线路控制屏上的“切换继电器同时动作”光字亮，表示。线路开关母线侧刀闸均已推上
励磁调节器A、B柜的定子电压反馈量分别取自；。
调压PT；测量、计量PT
一台容量为22KW的低压电动机，其额定电流约为安。
44
发电机转子滑环周围分布有许多斜孔，这些孔有的作用是。
通风冷却和疏散碳粉
发电机定子线圈温度，定子线圈出水温度及发电机进风温度最高分别不超过、、。
90℃、85℃、55
直流系统正极对负极电压与负极对地电压相等，均为220V，表明该直流系统正极已发
生。
金属性接地。
在集控室厂用屏调节#0高备变调压分接头时，出现连续调压现象时，应。答：立即按下“跳闸”按钮，到就地调压，并通知检修查明原因
“整流柜熔断器熔断”信号发出，是故障，应分析发电机是否，若已，按失磁处理；若未，则。
答：发电机励磁回路或熔断器本身失磁失磁失磁维持发电机运行，查有故障后，将其停电
“整流柜控制回路断电”信号发出是或。整流柜风机电源消失控制保险熔断
我厂#11发电机系北京重型电机厂制造的三相交流半导体式同步汽轮发电机。
答：QFS-100-2型双水内冷二极静止它励#11发电机定、转子线圈均为冷却，水路为系统，铁芯和其它部分采用冷却。机内有排风扇，机外有配套的五组。
答：水内部封闭循环闭式空气循环螺旋浆式空气冷却器定子线圈连接为双形。每根线棒由扁导线组成。发电机中性点经接地。
答：“Y－Y”空心和实心单相电压互感器
发电机装有温度巡测仪和高阻检漏仪，以监视发电机、和。
答：线圈铁芯温度是否有漏水现象
发电机励磁系统为励磁，其组成部分有、、、及。
答：它励式静止半导体交流励磁机永磁副励磁机二台可控硅励磁调节器三台整流柜自动灭磁屏
永磁副励磁机输出端有二套，其输出由进行调节。
答：并联的三相全控整流桥励磁调节器
三台整流柜并联运行,当其中一台故障退出运行时，另两台仍能满足要求。当只有一台整流柜运行时，应将自动励磁调节柜改为运行，同时转子电流不应超过
答：发电机正常的励磁及强励手动 1200Ａ
自动励磁调节柜任一种励磁方式均可用于发电机的。
答：升压并列
在通水情况下，用测量定子绕组绝缘电阻时，其测量值应在兆欧以上，通水后所测得的绝缘电阻值主要是检查。
答：双水表 0.2 内冷水的水质
用兆欧表或万用表测量转子绕组绝缘电阻，在吹干剩水的情况下，其值一般为，不作为检查标准，但应确认现象，如测量值低于时，应进行仔细检查，找出原因。
答：500V 数千至数万欧无金属性的接地 1～2KΩ
用兆欧表测量交流励磁机、永磁副励磁机定、转子绝缘电阻，其测值应不小
于。
答：500V 0.5MΩ
在确知通水、通水，主变、高厂变投入运行正常的条件下，才允许发电机。
答；发电机定子、转子线圈已空冷器冷却器启动、升压并列和接带负荷发电机一经启动，即认为，此时禁止在回路上工作。当转速升到时，应对进行仔细检查，发现异常应立即。
答：已带电压定、转子 1500r/min 发电机本体系统停止操作发电机升压并列前，应将、、、断水保护压板断开，其它保护压板均应正确投入。
答：失磁保护逆功率保护主变间隙保护
发电机一般采用、并列方式，当升压至左右时，应特别注意指针的摆动情况，待其再行升压至10.5KV，此时发电机励磁电流约为、励磁电压约为。
答：手动升压自动准同期 6 KV 定子电压表指示稳定后 610安 110伏发电机并列后应将、、保护压板投入。
答：失磁保护逆功率保护断水
发电机正常解列，必须先将后方可断开和。答：有、无功负荷降至零 101开关灭磁开关(MK)
发电机在额定负荷及正常的冷却条件下运行时，定子线圈温度最高不超过定子铁芯端部温度高不超过定子铁芯中部温度高不超过，定、转子线圈出水温度最高不超过。
答；90C， 140C 120C 85C
正常情况下，发电机定子线圈温度、定子铁心温度及定子线圈出水温度巡测仪均应置于巡测状态。值班员对上述温度至少应巡测一次，每隔抄录一次。若发现个别测点温度，应，并分析其，同时作好。
答：自动每小时一小时异常加强监示温度升高的原因事故预想发电机定、转子进水温度为，进风温度为，冷却器的循环温度最高为，最低为。在不影响线圈出水、铁芯及其它部件温升时，允许有所提高。
答：20℃～45℃ 20～40℃ 33℃ 5℃进水或进风温度
发电机在额定进风温度40℃时，定子电流为，当进风温度升高时，定子电流值将较额定值有所。
答：6470A 下降
发电机运行电压的变动范围在额定电压(10.5KV)的以内而为额定值时，其额定容量不变。
答：±5％功率因数
发电机连续运行的最高允许电压为；短时运行的最高允许电压不得超过；发电机连续运行的最低允许电压为，短时运行的最低允许电压不得低于。
答：11025伏 11550伏 9975伏 9450伏
当发电机电压下降到低于额定值的时，定子电流长时期允许的数值，仍不得超过额定值的。
答：95％(9975伏) 105％(6794A)
发电机功率因数变动时，应使其和不超过在当时进风温度下所允许的数值。
答：定子电流转子电流
当系统周波变动时，应注意随时调整发电机的。
答：有功负荷
当发电机的温度过高或局部过热时，应予以特别的注意，必要时应；若铁芯温度过高时，可适当降低电压或负荷，情况严重时亦应。
答：定子线圈间停机检查停机处理
通过发电机端盖视察窗，检查端部情况，若发现或发出警报讯号，但不能确定是否时，应加强监视。
答：水迹检漏计漏水
当发电机漏水情况确定但不严重，且调度不允许停机时，可适当降低，减少，待漏水消除后，仍可继续投入运行，待负荷许可再停机检查。
答：定、转子线圈进水压力机组负荷
当发电机定、转子线圈漏水现象不能消除，则应。若发现定子线圈端部有流胶现象，应加强监视，并适当增加。
答；解列停机进行检查水流量
当发电机强励动作，光字亮后，值班员必须，否则，机组不能实现。
答：“AVR强励限制”手动复归光字牌信号再次强励
运行中的、及每班至少应检查三次。
答：发电机交流励磁机永磁副励磁机
#11主变的额定容量为，冷却方式为，接线组别为共有组冷却器。
答： 120000KVA 强油循环风冷 Y0/△-11 10组
当#11主变分接头位置在额定位置时，其高压侧额定电流为，低压侧额定电流为。
答：573安 6470安
#1高厂变的额定容量为，冷却方式为，接线组别为共有组冷却器。
答： 20000KVA 油浸风冷△ /△-12 6组
当#1高厂变分接头位置在额定位置时，在额定负荷下其高压侧额定电流为，低压侧额定电流为。
答：1100安 1833安
#0高备变的额定容量为，冷却方式为，接线组别为共有组冷却器。
答： 20000KVA 油浸风冷 Y0/△-11 6组
#1--#2低厂变的额定容量为，冷却方式为，接线组别为。
答： 1000KVA 风冷 Y0/△-11
当#1--#2低厂变分接头位置在额定位置时，在额定负荷下其高压侧额定电流为，低压侧额定电流为。
答：91.60A 1443.3A
#1--#2#输煤及化水变的额定容量为，冷却方式为，接线组别为。
答： 1000KVA 油浸风冷 Y0/△-11
当#1--#2输煤及化水变分接头位置在额定位置时，在额定负荷下其高压侧额定电流为，低压侧额定电流为。
答：91.60A 1443.3A
#0低备变的额定容量为，冷却方式为，接线组别为。答： 1250KVA 油浸风冷 Y0/△-11
当#0低备变分接头位置在额定位置时，在额定负荷下其高压侧额定电流为，低压侧额定电流为。
答：114.6A 1804.2A
#1、#2综合水泵变的额定容量为，冷却方式为，接线组别为。
答： 630KVA 油浸风冷 Y0/△-11
当#1、#2综合水泵变分接头位置在额定位置时，在额定负荷下其高压侧额定电流为，低压侧额定电流为。
答：57.7A 909.0A
变压器在条件下可按铭牌规定的出力运行。运行中的电压，允许在额定值的范围内变动，此时变压器的不变。无论电压分接头在任何位置，所加电压不得超过额定值的。
答：额定冷却额定容量 5％ 105％
油浸自冷，油浸风冷变压器上层油温取高不得超过，一般应控制在以下运行。
答；85℃ 75℃
强迫油循环风冷变压器上层油温最高不得超过，一般应控制在以下运行，强迫油循环风冷变压器严禁。
答：75℃ 65℃在未投入冷却器时投入运行
新安装或大修后的变压器投运后小时以内每小时检查一次，小时以内每2小时检查一次。
新安装或大修后投运的变压器，在充电时重瓦斯保护压板必须投入位置。
答：跳闸
当新安装或大修后投运的变压器充电正常后，将重瓦斯保护投入位置；待运行小时后，再将重瓦保护投入位置。
在环境温度为30℃时，当 #1高厂变冷却系统发生故障，切除全部风扇时，变压器允许带额定负荷继续运行的时间为小时。
答：4
强迫油循环风冷变压器，当冷却系统故障而切除全部冷却器运行时，允许带额定负荷运行分钟，若上层油温尚未达到时，可继续运行，但切除冷却器后的最长时间
不超过小时。
电动机可以在额定电压的至范围内运行,其额定出力不变。
答：-5% +10%
当电动机电压比额定值高时,定子电流较额定值相应减少 ;当电压较额定值低时,定子电流较额定值相应增大。
答：10% 10% 5%
电动机在额定出力运行时,定子电流的不平衡值不得超过 ,且不得超过额定值。
答；额定电流的10% 任一相电流
电动机检修或与电动机回路有关的电气设备(开关、电缆)工作完毕后,送电前均应。
答：测量绝缘电阻
备用中的电动机应按规定时间。如发现电动机有现象,应随时联系测量绝缘电阻。
答：定期测量绝缘电阻进水、受潮
对的电动机,在测量绝缘前应通知有关专业值班员。
答：联锁备用解除联锁
6KV的电动机用摇表测量绝缘,380V及以下的电动机用摇表测量绝缘。
答：2500V 500V
测量绝缘时,摇表的转速应在左右,稳定运行1分钟后开始读数。测量后应对被测设备。
答：120r/min 充分放电
380V及以下电机定子绕组的绝缘电阻值不低于兆欧。
答：0.5
6KV及以上的电动机定子绕组的绝缘电阻值不低于兆欧。
答：6
电动机转子绕组不低于每千伏兆欧。
答：0.5
容量在以上的电动机应测量吸收比,吸收比应大于1.3。
答：500KW
绝缘不合格的电动机,未 ,一般不能送电,特殊情况应经和批准后方可送电。
SW6-110IC型少油断路器允许遮断故障电流的次数为次，SN4-10G型少油断路器允许遮断故障电流的次数为次，SN10-10Ⅱ、Ⅲ型少油断路器允许遮断故障电流的次数为次。
4 2次 1次
当 CY3-Ⅲ型液压操作机构的压力降至时，“合闸闭锁”信号发出；当压力降
至时，“分闸闭锁”信号发出。
当 CY3-Ⅲ型液压操作机构的压力降至时，“重合闸闭锁”信号发出，当压力升
至时，“预压力异常”信号发出，油泵自动停运。当压力降至时，“预压力异常”信号发出，油泵自动停运。
答：24.0Mpa 23.0Mpa 25.7Mpa 34.3Mpa 15.7MPa
答：查明原因和恢复绝缘有关厂领导分场领导
答：10 75℃ 1
答；“信号” 24 “跳闸”
电气设备在任何情况下，不允许运行。由于工作需要，在得到同意后，可停用部分保护。
答：无保护调度及有关领导
保护装置应在前投入，设备停运后应将断开。对未投保护和保护不完善的以及不符合设备安全运行要求的严禁投入运行。
答：设备投运保护出口压板一次设备
继电保护的定值调整，必需按的命令执行，改变定值前必须；投入保护出口压板前应。
答：当值调度员将保护出口压板断开检查压板两端无压或极性相同电气值班员不得擅自更改的定值。
答：运行中的继电保护和自动装置
电气值班员不得在运行设备的、及上工作。
答：继电保护自动装置其它二次回路
运行设备保护动作跳闸，在对设备送电合闸前，应先将及复归。答：保护掉牌光字信号
保护及自动装置动作后，应记录、，判明故障原因后，认可后方可复归。
答：装置动作时间经主值或值长光字
相间距离保护能反映短路故障。零序方向电流保护能反
映故障，其方向由。
答：线路各种相间及两相接地线路各种接地母线指向线路
更改保护时限时，拔轮开关不允许同时置位。保护装置在给上直流电源的情况下，严禁。手动试验功能开关时应拔至位置，运行时应拔至位置。
答：０.０带电插拔插件试验运行
110KV母线PT停电时，应通知电检人员短接相应的，使该保护不经方向元件控制。
答：零序方向电流保护的“方向”元件
WXH--11X型微机线路保护装置只能在时投入运行，且要求该定值应与定值一致。
答：母联160开关代线路开关运行装置的保护被代线路的保护发电机差动保护能反映故障。保护瞬时动作跳开、，并关闭。
答：发电机内部及其引出线的一切短路 101开关 #1高厂变51开关及灭磁开关(MK) 汽机主汽门
发变组差动（大差动）保护除能反映故障外，还能反
映、 # 故障。保护动作结果同保护动作结果。
答：发电机内部及其引出线的一切短路主变内部及引出线 1高厂变高压侧引出线的一切短路发电机差动
100％定子接地保护能反映故障。保护动作0.5秒发信号。
答：发电机定子绕组中性点至发电机引出线范围内的一切单相接地定子接地
发电机横差保护主要反映故障。保护动作跳开并关，并闭汽机主汽门。
答：发电机定子绕组匝间短路 101开关、 #1高厂变51开关及灭磁开关(MK)
发电机不对称过负荷保护能反映，是防止发电机的主保护。
答：发电机在三相不对称时的负序过负荷转子表面过热
负序过流保护为和的后备保护。当发电机达3840Ａ时，该保护动作，6秒跳开关，6.5秒跳、及，并关闭。
答：110KV系统发电机不对称故障负序电流母联160 101开关 51开关灭磁开关（MK）汽机主汽门
低压过流保护为和的后备保护。当发电机内(外)部故障引起发电机定子过流的同时，若110KV母线电压也，该保护动作。
答：110KV系统发电机对称故障急剧下降
发电机失磁保护为故障的主保护。防止。该保护动作，首先，若此时及电压急剧下降，保护将以4秒时限跳101开关、51开关及灭磁开关（MK）。
答：发电机励磁回路发电机因失磁而影响系统稳定运行减出力并切换励磁（跳DZA、合DZB）发电机端电压 110KV母线
发电机逆功率保护动作，秒发“逆功率”信号秒后将发电机解列。
答：0.5 300
当发电机定、转子任一回路，发电机断水保护动作发“发电机断水”信号秒后如冷却水尚未恢复，保护出口跳，并关闭。
答：冷却水中断或流量、压力降低至一定值时 30 101开关、51开关及灭磁开关（MK）汽机主汽门
发电机定子对称过负荷保护是防止，具有特性。
答：发电机因过负荷使定子绕组过热而损坏绝缘反时限
发电机过电压保护能防止。保护动作跳。
答：发电机出现过电压时损坏发电机绝缘和造成局部过热 101开关、51开关及灭磁开关主变瓦斯保护为故障的主保护。保护动作，无时限跳开，并关闭。
答：主变内部 101开关、51开关及灭磁开关（MK）汽机主汽门
主变零序保护为主变110KV系统故障的主保护。分和两部分。当110KV系统发生单相接地故障，若主变中性点接地运行时，保护动作，6秒跳母联开关，若故障未切除，6.5秒跳开开关；当主变中性点不接地运行时，动作，0.5秒跳开开关。
答：单相接地短路零序电流零序间隙零序过流 160 101开关、51开关及灭磁零序间隙 101开关、51开关及灭磁
发电机升压并列前，应、、、保护出口压板，待发电机并列后再将上述压板投入。
答：断开逆功率保护失磁保护断水保护主变间隙
发电机升压并列、解列前，应投入出口压板，待发电机并列后断开其出口压板。
答：发电机过电压保护
在合#11主变中性点接地刀闸前，应先投入#11主变出口压板，待#11主变
中性点接地刀闸合上后，再断开出口压板。
答：零序电流保护 #11主变间隙保护
#11主变中性点接地刀闸拉开前，应先投入出口压板，待主变中性点接地刀闸拉开后，再断开保护出口压板。
答：#11主变间隙保护 #11主变零序电流
发变组辅助继电器屏上的、及三个出口压板，在发变组送电时应投入。
答：“整流柜联跳101开关”“灭磁开关联跳101开关”“汽机联跳101开关”
高厂变高压侧复合电压过流保护为高厂变保护。保护动作，以2秒时限跳、及、。
答：后备 51开关 6100开关 6200开关
当6KV系统故障时动作，以1.5秒时限跳开关或开关。
答：分支过流保护 6100 6200
高厂变差动保护为#1 的主保护。该保护动作，瞬时跳开、和和开关。
答：高厂变高、低压侧绕组及其引出线故障 51开关 6100开关 6200 在高厂变高压侧引出线处发生短路故障时，保护动作，首先跳开开关，待差动回路的闭锁元件返回后，保护再跳、和开关。
答：发电机101 电流鉴定 51开关 6100开关 6200
#0高备变高压侧过流保护为#0高备变保护。保护动作，以2秒时限跳开关和。
答：后备高压侧100 低压侧备用分支6500开关、6600开关
#0高备变差动保护为#0高备变的主保护。当在范围内发生故障时，保护动作，瞬时跳开高压侧100开关和低压侧备用分支6500开关和6600开关。
答：高、低压侧绕组及高、压侧引出线差动
#0高备变零序保护为#0高备变的主保护。分和两部分。答：110KV系统单相接地短路零序电流零序间隙
当110KV系统发生单相接地故障，而#0高备变中性点又接地运行时，保护动作，6秒跳开关，若故障未切除，6.5秒跳开开关。
答：若零序过流母联160 100开关、6500开关及6600
6KV电动机中，只有配置了MCD—10型差动保护。
给水泵电机
线路充电、停运前应先三相重合闸。开关重合不成功时，应将开关操作把手切换至位置。
停用断开
三相重合闸的投入步骤：
重合闸“检无压”压板不投，表示重合方式为重合。
检同期
故障录波器的投入和停用必须得到同意。
调度
故障录波器投运后，电源插件上的电源指示灯及灯应亮，其余指示灯应熄。
+15V、+5V-、15V、24V、220V 失电
双母线运行时，母线选择Ｉ开关置位，母线选择Ⅱ开关置位，母线选择Ⅲ开关位。
１２置１位或2
直流系统装有一组GM2-1015型铅酸蓄电池,共只。
固定式密封免维护 103
直流系统采用接线方式。每段母线设置一台硅整流器,正常运行时带对蓄电池组。
单母线分段常用负荷进行浮充电
直流母线电压应维持在，最高不超过，最低不低于。
220伏 225伏 215伏
禁止将和接到事故照明线路上,在事故照明网络中不得装设插座。
交流携带式行灯变压器其它不属于事故照明用的用电设备
操作票
110KV线路开关送电操作原则
(1) 检查线路开关具备带电条件。
(2) 拉开线路开关两侧接地刀闸。
(3) 投入线路保护。
(4) 给上线路开关控制保险。
(5) 检查线路开关在“断开”位置。
(6) 推上线路开关母线侧刀闸。
(7) 推上线路开关线路侧刀闸。
(8) 检查线路开关液压操作机构液压力正常。
(9) 给上线路PT二次小保险。
(10) 投入线路开关同期装置。
(11) 合上线路开关。
(12) 断开线路开关同期装置。
(13) 投入线路开关三相重合闸。
(14) 操作完毕，汇报单元长(值长)。
110KV线路开关停电操作原则
(1) 退出线路开关三相重合闸。
(2) 断开线路开关。
(3) 检查线路开关确在“断开”位置。
(4) 拉开线路开关线路侧刀闸。
(5) 拉开线路开关母线侧刀闸。
(6) 取下线路PT二次小保险。
(7) 取下线路开关控制保险。
(8) 断开线路开关保护出口压板。
(9) 操作完毕，汇报值长。
110KV母联160开关代线路开关运行操作原则(母联160开关与线路开关在运行状态)
(1) 退出母联160开关保护出口压板，并将定值改为与所代线路开关的保护定值一致。
(2) 核对保护定值正确后，投入母联160开关保护出口压板。
(3) 退出I、II组母线上需要进行倒闸操作的运行线路的距离保护及三相重合闸。
(4) 断开有关联切母联160开关的出口压板。
(5) 取下母联160开关的控制保险。
(6) 推上被代线路开关II组母线侧刀闸。
(7) 拉开被代线路开关Ｉ组母线侧刀闸。
(8) 依次将II组母线上的元件倒至Ｉ组母线上运行(被代线路除外)。
(9) 给上母联160开关的控制保险。
(10) 取下被代线路开关的控制保险。
(11) 推上被代线路开关旁路刀闸。
(12) 给上被代线路开关控制保险。
(13) 断开被代线路开关。
(14) 投入除被带线路外其余运行线路的距离保护及三相重合闸。
(15) 投入母联160开关三相重合闸。
(16) 检查被代线路开关在“断开”位置。
(17) 拉开被代线路开关线路侧刀闸。
(18) 拉开被代线路开关母线侧刀闸。
(19) 取下被代线路开关的控制保险。
(20) 操作完毕，汇报值长。
110KV母联160开关代线路开关运行操作原则(母联160开关在运行状态,线路开关在检修状态)
(1) 退出母联160开关保护出口压板，并将定值改为与所代线路开关的保护定值一致。
(2) 核对保护定值正确后，投入母联160开关保护出口压板。
(3) 退出II组母线上运行线路的三相重合闸及距离保护出口压板。
(4) 断开有关联切母联160开关的出口压板。
(5) 取下母联160开关的控制保险。
(6) 依次将II组合母线上运行的元件倒至I组母线上。
(7) 给上母联160开关的控制保险。
(8) 断开母联160开关
(9) 检查被代线路开关在“断开”位置。
(10) 检查被代线路开关两侧刀闸在“断开”位置。
(11) 检查被代线路的接地刀闸在“断开”位置。
(12) 推上被代线路开关旁路刀闸。
(13) 合上母联160开关。
(14) 投入除被带线路外其余运行线路的三相重合闸及距离保护出口压板。
(15) 投入母联160开关三相重合闸。
(16) 操作完毕，汇报值长
110KV线路由母联160开关代线路开关运行恢复为线路开关运行操作原则
(1) 检查线路开关具备带电条件。
(2) 拉开线路开关两侧接地刀闸。
(3) 投入线路保护出口压板。
(4) 给上线路开关控制保险。
(5) 检查线路开关在“断开”位置。
(6) 检查线路开关液压操作机构液压力正常。
(7) 推上线路开关II组母线侧刀闸。
(8) 推上线路开关线路侧刀闸。
(9) 投入线路开关同期装置。
(10) 合上线路开关，查三相电流是否平衡。
(11) 取下线路开关控制保险。
(12) 拉开被代线路开关旁路刀闸。
(13) 给上线路开关控制保险。
(14) 投入线路开关三相重合闸。
(15) 退出I、II组母线上需要进行倒闸操作的运行元件的距离保护及三相重合闸。
(16) 取下母联160开关的控制保险。
(17) 依次推上应倒至II组母线上运行的元件的II母侧刀闸。
(18) 依次拉开应倒至II组母线上运行的元件的I母侧刀闸。
(19) 给上母联160开关的控制保险。
(20) 投入有关联切母联160开关的保护出口压板。
(21) 断开母联微机保护出口压板及三相重合闸。
(22) 操作完毕，汇报值长。
110KV系统正常情况下某组母线停电操作(双母线运行倒为单母线运行)原则
(1) 取下母联160开关的控制保险。
(2) 退出待停电母线上运行元件的距离保护及三相重合闸。
(3) 将待停电母线上的所有元件，按先合上运行母线侧刀闸，后拉开待停电母线侧刀闸的原则，逐个倒至运行母线上。
(4) 检查待停电母线上的所有开关母线侧刀闸均已倒换完毕。
(5) 投入上述退出的距离保护及三相重合闸。
(6) 将故障录波器从待停电母线上切换至运行母线上。
(7) 给上母联160开关的控制保险。
(8) 断开母联160开关。
(9) 检查母联160开关在“断开”位置。
(10) 拉开母联160开关两侧刀闸(先拉停电侧，后拉带电侧)。
(11) 断开停电母线PT二次侧空气开关。
(12) 拉开停电母线PT刀闸。
(13) 取下母联160的控制保险。
(14) 操作完毕，汇报值长。
110KV某组母线送电，恢复110KV系统标准运行方式操作原则
(1) 检查待送电母线及母联160开关具备带电条件。
(2) 给上母联160开关的控制保险。
(3) 投入母线充电保护出口压板。
(4) 推上待送电母线PT刀闸。
(5) 合上PT二次侧空气开关。
(6) 检查母联160开关在“断开”位置。
(7) 推上母联160开关两侧刀闸(先推上带电侧，后推上停电侧)。
(8) 按下母线充电按钮，对待送电母线充电。
(9) 待母线充电正常后，取下母联160开关的控制保险。
(10) 退出应倒至送电母线上运行的元件的距离保护及三相重合闸。
(11) 退出母线充电保护出口压板。
(12) 将应倒至送电母线上运行的元件按先合上送电母线侧刀闸，后拉开运行母线侧刀闸的原则，逐个倒至送电母线上运行。
(13) 投入上述退出的距离保护及三相重合闸。
(14) 给上母联160开关的控制保险。
(15) 操作完毕，汇报值长。
110KV某组母线PT停电，母线电压进行切换操作原则
(1) 检查母联160开关及其两侧刀闸在合上位置。
(2) 退出待停电PT所在母线上运行元件的距离保护及三相重合闸。
(3) 检查电压切换保险完好。
(4) 合上110KVⅠ/Ⅱ组PT电压切换开关。
(5) 断开待停电PT二次侧空气开关。
(6) 检查Ⅰ、Ⅱ组母线电压表指示正常。
(7) 拉开停电PT刀闸。
(8) 投入待停电PT所在母线上运行元件的距离保护及三相重合闸。
(9) 操作完毕，汇报值长。
110KV某组母线PT送电，恢复系统正常运行方式操作原则
(1) 检查待送电母线PT具备带电条件。
(2) 退出待送电PT所在母线上运行元件的距离保护及三相重合闸。
(3) 推上待送电母线PT刀闸。
(4) 合上PT二次侧空气开关。
(5) 断开110KVⅠ/Ⅱ组PT电压切换开关。
(6) 检查Ⅰ、Ⅱ组母线电压表指示正常。
(7) 投入待送电PT所在母线上运行元件的距离保护及三相重合闸。
(8) 操作完毕，汇报值长。
6KV某段母线停电操作原则
(1) 检查待停电母线上所有各路负荷小车开关均在“断开”位置。
(2) 断开待停电母线工作（备用）电源小车开关。
(3) 检查待停电母线工作、备用电源小车开关均在“断开”位置。
(5) 将工作、备用电源小车开关停电。
(6) 取下停电母线PT一、二次保险。
(7) 将工作、备用电源进线小车插头拉出柜外。
(8) 取下停电母线的工作、备用电源小车开关控制保险。
(9) 操作完毕，汇报值长。
#1高厂变停电操作原则
(1) 检查厂用电源已切换为#0高备变(20B)供电。
(2) 将6KVIA 段工作电源6100小车开关停电。
(3) 将6KVIA段工作电源6001小车隔离插头拉出柜外。
(4) 将6KVIB段工作电源6200小车开关停电。
(5) 将6KVIB段工作电源6002小车隔离插头拉出柜外。
(6) 检查#1高厂变51开关在“断开”位置。
(7) 取下51开关合闸保险。
(8) 拉开511隔离刀闸。
(9) 取下51、6100、6200开关控制保险。
(10) 操作完毕，汇报值长。
6KV某段母线送电操作原则
(1) 检查6KV某段母线具备带电条件。
(2) 给上6KV某段母线的工作(或备用）电源开关的控制保险。
(3) 检查6KV某段母线的工作(或备用）电源开关在“断开”位置。
(4) 将工作电源(或备用）电源进线小车隔离插头推至“工作”位置。
(5) 将6KV某段母线工作(或备用）电源开关送电（开关不合）。
(6) 给上6KV某段母线PT一、二次保险。
(7) 检查6KV某段母线上所有的负荷开关均在“断开”位置。
(8) 合上6KV某段母线工作(或备用)电源开关。
(9) 检查6KV某段母线电压表指示正常。
(10)投入6KV某段联锁开关(工作电源开关停电则无此项操作)。
(11) 操作完毕，汇报值长。
#1高厂变切换为#0高备变运行操作原则
(1) 检查6KV备用段电压正常。
(2) 投入厂用同期装置。
(3) 投入6KVIA 段备用分支6500开关同期开关TK。
(4) 断开6KVIA 段联锁开关。
(5) 合上6KVIA 段备用分支6500开关，查电流表指示正确。
(6) 断开6KVIA 段工作分支6100开关。
(7) 断开6KVIA 段同期开关TK。
(8) 投入6KVIB 段备用分支6600开关同期开关TK。
(9) 断开6KVIB 段联锁开关。
(10) 合上6KVIB 段备用分支6600开关，查电流表指示正确。
(11) 断开6KVIB 段工作分支6200开关。
(12) 断开6600开关的同期开关TK。
(13) 将手动准同期开关1STK扭至“断开”位置。
(14) 断开同期闭锁开关STK。
(15) 断开#1高厂变高压侧51开关。
(16) 操作完毕，汇报值长。
#0高备变切换为#1高厂变运行操作原则
(1) 合上#1高厂变高压侧51开关。
(2) 投入厂用同期装置。
(3) 投入6KVIA 段工作分支6100开关的同期开关TK。
(4) 合上6KVIA 段工作分支6100开关。并查电流表指示正确。
(5) 断开6KVIA 段备用分支6500开关。
(6) 断开6100开关的同期开关TK。
(7) 投入6KVIA 段联锁开关。
(8) 投入6200开关的同期开关TK。
(9) 合上6KVIB 段工作分支6200开关，并查电流表指示正确。
(10) 断开6KVIB 段备用分支6600开关。
(11) 断开6200开关的同期开关TK。
(12) 退出厂用同期装置。
(13) 投入6KVIB 段联锁开关。
(14) 操作完毕，汇报值长。
#0高备变停电操作原则
(1) 检查#0高备变未带负荷。
(2) 断开#0高备变110KV侧100开关。
(3) 断开6KVIA 、IB 段联锁开关。
(4) 检查6KVIA 、IB 段备用分支6500、6600开关均在“断开”位置。
(5) 将低压侧小车隔离插头600拉出柜外。
(6) 拉开110KV侧1001(或1002)刀闸。
(7) 取下110KV侧100、6500、6600开关的控制保险。
(8) 断开#0高备变保护出口压板。
(9) 操作完毕，汇报值长。
#0高备变送电操作原则
(1) 检查#0高备变具备带电条件。
(2) 投入#0高备变保护出口压板。
(3) 给上100开关控制保险。
(4) 检查#0高备变调压分接头位置指示应与集控位置指示一致。
(5) 推上#0高备变中性点1009接地刀闸。
(6) 启动#0高备变冷却器。
(7) 检查100开关在“断开”位置。
(8) 查100开关液压操作机构液压力正常
(9) 检查10030接地刀闸在“断开”位置。
(10) 推上110KV侧1001(或1002)刀闸。
(11) 检查6500、6600开关在“断开”位置。
(12) 将低压侧600小车隔离插头推至“工作”位置。
(13) 给上6500、6600开关的控制保险。
(14) 合上#0高备变高压侧100开关。
(15) 依次投入6KVIA 、IB 段的联锁开关。
(16) 拉开#0高备变中性点1009接地刀闸。
(17) 将#0高备变保护作相应切换。
(18) 操作完毕，汇报值长。
低厂变停电操作原则
(1) 断开低厂变低压侧ME开关。
(2) 断开低厂变高压侧小车开关。
(3) 检查低厂变低压侧ME开关在“分闸”位置。
(4) 将低厂变低压侧ME开关拉至“断开”位置。
(5) 将低厂变高压侧小车开关停电。
(6) 取下低厂变高、低压侧开关控制保险。
(7) 断开低厂变保护出口压板。
(8) 操作完毕，汇报值长。
低厂变送电操作原则
(1) 检查低厂变具备带电条件。
(2) 投入低厂变保护出口压板。
(3) 给上低厂变高、低压侧开关控制保险。
(4) 检查低厂变高压侧小车开关在“断开”位置。
(5) 将低厂变高压侧小车开关送电。
(6) 检查低厂变低压侧ME开关在“分闸”位置。
(7) 将低厂变低压侧ME开关推至“工作”位置。
(8) 合上低厂变高压侧小车开关。
(9) 合上低厂变低压侧ME开关。
(10) 操作完毕，汇报值长。
6KV某段母线停电操作原则
(1) 检查待停电母线上所有各路负荷小车开关均在“断开”位置。
(2) 断开待停电母线工作（备用）电源小车开关。
(3) 检查待停电母线工作、备用电源小车开关均在“断开”位置。
(5) 将工作、备用电源小车开关停电。
(6) 取下停电母线PT一、二次保险。
(7) 将工作、备用电源进线小车插头拉出柜外。
(10) 取下停电母线的工作、备用电源小车开关控制保险。
(11) 操作完毕，汇报值长。
#1高厂变停电操作原则
（1）检查厂用电源已切换为#0高备变(20B)供电。
（2）将6KVIA 段工作电源6100小车开关停电。
(3) 将6KVIA段工作电源6001小车隔离插头拉出柜外。
(4) 将6KVIB段工作电源6200小车开关停电。
(5) 将6KVIB段工作电源6002小车隔离插头拉出柜外。
(6) 检查#1高厂变51开关在“断开”位置。
(7) 取下51开关合闸保险。
(8) 拉开511隔离刀闸。
(9) 取下51、6100、6200开关控制保险。
(10) 操作完毕，汇报值长。
6KV某段母线送电操作原则
（1）查6KV某段母线具备带电条件。
（2）给上6KV某段母线的工作(或备用)电源开关的控制保险。
（3）检查6KV某段母线的工作(或备用)电源开关在“断开”位置。
（4）将工作电源(或备用)电源进线小车隔离插头推至“工作”位置。
（5）将6KV某段母线工作(或备用)电源开关送电（开关不合）。
（6）给上6KV某段母线PT一、二次保险。
（7）检查6KV某段母线上所有的负荷开关均在“断开”位置。
（8）合上6KV某段母线工作(或备用)电源开关。
（9）检查6KV某段母线电压表指示正常。
(10)投入6KV某段联锁开关(工作电源开关停电则无此项操作)。
(11) 操作完毕，汇报值长。
#0高备变停电操作原则
(1) 检查#0高备变未带负荷。
(2) 断开#0高备变110KV侧100开关。
(3) 断开6KVIA 、IB 段联锁开关。
(4) 检查6KVIA 、IB 段备用分支6500、6600开关均在“断开”位置。
(5) 将低压侧小车隔离插头600拉出柜外。
(6) 拉开110KV侧1001(或1002)刀闸。
(7) 取下110KV侧100、6500、6600开关的控制保险。
(8) 断开#0高备变保护出口压板。
(9) 操作完毕，汇报值长。
#0高备变送电操作原则
（1）检查#0高备变具备带电条件。
（2）投入#0高备变保护出口压板。
（3）给上100开关控制保险。
（4）检查#0高备变调压分接头位置指示应与集控位置指示一致。
（5）推上#0高备变中性点1009接地刀闸。
（6）启动#0高备变冷却器。
（7）检查100开关在“断开”位置。
（8）查100开关液压操作机构液压力正常
（9）检查10030接地刀闸在“断开”位置。
（10）推上110KV侧1001(或1002)刀闸。
（11）检查6500、6600开关在“断开”位置。
（12）将低压侧600小车隔离插头推至“工作”位置。
（13）给上6500、6600开关的控制保险。
（14）合上#0高备变高压侧100开关。
（15）依次投入6KVIA 、IB 段的联锁开关。
（16）拉开#0高备变中性点1009接地刀闸。
（17）将#0高备变保护作相应切换。
（18）操作完毕，汇报值长。
低厂变停电操作原则
(1) 断开低厂变低压侧ME开关。
(2) 断开低厂变高压侧小车开关。
(3) 检查低厂变低压侧ME开关在“分闸”位置。
(4) 将低厂变低压侧ME开关拉至“断开”位置。
(5) 将低厂变高压侧小车开关停电。
(6) 取下低厂变高、低压侧开关控制保险。
(7) 断开低厂变保护出口压板。
(8) 操作完毕，汇报值长。
低厂变送电操作原则
(3) 检查低厂变具备带电条件。
(4) 投入低厂变保护出口压板。
(3) 给上低厂变高、低压侧开关控制保险。
(4) 检查低厂变高压侧小车开关在“断开”位置。
(5) 将低厂变高压侧小车开关送电。
(6) 检查低厂变低压侧ME开关在“分闸”位置。
(7) 将低厂变低压侧ME开关推至“工作”位置。
(8) 合上低厂变高压侧小车开关。
(9) 合上低厂变低压侧ME开关。
(10) 操作完毕，汇报值长。
6KV母线PT停电操作原则
(1) 短接380V备用电源监视电压继电器常开接点(IB段PT停电时操作此项)。
(2) 断开PT所在母线段的联锁开关。
(3) 取下PT二次侧直流保险。
(4) 取下PT二次侧交流保险。
(5) 将PT小车拉出柜外。
(6) 操作完毕，汇报值长。
6KV母线PT送电操作原则
(1) 检查PT具备带电条件。
(2) 检查PT一次保险完好。
(3) 将PT小车推至工作位置。
(4) 给上PT二次侧交流保险。
(5) 检查PT电压表指示正常。
(6) 给上PT二次侧直流保险。
(6) 投入PT所在段联锁开关。
(7) 恢复380V备用电源监视电压继电器正常工作状态(IB段PT停电时操作此项)。
(8) 操作完毕，汇报值长。
6KV小车开关停电操作原则
(1) 断开小车开关
(2) 检查小车开关在“断开”位置。
(3) 取下小车开关合闸保险。
(4) 将小车开关拉出柜外。
(5) 取下小车开关二次插头。
(6) 取下小车开关控制保险。
(7) 操作完毕，汇报值长。
6KV小车开关送电操作原则
(1) 检查小车开关具备带电条件。
(2) 检查小车开关在“断开”位置。
(3) 给上小车开关控制保险。
(4) 给上小车开关二次插头。
(5) 将小车开关推至“工作”位置。
(6) 给上小车开关的合闸保险。
(7) 合上小车开关。
(8) 操作完毕，汇报值长。
380V低压工作段由工作变供电倒为#0低备变供电操作原则
(1) 合上#0低备变高压侧6210开关。
(2) 检查380/220V备用段电压正常。
(3) 合上低压工作段备用分支开关。
(4) 确认#0低备变已接带负荷。
(5) 断开低压工作段联锁开关。
(6) 断开低压工作变低压侧ME开关。
(7) 断开低压工作变高压侧开关。
(8) 操作完毕，汇报值长。
380V低压工作段由#0低备变供电倒为低压工作变供电操作原则
(1) 合上低压工作变高压侧小车开关。
(2) 合上低压工作变低压侧ME开关。
(3) 确认低压工作变已接带负荷。
(4) 断开低压工作段备用分支开关。
(5) 断开#0低备变高压侧6210开关。
(6) 投入低压工作段联锁开关。
(7) 操作完毕，汇报值长。
#0低备变停电操作原则
(1) 检查#0低备变高压侧及低压侧各段备用分支开关均在“断开”位置。
(2) 断开主厂房380VI、II段的联锁开关。
(3) 取下401、402开关控制保险。
(4) 将#0低备变低压侧400隔离插头拉至“断开”位置。
(5) 将#0低备变高压侧6210开关停电。
(6) 断开#0低备变保护出口压板。
(7) 操作完毕，汇报值长。
#0低备变送电操作原则
(1) 检查#0低备变具备带电条件。
(2) 投入#0低备变保护出口压板。
(3) 将#0低备变高压侧6210开关送电（开关不合）。
(4) 检查380V各段备用分支开关均在“分闸”位置。
(5) 将#0低备变高低压侧400隔离插头推至“工作”位置。
(6) 给上401、402开关控制保险。
(7) 投入主厂房380VI、II段的联锁开关。
(8) 操作完毕，汇报值长。
专用盘停电操作原则
(1) 联系相关专业停用或转移专用盘负荷。
(2) 用钳型电流表检查专用盘内各路负荷均无电流。
(3) 拉开专用盘上的电源刀闸。
(4) 拉开中央配电屏上至专用盘的电源刀闸。
(5) 操作完毕，汇报值长。
专用盘送电操作原则
(1) 检查专用盘具备带电条件，屏内设备完好。
(2) 推上中央配电屏上至专用盘的电源刀闸。
(3) 推上专用盘上电源刀闸(解环刀闸不推)。
(4) 操作完毕，汇报值长。
380V分段母线停电操作原则。
(1) 联系相关专业停用待停电分段母线上的各路负荷。
(2) 断开待停电分段母线的联锁开关。
(3) 合上未停电分段母线的电源开关。
(4) 断开待停电分段母线的电源开关。
(5) 断开待停电分段母线上所有负荷刀闸、开关。
(6) 拉开待停电分段母线侧的联络刀闸。
(7) 将停电分段母线的电源开关停电。
(8) 操作完毕，汇报值长。
380V分段母线送电操作原则
(1) 检查待送电分段母线具备带电条件。
(2) 检查待送电分段母线上所有负荷刀闸、开关在“断开”位置。
(3) 合上待送电分段母线的电源开关。
(4) 待分段母线充电正常后，断开充电电源开关。
(5) 推上待送电分段母线侧的联络刀闸。
(6) 按运行方式要求选择一个电源开关供电。
(7) 投入联锁开关。
(8) 操作完毕，汇报值长。
厂用电由#0高备变供电倒为#11主变、#1高厂变供电操作原则
(1) 检查#11主变、#1高厂变具备带电条件。
(2) 检查#11主变、#1高厂变及6KV系统电气连接一次回路完好无异常。
(3) 投入#11主变、#1高厂变保护出口压板。
(4) 给上101、51、6100、6200开关的控制保险。
(5) 推上#11主变中性点1019接地刀闸。
(6) 启动#11主变、#1高厂变冷却器。
(7) 检查#11发电机11刀闸在“断开”位置。
(8) 在11刀闸下桩头挂一组接地线。
(9) 在11刀闸动、静触头之间放置耐压水平在10.5KV以上的绝缘垫。
(10) 推上1011(1012)刀闸。
(11) 检查101开关液压操作机构油压正常。
(12) 推上#1高厂变511刀闸。
(13) 给上#1高厂变51开关合闸保险。
(14) 检查6100、6200开关在“断开”位置。
(15) 将6001、6002小车隔离插头推至“工作”位置。
(16) 将6100、6200小车开关送电（开关不合）。
(17) 投入同期装置。
(18) 投入101开关的同期开关TK。
(19) 合上101开关，视#11主变充电正常。
(20) 断开101开关的同期开关TK。
(21) 退出同期装置。
(22) 合上51开关，视#1高厂变充电正常。
(23) 投入厂用同期装置。
(24) 投入 6100开关的同期开关TK。
(25) 合上6100开关。
(26) 断开 6500开关。
(27) 断开6100开关的同期开关TK。
(28) 投入 6200小车的同期开关TK。
(29) 合上6200小车开关。
(30) 断开 6600小车开关。
(31) 断开6200小车开关的同期开关TK。
(32) 退出厂用同期开关装置。
(33) 断开#0高备变100开关。
(34) 操作完毕，汇报值长。
发变组送电操作原则
(1) 检查#11发变组一次回路完好，所属设备具备带电条件。
(2) 除“逆功率”、“失磁”、“断水”保护压板不投外，其余保护压板均应正确投入。
(3) 给上#11发电机101开关控制保险。
(4) 检查#11发电机101开关在“断开”位置。
(5) 启动#11主变冷却器
(6) 推上#11主变中性点1019接地刀闸。
(7) 将#11发电机111PT、112PT、113PT送电。
(8) 将#1～#3整流柜送电。
(9) 合上#11发电机灭磁开关。
(10) 推上#11发电机中性点PT119刀闸。
(11) 推上#11发电机11刀闸。
(12) 将#11发电机微机励磁调节装置送电。
(13) 操作完毕，汇报值长。
发变组停电操作原则
(1) 检查#11发电机101开关在“断开”位置。
(2) 拉开#11发变组101开关上110KV母线1011(或1012)刀闸。
(3) 停止#11主变冷却器运行。
(4) 将#1－3整流柜停电。
(5) 将#11发电机111PT、112PT、113PT停电。
(6) 断开灭磁开关(MK)。
(7) 拉开#11发电机出口11刀闸。
(8) 拉开#11发电机中性点PT119刀闸。
(9) 将#11机微机励磁调节装置停电。
(10) 退出#11发变组保护出口压板。
(11) 取下#11发电机控制保险。
(12) 操作完毕，汇报单元长（值长
发电机手动升压、自动准同期并列操作原则
(1) 得令与汽机值班员联系，确知汽轮机已冲转。
(2) 检查#11发电机101开关在“断开”位置。
(3) 推上#11发变组上110KV母线的刀闸。
(4) 合上励磁调节柜直流侧DZA(或DZB)空气开关(此项应在发电机3000r/min后操作)。
(5) 将发电机电压升至10.5KV。
(6) 将自动准同期调速开关ZTK扭至“自动”位置。
(7) 将手动准同期开关1STK扭至“细调”位置。