变电站倒闸操作制度

变电运行培训五5典型变电站倒闸操作票填写。第第5章章 变电站的倒闸操作变电站的倒闸操作第一节第一节 变电站倒闸操作的规章制度变电站倒闸操作的规章制度一、倒闸操作介绍一、倒闸操作介绍1、倒闸操作定义、倒闸操作定义 电气设备分为运行、备用（冷备用及热备用）、检修三种状态。将设备由一种状态转变为另一种状态、由一种运行方式转变到另一种运行方式的过程叫倒闸，所进行的一系列有序的操作就叫做倒闸操作。这其中包括了电气设备状态的转换、变更一次系统运行结线方式、继电保护定值调整、装置的起停用、二次回路切换、自动装置投切、切换试验等操作。倒闸操作是变电运行的基本工作之一，也是重点之一，操作不当可能会导致设备事故，甚至危及电力系统的安全运行,所以倒闸操作必须严格执行操作票制和工作监护制。倒闸操作应根据值班调度员或运行值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行发布指令应准确、清晰、使用规范的调度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相通报单位和姓名，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双方都要录音并做好记录。操作人员（包括监护人）应了解操作目的和操作顺序。对指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执行。2、倒闸操作的基本条件 变电站运行人员进行倒闸操作前，应该注意是否满足以下基本条件：（1）有与现场一次设备和实际运行方式相符合的一次系统模拟图（包括各种电子接线图）。（2）操作设备应有明显的标志，包括命名、编号、分合指示、旋转方向、切换位置的指示及设备相色等。（3）高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。防误操作闭锁装置不得随意突出运行，停用防误操作闭锁装置应经本单位分管生产的行政副职或总工程师批准；短时间推出防误操作闭锁装置时，应经变电站站长或发电厂当班值长批准，并应按程序尽快投入。（4）有值班调度员、运行值班负责人正式发布的指令，并使用经事先审核合格的操作票。（5）下列三种情况应加挂机械锁：1）未装防误操作闭锁装置或闭锁装置失灵的隔离开关手柄、阀厅大门和网门。2）当电气设备处于冷备用时，网门闭锁失去作用时的有电间隔网门。3）设备检修时，回路中的各来电侧隔离开关操作手柄和电动操作隔离开关机构箱的箱门。机械锁要1把钥匙开1把锁，钥匙要编号并妥善保管。二、倒闸操作的基本要求二、倒闸操作的基本要求 变电站倒闸操作是变电运行的重点、难点工作之一，是变电站工作中关键过程确认的具体体现，是电力系统正常运行的保证。为了保证倒闸操作得以安全与规范的进行，必须严格遵守倒闸操作的基本要求：1、停电拉闸操作应按照断路器（开关）、负荷侧隔离开关（隔离开关）、电源侧隔离开关(隔离开关)的顺序依次进行，送电合闸操作应按照与上述相反的顺序进行。禁止带负荷拉合隔离开关（隔离开关）。2、开始操作前，应先在模拟图（或微机防误装置、微机监控装置）上进行核对性模拟预演，无误后，再进行操作。操作前应先核对系统方式、设备名称、编号和位置，操作中应认真执行监护复诵制度（单人操作时也应高声唱票），宜全过程录音。操作过程中应按照操作票填写的顺序逐项操作。每操作完一步，应检查无误后做一个“”记号，全部操作完毕后进行复查。3、监护操作时，操作人在操作过程中不准有任何未经监护人同意的操作行为。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禁止擅自使用解锁工具（钥匙）。若遇特殊情况需解锁操作，应经运行管理部门防误操作装置专责人到现场核实无误并签字后，由运行人员报告当值调度员,方能使用解锁工具(钥匙)。单人操作、检修人员在倒闸操作过程中禁止解锁。如需解锁，应待增派运行人员到现场，履行上述手续后处理。解锁工具（钥匙）使用后应及时封存。5、电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，应有两个及以上的指示，且所有指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。以上检查项目应填写在操作票中作为检查项。6、换流站直流系统应采用程序操作，程序操作不成功，在查明原因并经调度值班员许可后可进行遥控步进操作。7、用绝缘棒拉合隔离开关（隔离开关）、高压熔断器或经传动机构拉合断路器（开关）和隔离开关（隔离开关），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，一般不进行倒闸操作，禁止在就地进行进行倒闸操作。8、装卸高压熔断器，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。9、断路器（开关）遮断容量应满足电网要求。如遮断容量不够，应将操动机构（操作机构）用墙或金属板与该断路器（开关）隔开，应进行远方操作，重合闸装置应停用。10、电气设备停电后（包括事故停电），在未拉开有关隔离开关（隔离开关）和做好安全措施前，不得触及设备或进入遮拦，以防突然来电。11、单人操作时不得进行登高或登杆操作。12、在发生人身触电事故时，可以不经许可，即行断开有关设备的电源，但事后应立即报告调度（或设备运行管理单位）和上级部门。13、同一直流系统两端换流站间发生系统通信故障时，两站间的操作应根据值班调度员的指令配合执行。14、双极直流输电系统单极停运检修时，禁止操作双极公共区域设备，禁止合上停运极中性线大地/金属回线隔离开关（隔离开关）。15、直流系统升降功率前应确认功率设定值不小于当前系统允许的最小功率，且不能超过当前系统允许的最大功率限制。16、手动切除交流滤波器（并联电容器）前，应检查系统有足够的备用数量，保证满足当前输送功率无功需求。17、交流滤波器（并联电容器）退出运行后再次投入运行前，应满足电容器放电时间要求。倒闸操作从有人值班变电站转变到无人值班变电站的难点并不完全是复杂的技术问题或是机构调整问题，也是传统模式下生产管理观念能否转变的问题。新模式下的变电倒闸操作，从某种程度上来说，是电力事业发展到现阶段后，在检修、实际操作、人员配置等方面暴露出的诸多问题的一种解决办法，也是对电力生产管理关系提出的新要求。因此，开展新模式下的变电倒闸操作工作将是电网发展的趋势。这在电网发展迅速、自动化程度高、人力资源紧张的地区显得尤为突出。新模式下的无人值班变电站设备倒闸操作,实际上是变电运行人员的职能作出相应的变化，改变了设备操作必须由运行专业人员进行的传统操作模式，优化了设备倒闸操作、检修等一系列工作流程。为适应无人值班变电站新型运行、管理模式的要求，必须对企业现行的规程制度做出相应的、科学合理的修订和完善。一、变电站倒闸操作方式一、变电站倒闸操作方式 针对变电站运行管理方式由有人值班向无人值班转变所出现的新情况，特别是无人值班变电站倒闸操作基本上由操作队人员沿用原有的方式进行所带来的新问题，在新的操作模式下使用了“典型操作票”、实行“单人操作”、推行“检修人员操作”以及实施“程序化操作”，并对各种操作方式提出了相关要求。1、变电站现场操作时应该注意以下几方面：（1）调度操作指令要由有权发布指令的调度值班员（所属调度单位发文公布）发布；操作人和监护人必须由上级部门批准并公布的合格人员担任。（2）现场一次、二次设备要有明显标志，包括设备命名、编号、铭牌、操作转动方向、切换位置的指示以及区别电气相色的标色。（3）变电站、集控站、发电厂电气控制室或集控室要有与现场设备实际接线一致、运行状况相符的模拟操作图以及二次回路原理和展开图。一次模拟图上应能表明主要电气设备的命名编号、实际状况和接地线的装设位置。（4）倒闸操作要有明确、合格的操作依据（调度下达或根据工作票要求）。要有统一的、确切的调度术语和操作术语，并使用普通话。（5）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、专用的接地线装设地点）。一次设备应设有可靠的电气防误装置。第二节第二节 变电站倒闸操作方式与要求变电站倒闸操作方式与要求 2、变电站监控系统的遥控操作 无人值班变电站断合开关和主变有载调压是由监控班通过集控系统进行远方操作的，设备的运行状态变化由操作队到无人值班变电站进行现场操作。（1）遥控操作的基本原则 集控中心站的遥控操作必须严格执行唱票、复诵和录音制度，遥控操作必须由两人进行，副值操作，正值监护。集控中心站可以进行以下遥控操作：1）拉、合开关；2）拉、合主变中性点接地闸刀；3）主变有载调压开关及消弧线圈档位调整；4）电容器组的投、切；5）所用电源切换；6）继电保护及自动装置远方更改定值及保护停启用；7）微机直流屏浮充电流的调整。上述遥控操作完毕，集控中心站模拟图板应作相应变更。具备远方更改保护定值及保护停启用的变电站，正常操作一般由调度发令至集控中心站执行。集控中心站在操作完毕后，必须认真检查核对，确认更改是否成功，并向调度汇报，做好有关记录。当遥控操作失败后，集控中心站值班员应立即汇报调度，同时通知操作班到现场进行处理。（2）操作方式选择开关（遥控压板）的管理 正常运行时，变电站所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关（遥控压板）必须置于“遥控或远方”（投入）位置，有控制开关的应将其置规定位置。开关转冷备用或检修状态时，开关拉开后，操作人员应先将方式选择开关（遥控压板）切至“近控或就地”（退出）位置，控制开关切虽“分闸后”位置，再操作闸刀，当开关恢复至运行（或热备用）状态后，再将方式选择开关（遥控压板）切至“遥控或远方”（投入）位置。设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由集控中心站值班员通知现场运行人员，将方式选择开关（遥控压板）切至“遥控或远方”（投入）位置。试验完毕后，由现场运行人员立即将其恢复原位。事故处理和遥控操作失灵需要操作人员进行现场操作时，操作人员应先将方式选择开关（遥控压板）切至“近控或就地”（退出）位置后再进行操作。操作完毕后，应根据设备运行方式，确定方式选择开关（遥控压板）的正确位置。3、单人操作方式 所谓单人操作，是指由传统的监护操作（即一人监护，一人操作）转变为一个人的操作。传统的倒闸操作方式，即监护操作，必须由两人进行，其中一人对设备较为熟悉者作监护，特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班负责人或值班长监护。电力安全工作规程(发电厂与变电所电气部分)中也规定：“单人值班的变电所倒闸操作可由一人执行”。但是单人操作方式，存在将“发令人”作为“监护人”的不妥之处。安规中规定：“单人值班，操作票由发令人用电话向值班员传达，值班员应根据传达，填写操作票，复诵无误，并在监护人签名处填入发令人的姓名”。作为“监护人”首先应审查操作票的正确性，并与“操作人”一起到操作设备处，核对设备名称、编号及操作部位，然后下达操作指令，由“操作人”按操作票的步骤逐项操作，并且在每一项操作完成后，由2人共同检查操作是否到位，然后进行下一步的操作，操作完毕后全面检查操作质量。也就是说，“监护人”和“操作人”应对整个操作的正确性共同负责。“发令人”在远方，则无法对“操作人”的全过程负责，最多只能对操作票的正确性负责。单人值班的变电站或发电厂升压站操作时，运行人员根据发令人用电话传达的操作指令填用操作票，复诵无误。实现单人操作的设备、项目及运行人员需经设备运行管理单位批准，人员应通过专项考核。4、检修人员操作方式 检修人员操作：由检修人员完成的操作。经设备运行单位考试合格、批准的本单位检修人员，可进行220kv及以下的电气设备由热备用至检修或由检修至热备用的监护操作，监护人应是同一单位的检修人员或设备运行人员。检修人员进行操作的接、发令程序及安全要求应由设备运行单位总工程师审定，并报相关部门和调度机构备案。检修人员本身技术素质较高，对设备性能又较为熟悉，这为其从事倒闸操作打下了基础。拥有一支具有较高安全意识、技术素质，既懂检修又懂运行的复合型员工队伍，将更加有利于安全。检修人员对设备检修质量负全责，责任主体唯一，解决了过去检修与运行在验收环节上相互依赖的问题。检修人员履行变电检修工作中的许可、延期、验收和终结手续，简化了工作流程，提高了工作效率，减少了中间环节，缩短了设备停送电时间，提高了设备可用率，增加了对用户的供电量。并且，检修人员从开始操作，布置和拆除检修现场的安全措施，到恢复送电，都在检修现场，熟悉现场运行方式、设备状况，不易发生恢复送电过程中的误操作事故。实施检修人员从事倒闸操作后，运行人员不再参与检修后的设备验收，避免了运行、检修交叉地带误操作事故的发生。检修人员从事待检设备的倒闸操作，使得运行人员工作量大为减轻，维操队人员不必重复往返各检修现场，节约了人工、车辆、器具使用费用，进一步降低了生产成本。5、使用典型操作票操作变电站“典型操作票”的编制是很严格的，从“典型操作票”任务的提出到编写、审核、批准及管理都有一套完整的程序。但是在实际中，只要加强管理，“典型操作票”是完全符合变电站实际操作需要的。按调度下发的“操作任务票”调出相应的“典型操作票”操作，一是可以很快地得到一份正确的操作票；二是严格按这张正确的操作票进行操作，就可以防止误操作。这对于无人值班变电站更有意义，所以要求各级调度部门与运行部门密切配合，使调度的“操作任务票”与变电站“典型操作票”一一对应，这样使用“典型操作票”进行操作才能真正得到广泛应用。6、实施程序化操作的方式有的变电站虽然实现了无人值班，但在运行管理方面仍基本维持原有模式，即如上所述，使用“典型操作票”、实行“单人操作”、推行“检修人员操作”等措施，都没有突破原有的操作方式，进行倒闸操作时，操作人员仍在变电站现场按部就班地完成操作、监护等工作。电力企业发展至今，在防止运行人员误操作方面投入了大量的人力物力，但是由于各方面原因，特别是主管方面的因素，仍然不能完全避免误操作事故的发生。如果能实现对变电站设备的程序化操作，充分发挥变电站综合自动化设备的潜力，通过既定的程序来操作设备，就能从根本上杜绝由于人为因素造成的操作失误，提高电力系统的安全可靠性，避免人员伤亡事故的发生。程序化操作是通过计算机自动化系统，以设定的程序对变电站各种设备的所有操作进行系统化操作。程序化操作系统发出的操作指令是批指令，由计算机根据设备的遥测、遥信与同时发生的相应变化来判断每步操作是否到位，只有确认该步操作到位了，才能进行下一步的操作。由计算机进行判断，既可杜绝人员判断失误，又可以缩短操作时间。程序化操作的设备应满足有关技术条件，如设备可靠并可以遥控操作，配备电动接地刀闸，手车开关柜的手车能电动进出，继电保护及自动化回路都设有软压板，可以远方控制等。二、变电站倒闸操作要求二、变电站倒闸操作要求 针对变电站倒闸操作方式的不同，对应的倒闸操作方式也作出了相应的要求。1、单人操作要求安规(电气部分)既规定“单人值班的变电站倒闸操作可由一人执行”。对于无人值班的变电站倒闸操作当然也可由一人执行，这也更符合实际情况，对无人值班未全部撤人、有留守人员的变电站更为方便。重要的是应保证操作人员的人身安全，为此作如下要求。(1)实行单人操作的设备和项目需经设备运行管理单位批准，运行人员应通过专项考核。(2)允许进行单人操作的设备、项目应保证设备的可靠性与操作人员的人身安全，具备完善的防误功能。(3)单人操作时不得进行登高或登杆操作。单人操作一般按调度下发的“操作任务票”对照相应的“典型操作票”进行操作，单人操作人员应与监控中心保持通信畅通，在开始操作前向监控人员汇报操作即将开始，监控人员应密切注意监控系统上该单人操作相关设备的遥测、遥信变化情况，发现异常及时通知单人操作人员。(4)单人操作应明确操作内容和目的，严禁无票、无令操作，严禁跳步操作，严禁擅自更改操作内容。(5)单人操作人员到达操作位置后，首先根据操作票核对设备名称、编号、间隔位置及设备实际状况是否与操作任务相符，确认无误后执行本项操作步骤。(6)单人操作过程中严禁解锁操作，需要解锁操作时，由监控中心委派运行人员到现场按规定办理申请解锁，履行批准手续后，操作人员在监护下进行解锁操作。(7)单人操作过程中发生疑问或现场发生异常或事故时，操作人员应立即停止操作并向调度和监控中心汇报。在疑问、异常或事故未查清前，不得擅自操作，必要时可以要求监控中心支持。(8)单人操作工作不宜在夜晚进行。一般情况下，单人操作不进行事故处理时的倒闸操作；特殊情况下，经各运行单位分管领导批准，运行人员根据调度命令，可以进行允许操作范围内的事故处理的倒闸操作。2、检修人员操作要求 （1）认真培训 虽然检修人员对变电站接线及设备比较熟悉，但每个人只了解部分自己所接触的设备，而且对倒闸操作、办理工作票、安全措施的执行、许可工作、工作终结、工作票终结等以前由运行人员所承担的工作并不熟悉。因此，对检修人员从事变电站倒闸操作的培训十分重要，应由变电运行部门负责编制培训提纲和培训教案，安排运行技术人员对检修人员进行培训，并根据培训效果及时调整培训方案。培训内容包括：1）电气设备倒闸操作标准、倒闸操作的专用术语、防误装置的使用方法、防误逻辑以及填写操作票等。2）工作票的办理、安全措施的执行(包括围栏的布置和标示牌的悬挂)、工作许可、工作终结及工作票终结。3）生产MIS的使用和维护要求等。培训时应建立个人培训档案，安排人员培训、考核，确保培训质量，最后进行考核和评定。（2）严格授权 检修人员在理论考试考核后，可获得检修操作的初步授权。获得授权的检修人员应在有经验的运行人员的监护下办理工作票、进行倒闸操作、安全措施的执行。在操作过程中，运行部门的操作人员在旁监督，监护人可根据情况，随时更换检修操作人员，由运行部门的操作人员继续操作。检修人员在实习阶段的试操作，是为了使检修人员能够实际体验倒闸操作、办理工作票的全过程，积累一定的实践经验。在经过一阶段的实习后，方能正式批准进行“检修人员操作”。3、程序化操作的要求 程序化操作系统应同时满足可靠性、安全性、实时性、扩充性和可维护性。（1）可靠性。在任何操作方式下，只有确认上一步操作到位，才能进行下一步操作；对每一个控制对象只允许以一种方式依次进行控制(同一时刻只能执行一条控制命令），当同时收到一条以上命令或与预操作命令不一致时，系统应拒绝执行并发出“错误”信息。对每一个控制对象，都可以经软件设定禁止遥控标志，防止控制室的键盘或监控中心的误操作。（2）安全性。包括操作系统、网络通信等平台和监控操作软件的安全性。操作系统和监控操作软件都应采用成熟和相对安全的系统；应使监控系统网络成为独立的系统，从物理上实现与管理信息系统的有效隔离。（3）及时性和完整性。程序化操作过程中，设备间的通信信息比常规操作要多，这些信息往往关系到逻辑判断和程序的有效执行，因此应采取必要的措施来保证信息通道的畅通及信息传送的及时和完整。实施“程序化操作”，调度应及早参与，根据调度的“操作任务票”制定出相应的操作程序。4、典型操作票的要求 因此，只要加强管理，“典型操作票”是完全符合变电站实际操作需要的。按调度下发的“操作任务票”调出相应的“典型操作票”操作，一是可以很快地得到一份正确的操作票；二是严格按这张正确的操作票进行操作，就可以防止误操作。这对于无人值班变电站更有意义，所以要求各级调度部门与运行部门密切配合，使调度的“操作任务票”与变电站“典型操作票”一一对应，这样使用“典型操作票”进行操作才能真正得到广泛应用。5、操巡队操作要求对于一些计划性较强、能够大致预见操作时间的倒闸操作，原则上安排操作人员填票。如安排不了的，严格执行填票人填写倒闸操作票并签名，审票人审核倒闸操作票并签名，操作人审核倒闸操作票并签名，操作监护人审核倒闸操作票并签名的多级安全把关制度，并明确各级人员承担的安全责任，保证倒闸操作票的正确性。（1）严格执行操作纪律，加强操作闭锁装置的维护管理。（2）合理安排人员的作息时间，适当安排工作人员的阶段性休息，保证工作人员精神一直处于良好状态。三、倒闸操作常用术语三、倒闸操作常用术语 1、“合环”：合上网络内某开关（或隔离开关）将网络改为环路运行。2、“解环”：将环状运行的电网，解为运行。3、“充电”：设备带标称电压但不带负荷。4、“并列”：核对相位、相序正确，将两个单独电网经检测同期使其并为一个电网运行。5、“解列”：将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行。6、“线路强送电”：线路开关跳闸后未经处理即行送电。7、“线路试送电”：线路事故跳闸经处理后的首次送电。4、安全监督及安全网例会。国家电网公司分公司、集团公司、省电力公司应每半年召开一次安全监督例会，由公司安监部门负责人主持，发电、供电及施工企业安监负责人参加；发电、供电及施工企业应每月召开一次安全网例会，由企业安监部门负责人主持，安全网成员参加。5、安全检查。发电、供电及施工企业应根据情况进行定期和不定期安全检查。春季或秋季安全检查应结合季节特点和事故规律每年至少进行一次。安全检查前应编制检查提纲或“安全检查表”，经主管领导审批后执行。检查内容以查领导、查思想、查管理、查规程制度、查隐患为主，对查出的问题要制定整改计划并监督落实。安全检李应逐步结合安全性评价进行。6、安全简报。公司系统各有关单位应定期或不定期编写安全简报、通报、快报，综合安全情况，分析事故规律，吸取事故教训。安全简报至少每月一期。第三节第三节 变电站倒闸操作过程监控变电站倒闸操作过程监控 无人值班变电站倒闸操作影响重大，事关设备和人身安全，直接关系到供电公司的供电可靠性。正是因为倒闸操作的重要性，整个操作过程包括了操作前准备、接令、操作票的填写、操作预演、过程监护、质量检查等步骤，应该严格按照规定的要求执行一、变电站倒闸操作前由站长或值长组织全体当值人员一、变电站倒闸操作前由站长或值长组织全体当值人员做好如下准备做好如下准备 1、明确操作任务和停电范围，并做好分工；2、拟订操作顺序，确定挂地线部位、组数及应设的遮栏、标示牌。明确工作现场临近的带电部位，并订出相应措施；3、考虑到保护和自动装置的相应变化，以及应断开的交、直流电源和防止电压互感器、所用变二次反高压等问题，并采取相应的措施；4、分析操作过程中可能出现的问题和应采取的措施；5、与调度联系后写出操作票草稿，由全体人员讨论通过，再由站长或值长审核批准；6、预定的一般操作应按上述要求进行准备；7、设备检修后，进行操作前应认真检查设备状况，以及一、二次设备的分合位置与工作前是否相符合。二、变电站倒闸操作的接令二、变电站倒闸操作的接令 1、调度命令的接受，应由相关上级批准的人员进行，接令时主动报出变电站名称和接令人姓名，并问清楚下令人姓名、下令时间；2、接令时应随听随记，接令完毕，应将记录的全部内容向下令人复诵一遍，并得到下令人认可。3、接受调度命令时，应做好录音；4、如果认为该命令不正确时，应向调度员报告，由调度员决定原调度命令是否执行。但当执行该项命令将威胁人身、设备安全或直接造成停电事故，则必须拒绝执行，并将拒绝执行命令的理由，报告调度员和本单位领导。三、变电站倒闸操作的操作票填写三、变电站倒闸操作的操作票填写 1、操作票由操作人填写；2、“操作任务”栏应根据调度命令内容填写；3、操作顺序应根据调度命令参照本站典型操作票和事先准备好的操作票草稿的内容进行填写；4、操作票填写后，由操作人和监护人共同审核（必要时经值长审核），检查无误后由监护人和操作人分别签字，在开始操作时填入操作开始时间。1、操作预演前应结合调度命令核对当时的运行方式；2、操作预演由监护人按操作票所列步骤逐项下令，由操作人复诵并模拟操作；3、操作预演后应再次核对新运行方式与调度命令是否相符合；五、变电站倒闸操作的过程监护五、变电站倒闸操作的过程监护 1、操作人和监护人一起到被操作设备处，指明设备名称和编号，监护人下达操作命令；操作人手指操作部位，复诵命令；2、监护人审核复诵内容和手指部位正确后，下达“执行”令；3、操作人执行操作；4、监护人和操作人共同检查操作质量；5、监护人在操作票本步骤前划执行勾“”，再进行下一步操作内容。6、操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。7、由于设备原因不能操作时，应停止操作，检查原因，不能处理时应报告调度和生产管理部门。禁止使用非正常方法强行操作设备。六、变电站倒闸操作的质量检查六、变电站倒闸操作的质量检查 1、操作完毕全面检查操作质量。2、检查确认无问题后应在操作票上填入终了时间，并在最后一步下边加盖“已执行”章，报告调度员操作执行完毕。四、变电站倒闸操作的操作预演四、变电站倒闸操作的操作预演 七、倒闸操作流程图七、倒闸操作流程图 调度员根据工作内容，首先在调度自动化系统上进行模拟操作；利用调度自动化系统的高级应用功能，评价操作的正确性和操作后系统的安全系数；根据操作情况，自动化系统自动生成操作票并进行核对检查；调度员把模拟生成的操作票传真到变电站；变电站操作人员根据现场情况审核操作票无误后，通过电话与调度员核对操作票内容和编号；操作人员戴好操作专用安全帽和对讲设备，在变电站一次系统图前进行模拟操作，之后到工器具室取操作工具和接地线。操作过程中，调度员利用现场的固定摄像头及操作人员安全帽中携带的摄像头监视操作人员所到设备间隔是否正确，操作的设备是否和票中所列相符，操作结果是否正确；同时，操作人员利用实时对讲系统复述操作内容，得到调度员明示操作后再进行操作。录音系统和录像系统同期实时进行操作现场的影、音录制工作。操作完毕后，调度员和操作人员对操作票进行存档。根据倒闸操作的相应要求，绘制出对应的倒闸操作流程图。1、停电倒闸操作流程图工区向调度申请停电计划作业班组填写工作票工作票送到集控中心集控中心审核工作票调度下达停电计划工作许可人受理计划工作许可人审核计划危险点分析集控中心填写操作票集控中心审核工作票集控中心填写工作票集控中心复查工作票操作前准备操作票签字检查模拟图版操作模拟演示审核操作票联系调度操作值班长下令操作进行操作操作结束后检查布置现场安全措施汇报调度操作结束操作票整理图5-1停电倒闸操作流程图 2、送电倒闸操作流程图 图5-2送电倒闸操作流程图工作结束工作负责人自检合格作业班组填写验收卡检查各项交待合格，有可投运结论调度下达送电计划工作许可人验收合格工作票结束集控中心填写操作票集控中心操作前准备操作结束汇报调度进行操作值班长下令操作操作模拟演习拆除现场安全措施操作结束后复查操作票整理填写有关记录操作票签字操作模拟演习 1、当班班长或工作许可人受令。2、与调度员互通变电站名、姓名。3、准备好操作记录簿，并记录以下内容：（1）下达操作计划时间。（2）调度员姓名及受令人姓名。（3）操作任务。（4）系统运行方式。（5）停送电时间。（6）作业时间。（7）工作负责人。（8）操作指令号、指令项。（9）综合令逐项令。4、受令人给调度员复诵操作计划内容无误。第四节第四节 变电站倒闸操作标准变电站倒闸操作标准一、受理调度下达的操作计划一、受理调度下达的操作计划二、审核研究操作计划，进行危险点分析二、审核研究操作计划，进行危险点分析 1、班长审核操作计划的可行性。2、检查模拟图板与当时系统接线方式。3、检查线路保护能否切至被代线路保护定值。4、检查工作票所列的工作任务与操作计划中检修内容是否致。5、检查停电作业设备工作是否安全。6、调度下达的作业时间和操作时间是否合理。7、根据工作计划，确定接地线组数及安装地点。8、根据操作计划，制定所需操作票的份数，制定操作方案。9、操作计划有疑问时，联系调度询问清楚，并有根据地提出问题。10、对操作中的危险点进行分析并填写危险预知卡。11、班长指派值班员填写操作票，并根据工作任务，填写检修项目表。三、填写操作票三、填写操作票 1、由班长指派有权操作的值班员填写操作票。2、操作人、监护人依据操作计划、工作任务、系统运行方式、保护使用方式和现场实际情况，根据研究确定的操作方案，由操作人填写操作票。3、填写操作票要求：(1)操作任务必须准确。(2)填写操作票内的项目和内容依据安规2.3.3条。(3)操作票应用钢笔或圆珠笔填写，一张票内错字不能超过两个字。(4)操作票的填写术语应按两票管理制度执行。(5)应联系调度的操作项目，在项目前盖“联系调度”章(需要联系调度的项目有：拉、合断路器及线路隔离开关，装、拆线路侧接地线，拉、合线路侧接地刀闸，投人、退出保护，拉、合运行开关的操作直流及调度下达逐项操作顺序的操作项目)。(6)操作票填写一律用中文和阿拉伯数字。(7)每张操作票只能填写一个操作任务。(8)保护使用依据：1)调度命令投入退出保护连接片和切换电压把手。2)继电保护定值通知单。3)保护连接片图。(9)线路停电作业，继电保护定检时，将线路保护连接片全部退出。连接片的投入和退出必须填写操作票。(10)切换电流互感器端子部件必须确定该回路开关在断开位置后再切换端子，防止保护误动或电流互感器开口。(11)切换电压把手或电压回路前应退出代电压的保护连接片。(12)拆除两组以上地线时：检查XX号XX号XX号共XX组确已拆除。(13)拆除两组及以下地线分项检查。四、审核操作票四、审核操作票 1、操作票填写完成，操作人自检无问题后，交给操作监护人审查无问题后，再交给班长审查无问题后，最后交给站长审查(即四级审查)。2、二操作票审核依据：操作计划；工作票内所列的工作计划；当时系统接线；保护连接片图及保护使用规定；保护定值通知单；工作现场条件；有关规程。3、审票人在审票时发生疑问，必须询问清楚，严禁使用不合格的操作票。五、模拟演习五、模拟演习1、班长组织全值人员进行模拟演习。2、监护人唱票，操作人复诵，其他人员认真检查有无问题。3、每演习完一项，监护人检查无问题后在操作票模拟演习栏内打蓝色“”。4、模拟演习结束后，全体人员对模拟图板进行检查应确无问题。六、操作票签字六、操作票签字1、操作票模拟演习无问题后，进行操作票签字。2、签字人员：操作人、监护人、值班长。七、操作前准备七、操作前准备1、班长组织召开安全会议。主要内容是根据查找的危险点，制定严密的控制措施并落实责任人，通报全体值班人员。2、工器具准备：(1)由操作人、监护人负责准备安全绝缘靴、绝缘手套、安全帽、绝缘杆、验电器、操作棒、接地线、对讲机。(2)装卸高压可熔性熔断器应准备护目镜、绝缘垫、专用工具。(3)雨天操作应准备防雨罩。(4)由值班长检查操作人、监护人服装是否合格，准备的工具是否合格。(5)准备安全用具时必须检查电压等级是否合适，试验合格且在有效使用期内。3、填写有关资料。八、值班长联系调度操作八、值班长联系调度操作1、汇报调度操作准备工作全部结束，可以进行操作。2、与调度员明确此次操作是“逐项令”还是“综合令”。3、得到调度员可以操作的命令后，值班长命令监护人、操作人开始操作。4、值班长与调度联系时，要认真记录；互通姓名；使用操作术语(设备用双重名称)；下令操作时间。九、操作九、操作1、断路器倒闸操作（1）开关合闸送电前，必须检查是否满足下列条件：1）开关经检修投运前，均应作外部检查并试操作正常；2）开关合闸前，应检查相应刀闸和开关的位置；确认继电保护及自动装置已按规定投入,现场满足送电条件；3）合闸弹簧已储能；4）SF6气体压力正常，检查合闸回路完好；5）测控单元、开关汇控柜或机构箱内“远方/就地”选择开关均在远方位置；6）继电保护已按规定投入，开关每次操作后，还应检查相应指示、信号、负荷等正确。开关投运前，应检查接地线是否全部拆除、防误闭锁装置是否正常。（2）开关合闸后的检查：1）红灯亮，机械指示应在合闸位置；2）送电回路的电流、功率及计量是否显示正确；3）弹簧操作机构，在合闸后应检查弹簧是否储能；（3）断路器分闸后的检查1）绿灯亮，机械指示在分闸位置；2）检查各种数据显示正确。3）开关每次分合闸后，都应到现场检查其机械指示位置是否正确；拐臂、传动杆位置是否正确，保证开关已正确分、合闸，同时检查开关本体有无异常。4）开关分、合闸操作时，若远控失灵，应查明原因，必要时应通知检修人员协助处理。开关两侧均有电压时，不允许进行操作，合闸操作必须投入同期回路，特殊情况下经调度同意、公司总工批准，可以解除同期回路进行操作。（4）断路器操作过程1）控制开关的操作，应按分解动作进行，监护人唱票“断开（合上）XX1”，操作人复诵“断开（合上）XX1”监护人发出“对，执行”的命令，操作人答“是”后将开关控制把手切至预分（预合）位置，此时灯光指示发出闪光，操作人再次手指设备编号进行复诵“断开（合上）XX1”，监护人确认无误后发出“对，执行”的命令，操作人回答“是”后，才能将开关控制把手切至分闸（合闸）位置。2）断合开关后监护人发出“检查XX1断开（合闸）位置”的命令，操作人复诵并查看表计、灯光、位置指示器以及机构指示（合闸或分闸）位置后，汇报监护人“检查XX1确已断开（合闸）”。3）就地操作的开关进行断合操作时，监护人、操作人应避开开关遮栏网（柜门）站立。4）两个开关互相替代的操作时，必须考虑操作开关在断合的过程中可能出现的非全相现象，因而操作过程中必须将运行开关可能误动的有关零序保护解除。2、隔离开关操作隔离开关的操作必须在断路器拉开后进行。（1）监护人手持操作票，携带开锁钥匙，操作人拿安全工器具和绝缘手套，在核对设备编号、位置及实际运行状态后，操作人在监护人监护下，做好操作准备。（2）操作人和监护人面向被操作设备的名称编号牌，由监护人按照操作票的顺序逐项唱票。操作人应手指设备名称编号，逐字复诵，监护人确认操作人复诵无误后，发出“对”的操作口令，并将钥匙交给操作人。（3）操作人打开闭锁后，再次手指设备名称编号逐字复诵，监护人确认操作人复诵无误后，发出“对，执行”的操作口令，操作人答“是”后进行操作。（4）监护人发出检查刀闸拉开（合闸）位置的命令后，操作人详细检查A、B、C三相刀闸的实际位置及接触情况，确认无误后汇报监护人“XXX刀闸三相确已拉开（合好）”。（5）对带有闭锁销子的刀闸要详细检查刀闸闭锁销子确已插入，闭锁良好后将程序锁锁好，钥匙交还监护人。（6）推刀闸时必须迅速果断，用力适当，防止用力过猛造成刀闸损坏。（7）拉刀闸开始时应慢而谨慎，当刀片刚离开固定触头时应迅速，特别是切断较大空载电流，环路电流时，更应迅速果断，以便能够迅速消弧。（8）按规程规定，隔离开关允许进行下列各项操作：1）拉、合电压互感器和避雷器。2）拉、合闭路开关的旁路电流。3）拉、合空载母线连接在母线上设备的电容电流。4）拉、合变压器中性的接地线，但当中性点上接有消弧线圈时，只有系统无接地故障时方可操作。5）可以操作下列容量无负荷空载运行的变压器：电压在10kV以下，变压器容量不超过320kVA。电压在35kV以下，变压器容量不超过1000kVA。6）可以操作电压为35kV以下，长度在5km以内的空载线路。7）可操作电压在10kV，长度在5km以内的空载线路；但在及以下者应使用三联刀闸。3、装拆接地线的操作（1）验电前应先在有电设备上进行试验，确认验电器良好。验电部位的选择应远离设备支持瓷瓶防止造成接地、短路。（2）在停电设备装设地线的部位逐相进行验电。（3）装设接地线时，应先装地线的接地端，再装导体端，拆除时顺序相反。4、二次设备的操作继电保护和自动装置的操作投入或退出一集定值的改变，均应由调度发令进行操作。（1）操作二次设备及检查表计指示时，应先核对盘头名称。（2）二次回路保护压板操作时：1）核对保护盘位置压板编号与压板对应位置，操作人和监护人确认无误后方可进行操作。2）操作人站在绝缘垫上，手扶连接片或切换把手，执行监护复诵制度。3）投入保护前测量连接片端子电压，正确无误后方可投入。（3）装、取保险时，操作人应手指保险挂牌逐字进行复诵，监护人确认无误后方可进行操作。5、拉、合熔断器的操作（1）操作人应站在绝缘垫上，戴绝缘手套并使用专用工具。（2）先拉开负荷开关，再拉开熔断器；拉熔断器时，先拉开中间相，后拉开边相。合时顺序相反。（3）拉直流熔断器时，先拉正极，后拉负极。合时顺序相反。6、倒母线的操作（1）倒母线前，相应的母线保护改为互联方式，母联开关应在运行状态并断开操作电源。（2）对运行的线路倒母线，热倒应先合后拉，冷倒应先拉后合。（3）对多条线路的倒母线操作，应逐条线路倒换，不允许同时合上或拉开。若所倒母线的线路既有运行的又有热备用的，则先操作运行状态的设备，后操作热备用状态的设备。7、同期并列装置合环操作（1）相序、相位一致。（2）频率差不大于0.5Hz。（3）合环两侧电压差基本相等，220kV系统电压差不大于额定电压的20。（4）合环时，一般应经同期装置检定，功角差不大于30度。8、主变停、送电的操作（1）变压器充电或停电时，各侧中性点应保持在接地。变压器投入运行时，一般先从电源侧侧充电，后合上负荷侧断路器。当变压器停电时，操作顺序相反。（2）向空载变压器充电时，充电断路器应有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度，同时应考虑励磁涌流对系统继电保护的影响，主变压器送电操作前，运行人员必须检查设备具备送电条件，冷却装置启动运行正常。（3）主变压器停电操作完毕后，不得立即停止冷却装置运行，应在主变压器停电后继续运行30分钟。（4）新装、大修滤油后的变压器，在施加电压前，静止时间不应少于72小时。若有特殊情况，需经公司总工程师批准。（5）经常处于备用状态和检修后的变压器充电时,须将重瓦斯保护投入跳闸位置,充电良好后,切换到信号位置,经48小时后检查无气体再将重瓦斯保护投入跳闸。（6）变压器在操作过程中，如发现异常情况、故障信号时，应立即停止操作，待查明原因，核实处理后，方可继续进行。（7）主变压器在停送电时，应按分级原则进行，并考虑主变压器分接头位置及电容补偿装置投退情况，确保停（送）电时，各侧电压不超过规定值。不允许主变压器和无功补偿装置同时送电。（8）任何情况下，严禁用刀闸空投或空切主变压器。9、线路操作（1）线路操作前，应正确选择解列点或解环点，减少系统电压波动。对馈电线路一般应先拉开受电端断路器，再拉送电端断路器。送电顺序相反。（2）线路送电端断路器必须有完备的继电保护，并有足够的灵敏度。（3）110kV及以上电压等级的线路，送电端变压器中性点必须至少有一个接地点。（4）新建或检修后相序可能变动，应进行核相工作。10、消弧线圈操作在610kV网络中,极限电容电流Ic30A；2060kV网络中,极限电容电流Ic10A；为避免网络中线路跳闸时可能产生谐振，或者断线时产生过电压，消弧线圈调整为过补偿方式。（1）消弧线圈隔离开关在进行拉、合操作前,必须确认该系统中不存在接地故障，改变消弧线圈分接头位置时，必须将消弧线圈退出运行后再进行。（2）将消弧线圈从一台变压器切换至另一台变压器时，必须将消弧线圈与系统隔离。不能将两台或两台以上的变压器中性点连起来经消弧线圈接地。（3）如中性点位移度超过正常相电压的30%时，或经过消弧线圈的电流35kV电压等级大于10A时，禁止拉开消弧线圈的隔离开关。11、验电（1）验电前应将验电器在有电设备上进行校验，确保验电器合格。（2）执行监护制，确定验电部位后逐项验电，必须确认无电压后才可以进行下一项操作。（3）验电结束后，收好验电器。12、装拆地线（1）装设接地线时，先将接地线接地端良好接地，后装设导体端；拆除接地线顺序相反。（2）装设接地线过程中，不准用手摸地线。（3）调度掌握的地线，没有调度命令不准自行拆除、装设、移动。（4）检查三相确已拆除或三相确已装设好。（5）由专人负责放置或收取地线。13、投入、退出保护连接片操作（1）操作前核对保护盘位置，设备编号；保护使用位置及切换把手位置。（2）操作人站在绝缘垫上，手扶连接片或切换把手，执行监护复诵制度。（3）投入保护前测量连接片端子电压，正确无误后方可投入。十、操作结束十、操作结束1、操作人、监护人对操作全面进行复查无问题后，向值班长汇报。2、值班长向调度汇报操作全部结束，并记录操作的结束时间。3、操作人整理操作票并在执行完的操作票上盖(已执行)章。4、填写有关记录簿。十一、布置现场安全措施十一、布置现场安全措施根据工作票及工作现场的实际情况，结合标准作业指导书；布置现场安全措施。第五节第五节 变电站倒闸操作实例分析变电站倒闸操作实例分析 在发电厂和变电站（如图5-3所示）中，由各种一次电气设备及其连接线所组成的输送和分配电能的电路，称为电气一次回路。电气一次回路中电气设备根据它们的作用，按照连接顺序,用规定的文字和符号绘成的图形称之为电气主接线图(如图5-4所示)。电气主接线是整个发电厂变电所电气部分的主干,它将各个电源点送来的电能汇聚并分配给广大的电力用户，对发电厂变电所电气设备的选择,配电装置的布置,二次接线、继电保护及自动装置的配置,运行的可靠性、灵活性、经济性和安全性等都有着重大的影响 电气主接线是电气运行人员进行各种操作和事故处理的重要依据之一 图5-3 无人值班变电站 母线是电气主接线和配电装置的最重要的设备之一。同一电压等级配电装置中的进出线回路数较多时,通常需要设置母线,以便进行电能的汇集和分配。所以，典型的电气主接线，可分为有母线和无母线两大类。有母线类的主接线包括单母线、双母线及其变形接线；无母线类的主接线主要包括桥形、多角形和单元等接线。无人值班变电站通常用的有单母线分段接线和双母线接线等电气主接线形式，这面我们重点介绍。图5-4 电气主接线一、单母线分段的接线形式一、单母线分段的接线形式1、分析倒闸操作的步骤（1）以给线路L1送电为例:先闭合电源侧隔离开关QS11,再闭合负荷侧隔离开关QS12,最后闭合断路器QF1.（2）以停线路L1的供电为例:先断开断路器QF1，再拉开负荷侧隔离开关QS12，最后拉开电源侧隔离开关QS11。图5-5 单母线分段接线2、单母线分段接线的优、缺点：（1）母线发生故障时，仅故障段停止工作，非故障段仍可继续工作，缩小了母线故障的影响范围。（2）对双回路供电的重要用户，可将双回路分别接于不同母线分段上，保证对重要用户供电。（3）当一段母线故障或检修时，必须断开接在该分段上的全部电源和引出线，这样减少了系统的发电量，并使该段单回线路供电的用户停电。（4）任一出线的断路器检修时，该回路必须停止供电。3、单母线分段带旁路母线接线这种接线增设了一组旁路母线WP以及各出线回路中相应的旁路隔离开关QSP,分段断路器QFd兼作旁路断路器QFp,并设有分段隔离开关QSd(如图5-6所示)。图5-6 单母线分段带旁路母线接线（分段断路器兼作旁路断路器）以检修1QF为例，并且要求线路WLI不停电。简述其倒闸操作步骤：运行前提：所有回路闭合运行，QS1,QS2和QFd闭合。QSd断开，旁路断路器1QSP等断开。倒闸操作步骤：（1）合上QSd（2）断开QFp和QS2（3）合上QS4（4）合上QFd（5）闭合1QSp（6）断开1QF（7）断开1QF两侧的隔离开关 二、双母线接线形式二、双母线接线形式按照上述无人值班变电站倒闸操作的标准,我们某无人值班变电站，其电气主接线形式采用双母线。（如下图5-7所示），我们以倒母线操作为例，进行倒闸操作分析。图5-7 双母线接线1、倒闸操作前的运行方式：363636I母线工作，II母线备用，母联断开运行（如图5-8所示）图5-8 双母线接线倒母线操作过程2、倒闸操作：（1）倒闸操作理论分析1）合母联回路，II母线带电，与II母线相连的 母线隔离开关两侧等电位（如图5-9所示）图5-9 双母线接线倒闸操作2）合与II母线相连的母线隔离开关（如图5-10所示）图5-10 双母线接线倒闸操作3）断开与I母线相连的母线隔离开关（如图5-11所示）图5-11 双母线接线倒闸操作过程4）断开母联及其两侧的隔离开关，所有的线路在II母线上运行（如图5-12所示）。图5-12 双母线接线倒闸操作过程二、二、220kV变电站倒闸操作实例分析变电站倒闸操作实例分析 一个一个220kV变电站，现有主变变电站，现有主变2台，变电容量台，变电容量300MVA。220kV主接线为双母线接线方主接线为双母线接线方式，（如图式，（如图5-13所示）站内配电装置为户外中型；所示）站内配电装置为户外中型；110kV主接线方式为双母线带旁母（沙主接线方式为双母线带旁母（沙110为母联兼旁路）方式，站内配电装置为户外低型。为母联兼旁路）方式，站内配电装置为户外低型。220kV现有出线现有出线3回，分别为信沙线（至信阳变）、申沙线（至华豫电厂）、驻沙线回，分别为信沙线（至信阳变）、申沙线（至华豫电厂）、驻沙线（至驻马店）；（至驻马店）；110kV现有出线现有出线6回，分别为至侯家湾变、五里墩变、宝石桥变、明港变、回，分别为至侯家湾变、五里墩变、宝石桥变、明港变、冶金变、茶都变各冶金变、茶都变各1回。回。10kV为单母线接线，有为单母线接线，有5组电容器。组电容器。此变电站此变电站2000年年_月开始建设，月开始建设，_年年_月月31日投运。截至日投运。截至_年底，已安全运行年底，已安全运行2785天。天。_年此变电站最大用电负荷年此变电站最大用电负荷242MW（_月月08日）。日）。此变电站主要带钢厂、市区及乡镇等重要负荷，以工业负荷为主。此变电站主要带钢厂、市区及乡镇等重要负荷，以工业负荷为主。图5-13 220KV无人值班变电站电气主接线图1、220kV沙港变电站典型操作票(1)沙110kV由双母并列运行倒为沙110kV西母运行，将沙110kV东母停止运行，解除备用,作安全措施1）检查沙110开关确已合好2）断开沙110开关测控屏操作电源空开3）推上沙112西刀闸，检查三相确已合好4）检查沙110kV母差保护屏沙112开关运行状态指示灯正常5）拉开沙112东刀闸，检查三相确已拉开6）检查沙110kV母差保护屏沙112开关运行状态指示灯正常7）推上沙侯1西刀闸，检查三相确已合好8）检查沙110kV母差保护屏沙侯1开关运行状态指示灯正常9）拉开沙侯1东刀闸，检查三相确已拉开10）检查沙110kV母差保护屏沙侯1开关运行状态指示灯正常11）上沙五1西刀闸，检查三相确已合好12）检查沙110kV母差保护屏沙五1开关运行状态指示灯正常13）拉开沙五1东刀闸，检查三相确已拉开14）检查沙110kV母差保护屏沙五1开关运行状态指示灯正常15）检查沙110kV东母负荷已倒至沙110kV西母16）合上沙110开关测控屏操作电源空开17）检查沙110开关电流指示18）断开沙110开关19）检查沙110开关电流指示落零20）检查沙110开关三相确已断开21）断开沙110开关液压机构电源开关22)拉开沙110西刀闸，检查三相确已拉开23）拉开沙110东刀闸，检查三相确已拉开24）检查沙110kV母差保护屏沙110开关运行状态指示灯熄灭25）退出沙110kV母差屏东母电压闭锁压板37XB26）退出沙110kV母差屏保护跳沙110开关压板18XB27）断开沙110kV东母PT二次电压开关28）断开沙110kV东母PT二次计量电压开关29）断开沙110kV东母PT二次测量电压开关30）拉开沙11东表刀闸，检查三相确已拉开31）验明沙110kV东母与沙110东刀闸之间三相确无电压32）推上沙11东母地刀，检查三相确已合好33）退出沙1号主变A柜保护总出口跳沙110母联开关压板34）退出沙1号主变B柜保护总出口跳沙110母联开关压板35）退出沙2号主变A柜保护总出口跳沙110母联开关压板36）退出沙2号主变B柜保护总出口跳沙110母联开关压板（2）沙110kV旁母作安全措施1）检查沙110甲刀闸三相确已拉开2）断开沙110kV旁母PT二次电压空开3）检查沙111旁刀闸三相确已拉开4）检查沙宝1旁刀闸三相确已拉开5）检查沙五1旁刀闸三相确已拉开6）检查沙明1旁刀闸三相确已拉开7）检查沙侯1旁刀闸三相确已拉开8）检查沙112旁刀闸三相确已拉开9）验明沙110甲刀闸与沙110kV旁母之间三相确无电压10）推上沙110旁母地刀，检查三相确已合好(时间)11）验明沙明1旁刀闸与沙110kV旁母之间三相确无电压12）在沙明1旁刀闸与沙110kV旁母之间装设 号地线(时间)（3）沙110