发变组由热备用转冷备用状态

值编号：

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：（）发变组由热备用转冷备用状态

√顺序操作项目

1 接（ )令，（）发变组由热备用转冷备用状态

2 检查（）发变组处于热备用状态

3 检查（）高厂变6KV（）段进线开关（）在断开位置

4 断开（）高厂变6KV（）段进线开关（）储能电源小空开

5 将（）高厂变6KV（）段进线开关（）拉至试验位置

6 断开（）高厂变6KV（）段进线开关（）控制电源小空开

7 取下（）高厂变6KV（）段进线开关（）二次插头

8 将（）高厂变6KV（）段进线开关（）拉至检修位置

9 释放（）高厂变6KV（）段进线开关（）能量

10 检查（）高厂变6KV（）段进线开关（）在断开位置

11 断开（）高厂变6KV（）段进线开关（）储能电源小空开

12 将（）高厂变6KV（）段进线开关（）拉至试验位置

13 断开（）高厂变6KV（）段进线开关（）控制电源小空开

14 取下（）高厂变6KV（）段进线开关（）二次插头

15 将（）高厂变6KV（）段进线开关（）拉至检修位置

16 释放（）高厂变6KV（）段进线开关（）能量

17 检查220KV（）发变组开关（）三相在断开位置

18 核对220KV（）发变组开关（）汇控柜模拟盘状态一致

19 断开220KV（）发变组开关（）合闸、跳闸K1小空开

20 断开220KV（）发变组开关（）跳闸K4小空开

备注：

操作人：监护人：值班负责人：值长：

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：

√顺序操作项目

21 断开220KV（）发变组开关（）电机电源小空开

22 合上220KV（）发变组刀闸（）控制电源小空开

23 合上220KV（）发变组刀闸（）电机电源小空开

24 拉开220KV（）发变组开关母线侧刀闸（）

25 检查220KV（）发变组开关母线侧刀闸（）三相已拉开

26 断开220KV（）发变组开关母线侧刀闸（）控制电源小空开

27 断开220KV（）发变组开关母线侧刀闸（）电机电源小空开

28 断开220KV（）发变组开关（）汇控柜信号电源小空开

29 将220KV（）发变组开关（）汇控柜钥匙打到“解闭锁”位置

30 断开（）主变TV二次侧小空开

31 断开（）发电机出口（）TV1二次侧小空开

32 将（）发电机出口（）TV1拉至检修位置

33 断开（）发电机出口（）TV2二次小空开

34 将（）发电机出口（）TV2拉至检修位置

35 断开（）发电机出口（）TV3二次侧小空开

36 将（）发电机出口（）TV3拉至检修位置

37 断开（）机中性点（）TV二次侧小空开

38 拉开（）机中性点TV刀闸3G（）44

39 检查（）机中性点TV刀闸3G（）44已拉开

40 停运（）主变冷却器

备注：

操作人：监护人：值班负责人：值长：

值编号：

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：

√顺序操作项目

41 停运（）高厂变冷却器

42 操作完毕，全面检查后汇报（）

备注：

操作人：监护人：值班负责人：值长：

发变组继电保护原理与动作过程

发变组继电保护原理及动作过程 一、发变组继电保护配置的基本要求：发变组继电保护继电保护配置过程中必须满足四性（即：可靠性、选择性、速动性及灵敏性）的要求，必须保证在各种发电机异常或故障情况下正确的发信或出口动作。根据GB14285的规定，按照故障或异常运行方式性质不同，机组热力系统和调节系统的条件，我公司发变组保护的出口方式有以下几种： 1．全停：断开发电机-变压器组断路器、灭磁，关闭原动机主汽门，启动快切断开厂分支断路器。 2．降低励磁。 3．减出力。 4．程序跳闸：先关主汽门，待逆功率保护动作后断开主断路器并灭磁。 5．信号：发出声光信号。 二、我公司发变组保护配置情况介绍： 我公司发变组保护每台机共有三面屏柜，分别为发变组保护A柜、B 柜、C柜，A柜及B柜为冗余设计，两面柜的保护配置完全相同，都是发变组的电气量保护；C柜为主变和高厂变的非电量保护。 发变组电气量保护配置有以下几种类型： 1．定子绕组及变压器绕组部故障主保护：发电机差动、主变压器差动、发变组差动、高厂变差动、励磁变差动、发电机匝间保护、定子接地。

2．定子绕组及变压器绕组部故障后备保护：发电机对称过负荷、发电机不对称过负荷、低阻抗、高厂变复压过流、励磁变过流、励磁绕组过负荷。 3．转子接地保护 4．发电机失磁保护 5．发电机失步保护 6．发电机异常运行保护：发电机过励磁保护、发电机频率异常保护、发电机逆功率保护、发电机程跳逆功率保护、启停机保护、断口闪络保护、发电机断水、发电机热工。 7．主变（间隙）零序保护 8．厂用电后备保护：厂变分支过流、分支限时速断、分支零序过流。9．断路器失灵启动 变压器非电量保护： 1．变压器重瓦斯 2．变压器轻瓦斯 3．变压器压力释放 4．变压器油温异常 5．变压器油位异常 6．变压器冷却器全停 三、重要保护简绍 1．差动保护：包括发电机差动、发变组差动、主变差动、厂变差动、励磁变差动。我司保护装置的差动保护采用比率制动式保护，以各侧

2主变由冷备用转运行

2#主变由冷备用转运行 1.将FWK-300分布式稳定控制屏（一）川泰I线切换开关切至“正常”位置 2.将FWK-300分布式稳定控制屏（一）#2主变切换开关切至“正常”位置 3.将FWK-300分布式稳定控制屏（二）川泰I线切换开关切至“正常”位置 4.将FWK-300分布式稳定控制屏（二）#2主变切换开关切至“正常”位置 5.检查三串联络5032开关在分位 6.合上三串联络50322刀闸操作电源 7.合上三串联络50322刀闸 8.检查三串联络50322刀闸三相在合位 9.拉开三串联络50322刀闸操作电源 10.合上三串联络50321刀闸操作电源 11.合上三串联络50321刀闸 12.检查三串联络50321刀闸三相在合位 13.拉开三串联络50321刀闸操作电源 14.检查#2主变500kV侧5031开关在分位 15.合上#2主变500kV侧50311刀闸操作电源 16.合上#2主变500kV侧50311刀闸 17.检查#2主变500kV侧50311刀闸三相在合位 18.拉开#2主变500kV侧50311刀闸操作电源 19.合上#2主变500kV侧50312刀闸操作电源 20.合上#2主变500kV侧50312刀闸 21.检查#2主变500kV侧50312刀闸三相在合位 22.拉开#2主变500kV侧50312刀闸操作电源 23.合上#2主变500kV侧电压互感器二次计量开关 24.合上#2主变500kV侧电压互感器二次测量保护开关 25.合上#2主变500kV侧电压互感器二次同期开关 26.检查#2主变220kV侧202开关在分位 27.合上#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸电机电源 28.合上#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸控制电源 29.合上#2主变220kV侧202-2刀闸 30.检查#2主变220kV侧202-2刀闸在合位 31.合上#2主变220kV侧202-3刀闸 32.检查#2主变220kV侧202-3刀闸在合位 33.拉开#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸电机电源 34.拉开#2主变220kV侧202开关汇控柜刀闸控制电源 35.检查#3主变负荷正常 36.合上#2主变500kV侧5031开关 37.检查#2主变500kV侧5031开关遥测指示正确 38.检查#2主变500kV侧5031开关三相确在合位 39.检查#2主变充电良好 40.合上三串联络5032开关 41.检查三串联络5032开关遥测指示正确 42.检查三串联络5032开关三相确在合位 43.合上#2主变202开关

2主变运行转冷备用

#1站用变负荷倒至#0站用变运行，#1站用变由运行转冷备用 1.检查#0站用变35kV侧S30开关在分位 2.检查#0站用变400V侧401开关在分位 3.检查#0站用变400kV侧402开关在分位 4.检查400V分段400开关在分位 5.检查#0站用变35kV侧S30-1刀闸三相在合位 6.检查#0站用变35kV侧S30-3刀闸三相在合位 7.检查#0站用变35kV侧电压指示正确 8.合上#0站用变35kV侧S30开关 9.检查#0站用变35kV侧S30开关在合位 10.检查#0站用变本体充电良好 11.拉开#1站用变400V侧411开关 12.检查#1站用变400V侧411开关在分位 13.合上#0站用变400V侧401开关 14.检查#0站用变400V侧401开关在合位 15.检查400V I段母线电压指示正确 16.检查400V I段母线所带负荷正常 17.将#1站用变400V侧411开关摇至“断开”位置 18.拉开#1站用变35kV侧S31开关 19.检查#1站用变35kV侧S31开关在分位 20.合上#1站用变35kV侧S32-2刀闸操作电源 21.拉开#1站用变35kV侧S32-2刀闸 22.检查#1站用变35kV侧S32-2刀闸三相在分位 23.拉开#1站用变35kV侧S32-2刀闸操作电源 #2主变转冷备用 1.拉开1B电抗器313开关 2.检查1B电抗器313开关三相确在分位 3.合上1B电抗器313-1刀闸操作电源 4.拉开1B电抗器313-1刀闸 5.检查1B电抗器313-1刀闸三相确在分位 6.拉开1B电抗器313-1刀闸操作电源 7.拉开2A电抗器321开关 8.检查2A电抗器321开关三相确在分位 9.合上2A电抗器321-2刀闸操作电源 10.拉开2A电抗器321-2刀闸 11.检查2A电抗器321-2刀闸三相确在分位 12.拉开2A电抗器321-2刀闸操作电源 13.检查2A电容器322开关三相确在分位 14.合上2A电容器322-2刀闸操作电源 15.拉开2A电容器322-2刀闸 16.检查2A电容器322-2刀闸三相确在分位 17.拉开2A电容器322-2刀闸操作电源 18.检查2B电抗器323开关三相确在分位

2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器由冷备用转热备用

2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器由冷备用转热备用

电气倒闸操作前标准检查项目表 单位：_______________ 操作任务：2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器由冷备用转热 备用 序号检查内容核实情况备注 1 核实目前的系统运行方式是（）否（） 2 个人通讯工具是否已关闭是（）否（） 3 是否有检修作业未结束是（）否（） 4 检查检修作业交待记录是（）否（） 5 所要操作的电气连接中是否有不能停 电或不能送电的设备 是（）否（） 6 是否已核实所要操作开关（刀闸）目 前状态 是（）否（） 7 检查电气防误闭锁装置工作正常是（）否（） 8 核实要操作设备的自动装置或保护投 入情况记录 与操作票填写一致（） 与操作票填写不一致（） 9 操作对运行设备、检修措施是否有影 响 有影响（）无影响（） 10 操作过程中需联系的部门或人员 11 操作需使用的安全工器具 12 操作需使用的备品、备件（保险） 13 操作需使用的安全标志牌 14 其他 危险点控制措施人员精神状况 人员身体状况 人员搭配是否合理 人员对系统和设备是否真正熟悉 设备存在缺陷对操作的影响 温度、湿度、气温、雨、雪对操作的影响 照明、震动、噪音对操作的影响 相邻其他操作或工作对操作的影响 （本栏及以下由各单位根据操作任务填写）

操作人：监护人：时间：年月日时分同煤大唐塔山发电公司 电气倒闸操作票单位：_____________编号： 操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分 操作任务：2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器由冷备用转热备用 执行情 况序 号 操作 项目 时 间 模拟实 际 1 检查2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 双 重名称编号正确 2 摘下2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 柜 门上“禁止合闸，有人工作”标示牌 3 检查2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 综 合保护装置远方/就地切换手把在“就地”位 4 检查2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 合 闸电源小开关名称正确 5 检查2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 合 闸电源小开关已合好 6 检查2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 装 置电源小开关名称正确 7 检查2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 装 置电源小开关已合好 8 检查2号机组脱硫6KVIIA段2号吸收塔循环泵B 178号接触器 高

发电机由检修转运行

发电机由检修转运行 得令 查#1发电机所有工作票均已收回 合上#1发电机出口500217接地刀闸控制电源开关 合上#1发电机出口500217接地刀闸动力电源开关 将#1发电机出口500217接地刀闸转换开关切至远方位 拉开#1发电机出口500217接地刀闸 检查#1发电机出口500217接地刀闸三相在开位 拉开#1发电机出口500217接地刀闸动力电源开关 拆除#1发电机#1励磁变低压侧接地线一组 拆除#1发电机灭磁开关处接地线一组 查#1发电机通道一次回路正常，符合送电条件 测#1发电机冷备用，定子、转子绝缘合格 合上#1发电机A、B、C保护屏上保护电源空气开关； 将#1发电机A、B、C保护屏保护上出口压板按规定正确投入；检查#1发电机中性点接地变017刀闸在开位 检查#1发电机灭磁开关在开位 检查#1发电机启励电源开关在开位 合#1发电机出口#1PT一次保险 将#1发电机出口#1PT推至工作位置 合上#1发电机出口#2PT一次保险 将#1发电机出口#2PT推至工作位置 合上#1发电机出口#3PT一次保险 将#1发电机出口#3PT推至工作位置 合上#1发电机出口#1PT二次开关 合上#1发电机出口#2PT二次开关 合上#1发电机出口#2PT二次开关 合上#1发电机出口#3PT二次开关 合上#1发电机出口变送器电源保险 合上#1发电机出口功率记录表电源保险 推上#1发电机中性点接地刀闸3G71 查#1发电机中性点接地刀闸3G71接触良好； 合上＃1发电机灭磁开关控制电源空气开关； 合上＃1发电机灭磁开关储能电源空气开关 合上＃1发电机自动励磁系统调节器空气开关 查＃1发电机励磁调节柜装置电源信号灯指示正常 合上＃1发电机励磁系统起励电源直流空气开关； 合上＃1发电机整流柜直流输出保险 合上＃1发电机整流柜冷却器电源; 合上＃1主变冷却器工作电源空气开关 检查＃1发电机转速已升至3000r/min并已稳定 检查＃1发变组出口断路器#5002三相均在分闸位置 合上主变高侧隔离开关#50022动力电源与控制电源 将主变高侧隔离开关#50022控制方式开关切至“远方”位置

发变组保护

1、发变组有哪些保护及动作范围？ 1、发电机差动保护:用来反映发电机定子绕组与引出线相间短路故障,瞬时动作于全停I、II。 2、主变压器差动保护:主变压器差动保护通常为三侧电流,其主变压器差动保护范围为三侧电流互感器所限定的区域(即主变压器本体、发电机至主变压器与厂用变压器的引线以及主变压器高压侧至高压断路器的引线),可以反映该区域内的相间短路,瞬时动作于全停I、II。 3.高厂变差动保护:保护范围包括变压器本体及套管引出线,能够反映保护范围内的各种相间、接地及匝间短路故障,瞬时动作于全停I、II。 4、励磁回路一点接地、两点接地保护:对于静止励磁的发电机正常运行时,励磁回路对地之间有一定的绝缘电阻与分布电容。当励磁绕组绝缘严重下降或损坏时,会引起励磁回路的接地故障,最常见的就是一点接地故障。发生一点接地故障时,由于没有形成电流回路,对发电机没有直接影响,但一点接地后,励磁回路对地电压升高,在某些情况下,会诱发第二点接地。当发生第二点接地故障时,由于故障点流过很大的短路电流,会烧伤转子,由于部分绕组被短接,气隙磁通将失去平衡,会引起机组剧烈振动。此外,还可能使轴系与汽轮机汽缸磁化。因此需要装设一点、两点接地保护。一点接地保护动作于发信号,一点接地保护动作发出信号后,及时投入两点接地保护,两点接地保护动作后动作于全停I、II。 5、发电机定子接地保护:采用基波零序电压保护与三次谐波定子接地保护,可构成100％定子接地保护。 95％定子接地保护主要反映发电机机端的基波零序电压的大小,当达到动作定值时,动作于全停I、II。 15％定子接地保护主要反映发电机机端的三次谐波电压的大小,当达到动作定值时,动作于发信号。 6.发电机复合电压过流保护:从发电机出口PT取电压量,从发电机中性点CT取电流量,电压判据由低电压与负序电压组成或条件,动作于全停I、II。 7、发电机负序过负荷保护:作为发电机不对称过负荷保护,延时动作于信号。 8.发电机定子过负荷保护:作为发电机对称过负荷保护,分定时限与反时限,延时动作于信号。 9.主变压器零序保护:由主变零序过流保护与主变间隙零序电压电流保护组成。 主变零序过流保护用于中性点直接接地变压器,该保护反映变压器零序电流大小,反映接地故障,仅在变压器中性点直接接地时起作用,零序电流取自变压器中性点CT电流。该保护分二段,与出线零序保护配合,保护以短延时跳母联,以长延时变压器两侧跳断路器。 主变间隙零序电压电流保护:能反映主变间隙零序电流大小与零序电压大小,该保护可在变压器中性点不接地时投入。由接地刀闸的辅助触点来控制,间隙零序电流取自变压器中性点间隙CT电流,即测量中性点间隙击穿后的电流。零序电压取自变压器高压侧PT开口三角的零序电压。出口方式:解列灭磁,启动快切,启动失灵。 10.主变压器过励磁保护:反应主变过励磁状态的保护,分定时限与反时限,定时限动作于信号,反时限动作于全停I、II。 11.励磁绕组定时限过负荷保护:动作于发信号。 12.励磁绕组反时限过负荷保护:动作于程跳。 13.励磁变压器过流保护:动作于程跳。 14.高压厂用变压器复压过流保护:高厂变复压过流保护就是高厂变的后备保护,作为高厂变高压侧套管及引出线、高厂变本体、6KV进线分支及厂用母线相间短路的后备保护。从高厂变高压侧CT取电流量,从高厂变低压侧PT取电压量,电压判据由低电压与负序电压组成或条件,动作于解列灭磁、跳分支、闭锁快切。 15.高压厂用变压器低压分支过流保护:作为 6KV厂用母线及所接元件相间短路的后备保护:动作于跳分支、闭锁快切。 16.发电机失步保护:就是反映发电机失步状态的,失步保护应满足: (1)正确区分系统短路与振荡; (2)正确判定失步振荡与稳定振荡。 利用两个阻抗继电器先后动作顺序反映发电机端测量阻抗的变化。 本保护靠正序阻抗轨迹穿越外圆与中圆的时间段的长短,来区分系统短路与振荡;靠阻抗轨迹穿越外圆与中圆的时间段与穿越中圆与外圆的时间段的长短来区分失步振荡与稳定振荡。 出口方式:当判断为减速失步时发减速脉冲,当判断为加速失步时发加速脉冲,加速或减速脉冲作用于降低或提高原动机出力,经过处理仍处于失步状态时,动作于程跳。 17.发电机过电压保护:防止发电机定子绕组过电压,延时动作于全停I、II。 18.发电机匝间保护:作为发电机定子绕组匝间短路的主保护。 按照反映发电机机端对中性点零序电压原理构成。 逻辑关系:零序电压元件动作,负序功率方向元件不动作,PT断线判别元件不动作,则保护动作。

脱硫PC 01段A0BHJ停电(运行转冷备用)

电气倒闸操作危险因素控制卡 值编号 操作开始时间：年月日时分操作终结时间：年月日时分操作任务：脱硫PC 01段A0BHJ母线停电 危险因素与分析具体控制措施 公用部分 1 走错间隔； 1 操作前认真检查核对设备名称、编号与操作票相符；核实系统运行方式。 2 执行操作时发生跳项、漏项； 2 严格按照操作票顺序执行，每一项操作完成后在操作票左侧打“√”； 3 带疑问操作； 3 核实操作开关（刀闸）状态，对票中任一项操作内容发生疑问，向值长询问清楚后方可继续操作； 4 人员误操作; 4 严格执行操作监护制度和唱票复诵制度。 5 误触碰直流电造成直流接地或短路。 5 操作人在进行直流系统的操作时必须戴干燥的 手套，不得误碰带电设备。 本票部分 1 带负荷拉合刀闸。 1 开关停电前检查开关机械指示确断。 1

作业成员声明：我已掌握上述危险点预控制措施。在作业过程中，我将严格执行。 监护人：操作人： 电气倒闸操作票 值编号 命令操作时间：年月日时分操作终了汇报时间：日时分 操作任务脱硫PC 01段A0BHJ母线停电 A0BHJ母线由运行状态转换为冷备用状态 执行 顺序操作项目操作时间情况 1接值长令：脱硫PC 01段A0BHJ母线停电； 2确已阅读、掌握危险因素控制卡所列内容； 3断开脱硫PC 01段A0BHJ母线上所有负荷开关； 4查脱硫PC 01段A0BHJ上所有负荷开关确断； 5将脱硫PC 01段A0BHJ上所有负荷开关拉至隔离位； 6将脱硫PC 01段A0BHJ上所有负荷开关的二次小开关断开； 7查脱硫PC段母线联络开关A0BHJ02CA001确断； 8将脱硫PC段母线联络开关A0BHJ02CA001 “远方/就地”切换把手切至”就 地”位; 2

110kVⅡ母由冷备用转入运行(首次送电由母联1150断路器充电)

110kVⅡ母由冷备用转入运行（首次送电由母联1150断路器充电） 1.接命令、 2.检查运行方式、 3.模拟操作 4.检查110kVⅡ母确无检修工作票 5.检查110KV母联1150断路器确无检修工作票 6.检查110kVⅡ母112MD接地刀闸三相确已拉开 7.检查110kVⅡ母112YD接地刀闸三相确已拉开 8.检查110kVⅡ母11501D接地刀闸三相确已拉开 9.检查110kVⅡ母11502D接地刀闸三相确已拉开 10.检查110kVⅡ母所属隔离开关三相确已拉开 11.检查110kVⅡ母母线具备送电条件 12.检查110KV母联1150断路器端子箱内三相动力电源良好 13.合上110KV母联1150断路器端子箱内隔离开关的动力电源开关 14.合上110KV母联1150断路器端子箱内隔离开关的控制电源开关 15.检查110KV母联1150断路器机构箱内“远控/就地”开关在“远控”位置 16.检查110KV母联1150断路器具备送电条件 17.检查110KV母联11502隔离开关具备送电条件 18.检查110KV母联11502隔离开关机构箱内动力电源开关已合好 19.检查110KV母联11502隔离开关机构箱内加热器/照明电源开关已合好 20.检查110KV母联11502隔离开关机构箱内“远控/近控”开关在“远控”位置。 21.检查110KV母联11501隔离开关具备送电条件 22.检查110KV母联11501隔离开关就地控制箱内动力电源开关已合好 23.检查110KV母联11501隔离开关就地控制箱内加热器/照明电源开关已合好 24.检查110KV母联11501隔离开关就地控制箱内“远控/近控”开关在“远控”位置 25.检查110KV Ⅱ母电压互感器112Y绝缘良好 26.检查110KV Ⅱ母电压互感器112Y具备送电条件 27.检查110KV Ⅱ母电压互感器112Y端子箱内三相动力电源良好 28.合上110KV Ⅱ母电压互感器112Y隔离开关的动力电源开关 29.合上110KV Ⅱ母电压互感器112Y隔离开关控制电源开关 30.给上110KV Ⅱ母电压互感器112Y端子箱内照明、温控器电源保险 31.检查110KV Ⅱ母电压互感器112Y隔离开关机构箱内动力电源小开关已合好 32.检查110KV Ⅱ母电压互感器112Y隔离开关机构箱内加热器电源小开关已合好 33.检查110KV Ⅱ母电压互感器112Y隔离开关机构箱内“远控/近控”开关在“远控”位 置 34.检查110kV母差保护投入正确 35.合上110KV母联1150断路器控制电源开关 36.检查110kV母联1150断路器有关保护投入正确 37.检查110kV母联测控装置运行正常 38.检查110kV母联测控装置上有关保护压板投入正确。 39.检查110kV母联测控装置上3QK同期开关切至“遥控”位置。 40.检查110kV母联1150断路器确在“分闸”位置。 41.合上110KV母联11501隔离开关。 42.检查110KV母联11501隔离开关三相确已合好。

#1站用变由检修转冷备用

电气倒闸操作前标准检查项目表 操作任务： #1站用变由检修转冷备用操作票编号： 序号检查内容核实情况备注1 核实目前的系统运行方式是（）否（） 2个人通讯工具是否已关闭是（）否（） 3是否有检修作业未结束是（）否（） 4检查检修作业交待记录是（）否（） 5所要操作的电气连接中是否有不能停电或不 能送电的设备 是（）否（） 6是否已核实所要操作开关（刀闸）目前状态是（）否（） 7检查电气防误闭锁装置工作正常是（）否（） 8核实要操作设备的自动装置或保护投入情况记录与操作票填写一致（）与操作票填写不一致（） 9操作对运行设备、检修措施是否有影响有影响（）无影响（） 10操作过程中需联系的部门或人员 11操作需使用的安全工器具 12操作需使用的备品、备件（保险） 13操作需使用的安全标志牌 14其他 危险点控制措施 人员精神状况 人员身体状况 人员搭配是否合理 人员对系统和设备是否真正熟悉 设备存在缺陷对操作的影响 温度、湿度、气温、雨、雪对操作的影响 照明、振动、噪音对操作的影响 相邻其他操作或工作对操作的影响 （本栏及以下由各单位根据操作任务填写） 参加操作、监护人员声明：我已掌握上述危险点预控措施，在操作过程中，我将严格执行。 操作人：监护人： 完成准备工作时间：年月日时分

电气倒闸操作票 单位：编号： 操作开始时间：年月日时分，终结时间：年月日时分操作任务： #1站用变由检修转冷备用 执行情况 序号操作项目时间 模拟实 际 1接班长令：#1站用变由检修转冷备用 2检查#1站用变检修工作已结束，工作票已收回 3检查#1站用变具备冷备用条件 4拆除#1站用变本体低压侧至801A开关之间（）接地线 5拉开#1站用变高压侧320开关320—0接地刀闸 6检查#1站用变低压侧801A开关双重编号正确 7检查#1站用变低压侧801A开关确在检修位置 8 摘下#1站用变低压侧801A开关柜操作把手处“禁止合闸、有人工作”标 示牌 9摘下#1站用变本体处“在此工作”标示牌 10检查#1站用变高压侧320开关双重编号正确 11检查#1站用变高压侧320开关确在断开位置 12摘下#1站用变高压侧320开关柜处“禁止合闸、有人工作”标示牌 13测量#1站用变高压侧对地绝缘为（）兆欧 14测量#1站用变高对低绝缘为（）兆欧 15测量#1站用变低压侧对地绝缘为（）兆欧 16检查#1站用变高压侧320开关双重编号正确 17摇入#1站用变高压侧320开关手车至“试验”位 18检查#1站用变高压侧320开关手车确在“试验”位 19检查#1站用变低压侧810开关双重编号正确 20摇入#1站用变低压侧810开关手车至“试验”位 21检查#1站用变低压侧810开关手车确在“试验”位 22汇报班长#1站用变由检修转冷备用执行完毕 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 备注： 操作人___ _ ___ 监护人_____ __ _ 班长：_____ __

10KV供热母线由冷备用转由10KV母联开关500带10KV供热母线运行

发电厂倒闸操作票 国能吴桥生物发电有限公司编号： 发令人受令人发令时间年月日时分 操作开始时间: 年月日时分操作终了时间: 年月日时分 操作任务：10k V厂用母线由冷备用转由10KV母联开关500带10KV供热母线运行 （）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作 顺序操作项目√ 1 接值长令，执行10kV厂用母线由冷备用转由10KV母联开关500带10KV 供热母线运行操作 2 检查10kV供热专线501开关在试验位置且在分位 3 检查10kV母联开关500在试验位置且在分位 4 检查10kV母联隔离刀闸500-1在试验位置 5 检查#1热网循环水泵521开关在试验位置且在分位 6 检查#2热网循环水泵521开关在试验位置且在分位 7 检查10kV供热母线PT 52-7小车在试验位置 8 验明10kV供热母线确无电压 9 遥测10kV供热母线绝缘合格 10 将10kV供热母线PT 52-7小车由试验位置摇至工作位置 11 检查10kV供热母线PT 52-7小车确已摇至工作位置 12 合上10kV供热母线PT 52-7小车的二次空开 13 检查消谐装置已投入 14 检查弧光放电装置已投入 15 将10kV母联隔离刀闸500-1小车摇至工作位置 16 检查10kV母联隔离刀闸500-1小车确已摇至工作位置 17 合上10kV母联隔离刀闸500-1柜内二次小空开 18 将10kV母联开关500摇至工作位置 19 合上10kV母联开关500柜内二次小空开 20 检查10kV母联开关500状态指示正常 备注： 操作人：监护人：运维负责人（值长）：

发电厂倒闸操作票 国能吴桥生物发电有限公司编号： 发令人受令人发令时间年月日时分 操作开始时间： 年月日时分操作终了时间： 年月日时分 操作任务：10k V厂用母线由冷备用转由10KV母联开关500带10KV供热母线运行（）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作 顺序操作项目 21 将10kV母联开关500远方／就地选择打至远方 22 远方合上10kV母联开关500 23 检查10kV母联开关500确在合位 24 检查10kV供热母线三相电压指示正常 25 检查10kV供热母线无异常 26 汇报值长操作完毕 备注： 操作人：监护人：运维负责人（值长）： 国能吴桥生物发电有限公司倒闸操作前风险分析

#1主变运行转冷备用,冷备用转运行

一、#2主变带全部负荷，＃1主变由运行转为冷备用 1.检查#1主变、#2主变负荷分配指示正确 2.检查#1主变220kV侧中性点1-D20接地刀闸确在合位 3.检查#1主变110kV侧中性点1-D10接地刀闸确在合位 4.检查#2主变110kV侧中性点2-D10接地刀闸确在合位 5.投入#2主变保护1屏3LP高压侧接地零序压板 6.投入#2主变保护2屏3LP高压侧接地零序压板 7.合上#2主变220kV侧中性点2-D20接地刀闸 8.检查#2主变220kV侧中性点2-D20接地刀闸确在合位 9.停用#2主变保护1屏4LP高压侧间隙零序压板 10.停用#2主变保护2屏4LP高压侧间隙零序压板 11.检查110kV母联100开关确在合位 12.投入10kV备自投装置闭锁备自投压板 13.合上10kV分段014开关 14.检查10kV分段014开关遥测指示正确 15.检查10kV分段014开关确在合位 16.拉开#1主变10kV侧005开关 17.检查#1主变10kV侧005开关遥测指示正确 18.检查#1主变10kV侧005开关确在分位 19.检查#2主变10kV侧024 开关负荷指示正确 20.拉开#1主变110kV侧101开关 21.检查#1主变110kV侧101开关遥测指示正确

22.检查#1主变110kV侧101开关确在分位 23.检查#2主变110kV侧102开关负荷指示正确 24.拉开#1主变220kV侧201开关 25.检查#1主变220kV侧201开关遥测指示正确 26.检查#1主变220kV侧201开关三相确在分位 27.将#1主变10kV侧005开关操作方式开关切至就地位置 28.检查#1主变10kV侧005开关确在分位 29.将#1主变10kV侧005小车开关拉至试验位置 30.检查#1主变10kV侧005小车开关确已拉至试验位置 31.将#1主变110kV侧101开关操作方式开关切至就地位置 32.合上#1主变110kV侧101间隔刀闸操作电源开关 33.检查#1主变110kV侧101开关确在分位 34.拉开#1主变110kV侧101-3刀闸 35.检查#1主变110kV侧101-3刀闸确在分位 36.检查#1主变110kV侧101-2刀闸确在分位 37.拉开#1主变110kV侧101-1刀闸 38.检查#1主变110kV侧101-1刀闸确在分位 39.检查110kV母差保护101-1刀闸位置指示正确 40.按下110kV母差保护刀闸位置确认按钮 41.检查110kV母差保护位置报警灯灭 42.检查#1主变中压侧操作箱Ⅰ母运行灯灭 43.拉开#1主变110kV侧101间隔刀闸操作电源开关