四川省电力公司变电倒闸操作票管理规定

1、国网四川省电力公司变电倒闸操作票管理规定第一章 总则第一条 变电倒闸操作票是进行倒闸操作的书面依据，是防止误操作，保障人身、电网和设备安全的重要措施。为严格、认真、准确无误地进行倒闸操作，特制定本规定。第二条 本规定依据国家电网公司2013年11月颁发的国家电网公司电力安全工作规程 变电部分（以下简称安规）结合国网四川省电力公司生产实际制订。第三条 本规定适用于公司系统各级单位所属各发电厂、变（配）电站、开关站、调控中心、换流站进行的所有倒闸操作。各控股、代管公司参照执行。第二章 操作票的技术要求第四条 继电保护装置状态的界定按四川电力系统电气设备操作规程（川电调控201283号）第9.1条执

2、行。第五条 操作票中,除换流站极、直流输电背靠背系统单元外，一次设备的状态界定按如下原则执行：(一) 运行状态： 连接设备(不包括带串补装置的线路和串补装置)的刀闸(不包括接地刀闸)及开关处于合闸位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT，避雷器等）。设备处于运行状态时，若二次回路无工作或特殊要求，设备的保护应按规定投入运行。1. 开关运行：开关处于合闸位置，各侧与其直接相连的刀闸中均至少有一把在合闸位置。无相关安全措施。2. 变压器运行：变压器各侧开关（熔断器）和变压器专用刀闸中至少有一个开关处于运行状态（熔断器处于合闸位置），或至少有一把变压器专用刀闸处于合闸位置，无相关安全措施。

3、变压器中性点接地刀闸运行方式符合规定。变压器PT无检修并具备运行条件，PT二次空开（保险）应在合闸位置。3. 母线运行：连接母线的开关中至少有一个开关处于运行状态，或无开关的间隔中至少有一把母线刀闸处于合闸位置，无相关安全措施。如该母线上的PT无检修并具备运行条件，母线PT的刀闸及二次空开（保险）应在合闸位置。4. 交流线路运行：线路各侧开关和专用出线刀闸中至少有一个开关处于运行状态，或至少有一把出线专用刀闸处于合闸位置，无相关安全措施。带串补装置的线路，串补旁路刀闸应在合闸位置或线路串补为运行状态。无工作或特殊要求时，线路并联电抗器应在运行状态。线路PT无检修并具备运行条件，PT二次空开（保

4、险）应在合闸位置。5. 串补装置运行：串补旁路开关、旁路刀闸在分闸位置，串补两侧刀闸处于合闸位置，地刀处于分闸位置，无相关安全措施。6. 线路并联电抗器运行：连接电抗器的开关处于运行状态；无开关电抗器的电抗器专用刀闸处于合闸位置。无相关安全措施。7. 无功补偿装置或换流站交流滤波装置运行：连接无功补偿装置或换流站交流滤波装置的开关处于运行状态；装置无开关连接时，其对应刀闸处于合闸位置。无相关安全措施。8. 仅有刀闸或熔断器而无开关的PT，当其刀闸或熔断器处于合闸位置时，且无相关安全措施时，该母线PT处于运行状态。无工作或特殊要求时，二次空开（保险）应在合闸位置。9. 换流站直流滤波器运行：直流

5、滤波器两侧刀闸在合闸位置，两侧接地刀闸在分闸位置，无相关安全措施。 10. 换流站接地极系统运行：站内有金属回线转换开关，则金属回线转换开关及其两侧刀闸在合上位置，接地极刀闸及其两侧地刀在拉开位置。站内无金属回线转换开关，则接地极刀闸在合上位置，接地极刀闸两侧地刀在拉开位置。无相关安全措施。11. 直流线路运行：两侧换流站极母线刀闸在合上位置，线路接地刀闸在拉开位置，无相关安全措施。 12. 换流变充电：换流变各侧接地刀闸在分闸位置，换流变交流侧开关在运行状态，无相关安全措施。 13. 换流站阀组无运行状态。(二) 热备用状态：连接设备(不包括带串补装置的线路和串补装置)的开关处于分闸位置，开

6、关两侧刀闸处于合闸位置。设备处于热备用状态时，若二次回路无工作或特殊要求，设备的保护应按规定投入运行。1. 开关热备用：开关处于分闸位置，各侧与其直接相连的刀闸中均至少有一把在合闸位置，无相关安全措施。2. 变压器热备用：变压器各侧开关（熔断器）均在分闸位置，其中至少有一个开关处于热备用状态，若热备用开关与变压器间有变压器专用刀闸，则变压器专用刀闸处于合闸位置；无相关安全措施。变压器中性点接地刀闸可在合闸或分闸位置。变压器PT无检修并具备运行条件，PT二次空开（保险）应在合闸位置。3. 母线热备用：连接母线的所有开关均处于分闸位置，其中至少有一个开关处于热备用状态，与母线连接的无开关间隔中所有

7、母线刀闸在分闸位置，无相关安全措施。如该母线上的PT无检修并具备运行条件，母线PT的刀闸及二次空开（保险）应在合闸位置。4. 交流线路热备用：线路各侧开关在分闸位置，其中至少有一个开关处于热备用状态，若热备用开关与线路之间有出线专用刀闸，则出线专用刀闸在合闸位置，无相关安全措施。有串补装置的线路，串补旁路刀闸在合上位置。线路PT无检修并具备运行条件，PT二次空开（保险）应在合闸位置。线路热备用时，线路并联电抗器可在任何状态；如线路电抗器接有抽能线圈，则在线路热备用状态下，抽能线圈低压侧应断开。5. 串补装置热备用：串补旁路开关在合闸位置，旁路刀闸在分闸位置，串补两侧刀闸在合闸位置，地刀在分闸位

8、置，无相关安全措施。6. 无功补偿装置或换流站交流滤波装置热备用：连接无功补偿装置或换流站交流滤波装置的开关处于热备用状态，无相关安全措施。7. 线路并联电抗器、线路PT、母线PT、变压器PT、换流站直流滤波器、换流站接地极系统、直流线路、换流站阀组等无开关的设备均无热备用状态；换流变无热备用状态。(三) 冷备用状态：与设备硬连的所有刀闸或熔断器处于分闸位置，且各侧均无安全措施。设备处于冷备用状态时，若其二次回路无工作或特殊要求，则保护应按规定投入运行或信号。1. 开关冷备用：开关处于分闸位置，各侧与其直接相连的刀闸全部处于分闸位置；开关只有一侧有刀闸，另一侧与设备硬连时，该开关无冷备用状态。

9、无相关安全措施。2. 变压器冷备用：与变压器各侧硬连的刀闸或熔断器均处于分闸位置，无相关安全措施。此时变压器某侧开关可能为运行或热备用状态，如角型接线和3/2（含4/3，下同）开关接线，在专用变压器刀闸分闸后，变压器开关仍可保持运行或热备用状态。变压器PT无工作或特殊要求，其二次空开（保险）应在合闸位置。3. 母线冷备用：母线上所有母联及分段开关处于冷备用状态，且与母线硬连的所有刀闸（包括PT刀闸）均在分闸位置，无相关安全措施。母线PT无工作或特殊要求，其二次空开（保险）应在分闸位置。4. 交流线路冷备用：与线路各侧硬连的刀闸或熔断器均处于分闸位置，无相关安全措施。此时线路开关可能为运行或热备

10、用状态，如角型接线和3/2开关接线，在专用出线刀闸分闸后，线路开关仍可保持运行或热备用状态。有串补装置的线路，串补装置应在冷备用或检修状态。有并联电抗器的线路，电抗器应在冷备用或检修状态。无专用PT刀闸的线路无工作或特殊要求，PT二次空开（保险）应在合闸位置；有专用PT刀闸的线路无工作或特殊要求，PT二次空开（保险）应在分闸位置。5. 串补装置冷备用：串补旁路开关、旁路刀闸在合闸位置，串补装置两侧刀闸在分闸位置，地刀在分闸位置，无相关安全措施。6. 线路并联电抗器冷备用：与电抗器硬连的所有刀闸均在分闸位置，无相关安全措施。7. 无功补偿装置或换流站交流滤波装置冷备用：连接无功补偿装置或换流站交

11、流滤波装置的开关处于分闸位置，与开关相连的所有刀闸处于分闸位置，无相关安全措施。8. PT冷备用：PT高压侧刀闸处于分闸位置，无工作或特殊要求，PT二次空开（保险）应在分闸位置，无相关安全措施。与设备硬连（既无刀闸或熔断器，又无开关）的线路PT、变压器PT等设备，无冷备用状态。9. 换流站直流滤波器冷备用：直流滤波器两侧刀闸在分闸位置，两侧接地刀闸在分闸位置，无相关安全措施。10. 换流站接地极系统冷备用：接地极刀闸及其两侧地刀在分闸位置。若站内有金属回线转换开关，还需金属回线转换开关及其两侧刀闸在分闸位置。无相关安全措施。11. 直流线路冷备用：两侧换流站极母线刀闸及线路接地刀闸在分闸位置，

12、无相关安全措施。12. 换流变冷备用：换流变与交流系统隔离（有换流变专用交流侧刀闸的，要求专用交流侧刀闸在分闸位置；无换流变专用交流侧刀闸的，要求交流侧开关在冷备用或检修状态），换流变各侧接地刀闸在分闸位置。无相关安全措施。13. 换流站阀组冷备用：换流变与交流系统隔离（有换流变专用交流侧刀闸的，要求专用交流侧刀闸在分闸位置；无换流变专用交流侧刀闸的，要求交流侧开关在冷备用或检修状态），中性母线开关、金属回线刀闸、大地回线刀闸、极母线刀闸在分闸位置，阀组相关接地刀闸在分闸位置，无相关安全措施。(四) 检修状态：与设备硬连的所有刀闸或熔断器均处于分闸位置，任一侧有接地刀闸在合闸位置或装设有接地线

13、。设备处于检修状态时，变电站设备若其二次回路无工作（或一次设备工作不会影响二次回路），可不对保护进行操作；若其二次回路有工作（或一次设备工作将影响二次回路），应按规定退出可能导致其他设备跳闸的出口及失灵压板（如启动远跳、启动失灵、失灵启母差、保护联跳等压板），功能压板、仅跳本开关的压板可不退出；双母线接线方式的母线，其母差保护状态由值班调度员根据母线保护配置情况和检修工作需要决定。1. 开关检修：开关在分闸位置，各侧与其直接相连的刀闸全部处于分闸位置，且任一侧有接地刀闸在合闸位置或装设有接地线。2. 变压器检修：与变压器各侧硬连的刀闸或熔断器均处于分闸位置，且变压器本体各侧至少有一把接地刀闸在

14、合闸位置（或装设有接地线）。如有PT，无工作或特殊要求，PT二次空开（保险）应在分闸位置。变压器处于检修状态时，某侧开关可能为运行或热备用状态，如角型接线和3/2（含4/3，下同）开关接线，在专用变压器刀闸分闸后，变压器开关仍可保持运行或热备用状态。3. 母线检修：母线上所有母联及分段开关处于冷备用状态，与母线硬连的所有刀闸（包括PT刀闸）均在分闸位置，且至少有一把母线接地刀闸在合闸位置（或在母线上装设有接地线）。母线PT无工作或特殊要求，其二次空开（保险）应在分闸位置。4. 交流线路检修：与线路各侧硬连的刀闸或熔断器均处于分闸位置，直流融冰刀闸、线路并联电抗器高压侧刀闸处于分闸位置，且至少一

15、把线路接地刀闸在合闸位置（或在线路上装设有接地线）。线路PT无工作或特殊要求，其二次空开（保险）应在分闸位置。有串补装置的线路，串补装置应在冷备用或检修状态。有并联电抗器的线路，电抗器应在冷备用或检修状态。线路处于检修状态时，某侧开关可能为运行或热备用状态，如角型接线和3/2（含4/3，下同）开关接线，在专用线路刀闸分闸后，线路开关仍可保持运行或热备用状态。5. 串补装置的检修：串补旁路开关、旁路刀闸在合闸位置，串补两侧刀闸在分闸位置，地刀在合闸位置或装设有接地线。6. 线路并联电抗器检修：与电抗器硬连的所有刀闸均在分闸位置，电抗器任一侧接地刀闸处于合闸位置（或装设有接地线）。7. 无功补偿装

16、置或换流站交流滤波装置检修：连接无功补偿装置或换流站交流滤波装置的开关处于分闸位置，与开关相连的所有刀闸处于分闸位置，无功补偿装置或换流站交流滤波装置任一侧接地刀闸处于合闸位置（或装设有接地线）。8. PT检修：PT高压侧刀闸处于分闸位置，PT接地刀闸处于合闸位置或任一侧装设有接地线；与设备硬连（既无刀闸或熔断器，又无开关）的线路PT、变压器PT等设备，接地刀闸处于合闸位置或任一侧装设有接地线。无工作或特殊要求，PT二次空开（保险）应在分闸位置。9. 换流站直流滤波器检修：直流滤波器两侧刀闸在分闸位置，两侧接地刀闸在合闸位置。 10. 换流站接地极系统检修：接地极刀闸在分闸位置，接地极刀闸两侧

17、地刀在合闸位置。若站内有金属回线转换开关，还需金属回线转换开关及其两侧刀闸在分闸位置。 11. 直流线路检修：两侧换流站极母线刀闸在分闸位置，线路接地刀闸在合闸位置。 12. 换流变检修：换流变与交流系统隔离（有换流变专用交流侧刀闸的，要求专用交流侧刀闸在分闸位置；无换流变专用交流侧刀闸的，要求交流侧开关在冷备用或检修状态），直流场极隔离， 换流变各侧接地刀闸在合上位置。 13. 换流站阀组检修：换流变与交流系统隔离（有换流变专用交流侧刀闸的，要求专用交流侧刀闸在分闸位置；无换流变专用交流侧刀闸的，要求交流侧开关在冷备用或检修状态），直流场极隔离，阀组相关接地刀闸在合闸位置。 第六条 操作票中

18、,换流站极的状态界定及对应的保护装置投退状态按如下原则执行：(一) 直流场极隔离： 中性母线开关、金属回线刀闸、大地回线刀闸、极母线刀闸在拉分闸位置。 (二) 直流场极连接：相关保护投入，中性母线开关、金属回线刀闸、大地回线刀闸、极母线刀闸在合闸位置。 (三) 检修：极内所有换流变、阀组、直流滤波器在检修状态，直流场极隔离状态，极母线、中性线等有关接地刀闸在合闸位置。 (四) 冷备用：安全措施拆除，极内所有换流变、阀组在冷备用状态，直流场极隔离状态，极母线、中性母线等有关接地刀闸在分闸位置。 (五) 热备用：安全措施拆除，相关保护投入，换流变在充电状态， 直流侧极连接状态，有必备数量的直流滤波

19、器运行，极母线、极线路、中性母线等有关接地刀闸在分闸位置，接地极系统运行（或金属回线运行），阀组闭锁。其中，接地极系统运行状态称为单极大地回线（GR）热备用，金属回线运行状态称为单极金属回线（MR）热备用。 (六) 运行：相关保护投入，直流场极连接状态，极母线、极线路、中性母线有关接地刀闸在分闸位置，有必备数量的直流滤波器运行，接地极系统运行（或金属回线运行），极按确定的方式形成直流回路，阀组解锁。(七) 不带线路极开路试验（OLT）状态：极母线刀闸在分闸位置，其余设备状态同单极大地回线（GR）热备用。 (八) 带线路极开路试验（OLT）状态：本侧单极大地回线（GR）热备用，对侧极线路冷备用。

20、第七条 操作票中,背靠背系统单元的状态界定及对应的保护装置投退状态按如下原则执行：(一) 检修：双侧换流变、阀组在检修状态。(二) 冷备用：安全措施拆除，双侧换流变、阀组在冷备用状态。(三) 热备用：安全措施拆除，相关保护投入，双侧阀组相关接地刀闸在分闸位置，双侧换流变充电，阀组闭锁。(四) 运行：安全措施拆除，相关保护投入，双侧阀组相关接地刀闸在分闸位置，双侧换流变充电，阀组解锁。 (五) 极开路试验（OLT 试验）状态：安全措施拆除，相关保护投入，双侧阀组相关接地刀闸在分闸位置，待试验侧换流变充电，另一侧换流变与交流侧可靠隔离。 第八条 下列项目应填进操作票（包括但不限于）：(一) 拉合一

21、次设备（开关、刀闸、接地刀闸等）；其中，检同期方式对开关合闸时，应填写为“检同期合上XXX开关”。(二) 拉合一次设备（开关、刀闸、接地刀闸等）后检查设备的位置；(三) 验电、装拆接地线、接地线装拆后检查实际位置；(四) 合上（安装）或断开（拆除）控制回路或电压互感器回路的空气开关、熔断器；(五) 切换保护回路和自动化装置、投退保护压板、检查压板两端是否确无电压、检查保护及自动装置开入量变位、更改定值等；(六) 停、送电操作时，在拉开刀闸、手车式开关拉出、推入前，检查开关确在分闸位置；(七) 在进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况；(八) 设备检修后合闸送电前，检查送电

22、范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆除；(九) 高压直流输电系统启停、功率变化及状态转换、控制方式改变、主控站转换，控制和保护系统投退、换流变压器冷却器切换及分接头手动调节；(十) 换流站冷却阀、阀厅消防及空调系统的投退、方式变化等操作；(十一) 直流输电控制系统对断路器（开关）进行的锁定操作；(十二) 其他按规定需要列入操作票的项目。第九条 为防止误操作，下列项目在操作票中应作为单独项目填写：(一) 开关、刀闸、接地刀闸、接地线操作后检查其实际位置；(二) 拉合刀闸之前检查开关位置、装设接地线或合接地刀闸之前检查刀闸位置；(三) 电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法观测实际位置时，

23、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。判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。检查中若发现其他任何信号异常，均应停止操作，查明原因。不同设备的检查内容应根据各站实际，在操作技能培训要求和现场运行规程中明确，填写操作票时，可统一写为一项，如：“检查XXX开关（刀闸）确在分（合）闸位置”。(四) 拆地线与送电不是当值当日内进行时，对应设备合刀闸前检查接地线（接地刀闸）确已拆除(拉开)。(五) 设备由运行转冷备用前，检查相关不操作的刀闸确在分闸位置（如双母线接线的另

24、一把母线刀闸）；在冷备用转检修之前检查该设备各刀闸均在“分闸”位置。设备名称相同仅编号不同的多把刀闸可填写为一个检查项，如“检查龙昭北线2641、2642、2646刀闸确在分闸位置”。(六) 操作前，若主变中性点接地刀闸已在合闸位置，操作主变相关开关前，检查主变中性点接地刀闸确在合闸位置。(七) 在装设接地线（合上接地刀闸）前,具备直接验电条件的设备，按安规要求进行直接验电。操作票中填写“在××××××××侧（之间）验明三相确无电压”。(八) 对无法进行直接验电的设备、高压直流输电设备和雨雪天气时的户外设备，可以进

25、行间接验电，即按照前述第（三）条的要求判断与设备相连的开关、刀闸均已分闸到位，且与设备硬连的PT二次空开（保险）已断开（取下）后，可以确认该设备已无电。不同设备的间接验电内容应根据各站实际，在操作技能培训要求和现场运行规程中明确。填写操作票时，可填写为一项“检查××××××××侧（之间）确已无电”。(九) 带电显示装置的显示作为间接验电的判据时，为确保验电结果正确，在拉开带电显示装置安装位置的电源侧开关或刀闸前，应单独列项检查带电显示装置确指示有电。具体见附录2。(十) 双母线接线在合上或切换母线刀闸时，每把刀闸操

26、作后，检查二次电压切换正常（检查相关重动继电器YQJ确已励磁或母差屏、保护屏上相应的电压切换灯亮等。检查内容应根据各站实际，在操作技能培训要求和现场运行规程中明确，填写操作票时，可统一写为“检查XXX二次电压切换正常”）。双母线接线的开关由运行或热备用转冷备用操作，单独拉开某把母线刀闸时，不用检查其二次电压切换。电压互感器二次切换操作时，检查PT 二次切换正常。(十一) 对旁路保护装置，可提前将多条需代路线路的定值整定于旁路保护装置的不同定值区，代路时直接通过切换定值区的方式修改保护定值。该操作必须单独列项填写，如“1、将XXkV旁路XXX开关XXX装置定值区从代XXX线XXX开关运行切换至代

27、XXX线XXX开关运行，2、打印XXX 定值单并核对无误”。(十二) 设备新投操作时，若已收到新投设备正式定值，且根据正式调度命令票提前清楚投运过程中的定值变动情况，可提前将正式定值置于全站统一的定值区号，将需在新投过程中修改的定值置于其他定值区号，操作中直接通过切换定值区的方式修改定值。该操作必须单独列项填写，如“1、将XXX装置定值区从代X区切换至X区，2、打印XXX 定值单并核对无误”。(十三) 110kV及以下系统因运行方式调整需要，其保护定值需根据所带线路长度不同或其他一次设备变化进行调整时，可预先将与线路或一次设备对应的保护定值置于不同的定值区，操作时根据实际需要直接通过切换定值区

28、的方式修改定值。该操作必须单独列项填写，如“1、将XXX装置定值区从X区切换至X区，2、打印XXX 定值单并核对无误”。(十四) 投入、退出保护时，按设备、保护屏号、压板名称及编号分项填写操作内容（包括短接电流互感器二次回路），不得并项。(十五) 微机保护更改保护定值、控制字（软压板）时，除上述第十一、十二、十三条规定外，不得采用切换定值区方式；若需更改的结果与调度下发的整套装置定值通知单一致，统一写为“1、整定XXX保护屏XXX装置定值及控制字与XX 号定值通知单一致，2、打印XXX 定值单并核对无误”。若仅更改装置内的某项定值或控制字，且需更改的结果与调度下发的整套装置定值通知单不一致，则

29、被修改的定值项应逐条分别列项填写，如：“1、将XXX保护屏XXX装置CPU1XXX定值（控制字）从XX整定为XX，2、打印XXX 定值单并核对无误”。(十六) 开关在运行状态时，投入相关保护或自动装置跳本开关的出口压板、启动本开关失灵保护压板前，用电压表检测出口压板两端及对地确无异常电压；若相关出口跳闸压板未退出，投入保护装置功能压板前必须单独列项检查保护装置运行是否正常；无论相关出口跳闸压板是否退出，保护装置功能压板投入后应单独列项检查该压板开入量变位正确。(十七) 若设备在由运行转检修的操作中未退出相关保护，则送电时应统一列项检查该设备“所有保护确已正确投入”，不必分项检查；但主变大修后其

30、主保护投入情况应分别列项检查，同时分别列项检查瓦斯、差动等保护压板位置。(十八) 对装有VQC 装置的变电站，在主变或电容回路转冷备用或检修前，退出VQC 装置上该回路出口压板。(十九) 对有遥控功能的变电站，在就地停、送电操作前，切换该回路的“远方/就地” 控制切换开关。(二十) 非综自变电站通过中央控制屏进行的同期装置操作。在开关合闸前，合上同期开关TK、同期屏上预同期开关1STK、解同期开关2STK 三项可合写成“启用解除同期装置”；合上该开关同期开关TK、同期屏上预同期开关1STK 两项可合写成“启用检查同期装置”。合上开关后，拉开同期屏上解同期开关2STK、预同期开关1STK、该开关

31、的同期开关TK 三项可合写成“退出解除同期装置”；拉开同期屏上预同期开关1STK、该开关的同期开关TK 两项可合写成“退出检查同期装置”。(二十一) 开关送电后，检查负荷电流正常；变压器、线路、母线充电后，检查充电正常。并在下列情况下抄录三相电流（或电压）：1. 带电压互感器对空母线充电时，在合上充电开关后，应抄录充电母线三相电压。2. 母线电压互感器送电后，抄录所在母线三相电压。3. 旁路开关代线路或主变开关，在合上旁路开关合环后，抄录旁路开关三相电流。4. 线路或主变开关由旁路开关代路改本线运行，在合上本线开关合环后，抄录本线开关三相电流。(二十二) 为防止解环操作造成相关电源回路过负荷，

32、解环操作前应抄录解环开关三相电流，并将其作为能否进行解环操作的判据，具体要求如下：1. 双母线接线时，拉开母联开关前，抄录母联开关三相电流；2. 双母线分段（含双母双分和双母单分）接线时，若操作前所有母联、分段开关均在合位，则在拉开任一母联（分段）开关前，抄录该开关三相电流；3. 角型接线时，若操作前待操作开关所在“角”内所有开关均在合闸位置，则在拉开该“角”内任一开关前，抄录该开关三相电流；4. 桥形接线时，若操作前各桥臂开关均在合闸位置，则在拉开任一桥臂开关前，抄录该开关三相电流；5. 3/2、4/3开关接线时，若操作前两母线间仅有两个串内的开关全部在合闸位置，则在拉开这些串内的任意一台开

33、关前，抄录该开关三相电流；6. 两台及以上主变通过其各侧开关和相关母联开关连接并列运行时，若拉开任一台开关后将造成某台主变的负荷由其他主变承担，则在拉开该开关前应抄录该开关三相电流(二十三) 同一张操作票中即有程序操作又有非程序操作时，程序操作项应说明操作方式及操作前后的设备状态变化情况，如“程序操作220kV母由运行转冷备用”。此时，无需再分项列出由程序自动执行的每一步操作内容，但未能包含在程序中自动执行的操作前后设备实际位置检查、电流及电压抄录、保护压板投退等内容仍需按以上（一）至（二十二）项要求，在程序操作前、后集中分项填写。第三章 倒闸操作的其他规定第十条 当验明设备确已无电压后，应立

34、即将检修设备接地并三相短路。对电缆及电容器接地前还应逐相充分放电，星型接线电容器的中性点应接地、串联电容器及与整组电容器脱离的电容器应逐个多次放电，装在绝缘支架上的电容器外壳也应放电。第十一条 凡装有高压保险的设备间隔转检修时，必须在高压保险两侧验电、接地后才能取下该保险，必要时使用绝缘夹钳；送电时应先插上保险后再拆除地线。第十二条 设备停电检修时，必须把各侧的电源完全断开（任何运行中的星形接线设备的中性点，必须视为带电设备），并验电接地后才能工作。第十三条 小电流接地系统中，PT 间隔设备接地时，禁止用PT 刀闸切断电容电流。第十四条 主变中性点的接地刀闸，在主变接地运行和检修、主变停送电操

35、作、主变热备用时应在“合闸”位置。第十五条 操作中应注意设备的动作、指示、声音情况正确，方可继续操作；操作中发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告。待发令人再行许可后，方可进行操作；雷电时，禁止就地倒闸操作。第十六条 在执行倒闸操作票的过程中，严禁擅自增减步骤、更改票面及跳项操作。第十七条 在操作时不准随意解除闭锁装置。如遇特殊情况需解锁操作，应经运维管理部门防误操作装置专责人或运维管理部门指定并经书面公布的人员到现场核实无误并签字后，由运维人员告知当值调控人员，方能使用解锁工具（钥匙）。第十八条 在倒闸操作过程中应从操作预演（模拟操作）开始至所有操作项目执行完毕进行全过程录音。第十九条 下

36、列项目不影响电网、设备和人身安全，可不操作或在操作票中反映：(一) 开关在分闸位置时，投入相关保护或自动装置跳本开关的出口压板、启动本开关失灵保护压板前，不用检测压板两端电压情况。(二) 正常运行中处于合闸位置的主变中性点接地刀闸，在该主变转检修时，若无特殊要求或工作需要，可不拉开。(三) 主变中性点采用独立CT 的零序保护（直接和间隙）时，若无特殊要求，主变运行时其中性点零序保护压板应全部投入，当主变中性点接地刀闸状态发生改变时，保护可不做相应变化。(四) 设备由检修转运行时，“检查*设备具备带电条件”不用在操作票中反映（结束停电申请时向调度汇报：送电设备具备带电条件）。第二十条 为提高倒闸

37、操作效率，尽量确保有效检修时间，推荐“集中检修”、“单元检修”方式：一次设备转检修时，运维人员仅合上检修范围所有可能来电侧的地刀（或挂地线），并按前述规定退出相关保护压板；检修范围以内的地刀（地线）、不会引起检修范围以外设备跳闸的压板可不操作，由检修人员在检修工作开展时，根据工作需要采取加装个人保安线等安全措施。检修工作结束后，检修人员将设备恢复到工作开始前状态，运维人员检查无误后方可执行送电操作。第四章 倒闸操作流程第二十一条 操作准备大型、复杂倒闸操作必须提前进行操作前查勘（大型复杂操作的界定见附录2），运维站站长或值班负责人根据操作计划，组织全体当值人员进行以下工作：(一) 明确操作任务

38、和停电范围，对操作内容进行危险点分析，分析重要操作步骤可能出现的问题和应采取的措施。(二) 安排本次操作监护人、操作人、辅助操作人和监盘人员；确定本次操作所需的安全工器具、仪器仪表以及其他物品。(三) 根据操作任务写出操作票草稿，由全体人员讨论通过，运维班班长审核批准。(四) 优化并拟订操作顺序。(五) 明确工作现场临近带电部位，并订出相应措施。(六) 考虑保护和自动装置相应变化及应断开的交、直流电源和防止电压互感器、站用变二次反高压的措施。(七) 组织人员进行现场查勘，对操作中涉及的监控系统、五防系统及锁具、场地照明，需使用的安全工器具、仪器仪表等进行检查。(八) 根据现场查勘结果拟定大型操

39、作安全组织措施书（附录2），并向参与操作人员进行交底。(九) 监护人应根据操作任务，结合实际运行方式，设备缺陷等情况，与操作人分析该操作的关键点和注意事项（重点是防止误操作）。第二十二条 接令(一) 接受调度指令，应由具备调度业务联系资格的人员进行，接令时主动报出运维站名称和接令人姓名，并问清下令人姓名、下令时间。(二) 接令时应随听随记，接令完毕，应将记录的全部内容向下令人复诵一遍，并得到下令人认可。(三) 接受调度指令全过程应做好录音。(四) 预先下达的调度操作命令（操作计划）只作为操作前的准备，必须得到值班调度员正式发布的操作指令，记录下令时间后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的操作

40、指令擅自按照“预定联系时间”进行操作。(五) 如果认为该指令不正确时，应向值班调度员报告，由值班调度员决定原调度指令是否执行。但当执行该项指令将威胁人身、设备安全或直接造成停电事故时，应当拒绝执行，并将拒绝执行指令的理由，报告值班调度员和本单位领导。(六) 通过传真机或网络传送的调度操作命令（操作计划）也应再次与下令人核对、复诵无误。第二十三条 填写操作票(一) 操作票由操作人员填写。(二) “操作任务”栏应根据调度指令内容填写。(三) 操作顺序应根据调度指令，参照本站典型操作票和事先准备好的操作票草稿的内容，在模拟图板上核对无误后（无模拟图板的站可核对电脑中主接线的实时运行情况）填写。(四)

41、 操作票填写后，应按操作人、监护人、运维站（调控班）当值值班负责人的顺序分别审核（必要时经运维站站长或调控班班长审核）无误并签字，在开始操作时填入操作开始时间。(五) 有微机防误系统的，必须在“实时开票”栏里进行，禁止直接提取“典型操作票”。第二十四条 模拟操作(一) 模拟操作前应结合调度指令核对当时的运行方式。(二) 模拟操作由监护人按操作票所列一次设备操作步骤逐项下令，由操作人复诵并模拟操作。二次设备操作项及检查项不进行模拟。(三) 模拟操作后应再次核对新运行方式与调度指令相符。(四) 只有当监护人、操作人均确认无误后，模拟操作方获得通过。(五) 无模拟图板或专用微机防误系统，直接在监控系

42、统上进行操作时，监护人、操作人在操作对话框输入相关操作内容的步骤视为模拟操作，确认执行的步骤视为正式操作。第二十五条 操作监护(一) 每进行一步操作，应按下列步骤进行：1. 操作人和监护人一起到设备操作处（涵盖遥控操作），指明设备名称和编号，监护人下达操作指令。2. 操作人手指操作部位，复诵指令。3. 监护人审核复诵内容和手指部位正确后，下达“执行”令。4. 操作人执行操作。5. 监护人和操作人共同检查本步操作质量。6. 监护人在操作票本步骤后划执行勾“ ”，再进行下步操作内容。(二) 操作中发生疑问时， 应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票

43、，不准随意解除闭锁装置。(三) 由于设备原因不能操作时，应停止操作，检查原因，不能处理时应报告值班调度员和生产管理部门。禁止使用非正常方法强行操作设备。第二十六条 操作质量检查（一） 操作完毕后应再次对操作质量进行全面检查。（二） 检查无问题应在操作票上填入操作结束时间，并在最后一步下边加盖“已执行”章，报告值班调度员（或值班负责人）操作执行完毕。第二十七条 操作小结操作结束后，由运维站站长或运维班值班负责人召集全班（必要时全站人员参加），对本次操作情况进行小结，对操作过程出现的问题进行分析并制定改进措施、提出注意事项，同时探讨类似操作有无进一步优化的可能；对具有代表意义的操作，应组织再次认真

44、审核操作票并将其纳入本站典型操作票管理。第二十八条 其他单人操作及检修人员操作的操作流程，由各供电公司、省检修公司根据本规定的要求编制，经本单位总工程师审定后执行。- 156 -第五章 附则第二十九条 各单位可根据本规定制定实施细则。第三十条 本规定在执行过程中有何意见和建议请及时报告省公司运维检修部。第三十一条 本规定自下文之日起执行。附录1 带电显示装置检查操作票示例10kV虚拟线10kV母线913209139131091329131第一条 10kV虚拟线913开关由运行转冷备用1.检查虚拟线913开关线路侧带电显示装置确有电压指示2.检查虚拟线9132刀闸线路侧带电显示装置确有电压指示3

45、.拉开虚拟线913开关4.检查虚拟线913开关确在分闸位置5.拉开虚拟线9132刀闸6.检查虚拟线9132刀闸确在分闸位置7.检查虚拟线913开关母线侧带电显示装置确有电压指示8.拉开虚拟线9131刀闸9.检查虚拟线9131刀闸确在分闸位置第二条 10kV虚拟线913开关由冷备用转检修1.检查虚拟线9131、9132刀闸确在分闸位置2.检查虚拟线913开关母线侧确已无电3.合上虚拟线91310接地刀闸4.检查虚拟线91310接地刀闸确在合闸位置5.检查虚拟线913开关线路侧确已无电6.合上虚拟线91320接地刀闸7.检查虚拟线91320接地刀闸确在合闸位置 附录2 大型倒闸操作安全组织措施书编

46、制标准及示例第一条 编制目的为切实解决大型操作人员多、组织协调难度大等特点带来的安全风险，强化作业全过程的风险预控，确保各项工作统筹安排、协调运转、无缝对接，安全、优质、高效完成各项工作任务，特制订大型操作安全组织措施编制标准。第二条 定义和适用范围同时具备以下条件的计划性倒闸操作定义为大型操作，必须编制大型操作安全组织措施书。(一) 110kV及以上变电站全站设备停送电或启动投运；(二) 220kV及以上变电站110kV及以上某一电压等级所有一次设备停送电；(三) 需4个及以上无人值守变电站的110kV及以上一次设备同时配合的操作；(四) 车间级及以上的分管领导（总工）认为有必要编制大型操作

47、安全组织措施书的倒闸操作。第三条 安全组织措施书的编制大型操作安全组织措施书由车间级运维专责或负责主要操作的运维站（有人站）站长牵头组织编制，并在操作实施前7个工作日编制完成。第四条 安全组织措施书的审批(一) 车间级审批编制工作牵头负责人提前6个工作日，提交车间级安监部、运检部审核后报车间分管领导（总工）批准。本部分审批工作应提前5个工作日完成。(二) 地市公司级审批对涉及220kV及以上变电设备或110kV及以上变电站启动投运的大型倒闸操作，应在车间级审批后报地市供电公司运检部、安监部审批。本部分审批工作应提前2个工作日完成。第五条 安全组织措施书的执行和保存(一) 负责本次大型操作主要操

48、作内容的车间级单位至少应提前1 天组织本单位全体操作人员认真学习大型操作安全组织措施书。(二) 大型倒闸操作安全组织措施书应一式二份，在工作期间应分别由负责主要操作的班组负责人和车间级运检部运维专责持有。(三) 执行完成后的大型倒闸操作安全组织措施书应在执行主要操作的运维班组和车间级运检部至少保存两年。第六条 安全组织措施书编制要求(一) 大型操作内容简况（参见表1-1）1 针对110kV及以上变电站启动投运,分电压等级列表阐述需投运的设备；2 针对变电站不同电压等级设备进行的倒闸操作，分电压等级列表停送电设备；3 涉及到多个110kV及以上变电站同时配合的操作，分变电站名称列表简述主要操作内

49、容。(二) 大型操作安全组织准备大型操作安全组织准备部分包括管理组织保障、安全工器具及操作用具准备、相关资料准备、三查准备等四个方面的内容。1. 管理组织保障（参见表2-1、表2-2）大型操作的人员多、流程复杂，须完善组织管理体系予以领导指挥和组织协调，做到安全生产责任制层层落实，以确保作业安全、有序、高效。列表阐述管理组织保障相关内容，表2-1分为领导小组和专业小组两个部分。1） 领导小组由车间级分管生产领导、运检部负责人及运维管理专责、安监部负责人及运维管理专责、运维站（有人站）站长组成。车间级分管生产领导担任组长。2） 专业小组按工作分工进行划分，主要包括设备监控组、倒闸操作组、工作许可

50、和安措布置组、一次设备验收组、二次设备验收组、保护定值核查组（必要时）等。各专业小组设置负责人一名，由运维正值及以上人员担任，负责分工内工作的指挥、组织与协调，对运维站（有人站）站长负责。各专业小组按工作量大小设置人数，负责本小组专业具体工作，对专业小组组长负责。表2-2为分组操作时的倒闸操作小组人员分配表。2. 安全工器具及操作用具准备（参见表2-3）按变电站分别准备其所需安全工器具、操作用具，列表填写所需安全工器具、操作用具的名称、数量，要分电压等级的在备注栏内说明。1） 变电站名称栏填写使用该安全工器具、操作用具的变电站名称；2） 名称栏填写安全工器具、操作用具的名称；3） 数量栏对应名

51、称栏填写安全工器具、操作用具的数量。3. 相关资料准备（参见表2-4）相关资料准备包括操作票的审核等准备工作，应列表填写本阶段的作业要求。1） 作业要求栏应明确资料准备环节的具体工作要求，如根据调度指令票和工作票完成所有相关操作票审核工作；2） 责任人栏填写具体负责执行本项准备工作的责任人；3） 督查人栏填写具体负责督查本项准备任务执行情况的责任人。4. 三查准备（参见表2-5）各操作小组在正式操作前，必须开展“三查”活动，并填写完善“三查”记录。(三) 大型操作现场安全控制大型操作现场安全控制部分包括倒闸操作、工作许可与施工现场控制、工作终结和设备验收三个阶段的内容。1. 倒闸操作阶段（包括

52、停、送电阶段）1） 针对大型操作多组同时操作的特点，应列表阐述倒闸操作阶段安全控制要求。（参见表3-1）2） 倒闸操作阶段危险点及预控措施应对倒闸操作环节可能存在的危险点进行分析，拟定有针对性的预控措施。危险点分析栏应明确倒闸操作各环节的主要危险点，如防止带负荷拉合刀闸。预控措施栏填写有针对性的预控措施，如加强操作票审核，并在操作完成后，再次核对开关实际状态。（参见表3-2）2. 工作许可与施工现场控制阶段1） 针对大型检修作业人员多、安全措施复杂等特点，应列表阐述工作许可与现场控制阶段安全要求。（参见表3-3）2） 倒闸操作阶段危险点及预控措施应对倒闸操作环节可能存在的危险点进行分析，拟定有

53、针对性的预控措施。危险点分析栏应明确工作许可与现场施工各环节的主要危险点，如防止安全措施落实不到位。预控措施栏填写有针对性的预控措施，如落实专人进行工作许可和布置安措，要求全过程录音，并持设备状态交接卡进行等。（参见表3-4）3. 工作终结和设备验收阶段1） 针对大型检修作业人员多、安全措施复杂等特点，应列表阐述工作许可与现场控制阶段安全要求。（参见表3-5）2） 工作终结和设备验收阶段危险点及预控措施应对工作终结和设备验收环节可能存在的危险点进行分析，拟定有针对性的预控措施。危险点分析栏应明确工作终结和设备验收各环节的主要危险点，如防止尚存缺陷未及时消除。预控措施栏填写有针对性的预控措施，如

54、编制设备验收卡，遗留缺陷处理要求等。（参见表3-6）(四) 附件部分大型操作安全组织措施书主要附件（不限于）如下：1） 操作任务分配（参见附件1）2） 一次主接线图（参见附件2）第七条 大型操作安全组织措施书（模板）说明：本模版以220kV A变电站集中停电检修工作为例，操作涉及220kV B变电站、220kV C变电站110kV D变电站、110kV E变电站。其他大型操作参照本模版编制执行。注：操作涉及到的所有变电站均为无人值班变电站。XX大型倒闸操作安全组织措施书XX供电公司 XX县供电公司批准： 批准： 审核： 审核： 编制： XX供电公司二O一四年九月一日（一）大型操作内容简况（计划

55、于*月*日）表1-1 大型操作主要停送电设备序号变电站名称电压等级间隔名称工作内容备注1220kV A变电站220kV全部设备小修预试，保护年检，数采校验、调度联调、防腐大修、设备消缺等2110kV 全部设备小修预试，保护年检，数采校验、调度联调、防腐大修、设备消缺等因天唐回166线路带电，故1663刀闸、16640、16660地刀、线路PT等线路侧设备不予检修310kV 全部设备小修预试，保护年检，数采校验、调度联调、防腐大修、设备消缺等4220kV B变电站220kV220kV××线无5220kV C变电站220kV110kV××线无6110kV D

56、变电站110kV110kV××线无7110kV E变电站110kV110kV××线无（二）大型操作安全组织准备1、管理组织保障表2-1 管理组织保障序号组别角色人员姓名分工备注1领导小组组长××（车间分管生产领导）领导全面工作，对本职范围内的工作内容分负领导责任2成员××(运检部负责人)指挥、组织、协调现场作业3××(安监部负责人)实施作业全过程安全监督4××(运检部变电运维管理专责)在运检部负责人带领下组织协调现场作业5××(安监运检部变电运维管理专责)在安监部负责人领导下具体实施各专业安全监