第六章 配电装置运行规程.doc

第六章 配电装置运行规程1 适用范围1.1 本章规程规定了配电装置运行的基本技术要求、运行管理一般规定、运行基本操作、检查维护、故障及事故处理。1.2 本规程适用于大化水电厂对厂用及坝上400V、15.75kV、110 kV、220 kV配电装置的运行管理。1.3 运行人员应熟悉本规程，其他生产技术管理人员应了解本规程。2 引用标准2.1 高压断路器运行规程 （电供199130号）2.2 互感器运行检修导则 DL /T 727-20002.3 设备出厂说明书（设备铭牌）、出厂试验报告2.4 “关于处理开关非全相运行的暂行规定” 中调调200534号文3 设备规范 3.1 开关设备规范 表1开关名称型式额定电压(kV)额定电流(A)额定短路关合电流(kA)额定短路开断电流(kA)极限通过电流峰值(kA)四秒热稳定电流(kA)分闸时间(ms)合闸时间(ms)151、152ZN24/T2000-31.52420008031.58031.53065307001、03HGI-317.58000/6317063233485260、261、262、263、264、265、267、268LTB-245E122040001004080(3s)401928266HPL245B1252400012550125（3S）5035150160、161、163、165、166、167、168FXT-11126250062.525/(3s)254080969ZN28-10/1250-31.51012508031.510031.5612961、962963、964965、966967、968ZN28-10/630-25106305025502561210kV、段VD4M1206-2512630/2563(3s)254570 3.2 220kV开关SF6气体压力辅助参数 表2 【注：下述定值为温度20时】开关名称最高工作气压（MPa）额定气压（MPa）报警气压（MPa）闭锁气压（MPa）HGI-3（01、03）/0.620.570.55LTB-245E1(260、261、262、263、264、265、267、268)0.800.700.620.60HPL245B1（266）0.80.50.450.433.3 110kV开关SF6气体压力辅助参数 表3名 称额 定第一限值P1(提醒)第二限值P2(报警和闭锁)SF6气体密度53.29kg/m348.86kg/m347.40kg/m3在20且1013hpa时表压力7bar6.4bar(P2+0.20.05bar6.2bar0.1bar3.4 10kV VD4M 1206-25型真空开关扭力弹簧式操作机构技术参数 表4额定电压（V）储能电机功率（W）储能时间（S）合闸脱扣器功率（VA/W）分闸脱扣器功率（VA/W）闭锁电磁铁功率（VA/W）直流2201401525025010 3.5 10kV ZN28-10型真空开关CD17型电磁操动机构技术数据 表5型号合闸线圈分闸线圈电压(V)电流(A)电阻()电压(V)电流(A)电阻()ZN28-10/1250-31.522011020.122201.5146ZN28-10/630-252205540.322201.51463.6 15.75kV HGI-3型SF6开关AHMA-4型操动机构技术数据 表6名 称合闸线圈控制电压分闸线圈控制电压储能电机电压工作参数220VDC220VDC220VDC3.7 220kV(ABB)型SF6开关BLK222(261、262、263、264、266开关为BLG1002A)型操动机构技术数据 表71辅助回路电阻合闸线圈189分闸线圈236防跳继电器36300密度继电器35500电机接触器4860加热器单个697加热器全部2342工作参数储能电动机220V DC 合闸、分闸擎子磁铁标准电压220V DC合闸、分闸线圈额定功率200W额定电压下储能电机电流6.5A电动机储能时间额定（最大）11.7（15）s3.8 110kV FXT-11型SF6开关BLR-XE型弹簧操动机构技术数据 表8名 称数 据1辅助电压分闸、合闸回路220V加热和照明回路220V电 机220 V DC 2耗 能合闸和分闸线圈250W持续加热230 W定温加热（如温度-5）250W电 机500W3.9 15.75kV ZN-24/T2000-31.5型开关操动机构技术数据 表9参数名称单位数值合闸时间ms3075分闸时间ms3060额定断路开断电流开断次数次20储能电机额定功率W275储能电机额定电压（直流）V220储能时间s15分、合闸线圈额定电压（直流）V220辅助开关额定电流ADC 103.10 电压互感器 表10名 称型 式变 比额定容量VA（保护0.5级）接线组别11、21、31、41、51、53PTJDZJ-15400Y/Y/-1212、22、32、42PTJDZ-1515000/10080Y/Y261、262PTJDCF-2200.2级1500.5级300Y/Y/-12267PTJDCF-2200.2级1500.5级300/265、266、268PTTYD220/30.5级150200/166、167、168PTJDCF-1100.2级1500.5级300/161、162PTJDCF-1100.2级1500.5级300Y/Y/-1291、92PTJDZX10-10B0.5级401.0级603.0级150Y/Y0-1293PTJDZJ-100.5级401.0级603.0级150Y/Y0-12电调用PTJDZ-1515000/10080/3.11 高压熔断器 表11名 称型 号额定电压(kV)额定电流(A)（11、12、21、22、31、32、41、42PT)FU(51、53PT)FURN2-20200.5(91、92、93PT)FURN2-10100.353.12 15.75kV、110kV、220kV刀闸 表12名 称型 式额定电流(A)额定电压(kV)结构特点11、21、31、41、151、152刀闸GN10-20T/5000500020三极,CJ12操作机构11、12、21、22、31、32、41、42、51、53PT刀闸GN2-20/40040020三极CS6-2T操作机构1L、2L、3L、4L刀闸GN5/20020010单极1610、1630刀闸GW13-60W63060单极,CJ操作机构1661、1665、1671、1675、1681、1685刀闸GW17-110DW1250110三极CJ7A G4A1操作机构带一组接地刀(1675无接地刀闸)1611、1631、1601、1602、1651、1614刀闸、GW17A-1261250126CJ7B操作机构，带一组接地刀0161、0162、1653、1634刀闸GW17A-1261250126CJ7B操作机构，带两组接地刀1663、1673、1683刀闸GW17-110DW1250110三极,CJ7A G4A1操作机构,带二组接地刀166、167、168PT刀闸GW5-110600110CS17操作机构,一组接地刀2610、2620、2630、2640刀闸GW5-110D1250110单极,CJ操作机构2602、2621、2631、2634、2651、2681、2641、2611、268PT刀闸GW17-220IDW1600220三极,CJ7A G1操作机构,带一组接地刀（268PT为单极）2611刀闸266PT刀闸GW17-220IDW1600220三极,CJ7A G6A1操作机构，带一组接地刀2605、2653、2683、2614刀闸GW17-220IDW1600220三极,CJ7A G1操作机构,带二组接地刀0261、0262、2663、2673刀闸GW17A-252DW1600220三极,CJ7A G6A1操作机构，带二组接地刀2601、2661、2671、266PT刀闸GW17A-252DW1600220三极,CJ7A G6A1操作机构，带一组接地刀2603、2655、2665、2675、2685刀闸GW17A-252DW1600220三极,CJ7A G6A1操作机构265、267PT刀闸GW7-220D1000220CJ5操作机构带一组接地刀3.13 电流互感器 表13名 称型 式额定电压(kV)变比（保护用）四台发电机出口1、2、3、4 CT，中性点5、6、7、8CTLMZB2-20206000/5发电机中性点CTLBJ-10101000/5#14主变间隙保护CTLQJ-10-200/5/200/5#1、#3主变高压侧1、2、3 CTLRDL-220-B220300/5#1、#3主变中压侧4、5、6 CTLRDL-110-B110600/5#2、#4主变高压侧1、2、3 CTLRDL-220-B220300/5主变110kV中性点CT 1、CT 2220kV中性点CT 1、CT 2LRDL-110-B110300/5(260开关)1、2、3、4 CTLB7-220W2201200/5(265、266、267开关)1、2、3、4 CTLB7-2202201200/5（261、262、263、264、268开关）1、2、3、4CTLVQHB-220W22201200/5(160、161、163开关)1、2、3、4 CTLB6-110110600/5(165、166、167、168开关)1、2、3、4 CTLB6-110110600/5并联变高压侧1、2 CTLFZD-1515200/5并联变低压侧1、2 CTLDC-10101500/5#1、#2站变1、2 CTLMZBJ2-2020500/5#3站变1、2 CTLCWDL-110110100/5#3站变中性点 CTLJW1-1010200/5(969开关)1、2 CTLZZB1-1010750/5(963、966、967、968开关)1、2 CTLZZB1-1010200/5(964开关)1、2 CTLZZB1-1010100/5(961开关)1、2 CTLZZB1-1010150/5(965开关)1、2 CTLZZB1-101075/5(962开关)1、2 CTLZZB1-101025/5(986、983、973、978开关)1、2 CTLZZBJ9-1210250/5(980开关)1、2 CTLZZBJ9-1210200/5（988、987、985、984、979、977、975、974、972开关）1、2 CTLZZBJ9-121075/5(982、976开关)1、2 CTLZZBJ9-121050/53.14 避雷器 表14名 称型 号额定电压(kV)标称放电电流（kA）残压峰值不大于（kV）发电机中性点513、523、533FY2.5B-12.776112.7发电机中性点543FY10B-12.7/1912.71019发电机出口512、522、532F主变低压侧531FHY2.5W-19/45192.545发电机出口542F、主变低压侧541FY10B-19/40191040主变低压侧511、521FY2.5B-19/40192.545（40）110kV系统10、13、14、15、16FY5W1-100/2601005260110kV母线11、12FY10WZ-100/26010010260#1、#3主变中压侧中性点17、18FY1W-60/144601144主变高压侧23、24、27、28F主变高压侧中性点25、29、30FY10W1-200/32020010320主变高压侧中性点26FY10W1-146/32014610320220kV母线21、22FY10W-200200/10kV段母线91、92FHY5WZ-16.7/4516.754510kV段母线93FHY5W-12.7/4412.75443.15 SF6气体绝缘电流互感器 表15名称型号最高工作电压kV额定短时热电流3s(kA)额定动稳定电流(kA)SF6额定气压(MPa)SF6额定补气压力(MPa)变比(保护)261 CT262 CT263 CT264 CTLVQHB-220W225250-100125-2500.40.35600/5268 CT1200/5161 CT163 CTLVQHB-110W212650-63125-1570.40.35600/53.16 220Kv、110kV线路整定容量 表16线路名称线路规格允许电流（A）允许输送功率（MW）（25有功限值）265LGJQ-400/102845320266LGJQ-400/140.37845320267LGJQ-400/428003032682LGJ-240/77.81200454166LGJ-150/7244584167LGJ-185/67.1851597 168LGJ-185/2.49951597【注：LGJQ-400/102 为轻型钢芯铝绞线、有效截面400mm2、距离102km】3.17 220kV、110kV母线整定容量 表17母线规格三相短路容量（MVA）三相短路电流（A）单相短路容量（MVA）单相接地电流（A）220kVLGJQ-2300510712820440411054110kVLGJQ-230016958512199199974 配电装置运行一般规定 4.1 刀闸运行规定4.1.1 进行刀闸操作时，与刀闸串联的断路器必须在断开位置。4.1.2 在进行隔离刀闸的分、合操作时，应在现场检查刀闸触头位置正确、到位。4.1.3 发电机出口刀闸无论合闸或分闸，在操作结束后应立即将其操作电源断开。4.1.4 操作接地刀闸前必须检查设备状态，有机械闭锁装置的还应检查其位置，并严格按“五防”要求进行。4.1.5 允许使用刀闸进行的操作4.1.5.1 分合无故障的电压互感器及避雷器；4.1.5.2 分合无接地故障的变压器中性点接地刀闸；4.1.5.3 15.75KV系统无接地时，分合发电机消弧线圈；4.1.5.4 等电位分、合操作。4.1.6 进行刀闸等电位操作前必须先断开与其相关联的开关操作电源。4.1.7 进行等电位分、合操作时必须先断开与其相关联开关的操作电源。4.1.8 刀闸误操作4.1.8.1 误拉时，应在弧光未断前迅速投入；如已完全切开，则禁止再投入。4.1.8.2 误投入时，不准再切开。4.2 开关运行规定4.2.1 高压开关的分、合闸应以远方操作为主。4.2.2 电磁操动机构式断路器（10KV段断路器、灭磁开关）严禁用手力杠杆带电进行合闸操作。4.2.3 运行中的断路器SF6气体压力降低至闭锁压力时，应立即断开故障断路器的控制电源，采取相应措施将断路器退出运行。4.2.4 长期停运的断路器使用前应进行远方试操作，无异常后方能投入正式运行。4.2.5 分相操作机构的开关严禁人为分相操作。4.3 互感器运行规定4.3.1 PT一次保险更换前应测量保险阻值，并做好记录。4.3.2 电压互感器停用前应注意下列事项：4.3.2.1 按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护和自动装置误动；4.3.2.2 将二次回路熔断器或自动开关断开，防止电压反送。4.3.3 15.75kV系统及10 kV系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉、合电压互感器。4.3.4 严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉开有故障(油位异常升高、喷油、冒烟、内部放电等)的电压互感器。4.3.5 设备运行中更换PT一次保险应考虑对保护、励磁、电调等设备的影响。4.4 110kV电缆运行规定4.4.1 110kV电缆为单芯自容式充油电缆。为保证电缆线路的运行可靠，在正常运行时，充油电缆必须符合下列条件：4.4.1.1 电缆油压保持不低于0.05MPa ，不准超过0.3Mpa；4.4.1.2 当有某相电缆油压低于0.05MPa时，可将备用油箱投入运行；4.4.1.3 正常运行时，备用油箱的油压保持在0.20.25MPa。若有某一相油压过高时，可放掉一部分电缆油，以维持规定运行的油压。4.4.2 110kV电缆护层的绝缘电阻和检验油样规定：4.4.2.1 电缆护层的绝缘电阻测量用2500-5000V摇表。测量时必须停电(一般每年在雷雨季节前测一次)；4.4.2.2 检验油样由油化验室负责。4.5 带油配电设备发现下列情况之一者，需立即停电检查:4.5.1 外壳爆破。4.5.2 套管炸裂或上盖着火。4.5.3 有较大的火花闪络，接头熔化或烧断。4.5.4 配电设备着火，停电后，用二氧化碳、干粉灭火器和灭火器灭火。4.6 干式电压互感器或变流器有下列情况之一者，应停电或倒换有关保护，迅速停电处理:4.6.1 外部过热或放电现象严重。4.6.2 内部有火花放电声或噪音。4.6.3 有臭味、冒烟。4.6.4 避雷器内有放电声，泄漏电流异常增大，或瓷套爆裂、歪斜、摆动大，可能有大 接地电流通过时，禁止接近设备，应设法用开关断开故障点。4.7 配电设备投运的条件4.7.1 新投运、检修后的设备应通过相关试验并验收合格。4.7.2 所有安全措施已拆除，联动试验合格。4.7.3 各检修、试验记录齐全。4.7.4 设备各油压、气压指示在合格范围。4.7.5 设备控制电源已恢复正常状态。4.7.6 设备的保护装置已投入正常运行。4.7.7 防误装置投入使用并在正常状态。5 配电装置巡回检查5.1 开关及刀闸巡回检查项目5.1.1 开关、刀闸的分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。5.1.2 开关机构箱内操作电源开关在合闸、储能指示正确、控制方式在“远控”位。各机构箱、端子箱门关闭严实，端子箱内各端子接线牢固无烧焦、发热，除湿器已按相关规定投入使用。 5.1.3 刀闸触头接触良好，无过热、发红、氧化等现象，设备上示温蜡不变色、熔化， 拐臂、销钉等完好无损。5.1.4 高压引线不松脱、断股，无伤痕、无悬挂杂物，接头无放电现象；铝母线示温漆 不变色，无放电、振动声。5.1.5 绝缘子、瓷套无破损、无裂纹及放电痕迹。5.1.6 SF6开关SF6气压指示在合格范围，无漏气现象。5.1.7 压缩空气操作机构气压指示在合格范围，无漏气现象，空压机电源及控制回路无异常。5.1.8 现场“防误”装置完好无损坏。5.2 互感器及避雷器巡回检查项目5.2.1 设备外观完整无损，各部连接牢固可靠, 外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。5.2.2 设备各高压引线、均压环连接良好无过热、变形，接地线可靠接地。5.2.3 互感器一、二次保险接触良好、无损坏。5.2.4 互感器无异常振动，异常音响及异味。5.2.5 线路载波通道无异常、接地刀闸分闸到位。5.2.6 油浸式互感器油色、油位正常，膨胀器正常, 无渗漏油现象。5.2.7 SF6 绝缘互感器气压指示在合格范围，无漏气现象。5.2.8 避雷器放电计数器计数正确、在线监测仪指示泄漏电流与以往相比无明显变化。（220kV 0.7 mA 110kV 0.5 mA）5.2.9 每周全面记录一次避雷器放电计数值和泄漏电流，对已安装在线监测仪和计数器的避雷器，每日至少巡视一次，数值如有变化应进行记录并加强数据分析、记载 其动作原因。5.3 电缆及其附属设备的巡回检查项目5.3.1 电缆护层保护器压敏电阻片是否受潮，记录器的动作次数。5.3.2 电缆沟内无积水，周围无易燃物品。5.3.3 电缆及电缆终端瓷套管无裂纹、漏油，油箱油压正常，油路各阀门处于正常工作位置。5.3.4 电缆出线接头接触良好，电缆外壳接地良好，无损伤。5.4 巡回检查其它注意事项5.4.1 消防器材齐全，摆置合理，安全措施（工具、遮拦等）完好无缺，照明良好，内不漏水。5.4.2 设备场地清洁，无杂物、杂草等，开关站构架和设备上无鸟巢，电缆沟无积水。5.4.3 巡视配电装置、进出高压室时，必须将室内门窗、柜门严密关好。5.5 特殊巡视5.5.1 在大风、雷电、雾、雨、雪等特殊气象条件或重负荷长时间运行情况下，应增加机动巡回次数，巡回时除正常巡视项目外，应特别注意以下事项：5.5.1.1 大风来临前，清理周围杂物，防止杂物吹上设备；大风时，注意检查室外软导线 风偏后相间及对地距离是否过小；5.5.1.2 雷电后，检查瓷绝缘有无放电痕迹，避雷器、避雷针是否放电、雷电计数器是否动作。数值如有变化应进行记录并加强数据分析、记载其动作原因；5.5.1.3 在雾、雨、雪等气象时，应注意观察瓷绝缘放电情况；5.5.1.4 重负荷时，检查导线、开关、刀闸接头及刀闸触头有无过热现象；5.5.1.5 发生异常运行情况时，查看电压、电流及继电保护动作情况；5.5.1.6 夜间熄灯巡视，检查瓷瓶绝缘有无放电闪络现象、各导线、开关、刀闸连接点处有无过热发红现象。6 配电装置的操作6.1 10kV PT退出操作6.1.2 退出相关10kV自动装置；6.1.3 断开10kV PT二次开关（或取下二次保险）；6.1.4 将10kV PT手车摇出至“试验”位；6.1.5 拔出10kV PT二次插把；6.1.6 将10kV PT手车拉出至“检修”位；6.1.7 将10kV 避雷器手车拉出至“检修”位。6.2 10kV PT投入操作6.2.1 将10kV 避雷器手车推入至“工作”位；6.2.2 将10kV PT手车推入至“试验”位；6.2.3 插入10kV PT二次插把；6.2.4 将10kV PT手车推入至“工作”位；6.2.5 合上10kV PT二次开关（或装上二次保险）；6.2.6 检查电压正常后投入相关10kV自动装置。6.3 110kV PT退出操作6.3.1 切换110kV电压切换屏及计量屏电压把手；6.3.2 断开110kV PT二次侧开关；6.3.3 断开110kV PT一次侧刀闸。6.4 110kV PT投入操作6.4.1 合上110kV PT一次侧刀闸；6.4.2 合上110kV PT二次侧开关；6.4.3 切换110kV电压切换屏及计量屏电压把手。6.5 220kV PT退出操作6.5.1 退出全厂AVC；6.5.2 切换220kV电压切换屏及计量屏电压把手；6.5.3 投入全厂AVC；6.5.4 断开220kV PT二次侧开关；6.5.5 断开220kV PT一次侧刀闸。6.6 220kV PT投入操作6.6.1 合上220kV PT一次侧刀闸；6.6.2 合上220kV PT二次侧开关；6.6.3 退出全厂AVC；6.6.4 切换220kV电压切换屏及计量屏电压把手；6.6.5 投入全厂AVC。6.7 110kV线路开关“带路”操作6.7.1 更改（检查）带路开关保护定值；6.7.2 合上带路线路旁路刀闸对旁母充电；6.7.3 断开相关联开关操作电源；6.7.4 合上被带线路开关旁路刀闸；6.7.5 投入相关联开关操作电源；6.7.6 断开被带线路开关、两侧刀闸。6.8 110kV线路开关由“带路”恢复正常运行操作6.8.1 合上被带线路两侧刀闸、开关；6.8.2 断开相关联开关操作电源；6.8.3 断开被带线路开关旁路刀闸；6.8.4 合上相关联开关操作电源；6.8.5 断开带路线路旁路刀闸。6.9 220kV母联开关260代线路开关运行6.9.1 退出线路纵联方向保护；6.9.2 220kV母线改单母线方式运行（合上2603刀闸、断开260开关）；6.9.3 退出发变组、主变跳母联开关保护压板；6.9.4 更改（检查）260开关保护定值，投入260开关保护压板，投入母线保护压板（代路压板）；6.9.5 用260开关对220kV旁母充电正常，断开260开关；6.9.6 合上线路旁路刀闸，合上260开关代线路运行，断开线路开关；6.9.7 切换线路纵联距离保护通信装置电源把手、通道把手至“旁路”，投入260开关高频保护；6.9.8 断开线路开关两侧刀闸。6.10 220kV线路开关恢复正常运行， 260开关由“代路”转“母联”运行6.10.1 投入线路开关相关保护；6.10.2 合上线路开关两侧刀闸、合上线路开关；6.10.3 断开260开关，切换线路纵联距离保护通信装置电源把手、通道把手至“本线”，投入纵联距离高频保护；6.10.4 退出260开关保护, 退出母线保护“代路”压板；6.10.5 投入发变组、主变跳母联开关保护压板；6.10.6 断开线路旁路刀闸，220kV母线恢复至正常运行方式（合上260开关、断开2603 刀闸）。7 配电装置异常运行处理7.1 开关非全相运行7.1.1 现象：监控上位机有“三相不一致”故障光字及相关简报信息。7.1.2 处理：7.1.2.1 如果开关非全相保护动作，确认开关三相跳闸后，按相关保护动作处理规定进行；7.1.2.2 通过监控、现场检查确认开关处于非全相运行状态时，如果开关非全相保护未动作或动作后仍然非全相运行，按下述情况处理：7.1.2.3 开关两相在运行，一相在断开，立即试合闸一次；7.1.2.4 开关一相在运行，两相在断开，立即将开关断开；7.1.2.5 线路开关试合闸一次不成功应汇报调度处理。7.2 开关控制回路断线7.2.1 现象：监控上位机有“控制回路断线” 故障光字及相关简报信息。7.2.2 处理：7.2.2.1 检查操作直流是否消失，若消失可试送一次，试送不成功，联系维护人员处理；7.2.2.2 检查判断是回路监视继电器故障，还是跳闸回路真正断线；7.2.2.3 如在机组解列后出现控制回路断线，应手动逆变灭磁，停机，断开出口刀闸，联系维护人员处理。7.3 开关拒绝合闸、跳闸7.3.1 检查PLC流程判据是否满足，开关位置状态是否正确；7.3.2 检查操作电源、储能电机电源是否正常；7.3.3 检查SF6气压力、合闸弹簧储能情况、操作方式把手位置是否正确等；7.3.4 开关拒绝跳闸时，紧急的情况下，可采取现场手动方式断开，如现场手动切不开，应设法利用串联的开关使拒跳的开关停电。7.4 开关SF6气压降低7.4.1 现象：监控上位机有“开关SF6压力异常（降低）”、或“开关SF6压力闭锁” 故障光字及相关简报信息。7.4.2 处理：7.4.2.1 开关SF6低气压报警时，应立即检查现场压力表计，确认SF6压力降低后，联系维护人员进行相关检查、补气处理；7.4.2.2 开关SF6气压低于闭锁压力时，如果开关在分闸状态，应断开故障开关两侧刀闸，联系维护人员处理；如果开关在运行状态，应立即断开故障开关控制电源，同时做好相关事故预想；7.4.2.3 开关SF6低气压闭锁时，如果必须将运行的开关停电处理，应使用串联开关将故障开关停电，或使用刀闸等电位将故障开关解环，对于发电机或发变组出口开关，应降负荷后再作停电处理；7.4.2.4 如果发现故障开关有大量SF6漏气现象，应按相关规定做好防范措施后方可接近故障设备，并迅速联系将开关退出运行；室内SF6开关大量漏气时，人员应立即撤离现场，同时应启动全部通风装置。7.5 电压互感器故障7.5.1 现象：监控系统可能有PT断线、系统接地、电压低、相关电压量显示异常、AGC或AVC运行方式改变等信号出现。7.5.2 处理：7.5.2.1 线路电压互感器故障 a. 检查PT本体、二次熔断器,如有保护动作，按保护动作后处理步骤进行； b. 二次熔断器熔断应进行更换，再次熔断应申请退出线路重合闸，联系维护处理。 c. PT一次侧断线或本体有严重故障时，应立即将线路停电。7.5.2.2 110V、220kV母线电压互感器故障 a. 检查PT本体、二次空气开关、信号保险，如有保护动作，按保护动作后处理步骤进行； b. 检查未发现异常，确认AGC、AVC退出后，试切换电压把手看故障能否消除； c. 二次空气