国家电网公司变电站典型操作票的编制程序与管理

第一篇：国家电网公司变电站典型操作票的编制程序与管理

变电站典型操作票的编制程序与管理

各单位可参照以下内容编写典型操作票： E.1 典型操作票任务的提出

典型操作票的操作任务和任务顺序由负责设备调度管理的调度部门提出，或者变电站与调度协商后由调度单位提出，但两种方法提出的任务和任务顺序均必须经调度部门技术负责人审定合格。E.2 典型操作票编写

变电站应根据调度部门提供的操作任务和任务顺序，由变电站的站长或站长指定的运行人员[正（主）值以上]编写具体的操作步骤；必须结合站内一、二次设备实际情况，调度整定书要求、运行规程、调度规程、变电站现场运行注意事项、有关图纸以及检修、继保校验人员填写的注意事项等有关要求内容进行，并对步骤正确性负责。E.3 典型操作票审核

E.3.1 操作任务审核：典型操作票的任务和任务顺序应由调度部门技术负责人审核，并对其正确性负责。E.3.2 操作步骤审核：典型操作票编写完成后，由站内全体运行人员自审合格并由各正（主）值、值长签名，然后由站长、站技术负责人审核正确无误签名，审核人员对操作步骤的正确性负责。典型操作票一式二份再交运行部分管运行专职或运行主管审核签名，运行专职或运行主管对典型操作票的原则正确性负责。典型操作票的审核工作一般应在编写完成后一个月内完成。

实行集控站或“子母站”模式变电站的典型操作票由集控站或“母站”负责，可参照上述条款执行。E.4 典型操作票批准

经上级运行专职或运行主管审核签名后的典型操作票，由上级主管运行科长或主任工程师审定后，再由运行总工批准执行。自批准之日起，典型操作票有效。E.5 典型操作票的管理办法：

E.5.1 典型操作票应用钢笔、圆珠笔填写或电脑打印，票面应清楚整洁，字迹要端正、不准涂改，并一式两份。

E.5.2 典型操作票应有目录、编号。同一任务有连续多张的操作票，在其操作票左下角写上或打印“转下页”（最后一页除外），同一任务有连续多张的典型操作票其编号方式为：“编号—序数号”（1，2，3，……）。E.5.3 经各级审核、批准的典型操作票（含任务及步骤）应一式二份，其中一份送存调度部门。另一份站内留存。

E.5.4 站内典型操作票，应有站长、站技术负责人（或站长指定的值长）两人负责，其责职是要始终保持站内典型操作票正确完好。如有设备变动应及时修正典型操作票并完成审核程序。

E.5.5 现场设备情况如有变更时，应由变电站典型操作票管理者及时向调度提出修改相应的典型操作票，原典型操作票作废。经过与第1～4条相同的程序，上报新的典型操作票，并经审核、批准后执行，此项工作应在变动设备投运前完成。

E.5.6 系统方式变动时应由变电站典型操作票管理者及时向调度提出修改相应的典型操作票，原典型操作票作废，经过与第1～4条相同的程序，上报新的典型操作票，并经审核、批准后执行，此项工作应新方式运行前完成。

E.5.7 在新建、扩建的变电、线路设备正式投运前，应制订典型操作票作为生产准备工作的重要内容之一。启动投产时的操作，就应使用已批准过的典型操作票，否则不具备投产操作的条件。

E.5.8 典型操作票每年四月份定期进行一次全面审查修订，由站长布置，站内各值长重新审查全部执行的典型操作票并签名，然后站长及技术负责人审查正确后签名。典型操作票重新审查后的站内各级审核人员签名及上级分管运行专职审核签名和日期应签在典型操作票目录相应栏内。E.6 典型操作票编写规定

E.6.1 典型操作票的编写格式应符合网、省公司有关文件的规定。

E.6.2 编写典型操作票时应结合站内一、二次设备实际情况，调度整定书要求、运行规程、调度规程、变电站现场运行注意事项、有关图纸以及检修、继保校验人员填写的注意事项等有关要求内容进行。E.6.3 典型操作票必须使用“调度操作标准术语”和“设备双重名称”（设备名称和编号），使用的设备双重名称必须经调度批准且与实际设备铭牌相符。

E.6.4 凡在操作过程中，使用的操作任务名称相同，其操作步骤必须一致。

E.6.5 同一变电站中相同性质的回路，若其设备配置相同时可以相互套用，否则必须分别编写典型操作票，不能相互套用。

E.6.6 旁路带各线路（包括带主变回路）的典型操作票必须分别编写。

E.6.7 操作步骤内容与顺序必须与操作任务的内容与顺序相对应，操作步骤内容与顺序不得颠倒或跳越。E.6.8 如操作任务或步骤有特殊要求应在典型操作票中详细说明，或填写注意事项，且被说明的步骤应打“*”号。

E.6.9 《电业安全工作规程》中明确规定以下内容应填入操作票： E.6.9.1 应拉合的开关和刀闸。E.6.9.2 检查开关和刀闸的位置。

E.6.9.3 用验电器检查应停电的导电部分是否确无电压。E.6.9.4 检查接地线是否拆除。E.6.9.5 检查负荷分配。E.6.9.6 装拆接地线。

E.6.9.7 合上或拉开控制回路或电压互感器的保险器（熔丝、小开关）。E.6.9.8 切换保护回路（用上或停用继电保护、自动装置及改变其整定值）。E.6.10 为防止误操作，下列项目在操作票中应作为单独项目填写检查项目： E.6.10.1 开关、刀闸操作后应检查其实际位置（拉开或合上位置）。

E.6.10.2 合上、拉开接地刀闸后（或挂、拆接地线后）应填写检查其实际位置。E.6.10.3 回路改热备用前，应检查回路无接地线。E.6.10.4 在操作刀闸前应填写“检查×××开关在拉开位置”。

E.6.10.5 冷备用改检修时，在合接地刀闸（或挂接地线）前填写检查相关刀闸在拉开位置的项目。例如“检查×××母线刀闸、线路刀闸、旁路刀闸在拉开位置”。

E.6.10.6 当母线停电，在拉开母联、分段开关时应填写“检查××母线上各回路的母线刀闸均在拉开位置”。E.6.10.7在合上接地刀闸前，应填写“在××× ×××××侧验明无电，对线路、变压器侧、电压互感器、电容器等应验明无电外，还应增加„放电‟内容”。

E.6.10.8 保护用上前填写必要的测试步骤或检查出口继电器不动作或装置无异常信号。E.6.11 在下列情况应填写抄录三相电流。E.6.11.1 合上母联开关后，应抄录三相电流。

E.6.11.2 合上分段开关后，应抄录三相电流。（注：如是合环操作可以抄录三相电流，空充母线时应抄录三相电压。）

E.6.11.3 在拉开母联、分段开关前后，应抄录三相电流。

E.6.11.4 旁路带出线或主变，在合上旁路开关后，应抄录三相电流。

E.6.11.5 线路或主变由旁路带改本线运行，在合上本线开关后，抄录三相电流。E.6.11.6 解、合环操作时，抄录有关回路的三相电流。

E.6.11.7 主变投运时，抄录主变各侧开关三相电流（空充母线时，亦应抄三相电压）。

第二篇：变电站典型操作票的编制程序与管理

变电站典型操作票的编制程序与管理

按照《甘肃省电力公司变电站标准化建设管理条例》要求和国家电网公司《变电站管理规范》规定，结合我处运行管理实际情况，对变电站典型操作票的编制程序与管理明确如下：

一、典型操作票任务的提出

典型操作票的操作任务依据《西北电力系统调度规程》、《甘肃省电力系统调度规程》以及《兰州地区电网调度规程》中调度术语的有关规定编写(见附录1)。典型操作票的任务必须按附录1调度术语中“运行”、“热备用”、“冷备用”、“检修”四种状态变化进行编写，按照接线方式不同分别其编写目录应包括：

1、主变、高压电抗器

(1)、主变停供电

(2)、高抗停供电

2、二分之三接线(3/2)方式

(1)、母线停供电

(2)、母线PT停供电

(3)、线路停供电

(4)、单开关停供电包括：中开关停供电、边开关停供电

3、双母线带旁路(或单母线分段带旁路)接线方式

(1)、任一条母线停供电

(2)、母线PT停供电

(3)、线路停供电

(4)、出线由一条母线倒至另一条母线

(5)、旁路代出线停供电

4、单母线(分段)接线

(1)、母线停供电

(2)、线路停供电5、380V所用系统

(1)、站用变停供电

(2)、站用变停供电(用站用备投自动方式)

6、保护装置

(1)、双套保护配置(母差、主变差动、线路保护)任一套退出运行

(2)、保护装置的部分功能退出运行

二、典型操作票编写

变电站应根据以上操作任务和任务顺序，由变电站的站长或站长指定的运行人员[值班员以上]编写具体的操作步骤；必须结合站内一、二次设备实际情况，调度整定书要求、运行规程、调度规程、变电站现场运行注意事项、有关图纸以及检修、继保校验人员填写的注意事项等有关要求内容进行，并对步骤正确性负责。

三、典型操作票审核

典型操作票编写完成后，由站内全体运行人员自审合格并由各值班长签名，然后由站长、副站长、技术员审核正确无误签名，审核人员对操作步骤的正确性负责。典型操作票一式二份再交生产科运行专责或主管运行科长审核签名，运行专责或主管运行科长对典型操作票的原则正确性负责。典型操作票的审核工作一般应在编写完成后一个月内完成。

四、典型操作票批准

经生产科运行专责或主管运行副科长审核签名后的典型操作票，由处主管运行副处长或总工

程师审定批准执行。自批准之日起，典型操作票有效。

五、典型操作票的管理办法：

1、典型操作票应用钢笔、圆珠笔填写或电脑打印，票面应清楚整洁，字迹要端正、不准涂

改，并—式两份。

2、典型操作票应有目录、编号。同一任务有连续多张的操作票，在其操作票左下角写上或

打印“转下页”（最后一页除外），同一任务有连续多张的典型操作票其编号方式为：“编号

—序数号”（1，2，3，„„）。

3、经各级审核、批准的典型操作票（含任务及步骤）应一式二份，其中一份送存调度部门

或上级运行管理部门。另一份站内留存。

4、站内典型操作票，应有站长、技术员负责，其职责是要始终保持站内典型操作票正确完

好。如有设备变动应及时修正典型操作票并完成审核程序。

5、现场设备情况如有变更时，应由变电站典型操作票管理者及时向上级管理部门(处生产科)

提出修改相应的典型操作票，原典型操作票作废。经过与第1～4条相同的程序，上报新的典型操作票，并经审核、批准后执行，此项工作应在变动设备投运前完成。

6、在新建、扩建的变电、线路设备正式投运前，应制订典型操作票，作为生产准备工作的重要内容之一。启动投产时的操作，就应使用已批准过的典型操作票，否则不具备投产操作的条件。

7、典型操作票每年三月份定期进行一次全面审查修订，由站长布置，站内各值班长重新审

查全部执行的典型操作票并签名，然后站长及技术负责人审查正确后签名。典型操作票重新

审查后的站内各级审核人员签名及上级分管运行专责审核签名和日期应签在典型操作票目录相应栏内。

六、典型操作票编写规定

1、典型操作票的编写格式应符合《电力安全工作规程》、网、省公司有关文件的规定。

2、编写典型操作票时应结合站内一、二次设备实际情况，调度整定书要求、运行规程、调

度规程、变电站现场运行注意事项、有关图纸以及检修、继保校验人员填写的注意事项等有

关要求内容进行。

3、典型操作票必须使用“调度操作标准术语”和“设备双重名称”（设备名称和编号），使

用的设备双重名称必须经调度批准且与实际设备铭牌相符。

4、凡在操作过程中，使用的操作任务名称相同，其操作步骤必须一致。

5、同一变电站中相同性质的回路，若其设备配置相同时可以相互套用，否则必须分别编写

典型操作票，不能相互套用。

6、旁路代各线路（包括带主变回路）的典型操作票必须分别编写。

7、操作步骤内容与顺序必须与操作任务的内容与顺序相对应，操作步骤内容与顺序不得颠

倒或跳越。

8、如操作任务或步骤有特殊要求应在典型操作票中详细说明，或填写注意事项，且被说明的步骤应打“*”号。

9、《电业安全工作规程》中明确规定的内容和《甘肃省电力公司关于变电两票填写说明》中

规定的内容均应填入操作票。

附录：各级调度规程中关于规范调度术语相关操作指令的规定

（一）逐项操作令

1、开关、刀闸操作

（1）合上XX（设备或线路名称）XX开关

（2）断开XX（设备或线路名称）XX开关

（3）合上XX（设备或线路名称）XX刀闸

（4）拉开XX（设备或线路名称）XX刀闸

2、拆挂接地线或接地刀闸操作

（1）拆除XX（挂接地线地点）地线（X）组

（2）在XX（挂接地线地点）挂地线（X）组

（3）合上XX（设备或线路名称）XX接地刀闸

（4）拉开XX（设备或线路名称）XX接地刀闸

3、解列或并列

（1）用XX（设备或线路名称）的XX开关解列

（2）用XX（设备或线路名称）的XX开关同期并列

4、解环或合环

（1）用XX（设备或线路名称）的XX开关（或刀闸）解环

（2）用XX（设备或线路名称）的XX开关（或刀闸）合环

5、保护投退

（1）XX（设备或线路名称）的XX保护投入运行

（2）XX（设备或线路名称）的XX保护退出运行

（3）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护高频部分投入运行

（4）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护高频部分退出运行

（5）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护后备部分投入运行

微机保护后备部分包括零序和距离两部分。

（6）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护后备部分退出运行

微机保护后备部分包括零序和距离两部分。

（7）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护距离部分投入运行

（8）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护距离部分退出运行

（9）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护零序部分投入运行

（10）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护零序部分退出运行

（11）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护零序方向元件投入运行

（12）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护零序方向元件退出运行

（13）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护整套投入运行

（14）XX（线路名称）XX（保护型号）微机保护整套退出运行

（15）XX（设备或线路名称）的XX保护改投信号

（16）XX（设备或线路名称）的XX保护改投跳闸

（17）XX千伏X母母差保护由双母运行方式改为单母运行方式

（18）XX千伏X母母差保护由单母运行方式改为双母固定运行方式

6、某种装置压板投退

（1）投入XX装置跳XX（设备或线路名称）的压板

（2）退出XX装置跳XX（设备或线路名称）的压板

（3）投入XX（设备或线路名称）的XX开关联跳XX（设备或线路名称）的压板

（4）退出XX（设备或线路名称）的XX开关联跳XX（设备或线路名称）的压板

7、重合闸投退及改变重合闸方式

（1）XX线重合闸投入运行

（2）XX线重合闸退出运行

（3）XX线重合闸按XX方式投入运行

重合闸投入方式包括：单重、三重、综重、直跳、检同期、检无压等。

（4）XX线重合闸由XX方式改投XX方式

重合闸投入方式包括：单重、三重、综重、直跳、检同期、检无压等。

8、线路跳闸后送电

（1）用XX开关对XX线试送电一次

（2）用XX开关对XX线强送电一次

9、对新设备进行冲击送电用XX开关对XX（线路或变压器）冲击X次

10、变压器改分接头

（1）将XX变压器XX（高压或中压）侧分接头由X档调到X档。

（2）将XX变压器XX（高压或中压）侧分接头由XX千伏档调到XX千伏档。

（二）综合操作令

1、变压器

（1）X变压器运行转检修

（2）X变压器检修转运行

（3）X变压器运行转热备用

（4）X变压器热备用转运行

（5）X变压器运行转冷备用

（6）X变压器冷备用转运行

（7）X变压器热备用转冷备用

（8）X变压器冷备用转热备用

（9）X变压器热备用转检修

（10）X变压器检修转热备用

（11）X变压器冷备用转检修

（12）X变压器检修转冷备用

2、母线

（1）XX千伏X母线运行转检修

（2）XX千伏X母线检修转运行

（3）XX千伏X母线运行转热备用

（4）XX千伏X母线热备用转运行

（5）XX千伏X母线运行转冷备用

（6）XX千伏X母线冷备用转运行

（7）XX千伏X母线热备用转冷备用

（8）XX千伏X母线冷备用转热备用

（9）XX千伏X母线热备用转检修

（10）XX千伏X母线检修转热备用

（11）XX千伏X母线冷备用转检修

（12）XX千伏X母线检修转冷备用

（13）将XX千伏Y母运行元件全部倒至XX千伏Z母运行

（14）XX千伏母线倒至正常运行方式

3、开关

（1）XX（设备或线路）XX开关运行转检修。

（2）XX（设备或线路）XX开关检修转运行。

（3）XX（设备或线路）XX开关运行转热备用。

（4）XX（设备或线路）XX开关热备用转运行。

（5）XX（设备或线路）XX开关运行转冷备用。

（6）XX（设备或线路）XX开关冷备用转运行。

（7）XX（设备或线路）XX开关热备用转冷备用。

（8）XX（设备或线路）XX开关冷备用转热备用。

（9）XX（设备或线路）XX开关热备用转检修。

（10）XX（设备或线路）XX开关检修转热备用。

（11）XX（设备或线路）XX开关冷备用转检修。

（12）XX（设备或线路）XX开关检修转冷备用。

（13）旁路（母联或母旁）开关带路

1）用XX旁路开关旁代XX线路（或设备）运行。XX线路开关由运行转检修。

2）用XX母联开关旁代XX线路（或设备）运行。XX线路开关由运行转检修。

3）用XX母旁开关旁代XX线路（或设备）运行。XX线路开关由运行转检修。

4、高压电抗器

（1）X号高压电抗器运行转检修。

（2）X号高压电抗器检修转运行。

（3）X号高压电抗器运行转热备用。

（4）X号高压电抗器热备用转运行。

（5）X号高压电抗器运行转冷备用。

（6）X号高压电抗器冷备用转运行。

（7）X号高压电抗器热备用转冷备用。

（8）X号高压电抗器冷备用转热备用。

（9）X号高压电抗器热备用转检修。

（10）X号高压电抗器检修转热备用。

（11）X号高压电抗器冷备用转检修。

（12）X号高压电抗器检修转冷备用。

（注：无单独开关的高压电抗器没有热备用状态，其各侧刀闸拉开即为冷备用状态。）

5、PT（电压互感器）

（1）XX千伏X母线PT运行转检修。

（2）XX千伏X母线PT检修转运行。

第三篇：35kv变电站典型操作票

车集站典型操作票

操作任务：

一、车3500投运，35KV Ⅱ矿车2开关停运、解备

1、查车3500母联开关确在热备用状态

2、合上车3500母联开关

3、查车3500母联开关确在合闸位置

4、拉开Ⅱ矿车2开关

5、查Ⅱ矿车2开关确在分闸位置

6、将Ⅱ矿车2手车由工作位置拉至试验位置

7、操作完毕

二、35KV Ⅱ矿车2开关线路侧做安措

1、查Ⅱ矿车线（Ⅱ矿车2）开关、线路确在冷备用状态

2、验明Ⅱ矿车2开关线路侧三相确无电压，装设×#接地线一组

3、操作完毕

三、35KV Ⅱ矿车2开关线路侧拆除安措

1、拆除Ⅱ矿车2开关线路侧×#接地线一组

2、操作完毕

四、35KV Ⅱ矿车2恢备、投运，车3500停运

1、查Ⅱ矿车线确已带电

2、将Ⅱ矿车2储能旋钮切换至“分”位手动释能

3、查Ⅱ矿车2开关确在分闸位置，未储能

4、将Ⅱ矿车2手车由试验位置推至工作位置，查确在工作位置

5、将Ⅱ矿车2手车储能旋钮打到“合”位，查确已储能

6、合上Ⅱ矿车2开关

7、查Ⅱ矿车2开关确在合闸位置，且已带负荷运行

8、拉开车3500母联开关

9、查车3500母联开关确在分闸位置

10、操作完毕

五、车3500、6100投运，1#主变停运、解备、作安措。

1、查车3500母联开关确在热备用状态

2、合上车3500母联开关

3、查车3500母联开关确在合闸位置

4、查6100母联开关确在热备用状态

5、合上6100母联开关

6、查6100母联开关确在合闸位置

7、投入6100母联闭锁备自投压板

8、查1#、2#主变确已并列运行

9、拉开6101开关

10、拉开3501开关

11、查6101开关确在分闸位置

12、拉开6101甲刀闸，检查确已拉开

13、查车3501开关确在分闸位置

14、将车3501手车由工作位置拉至检修位置

15、在1#主变高压侧验明三相确无电压后装设×#接地线一组

16、在1#主变低压侧验明三相确无电压后装设×#接地线一组

17、操作完毕

六、1#主变拆除安措

1、拆除1#主变低压侧×#接地线一组

2、拆除1#主变高压侧×#接地线一组

3、操作完毕

七、1#主变恢备、投运。

1、查送电范围内确无接地和短路现象

2、查车3501开关确在分闸位置

3、将车3501手车储能开关切换至“分”位手动释能，查确已释能

4、查车3501手车开关确在分闸位置，未储能

5、把车3501手车由检修位置推到工作位置，查确在工作位置

6、将车3501手车储能开关切换至“合”位，查确已储能

7、查6101开关确在分闸位置

8、合上6101甲刀闸，查确已合好

9、查1#主变保护已按规定全部投入

10、合上车3501开关

11、查车3501开关确在合闸位置

12、查1#主变确已带电运行

13、合上6101开关

14、查6101开关确在合闸位置

15、查1#、2#主变确已并列运行

16、退出6100母联闭锁备自投压板

17、拉开6100母联开关

18、查6100母联开关确在分闸位置

19、拉开车3500母联开关

20、查车3500母联开关确在分闸位置

21、操作完毕

八、3#主变停运、解备、作安措

1、查6310开关确在热备用状态

2、合上6310开关

3、查6310开关确在合闸位置

4、查6130开关确在热备用状态

5、合上6130开关

6、查6130开关确在合闸位置

7、查1#、3#主变确已并列运行

8、拉开6301开关

9、拉开车3507开关

10、查6301开关确在分闸位置

11、将6301刀闸机械闭锁由“工作”位置打到“分断闭锁”位置。

12、拉开6301乙刀闸，查确已拉开

13、拉开6301甲刀闸，查确已拉开

14、将6301刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到检修位置

15、查车3507开关确在分闸位置

16、拉开车3507甲刀闸，查确已拉开

17、在3#主变高压侧验明三相确无电压后装设X#接地线一组

18、在3#主变低压侧验明三相确无电压后装设X#接地线一组

19、操作完毕。

九、3#主变拆除安措

1、拆除3#主变低压侧X#接地线一组

2、拆除3#主变高压侧X#接地线一组

3、操作完毕

十、3#主变恢备、投运

1、查送电范围内确无接地和短路现象

2、查车3507开关确在分闸位置

3、合上车3507甲刀闸，查确已合好

4、查6301开关确在分闸位置

5、将6301刀闸机械闭锁由“检修”位置打到“分断闭锁”位置

6、合上6301甲刀闸，查确已合好

7、合上6301乙刀闸，查确已合好

8、将6301刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“工作”位置

9、查3#主变保护已按规定全部投入

10、合上车3507 开关

11、查车3507开关确在合闸位置

12、查3#主变确已带电运行

13、合上6301开关

14、查6301开关确在合闸位置

15、查1#、3#主变确已并列运行

16、拉开6130开关

17、查6130开关确在分闸位置

18、拉开6310开关

19、查6310开关确在分闸位置 20、操作完毕

十一、35KV I母停运、解备、作安措

1、查车3500母联开关确在分闸位置

2、将车3500母联手车由工作位置拉至试验位置

3、查车3501开关手车确在试验位置

4、拉开I矿车2开关

5、查I矿车2开关确在分闸位置

6、将I矿车2手车由工作位置拉到试验位置

7、将车3506手车由工作位置拉至试验位置

8、断开车3505 PT二次空气开关

9、将车3505 PT手车由工作位置拉至试验位置

10、在35KV I母验明三相确无电压后装设X#接地线一组

11、操作完毕

十二、35KV I母拆除安措

1、拆除35KV I母上X#接地线一组

2、操作完毕

十三、35KV I母恢备、投运

1、查送电范围内确无接地和短路现象

2、将车3506手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置

3、将车3505手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置

4、合上车3505 PT二次空气开关

5、将I矿车2开关储能旋钮打到“分”位，手动释能

6、查I矿车2开关确在分闸位置，未储能

7、将I矿车2手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置

8、将I矿车2开关储能旋钮打到“合”位，查确已储能

9、合上I矿车2开关

10、查I矿车2开关确在合闸位置

11、将车3500母联手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置

12、操作完毕

十四、车3504（Ⅱ段电压互感器）停运、解备

1、查车3500母联开关确在热备用状态

2、合上车3500母联开关

3、查车3500母联开关确在合闸位置

4、将35kV PT监测装置转换开关由“分列”位置打到“并列”位置

5、查35kVⅠ、Ⅱ段PT确已并列

6、断开车3504二次电压空气开关

7、将车3504手车由工作位置拉到试验位置

8、操作完毕

十五、车3504（Ⅱ段电压互感器）恢备、投运

1、查车3504二次电压空气开关确在分闸位置

2、将车3504手车由试验位置推到工作位置

3、查车3504手车确已带电运行

4、合上车3504二次电压空气开关

5、将35kV PT监测装置转换开关由“并列”位置打到“分列”位置

6、查35kV Ⅰ、Ⅱ段PT确已分列

7、拉开车3500母联开关

8、查车3500母联开关确在分闸位置

9、操作完毕

十六、6214（中央副泵房二回）停运、解备、线路做安措

1、查6214开关确已不带负荷运行

2、拉开6214开关

3、查6214开关确在分闸位置

4、拉开6214乙刀闸，检查确已拉开

5、拉开6214甲刀闸，检查确已拉开

6、在6214负荷侧验明三相确无电压后装设X#接地线一组

7、操作完毕

十七、6214（中央副泵房二回）线路拆除安措。

1、拆除6214负荷侧×#接地线一组

2、操作完毕

十八、6214（中央副泵房二回）恢备、投运

1、查6214送电范围内确无接地和短路现象

2、查6214开关确在分闸位置

3、合上6214甲刀闸，检查确已合好

4、合上6214乙刀闸，检查确已合好

5、查6214开关保护确已按规定全部投入

6、合上6214开关

7、查6214开关确在合闸位置

8、操作完毕

十九、6313（南翼采区1#变一回）停运、解备、线路作安措。

1、查6313开关确已不带负荷运行。

2、拉开6313开关。

3、查6313开关确在分闸位置。

4、将刀闸机械闭锁由“工作”位置打到“分断闭锁”位置。

5、拉开6313乙刀闸，查确已拉开。

6、拉开6313甲刀闸，查确已拉开。

7、将刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“检修”位置

8、在6313负荷侧验明三相确无电压后，装设X#接地线一组。

9、操作完毕。

二十、6313（南翼采区1#变一回）线路拆除安措、恢备、投运

1、拆除6313负荷侧X#接地线一组。

2、查送电范围内确无接地和短路现象。

3、将刀闸机械闭锁由“检修”位置打到“分断闭锁”位置。

4、查6313开关确在分闸位置。

5、合上6313甲刀闸，查确已合好。

6、合上6313乙刀闸，查确已合好。

7、将刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“工作”位置。

8、查6313开关保护确已按规定全部投入

9、合上6313开关。

10、查6313开关确在合闸位置。

11、操作完毕。

二十一、6KV Ⅱ段母线停运、解备、做安措

1、查6KVⅡ段馈线负荷全部确在冷备用状态。（见注*）

2、将6100母联闭锁备自投压板投入。

3、查6100母联开关在分闸位置。

4、拉开6100Ⅱ刀闸，查确已拉开。

5、拉开6100Ⅰ刀闸，查确已拉开。

6、查6201开关确已不带负荷运行。

7、断开6201开关。

8、查6201开关确在分闸位置。

9、拉开6201甲刀闸，查确已拉开。

10、检查6320开关确在分闸位置。

11将6320刀闸机械闭锁由“工作”位置打到“分断闭锁”位置

12、拉开6320乙刀闸，查确已拉开。

13、拉开6320甲刀闸，查确已拉开。

14、检查6230开关确在分闸位置。

15、拉开6230甲刀闸，查确已拉开。

16、断开6202 PT二次空气开关。

17、取下6202高压保险。

18、断开6216低压侧空开。

19、取下6216高压保险。

20、在6KVⅡ段母线上验明三相确无电压。

21、在6KVⅡ段母线上装设X#接地线一组。

22、操作完毕。

注*：母线停运，应先将该段母线上所有馈线负荷倒走，依次将该段馈线回路全部停运、解备后，停运母线。二

十二、6KV Ⅱ段母线拆除安措

1、拆除6KVⅡ段母线上X#接地线一组。

2、操作完毕。

二十三、6KV Ⅱ段母线恢备、投运

1、查6KVⅡ段母线送电范围内确无接地和短路现象。

2、装上6202高压保险。

3、合上6202 PT二次空气开关。

4、装上6216高压保险

5、查2#主变确已带电运行。

6、查6201开关确在分闸位置。

7、合上6201甲刀闸，查确已合好。

8、合上6201开关。

9、查6201开关确在合闸位置。

10、查6KV Ⅱ段电压指示正常

11、查6100母联开关在分闸位置。

12、合上6100Ⅰ刀闸，查确已合好。

13、合上6100Ⅱ刀闸，查确已合好。

14、退出6100母联闭锁备自投压板。

15、检查6230开关确在分闸位置。

16、合上6230甲刀闸，查确已合好。

17、检查6320开关确在分闸位置。

18、合上6320乙刀闸，查确已合好。

19、合上6320甲刀闸，查确已合好。

20、将刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“工作”位置

21、操作完毕。

二十四、6102（I段电压互感器）停运、解备

1、查车3500母联开关确在热备用状态

2、合上车3500母联开关

3、查车3500母联开关确在合闸位置

4、查6100母联开关确在热备用状态

5、合上6100母联开关

6、查6100母联开关确在合闸位置

7、投入6100母联闭锁备自投压板

8、将6102 PT并列切换开关由“分列”位置打到“并列”位置

9、查6KVⅠ、Ⅱ段PT确已并列

10、拉开6102二次电压空气开关，查确在分闸位置

11、拉开6102甲刀闸，查确已拉开

12、操作完毕

二十五、6102（I段电压互感器）恢备、投运

1、查6102二次电压空气开关确在分闸位置

2、合上6102甲刀闸，查确已合好

3、合上6102二次电压空气开关，查确已合好

4、将6102PT并列切换开关由“并列”位置打到“分列”位置

5、查6KVⅠ、Ⅱ段PT确已分列

6、退出6100母联闭锁备自投压板

7、拉开6100母联开关

8、查6100母联开关确在分闸位置

9、拉开车3500母联开关

10、查车3500母联开关确在分闸位置

11、操作完毕

第四篇：变电站操作票（范文）

操作任务：井口配电112开关由运行转为冷备用

1，将井口配电112开关“就地/远方”操作把手切换至“远方”位置。2，检查井口配电112开关机械位置指示器确在“合”位

3.在后台机上检查井口配电112开关确在合位

4，从后台机上将井口配电112开关转为热备用。

5，从后台机器上检查井口配电112开关位置指示确在“分”位。6，检查井口配电112开关机械位置指示器确在“分”位。

7，将井口配电112开关由热备用转为冷备用状态.8，检查井口配电112开关机械位置指示器指示确在冷备用状态。9，从后台机上检查井口配电112开关确在冷备用状态

操作任务：10KV一车间配电121开关由冷备用转为线路检修 1，检查10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“就地”位置。2，检查10KV一车间配电121开关小车确在检修位置。

3，检查10KV一车间配电121开关指示器确在检修位置。

4，验明10KV一车间配电121开关线路侧确无电压。

5，合上10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。

6，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在接地位置。7，挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。

操作任务：10KV一车间配电121开关由线路检修转为冷备用

1，2，开10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器接地刀闸确 在“分”位。

3，挂警示牌“禁止合闸”。

操作任务：10KV一车间配电121开关由冷备用转为运行 1，2，3，4，5，6，检查10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手确在“就地”位置。将10KV一车间配电121开关小车由检修位置摇至工作位置。检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器确在工作位置。将10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。用微机遥控合上一车间配电121开关。检查10KV一车间配电121开关位置指示器确在“合”位。

7，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“合”位。

操作任务：10KV一车间配电121开关由运行转为开关检修 1，2，3，4，5，6，7，8，9，将10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。检查10KV一车间配电121开关位置指示确在“合”位。检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器在“合”位。用微机遥控断开10KV一车配电121开关。检查10KV一车间配电121开关位置指示确在“分”位。检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“分”位。断开10KV一车间配电121开关储能开关。将10KV一车间配电121开关小车由工作位置摇至检修位置。检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器确在检修位置。10，合上10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。

11，检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器接地刀闸确在“合”位。12，将10KV一车间配电121开关拉出开关柜。

13，挂警示牌“高压危险，禁止靠近”。

操作任务：10KV一车间配电121开关由开关检修转为运行 1，将10KV一车间配电121开关送入开关柜。

2，断开10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。

3，检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器接地刀闸确在“分”位。4，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“分”位。

5，将10KV一车间配电121开关由检修位置摇入工作位置

6，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“合”位。

7，合上10KV一车间121开关储能开关。

8，将10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。9，用微机遥控合上10KV一车间配电121开关

10，检查10KV一车间121开关机械位置指示器在“合”位。

操作任务：1号主变由运行转为检修

1，将1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。2，检查1号主变保护柜10KV侧101开关位置指示确在“合”位。

3，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确实在“合”位。4，用微机遥控断开1号主变10KV侧101开关。

5，检查1号主变10KV侧101开关位置指示在“分”位。

6，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在“分”位。

7，断开1号主变10KV侧101开关柜合闸储能开关。

8，将1号主变10KV侧101开关小车由工作位置摇至检修位置。

9，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在检修位置。

10，断开1号主变10KV侧101开关控制回路小开关。

11，将1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。

12，13，14，15，16，17，18，19，20，21，22，23，24，25，26，检查1号主变35KV侧301开关位置指示在“合”位。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器指示在“合”位。用微机遥控断开1号主变35KV侧301开关。检查1号主变35KV侧301开关指示在“分”位。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器指示确在“分”位。断开1号主变35KV侧301开关合闸储能小开关。将1号主变35KV侧301开关小车由工作位置摇至检修位置。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器指示在检修位置。断开1号主变档位控制电源开关。合上1号主变35KV侧301开关柜接地刀闸。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器接地刀闸确在“合”位。合上1号主变10KV侧101开关柜接地刀闸。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器接地刀闸确在“合”位。在1号主变35KV侧301开关柜挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。在1号主变10KV侧101开关柜挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。

操作任务：1号主变由检修转为热备用

1，断开1号主变35KV侧301开关柜接地刀闸。

2，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器接地刀闸确在“分”位。3，断开1号主变10KV侧101开关柜接地刀闸。

4，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器接地刀闸确在“分”位。5，检查1号主变确无接地短路线。

6，合上1号主变档位控制电源开关。

7，检查1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手确在“就地”位置。8，检查1号主变35KV侧301开关位置指示确在“分”位。

9，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器确在“分”位。

11，12，13，14，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器确在工作位置。合上1号主变35KV侧301开关合闸储能小开关。检查1号主变空载运行正常。将1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。15，检查1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手确在“就地”位置。

16，17，18，19，20，21，22，检查1号主变10KV侧101开关位置指示确在“分”位。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在“分”位。合上1号主变10KV侧101开关柜控制回路小开关。将1号主变10KV侧101开关小车检修位置摇至工作位置。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在工作位置。合上1号主变10KV侧101开关合闸储能小开关。将1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。

操作任务：2号主变由运行转为检修

1，检查1号主变35KV侧301开关位置指示在“分”位。

2，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示确在“分”位。

3，将1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。4，用微机遥控合上1号主变35KV侧301开关。

5，检查1号主变35KV侧301开关位置指示确在“合”位。

6，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示确在“合”位。

7，检查1号主变充电正常。

8，检查1号主变10KV侧101开关位置指示在“分”位。

9，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示确在“分”位。

10，11，12，13，将1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。用微机遥控合上1号主变10KV侧101开关。检查1号主变10KV侧101开关位置指示在“合”位。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示确在“分”位。

15，16，17，18，19，20，21，22，23，24，25，26，27，28，29，30，31，32，33，34，35，36，37，38，39，40，41，将2号主变10KV侧102开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。检查2号主变10KV侧102开关位置指示“合”位。检查2号主变10KV侧102开关机械位置指示确在“合”位。用微机遥控断开2号主变10KV侧102开关。检查2号主变10KV侧102开关位置确在“分”位。检查2号主变10KV侧102开关机械位置指示器确在“分”位。断开2号主变10KV侧102开关合闸储能小开关。将2号主变10KV侧102开关小车由工作位置摇至检修位置。检查2号主变10KV侧102开关机械位置指示确在检修位置。断开2号主变10KV侧102开关控制电源小开关。检查2号主变35KV侧302开关位置确在“合”位。检查2号主变35KV侧302开关机械位置指示确在“合”位。用微机遥控断开2号主变35KV侧302开关。检查2号主变35KV侧302开关位置确在“分”位。检查2号主变35KV侧302开关机械位置指示确在“分”位。断开2号主变35KV侧302开关合闸储能小开关。将2号主变35KV侧302开关小车由工作位置摇至检修位置。检查2号主变35KV侧302开关机械位置指示器确在检修位置。断开2号主变档位控制电源小开关。验明2号主变35KV侧绝缘套管与302开关间确无电压。合上2号主变35KV侧302开关接地刀闸。检查2号主变35KV侧302开关机械位置指示接地刀闸确在合闸位置。挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。验明2号主变10KV侧102开关主变侧确无电压 合上2号主变10KV侧102开关接地刀闸。检查2号主变10KV侧102开关机械位置指示接地刀闸确在合闸位置。挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。

第五篇：220kV文山变电站典型操作票

主题内容及适用范围

本典型操作票规定了220kV文山变电站各种运行方式下，各电压等级设备的停电、送电倒闸操作程序。

本典型操作票适用于220kV文山变电站各种运行方式下，各电压等级设备的停电、送电倒闸操作程序。引用标准

Q/319—1070301—1999 《变电电气运行规程》

Q/319－1.05.09.01－2003 《滇南电力系统调度管理规程》 《中国南方电网调度管理暂行规定》 2003年6月 Q/CSG 1 0006-2004《电气操作导则》 总则

3.1 本标准适用于220kV文山变电站运行值班人员。

3.2 本标准作为220kV文山变电站运行值班人员上岗培训的内容之一。

3.3 220kV文山变电站必须严格执行本标准。在执行中必须严肃认真、准确、及时，做到执行上标准化、规范化。各级领导应积极支持本标准的贯彻执行，变电站应按照本标准的要求，做好相应的工作。

3.4 本标准凡与国家及上级有关标准和规定相抵触的，应以国家及上级有关标准和规定为准执行。

3.5 本标准在执行过程中，如发生疑问、发现有错误及与实际不相符的地方，应及时汇报运行办，以便修改。220kV文山变电站倒闸操作票

4.1 主变压器及220kV线路倒闸操作票

4.1.1 操作任务：220kV#1主变及220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301断路器由运行转为检修

操作项目:

1.合上220kV #1主变220kV侧中性点2010接地开关； 2.检查2010接地开关确已合好；

3.合上220kV #1主变110kV侧中性点1010接地开关； 4.检查1010接地开关确已合好；

5.断开220kV #1主变35kV侧301断路器； 6.检查301断路器确在分闸位置；

7.断开220kV #1主变110kV侧101断路器； 8.检查101断路器确在分闸位置；

9.断开220kV #1主变220kV侧201断路器； 10.检查201断路器确在分闸位置； 11.取下301断路器储能电机电源熔断器； 12.拉开3016隔离开关；

13.检查3016隔离开关确已拉开； 14.拉开3011隔离开关；

15.检查3011隔离开关确已拉开；

16.断开#1主变110kV侧101断路器储能电机电源空气开关； 17.拉开1016隔离开关；

18.检查1016隔离开关确已拉开； 19.拉开1011隔离开关；

20.检查1011隔离开关确已拉开；

21.断开#1主变220kV侧201断路器储能电机电源空气开关； 22.拉开2016隔离开关；

23.检查2016隔离开关确已拉开； 24.拉开2012隔离开关；

25.检查2012隔离开关确已拉开；

26.切除#1主变220kV侧201断路器失灵保护8LP23压板； 27.切除#1主变110kV侧101断路器母差保护LP15压板； 28.断开#1主变35kV侧301断路器控制电源空气开关； 29.断开#1主变110kV侧101断路器控制电源空气开关； 30.断开#1主变220kV侧201断路器控制电源空气开关； 31.拉开220kV #1主变110kV侧中性点1010接地开关； 32.检查1010接地开关确已拉开；

33.拉开220kV #1主变220kV侧中性点2010接地开关； 34.检查2010接地开关确已拉开；

35.验明#1主变220kV侧A、B、C三相套管引线上确无电压；

36.在#1主变220kV侧A、B、C三相套管引线上装设#××接地线一组； 37.验明#1主变110kV侧A、B、C三相套管引线上确无电压；

38.在#1主变110kV侧A、B、C三相套管引线上装设#××接地线一组； 39.验明#1主变35kV侧A、B、C三相套管引线上确无电压；

40.在#1主变35kV侧A、B、C三相套管引线上装设#××接地线一组； 41.验明2016隔离开关断路器侧确无电压； 42.合上20167接地开关；

43.检查20167接地开关确已合好； 44.验明2012隔离开关断路器侧确无电压；

45.合上20127接地开关；

46.检查20127接地开关确已合好； 47.验明1016隔离开关断路器侧确无电压； 48.合上10167接地开关；

49.检查10167接地开关确已合好； 50.验明1011隔离开关断路器侧确无电压； 51.合上10117接地开关；

52.检查10117接地开关确已合好；

53.验明#1主变35kV侧301断路器变压器侧确无电压；

54.在#1主变35kV侧301断路器下接线板装设#××接地线一组； 55.验明3011隔离开关断路器侧确无电压；

56.在3011隔离开关断路器侧装设#××接地线一组； 57.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

注：1.220kV#1主变由运行转为检修，操作1~40、57项；

2.220kV#1主变220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301断路器由运行转为检修，操作1~34、41~58项。

4.1.2 操作任务：220kV#1主变及220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301断路器由检修转为运行

操作项目:

1.拆除3011隔离开关断路器侧#××接地线一组；

2.拆除#1主变35kV侧301断路器下接线板#××接地线一组； 3.拉开10117接地开关；

4.检查10117接地开关确已拉开； 5.拉开10167接地开关；

6.检查10167接地开关确已拉开； 7.拉开20127接地开关；

8.检查20127接地开关确已拉开； 9.拉开20167接地开关；

10.检查20167接地开关确已拉开；

11.拆除#1主变35kV侧A、B、C三相套管引线上#××接地线一组； 12.拆除#1主变110kV侧A、B、C三相套管引线上#××接地线一组； 13.拆除#1主变220kV侧A、B、C三相套管引线上#××接地线一组； 14.检查#1主变单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除、接地开关已拉开；

15.合上 #1主变220kV侧201断路器控制电源空气开关； 16.合上 #1主变110kV侧101断路器控制电源空气开关； 17.合上 #1主变35kV侧301断路器控制电源空气开关； 18.投入#1主变110kV侧101断路器母差保护LP15压板； 19.投入#1主变220kV侧201断路器失灵保护8LP23压板； 20.检查#1主变保护已按调度要求投、退正确无误； 21.合上220kV#1主变220kV侧中性点2010接地开关； 22.检查2010接地开关确已合好；

23.合上220kV#1主变110kV侧中性点1010接地开关； 24.检查1010接地开关确已合好； 25.检查201断路器确在分闸位置； 26.合上2012隔离开关；

27.检查2012隔离开关确已合好； 28.合上2016隔离开关；

29.检查2016隔离开关确已合好；

30.合上#1主变220kV侧 201断路器储能电机电源空气开关； 31.检查101断路器确在分闸位置； 32.合上1011隔离开关；

33.检查1011隔离开关确已合好； 34.合上1016隔离开关；

35.检查1016隔离开关确已合好；

36.合上#1主变110kV侧101断路器储能电机电源空气开关； 37.检查301断路器确在分闸位置； 38.合上3011隔离开关；

39.检查3011隔离开关确已合好； 40.合上3016隔离开关；

41.检查3016隔离开关确已合好； 42.投入301断路器储能电机电源熔断器； 43.合上220kV#1主变220kV侧201断路器； 44.检查201断路器确在合闸位置； 45.检查#1主变空载运行正常； 46.检查#1主变冷却器运行正常；

47.合上220kV#1主变110kV侧101断路器； 48.检查101断路器确在合闸位置； 49.检查#1主变带负荷运行正常；

50.合上220kV#1主变35kV侧301断路器； 51.检查301断路器确在合闸位置； 52.检查#1主变带负荷运行正常；

53.拉开220kV#1主变110kV侧中性点1010接地开关； 54.检查1010接地开关确已拉开；

55.拉开220kV#1主变220kV侧中性点2010接地开关； 56.检查2010接地开关确已拉开； 57.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

注：1.220kV#1主变由检修转为运行，操作11~57项；

2.220kV#1主变220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301 断路器由检修转为运行，操作1~10、14~57项。

4.1.3 操作任务：220kV文南I回线线路由运行转为检修 操作项目：

1.检查201断路器确在分闸位置； 2.验明文南I回线线路确无电压； 3.拉开2566隔离开关；

4.检查2566隔离开关确已拉开；

5.取下220kV文南I回线线路TV低压熔断器； 6.切除文南I回线失灵保护8LP3压板； 7.验明2566隔离开关线路侧确无电压； 8.合上25667接地开关；

9.检查25667接地开关确已合好； 10.全部操作完毕，汇报中调×××。以下空白

注：220kV文南I回线线路由运行转为冷备用，操作1~4、10项

4.1.4 操作任务：220kV文南I回线线路由检修转为运行 操作项目：

1.拉开25667接地开关；

2.检查25667接地开关确已拉开；

3.检查2566隔离开关单元送电范围内无遗留物，接地开关确已拉开； 4.投入文南I回线失灵保护8LP3压板； 5.投入220kV文南I回线线路TV低压熔断器；

6.检查201断路器确在分闸位置； 7.验明文南I回线线路无电压； 8.合上2566隔离开关；

9.检查2566隔离开关确已合好； 10.全部操作完毕，汇报中调×××。

以下空白

注：220kV文南I回线线路由冷备用转为运行，操作3、6~10项

4.2 110kV线路倒闸操作票

4.2.1 操作任务：110kV文平线154断路器及线路由运行转为检修 操作项目: 1.断开110kV文平线154断路器； 2.检查154断路器确在分闸位置；

3.断开文平线154断路器储能电机电源空气开关； 4.拉开1546隔离开关；

5.检查1546隔离开关确已拉开； 6.拉开1541隔离开关；

7.检查1541隔离开关确已拉开；

8.取下110kV文平线154断路器线路TV低压熔断器； 9.切除文平线154断路器母差保护LP16压板； 10.断开文平线154断路器控制电源空气开关； 11.验明1541隔离开关断路器侧确无电压； 12.合上15417接地开关；

13.检查15417接地开关确已合好； 14.验明1546隔离开关断路器侧确无电压； 15.合上15460接地开关；

16.检查15460接地开关确已合好； 17.验明1546隔离开关线路侧确无电压 18.合上15467接地开关；

19.检查15467接地开关确已合好； 20.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

注：1.110kV文平线154断路器由运行转为检修，操作1~16、20项；

2.110kV文平线154断路器由运行转为冷备用，线路转为检修，操作1~8、17~20项。

4.2.2 操作任务：110kV文平线154断路器及线路由检修转为运行 操作项目: 1.拉开15467接地开关；

2.检查15467接地开关确已拉开； 3.拉开15460接地开关；

4.检查15460接地开关确已拉开； 5.拉开15417接地开关；

6.检查15417接地开关确已拉开；

7.检查154断路器单元送电范围内无遗留物，接地开关已拉开； 8.合上文平线154断路器控制电源空气开关； 9.投入文平线154断路器母差保护LP16压板； 10.检查154断路器保护已按调度要求投、退正确无误； 11.投入110kV文平线154断路器线路TV低压熔断器； 12.检查154断路器确在分闸位置； 13.合上1541隔离开关；

14.检查1541隔离开关确已合好； 15.合上1546隔离开关；

16.检查1546隔离开关确已合好；

17.合上文平线154断路器储能电机电源空气开关； 18合上110kV文平线154断路器； 19.检查154断路器确在合闸位置； 20.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

注：1.110kV文平线154断路器由检修转为运行，操作3~20项；

2.110kV文平线线路检修完毕，文平线154断路器由冷备用转为运行，操作1、2、7、10~20项。

4.2.3 操作任务：110kV文马I回线161断路器及线路由运行转为检修 操作项目: 1.检查162断路器不会过负荷；

2.将文马II回线保护定值由文马I、II回线双回运行方式改为文马I、II回线单回运行方式；

3.断开110kV文马I回线161断路器； 4.检查161断路器确在分闸位置；

5.检查162断路器负荷指示正常；

6.断开文马I回线161断路器储能电机电源空气开关； 7.拉开1616隔离开关；

8.检查1616隔离开关确已拉开； 9.拉开1611隔离开关；

10.检查1611隔离开关确已拉开；

11.取下110kV文马I回线161断路器线路TV低压熔断器； 12.切除文马I回线161断路器母差保护LP26压板； 13.断开文马I回线161断路器控制电源空气开关； 14.验明1611隔离开关断路器侧确无电压； 15.合上16117接地开关；

16.检查16117接地开关确已合好； 17.验明1616隔离开关断路器侧确无电压； 18.合上16160接地开关；

19.检查16160接地开关确已合好； 20.验明1616隔离开关线路侧确无电压； 21.合上16167接地开关；

22.检查16167接地开关确已合好； 23.全部操作完毕，汇报地调×××。以下空白

2.110kV文马I回线161断路器由运行转为冷备用，线路转为检修，操作1~11、20~23项。

4.2.4 操作任务：110kV文马I回线161断路器及线路由检修转为运行 操作项目: 1.拉开16167接地开关；

2.检查16167接地开关确已拉开； 3.拉开16160接地开关；

4.检查16160接地开关确已拉开； 5.拉开16117接地开关；

6.检查16117接地开关确已拉开；

7.检查161断路器单元送电范围内无遗留物，接地开关已拉开； 8.合上文马I回线161断路器控制电源空气开关； 9.投入文马I回线161断路器母差保护LP26压板；

注：1.110kV文马I回线161断路器由运行转为检修，操作1~19、23项； 10.检查161断路器保护已按调度要求投、退正确无误； 11.投入110kV文马I回线161断路器线路TV低压熔断器； 12.检查161断路器确在分闸位置； 13.合上1611隔离开关；

14.检查1611隔离开关确已合好； 15.合上1616隔离开关；

16.检查1616隔离开关确已合好；

17.合上文马I回线161断路器储能电机电源空气开关； 18.合上110kV文马I回线161断路器； 19.检查161断路器确在合闸位置； 20.检查161、162断路器负荷分配正常；

21.将文马II回线保护定值由文马I、II回线单回运行方式改为文马I、II回线双回运行方式；

22.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

注：1.110kV文马I回线161断路器由检修转为运行，操作3~22项；

2.110kV文马I回线线路检修完毕，文马I回线161断路器由冷备用转为运行，操作1、2、7、10~22项。

4.3 35kV电容器组倒闸操作票

4.3.1 操作任务：35kV#1电容器组351断路器及电容器组由运行转为检修 操作项目: 1.断开35kV #1电容器组351断路器； 2.检查351断路器确在分闸位置； 3.取下351断路器储能电机电源熔断器； 4.拉开3516隔离开关；

5.检查3516隔离开关确已拉开； 6.拉开3511隔离开关；

7.检查3511隔离开关确已拉开；

8.断开#1电容器组351断路器控制电源空气开关； 9.验明3511隔离开关断路器侧确无电压；

10.在3511隔离开关断路器侧装设#××接地线一组； 11.验明351断路器户内电缆头确无电压；

12.在351断路器户内电缆头装设#××接地线一组； 13.验明3516隔离开关断路器侧确无电压；

14.合上35160接地开关；

15.检查35160接地开关确已合好；

16.验明3516隔离开关电容器组侧确无电压； 17.合上35167接地开关；

18.检查35167接地开关确已合好；

19.验明#1电容器组放电TV上端头确无电压；

20.在#1电容器组放电TV上端头装设#××接地线一组； 21.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

4.3.2 操作任务：35kV#1电容器组351断路器及电容器组由检修转为运行 操作项目：

1.拆除#1电容器组放电TV上端头#××接地线一组； 2.拉开35167接地开关；

3.检查35167接地开关确已拉开； 4.拉开35160接地开关；

5.检查35160接地开关确已拉开；

6.拆除#1电容器组户内电缆头#××接地线一组； 7.拆除3511隔离开关断路器侧#××接地线一组；

8.检查#1电容器组单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除，接地开关已拉开；

9.合上#1电容器组351断路器控制电源空气开关； 10.检查351断路器保护已按调度要求投、退正确无误； 11.检查351断路器确在分闸位置； 12.合上3511隔离开关；

13.检查3511隔离开关确已合好； 14.合上3516隔离开关；

15.检查3516隔离开关确已合好； 16.投入351断路器储能电机电源熔断器； 17.合上35kV #1电容器组351断路器； 18.检查351断路器确在合闸位置； 19.全部操作完毕，汇报地调×××。以下空白

4.4 电压互感器倒闸操作票

4.4.1 操作任务：220kV II组母线电压互感器由运行转为检修 操作项目: 1.断开220kV II组母线TV低压空气开关； 2.拉开2902隔离开关；

3.检查2902隔离开关确已拉开； 4.验明2902隔离开关TV侧确无电压； 5.合上29027接地开关；

6.检查29027接地开关确已合好； 7.全部操作完毕,汇报中调×××。

以下空白

4.4.2 操作任务：220kV II组母线电压互感器由检修转为运行 操作项目：

1.拉开29027接地开关；

2.检查29027接地开关确已拉开；

3.检查220kV II组母线TV 单元送电范围内无遗留物,接地开关已拉开； 4.合上2902隔离开关；

5.检查2902隔离开关确已合好；

6.合上220kV II组母线TV低压空气开关； 7.检查220kV母线电压指示正常； 8.全部操作完毕,汇报中调×××。以下空白

操作项目: 1.断开110kV I组母线TV低压空气开关； 2.拉开1901隔离开关；

3.检查1901隔离开关确已拉开； 4.验明1901隔离开关TV侧确无电压； 5.合上19017接地开关；

6.检查19017接地开关确已合好； 7.全部操作完毕,汇报地调×××。

以下空白

4.4.4 操作任务：110kV I组母线电压互感器由检修转为运行

4.4.3 操作任务：110kV I组母线电压互感器由运行转为检修 操作项目：

1.拉开19017接地开关；

2.检查19017接地开关确已拉开；

3.检查110kV I组母线TV单元送电范围内无遗留物, 接地开关已拉开； 4.合上 1901隔离开关； 5.检查1901隔离开关确已合好；

6.合上110kV I组母线TV低压空气开关； 7.检查110kV母线电压指示正常； 8.全部操作完毕,汇报地调×××。

以下空白

4.4.5 操作任务：35kV I段母线电压互感器由运行转为检修 操作项目：

1.断开35kV I段母线TV低压空气开关； 2.拉开3901隔离开关；

3.检查3901隔离开关确已拉开；

4.验明35kV I段母线TV高压熔断器上、下端头确无电压； 5.取下35kV I段母线TV3901高压熔断器； 6.验明3901隔离开关TV侧确无电压；

7.在3901隔离开关TV侧装设#××接地线一组； 8.全部操作完毕,汇报地调×××。以下空白

4.4.6 操作任务：35kV I段母线电压互感器由检修转为运行 操作项目：

1.拆除35kV I段母线TV 3901隔离开关TV侧××号接地线一组； 3.检查35kV I段母线TV 单元送电范围内无遗留物, 接地线已拆除； 4.给上35kV I段母线TV高压熔断器； 5.合上3901隔离开关；

6.检查3901隔离开关确已合好； 7.合上35kV I段母线TV低压空气开关； 8.检查35kV母线电压指示正常； 9.全部操作完毕,汇报地调×××。

以下空白

4.5 站用变压器倒闸操作票

4.5.1 操作任务：35kV #1站用变由运行转为检修 操作项目：

1.断开35kV #1站用变低压侧401断路器； 2.检查401断路器确在分闸位置；

3.检查380V站用电源备自投装置正确动作； 4.检查402断路器确在合闸位置； 5.检查#2站用变380V电压指示正常； 6.检查#1主变冷却器运行正常； 7.将401断路器摇至柜外； 8.拉开3571隔离开关；

9.检查3571隔离开关确已拉开； 10.退出380V站用电源备自投；

11.验明#1站用变高压侧套管上端头确无电压；

12.在#1站用变高压侧套管上端头装设#××接地线一组； 13.验明#1站用变低压侧套管上端头确无电压；

14.在#1站用变低压侧套管上端头装设#××接地线一组； 15.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

4.5.2 操作任务：35kV #1站用变由检修转为运行 操作项目：

1.拆除#1站用变低压侧套管上端头#××接地线一组； 2.拆除#1站用变高压侧套管上端头#××接地线一组； 3.检查#1站用变单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除； 4.合上3571隔离开关；

5.检查3571隔离开关确已合好； 6.将401断路器摇至柜内； 7.投入380V站用电源备自投；

8.断开35kV#2站用变低压侧402断路器； 9.检查402断路器确在分闸位置；

10.检查380V站用电源备自投装置正确动作； 11.检查401断路器在合闸位置； 12.检查#1站用变380V电压指示正常； 13.检查#1主变冷却器运行正常；

14.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

4.5.3 操作任务：35kV #2站用变由运行转为检修 操作项目：

1.断开35kV #2站用变低压侧402断路器； 2.检查402断路器在分闸位置； 3.检查380V站用电源备自投正确动作； 4.检查401断路器确在合闸位置； 5.检查#1站用变380V电压指示正常； 6.检查#1主变压器冷却器运行正常； 7.将402断路器摇至柜外；

8.取下#2站用变高压侧跌落熔断器； 9.退出380V站用电源备自投；

10.验明#2站用变高压侧套管上端头确无电压；

11.在#2站用变高压侧套管上端头装设#××接地线一组； 12.验明#2站用变低压侧套管上端头确无电压；

13.在#2站用变低压侧套管上端头装设#××接地线一组； 14.全部操作完毕，汇报地调×××。以下空白

4.5.4 操作任务：35kV #2站用变由检修转为运行 操作项目：

1.拆除#2站用变低压侧套管上端头#××接地线一组； 2.拆除#2站用变高压侧套管上端头#××接地线一组； 3.检查#2站用变单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除； 4.投入#2站用变高压侧跌落熔断器； 5.将402断路器摇至柜内； 6.投入380V站用电源备自投；

7.断开35kV#1站用变低压侧401断路器； 8.检查401断路器确在分闸位置； 8.检查380V站用电源备自投正确动作； 9.检查402断路器确在合闸位置； 10.检查#2站用变380V电压指示正常； 11.检查#1主变冷却器运行正常；

12.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白