31 操作票管理规定制度.docx
- 文档编号:313315
- 上传时间:2023-04-28
- 格式:DOCX
- 页数:30
- 大小:39.90KB
31 操作票管理规定制度.docx
《31 操作票管理规定制度.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《31 操作票管理规定制度.docx(30页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
31操作票管理规定制度
江西省电力公司变电倒闸操作票管理规定
(无人值守变电站倒闸操作管理)
1总则
1.1依据国务院《电网调度管理条例》、国家电网公司《电力安全工作规程(变电部分)》(国家电网安监[2009]664号)、《华中电力系统调度管理规程》、《华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程》、《华中网调直调设备操作状态令术语规范》、江西省电力公司《江西电网调度管理规程》,结合公司系统实际,特制定本规定。
1.2电气倒闸操作票是电气运行值班人员操作时的书面命令,是为了防止误操作,保障人身安全、电网安全和设备安全的重要措施。
操作人员必须严格按《电力安全工作规程》要求,认真执行倒闸操作票制度。
禁止无票操作。
1.3倒闸操作管理
1.3.1监控中心与调度进行业务联系时,应互报单位和姓名,使用规范调度术语。
1.3.2运维操作站与调度进行操作联系时,应汇报所在变电站名称和姓名,使用规范调度术语。
1.3.3监控中心、运维操作站、调度之间进行与变电站相关的操作联系时,应使用设备的“三重命名”(即变电站名称+设备名+设备编号)。
1.3.4监控中心的遥控、遥调操作必须执行双人双机监护,由于设备原因不能正常执行遥控、遥调操作时,应汇报调度并通知运维操作站到现场按规定进行操作。
1.3.5对需要现场执行的倒闸操作,监控中心接到调度预令(转发令)或调度操作票后应及时转发至运维操作站。
监控中心、运维操作站之间的操作联系,需由正值及以上人员进行。
1.3.6倒闸操作票应通过生产安全管理系统填写,操作完成后应办理操作票回填和归档手续,并按月、按站顺序编号装订成册。
1.3.7无人值守变电站现场操作前应进行模拟操作。
运维操作站运行人员操作开始前和结束后均应告知监控中心,现场倒闸操作过程中监控中心应加强运行监视,并根据现场运行方式复归主站系统相关信号,若发现疑问应立即告知运维操作站运行人员停止现场操作,并汇报调度,排除疑问后方可继续。
1.3.8监控中心对所辖站进行改变运行方式(无功补偿装置除外)的遥控操作结束后应告知运维操作站,运维操作站应做好相关记录。
1.3.9监控中心收到运维操作站运行人员操作结束的通知后,应及时核对运行方式变化、核对保护及自动装置投退方式等。
1.3.10当运维操作站运行人员在变电站进行现场操作时,监控中心运行人员在未征得现场操作人员同意的情况下不得对该站进行任何遥控操作。
1.311现场倒闸操作过程中发生电网或设备异常、事故以及产生疑问时,运维操作站运行人员应立即停止现场操作,向调度汇报并告知监控中心,弄清问题后,经调度同意,并告知监控中心后再继续进行操作。
1.3.12无人值守变电站现场倒闸操作宜全过程录音。
1.3.13无人值守变电站断路器“远方、就地”方式切换开关(压板)的操作:
1)正常情况下,无人值守变电站运行或热备用状态的断路器,必须置于“远方”位置。
2)断路器由热备用转为冷备用或检修状态前,方式切换开关(压板)应切至“就地”位置;断路器由冷备用或检修状态转为热备用后,方式切换开关(压板)应切至“远方”位置。
3)正常情况下断路器“远方、就地”切换开关(压板)的操作应在测控屏实现。
4)断路器“远方、就地”方式切换开关(压板)的操作,应写入倒闸操作票中,防止遗漏。
1.3.14无人值守变电站断路器“同期、非同期”方式切换开关(压板)的操作:
1)不具备远方投、退断路器“同期、非同期”方式切换开关(压板)功能的情况下,无人值守变电站运行或热备用状态的断路器,必须置于“非同期”位置。
2)具备远方投、退断路器“同期、非同期”方式切换开关(压板)功能的情况下,无人值守变电站断路器的“同期、非同期”方式切换开关(压板)可根据电网运行方式的要求切换。
3)断路器“同期、非同期”方式切换开关(压板)的操作,应写入倒闸操作票中,防止遗漏。
1.3.15实行单人操作的设备、项目及运行人员需经设备运行管理单位批准,人员应通过专项考核鉴定合格。
设备运行管理单位应制定出台有关制度,明确允许单人操作的设备范围、项目及操作人员及注意事项等相关组织措施和技术措施。
1.4本规定适用于江西省电力公司系统内变电站、发电厂升压站、开闭所、高压配电站内电气设备的倒闸操作。
监控中心及无人值班变电站的变电操作票管理,应参照本规定执行。
2倒闸操作的原则及要求
2.1倒闸操作应根据值班调度员或值班负责人的指令,受令人复诵无误后执行。
发布和复诵指令应准确、清晰、使用规范的调度术语和设备双重名称。
发令人和受令人应先互报单位和姓名,发布指令的全过程(包括对方复诵指令)和执行指令后报告时双方都要录音并做好记录。
操作人员(包括监护人)明确操作目的和操作顺序。
对操作指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执行。
除经本单位考核批准允许进行单人操作的人员执行批准的操作外,其他操作至少应两人进行,其中对设备较为熟悉者作监护人;特别重要和复杂的倒闸操作,应由熟练的值班员操作,运行值班负责人监护。
监控中心直接进行遥控操作的设备,其操作范围和操作规定由各公司分管生产领导审定批准。
2.2倒闸操作的分类
2.2.1监护操作:
由两人进行同一项的操作。
监护操作时,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,必要时实行双重监护,第一监护人在“监护人”栏签名,第二监护人应在“值班负责人(值长)”栏签名。
监护人应经考试合格并经批准公布的人员担任,各设备运行管理单位应明确特别重要和复杂的倒闸操作项目或确定原则,并制定相应的管理规定。
2.2.2单人操作:
由一人完成的操作。
1)单人值班的变电站或发电厂升压站操作时,运行人员根据发令人用电话传达的操作指令填用操作票,并复诵无误后执行;
2)实行单人操作的设备、项目及运行人员需经设备运行管理单位批准,人员应通过专项考核。
各设备运行管理单位应制定出允许单人操作的设备范围、项目及操作人员。
2.2.3检修人员操作:
由检修人员完成的操作。
1)经设备运行管理单位考试合格、批准的本单位的检修人员(仅指检修专业,不包括继电保护等其他专业人员),可进行220kV及以下的电气设备由热备用转检修或由检修转热备用的监护操作,监护人应是同一单位的检修人员或设备运行人员;
2)检修人员操作只允许在无人值班或单人值班变电站进行;
3)检修人员进行操作的接、发令程序及安全要求应由设备运行管理单位领导审定,并报相关部门和调度机构备案;
4)检修操作监护人可同时担任工作许可人,但不能担任工作负责人;
5)检修操作人员(含监护人)可担任工作班成员;
6)检修操作人员填好的操作票应经当班运行值班负责人或工作负责人审核签名,审核人只对票面的正确性负责;
7)各单位应根据有关规定和要求,制定执行接发操作指令程序和检修人员操作管理规定。
2.3高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。
防误操作闭锁装置不得随意退出运行,停用防误操作闭锁装置应经本单位分管生产的领导批准;因防误装置维护等原因需短时间退出防误操作闭锁装置时,应经变电站站长或发电厂当班值长批准,并应按程序尽快投入。
(按新安规要求)
正常情况下,防误装置禁止解锁或退出运行。
特殊情况下,防误装置解锁执行下列规定:
1)防误装置及电气设备出现异常要求解锁操作,应由设备运行单位防误操作专责人到现场核实无误,确认需要解锁操作,报请分管生产领导批准后,经专责人签字确认后,由变电站(发电厂)值班员报告当值调度员,方可解锁操作;解锁操作由变电站站长(当值值长)到场监护;
2)若遇危及人身、电网和设备安全等紧急情况需要解锁操作,可由变电站当值负责人(发电厂当值值长)下令紧急使用解锁工具(钥匙),并由变电站或发电厂值班员报告当值调度员,记录设备名称、编号、使用原因、日期、时间、使用者、批准人姓名;
3)电气设备检修时需要对检修设备解锁操作,应经设备运行单位防误操作专责人批准,变电站站长到场监护下进行。
(按江西省电力公司防止电气误操作安全管理规定要求)
2.4操作中发生疑问,必须立即停止操作并向向发令人报告。
待发令人再行许可后,方可进行操作。
不得擅自更改操作票,不得擅自解除闭锁装置。
单人操作时不得进行登高或登杆操作。
单人操作、检修人员在倒闸操作过程中严禁解锁,如需解锁应待增派的运行人员到现场,履行批准手续后处理。
解锁工具(钥匙)使用后应及时封存,注明封存人、封存时间,且与解锁记录应一致。
2.5雷电时,一般不进行倒闸操作,禁止在就地进行倒闸操作,如遇事故处理时,允许操作远方控制开关。
2.6同一变电站的操作票应事先连续编号,计算机生成的操作票应在正式出票前连续编号(即操作人填好票经审核确认后自动编号),操作票按编号顺序使用,作废的操作票应注明“作废”字样,未执行的应注明“未执行”字样,已操作的应注明“已执行”字样。
在生产管理系统内办理操作票手续时,使用电子签名。
计算机打印的操作票中,发令时间、操作开始、结束时间,开关的分、合时间,保护及自动装置压板的投、退时间,接地线装、拆时间,必须手工填写;发令人、受令人、操作人、监护人、值班负责人(值长)必须手工签名(发令人姓名由受令人填入)。
禁止直接调用典型操作票和调度员下达的操作指令票进行倒闸操作。
2.7停电拉闸操作应按照“开关—负荷侧刀闸—电源侧刀闸”的顺序依次进行(线路停电拉闸操作应按照“开关—线路侧刀闸—母线侧刀闸”的顺序依次进行),送电合闸操作顺序与上述顺序相反。
发生带负荷拉刀闸后,禁止再合上。
发生带负荷合刀闸后,严禁再拉开。
2.8主变、站用变停电操作时,应“先断开负荷侧开关,后断开电源侧开关”,送电操作顺序与上述顺序相反。
2.9电压互感器停电,应先断开二次侧,再断开一次侧;送电操作顺序与上述顺序相反。
2.10110kV及以上主变停、送电(包括特殊运行方式从中压侧对主变充电)前,必须合上中性点接地刀闸,变压器开关在断开侧中性点应保持接地运行。
2.11对主变充电时,一般应从高压侧进行充电,如需从中压侧充电,应经核算验证并经分管生产领导同意后,方可进行。
主变充电时,充电侧保护应齐全、可靠。
2.12旁路开关代主变开关前,应退出差动电流回路取自被代主变开关电流互感器的主变差动保护(如主变双套差动中直接从被代侧主变套管电流互感器引取电流的差动则不应退出),在完成一次设备相关操作和执行完相应的电流端子连片切换后,经检查差动保护装置无异常信号和差流值与电流端子连片切换前相同、方可重新将主变该套差动保护投入。
2.13严禁将消弧线圈同时接入两台主变的中性点上,进行消弧线圈操作切换时,必须先退后投。
消弧线圈投切必须在系统正常时(无接地故障)进行。
2.14电容器组退出后,至少间隔五分钟后方可再次投入。
母线停电时,应先停该母线上的电容器组。
2.15倒母线操作前,必须检查相应母联开关、刀闸在合闸位置,如母差保护有投入“无选择”功能,则应先将母差保护跳闸改为“无选择”方式,再断开母联开关的操作电源(等电位操作)。
操作过程中应考虑对母差保护的影响,母差及充电、失灵保护的投退应按现场规程和调度指令执行,操作中特别应注意母差电流回路是否需人工切换问题,防止母差保护误动或拒动。
检查母差保护装置上刀闸位置指示是否相应变化并进行确认,操作中严禁运行母线电压互感器通过二次对停电母线电压互感器反充电。
2.16母线电磁式(感性)电压互感器的投、退,必须在母线带电的情况下进行操作,以避免产生谐振过电压。
2.17进行现场设备操作前后,必须认真检查相关设备的位置,保证操作及设备位置的正确性。
2.18在进行倒负荷或解、并列操作前后,应检查相关电源运行及负荷分配、保护及自动装置配合情况,必要时予以调整。
2.19关于保护及自动重合装置、(微机)稳控装置的压板的投、退规定:
1)投入已运行设备保护或其他保护联跳运行设备出口压板时,在压板投入前,应经过检测和观察信号灯的方法确认保护装置无异常后,方可投入;
2)当开关由冷备用状态(或检修状态)转运行(或热备用状态)时,必须将保护的定值区及投入和检查的具体步骤写入操作票内,不允许使用“检查××设备的保护确已按要求投入”;
3)投、退保护压板,必须将保护名称及压板编号都写明(有多屏保护的还必须写明屏名),投、退微机保护及自动装置压板,应按现场运行规程规定进行确认;
如:
投入亚东Ⅰ线距离保护压板1LP;
投入#1主变保护A屏中后备跳本侧压板11LP;
投入妙裕Ⅰ线保护A屏A相、B相、C相启动失灵保护压板21LP、22LP、23LP;
4)用旁路开关代线路(主变)开关前,必须检查旁路开关的保护定值确已改为被代××开关保护定值(晶体管保护更改定值应由继保人员进行;微机保护除检查定值区正确外,还应打印一份定值清单,并核对无误方可);
5)主变或单侧开关由运行改备用时,该主变相应跳分段、母联、外桥等开关压板应按现场运行规程中规定进行投退;110kV及以上线路开关由运行转冷备用时,应退出启动失灵压板;高压开关转检修时,应退出母差跳该开关出口压板;
6)母差保护投入前,应检测或检查回路不平衡电流不得超过规定值;
7)线路送电前后,重合闸投退方式按照调度指令执行;
8)对空载母线送电前应投入充电保护,充电正常后,退出充电保护;
9)一个半断路器接线方式的母线正常充电操作,不应投入开关充电保护;
10)对于微机稳控装置,停电操作时,一次设备停电后,随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控相应的方式压板;送电操作时,随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控相应的方式压板,再操作一次设备;
11)对于非微机(常规)稳控装置,停电操作时,先按规定退出稳控装置措施,再进行一次设备操作;送电操作时,先操作一次设备,设备送电后,先按规定投入稳控装置措施。
2.20由运行人员操作的压板(投、退),必须填写操作票(单一压板投退除外,但必须做好相关记录)。
2.21操作任务和操作步骤都应填写设备的双重名称。
2.22严禁用刀闸拉合带负荷设备及线路(包括未经验算的空载线路),禁止用刀闸对母线进行试充电,500kV及以下电压等级的刀闸,允许进行的操作项目按《华中电力系统调度管理规程》、《江西电网调度管理规程》规定执行。
2.23一次设备的操作涉及继电保护、自动装置、电网稳定控制装置的投退和调整时,应按现场运行规程规定执行。
2.24500kV、220kV系统典型操作的操作要求(现场规程有规定时,应按现场规程执行)。
2.24.1主变由运行转冷备用
1)操作前,主变中性点接地刀闸未合上的应合上(运行中,主变中性点接地方式按调度要求执行);
2)并列运行的主变在停主变前,应检查主变负荷情况,保证运行中的主变不过负荷;
3)冷备用状态,主变中性点接地刀闸应拉开;
4)退出本主变保护屏启动失灵、跳分段(母联)压板。
2.24.2主变由冷备用转运行
操作送电前,主变中性点接地刀闸应合上(运行中,主变中性点接地方式按调度要求执行)。
投入主变保护、信号及开关控制电源,检查主变保护确已按现场运行规程规定方式投入。
注意将本主变保护屏启动失灵、分段(母联)压板投入。
2.24.3500kV、220kV开关(线路)由运行转冷备用(或检修)
1)按照线路停电操作原则进行操作;
2)线路做安全措施前,必须断开线路电压互感器二次侧空气开关(取下二次保险),并验电;
3)退出本开关保护屏启动失灵压板以及母差屏跳检修开关压板;
4)开关或线路转冷备用时,为加强液压、汽动机构及SF6开关的压力监视,其控制保险、信号保险、储能保险可不取(具体视工作性质而定);
5)一个半断路器接线方式,应按先断中间开关,后断边(母线侧)开关。
2.24.4500kV、220kV开关(线路)由冷备用转运行
1)按照线路送电操作原则进行倒闸操作;
2)检查距离、零序保护已投入,投入该开关“启动失灵压板”和母差保护屏跳本间隔“出口压板”等;
3)线路纵联保护、综重投退按调度指令执行;
4)送电正常后,线路纵联保护、综重投退按调度指令执行;
5)一个半断路器接线方式,应按先后合边(母线侧)开关,后合中间开关;
6)线路并联电抗器送电前,线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入,线路电抗器停运或电抗器保护检修,应退出电抗器保护及启动远跳回路压板;
7)拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。
2.24.5220kV母线电压互感器由运行转冷备用
2.24.5.1空载母线上的电压互感器由运行转冷备用
1)220kV母差屏电压闭锁功能按现场运行规程规定进行相应切换;
2)断开电压互感器二次侧空气开关(取下二次保险),拉开一次侧刀闸。
2.24.5.2运行母线上的电压互感器由运行转冷备用
1)将母线电压互感器电压切换开关切至“并列”;
2)检查220kV母线电压互感器“电压切换”正常(切换灯应点亮);
3)220kV母差屏电压闭锁功能按现场运行规程规定进行相应切换;
4)断开电压互感器二次侧空气开关(取下二次保险),拉开一次侧刀闸。
2.24.6220kV母线电压互感器由冷备用转运行
2.24.6.1空载母线上的电压互感器由冷备用转运行
1)合上电压互感器一次侧刀闸,合上二次侧空气开关(装上二次保险);
2)检查相应仪表指示正常;
3)220kV母差屏电压闭锁功能按现场运行规程规定进行相应切换。
2.24.6.2运行母线上的电压互感器由冷备用转运行
1)合上电压互感器一次侧刀闸,合上二次侧空气开关(装上二次保险);
2)220kV母差屏电压闭锁功能按现场运行规程规定进行相应切换;
3)将母线电压互感器电压切换开关切至“分列”;
4)检查220kV母线电压互感器“电压切换”信号复归;
5)检查相应仪表指示正常。
2.24.7220kV旁路代线路开关运行,本开关转冷备用
1)检查220kV旁母所有刀闸刀闸确在拉开位置(接地线等安全措施已拆除);
2)投入旁母开关充电保护或将旁母开关定值区改为充电定值区;
3)用旁路开关对旁母充电三分钟,检查无异常后退出充电保护,断开旁路开关;
4)将旁母开关保护定值改为所带线路开关保护定值并投入相关保护;
5)合上被代线路旁路刀闸;
6)两台开关倒闸前,有关保护(如纵联、综重等)操作应按现场运行规程及调度指令进行调整;
7)同期合上旁路开关,并检查三相负荷电流应基本平衡,确认旁路已带上负荷(用旁路代原处冷备用线路除外);
8)断开被代线路开关,拉开两侧刀闸。
(如被代路开关因机构故障闭锁分闸,在用被代线路开关线路侧刀闸拉开关并联电流前,必须将旁路开关改为非自动(断开其操作电源)。
2.24.8旁路代主变开关运行,本开关转冷备用
1)检查旁母所有刀闸确在拉开位置(接地线等安全措施已拆除);
2)推上旁母开关两侧刀闸;
3)投入旁母开关充电保护,用旁路开关对旁母充电三分钟,检查无异常后退出充电保护,断开旁路开关;
4)将旁母开关保护定值改为所带主变保护定值并投入(切换)相关保护;
5)推上被代主变旁路刀闸;
6)合上旁路开关,并检查三相负荷电流应基本平衡,确认旁路已带上负荷;
7)断开被代主变开关,拉开两侧刀闸。
(如被主变开关因机构故障闭锁分闸,在用被代主变刀闸拉开并联电流前,必须将旁路开关改为非自动(断开其操作电源)。
3倒闸操作票术语规定
3.1设备简称的术语规定
1)变压器:
主变压器称“主变”;站用变压器称“站用变”;(删除:
站变)
2)断路器:
“开关”、“母联开关”、“旁路开关”、“母联兼旁母开关”、“旁母兼母联开关”、“分段开关”、“主变×××kV侧开关”等;
3)隔离开关:
刀闸;
4)母线:
有“Ⅰ母”、“Ⅱ母”、ⅠA母”、“ⅡA母”、“旁母”、“Ⅰ段母线”、“Ⅱ段母线”等;
单母线:
称“Ⅰ段母线”
单母线分段:
称“Ⅰ段母线”、“Ⅱ段母线”
双母线:
称“Ⅰ母”、“Ⅱ母”
双母线分段:
称“IA母线”、“IIA母线”、“IB母线”、“IIB母线”
旁路母线:
称“旁母”
5)熔断器:
“空气开关(保险)”;有“控制空气开关(保险)”、“信号空气开关(保险)”、“合闸空气开关(保险)”、“储能空气开关(保险)”、“站用变高压保险”、“电压互感器高压保险”、“电压互感器二次空气开关(保险)”等;
6)跌落式熔断器:
跌落式保险;
7)负荷隔离开关:
同时具备开关和刀闸功能的设备;
8)线路:
×××kV××线路(如:
220kV浔妙Ⅰ线);
9)小车:
小车开关、小车电压互感器、小车刀闸等。
(删除:
开关小车、电压互感器小车、刀闸小车)
3.2操作术语及动词的用词规定
1)开关、线路、母线、变压器:
转运行状态、转热备用状态、转冷备用状态、转检修状态、转开关检修状态、转线路检修状态;
2)开关(包括二次空气开关)、跌落式保险:
合上、断开;
3)刀闸(包括接地刀闸)、隔离负荷开关:
推上、拉开;
4)保险(包括高压保险):
装上、取下;
5)继电保护及自动装置:
投入、退出;
6)小车:
推进、拉出,确已推至工作位置,确已拉至试验位置、确已拉至检修位置;
7)保护(如线路纵联保护等):
投信号(投功能退出口)、投跳闸(投功能投出口)、退出(退功能退出口,关闭高频收发讯机电源);
8)接地线、绝缘隔板、绝缘罩:
装设、拆除。
3.3设备运行方式改变的术语规定
3.3.1单一单元的操作:
由××状态转为××状态,如:
110kV妙庐线113开关由I母运行转检修:
指开关转检修;
110kV妙庐线113开关由I母运行转线路检修:
指线路转检修;(删除:
110kV妙庐线由I母运行转检修)
110kV妙庐线113开关电流互感器由运行转检修:
指电流互感器转检修。
特殊情况下,部分元件无法采用状态描述的,应尽可能在操作任务中描述清楚,必要时在备注栏中予以补充。
开关及线路同时由运行转检修时,操作票根据值班调度指令填写。
3.3.2单元间的倒换操作
1)母线间的倒换,如:
110kV母线由Ⅰ、Ⅱ母并列(或分列)运行转I母运行,Ⅱ母转冷备用;
2)旁路代线路的倒换,如:
220kV旁路241开关由冷备用转为经Ⅰ母代浔妙Ⅱ线213开关运行,220kV浔妙Ⅱ线213开关转检修。
3.3.3电气设备四种状态说明
1)运行状态:
指设备的开关在合上位置、刀闸在推上位置;
2)热备用状态:
指设备的开关在断开位置、刀闸在推上位置,其特点是断路器一经合闸操作,即可投入运行状态;
3)冷备用状态:
指设备的开关在断开位置、刀闸在拉开位置;
4)检修状态:
开关检修:
指断开开关并拉开两侧刀闸,二次电源断开,两侧做好安全措施;工作需要仅在一侧装设接地线也应视为检修。
线路检修:
指断开开关并拉开两侧刀闸、线路旁路刀闸、线路电压互感器刀闸,推上线路侧接地刀闸(或在线路侧装设临时接地线)。
3.3.4高压开关柜内小车开关状态位置说明
1)开关热备用即断开开关;
2)开关冷备用即断开开关,拉出小车开关至试验位置;
3)开关检修即断开开关,拉出小车开关至检修位置(小车开关拉出柜体);
4)线路转检修工作即断开开关,拉出小车开关至试验位置,推上线路侧接地刀闸(或在线路侧装设临时接地线)。
3.4检查项目的术语规定
1)检查开关位置:
开关无法直接看到实际位置,其机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化分步骤检查;应有两个及以上的指示,且所有指示均已同时发生对应变化,才能确认该开关已操作到位;
如:
检查×××kV××(设备名称,如妙庐线,下同)×××开关确在断开位置,分步骤检查项目:
检查×××kV××(设备名称,如妙庐线,下同)×××开关机械位置指示确己指到断开位
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 31 操作票管理规定制度 操作 管理 规定 制度