运行专业倒闸操作技术要点汇编

1、上海市电力公司超高压输变电公司电网运行中心PAGE PAGE 30运行专业倒闸操作技术要点汇编编写人：倪 琪 陈宁 王春华 高继勇 金侨 陈康铭朱惠 程春 谢秋明统 稿：陈康铭审 核：袁成批 准：臧嘉健日 期：2011年3月目 录 TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _Toc287298574 1.倒闸操作的概念和要求 PAGEREF _Toc287298574 h 3 HYPERLINK l _Toc287298575 2.倒闸操作的基础条件 PAGEREF _Toc287298575 h 3 HYPERLINK l _Toc287298576 2.1人员条件 PAGER

2、EF _Toc287298576 h 3 HYPERLINK l _Toc287298577 2.2设备和资料条件 PAGEREF _Toc287298577 h 3 HYPERLINK l _Toc287298578 2.3现场工器具条件 PAGEREF _Toc287298578 h 4 HYPERLINK l _Toc287298579 3.倒闸操作的全过程控制 PAGEREF _Toc287298579 h 5 HYPERLINK l _Toc287298580 3.1操作票布置 PAGEREF _Toc287298580 h 5 HYPERLINK l _Toc287298581 3

3、.2操作票填写和审核 PAGEREF _Toc287298581 h 6 HYPERLINK l _Toc287298582 3.3操作前的危险点分析、预控 PAGEREF _Toc287298582 h 7 HYPERLINK l _Toc287298583 3.4调度正式发布操作指令及发令时间 PAGEREF _Toc287298583 h 8 HYPERLINK l _Toc287298584 3.5操作准备及模拟预演 PAGEREF _Toc287298584 h 8 HYPERLINK l _Toc287298585 3.6现场核对设备铭牌和状态 PAGEREF _Toc287298

4、585 h 8 HYPERLINK l _Toc287298586 3.7现场操作与监护 PAGEREF _Toc287298586 h 10 HYPERLINK l _Toc287298587 3.8检查设备 PAGEREF _Toc287298587 h 11 HYPERLINK l _Toc287298588 4.倒闸操作中的设备操作要点 PAGEREF _Toc287298588 h 12 HYPERLINK l _Toc287298589 4.1断路器（开关）操作技术要点 PAGEREF _Toc287298589 h 12 HYPERLINK l _Toc287298590 4.2

5、隔离开关（闸刀）操作技术要点 PAGEREF _Toc287298590 h 14 HYPERLINK l _Toc287298591 4.3接地闸刀及接地线操作技术要点 PAGEREF _Toc287298591 h 16 HYPERLINK l _Toc287298592 4.435千伏小车操作技术要点 PAGEREF _Toc287298592 h 17 HYPERLINK l _Toc287298593 4.5GIS设备操作技术要点 PAGEREF _Toc287298593 h 17 HYPERLINK l _Toc287298594 4.6电流试验端子操作技术要点 PAGEREF

6、_Toc287298594 h 17 HYPERLINK l _Toc287298595 4.7小开关、熔丝、切换小开关、压板，按钮、隔离插拔等操作技术要点 PAGEREF _Toc287298595 h 18 HYPERLINK l _Toc287298596 5.典型回路的操作注意事项 PAGEREF _Toc287298596 h 19 HYPERLINK l _Toc287298597 5.1单一回路 PAGEREF _Toc287298597 h 19 HYPERLINK l _Toc287298598 5.2主变回路 PAGEREF _Toc287298598 h 19 HYPER

7、LINK l _Toc287298599 5.3倒母线 PAGEREF _Toc287298599 h 22 HYPERLINK l _Toc287298600 5.4旁路代 PAGEREF _Toc287298600 h 22 HYPERLINK l _Toc287298601 5.5母线 PAGEREF _Toc287298601 h 24 HYPERLINK l _Toc287298602 5.6站用变 PAGEREF _Toc287298602 h 24 HYPERLINK l _Toc287298603 5.7无功设备 PAGEREF _Toc287298603 h 25 HYPER

8、LINK l _Toc287298604 5.8继电保护装置 PAGEREF _Toc287298604 h 25变电站倒闸操作工作要点汇编前言：电气设备的倒闸操作是变电站最基本同时也是最重要的工作，它的正确进行与否直接关系到电网、设备和人身的安全，影响到供电的可靠性，影响到国民经济的发展与社会稳定，所以每一位运行人员必须以高度认真负责的精神，严格执行倒闸操作监护制度，以严谨的工作作风，严格的工作态度，严密的工作方法，认真做好每一步操作，为电网安全尽心、尽力、尽职，保证电网安全、稳定、经济地连续运行。本册汇编通过对运行人员倒闸操作中注意事项和实际经验进行总结和提炼，结合实际发生的案例展开分析，

9、期望能够对变电站倒闸操作工作起到一定的指导作用，对运行人员的工作开展有一定的帮助。倒闸操作的概念和要求倒闸操作指的是将电气设备从一种状态转变为另一种状态的工作，是一项十分严肃和严谨的工作，它涉及到电力系统设备状态的改变。基于倒闸操作工作的重要性，要求变电站运行人员必须正确、安全、及时的完成倒闸操作工作，从而确保电力系统的正常运行。倒闸操作的基础条件倒闸操作的基础条件指的是围绕变电站倒闸操作的人员、设备、资料、制度等应满足的相关条件，运行人员在日常工作中应进行定期维护，以确保倒闸操作能够顺利进行。人员条件运行人员必需经过公司安全教育、技术培训并经上岗考试合格，经主管领导批准后方能进行变电站倒闸操

10、作工作。变电站内应有各级可发布操作指令的调度员名单，可对变电站所属设备进行操作的监护人、操作人名单。一般操作人为付值，监护人为正值及以上资格人员，实习运行人员需在双监护下方可进行倒闸操作。设备和资料条件操作设备应具有明显的标志，包括：命名、编号、分合指示、旋转方向、切换位置的指示及设备相色。案例1：某站进行1号主变220千伏旁路代复役操作，运行人员在拉开1号主变220千伏开关变压器侧接地闸刀时，误合了1号主变220千伏侧接地闸刀，造成带电合接地闸刀。案例分析：1号主变220千伏开关变压器侧接地闸刀与1号主变220千伏侧接地闸刀为双翻接地闸刀，1号主变220千伏侧接地闸刀当时命名为“1号主变22

11、0千伏变压器侧接地闸刀”，与“1号主变220千伏开关变压器侧接地闸刀”仅相差“开关”两字，且未按双翻接地闸刀的漆色规定在1号主变220千伏侧接地闸刀的操作连杆上涂黑白间色漆，造成操作人员在未认真核对铭牌的情况下，认错所需操作的设备。采取对策：在双翻接地闸刀近线路侧、母线侧、变压器侧均按规定涂黑白间色漆，将存在容易造成操作人员看错的铭牌，规范命名。如：1号主变220千伏变压器侧接地闸刀命名为1号主变220千伏侧接地闸刀、1号接地变35千伏命名为35千伏1号接地变等。变电站有与现场一次设备和实际运行方式相符合的一次系统模拟图。高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置，防误闭锁装置不得随意退出运行

12、。变电站有经审核合格的典型操作票、规程、整定书、图纸、盘面图。案例1：某500千伏变电站发生线路区外故障时，三条500千伏线路保护误动，造成事故扩大。案例分析：变电站运行人员在编制现场运行规程时，误将3/2接线的线路保护的“开关位置投退切换小开关”的定义理解错误，导致错放开关位置投退小开关位置，开放了保护SOTF后加速功能(不带电流方向判别)，直接导致在发生线路区外故障时，线路距离保护检测到故障电流，SOTF后加速跳闸，造成事故扩大。采取对策：参考专业技术人员编写的运行注意事项编制现场运行规程；编写、审核现场运行规程及典型操作票时，要熟悉掌握保护的原理和动作过程；结合图纸，明确压板、电流端子、

13、小开关等二次设备的作用；清楚调度发布的整定书中各相关整定的含义和要求；设备验收时，通过实际操作和试验，验证现场运行规程及典型操作票内容的正确性。现场工器具条件变电站现场应配置足够的经电试试验合格的安全用具。操作工具包括：统一钥匙、电脑钥匙、保护压板、电流端子连接片、设备操作工具、熔丝等。安全用具包括：安全帽、绝缘靴、绝缘手套、绝缘杆、绝缘毯、验电笔等。运行人员要合理、规范的使用合格的操作工具、安全用具。验电笔、绝缘杆等需要直接接触有电高压设备者，应注意选用合适的电压等级，严禁混用，避免造成人员的伤害。雷雨天气，户外操作严禁使用验电笔、各种绝缘操作杆。在使用绝缘用器具时应注意保持其干燥、干净，避

14、免其受潮和受污。倒闸操作的全过程控制倒闸操作的全过程控制指的是变电站运行人员从调度操作票布置开始到操作结束汇报整个过程当中，每个环节应当重点关注的方面。 操作票布置在接受调度布置操作票布置后应主动向调度员问清此次操作的目的和意图，并对操作目的和意图进行分析和讨论，便于运行人员正确按调度的意图拟写操作票，并做好危险点的预控措施。例如：调度发布的操作指令是为了系统的解合环，则在操作开始前、过程中及结束后，应重点监视系统潮流的变化；调度发布的操作指令是配合系统事故处理的方式调整，则运行人员应积极配合调度进行事故处理操作，监视各变电站的潮流变化，并启动应急召唤机制。在接受操作任务布置后，接受人必须根据

15、操作内容，认真核对操作实施前和实施后现场一、二次设备的位置、状态（受控站必要时应派人员到现场进行核对），核对调度布置的操作任务是否正确、合理。对调度布置的操作任务，即使有细小的疑问也必须弄清，必要时应再次向调度询问清楚或听录音。案例1： 某站运行人员在操作过程中拉开220千伏线路开关后，造成220千伏付母线失电、主变失电，引起设备停电事故。案例分析：运行人员在接受调度操作任务布置以及正式接令时，将操作任务“从正母热备用冷倒向付母热备用”误接为“（双回路另一回路）从正母热备用冷倒向付母热备用”，向调度复诵时和操作结束汇报时，双方均未发现操作存在差错，导致现场220千伏接线与系统要求不符合，直接导

16、致在几天后在进行方式调整操作时，在拉开220千伏线路开关后，引起220千伏付母线失电。 事故暴露的主要问题是接发令联系时，执行制度不严肃，流于形式，对接发令的不重视；对变电站的实时接线状态不了解，操作前、后未能对电系状态进行认真分析。采取对策：对操作任务进行规范化，将“运行改为热备用”改为“X母运行改为X母热备用”，同样，“热备用改为运行”改为“X母热备用改为运行”。接、发令时认真落实复诵、监听、录音制度，对重大、复杂的操作任务，尽量采用网络或传真的方式。交接班时加强变电站接线状况的交接，尤其针对变动过的电气接线要进行重点说明。操作票填写和审核运行负责人布置运行人员拟写操作票，写票人一般有操作

17、人担任或由值班负责人根据本班实际情况指定人员担任，但必须满足逐级审票的要求，重大或复杂操作任务开票应安排熟悉现场设备的人员协助写票人完成。写票人在写票时要根据倒闸操作制度的规定认真做好“三核对”，特别是关于受控站的操作，写票人要根据典操、一次设备接线、继保盘面图、规程、图纸、整定书来拟写。 案例1：某站35千伏出线开关闭锁，根据调度命令，转移负荷，拉停母线来隔离该开关。运行人员在停母线操作时，发生带负荷拉闸的误操作事故。案例分析：该站35千伏为双母线正母分段接线，进行拉停母线时，调度为考虑负荷分配，所在母线段的线路进行热倒母线，运行人员在拟写操作时未认真核对一次接线和现场实际设备位置，在未合上

18、所对应母联开关的情况下，直接进行热倒母线，造成运行人员在实际操作过程中发生利用闸刀合环的误操作事故。电磁闭锁回路存在问题。事后调查发现，该站在双母线接线改为双母线正母分段接线的工程中，电磁闭锁回路的GBM应结合一次接线的改变而开断，但在实际施工中未开断，仍按双母线接线施工。采取对策：对微机五防系统的逻辑进行完善：根据五防闭锁及相关运行规定的要求，双母线双母联带分段倒母线操作，应分段进行，一段操作完毕再进行另一段的倒母线，但运行人员在进行微机五防模拟预演时，能预演成功。运行管理工作存在较大的纰漏，从中反映出典型操作票的管理、倒闸操作监护制度的严格执行、站内运行注意事项/危险点的编制及执行、五防装

19、置的管理、运行人员培训工作的实施等一系列问题。在严格遵守倒闸操作监护制度的条件下，可按照变电站现场实际电系布置、仓位布置情况，合理调整操作步骤先后的顺序，更好地完成调度布置操作内容的目的和意图。技术要点：写票人拟写完操作票，即自行审票，合格后在写票人栏内签名，再交班内其他人员进行逐级审票。操作人、监护人必须审票。审票人进行审票时，要根据调度任务、设备实际状态、模拟图、典型操作票、图纸、整定书等进行逐项审核，审核合格后进行签名。案例1：某站进行220千伏母线停役操作，期间需进行负荷转移倒母线操作，开票人开票时，未仔细核对操作任务和现场电气实际状态，开出操作票中漏倒一回220千伏线路，在操作票审核

20、环节，值班负责人仔细核对操作任务，及时发现错误，避免了一次事故的发生。对重大或复杂的操作，以及保电期间的操作，变电站站长和技术负责人都应进行审票并签名。操作前的危险点分析、预控在正式操作前，值班负责人应组织班内人员对本次操作的内容、目的进行讨论、分析，应针对操作中可能发生的问题及异常情况进行考问。操作人、监护人和值班负责人应对操作中的危险点进行分析、预控，尤其是对于复杂的和重大的操作，应使本次当班的每一位运行人员均了解，本次操作的危险点有哪些，哪些操作若一旦出错，可能会直接造成人员的伤害和设备的损坏，并根据分析的结果，合理的安排好进行事故处理的方案和人员布置。案例1：某站进行主变中性点零流定值

21、调整操作，运行人员在调整时间继电器定值时，未旋紧继电器定值转盘的固定螺丝，定值转盘误碰至瞬时接点，造成保护误动作。案例分析：在本次操作中，操作人员未引起足够的重视，未认真分析操作中可能出现的危险点，采取有效的防范措施，以至于造成保护装置的误动作。采取对策：进行二次回路设备的操作应谨慎、细致，尤其是定值调整、电流回路翻接等，应在停用相关保护的出口后进行（防止由于继电保护装置突然失电、得电或差电流、和电流改变后，保护装置的误动作）。采用集控站模式的变电站，值班负责人在进行危险点分析、预控时，还应充分分析到受控站操作的人员情况、车辆安排。案例1：某集控站接受调度紧急布置的受控站配合电网事故处理进行方

22、式调整的操作，当值值班负责人安排运行人员开车前往该受控站进行操作，但在前往过程中遇到车辆碰擦事故，人员无法及时赶到，由于预控措施和应急预案得当，值班负责人安排就近人员赶往，顺利完成调度的事故处理操作指令。调度正式发布操作指令及发令时间接令人员只有在听到调度发出“对，执行，发令时间是某时某分”后，才能作为进行操作的依据。接受调度发布指令和复诵调度操作指令应使用规范的调度术语和双重名称，即设备名称和编号，对指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执行。案例1： 某站运行人员进行35千伏线路复役操作，在对侧35千伏线路接地线还未拆除的情况下送电，造成线路带接地线合闸。案例分析：事故的直接原因是现场值班人

23、员将集控站通知误认成是调度“正式发令”，在未接受调度发令时间和确认对侧状态的情况下，擅自进行操作，从而发生一起误操作事故。采取对策：严肃倒闸操作制度，以调度“正式发令”和“发令时间”为操作的唯一依据。明确集控站和受控站的生产职责，规范现场操作流程。操作与对侧有配合者，接令时必须向调度问清所需操作回路对侧的状态，并在确认对侧状态符合本次操作要求方可开始操作。操作准备及模拟预演模拟图预演是防止误操作、验证操作票正确性的一个重要环节，对于所有的一次设备操作及检查步骤均需在五防模拟屏进行模拟预演。模拟预演应根据操作票上所列的操作步骤，逐步进行，预演中应使用规范的操作术语和设备双重名称，并高声唱票复诵做

24、操作假手势。操作票上所列操作步骤全部预演结束，在确认预演后站内设备及接线状态符合调度布置操作任务的目的和要求无误后，方可实施正式操作。现场核对设备铭牌和状态每一步操作前，监护人应根据操作票上所列告知操作人此步操作的内容，操作人必须了解此步操作内容。到达操作现场后，应由操作人高声唱诵所需操作设备的铭牌，由监护人进行核对。监护人核对正确后方能开始操作。案例1：某站运行人员在进行110千伏自切装置停役的操作，该自切装置已改为调度停用，运行人员仅需拉开交、直流电源熔丝（注：未能进行反措改为小开关），取下相应压板即可。运行人员在现场操作中误拉相邻屏位运行中自切装置的主变交流电压两相熔丝，造成运行中自切装

25、置误动作。案例分析：自切装置中的主变交流电压失却为装置动作的启动必要条件，一旦在运行中发生电压失却（如母线失电、熔丝熔断、误拉电压小开关等），自切装置即判母线失压。在本次操作中，由于该110千伏自切装置为进行反措，仍采用交流熔丝，如两相以上熔丝拉开后，自切装置直接动作。操作人到达现场后，认错屏位，且未唱屏位和设备铭牌，未等监护人员核对，便擅自进行操作，误拉运行中设备，造成了装置的误动作。采取对策：运行人员在操作保护屏内压板、小开关、熔丝等设备前，一定要仔细核对屏位和铭牌名称，并落实唱票、复诵制度。对交流电压回路采用熔丝的自切装置进行全面反措，将熔丝调换为小开关，确保在自切装置交流电压失却情况下

26、，通过电压小开关付接点防止自切装置误动。对发生误碰可能引起失电及其他危险的小开关、熔丝、压板、出口继电器等，在现场应有明显标志和警示说明，防止工作人员失误引起事故。操作人、监护人应对所需操作设备及与其有联闭锁关系设备的状态进行核对，确证所需操作设备具备操作的条件。操作人、监护人操作前应核对现场电气接线和回路设备状态与操作要求相互一致。案例1：某站运行人员在进行35千伏1号母联复役过程中，在合35千伏1号母联正母闸刀时未检查开关的实际位置，造成35千伏1号母联带负荷合闸，发生误操作事故，造成35千伏正母一段、副母一段母线失电。案例分析：当天35千伏1号母联开关检修工作结束后，检修人员未将开关恢复

27、到分闸位置，运行方验收人员也未提出异议。在随后进行的复役操作中，由于35千伏1号母联开关未经自动化改造，无法实时对位，故在五防屏上显示在分闸位置，运行人员顺利通过模拟屏预演，操作人员未至现场检查设备状态，误认为35千伏1号母联开关应在分开位置，在操作闸刀过程前，又未至现场检查开关实际位置，导致在合正母闸刀时，造成带负荷合闸事故。采取对策：完善对五防实时对位改造工作，做到所有回路一次设备均实现实时对位功能。严格执行倒闸操作监护制度，开票时应确认现场设备的实际接线和状态；操作中严禁漏步、跳步。运行人员在许可、验收过程中严格遵守工作票制度，确认设备验收状态是否符合要求。现场操作与监护倒闸操作实行监护

28、制度，其中一人对设备较为熟悉者作监护，特别重要和复杂的倒闸操作，站内应当安排到岗到位人员实行双监护，操作人在操作过程当中不得有任何未经监护人同意的操作行为。操作中发生疑问或异常情况时，应立即停止操作并向发令人报告，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。操作过程中，遇有异常情况或闭锁失灵时，应两人同时进行检查、处理或离开现场，避免单人留在现场，严禁单人检查设备或继续余下的操作。案例1：某站进行35千伏接地变从运行改为开关接地变检修的停役操作过程中，监护人在拉开开关后去检查实际位置，操作人在母线闸刀未拉开的情况下，未经监护人同意擅自解锁，在有电设备上挂接地线，从而发生带电挂接地线、人员电弧灼伤

29、的重大误操作及人员伤害事故。案例分析：本次事故的发生，根本原因是监护人与操作人相互分开，监护人单独去检查开关实际位置，操作人员违反五防管理规定，擅自使用解锁钥匙，若两人同时离开检查设备，再回来继续进行操作，则可能就避免了此次事故的发生。采取对策：严肃五防管理规定，做到“零解锁”，对站内的五防解锁钥匙或工具进行严格管理，专人保管，严禁擅自解锁。运行人员不准随身携带解锁钥匙，解锁钥匙应放在专用信封内封好保管。加强倒闸操作监护制度的执行力度，确保运行人员按照制度严格开展工作。检查设备电气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、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信

30、号的变化，至少应有两个及以上指示已同时发生对应变化，才能确认该设备已经操作到位。案例1：某站进行35千伏线路停役操作，在拉开线路开关后，开关红、绿灯均变暗，但开关实际在合上位置，操作人、监护人认为开关已拉开，未去现场检查开关的机械指示位置，直接拉开该线路的线路闸刀，由于该线路当时为本侧充电状态，造成用闸刀拉空载长线路的误操作事故，引起的弧光窜至对侧的35千伏母线上，造成母线弧光短路，母差保护动作，母线失电。案例2：某站在进行线路从检修改为运行的操作时，运行人员遥控拉开线路接地闸刀，仅通过后台机的变位确认闸刀已拉开，未至现场检查闸刀的实际位置，由于闸刀质量问题，有一相接地闸刀未拉开，在随后改为运

31、行的操作中，造成带接地合闸的误操作事故。案例分析：该闸刀的操作机构为三相操作机构，仅通过三相闸刀公用的一对常开/闭位置接点供自动化系统判断闸刀的位置，若其中有某一相闸刀因为机械原因未到位或未动作，自动化系统不能对此相闸刀位置进行的判断操作全部结束后，监护人、操作人对操作过的所有设备按操作票上所列操作顺序进行检查，以防漏步。在操作过程中，值班负责人应通过后台机对操作的全过程进行监视，发现问题应及时联系现场操作人员停止操作，待问题弄清后方能继续操作。案例1：某站35千伏接地变从检修改为运行，运行人员在合上接地变开关后，开关红绿灯已正常翻转，但至现场检查开关操作机构箱内的拐臂位置未到位，运行人员察觉

32、异常，当即停止操作，汇报上级，经专业人员检查，开关动静触头未接触到位，避免了一次事故的发生。操作结束汇报操作结束后，监护人在操作票上填写操作结束时间，并向调度汇报。汇报由监护人汇报，操作人用电话监听并使用录音。汇报人在向调度汇报操作任务结束，并汇报操作结束时间，在核对调度复诵正确后，操作正式结束。倒闸操作中的设备操作要点断路器（开关）操作技术要点 开关正常情况下进行远方操作，远控功能失效时，应查清情况，并立即汇报相关调度及上级部门，要求及时处理；倒闸操作过程中只有在远控功能失效，开关遮断容量满足系统要求，具有完备的继电保护，以及开关一次状态完好，并且系统又急需操作时，在得到电网运行中心领导同意

33、后，方能进行近控操作，且必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。注意：对于采用RADSS、REB103等比例制动母差保护的母联和分段开关的操作，禁止采取就地操作的方式，否则合闸命令未经过母差的不联回路，将引起不联回路中双位置继电器与实际情况不对应，造成母联或分段母差电流回路的不正常。若潮流较小，则母差电流回路可能不会发出断线报警，但若随后有故障则会造成母差异常。 开关操作后，应通过红绿灯，自动化后台机开关位置变位，潮流指示变化，开关操动机构和机械指示的位置来判断开关位置，至少应有2个及以上元件指示位置发生对应变化，才能确认该开关已操作到位，如变位时潮流同时发生变化，宜采用开关位置和潮流变化的情

34、况来进行综合判断（分相开关应检查三相实际机械位置和潮流变化）。案例1：某站35千伏电容器开关出现异常，需要停役检修，故运行人员进行电容器改检修操作，在操作过程中发生带负荷拉闸刀事故，造成35千伏母差动作，母线失电。案例分析：运行人员在操作闸刀前，检查开关实际位置时，现场自动化后台机、开关机械位置都显示开关在分闸位置，但未仔细查看电容器电流指示（实际有电流），集控站监盘人员也未察觉该异常情况，同时操作人、监护人违反倒闸操作制度，在电容器闸刀未拉开的情况下，先拉开母刀，直接导致母线故障，母差保护动作。采取对策：在检查设备实际位置时，要观察回路潮流情况和变化，以确定设备状态；对微机五防系统功能进行完

35、善，确保五防操作逻辑的合理性和安全性；加强运行人员业务素质培训，提高应对设备异常情况下判断和处理能力。 开关操作后，必须检查相关自动化后台机信号和光示牌情况，操作回路所有信号和光示牌应正常复归，遇有任何异常情况，绝对禁止不经分析即继续进行操作。案例1：某站进行35千伏线路复役操作，在控制屏操作KK合上开关后即发生开关跳闸（线路存在故障，保护装置为正确动作），运行人员在仅仅检查一次设备，未对保护装置及故障录波仪进行检查的情况下，再次进行合闸，开关仍旧跳开，造成设备重复遭受故障电流的冲击。案例分析：运行人员第一次合上开关发生跳闸后，发现控制屏红灯不亮，凭经验认为可能是操作手势不当、控制屏KK或五防

36、钥匙异常引起，未注意中央信号屏事故信号，未查看保护装置情况，再次合闸发生开关跳闸时才意识到有异常情况发生。 开关操作前后需抄录三相电流的情况如下：合上母联、分段开关后，应抄录三相电流；注意：（合环操作时抄录三相电流，空充母线时抄录三相电压）拉开母联、分段开关前后，应抄录三相电流；旁路代出线或主变压器，在合上旁路开关后，应抄录三相电流；案例1：某站进行220千伏旁路代出线的操作，在合上旁路开关后，开关实际机械指示在合闸位置，根据一般情况，旁路上应分流部分潮流，但此时旁路电流表计无指示，因此无法判断开关是否确实在合上位置，察觉该异常情况后，运行人员立即与调度联系，拉开旁路开关，用钳形电流表在旁路的

37、电流回路中进行测量监视，再次合上旁路开关，钳形电流表上有显示，从而确证开关已合上，做出了正确判断，便于后续操作继续进行。事后进行专业分析，旁路电流表计未能指示与设备参数大小有关。线路或主变压器由旁路代改本线运行，在合上本线开关后，抄录三相电流；合环操作时，抄录有关回路的三相电流；主变压器投运时，抄录主变压器各侧开关三相电流（空充母线时，抄录三相电压）。开关非全相运行时的技术要点110千伏及以上系统均不得二相运行。现场值班人员发现开关二相运行时，应迅速恢复全相运行，如无法恢复，则应拉开该非全相运行的开关；如设备二相开关分闸，一相开关运行，则应立即拉开运行的一相开关，事后迅速汇报当值调度。案例1：

38、根据系统需要，某站220千伏线路进行停役操作，在自动化后台拉开该线路开关后，后台机和五防模拟屏均显示开关在三相分闸位置，五防提示进行下一步操作，到现场检查，A相和B相开关在分闸位置，C相开关在合闸位置，开关型号为LW11-220，分相空压机构，运行人员发现该异常情况后，立即汇报调度和高调，后经专业人员到站检查，发现C相开关操作机构内联杆脱落，导致分闸异常，如当事运行人员未能敏锐察觉到该异常情况，接下来采取手动方式操作闸刀（鉴于开关C相合闸，电气闭锁闸刀操作），将造成巨大危害。3/2接线的变电站发现站内开关非全相运行时，现场值班人员应立即拉开该非全相运行的开关，随后迅速汇报当值调度。 开关非自动

39、运行时的技术要点当开关发生非自动运行时，有非自动压板的，应停用其非自动压板，无非自动压板的，应拉开开关直流操作电源。开关发生非自动运行时，应采用旁路开关代或将非自动开关所有来电侧有效隔离，然后拉开非自动开关两侧闸刀（采用旁路代时，旁路开关必须非自动），隔离非自动开关。隔离开关（闸刀）操作技术要点 闸刀按操作机构分电动闸刀和手动闸刀，电动闸刀正常时应在远方操作，即汇控箱或本站遥控；手动闸刀应通过操作手柄操作，满足设备安全距离。 闸刀操作后，必须现场检查闸刀实际位置，无法检查实际位置的，可通过观察闸刀拐臂位置、机构指示位置、带电显示仪或其它辅助指示综合判断，并检查是否充分分合，三相闸刀是否一致，还

40、应检查其涉及二次回路的切换情况，如比例制动母差双位置继电器、操作箱中的闸刀切换位置等。案例1：某站进行220千伏线路冷倒后复役操作，运行人员在正母闸刀合闸后检查了其现场实际位置、母差双位置继电器、后台机及实时对位的模拟屏上设备的位置均正常，但在随后出线开关合闸时，发生线路无故障跳闸。案例分析：在此次操作过程中，由于该220千伏线路正母闸刀A相付接点接触不良，引起保护电压回路失却，运行人员合上正母闸刀后，未发现操作箱中的电压切换位置未动作，合上开关后，由于电流有突变而电压无，距离保护手合出口动作，造成线路无故障跳闸。采取对策：典操中增加相关母刀分、合闸后，检查操作箱中电压切换位置是否动作的步骤。

41、 对一些敞开式电动闸刀，具备电动机械锁扣的，正常情况下，应打开机械锁扣，防止电动操作时卡涩，造成电动机或机械损坏。 当电动闸刀发生拒合、拒分时应停止操作，核对所操作的对象是否正确，与之相关回路的开关、闸刀和接地闸刀的实际位置是否符合操作条件，在未查明原因前不得操作，严禁用顶合闸刀分合闸接触器的行为来操作闸刀。 电动闸刀手动操作时，必须做好防止电动的措施，有手动操作方式切换的，必须切至手动方式，闸刀机构箱内电机电源必须断开。案例1：2010年12月在两座500千伏变电站相继发生AREVA厂生产的SPV-252型闸刀在操作时发生异常，闸刀转动瓷瓶与传动底座的连接轴套（铝合金材质）断裂，导致不能进行

42、正常分合。案例分析：直接原因是闸刀电动操作时发生严重卡涩，马达热耦继电器跳开后，值班人员手动操作，导致轴套断裂。采取对策：对该型号闸刀操作发生卡涩的原因已查明，列入专项大修计划，进行反措；操作闸刀时发生电动操作拒分时，检查电动机回路过流保护装置是否动作（空开、热偶跳开或熔丝熔断），若已动作则不许再进行手动分闸操作。 手动拉开闸刀应慢而谨慎，特别是在刀片离开固定触头；手动合上闸刀必须果断迅速。 手动操作闸刀如有明显卡涩，不得继续用力操作，应先检查卡涩原因，防止连杆，瓷瓶断裂，造成事故；手动闸刀如发生连杆断裂，脱扣的，特别注意操作手柄副接点位置应与闸刀实际位置保持一致。 闸刀合闸不到位，可重新合闸

43、一次，如无效，对手动操作的闸刀则可用绝缘棒推入；若为电动操作机构的，可用手柄朝合闸方向调整位置。 允许用闸刀（包括GIS闸刀）进行的操作：系统无接地示警示时拉开和合上正常运行的电压互感器；无雷击时，拉开和合上避雷器；拉开和合上220千伏及以下母线的充电电流；拉、合开关或的闸刀旁路电流（必须肯定开关或闸刀在三相完全接通，且必须将环路中的开关改为非自动）；拉、合32开关结线方式的母线环流（必须有两串及以上完整运行串）；在没有接地故障时，拉开和合上变压器中性点接地刀闸或消弧线圈。拉、合空载状态的低压电抗器。接地闸刀及接地线操作技术要点接地闸刀按操作机构分为电动接地闸刀和手动接地闸刀，电动接地闸刀正常

44、时应在远方操作，即汇控箱，开关端子箱或当地遥控；手动接地闸刀应通过操作手柄操作，应满足设备安全距离。合接地闸刀或加挂接地线，必须验电，无法进行直接验电，可以进行间接验电：即检查闸刀的机械指示位置、电气指示、仪表及带电显示装置指示的变化，且至少应有两个及以上指示已同时发生对应变化。电容器、双回路架空线、电缆线路、静止同步补偿装置(STATCOM)、静止无功补偿器（SVC）等储能电气一次设备在验电后，加挂接地线前需放电。案例1：某供电公司操作人员进行架空电缆混合线路挂接地线操作，验电正常，但未进行放电，在挂接地线时（接地线也存在问题，由于接地线外层的绝缘部分损坏，导电部分直接接触其身体），线路残余

45、电荷对其放电，造成人员伤亡事故。案例分析：上述事故中，操作人员若对线路进行充分的放电，将线路中的残余电荷放光，则可避免事故的发生。通过该起事故可以看出，放电在挂接地线这一工作中的必要性，况且上述事故中还是架空混合电缆线路，若是电容器、静止无功补偿装置等无功能量储存或发生装置，其残余电荷将更大，一旦发生类似情况，所产生的后果将更为严重。接地闸刀操作后，必须现场检查接地闸刀实际位置，并检查是否充分分合，三相接地闸刀是否一致，可通过接地闸刀刀臂位置，机构指示位置或其它辅助指示综合判断。GIS接地闸刀无法检查实际位置的，必须检查分合闸指示，连杆位置。 验电或接地线操作时，必须穿绝缘鞋，带绝缘手套，佩戴

46、安全帽，验电器应在试验周期中。加挂接地线的绝缘棒，验电笔应保持干燥，竖直安放。加挂接地线应先接接地桩头，再挂接地线，挂接地线时先挂靠近人身那相，然后再接其它两相，接地线不要触及人身、拆除接地线时反之。操作票上应填写接地线编号，在五防模拟图以及自动化后台上也应有相应接地标示和编号，拆装接地线应通过模拟屏模拟，使其与现场实际情况一致，以免漏挂或漏拆接地线。 35千伏小车操作技术要点将小车拉至柜外后，应检查该柜门内的母线挡板在关闭位置，并锁上五防锁，许可工作前，应设置隔离栏，并挂“止步,高压危险”牌。操作小车柜的线路接地闸刀要满足相应的五防闭锁：小车必须在“试验位置”或者“检修位置”，带电显示装置显

47、示线路无电，柜后门必须在关闭位置。操作完毕后，确认线路接地闸刀在合上位置，可通过五防自动化模拟屏及小车柜面板上的位置指示，同时要从柜后门观察孔内使用照明灯确认线路接地闸刀的机械拐臂的位置。母线接地手车的操作要满足相应的五防闭锁：分段手车/分段引线手车，相应主变35千伏开关小车在试验位置等。相应母线该检修时，要将该母线压变小车拉至检修位置，然后将验电手车从该母线压变柜推入柜内，打开母线挡板门后，用35千伏验电笔验明三相无电后，将母线接地手车推入工作位置。GIS设备操作技术要点 GIS设备的三位置闸刀,正常情况下严禁进行现场手动操作；不带线刀的GIS设备，需利用开关合位和开关母线侧接地闸刀来沟通线

48、路接地的，复役操作中在拉开开关时，由于GIS闭锁原因，不能远控，可根据现场规程要求，现场操作开关。如开关无闭锁的，应进行远控操作。案例1：某站35千伏GIS设备发生事故，运行人员在事故后复役操作中，当恢复站用电时，由于操作电源失却，在进行手动操作闸刀时，错用解锁操作手柄，且操动方向及旋转圈数出错，发生带电合接地闸刀的误操作事故。案例分析：该套GIS设备的副母闸刀为三位置闸刀（即其有 “合”、“分”、“接地”三个位置），运行人员错拿了万向的解锁操作手柄（正常操作手柄仅能操作闸刀至分闸或合闸位置），且由于现场GIS装置操作面板上手动操作方向的标识不清，造成运行人员误合接地闸刀。采取对策：对闸刀解锁

49、操作手柄按照五防解锁钥匙标准进行封存，正常操作严禁使用，现场设备上应标清旋转方向。电流试验端子操作技术要点电流试验端子的拆除，短接，接通必须按照一次设备状态进行有序操作，在一次流变通有电流时，拆除时必须先在流变侧短路接地，再拆除电流试验端子，恢复时先接通电流试验端子，再拆除流变侧短路接地。当一次流变无电流通过时，拆除时必须先拆除电流试验端子，再在流变侧短路接地，恢复时先拆除流变侧短路接地，再接通电流试验端子。电流试验端子内外两档操作应明确，内档用于接通或拆除电流试验端子，外档用于在流变侧短路接地。带旁路回路的电流试验端子，必须分清旁路流变侧，本线流变侧，保护侧等，防止错误短接或拆除。在某些回路

50、中，特别是“和电流”回路，零相是在合并后接地的，此时如果单一回路流变侧短路，应同时短接接地端子，保持该次级一点接地。运行中发现电流互感器二次回路二次端子有放电火花声时，应先检查回路一次设备状态，相关开关二次回路电流指示。在做好安全措施及相关保护（如差动保护）停用后（需用绝缘垫，穿好绝缘靴，戴好绝缘手套），迅速将电流互感器二次回路短接（或将松开的端子接上，或将二次连接片接通）。在短接瞬间发现有火花，则说明短接有效；反之，很可能短接无效，应设法在开路点前一级进行短接。事后，及时汇报相关领导并做进一步的检查。小开关、熔丝、切换小开关、压板，按钮、隔离插拔等操作技术要点小开关、熔丝、切换小开关、压板，

51、按钮、隔离插拔的操作应根据操作票和现场铭牌进行，必须核对清楚现场铭牌。交、直流小开关应按照典操编写原则先后顺序进行操作，特别是自切保护中交流电压熔丝更是如此，必须拉开直流小开关后，再取下交流电压熔丝，复役时反之。如遇有小开关不能合上的情况，应查清原因后再进行操作，重新合上前应先查清下桩头无电且绝缘良好。压板用上后应检查连接可靠牢固，传统压板停用后应取下压板，不能采用上桩头断开，下桩头悬挂的方式停用；刀片式压板由于彼此相距很近，应特别注意核对清楚铭牌。开关的非自动压板及某些保护的出口压板，在正常运行中是带电的，操作人员在操作中应做好防止直流触电的措施，如垫好绝缘毯。一般压板分为电流型和电压型，电

52、流型主要用于电流端子上，电压型主要用于保护的出口压板、功能压板等，操作人员在操作中不应混用。案例1某站线路投运，运行人员在接通线路保护电流试验端子时，由于身边没有电流型压板，贪图方便使用电压型压板接于电流试验端子上，操作时一相压板上桩头与压板绝缘部分接触，造成一块压板没有与桩头紧密接触，线路投运后造成电流接触不良，发生电流回路部分开路，最后导致流变损坏。公共回路的压板，诸如母差，自切，回路中的失灵启动等，操作后应用上罩壳，防止误碰。典型回路的操作注意事项单一回路 停电时，应先停负荷侧，再停电源侧，即先拉线路侧闸刀，再拉母线侧闸刀，复役时应先合母线侧闸刀，再合线路侧闸刀。 终端线路停电，拉开开关

53、前，应检查开关电流为零。 电源线停役应考虑是否满足本变电站电源N-1方案;联络线停役应考虑拉开后是否会引起本站电源线过负荷。 并列运行的线路，在一条线路停役前，应考虑有关整定值的调整，注意该线路拉开后另一条线路是否会过负荷，如有疑问应问清调度后再操作。 线路改检修时，应询问清楚调度对侧状态。 220千伏开关改检修时，要停用失灵启动压板。 开关改检修的操作中在合上接地闸刀（或挂接地线）之前，应先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。 开关改检修时，必须拉开开关交直流操作电源，公共回路联跳压板（如母差联跳压板，失灵启动压板等），回路联跳其他开关压板（如接地变联跳开关压板）应停用。

54、 220千伏线路停电，有线路压变的，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或小开关。设备复役，在开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入。主变回路 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。500千伏主变送电时，应先从500千伏侧充电，再送35（15.75）千伏侧（如主变35（15.75）千伏侧有总开关时），最后送220千伏侧（合环）。如500千伏主变需同期并列时,则由调度决定改变操作顺序，由220千伏侧充电，500千伏侧同期并列。 停电操

55、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。500千伏主变停电操作前，须确认主变5(15.75)千伏侧的电容器、低抗在热备用或充电状态，500千伏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220千伏侧，再停35（15.75）千伏侧（如主变35（15.75）千伏侧有总开关时），最后停500千伏侧。 对直接接在母线上的主变500千伏开关，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500千伏开关先改为冷备用,再将主变改为运行。 500千伏主变35（15.75）千伏低压侧总开关如需改为热备

56、用，则有关的电容器、低抗需先改为充电或热备用，如500千伏主变35（15.75）千伏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。500千伏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。 主变中性点操作变压器停送电操作时，其中性点一定要接地，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。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。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

57、接地闸刀），应在接地闸刀拉开后再投入间隙接地另流保护。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。 主变与接地变的搭配当35千伏 接地变接于母线时，接地变保护动作、或接地变开关分闸位置接点均联跳主变低压侧开关；操作时必须先合接地变开关才能合上主变开关；先分主变开关后再分接地变开关；接地变与主变固定搭配的，在倒母线时，接地变应与主变倒在同一母线。案例1：某站35千母线上主变停役，为考虑负荷分配，调度员计划将另一台主变倒至该母线运行，但在实际发令时，未考虑固定搭配的接地变需同时进行倒母线，运行人员亦未发现该错误，造成该段母线35千伏小电阻接地

58、系统长期无接地运行，幸而系统上未发生单相接地事故，从而未酿成严重的后果。案例分析：本次不安全运行情况，仍然反映出接受调度布置操作任务的漏洞，运行人员在接受调度操作指令时，对于调度员发布的操作指令盲从，不根据操作的目的和意图进行分析和讨论调度指令的正确性与合理性，对操作后变电站接线状态的不安全情况未认真开展分析。当主变低压侧开关改“开关检修”或由于故障等原因造成主变压器与接地变不固定搭配时，必须停用“接地变保护或开关位置联跳主变开关”的压板。 主变与消弧线圈的搭配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。消弧线圈从系统隔离或接入前，运行人员应检查控制保护盘上无接地

59、信号、消弧线圈的接地指示灯不亮以及消弧线圈无异声，来判断系统确无单相接地存在，此时方可操作。消弧线圈调整分接头时，应先拉开消弧线圈的闸刀，将消弧线圈与系统隔离后，再调整消弧线圈分接头。主变35千伏配置两只开关的操作当主变35千伏 侧配置两只开关时，这两台开关分别配置后备保护，并且只联跳自身开关。当主变运行，仅其中一台开关检修时，必须将该开关的母差电流互感器、主变差动电流互感器退出，并短接。当主变35千伏配置两只开关，且同送一根母线时，遇有主变运行，仅其中一台开关检修的情况，除应该将该开关的母差电流互感器退出外、主变差动电流互感器退出，并短接，还应用上相应的自切检修压板。三圈变的操作三圈变复合电

60、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”；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；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。主变保护的操作主变配置的电气量保护有跳闸、信号、停用三种操作状态；主变一般配置二套电气量保护屏，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。主变电气量保护中的差