QB/YWQG/YW-SJ-27-2008 云南电网公司企业标准云南电网公司变电站电气操作票实施细则
（修订）
2008-11-07 发布 2009-01-01实施云南电网公司 发布 QB/YW-SJ-27-2008
目 次
目 次............................................................................I 前 言............................................................................1 云南电网公司变电站电气操作票实施细则................................................2 1 范围.............................................................................2 2 规范性引用文件...................................................................2 3 术语和定义.......................................................................2 3.1 设备状态定义....................................................................2 3.2 操作术语........................................................................4 4 操作票所列人员的安全职责.........................................................5 5 电气操作原则.....................................................................6 5.1 一般原则.......................................................................6 5.2 断路器操作原则.................................................................7 5.3 隔离开关操作原则...............................................................8 5.4 母线操作原则...................................................................9 5.5 线路操作原则...................................................................9 5.6 变压器操作原则................................................................10 5.7 并联补偿电容器和电抗器操作原则................................................11 5.8 500kV线路并联电抗器操作原则...................................................11 5.9 消弧线圈的操作原则............................................................11 5.10 继电保护及安全自动装置操作原则................................................11 5.11 验电接地原则..................................................................12 6 内容及要求......................................................................13 6.1 操作票格式....................................................................13 6.2 操作票填写....................................................................13 6.3 操作票审核....................................................................15 6.4 操作票执行....................................................................15 6.5 操作票的终结..................................................................16 7 操作票的审查及保管..............................................................17 附录A （规范性附录）云南电网变电站电气操作票样式...................................19 附录B （规范性附录）变电站电气操作票常用语句示例...................................20 附录C （规范性附录）变电操作票月度检查记录样式.....................................23
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前 言
为规范云南电网公司系统内变电站电气操作票的填写、执行和管理，依据国家有关法律、法规、行业标准及公司有关标准，结合变电站生产实际，制定本实施细则。
本标准是在原《云南电网公司变电站电气操作票实施细则（试行）》基础上修订而成。本标准发布实施后，原《云南电网公司变电站电气操作票实施细则（试行）》予以废止。
本标准由云南电网公司生产技术部提出并归口。
本标准由云南电网公司标准化委员会办公室易志生统一编号。
本标准起草部门及单位：云南电力调度中心、曲靖供电局、昆明供电局。
本标准主要起草人：欧云贵、蔡葆锐、彭志勤、唐斌、朱欣春、段平生、黄霆、谢一工、沈龙、
孟凡强、暴海峰、王科鹏、唐华文、陈迎辉、范永丽、曾徳萍、练绍波、杨清、施正德、郭皓。
本标准主要审核人：赵建宁、邹立峰、高孟平、薛武、丁士、周海、魏杰、冯彦钊。
本标准批准人：廖泽龙。
本标准由云南电力调度中心负责解释。
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云南电网公司变电站电气操作票实施细则
1 范围
1.1 本细则规定了云南电网公司系统内变电站电气操作票的填写规范、执行流程和管理，适用于云南电网公司范围内各变电站，云南电网公司范围内各变电运行、基建及外单位施工人员必须严格遵照本细则的规定。云南电网范围内统调发电厂及用户变电站凡涉及与云南电网公司调度系统相关的电气操作按本细则实行。
1.2 本细则不适用于10kV及以下配网的电气操作。 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。在本细则出版时，所示版本均为有效。所有文件都会被修订，使用本细则的各方应探讨使用下列文件最新版本的可能性。 DL408—1991 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）
DL409—1991 《电业安全工作规程》（电力线路部分） Q/CSG 1 0006—2004 《电气操作导则》
Q/CSG 2 1003—2008 《中国南方电网电力调度管理规程》 《云南电网调度管理规程》
CSG/MS0813-2005《中国南方电网调度运行操作管理规定》 QG/YW-SJ-23-2008《云南电网公司防误闭锁装置管理规定》 3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。 3.1 设备状态定义 3.1.1 一次设备状态
a) 运行状态
指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、断路器、变压器、电抗器、电容器及电压互感器等一次电气设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有相应电压（无论是否带有负荷），且控制电源、继电保护及自动装置满足运行要求。
b) 热备用状态
指设备已具备运行条件，设备继电保护及自动装置满足带电要求，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。母线、变压器、电抗器、电容器及线路等电气设备的热备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧的断路器全部在断开位置，且至少一组断路器各侧隔离开关处于合上位置，设备继电保护投入，断路器的控制、合闸及信号电源投入。断路器的热备用是指其本身在断开位置、各侧隔离开关在合闸位置，设备继电保护及自动装置满足带电要求。
c) 冷备用状态
指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。
――母线、变压器、电抗器、电容器及线路等电气设备的冷备用是指连接该设备的各侧
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均无安全措施，各侧的断路器、隔离开关全部在断开位置。
――断路器的冷备用状态是指断路器在断开位置，各侧隔离开关在拉开位置。 ――手车式断路器当断路器断开，手车拉至“试验”位置，即为冷备用状态。
――电压互感器和站用变冷备用状态应为拉开高、低压侧隔离开关或断开断路器，取下（断开）高、低压侧熔断器（空气开关），如高压侧既有隔离开关又有熔断器，则熔断器可不取下。
――母线冷备用状态时应包括该母线电压互感器同时处冷备用。
――线路冷备用状态是指线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置，线路与变电站带电部位有明显断开点，但线路本身处于完好状态。线路处冷备用时，线路电压互感器、高压电抗器可以不拉开高压侧隔离开关，线路高压并联电抗器是否拉开高压侧隔离开关根据调度令执行。
d) 检修状态
指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备已接地的状态。 ――手车式断路器检修状态：当断路器断开，断开机构操作电源，拔出二次插头、手车拉至“检修”位置（无“检修”位置时拉至“试验位置”）。
――断路器检修状态：是指断路器处于冷备用后，在断路器两侧装设了接地线（或合上了接地开关）。
――线路检修状态：是指线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置，线路电压互感器处冷备用，变电站线路侧装设了接地线或合上了接地开关。
――主变检修状态：是指主变各侧有明显断开点或可判断的断开点后，主变各侧装设了接地线（或合上了接地开关）。
――母线检修状态：是指母线处冷备用后，在该母线上装设了接地线（或合上了接地开关）。
3.1.2继电保护状态
a) 投入状态
指继电保护装置工作电源投入，相应的功能连接片和出口连接片投入的状态。 b) 退出状态
指继电保护装置工作电源投入，通过退出相应的功能连接片或出口连接片，退出部分或全部保护功能的状态。
c) 停用状态
指继电保护装置工作电源退出，出口连接片退出的状态。 3.1.3安全自动装置状态
a) 投入状态
指安全自动装置的工作电源投入，出口连接片连接到指令回路的状态。即安全自动装置具备正常的出口动作功能。
b) 投信号状态
指安全自动装置的工作电源投入，出口连接片断开，对外通信通道正常时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，但具备收信发信功能。
c) 退出状态
指安全自动装置的工作电源投入，出口连接片断开，对外通信通道断开时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，不具备对外发信功能。
d) 停用状态
指安全自动装置工作电源退出，出口连接片断开时的状态。即安全自动装置丧失所有功能的状态。
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3.2 操作术语
3.2.1电气操作术语
倒闸操作：是根据操作任务和该电气设备的技术要求，按一定顺序将所操作的电网或电气设备从一种运用状态转变到另一种运用状态的操作。
事故处理：是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。
倒母线：是指双母线接线方式将一组母线上的线路或变压器全部或部分倒换到另一组母线上的操作。
倒负荷：将线路（或变压器）负荷转移至其他线路（或变压器）供电的操作。
母线正常运行方式：调度部门明确规定的母线正常接线方式，包括母联断路器状态。 过负荷：是指发电机、变压器及线路的电流超过额定的允许值或规定值。
并列：是指发电机（调相机）与电网或电网与电网之间在同期条件下连接为一个整体运行的操作。
解列：是指通过人工操作或自动化装置使电网中断路器断开，使发电机（调相机）脱离电网或电网分成两个及以上部分运行的过程。
合环：是指将线路、变压器或断路器串构成的环路内相位相同网络闭合运行的操作。 同期合环：是指通过自动化设备或仪表检测同期后自动或手动进行的合环操作。 解闭锁合环：不经同期闭锁直接合环。
解环：是指将线路、变压器或断路器串构成的闭合网络开断运行的操作。
试运行：发电机、变压器、锅炉等新（大修）设备正式投运前，并入电网运行。 充电：使线路、母线、变压器等电气设备带标称电压，但不带负荷。 送电：对设备充电带标称电压并可带负荷。 代路（代供）：是指用旁路断路器或其它断路器代替另一断路器运行的操作。 试送电：指线路或变压器等电气设备故障后经处理首次送电。 强送电：指线路或变压器等电气设备故障后未经处理即行送电。 用户限电：通知用户按调度指令要求自行用户用电。 拉闸限电：拉开线路断路器或负荷开关强行用户用电。 停电：使带电设备转为冷备用或检修。
×次冲击合闸：以额定电压给设备×次充电。
零起升压：给设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压。 零起升流：给设备由零起逐步升高电流至预定值或直到额定电流。 核相：用仪表或其它手段检测两电源或环路的相位、相序是否相同。
定相：新建、改建的线路或变电站在投运前，核对三相标志与运行系统是否一致。 相位正确：断路器两侧A、B、C三相相位均对应相同。
装设接地线：是指通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作。 拆除接地线：是指将接地短路线从电气设备上取下并脱离接地的操作。 3.2.2 操作常用动词
合上：是指各种断路器、隔离开关、接地开关、跌落熔断器、空气开关通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作。
断开：是指各种断路器、跌落熔断器、空气开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。
拉开：是指各种隔离开关、接地开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。 投入、退出或停用：是指使继电保护、安全自动装置、故障录波装置等二次设备达到指
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令状态的操作。
取下或给上：是指将熔断器退出或嵌入工作回路的操作。
投入或切除：是指将二次回路的连接片接入或退出工作回路的操作。 插入或拔出：是指将二次插件嵌入或退出工作回路的操作。 验电：用合格的相应电压等级验电工具验明电气设备是否带电。
切换：将继电保护及自动装置连接片或转换开关功能（或方式）改变的操作。 悬挂或取下：将临时标示牌放置到指定位置或从放置位置移开的操作。 调整：是指将变压器调压抽头位置或消弧线圈分接头切换的操作等。 联跳：本设备保护装置跳其他设备断路器的操作。
拉出、推入或摇至：将手车式断路器操作至运行、试验或者检修位置的操作。 3.2.3操作票执行术语
操作票：是指为了保证电气设备倒闸操作的正确性和安全性，根据下达操作指令（任务）的具体内容，遵循设备的电气操作原则，按一定操作顺序拟定的书面依据。
操作任务：指将电网由一种运行方式转为另一种运行方式或设备由一种状态转为另一种状态的操作要求。由值班调度员或变电站（发电厂）值班负责人发布变更其管辖电网运行方式或设备运行状态的决定。
模拟预演（模拟操作）：是指为保障倒闸操作的正确和完整，在电气设备进行倒闸操作前，将已拟定的操作票在模拟系统上按照已定操作程序进行的演示操作；通过微机防误闭锁装置进行操作票填写的，模拟预演在开票过程中进行。
双重命名：是指按照有关规定确定的电气设备中文名称和编号。
复诵：是指将对方说话内容进行的原文重复表述，并得到对方的认可。
唱票：指监护人根据操作票内容（或事故处理过程中确定的操作内容）逐项朗诵操作指令、操作人朗声复颂指令并得到监护人认可的过程。
回令：是指发电厂、变电站运行值班人员或下级值班调度员向发布调度指令的值班调度员报告调度指令的执行情况。 3.2.4调度指令术语
综合令：是指值班调度员说明操作任务、要求、操作对象的起始和终结状态，具体操作步骤和操作顺序项目由受令人拟定的调度指令。只涉及一个受令单位完成的操作才能使用综合令。
单项令：是指由值班调度员下达的单项操作的操作指令。
逐项令：是指根据一定的逻辑关系，按顺序下达的多条综合令或单项令。 4 操作票所列人员的安全职责
4.1 值班负责人安全职责：
a．负责接受调度下达的操作指令并根据操作任务合理安排操作人及监护人； b．负责审查操作票操作顺序满足电气操作应遵守的技术原则； c．负责批准操作票的执行。 4.2 监护人安全职责：
a．负责审查操作票操作顺序满足电气操作应遵守的技术原则；
b．负责按操作票顺序向操作人发布操作指令并对操作人进行监护； c．负责对操作人的操作结果进行核实确认；
d．监督操作人正确使用安全工器具和劳动防护用品。 4.3 操作人安全职责：
a．负责填写操作票；
b．负责执行监护人的操作指令；
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c．负责对操作结果进行核实确认；
d．正确使用安全工器具和劳动防护用品。 5 电气操作原则
5.1 一般原则
5.1.1 调度管辖设备的电气操作应根据相应调度机构下达的调度指令进行。在紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许现场运行人员不经调度许可进行操作，但事后应尽快向调度汇报，并说明操作的经过及原因。
5.1.2 接受操作任务时，必须互报单位名称、姓名，使用规范术语、设备双重名称，严格执行复诵制，并做记录，双方录音。
5.1.3 下列情况可以不填用操作票，但应填写操作记录：
a． 事故及紧急状况处理。
b． 断开、合上断路器、二次空气开关、二次回路开关的单一操作。 c． 给上或取下熔断器的单一操作。
d． 投入、切除、切换继电保护（或自动装置）的一块连接片或一个转换开关。
e． 拉开全站（厂）唯一合上的一组接地开关（不包含变压器中性点接地开关）或拆除全站（厂）仅有的一组接地线。
f． 查找直流系统接地或摇测绝缘。
g． 有载调压变压器、消弧线圈分接头的调整。
5.1.4 雷电时禁止进行户外操作（远方操作除外，且执行检查项目时，可以通过检查仪表和位置信号等来代替，但雷电后应及时到现场进行检查）。 5.1.5 电气操作应尽可能避免在交期间进行。如必须在交期间进行者，应推迟交或操作告一段落后再进行交。
5.1.6 禁止不具备资格的人员进行电气操作。
5.1.7 电气设备转入热备用前，继电保护及安全自动装置必须按规定投入。
5.1.8 电网解列操作时，应首先平衡有功与无功负荷，将解列点有功功率调整接近于零，电流调整至最小，使解列后两个系统的频率、电压波动在允许范围之内。 5.1.9 电网并列严禁非同期并列。 5.1.10 电网并列操作的条件如下：
a． 相序一致，相位相同；
b． 电压相等或电压偏差尽量小，允许500kV电压偏差不超过额定电压10%，220kV及以下电压差不应超过额定电压20%；
c． 频率相同，220kV及以上系统偏差不得大于0.2Hz，110kV及以下系统偏差不得大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。
5.1.11 合、解环操作前必须考虑潮流、电压的可能变化，是否会引起某一设备的过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。 5.1.12 电网合环点设有同期装置时，一般应用检同期进行合环。 5.1.13 电网合环的操作条件如下：
a. 相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零；
b. 500kV电压差不超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%； c. 500kV的相角差一般不应超过20°，220kV的相角差一般不应超过25°。 5.1.14 变电操作票实行“三审”制度：即操作票填写人自审、监护人初审、值班负责人复审。三审后的合格操作票在取得调度或值班负责人的正式操作令后执行（两人值班时，值班负责
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人即为监护人）。
5.1.15 一次设备不允许无继电保护运行。一次设备带电前，继电保护及自动装置应齐全且功能完好、整定值正确、传动良好、连接片按定值单要求或调度指令投入相应位置。末端变电站进线断路器无继电保护装置的除外。
5.1.16 系统运行方式和设备运行状态的变化将影响继电保护的工作条件或不满足继电保护的工作原理时，操作之前应及时调整或退出相关继电保护。 5.1.17 倒闸操作前应充分考虑系统中性点的运行方式。 5.1.18 操作前应检查防误操作闭锁装置电源在投入位置，原则上不允许在无防误操作闭锁装置或防误操作闭锁装置解锁状态下进行倒闸操作；特殊情况下使用解锁操作按《云南电网公司防误闭锁装置管理规定》流程执行。
5.1.19 多回并列运行线路，若其中一回需停电，应考虑继电保护及自动装置的调整。在断开断路器前，必须检查其余运行线路负荷分配情况，确保运行线路不过负荷。 5.1.20 变电站35kV及以下电压互感器高压熔断器或站用变高压熔断器，在发生高压熔断器（保险）熔断需更换及检修要求时，只有在拉开高压侧隔离开关和断开（取下）低压侧空气开关（熔断器）且验明设备确无电压并做好安全措施后方可取下更换。
5.1.21 原来已处冷备用的设备转为检修时，在合接地开关（或装设接地线）前需在操作票中填写检查相关断路器在断开位置、隔离开关在拉开位置的项目。
5.2 断路器操作原则
5.2.1 断路器允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定遮断容量以内的故障电流。
5.2.2 断路器控制电源必须待其回路有关隔离开关全部操作完毕后才可以退出，以防止误操作时失去继电保护电源。
5.2.3 断路器合闸前，应检查继电保护已按定值通知单或调度要求投入，断路器合闸后，应检查断路器确在合闸位置，自动装置已按定值通知单或调度要求投入。 5.2.4 检查断路器确在合闸位置的项目：
a． 位置指示正确； b． 有负荷指示；
c． 机械指示应在合闸位置，传动机构应在合闸状态； d． 弹簧操作机构应检查弹簧是否储好能；
e． 液压操作机构，应检查油泵电机打压恢复正常； f． 气动机构，操作气压应满足规程要求。
5.2.5 断路器分闸前，应根据负荷情况判断断路器断开后，并联回路是否会过负荷，是否会引起对用户停电，继电保护及自动装置是否满足要求，是否需要改变；如有疑问，应向值班调度员问清后再进行操作。断路器分闸后，应检查断路器在分闸位置，有并联回路的应检查负荷转移是否正常。
5.2.6 断路器分闸操作时，若发现断路器非全相分闸，应立即合上该断路器。断路器合闸操作时，若发现断路器非全相合闸，应立即断开该断路器，并向相关调度汇报。 5.2.7 检查断路器在分闸位置的项目：
a． 位置指示正确； b． 确无负荷指示；
c． 机械指示器应在分闸位置，传动机构在分闸状态。
5.2.8 旁路断路器代供操作，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后断开，再用被代断路器的旁路隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。
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5.2.9 用旁路断路器代供线路断路器前，旁路断路器继电保护应调整定值与被代断路器定值相符并正确投入，重合闸切除，在旁路断路器合环后，先退出被代线路断路器重合闸，再投入旁路断路器重合闸。恢复时顺序相反。
5.2.10 旁路断路器代供装有双高频保护的线路断路器时，并联前，应先将线路断路器不能切换至旁路的高频保护停用，并联后，将能切换至旁路的高频保护切换至旁路。线路断路器恢复与旁路并联运行后，将能切换的高频保护再切换至本断路器运行，旁路断路器断开后，投入不能切换至旁路的高频保护。
5.2.11 旁路断路器代主变压器断路器运行，代供电前应切除旁路断路器自身的线路继电保护及重合闸连接片，投入相关继电保护和自动装置跳旁路断路器的连接片。旁路断路器电流互感器与主变电流互感器转换前退出主变差动保护连接片，代供电完成后测量主变压器差动保护出口连接片各端对地电位或确认差流正常后,再投入主变压器差动保护连接片。
5.2.12 进行旁路断路器代供操作时，若旁路断路器与被代线路断路器不在同一段母线上时，应检查分段断路器确在合闸位置。
5.2.13 使用母联兼旁路断路器代替其它断路器时，应考虑母线运行方式改变前后，母联断路器继电保护和母线继电保护整定值的正确配合。
5.2.14 进行无专用旁路断路器的代路（兼供）操作解（合）环时，应将该环路内的断路器的操作电源断开。
5.2.15 下列情况下，必须退出断路器自动重合闸装置：
a． 重合闸装置异常时；
b． 断路器灭弧介质及机构异常，但可维持运行时； c． 断路器切断故障电流次数超过规定次数时； d． 线路带电作业要求退出自动重合闸装置时； e． 线路有明显缺陷时；
f． 对新投或事故处理后的线路送电时；
g． 其他按照规定不能投重合闸装置的情况。
5.2.16 禁止用装有电抗器的分段断路器代替母联断路器倒母线。 5.2.17 在进行操作的过程中，遇有断路器跳闸时，应暂停操作。
5.2.18 断路器在操作处冷备用时不需要断开其控制、储能电源（有工作需要切除的除外）。
5.3 隔离开关操作原则
5.3.1 禁止用隔离开关拉合带负荷设备或带负荷线路。 5.3.2 禁止用隔离开关拉开、合上空载主变。 5.3.3 允许使用隔离开关进行下列操作：
a． 拉开、合上无故障的电压互感器及避雷器；
b． 在系统无故障时，拉开、合上变压器中性点接地开关； c． 拉开、合上站内无阻抗的环路电流； d． 用屋外三联隔离开关可拉开、合上电压在10kV及以下，电流在9A以下的负荷电流(室内不可以)；
e． 拉、合无故障站用变压器（站用变高压侧未配置断路器的情况下）。 5.3.4 单相隔离开关和跌落熔断器的操作顺序：
a． 三相水平排列者，停电时应先拉开中相，后拉开边相，送电操作顺序相反； b． 三相垂直排列者，停电时应从上到下拉开各相，送电操作顺序相反。 5.3.5 禁止用隔离开关拉开、合上故障电流。
5.3.6 禁止用隔离开关将带负荷的电抗器短接或解除短接。
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5.3.7 电压互感器停电操作时，先断开二次空气开关（或取下二次熔断器），后拉开一次隔离开关。送电操作顺序相反。一次侧未并列运行的两组电压互感器，禁止二次侧并列。 5.3.8 采用电动方式操作隔离开关后，必须断开隔离开关操作机构电源。
5.3.9 在进行停、送电操作时，操作隔离开关前，必须检查断路器在分闸位置，操作后必须检查其分闸、合上位置，合上时检查三相接触良好，拉开时检查三相断开角度距离符合要求。 5.3.10 隔离开关常规操作前，必须投入相应断路器控制电源。当用隔离开关进行等电位拉（合）环路时，应先检查环路中的断路器确在运行状态，并断开断路器的控制电源，然后再操作隔离开关。
5.4 母线操作原则
5.4.1 母线操作时，应根据继电保护的要求正确调整母线差动保护运行方式。
5.4.2 母线停、送电操作时，应作好电压互感器二次切换，防止电压互感器二次侧向母线反充电。
5.4.3 用母联断路器对母线充电时，应投入母联充电保护（或母线充电保护），充电正常后退出充电保护。
5.4.4 倒母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。 5.4.5 对于曾经发生谐振过电压的母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。如果断路器带有断口均压电容器会与电磁式母线电压互感器发生谐振的, 在停母线操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开电压互感器一次隔离开关,然后再断开断路器。（送电操作顺序相反）
5.4.6 倒母线操作，应按规定投退和转换有关线路继电保护及母差保护、互联压板，倒母线前应断开母联断路器的控制电源。
5.4.7 仅进行热备用间隔设备的倒母线操作时，应先将该间隔操作到冷备用状态，然后再操作到另一组母线热备用。这样的操作不应断开母联断路器的操作电源。
5.4.8 运行设备倒母线操作时，母线隔离开关必须按“先合后拉”的原则进行。在多个设备倒母线操作的过程中，也可以先合上所有需要转移到运行组母线上的隔离开关，再由现场检查人和现场监护人对电压、电流切换情况进行检查，正确后再依次拉开所有需要停电组母线上运行的隔离开关。
5.4.9 在停母线及电压互感器操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开电压互感器一次隔离开关。（送电操作顺序相反）
5.4.10 母联断路器停电，应按照断开母联断路器、先拉开停电母线侧隔离开关、后拉开运行母线侧隔离开关顺序进行操作，送电操作顺序相反。 5.4.11 两组母线的并、解列操作必须用断路器来完成。
5.5 线路操作原则
5.5.1 线路送电操作顺序，应先合上母线侧隔离开关，后合上线路侧隔离开关，再合上断路器，停电操作时顺序相反。3/2接线方式的，线路送电时一般先合上母线侧断路器，后合中间断路器，应选择大电源侧作为充电侧，停电操作时顺序相反。
5.5.2 线路停送电时，应防止暂态过程衰减后线路末端电压超过额定电压的1.15倍。
5.5.3 500kV线路停电应先断开装有并联高压电抗器一侧的断路器，再断开另一侧断路器，送电时则相反。无并联高压电抗器时，应根据线路充电功率对系统的影响选择适当的停、送电端，避免装有并联高压电抗器的500kV线路不带并联高压电抗器送电。 5.5.4 多端电源的线路停电检修时，必须先断开各端断路器及相应隔离开关后，方可装设接地线或合上接地开关，送电时顺序相反。
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5.5.5 220kV及以上电压等级的长距离线路送电操作时，线路末端不允许带空载变压器。 5.5.6 用小电源向线路充电时应考虑继电保护的灵敏度，并防止发电机产生自励磁。 5.5.7 检修、改造后相位有可能发生变动的线路，恢复送电时应进行核相。 5.5.8 线路转为检修状态后，变电站值班负责人应向管辖该线路的值班调度员申请，在线路断路器和隔离开关操作把手上悬挂“禁止合闸，线路有人工作！”的标示牌。值班调度员许可后，变电站运行人员执行。
5.6 变压器操作原则
5.6.1 变压器并联运行的条件：
a． 电压比相同； b． 阻抗电压相同； c． 接线组别相同。
5.6.2 电压比和阻抗电压不同的变压器，必须经过核算，在任一台都不会过负荷的情况下可以并联运行。
5.6.3 变压器并联或解列运行前，应检查负荷分配情况，确认并联、解列后不会造成任一台变压器过负荷。
5.6.4 新投运或大修后的变压器应进行核相，确认无误后方可并联运行。 5.6.5 变压器停送电操作：
a． 停电操作，一般应先停低压侧、再停中压侧、最后停高压侧（升压变压器和并联运行的变压器停电时可根据实际情况调整顺序），操作过程中可以先将各侧断路器操作到断开位置，再逐一按照由低到高的顺序操作隔离开关到拉开位置，隔离开关的操作须按照先拉变压器侧隔离开关，再拉母线侧隔离开关的顺序进行。送电操作时顺序相反；
b． 强油循环变压器投运前，应按制造厂说明书和继电保护的要求先将冷却装置投入运行；
c． 切换变压器时，应确认并入的变压器带上负荷后才可以停下待停的变压器。 5.6.6 变压器中性点接地开关的操作：
a． 在110kV及以上中性点直接接地系统中，变压器停、送电及经变压器向母线充电时，必须将中性点接地开关先合上，随后进行其它操作，操作完毕后，按系统方式要求决定是否拉开（操作前或后应进行中性点继电保护的相应切换）；
b． 并联运行中的变压器中性点接地需从一台倒换至另一台变压器运行时，应先合上另一台变压器的中性点接地开关，再拉开原来接地变压器的中性点接地开关；
c． 变压器中性点带消弧线圈运行的，当变压器停电时，应先拉开中性点隔离开关，再进行变压器操作，送电顺序与此相反。禁止变压器带中性点消弧线圈送电或先停变压器后拉开中性点消弧线圈；
d． 110kV及以上变压器处于热备用状态时，其中性点接地开关应合上。
5.6.7 未经试验和批准，一般不允许500kV无高抗长线路末端带空载变压器充电，如需操作时电压不应超过变压器额定电压的110%。 5.6.8 变压器有载调压分接开关的操作：
a． 禁止在变压器生产厂家规定的负荷和电压水平以上进行主变分接头调整操作； b． 并联运行的变压器，其调压操作应轮流逐级或同步进行，不得在单台变压器上连续进行两个及以上的分接头变换操作；
c． 多台并联运行的变压器，在升压操作时，应先操作负载电流相对较小的一台，再操作负载电流较大的一台，以防止环流过大，降压操作时，顺序相反。
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5.7 并联补偿电容器和电抗器操作原则
5.7.1 当母线电压低于调度下达的电压曲线时，应先退出电抗器，再视电压情况投入电容器。 5.7.2 当母线电压高于调度下达的电压曲线时，应先退出电容器，再视电压情况投入电抗器。 5.7.3 调整母线电压时，应先采用投入或退出电容器（电抗器），然后再调整主变压器分接头。
5.7.4 正常情况下，刚停电的电容器组，若需再次投入运行，必须间隔5分钟以上。 5.7.5 电容器停送电操作前，应将该组无功补偿自动投切功能退出。 5.7.6 电容器组停电接地前，应待放电完毕后方可进行验电接地。 5.7.7 当全站失压或供电段母线失压时，应退出电容器组运行。
5.8 500kV线路并联电抗器操作原则
5.8.1 拉开、合上500kV并联电抗器隔离开关前，其所在的500kV线路必须停电。 5.8.2 线路并联电抗器送电前，应先投入本体、失灵启动连接片及远方跳闸继电保护。
5.9 消弧线圈的操作原则
5.9.1 消弧线圈倒换分接头或消弧线圈停送电时，应遵循过补偿的原则。 5.9.2 切换消弧线圈分接头前，必须拉开消弧线圈的隔离开关，并做好消弧线圈的安全措施（除自动切换外）。 5.9.3 正常情况下，禁止将消弧线圈同时接在两台运行的变压器的中性点上。如需将消弧线圈由一台变压器切换至另一台变压器的中性点上时，应按照“先拉开，后投入”的顺序进行操作。
5.9.4 经消弧线圈接地的系统，在对线路强送时，严禁将消弧线圈退出。系统发生接地时，禁止用隔离开关操作消弧线圈。
5.9.5 自动跟踪接地补偿装置在系统发生单相接地时起到补偿作用，在系统运行时必需同时投入消弧线圈。
5.9.6 系统发生接地故障时，不能进行自动跟踪接地补偿装置的调节操作。 5.9.7 系统发生单相接地故障时，禁止对接地变压器进行投、切操作。 5.9.8 当接地变压器（兼站用变压器）与另一台站用变压器接线组别不同时，禁止并联运行。
5.10 继电保护及安全自动装置操作原则
5.10.1 当一次系统运行方式发生变化时，应及时对继电保护装置及安全自动装置进行调整。 5.10.2 同一元件或线路的两套及以上主保护禁止同时退出。 5.10.3 退出继电保护及自动装置的功能时，若装置同时具备出口连接片和功能连接片时，应先切除出口连接片，再切除功能连接片（或切换开关）。投入继电保护及自动装置的功能时，应先投入功能连接片（或切换开关），再投入出口连接片。 5.10.4 运行中的继电保护及自动装置需要停用时，应先切除相关连接片，再断开装置的工作电源。投入时，应先检查相关连接片在断开位置，再投入工作电源，检查装置正常，测量连接片各端对地电位正常后，才能投入相应的连接片。
5.10.5 一次设备由冷备用转为热备用之前，必须按规定先投入保护，再进行一次设备操作。 5.10.6 继电保护及自动装置检修时，应将相关电源空气开关（熔断器）、信号电源空气开关、继电保护和计量电压空气开关断开。 5.10.7 继电保护装置定检或校验时，应注意先将相关联跳连接片或启动其它继电保护的连接片切除后再进行。
5.10.8 对同一保护屏内多块连接片进行连续投切操作时，操作票中所列连接片操作项目应完
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整，监护人唱票及操作人复诵均只在操作第一块连接片时念屏名，操作其余连接片可不念屏名。
5.10.9 110kV、220kV系统中需操作退出重合闸时,应先考虑将功能切换开关先切至停用位置,或先投入沟通三跳连接片，再切除出口连接片。
5.10.10 一次设备停电后，除了调度明确下令操作的继电保护及安全自动装置外（如失灵保护、联跳保护、远跳保护、安稳系统调整），若继电保护装置、安全自动装置或二次回路上没有工作，则继电保护装置、安全自动装置可不退出运行。
5.11 验电接地原则
5.11.1 验电装置必须按规定进行定期检验，并妥善保管，不能受潮。
5.11.2 在已停电的设备上验电前，除确认验电器完好、有效外，还要在相应电压等级的有电设备上检验报警是否正确，方能到需要接地的设备上验电。禁止使用电压等级不对应的验电器进行验电。
5.11.3 电气设备需要接地操作时，必须先验电。验明确无电压后，方可进行合上接地开关或装设接地线的操作。 5.11.4 验电完毕后，应立即进行接地操作。验电后因故中断未及时进行接地，若需继续操作，必须重新验电。 5.11.5 验电、装设接地线应有明确位置，装设接地线或合接地开关的位置必须与验电位置相符。
5.11.6 现场具备使用三相短路接地线的条件时，必须使用三相短路接地线，使用中的接地线必须合格并编有编号，禁止编号重复。
5.11.7 装设接地线应先在专用接地桩上做好接地，再接导体端，拆除顺序相反。禁止用缠绕方法装设接地线。需要使用梯子时，禁止使用金属材料梯。 5.11.8 在电容器组上验电，应待其放电完毕后再进行。 5.11.9 有出线铁塔的线路需在线路侧装设接地线时，应分别验明室外电缆头，线路隔离开关出线侧确无电压后，方可装设接地线。
5.11.10 500kV线路的验电接地操作，应先将该线路操作至冷备用，且在线路电压互感器二次侧确认无电压后方可进行。
5.11.11 GIS等组合电器合接地开关前，必须满足以下条件：
a． 相关隔离开关必须拉开；
b． 在二次上确认应接地设备无电压；
c． 线路接地前必须与调度核实该线路确已停电。
5.11.12 对于不能进行线路验电的手车式断路器柜（固定密封断路器柜）合线路接地开关必须满足以下条件：
a． 设备停电前检查带电显示器有电； b． 手车式断路器拉至试验或检修位置； c． 带电显示器显示无电；
d． 与调度核实线路确已停电。
5.11.13 不能直接验电的母线合接地开关前，必须核实连接在该母线上的全部隔离开关已拉开且锁闭，检查连接在该母线上的电压互感器的二次空气开关（熔断器）已全部断开（取下）。 5.11.14 禁止在均压环上验电。 5.11.15 对于35kV、10kV柜式断路器不合上接地开关就不能打开柜门的，在通过观察孔确认断路器两侧隔离开关确已拉开，且通过值班调度员确认线路已停电的允许直接合上开关柜内接地开关。
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6 内容及要求
6.1 操作票格式
6.1.1 变电站电气操作票格式参照附录A执行，统一用A4纸。
6.1.2 变电操作票应该目的明确、任务清楚、逻辑严密、顺序正确，不得错项、漏项、倒项，操作内容无歧义，填写的内容必须符合南方电网公司《电气操作导则》、《云南电网调度管理规程》及现场运行规程中规定的操作原则。
6.1.3 操作票按规定的标准格式在计算机开票系统上填写及打印。变电站（发电厂）计算机开票系统配备之日起，相关设备正常时必须使用计算机开票系统填写操作票。 6.1.4 用计算机开票系统填写操作票的应能按份自动顺序生成编号，确保编号的唯一。一份票对应一个操作任务，一个操作任务只能用一个编号，但必须注明该操作票“第几页、共几页”。如果一页票的操作项目栏不能满足填写一个操作任务时，应紧接下一页操作票进行填写。操作票的编号原则：操作票编号按照7位阿拉伯数字编号，其中前两位为年号的后两位数字（00至99），后五位数字为操作票顺序号（00001至99999）。 6.1.5 手工票的编号按页顺序印制。手工开票时，如果一页票的操作项目栏不能满足填写一个操作任务时，应紧接下一页操作票进行填写，并在前一页操作票下面留一行，填写“下接××号操作票”字样，在后面操作票的操作任务栏内填写“上接××号操作票”。手工票不用印制和填写“共几页”、“第几页”。
6.1.6 发令单位：发出调度操作任务（指令）的单位，填地调、中调或总调等即可。仅由本站或集控站发出操作任务（指令）时应填写本班组名称。 6.1.7 发令人：发出调度操作任务（指令）的人员。（站内自管设备操作时，应由值班负责人下令，发令人栏填写值班负责人姓名）
6.1.8 受令人：具备接受相应调度机构指令资格的人员。 6.1.9 发令时间：发出调度操作任务（指令）的时间。 6.1.10 受令时间：接到调度操作任务（指令）的时间。 6.1.11 操作开始时间：开始执行操作票第一项的时间。 6.1.12 操作结束时间：完成最后一项操作项目的时间。 6.1.13 操作人：变电操作票执行操作的人员。
6.1.14 监护人：变电操作票执行操作监护的人员。两人值班时，监护人即为值班负责人。 6.1.15 值班负责人：当值值班负责人或经当值值班负责人授权并得到主管部门领导认可的正值及以上人员。 6.1.16 操作任务：明确设备由一种状态转为另外一种状态，或者系统由一种运行方式转为另一种运行方式的内容。
6.1.17 操作项目：根据电网及设备操作原则，按逻辑顺序逐项、逐行填写的具体操作步骤，要求中间不得空行。有空白行时,在操作内容结束的下一行顶格填写“以下空白”。 6.1.18 顺序：填票时，按照操作项目先后顺序填写的相应的阿拉伯数字。
6.1.19 备注：在操作中出现问题或因故中断操作及配合其它站的操作时间过长等情况时填写，对于操作任务需要做进一步说明的也可在此栏注明。
6.2 操作票填写 6.2.1 操作“√”：每项变电操作项目完成后，立即在对应栏内标注“√”，由监护人完成。一个操作项目多栏填写时，在该操作项目第一行的相应栏内标注“√”。若该操作项目因故未执行，需加盖“此项未执行”印章，并在备注栏加以说明。
6.2.2 一份操作票有多页票时，发令单位、发令人、受令人、受令时间、操作开始时间、操作结束时间、操作任务只填写在第一页相应栏，操作人、监护人和值班负责人签名必须在每
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一页的相应栏亲笔签名。
6.2.3 操作打“√”及手工填写操作票均使用蓝色、黑色钢笔（碳素笔）填写。计算机打印的操作票正文采用五号、宋体、黑色字。
6.2.4 手工操作票用蓝色、黑色钢笔（碳素笔）填写，票面应整洁，字迹工整易辨认，盖章端正。操作票不得涂改，一个操作任务在填写操作票过程中允许有不超过3项作废，盖“此项作废”印章，但其有效项顺序必须连号。
6.2.5 填写操作票应正确使用统一规范术语,设备名称编号应严格按照现场标示牌所示双重命名填写。（如：“断路器”、“隔离开关”标示牌为“开关”、“刀闸”，以标示牌为准。） 6.2.6 操作人（填票人）、监护人（审核人）和值班负责人应当在审核操作票之后，正式操作之前手工签名。姓名必须填写全名。
6.2.7 时间的填写统一按照公历的年（四位数）、月（两位数）、日（两位数）和24小时制填写。
6.2.8 新设备启动投运时的倒闸操作，按新设备启动投运方案顺序进行。 6.2.9 使用计算机开票，开票前必须检查二次系统与现场设备使用情况相符；禁止使用典型操作票作为现场实际操作票。
6.2.10 为确保操作票无差错、漏项、顺序颠倒等现象，填写操作票时必须进行以下对照：
a． 对照操作任务及调度操作指令记录； b． 对照运行方式及模拟结线； c． 对照运行设备名称和编号；
d． 对照现场运行设备技术原则和调度要求的操作顺序； e． 对照相应检修停电申请（无调度批复的检修申请除外）。 6.2.11 操作票由操作人填写，填写前应根据调度操作指令明确操作任务，了解现场工作内容和要求，并充分考虑此项操作对其管辖范围内设备的运行方式、继电保护、安全自动装置、通信及调度自动化的影响是否满足有关要求。 6.2.12 一份操作票只能填写一个操作任务。一项连续操作任务不得拆分成若干单项任务而进行单项操作。
6.2.13 操作项目不得并项填写，一个操作项目只有一个动词。 6.2.14 操作票“操作项目”栏填写的内容：
a． 断开、合上断路器； b． 拉开、合上隔离开关；
c． 检查断路器和隔离开关的位置；
d． 合上、拉开隔离开关前检查断路器在断开位置； e． 装设、拆除的接地线及编号； f． 继电保护和自动装置的调整； g． 检查负荷分配；主变压器及双回或多回线路进行停电操作前后，检查另外的主变压器或线路不过负荷；
h． 给上或取下二次回路及电压互感器回路的熔断器； i． 断开或合上空气开关；
j． 检查、切换需要变动的继电保护及自动装置；
k． 投入、切除相关的二次连接片（包括监控后台机的软连接片）；
l． 投入、退出断路器等设备的合闸电源、控制电源（操作动词与现场设备实际对应）； m． 投入、退出隔离开关操作电源（操作动词与现场设备实际对应）； n． 合接地开关、装设接地线前在具体位置检验确无电压； o． 核对现场设备的运行状态；
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p． 装设或拆除绝缘挡板或绝缘罩；
q． 经传动机构进行远方操作的隔离开关，对操作结果现场进行检查确认。 6.2.15 操作任务中设备名称必须使用双重名称；主变、站用变停复电应在设备双重编号前写该设备的最高电压等级。如果主变、站用变仅某一电压等级侧停复电，则还应在设备的双重编号后注明停复电部分的电压等级。
6.2.16 在根据调度指令填写操作票过程中，凡涉及到在操作过程中需经相应调度机构的值班调度员允许才能继续下一项操作时，应在备注栏中注明。 6.2.17 操作票内下列项目不得用微机打印填写：
a． 各项时间和人名； b． 签名；
c． 执行项目的打勾。 6.2.18 电压等级及断路器、隔离开关的设备编号用阿拉伯数字书写，电气量单位书写必须符合法定计量规定的要求（如kV、V、kA、A或中文的千伏、伏、千安、安），母线分段（分组）、继电保护分段的编号用罗马字（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ）书写，变压器、无功补偿设备的编号可用“＃×”或中文“×号”表示（如＃1主变或1号主变）。 6.2.19 对于单母线接线方式和单母线分段接线方式下，运行在同一段母线上的无功补偿设备同时段内进行相同状态改变的操作可以填写在一份操作票上。
6.2.20 填写操作票时，发令单位、发令人、受令人、受令时间、操作开始时间、操作结束时间、操作项完成时间、备注栏均由操作监护人填写。 6.2.21 操作任务及操作项目的常用语句见附录B。
6.3 操作票审核
6.3.1 操作票填写完毕后，必须由监护人及值班负责人分别审核合格后，操作人、监护人、值班负责人在操作票上签名，且“操作人”与“监护人”不能同为一个人,方可视为可执行变电操作票。
6.3.2 手工填写的操作票或打印出的操作票，执行前发现有错误时，应在该份操作票所有页盖章处加盖“作废”章，操作人、监护人、值班负责人在操作票上签名，并在备注栏说明作废原因，妥善保存，严禁撕毁。
6.4 操作票执行
6.4.1 操作票的执行应根据值班调度员或值班负责人的指令，开始操作前，按照审核好的操作票，先在五防系统（或模拟图板）上进行五防判断或核对性模拟预演，无误后，由监护人持操作票，操作人持操作用具，且双方均正确配带好安全工用具再进行操作。通过微机防误闭锁装置进行操作票填写的，模拟预演在开票过程中进行。 6.4.2 倒闸操作应坚持操作之前“三对照”（对照操作任务和运行方式填写操作票、对照模拟图审核操作票并预演、对照设备名称和编号无误后再操作）；操作之中“三禁止”（禁止监护人直接操作设备、禁止有疑问时盲目操作、禁止边操作边做其他无关事项）；操作之后“三检查”（检查操作质量、检查运行方式、检查设备状况）。
6.4.3 倒闸操作时，首先必须按每一个项目核对要操作的设备名称和编号，经核对无误后，操作和监护人站在适当的位置，面对所要操作的设备，监护人手持操作票进行唱票；操作人手指该设备进行复诵。唱票和复诵都必须态度严肃，口齿清楚，声音洪亮。监护人认为复诵无误后，即下令：“对，执行！”操作人只有听到这个命令后方可动手操作（包括操作准备如开锁等）。操作过程中,监护人应对操作人实施有效监护。 6.4.4 执行操作票应逐项进行，逐项打“√”，严禁跳项操作，每执行完一项操作并检查操
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作正确完成后，再进行下一项操作。 6.4.5 特殊情况下，在不影响后续操作且取得值班负责人和调度许可的前提下，可以不执行的项目，但应在操作票“备注”栏中说明原因。
6.4.6 操作中不准监护人放弃监护工作而亲自进行操作或监护人离开，从事其他工作。如有特殊原因，需要监护人协助操作人进行操作时，必须在监护职责到位的前提下，即各方面安全交待清楚、无安全问题的情况下进行。
6.4.7 操作中关键步骤的时间应填入操作票时间栏，如：断开、合上断路器的时间，主变压器中性点接地开关的投入、退出时间，拉（合）接地开关、装（拆）接地线的操作时间。时间栏只需填时、分，若操作时间跨天的，还需在备注栏加以说明。 6.4.8 当操作票不符合调度指令要求时，应重新填写操作票，在原已准备好的操作票上加盖“作废”章，严禁撕毁。
6.4.9 操作临时变更时，应按实际情况重新填写操作票才能继续进行倒闸操作。 6.4.10 对于复杂的操作，允许增加现场位置检查人和现场检查监护人。现场位置检查人的职责只能是检查设备位置、状态，停、送隔离开关操作电源。现场位置检查人在操作票上“操作人”栏内在操作人名后签名，现场检查监护人在操作票上“监护人”栏内在监护人名后签名，两个签名之间用“，”号隔开，每个签名栏内不允许有三个及以上的人签名。
6.4.11 允许同一变电站有多组（考虑到对事故的判断和处理，一般不应超过三组）操作人员同时进行没有逻辑关系的倒闸操作任务，但接受调度指令应为同一值班负责人。 6.4.12 一组操作人员在同一时段内只能进行一个操作任务的操作。 6.4.13 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班负责人报告，必要时由值班负责人向当值值班调度员报告，弄清问题后再进行操作，严禁擅自更改变电操作票。 6.4.14 操作中如有异常应及时处理并汇报调度。操作中发生事故时应立即停止操作，事故处理告一段落后再根据调度指令或实际情况决定是否继续操作。操作中如调度下令停止或等候调令，应将操作停止的时间和原因记入该页备注栏。 6.4.15 操作票的操作项目全部结束后，监护人应立即在操作票上填写结束时间，并及时向发令人汇报操作结果。
6.4.16 操作票一页中某项或几项操作项目因故未能执行，应经值班负责人确认后，在该项目栏加盖“此项未执行”印章，并在备注栏内加以说明。若该操作影响到以后的操作，应重新填写操作票。因故仅部分执行的操作票，在第一个未执行项加盖“此项未执行”印章，并在该页备注栏内加以说明；当一个操作任务出现多页时，可在未执行页（整页未执行）第一个未执行项加盖“此项未执行”印章，并在该页备注栏内加以说明。“此项未执行”印章应在顺序栏顶左边格加盖。
6.4.17 几份无逻辑关系操作任务的操作票，操作顺序不受票号先后的，可以根据调度指令顺序进行操作。
6.4.18 在操作断路器送电时，如合断路器后，继电保护动作跳闸，则合上断路器操作项应打“√”，其余未操作项目，应在备注栏说明未操作原因。
6.4.19 严禁不开票、不持票凭记忆进行操作或用草稿纸进行操作后，再抄到操作票上。 6.4.20 单人值班的变电站简单倒闸操作可由一个人执行，但操作票必须经值班调度员和值班负责人电话核对其正确性，防误闭锁装置必须完好，且操作过程中严禁解除闭锁。
6.5 操作票的终结
6.5.1 操作票全部执行或仅部分执行结束后，在全部操作票盖章处加盖“已执行”印章。只要执行过一条操作项目的操作票，都不能盖“作废”章，而应盖“已执行”章。
6.5.2 合格的操作票全部未执行，在全部操作票盖章处加盖“未执行”印章，并在备注栏内
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说明原因。
6.5.3 执行前发现有错误的操作票在盖章处加盖“作废”印章。 6.5.4 印章样式如下，均使用红色印泥：
此项未执行
外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。
已 执 行
外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。
未 执 行
外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。
作 废
外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。
此项作废
外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。 7 操作票的审查及保管
7.1 操作票执行完毕后，由变电站（班组）负责人或安全员负责审查全部操作票，并作出合格与不合格结论，加盖“合格”或“不合格” 印章，印章盖在票面“盖章处”正上方，使用红色印泥，印章样式如下：
合 格
外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。
不 合 格
外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。 7.2 变电运行管理部门负责每月审查全部操作票，作出合格与不合格结论，记录审查人及审查时间，并按月、年统计操作票合格率。
7.3 每月末将本月操作票汇总审核，审核结果填入变电操作票月度检查记录（见附录C）。 7.4 操作票合格率计算公式：操作票合格率＝（已执行合格的操作票份数/已执行的操作票份数）×100%。
7.5 供电局安监部门负责对本局已执行变电站电气操作票每月进行抽查，抽查率不低于10%。
7.6 操作票应妥善保管，不得缺号，并至少保存三个月。 7.7 有下列情况之一者为不合格票：
a． 设备名称填写不全或不准确，书写不规范、术语不标准；
b． 不用钢笔或碳素笔填写，用红笔、字迹潦草不清、票面破损模糊； c． 操作项目遗漏不全，顺序颠倒，逻辑有误，编号不齐或重复； d． 签名、日期不全或用私章代签名； e． 操作票有漏打“√”项；
f． 不具备资格的人员在相关栏签名；
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g． “已执行”、“作废”、“此项未执行”、“未执行”印章未盖或印盖不规范，印章颜色不合规定；
h． 操作中有违规现象的操作票；
i． 以下内容发生更改：断路器、隔离开关、接地开关、继电保护连接片等设备的名称和编号、接地线安装位置及编号，断开、合上、投入、取下、短接、装设、拆除，有关设备的阿拉伯数字：甲、乙，一、二，I、II，A、B等，操作开始时间、操作终结时间。
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附录A （规范性附录）云南电网变电站电气操作票样式
云 南 电 网 公 司 × × 供 电 局
××kV××变电站电气操作票
第 页 共 页 编号： 发令单位 受令人 操作开始时间 操作任务：
顺序 备注 操作人
监护人
操 作 项 目
值班负责人
操作√
时间
年 月 日 时 分
发令人 受令时间 操作结束时间
年 月 日 时 分年 月 日 时 分
盖章处 19
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附录B （规范性附录）变电站电气操作票常用语句示例
B1 变电操作票操作任务填写
B1.1主变压器（断路器及线路、站用变、并联电容器、并联电抗器）
a． ××kV×号主变由运行转为冷备用（热备用）；
××kV×号主变由冷备用（热备用）转为运行；
××kV×号主变由冷备用（检修）转为检修（冷备用）；
b． ××kV×号主变××kV侧×××断路器由运行转为冷备用（热备用）；
××kV×号主变××kV侧×××断路器由冷备用（热备用）转为运行； ××kV×号主变××kV侧×××断路器冷备用（检修）转为检修（冷备用）； c． ××kV××线×××断路器由运行转为冷备用（热备用）；
××kV××线×××断路器由冷备用（热备用）转为运行； ××kV××线线路由冷备用（检修）转为检修（冷备用）；
××kV××线×××断路器由冷备用（检修）转为检修（冷备用）；（此项操作任务包含断路器一侧或两侧的安全措施装设、拆除）
d． ××kV××线（×号主变）×××隔离开关由冷备用（检修）转为检修（冷备用）。（此项操作任务包含隔离开关一侧或两侧的安全措施装设、拆除） B1.2旁路断路器代供
a． ××kV××线（或变压器）×××断路器由××kV旁路×××断路器（联×段母线）代供，××kV××线（或变压器）×××断路器转为热备用(冷备用)； b． ××kV××线（或变压器）×××断路器由热备用(冷备用)转为（联×段母线）运行， ××kV旁路×××断路器由运行转为热备用(冷备用)； B1.3母线
a．将××kV×段母线由运行（冷备用）转为冷备用（检修）； b．将××kV×段母线由冷备用（检修）转为运行（冷备用）；
c．将××kV××线（×号主变）×××断路器由Ⅰ段母线倒至Ⅱ段母线运行； d．将××kV××线（×号主变）×××断路器由Ⅱ段母线倒至Ⅰ段母线运行；
e．××kV×段母线所供负荷全部倒由Ⅱ（Ⅰ）段母线运行，××kV×段母线由运行转为热备用（冷备用）；
f．将××kV×段母线由冷备用转为运行，其负荷倒为原方式运行。（未倒的间隔在备注栏注明）
注:f中的“原方式”为该母线转为当前状态（冷备用）前的运行方式。如与原方式比较，有个别间隔设备未倒，必须在操作票第一页备注栏内注明。 B1.4电压互感器
a．××kV×段母线电压互感器由运行转为冷备用； b．××kV×段母线电压互感器由冷备用转为运行；
c．××kV×段母线电压互感器由冷备用（检修）转为检修（冷备用）； d．××kV×段母线电压互感器由运行转为冷备用，其二次负荷与×段母线电压互感器联络运行；
e．××kV×段母线电压互感器由冷备用转为运行, 其二次负荷与×段母线电压互感器分段运行。 B1.5 继电保护
a. 投入××kV（电压等级）××××（设备名称和编号）××保护； b. 退出××kV（电压等级）××××（设备名称和编号）××保护；
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c. 投入××kV××(线路名称) ××（编号）断路器××（重合闸方式）重合闸； d. 退出××kV××(线路名称) ××（编号）断路器××（重合闸方式）重合闸。
注:一个断路器的距离、零序继电保护等集合在同一套装置内的，需要同时退出距离、零序继电保护等，可以作为一个操作任务对待。 B1.6 其它
a. 将××kV×段母线×号电容器组（电抗器）×××断路器由运行（冷备用）转为冷备用（检修）；
b. 将××kV×段母线×号电容器组（电抗器）×××断路器由冷备用（检修）转为运行（冷备用）；
c. 将××kV×段母线1号电容器组（电抗器）×××断路器、2号电容器组（电抗器）×××断路器……由运行（热备用）转为冷备用；
d. 将××kV×段母线1号电容器组（电抗器）×××断路器、2号电容器组（电抗器）×××断路器……由冷备用转为运行（热备用）。
B2 变电操作票操作项目填写 B2.1 断路器
a． 断开（合上）××kV××（设备名称）×××（设备编号）断路器； b． 用××kV××（设备名称）×××（设备编号）断路器经同期合环。 B2.2 隔离开关
a． 拉开（合上）×××（设备编号）隔离开关；
b． 拉开（合上）××kV×号主变××kV侧中性点×××（设备编号）接地开关。 B2.3 接地线
a．验明××kV×号主变××kV侧套管三相确无电压；
在××kV×号主变××kV侧套管装设××号接地线一组；
拆除××kV×号主变××kV侧套管装设的××号接地线一组； b．验明××kV××线×××× 隔离开关靠线路侧三相确无电压；
在××kV××线×××隔离开关靠线路侧装设××号接地线一组； 拆除××kV××线×××隔离开关靠线路侧装设的××号接地线一组； c．验明×××断路器与××××隔离开关之间靠×××侧三相确无电压；
在×××断路器与××××隔离开关之间靠×××侧装设××号接地线一组； 拆除×××断路器与××××隔离开关之间靠×××侧装设的××号接地线一组； d．验明××kV××××隔离开关靠母线侧（主变侧）三相确无电压；
在××kV××××隔离开关靠母线侧（主变侧）装设××号接地线一组； 拆除××kV××××隔离开关靠母线侧（主变侧）装设的××号接地线一组； e．验明××kV××段母线电压互感器与××××隔离开关之间三相确无电压；
验明××kV××段母线电压互感器靠母线侧三相确无电压（电压互感器直接接于母线）；
在××kV××段母线电压互感器与××××隔离开关之间装设××号接地线一组； 拆除××kV××段母线电压互感器与××××隔离开关之间装设的××号接地线一组；
拆除××kV××段母线电压互感器靠母线侧装设的××号接地线一组（电压互感器直接接于母线）。
B2.4 连接片
投入（切除）×××××屏××保护××（编号）连接片。
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B2.5 熔断器
a． 取下（给上）××kV（电压等级）××××（设备名称和编号）××熔断器； b． 取下（给上）×××断路器/(电压互感器)××熔断器。 B2.6 空气开关
合上（断开）××××（设备名称和编号）××空气开关。 B2.7 核相、充电
a． 用××kV××电压互感器与××kV××电压互感器核相；
b． 合上××kV××（设备名称）×××（设备编号）断路器对××（设备名称）充电。 B2.8 检查用语
a． 检查××（设备编号）断路器在分闸位置； b． 检查××（设备编号）断路器在合闸位置；
c． 检查××（设备编号）隔离开关确已拉开(合好)； d． 检查××负荷分配正常；
e． 检查×××线路负荷转移正常； f． 检查××电压切换正常； g． 检查××二次电压正常； h． 检查××互联指示灯亮； i． 检查××互联指示灯熄灭； j． 检查××充电运行正常。 B2.9 继电保护及其调整
a． 将××（设备或线路名称）保护方向元件短接（或修改其控制字后），取消××（设备或线路名称）××保护方向元件；
b． 将××（设备或线路名称）保护方向元件短接线拆除（或将修改后的控制字恢复原定值），恢复××（设备或线路名称）××保护方向元件；
c． 将××（设备或线路名称）××保护由信号位置改为跳闸位置； d． 将××（设备或线路名称）××保护由跳闸位置改为信号位置；
e． 将××（设备或线路名称）××保护由跳闸（信号）位置改为停用位置。 B2.10 其他
a． 在操作母线、母联（分段）、旁路、电压互感器等容易引起混淆的操作项目必须填写电压等级；
b． 用旁路断路器（或其他断路器]对旁路母线（或其他母线）充电时，检查断路器位置后，加上“检查旁路母线（或其他母线）充电运行正常”；在旁路断路器和被代供的断路器并列运行后，要加上“检查×××旁路断路器（×××断路器）负荷分配正常”。
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附录C （规范性附录）变电操作票月度检查记录样式
年 月 供电局（分局）变电操作票审查记录
变电站：
变电操作票编号从 ～ ，共计 份。 其中：合格 份，作废 份，不合格 份。 不合格操作票编号：
班组检查合格率为 ％。 存在的问题：（可另附）
审查日期：
变电运行管理部门：
合格 份，作废 份，不合格 份。合格率为 ％。 不合格操作票编号： 存在的问题：（可另附） 审查日期： 23
审查人：
审查人：
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