電氣操作導則[共33頁]

QCSGl 00062004電 氣 操 作 導 則1 范圍1.1 本導則適用于中國南方電網(wǎng)有限責任公司系統(tǒng)調度、變電工作中的電氣操作。中國南方電網(wǎng)有限責任公司所屬發(fā)電廠參照執(zhí)行。1.2 中國南方電網(wǎng)有限責任公司系統(tǒng)的配電網(wǎng)絡及用戶變電站、自備發(fā)電廠的電氣操作可參照本導則執(zhí)行。2 規(guī)范性引用文件 下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單(不包括勘誤的內(nèi)容)或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。 中華人民共和國電力法 中華人民共和國安全生產(chǎn)法 DL 4081991 電業(yè)安全工作規(guī)程(發(fā)電廠和變電所電氣部分)DL4091991 電業(yè)安全工作規(guī)程(電力線路部分)DL558一1994 電業(yè)生產(chǎn)事故調查規(guī)程DL7552001 電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則DLT800-2001 電力企業(yè)標準編制規(guī)則電力工業(yè)技術管理法規(guī)電網(wǎng)調度管理條例繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置現(xiàn)場工作保安規(guī)定QCSG 1 000620043 術語和定義3.1 設備狀態(tài)定義3.1.1 一次設備狀態(tài) 運行狀態(tài)：是指設備或電氣系統(tǒng)帶有電壓，其功能有效。母線、線路、斷路器、變壓器、電抗器、電容器及電壓互感器等一次電氣設備的運行狀態(tài)，是指從該設備電源至受電端的電路接通并有相應電壓(無論是否帶有負荷)，且控制電源、繼電保護及自動裝置正常投入。 熱備用狀態(tài)：是指該設備已具備運行條件，經(jīng)一次合閘操作即可轉為運行狀態(tài)的狀態(tài)。母線、變壓器、電抗器、電容器及線路等電氣設備的熱備用是指連接該設備的各側均無安全措施，各側的斷路器全部在斷開位置，且至少一組斷路器各側隔離開關處于合上位置，設備繼電保護投入，斷路器的控制、合閘及信號電源投入。斷路器的熱備用是指其本身在斷開位置、各側隔離開關在合閘位置，設備繼電保護及自動裝置滿足帶電要求。 冷備用狀態(tài)：是指連接該設備的各側均無安全措施，且連接該設備的各側均有明顯斷開點或可判斷的斷開點。 檢修狀態(tài)：是指連接設備的各側均有明顯的斷開點或可判斷的斷開點，需要檢修的設備已接地的狀態(tài)，或該設備與系統(tǒng)徹底隔離，與斷開點設備沒有物理連接時的狀態(tài)。在該狀態(tài)下設備的保護和自動裝置、控制、合閘及信號電源等均應退出。3.1.2 二次設備狀態(tài)運行狀態(tài)：是指其工作電源投入，出口連接片連接到指令回路的狀態(tài)。熱備用狀態(tài)：是指其工作電源投入，出口連接片斷開時的狀態(tài)。冷備用狀態(tài)：是指其工作電源退出，出口連接片斷開時的狀態(tài)。QCSG l 00062004檢修狀態(tài)：是指該設備與系統(tǒng)徹底隔離，與運行設備沒有物理連接時的狀態(tài)。3.2 操作術語3.2.1 電氣操作 電氣操作：是指將電氣設備狀態(tài)進行轉換，一次系統(tǒng)運行方式變更，繼電保護定值調整、裝置的啟停用，二次回路切換，自動裝置投切、試驗等所進行的操作執(zhí)行過程的總稱。常用電氣操作如下： a)單一操作：是指一個操作項完成后，不再有其他相關聯(lián)的電氣操作。 b)倒母線：是指雙母線接線方式的變電站(開關站)，將一組母線上的部分或全部線路、變壓器倒換到另一組母線上運行或熱備用的操作。 c)倒負荷：是指將線路(或變壓器)負荷轉移至其他線路(或變壓器)供電的操作。 d)并列：是指發(fā)電機(調相機)與電網(wǎng)或電網(wǎng)與電網(wǎng)之間在相序相同，且電壓、頻率允許的條件下并聯(lián)運行的操作。 e)解列：是指通過人工操作或保護及自動裝置動作使電網(wǎng)中斷路器斷開，使發(fā)電機(調相機)脫離電網(wǎng)或電網(wǎng)分成兩個及以上部分運行的過程。 f)合環(huán)：是指將線路、變壓器或斷路器串構成的網(wǎng)絡閉合運行的操作。g)同期合環(huán)：是指通過自動化設備或儀表檢測同期后自動或手動進行的合環(huán)操作。h)解環(huán)：是指將線路、變壓器或斷路器串構成的閉合網(wǎng)絡開斷運行的操作。 i)充電：是指使空載的線路、母線、變壓器等電氣設備帶有標稱電壓的操作。QCSG l 00062004j)核相：是指用儀表或其他手段核對兩電源或環(huán)路相位、相序是否相同。k)定相：是指新建、改建的線路或變電站在投運前，核對三相標志與運行系統(tǒng)是否一致。 1)代路：是指用旁路斷路器代替其他斷路器運行的操作。3.2.2調度指令綜合令：是指發(fā)令人說明操作任務、要求、操作對象的起始和終結狀態(tài)，具體操作步驟和操作順序項目由受令人擬訂的調度指令。只涉及一個單位完成的操作才能使用綜合令。 單項令：是指由值班調度員下達的單項操作的操作指令。逐項令：是指根據(jù)一定的邏輯關系，按順序下達的綜合令或單項令。3.2.3 操作票執(zhí)行操作票：是指進行電氣操作的書面依據(jù)，包括調度指令票和變電操作票。操作任務：是指根據(jù)同一個操作目的而進行的一系列相互關聯(lián)、依次連續(xù)進行的電氣操作過程。 雙重命名：是指按照有關規(guī)定確定的電氣設備中文名稱和編號。模擬預演(模擬操作)：是指為保障倒閘操作的正確和完整，在電網(wǎng)或電氣設備進行倒閘操作前，將已擬定的操作票在模擬系統(tǒng)上按照已定操作程序進行的演示操作。復誦：是指將對方說話內(nèi)容進行的原文重復表述，并得到對方的認可。唱票：是指監(jiān)護人根據(jù)操作票內(nèi)容(或事故處理過程中確定的操作內(nèi)容)逐項朗誦操作指令，操作人朗聲復誦指令并得到監(jiān)護人認可的過程。3.2.4 操作常用動詞合上：是指各種斷路器(開關)、隔離開關通過人工操作使QCSGl 00062004其由分閘位置轉為合閘位置的操作。 斷開：是指各種斷路器(開關)、隔離開關通過人工操作使其由合閘位置轉為分閘位置的操作。 裝設地線：是指通過接地短路線使電氣設備全部或部分可靠接地的操作。 拆除地線：是指將接地短路線從電氣設備上取下并脫離接地的操作。 投入或停用、切換、退出：是指使繼電保護、安全自動裝置、故障錄波裝置、變壓器有載調壓分接頭、消弧線圈分接頭等設備達到指令狀態(tài)的操作。 取下或投上：是指將熔斷器退出或嵌入工作回路的操作。 插入或拔出：是指將二次插件嵌入或退出工作回路的操作。 懸掛或取下：是指將臨時標示牌放置到指定位置或從放置位置移開的操作。 調整：是指變壓器調壓抽頭位置或消弧線圈分接頭切換的操作等。3.3 事故及異常情況用語3.3.1 事故及異常情況 過負荷：是指發(fā)電機、變壓器及線路的電流超過額定值或規(guī)定的允許值。 沖擊：是指系統(tǒng)中發(fā)電廠、變電站的電壓、電流、功率、頻率等參數(shù)發(fā)生的瞬間劇烈異常變化。 擺動：是指電網(wǎng)的功率、電壓、電流、頻率等參數(shù)往復變化。 振蕩：是指電網(wǎng)并列運行的兩部分或幾部分間失去同期，電壓、電流、功率、頻率等參數(shù)發(fā)生大幅度有規(guī)律的擺動現(xiàn)象。 母線失壓：是指因故障而導致母線電壓為零。 全站失壓：是指因故障而導致變電站各電壓等級母線電壓(不包括站用電)為零。三相不平衡：是指三相電流(或電壓)幅值不一致，且幅值差超QCSG 100062004過規(guī)定范圍。 直流接地：是指直流系統(tǒng)中某一極對地絕緣降低超過允許值。3.3.2 設備及裝置動作 分閘：是指經(jīng)人工操作，斷路器由合閘位置轉為斷開位置。 跳閘：是指未經(jīng)人工操作的斷路器由合閘位置轉為分閘位置。 斷路器偷跳：是指斷路器在沒有操作、沒有繼電保護及安全自動裝置動作的情況下的跳閘。 斷路器拒動：是指斷路器在繼電保護及安全自動裝置動作或在操作過程中拉合控制開關并發(fā)出指令的情況下拒絕動作。 保護及自動裝置誤動：是指繼電保護及自動裝置發(fā)出錯誤動作指令。 保護及自動裝置拒動：是指電力系統(tǒng)故障時，繼電保護及自動裝置應發(fā)出指令而未發(fā)出指令的情況。 越級跳閘：是指電力系統(tǒng)故障時，應由保護整定優(yōu)先跳閘的斷路器來切除故障，但因故由其他斷路器跳閘來切除故障，這樣的跳閘行為稱為越級跳閘。 斷路器非全相跳(合)閘：是指斷路器三相應該同時動作而其中一相或兩相未按指令動作的情況。 重合閘成功：是指斷路器跳閘后，重合閘裝置動作，斷路器自動合上的過程。 重合閘不成功：是指斷路器跳閘后，重合閘裝置動作，斷路器自動合上送電后，由自動裝置再次動作跳閘的過程。 重合閘未動：是指重合閘裝置投入，但不滿足動作的相關技術條件，斷路器跳閘后重合閘裝置不動作。 重合閘拒動：是指重合閘裝置投入，且滿足動作的相關技術條件，但斷路器跳閘后重合閘未動作。停用重合閘：是指退出重合閘裝置出口連接片并將相關轉換開QCSG l 00062004關投入到停用位置，或將重合閘控制方式轉換為閉鎖狀態(tài)。 死開關：是指斷路器保護及自動裝置全部停用、控制電源斷開、機構閉鎖或人為鎖定，使其不能跳閘的狀態(tài)。3.3.3 事故處理 事故處理：是指在發(fā)生危及人身、電網(wǎng)及設備安全的緊急狀況或發(fā)生電網(wǎng)和設備事故時，為迅速解救人員、隔離故障設備、調整運行方式，以便迅速恢復正常運行的操作過程。常用事故處理操作如下： a)試送：是指電氣設備故障經(jīng)處理后的首次送電。 b)強送：是指電氣設備故障后未經(jīng)處理即行送電。 c)限電：是指限制用戶部分用電負荷的措施。 d)拉閘限電：是指拉開供電線路斷路器，強行停止供電的措施。 e)保安電：是指為保證人身和設備安全所需的最低限度電力供應。f)開放負荷：是指恢復對拉閘限電、限電用戶的正常供電。4 電氣操作原則4.1 一般原則4.1.1 電氣操作應根據(jù)調度指令進行。緊急情況下，為了迅速消除電氣設備對人身和設備安全的直接威脅，或為了迅速處理事故、防止事故擴大、實施緊急避險等，允許不經(jīng)調度許可執(zhí)行操作，但事后應盡快向調度匯報，并說明操作的經(jīng)過及原因。4.1.2 發(fā)布和接受操作任務時，必須互報單位、姓名，使用規(guī)范術語、雙重命名，嚴格執(zhí)行復誦制，雙方錄音。4.1.3 下列情況可以不填用操作票： a)事故處理；b)拉開、合上斷路器、二次空氣開關、二次回路開關的單一操作。QCSG l 00062004c)投上或取下熔斷器的單一操作；d)投、切保護(或自動裝置)的一塊連接片或一個轉換開關；e)拉開全廠(站)惟一合上的一組接地開關(不包含變壓器中性點接地開關)或拆除全廠(站)僅有的一組使用的接地線； f)尋找直流系統(tǒng)接地或搖測絕緣； g)變壓器、消弧線圈分接頭的調整。4.1.4 雷電時禁止進行戶外操作(遠方操作除外)。4.1.5 電氣操作應盡可能避免在交接班期間進行，如必須在交接班期間進行者，應推遲交接班或操作告一段落后再進行交接班。4.1.6 禁止不具備資格的人員進行電氣操作。4.1.7 電氣設備轉入熱備用前，繼電保護必須按規(guī)定投入。4.1.8 電網(wǎng)解列操作時，應首先平衡有功與無功負荷，將解列點有功功率調整接近于零，電流調整至最小，使解列后兩個系統(tǒng)的頻率、電壓波動在允許范圍內(nèi)。4.1.9 電網(wǎng)并列操作必須滿足以下三個條件：a)相序、相位一致；b)頻率相同，偏差不得大于0.2Hz；c)電壓相等，調整困難時，500kV電壓差不得大于10，220kV及以下電壓差不得大于20。4.1.10 相位相同方可進行合環(huán)操作。4.1.11 合、解環(huán)操作不得引起元件過負荷和電網(wǎng)穩(wěn)定水平的降低。4.1.12 合環(huán)時500kV的電壓差一般不應超過額定電壓10，220kV電壓差不應超過額定電壓20。合環(huán)操作一般應檢查同期合環(huán)，有困難時應啟用合環(huán)斷路器的同期裝置檢查相角差。合環(huán)時相角差220kV一般不應超過25，500kV一般不應超過20。QCSG l 000620044.1.13 操作票實行“三審”制度：操作票填寫人自審、監(jiān)護人初審、值班負責人復審。三審后的操作票在取得正式操作令后執(zhí)行。4.1.14 一次設備不允許無保護運行。一次設備帶電前，保護及自動裝置應齊全且功能完好、整定值正確、傳動良好、連接片在規(guī)定位置。4.1.15 系統(tǒng)運行方式和設備運行狀態(tài)的變化將影響保護的工作條件或不滿足保護的工作原理，從而有可能引起保護誤動時，操作之前應提前停用這些保護。4.1.16 倒閘操作前應充分考慮系統(tǒng)中性點的運行方式，不得使110KV及以上系統(tǒng)失去接地點。4.1.17 原則上不允許在無防誤閉鎖裝置或防誤閉鎖裝置解鎖狀態(tài)下進行倒閘操作，特殊情況下解鎖操作須經(jīng)變電運行部門主管領導批準，操作前應檢查防誤閉鎖裝置電源在投入位置。4.1.18 多回并列線路，若其中一回需停電，應考慮保護及自動裝置的調整，且在未斷開斷路器前，必須檢查其余回線負荷分配，確保運行線路不過負荷。4.2 調度操作原則4.2.1 電網(wǎng)的電氣操作應根據(jù)調度管轄范圍的劃分，實行分級管理。各級調度對其調度管轄范圍內(nèi)的設備發(fā)布調度操作指令，下級調度機構的值班調度員未經(jīng)許可不得對上級調度機構調度管轄的設備發(fā)布操作指令。 特殊情況下，上級調度機構的值班調度員可對下級調度機構管轄的設備直接發(fā)布操作指令，但事后應及時通知下級調度機構的值班人員。下級調度機構的操作對上級調度機構所管轄設備運行或電網(wǎng)安全有影響的，必須得到上級調度機構許可方能進行操作；上級調度機構的操作對下級調度管轄系統(tǒng)有影響時，上級調度在操作前應通知下級調度值班人員。4.2.2 除事故處理外，對于一個操作任務，凡涉及兩個及以上單位QCSG l 00062004共同配合，并按一定邏輯關系才能進行的操作?；螂m只涉及一個單位，但對系統(tǒng)運行方式有重大影響的復雜操作，均應使用調度操作指令票且必須使用逐項令。4.2.3 值班調度員在進行倒閘操作前應充分了解電網(wǎng)運行方式，了解操作對潮流變化、繼電保護、安全自動裝置、通信以及調度自動化的影響。并認真考慮以下方面： a)接線方式改變后的正確性，電網(wǎng)有功、無功功率與負荷的平衡及必要的備用容量，潮流變化后是否會引起某一元件的過負荷。 b)操作時所引起的功率、電流、電壓和頻率的變化，對電網(wǎng)穩(wěn)定的影響，網(wǎng)絡解列時出現(xiàn)的非同期點，對重要用戶供電電源的改變，并把改變后的運行方式事先通知有關單位，以便考慮防止事故的對策。 c)對繼電保護、安全自動裝置和電能計量裝置的影響。 d)對電力通信和調度自動化系統(tǒng)的影響。 e)雷雨季節(jié)應注意網(wǎng)絡開口點的防雷配合。 f)對500kV系統(tǒng)的操作，應盡量防止工頻過電壓的發(fā)生；220kV及以下系統(tǒng)的操作應防止諧振過電壓的發(fā)生。4.2.4 調度電氣操作必須由兩人進行，其中一人監(jiān)護，一人執(zhí)行。一般情況下由副值調度員發(fā)布指令(執(zhí)行)，正值調度員負責監(jiān)護。4.2.5 線路檢修時，線路各端應合上接地開關或裝設接地線。線路工作結束時，值班調度員應查明所有工作人員(含用戶工作人員)確已全部撤離現(xiàn)場，工作地區(qū)所有安全措施確已拆除，方可下令對線路進行送電操作。4.2.6 調度管轄范圍內(nèi)繼電保護和安全自動裝置及其通道的投入和停用，需經(jīng)值班調度員下令后方可進行操作。4.3 斷路器操作原則4.3.1 斷路器允許斷開、合上額定電流以內(nèi)的負荷電流及切斷額定QCSG l 00062004遮斷容量以內(nèi)的故障電流。4.3.2 斷路器控制電源必須待其回路有關隔離開關全部操作完畢后才退出，以防止誤操作時失去保護電源。4.3.3 斷路器分閘操作時，若發(fā)現(xiàn)斷路器非全相分閘，應立即合上該斷路器。斷路器合閘操作時，若發(fā)現(xiàn)斷路器非全相合閘，應立即拉開該斷路器。4.3.4 用旁路斷路器代路前，旁路斷路器保護應按所代斷路器保護正確投入，且保護定值與被帶斷路器相符。在合旁路斷路器后，先退出被帶線路重合閘，后投入旁路斷路器重合閘。旁路斷路器代路操作，應先用旁路斷路器對旁路母線充電一次，正常后斷開，再用被代斷路器的旁路隔離開關對旁路母線充電，最后用旁路斷路器合環(huán)。 旁路斷路器代主變壓器斷路器運行，旁路斷路器電流互感器與主變壓器電流互感器轉換前退出主變壓器差動保護連接片。代路完成后投入主變壓器差動保護及其他保護和自動裝置跳旁路斷路器連接片。 使用母聯(lián)兼旁路斷路器代替其他斷路器時，應考慮母線運行方式改變前后母聯(lián)斷路器繼電保護和母線保護整定值的正確配合。 進行無旁路斷路器的代路操作時，應將經(jīng)操作隔離開關所閉合環(huán)路的所有斷路器改為死開關。4.3.5 下列情況下，必須停用斷路器自動重合閘裝置： a)重合閘裝置異常時； b)斷路器滅弧介質及機構異常，但可維持運行時； c)斷路器切斷故障電流次數(shù)超過規(guī)定次數(shù)時； d)線路帶電作業(yè)要求停用自動重合閘裝置時； e)線路有明顯缺陷時； f)對線路充電時；g)其他按照規(guī)定不能投重合閘裝置的情況。QCSG l 000620044.3.6 發(fā)生拒動的斷路器未經(jīng)處理不得投入運行或列為備用。4.3.7 若發(fā)現(xiàn)操作SF6斷路器漏氣時，應立即遠離現(xiàn)場(戴防毒面具、穿防護服除外)。室外應遠離漏氣點10m以上，并處在上風口；室內(nèi)應撒至室外。4.3.8 手車式斷路器的機械閉鎖應靈活、可靠，禁止將機械閉鎖損壞的手車式斷路器投入運行或列為備用。4.3.9 禁止用裝有電抗器的分段斷路器代替母聯(lián)斷路器倒母線。4.3.10 在進行操作的過程中，遇有斷路器跳閘時，應暫停操作。4.4 隔離開關操作原則4.4.1 禁止用隔離開關拉合帶負荷設備或帶負荷線路。4.4.2 禁止用隔離開關拉開、合上空載主變壓器。4.4.3 允許使用隔離開關進行下列操作： a)拉開、合上無故障的電壓互感器及避雷器； b)在系統(tǒng)無故障時，拉開、合上變壓器中性點接地開關； c)拉開、合上無阻抗的環(huán)路電流； d)用屋外三聯(lián)隔離開關可拉開、合上電壓在10kV及以下，電流在9A以下的負荷電流；超過上述范圍時，必須經(jīng)過計算、試驗，并經(jīng)主管單位總工程師批準。4.4.4 單相隔離開關和跌落式熔斷器的操作順序： a)三相水平排列者，停電時應先拉開中相，后拉開邊相；送電操作順序相反。 b)三相垂直排列者，停電時應從上到下拉開各相；送電操作順序相反。4.4.5 禁止用隔離開關拉開、合上故障電流。4.4.6 禁止用隔離開關將帶負荷的電抗器短接或解除短接。4.4.7 電壓互感器停電操作時，先斷開二次空氣開關(或取下二次熔斷器)，后拉開一次隔離開關。送電操作順序相反。一次側未并列運行的兩組電壓互感器，禁止二次側并列。4.4.8 隔離開關操作前，必須投入相應斷路器控制電源。QCSG l 000620044.4.9 手動操作隔離開關時，必須戴絕緣手套，雨天室外操作應使用帶防雨罩的絕緣棒、穿絕緣靴。接地網(wǎng)電阻不符合要求的，晴天也應穿絕緣靴。4.5 母線操作原則4.5.1 母線操作時，應根據(jù)繼電保護的要求調整母線差動保護運行方式。4.5.2 母線停、送電操作時，應做好電壓互感器二次切換，防止電壓互感器二次側向母線反充電。4.5.3 用母聯(lián)斷路器對母線充電時，應投入母聯(lián)斷路器充電保護，充電正常后退出充電保護。4.5.4 倒母線應考慮各組母線的負荷與電源分布的合理性。4.5.5 對于曾經(jīng)發(fā)生諧振過電壓的母線，必須采取防范措施才能進行倒閘操作。4.5.6 倒母線操作，應按規(guī)定投退和轉換有關線路保護及母差保護，倒母線前應將母聯(lián)斷路器設置為死開關。4.5.7 運行設備倒母線操作時，母線隔離開關必須按“先合后拉”的原則進行。4.5.8 僅進行熱備用間隔設備的倒母線操作時，應先將該間隔操作到冷備用狀態(tài)，然后再操作到另一組母線熱備用。這樣的操作不應將母聯(lián)斷路器設置為死開關。4.5.9 在停母線操作時，應先斷開電壓互感器二次空氣開關或熔斷器，再拉開一次隔離開關。4.5.10 母線斷路器停電，應按照拉開母聯(lián)斷路器、拉開停電母線側隔離開關、拉開運行母線側隔離開關順序進行操作。4.5.11 對母線充電的操作，一般情況下應帶電壓互感器直接進行充電操作，有以下幾種方式：a)用母聯(lián)斷路器進行母線充電操作，應投入母線充電保護，母聯(lián)斷路器隔離開關的操作遵循先合電源側隔離開關的原則；QCSG l 00062004 b)用主變壓器斷路器對母線進行充電； c)用線路斷路器或旁路斷路器(本側或對側)對母線充電。4.5.12 兩組母線的并、解列操作必須用斷路器來完成。4.6 線路操作原則4.6.1 線路送電操作順序，應先合上母線側隔離開關，后合上線路側隔離開關，再合上斷路器。500kV 1 12接線方式，線路送電時一般應先合上母線側斷路器，后合中間斷路器；停電時操作順序相反。一般應選擇大電源側作為充電側，停電時順序相反。4.6.2 線路停送電時，應防止線路末端電壓超過額定電壓的1.9倍，持續(xù)時間不超過20min。4.6.3 500kV線路停電應先拉開裝有并聯(lián)高壓電抗器的一側斷路器，再拉開另一側斷路器，送電時則相反。無并聯(lián)高壓電抗器時，應根據(jù)線路充電功率對系統(tǒng)的影響選擇適當?shù)耐?、送電端。避免裝有并聯(lián)高壓電抗器的500kV線路不帶并聯(lián)高壓電抗器送電。4.6.4 多端電源的線路停電檢修時，必須先拉開各端斷路器及相應隔離開關，然后方可裝設接地線或合上接地開關，送電時順序相反。4.6.5 220kV及以上電壓等級的長距離線路送電操作時，線路末端不允許帶空載變壓器。4.6.6 用小電源向線路充電時應考慮繼電保護的靈敏度，防止發(fā)電機產(chǎn)生自勵磁。4.6.7 檢修后相位有可能發(fā)生變動的線路，恢復送電時應進行核相。4.7 變壓器操作原則4.7.1 變壓器并聯(lián)運行的條件： a)電壓比相同； b)阻抗電壓相同； c)接線組別相同。4.7.2 電壓比和阻抗電壓不同的變壓器，必須經(jīng)過核算，在任一臺QCSG l 00062004都不過負荷的情況下可以并列運行。4.7.3 變壓器并列或解列前應檢查負荷分配情況，確認解、并列后不會造成任一臺變壓器過負荷。4.7.4 新投運或大修后的變壓器應進行核相，確認無誤后方可并列運行。4.7.5 變壓器停送電操作： a)停電操作，一般應先停低壓側、再停中壓側、最后停高壓側(升壓變壓器和并列運行的變壓器停電時可根據(jù)實際情況調整順序)；操作過程中可以先將各側斷路器操作到斷開位置，再逐一按照由低到高的順序操作隔離開關到斷開位置(隔離開關的操作須按照先拉變壓器側隔離開關，再拉母線側隔離開關的順序進行)； b)強油循環(huán)變壓器投運前，應按說明書和保護的要求投入冷卻裝置； c)無載調壓的變壓器分接開關更換分接頭后，必須先測量三相直流電阻合格后，方能恢復送電； d)切換變壓器時，應確認并入的變壓器帶上負荷后才可以停待停的變壓器。4.7.6 變壓器中性點接地開關操作： a)在110kV及以上中性點直接接地系統(tǒng)中，變壓器停、送電及經(jīng)變壓器向母線充電時，在操作前必須將中性點接地開關合上，操作完畢后按系統(tǒng)方式要求決定是否拉開； b)并列運行中的變壓器中性點接地開關需從一臺倒換至另一臺運行變壓器時，應先合上另一臺變壓器的中性點接地開關，再拉開原來的中性點接地開關； c)如變壓器中性點帶消弧線圈運行，當變壓器停電時，應先拉開中性點隔離開關，再進行變壓器操作，送電順序與此相反；禁止變壓器帶中性點隔離開關送電或先停變壓器后拉開中性點隔離開關。QCSG l 000620044.7.7 未經(jīng)試驗和批準，一般不允許500kV無高抗長線路末端帶空載變壓器充電，如需操作時電壓不應超過變壓器額定電壓的110.4.7.8 變壓器有載調壓分接開關操作： a)禁止在變壓器生產(chǎn)廠家規(guī)定的負荷和電壓水平以上進行主變壓器分接頭調整操作； b)并列運行的變壓器，其調壓操作應輪流逐級或同步進行，不得在單臺變壓器上連續(xù)進行兩個及以上的分接頭變換操作； c)多臺并列運行的變壓器，在升壓操作時，應先操作負載電流相對較小的一臺，再操作負載電流較大的一臺，以防止環(huán)流過大；降壓操作時，順序相反。4.7.9 兩臺及以上變壓器并列運行，若其中某臺變壓器需停電，在未拉開該變壓器斷路器之前，應檢查總負荷情況，確保一臺停電后不會導致運行變壓器過負荷。4.8 并聯(lián)補償電容器和電抗器操作原則4.8.1 當母線電壓低于調度下達的電壓曲線時，應優(yōu)先退出電抗器，再投入電容器。4.8.2 當母線電壓高于調度下達的電壓曲線時，應優(yōu)先退出電容器，再投入電抗器。4.8.3 調整母線電壓時，應優(yōu)先采用投入或退出電容器(電抗器)，然后再調整主變壓器分接頭。4.8.4 正常情況下，剛停電的電容器組，若需再次投入運行，必須間隔5min以上。4.8.5 電容器停送電操作前，應將該組無功補償自動投切功能退出。4.8.6 電容器組停電接地前，應待放電完畢后方可進行驗電接地。4.9 500kV線路并聯(lián)電抗器操作原則QCSG l 000620044.9.1 拉開、合上500kV并聯(lián)電抗器隔離開關時，其所在的500kV線路必須停電。4.9.2 線路并聯(lián)電抗器送電前，應投入本體及遠方跳閘保護。4.10 接地裝置的操作原則4.10.1 消弧線圈倒換分接頭或消弧線圈停送電時，應遵循過補償?shù)脑瓌t。4.10.2 倒換分接頭前，必須拉開消弧線圈的隔離開關，并做好消弧線圈的安全措施(除自動切換外)。4.10.3 正常情況下，禁止將消弧線圈同時接在兩臺運行的變壓器的中性點上。如需將消弧線圈由一臺變壓器切換至另一臺變壓器的中性點上時，應按照“先拉開，后投入”的順序進行操作。4.10.4 經(jīng)消弧線圈接地的系統(tǒng)，在對線路強送時，嚴禁將消弧線圈停用。系統(tǒng)發(fā)生接地時，禁止用隔離開關操作消弧線圈。4.10.5 自動跟蹤接地補償裝置在系統(tǒng)發(fā)生單相接地時起到補償作用，在系統(tǒng)運行時必須同時投入消弧線圈。4.10.6 系統(tǒng)發(fā)生接地故障時，不能進行自動跟蹤接地補償裝置的調節(jié)操作。4.10.7 系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，禁止對接地變壓器進行投、切操作。4.10.8 當接地變壓器(兼站用變壓器)與另一臺站用變壓器接線組別不同時，禁止并聯(lián)運行。4.11 繼電保護及安全自動裝置操作原則4.11.1 當一次系統(tǒng)運行方式發(fā)生變化時，應及時對繼電保護裝置及安全自動裝置進行調整。4.11.2 同一元件或線路的兩套及以上主保護禁止同時停用，至少保留一套主保護在投入狀態(tài)。4.11.3 運行中的保護及自動裝置需要停電時，應先退出相關連接片，再斷開裝置的工作電源。投入時，應先檢查相關連接片在斷開位置，再投入工作電源，檢查裝置正常，測量連接片各端對地電位QCSG l 00062004正常后，才能投入相應的連接片。4.11.4 保護及自動裝置檢修時，應將電源空氣開關(熔斷器)、信號電源開關、保護和計量電壓空氣開關斷開。4.12 驗電接地原則4.12.1 在已停電的設備上驗電前，除確認驗電器完好、有效外，還應在相應電壓等級的帶電設備上檢驗報警正確，方能到需要接地的設備上驗電。禁止使用電壓等級不對應的驗電器進行驗電。4.12.2 電氣設備需要接地操作時，必須先驗電，驗明確無電壓后方可進行合接地開關或裝設接地線的操作。4.12.3 驗電完畢后，應立即進行接地操作。驗電后因故中斷未及時進行接地，若需繼續(xù)操作必須重新驗電。4.12.4 驗電、裝設接地線應有明確位置，裝設接地線或合接地開關的位置必須與驗電位置相符(接地線必須有編號，禁止重復編號)。4.12.5 裝設接地線應先在專用接地樁上做好接地，再接導體端，拆除順序相反。禁止用纏繞方法裝設接地線。需要使用梯子時，禁止使用金屬材料梯。4.12.6 在電容器組上驗電，應待其放電完畢后再進行。4.12.7 500kV線路的驗電接地操作，應將該線路操作至冷備用，且在線路電壓互感器二次側確認無電壓后方可進行。4.12.8 GIS組合電氣合接地開關前，必須滿足以下條件： a)相關隔離開關必須拉開； b)在二次上確認應接地設備無電壓； c)線路接地前必須與調度核實該線路確已停電。4.12.9 對于不能進行線路驗電的手車式斷路器柜(固定密封開關柜)合線路接地開關必須滿足以下條件： a)設備停電前檢查帶電顯示器有電； b)手車式斷路器拉至試驗分離位置；c)帶電顯示器顯示無電；QCSG l 00062004 d)與調度核實線路確已停電。4.12.10 不能直接驗電的母線合接地開關前，必須核實連接在該母線上的全部隔離開關已拉開且鎖閉，檢查連接在該母線上的電壓互感器的二次空氣開關(熔斷器)已全部斷開。5 操作票規(guī)范5.1 操作票格式5.1.1 調度指令票和變電操作票幅面統(tǒng)一用A4紙，紙張質量不低于70g。5.1.2 調度操作指令票格式見附表A.1。5.1.3 變電操作票格式見附表A.2。5.2 操作票填寫說明5.2.1 填票日期：調度指令票填寫日期。5.2.2 填票人：填寫調度指令票人員。5.2.3 審核人(監(jiān)護人)：調度指令票審核或監(jiān)護人員。5.2.4 值班負責人：當值值班負責人或經(jīng)當值值班負責人授權的正值及以上人員。5.2.5 發(fā)令人：發(fā)出調度操作指令的人員。5.2.6 受令人：接受調度操作任務(指令)人員(必須是當值的值班負責人或經(jīng)值班負責人授權的正值及以上人員)。5.2.7 操作人：變電操作票執(zhí)行操作的人員。5.2.8 監(jiān)護人：變電操作票執(zhí)行操作監(jiān)護的人員。兩人值班時，值班負責人即為監(jiān)護人。5.2.9 編號：由企業(yè)管理部門按照一定規(guī)則統(tǒng)一印制的順序號。計算機操作票應能按頁自動順序生成，使用中操作票編號不得改動。操作票的編號原則：操作票編號按照7位阿拉伯數(shù)字編號，其中前兩位為年號的后兩位數(shù)字(00至99)，后五位數(shù)字為操作票順序號(00001至99999)。5.2.10 發(fā)令單位：變電操作票發(fā)出調度指令的單位。QCSG l 000620045.2.11 受令單位：調度指令票接受調度指令的下級調度、變電站(包括用戶變電站)、發(fā)電廠等。5.2.12 操作項目：操作的具體步驟，應逐項按邏輯順序逐行填寫，不得空行。在操作內(nèi)容結束的下一行填寫“以下空白”。5.2.13 順序：填票時，按照操作項目先后順序填寫的相應的阿拉伯數(shù)字。5.2.14 發(fā)令時間：發(fā)出調度操作指令的時間。5.2.15 受令時間：接到操作任務(指令)的時間。5.2.16 操作開始時間：執(zhí)行操作項目第一項的時間。5.2.17 操作結束時間：完成最后一項操作項目的時間。5.2.18 完成時間：操作人員向調度匯報的時間；5.2.19 操作任務：明確設備由一種狀態(tài)轉為另外一種狀態(tài)，或者系統(tǒng)由一種運行方式轉為另一種運行方式。5.2.20 備注：在操作中存在的問題或因故中斷操作等情況時填寫。5.2.21 操作“”：變電操作項目完成后，立即在對應欄內(nèi)標注“”，由監(jiān)護人完成。若該操作項目未執(zhí)行，需加蓋“此項未執(zhí)行”印章，并在備注欄加以說明。5.2.22 預演“”：模擬變電操作項目完成后，立即在對應欄內(nèi)標注“”。由監(jiān)護人完成。若該操作項目不需執(zhí)行，不做標記。5.2.23 多頁票時間、簽名位置：時間填寫在第一頁相應欄，必須在每一頁的相應欄親筆簽名。6 操作票執(zhí)行6.1 填寫操作票6.1.1 手工操作票用藍色或黑色的鋼筆或圓珠筆填寫，預演“”和操作“”均使用紅色筆。計算機打印的操作票正文采用四號、宋體、黑色字。操作票票面應整潔，字跡工整易辨認，不得涂改，操作內(nèi)容無歧義。QCSG 1 000620046.1.2 填寫操作票應正確使用調度術語，設備名稱編號應嚴格按照現(xiàn)場標示牌所示雙重命名填寫。6.1.3 一份操作票只能填寫一個操作任務。一項連續(xù)操作任務不得拆分成若干單項任務而進行單項操作。6.1.4 如一頁票不能滿足填寫一個操作任務項目時，應緊接下一張操作票進行填寫，在前一頁操作票下面留一空白行，填寫“下接XX號操作票”字樣。操作票連續(xù)多頁時操作任務只填寫在第一頁對應欄。6.1.5 操作人(填票人)、監(jiān)護人(審核人)和值班負責人應當在審核操作票之后，正式操作之前手工簽名。姓名的填寫必須按照值班表上所列名單填寫全名。無人值班站的變電操作票，值班負責人欄可以電子簽名或通過電話簽名，電話簽名時雙方必須錄音。6.1.6 時間的填寫統(tǒng)一按照公歷的年、月、日和24h制填寫。一張票的所有時間填在該票的首頁對應欄目內(nèi)。6.1.7 新設備啟動投運時的倒閘操作，按新設備啟動投運方案順序進行。6.1.8 操作項目不得并項填寫，一個操作項目欄內(nèi)只應該有一個動詞。6.1.9 使用計算機票，開票前必須檢查二次系統(tǒng)與現(xiàn)場設備使用情況相符；不許直接使用典型操作票作為現(xiàn)場實際操作票。6.1.10 一個操作項目欄內(nèi)只有一個受令單位。一個受令單位的連續(xù)多項操作，受令單位欄可以只寫于該連續(xù)的第一項，但是調度操作指令票翻頁后，無論受令單位是否發(fā)生變化都應填寫受令單位。6.1.11 調度操作指令票的一個操作任務可以包括幾個變電站依次進行的系統(tǒng)操作。6.1.12 調度指令票應根據(jù)日調度檢修計劃和檢修停電申請書，充分了解現(xiàn)場工作內(nèi)容和要求，明確操作任務。QCSG 1 000620046.1.13 調度指令票一般由副值調度員填寫，當班正值調度員審核，由填票人、審核人分別簽名生效后方可執(zhí)行。6.1.14 調度指令票“操作項目欄”內(nèi)填寫的內(nèi)容： a)斷開、合上斷路器和拉開、合上隔離開關； b)拉開、合上接地開關； c)檢查拉開、合上的接地開關； d)裝設、拆除接地線； e)檢查裝設、拆除的接地線； f)繼電保護和自動裝置的調整； g)操作前檢查設備運行方式； h)操作后檢查設備運行方式； i)核實線路工作完畢、人員已經(jīng)撤離； j)機組出力的調整和線路潮流的控制； k)與用戶聯(lián)系的有關電氣操作的事宜； l)運行方式變化后應通知的相關單位。6.1.15 無人值班變電站中可以實現(xiàn)遙控和就地操作兩種方式的設備，在填寫變電操作票時應當明確注明遙控操作項目和就地操作項目。6.1.16 變電操作票由操作人填寫，填寫前應根據(jù)調度指令明確操作任務，了解現(xiàn)場工作內(nèi)容和要求，并充分考慮此項操作對其管轄范圍內(nèi)設備的運行方式、繼電保護、安全自動裝置、通信及調度自動化的影響是否滿足有關要求。6.1.17 當“五防”機監(jiān)控系統(tǒng)通信不正常時，開票人應人工“置位”，使“五防”機一、二次系統(tǒng)圖與現(xiàn)場設備狀態(tài)相符。6.1.18 變電站(發(fā)電廠)變電操作票“操作項目”欄填寫的內(nèi)容：a)斷開、合上的斷路器和拉開、合上的隔離開關；b)檢查斷路器和隔離開關的位置；c)合上隔離開關前檢查斷路器在斷開位置；QCSG l 00062004d)拉開、合上接地開關；e)檢查拉開、合上的接地開關；f)裝設、拆除的接地線及編號；g)繼電保護和自動裝置的調整；h)檢查負荷分配； i)投入或取下二次回路及電壓互感器回路的熔斷器； j)斷開或合上空氣開關； k)檢查、切換需要變動的保護及自動裝置； l)投入、退出相關的二次連接片； m)投入、退出斷路器等設備的操作電源、控制電源； n)投入、退出隔離開關電動操作電源； o)在具體位置檢驗確無電壓(合接地開關、裝設接地線前)； p)對于無人值班變電站的操作，應根據(jù)操作任務核對相關設備的運行方式； q)裝設或拆除絕緣擋板或絕緣罩； r)核對現(xiàn)場設備的運行狀態(tài)； s)線路檢修狀態(tài)轉換時，操作后懸掛和拆除標示牌。6.2 審查操作票6.2.1 調度指令票填寫完畢后，必須由正值調度員審核合格后，由填票人、審核人(監(jiān)護人)和值班負責人共同簽名后，方可視為可執(zhí)行調度指令票。6.2.2 變電操作票填寫完畢后，必須由監(jiān)護人及值班負責人分別審查合格后，操作人、監(jiān)護人、值班負責人共同在操作票上簽名，方可視為可執(zhí)行變電操作票。6.3 執(zhí)行操作票6.3.1 值班調度員下達調度指令應按已審核批準的調度指令票逐項進行。凡需上一個單位操作完成后下一個單位才能進行下一步操作的，值班調度員應在接到上一個單位操作完成匯報后方可對下一個單位按調度指令票下達操作指令。QCSG l 000620046.3.2 嚴禁由兩個調度員同時按照同一份調度指令票分別對兩個單位下達調度指令。6.3.3 嚴禁約時操作。6.3.4 值班調度員逐項下達操作指令后，對每一項操作應及時填寫發(fā)令人、發(fā)令時間、受令人，在接到現(xiàn)場執(zhí)行完成情況匯報后應及時填寫完成時間、匯報人。6.3.5 變電操作票的執(zhí)行應根據(jù)值班調度員或值班負責人的命令，按照準備好的操作票，由監(jiān)護人持操作票，操作人持操作用具進行操作。6.3.6 倒閘操作應堅持操作之前“三對照”(對照操作任務和運行方式填寫操作票、對照模擬圖審查操作票并預演、對照設備名稱和編號無誤后再操作)；操作之中“三禁止”(禁止監(jiān)護人直接操作設備、禁止有疑問時盲目操作、禁止邊操作邊做其他無關事項)；操作之后“三檢查”(檢查操作質量、檢查運行方式、檢查設備狀況)。6.3.7 操作過程中原則上不得解除防誤閉鎖進行操作，特殊情況下解鎖操作須經(jīng)變電運行部門主管領導批準。6.3.8 變電操作時，應履行唱票、復誦制。操作人、監(jiān)護人雙方確認無誤后再進行操作。操作過程中，監(jiān)護人應對操作人實施有效監(jiān)護。6.3.9 執(zhí)行變電操作票應逐項進行，逐項打“”，嚴禁跳項操作，每項操作完畢后，應檢查操作質量。對于第一項、最后一項應記錄實際的操作時間。6.3.10 特殊情況下，在不影響后續(xù)操作且取得值班負責人和調度許可的前題下，可以不執(zhí)行的項目，應在變電操作票備注欄說明原因。6.3.11 當變電操作票不符合調度指令要求時，應重新填寫變電操作票。6.3.12 變電操作臨時變更時，應按實際情況重新填寫變電操作票才QCSG l 00062004能繼續(xù)進行倒閘操作。6.3.13 執(zhí)行大量遠方操作的母線停電等大型操作，允許增加現(xiàn)場位置檢查人和現(xiàn)場檢查監(jiān)護人。現(xiàn)場位置檢查人的職責只能是檢查設備位置、狀態(tài)，停送隔離開關操作電源。6.3.14 允許同一變電站有多組操作人員同時進行沒有邏輯關系的倒閘操作任務，但接受調度指令應為同一值班負責人。6.3.15 一組操作人員只能同時持有一個操作任務的變電操作票進行操作。6.3.16 操作中發(fā)生疑問時，應立即停止操作并向值班負責人報告，必要時由值班負責人向當值值班調度員報告，弄清問題后再進行操作，嚴禁擅自更改變電操作票。6.3.17 操作中如有異常應及時處理并匯報調度。操作中發(fā)生事故時應立即停止操作，事故處理告一段落后再根據(jù)調度命令或實際情況決定是否繼續(xù)操作。6.3.18 操作票的操作項目全部結束后，監(jiān)護人應立即在操作票上填寫結束時間，并向發(fā)令人匯報操作結果。6.3.19 操作票中某一操作項目因故未能執(zhí)行，應經(jīng)值班負責人確認后，調度指令票在該項目欄對應“完成時間”和“匯報人”處蓋“此項未執(zhí)行”印章，變電操作票在該項目“操作”欄加蓋“此項未執(zhí)行”印章，并在備注欄內(nèi)加以說明，同時記錄在值班記錄簿中。若該項操作影響到以后的操作，應重新填寫操作票。6.3.20 嚴禁憑記憶進行操作。6.4 結束操作票6.4.1 操作票全部執(zhí)行或僅部分執(zhí)行，結束后在蓋章處加蓋“已執(zhí)行”印章。6.4.2 合格的操作票全部未執(zhí)行，在蓋章處加蓋“未執(zhí)行”印章，并在備注欄內(nèi)說明原因。6.4.3 錯誤操作票在蓋章處加蓋“作廢”印章。6.4.4 印章樣式：QCSG l 00062004a)“此項未執(zhí)行”印章樣式如圖l所示。其外圍寬度0.83cm，外圍長度2.54cm。此項未執(zhí)行 圖1 “此項未執(zhí)行”印章樣式圖b)“已執(zhí)行”印章樣式如圖2所示。其外圍寬度0.83cm，外圍長度2.54cm。已執(zhí)行 圖2 “已執(zhí)行”印章樣式圖c)“未執(zhí)行”印章樣式如圖3所示。其外圍寬度0.83cm，外圍長度2.54cm。未執(zhí)行 圖3 “未執(zhí)行”印章樣式圖d)“作廢”印章樣式如圖4所示。其外圍寬度0.83cm，外圍長度2.54cm。作 廢 圖4 “作廢”印章樣式圖QCSG l 00062004附錄A（規(guī)范性附錄）操作票執(zhí)行流程圖調度操作指令票執(zhí)行流程圖如圖A.1所示，變電站（發(fā)電廠）電氣操作票執(zhí)行流程圖如圖A.2所示。蓋章處 調度操作指令票編號：填票日期年 月 日操作開始日期年 月 日操作結束日期年 月 日操作任務順序受令單位操作項目發(fā)令人發(fā)令時間受令人完成時間匯報人備注填票人審核人（監(jiān)護人）值班負責人蓋章處 變電站電氣操作票編號：發(fā)令單位發(fā)令人受令人受令時間 年 月 日 時 分操作開始時間 年 月 日 時 分操作結束時間 年 月 日 時 分操作任務預演順序操 作 項 目操作備注操作人監(jiān)護人值班負責人QCSG l 00062004附 錄 C(規(guī)范性附錄)常 用 語 句 示 例C.1 操作指令票填寫 C.1.1 線路檢修：將kV線由運行(熱備用、冷備用)轉為檢修。C.1.2 斷路器(變壓器)檢修：將站(所)kV線斷路器(變壓器)由運行(熱備用、冷備用)轉為檢修。C.1.3 電壓互感器(避雷器)檢修：將站(所)kV母線電壓互感器(避雷器)由運行(備用)轉為檢修。C.1.4 母線檢修：將站(所)kV母線由運行(熱備用、冷備用)轉為檢修。C.1.5 繼電保護：將站(所)kV(電壓等級)(設備名稱和編號)保護定值由(方式)改為(方式)。C.1.6 重合閘：將站(所)kV(線路名稱)(編號)斷路器重合閘由(方式)改為(方式)。C.2 變電操作票操作任務填寫C.2.1 主變壓器(斷路器及線路、站用變壓器、并聯(lián)電容器、并聯(lián)電抗器)： a)將號主變壓器由運行轉檢修(熱備用、冷備用)； b)將號主變壓器由檢修(熱備用、冷備用)轉運行。 注：并聯(lián)電容器、并聯(lián)電抗器操作應在名稱編號前加電壓等級。C.2.2 旁路斷路器代路：QCSG l 00062004a)用kV旁路斷路器代kV(設備名稱編號)斷路器運行；kV(設備名稱編號)斷路器由運行轉檢修；b)kV(設備名稱編號)斷路器由檢修轉運行，kV旁路斷路器由運行轉熱備用。C.2.3 倒母線： a)將kV (名稱、編號)斷路器由母線倒至母線運行； b)將kV(名稱編號)斷路器由母線倒至母熱備用； c)kV母線由運行轉檢修，負荷轉母線運行。C.2.4 電壓互感器： a)將kV母線電壓互感器由運行(備用)轉檢修； b)將kV母線電壓互感器由檢修(備用)轉運行。C.2.5 繼電保護：a)將kV(電壓等級)(設備名稱和編號)保護投入；b)停用kV(電壓等級)(設備名稱和編號)保護。C.2.6 重合閘： a)停用kV(線路名稱)(編號)斷路器(重合閘方式)重合閘； b)投入kV(線路名稱)(編號)斷路器(重合閘方式)重合閘。C.3 變電操作票操作項目填寫C.3.1 斷路器：a)斷開(合上)kV(設備名稱)(設備編號)斷路器；QCSG l 00062004 b)用kV(設備名稱)(設備編號)斷路器同期合環(huán)。C.3.2 隔離開關(接地開關)： a)拉開(合上)kV(設備名稱)(設備編號)隔離開關(接地開關)； b)拉開1號主變壓器kV(設備名稱)(設備編號)接地開關； c)合上1號主變壓器kV中性點(設備編號)接地開關。C.3.3 接地線： a)在1號主隔離開關(設備編號)側安裝號接地線一組； b)拆除kV線隔離開關(設備編號)側號接地線一組。C.3.4 連接片：投入(退出)kV(電壓等級)(設備名稱和編號)保護出口連接片。C.3.5 熔斷器：取下(投入)kV(電壓等級)(設備名稱和編號)熔斷器。C.3.6 空氣開關：合上(斷開)(設備名稱和編號)空氣開關。C.3.7 主變壓器擋位調整：將號變壓器(高壓或中壓側)分頭由擋調至擋。C.3.8 其他操作： a)用kVTV與