第一篇：典型操作票编写原则
上海超高压输变电公司
典型操作票编写原则
（正式稿）2005版
编写：运行东、西部 生技科 审核：林 俊 钱 纲 傅坚
涂 崎
审定：陈新圣 江启人 余钟民
熊超英
批准：邹 俭
编写日期：2004年01月 修订日期：2005年12月
目录
前言
一、总则
1． 2． 3． 4． 5． 典型操作票任务的生成和批准 典型操作票的编写依据 典型操作票的编写流程 典型操作票的审核批准 典型操作票编写的规定和术语
二、主设备典型操作票编写的基本原则
1． 2． 3． 4． 5． 开关、线路 变压器 母线设备
倒母线操作和旁路代操作 其它设备
三、继电保护装臵以及自动化装臵典型操作票编写的原则
1、继电保护及自动装臵典型操作票编写的通则 2、220千伏继电保护典型操作票编写基本原则 3、500千伏继电保护典型操作票编写基本原则
附则
前 言
随着社会经济的不断发展，电力系统的发展也日新月异。各种新设备、新技术在变电站的应用也越来越广泛。在运行部成立之初制定的典型操作票编写原则已不能满足和适应当前生产实际的需要。因此，为进一步规范典型操作票的编写工作，从2003年初开始，公司总工室组织生技科、运行部对典型操作票编写原则进行了编写。本原则在编写过程中尽最大可能考虑各种接线方式、各种运行方式、各种类型设备的通用性，重点加强了继电保护及自动装臵方面的编写力度。使典型操作票编写原则更适应当前变电站典型操作票编写的需要，同时，也进一步规范变电站典型操作票编写工作。
本原则在2003年编写的过程中，受到广大运行人员的大力支持。江启人、陈新圣、余钟民、戴争鸣、林俊、庄葳、胡俊，钱纲、熊超英，总工室的邹俭为本原则进行了编写和审核工作。
本原则与2004年1月正式执行已有二年时间，得到了广大运行人员的好评，随着新版调规和新版安规的颁布以及《2005年华东电网典型操作任务编写说明》的颁布，生技科组织了有关人员2005年12月对2003年版《典型操作票编写原则》进行了修订，运行东、西部陈敏、程春、梁厚军、杨建光，生技科陆文宇参与了修改工作。运行东、西部钱纲、涂崎、庄葳、裘简涛、傅坚、胡俊、陈康铭，生技科吴蓉、林俊、余钟民进行了审核，总工室的熊超英、邹俭为本原则进行了审批，在此，对本原则的编写及修订和审核工作出力的各位同仁表示感谢。
编者
2006
年1月
一．总则
典型操作票是实施规范化操作，防止误操作的重要措施之一。超高压电网变电站设备的各类运行操作都应具备符合现场设备实际情况的、并经相关调度确认的各种任务（或步骤）的典型操作票。为使典型操作票的编写符合标准化、规范化、专业化的要求，特制定本原则。
1、任务的生成和批准
典型操作票的操作任务和任务顺序应由该设备所辖调度部门提出或者运行单位与所辖调度协商后由调度部门提出，并经调度部门批准。
2、典型操作票的编写依据
2.1根据调度部门所批准的操作任务和顺序。
2.2根据变电站设备所属各级调度的《电网电气设备运行操作说明和典型操作任务》。
2.3根据变电站设备现场运行规程和主接线图。
2.4根据变电站实际设备、继电保护整定书、继电保护运行注意事项、图纸资料等以及其他有关内容。
3、典型操作票的编写流程与审核批准
3.1典型操作票由变电站的站长或主任工程师指定的具有正值以上或具有技术员及以上职称的运行人员根据编写依据，拟写具体的操作步骤。3.2典型操作票拟写完成后，需经过变电站运行人员自审合格并由各站正值、值长签名。
3.3集控站、500千伏站的典型操作票由主任工程师、站长组织站内自审并审核签名。独立站由站长组织站内自审并审核签名。审核人员对操作步骤的正确性负责。3.4站内审核完成后装订成册，由运行东、西部运行专职或运行主管审核签名，运行专职或运行主管对典型操作票的原则正确性负责。3.5经运行部门运行专职或运行主管审核签名后的典型操作票，由运行部主任工程师审定签名后报公司运行总工程师批准执行。自批准之日起，典型操作票有效。经批准的变电站典型操作票的电子版交运行部备案，有关调度需要可将电子版交付。
4、典型操作票的日常管理
4.1典型操作票每年四月份定期进行全面修订。
4.2任何设备或接线变更需修改典型操作票的相关内容，并在投运前完成修订、审核、批准手续。退役设备的典型操作票要及时清理。4.3使用中应保持典型操作票完整与整洁，如有破损要及时补印。4.4典型操作票的管理责任人：500千伏站、集控站为主任工程师；独立站为技术负责人。
5、典型操作票编写的术语规定
5.1典型操作票的编写格式应符合上海市电力公司上电司生字【1998】248号文件的有关规定，及上电司调字【1998】第323号文件。5.2典型操作票必须使用‚调度操作标准术语‛和‚设备双重名称‛（设备名称和编号），使用的设备双重名称必须经调度批准且与实际设备铭牌相符。
5.3二次小铭牌照一次设备铭牌衍生，并按整定书中说明和压板功能来进行定义，铭牌中‚--LP‛之类的二次图纸标号必须保留。500KV保护二次插件（压板）还应包含二次图纸上保护屏编号、保护名称、插件编号（压板名称）、插孔编号等。220KV保护二次插件（压板）还应包含二次图纸上保护屏编号、保护名称、插件编号（压板名称）、插孔编号等。5.4凡在操作过程中，使用的操作任务名称相同，但操作目的不同（例如对母差停用，有配合系统操作与保护校验工作之区别），其操作步骤必须与操作目的相符，分别制定操作票。
5.5同一变电站中相同性质回路，若其设备配臵完全相同、操作步骤一致时，可以相互套用，并在备注栏中写明该典型操作票适用的回路名称（但在电子开票系统中，应按一条回路一套操作票编写）；否则就必须分别编写，不能相互套用。
5.6操作步骤内容与顺序必须与操作任务的内容与顺序相一致。5.7如操作任务或步骤有特殊要求的，则应在典型操作票中详细说明，或填写操作注意事项，且被说明的步骤应打‚*‛。
5.8站内自动化遥控操作压板的停用或用上应编写入相应的步骤中，调度不发令。
5.9编写典型操作票时应统一操作动作‚动词‛的选用。
5.9.1对开关、闸刀用：‚拉开‛、‚合上‛。(用在二次回路的,称为小开关、小闸刀，也使用‘拉开’、‘合上’)5.9.2对一般压板、刀式压板用：‚用上‛、‚停用‛； 对切换压板用‚从———接至———‛
5.9.3对电流端子用：‚拆除‛、‚接通‛、‚短接‛（特殊情况应根据当时情况定）。
5.9.4双翻小闸刀、切换小开关用：‚×××从 切至 ‛。5.9.5一般熔丝用：‚放上‛、‚取下‛。
5.9.6 在进口保护中使用的大插把（隔离多个回路的操作工具）、插片（仅隔离单个回路的操作工具）用：‚插入‛、‚拔出‛。5.9.7对于保护定值或定值区的调整用：‚改为‛。5.9.8对于按钮或键用：‚按‛。
如：‚合上 XXXX 开关（按充电合闸按钮）‛
5.9.9在检查项目中的用词应与操作项目中的动词对应一致。5.10典型操作票书写格式为(动词)-空格-(回路名称)-空格-(被操作元件名称)。
5.11为防止误操作，下列项目在操作票中应作为单独项目填写检查项目。5.11.1回路从‚冷备用‛改‚热备用‛前，应检查相关回路无接地。5.11.2开关与闸刀的操作不在同一张操作票上的，在操作闸刀前应填写‚检查×××（该回路）开关在拉开位臵‛。
5.11.3在冷备用改检修时，在合接地闸刀（或挂接地线）前应检查相关回路闸刀在拉开位臵。
5.11.4当母线停役时，在拉开母联或分段开关前应填写‚检查××母线上各馈线的母线闸刀均在拉开位臵‛。（母线压变闸刀视具体情况而定）5.11.5开关闸刀操作后应检查其实际位臵（‚拉开‛或‚合上‛位臵）。5.11.6在合上接地闸刀前，应填写‚在××× ×××××验明无电‛；挂接地线的操作应填写：‚在××× ×××××验电、挂接地线‛； 电容器、静止同步补偿装臵(STATCOM)、静止无功补偿器（SVC）等储能电气一次设备、双回路架空线、电缆线路等需放电设备进行装接地线的操作，要分三步连续编写：
1）‚在 ****（回路名称）****（需要接地设备名称及接地侧）验明无电‛ 2）‚在 ****（回路名称）****（需要接地设备名称及接地侧）放电‛ 3）‚在 ****（回路名称）****（需要接地设备名称及接地侧）挂（）号接地线‛
无法进行直接验电，可以进行间接验电。即检查隔离开关（刀闸）的机械指示位臵、电气指示、仪表及带电显示装臵指示的变化，且至少应有两个及以上指示已同时发生对应变化；若进行遥控操作，则应同时检查隔离开关（刀闸）的状态指示、遥测、遥信信号及带电显示装臵的指示进行间接验电。
5.11.7合上、拉开接地闸刀后应填写检查其实际位臵。5.12在下列情况应填写抄录有关表计显示。
5.12.1合上、拉开合环的母联或分段开关前后，均应抄录三相电流。5.12.2用母联或分母段开关（或其它电源）拉停母线前，应检查母联或分段开关（或其它电源）回路电流为零；用母联或分段开关（或其它电源）空充或拉停母线后，应抄录三相电压。
5.12.3旁路代出线或主变，在合上旁路开关后，应抄录旁路三相电流。5.12.4线路或主变由旁路代改本线运行后，在合上本线（主变）开关后，应抄录本线（主变）开关三相电流。
5.12.5解、合环操作前后，抄录有关回路的三相电流；500KV线路充电后应抄录线路三相电压。
5.12.6主变投运时，应抄录主变各侧的三相电流（空充母线时，应抄录三相电压）；500KV主变充电后应抄录主变500KV侧三相电压。5.13开关改检修的操作：在合上接地闸刀（或挂接地线）之前，应拆除与该开关对应的电流试验端子，并在试验端子流变侧短接。5.14线路（或变压器）改检修的操作：对于无线路闸刀（或变压器闸刀）的线路（或变压器）改检修时，在合线路接地闸刀（或挂接地线）之前，应拆除与该回路对应的母差电流端子并在试验端子流变侧短路接地。5.15开关改检修的操作一般宜先合母线侧接地闸刀（或挂接地线），再合线路（变压器）侧接地闸刀（或挂接地线）。变压器改检修时合接地闸刀（或挂接地线）宜遵循先高压侧，后低压侧的原则。检修改冷备用相反；接地变、电抗器、电容器等设备参照此原则执行。二.典型操作票编写的基本原则
1、开关、线路典型操作票的基本原则
开关、线路设备的状态分为：运行、热备用、冷备用、防雷冷备用、500KV GIS设备带电冷备用、检修六种状态。
1.1运行状态：是指设备的闸刀及开关都在合上位臵，即将电源至受电端间的电路接通，（包括辅助设备：如压变、避雷器等）。1.2热备用状态：是指设备只靠开关断开，而闸刀仍在合上位臵。1.3冷备用状态：是指设备的开关及闸刀（如接线方式中有的话）都在拉开位臵。
1.3.1‚开关冷备用‛或‚线路冷备用‛时，接在线路上的压变次级熔丝（小开关）一律断开；对3/2接线方式的或GIS设备线路PT在线路接地刀合上后再断开压变次级熔丝（小开关）。
1.3.2‚防雷冷备用‛，是指输配电线路的开关、线路闸刀均拉开，而母线闸刀不拉开，如线路侧有压变者，则断开压变次级熔丝（小开关）。1.3.3‚500KV GIS设备带电冷备用状态‛ 是指开关在断开位臵，其有电侧的闸刀在合闸位臵，而无电侧的闸刀在拉开位臵。
1.4检修状态：是指设备的所有开关、闸刀均拉开，挂好接地线或合上接地闸刀
1.4.1开关检修：是指开关及二侧闸刀均拉开，开关操作回路交直流熔丝取下，在开关二侧挂上接地线或合上接地闸刀。
1.4.2母线型接线线路检修：是指线路或开关冷备用情况下，在线路出线端挂上接地线或合上线路接地闸刀（3/2接线并带有线路闸刀的，开关可恢复成串运行）。1.4.3开关线路检修：是指该线路的开关、闸刀均拉开，开关操作回路熔丝取下，并在开关母线侧及线路出线侧挂上接地线（或合上接地闸刀）。1.4.4带有高抗的500KV线路，高抗必须在线路改为线路检修后再从运行改为冷备用或检修，如果线路无法接地，则必须待线路停电冷备用15分钟后拉开高抗闸刀。复役时，则须在线路检修状态时先将高抗改为运行。
1.5手车类设备：
1.5.1运行：指手车开关合上、手车闸刀运行位臵、接地闸刀拉开位臵。1.5.2热备用：指手车开关拉开、手车闸刀运行位臵、接地闸刀拉开位臵。
1.5.3冷备用：指手车开关拉开、手车闸刀试验位臵、接地闸刀拉开位臵。
1.5.4开关检修：指手车开关拉开、手车闸刀检修位臵、接地闸刀拉开位臵。
1.5.5线路检修：指手车开关拉开、手车闸刀试验位臵、接地闸刀合上位臵。
1.5.6开关线路检修：手车开关拉开、手车闸刀检修位臵、接地闸刀合上位臵。
1.6闸刀操作规定：
1.6.1设备停役时先拉开开关，再拉负荷侧闸刀，最后拉开电源侧闸刀，复役时相反。
1.6.2对需要操作的闸刀操作电源小开关（小闸刀）应写入操作票。
2、变压器操作的基本原则 2.1变压器停、送电操作: 2.1.1主变送电时，应先从高压侧充电，再送低压侧，当两侧或三侧均有电源时，应先从高压侧充电，再送中低压侧。500KV主变送电时，应先从500KV侧充电，再送35（15.75）KV侧（如主变35（15.75）KV侧有总开关时），最后送220KV侧（合环）。如500KV主变需同期并列时,则由调度决定改变操作顺序，由220KV侧充电，500KV侧同期并列。2.1.2停电操作时，应先停负荷侧，后停电源侧，当两侧或三侧均有电源时，应先停低压侧，后停高压侧。500KV主变停电操作前，须确认主变３5(15.75)KV侧的电容器、低抗在热备用或充电状态，500KV主变低压侧接有站用变的，还应调整站用电的运行方式，将该站用变改为冷备用。停电操作时应先停220KV侧，再停35（15.75）KV侧（如主变35（15.75）KV侧有总开关时），最后停500KV侧。
2.1.3对直接接在母线上的主变500KV开关，当该开关需改为冷备用或开关检修时,相应的主变必须先改为冷备用,复役时主变500KV开关先改为冷备用,再将主变改为运行。
2.1.4 500KV主变35（15.75）KV低压侧总开关如需改为热备用，则有关的电容器、低抗需先改为充电或热备用，如500KV主变35（15.75）KV低压侧总开关如需改为冷备用或检修时，则必须将有关的电容器、低抗先改为冷备用。500KV主变低压侧母线接有站用变的，还应先调整站用电的运行方式，将该站用变改为冷备用。
2.1.5在中性点直接接地的系统中运行中的变压器中性点接地闸刀需倒换时，应先合上另一台变压器的中性点接地闸刀，再拉开原来变压器的中性点接地闸刀。2.2变压器的基本运行状态: 变压器有运行热备用、冷备用、变压器检修、开关变压器检修五种状态。2.2.1变压器的运行状态：是指变压器的各侧开关均在合上位臵。（相应的接地变、接地电阻等回路均在运行位臵。）
2.2.2变压器的热备用状态：是指变压器的各侧开关均在拉开位臵。2.2.3变压器的冷备用状态：是指变压器的各侧开关、闸刀均在拉开位臵。
2.2.5变压器检修状态：是指变压器的各侧均有接地线或接地闸刀。2.2.5.1对直接联接在500KV母线上的变压器，由于变压器500KV侧无接地闸刀，其变压器检修状态是指变压器500KV开关母线侧接地闸刀合上，变压器500KV开关合上并改非自动，其余各侧均挂接地线或合上接地闸刀。
2.2.6开关变压器检修状态：是指变压器的各侧开关母线侧及变压器的各侧均有接地线或接地闸刀。
2.2.6.1对直接联接在500KV母线上的变压器，在开关变压器检修状态时，其500KV侧同2.2.5.1的变压器检修状态，其他各侧开关母线侧及变压器的各侧均挂接地线或合上接地闸刀。
2.3变压器在运行中需要拉合变压器中性点接地闸刀时，主变零序保护的调整按整定书要求执行。
2.4变压器有载调压操作时，必须开具操作票。2.5小电阻接地系统的变压器操作：
在对35kv母线充电前，应先投入接地变，停役时与此相反。
变压器停役时，同时停用固定搭配的接地变。接地变停役时也应同时停用固定搭配的变压器。
变压器35kv侧倒母线时，应同时将相搭配的接地变倒向与变压器相同运行母线。
正常运行时每组母线只应保持一组电阻接地，不准无接地运行。2.6凡变压器涉及到接地变、接地电阻见接地变章节。
3、倒母线操作和母线设备操作的基本原则 3.1倒母线操作: 3.1.1冷倒操作，该线路开关必须在拉开位臵（操作时应先拉开该回路运行母线的母刀，再合上需运行母线的母刀）。冷倒后操作母差电流试验端子的顺序先拆除后接通，并将电度表切至相应母线。
3.1.2热倒操作，母联开关在合上位臵（抄录三相电流），母差改为破坏固定接线（或互连）、母联改为非自动，压变二次联络，倒排结束后，按逆序操作恢复并将电度表切至相应母线。热倒操作时母差电流端子必须先接通后拆除。
3.1.3对固定连接方式的母差，倒母线操作后，若母线改冷备用（或检修），则母差仍按‚破坏固定‛接线方式运行。
3.1.4对母差保护回路切换后应检查母差的互连、不连回路、母联、分段的双位臵继电器、母线闸刀的的状态或相关信号。
3.1.5凡回路母线闸刀操作过后，均应检查母差保护中相应双位臵继电器、线路保护操作屏中母线闸刀位臵信号或母线电压切换继电器与一次设备的实际位臵相符。
3.1.6凡母联或分段开关操作过后，均应检查母差保护中相应不连回路切换正常。3.2母线状态
3.2.1母线运行：与该母线联接的母联（分段）开关或任一出线开关在运行状态。
3.2.2母线冷备用：所有与该母线联接的母联（分段）及任一出线的闸刀均拉开，母线压变次级小开关，二次电压熔丝（包括表计测量），3V0压板均在运行位臵。
3.2.3母线检修：母线接地，母线压变可以是冷备用或检修状态，具体情况视调度命令及检修工作情况而定。
3.2.4对500KV母线接有主变的接线，母线停役前必须先将主变改为冷备用，然后再停母线，复役时必须等母线改运行后，再将主变改运行。3.2.5对3/2接线方式的母线停役操作，除调度有要求外,在正常情况下，应从编号小的开关开始操作，开关可以直接从运行改为冷备用。复役操作，在母线充电正常后，再按编号从大到小将开关改为运行。3.3压变停役: 3.3.1压变冷备用：指压变次级（包括表计测量、3V0压板）断开，压变高压侧闸刀在拉开位臵。
3.3.2压变检修：在压变冷备用状态下，其高压闸刀压变侧接地。3.3.3压变的操作原则（一、二次）：压变停役一定要先进行二次电压切换，再断开压变次级，后停高压；复役与之相反。
4、旁路代操作的基本原则
4.1旁路回路在冷备用或检修后需要代线路或主变，必须对旁路母线先进行充电（用充电整定），然后再执行旁路代操作。
4.2旁路回路与被代回路不在同一母线时，一般情况下应先将旁路切换至与被代回路同一母线，并将旁路母差CT二次电流回路切至对应位臵。4.3 分、合被代回路的旁路闸刀时，旁路开关应在拉开位臵。4.4旁联（旁路兼母联）在母联方式需代线路时，须从母联方式改为旁路方式，并在旁联旁刀操作后检查该旁刀的双位臵继电器与实际位臵一致。
4.5旁联（母联兼旁路）在母联方式需代线路时，须从母联方式改为旁路方式，只能在一条规定的母线上代出线。4.6线路由旁路代时，线路压变应在运行状态。
5、其他一次设备操作的基本原则
其他一次设备主要包括电抗器、电容器、接地变、站用变。5.1电抗器（电容器）的状态
5.1.1电抗器（电容器）状态一般分为运行、充电运行（仅电抗器）、热备用、冷备用、开关检修、开关电抗器（电容器）检修、电抗器（电容器）检修七种方式；
5.1.2电抗器（电容器）的‚运行状态‛是指电抗器（电容器）回路断路器、闸刀均在合上位臵。包括电抗器（电容器）有分组的断路器、闸刀；
5.1.3电抗器的‚充电运行状态‛是指电抗器带有电压，电抗器闸刀在合上位臵，电抗器末端的断路器在拉开位臵；
5.1.4电抗器（电容器）的‚热备用状态‛是指电抗器（电容器）断路器在拉开位臵，闸刀及装有分组的断路器、闸刀均在合上位臵； 5.1.5电抗器（电容器）的‚冷备用状态‛是指电抗器（电容器）断路器、闸刀及装有分组的断路器、闸刀均在拉开位臵。注：手车应在试验位臵；
5.1.6电抗器（电容器）的‚检修状态‛是指冷备用状态下，在电抗器（电容器）35千伏侧挂上接地线。
5.1.7 ‚开关电抗器（电容器）检修‛：在35千伏开关电抗器（电容器）两侧挂上接地线。装有分组的电抗器（电容器）应包括各分组电抗器（电容器）挂上接地线。
5.1.8若电抗器（电容器）回路装设有分组开关、闸刀，在电抗器（电容器）从运行改为冷备用操作中，应先拉开分组开关，再拉开该电抗器（电容器）总开关、闸刀及分组闸刀。
5.1.9当电抗器（电容器）改检修悬挂接地线或（合上接地闸刀）前应检查闸刀在拉开位臵；在验明无电后逐相充分放电，装在绝缘支架上的电容器外壳也应放电；
5.1.10改变电抗器（电容器）组数或运行方式应根据整定书要求调整保护定值；
5.1.11电抗器（电容器）组停役时应先停用电抗器（电容器）组的自动投切装臵，电抗器（电容器）组复役后应用上电抗器（电容器）组的自动投切装臵；
5.1.12 500KV主变低压侧电抗器（电容器）组停役时,应停用电抗器（电容器）联跳主变低压侧总开关回路,如500KV主变低压侧无总开关时,则应停用电抗器（电容器）联跳主变中高压侧回路。5.2接地变部分
5.2.1接地变‚运行状态‛：接地变固定支接于变压器35千伏侧的，其搭配的变压器在运行状态时，接地变即为运行状态。接地变回路装有独立的断路器、闸刀的，其断路器、闸刀均在合上位臵。
5.2.2接地变‚热备用状态‛：接地变固定支接于变压器35KV侧的，主变各侧的断路器均在拉开。接地变回路装有独立断路器闸刀的其回路断路器在拉开位臵，闸刀仍在合上位臵。
5.2.3接地变‚冷备用状态‛：接地变固定支接于变压器35KV侧的，其搭配的变压器各侧断路器，闸刀均在拉开位臵。
接地变回路装有独立断路器，闸刀的，其回路断路器，闸刀均在拉开位臵（包括消弧线圈闸刀）。
5.2.4接地变‚检修状态‛;接地变固定支接于变压器35KV侧的，接地变35千伏侧需挂接地线。
接地变回路装有独立断路器，闸刀的，其回路断路器，闸刀均在拉开位臵，接地变35KV侧挂上接地线，如‚开关接地变检修‛状态，在开关变压器侧也需挂上接地线。
5.2.5小电阻接地系统中，主变与其搭配的接地变停复役操作原则：如果接地变接在母线上的，停役时主变35KV先停,再停接地变，复役时与之相反。接地变固定支接于变压器35KV侧的,变压器停役时，同时停用固定搭配的接地变，接地变停役时也应同时停用固定搭配的变压器。5.2.6变压器35KV侧倒母线时，应同时将其搭配的接地变倒向变压器同一母线上。
5.2.7调整消弧线圈分接头操作，应在拉开消弧线圈闸刀后进行，在拉开消弧线圈闸刀前应先检查系统无接地。5.3站用变部分
5.3.1站用变‚运行状态‛是指站用变高压熔断器，高、低压侧开关、闸刀，均在合上位臵。5.3.2站用变热备用状态
站用变高压侧开关，低压侧380伏开关均在拉开位臵，而站用变高压侧、低压侧闸刀，均在合上位臵。
站用变高压侧没有装设开关，只有高压侧闸刀的，则该站用变没有热备用状态，其典操任务应称为‚X千伏X号站用变从X母运行改为冷备用‛。
5.3.3站用变‚冷备用状态‛
站用变高压侧断路器，低压侧380伏开关，闸刀均在拉开位臵。5.3.4站用变检修状态
站用变回路的高压侧断路器，低压侧380伏开关，闸刀均在拉开位臵，在站用变高压侧及站用变380伏侧挂上接地线。5.3.5开关站用变检修状态
站用变回路的高压侧开关，低压侧380伏开关，闸刀均在拉开位臵，在站用变的开关母线侧、站用变高压侧及站用变380伏侧挂上接地线。5.3.6站用变停役应先停站用变380V低压侧，后停站用变高压侧，送电复役操作则顺序相反。
5.3.7站用变停复役操作，一般采用高压不实联方式（先拉开站用变380V电源开关，闸刀，再合上站用变380V分段开关），如特殊情况需高压实联方式时，必须先向调度申请同意合上实联开关后，才准合上站用变380V分段开关。
5.3.8站用变380V低压侧并接消防电源的，站用变在运行改为冷备用中，应拉开该消防电源380V开关。三．继电保护装臵和自动化装臵典型操作票编写的基本原则
1、继电保护及自动装臵典型操作票编写的一般原则
1.1设备停复役时，继电保护方面的操作应尽可能在主设备冷备用状态时进行。一次设备热备用时，保护就应处在运行状态；
1.2当3/2接线的500KV线路（变压器）有线路闸刀（变刀），线路（变压器）停役后相应开关需继续运行时，应增加有关保护的停役或投入操作。
1.3继电保护设备的操作共有：跳闸（运行）、信号、停用三种基本状态。在线路保护上，跳闸状态包括无通道跳闸和跳闸（有通道）两类； 1.4继电保护设备的停役操作有配合一次设备停役操作、装臵本身停役操作两种方式；
1.5继电保护的停役操作应结合一次设备的状态遵循先停出口包括母差启动远方跳闸回路（信号状态）；然后拉直流电源；停开关量输入；最后停交流电流、电压输入的顺序，复役操作顺序与此互逆；
1.6继电保护装臵工作（包括消缺、维护、检修、改造、反措等）时，装臵应处于停用状态；需在装臵上带负荷及必要的带电测试工作等要在信号状态下进行；
1.7电流试验端子的操作顺序依一次设备的状态而定。
1.8当主保护与后备保护共存与一套装臵时：主保护与后备保护无单独停用状态，只有单独信号状态（对应的功能投入压板或独立的跳闸压板退出为改信号）；在整套装臵停用时方可将总跳闸压板退出，拉开直流电源。
1.9当停用远方跳闸回路时，一般只允许停出口，通道不应停用。1.10继电保护运行注意事项中的特殊操作要求也应编入典操； 1.11开关改检修时应停用开关保护跳本开关跳闸回路、跳相邻开关跳闸回路及相关保护启动回路，其它回路跳本开关跳闸回路及启动回路。3/2接线开关改检修时注意保护上检修开关状态位臵开关相应切换。2、220千伏继电保护典型操作票基本原则 1 线路保护：
1.1线路从运行改为热备用：
线路保护一般无需配合操作。重合闸的投退操作依调度命令而定。1.2线路从运行改为冷备用：
1.2.1保护配合原则除同 ‚线路从运行改为热备用‛外，线路压变此时还应改为冷备用，应先取二次熔丝，再拉开压变高压闸刀。对3/2接线方式的或GIS设备线路PT在线路接地刀合上后再断开压变次级熔丝（小开关）。对3/2接线方式的或GIS设备线路PT在线路接地刀合上后再断开压变次级熔丝（小开关）。
1.2.2电度表交流电压二次小开关或小闸刀拉开（切至‚停用‛）1.3线路从运行改为‚线路检修‛：保护配合原则与‚线路从运行改为冷备用‛基本相同。
1.4线路从运行改为‚开关线路检修‛：
应停用母差跳本线开关、本线开关失灵启动压板;本线开关的直流操作电源和本线操作屏上总的交流电压小开关。1.5线路由‚开关线路检修‛改为‚线路冷备用‛
应合上本线开关的直流操作电源和本线操作屏上总的交流电压小开关;用上母差跳本线开关及本线开关失灵启动压板。1.6线路由‚冷备用‛改为‚热备用‛
1.6.1一般无需保护配合操作。但线路压变需改为运行，在合上压变高压闸刀后，再用上二次熔丝；
1.6.2用上电度表交流二次电压小开关或小闸刀。1.7线路由‚热备用‛改为运行：
1.7.1凡对母差电流回路有过操作或工作的，在开关合上后，需检查母差不平衡电流（这里只针对BCH系列母差）。
1.7.2开关合上后，应检查重合闸装臵正常，再根据调度要求决定是否用上重合闸；
1.7.3线路改运行时，对配臵有差动、制动电流测量表计的线路纵差保护需测量差动电流、制动电流数值；高频保护均需检查通道。此两项工作应列入操作票。2 旁路代出线
2.1线路采用纵差保护的旁路代： 2.1.1旁路代出线
1）旁路由旁母充电运行定值改为代出线的定值； 2）停用被代线路的纵差出口； 3）对交流电流回路进行切换；
4）对纵差保护的直流电源、交流电压进行切换； 5）检查装臵正常后，用上旁路代纵差的对应出口。2.1.2出线由‚旁路代‚改为‚本线‚运行 1）停用旁路代的纵差保护 2）对交流电流回路进行切换 3）将纵差的直流电源、交流电压回路切换至本线 4）装臵检查无异常后，用上纵差Ⅰ跳本线压板。
5）其他纵差保护、后备保护和旁路保护的调整按调度命令执行。2.2线路采用高频保护时的旁路代： 2.2.1旁路代出线时：
当旁路开关合上后，对高频保护的的切换
1）停用本线‚高频投入‛压板或 ‚高频本线出口跳闸‛； 2）旁路代的高频QK1、QK2小开关进行切换； 3）对收发讯机和保护装臵进行必要的检查。
4）用上旁路的‚高频投入‛压板或 ‚高频旁路出口跳闸‛压板； 2.2.2出线由‚旁路代‛改为‚本线‛运行：
1）停用旁路‚高频投入‛压板或 ‚高频本线出口跳闸‛； 2）旁路代的高频QK1、QK2小开关进行切换； 3）对收发讯机和保护装臵进行必要的检查；
4）用上本线的‚高频投入‛压板或 ‚高频本线出口跳闸‛压板； 2.3旁路代出线时，出线的线路电压需切换至旁路保护。
2.4旁路代终端线时，有关旁路‚启动失灵‛回路按整定书要求执行；并注意远跳装臵的回路切换。3 主变保护 3.1旁路代主变：
旁路代主变及复役操作时，主变差动保护的切换操作原则：
3.1.1主变差动保护在切换前必须改为‚信号状态‛，完成切换后才能改跳闸。具体步骤可参照‚旁路代出线及复役操作时，线路纵差的切换步骤‛进行。
3.1.2对双重化配臵的主变保护，一般第一套差动保护可与旁路进行切换；若差动Ⅰ与部分后备保护共用一套流变次级，切换时需将该次级所接的保护改信号。
3.1.3旁路代主变及复役操作时，除差动Ⅰ保护需切换外，还有主变保护的总跳闸出口的切换。
3.1.4旁路代主变或复役操作时，有关旁路‚启动失灵‛回路按整定书要求执行； 3.2三圈变操作特点
3.2.1三圈变复合电压闭锁过流保护，当主变一侧开关改为‚冷备用‛或‚开关检修‛状态时，必须停用该侧的‚复合电压闭锁过流压板‛； 3.2.2对三圈变：当主变运行且仅其中一侧开关改为‚开关检修‛时，除该开关的母差流变、纵差流变端子拆除并短接外，还需停用该开关的主变后备保护，并将由该开关引起的联动其他回路的压板停用； 3.2.3三圈变某侧开关改检修时，所在母线的母差联跳主变开关的压板应停用。
3.3 35千伏侧接地方式
3.3.1采用消弧线圈方式时，接地变与主变不存在联动配合，可以按照调度要求独立操作。
3.3.2采用小电阻接地方式时，必须先合接地变开关才能合上主变开关；先分主变开关、后分接地变开关。
自切动作后，应拉开失去固定搭配的接地变。
当主变低压侧开关改‚开关检修‛时，必须停用‚接地变保护或开关位臵联跳主变开关‛的压板。
3.4.35千伏侧配臵单开关与双开关
当主变35千伏侧配臵两只开关时，这两只开关分别配臵后备保护，并且只联跳自身开关。当主变运行，仅其中一只开关检修时，必须将该开关的母差流变、主变纵差流变先拆除后短接；将母差联跳该开关的压板停用。
对主变35千伏侧运行于同一母线的甲乙开关，当其中一只开关改为冷备用时，其对应的检修压板应切至相应位臵。3.5在主变220KV开关检修时开关失灵保护应改停用。3.6主变中性点接地方式的变化
3.6.1当主变中性点由间隙接地改为直接接地时（合上变压器中性点接地闸刀），应在接地闸刀合上前先退出间隙接地另流保护。
3.6.2当主变中性点由直接接地改为间隙接地时（拉开变压器中性点接地闸刀），应在接地闸刀拉开后再投入间隙接地另流保护。
3.6.3对两套中性点零流保护（直接、间隙）分别有独立压板的，不论中性点采用何种方式，直接接地另流保护均投入。
3.7 主变配臵的电气量保护有跳闸、信号、停用三种操作状态； 3.7.1主变一般配臵二套电气量保护屏，其每套电气量保护屏中含有各种不同功能的保护。主变某套电气量保护屏的运行状态改变，是指该套保护整屏内所含所有不同功能电气量保护的运行状态改变。
3.7.2主变电气量保护中的差动保护、距离保护、过励磁保护、中性点零序保护、低压侧过流保护等单一功能的电气量保护有跳闸、信号二种运行状态，过负荷保护有信号、停用二种运行状态。3.7.3主变电气量保护中的含有多种保护功能的装臵，其整套保护装臵和单一保护功能有跳闸、信号二种运行状态，整套保护装臵运行状态的改变是指该装臵所有的保护功能运行状态的改变，单一保护功能运行状态的改变是指该保护装臵中的某一保护功能运行状态的改变。3.7.4主变电气量保护整屏信号状态：主变该电气量保护屏的交、直流回路投入，主变该保护屏的所有电气量保护跳闸出口停用。
3.7.5主变电气量保护整屏停用状态：主变该电气量保护屏的交、直流回路退出，主变该保护屏的所有电气量保护跳闸出口停用。
3.7.6主变电气量保护整屏跳闸状态：主变该电气量保护屏的交、直流回路投入，主变该保护屏的所有电气量保护跳闸出口用上。
3.7.7主变单一功能的电气量保护信号状态：主变该保护的交、直流回路投入，主变该保护跳闸出口停用。
3.7.8主变单一功能的电气量保护跳闸状态：主变该保护的交、直流回路投入，主变该保护跳闸出口用上。
3.7.9主变含有多种保护功能的装臵信号状态：主变该保护装臵的交、直流回路投入，主变该保护装臵跳闸出口停用。
3.7.10主变含有多种保护功能的装臵跳闸状态：主变该保护装臵的交、直流回路投入，主变该保护装臵跳闸出口用上。
3.7.11主变含有多种保护功能的装臵中某一保护功能状态改变，应通过操作装臵中该保护功能插件（或压板）来实现。4 自切装臵的有关编写原则
4.1．主变中、低压正常由‚运行‛改‚热备用‛前，需先停用相应的自切。4.2自切装臵校验时,停用自切装臵的操作应考虑如下顺序原则: 1）先停用自切跳闸、自切合闸压板、母差闭锁自切压板、自切闭锁母差压板
2）停用自切切换小开关 3）拉开自切信号电源、直流电源 4）最后停用自切交流电压熔丝
4.3自切装臵在二次回路工作之后,投运时的操作原则：
1）先用上自切交流电压熔丝，检查电压监视指示灯正常；对于微机型自切装臵应检查装臵指示面板。2）用上自切直流电源、信号电源
3）用上自切切换小开关，检查无异常光字牌和其他异常情况
4）最后用上自切跳闸、自切合闸压板、母差闭锁自切压板、自切闭锁母差压板。
4.4．自切装臵动作后（或自切装臵被母差、后加速动作闭锁后），应将自切装臵停用，这种情况下停用自切装臵应注意： 1）必须先停用‚自切合母联（或分段）压板 2）再停用自切切换小开关
动作后恢复投入自切装臵时与上互逆。
注意：对微机型的包含其他功能的自切装臵，直流电源不宜拉开。5母线压变
5.1．母线压变由运行改为冷备用时，必须先拉开该压变的所有二次电压小开关、熔丝，停用3U0压板；然后才能拉开一次闸刀或熔丝。反之，压变由冷备用改为运行时，必须先合上一次闸刀或熔丝，再用上该压变的二次元件。
5.3．二次电压回路并列时，母联或分段开关不得改为非自动。（倒母线或继保工作需要者除外）6.线路微机保护的状态
6.1要区分清楚整套保护装臵与其中某个保护的‚运行状态‛、‚信号状态‛、‚停用状态‛是不同的概念。
6.2调度如果要求某套保护装臵由‚装臵跳闸状态‛改为 ‚装臵信号状态‛，则必须停用该套保护装臵的下列压板： 1）所有出口跳闸压板 2）所有失灵起动压板
3）重合闸出口压板（如本装臵重合闸不用，则即为启动重合闸压板）4）输出至其他保护装臵的压板（例如：‚起动重合闸‛压板，‚至其它保护‛压板、‚闭锁重合闸‛压板）
需要说明的是：目前，线路普遍配臵两套保护装臵，但有很多是公用第一套保护装臵中的重合闸出口。因此，当第一套保护装臵改‚装臵信号状态‛后，线路就失去重合闸功能。
装臵改‚信号状态‛时，一般不允许将其中某个保护的‚功能投入压板‛退出，这将失去对保护的监视作用，除非调度对某个保护另有任务。在线路送终端方式时，上述几种微机保护如果安装在受电侧，此时一般也改为‚装臵信号状态‛，几种保护的功能压板不得退出。6.3‚装臵停用状态‛：
所停用的压板情况与‚装臵信号状态‛时一样。但除了停用这些压板外，还要拉开该保护装臵的交直流小开关、收发讯机直流小开关。6.4重合闸停用状态：停用重合闸出口压板，并将重合闸切换开关QK切至重合闸停用位臵。7.母差保护的操作 7.1母差的状态
母差保护的操作有‚跳闸状态‛、‚停用状态‛，‚信号状态‛。母差保护停用分为‚运行停用‛、‚检修停用‛。
7.1.1因配合系统方式调整而停用，无继电保护工作时，规定为‚运行停用‛，此时只需拉开母差保护的直流小开关（双位臵继电器的工作电源禁止拉开）。复役时，应先检查母差装臵无异常、无出口动作，回路的双位臵继电器与母线闸刀的实际位臵一致，母联、分段开关的双位臵继电器与实际位臵一致，方能合上母差保护的直流小开关。
7.1.2因继保工作（继保校验、消缺）而停用母差时，规定为‚检修停用‛此时需：
1）先停用母差屏上的各单元跳闸压板、母差启动远方跳闸压板、失灵启动压板及与其它装臵有联系的压板(或者插入闭锁插把)2）拉开母差屏保护直流电源开关（双位臵继电器的工作电源禁止拉开）3）拉开母差屏交流电压小开关
7.1.3母差装臵异常或带负荷试验，需检查时，应为‚信号状态‛，此时只需停用各单元母差跳闸压板、母差启动远方跳闸压板、失灵启动压板（或插入‚BLOCK‛插把），其他交直流电源不得拉开。母差保护停用前应按整定书考虑相关保护的方式调整。7.1.4母差装臵由停用改为用上操作时应遵循： 1）合上母差屏交流电压小开关 2）合上母差屏保护直流电源小开关
3）检查母差保护装臵正常（包括保护装臵无动作出口、无异常、无告警信息或光字牌、母差各回路双位臵继电器与母线闸刀的实际位臵一致或无开入量异常信号等）
4）用上母差屏上的各单元跳闸压板、母差启动远方跳闸压板、失灵启动压板及与其它装臵有联系的压板(或者拔出‚BLOCK‛闭锁插把)母差保护用上后应按整定书考虑相关保护的方式调整。7.1.5针对母差保护的各间隔电流试验端子的操作：
7.1.5.1对于存在电流试验端子的RADSS母差、微机母差保护，要求其母差改‚检修停用‛时，运行值班需在操作步骤增加中短接和拆除所有间隔的电流试验端子（不论电流试验端子在开关场就地还是在继保室内），在恢复母差运行时，在操作步骤中增加接通和拆除所有间隔的电流试验试验端子。
7.1.5.2对于BUS1000母差，在母差改‚检修停用‛时，需拔出母差保护屏后各回路电流插件，在恢复母差保护时，需插入各回路电流插件。7.1.5.3 对于无总差电流试验端子的110kv及35kv母差，要求其母差改‚检修停用‛时，运行值班需在操作步骤中增加短接和拆除所有间隔的电流试验端子（不论电流试验端子在开关场就地还是在继保室内），在恢复母差运行时，在操作步骤中增加接通和拆除所有间隔的电流试验端子。7.1.5.4 对于存在总差电流试验端子的110kv及35kv母差，则在母差改‚检修停用‛时，无需操作电流试验端子。
7.1.5.5对于其余无电流试验端子的母差保护，则在母差改‚检修停用‛时，无需操作电流试验端子。针对某一间隔改检修状态后，母差保护上的相应跳闸压板的操作： 7.1.6.1对于双母线接线方式下采用ABB的隔离插座作为跳闸压板的母差保护（RADSS、REB103），在某一间隔改检修的情况下，不必用在隔离插座中插入小插片的方式来停用该间隔的跳闸压板。
7.1.6.2对于双母线接线方式下，BUS1000母差在某一间隔改检修的情况下，则应拔出该间隔的跳闸插件来停用该间隔的跳闸压板。
7.1.6.3对于双母线接线方式下，采用普通压板做为跳闸压板的母差保护（INX-
5、部分RADSS），在某一间隔改检修的情况下，必须停用该间隔的跳闸压板。
7.1.6.4对于3/2接线方式下，母差保护在边开关改检修的情况下，均应采用在ABB隔离插座中插入小插片的方式停用该间隔的跳闸压板。7.1.7在母差投运前可测量母差不平衡电流的装臵，应测量检查正常后才能投入母差保护。
7.1.8对于联络线、分段（或母联），在作‚电源‛与‚负载‛方式变化时（包括自切动作后），若其母差电流回路需进行‚动作量‛/‚制动量‛切换的，必须先将母差保护改到‚信号状态‛，再进行电流试验端子切换，待检查母差不平衡电流或装臵无异常后，才能用上母差保护。3、500千伏继电保护及自动装臵典型操作票的编写原则 1.母线保护：
1.1母线保护有跳闸、信号、停用三种操作状态； 1.2母线保护的停用有：①运行停用，②检修停用； 1.3母差保护改运行停用时，只需拉开母差保护直流电源； 1.4母差保护检修停用时： 1.4.1停用母差所有出口压板（BLOCK插把）； 1.4.2拉开母差交、直流电源；
1.5母差保护信号状态：母差保护交、直流回路投入，母差保护跳闸总出口停用。
1.6 母差保护跳闸状态：母差保护交、直流回路投入，母差保护跳闸总出口用上。
2.500千伏主变保护： 2.1 电气量保护：
2.1.1 主变配臵的电气量保护有跳闸、信号、停用三种操作状态； 2.1.2 500KV主变一般配臵二套电气量保护屏，其每套电气量保护屏中含有各种不同功能的保护。主变某套电气量保护屏的运行状态改变，是指该套保护整屏内所含所有不同功能电气量保护的运行状态改变。2.1.3 500KV主变电气量保护中的差动保护、距离保护、过励磁保护、中性点零序保护、低压侧过流保护等单一功能的电气量保护有跳闸、信号二种运行状态，500KV主变电气量保护中的低压侧中性点偏移保护、过负荷保护有信号、停用二种运行状态。
2.1.4主变电气量保护中的含有多种保护功能的装臵，其整套保护装臵和单一保护功能有跳闸、信号二种运行状态，整套保护装臵运行状态的改变是指该装臵所有的保护功能运行状态的改变，单一保护功能运行状态的改变是指该保护装臵中的某一保护功能运行状态的改变。2.1.5主变电气量保护整屏信号状态：主变该电气量保护屏的交、直流回路投入，主变该保护屏的所有电气量保护跳闸出口停用。
2.1.6主变电气量保护整屏停用状态：主变该电气量保护屏的交、直流
回路退出，主变该保护屏的所有电气量保护跳闸出口停用。
2.1.7主变电气量保护整屏跳闸状态：主变该电气量保护屏的交、直流回路投入，主变该保护屏的所有电气量保护跳闸出口用上。
2.1.8主变单一功能的电气量保护信号状态：主变该保护的交、直流回路投入，主变该保护跳闸出口停用。
2.1.9主变单一功能的电气量保护跳闸状态：主变该保护的交、直流回路投入，主变该保护跳闸出口用上。
2.1.10主变含有多种保护功能的装臵信号状态：主变该保护装臵的交、直流回路投入，主变该保护装臵跳闸出口停用。
2.1.11主变含有多种保护功能的装臵跳闸状态：主变该保护装臵的交、直流回路投入，主变该保护装臵跳闸出口用上。
2.1.12主变含有多种保护功能的装臵中某一保护功能状态改变，应通过操作装臵中该保护功能插件（或压板）来实现。
2.1.13 500千伏母差保护停用时，有关距离保护应先改信号并按照调度整定改定值后投跳闸；220千伏母差保护停用时，有关距离保护应先改信号并按照调度整定改定值后投跳闸。2.1.14当主变任一侧开关改为检修状态时：
2.1.14.1差动流变试验端子的操作，停役时应先将各相全部拆除，后在流变侧短接，复役时应先将流变侧的短接全部拆除，后接通流变各相； 2.1.14.2停用主变保护跳该侧检修开关的所有出口及启动失灵。2.1.15 500千伏主变的220千伏侧开关旁路代操作参照‚旁路代220千伏主变及复役操作时的切换步骤‛进行；
2.1.16过励磁保护有信号、跳闸两块压板，根据调度整定书要求，若整
定为跳闸则信号、跳闸压板均用上；若要求为信号则要停用跳闸出口压板，只投信号出口压板；
2.1.17 220千伏母差保护停用时, 母差保护联动500千伏主变的相应压板应退出；
2.1.18 500千伏主变检修时主变电气量保护一般无须操作。
2.1.18.1 2/3接线的主变500KV侧开关作联络方式运行时，应停用主变保护跳500KV开关的所有出口、启动失灵及闭锁重合出口，拉开主变保护直流电源及压变电压小开关；
2.1.18.2 主变及主变500KV侧开关同时停役时，应停用主变保护启动失灵，拉开主变保护直流电源及压变电压小开关。
2.1.18.3 500千伏主变停电操作前应停用相关低抗（电容器组）的自动投切装臵，复役后应用上相关低抗（电容器组）的自动投切装臵。2.1.19主变保护停用检修时, 应停用主变保护出口压板；拉开电气量保护直流电源。2.2 非电气量保护：
2.2.1本体重瓦斯、有载重瓦斯、本体压力释放、有载压力释放、线温过高有三种状态：跳闸、信号、停用；
2.2.2其它非电气量保护有两种状态：运行（信号）、停用；
2.2.3非电气量保护的正常投、停必须得到调度许可，但操作调度不发令。当系统有特殊要求，需停用本体保护时由调度发令；不论调度是否发令，均需使用操作票。
2.2.4 主变检修时，停用非电气量保护出口，拉开非电气量保护直流电源；
3.开关保护及短线保护： 3.1 开关保护：
3.1.1 开关保护包括开关失灵保护（重合闸单列）； 3.1.2 开关保护有跳闸、信号、停用三种操作状态；
3.1.3开关保护有二次工作时，应停用对应的跳闸回路、失灵保护跳相邻开关及闭锁重合闸回路、失灵启动远方跳闸回路、相邻开关跳该开关回路，母线侧开关还应停用相应的失灵启动母差跳闸回路，拉开保护直流电源。
3.1.4开关检修时，应停用该开关对应的跳闸回路、失灵保护跳相邻开关及闭锁重合闸回路、失灵启动远方跳闸回路、相邻开关跳该开关回路，母线侧开关还应停用相应的失灵启动母差跳闸回路，拉开保护直流电源。3.1.6检修开关复役时，在该开关改冷备用后用上对应的跳闸回路、失灵保护跳相邻开关及闭锁重合闸回路、失灵启动远方跳闸回路、相邻开关跳该开关回路，母线侧开关还应用上相应的失灵启动母差跳闸回路，合上保护直流电源。3.2 短引线保护：
3.2.1 3/2开关接线有线刀（变刀）时，配臵二套短线保护，分别称为第一套短线保护、第二套短线保护。其装臵有跳闸、信号、停用三种运行状态；
3.2.2短线保护信号状态：短线保护交、直流回路投入，跳闸出口、启动失灵、闭锁重合闸停用。
3.2.3 短线保护跳闸状态：短线保护交、直流回路投入，跳闸出口、启动失灵、闭锁重合闸用上。
3.2.4 短线保护停用状态：短线保护交、直流回路退出，跳闸出口、启动失灵、闭锁重合闸停用。
3.2.5 500KV线路或主变停役，在线路闸刀或主变变压器闸刀拉开时，应将短线保护改为跳闸，在线路闸刀或主变变压器闸刀合上时，应将短线保护改为信号；
3.2.7 当对应的开关检修时，应停用该开关短线保护的启动失灵和闭锁重合闸回路。4线路保护：
4.1 500KV线路主保护有：跳闸、无通道跳闸、信号、停用四种状态。4.2.1主保护(分相电流差动)无通道跳闸状态：分相电流差动保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用或分相电流差动功能停用。后备保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上。
4.2.2主保护(分相电流差动)信号状态：分相电流差动保护装臵的交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。后备保护装臵的交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。4.2.3主保护(分相电流差动)停用状态：分相电流差动保护装臵的交、直流回路退出，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。后备保护装臵的交、直流回路退出，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。4.2.4主保护(分相电流差动)跳闸状态：分相电流差动保护装臵交、直流回路投入，分相电流差动功能用上、跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上，保护通道投入。后备保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上。
4．2.6主保护（方向高频/高频距离）无通道跳闸状态：方向高频/高频距离保护装臵交、直流回路投入、高频通道停用、跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上。后备保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上。
4.2.7主保护（方向高频/高频距离）信号状态：方向高频/高频距离保护装臵交、直流回路投入、高频通道用上、跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。后备保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。
4.2.8主保护（方向高频/高频距离）停用状态：方向高频/高频距离保护装臵交、直流回路退出、高频通道停用、跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。后备保护装臵交、直流回路退出，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。
4.2.9主保护（方向高频/高频距离）跳闸状态：方向高频/高频距离保护装臵交、直流回路投入、高频通道用上、跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上。后备保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上。
4.3 500KV线路后备保护有：跳闸、信号、停用三种状态。
4.3.1后备保护信号状态：后备保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。
4.3.2后备保护停用状态：后备保护装臵交、直流回路退出，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵停用。
4.3.3后备保护跳闸状态：后备保护装臵交、直流回路投入，跳闸出口、启动/闭锁重合闸、启动失灵用上。
线路远方跳闸有：跳闸、信号、停用三种状态。
4.4.1远方跳闸信号状态：远方跳闸直流电源投入、远方跳闸通道投入（或停用远方跳闸功能）、就地判别（或跳闸逻辑）装臵跳闸及闭锁重合闸停用。
4.4.2远方跳闸跳闸状态：远方跳闸直流电源投入、远方跳闸通道投入（或用上远方跳闸功能）、就地判别（或跳闸逻辑）装臵跳闸及闭锁重合闸用上。
4.4.3远方跳闸停用状态：远方跳闸直流电源退出、远方跳闸通道退出（或停用远方跳闸功能）、就地判别（或跳闸逻辑）装臵跳闸及闭锁重合闸停用。
4.5远方跳闸慢速通道有：跳闸、停用二种状态：
4.5.1远方跳闸慢速通道跳闸：远方跳闸慢速通道投入、就地判别（或跳闸逻辑）装臵跳闸及闭锁重合闸用上。
4.5.2远方跳闸慢速通道停用：对应远方跳闸慢速通道退出、就地判别（或跳闸逻辑）装臵跳闸及闭锁重合闸用上。5重合闸：
5.1 500KV线路（开关）重合闸有按线路配臵和按开关配臵。5.2 500KV线路（开关）重合闸有：用上、信号、停用三种状态。5.2.1开关重合闸用上：重合闸装臵交、直流回路投入、重合闸出口正常运行，重合闸臵单重方式、线路保护臵单跳方式。5.2.2按开关装设的重合闸
5.2.2.1信号：重合闸装臵交、直流回路投入、重合闸臵停用位臵或出口回路停用。
5.2.2.2停用：重合闸装臵交、直流回路退出，重合闸臵停用位臵或出口回路停用。
5.2.2.3用上：重合闸装臵交、直流回路投入、重合闸臵单重方式、线路保护臵单跳方式。5.2.3按线路装设的重合闸
5.2.3.1用上：重合闸装臵的交直流回路和出口回路正常运行，且重合闸方式开关臵单重方式；线路保护的跳闸方式臵单跳方式。
5.2.3.2停用：重合闸装臵的交、直流回路正常运行；重合闸装臵的方式开关臵停用位臵或出口回路停用。
5.2.3.3停用：重合闸装臵的交、直流回路停用；重合闸装臵的方式开关臵停用位臵或出口回路停用
5.3 线路停役时，重合闸一般不要求操作； 6.开关失灵保护
6.1开关失灵保护有:跳闸、信号、停用三种运行状态。
6.1.1跳闸状态：开关失灵保护装臵交、直流回路投入，跳闸等出口回路正常运行。
6.1.2信号状态：开关失灵保护装臵交、直流回路投入，跳闸等出口回路停用。
6.1.3停用状态：开关失灵保护装臵交、直流回路退出，跳闸等出口回路停用。
附则
1、本原则修改版2006年5月1日起正式实行。
2、本原则由上海超高压公司生技科负责解释。
3、本原则如与上级规定不符，以上级规定为准。
第二篇：典型操作票
目录
1）高教变培院A792进线开关由冷备用改为运行……2 2）高教变培院A792进线开关由运行改为冷备用……3 3）高教变培院A792进线开关由冷备用改为检修……4 4）高教变培院A792进线开关由检修改为运行………5 5）嘉会变文院A509进线开关由冷备用改为运行……6 6）嘉会变文院A509进线开关由运行改为冷备用……7 7）嘉会变文院A509进线开关由冷备用改为检修……8 8）嘉会变文院A509进线开关由检修改为运行………9 9）母线压变由冷备用改为运行………………………10 10）母线压变由运行改为冷备用………………………11 11）母线压变由冷备用改为检修………………………12 12）母线压变由检修改为运行…………………………13 13）#1主变由冷备用改为运行…………………………14 14）#1主变由运行改为冷备用…………………………15 15）#1主变由冷备用改为检修…………………………16 16）#1主变由检修改为运行……………………………17 17）#1主变由运行改为热备用…………………………18 18）#1主变由热备用改为运行…………………………19
高教变培院A792进线由冷备用改为运行
1）2）高教变培院A792进线确在冷备用状态；
高教变培院A792进线开关手车由试验位置摇至工作位置，并
检查； 3）合上高教变培院A792进线开关； 4）检查高教变培院A792进线确在合闸位置； 5）改正模拟图版。高教变培院A792进线由运行改为冷备用
1）检查负荷情况；
2）拉开高教变培院A792进线开关；
3）检查高教变培院A792进线开关确在分闸位置；
4）高教变培院A792进线开关手车由工作位置摇至试验位置；5）检查高教变培院A792进线确在冷备用状态； 6）改正模拟图版。
高教变培院A792进线由冷备用改为检修
1）检查高教变培院A792进线确在冷备用状态； 2）高教变培院A792进线手车由试验位置拉至检修位置； 3）在高教变培院A792进线侧验明确无电压合上接地闸刀；4）改正模拟图版。4
高教变培院A792进线由检修改为运行
1）2）3）4）5）6）检查高教变培院A792进线确在检修状态； 拉开高教变培院A792进线接地闸刀，并检查；
高教变培院A792进线手车由检修位置推至试验位置，并检查； 高教变培院A792进线手车由试验位置摇至工作位置，并检查； 合上高教变培院A792进线开关确在合闸位置； 改正模拟图版。嘉会变文院A509进线由冷备用改为运行
6）7）嘉会变文院A509进线确在冷备用状态；
嘉会变文院A509进线开关手车由试验位置摇至工作位置，并检查； 8）合上嘉会变文院A509进线开关； 9）检查嘉会变文院A509进线确在合闸位置；
10）改正模拟图版。
嘉会变文院A509进线由运行改为冷备用
7）检查负荷情况；
8）拉开嘉会变文院A509进线开关；
9）检查嘉会变文院A509进线开关确在分闸位置；
10）嘉会变文院A509进线开关手车由工作位置摇至试验位置；11）检查嘉会变文院A509进线确在冷备用状态； 12）改正模拟图版。
嘉会变文院A509进线由冷备用改为检修
5）检查嘉会变文院A509进线确在冷备用状态； 6）嘉会变文院A509进线手车由试验位置拉至检修位置； 7）在嘉会变文院A509进线侧验明确无电压合上接地闸刀；8）改正模拟图版。8
嘉会变文院A509进线由检修改为运行
7）8）9）检查嘉会变文院A509进线确在检修状态； 拉开嘉会变文院A509进线接地闸刀，并检查；
嘉会变文院A509进线手车由检修位置推至试验位置，并检查；
10）嘉会变文院A509进线手车由试验位置摇至工作位置，并检查； 11）合上嘉会变文院A509进线开关确在合闸位置； 12）改正模拟图版。母线压变由冷备用改为运行
1）检查母线压变确在冷备用状态； 2）母线压变手车由试验位置摇至工作位置； 3）装上母线压变低压熔丝； 4）改正模拟图版。母线压变由运行改为冷备用
1）检查负荷情况； 2）取下母线压变低压熔丝；
3）母线压变手车由工作位置摇至试验位置； 4）改正模拟图版。
母线压变由冷备用改为检修
1）检查母线压变确在冷备用状态； 2）母线压变手车由试验位置拉至检修位置；3）母线压变侧验明确无电压合上接地闸刀，并检查；4）改正模拟图版。
母线压变由检修改为运行
1）检查母线压变确在检修状态； 2）拉开母线压变接地闸刀，并检查；
3）母线压变手车由检修位置推至试验位置，并检查；4）装上母线压变低压熔丝； 5）改正模拟图版。13
#1主变由冷备用改为运行
1）2）检查#1主变101开关确在冷备用状态；
#1主变101开关手车由试验位置摇至工作位置，并检查； 3）合上#1主变101开关；
4）检查#1主变101开关确在合闸位置； 5）改正模拟图版。#1主变由运行改为冷备用
1）检查负荷情况； 2）拉开#1主变101开关；
3）检查#1主变101开关却在分闸位置；
4）#1主变开关手车由工作位置摇至试验位置，并检查；5）改正模拟图版。
#1主变由冷备用改为检修
1）2）检查#1主变确在冷备用状态；
#1主变101开关手车由试验位置拉至检修位置，并检查； 3）#1主变101开关侧验明确无电压合上接地闸刀，并检查；4）改正模拟图版。
#1主变由检修改为运行
1）检查#1主变确在检修状态；
2）拉开#1主变101开关侧接地闸刀，并检查；
3）#1主变101开关手车由检修位置推至试验位置，并检查；4）#1主变101开关由试验位置摇至工作位置，并检查； 5）合上#1主变101开关；
6）检查#1主变101开关确在合闸位置； 7）改正模拟图版。
#1主变101开关由运行改为热备用
1)检查负荷情况； 2)拉开#1主变101开关；
3)检查#1主变101开关确在分闸位置； 4)改正模拟图版。#1主变101开关由热备用改为运行
1）检查#1主变101开关确在热备用状态； 2）合上#1主变101开关；
3）检查#1主变101开关确在合闸位置； 4）改正模拟图版。
第三篇：仿真A站典型操作票
220KV两阳线261开关从Ⅱ母倒至Ⅰ母运行
1、查220KV母联260开关在合闸位置。
2、退出220KV母联260开关控制电源。
3、投入220KV母联保护屏强制互联连接片LP77。
4、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
5、合上220KV两阳线I母2611刀闸。
6、查220KV两阳线I母2611刀闸在合上位置。
7、查220KV两阳线保护屏电压切换箱I母运行指示灯亮。
8、拉开220KV两阳线II母2612刀闸。
9、查220KV两阳线II母2612刀闸在分开位置。
10、查220KV两阳线保护屏电压切换箱II母运行指示灯灭。
11、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
12、投入220KV母联260开关的控制电源。
13、退出220KV母联保护屏强制互联连接片LP77。
220KV两阳线261开关由运行转检修
1、断开220KV两阳线261开关。
2、查220KV两阳线261开关电流表、位置指示灯指示正常。
3、查220KV两阳线261开关确在分闸位置。
4、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。（电源已合）
5、拉开220KV两阳线线路2614刀闸。
6、查220KV两阳线线路2614刀闸在分开位置。
7、拉开220KV两阳线线路2612刀闸。
8、查220KV两阳线线路2612刀闸在分开位置。
9、查220KV两阳线I母2611刀闸在分开位置。
10、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
11、退出220KV两阳线261开关信号电源。
12、切开220KV两阳线261开关保护屏的操作电源开关4K1、4K2。
13、退出220KV两阳线261保护I屏A相失灵起动连接片1LP9。
14、退出220KV两阳线261保护I屏B相失灵起动连接片1LP10。
15、退出220KV两阳线261保护I屏C相失灵起动连接片1LP11。
16、退出220KV两阳线261保护II屏A相失灵起动连接片1LP9。
17、退出220KV两阳线261保护II屏B相失灵起动连接片1LP10。
18、退出220KV两阳线261保护II屏C相失灵起动连接片1LP11。
19、退出220KV两阳线261保护II屏失灵起动总出口连接片8LP9。20、退出220KV两阳线261保护II屏三跳启动失灵连接片8LP3。
21、在220KV两阳线线路2614刀闸靠开关侧验明三相无电压。
22、合上220KV两阳线26140开关地刀。
23、查220KV两阳线26140开关地刀确在合上位置。
24、在220KV两阳线II母线2612刀闸靠开关侧验明三相无电压。
25、合上220KV两阳线26130开关地刀。
26、查220KV两阳线26130开关地刀确在合上位置。
27、在220KV两阳线261开关端子箱悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
28、在220KV两阳线261开关控制把手上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
220KV两阳线261开关由检修转运行
1、投入220KV两阳线261开关信号电源。
2、合上220KV两阳线261开关保护屏的操作电源开关4K1、4K2。
3、拉开220KV两阳线26130开关地刀。
4、查220KV两阳线2826B0开关地刀确在分开位置。
5、拉开220KV两阳线26140开关地刀。
6、查220KV两阳线26140开关地刀确在分开位置。
7、投入220KV两阳线261保护I屏A相失灵起动连接片1LP9。
8、投入220KV两阳线261保护I屏B相失灵起动连接片1LP10。
9、投入220KV两阳线261保护I屏C相失灵起动连接片1LP11。
10、投入220KV两阳线261保护II屏A相失灵起动连接片1LP9。
11、投入220KV两阳线261保护II屏B相失灵起动连接片1LP10。
12、投入220KV两阳线261保护II屏C相失灵起动连接片1LP11。
13、投入220KV两阳线261保护II屏失灵起动总出口连接片8LP9。
14、投入220KV两阳线261保护II屏三跳启动失灵连接片8LP3。
15、解除220KV两阳线261开关控制把手“禁止合闸，有人工作”标示牌。
16、解除220KV两阳线261开关端子箱上“禁止合闸，有人工作”标示牌。
17、查220KV两阳线261开关在分闸位置。
18、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
19、合上220KV两阳线II母2612刀闸。20、查220KV两阳线II母2612刀闸在合上位置。
21、合上220KV两阳线线路2614刀闸。
22、查220KV两阳线线路2614刀闸在合上位置。
23、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
24、经同期合上220KV两阳线261开关。
25、查220KV两阳线261开关电流表、位置指示灯指示正常。
36、查220KV两阳线261开关确在合闸位置。
220KV两阳线261线路由运行转检修
1、断开220KV两阳线261开关。
2、查220KV两阳线261开关电流表、位置指示灯指示正常。
3、查220KV两阳线261开关确在分闸位置。
4、在220KV两阳线261开关控制把手悬挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌。
5、汇报调度员。
6、再经调度员命令。
7、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
8、拉开220KV两阳线线路2614刀闸。
9、查220KV两阳线线路2614刀闸确在分开位置。
10、拉开220KV两阳线II母2612刀闸。
11、查220KV两阳线II母2612刀闸确在分开位置。
12、查220KV两阳线I母2611刀闸确在分开位置。
13、查220KV两阳线旁母2615刀闸确在分开位置。
14、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
15、在220KV两阳线261开关端子箱悬挂“禁止合闸，线路有人工作” 标示牌。
16、退出220KV两阳线261开关控制电源。
17、退出220KV两阳线261开关信号电源。
18、退出220KV两阳线261保护I屏A相失灵起动连接片1LP9。
19、退出220KV两阳线261保护I屏B相失灵起动连接片1LP10。20、退出220KV两阳线261保护I屏C相失灵起动连接片1LP11。
21、退出220KV两阳线261保护II屏A相失灵起动连接片1LP9。
22、退出220KV两阳线261保护II屏B相失灵起动连接片1LP10。
23、退出220KV两阳线261保护II屏C相失灵起动连接片1LP11。
24、退出220KV两阳线261保护II屏失灵起动总出口连接片8LP9。
25、退出220KV两阳线261保护II屏三跳启动失灵连接片8LP3。
26、汇报调度员。
27、再经调度员命令。
28、退出220KV两阳线线路A相TYD二次低压保险。
29、在220KV两阳线线路2614刀闸靠线路侧验明三相无电压。30、合上220KV两阳线线路26160地刀。
31、查220KV两阳线线路26160地刀确在合上位置。
32、在220KV两阳线线路26160地刀操作把手上悬挂”已接地”标示牌
220KV两阳线261线路由检修转运行
1、解除220KV两阳线线路26160地刀操作把手上“已接地”标示牌。
2、拉开220KV两阳线线路26160地刀。
3、查220KV两阳线线路26160地刀确在分开位置。
4、查220KV两阳线开关26130地刀在分闸位置。
5、查220KV两阳线开关26140地刀在分闸位置。
6、投入220KV两阳线线路A相TYD二次低压保险。
7、汇报调度员。
8、再经调度员命令。
9、投入220KV两阳线261开关控制电源。
10、投入220KV两阳线261开关信号电源。
11、查220KV两阳线261开关微机保护装置正常。
12、投入220KV两阳线261保护I屏A相失灵起动连接片1LP9。
13、投入220KV两阳线261保护I屏B相失灵起动连接片1LP10。
14、投入220KV两阳线261保护I屏C相失灵起动连接片1LP11。
15、投入220KV两阳线261保护II屏A相失灵起动连接片1LP9。
16、投入220KV两阳线261保护II屏B相失灵起动连接片1LP10。
17、投入220KV两阳线261保护II屏C相失灵起动连接片1LP11。
18、投入220KV两阳线261保护II屏失灵起动总出口连接片8LP9。
19、投入220KV两阳线261保护II屏三跳启动失灵连接片8LP3。20、查220KV两阳线261开关在分闸位置。
21、解除220KV两阳线261开关端子箱上“禁止合闸，有人工作”标示牌。
22、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
23、合上220KV两阳线II母2612刀闸。
24、查220KV两阳线II母2612刀闸在合上位置。
25、合上220KV两阳线线路2614刀闸。
26、查220KV两阳线线路2614刀闸在合上位置。
27、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
28、汇报调度员。
29、再经调度员命令。
30、解除220KV两阳线261开关把手上“禁止合闸，有人工作”标示牌。
31、经同期合上220KV两阳线261开关。
32、查220KV两阳线261开关电流表、位置指示灯指示正常。
33、查220KV两阳线261开关确在合闸位置。
34、查220KV两阳线261开关微机保护装置运行正常。
220KV汕阳线262开关由运行转检修
1、断开220KV汕阳线262开关。.2、查220KV汕阳线262开关电流表、位置指示灯指示正常。
3、查220KV汕阳线262开关确在分闸位置。
4、投入220KV汕阳线262开关端子箱刀闸操作电源。
5、解除2624微机五防联锁。
6、拉开220KV汕阳线线路2624刀闸。
7、查220KV汕阳线线路2624刀闸在分开位置。
8、恢复2624微机五防联锁。
9、解除2621微机五防联锁。
10、拉开220KV汕阳线线路2621刀闸。
11、查220KV汕阳线线路2621刀闸在分开位置。
12、恢复2621微机五防联锁。
13、查220KV汕阳线II母2622刀闸在分开位置。
14、退出220KV汕阳线262开关端子箱刀闸操作电源。
15、退出220KV汕阳线262开关控制，信号电源。
16、在220KV汕阳线线路2624刀闸靠开关侧验明三相无电压。
17、合上220KV汕阳线开关地刀26240。
18、查220KV汕阳线开关地刀26240确在合上位置。
19、在220KV汕阳线II母线2622刀闸靠开关侧验明三相无电压。20、在220KV汕阳线II母线26230刀闸靠开关侧验明三相无电压。
21、合上220KV汕阳线开关地刀26230。
22、查220KV汕阳线开关地刀26230确在合上位置。
23、在220KV汕阳线262开关端子箱悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
24、在220KV汕阳线262开关控制把上挂“禁止合闸”标示牌。
220KV两阳线261开关由运行转检修,220KV旁路290开关由热备用代运行
1、记录220KV旁路290电能表行码。
2、查220KV旁路290开关微机保护装置正常。
3、校对220KV旁路290开关保护定值与220KV两阳线261开关保护定值相适应。
4、校对220KV旁路290开关保护连接片与220KV两阳线261开关保护连接片相一致。
5、查 220KV母差保护屏跳旁路连接片LP17在投入位置。
6、查 220KV母差保护屏旁路失灵启动连接片LP47在投入位置。
7、查220KV旁路290开关确在分闸位置。
8、投入220KV旁路开关290端子箱刀闸操作电源。
9、查220KV旁路Ⅱ母2902刀闸在合上位置。
（如果旁路当时热备用在I母2901刀闸，此时应该先拉开旁路母线2905刀闸，再拉开I母2901刀闸，然后再合上II母2902刀闸，再合上旁路母线2905刀闸，接着继续按以下顺序操作）
10、查220KV旁路旁母2905刀闸在合上位置。
11、将220KV旁路290开关保护屏重合闸切换开关1QK切至“停用”。
12、投入220KV旁路290开关保护屏1LP21“沟通三跳”。
13、解除同期合上220KV旁路290开关。
14、查220KV旁路290开关在合闸位置。
15、查220KV旁母充电正常。
16、断开220KV旁路290开关。
17、查220KV旁路290开关在分闸位置。
18、投入220KV两阳线开关261端子箱刀闸操作电源。
19、合上220KV两阳线旁路2615刀闸。20、查220KV两阳线旁路2615刀闸在合上位置。
21、投入稳定控制屏旁路代220KV两阳线连接片4FLP。
22、经同期合上220KV旁路290开关。
23、查220KV旁路290开关在合闸位置。
24、查220KV旁路290开关表计指示正常。
25、将220KV两阳线保护2屏的高频切换开关24QK1、24QK2切于“旁路”位置。
26、断开220KV两阳线261开关。
27、查220KV两阳线261开关在分闸位置。
28、核对稳定控制屏220KV两阳线电流已消失，旁路290开关电压、电流显示正确。
29、拉开220KV两阳线线路2614刀闸。30、查220KV两阳线线路2614刀闸在分开位置。
31、拉开220KV两阳线II母2612刀闸。
32、查220KV两阳线II母2612刀闸在分开位置。
33、查220KV两阳线I母2611刀闸在分开位置。
34、退出220KV两阳线开关261端子箱刀闸操作电源。
35、退出220KV旁路开关290端子箱刀闸操作电源。
36、在220KV两阳线母线2611刀闸靠开关侧验明三相无电压。
37、合上220KV两阳线开关地刀26130。
38、查220KV两阳线开关地刀26130在合上位置。
39、在220KV两阳线线路2614刀闸靠开关侧验明三相无电压。40、合上220KV两阳线开关地刀26140。
41、查220KV两阳线开关地刀26140在合上位置。
42、退出220KV两阳线微机保护A相启动失灵连接片1LP6。
43、退出220KV两阳线微机保护B相启动失灵连接片1LP7。
44、退出220KV两阳线微机保护C相启动失灵连接片1LP8。
45、切开220KV两阳线261开关保护屏的操作电源开关4K1、4K2。
46、退出220KV两阳线261开关信号电源。
47、在220KV两阳线261开关控制把手挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
48、在220KV两阳线261开关端子箱上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
220KV两阳线261开关由检修转运行，220KV旁路290开关由运行转热备用
1、解除220KV两阳线261开关控制把手“禁止合闸，有人工作”标示牌。
2、解除220KV两阳线261端子箱上“禁止合闸，有人工作”标示牌。
3、投入220KV两阳线261开关保护屏的操作电源开关4K1、4K2
4、投入220KV两阳线261信号电源。
5、投入220KV两阳线微机保护A相启动失灵连接片1LP6。
6、投入220KV两阳线微机保护B相启动失灵连接片1LP7。
7、投入220KV两阳线微机保护C相启动失灵连接片1LP8。
8、拉开220KV两阳线开关地刀26140。
9、查220KV两阳线开关地刀26140在拉开位置。
10、拉开220KV两阳线开关地刀26130。
11、查220KV两阳线开关地刀26130在拉开位置。
12、查220KV两阳线261开关在分闸位置。
13、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
14、合上220KV两阳线开关II母2612刀闸。
15、查220KV两阳线开关II母2612刀闸在合上位置。
16、合上220KV两阳线开关线路2614刀闸。
17、查220KV两阳线开关线路2614刀闸在合上位置。
18、退出稳定控制屏旁路代220KV两阳线连接片4FLP。
19、查220KV两阳线开关261微机保护装置正常。20、经同期合上220KV两阳线261开关。
21、查220KV两阳线261开关在合闸位置。
22、查220KV两阳线261开关表计指示正常。
23、将220KV两阳线保护屏高频闭锁切换开关24QK1，24QK2切于“线路”位置。
24、断开220KV旁路290开关。
25、查220KV旁路290开关在分闸位置。
26、核对稳定控制屏220KV两阳线电流、电压正确，旁路290开关电压、电流显示正确。
27、拉开220KV两阳线旁路2615刀闸。
28、查220KV两阳线旁路2615刀闸在分开位置。
29、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。30、记录220KV旁路电能表行码。
220kV Ⅰ、Ⅱ母并列运行，Ⅰ母PT由运行转检修
1、查220KV母联260开关确在合闸位置。
2、投入220KV母差保护屏强制互联连接片LP77。
3、退出220KV母联260开关控制电源。
4、在后台机遥控220KVⅠ、Ⅱ母PT“并列”。（在“母线电压PT并列柜（测控柜）97P中有一个220kV电压并列控制开关，可以强制并列）
5、查母线电压并列柜220KV Ⅰ、Ⅱ母PT并列灯亮。（左侧两个BL并列灯亮）
6、将220KV母联保护屏电压切换开关切至“ITV退、IITV投”位置。
7、断开220kVⅠ母PT端子箱空气开关ZKK。
8、退出220kVⅠ母PT端子箱低压保险。
9、投入220KV Ⅰ母PT端子箱刀闸操作电源。
10、拉开220KVⅠ母PT刀闸2018。
11、查220KVⅠ母PT刀闸2018在分闸位置。
12、退出220kVⅠ母PT端子箱刀闸操作电源。
13、在220kVⅠ母PT刀闸2018靠PT侧验明三相无电压。
14、合上220KVⅠ母 PT地刀20180。
15、查220KVⅠ母 PT地刀20180在合闸位置。
16、在220KVⅠ母 PT地刀20180操作把手挂“已接地”标示牌。
17、在220KVⅠ母PT端子箱悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
220KV Ⅰ母PT由检修转运行
1、解除220KVⅠ母 PT地刀20180操作把手“已接地”标示牌。.2、拉开220KVⅠ母PT地刀20180。
3、查220KVⅠ母PT地刀20180在分开位置。
4、解除220KVⅠ母PT端子箱“禁止合闸，有人工作”标示牌。
5、投入220kVⅠ母PT端子箱刀闸操作电源。
6、合上220kVⅠ母PT刀闸2018。
7、查220kVⅠ母PT刀闸2018在合闸位置。
8、退出220kVⅠ母PT端子箱刀闸操作电源。
9、投入220kVⅠ母PT端子箱低压保险。
10、合上220kVⅠ母PT端子箱空气开关ZKK。
11、将220KV母联保护屏电压切换开关切至“ITV投、IITV投”位置。
12、在后台机遥控220KV Ⅰ、Ⅱ母PT“解除并列”。
13、查母线电压并列柜220KV Ⅰ、Ⅱ母PT并列灯灭。
14、投入220KV母联260开关控制电源。
15、退出220KV母联保护屏强制互联连接片LP77。
220KV由双母并列运行转单母运行,220KV II母由运行转检修
1、查220KV母联260开关确在合闸位置。
2、投入220KV母联保护屏强制互联连接片LP77。
3、退出220KV母联260开关控制电源。
4、投入220KV濠阳乙线263开关端子箱刀闸操作电源。
5、合上220KV濠阳乙线I母2631刀闸。
6、查220KV濠阳乙线I母2631刀闸在合上位置。
7、查220KV濠阳乙线保护1屏电压切换箱I母运行指示灯动作。
8、拉开220KV濠阳乙线II母2632刀闸。
9、查220KV濠阳乙线II母2632刀闸在分开位置。
10、查220KV濠阳乙线保护屏电压切换箱II母运行指示灯返回。
11、退出220KV濠阳乙线263开关端子箱刀闸操作电源。
12、投入＃2主变变高202开关端子箱刀闸操作电源。
13、合上#2主变变高I母2021刀闸。
14、查#2主变变高I母2021刀闸在合上位置。
15、查#2主变保护屏(II)高压侧操作箱I母运行指示灯动作。
16、拉开#2主变变高II母2022刀闸。
17、查#2主变变高II母2022刀闸在分开位置。
18、查#2主变保护屏(II)高压侧操作箱II母运行指示灯返回。
19、退出＃2主变变高202开关端子箱刀闸操作电源。20、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
21、合上220KV两阳线I母2611刀闸。
22、查220KV两阳线I母2611刀闸在合上位置。
23、查220KV两阳线保护屏电压切换箱I母运行指示灯动作。
24、拉开220KV两阳线II母2622刀闸。
25、查220KV两阳线II母2622刀闸在分开位置。
26、查220KV两阳线保护屏电压切换箱II母运行指示灯返回。
27、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
28、投入220KV母联260开关控制电源。
29、将220KV母联保护屏电压切换开关切至“ITV投、IITV退”位置。
30、断开220kVⅡ母PT端子箱空气开关ZKK。
31、退出220kVⅡ母PT端子箱低压保险。
32、投入220KV II母PT端子箱刀闸操作电源。
33、拉开220KV II母PT刀闸2028。
34、查220KV II母PT刀闸2028在分开位置。
35、退出220KV II母PT端子箱刀闸操作电源。
36、断开220KV母联260开关。
37、查220KV母联260开关在分闸位置。
38、投入220KV母联260开关端子箱刀闸操作电源。
39、拉开220KV母联II母2602刀闸。40、查220KV母联II母2602刀闸在分开位置。
41、拉开220KV母联Ⅰ母2601刀闸。
42、查220KV母联Ⅰ母2601刀闸在分开位置。
43、退出220KV母联260开关的端子箱刀闸操作电源。
44、退出220KV濠阳甲线2642刀闸的操作电源。
45、退出220KV濠阳线2622刀闸的操作电源。
46、退出＃1主变变高2012刀闸的操作电源。
47、退出＃3主变变高2032刀闸的操作电源。
48、在220KV旁路II母2902刀闸靠母线侧验明三相无电压。
49、合上220KV II段母线20270地刀。50、查220KV II段母线20270地刀在合上位置。
51、在220KV母联260开关控制把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
52、在220KV母联260开关的端子箱上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
220KV II母由检修转运行,220KV恢复双母并列运行
1、解除220KV母联260开关控制把“禁止合闸，有人工作”标示牌。
2、解除220KV母联260开关端子箱上“禁止合闸，有人工作”标示牌。
3、拉开220KV II段母线20270地刀。
4、查220KV II段母线20270地刀在分开位置。
5、查220KV母联260开关在分闸位置。
6、投入220KV母联260开关的端子箱刀闸操作电源。
7、合上220KV母联Ⅰ母2601刀闸。
8、查220KV母联Ⅰ母2601刀闸在合上位置。
9、合上220KV母联Ⅱ母2602刀闸。
10、查220KV母联Ⅱ母2602刀闸在合上位置。
11、投入220KV母联保护屏的充电保护连接片LP78。
12、合上220KV母联260开关。
13、查220KV母联260开关在合闸位置。
14、检查220KV II母线充电正常。
15、退出220KV母联保护屏的充电保护连接片LP78。
16、投入220KV II母PT端子箱刀闸操作电源。
17、合上220KV II母PT刀闸2028。
18、查220KV II母PT刀闸2028在合上位置。
19、退出220KV II母PT端子箱刀闸操作电源。
20、投入220kVII母PT端子箱低压保险。
21、合上220kVII母PT端子箱空气开关ZKK。
22、将220KV母联保护屏电压切换开关切至“ITV投、IITV投”位置。
23、退出220KV母联260开关控制电源。
24、投入220KV濠阳乙线263开关端子箱刀闸操作电源。
25、合上220KV濠阳乙线II母2632刀闸。
26、查220KV濠阳乙线II母2632刀闸在合上位置。
27、查220KV濠阳乙线保护屏电压切换箱II母运行指示灯动作。
28、拉开220KV濠阳乙线I母2631刀闸。
29、查220KV濠阳乙线I母2631刀闸在分开位置。
30、查220KV濠阳乙线保护屏电压切换箱I母运行指示灯返回。
31、退出220KV濠阳乙线263开关端子箱刀闸操作电源。
32、投入#2主变变高202开关端子箱刀闸操作电源。
33、合上#2主变变高II母2022刀闸。
34、查#2主变变高II母2022刀闸在合上位置。
35、查#2主变保护屏(II)高压侧操作箱II母运行指示灯动作。
36、拉开#2主变变高I母2021刀闸。
37、查#2主变变高I母2021刀闸在分开位置。
38、查#2主变保护屏(II)高压侧操作箱I母运行指示灯返回。
39、退出#2主变变高202开关端子箱刀闸操作电源。40、投入220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
41、合上220KV两阳线II母2612刀闸。
42、查220KV两阳线II母2612刀闸在合上位置。
43、查220KV两阳线保护屏电压切换箱II母运行指示灯动作。
44、拉开220KV两阳线I母2611刀闸。
45、查220KV两阳线I母2611刀闸在分开位置。
46、查220KV两阳线保护屏电压切换箱I母运行指示灯返回。
47、退出220KV两阳线261开关端子箱刀闸操作电源。
48、投入220KV母联260开关控制电源。
49、退出220KV母联保护屏强制互联连接片LP77。
#1主变由运行转检修（10KV IA母线转由#2主变供电）
1、查#1主变变中中性点地刀1019在合上位置。
2、查#1主变变高中性点地刀2019在合上位置。
3、经调度令合上#2主变变高中性点2029地刀。
4、查#2主变变高中性点2029地刀在合上位置。
5、经调度令合上#2主变变中中性点1029地刀。
6、查#2主变变中中性点1029地刀在合上位置。
7、查10KV分段IA母侧9001刀闸确在合闸位置。
8、查10KV分段900小车开关在“工作”位置。
9、断开＃2电容932开关。
10、查＃2电容932开关确在分闸位置。
11、断开＃3电容933开关。
12、查＃3电容933开关确在分闸位置。
13、断开＃4电容934开关。
14、查＃4电容934开关确在分闸位置。
15、合上10KV分段900开关。
16、查10KV分段900开关确在合闸位置。
17、断开#1主变10KV侧IB母分支904开关。
18、查#1主变10KV侧IB母分支904开关在分闸位置。
19、检查＃2主变负荷分配情况。20、检查＃3主变负荷分配情况。
21、断开＃1主变10KV侧IA母分支901开关。
22、查#1主变10KV侧IA母分支901开关在分闸位置。
23、断开＃1主变110KV侧101开关。
24、查#1主变110KV侧101开关在分闸位置。
25、断开#1主变220KV侧201开关。
26、查#1主变220KV侧201开关在分闸位置。
27、拉开#1主变10KV侧IB 母分支904开关主变侧9046刀闸。
28、查#1主变10KV侧IB 母分支904开关主变侧9046刀闸在拉开位置。
29、拉开#1主变10KV侧IA母分支901开关主变侧9016刀闸 30、查#1主变10KV侧IA母分支901开关主变侧9016刀闸在拉开位置。
31、拉开#1主变10KV侧主变9011刀闸。
32、查#1主变10KV侧主变9011刀闸在拉开位置。
33、投入#1主变110KV侧101开关端子箱刀闸操作电源。
34、拉开#l主变110KV侧主变1014刀闸。
35、查#l主变110KV侧主变1014刀闸在拉开位置。
36、拉开#l主变110KV侧I母1011刀闸。
37、查#l主变110KV侧I母1011刀闸在拉开位置。
38、查#l主变110KV侧II母1012刀闸在拉开位置。
39、退出#1主变110KV侧101开关端子箱刀闸操作电源。40、投入#1主变220KV侧201开关端子箱刀闸操作电源。
41、拉开#1主变220KV侧主变2014刀闸。
42、查#1主变220KV侧主变2014刀闸在拉开位置。
43、拉开#1主变220KV侧I母2011刀闸。
44、查#1主变220KV侧I母2011刀闸在拉开位置。
45、查#1主变220KV侧II母2012刀闸在拉开位置。
46、退出#1主变220KV侧201开关端子箱刀闸操作电源。
47、拉开#1主变110KV侧中性点1019地刀。
48、查#1主变110KV侧中性点1019地刀在拉开位置。
49、拉开#1主变220KV侧中性点2019地刀。50、查#1主变220KV侧中性点2019地刀在拉开位置。
51、取下#1主变控制电源、保护总保险01RD、02RD。
52、取下#1主变信号电源保险。
53、取下#1主变测温装置保险。
54、取下#1主变抽头指示保险。
55、在#1主变220KV侧主变2014刀闸靠主变侧验明三相无电压。
56、合上#1主变220KV侧主变20160地刀。
57、查#1主变220KV侧主变20160地刀在合上位置。
58、在#1主变110KV侧主变1014刀闸靠主变侧验明三相无电压。
59、合上#1主变110KV侧主变10160地刀。60、查#1主变110KV侧主变10160地刀在合上位置。
61、在#1主变10KV侧主变9011刀闸靠主变侧验明三相无电压。62、在#1主变10KV侧主变9011刀闸靠主变侧安装10kv临时地线
一组＃1。
63、退出#1主变保护I屏1LP17“高压侧启动失灵”压板。64、退出#1主变保护I屏1LP18“跳高母联260”压板。65、退出#1主变保护I屏1LP21“跳中压侧母联110”压板。66、退出#1主变保护I屏1LP26“跳低压侧分段900”压板。67、退出#1主变保护II屏2LP17“高压侧启动失灵”压板。68、退出#1主变保护II屏2LP18“跳高母联260”压板。69、退出#1主变保护II屏2LP21“跳中压侧母联110”压板。70、退出#1主变保护II屏2LP26“跳低压侧分段900”压板。71、查＃1主变保护II屏2LP16“跳高压侧旁路290”压板在退出位置。
72、查＃1主变保护II屏2LP20“跳中压侧旁路100”压板在退出位置。
73、在#1主变变高201开关控制把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
74、在#1主变变中101开关控制把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
75、在#1主变变低IA母分支901开关控制把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
76、在#l主变变低IB母分支904开关控制把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
77、在#l主变变高201开关端子箱悬挂“禁止合闸，有人工作”标示
牌。
78、在#l主变变中101开关端子箱悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
79、在#1主变10KV侧9011刀闸操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
#1主变由检修转运行
1、取下#1主变三侧各开关，端子箱、刀闸操作把手上的标示牌。
2、拆除#1主变10KV侧刀闸9011主变侧10kv临时接地线一组#1。
3、拉开#1主变110KV侧主变10160地刀。
4、查#1主变110KV侧主变10160地刀在分开位置。
5、拉开#1主变220KV侧主变20160地刀。
6、查#1主变220KV侧主变2060地刀在分开位置。
7、投入#1主变抽头指示保险。
8、投入#1主变测温装置保险。
9、投入#1主变信号电源保险。
10、投入#1主变控制电源、保护保险01RD、02RD。
11、投入#1主变保护I屏1LP17“高压侧启动失灵”压板。
12、投入#1主变保护I屏1LP18“跳高母联260”压板。
13、投入#1主变保护I屏1LP21“跳中压侧母联110”压板。
14、投入#1主变保护I屏1LP26“跳低压侧分段900”压板。
15、投入#1主变保护II屏2LP17“高压侧启动失灵”压板。
16、投入#1主变保护II屏2LP18“跳高母联260”压板。
17、投入#1主变保护II屏2LP21“跳中压侧母联110”压板。
18、投入#1主变保护II屏2LP26“跳低压侧分段900”压板。
19、合上#1主变220KV侧中性点2019地刀。
20、查#1主变220KV侧中性点2019地刀确在合上位置。
21、合上#1主变110KV侧中性点1019地刀。
22、查#1主变110KV侧中性点1019地刀确在合上位置。
23、投入#1主变220KV侧201开关端子箱刀闸操作电源。
24、合上#1主变220KV侧I母2011刀闸。
25、查#1主变220KV侧I母2011刀闸确在合上位置。
26、合上#1主变220KV侧主变2014刀闸。
27、查#1主变220KV侧主变2014刀闸确在合上位置。
28、退出#1主变220KV侧201开关端子箱刀闸操作电源。
29、投入#l主变110KV侧101开关端子箱刀闸操作电源。30、合上#1主变110KV侧I母1011刀闸。
31、查#1主变110KV侧I母1011刀闸确在合上位置。
32、合上#1主变110KV侧主变1014刀闸。
33、查#1主变110KV侧主变1014刀闸确在合上位置。
34、退出#l主变110KV侧101开关端子箱刀闸操作电源。
35、合上#1主变10KV侧主变9011刀闸。
36、查#1主变10KV侧主变9011刀闸确在合上位置。
37、合上#1主变10KV侧IA母分支901开关主变侧9016刀闸。
38、查#1主变10KV侧IA母分支901开关主变侧9016刀闸在合上位置。
39、合上#1主变10KV侧IB 母分支904开关主变侧9046刀闸。40、查#1主变10KV侧IB 母分支904开关主变侧9046刀闸在合上位置。
41、解除同期合上#1主变220KV侧201开关。
42、查#1主变220KV侧201开关确在合闸位置。
43、经同期合上#1主变110KV侧101开关。
44、查#1主变110KV侧101开关确在合闸位置。
45、合上#1主变10KV侧IA母分支901开关。
46、查#l主变10KV侧IA母分支901开关确在合闸位置。
47、合上#1主变10KV侧IB母分支904开关。
48、查#1主变10KV侧IB母分支904开关确在合闸位置。
49、断开10KV分段900开关。50、查10KV分段900开关在分闸位置。
51、检查主变负荷分配情况正常。
52、拉开#2主变220KV侧中性点2019地刀。
53、查#2主变220KV侧中性点2019地刀在分开位置。
54、拉开#2主变110KV侧中性点1019地刀。
55、查#2主变110KV侧中性点1019地刀在分开位置。
第四篇：5 操作票编写制度
调度通信所生产管理制度
操作票编写制度
1、操作票由调度员编写，调度值班长负责审核。
2、在编票前，要认真阅读和正确理解检修工作内容，按照调度规程的规定，进行综合操作指令或逐项指令的编写。
3、对只涉及到一个单位，且对系统无影响的操作，调度员编写综合操作指令。综合操作指令只向现场下达操作任务，综合操作指令中有关继电保护及自动装置具体操作由现场人员负责。综合操作指令中除写清操作任务外，还要交待运行方式的变更，特殊方式下的继电保护及自动装置的变更，变电站全停电时进线侧刀闸是否带电及线路作业的安全措施的拆除。
4、对涉及两个及以上单位共同配合完成的正常操作，调度员编写逐项指令（操作时，调度员逐项下达操作指令，受令单位应按指令的顺序逐项执行）。
5、编票前，当值调度员要根据工作内容核对一次系统的运行方式，包括断路器、隔离开关的实际位置，继电保护、自动装置的使用情况和安全措施布置情况。在编票时，要充分考虑到系统操作时潮流、电压的变化可能给系统带来的影响和继电保护、自动装置要做到的相应变更。
6、操作票要按规定的操作术语进行编写，做到细致、明确、严谨、文字清晰、不漏项、不串项、不多项，不得任意涂改，如有修改，不得超过两处，超过应重新填写。编写操作票内容时要使用双重名称。操作票备注栏中填写调度指挥操作过程的有关注意事项（不发给操作现场）。
7、操作票编写完，由调度值班长审核无误确认后，调度员在编制栏内签字。
第五篇：35kv变电站典型操作票
车集站典型操作票
操作任务：
一、车3500投运，35KV Ⅱ矿车2开关停运、解备
1、查车3500母联开关确在热备用状态
2、合上车3500母联开关
3、查车3500母联开关确在合闸位置
4、拉开Ⅱ矿车2开关
5、查Ⅱ矿车2开关确在分闸位置
6、将Ⅱ矿车2手车由工作位置拉至试验位置
7、操作完毕
二、35KV Ⅱ矿车2开关线路侧做安措
1、查Ⅱ矿车线（Ⅱ矿车2）开关、线路确在冷备用状态
2、验明Ⅱ矿车2开关线路侧三相确无电压，装设×#接地线一组
3、操作完毕
三、35KV Ⅱ矿车2开关线路侧拆除安措
1、拆除Ⅱ矿车2开关线路侧×#接地线一组
2、操作完毕
四、35KV Ⅱ矿车2恢备、投运，车3500停运
1、查Ⅱ矿车线确已带电
2、将Ⅱ矿车2储能旋钮切换至“分”位手动释能
3、查Ⅱ矿车2开关确在分闸位置，未储能
4、将Ⅱ矿车2手车由试验位置推至工作位置，查确在工作位置
5、将Ⅱ矿车2手车储能旋钮打到“合”位，查确已储能
6、合上Ⅱ矿车2开关
7、查Ⅱ矿车2开关确在合闸位置，且已带负荷运行
8、拉开车3500母联开关
9、查车3500母联开关确在分闸位置
10、操作完毕
五、车3500、6100投运，1#主变停运、解备、作安措。
1、查车3500母联开关确在热备用状态
2、合上车3500母联开关
3、查车3500母联开关确在合闸位置
4、查6100母联开关确在热备用状态
5、合上6100母联开关
6、查6100母联开关确在合闸位置
7、投入6100母联闭锁备自投压板
8、查1#、2#主变确已并列运行
9、拉开6101开关
10、拉开3501开关
11、查6101开关确在分闸位置
12、拉开6101甲刀闸，检查确已拉开
13、查车3501开关确在分闸位置
14、将车3501手车由工作位置拉至检修位置
15、在1#主变高压侧验明三相确无电压后装设×#接地线一组
16、在1#主变低压侧验明三相确无电压后装设×#接地线一组
17、操作完毕
六、1#主变拆除安措
1、拆除1#主变低压侧×#接地线一组
2、拆除1#主变高压侧×#接地线一组
3、操作完毕
七、1#主变恢备、投运。
1、查送电范围内确无接地和短路现象
2、查车3501开关确在分闸位置
3、将车3501手车储能开关切换至“分”位手动释能，查确已释能
4、查车3501手车开关确在分闸位置，未储能
5、把车3501手车由检修位置推到工作位置，查确在工作位置
6、将车3501手车储能开关切换至“合”位，查确已储能
7、查6101开关确在分闸位置
8、合上6101甲刀闸，查确已合好
9、查1#主变保护已按规定全部投入
10、合上车3501开关
11、查车3501开关确在合闸位置
12、查1#主变确已带电运行
13、合上6101开关
14、查6101开关确在合闸位置
15、查1#、2#主变确已并列运行
16、退出6100母联闭锁备自投压板
17、拉开6100母联开关
18、查6100母联开关确在分闸位置
19、拉开车3500母联开关
20、查车3500母联开关确在分闸位置
21、操作完毕
八、3#主变停运、解备、作安措
1、查6310开关确在热备用状态
2、合上6310开关
3、查6310开关确在合闸位置
4、查6130开关确在热备用状态
5、合上6130开关
6、查6130开关确在合闸位置
7、查1#、3#主变确已并列运行
8、拉开6301开关
9、拉开车3507开关
10、查6301开关确在分闸位置
11、将6301刀闸机械闭锁由“工作”位置打到“分断闭锁”位置。
12、拉开6301乙刀闸，查确已拉开
13、拉开6301甲刀闸，查确已拉开
14、将6301刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到检修位置
15、查车3507开关确在分闸位置
16、拉开车3507甲刀闸，查确已拉开
17、在3#主变高压侧验明三相确无电压后装设X#接地线一组
18、在3#主变低压侧验明三相确无电压后装设X#接地线一组
19、操作完毕。
九、3#主变拆除安措
1、拆除3#主变低压侧X#接地线一组
2、拆除3#主变高压侧X#接地线一组
3、操作完毕
十、3#主变恢备、投运
1、查送电范围内确无接地和短路现象
2、查车3507开关确在分闸位置
3、合上车3507甲刀闸，查确已合好
4、查6301开关确在分闸位置
5、将6301刀闸机械闭锁由“检修”位置打到“分断闭锁”位置
6、合上6301甲刀闸，查确已合好
7、合上6301乙刀闸，查确已合好
8、将6301刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“工作”位置
9、查3#主变保护已按规定全部投入
10、合上车3507 开关
11、查车3507开关确在合闸位置
12、查3#主变确已带电运行
13、合上6301开关
14、查6301开关确在合闸位置
15、查1#、3#主变确已并列运行
16、拉开6130开关
17、查6130开关确在分闸位置
18、拉开6310开关
19、查6310开关确在分闸位置 20、操作完毕
十一、35KV I母停运、解备、作安措
1、查车3500母联开关确在分闸位置
2、将车3500母联手车由工作位置拉至试验位置
3、查车3501开关手车确在试验位置
4、拉开I矿车2开关
5、查I矿车2开关确在分闸位置
6、将I矿车2手车由工作位置拉到试验位置
7、将车3506手车由工作位置拉至试验位置
8、断开车3505 PT二次空气开关
9、将车3505 PT手车由工作位置拉至试验位置
10、在35KV I母验明三相确无电压后装设X#接地线一组
11、操作完毕
十二、35KV I母拆除安措
1、拆除35KV I母上X#接地线一组
2、操作完毕
十三、35KV I母恢备、投运
1、查送电范围内确无接地和短路现象
2、将车3506手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置
3、将车3505手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置
4、合上车3505 PT二次空气开关
5、将I矿车2开关储能旋钮打到“分”位，手动释能
6、查I矿车2开关确在分闸位置，未储能
7、将I矿车2手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置
8、将I矿车2开关储能旋钮打到“合”位，查确已储能
9、合上I矿车2开关
10、查I矿车2开关确在合闸位置
11、将车3500母联手车由试验位置推到工作位置，查确在工作位置
12、操作完毕
十四、车3504（Ⅱ段电压互感器）停运、解备
1、查车3500母联开关确在热备用状态
2、合上车3500母联开关
3、查车3500母联开关确在合闸位置
4、将35kV PT监测装置转换开关由“分列”位置打到“并列”位置
5、查35kVⅠ、Ⅱ段PT确已并列
6、断开车3504二次电压空气开关
7、将车3504手车由工作位置拉到试验位置
8、操作完毕
十五、车3504（Ⅱ段电压互感器）恢备、投运
1、查车3504二次电压空气开关确在分闸位置
2、将车3504手车由试验位置推到工作位置
3、查车3504手车确已带电运行
4、合上车3504二次电压空气开关
5、将35kV PT监测装置转换开关由“并列”位置打到“分列”位置
6、查35kV Ⅰ、Ⅱ段PT确已分列
7、拉开车3500母联开关
8、查车3500母联开关确在分闸位置
9、操作完毕
十六、6214（中央副泵房二回）停运、解备、线路做安措
1、查6214开关确已不带负荷运行
2、拉开6214开关
3、查6214开关确在分闸位置
4、拉开6214乙刀闸，检查确已拉开
5、拉开6214甲刀闸，检查确已拉开
6、在6214负荷侧验明三相确无电压后装设X#接地线一组
7、操作完毕
十七、6214（中央副泵房二回）线路拆除安措。
1、拆除6214负荷侧×#接地线一组
2、操作完毕
十八、6214（中央副泵房二回）恢备、投运
1、查6214送电范围内确无接地和短路现象
2、查6214开关确在分闸位置
3、合上6214甲刀闸，检查确已合好
4、合上6214乙刀闸，检查确已合好
5、查6214开关保护确已按规定全部投入
6、合上6214开关
7、查6214开关确在合闸位置
8、操作完毕
十九、6313（南翼采区1#变一回）停运、解备、线路作安措。
1、查6313开关确已不带负荷运行。
2、拉开6313开关。
3、查6313开关确在分闸位置。
4、将刀闸机械闭锁由“工作”位置打到“分断闭锁”位置。
5、拉开6313乙刀闸，查确已拉开。
6、拉开6313甲刀闸，查确已拉开。
7、将刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“检修”位置
8、在6313负荷侧验明三相确无电压后，装设X#接地线一组。
9、操作完毕。
二十、6313（南翼采区1#变一回）线路拆除安措、恢备、投运
1、拆除6313负荷侧X#接地线一组。
2、查送电范围内确无接地和短路现象。
3、将刀闸机械闭锁由“检修”位置打到“分断闭锁”位置。
4、查6313开关确在分闸位置。
5、合上6313甲刀闸，查确已合好。
6、合上6313乙刀闸，查确已合好。
7、将刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“工作”位置。
8、查6313开关保护确已按规定全部投入
9、合上6313开关。
10、查6313开关确在合闸位置。
11、操作完毕。
二十一、6KV Ⅱ段母线停运、解备、做安措
1、查6KVⅡ段馈线负荷全部确在冷备用状态。（见注*）
2、将6100母联闭锁备自投压板投入。
3、查6100母联开关在分闸位置。
4、拉开6100Ⅱ刀闸，查确已拉开。
5、拉开6100Ⅰ刀闸，查确已拉开。
6、查6201开关确已不带负荷运行。
7、断开6201开关。
8、查6201开关确在分闸位置。
9、拉开6201甲刀闸，查确已拉开。
10、检查6320开关确在分闸位置。
11将6320刀闸机械闭锁由“工作”位置打到“分断闭锁”位置
12、拉开6320乙刀闸，查确已拉开。
13、拉开6320甲刀闸，查确已拉开。
14、检查6230开关确在分闸位置。
15、拉开6230甲刀闸，查确已拉开。
16、断开6202 PT二次空气开关。
17、取下6202高压保险。
18、断开6216低压侧空开。
19、取下6216高压保险。
20、在6KVⅡ段母线上验明三相确无电压。
21、在6KVⅡ段母线上装设X#接地线一组。
22、操作完毕。
注*：母线停运，应先将该段母线上所有馈线负荷倒走，依次将该段馈线回路全部停运、解备后，停运母线。二
十二、6KV Ⅱ段母线拆除安措
1、拆除6KVⅡ段母线上X#接地线一组。
2、操作完毕。
二十三、6KV Ⅱ段母线恢备、投运
1、查6KVⅡ段母线送电范围内确无接地和短路现象。
2、装上6202高压保险。
3、合上6202 PT二次空气开关。
4、装上6216高压保险
5、查2#主变确已带电运行。
6、查6201开关确在分闸位置。
7、合上6201甲刀闸，查确已合好。
8、合上6201开关。
9、查6201开关确在合闸位置。
10、查6KV Ⅱ段电压指示正常
11、查6100母联开关在分闸位置。
12、合上6100Ⅰ刀闸，查确已合好。
13、合上6100Ⅱ刀闸，查确已合好。
14、退出6100母联闭锁备自投压板。
15、检查6230开关确在分闸位置。
16、合上6230甲刀闸，查确已合好。
17、检查6320开关确在分闸位置。
18、合上6320乙刀闸，查确已合好。
19、合上6320甲刀闸，查确已合好。
20、将刀闸机械闭锁由“分断闭锁”位置打到“工作”位置
21、操作完毕。
二十四、6102（I段电压互感器）停运、解备
1、查车3500母联开关确在热备用状态
2、合上车3500母联开关
3、查车3500母联开关确在合闸位置
4、查6100母联开关确在热备用状态
5、合上6100母联开关
6、查6100母联开关确在合闸位置
7、投入6100母联闭锁备自投压板
8、将6102 PT并列切换开关由“分列”位置打到“并列”位置
9、查6KVⅠ、Ⅱ段PT确已并列
10、拉开6102二次电压空气开关，查确在分闸位置
11、拉开6102甲刀闸，查确已拉开
12、操作完毕
二十五、6102（I段电压互感器）恢备、投运
1、查6102二次电压空气开关确在分闸位置
2、合上6102甲刀闸，查确已合好
3、合上6102二次电压空气开关，查确已合好
4、将6102PT并列切换开关由“并列”位置打到“分列”位置
5、查6KVⅠ、Ⅱ段PT确已分列
6、退出6100母联闭锁备自投压板
7、拉开6100母联开关
8、查6100母联开关确在分闸位置
9、拉开车3500母联开关
10、查车3500母联开关确在分闸位置
11、操作完毕
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