变电站值班员高级技师培训班倒闸操作技能讲义(doc 48页)

变电站值班员高级技师培训班倒闸

操作技能讲义(doc 48页)

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整理范文，仅供参考，勿作商业用途

倒闸操作

培训内容：

序号 1 2 3 内容 备注 4 第一单元 单一开关（断路器）的倒闸操作 第二单元 主变压器的倒闸操作 第三单元 母线的倒闸操作 附表1 天津分公司电气操作票实施及管理规定 附表2 天津分公司对危险源辨识、风险评价和风险控制的策划控制 附表3 6kV倒闸操作工作危害分析（JHA）记录表

第一单元 单一开关（断路器）的倒闸操作

*培训内容：

序号 内容 备注 1 2 3 课题一 一号馈出线633开关由运行转检修 课题二 6kV 601、603进线开关由运行转检修 课题三 113进线开关有运行转检修，1#主变压器由林万线经145母线开关串带 *培训教学内容要求：

1、相应的技能鉴定考核大纲要求。 *教学内容

课题一 一号馈出线633开关由运行转检修

一、 学习目标

通过本课题学习，熟练掌握6kV开关由运行转检修的倒

闸操作。

二、 相关知识

1． 2． 3． 4． 5． 1． 2． 3． 4． 5． 6． 7． 8． 9．

110kV变电站主接线系统图及正常运行方式。 电气倒闸操作票填写要求及规定。 馈线开关倒闸操作执行规定。 倒闸操作的方法和注意事项。 倒闸操作的风险评估。 接受调度预发指令或工作票。 填写操作票。 审查操作票。 模拟预演。

现场核对设备。 唱票操作。 检查。 汇报。

复查评价。

三、 工作程序

四、 注意事项

五、 实例

一号馈出线633开关由运行转检修

1. 拉开一号馈出线633开关

2. 取下一号馈出线633开关合闸保险

3. 检查一号馈出线633开关确在“断”位

4. 将一号馈出线633开关手车拉至“试验”位 5. 取下一号馈出线633开关二次插头及控制保险

6. 将一号馈出线633开关手车拉至“检修”位 7. 合上一号馈出线633开关接地刀闸。

一号馈出线633开关由检修转运行

1. 拉开一号馈出线633开关接地刀闸

2. 将一号馈出线633开关推入“试验”位

3. 给上一号馈出线633开关二次插头及控制保险 4. 检查一号馈出线633开关确在“断”位

5. 将一号馈出线633开关手车推入“工作”位 6. 给上一号馈出线633开关合闸保险 7. 合上一号馈出线633开关

8. 检查一号馈出线633开关确在“合”位

课题二 6kV 601、603进线开关由运行转检修

一、 学习目标

通过本课题学习，熟练掌握6kV受总开关由运行转检修

的倒闸操作。

二、 相关知识

1． 2． 3． 4． 5． 1． 2． 3． 4． 5．

110kV变电站主接线系统图及正常运行方式。 电气倒闸操作票填写要求及规定。 6kV受总开关倒闸操作执行规定。 倒闸操作的方法和注意事项。 倒闸操作的风险评估。 接受调度预发指令或工作票。 填写操作票。 审查操作票。 模拟预演。

现场核对设备。

三、 工作程序

6． 7． 8． 9．

唱票操作。 检查。 汇报。

复查评价。

四、 注意事项

五、 实例

6kV 601、603进线开关由运行转检修

1. 向电力调度要令并做好记录。

2. 退出145母联LP－145自投合闸压板。 3. 检查145－4母联刀闸在“合”位。 4. 检查145－5母联刀闸在“合”位。 5. 合上145母联开关。

6. 检查145母联电流表有变化。 7. 检查145母联开关确在“合”位。

8. 退出605母联开关2LP－605合闸压板。 9. 检查605母联手车确在“工作”位。

10. 检查605－1隔离手车确在“工作”位。 11. 合上605母联开关。

12. 检查605母联电流表有变化。 13. 检查605母联开关在“合”位。

14. 退出606母联开关2LP－605合闸压板。 15. 检查606母联手车确在“工作”位。 16. 检查606－4隔离手车确在“工作”位。 17. 合上606母联开关。

18. 检查606母联电流表有变化。 19. 检查606母联开关在“合”位。 20. 拉开601（602）开关。

21. 取下601（602）开关合闸保险。

22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41.

检查601（602）开关确在“断”位。 将601（602）开关拉至“试验”位。 取下601（602）开关控制保险。 拉开603（604）开关。

取下603（604）开关合闸保险。

检查603（604）开关确在“断”位。 将603（604）开关拉至“试验”位。 取下603（604）开关控制保险。 拉开145母联开关。

检查145母联开关确在“断”位。

投入145母联LP－145自投合闸压板。

将601（602）开关手车拉出至“检修”位。 将603（604）开关手车拉出至“检修”位。 将601-1（602-2）隔离开关手车拉至试验位。 将601-3（602-4）隔离开关手车拉至试验位。 验明601（602）手车电抗器侧无电压。 合上601（602）接地刀闸。

验明603（604）手车电抗器侧无电压。 合上603（604）接地刀闸。 向电力调度回令并报告厂调。

601、603（602、604）开关由检修转运行

1. 拉开603（604）接地刀闸。 2. 拉开601（602）接地刀闸。

3. 检查601（602）开关确在“断”位。 4. 检查603（604）开关确在“断”位。

5. 将601-1（602-2）隔离开关手车推入“工作”位。 6. 将603-3（604-4）隔离开关手车推入“工作”位。 7. 退出145母联LP－145自投合闸压板。 8. 检查145－4母联刀闸在“合”位。 9. 检查145－5母联刀闸在“合”位。

10. 合上145母联开关。

11. 检查145母联电流表有变化。 12. 检查145母联开关确在“合”位。 13. 给上601（602）开关控制保险。

14. 将601（602）开关手车推入“工作”位。 15. 给上601（602）开关合闸保险。 16. 合上601（602）开关。

17. 检查601（602）开关确在“合”位 18. 给上603（604）开关控制保险。

19. 将603（604）开关手车推入“工作”位。 20. 给上603（604）开关合闸保险。 21. 合上603（604）开关。

22. 检查603（604）开关确在“合”位 23. 拉开605开关。

24. 检查605开关确在“断”位

25. 投入605母联开关“2LP－605合闸”压板。 26. 拉开606开关。

27. 检查606开关确在“断”位

28. 投入606母联“2LP－606合闸”压板。 29. 拉开145开关。

30. 检查145开关确在“断”位

31. 投入145母联LP－145自投合闸压板。

32. 检查确认145、605、606自投重合闸继电器充电指示灯点亮。

33. 向电力调度回令并报告厂调。

课题三 113进线开关有运行转检修，1#主变压器由林万线经145母线开关串带 一、 学习目标

通过本课题学习，熟练掌握110kV受总开关由运行转检

修的倒闸操作。

二、 相关知识

1． 2． 3． 4． 5． 1． 2． 3． 4． 5． 6． 7． 8． 9．

110kV变电站主接线系统图及正常运行方式。 电气倒闸操作票填写要求及规定。 110kV受总开关倒闸操作执行规定。 倒闸操作的方法和注意事项。 倒闸操作的风险评估。 接受调度预发指令或工作票。 填写操作票。 审查操作票。 模拟预演。

现场核对设备。 唱票操作。 检查。 汇报。

复查评价。

三、 工作程序

四、 注意事项

五、 实例

113进线开关有运行转检修，1#主变压器由林万线经145母线

开关串带

1. 请示上级电调113进线由运行转检修，145母联开关合环

2. 将145母联BK开关切至“手动”位 3. 检查145-4母联刀闸在“合”位 4. 检查145-5母联刀闸在“合”位 5. 合上145母联开关

6. 检查145母联柜电流表有变化 7. 检查145母联开关确已合闸 8. 拉开113进线开关

9. 检查113进线开关确已断开 10. 取下113进线开关合闸保险 11. 检查116进线不可过负荷 12. 拉开113-4进线刀闸 13. 拉开113-2进线刀闸

14. 取下113进线开关控制保险

15. 验明113-2进线刀闸开关侧无电压

16. 在113-2进线刀闸开关侧挂1号接地线一组 17. 验明113-4进线刀闸开关侧无电压

18. 在113-4进线刀闸开关侧挂2号接地线一组 19. 回令上级电调，操作完毕

113进线开关由检修转运行，恢复正常运行方式 1. 请示上级电调，113线路准备送电 2. 拆113-4刀闸开关侧2号接地线一组 3. 拆113-2刀闸开关侧1号接地线一组

4. 检查113-4进线刀闸开关侧2号接地线和113-2刀闸开关侧1号接地线已全部拆除 5. 请示上级电调，113线路送电 6. 给上113进线开关控制保险

7. 检查113进线开关确在“断”位 8. 合上113-2进线刀闸 9. 合上113-4进线刀闸

10. 给上113进线开关合闸保险 11. 合上113进线开关

12. 检查145母联电流表有变化

13. 检查113进线开关确在“合”位 14. 拉开145母联开关

15. 检查145母联开关确在“断”位

16. 17. 将145母联BK开关切至“自动”位 回令上级电调操作完毕

第二单元 主变压器的倒闸操作

*培训内容：

序号 内容 备注 1 2 课题一 1#主变压器由运行转检修（2#主变压器带全部负荷） 课题二 1#主变压器由检修转运行（恢复双电源、双变压器正常运行方式） *培训教学内容要求：

2、相应的技能鉴定考核大纲要求。 *教学内容

课题一 110kV变电站1#主变压器由运行转检修（2#主变压器带全部负荷） 六、 学习目标

通过本课题学习，熟练掌握110kV变电站主变压器由运

行转检修的倒闸操作。

七、 相关知识

6． 110kV变电站主接线系统图及正常运行方式。 7． 电气倒闸操作票填写要求及规定。 8． 倒闸操作执行规定。

9． 倒闸操作的方法和注意事项。 10． 倒闸操作的风险评估。

八、 工作程序

10． 接受调度预发指令或工作票。 11． 填写操作票。 12． 审查操作票。 13． 模拟预演。

14． 现场核对设备。 15． 唱票操作。 16． 检查。 17． 汇报。

18． 复查评价。

九、 注意事项

十、 实例

110kV变电站1#主变压器由运行转检修（2#主变压器带全部

负荷）

1. 请示上级电调110kV 1#变压器检修，110kV 145母联开关合环 2. 检查110kV 2#主变压器不会过负荷

3. 将6kV 1＃消弧线圈控制器切至“手动”位。（并列运行对

电容电流有影响）

4. 将6kV 2＃消弧线圈控制器切至“手动”位。（并列运行对电容电流有影响）

5. 退出110kV 145母联自投合闸压板LP－145 6. 检查110kV 145-4母联刀闸确在“合”位 7. 检查110kV 145-5母联刀闸确在“合”位 8. 合上110kV 145母联开关

9. 检查110kV 145母联柜电流表有变化 10.检查110kV 145母联开关确在“合”位 11.检查35kV 侧中性点消弧线圈电流小于5A 12.拉开35kV 侧中性点消弧线圈1－0隔离刀闸

13.检查35kV 侧中性点消弧线圈1－0隔离刀闸确在“断”位 14.合上35kV 侧中性点消弧线圈2－0隔离刀闸

15.检查35kV 侧中性点消弧线圈2－0隔离刀闸确在“合”位 16.退出35kV母联“1LP－345自投合闸压板” 17.检查35kV母联345-4隔离刀闸在“合”位 18.检查35kV母联345-5隔离刀闸在“合”位 19.合上35kV母联345开关

20.检查35kV母联345母联柜电流表有变化 21.检查35kV母联345开关确在“合”位 22.退出6kV 母联“2LP-605合闸压板” 23.检查6kV 母联605-1手车在“工作”位 24.检查6kV 母联605手车在“工作”位 25.合上6kV 母联605开关

26.检查6kV 母联605母联柜电流表有变化 27.检查6kV 母联605开关确在“合”位 28.退出6kV 母联“2LP-606合闸压板” 29.检查6kV 母联606-4手车在“工作”位 30.检查6kV 母联606手车在“工作”位 31.合上6kV 母联606开关

32.检查6kV 母联606母联柜电流表有变化 33.检查6kV 母联606母联开关确在“合”位 34.拉开6kV 1＃进线 601开关

35.检查6kV 2＃进线602不可过负荷 36.检查6kV 1＃进线 601开关确在“断”位

37.拉开6kV 3＃进线603开关 38.检查6kV 4＃进线604不可过负荷 39.检查6kV 31＃进线 603开关确在“断”位 40.拉开35kV 1＃进线301开关

41.检查35kV 2＃进线302不可过负荷 42.检查35kV 1＃进线301开关确在“断”位 43.拉开林石线113进线开关

44.检查林石线113进线开关确在“断”位 45.合上110kV 中性点1－7接地刀闸

46.检查110kV 中性点1－7接地刀闸确在“合”位 47.拉开110kV 145母联开关

48.检查110kV 145母联开关确在“断”位

49.将6kV 1＃进线 601开关手车拉至“试验”位 50.取下6kV 1＃进线 601开关手车柜控制保险 51.将6kV 3＃进线603开关手车拉至“试验”位 52.取下6kV 3＃进线603开关手车柜控制保险 53.拉开1＃电抗器601-0隔离刀闸

54.检查1＃电抗器601-0隔离刀闸确在“断”位 55.取下35kV 1＃进线301开关控制保险

56.拉开35kV 1＃进线301-2隔离刀闸

57.检查35kV 1＃进线301-2隔离刀闸确在“断”位 58.拉开1＃主变101-0隔离刀闸

59.检查1＃主变101-0隔离刀闸确在“断”位 60.合上林石线113进线开关

61.检查林石线113进线开关确在“合”位 62.投入110kV 145母联自投合闸压板LP－145

63.检查确认110kV 145自投重合闸继电器充电指示灯点亮 .依据调度令拉开110kV 中性点1-7接地刀闸 65.检查110kV 中性点1－7接地刀闸确在“断”位 66.验明1＃主变101-0隔离刀闸变压器侧确无电压 67.在1＃主变101-0隔离刀闸变压器侧挂1号接地线一组 68.验明35kV 1＃进线301-2隔离刀闸变压器侧确无电压 69.在35kV 1＃进线301-2刀闸变压器侧挂2号接地线一组 70.验明1＃电抗器601-0隔离刀闸变压器侧确无电压

71.在1＃电抗器601-0隔离刀闸变压器侧挂3号接地线一组

72.验明35kV 侧中性点消弧线圈1－0隔离刀闸1＃变压器侧确无电压

73.在35kV 侧中性点消弧线圈1－0隔离刀闸1＃变压器侧挂4号接地线一组 74.根据工作票要求做好安全措施 75.

回令上级电调操作完毕

思考题

十一、

110kV变电站2#主变压器由运行转检修（1#主变压器带全部负荷）

课题二 110kV变电站1#主变压器由检修转运行（恢复双电源、双变压器正常运行

方式）

一、 学习目标

通过本课题学习，熟练掌握110kV变电站主变压器由检

修转运行的倒闸操作。

二、 相关知识

1． 2． 3． 4． 5． 110kV变电站主接线系统图及正常运行方式。 电气倒闸操作票填写要求及规定。 倒闸操作执行规定。

倒闸操作的方法和注意事项。 倒闸操作的风险评估。

三、 工作程序

1． 接受调度预发指令或工作票。 2． 填写操作票。 3． 审查操作票。

4． 5． 6． 7． 8． 9．

模拟预演。

现场核对设备。 唱票操作。 检查。 汇报。

复查评价。

四、 注意事项

五、 实例

110kV变电站1#主变压器由检修转运行（恢复双电源、双变压器正常运行方式）

1. 请示上级电调，1#变压器检修完毕，准备送电

2. 拆除35kV 侧中性点消弧线圈1－0隔离刀闸1＃变压器侧挂4号接地线一组 3. 拆除1＃电抗器601-0隔离刀闸变压器侧挂3号接地线一组 4. 拆除35kV 1＃进线301-2刀闸变压器侧挂2号接地线一组 5. 拆除1＃主变101-0隔离刀闸变压器侧挂1号接地线一组 6. 退出110kV 145母联自投合闸压板LP－145 7. 拉开林石线113进线开关

8. 检查林石线113进线开关确在“断”位 9. 合上1＃主变101-0隔离刀闸

10.检查1＃主变101-0隔离刀闸确在“合”位 11.检查35kV 1＃进线301开关确在“断”位 12.合上35kV 1＃进线301－2隔离刀闸

13.检查35kV 1＃进线301－2隔离刀闸确在“合”位 14.检查6kV 1＃进线 601开关确在“断”位 15.检查6kV 3＃进线 603开关确在“断”位 16.合上1＃电抗器601－0隔离刀闸

17.检查1＃电抗器601－0隔离刀闸确在“合”位 18.合上110kV 145母联开关

19.检查林万线116进线不可过负荷

20.检查110kV 145母联开关确在“合”位 21.合上林石线113进线开关

22.检查林石线113进线开关确在“合”位 23.给上35kV 1＃进线301开关控制保险 24.合上35kV 1＃进线301开关

25.检查35kV 母联345电流表有变化

26.检查35kV 1＃进线301开关确在“合”位 27.给上6kV 1＃进线 601开关控制保险

28.将6kV 1＃进线601开关手车推入“工作”位 29.给上6kV 3＃进线603开关控制保险

30.将6kV 3＃进线603开关手车推入“工作”位 31.合上6kV 1＃进线 601开关

32.检查6kV 母联605电流表有变化

33.检查6kV 1＃进线 601开关确在“合”位 34.合上6kV 3＃进线603开关

35.检查6kV 母联606电流表有变化

36.检查6kV 3＃进线603开关确在“合”位 37.拉开6kV 母联605开关

38.检查6kV 母联605开关确在“断”位

39.投入6kV 母联605自投合闸压板2LP－605 40.拉开6kV 母联606开关

41.检查6kV 母联606开关确在“断”位

42.投入6kV 母联606自投合闸压板2LP－606 43.拉开35kV 母联345开关

44.检查35kV 母联345开关确在“断”位

45.投入35kV 母联345自投合闸压板1LP－345 46.拉开110kV 145母联开关

47.检查110kV 145母联开关确在“断”位 48.投入110kV 145母联自投合闸压板LP－145

49.检查确认110kV 145自投重合闸继电器充电指示灯点亮 50.检查35kV 侧中性点消弧线圈电流小于5A 51.拉开35kV 侧中性点消弧线圈2－0隔离刀闸

52.检查35kV 侧中性点消弧线圈2－0隔离刀闸确在“断”位 53.合上35kV 侧中性点消弧线圈1－0隔离刀闸

54.检查35kV 侧中性点消弧线圈1－0隔离刀闸确在“合”位 55.依据上级电调令拉开110kV 中性点1－7接地刀闸 56.检查110kV 中性点1－7接地刀闸确在“断”位

57. 58.

将6kV 1＃消弧线圈控制器切至“自动”位。

将6kV 2＃消弧线圈控制器切至“自动”位。 59.回令电调操作完毕。

六、 思考题

2#主变压器由检修转运行（恢复双电源、双变压器正常运行方式）

第三单元 母线的倒闸操作

*培训内容：

序号 内容 备注 1 课题一 6kVⅠ、Ⅲ母线由运行转检修，Ⅱ、Ⅳ段母线带全部负荷 2 课题二 35kV Ⅳ母线由运行转检修 *培训教学内容要求：

1、相应的技能鉴定考核大纲要求。 *教学内容

课题一 6kVⅠ、Ⅲ母线由运行转检修，Ⅱ、Ⅳ段母线带全部负荷

一、 学习目标

通过本课题学习，熟练掌握110kV变电站6kVⅠ、Ⅲ母

线由运行转检修的倒闸操作。

二、 相关知识

1． 110kV变电站主接线系统图及正常运行方式。 2． 电气倒闸操作票填写要求及规定。 3． 单母线分段母线倒闸操作执行规定。 4． 倒闸操作的方法和注意事项。 5． 倒闸操作的风险评估。 三、 工作程序

1． 接受调度预发指令或工作票。 2． 填写操作票。 3． 审查操作票。 4． 模拟预演。

5． 现场核对设备。 6． 唱票操作。 7． 检查。 8． 汇报。

9． 复查评价。

四、 注意事项

五、 实例

6kVⅠ、Ⅲ母线由运行转检修，Ⅱ、Ⅳ段母线带全部负荷

1． 向电力调度要令并做好记录。

2． 将6kV 1＃消弧线圈控制器切至“手动”位。（并列运行对电容电流有影响）

3． 将6kV 2＃消弧线圈控制器切至“手动”位。（并列运行对电容电流有影响）

4． 退出110kV 145母联“LP－145自投合闸”压板。 5． 检查110kV 145－4母联刀闸在“合”位。 6． 检查110kV 145－5母联刀闸在“合”位。 7． 合上110kV 145母联开关。

8． 检查110kV 145母联电流表有变化。

9． 检查110kV 145母联开关确在“合”位。

10． 退出6kV母联605开关 “2LP－605自投合闸”压板。 11． 退出6kV母联606开关“2LP－606合闸”压板。 12． 检查6kV 母联刀闸605－1在“合”位。 13． 合上6kV母联605开关。

14． 检查6kV 605母联电流表有变化。

15． 检查6kV 605母联开关确在“合”位。 16． 检查6kV 606－4母联刀闸在“合”位。 17． 合上6kV 606母联开关。

18． 检查6kV 606母联电流表有变化。

19． 检查6kV 606母联开关确在“合”位。 20． 拉开6kV 601开关。

21． 检查6kV 601开关确在“断”位。 22． 拉开6kV 603开关。

23． 检查6kV 603开关确在“断”位。 24． 取下6kV 601开关合闸保险。

25． 将6kV 601开关手车拉出至“试验”位。 26． 取下6kV 601开关控制保险 27． 取下6kV 601开关二次插头

28． 将6kV 601开关手车拉至“检修”位 29． 取下6kV 603开关合闸保险。

30． 将6kV 603开关手车拉出至“试验”位

31． 取下6kV 603开关控制保险 32． 取下6kV 603开关二次插头

33． 将6kV 603开关手车拉至“检修”位 34． 拉开110kV 145开关

35． 检查110kV 145开关确在“断”位

36． 投入110kV 145母联“LP－145自投合闸”压板

37． 检查确认110kV 145自投重合闸继电器充电指示灯点亮 38． 向电力调度回令

39． 拉开6kV 1#电容器637开关

40． 将6kV 1＃电容器637开关合闸保险取下 41． 检查6kV 637开关确已断开。 42． 将6kV 637手车拉至“试验”位 43． 取下6kV 637开关控制保险 44． 取下6kV 637开关二次插头

45． 拉开6kV 1＃消弧线圈控制器电源开关 46． 拉开6kV 1#消弧线圈613开关

47． 将6kV 1＃消弧线圈613开关合闸保险取下 48． 检查6kV 613开关确已断开。 49． 将6kV 613手车拉至“试验”位 50． 取下6kV 613开关控制保险 51． 取下6kV 613开关二次插头

52． 通知循环水变电所倒负荷，停1＃进线3615 53． 收到循环水回令后，拉开循环水1#线615开关 54． 拉开6kV主风机631开关 55． 拉开6kV 633开关。

56． 拉开6kV 1#所变635二次负荷开关 57． 拉开6kV 1＃所变635开关

58． 将6kV 1#所变635开关合闸保险取下 59． 检查6kV 635开关确已断开。 60． 将6kV 635手车拉至“试验”位 61． 取下6kV 635开关控制保险

62． 取下6kV 635开关二次插头

63． 将6kV主风机631开关合闸保险取下 ． 检查6kV 631开关确已断开。 65． 将6kV 631手车拉至“试验”位 66． 取下6kV 631开关控制保险 67． 取下6kV 631开关二次插头

68． 拉开6kV 1＃馈出线633开关合闸电源空开 69． 检查6kV 633开关确已断开。 70． 将6kV 633手车拉至“试验”位 71． 取下6kV 633开关控制保险 72． 取下6kV 633开关二次插头

73． 将6kV 1＃循环水615开关合闸保险取下 74． 检查6kV 615开关确已断开。 75． 将6kV 615手车拉至“试验”位 76． 取下6kV 615开关控制保险 77． 取下6kV 615开关二次插头 78． 拉开6kV 605开关。 79． 拉开6kV 606开关。

80． 检查6kV 605开关确在“断”位 81． 检查6kV 606开关确在“断”位 82． 取下6kV 605开关合闸保险

83． 将6kV 605开关手车拉至“试验”位。

84． 将6kV 605-1开关隔离手车拉出“试验”位。 85． 取下6kV 605开关控制保险。 86． 取下6kV 605开关二次插头 87． 取下6kV 606开关合闸保险

88． 将6kV 606开关手车拉至“试验”位。

． 将6kV 606-4开关隔离手车拉出“试验”位。 90． 取下6kV 606开关控制保险。 91． 取下6kV 606开关二次插头

92． 取下6kVⅠ段母线PT 610直流控制保险

93． 取下6kVⅠ段母线PT 610二次交流保险。

94． 将6kVⅠ段母线PT 610手车拉至“试验”位。 95． 取下6kV PT610开关二次插头

96． 取下6kVⅢ段母线PT 630直流控制保险 97． 取下6kVⅢ段母线PT 630二次交流保险。

98． 将6kVⅢ段母线PT 630手车拉至“试验”位。 99． 取下6kV PT630开关二次插头 100． 将6kV 2＃消弧线圈控制器切至“自动”位。 101． 根据工作票要求做好安全措施。 102． 报告车间及厂调。

六、 思考题：

6kVⅡ、Ⅳ母线由运行转检修，Ⅰ、Ⅲ段母线带全部负荷

6kVⅠ、Ⅲ母线由检修转运行，恢复正常运行方式

1． 检查确认全部安全措施已拆除。 2． 给上PT630开关二次插头。

3． 给上Ⅰ段母线PT 610二次交流保险。 4． 给上Ⅰ段母线PT 610直流控制保险。

5． 将Ⅰ段母线PT 610手车推入“工作”位。 6． 给上PT630开关二次插头。

7． 给上Ⅲ段母线PT 630二次交流保险。 8． 给上Ⅲ段母线PT 630直流控制保险。

9． 将Ⅲ段母线PT 630手车推入“工作”位。 10． 将6kV 2＃消弧线圈控制器切至“手动”位。 11． 将606-4隔离开关手车推入“工作”位。 12． 将605-1隔离开关手车推入“工作”位。 13． 给上605开关二次插头 14． 给上605开关控制保险

15． 检查605开关确在“断”位

16． 将605开关手车推入“工作”位。 17． 给上605开关合闸保险 18． 给上606开关二次插头 19． 给上606开关控制保险

20． 检查606开关确在“断”位

21． 将606开关手车推入“工作”位。 22． 给上606开关合闸保险

23． 检查605－1母联刀闸在“合”位。 24． 检查606－1母联刀闸在“合”位。 25． 合上605母联开关。

26． 检查605母联电流表有变化。

27． 检查605母联开关确在“合”位。 28． 检查6kVⅠ段母线电压正常

29． 合上606母联开关。

30． 检查606母联电流表有变化。

31． 检查606母联开关确在“合”位。 32． 检查6kVⅢ段母线电压正常 33． 给上635开关二次插头 34． 给上635开关控制保险

35． 检查635开关确在“断”位

36． 将635开关手车推入“工作”位。 37． 给上635开关合闸保险 38． 合上1＃所变635开关

39． 合上1#所变635所变二次负荷开关。

40． 联系循环水变电所送电，准备恢复双电源。 41． 给上615开关二次插头 42． 给上615开关控制保险

43． 检查615开关确在“断”位

44． 将615开关手车推入“工作”位。 45． 给上615开关合闸保险 46． 合上615开关

47． 通知循环水恢复正常运行方式 48． 给上631开关二次插头 49． 给上631开关控制保险

50． 检查631开关确在“断”位

51． 将631开关手车推入“工作”位。 52． 给上631开关合闸保险 53． 合上主风机631开关。 54． 给上633开关二次插头 55． 给上633开关控制保险

56． 检查633开关确在“断”位

57． 将633开关手车推入“工作”位。 58． 给上633开关合闸保险 59． 合上1＃馈出线633开关。

60． 向电力调度请令，145合环

61． 退出145母联“LP－145自投合闸”压板。 62． 检查145－4母联刀闸在“合”位。 63． 检查145－5母联刀闸在“合”位。 ． 合上145母联开关。

65． 检查145母联电流表有变化。

66． 检查145母联开关确在“合”位。 67． 给上601开关二次插头 68． 给上601开关控制保险

69． 检查601开关确在“断”位

70． 将601开关手车推入“工作”位。 71． 给上601开关合闸保险 72． 给上603开关二次插头 73． 给上603开关控制保险

74． 检查603开关确在“断”位

75． 将603开关手车推入“工作”位。 76． 给上603开关合闸保险 77． 合上601开关。

78． 检查601开关确在“合”位。 79． 检查601的电流表变化 80． 检查605的电流表变化 81． 合上603开关。

82． 检查603开关确在“合”位。 83． 检查603的电流表变化 84． 检查606的电流表变化 85． 拉开605开关。

86． 检查605开关确在“断”位 87． 拉开606开关。

88． 检查606开关确在“断”位。

． 投入605母联开关“2LP－605自投合闸”压板。 90． 投入606母联开关“2LP－606合闸”压板。

91． 拉开145开关。

92． 检查145开关确在“断”位

93． 投入145母联开关“LP－145自投合闸”压板。

94． 检查确认145、605、606自投重合闸继电器充电指示灯点亮。

95． 向电力调度回令。

96． 将2＃消弧线圈控制器切至“自动”位。 97． 给上1＃消弧线圈613开关二次插头 98． 给上1＃消弧线圈613开关控制保险

99． 检查1＃消弧线圈613开关确在“断”位 100． 将1＃消弧线圈613开关手车推入“工作”位。 101． 给上1＃消弧线圈613开关合闸保险 102． 合上1＃消弧线圈613开关 103． 合上1＃消弧线圈控制器电源开关 104． 将1＃消弧线圈控制器切至“自动”位。 105． 给上637开关二次插头 106． 给上637开关控制保险 107． 检查637开关确在“断”位 108． 将637开关手车推入“工作”位。 109． 给上637开关合闸保险 110． 合上1＃电容器637开关。 111． 检查 1＃电容器637开关确已合上。 112． 报告车间及厂调。

一、 思考题：

6kVⅡ、Ⅳ母线由检修转运行，恢复正常

课题二 35kV Ⅳ母线由运行转检修

一、 学习目标

通过本课题学习，熟练掌握110kV变电站35kV母线由

运行转检修的倒闸操作。

二、 相关知识

1． 2． 3． 4． 5． 1． 2． 3． 4． 5． 6． 7． 8． 9．

110kV变电站主接线系统图及正常运行方式。 电气倒闸操作票填写要求及规定。 双母线倒闸操作执行规定。 倒闸操作的方法和注意事项。 倒闸操作的风险评估。 接受调度预发指令或工作票。 填写操作票。 审查操作票。 模拟预演。

现场核对设备。 唱票操作。 检查。 汇报。

复查评价。

三、 工作程序

四、 注意事项

五、 实例

35kV Ⅳ母线由运行转检修

1. 请示上级电调35-Ⅳ母线停电，145母联开关合环 2. 检查35kV 侧中性点消弧线圈电流小于5A 3. 拉开1－0接地刀闸 4. 合上2－0接地刀闸

5. 将35kV母线差动保护压板置“退出”位 6. 将145母联BK开关切至“手动”位 7. 检查145-4母联刀闸在“合”位 8. 检查145-5母联刀闸在“合”位

9. 合入145母联开关

10. 检查145母联电流表有变化 11. 检查145母联开关在“合”位

12. 将345母联BK开关切至“手动”位 13. 检查345-4母联刀闸在“合”位 14. 检查345-5母联刀闸在“合”位 15. 合入345母联开关

16. 检查345母联电流表有变化 17. 检查345母联开关在“合”位 18. 取下345母联开关控制保险 19. 合入一号加压站311-5刀闸 20. 拉开一号加压站311-4刀闸 21. 给上345母联开关控制保险 22. 拉开345母联开关

23. 检查345母联开关在“断”位 24. 取下345母联开关控制保险 25. 拉开301进线开关

26. 检查301开关确在“断”位 27. 取下301开关控制保险 28. 拉开145母联开关

29. 检查145母联开关确在“断”位 30. 将145母联BK开关切至“自动”位 31. 拉开34-9 TV刀闸

32. 取下34-9 TV一次保险 33. 取下34-9 TV二次保险 34. 拉开301-4进线刀闸 35. 拉开345-4母联刀闸

36. 检查34－Ⅳ母线刀闸已全部拉开 37. 验明301-4进线刀闸母线侧无电压

38. 在301-4进线刀闸母线侧挂1号接地线一组 39. 验明345-4进线刀闸母线侧无电压

40. 在345-4进线刀闸母线侧挂2号接地线一组

41. 验明311-4进线刀闸母线侧无电压（视现场必要程度而定）

42. 在311-4进线刀闸母线侧挂3号接地线一组（视现场必要程度而定）

43. 验明302-4进线刀闸母线侧无电压

44. 在302-4进线刀闸母线侧挂4号接地线一组

45. 验明321-4进线刀闸母线侧无电压（视现场必要程度而定）

46. 在321-4进线刀闸母线侧挂5号接地线一组（视现场必要程度而定）

47. 验明34-9 TV刀闸母线侧无电压

48. 在34-9 TV刀闸母线侧挂6号接地线一组 49. 验明35-Ⅳ母线左侧无电压

50. 在35-Ⅳ母线左侧挂7号接地线一组 51. 验明35-Ⅳ母线右侧无电压

52. 在35-Ⅳ母线右侧挂8号接地线一组 53. 回令上级电调操作完毕

35kV Ⅳ母线由检修转运行

1. 请示上级电调35-Ⅳ母线清扫完毕，145母联开关合环 2. 拆35-Ⅳ母线右侧8号接地线一组 3. 拆35-Ⅳ母线左侧7号接地线一组

4. 拆34-9 PT刀闸母线侧6号接地线一组 5. 拆321-4进线刀闸母线侧5号接地线一组 6. 拆302-4进线刀闸母线侧4号接地线一组 7. 拆311-4进线刀闸母线侧3号接地线一组 8. 拆345-4进线刀闸母线侧2号接地线一组 9. 拆301-4进线刀闸母线侧1号接地线一组 10. 检查35-Ⅳ母线上共8组接地线已全部拆除

11. 将145母联BK开关切至“手动”位 12. 检查145-4母联刀闸在“合”位 13. 检查145-5母联刀闸在“合”位 14. 合上145母联开关

15. 检查145母联电流表有变化

16. 检查145母联开关确在“合”位 17. 给上34-9 TV一次保险 18. 给上34-9 TV二次保险 19. 合上34-9 TV刀闸

20. 给上345母联开关控制保险 21. 合上345-4母联刀闸 22. 合上345-母联开关

23. 检查Ⅳ段TV电压表指示正常 24. 检查345母联开关确在“合”位 25. 给上301进线开关控制保险

26. 检查301进线开关确在“断”位 27. 合上301-4进线刀闸 28. 合上301进线开关

29. 检查345母联电流表有变化 30. 取下345开关控制保险

31. 合上一号加压站311-4刀闸 32. 拉开一号加压站311-5刀闸 33. 给上345开关控制保险 34. 拉开345母联开关

35. 检查345母联开关确在“断”位 36. 将345母联BK开关切至“自动”位

37. 将35kV母联差动保护压板置“投入”位 38. 拉开145母联开关

39. 检查145母联开关确在“断”位 40. 将145母联BK开关切至“自动”位

41. 检查35kV 侧中性点消弧线圈电流小于5A

42. 拉开2－0接地刀闸 43. 合上1－0接地刀闸 44. 回令上级电调操作完毕

附表1 天津分公司电气操作票实施及管理规定

天津分公司电气操作票实施及管理规定

1. 总则

本《规定》规定了中石化天津分公司发电厂、

1.1.1.1

变电站内执行操作票的主要原则及其管理。

1.1.1.2

本《规定》适用于中石化天津分公司范围内发

电厂、各变电站，天津分公司范围内各发电、变电运行、基建及外单位施工人员必须严格遵照本规定。

1.1.1.3

本《规定》未尽事宜，按照《安规》及上级有

关标准和规定执行。

2.

引

用

标

准

《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

)

》

《国家电网公司电力安全工作规程(电力线路部分)》 《国家电网公司十电网重大反事故措施》 云南电网公司《变电站电气操作票实施细则》

3.

术语和定义

1.1.3.1 一次设备状态

(1） 运行状态：是指设备或电气系统带有电压，其功能

有效。母线、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。线路的运行状态是指线路只要有一侧断路器及隔离开关在合闸位置，线路带有标称电压的状态。

(2） 热备用状态：是指该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，断路器的控制、合闸及信号电源投入，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。线路的热备用是指线路各侧断路器在断开位置，且至少一组断路器各侧隔离开关在合闸位置，相应的二次回路投入，即线路虽没有带标称电压，但没有明显的断开点；热备用状态的线路应视为运行线路。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。

(3） 冷备用状态：是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。 断路器当断路器断开，手车拉至“试验”位置、固定式各侧隔离开关在断开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，取下低压熔断器，高压熔断器可不用取下

；

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。

(4） 检修状态：是指连接该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：当断路器断开，断开机构操作电源，拔出二次插头、手车可拉至“试验”位置，断路器本体检修时拉至“

检

修

”

位

置

；

固定式断路器：是指断路器处于冷备用后，在断路器两侧装设了接地线（或合上了接地刀闸）；

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，各侧装设了接地线或合上了接地刀闸；或线路虽然不检修，但因二次设备上有工作使该线路停电，尽管该线路各侧没有装设接地线或合上接地刀闸，但该线路不具备投入运行的条件

，

也

应

视

该

线

路

为

检

修

状

态

；

主变检修状态：是指主变各侧有明显断开点后，主变各侧装设了接地线（或合上了接地刀闸）； 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

刀

闸

）

；

其它电气设备检修状态：指设备处冷备用后，即使未对设备做安全措施，但有设备停电检修的申请书或办理了设备检修的工作票，即一次设备不具备投入运行的条件。

1.1.3.2

继电保护、安全自动装置状态

投入状态：是指其工作电源投入，出口连接片投入时的状

态

。

退出（信号）状态：是指其工作电源投入，出口连接片断开

时

的

状

态

。

停用状态：是指其工作电源退出，出口连接片断开时的状态。

4.

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

1.1.4.1

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；

1.1.4.2

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，以《安规》及其设备的技术原则，按一定顺序拟定的书面操作依据；

1.1.4.3

操作任务：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，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；

1.1.4.4

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；

1.1.4.5

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；

1.1.4.6

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；

1.1.4.7

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；

1.1.4.8 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；

1.1.4.9

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；

1.1.4.10

并列：是指发电机（调相机）与电网或电网与

电网之间在相序相同，且电压、频率允许的条件下并联运行的操作；

1.1.4.11

解列：是指通过人工操作或自动化装置使电网

中的断路器断开，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；

1.1.4.12

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；

1.1.4.13

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；

1.1.4.14 1.1.4.15

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；

1.1.4.16

试运行：发电机、变压器等新（大修）设备正

式投运前，并入电网运行；

1.1.4.17

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；

1.1.4.18 1.1.4.19

送电：对设备充电带标称电压并可带负荷； 代路：是指用旁路断路器或其它断路器代替其

它断路器对其线路供电运行的操作；

1.1.4.20

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；

1.1.4.21

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；

1.1.4.22

用户限电：通知用户按调度指令要求自行

用户用电；

1.1.4.23

拉闸限电：拉开线路断路器或负荷开关强行限

制用户用电。

5.

操作使用动词

合上：是指各种断路器、隔离开关（含二次开

1.1.5.1

关、刀闸）通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作；

1.1.5.2

拉开：是指各种断路器、隔离开关（含二次开

关、刀闸）通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作；

1.1.5.3

手车开关称“推入”、“拉至”。如：将２１

１手车推入试验位置；推入工作位置；拉至试验位置；拉至检修位置。说明：手车开关的工作位置指两侧插头已经插入插嘴

（相当于刀闸合好），试验位置指开关两侧插头离开插嘴，但手车未全部拉出柜外；检修位置则指手车已全部拉出柜外。

1.1.5.4

挂地线：是指通过接地线使电气设备全部或部

分可靠接地的操作；

1.1.5.5

拆地线：是指将接地线从电气设备上取下并脱

离接地的操作；

1.1.5.6

投入、退出、改投：是指使继电保护（含二次

回路的连接片）、安全自动装置、故障录波装置等设备达到指令状态的操作；

1.1.5.7

取下或给上：是指将交、直流熔断器、手车开

关插件退出或嵌入工作回路的操作；

1.1.5.8

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；

1.1.5.9

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；

1.1.5.10

调整：是指变压器调压抽头位置或消弧线圈分

接头切换的操作等。

6.

其它术语

封闭式开关柜带电显示器称“三相灯亮”和

1.1.6.1

“三相灯灭”。如检查211带电显示器三相灯亮、检查211带电显示器三相灯灭。

1.1.6.2 设备检修后合刀闸前，应检查送电范围内接地

线（含接地刀闸）、短路线已拆除（或拉开），称“检查待恢复送电范围内接地线、短路线已拆除”。

1.1.6.3

开关/刀闸远动操作。例：遥控合上/断开××

×开关/刀闸；遥信、遥测查×××开关/刀闸在合入位置/在断开位置；就地查×××开关/刀闸在合入位置/在断开位置。

1.1.6.4

负荷分配。例：合上/拉开×××开关，视负

荷分配良好；

1.1.6.5

空载充电。例：合上×××开关，视母线 /主

变充电良好；

1.1.6.6

操作头项。例：接到值长命令；接到总调命

令。

1.1.6.7 1.1.6.8

模拟（操作次项）。例：核对模拟图操作 操作尾项。例：查上述操作正确无误；回检正

常。

7.

操

作

票

格

式

按照《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)》版中关于变电站和发电厂倒闸操作票格式的规定，结合天津石化HSE B版程序文件的要求，变电操作票格式参见统一记录中《倒闸操作票》。变电操作票幅面统一用A4纸，纸张质量不低于70g。

8. 操作票填写

倒闸操作票应该目的明确、任务清楚、逻辑严

1.1.8.1

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《国家电网公司电力安全工作规程（发电厂和变电所部分）》中关于电气倒闸操作的规定。

1.1.8.2

一个操作任务需续页填写时，续页的前一页备

注栏应注明下页的操作票编号：“接下页×××××”，续页上操作任务栏应写出所承接上页的操作票编号：“接上页×××××”。

1.1.8.3

发令人：发出调度操作任务（指令）的人员。

（站内自调设备操作时，应由值班负责人下令，发令人栏填值班负责人姓名）

1.1.8.4

受令人：可接受调度操作任务（指令）的人

员。

1.1.8.5

发令（受令）时间：发出（接到）调度操作任

务（指令）的时间。

1.1.8.6 1.1.8.7

操作开始时间：执行操作票第一项的时间。 操作结束时间：完成最后一项操作项目的时

间。

1.1.8.8 1.1.8.9

操作人：变电操作票执行操作的人员。 监护人：变电操作票执行操作监护的人员。两

人值班时，值班负责人即为监护人。

1.1.8.10

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主值及以上人员。

1.1.8.11

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。操作任务应使用标准术语，目的、任务明确具体，需要作相应说明的应在备注栏内填写。

1.1.8.12

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盖“以下空白”章。

1.1.8.13

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。

1.1.8.14

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。作废的操作票需要注明原因。

1.1.8.15

操作“√”：每项操作项目完成后，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。

1.1.8.16

多页票发令人、受令人、操作开始时间、操作

任务只填写在第一页相应栏；操作结束时间在最后一页填写；操作人、监护人、值班负责人(值长)等人员每页操作票均应签名。

1.1.8.17

操作后操作人员应经检查，确认操作质量良好

后，监护人在该操作项目执行栏划“√”。

1.1.8.18

操作票用蓝色、黑色钢笔（碳素笔）、圆珠笔

填写，票面应整洁，字迹工整易辨认，盖章端正。操作票原则上禁止涂改。单页操作票不得涂改，有涂改此操作票作废。多页操作票不得随意涂改，如有涂改应在该项的靠左部顶格处盖“此项作废”印章，一个操作任务在填写多页操作票过程中允许有不超过3项作废，否则此操作票作废。

1.1.8.19

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名称填写。(如：“断路器”、“隔离开关”标示牌为“开关”、“刀闸”，以标示牌为准。)

1.1.8.20

操作票填写后，经操作人、监护人、班长、值

长（值班调度员）审查无误后，由监护人、操作人在模拟图板上进行模拟操作，预演无误后，上述人员从操作人开始按顺序在操作票上签名。

1.1.8.21

时间的填写统一按照公历的年（四位数）、月

（两位数）、日（两位数）、24小时制（两位数）和分（两

位数）填写。

1.1.8.22

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。

1.1.8.23 1.1.8.24

禁止使用典型操作票作为现场实际操作票。 为确保操作票无差错、漏项、顺序颠倒等现

象，填写操作票时必须做到“四对照”：对照操作任务；对照运行方式及模拟结线；对照运行设备名称和编号；对照现场运行设备技术原则和调度要求的操作顺序。

1.1.8.25

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。

1.1.8.26

当“五防”机监控系统通讯不正常时，开票人

应人工“置位”，使“五防”机一、二次系统图与现场设备状态相符。

1.1.8.27

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 (具体操作任务的填写见范例)

1.1.8.28

操作项目不得并项填写，一个操作项目只有一

个动词。

1.1.8.29

操作票“操作项目”栏应填写的内容：

(1） 拉开、合上的断路器(应填双重编号)、 隔离开关

(其中旁路、接地、TV等隔离开关要在隔离开关前加上旁路、接地、TV等字样)，拉合前后检查断路器和隔离开关的位置；

(2） 拉合隔离开关、手车式开关拉出或推入工作位置前

检查断路器在拉开位置；

(3） 继电保护和自动装置的调整、检查、切换； (4） 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，代路操作在合环后检查负荷分配；

(5） 取下或给上二次回路及电压互感器回路的熔断器； (6） 拉开或合上空气断路器；

(7） 投入、退出相关的二次连接压板（包括监控后台机

的软连接压板）；

(8） 投入、退出断路器等设备的合闸、储能、信号、控

制电源；

(9） 投入、退出隔离开关操作电源；

(10） 合接地刀闸、装设接地线前在具体位置检验确无电

压，使用带电显示器验电应列入操作步骤；

(11） 核对现场设备的运行状态，设备检修后合闸送电

前，检查送电范围內接地线（含接地刀闸）、短路线已拆除

（或拉开）；

(12） 装设或拆除绝缘挡板或绝缘罩；

(13） 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；

(14） 母线充电后检查母线电压（母线没有电压值监测手

段的除外，带负荷充电后不用写检查步骤）；

(15） 投、停遥控装置；

(16） 给上或取下手车开关的二次插件；

(17） 调度下令悬挂或拆除的标志牌，布置安全标示牌应

逐项填写，收回安全标示牌可做为一个操作项目填写；

(18） 改变消弧线圈分头； (19） 挂、拆的接地线及编号。 1.1.8.30

综合自动化变电站中可以实现遥控和就地操作

两种方式的设备，在填写变电操作票时应当在操作动词前加“遥控”或“就地”二字。

1.1.8.31

主变、站用变停送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送电，则还应在设备的双重编号后注明停送电部分的电压等级。

1.1.8.32

对联络停送电的操作，应按调度命令操作一项

或几项后，立即向调度汇报操作结果，在得到调度下达的下一步操作命令后，再按调度命令进行操作并立即汇报操作结果的方式，分段按命令进行操作。

1.1.8.33 1.1.8.34

填写操作票应使用双重名称。

电压等级的书写用阿拉伯数字，单位必须符合

法定计量规定的要求，母线分段、继电保护分段的编号用罗马字（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、……）书写。

9.

操作票审核

操作票填写完毕后，必须由监护人、值班负责

1.1.9.1

人、值长（发电厂包括值长）分别审核合格后，操作人、监护人、值班负责人、值长在操作票上签名，且“操作人”与“监护人”不能同为一个人,方可视为可执行操作票。

1.1.9.2

在填写好的操作票中，发现有错误时，应在该

操作任务的所有操作票编号上加盖“作废”章，严禁撕毁。

10. 操作票执行

1.1.10.1

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，先在模拟图板上进行核对性模拟预演，无误后（配备“五防”钥匙的应进行传票），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。

1.1.10.2

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）。

1.1.10.3

操作过程中原则上不得解除防误闭锁进行操

作，操作时必须在监护人的监护下，按正常程序使用电脑钥匙进行操作。特殊情况下解锁操作须经变电运行部门主管领导或值长批准。

1.1.10.4

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。

1.1.10.5

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作正确完成后，再进行下一项操作。

1.1.10.6

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，应在该项的靠左部顶格处盖“此项未执行”印章，并在操作票“备注”栏中说明原因。

1.1.10.7

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，个别项目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。

1.1.10.8

断路器的停、送电时间，主变压器中性点接地

刀闸的投入退出时间；拉（合）接地刀闸、挂（拆）接地线的操作时间，可在该操作项目栏最后用括号加注。

1.1.10.9

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。

1.1.10.10 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。

1.1.10.11 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。

1.1.10.12 一组操作人员只能持有一个操作任务的操作票

进行操作。

1.1.10.13 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，严禁擅自更改操作票。

1.1.10.14 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度令，应将操作停止的时间和原因记入该页备注栏。

1.1.10.15 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。

1.1.10.16 操作票中某一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。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，在每一条未操作项目栏的指定地方加盖“此项未执行”章，并在备注栏加以说明。

1.1.10.17 几份无逻辑关系操作任务的操作票，操作顺序

不受编号先后的，可以根据调度指令顺序进行操作。

1.1.10.18 在操作断路器送电时，如合断路器后，继电保

护动作跳闸，则合上断路器项应打“√”，其余未操作项目，应在备注栏说明未操作原因。

1.1.10.19 严禁凭记忆不开票、不持票进行操作或用草稿

纸操作后，再抄到操作票上。

11. 结束操作票

1.1.11.1

操作票全部执行或仅部分执行结束后，在全部

操作票编号处加盖“已执行”印章。仅部分执行的，还应在每一项未执行栏左侧顶格处加盖“此项未执行”印章，并在该页备注栏内加以说明。

1.1.11.2

合格的操作票全部未执行，在全部操作票编号

处加盖“未执行”印章，并在备注栏内说明原因。

1.1.11.3 1.1.11.4

有错误的操作票在编号处加盖“作废”印章。 印章样式如下，均使用红色印泥：

以下空外围宽度0.83cm，外围长度2.54cm，印章中文字体为五号宋体。

12. 操作票的审查及保管

此项未已 执 未 执 作 此项作1.1.12.1 操作票执行完毕后，由管理人员或技术人员

定期审查并统计操作票合格率。

1.1.12.2

操作票应妥善保管，不得缺号并保存一年，具

体做法是定期对操作票收集、整理，收入资料柜保存一年，一年后可销毁处理。

1.1.12.3

有下列情况之一者为不合格票：

任务填写不明确，设备名称不全或不准确，书写不规范、术

语

不

标

准

；

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

；

操作项目遗漏不全，顺序颠倒，逻辑有误，编号不齐或重复

；

签名、日期不全或用私章代签名； 操

作

票

有

漏

打

“

√

”

项

；

不具备资格的人员在相关栏签名； “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； 操作中 操作中

有发

违生

规误

现操

象作

的的

操操

作作

票票

； ；

出现其他违反有关规定和规范要求的； 以下内容发生更改：断路器、隔离开关、接地刀闸、继电

保护连接压板等设备的名称和编号、接地线安装位置及编号，拉开、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。

附录 常用语句范例

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）

××kV#×主变由运行（热备用、冷备用）转为冷备用（检修）；

××kV#×主变由检修（冷备用）转为冷备用（热备用、运行）；

××kV#×主变及××kV侧×××断路器、××kV侧×××断路器、××kV侧×××断路器由运行转为检修；

××kV#×主变及×××kV侧×××断路器、××kV侧×××断路器、××kV侧×××断路器由检修转为冷备用（热备用、运行）；

××kV××线×××断路器由运行转为冷备用（检修）； ××kV××线×××断路器由检修（冷备用）转为冷备用（热备用、运行）；

××kV××线×××断路器及线路由运行转为检修； ××kV××线×××断路器及线路由检修转为冷备用（热备用、运行）；

××kV××线×××断路器由运行（热备用）转为冷备用，线路转为检修；××kV××线线路由冷备用转为检修；××kV××线线路由检修转为冷备用；

××kV××线线路检修完毕，××线×××断路器由冷备用转为热备用（运行）；

××kV××线×××断路器由运行（热备用）转为冷备用，×××（设备名称）转为检修；

××kV××线×××检修完毕，××线××断路器由冷备用转为热备用（运行）。

B1.2旁路断路器代路

××kV××线×××断路器由运行转为检修(热备用、冷备用),其负荷由××kV旁路×××断路器由冷备用(热备用)联×组母线代路；

××kV××线×××断路器由检修(热备用、冷备用)转为投×组母线运行， ××kV旁路×××断路器由运行转为热备用(冷备用)。

B1.3倒母线

将××kV××（名称、编号）断路器由Ⅰ母线倒至Ⅱ母线

运行；

将××kV××（名称、编号）断路器由Ⅰ母线倒至Ⅱ母热备用；

××kV××母线由运行转为检修，负荷转××母线运行。 B1.4电压互感器

××kV××母线电压互感器由运行（冷备用）转为检修； ××kV××母线电压互感器由检修（冷备用）转为运行； ××kV××母线电压互感器由运行（冷备用）转为检修，其二次负荷与××母线电压互感器联络运行；

××kV××母线电压互感器由检修转为运行, 其二次负荷与××母线电压互感器分段运行。

B1.5继电保护

投入××kV（电压等级）××××（设备名称和编号）××保护；

退出××kV（电压等级）××××（设备名称和编号）××保护；

投入××kV××(线路名称) ××（编号）断路器××（重合闸方式）重合闸；

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，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。

B2 变电操作票操作项目填写 B2.1断路器

拉开（合上）××kV××（设备名称）×××（设备编号）断路器；

用××kV××（设备名称）×××（设备编号）断路器同期合环。

B2.2隔离开关

拉开（合上）×××（设备编号）隔离开关；

拉开（合上）××kV #×主变××kV侧中性点×××（设备编号）接地刀闸。

B2.3 接地线

验×××断路器(隔离开关)线路侧确无电压；

在×××断路器(隔离开关)线路侧挂#××接地线一组； 拆×××断路器(隔离开关)线路侧#××接地线一组； B2.4 连接压板

投入（退出）×××断路器××保护××压板。 B2.5 熔断器

取下（给上）××kV（电压等级）××××（设备名称和编号）××熔断器；(用在电压互感器上)；

取下（给上）×××断路器××熔断器。 B2.6 空气断路器

合上（拉开）××××（设备名称和编号）××空气断路器。

B2.7 其他操作

用××kV××电压互感器与××kV××电压互感器核相； 用××kV（电压等级）××（设备名称）×××（设备编号）断路器对××线（强送）试送一次；

用××kV（电压等级）××（设备名称）×××（设备编号）断路器对××（设备名称）冲击合闸×次。

B2.8 检查用语：

检查××（设备编号）断路器确在分闸位置； 检查××（设备编号）断路器确在合闸位置； 检查××（设备编号）隔离开关确已拉开(合好)。 B2.9 继电保护及其调整

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；

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；

将××（设备或线路名称）××保护由信号位置改为跳闸位置；

将××（设备或线路名称）××保护由跳闸位置改为信号位置；

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

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；

两台主变并列运行时，要停一台的操作中，在断开停电的主变低、中压侧断路器前，均要加上“检查#×主变[注：另一台]不会过负荷”；

主变转运行的操作中，在合上高压侧断路器并检查位置后，要加上“检查#×主变空载运行正常”，在合上中、低压侧断路器并检查位置后均要加上“检查#×主变带负荷运行正常”；

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”；在旁路断路器和要代供的断路器并列运行后，要加上“检查×××旁路断路器[×××断路器]确已带上负荷

附表2 天津分公司对危险源辨识、风险评价和风险控制的策划控制

5.2.2对危险源辨识、风险评价和风险控制的策划控制

1 目的

充分识别危险源，正确评价风险，合理确定风险等级，并选择控制手段，为建立职业健康安全管理体系打下基础。 2 范围

适用于热电部所属区域内所有人员的活动和设施。 3 依据文件

公司管理手册5.2.2对危险源辨识、风险评价和风险控制的策划控制和《对危险源辨识、风险评价和风险控制的策划控制程序》（TPCC/CX04）。 4 职责

4.1 安全环保部负责本程序的归口管理和实施，并对本程序运行情况实施监督检查。

4.2 设备管理部、综合管理部、技术质量部、生产部负责协助安全环保部组织实施专业范围内的危险源辨识、风险评价和风

险控制措施的管理。

4.3 其他部门和各车间负责组织本部门的危险源辨识、风险评价、风险控制措施制定并组织实施。 5 控制内容

5.1 危险源辨识、风险评价范围：

5.1.1热电部各作业场所内所有常规和非常规的活动，包括： ---生产过程； ---经营活动；

---生活、后勤服务活动；

---工作场所、过程、装置、机械、运行程序和工作组织的设计；

---新、改、扩建项目及隐患治理项目； ---生产运行中各种操作执行前； ---开工前、停工前；

---检维修、施工作业开始前； ---消防安全管理和实施；

---工艺、生产、设计、设备设施变更等。

5.1.2作业场所的所有人员的活动，包括供方、承包方提供产品和服务的活动、参观者的活动；

5.1.3作业场所的所有设施设备，无论是本企业的还是其他组织提供的；

5.2 危险源辨识和风险评价方法 5.2.1 危险源辨识

1）各部门在进行危险源辨识和风险评价时，应组成专门的、经过培训的、具有危险源风险知识和专业工作经验、熟悉法规的人员进行。 a）第一类危险源辨识

-首先识别可能发生能量和有害物质意外释放的第一类

危险源如装置/设备/设施、作业场所和（或）危险物质（含放射物质）。

-在确定第一类危险源时，应依据《重大危险源辨识》GB18218的规定辨识重大危险源。

-按照《重大危险源辨识》GB18218内容，热电部锅炉设备构成重大危险源。点火助燃柴油罐区也构成重大危险源。

b）第二类危险源辨识

辨识人员应通过现场观察及所收集的资料，充分辨识存在的第二类危险源。第二类危险源主要包括：人的失误、物的故障和环境条件。

2） 采用安全检查表法和工作危害分析(JHA)对危险源进行辨识。

安全环保部组织相关人员参加，组成编制小组编写“安全检查分析（SCL）记录表”（TPCC/CX04-JL01）或“工作危害分析(JHA)记录表”（TPCC/CX04-JL02）进行辨识：

a）收集热电部的功能、结构、工作条件和曾发生过的事故及其原因、后果资料以及布置图、结构图、环境条件等技术资料；

b）收集与热电部有关的国家标准、法规及公认的安全要求；

c）列出可能影响安全的因素清单；

d）对照相关的法规、标准等安全技术文件，编写“安全检查分析（SCL）记录表”和“工作危害分析(JHA)记录表”，“安全检查分析（SCL）记录表”和“工作危害分析(JHA)记录表”应简明、可操作； e）记录检查结果。

3） 各部门依据上述的调查结果，确定危险源并填写“安

全检查分析（SCL）记录表”、“工作危害分析(JHA)记录表”、“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”（TPCC/CX04-JL06）和“天津石化重大危险源监控台帐”（TPCC/CX04-JL07），上报安全环保部汇总形成热电部《安全检查分析（SCL）记录表》、《工作危害分析(JHA)记录表》、“重大及不可容忍的风险、控制改进措施清单”和“天津石化重大危险源监控台帐”。 5.2.2 风险评价

安全环保部组织各部门评价每一种危险源所带来的风险，有计划地进行控制。

1）评价人员应对所辨识的第一类危险源和第二类危险源结合起来，进行风险评价。

2）采用 R=L×S 方法进行风险评价。

式中： S：发生事故的后果严重性，重点考虑伤害程度、经济损失、持续时间，其取值（见附录2.）。 L：发生事故的可能性：重点考虑事故发生的的频次、以及人体暴露在这种危险环境中的频繁程度，其取值见附录3。

3）风险分级

风险评价结果按如下规定分为Ⅴ级: Ⅰ级风险 Ⅱ级风 Ⅲ级风 Ⅳ级风 Ⅴ级风险 险 险 险 R<4 R=4-8 R=9-12 R=15-16 R=20-25 4）风险评价时，（L）、（S）的取值，由各部门、单位评价小组人员根据经验进行确定。

5）本部确定Ⅳ级和Ⅳ级以上风险为不可接受的风险。 5.3 危险源辨识、风险评价的实施

5.3.1 安全环保部每年依据分公司安全环保部下达的“危险源

辨识和风险评价计划”（TPCC/CX04-JL 08），编制热电部《危险源辨识和风险评价计划》下发各部门实施。评价计划应确定辨识评价范围、对象、要求、进度和选用的方法。

5.3.2 各部门按照评价计划的要求组织危险源辨识和风险评价，编制部门的“安全检查分析（SCL）记录表”、“工作危害分析(JHA)记录表》”、“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”和“天津石化重大危险源监控台帐”，经部门、车间/主管领导审核，报安全环保部。

5.3.3 由安全环保部组织、主管经理主持，设备、技术、生产、综合等专业职能部门对各部门、车间提交的“安全检查分析（SCL）记录表”、“工作危害分析(JHA)记录表”、“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”和“天津石化重大危险源监控台帐”进行审定，并从中确定热电部级“安全检查分析（SCL）记录表》”、“工作危害分析(JHA)记录表”、“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”和“天津石化重大危险源监控台帐”，经主管经理审批后报分公司安全环保部。 5.3.4 经公司审定的“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”和“天津石化重大危险源监控台帐”由安全环保部下发至各部门、车间。

5.4 除上述常规的危险源辨识和风险评价外，在下列情况下，各部门、车间应及时组织进行危险源辨识和风险评价，并将辨识和评价的情况和结果及时报告安全环保部：

5.4.1 对于新工艺开发、技措等，相关责任部门在工作场所、过程、装置、机械、运行程序和工作组织的设计、策划阶段就应进行危险源辨识和风险评价。 5.4.2 对于新建、改建、扩建项目

1）涉及产品的新、改、扩建工程项目，

2）涉及隐患治理的新、改、扩建工程项目。

3）项目主管部门应组织施工单位进行危险源辨识和风险评

价。包括要求施工单位组织对施工作业活动进行危险源辨识和风险评价：

a）公司级隐患治理项目，由分公司安全环保部组织所在单位有关人员进行危险源辨识和风险评价。

b）热电部级隐患治理项目由安全环保部等相关部门组织有关人员进行危险源辨识和风险评价。

c）隐患治理分级管理按《7.5.6-16安全隐患治理控制》执行。

5.4.3 生产装置在交付检修和交付生产前的条件确认时，生产部或设备管理部组织职能科室和车间进行危险源辨识和风险评价工作。

5.4.4 因检维修作业、设备拆除导致生产单位的作业环境、设备设施发生变化，设备管理部组织基层部门对其进行危险源辨识和风险评价。施工单位要组织本单位人员对施工作业活动进行危险源辨识和风险评价。

5.4.5 各类变更实施前按《8.6变更控制》中规定的变更主管部门组织进行危险源辨识和风险评价。 5.5 风险控制

5.5.1 制订风险控制措施的原则

1）消除 2）取代

3）工程控制

4）标志/警告/行政管理 5）个人防护用品

6）重大危险源的控制应作为不可容许风险项目纳入相应的风险类别进行控制策划。 5.5.2 风险控制措施确定

1）对于Ⅱ级及以下的风险采用维持现有管理方法进行控制,但要进行定期绩效监测并保持控制记录。对于Ⅲ级（包

括Ⅲ级）以上的风险采用目标、指标和方案；运行控制和应急准备等措施进行控制。风险控制措施应与风险大小、组织的运行经验和能力相适应。

2）安全环保部应组织各部门和车间，对本程序4.4风险评价的结果进行风险控制的策划。确定需要采用目标、指标和方案进行消除和控制的风险，并执行《5.4.1目标、指标和管理方案控制》；

——对于需要采取工程手段进行控制的风险项目，安全环保部应依据风险评价的结果编制“天津石化隐患排查台帐”（TPCC/CX04-JL05），报主管经理批准后，纳入目标、指标方案进行管理并按《7.5.6-目建设（改造）控制》、《7.5.6-15安全隐患治理控制》实施； ——对采用目标、指标进行控制的不可容许风险，在实施未到位前，应制订并落实相应的防范措施和应急预案。 3）须采用运行控制程序进行控制的不可容许风险，由各专业管理部门按各自的专业分工，组织制定或修改运行控制文件，确保对危险化学品、关键装置和要害部位、设备检维修、职业病危害因子、人的失误、为生产经营提供产品和服务的供应商和承包商、为生活后勤提供服务的承包商、建设项目等各种活动中的风险进行有效控制，并报安全环保部备案。

4）根据风险评价的结果 需制定应急预案的风险，各部门和车间制定相应的应急预案，报主管经理批准后，并按《8.3.1应急准备和响应控制》实施。

5）安全环保部应根据分公司下达的“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”和“天津石化重大危险源监控台帐”，组织、汇总上述控制措施，制定热电部的“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”和“天津石化重大危险源监控台帐”，报主管经理审批后组织实

施。

6）对未列入热电部“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单” 的风险，应由各部门、车间编制本部门的“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”，经本部门领导审核，安全环保部会签，主管经理批准后实施。

5.5.3 风险控制措施实施监督

风险控制措施的实施情况的监测按《8.7绩效考核控制》执行，以确保措施的有效实施。

5.6 危险源、不可接受的风险及其控制方案信息更新

5.6.1 安全环保部每半年应至少组织进行一次危险源辨识和风险评价，确认是否更新危险源，若更新，将更新的“安全检查分析（SCL）记录表”、“工作危害分析(JHA)记录表”、“重大及不可容许的风险、控制改进措施清单”经主管经理批准后，上报公司安全环保部。

5.6.2 在下列情形下应及时对“安全检查分析（SCL）记录表”、“工作危害分析(JHA)记录表”、“重大及不可容忍的风险、控制改进措施清单”进行更新：

1）新的、变更的法律法规或其他要求； 2）操作、活动有变化或工艺改变；

3）新项目、新加工过程或新产品投产； 4）因事故、事件或其他来源的新认识。 5）发生事故、事件。 5.7 风险评价报告

5.7.1各部门、车间每年8月底编制《风险评价报告》（TPCC/CX04-JL09），内容包括：辨识评价范围、辨识评价对象、辨识评价方法、结论、控制措施、清单，报安全环保部。 5.7.2安全环保部在每年9月编制《风险评价报告》，经主管经理审核，报公司安全环保部。

5.8 经评价确认的不可容许的风险应作为确定设施要求、培训需求和运行控制的依据。

5.9安全环保部按分手册绩效监视和测量中规定的频次、要求，对各部门风险控制措施的实施情况进行监督检查，填写相关记录。

5.10 本要求中产生的记录按《4.2.4记录控制》中规定进行管理。 6 相关文件 无 7 记录

7.1 工作危害分析(JHA)记录表 JL01

7.2 安全检查分析（SCL）记录表 JL02 7.3 天

津

石

化

隐

患

排

查

台TPCC/CX04-TPCC/CX04-

帐

TPCC/CX04-JL05

7.4 重大及不可容许的风险、控制改进措施清单 TPCC/CX04-JL06

7.5 天津石化重大危险源监控台帐 JL07

7.6 危险源辨识和风险评价计划 JL08

TPCC/CX04-TPCC/CX04-

7.7 风险评价报告 JL09 8 附录

TPCC/CX04-

附录1 评价风险及影响后果的严重性（S） 等法律、法规及财产伤害程度 停工 级 其他要求 （万） 部分装置（>2严重违反法Ⅴ 发生死亡 >50 套）或设备停律、法规 工 违反法律、法Ⅳ 规 丧失劳动 公司形象 重大国内影响 行业2套装置停内、>25 工、或设备停集团工 公司内 公司1套装置停工>10 内影或设备 响 截肢、骨折、听力Ⅲ 潜在违反法规 丧失、慢性病 不符合集团、Ⅱ 公司的方针程序、规定 Ⅰ 完全符合 公司轻微受受影响不大，及周伤、间歇<10 几乎不停工 边范不舒适 围 形象无伤亡 无损失 没有停工 没有受损 附录2 风险发生的可能性（L）及频率 等级 标准 等级 Ⅴ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅰ 标准 在现场没有采取防范、监测、保护、控制措施危害的发生不能被发现（没有监测系统）或在正常情况下经常发生此类事故或事件。 危害的发生不容易被发现，现场没有检测系统，也未作过任何监测，或在现场有控制措施，但未有效执行或控制措施不当。危害常发生或在预期情况下发生。 没有保护措施（如没有保护防装置、没有个人防护用品等）,或未严格按操作程序执行或危害的发生容易被发现（现场有监测系统）或曾经作过监测或过去曾经发生、或在异常情况下发生类似事故或事件。 危害一旦发生能及时发现，并定期进行监测或现场有防范控制措施，并能有效执行或过去偶尔发生危险事故或事件。 有充分、有效的防范、控制、监测、保护措施或员工安全卫生意识相当高，严格执行操作规程。极不可能发生事故或事件 附录3 风险控制措施及实施要求

风险级别 应采取的行动/控制措施 实施要求 在采取措施降低危害前,不能继Ⅴ（20‹R‹25） 立刻整改 续作业,对改进措施进行评估 采取紧急措施降低风险，建立立即或近期Ⅳ（15‹R‹16） 运行控制程序，定期检查、测整改 量及评估。 可考虑建立目标、建立操作规有条件、有Ⅲ（12‹R‹12） 程，加强培训及沟通 经费时治理 可考虑建立操作规程、作业指有条件、有Ⅱ（4‹R‹8） 导书但需定期检查 经费时治理 Ⅰ（R‹4） 无需采用控制措施，但需保存记录

附表3 6kV倒闸操作工作危害分析（JHA）记录表

工作危害分析(JHA)记录表

编码：TPCC/CX04-JL02

工作/任务/岗位： 6KV倒闸操作

分析人员：赵会争 窦卫江 刘彤 陶礼志 序工作步骤 危害或潜在事件 号

主要后果 编号：RD-LH1DQ-110322-05 区域/工艺过程：6KV厂用段 日期：2011.3.22

现有安全控制措施 L S R

建议改正/控制措施 1.接令不清 2.核图不细致 1 准备工作 3.操作票漏项 1.误停电 2.延误停电时间 3.影响停电 4.未穿戴劳保防4.造成人身伤护用品。 害 执行操作2 票 2.母线停送电未2.变电所误停检查电压 电、设备崩烧1.误操作 1.误停电 1.严格执行电气专业运行规程； 2.严格执行电气专业运行规程； 3.严格执行电气专业运行规程； 4.穿戴合格劳保防护用品； 1.严格执行运行设备操作规程； 2.严格执行运行设备操作规程； 2 3 6 2 3 6 1 5 5 2 3 6 2 3 6 2 4 8 损坏、人员伤亡 3.合环、解列母3.设备过负3.严格执行运行设备操联开关未检查负荷、变电所停作规程； 荷分配 电 4.电工资格上岗证,并严4.拉开刀闸、开4.人员伤亡、格执行电业安全工作规关未查开关断开 设备损坏 程 5.拉合倒闸用力5.设备损坏 5.操作时注意力集中 过猛 6.开关推入工作6.设备损坏 6.操作票制度 位未锁定 7.未验电合入地7.人身伤亡、7.严格执行电业安全工刀 设备损坏 作规程 1.做安全措施不1.影响办票、1.严格执行运行操作规细致 人身伤害； 程； 布置安全2.挂地线走错间2.人身伤亡、2.操作票制度 3 设备损坏 措施 隔 3.标示牌挂错 3.误操作 3.操作票制度 4.监护人监护不4.误操作 3 3 9 2 4 8 2 3 6 2 3 6 2 4 8 2 3 6 2 4 8 2 2 4 4.严格执行电业安全工2 4 8 到位

作规程