高压开关设备反事故技术措施要求
| 适配人群 | 开关设备运维员，高压断路器检修工，继电保护整定员 | 使用场景 | 变电所新建，断路器检修，短路电流核算 |
|---|---|---|---|
| 制定目的 | 防止开关设备出事故，提高运行可靠性。参考了以前的事故教训和各地经验。 | ||
| 适用范围 | 设计、基建、安装、运行、检修、试验单位人员。 | ||
| 职责分工 | 领导管技术体系，运行单位订补充措施，培训人员要懂设备结构和操作要求。 | ||
| 管理要求 | 禁用手力操动机构，选合格型号，测分合闸速度，查油位防缺油，定期清污涂防污材料。 | ||
| 监督与检查 | 按标准验收，不合格不准投运；检修后必测关键数据；不按要求干就换人或停用设备；总工盯落实。 | ||
1 总则
1.1 为提高高压开关设备(以下简称开关设备)的运行可靠性，根据事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，国家电力公司系统各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验单位均应认真执行。各运行单位亦应结合本地区具体情况和经验，制订适合本地区的补充反事故技术措施。
1.2 为保证开关设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强开关设备专业的技术管理工作，各单位均应认真贯彻和执行国家电力公司颁布的《高压开关设备管理规定》和《高压开关设备质量监督管理办法》的各项条款。
1.3 各级电力公司要加强对开关设备安装、运行、检修和试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
2 选用高压开关设备技术措施
2.1 凡不符合国家电力公司《高压开关设备质量监督管理办法》，国家(含原机械、电力两部)已明令停止生产、使用的各种型号开关设备，一律不得选用。
2.2 凡新建变电所的高压断路器，不得再选用手力操动机构。对正在运行的高压断路器手力操动机构要尽快更换，以确保操作人员的人身安全。
2.3 中性点不接地、小电流接地及二线一地制系统应选用异相接地开断试验合格的开关设备。
2.4 切合电容器组应选用开断电容电流无重击穿及适合于频繁操作的断路器。
2.5 对电缆线路和35kv及以上电压等级架空线路，应选用切合时无重击穿的断路器。
2.6 用于切合110kv及以上电压等级变压器的断路器，其过电压不应超过2.5~2.0倍。
2.7 对于频繁启停的高压感应电机回路应选用sf6断路器或真空断路器、接触器等开关设备，其过电压倍数应满足感应电机绝缘水平的要求，同时应采取过电压保护措施。
3 新装和检修高压开关设备技术措施
3.1 设备的交接验收必须严格按照国家、电力行业和国家电力公司标准、产品技术条件及合同书的技术要求进行。不符合交接验收条件不能验收投运。
3.2 新装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《电力设备预防性试验规程》、产品技术条件及原部颁有关检修工艺异则的要求进行试验与检查。交接时对重要的技术指标一定要进行复查，不合格者不准投运。
3.3 分、合闸速度特性是检修调试断路器的重要质量指标，也是直接影响开断和关合性能的关键技术数据。各种断路器在新装和大修后必须测量分、合闸速度特性，并应符合技术要求。sf6产品的机构检修参照少油断路器机构检修工艺进行，运行5年左右应进行一次机械特性检查。
3.4 新装及大修后的252kv及以上电压等级断路器，其相间不同期及同相各断口间的不同期，必须用精度满足要求的仪器进行测量，并应符合产品技术要求。现场不能测量的参数，制造厂应提供必要的保证。
3.5 新装的国产油开关设备，安装前应解体。国产sf6开关、液压机构和气动机构原则上应解体。若制造厂承诺可不解体安装，则可不解体安装。由于不解体安装发生设备质量事故造成的经济损失由制造厂承担。
4 预防断路器灭弧室烧损、爆炸
4.1 各运行、维修单位应根据可能出现的系统最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路开断电流不能满足要求，则应采取“限制、调整、改造、更换”的办法，以确保设备安全运行。具体措施如下:
(1)合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。
(2)采取限流措施，如加装电抗器等以限制短路电流。
(3)在继电保护上采取相应的措施，如控制断路器的跳闸顺序等。
(4)将短路开断电流小的断路器调换到短路电流小的变电所。
(5)根据具体情况，更换成短路开断电流大的断路器。
4.2 应经常注意监视油断路器灭弧室的油位，发现油位过低或渗漏油时应及时处理，严禁在严重缺油情况下运行。油断路器发生开断故障后，应检查其喷油及油位变化情况，发现喷油严重时，应查明原因并及时处理。
4.3 开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修、修必修好”。不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。没有规定的，则可根据现场运行、检修经验由各运行单位的总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。
4.4 当断路器所配液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。必须带电处理时，检修人员在未采取可靠防慢分措施(如加装机械卡具)前，严禁人为启动油泵，防止由于慢分而使灭弧室爆炸。
5 预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸
5.1 根据设备运行现场的污秽程度，采取下列防污闪措施:
(1)定期对瓷套或支持绝缘子进行清洗。
(2)在室外40。5kv及以上电压等级开关设备的瓷套或支持绝缘子上涂ptv硅有机涂料或采用合成增爬裙。
(3)采用加强外绝缘爬距的瓷套或支持绝缘子。
(4)采取措施防止开关设备瓷套渗漏油、漏气及进水。
(5)新装投运的开关设备必须符合防污等级要求。
5.2 加强对套管和支持绝缘子内部绝缘的检查。为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防性试验外，在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视。
5.3 新装725kv及以上电压等级断路器的绝缘拉杆，在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动及超过允许限度的变形。除进行泄漏试验外，必要时应进行工频耐压试验。运行的断路器如发现绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，也要进行泄漏和工频耐压试验，不合格者应予更换。
5.4 充胶(油)电容套管应采取有效措施防止进水和受潮，发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。大修时应检查电容套管的芯子有无松动现象，防止脱胶。
5.5 绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。避免因用力不均或压缩量过大而使其永久变形或损坏。
6 预防断路器拒分、拒合和误动等操作故障
6.1 加强对操动机构的维护检查。机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。液压机构箱应有隔热防寒措施。
6.2 辅助开关应采取下列措施:
(1)辅助开关应安装牢固，防止因多次操作松动变位。
(2)应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符合要求时应及时调整或更换。
(3)辅助开关和机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采用防松措施，如涂厌氧胶等。
6.3 断路器操动机构检修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。在80%(或85%)额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活且吸持牢靠。
6.4 分、合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
6.5 断路器大修时应检查液压机构分、合闸阀的顶针是否松动或变形。
6.6 长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。在低温地区还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。
6.7 气动机构应坚持定期放水制度。对于单机供气的气动机构在冬季或低温季节应采取保温措施，防止因控制阀结冰而拒动。气动机构各运动部位应保持润滑。
7 预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损
7.1 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不是低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈端子电压，当关合电流小于50ka(峰值)时不低于额定操作电压的80%;当关合电流等于或大于50ka(峰值)时不低于额定操作电压的85%，并均不得高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。
断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应更换成截面大的电缆以减少压降。设计部门在设计时亦应考虑电缆所造成的线路压降。
7.2 220kv及以上电压等级变电所所用电应有两路可靠电源。凡新建变电所不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。对已运行的电容储能跳闸电源，电容器质量必须合格，电容器的组数和容量必须满足几台断路器同时跳闸的需要，并应加装电容器熔丝的监视装置。经常检查电容器有无漏电现象，如有漏电应及时更换，以保证故障时断路器可靠跳闸。
7.3 应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好，操作箱是否进水受潮，二次接线是否牢固，分、合闸线圈有无烧损。
8 预防液压机构漏油、慢分
8.1 预防漏油措施:
(1)新装或检修断路器时，应彻底清洗油箱底部，并对液压油用滤油机过滤，保证管路、阀体无渗漏和杂物。
(2)液压机构油泵启动频繁或补压时间过长，应检查原因并应及时停电处理。
(3)处理储压筒活塞杆漏油时，应同时检查处理微动开关，以保证微动开关动作可靠。
8.2 防止失压后重新打压慢分
液压机构发生失压故障时必须及时停电处理。若断路器不能停电处理，在运行状态下抢修时，为防止重新打压造成慢分，必须采取以下措施:
(1)在失压闭锁后，未采取防慢分措施前严禁人为启动油泵打压。
(2)在使液压系统泄压前应将卡具装好，也可将工作缸与水平拉杆的连接解脱。严禁使用铁板、铁管支撑或钢丝绑扎。处理完毕重新打压到额定压力后，按动合闸阀使其合闸，如卡具能轻易取下或圆柱销能轻易插入，说明故障已排除，否则仍有故障，应继续修理，不得强行取下卡具。
(3)应定期检查合闸保持弹簧在合闸位置时的拉伸长度，并调整到制造厂规定的数据。对断路器进行检查时，应检查合闸位置液压系统失压后，水平拉杆的位移是否超过制造厂的规定。
9 预防断路器进水受潮
9.1 对725kv及以上电压等级少油断路器在新装前及投运一年后应检查铝帽上是否有砂眼，密封端面是否平整，应针对不同情况分别处理，如采取加装防雨帽等措施。在检查维护时应注意检查呼吸孔，防止被油漆等物堵死。
9.2 为防止液压机构储压缸氮气室生锈，应使用高纯氮(微水含量小于20μl/l)作为气源。
9.3 对断路器除定期进行预防性试验外，在雨季应增加检查和试验次数，对油断路器应加强对绝缘油的检测。
9.4 405kv电压等级多油断路器电流互感器引出线、限位螺钉、中间联轴孔堵头、套管连接部位、防爆孔及油箱盖密封用石棉绳等处，均应密封良好，无损坏变形。
9.5 装于洞内的开关设备应保持洞内通风和空气干燥，以防潮气侵入灭弧室造成凝露。
10 预防高压开关设备机械损伤
10.1 对于有托架的72~12kv电压等级少油断路器，安装时其支持绝缘子应与托架保持垂直并固定牢靠，上、下端连接引线的连接不应受过大应力，导电杆与静触头应在一个垂直线上。若发现绝缘子有损伤应及时更换，并检查原因。
10.2 各种瓷件的连接和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。
10.3 检修时应对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
10.4 调整开关设备时应用慢分、慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
10.5 各种断路器的油缓冲器应调整适当。在调试时，应特别注意检查油缓冲器的缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。禁止在缓冲器无油状态下进行快速操作。低温地区使用的油缓冲器应采用适合低温环境条件的缓冲油。
10.6 真空灭弧室安装时，先使静触头端面与静触头支架连接牢固，再连接动触头端，使动触头运动轨迹在灭弧室中轴线上，防止灭弧室受扭力而形成裂纹或漏气。
10.7 126kv及以上电压等级多断口断路器，拆一端灭弧室时，另一端应设法支撑。大修时禁止爬在瓷柱顶部进行工作，以免损坏支持瓷套。
10.8 均压电容器安装时，防止因“别劲”引起漏油，发现漏油应予处理或更换。
10.9 开关设备基础支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。
10.10 为防止机械固定连接部分操作松动，建议采用厌氧胶防松。
10.11 为防止运行中的sf6断路器及gis绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，对于不能观测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。
11 预防sf6高压开关设备漏气、污染
11.1 新装或检修sf6开关设备必须严格按照gb、dl/tsf6气体和气体绝缘金属封闭开关设备有关技术标准(见附录)执行。
11.2 室内安装运行的气体绝缘金属封闭开关设备(简称gis)，宜设置一定数量的氧量仪和sf6浓度报警仪。人员进入设备区前必须先行通风15min以上。
11.3 当sf6开关设备发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。
11.4 运行中sf6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时sf6气体应予回收，不得随意向大气排放以免污染环境及造成人员中毒事故。
11.5 密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。
116 sf6开关设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。
12 预防高压开关设备载流导体过热
12.1 用红线测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。
12.2 对开关设备上的铜铝过渡接头要定期检查。
12.3 在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。
13 预防高压开关柜事故
13.1 新建、扩建和改造工程中，宜选用加强绝缘型金属封闭式高压开关柜，特别是发电厂和潮湿污秽地区必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。
13.2 高压开关柜中的绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料(如环氧或smc材料)。
13.3 在开关柜配电室配置通风防潮设备，在梅雨、多雨季节或需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。
13.4 进行母线和柜间隔离是防止开关柜“火烧连营”的有效措施。另外，应加强柜内二次线的防护，二次线宜由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
13.5 对于老式的五防功能不完善的固定柜或手车柜，应完善其五防功能，避免和减少人身及设备事故。
14 预防隔离开关事故
14.1 坚持隔离开关定期大小修制度
隔离开关一般3~5年至少进行一次大修，不能按期大修者应增加临修次数。126kv电压等级及以上隔离开关1~2年至少小修一次。
14.2 对于久未停电检修的母线侧隔离开关应积极申请停电检修或开展带电检修，防止和减少恶性事故的发生。
14.3 结合电力设备预防性试验应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操动机构、机械及电气闭锁装置的检查与润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关的可靠运行。
14.4 应对gw5、gw6、gw7型等问题较多的隔离开关传动部件、操动机构和导电回路等进行完善化改造。
10 20
14.5 新装或检修隔离开关应在瓷柱与法兰结合面涂以性能良好的硅类防水胶。
15 预防sn4-
(g)型少油断路器事故
15.1 该型断路器额定短路开断和关合电流均远低于其铭牌参数，运行中实际短路开断电流不应超过58ka(有效值)，关合电流不应超过60ka(峰值)。
15.2 不允许使用自动重合闸操作，短路跳闸后不允许强送。
15.3 定期对瓷套或支持绝缘子进行清洗，特别是底部的支持绝缘子不能有油渍和脏污现象。
15.4 尚使用该型断路器的单位应尽快安排更换。
16 附则
本措施由国家电力公司批准、解释，自公布之日起实施。原能源部《高压开关设备反事故技术措施》同时废止。
高压开关设备反事故技术措施要求：高压开关设备反
| 适配人群 | 企业负责人，安监人员，电气运维 | 使用场景 | 新机投产，基建移交，设备检修 |
|---|---|---|---|
| 制定目的 | 新机组投产多，运行不稳，安全薄弱环节多。 | ||
| 适用范围 | 公司系统内所有企业、部门、班组及基建项目单位。 | ||
| 职责分工 | 负责人是第一责任人，副职管好分管领域，项目单位负建设安全主体责。 | ||
| 管理要求 | 开好安委会、配足监督员、落实反事故要求、严把基建质量关、强抓电气作业防护。 | ||
| 监督与检查 | 按标准检查，主要负责人监督，体系不健全或人员不足出事要追责，查问题必须整改。 | ||
1.反事故组织管理通用要求
公司系统当前机组投产较多，新机投产后不能迅速实现安全稳定。针对当前安全生产管理的薄弱环节，重点强调提出以下几点:
1.1. 企业各级负责人是本企业、部门、班组安全生产第一责任人。企业安全生产第一责任人必须按照《安全生产法》和集团公司规定，履行安全职责，分管并支持安全监督部门工作，定期组织召开安委会或月度安全例会，听取安全生产工作汇报，亲自部署、推动、检查和评价安全生产工作。分管生产、基建等副职协助正职有效开展工作，对分管范围内的安全生产工作负责。
1.2. 各单位必须健全安全生产保证体系和监督体系。健全技术监督和管理网络和体系，促进安全生产执行、监督和考核各层面层次清晰，职责明确，严格按照标准和规定开展工作。按照工作标准，配置足够数量、满足要求的安全监督人员，并明确职责。各单位主要负责人对安全生产管理体系建立健全、机构正确置、人员足额配置、责任制监督落实负有首要的责任。由于体系、机构设置不健全，人员配置不足导致管理不到位而引发事故，依据《安全生产法》等法律法规以及集团公司规定追究其责任。
1.3. 项目单位是机组建设安全质量工作的主体，坚持安全第一、预防为主、确保新机建设安全质量。
1.3.1.机组建设中，应做到技术监督、落实反事故措施关口前移。项目单位必须全过程地贯彻落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和本“重点要求”，制定和落实技术监督计划和措施，督促设计、监理、安装、调试各单位落实反事故措施和技术监督要求，并将有关内容纳入合同条款。
1.3.2.新建、扩建电厂应及时、高标准地开展生产准备工作，人员配置应足额、及时到位，素质满足建设过程中质量把关、过程控制以及投产后能够承担起安全生产职责的实际需要。
1.3.3.新建、扩建电厂应制定计划，深度介入建设过程中的质量把关以及过程控制，及时了解掌握建设过程中出现的问题，对重要节点进行安全质量验收把关、收集资料，确保建设过程中的安全质量可控、在控。
1.3.4.对基建期间由于责任不落实、工作不到位造成遗留问题，导致机组投产后发生生产安全事故的，对建设期间有关人员进行责任追溯和追究。
1.3.5.分支机构、区域子公司应按照建设特点，分阶段地组织专家组，加强过程介入、把关，及时解决设计、厂家的问题，确保调试质量，基建问题全部得到整改，确保生产和基建的顺利衔接。
1.4. 推行安全生产标准化工作，落实全员责任，确保发电设备安全生产。
1.4.1.确保机组安全生产科学合理投入，避免因投入不足导致设备失修引发事故。安全性评价查出问题要加强投入、及时整改。机组安全设施要按照《水力发电厂生产安全设施配置》行业标准及集团公司颁布的《水电机组安全设施配置标准》配置到位。
1.4.2.新机投产一年后的检查性大修，必须按《发电企业设备检修导则》dl/t838-____的要求及时进行。
1.4.3.严格执行“两票三制”，各项工作应进行作业安全风险分析，坚持深入、实效制定和落实安全监控措施。制定和落实各级领导到位监护制度，加强作业期间安全监督和管理，杜绝违章作业。
1.4.4.加强对外包、外协队伍的管理，严格资质审查和安全业绩考核，加强工作过程中的安全监护和管理，严禁以包代管。
1.4.5.加强电气绝缘监督、电缆维护等工作安全管理。严格执行电气工作票、操作票制度，加强危险点分析和安全措施的落实。电气作业以及有触电危险作业时，工作人员必须配戴劳动保护用品。
1.4.6.严格人员培训，电气检修、电气运行操作必须由电气安全技能培训合格的人员担任。尤其是全能值班情况下，应严格对电气作业人员的培训和资质认定。严禁不具备资质、不熟悉电气安全知识的人员从事电气工作。
1.4.7.机组大修中，必须建立临时接、拆线审批制度，完善现场临时电源安全管理，组织专门电工人员进行接拆线工作。
1.4.8.坚持安全性评价经常化。新建、扩建、改建项目在本期工程最后一台机组达标验收前，必须对照《水力发电建设项目安全验收评价标准》，及时整改相关问题，并完成验收工作。投产机组应坚持每年开展一次安全性评价自查工作。分支机构按照有关规定的周期加强安全性评价专家查评复评工作。
1.5. 针对异常天气等自然灾害日益偏重突发的情况，各单位应进一步加强应急管理，健全防汛等应急组织，落实物资和队伍保障，加强演练，做好及时响应，有序有效组织救援，确保生产、基建安全。
1.6. 坚持“四不放过”，切实做到举一反三，严格事故查处。
1.6.1.及时、准确地上报安全生产事故信息和报告，严禁迟报、瞒报。加强安全生产事故信息的传递和共享，有效组织举一反措、吸取教训，避免类似问题重复发生。
1.6.2.实行“说清楚”和“事故检讨”制度。发生人身死亡事故、较大及以上设备事故、较大火灾事故、恶性电气误操作事故、负同等及以上责任的重大交通事故和有严重社会影响的电力安全生产事件单位的主要负责人，要在事故发生后5天内到集团公司作专题汇报，并在集团公司有关安全生产工作会议上公开检讨。
1.6.3.分支机构、区域子公司加强事故管理，每年总结本单位反人身、设备事故管理措施和技术措施，并应于每年的12月中旬汇总下发，同时抄报集团公司安全生产部。
1.选用高压开关设备的技术措施
1.1所选用的高压开关设备除应满足相关国家标准和行业标准外，还应符合国家电网公司相关规定，不得选用已明令停止生产、使用的各种型号开关设备。
1.2断路器应选用无油化产品，真空断路器必须选用一体化操作机构的断路器，其生产厂家应具备一定规模，产品在电网中使用反映良好，质量稳定。断路器的灭弧室根据使用地点不同应选用国内外驰名厂商的真空灭弧室，并附有和所配断路器配套的符合规定的型式试验报告。
1.3投切电容器组的开关应选用开断时无重燃及适合频繁操作的开关设备。10kv 真空开关应采用经过老炼的开关。35kv 及以上投切容性负载的断路器宜采用sf6 断路器。用于投切电容器和容性负载(含长线路)的真空断路器其灭弧室必须进行老炼试验，并提供符合要求的型式试验报告和老炼报告。开断电流超过50ka 或枢纽变电站的真空断路器建议选用性能优良的进口或合资断路器。当用于开断感性负载或容性负载时宜选用sf6 断路器，并有相应的开断型式试验报告。
1.4隔离开关和接地开关应选用符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定(试行)》完善化技术要求的产品。
1.5高压开关柜应选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品，其外绝缘应满足:空气绝缘净距离:≥125mm(对12kv)，≥360mm(对40.5kv);爬电比距:≥18mm/kv(对瓷质绝缘)，≥20mm/kv(对有机绝缘)。
2. 新装和检修后开关设备的有关技术措施
2.1.新装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工 程电气设备交接试验标准》、《电力设备预防性试验规程》、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行试验与检查，不合格者不得投运。
2.2.断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性(所测时间 -行程等曲线应归档保存)，并符合有关技术要求。
3. 预防开关设备运行操作故障的措施
3.1.断路器运行中，sf6 断路器气压异常应严禁操作，退出运行。油断路器开断故障电流后，应检查其喷油及油位变化情况，当发现喷油时，应查明原因并及时处理。液压(气动)操动机构压力异常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行强行操作。
3.2.在对故障跳闸线路实施强送后，无论成功与否，均应对实施强送电的断路器进行仔细检查。
3.3.断路器在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检查。
3.4.断路器发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。
3.5.加强高压断路器分合闸操作后的位置核查，尤其是发电机变压器组断路器以及起联络作用的断路器，在并网前和解列后应到运行现场核实其机械位置，并根据电压、电流互感器或带电显示装置确认断路器触头状态，防止发生非全相并网和非全相解列事故。
3.6.室外sf6 开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，值班人员应穿戴防毒面具和穿防护服，从上风侧接近设备。如室内安装运行sf6 开关设备，在进入室内前必须先行强迫通风15min 以上，待含氧量和sf6 气体浓度符合标准后方可进入。
3.7.在运行巡视时，应注意检查隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰有无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件有无异常电晕现象。
3.8.在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。
4.预防开关设备拒动、误动故障的措施
4.1.为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，在交接时和大修后应检查分合闸缓冲器的工作情况，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化。
4.2.对气动机构宜加装汽水分离装置和自动排污装置，对液压机构应注意液压油油质的变化，必要时应及时滤油或换油，防止压缩空气中的凝结水或液压油中的水份使控制阀体生锈，造成拒动。未加装汽水分离装置和自动排污装置的气动机构应定期放水，如放水发现油污时应检修空压机。在冬季或低温季节前，对气动机构应及时投入加热设备 ，防止压缩空气回路结冰造成拒动。
4.3.断路器在投运前、检修后应检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压，应将其更换为截面更大的电缆以减少压降，防止由于电源电缆压降过大造成断路器拒动。设计部门在设计阶段亦应考虑电缆所造成的线路压降。
4.4.加强辅助开关的检查维护，防止由于松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。
5.预防断路器灭弧室故障的措施
5.1.根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备额定开断电流不能满足要求，应采取以下措施:合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流;采取加装电抗器等限流措施限制短路电流;在继电保护方面采取相应措施，如控制断路器的跳闸顺序等;更换为短路开断电流满足要求的断路器。
5.2.开关设备应按规定的检修周期和实际短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修，修必修好”。
5.3.当断路器液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止因慢分使灭弧室爆炸。
5.4.积极开展真空断路器真空度测试，真空灭弧室必须经耐压试验合格后方能投运，预防由于真空度下降引发的事故。
6.预防开关设备绝缘闪络、爆炸的措施
6.1.根据设备现场的污秽程度，采取有针对性的防污闪措施。防止套管、支持瓷瓶闪络、爆炸。
6.2.断路器断口外绝缘应满足不小于 1.15 倍相对地外绝缘爬电距离的要求，否则应加强清扫工作或采取其他防污闪措施。
6.3.新装、大修的72.5kv 及以上电压等级断路器，绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动和超过允许限度的变形。如发现运行断路器绝缘拉杆受潮，应及时烘干处理，并经耐压试验合格方能安装，不合格者应予更换。
6.4.充胶(油)电容套管应具有有效的防止进水和受潮措施，发现胶质溢出、开裂、漏油、介损超标或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。应保证末屏接地良好，防止由于接地不良造成套管放电、爆炸。
7.预防开关设备载流回路过热的措施
7.1.在交接和预防性试验中，应严格按照有关标准和测量方法检查回路电阻，电阻值异常时应及时检查，找出原因并采取措施。
7.2.定期用红外线测温设备检查开关设备的接头部、隔离开关的导电部分(重点部位:触头、出线座等)，特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。检测次数每年不少于2次。
7.3.预试时应定期检查开关设备的铜铝过渡接头。
8.预防开关设备机械损伤的措施
8.1.认真对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
8.2.断路器的缓冲器应调整适当，性能良好，防止由于缓冲器失效造成开关设备损坏。
8.3.开关设备基础不应出现塌陷或变位，支架设计应牢固可靠，并注意检查断路器是否与水平面保持垂直状态，不可采用悬臂梁结构。
9.加强断路器合闸电阻的检测和试验
防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防性试验中，应对断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试，有条件时同时测量合闸电阻的阻值。
10.预防断路器合分时间与保护装置动作时间配合不当引发故障的措施
10.1.解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间配合不当的问题，必须以满足电力系统安全稳定要求为前提，因此不宜通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。
10.2.根据《电力系统安全稳定导则》(dl/t 755-____)及有关规定要求，断路器合-分时间的设计取值应不大于60ms，推荐采用不大于50ms。
10.3.应重视对以下两个参数的测试工作:
10.3.1.断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中的要求。
10.3.2.断路器辅助开关的转换时间与主触头动作时间之间的配合。
11.预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障的措施
11.1.各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不低于标准要求。对于电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当关合电流小于50ka(峰值)时不低于额定操作电压的80%;当关合电流等于或大于50ka(峰值)时不低于额定操作电压的85%，并均不高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。
11.2.220kv 及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源，新建变电站不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。
12.预防隔离开关故障的措施
12.1.对不符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定(试行)》的隔离开关应进行完善化改造。
12.2.新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，另外应积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。
12.3.加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的二硫化钼锂基润滑脂。
12.4.与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免产生太大的拉力。
12.5.为预防gw6 型隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操动机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象;检查并确认刀闸主拐臂调整是否过死点;检查平衡弹簧的张力是否合适。
12.6.加强辅助开关的检查维护，防止其松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠。
13.预防高压开关柜故障的措施
13.1.开关柜必须满足相关标准规定，其五防功能必须完整可靠，型式试验应完整和有效，选用灭弧室与断路器之间、断路器与开关柜之间的配合必须有相应的型式试验报告证明其设计合理，不得选用随意组合没有经过试验证明的成套设备。
13.2.新建、扩建和改造工程宜选用加强绝缘型金属封闭式高压开关柜，柜体宜选用母线和断路器具有独立隔室的开关柜，不选用柜体之间母线不经隔板隔离直接连通的开关柜;对于已运行不满足上述要求的开关柜，有条件时应在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。防止开关柜“火烧连营事故”发生。
13.3.高压开关柜内的绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)应采用阻然绝缘材料(如环氧或smc 材料)，严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料。
13.4.开关柜内不得采用3 相4 元件组合式过电压保护器。
13.5.应在开关柜配电室配置通风、防潮设备和湿度计，并在梅雨、多雨季节或运行需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。
13.6.手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好，防止由于隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。
13.7.高压开关柜内母线及各支引线宜采用可靠的绝缘材料包封，以防止小动物或异物造成母线短路。
13.8.开关柜内二次回路布线应合理、可靠，二次线应有阻燃软管或金属管防护，防止柜内燃弧引起直流电源回路短路。
13.9.应尽快淘汰柜体为网门结构的开关柜。
14.预防sf6 断路器及gis 故障的措施
14.1.sf6 开关设备应定期进行微水含量和泄漏检测，如发现不合格情况应及时进行处理，在处理过程中，设备内的sf6 气体应予回收，不得随意向大气排放以防止污染环境及造成人员中毒事故。
14.2.室内安装运行的sf6 开关设备，应设置一定数量的sf6 浓度报警仪。
14.3. 应充分发挥sf6 气体质量监督管理中心的作用，做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析。基建、生产用sf6 气体必须经sf6 气体质量监督管理中心检测合格，并出据检测报告后方可使用。
14.4.sf6 压力表和密度继电器应定期进行校验，制造厂有特殊规定时，按照制造厂规定执行。
高压开关设备反事故技术措施要求：高压开关反
| 适配人群 | 水电厂运行人员，高压开关检修工，继电保护专责 | 使用场景 | 水电厂设备运维，高压开关检修，断路器故障处置 |
|---|---|---|---|
| 制定目的 | 怕开关设备出事，以前出过事故，各地有经验教训。 | ||
| 适用范围 | 故县水电厂所有碰开关设备的人，设计、基建、安装、运行、检修、试验的都算。 | ||
| 职责分工 | 电厂各级部门管培训，运行单位要订补充措施，各岗位按国家规定干活。 | ||
| 管理要求 | 不用淘汰设备，手力操动机构得换掉，交接验收必须合格，油位低了马上处理，打压频繁要停电。 | ||
| 监督与检查 | 按标准一条条查，谁干谁负责，不按要求做不准投运，不合格就别用，监督靠日常检查和试验报告。 | ||
1总则
1.1 为提高故县水力发电厂高压开关设备(以下简称开关设备)的运行可靠性，根据事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，故县水电厂各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。各运行单位亦应结合电厂具体情况和经验，制订适合高压开关设备的补充反事故技术措施。
1.2 为保证开关设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强开关设备专业的技术管理工作，各单位均应认真贯彻和执行国家电力公司颁布的《高压开关设备管理规定》和《高压开关设备质量监督管理办法》的各项条款。
1.3 电厂各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
2选用高压开关设备技术措施
2.1 凡不符合国家电力公司《高压开关设备质量监督管理办法》，国家(含原机械、电力两部)已明令停止生产、使用的各种型号开关设备，一律不得选用。
2.2 凡变电所的高压断路器，不得再选用手力操作动机构。对正在运行的高压断路器手力操动机构要尽快更换，以确保操作人员的人身安全。
2.3 中性点不接地、小电流接地及二线一地制系统应选用异相接地开断试验合格的开关设备。
2.4 切合电容器组应选用开断电容电流无重击穿及适合于频繁操作的断路器。
2.5 对电缆线路和35kv及以上电压等级架空线路，应选用切合时无重击穿的断路器。
2. 6 用于切合110kv及以上电压等级变压器的断路器，其过电压不应超过2.5~2.0倍。
2.7 对于频繁启停的高压感应电机回路应选用sf6断路器或真空断路器、接触器等开关设备，其过电压倍数应满足感应电机绝缘水平的要求，同时应采取过电压保护措施。
3新装和检修高压开关设备技术措施
3.1 设备的交接验收必须严格按照国家、电力行业和国家电力公司标准、产品技术条件及合同书的技术要求进行。不符合交接验收条件不能验收投运。
3.2 新装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《电力设备预防性试验规程》、产品技术条件及原部颁有关检修工艺导则的要求进行试验与检查。交接时对重要的技术指标一定要进行复查，不合格者不准投运。
3.3 分、合闸速度特性是检修调试断路器的重要质量指标，也是直接影响开断和关合性能的关键技术数据。各种断路器在新装和大修后必须测量分、合闸速度特性，并应符合技术要求。sf6产品的机构检修参照少油断路器机构检修工艺进行，运行5年左右应进行一次机械特性检查。
3.4 新装及大修后的断路器，其相间不同期及同相各断口间的不同期，必须用精度满足要求的仪器进行测量，并应符合产品技术要求。现场不能测量的参数，制造厂应提供必要的保证。
3.5 新装的国产sf6开关、液压机构和气动机构原则上应解体。若制造厂承诺可不解体安装，则可不解体安装。由于不解体安装发生设备质量事故造成的经济损失由制造厂承担。
4预防断路器灭弧室烧损、爆炸
4.1 各运行、维修单位应根据可能出现的系统最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路开断电流不能满足要求，则应采取“限制、调整、改造、更换”的办法，以确保设备安全运行。具体措施如下:
(1) 合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。
(2) 采取限流措施，如加装电抗器等以限制短路电流。
(3) 在继电保护上采取相应的措施，如控制断路器的跳闸顺序等。
(4) 将短路开断电流小的断路器应用在短路电流小的线路上。
(5) 根据负荷情况，采用短路开断电流大的断路器。
4.2 应经常注意监视油断路器灭弧室的油位，发现油位过低或渗漏油时应及时处理，严禁在严重缺油情况下运行。油断路器发生开断故障后，应检查其喷油及油位变化情况，发现喷油严重时，应查明原因并及时处理。
4.3 开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修、修必修好”。不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。没有规定的，则可根据现场运行、检修经验由运行工程师参照类似开关设备检修工艺确定。
4.4 当断路器所配液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。必须带电处理时，检修人员在未采取可靠防慢分措施(如加装机械卡具)前，严禁人为启动油泵，防止由于慢分而使灭弧室爆炸。
5预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸
5.1 根据设备运行现场的污秽程度，采取下列防污闪措施:
(1) 定期对瓷套或支持绝缘子进行清洗。
(2) 在室外40.5kv及以上电压等级开关设备的瓷套或支持绝缘子上涂rtv硅有机涂料或采用合成增爬裙。
(3) 采用加强外绝缘爬距的瓷套或支持绝缘子。
(4) 采取措施防止开关设备瓷套渗漏油、漏气及进水。
(5) 新装投运的开关设备必须符合防污等级要求。
5.2 加强对套管和支持绝缘子内部绝缘的检查。为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防性试验外，在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视。
5.3 新装72.5kv及以上电压等级断路器的绝缘拉杆，在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动及超过允许限度的变形。除进行泄漏试验外，必要时应进行工频耐压试验。运行的断路器如发现绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，也要进行泄漏和工频耐压试验，不合格者应予更换。
5.4 充胶(油)电容套管应采取有效措施防止进水和受潮，发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。大修时应检查电容套管的芯子有无松动现象，防止脱胶。
5.5 绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。避免因用力不均或压缩量过大而使其永久变形或损坏。
6预防断路器拒分、拒合和误动等操作故障
6.1 加强对操动机构的维护检查。机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。液压机构箱应有隔热防寒措施。
6.2 辅助开关应采取下列措施:
(1) 辅助开关应安装牢固，防止因多次操作松动变位。
(2) 应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符合要求时应及时调整或更换。
(3) 辅助开关和机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采用防松措施，如涂厌氧胶等。
6.3 断路器操动机构检修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。在80%(或85%)额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活且吸持牢靠。
6.4 分、合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
6.5 断路器大修时应检查液压机构分、合闸阀的顶针是否松动或变形。
6.6 长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。在低温时还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。
7预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损
7.1 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不得低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈端子电压，当关合电流小于50ka(峰值)时不低于额定操作电压的80%;当关合电流等于或大于50ka(峰值)时不低于额定操作电压的85%，并均不得高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。
断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应更换成截面大的电缆以减少压降。设计部门在设计时亦应考虑电缆所造成的线路压降。
7.2应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好，操作箱是否进水受潮，二次接线是否牢固，分、合闸线圈有无烧损。
8预防液压机构漏油、慢分
8.1 预防漏油措施:
(1) 新装或检修断路器时，应彻底清洗油箱底部，并对液压油用滤油机过滤，保证管路、阀体无渗漏和杂物。
(2) 液压机构油泵启动频繁或补压时间过长，应检查原因并应及时停电处理。
(3) 处理储压筒活塞杆漏油时，应同时检查处理微动开关，以保证微动开关动作可靠。
8.2 防止失压后重新打压慢分
液压机构发生失压故障时必须及时停电处理。若断路器不能停电处理，在运行状态下抢修时，为防止重新打压造成慢分，必须采取以下措施:
(1) 在失压闭锁后，未采取防慢分措施前严禁人为启动油泵打压。
(2) 在使液压系统泄压前将卡具装好，也可将工作缸与水平拉杆的连接解脱。严禁使用铁板、铁管支撑或钢丝绑扎。处理完毕重新打压到额定压力后，按动合闸阀使其合闸，如卡具能轻易取下或圆柱销能轻易插入，说明故障已排除，否则仍有故障，应继续修理，不得强行取下卡具。
(3) 应定期检查合闸保持弹簧在合闸位置时的拉伸长度，并调整到制造厂规定的数据。对断路器进行检查时，应检查合闸位置液压系统失压后，水平拉杆的位移是否超过制造厂的规定。
9预防断路器进水受潮
9. 1对72.5kv及以上电压等级少油断路器在新装前及投运一年后应检查铝帽上是否有砂眼，密封端面是否平整，应针对不同情况分别处理，如采取加装防雨帽等措施。在检查维护时应注意检查呼吸孔，防止被油漆等物堵死。
9.2 为防止液压机械储压缸氮气室生锈，应使用高纯氮(微水含量小于20μl/l)作为气源。
9.3 对断路器除定期进行预防性试验外，在雨季应增加检查和试验次数，对油断路器应加强对绝缘油的检测。
9.4多油断路器电流互感器引出线、限位螺钉、中间联轴孔堵头、套管连接部位、防爆孔及油箱盖密封用石棉绳等处，均应密封良好，无损坏变形。
10预防高压开关设备机械损伤
10.1 对于有托架的7.2~12kv电压等级少油断路器，安装时其支持绝缘子应与托架保持垂直并固定牢靠，上、下端连接引线的连接不应受过大应力，导电杆与静触头应在一个垂直线上。若发现绝缘子有损伤应及时更换，并检查原因。
10.2 各种瓷件的连接和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。
10.3 检修时应对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
10.4 调整开关设备时应用慢分、慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
10.5 各种断路器的油缓冲器应调整适当。在调试时，应特别注意检查缓冲器的缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。禁止在缓冲器无油状态下进行快速操作。低温时使用的油缓冲器应采取适合低温环境条件的缓冲油。
10.6 真空灭弧室安装时，先使静触头端面与静触头支架连接牢固，再连接动触头端，使动触头运动轨迹在灭弧室中轴线上，防止灭弧室受扭力而形成裂纹或漏气。
10.7 126kv及以上电压等级多断口断路器，拆一端灭弧室时，另一端应设法支撑。大修时禁止爬在瓷柱顶部进行工作，以免损坏支持瓷套。
10.8 均压电容器安装时，防止因“别劲”引起漏油，发现漏油应予处理或更换。
10.9 开关设备基础支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。
10.10 为防止机械固定连接部分操作松动，建议采用厌氧胶防松。
10.11 为防止运行中的sf6断路器及gis绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，对于不能观测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。
11预防sf6高压开关设备漏气、污染
11.1 新装或检修sf6开关设备必须严格按照gb、dl/t sf6气体和气体绝缘金属封闭开关设备有关技术标准(见附录)执行。
11.2当sf6开关设备发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。
11.3运行中sf6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时sf6气体应予回收，不得随意向大气排放，以免污染环境及造成人员中毒事故。
11.4 密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。
11.5 sf6开关设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。
12预防高压开关设备载流导体过热
12.1 用红外线测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。
12.2 对开关设备上的铜铝过渡接头要定期检查。
12.3 在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检测接触电阻。
13预防高压开关柜事故
13.1 新建、扩建和改造工程中，宜选用加强绝缘型金属封闭式高压开关柜，特别是潮湿环境必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。
13.2 高压开关柜中的绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)严禁采用酚醛树脂、取氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料(如环氧或smc材料)。
13.3 在开关柜配电室配置通风防潮设备，在梅雨、多雨季节或需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。
13.4 进行母线和柜间隔离是防止开关柜“火烧连营”的有效措施。另外，应加强柜内二次线的防护，二次线宜由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
13.5 对于老式的五防功能不完善的固定柜或手车柜，应完善其五防功能，避免和减少人身及设备事故。
14预防隔离开关事故
14.1 坚持隔离开关定期大小修制度
隔离开关一般3~5年至少进行一次大修，不能按期大修者应增加临修次数。126kv电压等级及以上隔离开关1~2年至少小修一次。
14.2 对于久未停电检修的母线侧隔离开关应积极申请停电检修，防止和减少恶性事故的发生。
14.3 结合电力设备预防性试验应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操动机构、机械及电气闭锁装置的检查与润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关的可靠运行。
14.4 应对gw5、gw6、gw7型等问题较多的隔离开关传动部件、操动机构和导电回路等进行完善化改造。
14.5 新装或检修隔离开关应在瓷柱与法兰结合面涂以性能良好的硅类防水胶。
15附则
附录 sf6气体和气体绝缘金属封闭开关设备技术标准
1 国家技术监督局颁布实施
gb7674—1997 72.5kv及以上气体绝缘金属封闭开关设备
gb8905—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
gb11023—89 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
gb1____—89 工业六氟化硫
2 原电力部颁布实施
dl/t555—94 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验系列
dl506—92 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测试方法
dl/t596—1996 电力设备预防性试验规程
dl/t595—1996 六氟化硫电气设备气体监督细则
dl/t603—1996 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维修规程
dl/t617—1997 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件
dl/t618—1997 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程
dl/t639—1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则
