规范电气倒闸操作、认真开展“百日”安全活动[精选多篇]

第一篇：规范电气倒闸操作、认真开展“百日”安全活动

规范电气倒闸操作、认真开展“百日”安全活动

热电运行电气甲班，认真学习“百日”安全活动的通知，在班长的带领下，继续做好安全基础工作，规范电气倒闸操作，决战100天，确保电气运行操作安全。

根据活动要求，电气甲班高度重视和学习，人人算好安全账，人人站好规范岗。在专业主任的指导监督下，班组规范电气倒闸操作，从每一个操作程序，每一个操作任务，每一个操作步骤，每一个操作行为进行规范。班长组织副值和助手练习操作票的填写和操作的演练，对监护人加强行为指导，真正做到操作监护。通过对值班人员操作行为的规范，使大家加强了安全意识，规范值班操作中的行为，提高操作技能，确保操作安全。

热电运行电甲魏XX

2013年9月29日

第二篇：电气倒闸操作票

电气倒闸操作票

编号_______

单位：风力发电有限公司

****年**月**日

模拟预演

下令时间

下令人：

受令人：

操作时间

****年**月**日

时

分

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

√

√

顺序

操作项目

时

分

备注：

操作人：

监护人：

值班负责人：

评语：___________________________________________________

第三篇：电气设备倒闸操作规范

电气设备倒闸操作规范

为了更好的执行《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分），进一步用规范电气设备倒闸操作，确保人身、电网和设备的安全，提高管理水平，特制定本规范。适用范围

1.1 本规程规定了电气倒闸的基本要求和原则、基本步骤、遥控操作以及操作票的管理等。对倒闸操作的发受令、填票、审核、执行、复查、总结等全过程作了具体的规定。

1.2 倒闸操作时电气设备状态的转换、变更一次系统运行结线方式、继电保护定值调整、装置的启停用、二次回路切换、自动装置投切、切换试验等所进行的操作执行过程的总称。

1.3 本规程适用于江苏电力公司管辖范围内调度、500KV 及以下变电所、配电网和发电厂升压站所有电气设备的倒闸操作和管理。

1.4 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。引用标准

2.1 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）DL408 － 91

2.2 《国调中心调度规程》

2.3 《华东电力系统调度规程》

2.4 《江苏省电力系统调度规程》

2.5 华东电网 500 千伏变电所“两票”执行规定（试行）（1993 年）

2.6 苏电安 [1998]300 号文《关于电气操作票、工作票执行和合格率统计办法的规定》

2.7 江苏电力公司《无人值班变电所运行管理导则》（苏电生 [1999]1133 号文）

2.8 华东《关于加强供电运行工作的若干意见》常用操作术语

3.1 常用操作标准设备名称

主变、所用变(厂变)、开关、闸刀(刀闸)、接地闸刀(刀闸)

、母线、线路、压变、流变、电缆、避雷器、电容器、电抗器、消弧线圈、令克(跌落熔断器)、保护。

3.2 常用操作术语

3.2.1 开关、闸刀（刀闸）、接地闸刀（刀闸）、令克：合上、拉开

3.2.2 接地线：装设（挂）、拆除

3.2.3 各种熔丝：放上、取下

3.2.4 继电保护及自动装置：启用、停用

3.2.5 压板：放上、取下、投入、推出、或从 XX 位置切至位置，短路并接地。

3.2.6 交直流回路各种转换开关 ：从 XX 位置切至 XX（二次插件：插入、拔出）。

3.2.7 二次空气开关：合上、分开

3.2.8 二次回路小闸刀：合上、拉开

3.2.9 小车、中置开关：有 XX 位置拉、推或摇至 XX 位置倒闸操作基本要求

4.1 调度操作指令要由有权发布指令的调度值班员（所属调度单位发文公布）发布；操作人和监护人必须由上级部门批准并公布的合格人员担任。

4.2 现场一次、二次设备要有明显标志，包括设备命名、编号、铭牌、操作转动方向、切换位置的指示以及区别电气相色的标色。

4.3 变电所、中心集控站、发电厂电气控制室或集控室要有与现场设备实际接线一致、运行状况相符的模拟操作图，二次回路原理和展开图。一次模拟图上应能表明主要电气设备的命名编号、实际状况和接地线的装设位置。

4.4 倒闸操作要有明确、合格的操作依据（调度下达或根据工作票要求）。

4.5 要有统一的、确切的调度术语和操作术语，并使用普通话。

4.6 要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置、专用的接地线装设地点）。一次设备应设有可靠的电气防误装置。倒闸操作原则

5.1 操作指令

5.1.1 倒闸操作必须根据值班调度员、值长或值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行。在发布和接收操作指令时，必须互报单位、姓名、严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语、操作术语和设备双重名称。

5.1.2 调度操作指令下达分口头和书面两种方式。操作任务有综合操作和逐项操作两种形式。

5.1.2.1 调度员在预发、审核、正式发令执行操作任务票前，均应明确操作目的，核对系统模拟图（及 CRT上电气结线图）、核对设备停电申请批复单、核对现场实际情况，征求操作意见，以确保其正确性。

5.1.2.2 计划停送电操作，应采用书面形式，由调度提前一值预先填写操作任务票，并审核正确后预发。预发适应间讲清操作目的和内容、预告操作时间，由运行值班员预先填写、审核倒闸操作票。预发时应讲清操作目的和内容、预告操作时间，由运行值班员预先填写、审核倒闸操作票。

5.1.2.3 事故处理、电网及设备紧急情况下的停送电操作或属单项综合操作时，调度可采用口头指令方式下达，正常操作一般不得发布口头指令。如因其他特殊原因发布口令时，影响运行人员说明，并填写倒闸操作票。

5.1.2.4 调度预发操作任务票，可采用电话传真、计算机网络远传等方式下达，但现场接令值班员在接到任务票后，应再打印出的原始件上签名并向调度电话复诵无误，保存并做好相关记录。

5.1.3 当电气设备（线路）停电检修，调度在下达操作任务指令时，应做到：

5.1.3.1 对线路检修，调度指令最后发布到线路处于检修状态，然后发布检修开工令。

5.1.3.2 对发电厂、变电所母线检修，调度指令最后发布到母线处于检修状态（母线无接地闸刀者除外），然后发布检修开工令。

5.1.3.3 对发电厂、变电所电气设备检修，调度发令操作至冷备用状态，并发布转入检修状态许可令。

5.1.3.4 对调度发令至检修状态的指令，现场运行值班员应将所有相关操作项目（包括接地线装设等安全措施操作）均填入倒闸操作票，并在接到正式令后一次执行完毕，做好安全措施。

5.1.3.5 对调度只发令至冷备用状态的电气设备检修，现场值班员应按工作票要求填写安全措施操作票，在接到调度发布检修状态许可令后，完成安全措施 的布置工作。

5.1.3.6 设备检修，其接地线（接地闸刀）的装设数量和地点，由现场负责。当工作结束，变电所自行拆除上述安全措施后（在调度操作任务票中下达的接地装设操作项目，须待调度发令操作拆除），向调度汇报竣工。

5.2 操作票

5.2.1 值班人员所进行的一切倒闸操作（除本规范第 5.2.5条规定外），包括根据调度口头指令所进行的操作和根据工作票所进行的验电、装拆接地线、取放控制回路保险器等操作，均需填写倒闸操作票（格式见附录 A）。

5.2.2 一张操作票只能填写一个操作任务。一个操作任务只根据同一个调度命令所进行的一次不间断操作。

5.2.3 倒闸操作票须连号使用。

5.2.4 对单人值班变电所，倒闸操作票由发令人向值班员用电话等方式传达。值班员应根据传达，填写操作票，复诵无误，并在“审核人”签名处填入发令人的姓名。

5.2.5 下列操作可以不用操作票，单应记入运行日志中

5.2.5.1 事故处理；

5.2.5.2 拉、合开关的单一操作（包括限电操作）；

5.2.5.3 拉开接地闸刀或拆除全所（厂）仅有的一组接地线；

5.2.5.4 主变有载调压操作

5.3 操作基本规定

5.3.1 下列情况下一般不进行系统正常倒闸操作；

5.3.1.1 交接班时；

5.3.1.2 系统发生事故或异常时；

5.3.1.3 雷电时（注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控操作）

5.3.2 倒闸操作的顺序

5.3.2.1 线路及两台以上的主变停电必须按开关--非母线侧闸刀--母线侧闸刀的顺序进行操作。送电顺序与此相反。

5.3.2.2 单台主变停电操作，中、低压侧必须按照开关--母线侧闸刀--主变侧闸刀；高压侧按开关--主变侧闸刀--

母线侧闸刀的顺序进行操作。送电操作顺序与此相反。

5.3.2.3 双母线到闸操作：热倒时，母联开关必须合上，并将其改为非自动，先合上正母（或副母）闸刀，在拉开副母（或正母）闸刀；冷倒时，待操作闸刀的本回路开关必须分开，然后先拉后合母线闸刀。

5.3.2.4 对中性点接地系统的变压器进行停、送电前都应先将中性点接地闸刀合上，操作结束后再根据调度要求对中性点接地方式进行调整。

5.3.3 严防发生下列误操作；

5.3.3.1 误拉、合开关；

5.3.3.2 带接地线（接地闸刀）合闸；

5.3.3.3 带电装设接地线、带电合接地闸刀；

5.3.3.4 带负荷拉、合闸刀；

5.3.3.5 非同期并列；

5.3.4 严禁约时进行停送电。

5.3.5 倒闸操作必须由两人进行，其中对设备较熟悉者担任监护，另一人执行操作。

5.3.6 操作中的异常处理

5.3.6.1 预有危及人身攻击设备安全的情况时，运行值班人员可按有关规程规定进行紧急处理，但处理结束后应立即汇报值班调度员和值班负责人，并做好相关记录。

5.3.6.2 在操作过程中遇有锁打不开等问题时，严禁擅自解锁或更改操作票。必须先停止操作，然后再次检查操作“四核对”内容（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态，下同）的执行情况是否有误，确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处理被操作设备的缺陷。在恢复操作时，必须重新进行“四核对”。若确实需要进行解锁操作的，必须经本单位有权许可解锁操作的领导或技术人员同意后方能进行，并应做好有关记录。

5.3.6.3 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时值班员必须重新进行“四核对”工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。

5.3.6.4 倒闸操作过程因故中断不能进行的，汇报调度后，按其要求进行。操作票可在已操作的最后一项下方盖“已执行”章，并在备注栏内注明原因。

5.3.6.5 当发生带负荷拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或拉开）。倒闸操作的基本步骤、规范及要求

6.1 倒闸操作基本步骤

所有电气倒闸操作，均必须严格按照以下十二项步骤执行。

6.1.1 调度预发操作任务，值班员接受并复诵无误；

6.1.2 操作人查对模拟图板，填写操作票；

6.1.3 审票人审票，发现错误应由操作人重新填写；

6.1.4 监护人与操作人相互考问和预想；

6.1.5 调度正式发布操作指令，并复诵无误；

6.1.6 按操作步骤逐项操作模拟图，核对操作步骤的正确性；

6.1.7 准备必要的安全工具、用具、钥匙、并检查绝缘板、绝缘靴、令克棒、验电笔等；

6.1.8 监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相付；

6.1.9 监护人确认无误后，发出允许操作的命令“对，执行”；操作人正式操作，监护人逐项勾票；

6.1.10 对操作后设备进行全面检查；

6.1.11 向调度汇报操作任务完成并做好记录，盖“已执行”章；

6.1.12 复查、评价、总结经验。

6.2 倒闸操作规范及要求

6.2.1 预受操作任务、明确操作目的6.2.1.1 调度预发指令，应由副值及以上人员受令，发令人先互通单位姓名。发、受操作指令应正确、清晰，并一律使用录音电话、普通话和正规的调度术语。受令人应将调度指令内容用钢笔或圆珠笔写在运行记事簿内，在调度预发结束后，受令人必须复诵一遍，双方认为无误后，预发令即告结束。通过传真和计算机网络远传的调度操作任务票也应进行复诵、核对，且受令人须在操作任务票上亲笔签名保存。

6.2.1.2 倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，及设备名称和编号。旁路、母联、分段开关应标注电压等级。

6.2.1.3 发令人对其发布的操作任务的安全性、正确性负责，受令人对操作

任务的正确性富有审核把关责任，发现疑问应及时向发令人提出。对直接威胁设备或人身安全的调度指令，值班员有权拒绝执行，并应把拒绝执行指令的理由向发令人指出，油气决定调度指令的执行或撤销。必要时可向发令人上一级领导报告。

6.2.2 填写操作票

6.2.2.1 受令后，当值正、副值班员一起核对实际运行方式、一次系统模拟结线图，明确操作任务和操作目的，核对操作任务的安全性、必要性、可行性及正确性，确认无误后，即可开始填写操作票。

6.2.2.2 填票人应根据操作任务对照一次系统模拟图及二次保护及设备等方面的资料，认真细心、全面周到、逐项填写操作步骤，填写完毕应自行对照审核，在填票人栏内亲笔签名后校正值审核。

6.2.2.3 倒闸操作票票面字迹应清洁、整洁。签名栏必须由值班员本人亲自签名，不得代签或漏签。

6.2.2.4 下列各项应作为单独的项目填入操作票内：

（1）拉、合开关

（2）拉、合闸刀

（3）为了防止误操作，在操作前对有关设备的运行位置所必需进行的检查项目 , 并应做到在检查后立即进行操作。

对于其它操作项目，在操作后检查操作情况是否良好，可不作为单独的项目填写，而只要在该项操作项目的后面注明，单检查后必须打“ 勾”。

（4）验电及装设、拆除接地线的明确地点及接地线的编号（拉、合接地闸刀的编号），其中每处验电及装设地线（含接地闸刀）应作为一个操作项目填写。填写接地线编号只要在该项的最后注明即可，如：“在XX 验明三相确无电压后装设接地线一组（1#）”。

（5）检修结束后恢复送电前，对送电范围内是否有遗留接地线（接地闸刀）等进行的检查。

（6）两个并列运行的回路当需停下其中一回而将负荷移至另一回时，操作前对另一回路所带负荷及回路情况进行检查。

(7)取下、放上控制回路、电压互感器回路保险器。

（8）切除保护回路压板和用专用高内阻的电压表检验出口压板两端无电压后投入保护压板。同时切除和投入多块压板可作为一个操作项目填写，但每投、切一块压板时应分别打“勾”。

（9）投入、切出同期开关。

（10）设备二次转（切）换开关、方式选择开关的操作。

（11）一次设备倒排，响应电压回路的切换操作。

（12）微机保护定值更改后，核对定值是否正确。

6.2.2.5 操作票中下列三项不得涂改：

（1）设备名称编号和状态；

（2）有关参数（包括保护定值参数、调度正令时间、操作开始时间）

（3）操作“动词”。

6.2.2.6 在一项操作任务中，如同时需拉开几个开关时，允许在先行拉开几个开关后再分别拉开闸刀，但拉闸刀时必须在每检查一个开关的相应位置后，随即分别拉开对应的两侧闸刀。

6.2.2.7 操作票不得使用典型操作票及专家系统自动生成（不含调度操作任

务票）。

6.2.3 审核操作票

6.2.3.1 当值整值对操作票进行全面审核，对照模拟图板对一次设备的操作步骤进行逐项审核，看是否符合操作任务的目的。审核二次回路设备的相应切换是否正确、是否满足运行要求。

6.2.3.2 审核发现有误，应有填票人进行重新填写，并将原票加盖“作废”章。

6.2.3.3 审核结束，票面应正确无误，审核人在审核栏亲笔签名。

6.2.3.4 填票人和审核人不得为同一人。

6.2.3.5 交接班时，交班人员应将本值未执行操作票主动移交，并交待有关操作注意事项；接班负责人对上一值移交的操作票重新进行审核和签名，并对操作票的正确性负责。

6.2.4 监护人与操作人相互考问和预想

监护人和操作人将填好的操作票到模拟图上进行核对，提出操作中可能遇到的问题（如设备操作不到位、拒动、联锁发生问题等），作好必要的思想准备，查找一些主观上的原因（如操作技能、掌握设备性能、设备的具体位置等）。

6.2.5 调度正式发布操作命令

6.2.5.1当值调度发令操作，必须由正值接令。调度发令时，双方先互通单位姓名，受令人分别将发令调度员及受令值班员填写在相应栏目内。发令调度员将操作任务的编号、操作任务、发令时间一并发给受令人，受令人填写正令时间，并向调度复诵一遍，经双方核对确认无误后，调度员发出“对，执行”的操作命令，即告发令结束，值班员方可操作。

6.2.5.2 操作人、监护人在操作票中签名，监护人填写操作开始时间，准备模拟预演。

6.2.5.3 值班调度员预发的操作票有错误或需要更改，或因运方发生变化不能使用时，应通知运行单位作废，不得在原操作票上更改或增加操作任务项。调度作废的票应加盖“调度作废”章，并在备注栏内注明调度作废时间、通知作废的调度员姓名和受令人姓名。

6.2.6 模拟预演

6.2.6.1监护人手持操作票与操作人一起进行模拟预演。监护人根据操作票的步骤，手指模拟图上具体设备位置，发令模拟操作，操作人则根据监护人指令核对无误后，复诵一遍。当监护人再次确认无误后即发出“对，执行”的指令，操作人即对模拟图板上的设备进行变位操作。

6.2.6.2 模拟操作步骤结束后，监护人、操作人应共同核对模拟操作后系统的运行方式、系统接线是否符合调度操作任务的操作目的。

6.2.6.3 模拟操作必须根据操作票的步骤逐项进行到结束，严禁不模你预演就进行现场操作。

6.2.7 准备和检查操作工器具

6.2.7.1 检查操作所需使用的有关钥匙、红绿牌，并由监护人掌管，操作人携带好工器具、安全用具等。

6.2.7.2 对操作中所需使用的安全用具进行检查，检查试验周期及电压等级是否合格且符合规定 ，另外，还应检查外观是否有损坏，如手套是否漏气、验电器试验声光是否正常。

6.2.7.3 检查操作录音设备良好。

6.2.8 核对设备，唱票复诵

6.2.8.1 操作人携带好必要的工器具、安全用具等走在前面，监护人手持操作票及有关钥匙走在后面。

6.2.8.2 监护人、操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作任务进行操作前的站位和对，核对设备名称、编号、间隔位置及设备实际情况是否与操作任务相符。

6.2.8.3 核对无误后，监护人根据操作步骤，手指设备名称编号高声发令，操作人听清监护人指令后，手指设备名称牌和对名称编号无误后高声复诵，监护人再次核对无误后，即发“对，执行”的命令。

6.2.9 正式操作，逐项勾票

6.2.9.1 在操作过程中，必须按操作顺序逐项操作、逐项打勾，不得漏项操作，严禁跳项操作。

6.2.9.2 操作人得到监护人许可操作的指令后，监护人将钥匙交给操作人，操作人方可开锁将设备一次操作到位，然后重新将锁锁好，将钥匙交会监护人手中。监护人应严格间互操作人的整个操作动作。每项操作完毕后，监护人须即时在该项操作步骤前空格内打勾。

6.2.9.3 每项操作结束后都应按规定的项目进行检查，如检查一次设备操作是否到位，三相位置是否一致，操作后是否留下缺陷，检查二次回路电流端子投入或退出是否—致、与—次方式是否相符，压板是否拧紧，灯光、信号指示是否正常，电流、电压指示是否正常等。

6.2.9.4 没有监护人的指令，操作人不得擅自操作。监护人不得放弃监护工作，而自行操作设备。

6.2.10 全面复查，核对图板

6.2.10.1 操作全都结束后，对所操作的设备进行—次全面检查，以确认操作完整无遗漏，设备处于正常状态。

6.2.10.2 在检查操作票全部操作项目结束后，再次与一次系统模拟图核对运行方式，杭查被操作设备的状态是否已达到操作的目的。

6.2.10.3 监护人在倒闸搬作票结束时间栏内填写操作结束时间。

6.2.11 操作结束

6.2.11.1l 检查完毕，监护人应立即向调度员或集控中心站值班员、发电厂值长汇报： XX 时 XX 分已完成 XX操作任务，得到认可后在操作顺序最后一项的下一行顶格盖“已执行”章，即告本张操作票操作已全部执行结束。

6.2.11.2 操作票操作结束，由操作人负责做好运行日志、操作任务等相关的运行记录，并按规定规定保存。

6.2.12 复查评价，总结经验

操作工作全部结束后，监护人，操作人应对操作的全过程进行审核评价，总结操作中的经验和不足，不断提高操作水平。监控系统的遥控操作

7.1 遥控操作的基本原则

7.1.1 集控中心站的遥控操作必须严格执行唱票、复诵和录音制度，遥控操作必须由两人进行，副值操作，正值监护。

7.1.2 集控中心站可以进行以下遥控操作：

(1)拉、合开关；

(2)拉、合主变中性点接地闸刀；

(3)主变有载调压开关及消弧线圈档位调整；

(4)电容器组的投、切；

(5)所用电源切换 ；

(6)继电保护及自动较置远方更改定值及保护停启用；

(7)微机直流屏浮充电流的调整。

上述遥控操作完毕，集控中心站模拟图板应作相应变更。

7.1.3 具备远方更改保护定值及保护停启用的变电所，正常操作一般由调度发令至集控中心站执行。集控中心站在操作完毕后，必须认真检查核对，确认更改是否成功，并向调度汇报，做好有关记录。

7.1.4 当遥控操作失败后，集控中心站值班员应立即汇报调度，同时通知操作班到现场进行处理。

7.2 操作方式选择开关(遥控压板)的管理

7.2.1 正常运行时，变电所所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关(遥控压板)必须置于“遥控”(投入)位置，：有控制开关的应将其置规定位置。

7.2.2 开关转冷备用或检修状态时，开关拉开后，操作人员应先将方式选择开关(遥控压板)切至”近控”(退出)位置，控制开关切虽“分闸后”位置，再操作闸刀，当开关恢复至运行 { 或热备用)状态后，再将方式选择开关(遥控压板)切至“遥控”(投入)位置。

7.2.3 设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由集控中心站值班员通知现场运行人员，将方式选择开关(遥控压板)切至“遥控”(投入)位置。试验完毕后。由现场运行人员立即将其恢复原位。

7.2.4 事故处理和遥控操作失灵需要操作人员进行现场操作时，操作人员应先将方式选择开关(遥控压板)切至“近控”(退出)位置后再进行操作。操作完毕后，应根据设备运行方式，确定方式选择开关(遥控压板)的正确位置。操作票的管理

8.1 倒闸操作票(包括安全措施操作票)

应统—编号、统一发放，生产现场不得有同编号的操作票。微机开票亦应遵循连号原则，不得重复，不得提供改号功能。

8.2 每月已执行和作废的操作票均要按自然编号排列，装上封面归档保存，倒闸操作票的保存期为—个检查周期。

8.3 操作栗票面统—使用以下印章：

已执行、作废、调度作废、合格、不合格

8.4 操作票正确性的评议包括票面和执行两个部分。凡不符合本规范有关操作票填写、执行规定，操作票缺号、问号，降低安全标准或发生操作错误者，一经发现均应统计为错票。

8.5 当班值班负责人应对上一班已执行的操作票进行评议，票面正确，评议人在操作票备注栏中盖“合格”评议章并签名；对于存在问题的操作票，应报变电所所长(或运行班长)进—步加以审核，如确为错票，应加盖“不合格”评议章并签名，同时应在操作票备注栏说明原因，一份操作栗超过一页时，评议章盖在最后一页。

8.6 运行班长或技术员每月应对全所操作期汇总、统计、审核、评析。对存在的问题应在运行分析会上进行认真分析，提出外对措施。

8.7 操作票合格率的计算办法：

月合格率 = 该月已执行合格票数 / 该月应执行的总票数 * 100 ％其中，该月应执行的总渠数 = 该月已执行合格票数 + 该月己执行不合格票数 + 应开未开的操作票数 本月预发和填写的操作票，本月发令执行，但执行时间跨月的，统计在本月；隔月发令执行的，统计在”下月。

附录：倒闸操作票、安全措施操作票样式（略）

备注：安措票工作结束时间：指检修工作结束并经验收合格后，值班负责人下令拆除安全措施的时间。

第四篇：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

3.1 220KV #02启备变由热备用转检修 3.2 220KV #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

8.1 220V直流系统操作

8.1.1 #3机220V直流B充电器倒至A充电器运行 8.1.2 8.1.2.#3机220V直流蓄电池充放电退出运行 8.1.3 8.1.3.#3机220V直流蓄电池充放电投入运行 8.2 110V直流系统操作

8.2.1 集控室#3机110v直流#1蓄电池组投入运行步骤 8.2.2 8.2.2.集控室#3机110v直流#1蓄电池组退出运行步骤

8.2.3 8.2.3.集控室#3机110v直流#1蓄电池组由3A充电柜倒至备用充电柜充电的步骤 8.2.4 8.2.4.升压站110v直流#1蓄电池组投入运行步骤 8.2.5 8.2.5.升压站110v直流#1蓄电池组退出运行步骤

9．煤灰脱硫6KV、400V操作

9.1 ＃3机停运，二期脱硫6KVA段切至由联络开关供电

9.2 #3机脱硫低压变A拆除安全措施恢复400V脱硫PCA段正常供电，备用电源开关恢复热备用9.3.＃3机6KVA段停电，煤灰6KVⅡA段由联络开关供电

9.4.＃3机6KVA段恢复正常运行，煤灰6KVⅡA段由联络开关供电恢复正常运行方式 9.5.电除尘备变PC段停电并设安全措施

9.6 电除尘备用段撤除安全措施并送电恢复正常运行方式 9.7.输煤变A停电，400V输煤A段倒由联络开关运行

9.8.输煤变恢A恢复送电400V输煤A段由联络开关运行倒至正常运行方式

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 1.1.1 1.1.2 1.1.3 1.1.4 1.1.5 1.1.6 1.1.7

关。1.1.8 1.1.9 1.1.10 1.1.11 1.1.12

关。1.1.13 1.1.14 1.1.15 1.1.16 1.1.17 1.1.18 1.1.19 1.1.20 1.1.21 1.1.22 1.1.23 1.1.24 1.1.25 1.1.26 1.1.27 1.1.28 1.1.29 1.1.30 1.1.31 1.1.32 1.1.33 1.1.34 1.1.35 1.1.36

检查#3发变组所有检修工作已结束，工作票已收回 拆除在发电机出口避雷器处挂的＃ 接地线一组 拖出＃3机6KV工作A段工作电源进线开关所属接地小车 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关送至“隔离”位置 检查＃3机6KV工作A段工作电源进线开关各部良好

送上＃3机6KV工作A段工作电源进线开关开关所属控制、保护、加热等电源小开关 装上＃3机6KV工作A段工作电源进线PT一次保险，将其送入工作位置，合上二次小开拉开＃3机6KV工作B段工作电源进线开关所属接地小车 将＃3机6KV工作B段工作电源进线开关送至“隔离”位置 检查＃3机6KV工作B段工作电源进线开关各部良好

送上＃3机6KV工作B段工作电源进线开关所属控制、保护、加热等电源小开关

装上＃3机6KV工作B段工作电源进线PT一次保险，将其送入工作位置，合上二次小开在#3机脱硫变低压侧开关处将接地小车拖出柜外 将#3机脱硫变工作电源进线开关推至“隔离”位置

送上#3机脱硫变工作电源进线开关所属控制、保护、加热等电源小开关 合上#3发变组203间隔刀闸、接地刀闸动力电源开关 拉开#3发变组接地刀闸203－D1 检查#3发变组接地刀闸203－D1三相确已拉开 拉开#3发变组接地刀闸203－D2 检查#3发变组接地刀闸203－D2三相确已拉开 拉开#3发变组203间隔刀闸、接地刀闸动力电源开关 确认#3发变组所有临时安全措施已全部拆除 确认#3发电机组绝缘测量合格（试验人员交代明确）确认#3主变绝缘测量合格（试验人员交代明确）确认#3高厂变绝缘测量合格（试验人员交代明确）确认#3机脱硫变绝缘测量合格（试验人员交代明确）确认#3机励磁变绝缘测量合格（试验人员交代明确）检查#3机组主变压器出口避雷器各部良好 合上#3主变中性点接地刀闸3-D20 检查#3主变中性点接地刀闸3-D20确已合好

确认#3主变冷却装置交流电源

（一）已送上（汽机400VPCA段）确认#3主变冷却装置交流电源

（二）已送上（汽机400VPCB段）检查#3主变冷却装置动力、控制电源已送上

检查#3主变冷却装置油泵方式﹑风扇组方式选择“自动” 试验#3主变冷却装置运转正常、油流表指示正确 确认主变低压侧套管座放液阀A、B、C三相在“开” 4 1.1.37 检查已投入#3主变在线检测装置，且无异常报警 1.1.38 复查#3主变控制箱内控制、动力小开关确已送好 1.1.39 检查#3主变呼吸器干燥剂未饱和

1.1.40 确认#3高厂变冷却装置交流电源

（一）已送上（汽机400VMCC1A）1.1.41 确认#3高厂变冷却装置交流电源

（二）已送上（汽机400VMCC1B）1.1.42 检查#3高厂变冷却风扇动力、控制电源已送上 1.1.43 试验#3高厂变冷却风扇运转正常 1.1.44 检查#3高厂变呼吸器干燥剂未饱和

1.1.45 检查已投入#3高厂变在线检测装置，且无异常报警 1.1.46 确认#3高厂变低压侧套管座放液阀A、B、C三相在“开” 1.1.47 复查#3高厂变控制箱内控制、动力小开关确已送好

1.1.48 确认#3脱硫变冷却装置交流电源

（一）已送上（汽机400VMCC1A）1.1.49 确认#3脱硫变冷却装置交流电源

（二）已送上（汽机400VMCC1B）1.1.50 检查#3脱硫变冷却风扇动力、控制电源已送上 1.1.51 试验#3脱硫变冷却风扇运转正常 1.1.52 检查#3脱硫变呼吸器干燥剂未饱和

1.1.53 检查已投入#3脱硫变在线检测装置，且无异常报警 1.1.54 确认#3脱硫变低压侧套管座放液阀A、B、C三相在“开” 1.1.55 复查#3脱硫变控制箱内控制、动力小开关确已送好 1.1.56 检查#3励磁变各部良好，无妨碍送电物 1.1.57 送上#3励磁变冷却风机电源，试转良好 1.1.58 检查#3励磁变温控器工作良好

1.1.59 检查#3机3PT1各部良好，无妨碍送电物 1.1.60 检查#3机3PT1A相一次保险在压且导通良好 1.1.61 将#3机3PT1A相小车推至“工作”位置并锁定 1.1.62 检查3PT1A相一次触头接触良好

1.1.63 检查#3机3PT1B相一次保险在压且导通良好 1.1.64 将#3机3PT1B相小车推至“工作”位置并锁定 1.1.65 检查3PT1B相一次触头接触良好

1.1.66 检查#3机3PT1C相一次保险在压且导通良好 1.1.67 将#3机3PT1C相小车推至“工作”位置并锁定 1.1.68 检查3PT1C相一次触头接触良好 1.1.69 检查#3机3PT2各部良好，无妨碍送电物 1.1.70 检查#3机3PT2A相一次保险在压且导通良好 1.1.71 将#3机3PT2A相小车推至“工作”位置并锁定 1.1.72 检查3PT2A相一次触头接触良好

1.1.73 检查#3机3PT2B相一次保险在压且导通良好 1.1.74 将#3机3PT2B相小车推至“工作”位置并锁定 1.1.75 检查3PT2B相一次触头接触良好

1.1.76 检查#3机3PT2C相一次保险在压且导通良好

1.1.77 1.1.78 1.1.79 1.1.80 1.1.81 1.1.82 1.1.83 1.1.84 1.1.85 1.1.86 1.1.87 1.1.88 1.1.89 1.1.90 1.1.91 1.1.92 1.1.93

QF2 1.1.94 1.1.95 1.1.96 1.1.97 1.1.98 1.1.99 1.1.100 1.1.101 1.1.102 1.1.103 1.1.104 1.1.105 1.1.106 1.1.107 1.1.108 1.1.109 1.1.110 1.1.111 1.1.112 1.1.113 1.1.114 将#3机3PT2C相小车推至“工作”位置并锁定 检查3PT2C相一次触头接触良好 检查#3机3PT3各部良好，无妨碍送电物 检查#3机3PT3A相一次保险在压且导通良好 将#3机3PT3A相小车推至“工作”位置并锁定 检查3PT3A相一次触头接触良好

检查#3机3PT3B相一次保险在压且导通良好 将#3机3PT3B相小车推至“工作”位置并锁定 检查3PT3B相一次触头接触良好

检查#3机3PT3C相一次保险在压且导通良好 将#3机3PT3C相小车推至“工作”位置并锁定 检查3PT3C相一次触头接触良好 检查#3发电机出口避雷器A相各部良好 检查#3发电机出口避雷器B相各部良好 检查#3发电机出口避雷器C相各部良好

合上#3发电机出口电压互感器TV01至发电机测量表计和励磁电压AVR1及同期回路二次电合上合上#3发电机出口电压互感器TV01至故障录波器、发变组保护A柜二次电压小开关合上#3发电机TV02至发变组保护B柜二次电压小开关QF4 合上#3发电机TV02至发变组保护A柜二次电压小开关QF3 合上#3发电机TV03至发变组保护B柜二次电压小开关QF5 合上#3发电机TV03至励磁NES5100柜AVR2二次电压小开关QF6 合上#3发电机中性点电压互感器TV0至发变组保护A、B柜二次电压小开关QF7 检查#3发电机中性点接地变压器各部连接良好 合上#3发电机中性点接地变压器3G-1刀闸 检查#3发电机工况监视器在良好热备用 检查#3发电机局放检测仪投入良好 检查#3发电机氢气在线检测仪良好热备用

送上封闭母线红外测温装置电源，检查封闭母线温度正常 检查#3发电机氢气冷却器运行良好，放空气门已经放气良好 检查#3发电机定子冷却水投入正常，放空气门已经放气良好 检查#3发电机端部液位监视器正常 检查#3发电机其它各液位监视器正常

检查#3发电机封闭母线微正压装置已投运、压力在设定值范围内 将#3发电机励端出线仓轴冷风机送电启动正常

检查#3发电机励磁系统 按照励磁系统恢复备用检查卡投入 检查#3发电机发变组保护A屏发电机保护按保护卡投入 检查#3发电机发变组保护B屏发电机保护按保护卡投入 检查#3发电机发变组保护C屏发电机保护按保护卡投入 压小开关QF1 6 1.1.115 1.1.116 1.1.117 1.1.118 1.1.119 1.1.120 1.1.121 检查#3发电机发变组保护A、B、C屏各发电机保护装置运行正常无报警 检查#3发变组保护装置正常指示灯亮、保护出口已复归 送上发电机同期装置电源，检查同期装置无异常 确认#3发电机变送器屏电源保险11RD在合闸位置 确认#3发电机电度表屏电源保险11RD在合闸位置 检查厂用电切换装置运行正常，无异常报警信号

检查#3机保护室直流分电屏至发变组保护、同期、厂用电切换装置等负荷开关确已送好 1.1.122 合上#3发变组203开关控制、信号电源小开关4K1、4K2 1.1.123 检查220kV母差保护RCS915-AB跳#3发电机压板投入正确 1.1.124 检查220kV母差保护BP-2C跳#3发电机压板投入正确 1.1.125 检查#3发变组203开关各部良好，液压、气压正常

1.1.126 检查#3发变组203开关钥匙开关方式在“远方”，刀闸、接地刀闸方式开关在“远方”1.1.127 检查#3发变组203开关三相确在“分闸”位置 1.1.128 检查#3发变组203-D1接地刀闸三相确已拉开 1.1.129 检查#3发变组203-2刀闸三相确已拉开

1.1.130 合上#3发变组203间隔刀闸、接地刀闸动力回路电源小开关 1.1.131 合上#3发变组203-1刀闸

1.1.132 检查#3发变组203-1刀闸三相确已合好 1.1.133 检查#3发变组203-1刀闸二次辅助接点切换良好

1.1.134 拉开#3发变组203-1间隔刀闸、、接地刀闸动力回路电源小开关 1.1.135 检查#3发变组203开关CT各部良好，端子箱接线完整，无开路现象 1.1.136 检查#3发变组203开关SF6气体压力正常，无异常报警信号 1.1.137 检查发电机密封油、氢气系统正常

1.1.138 确认#3发电机滑环电刷良好可用，状况完好，且与大轴接触良好 1.1.139 检查大轴接地电刷均在良好可用，状况完好。1.1.140 检查#3机6KV直流分电屏Ｉ各直流负荷开关确已送好 1.1.141 检查#3机6KV直流分电屏ＩＩ各直流负荷开关确已送好 1.1.142 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关摇至“工作”位置

1.1.143 确认＃3机6KV工作A段工作电源进线开关控制、信号、保护、加热电源已送上 1.1.144 将＃3机6KV工作B段工作电源进线开关摇至“工作”位置

1.1.145 确认＃3机6KV工作B段工作电源进线开关控制、信号、保护、加热电源已送上 1.1.146 将#3机脱硫变工作电源进线开关摇至“工作”位置

1.1.147 确认#3机脱硫变工作电源进线开关所属控制、保护、加热等电源小开关已送上 1.1.148 检查#3发变组与厂用电系统实际状态与CRT显示一致 1.1.149 检查#3发变组与厂用电系统无异常报警 1.1.150 复查全部操作正确无误 1.1.151 汇报值长操作完毕

1.2．#3发变组转冷备用

1.2.1 检查#3发电机出口203开关三相在分闸位置 1.2.2 检查#3发电机灭磁开关在断开位置

1.2.3 合上#3发变组203间隔刀闸、接地刀闸动力电源开关 1.2.4 拉开#3发变组203-1刀闸

1.2.5 检查#3发变组203-1刀闸三相确已拉开 1.2.6 拉开#3发变组203-1刀闸动力回路电源小开关 1.2.7 检查#3发电机出口203－2刀闸三相在断开位置 1.2.8 拉开#3发变组203间隔刀闸、接地刀闸动力电源开关 1.2.9 拉开#3发电机出口203开关控制电源Ⅰ 1.2.10 拉开#3发电机出口203开关控制电源Ⅱ

1.2.11 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关摇至“隔离”位置 1.2.12 将＃3机6KV工作B段工作电源进线开关摇至“隔离”位置 1.2.13 将#3机脱硫6KV进线电源开关摇至“隔离”位置 1.2.14 将 #3发电机起励电源开关停电

1.2.15 拉开＃1励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2。1.2.16 拉开＃2励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2 1.2.17 拉开＃3励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2 1.2.18 拉开＃4励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2 1.2.19 复查所有操作无误 1.2.20 汇报值长操作完毕

1.3.#3发变组破坏备用转检修

1.3.1 检查#3发电机出口203开关三相在断开位置 1.3.2 检查#3发电机灭磁开关在断开位置

1.3.3 检查#3发电机出口203－1刀闸三相在断开位置 1.3.4 检查#3发电机出口203－1刀闸动力电源开关在断开位置 1.3.5 检查#3发电机出口203－2刀闸三相在断开位置 1.3.6 检查#3发电机出口203－2刀闸动力电源开关在断开位置 1.3.7 检查＃3机6KV工作A段工作电源进线开关在断开位置 1.3.8 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关摇至“隔离”位置

1.3.9 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关控制、信号、保护、加热电源停电1.3.10 检查＃3机6KV工作B段工作电源进线开关在断开位置 1.3.11 将＃3机6KV工作B段工作电源进线开关摇至“隔离”位置

1.3.12 将＃3机6KV工作B段工作电源进线开关控制、信号、保护、加热电源停电1.3.13 拉开#3发电机出口203开关控制电源Ⅰ 1.3.14 拉开#3发电机出口203开关控制电源Ⅱ 1.3.15 合上#3发变组间隔刀闸、接地刀闸控制电源开关 1.3.16 合上#3发变组接地刀闸203－D1 8

1.3.17 检查#3发变组接地刀闸203－D1三相在合闸位置 1.3.18 合上#3发变组接地刀闸203－D2 1.3.19 检查#3发变组接地刀闸203－D2三相在合闸位置 1.3.20 拉开#3发变组间隔刀闸、接地刀闸控制电源开关 1.3.21 在#3发电机出口避雷器处挂＃ 接地线一组 1.3.22 拉开 #3发电机起励电源开关

1.3.23 拉开＃3机励磁整流装置所有交流侧电源开关QS1 1.3.24 拉开＃3机励磁整流装置所有直流侧电源开关QS2 1.3.25 拉开＃3机励磁装置风扇电源开关

1.3.26 确认＃3机高厂变低压侧A分支开关三相在分闸位置 1.3.27 将＃3机高厂变低压侧A分支开关拖直“隔离”位 1.3.28 确认＃3机高厂变低压侧B分支开关三相在分闸位置 1.3.29 将＃3机高厂变低压侧B分支开关拖直“隔离”位 1.3.30 确认＃3机脱硫变低压侧开关三相在分闸位置 1.3.31 将＃3机脱硫变低压侧开关摇至“隔离”位 1.3.32 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关拖出柜外 1.3.33 验明＃3机6KV工作A段工作电源进线三相确无电压

1.3.34 确认电磁锁解锁，在＃3机6KV工作A段工作电源进线开关柜处将进线接地小车摇至工作位置，锁好柜门

1.3.35 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关控制、信号、保护、加热电源停电 1.3.36 将＃3机6KV工作B段工作电源进线开关拖出柜外 1.3.37 验明＃3机6KV工作A段工作电源进线三相确无电压

1.3.38 确认电磁锁解锁，在＃3机6KV工作B段工作电源进线开关柜处将接地小车推至工作位置，锁好柜门

1.3.39 将＃3机6KV工作A段工作电源进线开关控制、信号、保护、加热电源停电 1.3.40 将＃3机脱硫变低压侧工作电源进线开关拖出柜外 1.3.41 验明＃3机脱硫变低压侧脱硫变工作电源进线三相确无电压 1.3.42 在＃3机脱硫变低压侧工作电源进线开关处将接地小车推至工作位置 1.3.43 将＃3机脱硫变低压侧工作电源进线开关控制、信号、保护、加热电源停电 1.3.44 将#3发电机#1PT三相小车拉至隔离位置 1.3.45 将#3发电机#2PT三相小车拉至隔离位置 1.3.46 将#3发电机#3PT三相小车拉至隔离位置 1.3.47 取下#3发电机出口＃1PT 一次保险 1.3.48 取下#3发电机出口＃2PT 一次保险 1.3.49 取下#3发电机出口＃3PT 一次保险 1.3.50 拉开#3发电机中性点接地刀闸 1.3.51 拉开#3主变中性点接地刀闸 1.3.52 停用#3发电机绝缘监测装置 1.3.53 停用#3发电机局部放电监测仪 1.3.54 隔离氢气湿度在线监测仪

1.3.55 复查所有操作无误，汇报值长

1.4.励磁系统由冷备用转热备用操作（或检查励磁系统在热备用状态）1.4.1 检查励磁系统在冷备用状态。

1.4.2 检查励磁系统灭磁开关FMK在断开位置。1.4.3 合上汽机MCCⅡ上交流启励电源开关 1.4.4 合上汽机MCCⅡ上照明及加热器电源开关 1.4.5 送上励磁直流出线柜交流启励电源Q61 1.4.6 合上照明及加热器电源开关Q11 1.4.7 送上汽机MCC1A上AVR风机电源

（一）1.4.8 送上汽机MCC1B上AVR风机电源

（二）1.4.9 送上励磁整流柜风机

（一）（二）路电源QM1-QM8。1.4.10 合上直流110VA段上灭磁开关操作电源开关1 1.4.11 合上直流110VB段上灭磁开关操作电源开关2 1.4.12 合上灭磁开关柜操作电源开关Q21 1.4.13 合上灭磁开关柜操作电源开关Q22 1.4.14 合上UPS上励磁调节器电源

（一）1.4.15 合上UPS上励磁调节器电源

（二）1.4.16 合上励磁调节器A套交流电源Q1 1.4.17 合上励磁调节器B套交流电源Q2 1.4.18 合上工控机电源Q5 1.4.19 合上直流110V上励磁调节器电源 1.4.20 合上励磁调节器A套直流电源Q3 1.4.21 合上励磁调节器B套直流电源Q4 1.4.22 合上隔离继电器电源Q8 1.4.23 合上各励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2(共4个柜子)。1.4.24 将脉冲控制开关打至“投入”位置 1.4.25 分别合上各整流柜风机动力、控制电源开关 1.4.26 将整流柜两台风机控制方式开关打至“自动”位。1.4.27 将整流柜#

1、#2风机控制开关分别打至“启动”位。1.4.28 检查NES5100调节器运行良好。

1.4.29 将NES5100调节器A套选择为主套、B套选择为从套。检查A套“主/从”灯亮，B套跟踪正常。1.4.30 将励磁调节器控制开关切至远方

1.4.31 检查PSS 控制器控制开关置于“退出”位。

1.4.32 查CRT画面上励磁调节器状态和反馈与控制盘相一致。

1.4.33 检查电力系统自动无功控制（AVC）装置运行正常，选择规定运行方式。1.4.34 复查全部操作正确无误 1.4.35 汇报值长操作完毕

1.5.＃3发电机励磁系统破坏备用

1.5.1 检查发变组已停运，机组已解列，发电机三相电流显示为零。

1.5.2 检查机组DCS画面中，励磁系统在关闭状态，“励磁控制”操作器中“投退励磁”在“退出”位置，励磁电压、电流显示为零。

1.5.3 检查机组DCS画面中，灭磁开关FMK在“断开”位置。1.5.4 检查发电机灭磁开关FMK就地在“断开”位置。

1.5.5 检查发电机励磁系统1～4号整流柜CDP显示正常，“OFF“灯亮。1.5.6 拉开励磁直流出线柜交流启励电源Q61 1.5.7 拉开＃1励磁整流柜风机

（一）（二）路电源小开关QM1、QM2 1.5.8 拉开＃2励磁整流柜风机

（一）（二）路电源小开关QM3、QM4 1.5.9 拉开＃3励磁整流柜风机

（一）（二）路电源小开关QM5、QM6 1.5.10 拉开＃4励磁整流柜风机

（一）（二）路电源小开关QM7、QM8 1.5.11 拉开灭磁开关柜操作电源开关Q21 1.5.12 拉开灭磁开关柜操作电源开关Q22 1.5.13 拉开励磁调节器A套交流电源Q1 1.5.14 拉开励磁调节器B套交流电源Q2 1.5.15 拉开工控机电源Q5 1.5.16 拉开励磁调节器A套直流电源Q3 1.5.17 拉开励磁调节器B套直流电源Q4 1.5.18 拉开隔离继电器电源Q8 1.5.19 拉开＃1励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2。1.5.20 拉开＃2励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2 1.5.21 拉开＃3励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2 1.5.22 拉开＃4励磁整流柜交、直流侧隔离开关QS1、QS2 1.5.23 拉开照明及加热器电源开关Q11 1.5.24 拉开UPS上励磁调节器电源

（一）1.5.25 拉开UPS上励磁调节器电源

（二）1.5.26 拉开直流110V上励磁调节器电源

1.5.27 拉开直流110VA段上灭磁开关操作电源开关1 11 1.5.28 拉开直流110VB段上灭磁开关操作电源开关2 1.5.29 拉开汽机MCCⅡ上交流启励电源开关 1.5.30 拉开汽机MCCⅡ上照明及加热器电源开关 1.5.31 拉开汽机MCC1A上AVR风机电源

（一）1.5.32 拉开汽机MCC1B上AVR风机电源

（二）1.5.33 操作完毕汇报值长

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

2.1.1 确认汽机转速达3000r/min，并且允许并网。2.1.2 确认#3发变组出口203-1（-2）刀闸确已合好。

2.1.3 确认发电机励磁调节柜就地控制盘指示正确，无异常报警。2.1.4 确认发电机励磁调节器控制方式为“远方/自动控制”方式。2.1.5 检查后备盘上“解除同步闭锁开关”-ST在“投入”位置 2.1.6 检查后备盘上“同期开关”-SK在“退出”位置

2.1.7 在DCS画面上点击“发电机程控启动”，选择“方式”操作器，点击“程控” 2.1.8 在“发电机程控启动”界面中，选择“暂停”操作器，点击“继续” 2.1.9 检查发电机进入程控启动状态

2.1.10 确认发电机灭磁开关Q02确已合上，发电机出口电压自动升压至20kV 2.1.11 检查发电机定子电压三相平衡，核对发电机空载励磁电压、电流。

2.1.12 程控启动执行“投入同期装置”且同期开关已投入后，点击“DEH控制”界面中“自动同期”按钮

2.1.13 检查发变组出口开关确已合闸，机组自动带5%额定负荷

2.1.14 在“发电机程控启动”界面中，选择“方式”操作器，点击“复位” 2.1.15 投入主变零序保护跳母联及跳分段压板 2.1.16 停用发电机启停机及误上电保护 2.1.17 汇报值长，发电机并网完成。

2.2 发电机“自动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.2.1 确认机组转速达3000rpm，并且允许并网。2.2.2 确认#3发变组出口203-1（-2）刀闸确已合好

2.2.3 确认发电机励磁调节柜就地控制盘指示正确，无异常报警。2.2.4 确认发电机励磁调节器控制方式为“远方/自动控制”方式。

2.2.5 在DCS画面上点击“励磁控制”，选择“投退励磁”操作器，点击“投入”。2.2.6 确认发电机灭磁开关Q02确已合上，发电机出口电压自动升压至20kV。2.2.7 检查发电机定子电压三相平衡，核对发电机空载励磁电压、电流。2.2.8 检查后备盘上“解除同步闭锁开关”-ST在“投入”位置 2.2.9 检查后备盘上“同期开关”-SK在“退出”位置

2.2.10 DCS画面上点击“同期装置”，选择“同期电压”操作器，点击“投入”。2.2.11 “同期装置”界面中，选择“工作位置”操作器，点击“投入” 2.2.12 “同期装置”界面中，选择“同期开关”操作器，点击“投入” 2.2.13 “DEH控制”界面中，点击“自动同期”

2.2.14 “同期装置”界面中，选择“同期启动”操作器，点击“投入”

2.2.15 认发变组出口开关确已合上，发电机三相电流平衡，机组自动带5％额定负荷。2.2.16 “同期装置”界面中，选择“同期复位”操作器，点击“投入” 2.2.17 “同期装置”界面中，选择“同期开关”操作器，点击“退出” 2.2.18 “同期装置”界面中，选择“同期电压”操作器，点击“退出” 2.2.19 “同期装置”界面中，选择“工作位置”操作器，点击“退出”。2.2.20 投入主变零序保护跳母联及跳分段压板 2.2.21 停用发电机启停机及误上电保护 2.2.22 汇报值长，发电机并网完成。

2.3.发电机“手动方式”升压，自动准同期与系统并列 2.3.1 确认机组转速达3000rpm，并且允许并网。2.3.2 确认发变组出口203-1（-2）刀闸确已合好

2.3.3 确认#3发电机励磁调节器控制方式为“远方”方式。

2.3.4 在DCS画面上点击“励磁控制”，选择“投退励磁”操作器，点击“投入”。2.3.5 确认发电机灭磁开关FMK确已合上，发电机出口电压自动升压至18kV。

2.3.6 在“励磁控制”界面中，选择“增减励磁”操作器，点击“增磁”，将发电机电压缓慢升至20kV。

2.3.7 检查发电机定子电压三相平衡，核对发电机空载励磁电压、电流。2.3.8 检查后备盘上“解除同步闭锁开关”-ST在“投入”位置 2.3.9 检查后备盘上“同期开关”-SK在“退出”位置

2.3.10 在DCS画面上点击“同期装置”，选择“同期电压”操作器，点击“投入”。2.3.11 在“同期装置”界面中，选择“工作位置”操作器，点击“投入” 2.3.12 在“同期装置”界面中，选择“同期开关”操作器，点击“投入” 2.3.13 在“DEH控制”界面中，点击“自动同期”

2.3.14 在“同期装置”界面中，选择“同期启动”操作器，点击“投入”

2.3.15 确认发变组出口开关确已合上，发电机三相电流平衡，机组自动带5％额定负荷。2.3.16 在“同期装置”界面中，选择“同期复位”操作器，点击“投入”

2.3.17 在“同期装置”界面中，选择“同期开关”操作器，点击“退出” 2.3.18 在“同期装置”界面中，选择“同期电压”操作器，点击“退出” 2.3.19 在“同期装置”界面中，选择“工作位置”操作器，点击“退出” 2.3.20 投入主变零序保护跳母联压板 2.3.21 停用发电机启停机及误上电保护 2.3.22 汇报值长，发电机并网完成。

2．4 #3发电机与系统解列操作票 2.4.1 检查厂用电已倒至备用电源供电 2.4.2 检查主变中性点接地刀闸在合 2.4.3 投入发电机启停机及误上电保护 2.4.4 检查发电机有功功率减到15MW以下。2.4.5 将发电机无功功率减到5Mvar以下。2.4.6 汇报调度请示解列机组。

2.4.7 机炉做好机组解列的准备；解除“MFT跳小机”保护。2.4.8 启动主机交流润滑油泵、氢密封备用油泵运行，检查其正常； 2.4.9 检查#3发电机有功已降至接近于“0” 2.4.10 检查#3发电机无功已降至接近于“0”

2.4.11 确认#3机高中压主汽门完全关闭，发电机有功负荷为“0”MW 2.4.12 汽机手动打闸，检查发电机热工保护或逆功率保护动作，发电机自动解列。2.4.13 检查发电机三相电流全部为零，发变组出口开关确已断开，三相位置显示正确。2.4.14 检查厂用电系统运行正常 2.4.15 复归#1发变组保护出口

2.4.16 根据值长命令将发电机破坏备用或转冷备用

3．启/备变倒闸操作票

3．1 220KV #02启备变由热备用转检修 3.1.1.操作预演

3.1.2.检查#3机6KV工作A段备用电源进线30BBA01AA000开关在“工作”位置“分闸”状态3.1.3.检查#3机6KV工作B段备用电源进线30BBB01AA000开关在“工作”位置“分闸”状态3.1.4.检查#4机6KV工作A段备用电源进线40BBA01AA000开关在“工作”位置“分闸”状态3.1.5.检查#4机6KV工作B段备用电源进线40BBB01AA000开关在“工作”位置“分闸”状态3.1.6.在CRT上手动拉开220KV#02启备变219开关00BCT02GT001 3.1.7.将#3机6KV工作A段备用电源进线30BBA01AA000开关摇至“试验”位置 3.1.8.拉开#3机6KV工作A段备用电源进线PT二次小开关 3.1.9.将#3机6KV工作A段备用电源进线PT摇至隔离位置

3.1.10.3.1.11.3.1.12.3.1.13.3.1.14.3.1.15.3.1.16.3.1.17.3.1.18.3.1.19.3.1.20.3.1.21.3.1.22.3.1.23.3.1.24.3.1.25.3.1.26.3.1.27.3.1.28.3.1.29.3.1.30.3.1.31.3.1.32.3.1.33.3.1.34.3.1.35.3.1.36.3.1.37.3.1.38.3.1.39.3.1.40.3.1.41.3.1.42.3.1.43.3.1.44.3.1.45.将#3机6KV工作B段备用电源进线30BBB01AA000开关摇至“试验”位置 拉开#3机6KV工作B段备用电源进线PT二次小开关 将#3机6KV工作B段备用电源进线PT摇至隔离位置 检查220KV #02启备变219开关三相确在“分闸”位置 检查220KV #02启备变219-1刀闸三相确在“分闸”位置 合上220KV #02启备变219-2刀闸动力电源小开关 拉开220KV #02启备变219-2刀闸

检查220KV #02启备变219-2刀闸三相确已拉开 检查220KV #02启备变219-2刀闸二次辅助接点切换良好 拉开220KV #02启备变219-2刀闸动力电源小开关 验明220KV #02启备变219-1刀闸开关侧三相确无电压 装上220KV #02启备变219开关所属接地刀闸闭锁回路保险 打开220KV #02启备变219-D1接地刀闸电磁锁 合上220KV #02启备变219-D1接地刀闸

检查220KV #02启备变219-D1接地刀闸三相确已合好 取下220KV #02启备变219开关所属接地刀闸闭锁回路保险 拉开220KV #02启备变219开关控制、信号电源小开关

检查#3机6KV工作A段备用电源进线30BBA01AA000开关在“试验”位置“分闸”状态 验明#3机6KV工作A段备用电源进线30BBA01AA000开关下静触头三相确无电压 在#3机6KV工作A段备用电源进线柜处推入进线接地小车 确认电磁铁解锁，将进线接地小车摇至“工作”位置

检查#3机6KV工作B段备用电源进线30BBB01AA000开关在“试验”位置“分闸”状态 验明#3机6KV工作B段备用电源进线30BBB01AA000开关下静触头三相确无电压 在#3机6KV工作B段备用电源进线柜处推入进线接地小车 确认电磁铁解锁，将进线接地小车摇至“工作”位置

检查#4机6KV工作A段备用电源进线40BBA01AA000开关在“试验”位置“分闸”状态 验明#4机6KV工作A段备用电源进线40BBA01AA000开关下静触头三相确无电压 在#4机6KV工作A段备用电源进线柜处推入进线接地小车 确认电磁铁解锁，将进线接地小车摇至“工作”位置

检查#4机6KV工作B段备用电源进线40BBB01AA000开关在“试验”位置“分闸”状态 验明#4机6KV工作B段备用电源进线40BBB01AA000开关下静触头三相确无电压 在#4机6KV工作B段备用电源进线柜处推入进线接地小车 确认电磁铁解锁，将进线接地小车摇至“工作”位置 根据检修要求装设临时安全措施并悬挂标志牌 复查全部操作正确无误 汇报值长操作完毕

3.2.220KV #02启备变由检修转热备用 10 操作预演 检查220KV #02启备变所有检修工作已结束，所有有关工作票已全部终结 12 撤除220KV #02启备变所有临时安全措施 装上220KV #02启备变219开关所属接地刀闸闭锁回路保险 14 拉开220KV #02启备变219-D1接地刀闸 检查220KV #02启备变219-D1接地刀闸三相确已拉开 16 取下220KV #02启备变219开关所属接地刀闸闭锁回路保险 将3机6KV工作A段备用工作电源进线柜进线接地小车摇至“隔离”位置 18 拉出进线接地小车，推入3机6KV工作A段备用工作电源进线开关 19 检查#3机6KV工作A段备用进线PT小车一次保险良好 20 将#3机6KV工作A段备用进线PT小车摇至“工作”位置 21 合上#3机6KV工作A段备用进线PT二次开关 将3机6KV工作B段备用工作电源进线柜进线接地小车摇至“隔离”位置 23 拉出进线接地小车，推入3机6KV工作B段备用工作电源进线开关 24 检查#3机6KV工作B段备用进线PT小车一次保险良好 25 将#3机6KV工作B段备用进线PT小车摇至“工作”位置 26 合上#3机6KV工作B段备用进线PT二次开关 将#4机6KV工作A段备用电源进线接地小车摇至“隔离”位置 28 拉出进线接地小车，推入#4机6KV工作A段备用工作电源进线开关 29 检查#4机6KV工作A段备用电源进线PT二次小开关已合好 30 将#4机6KV工作B段备用电源进线接地小车摇至“隔离”位置 31 拉出进线接地小车，推入#4机6KV工作B段备用工作电源进线开关 32 检查#4机6KV工作B段备用电源进线PT二次小开关已合好 33 检查#3机6KV工作A段备用电源进线开关确在“分闸”状态 34 将#3机6KV工作A段备用电源进线开关摇至“工作”位置

检查#3机6KV工作A段备用电源进线开关控制、保护、测量、加热电源小开关已合好36 检查#3机6KV工作A段备用电源进线开关蓄能良好 37 检查#3机6KV工作B段备用电源进线开关确在“分闸”状态 38 将#3机6KV工作B段备用电源进线开关摇至“工作”位置

检查#3机6KV工作B段备用电源进线开关控制、保护、测量、加热电源小开关已合好40 检查#3机6KV工作B段备用电源进线开关蓄能良好 41 检查#4机6KV工作A段备用电源进线开关确在“分闸”状态 42 将#4机6KV工作A段备用电源进线开关摇至“工作”位置

检查#4机6KV工作A段备用电源进线开关控制、保护、测量、加热电源小开关已合好44 检查#4机6KV工作A段备用电源进线开关蓄能良好 45 检查#4机6KV工作B段备用电源进线开关确在“分闸”状态 46 将#4机6KV工作B段备用电源进线开关摇至“工作”位置

检查#4机6KV工作B段备用电源进线开关控制、保护、测量、加热电源小开关已合好48 检查#4机6KV工作B段备用电源进线开关蓄能良好

检查220KV #02启备变219开关各部良好，油压、气压正常 50 检查220KV #02启备变219开关方式开关在“远方” 51 检查220KV #02启备变219开关油泵电源刀开关确已合好 52 检查220KV #02启备变219开关油泵电源开关F1确已合好 53 检查220KV #02启备变各部良好，确无妨碍送电物 54 检查220KV #02启备变油回路各阀门位置状态正确 55 检查220KV #02启备变低压侧套管放液阀在“开”

检查220KV #02启备变绝缘电阻已由检修测量合格，且有书面交待(启备变检修后投运时)57 检查220KV #02启备变双路冷却电源已送上，且在良备用状态 58 检查220KV #02启备变有载调压装置电源已送上，方式开关在“远方” 59 检查220KV＃02启备变保护投入良好

合上220KV #02启备变219开关控制、信号电源小开关 61 检查220KV #02启备变219开关三相确在“分闸”状态 62 检查220KV#02启备变219-1刀闸三相确在“分闸”状态 63 合上220KV #02启备变219-2刀闸动力回路电源小开关 64 将220KV #02启备变219-2刀闸控制方式开关打至“远方” 65 CTR上合上220KV #02启备变219-2刀闸 66 检查220KV #02启备变219-2刀闸三相确已合好 67 检查220KV #02启备变219-2刀闸二次辅助接点切换良好 68 拉开220KV #02启备变219-2刀闸动力电源小开关

在CRT上手动合上220KV#02启备变219开关对#02启备变充电 70 检查#02启备变充电良好

依值长令拉开同一母线上的＃2主变中性点接地刀闸 72 复查全部操作正确无误 73 汇报值长操作完毕

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 4.1.1.确认＃3机6kV工作A段电压正常

4.1.2.确认#02启备变高压侧219开关合闸良好，#02启备变处于良好热备用 4.1.3.确认＃3机6kV工作A段备用电源电压正常

4.1.4.确认＃3机6kV工作A段备用电源进线开关在“工作”位置分闸状态

4.1.5.在DCS画面上点击“A段快切”模块，调出A段快切操作窗口，点击“出口闭锁”按钮，切至出口开放

4.1.6.在“A段快切”界面中，点击“复归”按钮，复归快切装置。4.1.7.确认快切装置无闭锁。

4.1.8.在“A段快切”界面中，点击“并联”按钮，切至并联切换方式 4.1.9.在“A段快切”界面中，点击“手动切换”按钮，点击“确认” 4.1.10.4.1.11.4.1.12.4.1.13.4.1.14.4.1.15.4.1.16.4.1.17.4.1.18.4.1.19.4.1.20.4.1.21.4.1.22.4.1.23.4.1.24.4.1.25.4.1.26.4.1.27.4.1.28.4.1.29.4．2 #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 4.2.1 确认＃3机6kV工作A段电压正常 4.2.2 确认＃3机高厂变运行正常

4.2.3 确认＃3机6kV工作A段工作电源进线电压正常

4.2.4 确认＃3机6kV工作A段工作电源进线开关在工作位置分闸状态

4.2.5 在DCS画面上点击“A段快切”调出A段快切操作窗，点击“出口闭锁”按钮，切至“出口开放”

4.2.6 在“A段快切”界面中，点击“复归”按钮，复归快切装置。4.2.7 确认快切装置无闭锁

4.2.8 在“A段快切”界面中，点击“并联”按钮，选择并联方式 4.2.9 在“A段快切”界面中，点击“手动切换”按钮，点击“确认”按钮 4.2.10 确认工作电源开关已合上 4.2.11 确认备用电源开关已跳开 确认备用电源进线开关已合上 确认工作电源进线开关已跳开 确认确认＃3机6kV工作A段电压正常 确认“切换完毕”、“装置闭锁”灯亮

在“A段快切”界面中，选择“复归”控制器，点击“投入”，复归快切装置。确认＃3机6kV工作B段电压正常 确认＃3机6kV工作B段备用电源电压正常

确认＃3机6kV工作B段备用电源进线开关在“工作”位置分闸状态

在DCS画面上点击“B段快切”，调出B段快切操作窗口，点击“出口闭锁”按钮，在“B段快切”界面中，点击“复归”按钮，复归快切装置。确认快切装置无闭锁。

在“B段快切”界面中，点击“并联”按钮，切至并联切换方式 在“B段快切”界面中，点击“手动切换”按钮，点击“确认” 确认备用电源进线开关已合上 确认工作电源进线开关已跳开 确认确认＃3机6kV工作B段电压正常 确认“切换完毕”、“装置闭锁”灯亮

在“B段快切”界面中，选择“复归”控制器，点击“投入”，复归快切装置。复查全部操作正确无误 汇报值长操作完毕 切至出口开放

4.2.12 确认＃3机6kV工作A段电压正常 4.2.13 确认“切换完毕”、“装置闭锁”灯亮

4.2.14 在“A段快切”界面中，选择“复归”按钮，复归快切装置。4.2.15 确认＃3机6kV工作B段工作电源电压正常 4.2.16 确认＃3机6kV工作B段工作电源进线电压正常

4.2.17 确认＃3机6kV工作B段工作电源进线开关在工作位置分闸状态

4.2.18 在DCS画面上点击“B段快切”调出B段快切操作窗，点击“出口闭锁”按钮，切至“出口开放”

4.2.19 在“B段快切”界面中，点击“复归”按钮，复归快切装置。4.2.20 确认快切装置无闭锁

4.2.21 在“B段快切”界面中，点击“并联”按钮，选择并联方式 4.2.22 在“B段快切”界面中，点击“手动切换”按钮，点击“确认”按钮 4.2.23 确认工作电源开关已合上 4.2.24 确认备用电源开关已跳开

4.2.25 确认确认＃3机6kV工作B段电压正常 4.2.26 确认“切换完毕”、“装置闭锁”灯亮

4.2.27 在“B段快切”界面中，选择“复归”按钮，复归快切装置。4.2.28 复查全部操作正确无误 4.2.29 汇报值长操作完毕

5.220KV线路操作

5.1.220KV乙站电村I线221开关由运行转检修 5.1.1.操作预演

5.1.2.确认电村I线221开关间隔断路器的控制电源开关(4K,4K1,4K2,4K3)在合 5.1.3.确认电村I线221开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4在合

5.1.4.确认电村I线221开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合 5.1.5.确认电村I线221开关间隔报警回路直流电源开关8DC5在合

5.1.6.确认电村I线221开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合 5.1.7.确认电村I线221开关间隔DS71隔离开关控制电源总开关8DC1在合 5.1.8.确认电村I线221开关间隔DS72隔离开关控制电源总开关8DC2在合 5.1.9.确认电村I线221开关间隔DS73隔离开关控制电源总开关8DC10在合 5.1.10.确认电村I线221开关间隔ES71接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 5.1.11.确认电村I线221开关间隔ES72接地刀闸控制电源总开关8DC7在合 5.1.12.确认电村I线221开关间隔FES71隔离开关控制电源总开关8DC8在合

5.1.13.确认电村I线221开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

5.1.14.确认电村I线221开关间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

5.1.15.确认电村I线221开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位

5.1.16.确认电村I线221开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位 5.1.17.确认NCS测控装置运行正常 5.1.18.拉开220KV电村I线221开关

5.1.19.检查220KV电村I线三相电流指标为零

5.1.20.CRT确认220KV电村I线221开关三相确在“分闸”位置 5.1.21.就地确认220KV电村I线221开关三相确在“分闸”位置

5.1.22.合上电村I线221开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 5.1.23.拉开220KV电村I线221开关所属DS73刀闸

5.1.24.CRT确认220KV电村I线221开关所属DS73刀闸三相确已拉开 5.1.25.就地确认220KV电村I线221开关所属DS73刀闸三相确已拉开 5.1.26.拉开220KV电村I线221开关所属DS71刀闸

5.1.27.CRT确认220KV电村I 线221开关所属DS71刀闸三相确已拉开 5.1.28.就地确认220KV电村I线221开关所属DS71刀闸三相确已拉开 5.1.29.检查220KV电村I线221开关所属DS72刀闸三相确在“分闸”位置 5.1.30.取下220KV电村I线线路PT二次保险

5.1.31.合上220KV电村I线221开关所属ES71接地刀闸

5.1.32.CRT确认220KV电村I线221开关所属ES71接地刀闸三相确已合好 5.1.33.就地确认220KV电村I线221开关所属ES71接地刀闸三相确已合好 5.1.34.合上220KV电村I线221开关所属ES72接地刀闸

5.1.35.CRT确认220KV电村I线221开关所属ES72接地刀闸三相确已合好 5.1.36.就地确认220KV电村I线221开关所属ES72接地刀闸三相确已合好 5.1.37.检查220KV电村I线221开关所属DS73刀闸三相确在“分闸”位置 5.1.38.根据调度命令合上220KV电村I线221开关所属FES71快速接地刀闸 5.1.39.CRT确认220KV电村I线221开关所属FES71快速接地刀闸三相确已合好 5.1.40.就地确认220KV电村I线221开关所属FES71快速接地刀闸三相确已合好 5.1.41.拉开电村I线221开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 5.1.42.拉开电村I线221开关间隔断路器的控制电源开关(4K,4K1,4K2,4K3)5.1.43.拉开电村I线221开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4 5.1.44.拉开电村I线221开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9 5.1.45.拉开电村I线221开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3 5.1.46.根据检修要求装设临时安全措施 5.1.47.复查全部操作正确无误 5.1.48.汇报值长操作完毕

5.2 200KV电村I线221开关由检修转运行 5.2.1.操作预演

5.2.2.检查200KV电村I线221开关所有有关工作票已全部终结

5.2.3.合上电村I线221开关间隔断路器的控制电源开关(4K,4K1,4K2,4K3)5.2.4.合上电村I线221开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4 5.2.5.合上电村I线221开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9 5.2.6.合上电村I线221开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3 5.2.7.确认电村I线221开关间隔DS71隔离开关控制电源总开关8DC1在合 5.2.8.确认电村I线221开关间隔DS72隔离开关控制电源总开关8DC2在合 5.2.9.确认电村I线221开关间隔DS73隔离开关控制电源总开关8DC10在合 5.2.10.确认电村I线221开关间隔ES71接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 5.2.11.确认电村I线221开关间隔ES72接地刀闸控制电源总开关8DC7在合 5.2.12.确认电村I线221开关间隔FES1隔离开关控制电源总开关8DC8在合

5.2.13.确认电村I线221开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

5.2.14.确认电村I线221开关间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

5.2.15.确认电村I线221开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位 5.2.16.确认电村I线221开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位 5.2.17.合上电村I线221开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 5.2.18.确认NCS测控装置运行正常

5.2.19.拉开220KV电村I线221开关所属ES71接地刀闸

5.2.20.CRT确认220KV电村I线221开关所属ES71接地刀闸三相确已拉开 5.2.21.就地确认220KV电村I线221开关所属ES72接地刀闸三相确已拉开 5.2.22.拉开220KV电村I线221开关所属ES72接地刀闸

5.2.23.CRT确认220KV电村I线221开关所属ES72接地刀闸三相确已拉开 5.2.24.就地确认220KV电村I线221开关所属ES72接地刀闸三相确已拉开 5.2.25.据值长命令拉开200KV电村I线221开关所属FES71线路接地刀闸 5.2.26.CRT确认220KV电村I线221开关所属FES71接地刀闸三相确已拉开 5.2.27.就地确认220KV电村I线221开关所属FES71接地刀闸三相确已拉开 5.2.28.撤除200KV电村I线221开关所有临时安全措施

5.2.29.检查200KV电村I线221开关油泵电源刀开关在合且导通良好 5.2.30.检查200KV电村I线221开关各部良好无防碍送电物

5.2.31.检查200KV 电村I线221开关保护投入正确，无异常报警信号 5.2.32.投入200KV电村I线221开关充电保护（对线路充电时）5.2.33.检查200KV电村I线221开关三相确在“分闸”位置

5.2.34.检查200KV电村I线221开关所属DS72刀闸三相确在“分闸”位置 5.2.35.合上200KV电村I线221开关所属DS71刀闸

5.2.36.CRT确认200KV电村I线221开关所属DS71刀闸三相确已合好 5.2.37.就地确认200KV电村I线221开关所属DS71刀闸三相确已合好 5.2.38.合上200KV电村I线221开关所属DS73刀闸

5.2.39.CRT确认200KV电村I线221开关所属DS73刀闸三相确已合好 5.2.40.就地确认200KV电村I线221开关所属DS73刀闸刀闸三相确已合好

5.2.41.拉开电村I线221开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2

5.2.42.装上200KV电村I线221开关线路PT二次保险

5.2.43.确认220KV电村I线221开关电能表方式开关在“I母线”位置 5.2.44.将200KV电村I线221开关测控屏上同期装置软压板切至”投入” 位置

5.2.45.将200KV电村I线221开关测控屏上硬压板切至“同期”位置（不合环时切至“非同期”位置）

5.2.46.将200KV电村I线221开关测控屏上同期方式软压板选择“检同期”（不合环时选择“检无压”位置）

5.2.47.合上200KV电村I线221开关

5.2.48.CRT确认200KV电村I线221开关合闸良好

5.2.49.就地确认220KV电村I线221开关三相确在“合闸”位置 5.2.50.停用200KV电村I线221开关充电保护

5.2.51.检查220KV电村I线221开关电能表脉冲信号良好 5.2.52.投入200KV电村I线221开关931型保护单相重合闸

5.2.53.复查全部操作正确无误 5.2.54.汇报值长操作完毕

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 6.1.1.操作预演

6.1.2.检查220KV母联200开关三相确在“合闸”位置 6.1.3.拉开220KV母联200开关控制电源小开关DK2 6.1.4.装上BP-2C型母线保护屏上互联回路压板LP-76，互联信号发出

6.1.5.将上RCS—915AB型母线保护屏上互联切换开关1QK打至双母互联位置3，互联信号发出（？）

6.1.6.将220KV电村II线222开关电能表转换开关由“II母线”位置切至“I母线”位置 6.1.7.检查220KV电村II线221开关电能表脉冲信号良好

6.1.8.将220KV #4发变组204开关电能表转换开关由“II母线”位置切至“I母线”位置 6.1.9.检查220KV #4发变组204开关电能表脉冲信号良好

6.1.10.确认220KV #4发变组204开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4在合 6.1.11.确认220KV #4发变组204开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合 6.1.12.确认220KV #4发变组204开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合

6.1.13.确认220KV #4发变组204开关间隔DS11隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.1.14.确认220KV #4发变组204开关间隔DS12隔离开关控制电源总开关8DC2在合 6.1.15.确认220KV #4发变组204开关间隔ES11接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.1.16.确认220KV #4发变组204开关间隔ES12接地刀闸控制电源总开关8DC7在合

6.1.17.确认220KV #4发变组204开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

6.1.18.确认220KV #4发变组204开关间隔间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

6.1.19.确认220KV #4发变组204开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位

6.1.20.确认220KV #4发变组204开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位

6.1.21.确认电村II线222开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4在合

6.1.22.确认电村II线222开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合

6.1.23.确认电村II线222开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合 6.1.24.确认电村II线222开关间隔DS21隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.1.25.确认电村II线222开关间隔DS22隔离开关控制电源总开关8DC2在合 6.1.26.确认电村II线222开关间隔DS23隔离开关控制电源总开关8DC10在合 6.1.27.确认电村II线222开关间隔ES21接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.1.28.确认电村II线222开关间隔ES22接地刀闸控制电源总开关8DC7在合 6.1.29.确认电村II线222开关间隔FES21隔离开关控制电源总开关8DC8在合

6.1.30.确认电村II线222开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

6.1.31.确认电村II线222开关间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

6.1.32.确认电村II线222开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位 6.1.33.确认电村II线222开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位 6.1.34.确认NCS测控装置运行正常

6.1.35.合上电村II线222开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2

6.1.36.合上220KV #4发变组204开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2

6.1.37.合上220KV电村II线222开关所属DS21刀闸

6.1.38.CRT确认220KV电村II线221开关所属DS21刀闸三相确已合好 6.1.39.就地确认220KV电村II线221开关所属DS21刀闸三相确已合好 6.1.40.合上220KV #4发变组204开关所属DS11刀闸

6.1.41.CRT确认220KV #4发变组204开关所属DS11刀闸三相确已合好 6.1.42.就地确认220KV #4发变组204开关所属DS11刀闸三相确已合好 6.1.43.拉开220KV电村II线222开关所属DS22刀闸

6.1.44.CRT确认220KV电村II线222开关所属DS22刀闸三相确已拉开 6.1.45.就地确认220KV电村II线222开关所属DS22刀闸三相确已拉开 6.1.46.拉开220KV#4发变组204开关所属DS12刀闸

6.1.47.CRT确认220KV#4发变组204开关所属DS12刀闸三相确已拉开 6.1.48.就地确认220KV#4发变组204开关所属DS12刀闸三相确已拉开

6.1.49.拉开II线222开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2

6.1.50.拉开220KV #4发变组204开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.1.51.合上220KV母联200开关控制电源小开关DK2 6.1.52.确认220KV母联200开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4在合

6.1.53.确认220KV母联200开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合 6.1.54.确认220KV母联200开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合 6.1.55.确认220KV母联200开关间隔DS51隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.1.56.确认220KV母联200开关间隔DS52隔离开关控制电源总开关8DC2在合 6.1.57.确认220KV母联200开关间隔ES51接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.1.58.确认220KV母联200开关间隔ES52接地刀闸控制电源总开关8DC7在合

6.1.59.确认220KV母联200开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

6.1.60.确认220KV母联200开关间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

6.1.61.确认220KV母联200开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位

6.1.62.确认220KV母联200开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位 6.1.63.确认NCS测控装置运行正常

6.1.64.断开BP-2C型母线保护屏上互联压板，互联信号消失

6.1.65.将RCS—915AB型母线保护屏上互联切换开关打至Ⅰ母或者Ⅱ母位置，互联信号消失（？）6.1.66.检查220KV母联200开关三相电流指示为零 6.1.67.拉开220KV母联200开关

6.1.68.CRT确认220KV母联200开关三相确在“分闸”位置 6.1.69.就地确认220KV母联200开关三相确在“分闸”位置

6.1.70.合上220KV母联200开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.1.71.拉开220KV母联200开关所属DS52刀闸

6.1.72.CRT确认220KV母联200开关所属DS52刀闸三相确已拉开 6.1.73.就地确认220KV母联200开关所属DS52刀闸三相确已拉开 6.1.74.拉开220KV母联200开关所属DS51刀闸

6.1.75.CRT确认220KV母联200开关所属DS51刀闸三相确已拉开 6.1.76.就地确认220KV母联200开关所属DS51刀闸三相确已拉开

6.1.77.拉开220KV母联200开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.1.78.拉开220KV母联200开关控制电源小开关DK2 6.1.79.拉开200KV II母线IIPT二次快速小开关1ZKK1 6.1.80.拉开220KV II母线IIPT二次快速小开关1ZKK2 6.1.81.拉开220KV II母线IIPT二次快速小开关1ZKK3 6.1.82.确认II母线IIPT间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合 6.1.83.确认II母线IIPT间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合 6.1.84.确认II母线IIPT间隔DS41隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.1.85.确认II母线IIPT间隔ES41接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.1.86.确认II母线IIPT间隔ES42接地刀闸控制电源总开关8DC7在合

6.1.87.确认II母线IIPT间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合 6.1.88.确认II母线IIPT间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位 6.1.89.确认NCS测控装置运行正常

6.1.90.合上II母线IIPT间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2

6.1.91.合上220KV II母线ES41接地刀闸

6.1.92.CRT确认220KV II母线ES41接地刀闸三相确已合好 6.1.93.就地确认220KV II母线ES41接地刀闸三相确已合好 6.1.94.合上220KV II母线ES42接地刀闸

6.1.95.CRT确认220KV II母线ES42接地刀闸三相确已合好 6.1.96.就地确认220KV II母线ES42接地刀闸三相确已合好 6.1.97.拉开220KV II母线DS41刀闸

6.1.98.CRT确认220KV II母线DS41刀闸三相确已拉开 6.1.99.就地确认220KV II母线DS41刀闸三相确已拉开

6.1.100.拉开II母线IIPT间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.1.101.合上220KV母联200开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.1.102.合上220KV母联ES52接地刀闸

6.1.103.CRT确认220KV母联ES52接地刀闸三相确已合好 6.1.104.就地确认220KV母联ES52接地刀闸三相确已合好 6.1.105.合上220KV母联ES51接地刀闸

6.1.106.CRT确认220KV母联ES51接地刀闸三相确已合好 6.1.107.就地确认220KV母联ES51接地刀闸三相确已合好

6.1.108.拉开220KV母联200开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.1.109.根据检修要求装设临时安全措施 6.1.110.复查全部操作正确无误 6.1.111.汇报值长操作完毕

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 6.2.1.操作预演

6.2.2.检查220KV II母线及母联200开关所有有关工作票已全部终结 6.2.3.检查220KV II母线及母联200开关所有临时安全措施已全部撤除

6.2.4.确认II母线IIPT间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合 6.2.5.确认II母线IIPT间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合 6.2.6.确认II母线IIPT间隔DS41隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.2.7.确认II母线IIPT间隔ES41接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.2.8.确认II母线IIPT间隔ES42接地刀闸控制电源总开关8DC7在合

6.2.9.确认II母线IIPT间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合 6.2.10.确认II母线IIPT间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位 6.2.11.确认NCS测控装置运行正常

6.2.12.合上II母线IIPT间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.2.13.拉开220KV II母线ES41接地刀闸

6.2.14.CRT确认220KV II母线ES41接地刀闸三相确已拉开 6.2.15.就地确认220KV II母线ES41接地刀闸三相确已拉开 6.2.16.拉开220KV II母线ES42接地刀闸

6.2.17.CRT确认220KV II母线ES42接地刀闸三相确已拉开 6.2.18.就地确认220KV II母线ES42接地刀闸三相确已拉开 6.2.19.合上220KV II母线DS41刀闸

6.2.20.CRT确认220KV II母线DS41刀闸三相确已合好 6.2.21.就地确认220KV II母线DS41刀闸三相确已合好

6.2.22.拉开II母线IIPT间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.2.23.检查220KV母联200开关各部良好、无妨碍送电物

6.2.24.确认220KV母联200开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4在合 6.2.25.确认220KV母联200开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合 6.2.26.确认220KV母联200开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合 6.2.27.确认220KV母联200开关间隔DS51隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.2.28.确认220KV母联200开关间隔DS52隔离开关控制电源总开关8DC2在合 6.2.29.确认220KV母联200开关间隔ES51接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.2.30.确认220KV母联200开关间隔ES52接地刀闸控制电源总开关8DC7在合

6.2.31.确认220KV母联200开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

6.2.32.确认220KV母联200开关间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

6.2.33.确认220KV母联200开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位

6.2.34.确认220KV母联200开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位 6.2.35.合上220KV母联200开关间隔隔离开关电机交流电源开关8AC2

6.2.36.拉开220KV母联开关所属ES51接地刀闸

6.2.37.CRT确认220KV母联200开关所属ES51接地刀闸三相确已拉开 6.2.38.就地确认220KV母联200开关所属ES51接地刀闸三相确已拉开 6.2.39.拉开220KV母联200开关所属ES52接地刀闸

6.2.40.CRT确认220KV母联220开关所属ES52接刀闸三相确已拉开 6.2.41.就地确认220KV母联220开关所属ES52接刀闸三相确已拉开 6.2.42.检查220KV母联200开关三相确在“分闸”位置 6.2.43.合上220KV母联200开关控制电源小开关DK2 6.2.44.检查BP-2C型母线保护屏上跳母联200开关压板在压 6.2.45.检查RCS—915AB型母线保护屏上跳母联200开关压板在压 6.2.46.合上200KV II母线IIPT二次快速小开关1ZKK1 6.2.47.合上200KV II母线IIPT二次快速小开关1ZZK2 6.2.48.合上220KV II母线IIPT二次快速小开关1ZZK3 6.2.49.合上220KV母联200开关所属DS51刀闸

6.2.50.CRT确认220KV母联200开关所属DS51刀闸三相确已合好 6.2.51.就地确认220KV母联200开关所属DS51刀闸三相确已合好

6.2.52.合上220KV母联200开关所属DS52刀闸

6.2.53.CRT确认220KV母联200开关所属DS52刀闸三相确已合好 6.2.54.就地确认220KV母联200开关所属DS52刀闸三相确已合好

6.2.55.拉开220KV母联200开关间隔隔离开关电机交流电源开关8AC2 6.2.56.检查220KV母联200开关控制屏上无异常报警信号

6.2.57.投入BP-2C型母线保护屏上母联充电保护压板LP-78和LP-79 6.2.58.投入RCS—915AB型母线保护屏上母联充电保护压板1LP3 6.2.59.将220KV母联200开关测控屏上同期装置软压板切至”投入” 位置 6.2.60.6.2.61.将220KV母联200开关测控屏上硬压板切至“非同期”位置 将220KV母联200开关测控屏上同期方式软压板选择“检无压”

6.2.62.合上220KV母联200开关

6.2.63.CRT确认220KV母联200开关三相确已合好 6.2.64.就地确认220KV母联200开关三相确已合好 6.2.65.检查220KV II母线充电良好

6.2.66.切换220KV II母线电压表转换开关CK，检查三相电压正常（？）6.2.67.将220KV母联200开关测控屏上硬压板切至“同期”位置

6.2.68.将220KV母联200开关测控屏上同期方式软压板选择“检同期” 6.2.69.停用RCS—915AB型母线保护屏上母联充电保护压板1LP3 6.2.70.停用BP-2C型母线保护屏上母联充电保护压板LP-78和LP-79 6.2.71.拉开220KV母联200开关控制电源小开关DK2 6.2.72.装上BP-2C型母线保护屏上互联压板LP-76，互联信号发出

6.2.73.将RCS—915AB型母线保护屏上互联切换开关1QK打至互联位置3，互联信号发出（？）6.2.74.将220KV电村II线221开关电能表转换开关由“I母线”位置切至“II母线”位置 6.2.75.检查220KV电村II线221开关电能表脉冲信号良好

6.2.76.将220KV #4发变组204开关电能表转换开关由“I母线”位置切至“II母线”位置 6.2.77.检查220KV #4发变组204开关电能表脉冲信号良好

6.2.78.确认220KV #4发变组204开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4在合 6.2.79.确认220KV #4发变组204开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合 6.2.80.确认220KV #4发变组204开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合

6.2.81.确认220KV #4发变组204开关间隔DS11隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.2.82.确认220KV #4发变组204开关间隔DS12隔离开关控制电源总开关8DC2在合 6.2.83.确认220KV #4发变组204开关间隔ES11接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.2.84.确认220KV #4发变组204开关间隔ES12接地刀闸控制电源总开关8DC7在合 6.2.85.确认220KV #4发变组204开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

6.2.86.确认220KV #4发变组204开关间隔间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

6.2.87.确认220KV #4发变组204开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位

6.2.88.确认220KV #4发变组204开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位

6.2.89.确认电村II线222开关间隔断路器指示回路直流电源开关8DC4在合

6.2.90.确认电村II线222开关间隔隔离开关接地刀闸控制电源总开关8DC9在合

6.2.91.确认电村II线222开关间隔隔离开关接地刀闸指示回路直流电源开关8DC3在合 6.2.92.确认电村II线222开关间隔DS21隔离开关控制电源总开关8DC1在合 6.2.93.确认电村II线222开关间隔DS22隔离开关控制电源总开关8DC2在合 6.2.94.确认电村II线222开关间隔DS23隔离开关控制电源总开关8DC10在合 6.2.95.确认电村II线222开关间隔ES21接地刀闸控制电源总开关8DC6在合 6.2.96.确认电村II线222开关间隔ES22接地刀闸控制电源总开关8DC7在合 6.2.97.确认电村II线222开关间隔FES21隔离开关控制电源总开关8DC8在合

6.2.98.确认电村II线222开关间隔开关隔离开关及接地刀闸加热回路交流电源开关8AC1在合

6.2.99.确认电村II线222开关间隔断路器油泵电机交流电源开关8AC4在合

6.2.100.确认电村II线222开关间隔隔离开关“就地/远方”控制开关43LR2打至“远方”位 6.2.101.确认电村II线222开关间隔断路器“就地/远方”控制开关43LR1打至“远方”位 6.2.102.确认NCS测控装置运行正常

6.2.103.合上电村II线222开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2

6.2.104.合上220KV #4发变组204开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2

6.2.105.合上220KV电村II线222开关所属DS22刀闸

6.2.106.CRT确认220KV电村II线222开关所属DS22刀闸三相确已合好 6.2.107.就地确认220KV电村II线222开关所属DS22刀闸三相确已合好 6.2.108.合上220KV #4发变组204开关所属DS12刀闸

6.2.109.CRT确认220KV #2发变组204开关所属DS12刀闸三相确已合好 6.2.110.就地确认220KV #2发变组204开关所属DS12刀闸三相确已合好 6.2.111.拉开220KV电村II线222开关所属DS21刀闸

6.2.112.CRT确认220KV电村II线222开关所属DS21刀闸三相确已拉开 6.2.113.就地确认220KV电村II线222开关所属DS21刀闸三相确已拉开 6.2.114.拉开220KV #4发变组204开关所属DS11刀闸

6.2.115.CRT确认220KV #4发变组204开关所属DS11刀闸三相确已拉开 6.2.116.就地确认220KV #4发变组204开关所属DS11刀闸三相确已拉开

6.2.117.拉开电村II线222开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.2.118.拉开220KV #4发变组204开关间隔隔离开关及接地刀闸电机交流电源开关8AC2 6.2.119.合上220KV母联200开关控制电源小开关DK2 6.2.120.断开BP-2C型母线保护屏上互联压板LP-76，互联信号消失

6.2.121.将RCS—915AB型母线保护屏上互联切换开关打至Ⅰ母或者Ⅱ母位置，互联信号消失（？）6.2.122.复查全部操作正确无误 6.2.123.汇报值长操作完毕

7.400V厂用系统操作

7.1 #3机汽机A变、400V汽机PCA段停电并设安全措施 7.1.1.操作预演。

7.1.2.检查汽机保安MCCⅢA段已倒至#3机保安PC供电

7.1.3.检查#3机400V汽机PCA段至汽机保安MCCⅢA段开关切换方式在“手动” 7.1.4.检查#3机400V汽机PCA段至汽机保安MCCⅢA段开关确已断开 7.1.5.将#3机400V汽机PCA段至汽机保安MCCⅢA段开关摇至“隔离”位置 7.1.6.断开#3机400V汽机PCA段至汽机保安MCCⅢA段开关的控制小开关 7.1.7.将#3机400V汽机MCCII已倒至汽机400VPCB段供电 7.1.8.检查#3机400V汽机PCA段所有负荷开关在“隔离”位置 7.1.9.检查#3机400V汽机PCA段联络开关切换方式在“手动” 7.1.10.检查#3机400V汽机PCA段联络开关在“分闸”位置 7.1.11.将#3机400V汽机PCA段联络开关摇至“隔离”位置 7.1.12.断开#3机400V汽机PCA段工作电源进线开关

7.1.13.将#3机400V汽机PCA段工作电源进线开关摇至“隔离”位置 7.1.14.断开#3机400V汽机PCA段工作电源进线开关控制电源开关 7.1.15.断开#3机400V汽机PCA段母线PT小开关 7.1.16.断开＃3机汽机变A高压侧开关 7.1.17.检查＃3机汽机变A高压侧开关确已断开 7.1.18.将＃3机汽机变A高压侧开关摇至“隔离”位置 7.1.19.断开＃3机汽机变A高压侧开关控制小开关 7.1.20.检查＃3机汽机变A高压侧开关确已断开 7.1.21.验明＃3机汽机变A高压侧开关出线侧确无电压 7.1.22.合上#3机汽机变A高压侧开关接地刀闸 7.1.23.确认#3机汽机变A高压侧开关接地刀闸确已合好 7.1.24.验明#3机汽机变A低压侧三相确无电压 7.1.25.在#3机汽机变A低压侧装设# 地线一组 7.1.26.验明#3机400V汽机PCA段母线三相确已无电压 7.1.27.在#3机400V汽机PCA段母线上装设# 地线一组 7.1.28.根据检修要求装设其他临时安全措施悬挂标示牌。7.1.29.操作完毕汇报值长

7．2#3机汽机A变、汽机400VPCA段拆除安全措施送电 7.2.1.操作预演

7.2.2.检查＃3机汽机PCA段检修已结束，现场无妨碍送电物 7.2.3.检查＃3机汽机PCA段母线所有临时安全措施已全部拆除 7.2.4.拆除＃3机汽机A变低压侧# 地线一组

7.2.5.拆除＃3机汽机PCA段母线上的# 地线一组 7.2.6.拉开＃3机汽机变A高压侧开关接地刀闸 7.2.7.送上汽机PCA段母线PT小开关

7.2.8.检查＃3机汽机变A高压侧开关30BFT01GT001在“隔离”位置 7.2.9.送上＃3机汽机变A高压侧开关控制小开关。7.2.10.将＃3机汽机变A高压侧开关30BFT01GT001摇至“工作”位置 7.2.11.检查#3机汽机PCA段工作电源进线开关30BFT01GT002在“隔离”位置 7.2.12.送上#3机汽机PCA段工作电源进线开关控制小开关

7.2.13.将#3机汽机PCA段工作电源进线开关30BFT01GT002摇至“工作”位置 7.2.14.检查＃3机汽机变A高压侧开关30BFT01GT001合闸准备良好 7.2.15.合上＃3机汽机变A高压侧开关30BFT01GT001 7.2.16.检查＃3机汽机变A高压侧开关30BFT01GT001已合好，＃3机汽机变A充电良好 7.2.17.检查#3机汽机PCA段工作电源进线开关30BFT01GT002备用良好 7.2.18.合上#3机汽机PCA段工作电源进线开关30BFT01GT002 7.2.19.检查#3机汽机PCA段工作电源进线开关30BFT01GT002合闸良好，母线电压正常 7.2.20.检查#3机汽机PC母线联络开关30BFT01GT003在“隔离”位置 7.2.21.将#3机汽机PC母线联络开关30BFT01GT003摇至“工作”位置 7.2.22.检查#3机汽机PC母线联络开关30BFT01GT003合闸准备良好 7.2.23.将#3机汽机PC母线联络开关30BFT01GT003方式切至“自动”

7.2.24.检查#3汽机保安MCCA段一级电源进线开关30BJI00GS001在“隔离”位置 7.2.25.送上#3汽机保安MCCA段一级电源进线开关控制小开关－F11 7.2.26.将#3汽机保安MCCA段一级电源进线开关30BJI00GS001摇至“工作”位置 7.2.27.检查#3汽机保安MCCA段一级电源进线开关30BJI00GS001备用良好 7.2.28.合上#3汽机保安MCCA段一级电源进线开关30BJI00GS001 7.2.29.将汽机保安MCCⅢA段切至#3机汽机PCA段供电 7.2.30.按要求送上#3机汽机PCA段负荷并检查正常 7.2.31.操作完毕汇报值长

7.2.＃3机汽机MCCIA母线停电检修做安全措施 7.2.1.操作预演

7.2.2.检查＃3机MCCIA上所有负荷开关在分

7.2.3.核对#3汽机MCCIA一级电源进线开关30BJA00GS001位置、名称、编号正确 7.2.4.拉开#3汽机MCCIA一级电源进线开关30BJA00GS001 7.2.5.检查开关确已断开

7.2.6.将#3汽机MCCIA一级电源进线开关30BJA00GS001摇至“隔离”位置 7.2.7.断开#3汽机MCCIA一级电源进线开关控制小开关-F11 7.2.8.8.检查#3汽机MCCIA二级电源进线开关30BFA00GS002位置、名称、编号正确 7.2.9.9.拉开#3汽机MCCIA二级电源进线开关30BFA00GS002 7.2.10.检查#3汽机MCCIA二级电源进线开关30BFA00GS002确已拉开7.2.11.11．将#3汽机MCCIA二级电源进线开关30BFA00GS002摇至“隔离”位置 7.2.12.12．断开#3汽机MCCIA二级电源进线开关控制小开关－F11 7.2.13.13．断开＃3机汽机MCCIA母线PT－F41小开关 7.2.14.14．验明＃3机汽机MCCIA母线三相确无电压

7.2.15.15．在＃3机汽轮机MCCIA母线上装设# 接地线一组 7.2.16.根据检修要求装设其他临时安全措施悬挂标示牌。7.2.17.操作完毕汇报值长

7.3 ＃3保安PC段撤除安全措施并送电 7.3.1.操作预演

7.3.2.检查＃3机保安PC段检修已结束，现场无妨碍送电物。7.3.3.检查＃3机保安PC段母线所有临时安全措施已全部拆除。7.3.4.拆除＃3机保安PC段母线上的# 地线一组。7.3.5.检查＃3机保安PC段备用工作电源进线开关在“隔离”位置。7.3.6.送上＃3机保安PC段备用工作电源进线开关控制小开关。7.3.7.将＃3机保安PC段备用工作电源进线开关摇至“工作”位置。7.3.8.检查＃3机保安PC段备用工作电源进线开关备用良好 7.3.9.合上＃3机保安PC段备用工作电源进线开关 7.3.10.检查＃3机保安PC段备用工作电源进线开关工作良好，母线电压正常 7.3.11.检查＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅰ级进线开关在“隔离”位置7.3.12.送上＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅰ级进线开关控制电源小开关7.3.13.将＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅰ级进线开关摇至“工作”位。7.3.14.检查＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅰ级进线开关备用良好 7.3.15.检查＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关在“隔离”位置7.3.16.送上＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关控制电源小开关7.3.17.将＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关摇至“工作”位 7.3.18.合上＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关 7.3.19.检查＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关工作良好 7.3.20.检查＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢA段开关在“隔离”位置 7.3.21.送上#3机＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢA段开关控制小开关 7.3.22.将#3机＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢA段开关摇至“工作”位置 7.3.23.检查#3机＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢA段开关备用良好 7.3.24.合上#3机＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢA段开关

7.3.25.检查＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢB段开关在“隔离”位置。7.3.26.送上＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢB段开关控制小开关 7.3.27.将＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢB段开关摇至“工作”位置

7.3.28.检查#3机＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢB段开关备用良好 7.3.29.合上#3机＃3机保安PC段至汽机保安MCCⅢB段开关

7.3.30.检查＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢA段开关在“隔离”位置。7.3.31.送上＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢA段开关控制小开关 7.3.32.将＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢA段开关摇至“工作”位置 7.3.33.检查#3机＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢA段开关备用良好 7.3.34.合上#3机＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢA段开关

7.3.35.检查＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢB段开关在“隔离”位置。7.3.36.送上＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢB段开关控制小开关－F11 7.3.37.将＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢB段开关摇至“工作”位置 7.3.38.检查#3机＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢB段开关备用良好 7.3.39.合上#3机＃3机保安PC段至锅炉保安MCCⅢB段开关 7.3.40.在CRT上将＃3机汽机保安MCCⅢA段开关切换方式切自动 7.3.41.在CRT上将＃3机汽机保安MCCⅢB段开关切换方式切自动 7.3.42.在CRT上将＃3机锅炉保安MCCⅢA段开关切换方式切自动 7.3.43.在CRT上将＃3机锅炉保安MCCⅢB段开关切换方式切自动 7.3.44.操作完毕汇报值长

7.4.保安PC段停电并设安全措施 7.4.1.操作预演

7.4.2.在CRT上将＃3机汽机保安MCCⅢA段开关切换方式切手动 7.4.3.在CRT上将＃3机汽机保安MCCⅢB段开关切换方式切手动 7.4.4.在CRT上将＃3机锅炉保安MCCⅢA段开关切换方式切手动 7.4.5.在CRT上将＃3机锅炉保安MCCⅢB段开关切换方式切手动 7.4.6.检查＃3机汽机保安MCCⅢA段由＃3机400V汽机PCA段供电正常 7.4.7.检查保安PC段至＃3机汽机保安MCCⅢA段联络开关在分闸位置 7.4.8.将保安PC段至＃3机汽机保安MCCⅢA段摇至“隔离”位置。7.4.9.断开保安PC段至＃3机电除尘PCA段联络开关开关控制小开关 7.4.10.检查＃3机汽机保安MCCⅢB段由＃3机400V汽机PCB段供电正常 7.4.11.检查＃3机保安PC段至＃3机汽机保安MCCⅢB段联络开关在分闸位置 7.4.12.将＃3机保安PC段至＃3机汽机保安MCCⅢB段摇至“隔离”位置。7.4.13.断开＃3机保安PC段至＃3机汽机保安MCCⅢA段开关控制小开关 7.4.14.检查＃3机锅炉保安MCCⅢA段由＃3机400V锅炉PCA段供电正常 7.4.15.检查＃3机保安PC段至＃3机锅炉保安MCCⅢA段联络开关在分闸位置 7.4.16.将保安PC段至＃3机锅炉保安MCCⅢA段摇至“隔离”位置。7.4.17.断开＃3机保安PC段至＃3机锅炉保安MCCⅢA段开关控制电源开关 7.4.18.检查＃3机锅炉保安MCCⅢB段由＃3机400V锅炉PCB段供电正常 7.4.19.检查＃3机保安PC段至＃3机锅炉保安MCCⅢB段联络开关在分闸位置 7.4.20.将＃3机保安PC段至＃3机锅炉保安MCCⅢB段摇至“隔离”位置。

7.4.21.断开＃3机保安PC段至＃3机锅炉保安MCCⅢB段开关控制小开关 7.4.22.确认＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关在分闸位。7.4.23.将＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关摇至隔离位。7.4.24.断开＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅱ级进线开关控制电源小开关 7.4.25.确认＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅰ级进线开关在分闸位。7.4.26.将＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅰ级进线开关摇至隔离位。7.4.27.断开＃3柴油发电机至＃3机保安PC段工作电源Ⅰ级进线开关控制电源小开关 7.4.28.确认＃3机保安PC段备用工作电源进线开关在分闸位。7.4.29.将＃3机保安PC段备用工作电源进线开关摇至隔离位。7.4.30.断开＃3机保安PC段备用工作电源进线开关控制电源小开关 7.4.31.验明＃3机保安PC段母线三相确已无电压。7.4.32.在＃3机保安PC段母线上装设# 地线一组 7.4.33.根据检修要求装设其他临时安全措施悬挂标示牌。7.4.34.操作完毕汇报值长

8.直流系统操作 8.1.220V直流系统操作

8.1.1.#3机220V直流B充电器倒至A充电器运行 8.1.1.检查220V直流1、2母线电压正常。

8.1.2.检查220V直流蓄电池组运行正常，绝缘检查装置无报警。8.1.3.检查220V直流A、B充电器运行正常。

8.1.4.检查220V直流＃1联络屏上“1段母线联络开关”在合闸位。8.1.5.检查220V直流＃2联络屏上“2段母线联络开关”在合闸位。8.1.6.将220V直流A充电器输出开关打至“至1段直流母线”位。8.1.7.检查220V直流A充电器运行正常。

8.1.8.将220V直流B充电器输出开关打至“断开”位。8.1.9.B充电器退出运行，转热备用。8.1.10.检查220V直流母线电压正常，绝缘检查装置无报警。8.1.11.汇报值长，操作完毕。

8.1.2 #3机220V直流蓄电池充放电退出运行 8.1.2.1检查220V直流1、2母线电压正常。

8.1.2.2检查220V直流蓄电池组运行正常，绝缘检查装置无报警。8.1.2.3检查220V直流A、B充电器运行正常。

8.1.2.4检查220V直流A（或B）充电器输出开关在“至1（或2）段直流母线”位。

8.1.2.5将220V直流B（或A）充电器输出开关打至“至2（或1）段直流母线”位。8.1.2.6断开220V直流＃1联络屏上“1段母线联络开关”。8.1.2.7断开220V直流＃2联络屏上“2段母线联络开关”。8.1.2.8检查220V直流母线电压正常，绝缘检查装置无报警。8.1.2.9汇报值长，操作完毕。

8.1.3 #3机220V直流蓄电池充放电投入运行

8.1.3.1检查220V直流A充电器输出开关在“至1段直流母线”位。8.1.3.2检查220V直流B充电器输出开关在“至2段直流母线”位。8.1.3.3检查220V直流1、2母线电压正常，绝缘检查装置无报警。

8.1.3.4测量220V直流蓄电池组至“1段母线联络开关” 端口处电压与1母线电压极性一致且电压差小于5V。

8.1.3.5合上220V直流＃1联络屏上“1段母线联络开关”。

8.1.3.6测量220V直流蓄电池组至“2段母线联络开关”端口处电压与2母线电压极性一致且电压差小于5V。

8.1.3.7合上220V直流＃2联络屏上“2段母线联络开关”。8.1.3.8检查A充电器运行正常。

8.1.3.9 将B充电器输出开关打至“断开”位，B充电器热备用。8.1.3.10检查220V直流母线电压正常，绝缘检查装置无报警。8.1.3.11汇报值长，操作完毕。

8.2 110V直流系统操作

8.2.1集控室#3机110v直流#1蓄电池组投入运行步骤

8.2.1.1 测量#1蓄电组出口刀闸处电压及极性与母线电压极性一致。8.2.1.2 在集中监控器主菜单的充电机控制项中开启3A充电柜运行。8.2.1.3 将3A充电柜出口空气开关切至母线侧

8.2.1.4 将#1蓄电池组出口电源联络空气开关切至电池侧 8.2.1.5 检查直流A、B母线电压符合运行要求。8.2.1.6 汇报值长操作完毕

8.2.2集控室#3机110v直流#1蓄电池组退出运行步骤 8.2.2.1 检查直流室A、B母线无接地现象 8.2.2.2 检查两段直流母线电压差小于5V 8.2.2.3 将#1蓄电池组出口电源联络空气开关切至联络位 8.2.2.4 将3A充电柜直流输出开关切至“断开”位置

8.2.2.5 在集中监控器主菜单的充电机控制项中停止3A充电柜运行。8.2.2.6 检查直流A、B母线无异常现象。

8.2.2.7 汇报值长操作完毕

8.2.3集控室#3机110v直流#1蓄电池组由3A充电柜倒至备用充电柜充电的步骤 8.2.3.1 合上备用充电柜交流电源开关

8.2.3.2 合上备用充电柜内各充电模块三相空气开关。8.2.3.3 检查备用充电柜内各充电模块的设置与3A充电柜一致

8.2.2.4 测量#1蓄电组出口空气开关处电压及极性与备用充电柜的输出电压、极性一致 8.2.2.5 将备用充电柜直流输出开关切至“#1蓄电池组”侧 8.2.2.6 将3A充电柜直流输出开关切至“断开”位置

8.2.2.7 检查110V直流A段集中监控器中备用充电柜各参数正常 8.2.2.8 拉开3A充电柜内各充电模块三相空气开关 8.2.2.9 拉开3A充电柜交流电源开关 8.2.2.10 操作完毕汇报值长

8.2.4 升压站110v直流#1蓄电池组投入运行步骤

8.2.4.1 测量#1蓄电组出口刀闸处电压及极性与母线电压极性一致。8.2.4.2 在微机直流测控装置主菜单的充电机控制项中开启A充电柜运行。8.2.4.3 将A充电柜出口空气开关切至“母线侧”

8.2.4.4 将#1蓄电池组出口电源联络空气开关切至“电池侧” 8.2.2.5 检查直流A、B母线电压符合运行要求。8.2.2.6 汇报值长操作完毕

8.2.5升压站110v直流#1蓄电池组退出运行步骤 8.2.5.1 检查直流室A、B母线无接地现象 8.2.5.2 检查两段直流母线电压差小于5V 8.2.5.3 将#1蓄电池组出口电源联络空气开关切至联络位 8.2.5.4 将3A充电柜直流输出开关切至“断开”位置

8.2.5.5 在集中监控器主菜单的充电机控制项中停止3A充电柜运行。8.2.5.6 检查直流A、B母线无异常现象。8.2.5.7 汇报值长操作完毕

9．煤灰、脱硫6KV、400V操作

9.1 ＃3机停运，#3机脱硫6KV段切至由联络开关供电

9.1.1 联系脱硫确认#3机脱硫6KVA段母线动力负荷已全部停运 9.1.2 拉开#3机脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT11GT002 35 9.1.3 检查#3机脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT11GT002已拉开 9.1.4 拉开#3机A脱硫低压变压器高压侧开关B0BHT11GT001 9.1.5 检查#3机A脱硫低压变压器高压侧开关B0BHT11GT001已断开 9.1.6 确认#3机脱硫6KVA段上所有动力开关已断开 9.1.7 拉开#3机脱硫6kV二级电源进线开关30BBT01GS002 9.1.8 检查#3机脱硫6kV二级电源进线开关30BBA10GS002 已拉开 9.1.9 将#3机脱硫6kV二级电源进线开关30BBA10GS002摇至“隔离”位置 9.1.10 拉开#3机主厂房脱硫6kV一级电源进线开关30BBT01GS001 9.1.11 检查#3机主厂房脱硫6kV一级电源进线开关30BBT01GS001 已拉开 9.1.12 将#3机主厂房脱硫6KVA段一级电源进线开关摇至“隔离”位置 9.1.13 检查#3机脱硫6KV联络开关40BBT01GS003在“工作”位置，备用状态 9.1.14 合上#3机脱硫6KV联络开关40BBT01GS003 9.1.15 检查#3机脱硫6KV联络开关40BBT01GS003确已合好 9.1.16 检查#3机脱硫6KVA段电压正常

9.1.17 合上A脱硫低压变压器高压侧开关B0BHT11GT001 9.1.18 检查A脱硫低压变压器充电良好

9.1.19 合上脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT11GT002 9.1.20 检查脱硫380VPCA段母线充电良好 9.1.21 逐个送上脱硫380VPCA段负荷

9.1.22 逐个送上二期脱硫6KVA段负荷恢复正常运行 9.1.23 复查全部操作正确 9.1.24 汇报值长操作完毕

9.2 #3机脱硫低压变A拆除安全措施恢复400V脱硫PCA段正常供电，400V脱硫联络开关恢复热备用 9.2.1 检查#3机脱硫低压变A所有检修工作已结束，工作票已收回 9.2.2 检查#3机脱硫低压变A所有临时安全措施已拆除 9.2.3 拆除#3机脱硫低压变A低压侧# 接地线一组

9.2.4 拉开#3机脱硫低压变A高压侧开关所属接地刀闸 9.2.5 检查#3机脱硫低压变A各部良好，无妨碍送电物 9.2.6 测量#3机脱硫低压变A绝缘良好

9.2.7 检查#3机脱硫低压变A高压侧开关B 0BHT12GT001确在“试验”位置、“分闸”状态 9.2.8 合上#3机脱硫低压变A高压侧开关控制、保护、测量、加热电源小开关 9.2.9 将#3机脱硫低压变A高压侧开关B 0BHT12GT001摇至“工作”位置 9.2.10 检查#3机脱硫低压变A高压侧开关保护装置无异常报警信号 9.2.11 检查脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT12GT002确在“分闸”位置 9.2.12 将脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT12GT002推至“工作”位置 9.2.13 合上脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT12GT002控制电源小开关 9.2.14 检查脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT12GT002保护装置无异常报警信号

9.2.15 在CRT上手动合上#3机脱硫低压变A高压侧10BFT01GT001开关 9.2.16 检查#3机脱硫低压变A充电良好

9.2.17 在CRT上手动拉开脱硫380VPC母线联络开关B0BHT11GT003 9.2.18 在CRT上手动合上脱硫380VPCA段电源进线开关B0BHT12GT002 9.2.19 检查#3机400V脱硫PCA段母线电压正常 9.2.20 复查操作全部正确 9.2.21 操作完毕汇报值长

9.3 ＃3机6KVA段停电，煤灰6KVⅡA段由联络开关供电 9.3.1 联系除灰、燃料、油泵房、氢站停运A段母线动力负荷

9.3.2 拉开＃3机6KVA段上煤灰6KVⅡA段一级电源进线开关B0BCA02GS001 9.3.3 将煤灰6KVⅡA段一级电源进线开关摇至“隔离”位置 9.3.4 检查煤灰6kVⅡA段进线开关30BBA10GS002 已拉开 9.3.5 检查煤灰6KVⅡA段上所有动力开关已拉开 9.3.6 拉开A除灰变高压侧开关B0BHT09GT001 9.3.7 检查A除灰变A高压侧开关B0BHT09GT001已拉开 9.3.8 检查 除灰380VPCA段电源进线开关B0BHT09GT002已联跳 9.3.9 拉开A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001 9.3.10 检查A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001已拉开

9.3.11 检查 输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002已联跳 9.3.12 拉开A翻车机变高压侧开关B0BHT07GT001 9.3.13 检查A翻车机变高压侧开关B0BHT07GT001已拉开 9.3.14 检查翻车机380VPCA段电源进线开关B0BHT07GT002已联跳 9.3.15 拉开A除尘备用变高压侧开关B0BFT01GT001 9.3.16 检查A除尘备用变高压侧开关B0BFT01GT001已拉开 9.3.17 检查电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002已联跳 9.3.18 检查煤灰6KVⅡA段母线上其它动力均已停运 9.3.19 检查煤灰6KVAB段联络开关B0BCA00GS003在备用状态 9.3.20 合上煤灰6KVAB段联络开关B0BCA00GS003 9.3.21 检查煤灰6KVⅡA段充电良好

9.3.22 合上A除灰变高压侧开关B0BHT09GT001 9.3.23 检查除灰变A器充电良好

9.3.24 合上除灰380VPCA段电源进线开关B0BHT09GT002 9.3.25 检查400V除灰PCA母线充电良好 9.3.26 合上A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001 9.3.27 检查输煤变A充电良好

9.3.28 合上输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002 9.3.29 检查输煤400VPCA段母线充电良好 9.3.30 合上A翻车机变高压侧开关B0BHT07GT001 37 9.3.31 检查翻车机变A充电良好

9.3.32 合上翻车机380VPCA段电源进线开关B0BHT07GT002 9.3.33 检查翻车机PCA段母线充电良好

9.3.34 合上A除尘备用变高压侧开关B0BFT01GT001 9.3.35 检查除尘备用变A充电良好

9.3.36 合上电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002 9.3.37 检查除尘备变PCA段母线充电良好

9.3.38 联系除灰、燃料、油泵房、氢站将A侧负荷恢复正常运行 9.3.39 复查全部操作正确 9.3.40 汇报值长操作完毕

9.4 ＃3机6KVA段恢复正常运行，煤灰6KVⅡA段由联络开关供电恢复正常运行方式联系除灰、燃料、油泵房、氢站停运煤灰6KVⅡA段母线上动力 拉开A除灰变高压侧开关B0BHT09GT001 检查A除灰变高压侧开关B0BHT09GT001拉开 检查除灰380VPCA段电源进线开关B0BHT09GT002联跳 拉开A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001 检查A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001已拉开 检查输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002已联跳 拉开A翻车机变高压侧开关B0BHT07GT001 检查A翻车机变高压侧开关B0BHT07GT001已拉开 检查翻车机变A低压侧开关已联跳

拉开A除尘备用变高压侧开关B0BFT01GT001 检查A除尘备用变高压侧开关B0BFT01GT001已拉开 检查电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002已联跳 检查煤灰A段其余动力在分

检查煤灰6kVⅡA段进线开关30BBA10GS002在“运行”位置，备用状态 将煤灰6KVⅡA段一级电源进线开关B0BCA02GS001推至“运行”位置 合上煤灰6KVⅡA段一级电源进线开关控制电源小开关 合上煤灰6KVⅡA段一级电源进线开关B0BCA02GS001 检查煤灰6KVⅡA段电源进线一级开关B0BCA02GS001已合好 将煤灰6KVA、B段联络开关拉开

合上煤灰6kVⅡA段进线开关30BBA10GS002 检查煤灰6KVⅡA段充电良好

合上A除灰变高压侧开关B0BHT09GT001 检查 A除灰变充电良好

合上除灰380VPCA段电源进线开关B0BHT09GT002 检查煤灰PC A母线充电良好

合上A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001 38

检查输煤变A充电良好

合上 输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002 检查输煤PCA400V母线充电良好

合上A翻车机变高压侧开关B0BHT07GT001 检查A翻车机变充电良好

合上翻车机380VPCA段电源进线开关B0BHT07GT002 检查翻车机400VPCA母线充电良好

合上A除尘备用变高压侧开关B0BFT01GT001 检查A除尘备用变充电良好

合上电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002 检查电除尘备用段母线充电良好

联系除灰、燃料、油泵房、氢站将A侧负荷恢复正常运行 复查全部操作正确 汇报值长操作完毕

9.5 #3电除尘备变PC段停电并设安全措施 操作预演。

检查电除尘备变PC段至＃3机电除尘PCA段联络开关00BFA05XK001确已断开 将电除尘备变PC段至＃3机电除尘PCA段联络开关摇至“隔离”位置。断开电除尘备变PC段至＃3机电除尘PCA段联络开关的控制小开关

检查电除尘备变PC段至＃3机电除尘PCB段联络开关0 0BFA04XK001确已断开将电除尘备变PC段至＃3机电除尘PCB段联络开关摇至“隔离”位置。断开电除尘备变PC段至＃3机电除尘PCB段联络开关的控制小开关

检查电除尘备变PC段至＃4机电除尘PCA段联络开关0 0BFA02XK001确已断开将电除尘备变PC段至＃4机电除尘PCA段联络开关摇至“隔离”位置。断开电除尘备变PC段至＃4机电除尘PCA段联络开关的控制小开关

检查电除尘备变PC段至＃4机电除尘PCB段联络开关0 0BFA03XK001确已断开将电除尘备变PC段至＃4机电除尘PCB段联络开关摇至“隔离”位置。断开电除尘备变PC段至＃4机电除尘PCB段联络开关的控制小开关 检查电除尘备变PC段所有负荷开关在“隔离”位置。断开电除尘备变PC段工作电源进线开关B 0BFT01GT002。

将电除尘备变PC段工作电源进线开关B 0BFT01GT002摇至“隔离”位置。断开电除尘备变PC段工作电源进线开关控制电源开关。断开电除尘备变PC段母线PT小开关。断开电除尘备变高压侧开关B 0BFT01GT001。

检查电除尘备变高压侧开关B 0BFT01GT001确已断开。将电除尘备变高压侧开关摇至“隔离”位置。断开电除尘备变高压侧开关控制小开关 检查电除尘备变高压侧开关确已断开 合上#3机汽机变A高压侧开关接地刀闸

确认#3机汽机变A高压侧开关接地刀闸确已合好 验明电除尘备变PC段母线三相确已无电压。在电除尘备变PC段母线上装设# 地线一组 根据检修要求装设其他临时安全措施悬挂标示牌。操作完毕汇报值长

9.6

电除尘备用段撤除安全措施并送电恢复正常运行方式 9.6.1 操作预演

9.6.2 检查电除尘备用段检修已结束，现场无妨碍送电物。9.6.3 检查电除尘备用段母线所有临时安全措施已全部拆除。9.6.4 拆除电除尘备用段母线上的# 地线一组。9.6.5 拉开A除尘备变高压侧开关接地刀

9.6.6 检查A除尘备变高压侧开关B0BFT01GT001在“隔离”位置。9.6.7 送上A除尘备变高压侧开关控制小开关。

9.6.8 将A除尘备变高压侧开关B0BFT01GT001摇至“工作”位置。9.6.9 检查电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002在“隔离”位置。9.6.10 送上电除尘备用段电源进线开关控制小开关

9.6.11 将电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002摇至“工作”位置。9.6.12 送上电除尘备用段母线PT小开关。9.6.13 合上A除尘备变高压侧开关B0BFT01GT001。

9.6.14 检查A除尘备变高压侧开关B0BFT01GT001已合好，电除尘备变充电良好。9.6.15 检查电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002备用良好。9.6.16 合上电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002。

9.6.17 检查电除尘备用段电源进线开关B0BFT01GT002合闸良好，母线电压正常 9.6.18 检查电除尘备用段至＃3机电除尘PCA段联络开关在“隔离”位置。9.6.19 送上电除尘备用段至＃3机电除尘PCA段控制小开关

9.6.20 将电除尘备用段至＃3机电除尘PCA段联络开关摇至“工作”位置。9.6.21 检查电除尘备用段至＃3机电除尘PCB段联络开关在“隔离”位置。9.6.22 送上电除尘备用段至＃3机电除尘PCB段联络开关控制小开关 9.6.23 将电除尘备用段至＃3机电除尘PCB段联络开关摇至“工作”位置。9.6.24 检查电除尘备用段至＃4机电除尘PCA段联络开关在“隔离”位置。9.6.25 送上电除尘备用段至＃4机电除尘PCA段控制小开关

9.6.26 将电除尘备用段至＃4机电除尘PCA段联络开关摇至“工作”位置。9.6.27 检查电除尘备用段至＃4机电除尘PCB段联络开关在“隔离”位置。9.6.28 送上电除尘备用段至＃4机电除尘PCB段联络开关控制小开关 9.6.29 将电除尘备用段至＃4机电除尘PCB段联络开关摇至“工作”位置。9.6.30 按要求送上其他电除尘备用段负荷并检查正常 9.6.31 操作完毕汇报值长

9.7 A输煤变停电，400V输煤A段倒由联络开关运行 9.7.1 联系燃料、灰浆泵房短时停运A段母线所带负荷 9.7.2 拉开A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001 9.7.3 检查A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001确已拉开 9.7.4 将A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001推至“隔离”位置 9.7.5 拉开A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001控制小开关 9.7.6 检查输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002联跳

9.7.7 将输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002推至“试验”位置9.7.8 将输煤380VPC母线联络开关B0BHT05GT003推至“运行”位置 9.7.9 合上输煤380VPC母线联络开关B0BHT05GT003 9.7.10 检查输煤400VPCA段母线充电良好

9.7.11 将输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002推至“隔离”位置9.7.12 联系燃料、灰浆泵房A段母线恢复带电可恢复正常运行 9.7.13 复查全部操作正确 9.7.14 汇报值长操作完毕

9．8 A输煤变送电，400V输煤A段由联络开关运行倒至正常运行方式 9.8.1 联系燃料、灰浆泵房，短时停运A段母线所带负荷 9.8.2 合上A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001控制电源小开关 9.8.3 将A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001送至“运行”位置 9.8.4 合上A输煤变高压侧开关B0BHT05GT001 9.8.5 检查A输煤变充电良好

9.8.6 将输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002推至“运行”位置 9.8.7 拉开联络开关

9.8.8 合上输煤380VPCA段电源进线开关B0BHT05GT002 9.8.9 检查400V输煤A段母线充电良好

9.8.10 联系燃料、灰浆泵房A段母线恢复带电可恢复正常运行 9.8.11 复查全部操作正确 9.8.12 汇报值长操作完毕

第五篇：电气倒闸操作及误操作分析

电气倒闸操作及误操作分析

确保电力设备、电网的正常稳定运行，是电力生产活动的实施与管理者对用电客户提供连续、合格电能的基本服务职能。由此促使电力企业内部基于施工安装、检修试验、运行方式调整、事故处理等活动的需要而进行的变电站倒闸操作，也就是服务职能表现之一。然而，影响供电可靠性的事故(供电中断或电能质量不合格)，因电力生产活动中组织和个人等主客观不安全因素的组合作用而时有发生。上述活动中对电气设备倒闸发生误操作，即是很典型的事故种类之一。

应该说，对电气设备进行倒闸操作，是变电站运行值班人员须履行的最基本工作职责；同理，若对电气设备实施倒闸过程中发生误操作，则又是变电站运行值班人员最不应该的工作失误。

一、倒闸操作

1．倒闸操作的定义

电气设备安装预投运和投运后有三种状态，即备用、运行、检修。将电气设备由一种状态转变为另一种状态所进行的手动或自动操作，称之为倒闸操作。

通过倒闸操作转变一次电气设备的状态，通常情况下是经过对断路器、隔离开关的拉开或合入，以及接地短路线的挂接或拆除(接地刀闸的合入或拉开)来实现的，而二次电气设备如熔断器、插件、联片(压板)则是经过加取或投退来改变状态的。

2倒闸操作过程分析

倒闸操作“把六关”——操作准备关、接令关、操作票填写关、核对图板关、操作监护关和质量检查关。“把六关”具体体现了倒闸操作组织措施及实际执行要求，也检验设备防误技术措施和操作监护者的技术水平与责任心如何，同时通过对操作结果尤其是异常和事故的分析，可以查验规程的制定及职能管理等方面存在的问题。

(1)“把六关”要求

“把六关”是按一个操作任务的执行顺序提出的，集中体现了组织措施要求、核对检查要求、操作执行要求。其中操作准备关、接令关和操作票填写关主要是组织措施要求，如预先书面练功、调度下令并记录命令、填写操作票；核对图板关和质量检查关集中了检查性的要求，其中核对图板关反映填写的操作票与模拟一次设备的倒闸前后核查是否正确；操作监护关和质量检查关是实际执行倒闸操作的要求，此“两关”同时检验其它“四关”措施准备情况是否正确、到位；操作准备关也包含检查性的要求，如提前检查操作所需的安全工器具是否合格并满足数量要求等。另外，质量检查关要求在操作完毕全面检查操作质量的同时，更应紧跟每一步操作后进行质量检查。

(2)操作票填写项目分析

操作票作为执行倒闸操作的书面组织措施，其填写项目是否正确完整、步骤合理与否直接影响操作的后果。这里所说的“后果”，不仅仅指可能发生事故，还涉及操作时间的延误。也就是说，操作票填写项目必须与调度命令一致，且符合倒闸操作填写规定，在此基础上合理安排操作步骤，达到走最短的路、用最短的时间准确完成任务之目的。

操作票填写项目包括操作性项目和检查性项目两部分。一次设备的操作性项目如图1所示，主要体现对断路器、隔离开关、接地刀闸(接地短路线)的操作，这部分操作项目的填写要求没有随着时间的变化而更改；而检查性项目则伴随事故的发生不断进行了反措补充，目前规定须列入操作步骤的检查性项目主要有：拉(合)断路器后检查其分(合)状态；拉(合)隔离开关前检查断路器在拉开状态；将手车式断路器从运行位置拉出或推入运行位置前检查其在分开状态；代路操作合环后、变压器等设备并(解)列后(前)检查负荷分配；母线充电后

检查母线电压；恢复供电合闸前检查待恢复供电范围内接地线、短路线已拆除；允许作为验电依据的固定带电显示器检查其显示情况等。

一般来说，操作性项目需由操作者手脚动作来完成，靠操作、监护、把关等人员的五官来确认操作质量，即眼看、耳听、嘴巴说；而检查性项目是对操作性项目操作质量的进一步确认，发挥着辅助性的作用，其主要靠操作、监护、把关等人员的五官来确认即眼看、耳听、嘴巴说。

二、倒闸误操作

基于电网运行方式的调整和设备检修试验工作的需要，变电站运行值班人员须对电气设备进行频繁倒闸操作。在“把六关”实施过程中由于种种原因发生误操作，必须查明事故的直接原因和间接原因，明确事故的直接责任及领导与管理责任，进而采取防范措施杜绝同类事故再次发生。发生误操作后，按上述原则进行处理是确定无疑的，但现在需要进一步研究分析衍生出的很多问题，比如怎样界定误操作含义，在《劳动法》的范畴内如何处理责任者的问题，等等。因为当前存在着长官意志随意认定误操作和对责任者处理的问题，与法制化的市场环境有冲突。

1误操作的定义

世界各电力公司对“误操作”的定义各不相同，一些是以后果来定义错误(只有产生了不良后果才被认为是错误)：另一些则以行为本身来定义错误。大部分还是倾向于后者，即因其行为或疏忽，导致或可能导致：人员伤害；可靠性降低(如负荷损失)；用户、企业或第三方经济损失(包括设备损坏)；企业形象受损。此定义包括了可能导致上述情况的一种，但实际上结果并没有发生。

从表象看，误操作直接由操作监护者工作失误造成，但失误可能由很多原因，我们有必要对失误的要素构成加以界定，否则就会出现猴皮筋式的界定标准松紧不一的问题。对误操作的定义，本人认为应由操作要素之和、组合的不安全操作因素及行为后果构成，在误操作定义明确的前提下，随着“把六关”要求的细化和加强，特别是操作票填写项目中检查性项目伴随一次次误操作事故后反措的补充和完善，若干年前未定为误操作的事故，按眼下的执行标准可能被定为误操作事故。例如：1994年北京供电公司所辖220千伏老君堂站“带地线合闸”事故，因地线为以前遗留而未拆除，当时管理上也没有“合闸前须检查待恢复供电范围内地线已拆除”的规定，且操作票填写执行正确，故并未定为误操作事故。但按现行要求，若是执行“检查待恢复供电范围内接地线、短路线已拆除”不到位引起，则是误操作事故。反之，按上述定义的条件来分析一些所谓的误操作事故就不是误操作，而应归类为人员责任的“处理不当”事故。

2误操作的分类

目前我们对电气设备倒闸误操作的分类，是根据误操作后果的严重程度来划分的。对操作现场的人员和设备可能构成伤害或损害等严重影响的误操作，分类为恶性误操作；不造成严重后果的，通常定为一般误操作。对变电站一次设备倒闸时发生的误操作通常有4种，其中3种归类为恶性误操作，即带负荷误拉(合)隔离开关、带电挂(合)接地线(接地刀闸)、带接地线(接地刀闸)合断路器(隔离开关)；误(漏)拉合断路器(开关)这种误操作，因其只可能造成电能损失，而通常情况下不对人员和设备造成伤害或损害，故归类为一般电气误操作。