1主題內容與適用范圍

1.1 為了規范高壓開關設備的運行管理，使其達到標準化、制度化，保證設備安全、可靠和經濟運行，特制定本規范。

1.2 本風險控制是依據國家有關標準、規程、制度及《國家電網公司變電站管理規范》，并結合近年來國家電網公司輸變電設備評估分析、生產運行情況分析以及設備運行經驗而制定的。

1.3 本風險控制對高壓開關設備運行管理中的投產驗收、運行維護、操作、缺陷管理、事故處理、技術培訓等工作提出了具體要求。

1.4 本風險控制適用于6kV及以上電壓等級的運行或備用中的戶內、外高壓開關設備。

1.5 水電公司管理水布埡、隔河巖、高壩洲工區線路和城池口變電站，為防止高壓開關損壞， 最大限度減少高壓開關損壞事故發生后造成的生命財產損失，特制定本風險控制。

2引用標準

下列文件中的條款通過本規范的引用而成為本規范的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單(不包括勘誤的內容)或修訂版均不適用于本規范，然而，鼓勵根據本規范達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規范。

GB772-1997 高壓電瓷瓷件技術條件

GB4025-2003 人-機界面標志標識的基本和安全規則指示器和操作器的編碼規則

GBJ147-1990 電氣裝置安裝工程：高壓電器施工及驗收規范

GB8287.1-1998 高壓支柱絕緣子技術條件

GB/T5465.2-1996電氣設備用圖形符號

GB/T11022-1999 高壓開關設備和控制設備標準的公用技術要求

GB50150-1991 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準

DL/T402-1999 交流高壓斷路器訂貨技術條件

DL/T593-1996 高壓開關設備的共用訂貨技術導則

DL/T603-1996 氣體絕緣金屬封閉開關設備運行及維護規程

DL/T639-1997 六氟化硫電氣設備運行、試驗及檢修人員安全防護細則

國家電網公司 《變電站管理規范(試行)》

國家電網公司 預防高壓開關設備事故措施

國家電網公司 交流高壓斷路器技術標準

國家電網公司 交流高壓隔離開關和接地開關技術標準

國家電網公司 氣體絕緣金屬封閉開關設備技術標準

國家電網公司 高壓開關設備檢修管理規范

國家電網公司 高壓開關設備技術監督規定

3術語定義

3.1高壓開關是指用于電力系統發電、輸電、配電、電能轉換和消耗中起通斷、控制或保護等作用，電壓等級在3.6KV-550KV的電器產品，主要包括高壓斷路器、高壓隔離開關與接地開關、高壓負荷開關、高壓自動重合與分段器，高壓操作機構、高壓防爆配電裝置和高壓開關柜等幾大類。

3.2高壓斷路器分為：油斷路器、SF6(六氟化硫)斷路器、真空斷路器。

3.2.1油斷路器：采用變壓器油作滅弧介質的斷路器，稱為油斷路器，如斷路器的油還兼作開斷后的絕緣和帶電部分與接地外殼之間的絕緣介質，稱為多油斷路器;油僅作為滅弧介質和觸頭開斷后的絕緣介質，而帶電部分對地之間的絕緣介質采用瓷或其他介質的，稱為少油斷路器。主要用在不需頻繁操作及不要求高速開斷的各級電壓電網中。

3.2.2六氟化硫(SF6)斷路器：采用具有優良滅弧性能和絕緣性能的SF6氣體作為滅弧介質的斷路器，稱為SF6斷路器，在電力系統中廣泛應用。適用于頻繁操作及要求高速開斷的場合，在我國推薦在7.2—40.5選用SF6斷路器，特別是126KV以上幾乎全部選用SF6斷路器。但不適用于高海拔地區。

3.2.3真空斷路器：利用真空的高介質強度來滅弧的斷路器，稱為真空斷路器，現已大量應用在7.2—40.5KV電壓等級的供(配)電網絡上也主要用于頻繁操作及要求高速開斷的場合，但在海邊地區使用時，應注意防凝露，因為會使斷路器滅弧室滅弧能力下降

4 高壓開關設備

4.1 高壓開關設備的驗收

4.1.1新裝和檢修后的高壓開關設備，在竣工投運前，運行人員應參加驗收工作。

4.1.2交接驗收應按國家、電力行業和國家電網公司有關標準、規程和國家電網公司《預防高壓開關設備事故措施》的要求進行。

4.1.3運行單位應對開關設備檢修過程中的主要環節進行驗收，并在檢修完成后按照相關規定對檢修現場、檢修質量和檢修記錄、檢修報告進行驗收。

4.1.4驗收時發現的問題，應及時處理。暫時無法處理，且不影響安全運行的，經本單位主管領導批準后方能投入運行。

4.2高壓開關設備的投運

4.2.1投運前的準備

4.2.1.1 運行人員應經過培訓，熟練掌握高壓開關設備的工作原理、結構、性能、操作注意事項和使用環境等;

4.2.1.2 操作所需的專用工具、安全工器具、常用備品備件等;

4.2.1.3 根據系統運行方式，編制設備事故預案。

4.2.2 投運的必備條件

4.2.2.1 驗收合格并辦理移交手續;

4.2.2.2 設備名稱、運行編號、標志牌齊全;

4.2.2.3 運行規程齊全、人員培訓合格、操作工具及安全工器具完備。

4.3 高壓開關設備的運行維護

4.3.1 正常巡視檢查項目及標準

4.3.1.1 SF6斷路器巡視檢查項目和標準

4.3.1.1.1標志牌名稱、編號齊全、完好。

4.3.1.1.2套管、瓷瓶無斷裂、裂紋、損傷、放電現象

4.3.1.1.3分、合閘位置指示器與實際運行方式相符。

4.3.1.1.4軟連接及各導流壓接點壓接良好，無過熱變色、斷股現象

4.3.1.1.5控制、信號電源正常，無異常信號發出

4.3.1.1.6 SF6氣體壓力表或密度表在正常范圍內，并記錄壓力值

4.3.1.1.7端子箱電源開關完好、名稱標志齊全、封堵良好、箱門關閉嚴密

4.3.1.1.8各連桿、傳動機構無彎曲、變形、銹蝕，軸銷齊全

4.3.1.1.9接地螺栓壓接良好，無銹蝕。

4.3.1.1.10基礎無下沉、傾斜

4.3.2 真空斷路器巡視檢查項目和標準

4.3.2.1標志牌名稱、編號齊全、完好。

4.3.2.2滅弧室無放電、無異音、無破損、無變色。

4.3.2.3絕緣子無斷裂、裂紋、損傷、放電等現象。

4.3.2.4絕緣拉桿完好、無裂紋。

4.3.2.5各連桿、轉軸、拐臂無變形、無裂紋，軸銷齊全。

4.3.2.6引線連接部位接觸良好，無發熱變色現象。

4.3.2.7位置指示器與運行方式相符

4.3.2.8端子箱電源開關完好、名稱標注齊全、封堵良好、箱門關閉嚴密

4.3.2.9接地螺栓壓接良好，無銹蝕。

4.3.2.10基礎無下沉、傾斜

4.3.3 高壓開關柜巡視檢查項目和標準

4.3.3.1標志牌名稱、編號齊全、完好。

4.3.3.2外觀檢查無異音，無過熱、無變形等異常。

4.3.3.3表計指示正常。

4.3.3.4操作方式切換開關正常在"遠控"位置

4.3.3.5操作把手及閉鎖位置正確、無異常

4.3.3.6高壓帶電顯示裝置指示正確

4.3.3.7位置指示器指示正確

4.3.3.8電源小開關位置正確

4.3.4 彈簧機構巡視檢查項目和標準

4.3.4.1機構箱開啟靈活無變形、密封良好，無銹跡、無異味、無凝露等。

4.3.4.2儲能電源開關位置正確

4.3.4.3儲能電機運轉正常

4.3.4.4行程開關無卡澀、變形

4.3.4.5分、合閘線圈無冒煙、異味、變色

4.3.4.6彈簧完好，正常

4.3.4.7二次接線壓接良好，無過熱變色、斷股現象

4.3.4.8加熱器(除潮器)正常完好，投(停)正確

4.3.4.9儲能指示器指示正確

4.3.5 電磁操動機構巡視檢查項目和標準

4.3.5.1機構箱開啟靈活無變形、密封良好，無銹跡、無異味、無凝露等。

4.3.5.2合閘電源開關位置正確

4.3.5.3合閘保險檢查完好，規格符合標準

4.3.5.4分、合閘線圈無冒煙、異味、變色

4.3.5.5合閘接觸器無異味、變色

4.3.5.6直流電源回路端子無松動、銹蝕

4.3.5.7二次接線壓接良好，無過熱變色、斷股現象

4.3.5.8加熱器(除潮器)正常完好，投(停)正確

4.3.6 隔離開關的巡視檢查項目和標準

4.3.6.1標志牌名稱、編號齊全、完好。

4.3.6.2瓷瓶清潔，無破裂、無損傷放電現象;防污閃措施完好。

4.3.6.3導電部分觸頭接觸良好，無過熱、變色及移位等異常現象;動觸頭的偏斜不大于規定數值。接點壓接良好，無過熱現象，引線馳度適中。

4.3.6.4傳動連桿、拐臂連桿無彎曲、連接無松動、無銹蝕，開口銷齊全;軸銷無變位脫落、無銹蝕、潤滑良好;金屬部件無銹蝕，無鳥巢。

4.3.6.5法蘭連接無裂痕，連接螺絲無松動、銹蝕、變形。

4.3.6.6接地刀閘位置正確，彈簧無斷股、閉鎖良好，接地桿的高度不超過規定數值;接地引下線完整可靠接地。

4.3.6.7閉鎖裝置機械閉鎖裝置完好、齊全，無銹蝕變形。

4.3.6.8操動機構密封良好，無受潮。

4.3.6.9接地應有明顯的接地點，且標志色醒目。螺栓壓接良好，無銹蝕。

4.4特殊巡視項目

4.4.1設備新投運及大修后，巡視周期相應縮短，72小時以后轉入正常巡視。遇有下列情況， 應對設備進行特殊巡視：

4.4.2 設備負荷有顯著增加;

4.4.3 設備經過檢修、改造或長期停用后重新投入系統運行;

4.4.4 設備缺陷近期有發展;

4.4.5 惡劣氣候、事故跳閘和設備運行中發現可疑現象;

4.4.6 法定節假日和上級通知有重要供電任務期間。

4.4.7 大風天氣：引線擺動情況及有無搭掛雜物;

4.4.8 雷雨天氣：瓷套管有無放電閃絡現象;

4.4.9 大霧天氣：瓷套管有無放電，打火現象，重點監視污穢瓷質部分;

4.4.10 大雪天氣：根據積雪溶化情況，檢查接頭發熱部位，及時處理懸冰;

4.4.11 溫度驟變：檢查注油設備油位變化及設備有無滲漏油等情況;

4.4.12 節假日時：監視負荷及增加巡視次數;

4.4.13高峰負荷期間：增加巡視次數，監視設備溫度，觸頭、引線接頭，特別是限流元件 接頭有無過熱現象，設備有無異常聲音;

4.4.14 短路故障跳閘后：檢查隔離開關的位置是否正確，各附件有無變形，觸頭、引線接 頭有無過熱、松動現象，油斷路器有無噴油，油色及油位是否正常，測量合閘保險絲是否良好，斷路器內部有無異音;

4.4.15 設備重合閘后：檢查設備位置是否正確，動作是否到位，有無不正常的音響或氣味;

4.4.16 嚴重污穢地區：瓷質絕緣的積污程度，有無放電、爬電、電暈等異常現象。

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4.5巡視周期

4.5.1投入電網運行和處于備用狀態的高壓開關設備必須定期進行巡視檢查，對各種值班方式下的巡視時間、次數、內容，各單位應做出明確的規定。

4.5.2有人值班的變電站每次交接班前巡視1次，正常巡視不少于2次;每周應進行夜間閉燈巡視1次，站長每月進行1次監視性巡視。

4.5.3無人值班的變電站每2天至少巡視1次;每月不得少于2次夜間閉燈巡視。

4.5.4根據天氣、負荷情況及設備健康狀況和其它用電要求進行特巡。

4.6 正常維護

4.6.1合閘后檢查合閘熔絲是否正常，若更換時應核對容量是否符合要求。

4.6.2對氣動操動機構，按規定排水。

4.6.3冬季應檢查加熱裝置是否正常。

4.6.4值班人員發現缺陷應及時匯報，并作好記錄。

4.7 測溫周期

4.7.1一般情況下應結合正常巡視進行。

4.7.2根據運行方式的變化，在下列情況下應進行重點測溫：

4.7.2.1 長期重負荷運行的高壓開關設備;

4.7.2.2 負荷有明顯增加的高壓開關設備;

4.7.2.3 存在異常的高壓開關設備;

4.7.2.4 必要時。

4.7.3測溫范圍主要是運行開關設備的導流部位。

5 高壓開關設備的運行操作

5.1斷路器的操作

5.1.1一般規定

5.1.1.1 斷路器投運前，應檢查接地線是否全部拆除，防誤閉鎖裝置是否正常。

5.1.1.2操作前應檢查控制回路和輔助回路的電源，檢查機構已儲能。

5.1.1.3檢查油斷路器油位、油色正常;真空斷路器滅弧室無異常;SF6斷路器氣體壓力在規定的范圍內;各種信號正確、表計指示正常。

5.1.1.4 長期停運超過6個月的斷路器，在正式執行操作前應通過遠方控制方式進行試操作2-3次，無異常后方能按操作票擬定的方式操作。

5.1.1.5 操作前，檢查相應隔離開關和斷路器的位置;應確認繼電保護已按規定投入。

5.1.1.6操作控制把手時，不能用力過猛，以防損壞控制開關;不能返回太快，以防時間短斷路器來不及合閘。操作中應同時監視有關電壓、電流、功率等表計的指示及紅綠燈的變化。

5.1.1.7操作開關柜時，應嚴格按照規定的程序進行，防止由于程序錯誤造成閉鎖、二次插頭、隔離擋板和接地開關等元件損壞。

5.1.1.8 斷路器(分)合閘動作后，應到現場確認本體和機構(分)合閘指示器以及拐臂、傳動桿位置，保證開關確已正確(分)合閘。同時檢查開關本體有、無異常。

5.1.1.9 斷路器合閘后檢查：

5.1.1.9.1紅燈亮，機械指示應在合閘位置;

5.1.1.9.2送電回路的電流表、功率表及計量表是否指示正確;

5.1.1.9.3電磁機構電動合閘后，立即檢查直流盤合閘電流表指示 ，若有電流指示，說明合閘線圈有電，應立即拉開合閘電源，檢查斷路器合閘接觸器是否卡澀，并迅速恢復合閘電源;

5.1.1.9.4彈簧操動機構，在合閘后應檢查彈簧是否儲能。

5.1.1.10 斷路器分閘后的檢查：

5.1.1.10.1綠燈亮，機械指示應在分閘位置;

5.1.1.10.2檢查表計指示正確。

5.1.2異常操作的規定

5.1.2.1 電磁機構嚴禁用手動杠桿或千斤頂帶電進行合閘操作;

5.1.2.2 無自由脫扣的機構，嚴禁就地操作;

5.1.2.3液壓(氣壓)操動機構，如因壓力異常導致斷路器分、合閘閉鎖時，不準擅自解除閉鎖，進行操作;

5.1.2.4 一般情況下，凡能夠電動操作的斷路器，不應就地手動操作。

5.1.3故障狀態下操作規定

5.1.3.1 斷路器運行中，由于某種原因造成油斷路器嚴重缺油，SF6斷路器氣體壓力異常，發出閉鎖操作信號，應立即斷開故障斷路器的控制電源。斷路器機構壓力突然到零，應立即拉開打壓及斷路器的控制電源，并及時處理。

5.1.3.2 真空斷路器，如發現滅弧室內有異常，應立即匯報，禁止操作,按調度命令停用開關跳閘壓板。

5.1.3.3 油斷路器由于系統容量增大，運行地點的短路電流達到斷路器額定開斷電流的80%時，應停用自動重合閘，在短路故障開斷后禁止強送。

5.1.3.4 斷路器實際故障開斷次數僅比允許故障開斷次數少一次時，應停用該斷路器的自動重合閘。

5.1.3.5 分相操作的斷路器發生非全相合閘時，應立即將已合上相拉開，重新操作合閘一次。如仍不正常，則應拉開合上相并切斷該斷路器的控制電源，查明原因。

5.1.3.6 分相操作的斷路器發生非全相分閘時，應立即切斷該斷路器的控制電源，手動操作將拒動相分閘，查明原因。

5.2 隔離開關的操作

5.2.1隔離開關操作前應檢查斷路器、相應接地刀閘確已拉開并分閘到位，確認送電范圍內接地線已拆除。

5.2.2隔離開關電動操動機構操作電壓應在額定電壓的85%～110%之間。

5.2.3手動合隔離開關應迅速、果斷，但合閘終了時不可用力過猛。合閘后應檢查動、靜觸頭是否合閘到位，接觸是否良好。

5.2.4手動分隔離開關開始時，應慢而謹慎;當動觸頭剛離開靜觸頭時，應迅速，拉開后檢查動、靜觸頭斷開情況。

5.2.5隔離開關在操作過程中，如有卡滯、動觸頭不能插入靜觸頭、合閘不到位等現象時，應停止操作，待缺陷消除后再繼續進行。

5.2.6在操作隔離開關過程中,要特別注意若瓷瓶有斷裂等異常時應迅速撤離現場,防止人身受傷。對GW6、GW16型等隔離開關，合閘操作完畢后，應仔細檢查操動機構上、下拐臂是否均已越過死點位置。

5.2.7電動操作的隔離開關正常運行時，其操作電源應斷開。

5.2.8操作帶有閉鎖裝置的隔離開關時，應按閉鎖裝置的使用規定進行，不得隨便動用解鎖鑰匙或破壞閉鎖裝置。

5.2.9嚴禁用隔離開關進行下列操作:

5.2.9.1 帶負荷分、合操作;

5.2.9.2 配電線路的停送電操作;

5.2.9.3 雷電時，拉合避雷器;

5.2.9.4 系統有接地(中性點不接地系統)或電壓互感器內部故障時，拉合電壓互感器;

5.2.9.5 系統有接地時，拉合消弧線圈。

5.3 開關柜手車式斷路器的操作

5.3.1 手車式斷路器允許停留在運行、試驗、檢修位置，不得停留在其它位置。檢修后, 應推至試驗位置, 進行傳動試驗，試驗良好后方可投入運行。

5.3.2 手車式斷路器無論在工作位置還是在試驗位置,均應用機械聯鎖把手車鎖定。

5.3.3當手車式斷路器推入柜內時, 應保持垂直緩緩推進。處于試驗位置時, 必須將二次插頭插入二次插座, 斷開合閘電源，釋放彈簧儲能。

5.4 SF6開關設備的操作

5.4.1進入室內SF6開關設備區，需先通風15分鐘，并檢測室內氧氣密度正常(大于18%), SF6氣體密度小于1000mL/L。處理SF6設備泄漏故障時必須帶防毒面具，穿防護服。

5.4.2GIS電氣閉鎖不得隨意停用。

5.4.3正常運行時，組合電器匯控柜閉鎖控制鑰匙按規定使用。

6缺陷管理

6.1 缺陷的分類及定性

6.1.1危急缺陷

6.1.1.1 定義：高壓開關設備在運行中發生了直接威脅安全運行并需立即處理的缺陷，否則，隨時可能造成設備損壞、人身傷亡、大面積停電、火災等事故。

6.1.1.2 高壓開關設備發生表12第二欄所列情形之一者，應定為危急缺陷，并立即申請停電處理。

6.1.2嚴重缺陷

6.1.2.1 定義：人身或對設備有嚴重威脅，暫時尚能堅持運行但需盡快處理的缺陷。

6.1.2.2 高壓開關設備發生表12第三欄所列情形之一者，應定為嚴重缺陷，應匯報調度和上級領導,并記錄在缺陷記錄本內進行缺陷傳遞,在規定時間內安排處理。

6.1.3一般缺陷

6.1.3.1 上述危急、嚴重缺陷以外的設備缺陷，指性質一般，情況較輕，對安全運行影響不大的缺陷。

6.1.3.2 高壓開關設備發生下列情形之一者，應定為一般缺陷，應匯報調度,并記錄在缺陷記錄本內進行缺陷傳遞,在規定時間內安排處理：

6.1.3.2.1 編號牌脫落;

6.1.3.2.2 相色標志不全;

6.1.3.2.3 金屬部位銹蝕;

6.1.3.2.4 機構箱密封不嚴等。

6.2 缺陷處理程序

6.2.1值班人員在斷路器運行中發現任何不正常現象時,按規定程序上報并做好相應記錄。

6.2.2值班人員若發現設備有威脅電網安全運行且不停電難以消除的缺陷時，應向值班調度員匯報，及時申請停電處理，并按規定程序上報。

6.3 事故處理及預案

6.3.1 事故處理

6.3.1斷路器動作分閘后，值班人員應立即記錄故障發生時間，停止音響信號，并立即進行事故特巡，檢查斷路器本身有無故障。

6.3.2對故障分閘線路實行強送后，無論成功與否，均應對斷路器外觀進行仔細檢查。

6.3.3斷路器故障分閘時發生拒動，造成越級分閘，在恢復系統送電時，應將發生拒動的斷路器脫離系統并保持原狀，待查清拒動原因并消除缺陷后方可投入。

6.3.4 SF6設備發生意外爆炸或嚴重漏氣等事故，值班人員接近設備要謹慎，對戶外設備，盡量選擇從上風接近設備，對戶內設備應先通風，必要時要戴防毒面具、穿防護服。

6.4事故預案

6.4.1斷路器合閘失靈

6.4.1.1 原因分析:

6.4.1.1.1合閘保險，控制保險熔斷或接觸不良;

6.4.1.1.2直流接觸器接點接觸不良或控制開關接點及開關輔助接點接觸不良;

6.4.1.1.3直流電壓過低;

6.4.1.1.4合閘閉鎖動作。

6.4.1.2處理方案

6.4.1.2.1對控制回路、合閘回路及直流電源進行檢查處理;

6.4.1.2.2若直流母線電壓過低，調節蓄電池組端電壓，使電壓達到規定值;

6.4.1.2.3檢查SF6氣體壓力、液壓壓力是否正常;彈簧機構是否儲能;

6.4.1.2.4若值班人員現場無法消除時，按危急缺陷報值班調度員。

6.4.2斷路器分閘失靈

6.4.2.1原因分析:

6.4.2.1.1掉閘回路斷線，控制開關接點和開關輔助接點接觸不良;

6.4.2.1.2操動保險接觸不良或熔斷;

6.4.2.1.3分閘線圈短路或斷線;

6.4.2.1.4操動機構故障;

6.4.2.1.5直流電壓過低。

6.4.2.2 處理方案

6.4.2.2.1對控制回路、分閘回路進行檢查處理. 當發現斷路器的跳閘回路有斷線的信號或操作回路的操作電源消失時，應立即查明原因。

6.4.2.2.2對直流電源進行檢查處理,若直流母線電壓過低，調節蓄電池組端電壓，使電壓達到規定值;

6.4.2.2.3手動遠方操作跳閘一次，若不成，請示調度，隔離故障開關。

6.4.3 SF6斷路器本體嚴重漏氣處理：

6.4.3.1 應立即斷開該開關的操作電源，在手動操作把手上掛禁止操作的標示牌;

6.4.3.2 匯報調度，根據命令，采取措施將故障開關隔離;

6.4.3.3 在接近設備時要謹慎，盡量選擇從"上風"接近設備，必要時要戴防毒面具、穿防護服;

6.4.3.4 室內SF6氣體開關泄露時，除應采取緊急措施處理，還應開啟風機通風15分鐘后方可進入室內。

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6.5故障掉閘處理

6.5.1 斷路器掉閘后，值班員應立即記錄事故發生的時間，停止音響信號，并立即進行特巡，檢查斷路器本身有無故障匯報調度，等候調度命令再進行合閘，合閘后又跳閘亦應報告調度員，并檢查斷路器;

6.5.2 系統故障造成越級跳閘時，在恢復系統送電時，應將發生拒動的斷路器與系統隔離，并保持原狀，待查清拒動原因并消除缺陷后方可投入運行;

6.5.3 下列情況不得強送：

6.5.3.1線路帶電作業時;

6.5.3.2斷路器已達允許故障掉閘次數;

6.5.3.3斷路器失去滅弧能力;

6.5.3.4系統并列的斷路器掉閘;

6.5.3.5低周減載裝置動作斷路器掉閘。

6.5.4誤拉斷路器

6.5.4.1 若誤拉需檢同期合閘的斷路器，禁止將該斷路器直接合上。應該檢查同期合上該斷路器，或者在調度的指揮下進行操作;

6.5.4.2 若誤拉直饋線路的斷路器，為了減小損失，允許立即合上該斷路器;但若用戶要該線路斷路器跳閘后間隔一定時間才允許合上時，則應遵守其規定。

6.6隔離開關事故處理預案

6.6.1 隔離開關接頭發熱

應加強監視，盡量減少負荷，如發現過熱，應該迅速減少負荷或倒換運行方式，停止該隔離開關的運行。

6.6.2 傳動機構失靈

應迅速將其與系統隔離，按危急缺陷上報，做好安全措施，等待處理。

6.6.3 瓷瓶斷裂

應迅速將其隔離出系統，按危急缺陷上報，做好安全措施，等待處理。

6.6.4 誤合隔離開關

誤合隔離開關，在合閘時產生電弧也不準將隔離開關再拉開。

6.6.5 誤拉隔離開關

誤拉隔離開關在閘口剛脫開時，應立即合上隔離開關，避免事故擴大。如果隔離開關已全部拉開，則不允許將誤拉的隔離開關再合上。

7 技術管理

7.1資料管理

變電站應建立健全開關設備的技術資料檔案，其內容包括：

7.1.1按照規定格式編制的設備臺帳;

7.1.2設備出廠試驗報告及調試記錄;

7.1.3設備主要附件的出廠合格證明;

7.1.4設備的安裝、使用說明書、安裝圖及構造圖;

7.1.5設備現場開箱驗收記錄;

7.1.6設備安裝、調試報告;

7.1.7設備安裝驗收記錄;

7.1.8設備交接試驗報告;

7.1.9設備預防性試驗報告;

7.1.10設備檢修、臨修、大修報告及驗收報告;

7.1.11歷年來設備安裝地點的最大短路電流和重大缺陷記錄及缺陷處理、驗收記錄;

7.1.12斷路器操作記錄和故障開斷記錄;

7.1.13設備評級的祥細記錄;

7.1.14裝有在線監測裝置設備的在線監測數據資料記錄。

7.1.15事故記錄及處理記錄。

7.2運行分析

7.2.1每年對斷路器安裝地點的母線短路容量與斷路器銘牌標稱容量作一次校核。

7.2.2每年應按相累計斷路器的動作次數、短路故障開斷次數和每次短路開斷電流。

7.2.3定期對高壓開關設備作運行分析并作好記錄備查，不斷積累運行經驗，運行分析的內容包括：

7.2.3.1 設備運行異常現象及缺陷產生的原因和發展規律，總結發現、判斷和處理缺陷的經驗，在此基礎上作事故預想;

7.2.3.2 發生事故和故障后，對故障原因和處理對策進行分析，總結經驗教訓;

7.2.3.3 根據設備及環境狀況作出事故預想。

7.2.4供電單位每年要檢查開關設備反事故措施執行情況，并補充新的反事故措施內容。

7.3評級管理

7.3.1運行單位應定期對運行的高壓開關設備進行評級,對其運行狀態做出科學評價,指導檢修。

7.3.2評級標準

7.3.2.1 一級

7.3.2.1.1絕緣良好，油質、SF6氣體合格，真空斷路器真空度符合要求;

7.3.2.1.2操動機構動作正常，動作速度、行程、動作電壓、氣壓、油壓等性能符合規定，油氣系統無滲漏;

7.3.2.1.3各部分油面與標志相符，氣體壓力正常;

7.3.2.1.4導電回路接觸良好，無過熱現象;

7.3.2.1.5標志正確、明顯、齊全，分合標志正確;

7.3.2.1.6運行地點的短路容量小于斷路器的實際短路開斷容量，不過負荷;

7.3.2.1.7戶外斷路器應有防雨措施;

7.3.2.1.8資料齊全、正確，與實際相符。

7.3.2.2 二級

7.3.2.2.1絕緣良好，油僅有微酸反應;

7.3.2.2.2對一級中的2～4項允許存在一般缺陷，但不得直接或在一定時間內發展到危及安全運行;

7.3.2.2.3短時間過負荷，無嚴重過熱現象;

7.3.2.2.4斷路器油位低于監視線以下者;

7.3.2.2.5SF6斷路器年漏氣率和含水量超標者。

7.3.2.3 三級

7.3.2.3.1達不到一、二級設備標準的。

7.4反措管理

7.4.1運行單位應根據國家電網公司《預防高壓開關設備事故措施》的具體要求定期對斷路器的落實情況進行檢查，督促落實。

7.4.2配合主管部門按照反事故措施的要求，分析設備現狀，制定落實計劃。

7.4.3作好反措執行單位施工過程中的配合和驗收工作，對現場反措執行不利的情況應及時向有關主管部門反映。

7.4.4定期對高壓開關設備反事故措施的落實情況進行總結、備案，并上報有關部門。

7.5 技術培訓

7.5.1 各運行單位應積極開展高壓開關設備技術培訓工作。

7.5.2技術培訓的主要內容包括：

7.5.2.1國內、外高壓開關設備技術發展動態;

7.5.2.2新型高壓開關設備的原理、結構、性能特點;

7.5.2.3高壓開關設備檢修、運行及重大技術改進措施;

7.5.2.4高壓開關設備的操作方法和安全注意事項;

7.5.2.5高壓開關設備的缺陷、異常的表現和判斷以及異常、事故的處理。

附錄一：高壓開關設備發生表

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