现场操作及事故处理规程2006修订版

1、目 录 第一部分 总则 1. 引用标准22. 固有危险点分析及预控33. 操作术语44. 设备管辖范围划分125. 正常运行方式12第二部分 现场操作规程 总则131.全所停送电操作 222.主变停复役操作 233.35KV、10KV配电装置送、停电 254.旁路代停复役操作 275.线路停送电操作 286.压变停复役操作 307.母线停复役操作 328.所变倒换操作 329.特殊运行方式 34第三部分 事故处理规程 1.总则 35 2. 全所失电 523. 主变事故处理 534. 35KV、10KV线路故处理 615.小电流接地系统单相接地故障626.直流系统故障处理 63第一章 引用标准国

2、家电网安监200583号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）DL/T 5721995 电力变压器运行规程DL/T 7242000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T 5871996 微机继电保护装置运行管理规程DL/T 50271993 电力设备典型消防规程（79）电生字第53号 电力电缆运行规程（电力工业部）国家电网生2003387号 国家电网公司变电站运行管理规范（试行）电供199130号 高压断路器运行规程（能源部电力司）皖电生2004545号 安徽省电力公司变电设备质量标准皖电生2004545号 安徽省电力公司变电设备质量评价标准皖电生2

3、004545号 安徽省电力公司变电设备管理维护标准皖电生200563号 安徽省电网并联电容器组管理规程皖电调2000942号 安徽省电力系统调度规程安庆供电公司 安庆电力系统调度规程（2001年12月）安庆供电公司 110kV乌石岗变电站一次设备现场运行规程汇编安庆供电公司 110kV乌石岗变电站继电保护及安全自动装置现场运行规程安庆供电公司 110kV乌石岗变电站自动化设备现场运行规程第二章 固有危险点分析及预控 危险点 控制措施 1、10kV开发区11、 白马14开关转检修时（不能旁路开关代）因为开发区11、白马14是电缆出线，从上向下穿越间隔使检修人员工作安全距离不够；开关检修时，线路应

4、陪停2、主变检修接地线应挂在套管引线上，不能挂在3刀闸主变侧。3、主变高压侧开关检修需要用梯子挂接地线时，梯子不能靠在母线刀闸构架上，应放在开关侧，防止与带电部分安全距离不够，放电灼伤操作人员。4、断开待停主变开关必须检查投运主变确实带上负荷后，方可断开待停主变开关。防止主变未代上负荷，造成母线失压。5、10KV电压二次并列1、检查10KV母联开关确在合闸位置 2、应先一次并列后二次并列。6、110KV压变停役压板，馈线跳闸110KV压变停用前，应退出10KV各馈线开关低周减载压板。第三章 操作术语一、 操作术语表编号操作术语含义1操作指令值班调度员对其管辖的设备进行变更电气结线方式和事故处理

5、而发布的立即操作的指令。（分为逐项操作指令和综合操作指令）2操作许可电气设备在变更状态操作前，由厂、站值长或班长、地调调度员提出操作要求，在取得省调值班调度员许可后才能操作。操作后应汇报。3操作任务指对该设备的操作目的或设备状态转变。4操作要求该设备在操作前提出的要求。5操作预发指令或调度预发指令在正式指令下达前需做好准备工作，调度预先通过传真或电话下达受令者的指令，并有调令编号。6口头操作指令在单项操作，或紧急情况、事故处理时，不填写调度操作票、指令票立即可执行的指令，但发令人和受令人，必须同时作好记录。编号操作术语含义7合上把开关或闸刀放在接通位置。（包括高压熔丝，空气开关）。8拉开把开关

6、或闸刀放在断开位置（包括高压熔丝、空气开关等）9合环将电气环路用开关或闸刀闭合的操作。10解环将电气环路用开关或闸刀断开的操作。11并列将发电机（或二个系统）经用同期表检查同期后并列运行。12解列将发电机（或一个系统）与全系统解除并列运行。13强送设备故障跳闸后，未经检查即送电。14强送成功设备故障后，未经详细检查或试验，用开关对其送电成功。15强送不成，××保护动作跳闸。设备故障后，对其强行送电不成功，其开关保护动作又跳闸。16试送设备检修后或故障跳闸后，经初步检查再送电。17冲击合闸新设备在投入运行时，连续操作合闸，正常后拉开再合闸。一般线路三次，主变五次，母线一次。1

7、8跳闸（分相开关为：单相或三相）设备（如开关、主汽门等）自动从接通位置变为断开位置。编号操作术语含义19挂（拆）接地线（或合上，拉开接地闸刀）用临时接地线或接地闸刀将设备与大地接通（或断开）20零起升压利用发电机将设备从零电压渐渐升至额定电压21验电用校验工具验明设备是否带电。22放电设备停后，用工具将静电放去。23充电不带电设备与电源接通，但设备没有供电。（不带负荷）24核相用校验工具对开关二侧，或×母线与×母线之间，核对带电设备的二端相位。25试相序用校验工具核对电源的相序。26在××开关×侧（母线侧、线路侧或两侧或开关与×

8、15;闸刀之间）挂（或拆除）×组接地线或合上（或拉开）×接地闸刀。命令、汇报、联系、或记录装拆接地线位置及数量、编号。编号操作术语含义27××线路（或设备）已转检修状态，现在许可开工，时间×点××分。××线路（或设备）转入检修后值班人员的许可开工命令。28现在××线路（或设备）工作结束，现场工作接地闸刀已拉开。）人员已撤离，可以送电。现场检修人员在调度许可的设备上工作结束后的汇报术语。29带电拆接在设备带电状态下拆断或接通短接线。30短接（或跨接）用临时导线将开关或闸刀等设备跨越旁路。

9、31拆（接）引线将设备引线或架空线的跨接线（弓子线）拆断（或接通）32上锁重要机构用锁锁住。33除锁将锁取下不用。34挂上××标示牌设备上挂上标示牌（警告牌）。编号操作术语含义35摘除××标示牌设备上摘除标示牌（警告牌）。36变压器××侧分接头从×档（或××伏）调到×档（或××伏）对于变压器电压分接头位置的调档。37带电查线在线路有电压情况下，查找造成线路跳闸的故障点。38停电查线在线路停电，并挂好接地线的情况下，进行查找故障点。39线路事故抢修线路已转为检修状态，当查找到故

10、障点后，可立即进行事故抢修工作。40检查观察设备的状态如何，如进行正常定期检查和事故检查。41清扫消除设备上的灰尘，脏物。42测量测量电气设备绝缘、电压、温度等。43校验对自动装置、继电保护装置进行预先测试检验是否良好。44××（开关）改为非自动将开关的操作直流回路解除45××（开关）改为自动恢复开关的操作直流回路编号操作术语含义46放上或取下熔丝将熔丝放上或取下47限电限制用户用电48紧急拉路（或拉电）将向用户供电的线路切断，停止送电。49低频减载动作跳闸当频率低到预定频率自动跳开部分供电开关，以保系统不致瓦解。50保护投入将继电保护投入运行，指投跳闸

11、位置。51保护停用将继电保护停止（或退出）运行。52（旁路开关）全部投入运行将旁路开关的距离、方向零序保护、失灵保护及重合闸（下令调整定值时）均投入跳闸位置。高频闭锁保护在旁路开关投入后切换到旁路开关。53投入（停用）××开关线路（或母线）无压重合闸将××开关在跳闸后鉴定线路（或母线）无电压时动作的重合闸装置投入（或停用）54投入××开关线路单相（或三相、综合）重合闸将××开关线路单相重合闸投入并将保护投入经单相（或三相、综合）重合闸装置后跳闸，（凡能经重合闸跳闸保护均投入经重合闸跳闸，凡不能经重合闸跳闸的保护仍为

12、直跳）编号操作术语含义55停用××开关线路单相（或三相、综合）重合闸将××开并线路单相重合闸停用，并将凡经单相（或三相、综合）重合闸装置的保护改为直跳，重合闸不起作用。56××保护由跳××开关改为跳××开关××保护由投入跳××开关，改为投入跳××开关而不跳原来开关。（如同时跳原来开关则应说明改为跳××、××开关）。57××（设备）××保护更改定值。将继电保护

13、调整定值，由原定值（电流、电压、阻抗、时间等）改变为另一整定值58××保护信号掉牌继电保护动作发出信号。59信号复归继电保护动作的信号牌恢复原位。60（投入）用上（或停用）××（设备）××（保护）×段用上（或停用）××（设备）××（保护）×段跳闸压板。61投入或停用压板将继电保护、安全自动装置压板投入（用上）或停用（解除）。一、 电气设备的状态分类 1、“运行状态”的设备：是指设备的闸刀及开关都在合上位置，将电源至受电端间的电路接通（包括辅助设备如电压互感器、避雷器等）。2、

14、“热备用状态”的设备：是指设备靠开关断开，而闸刀仍在合上位置。3、“冷备用状态”的设备：是指设备开关及闸刀（如结线方式中有的话） 都在断开位置。1）、“开关冷备用”或“线路冷备用”时，接在开关或线路上的电压互感器、高低压熔丝一律取下，高压闸刀拉开。2）、无高压闸刀的电压互感器当低压断开后即处于“冷备用”状态。4、“检修状态”的设备：是指设备的所有开关、闸刀均断开，挂好保护接地线或合上接地闸刀时，（并挂好工作牌，装好临时遮栏时，）即作为“检修状态”。根据不同的设备又分“开关检修”“线路检修”等。1）、“开关检修”是指开关及二侧闸刀均拉开。开关与线路闸刀（或变压器闸刀）间有压变者，则该压变的闸刀需

15、拉开，（或高低压熔丝取下）开关操作回路熔丝取下，在开关二侧挂上接地线（或合上接地闸刀）做好安全措施。母差流变回路应与本开关流变拆开，本开关流变应短路接地。2）、“线路检修”是指线路的开关，及其线路侧，母线侧闸刀拉开，如有线路压变者，应将其闸刀拉开或高低压熔丝取下，并在线路出线端挂好接地线（或合上接地闸刀）。3）、变压器检修“是指变压器各侧开关及闸刀（包括中性点接地闸刀）均在断开状态，并在变压器各侧挂上接地线（或合上接地闸刀）。5、“××母线从冷备用转为检修”，应包括母线压变转为冷备用状态或检修状态。“××母线从检修转为冷备用”应包括母线压变转为冷备用状态

16、。“××母线从冷备用转为热备用”，是指凡有一路电源开关的二侧闸刀（包括母联开关）合上，只靠开关断开，一经合闸即可送电至母线的状 态。包括母线压变转为运行状态。6、在不符合上述五种状态的操作时，调度员应另行提出要求和发布操作任务。第四章 设备管辖范围划分1、 安庆地调管辖并操作管理的设备：110kV母线，110kV桐乌462线路。110kV、主变35 kV母线，35kV金神306开关单元10kV母线及旁母；10kV城北03、城西04、龙眠05、城中08、城东09、城南10、开发区11、吕亭13、白马14、石龙16线路。10kV电容器I、II组。2、 变电所自管辖范围的设备：直

17、流系统、所用电系统第五章 正常运行方式桐乌462线经4012刀闸向主变供电代10kV 03、04、05、08、09、10、11、13、14、16开关及所变负荷 主变及两侧（402、02）开关、35kV母线热备用302、306开关、所变、10kV旁母冷备用 第二部分 现场操作规程第一章 总则1.现场操作基本要求1.1.倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人指令，受令人复诵无误后执行。发布指令应准确、清晰、使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号。发令人和受令人应先互报单位和姓名。发布指令的全过程(包括对方复诵指令)和听取指令的报告时，都要录音并作好记录。操作人员（包括监护人）操作目的和操

18、作顺序。对指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执行1.2.停电拉闸操作必须按照断路器(开关)负荷侧隔离开关(刀闸)母线侧隔离开关(刀闸)的顺序依次操作，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。严防 带负荷拉合刀闸。1.3.倒闸操作必须由两人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护。单人值班的变电所可由一人操作。特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班负责人或值长监护。1.4.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。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。解锁工具(钥匙)应封存保管， 所有操作人员和检修人员严禁擅自使用解锁工具(钥匙)。若遇特殊情况

19、，应经值班调度员、值长或站长批准，方能使用解锁工具(钥匙)。解锁工具(钥匙)使用后应及时封存。1.5.用绝缘棒拉合隔离开关(刀闸)或经传动机构拉合隔离开关(刀闸)和断路器(开 关)，均应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。雷电时，禁止进行倒闸操作。1.6.装卸高压熔断器(保险)，应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳， 并站在绝缘垫或绝缘台上。1.7.断路器(开关)遮断容量应满足电网要求。如遮断容量不够，必须将操作机构 用墙或金属板与该断路器(开关)隔开，并设远方控制，重合闸装置必须停用。1.8.电气设备操作后的位置

20、检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械指示、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化，且至少应有两个及以上指示同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。1.9.在发生人身触电事故时，为了解救触电人，可以不经许可，即行断开有关设备的电源，但事后必须立即报告上级。1.10.下列各项工作可以不用操作票：.事故处理；.拉合断路器(开关)的单一操作；.拉开接地刀闸或拆除全厂(所)仅有的一组接地线。上述操作应记入操作记录簿内，事故应急处理应保存原始记录。2.现场操作的“六要”条件2.1.要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员的名单；2.2.现场要有明显标志，包括命名、编号、铭牌

21、、转动方向、切换位置的指示以及区别电气相别的色标；2.3.要有与现场设备和运行方式符合的一次系统模拟图（或计算机模拟图）；2.4.要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的调度术语；2.5.要有确切的调度指令和合格的操作票（或经单位主管领导批准的操作卡）；2.6.要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置），电气设备应有完善的“五防”装置。3.现场操作的“八步骤”：3.1.操作人员按调度预先下达的操作任务（操作步骤）正确填写操作票.接令当班值长或主值接收调令时应报班组名称、岗位、姓名，并确认发令人资格。接受调令传真接受电话调令：受令人在准备好的调令（综合调令或逐项调令）

22、记录簿上将调令号、内容作准确的记录。.初查对接受的调令进行简单的检查，如传真调令字迹应清晰、应缺页等。.复诵受令人向发令人全文复诵调令内容，确认无误后，将发令时间、发受令人姓名填入调令票。.审核当班值长或主值核对调令任务、内容的正确性。对照本站实时运行方式，对调令任务、内容进行仔细检查核对。充分考虑执行该调令时，现场应存在有妨碍的内容。有疑问时应立即提出，得到明确答复，作好记录，并重新履行复诵制度。填票当班值长或主值安排一名值班员按调令内容，根据本站实时运行方式填写正确的操作票。3.2.经审票并预演正确或经技术措施审票正确审票填票人填好操作票后签名。当班值长或主值审票后签名。若是下一班进行操作

23、，则接班值长或主值必须根据本站实时运行方式重新进行审票并签名。安排当班值长或主值对预定的操作任务进行布置，指定操作人、监护人。操作人、监护人按要求着装，准备钥匙。考虑现场操作、安全工器具应足够合适。对无人值班变电所的操作必须落实交通出车，明确出发时间。预演操作人和监护人到操作现场后，在微机闭锁模拟接线图上预演（或在模拟图板上预演）。预演时监护人持票逐项唱票，操作人复诵并逐项在模拟图上预演（微机开票）。预演后，操作人和监护人共同检查预演结果与调令任务要求的结果应一致。如预演有错误时，应找出原因，并重新履行相关程序。将任务传入电脑钥匙。3.3.操作前明确操作目的，做好危险点分析和预控明确操作目的

24、操作人和监护人以相互提问的形式明确操作目的和意图。布置工器具操作人和监护人共同将操作用的工器具准备好。绝缘手套、绝缘靴、操作杆、验电笔放到控制室。绝缘梯、接地线、绝缘套筒等应放到操作现场地面。危险点分析与预控操作人、监护人和值班负责人（在现场时）共同分析本次操作存在的危险点。监护人填写倒闸操作安全检查提示卡，互相交代。分别在提示卡上签名。3.4.调度正式发布操作指令及发令时间当值值长或主值接收正式操作指令。应报班组名称、岗位、姓名，并确认发令人资格。受令人向发令人全文复诵调令内容。受令人在调令记录簿上或传真调令票上记录清楚发令人、行令人的姓名和发令时间。操作人和监护人分别在操作票上签名，开始操

25、作。3.5.操作人员检查核对设备命名、编号和状态操作人由监护人带领至待操作设备处。监护人持票面向待操作设备，站于操作人附近。互相指认间隔，核对设备命名编号和状态应正确。3.6.按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确认设备状态变位并勾票高声唱票操作时，监护人发布操作命令，高声唱票。高声复诵操作人听完唱票后，以手指示被操作设备命名编号，高声复诵一遍。发令执行监护人确认操作人复诵及指示正确无误后，发出“执行”的命令。操作监护人将手中电脑钥匙交给操作人。操作人打开防误闭锁装置。操作人将手中电脑钥匙交回监护人。操作人进行操作。确认打勾监护人确认操作结果后，在该项上打勾。接着执行下一项操作指令，如此按顺序

26、进行，直至全部项目完结。最后确认操作目的达到后。监护人带领操作人离开操作现场。3.7.向调度汇报操作结束及时间操作结束后，监护人向调度汇报。对于110千伏变电所本部的操作，则监护人向值长汇报，由值长向调度汇报。汇报术语应规范，要将操作结束时间、操作内容汇报清楚。3.8.做好记录，并使系统模拟图与设备状态一致，然后签销操作票将系统模拟图与设备状态保持一致（或回传电脑钥匙）。填写操作结束时间，签销操作票。做好有关记录。对本次操作进行评价，提出操作中存在的问题。4.现场操作规定4.1.线路操作 4.1. 线路停电操作顺序应从各端按如下步骤进行：拉开关；拉开线路侧闸刀，母线侧闸刀，线路压变闸刀；在线路

27、侧验电并三相短路接地（合上线路接地闸刀），悬挂“禁止合闸、线路有人工作”标示牌。恢复送电时操作顺序与上述步骤相反。4.2. 电力变压器操作 424.电力变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的一侧送电。一般是电源侧送电,负荷侧并列;停电时先拉负荷侧开关,再拉电源侧开关。4.2.变压器在投运前，应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备送电条件。. 新投运的变压器应冲击合闸5次，第一次10分钟，其余每次5分钟，大修后的变压器应冲击3次。4.3.母线倒闸操作4.3.对母线送电时，应使用具有速断保护的开关（母联、母联兼旁路或线路开关）进行，若只能用闸刀向母线送电时，须进行必要的检

28、查确认其设备正常、绝缘良好、连接母线的所有接地线和接地闸刀已拆除拉开。.在用旁路开关代出线开关运行的操作中，一般应先用旁路开关对旁路母线冲击后，再使用线路旁路闸刀对旁路母线充电（或断电），用旁路开关进行合环（或解环）。旁路开关对旁路母线冲击时一定要投线路保护。.110千伏及以上母线操作可能出现的谐振过电压应根据运行经验和试验结果采取防止措施。110千伏母线倒闸操作过程中的防谐措施：可能出现谐振的，在母线操作中应采用防谐操作顺序操作，即母线和压变同时停役时，待停母线转为空母线后，应先拉压变闸刀，后拉母联开关；母线和压变同时恢复运行时，母线和压变转冷备用后，先对母线送电，后送压变（压变经详细检查可

29、确定无接地）。在母线停送电操作过程中，还应尽量避免两个开关同时热备用于该母线。4.4.开关操作.开关操作前，开关本体、操作机构及控制回路应完好。调度应了解继电保护及重合闸（不投时保护应在直跳位置）是否在投入状态。.开关合闸后应检查核对是否在合闸状态，检查三相电流是否平衡，位置指示灯光信号是否正确。. 运行中开关停电转检修时，必须先拉开开关，再拉开两侧闸刀并在开关两侧验电挂地线。.当开关切断故障电流的次数，比现场规程规定的次数少一次时，若需再合闸运行可根据现场要求停用该开关的自动重合闸装置。.现场值班人员若发现运行中的开关本体有明显故障或严重缺陷，当跳闸可能导致开关爆炸时，应立即切除该开关的跳闸

30、电源或能源，事后尽速报告值班调度员和有关部门领导进行处理。4.5.闸刀操作.严禁用闸刀拉合带负荷设备及带负荷线路，在不能用或没有开关操作的回路中允许利用闸刀进行下列操作： 拉、合110千伏及以下空母线，但应遵守本章有关母线操作的规定；拉、合励磁电流不超过2安培的无载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路；当电压在110千伏及以上时，应使用屋外垂直分合式的三联闸刀；拉、合无接地指示的电压互感器；拉、合无雷雨时的避雷器；拉、合变压器中性点接地闸刀；同一个站内同一电压等级的环路中可进行闸刀解合环操作，但环路中的所有开关应暂时改死开关。如正常操作的倒母线的操作；开关机构异常跳合闸闭锁用旁路开关代的操作

31、过程中，可利用闸刀拉、合旁路开关与被代开关间的环路电流；通过计算或试验，主管部门总工程师批准的其他专项操作。.必须利用闸刀进行的特殊操作时，如拉合空载线路或空载变压器等，必须通过计算满足相关条件。同时尽可能在天气好、空气湿度小和风向有利的条件下进行。4.6.冲击合闸操作新建的变电设备投入运行前需进行全电压冲击合闸操作，操作前应注意如下问题：4.6.冲击合闸开关应具有足够的遮断容量，故障跳闸次数需在规定次数之内，继电保护应完整投入运行。4.6.选择距电源较远，对负荷影响较小的开关作冲击合闸点。.对电力变压器冲击合闸前，其中性点应临时接地。.对有重大缺陷的设备检修后恢复操作时，也应考虑上述因素。4

32、.7.继电保护及自动装置操作.开关停役（包括旁路开关）如无特殊要求需要明确外，其保护装置应处于投入状态。旁路开关的线路保护只能作一次性有效使用，在代其他开关时，必须重新调整或核对定值。.一次设备检修工作（如压变、流变试验等），若二次回路有工作或对运行的保护设备运行状况有特殊要求者，应在申请中明确。一次设备检修工作中如需断开某些二次回路，则工作完毕后必须及时正确恢复。在压变低压侧因运行要求需并列时，应先将一次侧并列后，再并压变低压二次侧，以防压变二次侧非同期并列或反向充电。.不允许任何设备无保护运行。.寻找直流接地短时拉合直流保险，应按现场有关规定执行，需要停保护应征得所辖调度同意。 第一章 全

33、所停送电操作第一节 全所停电1、 与监控中心联系、将各开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置2、 拉开电容器07、12开关及03、04、05、08、09、10、11、13、14、16开关3、 拉开01开关，合上#I主变中性点4010接地刀闸，拉开401开关，拉开#I主变中性点4010接地刀闸4、 拉开各出线开关两侧刀闸，拉开401、01开关两侧刀闸，检查#II主变三侧开关确在断开位置，拉开各开关两侧刀闸5、 拉开015、025、016、3025、4015、4012刀闸6、 按调令及工作票做好安全措施第二节 全所送电1、 与监控中心联系、检查各开关“远方/就地”切换开关确在“就地位置”2、

34、拉开所有接地刀闸，拆除所有临时短路接地线，标示牌，临时遮拦3、 按调令检查、核对并投入各保护压板4、 检查全所开关、刀闸确在断开位置5、 放上10kV、压变、35KV压变、所变高、低压熔丝及110KV 压变低压熔丝。6、 调令合上4012、4015刀闸（汇报）7、 检查110kV母线电压正常8、 听调令合上4011、4013刀闸及#I主变中性点4010接地刀闸9、 合上401开关，检查#I主变空载运行应正常10、 拉开#I主变中性点4010接地刀闸11、 合上013、011、001、002、015、025、016刀闸12、 合上031、033、041、043、051、053、081、083、0

35、91、093、101、103、111、113、131、141、143、161、163刀闸及4021、4023、021、023刀13、 合上01、00开关，检查10kV母线电压正常14、 恢复所用电及蓄电池运行15、 合上03、04、05、08、09、10、11、13、14、16开关运行16、 将各开关“远方/就地”开关切至“远方”位置17、 （根据10kV母线电压情况由监控中心投入电容器运行）第二章 主变停复役操作第一节 #I、#II主变并列运行（#II主变热备用）1、 与监控中心联系、将#I、#II主变“远方/就地”切换开关切至“就地”位置2、 按调令检查核对并投入#II主变保护压板；3、

36、检查#II主变三侧刀闸确在合上位置4、 合上#II主变中性点4020接地刀闸5、 合上402开关，检查#II主变空载运行正常6、 拉开4020接地刀闸7、 合上02开关，检查#I、#II主变负荷分配正常8、 将#I、#II主变“远方/就地”切换开关切至“远方”位置（302开关处热备用）第二节 #I、#II主变倒换运行（#II主变转运行，#I主变转冷备用）1、 与监控中心联系、将#I、#II主变“远方/就地”切换开关切至“就地”位置；2、 检查#II主变三侧开关确在热备用状态；3、 合上#II主变中性点4020接地刀闸；4、 合上402开关，检查#II主变空载运行音响应正常；5、 拉开#II主变

37、中性点4020接地刀闸；6、 合上02开关，检查#I、#II主变负荷分配7、 拉开01开关；8、 合上#I主变中性点4010接地刀闸9、 拉开401开关；10、 拉开#I主变中性点4010接地刀闸及011、013、4013、4011刀闸11、 将#II主变402开关、02开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置。第二节 #II主变及三侧开关由热备用转检修1、与监控中心联系、将#II主变“远方/就地”切换开关切至“就地”位置；2、检查402、302、02开关确在断开位置；3、拉开021、023、3021、3023、4023、4021刀闸；4、检查3502、4020刀闸确在断开位置；5、取下40

38、1、301、01开关操作、合闸熔丝；6、在402开关与4021刀闸间，402开关与4023刀间验明三相确无电压各挂一组接地线；7、302开关与3021刀闸间，302开关与3023刀闸间验明三相确无电压各挂一组接地线；8、在02开关与021刀闸间，02开关与023刀闸间验明三相确无电压各挂一组接地线；9、 在#主变110KV高压套管与4023刀闸，#主变35KV中压侧套管与3023刀闸间，#主变10KV低压侧套管与023刀闸间，#主变110KV高压侧中性点套管与4020刀闸间，#主变35KV中压侧中性点套管与3502刀闸间经验明确无电压后各挂一组接地线；第三章 35KV、10KV配电装置送、停电

39、（#II主变运行）第一节 35KV配电装置停电1、与监控中心联系、将302、306开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置；2、听调令拉开306、302开关；3、听调令拉开3063、3061刀闸及3025、3021、3023刀闸；4、取下35KV#II压变低压熔丝；5、根据调令和工作票要求做好安全措施； 第二节 35KV配电装置送电1、与监控中心联系、检查302、306开关“远方/就地”切换开关确在“就地”位置；2、拉开所有接地刀闸。折除35KV配电装置临时短路接地线，标示牌临时遮栏；3、按调令检查核对#306馈线的保护压板，放上35KV#II压变低压熔丝；4、检查302、306开关确在断开

40、位置；5、合上3023、3021、3025刀闸；6、听调令合上302开关，检查35KV母线电压正常；7、听调令合上3061、3063刀闸及306开关；8、将302、306开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置； 第三节 10kV配电装置停电1、与监控中心联系、将10kV各开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置2、拉开10KV 电容器07、12开关各10KV馈线开关3、拉开01开关及两侧刀闸，检查02开关已拉开并拉开其两侧刀闸4、拉开各馈线开关两侧刀闸5、取下所变、压变高、低压熔丝，拉开015、025、016刀闸，6、根据调令和工作票要求做好安全措施； 第四节 10kV配电装置送电1、

41、与监控中心联系、检查10kV各开关“远方/就地”切换开关确在“就地”位置2、 拆除10kV配电装置所有短路接地线，标示牌，临时遮拦3、 按调令检查、核对并投入各馈线保护压板，放上10kV、压变及、所变高低压熔丝4、 检查01、03、04、05、08、09、10、11、13、14、16开关确在断开位置5、 合上013、011、015、025、016刀闸6、 听调令合上01开关，检查10kV母线电压正常7、 恢复所用变运行8、 合上031、033、041、043、051、053、081、083、091、093、101、103、111、113、131、133、141、143、161、163刀闸9、

42、合上03、04、05、08、09、10、11、13、14、16开关10、 将10kV各开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置11、 （根据10kV母线电压情况由监控中心投入电容器运行）第四章 旁路代停复役操作第一节 10kV旁路06开关由冷备用转运行代城北03线，城北03开关由运行转检修1、与监控中心联系、检查06、03开关“远方/就地”切换开关确在“就地”位置2、将旁路06开关定值拨轮拨至“”定值区3、检查10kV旁母确在冷备用状态4、合上旁路061、064刀闸，合上旁路06开关对旁母充电正常后拉开。5、合上城北034刀闸6、合上旁路06开关，检查负荷分配7、拉开城北03开关及两侧刀闸8

43、、按调令要求做好安全措施9、将旁路06开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置第二节 10kV城北03开关由检修转运行，旁路06开关由运行转冷备用1、与监控中心联系、将旁路06开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置并检查城北03开关“远方/就地”切换开关确在“就地”位置2、拆除安全措施3、合上城北031、033刀闸及03开关，检查03开关已带上部分负荷。4、拉开旁路06开关及两侧064、061刀闸5、将城北03开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置 第五章 线路停送电操作第一节 110KV桐乌#462线由运行转检修（#II主变运行为例）1、与监控中心联系、将所有开关“远方/就地”切换

44、开关切至“就地”位置。2、拉开#07，#12、#03，#04，#05、#08，#09，#10、#11、#13、#14、#16、#02开关；2、检查#302，#306开关确在断开位置；3、合上4020中性点接地刀闸，拉开402开关，拉开4020接地刀闸；4、拉开4012刀闸，汇报；5、听电话验明462线三相确无电压，合上40120接地刀闸；6、在4012刀闸操作把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌第二节 110KV桐乌#462线由检修转运行1、 与监控中心联系、听电话拉开40120接地刀闸；2、 摘除4012刀闸操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌，汇报；3、 听电话合上4012刀闸；

45、4、 待系统来电后，检查110KV母线电压正常，汇报；5、 检查4021，4023， 021，023刀闸确在合上位置；6、 合上4020接地刀闸，合上402开关，检查#II主变空载运行正常，拉开4020接地刀闸；7、 合上02开关，检查10KV母线电压正常；8、 检查033、031、043、041、051、053、071、083、081、093、091、103、101、111、113、121、133、131、141、143、163、161、刀闸确在合上位置；9、 合上 03，04，05，08，09，10，11，13，14，16开关；10、 汇报。（07，12开关根据10KV、母线电压情况投入运

46、行）注：本所主变两侧运行，35KV部分在冷备用。 第三节 金神306线由运行转检修1、 控中心联系、将306开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置；2、 拉开306开关，拉开3063，3061刀闸。3、 在3063刀闸线路侧验明三相确无电压，合上30630接地刀闸；4、 在306开关，3063，3064刀闸操作把手上各挂一块“禁止合闸，线路有人工作”标示牌； 第四节 金神306线由检修转运行1、 与监控中心联系、检查306开关“远方/就地”切换开关确在“就地”位置2、 拉开30630接地刀闸；3、 摘除3064，3063刀闸306开关操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌；4、 检查3

47、064刀闸，306开关确在断开位置；5、 合上3061，3063刀闸；6、 听调令合上306开关；将306开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置 第五节 10KV馈线停送电同306线（无线路接地刀闸，需挂接地线）第六章 压变停复役操作第一节 110KV母线压变及避雷器由运行转检修1、与监控中心联系、仃用低周跳10kV各馈线开关出口压板；2、取下110KV压变低压熔丝，拉开4015刀闸；3、在4015刀闸与110KV 压变间验明三相确无电压装设接地线一组； 第二节 110KV母线压变及避雷器由检修转运行1、与监控中心联系、拆除4015刀闸与110KV 压变间接地线一组；2、合上4015刀闸，

48、放上110KV 压变低压熔丝，检查110KV母线电压正常；3、经测量压板两端确无电压，投入低周跳10kV各馈线开关出口压板。 第三节 35KV 压变及避雷器由运行转检修1、与监控中心联系、取下35KV 压变 低压熔丝，拉开3025刀闸；2、在3025刀闸与35KV避雷器间，35KV压变高压引线桩头上分别验明确无电压，各挂一组接地线； 第四节 35KV 压变及避雷器由检修转运行1、与监控中心联系、拆除3025刀闸与35KV避雷器，35KV压变高压引线桩头上各一组接地线；2、合上3025刀闸，放上35KV压变低压熔丝，检查35KV母线电压正常 第五节 10KV I 压变及避雷器由运行转检修1、与监

49、控中心联系、检查分段00开关确在合上位置2、将10KV电压切换开关切至并列位置3、取下10KV I 压变 低压熔丝，拉开015刀闸及10KV I 压变 高压熔丝，4、在015刀闸与10KVI母避雷器间，10KV I压变高压引线桩头上分别验明确无电压，各挂一组接地线；第六节 10KV I压变及避雷器由检修转运行1、与监控中心联系、拆除015刀闸与10KV I母避雷器，10KV压变高压引线桩头上各一组接地线；2、放上10KV I压变高压熔丝，合上015刀闸，放上10KV I压变低压熔丝，检查10KV母线电压正常3、将10KV电压切换开关切至分离位置第七章 母线停复役操作第一节 35kV母线由运行转

50、检修1、 与监控中心联系、将302、306开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置2、 拉开306，302开关；3、 拉开3063，3061，3023，3021刀闸；4、 取下35kV 压变 低压熔丝，拉开3025刀闸；5、 验明35kV母线三相确无电压，合上30250接地刀闸。第二节 35kV母线由检修转运行1、 与监控中心联系、检查302、306开关“远方/就地”切换开关确在“就地”位置2、 拉开30250接地刀闸3、 检查302、306开关两侧及35KV母线上确无短路接地线及遗留物；4、 合上3025刀闸，放上35kV压变低压熔丝；5、 检查306，302开关确在断开位置；6、 听调令

51、合上3023，3021， 3061，3063刀闸；7、 听调令合上302开关，检查35kV母线电压正常；8、 听调令合上306开关；9、 将302、306开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置第三节 10kVII母由运行转检修（02开关热备用）1、 与监控中心联系、将所有需要操作的开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置；检查02开关确在断开位置2、 拉开021、023刀闸；3、 拉开12、04、06、08、10、14、16开关；4、 拉开121、043、041、061、064、083、081、103、101、163、161、025刀闸；5、 拉开00开关，拉开001、002刀闸；6、

52、取下10kV#II压变及#II所变高、低压熔丝；7、 验明10kVII母三相确无电压，在002刀闸与10kVII母间，021刀闸与10kVII母间各挂一组接地线。第四节 10kVII母由检修转运行1、 监控中心联系、检查所有需要操作开关“远方/就地”切换开关确在“就地”位置2、 拆除002刀闸与10kVII母，021刀闸与10kVII母间各挂的一组接地线；3、 检查12、04、06、08、10、16开关两侧无接地线及遗留物；4、 放上10kV#I压变及#I所变高低压熔丝，合上041、043、081、083、101、103、141、143、161、163、025刀闸；5、 检查00开关确在断开位

53、置；6、 合上001、002刀闸；7、 合上00开关，检查10kVI母电压正常；8、 合上10kV各馈线开关、合上121刀闸、12开关（根据母线电压）9、 将所有操作的开关“远方/就地”切换开关切至“远方”位置第八章 所变倒换操作1、 与监控中心联系、检查#II所变低、高压侧无短路接地线2、 放上#II所变高压熔丝3、 合上026刀闸，检查#II所变运行应正常4、 合上#II所变低压总闸刀、总开关5、 拉开#I所变低压总开关、低压总闸刀6、 拉开016刀闸，取下#I所变高低压熔丝按工作票要求做好安全措施 （#所变恢复时，操作步骤一样）第九章 特殊运行方式（此方式在110kV系统故障的情况下，由调度下达调令方可进行操作）1、 监控中心联系、将所有需要操作的开关“远方/就地”切换开关切至“就地”位置2、 检查402、401开关及4021、4023、4011、4013、3021、3023刀闸确在断开位置3、 根据调令检查II主变保护压板正确位置，II主变中后备保护定值作相应调整。4、 听调令合上4020、3023、302