35kV苏坑变电站典型操作票Word格式文档下载.docx
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1.1.2 苏坑变:
1号主变由运行转检修4
1.1.2.1 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关由热备用转合环运行4
1.1.2.2 苏坑变:
1号主变10kV侧901开关由运行转热备用(解环)4
1.1.2.3 苏坑变:
1号主变由空载运行转检修4
1.2.1 苏坑变:
1号主变及两侧开关由检修转运行5
1.2.1.1 苏坑变:
1号主变及两侧开关由检修转冷备用5
1.2.1.2 苏坑变:
1号主变由冷备用转空载运行(301开关运行,901开关热备用)5
1.2.1.3 苏坑变:
1号主变10kV侧901开关由热备用转合环运行6
1.2.1.4 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001手车刀闸由运行转热备用(解环)6
1.2.2 苏坑变:
1号主变由检修转运行6
1.2.2.1 苏坑变:
1号主变由检修转空载运行(301开关运行,901开关热备用)6
1.2.2.2 苏坑变:
1号主变10kV侧901开关由热备用转合环运行7
1.2.2.3 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关由运行转热备用(解环)7
2 站用变7
2.1 站用变7
2.1.1.1 苏坑变:
1号站用变及两侧开关由运行转检修7
2.1.1.2 苏坑变:
1号站用变本体由运行转检修7
2.1.1.3 苏坑变:
1号站用变由运行转冷备用8
2.1.2.1 苏坑变:
1号站用变及两侧开关由检修转运行8
2.1.2.2 苏坑变:
1号站用变由检修转冷备用8
2.1.2.3 苏坑变:
1号站用变由冷备用转运行9
3 电容器9
3.1.1 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971开关由热备用转检修9
3.1.2 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971本体由热备用转检修9
3.1.4 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971开关及本体由热备用转检修9
3.2.1 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971开关由检修转热备用10
3.2.2 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971本体由检修转热备用10
3.2.3 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971开关及本体由检修转热备用10
4 开关、线路、开关及线路11
4.1 开关11
4.1.1.1 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关由运行转检修11
4.1.1.2 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关由运行转冷备用11
4.1.1.3 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关由冷备用转检修11
4.1.2.1 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关由检修转运行11
4.1.2.2 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关由检修转冷备用12
4.1.2.3 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关由冷备用转运行12
4.2 线路12
4.2.1.1 苏坑变:
35kV孔苏红线301线路由热备用转冷备用12
4.2.1.2 苏坑变:
35kV孔苏红线301线路由冷备用转检修12
4.2.1.3 苏坑变:
10kV嵩坑线910线路由运行转检修12
4.2.1.4 苏坑变:
10kV嵩坑线910线路由冷备用转检修13
4.2.2.1 苏坑变:
35kV孔苏红线301线路由检修转冷备用13
4.2.2.2 苏坑变:
35kV孔苏红线301线路由冷备用转热备用13
4.2.2.3 苏坑变:
10kV嵩坑线910线路由检修转运行13
4.2.2.4 苏坑变:
10kV嵩坑线910线路由检修转冷备用14
4.3 开关及线路14
4.3.1.1 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关及线路由运行转检修14
4.3.2.1 苏坑变:
10kV嵩坑线910开关及线路由检修转运行14
5 母线、母线PT及10kV母分15
5.1 母线15
5.1.1 苏坑变:
10kVⅠ段母线由运行转检修15
5.1.1.1 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971开关由热备用转冷备用15
5.1.1.2 苏坑变:
1号站用变由运行转冷备用15
5.1.1.3 苏坑变:
10kV嵩坑线910、嵩安线911、溪龙线912、东熙线913开关由运行转冷备用15
5.1.1.4 苏坑变:
1号主变10kV侧901开关由运行转冷备用16
5.1.1.5 苏坑变:
10kVⅠ段母线由热备用转检修16
5.1.2 苏坑变:
10kVⅠ段母线由检修转运行16
5.1.2.1 苏坑变:
10kVⅠ段母线由检修转热备用16
5.1.2.5 苏坑变:
1号主变10kV侧901开关由冷备用转运行16
5.1.2.6 苏坑变:
10kV嵩坑线910、嵩安线911、溪龙线912、东熙线913开关由冷备用转运行17
5.1.2.7 苏坑变:
1号站用变由冷备用转运行17
5.1.2.8 苏坑变:
10kV电容器Ⅰ组971开关由冷备用转热备用17
5.2 母线PT18
5.2.1.1 苏坑变:
10kVⅠ段母线PT由运行转检修18
5.2.2.1 苏坑变:
10kVⅠ段母线PT由检修转运行18
5.3 10kV母分19
5.3.1.1 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关由运行转检修19
5.3.1.2 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关由运行转冷备用19
5.3.1.3 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关单元由运行转检修19
5.3.1.4 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关单元由运行转冷备用20
5.3.2.1 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关由检修转运行20
5.3.2.2 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关冷备用转运行21
5.3.2.3 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关单元由检修转运行21
5.3.2.4 苏坑变:
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关单元由冷备用转运行21
6 保护22
6.1 主变22
6.1.1.1 苏坑变:
解除1号主变非电量保护22
6.1.1.2 苏坑变:
1号主变本体重瓦斯由跳闸改投信号22
6.1.1.3 苏坑变:
1号主变有载重瓦斯由跳闸改投信号22
6.1.1.4 苏坑变:
解除1号主变差动保护22
6.1.1.5 苏坑变:
解除1号主变35kV侧后备保护22
6.1.1.6 苏坑变:
解除1号主变10kV侧后备保护22
6.1.2.1 苏坑变:
投入1号主变非电量保护22
6.1.2.2 苏坑变:
1号主变本体重瓦斯由信号改投跳闸22
6.1.2.3 苏坑变:
1号主变有载重瓦斯由信号改投跳闸23
6.1.2.4 苏坑变:
投入1号主变差动保护23
6.1.2.5 苏坑变:
投入1号主变.35kV侧后备保护23
6.1.2.6 苏坑变:
投入1号主变10kV侧后备保护23
6.2 10kV线路保护23
6.2.1.1 苏坑变:
解除10kV嵩坑线910线路保护23
6.2.1.2 苏坑变:
解除10kV嵩坑线910线路重合闸23
6.2.1.3 苏坑变:
解除10kV嵩坑线910线路保护及重合闸23
6.2.2.1 苏坑变:
投入10kV嵩坑线910线路保护24
6.2.2.2 苏坑变:
投入10kV嵩坑线910线路重合闸24
6.2.2.3 苏坑变:
投入10kV嵩坑线910线路保护及重合闸24
前言
为了规范苏坑35kV变电站操作票,编写苏坑35kV变电站操作票典型范例。
本范例适用于苏坑35kV变电站,仅当作拟票的参考,严禁作为正式操作票使用,否则将作为一类违章考核。
本标准引用下列文件
国家电网安监[2009]664号国家电网公司电力安全工作规程(变电部分和线路部分)
苏坑35kV变电站现场运行规程
国家电网生[2012]352号 国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)
国家电网安监[2009]664号 国家电网公司电力安全工作规程(变电部分和线路部分)
闽电调[2008]401号福建省电力系统调度规程
闽电生产[2010]140号变电运维操作站管理规范实施细则和考核标准
泉电生[2008]03号泉州电业局防误闭锁装置解锁管理规定
Q/FJGC10305-2010泉州电力系统调度规程
永电调规〔2010〕17号永春电力系统调度规程
Q/FJGC10301-2011变电运维操作站现场运行规程公共部分
泉电调[2012]160号《2012年泉州地区电网继电保护整定方案及运行规定》
闽电安[2010]泉州电业局操作票、工作票实施细则
闽电安监[2010]75号福建省电力有限公司电气操作票、工作票实施细则
本标准35kV部分以孔苏红线301为例,10kV部分以嵩坑线910、电容器Ⅰ组971为例进行编写。
本标准每年复审一次,在变电站正常运行方式发生变动,现场设备有变更、上级文件有新规定等情况下,应及时修订、重新审核方可继续使用。
本标准的编写人:
潘静瑜
本典型操作票的校核人:
王鹏飞
本标准的审核人:
刘华诚
本标准的批准人:
许志敏
本标准由国网福建永春县供电有限公司变电部负责解释。
苏坑35kV变电站接线方式、运行方式
一、35kV系统:
1、35kV系统:
35kV孔苏红线301线路带1号主变运行。
二、10kV系统:
1、10kVⅠ段母线接1号主变运行,10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关热备用;
2、1号主变10kV侧901、嵩坑线910、嵩安线911、溪龙线912、东熙线913、I段母线PT9014、I段电容器971、#1站用变9811接Ⅰ段母线运行;
三、直流系统:
1、直流单段母线运行。
2、1号直流充电机、1号蓄电池组接直流母线运行。
四、站用变系统:
1、1号站用变10kV侧9811负荷开关接10kVⅠ段母线运行。
2、1号站用变380V侧1ZK开关、380VⅠ段母线接1号站用变运行。
1 主变
1号主变及两侧开关由运行转检修
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关由热备用转合环运行
1.合上Ⅰ、Ⅱ段母分9001开关
2.查监控机上Ⅰ、Ⅱ段母分9001开关红色合闸指示灯亮,A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
1号主变10kV侧901开关由运行转热备用(解环)
1.断开1号主变10kV侧901开关
2.查监控机上1号主变10kV侧901开关绿色分闸指示灯亮,A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
1号主变由空载运行转冷备用
(注:
解除联跳其他运行开关压板、闭锁运行备投压板(备投退出的不考虑))
1.断开孔苏红线301开关
2.查监控机上孔苏红线301开关绿色分闸指示灯亮,A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
3.将孔苏红线301开关控制方式转换开关由“远方”位置切换至“就地”位置
4.将1号主变10kV侧901开关控制方式转换开关由“远方”位置切换至“就地”位置
5.查1号主变10kV侧901开关本体机械位置指示确在分闸位置
6.将1号主变10kV侧901手车开关由工作位置拉出至试验位置,查“试验”位置指示灯亮
7.查孔苏红线301开关本体机械位置指示确在分闸位置
8.断开孔苏红线3011刀闸,查确已断开
9.核对当前操作屏为“1号主变保护测控屏”
10.解除“高后备跳10kV母分9001开关”2LP3压板
11.解除“低后备跳10kV母分9001开关”3LP2压板
1号主变及两侧开关由冷备用转检修
解除主变非电量保护)
1.打开1号主变10kV侧901开关柜柜门,取下1号主变10kV侧901手车开关二次插头,将1号主变10kV侧901手车开关由试验位置拉出至检修位置,并锁好柜门
2.在1号主变10kV侧901开关柜门上悬挂“止步,高压危险”标示牌
3.在孔苏红线301开关与3011刀闸间验电,验明确无电压后即合上孔苏红线30116接地刀闸,查确已合上
4.在1号主变35kV侧引线上验电,验明确无电压后即装设#接地线
5.在1号主变10kV侧引线上验电,验明确无电压后即装设#接地线
6.核对当前操作屏为“1号主变保护测控屏”
7.解除“非电量跳1号主变301开关”4LP5压板
8.解除“非电量跳1号主变901开关”4LP6压板
9.断开孔苏红线301开关控制电源空气开关21DK2
10.断开1号主变10kV侧901开关控制电源空气开关22DK2
1号主变由运行转检修
操作同1.1.1.2
操作同1.1.1.3
1号主变由空载运行转检修
9.在1号主变35kV侧引线上验电,验明确无电压后即装设#接地线
10.在1号主变10kV侧引线上验电,验明确无电压后即装设#接地线
11.核对当前操作屏为“1号主变保护屏”
12.解除“低压出口(差动)”1CLP4压板
13.解除“低压出口(非电量)”5CLP4压板
14.解除“低压出口(高后)”1-1CLP4压板
15.解除“低压出口(底后)”5-1CLP4压板
16.解除“高压出口(差动)”1CLP1压板
17.解除“高压出口(非电量)”5CLP1压板
18.解除“高压出口(高后)”1-1CLP1压板
19.解除“高压出口(底后)”3-1CLP1压板
20.解除“本体重瓦斯投入”5KLP1压板
21.解除“有载重瓦斯投入”5KLP2压板
22.断开孔苏红线301开关控制电源空气开关21DK2
23.断开1号主变10kV侧901开关控制电源空气开关22DK2
1号主变及两侧开关由检修转运行
1号主变及两侧开关由检修转冷备用
投入主变非电量保护)
3.合上孔苏红线301开关控制电源空气开关21DK2
4.合上1号主变10kV侧901开关控制电源空气开关22DK2
5.查1号主变保护确已按调度命令方式投入,保护装置无异常
7.投入“本体重瓦斯投入”5KLP1压板
8.投入“有载重瓦斯投入”5KLP2压板
9.拆除1号主变10kV侧避雷器引线上#接地线
10.拆除1号主变35kV侧避雷器引线上#接地线
11.断开孔苏红线30116接地刀闸,查确已断开
12.取下1号主变10kV侧901开关柜门上“止步,高压危险”标示牌
13.将1号主变10kV侧901手车开关由检修位置推入至试验位置,插上二次插头,查“试验”位置指示灯亮,并锁好柜门
1号主变由冷备用转空载运行(301开关运行,901开关热备用)
投入联跳其他运行开关压板、闭锁运行备投压板)。
1.核对当前操作屏为“1号主变保护屏”
2.查装置上指示灯指示正常,液晶面板上无装置告警信息
3.投入“低压出口(差动)”1CLP4压板
4.投入“低压出口(非电量)”5CLP4压板
5.投入“低压出口(高后)”1-1CLP4压板
6.投入“低压出口(底后)”5-1CLP4压板
7.投入“高压出口(差动)”1CLP1压板
8.投入“高压出口(非电量)”5CLP1压板
9.投入“高压出口(高后)”1-1CLP1压板
10.投入“高压出口(底后)”3-1CLP1压板
11.投入“本体重瓦斯投入”5KLP1压板
12.投入“有载重瓦斯投入”5KLP2压板
13.查孔苏红线301开关本体机械位置指示确在分闸位置
14.合上孔苏红线3011刀闸,查确已合上
15.查1号主变10kV侧901开关本体机械位置指示确在分闸位置
16.将1号主变10kV侧901手车开关由试验位置推入至工作位置,查“工作”位置指示灯亮
17.将1号主变10kV侧901开关控制方式转换开关由“就地”位置切换至“远方”位置
18.将孔苏红线301开关控制方式转换开关由“就地”位置切换至“远方”位置
19.合上孔苏红线301开关
20.查监控机上孔苏红线301开关红色合闸指示灯亮,A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
1号主变10kV侧901开关由热备用转合环运行
1.合上1号主变10kV侧901开关
2.查监控机上1号主变10kV侧901开关红色合闸指示灯亮,A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001手车刀闸由运行转热备用(解环)
1.查监控机上Ⅰ、Ⅱ段母分9001手车刀闸A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
2.断开Ⅰ、Ⅱ段母分9001开关
3.查监控机上Ⅰ、Ⅱ段母分9001开关绿色分闸指示灯亮,A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
1号主变由检修转运行
1号主变由检修转空载运行(301开关运行,901开关热备用)
投入主变非电量保护,投入联跳其他运行开关压板、闭锁运行备投压板)
1.合上孔苏红线301开关控制电源空气开关21DK2
2.合上1号主变10kV侧901开关控制电源空气开关22DK2
3.查1号主变保护确已按调度命令方式投入,保护装置无异常
4.核对当前操作屏为“1号主变保护屏”
5.查装置上指示灯指示正常,液晶面板上无装置告警信息
6.投入“低压出口(差动)”1CLP4压板
7.投入“低压出口(非电量)”5CLP4压板
8.投入“低压出口(高后)”1-1CLP4压板
9.投入“低压出口(底后)”5-1CLP4压板
10.投入“高压出口(差动)”1CLP1压板
11.投入“高压出口(非电量)”5CLP1压板
12.投入“高压出口(高后)”1-1CLP1压板
13.投入“高压出口(底后)”3-1CLP1压板
14.投入“本体重瓦斯投入”5KLP1压板
15.投入“有载重瓦斯投入”5KLP2压板
16.拆除1号主变10kV侧避雷器引线上#接地线
17.拆除1号主变35kV侧避雷器引线上#接地线
18.查孔苏红线301开关本体机械位置指示确在分闸位置
19.合上孔苏红线3011刀闸,查确已合上
20.查1号主变10kV侧901开关本体机械位置指示确在分闸位置
21.将1号主变10kV侧901手车开关由试验位置推入至工作位置,查“工作”位置指示灯亮
22.将1号主变10kV侧901开关控制方式转换开关由“就地”位置切换至“远方”位置
23.将孔苏红线301开关控制方式转换开关由“就地”位置切换至“远方”位置
24.合上孔苏红线301开关
25.查监控机上孔苏红线301开关红色合闸指示灯亮,A相电流 A,B相电流 A,C相电流 A
操作同1.2.1.3
10kVⅠ、Ⅱ段母分9001开关由运行转热备用(解环)
操作同1.2.1.4
2 站用变
2.1 站用变
1号站用变及两侧开关由运行转检修
1.将站用变备自投开关由“自动”位置切换至“备用”位置
2.断开1号站用变380V侧1ZK开关,查确已断开
3.查监控机上380VⅠ段母线电压Uab V,Ubc V,Uca V
4.断开1号站用变10kV侧9811负荷开关
5.查监控机上1号站用变10kV侧9811负荷开关绿色分闸指示灯亮
6.将1号站用变10kV侧9811负荷开关控制方式转换开关由“远方”位置切换至“就地”位置
7.查1号站用变10kV侧9811负荷开关本体机械位置指示确在分闸位置
8.将1号站用变10kV侧9811负荷手车开关由工作位置拉出至试验位置,查“试验”位置指示灯亮
9.取下1号站用变10kV侧9811负荷手车开关二次插头,将1号站用变10kV侧9811负荷手车开关由试验位置拉出至检修位置,并锁好柜门
10.在1号站用变10kV侧9811负荷开关柜门上悬挂“止步,高压危险”标示牌
11.在1号站用变本体380V侧和中性点上验电,验明确无电压后,即装设#接地线
12.在1号站用变本体10kV侧验电,验明确无电压后,即装设#接地线
13.断开1号站用变10kV侧9811负荷开关控制电源空气开关1DK
1号站用变本体由运行转检修
2.断开1号站用变380V侧1ZK空气开关
9.在1号站用变本体380V侧和中性点上验电,验明确无电压后,即装设#接地线
10.在1号站用变本体10kV侧验电,验明确无电压后,即装设#接地线
11.断开1号站用变10kV侧9811负荷开关控制电源空气开关1DK
2.1.1.3
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- 35 kV 变电站 典型 操作
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