变电运维操作站现场运行规程公共部分(印刷版)

Q/FJGC 10301-2010 变电运维操作站现场运行规程公共部分

1主题内容与适用范围

本规程规定了变电运维操作站电气设备、保护装置、直流系统及附属设施关于操作、运行与异常及事故处理的通用现场技术规范。

本规程适用于变电运维操作站。

2 规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

DL/T572-2010 电力变压器运行规程

DL/T587-2007 微机继电保护装置运行管理规程

DL/T724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程

DL/T969-2005 变电站运行导则

国家电网生技[2005]400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)

国家电网安监[2009]664号国家电网公司电业安全工作规程（变电部分和线路部分）

闽电发[2003]639号福建电力有限公司电力变压器非电量保护管理规定

调继[2010]88号省电力系统220千伏及500千伏继电保护整定方案及运行规定

（2010年版）

闽电调[2010]461号福建省电力系统继电保护反事故措施

泉电生[2008]03号泉州电业局防误闭锁装置解锁管理规定

泉电调[2010]156号关于印发《2010年泉州地区电网继电保护整定方案及运行规定》

的通知

Q/FJGC 10305-2010 泉州电力系统调度规程

3 电气设备概述与运行管理原则

3.1 设备验收

3.1.1 一般验收规定

3.1.1.1 设备新建、改造（异动）、检修后必须经验收合格方可投入运行。

(1) 工程建设完工后，运行人员应当参与由工程建设单位按照交接验收大纲或验收卡组织的工程预验收和正式交接验收，对验收中发现的问题，及时提交工程建设单位协调处理；

(2) 自设备调试完成至验收合格之前工程建设单位应组织施工单位、设备厂家与运行人员进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(3) 设备验收合格后应办理交接手续，交接内容包括交接的设备范围、工程完成情况、遗留问题及结论并具备书面确认记录；受工程进度和停电计划的影响时，可以进行分步交接验收并履行交接手续；

(4) 设备自调试合格后提交验收运行人员应按投运任务执行单逐项做好现场运行准备工作，包括设备标识及看板完善、异动流程查证、现场书面技术交底的整理核对、技术文档编写修订和投运

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前现场适应性培训等；

(5) 经验收交接后的新设备应调整至冷备用状态，所有保护装置在停用状态。

3.1.1.2 验收组织分为三级和二级验收形式。

(1) 三级验收由局职能管理部门、施工检修部门及班组、变电部门及班组参加，验收范围包括新安装设备、新架线路；110kV及以上主变单元停电检修；110kV及以上主设备大修、技术改造及主要设备异动等检修施工项目。

(2) 二级验收由施工检修部门及班组、变电部门及班组参加，验收范围包括新安装设备、新架线路；110kV及以上主变单元停电检修；110kV及以上主设备大修、技术改造及主要设备异动等检修施工项目。

3.1.2 验收规范

3.1.2.1 新装或检修后变压器投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有可以投入运行的明确结论；

(3) 临时装设短接线及临时安全措施已按要求拆除；

(4) 相位和接线组别正确，各部分相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；

(5) 外观整洁无杂物，无腐蚀掉漆；

(6) 各充油部位对照油温—油位曲线油位正常，无渗漏油；

(7) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；

(8) 引线对地和线间距离、中性点间隙距离合格；

(9) 外壳及套管末屏接地良好，接地电阻合格；

(10) 温度计、铁芯多点接地监视仪已整定；

(11) 瓷套及法兰完好，无破损裂纹、渗油和放电痕迹；

(12) 有载分接头经远方和就地电动及手动操作一个循环正常，位置指示与实际位置相符；

(13) 瓦斯继电器至油枕间阀门开启,瓦斯继电器内无气体；

(14) 冷却系统经调试可按设定条件自动投切,启动正常;散热器进出油阀门开启,无破损裂纹渗油；

(15) 压力释放阀完好无损、无渗油和喷油；

(16) 呼吸器吸附剂颜色合格，油封油位正常；

(17) 主变消防系统经验收合格并投入，各阀门位置正确；

(18) 滤油装置电源指示及工作方式、信号正确，进出阀门开启，试运行无异常；

(19) 各控制箱、端子箱、机构箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常，相关空开、转换开关位置正确；

(20) 各电量保护和非电量保护调试合格，非电量保护防水措施和各继电保护装置防护措施良好，定值已整定，投退状态符合调度要求（*变压器油温及绕组温度高跳闸、压力释放阀应投信号,充电时重瓦斯保护应投跳闸）；

(21) 所有信号、指示正确且与远方信号一致。

3.1.2.2 新装或检修后GIS投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) GIS及其外壳、构支架、配套、阀门、法兰外观完好,无锈蚀损伤,高压套管瓷套无损伤裂2

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纹，无异常声响、气味。

(4) 断路器、隔离开关及接地开关分、合闸指示器指示正确，与实际工况相符。

(5) 各种压力表计、机构油位指示正常。

(6) 断路器、避雷器动作计数器指示正确。

(7) 就地控制柜各种信号指示、各类空开、切换开关位置正确。

(8) GIS中SF6气体微水量符合规程要求,交接时应小于150(ul/l),运行时应小于300(ul/l)。

(9) 远方、就地操作正常，保护传动及信号灯指示正确。

(10) 二次接线紧固，接线正确，绝缘良好。

(11) 一次设备外壳、支构架、机构箱及汇控箱外壳接地应完好。接地端布置合理，螺栓紧固，无锈蚀松动；

(12) 无漏气漏油，现场清洁。

(13) 箱柜门关闭严密，照明及加热驱潮装置工作正常。

(14) 户内GIS通风系统及环境监控系统工作正常。

(15) 管道色标清晰，各阀门上应有接通或截止的标示。

(16) 现场已配置与实相符的SF6气室分隔图，就地控制柜上有本间隔的主接线示意图。

(17) 确认刀闸机构箱的机械闭锁销（片）在“解锁”位置

(18) 确认控制回路及电机回路正常；手动操作刀闸时应断开其电机电源。

(19) 隔离刀闸、接地刀闸、开关之间电气或机械闭锁可靠有效，符合操作闭锁条件。

3.1.2.3 新装或检修后高压开关柜投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) 柜体正面有主接线图及内部结构图示，柜体正背面均有设备名称和编号标识，元件标识齐全清晰，屏护封板的开启警示标识齐全；

(4) 五防功能完善,联锁条件符合设计要求, 活门隔板和带电显示装置完好；KYN28型主变、母分开关柜，以及避雷器固定安装式PT柜的后门均应加装五防挂锁；

(5) 后台工作站开关、刀闸（包括地刀）位置与实际位置一致；

(6) 开关远方、就地电动操作和紧急分闸操作正常，储能正常，位置指示正确；

(7) 柜门开闭灵活，手车摇入摇出轻便、无卡涩，能够可靠定位于“试验”和“工作”位置；

(8) 各部位及电缆沟封堵完好，接地牢固；

(9) 设备标识及电缆号牌标识清晰正确，各端子接线牢固无松脱，并无裸露线头；

(10) 柜体、母线仓无过热、变形、沉降，封闭性能完好；各封板螺丝齐全，无松动、锈蚀，防爆螺丝满足泄压通道要求；二次插头无氧化变形；

(11) 各倒流排相色清晰正确，柜内设备检修需挂接地线的，已就近装设对应的接地端，导流排各相应预留一处挂接地（油漆的应去处干净，热缩材料应割开）并三相分别错开；

(12) 照明、驱潮加热装置、各熔丝、空开和切换开关工作正常，交直流空开不混用；

(13) 柜内无工具、物料等杂物；

(14) 无放电、异味及异常声响；

(15) 绝缘子瓷套完整清洁，无破损、裂纹及放电痕迹；

(16) 真空断路器灭弧室无漏气，屏蔽罩如为玻璃材料其表面应呈金黄色光泽,无氧化发黑迹象；SF6断路器气体压力应正常。

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3.1.2.4 新装或检修后断路器投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；

(4) 瓷套完整清洁无破损、裂纹及放电痕迹，外观整洁无杂物，无腐蚀掉漆；

(5) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；

(6) 分合闸及储能指示、动作记数器等各类指示、信号正常；

(7) 气体或液压压力正常，无渗漏；

(8) 支架、外壳接地良好，螺栓紧固，无锈蚀松动；

(9) 远方、就地分合以及手动储能操作均正常；

(10) 与隔离刀闸、接地刀闸电气或机械闭锁可靠有效，符合操作闭锁条件。

(11) 继电保护及自动装置正确并投入；

(12) 端子箱、机构箱或就地控制柜关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常，相关空开、转换开关位置正确。

3.1.2.5 新装或检修后隔离开关投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) 支持瓷瓶、转动瓷瓶完整清洁，无破损、裂纹及放电痕迹；

(4) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；

(5) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；

(6) 支架、外壳接地良好，接地端布置合理，螺栓紧固，无锈蚀松动；

(7) 机构传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂；

(8) 各传动部位、接触面已分别涂好润滑油、导电膏；

(9) 经3～5次远方和就地电动及手动操作，刀闸臂伸缩灵活平直，动、静触头接触严密，三相不同期等特性指标符合技术要求；

(10) 电气或机械闭锁可靠有效；

(11) 控制开关、限位开关、接触器、按钮及辅助接点切换灵活，接触良好；

(12) 机构箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常，相关空开、转换开关位置正确。

3.1.2.6 新装或检修后互感器投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底（包括各绕组变比参数），对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 按照《电气设备交接和预防性试验标准》经试验合格并有可以投入运行的明确结论；

(3) 瓷套完整清洁，无沙眼裂纹、破损，螺栓紧固；

(4) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；

(5) 接线相序、极性正确，连接部位牢固可靠、接触良好；

(6) 油色油位或压力指示正常，无渗漏；

(7) 电流互感器末屏接地良好，二次回路无开路，运行中二次侧只允许有一点接地（一般在保护屏内）；

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(8) 电压互感器二次侧可靠接地，二次回路无短路；

(9) 倒立式电流互感器二次绕组屏蔽罩接地端子可靠接地；

(10) 零序电流互感器铁芯不与架构或其他导磁体直接接触；

(11) 端子箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常。

3.1.2.7 新装或检修后耦合电容器投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) 瓷套完整清洁，无破损、裂纹，无渗漏及放电痕迹；

(4) 各连接部位牢固可靠、接触良好；

(5) 外壳及末屏接地良好；

(6) 结合滤波器接地开关位置正确；

(7) 电缆孔洞封堵完好。

3.1.2.8 新装或检修后电容器组投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论；

(3) 三相缸数平衡；

(4) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板（包括结线图示）清晰正确；

(5) 外壳无锈蚀掉漆、无裂缝、无渗漏及明显变形；

(6) 支撑架牢固，螺栓紧固，外壳及构架接地可靠，接地端布置合理；

(7) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；

(8) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；

(9) 保护按定值单正确投入，传动试验正确；

(10) 熔断器完好，安装符合技术要求；

(11) 通风装置良好；

(12) 屏护网门及端子箱关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好，驱潮加热装置工作正常。

3.1.2.9 新装或检修后电抗器投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论；

(3) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识及看板清晰正确；

(4) 外观整洁无杂物，无腐蚀掉漆，无支撑条松脱，垂直布置的无倾斜；

(5) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；

(6) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；

(7) 外壳接地良好，接地端布置合理；

(8) 屏护网门关闭严密，开启灵活并已加锁。

3.1.2.10 新装或检修后消弧装置投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

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6 (2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) 消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器等设备标识、相色标识、电缆号牌、元件标识、屏护

封板的开启警示标识及看板（包括结线图示）清晰正确；

(4) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；

(5) 外壳及构架接地可靠，接地端布置合理；

(6) 各连接部位紧固牢靠、接触良好；

(7) 消弧线圈二次电压回路熔断器完好，相关空开、转换开关位置正确；

(8) 分接头操作一个循环正常，实际位置应与消弧线圈控制屏档位指示、后台工作站档位指示一致；

(9) 接地刀闸分合操作传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂；

(10) 保护按定值单正确投入，传动试验正确；

(11) 箱柜门关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好。

3.1.2.11 新装或检修后母线及引线投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) 相色标识、设备标识及看板清晰正确；

(4) 无短路线，无鸟巢及杂物遗留，母线构架接地良好；

(5) 各连接部位紧固牢靠、接触良好，硬母线伸缩接头应无断裂；

(6) 硬母线支持瓷瓶、穿墙套管、软母线耐张绝缘子串完整清洁，无破损、裂纹及放电痕迹；

(7) 软母线无断股、松股，相间及对地距离符合技术要求，弧垂合格；

(8) 圆形屏蔽绝缘母线平直无倾斜；

(9) 接地刀闸分合操作传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂。

3.1.2.12 新装或检修后避雷器投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有合格可以投运的明确结论；

(3) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；

(4) 各连接部位紧固牢靠、接触良好，引线无松股、断股；

(5) 放电计数器安装正确，计数器指示清晰正确；

(6) 设备标识及看板清晰正确；

(7) 构架接地可靠，接地端布置合理。

3.1.2.13 新装或检修后电力电缆投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论；

(3) 电缆终端有明显相位标志，电缆号牌应标明电缆线号、起止点；

(4) 电缆外观完好无损无污秽，连接部位牢固可靠、接触良好，支撑架牢固；

(5) 电缆夹层、竖井、沟道内的电缆应外包阻燃带或使用防火阻燃护套电缆；

(6) 电缆夹层、竖井、沟道设有分段防水、防火隔墙，穿越建筑物封堵完好；

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(7) 电缆穿越的金属护管可靠接地；

(8) 电缆沟道排水设施完好，无积水和杂物。

3.1.2.14 新装或检修后站用变投运前验收项目

(1) 已组织进行书面和现场双重技术交底，对相关备品备件、图纸、技术资料、说明书、工器具完成移交；

(2) 经试验合格并有可以投运的明确结论（线圈对地绝缘电阻用2500V兆欧表测量，在温度为+10℃～+40℃时电阻值应≥工厂测定值的70%。吸收比与出厂值相比无明显差别，常温下≥1.3）；

(3) 相色标识、设备标识、电缆号牌、元件标识、屏护封板的开启警示标识及看板清晰正确；

(4) 瓷套清洁完整，无破损、裂纹及放电痕迹；

(5) 各连接部位及分接头各档位紧固牢靠、接触良好，支撑架牢固；

(6) 接地可靠，接地端布置合理；

(7) 高压熔断器完好，相关空开位置正确；

(8) 接地刀闸分合操作传动灵活，无卡涩、变形、弯曲、断裂；

(9) 箱柜门关闭严密，开启灵活，接线无松脱，电缆孔洞封堵完好。

3.2 设备辅助监盘

3.2.1 运维操作站所在站应保证全天候24小时均有在主控室接听调度指令电话的运行值班人员。

3.2.2 运维操作站在下列情形下应安排运行人员辅助监盘，监视后台工作站运行信号有无异常。

3.2.2.1 应生产应急指挥中心或调控中心要求，需要恢复现场有人监盘时（包括当无人值班转为有人值班运行、调控中心监控系统无法正常监控、紧急事故处理等情形）；

3.2.2.2 运维操作站值班人员在每日上午和晚上 10：00～11：00，交接班前、后，倒闸操作开始前、结束后的时间节点。

3.2.3 监盘人员在上述3.2.2规定的监盘时段应保持良好的精神状态，不得进行与工作无关的其他活动，集中精力履行以下监盘职责：

(1) 每半小时至少应将各个监控界面切换监视一次，对于重要保供电线路、高负荷、有缺陷的设备应增加监视次数。正常的监控界面应停留在高负荷主要设备上或保供电重要线路；

(2) 对设备的潮流进行监控，在主变负荷达80%、其它设备负荷达90%时应及时汇报监控员；

(3) 对系统电压进行监控，在系统电压超出允许值前应及时汇报调控中心监控员；

(4) 对监控系统光字牌和信号进行监控，监盘人员应在光字牌和信号出现后向调控中心监控员核实确认(若调控中心监控系统无法正常监控，则直接向调控中心报告)，对于故障、接地、缺陷、异常的相关信息，应记录在GPMS系统运行日志的对应项；对于不属于故障、接地、缺陷、异常的一般告警信号及其复归情况，则应记录在GPMS系统运行日志其他项；对于设备运行提示信息报文通常不用记录（如故障录波正常启动而非频繁启动、收发信机正常动作而非频繁动作等）；

(5) 后台监控工作站出现故障时，应及时汇报调控中心监控员，不得简单采取解线的方式解除误报警，缺陷不能消除而不得不采取解线的方式解除误报警时，应报上一级领导批准，并尽快消除缺陷，必要时安排专人现场监视设备；

(6) 监盘人员有事不能监盘时，应委托其他运行人员监盘，将监盘人员变动情况记入运行日志“其他”项，并交接GPMS系统运行日志及光字牌、信号跟踪处理情况，接受委托者承担监盘责任，若无人代替不得离开岗位。

3.2.4 辅助监盘内容及要求：

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3.2.5 设备辅助监盘期间的异常处理

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3.3 设备巡视

3.3.1 巡视范围

3.3.1.1 值班巡视范围：220kV、110kV、10kV（35kV）系统的一、二次设备，主变一、二次设备、后台监控工作站（含综自、集控及EMS终端，以下虽省略本注释但表示同义），消防系统、周界报警系统、视频监控系统、在线监测与故障诊断系统等。

3.3.1.2 全面巡视范围：除上述范围外还包括包括进行建筑物、安全用具、生产工具、备品备件、防火防盗、防小动物、通讯、钥匙、电缆沟、围墙外排水设施。

3.3.1.3 夜间巡视范围：包括220kV、110kV、10kV（35kV）系统的电气设备及其瓷套。

3.3.2 巡视类型与周期

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3.3.3 巡视作业规范

3.3.3.1 值班人员进行设备巡视应严格按《变电站巡视作业指导书》执行。

3.3.3.2 经批准担任值班工作的值班人员，可以单独巡视检查设备，但不得进行其它工作,不得移开或越过遮栏。

3.3.3.3 夜间巡视重点是巡视瓷瓶是否放电打火，各接头是否发热并对发热点进行跟踪测温，对主变三侧接头及高负荷间隔进行测温。

3.3.3.4 当发生故障跳闸、事故、雷雨、冰雾、大风、接地、防汛抗台、火灾、水灾、地震、人为破坏、重要保电任务、综合自动化设备通信中断等应立即启动特殊巡视。

3.3.3.5 发生故障跳闸或事故时应进行跳闸间隔一、二次设备全面巡视,检查瓷瓶是否放电打火痕迹,是否破裂,气室内压力是否正常、二次保护是否正确动作,信号指示是否正确，检查时应穿绝缘靴。

3.3.3.6 雷雨时严禁进行室外设备巡视，应在雷雨过后进行检查避雷器是否动作，瓷瓶是否有放电打火痕迹。遇雷雨需要巡视检查设备时，应穿绝缘靴且不得靠近避雷针、避雷器。

3.3.3.7 当高压设备发生接地故障时，室内不得接近故障点4米以内，室外不得接近故障点8ｍ以内，确因工作需要进入上述区域的人员必须穿绝缘靴，接触设备外壳和构架时，应戴绝缘手套。3.3.3.8 发生冰雾天气时应重点检查设备是否结冰，是否有放电打火现象。

3.3.3.9 发生大风天气前应对变电站内及四周进行检查是否有易被风吹起的物品。大风时检查各引线的摆动情况是否符合安全距离的要求。大风后应检查站内设备是否悬挂有被风吹起的物品。

3.3.3.10 发生接地时巡视室内设备不得靠近故障4米,室外不得靠近故障点8米,检查时应穿绝缘靴。

3.3.3.11 防汛抗台时应检查全站控制箱门、房间门窗是否关好，会进水的控制箱或机构箱是否用防雨罩罩好，防汛设施是否足够、完好，高压室及电容器室风机电源是否关好，人员是否安排到位。

3.3.3.12 火灾、水灾、地震、人为破坏、重要保电任务时人员是否安排到位，现场巡视由至少2名运行人员完成，其中至少有一名正值及以上人员。

3.3.3.13 设备巡视检查中发现缺陷及异常时，运行人员应立即向运维操作站值班长汇报。

3.3.3.14 巡视保护小室、蓄电池室、站用变压器室、电抗器室、电容器室，进出时随手将门关好，以防小动物进入。

3.3.3.15 对于带气压、液压、充油设备进行巡视时应特别注意对液压、气压、油位的巡视，发现

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气压、液压、油位异常应及时上报。

3.3.3.16 运维操作站管理人员每月应至少1次参加设备全面巡视，以监督考核值班巡视质量。3.3.4 视频巡视规定

3.3.

4.1 视频巡视的内容：主要巡检各变电站重点设备视频巡视清单所列的重点设备上有无异物，外绝缘有无破损、放电现象，各类充油设备有无漏油、喷油现象，刀闸位置是否正确。设备外观是否正常、是否有漂浮物；检查围墙周界安全状况，有无其它异常现象等。

3.3.

4.2 运维操作站按照视频巡视重点设备清单，对所辖各站视频巡视每值至少一次，并记录在GPMS系统运行日志“巡视”项。

3.3.

4.3 若运维操作站值班人员发现异常或事故信号，或接到调控中心监控员异常或事故通知，应首先对照视频巡视重点设备清单进行视频巡视，结合后台监控工作站出现的信号、光字牌等情况，收集初步信息，向调控中心进行简要汇报，同时立即安排人员前往现场确认检查，详细汇报应以现场巡视检查的情况为准。

3.3.

4.4 遇大风、雷雨、冰雾等恶劣天气和自然灾害时，应利用视频监控系统进行特巡，重点在于检查变电站内有无异物挂在设备上，引流线风偏、摆动是否过大，各类门、窗是否被风刮开，运行中的设备有无放电、闪络现象，场地排水设施是否积水，站外围墙周边有无存在漂浮物等隐患。但视频监控系统特巡不得替代灾害天气发生前后的现场特巡，而是仅用于灾害发生过程中的现场监视。

3.3.

4.5 当视频监控系统具备监视主变中性点隔离开关操作全过程和检查、确认其分合实际到位情况条件时，可以对主变中性点隔离开关实行遥控操作并通过视频巡视确认刀闸确已分（合）到位，其他隔离开关实行遥控操作暂不宜用视频确认刀闸确已分（合）到位。当视频监控系统发生故障时，进行主变中性点隔离开关的遥控操作时不得用视频确认刀闸确已分（合）到位。

3.3.

4.6 视频监控系统出现故障无法完成视频巡视时，应进行现场巡视。

3.3.

4.7 视频摄像头通常应停留在主设备和重要通道上，禁止运行人员使用该系统从事与生产和工作无关的事情。

3.3.

4.8 运行人员接到调控中心监控员关于视频监控系统报警的通知，应对报警信息进行核对确认，必要时通知门卫协查报警部位有无异常。若报警起因属于消防火警、安防报警，应按对应现场处置方案处理。若报警是装置故障，应及时上报缺陷，并在运行日志中做好记录。若确认报警由于其他原因误发，联系调控中心监控员复归信号。

3.3.5 保护装置状态巡检

3.3.5.1 保护装置状态信息采集按每月度、季度、年度各开展一次，填用对应继电保护状态检修对应月度、季度、年度采集表。每季度最后一个月的月度巡检当作季度巡检来开展，每年12月份月度巡检当作年度巡检来开展。

3.3.5.2 保护装置状态信息巡检采集表检查方法

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3.3.5.3 每季度开展一次保护装置及二次回路红外普测（检测部位、项目及方法如下表所示），依据DL/T 664-2008《带电设备红外诊断技术应用细则》，通过下列三种方法对红外检测结果进行分析判断。如有异常发热时，应填报《变电二次系统红外检测异常报告》,在报告中对发热图片及处理后的照片要进行比对。

1) 表面温度差异判断法：根据测得的设备或二次回路温度值，结合环境气候条件、二次负荷大小进行分析判断，若图像中测得某个点的温度高于周边部件温度10℃以上时，应当重点监测。

2) 同类同相比较判断法：根据同组三相设备或回路之间和同相、同类设备或回路之间对应部位的温差进行比较分析。当某个设备或某相温度超过其它同类型设备或其它两相温度10℃以上时，应当重点监测。

3) 档案统计分析判断法：统计并分析同一设备在不同时期的温度变化情况，查找温度变化原因，结合统计规律来判断设备是否正常。

3.4 设备试验轮换

3.4.1 设备试验轮换项目与周期

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3.4.2 设备试验轮换步骤

运行人员进行试验轮换作业严格按《变电站设备定期试验轮换作业指导书》规定的周期、步骤执行。

3.5 倒闸操作原则

3.5.1 运维操作站驻地必须保证24小时有人值班，在不具备移动录音接令的条件下，仍在主控台接受调控中心指令并进行录音。

3.5.2 *运维操作站具备接令资格的值班人员负责接受地区调控中心下达的与所辖变电站相关的操作指令，接听、复诵指令需使用规范的调度术语，先互报单位和姓名，设备名称使用三重名称即变电站名称、设备名称、设备编号并需双方录音和做好记录。

3.5.3 操作人员（包括监护人）应了解操作目的和操作顺序。对指令有疑问时向发令人询问清楚无误后执行，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。若遇特殊情况需解锁操作，应执行防误规定的有关批准程序。

3.5.4 发生异常或事故需紧急处理时，值班调度员指令可直接下达变电站现场，由到达现场的正值及以上运行人员就地接令和汇报，但事后应立即汇报运维操作站的值班长。

3.5.5 计划内的倒闸操作，运维操作站值班人员根据调控中心下达的预令开出操作票，并审核无误。运维操作站应安排操作人员提前到达需要操作的变电站，根据现场设备的实际情况，认真审核操作票，确保正确无误后方可操作；临时的倒闸操作或异常和事故的检查处理，运维操作站相关人员应立即出发，操作人员到达现场后应立即与调控中心联系。

3.5.6 准备操作票应用GPMS系统开票，通常在运维操作站驻地完成。开票系统生成的操作票出票前连续编号，按编号顺序使用，并进行逐级审核和签名确认程序；若在非驻地变电站现场开票，必须通知运维操作站值班长或副值班长在GPMS网上审核无误后，根据运维操作站值班长或副值班长的发令方可执行操作。

3.5.7 运维操作站运行人员应提前赶到需要操作的变电站，根据现场设备的实际情况，认真复核操作票正确无误，核实操作条件具备（包括操作前做好禁止运维操作站遥控操作本站设备的风险防范措施）后向运维操作站值班长报告，由运维操作站值班长汇报调控中心已具备操作条件，依据正式调度指令向现场准备充分的运行人员发令后才可进行相关操作。

3.5.8 操作前工器具的准备、核对现场的运行方式和进行模拟预演应在操作设备所在的变电站现场进行。

3.5.9 *监护操作时，操作人在操作过程中不得有任何未经监护人同意的操作行为。其中一人对设备较为熟悉者作监护。特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的运行人员操作，运行值班负责人监护。

3.5.10 倒闸操作过程中调控中心监控员负责密切监视操作的设备状态及相关信息的变化情况，若

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发现疑问和问题，应立即通知现场操作人员停止现场操作，经发令人再行许可方可继续。

3.5.11 *停电拉闸操作应按照断路器（开关）－负荷侧隔离开关（刀闸）－电源侧隔离开关（刀闸）的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。禁止带负荷拉合隔离开关（刀闸）。3.5.12 用绝缘棒拉合隔离开关（刀闸）、高压熔断器或经传动机构拉合断路器（开关）和隔离开关（刀闸），均应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩,还应穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的,晴天也应穿绝缘学靴。雷电时，一般不进行倒闸操作,禁止在就地进行倒闸操作。

3.5.13 断路器（开关）遮断容量应满足电网要求。如遮断容量不够，应将操动机构(操作机构)用墙或金属板与该断路器（开关）隔开，应进行远方操作，重合闸装置应停用。

3.5.14 *装卸高压熔断器,应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上。

3.5.15 *在发生人身触电事故时，可以不经许可，即行断开有关设备的电源，但事后应立即报告调度（或设备运行管理单位）和上级部门。

3.5.16 运维操作站值班人员发现所管辖的变电站开关或主变中性点接地刀闸变位时应及时向调控中心监控员汇报，确认是否为调控中心远方遥控操作。

3.5.17 可以在运维操作站对所管辖的变电站进行如下操作任务，其它操作必须到现场操作。

(1) 依调度令遥控分合开关的单一操作；

(2) 依调度令遥控分合主变中性点隔离刀闸的单一操作；

(3) 进行检同期、检无压软压板的投入运行操作，但不得进行解除操作；

(4) 依调度令进行主变调压操作；

(5) 具备条件的远方投退重合闸软压板操作。

3.5.18 调控中心监控员负责事故紧急拉荷、开关复位、转移负荷、交流失地拉路等遥控操作和基于EMS的信号复归，并将上述操作情况及时通告有关运维操作站。

3.5.19 倒闸操作结束，运行人员在核对现场运行方式无误后应及时向运维操作站汇报，由运维操作站与调控中心监控员确认现场运行方式无误后，由运维操作站向调控中心汇报操作结束。

3.6 事故处理原则

3.6.1 事故处理的主要任务：

⑴迅速限制事故的发展，尽快消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁；

⑵尽快恢复站用电的运行；

⑶用一切可能的办法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电；

⑷尽快恢复系统的正常运行方式，尽早对已停电的用户恢复供电。

3.6.2 事故发生时, 运维操作站值班人员现场发现或者接到调控中心监控员通知，首先与调控中心监控员简要核对事故相关信息，包括开关动作情况，继电保护及重合闸动作情况，并立即组织有关人员到现场监视和查看设备实际情况，待查清楚情况后，直接向调控中心报告以下内容：事故现象、保护及重合闸等自动装置动作情况、故障录波动作情况、开关跳闸状态及跳闸次数、重合闸动作后的断路器外观情况、其他安全自动装置动作情况、出力、潮流、频率、电压等变化情况，以及所辖范围内设备事故处理情况，并将以下故障信息扫描发送至局生技部门“生产应急指挥中心”、调度班和检修部门继保专业班组的OA邮箱（或传真）：①动作报告(从保护装置上打印，含波形图)；②录波报告(从录波器上打印；具备远程调取打印条件的由调度部门负责，变电站现场不必打印提供)；

③手工填写扫描生成的《变电站保护动作、开关跳闸故障信息记录表》。

3.6.3 事故发生时，运维操作站人员应冷静、迅速、准确地执行调控中心发布的指令处理事故。值长作为事故处理的现场指挥者，应与值班调度员始终保持联系。如确有必要离开主控室时应指定适16

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当的值班人员顶替并报告调控中心。

3.6.4 发生事故时，变电值班人员还应做到：

(1) 根据调度指令对系统运行方式进行调整，尽快恢复对停电的用户进行供电；

(2) 确保站用电供电和直流系统的正常工作；

(3) 隔离故障设备，布置现场安全措施，将事故处理的每一阶段迅速而正确地报告直接上级（变电部门）领导，将事故概况向检修部门简要通报；

(4) 做好事故处理过程的一切调度指令及工作联系的录音和必要的记录，事故处理告一段落后应将事故处理过程的详细整理记录在运行日志中；

(5) 如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，由发令人决定该调度指令的执行或者撤消，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或电网的安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝的理由和自己的建议报告发令人和本单位领导。

3.6.5 事故处理应服从调度员指挥，凡涉及系统的操作，均应得到调度员的指令或许可后方可操作。但下列操作无须等待调度员指令，处理告一段落后再详细汇报：

(1) 将直接对人身安全有威胁的设备停电；

(2) 将已损坏的设备隔离；

(3) 双电源的线路开关跳闸后，开关两侧有电压时恢复同期并列；

(4) 已知线路故障而开关拒动时，将开关断开，有分相操作机构的开关，只断开一相或二相时将其余相断开；

(5) 电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用；

(6) 当确认母线电压消失时，将母线上的开关断开(除指定保留的开关外)；

(7) 站用电源失去时恢复站用电源（包括直流电源）。

3.6.6 在处理事故过程中，不得进行交接班，只有在事故处理告一段落后，接班者能够工作时，才允许进行交接班。如果在交接班签字手续尚未完成而发生异常及事故时，则应停止交接，交班人员应留在自己的岗位上负责处理，接班人员应主动协助交班人员进行处理。

3.6.7 事故处理过程中若人员不足时，值长应汇报站长，启动本站应急启动方案，迅速安排人力、物力支援；若站长不在时，值长有权召集本站非当值人员给予协助，被召集者应迅速前往协助，不得借故延误。

3.6.8 凡不是参加处理事故的人员（经局总工特许者例外），禁止进入发生事故的地点。主控制室只准许参加处理事故的人员和有关领导进入，其他人员应一律退出。

3.6.9 设备异常及故障信息汇报规范

3.6.9.1 运维操作站驻地变电站一次设备发生故障时

(1) 值班人员接到调度中心监控员通知(若调控中心监控系统无法正常监控采取辅助监盘时，则在故障后5分钟内直接向调控中心报告)，核对确认以下内容：

a. 故障发生时间；

b. 开关动作情况；

c. 设备主保护及重合闸动作情况；

d. 站内相关设备出力、潮流、频率、电压等变化情况；

e. 现场天气情况。

(2) 现场通过对相应二次设备的检查，应在故障后15分钟内向调控中心汇报：

a. 二次设备的动作详细情况（继电保护详细动作信息、故障相位、线路故障测距、故障录波启动情况、其他安全自动装置动作情况等）；

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18 b. 二次设备目前是否正常可用；

c. 现场运行人员应掌握打印继电保护动作报告和故障录波报告的方法，当无法判断故障情

况时，应在故障后1小时之内将故障录波和保护动作报告传至调控中心。

(3) 现场通过就地对一次设备的检查，应在故障后15分钟内向调控中心汇报现场处理意见和应采取的措施。包括：

a. 一次设备现场外观检查情况，是否具备送电条件；

b. 现场是否有人工作；

c. 站用电、直流系统安全是否受到威胁；

d. 站所辖范围内设备故障处理情况；

e. 现场天气情况。

(4) 立即做好故障处理的操作准备，等待接令。在接到调度操作命令后应立即进行操作，不得延误。具体要求见下表7。

3.6.9.2 运维操作站驻地变电站二次设备（包括继电保护、安全控制装置，及相关通道）异常或告警时

(1) 值班人员发现故障后应立即与调控中心监控员联系或在接到调度中心监控员通知后5分钟内，确认设备发生异常或告警后相关信息，主要包括：

a. 发生异常或告警的二次设备；

b. 告警信号是否可以复归；

c. 处理措施及要求（二次设备是否退出运行等）。

(2) 二次设备投退需经调控中心下令才能操作（按调度规程由现场负责自行操作的除外），现场应做好操作准备，等待接令。在接到调度操作命令后应立即进行操作，不得延误。

3.6.9.3 非运维操作站驻地变电站一次设备发生故障时

(1) 一次设备发生故障时，值班人员发现故障后应立即与调控中心监控员联系或在接到调度中心监控员通知，应立即核对确认以下内容：

a. 故障发生时间；

b. 开关动作情况；

c. 设备主保护及重合闸动作情况；

d. 若为线路跳闸，调阅跳闸开关是否为SF6开关，线路主保护是否动作且该主保护是否出现异常信号；

e. 站内相关设备出力、潮流、频率、电压等变化情况。

(2) 运维操作站应立即派人到变电站现场检查一、二次设备情况，通过对相应二次设备的检查，应在故障后75分钟内（与运维操作站驻地距离较近的站控制在60分钟内向调控中心汇报：

a. 二次设备的动作详细情况（继电保护及重合闸动作信息、故障相位、线路故障测距、故障录波启动情况、其他安全自动装置动作情况等）；

b. 二次设备目前是否正常可用；

c. 当无法判断故障情况时，要求现场在故障后75分钟内将故障录波和保护动作报告传至

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调控中心。

(3) 现场通过对相应一次设备的检查，应在故障后75分钟内由运维操作站向调控中心汇报现场处理意见和应采取的措施。包括：

a. 一次设备现场外观检查情况，是否具备送电条件；

b. 现场是否有人工作；

c. 站用电、直流系统安全是否受到威胁；

d. 运维操作站所辖范围内设备故障处理情况；

e. 现场天气情况。

(4) 人员到达变电站现场，应立即做好故障处理的操作准备，等待接令。运维操作站在接到调度指令后应立即进行操作，不得延误。具体要求见下表8。

3.6.9.4 非运维操作站驻地变电站二次设备（包括继电保护、安全控制装置，及相关通道）异常或告警时

(1) 运维操作站应立即派人到变电站现场检查相应二次设备情况，应在设备发生异常或告警后75分钟内（与运维操作站所在地距离较近的站控制在60分钟内）向调控中心汇报：

a. 发生异常或告警的二次设备；

b. 告警信号是否可以复归；

c. 处理措施及要求（二次设备是否退出运行等）。

(2) 二次设备投退需经调控中心调度员下令才能操作（按调度规程由现场负责自行操作的除外），人员到达变电站现场，应立即做好操作准备，等待接令。在接到调度操作命令后应立即进行操作，不得延误。

3.6.9.5 运行人员发现变电站设备发生异常或后台监控工作站异常信号，以及Ⅰ、Ⅱ类缺陷（包括对于无光字牌或软报文告警的异常及缺陷，如刀闸发热等）时均应向调控中心监控员报告，若属于Ⅰ、Ⅱ类缺陷则必须同时汇报部门值班领导。

3.6.9.6 接到调控中心通知线路走廊火烧山、线路覆冰等信息后，现场应立即检查该线路间隔一、二次设备，并向调控中心汇报。

3.6.10 变电站设备异常及事故处理的一般规定

3.6.10.1 当发生危及人身、电网、设备安全时，运维操作站可不待值班调度员指令，按本规程3.8.5采取必要的措施后再详细报告值班调度员。

3.6.10.2 遇有多电源变电站失电，在确认失电不是由于该变电站自身故障所引起的,为防止各电源突然来电引起非同期，运维操作站应按调度规程对于变电站失电处理原则进行处理。

3.6.10.3 恢复有人值班变电站后，调度员指令可直接下到变电站，变电值班人员可在变电站接受、汇报调度员指令，但事后应立即汇报相关运维操作站的值班长。在未得到调度员同意的情况下，人员不得撤离变电站。

3.6.10.4 变电值班人员根据调度指令进行强送电和试送电时的注意事项：

(1) 注意观察后台机上的潮流变化，若空线路、空母线有电流冲击，或负荷线路、变压器有较大的电流冲击，又伴有大量电压下降时，保护未动作应立即断开该开关。

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20 (2) 尽量避免用母联开关和相邻工作电源强送或试送电（但确定设备无故障的除外）。

(3) 强送电、试送电原则上只允许进行一次。对投入重合闸装置线路强送电或试送电应依照单

电源或双电源线路跳闸的处理原则。

3.6.10.5 当异常、缺陷无碍设备继续运行时，应继续加强巡查；当异常、缺陷有碍设备继续运行时，应立即采取措施，避免事故、障碍的发生。

3.6.11 线路及断路器跳闸的处理

3.6.11.1 当断路器跳闸时，运行人员应查明：

(1) 哪些保护或自动装置动作。

(2) 断路器是否重合成功。

(3) 是单相跳闸(哪一相)还是三相跳闸。

(4) 断路器线路侧是否仍有电压。

(5) 有无故障录波。

(6) 监控系统事件记录、光字牌信号和各保护屏上的信号继电器掉牌是否一致。

(7) 到现场检查断路器的实际位置，断路器及线路侧所有设备(围墙附近)有无短路、接地、闪络、断线、瓷件破损、爆炸、喷油和漏气等现象。

3.6.11.2 若查明重合闸重合成功，且本侧录波器确有故障波形存在，经询问对方断路器和保护动作情况后，可确认是本线路内瞬时故障，运行人员应做好记录，复归所有信号，并向调控中心汇报。

3.6.11.3 若本侧断路器跳闸或重合闸动作重合未成功，但无故障波形，且对侧断路器未跳则可能是保护误动或断路器误跳，经详细检查证实是保护误动，可申请将误动的保护退出运行，根据调度指令试送电；若查明是断路器误跳，则待查明误跳原因后在确认断路器可以试送时，才能申请调控中心试送，但若断路器及机构存在故障不能继续运行时，则应通知专业人员进行抢修。

3.6.11.4 若线路断路器跳闸，重合闸未投入运行，待查明非本站设备故障引起后，可向调控中心汇报，按照调度指令试送一次，如查明是本站设备故障引起跳闸，应立即报请检修人员抢修。

3.6.11.5 若线路断路器跳闸,重合闸重合未成功,且有故障波形时,首先应查明本站的设备是否有故障,如查明确非本站设备故障,则可能是线路故障引起,应向调控中心报告,听候调度指令处理。3.6.11.6 若本侧线路保护有工作(线路未停电)，断路器跳闸，又无故障录波，且对侧断路器未跳，则应立即终止保护人员工作，查明原因向调控中心汇报，采取相应的措施后申请试送(此时可能是漏退或误碰造成)。

3.6.12 系统事故的处理

3.6.12.1 系统低频率的处理

(1) 系统频率超过50±0.2Hz为事故频率。事故频率允许的持续时间为：超过50±0.2Hz，持续时间不超过30分钟；超过50±0.5Hz，持续时间不超过15分钟。

(2) 当系统频率低至规定值（按频率自动减负荷装置的整定轮次）时，值班人员应检查按频率自动减负荷装置的动作情况。当该装置在整定频率下没动作时，应立即手动切除该动而未动的线路。

(3) 按频率自动减负荷装置动作后，运行人员应及时记录切除馈线负荷的时间及频率变化数值，并复归信号等。

(4) 对于因按频率自动减负荷和事故切除的馈线断路器，不得自行恢复送电。

(5) 应确保按频率自动减负荷装置处于良好状态，未经调控中心许可，不得任意拆迁或停电。

3.6.12.2 系统电压异常时的处理

(1) 当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，运行人员应立即汇报调控中心要求退出电容器组。当电压不见下降或继续升高时，应汇报调控中心并配合其改变变压器有载调压分接头档位。

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(2) 当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，运行人员应立即汇报调控中心要求投入电容器组。当电压不见回升或继续下降时，应汇报调控中心并配合其改变变压器有载调压分接头档位。

(3) 如果系统发生近距离接地短路，站内有电压低信号(如220kV电压低)时，运维操作站应立即派两人（至少1人正值及以上）则应立即检查变压器的冷却风扇、充电机、交直流配电屏有无异常，以及相应设备有无切换和停运等异常现象，并做相应的处理。

3.6.12.3 系统发生振荡时的事故处理

(1) 系统发生振荡的主要原因

a. 系统发生故障，特别是连续多重故障，造成系统稳定破坏；

b. 系统不正常的操作（如非同期并列，强送故障线路等）；

c. 故障时开关和继电保护不正确动作或自动调节装置失灵；

d. 长距离传输功率突增超极限(如送端发生功率过剩,受端失去电源或双回路失去一回路等)。

(2) 系统发生振荡的一般现象

a. 电压、电流、有功功率和无功功率的指示出现周期性地剧烈往复跳动，送端系统频率升高，而受端系统频率降低，并略有摆动；

b. 电压波动大，照明忽明忽暗，硅整流可能跳闸；

c. 220kV主变压器、馈线和联络线有功、无功功率后台机数显往复跳动，且主变压器发出周期性的轰鸣声。

(3) 处理措施

a. 系统出现非周期性振荡时，运行人员应立即向调控中心汇报，并对设备加强监视，听候调控中心处理。

b. 利用设备过负荷能力提高电压，促使系统迅速恢复稳定。

3.6.13 通信中断时的事故处理

(1) 当系统发生事故而通信中断时，各站与调控中心应主动加强相互间的联系，主动按系统各种事故处理原则进行本站、本地区电网的事故处理。

(2) 在调度员已下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前失去通信联系，则该操作指令不得执行；值班调度员已经同意执行的操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在发布了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则仍然认为该操作指令正在执行中。

(3) 值班人员应主动采取措施，用一切可能的方法尽快与调控中心取得联系。

3.6.14 自动化系统故障时的处理

当监控（集控）系统无法正常工作时候，值班人员应加强对现场设备的巡视，同时汇报调控中心、检修及部门领导，作为Ⅰ类缺陷处理。

3.6.15 操作事故的处理

3.6.15.1 当误合上断路器时，应立即将其断开，并检查其断路器，然后立即向调控中心报告。3.6.15.2 当误断开断路器时，应立即向调控中心汇报，然后根据调度指令进行操作。

3.6.15.3 当带负荷误拉隔离开关时，应立即将相应开关断开，并向调控中心汇报。

3.6.15.4 当带负荷误合隔离开关时，在任何情况下(不论是合上一相、两相或三相)，均不得将隔离开关重新拉开，以免再次错误使事故扩大。只有在断开断路器后，方能拉开。

3.7 变电站停役及启动申请

3.7.1 变电站设备停电及启动申请不论设备归属省调、地调管辖及许可范围，均由运维操作站在地调OMS系统上进行申报，设备名称使用三重名称即变电站名称、设备名称、设备编号。申请批复结

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