九江110kV变电站现场运行规程_110kv变电所运行规程
九江110kV变电站现场运行规程由刀豆文库小编整理，希望给你工作、学习、生活带来方便，猜你可能喜欢“110kv变电所运行规程”。
九江110kV西站 变电站现场运行规程
（草稿）
2006年10月20日
１
概 况
九江110kV西站变电站位于九江线材有限公司西侧，距迁安市20公里，占地面积5309平方米。担负着九江公司二期全部的生产、生活用电任务。
该站为2级电压。
110kV为单母线分段内桥接线方式，设计进线2回，分别是赵九I线112、赵九II线111，母联145。
10kV为单母线分段接线方式，设计出线30回，本期投运26回。本期投运主变压器2台，为锦州产50000kVA有载调压变压器。全站电容器4组，总补偿容量21600kVAR。
第一章
调度范围划分
2.1、101-
4、102-5以上为唐山区调调度；
2.2、101-
4、102-5刀闸由唐山区调和本公司电管处共同调度。2.3、101-
4、102-5刀闸以下由本公司电管处调度。2.4、10kV所变及站用电由变电站自行管理。
第二章 运行方式及线路双重编号
3.1、运行方式（1）、正常方式：赵九II线111在4号母线带1号主变运行，赵九I线112在5号母线带2号主变运行，母联145开口；501、502合着分别带10kV4、5母线上的本期全部负荷，母联545开口。7-
1、7-2开着。（2）可能出现的方式：
方式A：111、145合入，112开口。赵九II线111带全部负荷。方式B：112、145合入，111开口。赵九I线112带全部负荷。3.2、线路双重编号（1）、赵店子113-九江111线路双重编号为：赵九II线111。（2）、赵店子114-九江112线路双重编号为：赵九I线112。（3）、炼钢1线51X 制氧1线51X 炼铁1线51X 烧结1线51X 轧钢1线51X 水源地51X 1号电容器581 1号消弧线圈及所变510（4）、炼钢2线52X 制氧2线52X 炼铁2线52X 烧结2线52X 轧钢2线52X 2号电容器591 2号消弧线圈及所变520 第三章 设备运行、操作的注意事项
4.1、设备运行的注意事项
设备投入运行时应具备必要的资料，如：产品出厂使用说明书，设备投运批 准书等。设备投入运行后应对其进行科学化、规范化的监督管理，建立健全各种图表。4.2、操作的注意事项
4.2.1、在进行倒闸操作前，值班人员应明确操作目的、内容及操作中注意事项。复杂操作 ２ 应充分准备，经大家讨论制定方案与措施，并由站长、主值负责监督。
4.2.2、严禁无令操作，若发现命令与设备情况不符或有明显错误，应立即提出疑问并纠正，无误后进行操作。
4.2.3、倒闸操作必须戴绝缘手套、穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽。
4.2.4、110kV、10kV线路停电时，应按开关，线路侧刀闸，母线侧刀闸顺序进行，送电操作顺序与此相反。
4.2.5、变压器停送电操作，应检查变压器高压侧中性点刀闸合好，然后再进行操作；停电时，先停负荷侧，后停电源侧；送电时则从高压向低压侧依次进行。若该变压器投入系统后中性点不应接地（听调令），必须将中性点刀闸拉开。
4.2.6、远方操作时，应检查设备位置变化是否正确，并监视交、直流表计变化情况及有无异常信号发出。
4.2.7、设备停电工作，在合接地刀闸前必须先验电，要做到在哪封地在哪验电。在合接地刀闸时，必须看好位置，核对设备编号，分清-
17、-27，不得误合线路侧接地刀闸。4.2.8、拉合刀闸必须检查断开的角度及辅助接点联动良好。
4.2.9、误合刀闸时不得再拉开，误拉刀闸时如弧光尚未断开应迅速合上并检查原因。4.2.10、110kV母线PT停电，应按照二次小刀闸、小开关、一次刀闸的顺序进行。送电与之相反。
4.2.11、10kV电压互感器停电时，应先断开二次负荷后再断开一次设备，送电带二次充电。即：10kV母线送电时应先投PT，后送母线。
4.2.12、开关运行状态时，投入保护前应测量保护掉闸压板对地电压。
4.2.13、事故处理可不填写倒闸操作票，但是应记录在调度命令记录本上，其善后操作必须填写倒闸操作票。
4.2.14、正常倒闸操作，严禁解锁，需解锁操作必须经XXX以上人员批准，并由站长现场监护。
4.2.15、一切倒闸操作必须由两人进行，并严格执行操作把六关。
4.2.16、操作票执行过程中，不得颠倒顺序，不能任意增减和跳页操作。
4.2.17、一个操作任务不超过五项时，操作票不能涂改，五项以上的操作票若个别字写错，可在错字上划两横注销在后面重新填写，若操作术语或调度号写错划两横整行注销后必须在下一行重新填写，一张操作票只能涂改两处，否则应重新填写操作票。
4.2.18、每执行完一步操作后，应在该项前面划已执行勾，整个操作任务完成后，在最后一项下面加盖“已执行”章，若操作任务只有一步操作，其步骤直接添入任务栏，顺序栏内不再重写，执行后不划执行勾，在任务栏右下角压线盖“已执行”章。
4.2.19、操作票因故作废，应在任务栏内盖“作废”章，若一个操作任务使用几张操作票，应在每一页均盖“作废”盖，并在任务栏内写明作废原因。
4.2.20、在操作票执行过程中，因故中断操作，则在操作完的步骤下面盖“已执行”章，并在备注栏内写明中断操作原因，若此操作任务还有几张未操作的票，则应在未执行的各页任务栏内盖“作废”章。
4.2.21、继电保护压板停、投时应写明确编号名称，及XX压板XXLP以防止错停和误操作。4.2.22、应添入操作票的操作：
（1）拉合开关、刀闸、拉合开关后检查开关位置。（2）验电和挂、拆地线或拉合接地刀闸。（3）拉合刀闸前检查开关在拉开位置。（4）停投开关控制或信号电源。
（5）停投所用变或电压互感器二次保险或负荷、刀闸、开关。
３（6）倒换继电保护装置操作回路或改定值。
（7）停投重合闸、继电保护及交、直流装置的电源把手、压板。
（8）两条线路或两台变压器并解列时，检查负荷分配，母线充电后，带负荷前检查母线电压。
（9）调度员下令悬挂的标示牌。4.2.23、下列各项可不用操作票：（1）事故处理。
（2）拉合开关的单一操作。
（3）拉开全站唯一的接地刀闸或拆除唯一的一组地线。（4）主变调整分头位置。
（5）上述操作应记入调度命令记录本内。4.2.24、倒闸操作术语：（1）开关、刀闸称“拉开”、“合上”。（2）操作地线称“验电”、“挂”、“拆”；地线位置以刀闸为准称“线路侧”、“开关侧”、“母线侧”、“主变侧”、“PT侧”，上述位置不能概括时，按实际位置填写。
（3）操作交、直流保险称“给上”、“取下”。（4）操作保护压板称“投入”、“退出”和“改投”。（5）绝缘挡板称“加”、“拆”。（6）标示牌称“挂”、“拆”。
4.2.25、10kV出线发生单相接地时，应立即报告XXX，将重要负荷倒至另一回线运行，对接地线路停电处理，不允许带接地长时间继续运行。若在操作或运行中发生谐振过电压，均不能试拉PT，应投入或切除部分线路（或电容器组）。
4.2.26、对于一经合闸即可送电到工作地点的开关和刀闸均应在操作机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。“禁止合闸，线路有人工作”标示牌的悬挂应按命令进行。
4.2.27、低压380V合环运行前，10kV4号、5号必须合环运行（545合位）；10kV4号、5号母线合环运行前（545合位）；110kV4号、5号母线必须合环运行（145合位）。
第五章 综合自动化系统说明
第六章 异常处理
6.1、主变过温
6.1.1、现象：
1、警铃响
2、监控发“主变过温”信号
6.1.2、处理：
1、记录时间
2、检查并记录：
（1）电压及负荷情况（2）主变上层油温及外温（3）风冷及散热条件
（4）主变及刀闸口、接头运行情况
3、报告站长及XXX并按下列原则处理：（1）如因过负荷所致则应限负荷
（2）如因风冷故障，则应按“风冷故障”进行处理
（3）如因温度计指示错误或信号误动，则应查明原因消除
（4）如负荷及冷却条件正常，变压器温度比平常高10℃以上，且有上
升趋势，则认为变压器异常，应详加分析。
6.2、主变风冷故障
４ 6.2.1现象：
1、警铃响
2、监控发“风冷故障信号”
3、主变风扇停转 6.2.2处理：
1、记录时间
2、检查主变负荷，上层油温，外温并记录
3、检查主变风冷故障的原因：检查直流信号电源（Q6）、散热器控制电源（Q5）、主变风冷工作电源（Q1、Q2），检查所变盘上的相应主变的风冷电源开关，检查风冷回路是否正常，将情况报告站长及XX并进行处理。
4、风冷故障时应加强对主变及负荷的监视
5、风扇全部停止，主变负荷按67％Se掌握 6.3、主变轻瓦斯动作（本体、调压体）6.3.1现象：
1、警铃响、语音告警
2、监控发“轻瓦斯动作”、“主变本体轻瓦斯动作”或“主变调压体轻瓦斯动作”
3、DVP-“本体轻瓦斯”或“调压体轻瓦斯”信号灯亮 6.3.2处理：
1、记录时间
2、到现场检查保护动作情况
3、检查主变运行情况及上层油温、外温、声音、负荷并记录
4、迅速取气分析故障性质
（1）若气体为无色、无味、不可燃，且无其它保护动作，变压器运
行无异常现象或近期内主变有滤油、更换热虹吸、呼吸器矽胶等工作则可能是空气，应加监视，按时放出气体，并用主变保护盘上的复归按钮复归信号。
（2）若气体为有色、有味、可燃，或变压器有异常现象，则认为变
压器内部故障，应报告调度及XXX，申请停电全面试验检查。
（3）若取气无气体，变压器无异状，且无其它保护动作，则可能是
误动。如二次回路或元件故障、主变缺油等，应分情况报调度及XXX，进行处理。
6.4、10kV控制回路断线（装置直流失电）6.4.1现象：
1、警铃响。
2、监控发某路控制回路断线（装置直流失电）
3、10kV开关合闸、工作位指示灯灭，DVP-报警灯亮
6.4.2处理：
1、记录时间，检查该路直流控制保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长。
2、如控制保险熔断，且二次无明显短路，更换新品
3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX
4、更换新品成功，手动复归该路保护装置告警信号 6.5、10kV机构弹簧未储能 6.5.1现象：
1、警铃响
2、监控发某路弹簧未储能，该开关柜上弹簧已储能信号灯灭
6.5.2处理：
1、记录时间，检查该路电机电源保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长
2、如电机电源保险熔断，且二次无明显短路，更换新品
3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX 6.6、10kV系统接地
５ 6.6.1现象：
1、警铃响
2、监控发10kVI（II）段消谐装置动作信号、“单相接地”信号
3、接地线路DVP-接地信号灯亮（未发出某一路接地信号时应考虑母线可能有接地）
4、故障母线接地相相电压降低或为零，其它两相升高，或升高为线电压
5、站内10kVPT柜消谐装置上的接地信号灯亮 6.6.2处理：
1、记录时间及现象
2、将情况报告站长及XXX
3、如发出某一路接地信号时应在其倒至另一回路供电后，将此线路停电处理
4、如未发出某一路接地信号，则应穿上绝缘靴检查接地母线及设备，直到最后找到接地点并停电处理
6.7、10kVPT断线
6.7.1现象：
1、警铃响
2、监控发10kVI（II）段母线所有出线的“PT断线”信息
3、接线图画面显示10kV相电压、线电压数值不正常
4、各路测控装置告警信号灯亮 6.7.2处理：
1、记录时间及现象
2、将情况报告站长及XXX
3、检查PT二次保险是否熔断，如更换同容量二次保险再次熔断应对二次回路进行检查。如PT二次保险未熔断，检查PT，测量PT二次输出电压是否正常，如某相PT二次电压低于正常相电压，可判断该相PT高压保险熔断，将PT转检修，更换PT高压保险，将PT投运，如PT高压保险再次熔断，则应将PT转检修进行试验。
4、PT二次停电期间，视负荷情况（≥50％过流定值）退出低压闭锁过流
5、恢复正常将所停保护投入，并报XXX
6、处理完毕，手动复归各路保护装置告警信号 6.8、SF6低气压闭锁 6.8.1现象：
1、警铃响
2、监控发某开关“SF6低气压闭锁”（一般情况下此时“SF6低气压报警”已经发出）
3、相应开关压力表指示低于正常值（0.48Mpa报警；0.45Mpa闭锁）6.8.2处理：
1、应立即到开关机构处检查SF6压力表压力指示并记录
2、如SF6压力表压力指示确已低于闭锁值时，应立即报站长及XXX
3、将该开关机构闭锁在合闸位置，外观检查SF6泄漏原因
4、报告区调（111、112闭锁时），做好上一级停电的准备 6.9、直流系统接地 6.9.1现象：
1、警铃响
2、DVP-直流接地信号灯亮
3、直流接地选检装置显示接地的回路和正极或负极接地的绝缘电阻数值 6.9.2处理：
1、记录时间及现象
2、将情况报告站长
3、据直流接地选检装置显示的接地回路和绝缘电阻数值，对此回路进行检查
4、下列情况可能防碍拉闸试找
（1）接地点发生在直流母线上
６（2）接地点发生在电池本身（3）同时有同极两点接地（4）回路有串电
（5）同时有多点虚接地（6）环路未解开
5、处理直流接地注意以下几点：
（1）特殊天气（2）有人工作
（3）断开微机保护直流电源时间10秒后才允许再合好
6.10、直流系统异常 6.10.1现象：
1、警铃响
2、DVP-直流异常信号灯亮 6.10.2处理：
1、检查站内直流设备
2、有可能是以下几种情况，可对照检查处理
a、浮充低电压异常 b、过负荷 c、蓄电池异常放电 d、蓄电池温度上升 e、直流接地 f、整流器过电压 g、整流器故障 h、ZK1、ZK2开关跳闸 i、交流无电
6.11、通讯异常
6.11.1现象：
1、监控发某路通讯异常
2、自检画面该路开关指示变绿色
3、测控装置告警信号灯亮
6.11.2处理：
1、记录时间，检查该路直流保护空气开关2ZKK情况，检查保护装置二次回路有无明显短路现象，并报站长
2、如保护空气开关2ZKK跳闸，保护装置二次回路无明显短路，试投小开关
3、试投不成，查找处理
4、试投成功，手动复归该路测控装置告警信号 6.12、主变压器远方有载调压失灵 6.12.1现象：远方不能进行调压
6.12.2处理：
1、检查交流盘有载调压电源空气开关及调压箱内空气开关是否在合位
2、检查有载调压的远方/就地把手是否在“远方”位
3、检查调压箱内接触器是否动作正常
4、若属调压装置本身故障应报XXX，通知厂家处理
5、若发生连调现象，应立即断开调压交流电源，用手动调到合适档位
第七章 事故处理
7.1、10kV配线开关掉闸 7.1.1现象：
1、警报响
2、故障线路开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位并无负荷
3、监控发过流（速断）保护动作，重合闸动作（重合闸投入时）
７
4、该路DVP-过流（速断）、重合闸（重合闸投入时）信号灯亮、报警灯亮
7.1.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，若重合成功，检查开关情况，复归信号，报告站长及XXX
3、若重合不成，检查掉闸开关情况，复归信号，将情况报告站长及XXX将该线路转检修
4、若开关掉闸距不检修次数只差一次时，则应报告站长及XXX，退出重合闸
7.2、配线越级（以511越级为例）掉闸 7.2.1现象：
1、警报响2、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV4号母线电压、出线开关电流为0
3、监控发501复合电压过流保护动作，10kV4号母线所有出线发“PT断线”
4、DVP-过流一段信号灯亮
5、如511开关机构拒动，有511过流（或速断）保护动作信息，511DVP-过流（速断）信号灯亮，面板上显示“电流II段（I段）跳闸”、“跳闸失败”
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮
7.2.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV所有出线和母联开关
4、如511过流（或速断）保护动作，开关拒动，解锁拉开511-2-4（负荷端应倒置另一回路）
5、检查10kV4号母线设备无问题，报告站长及XXX申请对无故障配线开关恢复送电。
6、送电无问题，检查511开关拒动原因
7、如配线没有保护动作信息，且501过流保护范围内设备无问题，可能为保护拒动造成越级掉闸，则处理原则如下：
（1）报告站长及XXX，逐路传动10kV4号母线各配线保护，以发
现哪路开关保护拒动
（2）如传动保护，发现某路（如511）保护拒动，则拉开51
1及-2-4，恢复501及其它无故障配线送电，处理511保护拒动问题
7.3、10kV5号母线短路故障（545合着，502开着，501带全部10kV负荷时）7.3.1现象：
1、警报响2、545开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV5号母线电压、出线开关电流为0
3、监控发545速断过流保护动作，10kV5号母线所有出线发“PT断线”
4、DVP-速断过流信号灯亮
5、发380V二段失压动作 6、10kV5号母线电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。８ 监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮7、10kV5号母线有故障痕迹 7.3.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV5号母线所有出线开关及545-4-5
4、报告站长及XXX，将10kV5号母线转检修，对故障点进行处理
5、恢复送电
7.4、1号主变本体（调压体）重瓦斯动作掉闸 7.4.1现象：
1、警报响2、111、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电压、出线开关电流为0。
3、监控发1号主变本体（调压体）重瓦斯跳闸动作，1号主变压力释放跳闸动作。4、111、10kV4号母线所有出线发“PT断线”
5、1号主变DVP-本体（调压体）重瓦斯、压力释放信号灯亮、报警灯亮
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转。
7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示，监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮
7.4.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV母线所有出线开关
4、报告站长及XXX
5、立即检查1号主变并迅速取气判断故障性质：
（1）若气体为有色、有味、可燃或掉闸当时有故障特征、主变有异常，则认为变压器故障。应检查111、501开关开着，将1号主变转检修。并复归信号。
（2）若气体为无色、无味、不可燃或无气体，且主变无异状，无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，可能是误动。全面分析进行处理。
6、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV母线重要负荷出线。
7、对2号主变负荷、温度加强监视 7.5、1号主变差动保护动作掉闸 7.5.1现象：
1、警报响2、111、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电、10kV母线电压、出线开关电流为0.3、监控发1号主变差动跳闸动作4、111、10kV母线所有出线发“PT断线” 5、1号主变DVP-差动信号灯亮、报警灯亮
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮
7.5.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV4号母线所有出线开关
９
4、报告站长及XXX
5、检查1号主变差动保护范围内的设备有无异常
6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或差动保护范围内的设备有故障，则应检查111、501开关开着，将1号主变或1号主变110kV4号母线转检修，并复归信号
7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为差动保护误动，全面分析进行处理
8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4母线重要负荷出线。
9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.6、1号主变110kV侧复压过流保护掉闸 7.6.1现象：
1、警报响2、111开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示 3、111、10kV4母线所有出线发“PT断线”
4、监控发1号主变110kV侧复压过流保护跳闸动作 5、1号主变DVP-过流一段信号灯亮、报警灯亮
6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP-低压信号灯亮
7.6.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录
3、拉开10kV4号母线所有出线开关。
4、报告站长及XXX
5、检查1号主变110kV侧复压过流保护CT（高压套管）以下的设备有无异常
6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或110kV侧过流保护CT（高压套管）以下的设备有故障，则应检查111开关开着，将1号主变转检修，并复归信号
7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为110kV侧复压过流保护误动，全面分析进行处理
8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4号母线重要负荷出线
9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.7、电容器保护跳闸 7.7.1现象：
1、警报响
2、监控发低电压或过电压、零序电压保护跳闸动作
3、电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示 7.7.2处理：
1、记录时间
2、检查保护动作及电容器情况，报告站长及XXX
3、若电容器本身故障应转检修更换，非电容器本身故障应在处理后，视10kV电压情况投入该电容器
第八章 典型操作票
8.1、操作任务：炼钢I线513线路由运行转检修
１０ 1 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5 在513-2线路侧验电在513-2线路侧挂X号地线在513-2操作把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 8.2、操作任务：炼钢I线513线路由检修转运行拆513-2操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5合上513-2 6 合上513 7 检查513在合位
8.3、操作任务：炼钢I线513开关由运行转检修拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5在513-2线路侧验电在513-2线路侧挂X号地线 7在513-4刀口加X号绝缘挡板
8.4、操作任务：炼钢I线513开关由检修转运行拆513-4刀口X号绝缘挡板 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5 合上513-2 6 合上513 7检查513在合位
8.5、操作任务：1号所变510开关和1号所变由运行转检修，负荷倒由2号所变代 1 拉开1号所变盘低压总开关01 2 拉开1号所变盘低压总刀闸01-4 3 合上2号所变盘低压总刀闸02-5 4 合上2号变盘低压总开关02 5 检查交流盘电压正常 6 拉开510 7 检查510在分位 8 拉开510-4 9 在510-4刀加X号绝缘挡板 10 在510开关1号所变侧验电在510开关1号所变侧挂X号地线
8.6、操作任务：1号所变510开关和1号所变由检修转运行、负荷倒正常方式
１１ 1 拆510开关1号所变侧X号地线 2 拆510-4刀口X号绝缘挡板 3 检查510开着 4合上510-4 5 合510 6 检查510在合位拉开2号所变盘低压总开关02 8 拉开2号所变盘低压总刀闸02-5 9 合上1号所变盘低压总刀闸01-4 10 合上1号所变盘低压总开关01 11 检查交流盘电压正常
8.7、操作任务：1号电容器组581由运行转检修 1 拉开581 2 检查581在分位 3 拉开581-4 4 在581-4刀口加X号绝缘挡板 5 在581开关电容器侧验电 6 合上581-7 8.8、操作任务：1号电容器组581由检修转运行 1 拉开581-7 2 拆581-4刀口X号绝缘挡板 4 合上581-4 5 合上581 6 在581在合位
8.9、操作任务：10kV4号母线、4号PT由运行转检修
注：先交将10kV4号母线上1号所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 在501-3刀口加X号绝缘挡板 12 在545-4刀口加X绝缘挡板在10kV4号PT高压保险PT侧验电 14 在10kVPT高压保险PT侧挂X号地线 8.10、操作任务：10kV4号母线、4号PT由检修转运行 1 拆545-4刀口X号绝缘挡板拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板
１２ 4 给上10kV5号PT高压保险 5 合上10kV4-9 6 给上10kV4号PT二次保险 7 检查501在分位 8 拉开501-3 9 拉开501-4 10 合上501 11 检查10kV4号母线电压指示正常 12 检查545在分位 13 合上545-4 14 合上545-5 注：随后将10kV4号母线上各所变、出线、电容器开关由检修转运行 8.11、操作任务：1号主变和10kV4号母线由运行转检修
注：先将10kV4号母线上各所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 合上7-1 12 拉开111 13 检查111在分位 14 拉开101-4 15 在101-4主变侧验电 16 合上101-47 17 合上111 18 检查111在合位检查110kV4号母线电压指示正常 20 在501-3刀口加X号绝缘挡板在10Kv4号PT高压保险PT侧验电在10kV4号PT高压保险PT侧挂X号地线 23 在545-4刀口加X号绝缘挡板
8.12、操作任务：1号主变和10kV4号母线由检修转运行 1 拆545-4刀口X绝缘挡板拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板 4 拉开101-47 5 拉开111 6 检查111在分位
１３ 7 合上101-4 8 给上10kV4号PT高压保险 9 合上10kV4-9 10 给上10kV4号PT二次保险 11 检查501在分位 12 合上501-3 13 合上501-4 14 合上111 15 检查110kV4号母线电压指示正常 16 检查111在合位 17 合上501 18 检查10kV4号母线电压指示正常 19 检查501在合位 20 拉开7-1 21 检查545在分位 22 合上545-4 23 合上545-5 注：将10kV4号母线上各出线、所变、电容器由检修转运行 8.13、操作任务：赵九II线111开关由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2开关侧验电 9 合上111-27 10 在111-4开关侧验电 11 合上111-47 8.14、操作任务：赵九II线111由检修转运行 1 拉开111-47 2 拉开111-27 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位
8.15、操作任务：赵九II线111线路由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位
１４ 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2线路侧验电 9 合上111-17 10 在111-2刀闸把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”牌 8.16、操作任务：赵九II线111线路由检修转运行拆111-2刀闸操作把手上挂的“禁止合闸，线路有人工作”牌 2 拉开111-17 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位
１５
