变电所现场运行规程范本

变电所现场运行规程

1. 适用范围

1.1 本规程为运行人员共同遵守的基本原则。为10kV变电所设备运行、维护和故障判断、排除的基本依据。

1.2 变电所运行人员、局及供电局生产领导及有关技术人员均应熟悉本规程。1.3 新参加变电值班工作及脱离工作值班。

1.4 本规程在执行中，如发现与现行上级有关规定相抵触时，应按上级有关规定执行。2. 编写依据

2.1 DL/T572-95 变压器运行规程2.2 DL/T573-95 电力变压器检修导则2.3 DL/T603-1996 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程2.4 DL/T 727-2000 互感器运行检修导则2.5 DL558-94 电业生产事故调查规程2.6 DL5009.3—1997 2.7 DL/T587-1996 微机继电保护装置运行管理规程2.8 DL/T574-95 有载分接开关运行维修导则2.9 DL408—91 电业安全工作规程2.10 大连电力系统继电保护及自动装置运行规程（2.11 电业生产事故调查规程及有关规定汇编2.12 大连电力系统调度运行规程2.13 其它有关技术规程、各种说明书和竣工图纸等技术资料3. 设备巡视

3.1 设备巡视一般要求3.1.1 运行人员当值期间，应按规定的巡视路线、巡视周期和项目对专责分工变电所设备进行认真的巡视检查。

3.1.2 正常巡视检查周期：3个月以上的原值班员均需学习本规程，并经考试合格后，方可正式

(1998年1 1998(国电2000)

) 电力建设安全工作规程（变电所部分） 年） 年月

3.1.2.1 每3天（1个巡视周期）对所辖变电所设备巡视检查应不少于1次，其中包含每月至少进行1次夜巡。

3.1.2.2 对有关设备操作前后（除遥控）及跳闸后应检查1次。

3.1.2.3每次雷雨后应检查所有工变电所的避雷器、避雷针及雷击计数器的动作情况和泄漏电流，并做记录。 3.1.2.4 对继电保护及自动装置每月应全面核对1次压板位置，每次保护装置变更后，由当值值班人员更改保护压板位置图，并且做到三值交接签字确认，每月初由该所专责分工值班人员巡视该所设备时进行1次全面核对。

3.1.3 下列情况应增加巡视次数或进行特巡：

3.1.3.1 新增变电所投运后或变电所主设备大修、改造后3.1.3.2 设备过负荷、过电压运行或负荷有显著增加时；3.1.3.3 设备有严重缺陷或设备缺陷近期有发展时；3.1.3.4 恶劣气候时；

3.1.3.5 系统非正常运行方式时；

3.1.3.6 事故跳闸或设备运行中有可疑现象时； 3.1.3.7 安全检查或上级领导通知时； 3.1.3.8 法定节假日或有重大活动需保电时。 3.1.4 特殊巡视的主要内容：

3.1.4.1 雾天：检查设备瓷件有无闪络放电现象；

3.1.4.2 雨天：检查设备有无闪络放电痕迹，电缆沟内有无积水，各部接点有无热气流；3.1.4.3 雷电后：检查雷电计数器是否动作，所内设备有无放电痕迹；3.1.4.4 雪天：检查各部端子有无化雪，瓷件有无冰溜子和积雪；3.1.4.5 严寒天：检查注油、充气设备油位、气压是否过低，引线驰度是否正常，电池室温度是否过低；3.1.4.6 大风天：检查引线摆动情况，有无杂物飞扬或落在设备上；3.1.4.7 大负荷及过负荷：检查设备温度是否正常，进行设备接点红外线测温；3.1.4.8 事故跳闸后：检查开关有无喷油，油标内有是否发黑，储能是否良好，巡视线路出口及有关设备有无异常现象；

3.1.4.9 无警告全停电：检查所内设备动作情况，所内有无明显故障；3.1.4.10 系统接地：检查各种表计、信号指示情况，所内有无明显故障。72小时内；

3.1.4.11 对巡视中发现的缺陷应分析起因、发展或后果，并采取适当措施限制其发展，按设备缺陷管理制度的要求做好记录，分类上报。严重缺陷除立即通知有关领导及检修人员外，还应加强监视，做好事故预想。

3.1.5 运行记录

3.1.5.1 每日按各种记录簿及巡视卡填写要求及时进行记录。 3.1.5.2 每月最后一天应记录全部电能表指示数，并进行电量计算。

3.1.5.3当系统或设备发生事故及异常时应详细记录事故发生的时间、仪表变化情况、保护动作信号和处理经过并及时报告调度及有关领导。3.1.5.4 倒闸操作、设备变动、新设备投运、雷电日、设备过负荷等均应做好详细记录。3.1.5.5 绝保试验完应及时检查避雷器，动作次数归3.2 变压器

3.2.1 变压器的日常巡视项目3.2.1.1 变压器的油温应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；3.2.1.2 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹音响正常；

3.2.1.4 各冷却器手感温度应相近，风扇运转正常；3.2.1.5 吸湿器完好，吸附剂干燥；3.2.1.6 引线接头，电缆、母线应无发热迹象；3.2.1.7 压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损；3.2.1.8 有载调压分接开关的分接位置及电源指示正常；3.2.1.9 气体继电器内应无气体；3.2.1.10 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；3.2.1.11 干式变压器的外部表面应无积污；3.2.1.12 变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常。3.2.2 变压器的定期巡视检查项目对变压器应每月做一次定期检查，并增加以下内容3.2.2.1 外壳及箱沿应无异常发热；3.2.2.2 各部位的接地应完好；主变压器应测量铁芯和夹件的接地电流；3.2.2.3 有载调压装置的动作情况应正常；3.2.2.4 各种标志应齐全明显；0，并计入避雷器动作记录簿。.无严重油污，无放电痕迹及其它异常现象；    : 3.2.1.3 变压器







3.2.2.5 各种保护装置应齐全良好；

3.2.2.6 各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠； 3.2.2.7 消防设施应齐全完好； 3.2.2.8 室内变压器通风设备应完好； 3.2.2.9 贮油池和排油设施应保持良好状态。 3.2.3 特殊巡视项目

3.2.3.1 新设备或经过检修、改造的变压器在投运3.2.3.2 有严重缺陷时；3.2.3.3 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时；3.2.3.4 雷雨季节特别是雷雨后；3.2.3.5 高温季节、高峰负载期间；3.2.3.6 变压器急救负载运行时。3.3 GIS组合电器3.3.1 GIS每次巡视时对运行中的要检查设备有无异常情况，并做好记录，内容包括：3.3.1.1 断路器、隔离开关及接地开关的位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；3.3.1.2 现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置及盘内加热器；3.3.1.3 各气室3.3.1.4 断路器、避雷器的动作计数器指示值；3.3.1.5 有无异常声音或异味；3.3.1.6 各类箱、门的关闭情况；3.3.1.7 外壳、支架等有无锈蚀、损伤；3.3.1.8 接地完好。3.4.1 SF63.4.1.1 每次巡视记录3.4.1.2 断路器各部分无异音及异味；3.4.1.3 瓷套无裂痕，无放电痕迹，3.4.1.4 连接端子螺栓紧固、无过热变色；3.4.1.5 断路器分、合位置指示正确，与实际运行位置一致；

GIS设备进行外观检查，室内SF6气体压力指示值； 3.4 断路器

SF6气体压力和环境温度，按标准（72h内； GIS设备巡视检查在进入前应先通风

20℃）换算压力正常；

RTV无大面积脱落、表面清洁；

15 组合电器日常巡视项目

分钟。先主 断路器日常巡视项目 3.4.1.6 接地完好；

3.4.1.7 巡视环境条件：附近无杂物。 3.4.2 少油断路器日常巡视项目

3.4.2.1 断路器的实际位置与机械指示、电气指示是否一致（需要根据断路器拐臂和连杆的实际位置判断）； 3.4.2.2 连接端子螺栓紧固、无过热变色，断路器内部无异常声响；

3.4.2.3 本体油位在正常范围内（油窗1/3以上——2/3以下），油色透明无碳黑悬浮物； 3.4.2.4 无渗、漏油痕迹，放油阀关闭紧密；3.4.2.5 瓷套无裂痕，无放电痕迹，表面清洁；3.4.2.6 接地完好；

3.4.2.7 本体涂漆部位漆面无爆皮退色；3.4.2.8 低式布置断路器遮栏完好，配电室的门窗、通风及照明应良好。3.4.3 真空断路器日常巡视项目

3.4.3.1 断路器分、合位置指示正确，三相电气位置与机械指示一致；3.4.3.2 断路器储能标志窗口显示“已储能3.4.3.3 手车插件插入牢固； 3.4.3.4 断路器内部无异常声响。

3.4.4 断路器电磁操动机构周期性巡视项目3.4.4.1 每月月初对断路器电磁操动机构进行3.4.4.2 分、合闸线圈，合闸接触器无冒烟异味；3.4.4.3 电源回路接线端子无松脱、锈蚀；3.4.5 断路器弹簧机构周期性巡视项目3.4.5.1 每月月初对断路器弹簧机构进行3.4.5.2 机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；3.4.5.3 储能电动机、行程开关接点无卡住和变形；3.4.5.4 分、合闸线圈无冒烟，箱内无异味；3.4.5.5 断路器分闸位置时分闸连杆应复位，分闸锁扣到位，合闸弹簧储能；3.4.5.6 断路器运行中储能电机电源刀闸（熔丝）在合位；3.4.5.7 加热器接线完好，运行正常，箱内整洁、无蛛网。3.4.6 断路器特殊巡视项目

3.4.6.1 每次操作（除遥控）和事故跳闸后；

”；

1次巡视检查，并记录环境温度； 1次巡视检查，并记录环境温度；

3.4.6.2 新设备投运后72小时内每日巡视1次，72小时后转入正常巡视。 3.4.6.3 恶劣气候时； 3.4.6.4 雷雨季节雷击后；

3.4.6.5 高温、严冬季节高峰负荷期间。 3.5 隔离开关、接地刀闸及各种瓷瓶 3.5.1 日常巡视项目

3.5.1.1 检查刀闸位置，机构及连杆分（合）到位3.5.1.2 检查瓷瓶是否清洁，应完整无损伤或严重放电，隔离开关无锈蚀，鸟窝杂物；3.5.1.3 检查触指接触紧密，接触点无缝隙；3.5.1.4 检查接点接触是否完好，有无螺丝断裂松脱，有无严重发热、变形现象；3.5.1.5 检查引线应无松动，严重摆动或烧伤断股等现象；3.5.1.6 手动操作机构、连杆、销针、连接螺栓无变形、脱落；3.5.1.7 检查架构、遮栏金属部位无锈蚀。3.5.2 特殊巡视项目

3.5.2.1 定期巡视每月进行3.5.2.2 隔离开关、接地开关的操作连杆连接是否正常，传动轴及轴承、接头无破损；3.5.2.3 测量隔离开关的接头、接点温度；3.5.2.4 检查闭锁装置是否完好，无缺少现象，功能正常并上锁情况良好。3.6 互感器 3.6.1 日常巡视项目

3.6.1.1 检查油色、油位正常，膨胀器是否正常；体压力（按标准20℃换算）和环境温度。3.6.1.2 设备外观是否完整无损，各部连接是否牢固可靠；3.6.1.3 外绝缘表面是否清洁，有无裂纹及放电现象；3.6.1.4 有无渗漏油现象，防爆膜有无破裂；3.6.1.5 有无异常振动，异常音响及异味；3.6.1.6 各部分接地是否良好3.6.1.7 电流互感器是否过负荷，引线端子是否过热，或出现火花，接头螺栓有无松动现象；3.6.1.8 电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件是否正常。3.6.2 特殊巡视项目

1次，并记录检查情况及测温温度；

[注意检查电流互感器末屏连接情况与电压互感器,与运行位置相符；

SF6互感器气体压力正常，每次巡视记录油位、 SF6N（X）端连接情况]；

气

3.6.2.1 新投产设备，每日巡视1次，运行72小时后转入正常巡视； 3.6.2.2 夜间闭灯巡视，每月不少于一次；

3.6.2.3高低温季节，高湿度季节，气候异常时，高峰负荷，季节性高电压期间，设备异常时，应适当加强巡视。 3.7 避雷器 3.7.1 日常巡视项目

3.7.1.1 检查瓷套是否清洁，无裂纹和破损，无放电闪络；

3.7.1.2 检查引线有无断股、抛股或烧伤痕迹，接点、接头连接是否良好，金具是否完好； 3.7.1.3 检查接地引下线有无松脱和锈蚀。 3.7.2 特殊巡视项目

3.7.2.1 每月两次定期记录避雷器的动作数值、泄漏电流、外温、湿度；

3.7.2.2 每次系统异常运行（如跳闸和过电压）、雷雨后（特别是雷雨季节）应对避雷器进行重点巡视检查，并记录避雷器计数器的动作数值；

3.7.2.3 雷雨时，人员严禁接近避雷装置，以防止雷击泄放雷电流产生危险的跨步电压对人员的伤害，防止有缺陷的避雷器在雷雨天可能爆炸对人的伤害。 3.8 母线及电缆 3.8.1 日常巡视项目

3.8.1.1 检查导线、金具有无损伤，是否光滑，接头有无过热现象； 3.8.1.2 检查瓷瓶有无破损及放电痕迹；

3.8.1.3 检查母线支撑（悬挂）点金具、螺栓、销针是否变形、脱落和断损； 3.8.1.4 硬母线伸缩节软连接无断裂，母线无明显弯曲变形和震动； 3.8.1.5 软母线驰度正常，对地、对构架距离符合要求 3.8.1.6 晴天，导线和金具无可见电晕；

3.8.1.7 电缆头护套完好，无放电痕迹，无渗漏油； 3.8.1.8 电缆接线端子螺栓紧固，无过热现象； 3.8.1.9 电缆端头接地线无松动、断股；

3.8.1.10 电缆固定夹件紧固，电缆夹件处无破损。 3.8.2 特殊巡视项目

3.8.2.1 大风天，母线摆动情况是否符合安全距离要求，有无异常飘落物； 3.8.2.2 雷电后瓷瓶有无放电闪络痕迹，雾天绝缘子有无闪络；

3.8.2.3 天气气温突变时，母线有无弛张过大，或收缩过紧现象； 3.8.2.4 雪雨天时接头处积雪是否迅速融化和发热冒气； 3.8.2.5 事故跳闸后电缆头无放电痕迹，无喷油现象； 3.8.2.6 大负荷及过负荷时母线及电缆接点测温无过热现象。 3.9 10kV消弧线圈 3.9.1 日常巡视项目

3.9.1.1 本体油位、有载调压油位指示是否正常（注意油位与温度变化的关系）；3.9.1.2 检查各部位是否渗漏油；3.9.1.3接线端子有无异常、发热，雨雪天是否有蒸气，夜晚是否有发红现象，检查金具有无变形，螺丝是否松脱，导线是否断股损伤（用红外线测温仪），作好记录；3.9.1.4 套管有无破损，是否有放电闪络，注意污秽情况；3.9.1.5 接地引下线是否良好；3.9.1.5 外壳有无异声3.9.1.6 硅胶呼吸器的硅胶变色程度，油封杯的油色、油位是否正常；3.9.1.7 各控制箱、端子箱密封，二次端子排有无受潮；3.9.1.8 瓦斯继电器内有无气体，玻璃窗是否清洁，有无渗油现象。3.9.2 特殊巡视项目

3.9.2.1 系统单相接地运行时；3.9.2.2 天气异常或雷雨后；3.9.2.3 法定节、假日或上级通知有重要供电任务期间。3.10 10kV电容器 3.10.1 日常巡视项目 3.10.1.1 检查三相电流是否平衡（各相相差应不大于3.10.1.2 检查电容器内部有无放电声，外壳有无鼓肚及严重渗漏油；3.10.1.3 检查外壳接地是否良好、完整；3.10.1.4 检查配套设备，包括支持绝缘子、网状遮拦、串联电抗器、差流电流互感器、避雷器等完好；3.10.1.5 检查电容器的保护熔断器是否良好。3.10.2 特殊巡视项目 3.10.2.1 检查电容器内部有无放电声，外壳有无鼓肚及严重渗漏油；3.10.2.2 电容器防误装置完好；

10%）；

、异味；

3.10.2.3 检查各部端子无过热现象。 3.11 10kV所用变 3.11.1 日常巡视项目

3.11.1.1 本体油位计指示是否正常（注意油位与温度变化的关系），干式变压器三相线圈温度正常； 3.11.1.2 检查本体阀门、套管、散热器、法兰连接处以及焊缝处是否渗漏油；

3.11.1.3 接线端子有无异常、发热，夜晚是否有发红现象，检查金具有无变形，螺丝是否松脱； 3.11.1.4 套管有无破损，是否有放电闪络，注意污秽情况；3.11.1.5 所用变压器外壳接地和中性点接地是否良好；3.11.1.6 所用变压器有无异声、异味；3.11.1.7 硅胶呼吸器的硅胶变色程度；3.11.1.8 干式变压器三相绕组温度基本相近，最高温度不超过3.11.1.9 所用变压器基础有无下沉；3.11.1.10 各控制箱、端子箱密封，二次端子排有无受潮。3.11.2 特殊巡视项目3.11.2.1 每次事故跳闸后；3.11.2.2 所用变压器过负荷或过电压运行、异常运行时；3.11.2.3 天气异常或雷雨后；3.11.2.4 所用变压器经过新装、大修、事故检修或换油后3.12 直流系统 3.12.1 日常巡视项目3.12.1.1 电池室温度正常（要求保持在3.12.1.2 蓄电池电解液液面高度正常，缸盖完整无损，电解液无渗漏，极板无明显弯曲变形，外部清洁无爬碱现象；

3.12.1.3 各连接点无腐蚀、松动、打火、过热现象；3.12.1.4 测量记录典型电池（日期尾数与电池尾数相同的电池为巡视当日的典型电池）的端电压，每月最后1个巡视日测量记录3.12.1.5 检查浮充电流是否正常，有无异常变化并做好记录；3.12.1.6 充电设备信号是否正常，装置有无异音、异味；3.12.1.7 直流屏仪表指示，母线电压是否在合格范围内；3.12.1.8 直流各支路熔丝是否熔断；

10-30100号及以上电池的端电压；

130℃； 72小时之内。 5℃），并做好记录；

℃之间，最低不得低于

3.12.1.9 检查测试记录直流系统绝缘状况。 3.12.2 特殊巡视项目

3.12.2.1 每月1次定期检查电池室内通风设备正常，照明（含事故照明）完好，电池室清洁瓷砖完好，室内各处涂漆层无爆皮掉漆； 3.12.2.2 所内断路器动作后； 3.12.2.3 直流设备异常时。 3.13 控保屏及远动装置 3.13.1 日常巡视项目

3.13.1.1 控保屏及远动装置仪表、光字牌、指示灯、后台机显示正确，与实际运行状况相符；3.13.1.2 继电器、微机保护显示窗、远动后台机告警窗无异音、异动或异常显示；3.13.1.3 控保屏PT把手投入正确，各等级电压指示正确；3.13.1.4 熔丝、刀闸、空开、方式开关位置正确，无异常指示；3.13.1.5 检查记录最大负荷线路及主变负荷，无过负荷运行设备；3.13.1.6 检查低压备用电源是否正常；

3.13.1.7 端子排及低压连接端子清洁无积尘，无松动、打火、过热现象。3.13.2 特殊巡视项目

3.13.2.1 重合闸和母差差流每月初巡视抽查一次。对重合闸投入的线路，在每次合闸送电后应对其重合闸装置抽查一次或检查微机保护液晶显示充电良好；3.13.2.2 无功电压自动控制装置每月月初检查记录电容器投切次数、调压次数、功率因数，并核对装置电流、电压指示与控保屏指示是否一致； 3.14 其它

每月对变电所场区、防火、房屋、附属设施进行3.14.1 设备场区环境整洁，无杂物；

3.14.2 设备构架及接地引下线无锈蚀、变形；3.14.3 设备标志、相位标志齐全、醒目，无松动、脱落；3.14.4 设备围栏无松动、锈蚀，漆色醒目，门闭锁良好；3.14.5 检查程序锁钥匙是否对位，操作时转动、开启灵活；3.14.6 现场分电箱箱体密封良好、无锈蚀，接线端子无脏污、锈蚀、过热，箱内无潮湿现象；3.14.7 现场各接线端子红外线测温检查； 3.14.8 防小动物措施检查；

1次检查，检查项目如下：

1.80 1.80 1.80 1.80 1.1 1.54 1.66 1.78 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.2 1.42 1.56 1.70 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80

4.1.5.17 有载调压装置异常处理

a. 若调整分接头时，电机不停机，分接开关连续动作，应按“急停”按钮，使电机停运。检查分接头是否到位，若不到位，到现场用摇把手动调整到位。

b. 若调整分接头时，“有载调压开关急停”信号表示时，到现场复归一次。若复归不了，检查分接头是否到位，若不到位，到现场用摇把手动调整到位，然后检查有载调压开关脱扣原因。

c. 恢复电动操作时，提醒处理人员应先合上分接开关机构箱内空气开关。 4.2 断路器

4.2.1 对跳闸次数超过开关临检次数（检修专业提供）的开关进行缺陷呈报。 4.2.2 每年对断路器安装地点的母线短路容量与断路器铭牌做1次校核。

4.2.3 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。 4.2.4 定期对断路器做运行分析并做好记录。

4.2.5 断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，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电源，及时采取措施，断开上一级断路器，将故障断路器退出运行。

4.2.6 断路器的实际短路开断容量接近于运行地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止强送，并应停用自动重合闸。

4.2.7 值班人员在断路器运行中发现任何不正常现象时（如漏油、渗油、油位过低、音、分合闸位置指示不正确等），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。

4.2.8 断路器有下列情形之一者，应申请立即停电处理4.2.8.1 套管有严重破损和放电现象；

4.2.8.2 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；4.2.8.3 油断路器严重漏油，油位不见； 4.2.8.4 SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号； 4.2.8.5 真空断路器出现真空损坏的丝丝声。

4.2.8.6 SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，尽量选择从备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。

4.2.8.7 发现断路器合闸线圈或合闸辅助线圈烧损，应立即报告调度及检修专业，申请停电处理。4.2.9 发现断路器分闸线圈烧损或拒分的处理

4.2.9.1 远方操作（把手和遥控）拉不开断路器或发现断路器分闸线圈烧损时，应报告调度由侧路带送，当本线路停电时先拉甲刀闸后拉乙刀闸，保持本线路开关原位通知上级领导、检修专业进行检查处理；4.2.9.2 无侧路接线方式或手车式断路器远方操作时，应报告调度取下（拉开）断路器的控制保险器（控保空开），到现场手动打跳断路器，拉开甲、乙刀闸或将开关手车拖至柜门外，通知上级领导、检修专业进行检查处理；SF6断路器气体压力异常拉不开断路器或发现断路器分闸线圈烧损

（如突然降至零等）SF6气压下降或有异“上风， ”接近设 （把手和遥控）4.2.9.3 配电线断路器拒分引起越级跳闸时，应报告调度及上级领导，按调度指令拉开拒分断路器的甲乙刀闸，拒分断路器保持原位，恢复所内送电。 4.3 隔离开关和接地刀闸

4.3.1 下列情况应立即申请停电处理： 4.3.1.1 瓷瓶严重破损、放电（包括底座）； 4.3.1.2 瓷瓶因热放电爆炸； 4.3.1.3 刀口过热熔焊；

4.3.1.4 传动机构故障，而处于不正常状态。4.3.2 隔离开关合不上或合不平（直）时，应拉开再次合闸，如确实三相无法同时合上或合不平（直）时，应申请带电处理或停电处理。 4.3.3 发现刀闸与母线接触部分过热时，应采用倒母线或其它设备代送等办法转移负荷；如无法采取上述措施，则应加强监视，并设法通风降温或带电加装分流线，必要时限制部分负荷，如处理过程导致瓷瓶破损、导线烧断，应立即停电处理。4.4 互感器

4.4.1 电压互感器二次侧在运行中不得短路，当发生短路时，并发出报警信号至主控室。

4.4.2 运行中电流互感器二次回路不准开路，若停用时必须将其短接。4.4.3 电流互感器末屏在运行中必须可靠接地。4.4.4 互感器异常运行及处理

4.4.4.1 当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切）：a. 电压互感器高压熔断器连续熔断b. 高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时；c. 互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火；d. 油浸式互感器严重漏油，看不到油位；e. 互感器本体或引线端子有严重过热时；d. 膨胀器永久性变形或漏油；f. 电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子g. 树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。4.4.4.2 电压互感器常见的异常判断与处理

2-3次；

PT二次小开关或熔断器能自动跳闸或熔断， N（X）开路、二次短路，不能消除时；

a. 三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断；

b. 中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相升高（可达线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电压（指针摆到头），则可能是分频或高频谐振；

c. 高压熔断器多次熔断，可能是内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障； 4.4.4.3 电压互感器回路断线处理a. 根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作；b. 检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，应查明原因立即更换，当再次熔断时则应慎重处理；

c. 检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。4.4.4.4 电流互感器常见的异常判断与处理a. 电流互感器过热，可能是内外接头松动，一次过负荷或二次开路；b. 互感器产生异音，可能是铁芯或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开路及绝缘损坏放电；

c. 绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按显增加趋势，其他组分正常，可判断为正常；d. 电流互感器二次回路开路时处理：查明故障点，在保证安全前提下，设法在开路处附近端子上将其短路，短路时不得使用熔丝。如不能消除开路，应考虑停电处理。4.4.4.5 互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火。4.4.4.6 发生不明原因的保护动作，出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。4.5 避雷器

4.5.1 雷雨后记录避雷器的动作数值、泄漏电流、外温、湿度。4.5.2 每月两次定期记录避雷器的动作数值、泄漏电流、外温、湿度。4.6 电容器

4.6.1 母线停电操作，先停止母线所带电容器；送电时，最后投入母线所带电容器。4.6.2 不论任何原因，电容器拉闸

GB/T7252进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超标，且无明

立即报告调度值班员，按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护；

除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、电压互感器退 1分钟内不得再投入。

4.6.3 电容器所在母线失压，低压保护应动作跳闸，如未跳开，应立即手动断开。空载情况下，为防止过电压和当空载变压器投入时可能与电容器发生铁磁谐振产生的过电流，因此，在投入变压器前不应投入电容器。

4.6.4 母线PT停止时，应停止相应母线所代电容器的低电压保护。

4.6.5 电容器停电后必须进行逐台放电后，工作人员方可接触电容器进行工作。

4.6.7 电容器运行中，一旦出现警报开关跳闸，应查明原因，在没查明原因前，不得重新合上开关。 4.6.8 运行中的电容器一旦发生下列异常情况之一，应立即切除4.6.8.1 电容器喷油、着火、爆炸；4.6.8.2 接头严重过热发红；4.6.8.3 套管严重破裂放电闪络；4.6.8.4 电容器严重鼓肚超过4.6.9 运行中的电容器出现异常或噪声时，应注意音质、发生时间及电流表变化情况，以判别是配套设备还是电容器本身故障。4.7 交直流系统4.7.1 停止所内交直流电源影响保护及弹簧机构储能电源时，必须报告调度，并采取有效措施。4.7.2 应掌握所用变压器的额定容量，择，各支路的熔丝必须逐级匹配合适。4.7.3 开关的直流主合闸保险丝的额定电流范围应按开关主合闸电流的各分支回路中各级保险丝的匹配应满足合理的上级大于下级的原则10kV电磁机构保险丝规格

10kV电磁机构 开关合闸总保险应满足两台开关同时合闸的需求

CD10-Ⅰ CD10-Ⅱ CD10-Ⅲ

电压（V） 220

20mm。

一次熔丝应按变压器额定电流的

1.5倍选择，二次熔丝按额定电流选30-40%进行计算。

110 220 110 220 110 220 110

合闸电流（A） 98 196 120 240 157 314

保险丝规格（A） 30、32、35 60、63 40 80 60、63 100 100 160

4.7.4 硅整流装置的交流侧保险丝，应按照电压变换和交直流变换的关系进行验算，满足逐级匹配的要求。

4.7.5 各保护装置、信号回路及其专用总开关的保险丝额定电流值，必须严格遵照继电专业人员的规定执行，运行人员不得擅自改变。

4.7.6 交直流保险丝的额定电流值各级必须一致。不准用并联或煎割的办法改变保险丝的额定电流值，更不准用其他材料代替保险丝，不同型号的熔断器，不得互相代用，也不得任意修理。

4.7.7 应按各专业的要求在变电所备有足够的备用保险丝，保险丝本身必须有厂家标明的额定电流值。 4.7.8 交直流空气开关（保险丝、熔断器）不得混用，即直流空气开关（保险丝、熔断器）不能用交流代替。

4.7.9 保险丝在使用4.7.10 电池室的温度一般要求于10℃，但不得低于4.7.11 为了确保电池组正常处在满容量状态，要经常进行检查，当浮充电压低于或高于规定时，应及时调整，避免电池组处于欠充或过充现象。4.7.12 蓄电池室电暖气在充放电时停用。4.7.13 直流母线不允许脱离蓄电池组而只带浮充机运行，电事故，直流母线亦不允许长期只带蓄电池组运行，以免造成蓄电池过放电。4.7.14 当运行中的浮充机突然停止时，应立即检查其交流电源是否完好，并试投运该浮充机，若试投不良应将其退出运行，投运备用充电机。4.7.15 蓄电池发生故障，如极板短路、极板弯曲、沉淀物过多等，应及时进行处理，需退出该组电池，并及时通知直流班人员。4.7.16 当直流系统母线电压过高、过低时，及时检查浮充机运行是否正常，并按需要投停浮充机。4.7.17 当直流绝缘监视装置发出接地信号时，应按以下原则进行处理：4.7.17.1 a. 用绝缘监视装置切换把手测量，若加－/E电压小于直流母线电压则为非金属性接地；b. 若+/Ec. 若+/Ed. 若+/E4.7.17.2 a. 进行接地选择时应瞬间拉合直流开关或保险器；5年后应予以更换，换上合格的同型号同规格的保险丝。5℃。

/E电压为直流母线电压，则为正极接地，反之为负极接地；/E电压大于直流母线电压或对地电压出现反方向偏转，则有可能为交流窜入直流造成；/E10℃至30

+/E

以免交流突然失去或装置故障而造成直流母线停

/E电压等于直流母线电压则为金属性接地，若

+/E电压 ℃之间，特殊情况下在蓄电池容量能满足运行要求时，也可以低

判断接地性质电压加－电压为零，－电压加－ 电压不为零、－电压亦不为零且两者相加等于母线电压，则可判断为直流系统经负载接地。 确定直流系统接地性质后，应立即联系调度进行接地选择，消除接地点，选择原则如下：b. 先拉不重要、不会影响保护运行的电源，后拉重要、会影响保护运行、易造成保护误动的电源，拉开时应得到调度同意（如微机保护的直流，应逐个保护单元进行选择，选择前应将保护停止）；

c. 直流系统或二次回路上有人工作时，应先考虑工作人员误将直流接地的可能性，停止其工作，先选择该回路；

d. 阴雨天气应先拉开室外电源，后拉开室内电源；

e. 选择时先逐路拉开各路负载，后考虑拉所连母线上的蓄电池组及浮充机；

f. 选择时应考虑监视装置本身接地的可能性，在逐路查找后仍未找出接地点时可切除该装置直流电源，用高阻抗万用表测量+/Eg. 拉、合直流进行选择时，应严密监视绝缘监察装置的指示变化情况，及时发现接地回路；接地回路找出后应设法消除或及时通知有关人员处理。4.8 控制屏

4.8.1 开关跳闸后，只有在检查本开关表计无负荷的情况下，方可将该开关控制把手切至在复归控制把手过程中将开关把手人为分闸。4.8.2 在事故跳闸光字信号表示时，必须认真记录并不得随意复归。4.8.3 开关红灯不亮时检查处理：开关是否在分闸位置；灯丝及电阻是否烧断或接触不良；控制直流保险丝是否熔断；报告有关领导，联系开关及继电人员检查开关辅助接点，跳闸线圈和位置继电器是否断线或接触不良。

4.8.4 开关绿灯不亮时检查处理：开关是否在合闸位置，灯丝及电阻是否烧断或接触不良；控制直流保险丝是否烧断；报告有关领导联系开关班，继电人员检查开关辅助接点，合闸线圈和位置继电器是否断线或接触不良。

4.9 继电保护及安全自动装置4.9.1 认真执行局下达的有关继电保护运行规定及定值通知单，运行中继电保护定值应复核，使其满足运行规定。

4.9.2 有关继电保护及自动装置的一切操作（如投入、停止、试验或改变定值等），必须按调度令或请示调度同意后执行。

4.9.3 在运行的继电保护及自动装置或二次回路上作业必须请示调度同意后方可工作。4.9.4 继电保护及自动装置动作后，不论开关跳闸与否都要检查记录保护动作及信号表示情况，并及时报告调度；光字牌、信号继电器必须做好记录，恢复送电前方可复归信号。4.9.3 继电保护及自动装置压板操作和复归信号必须由二人执行。/E电压；

“预分”位置，禁止

及－4.9.4 凡带电的电气设备或线路，不允许处于无保护或保护不健全（如只有接地故障保护而无相间故障保护）状态下运行。

4.9.5 遇有下列情况之一时，应报告调度停止保护： 4.9.5.1 保护装置不良，有误动作的危险时；

4.9.5.2 负荷超过保护的允许值而又无法在短时间内降下去；

4.9.5.3带有交流电压的下列保护装置，当电压回路断线时或失去交流电压时，应退出保护装置的跳闸压板。 a. 故障录波器； b. 距离保护； c. 备自投装置。 d. 保护装置检验时。 e. 做开关的跨越时。 f. 调度下令退出的保护装置。

4.9.5.4 带有交流电压回路的保护装置，人员及时处理。 a. 低频率减载装置； b. 复合电压闭锁过流保护； c. 66kV母差保护。

4.9.5.5 继电保护及自动装置或二次回路作业结束后，更情况，了解运行中的注意事项。

4.9.5.6 各种交、直流保险器由运行人员负责维护、更换。4.9.5.7 取下直流保险器时应先断开正极、后断开负极；装上直流保险器时应先装负极、后装正极。4.10 远动设备

4.10.1 变电所远动设备除远动维护人员及运行人员使用外，其他任何人不得触动；任何人不得在后台机上从事与工作无关的事宜。

4.10.2 远动设备报警退出后，在接到调度通知设备恢复正常运行；如多所远动同时退出应对变电所进行特巡，同时通知上级领导督促故障排除。4.11 防误装置 4.11.1 总体规定

4.11.1.1 防误装置必须经常处于完好状态，停用防误装置必须经供电局总工以上领导的批准。可不必停用，而应迅速查找出故障原因请有关值班长应会同作业负责人一起详细检查保护回路的变

1小时内到达现场进行巡视检查，安排现场值班，直到远动

在电压回路断线时，4.11.1.2 防误装置按变电设备进行维护管理，发现防误装置有缺陷应记入缺陷记录簿中并填表呈报，防误装置不能正常使用的回路应定为三类设备。按照本规定职责明确装置检修、维护的责任制，防误装置的检修应列入主设备的检修项目中。

4.11.1.3 在每年的春秋检或开关检修时，必须由检修人员对防误装置的各部件、回路、接点、信号进行维护（如锁芯每年涂一次石墨粉，各种机械闭锁装置的转轴部位定期涂润滑油）和试验，处理缺陷，由运行人员进行操作程序检查及装置检修情况验收。防误装置的安装、检修和消除缺陷等工作内容应由工作人员记入检修试验记录簿中，运、检双方人员签字。

4.11.1.4 防误装置应定期检查试验，每月至少一次，以保持装置完好。半年应对锁具加入少量铅粉，是其润滑。发现不良应及时按缺陷呈报进行处理。

4.11.1.5 新投入的变电所设备必须防误装置齐全好用，并经验收交接。没有防误闭锁装置的设备不准投入运行。

4.11.1.6 防误装置的备用元件（如钥匙等）应放在控制室的固定位置，按值交接使用。 4.11.2 解锁钥匙（以下简称总钥匙）使用规定

4.11.2.1 总钥匙必须严加保管，变电所应设总钥匙保管箱将总钥匙封存，启封使用必须登记，用毕后继续封存。登记时必须写明使用时间、原因、批准人、操作人。 4.11.2.2 总钥匙只能在符合下列情况，经批准后方准开封使用： a. 紧急事故处理时（如人身感电、火灾、地震）； b. 在变电所已全部停电；

c. 无法用备用钥匙进行的非程序操作时。

d. 无法用备用钥匙进行的非程序操作时需经变电所所长或操作队队长同意。 4.11.3 微机防误装置特殊使用规定

4.11.3.1 微机防误装置正常运行时，应保证其电源工作正常，主、备用电脑钥匙应在相应充电位置。 4.11.3.2 装置开机或电源掉电恢复后以及电脑钥匙回位后按照现场设备实际位置核对。

4.11.3.3 微机防误闭锁装置停用期间，正常倒闸操作，经变电所长批准，可使用机械解锁钥匙进行操作，但必须加强监护。

4.11.3.4 微机防误装置配套的微机，未经批准，严禁更改该微机内任何软件程序和在该微机上进行任何与操作无关的工作。

4.11.3.5 微机防误装置正常应保持运行，无特殊情况，不得退出运行。 4.12 正常值班工作及交接班要求

4.12.1 运行人员在值班期间内应集中精力、严守纪律，严禁进行妨碍正常值班工作的一切活动。运行人员应着装整齐、穿标志服，左胸前佩带值班标志。

4.12.2 运行人员应搞好文明生产，做好设备巡视、倒闸操作、安全活动、事故预想等日常工作。 4.12.3 交接班前应做好一切准备工作，并由值长组织讨论交班小结，接班后由值长组织讨论上值交班小结，并布置当值工作任务。

4.12.4 交接班时应严肃认真，两值人员列队站好，交班值长向接班人员按交班小结及模拟图板详细交待，然后交接人员按规定范围到现场进行检查，并将检查情况向值长汇报，无问题由值长签名后，交接完毕。4.12.5 在事故处理和倒闸操作中不得进行交接班。4.12.6 在交接班过程中发生事故或有紧急操作时，仍由交班值长负责指挥，接班人员协助进行。5. 操作规定 5.1 断路器的操作

5.1.1 断路器经检修恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的措施（如接地线等）是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常；

5.1.2 长期停运的断路器在正式操作前应通过远方控制方式进行试操作订的方式操作；

5.1.3 操作前应检查控制回路、辅助回路、控制电源均正常、储能电机已储能，具备运行操作条件；5.1.4 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；5.1.5 电磁机构严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电合闸。5.2 隔离开关操作

5.2.1 应尽量避免采用隔离开关拉合空载线路和主变。如因特殊情况需要拉合时应征得总工程师批准并按规定执行，严禁用隔离开关带负荷操作。但可拉、合下列设备：5.2.1.1 拉合电压互感器和避雷器；

5.2.1.2 拉合空载母线和直接连在母线上设备的电容电流；5.2.1.3 开关合闸状态下可拉合与开关并联的侧路刀闸。5.2.2 设备停送电操作，在拉合隔离开关前，应检查相应高压断路器必须在断开位置后，才能操作隔离开关；双母线、带侧路母线的接线还应检查有关的母线隔离开关状态，以防误操作。5.2.3 手动合隔离开关应果断迅速，但在合闸终了时不应产生过大冲力；拉开隔离开关时最初应缓慢，在触头刚分离时，若发现有不正常的电弧应迅速合上，如隔离开关已完全拉开则不准再合上。 2-3次，无异常后方能按操作票拟

5.2.4 隔离开关合上后应检查接触是否良好，拉开后应检查拉开角度是否正常，隔离开关操作机构的闭锁装置是否闭锁妥当；合隔离开关时如遇合得不好，可将刀闸稍微拉开再合上，而不将整个隔离开关重新拉开，以避免多次冲击。

5.2.5 操作带接地刀闸的隔离开关，当发现接地开关或高压断路器的机械联锁卡住不能操作时，应立即停止操作并查明原因。

5.2.6 操作隔离开关时，应先稍微摇动和观察无异常后方能用力操作，以防止支持瓷瓶断裂倒塌。 5.2.7 隔离开关、接地开关和高压断路器之间安装有防误操作的闭锁装置，在刀闸操作时必须按操作顺序进行。如果当闭锁装置失灵或隔离开关、接地开关不能正常操作时，必须严格按闭锁要求的条件检查相应的断路器、隔离开关位置状态，待条件满足后，方能解除闭锁进行操作。5.3 电压互感器操作规定

5.3.1 合闸：先合一次侧刀闸，后合二次侧5.3.2 分闸：先分二次侧PT二次小开关（或熔断器），后分一次侧刀闸；5.3.3 并列：先并PT一次侧，后并PT5.4 遥调、遥控操作规定

5.4.1 遥控范围为所有66kV、10kV开关及主变分接头。5.4.2 调度对变电所下发操作令时，值班员按规定的操作顺序做好操作票当操作到欲切合开关时，值班员向开调提出进行遥控的要求，开调根据要求用遥控方式进行操作。若装置和通道有问题时，开调通知值班员改为现场控制盘操作。

5.4.3 当远动装置及通道正常时，所有能遥控的开关操作必须使用遥控方式操作，全停电或一条母线停电作业停送电操作除外；母线电压监视调整由开调负责，事故处理时除外。5.4.4 当进行遥控、遥调操作时，变电所值班员应认真监视并派人到现场查看实际情况并主动向调度汇报，调度通过键盘下达遥控、遥调命令一分钟后变电所仍没汇报，调度应立即询问实际执行情况。5.4.5 需值班员手动操作开关时，必须由当值调度员下令，值班员应将调度员名字写在此操作项的后面并打括号。

5.4.6 有远动后台机的变电所遥控不能进行时，应先在后台机上进行操作；如仍不能执行操作时，需加强监护在微机保护屏进行操作；如仍不能进行按断路器拒分、拒合处理。6. 事故处理

6.1 事故处理的基本原则

6.1.1 尽快消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身和设备的危害；6.1.2 首先设法保证所用电源；

PT二次小开关（或熔断器）；

 二次侧。6.1.3 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电，并考虑对重要用户优先供电； 6.1.4 尽快对已停电的用户恢复供电；

6.1.5 将事故情况立即汇报当值调度员，听候处理。 6.2 事故发生后的检查和汇报

6.2.1 事故发生（或接到调度通知）后，值班人员应立即清楚、简明而正确的将事故情况（跳闸的开关、时间、频率、电压、电力、电流、继电保护和自动装置变化、动作情况等）及时汇报调度，在调度统一指挥下进行事故处理，并主动进行无需调度指挥的操作。6.2.2 所内无事故时（系统发生事故）要加强监视，记录动作信号表示，不要急于向调度询问事故情况。6.2.3 事故处理期间，与调度联系的电话最好不要放下，以便迅速排除故障。6.2.4 凡遇开关跳闸，运行人员应立即到现场进行检查，确定所内设备是否有故障，将检查结果报告调度。6.2.5 复归保护信号必须由两人进行，并做好记录；如无需送电时，最好不复归。6.3 线路断路器跳闸事故处理6.3.1 装有重合闸的单回线跳闸重合不良者，调度员可根据天气、系统变化情况，在次，电话不通时值班员可在6.3.2 双电源的送电线跳闸后，应经过联系调度后进行试送电。6.3.3 断路器事故跳闸后，判断断路器本身有无故障。6.3.4 对故障跳闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。6.3.5 断路器故障跳闸时发生拒动，造成越级跳闸，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运行。6.3.6 SF6必要时要戴防毒面具，穿防护服。6.4 变压器事故跳闸处理6.4.1 变压器事故跳闸时，应按保护动作及系统变化情况，并根据外部现象判断故障原因，进行处理6.4.1.1 凡是主保护（瓦斯、差动）动作，未查明原因前不得送电；6.4.1.2 在主保护运行情况下，仅过流保护（或低压过流）动作，检查变压器无问题后即可送电。6.4.1.3 变压器跳闸后应立即查明原因，障引起，可申请重新投入运行；变压器有内部故障征象时，应作进一步检查。6.4.1.4 变压器事故跳闸后，变压器高、中、低压引线和接线端子，变压器外壳及其接地等。

10分钟内试送一次。

报告调度及有关领导。除日常巡视项目外，须重点检查短路电流对变压器有热和力作用的区域， 10分钟内下令试送一“事故特巡”检查，

: 例如

运行人员应立即记录故障发出时间，复归音响信号，并立即进行

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谨慎，尽量选择从上风接近设备，

如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故

6.4.2 瓦斯继电器动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：

6.4.2.1 呼吸是否不畅或排气未尽； 6.4.2.2 保护及直流等二次回路是否正常；

6.4.2.3 变压器的外观有无明显反映故障性质的异常现象； 6.4.2.4 气体继电器中积集气体量，是否可燃；

6.4.2.5 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；6.4.2.6 必要的电气试验结果；6.4.2.7 变压器其它继电保护动作情况。6.5 系统接地的事故处理原则6.5.1 系统发生任何性质接地时，值班员应立即将发现的情况，如：接地相别、程度、地点、时间等报告调度。

6.5.2 送电线路发生不超过要求，有关单位带电巡线，查找故障点。6.5.3 在切换负荷或双回线轮流选择接地过程中，必须注意潮流变化。6.5.4 送电线路发生永久性接地时，选择原则：6.5.4.1 变电所内部进行检查；6.5.4.2 有明显接地点；6.5.4.3 接地跳闸重合成功的线路；6.5.4.4 充电的线路（选出可停止运行）；6.5.4.5 选择时均采用快速拉、合开关的方法进行；6.5.4.6 发生接地事故的系统不得与其它系统并列倒负荷。6.5.5 10kV6.5.5.1 有明显接地点；6.5.5.2 运行中的路灯线路；6.5.5.3 接地跳闸重合成功的线路；6.5.5.4 电流有明显变化的线路；6.5.5.5 一般线路或装有低频减载线路；6.5.5.6 专用线路。6.5.6 变电所设备发生

80-100%永久性接地或配电线路发生

80-100%接地时，应停止运行，其他可继续运行，但不得超过两小时。 30%及以上永久性接地时，方准进行停电选择，

系统发生永久性接地时，选择原则： 6.5.7 接地信号表示时，检查变电所内高压设备，室内不得接近故障点4米以内，室外不得接近故障点8米以内。进入上述范围内人员必须穿绝缘靴，接触设备构架时，应戴绝缘手套。

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