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缺陷定级使用指导说明

《输变电设备缺陷定级标准》

（Q/GXD123.01—2005）

使用指导说明

广西电网公司

2006年11月

前言

为了更好地执行南方电网公司《变电运行管理标准》、《架空线路及电缆运行管理标准》，加强广西电网公司输变电设备缺陷管理，正确判断设备缺陷的性质，规范设备缺陷等级划分，指导设备运行和维护，由广西电力试验研究院有限公司、广西电网公司生技部、柳州供电局共同编制的《输变电设备缺陷定级标准》（Q/GXD123.01—2005）经广西电网公司2005年8月2日以桂电生〔2005〕129号文下达，业已发布。

为了便于各运行单位在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，由广西电力试验研究院有限公司组织相关专业人员编写了《输变电设备缺陷定级标准》使用指导说明，其主要是针对各单位运行人员，使他们更好的理解缺陷的性质、产生的原因和后果，运行中应注意的问题。

同时也为维护人员提供一定参考。

本使用指导说明标准由广西电网公司生技部提出并归口。

本使用指导说明起草单位：

广西电力试验研究院有限公司、广西电网公司生技部

本使用指导说明主要起草人：

韦巍、刘辉、郭丽娟、陈庆发、韦金胜、田树军、高立克、吴庆春

本使用指导说明审定人：

顾南峰

本使用指导说明由广西电网公司生技部负责解释。

目次

1范围1

2规范性引用文件1

3术语和定义1

4总则1

5缺陷定级设备划分2

6变电一次设备缺陷定级说明3

电力变压器、油浸式电抗器设备缺陷3

断路器的设备缺陷10

隔离开关的设备缺陷15

电力电容器组17

互感器、耦合电容器设备缺陷19

母线的设备缺陷（含绝缘子）21

防雷设备缺陷（避雷器、避雷针、接地网）23

干式电抗器、阻波器、干式消弧线圈24

GIS设备25

带电设备红外测温缺陷定级（缺陷等级划分参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》）28

外绝缘污秽及瓷瓶损坏缺陷定级29

一次设备试验缺陷定级31

7变电二次设备缺陷定级说明35

继电保护及安全自动装置35

故障录波及测距装置38

直流充电设备缺陷40

蓄电池组单元42

调度自动化主站系统45

综合自动化系统（操作员工作站、继电保护工程师站、五防工作站、远动工作站、通信控制器、网络设备）47

综合自动化系统测控装置单元49

RTU单元50

微机防误闭锁装置51

电气防误闭锁装置52

计量电测设备53

通信系统设备55

变电站低压380V交流电源58

8架空线路设备缺陷定级说明58

架空线路紧急缺陷58

架空线路重大缺陷61

架空线路一般缺陷69

9电力电缆设备缺陷定级说明76

《输变电设备缺陷定级标准》使用指导说明

1范围

《输变电设备缺陷定级标准》（以下简称《定级标准》）适用于广西电网公司变电一次、二次设备，35kV及以上架空输电线路，10kV及以上电缆设备的缺陷定级。

但10kV及以下架空输电线路、低压配电系统、直流输电系统等不在此列，因涉及设备较多，另外不同电压等级的缺陷严重程度不一样，所以只突出对重要设备的缺陷定级，未列入的一些设备缺陷评定可参考本标准提供的同类设备。

很明显，《定级标准》只是针对供电企业，发电设备不在此列。

2规范性引用文件

《定级标准》涉及到的标准较多，按设备分为高压、二次保护、自动化、电测计量、化学分析五大类，按内容分大致为设备的基本技术标准、管理标准（规程）、试验标准。

考虑到所有标准都会被修订，使用各方应探讨使用所列标准最新版本的可能性。

3术语和定义

设备紧急缺陷、重大缺陷、一般缺陷的划分和定义是引用南方电网公司所颁布的有关管理规程条文，这三类缺陷的处理时间也是南方电网公司相关规程规定的，与南方电网公司的要求保持一致。

4总则

4.1对于长期不投入的热、冷备用设备的处理缺陷要求与运行中设备相同，一些标准中对停运行超过一年的设备要进行相应的检查和试验，合格后方可投运。

备用相做为运行设备故障短时修理不能恢复时的替换设备，缺陷的严重性相对要小一些。

4.2由于新型设备不断的出现，另外，还在许多未知或没有考虑到缺陷，因此《定级标准》只是把目前掌握的主要的缺陷列出，所以应按《定级标准》所说的“如出现缺陷等级没有列入本标准的或界定不清的，可按其对设备运行危害程度进行处理，性质严重的经有关部门或上级部门研究确定”。

根据供电局提出的一些意见，在指导说明中补充加入了一些需定级的缺陷，并对一些缺陷等级进行了分析，如某些条件具备，使缺陷严重程度降低，高一级缺陷可降为低一级缺陷。

4.3预防性试验、红外测温、外绝缘污闪及瓷瓶损坏所发现的各设备缺陷，属同类性质，所以各用单独章节来编写。

一次设备试验标准以广西电网公司Q/GXD126.01-2004《电力设备交接和预防性试验规程》为准，通过试验得出符合以下缺陷等级的试验项目应综合其它试验数据比较分析，最终确定缺陷设备的状态。

试验项目测试数值明显反映设备存在严重缺陷，而未列入《定级标准》的可按紧急缺陷处理。

4.4各单位应完善设备缺陷管理制度，设备缺陷的管理流程包括设备缺陷的发现、报告、受理分析、处理、验收、反馈6个环节，要明确各部门、人员在缺陷跟踪处理过程中的职责分工。

重点要抓好紧急和重大缺陷的处理，提高消缺率，部分重要设备的缺陷（如500kV主变压器），属于重大缺陷，但暂不影响设备运行时，要及时报上级部门备案，进行跟踪，积极创造条件处理。

4.5各单位生产技术管理部门是缺陷定级管理的归口部门，各相关部门都应很好的掌握《定级标准》，特别是直接与缺陷打交道的运行和维护部门，这些部门有效的工作，是提高设备缺陷管理和维护的保证。

5缺陷定级设备划分

本标准缺陷评定按变电一次、变电二次、架空线路、电力电缆四类设备进行划分，这是参照南方电网公司《输变电设备状态评价标准》（Q/CSG20001-2004）的划分办法。

变电一次设备、架空输电线路、继电保护及安全自动装置等章节投入的笔墨较多，这是因为这类设备已非常成熟，运行的经验也较多，对系统运行的影响更直接。

自动化、通信技术愈来愈多的在电力系统中应用，专业性很强，《定级标准》中只给出了面上存在的问题，详细的设备缺陷问题应参考这类设备有关技术文件。

6变电一次设备缺陷定级说明

6.1

电力变压器、油浸式电抗器设备缺陷

6.1.1

紧急缺陷

缺陷情况

可能产生的原因

可能发生的后果

备注

a）

变压器响声明显增大，很不正常，内部有爆裂声。

变压器局部放电。

若分接开关接触不良时，有“吱吱”的放电声；若变压器的变压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到“嘶嘶”声；

若变压器内部局部放电或电接触不良，则会发出“吱吱”或“僻啪”声，而这种声音会随离故障的远近而变化，这时，应对变压器马上进行停用检测。

   变压器绕组发生短路。

声音中夹杂着有水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火。

这时，应立即停用变压器进行检查。

   变压器外闪络放电。

当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时，会出现此声。

这时，应对变压器进行停用检查。

这类情况表明变压器存在比较严重的内部故障，可使设备损坏部位进一步扩大，造成无法使用的后果。

其它原因造成的响声：

电网发生过电压。

电网发生单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐。

出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。

变压器过载运行。

负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发生“哇哇”声或“咯咯”的间歇声，监视测量仪表指针发生摆动，且音调高、音量大。

   变压器夹件或螺丝钉松动、声音比平常大且有明显的杂音，但电流、电压又无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺丝钉松动，导致硅钢片振动增大。

b）

严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。

 严重漏油原因可能为油密封件、油管连接部位、焊缝等严重失效。

喷油原因为设备内部故障或环境温度、负荷过重（油箱预留油膨胀空间不足）引起温度异常。

其内部故障，如绕组匝间或层间短路、线圈对围屏放电、内部引线接头发热、铁芯多点接地使涡流增大过热、零序不平衡电流等漏磁通过与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。

造成设备损坏或紧急停运。

当渗漏使变压器油位低于气体继电器时，轻瓦斯保护动作报警；当空冷器放空塞及散热器渗漏或下部净油器、潜油泵密封不好，起动空冷器时会造成向变压器内吸水及进气现象，重者轻瓦斯保护也会动作，同时使变压器绝缘降低；套管导管渗漏后，造成引线及绕组匝绝缘降低，进而引起匝间短路烧损变压器等。

变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免喷油。

在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止退出重瓦斯保护压板，必须迅速采取停止漏油的措施。

c）

套管有严重的破损和放电现象。

套管破损致使绝缘性能下降。

造成设备闪络短路事故。

将设备停电处理。

d）

变压器冒烟起火。

变压器着火事故大部分是由本体电气故障引起如果电气故障发生在油浸部位，因电弧在油中不接触空气，不会立即成为火焰，电弧能量完全为油所吸收，一部分热量使油温升高，一部分热量使油分子分解，产生乙炔、乙烯等可燃性气体，此气体亦吸收电弧能量而体积膨胀，因受外壳所限制，使压力升高。

但是当电弧点燃时间长，压力超过了外壳所能承受的极限强度就可能产生爆炸。

这些高温气体冲到空气中，一遇氧气即成明火而发生燃烧。

设备烧毁或发生爆炸。

若是变压器内部故障而引起着火，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸的可能。

e）

压力释放器动作。

变压器油箱内部发生故障时，油箱内的油被分解、气化，产生大量气体，油箱内压力急剧升高，当变压器油箱内压力达到安全限值时，压力释放器动作。

设备内部绕组和绝缘损坏。

压力释放器可能会因其它非内部损坏原因动作，如环境温度、负荷过重（油箱预留油膨胀空间不足）引起温度异常造成喷油，该情况可适当放油。

压力释放器接点宜作用于信号，

f）

油压速动继电器动作。

变压器油箱内部发生故障时，当油箱内的压力上升速度威胁到油箱安全时，油压速动继电器动作，使变压器退出运行。

设备内部绕组和绝缘损坏。

油压速动接点宜作用于信号。

g）

油流速动继电器动作。

变压器油箱内部发生故障时油流速度超过该继电器动作值。

设备内部绕组和绝缘损坏。

油流速动接点宜作用于信号。

h）

引线连接点或引线过热发红。

接触不良或过负荷。

导线熔断。

过热发红应立即处理。

i）

主变压器强油循环冷却器两组及以上不能正常运行。

因线路问题电源断电或设备损坏失效。

油温上升，油位上升。

强油循环冷却器有肆组及以上的，两组损坏可按重大缺陷处理。

j）

冷却风扇因故障全停。

因线路问题电源断电或设备损坏失效。

油温上升，油位上升

应立即处理。

k）

有载调压开关不能手动调档。

储能拉簧疲劳，拉力减弱、断裂或机械卡死

影响调压

应立即处理。

l）

重瓦斯动作。

变压器内部出现匝间短路，绝缘损坏、接触不良、铁芯多点接地等故障时，都将产生大量的热能，使油分解出可燃性气体，向油枕（储油柜）方向流动。

当流速超过气体继电器的整定值时，气体继电器的档板受到冲击，使断路器跳闸。

变压器内部出现匝间短路，绝缘损坏、接触不良、铁芯多点接地等故障。

还有其它引起重瓦斯动作情况，应查明原因，但主要注意以下两点：

 1）集聚的气体是无色无臭且不可燃的，同时色谱分析判断为空气，则瓦斯动作的原因是因油中分离出来的空气引起的，此时可判定为属于非变压器故障原因，变压器可继续运行；

    2）气体是可燃的，则有极大可能是变压器内部故障所致。

对这类变压器，在未经检查并试验合格前，不允许投入运行：

m）

主变差动保护动作。

变压器本身发生电气方面的故障（如层间、匝间短路）。

变压器两侧（三绕组变压器则是三侧）的断路器同时跳闸。

主变层间、匝间短路

如不能判断为外部原因引起误动作时，则应对变压器进行更进一步的测量分析，如测量直流电阻、进行油的简化分析、或油的色谱分析等，以确定故障性质及差动保护动作的原因。

n）

外壳及中性点接地失效。

接地网、接地刀闸失效或接地引下线脱落、锈断。

造成设备和人身事故

定期检查接地线导通情况。

6.1.2

重大缺陷

缺陷情况

可能产生的原因

可能发生的后果

备注

a）

经测试判断绕组存在严重变形的情况。

致使绕组变形的原因，主要是绕组机械结构强度不足、绕制工艺粗糙、承受正常容许的短路电流冲击能力和外部机械冲击能力差。

因此变压器绕组变形主要是受到内部电动力和外部机械力的影响，而电动力的影响最为突出，如变压器出口短路形成的短路冲击电流及产生的电动力将使绕组扭曲、变形甚至崩溃。

变压器绕组已严重变形而未被诊断出来仍继续运行，则极有可能导致事故的发生，轻者造成停电，重者将可能烧毁变压器。

短路故障电流产生的电动力是引起绕组变形的重要原因，因此变压器受外部短路冲击时，应通过绕组变形测试，以确定其状况。

b）

铁芯接地电流不合格，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展的趋势。

铁芯由于以下原因造成的两点或多点接地：

1）接地片因加工工艺和设计不良造成短路。

2）由于附件引起的多点接地。

3）由遗落在主变内的金属异物和铁芯工艺不良产生毛刺，铁锈与焊渣等因素引起接地。

铁芯或其他金属构件有两点或多点接地时，接地点就会形成闭合回路，造成环流，引起局部过热，导致油分解，绝缘性能下降，严重时，会使铁芯硅钢片烧坏，造成主变重大事故。

1）发现铁芯多点接地故障时，可采用气相色谱法和监视接地电流，来跟踪监测。

2）可以通过直流法和交流法来判断铁芯故障点。

3）由铁芯毛刺或是浮物引起的接地故障可采用电容放电的方式，但要注意电压的大小，此方法不需要对变压器进行吊罩，可减少停电时间，提高供电可靠性。

4）在主变安装和大修时，要注意对主变内部的清理工作，特别对铁芯槽和各间隙处要用油或氮气来冲吹清理。

c）

线圈或套管绝缘显著下降或局放严重超标。

绝缘显著下降原因有内部受潮、内部有金属异物、绝缘老化等，局放严重超标产生的原因有以下情况：

1）当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔，由于气体的介电常数小，在交流电压下所承受的场强高，但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料，在气隙中容易首先引起放电。

2）外界环境条件的影响。

如油处理不彻底，使油中析出气泡等，都会引起放电。

3）制造质量不良。

如某些部位有尖角高而出现放电。

带进气泡、杂物和水分，或因外界气温漆瘤等，它们承受的电场强度较大。

4）金属部件或导电体之间接触不良而引起的放电。

绝缘下降会引发设备的击穿或损坏，局部放电的能量密度虽不大，但若进一步发展将会形成放电的恶性循环，最终导致设备的击穿或损坏，而引起严重的事故。

通过试验来检测。

d）

冷却装置的电源启动回路及散热器、油泵、风扇或水泵等有严重缺陷，影响设备正常运行。

电源掉电、散热器蝶阀漏油、油泵、风扇电机烧坏、水泵马达故障。

影响散热效果造成变压器油温过高影响绝缘、降低使用寿命。

立即报告调度和上级部门并设法尽快消除。

还应考虑到风冷电源自动/手动投入故障；强迫油循环备用冷却器、辅助冷却器是否能正常运转；两路风冷电源是否可以自动切换等缺陷。

e）

冷却风扇半数及以上不能正常运行。

电源掉电、风扇马达损害或反转。

影响散热效果造成变压器油温过高影响绝缘、降低使用寿命。

立即报告调度和上级部门并设法尽快消除。

f）

冷却器电源一路消失。

保险烧断或上级电源没有供电。

影响散热效果造成变压器油温过高影响绝缘、降低使用寿命。

立即报告调度和上级部门并设法尽快消除。

g）

测温装置全部损坏或失灵。

测温装置损坏或信号回路障碍。

不能提供准确信号从而影响设备过热报警或保护正确动作。

应定期校验测温装置。

h）

有载调压开关联动、极限位置的闭锁不可靠。

控制回路不能正确动作、限位装置失灵。

错档乱档会造成三相电流不平衡，可能引起保护动作。

操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。

i）

正常负载下变压器温升异常且不断升高。

测温装置不正确、变压器散热器组不能正常工作、变压器内部存在短路故障。

变压器绝缘受损，寿命下降。

现场检查主变本体油箱上的温度表和主控室远方测温显示的温度，可用红外线测温仪测量主变上层油温来做对比；检查主变压器冷却装置是否完好且全部投入运行；主变温度确实过高时，应注意主变上层油温不宜超过85℃，禁止达到或超过95℃运行。

j）

中性点设备不能正常使用（接地开关、避雷器、CT、保护间隙）。

设备故障或中性点引出线开断。

三相不平衡时，造成电压升高，绝缘损坏。

注意对中性点设备的维护。

k）

本体轻瓦斯动作。

变压器内有轻微程度的故障，产生微弱的气体；也可能是空气浸入了变压器内部；油位降低；当气体沿油面上升，聚集在气体继电器内超过30ml时，也可以使气体继电器的信号接点接通，发出警报。

可能造成设备缺陷扩大。

注意分析气体性质，见重瓦斯动作备注栏。

l）

主变主体严重渗漏油（10s一滴及以上）。

大型电力变压器渗漏油有两个方面，一是油箱与管道的连接部位；二是油箱箱体本身焊缝的渗漏。

究其原因主要是来自密封、焊接、外购组部件、检修工艺和装配程序等五个方面。

当渗漏使变压器油位低于气体继电器时，轻瓦斯保护动作报警；当空冷器放空塞及散热器渗漏或下部净油器、潜油泵密封不好，起动空冷器时会造成向变压器内吸水及进气现象，重者轻瓦斯保护也会动作，同时使变压器绝缘降低；套管导管渗漏后，造成引线及绕组匝绝缘降低，进而引起匝间短路烧损变压器等。

一般认为有油迹者为渗油，有油珠下滴者为漏油。

m）

套管严重漏油（30s一滴及以上）。

套管胶垫密封失效，下部密封不良使套管渗油，导致油面下降。

直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。

处理。

n）

套管油位观察不到。

套管缺油或套管油标管脏污导致看不清油位。

如果套管少油而不能及时补充，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。

处理。

o）

调压分接开关操动机构失灵，位置指示错误。

控制回路失灵或机械限位装置失灵。

造成分接开关拒动、联动、位置指示失灵,错档乱档会造成三相电流不平衡，可能引起保护动作。

查明原因。

6.1.3

一般缺陷

缺陷情况

可能产生的原因

可能发生的后果

备注

a）

在正常运行条件下，变压器运行温升或上层油温长期超过规定，并无法消除。

散热器组散热容量无法满足要求；变压器散热不良或存在过热性故障：

铁芯过热、铁芯漏磁、层间绝缘不良、分接开关接触不良、接头焊接不良、涡流引起铜过热、散热不良均可以造成温升。

变压器长期油温过高影响绝缘、降低使用寿命。

变压器不宜超额定电流运行。

长期温度过高会造成固体绝缘材料老化。

b）

附件振动大。

紧固螺丝松动、基础不稳或安装倾斜。

容易造成附件损坏，噪音过大。

有检修条件下处理。

c）

设备有渗漏油现象（1min以上一滴或虽未见滴油但油迹非常大，超过主变表面积1/10以上）

焊缝不好、螺丝松动、胶垫老化。

长期运行，油位下降，后果严重。

加强对渗漏油部位和油位巡视。

d）

呼吸器变色达2/3以上。

变压器油中水分较多或空气湿度太大。

影响吸附能力造成变压器水分不能被及时吸收从而造成油耐压或主绝缘下降。

及时更换干燥剂。

e）

有载调压开关油室内渗漏造成油位异常。

开关本体存在裂缝。

造成误判断。

有载调压开关油中杂质渗入本体可能会引起本体成份的变化，造成误判断。

f）

变压器本体上的二次电缆未放在电缆架上且未绑扎。

设计、施工、监督不到位。

容易被损坏、老化且影响美观。

处理。

g）

套管渗漏油10min以上一滴。

螺丝松动、胶圈老化。

绝缘降低。

加强巡视。

h）

本体油位低于下限。

漏油后未能及时补油。

绝缘降低。

加强巡视。

i）

套管油低于1/4以下油位。

漏油后未能及时补油。

绝缘降低。

加强巡视。

j）

套管内漏。

套管内部有裂纹。

套管油位降低造成绝缘下降。

加强巡视。

k）

呼吸器堵塞（呼吸不畅、未完全堵死）。

呼吸器脏污，杂质颗粒堵塞。

影响呼吸效果影响水分吸收，有时会造成重瓦斯动作。

加强维护。

l）

消防设施配置不齐全或失效。

管理、设计问题

不能及时灭火。

加强维护。

6.2

断路器的设备缺陷

6.2.1

紧急缺陷

缺陷情况

可能产生的原因

可能发生的后果

备注

a）

分合闸线圈烧坏或机构部件损坏、卡阻导致断路器无法正常使用。

可能是因为制造质量以及安装、调试、检修不当所致。

发生的后果：

拒分、拒合。

及时更换。

b）

运行中有拒合、拒分或误分误合的现象。

1）二次回路元件损坏，直流电源出现问题，分合闸线圈铁芯卡涩不动或动作不到位以及导电杆与传动机构的脱离。

2）液压机构原因：

电磁铁线圈引线断开或接触不良、一级阀顶杆弯曲或卡死、油压过低、电动闭锁、传动系统卡死等。

3）如果采用电磁操作，因合闸电流较大，断路器机体振动较大，电磁力引起的断路器机体振动较大，会使机构出现故障（机构卡涩行程过位，出现分合闸失灵等现象）

合闸操作过程和保护动作时，发生烧毁继电器线圈,跳、合闸线圈和越级跳闸等故障，影响了安全可靠供电。

因机构故障引起断路器不能正常操作。

使用部门应该和制造部门有机地结合起来，尽可能使高压断路器的设计定型、材质选择、必备的备品备件、工艺要求、调试需知等合理、实用，将人的行为过失可能发生的事故局限在先，做到防患于未然。

c）

液压机构、气动机构的操作压力超出闭锁压力值。

1）控制电动机停止或启动触点损坏。

2）控制电动机的接触器误动作。

3）储压器氮气侧进油或漏氮气。

4）压力表失炅。

5）油压异常增高，可能为储压筒的活塞密封或筒壁磨损，致使液压油进入氮气中，或为控制停泵微动开关失灵，使电机在储压筒活塞达到规定位置时未停，使打压异常高。

6）油压异常降低则主要是漏氮，也可能是压力表及微动开关问题。

影响断路器正常的分合闸性能。

1）检查、修理微动开关及接触器。

2）去除接触器上的污物、油垢。

3）检查内壁粗糙度和更换密封圈。

4）更换或修复压力表。

d）

断路器本体绝缘介质严重泄漏不能保证安全运行者。

1）油断路器：

传动部件、可动部分的密封不好，可引起渗、漏油现象，使灭弧室内油位下降可能导致断路器开断失败。

2）真空断路器：

由于触头冶炼处理或灭弧室制造封装工艺不良，使触头等零件放气或灭弧室漏气。

3）六氟化硫断路器：

密封部件、管道接头等部位的密封性不良。

绝缘性能下降，产生闪络或击穿发生短路事故，甚至爆炸使事故扩大。

开关有严重漏气时，必须退出该开关的控制保险，并在开关的操作把手上挂“禁止操作”标示牌，六氟化硫断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时，值班员接近设备要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，并必须戴防毒面罩、穿绝缘靴。