35kV精武农业大棚光伏电站并网启动方案

1、35kV精武农业大棚光伏电站并网启动方案青岛昌盛日电太阳能科技股份有限公司天津西青区项目部2016年06月11日批准:审核:编写:目 录一、工程概况4二、编制依据和标准5三、试验仪器6四、投运启动时间6五、启动前应具备的条件6六、安全注意事项、措施及组织8七、并网启动试验范围10八、并网启动试验流程11九、并网启动试验步骤12 1.确认涉网设备状态 2.武光一线、武光二线带电试验 3.精武农业大棚光伏电站受电冲击 4.箱式升压变压器冲击带电试验 5.直流汇流箱带电试运行 6.启动逆变器并网发电10、 本光伏电站逆变器注意事项19 1.逆变器启动条件 2.逆变器开机并网前的检查 3.逆变器开机流

2、程 4.逆变器关机操作时注意事项 5.逆变器自动开关机状态十一、站用双电源切换试验21 1.试验准备条件 2.试验步骤十二、资料整理及归档22十三、附录22 附录.人身触电事故应急处置措施 附录.防止误操作的一般措施 附录.光伏发电单元设备明细 附录.35kV精武农业大棚光伏电站一次系统图一、工程概况本工程总装机容量为20MW，采用分块发电、集中并网方案。20MW光伏方阵由19个多晶硅光伏方阵组成，每个方阵均由若干路太阳电池组串并联而成。每个方阵由光伏组件、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。其中1#光伏方阵采用了组串式逆变器，即每22片组件串成一个电池组串，每5个电池组串进入一个组串式逆变器-

3、交流汇流箱子单元，多个子单元汇流后由箱式升压变压器升压至35kV，经集电线路送至35kV精武农业大棚光伏电站母线，再经出线开关、武光线送至精武110kV电站。余下18个光伏方阵均采用了一个逆变器-升压变大单元。每组逆变器-升压变大单元都是由直流配电柜、逆变器、箱式升压变压器等组成。光伏组件发电后接入直流防雷汇流箱，汇流后经直流配电柜进入逆变单元，逆变后三相交流电经低压配电柜进入箱式升压变压器升至35kV，由集电线路送至35kV精武农业大棚光伏电站母线，再经出线开关、光武线送至精武110kV电站。其中，每个逆变器-升压变大单元下设有多个直流防雷汇流箱。根据本工程的建设规模，逆变器-升压变单元布置

4、于太阳能电池19个方阵中，分别通过4回35千伏电缆汇集至35千伏配电室内。 35千伏精武农业大棚光伏电站开关站采用2组单母线接线，2组单母线分别以1回35千伏线路接入精武110千伏变电站两台主变的35千伏侧。 本工程光伏区共分为19个方阵，每个方阵里每22片电池组件组成1串，并列16路汇入1个直流防雷汇线箱。二、编制依据和标准GB 18479-2001 地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则 DL/T 5272002 静态继电保护装置逆变电源技术条件 DL/T 4782001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求 GB 20513-200

5、6 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则 Q/SPS 22-2007 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法 GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求 GB/Z 19964-2005光伏发电站接入电力系统的技术规定 GB/T 20046-2006光伏系统电网接口特性（IEC 61367：2004）国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行） GBJI47-90 电气装置安装工程高压电气施工及验收规范 GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50171-2006电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)

6、 国家电网生技 （2005)400号国家电网公司电力安全工作规程(发电站和变电所电气部分、电力线路 部分)(试行)国家电网安监(2005)83号设计图纸、厂家图纸、说明书及相关资料三、试验仪器表1 试验仪器列表序号仪器设备名称型号规格编 号检 定结 果有效期备 注1FLUKE万用表15BTQ06合 格2016.10.30计量器具2兆欧表BM11D2079合 格2016.08.02计量器具3核相器EC-10kV02161合 格2016.09.28试验仪器4继电保护测试仪PW40合 格2016.09.28试验仪器5相序表FLUKE9040SS合 格2016.8.02试验仪器4、 投运启动时间 35

7、kV精武农业大棚光伏电站投运计划时间为2016年06月23日，光伏发电方阵投运计划时间为2016年06月23日。正式时间由国网天津供电公司调控中心下令。五、启动前应具备的条件 系统并网启动工作正式开始以前，并网启动人员应对本系统并网启动应具备的条件进行全面检查。1.电气应具备的条件 1.1精武农业大棚光伏电站电气、通讯与自动化以及与之相关联的土建施工全部结束，生产厂房、电气设备卫生清扫干净，无尘、无水渍、无杂物。1.2线路保护装置单体调试已经完成，武光一线与武光二线的保护光纤联调已经完成，线路保护定值已经输入，并经再次确认无误。 1.3开关站35kV真空断路器一次试验已经完成，报告齐全。1.4

8、开关站PT、CT、避雷器及母线一次试验已经完成，报告齐全。 1.5开关站1#所用变压器、1#SVG降压变、2#SVG降压变一次试验已经完成，报告齐全。1.6光伏发电单元1#19#升压变压器一次试验已经完成，报告齐全。1.7光伏发电单元1#19#箱变进线隔离、高压负荷开关传动试验已经完成，定值输入无误，报告齐全。1.8受电范围内高压交流线缆一次试验已经完成，报告齐全。1.9本次受电所涉及到的二次保护装置单体试验及分系统试验应完成，定值已经输入，相关保护压板均已按规定的运行方式投入，并经再次确认无误，保护装置报告齐全。1.10交直流一体化机柜、UPS直流控制系统试验已经完成，报告齐全。1.11微机

9、监控系统已经带电试运，自动化、通讯设备均已验收合格，调度自动化通道验收完好，报告齐全。1.12微机五防已可靠投入。1.13光伏方阵1#19#逆变器控制电源开关和1#19#方阵中直流防雷汇流箱内熔断器，经逐一检查无异常。1.14本次启动试验有关的所有设备名称、编号齐全，带电设备应有明确的标志，设好警戒围栏。1.15试验人员应准备好有关图纸、资料、试验记录表格。1.16确认二次电流回路无开路，二次电压回路无短路现象。2.土建应具备的条件 2.1现场道路畅通，照明充足。 2.2现场通讯设备方便可用。 2.3备有足够的消防器材，并完好可用。3.其它应具备的条件 3.1各级调度与光伏电站通信联络畅通，职

10、责明确，落实到人。3.2施工单位和运行单位做好设备情况的技术交底工作，各类安全防护用具、消防器具、现场设备均已准备齐全。3.3运行规程、操作票编制完成并经审定、批准，并报地调备案。3.4本光伏电站配备的检修人员、运行人员经过岗前培训，熟悉一、二次设备及自动化设备的运行和操作。 3.5准备好有关测试仪表和工具。六、安全注意事项、措施及组织1.安全注意事项、措施1.1参加并网启动的所有工作人员应严格执行安规及现场有关安全规定，确保并网启动工作安全可靠地进行。1.2各带电设备应有明显的标志牌和警告牌。各出入通道设专人监护，非作业人员禁止进入作业现场。1.3如在并网启动过程中发现异常情况，应及时调整，

11、并立即汇报指挥人员。1.4所有安全工器具必须经试验合格且在规定的质检期内方可使用。1.5并网启动全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。 2.并网启动组织机构 2.1本次并网启动现场组织机构如下： 投运总指挥： 贾旭峰 操作组组长： 刘永来、周红凯 操作组组员： 张驹、范吉朝 检查组组长： 刘延凯、李小健 检查组组员： 轩言彪、崔岩、黄德辉 配合单位：调试单位、四方、施工单位 应急小组：侯宝超、尚永乐、张江等。 2.2组织纪律 2.2.1所有参加工作的人员应听从指挥，严禁违章操作和无令操作。 2.2.2拟送电前，检查设备现场备有充足完好的消防设施设备。 2.2.3不属于本次试运范围内

12、的设备严禁操作。 2.2.4试验过程中的所有一次设备均应由安装及操作组人员负责进行监视、监听，检查接触是否良好、温度是否过高、有无放电异常声等。若遇有异常现象，应立即报告总指挥。如情况紧急，当事人可根据具体情况，按安全规程的有关规定以及本措施的要求，做紧急处理，处理后应立即报告总指挥。 2.2.5在并网启动的具体操作过程中加强监护，每项操作一人操作，一人监护，防止事故的发生。 2.2.6送、停电的投运工作由投运总指挥统一发令，投运操作完毕后，由操作组组长向调度汇报，检查组在操作组完成操作的整个过程检查监督，监护人和操作人员发现操作过程中出现的问题，应立即上报投运总指挥，由投运总指挥根据情况下达

13、处理命令。 2.2.7投运操作全部进行远方操作，就地操作必须由投运总指挥许可方可进行。七、并网启动试验范围1.交流侧倒送电部分1.1武光一线、武光二线分别受电冲击试验。 1.2精武农业大棚光伏电站I母线、II母线分别带电试验，各母线PT投入运行。 1.3光伏电站1#所用变冲击带电试验。 1.4光伏电站1#SVG降压变、2#SVG降压变冲击带电试验。 1.5光伏电站1#、2#与3#、4#集电线路冲击带电试验。 1.6光伏电站1#19#升压变压器冲击试验。 2.直流侧光伏发电部分 2.1布设于19个光伏方阵的所有电池组串。 2.2光伏单元若干直流防雷汇流箱。 3.启动逆变器，并网发电。 八、并网启

14、动试验流程 1.交流侧倒送电部分并网启动试验前应具备的条件检查确认技术方案确认和交底武光一线带电冲击试验武光二线带电冲击试验确认本次受电范围内所有设备的当前状态确认所有将要投运设备的状态1#SVG降压变冲击1#所用变压器冲击精武农业大棚光伏电站I母线带电精武农业大棚光伏电站II母线带电3#、4#集电线路冲击试运行2#SVG降压变冲击依逆变器厂家技术要求合箱变低压进线断路器1#10#箱变冲击试验1#、2#集电线路冲击试运行11#19#箱变冲击试验依逆变器厂家技术要求合箱变低压进线断路器整理交流侧倒送电记录文件，交流侧送电完毕等待启动逆变器2.直流侧光伏发电部分万用表检查各光伏电池组串开路电压，无

15、异常并网启动试验前应具备的条件检查确认技术方案确认和交底合直流汇流箱熔断开关合直流汇流箱总漏电保护开关等待启动逆变器整理直流侧送电记录文件，直流侧送电完毕九、并网启动试验步骤1.确认涉网设备的状态1. 1确认精武110千伏变电站内35kV I母线武光一线102断路器处于冷备用状态。 1.2确认精武110千伏变电站内35kV母线武光二线202断路器处于冷备用状态。 1.3确认精武农业大棚光伏电站I母线所有设备间隔均处于冷备用状态。 1.4确认精武农业大棚光伏电站母线所有设备间隔均处于冷备用状态。 1.5确认精武农业大棚光伏站内1#SVG降压变前隔离刀处于“分”位，接地刀闸处于“合”位。 1.6确

16、认精武农业大棚光伏站内2#SVG降压变前隔离刀处于“分”位，接地刀闸处于“合”位。 1.7确认光伏区1#19#箱式变压器高压隔离开关处于“合”位，接地刀闸处于“分”位，对应的高压负荷开关均处于“断开”位置。 1.8确认光伏区2#19#逆变器、1#28#组串式逆变器直流侧隔离开关均处于“断开”位置。 1.9确认光伏区2#19#逆变器、1#28#组串式逆变器交流侧隔离开关均处于“断开”位置。1.20确认1#所用变压器低压进线开关处于“断开”位置。1.21确认光伏区各汇流箱熔断开关处于“断开”位置。1.22确认光伏区各汇流箱进线开关、出线开关均处于“断开”位置。2.武光一线、武光二线带电试验（参考，

17、由国网天津市供电公司负责实施）2.1申请国网天津市供电公司调度将精武110kV变电站35kV 武光一线开关由冷备用状态转为热备用状态。2.2合精武110kV变电站35kV 武光一线开关对武光一线电缆进行冲击，线路带电后检查一、二次设备，测量电压幅值、相位及相序正常。2.3申请国网天津市供电公司调度将精武110kV变电站35kV 武光二线开关由冷备用状态转为热备用状态。2.4合精武110kV变电站35kV 武光二线开关对武光二线电缆进行冲击，线路带电后检查一、二次设备，测量电压幅值、相位及相序正常。3.精武农业大棚光伏电站受电冲击试验3.1精武农业大棚光伏电站I母线及设备受电冲击3.1.1精武农

18、业大棚光伏电站合I母线102出线开关，对35kV I母线进行冲击。 3.1.2检查I母线一、二次设备有无异常，冲击三次，每次五分钟，间隔五分钟。 3.1.3第二次冲击前投入I母线PT，测量二次电压幅值、相位以及相序的正确性，三次冲击结束后，精武农业大棚光伏电站站内35kV I母线带电运行。3.1.4将1#所用变压器由冷备转为热备，远方合上1#所用变高压侧开关(1031)并检查，首先听到变压器有均匀的嗡嗡声，检查有无其他杂音，并检查温度、电压是否工作正常，保护装置是否报警。3.1.5对1#所用变压器送电15分钟后停电检查有无异常。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击3次，如无异常现象保持运行状

19、态。3.1.6检查1#SVG变压器高压侧开关(1051)小车在试验分闸位。3.1.7将1#SVG降压变由冷备转为热备，远方合上SVG降压变高压侧开关(1051)并检查，首先听到变压器有均匀的嗡嗡声，检查有无其他杂音，并检查温度、电压是否工作正常，保护装置是否报警。3.1.8对1#SVG降压变压器送电15分钟后停电检查有无异常。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击3次。如无异常现象保持运行状态。3.1.9对1#集电线路冲击试验,远方合上1#集电线路开关(1061)送电5分钟后停电检查。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击2次。如无异常现象保持运行状态。3.1.10对2#集电线路冲击试验,远方

20、合上2#集电线路开关(1072)送电5分钟后停电检查。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击2次。如无异常现象保持运行状态。3.2精武农业大棚光伏电站母线及设备受电冲击3.2.1精武农业大棚光伏电站合母线202出线开关，对35kV母线进行冲击。3.2.2检查母线一、二次设备有无异常，冲击三次，每次五分钟，间隔五分钟。3.2.3第二次冲击前投入母线PT，测量二次电压幅值、相位以及相序的正确性，三次冲击结束后，精武农业大棚光伏电站站内35kV母线带电运行。3.2.4检查2#SVG变压器高压侧开关(2012)小车在试验分闸位。3.2.5将2#SVG降压变由冷备转为热备，远方合上SVG降压变高压侧开关

21、(2012)并检查，首先听到变压器有均匀的嗡嗡声，检查有无其他杂音，并检查温度、电压是否工作正常，保护装置是否报警。3.2.6对2#SVG降压变压器送电15分钟后停电检查有无异常。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击3次。如无异常现象保持运行状态。3.2.7对3#集电线路冲击试验,远方合上3#集电线路开关(2043)送电5分钟后停电检查。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击2次。如无异常现象保持运行状态。3.2.8对4#集电线路冲击试验,远方合上4#集电线路开关(2054)送电5分钟后停电检查。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击2次。如无异常现象保持运行状态。 4.光伏区箱式升压变压器

22、冲击带电试验4.1检查35kV 1#箱式变压器前隔离开关处于“合”位，接地刀闸处于“分”位，负荷开关处于“断开”位置。4.2检查1#箱式变压器低压侧进线开关均处于“断开”位置。4.3检查1#箱式变压器高压室防护隔离门前高压带电显示器指示灯“闪烁”。4.4合1#箱式变压器高压负荷开关进行第一次冲击，首先听到变压器有均匀的嗡嗡声，检查有无其他杂音，并检查温度、电压是否工作正常，保护装置是否报警。4.5对1#箱式变压器送电15分钟后停电检查有无异常。间歇5分钟后进行冲击；如此操作共计冲击3次。如无异常现象保持运行状态。4.6同4.14.5所述，分别对2#箱式升压变压器、3#箱式升压变压器、4#箱式升

23、压变压器、5#箱式升压变压器、6#箱式升压变压器、7#箱式升压变压器、8#箱式升压变压器、9#箱式升压变压器、10#箱式升压变压器、11#箱式升压变压器、12#箱式升压变压器、13#箱式升压变压器、14#箱式升压变压器、15#箱式升压变压器、16#箱式升压变压器、17#箱式升压变压器、18#箱式升压变压器、19#箱式升压变压器，进行冲击带电试验。5.直流侧汇流箱带电试运行5.1检查确认2#逆变器直流进线开关均处于“分”位。5.2检查2NB-1#直流汇流箱内各熔断开关及总漏电保护开关均处于“分”位。5.3检查2NB-1#直流汇流箱中16路光伏组串的开路电压，电压范围在450820Vdc，同一光照

24、强度下，相互之间差值不超过4Vdc。5.4逐次合2NB-1#直流汇流箱内熔断开关。5.5合2NB-1#直流汇流箱内总漏电保护开关。5.6同5.15.5所述，分别对2NB-2#直流汇流箱、2NB-3#直流汇流箱、2NB-4#直流汇流箱、2NB-5#直流汇流箱、2NB-6#直流汇流箱、2NB-7#直流汇流箱、2NB-8#直流汇流箱、2NB-9#直流汇流箱、2NB-10#直流汇流箱、2NB-11#直流汇流箱、2NB-12#直流、2NB-13#直流汇流箱、2NB-14#直流汇流箱进行操作。5.7同5.15.6所述，分别对3#逆变器、4#逆变器、5#逆变器、6#逆变器、7#逆变器、8#逆变器、9#逆变器

25、、10#逆变器、11#逆变器、12#逆变器、13#逆变器、14#逆变器、15#逆变器、16#逆变器、17#逆变器、18#逆变器、19#逆变器下配置的直流汇流箱进行操作。6.启动逆变器，并网发电6.1启动正泰1MWp逆变器，以2#逆变器为例。6.1.1拟启动2#逆变器之前，检查确认逆变房内交流柜出线开关、直流柜进线开关、控制变压器以及各个控制微型断路器均处于“断开”位置。6.1.2检查确认2#箱式升压变低压侧进线断路器处于“断开”位置。6.1.3检查2#逆变器直流配电柜输入电压符合要求，并确认电压质量合格。6. 1.4合2#箱式升压变压低压侧进线开关。 6.1.5合2#逆变器交流侧隔离开关，投入

26、控制电源。 6.1.6合2#逆变器直流侧隔离开关，待1分钟左右，逆变器自动并网，该光伏单元并网发电。6.1.7通过后台监控观测电量的变化，并检查无异常。同6.1.16.1.7所述，分别对3#逆变器、4#逆变器、5#逆变器、6#逆变器、7#逆变器、8#逆变器、9#逆变器、10#逆变器、11#逆变器、12#逆变器、13#逆变器、14#逆变器、15#逆变器、16#逆变器、17#逆变器、18#逆变器、19#逆变器进行操作。6.2启动华为28kWp组串式逆变器，以1#组串式逆变器为例。6.2.1拟启动1#组串式逆变器前，检查确认1#箱式升压变低压侧进线断路器、1#交流汇流箱进线与总出线开关、1#组串式逆

27、变器交流侧开关均处于“断开”位置。6.2.2合1#箱式升压变压器低压侧进线断路器。6.2.3合1#交流汇流箱内总出线开关。6.2.4合1#交流汇流箱内1#进线开关。6.2.5合1#组串式逆变器启动开关，待1分钟左右，逆变器自动并网，该光伏单元并网发电。同6.2.16.2.5所述，分别对2#组串式逆变器、3#组串式逆变器、4#组串式逆变器、5#组串式逆变器、6#组串式逆变器、7#组串式逆变器、8#组串式逆变器、9#组串式逆变器、10#组串式逆变器、11#组串式逆变器、12#组串式逆变器、13#组串式逆变器、14#组串式逆变器、15#组串式逆变器、16#组串式逆变器、17#组串式逆变器、18#组串

28、式逆变器、19#组串式逆变器、20#组串式逆变器、21#组串式逆变器、22#组串式逆变器、23#组串式逆变器、24#组串式逆变器、25#组串式逆变器、26#组串式逆变器、27#组串式逆变器、28#组串式逆变器进行操作。至此，所有光伏发电单元投运完毕。十、本光伏电站逆变器注意事项 1.逆变器连接方式、启动条件及技术参数1.1本工程采用的是上海正泰CPS SCA500KTL型逆变器，每个光伏单元有两台500kW逆变器组成，分别输出到双分裂箱式升压变压器的低压侧，由变压器升至35kV传送至电网。1.2对于该项目逆变器的启动，必须满足以下条件： 1.2.1逆变器的交流侧必须有电，即35kV必须有电且经

29、双分裂变压器传至逆变器的交流侧，额定电压315Vac，电压范围267363Vac。 1.2.2逆变器的直流侧必须有电，额定电压600Vdc，电压范围450940Vdc。 1.3逆变器经过检测交流电网是否满足并网条件同时也会检测光伏阵列是否有足够能量。满足条件后，逆变器自动并网。 2.准备开机并网时，应注意： 2.1检查输入输出电缆已接好。 2.2确定紧急停机按钮在松开状态。 2.3交直流侧开关均已断开。 2.4通过绝缘测试对光伏组件进行检查，确保没有接地故障。 2.5使用万用表分别测量逆变器的交流侧及直流侧的电压，是否满足逆变器启动条件，且无过压危险。 3.逆变器开机流程：3.1将辅助电源选择

30、开关旋至“内接电源”，逆变器交流输出侧断路器旋至“ON”位置。3.2对第一次送电，或者交流与直流断电后再次送电，PV侧直流开关需要根据LCD的提示进行手动闭合。3.3闭合汇流箱内一个分路的PV输入直流断路器。3.4等待约1分钟后，然后依次合上汇流箱内各路PV输入的直流断路器。 4.关机操作时，应注意:4.1如需要手动停机时，可从操作界面将光标移至“4系统设置”按确认键进入菜单“1开关机”，将光标移至“关机”并按下确认键，逆变器停机。4.2检修停机时，必须选择LCD放电程序。放电后，测试直流母线电容的电压，确认达到安全电压。4.3若有紧急情况可按下面板上的急停按钮停机。5. 自动开关机状态： 当

31、逆变器正常运行之后，在内接电源条件下，如果三相输出交流电没有出现过中断，系统会进入自动开关机状态，当PV电池板输出电压及输出功率低于设定值时；或者交流电网出现故障时，逆变器自动关机。 6.操作人员上岗前应仔细阅读该逆变器随机说明资料，初次操作宜有厂家技术人员现场指导。 十一、站用400V备用电源切换试验 1.试验准备条件： 1.1万用表、相序表、绝缘手套等电工器具、安全防护器具齐备。 1.2备用电源切换装置资料齐全，绝缘检测符合要求。 1.3备用电源切换装置双侧电源电压正常，相序一致，符合站用用电设备要求。 2.试验步骤： 2.1自动方式下常用电源（由10kV站用变压器来）与备用电源（由1#所

32、用变压器来）之间切换。具体操作如下： 模拟常用电源故障，保证备用电源正常，此时装置自动投入备用电源，装置面板“备用电源投入”指示颜色为红色常亮。 模拟备用电源故障，保证常用电源正常，此时装置自动投入常用电源，装置面板“常用电源投入”指示颜色为红色常亮。 2.2手动方式下常用电源（由10kV站用变压器来）与备用电源（由1#所用变压器来）之间切换。具体操作如下： 按住装置前面板转换开关可进入手动状态。 模拟常用电源故障，保证备用电源正常，此时手动按装置面板“R+”则装置投入备用电源，装置面板“备用电源投入”指示颜色为绿色常亮。 模拟备用电源故障，保证常用电源正常，此时手动按装置面板“N+”则装置投

33、入常用电源，装置面板“常用电源投入”指示颜色为绿色常亮。十二、资料整理及归档将本次受电过程中，发生并记录的调度、操作、运行、故障缺陷等整理归档。连同本次受电所涉及的技术交底资料及方案也应一并归档。十三、附录：附录：人身触电事故应急处置措施 1.1在接到事故现场有关人员报告后，凡在现场的应急人员必须立即奔赴事故现场组织抢救，做好现场保卫工作，保护好现场并负责调查事故。在现场采取积极措施保护伤员生命，减轻伤情，减少痛苦，并根据伤情需要，迅速联系当地医疗部门救治。 1.2发现有人触电，应立即断开有关电源，使触电者在脱离电源后在没有搬移、不急于处理外伤的情况下，立即进行心肺复苏急救，并根据伤情迅速联系

34、医疗部门救治。发现触电者呼吸、心跳停止时，应立即在现场就地抢救，用心肺复苏法支持呼吸循环，对脑、心重要脏器供氧。附录.防止误操作的一般措施 1.防止误拉、误合开关1.1 运行人员在接受调度命令时，应安排人进行监听。接令时必须互报单位、姓名、时间，正确使用设备双重命名和调度术语，并复诵无误。监听人员必须进行认真监听，监听情况应及时向值班负责人汇报。1.2 操作开关时，应核对设备后再操作。2. 防止带负荷拉、合隔离刀闸的措施 2.1需要改变断路器状态，在拉、合隔离刀闸前，必须到现场检查断路器确在拉开位置。隔离刀闸经操作后，操作机构的定位锁一定要锁好，防止因机构滑脱接通或断开负荷电路。 2.2 加强

35、操作监护，对位检查，防止走错间隔、动错设备、错误拉、合隔离刀闸。 2.3按照隔离刀闸允许的使用范围及条件进行操作时，要严格控制电流值，确保在全电压下开断的小电流值在允许范围内。 2.4 手车断路器机械闭锁必须可靠，检修后应实际操作进行验收，防止将手车带负荷拉出或推入间隔，引起短路。 3.防止带电装设接地线（带电合接地刀闸）的措施 3.1 接地刀闸和其他刀闸传动杆应有不同的颜色标示或明显型式不一。 3.2 断路器、隔离开关拉开后，必须检查实际位置是否拉开，以免回路电源未切断。 3.3 正确判断带电与感应电的区别，防止误把带电当静电（感应电）。 3.4隔离刀闸拉开后，若一侧带电，一侧不带电，应防止将有电一侧的接地刀闸合上（接地线装上）， 造成短路。 3.5 无法进行直接验电的设备，必须进行间接验电。间接验电的方法应严格按照安规的规定执行。 4.防止带接地线（接地刀闸）合闸的措施 4.1 加强接地线（接地刀闸）的管理，正确使用接地线装拆记录。凡是操作的接地线（接地刀闸）均应有记录。 4.2 合闸操作前，必须仔细检查有关设备单元装设的接地