变电所受送电施工组织设计

扬子化扩建45万吨/年精对苯二甲酸

(PTA)生产线

P3总降变电所受送电

施工案

中国化集团第四建设公司

扬子PTA项目部

前：FCC—PTA/g-039

□重大

E3普通

综合

扬子化扩建45万吨/年精对苯二甲酸

(PTA)生产线

P3总降变电所受送电

施工案

编制：

校审:

批准:

中国化集团第四建设公司

扬子PTA项目部

2022年4月10日

目录

1合用围..............................................1

2工程概况............................................1

3编制依据............................................1

4施工3便、送..............................1

5P3总降压站部盘陛、送电断膜..................5

6受、送电计划........................................5

7具体操作步骤........................................7

8批、仪^施用料......................16

9质量保证机构和质量保证措施..........................17

10HSELEC....................................................21

1合用围

本案合用于扬子化公司扩建45万吨/年精对苯二甲酸（PTA）生产线氧化工

段P3总降变电所受送电。

2工程概况

2・1P3总降压站由扬子化公司热电厂35kV母线提供双回路电源；P3总降压站

35kV音的配置:2台雌开关柜、3雒压器柜、1台母联柜、3台25000kVA

的拄压器。6kV部份配置：55台中国秩柜、4台2500kVA变压器。2

台电容器。

22扬子化公司热电厂35kV出线与P3降压站进线之间设路线纵差保护。P3总

降压站的35kV和6kV电源均采用双电源供电，正常时双电源分列运行。母

联开关柜设自动和手动切换装置，正常运行时，母联开关柜选择自动切换位

置。当某一电源失电时，母联开关柜自动投入变为正常段为失电段供电；故

障排除后，手动断开母联断路器恢复到双电源分列供电。P3总降压站的

35kV和6kV继电保护均由综合保护继电器实现，并设置一套微机监控系统

（能源管理系统）以实现运行和故障时各种信号及数据的采集、记录、控制

和管理。

23P3总降压站受电包括：35kV6面高压开关柜接受扬子化公司热电厂提供的

双回路35kV电源，通过两台25000kVA;35/6kV降压变压器变为双回路

6kV中压交流电，分别送到两段6kV中压柜，再由6kV中压开关柜为以下

用户送电。空压机组通过一台25000kVA;35/10.5kV降压变压器提供电源，

氧化反应富裕能量发电，反送到35kV母线为P3总降提供电源。

3编制依据

3.1SEI设计院设计的35kV、6kV、0.4kV图纸；

3.235kV、6kV、0.4kV开关柜随机资料，检、试验报告；

33综合保护说明及检I式、验报告；

3.4扬子化公司动力设备投用规定；

4施工工及受、送蝌序

4.1施工工序

4.2受电前P3总降压站应具备以下条件

4.2.1变电所部土建施工（含装修）结束，门、窗完好，预留、洞封闭；

422扬子化热电厂51」P3的两路进线及控制部份电缆应敷设到位，绝缘检查合格、

终端头制作及耐压试验合格，接线正确；

423与受、送电相关的安装、试验工作结束,相应的记录齐全，保护动作的模

拟传动正确无误，并经项目组、监理、业主确认；

424P3总降压站直流电源220V安装、试验结束，达到投入使用条件，能够为

35kV、6kV及0.4kV系统提供控制及操作电源；

425变电所受送电前，消防、通讯设施完好并达到正常使用条件；

4.2.6受、送电前自检自查完毕，三查四定工作结束；

4.2.7受、送电的有关设备及辅助安全用具等准备齐全。

4.3高、低压盘柜及变压器受电程序

向上级提出书面申请，办理受送电的工作票

35kvl段系统受电、T2A（1#住受送电部位检查

雷年恁第一油备电---------------

35kV单电源核相

T2A/T2B主变第二,三次充电

6KV合环试验

4.4受、送电程序说明

441依据扬子化热电厂以及L90到货的实际情况，此次受、送电可能惟独一段

供电路线具备送电条件，受电案将根据实际情况调整；

442由于扬子化公司P3总降压站电源最终由扬子化公司220kV总站提供。变

更路线后，仍需要对35kV盘柜受电程序重新进行；

443P3总降35kV系统合环试验、热电厂母差保护测试?口路线纵差保护测试由

电力调度以及电厂负责；

444电缆、主变空载运行24小时考核；主变重瓦斯俣护投信号，24小时无瓦

斯信号，则投跳闸；

445受、送电计划因其他原因影响，不能按时送电，按实际开始时间的净工期

运行；

4.4.6案中受、送电式和步骤按业主案编写，受、送电过程在业主统一指挥下，

进行送电操作

5P3总降压站部盘柜受、送电组织机构

5.1现场受、送电组织机构

施工经埋：张会祥

技术负责：王舒平

现

工

供

经

安

技

质

场

程

应

监

术

检

营

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康

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舒

庆

志

龙建

义

桃

明

平

金

敏

湘科

6受、送电计划

时间：计划2022年3月31日开始：

序号容

26日上午26日下午27日上午27日下午28日上午

35kV进线电缆冲电

1

35kV母线受电

2

两台主变受电

3

电缆、主变空载运行24

4

小时考核

6kV母线受电

5

6kV变压器受电

6

0.4kV母线受电

7

35kV系统备自投试验

8

6kV系统备自投试验

9

400V系统备自投试验

10

7具体操作步骤

7.135KV操作步骤

7.1.1PTA三降35kVI段系统受电、T2A(1#)主变压器第一次充电

7.1.1.1检查所有受电围的设备(热电厂377、378开关及相关的闸刀；P3总降

377、378开关;T2A、T2B变压器及相关设备;热电厂至化工厂377、378

电力电缆)的安装工作已全部结束，验收合格；

71L2确认P3总降377、378、300、301、302、601、602、600开关在冷备

用状态，35kVI段母线、35kVUE殳母线、T2A、T2B变压器高、低压侧绝

缘合格；

确认断路器室、刀闸室的SF6气压正常，外观检查无异常现象；35kV所

有开关直流操作电源工作正常，各二次控制小开关都已合好，各综合保护

继电器工作正常；

7.1.1.4将35kV各柜的远/就地开关打至就地，377、378柜上的BZT开关打至退

出；

7.1.1.5得电调令，合3771刀闸，合377开关；合3001、3002刀闸，合300开

关；合3011刀闸，合301开关；

7.1.1.6将变压器瓦斯保护投信号，派一位监护人员去T2A(1#)变压器室观察;

7.1.1.7确认具备受电条件后，向电调申请对路线、PTA三降377、300、301新

开关、35kVI、n母线、#1主变充电；

7.1.1.8受电后，检查35kVIE姆线、35kvHE短线、301开关、1#主变受电情

况及保护动作情况；

7.1.1.9如各保护均未动作，检查I段进线PT工作正常，确认电压显示正确；检查

各综合保护继电器显示正常；

7.1.1.10向上级汇报35kVI段系统受电情况。得电调令，分300开关，分3001、

3002刀闸，分301开关。（301热备用，300冷备用,377运行）

7.1.2P3总降35kVII段系统受电、T2B（2#）主变压器第一次充电：

7.1.2.1确认P3总降378、300、302、602开关在冷备用状态；

7.1.2.2得电调令，合3782刀闸，合378开关，合3022刀闸，合302开关；

7.1.23将变压器瓦斯保护投信号,派T立监护人员去2#变压器室观察；

7.1.2.4确认具备受电条件后，向电调申请对路线、P3总降378、302新开关、

35kVH母线、#2主变充电；

7.1.2.5受电后，检查35kVII段母线、302开关、2#主变受电情况及保护动作情

况；

7.1.2.6如各保护均未动作，检查PT工作正常,确认电压显示正确；检查各综合保

护继电器显示正常；

7.1.2.7向上级汇报35kVII段系统受电情况,分302开关（302热备用,378运

行）

7.1.335kV核相的操作步骤

35kV的6面盘柜一次回路均采用全封闭结构，因此采用二次核相法。

7.13.1确认377进线柜、378进线柜工作正常，确认两段PT工作正常，电压回

路的二次开关合上；

7.1.3.2测量进线柜的端子X6.16、X6.17、X6.18应显示如下数据；

Z.

X6.160V100V100V

X6.17100V0V100V

X6.18100V100V0V

7.13.3确认核相正确后，锁紧两段进线柜的柜门。通过带电显示器核相，ABB仪

器上应显示如下数据；

AH11

柜ABC

AH16柜

A没电有电有电

B有电没电有电

C有电有电没电

注：核相结束后，应做好相应的相色标识，以备下次受电时做好依据。

向上级汇报35kV核相情况,得电调令，分378开关（378热备用）

7.1.435kV系统单电源核相

7.1.4.1确认电厂378开关已转冷备用；

7.1.4.2得电调令，合3001、3002刀闸，合300开关，分378柜PT二次小开关

（一段电压小母绩口二段电压小母线在300合时自动并刀，如果两段电压

相序不同则会短路跳PT二次小开关），合378开关（PTA六线378倒送电）;

7.1.43检查35kVI段系统与35kVII段系统PT工作正常；

7.1.4.4测蜃378木巨PT二欠小SM60:1与SM60:2、SM61:1与SM61:

2、SM62:1与SM62:2应显示如下数据:

小口

SM60:1SM61:1SM62:1

下端口

SM60:20V100V100V

SM61:2100V0V100V

SM62:2100V100V0V

确认核相正确后，锁紧进线柜的柜门；

7.1.4.5

7.1.4.6向上级汇报35kV单电源核相情况；

7.1.4.7得电调令，分378开关（378热备用）；

7.1.5P3总降35kV系统合环试验、热电厂母差保护测试和路线纵差保护测试（此

试验由电力调度及热电厂完成）

7.1.5.1待电厂378、300开关转运行位

7.1.5.2得电调令，合378开关。（35kV系统合环）；

7.1.5.3检查35kV系统环流对P3总降开关及继电保护的影响；

7.1.5.4等待热电厂保护人员检查热电厂35kVI.IIE殳母差保护及PTA五线377、

PTA六线378路线纵差保护的正确性;

7.1.5.5得电调令，分300开关；

7.1.6P3总降T2A（1#）主变第二、第三次充电

7.1.6.1确认301开关在热备用,601在冷备用；

7.1.6.2得到电调允，合上301开关,对T2A主变进行第2次充电;

7.1.63确认601带电指示器灯亮；

7.1.6.4确认T2A差动综合保护继电器检测正常；

7.1.6.5观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；

7.1.6.65分钟后分开301开关；

7.1.6.72分钟后合上301开关,对T2A主变进行第3次充电；

7.1.6.8再次确认T2A差动综合保护继电器检测正常。观察变压器油色、油位，声

音有无异常现象；

7.1.6.95分钟后分开301开关；（301热备用）;

7.1.7P3总降T2B（2#）主变第二、第三次充电：

7.1.7.1确认302开关在热备用,602在冷备用；

7.1.7.2得到电调允，合上302开关,对T2B主变进行第2次充电；

7.1.7.3确认602容性电压指示器灯亮；

7.1.7.4确认T2B差动综合保护继电器检测正常；

7.1.7.5观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；

7.1.7.65分钟后分开302开关；

7.1.7.72分钟后合上302开关,对T2B主变进行第3次充电；

7.1.7.8再次确认T2B差动综合保护继电器检测正常。观察变压器油色、油位，声

音有无异常现象；

7.1.7.95分钟后分开302开关;（302热备用）;

Z.

7.1.8P3总降T2A(1#)主变从一段母线倒到二段母线及T2B(2#)主变从

二段母线倒到一段母线操作试验：

7.1.8.1确认3011、3022刀闸在合位，3012、3021刀闸在分位；

7.1.8.2得到电调允，合上301、302开关；

7.1.83待电厂合300开关；

7.1.8.4得电调令，合P3总降300开关；

7.1.8.5合3012、3021刀闸；

7.1.8.6分3011.3022刀闸；

7.1.8.7分P3总降300开关(T2A(1#)主变在二段母线运行，T2B(2#)主

变在一段母线运行);

7.1.8.8得电调令，合P3总降300开关；

7.1.8.9合3011、3022刀闸；

7.1.8.10分3012、3021刀闸；

7.1.8.11得电调令，分P3总降300开关。(恢复正常运行式)

7.26kV操作步骤

7.2.1P3总降6kVI段系统受电

7.2.1.1确认PTA三降6kVI段母线、H段母线所有工作结束，母线绝缘合格，具

备投运条件，6kVI段母线和n段母线所有出线开关、6kV母线分E殳600

开关在冷备用状态，确认301开关在热备用；

7.2.1.2确认6kV受电各柜直流操作电源工作正常，各二次控制小开关都已合好，

各综合保护继电器工作正常；

7.2.13将601柜和602柜的远/就地开关打至就地,600柜上的BZT开关打至退

出位；

7.2.1.4将601开关、600开关由冷备用转热备用；

7.2.1.5得到电调可,合上601,600开关；

7.2.1.6合上301开关对601、600开关、6kVI段母线、6kVUE妈线充电；

7.2.1.7检查601、600开关、6kVI段母线、6kVII段母线受电状况以及保护动

作情况；

7.2.1.8如各保护均未动作，检查一E殳进缆口母线PT工作正常，确认电压显示正确;

检查各综合保护继电器显示正常；

7.2.1.9分开600开关，将600开关摇出柜外；

Z.

总降段系统受电

7.2.2P36kVII

确认开关在热备用；

7.2.2.1302

72.2.2将602开关转热备用;

得到电调可，合上602开关；

7.2.23

合上302开关对602开关、6kVHE姆线充电；

7.2.2.4

检查602开关、6kVH段母线受电状况以及保护动作情况；

7.2.2.5

7.2.2.6如各保护均未动作，检查二E更2线和母线PT工作正常，确认电压显示正确；

检查各综合保护继电器显示正常；

7.2.36kV核相操作步骤

由专人带绝缘手套将母联柜上下口挡板用专用工具撑开；

7.2.3.1

7.23.2在600柜上下口核相，核相仪上电压表应显示如下数据；

ABC

下口

A06kV6kV

B6kV06kV

C6kV6kV0

撤出核相仪，将600开关转热备用，一次合相结束；

7.2.33

7.23.4确认母线PT柜Y601、Y602在工作位置、运行状态；

7.23.5测量柜X603、X606、X609端子，应显示如下数据；

、Y601

X2:200X2:201X2:202

Y602

X2:200OV100V100V

X2:201100VOV100V

X2:202100V100VOV

7.23.6撤出核相器，锁紧柜门，二次核相结束。

7.2.46kV合环操作步骤

7.2.4.1得电调允，合上600开关。（6KV系统合环）;

7.2.4.2检查6kV系统环流对PTA三总降开关及继电保护的影响；

Z.

7.2.43检查T2A、T2B主变差动保护的正确性；

7.2.4.4得电调允，分开600开关（600热备用）；

7256kV变压器充电操作步骤

725.1确认6kV变压器柜馈出至0.4kV进线柜的电缆及母线绝缘电阻合格；确认

变压器柜647容性电压指示器灯不亮；确认6kV变压器柜的断路器在分闸

状态,接地刀在接地位置；确认变压器的外观检杳,绝缘检查合格,分接

开关在指定位置,温度的触点在正常状态；

725.2将647柜断路器转热备用;

7.2.53将647柜的控制电源小开关均合上；

7.2.S.4合647开关，断路器可靠合闸，面板指示正确；

7.2.5.5检查T3A变的油位、声音应正常；

7.2.5.65分钟后，分647开关，面板指示正确；

725.7重复步骤第4,第5，第6步，对1#变压器冲击3次，每次间隔2分钟；

725.8观察变压器人员与操作人员保持联系畅通，注意自身安全，并做好监护；

725.9重复第1）至第7）步的操作步骤相应的开关位号改为650、649、648对变

压器T3B、T4A、T4B充电

7.3400V操作步骤

7.3.1MCC3I段受电操作步骤

7311确认变压器T3A投用，确认0.4kV母线相间及对地绝缘合格，各综合保护

继电器工作正常；

7.3.1.2确认母联柜HCOO400断路器在冷备用；

73.1.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置；

7.3.1.4将HAOO401断路器送至工作位置；

73.1.5合HAOO401;

7.3.1.6检查HAOO401开关、MCC3I段母线受电状况以及保护动作情况；

732MCC3II段受电操作步骤

73.2.1确认变压器T3B投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；

73.2.2确认母联柜HCOO400断路器在冷备用;

7.3,23确认母联柜转换开关SA100在手动位置；

73.2.4将HBOO402断路器送至工作位置；

Z.

73.2.5合HBOO402;

73.2.6检查HBOO402开关、MCC3IIE殳母线受电状况以及保护动作情况；

7.3.3MCC41段受电操作步骤

7.33.1确认变压器T4A投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；

7.33.2确认母联柜JCOO400断路器在冷备用:

73.3.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置；

73.3.4将JAOO401断路器送至工作位置;

73.3.5合JAOO401;

73.3.6检直JAOO401开关、MCC4I段母线受电状况以及保护动作情况；

7.3.4MCC4II段受电操作步骤

7.3.4.1确认变压器T4B投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；

73.4.2确认母联柜JBOO400断路器在冷备用；

73.4.3确认母联柜转换升关SA100在手动位置；

73.4.4将JBOO402断路器送至工作位置；

73.4.5合JBOO402;

73.4.6检查JBOO402开关、MCC4I段母线母线受电状况以及保护动作情况

7.3.5400V核相步骤

73.5.1确认进线HAOO401断路器、进线HBOO402断路器在工作位置合闸；

73.5.2确认母联柜HCOO400控制开关断开位置，将HCOO400拉出柜外；

7.3.53HCOO400柜上下口核相，标准电压表应显示如下数据

ABC

A00.4kV0.4kV

B0.4kV00.4kV

C0.4kV0.4kV0

73.5.4用相序表进行相序检查。锁紧柜门，一次核相结束；

73.5.5确认进线JAOO401断路器,进线JBOO402断路器在工作位置合闸；

73.5.6确认母联柜JCOO400控制开关断开位置将JCOO400拉出柜外；

73.5.7JCOO400柜上下口核相,标准电压表应显示如下数据：

上口ABC

下口

A00.4kV0.4kV

B0.4kV00.4kV

C0.4kV0.4kV0

73.5.8用相序表进行相序检查；

73.5.9将HCOO400、JCOO400转热备用,锁紧柜门，一次核相结束。

7.4BZT试验操作步骤

7.4.135kV系统备自投试验

7.4.1.1确认PTA三降在正常运行式，35kVI段母线与35kVII段母线、6kVI段

母线与6kVII段母线核相正确；

7.4.1.2确认35kV备自投装置在自动位置，6kV及400V备自投装置在自动位置;

7.4.13待热电厂分开PTA五线377开关；

7.4.1.4检查300开关备自投动作情况：PTA三降377开关应在分闸位置，300开

关应在合闸位置，6kV及400VBZT应不动作；

7.4.1.5待热电厂合上PTA五线377开关和35kVI、H母线分段300开关；

7.4.1.6得电调令，合377开关，分300开关（热备用）,恢复正常运行式；

7.4.1.7待热电厂分300开关，分开PTA六线378开关；

7.41.8检查300开关备自投动作情况：PTA三降378开关应在分闸位置,300开

关应在合闸位置，6kV和400VBZT应不动作；

7.4.1.9待热电厂合上PTA六线378开关和35kVI、II母线分段300开关；

7.4,1.10得电调令，合378开关，分300开关（热备用），恢复正常运行式

7.4.26kV系统备自投试验

7.4.2.1确认PTA三降在正常运行式；

7.4.2.2确认6kV备自投装置在自动位置，400V备自投装置在自动位置；

7.4.23得电调允，分301开关；

7A2.4检查600开关备自投动作情况：PTA三降601开关应在分闸位置，600开

Z.

关应在合闸位置，400VBZT应不动作；

7.4.2.5得电调允，合601开关（6kV合环）,分600开关（热备用），恢复正常运

行式；

7.4.2.6得电调允,分302开关；

7.4.27检查600开关备自投浏乍情况：PTA三降602开关应在分闸位置，600开

关应在合闸位置，400VBZT应不动作；

7.4.2.8得电调允，合602开关（6kV合环），分600开关（热备用），恢复正常运

行式；

7.4.3400V系统备自投试验

确认三降在正常运行式；

7.43.1PTA

确认400V备自投装置在自动位置；

7.43.2

分647开关;

7.4.33

7.43.4陵HCOO400开关备自投动作情况：PTA三降HAOO401开关应在分

闸位置，HCOO400开关应在合闸位置；

7.43.5分HCOO400开关（热备用），合HAOO401开关，恢复正常运行式；

7.43.6重复第1）至第5）步的操作步骤，647相应的位号改为650、649、648,

HCOO400相应的位号改为JCOO400,HAOO401相应的位号改为

HBOO402、JAOO401、JBOO402,对MCC3口E殳、MCC41段、MCC4

n段进行BZT测试。

8机具、仪器使用及措施用料计划

序号名称规格型号单位数量备注

1对讲机TK—308部4

2高压核相器FDR套1

3相序表XZ—1块1

4高压摇表3122块1

5低压摇表2426A块1

6绝缘棒个2

7绝缘手套双4

8绝缘靴双4

9警戒绳米100

10警示牌个30

11万用表块1

9质■保证机构和质■保证措施

9.1质量管理组织机构

经理：鄂承华

技术负责人：郭彤

质检员：彭文贵

劳

供

工技

资

应

程

术；

：

：

谢

许

王

朝

光

龙郭

庆

英

湘

彤

作业班组］

9.2P3总降压站受、送电质量保证措施

921盘柜基础安装自检，不直度、水平度、位置及不平行度合格后报检，检验

合格后，由质检员粘贴检验合格标识，再进行下道工序盘柜安装。

922盘柜安装垂直度、水平偏差、盘面偏差、盘间接缝的偏差在允围之，安装

坚固，油漆完整，接地可靠，盘柜清洁整齐。

923母线连接的搭接面平整清洁，搭接面积符合要求，连接坚固、密切，并涂

以电力复合脂，相色正确。

924盘柜元器件完好，固定坚固正确；一次线、二次线接线整齐准确，接线紧

固可靠，标志齐全清晰，绝缘符合要求。

925并列为同一设备供电的2根及2根以上电缆,电览做头后必须由2人以上

进行相序核对，并做好相同的相序标识。

9.2.6盘柜的电缆出入口密封封堵良好。

9.2.7手车或者抽屉柜推拉灵便,机械闭锁可靠。

928盘柜的母线、电缆、测量表计、元件、保护装置等全部电气试验合格，操

作及联动试验正确。

929受送电前，配电室干净清洁、无杂物。

9.2.10经业主、项目部、监理、确认每项工作程序；

9.2.11安装、试验、检验状态记录齐全。

9.3检试验计划

现场检试验计划

施工供:中国化集团第四建设公司缩写

文件状态

单项工程:PTA装置电气试验AA级共检点B

检验试验计划页数：共1页

单项工程:PTA装置电气试验B*级共检C

版本：第0B

子单位工程：版注：B级以上停检点

序共检单位

容项目执行规/标准共检等级

a

质安部项目组监理FCC

1.人员资质AVVVV

2.主要施工设备BVVV

3.材料合格证BVVV

4.

变压器常规试验GB50150-91CV

变压器试验

5.变压器耐压试验GB50150-91BVVV

6.开关柜特性试验GB50150-91CV

6kV中压开关柜

7.开关柜耐压试验GB50150-91BVVV

8.开关柜特性试验GB50150-91CV

35KV局।压开关柜

9.开关柜耐压试验GB50150-91BVVV

绝缘耐压试验

10GB50150-91CV

电缆

11相序检查GB50150-91BVVV

12电动机常规试验GB50150-91CV

电动机

13电动机绝缘耐压GB50150-91BVVV

U母线绝缘耐压GB50150-91BVVV

15变电所送电GB50150-91AVVVV

z.

10HSEgSRLECffft

10.1HSE管理体系

10.2P3总降压站受、送电HSE管理措施

1021P3总降压站土建施工必须全部结束，交安装单位（电仪公司专业项目部）

真正实行专区管理,与电气无关人员禁入。

1022在受、送电之前必须做好以下工作：

1022.1成立受、送电组织机构。

10.2,2.2选择具有35kV安装、试验、操作资格的电工做监护人、操作手，熟悉受

送电操作程序和操作围。

10.2.2.3制定好受、送电的具体步骤，根据电气操作规程填写好操作票。

1022.4正式受、送电前由现场送电指挥组织安全、质量、技术现场负责人、监护

人、操作人对将要受电的盘柜、变压器、电缆的安装、试验情况进行认真

的检查，确认无任安全隐患并经项目组、监理和业主安全、质量管理部门

陵合格。

10.225变压器室，高、低压盘设备柜间，拉警戒绳设置暂时警戒区，备好各种代

明显提醒语言和触电标志的警示牌。

Z.

10.2.3在P3总降压站受、送电时和受电后，与受送电无关人员禁进入警戒区。

10.2.4受送、电监护人、操作人只接受现场受、送电指挥一人发出的指令，其他

人无权指挥。

10.2.5受、送电的操作人员，一定要按规定穿着防护用品，使用合格的验电设备。

10.2.6受、送电过程中，由唱票人按操作票发出操作口令，操作人重复一遍操作

口令得到唱票人的确认，可按口令进行操作。紧无口令操作或者不按口令

操作。

10.2.7相序检查及使用验电笔验电时，应避免由验电造成接地短路。应将验电设

备缓慢接近带电体，切忌快速接近。

10.2.8受、送电结束后，在盘柜上挂相应的警示牌。并实行值班制度，直至总降

付旺WS。

10.3