5  倒闸操作

5.1  一般规定

5.1.1 倒闸操作应根据调度指令和《变电站现场运行规程》的规定进行，无调度指令不得改变调度范围内运行设备

的状态。

5.1.2 变电站可自行操作的设备，由当值值班长下达操作指令。

5.1.3 被批准有接令权的当值值班人员可以接受调度指令。发布、接受操作任务应复诵，互报单位、姓名，使用规

范术语。

5.1.4 倒闸操作按规定填写操作票，操作前进行模拟预演。填票人员应明确操作任务和操作顺序，掌握运行方式及

设备状态，操作票应由具有审核资格的人员审核合格后执行。

5.1.5 倒闸操作由两人进行， 一人操作， 一人监护。单人值班变电站倒闸操作按DL408的相关规定执行。

5.1.6 每张操作票只能填写一个操作任务，严禁颠倒操作顺序，严禁跳项操作。操作过程中，不得进行与操作无关

的工作。

5.1.7 操作过程中遇有事故时，应停止操作，报告调度；遇有疑问时，应询问清楚无误后，再进行操作。

5.1.8 在变压器的并(解)列操作中，应检查各侧断路器分、合位置及各侧负载的分配情况。

5.1.9 继电保护及安全稳定自动装置连接片的操作应按《变电站现场运行规程》或调度指令执行。新设备首次投入

的保护连接片操作，值班人员应在继电保护专业人员的指导下进行。继电保护与一次设备联动试验时，值班人员

应与专业人员共同进行，并采取防止误动、误碰的措施。

5.1.10 拉、合电压互感器前，应考虑所带继电保护装置和安全稳定自动装置的相应操作。

5.1.11 对于无人值班站的计划性操作，调度应将操作任务和操作顺序提前通知操作人员。

5.1.12 新设备首次送电或设备检修后，值班人员在送电操作前应进行现场检查。

5.2 技术原则

5.2.1 拉、合隔离开关前，应检查断路器位置正确。

5.2.2 操作中不得随意解除防误闭锁装置。

5.2.3 隔离开关机构故障时，不得强行拉、合。误合或者误拉隔离开关后严禁将其再次拉开或合上。

5.2.4 停电操作应按断路器、负载侧隔离开关、电源侧隔离开关的顺序进行；送电时，顺序与此相反。

5.2.5 倒母线时，母联断路器应在合闸位置，拉开母联断路器控制电源，然后按“先合上、后拉开”的原则进行

操作。

5.2.6 母线充电时，应先将电容器组退出运行，带负载后根据电压情况投入电容器组；对于没有串联电抗器的

电容器组，当两段母线并列运行时，只投入一段母线的电容器组，若需投入另一段母线的电容器组时，应征得

调度同意，将母联断路器拉开。

5.2.7 旁路母线投入前，应在保护投入的情况下用旁路断路器对旁路母线试充电一次。

5.2.8 装有自投装置的母联断路器在合闸前，应将该自投装置退出运行。

5.2.9 倒闸操作中，严禁通过电压互感器、站用变压器的低压线圈向高压线圈送电。

5.2.10 用断口带并联电容的断路器拉、合装有电磁型电压互感器的空载母线时，应先将该电压互感器停用。

5.2.11 具备并列条件的站用变压器，并列前应先将其高压侧并列；不同电压等级的站用电系统，转移负载时，低压侧负载应先拉后合。

5.2.12 用母联断路器给母线充电前，应将充电保护投入；充电后，退出充电保护。

5.2.13 下列情况不得进行遥控操作：

a) 控制回路故障；

b) 操动机构压力异常；

c) 监控信息与实际不符。

5.2.14 雷雨天气，严禁在室外进行设备的倒闸操作。系统有接地时严禁进行消弧线圈倒分头的操作。

5.2.15 远方操作的“远方一就地”选择开关应在“远方”位置。

5.2.16 无人值班变电站，以下操作在遥信正确无误时，可不派人到现场核查：

a) 拉、合断路器操作；

b) 组合电器设备的断路器及隔离开关操作；

c) 遥调操作。

6  高压电气设备的运行、异常及故障处理

6.1 一般规定

6.1.1 电气设备应满足装设地点运行工况。

6.1.2 电气设备应按有关标准和规定装设保护、测量、控制和监视装置。

6.1.3 电气设备外壳应有接地标志，连接良好，接地电阻合格。

6.1.4 电气设备应有完整的铭牌、规范的运行编号和名称，相色标志明显，其金属支架、底座应可靠接地。

6.1.5 在非正常运行方式、高峰负载和恶劣天气时应进行特巡。新装或检修后投入的设备及存在缺陷的设备应

进行特巡。

6.1.6 电气设备应定期带电测温。

6.1.7 变压器并列的条件：

a) 电压比相等；

b) 连接组别相同；

c) 阻抗电压值相等。

6.6  断路器

6.6.1 一般规定

6.6.1.1 分、合闸指示器应指示清晰、正确。

6.6.1.2 断路器应有动作次数计数器，计数器调零时应作累计统计。

6.6.1.3 端子箱、机构箱箱内整洁，箱门平整，开启灵活，关闭严密，有防雨、防尘、防潮、防小动物

措施。电缆孔洞封堵严密，箱内电气元件标志清晰、正确，螺栓无锈蚀、松动。

6.6.1.4 应具备远方和就地操作方式。

6.6.1.5 每年对断路器安装地点的母线短路电流与断路器的额定短路开断电流进行一次校核。断路器允许

开断故障次数写入《变电站现场运行规程》。

6.6.1.6 应按制造厂规定投、退驱潮装置和保温装置。

6.6.1.7 定期对断路器的端子箱、操作箱、机构箱清扫及通风。

6.6.1.8 油断路器应有便于观察的油位指示器和上、下限油位监视线，运行中油面位置符合制造厂规定；

其绝缘油牌号应满足本地区最低气温要求。

6.6.1.9 新投入或更换灭弧室的真空断路器应检测真空压力，已运行的断路器应配合预防性试验检测真空

压力，不合格应及时更换；安装在电容器室内的真空断路器应采用远方操作；真空断路器允许开断次数按

制造厂规定和设备实际情况确定，当触头磨损累计超过厂家规定，应安排更换。

6.6.1.10 定期检查断路器有无漏气点；按规程要求检测SF₆气体含水量；装于地下或要依靠通风装置保持

空气流通的SF6设备室内，必要时在入口处人身高度位置安装SF₆气体泄漏报警器和氧气含量报警器。

6.6.1.11 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。

6.6.1.12 对操动机构的要求：

a) 气动操动机构在低温季节应采取保温措施，防止控制阀结冰；

b) 液压操动机构及采用差压原理的气动机构应具有防失压“慢分”装置并配有防“慢分”卡具；

c) 电磁操动机构严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作；

d) 液压或气动机构，应有压力安全释放装置。

6.6.1.13 断路器的机械脱扣方法应写入《变电站现场运行规程》。

6.6.2 巡视检查

6.6.2.1 各种类型断路器应检查的内容：

a) 均压电容器无渗漏；

b) 无异味、无异常响声；

c) 分、合闸位置与实际运行工况相符；

d) 引线应无松股、断股、过紧、过松等异常情况；

e) 操作箱、机构箱内部整洁，箱门关闭严密；

f) 引线、端子接头等导电部位接触良好，试温蜡片及红外测温无异常；

g) 套管、绝缘子无裂痕，无闪络痕迹；

h) 监视油断路器油位，油断路器开断故障后，应检查油位、油色变化；

i) 防雨罩和多油断路器套管根部的围屏牢固，无锈蚀和损坏；

j) 真空断路器的绝缘支持物清洁无损，表面无放电、电晕等异常现象；

k) SF₆断路器气体压力应正常；管道无漏气声；安装于室内的SF₆断路器通风设施完好。

6.6.2.2 液压机构重点检查：

a) 机构箱内无异味、无积水、无凝露；

b) 液压机构的压力在合格范围之内；

c) 油箱油位正常，工作缸储压筒及各阀门管道无渗漏油；

d) 无打压频繁现象，油泵动作计数器指示无突增，驱潮装置正常。

6.6.2.3 弹簧机构的储能电动机电源或熔断器应在合上位置，“储能位置”信号显示正确；机械位置应

正常；机构金属部分无锈蚀；储能电动机行程开关触点无卡涩和变形，分、合闸线圈无冒烟异味。

6.6.2.4 气动机构的空压机润滑油油色、油位正常，安全阀良好；空压机启动后运转应正常，无异常

声响和过热现象；压缩空气系统气压正常，气泵动作计数器指示无突增，驱潮装置正常。

6.6.3 异常及故障处理

6.6.3.1 有下列情况之一，应报告调度并采取措施退出运行：

a) 引线接头过热；

b) 多油断路器内部有爆裂声；

c) 套管有严重破损和放电现象；

d) 油断路器严重漏油，看不见油位；

e) 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；

f) 空气、液压机构失压，弹簧机构储能弹簧损坏；

g) SF6断路器本体严重漏气，发出操作闭锁信号；

h) 油断路器的油箱内有异声或放电声，线卡、接头过热。

6.6.3.2 SF₆气体压力突然降低，发出分、合闸闭锁信号时，严禁对该断路器进行操作；进入开关室

内应提前开启排风设备，必要时应佩戴防毒面具。

6.6.3.3 真空断路器合闸送电时，发生弹跳现象应停止操作，不得强行试送。

6.6.3.4 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，在未采取可靠防慢分措施前，严禁人为启动油泵。