一、故障现象
2017
年，运检人员检查发现地下
gis4
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
／
t618-2011
《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
／
t618-2011
《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
gis4
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
／
t618-2011
《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
／
t618-2011
《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。