变电倒闸操作现场作业风险管控实施细则（试行）.docx

附件6变电倒闸操作现场作业风险管控实施细则（试行）为提高变电倒闸操作安全、质效，根据变电倒闸操作实际情况，制定并应用“一表一库"明确“五级五控”具体管理措施，特制定本实施细则。本细则适用于公司系统内的变电倒闸操作。一、倒闸操作作业风险分级1 .建立单一设备操作典型风险库针对单一设备、倒闸操作流程，基于设备类型、结构形式、接线方式等，分析不同类型设备操作存在的个性化风险、操作流程各环节的共性风险、需综合考虑的特殊风险。共分析变压器等一次设备、二次保护、消防设施等21类设备，9个倒闸操作关键环节，5种电网风险、恶劣天气等特殊场景，编制132项风险，制定154项差异化预控措施，形成变电倒闸操作典型风险库（以下简称“风险库”），为倒闸操作风险基础定级提供支撑，为现场倒闸操作作业风险分析预控提供依据。2 .建立倒闸操作任务风险分级表将倒闸操作任务进行分类，对每类操作任务，基于风险库,综合考虑倒闸操作任务的操作复杂度、人身和设备风险、操作对电网影响等风险评价因素，确定倒闸操作风险基础等级（IV级）。按倒闸操作任务及范围，分为全站停送电、新设备启动投运、母线停复役、主变或线路旁路代、倒母线、变压器停复役、线路停复役、开关停复役、开关柜停复役、电容器停复役、电抗器停复役、电压互感器停复役、站用电停复役、保护投退等14类操作任务，编制倒闸操作风险基础分级表（详见附录1）,用于指导倒闸操作作业风险差异化管控工作。（1）风险评价因素。操作复杂程度，聚焦各类接线方式的特点，综合其操作的技术难度，将复杂程度从高至低依次分为IV级（详见附录2）o人身风险，聚焦操作过程中人身触电风险、设备故障对人身伤害程度，结合设备结构和特点，将风险从高至低依次分为IV级（详见附录3）。操作异常对电网影响程度，聚焦操作异常对电网影响，依据电压等级、配电装置在系统中的重要程度，将影响程度从高至低依次分为IV级（详见附录4）。（2）倒闸操作风险提级管控原则。在各类倒闸操作任务基础风险定级基础上，综合考虑电网风险、设备风险、新设备启动、时间和环境风险四个风险因素具体情况，对倒闸操作作业风险进行提级管控（详见附录5）o同类作业对应的故障抢修，其风险等级提级。二、倒闸操作作业风险分级管控措施1 .风险管控主体（1）I级、11级倒闸操作作业风险管控，由超高压（地市）公司运检部负责组织实施。（2）m级、IV级、V级倒闸操作作业风险管控，由超高压（地市）公司运维（运检）工区、分部、县公司（以下简称“县公司级单位”）负责组织实施。（3）管控主体按照分工负责倒闸操作风险定级审批、组织现场勘察、到岗到位监督等。2 .风险定级审批（1）班组应根据分级表及提级管控原则，对倒闸操作任务进行初步定级，并报送县公司级单位。（2）In级、IV级、V级操作风险，由县公司级单位审批，并报送超高压（地市）公司运检部和超高压（地市）公司运检管控中心备案。（3）I级、11级操作风险，由超高压（地市）公司运检部审批，并报送省公司设备部和省公司运检管控中心备案3.倒闸操作计划管理（1）计划编制与审批。运维班工作实行计划管理，应根据公司停电计划，编制年、月、周倒闸操作计划，经班组长审批后执行。（2）计划统计与备案。班组倒闸操作计划应纳入县公司级单位生产计划管理，并报超高压（地市）公司及运检管控中心备案。（3）计划执行与变更。倒闸操作计划应刚性执行，计划中的每项具体工作都应明确具体负责人员和时间，负责人员应按计划高质量完成工作。因特殊原因无法开展或更改操作日期时，应及时将原因及变更计划逐级报送超高压(地市)公司运检部及运检管控中心。4.现场勘察(1)勘察原则。I级风险倒闸操作、11级风险变电站全停或设备启动投运操作，必须组织现场勘察，IH级及以下风险非典型操作(现场典型操作票不涵盖的操作)必要时开展现场勘察。其中，I、11级风险倒闸操作的现场勘察由县公司级单位组织开展。In级及以下风险非典型操作任务现场勘察由运维班组织实施。因停电计划变更、设备突发故障或缺陷等原因导致停电区域、作业内容、作业环境发生变化时，根据实际情况重新组织现场勘察。(2)勘察人员。现场勘察由班组长安排运维值班人员执行执行，必要时由县公司级单位选派检修、保护等专业技术人员参与。(3)勘察内容。勘察人员应认真核对倒闸操作范围内设备设施运行状态、隐患、缺陷、保护及安全自动装置(压板)投退范围等信息。(4)勘察记录。应将特殊运行方式、设备特殊状态、存在的隐患或缺陷等记录清楚。5.倒闸操作实施方案及操作票编审(1)倒闸操作方案编审I级、11级倒闸操作风险，运维班应编制倒闸操作实施方案，明确操作计划、操作人员、操作内容、安全管控相关事项,经县公司级单位组织审核批准后实施，并报地市公司级单位设备管理部门备案。(2)操作票编制审批1 )I级、11级风险倒闸操作或In级以下风险非典型操作，班组应指定一名班组管理人员负责倒闸操作现场作业安全管控，对操作票正确性进行把关，并在操作票签名，确保操作票正确无误。2 )HI级、IV级、V级风险倒闸操作，当值人员应根据调度指令，参考典型操作票，认真完成相应倒闸操作票拟写，按照当值人员岗位从低到高依次审核操作票正确。3 )新建变电站投运前一周应具备经运维单位分管领导组织运检、安监、调控等相关专业会审并签发的典型操作票。之后每年由超高压(地市)公司变电运维专业牵头，一二次各设备专业共同参加，按专业分工对变电站典型操作票进行复审，修订意见应在变电站现场运行规程编制(修订)审批表中写明，并经运维单位分管领导签发。6 .到岗到位(1)执行标准1)I级风险倒闸操作：超高压(地市)公司分管领导或运检部负责人应到岗到位；省公司专业管理部门应按照有关规定到岗到位。2 )11级风险倒闸操作：超高压(地市)公司运检部、县公司级单位负责人或管理人员、县公司级单位负责人应到岗到位。3 )III级风险倒闸操作：县公司级单位负责人或管理人员应到岗到位。4 )IV级风险倒闸操作：县公司级单位管理人员或班组管理人员应到岗到位。5 )V级风险倒闸操作：母线、主变操作，班组管理人员应到岗到位，其他设备操作由班组根据实际情况评估，必要时安排管理人员到岗到位。(2)工作内容到岗到位人员应检查倒闸操作风险管控“一表一库”应用情况，检查倒闸操作正确性、组织措施、技术措施和安全措施完备性，倒闸操作内容和作业计划的一致性、标准作业开展情况等，督导多专业、多单位工作协同情况。7 .远程督查(1)实施原则。按照分层分级原则实施，省公司运检管控中心应对I级、11级倒闸操作风险进行远程督查，地市公司级单位运检管控中心应重点对本公司所辖I至In级倒闸操作风险进行远程督查，对IV、V级倒闸操作风险进行抽查。(2)督查内容。远程督查应重点检查到岗到位落实情况、现场倒闸操作风险及预控措施落实情况、现场倒闸操作执行的规范性。8.现场实施管控(1)风险预控措施卡1 )I、II级风险倒闸操作，县公司级单位应根据现场实际情况和风险库，组织编制措施卡并审批后实施。2 )IIhIV、V级风险，运维班应组织编制预控措施卡，经运维值长审核后实施。拉合单一断路器的V级操作风险可不编制预控措施卡，但应按设备操作风险库中的主要风险做好危险点分析及预控。3 )参与倒闸操作的人员均需参加倒闸操作危险点分析及预控，确保操作风险点及预控措施落实到人。(2)标准作业现场作业应严格执行倒闸操作标准化流程，细化风险点、关键环节预控措施，编制倒闸操作作业风险预控措施卡(以下简称“措施卡”)o监护人应严格对照措施卡检查预控措施执行情况，确保执行到位、落实到人。三、关键项目操作管控要求1 .消防设施操作(1)主设备倒闸操作涉及的消防操作固定灭火系统，主变(高抗)停电后，应将其固定灭火系统控制回路电源断开、自动投入改手动投入，防止检修过程中误动作；检修后、送电前，应及时恢复。消防报警系统，主变(高抗)送电前，应检查消防报警系统运行状态正常、信号已复归、火警消音功能已复位。变压器应急排油装置，主变停复役前后，应检查排油装置控制电源已拉开、启动压板已退出解/联锁”把手在联锁位置。结合主变停电，开展排油装置电动球阀遥控操作试验。试验前，需关闭检修球阀，防止误排油。试验后，应检查电动球阀在“常闭”并断开其电源，开启检修球阀。排油注氮系统，结合主变停电，开展排油注氮装置模拟试验。试验前，应断开控制屏上“氮气阀，”排油阀”的连接线、关闭检修阀，防止误动；试验后，应及时恢复。(2)消防系统巡视维保固定灭火系统，维护检修前，应做好取下启动氮气瓶电磁阀等安全措施；检修结束后，应装好电磁阀，恢复消防报警系统屏蔽信号。固定灭火系统启动逻辑、回路有修改时，需进行逻辑验证工作，做好防误喷措施，试验后及时恢复。消防报警系统，结合巡视维保，检查消防主机故障、感温电缆、火焰探测器本体或相关模块、线缆、控制开出模块等运行情况。应急排油装置，结合巡视维保，检查应急排油装置控制柜各项功能完好，对松动、损坏的配件及时修复，控制把手位置、指示灯正确；检查管路及零部件，发现的渗漏点及时处理。排油注氮,结合巡视维保，重点检查控制柜运行正常，断流阀、充氮阀、排油阀、排气塞位置正确、无渗漏。2 .监控操作3 1)监控联调操作新建和改扩建间隔点表在联调前应经过严格的全面性、正确性审核。联调时确保每个信息点调试到位，防止运行中“漏监误控，改扩建间隔遥控联调前，应将非调试设备改为测控就地控制，防止误控运行设备。联调结束后，应立即恢复。4 2)监控远方遥控及一键顺控操作监控远方遥控操作，严格执行操作监护制和唱票复诵制，防止误控；操作过程中做好异常信息监视，发现异常信号应立即暂停操作，查明原因并消除后方可继续。一键顺控操作，每项操作票均应经过正确性验收，典型操作票库应做好权限分级设置管理，禁止擅自更改典型顺控操作票。顺控操作时，应加强位置检查，如顺控操作异常时，应及时转由现场人员操作。5 3)监控转令及日常运行监视监控转令操作，调度预令转发前，应按电网运行方式、停役申请单等审核操作预令。调度正令转发时，应严格核对转令顺序，防止错转令。日常运行监视，对频繁动作复归而影响正常监视的告警信息，可采取封锁、抑制等临时措施，并立即向现场移交监控职责，防止“漏监，设备信号正常后应及时解除封锁、抑制等临时措施，并及时收回监控职责。3 .设备巡视隐患跟踪巡视。有故障风险的隐患设备(特别是充油、充气、避雷器等），优先采用远程智能巡视、工业视频、机器人等技术手段开展特巡；必须人工巡视的，应采取合理规划巡视路线、装配高倍相机等措施确保人身安全。室内空间巡视。进入SF6配电装置室前应做好通风、检测，确保气体含量在正常范围内；巡视时发生气体外逸故障，应迅速撤离现场，同时开启强排风，气体含量合格前禁止入内，避免窒息。极端天气巡视。雷雨天气巡视室外高压设备应穿绝缘靴，不准靠近避雷器和避雷针；高温天气应做好防暑措施，保障人员身体状态。4 .事故紧急处理事故应急处理期间的倒闸操作作业，其风险等级、到岗到位、远程督查等均应提一级管控。对提级后为Im风险级别的事故紧急处理操作，必要时超高压（地市）公司运检部应增派检修、保护等专业人员参与。四、作业方式转变1 .推进一键顺控应用全面推进一键顺控替代现场人工倒闸操作，替代人工操作时拟票、审票、执行、检查等各环节，降低设备异常导致的人身伤害、误操作、错入间隔等各类人工倒闸操作风险，提高倒闸操作作业效率及现场作业安全性。2 .推广远程智能巡视系统应用远程智能巡视系统替代现场人工例行巡视，提高巡视频次，能及时发现设备缺陷并跟踪其发展情况，提高设备运维保障能力。设备故障时，运维人员可利用远程智能巡视系统远程检查，提高设备故障原因预判和紧急响应能力，降低运维人员现场作业危险性。3 .强化技术支撑措施应用(1)存在倾覆风险手车操作。对35kV电压互感器侧装等存在高倾倒风险的开关柜，在手车操作时加装人字型磁吸临时支撑装置，提高手车拉出、推入时的稳定性，降低手车倾倒风险。(2)GIS(HGIS)隔离开关位置确认。对存在连杆易脱落等家族性缺陷的GIS(HGIS),隐患消除前，应使用X光检测装备综合判断隔离开关、接地刀闸实际位置。(3)敞开式隔离开关位置确认。配置无人机、长焦照相机、高倍望远镜等装备，用于视野受限、距离较远等情况下位置确认。送电或倒母排后，及时开展红外测温，确认操作到位。五、总结与考核1 .倒闸操作总结(1)每个操作任务完毕，值班负责人应组织监护人和操作人对整个操作过程进行总结评价，及时分析操作中存在的问题,提出今后改进要求。(2)班组应结合月度综合分析，对本月操作票执行情况进行分析评价，检查操作票面是否正确，正确的加盖“合格”评议章并签名，错误的加盖“不合格”评议章并签名，并在操作票备注栏说明原因。2 .检查考核(1)省公司设备部定期抽查I11级操作风险管理要求落实情况，超高压(地市)公司运检部定期抽查本单位各级操作风险管理要求落实情况。(2)定期抽查采用资料评审与现场检查相结合的方式开展，重点检查倒闸操作作业风险分级的正确性、风险管控措施的有效性及到岗到位的执行情况等内容。抽查结果纳入年度绩效考核。附录1变电设备倒闸操作风险定级表序号作业类型倒闸操作作业内容接线方式备型设类电压等级涉及操作设备风险基础定级1全站停送电变电站全停工33OkVy断路器Y隔离开关接地闸刀/接地线4开关柜Y保护装置，变压器4母线4电压互感器4电流互感器q电抗器4电容器I220kVIIIlOkVIII35kVIV2启动投运新变电站投运220kV4断路器Y隔离开关4接地闸刀/接地线4开关柜Y保护装置变压器7母线4电压互感器4电流互感器7电抗器Y电容器IIlOkVII35kVIII3母线停复役运行*检修双母线AIS台22OkV4断路器Y隔离开关"接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器V母线4电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器IIIGISIII3/2母线AIS二22OkVIVGISIV双母线单母线桥接线AIS110kVIVGIS110kVIV序号作业类型倒闸操作作业内容接线方式备型设类电压等级涉及操作设备风险基础定级运行*冷备用双母线AIS叁22OkVy断路器Y隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜，保护装置口变压器q母线“电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器IVGIS三22OkVIV3/2母线AIS叁22OkVVGIS220kVV双母线单母线桥接线AIS110kVVGIS110kVV4旁路带主变、线路旁路带路AIS220kV4断路器Y隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜，保护装置口变压器V母线口电压互感器4电流互感器口电抗器口电容器IIAIS110kVIII5倒母线主变或线路热倒母双母线AIS工22OkV4断路器Y隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜“保护装置口变压器“母线口电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器IHGISIVAIS110kVIVGISV6变压器停复役运行<>热备用IlOkV4断路器口隔离开关4接地闸刀/接地线口开关柜口保护装置4变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器V序号作业类型倒闸操作作业内容接线方式备型设类电压等级涉及操作设备风险基础定级运行*冷备用叁75OkVq断路器Y隔离开关“接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置q变压器口母线4电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器IV500kVV运行4*检修750kVq断路器”隔离开关q接地闸刀/接地线口开关柜“保护装置变压器口母线4电压互感器“电流互感器口电抗器电容器II工22OkV500kVIU110kVIV运行检修（变压器及各侧开关）750kVy断路器Y隔离开关"接地闸刀/接地线口开关柜口保护装置“变压器口母线q电压互感器寸电流互感器电抗器口电容器II台22OkV<500kVIII110kVIV7线路停复役IS行4检修带高抗、串补二22OkV4断路器Y隔离开关接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线4电压互感器4电流互感器电抗器口电容器IIIIV<110kVV序号作业类型倒闸操作作业内容接线方式备型设类电压等级涉及操作设备风险基础定级运行*冷备用带高抗、串补三22OkV4断路器Y隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线4电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器IVV8开关停复役运行-T冷备用4断路器”隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜“保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器V运行一T热备用4断路器口隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜口保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器V9IS行4检修三22OkV4断路器Y隔离开关接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线口电压互感器4电流互感器口电抗器口电容器IV序号作业类型倒闸操作作业内容接线方式备型设类电压等级涉及操作设备风险基础定级10运行4*检修110kVq断路器Y隔离开关“接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线口电压互感器4电流互感器口电抗器口电容器V11开关柜停复役运行-T冷备用开关柜<35kV4断路器Y手车口接地闸刀/接地线口开关柜口保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器V行4*检修4断路器Y手车口接地闸刀/接地线口开关柜口保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器IV12电容器停复役IS行4检修110kV4断路器Y隔离开关接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器寸电容器IV序号作业类型倒闸操作作业内容接线方式备型设类电压等级涉及操作设备风险基础定级运行*冷备用4断路器Y隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器寸电容器V13电抗器停复役运行4*检修<110kV4断路器”隔离开关4接地闸刀/接地线口开关柜门保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器4电抗器电容器IV行>冷备用110kVy断路器Y隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜口保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器«电抗器口电容器V14电压互感器停复役运行<>检修35kV口断路器4隔离开关“接地闸刀/接地线口开关柜保护装置口变压器口母线"电压互感器口电流互感器口电抗器电容器IV序号作业类型倒闸操作作业内容接线方式备型设类电压等级涉及操作设备风险基础定级运行*冷备用工35kV口断路器”隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜口保护装置口变压器口母线4电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器V15站用交直流系统停复役单段停役单母分段4交流系统"直流系统V16保护停复役投入退出综自站叁35kV口断路器口隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器1电容器V投入-T退出智能站35kV口断路器口隔离开关口接地闸刀/接地线口开关柜4保护装置口变压器口母线口电压互感器口电流互感器口电抗器口电容器V备注：具体分级情况说明详见附录2-4.,本表中如有未涵盖的倒闸操作项目，各单位参照相近的设备类型、电压等级和涉及操作设备来确定分级。附录2操作复杂程度x接线方式操作难度xX双母线带旁母双母线单母线3/2断路器接线桥接线IIIIIIIVV备注：聚焦操作复杂程度，依据操作设备接线方式，将复杂程度从高至低依次分为IV级。附录3人身和设备风险级别序号设备类型设备结构断路器隔离开关接地闸刀接地线1AISIVIIIIlI2GISHGISVIVIII3开关柜VIVIII备注：聚焦操作过程中人身、设备风险，依据设备结构特点，将风险从高至低依次分为IV级。存在倾倒风险的开关柜手车，人身风险较高，其倒闸操作风险等级提级操作异常对电网影响程度电压等级影响程度100OkV500(750)kV220(330)kVIlOkV35kVIIIIIIIVV备注：聚焦误操作后对电网影响程度，依据电压等级、配电装置在系统中的重要程度，将影响程度从高至低依次分为Iv级。倒闸操作风险提级管控原则风险因素提级原则备注电网安全风险存在五级及以上电网风险的变电站，若倒闸操作可能触发相应电网风险，操作风险评级提升一个风险等级。存在六、七、八级电网风险的变电站，若相应倒闸操作可能触发相应电网风险，相应操作风险等级不变，但需按照倒闸操作风险库明确操作风险，并落实防风险管控措施。设备风险设备风险是指设备存在威胁人身、电网、其他设备安全稳定运行的异常，提一级管控。主要包含两类：一是设备本身存在缺陷或隐患，操作过程中可能故障或造成倒闸操作暂停(如充油设备乙焕超标、隔离开关机械卡涩等)；二是操作高风险的设备，操作过程中可能造成人身伤害(如操作中易倾倒的电压互感器侧装开关柜)。时间和环境风险每日00:0()至5:(X)进行倒闸操作，或雷雨、8级及以上大风或冰雪等恶劣天气必须进行倒闸操作时，相应操作风险评级提升一个风险等级。各单位应合理安排工作计划，统筹考虑倒闸操作风险，尽量避免00:(X)至5:00进行倒闸操作。新设备启动对于新建主变、线路、开关(含流变更换)的启动操作，相应操作风险评级提升一个风险等级。/设备操作风险库序号措施类型操作对象备型设类操作行为存在的主要风险预控措施1/川措施断路器AIS分合闸1 .断路器爆炸，造成人身伤害；2 .断路器严重漏气，造成人身伤害；3 .断路器高压油泄漏，造成人身伤害；4 .断路器传动连杆断裂或脱销，导致合闸不到位。1 .严禁现场操作断路器，监控后台操作前提醒现场人员远离操作设备。待现场无声音后方可近距离检查。2 .若操作过程中发生SF6大量泄漏，应立即停止操作。检查时从上风口靠近，必要时佩戴防毒面具。3 .若操作过程中发生高压油路喷油，应立即停止操作。检查时，应做好人身防护，确保安全的前提下打开机构箱。4 .检查断路器机械位置三相分合闸确已到位，开关机构拐臂到位，后台三相电流正常。GIS(HGIS)1 .断路器气室防爆膜破裂，造成人身伤害；2 .断路器严重漏气，造成人身伤害；3 .断路器高压油泄漏，造成人身伤害：4 .断路器传动连杆断裂或脱销，导致合闸不到位。5 .带合闸电阻断路器短时间内多次合闸或重合闸，造成设备损坏。1 .严禁现场操作断路器，监控后台操作前提醒现场人员远离操作设备。2 .若操作过程中发生SF6大量泄漏，应立即停止操作。检查时从上风口靠近，必要时佩戴防毒面具。3 .若操作过程中发生高压油路喷油，应立即停止操作。检查时，应做好人身防护，确保安全的前提下打开机构箱。4 .检查断路器机械位置三相分合闸确已到位，开关机构拐臂到位，后台三相电流正常。5 .按照规定控制断路器合闸次数及间隔时间，防止合闸电阻过热损坏。开关柜1 .断路器爆炸，造成人身伤害：2 .断路器严重漏气，造成人身伤害。1 .严禁现场操作断路器，监控后台操作前提醒现场人员远离操作设备。待现场无声音后方可近距离检查。2 .若操作过程中发生SF6大量泄漏，应立即停止操作。检查时从上风口靠近，必要时佩戴防毒面具。2C川措施隔离开关AIS分闸1 .带负荷拉合隔离开关；2 .隔离开关机构或回路异常，造成分闸不到位且持续放电；3 .操作过程中洗瓶断裂，造成人身伤害；4 .位置检查不到位，造成误操作事件；5 .母线隔离开关和线路（主变）隔离开关操作顺序不正确，造成误操作；6 .夜间操作，光线不足，设备状态检查不到位，引起误操作。1 .隔离开关操作前检查开关三相确已分闸，后台潮流为0；2 .可以根据起弧情况将隔离开关尽可能恢复到合闸状态，待查明原因并消除异常后继续进行操作：3 .操作前观察瓷瓶外观完好，就地操作时，操作人员应注意站位，防止传动瓷瓶断裂伤人；4 .拉开隔离开关后，应检查三相动触头是否完全分闸到位，切实做到实际位置、机械指示、后台状态三者一致且正确：5 .停电拉闸操作应按断路器负荷侧隔离开关一电源侧隔离开关的顺序依次进行；6 .夜间操作时，提前检查场地照明完好，光线充足，必要时准备强光灯。合闸L带地线（接地闸刀）合上隔离开关；2 .隔离开关机构或回路异常，造成合闸不到位且持续放电；3 .操作过程中瓷瓶断裂，造成人身伤害；4 .隔离开关位置检查不到位，造成误操作事件；5 .隔离开关冰雪天气合闸操作，刀口覆冰雪，造成接触不良；6 .双母线或单母线接线方式母线隔离开关和线路隔离开关操作顺序不正确，造成误操作；7 .夜间操作，光线不足，设备状态检查不到位，引起误操作。8 .合闸后动静触头接触电阻过大导致触头发热。1 .隔离开关合闸操作前检查确认操作间隔内所有相关接地闸刀已拉开，地线已拆除；2 .操作过程中合闸不到位，可以根据起弧情况将隔离开关尽可能恢复到操作前状态，待查明原因并消除异常后继续进行操作：3 .操作前观察瓷瓶外观完好，就地操作时，操作人员应注意站位，防止传动瓷瓶断裂伤人；4 .合上AIS隔离开关后，应逐项检查三相动触头是否合闸到位且接触良好，如闸刀拐臂外露，还应观察拐臂分合闸位置是否到位（过死点），切实做到实际位置、机械指示、后台状态三者一致且正确；必要时采用高倍望远镜开展位置检查。5 .冰雪天气时隔离开关刀口覆冰雪，应采取分合三次等除冰雪措施，确认刀口已无冰雪覆盖后，再继续进行操作：6 .送电合闸操作应按照电源侧隔离开关（刀闸）一负荷侧隔离开关（刀闸）一断路器（开关）的顺序依次进行；7 .夜间操作时，提前检查场地照明完好，光线充足，必要时准备强光灯。8 .操作完毕带负荷后，需开展红外测温，确保设备无异常发热。GIS(HGIS)分闸1 .带负荷拉开隔离开关；2 .闸刀连杆脱落，导致位置检查不到位。1 .隔离开关操作前检查开关三相确已分闸到位，三相电流为0。2 .应检查隔离开关三相传动连杆到位，所有机械分合闸指示位置、后台状态变化正确。合闸1 .带接地刀闸（地线）合上隔离开关；2 .闸刀连杆脱落，导致位置检查不到位。1 .隔离开关合闸操作前检资确认操作间隔内所有相关接地间刀已拉开，外挂地线已拆除。2 .应检查隔离开关三相传动连杆到位，所有机械分合闸指示位置、后台状态变化正确。3专用措施手车开关中置式手车拉出1 .带负荷拉出手车；2 .手车拉出时倾倒，造成人身伤害。1 .操作开关手车时检查开关位置及潮流，保证确已分闸到位2 .手车拉出前应认真检查机械联锁位置正确、转运小车与开关柜紧密连接。手车拉出后应检查手车定位销已落槽后，方可解除转运小车与开关柜的连接。对于升降式转运小车，能下放至地面的，应缓慢将手车放至地面，防止手车重心过高倾倒。手车推入1.带负荷（带地刀）推进手车：2.手车推进时倾倒。1 .手车式隔离开关拉出或推入前，检查开关确在分闸位置。2 .对于升降式转运小车，提起手车时应检查手车滑轮均在转运小车导轨上，手车限位落槽，方可提升手车。手车推进前应认真检查转运小车与开关柜紧密连接，手车触头无变形、开关柜内无异物，运转小车车轮锁定。落地式手车拉出1 .带负荷拉出手车2 .手车拉出时倾倒，造成人身伤害1 .操作开关手车时检查开关位置及潮流，保证确已分闸到位。2 .手车拉出前应认真检查机械联锁位置正确，操作导轨无变形，无异物，检查周围无杂物，防止磕碰绊倒。3 .手车拉出时，从带坡度的轨道滑下时，应由拉改为推，缓慢控制手车速度，防止手车倾倒。4 .手车在过槛前可适当用力，过槛时或接触地面时适当施加反向力。遇到地面不平时，不要生拉硬拽。手车推入L带负荷（带地刀）推进手车；2.手车推进时倾倒。1 .手车式隔离开关拉出或推入前，检查开关确在分闸位置。2 .手车推入前应检查导轨、触头无变形，无异物。推手车时，应控制操作力度和速度，同时注意用力位置，防止手车速度过快而失去控制。4专用措施接地刀闸AIS分闸1 .瓷瓶断裂，造成人身伤害。2 .分闸位置检查不到位，接地闸刀动静触头安全距离不够，导致带接地合闸送电3 .独立接地闸刀漏拉开，导致带接地合闸送电。L就地操作时，操作人应注意站位，防止传动瓷瓶断裂伤人。2 .拉开接地闸刀后，应检查三相动触头是否完全分闸到位，切实做到实际位置、机械指示、后台状态三者一致且正确。3 .送电前再次检查所有接地闸刀确已分闸。合闸1 .带电合接地闸刀。2 .瓷瓶断裂，造成人身伤害。3 .合闸位置检查不到位，导致接地不良，感应电伤人。4 .冰雪天气合闸操作，刀口覆冰雪，导致接地不良，感应电伤人。5 .夜间操作，光线不足，设备状态检查不到位，导致接地闸刀合闸接触不良，感应电伤人。1 .接地闸刀合闸前严格履行验电流程，确认接地点无电且操作设备正确后，立即合上相应接地闸刀。2 .就地操作时，操作人应注意站位，防止传动瓷瓶断裂伤人。3 .合上AlS接地闸刀后，应检查三相动触头是否合闸到位（过死点）且接触良好，切实做到实际位置、机械指示、后台状态三者一致且正确。4 .冰雪天气时接地闸刀刀口覆冰雪，应采取措施除冰雪，并确认刀口无冰雪后，再继续进行操作。5 .夜间操作时，提前检查场地照明完好，光线充足，必要时准备强光灯。GIS(HGIS)分闸L传动连杆断裂，引起接地闸刀分闸不到位，位置检查不到位，导致带接地合闸送电。2.接地闸刀漏拉开，导致带接地合闸送电。LGIS接地闸刀操作，应检查三相传动连杆到位，所有机械分合闸指示位置、后台状态变化正确。2.送电前再次检查操作间隔所有接地闸刀确已分闸。合闸1 .带电合接地闸刀。2 .合闸位置检查不到位，导致接地不良。1 .严格按照间接验电要求，认真检查隔离开关的机械指示位置、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，且至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，确认该设备已无电，且操作对象正确后，立即合上相应接地闸刀。2 .GIS隔离开关操作，应检查隔离开关三相传动连杆到位，所有机械分合闸指示位置、后台状态变化正确。5专用措施接地线挂地线1 .挂接地线误入带电间隔。2 .挂接地线人身触碰接地线。3 .挂接地线操作顺序错误。1 .挂接地线前进行“三核对”（核对名称、编号、位置），防止走错间隔。2 .挂接地线穿绝缘靴、戴绝缘手套，严禁触碰接地线。3 .挂接地线时先装设接地端，再挂导体端。4 .选择对应电压等级的接地线拆地线L拆接地线对象错误，造成误操作。2 .拆接地线人身触碰接地线。3 .拆接地线操作顺序错误。1 .挂接地线前进行“三核对”（核对名称、编号、位置），防止走错间隔。2 .拆接地线穿绝缘靴、戴绝缘手套，严禁触碰接地线。3 .拆接地线时先拆导体端，再拆接地端。6专用措施验电直接验电1 .验电器不合格、电压等级错误。2 .验电器可用性验证不到位。3 .验电器与被试设备接触不良。4 .未戴绝缘手套。5 .雨雪天气室外验电。6 .操作时手超过护环。1 .验电前操作人员注意检查验电器外观完好、电压等级与操作设备一致，合格证在试验有效期内。2 .验电器在使用前应在相同电压等级带电设备或高压验电发声器上验明验电器功能完好。3 .在采用验电器验电时，操作人对设备每相至少验三个点，间距至少在1（）厘米以上。4 .验电操作时穿绝缘靴、戴绝缘手套。5 .雨雪天气禁止进行室外直接验电，应采取间接验电方式判断有无电。6 .验电操作时，手握部位应在护环以下，且护环应位于正确位置。间接验电1 .间接验电设备状态检查不到位。2 .设备电压、电流检查不到位。1 .间接验电时应通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。2 .间接验电时应检查设备无电压、相关间隔无电流。7专用措施电压互感器停复役1 .操作中漏切低压网路，造成电压回路并列或检修工作中反送电，运行电压互感器二次失压或人员伤害。2 .电压互感器二次回路空开、熔丝操作，造成电压互感器二次回路短路或接地1 .严格按照操作票执行，禁止跳步操作。2 .操作过程中加强监护。3 .电压互感器并列时，应先检查确认一次并列，再进行二次并列。8专用措施电流互感器停复役1 .误操作运行电流互感器二次回路试验端子，造成运行电流互感器二次开路，导致人身伤害和设备损坏。2 .操作过程中造成电流互感器二次网路短路或两点接地，造成保护装置误动作。3 .复役时，电流互感器二次回路试验端子未恢复，区外故障时保护误动1 .操作过程中加强监护。2 .严格按照操作票执行，禁止跳步操作，并加强监护。3 .大电流端子严格正确顺序操作，操作后要仔细检查大电流端子孔是否有铁屑。9专用措施变压器停役1 .停役前未及时调整低压站用电接线方式导致站用电低压母线失电