断路器保护(LFP921922)全部检验作业规程

篇2：GXJ101型保护全部检验作业规程

做安全技术措施前应先检查附录C中的《现场安全技术措施》和实际接线及图纸是否一致,如发现不一致,应及时向专业技术人员汇报,经确认无误后及时修改,修改正确后严格执行附录C中的《现场安全技术措施》

5

工作时应认真核对回路接线,查清联跳回路电缆接线,如需拆头,应先拆电源侧并用绝缘胶布包好,并做好记录

6

插拔插件前应先将直流电源断开,发现问题应查找原因,不要频繁插拔插件

7

严禁交、直流电压回路短路、接地,交流电流回路开路

8

工作中应使用绝缘工具

9

在传动断路器前,必需先通知检修班,在得到一次工作负责人同意,并在断路器处有专人看护后,方可传动断路器

10

保护装置布置较密集,工作时应注意安全,防止走错间隔而误碰带电设备

11

在保护室内严禁使用无线通讯设备

12

严禁漏拆联跳回路接线或漏取压板,防止误跳运行设备

13

严禁电流回路开路或失去接地点,防止引起人员伤亡及设备损坏

14

严禁表计量程选择不当或用低内阻电压表测量跳闸回路,防止误跳运行设备

15

进入工作现场,必须正确使用劳动保护用品

3.8人员分工

√

序号

作业项目

检修负责人

作业人员

1

2

3

4

5

篇3：DGT801型微机发变组保护装置现场检验规程

。

恢复断路器闪络保护延时,加3倍整定值的负序电流测试保护动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

模拟断路器在合闸位置,断路器闪络保护应可靠不动作。

2?6?15?2误上电保护动作电流及动作时间

将断路器误上电保护延时改为05,模拟断路器、灭磁开关在断开位置,输入单相电流至误上电保护动作,记录动作值应与整定值相符,误差小于5%。

恢复断路器误上电保护延时,加1.2倍整定值的电流,测试保护动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?15?3并网后解除误上电保护延时的测量

模拟断路器、灭磁开关在断开位置,加1.2倍整定值的电流使误上电保护动作,然后模拟断路器合上,经延时误上电保护应返回,记录从断路器合上到误上电保护返回的时间应与整定值相符,误差应小于5%。

2?16?15?4误上电保护动作阻抗特性检验

模拟断路器在断开位置,灭磁开关在合闸位置,将误上电保护和阻抗元件动作延时改为0,输入三相额定电压和2A的三相电流(电流滞后电压90。),缓慢降低三相电压使误上电保护动作,检验阻抗值应与整定值相符,误差应小于5%。

恢复阻抗元件动作延时,在最大灵敏角处模拟0.8倍阻抗整定值,记录保护动作时间应与整定值相符,误差应小于5%。

2?6?16发电机启停机保护检验

保护原理:发电机断路器在断开状态,当取自发电机中性点TV的电压高于定值时保护经延时动作。

投人发电机启停机保护,试验时所加模拟量应偏离工频。

2?6?16?1零序电压定值校验

模拟发电机断路器在断开位置,加零序电压至发电机启停机保护动作,动作值应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?16?2发电机启停机保护动作时间校验

模拟发电机断路器在断开位置,加L2倍整定值电压,检验启停机保护动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?1603断路器闭锁逻辑检验

模拟发电机断路器在合闸位置,启停机保护应可靠不动作。

2?6?17复合电压闭锁过流保护检验

该保护功能适用于发电机?主变压器、高厂变、高备变复合电压闭锁过流保护。

只投人复合电压闭锁过流保护

2?6?17?1电流动作值测试,加电流测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?17?2低电压动作值测试,加三相全电压、1.2倍定值电流,分别降低两相电压,检测动作值、返回值应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?17?3负序电压动作值测试,加三相全电压、1?2倍定值电流,降低单相电压,检测动作值、返回值应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?18变压器零序过流保护检验

只投人变压器零序过流保护,外加零序电流测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?19变压器间隙零序保护检验

只投人变压器间隙零序过流保护,间隙零序电流取自变压器中性点间隙TA,零序电压取自变压器高压侧TV的开口三角电压。

2?6?19?1间隙零序电压动作值测试,外加间隙零序电压,测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6,19?2间隙零序电流动作值测试,外加间隙零序电流,测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?20失灵启动电流元件检验

模拟电气量保护动作后启动失灵保护(可加判三相位置不一致)。

2?6?20,1相电流动作值测试,分别外加单相电流使相电流元件动作,测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?20,2零序电流动作值测试,外加零序电流,便零序电流元件动作,测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?20?3负序电流动作值测试,外加负序电流,使负序电流元件动作,测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%。

2?6?21通风启动检验

电流动作值测试:各侧外加单相电流,测试动作值、返回值、动作时间应与整定值相符,误差小于5%,检验保护信号输出接点不保持。

2?7非电呈保护测试

非电量保护测试时必须根据实际工程设计图纸进行测试,并逐个检查信号和出口接点动作情况。对于跳闸的非电量保护应测动作时间、动作电压(55%一70%额定直流电压)和启动功率。

2?8整组传动试验

2?8?1整组动作时间测量

本试验要求对发变组主保护(包括电量保护和非电量保护)要做整组动作时间测试。整组动作时间为从模拟故障开始至保护跳闸出口的全部动作时间,非电量保护可以从屏后端子短接试验。试验时要求必须从故障开始计时,保护跳闸出口停止计时,不能单从微机保护的显示报告及打印报告读取动作时间。模拟故障使主保护能可靠动作,注意投退相关的保护出口压板,要求整组动作时间小于50ms(不包含开关跳闸时间)。

2?8?2非电量保护及开大量传动

非电量保护传动应是在各非电量保护单体调试完毕,二次电缆接线完毕后进行。传动时允许用手压动接点的方法进行。首先,将变压器本体保护、发电机及其励磁系统保护、母线保护、热工保护等开人信号传到保护屏,观察保护的灯光及显示信号是否正确。信号正确后再将各开关量开出到出口继电器,检查各出口及压板应与图纸及定值单一致。并检查非电量保护应可靠不启动系统失灵保护。

2?8?3发变组保护外部接线正确性检查

本项试验要求二次回路接线全部检查正确,带全部回路传动。

2?8,3?1中央信号、故障录波及DCS等信号回路检查

根据微机保护与中央信号、故障录波及DCS等信息传送数量和方式的具体情况确定试验项目和方法。但要按设计要求,传动全部保护工作信息。在做失灵保护回路检查时,要特别注意做好失灵保护的安全措施。

2?8?3?2电流回路接线检查

测量各TA回路直阻,检查各侧保护电流接线极性正确。差动电流回路只有一个接地点且接在保护盘上,其他保护电流回路一点可靠接地。

2?9带断路器传动

进行传动断路器试验之前,手动拉合断路器已全部正确。开关站应有专人监视,控制室监视中央信号及声、光信号指示是否正确。要求按每个出口继电器都必须跳一次断路器为原则。

断路器在合闸状态,控制电源正常,多次断开、合上保护装置电源,保护装置不应误发信号,开关不应误分闸。

2?10定值及时钟核对

打印定值报告与定值通知单应核对一致。校核保护装置时钟与北京时间一致。打印开关量状态报告,检查其与实际运行是否一致。检查保护装置有无异常信息。

2?11启动试验

2?11?1发变组短路状态下保护装置检验

发变组(含高厂变)带短路点零起升流,当发电机电流升至20%时,检查各TA回路均有电流,记录各TA的电流及差流值(包括零序电流),检查保护装置有无异常信息。

2?11,2发变组空载状态下保护装置检验

发变组零起升压,当电压升至20扒时,检查各TV回路均有电压,当电压升至100拆时,记录各TV的电压(包括零序电压),检查保护装置有无异常信息。

按技术说明书整定发电机三次谐波定子接地保护。

2?11?3发变组带负荷状态下保护装置检验

机组并网带一定负荷时,记录机组有功、无功负荷,计算此时的相角,测量功率方向和带阻抗元件保护的电流、电压正确性,当高压厂用变低压侧无法做短路试验时可在此项中进行。

2?12试验结论

试验结论应包括是否符合设计要求,可否投大运行,有无遗留问题,运行注意事项等。

篇4：SF6断路器的运行与检修规范

一、SF6断路器的运行维护

1、SF6断路器在运行、检修过程中,一定要遵守《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》。

2、运行中的巡视检查

1)检查断路器的外绝缘部分(瓷套)应完好,无损坏、脏污及闪络放电现象;

2)对照温度—压力曲线,观察压力表(或带指示密度控制器)指示应在规定的范围内,并定期记录压力、温度值;

3)分、合闸位置指示器应指示正确,并分、合闸应到位;

4)整体紧固件应无松动、脱落;

5)储能电机及断路器内部应无异常声响;

6)断路器的分、合闸线圈应无焦味、冒烟及烧伤现象;

7)断路器接地外壳或支架接地应良好;

8)断路器外壳或操动机构箱应完整、无锈蚀;

9)断路器各件应无破损、变形、锈蚀严重等现象。

3、SF6断路器的运行维护

1)每年对外壳锈蚀部分进行防腐处理及补漆;

2)应定期对断路器转动及传动部位作一次润滑(半年一次),并操动3次应正常;

3)每两年一次对断路器所有密封面定性检漏,不应有10-6atm.cm3/s以上的

漏点存在;

4)每年应进行一次SF6气体微量水分测试,测试结果对照水分—温度曲线,不应超过300ppm(20℃);

5)其它项目,如绝缘、操作试验等可按有关规定定期进行,试验结果应符合相关标准。

6)检修注意事项

(1)断路器在真空状态下不允许进行分合操作,以免损坏

灭弧室零部件;

(2)机构在正常检修时,应将分、合闸弹簧能量释放。

4、检修时,主要技术参数应符合表1规定:

表1

序号

名称

单位

主要数据

1

SF6气体额定压力(20℃时表压)

MPa

0.45(普通)

2

合闸时间(额定操作电压下)

s

≤0.1

3

分闸时间(额定操作电压下)

s

≤0.06

4

刚合速度

m/s

3.2±0.2

5

刚分速度

m/s

3.4±0.2

6

主回路电阻(1600A)

μΩ

≤180

7

年漏气率

%/年

≤1

8

SF6气体水分含量(20℃运行时)

μL/L

≤300

二、可能出现故障的分析及检修

1、漏气分析及处理(密度继电器发信号)

1)密度继电器发信号

(1)密度继电器动作值出现误差,误发信号,对其进行调整或更换;二次接线出现故障,找出错点,改正接线;

(2)断路器本体漏气,找出漏气原因,再作针对处理。

2)当SF6气体正常渗漏至密度继电器发信号时,可按SF6气体压力—温度曲线进行补气,使其达到额定压力;补气时可在带电运行状态下进行。

3)当SF6气体压力迅速下降或出现零表压时,应立即退出运

行;并分析是否是由于下列原因造成漏气:

(1)焊接件质量有问题,焊缝漏;

(2)铸件表面漏气(有针孔或砂眼);

(3)密封圈老化或密封部位的螺栓、螺纹松动;

(4)气体管路连接处漏气;

(5)压力表或密度继电器漏气,应予以更换。

找出具体漏气原因,在制造厂家协助下进行检修。

注:当运行中断路器发生严重泄漏故障时,运行或检修人员需要接近设备时,要注意从上风方向接近,必要时应戴防毒面具,穿防护衣,并应注意与带电设备的安全距离。

2、拒合或合闸速度偏低

1)合闸铁芯行程小,吸合到底时,定位件与滚轮不能解扣,调整铁芯行程;

2)连续短时进行合闸操作,使线圈发热,合闸力降低;

3)辅助开关未转换或接触不良,要进行调整,并检查辅助开关的触点是否有烧伤,有烧伤要予以更换;

4)合闸弹簧发生永久形变,合闸功不足;

5)合闸线圈断线或烧坏,应更换;

6)合闸铁芯卡住,应检查并进行调整,使其运动灵活;

7)扇形板未复位或与半轴的间隙过小(小于1mm),原因是分闸不到位或调整不当,应重新调整;

8)扇形板与半轴的扣接量过小,应调整在2~4mm范围内,或扇形板与半轴扣接处有破损应予以更换;

9)合闸定位件或凸轮上的滚轮热处理硬度偏低,有变形现象,应予以更换;

10)机构或本体有卡阻现象,要进行慢动作检查或解体检查,找出不灵活部位重新装调;

11)分闸回路串电,即在合闸过程中,分闸线圈有电流(其电压超过30%额定操作电压),分闸铁芯顶起,此时应检查二次回路接线是否有错,并改正错误;

12)电源压降过大,合闸线圈端电压达不到规定值,此时应调整电源并加粗引线;

13)控制回路没有接通,要检查何处断路,如线圈的接线端子处引线未压紧而接触不良等,查出问题后进行针对性处理。

3、拒分或分闸速度低

1)半轴与扇形板调整不当,扣接量过大(扣接量一般应调整在2~4mm范围内);

2)辅助开关未转换或接触不良,要进行调整,并检查辅助开关的触点是否有烧伤,有烧伤要予以更换;

3)分闸铁芯未完全复位或有卡滞,要检查分闸电磁铁装配是否有阻滞现象,如有应排除;

4)分闸线圈断线或烧坏应予以更换;

5)分闸回路参数配合不当,分闸线圈端电压达不到规定数值,应重新调整;

6)控制回路没有接通,要检查何处断路,然后进行针对处理。

7)机构或本体有卡阻现象,影响分闸速度,可慢分或解体检查,重新装配;

8)分闸弹簧预拉伸长度达不到要求,适当调整预拉伸长度;

9)分闸弹簧失效,分闸功不足,可更换分闸弹簧。

4、合闸弹簧不储能或储能不到位

1)控制电机的自动空气开关在“分”位置,应予以关合;

2)对控制回路进行检查,有接错、断路、接触不良等,应进行针对性处理;

3)接触器触点接触不良,应予调整;

4)行程开关切断过早,应予调整,并检查行程开关触点是否烧坏,有烧伤要予以更换;

5)检查机构储能部分,有无卡阻、配合不良、零部件破损等现象,如有应予以排除。

5、水份超标(渗进水份)

1)更换吸附剂;

2)抽真空,干燥或更换SF6气体。

三、解体检修防护

1、当出现下列情况时,SF6断路器应返回制造厂进行解体大修

1)断路器运行时间已达到10年;经检查后存在有严重影响设备安全运行的异常现象。

2)操作次数已达到断路器所规定的机械寿命次数;

3)累计开断电流达到断路器所规定的累计开断数值。

4)注:异常现象的判定及累计开断数值可参见制造厂诊断说明。

2、解体检修工艺及要求

1)断路器解体检修时应注意检修环境要清洁干燥,通风良好,应备有必要的防护措施如防毒面具、防护服和防护手套,应有SF6气体和化学废物的处理设备和措施。

2)程序(具体要求详见《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》)

(1)检修人员戴防毒面具将断路器内的SF6气体放掉(放出的气体应通过10%的NaOH水溶液排出),然后抽真空,绝对压力应达到133Pa,再用氮气冲洗3次,充气冲洗压力0.2MPa(气体仍通过NaOH水溶液排出);

(2)检修人员穿戴防护服及防毒面具将SF6断路器封盖打开后,暂时撤离现场30分钟;

(3)检修人员戴防毒面具或氧气呼吸器和防护手套将吸附剂取出,用吸尘器和毛刷清除粉尘,用丙酮清洗金属和绝缘件;

(4)拆卸废弃物处理至中性后(放入20%NaOH水溶液中浸泡12小时后)深埋;

(5)解体后主要检查更换磨损、烧损及腐蚀比较严重的零件,更换紧固件、弹簧、绝缘件、已老化的密封圈、绝缘件,以及更换吸附剂(更换下的吸附剂及废弃物应按有关规定妥善处理)等;(6)重新清洗各零部件(用工业酒精),绝缘件送入烘炉在80~100℃烘4小时后进行装配,吸附剂在500~550℃烘干2小时后装配,之后,按返修标准及客户特殊要求进行装配,装配时应迅速,并及时对本体封闭;

(7)整体装配结束后,随即抽真空至133Pa,维持真空泵运转30分钟以上,然后停止真空泵观察30分钟后读取真空度值,再静观5小时以上,第二次读取真空度值,两读数之差不大于65Pa为合格,否则,查找漏气点。抽真空时要绝对防止勿操作,以免引起真空泵倒灌事故;

(8)对充气管道进行干燥处理,充入合格的SF6气体至额定压力(20℃);

(9)充气24小时后,用灵敏度为10-8atm.cm3/s的SF6气体检漏仪检测漏

气率,要求年漏气率≤1%,微水含量≤150PPm(20℃),特别要注意管道、接头、阀门等处;

(10)断路器装配完毕后,主要技术参数应达到出厂标准,并按出厂标准进行机械特性及电气性能试验,达到出厂要求后出厂;

(11)工作结束后将使用过的防护用具清洗干净而且检修人

员要洗澡。

篇5：真空断路器运行维护导则

真空断路器运行维护导则

1.总则

1.1随着电网的发展,技术在进步。我省电网真空断路器使用量逐年增加,为确保真空断路器的安全可靠运行,特制订《真空断路器运行维护导则》,以下简称为《导则》。

1.2本《导则》适用于35KV及以下的户内、户外使用的真空断路器。

1.3发电厂、变电所运行值班人员,从事开关专业的有关人员及主管运行检修工作的各级技术负责人均应熟悉并遵守本《导则》的相应规定。

1.4国外进口设备按进口产品技术条件或维护推荐说明书的规定执行,也可参照本《导则》执行。

1.5本《导则》如有与上级文件冲突之处,按上级文件执行。

1.6本《导则》由安徽省电力试验研究所负责起草,解释权归省电力公司。

2.一般要求

2.1运行中的真空断路器应有标以基本参数等内容的制造厂铭牌和运行双重编号,断路器的基本参数必须满足装设地点的运行工况。

2.2真空断路器所配用的真空灭弧室(俗称真空泡)应有制造厂出厂合格证,有型号、制造年月、制造编号,并注明真空度具体值。

2.3真空断路器的分、合指示器应易于观察且指示正确。

2.4真空断路器的底架(座)或金属框架应有明显的接地标志。接地螺栓不小于M12,且接触良好。

2.5真空断路器引线板的连接处或其它必要的部位应有监视运行温度的措施,如示温蜡片等。

2.6真空断路器应有明显的相位标志。

2.7真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置,如氧化锌避雷器或阻容吸收器等。

3.运行管理

3.1真空断路器选用原则

3.1.1设备选用时应严格按照原能源部电供(1990)146号文件中“未经正式审查和鉴定合格的产品严禁使用”条款执行。

3.1.2在满足运行工况的条件下,优先选用“连体式”结构。

3.1.3频繁操作所应优先选用真空断路器。

3.1.4对设备电气和机械性能的要求。

a.开断短路后绝缘耐受水平不应降低;

b.切电容器组无重燃;

c.切感性电流时截流过电压应满足绝缘配合的要求;

d.用于非有效接地系统中,应选用经异相接地故障开断试验的产品;

e.合闸弹跳时间和分闸反弹幅值满足产品技术条件;

f.足够的电寿命和机械寿命。

3.2设备投运

3.2.1新装或大修后的设备,投运前必须验收合格,方能施加运行电压。

3.2.2新装设备验收项目及标准按GBJ147—90《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》及GB50150—91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》执行,大修后设备验收项目及标准按DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》执行。

3.2.3进口设备按进口设备技术条件或技术合同执行,也可参照本《导则》3.2.1条和3.2.2条执行。

3.3投运设备的正常运行巡视

3.3.1真空断路器投入运行后(包括已挂网但处于备用状态的设备)应进行定期巡视检查,有人值班变电所或发电厂厂用电设备每天当班巡视不少于1次,无人值守变电所由各单位根据具体情况确定,通常每旬不少于1次。

3.3.2巡视检查项目

a.分、合指示器指示正确,应与当时实际运行工况相符。

b.支持绝缘子无裂痕、损伤、表面光洁。

c.真空灭弧室无异常(包括无异常声响),如果是玻璃外壳可观察屏蔽罩颜色有无明显变化。

d.金属框架或底座无严重锈蚀和变形。

e.可观察部位的连接螺栓无松动,轴销无脱落或变形。

f.接地良好。

g.引线接触部位或有示温蜡片部位无过热现象,引线驰度适中。

3.4过电压的限制

3.4.1真空断路器操作过程或熄弧瞬间由于在电路中产生电磁振荡易出现操作过电压,限制操作过电压通常有两种方法,一是使用氧化锌避雷器用以限制过电压幅值,另一种是采用RC吸收装置,以降低或消除振荡过电压。

3.4.2采用RC吸收装置限制过电压时建议采用“双路RC过电压保护器”,其接线如图1示。

3.4.3从提高真空断路器自身性能来避免和降低过电压水平。

a.按3.1条选用原则选用真空断路器。

b.选用低截流水平的真空断路器。

4.维修管理

4.1维修项目:

4.1.1结合预防性试验清扫真空灭弧室、绝缘杆、支持绝缘子等元件表面的积灰和污秽物。

4.1.2结合预防性试验或操作2000次(合分算一次)应进行机构维修,检查所有紧固件有无松动,防止松脱,磨损较严重的部件要及时更换,磨擦部位加润滑油。

4.1.3如果是玻璃外壳的真空灭弧室,应注意观察金属屏蔽罩颜色有无明显变化,有怀疑时应检查真空度。

4.1.4检查真空灭弧室触头接触行程的变化,接触行程的变化直接反映触头的磨损量,触头磨损超过产品技条件时应更换真空灭弧室(4.2条)。

4.2真空灭弧室的寿命:

4.2.1真空灭弧室的储存期或使用期超过产品说明书的规定年限,国产真空灭弧室一般在15~20年(从出厂日算起)。

4.2.2真空灭弧室的真空度下降至6.6×10-2帕斯卡。

4.2.3真空灭弧室触头的累计磨损量超过产品使用说明书的规定值,国产产品一般为3毫米,多数产品在动触杆上有允许磨损量警戒标志(点或线),当磨损量累计超过3毫米时,合闸后即看不见警戒标志。

4.2.4机械合分操作次数超过产品使用说明书规定值。

4.2.5额定短路电流开断累计次数超过产品电寿命次数。

4.2.6真空灭弧室动触杆拨出力手感有明显变化或玻璃泡屏蔽罩颜色有明显变深,且工频耐压不合格。

凡出现述情况之一者,说明真空灭弧室寿命已到,须更换。

4.3真空灭弧室更换的步骤(以ZN28—10为例,见图2)

4.3.1折卸真空灭弧室顺序(见图2)

断路器分闸拆下导向板6折下拐臂5拆下导电夹紧固螺栓8拧下螺钉7拧下螺栓15卸下下支座9拧下螺栓11取下真空灭弧室10

4.3.2安装真空灭弧室顺序(见图2)

断路器分闸真空灭弧室放入支座并拧紧螺栓11装复下支座9拧紧螺钉7拧上螺栓15拧上导电夹紧固螺栓8(注意:导电夹下端面顶住导电杆台阶)装复拐臂5装复导向板6

5.调整与试验

5.1真空断路器安装、检修和更换真空灭弧室以后均应进行调整和试验。

5.2调整试验项目

a.调整测量触头开距,开距不合格,可增减分闸缓冲器垫片;

b.调整测量触头超行程(接触行程)超行程不合格,可松紧绝缘拉杆端部的调整螺栓4(见图2);

c.调整合闸同期性;

d.调整测量分、合闸速度;

e.测量合闸时触头弹跳时间和分闸结束触头弹跳幅值;

f.绝缘电气试验按DL/T596—1996《电气预防性试验规程》执行,安装后验收电气试验按GB50150—91规定执行,见3.2.2条。

6.常见故障及处理

6.1配电磁机构的真空断路器常见故障及处理参阅《高压断路器运行规程》表1。

6.2配弹簧机构的真空断路器常见故障及处理参阅《高压断路运用规程》表2。

6.3真空灭弧室由于波纹管开裂等原因导致真空度突然丧失,按4.3条更换真空灭弧室。