高压SF6断路器、组合电器目前占据着高压和超高压领域，SF6气体是优良的灭弧和绝缘介质，无色、无味、无毒、不会燃烧、性能稳定，又有很好的灭弧性能，因此在电网内广泛采用。从运行情况看，在投运之初，尽管采取了各种检测手段和密封工艺，SF6气体泄漏仍是一个主要缺陷，有可能造成绝缘击穿和设备拒动，因此检漏、处理漏点工作就成为SF6设备的重要维护项目，本文就实际案例对检测方法和处理措施进行了分析。

　　某变电站220kV组合电器设备，2014年9月24日投运。2015年1月1日2号主变220kV侧高压套管气室气压降低至报警值，检修人员将气压补至额定气压后报警解除。2015年1月6日该气室压力又跌至报警值以下，检修人员判断该气室存在漏气现象。通过各种方法对漏气位置验证，确定了2号主变220kV侧B相高压套管气室D型充气接口处存在漏气现象。对漏气位置进行了仔细分析，确定了造成漏气的原因和对应的消缺方案。后对充气接口打开检查，发现阀门密封垫密封不良，密封垫有破损，更换密封垫后，漏气缺陷消失。

　　对疑似点进行进一步分析确认，并且采用各类验证方法相互配合的方式确定具体漏气点。再次利用传统接触式检漏仪对高压套管气室进行检漏。在对现场进行全面检漏后，2号主变220kV侧B相高压套管气室D型充气接口处同样出现了报警信号。

　　随后采用泡沫法对其进行验证，如图（3）。在疑似位置进行涂抹肥皂水，利用肥皂水易起泡的特点，对设备的漏气点进行判断。结果出现了起泡现象，再次验证了漏气现象。

　　确定了漏气点位置后，首先检修人员采用管钳对此处的接口螺丝进行紧固。在紧固后对此处进行检查，仍存在报警信号，说明现场漏气现象未消除。说明不是未紧固造成的原因。其次，打开气室加气口密封处，观察密封圈的情况。现场观察到密封圈存在破损，如图（4）。更换密封圈恢复后，设备运行正常，未出现漏气现象，设备缺陷消除。因此，可以确定此次设备漏气的缺陷是于密封圈破损造成。根据密封圈的破损情况分析，密封圈可能在安装过程中受力不均匀，后期由于天气变化、运行工况不良逐渐造成密封圈老化并在运行一年后破损，出现漏气的现象。

　　2015年6月至2015年9月，变电检修人员对某变电站110kV室 外瓷柱式断路器出现的低气压报警进行处理。后使用传统的接触式检漏设备对该设备进行检漏，未能发现漏气点。再次通过其他各种检漏方法的相互配合应用，成功检测出漏气位置为C相瓷柱底部存在砂眼缺陷，并根据依次制定了处理措施和方案，圆满完成了缺陷的消除工作。

　　到达现场后对设备开展自下而上的检测工作，如图（5）。自断路器下侧的充气阀门、连接管道，以及整体的瓷柱套管本体，都开展了检漏工作，但均未出现报警信号。然后采用包扎的方法对断路器进行检测。分别在上侧的套管粘合部位、断路器下侧连管、密度继电器、充气接口、瓷柱

　　确定漏气位置后，根据现象对原因进行分析，漏气处为底部浇筑的平面，不是密封面或者连接部位，因此可以判断浇筑的平面位置出现了漏气缺陷。浇筑的平面表面平整无裂纹，怀疑该处存在砂眼缺陷造成漏气缺陷。因为漏气处的位置与C相断路器本体为一体式浇筑而成，不能进行零部件的更换，建议对断路器瓷柱进行整体更换。12月根据上报的计划，对断路器进行了整体更换，更换完毕对设备进行检测，未出现报警信号。运行一段时间后，设备未出现低气压报警信号，说明设备缺陷已消除。

　　目前最新开始普及红外气体检漏成像仪，可以实现远距离对SF6气体的运行设备进行检测，实现带电检测。同时使泄露现场直接显示于屏幕上，易于观察和进行判断。

　　实践证明，只用一种检漏方法进行检漏的实际效果难以令人满意，因而可以采用几种方法进行综合检测。将检漏仪检漏、肥皂泡法检漏与局部包扎法检漏相结合，并逐步摸索出一个效果较理想的检漏程序；选用检漏仪检漏，检出漏点（检漏仪报警）后用肥皂泡检漏，若还检不出漏气点，再用局部包扎法检漏。并开始逐步采用新型的检漏仪来进行判断。

　　通过不同检测方法的相互配合使用，可以对设备进行有效的漏气检测工作。因此在对设备进行检测时，需要相互配合予以弥补，以求对设备进行完备的检测。并在实际应用中，有效地处理了各种疑难的缺陷。随着科学技术的进步，越来越多的先进技术会应用于气体的检测工作。在未来也会出现多样的检测手段和设备，各种的检测方式和方法也会逐步完成设备的检测工作。

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