6.3KV母线由检修转运行
一厂500KVI组母线由运行状态转检修状态
断开一厂500KV2串I组母线侧开关5021分闸电源空开
11
断开一厂500KV2串I组母线侧开关5021电机电源空开
12
拉开一厂500KV3串I组母线侧开关5031
13
检查一厂500KV3串I组母线侧开关5031拉开
14
断开一厂500KV3串I组母线侧开关5031合闸电源空开
15
断开一厂500KV3串I组母线侧开关5031分闸电源空开
线接地刀闸5117电机电源空开
74
合上一厂500KVI组母线接地刀闸5117控制电源空开
75
合上一厂500KVI组母线接地刀闸5117
76
检查一厂500KVI组母线接地刀闸5117三相合闸
77
拉开一厂500KVI组母线接地刀闸5117电机电源空开
42
拉开一厂500KV2串I母开关母线侧刀闸50211
43
检查一厂500KV2串I母开关母线侧刀闸50211三相拉开
44
拉开一厂500KV2串I母开关母线侧刀闸50211电机电源空开
45
拉开一厂500KV2串I母开关母线侧刀闸50211控制电源空开
46
合上一厂500KV3串I母开关变压器侧刀闸50312电机电源空开
37
检查一厂500KV2串I母开关变压器侧刀闸50212三相拉开
38
拉开一厂500KV2串I母开关变压器侧刀闸50212电机电源空开
39
拉开一厂500KV2串I母开关变压器侧刀闸50212控制电源空开
40
合上一厂500KV2串I母开关母线侧刀闸50211电机电源空开
41
合上一厂500KV2串I母开关母线侧刀闸50211控制电源空开
16
6KV工作IIB段母线由检修转运行
送上6KV工作IB段220V直流小母线总电源闸刀1DK（6KV工作IB段＃2屏内）
15
送上6KV工作IB段110V直流小母线总电源闸刀2DK（＃4屏内）
16
送上6KV工作IB段UPS电源小母线总电源闸刀3DK（＃6屏内）
17
检查6KV工作IB段UPS电源小母线联络闸刀9DK在断开（＃6屏内）
18
28
将601B开关由“试验”位置摇至“工作”位置
29
将601B开关柜上选控开关切至“远方”位置
30
送上6KV工作IB段备用进线电压互感器二次电源
31
插上6KV工作IB段备用进线电压互感器二次插头
32
将6KV工作IB段备用进线电压互感器摇至“工作”位置
33
检查6KV工作IB段母线为空母线
34
检查622开关在“试验”位置
35
检查611B开关在检修位置
36
联系集控合上6KV工作IB段备用电源601B开关
37
检查601B开关确已合上
38
检查6KV工作IB段三相电压正常
39
将622开关柜上选控开关切至“解除”位置
40
检查开关机械指示为“O”
41
插上622开关二次插头,把门锁紧
42
合上622开关控制、储能、变送器电源（1、2、4MCB）
安全绳/带
防静电鞋/靴
雨衣
护耳器
正压式呼吸器
防酸鞋/靴
塑胶手套
护目眼镜
呼吸器
橡胶鞋/靴
绝缘手套
护脸设备
其它防护用品：
风险分析人：
操作成员认可以上措施签名：
电气倒闸操作票
编号：002
操作开始时间：年月日时分，终了时间：日时分
35KV集电线路II由“检修”转“运行”
电气操作票班天气：编号：开始时间：年月日时分结束时间：年月日时分操作任务35KV集电线路II由“检修”转“运行”√序号操作项目备注一、说明1 监护人负责检查每一项操作完成情况2严格按票逐项操作，每执行一项经核实无误打“√”后，再进行下一项操作，完毕后认真复查；未打“√”的代表未完成的项目，应在“备注”栏注明原因3 该操作票内容全部结束后放入规定文件夹内二、危险点预控1 接到联系单认真审核，不详之处及时讯问清楚2认真领会操作目的，填写操作票时精力集中，监护人严格审查。
杜绝盲目填写3 操作前先核对开关名称，并认真执行“四对照”，监护人加强监护4 检查地刀、地线已拆除，登记5 和调度要紧密联系，得到调度同意后再进行操作三、操作步骤1 得令：35KV集电线路II由“检修”转“运行2 模拟操作，核实无误3查35KV集电线路II所有检修工作已结束，工作票已收回，临时安全措施已全部拆除，常设安全措施已恢复，符合送电条件4 查35KV集电线路II相关试验正常，并有书面记录5查35KV集电线路II由“冷备用”转“运行”已申请调度同意，并有书面记录6 查35KV集电线路II电源进线3512开关确断，在“检修位”7 查35KV集电线路II #1终端塔35201甲刀闸确断8 查35KV集电线路II #1终端塔35201甲丁接地刀闸确断9 查35KV集电线路II #2终端塔35202甲刀闸确断10 查35KV集电线路II #2终端塔35202甲丁接地刀闸确断11 查35KV集电线路II #3终端塔35203甲刀闸确断12 查35KV集电线路II #3终端塔35203甲丁接地刀闸确断13 查35KV集电线路II #4终端塔35204甲刀闸确断14 查35KV集电线路II #4终端塔35204甲丁接地刀闸确断15 查35KV集电线路II #5终端塔35205甲刀闸确断16 查35KV集电线路II #5终端塔35205甲丁接地刀闸确断17 查35KV集电线路II #6终端塔35206甲刀闸确断18 查35KV集电线路II #6终端塔35206甲丁接地刀闸确断19 查35KV集电线路II #7终端塔35207甲刀闸确断20 查35KV集电线路II #7终端塔35207甲丁接地刀闸确断21 查35KV集电线路II #8终端塔35208甲刀闸确断22查35KV集电线路II #8终端塔35208甲丁接地刀闸确断23查35KV集电线路II #9终端塔35209甲刀闸确断24查35KV集电线路II #9终端塔35209甲丁接地刀闸确断25查35KV集电线路II #10终端塔35210甲刀闸确断26查35KV集电线路II #10终端塔35210甲丁接地刀闸确断27查35KV集电线路II #11终端塔35211甲刀闸确断28查35KV集电线路II #11终端塔35211甲丁接地刀闸确断29查35KV集电线路II #12终端塔35212甲刀闸确断30查35KV集电线路II #12终端塔35212甲丁接地刀闸确断31查35KV集电线路II电源进线3512开关方式转换开关在“就地”位32断开35KV集电线路II电源进线3512开关接地刀闸确断33查35KV集电线路II电源进线3512开关接地刀闸确断34测35KV集电线路II电源进线3512开关绝缘合格35查35KV集电线路II电源进线3512开关保护合闸保护联片退出36查35KV集电线路II电源进线3512开关装置电源保护联片投入，且接触良好37查35KV集电线路II电源进线3512开关保护跳闸联片投入，且接触良好38查35KV集电线路II电源进线3512开关母差保护联片投入，且接触良好39查35KV集电线路II电源进线3512开关装置检修保护联片退出40查35KV集电线路II电源进线3512开关闭锁重合闸保护联片投入，且接触良好41将35KV集电线路II电源进线3512开关推至“试验”位，锁定42装上35KV集电线路II电源进线3512开关二次插件，锁定43合上35KV集电线路II电源进线3512开关控制电源开关44合上35KV集电线路II电源进线3512开关保护电源开关45查35KV集电线路II电源进线3512开关综合保护面板显示正常46查35KV集电线路II电源进线3512开关智能操作装置显示正常47将35KV集电线路II电源进线3512开关摇至“工作”位48合上35KV集电线路II电源进线3512开关合闸电源开关49合上35KV集电线路II电源进线3512开关储能电源开关50查35KV集电线路II电源进线3512开关储能正常，绿灯亮51将35KV集电线路II电源进线3512开关方式转换开关切至“远控”位52合上35KV集电线路II电源进线3512开关53查35KV集电线路II电源进线3512开关确合，红灯亮54查35KV集电线路II电压表显示正常55查上述操作无误56汇报审核人：35KV集电线路II已由“检修”转“运行”操作人：监护人：审核人：。
水电站理论知识考试试卷
水电站理论知识考试试卷(时间：120分钟试卷总分：100分）成绩：—、填空题：（30分，每题1分）1、发电机持续允许不平衡电流值，正常运行时，发电机的二:相电流之差不得大T•额定电流的(20% >，机组小得发生异常振动，11任•相（电流）不得大丁•额定值-2、在倒闸操作中发现疑问时，拎立即（停止操作）并向值班调度员或值班负责人报告，弄疳问题后，#进行操作。
+准揸自史改（操作栗），+准随意解除（闭锁装迸)《3、机组进相运行失步时，成立即増加（励磁)，减少（心功出力），使机组恢复M步运行。
如果处理尤效，；、V:将机组（与系统解列〉，并尽快将机组冉次并入系统。
4> 220KV线路继电保护+直接去跳闸，而是经过重介闸装S，由：！介闸中的（选相元件）来判别挪相故晬。
在弟相里介闸中，如为单相故晬，则只跳开（故闻相〉单相重介，如为三相故陣则跳开（-:相）不爯重介。
5、发电机空哉特性忒验的H的是为f录制发电机（机端电片与励磁屯流〉的又系丨丨丨丨线。
6、发电机短路特性是指发电机在額定转速下，定丫三相绕组三相短路时（定f屯流>与(励磁电流)的关系曲线。
7、转浆式水轮机机组，通过（协淌改变导叶开度）和（转轮叶片角度〉来改变（机组流fi)，从而调节机组頻率a8、直流浮允屯装ST.作电流的控制，以供价经常直流负荷和补允莕电池（自放电），并保证直流母线电枨正常在（234士5%〉。
9、厂用6.3KV、400V系统电缆在检修中断开过，恢g送电时，戍由检修人员保证（相庁）正确，新设备投运时，hV:先通知检修人员在6.3KV、400V侧测（相序)，测（相庁）的倒闸操作由运行完成。
10、发电机允许短时间过负荷，只冲当定丫•屯流超过额定的1.1倂时，允许过负荷的持续时间为（60分钟）•11、运行中发电机各部温度不丨、V:超过下列规定：发电机定f线圈为B级绝缘，温度+得超过（10)V，温介小得起过（7 5 )■€，发电机绝缘能在较好的条件下1：作，最好保持线圈温度在(6 0 ) 1C至（8 0 ) X：之间运行《12、SF6开关在发生严重海气笄亊故时，值班人员接近设备成谨慎，尽ft选择从（下风）接近设备•必耍时婪现（防葙Itf具)、穿（防护服）。
变电站(发电厂)操作票、工作票填写执行规则
变电站（发电厂）操作票、工作票填写执行规则1总则1.1 为贯彻执行《电力安全工作规程》(变电站和发电厂电气部分、电力线路部分) （国家电网安监〔2005〕83号）（以下统称为《安规》），确保操作票和工作票填写执行的标准化、规范化和程序化，结合公司实际情况制定本规则。
1.2 凡在公司变电站（发电厂）、开闭所、配电室等电气设备上工作，都必须严格执行《安规》和本规则。
2变电站（发电厂）操作票2.1变电站（发电厂）操作票的填写2.1.1编号：由公司统一编号，在印刷时一并排印，使用单位应按照编号顺序依次使用。
微机辅助生成倒闸操作票，必须具备打印过号功能，编号应符合公司统一标准：2.1.1.1前两位为厂编号：01—橡胶厂；02—炼油厂；03—第二化肥厂；04—烯烃厂；05—塑料厂；06—氯碱厂；07—热电厂；08—储运厂；09—供排水厂；10—腈纶厂；11—动力管理中心；12—社区管理部；13—达州化肥厂。
2.1.1.2后五位各单位分别从00001开始排版印刷，下一年票号与本年票号连续。
2.1.2单位：指变配电站（开关站、配电室），按公司调度规程或厂命名的名称填写。
如：XX厂XX变电站、热电厂电站等。
2.1.3发令时间、操作开始时间和结束时间：2.1.3.1发令时间：值班调度员下达操作命令时间。
2.1.3.2操作开始时间：操作人员开始实施操作时间。
2.1.3.3操作结束时间：全部操作完毕并复查无误后的时间。
一个操作任务使用多页操作票时，首页填写发令时间和操作开始时间，末页填写操作结束时间。
2.1.4操作票上下页接号：2.1.4.1印刷票：一个操作任务使用多页操作票时，在首页和以后的右下角填写“接下页：XX号”，在次页和以后的各页右上角填写“承上页：XX号”。
2.1.4.2微机生成票：打印一份多页操作票时，在首张及以后各张的备注栏内右下角自动生成：接下页№××号；在第二张及以后操作任务栏右上角自动生成：承上页№××号。
35kV母线检修转运行(典型电气倒闸操作票模板)
模拟
√
顺序
（上接第号）
操作
√
18
检查#1站用电交流馈线柜35kV柜顶小母线电源检在合位
19
在35kV#1SVG 311开关柜内检查第一组三相交流电源正常
20
合上35kV#1SVG 311开关柜内第一组三相交流电源Q11空开
21
在35kV#1SVG 311开关柜内检查第一组直流操作电源正常
34
推入35kVⅠ母PT 0351隔离手车至工作位置
（下接第号）
备注：
XXX新能源XXX分公司电气倒闸操作票
操作单位：编号：
操作开始时间：年月日时分，终了时间：日时分
操作任务：35kV母线检修转运行
模拟
√
顺序
（上接第号）
操作
√
35
检查35kVⅠ母PT 0351隔离手车在工作位置
36
合上三相测量电压1ZZK空开
50
检查主变低压侧301开关就地/远方切换把手1QK在“就地”
51
将主变低压侧301开关就地/远方切换把手1QK打至“远方”
（下接第号）
备注：
、
XXX新能源XXX分公司电气倒闸操作票
操作单位：编号：
操作开始时间：年月日时分，终了时间：日时分
操作任务：35kV母线检修转运行
模拟
√
顺序
（上接第号）
操作
√
22
合上35kV#1SVG 311开关柜内第一组直流操作电源Q12空开
23
检查主变测控柜#1主变35kV侧301开关遥控分闸压板3LP4在“投入”状态
24
检查主变测控柜#1主变35kV侧301开关遥控合闸压板3LP5在“投入”状态
电网调度机构“两票”规定
电网调度机构“两票”规定（一）电网调度机构检修申请工作票管理规定1适用范围本规范规定了省调度中心发输变电设备检修票管理各责任部门的工作要求。
本规范适用于省调度中心发输变电设备检修票管理各责任部门。
2引用标准《江西电网调度管理规程》（2005年2月23日发布）《电网发输变电检修管理制度》（江西电力调度中心企业标准）《江西电网设备检修管理规定》《调度检修票管理规范》（国家电网公司讨论稿）3检修票申请规范3.1各单位应于检修工作计划开工前2日10时前向省调提出申请，星期日、一、二开工的检修工作应于上星期五10时前向省调提出申请；属华中网调调度管辖设备的检修申请，应于检修工作计划开工前3日10时前报省调，经审核后由省调转报网调。
3.2凡设备在服役时有核相、冲击合闸、带负荷检验或做与系统有关的试验等要求的，应在检修工作计划开工前7日向省调报送有关施工方案及要求、试验方案及恢复送电方案。
3.3检修票申报必须使用规范的设备名称、双重编号和《江西电网度管理规程》规定的调度术语。
填写的设备名称和编号必须与现场一致。
3.4填报检修票时必须严格按照江西电力系统发输变电设备检修票票面格式填报申请单位、申请人、填报时间、检修性质、检修类型、申请检修工期、检修设备名称、一次设备检修内容、一次设备检修要求（设备状态及范围，线路检修时安全措施有特殊要求的，须明确厂站侧接地线）、一次停电设备、二次设备检修内容、二次设备检修要求、恢复送电要求等内容。
凡设备在服役时有核相、冲击合闸、带负荷试验或做与系统有关的试验等要求的必须在检修票恢复送电要求中明确提出。
3.5一次设备检修内容、一次设备检修要求、一次停电设备、二次设备检修内容、二次设备检修要求、恢复送电要求等内容填报时应表达清晰，如确无停电设备或检修要求，不能空项，须填“无”。
检修要求中必须简单明了地明确停电设备状态、范围及检修要求。
3.6检修票中的工作内容与要求只对应所选中的检修设备，不能在同一张检修票中申请不同单元的设备检修工作。
电网运行检修分界管理规定2012年3月13日
第十九章电网运行、检修分界管理规定1.总则1.1为了加强供电公司输、变、配电设备的检修、运行、维护管理工作，确保大庆油田电力系统的安全运行，依据国家有关部颁规程并结合大庆油田供电系统的管理体制，特制定本规定。
1.2本规定适用于供电公司的各级管理部门、单位，公司所属各输、变、配电检修运行单位的管理人员、作业人员必须掌握本规定。
2.输电线路与变电所之间的检修试验维护管理分界2.1输电线路与变电所检修维护的分界点为变电所进线构架耐张线夹（包括其悬式绝缘子）或第一个“ T”接线夹（管）向线路侧1米处，以此处起向线路侧由相应的线路专业负责，向变电所侧由变检专业负责，变电所进线构架至线路终端杆的进线档导线需要更换或调整由线路专业负责。
由庆局所辖的一次变电所的出线亦遵循此原则。
2.2110千伏新南线与大庆电业局的分界点为新厂出口1号塔受电侧悬式绝缘子串外1米，向线路侧由相应线路专业负责检修维护，其中1号至5号与电业局线路共用铁塔，铁塔本体维护由电业局负责。
2.3大庆电业局让变出线的35千伏电缆线路的维护管理分界：以让变侧35千伏电缆线路丙刀闸接头处为界，丙刀闸至线路电缆及电缆头运行维护由特种作业工区负责，电缆试验由变检高压专业负责；丙刀闸处的电缆拆、接头及丙乙刀闸联络线的电缆由庆局负责。
从丙刀闸处到院外1#杆塔处的电缆沟由庆局负责维护，并保证电缆的安全运行。
2.4110千伏变电所的6（10）千伏出线与各用户单位检修维护分界点为架空出线的出线门构受电侧绝缘子串外1米处，以此处起向线路侧由供电区（用户单位）负责，向变电所侧由变检专业负责；电缆出线（包括全线电缆线路）则以该出线开关电流互感器下侧接点为界，该接点以下的线路检修、维护、试验由各供电区（用户单位）检修单位负责。
110千伏变电所的6（10）千伏母线耐压试验时，拆、接头由各供电区（用户单位）检修单位负责。
2.5所有电力载波用耦合电容器下面的结合滤波器均由公司相应检修单位通信专业负责维护。
7母线由运行转检修作业指导书及评分标准
7母线由运行转检修作业指导书及评分标准标准化作业指导书母线由运行转检修作业指导书编写：年月日审核：年月日批准：年月日国网技术学院287标准化作业指导书母线由运行转检修作业指导书1适用范围本作业指导书适用于国网技术学院调控运行人员母线操作的培训工作。
2引用标准国务院〔1993〕115号令《电网调度管理条例》。
国家电网安监〔2022〕664号国家电网公司电力安全工作规程。
国家电网调通〔2022〕12月国家电网公司调度控制管理规程。
3作业准备3.1准备工作表1准备工作序号12检查培训设施运行良好。
培训学员须熟悉所提供的系统一、二次运行方式。
内容备注288标准化作业指导书34培训学员须掌握所提供网络的母线及相邻设备的运行工况。
培训学员须会调控仿真系统（济南电网及青海电网）操作应用。
3.2人员要求表2人员要求序号123内容培训学员已掌握有关的理论知识。
培训学员精神状态良好，着装符合要求。
具备必要的电气知识，熟悉电网输变电一、二次设备的配置。
备注3.3危险点分析表3危险点分析序号12345678内容查看检修申请单（书或卡）不认真，扩大停电设备范围，所作安全措施不全，造成误调度。
对所操作变电站母线及相邻设备的一、二次运行方式进行核对或核对失误，造成误调度。
没有使用统一的调度术语，按规定格式拟定操作票，在操作票拟定、审核，预发票过程中失误，造成误调度。
采取不当的综合令方式，母线直接由运行转检修中，造成PT二次反充电。
事先未进行合解环潮流验算，导致在合解环操作时电流、电压越限或造成线路跳闸或烧毁设备事故。
事先未进行潮流验算，不满足并解列条件时进行操作时，导致电厂与电网间的非同期并网或小电源系统失稳而造成设备损坏事故。
在母线由运行转检修操作中，失去监护或监护不到位造成操作票的漏项、跳项操作导致误调度。
在母线由运行转检修操作中，出现旁路代或倒换母线操作时，发生带负荷拉合刀闸，造成误调度。
289标准化作业指导书91011在母线由运行转检修操作中，相应的继电保护及自动装置没有调整相适应，造成其装置误动或拒动。
35KV变电站现场运行规程(通用规程)
35KV变电站现场运行规程（通用规程）35KV变电站现场运行规程(通用规程)1总则1.1 本规程适用于电力公司35KV变电站。
修试人员、变电站留守人员均应严格按照本规程之规定进行设备的运行、维护和事故处理工作。
1.2 本规程是35kV变电站现场运行的依据。
修试人员、操作队人员、变电站留守人员必须认真学习掌握并严格执行。
1..3 调度人员、修试人员、安全监察部、生产技术部有关技术人员及公司分管生产的公司领导均应熟悉本规程。
1..4 从事变电站留守工作的新人员，以及脱离运行工作三个月及以上的原监控、操作人员、留守人员均须学习现场运行规程，并经考试合格后方可上岗。
1.5 本规程每隔四年或如有设备变动应及时修订。
本规程在执行过程中如有认为有关条款需要修订时，留守人员、监控操作人员应及时向有关领导提出，经分管生产的局〔公司〕经理或总工批准修改。
1.6 引用标准1.6.1 电力工业技术管理法规1.6.2 电业公司安全工作规程DL/T 408-911.6.3 电器事故处理规程1.6.4 电力变压器运行规程DL/T 572-951.6.5 油浸式电力变压器负载导则GB/T 15164-941.6.6 有载分接开关运行维修导则DL/T 574-951.6.7 高压断路器运行维护规程1.6.8 蓄电池运行规程1.6.9 继电保护运行管理规程1.6.10 电力电缆运行规程1.6.11 电气设备预防性试验规程DL/T 596-19961.6.12 电力设备典型消防规程DL 5027-931.6.13 省、市、县电网调度规程1.6.14 各级变电运行管理制度1.7 本规程如与上级有关规程相抵触时，应按上级规定执行。
1.8 本规程解释权在生产技术部。
2 操作管理2.1 电气设备的状态2.1.1 操作任务是将系统〔或设备〕由一种状态转变为另一种状态。
设备状态可分为:2.1.1 .1 运行状态设备的刀闸及开关都在合上位置，将电源至受电端的电路接通〔包括辅助设备如电压互感器、避雷器等〕。
(2)#1主变由检修转运行(三主变运行)
#1主变由检修状态转运行状态（三主变运行）拆除#1主变变低主变侧5016刀闸主变侧至主变之间# 地线一组拆除#1主变变中主变侧11014刀闸主变侧至主变之间# 地线一组拉开#1主变变高主变侧220140地刀检查#1主变变高主变侧220140地刀三相确在拉开位置检查#1主变本体确无挂接地线合上#1主变变高中性点221000地刀电机电源检查#1主变变高中性点221000地刀远/近控切换开关确在"近控"位置合上#1主变变高中性点221000地刀检查#1主变变高中性点221000地刀确在合上位置将#1主变变高中性点221000地刀远/近控切换开关切至"远控"位置合上#1主变变中中性点111000地刀电机电源检查#1主变变中中性点111000地刀远/近控切换开关确在"近控"位置合上#1主变变中中性点111000地刀检查#1主变变中中性点111000地刀确在合上位置将#1主变变中中性点111000地刀远/近控切换开关切至"远控"位置合上#1主变变高操作电源Ⅰ空气开关4K1合上#1主变变高操作电源Ⅱ空气开关4K2合上#1主变中压侧操作电源空气开关93K合上#1主变低压分支Ⅰ操作电源空气开关94K合上#1主变低压分支Ⅱ操作电源空气开关95K合上#1主变保护装置电源空气开关1K合上#1主变保护装置电源空气开关2K将#1主变冷却器系统控制开关转至"电源一"位置将#1主变冷却器所有分支控制开关“KK”切至正常投入位置检查#1主变变高2201间隔所有地刀三相确在拉开位置检查#1主变变高2201间隔确无挂接地线检查#1主变变高2201开关三相确在分闸位置投入#1主变变高2201间隔刀闸操作电源总保险取下#1主变变高Ⅲ段母线侧22013刀闸操作把手上"禁止合闸，有人工作"标示牌取下#1主变变高主变侧22014刀闸操作把手上"禁止合闸，有人工作"标示牌合上#1主变变高Ⅰ段母线侧22011刀闸电机电源合上#1主变变高Ⅰ段母线侧22011刀闸检查#1主变变高Ⅰ段母线侧22011刀闸三相确在合上位置断开#1主变变高Ⅰ段母线侧22011刀闸电机电源合上#1主变变高主变侧22014刀闸电机电源合上#1主变变高主变侧22014刀闸检查#1主变变高主变侧22014刀闸三相确在合上位置断开#1主变变高主变侧22014刀闸电机电源检查#1主变变中1101间隔所有地刀三相确在拉开位置检查#1主变变中1101间隔确无挂接地线检查#1主变变中1101开关确在分闸位置投入#1主变变中1101间隔刀闸操作电源总保险取下#1主变变中Ⅲ段母线侧11013刀闸操作把手上"禁止合闸，有人工作"标示牌取下#1主变变中主变侧11014刀闸操作把手上"禁止合闸，有人工作"标示牌合上#1主变变中Ⅰ段母线侧11011刀闸电机电源合上#1主变变中Ⅰ段母线侧11011刀闸检查#1主变变中Ⅰ段母线侧11011刀闸三相确在合上位置断开#1主变变中Ⅰ段母线侧11011刀闸电机电源合上#1主变变中主变侧11014刀闸电机电源合上#1主变变中主变侧11014刀闸检查#1主变变中主变侧11014刀闸三相确在合上位置断开#1主变变中主变侧11014刀闸电机电源检查#1主变变低电容侧561间隔确无挂接地线检查#1主变变低电容侧561开关确在分闸位置检查#1主变变低501间隔确无挂接地线检查#1主变变低501开关确在分闸位置取下#1主变变低主变侧5016刀闸操作把手上"禁止合闸，有人工作"标示牌合上#1主变变低主变侧5016刀闸检查#1主变变低主变侧5016刀闸三相确在合上位置合上#1主变变低母线侧5011刀闸检查#1主变变低母线侧5011刀闸三相确在合上位置合上#1主变变低电抗器侧5014刀闸检查#1主变变低电抗器侧5014刀闸三相确在合上位置合上#1主变变低电抗器侧5614刀闸检查#1主变变低电抗器侧5614刀闸三相确在合上位置合上#1主变变低电容母线侧5611刀闸检查#1主变变低电容母线侧5611刀闸三相确在合上位置测量220kV母差保护屏投#1主变变高2201开关TLP2压板两端对地电压无异极性投入220kV母差保护屏投#1主变变高2201开关TLP2压板测量220kV失灵公用保护屏跳#1主变变高2201开关TLP2压板两端对地电压无异极性投入220kV失灵公用保护屏跳#1主变变高2201开关TLP2压板测量110kV母差保护屏跳#1主变变中1101开关TLP2压板两端对地电压无异极性投入110kV母差保护屏跳#1主变变中1101开关TLP2压板测量#1主变保护屏A屏跳220kV母联2012开关1LP18压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏A屏跳220kV母联2012开关1LP18压板测量#1主变保护屏B屏跳220kV母联2012开关2LP18压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏B屏跳220kV母联2012开关2LP18压板测量#1主变保护屏A屏跳110kV母联100开关1LP21压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏A屏跳110kV母联100开关1LP21压板测量#1主变保护屏B屏跳110kV母联100开关2LP21压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏B屏跳110kV母联100开关2LP21压板测量#1主变保护屏A屏跳10kVⅠ、Ⅱ母联512开关1LP26压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏A屏跳10kVⅠ、Ⅱ母联512开关1LP26压板测量#1主变保护屏B屏跳10kVⅠ、Ⅱ母联512开关2LP26压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏B屏跳10kVⅠ、Ⅱ母联512开关2LP26压板检查#1主变保护屏A屏主Ⅰ跳110kV秋门线1LP22压板已退出检查#1主变保护屏A屏主Ⅰ跳110kV秋沙线1LP23压板已退出检查#1主变保护屏B屏主Ⅱ跳110kV秋门线2LP22压板已退出检查#1主变保护屏B屏主Ⅱ跳110kV秋沙线2LP23压板已退出检查#1主变保护屏B屏非全相非电量跳110kV秋门线8LP6压板已退出检查#1主变保护屏B屏非全相非电量跳110kV秋沙线8LP8压板已退出测量#1主变保护屏A屏CZX-12AR失灵启动1LP28压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏A屏CZX-12AR失灵启动1LP28压板测量#1主变保护屏B屏RCS-974失灵启动2LP33压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏B屏RCS-974失灵启动2LP33压板测量#1主变保护屏A屏#1主变变高侧启动失灵1LP17压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏A屏#1主变变高侧启动失灵1LP17压板测量#1主变保护屏B屏#1主变变高侧启动失灵2LP17压板两端对地电压无异极性投入#1主变保护屏B屏#1主变变高侧启动失灵2LP17压板取下#1主变变高2201控制开关"1KK"把手上"禁止合闸,有人工作"标示牌将#1主变变高2201开关控制方式转换开关QK切至“远控”位置合上#1主变变高2201开关检查监控机#1主变变高2201开关在合闸位置且电流有指示检查#1主变变高2201开关确在合闸位置检查#1、#2、#3主变有载调压开关在相同位置取下#1主变变中1101控制开关"2KK"把手上"禁止合闸,有人工作"标示牌将#1主变变中1101开关控制方式转换开关QK切至“远控”位置合上#1主变变中1101开关检查监控机#1主变变中1101开关在合闸位置且电流有指示检查#1主变变中1101开关确在合闸位置检查#1、#2、#3主变变中侧负荷分配正常检查110kV母差保护运行正常检查220kV母差保护运行正常检查220kV失灵保护运行正常检查#1主变保护运行正常取下#1主变变低电容器561控制开关"3KK"把手上"禁止合闸,有人工作"标示牌将#1主变变低电容侧561开关控制方式转换开关QK切至“远控”位置合上#1主变变低电容侧561开关检查监控机#1主变变低电容侧561开关在合闸位置且电流有指示检查#1主变变低电容侧561开关确在合闸位置检查10kV电容器母线电压正常取下#1主变变低501控制开关"4KK"把手上"禁止合闸,有人工作"标示牌将#1主变变低501开关控制方式转换开关QK切至“远控”位置合上#1主变变低501开关检查监控机#1主变变低501开关在合闸位置且电流有指示检查#1主变变低501开关确在合闸位置检查#1、#2、#3主变变低侧负荷分配正常检查10kV母线分段512开关确在合闸位置.合上#1接地变551开关检查监控机#1接地变551开关在合闸位置且电流有指示检查#1接地变551开关确在合闸位置断开10kV母线分段512开关检查监控机10kV母线分段512开关在分闸位置且电流指示为零检查10kV母线分段512开关确在分闸位置将10kV母线分段512开关备自投方式置"投入"位置测量10k VⅠ、Ⅱ母联512开关保护合闸1LP2压板两端对地电压无异极性投入10k VⅠ、Ⅱ母联512开关保护合闸1LP2压板检查10k VⅠ、Ⅱ母联512开关开关备自投投入正常合上#3主变变中中性点113000地刀电机电源检查#3主变变中中性点113000地刀远/近控切换开关确在"近控"位置拉开#3主变变中中性点113000地刀检查#3主变变中中性点113000地刀确在拉开位置将#3主变变中中性点113000地刀远/近控切换开关切至"远控"位置合上#3主变变高中性点223000地刀电机电源检查#3主变变高中性点223000地刀远/近控切换开关确在"近控"位置拉开#3主变变高中性点223000地刀检查#3主变变高中性点223000地刀确在拉开位置将#3主变变高中性点223000地刀远/近控切换开关切至"远控"位置。
观音岩电厂35kv、6.3kv封闭母线安装
观音岩电站增效扩容技改项目35kv、6.3kv封闭母线安装的安全措施一工作内容根据观音岩电站增效扩容技改项目计划，本次任务是将观音岩电站旧的35kv、6.3kv母线及引线排拆除后安装先进的共箱封闭母线。
二工作人员安排根据计划安排，施秉分公司人员配合翁牛特旗红山湖水电工程有限责任公司负责旧的高、低母线、套管及引线排的拆除、搬运；翁牛特旗红山湖水电工程有限责任公司负责高、低共箱封闭母线的安装，施秉分公司人员配合，主要负责安全方面的安全监督工作。
1.项目负责人：李泽皑2.技术负责人：尹德胜3.旧母线拆除及封闭母线安装工作负责人：由安装公司指定4.安全员：唐旭袁尚明5.施工人员：旧母线拆除施秉分公司人员由修试人员负责配合；旧母线拆除及封闭母线安装人员由翁牛特旗红山湖水电工程有限责任公司人员担任。
三工作计划时间施工时间：初步定为2013年10月下旬，具体等共箱封闭母线到货时安装。
工期暂定15天。
四、施工前准备工作1.开工前，技术负责人组织现场工作人员认真学习本措施及《电力安全工作规程》中和本次施工有关章节，重点强调本次工程停电范围和施工步骤，做好技术交底工作。
2.施工人员应在保证人员人身安全的前提下，保护好工程设备、材料及个人工器具。
3.工作负责人负责贯彻本次施工步骤和安全技术措施，合理安排本工程的人员分工和施工进度。
4.安装时的施工电源。
方法为：先安装6.3kv系统封闭母线，电源由网上经厂用41B供电；6.3kv系统封闭母线安装结束后再安装35kv系统封闭母线，电源由2#机组自发电经42B供电。
五、施工现场布置1.所需工器具必须放在现场负责人指定范围内，严禁随意乱放。
2.所有工作人员不得随意改变运行人员所挂标识牌及所设遮拦。
施工人员不得无故进入带电区域，禁止其他人员进入施工区域。
3.加工点的布置，施工当天用临时工作台来加工构件及其小附件。
4.乙炔气、氧气等易燃易爆品的布置，氧气与乙炔应分别存放距离不小于7M，使用人员为专业工作者，持证上岗六、安装工作安全保障措施（一）安装工作安全组织措施根据《观音岩电厂增效扩容施工安全规定总则》规定：必须开具第一种工作票，办理开工许可手续和工作间断、终结手续，专设安全工作监护人等。
事故案例分析(变电部分)
冀北公司《安规》调考题库(案例分析变电部分)案例一、2009年3月17日，安徽合肥供电公司220kV 竹溪变电站35kV开关柜检修时，一名作业人员触电死亡。
事故简要经过：220kV竹溪变电站35kV开关为室内柜式设备。
根据检修工作安排，2009年3月17日“35kV电容器361断路器及电容器组由运行转检修”，进行“35kV电容器361断路器、电流互感器、避雷器、电容器组及电缆预防性试验、检修保养，3613隔离开关检修工作”。
3月17日9时01分，在布置完现场安全措施后，9时23分，当值值班员许可35kV 1号电容器361断路器及电流互感器、避雷器开展预防性试验、检修和维护保养，3613隔离开关检修工作。
工作负责人何×组织实施现场工作。
11时试验工作结束， 11时20分左右，开关一班刘××(死者)、丁×两人在肥西变电站检修工作结束，张×、穆××在莲花变电站检修工作结束后，四人会合到竹溪变电站现场参加检修。
工作负责人何×在35kV开关柜检修现场向四位工作人员交代工作任务、工作范围、安全措施及带电部位等，四位工作人员现场确认并在工作票上签名。
小组负责人丁×进行工作分工后，开始361断路器检修保养工作。
工作分工是：刘××外观检查手车轨道，穆××和张×清扫检修开关手车。
11时24分，突然听到绝缘隔板活门开合动作声音，一团弧光、烟雾喷出开关柜，发现柜内检查手车轨道的刘××倒坐在地，衣服着火，检修人员立即停止手上工作，帮助刘××灭火，并迅速将其拉至柜外。
工作人员紧急拨打120求救，120救护车于11时40分左右将伤员送往医院救治。
经医院诊断，伤者烧伤面积达50％，为II～III度烧伤。
随后，伤员伤情突然恶化，医治无效，死亡。
经调查组调查，35kV开关柜手车开关拉出后，柜内隔板活门的连杆机构直接暴露在柜体仓室内，存在因误动或误碰而造成隔板活门打开、带电部位暴露的隐患。
升压站母线由检修转为运行作业潜在风险与预控措施
升压站母线由检修转为运行作业潜在风险与预控措施16.1项目简述该项目所涉及的主要工作：拉母线接地刀闸；母线PT送电；合上母联隔离开关；合母联断路器；变更母差保护运行方式；装、取母联断路器操作熔断器；合、拉隔离开关倒母线负荷等。
适用于升压站双母线接线方式的母线送电操作，也可供其他接线方式参考。
16.2潜在风险及预控措施16.2.1拉母线接地刀闸16.2.1.1潜在风险⑴人身伤害方面误入带电间隔、绝缘手套不合格或使用方法不当，造成人身触电、烧伤。
⑵设备损坏方面操作方法不当导致接地刀闸机构损坏。
16.2.1.2防范措施⑴防人身伤害方面的措施防触电、烧伤措施必须核对设备名称、编号、位置正确；绝缘手套贴有有效合格证且外观检查合格；使用绝缘手套要双手戴好，不能包裹使用；应在使用电压等级合格的验电器验明接地点确无电压后，立即将检修设备接地并三相短路；接地刀闸必须接触良好；禁止未经批准强行解除“五防闭锁装置”拉接地刀闸。
⑵防设备损坏方面的措施防操作方法不当导致接地刀闸机构损坏措施操作时，不得用力过猛，机构卡涩要停止操作，查明原因。
16.2.2母线PT送电16.2.2.1潜在风险⑴人身伤害方面误入带电间隔、绝缘手套不合格或使用方法不当，造成人身触电、烧伤。
⑵设备损坏方面PT刀闸机构卡涩强行操作导致机构损坏。
16.2.2.2防范措施⑴防人身伤害方面的措施防措触电、烧伤施必须核对设备名称、编号、位置正确；绝缘手套贴有有效合格证且外观检查合格；使用绝缘手套要双手戴好，不能包裹使用。
⑵防设备损坏方面的措施防PT刀闸机构卡涩强行操作导致机构损坏措施机构卡涩要立即停止操作，查明原因。
16.2.3合母联隔离开关16.2.3.1潜在风险⑴人身伤害方面误入带电间隔、绝缘手套不合格或使用方法不当、带负荷或接地刀闸合隔离开关，造成人身触电、烧伤。
⑵设备损坏方面带负荷或带接地刀闸合隔离开关、隔离开关机构卡涩强行操作，造成设备损坏方面。
16.2.3.2防范措施⑴防人身伤害方面的措施防触电、烧伤措施必须核对设备名称、编号、位置正确；绝缘手套贴有有效合格证且外观检查合格；使用绝缘手套要双手戴好，不能包裹使用；合隔离开关前必须检查母联断路器确在分闸位置；合隔离开关前必须检查接地刀闸确已在分闸位置；禁止未经批准强行解除“五防闭锁装置”合隔离开关；雨天室外操作时必须穿绝缘靴。
6.3KV母线运行转(1)(检修转
查2101隔离开关确已拉开
16
合上2101－1接地刀闸
17
查2101－1接地刀闸确已合上
18
在1＃主变三侧各相验明确无电压
19
在2103靠主变侧装设1＃接地线一组
20
拉开2021隔离开关
21
查2021隔离开关确已拉开
22
合上2021－1接地刀闸
23
查2021－1接地电刀闸确已合上
24
拉开2041隔离开关3拉开210断 Nhomakorabea器4
查210断路器确已拉开
5
拉开410断路器
6
查410断路器确已拉开
7
拉开510断路器
8
查510断路器确已拉开
9
拉开4107隔离开关
10
查4107隔离开关确已拉开
11
拉开5103隔离开关
12
查5103隔离开关确已拉开
13
断开110kv. 35kv. 10kv操作电源
14
拉开2101隔离开关
25
查2041隔离开关确已拉开
26
合上2041－1接地刀闸
27
查2041－1接地刀闸确已合上
28
拉开2061隔离开关
29
查2061隔离开关确已拉开
30
合上2061－1接地刀闸
31
查2061－1接地刀闸确已合上
32
拉开2081隔离开关
33
查2081隔离开关确已拉开
34
合上2081－1接地刀闸
35
查2081－1接地刀闸确已合上
倒闸操作票
编号:201105003
操作开始时间：年月日时分终了时间：日时分
操作任务：张电6.3kv母线由运行转检修
安全事故反思心得体会
安全事故反思心得体会安全事故反思心得体会15篇当我们经过反思，有了新的启发时，可以通过写心得体会的方式将其记录下来，这样能够让人头脑更加清醒，目标更加明确。
那么好的心得体会都具备一些什么特点呢？下面是店铺帮大家整理的安全事故反思心得体会，欢迎阅读与收藏。
安全事故反思心得体会1通过学习电力误操作，使我认识到违章操作既阻碍了正常的生产秩序，又损害了企业的经济效益和社会形象。
误操作是电力安全生产中危害最大的人为责任事故。
其性质恶劣，所造成的后果严重。
1、误操作事故发生的原因(1) 有章不循。
某些电业人员安全观念淡薄，执行"两票"、"三制"不够严肃，工作不认真、不负责、怕麻烦，明知自己的行为违章，仍然抱着无所谓的心态。
倒闸操作不核对设备名称、编号、位置，不模拟，不唱票，不监护，不按操作票顺序操作，有的甚至无票操作造成事故。
(2) 防误闭锁装置存在问题。
如有些五防闭锁装置由于设计布点不完善，安装调试有遗留问题，录入操作细则未能校对清楚，根本达不到"五防"的目的。
甚至有的"五防"闭锁装置功能不齐，加之运行维护管理制度执行不力，使"五防"闭锁装置失去应有的防误闭锁作用。
还有的防误闭锁装置质量不良，经常要被迫解锁，引起操作混乱。
而现场运行人员对"五防"闭锁装置的学习和掌握跟不上发展的要求，无法发挥"五防"闭锁装置的作用。
(3) 人为失误。
如不进行验电或验电时敷衍了事，造成带电挂接地线;监护人放弃监护职责或操作人脱离监护，走错间隔，看错设备;接受调度命令不复诵，造成误听;设备未按规定实行双重称号;操作过程接听与操作无关的电话;操作人、监护人将矛盾带到工作中而影响操作安全等。
(4) 其它。
误操作事故还与人的生理原因、心理状态、情绪影响、注意力集中与否、设备状况、管理水平以及工作现场环境等有密切的关系。
(整理)厂用电及保安系统
厂用电系统一、厂用电接线方式1.厂用工作电源及其引接#1、2机组厂用电系统采用单元制接线方式，即每台机组6KV厂用母线分别设置I（II）A、I（II）B两段工作母线，每台发电机出口T接的高厂变给6KV厂用工作母线供电。
两台机组设一台启/备变作为6kV系统的启动和备用电源。
启/备变高压侧接至湛江发电厂二期220kV母线，与高厂变不在一个同期系统。
6kV系统为中电阻接地系统（中阻接地系统就是目的就是为使零序保护可靠、灵敏地动作。
），接地电阻为40欧姆。
380V厂用电系统采用单母线分段的接线方式，每台机组的380V厂用电系统由两个汽机段、两个锅炉段和两个除尘段组成，在汽机段上接有两个保安段。
两台机组380V 公用系统由两个照明段、两个检修段、两个燃油段、两个化水段、两个综合楼段、两个空压机房段、两个脱硫段、两个脱硫公用段和一个淡水段组成。
整个380V系统为中性点直接接地系统（其作用是稳定电网对地电位，从而可使对地绝缘降低。
）。
每台机组各设一台1000kW的柴油发电机作为厂用电失去时保证机组安全停运的事故保安电源。
2.厂用备用电源与启动电源备用电源用于因工作电源事故或检修而失电时替代工作电源，起后备作用。
可以分为明备用和暗备用。
正常运行时，#1高厂变的两个低压分裂绕组给6kV厂用工作IA段和6kV厂用工作IB段供电；#2高厂变的两个低压分裂绕组给6kV厂用工作IIA段和6kV厂用工作IIB 段供电。
#1启/备变作为6kV厂用工作IA段、6kV厂用工作IB段和6kV厂用工作IIA 段、6kV厂用工作IIB段的启动和备用电源，高压侧接至湛江发电厂二期220kV母线，与高厂变不在一个同期系统，#1启/备变正常运行时为空载状态，即高压侧开关在合闸状态，低压侧开关在联锁热备用状态，它没有带有厂用公用负荷，全厂的公用负荷由各机组的工作变压器分担，这种运行方式因为启备变长期带电，空载损耗较大，但可靠性比较高，而且不带公用负荷，容量也可适度减小。
零损耗深度限流装置运行规程
第八章深度限流装置运行规程（续阜康热电公司电气设备运行规程第八章）序言：我公司七、八号机6.3kv系统中,由于系统短路电流较大，设计院为了解决断路器开断能力不足、动、热稳定不够等问题，在主变低压侧加装ZLB 型零损耗深度限流装置，以降低6.3kv系统的三相短路电流。
ZLB型零损耗深度限流装置，在系统无短路电流故障发生时，电抗器被快速开关短接，可谓零损耗，当6.3kv系统发生短路故障时，快速开关断开，电抗器接入，启到深度限流的作用。
系统短路故障切除后，装置立即返回到电抗器被快速开关短接的原工作状态。
ZLB型零损耗深度限流装置属于国内新型产品，有很好的节能作用。
但是任何事物都有两面性，如果该装置不能可靠投入，其结果就是事故；如果该装置投入后不能在5s内可靠断开，其结果就是该装置的电抗器烧毁和主回路断相。
该装置同主变一样，只有投入，退出就是停机停炉。
所以，保证ZLB型零损耗深度限流装置在完好状态下运行，是唯一出路，也是编制ZLB型零损耗深度限流装置的根本目的。
第一节技术条件设备名称：零损耗深度限流装置型号：ZLB-6-5/80额定电压：6.3KV限流深度：>70%频率：50±2HZ绝缘水平：10kV额定电流：5000A电感量：0.377Ω冷却方式：风冷限流开关动作时间：合闸<20ms、分闸<10ms标称限流时间：≥2s装置耐压：≥90（kv·lmin）海拔高度：≤1000m环境温度：-40℃-60℃相对湿度：≤85%（25℃）使用地点：户外污秽等级：E级，带电体间距中心≦300mm出厂日期：2012.11.30出厂编号：2012Z0010-1制造厂家：合肥贝阿益电力设备有限公司第二节设备概况1.ZLB工作原理当6.3kv系统发生短路时，短路电流通过电流互感器给罗克线圈，当短路电流大于设定的幅值，高速DCP通过专用算法，快速精确的预测出三相电流过零点的精确时间，分别在每相电流过零之前发出信号。
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拉开2081－1接地刀闸
14
查2081－1接地刀闸确已拉开
15
合上2081隔离开关
16
查2081隔离开关确已合上
17
取下2041.“禁止合闸，有人工作”2041－1“禁止分闸，有人工作”的标示牌
18
拉开2041－1接地刀闸
19
查2041－1接地刀闸确已拉开
20
合上2041隔离开关
21
查2041隔离开关确已合上
22
取下2×14.“禁止合闸，有人工作”2×14－1“禁止分闸，有人工作”的标示牌
23
拉开2×14－1接地刀闸
24
查2×14－1接地刀闸确已拉开
25
合上2×14隔离开关
26
查2×14隔离开关确已合上
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取下2101“禁止合闸，有人工作”2101－1“禁止分闸，有人工作”的标示牌
28
拉开2101－1接地刀闸
倒闸操作票
编号:201105004
操作开始时间：年月日时分终了时间：日时分
操作任务：张电6.3kv母线由检修转运行
√
顺序
操作项目
1
拆除6.3kv母线上5＃接地线一组，查210屏柜内确无杂物并关好后门
2
取下2021.“禁止合闸，有人工作”2021－1“禁止分闸，有人工作”的标示牌
3
拉开2021－1接地刀闸
29
查2101－1接地刀闸确已拉开
30
合上2101隔离开关
31
查2101隔离开关确已合上
32
拆除2103靠主变侧1＃接地线一组
33
合上2103隔离开关
34
查2103隔离开关确已合上
35
装上210断路器控制电源保险
36
取下4107“禁止合闸，有人工作”的标示牌
37
合上4107隔离开关
38
查4107隔离开关确已合上
50
查204确已合上
51
手动断开8050查8040自动投入正常
操作完毕，汇报值长
制票人：孙三红操作人：监护人：值长：
39
取下5103“禁止合闸，有人工作”的标示牌
40
合上5103隔离开关
41
查5103隔离开关确已合上
42
合上110kv. 35kv. 10kv操作电源
43
合上510断路器
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查510断路器确已合上
45
合上410断路器
46
查410断路器确已合上
47
合上210断路器
48
查210断路器确已合上
49
合上204断路器，
4
查2021－1接地刀闸确已拉开
5
合上2021隔离开关
6
查2021隔离开关确已合上
7
取下2061.“禁止合闸，有人工作”2061－1“禁止分闸，有人工作”的标示牌
8
拉开2061－1接地刀闸
9合上2061隔离开关
11
查2061隔离开关确已合上
12
取下2081.“禁止合闸，有人工作”2081－1“禁止分闸，有人工作”的标示牌