#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
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33
备注：
操作人___ _ ___ 监护人_____ __ _ 班长：_____ __
电气倒闸操作后应完成的工作表
操作任务： #1站用变由检修转冷备用操作票编号：
序号内容落实情况备注
1 登记地线卡已完成（）无地线（）
2 登记绝缘值已完成（）无绝缘值（）
3 修改模拟图已完成（）无模拟图（）
4 登记保护投退操作记录已完成（）未完成（）
5 拆除的接地线放回原存放地点已完成（）无地线（）
6 摘下的安全标志牌、使用的安全工器
具放回原存放地点
已完成（）无标志牌（）
无安全工器具（）
7 未用完的备品、备件（保险）放回原
存放地点
已用完（）
无备品、备件（）
8 如实做操作记录是（）否（）
9 向班长、机组长汇报是（）否（）
10 操作录音文件保存是（）否（）
11 班长对照录音对操作过程进行检查是（）否（）
12 其他
操作人：监护人：时间：年月日时分
启备变检修规程
4.5 厂用启动/备用变压器部分 4.5.1 设备简介 本厂采用单台发电机—变压器组单元接线，配单台高压厂用启/备变为天威保变电气股份有限公司生产的SFFZ10-40000/220三相幅向双分裂有载调压电力变压器，容量的选择以环境温度为40℃的情况下，变压器能带发电机最大连续出力时的厂用电，且顶部油温温升不超过55K（温度计法测量），绕组温升不超过65K（电阻法测量）为标准，因此300MW机组主变压器按发电机最大连续出力353MVA计，启/备变选择容量为40/25—25MVA，采用（230±8×1.25％/6.3-6.3KV）挡高压侧分接头有载调压。 4.5.2 设备的规范 本厂单台高压厂用启/备变的主要技术参数如下: 产品名称：三相双绕组户外式有载调压分裂电力变压器 产品型号：SFFZ10-40000/220 产品代号：1BB.714.351.1 额定电压：230±8?1.25%/6.3-6.3 kV 额定容量：40/25-25 MVA 额定电流：高压 100.4A，低压 2291A 最高工作电压：高压 252kV，低压 6.9-6.9kV 额定频率：50Hz 短路阻抗（在额定电压和频率下75℃）：18%(半穿越) 联结组标号：YN d11-d11 调压方式：高压末端有载调压，调压范围230±8?1.25% kV 冷却方式：ONAN/ONAF（67%/100%） 极性：减极性 上节油箱吊重：8.1t 总油重：27.8t 带油运输重：75.8t 总重：91.87t 空载损耗、负载损耗、短路阻抗等参数实测值见产品合格证明书或变压器铭牌。 变压器的温升限值 表4.5.1 变压器在最大电流分接运行情况下的温升限值
电厂考试题
汽轮机试题 汽轮机危急保安系统作用及配有哪几种形式动作定值为多少 我厂汽轮机旁路系统采用哪种形式，容量为多少 我厂高、低压旁路联锁关闭条件以及开启条件 高压旁路为什么现开减压阀再开减温水而低压旁路先开减温水后开减压阀ETS保护有哪些，定值多少 哪些情况做高压遮断电磁阀试验，如何做 哪些情况做抽气逆止门活动试验，如何做 主汽门、中联门活动试验条件有哪些，如何做 什么情况下做注油试验，如何做 超速试验条件 锅炉过热器、再热器打水压汽机侧措施如何做以及注意事项 真空严密性实验条件及试验标准，如何做 主汽门、调速汽门严密性试验如何做，试验标准 机组禁止启动条件 机组高缸预暖条件暖缸注意事项 机组冲车条件有哪些- 机组冲车参数如何选择 汽轮机启动注意事项 机组停运前准备工作有哪些 防进水保护动作条件 凝结水系统投入前的检查 汽轮机有哪些超速保护动作值是多少 主机润滑油低油压联锁保护如何做，写出相关联锁定值 汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机 写出高压内下缸温度340℃时机组启动送轴封全过程 空冷凝汽器排汽背压升高原因，现象及处理 密封油箱油位低的危害，如何调整 高加由检修转运行操作步骤 高压加热器检修措施 高压加热器运行中维护项目 加热器紧急停运条件 高压加热器紧急停运操作步骤 哪些情况禁止投运加热器，及加热器投停原则 轴封系统投运前的准备 抽真空旁路作用开关逻辑 发电机进油的现象、原因、及处理 密封油系统有哪几种运行方式，各种方式应注意哪些项目 机组运行中给水泵组检修后如何通水恢复备用 机组运行中给水泵组更换心包如何做检修措施 主机冷油器切换操作及注意事项 密封油系统投运前检查项目
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
35kV主变由运行转检修
编号：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：35kV主变由运行转检修 顺序操作项目 1.接令将35kV主变由运行转检修 2.在五防机上模拟正确 3.确认10kV母线其他间隔停电完毕，负荷为零 4.断开主变10kV侧501断路器 5.检查501断路器确在断开位置 6.将501断路器操作方式小开关由“远方”切至“就地”位置 7.将501断路器小车由工作位置摇至实验位置 8.断开主变35kV侧301断路器 9.检查301断路器确在断开位置 10.将301断路器操作方式小开关由“远方”切至“就地”位置 11.将301断路器小车由工作位置摇至实验位置 12.打开501断路器后柜门501M，验明无电压后装设一组接地线（编号） 13.打开301断路器后柜门301M1，验明无电压后装设一组接地线（编号） 14.退出35kV主变后备保护跳高压侧，并检查 15.退出35kV主变本体跳高压侧保护压板，并检查 16.退出35kV主变后备保护跳低压侧保护压板，并检查 17.退出35kV主变本体跳低压侧保护压板，并检查 18.退出35kV主变高压侧过流保护压板，并检查 19.退出35kV主变低压侧过流保护压板，并检查 20.退出35kV主变主保护跳高压侧保护压板，并检查 21.退出35kV主变重瓦斯保护压板，并检查 备注：接下页 操作人：监护人：值班负责人（值长）：
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：承接上页 顺序操作项目 22.退出35kV主变调压重瓦斯保护压板，并检查 23.退出35kV主变差动保护压板，并检查 24.退出35kV主变低压侧复压保护压板，并检查 25.将10kV PT 502开关由工作位置摇至实验位置 26.拉开10kV母线电压互感器二次电压小开关 27.核对以上全部操作设备无误 备注： 操作人：监护人：值班负责人（值长）：
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
主变及启备变运行规程资料
第4章变压器系统 4.1变压器设备概述 4.1.1本期#1、#2机组各设一台主变，分别通过发电机-变压器-线路组型式接入新建的330kV母线配电装置。每台机组设一台高厂变，高压侧从发电机出口接入，低压侧作为本机组6KV厂用段负荷的工作电源。两台机组共设一台高压启备变，高压侧电源接引自老厂110KV母线，低压侧作为两台机组6KV厂用段的备用电源。 4.1.2主变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的三相双绕组强迫油循环风冷无励磁变压器，型号为SFP-400000/330。厂高变为山东电力设备有限公司生产，型号SFF-45000/20，冷却方式自然油循环风冷/自冷。启备变由保定天威集团特变电气有限公司生产，户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器，型号为SFFZ-35000/110，冷却方式自然油循环风冷/自冷。 4.2变压器设备技术规范 4.2.1主变压器技术规范 变压器生产厂家特变电工衡阳变压器有限公 司 变压器生产日期 型号SFP-400000/330 额定容量400MVA 型式户外、三相双绕组强迫油循环 风冷无励磁变压器 最高工作电压(高压侧/低压侧) （KV） 363/20 额定电压(高压侧/低压 侧)（KV） 363±2×2.5%/20 额定电流(高压侧/低压侧)（A）636.2/11547 短路阻抗 15％(短路阻抗误差不超过 ±3%) 调压方式无激磁调压冷却器台数4+1 连接组标号YN,d11 调压范围363±2×2.5% 效率99.74% 中性点接地方式经接地刀闸直接接地额定频率（HZ）50 冷却方式强迫导向油循环风冷 （ODAF） 相数 3 绕组绝缘耐热等级 A 损耗空载损耗(kW) 195 负载损耗(kW) 845 附件损耗(kW) 40 4.2.2启备变技术规范 变压器生产厂家保定天威集团特变 电气有限公司 生产日期 型号SFFZ-35000/110 型式户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器
01启备变由运行转检修
山西京玉发电有限责任公司电气操作票 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01启备变由运行转检修 状态由运行状态转换为检修状态 √顺序操作项目操作时间1接值长令：01启备变由运行转检修 2在微机五防系统上模拟预演正确 3检查1号发变组运行正常，发电机负荷在60MW以上 4检查2号发变组运行正常，发电机负荷在60MW以上 5在1号机DCS画面检查厂用6KV 11段备用电源进线开关10BBA03在断开状态 6在1号机DCS画面检查厂用6KV 12段备用电源进线开关10BBB03在断开状态 7在2号机DCS画面检查厂用6KV 21段备用电源进线开关20BBA03在断开状态 8在2号机DCS画面检查厂用6KV 22段备用电源进线开关20BBB03在断开状态 9在NCS上断开01启备变210开关 10在NCS检查210开关确已断开，启备变有功为零，电流为零 11检查1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03确在断开位 12将1号机6KV 11 段备用电源进线开关10BBA03切换至“就地”位置 13将1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03摇至“试验”位 14断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的储能电源开关QF1 15断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的控制电源开关QF2 16断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的装置电源开关QF3 17断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的多功能电源开关QF4 18断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的交流电源开关QF5 19断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的保护电压开关QF6 备注： 值长：值班负责人：监护人：操作人：、
【建筑电气工程】电气典型倒闸操作票
（建筑电气工程）电气典型倒闸操作票
华能XX电厂企业标准 电气倒闸典型操作票 -------------------------------------------------------------------------------------- 前言 本标准规定了日照电厂二期电气专业相关的运行操作，本标准只对正常方式的电气倒闸操作做出了规定，遇有特殊情况和特殊方式应根据倒闸操作原则、运行规程及有关规定办理。 本标准适用于集控运行专业及其外围岗位，不适于其它专业。 因未经过调试或试运行验证，本标准如有跟倒闸操作原则及规程、图纸、以及实际布置和运行方式相冲突的地方，应及时反馈运行部。 本标准由运行部负责解释。 引用标准 华能集团公司《电力安全作业规程》（电气部分）（试行） 华能国际电力股份有限公司《工作票和操作票管理办法》（HZD-46-SC07） 引用资料 设备制造厂说明书 设计院设计资料 本标准编写： 本标准审核： 本标准批准：
目录 1．发变组倒闸操作票 1.1#3发变组检修后恢复热备用操作 1.2#3发变组转冷备用 1.3#3发变组破坏备用转检修 1.4＃3发电机励磁系统恢复热备用 1.5＃3发电机励磁系统破坏备用 2．发电机解并列操作 2.1发电机程控启动方式与系统并列 2.2发电机“自动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.3发电机“手动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.4#3发电机与系统解列操作票 3．启/备变倒闸操作 3.1220KV#02启备变由热备用转检修 3.2220KV#02启备变由检修转热备用 4．6KV厂用电切换操作 4.1#3机6KV工作A、B段由#3高厂变供电倒至#02启备变供电 4.2#3机6KV工作A、B段由#02启备变供电倒至#3高厂变供电，#02启备变热备用 5.220KV线路操作 5.1220KV乙站电村I线221开关由运行转检修
电气典型倒闸操作票(doc74页).doc
华能XX 电厂企业标准 电气倒闸典型操作票 前言本标准规定了日照电厂二期电气专业相关的运行操作，本标准只对正常方式的电气倒闸操作做出了规定，遇有特殊情况和特殊方式应根据倒闸操作原则、运行规程及有关规定办理。本标准适用于集控运行专业及其外围岗位，不适于其它专业。 因未经过调试或试运行验证，本标准如有跟倒闸操作原则及规程、图纸、以及实际布置和运行方式相冲突的地方，应及时反馈运行部。 本标准由运行部负责解释。 引用标准华能集团公司《电力安全作业规程》（电气部分）（试行） 华能国际电力股份有限公司《工作票和操作票管理办法》（HZD-46-SC07 ）引用资料 设备制造厂说明书 设计院设计资料 本标准编写： 本标准审核： 本标准批准：
目录1 ?发变组倒闸操作票 1.1#3发变组检修后恢复热备用操作 1.2#3发变组转冷备用 1.3#3发变组破坏备用转检修 1.4# 3发电机励磁系统恢复热备用 1.5# 3发电机励磁系统破坏备用 2 .发电机解并列操作
2.1发电机程控启动方式与系统并列2.2发电机“自动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.3发电机“手动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.4 #3发电机与系统解列操作票 3?启/备变倒闸操作 3.1220KV #02启备变由热备用转检修 3.2220KV #02启备变由检修转热备用 4 ? 6KV厂用电切换操作 4.1#3机6KV工作A、B段由#3高厂变供电倒至#02启备变供电 4.2#3机6KV工作A、B段由#02启备变供电倒至#3高厂变供电，#02启备变热备用 5.220KV线路操作 5.1220KV乙站电村I线221开关由运行转检修 5.2200KV电村I线221开关由检修转运行 6.220KV母线操作6.1 220KV电村II线222开关、#4发变组204开关由II母线倒至I母线运行，II母线及母联200开关由运行 转检修 6.2200KV II母线及母联200开关由检修转运行；电村II线222开关、#4发变组204开关由I母线倒至
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
1号主变由运行转检修操作票(最终)
操作票 操 作 1号主变由运行转检修任 务 序 操作步骤 号 1 合上2号主变中性点接地刀闸22 2 检查2号主变中性点接地刀闸22确已合上 3 检查1号主变中性点接地刀闸11确在合位 4 拉开1号主变二次主1726开关 5 检查1号主变二次主1726开关确已拉开 6 拉开1号主变一次主2811开关 7 检查1号主变一次主2811开关确已拉开 8 检查1号主变二次主1726开关在开位 9 检查1号主变二次主1726丙刀闸在开位 10 拉开1号主变二次主1726乙刀闸 11 检查1号主变二次主1726乙刀闸确已拉开 12 检查1号主变二次主1726西刀闸在开位 13 拉开1号主变二次主1726东刀闸 14 检查1号主变二次主1726东刀闸确已拉开 15 检查1号主变一次主2811开关在开位 16 检查1号主变一次主2811丙刀闸在开位 17 拉开1号主变一次主2811乙刀闸 18 检查1号主变一次主2811乙刀闸确已拉开 19 检查1号主变一次主2811西刀闸在开位 20 拉开1号主变一次主2811东刀闸 21 检查1号主变一次主2811东刀闸确已拉开 22 拉开1号主变中性点接地刀闸11 23 检查1号主变中性点接地刀闸11确已拉开 24 退出220kV母线微机保护Ⅰ屏1号主变跳闸出口压板 25 退出220kV母线微机保护Ⅰ屏1号主变启动失灵压板 26 退出220kV母线微机保护Ⅰ屏主变失灵解闭锁投入压板 27 退出220kV母线微机保护Ⅱ屏1号主变跳闸出口压板 28 退出220kV母线微机保护Ⅱ屏主变失灵解闭锁投入压板 29 退出66kV母线微机保护屏跳1号主变二次压板 30 退出1号主变微机保护屏Ⅰ启动高压失灵压板 31 退出1号主变微机保护屏Ⅰ失灵总压板 32 退出1号主变微机保护屏Ⅰ跳高压侧母联1压板 33 退出1号主变微机保护屏Ⅰ跳低压侧母联1压板 34 退出1号主变微机保护屏Ⅱ启动高压失灵压板 35 退出1号主变微机保护屏Ⅱ跳高压侧母联1压板 36 退出1号主变微机保护屏Ⅱ跳低压侧母联1压板
电气典型倒闸操作票
华能XX电厂企业标准 电气倒闸典型操作票 -------------------------------------------------------------------------------------- 前言 本标准规定了日照电厂二期电气专业相关的运行操作，本标准只对正常方式的电气倒闸操作做出了规定，遇有特殊情况和特殊方式应根据倒闸操作原则、运行规程及有关规定办理。 本标准适用于集控运行专业及其外围岗位，不适于其它专业。 因未经过调试或试运行验证，本标准如有跟倒闸操作原则及规程、图纸、以及实际布置和运行方式相冲突的地方，应及时反馈运行部。 本标准由运行部负责解释。 引用标准 华能集团公司《电力安全作业规程》（电气部分）（试行） 华能国际电力股份有限公司《工作票和操作票管理办法》（HZD-46-SC07） 引用资料 设备制造厂说明书 设计院设计资料 本标准编写： 本标准审核： 本标准批准：
目录 1．发变组倒闸操作票 1.1#3发变组检修后恢复热备用操作 1.2#3发变组转冷备用 1.3#3发变组破坏备用转检修 1.4＃3发电机励磁系统恢复热备用 1.5＃3发电机励磁系统破坏备用 2．发电机解并列操作 2.1 发电机程控启动方式与系统并列 2.2发电机“自动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.3发电机“手动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.4 #3发电机与系统解列操作票 3．启/备变倒闸操作 3.1220KV #02启备变由热备用转检修 3.2220KV #02启备变由检修转热备用 4．6KV厂用电切换操作 4.1#3机6KV工作A、B段由#3高厂变供电倒至#02启备变供电 4.2#3机6KV工作A、B段由#02启备变供电倒至#3高厂变供电，#02启备变热备用 5.220KV线路操作 5.1 220KV乙站电村I线221开关由运行转检修 5.2 200KV电村I线221开关由检修转运行 6.220KV母线操作 6.1 220KV电村II线222开关、#4发变组204开关由II母线倒至I母线运行，II母线及母联200开关由运行转检修 6.2 200KV II母线及母联200开关由检修转运行；电村II线222开关、#4发变组204开关由I母线倒至II母线运行 7. 400V厂用系统操作 #3机400V汽机PCA段停电并设安全措施 ＃3机汽机MCCIA母线停电检修做安全措施 ＃3机保安PC段撤除安全措施并送电 #3机保安PC段停电并设安全措施 8.直流系统操作
反事故演习总结20031111
2003下半年反事故演习小结 一、演习主题： 双机运行期间，#01启备变在检修，一台机组（以#1机为例）跳闸事故处理。 二、演习目的： 1．由于启备变检修在即，而#1、2机组均要保持正常运行，在机组失去备用电源的情况下若一台机组跳闸运行人员该如何处理？本次演习的目的在于提高运行人员对启备变检修期间一台机组跳闸事故的处理能力，做到心中有数。 2．掌握启备变转检修的操作程序及注意事项。 3．熟悉启备变检修期间厂用电运行方式和运行注意事项。 4．掌握机组厂用电失去事故处理程序。 5．强化运行人员对全厂系统的概念。 6．交流经验、发现问题、提高事故处理预案水平。 7．通过反事故演习查找漏洞、发现不足，以便进一步加强管理。 三、演习组织： 1.总指挥：胡富钦 2.技术指导：龚黎明、陈明辉、阮俊豪、张军谋 3.参加人员：运行值集控全体人员 4.演习地点：行政楼五楼大厅和仿真机室 5.演习日期：2003年10月9日（B、E值）、10月28日（C值）、10月30日 （A、D值） 四、演习形式： 1.本次演习只在仿真机及行政楼五楼会议室内进行，不操作现场实际设备， 演习以值为单位开展，值长担任事故处理总指挥。 2.事故演习整体进程由胡富钦、龚黎明进行监督、控制。DCS操作部分在 仿真机上进行操作，由张军谋进行记录。就地操作及检查部分在五楼会 议室内进行，设两个就地站分别为热机及电气站，由陈明辉及阮俊豪负 责记录运行人员操作要点、对运行人员提问等，就地人员与值长用对讲 机进行联系（频道设在19，与生产频道分开）。 3.演习前由胡富钦作演习动员，讲解演习方法及注意事项，然后组织学习 启备变由运行转检修的主要操作步骤及注意事项，并进行初步讨论。 4.各值演习以人员就位，在仿真机上按下#1机组跳闸事故按钮开始，至基 本要点处理结束为止，共约耗时1小时。 5.当天参加值演习后进行讨论总结，讨论事故操作中可以加以改进的步骤， 总结存在的不足及待改进之处。 五、演习小结 1、演习成果
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
启备变改冷备用
大型节约厂用电方式实践及新技术应用 林跃余智贺国刚 （纳雍发电总厂贵州纳雍553303） [摘要]：重点介绍了抑制涌流的原理，这一原理打破了对变压器励磁涌流成原的传统认识，并将对电力系统节能降耗及继电保护带来深刻的变化。本文以纳雍发电总厂为例，阐述了通过改变厂用电运行方式来达到节约厂用电费用的目的，通过抑制启备变空投时的励磁涌流来保证厂用电事故切换的安全可靠。大型发电厂厂用电量很高，在厂用电典型设计中通常采用启备变热备用方式，很不经济。[关键词]：厂用电、微机快切装置、涌流抑制器、备自投 一、引言： 大型火力发电厂既是电的生产者同时也是用电大户，由于安全和生产流程的需要，发电厂用的电不完全是自己生产的电，特别是厂网分家后，下网电同发电厂自己生产的电价格差异巨大，造成生产成本加大，纳雍发电总厂2005年一年的下网电费高达近2000万元人民币，启备变空载损耗电费近80万元人民币。节能降耗也是电力企业必须解决的问题，直接体现在对厂用电电量及电费的节约上，即如何降低综合厂用电率上。为此，纳雍发电总厂在原来典型设计基础上兼顾安全性和经济性花费月80余万元做相应技术改造，将启备变热备用改为冷备用，配合灵活的运行方式，来达到降低厂用电费用的目的。仅启备变空载损耗一项，1年左右就可收回成本。 二、节约厂用电运行方式的探讨： 1、典型6kV及以上厂用电系统评估及改造（以纳雍发电总厂1,2#机组为例）： 图1 如图1，1,2#机组各设置一台40MVA的高压厂用变压器，高压厂用变压器低压侧为分裂绕组接带两段6KV厂用工作段。1,2#机组共设置一台40MVA的高压启动/备用变压器，高压启动/备用变压器低压侧为分裂绕组，与6KV厂用工作段对应，高压启动/备用变压器低压侧设置四个6KV厂用工作段备用分支，两个6KV厂用公用段备用分支6KV厂用工作段备用分支。高厂变高压侧为发电机出口20kV电压，启备为110kV系统电压。对于110kV系统，
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。
启备变停电期间的反事故措施
Q/H Y R D 辽宁沈煤红阳热电有限公司企业标准 Q/HYRD—0008-2012 启备变停电期间的反事故措施 （QBBTDCS） 2012-11-08发布 2012—11-08实施辽宁沈煤红阳热电有限公司发布
启备变停电期间的反事故措施 1 启备变停电前运行方式 1。1 联系省调，退出PSS、AGC装置运行，保持机组负荷稳定(发电部)； 1。２各段厂用高压母线由工作电源带,备用电源进线开关转为检修状态，厂用电源快切装置退出运行(发电部)； 1.３厂用电所有子系统按正常运行方式运行，各低压系统母线采用分段运行方式,母联开关在热备用状态，并尽可能均匀分配MCC等主要负荷。在启备变停用期间，不安排低压厂用变检修（发电部); 1。４电除尘PC备自投装置投入运行(发电部)； 1.５直流系统、UPS维持正常运行方式(发电部)； 1.６厂用空压机系统的运行方式应根据电源取向交叉配置使用，采用“#2、#3、＃７供仪用,＃1、＃4、#５、#６供除灰，停运的空压机应在良好备用状态.在此期间，不安排空压机的检修工作（发电部); 1.７汽机配电箱、锅炉配电箱工作电源分别由机、炉保安MCC段带(发电部）; 1.８ 220kV开关站母线应按正常运行方式运行（发电部）； 2 启备变停电应具备的条件 2。1 在启备变检修期间，不安排有可能造成机组掉闸的试验工作（发电部）; 2.2 重点加强柴油发电机组的检查，确保其在良好备用状态(储备柴油发电机组备用柴油一车(发电部、维修部)，备用蓄电池一组（维修部)）；加强保安系统运行方式的检查，确保方式正确(各段母线电源开关控制电源投入，控制切换开关在远方）（发电部)；
#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：_____ __
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停用上变压器中性点间隙保护 7.2.1潜在风险 末核对保护连接片名称、编号、位置，误停其他运行保护。 7. 2. 2防范措施 防止误停其他运行保护的措施：必须核对保护连接片名称、编号、位置正确。 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)设备损坏方面：操作方法不当导致接地开关机构损坏。 7. 3. 2防范措施 (1)防止人身伤害方面的措施：必须核对设备名称、编号、位置正确；绝缘手套贴有有效合格证且外观检查合格；使用绝缘手套要双手戴好，不能包裹使用；雷雨天气室外操作必须穿合格绝缘靴。 (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拉主变压器各侧断路器 7. 4. 1潜在风险 (1)末核对设备名称、编号、位置，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)防止非全相运行的措施：操作后要核对断路器三相位置完全断开，机构确在分闸位置，并检查电流指示情况；操作后出现非全相运行时，要立即重拉一次断路器，若仍不成功，应设法用上一级断路器断开本回路并隔离。 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。 7. 5. 2防范措施 必须核对连接片名称、编号、位置正确，跳运行设备保护连接片要全部断开。 7.6拉主变压器各侧隔离开关或将手车开关拉出仓外 7. 6. 1潜在风险 (1)人身伤害方面：带负荷拉隔离开关、绝缘手套不合格或使用方法不当，引起人身触电、烧伤。 (2)设备损坏方面：带负荷拉隔离开关、隔离开关机构卡涩强行操作、手车开关