电气倒闸典型操作票（推荐6篇）
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
电力系统中各级变电站担负着各种负荷的供电任务, 每年定期试验、检修和操作的任务比较繁多, 要进行这些操作都要按照“两票”的工作制度, 严格执行倒闸操作票的内容及顺序, 确保操作的正确性, 防止因电气倒闸误操作危及人身及设备的安全, 造成电力系统瓦解, 引发大面积停电事故等。为有效进行电气倒闸操作规范管理, 有效防止事故操作, 培训新上岗人员尽快适应工作, 锻炼和提高在岗人员岗位技能, 平时开展电气倒闸操作票训练是一个重要的措施之一。虽然各个发电厂、变电站规定执行的倒闸操作流程原理大致一样, 但是在实际运行中操作的内容也各有不同的地方。因此, 开发一种通用、方便移植和维护的电气倒闸操作票训练系统适应电气运行人员的对不同厂、站的电气倒闸操作进行训练和培训, 能较好的提高经济和社会效益。
本系统主要采用基于WINDOWNS下的面向对象Visual Basic 6.0为主要的开发工具, 结合其数据库、OLE技术和Active X技术开发的电气倒闸操作票训练通用系统, 以其友好的用户界面, 简单方便的操作, 同时具有较方便的维护性、扩展性和移植性能满足不同厂、站的电气倒闸操作教学及培训的需要。
2 系统总体结构与功能
本程序系统主要可作为电气操作人员对电厂或变电站的电气倒闸操作的内容进行训练与考核。用户根据不同要求选择相应任务后, 根据各站的一、二次设备情况, 结合系统所给的操作内容来编排操作顺序。任务正确完成后, 练习者可以查看和打印正确的操作票内容;管理员用户可以根据需要打印所有任务的操作票;系统提供帮助说明使用户熟悉系统情况和操作流程, 还提供相应练习题目, 是用户更加熟悉相应厂、站电气系统和倒闸操作的内容的目的。系统倒闸操作任务训练窗口如图1所示。
本系统为方便维护和扩展, 并实现在不同厂、站移植的设计目标, 采用ACCESS数据库技术, 系统操作内容存入数据库中, 形成数据库文件, 单独放置在设定文件夹内, 需要修改倒闸操作任务和内容只需改变数据库中的数据;操作任务所需要的主接线图及相关图形也放置在文件夹, 按照相应任务进行编号, 系统便可按预设要求进行调用;帮助说明采用直接调用OFFICE WORD文档编辑, 为文档的维护及移植提供方便。系统结构主要分为系统管理、操作票训练、开票及打印、音乐管理和系统帮助项目。系统管理主要是登陆用户的管理和系统图像显示设置;操作票训练项目为倒闸操作票的训练主要内容, 由用户选择操作任务后进行操作的训练;开票及打印项目主要为管理员用户登陆进行开票和打印的操作;音乐管理项目为缓解训练中孤燥的情绪而设定的音乐播放管理功能;系统帮助项目主要是系统的介绍及帮助, 操作票的相关学习资料等内容。
3 系统功能开发与实现
3.1 系统管理
系统管理主要包括用户管理和图片显示管理设置等, 其以系统菜单的形式实现。用户管理包括用户登录, 用户退出, 修改用户密码, 该项通过文本框、按钮和数据库控件连接的管理实现;图片管理包括设置系统主接线图形样式的显示, 主要采用按钮及Picture Box控件实现。退出系统也属该项目中, 点击退出系统选项时, 系统通过提示确认后才允许退出系统。
3.2 操作票训练
用户在进行操作票训练时, 先选择倒闸操作的任务项, 系统根据用户选择的任务项从数据库调用对应任务项目内容列表和参考一、二次电气设备图片, 用户根据操作任务要求, 通过查看一、二次电气设备接线图示, 在对应操作列表的内容进行编号顺序, 完成后提交系统检查。系统判断训练者提交的顺序全部正确后, 以操作票的形式让用户预览正确的倒闸操作的顺序及内容, 用户还可以进行操作票的打印。当用户提交错误顺序多于总量的一半时, 系统提示用户重新核对顺序并进行重新操作;若用户提交错误顺序低于总量的一半时, 系统提示用户已有错误的个数, 并让用户进行检查修改。系统图片采用Picture Box控件从设定好的文件夹目录装载图片, 通过按钮控件选择链接不同任务参考图片, 并用VScroll和HScroll控件调整图片及文字框的正确显示。利用M i c ro so ft Da t a Gri d C o n t r o l 6.0和M i c r o s o f t A D O D a t a Control6.0数据库等控件, 结合按钮控件的事件通过数据的调用和对比数据, 实现操作项目的正误判断。
3.3 操作票的查看及打印
为了便于快速查看和打印倒闸操作票内容, 系统分配了管理员的用户直接访问操作票的权限。当用户以管理员的身份登录系统后, 就可以通过菜单项调用查看电气倒闸操作任务列表, 选择需要查看的正确的操作票内容, 并可以通过系统设置好的Printer命令按照操作票的标准形式进行打印。普通用户不能进入该项内容。
3.4 音乐管理
为缓解受训者的紧张情绪, 系统提供菜单操作打开音乐和停止音乐的选择设置, 通过VB程序的Microsoft Multimedia Control6.0控件来设置音乐播放器, 系统为音乐文件预留一个文件夹作为连接, 通过修改替换文件夹存放音乐文件, 系统就可以按照指定目录连接播放该文件夹里的文件。
3.5 系统帮助
系统帮助功能为对所属发电厂、变电站的系统简介;有关一、二次设备的情况和系统操作说明;还包括练习思考题目及系统信息等。该项内容主要采用OLE控件, 以连接WORD文档方式, 显示帮助与系统, 在维护和更新上只需改动对应的WORD文档内容, 不需要改变系统程序。
4 系统维护管理
本操作票系统为简单方便的实现系统的维护及不同厂站倒闸操作任务的移植, 采用图片归类方式和ACCESS数据库链接管理数据内容来实现。由于不同任务对应的图形不一样, 相应任务的图片就按照规定的任务编号来存放到相应的文件夹, 系统可以按指定目录调用任务编号图片;数据库存放操作任务的名称、操作项目及顺序编号, 只要按照要求维护该数据库, 即可实现系统的移植。
4.1 数据库的建立与维护
本系统通过数据库控件与ACCESS数据库文件交换电气倒闸操作的全部项目内容。我们预留一个文件夹建立data.mdb数据库文件, 数据库文件包括数据表、数据表字段建立和数据记录的输入。数据库文件中主要建立三类表, 分别为用户信息表、操作任务名称目录表和操作任务内容表。用户信息表存放用户信息, 用于用户信息管理的数据记录项;操作任务名称目录表, 列出所以操作任务列表的名称的记录项;每个操作任务安排一个表, 操作任务表中建立操作项目信息, 倒闸顺序信息。因此, 系统的数据项维护只需改动数据库项目内容, 就可实现系统更新。添加操作任务项目内容时, 可添加一些不是本任务操作或者操作错误项目内容, 并在顺序标示填写为字母, 用于区分正确项目来增加训练内容的难度。
4.2 系统图片的维护
系统为每个操作任务指定相关参考图片, 以便训练者根据图片提供的系统运行情况来排列操作顺序。这些图片都安排在特定的文件夹目录中, 便于系统按任务来调用。用户在选定任务后, 系统按指定任务编号从相应的文件夹提取图片。因此, 维护任务图片时, 直接替换任务编号文件夹的文件即可。
5 结语
电气倒闸操作票训练系统不仅有助于新入岗学员更好熟悉、适应岗位的要求, 也有助于在岗人员训练培训的要求, 有利于提高电力系统运行管理, 保障电力系统安全运行。从我们开发的该套训练系统使用多年的情况来看, 系统具有较方便的维护与移植性, 应用于电气专业的不同厂、站倒闸操作的教学、培训和考核的岗位训练中取得良好的教学效果。
摘要：为满足电气运行人员对电气倒闸操作训练的需要, 并能实现不同厂、站的电气倒闸操作训练内容移植。本系统主要采用Visual Basic6.0为主要的开发工具, 结合其数据库、OLE技术和ActiveX技术开发电气倒闸操作票训练通用系统, 该系统具有简单方便的维护性、扩展性和移植性, 方便了教学及培训需要。
关键词：操作票训练,数据库,控件
参考文献
[1]邢晓敏, 王丹, 刘玉兰, 佟科.通用型电气倒闸操作票系统的研制[J].继电器, 2003, 9.
关键词：电气；倒闸操作；误操作；预防策略
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）09-0111-02
在经济发展的带动下，社会对于电力的需求不断增加，对于电力系统运行的稳定性和安全性也提出了更高的要求。作为电力系统变电运行的关键环节，倒闸操作可以对电气设备的状态以及电力系统的运行方式进行改变，从而保证电力系统的安全稳定运行。不过从目前来看，在电气倒闸操作中，经常出现误操作的情况，给电力系统以及电力工作人员的安全造成了严重威胁，应该得到足够的重视。
1 电气倒闸误操作的原因
电气倒闸操作是将电气设备或者相应的装置从一种运行状态转换为另一种运行状态的操作，实现电气设备状态以及电力系统运行方式的改变。倒闸操作在很大程度上影响着电网的运行安全，一旦出现问题，将会产生不可估量的后果和影响，应该得到电力技术人员的重视，对引发电气倒闸误操作的原因进行分析，对误操作问题进行有效预防，保证电力系统的安全稳定运行。在倒闸操作中，引发误操作的原因主要体现在以下几个方面。
1.1 操作人员
一方面，操作人员自身技术水平偏低，基础知识不扎实，对于部分电气设备的性能以及运行状况缺乏熟练的认知，在操作中缺乏经验，盲目作业，从而引发误操作；另一方面，对于相关操作规范不重视，存在着侥幸心理，习惯性违规违章。在对值班表进行填写时，认为其无关紧要，存在着字体潦草、内容简单等问题，无法为换班人员提供有价值的参考信息。
1.2 操作技术
在操作中，缺乏切实有效的技术指导，往往都是依照操作人员自身的经验，或者在他人的指导下进行，没有形成一个合理有序的操作流程，也没有相对规范的操作技术，大大增加了误操作出现的概率。同时，在防误解锁方面缺乏有效管理，没有重视对解锁钥匙的监管，也没有做好相应的后期维护，导致防误锁出现锈蚀、卡涩等问题，影响了其功能的有效发挥[1]。
2 电气倒闸误操作的预防
电气倒闸的误操作会在很大程度上影响电力系统的安全稳定运行，因此，电力企业和相关管理部门应该重视起来，采取切实有效的预防措施，减少和杜绝误操作现象，保证电力系统的运行安全。
2.1 强化队伍建设
电气倒闸操作人员的素质对于操作行为影响巨大，应该得到足够的重视。
一方面，应该加强对于操作人员的技能培训，定期组织操作人员进行基础知识的培训和学习，提升其专业素养，加深对于电气倒闸误操作的认识，从而更加积极、更加谨慎地对待倒闸操作，自觉遵循相应的操作规范。在条件允许的情况下，还应该邀请具备丰富理论知识和实践经验的专家开展相应的专题讲座，强化对于专业技能的培训，使得操作人员能够掌握防误操作的一些技巧，避免习惯性违规的行为。应该定期开展相应的事故演练，提升操作人员的技术水平和应急处理能力。
另一方面，应该加强对于管理人员的教育，提升其管理能力，确保其能够切实做好电气倒闸操作的管理工作，及时发现倒闸操作中的违规行为，防止误操作的发生。
2.2 完善操作规范
首先，应该建立健全相应的倒闸操作规范，实现操作的程序化、规范化和标准化，减少和避免电气倒闸误操作的产生；其次，应该在倒闸操作中，对相关责任进行落实，引导操作人员树立相应的责任意识，充分重视倒闸操作，减少马虎大意的行为；然后，应该制定严格的惩罚制度，对人为原因引发的倒闸误操作进行惩处，督促倒闸操作人员严格按照相关规范进行操作。可以贯彻“两票三制”，以月为单位，安排专人对“两票”的执行情况进行统计，定期或者不定期开展安全教育和安全会议，对“两票三制”执行过程中出现的各种问题进行研究和探讨，提出相应的解决措施，并督促相关人员进行整改[2]。
2.3 注重细节控制
在电气倒闸操作中，存在着许多的细节问题，因此操作过程相对繁琐，操作人员稍有疏忽就可能会导致误操作的产生。对此，应该注重细节的控制。
首先，当倒闸操作人员接收到调度命令和操作任务后，应该对操作票中的内容进行全面细致的检查与核对，分析其与实际情况存在的差异，对断电以及送电的范围进行明确，确认无误后，需要对危险因素控制卡进行填写，预估可能导致误操作的原因，采取针对性的预防和控制措施；
其次，对于一些比较复杂或者重要的倒闸操作，如母线倒闸、变压器倒闸等，在操作前，应该进行预先演练，确保操作人员能够明确操作指令，熟悉操作流程，从而减少误操作行为的发生，也可以保证操作的流畅性和可靠性，节约操作时间；
然后，在倒闸操作前，还应该对设备状态进行检查，排除其中存在的异常，避免其对于倒闸操作的影响，确保操作的顺利进行；
最后，应该做好防误闭锁装置的管理，在倒闸操作过程中，做好防误闭锁装置的保护，严格依照相关规范和标准进行操作，同时对发现的问题进行处理和解决，保证防误闭锁装置功能的有效发挥。
2.4 严格监督管理
在电气倒闸操作中，应该做好监督管理工作，明确倒闸操作中的危险点，对习惯性违规、带地线合刀闸等行为进行严格控制。应该对实际操作与工作票的要求进行逐一核对，做到万无一失。同时，应该完善监管体系，实现协同管理，一方面，对地区监控班和运维操作站日常工作进行监管，对其权限进行明确。应该完善相应的通报机制，由地区监控人员对倒闸操作人员发送操作指令，进行相应的监督管理。倒闸操作人员在到达现场后，在操作前和操作结束后，都应该向监控班进行通报，由监控人员进行记录和备案。监控在对电气设备进行倒闸操作时，如果现场存在操作人员，应该提前通报；另一方面，应该将防远程操作的措施编入操作流程，避免在倒闸操作中监控人员或者系统问题引发的误操作现象。应该在后台软件设置相应的“挂牌”功能，确保监控人员在接到倒闸操作通报后，能够明确哪些设备处于操作状态，从而避免误操作事故的发生[3]。
3 结 语
总而言之，经济的快速发展带动了电力行业的进步，对于电力系统运行的安全性和稳定性也提出了更高的要去。电气倒闸操作作为电力系统运行中一个非常关键的环节，应该得到足够的重视，对其中存在的危险点进行分析，对倒闸误操作产生的原因进行了解，采取切实有效的预防措施，减少和避免误操作现象的发生，以保证电力系统的运行安全，为社会提供更加优质的电力服务。
参考文献：
[1] 胡伟新.变电运行中倒闸操作事故原因及预防措施探析[J].科技创新 与应用，2015，（30）.
[2] 邹英，余启武.电气倒闸误操作的分析与预防[J].江西电力职业技术学 院学报，2013，（3）.
倒闸操作是指电气设备或电力系统由一种状态变换到另一种运行状态，由一种运行方式转变为另一种运行方式的一系列有序的操作。倒闸操作既有其典型性，又有其特殊性，电网不同的运行方式，变电站不同的主结线，继电保护及自动装置配置的差异以及不同的操作任务，都将影响到倒闸操作的每一具体步骤。因此，针对不同的典型操作，分析其潜在的危险点——即容易引起误操作的重要环节，掌握其正确的方法及步骤，对防范误操作事故的发生，有很现实的指导作用。
变压器操作的危险点及其防范
变压器的操作通常包括向变压器充电、带负荷、并列、解列、切断空载变压器等项内容，是电气倒闸操作中最常见的典型操作之一。
变压器操作的危险点主要有：一是切合空载变压器过程中可能出现的操作过电压，危及变压器绝缘；二是变压器空载电压升高，使变压器绝缘遭受损坏。
1.1 切合空载变压器产生操作过电压的防范措施
变压器中性点接地，主要是避免产生操作过电压。在110 kV及以上大电流接地系统中，为了限制单相接地短路电流，部分变压器中性点是不接地的，也就是说：变压器中性点接地数量和在网络中的位置是综合变压器的绝缘安全、降低短路电流、继电保护可靠动作等要求决定的。切合空载变压器或解、并列电源系统，若将变压器中性点接地，操作时断路器发生三相不同期动作或出现非对称开断，可以避免发生电容传递过电压或失步工频过电压所造成的事故。所以，防范切合空载变压器产生操作过电压造成的危害，应集中在变压器中性点接地刀闸操作的正确性上。
变压器中性点接地刀闸操作应遵循下述原则：
(1)若数台变压器并列于不同的母线上运行时，则每一条母线至少需有1台变压器中性点直接接地，以防止母联开关跳开后使某一母线成为不接地系统。
(2)若变压器低压侧有电源，则变压器中性点必须直接接地，以防止高压侧开关跳闸，变压器成为中性点绝缘系统。
(3)若数台变压器并列运行，正常时只允许1台变压器中性点直接接地。在变压器操作时，应始终至少保持原有的中性点直接接地个数，例如2台变压器并列运行，1号变中性点直接接地，2号变中性点间隙接地。1号变压器停运之前，必须首先合上2号变压器的中性点刀闸，同样地必须在1号变压器(中性点直接接地)充电以后，才允许拉开2号变压器中性点刀闸。
(4)变压器停电或充电前，为防止开关三相不同期或非全相投入而产生过电压影响变压器绝缘，必须在停电或充电前将变压器中性点直接接地。变压器充电后的中性点接地方式应按正常运行方式考虑，变压器的中性点保护要根据其接地方式做相应的改变。
1.2 变压器空载电压升高的防范措施
调度员在指挥操作时应当设法避免变压器空载电压升高，如投入电抗器、调相机带感性负荷以及改变有载调压变压器的分接头等以降低受端电压。此外，也可以适当地降低送端电压。送端如果是单独向一变电站供电的发电厂，可以按照设备要求较大幅度地降低发电厂的电压；如果发电厂还有其它负荷时，在有可能的条件下，可将发电厂的母线解列，以一部分电源单独按设备要求调整电压。母线倒闸操作的危险点及其防范
母线的操作是指母线的送电、停电，以及母线上的设备在两条母线间的倒换等。母线是设备的汇合场所，连接元件多，操作工作量大，操作前必须做好充分的准备，操作时严格按序进行。
母线操作潜在的危险点：一是可能发生的带负荷拉刀闸事故；二是继电保护及自动装置切换错误引起的误动；三是向空载母线充电时电感式电压互感器与开关断口电容形成的串联谐振。
母线操作的正确方法及需注意的事项有：
(1)备用母线的充电，有母联开关时应使用母联开关向母线充电。母联开关的充电保护应在投入状态，必要时要将保护整定时间调整到0。这样，如果备用母线存在故障，可由母联开关切除，防止事故扩大。如无母联开关，确认备用母线处于完好状态，也可用刀闸充电，但在选择刀闸和编制操作顺序时，应注意不要出现过负荷。
(2)除用母联开关充电之外，在母线倒闸过程中，母联开关的操作电源应拉开，防止母联开关误跳闸，造成带负荷拉刀闸事件。
(3)一条母线上所有元件须全部倒换至另一母线时，有两种倒换次序，一种是将某一元件的刀闸合于一母线之后，随即拉开另一母线刀闸；另一种是全部元件都合于一母线之后，再将另一母线的所有刀闸拉开。这要根据操作机构位置(两母线刀闸在一个走廊上或两个走廊上)和现场习惯决定。
(4)由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电，继电保护及自动装置的电压回路需要转换由另一电压互感器给电时，应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动作。避免电压回路接触不良以及通过电压互感器二次向不带电母线反充电，而引起的电压回路熔断器熔断，造成继电保护误动等情况的出现。直流回路操作的危险点及其防范 直流回路操作是变电站、发 电厂运行值班人员常见的操作项目：直流系统发生一点接地时查找接地点的检查，某些继电保护及自动装置临时性的检查、退出、投入等。直流回路操作同样存在危险点，如操作方法不正确，也将造成某些保护及自动装置误动作，因此直流回路操作同样应遵守一些规定。
3.1 直流控制熔断器(即保险)的操作
(1)取下直流控制熔断器时，应先取正极，后取负极。装上直流控制熔断器时，应先装负极，后装正极。这样做的目的是防止产生寄生回路，避免保护装置误动作。装、取熔断器应迅速，不得连续地接通和断开，取下和再装上之间要有一段时间间隔(应不小于5 s)。
(2)运行中的保护装置要停用直流电源时，应先停用保护出口连接片，再停用直流回路。恢复时次序相反。
(3)母线差动保护、失灵保护停用直流熔断器时，应先停用出口连接片。在加用直流回路以后，要检查整个装置工作是否正常，必要时，使用高内阻电压表测量出口连接片两端无电压后，再加用出口连接片。
(4)在断路器停电的操作中，断路器的控制熔断器应在拉开开关并做好安全措施(指挂地线或装绝缘罩)之后取下。因为当断路器万一未断开，造成带负荷拉隔离开关时，断路器的保护可动作于跳闸。如果在拉开隔离开关之前取下熔断器，则会因断路器不能跳闸而扩大事故。
(5)在断路器送电操作中，断路器的控制熔断器应在拆除安全措施之前装上。这是因为在装上控制熔断器后，可以检查保护装置和控制回路工作状态是否完好。如有问题，可在安全措施未拆除时，予以处理。另外，这时保护装置已处于准备工作状态，万一在后面的操作中，因断路器的原因造成事故，保护回路可以动作于跳闸。如果在合上隔离开关后，再装上控制熔断器，万一因断路器未断开造成带负荷合隔离开关，使断路器不能跳闸而扩大事故。
3.2 断路器合闸熔断器(即保险)的操作
断路器合闸熔断器是指电磁操动机构的合闸熔断器，断路器停电操作时，应在断路器断开之后取下，目的是防止在停电操作中，由于某种意外原因，造成误动作而合闸；如果合闸熔断器不是在断路器断开之后取下，而是在拉开隔离开关之后再取，那么万一在拉隔离开关时断路器误合闸，就可能造成带负荷拉隔离开关的事故。
关键词：倒闸操作,危险点,预控
安全生产是电力企业各项工作的基础，是电力企业一个永恒不变的主题。特别是在当前电力形势十分严峻的情况下，安全生产确保电网稳定运行显得尤为重要。在运行值班人员日常工作中所涉及的工作地点，操作设备现场环境、设备的性能、使用工具以及人员的行为、素质因素等环节都可能存在引发事故的危险点，如果不加以防范和控制，具备一定条件的危险点就会演变成事故
一、.危险点预控的一般概念
危险点是指在生产作业中有可能造成危害的作业环境，有可能造成危害的机器设备和作业人员，违反安全规程的不规范操作及习惯违章等。所谓危险点预控法就是对电力生产中每项工作，根据作业内容、工作方法、作业环境、人员状况、设备实际等进行分析，查找可能导致人为失误事故的危险因素，再依据规程制度，制订防范措施，并在生产现场实施程序化、规范化作业，以达到防止人为失误事故发生的目的。危险点是一种诱发事故的隐患，如果不进行治理和防范，在一定的条件下，它就有可能演变为事故，事先进行研究分析预测并采取措施加以防范，就会化险为夷，确保安全。危险点预控，正是这样一种积极预防的有效方法。一般而言，危险点的生成有下列几种情况：（1）伴随着作业实践活动而生成；（2）伴随着特殊天气变化而生成；（3）伴随着设备制造缺陷而生成；（4）设备检修、维护不周而生成；（5）习惯性违章作业而生成。因此，危险点具有客观实在性、潜伏性、复杂多变性、可预知性四个特征。
二、典型倒闸操作过程中危险点的分析
倒闸操作的重点是防止误操作事故的发生，而防止误操作事故的重中之重又是杜绝一切违章作业和做好危险点的分析预控。倒闸操作的危险点预控，是指在操作前，对操作中可能存在的危险点进行分析判断，并采取相应措施消除或控制，防止在操作过程中发生人身、电网、设备事故，实施超前预控的方法之一。本文主要介绍了变压器、母线、直流回路、环形网络并解列等倒闸操作过程中危险点的分析预控方法。下面结合笔者多年的变电运行经验谈谈典型倒闸操作中存在的危险点及预控措施。
2.1变压器操作的危险点及其防范
变压器的操作通常包括向变压器充电、带负荷、并列、解列、切断空载变压器等项内容，是电气倒闸操作中最常见的典型操作之一。变压器操作的危险点主要有：一是切合空载变压器过程中可能出现的操作过电压，危及变压器绝缘；二是变压器空载电压升高，使变压器绝缘遭受损坏。
2.1.1切合空载变压器产生操作过电压的防范措施变压器中性点接地，主要是避免产生操作过电压。在110kV及以上大电流接地系统中，为了限制单相接地短路电流，部分变压器中性点是不接地的，也就是说：变压器中性点接地数量和在网络中的位置是综合变压器的绝缘安全、降低短路电流、继电保护可靠动作等要求决定的。切合空载变压器或解、并列电源系统，若将变压器中性点接地，操作时断路器发生三相不同期动作或出现非对称开断，可以避免发生电容传递过电压或失步工频过电压所造成的事故。所以，防范切合空载变压器产生操作过电压造成的危害，应集中在变压器中性点接地刀闸操作的正确性上。
2.1.2变压器中性点接地刀闸操作应遵循的原则
（1）若数台变压器并列于不同的母线上运行时，则每一条母线至少需有1台变压器中性点直接接地，以防止母联开关跳开后使某一母线成为不接地系统。
（2）若变压器低压侧有电源，则变压器中性点必须直接接地，以防止高压侧开关跳闸，变压器成为中性点绝缘系统。
（3）若数台变压器并列运行，正常时只答应1台变压器中性点直接接地。在变压器操作时，应始终至少保持原有的中性点直接接地个数，例如2台变压器并列运行，1号变中性点直接接地，2号变中性点间隙接地。1号变压器停运之前，必须首先合上2号变压器的中性点刀闸，同样地必须在1号变压器(中性点直接接地)充电以后，才允许拉开2号变压器中性点刀闸。
2.2母线倒闸操作的危险点及其防范
母线操作潜在的危险点：一是可能发生的带负荷拉刀闸事故；二是继电保护及自动装置切换错误引起的误动；三是向空载母线充电时电感式电压互感器与开关断口电容形成的串联谐振。
母线操作的正确方法及需注意的事项
（1）备用母线的充电，有母联开关时应使用母联开关向母线充电。母联开关的充电保护应在投入状态。这样，假如备用母线存在故障，可由母联开关切除，防止事故扩大。如无母联开关，确认备用母线处于完好状态，也可用刀闸充电，但在选择刀闸和编制操作顺序时，应注重不要出现过负荷。
（2）除用母联开关充电之外，在母线倒闸过程中，母联开关的操作电源应拉开，防止母联开关误跳闸，造成带负荷拉刀闸事件。
（3）一条母线上所有元件须全部倒换至另一母线时，有两种倒换次序，一种是将某一元件的刀闸合于一母线之后，随即拉开另一母线刀闸；另一种是全部元件都合于一母线之后，再将另一母线的所有刀闸拉开。这要根据操作机构位置(两母线刀闸在一个走廊上或两个走廊上)和现场习惯决定。
（4）由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电，继电保护及自动装置的电压回路需要转换由另一电压互感器给电时，应注重勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动作。避免电压回路接触不良以及通过电压互感器二次向不带电母线反充电，而引起的电压回路熔断器熔断，造成继电保护误动等情况的出现。
2.3直流回路操作的危险点及其防范
直流回路操作是变电站运行值班人员常见的操作项目：直流系统发生一点接地时查找接地点的检查，某些继电保护及自动装置临时性的检查、退出、投入等。直流回路操作同样存在危也将造成某些保护及自动装置误动作，因此直流回路操作同样应遵守一些规定。
2.4环形网络并解列操作的危险点及其防范
环形网络(或称环网)的并解列也称合环、解环操作，是电力系统由一种方式转换为另一种方式的常见操作。环网常由同一电压等级的线路组成，有的也包括变压器，由不同电压等级的线路组成。环网的并解列操作，除应符合线路和变压器本身操作的一般要求外，还具有本身的特点，其中最主要的是正确预计操作中每一步骤的潮流分布，以及如何在操作中控制其不超过各元件答应范围。为确保环网并解列操作后电力系统的安全运行，合环操作必须满足下述条件。
（1）相位一致。在初次合环或进行可能引起相位变化的检修之后合环操作，必须进行相位测定。
（2）调整其电压差，最大答应电压差为20，特殊情况下，环网并列最大电压差不应超过30。
（3）系统环状并列时，应注重并列处两侧电压向量间的角度差，对整个环网内变压器结线角度差必须为0。对潮流分布产生的功率角，其答应数值应根据环内设备容量、继电保护等限制而定。
（4）合环后各元件不过载，各结点电压不超出规定值。
（5）系统继电保护应适应环网的方式。解环操作时主要考虑解环后引起的潮流电压变化、负荷转移、以及自动装置继电保护的改变等。
三、结束语
1 电气误操作的原因分析
1.1 部分电气运行人员技术水平低
电气倒闸操作是一项技术含量较高的工作, 要求工作人员不仅要具备专业的电气运行知识及技能, 而且必须熟悉所操作的电气设备性能及工作原理、电气设备的倒闸操作的基本流程和规定, 具备倒闸操作过程中突发故障或事故处理的能力等。但是目前, 电力系统电气运行人员中尚有技术水平比较低, 电气倒闸操作知识及技能水平不高, 且不注重技能学习的人员, 在电气运行工作中往往只是凭经验, 而非专业的知识与技能, 因此容易出现误操作。此外, 一些运行人员的事故处理能力不强, 当系统出现事故时, 容易手忙脚乱, 不能有效处理误操作发, 反而导致事故范围的扩大。
1.2 电气运行人员习惯性违章作业
电气运行人员在工作中常出现的习惯性违章作业有以下几种:未能按照相关要求执行交、接班制度, 交、接班容易流于形式, 导致交接出现漏洞[2];设备巡视走过场, 巡视不全面, 特别是对移交时需交代的安全措施不清楚;未严格执行调度命令, 无视复诵核对制度;未严格填写操作票, 操作票审核流于形式;电气倒闸操作前, 未实施必要的模拟预演;电气倒闸操作时, 未严格核对双重编号, 未进行唱票与复诵, 操作监护出现形式化;操作票使用未逐项“打勾”, 存在漏项或跳项操作;电气倒闸操作过程中未使用合格的工具, 工具使用前, 未进行认真的检查;电气运行人员未认真贯彻《电业安全工作规程》, 或者对《电业安全工作规程》的理解不到位;出现单人操作等现象。上述种种违章作业容易导致误操作的产生, 从而引发人身、设备、电网事故。
1.3 新组织体系下“监”、“操”分离, 若横向协同不到位易发生电气误操作
2012年, 国网江西系统全面推进“三集五大”体系建设, 随着体系建设的不断推进, 各单位的变电运行专业的运作模式发生了巨大变化。变电站由原来的有人驻站值班模式向无人值守集中监控模式转变, 均分设了归属调度控制中心 (“大运行”体系) 管辖的地区监控班和归属运维检修部 (检修分公司) (“大检修”体系) 管辖的运维操作站, 即将原来由变电运行工区 (分公司) 管辖的“监”、“操”合一的有人值守变电站拆分为“大运行”、“大检修”体系下的两个单位管辖。在这种运作模式下, 若地区监控班与运维操作站, 在日常工作上横向协同不到位, 极易引发人为的电气误操作事故。如:运维操作站人员断开某馈线断路器后, 在未采取防“远方”合断路器措施而拉开隔离开关时, 地区监控班人员此时若误合此开关, 则极易发生运维操作站人员带负荷拉刀闸恶性事故的发生。
2 电气误操作事故主要预防措施
2.1 强化员工的安全责任意识, 开展安全思想教育
电气倒闸操作人员是电气倒闸操作的直接执行者, 是电气倒闸操作是否存在误操作的关键因素。电气倒闸操作人员缺乏操作安全意识, 思想麻痹, 未形成严谨的工作作风, 出现怕麻烦、急躁等心理[3];电气倒闸操作过程中未严格贯彻执行“两票三制”, 出现随意操作的现象, 这些都是电气倒闸操作产生的重要原因, 因此, 有必要强化电气倒闸操作人员的安全意识, 明确各岗职责, 以“三铁”反“三违”, 执行责任追究制。同时, 在操作人员内部开展安全思想教育, 强化操作人员的安全责任观, 提高其自我保意识, 形成“我要安全”的思想意识, 使其能够严格、谨慎地进行电气倒闸操作, 防止电气误操作现象的产生, 减少或者避免安全事故的发生[4]。除了对操作人员进行必要的安全思想教育外, 还应对相关的安全管理人员进行思想教育, 使其充分认识到电气安全操作的重要性, 树立保护员工的责任意识。作为一名安全管理人员, 其不仅要具备专业的安全管理知识与技能、良好的职业素质, 而且其工作作风必须严谨认真, 能够在重大操作中“到岗到位”, 深入电气倒闸操作现场, 做好过程控制和监督工作, 从源头控制电气误操作的产生, 避免出现安全事故。
2.2 开展专业技能培训, 加强劳动纪律管理
操作人员由于知识技能水平有限, 在电气倒闸操作过程中出现技术性错误, 是电气倒闸操作安全事故产生的重要原因之一;由于监督不到位, 或者相关的监督制度不健全, 致使部分操作人员未认真对待电气倒闸操作, 在操作过程中未严格遵循相关的标准或者要求, 未严格按照相关程序进行操作, 是电气误操作产生的另一重要原因。
因此, 只有根据实际设备开展针对性专业技能培训, 不断提高电气倒闸操作人员的专业知识及技能, 才能在电气倒闸操作中不断减少技术性错误的产生, 避免出现安全事故。要依据《电业安全工作规程》的相关要求, 规范操作人员的操作流程, 纠正操作人员不安全的操作行为;依据《安全事故处理规程》的相关条款, 按照“四不放过”的原则, 严格处置因违反劳动纪律而导致安全事故发生的操作人员;对于较复杂且技术难度较大的倒闸操作, 加强技术支撑和安全管控, 班长及值班负责人应进行跟踪监护, 相关安全管理人员则应亲临操作现场, 进行必要的指导和监督, 严防“三违”现象的发生;对于极易出现漏洞或者差错的环节, 技术人员应及时提醒, 减少漏洞和差错的产生;针对异常情况, 制定行之有效的应急对策, 减少误操作产生后造成的损失。此外, 还应参照《设备缺陷管理制度》, 不断加强电气设备的管理, 根据设备运行状况加强巡回检查, 有条件的可以使用在线监测设备对运行设备进行监测, 确保电气设备的安全运行, 电气设备若存在缺陷或者不安全的因素, 则可以及时地发现, 并采取有效地处理措施。
2.3 落实“两票三制”, 打击违章操作行为
在班组内部认真贯彻“两票三制”。当月由专人对“两票”的执行情况进行统计分析, 定期或者不定期地组织班组开展与安全相关的活动或者会议, 探讨“两票三制”执行中出现的问题, 并提出对应的解决措施;同时, 督促相关人员进行限期整改。此外, 还应定期或者不定期地开展“反事故演习”、预案演练等活动, 不断提升电气运行人员的电气倒闸操作水平, 提高其事故应急处理能力。
2.4 实施程序化、规范化、标准化的操作
电力系统的安全运行, 离不开标准化、规范化的管理, 只有在标准化、规范化管理的基础上, 实施程序化、规范化、标准化的操作, 才能减少或者避免电气误操作的产生, 减少由电气误操作引发的安全事故。电力系统电气运行程序化、规范化、标准化的操作主要包括几下几个程序, 即接受上级相关的电气倒闸操作任务—分配电气倒闸操作任务, 明确操作人员、监护人员的职责—认真填写操作票, 并进行严格的审核—开展模拟预演—准备相关的操作工具—接受电气倒闸操作命令, 认真执行电气倒闸操作—操作结束后进行严格的检查—汇报相关的操作情况—盖章—认真记录电气倒闸操作的各种情况—对此次电气倒闸操作进行分析与评价。
2.5 完善新组织体系下“监”、“操”横向协同管理
地区监控班和运维操作站的工作对象均是辖区内的变电设备, 确保设备的安全稳定运行, 二者的横向协同尤为重要。首先是要“权”、“责”分明, 要明确地区监控班和运维操作站日常工作中有哪类设备的操作权限, 如:地区监控班人员可以进行变压器调档、电容器投退、断路器分与合的单一操作等等;运维操作站人员可以进行某类间隔设备由热备用转冷备用或检修操作 (或反之) 的操作等等。其次是完善通报机制, 地区监控人员下令运维操作人员进行的操作, 运维操作人员到现场后、电气倒闸操作开始前、结束后均应向地区监控班通报, 地区监控人员应记录备案;地区监控人员操作设备时, 若有运维操作人员在现场, 应提前向运维操作人员通报;在交接班时, 地区监控班和运维操作站交班人员均应向接班人员交接清楚, 对重要的工作, 地区监控班和运维操作站应互相核对。三是完善操作程序和后台软件“挂牌”功能, 即运维操作人员将防远方操作措施编入操作流程中, 防止电气操作过程中地区监控人员或系统问题引发误操作的发生;后台软件应具备“挂牌”功能, 地区监控人员在接到运维操作人员的现场操作通报后, 及时在监控后台机接线图的相应设备上“挂牌”, 明确哪些设备是处于操作状态, 未经现场运维操作人员同意严禁操作, 从而有效避免误操作事故的发生。
摘要：结合电力企业电气倒闸操作的实际情况, 从电气运行的人员安全责任意识弱、技术水平偏低、习惯性违章作业以及新组织体系下协同不到位等方面分析了电气误操作产生的原因;提出加强电气运行人员的安全责任意识, 开展安全思想教育和专项技能培训, 加强劳动纪律管理, 落实“两票三制”, 打击违章操作行为, 实施程序化、规范化、标准化的操作, 完善新组织体系下“监”、“操”横向协同管理等防止电气误操作发生的具体措施。
关键词：电气,误操作,原因,预防
参考文献
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