110kV升压站反送电安全技术反事故措施[模版]

第一篇：110kV升压站反送电安全技术反事故措施[模版]

110kV升压站反送电安全技术反事故措施

一、安全措施

1、升压站大门闭锁，并在大门上悬挂“止步

高压危险”标示牌。2、10kV配电室至升压站两侧通道用安全围拦隔离，并在围拦上悬挂“止步

高压危险”标示牌。

3、升压站内清洁无杂物。

4、升压站围墙上悬挂适当数量的“止步

高压危险”标示牌。

5、中控室、保护室、通讯室门口悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。6、0.4 kV 配电室内已带电盘柜用安全围拦隔离，并在盘柜前后悬挂适当数量的“设备已带电

禁止靠近” 标示牌。

7、中控室门闭锁，并在门上悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。

8、所有许可在0.4kV35kV配电室内工作的人员，必须持有相关工作内容的工作票。

9、反送电现场必须有足够数量的且合格证齐全的绝缘手套、绝缘靴、验电器、绝缘棒等安全工器具。

10、现场必须有足够数量的各种标示牌。

11、反送电现场保持安静，全部操作命令只能尤总指挥下达给值班长，尤值班长下达操作命令后执行。

12、参与反送电操作人员，必须清楚反送电操作步骤。

13、操作人、监护人必须严格执行操作票制度，操作中必须严格执行操作监护制度和操作复诵制度且声音洪亮清晰。

14、操作必须有提前准备好的且合格的操作票。

15、只有值班长下达检查命令后，操作人、监护人方可去现场检查设备。

16、如遇天色较晚的操作，现场必须有足够的照明。

17、反送电现场发现闲杂人员，一律驱逐。

18、操作期间出现大风、暴雨等不利于室外操作的天气，有反送电总指挥决定是否继续操作，停止反送电操作的命令只能有反送电总指挥将命令下达给值班长，全体操作人员在接到值班长的命令后停止操作，并做好善后工作。

19、所有参加反送电操作的人员必须熟悉反送电反事故措施，掌握灭火器的正确

使用方法。

二、技术措施

1、组织人员编写典型操作票,并认真学习反送电的步骤。

2、组织全体操作人员进行操作票学习，并做出事故预想。

3、现场安全保卫消防设施。

4、组织人员对现场设备认真检查，力求将所有影响反送电的设备因素消灭。

5、核对各设备的实验记录，一次图纸核对，对已变动的设备重点组织学习。

6、对现场二次图纸于设备核对，认真检查设备接线有无松动，错接线、漏接线等。

7、主变、所用变、接地变现阶段分接头不在最高档，该设备反送电前要将分接头调至最高档。

8、系统相序可能与柴油发电机相序不同，在用4004断路器并列前认真核对相序，只有核对相序无误后柴发系统才可停止，用系统反送电接待0.4kVⅡ段。

9、反送电核对相序如果不同，立即对个隔离开关操作电机，主变分接开关操作电机，主变冷却风扇执行停电操作，改接动力电相序，并在现场检查核对电机转向正确。10、0.4kV母线可能因为主变，所用变分接头位置的改变，导致0.4kV母线电压过高或过低，造成对设备的不良影响，在主变，所用变分接头没有切换至正常位置之前，0.4kVⅠ段不接带任何负荷，先尤0.4kVⅡ段接带升压站的备用电源。

11、开始反送电操作的前三日，对将要带电的设备测量绝缘，并留下第一手资料。

12、对所有断路器在检修位置用万用表检查其状态与指示相符，以免造成带负荷拉合隔离开关。

13、检查现场所有设备的五防闭锁，五防闭锁的逻辑关系正确。

14、检查所有设备的CT、PT的二次接线，防止CT二次线松动造成开路，PT 二次线因为错接线造成短路，对人员和设备造成伤害。

15、蓄电池浮充电先有0.4kVⅡ接带，以免0.4kVⅠ段电压过高造成蓄电池的伤害。

16、反送电期间，确保柴发系统的稳定，操作期间严密监视0.4kV交流电压和直流系统电压，以免交直流电源电压不稳定造成反送电失败。

17、执行反送电操作任务的值班员必须在开始操作前三日写出操作票，并演练各操作步骤，达到熟练的地步。

18、操作前认真执行操作模拟预演，确证操作程序的正确性。操作中认真执行唱票复诵制和操作监护制。除有操作人、监护人外，还由第二监护人。

19、防误闭锁装置的万能解锁钥匙要妥善保管，不得随意使用，万能解锁钥匙要封存起来，并且由主值每天进行交接班。

20、操作过程中，严禁走空程序、越项、并项、漏项。

三、反事故措施

1、主变的事故处理

1.1变压器的严重异常现象及其分析

1.1.1变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有

“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。

1.1.2.变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片；这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。

1.1.3.油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。

1.1.4.套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。

1.1.5.变压器着火，此时则将变压器从系统切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守《电气消防规程》的有关规定。

对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器两侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关。

2、主变的事故处理 2.1主变的油温过高

2.1.1当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查：

2.1.2.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。2.1.3.检查温度计本身是否失灵。

2.1.4.检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高10℃，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。

2.2主变漏油和着火时

2.2.1变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。

2.2.2变压器着火时，应首先切断电源，若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，此时要用干式灭火器、或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。

3主变有载分接断路器的故障

3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。

3.2.分接断路器由于密封不严而进水，造成相间闪烙。

3.3.由于分接断路器滚轮卡住，使分接断路器停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。3.4.调压分接断路器油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接断路器的油位指示器出现假油位，造成分接断路器油箱内缺油，危及分接断路器的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接断路器油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。

3.5以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化；试验人员应立即取油样进行气相色谱分析；鉴定故障的性质，值班人员应将分接断路器切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。

4、主变主保护动作时的原因和处理

4.1.瓦斯保护动作时的处理：瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种：一种是动作于信号，并不跳闸；另一种是两者同时发生。

轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：

A、因进行滤油，加油而使空气进入变压器。

B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。

C、因变压器轻微故障而产生少量气体。

D、由于外部穿越性短路电流的影响。

引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。

轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，进行处理，若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。

4.2.差动保护动作时的处理

当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点：

A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。

B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时，则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电，无条件时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。

若跳闸时一起都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。

4.3.过电流保护动作时的处理

当变压器由于过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为线路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电；当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。

.4.4 10KV装有零序保护而动作于跳闸时，一般均为系统发生单相接地故障所致，发生事故后，应汇报调度听候处理。

5.母线电压消失的事故处理

5.1.母线电压消失的原因有如下几点：

5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。

5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。

5.3.2.母线电压消失的事故处理：

在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。

5.3.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后。5.3.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外（仪表剧烈摆动，母线电压表为零）。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，此时应切除故障母线。

5.3.2.3.若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。

5.4.6.2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。

6.线路断路器事故跳闸的处理

6.1.线路断路器跳闸时，重合闸动作未成功。

6.1.1.解除音响，检查保护动作情况。

6.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。

6.1.3.如无故障现象，可退出重合闸，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后，并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸，并报告调度，试送失败后通知调度安排查线。

6.1.4隔离隔离开关的故障处理

6.1.4.1隔离隔离开关拉不开或合不上。当隔离隔离开关拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。

6.1.4.2隔离隔离开关接触部分发热

隔离隔离开关接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。

6.1.4.3 线路隔离隔离开关发热时，处理发热隔离隔离开关，可继续运行但需加强监视，直到可以停电检修为止。如条件许可，应设法代路运行。7.电压互感器的事故处理

7.1.电压互感器回路断线

电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换断路器接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时：“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有（接地）信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。

当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理：

1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，如停用110KV的距离保护，低电压闭锁，低周减载，由距离继电器实现的振荡解列装置，重合闸及自动投入装置，以防保护误动。

2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。

3、详细检查高压、熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离隔离开关，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。

7.2.电压互感器低压电路短路

电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压侧空开跳闸，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如空开容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。

当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压拉开后并不停止，其它现象则与断线情况相同。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

当发生低压回路短路时，如果高压熔断器未熔断，则可拉开其出口隔离开关，将故障电压互感器停用，但要考虑在拉开隔离隔离开关时所产生弧光和危害性。7.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

若高压侧熔断器一相熔断时，应立即拉开电压互感器隔离隔离开关，拉开低压侧空开，并做好安全措施，在保证人身安全和防止保护动作的情况下，再换熔断器。

第二篇：备用电源反送电措施

1、组织措施

（1）规范用电，用电前签定安全用电协议

自备电源用户在用电时先要签定自备电源客户用电协议，协议主要内容有用电地址、用电容量、电源使用方式、安全规定、设施维护责任、约定事项、违约责任等，以保证安全用电。

（2）建立自备电源客户档案，健全设备台帐

自备电源客户台帐要齐全，客户档案要全面，包括用户名称、T接线路编号名称、发电地址、产权分界点、变压器数据、发电机数据、双投开关数据等。

（3）加强用电服务，建立重大事项应急预案

供电所设置自备电源客户兼职专责人，作为供电所和客户联系的桥梁，提供全过程全方位的安全可靠用电服务和用电咨询服务，做到“内转外不转”；每月召开一次自备电源客户座谈会并设有联谊制度，以加强供电所与客户思想交流，为客户作好安全用电政策宣传；建立重大事项应急预案，做好重大事项的安全准备工作。

（4）定期检查

所用电管理人员定期对自备电源用户进行检查，及时发现和处理问题，特别是对不安全因素，要限期抓紧整改，对违反《自备电源客户用电协议》的，应及时制止并按有关规定严肃处理，并作好记录。

（5）按时培训

根据工作要求，供电所定期对自备电源客户专职电工组织业务培训，提高业务技能。培训内容丰富多样，既有各种电力生产法律法规的学习，又有实际操作技能的训练，作到安全教育培训和生产实际相结合，防止走过场和形式化。

处）装设明显标志；配电室有自备发电机管理的技术措施和管理措施制度，并有值班人员名单，实行昼夜值班等制度：

2、技术措施

（1）为确保供用电双方的安全生产，提高客户用电的可靠性，防止因双电源或自备发电机组倒送电至公用电网而造成人身伤亡或设备损坏等恶性事故，与电网有关联的自备电源客户，其两路电源之间必须有电磁型或机械型闭锁装置，并不得任意拆除闭锁等安全技术装置；

（2）自备电源客户在进户线电杆处（电缆线路在电源电缆头

（3）自备电源客户接线方案、用电设备、电源等如需更动，一定要征得供电部门同意，在供电所专职人员指导下进行；

（4）用户线路计划检修停电时，供电所事先通知用户，并根据《国家电网公司安全工作规程》的有关规定，对可能到送电到检修线路的分支线（用户）都要挂设接地线，以保证检修人员安全。

3、双电源的管理

检查双电源的运行管理工作，是一个重要的问题。近年来，由于管理不严，曾发生过多次反送电造成的人身触电事故。因此必须加强这方面的管理。

双电源用户，不论是从电力系统双回线供电的用户，还是有自备发电机的用户，在倒闸操作中，都具有可能向另一条停电线路倒送电的危险性。还有一种情况是用户甲有可能通过低压联络线向用户乙倒送电。这些都会造成人身伤亡事故。防止这种危险的方式有以下几种：

(1)两条以上线路同时供电的用户，分段运行或环网运行、各带一部分负荷、因故不能安装机械的或电气的联锁装置的用户，这些线路的停电检修或倒换负荷，都必须由当地供电部门的电力系统调度负责调度，用电单位不得擅自操作。用户与调试部门应就调度方式签订调试协议。用户应制订双电源操作的现场规程，指定专人负责管理并应定期学习和进行考核，以保证操作正确。

(2)由一条常用线路供电，一条备用线路或保安负荷供电的用户，在常用线路与备用线路开关之间应加装闭锁装置，以防止两电源并联运行。对装有备用电源自动投人装置的用户，一般应在电源断路器的电源侧加装一组隔离开关，以备在电源检修时有一个明显的断开点。用户不得自行改变常用、备用的运行方式。

(3)一个电源来自电力系统，另备有自备发电机作备用电源的用户，除经批准外，一般不允许将自备发电机和电力系统并联运行。发电机和电力系统电源间应装闭锁装置，以保证不向系统倒送电。其接线方式还应保证自发电力不流经电力部门计费用的动力、照明电能表。

第三篇：返送电期间的反事故措施 - 副本

返送电期间反事故措施

为保证返送电期间人身、设备及电网的安全，防止突发事件发生，确保返送电一次成功。根据国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及 国电发［２００9］664号文件指示精神，结合分公司的实际情况,特制订返送电期间反事故措施。4

防止人身伤亡事故

4.1 进入工作现场必须穿劳保服，戴安全帽（女工应将发辫盘入帽内），工作时应使用绝缘工具，雷雨天气，还应穿绝缘靴。

4.2 电气设备倒闸操作必须两人进行。操作时应认清设备位置、名称、编号，并核对与实际设备正确一致。

4.3 操作时监护人员认真履行监护职责，能及时发现并制止操作人员的违章行为。

4.4 装拆接地线，遵循操作原则。装接地线前首先验电，并戴好绝缘手套。4.5 带电设备周围，悬挂警示带，适当位置悬挂“止步，高压危险”警示牌，在爬梯口悬挂“禁止攀登，高压危险”标示牌，防止意外触电发生。4.6 无论高压设备带电与否，工作人员不得移开或越过遮拦，若有必要，必须有监护人在场，且满足不停电工作的安全距离，事前应汇报值长。4.7 受电区域内的坑、洞、孔应封堵良好，地面平整，无坍塌、滑坡迹象。4.8 上班前四小时内严禁酗酒。

第四篇：返送电期间的反事故措施 - 副本

返送电期间反事故措施

为保证返送电期间人身、设备及电网的安全，防止突发事件发生，确保返送电一次成功。根据国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及 国电发［２００9］664号文件指示精神，结合公司的实际情况,特制订返送电期间反事故措施。2 防止电气误操作事故

2.1 严格执行操作票制度，尤其唱票复诵制，倒闸操作必须两人进行，一人操作，一人监护，操作一项在前面打“√”，严禁跳项、漏项。

2.2 严格执行值长命令，操作时不允许改变操作顺序，不得私自操作，无令操作，违令操作，严格遵守操作原则。

2.3当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告值长，不允许随意修改操作票，待问题弄清楚，并得到值长同意后方能继续操作。

2.4对已操作的隔离刀闸、接地刀闸、开关立即上锁，未操作的设备应提前上锁。

2.5熟悉返送电的步骤、范围及具体内容，了解返送电设备的位置、作用、原理、构造，并能分析操作步骤。

2.6掌握220kv和6kv开关的五防闭锁功能，能正确运用，且不得随意解除五防功能。

2.7 拉合隔离刀闸前，必须先检查开关在分位。

14年8月26日

第五篇：返送电期间的反事故措施 - 副本

返送电期间反事故措施

为保证返送电期间人身、设备及电网的安全，防止突发事件发生，确保返送电一次成功。根据国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及 国电发［２００9］664号文件指示精神，结合分公司的实际情况,特制订返送电期间反事故措施。3

防止高压开关设备事故

3.1 6kv和380v开关手车每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位

置在分位，杜绝开关合闸位置推入手车。

3.2 6kv和380v开关手车每次拉出柜外时，必须检查开关设备的位置在分位，杜绝开关合闸位置拉出手车。

3.3 SF6开关跳合、闸前，先检查气体压力在额定值,防止压力过低时慢分或慢合闸。

3.4 检查各高压开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置良好，试验正常，无卡涩、摩擦、松动脱落现象。3.5 开关保护投入正确，储能机构良好，储能正常。

要，必须有监护人在场，且满足不停电工作的安全距离，事前应汇报值长。