变电站操作票（通用7篇）
1，将井口配电112开关“就地/远方”操作把手切换至“远方”位置。2，检查井口配电112开关机械位置指示器确在“合”位
3.在后台机上检查井口配电112开关确在合位
4，从后台机上将井口配电112开关转为热备用。
5，从后台机器上检查井口配电112开关位置指示确在“分”位。6，检查井口配电112开关机械位置指示器确在“分”位。
7，将井口配电112开关由热备用转为冷备用状态.8，检查井口配电112开关机械位置指示器指示确在冷备用状态。9，从后台机上检查井口配电112开关确在冷备用状态
操作任务：10KV一车间配电121开关由冷备用转为线路检修 1，检查10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“就地”位置。2，检查10KV一车间配电121开关小车确在检修位置。
3，检查10KV一车间配电121开关指示器确在检修位置。
4，验明10KV一车间配电121开关线路侧确无电压。
5，合上10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。
6，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在接地位置。7，挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。
操作任务：10KV一车间配电121开关由线路检修转为冷备用
1，2，开10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器接地刀闸确 在“分”位。
3，挂警示牌“禁止合闸”。
操作任务：10KV一车间配电121开关由冷备用转为运行 1，2，3，4，5，6，检查10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手确在“就地”位置。将10KV一车间配电121开关小车由检修位置摇至工作位置。检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器确在工作位置。将10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。用微机遥控合上一车间配电121开关。检查10KV一车间配电121开关位置指示器确在“合”位。
7，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“合”位。
操作任务：10KV一车间配电121开关由运行转为开关检修 1，2，3，4，5，6，7，8，9，将10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。检查10KV一车间配电121开关位置指示确在“合”位。检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器在“合”位。用微机遥控断开10KV一车配电121开关。检查10KV一车间配电121开关位置指示确在“分”位。检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“分”位。断开10KV一车间配电121开关储能开关。将10KV一车间配电121开关小车由工作位置摇至检修位置。检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器确在检修位置。10，合上10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。
11，检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器接地刀闸确在“合”位。12，将10KV一车间配电121开关拉出开关柜。
13，挂警示牌“高压危险，禁止靠近”。
操作任务：10KV一车间配电121开关由开关检修转为运行 1，将10KV一车间配电121开关送入开关柜。
2，断开10KV一车间配电121开关柜接地刀闸。
3，检查10KV一车间配电121开关柜机械位置指示器接地刀闸确在“分”位。4，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“分”位。
5，将10KV一车间配电121开关由检修位置摇入工作位置
6，检查10KV一车间配电121开关机械位置指示器确在“合”位。
7，合上10KV一车间121开关储能开关。
8，将10KV一车间配电121开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。9，用微机遥控合上10KV一车间配电121开关
10，检查10KV一车间121开关机械位置指示器在“合”位。
操作任务：1号主变由运行转为检修
1，将1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。2，检查1号主变保护柜10KV侧101开关位置指示确在“合”位。
3，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确实在“合”位。4，用微机遥控断开1号主变10KV侧101开关。
5，检查1号主变10KV侧101开关位置指示在“分”位。
6，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在“分”位。
7，断开1号主变10KV侧101开关柜合闸储能开关。
8，将1号主变10KV侧101开关小车由工作位置摇至检修位置。
9，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在检修位置。
10，断开1号主变10KV侧101开关控制回路小开关。
11，将1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手切换至“远控”位置。
12，13，14，15，16，17，18，19，20，21，22，23，24，25，26，检查1号主变35KV侧301开关位置指示在“合”位。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器指示在“合”位。用微机遥控断开1号主变35KV侧301开关。检查1号主变35KV侧301开关指示在“分”位。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器指示确在“分”位。断开1号主变35KV侧301开关合闸储能小开关。将1号主变35KV侧301开关小车由工作位置摇至检修位置。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器指示在检修位置。断开1号主变档位控制电源开关。合上1号主变35KV侧301开关柜接地刀闸。检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器接地刀闸确在“合”位。合上1号主变10KV侧101开关柜接地刀闸。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器接地刀闸确在“合”位。在1号主变35KV侧301开关柜挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。在1号主变10KV侧101开关柜挂警示牌“有人工作，禁止合闸”。
操作任务：1号主变由检修转为热备用
1，断开1号主变35KV侧301开关柜接地刀闸。
2，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器接地刀闸确在“分”位。3，断开1号主变10KV侧101开关柜接地刀闸。
4，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器接地刀闸确在“分”位。5，检查1号主变确无接地短路线。
6，合上1号主变档位控制电源开关。
7，检查1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手确在“就地”位置。8，检查1号主变35KV侧301开关位置指示确在“分”位。
9，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器确在“分”位。
11，12，13，14，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示器确在工作位置。合上1号主变35KV侧301开关合闸储能小开关。检查1号主变空载运行正常。将1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。15，检查1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手确在“就地”位置。
16，17，18，19，20，21，22，检查1号主变10KV侧101开关位置指示确在“分”位。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在“分”位。合上1号主变10KV侧101开关柜控制回路小开关。将1号主变10KV侧101开关小车检修位置摇至工作位置。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示器确在工作位置。合上1号主变10KV侧101开关合闸储能小开关。将1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。
操作任务：2号主变由运行转为检修
1，检查1号主变35KV侧301开关位置指示在“分”位。
2，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示确在“分”位。
3，将1号主变35KV侧301开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。4，用微机遥控合上1号主变35KV侧301开关。
5，检查1号主变35KV侧301开关位置指示确在“合”位。
6，检查1号主变35KV侧301开关机械位置指示确在“合”位。
7，检查1号主变充电正常。
8，检查1号主变10KV侧101开关位置指示在“分”位。
9，检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示确在“分”位。
10，11，12，13，将1号主变10KV侧101开关“就地/远控”操作把手确在“远控”位置。用微机遥控合上1号主变10KV侧101开关。检查1号主变10KV侧101开关位置指示在“合”位。检查1号主变10KV侧101开关机械位置指示确在“分”位。
关键词：变电站,操作票,填写,规范
变电站电气设备倒闸操作是一项十分严谨的工作, 倒闸操作的每一步都直接关系到人身、电网、设备的安全, 影响到供电可靠性, 影响到国民经济的发展和社会的稳定。因此, 变电站值班员除规定的特殊情况之外, 必须以认真严肃的工作态度, 使用规范的操作票, 进行每一步倒闸操作工作, 保证电网的安全、稳定、持续运行。
1 操作任务填写规范
在填写倒闸操作票任务时, 操作任务首先要简明扼要地反映倒闸操作的目的, 然后换行填写电气一次设备运用状态的转换, 同时使用设备双重名称, 即设备的名称和编号。
1.1填写设备双重名称的顺序:按设备的电压等级——设备名称——设备编号的顺序填写。
1.2电气一次设备停、送电或倒母线操作时, 操作任务填写完毕后, 应换行填写一次设备运用状态的转换情况。若母线不停电, 只是某一路或多路负荷倒换母线的操作, 不必填写设备运用状态的转换。
1.3对于回路中有断路器的间隔, 在倒闸操作时断路器未发生状态变化 (即操作项目中不进行拉合断路器操作) 的倒闸操作, 倒闸操作任务内不填写“停电或送电”字样。
1.4对回路中无断路器的站用变、电压互感器、避雷器等停送电, 倒闸操作任务由运行状态转其它状态或由检修状态转运行状态时, 倒闸操作任务内均应填写“停电或送电”字样。
1.5电气一次设备不同状态之间的转换可填用一份操作票, 但联络线由检修状态转冷备用状态, 应单独作为一个操作任务填写操作票。
2 操作项目填写规范
2.1 主变停 (送) 电填写规范
2.1.1主变停电操作前, 应检查本站所带负荷, 检查另一台或多台主变带全站负荷时不过负荷。
2.1.2主变送电操作前, 若和另外一台或多台主变压器并列运行, 应检查“主变分头位置指示与另外一台或多台主变压器头位置指示一致或电压比一致”, 主变送电结束后还应“检查站内所有主变负荷分配正常”。
2.1.3主变停 (送) 电前, 必须使主变中性点接地。停电结束后断开中性点接地刀闸, 并拉开中性点接地刀闸电机电源, 送电后严禁断开主变中性点接地刀闸电机电源。倒闸操作期间根据主变中性点接地运行方式投退相应的零序、间隙保护。
2.1.4主变停 (送) 电操作时根据实际运行方式, 检查中、低压侧分段 (母联) 断路器确已合好后, 再拉开停用主变的中、低压侧断路器。
2.1.5停电拉隔离开关前和送电合断路器前切换断路器远方/就地切换把手。
2.1.6主变停电操作时, 一般情况应在一次设备停电操作至检修位置后再退出相应的保护压板, 拉开或取下主变断路器的控制电源小开关或保险。特殊情况也可适当调整, 如:调度命令主变停电由运行状态转检修状态分两步, 第一步主变由运行转冷备用, 那么操作时就可先在一次设备停电操作至冷备用状态后, 退出相应的保护压板, 拉开或取下主变断路器的控制电源小开关或保险。第二步再根据调度命令把停电主变由冷备用运行状态转为检修状态。
2.1.7主变送电操作时, 应先合上或给上主变断路器的控制电源小开关或保险, 投入相应的保护压板再操作一次设备。
2.2 线路停 (送) 电填写规范
2.2.1联络线路断路器停电操作时, 一般情况下应将一次设备停电操作至冷备用后退出相应的保护压板, 拉开或取下联络线断路器的控制电源小开关或保险, 再将一次设备停电操作至检修状态。联络线路断路器送电操作时, 应合上或给上断路器的控制电源小开关或保险, 投入相应的保护压板, 将一次设备操作至冷备用后, 再根据调度命令将一次设备操作由冷备用转为运行状态。
2.2.2直配线路断路器停电操作时, 应在一次设备停电操作至检修后退出相应的保护压板, 再拉开或取下直配线路断路器的控制电源小开关或保险。直配线路断路器送电操作时, 应合上或给上断路器的控制电源小开关或保险, 投入相应的保护压板, 将一次设备由检修转运行状态。
2.3 母线停 (送) 电填写规范
2.3.1某一路或多路负荷倒换母线的操作, 应检查母联断路器在合闸位置, 将母差保护改投至非选择性位置, 拉开或取下母联断路器的控制电源小开关或保险, 倒换母线操作完毕后应确认母差保护指示信号。然后合上或给上母联断路器的控制电源小开关或保险, 将母差保护改投至选择性位置。
2.3.2母线和母联断路器间隔有工作需要停电操作时, 应先进行某一路或多路负荷倒换母线的操作, 检查停电母线除母联 (分段) 断路器及母线电压互感器外所有出线隔离开关在分闸位置, 然后将电压互感器二次电源退出。拉开母联断路器后, 再拉开电压互感器一次隔离开关和母联断路器两侧隔离开关。
2.3.3母线和母联断路器间隔工作完毕后送电操作时, 应合上母联断路器的控制电源小开关或给上母联断路器的控制电源保险, 投入母联断路器相关的的联跳压板和充电保护, 检查停电母线所有出线隔离开关在分闸位置, 检查母联断路器在分闸位置, 合上电压互感器一次隔离开关和母联断路器两侧隔离开关, 母联断路器合闸后检查母线充电良好, 投入电压互感器二次电源, 再退出充电保护。检查母线电压指示正确再进行某一路或多路负荷倒换母线的操作。
2.3.4用于充电的母联、分段的充电保护在给母线充电时投入, 充电完毕退出运行。当母联、分段的充电保护为软压板时, 必须通过保护人员进行保护压板投退。
2.3.5双母线接线方式出线间隔倒母操作刀闸双跨时, 必须检查本间隔的“切换继电器同时动作”光字和保护屏I、II母切换指示灯全部点亮的情况下, 才能继续操作。在拉开母联断路器前, 应检查母联断路器电流指示为零。
2.4 其它操作项目填写规范
2.4.1继电保护及自动装置有工作的停送电操作票填写时, 应严格按照保护压板图或现场运行规程执行, 只填写保护压板操作项目, 不填写保护装置电源、交流电压 (电压互感器电压) 等其它二次电源操作项目。
2.4.2因断路器间隔有故障需要旁代停送电操作票填写时, 应先用旁路断路器给旁母充电, 充电良好后断开旁路断路器, 合上被旁代间隔旁路刀闸再次给旁母充电, 再合上旁路断路器, 最后将被旁代断路器间隔停电。
2.4.3因断路器间隔有故障工作需要串代停送电操作票填写时, 应将被串代线路所在母线的其它负荷倒至另一条母线, 然后根据当时运行方式安排和工作票要求, 参照母线停 (送) 电填写规范填写操作票。
2.4.4对于检修转冷备用状态操作票, 填写拆除安全措施时, 应将该送电范围内装设的地线或地刀以及未进行操作的所有地刀逐个进行检查, 并将每一个检查位置作为单独一项填入操作票内。
2.4.5电动操作机构的隔离开关, 其机构的电机电源和控制电源在操作隔离开关前合上, 操作完隔离开关后拉开。对于GIS、PASS组合电器隔离开关可以在所有操作完毕后, 再拉开机构的电机电源和控制电源。
3 操作术语填写规范
操作术语填写规范包括断路器操作术语、隔离开关操作术语 (包括敞开式隔离开关和HGIS、GIS、PASS等组合电器隔离开关) 、接地刀闸操作术语、接地线操作术语、隔电板操作术语、交直流熔断器、小车开关插件操作术语、保护压板及保护定值操作术语、小开关操作术语、小刀闸操作术语、切换把手操作术语、小车开关操作术语、检查项目操作术语。
4 结语
实践证明, 填写规范的倒闸操作票有利于实现倒闸操作票的标准化, 实现操作票系统维护全面, 实现倒闸操作的正确性, 保证变电倒闸操作工作的安全、高效和电力系统的稳定运行。
参考文献
[1]耿汉杰.110kV变电站操作票自动生成系统研发[D].武汉大学, 2004年.
关键词：操作票 自动生成系统 智能化 电网调度
中图分类号：TP27文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）09（b）-0072-01
在电力系统的运行中，操作票的必不可少，在进行操作票的生成与执行的过程中，大量的工作容易导致调度员精力分散，增加了事故发生的可能性。为了避免事故的发生，电力调度操作票系统的设计就显的十分重要。当前，随着计算机技术的发展，人工智能技术在不断地发展和完善，由于人工智能中专家系统思想的正好符合填写操作票过程中的逻辑推理过程，因此，电力操作票自动在线生成系统可以模拟调度员，建立操作规则，自动拟票出票，简化调度员工作，提高工作效率，有效避免工作疏漏，确保系统的安全可靠。
1 电力调度操作票生产系统概述
1.1 系统结构
电力调度操作票生产系统一般主要由四个模块组成，即操作票模块、图形管理模块、开票规则模块和系统管理模块。[1]在操作票模块中，主要任务是负责管理操作票，包括操作票的生成、保存、修改、预演、打印等，可自动生成开票，提高工作效率。图形管理模块主要工作是对电力系统的接线情况进行绘制、修改、保存，并与监控系统接口，获取设备状态信息。各类设备操作规则的管理主要由开票规则管理模块负责，针对不同调度的操作规则，提供对规则的添加、删除、查询等操作。系统管理模块也具有多种功能，包括登陆功能、修改用户密码、增删用户、管理用户权限等功能。
1.2 系统功能
智能化操作票系统功能多样，具有自动开票、点图成票功能、實现操作步骤的逻辑校核、实现操作模拟预演培训、实现操作安全校核、实现系统防误、事故处理、实现新设备启动管理等功能[2]。对于一张生成的操作票，系统通过建立演示环境，可以根据程序执行模拟操作，并提供培训工具。在系统中，对于电网调度操作安全校核而言，维护系统安全的重要手段是安全校核与潮流计算，与此同时，校核设备中的多项工作。当发现设备事故后，根据故障录波、保护动作的情况对设备故障进行判断，测定设备运行的可靠性，以此选择最为有效的操作票运行方式。系统还可以并启动新设备的方案管理，操作票也根据启动方案自动生成。
2 电力操作票在线自动生成系统的设计
2.1 设备知识库和操作规则库的建立
对于操作票推理而言，需要全面的设备知识，主要包括母线类、变压器类、输电线路类、二次装置类等设备知识。[3]由于所有的操作都是对设备的操作，每类设备都有相对应的操作规则，因此，掌握设备知识，合理分类设备，有助于提高操作规则的准确性。在操作票生产系统中，一般可采用关系数据库表示设备知识。
设备操作规则用来存放电力系统操作的专业知识，主要是电气间隔的状态和从初态到终态的变化序列等；为了提高查询速度，还可以对操作规则进行模块化设计，设置了主变操作规则库、母线操作规则库、线路操作规则库等各个子规则库。此外，由于电力系统内不同单位的操作模式和调度范围有很大的差异，这些也必须通过设备操作规则库来设置，因此它的完善程度和组织结构，在相当程度上决定了智能操作票生成系统的通用性和可移植性。
2.2 操作票的具体生成
操作票的生成可大致通过四种方式来实现，即自动开票、图形单步开票、手动开票、调用典型票。自动开票，指的是在对变电站、设备名称和操作任务进行选定后，自动推理生产操作票，以此操作路线与变压器。而图形单步开票就是在接线图中选择操作某一设备，系统自动识别该操作，并将该操作添加在操作票中，完成一条操作指令，然后操作下一个设备，直至完成所有操作，生成操作票。手动开票就是将操作票编辑对话框打开，用户便可对变电站进行选择，并将操作票内容与操作任务输入进去，经人工核实正确后进行保存。采用调用典型票的方式，就是事先对编写、执行过的正确的操作票进行分类，并将其保存到数据库中，拟票时则按关键词对系统中已有的操作票进行搜索，选择合适的典型票生成新操作票。
2.3 技术应用
为了确保系统准确运用，应充分发挥系统的图形功能、防误功能、闭环流程管理等。结合图形，进行点图成票、预演校核、操作翻牌挂牌等，以此提高系统的实时性。实现系统的免维护，整合系统图形平台对图形统一性进行维护，设备与拓扑数据则由高调整合系统图形平台为其提供服务。同时，系统对于实时的遥测和遥信数据的获取，可从系统图形平台提供的数据中获取，在图上显示设备的运行状态。对于防误校验而言，防止母线失压、全站停电、系统丢失负荷等，对每一条操作指令进行检查，检验操作指令的正确性、检查维护中的危险点，确保操作的安全进行。
此外，通过EMS潮流分析功能，对操作后的设备负载、断面负载状况进行预先检查，如果存在过载现象，则可通过计算进行调整。[4]在进行闭环流程管理中，通过管理，自动更新设备状态，检查设备的防误规则。在对检修申请单进行关联检查时，首先应校核设备存在多项工作时的操作系统，并结合稳定限额管理系统，综合分析设备检修申请，以此对设备检修状态下的稳定限额进行自动获取，确保自动生成操作票的完整、准确。
3 结语
电力调度操作票在线自动生成系统的设计应用，通过数据库关系表示电力设备、操作规则，以此适应电力操作任务的多样性和电网结构的复杂性，提高了系统的适应性，满足电力系统需求，提高了操作安全性。
参考文献
[1]施正钗，韩峰，徐伟敏，等.变电站智能化典型操作票生成系统的研究[J].中国电力教育，2013（8）：169-170.
[2]李晓柯，金翼，孟丽娟，等.图形化智能调度操作票系统的设计与应用[J].河南电力，2011（1）：17-20.
[3]孔超.电网调度操作票系统的发展与应用[J].信息通信，2011，2：64-65.
编写
初审
复审
审核
审定
批准
平煤集团坑口电厂 2010年3月
说明
本电气典型倒闸操作票，主要根据坑口电厂《电气运行规程》、《国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》的有关规定编写，主要是规范倒闸操作，仅作为填写操作票的参考，运行人员填写操作票时，必须依据当时的实际运行方式认真核对、填写，决不能盲目照抄照搬，否则可能引起误操作。望广大运行人员遵照执行。
目
录1、2、3、4、5、6、1#发变组恢复备用操作（武励）1#发变组恢复备用操作（哈励）1#发变组恢复备用操作（备励）2#发变组恢复备用操作
1#发电机自动准同期升压并列操作 2#发电机自动选线准同期升压并列操作7、2＃发电机手动选线准同期升压并列操作8、1#发变组解除备用操作（武励）
9、1#发变组解除备用操作（哈励）
10、1#发变组解除备用操作（备励）
11、2#发变组的解备操作
12、“哈励”切至“武励”运行
13、“武励”切至“哈励”运行
14、“武励”切至“备励”运行
15、“备励”切至“武励”运行
16、“哈励”切至“备励”运行
17、“备励”切至“哈励”运行
18、电110开关合上，110KV东母西母并列运行19、1#发电机解列停机 20、2#发电机解列停机
21、厂1＃高备变恢复备用
22、厂1＃高备变投入运行，1#电抗器退出运行
23、厂1＃高备变投入运行，2#电抗器退出运行24、0#低厂变定期试验
25、厂1＃高备变定期试验
26、输煤变定期试验
27、升压变定期试验
28、事故照明切换试验29、1#电抗器恢复备用30、1#电抗器投运，厂1＃高备变停运31、2#电抗器投运，厂1＃高备变停运
32、厂1＃高备变解除备用33、110KV东母（或西母）检修工作结束，恢复备用34、6KV I段小车开关送电操作35、6KV I段小车开关停电操作36、6KV Ⅱ段开关送电操作37、6KV Ⅱ段开关停电操作
38、输煤变恢复备用
39、输煤变解除备用 40、升压变恢复备用
41、升压变解除备用
42、低厂变恢复备用
43、低厂变解除备用
44、热网循环水泵变频投运操作（投
1#热网循环水泵）
45、热网循环水泵变频切工频操作（投
1#热网循环水泵）
46、变频器变频投运操作
47、变频器变频切工频操作
48、柴油发电机保安电源投运操作
49、柴油发电机保安电源停运操作 50、1#（2#）发变组保护传动试验
51、汽机紧急事故按钮（主汽门关闭）联
跳1#（2#）发电机试验52、1#2#机直流母线并列运行53、110KV I（II）谢电线停电解备54、110KV I（II）谢电线恢复备用
55、电场线停电解备
56、电场线停电恢复备用
57、电气五防解锁用具的使用1、1#发变组恢复备用操作（武励）
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、检查1#发变组工作全部结束，交待良好，无安全措施
3、测量发电机定子、转子及主变绝缘良好
4、查电111地在拉开位置
5、查电111西在拉开位置
6、检查电111开关指示在“分”位
7、推上电111液压机构电源闸刀
8、推上电111中隔离开关，查已推好
9、合上1#主变风扇电源开关1K、1ZK、2ZK、LK，查风扇运转正常
10、检查手动备励直流输出柜内刀闸HK2在拉开位置
11、查发电机出口电压互感器11YH刀闸在拉开位置
12、装上发电机出口电压互感器11YH低压、高压保险
13、推上11YH刀闸，查已推好
14、装上发电机出口电压互感器12YH高压保险
15、推上12YH刀闸，查已推好
16、装上发电机出口电压互感器13YH高压保险
17、推上13YH刀闸，查已推好
18、合上电61甲刀闸操作机构电源自动开关
19、推上电61甲刀闸，查已推好
20、断开电61甲刀闸操作机构电源自动开关
21、启动1#发电机除碳风机
22、检查发电机灭磁开关MK在断开位置
23、合上武励调节柜1＃控制单元PT、2＃控制单元PT
24、合上武励调节柜交流直流电源开关
25、投入武励调节柜过压保护跳灭磁开关压板LP
26、推上武励动力柜中的隔离开关QS1、QS2、QS3、QS4，检查已推好
27、合上1＃整流屏交流直流电源开关及脉冲电源开关
28、合上2＃整流屏交流直流电源开关及脉冲电源开关
29、合上武励灭磁柜直流电源开关 30、查哈励直流输出开关ME1在断开
31、装上励磁变低压交流开关ME4操作保险
32、合上励磁变低压侧开关ME4
33、合上励磁直流输出开关ME2
34、装上发电机灭磁开关MK操作保险
35、合上1＃发变组保护柜自动空气开关
1#发变组保护A柜：2ZKK1、2ZKK2、Ⅰ－8ZKK、Ⅱ－8ZKK、1DK、2DK1、2DK2、Ⅰ－8DK1、Ⅰ－8DK2、Ⅱ－8DK1、Ⅱ－8DK2
1#发变组保护B柜：2ZKK、2DK1、2DK2、8DK、4DK1、4DK2
36、投入1#发变组以下保护压板 1#发变组保护A柜
励磁变保护，匝间保护，定子过负荷，负序过流，复压（记忆）过流，过电压，定子接地，失磁，转子接地，跳主变高压侧DL，跳灭磁开关1，关主汽门，跳灭磁开关2，减出力，跳高厂变高压侧DL，灭磁开关跳发变组 1#发变组保护B柜
发变组差动，高压侧复压过流，高压侧零序过流，高压侧间隙过流，高压侧通风启动，跳主变高压侧DL，跳高厂变高压侧DL，启动通风，本体重瓦斯，压力释放，绕组温度，冷却器全停
37、装上发变组操作、信号保险
38、投入1#发电机转子接地保护开关1DK
39、检查操作无误，更改模拟图，汇报值长2、1#发变组恢复备用操作（哈励）
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、检查1＃发变组工作全部结束，交待良好，无安全措施
3、测量发电机定子、转子及主变绝缘良好
4、查电111地在拉开位置
5、查电111西在拉开位置
6、检查电111开关指示在“分”位
7、推上电111液压机构电源闸刀
8、推上电111中隔离开关，查已推好
9、合上1＃主变风扇电源开关1K、1ZK、2ZK、LK，查风扇运转正常
10、装上发电机出口电压互感器11YH低压、高压保险
11、推上11YH刀闸，查已推好
12、装上发电机出口电压互感器12YH高压保险
13、推上12YH刀闸，查已推好
14、装上发电机出口电压互感器13YH高压保险
15、推上13YH刀闸，查已推好
16、检查励磁直流输出开关ME2在断开
17、检查哈励直流输出开关ME1在断开
18、装上哈励直流输出开关ME1操作保险
19、查启励电源正常
20、装上哈励灭磁屏后操作保险
21、合上调节屏直流电源开关，查指示灯亮
22、将调节屏611QK置于“自动”位置，查指示灯指示正确
23、查612QK在“投入”位置
24、查调节屏平衡电压表指示在（4.5—5）V之间的位置
25、查调节屏适应单元开关在“运行”位置
26、合上调节屏厂用电空气开关，验电正常
27、合上调节屏自用电空气开关
28、合上操作屏直流电源开关，查指示灯亮
29、推上操作屏厂用电源刀闸，查指示灯亮 30、推上操作屏自用电源刀闸
31、合上1#整流屏直流电源开关，查指示灯亮
32、合上1#整流屏风扇电源开关，启动风机运转正常
33、合上1#整流屏“脉冲投切”开关
34、推上1#整流屏交流刀闸，查已推好
35、推上1#整流屏直流刀闸，查已推好
36、合上2#整流屏直流电源开关，查指示灯亮
37、合上2#整流屏风扇电源开关，启动风机运转正常
38、合上2#整流屏“脉冲投切”开关
39、推上2#整流屏交流刀闸，查已推好 40、推上2#整流屏直流刀闸，查已推好
41、合上电61甲刀闸操作机构电源开关
42、推上电61甲刀闸，查已推好
43、断开电61甲刀闸操作机构电源开关
44、启动1#发电机除碳风机
45、合上发电机出口电压互感器2YH二次开关2CK
46、装上励磁变低压侧开关ME3操作保险
47、合上励磁变低压侧开关ME3
48、合哈励直流输出开关ME1
49、合上1＃发变组保护柜自动空气开关
1#发变组保护A柜：2ZKK1、2ZKK2、Ⅰ－8ZKK、Ⅱ－8ZKK、1DK、2DK1、2DK2、Ⅰ－8DK1、Ⅰ－8DK2、Ⅱ－8DK1、Ⅱ－8DK2
1#发变组保护B柜：2ZKK、2DK1、2DK2、8DK、4DK1、4DK2 50、投入1#发变组以下保护压板 1#发变组保护A柜
励磁变保护，匝间保护，定子过负荷，负序过流，复压（记忆）过流，过电压，定子接地，失磁，转子接地，跳主变高压侧DL，跳灭磁开关1，关主汽门，跳灭磁开关2，减出力，跳高厂变高压侧DL，灭磁开关跳发变组 1#发变组保护B柜
发变组差动，高压侧复压过流，高压侧零序过流，高压侧间隙过流，高压侧通风启动，跳主变高压侧DL，跳高厂变高压侧DL，启动通风，本体重瓦斯，压力释放，绕组温度，冷却器全停
51、装上发变组操作、信号保险
52、投入1#发电机转子接地保护开关2DK
53、检查操作无误，更改模拟图，汇报值长3、1#发变组恢复备用操作（备励）
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、检查1#发变组工作全部结束，交待良好，无安全措施
3、测量发电机定子、转子及主变绝缘良好
4、检查电111地在拉开位置
5、检查电111西在拉开位置
6、检查电111开关指示在“分”位
7、推上电111开关液压机构电源闸刀
8、推上电111中隔离开关，查已推好
9、合上1#主变风扇就地控制箱内电源开关1K、1ZK、2ZK、LK，查风扇运转正常
10、查发电机灭磁开关MK在断开
11、查武磁动力柜中的隔离刀闸QS1~QS4在拉开位置
12、装上武励灭磁开关MK操作保险
13、查发电机出口电压互感器11YH刀闸在拉开位置
14、装上发电机出口电压互感器11YH低压、高压保险
15、推上11YH刀闸，查已推好
16、装上发电机出口电压互感器12YH高压保险
17、推上12YH刀闸，查已推好
18、装上发电机出口电压互感器13YH高压保险
19、推上13YH刀闸，查已推好
20、合上电61甲刀闸操作机构电源开关
21、推上电61甲刀闸，查已推好
22、断开电61甲刀闸操作机构电源开关
23、启动1#发电机除碳风机
24、查哈励直流输出开关ME1在断开
25、装上励磁直流输出开关ME2操作保险
26、手动盘调压器手轮至下限位置
27、推上备励直流输出柜内刀闸HK2
28、合上600开关
29、启动备励调压器1~3号风机 30、启动硅整流柜风机
31、合上励磁直流输出开关ME2
32、合上1＃发变组保护柜自动空气开关
1#发变组保护A柜：2ZKK1、2ZKK2、Ⅰ－8ZKK、Ⅱ－8ZKK、1DK、2DK1、2DK2、Ⅰ－8DK1、Ⅰ－8DK2、Ⅱ－8DK1、Ⅱ－8DK2
1#发变组保护B柜：2ZKK、2DK1、2DK2、8DK、4DK1、4DK2
33、投入1#发变组以下保护压板 1#发变组保护A柜
励磁变保护，匝间保护，定子过负荷，负序过流，复压（记忆）过流，过电压，定子接地，失磁，转子接地，跳主变高压侧DL，跳灭磁开关1，关主汽门，跳灭磁开关2，减出力，跳高厂变高压侧DL，灭磁开关跳发变组 1#发变组保护B柜
发变组差动，高压侧复压过流，高压侧零序过流，高压侧间隙过流，高压侧通风启动，跳主变高压侧DL，跳高厂变高压侧DL，启动通风，本体重瓦斯，压力释放，绕组温度，冷却器全停
34、装上1#发变组操作、信号保险
35、投入1#发电机转子接地保护开关1DK
36、检查操作无误，更改模拟图，汇报值长4、2#发变组恢复备用操作
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、检查2#发变组工作全部结束，交待良好，无安全措施
3、测量发电机定子、转子及主变绝缘良好
4、查电112地在拉开位置
5、查电112东在拉开位置
6、检查电112开关指示在“分”位
7、合上电112汇控柜开关ZK1、ZK2、ZK3，就地远方选择开关打至“远方”
8、推上电112中隔离开关，查已推好
9、合上2#主变风扇电源开关ZK及1ZK~8ZK，查风扇运转正常
10、装上发电机出口电压互感器21YH高压保险，合上低压侧空气开关
11、推上21YH刀闸
12、装上发电机出口电压互感器22YH高压保险，合上低压侧空气开关
13、将22YH隔离开关推入柜内
14、查灭磁开关QFG在断开位置
15、将2＃励磁变高压侧隔离开关推入柜内
16、合上灭磁柜厂用电Ⅰ段开关QF61，厂用电Ⅱ段开关QF62
17、合上灭磁柜交流起励电源开关QDT62
18、合上灭磁柜保险FU61、FU62、FU63、FU64、FU68、FU69
19、合上调节柜电源开关SA01、SA02、SA05、SA06 20、装上调节柜同步变电源侧三相保险FU17、FU18、FU19
21、装上调节柜柜内照明、插座保险FU11、FU12、FU13、FU14
22、合上功率柜风机电源开关QF21、QF31
23、合上功率柜脉冲电源投切开关S21、S31
24、合上功率柜照明保险FU23、FU24、FU33、FU34
25、推上功率柜交流电源进线刀闸QS21、QS31
26、合上灭磁电阻柜柜内照明保险FU71、FU72
27、查励磁系统无报警和故障信息
28、检查调节器状态正常
29、调节柜柜门上“整流/逆变”开关SA03在“整流”位置 30、合上电62甲刀闸操作机构电源开关
31、推上电62甲刀闸，查已推好
32、断开电62甲刀闸操作机构电源开关
33、启动2#发电机除碳风机
34、装上灭磁开关操作保险
35、合上2＃发变组保护柜自动空气开关
Ⅰ－2ZKK1、Ⅰ－2ZKK2、Ⅱ－2ZKK、Ⅰ－2DK1、Ⅰ－2DK2、Ⅱ－2DK1、Ⅱ－2DK2、4DK1、8DK、16DK1、16DK2
36、投入2#发变组保护柜保护压板：励磁变过流保护，定子过负荷，负序过流，复压（记忆）过流，过电压，定子接地，失磁，转子接地，发电机保护跳主变高压侧DL，发电机保护跳灭磁开关1，发电机保护关主汽门，发电机保护跳灭磁开关2，发电机保护跳电抗器首端DL，发电机保护跳主变高压母联DL，发电机保护跳电抗器尾端DL，发变组差动，高压侧复压过流，高压侧零序过流，高压侧间隙零序，高压侧通风启动，变压器保护跳主变高压侧DL，变压器保护跳主变高压母联DL，变压器保护跳电抗器首端DL，变压器保护跳电抗器尾端DL，启动通风，变压器保护跳灭磁开关1，变压器保护关主汽门，变压器保护跳灭磁开关2，本体重瓦斯，压力释放，温度过高，冷却器全停，电抗器保护跳闸投退，电抗器差动，电抗器过流
37、检查操作无误，更改模拟图，汇报值长5、1#发电机自动准同期升压并列操作
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、恢复汽机发来“注意”“可并列”信号
3、在后台机上发“电气请求投入”信号
4、查“DEH允许同期投入”信号已发来
5、查电111开关指示在“分”位
6、推上电111西，查已推好
7、合上发电机灭磁开关
8、在后台机上发励磁装置起励信号
9、查发电机定子电压表指示正常，逐步升压到额定值
10、查发电机定子、转子无接地
11、插上电111开关解锁用具
12、合上1#机同期装置电源开关1DK
13、“单侧双侧无压”旋钮打至“退出”位置
14、“工作测试设置”旋钮打至“工作”位置
15、插入电111同期选线开关1TK的钥匙，旋转90度，将1TK打至“投入”位置
16、在后台机上发“同期投入”命令，检查同期控制器带电
17、检查同期控制器面板无闭锁信号，显示“待令”时，在后台机上发“同期启动”命令
18、待同期装置合上电111开关后，在后台机上发“同期退出”命令，同期控制器失电
19、将电111同期选线开关1TK打至“退出”位置，1TK钥匙旋回原位 20、在后台机上发“电气请求退出”信号
21、检查发电机三相定子电流平衡
22、取下电111开关解锁用具
23、向汽机发出“注意”“已合闸”信号
24、按规程带负荷
25、查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长6、2#发电机自动选线准同期升压并列操作
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、恢复汽机发来“注意”、“备妥”信号
3、查电112开关指示在“分”位
4、推上电112东，查已推好
5、合上发电机灭磁开关QFG
6、按励磁装置起励按钮
7、查发电机定子电压表指示6KV左右
8、合上同期柜同步转速允许开关
9、合上2#发电机同期柜自动空气开关2DK
10、将电112就地远方选择开关1ZK打至“远方”（在同期柜）
11、插上电112开关解锁用具
12、把同期选线装置的旋钮打到“自动”位置
13、把同期控制器的方式选择旋钮打到“工作”位置
14、从后台机上发电112开关的同期点选线开关量信号，同期控制器带电
15、在液晶显示面板上出现“待令”情况下，从后台机上发“启动同期工作”令，进行同期合闸
16、等待电112开关红灯亮，查电112开关确已合上，把电112开关扭至合闸位置
17、取下电112开关解锁用具
18、同期选线装置旋钮打到“断开”位置
19、断开同期柜同步转速允许开关 20、检查发电机三相定子电流平衡
21、向汽机发出“注意”“已合闸”信号
22、按规程带负荷
23、查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长7、2＃发电机手动选线准同期升压并列操作
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、恢复汽机发来“注意”、“备妥”信号
3、查电112开关指示在“分”位
4、推上电112东，查已推好
5、合上发电机灭磁开关QFG
6、按励磁装置起励按钮
7、查发电机定子电压表指示6KV左右
8、合上同期柜同步转速允许开关
9、合上2#发电机同期柜自动空气开关2DK
10、将电112就地远方选择开关1ZK打至“远方”（在同期柜）
11、插上电112开关解锁用具
12、把同期选线装置的旋钮打到“手动”位置
13、把同期控制器的方式选择旋钮打到“工作”位置
14、用钥匙选中同期选线装置中电112开关，向右旋转90度，同期控制器带电
15、在液晶显示面板上出现“待令”情况下，从后台机上发“启动同期工作”令，进行同期合闸
16、等待电112开关红灯亮，查电112开关确已合上，把电112开关扭至合闸位置
17、取下电112开关解锁用具
18、把同期选线钥匙旋回原来竖直位置
19、同期选线装置旋钮打到“断开”位置 20、断开同期柜同步转速允许开关
21、检查发电机三相定子电流平衡
22、向汽机发出“注意”“已合闸”信号
23、按规程带负荷
24、查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长8、1#发变组解除备用操作（武励）
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查发电机灭磁开关MK在断开
3、取下灭磁开关MK操作保险
4、断开励磁直流输出开关ME2
5、取下ME2操作保险
6、断开励磁变低压侧开关ME4
7、取下1#发变组操作信号保险
8、取下励磁变低压侧开关ME4操作保险
9、检查电111开关指示在“分”位
10、拉开电111开关液压机构电源闸刀
11、拉开1#发变组母线隔离开关电111西，查已拉开
12、拉开电111中隔离开关，查已拉开
13、断开1#主变风扇电源开关1K、1ZK、2ZK、LK
14、取下发电机表用11YH、12YH、13YH低压保险
15、拉开发电机出口电压互感器11YH、12YH、13YH隔离刀闸，检查已拉开
16、断开1＃整流屏交流直流电源开关及脉冲电源开关
17、断开2＃整流屏交流直流电源开关及脉冲电源开关
18、断开武励调节柜1＃控制单元PT、2＃控制单元PT
19、断开武励调节柜交流直流电源开关
20、退出武励调节柜过压保护跳灭磁开关压板LP
21、合上电61甲操作机构电源开关
22、拉开电61甲刀闸，查已拉开
23、断开电61甲操作机构电源开关
24、停运1#发电机除碳风机
25、退出电1#发变组保护压板 1#发变组保护A柜
2LP1：励磁变保护 ；2LP2：匝间保护；2LP3定子过负荷；2LP4负序过流；2LP5复压（记忆）过流；2LP6过电压；2LP7定子接地；2LP8失磁；2LP9转子接地；2LP10跳主变高压侧DL；2LP11跳灭磁开关1；2LP12关主汽门；2LP13跳灭磁开关2；2LP14减出力；2LP15跳高厂变高压侧DL； 1#发变组保护B柜
2LP1发变组差动；2LP2高压侧复压过流；2LP3高压侧零序过流；2LP4高压侧间隙过流；2LP5高压侧通风启动；2LP6跳主变高压侧DL ；2LP8跳高厂变高压侧DL ；2LP11启动通风；8LP1本体重瓦斯；8LP2压力释放；8LP3绕组温度；8LP4冷却器全停。
26、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长9、1#发变组解除备用操作（哈励）
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查哈励灭磁开关FMK在断开位置
3、取下FMK操作保险
4、断开哈励直流输出开关ME1
5、断开哈励低压交流电源开关ME3
6、断开发电机出口电压互感器12YH二次侧开关2CK
7、取下1#发变组操作信号保险
8、取下励磁变低压交流开关ME3操作保险
9、检查电111开关指示在“分”位
10、拉开电111开关液压机构电源闸刀
11、拉开1#发变组母线隔离开关电111西，查已拉开
12、拉开电111中隔离开关，查已拉开
13、断开1#主变风扇电源开关1K、1ZK、2ZK、LK
14、取下发电机表用11YH、12YH、13YH低压保险
15、拉开发电机出口电压互感器11YH、12YH、13YH隔离刀闸，检查已拉开
16、查哈励低压交流电源开关ME3在断开位置
17、查哈励直流输出开关ME1在断开位置
18、取下ME1操作保险
19、断开调节屏自用电空气开关 20、断开调节屏厂用电空气开关
21、断开1#整流屏直流电源开关
22、断开1#整流屏风扇电源开关
23、断开1#整流屏“脉冲投切”开关
24、拉开1#整流屏直流侧刀闸，查已拉开
25、拉开1#整流屏交流侧刀闸，查已拉开
26、断开2#整流屏直流电源开关
27、断开2#整流屏风扇电源开关
28、断开2#整流屏“脉冲投切”开关
29、拉开2#整流屏直流侧刀闸，查已拉开 30、拉开2#整流屏交流侧刀闸，查已拉开
31、断开操作屏直流电源开关
32、拉开操作屏自用电源闸刀
33、拉开操作屏厂用电源闸刀
34、合上电61甲操作机构电源开关
35、拉开电61甲刀闸，查已拉开
36、断开电61甲操作机构电源开关
37、停运1#发电机除碳风机
38、退出电1#发变组保护压板39、1#发变组保护A柜
2LP1：励磁变保护 ；2LP2：匝间保护；2LP3定子过负荷；2LP4负序过流；2LP5复压（记忆）过流；2LP6过电压；2LP7定子接地；2LP8失磁；2LP9转子接地；2LP10跳主变高压侧DL；2LP11跳灭磁开关1；2LP12关主汽门；2LP13跳灭磁开关2；2LP14减出力；2LP15跳高厂变高压侧DL；Ⅱ－8LP12灭磁开关跳发变组 40、1#发变组保护B柜
2LP1发变组差动；2LP2高压侧复压过流；2LP3高压侧零序过流；2LP4高压侧间隙过流；2LP5高压侧通风启动；2LP6跳主变高压侧DL ；2LP8跳高厂变高压侧DL ；2LP11启动通风；8LP1本体重瓦斯；8LP2压力释放；8LP3绕组温度；8LP4冷却器全停。
41、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长10、1#发变组解除备用操作（备励）
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查灭磁开关MK在断开
3、取下1#发变组操作信号保险
4、断开励磁直流输出开关ME2
5、取下ME2操作保险
6、断开600开关
7、取下600开关操作保险
8、取下600开关动力保险，打开闭锁，将600开关拉至柜外，压下闭锁
9、查电111油开关指示在“分”位
10、拉开电111开关液压操作机构电源闸刀
11、拉开1#发变组母线隔离开关电111西，查已拉开
12、拉开电111中隔离开关，查已拉开
13、断开主变风扇电源开关1K、1ZK、2ZK、LK
14、取下发电机表用11YH、12YH、13YH低压保险
15、拉开发电机出口电压互感器11YH、12YH、13YH隔离刀闸，检查已拉开
16、停止手动励磁调压器1—3号风机；
17、停止硅整流柜风机；
18、拉开直流输出柜内刀闸HK2
19、合上电61甲操作机构电源开关 20、拉开电61甲隔离刀闸，查已拉开
21、断开电61甲操作机构电源开关
22、停运1#发电机除碳风机
23、退出1＃发变组保护压板24、1#发变组保护A柜
2LP1：励磁变保护 ；2LP2：匝间保护；2LP3定子过负荷；2LP4负序过流；2LP5复压（记忆）过流；2LP6过电压；2LP7定子接地；2LP8失磁；2LP9转子接地；2LP10跳主变高压侧DL；2LP11跳灭磁开关1；2LP12关主汽门；2LP13跳灭磁开关2；2LP14减出力；2LP15跳高厂变高压侧DLⅡ－8LP12灭磁开关跳发变组；
1#发变组保护B柜
2LP1发变组差动；2LP2高压侧复压过流；2LP3高压侧零序过流；2LP4高压侧间隙过流；2LP5高压侧通风启动；2LP6跳主变高压侧DL ；2LP8跳高厂变高压侧 DL ；2LP11启动通风；8LP1本体重瓦斯；8LP2压力释放；8LP3绕组温度；8LP4冷却器全停
25、检查操作无误，更换模拟图板与实际一致，汇报值长11、2#发变组的解备操作
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电112开关指示在“分”位
3、断开电112汇控柜开关ZK1、ZK2、ZK3
4、查灭磁开关QFG在断开位置
5、查短路开关QFG1在断开位置
6、拉开励磁装置交流电源刀闸QS21、QS31
7、断开灭磁柜厂用电Ⅰ段开关QF61，厂用电Ⅱ段开关QF62
8、拉开灭磁柜保险开关FU61、FU62、FU63、FU64、FU68、FU69
9、拉开灭磁电阻柜照明保险开关FU71、FU72
10、断开调节柜电源开关SA01、SA02、SA03、SA05、SA06
11、断开调节柜同步变电源侧三相保险开关FU17、FU18、FU19
12、断开调节柜照明、插座保险开关FU11、FU12、FU13、FU14
13、断开功率柜风机电源开关QF21、QF31
14、断开功率柜脉冲电源投切开关S21、S31
15、断开功率柜照明保险开关FU23、FU24、FU33、FU34
16、断开直流起励开关QDT62
17、断开21YH柜内空气开关
18、拉开21YH柜刀闸
19、将22YH小车式刀闸拉至柜外
20、拉开2#发变组母线隔离开关电112东，查已拉开
21、拉开电112中隔离开关，查已拉开
22、断开2#主变风扇电源开关LK、ZK、1ZK~12ZK，查风扇停转
23、合上电62甲刀闸操作机构电源开关
24、拉开电62甲刀闸，查已拉开
25、断开电62甲刀闸操作机构电源开关
26、停运2#发电机除碳风机
27、退出2#发变组保护压板：Ⅰ—2LP1励磁变过流保护、Ⅰ—2LP3定子过负荷、Ⅰ—2LP4负序过流、Ⅰ—2LP5复压（记忆）过流、Ⅰ—2LP6过电压、Ⅰ—2LP7定子接地、Ⅰ—2LP8失磁、Ⅰ—2LP9转子接地、Ⅰ—2LP10发电机保护跳主变高压侧DL、Ⅰ—2LP11发电机保护跳灭磁开关
1、Ⅰ—2LP12发电机保护关主汽门、Ⅰ—2LP13发电机保护跳灭磁开关
2、Ⅰ—2LP15发电机保护跳电抗器首端DL、Ⅰ—2LP16发电机保护跳主变高压母联DL、Ⅰ—2LP17发电机保护跳电抗器尾端DL、Ⅱ—2LP1发变组差动、Ⅱ—2LP2高压侧复压过流、Ⅱ—2LP3高压侧零序过流、Ⅱ —2LP4高压侧间隙零序、Ⅱ—2LP5高压侧通风启动、Ⅱ—2LP6变压器保护跳主变高压侧DL、Ⅱ—2LP7变压器保护跳主变高压母联DL、Ⅱ—2LP9变压器保护跳电抗器首端DL、Ⅱ—2LP10变压器保护跳电抗器尾端DL、Ⅱ—2LP11启动通风、Ⅱ—2LP12变压器保护跳灭磁开关
1、Ⅱ—2LP13变压器保护关主汽门、Ⅱ—2LP14变压器保护跳灭磁开关2、8LP1本体重瓦斯、8LP2压力释放、8LP3温度过高、8LP4冷却器全停、16LP1电抗器保护跳闸投退、16LP4电抗器差动、16LP5电抗器过流。
28、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
12、“哈励”切至“武励”运行
1、检查手动备励直流输出柜内刀闸HK2在拉开位置
2、检查发电机灭磁开关MK在断开位置
3、合上励磁变低压侧交流开关ME4
4、合上武励直流输出开关ME2
5、合上发电机灭磁开关MK
6、调整“武励”无功调节按钮，使“武励”励磁电流增加
7、调整“哈励”无功调节按钮，使“哈励”励磁电流减少
8、在调整过程中，应使无功保持基本不变
9、将无功负荷全部转移到“武励”接带
10、退出灭磁开关联跳发电机压板
11、断开哈励灭磁开关FMK
12、断开哈励直流输出开关ME1
13、断开哈励交流电源开关ME3
14、断开哈励转子接地保护开关2 DK
15、合上武励备励转子接地保护开关1DK
16、查操作无误，汇报值长，做记录
13、“武励”切至“哈励”运行
1、检查备励整流柜直流输出刀闸HK2在拉开位置
2、查哈励灭磁开关FMK在断开位置
3、合上哈励交流电源开关ME3
4、合上哈励直流输出开关ME1
5、合上哈励灭磁开关FMK
6、调整“哈励”无功调节按钮，使“哈励”励磁电流增加
7、调整“武励”无功调节按钮，使“武励”励磁电流减少
8、在调整过程中，应使无功保持基本不变
9、将无功负荷全部转移到“哈励”接带
10、投入灭磁开关联跳发电机压板
11、断开发电机灭磁开关MK
12、断开武励直流输出开关ME2
13、断开励磁变低压交流开关ME4
14、断开武励备励转子接地保护开关1DK
15、合上哈励转子接地保护开关2 DK
16、查操作无误，汇报值长，做记录
14、“武励”切至“备励”运行
1、将厂用电切至高备变运行
2、检查感应调节器输出电压在最小位置
3、合上“备励”整流柜中直流输出刀闸HK2
4、合上“备励”交流电源600开关
5、调整“备励”无功调节按钮，使“备励”励磁电流增加
6、调整“武励”无功调节按钮，使“武励”励磁电流减少
7、在调整过程中，应使无功保持基本不变
8、将无功负荷全部转移到“备励”接带
9、断开励磁变低压交流开关ME4
10、查操作无误，汇报值长，做记录
15、“备励”切至“武励”运行
1、检查武励动力柜中的隔离开关QS1、QS2、QS3、QS4已推好
2、合上励磁变低压交流开关ME4
3、调整“武励”无功调节按钮，使“武励”励磁电流增加
4、调整“备励”无功调节按钮，使“备励”励磁电流减少
5、在调整过程中，应使无功保持基本不变
6、将无功负荷全部转移到“武励”接带
7、断开备励交流电源600开关
8、检查感应调节器输出电压在最小位置
9、拉开备励整流柜直流输出刀闸HK2
10、检查操作无误，汇报值长，做记录
16、“哈励”切至“备励”运行
1、将厂用电切至高备变运行
2、检查感应调节器输出电压在最小位置
3、合上“备励”整流柜中直流输出刀闸HK2
4、合上“备励”交流电源600开关
5、合上励磁直流输出开关ME2
6、合上发电机灭磁开关MK
7、调整“备励”无功调节按钮，使“备励”励磁电流增加
8、调整“哈励”无功调节按钮，使“哈励”励磁电流减少
9、在调整过程中，应使无功保持基本不变
10、将无功负荷全部转移到“备励”接带
11、退出灭磁开关联跳发变组压板
12、断开哈励灭磁开关FMK
13、断开哈励直流输出开关ME1
14、断开哈励交流电源开关ME3
15、断开哈励转子接地保护开关2 DK
16、合上武励备励转子接地保护开关1DK
17、查操作无误，汇报值长，做记录
17、“备励”切至“哈励”运行
1、合上励磁变低压交流开关ME3
2、合上哈励直流输出开关ME1
3、合上哈励灭磁开关FMK
4、调整“哈励”无功调节按钮，使“哈励”励磁电流增加
5、调整“备励”无功调节按钮，使“备励”励磁电流减少
6、在调整过程中，应使无功保持基本不变
7、将无功负荷全部转移为“哈励”接带
8、投入灭磁开关联跳发电机压板
9、断开发电机灭磁开关MK
10、断开励磁直流输出开关ME2
11、断开备励交流电源600开关
12、断开武励备励转子接地保护开关1DK
13、合上哈励转子接地保护开关2 DK
14、检查操作无误，汇报值长，做记录
18、电110开关合上，110KV东母西母并列运行
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电110开关指示在“分”位
3、查电110东刀闸在“合”位
4、查电110西刀闸在“合”位
5、合上2#发电机同期柜自动空气开关2DK
6、将电110就地远方选择开关1ZK打至“远方”
7、插上电110开关解锁用具
8、把同期选线装置的旋钮打到“自动”位置
9、把同期控制器的方式选择旋钮打到“工作”位置
10、从后台机上发电110开关的同期点选线开关量信号，同期控制器带电
11、在液晶显示面板上出现“待令”情况下，从后台机上发“启动同期工作”令，进行同期合闸
12、等待电110开关红灯亮，查电110开关确已合上，把电110开关扭至合闸位置
13、取下电110开关解锁用具
14、同期选线装置旋钮打到“断开”位置
15、查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长19、1#发电机解列停机
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、合上厂111开关
3、合上厂601开关
4、检查厂1#高备变运行良好
5、将1#发电机有功负荷减至零，无功负荷减至最小
6、断开发变组电111开关
7、检查发变组与系统解列，电111开关指示在“分”位
8、向汽机发“注意”、“已断开”信号
9、断开灭磁开关
10、查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长20、2#发电机解列停机
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电110开关已合上
3、合上厂111开关
4、合上厂602开关
5、检查厂1#高备变运行良好
6、将2#发电机有功负荷减至零，无功负荷减至最小
7、断开发变组电112开关
8、检查发变组与系统解列，电112开关指示在“分”位
9、向汽机发“注意”、“已断开”信号
10、断开灭磁开关
11、断开电110开关
12、查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
21、厂1＃高备变恢复备用
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、检查1#高备变工作票全部结束，交待良好，无安全措施
3、测量1#高备变、厂601开关、厂602开关绝缘良好
4、检查厂111开关指示在“分”
5、推上厂111开关液压操作机构电源闸刀
6、推上厂111中刀闸，查已推好
7、检查厂111地在拉开
8、推上厂111西刀闸，查已推好
9、检查厂601开关各部良好
10、检查厂601小车开关指示在“分”位
11、将厂601开关推至试验位置，压下闭锁
12、插上厂601小车开关二次插头
13、合上储能开关，查储能指示灯亮
14、装上厂601开关操作保险
15、做厂601开关电动拉合闸试验良好
16、取下厂601操作保险
17、断开厂601储能开关
18、检查厂601开关指示在“分”位
19、将厂60甲小车刀闸推至工作位置，压下闭锁 20、将厂601甲小车刀闸推至工作位置，压下闭锁
21、将厂601开关推至工作位置，压下闭锁
22、合上厂601储能开关
23、装上厂601开关操作保险
24、检查厂602开关各部良好
25、查厂602开关在断开，指示在“OFF”
26、将厂602开关推至试验位置，插上二次插头
27、合上厂602开关柜上快切装置开关、装置电压开关、装置电源开关、控制电源开关、储能开关、照明加热保险开关
28、做厂602开关电动拉合闸试验良好
29、断开厂602开关柜控制电源开关、储能开关 30、查厂602开关在断开
31、将厂602甲刀闸推至工作位置，并已闭锁
32、将厂602开关推至工作位置，并已闭锁
33、合上厂602开关柜内控制电源开关、储能开关
34、投入1＃高备变保护压板1LP、2LP、3LP、4LP、LP—
1、QP投跳闸
35、装上厂111开关操作保险
36、装上厂601开关操作保险
37、装上厂602开关操作保险
38、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
22、厂1＃高备变投入运行，1#电抗器退出运行
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、启动高备变风扇
3、合上厂111开关
4、检查厂1＃高备变充电良好
5、合上厂601开关
6、检查厂1＃高备变带负荷正常
7、断开I62开关
8、断开I61开关
9、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
23、厂1＃高备变投入运行，2#电抗器退出运行
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电110开关已合上
3、启动高备变风扇
4、合上厂111开关
5、检查厂1＃高备变充电良好
6、合上厂602开关
7、检查厂1＃高备变带负荷正常
13、断开II62开关
14、断开II61开关
15、断开电110开关
16、检查操作无误，更改模拟图与实际一致汇报值长24、0#低厂变定期试验
1、查电110开关已合上
2、合上0#低厂变高压侧6112开关
3、合上0#低厂变低压侧410开关
4、查0#低厂变已带上380V I段负荷
5、断开1#低厂变低压侧411开关
6、断开1#低厂变高压侧6111开关
7、查0#低厂变带380V I段负荷正常
8、合上1#低厂变高压侧6111开关
9、合上1#低厂变低压侧411开关
10、查1#低厂变已带上380V I段负荷
11、断开0#低厂变低压侧410开关
12、查0#低厂变已无负荷
13、合上0#低厂变低压侧420开关
14、查0#低厂变已带上380V II段负荷
15、断开2#低厂变低压侧422开关
16、断开2#低厂变高压侧6201开关
17、查0#低厂变带380V II段负荷正常
18、合上2#低厂变高压侧6201开关
19、合上2#低厂变低压侧422开关
20、查2#低厂变已带上380V II段负荷
21、断开0#低厂变低压侧420开关
22、断开0#低厂变高压侧6112开关
23、检查操作无误，汇报值长，做好记录
25、厂1＃高备变定期试验
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电110开关已合上
3、查厂1＃高备变备用，联动开关BK在投入位置
4、合上厂111开关
5、合上厂601开关
6、查厂1＃高备变带负荷正常
7、断开I61开关，I62开关应联动跳闸，同时厂1＃电抗器联动继电器1ZJ常开接点闭合后断开
8、恢复I62开关把手于“断开”位置
9、恢复1＃电抗器联动掉牌1XJ
10、合上I61开关
11、合上I62开关
12、查1＃电抗器带负荷正常
13、断开厂601开关
14、查厂1#高备变已无负荷
15、查快切装置无闭锁信号
16、合上厂602开关
17、查厂1＃高备变已带上负荷
18、断开II61开关
19、断开II62开关
20、查厂1＃高备变带负荷正常
21、合上II61开关
22、合上II62开关
23、查1＃电抗器带负荷正常
24、断开厂602开关
25、断开厂111开关
26、断开电110开关
27、检查操作无误，汇报值长，做好记录
26、输煤变定期充电试验
1、查2#（1#）输煤变运行正常
2、查1#（2#）输煤变低压侧开关在断开
3、拉开1#（2#）输煤变低压侧刀闸
4、合上1#（2#）输煤变高压侧开关6113（6202）
5、合上1#（2#）输煤变低压侧开关
6、检查1#（2#）输煤变充电良好，无异常情况
7、断开1#（2#）输煤变低压侧开关
8、断开1#（2#）输煤变高压侧开关6113（6202）
9、推上1#（2#）输煤变低压侧刀闸
10、查操作无误，汇报值长，作好记录
27、升压变定期充电试验
1、查2#（1#）升压变运行正常
2、查1#（2#）升压变低压侧开关在断开
3、拉开1#（2#）升压变低压侧刀闸
4、合上1#（2#）升压变高压侧开关6114（6203）
5、合上1#（2#）升压变低压侧开关
6、检查1#（2#）升压变充电良好，无异常情况
7、断开1#（2#）升压变低压侧开关
8、断开1#（2#）升压变高压侧开关6114（6203）
9、推上1#（2#）升压变低压侧刀闸
10、查操作无误，汇报值长，作好记录
28、事故照明切换试验
1、检查直流系统完好，系统无重大操作
2、事故照明柜各负荷在投入位置
3、断开事故照明切换柜交流电源开关
4、检查各处事故照明灯亮
5、合上事故照明切换屏交流电源开关，查直流自动切换到交流供电
6、检查操作无误，汇报值长，做好记录29、1#电抗器恢复备用
1、检查1#电抗器、高厂变工作票全部结束，交待良好，无安全措施
2、测量1#电抗器、高厂变绝缘电阻合格
3、查I61小车开关柜接地刀闸已拉开
4、测量I61开关柜电缆，小车开关绝缘良好
5、查I61小车开关各部良好
6、查I61小车开关在断开，指示为“分”
7、将I61小车开关推至试验位置，压下闭锁
8、插上I61小车开关二次插头
9、送上I61小车开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
10、装上I61开关控制电源保险
11、联系电气值班员做I61小车开关电动拉合闸试验良好
12、取下I61开关控制电源保险
13、断开I61小车开关储能保险
14、查I61小车开关在断开，指示为“分”
15、将I61小车开关推至工作位置，压下闭锁
16、送上I61小车开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
17、装上I61小车开关控制电源保险
18、测量I62开关柜电缆，小车开关绝缘良好
19、查I62小车开关各部良好
20、查I62小车开关在断开，指示为“分”
21、将I62小车开关推至试验位置，压下闭锁
22、插上I62小车开关二次插头
23、送上I62小车开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
24、装上I62开关控制电源保险
25、联系电气值班员做I62小车开关电动拉合闸试验良好
26、取下I62开关控制电源保险
27、断开I62小车开关储能保险
28、查I62小车开关在断开，指示为“分”
29、将I62小车开关推至工作位置，压下闭锁
30、送上I62小车开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
31、装上I62小车开关控制电源保险
32、投入1#电抗器、高厂变以下保护压板
高厂变差动保护、高厂变高压侧过流一段保护、高厂变高压侧过负荷保护、高厂变 启动通风保护、高厂变低压侧过流一段保护、温度过高保护、瓦斯保护
33、检查操作无误，更改模拟图，汇报值长30、1#电抗器投运，厂1＃高备变停运
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、合上I61开关
3、合上I62开关
4、检查1＃电抗器带负荷正常
5、合上1＃电抗器联动开关BK
6、断开厂601开关
7、断开厂111开关
8、停止高备变风扇
9、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长31、2#电抗器投运，厂1＃高备变停运
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电110开关已合上
3、合上Ⅱ61开关
4、合上Ⅱ62开关
5、检查2＃电抗器带负荷正常
6、投入快切装置电源开关1Q，保险1FU、2FU
7、投入快切装置保护压板
8、查快切装置无闭锁信号
9、断开厂602开关
10、断开厂111开关
11、断开电110开关
12、停止厂1＃高备变风扇
13、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
32、厂1＃高备变解除备用
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查厂1＃高备变无负荷，厂111开关在断开
3、取下厂111开关操作保险
4、查厂601开关在断开
5、取下厂601开关操作保险
6、查厂602开关在断开
7、取下厂602开关操作保险
8、断开厂602开关柜内控制电源开关、储能保险
9、取下厂601小车开关储能保险
10、打开闭锁，将厂601小车开关拉出柜外，拔下二次插头
11、打开闭锁，将厂601甲刀闸拉出柜外
12、将厂602开关摇出至试验位置，拔下二次插头
13、将厂602甲刀闸摇出至试验位置
14、打开闭锁，将厂60甲刀闸拉出柜外
15、查厂111开关在断开
16、拉开厂111开关液压操作机构电源刀闸
17、拉开厂111西刀闸，查已拉开
18、退出厂1＃高备变保护压板1LP、2LP、3LP、4LP、LP及切换片ＱP
19、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长33、110KV东母（或西母）检修工作结束，恢复备用
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查要投母线上无安全措施，母线上隔离开关全部拉开
3、查110KV母联开关电110在断开
4、合上电110开关就地柜空气开关ZK1、ZK2、ZK3
5、推上母联开关电110两侧隔离开关，查已推好
6、推上要投母线的电压互感器隔离开关，查已推好，装上二次保险
7、合上同期柜内开关1DK1、1DK2、1ZKK1、1ZKK2、2DK
8、投入同期柜保护压板：1LP1充电保护、1LP2过流保护、1LP3零流保护、1LP4复合电压投入、1LP6保护跳闸
9、查110KV母线保护屏上开关KG、1ZKK、2ZKK、1DK、2DK在合位
10、投入110KV母线保护屏保护压板：LP1差动保护、LP2充电保护、LP3充电保护速动、LP7Ⅰ母PT投入、LP8Ⅱ母PT投入、1LP1母保跳母联开关
11、查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长34、6KV I段小车开关送电操作
1、应（）联系要求（）小车开关送电
2、检查工作票全部结束，交待良好，无安全措施
3、查（）小车开关柜接地刀闸已拉开
4、测量电机及电缆，小车开关绝缘良好
5、查（）小车开关各部良好
6、查（）小车开关在断开，指示为“分”
7、将（）小车开关推至试验位置，压下闭锁
8、插上（）小车开关二次插头
9、装上（）小车开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
10、装上（）小车开关控制电源保险
11、联系转机值班员做（）小车开关电动拉合闸试验良好
12、取下（）小车开关控制电源保险
13、取下（）小车开关储能保险
14、查（）小车开关在断开，指示为“分”
15、将（）小车开关推至工作位置，压下闭锁
16、装上（）小车开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
17、装上（）小车开关控制电源保险
18、检查操作无误，通知转机值班员（）已送电
19、更改模拟图，汇报值长35、6KV I段小车开关停电操作
1、应（）联系要求（）小车开关停电
2、查（）小车开关已断开，电度表不转，指示为“分”
3、取下（）小车开关储能保险
4、取下（）小车开关控制电源保险
5、打开闭锁，将（）小车开关拉至柜外，拔下二次插头
6、检查操作无误，通知转机值班员（）小车开关已停电
7、更改模拟图，汇报值长36、6KV Ⅱ段开关送电操作
1、应（）联系要求（）开关送电
2、检查工作票全部结束，交待良好，无安全措施
3、查（）开关柜接地刀闸已拉开
4、测量电机及电缆，开关绝缘良好
5、查（）开关各部良好
6、查（）开关在断开，指示为“OFF”
7、将（）开关推至试验位置
8、插上（）开关二次插头
9、合上电度表电源开关、装置电源开关、装置电压开关、照明加热器保险、储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“OK”
10、合上（）开关控制电源开关
11、联系转机值班员做（）开关电动拉合闸试验良好
12、断开（）开关控制电源开关
13、断开（）开关储能保险
14、查（）开关在断开，指示为“OFF”
15、将（）开关推至工作位置，压下闭锁
16、合上（）开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“OK”
17、合上（）开关控制电源开关
18、检查操作无误，通知转机值班员（）已送电
19、更改模拟图，汇报值长 37、6KV Ⅱ段开关停电操作
1、应（）联系要求（）开关停电
2、查（）开关已断开，电度表不转，指示为“OFF”
3、断开（）开关储能保险
4、断开（）开关控制电源开关
5、断开电度表电源开关、装置电源开关、装置电压开关、照明加热器保险
6、将（）开关拉至试验位置，拔下二次插头
7、检查操作无误，通知转机值班员（）开关已停电
8、更改模拟图，汇报值长
38、输煤变恢复备用
1、检查（）输煤变工作票全部结束，交待良好，无安措
2、测量（）输煤变及开关绝缘良好
3、查（）输煤变高压侧（）开关各部良好
4、查（）输煤变高压侧（）开关在断开，指示为“分”
5、将（）开关推至试验位置，压下闭锁
6、插上（）开关二次插头
7、合上储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
8、合上（）开关控制电源开关
9、联系值班员做（）开关电动拉合闸试验良好
10、断开（）开关控制电源开关
11、断开（）开关储能保险
12、查（）开关在断开，指示为“分”
13、将（）开关推至工作位置，压下闭锁
14、合上（）开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
15、投入（）输煤变保护压板
16、查（）输煤变低压侧刀闸在拉开
17、装上（）输煤变低压侧开关操作保险
18、做（）输煤变低压侧开关电动拉合闸试验良好
19、取下（）输煤变低压侧开关操作保险 20、查（）输煤变低压侧开关在断开
21、推上（）输煤变低压侧刀闸
22、装上（）输煤变低压侧开关操作保险
23、合上（）输煤变高压侧开关控制电源开关
24、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
39、输煤变解除备用
1、查（）输煤变低压侧开关在断开
2、取下（）输煤变低压侧开关操作保险
3、拉开（）输煤变低压侧刀闸
4、查（）输煤变高压侧（）小车开关在断开，指示为“分”
5、取下（）开关储能保险
6、取下（）开关控制电源保险
7、打开闭锁，将（）开关拉至柜外，拔下二次插头
8、退出（）输煤变保护压板
9、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
40、升压变恢复备用
25、检查（）升压变工作票全部结束，交待良好，无安措
26、测量（）升压变及开关绝缘良好
27、查（）升压变高压侧（）开关各部良好
28、查（）升压变高压侧（）开关在断开，指示为“分”
29、将（）开关推至试验位置，压下闭锁 30、插上（）开关二次插头
31、合上储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
32、合上（）开关控制电源开关
33、联系值班员做（）开关电动拉合闸试验良好
34、断开（）开关控制电源开关
35、断开（）开关储能保险
36、查（）开关在断开，指示为“分”
37、将（）开关推至工作位置，压下闭锁
38、合上（）开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
39、投入（）升压变保护压板
40、查（）升压变低压侧刀闸在拉开
41、装上（）升压变低压侧开关操作保险
42、做（）升压变低压侧开关电动拉合闸试验良好
43、取下（）升压变低压侧开关操作保险
44、查（）升压变低压侧开关在断开
45、推上（）升压变低压侧刀闸
46、装上（）升压变低压侧开关操作保险
47、合上（）升压变高压侧开关控制电源开关
48、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
41、升压变解除备用
10、查（）升压变低压侧开关在断开
11、取下（）升压变低压侧开关操作保险
12、拉开（）升压变低压侧刀闸
13、查（）升压变高压侧（）小车开关在断开，指示为“分”
14、取下（）开关储能保险
15、取下（）开关控制电源保险
16、打开闭锁，将（）开关拉至柜外，拔下二次插头
17、退出（）升压变保护压板
18、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
42、低厂变恢复备用
1、检查（）低厂变工作票全部结束，交待良好，无安措
2、测量（）低厂变及开关绝缘良好
3、查（）低厂变高压侧（）开关各部良好
4、查（）低厂变高压侧（）开关在断开，指示为“分”
5、将（）开关推至试验位置，压下闭锁
6、插上（）开关二次插头
7、合上储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
8、合上（）开关控制电源开关
9、联系值班员做（）开关电动拉合闸试验良好
10、断开（）开关控制电源开关
11、断开（）开关储能保险
12、查（）开关在断开，指示为“分”
13、将（）开关推至工作位置，压下闭锁
14、合上（）开关储能保险，查储能指示灯亮，开关本体储能指示为“已储能”
15、投入（）低厂变保护压板
16、查（）低厂变低压侧刀闸在拉开
17、装上（）低厂变低压侧开关操作保险
18、做（）低厂变低压侧开关电动拉合闸试验良好
19、取下（）低厂变低压侧开关操作保险 20、查（）低厂变低压侧开关在断开
21、推上（）低厂变低压侧刀闸
22、装上（）低厂变低压侧开关操作保险
23、合上（）低厂变高压侧开关控制电源开关
24、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
43、低厂变解除备用
1、查（）低厂变低压侧开关在断开
2、取下（）低厂变低压侧开关操作保险
3、拉开（）低厂变低压侧刀闸。
4、查（）低厂变高压侧（）开关在断开，指示为“分”
5、取下（）开关储能保险
6、取下（）开关控制电源保险
7、打开闭锁，将（）开关拉至柜外，拔下二次插头
8、退出（）低厂变保护压板
9、检查操作无误，更改模拟图与实际一致，汇报值长
44、热网循环水泵变频投运操作（投1#热网循环水泵）
1、查1#2#热网循环水泵6211开关在“分”位
2、将6211开关柜上“就地远方”开关打在“就地”位置
3、查高压接触器KM1、KM2、KM3在“分”位
4、推上旁路柜内刀闸QS1、QS2，查已推好
5、推上切换柜内刀闸QS4，查已推好
6、将旁路柜柜门上“手动自动”旋钮打至“手动”，合上KM1、KM2，再将“手动自动”旋钮打至“自动”
7、将“本机控制远程控制”旋钮打至“远程控制”
8、将6211开关柜上“就地远方”开关打在“远方”位置
45、热网循环水泵变频切工频操作（投1#热网循环水泵）
1、查1#2#热网循环水泵6211开关在“分”位
2、将6211开关柜上“就地远方”开关打在“就地”位置
3、将旁路柜柜门上“手动自动”旋钮打至“手动”，断开KM1、KM2
4、查高压接触器KM1、KM2、KM3在“分”位
5、推上切换柜内刀闸QS4，查已推好
6、合上KM3，再将“手动自动”旋钮打至“自动”
7、将“本机控制远程控制”旋钮打至“远程控制”
8、将6211开关柜上“就地远方”开关打在“远方”位置
46、变频器变频投运操作1、2、3、4、5、查（2#炉甲侧引风机）6kv开关（6215）指示在“分”位 将（6215）开关柜上“就地远方”开关打在“就地”位置 查高压接触器KM1、KM2、KM3在“分”位 推上旁路柜内刀闸QS1、QS2，查已推好
将旁路柜柜门上“手动自动”旋钮打至“手动”，合上KM1、KM2，再将“手动自动”旋钮打至“自动”
6、将“本机控制远程控制”旋钮打至“远程控制”
7、将6211开关柜上“就地远方”开关打在“远方”位置
47、变频器变频切工频操作
1、查（2#炉甲侧引风机）6kv开关（6215）指示在“分”位
2、将6215开关柜上“就地远方”开关打在“就地”位置
3、将旁路柜柜门上“手动自动”旋钮打至“手动”，断开KM1、KM2
4、查高压接触器KM1、KM2、KM3在“分”位
5、合上KM3，再将“手动自动”旋钮打至“自动”
6、将“本机控制远程控制”旋钮打至“远程控制”
7、将6215开关柜上“就地远方”开关打在“远方”位置
48、柴油发电机保安电源投运操作
1、接值长命令投入柴油发电机保安电源。
2、查汽机已启动柴油发电机，运转正常。
3、查三相电压400V，且稳定，合上柴油发电机本体开关。
4、合上柴油发电机出口开关（柴100）。
5、由柴油发电机组向1#机盘车电机供电：
（1）确认1#机盘车电机已停运，取下盘车电机电源三相保险。（2）合上柴供——1#机盘车电机开关102。（3）合上柴供——1#机盘车电机开关202。
（4）查柴油发电机组运行稳定，通知汽机班长并汇报值长，1#机盘车电机已送电，可以启动。
6、由柴油发电机组向1#机交流油泵供电：
（1）确认1#机交流油泵已停运，取下交流油泵三相保险。（2）合上柴供——1#机交流油泵开关101。（3）合上柴供——1#机交流油泵开关201。
31（4）查柴油发电机组运行稳定，通知汽机班长并汇报值长，1#机交流油泵已送电，可以启运。
7、由柴油发电机组向2#机盘车电机供电：
（1）确认2#机盘车电机已停运，断开2#机汽机专用盘上盘车电机电源开关，并拉至柜外。
（2）合上柴供——2#机盘车电机开关108。
（3）在2#机零米盘车电机电源配电箱，将把手打至“柴油发电机供电”位置。（4）到2#机八米盘车电机控制盘，验三相电源正常。
（5）查柴油发电机组运行稳定，通知汽机班长并汇报值长，盘车电机已送电，可以启动。
8、由柴油发电机组向1#机汽机零米照明配电箱供电：
（1）断开1#机汽机零米照明配电箱电源开关，并挂上禁止送电牌。（2）通知电检，将配电箱地线拆除，接上柴供电源专用零线。（3）合上柴供——1#机汽机零米照明开关105。
（4）查柴油发电机组运行稳定，合上柴供——1#机汽机零米照明开关205。
9、由柴油发电机组向1#机汽机八米照明供电：
（1）断开1#机汽机八米照明配电箱电源开关，并挂上禁止送电牌。（2）通知电检，将配电箱地线拆除，接上柴供电源专用零线。（3）合上柴供——1#机汽机八米照明开关104。
（4）查柴油发电机组运行稳定，合上柴供——1#机汽机八米照明开关204。
10、由柴油发电机组向1#炉锅炉零米照明供电：
（1）断开1#炉锅炉零米照明配电箱电源开关，并挂上禁止送电牌。（2）通知电检，将配电箱地线拆除，接上柴供电源专用零线。（3）合上柴供——1#炉锅炉零米照明开关106。
（4）查柴油发电机组运行稳定，合上柴供——1#炉锅炉零米照明开关206。
11、由柴油发电机组向主控楼零米配电箱供电：
（1）断开主控楼零米配电箱电源刀闸，并挂上禁止送电牌。（2）通知电检，将配电箱地线拆除，接上柴供电源专用零线。（3）合上柴供——主控楼零米开关103。
（4）查柴油发电机组运行稳定，合上柴供——主控楼零米开关203。
12、汇报值长，作好记录。
49、柴油发电机保安电源停运操作
1、接值长令柴油发电机组停运，厂用供电系统恢复正常运行。
2、1#机盘车电机恢复厂用电供电
（1）检查1#机盘车电机是已停运，断开柴供——1#机盘车电机开关202。（2）断开柴供——1#机盘车电机开关102，并挂上禁止送电牌。（3）送上1#机盘车电机三相保险。
32（4）通知汽机班长并汇报值长，1#机盘车电机已送电，可以启动。
3、1#机交流油泵恢复厂用电供电：
（1）确认1#机交流油泵已停运，断开柴供——1#机交流油泵开关201。（2）断开柴供——1#机交流油泵开关101，并挂上禁止送电牌。（3）送上1#机交流油泵三相保险。
（4）通知汽机班长并汇报值长，1#机交流油泵已送电，可以启动。
4、2#机盘车电机恢复厂用电供电：
（1）确认2#机盘车电机已停运，断开柴供——2#机盘车电机开关108。
（2）在2#机零米盘车电机电源配电箱，将把手打至“正常交流电源供电”位置。（3）合上2#机汽机专用盘上盘车电机电源开关。（4）到2#机八米盘车电机控制盘，验三相电源正常。
（5）通知汽机班长并汇报值长，2#机盘车电机已送电，可以启动。
5、1#机汽机零米照明配电箱恢复厂用电供电：（1）断开柴供——1#机汽机零米照明开关205。
（2）断开柴供——1#机汽机零米照明开关105，并挂上禁止送电牌。（3）通知电检，将零线拆除，恢复原地线。（4）合上1#机汽机零米照明配电箱电源开关。
6、1#机汽机八米照明恢复厂用电供电：
（1）断开柴供——1#机汽机八米照明开关204。
（2）断开柴供——1#机汽机八米照明开关104，并挂上禁止送电牌。（3）通知电检，将零线拆除，恢复原地线。（4）合上1#机汽机八米照明配电箱电源开关。
7、1#炉锅炉零米照明恢复厂用电供电：
（1）断开柴供——1#炉锅炉零米照明开关206。
（2）断开柴供——1#炉锅炉零米照明开关106，并挂上禁止送电牌。（3）通知电检，将零线拆除，恢复原地线。（4）合上1#炉锅炉零米照明配电箱电源开关。
8、主控楼零米配电箱恢复厂用电供电：（1）断开柴供——主控楼零米开关203。
（2）断开柴供——主控楼零米开关103，并挂上禁止送电牌。（3）通知电检，将零线拆除，恢复原地线。（4）合上主控楼零米配电箱电源开关。
9、断开柴油发电机组本体开关。
10、断开柴油发电机组出口开关（柴100）。
11、查汽机已停止柴油发电机组运行。
12、汇报值长，作好记录。
50、1#（2#）发变组保护传动试验
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电111（电112）开关在断开
3、查电61甲（电62甲）刀闸在拉开
4、查电111西（电112东）刀闸在拉开
5、等待值长通知，汽机已摇起1#（2#）汽轮机主汽门，并投入热工保护
6、合上1#（2#）发电机灭磁开关
7、按下同期装置上单侧无压合闸按钮
8、合上电111（电112）开关
9、合上I61（II61）开关
10、在发变组保护装置上，使差动（瓦斯、转子两点接地）保护开出
11、查电111开关、灭磁开关、I61开关（电112开关、灭磁开关、II61开关）跳闸，同时1#（2#）汽轮机主汽门关闭
12、查1#发变组保护装置报“差动保护动作”（瓦斯、转子两点接地保护动作）、“开入2保护动作”、“热工保护动作”（2#机报“差动保护动作”、“热工保护动作”）
13、检查试验无异常，汇报值长，作好记录
51、汽机紧急事故按钮（主汽门关闭）联跳1#（2#）发电机试验
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电111（电112）开关在断开
3、查电61甲（电62甲）刀闸在拉开
4、查电111西（电112东）刀闸在拉开
5、等待值长通知，汽机已摇起1#（2#）汽轮机主汽门，并投入热工保护
6、合上1#（2#）发电机灭磁开关
7、按下同期装置上单侧无压合闸按钮
8、合上电111（电112）开关
9、合上I61（II61）开关
10、告知值长汽机，电气已做好试验准备
11、汽机按下紧急事故按钮（关闭主汽门），查电111开关、灭磁开关、I61开关（电112开关、灭磁开关、II61开关）跳闸
12、查1#发变组保护装置报“开入1保护动作”、“开入2保护动作”、“热工保护动作”（2#机报“热工保护动作”）
13、检查试验无异常，汇报值长，作好记录52、1#2#机直流母线并列运行
1、查1#2#机直流系统运行正常
2、送上1#机2#直流输出屏一二期直流联络开关ZK下口保险
3、合上1#机2#直流输出屏一二期直流联络开关ZK
4、合上2#充电机柜开关QF5
5、查1#2#机直流系统运行正常
6、检查操作无误，汇报值长，作好记录53、110KV I（II）谢电线停电解备
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电110开关在合
3、断开I谢电2（II谢电2）开关，查开关确已断开
4、拉开I谢电2甲（II谢电2甲）刀闸，查刀闸确已拉开
5、拉开I谢电2西（II谢电2东）刀闸，查刀闸确已拉开
6、退出I谢电线（II谢电线）保护屏保护压板1LP1跳闸投入，1LP5高频投入，1LP6距离投入，1LP7零序投入，1LP8零序I段，1LP9零序II、III、IV段（1LP1高频保护投入，1LP2距离I段投入，1LP3距离II、III段投入，1LP4零序I段投入，1LP5零序其它段投入，1LP6三跳出口）
7、断开I谢电线（II谢电线）保护屏空气开关1ZKK，2ZKK，1DK（1ZKK，1DK）
8、断开I谢电2（II谢电2）开关就地柜直流操作、交流加热电源开关
9、检查操作无误，汇报值长，作好记录54、110KV I（II）谢电线恢复备用
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查I谢电2开关在分断
3、推上I谢电2西（II谢电2东）刀闸，查刀闸确已推好
4、推上I谢电2甲（II谢电2甲）刀闸，查刀闸确已推好
5、合上I谢电线（II谢电线）保护屏空气开关1ZKK，2ZKK，1DK（1ZKK，1DK）
6、投入I谢电线（II谢电线）保护屏保护压板1LP1跳闸投入，1LP5高频投入，1LP6距离投入，1LP7零序投入，1LP8零序I段，1LP9零序II、III、IV段（1LP1高频保护投入，1LP2距离I段投入，1LP3距离II、III段投入，1LP4零序I段投入，1LP5零序其它段投入，1LP6三跳出口）
7、合上I谢电2（II谢电2）开关就地柜直流操作、交流加热电源开关
8、检查操作无误，汇报值长，作好记录
55、电场线停电解备
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、断开电场1开关，查开关确已断开
3、拉开电场1甲刀闸，查刀闸确已拉开
4、拉开电场1东刀闸，查刀闸确已拉开
5、退出电场线保护屏保护压板：线路跳闸出口，线路差动投入。
6、断开电场线保护屏空气开关1AK，1ZKK，9DK，1DK1，1DK2
7、断开电场1开关就地柜直流操作电源开关
8、检查操作无误，汇报值长，作好记录
56、电场线恢复备用
1、将要操作的开关刀闸输入五防锁
2、查电场1开关在分断
3、推上电场1东刀闸，查刀闸确已推好
4、推上电场1甲刀闸，查刀闸确已推好
5、合上电场线保护屏空气开关1AK，1ZKK，9DK，1DK1，1DK2
6、投入电场线保护屏保护压板：线路跳闸出口，线路差动投入
7、合上电场1开关就地柜直流操作电源开关
8、检查操作无误，汇报值长，作好记录
57、电气五防解锁用具的使用
1、点击五防电脑画面最左上角选项。
2、点选“系统登录”选项。
3、选中操作人姓名，输入口令或2，点击OK。
4、选择“开始模拟”。
5、按操作票顺序点击要操作的开关刀闸。
6、模拟操作完毕后，选择“结束模拟”。
7、打开解锁工具电源开关，当显示“襄樊德科”时，选择“发送操作”。
8、出现“如确实执行倒闸操作，请点Yes，否则请点No”后，点击Yes，五防电脑下方提示栏应提示“等待接受操作命令„„”。
9、五防电脑下方提示栏上显示“发送操作完毕，等待电脑钥匙返回”后，即可使用解锁工具按票操作。
10、全部倒闸操作完成后，解锁工具放在五防电脑多功能适配器上，打开解锁工具电源开关，显示“操作完毕，返回操作”时，点击“返回操作”，选中Yes。
一、开通电子商业汇票
1、开通条件
(1)客户企业网银签约客户号与企业组织代码证号必须一一对应，一个组织代码证号只能开通一次电子商业汇票业务。
(2)高级版企业网银客户已至开户行签署企业网银电子商业汇票协议及开通电票功能申请，由电子银行部为其开通电票功能。(3)
2、开通后的账户及收费确认
请使用主管网银盾登录企业网银，通过“票据业务-电子商业汇票-签约管理”先确认电子商业汇票签约账户，再点击“收费签约”按钮确认电票服务费和汇划费收费信息。（电子承兑汇票的联系人手机号也可通过此处进行变更）。
3、主管再通过“服务管理-流程管理”，业务类型选择“票据业务”，点击“下一步”
输入交易密码，点击“增加流程”。
流程类型选择“通用流程”，同时再选择制单员和复核员。
点击“结束订制”，即可完成电票流程的设置。
二、关闭电子商业汇票
1、主管先登录企业网银操作两个步骤：
①票据业务-电子商业汇票-签约管理-收费签约； ②票据业务-电子商业汇票-签约管理-删除账户。
2、客户到柜台申请关闭并告知网点已在网银操作完毕(或网点在客户提交申请时向客户确认是否已删除电票账户)
3、网点向电银部提交关闭电子汇票申请书
4、网银后台关闭。
三、常用功能
1.应答（对方发送一张电票，如何签收？）
① 制单员点击“票据业务-电子商业汇票-应答-申请”，选择“银行承兑汇票”或“商业承兑汇票”，进行签收票据；
② 复核员点击“票据业务-电子商业汇票-应答-复核”，选择单据进行复核。
2.持票查询(如何查询持有票据？)
客户登录网上银行，点击票据业务-电子商业汇票-查询-持票查询。
3.提示付款（票据到期后持票人如何收回票款？）在票据到期日或到期日后10天内进行提示付款：制单员点击“票据业务-电子商业汇票-提示付款-申请”制单，然后按照票据流程进行复核。提示付款成功后，等待承兑银行将资金主动划给您。如果超过到期日后10天但未超过一年提示付款，请在“逾期理由”栏删除系统提示信息并填入真实逾期原因，再提示付款。
注：
1.关于“请算方式”：①线上清算是指通过人民银行的清算机制和本行账务系统等实现票据资金到账；线下清算是指由承兑人通过其他渠道或方式完成票据资金付款。②银行承兑汇票提示付款时，可选票据列表新增“清算方式”项。系统判断承兑人为建行，默认“线下清算”；承兑人为其它商业银行，默认“线上清算”；承兑人是非直联财务公司的默认“线下清算”；承兑人是直联财务公司的显示线上和线下清算两种方式由客户点选。
2.若客户反映“电票提示付款操作后，资金一直没有到账”，需请其点击“票据业务-电子商业汇票-查询-交易流水查询”查看这笔单据状态，确认提示付款是否成功。若交易流水显示“复核中”，请客户使用主管盾进行单据审批。
4.贴现(票据未到期，持票人急于收回款项如何操作？)
若票据未到期需要提前收款，可申请贴现。制单员点击“票据业务-电子商业汇票-贴现-申请”制单，然后按照票据流程进行复核。贴现申请成功后，开户行客户经理在CP系统进行相应操作，之后贴现金额转入客户的活期结算账户。
5.背书（如何将电票转让给他人？）
制单员点击“票据业务-电子商业汇票-背书-申请”制单，然后按照票据流程进行复核。
注明不得转让、质押、提示付款、冻结要素的商业汇票不得背书转让，票据是否允许背书由后端系统控制；背书不得附有条件；部分金额或两人以上的背书转让无效。
6.出票(如何向对方发出电票？)
①制单员点击“票据业务-电子商业汇票-出票-出票申请”进行出票，按照票据流程进行复核，出票成功后票据状态为“提示承兑待签收”；
1总则
1.1倒闸操作主要是指拉开或合上断路器或隔离开关，拉开或合上直流操作回路，拆除和装设临时接地线及检查设备绝缘等。它直接改变电气设备的运行方式，是一项重要而又复杂的工作。如果发生错误操作，就会导致发生事故或危及人身安全。
1.2为保障电气设备的安全运行，在倒闸操作过程中必须做好组织和技术措施的落实，认真执行倒闸操作票制度。
2倒闸操作的基本要求
2.1为防止误操作事故，变配电所（室）的倒闸操作必须填写操作票。
2.2倒闸操作必须两人同时进行，一人监护，一人操作。特别重要和复杂的倒闸操作，应由电气负责人监护。
2.3高压操作应戴绝缘手套，室外操作应穿绝缘靴和戴绝缘手套。
2.4如逢雨、雪、大雾天气在室外操作，无特殊装置的绝缘棒及绝缘夹钳禁止使用，雷电时禁止室外操作。
2.5装卸高压保险时，应戴防护镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳并站在绝缘垫或绝缘台上。
3倒闸操作的技术规定
3.1送电时，先合上母线侧刀闸，再合线路侧刀闸，最后合上开关。停电时顺序相反，严禁带负荷拉、合刀闸。
3.2带联络线的操作：停送电时，同一系统要用开关进行并列、解列，不得用刀闸并列或解列。
3.3母线停电操作：电压互感器应最后停电，送电时应先合电压互感器。
3.4倒换母线操作：应先合上母线备用开关，取下该开关操作保险，将要停用母线所带的线路倒置运行母线，最后再断开原运行母线开关。
3.5变压器停电：先停负荷侧，再停电源侧，送电时相反。
3.6拉开或合上刀闸时，应迅速果断，但不可用力过猛。操作机构有故障时，不得强行拉、合，操作完毕应检查销子是否到位。
3.7室外单极刀闸，跌落保险在停电拉闸时先拉中相。再拉下风向一相，最后拉余下的一相。严禁带负荷操作。
4倒闸操作票的填写
4.1倒闸操作票的格式按电力部颁发的统一标准填写。
4.2操作票必须根据调度指令或上级通知要求填写。接受指令时，受令人要认真复诵，审核无误，并将指令记入值班记录。
4.3倒闸操作票应将下列项目填入票内：
1）应拉合的开关和刀闸。
2）检查开关和刀闸的位置。
3）检查接地线是否拆除。
4）检查负荷分配。
5）装、拆临时接地线。
6）安装或拆除控制回路或电压互感器回路的保险。
7）切换保护回路。
8）检验是否确无电压。
4.4操作票必须由操作人在接受指令后操作前填写。经监护人，值班负责人
审核签字后方可操作。
4.5操作票必须按操作项目的顺序逐项填写，不得颠倒或并项填写。
4.6操作票应用钢笔和圆珠笔填写，不得用铅笔。字迹工整，不得涂改。
4.7操作票统一编号按顺序使用，填废的操作票应注明“作废”的字样。已操作完的应注明“已操作”的字样。已操作的操作票应妥善保管。
4.8填清操作任务、操作开始和终止时间，填清操作人、监护人、下令人的姓名，禁止代签。
5倒闸操作的安全要求
5.1操作票的执行：
1）填好的操作票，必须与系统接线图或模拟盘核对，经核实无误后，由值班人签字。
2）操作前首先核对将要操作设备的名称、编号和位置，操作时由监护人唱票，操作人应复诵一遍。监护人认为复诵正确，即发出“对”或“操作”的命令，操作人方可进行操作。每操作完一项，立即在本操作项目前做“√”的标记。
3）操作时要严格按照操作票的顺序进行，严禁漏操作或重复操作。
4）全部操作完成后，填写终了时间，并做好“已执行”的标记。
5）操作中发生疑问时，应停止操作，立即向值班调度员（下令人）或站长报告，弄清后再继续操作。切不可擅改操作票。
5.2操作监护
操作监护就是由专人监护操作人操作的正确性和人身安全，一旦发生错误操作或危及人身安全时，能及时给予纠正和制止。在操作中对监护有如下要求：
1）监护人应由有经验的人员担任。
2）监护人在操作前应协助操作人检查在操作中使用的安全用具，审核操作票等。
3）监护人必须在操作现场，始终监护操作人操作的正确性。不得擅离职守，参与同监护工作无关的事宜。
4）每一操作步骤完成后，应检查开关设备的位置，仪表指示，连锁及标示牌等情况是否正确。
5）设备投入运行后，应检查电压、电流、声音、信号显示、油面等是否正常。
5.3送电操作要求：
1）明确工作票或调度指令的要求，核对将要送电的设备，认真填写操作票。
2）按操作票的顺序在模拟盘上预演或与系统接线图核对。
3）根据操作需要，穿好防护用具。
4）按照操作票的要求在监护人的监护下，拆除临时遮拦、临时接地线及标示牌等设施，由电源侧向负荷侧逐级进行合闸送电操作，严禁带地线合闸。
5.4停电操作要求：
1）明确工作票或调度指令的要求，核对将要送电的设备，认真填写操作票。
2）按操作票的顺序在模拟盘上预演或与系统接线图核对。
3）根据操作需要，穿好防护用具。
4）按照操作票的要求在监护人的监护下，由负荷侧向电源侧逐级进行拉闸操作，严禁带负荷拉刀闸。
自20世纪80年代以来,国内对操作票专家系统的研究一直没有中断。将开列操作票这项繁琐的、经验性很强的工作交给计算机自动实现,可以有效提高电网安全稳定运行水平。目前许多专业软件公司和高校都在从事开发智能性较高、通用性良好的调度操作票自动生成系统。
1 电网调度操作票系统发展历程
我国从80年代中期一些高校和科研院所先后开发了针对不同电厂、变电站和地区调度的操作票自动生成系统。1986年东北网调率先尝试用计算机编写操作票,但由于多种条件的制约,其智能化程度较低,开起票来也比较浪费时间。1995年底在华北网投入使用调度操作票专家系统(HB-NOSE),该系统采用TURBOPROLOG语言开发,采用“规则架+规则体”规则组表示知识,用带有启发信息的深度优先搜索策略进行问题求解,加快了知识搜索和推理的速度。湖南省调在1996年投入了具备静态安全分析功能的调度操作票专家系统,其它网调、省调也相继投入操作票专家系统,南瑞公司已经将操作票专家系统列为EMS系统的标准配备。纵观国内操作票专家系统,以其开发手段为线索,大致的发展历程如下:
1.1 数据库型操作票管理系统
在早期开发的操作票系统和MIS系统中主要应用数据库技术,把大量的调度操作典型票、历史票根据操作设备的类型、操作任务按照分类存入数据库中。开票时,运行人员首先根据操作任务、设备、地点等条件检索到本次操作对应的典型票或历史票,然后在此典型票的基础上根据实际所需情况进行修改,得到实际需要的操作票。
这种系统虽然具有简单灵活、易于运行人员掌握的特点,但不具有智能性,没有防误操作过程、无法识别操作内容是否正确是该方法的最大缺陷,并且各地的典型票不可能完全相同,此系统不具备通用性。
1.2 图形化界面操作票校核系统
这类系统采用图形化的用户界面,界面模仿电力系统一次接线图,用户直接在图上点击设备,然后选择要操作的方式(如断开、合上等),系统实时地进行规则检查,对通过规则检查的操作形成一条操作语句,对违反规则的操作给出提示。
这种系统具有直观、逼真的操作效果。用形式化的操作票语言来描述操作规则或者用一种数学模型来描述设备的倒闸操作规则。利用上述建立的规则来校核操作人员的操作是否正确,具有一定的防止设备误操作的能力。但这方法形成的操作内容实际上是由用户的行为决定的,系统只起校核作用,其侧重的是校核操作设备(主要是一次设备)是否正确,而不涉及操作内容的自动生成。
1.3 推理型操作票专家系统
该类软件由专家系统思想和人工智能技术实现操作内容的自动生成,能模仿运行人员的智能与经验,有的甚至可自行总结经验,具有自学习功能。系统主要由知识库、推理机、数据库等模块组成,利用推理机对知识库的解空间进行搜索,用专家系统的推理技术来实现各类操作任务的形成。
电气操作票就是根据给定的操作任务,充分考虑系统运行方式、继电保护和自动装置配合等要求,遵循操作规程而形成的一系列变更电气设备状态的操作步骤。整个操作步骤含有很多启发性规则和相当一部分习惯及经验,很难建立准确的数学模型以采用传统的数值分析方法来实现其自动生成。而专家系统是一种弱求解方法,用人类专家水平解决该领域中难以用精确数学模型表示的困难问题的计算机程序,适用于解决经验性、逻辑性强的问题。
根据系统推理机制的不同,又可大致分为以下三个阶段:
(1)程序推理型:程序推理型操作票专家系统通过将操作任务按电压等级和设备种类进行分类,然后用编制一段程序的方法来实现各类操作任务的生成。整个系统由多个子程序构成,每个子程序完成一项操作任务。系统是用程序方法实现操作内容的生成,用户无法进行维护,不能适应现场变化的要求。移植到其它应用对象重复工作量很大。
(2)模块推理型:模块推理型操作票专家系统根据问题求解的需要,编制了不同的模块来实现不同的推理机,如变压器操作推理机、母线操作推理机及开关操作推理机等。
(3)拓扑推理型:针对以上推理方式智能性和通用性差的特点,用拓扑图形理论来通用化描述应用对象。认为设备的操作,可以用拓扑进行全面描述,用拓扑矩阵描述连接关系,然后基于拓扑关系建立一个通用的推理算法。一般来说,这种算法侧重于产生“孤立节点”。该方法的成功在于将拓扑和推理结合起来,此类方法的思路是:通过实现应用对象和推理机的通用机制以最后实现专家系统的通用性。这是一种具有探索性的想法,并取得了一定的成功,但是单纯利用拓扑图形描述,不能全面表达电网设备操作规律。
2 电网调度操作票系统的研究现状
以前的电网调度操作票系统具有通用性、可移植性不够完善、扩充维护困难、实时性差等缺点。随着研究的深入、社会技术的发展,一些新技术如面向对象技术、多智能体技术的应用,使电网调度操作票系统中有了新的发展。
面向对象技术以其独特的封装性、继承性和多态性为软件工程带来了一场变革。同以前的结构化技术相比,它能更好地抽象现实世界,软件开发效率高,软件运行可靠,软件调试,维护和扩充方便等优点,面向对象技术在越来越广泛的软硬件领域得以发展。在操作票专家系统中引入面向对象技术,一方面在统的图形界面开发中,另一方面在知识表示和推理机中,充分利用了面向对象技术的封装性、继承性和多态性,使得系统具有代码短、易维护、易修改和以扩充等优点,以期改善系统的通用性。成都电业局调度命令票专家系统就是利用面向对象的编程技术,以数据库为开发平台实现的。
多智能体系统(Multi-Agent System,MAS)由多个松散耦合的、粗粒度的Agent组成,它包括分布式专家系统、分布式知识和分布式问题求解系统。MAS在兼顾单个Agent系统优点的同时,重点解决功能独立的Agent之间通过协商、协调和协作,完成复杂的控制任务或解决复杂的问题。现在在操作票专家系统这一单一智能体的基础上,研究了与SCADA和DMIS系统之间的协作机制。与SCADA系统结合,实现了从实时SCADA系统中读取遥测、遥信数据,进行在线状态确认;与DMIS结合实现数字化流程管理和操作票的网络发布功能。Multi-agent技术的应用不仅强大了操作票专家系统的功能,而且充分利用了现有的资源,避免软件开发造成的资源浪费。
为了提高出票正确率,现在新开发的一些系统将计算分析和智能推理相结合,在推理过程中,结合实时、连续或者历史的电网运行状态,通过逻辑初判和潮流计算详细分析,进行科学的操作票正确性和安全稳定校核。
3 存在问题与发展前景
由于当前国内对电力调度操作票自动生成系统的研究十分活跃,通过对各种新技术在中的应用进行大胆尝试和探讨,使得其有很大的发展,但仍存在一些问题和不足:
(1)目前,国内出现的电力调度操作票自动生成系统,只完成了对规则性操作命令票的自动生成,对不规则性操作命令票只能调用典型命令票,不能自动生成。而不规则性操作命令票主要分为两大类,即站内转供操作和多站之间的联络操作,这是调度员操作中认为急需解决的问题,但因为电力系统运行复杂,解决的难度比较大。
(2)虽然能完成与SCADA系统实时信息相接,但主接线中组件的工作状态不能随开票过程而依次自动显示出变位以后的状态,对开出的票不能进行安全校核。
(3)一些开票系统生成的操作术语和生成的操作票序列只考虑一般情形,但由于不同的地区不同电网具有不同的操作作习惯和使用术语习惯,这样新投入使用的开票系统所开操作票难免会与客户原来所开列操作票产生出入,这样会使操作票系统的推广产生不利影响,可移植性降低。
(4)一些开票系统虽然做到了知识库与推理机的分离,即用户可以添加新的操作任务和规则,但是这些系统或者知识的表示方法非常抽象,或者需要用户填入的信息非常繁杂,造成系统难以被调度人员接受。
(5)根据调度人员和所属变电站人员的技术特点,调度人员不仅要开出调度命令票,还要熟悉变电站的倒闸操作票,一套具有调度命令票和变电站自动倒闸操作票的自动生成系统就更为重要,但现在的调度命令票系统都不具备此功能。
4 结论
综上所述,我国的电网调度操作票系统有了很大的发展,未来的电网调度操作票系统肯定要利用SCADA(EMS)系统平台提供的功能,实现系统图形和模型的免维护功能,并实时地获取电网运行方式,为智能开票提供真实的环境;未来将会进一步发展和完善操作票系统的推理机制,在成票过程中融入系统拓扑五防校验和潮流校验等安全分析,达到调度操作前预分析和预控制目标。
参考文献
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[3]徐俊杰,赵京虎,饶明军,史金伟,任远.基于SCADA系统的地区电网调度操作票系统的设计[J].电力系统保护与控制,2010(13):104-107.
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