35—220千伏变电站通用运行规程（试行）

35353535—220220220220千伏变电站通用运行规程（试行） 信息来源：局长工作部 发布时间：2004-12-24 11:35:15 点击数：687 1 总则 1.1 编写依据 1.1.1 部颁《电力工业技术管理法规》； 1.1.2 部颁《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分)DL 408—91； 1.1.3 部颁《电气事故处理规程》； 1.1.4 部颁《电力变压器运行规程》； 1.1.5 部颁《高压断路器运行规程》； 1.1.6 部颁《蓄电池运行规程》； 1.1.7 部颁《继电保护及自动装置技术规程》DL 400—91； 1.1.8 部颁《电气设备预防性试验规程》； 1.1.9 部颁《电气设备预防性试验规程》； 1.1.10 部颁《电能计量装置管理规程》DL 448—91 1.1.11《四川动力系统调度规程》； 1.1.12《巴中电力系统调度规程》； 1.1.13 部、省、局颁《变电运行 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 》； 1.1.14 其它有关规程、 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 、反措及技术资料。 1.2 适用范围 1.2.1 本规程适用于巴中电业局 35—220kV 变电站。所有运行人员均应严格照本规程之规定进行设备 的运行、维护和事故处理。 1.2.2 变电站运行人员（专责工程师）、站长调度员、检修部门有关人员、安生部管理人员和负责人、 主管生产的领导等与本规程相关人员，应熟悉本规程。当涉及 35—220kV 变电站范围内有关工作时，应 按本规程执行。 1.2.3 新从事变电运行工作的人员，以及脱离变电运行工作三个月及以上的人员均应学习本规程，经 考试合格后方可正式上班。 1.2.4 本规程为 35—220kV 变电站通用运行规程，各变电站应根据本站结线和设备情况编制《变电站 现场运行规程》，并组织运行人员学习考试。 1.2.5 本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规定执行。 1.3 运行维护的一般要求 1.3.1 运行人员当值期间，应按规定的巡视路线和项目对全站设备进行认真的巡视检查。巡视周期如 下： 1.3.1.1 正常巡视： A、每班正常巡视时间为：交班时一次，接班时一次，值班期间高峰负荷时； B、晚间高峰负荷时熄灯检查一次； C、对继电保护和自动装置，应于每季度规定时间按“四统一”要求全面核对。 1.3.1.2 新安装设备和检修后的设备，投运行后的 4h 内应每 1h 检查一次（主变投运后的 2h内应 每 0.5h 检查一次），以后按正常周期进行检查。 1.3.1.3 下列情况应增加巡视次数或组织特巡： A、设备过负荷运行或负荷有明显增加时； B、设备缺陷近期有发展时； C、恶劣气候时； D、事故跳闸或设备运行中有可疑现象时； E、特殊供电方式，调度要求时； F、特殊情况，上级领导通知时； G、法定节假日。 1.3.2 当值人员应沿巡视路线、按巡视要求认真地对设备进行检查，对巡视中发现的缺陷应 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 其起 因、发展和后果，并采取适当措施限制其发展，按设备缺陷管理制度的要求，作好记录，分类上报。除 立即的报告当值调度和有关领导外，还应加强巡视，做好事故预想。 1.3.3 备用设备应始终保持在可用状态，其运行维护与运行设备要求相同。 1.3.4 运行人员当值期间进行以下工作，可以不开工作票，但应作好安全措施，保持安全距离，加强 监护。 1.3.4.1 变电站照明回路上的工作； 1.3.4.2 清扫保护盘、控制盘； 1.3.4.3 更换高压熔断器、低压熔丝； 1.3.4.4 使用点温计测温度或贴换示温腊片； 1.3.4.5 瓦斯继电器放气； 1.3.4.6 电缆沟检查及孔洞堵塞。 1.3.4.7 防误装置检查、加油。 以上工作涉及调度管辖设备的应经当值调度 许可 商标使用许可商标使用许可商标使用许可商标使用许可商标使用许可 。 1.3.5 进行二次回路清扫工作时，必须使用绝缘工具，严禁使用带金属物的毛刷、毛掸等工具。 1.4 倒闸操作 1.4.1 倒闸操作的一般要求： 1.4.1.1 调度管辖的电气设备，其倒闸操作由当值调度员发令，当值值班负责人接令，组织操作并 审核操作票；变电站自行管辖的设备由当值值班负责人发令，组织操作并审核操作票。 1.4.1.2 所有操作票均应严格按照“六要、十二步”执行，发现疑问应立即停止操作，待询问清楚 后再操作。值班员不得自行更改操作任务和颠倒操作顺序。 1.4.1.3 设备检修结束办理终结手续前，运行人员应全面检查设备，并恢复至许可工作时的状态。 1.4.1.4 属于调度管辖设备除当值调度外，其它人员不得通过任何方式改变其运行状态。 1.4.1.5 下列操作允许用刀闸进行： A、系统无接地故障或谐振时拉开或合上无故障电压互感器； B、无雷击时拉开或合上避雷器； C、拉合 220kV 及以下空载母线； D、拉合站内同一电压等级（通过开关、刀闸、母线、引流线、CT 等元件，非变压器负载元件，非 电容器元件）的并列开关旁路刀闸，此时环路中的开关均应改为非自动； E、拉开或合上空载站用变压器； F、在无接地故障时，拉开或合上变压器中性点接地刀闸或消弧线圈； G、用户外三联刀闸可以拉、合电容电流不超过 5A 的空载线路或励磁电流不超过 2A的空载变压器 或 10kV 及以下不超过 15A 的负荷电流（负荷刀闸不受此限）。 1.4.2 倒闸操作的技术要求： 1.4.2.1 各类设备的操作按以后有关章节的要求执行； 1.4.2.2 操作中应严防以下几种误操作事故发生； A、带负荷拉（合）刀闸； B、不拆接地线（接地刀闸）合闸； C、非同期并列合闸； D、带电挂（合）接地线（接地刀闸）； E、误拉、误合开关； F、误投、误停保护； G、操作中对继电保护考虑不周，造成保护误动或拒动； H、误入带电间隔。 1.4.2.3 充分考虑一次系统变化的合理性，防止对系统和用户中断供电和设备过载。 1.4.2.4 充分考虑一次系统变化与二次保护的关系，严格按调度规程的要求和技术可行性考虑倒闸 操作的正确性，防止保护拒动和误动。 1.4.2.5 应防止操作时可能产生的过电压。如投、切空载变压器和母线操作发生谐振。 1.4.2.6 应考虑线路耦合电容器试验、阻波器调试、线路停电检修等可能造成的载波通信及远动信 息中断的影响。 1.5 季节性预防工作的一般要求 1.5.1 根据气候情况和季节性特点做好特殊巡视工作。天气突然变化（如大风、久旱微雨、暴雨、洪 水、雪、雾、冰雹、雷雨及温度突变等）时当值人员应及时对设备进行巡视检查。检查内容除包括正常 巡视的项目外，还应着重检查如下项目： 1.5.1.1 雷暴雨时，检查电缆沟、主变排油池是否积水，门窗是否关闭严密和房屋渗漏雨情况；雷 击后检查瓷瓶、导管有无闪络痕迹，雷击计数器动作情况，并做好记录。 1.5.1.2 大风时检查避雷针、构架是否牢固，有无歪斜现象；场地有无易被吹起飞扬的物件；导线 摆动、振荡及接头有无异常情况。 1.5.1.3 高温季节重点检查通风冷却设备是否正常；充油设备油位是否过高；各连接部件发热和示 温腊片熔化情况；油温是否超过规定值；导线弧度下垂情况。 1.5.1.4 寒冬季节检查防小动物进入室内的措施是否完善；充油设备油位是否过低；导线弧垂、拉 力是否过紧；雪天检查瓷瓶、导管及桩头接触处应无严重积雪结冰，或雪落即化现象。 1.5.1.5 雾天及久旱微雨，检查瓷瓶、导管等污秽程度，有无闪络放电现象。 1.5.2 根据季节性特点做好季节性预防工作 1.5.2.1 雷季前，应检查变电站接地电阻和避雷针集中接地电阻是否合格。全站避雷器应于五月一 日前预试合格。 1.5.2.2 冬季前应加强做好防小动物、防寒、防火工作。检查电缆沟盖板应完好无缺，电缆沟到室 内的入口处应妥善隔离封堵，门窗严密，消防器具齐全完好。 1.6 事故处理的一般要求 1.6.1 事故处理的基本原则是： 1.6.1.1 尽快消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身、电网和设备的危险。 1.6.1.2 首先设法保证站用变电源。 1.6.1.3 用一切可能的 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电，并考虑对重要用户优先 供电。 1.6.1.4 尽快对停电的用户恢复供电。 1.6.1.5 将事故情况立即报告当值调度员，听候处理。 1.6.2 事故处理时运行人员必须坚守在自己的岗位上，集中精力保持设备的正常运行，迅速、正确地 执行调度命令。 1.6.3 只有在接到当值调度员的命令或对人身安全有明显和直接的危险时，方可离开工作岗位；危险 过后应立即返回工作岗位。 1.6.4 如果事故发生在交接班过程中，交班人员应负责处理事故，接班人员可以协助处理。事故处理 未结束，不得交接班。事故处理告一段落，可以交接班。 1.6.5 处理事故时，除当值人员和有关领导外，其他人不得进入事故地点的控制室，事前进入的人员 应主动退出，不得妨碍事故处理。 1.6.6 当值调度员是事故处理的指挥人，变电站当值负责人应迅速而准确地执行调度命令，并及时地 将事故现象和处理情况向其汇报。当值人员如果认为调度命令有错误时，应予指出，并作必要解释。如 当值调度确认自己的命令正确时，变电站当值负责人应立即执行。如果当执行这一命令将直接威胁到人 身或设备安全，则无论在何种情况下，运行人员均不得执行。应立即将具体情况令将直接威胁到人身或 设备安全，则无论在何种情况下，运行人员均不得执行。应立即将具体情况汇报电业局总工程师或有关 技术负责人，由其与调度协商后按调度理发后的正确命令执行。 1.6.7 处理事故时若变电站站长或有关技术负责人在场，可协助运行人员处理事故，但应注意不得 有与调度命令相抵触的要求；若认为运行人员不能胜任事故处理时可暂解除其职务，指定他人或自行处 理，但事前必须与有关调度取得联系，并做好记录。 1.6.8 在下列情况下，当值人员可不经调度许可自行操作，结束后再汇报。 1.6.8.1 对威胁人身和设备安全的设备停电； 1.6.8.2 将已损坏的设备隔离； 1.6.8.3 恢复站用电； 1.6.8.4 确认母线电压消失，拉开连接在该母线的所有开关（详见 11.2、11.3 条）。 1.6.9 运行人员处理事故应遵照下列顺序进行： 1.6.9.1 根据表计指示，继电保护动作情况和设备的外部象征判断事故全面情况。 1.6.9.2 如果对人身和设备安全有威胁时，应立即解除这种威胁，必要时停止设备运行。反之， 则应尽力保持或恢复设备的正常运行。 1.6.9.3 迅速检查和试验，判明故障性质、地点及其范围。 1.6.9.4 对所有未受到损害的设备，保持其运行； 1.6.9.5 主动将事故处理的情况迅速而准确地报告给当值调度员及有关领导。 1.6.9.6 认真监视表计、信号指示并作详细记录，所有电话联系均应录音，处理过程应作详细、 准确记录。 1.6.10 处理事故时，必须冷静、正确、迅速、果断；必须严格执行接令、复诵、汇报、录音和记 录制度，使用统一的调度术语和操作术语。 2 变压器 2.1 变压器运行方式 2.1.1 额定运行方式 2.1.1.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。 2.1.1.2 油浸式变压器最高上层油温可按表 1 的规定运行（以温度计测量为准）。当冷却介质温度 下降时，变压器顶层油温也相应降低。为防止绝缘油劣化加速，自然循环冷却变压器的顶层油温一般不 宜经常超过 85℃。 2.1.1.3 变压器的外加一次电压可以比额定电压高，但不得超过相应分接头电压值的 5%，无论分 接头在何位置，如果所加一次电压不超过相应额过相应额定电压的 5%，则变压器二次侧可带额定负荷。 有载调压变压器各分接位置的容量，应遵守制造厂的规定，并在《变电站现场运行规程》中列出。无载 调压变压器在额定电压±5%范围内改变分接头位置，其额定容量不变。如为：7.5%和-10%分接头时,额定 容量相应降低 2.5%和 5%。 2.1.1.4 两台变压器并列运行必须满足以下条件： A、联结组别标号相同； B、电压比相等； C、短路阻抗相等。 电压比不同（允许相差±5%）和阻抗电压不同（允许相差±10%）的变压器，在任何一台都不会过 负荷的情况下，可以并列运行。 变压器容量比超过 3：1，一般不予并列运行，如经计算，任一台都不会过负荷，方可以并列。 2.1.1.5 变压器是否可以并列运行应在《变电站现场运行规程》明确。 2.1.2 允许过负荷运行方式。 2.1.2.1 变压器允许在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。 2.1.2.2 正常过负荷允许值根据变压器负荷曲线、冷却介质温度及过负荷前变压器所带负荷等来 确定，按部颁《电力变压器运行规程》图 1—9 正常过负荷曲线运行。巴中电业局变电站采用年等值温度 20℃曲线。当环境温度超过 35℃时，按图 10—12 曲线，参照表 2、3、4 运行。 2.1.2.3 正常过负荷允许值，油自然循环的变压器最高不得超过额定容量的 30%；强油循环变压器 不得超过额定容量的 20%。 2.1.2.4 变压器事故过负荷只允许在事故情况下使用，其允许值参照表 5 和表 6 运行。 2.1.2.5 变压器正常过负荷运行前，应投入全部工作冷却器，必要时投入备用冷却器；事故过负 荷时，工作冷却器和备用冷却器应全部投入。 2.1.2.6 变压器出现过负荷时，运行人员应立即汇报当值调度员，设法转移负荷。变压器过负荷 期间应每 0.5h 抄表一次，并加强监视。 2.1.2.7 变压器过负荷运行后，应将过负荷的大小和持续时间等作详细记录。对事故严惩过负荷， 还应在变压器技术档案内详细记载。 2.1.3 风冷却变压器的运行方式。 2.1.3.1 油浸风冷自然循环变压器在风扇停止工作时的允许负荷，应遵守制造厂的规定并在《变 电站现场运行规程》中明确。厂家无明确规定的变压器，当上层油温不超过 55℃时，则可不运行冷却风 扇在额定负荷下运行。 当冷却系统发生故障，切除全部风扇时变压器允许带额定负荷运行的时间应遵守制造厂的规定。 如厂家无规定，可参照表 7的规定运行。 2.1.3.2 强油循环风冷变压器，运行时必须投入冷却器，其在各种负荷情况下投入的冷却器台数， 应在《变电站现场运行规程》中予以规定。 当冷却系统发生故障切除全部冷器时（指油泵和风扇），在额定负荷下允许运行时间为 20min。若 上层油面温度尚未达到 75℃时，则允许上升到 75℃，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过 2h。 2.1.3.3 强油循环变压器冷却系统必须有两路电源，且能自动切换；按温度和负载投切冷却器的 自动装置应正常。变电站运行人员应每月进行一次试验。 2.1.4 接有消弧线圈的变压器在系统单相接地时的运行时间和顶层油温不超过制造厂的规定。 无规定的参照下列规定执行： 时间≤2h，顶层油温≤ 70℃ 2.1.5 强油循环冷却变压器运行时，必须投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器（空载 状态下允许不投）。各种负载下投入冷却器的台数，应按制造厂的规定执行。 2.2 变压器的正常运行和维护 2.2.1 变压器的检查与维护 2.2.1.1 变压器的定期外部检查项目： A、变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油； B、套管油位应正常，套管外部无破损裂纹，无严重油污，无放电痕迹及其它异常现象； C、变压器声响正常； D、各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常； E、吸湿器完好，吸附剂干燥； F、引线接头、电缆、母线应无发热迹象； G、压力释放器或安全气道防爆膜应完好无损； H、有载分接开关的分接位置及电源指示应正常； I、瓦斯继电器内应无气体； J、各控制箱和二次端子箱应关严、无受潮。 2.2.1.2 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数： A、新设备或经过检修、改造的变压器在投运 72h 内； B、有严重缺陷时； C、气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时； D、雷雨后； E、高温季节，高峰负载期间。 2.2.1.3 新装或检修后变压器投入运行前的检查： A、各散热管、净油器及瓦期继电器与油枕间阀门开闭应正常； B、要注意安全排除内部空气，如高压套管与法兰升高座，瓦斯继电器，强油循环风冷变压器在投 运前应启用全部冷却设备，使油循环运转一段长时间，将残流气体排出，如轻瓦斯连续动作，则不得投 入运行； C、检查分接头位置正确，并作好记录； D、呼吸器应畅通，油封完好，变色硅胶干燥未变色，数量充足； E、瓦斯继电器安装方向，净油器进出口方向，潜油泵风扇运转方向正确；变压器外壳接地、铁芯 接地、中性点接地情况良好，电容式套管电压抽取端应不接地。 2.2.1.4 变压器的吸潮器中干燥剂若吸潮至（或接近）饱和状态，应立即更换。 2.2.1.5 运行中发现潜油泵有振动或磨损叶轮异声，应立即停用该潜油泵，并通知修试人员处理。 2.2.2 变压器的投运和停运 2.2.2.1 在投运变压器之前，运行人员应仔细检查，确认外部无异物，临时接地线已拆除，分接 开关位置正常，各阀门状态正确。变压器及其保护装置在良好状态具备带电运行条件。 新安装或停用 2 月整及以上的变压器投运前，应试验合格方可投运。 2.2.2.2 新投运的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，新安装：五次；大修：三次。 2.2.2.3 变压器投运或停运操作顺序应在《变电站现场运行规程》中加以规定，并须遵守下列各 项： A、强油循环风冷变压器投运前应先启用冷却装置； B、变压器的充电应当在装有保护装置的电源侧进行； C、新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定： 110kV 及以下：24h 220kV：48h 若有特殊情况不能满足上述规定，须经电业局总工程师批准。 2.2.2.4 在 110kV 及以上中性点直接接地的系统中，投运和停运变压器时，操作前必须先将中性点 接地。正常运行时中性点运行方式由调度确认。 2.2.2.5 采用胶囊袋的全密封变压器的运行。 A．在油枕加油时，应将胶囊外面与油枕内壁间的空气排尽； B．变压器停运及冬季低温时，应经常检查油枕油位，不得低于油枕油位中心线； C．运行中不得随意打开各种放气阀及破坏密封；当发现溢油或油位异常增高等，特殊情况经运行 所或安生部许可后采用破坏密封的办法解决。 2.2.3 瓦斯保护装置的运行。 2.2.3.1 变压器运行时，本体和有载分接开关重瓦斯保护装置均应投入跳闸。 2.2.3.2 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改投信号。 2.2.3.3 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将 重瓦斯改投信号。 2.2.3.4 变压器分接开关的运行维护。 2.2.4 变压器分接开关的运行维护。 2.2.4.1 无载调压变压器，当变换分接头位置时，应先正反方向转动五圈，再调至所需位置，测 量直流电阻合格方可运行。对运行中不需要改变分头位置的变压器，每年应结合预试将触头正反方向转 动五圈，并测量直流电阻合格，方可运行。 2.2.4.2 有载调压开关的运行与维护。 A．运行人员应根据调度下达的电压曲线，自行调压操作。操作后应认真检查分头动作和电压电流 变化情况，并作好记录。每天操作次数不准超过 10 次（每调一个分头为一次），每次间隔最少 1min。 B．当变压器过负荷 1.2 倍及以上时，禁止操作有载分接开关。 C．运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。当轻瓦斯信号频繁动作时，应作好记录，汇报调度，并停止 进行调压操作，分析原因及时处理。 D．有载调压开关应每半年取油样进行试验，其耐压不得低于 30kV，当油耐压在 25—30kV 之间， 应停止调压操作，若低于 25kV 时，应立即安排换油。当运行时间满一年或调压次数达 4000 次时应换油。 E．新投入的调压开关，第一年需吊芯检查一次，以后在切换次数达 5000 次或运行时间达 3 年者， 应将切换部分吊出检查。 F．两台有载调压变压器并列运行时，允许在变压器 85%额定负荷下调压，但不得在单台主变上连 续调节两档，必须在一台主变调节一档完成后再调节另一台主变一档，每调一档后要检查电流变化情况， 是否过负荷。对于降压时应先调节负荷电流的一台，再调节负荷电流小的一台；升压时与此相反。调节 完毕应再次检查主变分头在同一位置，并注意负荷分配。 2.2.4.3 变压器有载调压开关巡视检查项目： A．电压表指示应在变压器规定的调压范围内； B．位置指示灯与机械指示器的的指示应正确反映调压档次； C．记数器动作应正常，并及时做好动作次数的记录； D．油位、油色应正常，无渗漏。 E．瓦斯继电器应正常，无渗漏。 2.2.4.4 有载调压开关电动操作出现“连动”（即操作一次，调节二个及以上分头）现象时，应 在指示盘上出现第二个分头位置后立即切断电机电源，然后用手摇到适当的分头位置，汇报安生部并组 织检修调试消缺处理。 2.3 变压器的异常运行和事故处理 2.3.1 运行人员发现运行中的变压器有不正常现象（如漏油、油位过高或过低、温度异常、声响不正 常及冷却系统异常等）时，应立即汇报当值调度员、运行所、安生部，设法尽快消除缺陷。 2.3.2 变压器有下列情况之一者，应立即停电处理： 2.3.2.1 变压器内部声响很大，很不正常，有爆裂声； 2.3.2.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器上层油温已至 85℃时； 2.3.2.3 储油柜或安全气道喷油； 2.3.2.4 严重漏油使油位下降，低于油位计的指示限度； 2.3.2.5 套管有严重破损和放电现象。 2.3.3 变压器油温的升高超过允许限度时，运行人员应判明原因，采取措施使其降低。检查工作 主要有： 2.3.3.1 检查变压器负荷和油温、油位，并与同一负荷和冷却条件下应有的油位核对； 2.3.3.2 核对温度表的指示； 2.3.3.3 检查变压器冷却装置。 若温度升高是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应申请调度将变压器停运修理；如 果运行中可以处理应作好所有措施（包括限制负荷，投入备用冷却装置等），若发现油温较同一负荷和冷 却条件下高出 10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变 压器内部发生故障，应立即将变压器停下修理。 2.3.3.4 瓦斯保护装置动作的处理： A．瓦斯保护动作发出信号时（轻瓦斯），运行人员应立即对变压器进行检查，查明动作的原因， 是否因空气侵入，油位降低，二次回路故障或变压器内部故障造成的，并取气样进行分析。 B．若瓦斯继电器中气体为无色、无臭、不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。 如信号动作是油中剩余空气逸出或强油循环系统吸入空气而动作，且信号动作间隔时间逐渐缩短，将造 成跳闸时，则应将重瓦斯改投信号，并汇报当值调度员和供电局，立即查明原因并消除缺陷。 气体是可燃的，其含量超过正常值，经常规试验加以综合判断，如说明变压器内部已有故障，必 须将变压器停运处理。 气体颜色与故障性质的关系见表 8。 2.3.3.5 变压器保护动作跳闸后，如有备用变压器，应迅速将其投入，然后查明保护动作情况； 根据变压器跳闸时有何现象（如外部短路，变压器过负荷，保护二次回路故障及其它等）。如检查结果证 实变压器开关跳闸不是由于内部故障所引起，则变压器可不经检查，汇报调度，按调度命令执行。否则 须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因，若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。不经查 明原因，排除故障，不得对变压器送电。 2.3.3.6 变压器着火时，应首先断开电源，停用冷却器，使用灭火装置灭火。若油溢在变压器顶 盖上着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若是变压器内部故障而引起着火时，则不能放油，以 防变压器发生严重爆炸。如有备用变压器，应将其投入运行。 2.4 消弧线圈的运行 2.4.1 消弧线圈的正常巡视项目如下： 2.4.1.1 油色、油位正常，外观良好，无渗漏油； 2.4.1.2 套管无破损、裂纹，内部无不正常响声； 2.4.1.3 外壳和中性点接地良好，接线桩头无过热和接触不良现象。 2.4.2 消弧线圈的正常运行。 2.4.2.1 正常运行时，中性点的电压位移不得超过相电压的 15%。 2.4.2.2 消弧线圈的退出、投入均应按调度员命令执行。调整无载分接头应在消弧线圈停电时进 行。消弧变自投装置（有载分接开关）档位根据需要条件自动调整。 2.4.2.3 消弧线圈不允许同时连接于二台变压器中性点上运行，当要进行切换时，应先断开原连 接变压器刀闸，再合上要连接的变压器刀闸。 2.4.3 消弧线圈一般采取过补偿方式运行，当系统运行方式变化需改变分头时，无载分接调档按下 列程序进行： 2.4.3.1 分头由小改大应在运行方式改变前运行； 2.4.3.2 分头由大改小应在运行方式改变后进行； 2.4.3.3 如系统调整要在欠补偿方式运行，则操作程序与上相反。 消弧变自投装置（有载分接开关）应正常工作（稳态）在过补偿状态，残流应≤5A。 2.4.4 消弧线圈在事故状态的运行： 2.4.4.1 当系统发生单相接地故障，消弧线圈的信号装置动作发出信号时，运行人员应查明动作 时间，接地相别，电压、电流指示值等，做好记录，汇报调度员。 2.4.4.2 当系统发生接地故障时，运行人员应严密监视消弧线圈及所接电源变压器的运行情况， 发生异常情况及时汇报。 2.4.4.3 当系统发生故障时，严禁拉开消弧线圈刀闸。 2.4.4.4 当消弧线圈的油温超过 85℃，油面急剧上升，内部发生异常响声或冒烟、补偿电流超过 正常值，说明消弧线圈内部有故障，应先切断电源开关，方可拉开消弧线圈刀闸。 3 高压断路器 3.1 高压断路器的一般要求 3.1.1 断路器应有制造厂铭牌，断路器应在铭牌规定的额定值内运行。 3.1.2 断路器的分、合闸指示器应易于观察且指示正确，油断路器应有易于观察的油位指示器和上 下限监视线；SF6 断路器应装有密度继电器或压力表，液压机构应装有压力表。 3.1.3 断路器应接地的金属外壳应有明显的接地标志。 3.1.4 每台断路器的机构箱上应有调度名称和运行编号。 3.1.5 断路器外露的带电部份应有明显的相色漆。 3.1.6 断路器允许的故障跳闸次数，应列入《变电站现场运行规程》。 3.1.7 每台断路器的年动作次数应作出统计，正常操作次数和短路故障开断次数应分别统计。 3.2 断路器的巡视检查 3.2.1 运行和备用的断路器必须定期进行巡视检查。巡视检查的周期：有人值班的变电站每天当班 巡视不少于三次，无人值班的变电站每周不少于一次。 3.2.2 新投运断路器的巡视检查，周期应相对缩短，每天不少于四次。投运 72 小时后转入正常巡 视。 3.2.3 夜间闭灯巡视，有人值班的变电站每周一次，无人值班的变电站每月二次。 3.2.4 气象突变时，应增加巡视。 3.2.5 雷雨季节雷击后应立即进行巡视检查。 3.2.6 高温季节高峰负荷期间应加强巡视。 3.2.7 油断路器巡视检查项目： 3.2.7.1 断路器的分、合闸位置指示正确，并与当时实际运行工况相符； 3.2.7.2 主接头接触良好，油断路器外壳温度与环境温度相比无较大差异，内部无异常声响； 3.2.7.3 油位正常,油色透明无碳黑悬浮物。 3.2.7.4 无渗、漏油痕迹，放油阀关闭紧密； 3.2.7.5 套管、瓷瓶无裂良，无放电声和电晕； 3.2.7.6 引线的连接部位接触良好，无过热； 3.2.7.7 排气装置完好，隔栅完整； 3.2.7.8 接地完好； 3.2.7.9 防雨帽无鸟窝等杂物； 3.2.7.10 户外断路器栅栏完好，设备附近无杂草和杂物，配电室的门窗、通风及照明应良好。 3.2.8 SF6 断路器巡视检查项目： 3.2.8.1 对于有 SF6 压力表的断路器，每日定时检查 SF6 气体压力，并和对应温度下的水平比较， 判断是否正常；对于装 SF6 密度继电器的断路器，应监视密度继电器动作及闭锁情况；禁止在 SF6 气体 不足时，分、合断路器。 3.2.8.2 断路器各部份及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常； 3.2.8.3 套管无裂痕，无放电声和电晕； 3.2.8.4 引线连接部位无过热，引线弛度适中； 3.2.8.5 断路器分、合闸位置指示正确，并和当时实际运行工况相符； 3.2.8.6 接地完好； 3.2.8.7 巡视环境条件，附近无杂物； 3.2.8.8 进入室内检查时应先抽风 3min 后,使用监侧仪器检查无异常后,方可进入开关室。 3.2.9 真空断路器巡视检查项目： 3.2.9.1 分合闸位置指示正确，并与当时实际运行工况相符； 3.2.9.2 支持绝缘子无裂痕及放电异常； 3.2.9.3 真空灭弧室无异常; 3.2.9.4 接地完好; 3.2.9.5 引线接触部位无过热,引线弛度适中. 3.2.10 电磁机构巡视检查项目: 3.2.10.1 机构箱门平整、开启灵活，关闭紧密； 3.2.10.2 检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味； 3.2.10.3 直流电源回路线端子无松脱，无铜绿或锈蚀； 3.2.10.4 定期测试合闸保险完好。 3.2.11 液压操作机构巡视检查项目： 3.2.11.1 机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密； 3.2.11.2 检查油箱油位正常，无渗漏油； 3.2.11.3 高压油的油压在允许范围内； 3.2.11.4 每天记录油泵启动次数； 3.2.11.5 机构箱内无异味。 3.2.12 记录巡视检查结果：在运行记录簿上记录检查时间，巡视人员姓名和设备状况。 3.3 断路器的正常运行和维护 3.3.1 断路器的正常运行维护项目： 3.3.1.1 不带电部份的定期清扫； 3.3.1.2 配合停电进行传动部位检查，清扫瓷瓶积存的污垢及处理缺陷； 3.3.1.3 按设备使用说明书规定对机构添加润滑油； 3.3.1.4 油断路器根据需要补充或放油，放油阀渗油处理； 3.3.1.5 SF6 断路器根据需要补气，渗油处理； 3.3.1.6 检查合闸熔丝是否正常，核对容量是否相符。 3.3.2 执行了断路器正常维护工作后应记入记录簿待查。 3.4 断路器的操作 3.4.1 断路器操作的一般要求如下： 3.4.1.1 断路器经检修恢复运行，操作前应检查检修中的安全措施是否全部拆除，防误闭锁装置 是否正常； 3.4.1.2 长期停运的断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作 2—3次，无异常后 方能按操作票拟定的方式操作； 3.4.1.3 操作前应检查控制回路、控制电源或液压回路均正常，储能机构已储能，继电保护和自 动装置已按规定投入，即具备运行操作条件。 3.4.1.4 操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化。操作把手不宜 返回太快（一般等红、绿灯变化正常后再放手）。 3.4.1.5 装有重合闸装置的断路器，正常操作分闸前，应先停用重合闸。 3.4.1.6 当液压机构正在打压时，不得操作断路器。 3.4.1.7 当断路器故障跳闸与规定允许次数只差 1 次时，应将重合闸装置停用，如已达到规定次 数，应立即安排检修，不应再将其投入运行。急需投运的，按 3.27、3.2.8、3.2.9 条有关内容检查正常 后，经电业局主管生产的领导（生产副局长、总工程师）批准后投运。 3.4.2 正常运行的断路器操作时应注意检查下列项目： 3.4.2.1 油断路器的油位是否正常； 3.4.2.2 SF6 断路器的气体压力在规定的范围内； 3.4.3 操作断路器时操作机构应满足： 3.4.3.1 电磁机构在合闸操作前，检查合闸母线电压、控制母线电压均在合格范围； 3.4.3.2 操作机构箱门关好，栅栏门关好并上锁，脱扣部件均在复归位置； 3.4.3.3 SF6 断路器压力正常； 3.4.3.4 液压机构压力正常。 3.4.4 运行中断路器几种异常操作的规定： 3.4.4.1 电磁机构严禁用杠杆或千斤顶进行带电合闸操作； 3.4.4.2 无自由脱扣的机构严禁就地操作； 3.4.4.3 液压操作机构，如因压力异常导致断路器分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作。 3.4.5 断路器故障状态下的操作规定： 3.4.5.1 断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6 断路器气体压力异常（如突然 降至零等），严禁对断路器进行停、送电操作，应立即断开故障断路器的控制（操作）电源，及时采取措 施，将故障断路器退出运行。 3.4.5.2 分相操作的断路器操作时，发生非全相合闸，应立即将已合上相拉开，重新操作合闸一 次，如仍不正常，则应拉开合上相关切断该断路器的控制（操作）电源，查明原因。 3.4.5.3 分相操作的断路器操作时，发生非全相分闸，应立即切断控制（操作）电源，手动将拒 动相分闸，查明原因。 3.5 断路器的异常运行和事故处理 3.5.1 运行中的不正常现象： 3.5.1.1 运行人员在断路器运行中发现任何不正常现象（如漏油、渗油、油位指示器油位过低， 液压机构异常、SF6气压下降或有异声，分合闸指示不正确等）时，应及时予以消除，不能及时消除的报 告上级领导并相应记入运行记录簿和设备缺陷记录簿内。 3.5.1.2 运行人员若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除的缺陷时，应向值班调度员 汇报，及时申请停电处理，并报告上级领导。 3.5.2 断路器有下列情形之一者，应立即申请停电处理： 3.5.2.1 套管有严重破损和严重放电现象； 3.5.2.2 多油断路器内部有爆裂声； 3.5.2.3 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响； 3.5.2.4 油断路器严重漏油，油位看不见； 3.5.2.5 SF6 气室严重漏气发出操作闭锁信号（或气压低于下限）； 3.5.2.6 真空断路器出现真空破坏的丝丝声； 3.5.2.7 液压机构压力降低于操作闭锁。 3.5.3 电磁操作机构常见的异常现象及可能原因： 3.5.3.1 拒合 A．操作电源及二次回路故障（直流电压低于允许值，熔丝熔断，辅助接点接触不良，二次回路断 线，合闸线圈或合闸接触器线圈烧坏等）； B．操作把手返回过早； C．机械部份故障（机构卡死，连接部份脱销等）； D．SF6 开关因气体压力降低而闭锁； E．SF6 开关弹簧机构合闸弹簧未储能； F．液压机构压力降低至不许合闸。 3.5.3.2 拒分 A．操作电源及二次回路故障（熔丝熔断，辅助接点接触不良，跳闸线圈断线等）； B．机械部份故障； C．SF6 开关因气体压力降低而闭锁； D．液压机构压力降低至不许分闸。 3.5.3.3 电磁操作机构区别电气和机械故障，在操作时应检查直流合闸电流，如没有冲击说明是 电气故障，有冲击则说明是机械故障。 3.5.4 液压操作机构的异常现象及处理： 3.5.4.1 压力异常，压力表压力指示与贮氮筒行程杆位置不对应，与正常情况比较，压力表指示 高为液压油进入贮氮筒，压力表指示低为贮氮气泄漏；此时应申请调度，停用该开关。 3.5.4.2 液压机构低压油路漏油，如果压力未降低至闭锁位置，可以短时维护运行；但要注意监 视油压的变化并申请调度停用重合闸装置，汇报上级主管部门安排处理。有旁路的应申请调度用旁路开 关代路运行，无旁路开关的应由调度安排停电处理。 3.5.4.3 液压机构压力降低至不允许分合闸时，不许用该开关进行解合环操作。 3.5.4.4 液压机构压力降低，若压力降低至油泵起动接点以下，但未至不许油泵打压压力时（液 压机构无漏油现象），可以手动打压至正常；若降低至不许打压位置时则不允许打压；压力降低至不许分 合闸时，应立即对开关采取防慢分措施（用卡子卡住该开关传动机构并将该开关转为非自动），汇报调度 用旁路开关带其运行或直接停用。 3.5.4.5 液压机构压力过高，若压力过高而压力表电接点可以断开油泵电源时，应适当放压至合 格压力，汇报主管部门安排处理；若压力过高而压力表电接点未能断开油泵电源时，运行人员应立即拉 开油泵电源刀闸，放压至合格压力，通知上级主管部门立即处理。 3.5.5 断路器的事故处理： 3.5.5.1 断路器动作分闸后，运行人员应立即记录故障发生时间，停止音响信号，并立即进行事 故特巡检查，判断断路器本身有无故障。 3.5.5.2 断路器对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。 3.5.5.3 断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路 器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。 3.5.5.4 SF6 断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，运行人员接近设备要慎重，室外应选择从顺 风向接近设备，室内必须要通风，戴防毒面具，穿防护服。 4 高压配电装置 4.1 高压配电装置的正常运行 4.1.1 配电装置的设备包括：母线、电力电缆、设备之间的连接线、开关、各类开关柜、刀闸、CT、 PT、CVT、耦合电容器、阻波器、避雷器、电力电容器等电气设备。 4.1.2 开关室内及屋外配电装置场地上应有装设接地线用的专用接地桩头。配电设备不带电的金属 外壳上，均应有可靠的接地并保持良好状态。 4.1.3 室外应备有二氧化碳、四氯化碳、干粉灭火器、1211 灭火机等，并固定位置。消防设备和 防火堵墙应定期检查和维护，不合格的应立即汇报运行单位，消防专责及时补足和调换。 4.1.4 站内应有足够的安全用具及备品，安全用具要妥善保管和定期试验，过期或不合格的安全用 具不准使用。 4.1.5 开关室的门、窗应完好并关闭严密，与电缆沟的连接处应堵塞，通风孔、洞要加护网，做好 防小动物措施。 4.1.6 运行人员必须按设备巡视检查制度的规定，经常监视所有配电装置的运行，发现问题应及时 汇报，加强监视并作好记录。 4.1.7 除许可打开门进行巡视的电气设备门在设备带电时可以打开巡视外，其它网门、遮栏在设备 未停电时严禁打开，打开前能够验电的应先验电，后打开门或遮栏。 4.2 母线、电力电缆 4.2.1 室内配电装置母线接头，应在每年夏季高峰负荷时对每一回路进行红外线测温。 4.2.2 硬母线表面应涂有黄、绿、红相色漆。室外配电装置的母线，应在构架上标黄、绿、红相色 的标志。接地体涂黄、绿相间色油。 4.2.3 电缆套管应清洁无裂纹和放电痕迹。 4.2.4 电缆无漏油、过热情况。 4.2.5 母线构架应平整牢固。 4.2.6 母线、电力电缆遇下列情况时应立即汇报当值调度员和运行单位； 4.2.6.1 母线接地、严重断股、裂纹和变形； 4.2.6.2 瓷瓶破裂，放电或飞闪； 4.2.6.3 电缆头严重漏油或放电等异常情况； 4.2.6.4 各部分导电回路接头严重发热、发红等（不应超过 70℃）。 4.3 刀闸 4.3.1 刀闸的操作方法： 4.3.1.1 无远方操作回路刀闸，拉动刀闸时保证操作动作正确，操作后应检查刀闸位置是否正常； 4.3.1.2 必须正确使用防误操作装置，运行人员无权解除防误装置（事故情况除外）； 4.3.1.3 手动操作，合闸时应迅速果断，但不宜用力过猛，以防震碎瓷瓶，合上后检查三相接触 情况。合闸时发生电弧应将刀闸迅速合上，禁止将刀闸再行拉开。拉刀闸时应缓慢而谨慎，刚拉开时如 发生异常电弧应立即反向重新将刀闸合上。如已拉开，电弧已断，则禁止重新合上。拉、合刀闸终了， 机构的定位闭锁销子必须正确就位。 4.3.1.4 电动操作，必须确认操作按钮分、合标志，操作时看刀闸是否动作，若不动作要查明原 因，防止电动机烧坏，操作后，检查刀片分、合角度是否正常并拉开电动机电源刀闸。倒闸操作完后， 拉开电动操作总电源刀闸。 4.3.1.5 带有地刀的刀闸，主、地刀闸间装有机械闭锁，不能同时合上，但都在断开位置时，相 互间不能闭锁。这时应注意操作对象，不可错合刀闸，防止事故发生。 4.3.2 热倒母线操作时，母联开关必须在合上位置，并改为非自动。 4.3.3 冷倒操作时，应先拉开一母线刀闸，后合上另一母线刀闸；有防误装置的按防误装置程序执 行。 4.3.4 刀闸操作时应检查其辅助开关接点的切换是否可靠、正确，是否有造成保护装置误动的可能。 4.3.5 刀闸及引线接点温度一般不得超过 70℃，极限温度不超过 110℃，接点发热应立即汇报调度 并采取减负荷或转移负荷措施。 4.4 电流互感器（CT）、电压互感器（PT、CVT） 4.4.1 运行中 CT二次回路不准开路，二次侧必须可靠接地。 4.4.2 运行中 PT、CVT 各级保险的熔丝（快速小开关）应完好，配置适当。二次回路不得短路，PT、 CVT 二次应安全接地。 4.4.3 停用 PT、CVT 或取下二次熔丝前应先考虑 PT所连接的继电保护、自动装置及计量仪表运行 情况，作好防误动及防 PT、CVT 倒充电措施。 4.4.4 电压表、功率表等指示不正常，应先检查 PT、CVT 二次回路熔丝（小开关）及 PT、CVT 本身 情况，再查小母线、电压切换回路等情况。 4.4.4.1 如熔丝熔断（小开关跳闸），应立即更换熔丝（小开关），若再次熔断（跳闸），应查明原 因。 4.4.4.2 如二次熔丝（小开关）完好，表计无异常，应要求停用 PT进行检查。 4.4.5 两台 PT、CVT 二次回路有并列运行装置，当某台 PT、CVT -18- 电压消失，严禁在故障不明或已知故障点但尚未隔离时将另一 PT、CVT 与故障 PT、CVT 并列运行。 4.4.6 PT、CVT 有过热、严重漏油、内部放电等现象，应立即停用 PT、CVT。PT、CVT 内部冒烟、 喷油时，禁止使用刀闸进行隔离，10—35kVPT、CVT 可待高压侧熔丝熔断后拉开 PT、CVT 刀闸， 110—220kVPT、CVT 只有改变运行方式用开关将故障 PT、CVT切除。 4.4.7PT、CVT 有漏油现象应停用调换。 4.4.8 CT 运行中发生声响异常，应先判断是负荷增大、紧固件松动，还是内部放电。内部有放电 声，应设法转移负荷，停用 CT。CT 发生冒烟、起火、喷油时，应立即用开关将故障 CT 切除。 4.5 耦合电容器、高频阻波器 4.5.1 由耦合电容器、结合滤波器、高频电缆、高频收发讯机、阻波器等组成电力线路载波通道， 供载波通信和高频保护用。 4.5.2 运行中耦合电容器有渗漏油现象，应申请调度停用调换。 4.5.3 运行中应注意检查阻波器接头是否有松动、发热和放电现象。 4.5.4 运行中耦合电容器接地引下线严禁开路。当接地引下线开路时，运行人员应先考虑该耦合电 容器是否对高频保护有影响，如有影响应采取措施；然后用接地线将开路点上端接地；接地时应穿绝缘 靴、戴绝缘手套，使用有长绝缘棒的接地线，先将接地端接好，然后将开路点上端接地。 4.5.5 运行中的结合滤波器旁路接地刀闸一般应在拉开位置，因故需要合上时应通知载波人员，如 对高频保护产生影响应先申请停用高频保护。 4.5.6 因结合滤波器旁路接地刀闸无操作把手且无防止其它人员操作措施，运行中应注意检查结合 滤波器旁路接地刀闸的位置是否正常。 4.5.7 结合滤波器旁路接地刀闸的操作应使用绝缘棒，当用手操作时应戴绝缘手套。 4.5.8 耦合电容器内部有强烈放电声或破裂喷油时，运行人员应迅速脱离现场，在故障耦合电容器 未停用前，不得靠近该设备。 4.6 电力电容器 4.6.1 电力电容器允许的过电压和过电流值应按制造厂规定，并列入《变电站现场运行规程》中。 4.6.2 电力电容器的投切按调度规程和调度下达的电压曲线执行。 4.6.3 电力电容器正常运行时的检查项目： 4.6.3.1 套管和支持瓷瓶应完好无裂纹和放电痕迹，熔丝完好； 4.6.3.2 应无渗漏油，箱壁鼓肚和异常响声； 4.6.3.3 导电回路接头应紧固无松动发热等现象； 4.6.3.4 电容器室内温度和外壳温度的要求按制造厂规定执行，并进入《变电站现场运行规程》 中。 4.6.4 电容器有下列现象时应断开其电源，汇报当值调度员及运行单位： 4.6.4.1 套管破裂，外壳破裂大量漏油或有冒烟现象； 4.6.4.2 外壳明显鼓肚，熔丝未熔断或熔丝虽然熔断，但系统存在接地时； 4.6.4.3 支持瓷瓶或其它设备炸裂损坏。 4.6.5 多组电容器中某一组电容器熔丝熔断，但未见明显故障现象，应汇报运行单位安排停电进行 处理。 4.6.6 电容器电流、速断、零差保护动作跳闸后，应立即作外观检查并汇报调度员；由于运行人员 只有外观检查能力，应由检修调试部门进行检查作结论。 4.6.7 电容器开关拉、合之间至少应间隔 5min。 4.6.8 对电容器进行工作应事先进行充分放电，并作好防夹层防电措施。 4.6.9 电容器三相电流应平衡，各相电流差不超过 5%。 4.6.10 当电容器组所在母线失电时，若电容器开关未跳，运行人员应立即将其拉开。恢复送电时， 先送各出线，后将电容器投入。 4.7 高压开关柜、小车开关柜 4.7.1 高压开关柜、小车开关柜允许的额定电流、额定遮断容量和其它参数应列入《变电站现场运 行规程》中。 4.7.2 高压开关柜内的设备按本规程有关规定执行。 4.7.3 小车开关柜中小车的实际运行位置应能正确地反映在一次主结线图板上。 4.7.4 高压开关柜、小车开关柜内检修工作，应作下更安全措施： 4.7.4.1 开关及其两侧刀闸应拉开。 4.7.4.2 高压开关柜上方刀闸应装设合格的绝缘罩或推上刀闸动触头闭锁装置； 4.7.4.3 电缆出线或柜后有严实安全（安装牢固、无孔洞网眼）挡板的高压开关柜只打开上前门 时，可在开关两侧各挂一线接地线即可工作；反之，则必须在母线侧刀闸与开关之间、出线刀闸线路侧 （变压器侧）各挂一组临时接地线方可工作； 4.7.4.4 高压开关柜上、下前门同时打开时，必须在母线侧刀闸至开关之间、出线刀闸线路侧（变 压器侧）各挂一组接地线方可工作； 4.7.4.5 高压开关柜后门打开时，如开关柜有严实安全挡板，可只在线路刀闸侧挂一组接地线； 无安全挡板时，应在母线刀闸至开关之间和线路侧刀闸出线侧（变压器侧）各挂一组接地线方可工作。 4.7.4.6 打开小车柜后门前，应先将后门内所有可能接触的设备停电，然后打开后门验电接地。 4.7.4.7 对于全封闭机械五防开关柜验电，可采用观察正常的带电指示器（检修、预防性试验时， 带电指示器必须检修维护，确保正确指示）或采用等电位验电，以避免违反停电的技术措施顺序。 4.8 避雷器 4.8.1 避雷器的巡视检查项目 4.8.1.1 无严重放电现象； 4.8.1.2 接地引下线无锈蚀和断裂； 4.8.1.3 在