位，颜色为“绿色”74. 检查35kVPT 3I9刀闸双重名称正确75. 检查35kVPT 3I9刀闸三相确在“合闸”位76. 断开35kVPT 3I9刀闸77. 就地检查35kVPT 3I9刀闸三相“分闸”到位78. 检查监控系统显示35kVPT 3I9刀闸在“分闸”位，颜色为“绿色”79. 检查35kVPT 3I90接地刀闸双重名称正确80. 就地检查35kVPT 3I90接地刀闸确在“分闸”位81. 在35kV 集电IC段线路313-1刀闸电源侧A相处校验验电器声光反应正常82. 在35kV母线PT 3I9刀闸两侧验明确无电压83. 合上35kVPT 3I90接地刀闸84. 就地检查35kVPT 3I90接地刀闸确在“合闸”位85. 检查监控系统显示35kVPT 3I90接地刀闸在“合闸”位，颜色为“红色”86. 向调度汇报已将35kV母线PT由运行转检修。
操作票500kV 1号主变压器由运行转检修
500kV 1号主变压器由运行转检修检查311断路器确在断开位置检查313断路器确在断开位置检查361断路器确在断开位置确认1号主变低压侧间隔设备监控画面已调出拉开301断路器确认301断路器监控分合指示确已变位检查301断路器确在断开位置检查301断路器电流指示为零确认1号主变中压侧间隔设备监控画面已调出拉开201断路器确认201断路器监控分合指示确已变位检查201断路器A相确在断开位置检查201断路器B相确在断开位置检查201断路器C相确在断开位置检查201断路器电流指示为零确认1号主变高压侧间隔设备监控画面已调出拉开5012断路器确认5012断路器监控分合指示确已变位检查5012断路器A相确在断开位置检查5012断路器B相确在断开位置检查5012断路器C相确在断开位置检查5012断路器电流指示为零拉开5011断路器确认5011断路器监控分合指示确已变位检查5011断路器A相确在断开位置检查5011断路器B相确在断开位置检查5011断路器C相确在断开位置检查5011断路器电流指示为零在500kV 1号交流动力电源箱内合上1号主变5011隔离开关动力电源小开关拉开5011-2隔离开关确认5011-2隔离开关监控分合指示确已变位检查5011-2隔离开关A相确在断开位置检查5011-2隔离开关B相确在断开位置检查5011-2隔离开关C相确在断开位置拉开5011-1隔离开关确认5011-1隔离开关监控分合指示确已变位检查5011-1隔离开关A相确在断开位置检查5011-1隔离开关B相确在断开位置检查5011-1隔离开关C相确在断开位置在500kV 1号交流动力电源箱内合上1号主变5012隔离开关动力电源小开关拉开5012-1隔离开关确认5012-1隔离开关监控分合指示确已变位检查5012-1隔离开关A相确在断开位置检查5012-1隔离开关B相确在断开位置检查5012-1隔离开关C相确在断开位置拉开5012-2隔离开关确认5012-2隔离开关监控分合指示确已变位检查5012-2隔离开关A相确在断开位置检查5012-2隔离开关B相确在断开位置检查5012-2隔离开关C相确在断开位置在500kV 1号交流动力电源箱内断开1号主变5012隔离开关动力电源小开关在500kV 1号保护小室5011、5012、5013断路器测控屏上将500千伏5011断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地”位置在500kV 1号保护小室5011、5012、5013断路器测控屏上将500千伏5012断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地”位置在500kV 1号保护小室500kV 5011断路器保护屏后断开4DK1 5011操作电源1小开关在500kV 1号保护小室500kV 5011断路器保护屏后断开4DK2 5011操作电源2小开关在500kV 1号保护小室500kV 5012断路器保护屏后断开4DK1 5012操作电源1小开关在500kV 1号保护小室500kV 5012断路器保护屏后断开4DK2 5012操作电源2小开关在220kV 3号交流动力箱内合上1号主变220千伏侧201隔离开关动力电源小开关确认1号主变中压侧间隔设备监控画面已调出拉开2016隔离开关确认2016隔离开关监控分合指示确已变位检查2016隔离开关A相确在断开位置检查2016隔离开关B相确在断开位置检查2016隔离开关C相确在断开位置拉开2012隔离开关确认2012隔离开关监控分合指示确已变位检查2012隔离开关A相确在断开位置检查2012隔离开关B相确在断开位置检查2012隔离开关C相确在断开位置在220kV 3号交流动力箱内断开1号主变220千伏侧201隔离开关动力电源小开关在35kV 2号交流动力箱内合上1号主变3016隔离开关动力电源小开关确认1号主变低压侧间隔设备监控画面已调出拉开3016隔离开关确认3016隔离开关监控分合指示确已变位检查3016隔离开关A相确在断开位置检查3016隔离开关B相确在断开位置检查3016隔离开关C相确在断开位置在35kV 2号交流动力箱内断开1号主变3016隔离开关动力电源小开关在主变无功小室主变测控屏上将Ⅲ-9WFS 201断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地”位置在主变无功小室主变测控屏上将Ⅳ-9WFS 301断路器远方/就地切换把手由“远方”改投“就地“位置在主变无功小室1号主变压器保护屏C后断开1-4K1 201操作电源1小开关在主变无功小室1号主变压器保护屏C后断开1-4K2 201操作电源2小开关在主变无功小室1号主变压器保护屏C后断开2-4K1 301操作电源小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内验明确无电压在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1XDL1主变保护1 A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1XDL2主变保护1 B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1XDL3主变保护1 C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2XDL1主变保护2 A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2XDL2主变保护2 B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2XDL3主变保护2 C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3XDL1测量A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3XDL2测量B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3XDL3测量C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4XDL1 电量计费A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4XDL2 电量计费B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4XDL3 电量计费C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开5XDL1 主变故录A相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开5XDL2 主变故录B相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开5XDL3 主变故录C相电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开XDL 抽取电压小开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开1ZK 保护电压刀开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开2ZK 测量电压刀开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开3ZK 计量电压刀开关在1号主变压器高压侧电压互感器端子箱内断开4ZK 开口电压刀开关确认1号主变高压侧间隔设备监控画面已调出在5011-2隔离开关1号主变压器侧验明A相无电在5011-2隔离开关1号主变压器侧验明B相无电在5011-2隔离开关1号主变压器侧验明C相无电合上5011-67接地刀闸确认5011-67接地刀闸监控分合指示确已变位检查5011-67接地刀闸A相确在合好位置检查5011-67接地刀闸B相确在合好位置检查5011-67接地刀闸C相确在合好位置在500kV 1号交流动力电源箱内断开1号主变5011隔离开关动力电源小开关确认1号主变中压侧间隔设备监控画面已调出在2016隔离开关主变压器侧验明A相确无电压在2016隔离开关主变压器侧验明B相确无电压在2016隔离开关主变压器侧验明C相确无电压合上201617接地刀闸确认201617接地刀闸监控分合指示确已变位检查201617接地刀闸A相确在合好位置检查201617接地刀闸B相确在合好位置检查201617接地刀闸C相确在合好位置确认1号主变低压侧间隔设备监控画面已调出在3016隔离开关主变压器侧验明A相确无电压在3016隔离开关主变压器侧验明B相确无电压在3016隔离开关主变压器侧验明C相确无电压合上301617接地刀闸确认301617接地刀闸监控分合指示确已变位检查301617接地刀闸A相确在合好位置检查301617接地刀闸B相确在合好位置检查301617接地刀闸C相确在合好位置将500kV 1号主变A相第1组风冷切换把手由“工作”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变A相第2组风冷切换把手由“辅助”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变A相第3组风冷切换把手由“备用”位置改投“停用”位置将1号主变压器A相风冷汇控箱内风冷电源切换把手由“II段”改投“停止”位置检查500kV 1号主变A相风冷确已退出运行将500kV 1号主变B相第1组风冷切换把手由“工作”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变B相第2组风冷切换把手由“辅助”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变B相第3组风冷切换把手由“备用”位置改投“停用”位置将1号主变压器B相风冷汇控箱内风冷电源切换把手由“II段”改投“停止”位置检查500kV 1号主变B相风冷确已退出运行将500kV 1号主变C相第1组风冷切换把手由“工作”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变C相第2组风冷切换把手由“辅助”位置改投“停用”位置将500kV 1号主变C相第3组风冷切换把手由“备用”位置改投“停用”位置将1号主变压器C相风冷汇控箱内风冷电源切换把手由“II段”改投“停止”位置检查500kV 1号主变C相风冷确已退出运行。
变压器运行转检修流程步骤
变压器运行转检修流程步骤英文回答：Operating and maintenance procedures for transformers involve several steps to ensure their efficient and safe operation. Here is a step-by-step guide on the process:1. Inspection: Before starting any operation or maintenance work, it is crucial to inspect the transformer thoroughly. This includes checking for any signs of damage, leaks, loose connections, or abnormal noises. For example,I once found a loose connection in the transformer'scontrol panel, which could have caused a major electrical fault if left unattended.2. De-energization: To ensure safety during maintenance, the transformer must be de-energized. This involves disconnecting the power supply and ensuring that all electrical energy is discharged. It is essential to follow proper lockout/tagout procedures to prevent accidental re-energization. Once, while performing maintenance on a transformer, I encountered a faulty switch that was not properly de-energized. Luckily, I followed the correct procedures and avoided any accidents.3. Cleaning: Transformers accumulate dirt, dust, and other contaminants over time, which can affect their performance. Cleaning the transformer's exterior and cooling system is necessary to maintain its efficiency. I remember cleaning a transformer that was located in a dusty environment, and after the cleaning, its cooling system functioned much better, resulting in improved overall performance.4. Oil sampling and analysis: Transformers use oil as an insulating and cooling medium. Regular oil sampling and analysis help identify any potential issues, such as moisture content, acidity, or presence of contaminants. Based on the analysis results, appropriate actions can be taken, such as filtering or replacing the oil. Once, during routine oil sampling, I discovered high moisture content in the transformer oil, indicating a potential insulationproblem. We immediately took measures to dry out the transformer and prevent further damage.5. Inspection of bushings and connections: Bushings and connections play a crucial role in the proper functioning of a transformer. Regular inspection ensures that they are in good condition and properly tightened. I once found a loose connection on a bushing during an inspection, which could have led to overheating and failure if not addressed promptly.6. Testing: After completing the maintenance tasks, it is essential to perform testing to verify the transformer's performance. This includes insulation resistance testing, transformer ratio testing, and other electrical tests. Testing helps identify any issues that might have been overlooked during the maintenance process. For instance, during testing, I discovered a slight deviation in the transformer ratio, indicating a potential winding fault. We then investigated further and resolved the issue before it caused any major problems.7. Re-energization: Once all the necessary maintenance and testing are completed, the transformer can be re-energized. However, it is crucial to follow proper procedures and precautions to ensure a safe and smooth re-energization process. I always make sure to double-check all connections and perform a step-by-step re-energization to avoid any sudden voltage surges or other issues.中文回答：变压器的运行和检修程序涉及多个步骤，以确保其高效和安全运行。
操作术语(综合操作指令)
(2)综合操作指令术语。
有关变压器的综合操作指令：1)命令将×号变压器由运行转检修：拉开该变压器的各侧断路器、隔离开关和该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合接地刀闸)。
2)命令将×号变压器由检修转运行：拆除该变压器上各侧地线(或拉开接地刀闸)。
合上除有检修要求不能合或方式明确不合之外的隔离开关和断路器。
3)命令将×变压器由运行转备用：拉开该变压器各侧断路器。
4)命令将×号变压器由备用转运行：合上除有校修要求不能合或方式明确不合的断路器以外的断路器。
5)命令将×号变压器由备用转检修：拉开该变压器各侧隔离开关，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸)。
6)命令将×号变压器由检修转备用：拆除该变压器上各侧地线(或拉开接地刀闸)。
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的隔离开关以外的隔离开关。
(注：不包括变压器中性点接地刀闸的操作，中性点接地刀闸的操作可下逐项操作命令或根据现场规定进行操作)。
有关母线的综合操作指令：1)命令将××千伏×号母线由运行转检修：①对于双母线接线：将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线，拉开母联断路器和隔离开关在该母线上挂地线(或合接地隔离开关)。
②对单母线或一个半断路器接线：将该母线上所有的断路器、隔离开关拉开。
在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)。
③对于单母线断路器分段接线：拉开母线上所有的断路器和隔离开关。
在母线上挂地线(或合上接地刀闸)。
2)命令将××千伏×号母线由检修转运行：①对于双母线接线：拆除母线上的地线(或拉开接地刀闸)，合上电压互感器隔离开关和母联隔离开关用母联断路器给该母线充电；②对单母线或一个半断路器接线：拆除该母线的地线(或拉开接地刀闸)，合上该母线所有检修要求不能合或方式明确不合以外的隔离开关(包括电压互感器隔离开关)和断路器；③对于单母线断路器分段接线：同单母线或一个半断路器接线。
变压器运行维护检修及试验
变压器运行维护检修试验第一节变压器的运行变压器是变电所的重要设备，其作用就是把一级电压的电能通过转换，变成另一级(或两级)电压的电能。
变压器是由高压绕组、低压绕组、铁芯、变压器油(绝缘、冷却介质)、层及匝间绝缘、外壳、油枕、温度计、气体继电器、瓷套管、防爆管(压力释放阀)等部分组成的。
正常运行中的变压器，因负荷、季节等因素的变化，其温度也会发生变化。
尤其是负荷增大，高、低压绕组中通过较大电流时，铁芯和绕组会发热。
长期发热会加速绝缘的老化。
同时变压器内、外部故障也会引起过热。
因此，对正常运行中的变压器温度和温升有一定的限制，并把它作为衡量变压器运行是否正常的一个重要参数。
变压器中的油，主要起绝缘、散热和防潮的作用。
变压器中油质的好坏，将直接影响变压器的正常运行和寿命。
如油中含有水分，会使绝缘受潮，绝缘强度下降甚至击穿；油中如含有空气，当含量达到一定时，可能会造成气体保护动作。
一、变压器投入运行前的检查新安装或检修后的变压器投入运行前的检查项目如下。
1．试验(1)测量直流电阻。
(2)测量绝缘电阻。
(3)变压器油的检验。
1)微水分析。
2)油耐压试验。
3)油中溶解气体的色谱分析。
(4)测量泄漏电流。
(5)测量套管的介质损耗因数。
(6)工频交流耐压试验。
2．保护试验(1)气体保护方向装设正确，模拟试验保护动作正确。
(2)差动保护接线及定值试验正确。
(3)过载保护接线及定值试验正确。
(4)防雷保护完善。
3．外观检查(1)套管完整，无损坏、裂纹现象，外壳无渗、漏油现象。
(2)高、低压引线符合设计要求，完整可靠，各处接触点符合要求。
(3)引线与外壳及电杆的距离符合要求，油位正常。
(4)一、二次侧熔断器符合要求。
(5)防雷保护齐全，接地符合要求。
(6)强油循环变压器投入运行前，应检查并试运行，检查其冷却装置工作是否正常。
4．变压器投入试运行所谓变压器试运行，就是指变压器开始通电并在一定负荷下运行24h所经历的全部过程。
电气设备的状态分为运行热备用冷备用检修四种状态
运行状态：是指电气设备的隔离开关及断路器都在合闸状态且带有电压。
热备用状态：是指电气设备具备送电条件和起动条件，断路器一经合闸就转变为运行状态。
电气设备处于热备用状态下，随时有来电的可能性，应视为带电设备。
联动备用。
冷备用状态：电气设备除断路器在断开位置，隔离开关也在分闸位置。
此状态下，未履行工作许可手续及未布置安全措施，不允许进行电气检修工作，但可以进行机械作业。
检修状态：是指电气设备的所有断路器、隔离开关均断开，电气值班员按照《电业安全工作规程》及工作票要求布置好安全措施。
电气设备的倒闸操作规律就是基于上述四个阶段进行，但检修设备拆除接地线后，应测量绝缘电阻合格，才能转换为另一状态。
一、手车式配电装置各种位置的定义工作位置：主回路隔离触头及二次插头可靠接触；试验位置：主回路隔离触头脱离接触，但二次插头在可靠接触状态；检修位置：主回路隔离触头和二次插头均脱离接触。
二、手车式配电装置四种状态的定义A、开关运行状态：手车在工作位置，开关合上，保护装置启用（重合闸装置按调度要求停用或启用）热备用状态：手车在工作位置，开关断开，保护装置启用（重合闸装置按调度要求停用）;冷备用状态：手车在试验位置，开关断开，保护装置停用（重合闸装置按调度要求停用）；检修状态：手车在检修位置，开关断开，开关操作回路和合闸回路熔丝取下，按检修工作票要求布置好安全措施。
B、电压互感器、避雷器运行状态：手车在工作位置。
热备用状态：（无此状态）。
冷备用状态：电压互感器手车在试验位置，避雷器手车在检修位置。
检修状态：手车在检修位置，按检修工作票的要求布置好安全措施。
三、开关（线路、主变、旁联、联变等设备的开关）运行状态：指有关刀闸及开关都在合上位置，重合闸按调度要求在停用或起用位置。
热备用状态：指仅仅开关断开而有关刀闸仍在合上位置，重合闸停用。
冷备用状态：指开关及各侧刀闸都在断开位置，重合闸停用，开关操作回路和合闸回路熔丝取下。
检修状态:指开关在冷备用状态，开关储能释放，电源熔丝取下，母差电流互感器二次回路短路接地，按检修工作票布置好安全措施；四、母线运行状态：指母线上所属设备（线路、主变、旁联、联变等任何一个开关在运行状态。
主变压器由运行转为检修
主变压器由运行转为检修7.1项目简述该项目所涉及的主要工作：停用主变压器中性点间隙保护；合主变压器中性点接地开关；拉主变压器各侧断路器(开关)；解除主变压器保护跳其他运行设备连接片；拉上变压器各侧隔离开关(刀闸)或将手车开关拉出仓外；停上变压器tv；主变压器风冷器停电；验电；主变压器装接地线(合接地开关)等。
适用丁发电厂主变压器、联络变压器(包括三绕组变压器)、启备用变压器停电的操作。
7.2停止使用上变压器中性点间隙维护7.2.1潜在风险末录入维护相连接片名称、编号、边线，误停其他运转维护。
7.2.2防范措施避免误停其他运转维护的措施：必须录入维护相连接片名称、编号、边线恰当。
7.3合主变压器中性点接地开关。
7.3.1潜在风险(1)人身伤害方面：绝缘手套不合格或使用方法不当、雷雨天气室外操作，造成人身触电、烧伤。
(2)设备损毁方面：操作方法不当引致中剧控制器机构损毁。
7.3.2防范措施(1)避免人身危害方面的措施：必须录入设备名称、编号、边线恰当；绝缘手套张贴存有有效率合格证且外观检查合格；采用绝缘手套必须双手穿不好，无法包覆采用；雷雨天气室外操作方式必须穿合格绝缘靴。
(2)防止设备损坏方面的措施：操作时，不得用力过猛，机构卡涩要停止操作，查明原因。
7.4拉主变压器各两端断路器7.4.1潜在风险(1)末录入设备名称、编号、边线，误拉断路器。
(2)断路器分闸后出现非全相运行，导致设备损坏。
7.4.2防范措施(1)防止误拉断路器的措施：拉断路器前，必须认真核对设备名称、编号、位置正确。
(2)避免非全相运转的措施：操作方式后必须录入断路器三相边线全然断裂，机构第六十二分闸边线，并检查电流命令情况；操作方式后发生非全相运转时，必须立即重拉一次断路器，若仍不顺利，应当设法用上一级断路器断裂本电路并隔绝。
7.5解除主变压器保护跳其他运行设备连接片7.5.1潜在风险未正确解除保护连接片，保护装置通电时导致运行设备误跳闸。
备用变压器由运行改为冷备用操作票
#1高备变由运行改为冷备用，6KVⅤA（ⅤB）段备用分支8005A（8005B）开关作6KVⅤB（ⅤA）、ⅥA、ⅥB段的备用电源1．接值长令；2．查#1高备变及T5联变确在运行状态，6KVⅤA、ⅤB、ⅥA、ⅥB段备用分支8005A、8005B、8006A、8006B开关确在热备用状态；3．解除#1高备变35KV侧307开关“禁操”；4．解除#1高备变35KV侧3071刀闸“禁操”；5．解除T5联络变35KV侧3073刀闸“禁操”；6．解除6KVⅤA段手动切换“禁操”；7．解除6KVⅤB段手动切换“禁操”；8．解除6KVⅥA段手动切换“禁操”；9．解除6KVⅥB段手动切换“禁操”；10．点击6KVⅤA段手动切换，闭锁快切装置；11．点击6KVⅤB段手动切换，闭锁快切装置；12．点击6KVⅥA段手动切换，闭锁快切装置；13．点击6KVⅥB段手动切换，闭锁快切装置；14．点击#1高备变35KV侧307开关，发“分闸”指令并确认；15．查#1高备变35KV侧307开关确已断开；17．投入#1高备变35KV侧307开关“禁操”；18．通知1000MW机组断开T5联变110KV侧705开关；19．与1000MW机组电话联系，确认T5联变110KV侧705开关确已断开；20．点击#1高备变35KV侧3071刀闸，发“分闸”指令并确认；21．查#1高备变35KV侧3071刀闸确已断开；22．点击T5联络变35KV侧3073刀闸，发“分闸”指令并确认；23．查T5联络变35KV侧3073刀闸确已断开；24．投入#1高备变35KV侧3071刀闸“禁操”；25．投入T5联络变35KV侧3073刀闸“禁操”；26．将#1高备变6KV侧800G手车刀闸从“工作”位置操作至“试验”位置；27．取下#1高备变6KV侧800G手车刀闸的二次插头并放好；28．将#1高备变6KV侧800G手车刀闸从“试验”位置操作至“检修”位置；29．断开#1高备变6KV侧800G手车刀闸闭锁交流电源开关QF；30．解除6KVⅤA（ⅤB）段备用分支8005A（8005B）开关“禁操”；31．点击6KVⅤA（ⅤB）段备用分支8005A（8005B）开关，发“合闸”指令并确认；32．查6KVⅤA（ⅤB）段备用分支8005A（8005B）开关确已合上；33．投入6KVⅤA（ⅤB）段备用分支8005A（8005B）开关“禁操”；34．点击6KVⅤB（ⅤA）段手动切换，解锁快切装置，并发“复归”指令；35．点击6KVⅥA段手动切换，解锁快切装置，并发“复归”指令；36．点击6KVⅥB段手动切换，解锁快切装置，并发“复归”指令；37．投入6KVⅤA段手动切换“禁操”；38．投入6KVⅤB段手动切换“禁操”；39．投入6KVⅥA段手动切换“禁操”；40．投入6KVⅥB段手动切换“禁操”；41．将#1高备变35KV侧3071刀闸控制方式开关ZS切至“就地”位置；42．断开#1高备变35KV侧3071刀闸CJ操作箱内三相交流电源开关QF21；43．通知1000MW机组断开T5联络变35KV侧电压互感器二次端子箱内三相交流电源开关ZKK；44．通知1000MW机组断开T5联络变35KV侧电压互感器二次空气开关QF1a、QF1b、QF1c；45．通知1000MW机组将#1高备变35KV侧307开关的控制方式开关K3切至“就地”位置；46．通知1000MW机组断开#1高备变35KV侧307开关操作箱内交流电源开关QS1；47．通知1000MW机组将T5联络变35KV侧3073刀闸的控制方式开关ZS切至“就地”位置；48．通知1000MW机组断开T5联络变35KV侧3073刀闸CJ操作箱内三相交流电源开关QF11；49．汇报值长。
操作票4 (中置柜 )2_变压器由运行转检修
现运行方式
1、退出0.4kV 5#母线电容器组
2、拉开0.4kV 5#母线各出线开关
3、拉开402开关 4、检查402开关应拉开 5、将402小车拉至备用位置 6、检查402小车在备用位置
7、检查445开关应拉开 8、将445小车推入运行位置 9、检查445小车在运行位置
10、合上445开关 11、检查445开关应合上
12、合上0.4kV 5#母线各出线开关
13、投入0.4kV 5#母线电容器组
14、检查221线路侧带电显示 器三相灯亮
15、拉开221开关 16、检查221开关应拉开 17、将221小车拉至备用位置 18、检查221小车在备用位置
19、检查221线路侧带电显示 器三相灯灭
20、合上221-7接地刀闸 21、检查221-7接地刀闸应合 上
操作任务： 2#变压器由运行转 检修，1#变压器带全负荷。
原运行方式：201受电带10KV4#母线，202 受电带10KV 5#母线；1#变、2#变分列运行； 201、202、211、221、401、402合位；245、 445冷备用。 操作终结运行方式：201受电带10KV 4#母 线； 201、202、211、401、445合位；221、 402小车在备用位置、245冷备用，2#变检 修状态。
22、在221开关处挂“禁止合闸有人工作” 牌 23、在221开关处挂“已接地”牌
24、在2#变0.4kV出口侧验电 应无电
25、在2#变0.4kV出口 侧挂1#接地线
Байду номын сангаас
26、在402开关处，挂“禁止 合闸有人工作”牌 27、在402开关处，挂“已接 地”牌
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查光伏备用变压器空载运行正常
5.
断开400VPC段母线备用电源开关410
6.
查400VPC段母线备用电源开关410确断
7.
查400VPC段母线电压正常
8.
断开光伏备用变压器高压侧电源开关1010
9.
查光伏备用变压器高压侧电源开关1010确断
10.
取下站用400V PC段备用电源开关410操作保险
危 险 点 分 析 控 制 票
序号
操 作 危 险 点
控 制 措 施
备
注
操作时，如出现部分项目不需要执行的情况，应在不执行项前面的标记栏打“×”，并在备注栏注明打“×”原因。
操作人：监护人：值班负责人：站长：
开 始
_____________年_____月_____日_____时_____分
终 了
_____________年_____月_____日_____时_____分
操作任务
光伏备用变压器由运行转检修
操作
得站长令：光伏备用变压器由运行转检修
2.
3.
查光伏站用400VPC段母线由站用变接带运行正常
11.
将站用400V PC段备用电源开关410摇至“检修”位
12.
查光伏备用变压器高压侧电源开关1010确断
13.
拉开光伏备用变压器高压侧1010甲刀闸
14.
查光伏备用变压器高压侧1010甲刀闸已拉开
15.
拉开光伏备用变压器高压侧1010乙刀闸
16.
查光伏备用变压器高压侧1010乙刀闸已拉开
17.
汇报站长：光伏备用变压器已由运行转为冷备用