一、故障现象

        2017

年，运检人员检查发现地下

GIS 4

号主变高压侧的

SF6

气体间隔密度继电器压力降低至

0.38MPa

（该密度继电器报警值为

0.35MPa

），在此之前气体压力值一直为

0.42Mpa

。运检人员采用手持

SF6

气体检测仪，对该

GIS

间隔设备法兰连接、铜体焊缝和表计处进

行全面检测，没有发现泄漏点。运维人员持续对该气体间隔加密巡视并做好数据记录，发现气体压力有继续下降趋势。

该电站立即采取响应的管控措施，在地下

GIS

区域设置隔离围栏，在进出口的位置设置明显警示牌，严控人员进入，只允许运检人员

进入进行巡视检查记录工作。进入该区域前严格按照安规要求，先开启通风系统进行通风超过

15min

，并携带含氧量及

SF6

泄漏检测仪，检

测氧气及

SF6

含量合格后进入，确保工作安全。

二、原因分析

故障发生后，电站组织相关人员召开故障分析会，根据现场设备巡视及检查情况分析断造成

SF6

气体压力低可能存在的原因有：

        1)

该气室存在漏气点，导致

SF6

气体泄漏；

        2)

密度继电器故障导致压力显示出错导致的误报警；

由于该气室包含

4

号主变高压侧油气套管与

GIS

气室连接部分，主变空载运行且该处位置较高，故采用

SF6

红外成像检漏仪对

4

号主变

高压侧

GIS

气体连接法兰等部位进行扫描检查，发现主变高压侧

A

相套管与

GIS

气室连接管上阀门

V3

与

V2

间上端部的连接法兰处存在明显有

气体泄漏外逸现象，对其他各部位进行检测未见异常。

三、处理过程

        1.

方案研究确定

将

4

号主变及

GIS

设备停电，更换

V2

与

 V3

阀之间连接气管及气密封件。工作时关闭

V3

阀，排空

4

号主变高压侧

A

相套管气室

SF6

气体。

为减少上端

GIS

与主变高压侧油气套管连接隔膜压差影响，先同时将上端

GIS

内

SF6

排至

1/2

左右的额定压力，再关闭

V2

阀，最后将主变高

压侧

A

相套管气室抽至真空。

        2.

主要工器具及材料准备

        SF6

抽真空回收装置（含冷冻单元）

1

套、

SF6

气体纯度及微水检测仪

1

台、新

SF6

气体

3

瓶（含气

50kg/

瓶）、回收用

SF6

旧气瓶

6

个

（气瓶应含剩余

SF6

气体，且压力大于大气压力）、专用

SF6

充气软管

20

米（含接头）、吸附剂

1

包、

GIS

气室连接铜管

1

套（含对接法兰及

密封圈）。另外配备检修用的防护服，正压呼吸器，橡胶防护手套等防护用品。

        3.

处理过程

采取必要的安全措施，无关人员全部撤离现场，在主变廊道设置排风机确保空气流通。

（

1

）进行气室抽排气及回收，试验抽真空回收装置运行良好，连接好管路。开启

V2

阀，将

4

号主变高压侧

A

相套管气室连同上端

GIS

先抽至

0.2Mpa

压力，再关闭

V2

阀并锁好，继续将

4

号主变高压侧

A

相套管气室抽至真空

133pa

。利用

SF6

抽真空设备对

4

号主变高压侧

A

相套

管气室排空气室进行抽空处理。抽出的

SF6

气体使用专用

SF6

空气瓶回收装好，进行回收处理。

（

2

）将

V2

与

V3

阀之间漏气连接管拆除。

连接管拆卸后发现对接法兰的密封垫有多处裂纹，且表面失去无弹性呈现明显老化现象，由此确定了其为

SF6

气体泄漏原因。

（

3

）将连接气管连同法兰密封圈进行更换，重新安装紧固。新密封圈表面光滑有明显弹性，可以起到密封效果。

注意在回装前使用干燥洁净的绸布将连接部位擦拭干净，工作需要尽快完成，防止暴露时间过长灰尘、异物进入管。

（

4

）更换主变高压侧

A

相套管气室吸附剂，封盖回装。吸附剂主要作用是对充入的新

SF6

气体起干燥作用。

注意吸附剂更换时也需尽量缩短工作时间，完成后立即恢复封盖，以防止在空气中暴露时间过长吸收潮气、灰尘异物，完成后尽快进

行抽真空处理。

（

5

）气室充气前进行抽真空密封性试验。参照

DL

／

T 618-2011

《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》采用抽真空检测。

安排专人操作，使用抽真空装置将气室抽真空至

113pa

，然后再维持抽真空泵运转

40min

，停真空泵，此时压力为

33pa

，关闭真空泵与气室

间的隔离阀门，静观

30min

后读取真空度

A

为

110pa

。静观

5h

后读取真空度

B

为

130pa

，

B-A=20pa

，规程要求

B-A≤67pa

，符合真空度要求。

（

6

）

SF6

充气操作

准备好回充用新

SF6

气瓶，注意新气需按标准

DL

／

T 618-2011

《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》进行验收和测试：

※新气到货后，应检查是否有制造厂的质量证明书，其内容包括生产厂名称、产品名称、气瓶编号、净重、生产日期和检验报告单。

※充入

GIS

内的气体，在充气前，必须每瓶

SF6

气体都进行湿度检测，并不得超过《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》规

定。

充气时注意管路的连接严密性，防止漏气，需排空充气管里的空气。充气前后使用电子秤称量气瓶重量，便于计算充气量。

先将主变高压侧

A

相套管气室充气，再打开

V2

连通阀连同

GIS

一起充气，充气时气瓶充气阀门开启

1/3,

防止速度过快，充气过程中安排

人员从气室密度继电器读取压力，待到压力升至

0.43Mpa

停止充气。充气完毕后

24h

内监测密度继电器压力值。按规程要求

24h

后进行检漏

和湿度检测，使用塑料薄膜将更换的管路阀门对接法兰及检查孔法兰包好，在底部留有一定的空间收集可能泄漏的

SF6

气体，使用检漏仪

对塑料薄膜包内检测无

SF6

气体，确认该气室气密性良好，检测湿度结果符合要求（要求环境的湿度不大于

85%

）。

处理完成后，值班人员仍需要对该气室压力值进行检查记录，密切跟踪压力变化，同时使用

SF6

红外检漏仪检查气室处理部位漏气情

况，经过一星期的跟踪检查，确认地下

GIS

室

SF6

气室泄漏故障消除。

一、故障现象

        2017

年，运检人员检查发现地下

GIS 4

号主变高压侧的

SF6

气体间隔密度继电器压力降低至

0.38MPa

（该密度继电器报警值为

0.35MPa

），在此之前气体压力值一直为

0.42Mpa

。运检人员采用手持

SF6

气体检测仪，对该

GIS

间隔设备法兰连接、铜体焊缝和表计处进

行全面检测，没有发现泄漏点。运维人员持续对该气体间隔加密巡视并做好数据记录，发现气体压力有继续下降趋势。

该电站立即采取响应的管控措施，在地下

GIS

区域设置隔离围栏，在进出口的位置设置明显警示牌，严控人员进入，只允许运检人员

进入进行巡视检查记录工作。进入该区域前严格按照安规要求，先开启通风系统进行通风超过

15min

，并携带含氧量及

SF6

泄漏检测仪，检

测氧气及

SF6

含量合格后进入，确保工作安全。

二、原因分析

故障发生后，电站组织相关人员召开故障分析会，根据现场设备巡视及检查情况分析断造成

SF6

气体压力低可能存在的原因有：

        1)

该气室存在漏气点，导致

SF6

气体泄漏；

        2)

密度继电器故障导致压力显示出错导致的误报警；

由于该气室包含

4

号主变高压侧油气套管与

GIS

气室连接部分，主变空载运行且该处位置较高，故采用

SF6

红外成像检漏仪对

4

号主变

高压侧

GIS

气体连接法兰等部位进行扫描检查，发现主变高压侧

A

相套管与

GIS

气室连接管上阀门

V3

与

V2

间上端部的连接法兰处存在明显有

气体泄漏外逸现象，对其他各部位进行检测未见异常。

三、处理过程

        1.

方案研究确定

将

4

号主变及

GIS

设备停电，更换

V2

与

 V3

阀之间连接气管及气密封件。工作时关闭

V3

阀，排空

4

号主变高压侧

A

相套管气室

SF6

气体。

为减少上端

GIS

与主变高压侧油气套管连接隔膜压差影响，先同时将上端

GIS

内

SF6

排至

1/2

左右的额定压力，再关闭

V2

阀，最后将主变高

压侧

A

相套管气室抽至真空。

        2.

主要工器具及材料准备

        SF6

抽真空回收装置（含冷冻单元）

1

套、

SF6

气体纯度及微水检测仪

1

台、新

SF6

气体

3

瓶（含气

50kg/

瓶）、回收用

SF6

旧气瓶

6

个

（气瓶应含剩余

SF6

气体，且压力大于大气压力）、专用

SF6

充气软管

20

米（含接头）、吸附剂

1

包、

GIS

气室连接铜管

1

套（含对接法兰及

密封圈）。另外配备检修用的防护服，正压呼吸器，橡胶防护手套等防护用品。

        3.

处理过程

采取必要的安全措施，无关人员全部撤离现场，在主变廊道设置排风机确保空气流通。

（

1

）进行气室抽排气及回收，试验抽真空回收装置运行良好，连接好管路。开启

V2

阀，将

4

号主变高压侧

A

相套管气室连同上端

GIS

先抽至

0.2Mpa

压力，再关闭

V2

阀并锁好，继续将

4

号主变高压侧

A

相套管气室抽至真空

133pa

。利用

SF6

抽真空设备对

4

号主变高压侧

A

相套

管气室排空气室进行抽空处理。抽出的

SF6

气体使用专用

SF6

空气瓶回收装好，进行回收处理。

（

2

）将

V2

与

V3

阀之间漏气连接管拆除。

连接管拆卸后发现对接法兰的密封垫有多处裂纹，且表面失去无弹性呈现明显老化现象，由此确定了其为

SF6

气体泄漏原因。

（

3

）将连接气管连同法兰密封圈进行更换，重新安装紧固。新密封圈表面光滑有明显弹性，可以起到密封效果。

注意在回装前使用干燥洁净的绸布将连接部位擦拭干净，工作需要尽快完成，防止暴露时间过长灰尘、异物进入管。

（

4

）更换主变高压侧

A

相套管气室吸附剂，封盖回装。吸附剂主要作用是对充入的新

SF6

气体起干燥作用。

注意吸附剂更换时也需尽量缩短工作时间，完成后立即恢复封盖，以防止在空气中暴露时间过长吸收潮气、灰尘异物，完成后尽快进

行抽真空处理。

（

5

）气室充气前进行抽真空密封性试验。参照

DL

／

T 618-2011

《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》采用抽真空检测。

安排专人操作，使用抽真空装置将气室抽真空至

113pa

，然后再维持抽真空泵运转

40min

，停真空泵，此时压力为

33pa

，关闭真空泵与气室

间的隔离阀门，静观

30min

后读取真空度

A

为

110pa

。静观

5h

后读取真空度

B

为

130pa

，

B-A=20pa

，规程要求

B-A≤67pa

，符合真空度要求。

（

6

）

SF6

充气操作

准备好回充用新

SF6

气瓶，注意新气需按标准

DL

／

T 618-2011

《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》进行验收和测试：

※新气到货后，应检查是否有制造厂的质量证明书，其内容包括生产厂名称、产品名称、气瓶编号、净重、生产日期和检验报告单。

※充入

GIS

内的气体，在充气前，必须每瓶

SF6

气体都进行湿度检测，并不得超过《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》规

定。

充气时注意管路的连接严密性，防止漏气，需排空充气管里的空气。充气前后使用电子秤称量气瓶重量，便于计算充气量。

先将主变高压侧

A

相套管气室充气，再打开

V2

连通阀连同

GIS

一起充气，充气时气瓶充气阀门开启

1/3,

防止速度过快，充气过程中安排

人员从气室密度继电器读取压力，待到压力升至

0.43Mpa

停止充气。充气完毕后

24h

内监测密度继电器压力值。按规程要求

24h

后进行检漏

和湿度检测，使用塑料薄膜将更换的管路阀门对接法兰及检查孔法兰包好，在底部留有一定的空间收集可能泄漏的

SF6

气体，使用检漏仪

对塑料薄膜包内检测无

SF6

气体，确认该气室气密性良好，检测湿度结果符合要求（要求环境的湿度不大于

85%

）。

处理完成后，值班人员仍需要对该气室压力值进行检查记录，密切跟踪压力变化，同时使用

SF6

红外检漏仪检查气室处理部位漏气情

况，经过一星期的跟踪检查，确认地下

GIS

室

SF6

气室泄漏故障消除。

一、故障现象 

        运检人员检查发现地下GIS 4号主变高压侧的SF6气体间隔密度继电器压力降低至0.38MPa（该密度继电器报警值为

0.35MPa），在此之前气体压力值一直为0.42Mpa。运检人员采用手持SF6气体检测仪，对该GIS间隔设备法兰连接、铜体焊缝和表计处进行全面检测，没有发现泄漏点。运维人员持续对该气体间隔加密巡视并做好数据记录，发现气体压力有继续下降趋势。

        该电站立即采取响应的管控措施，在地下GIS区域设置隔离围栏，在进出口的位置设置明显警示牌，严控人员进入，只允许运检人员进入进行巡视检查记录工作。进入该区域前严格按照安规要求，先开启通风系统进行通风超过15min，并携带含氧量及SF6泄漏检测仪，检测氧气及SF6含量合格后进入，确保工作安全。         二、原因分析 

        故障发生后，电站组织相关人员召开故障分析会，根据现场设备巡视及检查情况分析断造成SF6气体压力低可能存在的原因有：         1)该气室存在漏气点，导致SF6气体泄漏； 

        2)密度继电器故障导致压力显示出错导致的误报警； 

        由于该气室包含4号主变高压侧油气套管与GIS气室连接部分，主变空载运行且该处位置较高，故采用SF6红外成像检漏仪对4号主变高压侧GIS气体连接法兰等部位进行扫描检查，发现主变高压侧A相套管与GIS气室连接管上阀门V3与V2间上端部的连接法兰处存在明显有气体泄漏外逸现象，对其他各部位进行检测未见异常。        三、处理过程         1.方案研究确定 

        将4号主变及GIS设备停电，更换V2与 V3阀之间连接气管及气密封件。工作时关闭V3阀，排空4号主变高压侧A相套管气室SF6气体。为减少上端GIS与主变高压侧油气套管连接隔膜压差影响，先同时将上端GIS内SF6排至1/2左右的额定压力，再关闭V2阀，最后将主变高压侧A相套管气室抽至真空。         2.主要工器具及材料准备 

        SF6抽真空回收装置（含冷冻单元）1套、SF6气体纯度及微水检测仪1台、新SF6气体3瓶（含气50kg/瓶）、回收用SF6旧气瓶6个（气瓶应含剩余SF6气体，且压力大于大气压力）、专用SF6充气软管20米（含接头）、吸附剂1包、GIS气室连接铜管1套（含对接法兰及密封圈）。另外配备检修用的防护服，正压呼吸器，橡胶防护手套等防护用品。        3.处理过程 

        采取必要的安全措施，无关人员全部撤离现场，在主变廊道设置排风机确保空气流通。 

        （1）进行气室抽排气及回收，试验抽真空回收装置运行良好，连接好管路。开启V2阀，将4号主变高压侧A相套管气室连同上端GIS先抽至0.2Mpa压力，再关闭V2阀并锁好，继续将4号主变高压侧A相套管气室抽至真空133pa。利用SF6抽真空设备对4号主变高压侧A相套管气室排空气室进行抽空处理。抽出的SF6气体使用专用SF6空气瓶回收装好，进行回收处理。         （2）将V2与V3阀之间漏气连接管拆除。 

        连接管拆卸后发现对接法兰的密封垫有多处裂纹，且表面失去无弹性呈现明显老化现象，由此确定了其为SF6气体泄漏原因。         （3）将连接气管连同法兰密封圈进行更换，重新安装紧固。新密封圈表面光滑有明显弹性，可以起到密封效果。         注意在回装前使用干燥洁净的绸布将连接部位擦拭干净，工作需要尽快完成，防止暴露时间过长灰尘、异物进入管。         （4）更换主变高压侧A相套管气室吸附剂，封盖回装。吸附剂主要作用是对充入的新SF6气体起干燥作用。 

        注意吸附剂更换时也需尽量缩短工作时间，完成后立即恢复封盖，以防止在空气中暴露时间过长吸收潮气、灰尘异物，完成后尽快进行抽真空处理。

        （5）气室充气前进行抽真空密封性试验。参照DL／T 618-2011《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》采用抽真空检测。安排专人操作，使用抽真空装置将气室抽真空至113pa，然后再维持抽真空泵运转40min，停真空泵，此时压力为33pa，关闭真空泵与气室间的隔离阀门，静观30min后读取真空度A为110pa。静观5h后读取真空度B为130pa，B-A=20pa，规程要求B-A≤67pa，符合真空度要求。         （6）SF6充气操作 

        准备好回充用新SF6气瓶，注意新气需按标准DL／T 618-2011《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》进行验收和测试：        ※新气到货后，应检查是否有制造厂的质量证明书，其内容包括生产厂名称、产品名称、气瓶编号、净重、生产日期和检验报告单。         ※充入GIS内的气体，在充气前，必须每瓶SF6气体都进行湿度检测，并不得超过《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》规定。

        充气时注意管路的连接严密性，防止漏气，需排空充气管里的空气。充气前后使用电子秤称量气瓶重量，便于计算充气量。 

        先将主变高压侧A相套管气室充气，再打开V2连通阀连同GIS一起充气，充气时气瓶充气阀门开启1/3,防止速度过快，充气过程中安排人员从气室密度继电器读取压力，待到压力升至0.43Mpa停止充气。充气完毕后24h内监测密度继电器压力值。按规程要求24h后进行检漏和湿度检测，使用塑料薄膜将更换的管路阀门对接法兰及检查孔法兰包好，在底部留有一定的空间收集可能泄漏的SF6气体，使用检漏仪对塑料薄膜包内检测无SF6气体，确认该气室气密性良好，检测湿度结果符合要求（要求环境的湿度不大于85%）。 

        处理完成后，值班人员仍需要对该气室压力值进行检查记录，密切跟踪压力变化，同时使用SF6红外检漏仪检查气室处理部位漏气情况，经过一星期的跟踪检查，确认地下GIS室SF6气室泄漏故障消除。