云南电网公司电气操作票业务指导书.docx

Q/CSG-YNPG410024-2014Q/CSG-YNPG410024-20142014-10-31实行云南电网有限责任公司 发布2014-10-31发布Q/CSG云南电网有限责任公司电气操作票业务指导书云南电网有限责任公司作业标准前 言为规范云南电网有限责任公司（以下简称公司）系统内35kV及以上变电站电气操作票的填写规范、执行流程和管理，使操作票在电气操作中起到保人身、设备和电网安全的作用，依据国家有关法律、法规、行业标准及公司有关标准，结合云南电网公司各变电站实际情况，制定本业务指导书。本指导书由云南电网有限责任公司生产设备管理部提出并归口。本指导书由云南电网有限责任公司企业管理部易志生统一编号。本指导书起草部门：云南电网有限责任公司生产设备管理部。本指导书主要起草人：王纪渝、马 力、朱雁斌、周 伟、刘 譞、吴 勇、孙二双、王科鹏。本指导书主要审核人：王 文、蔡晓斌、刘兴明、段荣华、冯彦钊、周 丹。本指导书由薛武批准。本指导书由云南电网有限责任公司生产设备管理部负责解释。目 次1.业务说明12.适用范围13.引用文件14.术语和定义14.1. 设备状态定义24.1.1. 一次设备状态24.1.2. 继电保护状态34.1.3. 安全自动装置状态34.2. 操作术语34.2.1. 电气操作术语34.2.2. 操作常用动词54.2.3. 操作票执行术语54.2.4. 调度指令术语65.管理要点66.流程步骤及说明76.1. 电气操作原则76.1.1. 一般原则76.1.2. 断路器操作原则96.1.3. 隔离开关操作原则116.1.4. 母线操作原则126.1.5. 线路操作原则136.1.6. 变压器操作原则136.1.7. 并联补偿电容器和电抗器操作原则146.1.8. 500kV线路并联电抗器操作原则156.1.9. 消弧线圈的操作原则156.1.10. 继电保护及安全自动装置操作原则156.1.11. 验电接地原则166.2. 操作票管理内容和要求186.2.1. 操作票格式186.2.2. 操作票填写196.2.3. 操作票审核216.2.4. 操作票执行216.2.5. 操作票的终结236.2.6. 操作人和操作监护人资格管理246.2.7. 典型操作票管理246.2.8. 操作票存放管理256.2.9. 操作票检查、统计分析及评价管理256.2.10. 操作票的考核267.附录267.1. 附录A 典型操作票管理流程267.2. 附录B 操作票检查管理流程267.3. 附录C 变电、配电操作票装订封面标准267.4. 附录D 班（站）操作票检查情况表267.5. 附录E 操作票不合格、不规范判据267.6. 附录F 操作票合格率、规范率统计表27云南电网有限责任公司电气操作票业务指导书1. 业务说明本业务指导书规定了云南电网公司系统内35kV及以上变电站电气操作票的填写规范、执行流程和管理，使操作票在电气操作中起到保人身、设备和电网安全的作用。本项业务统一规范策略为“省内统一”，各单位按照此业务指导书执行。2. 适用范围本业务指导书适用于云南电网公司范围内各分、子公司及县级供电企业35kV及以上变电站的操作票的管理。云南电网公司范围各变电运行、基建及外单位施工人员必须严格遵守本业务指导书的规定，云南电网范围内统调发电厂及用户变电站凡涉及与云南电网公司调度系统相关的电气操作按本业务指导书执行。3. 引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡注明日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。中华人民共和国电力法中华人民共和国安全生产法GB 26860-2011电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）GB 26859-2011电力安全工作规程（电力线路部分)GB 26861-2011电力安全工作规程（高压试验室部分）Q/CSG 1 0006-2004中国南方电网有限责任公司电气操作导则中国南方电网有限责任公司电气操作票管理规定中国南方电网电力调度管理规程云南电网调度管理规程4. 术语和定义4.1. 设备状态定义 4.1.1. 一次设备状态 4.1.1.1. 运行状态：指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、断路器、变压器、电抗器、电容器及电压互感器等一次电气设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有相应电压（无论是否带有负荷），且控制电源、继电保护及自动装置满足运行要求。 4.1.1.2. 热备用状态：指设备已具备运行条件，设备继电保护及自动装置满足带电要求，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。母线、变压器、电抗器、电容器及线路等电气设备的热备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧的断路器全部在断开位置，且至少一组断路器各侧隔离开关处于合上位置，设备继电保护投入，断路器的控制、合闸及信号电源投入。断路器的热备用是指其本身在断开位置、各侧隔离开关在合闸位置，设备继电保护及自动装置满足带电要求。 4.1.1.3. 冷备用状态：指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点的状态。 （1） 母线、变压器、电抗器、电容器及线路等电气设备的冷备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧的断路器、隔离开关全部在断开位置。 （2） 断路器的冷备用状态是指断路器在断开位置，各侧隔离开关在拉开位置。 （3） 对于手车式断路器，当断路器断开，手车拉至“试验”位置，即为冷备用状态。 （4） 电压互感器和站用变冷备用状态应为拉开高、低压侧隔离开关或断开断路器，取下（断开）高、低压侧熔断器（空气开关），如高压侧既有隔离开关又有熔断器，则熔断器可不取下。 （5） 母线冷备用状态时应包括该母线电压互感器同时处冷备用。 （6） 线路冷备用状态是指线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置，线路与变电站带电部位有明显断开点，但线路本身处于完好状态。线路处冷备用时，线路电压互感器、高压电抗器可以不拉开高压侧隔离开关，线路高压并联电抗器是否拉开高压侧隔离开关根据调度令执行。 4.1.1.4. 检修状态：指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备已接地的状态。（1） 手车式断路器检修状态：当断路器断开，断开机构操作电源，拔出二次插头、手车拉至“检修”位置（无“检修”位置时拉至柜外）。（2） 断路器检修状态：断路器处于冷备用后，在断路器两侧装设了接地线（或合上了接地开关）的状态。 （3） 线路检修状态：线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置，线路电压互感器处冷备用，变电站线路侧装设了接地线或合上了接地开关的状态。 （4） 主变检修状态：主变各侧有明显断开点或可判断的断开点后，主变各侧装设了接地线（或合上了接地开关）的状态。 （5） 母线检修状态：母线处冷备用后，在该母线上装设了接地线（或合上了接地开关）的状态。4.1.1.5. 空载状态：指电气设备处于运行，但无负荷输出的状态。4.1.2. 继电保护状态 4.1.2.1. 投入状态：指继电保护装置工作电源投入，相应的功能连接片和出口连接片投入的状态。 4.1.2.2. 退出状态：指继电保护装置工作电源投入，通过退出相应的功能连接片或出口连接片，退出部分或全部保护功能的状态。 4.1.2.3. 停用状态：指继电保护装置工作电源退出，出口连接片退出的状态。 4.1.3. 安全自动装置状态 4.1.3.1. 投入状态：指安全自动装置的工作电源投入，出口连接片连接到指令回路的状态。即安全自动装置具备正常的出口动作功能。 4.1.3.2. 投信号状态：指安全自动装置的工作电源投入，出口连接片断开，对外通信通道正常时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，但具备收信、发信功能。 4.1.3.3. 退出状态：指安全自动装置的工作电源投入，出口连接片断开，对外通信通道断开时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，不具备对外发信功能。 4.1.3.4. 停用状态：指安全自动装置工作电源退出，出口连接片断开时的状态。即安全自动装置丧失所有功能的状态。4.1.4. 故障录波、行波测距、保信系统、通信装置4.1.4.1. 投入状态：指工作电源投入、通信正常、装置所有功能正常运行的状态。4.1.4.2. 退出状态：指装置本身功能正常，但功能未发挥作用时的状态。4.1.4.3. 停用状态：指工作电源断开，通信断开，装置丧失所有功能的状态。4.2. 操作术语 4.2.1. 电气操作术语 4.2.1.1. 倒闸操作：是根据操作任务和该电气设备的技术要求，按一定顺序将所操作的电网或电气设备从一种运用状态转变到另一种运用状态的操作。 4.2.1.2. 事故处理：是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。 4.2.1.3. 倒母线：是指双母线接线方式将一组母线上的线路或变压器全部或部分倒换到另一组母线上的操作。 4.2.1.4. 倒负荷：将线路（或变压器）负荷转移至其他线路（或变压器）供电的操作。 4.2.1.5. 母线正常运行方式：调度部门明确规定的母线正常接线方式，包括母联断路器状态。 4.2.1.6. 过负荷：指发电机、变压器及线路的电流超过额定的允许值或规定值。 4.2.1.7. 并列：指发电机（调相机）与电网，或电网与电网之间在同期条件下连接为一个整体运行的操作。 4.2.1.8. 解列：指通过人工操作或自动化装置使电网中断路器断开，使发电机（调相机）脱离电网或电网分成两个及以上部分运行的过程。 4.2.1.9. 合环：指将线路、变压器或断路器串构成的环路内相位相同网络闭合运行的操作。 4.2.1.10. 同期合环：指通过自动化设备或仪表检测同期后自动或手动进行的合环操作。 4.2.1.11. 解闭锁合环：指不经同期闭锁直接合环。 4.2.1.12. 解环：指将线路、变压器或断路器串构成的闭合网络开断运行的操作。 4.2.1.13. 试运行：指发电机、变压器、锅炉等新（大修）设备正式投运前，并入电网运行。 4.2.1.14. 充电：指使线路、母线、变压器等电气设备带标称电压，但不带负荷。 4.2.1.15. 送电：指对设备充电带标称电压并可带负荷。 4.2.1.16. 代路（代供）：指用旁路断路器或其它断路器代替另一断路器运行的操作。 4.2.1.17. 试送电：指线路或变压器等电气设备故障后经处理首次送电。 4.2.1.18. 强送电：指线路或变压器等电气设备故障后未经处理即行送电。 4.2.1.19. 用户限电：指通知用户按调度指令要求自行限制用户用电。 4.2.1.20. 拉闸限电：指拉开线路断路器或负荷开关强行限制用户用电。 4.2.1.21. 停电：指使带电设备转为冷备用状态或检修状态。 4.2.1.22. ×次冲击合闸：指以额定电压给设备×次充电。 4.2.1.23. 零起升压：指给设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压。 4.2.1.24. 零起升流：指给设备由零起逐步升高电流至预定值或直到额定电流。 4.2.1.25. 核相：指用仪表或其它手段检测两电源或环路的相位、相序是否相同。 4.2.1.26. 定相：指新建、改建的线路或变电站在投运前，核对三相标志与运行系统是否一致。 4.2.1.27. 相位正确：指断路器两侧A、B、C三相相位均对应相同。 4.2.1.28. 装设接地线：指通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作。 4.2.1.29. 拆除接地线：指将接地短路线从电气设备上取下并脱离接地的操作。 4.2.2. 操作常用动词 4.2.2.1. 合上：指各种断路器、隔离开关、接地开关、跌落熔断器、空气开关通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作。 4.2.2.2. 断开：指各种断路器、空气开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。 4.2.2.3. 拉开：指各种隔离开关、接地开关、跌落熔断器通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。4.2.2.4. 投入、退出或停用：指使继电保护、安全自动装置、故障录波装置等二次设备达到指令状态的操作。 4.2.2.5. 取下或给上：指将熔断器退出或嵌入工作回路的操作。 4.2.2.6. 投入或切除：指将二次回路的连接片接入或退出工作回路的操作。 4.2.2.7. 插入或拔出：指将二次插件嵌入或退出工作回路的操作。 4.2.2.8. 验电：指用合格的相应电压等级验电工具验明电气设备是否带电。 4.2.2.9. 切换：指将继电保护及自动装置连接片或转换开关功能（或方式）改变的操作。 4.2.2.10. 悬挂或取下：指将临时标示牌放置到指定位置或从放置位置移开的操作。 4.2.2.11. 调整：指将变压器调压抽头位置或消弧线圈分接头切换的操作等。 4.2.2.12. 联跳：指本设备保护装置跳其他设备断路器的操作。 4.2.2.13. 拉出、推入或摇至：指将手车式断路器操作至运行、试验或者检修位置的操作。 4.2.3. 操作票执行术语 4.2.3.1. 操作票：指为了保证电气设备倒闸操作的正确性和安全性，根据下达操作指令（任务）的具体内容，遵循设备的电气操作原则，按一定操作顺序拟定的书面依据。 4.2.3.2. 操作任务：指将电网由一种运行方式转为另一种运行方式，或设备由一种状态转为另一种状态的操作要求。由值班调度员或变电站（发电厂）值班负责人发布变更其管辖电网运行方式或设备运行状态的决定。 4.2.3.3. 模拟预演（模拟操作）：指为保障倒闸操作的正确和完整，在电气设备进行倒闸操作前，将已拟定的操作票在模拟系统上按照已定操作程序进行的演示操作；通过微机防误闭锁装置进行操作票填写的，模拟预演在开票过程中进行。 4.2.3.4. 双重命名：指按照有关规定确定的电气设备中文名称和编号。 4.2.3.5. 复诵：指将对方说话内容进行的原文重复表述，并得到对方的认可。 4.2.3.6. 唱票：指监护人根据操作票内容（或事故处理过程中确定的操作内容）逐项朗诵操作指令、操作人应手指需操作的设备名称朗声复颂指令并得到监护人认可的过程。 4.2.3.7. 回令：指发电厂、变电站运行值班人员或下级值班调度员向发布调度指令的值班调度员报告调度指令的执行情况。 4.2.4. 调度指令术语 4.2.4.1. 综合令：指值班调度员说明操作任务、要求、操作对象的起始和终结状态，具体操作步骤和操作顺序项目由受令人拟定的调度指令。只涉及一个受令单位完成的操作才能使用综合令。 4.2.4.2. 单项令：指由值班调度员下达的单项操作的操作指令。 4.2.4.3. 逐项令：指根据一定的逻辑关系，按顺序下达的多条综合令或单项令。 5. 管理要点5.1. 公司生产设备管理部是云南电网公司操作票的归口管理部门，其职责是：5.1.1. 组织制定云南电网公司操作票管理业务指导书；5.1.2. 指导、督促操作票的执行和管理工作。5.2. 公司安全监管部是云南电网公司操作票的监督管理部门，其职责是：5.2.1. 检查、监督公司系统内各分、子公司操作票执行、管理情况；5.2.2. 对操作票的执行、管理情况提出考核意见。5.3. 各分、子公司生产设备管理部是本单位操作票的归口管理部门，其职责是：5.3.1. 指导、督促、检查本单位操作票的执行和管理工作；5.3.2. 定期对操作票执行情况进行统计分析；5.3.3. 协助本单位操作票培训工作。5.4. 各分、子公司安全监管部是本单位操作票的监督部门，其职责是：5.4.1. 检查、监督本单位操作票执行、管理情况；5.4.2. 对操作票的执行、管理情况提出考核意见。5.4.3. 协助本单位操作票培训工作。5.5. 各分、子公司人力资源部是本单位操作人员培训与资格考核的归口管理部门，其职责是：5.5.1. 负责统筹本单位操作票的培训与考核计划；5.5.2. 负责本单位电气操作人员的资格管理。5.6. 各分、子公司变电运行部门是操作票的执行部门，其职责是：5.6.1. 执行操作票有关规程制度；5.6.2. 定期汇总、统计、分析、上报操作票的执行情况。5.7. 操作票所列人员的安全职责 5.7.1. 值班负责人安全职责： 5.7.1.1. 负责接受调度下达的操作指令并根据操作任务合理安排操作人及监护人； 5.7.1.2. 负责审查操作票操作顺序满足电气操作应遵守的技术原则； 5.7.1.3. 负责批准操作票的执行。 5.7.2. 监护人安全职责： 5.7.2.1. 负责审查操作票操作顺序满足电气操作应遵守的技术原则； 5.7.2.2. 负责按操作票顺序向操作人发布操作指令并对操作人进行监护； 5.7.2.3. 负责对操作人的操作结果进行核实确认； 5.7.2.4. 监督操作人正确使用安全工器具和劳动防护用品。 5.7.3. 操作人安全职责： 5.7.3.1. 负责填写操作票； 5.7.3.2. 负责执行监护人的操作指令； 5.7.3.3. 负责对操作结果进行核实确认； 5.7.3.4. 正确使用安全工器具和劳动防护用品。6. 流程步骤及说明6.1. 电气操作原则 6.1.1. 一般原则 6.1.1.1. 调度管辖设备的电气操作应根据相应调度机构下达的调度指令进行。在紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，现场运行人员可不经调度许可进行操作，但事后应尽快向调度汇报，并说明操作的经过及原因。 6.1.1.2. 接受操作任务时，必须互报单位名称、姓名，使用规范术语、设备双重名称，严格执行复诵制，并做记录，双方录音。 6.1.1.3. 下列情况可以不填用操作票，但应填写操作记录：（1） 事故及紧急状况处理。 （2） 断开、合上断路器、二次空气开关、二次回路开关的单一操作。 （3） 给上或取下熔断器的单一操作。 （4） 投入、切除、切换继电保护（或自动装置）的一块连接片或一个转换开关。 （5） 拉开全站（厂）唯一合上的一组接地开关（不包含变压器中性点接地开关）或拆除全站（厂）仅有的一组接地线。 （6） 查找直流系统接地或摇测绝缘。 （7） 有载调压变压器、消弧线圈分接头的调整。 6.1.1.4. 雷电时严禁进行户外操作（远方操作除外，且执行检查项目时，可通过检查仪表和位置信号等来代替，但雷电后应及时到现场进行检查）。 6.1.1.5. 电气操作应尽可能避免在交接班期间进行。如必须在交接班期间进行，应推迟交接班或操作告一段落后再进行交接班。 6.1.1.6. 禁止不具备资格的人员进行电气操作。 6.1.1.7. 电气设备转入热备用前，继电保护及安全自动装置必须按规定投入。 6.1.1.8. 电网解列操作时，应首先平衡有功与无功负荷，将解列点有功功率调整接近于零，电流调整至最小，使解列后两个系统的频率、电压波动在允许范围之内。 6.1.1.9. 电网并列严禁非同期并列。 6.1.1.10. 电网并列操作的条件如下：（1） 相序一致，相位相同； （2） 电压相等或电压偏差尽量小，允许 500kV电压偏差不超过额定电压10%，220kV及以下电压差不应超过额定电压20%； （3） 频率相同，220kV及以上系统偏差不得大于0.2Hz，110kV及以下系统偏差不得大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。 6.1.1.11. 合环、解环操作前必须考虑潮流、电压的可能变化，是否会引起某一设备的过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。 6.1.1.12. 电网合环点设有同期装置时，宜用检同期进行合环。 6.1.1.13. 电网合环的操作应符合以下条件：（1） 相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零； （2） 500kV电压差不超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%； （3） 500kV的相角差不宜超过20°，220kV的相角差不宜超过25°。 6.1.1.14. 变电操作票实行“三审”制度：即操作票填写人自审、监护人初审、值班负责人复审。三审后的合格操作票在取得调度或值班负责人的正式操作令后执行（两人值班时，值班负责人即为监护人）。 6.1.1.15. 一次设备不得无继电保护运行。一次设备带电前，继电保护及自动装置应齐全且功能完好、整定值正确、传动良好、连接片按定值单要求或调度指令投入相应位置。末端变电站进线断路器无继电保护装置的除外。 6.1.1.16. 系统运行方式和设备运行状态的变化将影响继电保护的工作条件或不满足继电保护的工作原理时，操作之前应及时调整或退出相关继电保护。 6.1.1.17. 倒闸操作前应充分考虑系统中性点的运行方式。 6.1.1.18. 操作前应检查防误操作闭锁装置电源在投入位置，原则上不得在无防误操作闭锁装置或防误操作闭锁装置解锁状态下进行倒闸操作；特殊情况下使用解锁操作按云南电网公司防误闭锁装置管理规定流程执行。 6.1.1.19. 多回并列运行线路，若其中一回需停电，应考虑继电保护及自动装置的调整。在断开断路器前，必须检查其余运行线路负荷分配情况，确保运行线路不过负荷。 6.1.1.20. 变电站 35kV及以下电压互感器高压熔断器或站用变高压熔断器，在发生高压熔断器（保险）熔断需更换及检修要求时，应在拉开高压侧隔离开关和断开（取下）低压侧空气开关（熔断器）且验明设备确无电压并做好安全措施后方可取下更换。 6.1.1.21. 原来已处冷备用状态的设备转为检修状态时，在合接地开关（或装设接地线）前应在操作票中填写检查相关断路器在断开位置、隔离开关在拉开位置的项目。6.1.2. 断路器操作原则 6.1.2.1. 断路器应允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定遮断容量以内的故障电流。 6.1.2.2. 断路器控制电源必须待其回路有关隔离开关全部操作完毕后才可以退出，以防止误操作时失去继电保护电源。 6.1.2.3. 断路器合闸前，应检查继电保护已按定值通知单或调度要求投入，断路器合闸后，应检查断路器确在合闸位置，自动装置已按定值通知单或调度要求投入。 6.1.2.4. 检查断路器确在合闸位置时应包括项目：（1） 位置指示应正确； （2） 应有负荷指示； （3） 机械指示应在合闸位置，传动机构应在合闸状态； （4） 弹簧操作机构应检查弹簧是否储好能； （5） 液压操作机构，应检查油泵电机打压恢复正常； （6） 气动机构，操作气压应满足规程要求。 6.1.2.5. 断路器分闸前，应根据负荷情况判断断路器断开后，并联回路是否会过负荷，是否会引起对用户停电，继电保护及自动装置是否满足要求，是否需要改变；如有疑问，应向值班调度员问清后再进行操作。断路器分闸后，应检查断路器在分闸位置，有并联回路的应检查负荷转移是否正常。 6.1.2.6. 断路器分闸操作时，若发现断路器非全相分闸，应立即合上该断路器。断路器合闸操作时，若发现断路器非全相合闸，应立即断开该断路器，并向相关调度汇报。 6.1.2.7. 检查断路器在分闸位置时应包括以下项目：（1） 位置指示应正确； （2） 应无负荷指示； （3） 机械指示器应在分闸位置，传动机构在分闸状态。 6.1.2.8. 旁路断路器代供操作，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后断开，再用被代断路器的旁路隔离开关对旁路母线充电，最后用旁路断路器合环。6.1.2.9. 用旁路断路器代供线路断路器前，旁路断路器继电保护应调整定值与被代断路器定值相符并正确投入，重合闸切除，在旁路断路器合环后，先退出被代线路断路器重合闸，再投入旁路断路器重合闸。恢复时顺序应相反。 6.1.2.10. 旁路断路器代供装有双高频保护的线路断路器时，并联前，应先将线路断路器不能切换至旁路的高频保护停用，并联后，将能切换至旁路的高频保护切换至旁路。线路断路器恢复与旁路并联运行后，应将能切换的高频保护再切换至本断路器运行，旁路断路器断开后，投入不能切换至旁路的高频保护。 6.1.2.11. 旁路断路器代主变压器断路器运行，代供电前应切除旁路断路器自身的线路继电保护及重合闸连接片，投入相关继电保护和自动装置跳旁路断路器的连接片。旁路断路器电流互感器与主变电流互感器转换前退出主变差动保护连接片，代供电完成后测量主变压器差动保护出口连接片各端对地电位或确认差流正常后,再投入主变压器差动保护连接片。 6.1.2.12. 进行旁路断路器代供操作时，若旁路断路器与被代线路断路器不在同一段母线上时，应检查分段断路器确在合闸位置。 6.1.2.13. 使用母联兼旁路断路器代替其它断路器时，应考虑母线运行方式改变前后，母联断路器继电保护和母线继电保护整定值的正确配合。 6.1.2.14. 进行无专用旁路断路器的代路（兼供）操作解（合）环时，应将该环路内的断路器的操作电源断开。 6.1.2.15. 下列情况下，必须退出断路器自动重合闸装置：（1） 重合闸装置异常时； （2） 断路器灭弧介质及机构异常，但可维持运行时； （3） 断路器切断故障电流次数超过规定次数时； （4） 线路带电作业要求退出自动重合闸装置时； （5） 线路有明显缺陷时； （6） 对新投或事故处理后的线路送电时； （7） 其他按照规定不能投重合闸装置的情况。 6.1.2.16. 不得用装有电抗器的分段断路器代替母联断路器倒母线。 6.1.2.17. 在进行操作的过程中，遇有断路器跳闸时，应暂停操作。 6.1.2.18. 断路器在操作处冷备用时可不断开其控制、储能电源（有工作需要切除的除外）。 6.1.3. 隔离开关操作原则 6.1.3.1. 不得用隔离开关拉合带负荷设备或带负荷线路。 6.1.3.2. 不得用隔离开关拉开、合上空载主变。 6.1.3.3. 可使用隔离开关进行下列操作：（1） 拉开、合上无故障的电压互感器及避雷器。 （2） 在系统无故障时，拉开、合上变压器中性点接地开关。 （3） 拉开、合上站内无阻抗的环路电流。 （4） 用屋外三联隔离开关可拉开、合上电压在 10kV及以下，电流在 9A以下的负荷电流(室内不可以)。（5） 拉、合无故障站用变压器（站用变高压侧未配置断路器的情况下）。 6.1.3.4. 单相隔离开关和跌落熔断器应按以下顺序操作：（1） 三相水平排列者，停电时应先拉开中相，后拉开边相，送电操作顺序相反； （2） 三相垂直排列者，停电时应从上到下拉开各相，送电操作顺序相反。 6.1.3.5. 不得用隔离开关拉开、合上故障电流。 6.1.3.6. 不得用隔离开关将带负荷的电抗器短接或解除短接。6.1.3.7. 电压互感器停电操作时，先断开二次空气开关（或取下二次熔断器），后拉开一次隔离开关。送电操作顺序应相反。一次侧未并列运行的两组电压互感器不得二次侧并列。 6.1.3.8. 采用电动方式操作隔离开关后，必须断开隔离开关操作机构电源。 6.1.3.9. 在进行停、送电操作时，操作隔离开关前，必须检查断路器在分闸位置，操作后必须检查其分闸、合上位置，合上时检查三相接触良好，拉开时检查三相断开角度距离符合要求。 6.1.3.10. 隔离开关常规操作前，必须投入相应断路器控制电源。当用隔离开关进行等电位拉（合）环路时，应先检查环路中的断路器确在运行状态，并断开断路器的控制电源，然后再操作隔离开关。6.1.4. 母线操作原则 6.1.4.1. 母线操作时，应根据继电保护的要求正确调整母线差动保护运行方式。 6.1.4.2. 母线停、送电操作时，应做好电压互感器二次切换，防止电压互感器二次侧向母线反充电。 6.1.4.3. 用母联断路器对母线充电时，应投入母联充电保护（或母线充电保护），充电正常后退出充电保护。 6.1.4.4. 倒母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。 6.1.4.5. 对于曾经发生谐振过电压的母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。如果断路器带有断口均压电容器会与电磁式母线电压互感器发生谐振的，在停母线操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开电压互感器一次隔离开关 ,然后再断开断路器（送电操作顺序相反） 。6.1.4.6. 倒母线操作，应按规定投入退出和转换有关线路继电保护及母差保护、互联压板，倒母线前应断开母联断路器的控制电源。 6.1.4.7. 仅进行热备用间隔设备的倒母线操作时，应先将该间隔操作到冷备用状态，然后再操作到另一组母线热备用状态。这样的操作不得断开母联断路器的操作电源。 6.1.4.8. 运行设备倒母线操作时，母线隔离开关必须按“先合后拉”的原则进行。在多个设备倒母线操作的过程中，也可以先合上所有需要转移到运行组母线上的隔离开关，再由现场检查人和现场监护人对电压、电流切换情况进行检查，正确后再依次拉开所有需要停电组母线上运行的隔离开关。 6.1.4.9. 在停母线及电压互感器操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开电压互感器一次隔离开关（送电操作顺序相反） 。6.1.4.10. 母联断路器停电，应按照断开母联断路器、拉开停电母线侧隔离开关、拉开运行母线侧隔离开关顺序进行操作（送电操作顺序应相反）。 6.1.4.11. 两组母线的并、解列操作必须用断路器来完成。6.1.5. 线路操作原则 6.1.5.1. 线路送电操作顺序，应先合上母线侧隔离开关，后合上线路侧隔离开关，再合上断路器，停电操作时顺序应相反。3/2接线方式的，线路送电时宜先合上母线侧断路器，后合中间断路器，应选择大电源侧作为充电侧，停电操作时顺序相反。 6.1.5.2. 线路停、送电时，应防止暂态过程衰减后线路末端电压超过额定电压的 1.15倍。 6.1.5.3. 500kV线路停电应先断开装有并联高压电抗器一侧的断路器，再断开另一侧断路器，送电时应相反。无并联高压电抗器时，应根据线路充电功率对系统的影响选择适当的停、送电端，避免装有并联高压电抗器的 500kV线路不带并联高压电抗器送电。 6.1.5.4. 多端电源的线路停电检修时，必须先断开各端断路器及相应隔离开关后，方可装设接地线或合上接地开关，送电时顺序应相反。6.1.5.5. 220kV及以上电压等级的长距离线路送电操作时，线路末端不得带空载变压器。 6.1.5.6. 用小电源向线路充电时应考虑继电保护的灵敏度，并防止发电机产生自励磁。 6.1.5.7. 检修、改造后相位有可能发生变动的线路，恢复送电时应进行核相。 6.1.5.8. 线路转为检修状态后，变电站值班负责人应向管辖该线路的值班调度员申请，在线路断路器和隔离开关操作把手上悬挂“禁止合闸，线路有人工作！ ”的标示牌。应在值班调度员许可后，由变电站运行人员执行。6.1.6. 变压器操作原则 6.1.6.1. 变压器并联运行应符合以下条件：（1） 电压比相同； （2） 阻抗电压相同； （3） 接线组别相同。 6.1.6.2. 电压比和阻抗电压不同的变压器，必须经过核算，在任一台都不会过负荷的情况下可以并联运行。 6.1.6.3. 变压器并联或解列运行前，应检查负荷分配情况，确认并联、解列后不会造成任一台变压器过负荷。 6.1.6.4. 新投运或大修后的变压器应进行核相，确认无误后方可并联运行。 6.1.6.5. 变压器停送电应进行以下操作：（1） 停电操作，应先停低压侧、再停中压侧、最后停高压侧（升压变压器和并联运行的变压器停电时可根据实际情况调整顺序），操作过程中可先将各侧断路器操作到断开位置，再逐一按照由低到高的顺序操作隔离开关到拉开位置，隔离开关的操作必须按照先拉变压器侧隔离开关，再拉母线侧隔离开关的顺序进行。送电操作时顺序应相反。（2） 强油循环变压器投运前，应按制造厂说明书和继电保护的要求先将冷却装置投入运行。（3） 切换变压器时，应确认并入的变压器带上负荷后才可停下待停的变压器。 6.1.6.6. 变压器中性点接地开关应进行以下操作：（1） 在 110kV及以上中性点直接接地系统中，变压器停、送电及经变压器向母线充电时，必须将中性点接地开关先合上，随后进行其它操作，操作完毕后，按系统方式要求决定是否拉开（操作前或后应进行中性点继电保护的相应切换）。（2） 并联运行中的变压器中性点接地需从一台倒换至另一台变压器运行时，应先合上另一台变压器的中性点接地开关，再拉开原来接地变压器的中性点接地开关。（3） 变压器中性点带消弧线圈运行的，当变压器停电时，应先拉开中性点隔离开关，再进行变压器操作，送电顺序应相反。变压器带中性点消弧线圈送电或先停变压器后不得拉开中性点消弧线圈。（4） 110kV及以上变压器处于热备用状态时，其中性点接地开关应合上。 6.1.6.7. 未经试验和批准，500kV无高抗长线路末端带空载变压器不宜充电，如需操作时电压不应超过变压器额定电压的 110%。 6.1.6.8. 变压器有载调压分接开关的应进行以下操作：（1） 不得在变压器生产厂家规定的负荷和电压水平以上进行主变分接头调整操作。（2） 并联运行的变压器，其调压操作应轮流逐级或同步进行，不得在单台变压器上连续进行两个及以上的分接头变换操作。（3） 多台并联运行的变压器，在升压操作时，应先操作负载电流相对较小的一台，再操作负载电流较大的一台，以防止环流过大，降压操作时顺序应相反。 6.1.7. 并联补偿电容器和电抗器操作原则 6.1.7.1. 当母线电压低于调度下达的电压曲线时，应先退出电抗器，再视电压情况投入电容器。 6.1.7.2. 当母线电压高于调度下达的电压曲线时，应先退出电容器，再视电压情况投入电抗器。 6.1.7.3. 调整母线电压时，应先采用投入或退出电容器（电抗器），然后再调整主变压器分接头。 6.1.7.4. 正常情况下，刚停电的电容器组，若需再次投入运行，必须间隔 5min以上。 6.1.7.5. 电容器停、送电操作前，应将该组无功补偿自动投切功能退出。 6.1.7.6. 电容器组停电接地前，应待放电完毕后方可进行验电接地。 6.1.7.7. 当全站失压或供电段母线失压时，应退出电容器组运行。6.1.8. 500kV线路并联电抗器操作原则 6.1.8.1. 拉开、合上 500kV并联电抗器隔离开关前，其所在的 500kV线路必须停电。 6.1.8.2.