工作票、操作票、停电申请书管理规定

工作票、操作票、停电申请书管理规定（通用6篇）

工作票、操作票、停电申请书管理规定 篇1

工作票、操作票、停电申请书管理规定

1、主题内容与适用范围

1.1 本规定规定了XX电业局工作票、操作票、停电申请书（以下简称“两票一书”）的种类、使用范围、填写要求、执行程序、审核评价及各职能处室和各类人员的管理职责和安全责任。

1.2 本规定适用于XX电业局变电、线路、配电、农电和用户电气设备及基建安装工作中两票一书的执行和管理。

2、引用标准

2.1 电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）DL408－91； 2.2 电业安全工作规程（电力线路部分）DL409－91； 2.3 农村低压电气安全工作规程 DL477－2001；

2.4 川电生[1996]196号文《变电倒闸操作票规范化实施细则》； 2.5 XX电业局《调度管理规程》。

3、管理职能

3.1 全局建立以局长为首的三级两票一书管理和安全保证监督网，由生产副局长具体负责对两票一书的执行情况进行指导、检查、监督和管理。

3.2 电业局生技处是全局两票一书的归口管理部门，负责两票一书的管理及本规定的解释；安监处负责监督全局两票一书的贯彻执行和考核；调度通讯局负责全局调度系统停电申请书的技术管理；各车间由主管生产负责人和生技科长负责本车间的两票一书管理，安监员负责监督检查本车间的两票一书执行情况。3.3 凡从事两票一书工作范围内的部门和各级人员，均应严格执行上级规定和本规定。各部门可根据现场情况制定补充条文，经电业局总工程师批准后执行。

4、通用部分 4.1 通用术语 4.1.1 设备术语： 一、二次设备按原水利电力部调度通讯局颁发的《电力系统调度术语》（试行）的标准填写。如一次设备“断路器、隔离开关、保险”分别以“开关、刀闸、熔断器”填写（二次保险仍填写为“保险”）。4.1.2 状态术语：

设备的四种状态为“运行、备用、停用、检修”；220kV变电站可按省调要求对设备的四种状态采用以下写法：“运行、热备用、冷备用、检修”（两种写法中“备用”对应于“热备用”，“停用”对应于“冷备用”）。4.1.3 操作术语：

开关、刀闸、令克的操作为“合上、拉开”；熔断器的操作为“给上、取下”；继电保护及自动装置、压板的操作为“投入、退出”；接地线的操作为“装设、拆除”；转换开关的操作为“从XX位置切至XX位置”。4.2 书写的一般格式要求

4.2.1 工作票用圆珠笔采用一式二份的复写方式填写；操作票用钢笔填写；停电申请书可用钢笔或圆珠笔填写。

4.2.2 工作票、操作票、停电申请书填写应内容正确，字迹清楚，不得随意涂改。出现错、漏字处需要修改时，应在错、漏字处画“=”并在该处盖“校对”章后，紧接着后面书写（停电申请书附图部分一律不得涂改）。修改不得超过三处（停电申请书中经调度部门同意的时间改动一次为一处），“拉、合”等关键字及设备调度命名、编号和操作时间不得修改。

4.2.3 工作票的工作内容栏和操作票的操作任务栏中的设备必须填写电压等级和双重编号。电压单位用“kV”表示，电压符号如“Uab”，下标“ab”用小写，对符号“U”一次设备用大写，二次设备用小写。编号用阿拉伯字书写，并加“＃”在编号前面，如“＃5开关”、“＃53刀闸”等；母线分段编号用罗马数字（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ等）书写，如“10kVⅠ段母线”、“35kVⅡ段母线”等。工作票中属同一电压等级的出线，只在第一个设备前书写电压等级，以后的同一电压等级的单个设备名称之间用顿号分开。班组小工作票的填写参照执行。

4.2.4 操作票中开关操作时间必须填写，格式为“XX:XX”，其中前两位表“时”，后两位表“分”，如：操作时间为“8点35分”表示为 “08:35”；操作时间为“17点30分”表示为“17 :30”。

5、工作票

5.1 工作票的种类与使用范围

5.1.1 我局现行使用和执行的工作票共有六种： a、变电第一种工作票； b、变电第二种工作票； c、线路第一种工作票； d、线路第二种工作票；

e、农村低压工作票（简称低压工作票）； f、班组小工作票（简称班组派工单）。5.1.2 变电、线路第一种工作票的使用范围：

a、高压设备（包括变电和线路）上工作需要设备全部或部分停电者； b、高压室内的二次接线，照明回路或配电变压器台架、配电变压器室内的工作，需要将高压设备（包括变电和线路）停电或做安全措施者。5.1.3 变电、线路第二种工作票的使用范围：

a、带电作业和在带电设备外壳上（或带电线路杆塔上）的工作； b、控制器和低压配电器、配电箱、电源干线上的工作； c、二次接线上的工作，无需将高压设备停电者；

d、非当值值班人员用绝缘棒和电流互感器定相或用钳形电流表测量高压回路的电流；

e、低压控制、通讯、监控、照明回路上的工作； f、变电站内非电气设备上的工作。5.1.4 事故调查、处理：

5.1.4.1 对电气设备的事故调查、设备紧急缺陷处理以及供电设备的事故抢修，可以不填写第一、二种工作票，但必须认真作好安全措施，由有权签发工作票人员来明确工作负责人，严格履行许可手续，并在命令记录由许可人签名记录。5.1.4.2 凡符合下列条件之一者，可定性为设备事故抢修和紧急缺陷处理： a、因110kV及以上母线停运造成大面积停电，而系统短时间内无法转移负荷者； b、因35kV及以上设备缺陷持续存在或有迅速恶化趋势而负荷无法转移，需立即处理者；

c、在供给重要的一类负荷的线路和母线上进行的设备缺陷或事故处理；

d、对尚无法鉴定设备是否出现严重故障或缺陷而又无法停电的设备所进行的诊视、检查； e、对站用变、直流系统的紧急处理。5.1.5 低压工作票的使用范围： 低压工作票分低压第一、第二种工作票：对所有低压停电工作均使用低压第一种工作票；对低压间接带电作业（指工作人员与带电设备非直接接触，持绝缘工具对带电设备进行作业）使用低压第二种工作票。对不需停电进行作业，如：刷写杆号或用电标语、悬挂警示牌、杆根培土等工作，按口头指令执行即可。

5.1.6 班组派工单（小工作票）的使用范围：

小工作票的使用只限于班组在第一、第二种工作票工作中，由工作负责人签发的工作班组进行分小组工作时的小组工作派工单及工作任务安排。

5.2 工作票的填写除严格执行DL408－91中3.1、DL409－91中3.1和DL477－2001中5.1条的规定外，还应按下列要求进行：

5.2.1 工作票由工作票签发人填写签发，也可由工作负责人填写，由工作签发人签发。“三种人”，既工作票签发人、工作负责人、工作许可人，应每发文公布。工作票签发人由各单位上报，经电业局安监处审查并报电业局总工程师批准为有权签发工作票人员，并明确签发工作的种类（工作票原则上由管辖该设备的单位有权签发工作票人员签发）；工作负责人、工作许可人由各单位生技科相关专责提出，报本单位生产副局长批准后可担任工作负责人和工作许可人，检修公司相关人员名单抄送各车间。

5.2.2 低压工作票签发人应由供电所熟悉技术、现场设备的人员，或电力用户有经验的人员担任，并应经过各县级供电部门考核批准并公布。工作负责人由供电所人员或电力用户电工担任。工作许可人必须由本供电所或电力用户电气运行人员担任。

5.2.3 工作期间，变电工作票一份必须保存在工作现场，由工作负责人收执，另一份由值班员收执，按值移交；线路工作票一份交工作负责人收执，另一份交工作签发人或许可人收执、备查；低压工作票一份应始终保留在工作负责人手中，另一份有工作许可人保存。

班组小工作票参照此条规定执行。

5.2.4 工作票的填写必须与经批准的本次工作的停电申请书或不停电工作经许可的内容和设备范围以及现场实际完全相符。其主要依据是：

a、停电申请书、工作任务书、事故检修通知、缺陷处理通知、调度命令或上级管理部门的通知；

b、变电站一、二次系统（或主接线）图、平面布置图、线路系统图、交叉跨越图及现场实际。

5.2.5 工作票在逐项填写时应符合下列书写要求： 5.2.5.1 变电一、二种工作票：

（1）变电站全称：

XXkV（电压等级）XX（变电站名称）变电站

（2）工作负责人（监护人）：

由车间审定批准的有权担任工作负责人的具体一人担任（非电气人员在变电站的非电气设备上的所有工作均由变电站值班人员担任工作负责人）。

（3）工作班组：

填写实际参加工作的班组，如由一个车间的几个班组配合工作只需办理一张工作票时，填写班组所在车间名称；不同车间的班组需办理各自的工作票。

（4）工作人员：

填写实际参加工作班组工作的成员姓名。若工作班成员超过三人者，可在第三个工作人员名字后加“等”字样，写明共有多少人（注：①含工作负责人；②含车间同意工作班组使用的民工等外来人员，且必须纳入工作班成员一同严格管理）。如工作人员由一个车间的几个班组共同工作，则必须填写完各分工班组的小组工作负责人姓名。

（5）工作地点和工作内容：

工作地点填写工作班组具体工作的地点，如10kV开关间Ⅰ、Ⅱ段，35kV开关间Ⅰ、Ⅱ段，110kV开关场，主控制室等与工作内容相对应的所有工作地点。工作内容填写设备的双重编号及检修项目，如10kV马蟠线＃2开关预试等。

（6）计划工作时间：

按停电申请书申请批准时间或调度下达同意停电工作的时间段填写。

（7）安全措施：

a、按开关和刀闸分段填写，只填写编号，不填写电压等级，所装设接地线应注明确实的地点，如：

①应拉开＃

5、＃

6、＃7开关 ①已拉开＃

5、＃

6、＃7开关

②应拉开＃

51、＃

53、＃61、②已拉开＃

51、＃

53、＃61、＃63、＃71、＃73刀闸 ＃63、＃71、＃73刀闸

①在＃53刀闸线路侧装设接地线一组 ①已在＃53刀闸线路侧装设＃1接地线一组

②在＃63刀闸线路侧装设接地线一组 ②已在＃63刀闸线路侧装设＃2接地线一组

③在＃73刀闸线路侧装设接地线一组 ③已在＃73刀闸线路侧装设＃3接地线一组

装设的接地线编号应写在文字的中间，不能写在文字的末尾，如“装设接地线一组＃1”，而应写为“装设＃1接地线一组”。

b、凡一次设备检修不涉及二次回路时，可只断开控制、信号和操作电源；涉及二次回路工作时，还应退出本设备所有保护和自动安全装置的出口回路和各套保护装置的电源。

c、除上述安全措施外，凡与检修设备有关联的连跳回路压板（如母差、失灵、主变保护跳分段、安控装置等）都应列入安全措施内。

（8）应设遮栏、应挂标示牌：

必须填写明确的地点和具体的标示内容，如“在＃5开关，＃

51、＃53刀闸把手上挂‘禁止合闸，有人工作’标示牌，在＃5开关柜上挂‘在此工作’标示牌”等。10kV母线带电、分路开关检修，能装设绝缘罩的必须把装设绝缘罩的安全措施填写上。

（9）保留带电部分（指距工作地点或安全措施最近的高、低压带电部位）和补充安全措施（为值班员为确保安全而实施的安全措施），由变电工作许可人填写。工作负责人、工作许可人任何一方不得擅自变更安全措施。如有特殊情况需变更时，应签发新的工作票，再变更或增补安全措施重新履行工作许可手续。需强调的安全注意事项不需新票可直接填入此栏，如“10kVⅡ段母线带电”等。

（10）工作许可手续的办理必须严格按《安规》DL408－91中的第3.3条执行。超过计划结束时间必须由工作负责人办理延期手续。工作负责人的变更必须经工作票签发人签字同意。工作班人员的变动，应经工作负责人同意，由工作负责人和许可人联系，将人员变动情况填入工作票的备注栏内，并分别签名。第二种工作票不延期，必要时，应重新签发工作票并履行许可手续。

（11）工作监护、工作间断、转移和终结按DL408－91中的第3.4、3.5条的规定执行。

（12）全部工作结束后，工作班应清扫现场，由工作负责人同许可人或值班负责人一道检查设备和现场状况，经验收合格后，工作负责人要同工作许可人或值班负责人分别在工作票上签名，工作负责人还应将工作的情况记录在修试记录薄上，工作方告终结。但对填用第一种工作票的工作来说，这并不是表示工作票的终结，而工作票的终结应是值班员拆除工作地点的全部安全措施并经值班负责人签名后，工作票方告终结。工作终结后，允许工作负责人和工作班人员离开现场，两份工作票均交值班员，待办完工作票终结手续后，一份由值班员留存，一份交工作票签发人保存。工作票上所列的安全措施由工作许可人负责拆除，并在“值班负责人”栏签名，因故未能拆除的安全措施（接地线、接地刀闸等）则在备注栏中注明，并签上姓名和时间，按值移交，直到安全措施完全拆除，再签上姓名和时间，方能在工作票编号处加盖“已执行”章，工作票方告终结。

（13）工作票必须做到整洁、清晰、准确、规范：

a、工作票上的所有签名处，应由本人亲自签署全名，不得只写姓或草（简）签，不得以私章（印鉴）代签，如因故需电话办理，工作票签发人可根据自己填好的工作票用电话全文传达给变电站值班人员，传达必须清楚，值班人员应根据传达做好记录并录音，并复诵核对后，可代签工作票签发人名字（并应在名字后注明何时何人电话委托何人代签）。

b、工作负责人、许可人有权拒绝执行不按规定填写、字迹不清、措词含糊或与现场不符的工作票。

c、工作票应统一编号。

（14）对委托的用户资产的站（所）进行设备检修时，应由工作负责人（或分管技术专责）填写工作票后，交用户单位的分管技术负责人签发，并由该用户站（所）的运行值班人员许可后，方能进行工作。

（15）工作间断期间，由工作负责人收执工作票。如白停晚供的间断连续工作，在恢复供电时，工作负责人收执的工作票必须交回工作许可人手中，并分别签具姓名和收回的时间；在第二天恢复工作时，由工作负责人和许可人分别在备注栏中签具新的许可手续（许可时间、工作负责人、许可人签名）。

（16）凡供电局线路工作配合变电站预检等工作（如拆搭引流线、电缆头等），应将变电和线路同时纳入工作票管理内容，变电站工作票负责配合工作的开工、间断、转移和终结，线路工作票负责线路工作的自身安全作业。5.2.5.2 线路第一、二种工作票：

（1）凡停电检修的线路必须按电压等级、线路名称书写，如“10kV马蟠线”。

（2）工作地段：必须注明分、支路名称，线路的起止杆号，如“马蟠线＃1－＃20杆”（可不写电压等级），不得以地点来确定工作地段，如“马蟠线城关粮站到水厂门口”等。

（3）工作任务：填写停电申请书及工作签发人指定的具体工作，如“登检”、“更换刀闸”等。

（4）应采取的安全措施：应注明包括拉开的开关、刀闸和停电的范围。线路上工作应在所有可能来电侧装设接地线（包括有可能送电到停电线路的分支线或T接处），并明确注明线路名称及杆号和接地线编号，如：

马蟠线＃1杆 ＃20杆 马广线＃5杆 ＃18杆

＃1 ＃2 ＃3 ＃4（5）工作票中的“许可命令方式”与“终结报告方式”，应由工作票签发人与工作许可人事先联系以后，通知工作负责人（也可由工作许可人和工作负责人直接联系）。其方式采用“当面通知”、“电话传达”和“派人传达”三种，并在工作票上填写清楚，严禁约时停、送电。

（6）许可开始工作的命令及工作结的报告严格按《安规》DL409－91中的第3.2条和第3.5条执行，为了便一书写，统一按“工作开始”和“工作结束”来进行许可和终结。

（7）备注栏：为安全措施，由工作票签发人签发与本次工作有关的、需执行和强调的具体安全措施。也可按以下方式进行，在备注栏上注明“安全措施见附件，编号XX－XX（可与工作票编号相同）”，附件格式为：线路工作安全措施书，编号XX－XX号，具体内容可统一油印为线路的一般安全措施，并具体针对该工作票工作内容，适当增添特殊的安全措施，在该安全措施书的空白栏内，由工作票签发人签名执行，不得在备注栏处只填写“注意安全”等简语。

（8）班组小工作票由工作（总）负责人按分组情况签发给各小组工作负责人，要求各小组工作负责人将执行情况作好记录、汇报工作终结时间并签名后，返交工作（总）负责人。

（9）线路工作票一式两份，一份交工作负责人，另一份由工作签发人收执，工作票终结后，工作负责人应向工作签发人汇报工作情况，并负责对照已执行的工作票完善填写好工作签发人收执工作票的手续内容。

（10）其他事项可参照变电工作票执行。低压工作票参照变电、线路工作票要求进行填写。

6、操作票

6.1 操作票的种类与使用范围

6.1.1 我局现行使用和执行的操作票有三种： a、变电运行倒闸操作票； b、线路倒闸操作票； c、调度命令票。

6.1.2 变电运行倒闸操作票使用在变电站一、二次设备和装置的倒闸操作上，但下列情况可不用操作票：

a、事故处理（设备或人员已脱离危险，或系统已暂时没有重大设备或电网事故的可能时，不能认作事故处理）；

b、拉合开关的单一操作（包括连续的一系列同一电压等级的开关的单一操作，但含有检同期合闸时除外）；

c、拉开接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线；

d、值班人员按《现场运行规程》规定所进行的设备维护、定期试验和轮换所进行的单项操作。6.1.3 线路倒闸操作票使用在配电线路上的倒闸操作。6.1.4 调度命令票使用在调度发布的书面调度命令。

6.2 操作票的填写除严格按DL－408－91中的第2.3条和DL409－91中的第2.2条倒闸操作的规定执行外，还应达到下列要求：

6.2.1 操作票由操作人（运行副值）填写，监护人（值班或操作负责人）审核（审查）无误后签名执行。监护人对操作票填写的正确性负责，监护人和操作人对所执行操作的正确性负责。

6.2.2 操作票应由各供电局按省局统一格式印刷成册。已具备微机制票的变电站和操作班，经供电局生产副局长同意后，方可实行微机制票，其责任划分和票面格式按内电局安[2000]6号和内电局安[2000]25号文有关规定执行。

6.2.3 操作票的填写时间按调度命令的下达时间填写；采用微机制票时填写时间由微机自动生成。操作开始时间按实际第一项操作开始的时间填写。全部操作结束填入终了时间，时间必须准确，如有几页操作票，则终了时间填写在第一页的终了时间内。

6.2.4 每张操作票只能填写一个操作任务，必须正确填写电压等级和设备双重编号，要反应出操作前的运行方式和操作后的运行状态。

如：10KV马蟠线＃2开关由运行（停用、备用、检修）转停用（运行、备用、检修）。

一个操作任务是指根据一个调度命令，且为了相同的操作目的所进行的一系列相互关联并依次进行的操作过程，包括： a、将一种电气运行方式变为另一种运行方式；

b、将一台设备（或一条线路）由一种状态（运行、停用、备用、检修）改变为另一种状态；

c、一系统相互联系，并按一定顺序进行的操作，如倒换母线的操作。操作票的术语严格按本规定“4 通用部分”要求执行。

6.2.5 填写操作票必须根据调度或值班负责人发布的命令，在发布命令中操作前后的运行方式要明确具体，作好记录和录音，并复诵无误后方可填票执行。倒闸操作时，所有的自动装置应先于主设备退出、后于主设备投入；母线PT应先于母线退出、后于母线投入。

6.2.6 进行倒闸操作应严格按八步操作法执行： ①接受任务，弄清目的； ②查对图板，正确写票； ③逐级审核，签名批准； ④模拟操作，检验项目； ⑤核对实物，做好安排； ⑥唱票复诵，逐项执行； ⑦检查设备，汇报完成； ⑧改正图板，记录入薄。

6.2.7 填写操作票的注意事项：

（1）应操作项目的开关和刀闸，在任务栏必须使用设备的双重编号（即设备的名称和编号），并注明电压等级，在具体的操作栏中，只需写出设备编号。

（2）操作项目栏的第一列为执行栏，当某一具体操作执行操作人汇报完成后在对应的执行栏上打“√”；第四列为检查栏，由监护人对执行项目完成后的效果进行检查无误后打“√”。设备检修操作，由于连续操作，当开关拉开，在拉开两侧刀闸前，无须将“检查开关确在断开位置”再列入操作项目内，在此处用记号“√”表示开关断开后已进行相应的检查。但在转运行合上开关两侧刀闸前，“检查开关确在拉开位置”不能省略。凡操作项目为检查项时，不应在检查栏打“√”，但应在执行栏上打“√”。

在倒闸操作中，某项因故不能执行，则该项目及以下不能在执行栏和检查栏打“√”，但应在备注栏注明第某项未执行的原因，并向调度汇报。操作项目一页写不完需用数页，则在上一页的备注栏盖“续下页”章，在下页的操作任务栏盖“接上页”章，并在操作项目的最后一项的下一格盖“以下空白”章，如刚好写完一页，则不盖“以下空白”章。

第五列的操作时间，只需填写开关拉、合的具体时间，其余项目可以不填写（220kV变电站按省公司《220kV变电站评比办法》中的规定执行）。

（3）签名盖章：操作人和监护人应在操作前在填写和审核时分别签名，如无值班负责人（或站长），则由监护人在“值班负责人”栏上签名。操作终了应在操作任务栏的最右侧盖“已执行”章，表示操作任务已执行完毕。废票则在该任务栏的最左侧盖“作废”章。所有印章均应使用红色印泥。6.2.8 以下内容必须填入操作票：

a、主变大修后投运前，检查轻、重瓦斯，差动等保护压板位置； b、送电合刀闸前，检查开关确在分闸位置；

c、运行中的设备，在保护和自动装置投入出口跳闸压板前，检验出口压板两端确无电压（用高内阻表分别测量两端对地电位）； d、装拆操作保险；

e、送电操作后，检查负荷电流正常；

f、母线电压互感器投入及切换，检查母线三相电压正常（指电压显示正确且三相平衡）；

g、双母线接线的设备，在开关由检修转运行时，应检查另一组母线刀闸确在分闸位置；

h、主变压器合上高压侧开关后，检查主变充电正常；

i、拆地线（拉地刀）与送电不是同时进行时，检查地线（地刀）却已拆除（拉开）；

j、更改保护定值时，退出出口压板，短接电流互感器二次回路应分别列项填写； k、对重合闸的投入条件（如综重、单重、检同期、检无压）应填写清楚。6.2.9 以下几种情况的处理： a、对于开关检修需要在线路侧装设接地线时，只需填写一张操作票，描述为“XX开关由运行转检修”； b、对于变电站配合线路停电检修工作停用某开关时，操作票描述为“线路检修：XX开关由运行转停用”；

c、对于事故跳闸开关已断开，需在线路检修装设接地线时，操作票描述为“XX线由停用转检修”；恢复送电时描述为“线路工作完毕，XX开关由停用转运行”。

6.2.10 调度命令票参照操作票执行。

7、停电申请书

7.1 110kV及以上设备的停电检修申请书必须由设备运行单位（或设备产权单位）有权签发工作票的人员提出，交本单位负责人签字后，由调度通讯局审查、电业局生技处会审，经电业局总工程师批准后执行。

7.2 35kV及以下设备的停电检修申请书必须由设备运行单位（或设备产权单位）有权签发工作票的人员提出，交本单位负责人签字后，由调度通讯局审查，调度通讯局生产副局长批准后执行。对供电局县调所辖范围内的停电检修申请书，由本单位有权签发工作票的人员提出，也可按XX县调管理规程规定由线路运行班、供电所提出，由供电局调度科审查、生技科会审，经供电局生产副局长批准后执行。

7.3 停电检修工作的申请书须于开工前三天派专人到调度部门办理书面申请。影响对用户供电的停电检修工作须于开工前七天派专人到调度通讯局办理停电申请。凡用户结合预检配合进行工作，也必须办理停电申请书，完善工作许可手续，并为自身安全工作负责。

7.4 35kV及以下设备由调度通讯局审批即可执行的临时停电检修申请书可以实行传真办理，对带电设备必须核对清楚无误后由调度通讯局方式人员用红笔标明。

7.5 停电检修申请书必须统一使用电业局印制的“XX电力系统设备检修申请书”和供电局印制的“XX县级电力系统设备检修申请书”，其它申请书一律无效。

7.6 申请书“编号”栏统一使用申请书批准单位的流水编号，申请提出单位不得填写。

7.7 申请书“检修设备”栏必须填写检修设备的电压等级及调度双重编号，线路检修可只填写检修设备的电压等级及线路名称。

7.8 申请书“检修性质”栏由申请书批准单位填写，并统一考核。

7.9 变电检修的“停、送电联系人”由变电站当值正值或操作专责工担任；线路检修的“停、送电联系人”应由经设备产权单位批准并报电业局备案的专人担任（地调－县调－停、送电联系人）。

7.10 “检修原因”、“检修内容”栏必须逐一填写，不得用“同上”等字眼。7.11 “停电范围”栏应把停电设备描述清楚，安全措施在检修范围附图中标明。

7.12 “申请书提出时间”由申请书提出单位填写。7.13 “申请书批准时间”由申请书批准单位填写。

7.14 “申请书实际时间”由调度部门按实际调度下令时间填写。7.15 “检修范围附图”栏应按现场实际的布置位置标注设备，用“红色”实体细线条表示带电设备，用“蓝色”实体线表示停电设备，并标明需调度部门执行的安全措施，根据现场工作实际增设的安全措施填写在工作票中。

7.16 “备注”栏填写申请或批准单位对停电申请另作补充说明的内容，如“白停晚供”、“因雨顺延”等。7.17 停电申请书执行完毕后，应在停电申请书编号处盖“已执行”章，运行（检修）单位应把停电申请书作为工作票的附件一并保存。

8、两票一书的管理

8.1 各单位生技科负责本单位每月的两票一书合格率的统计上报，并负责统一印刷和发放两票一书。

8.2 各单位主管生产领导负责对本单位两票一书管理的领导，组织全面贯彻执行上级和本局规定；单位生技科有关专责负责单位两票一书的日常管理；单位安监员负责监督、检查、考核；班组长负责本班组两票一书的管理；班组安全员负责本班组两票一书的统计工作和保管。

8.3 各单位农电科负责对本单位每月低压工作票的执行情况进行统计、考核。8.4 各级调度部门负责各自分管范围内的调度管理，协助有关处室和各单位搞好两票一书在执行调度命令及术语上的技术规范管理。8.5 两票一书必须专柜存放一年以上，按月装订成册，并要求有以下统计数据： a、本月共计张数；

b、合格张数、不合格张数、废票数、安全操作次数； c、合格率、废票率；

d、按月审核（或检查）人检查签名、日期及考核情况。

8.6 电业局生技处、安监处负责全局两票一书的管理标准的制定和执行，检查组织培训和考核，建立和完善两票一书的安全保证体系和监督执行体系。

操作票、工作票管理制度aa 篇2

1.变电站工作票、操作票管理应遵循《电业生产安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）（以下简称“安全规程”）中的有关规定。工作票签发人应由工区（所）熟悉人员技术水平、熟悉设备情况、熟悉安全规程的生产领导、技术人员或经供电公司（局）主管生产领导批准的人员担任。工作票签发人、工作负责人、工作许可人名单应由安全监察部门每年审查并书面公布。

2.“两票”的保存期至少为一年。

3.“两票”管理要先把住执行前的审核关，考核重点应放在执行过程中，严禁无票作业、无票操作。

4.工作票

4.1.工作票使用前必须统一格式、按顺序编号，一个之内不能有重复编号。

4.2.第一种工作票应事先（最迟前一天）送到变电站。第二种工作票可在当日工作开始前送达。

4.3.工作票填写应字迹工整、清楚，不得任意涂改。

4.4.复杂作业，针对本次作业内容和现场实际，编制相应的危险点分析及控制单，与工作票一起送到变电站。继电保护工作应填写《二次工作安全措施票》。

4.5.运行人员接到工作票后，应根据工作任务和现场设备实际运行情况，认真审核工作票上所填安全措施是否正确、完善并符合现场条件，如不合格，应返回工作负责人，不受理该工作票。

4.6.运行人员审核工作票合格后，核实现场情况，在已采取的安全措施栏内填写现场已拉开的开关、刀闸及装设的地线等。并在“工作地点临近带电设备”和“补充安全措施”栏内填写相应内容，经核对无误后，方能办理工作许可手续。

工作票、操作票、停电申请书管理规定 篇3

一、热机操作票填写与注意事项：

操作人与监护人一同接受预告操作并复诵，操作票统一编

号，使用时按编号顺序使用。

操作人员根据设备运行方式亲自填写操作票，一份操作票

只能填写一个操作任务，填写操作票必须使用设备双重

名称及正规术语，填写完操作项目应在下方空格处划上终

止符号。

操作不得添项票字迹要清楚、工整，严禁并项、漏项、倒

项、。主要用字不得涂改（如设备名称、编号、开关、启、停、送等）否则作废，有个别错字需修改时，应用刀片轻

轻刮掉，改后的字清楚可辩。每张操作票的改字不得超过 3个，否则另填新票。

4、作废的操作票应在操作任务栏中盖“作废”章，未执行的操作票在操作任务栏中盖“未执行”章，并在备注栏内注

明未执行的原因。

5、一个操作任务用多张操作票时，再备注栏内右下角填写“接

下页xxx号”，在第二页及以后各项操作任务栏内填写“承

上页xxx号”。

6、操作人写完核对操作票无误后，签名后交监护人，监护人

根据实际运行方式核对操作票无误后，签名交值班负责人 操作票出现问题负同等责任。

7、监护人在操作人完成操作确认无误后，在操作票该项栏做

“√”记号，并记录操作时间，在操作中发生时，必须立 即停止操作并向值班负责人汇报，不准擅自更改工作票，待弄清问题后再进行操作。

8、操作票执行完毕，在终止符号上盖上“已执行”章，在执

行过程中因故停止操作在已执行项与未执行项之间横道线

上方盖“已执行”章，下方盖“未执行”章，并在备注栏

内注明中断原因，固定操作票中不准有手写的项目。

9、监护人将执行完的操作票交回值班负责人，汇报操作完毕

值班负责人向值长汇报并记入操作票登记薄中，并记入运

行日志中。

10、已使用的操作票每月由分场装订并审查至少保存三个月

主机（锅炉、汽轮机）启、停操作票应随设备技术档案永

久保存。

二、热力机械工作票制度（热电）

为了进一步提高工作票的质量，确保人身及设备安全、检

修工作票必须把好填写关、审查关、安全措施关、许可开

工关、验收关等。

1、在检修工作以前，由所属班组填写工作票，需填写设备检

修申请单的工作票，就按“值长调度”批准后的项目进行

填写。

2、工作票一般由工作票签发人填写，一式两份，签发时应将

工作票全部内容向工作负责人交待清楚。工作票也可由工

作负责人填写，填写后交工作签发人审核无误后签字，由

工作负责人送交运行班长。

3、如果几个工作班按规定填用一张总的工作票，工作负责人

一栏应填总的工作负责人姓名（专业专工以上的人员担 任）。各个工作负责人的姓名填在负责人的那一项工作内

容之后。不得随意涂改，工作票应工作签发人和工作负责

人亲自填写，不准代写签名。

4、工作票一般应在开工前一天，当日消除缺陷的工作票应在开工前一小时送交运行班长，由运行班长对工作票全部内

容进行审查。

4-1 审查工作票措施是否完善，工作负责人是否胜任，是否

需办理动火工作票，需检修自理的措施应注名检修自理。4-2工作票面整洁，字迹清楚工整。

4-3工作内容填写详细、清楚，设备使用双重编号，工作地

点明确。

4-4主要用字不得涂改（如设备名称、编号、开、关、停、启、送等）个别字填写涂改应盖上自己的印章，一张工作

票最多允许两处涂改，否则作废。

5、作废的工作票应在工作内容栏内盖“作废”章，在接票人

处签名；未执行的工作票应在工作内容栏盖“未执行”章 在接票人处签名，并在安全措施执行情况处注明未执行的原因。

运行值班人员补充安全措施栏，如无补充措施时，应在本

栏内填写“无补充”字样，不得空白。审查发现问题，应

向工作负责人询问清楚，如安全措施有错误或重要遗漏

应重新办理工作票。

7、审查无误后，在工作票上填上收到时间，在接票人处签名

在工作票登记薄上进行登记。

8、根据工作票开工计划时间，安全措施内容机组开停计划和

值长意见，由班长在适当时候布置运行值班人员执行工作

票所列安全措施，重要措施应由班长或司炉、司机监护执

行。

9、安全措施中如需由电气值班人员执行断开电源措施时，热

机运行班长应填写停电联系单，送电起运行班长以布置和

执行断开电源措施；措施执行完毕，填好措施完成时间，执行人签名后，将停电联系单退给热机运行班长并做好记

录。如电气和热机为非集中控制，措施执行完毕，填好措

施完成时间，执行人签名后可用电话通知热机班长，并在联系单上记录受话的热机班长姓名，停电联系单可保存在电气运行班长处备查，热机运行班长接到通知后应做好记

录。

10、安全措施全部执行完毕应报告运行班长，经运行班长了 解执行情况无误后，联系工作负责人办理开工手续。

11、工作票填写完毕，工作票签发人应详细审查，确认工作

内容明确，安全措施完善后方可签名，由工作负责人一起

交给运行班长或值长办理开手续。

12、工作许可人将工作票一份交工作负责人，自持一份共

同到施工现场，由工作许可人向工作负责人详细交待安全

措施布置情况和安全注意事项。工作负责人对照工作检查

安全措施无误后，双方在工作票上签字并记上开工时间

工作许可人留存一份，工作负责人自持一份，作为得到开

工的凭证。工作负责人即可带领工作人员进入现场。

13、工作开始前，工作负责人应将分工情况，安全措施布置

情况及安全注意事项向全体工作人员交待清楚后，方可

下达开工命令。

14、工作负责人和工作许可人不允许在许可开工后单方变动

安全措施，如需变动时，应先停止工作并经双方同意。

15、检修工作人员必须持工票工作，严禁无票工作。

16、运行人员在发现下列情况时，有权停止检修人员工作，并汇报值长及车间领导。

17-1检修人员未办工作票，开工检修。17-2 发现工作票中的安全措施有严重缺陷。17-3工作票中的安全措施未做完，检修人员已开工。17-4 检修中情况发生变化，不能再继续进行检修时。

18、工作完工后，工作负责人应全面检查并组织清扫整理施 工现场，确认无问题时带领工作人员撤离现场。

19、工作负责人持工作票会同工作许可人共同到现场验收，确认无问题时，办理终结手续。

20、工作许可人在一式两份工作票上记入终结时间，双方签

名后盖上“已执行”印章，双方各留一份。

21、设备系统变更后，工作负责人应将检修情况，设备变动

情况对运行人员应注意的事项向运行人员进行交待，并在检修交待记录薄或设备变动记录薄上登记清楚后方可离

去。

22、工作负责人应向工作票签发人汇报工作任务完成情况及

存在问题，并交回所持一份工作票。

23、每月底由车间收回工作票进行检查分析，并作出合格率

评价。已执行的工作票应保存三个月。

24、事故抢修工作（指生产主、辅设备等发生故障被迫紧急

停止运行，需立即恢复的抢修排除故障的工作）可不填用 工作票，但必须经值长同意，预计抢修工作时间超过4小

时的，仍应填用工作票；夜间找不到工作票签发人，可先

开工，至第二天在白班上班时抢修工作仍需继续进行的则应办理工作票手续。对上述可不填用工作票的事故抢修

工作包括运行人员排除故障工作，仍必须明确工作负责人、工作许可人按《安规》规定做好安全措施，办理工作许可 和工作终结手续。工作许可人应将工作负责人姓名、采取的安全措施、工作开始和终结时间记入值班记录。

25、工作任务不能按标准完工期限完成时，工作负责人一般

应在批准完工期限前两小时向工作许可人（班长或值长）

申明理由，办理延期手续。

26、二日及以上的工作应在批准前一天办理延期手续。延期

手续只能办理一次，如需再延期，应重新签发工作票，并

注明原因。

27、对需要经过试运检验施工质量后方可交工的工作，或工

作中间需要启动检修设备时，如不影响其它工作班组安全

措施范围的变动，工作负责人在试运前应将全体工作人员

撤至安全地点然后将所持工作票交工作许可人。

28、工作许可认认为可以进行试运时，应将试运设备检修工

作票有关安全措施撤除。检查工作人员确已撤出检修现场

后，联系恢复送电。在确认不影响其它作业班组安全的情

况下，进行试运。如送电操作需由电气人员值班人员进行

时，热机运行班长应填好“送电联系单”，交电气运行班长

布置撤除安全措施及恢复送电。送电后，在联系单上记

下送电完毕时间，执行人签名后由电气运行班长通知热机

运行班长“可以试运”，并在联系单上记录受话人姓名。“送

电联系单”保存在电气运行班。

29、试运后尚需工作时，工作许可人按工作票要求重新布置 安全措施并会同工作负责人重新履行工作许可手续后，工

作负责人方可通知工作人员继续进行工作。如断开电源措

施需由电气人员进行时，仍应由热机运行班长填写“停电

联系单”。交电气运行班长联系停电，只有在收到已执行断

开电源措施后的停电联系单或接到电气运行班长电话通知

断开电源措施已执行时（并做好记录），方可会同工作负责

工作票、操作票、停电申请书管理规定 篇4

为增强山西省煤炭销售票管理系统操作人员的责任感，强化操作人员的工作作风，发挥信息系统管理功能在生产经营中的作用，保证信息系统设备安全、稳定、高效运行，特制定信息系统操作使用人员岗位职责。

一、操作人员应熟练掌握票控系统操作技术和业务。

二、操作人员应爱护系统设备，保持工作场所干净整洁，不得利用系统设备从事与工作无关的活动。

三、信息系统主要设备由专人操作，严禁未授权人员使用系统设备，未授权人员未经许可不得查询有关资料；增强安全意识，严格按操作规程操作；下班时要切断电源、关闭门窗，做好防范工作。

四、为保证信息系统设备安全稳定运行，系统操作人员应严格按系统设备维护管理制度，使用信息系统和保养维护信息系统设备。

五、严格按业务前端操作规程开具票据，传送票据。

六、信息系统管理人员要掌握本单位用户KEY和票控KEY的票号，并及时将上级管理部门下发的票号、票段下载到用户KEY上，并安装在票控KEY上，保证票控设备的正常使用。

七、管理人员每月末须查看本单位（含下级单位）的机打票开具情况，督促各使用单位务必于每月5日前将上月开票信息全部上传，网络故障或未联网时通过用户KEY上传。

八、信息系统出现故障，操作人员应做好故障记录，注明出现故障时间、原因及采取的措施，及时上报上级主管理单位。

九、信息系统操作人员要及时、完整、准确收集整理本矿基本信息资料，及时通过管理机登录后台管理信息系统，准确录入，变更有关信息（如:购买方、集运站、品名等）。

十、用票单位管理人员，要严格按照规定，通过管理机认真做好票本管理，开票量管理以及报表统计等工作。

十一、定期对报表信息进行分析，为指导日常工作和领导决策提供准确依据。

商票操作说明 篇5

1、人员分两批到达企业操作地，由企业给前期人员订购飞机票或火车票；到达企业操作地每人收取5000元工作费。

2、资金方不带资金证明，当天必须完成现开（商票和银行跟单保函）、现核（核实商票、银行跟单保函、行长和经办人身份、公章的真实性，经办人必须是和这个业务有关的部门经理）、现付（第一单1000万元当天不出银行完成支付）的操作程序；首单完成操作，以后各单以此完成全部操作。

3、14大银行的支行以上，地市级以上的商业银行总行，县级以上信用合作联社的法人行可以操作。

4、前期人员和资方到达企业操作地，收取30万元前期费用，由资方从收取30万元中打出去20万元，可以不离开企业视线，打钱算起8小时内资方核行人员和划款人全部到达操作地后企业解除看人。

5、一次性贴息18%，操作平台服务费2%，中介费另外承诺。

6、商票要有购（领）票手续。如在开票银行购（领）的商票一定有领票手续，跟单保兑保函上可以不盖汇票专用章，也可以不出具商票证明承诺书；否则，均需加盖汇票专用章和出具商票证明承诺书。按照银行正常商票跟单保兑保函业务操作用章。

这个操作说明，是中介人为了明确双方的任务而写，是为了更好的做好本次业务，不作为具有法律效力的协议执行。一切以操作协议为准。操作此次商票跟单业务最重要的一点就是上级银行给操作银行有授信额度。那怕不是给开票企业的授信额度。只要操作银行行长愿意把本行的授信额度给开票企业用就可以。到了操作银行。行长给银主看一下这个授信额度。其他按照协议操作。

确认企业（盖章）

法定代表人（签字）：

电气典型倒闸操作票 篇6

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