1主题内容与适用范围
1.1 为了规范高压开关设备的运行管理，使其达到标准化、制度化，保证设备安全、可靠和经济运行，特制定本规范。
1.2 本风险控制是依据国家有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规范》，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定的。
1.3 本风险控制对高压开关设备运行管理中的投产验收、运行维护、操作、缺陷管理、事故处理、技术培训等工作提出了具体要求。
1.4 本风险控制适用于6kV及以上电压等级的运行或备用中的户内、外高压开关设备。
1.5 水电公司管理水布垭、隔河岩、高坝洲工区线路和城池口变电站，为防止高压开关损坏， 最大限度减少高压开关损坏事故发生后造成的生命财产损失，特制定本风险控制。
2引用标准
下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
GB772-1997 高压电瓷瓷件技术条件
GB4025-2003 人-机界面标志标识的基本和安全规则指示器和操作器的编码规则
GBJ147-1990 电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范
GB8287.1-1998 高压支柱绝缘子技术条件
GB/T5465.2-1996电气设备用图形符号
GB/T11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的公用技术要求
GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T402-1999 交流高压断路器订货技术条件
DL/T593-1996 高压开关设备的共用订货技术导则
DL/T603-1996 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程
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
国家电网公司 《变电站管理规范(试行)》
国家电网公司 预防高压开关设备事故措施
国家电网公司 交流高压断路器技术标准
国家电网公司 交流高压隔离开关和接地开关技术标准
国家电网公司 气体绝缘金属封闭开关设备技术标准
国家电网公司 高压开关设备检修管理规范
国家电网公司 高压开关设备技术监督规定
3术语定义
3.1高压开关是指用于电力系统发电、输电、配电、电能转换和消耗中起通断、控制或保护等作用，电压等级在3.6KV-550KV的电器产品，主要包括高压断路器、高压隔离开关与接地开关、高压负荷开关、高压自动重合与分段器，高压操作机构、高压防爆配电装置和高压开关柜等几大类。
3.2高压断路器分为：油断路器、SF6(六氟化硫)断路器、真空断路器。
3.2.1油断路器：采用变压器油作灭弧介质的断路器，称为油断路器，如断路器的油还兼作开断后的绝缘和带电部分与接地外壳之间的绝缘介质，称为多油断路器;油仅作为灭弧介质和触头开断后的绝缘介质，而带电部分对地之间的绝缘介质采用瓷或其他介质的，称为少油断路器。主要用在不需频繁操作及不要求高速开断的各级电压电网中。
3.2.2六氟化硫(SF6)断路器：采用具有优良灭弧性能和绝缘性能的SF6气体作为灭弧介质的断路器，称为SF6断路器，在电力系统中广泛应用。适用于频繁操作及要求高速开断的场合，在我国推荐在7.2—40.5选用SF6断路器，特别是126KV以上几乎全部选用SF6断路器。但不适用于高海拔地区。
3.2.3真空断路器：利用真空的高介质强度来灭弧的断路器，称为真空断路器，现已大量应用在7.2—40.5KV电压等级的供(配)电网络上也主要用于频繁操作及要求高速开断的场合，但在海边地区使用时，应注意防凝露，因为会使断路器灭弧室灭弧能力下降
4 高压开关设备
4.1 高压开关设备的验收
4.1.1新装和检修后的高压开关设备，在竣工投运前，运行人员应参加验收工作。
4.1.2交接验收应按国家、电力行业和国家电网公司有关标准、规程和国家电网公司《预防高压开关设备事故措施》的要求进行。
4.1.3运行单位应对开关设备检修过程中的主要环节进行验收，并在检修完成后按照相关规定对检修现场、检修质量和检修记录、检修报告进行验收。
4.1.4验收时发现的问题，应及时处理。暂时无法处理，且不影响安全运行的，经本单位主管领导批准后方能投入运行。
4.2高压开关设备的投运
4.2.1投运前的准备
4.2.1.1 运行人员应经过培训，熟练掌握高压开关设备的工作原理、结构、性能、操作注意事项和使用环境等;
4.2.1.2 操作所需的专用工具、安全工器具、常用备品备件等;
4.2.1.3 根据系统运行方式，编制设备事故预案。
4.2.2 投运的必备条件
4.2.2.1 验收合格并办理移交手续;
4.2.2.2 设备名称、运行编号、标志牌齐全;
4.2.2.3 运行规程齐全、人员培训合格、操作工具及安全工器具完备。
4.3 高压开关设备的运行维护
4.3.1 正常巡视检查项目及标准
4.3.1.1 SF6断路器巡视检查项目和标准
4.3.1.1.1标志牌名称、编号齐全、完好。
4.3.1.1.2套管、瓷瓶无断裂、裂纹、损伤、放电现象
4.3.1.1.3分、合闸位置指示器与实际运行方式相符。
4.3.1.1.4软连接及各导流压接点压接良好，无过热变色、断股现象
4.3.1.1.5控制、信号电源正常，无异常信号发出
4.3.1.1.6 SF6气体压力表或密度表在正常范围内，并记录压力值
4.3.1.1.7端子箱电源开关完好、名称标志齐全、封堵良好、箱门关闭严密
4.3.1.1.8各连杆、传动机构无弯曲、变形、锈蚀，轴销齐全
4.3.1.1.9接地螺栓压接良好，无锈蚀。
4.3.1.1.10基础无下沉、倾斜
4.3.2 真空断路器巡视检查项目和标准
4.3.2.1标志牌名称、编号齐全、完好。
4.3.2.2灭弧室无放电、无异音、无破损、无变色。
4.3.2.3绝缘子无断裂、裂纹、损伤、放电等现象。
4.3.2.4绝缘拉杆完好、无裂纹。
4.3.2.5各连杆、转轴、拐臂无变形、无裂纹，轴销齐全。
4.3.2.6引线连接部位接触良好，无发热变色现象。
4.3.2.7位置指示器与运行方式相符
4.3.2.8端子箱电源开关完好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密
4.3.2.9接地螺栓压接良好，无锈蚀。
4.3.2.10基础无下沉、倾斜
4.3.3 高压开关柜巡视检查项目和标准
4.3.3.1标志牌名称、编号齐全、完好。
4.3.3.2外观检查无异音，无过热、无变形等异常。
4.3.3.3表计指示正常。
4.3.3.4操作方式切换开关正常在"远控"位置
4.3.3.5操作把手及闭锁位置正确、无异常
4.3.3.6高压带电显示装置指示正确
4.3.3.7位置指示器指示正确
4.3.3.8电源小开关位置正确
4.3.4 弹簧机构巡视检查项目和标准
4.3.4.1机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。
4.3.4.2储能电源开关位置正确
4.3.4.3储能电机运转正常
4.3.4.4行程开关无卡涩、变形
4.3.4.5分、合闸线圈无冒烟、异味、变色
4.3.4.6弹簧完好，正常
4.3.4.7二次接线压接良好，无过热变色、断股现象
4.3.4.8加热器(除潮器)正常完好，投(停)正确
4.3.4.9储能指示器指示正确
4.3.5 电磁操动机构巡视检查项目和标准
4.3.5.1机构箱开启灵活无变形、密封良好，无锈迹、无异味、无凝露等。
4.3.5.2合闸电源开关位置正确
4.3.5.3合闸保险检查完好，规格符合标准
4.3.5.4分、合闸线圈无冒烟、异味、变色
4.3.5.5合闸接触器无异味、变色
4.3.5.6直流电源回路端子无松动、锈蚀
4.3.5.7二次接线压接良好，无过热变色、断股现象
4.3.5.8加热器(除潮器)正常完好，投(停)正确
4.3.6 隔离开关的巡视检查项目和标准
4.3.6.1标志牌名称、编号齐全、完好。
4.3.6.2瓷瓶清洁，无破裂、无损伤放电现象;防污闪措施完好。
4.3.6.3导电部分触头接触良好，无过热、变色及移位等异常现象;动触头的偏斜不大于规定数值。接点压接良好，无过热现象，引线驰度适中。
4.3.6.4传动连杆、拐臂连杆无弯曲、连接无松动、无锈蚀，开口销齐全;轴销无变位脱落、无锈蚀、润滑良好;金属部件无锈蚀，无鸟巢。
4.3.6.5法兰连接无裂痕，连接螺丝无松动、锈蚀、变形。
4.3.6.6接地刀闸位置正确，弹簧无断股、闭锁良好，接地杆的高度不超过规定数值;接地引下线完整可靠接地。
4.3.6.7闭锁装置机械闭锁装置完好、齐全，无锈蚀变形。
4.3.6.8操动机构密封良好，无受潮。
4.3.6.9接地应有明显的接地点，且标志色醒目。螺栓压接良好，无锈蚀。
4.4特殊巡视项目
4.4.1设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72小时以后转入正常巡视。遇有下列情况， 应对设备进行特殊巡视：
4.4.2 设备负荷有显著增加;
4.4.3 设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行;
4.4.4 设备缺陷近期有发展;
4.4.5 恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象;
4.4.6 法定节假日和上级通知有重要供电任务期间。
4.4.7 大风天气：引线摆动情况及有无搭挂杂物;
4.4.8 雷雨天气：瓷套管有无放电闪络现象;
4.4.9 大雾天气：瓷套管有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分;
4.4.10 大雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰;
4.4.11 温度骤变：检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况;
4.4.12 节假日时：监视负荷及增加巡视次数;
4.4.13高峰负荷期间：增加巡视次数，监视设备温度，触头、引线接头，特别是限流元件 接头有无过热现象，设备有无异常声音;
4.4.14 短路故障跳闸后：检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接 头有无过热、松动现象，油断路器有无喷油，油色及油位是否正常，测量合闸保险丝是否良好，断路器内部有无异音;
4.4.15 设备重合闸后：检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气味;
4.4.16 严重污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常现象。
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4.5巡视周期
4.5.1投入电网运行和处于备用状态的高压开关设备必须定期进行巡视检查，对各种值班方式下的巡视时间、次数、内容，各单位应做出明确的规定。
4.5.2有人值班的变电站每次交接班前巡视1次，正常巡视不少于2次;每周应进行夜间闭灯巡视1次，站长每月进行1次监视性巡视。
4.5.3无人值班的变电站每2天至少巡视1次;每月不得少于2次夜间闭灯巡视。
4.5.4根据天气、负荷情况及设备健康状况和其它用电要求进行特巡。
4.6 正常维护
4.6.1合闸后检查合闸熔丝是否正常，若更换时应核对容量是否符合要求。
4.6.2对气动操动机构，按规定排水。
4.6.3冬季应检查加热装置是否正常。
4.6.4值班人员发现缺陷应及时汇报，并作好记录。
4.7 测温周期
4.7.1一般情况下应结合正常巡视进行。
4.7.2根据运行方式的变化，在下列情况下应进行重点测温：
4.7.2.1 长期重负荷运行的高压开关设备;
4.7.2.2 负荷有明显增加的高压开关设备;
4.7.2.3 存在异常的高压开关设备;
4.7.2.4 必要时。
4.7.3测温范围主要是运行开关设备的导流部位。
5 高压开关设备的运行操作
5.1断路器的操作
5.1.1一般规定
5.1.1.1 断路器投运前，应检查接地线是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。
5.1.1.2操作前应检查控制回路和辅助回路的电源，检查机构已储能。
5.1.1.3检查油断路器油位、油色正常;真空断路器灭弧室无异常;SF6断路器气体压力在规定的范围内;各种信号正确、表计指示正常。
5.1.1.4 长期停运超过6个月的断路器，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。
5.1.1.5 操作前，检查相应隔离开关和断路器的位置;应确认继电保护已按规定投入。
5.1.1.6操作控制把手时，不能用力过猛，以防损坏控制开关;不能返回太快，以防时间短断路器来不及合闸。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。
5.1.1.7操作开关柜时，应严格按照规定的程序进行，防止由于程序错误造成闭锁、二次插头、隔离挡板和接地开关等元件损坏。
5.1.1.8 断路器(分)合闸动作后，应到现场确认本体和机构(分)合闸指示器以及拐臂、传动杆位置，保证开关确已正确(分)合闸。同时检查开关本体有、无异常。
5.1.1.9 断路器合闸后检查：
5.1.1.9.1红灯亮，机械指示应在合闸位置;
5.1.1.9.2送电回路的电流表、功率表及计量表是否指示正确;
5.1.1.9.3电磁机构电动合闸后，立即检查直流盘合闸电流表指示 ，若有电流指示，说明合闸线圈有电，应立即拉开合闸电源，检查断路器合闸接触器是否卡涩，并迅速恢复合闸电源;
5.1.1.9.4弹簧操动机构，在合闸后应检查弹簧是否储能。
5.1.1.10 断路器分闸后的检查：
5.1.1.10.1绿灯亮，机械指示应在分闸位置;
5.1.1.10.2检查表计指示正确。
5.1.2异常操作的规定
5.1.2.1 电磁机构严禁用手动杠杆或千斤顶带电进行合闸操作;
5.1.2.2 无自由脱扣的机构，严禁就地操作;
5.1.2.3液压(气压)操动机构，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;
5.1.2.4 一般情况下，凡能够电动操作的断路器，不应就地手动操作。
5.1.3故障状态下操作规定
5.1.3.1 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，发出闭锁操作信号，应立即断开故障断路器的控制电源。断路器机构压力突然到零，应立即拉开打压及断路器的控制电源，并及时处理。
5.1.3.2 真空断路器，如发现灭弧室内有异常，应立即汇报，禁止操作,按调度命令停用开关跳闸压板。
5.1.3.3 油断路器由于系统容量增大，运行地点的短路电流达到断路器额定开断电流的80%时，应停用自动重合闸，在短路故障开断后禁止强送。
5.1.3.4 断路器实际故障开断次数仅比允许故障开断次数少一次时，应停用该断路器的自动重合闸。
5.1.3.5 分相操作的断路器发生非全相合闸时，应立即将已合上相拉开，重新操作合闸一次。如仍不正常，则应拉开合上相并切断该断路器的控制电源，查明原因。
5.1.3.6 分相操作的断路器发生非全相分闸时，应立即切断该断路器的控制电源，手动操作将拒动相分闸，查明原因。
5.2 隔离开关的操作
5.2.1隔离开关操作前应检查断路器、相应接地刀闸确已拉开并分闸到位，确认送电范围内接地线已拆除。
5.2.2隔离开关电动操动机构操作电压应在额定电压的85%～110%之间。
5.2.3手动合隔离开关应迅速、果断，但合闸终了时不可用力过猛。合闸后应检查动、静触头是否合闸到位，接触是否良好。
5.2.4手动分隔离开关开始时，应慢而谨慎;当动触头刚离开静触头时，应迅速，拉开后检查动、静触头断开情况。
5.2.5隔离开关在操作过程中，如有卡滞、动触头不能插入静触头、合闸不到位等现象时，应停止操作，待缺陷消除后再继续进行。
5.2.6在操作隔离开关过程中,要特别注意若瓷瓶有断裂等异常时应迅速撤离现场,防止人身受伤。对GW6、GW16型等隔离开关，合闸操作完毕后，应仔细检查操动机构上、下拐臂是否均已越过死点位置。
5.2.7电动操作的隔离开关正常运行时，其操作电源应断开。
5.2.8操作带有闭锁装置的隔离开关时，应按闭锁装置的使用规定进行，不得随便动用解锁钥匙或破坏闭锁装置。
5.2.9严禁用隔离开关进行下列操作:
5.2.9.1 带负荷分、合操作;
5.2.9.2 配电线路的停送电操作;
5.2.9.3 雷电时，拉合避雷器;
5.2.9.4 系统有接地(中性点不接地系统)或电压互感器内部故障时，拉合电压互感器;
5.2.9.5 系统有接地时，拉合消弧线圈。
5.3 开关柜手车式断路器的操作
5.3.1 手车式断路器允许停留在运行、试验、检修位置，不得停留在其它位置。检修后, 应推至试验位置, 进行传动试验，试验良好后方可投入运行。
5.3.2 手车式断路器无论在工作位置还是在试验位置,均应用机械联锁把手车锁定。
5.3.3当手车式断路器推入柜内时, 应保持垂直缓缓推进。处于试验位置时, 必须将二次插头插入二次插座, 断开合闸电源，释放弹簧储能。
5.4 SF6开关设备的操作
5.4.1进入室内SF6开关设备区，需先通风15分钟，并检测室内氧气密度正常(大于18%), SF6气体密度小于1000mL/L。处理SF6设备泄漏故障时必须带防毒面具，穿防护服。
5.4.2GIS电气闭锁不得随意停用。
5.4.3正常运行时，组合电器汇控柜闭锁控制钥匙按规定使用。
6缺陷管理
6.1 缺陷的分类及定性
6.1.1危急缺陷
6.1.1.1 定义：高压开关设备在运行中发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故。
6.1.1.2 高压开关设备发生表12第二栏所列情形之一者，应定为危急缺陷，并立即申请停电处理。
6.1.2严重缺陷
6.1.2.1 定义：人身或对设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。
6.1.2.2 高压开关设备发生表12第三栏所列情形之一者，应定为严重缺陷，应汇报调度和上级领导,并记录在缺陷记录本内进行缺陷传递,在规定时间内安排处理。
6.1.3一般缺陷
6.1.3.1 上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷。
6.1.3.2 高压开关设备发生下列情形之一者，应定为一般缺陷，应汇报调度,并记录在缺陷记录本内进行缺陷传递,在规定时间内安排处理：
6.1.3.2.1 编号牌脱落;
6.1.3.2.2 相色标志不全;
6.1.3.2.3 金属部位锈蚀;
6.1.3.2.4 机构箱密封不严等。
6.2 缺陷处理程序
6.2.1值班人员在断路器运行中发现任何不正常现象时,按规定程序上报并做好相应记录。
6.2.2值班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，并按规定程序上报。
6.3 事故处理及预案
6.3.1 事故处理
6.3.1断路器动作分闸后，值班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，检查断路器本身有无故障。
6.3.2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。
6.3.3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。
6.3.4 SF6设备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，对户外设备，尽量选择从上风接近设备，对户内设备应先通风，必要时要戴防毒面具、穿防护服。
6.4事故预案
6.4.1断路器合闸失灵
6.4.1.1 原因分析:
6.4.1.1.1合闸保险，控制保险熔断或接触不良;
6.4.1.1.2直流接触器接点接触不良或控制开关接点及开关辅助接点接触不良;
6.4.1.1.3直流电压过低;
6.4.1.1.4合闸闭锁动作。
6.4.1.2处理方案
6.4.1.2.1对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理;
6.4.1.2.2若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值;
6.4.1.2.3检查SF6气体压力、液压压力是否正常;弹簧机构是否储能;
6.4.1.2.4若值班人员现场无法消除时，按危急缺陷报值班调度员。
6.4.2断路器分闸失灵
6.4.2.1原因分析:
6.4.2.1.1掉闸回路断线，控制开关接点和开关辅助接点接触不良;
6.4.2.1.2操动保险接触不良或熔断;
6.4.2.1.3分闸线圈短路或断线;
6.4.2.1.4操动机构故障;
6.4.2.1.5直流电压过低。
6.4.2.2 处理方案
6.4.2.2.1对控制回路、分闸回路进行检查处理. 当发现断路器的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。
6.4.2.2.2对直流电源进行检查处理,若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值;
6.4.2.2.3手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关。
6.4.3 SF6断路器本体严重漏气处理：
6.4.3.1 应立即断开该开关的操作电源，在手动操作把手上挂禁止操作的标示牌;
6.4.3.2 汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离;
6.4.3.3 在接近设备时要谨慎，尽量选择从"上风"接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服;
6.4.3.4 室内SF6气体开关泄露时，除应采取紧急措施处理，还应开启风机通风15分钟后方可进入室内。
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6.5故障掉闸处理
6.5.1 断路器掉闸后，值班员应立即记录事故发生的时间，停止音响信号，并立即进行特巡，检查断路器本身有无故障汇报调度，等候调度命令再进行合闸，合闸后又跳闸亦应报告调度员，并检查断路器;
6.5.2 系统故障造成越级跳闸时，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器与系统隔离，并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行;
6.5.3 下列情况不得强送：
6.5.3.1线路带电作业时;
6.5.3.2断路器已达允许故障掉闸次数;
6.5.3.3断路器失去灭弧能力;
6.5.3.4系统并列的断路器掉闸;
6.5.3.5低周减载装置动作断路器掉闸。
6.5.4误拉断路器
6.5.4.1 若误拉需检同期合闸的断路器，禁止将该断路器直接合上。应该检查同期合上该断路器，或者在调度的指挥下进行操作;
6.5.4.2 若误拉直馈线路的断路器，为了减小损失，允许立即合上该断路器;但若用户要该线路断路器跳闸后间隔一定时间才允许合上时，则应遵守其规定。
6.6隔离开关事故处理预案
6.6.1 隔离开关接头发热
应加强监视，尽量减少负荷，如发现过热，应该迅速减少负荷或倒换运行方式，停止该隔离开关的运行。
6.6.2 传动机构失灵
应迅速将其与系统隔离，按危急缺陷上报，做好安全措施，等待处理。
6.6.3 瓷瓶断裂
应迅速将其隔离出系统，按危急缺陷上报，做好安全措施，等待处理。
6.6.4 误合隔离开关
误合隔离开关，在合闸时产生电弧也不准将隔离开关再拉开。
6.6.5 误拉隔离开关
误拉隔离开关在闸口刚脱开时，应立即合上隔离开关，避免事故扩大。如果隔离开关已全部拉开，则不允许将误拉的隔离开关再合上。
7 技术管理
7.1资料管理
变电站应建立健全开关设备的技术资料档案，其内容包括：
7.1.1按照规定格式编制的设备台帐;
7.1.2设备出厂试验报告及调试记录;
7.1.3设备主要附件的出厂合格证明;
7.1.4设备的安装、使用说明书、安装图及构造图;
7.1.5设备现场开箱验收记录;
7.1.6设备安装、调试报告;
7.1.7设备安装验收记录;
7.1.8设备交接试验报告;
7.1.9设备预防性试验报告;
7.1.10设备检修、临修、大修报告及验收报告;
7.1.11历年来设备安装地点的最大短路电流和重大缺陷记录及缺陷处理、验收记录;
7.1.12断路器操作记录和故障开断记录;
7.1.13设备评级的祥细记录;
7.1.14装有在线监测装置设备的在线监测数据资料记录。
7.1.15事故记录及处理记录。
7.2运行分析
7.2.1每年对断路器安装地点的母线短路容量与断路器铭牌标称容量作一次校核。
7.2.2每年应按相累计断路器的动作次数、短路故障开断次数和每次短路开断电流。
7.2.3定期对高压开关设备作运行分析并作好记录备查，不断积累运行经验，运行分析的内容包括：
7.2.3.1 设备运行异常现象及缺陷产生的原因和发展规律，总结发现、判断和处理缺陷的经验，在此基础上作事故预想;
7.2.3.2 发生事故和故障后，对故障原因和处理对策进行分析，总结经验教训;
7.2.3.3 根据设备及环境状况作出事故预想。
7.2.4供电单位每年要检查开关设备反事故措施执行情况，并补充新的反事故措施内容。
7.3评级管理
7.3.1运行单位应定期对运行的高压开关设备进行评级,对其运行状态做出科学评价,指导检修。
7.3.2评级标准
7.3.2.1 一级
7.3.2.1.1绝缘良好，油质、SF6气体合格，真空断路器真空度符合要求;
7.3.2.1.2操动机构动作正常，动作速度、行程、动作电压、气压、油压等性能符合规定，油气系统无渗漏;
7.3.2.1.3各部分油面与标志相符，气体压力正常;
7.3.2.1.4导电回路接触良好，无过热现象;
7.3.2.1.5标志正确、明显、齐全，分合标志正确;
7.3.2.1.6运行地点的短路容量小于断路器的实际短路开断容量，不过负荷;
7.3.2.1.7户外断路器应有防雨措施;
7.3.2.1.8资料齐全、正确，与实际相符。
7.3.2.2 二级
7.3.2.2.1绝缘良好，油仅有微酸反应;
7.3.2.2.2对一级中的2～4项允许存在一般缺陷，但不得直接或在一定时间内发展到危及安全运行;
7.3.2.2.3短时间过负荷，无严重过热现象;
7.3.2.2.4断路器油位低于监视线以下者;
7.3.2.2.5SF6断路器年漏气率和含水量超标者。
7.3.2.3 三级
7.3.2.3.1达不到一、二级设备标准的。
7.4反措管理
7.4.1运行单位应根据国家电网公司《预防高压开关设备事故措施》的具体要求定期对断路器的落实情况进行检查，督促落实。
7.4.2配合主管部门按照反事故措施的要求，分析设备现状，制定落实计划。
7.4.3作好反措执行单位施工过程中的配合和验收工作，对现场反措执行不利的情况应及时向有关主管部门反映。
7.4.4定期对高压开关设备反事故措施的落实情况进行总结、备案，并上报有关部门。
7.5 技术培训
7.5.1 各运行单位应积极开展高压开关设备技术培训工作。
7.5.2技术培训的主要内容包括：
7.5.2.1国内、外高压开关设备技术发展动态;
7.5.2.2新型高压开关设备的原理、结构、性能特点;
7.5.2.3高压开关设备检修、运行及重大技术改进措施;
7.5.2.4高压开关设备的操作方法和安全注意事项;
7.5.2.5高压开关设备的缺陷、异常的表现和判断以及异常、事故的处理。
附录一：高压开关设备发生表
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