1011-江苏省电力公司变电站倒闸操作规范.docx

变电站电气设备倒闸操作规范（审定稿）江苏省电力公司2010-11-23目录1 适用范围12 引用标准13 倒闸操作管理要求23.1 操作的基本规定23.2 操作的指令管理23.3 操作的方式要求33.4 操作的基本条件53.5 操作的基本步骤53.6 操作的异常处理54 倒闸操作流程64.1 接受预令64.2 填写操作票64.3 审核操作票74.4 操作准备74.5 接受正令74.6 模拟预演84.7 正式操作84.8 操作汇报95 倒闸操作的技术要求105.1 一般原则105.2 开关操作105.3 闸刀操作105.4 主变操作115.5 线路操作115.6 电抗器、电容器操作115.7 母线操作125.8 旁路替代操作135.9 保护装置操作145.10 验电接地操作155.11 安措操作要求165.12 遥控方式的管理166 操作票面管理166.1 一般要求166.2 填写要求176.3 印章使用206.4 评议与统计21附录一倒闸操作票用印章规范22附录二设备操作后的检查方法和要求24（国家电网安监2009664号）（国家电网生2006512号）（苏电调2009819号）（苏电生2010962号）（苏电生2007569号）变电站电气设备倒闸操作规范1 适用范围1.1 为了进一步规范变电站电气设备倒闸操作，确保人身、电网和设备的安全，提高变电运行管理水平，特制订本规范。1.2 本规范规定了变电站电气倒闸操作的基本要求和原则、基本步骤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。1.3 本规范适用于江苏省电力公司管辖范围内50OkV及以下变电站所有电气设备的倒闸操作管理。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。2 引用标准2.1 电力安全工作规程（变电部分）2.2 变电站管理规范2.3 华东电力系统调度规程2.4 江苏电力系统调度规程2.5 江苏电力系统调度操作管理规定2.6 变电运行管理规范2.7 50OkV变电站通用运行规程3 倒闸操作管理要求3.1 操作的基本规定3.1.1 倒闸操作是变更一次系统运行结线方式、继电保护定值调整、保护装置启停用、二次回路切换、自动装置投切、切换试验等操作执行过程的总称。3.1.2 倒闸操作过程中要严防发生下列误操作：1.1 2.1误拉、合开关；3.122 带负荷拉、合闸刀；3.123 带接地线（接地闸刀）合闸；3.124 带电装设接地线（合接地闸刀）；3.125 非同期并列；3.126 误投退压板、切错定值区。3.127 倒闸操作应尽量避免在下列条件下进行：3.131 交接班时；3.132 系统发生事故或异常时；3.133 雷电时（注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控操作）；3.134 恶劣气候时。1.1.4 雨雪天气时不得进行室外直接验电操作。1.1.5 从模拟预演开始至操作结束全过程应进行录音，操作结束后应将录音编号保存，保持期限3个月。3.2 操作的指令管理3.2.1 系统内的设备操作，应根据调度管辖范围划分，实行分级管理。调度对其直接、间接调度的设备，通过“操作指令”、“委托操作”和“操作许可”三种方式进行调度操作管理，只有副值及以上当班调度员有权进行改变运行状态的调度操作。3.2.2 各级调度值班员发布操作指令分为口头和书面两种方式，下达操作任务分为综合操作和逐项操作两种形式。3.2.3 正常情况下，调度必须以书面方式预先发布操作任务票，才能正式发令操作；在紧急情况或事故处理时，可采用口头指令方式下达。3.2.4 在调度备案的操作班和监控班（调控班）的当班副值及以上值班员有权接受调度操作预令；在调度备案的操作班和监控班（调控班）的当班正值及以上值班员有权接受调度操作正令。3.2.5 发令人对其发布操作任务的安全性、正确性负责，受令人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、可能造成停电事故的调度指令，受令人有权拒绝执行，把拒绝执行指令的理由向发令人指出，由发令人决定调度指令的执行或者撤消。必要时可向本单位上级领导报告。3.2.6 电气设备检修，现场设备根据调度指令操作至冷备用或检修状态，在接到调度工作许可令后，现场操作班值班员应按照工作票要求填写的安措票布置安全措施；当检修工作结束，现场操作班值班员自行拆除工作票的安全措施（不得拆除调度接地），向调度汇报竣工。3.3 操作的方式要求3.3.1 倒闸操作分为监控（调控）远方操作和变电站现场操作两种方式。3.3.2 监控（调控）远方操作332.1监控班（调控班）值班员在调度自动化系统监控工作站上所执行的遥控操作称为远方操作。3.322监控班（调控班）值班员远方操作可不进行预演，但应执行操作监护制度，并做好操作记录。3.323进行远方操作的调度自动化系统监控工作站的操作和执行界面，必须具备手动输入待操作变电站代码及设备编号的功能，以核对待操作变电站及设备正确；必须具备操作人、监护人分别输入操作密码的功能，以加强操作监护。332.4远方操作可通过“二元法”（相关设备的遥信、遥测变位）判断实际位置状态；对远方操作结果若有疑问，应查明情况，必要时通知操作班现场核对设备状态。500kV监控班值班员的遥控操作应安排操作班值班员在变电站现场配合检查设备实际位置。3.325开关遥控操作过程中，监控系统发生异常或遥控失灵时，监控班（调控班）值班员应停止操作，汇报发令调度并通知操作班值班员进行现场检查；并由监控班（调控班）向操作班转发操作任务进行现场操作，操作班现场操作结束后汇报监控班（调控班），监控班（调控班）值班员汇报发令调度。332.6监控班（调控班）值班员在操作完成后均应将变电站运行方式和设备状态的变更情况告知操作班值班员。3.32722OkV及以下监控班（调控班）值班员可以进行下列远方操作：1、拉合开关的单一操作；2、调节变压器分接开关（遥调）；3、程序化操作；4、事故情况下拉、合主变中性点接地闸刀操作；5、对具备远方投切功能的保护和自动装置软压板操作。332.850OkV监控班值班员可以进行下列远方操作：1、拉、合开关；2、拉、合电动闸刀或接地闸刀；3、投、切电容器或电抗器；4、程序化操作。3.329无功电压优化控制系统（AVC）的操作管理：1、当无功电压优化控制系统自动调节失效时，监控班（调控班）值班员应根据电压无功情况手动调节；2、当无功电压优化控制系统自动调节时发生主变有载调压开关滑挡、电容器开关拒动等异常时，监控班（调控班）值班员应立即在无功电压优化系统内封锁相应设备，通知操作班现场检查，并汇报调度;3、当电容器、主变有载开关检修时，监控班（调控班）值班员应将相应变电站待修的电容器开关、变压器有载调压开关的自动调节功能封锁，在工作结束后再解锁。3.3.3变电站现场操作333.1 操作班值班员在变电站当地所执行的操作称为现场操作。333.2 现场操作分为后台操作、测控屏操作、就地操作（端子箱、汇控箱、机构箱、开关柜上的操作）三种方式。3.333在执行调度指令操作过程中，操作班值班员对设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。3.3.3.4变电站现场操作时，优先采用当地监控后台操作。3.335在故障跳闸后进行试送开关的操作不宜采用就地操作方式。333.6 变电站现场监控后台的操作和执行界面，必须具备设备间隔分画面和手动输入待操作设备编号的功能，以核对待操作设备正确；必须具备操作人、监护人分别输入操作密码的功能，以加强操作监护。333.7 操作班现场值班员在操作前应向监控班（调控班）值班员告知操作内容,操作结束后告知设备状态变更情况。3.4 操作的基本条件3.4.1 具备考试合格并经上级领导批准公布的值班员名单。3.4.2 现场设备具备明显标志，包括设备命名、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示和区别电气相别的色标。3.4.3 具备与现场设备和运行方式符合的一次系统模拟图（或计算机模拟系统图）。3.4.4 具备变电站现场运行规程、典型操作票、保护定值单和统一确切的调度操作术语。3.4.5 具备合格的操作工具和安全用具。3.4.6 各个操作层（包括调度自动化系统远方操作、变电站监控后台操作、变电站测控屏操作、变电站就地操作）应根据所操作的不同设备，具备相应的“五防”功能。3.5 操作的基本步骤3.5.1 操作人员按调度预先下达的操作任务正确填写操作票。3.5.2 操作票经审核并预演正确。3.5.3 操作前明确操作目的，做好危险点分析和预控。3.5.4 调度正式发布操作指令及发令时间。3.5.5 操作人员检查核对设备命名、编号和状态。3.5.6 按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确认设备状态变位并勾票。3.5.7 向调度汇报操作结束时间。3.5.8 做好记录，使系统模拟图与设备状态一致，签销操作票。3.6 操作的异常处理3.6.1 遇有危及人身及设备安全的情况时，操作人员应按有关规程规定进行紧急处理，处理结束后应立即汇报当值调度，并做好相关记录。3.6.2 在操作过程中遇到问题，严禁擅自解锁或更改操作票，必须停止操作，检查操作票的执行是否有误，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。3.621如中断操作后又恢复操作，操作人员必须重新进行“四核对”工作，确认待操作设备、操作步骤正确无误，并在备注栏内注明中断及恢复操作时间、中断原因、汇报调度员姓名。3.622如中断操作后结束操作，应在操作票备注栏内注明中断时间、中断原因、汇报调度员姓名；如调度发令将运行方式恢复到初始状态的，应重新填写操作票后执行倒闸操作流程。362.3如调度取消部分操作任务，应在取消的任务项和操作步骤上用删除线划去，并在备注栏中注明取消时间、取消的操作任务、取消原因及汇报调度员姓名。363若遇特殊情况需要解锁操作，必须按解锁规定申请解锁；采用监控防误闭锁的变电站，测控闭锁和电气闭锁应分别履行解锁手续。3.6.4当发生带负荷误拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或拉开）。闸刀电动操作失灵时，严禁采用手按操作机构接触器进行操作。4倒闸操作流程4.1 接受预令4.1.1 值班员接收调度预令，应互通单位、姓名，使用规范的调度术语和普通话，并进行全过程电话录音。4.1.2 操作预令应明确操作任务的编号、所需操作的变电站、操作任务及大致操作时间，发现问题及时提出。4.1.3 调度令预发结束后，接令人必须对调度预发令内容进行复诵核对，双方确认无误后即告结束。通过网络或传真下发的调度操作任务票也须进行复诵核对。4.2 填写操作票4.2.1 倒闸操作票由当班值班员负责填写。4.2.2 接令后，当班正、副值班员应明确操作任务和操作目的，核对操作任务的安全性、正确性，确认无误后即可开始填写操作票。4.2.3 填票人应根据调度操作任务，对照一、二次设备运行方式、操作要求和填票要求填写操作票，填写完毕、审核无误后签名，然后提交正值班员审核。4.3 审核操作票4.3.1 当班正值班员对操作票应进行全面审核，对操作步骤填写的正确性、合理性、完整性进行逐项审核，检查是否符合操作目的。4.3.2 审核发现有误，应由填票人立即重新填写。4.3.3 审核确认正确无误后，审核人在操作票审核人栏签名。4.3.4 填票人、审核人不得为同一人。4.3.5 交接班时，交班人员应将本班未执行操作票移交，并交代有关操作注意事项；接班负责人或正值班员对上一班移交的操作票重新审核、签名（填票值和操作值签名），对操作票的正确性负责。4.4 操作准备4.4.1 监护人和操作人将填写好的操作票进行核对，提出操作中需注意的事项和遇到异常时的处理预想（如设备操作不到位、拒动、联锁发生问题等），做好必要的操作准备。4.4.2 操作前应准备好必要的钥匙、工器具、安全用具等。4.4.3 对操作中需使用的安全用具进行检查，检查电压等级是否合格、试验周期是否符合规定、外观是否损坏、功能是否正常（如绝缘手套是否漏气、验电器试验声光是否正常、接地线是否满足现场要求等）。4.5 接受正令4.5.1 调度正式发令时，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的姓名填写在操作票相应栏目内；双方应使用规范的调度术语和普通话，并全过程电话录音。4.5.2 发令调度员将操作任务的编号、所需操作的变电站、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，发现问题及时提出，经双方核对确认无误后即告发令结束，值班员方可开始操作。4.5.3 对于调度发布的口令操作任务，发、受令规范同操作正令操作。接令后值班员在完成填票、审票、预想等步骤后即开始操作，紧急情况下（如事故处理时）可不填写操作票而直接操作。4.5.4 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。4.6 模拟预演4.6.1 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进行模拟操作唱票，操作人则根据监护人指令进行复诵。当监护人确认无误后即发出“对，执行”的指令，操作人即对模拟图上的相关设备进行变位操作。4.6.2 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是否符合调度操作目的。4.6.3 模拟操作必须根据操作票的步骤逐项进行，二次设备操作可不模拟。4.7 正式操作1.1 .1监控（调控）远方操作4.7 .L1正式操作应严格执行操作监护制。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。4.7.1.2 操作人、监护人在调度自动化系统监控工作站的操作画面上核对变电站、设备间隔名称编号及设备状况是否与操作项目相符。4.7.1.3 核对无误后，监护人根据操作步骤，手指待操作设备图标高声唱票，操作人听清监护人指令后，选中待操作设备图标，核对名称编号无误后高声复诵并进入操作界面。4.7.1.4 操作人、监护人分别输入操作密码，操作人输入待操作的变电站和设备代码。4.7.1.5 监护人再次核对正确无误后，即发“对，执行”的命令，操作人点击执行。4.7.1.6 远方操作结束后，操作人、监护人都应检查设备遥信、遥测变化情况是否正确。4.7.1.7 在操作过程中必须按操作顺序逐项操作，每项操作结束后必须逐项打勾，不得漏项、跳项。4.7.1.8 操作全部结束后，对所操作的设备进行一次全面检查，以确认操作正确完整，设备状态正常。4.7.1.9 监护人在操作票结束时间栏内填写操作结束时间。4.7.2变电站现场操作4.721 正式操作应严格执行操作监护制。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。4.722 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、钥匙走在后面。4.723 监护人、操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作项目进行操作前的站位核对，核对设备间隔名称、编号及设备实际状况是否与操作项目相符。4.724 核对无误后，监护人根据操作步骤，手指设备名称编号高声唱票，操作人听清监护人指令后，手指设备名称编号，核对名称编号无误后高声复诵，监护人再次核对正确无误后，即发“对，执行”的命令，操作人方可操作。4.725 每项操作结束后都应对设备的终了状态进行检查，如检查一次设备操作是否到位、三相位置是否一致、二次设备的投退方式与一次运方是否对应、二次压板（电流端子）的投退是否正确和拧紧、灯光及信号指示是否正常、电流电压指示是否正常、操作后是否留下缺陷等。4.726 .6操作中需使用钥匙时，由监护人将钥匙交给操作人，操作人方可开锁将设备操作到位，然后重新将锁锁好后将钥匙交回监护人手中。4.727 在操作过程中必须按操作顺序逐项操作，每项操作结束后必须逐项打勾，不得漏项、跳项。4.728 操作全部结束后，对所操作的设备进行一次全面检查，以确认操作正确完整，设备状态正常。4.729 变电站当地监控后台操作参照监控（调控）远方操作步骤执行。4.730 .10监护人在操作票结束时间栏内填写操作结束时间。4.8操作汇报4.8.1 操作完毕，监护人应通过录音电话及时向调度汇报：X时义分已完成X变电站X操作任务，并核对操作后的运行方式，得到调度认可后即告本操作任务已全部执行结束，并在操作票上加盖“已执行”章。4.8.2 监控班（调控班）值班员和操作班值班员在操作完成后均应将变电站运行方式和设备状态的变更情况相互告知。5倒闸操作的技术要求5.1 一般原则5.1.1 停电拉闸操作应按照开关一负荷侧闸刀一电源侧闸刀的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。5.1.2 正常方式下，3/2结线方式的线路或主变停电，应按照中间开关一边开关的顺序进行，送电合闸操作顺序应与上述顺序相反。5.1.3 在一项操作任务中，如同时停用几个间隔时，允许在先行拉开几个开关后再分别拉开闸刀，但拉开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。5.2 开关操作5.2.1 开关发生非全相运行时应采取以下措施：一相开关合上其它两相开关断开时，应立即拉开合上的一相开关，不准合上断开的两相开关；一相开关断开其它两相开关合上时，应将断开的一相开关再合一次。若合闸不成功，应立即拉开合上的两相开关。5.3 闸刀操作5.3.1 允许用闸刀进行操作的范围：531.1 在无接地告警指示时，拉开或合上电压互感器。531.2 在无雷击时，拉开或合上避雷器。531.3 在没有接地故障时，拉开或合上变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。531.4 拉开或合上220kV及以下母线的充电电流。531.5 拉开或合上3/2开关结线3串及以上运行方式的母线环流。531.6 拉开或合上非3/2开关结线的环路（不含用闸刀隔离四段式母线的母联、分段开关），但此时应确认环路中所有开关三相完全接通、非自动状态。注：上述设备如长期停用时，在未经充电检验前不得用闸刀进行充电。上述设备如发生异常运行时，除有特殊规定可以远控操作的外不得用闸刀操作。531.7 用闸刀进行拉合空载主变压器或空载线路等设备时，运行维护单位必须事先经过计算、试验和批准。5.4主变操作5.4.1 主变停电操作，应先停负荷侧、后停电源侧。送电顺序与此相反。5.4.2 主变的并列操作5.421 主变并列运行的条件：接线组别相同、电压比相等、短路电压相等。当上列条件不符合时，必须事先进行计算，在任何一台变压器都不会过负荷才可并列。5.422 变电站内几台主变分接头对应档位的电压比不一致时，应有主变允许并列的档位对照表。1.1.3 主变中性点的运行要求1.1 .3.1大电流接地系统的变压器进行停、送电前，都应先将各侧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。5.432 运行中的双绕组或三绕组主变，若大电流接地系统侧开关断开，则该侧中性点接地闸刀应合上。5.433 运行中的主变中性点接地闸刀如需倒换，则应先合上另一台主变的中性点接地闸刀，再拉开原来一台主变的中性点接地闸刀。5.434IlOkV及以上的主变处于热备用状态时，其中性点接地闸刀应合上。1.1.4 50OkV变压器可在带有低抗情况下从50OkV侧或22OkV侧进行充电或拉停，此时应充分考虑对所在母线电压的影响。1.1.5 50OkV主变停电前，应将主变对应的无功自动投切装置退出；主变送电后，再将无功自动投切装置投入。5.5 线路操作5.5.1 线路改冷备用，接在线路上的压变高低压熔丝不取下，压变高压侧闸刀不拉开。5.5.2 线路改检修，接在线路上的压变应在合上线路接地闸刀后再拉开线路压变高压侧闸刀和二次侧空气开关（或熔丝）。5.6 电抗器、电容器操作5.6.1 线路高抗闸刀应在线路改检修后方可进行操作。若线路只改至冷备用状态，必须确认线路无电压，且须在线路改冷备用15分钟后方可拉开高抗闸刀。5.6.2 必须用开关进行低压电抗器的投切操作。5.6.3 开关后置方式的低压电抗器，在无故障的情况下，允许用低压电抗器闸刀拉合充电的低压电抗器。5.6.4 母线停电时应先停电容器，后停线路；送电时先送线路，然后根据电压或无功情况投入电容器。5.6.5 电容器从运行状态拉闸后，应经过充分放电（不少于5分钟）才能进行合闸运行。5.7 母线操作5.7.1 母线停送电操作571.1母线冷备用时，母线上的电压互感器高低压熔丝全部取下，其高压侧闸刀拉开。5.7.1.2母线检修时，母线上的所有开关、闸刀全部断开，母线压变可在冷备用或检修状态，并合上母线接地闸刀或挂好接地线。5.7.1.3母线停电操作，应先拉开母线压变次级空气开关（或取下熔丝），然后再拉开压变高压侧闸刀，复役操作反之；如母联开关设有断口均压电容且母线压变为电磁型的，为了避免拉开母联开关后可能产生串联谐振而引起过电压，应先停用母线压变，再拉开母联开关，复役时相反。5.7.L4母线停电前，有站用变接于停电母线上的，应做好站用电的调整操作。5.7.1.5双母线结线停用一组母线时，在倒母线操作结束后，应先拉开空出母线上压变次级开关后，再拉开母联开关，最后拉开空出母线上的压变闸刀。5.7.L6双母双分段、双母单分段结线方式倒停母线操作应先断开该母线分段开关。5.7.1.7母线检修结束恢复送电时，必须对母线进行检验性充电。用母联开关对母线充电时必须启用母差充电保护或母联开关电流保护，用旁路开关对旁路母线充电时必须启用旁路开关线路保护并停用重合闸。5.7.2倒排操作5.721 双母线并列运行时进行的倒排操作（简称热倒），必须检查母联开关及两侧闸刀在合位，并将母联开关改为非自动。操作倒排间隔母线闸刀时必须先合后拉。5.722 倒排间隔的开关在分位的状态下所进行的倒排操作（简称冷到），操作倒排间隔母线闸刀时必须先拉后合。5.723 倒排操作时不得停用母差保护。5.7.2.4采用热倒方式倒排时须将母差保护改为“互联”方式，倒排操作结束后,根据运方确定母差工作方式。5.725倒排操作后，应检查微机母差保护屏的一次结线方式指示是否与实际对应，有无差流回路异常信号。5.8旁路替代操作5.8.1 旁路代操作前，如旁路母线长期停用，应先用旁路开关对旁路母线进行一次检验性充电。5.8.2 旁路开关与被代开关结排方式应对应，结排方式不对应时应将旁路开关冷倒。5.8.3 拉、合被代开关的旁路闸刀前，应检查旁路开关确已拉开。5.8.4 旁路开关代线路开关操作要求5.841220kV旁路开关在代线路开关前，应将被代线路另一套不能切换的高频保护、纵联保护改为信号。5.842 旁路保护屏上主变差动保护电流切换端子应在退出短接位置。5.843 旁路开关与被代线路开关并列之前，应将旁路保护二次方式调整为被代线路二次方式，其中包括保护定值、保护投入方式以及重合闸方式等。5.844 旁路开关与被代线路开关并列时，应检查负荷分配正常，退出被代线路高频保护，将高频通道切至旁路保护，投入旁路开关高频保护。5.8.5旁路开关替代主变开关操作要求5.851停用旁路开关本身线路保护及重合闸。5.8.5.250OkV主变的22OkV侧旁路开关失灵保护不得停用（如主变旁代时仍使用主变本身的失灵，则旁路开关的失灵保护可以停用）。5.853 旁路开关的电流、电压回路应切至相应主变保护。切换过程中应将主变差动、500kV主变距离保护临时停用，但不得所有保护同时停用。5.854 主变差动回路电流端子的切换操作应在旁路开关热备用状态下进行，即旁路并列前投入旁路开关至被代主变差动回路电流端子，被代主变开关拉开后，退出并短接被代主变开关差动电流端子，严防流变二次回路开路。5.855 旁路开关替代主变开关，三相不一致保护根据现场规程进行切换。5.856 在旁路开关并列前投入被代主变保护跳闸出口回路至旁路开关跳闸压板。5.9保护装置操作5.9.1 保护装置操作的一般原则5.9.1.1 微机保护的投退操作1、停用整套保护时，只须退出保护的出口压板、失灵保护启动压板和联跳（或启动）其它装置的压板，开入量压板不必退出。2、停用整套保护中的某段（或其中某套）保护时，对有单独跳闸出口压板的保护，只须退出该保护的出口压板；对无单独跳闸出口压板的保护，只须退出该保护的开入量压板，保护的总出口压板不得退出。591.2 开关运行状态时，线路保护修改定值必须在保护出口退出的情况下进行。微机保护切换定值区的操作不必停用保护。591.3 开关在运行状态启用保护前，应检查所启用的保护装置无动作及异常信号，50OkV双位置继电器出口的保护（如失灵、母差、主变、远跳保护等）还应按复归按钮。591.4 投入晶体管或电磁型保护的出口压板前，应用高内阻电压表测量压板两端确无电压后，再投入压板；微机保护出口压板在投入前可不测量。591.5 在进行母差和主变差动电流回路的切换操作时，保护临时退出不必向调度汇报，保护退出的时间应尽可能短，操作步骤要求应在变电站现场运行规程明确。591.6 母差保护操作5.921 母线保护有两套母差保护的，应明确操作哪一套母差保护。当发令操作母线保护时，两套母差保护应同时操作。5.922 母差保护停用，应退出母差保护至其它保护或装置的启动压板（如母差动作启动主变开关失灵、启动分段开关失灵、闭锁重合闸的压板），退出母差保护各跳闸出口压板。5.9.3充电保护操作5.931 母线检验性充电，充电保护的启停用由现场值班员自行掌握，充电结束后应将保护退出。5.932 用母联开关对母线充电，母差保护运行时，应优先使用母差保护的充电保护；母差保护停用时，启用母联开关电流保护。5.933 用分段开关对母线充电，不论母差保护是否运行，均应启用分段开关的电流保护对空母线充电。5.934 用母联开关实现串供方式对新投运的线路、主变充电时，母差保护投信号，启用母联开关电流保护。593.5 用旁路开关对旁路母线充电，应启用旁路开关的线路保护及停用重合闸，由现场值班员自行掌握。5.9.4线路保护的操作594.1线路闭锁式高频保护启用前须测试通道正常。5.9.4.23/2结线方式的线路停役、开关仍需合环运行时，应在开关合环前投入短引线保护。594.3对于按开关装设的重合闸，调度发令停用线路重合闸时，应将线路保护跳闸方式置三跳位置，停用相关开关重合闸（线变串或不完整串线路对应的两开关重合闸置信号状态；线线串本线对应的靠近母线侧开关重合闸置信号状态）；对于没有装设线路保护跳闸方式开关的，将本线对应的两开关重合闸改信号状态。？5.94422OkV线路重合闸停用时，应将“沟通三跳”压板投入，将重合闸切换开关切至“停用”位置，并退出合闸出口压板。594.5IIOkV及以下线路重合闸停用时，应将重合闸切换开关投“停用”位置（或投入“重合闸放电“压板），再退出合闸出口压板。5.9.5主变保护的操作5.951 主变中性点接地闸刀合上前，应停用主变间隙保护；主变中性点接地闸刀拉开后，投入主变间隙保护。主变停送电操作过程中不必考虑间隙保护的调整。5.952 三圈主变任一侧开关停运，应将主变保护相应的电压元件停用。5.9.6备自投装置的操作5.961 备自投装置停用，只需退出合闸出口压板和跳闸出口压板。5.962 备自投装置投入后，应检查充电灯亮，检查方式指示正确。5.10验电接地操作5.10.1 设备改检修，在合上接地闸刀或装设接地线前，应验明三相确无电压。5.10.2 设备改检修，当无法直接验电时（如GIS、电缆、中置柜等），允许采用间接验电，通过检查线路/母线压变无电压、带电显示装置显示无电（事先确认带电显示装置工作正常）、线路/母线避雷器无泄漏电流等判断线路/母线是否带电。当线路上无任何装置可供判断是否有电时，根据调度指令合线路接地闸刀。5.10.3 电容器必须经充分放电后才能验电接地。分列电容器组应逐个放电。5.1 X安措操作要求5.1.1 1安措内容包括停送开关控制电源、停送开关储能电源、拉开或合上待检修设备可能来电侧的闸刀操作电源、投退相关二次压板和二次电流回路、装拆接地线或拉合接地闸刀等操作。5.1.2 2设备停电检修，需将检修设备保护联跳、开出其它回路的压板退出。5.1.3 3对采用内桥接线的变电站，主变本体改检修，当本侧进线开关及桥开关仍在运行时，必须退出该主变的本体和有载调压开关瓦斯保护的出口跳闸压板。5.1.4 4母联开关检修需试分合开关时，应投入“双母分列运行压板”，检修结束后退出。5.12遥控方式的管理5.12.1 正常运行时，变电站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“远方”（投入）位置。5.12.2 现场就地操作，开关拉开后操作闸刀前，应先将方式选择开关（遥控压板）切至“就地”（退出）位置。当开关恢复至热备用状态后，再将方式选择开关（遥控压板）切至“远方”（投入）位置。5.12.3 开关遥控方式选择开关的切换操作只能操作测控屏上的“远方”“就地”转换开关，不得操作开关机构箱内的“远方”“就地”转换开关。5.12.4 设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由调控班（监控班）值班员通知操作班值班员，将遥控方式开关切至“远方”位置，试验完毕后由操作班值班员将其恢复原位。6操作票面管理6.1 一般要求6.1.1 本规范中所指操作票包括倒闸操作票、安全措施票。6.1.2 一张操作票只能填写一个操作任务。一个操作任务是指根据同一个调度命令所进行的一次不间断操作。6.1.3 填写操作票时不允许并项。6.1.4 变电站倒闸操作票使用前应统一编号，每个变电站在一个年度内不得使用重复号，倒闸操作票须连号使用。6.2 填写要求6.2.1 设备名称术语621.1一次设备名称主变避雷器开关电容器闸刀（刀闸）电抗器接地闸刀（接地刀闸）耦合电容器手车放电线圈负荷开关消弧线圈接地线站用变母线接地变线路消弧（站用）变弓I线高压熔丝电缆高压跌落式熔丝压变阻波器流变结合滤波器6.2.1.2二次设备名称空开控制开关小闸刀方式开关熔丝转换开关压板并列开关连接片插件电流端子插把短接片（线）按钮6.2.2 常用操作动词1、开关、闸刀、接地闸刀、跌落熔丝：合上、拉开;2、接地线：装设（挂）、拆除;3、各种熔丝：放上、取下;4、继电保护及自动装置：启用、停用；5、压板：放上、取下、投入、退出、从（由）X位置切至义位置；6、交、直流回路各种转换开关：从（由）义位置切至X位置；7、二次插件：插入、拔出;8、二次空气开关：合上、分开;9、二次回路小闸刀：合上、拉开;10、手车、中置开关：从（由）X位置拉、推或摇至X位置。6.2.3操作票的设备名称规范623.1操作票的设备应采用双重名称。双重名称由设备名称+设备编号组成，以调度下达的名称编号为依据。设备的双重名称应规范，保证各设备称号的准确性和唯一性。6.232操作票的操作任务栏、操作项目栏中，一次、二次设备都应使用双重名称。623.3一次设备双重名称：设备名称（线路名称）+间隔编号。623.4二次设备双重名称：保护屏柜名称（保护装置名称）+压板名称+压板编号。6.2.4操作票的字符规范624.1 操作票中阿拉伯数字、英文字母、符号采用半角字符，标点符号采用半角中文字符。624.2 设备号：统一使用中文“号”。624.3 电压单位：V、kV0624.4 电流单位：A、kA、mA。6245时间单位:s；操作时间填写时，24时应写为00时。624.6 电阻单位：o624.7 母线编号：正母线、副母线、旁路母线，I段母线、II段母线、III段母线、W段母线。分段母线的编号应使用罗马字母。6.2.5操作项目填写要求625.1 操作票面应清楚、整洁，不得涂改。625.2 下列操作可以不用操作票，但应记入运行日志或运行记录中：1、事故处理；2、拉、合开关的单一操作。625.3 下列项目应填入操作票内：1、拉、合开关；2、拉、合闸刀；3、操作手车；4、投、退熔丝；5、设备验电；6、装、拆接地线；7、投、退保护及自动装置的电源空气开关、压板、插把、电流端子;8、设备二次转换开关的操作；9、保护改定值或切换定值区；10、拉、合二次空气开关、小闸刀；11、检查一、二次设备状态。625.4 下列（操作、检查）项目可不填入操作票：1、闸刀操作时，操作电源的投退；2、执行二次操作后，有关信息、信号、指示灯变位情况的检查；3、拉合开关、闸刀后，相关一、二次设备部件、信号灯、光字牌等项目的检查。625.5 设备检修结束后，在冷备用改热备用前应检查送电范围内无遗留接地；检查送电范围内无遗留接地，无需列出具体的接地闸刀名称或接地线编号。625.6 下列情况应检查相关开关负荷分配情况，并在操作票中抄录三相（没有三相的抄两相或单相）电流（或电压）：1、双母线接线方式倒排结束，拉开母联开关前，应抄录母联开关三相电流指示为零，防止漏倒；2、解环操作前、合环操作后（包括旁代、旁代恢复、双线解合环、母联分段解合环）应抄录相关开关的三相电流分配情况；3、主变投运时主变各侧开关合环后（母联或分段开关已合上），应抄录合环侧三相电流；主变停运解环时（母联或分段开关已合上），应抄录另一台主变的停运主变解环侧的三相电流分配情况；4、充电操作后应抄录充电设备（包括线路、母线、主变等）的电压情况（主变抄录各侧三相电压）；5、当抄录数值很小时，应综合判断（如机械位置、保护情况等），确定设备已在相应位置时，方可继续操作。625.7 双工位闸刀的操作票填写，在拉开闸刀的操作时填写：“拉开义（设备名）XX闸刀”，在设备改检修时只需填写：“检查X（设备名）××接地闸刀已合上”。625.8 印章使用625.8.1 票票面统一使用以下印章：已执行、未执行、作废、合格、不合格。具体规格见附件一。625.8.2 通知作废的任务票应在操作任务栏内右下角加盖“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。625.8.3 票作废应在