全厂总变受电方案.docx

全厂总变受电方案.docx

《全厂总变受电方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《全厂总变受电方案.docx（13页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

全厂总变受电方案

江苏盐海化工有限公司

300000t/a离子膜烧碱项目

全厂总变电所

电气送受电方案

编制：

审核：

审批：

中国化学工程第六建设有限公司

二零一零年十月十六日

一，工程概况

1.1本项目位于江苏省滨海县头罾化工园区，江苏盐海化工有限公司300000t/a离子膜烧碱项目。

江苏省化工设计院有限公司总设计。

中国化学工程第六建设有限公司施工全厂变配电站。

占地920.36平方米，三层建筑。

1.2变配电站主要有GIS开关室、变压器室、35kV高压启动柜室、10kV高压启动柜室、综合保护机柜室、低压配电室、电容补偿室组成。

有10台35kV高压开关柜，22台10kV高压开关柜，6台20kV高压开关柜，4台低压配电柜，8台综合保护柜及一套直流屏。

直流屏对高压二次回路供电。

监控系统，实现对整个变电所高压系统操作控制、各类信号输出、报警监视、系统通讯等。

1.3为了使受送电安全有序的进行，保证本变电所受送电一次成功，特编制本方案，本方案为总变单元110KV、35KV、10KV受送电的主要实施方案，包括变电所受送电条件、组织机构、操作程序及安全技术措施等。

二，编制依据

2.1施工图纸。

2.2《建筑电气工程施工质量验收规范》（GB50303-2005）

2.3《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》（GBJ147-90）

2.4《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GBJ148-90）

2.5《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》（GBJ149-90）

2.6《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB50171-92）

2.7《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）

2.7《电业安全工作规程》电气部分

2.8供货单位设备使用说明书

三，受送电组织机构

组长：

程文波

副组长：

刘文斌、陈忠、李幼民、王耀钰

组员：

丁建国、廖文平、王为为、丁魁、张海鹰、董俊、张贝贝、侯硕男、胡尊华、胡建平、李树文

四，受送电条件

3.1建筑安装工程需达到的条件：

3.1.1，变电所屋顶、室内地面及内墙上的建筑装饰工作全部结束；

3.1.2，变电所电缆层、盘柜层、变电所通道出口、变压器室内及门前地面清理干净无障碍物，道路保持通畅；

3.1.3，所有门窗（包括直流屏室）安装完毕，所有孔洞封闭完。

变电所室内及变压器室内照明投用；

3.2消防工程需达到的条件：

3.2.1，消防设备按设计要求布置合理齐全；

3.2.2，消防通道通畅，有明显疏散指示标志。

3.3通讯工程需达到的条件：

3.3.1，变电所内和外界应保持良好的联络，设置固定通讯设施（调度电话1部）；

3.3.2，准备移动通讯设备（对讲机）3对。

3.4电气安装工程需达到的条件，并出具调试报告：

3.4.1，变压器

a.变压器主体安装结束,附件安装完无遗漏；

b.所有动力和控制电缆敷设接线完且准确、牢固，高压电缆头制作安装完试验合格；

c.变压器螺栓紧固齐全，相色标志齐全；

d.变压器本体擦拭干净无遗漏物品，所有密封无渗漏；

f.变压器本体所有试验结束，温度控制器、风机装置等安装校验完毕。

3.4.2，高低压开关柜

a.高压开关柜，低压开关柜安装完毕，开关柜和基础槽钢之间螺栓连接固定牢固。

b.开关柜内主母线安装完，柜间联络母线安装固定完，螺栓固定牢固，力矩值符合要求，母线室清扫干净无遗留物品，母线相色标志齐全清晰。

c.开关柜内控制小母线接线完毕，盘间联络电缆敷设接线完，接线准确牢固。

d.开关柜内电气元器件安装完毕，试验合格，所有柜内接线完，高压电缆头试验合格。

e.综合继电保护接线完，调试完，开关操作正常，控制信号报警显示正常。

f.变压器开关控制系统调试完，进线、母联、PT联动试验完，开关动作正常。

母线试验合格。

g.开关柜接地系统完善，接地电阻符合要求。

3.4.3，直流屏

a.直流屏安装完，蓄电池安装完，固定牢固。

交流电源进线，直流馈线电缆敷设接线完,可投入运行。

3.4.4，监控系统

a.监控柜、工作台安装完，固定牢固。

b.与监控柜连接的通讯电缆敷设接线完，回路校验准确。

c.输入输出模块安装固定牢固,直流电源安装完，电源、信号接线完。

d.系统静态组态调试完。

每个输入输出回路通讯、报警正常，操作和信号显示画面正确，备自投切换操作正确。

3.4.5，其他条件

a与受送电相关的安装试验工作均结束，所有安装试验记录等资料齐全合格，并交监理和业主验收的完整资料。

b与受送电有关的高压开关柜厂家调试人员、综保系统调试人员在场。

c与受送电有关的人员、机具、试验及操作器具等准备工作充分。

3.5，物质准备

a业主准备绝缘靴、绝缘手套、高压验电笔（10kV、35kV各2套）、接地放电装置2套、送电操作面具。

b绝缘橡胶、警械线反光漆、警械绳。

五，受送电范围和程序

本次受送电范围为外线至301变电所GIS组合开关、GIS组合开关至1#主变压器、1#主变压器到35kV进线母线及10kV进线母线、10kV开关柜10/0.4kV干式变压器以及所有变配到低压母线的受电，主要设备包括：

GIS组合开关9个间隔、110kV变压器1台、35kV高压开关柜10台、6台20kV高压开关柜，10kV高压开关柜22台、10/0.4kV变压器2台、直流屏1套、监控系统1套、通讯柜3台、低压母线及母线桥。

受送电主要程序：

（1）

（2）（3）

（a）（b）

六，受送电前检查和准备

6.0，110kVGIS高压组合开关送电前检查

6.0.1，所有涉及受电的盘柜和电缆安装、试验调整工作已全部结束，安装试验记录已按要求报验，施工记录合格齐全。

6.0.2，全面检查开关控制柜箱体内是否遗留有安装或试验用的工具和其他杂物，应全面清扫干净。

对于因安装或试验过程中拆除的电缆通道等的盖板重新按要求安装好。

检查盘柜本体上各类螺栓等连接件应固定牢固。

6.0.3，检查开关柜本体与基础间固定牢固，接地良好。

检查开关柜本体上的接地开关、避雷器、电流互感器、电压互感器、零序电流互感器、各类表计、智能型控制/保护单元、微型开关、高压绝缘部件等元件应齐全完好，安装正确、固定牢固。

6.0.4，逐台检查各间隔的连接部位螺丝不得有缺少、松动现象；柜内开关扭动应轻便，不得有卡涩现象。

6.0.5，检查开关控制柜控制电缆按要求绑扎固定好，接线正确牢固，排列合理。

按设计图纸详细检查开关设备上所有接线应正确无松动，端子排上标明回路名称，电缆芯线上套好芯线接线端子编号。

检查高压电缆头连接固定牢固，相色正确，标志清晰，终端螺栓紧固，用500V摇表测量电缆绝缘应正常。

6.0.6，检查110V间隔内母线连接应正确，须和进线电源电缆相序一致。

母线相色应正确，标志清楚。

所有母线螺丝重新检查一遍，螺栓紧固不得有松动，弹簧垫圈和平垫无缺，螺栓长度、朝向、材质若不合要求应予改正。

用2500V摇表摇测各段母线绝缘应正常。

6.0.7，检查各间隔接地母排应连接固定牢固，并和主接地网相连。

检查所有电流互感器和电压互感器的二次绕组应有可靠的保护接地，电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。

检查电缆接地线应在穿过零序互感器后接地。

6.0.8，手动操作检查断路器开关的位置状态指示情况和分合操作情况，检查接地开关的位置状态指示情况和分合情况均应正常，动作灵活可靠，机械联锁可靠，位置状态指示器应正确反映当前状态。

6.0.9，检查全部断路器在断开位置，检查柜内所有控制操作电源开关均在断开位置，拆除柜内及工作区域内的临时接地线和短接线，封闭好柜门，由专人保管柜门钥匙。

6.1，35kV、20kV、10kV高压开关柜送电前检查

6.1.1，所有涉及受电的盘柜和电缆安装、试验调整工作已全部结束，安装试验记录已按要求报验，施工记录合格齐全。

6.1.2，全面检查开关柜控制小室、开关室、母线室、电缆室、释放通道、盘间母线桥箱体内是否遗留有安装或试验用的工具和其他杂物，各个小室内应全面清扫干净。

对于因安装或试验过程中拆除的部件，如操动机构、电缆通道等的盖板等是否重新按要求安装好。

检查盘柜本体上各类螺栓等连接件应固定牢固。

6.1.3，检查开关柜本体与基础间固定牢固，接地良好。

检查开关柜本体上的接地开关、避雷器、电流互感器、电压互感器、零序电流互感器、各类表计、智能型控制/保护单元、微型开关、高压绝缘部件等元件应齐全完好，安装正确、固定牢固。

6.1.4，逐台拉出全部35kV、20kV、10kV高压开关，清除灰尘，对滑动部位加润滑油，检查真空灭弧室外罩不得有破损；检查断路器插接触头处弹簧无松弛，位置正确，表面清洁无灰尘并涂有一层导电膏。

检查各部位螺丝不得有缺少、松动现象；开关推拉应轻便，不得有卡涩现象。

6.1.5，检查开关柜控制电缆按要求绑扎固定好，接线正确牢固，排列合理。

按设计图纸详细检查开关设备上所有接线应正确无松动，端子排上标明回路名称，电缆芯线上套好芯线接线端子编号。

检查高压电缆头连接固定牢固，相色正确，标志清晰，终端螺栓紧固，用2500V摇表测量电缆绝缘应正常。

6.1.6，检查35kV、20kV、10kV高压柜内母线连接应正确，须和进线电源电缆相序一致。

母线相色应正确，标志清楚。

所有母线螺丝重新检查一遍，螺栓紧固不得有松动，弹簧垫圈和平垫无缺，螺栓长度、朝向、材质若不合要求应予改正。

母线相间及对地距离不得小于100毫米。

用2500V摇表摇测各段母线绝缘应正常。

6.1.7，检查相邻柜之间接地母排应连接固定牢固，并和主接地网相连。

检查所有电流互感器和电压互感器的二次绕组应有可靠的保护接地，电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。

检查电缆接地线应在穿过零序互感器后接地。

6.1.8，手动操作检查断路器开关的位置状态指示情况和分合操作情况，检查接地开关的位置状态指示情况和分合情况均应正常，动作灵活可靠，机械联锁可靠，位置状态指示器应正确反映当前状态。

6.1.9，检查全部断路器在断开位置，检查柜内所有控制操作电源开关均在断开位置，拆除柜内及工作区域内的临时接地线和短接线，封闭好柜门，由专人保管柜门钥匙。

6.2，母线受送电前检查

6.2.1，所有中低压母线安装和试验完毕。

安装试验记录已按要求报验，施工记录合格齐全。

6.2.2检查母线支撑绝缘子固定良好，母线与设备连接可靠，电气距离符合规范要求。

高压母线桥用2500V摇表测量绝缘合格，低压母线桥用500V摇表测量绝缘合格。

检查母线桥外壳接地良好。

6.3，变压器受电前检查

6.3.1检查变压器高低压套管绝缘子应完好无损，是否清洁，有无裂纹、破损现象。

所有附件包括分接开关电动操作机构、、热电阻、吹风装置、温度控制器等安装固定牢固无遗漏。

检查风机控制箱等安装固定牢固。

检查变压器档位在有载调压额定电压位置。

6.3.2所有本体上的接线正确牢固无松动，标识清楚。

检查变压器低压侧相序和母线桥及盘柜侧一致，相位标志清楚。

6.3.3检查高压电缆固定牢固，电缆头与高压套管连接紧固，相位正确，标志清楚。

电力电缆、控制电缆接线正确牢固无松动，芯线标识清楚，排列合理。

6.4，低压柜受电前检查

6.4.1，低压开关柜安装和试验工作均已结束，安装试验记录齐全合格，并已按要求报验。

6.4.2，从变压器低压端开始检查母线和电缆连接的正确性和相色的正确性。

检查盘内母线连接螺丝紧固，弹簧垫和平垫要齐全，螺栓长度，朝向及材质符合要求。

检查相色标志齐全清楚。

6.4.3，检查母线相间及对地净距不得小于20毫米。

母线清洁无灰尘、杂物。

用500伏摇表检查母线绝缘应合格。

检查接地母线盘间连接可靠，并接地良好。

6.4.4，检查进线开关分合操作正常可靠，进出位置指示正确能反映当前状态，进出过程灵活无卡涩现象。

检查盘内元件应完好无损，安装牢固。

6.4.5，低压柜柜体安装固定牢固，接地良好。

柜体内清扫干净无遗留物。

检查所有电流互感器和电压互感器的二次绕组应有可靠的保护接地，电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。

6.4.6，检查电缆接线正确牢固无松动，芯线编号齐全清晰。

电缆头排列布置合理，美观。

用500V摇表测量电源回路电缆绝缘合格。

控制操作电源开关在分断位置。

拆除柜内及工作区域内的临时接地线和短接线，封闭好柜门，由专人保管柜门钥匙。

6.5，直流屏、UPS、监控柜受电前检查

6.5.1，直流屏、UPS以及监控系统调试结束，有合格的试验记录并可立即投入运行。

检查临时电源电缆是否能满足用电负荷要求，检查直流屏、监控柜上元件是否完好无损，螺丝紧固，柜内清洁。

检查蓄电池表面有无漏液现象，正负极接线正确牢固，与开关引线一致。

6.5.2，用500V摇表检查交直流系统电缆绝缘应合格。

检查电缆接线位置正确，接线牢固，标志清楚齐全。

送电检查输出电压电流是否符合要求，电压波动是否在正常范围内。

旁路和蓄电池组的切换应正常。

投入蓄电池组，检查电池组输出电压、电流是否符合要求。

检查电池组的内阻、温度、容量及均、浮充运行状态是否符合要求。

检查母线电压、电流，母线对地绝缘电压、电阻合格。

检查各馈出开关支路的分、合、跳闸情况，检查系统运行情况是否正常。

6.5.3，检查监控柜接线正确无误，各类卡件安装固定牢固，光缆安装完，检查电源电缆连接可靠，高压开关柜到监控柜通讯电缆连接完。

开机检查设备通讯正常，接收数据可靠，信息及时准确，各类信号显示正确，能反映实际情况。

6.6，临受送电前的准备

6.6.1，相关人员包括甲方协调部门、质监站、监理、总包协调部门、项目部受电工作组、厂家代表全部到位，变电所禁止无关人员进出。

6.6.2，变电所受电区域拦设警戒线，挂警告牌。

通讯工具准备妥当，消防设施布置妥当。

受电操作由电气调试专业人员进行，甲方及厂家代表全程监护指导。

6.6.3，将10kV开关柜进线母联三开关置在隔离位置，接地开关在断开位置，断路器在分闸位置，PT在工作位置，进线母联开关柜上挂“止步，高压危险”标示牌。

10kV开关柜断路器小车全部置于检修位置。

6.6.4，接通直流屏及备用电源，接通监控系统电源，接通室内照明电源。

七，受送电操作步骤

7.1，110kVGIS组合开关受电及1#主变压器受电

7.1.1将各个间隔的转换开关（HK1、HK2）切至远方控制位置，联锁解除开关JSK切换至联锁位置，合上110kV隆化Ⅰ871线路间隔、母联710间隔和1#压变间隔、控制、保护装置、信号回路等电源的微型空气开关，观察综合保护继电器信号显示和显示屏上显示是否正确，包括单线图上断路器位置指示、接地开关位置指示正常、上级允许合闸信号指示正常，运行、报警、闭锁、通信等状态显示正常。

7.1.2将110kV盐化变GIS组合开关Ⅰ871进线间隔8711及8713隔离开关合上，8714、8714甲及8714乙接地开关分断，操作进线间隔871断路器合闸，110kV盐化变Ⅰ871进线间隔受电，带电显示灯亮。

检查显示屏正常，单线图显示开关状态变化正常，显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。

7.1.3变电所电气控制室控制母联开关间隔在闭锁状态，检查母联间隔断路器自合闸情况。

7.1.4在GISⅠ871进线间隔控制柜上挂警示牌。

7.2，110kVGIS组合开关受电及1#主变压器受电

7.2.1将各个间隔的转换开关（HK1、HK2）切至远方控制位置，联锁解除开关JSK切换至联锁位置，合上110kV隆化Ⅱ872线路间隔、母联710间隔和2#压变间隔、控制、保护装置、信号回路等电源的微型空气开关，观察综合保护继电器信号显示和显示屏上显示是否正确，包括单线图上断路器位置指示、接地开关位置指示正常、上级允许合闸信号指示正常，运行、报警、闭锁、通信等状态显示正常。

7.2.2将110kV盐化变GIS组合开关Ⅱ872进线间隔8721及8723隔离开关合上，8724、8724甲及8724乙接地开关分断，操作进线间隔872断路器合闸，110kV盐化变Ⅱ872进线间隔受电，带电显示灯亮。

检查显示屏正常，单线图显示开关状态变化正常，显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。

7.2.3在GISⅡ872进线间隔控制柜上挂警示牌。

7.3典型操作

7.3.1#1主变压器的送电操作：

1、合上1号主变7010接地刀闸；

2、检查1号主变7010接地刀闸确已合好；

3、检查1号主变701开关在分闸位置；

4、合上1号主变7011刀闸；

5、检查1号主变7011刀闸确在合闸位置；

6、合上1号主变7013刀闸；

7、检查1号主变7013刀闸确在合闸位置；

8、检查1号主变301开关在分闸位置；

9、推1号主变301手车进工作位置；

10、检查1号主变101开关在分闸位置；

11、推1号主变101手车进工作位置；

12、合上1号主变701开关；

13、检查1号主变701开关在合闸位置；

14、检查1号主变充电应正常；

15、合上1号主变301开关；

16、检查1号主变301开关在合闸位置；

17、合上101开关；

18、检查1号主变101开关在合闸位置；

19、1号主变110kv侧中性点的运行方式按调度要求执行。

7.3.2#1主变的停电操作：

#1主变由运行转冷备用

1、合上（或检查）1号主变7010接地刀闸在合闸位置；

2、跳开1号主变10kv侧101开关；

3、检查1号主变10kv侧101开关确已跳开

4、跳开1号主变35kv侧301开关；

5、检查1号主变35kV侧301开关确已跳开

6、跳开1号主变701开关；

7、检查1号主变701开关确已跳开；

8、检查1号主变101开关在分闸位置；

9、拉1号主变101手车至试验位置；

10、检查1号主变301开关在分闸位置；

11、拉1号主变301手车至试验位置；

12、检查1号主变701开关在分闸位置；

13、拉开1号主变7013刀闸；

14检查1号主变7013刀闸在分闸位置；

15、拉开1号主变7011刀闸；

16、检查1号主变7011刀闸在分闸位置；

17、拉开1号主变7010接地刀闸。

7.41#主变压器（110/35/10kV变压器）受电

7.4.1，将1#主变间隔的转换开关（HK1、HK2）切至远方控制位置，联锁解除开关JSK切换至联锁位置，合上110kV1#主变间隔和变压器测保、1#压变间隔7001、控制、保护装置、信号回路等电源的微型空气开关，观察综合保护继电器信号显示和显示屏上显示是否正确，包括单线图上断路器位置指示、接地开关位置指示正常、上级允许合闸信号指示正常，运行、报警、闭锁、通信等状态显示正常。

7.4.2检查110kV1#主变压器已达送电条件，将GIS组合开关主变间隔7011及7013隔离开关切至合位置，7014甲及7014乙接地开关分断，检查直流操作控制电源。

7.4.3操作GIS组合开关主变间隔701断路器合闸，110/35/10kV变压器1#主变受电并送至35kV、10kV进线上端，101断路器分闸，35kV进线301分闸。

检查显示屏正常，单线图显示开关状态变化正常，显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。

观察变压器运行正常，无异常报警现象，变压器声音正常。

检查变压器起动电流和空载运行电流电压情况正常。

7.4.4变压器第一次冲击合闸后空载运行15分钟后，隔10分钟，再次冲击合闸四次。

每次运行5分钟，停3分钟。

检查无异常情况。

7.4.5变压器空载试运行24小时。

观察变压器运行正常，无异常报警现象，变压器声音正常。

检查变压器起动电流和空载运行电流电压情况正常。

7.4.6变压器空载试运行正常后，方可进行35kV、10kV开关柜受电运行投运。

7.5，10kV开关柜母线受电及备自投

7.5.1合上10kV进线、母联和PT柜操作、控制、加热器、保护装置、信号回路等电源的微型空气开关，10kV开关柜内合闸弹簧储能电机储能完毕，观察综合保护继电器信号显示和显示屏上显示是否正确，包括单线图上断路器位置指示、接地开关位置指示正常、上级允许合闸信号指示正常，运行、报警、闭锁、通信等状态显示正常。

7.5.2将10kV开关柜I段进线柜101的断路器小车摇至试验位置，插上断路器小车二次插头，将小车摇至工作位置，关闭柜门。

操作进线柜101断路器合闸，10kVI段母线受电，带电显示灯亮。

检查显示屏正常，单线图显示开关状态变化正常，显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。

7.5.3控制变电所综合保护系统，使母联开关处于闭锁状态，检查Ⅱ段母线工作情况。

7.5.4在母联柜处断路器上下端头核对两段母线电源一次相位，核对PT二次电源相位。

7.5.5操作进线柜110断路器合闸，10kVII段母线带电。

检查显示屏正常，单线图显示开关状态变化正常，显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。

7.5.6在GIS1#主变开关控制柜上挂警示牌。

7.6，10/0.4KV所用变压器受电

7.6.1检查10kV变压器已达送电条件，将10kV开关柜114断路器小车摇至试验位置，插上小车二次插头，合直流操作控制电源开关，未储能电机储能完毕。

将断路器小车摇至运行位置。

关闭柜门。

7.6.2操作114断路器合闸，10/0.4kV变压器TM1受电并送至低压进线上端。

检查显示屏正常，单线图显示开关状态变化正常，显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。

观察变压器运行正常，无异常报警现象，变压器声音正常。

检查变压器起动电流和空载运行电流电压情况正常。

7.6.3变压器第一次冲击合闸后空载运行15分钟后，隔10分钟，再次冲击合闸四次。

每次运行5分钟，停3分钟。

检查无异常情况。

7.6.5变压器空载试运行24小时。

观察变压器运行正常，无异常报警现象，变压器声音正常。

检查变压器起动电流和空载运行电流电压情况正常。

7.6.6变压器空载试运行正常后，方可进行所内低压开关柜受电运行投运。

7.6.7同样操作10kV变压器TM2受电。

7.7，35kV开关柜母线受电及备自投

7.7.1合上35kV进线301AH2（1#主变压器进线柜）、1#谐波治理柜315母联柜310和PT消弧柜305操作、控制、加热器、保护装置、信号回路等电源的微型空气开关，35kV开关柜内合闸弹簧储能电机储能完毕，观察综合保护继电器信号显示和显示屏上显示是否正确，包括单线图上断路器位置指示、接地开关位置指示正常、上级允许合闸信号指示正常，运行、报警、闭锁、通信等状态显示正常。

7.7.2将35kV开关柜I段进线柜301的断路器小车摇至试验位置，插上断路器小车二次插头，将小车摇至工作位置，关闭柜门。

操作进线柜301断路器合闸，35kVI段母线受电，带电显示灯亮。

检查显示屏正常，单线图显示开关状态变化正常，显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。

7.7.3在母联柜处断路器上下端头核对两段母线电源一次相位，核对PT二次电源相位。

7.7.4控制变电所综合保护系统，使母联开关处于闭锁状态，检查Ⅱ段母线工作情况。

7.7.5在开关柜上挂警示牌。

八，受电安全技术措施

8.1组织操作人员认真学习有关电业安全规程，认真进行安全技术交底。

8.2组织操作人员熟悉操作内容。

操作人员在操作时必须做到心中有数。

8.3受电时任何电气设备在未证实无电之前均视为有电。

受送电时，必须服从受送电工作小组的统一指挥，严格按操作票进行操作，不得随意改变操作命令。

8.4无关人员不得进入变电所和变压器室，操作人员应有专人进行安全监护。