一起110 kV GIS设备SF6气体泄漏故障的分析与处理

周 亮，张佳栋，孙 进，徐友刚，王梓萌，陈 月，杨唐锦

(1.国网上海市电力公司青浦供电公司，上海 201700 2，国网吉安市吉安县供电公司，江西 吉安 343100 )

气体绝缘全封闭组合电器(GIS)设备凭借所占面积小、可靠性高、故障率低、维护成本低、检修周期短等优势，越来越多地被应用在电力系统中[1]。GIS设备通常充有“0.4～0.6 MPa”的SF6气体，这种人造的强电负性气体可以起到较好的绝缘与灭弧作用[2]。GIS是一种拼接组合式的电气设备，在制造、安装和长期运行过程中难免会因为人为操作或设备附件老化等原因发生SF6气体泄露故障。SF6气体泄露将直接导致GIS设备气室压力降低，绝缘和灭弧性能严重下降，同时泄露的SF6作为一种有害气体会对人身安全和周边环境造成严重影响。因此，需要根据相关规程和技术标准对GIS设备定期运维，确保各气室SF6气体无泄漏、压力值正常。

1 泄露原因及危害

1.1 泄露原因

大量现场运维经验可以总结出GIS设备的常见漏气点包括焊缝、充气口、法兰结合面、压力表连接管、本体砂眼等。主要泄露原因可以归结为设备制造、设备安装和密封件质量3类。

1.1.1 设备制造原因

GIS设备有时会因制造质量欠佳而出现SF6气体泄露缺陷，加工工艺不精造成的法兰面不平整会影响GIS设备的密封性；铸造工艺不良会使外壳存在砂眼；焊接工艺不良会出现焊缝裂纹；其中砂眼和焊缝会被本体外层喷涂的油漆覆盖，很难被发现，运行中气室内外压力差会使得油漆缓慢脱落，最终发生SF6气体泄露。

1.1.2 设备安装原因

GIS设备在安装过程中装配质量不高，如不遵守安装作业指导书要求、未选取指定的安装零件、不遵循规定的安装流程、配件受挤压等均易导致SF6气体泄露。安装操作不当，划伤元件表面，或对法兰进行紧固时端面收礼不对称，也会造成SF6气体泄露。在安装盆式绝缘子时，施力过大、装配不当会使绝缘子产生裂纹，造成SF6气体泄露。

1.1.3 密封件质量原因

密封件质量问题是导致GIS设备出现SF6气体泄露的常见因素，密封件装配工艺不良如紧固不当、受力不均受到挤压形成间隙、密封圈装入密封槽的位置不当或使用了质量不达标的密封圈都会造成密封不严而漏气。随着GIS设备运行年限增加，密封圈受热胀冷缩影响会老化、变形，密封性能也会逐渐降低，容易发生SF6气体缓慢泄露。

1.2 泄露危害

GIS设备内所充装的SF6气体压力直接影响其绝缘及灭弧性能。由研究可知，当SF6气体压力下降至0.3 MPa时，其绝缘性能与传统绝缘油相差无几，所以GIS 设备气体泄漏会降低其电气性能。其次，SF6气体泄漏会导致气体压力检测装置发出警报，严重时闭锁断路器直接动作，在紧急情况下可能会扩大停电范围。同时，SF6漏气将使得外部水分子进入GIS气室内，导致微水含量增大，破坏设备绝缘性能，影响设备的使用寿命。此外，SF6作为一种有毒气体，大量泄露会危害人身健康，其产生的温室效应是CO2的23 900倍，将对周围环境产生恶劣影响。

2 SF6泄露检测技术

2.1 传统检测方法

传统检漏技术分为肥皂水检测法和包扎检测法。肥皂水检测法是将肥皂水涂抹于可能存在漏气的部位，如果该部位出现泡沫则证明确实存在漏气现象，该方法简单易行，效果明显。

在实际工作中需要人为在设备各可能泄露部位涂抹，工作量较大，并且需与带电部位保持安全距离，难以全部覆盖；其次检测精度也较低，只能作为辅助检测手段。包扎检测法是一种定量检漏技术，指的是利用0.1 mm的密封薄膜将设备待检部位包扎起来并采用胶带进行密封处理，密封薄膜会因为气体泄露而鼓起，从而可以确定气体泄露点并计算泄露量，但是此方法容易受到人为操作和外界风力的影响。这两种传统检测技术都要求工作人员在GIS设备本体各部位进行操作，必要时需要对设备停电，会降低供电可靠性。

2.2 红外成像检漏法

无色无味、性状稳定特性增加了SF6的检测难度，但SF6在空气中具有特殊的红外吸收特性，即在红外光的照射下，SF6会产生特殊的吸收光谱，使得泄露的SF6气体在专业红外成像检漏仪的屏幕中清晰可见，类似烟雾状[3]。

红外成像技术能够在设备带电运行时进行检测，并且检测时工作人员手持红外成像仪与待检设备保持规定的安全距离，可以实现远距离检漏，不需要上下攀爬，是一种较为先进、高效的检漏技术。但是对于室外的GIS设备检漏来说，外界风力不利于红外成像检漏仪发现泄漏点，若遇上雨雪天气，周围环境的温湿度也会对检测仪的镜头产生影响从而干扰红外成像。

2.3 SF6气体定性检漏仪

当金属铂碰到卤素气体时，其自身的正离子发射量会显著增大，此特性被称为“卤素效应”。SF6气体定性检漏仪正是应用“卤素效应”制作而成的一种手持式便携检漏仪，通过探测触头周围的气体泄露量大小而发出相应级别的声光信号。

现场检测时工作人员手持SF6气体定性检漏仪在GIS设备的法兰连接处、焊接处、管道接口处等部位以大约25 mm/s的速度平移检测，当仪器发出报警信号，则缩小巡检范围反复测试，将发出声光信号级别最高处确定为SF6泄漏点。SF6气体定性检漏仪实用便携，具有较高的灵敏性，但是其检测结果容易受环境因素干扰，适用于无风的室内环境，所以此方法仅可作为一种预检手段。

2.4 联合检漏法

由运维经验可知，在现场如果仅采用一种检测方法通常不能快捷、高效地找出漏气点。在实际检漏过程中往往需要使用多种检测技术联合对设备进行全方位检漏。当室内GIS设备某气室SF6密度继电器显示压力异常时，须对GIS室通风彻底并做好防护措施。运维人员根据现场情况可以先利用红外成像检漏仪对该气室整体进行扫描，观察是否存在烟雾状的SF6气体泄露现象进而判别是否存在漏点；再利用SF6气体定性检漏仪对疑似漏点部位附近缓慢移动检测，锁定泄露点的最大位置；同时采用肥皂水涂抹法作为辅助手段，有气泡出现的位置则为漏点。必要时可以对泄露部位进行薄膜包扎以定量检漏，进一步计算出漏气率。

通过这一系列检漏技术手段相结合，最终完成对GIS设备SF6气体泄露的检漏及漏点位置的确认。

3 GIS设备漏气案例分析

3.1 故障概况

2021年3月12日17时03分，国网上海市电力公司青浦供电公司调度收到某110 kV变电站1号主变110 kV GIS汇控柜3号气室低气压报警信号，随即通知抢修人员赶至现场。由于3号气室为电流互感器气室，并且为独立气室，抢修人员对该气室的SF6气体密度继电器检查发现，指针指示的压力值略低于报警值0.55 MPa，报警节点动作，发出低气压报警信号。

该110 kV变电站1号主变110 kV GIS柜设备参数如表1所示。设备投运以来运行正常，发生明显异常，例行巡视正常。

表1 某110 kV站1号主变110 kV GIS柜设备参数

3.2 SF6气体检露过程

现场抢修人员做好防护措施后，对3号气室漏气点进行定性检测、漏点查找。首先使用具有气体成像功能的FLIR GF306红外热像仪对电流互感器气室本体扫描，检漏仪图像显示在该气室与过度气室法兰中下部有烟雾状气体飘动，判断该处发生SF6气体泄露。

抢修人员再使用TIFXP-1型SF6检漏仪对该气室与过度气室法兰中下部缓慢移动，找出了SF6气体浓度最大位置。辅以肥皂水涂抹，出现少量气泡，初步确认了泄漏点位置。经过与厂家技术人员多次检测和沟通，最终确定本体表面存在砂眼导致SF6气体泄露情况。

为确认是否存在其他泄漏点，抢修人员和厂家技术人员对电流互感器气室本体、管道接口、法兰连接面等部位多次检漏，未再发现漏气点。

3.3 故障处理

公司相关部门与厂家、施工方一起讨论后，决定对1号主变110 kV GIS组合电器电流互感器气室筒体进行调换，拆解更换部分见图1。为保证供电可靠性，先对该气室内气体进行检测，检测合格后进行补气至额定压力值，待厂家相关备品备件到场后安排停电处理。

图1 1号主变110 kV GIS组合电器电流互感器气室筒体换施工拆解示意图

停电对1号主变110 kV GIS组合电器电流互感器气室、电缆终端气室气体回收、电缆头退仓、相关连接导线、二次电缆拆除、密封圈和相关绝缘盆子检查、新的电流互感器筒体安装、密封圈和吸附剂更换、电缆头进仓、相关连接导线、二次电缆恢复。安装结束后恢复气室额定压力，进行气体成分和微水测试、耐压、局放试验和二次保护调试等，各项试验验收合格后送电投运。

为了确保新投运设备无漏气现象，次日对1号主变110 kV GIS组合电器间隔进行SF6气体检漏，没有发现漏气点。再对其进行红外、特高频、超声等带电检测，结果正常，表明故障消除，满足运行条件，目前1号主变110 kV GIS组合电器间隔运行正常，各气室SF6气体密度继电器指示均在额定压力附近。

4 结语

本文就GIS设备的SF6泄露问题进行了研究，阐述了SF6气体泄露的原因、危害及常见检漏方法。当GIS设备发生SF6气体泄露时，应密切关注SF6气体密度继电器指示，对气压异常的气室采用多种检漏方法进行联合检漏，以便高效、快捷地找出漏气位置，及时制定消缺方案，缩小停电范围，保证了GIS设备安全稳定运行。