第八章 高压开关设备的试验及故障诊断

第八章高压开关设备的试验与故障诊断第一节高压开关设备的构成及检测

高压开关设备是指3kV及以上的开关设备，它用于电力设备的开断和关合，起到控制、保护、安全隔离的作用。对其的基本要求是：①可靠性高。②有足够的遮断能力。③动作时间快。

高压开关设备是下列一些设备及其组合的总称。包括断路器、熔断器、隔离开关、接地短路器、负荷开关等。现代的成套配电装置中还包括电压、电流互感器、避雷器、电缆头及继电保护装置等设备。

由于开关的种类很多，涉及面广，故本章主要介绍高压断路器。

断路器是开关设备中的最主要的设备，它用于直接开断故障电流，直接开合电动机、变压器的回路。如果由于质量和维修问题，在线路发生故障时，断路器不能正常动作则将使事故扩大而造成大面积的停电，因此，它的正常动作是安全供电的重要条件。图8—1某变电站500kvSF6断路器一、主要参数1、额定电压（即最高电压）。表示长期承受系统中的最高电压，应等于或大于系统最高电压。2、额定电流。在规定条件下，可长期通过的工作电流（有效值）。3、额定短路开断电流（kA）。指额定短路电流中的交流分量有效值，它应大于或等于计算的最大短路电流。4、额定短路关合电流。指额定短路电流中的最高峰值，它等于额定短路开断电流的2.5倍。5、额定短时耐受电流及持续时间额定值。它等于额定短路电流，也就是热稳定电流。6、额定峰值耐受电流。它等于额定短路关合电流，也就是动稳定电流。7、额定频率。开关设备正常工作的电网频率（中国为50Hz）。8、额定绝缘水平。按照过电压和绝缘配合的要求而规定绝缘耐电压的大小。我国是根据DL/T593-1996《高压开关设备共用订货技术导则》来要求的。9、分闸时间（s）。从接到指令起到主回路动触头刚脱离静触头为止的时间。10、合闸时间（s）。从接到指令起到各相触头均接触时为止的时间。11、额定操作循环。以o-t-co-t'-co来表示。其中，o为一次分闸操作。co为一次合闸操作后立即紧跟一次分闸操作，t、t'为时间间隔。12、机械寿命。即连续合分操作次数。13、断路器的特殊参数：（1）对SF6断路器有工作压力、年漏气率的要求。（2）对真空断路器有真空度及操作过电压的要求。（3）压缩空气断路器有工作压力、年漏气率的要求。二、高压断路器的灭弧介质由于断路器本身的开合功能，在开断过程中电流很大，从而产生温度很高的电弧。由于系统的短路容量不断增大，对开关的开断能力要求不断地增高，同时也要求在开断过程中不产生危及系统绝缘的过电压。下面从性能和应用方面对各种灭弧介质作简单的介绍。1、油这是一种较普遍采用的介质，既作为灭弧用，又作为绝缘介质用。但额定电流及开断能力不能很大，其中少油断路器应用最多。2、压缩空气这是用高压空气以高速气流来灭弧。额定电流和开断能力较大。但需要配备空压机系统。3、真空这是利用弧柱区和真空的压力差使弧柱等离子体向空间迅速扩散，从而有利于介质绝缘强度的迅速恢复。用于35kV及以下变电所及频繁操作的场合。4、六氟化硫（SF6）气体这是目前最理想的灭弧介质，它是利用几个至十几个压力以高速气流灭弧，由于其电弧压降小，电弧能量也小，易于灭弧。其额定电流和开断能力大，在国内外已较普遍采用。5、固体产气这是利用固体产气物质（如有机玻璃聚氯乙烯硬塑料等），在电弧高温作用下分解出气体进行灭弧，但额定电流及开断能力小，较多使用于农村电网。三、高压断路器的类型断路器的总体结构随电压、电流等级和所用灭弧原理而异，其形式多样。但就其对地绝缘方式来讲大体可划分为以下两种类型。1、接地金属箱（或罐）型如图8-2所示，这一类型断路器的结构特点是触头和灭弧室装于接地的金属箱中导电回路靠绝缘套管引入。它的主要优点是可以在进出线套管上装设电流互感器以提供电流信号和利用出线套管的电容制成电容式分压器以提供电压信号，这种类型的断路器在使用时不需要再配专用的电流和电压互感器。2、套管支持型这一类型断路器的结构特点是安置触头和灭弧室的容器（可以是金属筒，也可以是绝缘筒）处于高电位，靠支持套管对地绝缘，如图8-3。它的主要优点是可以用串联若干个开断元件和加高对地绝缘尺寸的方法组成更高电压等级的断路器。用断路器来关合和开断电力系统某些元件时，会出现电弧。关合与开断的电流愈大，电弧就愈强烈，其工作条件也就愈严重。虽然从理论上来说，开断过程中出现的电弧可能在交流电流过零点时自然熄灭，但由于电弧一经形成，断口间的绝缘不能立即恢复，此时，只要在断口上加上一个比较低的电压，电弧就会重新形成，所以断路器的设计主要是围绕如何灭弧进行的。图8-21-套管式电流互感器2-灭弧室3-套管4-合闸电阻5-吸附剂6-操动机构箱7-并联电容器8-罐体图8-31-灭弧室2-接线板3-传动机构室4-端冒5-拉杆6-拐冒7-连板8-连接套9-支持绝缘套10-绝缘拉杆11-过渡板12-轴销13-拉杆14-密封座15-液压操作机构箱按照灭弧介质的不同，断路器可划分为：（1）油断路器：指触头在变压器油中开断，利用变压器油作为灭弧介质的断路器；（2）压缩空气断路器：指利用高压力的空气来吹弧的断路器；（3）六氟化硫断路器：指利用高压力的六氟化硫（SF6）气体来吹弧的断路器；（4）真空断路器:指触头在真空中开断，利用真空作为绝缘介质和灭弧介质的断路器；（5）磁吹断路器：指在空气中由磁场将电弧吹入灭弧栅中使之拉长，冷却而熄灭的断路器；（6）固体产气断路器：指利用固体产气物质在电弧高温作用下分触出的气体来熄灭电弧的断路器。油断路器是最早出现、使用最广泛的一种断路器，制成金属箱型的油断路器常称为多油断路器，制成瓷瓶支持型的油断路器常称为少油断路器。多油断路器的结构特点是所有元件都处于接地的金属油箱中，油一方面用来熄灭电弧，另一方面又用作导电部分之间以及导电部分与接地油箱之间的绝缘介质。由于电弧的高温作用，在断路器的开断过程中，油中将有大量的气体分解出来，造成油箱压力急剧升高，因此多油断路器的油箱必须具有足够的机械强度，目前多油断路器主要用于35kV及以下电压等级。少油断路器是我国目前用量最大的断路器，它的结构特点是触头、导电系统和灭弧系统直接装在绝缘油筒或不接地的金属油箱中，变压器油只用来熄灭电弧和作为触头间的绝缘用，断路器导电部分的对地绝缘主要靠瓷套管、环氧玻璃布和环氧树脂等固体绝缘介质。少油断路器中都装有灭弧室并设油气分离器，把在电弧作用下分解出的气体中所含的油进行分离和冷凝后重新送回油箱。油断路器的灭弧室分为自能式和外能式两类，绝大多数油断路器都采用自能式灭弧原理。少油断路器通常采用充油或纯瓷绝缘套管作为对地绝缘，绝缘拉杆一般用环氧玻璃布棒。支持瓷套内的油起到防止瓷套内壁凝水和保证绝缘提升杆绝缘性能的作用。支持瓷套尺寸较长，有较大的绝缘裕度，在正常运行中是安全可靠的，但如在安装或运行中严重受潮将使提升杆的绝缘性能下降。高压少油断路器的断口间绝缘包括上帽和下法兰间、动静触头间在油中的绝缘，即在油中沿着瓷套内表面、玻璃钢筒内外表面以及动静触头之间的油层、灭弧片表面等的复合绝缘。断口间绝缘距离的大小要满足试验电压和开断小电流时拉弧长度的要求，同时还要考虑油和灭弧片在开断短路电流后产生的碳化而导致的绝缘性能降低。

空气断路器是利用压缩空气来吹弧并用空气作操作能源的一种断路器。压缩空气断路器是高压和超高压大容量断路器的主要品种，它的开断能力大，燃弧时间短，动作快，容易实现快速自动重合闸。空气断路器结构较为复杂，需要较多的有色金属，通常只在330kV及以上电压等级中才应用空气断路器。

高压SF6断路器是新一代的开关断路器，它利用SF6气体作为绝缘和灭弧介质，具有灭弧能力强、介质强度高、介质恢复速度快等特点，其单断口的电压可以做得很高，在SF6中断路器触头材料烧蚀极轻微，有利于增加开断次数。SF6断路器的灭弧装置分为压气式和旋转式，近年来又发展了自能式灭弧装置，即利用电弧自身能量来建立熄灭电弧所需要的吹气压力来灭弧。

真空断路器的真空灭弧室是一个密封件，保持真空在10-5-10-8mmHg，室内有一对对接式动静触头，动端用波纹管密封。屏蔽罩用于吸附触头在燃弧时产生的金属蒸气和带电粒子，并保护外壳的内表面不受污染，由无氧铜制成。触头一般用多元合金制成。灭弧室外壳用硬质玻璃或高氧化铝陶瓷制成，灭弧室不能拆开或换触头，有问题时就全部更换。真空断路器在切断小电感电流时（如小容量高压电动机）会产生较高的操作过电压，应采取措施（如阻容保护回路）限制过电压。操动机构一般采用电磁和电动储能弹簧机构或液压和电容器储能的电动机构。

磁吹断路器较多采用电弧螺管式灭弧方式。它是利用灭弧片和小弧角将电弧分制，形成连续的电弧螺管，产生强磁场使电弧在狭缝中迅速运动直至熄灭。固体产气断路器的灭弧室是采用单向排气原理。合闸时，闸刀先嵌入动触杆，此时隔离断口闭合，动触杆插入静触头；分闸时，灭弧断口先分离，电弧液拉长，在固体产气材料中形成高压气体纵吹电弧而灭弧。此后，隔离断口恢复。由于结构简单，价格便宜，较适合用于农村电网。第二节高压开关设备的绝缘及特性试验一、高压开关设备的绝缘检测1、影响高压断路器绝缘性能的主要因素（1）潮气。变压器油中吸入1/104的水分将使其耐压水平降低好几倍，绝缘胶纸受潮后沿面放电电压将大大降低，并由于绝缘电阻的下降在工作电压下就可能发生热击穿。（2）外绝缘污闪。断路器断口间的工频电压可以达到两倍相电压，在外绝缘脏污并出现雾雨天时容易发生污闪。（3）绝缘胶开裂。由于热胀冷缩而导致套管充胶开裂、密封结构老化，使绝缘强度大大降低。（4）断路器中的断口连接时靠电接触，接触电阻的存在增加了导体通电时的损耗，使接触处的温度升高，将直接影响其间绝缘介质的品质。为保证断路器的可靠工作，无论是导体本身还是接触处的温升都不允许超过规定值，这就要求必须控制接触电阻的数值，使它不超过允许的值。（5）断路器要求在运行过程中能在工频最大工作电压下长期工作不击穿，在最大负载电流下长期工作时各部分温升不超过规定值，并能承受短路电流所产生的热效应和点动力效应而不损坏。2、绝缘电阻的测量绝缘电阻测量是断路器试验中的一项基本试验，通常用2500V兆欧表进行测量。（1）高压多油断路器的绝缘部件有套管、拉杆、绝缘油等。通过这项试验可以灵敏地发现拉杆受潮、沿面贯穿性缺陷（如弧道伤痕、裂纹）等。对于引线套管绝缘严重不良（如受潮等），也能被检查出。测量高压多油断路器的绝缘电阻的目的主要是检查拉杆对地绝缘，因此应该在合闸状态下进行。（2）测量少油断路器的绝缘电阻应分别在合闸和分闸状态下进行。合闸状态检查拉杆对地绝缘或内部消弧结构受潮；分闸状态检查断口间绝缘。

（3）测量空气断路器的绝缘电阻只测支持瓷套的绝缘电阻，用2500V兆欧表，绝缘电阻应大于5000MΩ。（4）测量真空断路器的绝缘电阻和油断路器的规定相同。（5）测量SF6断路器的绝缘电阻和多油断路器相似，用2500V兆欧表，国外进口的往往要求用5000V兆欧表测量，数值应符合制造厂规定。（6）测量磁吹断路器的绝缘电阻主要是测支持绝缘子的对地绝缘，可在合闸状态下进行，数值符合制造厂规定。（7）测量固体产气断路器的绝缘电阻主要测瓷套管、拉杆及支持瓷瓶的对地绝缘，可在合闸状态下进行。二、介质损耗角正切测量

介质损耗角正切测量仅对多油断路器进行，对少油断路器和SF6断路器不作此项试验。测量35kV及以上非纯瓷套管多油断路器的介质损耗角正切，主要是检查套管的绝缘状态，同时也检查其他绝缘部件，如灭弧室、绝缘拉杆、油箱绝缘围屏、绝缘油等的绝缘状况。试验时，首先进行分闸状态下的试验。将被试断路器与外界引线脱离，并在分闸状态下对每支套管进行测量。若测量结果超出标准或与以前比较有显著增大时，必须落下油箱，进行分解试验，逐次缩小缺陷的可疑范围，直到找出缺陷部位。对断路器的分解试验应按步骤分步进行：1、落下油箱（对于结构上不能落下油箱者放去绝缘油），使灭弧室及套管下部露出油面进行测试。若tanδ值明显下降(降低3%-5%以上)，则可以认为是油箱绝缘（油及绝缘围屏）不良。2、如落下油箱或放油后，tanδ仍无明显变化，则应将油箱内的套管表面擦净，并采取措施消除灭弧室的影响（可在灭弧室外加一金属屏蔽罩或包铝箔接于电桥的屏蔽回路，或者拆掉灭弧室）后再进行测试。如tanδ值明显下降（降低2.5%以上时）则说明灭弧室受潮，否则说明套管绝缘不良。

少油断路器和空气断路器一般不作此项试验，因其绝缘结构主要是瓷绝缘和环氧玻璃纤维布类绝缘，不存在套管受潮问题。在少油断路器的瓷套中虽然充有绝缘油，但由于断路器本身电容量很小，再加上接线、仪表、温度和周围电场等因素的影响，测量数据往往分散性很大，难以判断其规律性。因此tanδ测量难于有效地发现绝缘缺陷。三、泄漏电流测量

由于少油断路器和空气断路器的tanδ测量不能有效地发现绝缘缺陷，所以测量泄露电流是35kV以上少油断路器和压缩空气断路器的重要试验项目之一。它能比较灵敏地发现断路器外表面带有的危及绝缘强度的严重污秽、拉杆或绝缘油受潮、少油断路器灭弧室受潮劣化和碳化物过多等缺陷，以及空气断路器中因压缩空气相对湿度增高带进潮气而在管内壁和导气管壁凝露等缺陷。少油断路器、压缩空气断路器的试验电压标准见下表

表8-1少油断路器和压缩空气断路器直流泄露电流试验电压（kV）对110kV及以上的少油断路器和空气断路器进行测量时，有时候会出现负值现象。泄露电流测量负值是指在测量110kV及以上少油断路器和空气断路器直流泄露电流时，空载泄漏电流比在同样电压下测得的少油断路器和空气断路器的泄露电流还要大。产生这种现象的主要原因是高压试验引线的影响，并受到升压速度快慢和稳压电容充放电时间长短的影响。消除泄露电流测量负值的方法主要有：对引线端头采取均压措施，减少电晕的影响；高压侧采用屏蔽、清洁设备、增加引线线径，以减少空载电流；保持升压速度，对稳压电容器要充分放电；尽可能使试验设备、引线远离电磁场源。对35kV及以上的少油断路器和空气断路器，其泄露电流应小于10μA。对220kV及以上的少油断路器和空气断路器及拉杆（包括支持瓷套）的泄露电流应小于5μA。四、交流耐压试验交流耐压试验是鉴定断路器绝缘强度最有效和最直接的项目。交流耐压试验应在合闸状态下导电部分对地之间和分闸状态的断口间进行。110kV及以上油断路器若因试验设备的限制可以不作整体交流耐压试验。35kV油断路器在新安装和大修后应作交流耐压试验，必要时在预防性试验中也应进行交流耐压试验。35kV以下的断路器交接、大修、预防性试验中都应进行交流耐压试验。试验电压见下表8-2。

表8-2断路器交流耐压试验电压（kV）对交流耐压试验电压测量的要求不是很严格，可以直接从低压侧读数后换算。交流耐压试验前后绝缘电阻不下降30%为合格。对于过滤和新加油的断路器必须等油中气泡全部逸出后才能进行试验，一般需静止3h左右，以免油中气泡引起放电。断路器的交流耐压试验过程中，应注意观察和分析异常现象。试验时油箱出现时断时续的轻微放电声，应放下油箱进行检查，必要时应将油重新处理；若出现沉重击穿声或冒烟，则为不合格，务必重新处理。如有机绝缘材料烧坏就应更换，并查明原因，以免造成损失。五、灭弧室并联电阻测量

高压断路器加装并联电阻是为了限制操作过电压。并联电阻有两类：一类是分、合闸共用并联电阻；另一类是合闸并联电阻。500kV及以上空气断路器的并联电阻通常为1000-1200Ω的陶瓷电阻；500kV的SF6断路器的并联电阻通常是400Ω的线性陶瓷电阻；330kV空气断路器采用3000Ω金属丝电阻。

实测并联电阻值应与出厂或交接时相符，如发现异常应查出原因。对金属丝电阻，一般只要不断开，电阻值不会发生太大的变化。对陶瓷电阻由于老化、击穿等原因可能造成电阻值变化。六、高压断路器绝缘油试验

油断路器中的绝缘油，除了具有绝缘作用外，还具有灭弧作用，使断路器能迅速可靠地切断电弧。绝缘油应具有较小的粘度、较低的凝固点、较高的闪点和耐压强电，并应具有较好的稳定性。

在运行中，绝缘油由于受到氧气、高温、高湿度、强电场和杂质的作用，性能会逐渐劣化，致使不能充分发挥绝缘作用，必须定期进行预防性试验。断路器绝缘油预防性试验项目见下表8-3。表8-3高压断路器绝缘油试验项目运行中的断路器绝缘油的预防性试验只进行击穿电压试验。

击穿电压试验第一步是取油样。正确的取样技术和样品保存，对试验准确性相当重要。油断路器的油样应从下部阀门处取样，取样前应先用干净的棉纱或布将油阀门擦净，再放油将阀门和管路冲洗干净。试油必须在不破坏原有储装密封状态下，在实验室内放置一段时间，待油温和室温相近后方可揭盖试验。揭盖前，将试油轻轻摇动，使内部杂质混合均匀，但不得产生气泡。试验前，用试油将油杯洗涤2-3次。试油注入油杯应徐徐沿油杯内壁流下，以减少气泡。在操作过程中，不允许用手触及电极、油杯内部和试油。试油盛满后必须静置10-15min，方可进行试验。试验采用专用油杯和专用电极。对于220KV以下的断路器油采用平板电极系统，对于220kV断路器油采用球盖形电极系统。油杯和电极需保持清洁。

试验在室温15-35℃、湿度低于75%条件下进行，试验进行6次，取6次击穿电压的算术平均值作为平均击穿电压，每次试验间隔5min。断路器油平均击穿电压不低于表8-4所示的数值。表8-4断路器油击穿电压试验标准（kV）七、导电回路电阻测量断路器导电回路的电阻主要取决于断路器的动、静触头间的接触电阻，接触电阻又由收缩电阻和表面电阻两部分组成。由于两个导体接触时，因其表面非绝对的光滑、平坦，只能在其表面的一些点上接触，使导体中的电流线在这些接触处剧烈收缩，实际接触面积大大缩小，而使电阻增加，此原因引起的接触电阻称为收缩电阻。另由于各导体的接触面因氧化、硫化等各种原因会存在一层薄膜，该膜使接触过渡区域的电阻增大，此原因引起的接触电阻称为表面电阻（或膜电阻）。接触电阻的存在，增加了导体在通电时的损耗，使接触处的温度升高，其值的大小直接影响正常工作时的载流能力，在一定程度上影响短路电流的切断能力，也是反映安装检修质量的重要数据。

由于导电回路接触的好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件，所以在标准和规程中均要求测量导电回路电阻。断路器导电回路电阻的测量是在断路器处于合闸状态下进行的，其测量接线如图8-4所示。它是采用直流电压降法进行测量。常用的测量方式有电压降法（电流－电压表法）和微欧仪法。图8-4断路器导电回路电阻的测量（1）电压降法

直流压降法的原理是，当在被测回路中通以直流电流时，则在回路接触电阻上将产生电压降，测量出通过回路的电流及被测回路上的电压降，即可根据欧姆定律计算出接触的直流电阻值。

测量时，图8-4的回路通以100A直流电流，电流用分流器及毫伏表1进行测量，回路接触电阻的电压降用毫伏表2进行测量，毫伏表2应接在电流接线端里侧，以防止电流端头的电压降引起测量误差。表计的精度应不低于0.5级，流过电流的导线截面应足够大，一般可用截面为16mm2的铜线。（2）微欧仪法微欧仪的工作原理仍是直流电压降法，通常采用交流220V电压经整流后，通过开关电路转换为高频电流，最后再整流为100A的低压直流，用作测量电源。具有自动恒流，并数显测试电流值和回路电阻值。测量时，微欧仪内的标准电阻分流器（Rdi）与被测回路电阻（Rx）呈串联关系，有

，所以即使测量通入的电流值稍有偏离100A，也不影响测量结果。使用微欧仪时，也应将电压测量线（细线）接内侧，电流引线（粗线）接外侧。（3）电桥法由前述可知，断路器触头的接触电阻是由表面电阻（膜电阻）和收缩电阻组成的。当使用双臂电桥进行断路器导电回路电阻的测量时，由于双臂电桥测量回路通过的是微弱的电流，难以消除电阻较大的氧化膜，测出的电阻示值偏大，但氧化膜在大电流下很容易被烧坏，不妨碍正常电流通过。又当触头因调整不当（如触头压力变化）、运行中发生变化或触头烧损严重等使有效接触面积减小时，双臂电桥的微弱电流，在其接触处不会产生收缩，即无法测出收缩电阻，而在大电流或正常工作电流通过时，就会使该接触处的电阻增加，引起触头的过度发热和加速氧化。对此，GB763－90《交流高压电器在长期工作时的发热》、DL405－91《进口220～500kV高压断路器和隔离开关技术规范》等标准均已明确规定：测试采用直流电压降法，通入的电流不得小于100A。所以电桥法和直流电压降法的测量结果是有差别的，而直流压降法更能反映断路器的实际工作状况。第三节高压开关的动作特性试验断路器的分、合闸速度，分、合闸时间，分、合闸不同期程度，以及分合闸线圈的动作电压，直接影响断路器的关合和开断性能。断路器只有保证适当的分、合闸速度，才能充分发挥其开断电流的能力，以及减小合闸过程中预击穿造成的触头电磨损及避免发生触头烧损、喷油，甚至发生爆炸。而刚合速度的降低，若合闸于短路故障时，由于阻碍触头关合电动力的作用，将引起触头振动或使其处于停滞状态，同样容易引起爆炸，特别是在自动重合闸不成功情况下更是如此。反之，速度过高，将使运动机构受到过度的机械应力，造成个别部件损坏或使用寿命缩短。同时，由于强烈的机械冲击和振动，还将使触头弹跳时间加长。真空和SF6断路器的情况相似。

断路器分、合闸严重不同期，将造成线路或变压器的非全相接入或切断，从而可能出现危害绝缘的过电压。

断路器机械特性的某些方面是用触头动作时间和运动速度作为特征参数来表示的，在机械特性试验中一般最主要的是刚分速度、刚合速度、最大分闸速度、分闸时间、合闸时间、合－分时间、分－合时间以及分、合闸同期性等。一、部分时间参量的定义1、分闸时间是指从断路器分闸操作起始瞬间（接到分闸指令瞬间）起到所有极的触头分离瞬间为止的时间间隔。应具有很短的合闸时间，减少合闸时的电弧的能量，防止电弧使触头熔焊。2、合闸时间是指处于分位置的断路器，从合闸回路通电起到所有极触头都接触瞬间为止的时间间隔。分闸时间必须在规定的时间范围内。分闸时间太短，则系统短路时直流分量过大，可能会引起分闸困难；分闸时间太长，则影响系统的稳定性。3、分－合时间是断路器在自动重合闸时，从所有极触头分离瞬间起至首先接触极接触瞬间为止的时间间隔。4、合－分时间是断路器在不成功重合闸的合分过程中或单独合分操作时，从首先接触极的触头接触瞬间起到随后的分操作时所有极触头均分离瞬间为止的时间间隔。5、分闸与合闸操作同期性是指断路器在分闸和合闸操作时，三相分断和接触瞬间的时间差，以及同相各灭弧单元触头分断和接触瞬间的时间差，前者称为相间同期性，后者称为同相各断口间同期性。二、测量断路器时间参量的方法

在断路器的现场试验中，一般应进行分闸时间、合闸时间、分合闸同期性的测量，对于具有重合闸操作的断路器，还需测量分－合时间和合－分时间。1、用电秒表测量时间电秒表具有测量简单、使用方便等优点。但是，电秒表难以准确测量相间或断口间不同期性，所以已逐渐被取代。2、光线示波器测量时间使用光线示波器可以测量断路器分、合闸时间，同期差及分、合闸电磁铁的动作情况。这种方法具有测量准确、直观，且能同时测量多个时间参量等优点。(1)测量基本原理。接线原理如图8－5所示，光线示波器的测试回路由电源E、开关S、可调电阻R、光线示波器振子g串联组成。(2)单相单断口断路器的时间测量，其测量接线如图8—6所示。图8－5光线示波器振子回路接线原理图图8－6用光线示波器进行断口测量接线原理图测量前，事先将电阻箱中的电阻r1、r2调节到适当值，当电路接通时，电路中的电流值应在示波器振子允许的范围之内。(3)电流信号。在断路器的机械试验中，通常将分闸和合闸电磁铁在操作断路器分、合闸时的电流波形，称为电流信号。它是断路器接受分闸和合闸操作指令的标志，这个标志是断路器时间测量中不可缺少的信号，其测量原理接线如图8—7所示。

(4)断路器的三相时间测量。一台断路器一般由三相组成，所以在机械试验中必须测量三相的时间参数。图8-8示出了用光线示波器进行三相时间测量的接线图。图8－7抽取分、合闸线圈电流信号原理图XQ－线圈图8－8用光线示波器进行三相时间测量接线图由于光线示波器时标范围宽、精度高，且能直观反映出断路器在动作过程中有关参量的变化情况，因此，过去一直是测量断路器机械特性的主要方法。随着电子技术的发展，出现了应用计算机技术测量断路器机械动作各参数的仪器，已逐步取代了光线示波器的使用。三、速度参量的定义1、触头刚分速度指开关分闸过程中，动触头与静触头分离瞬间的运动速度。技术条件无规定时，国家标准推荐取刚分后0.01s内平均速度作为刚分点的瞬时速度，并以名义超程的计算点作为刚分计算点。2、触头刚合速度指开关在合闸过程中，动触头与静触头接触瞬间的运动速度。技术条件无规定时，国家标准一般推荐取刚合前0.01s内平均速度作为刚合点的瞬时速度，并以名义超程的计算点作为刚合计算点。3、最大分闸速度指开关分闸过程中区段平均速度的最大值，但区段长短应按技术条件规定，如无规定，按0.01s计算。四、测量断路器速度参量的方法

断路器的速度参量以其分、合闸速度来表示。由于断路器在运动过程中每一时刻的速度是不同的，一般所关心的是刚分、刚合速度和最大速度。根据以上定义要求，下面介绍几种测量断路器运动特性的方法。1、电磁振荡器测速法电磁振荡器测速原理如图8—9所示。图8－9电磁振荡器测速原理示意图1－运动纸板；2－振动笔；3－衔铁；4－振动簧片；5－线圈；A－刚分、刚合点运动纸板通过测速杆与动触头连接。当振荡电磁铁线圈中通入50Hz交流电时，振动笔以100次／s的频率振动，在运动的纸板上绘出周期为0.01s的振荡波形。纸板上波形长度就是触头总行程，行程间对应的周波数，就是触头总运动时间。在触头运动过程中，由于每相邻波峰间时间间隔为0.01s，振动曲线最大波峰间的厘米数就是触头的最大速度值vmax。刚分(合)点位置的确定如图8－10所示。图8－10振荡器测速波形图（a）分闸速度曲线；（b）合闸速度曲线在振荡波形图上，首先要分清楚分(合)闸曲线的两个端头中哪一端是分闸位置S1，哪一端是合闸位置S2，然后以合闸位置S2为起始点，向分闸方向量取一段等于断路器超行程值的长度S0，以这一线段终点位置为动静触头刚分(合)时刻。按国家标准规定，取触头分离后(接触前)10ms内的速度为刚分(合)速度，所以视超行程终点落在曲线的什么相位，再取同相位的一个波长，即为所求刚分速度vF或刚合速度vH。2、转鼓式、电位器式测速仪

转鼓式测速仪是以连接在动触头系统上的记录笔，沿以恒定角速度转动的转筒上所画的曲线来反映其运动情况的。而电位器式测速仪则是以其滑动触点在电阻杆上的不同位置所反映的电压值来测量断路器的动作状况。这两种测量方法能直观判断断路器触头在整个运动过程中有无卡涩和缓冲不良等异常现象，能够粗略测出断路器的固有分、合闸时间，速度测量精度较高。这两种方法较为简单，缺点是较为笨重，功能单一，已很少使用。五、高压开关综合测试仪

随着计算机技术的广泛应用，出现了高压开关综合测试仪。它能够在测试过程中，将开关的时间、速度等多项特性参数同时进行测量，提高了工作效率，这是开关测试的方向。1、光电测速原理由于光电测速方式结构简单、可靠，大多数开关测试仪都采用光电传感器进行开关的测速。光电测试是利用对检测到的光信号进行计数(或计时)来实现对触头行程和速度的测量的。图8－11中示出了光电测速结构示意图。图8－11光电测速结构示意图1－传感头；2－光栅尺；3－测速杆；4－动触头；5－发光管；6－光敏接收管；7－整形电路图8－10中，开有光孔的光栅尺通过测速杆与开关动触头连接。动触头运动时，带动光栅尺上下运动。发光管5发出的光线可通过光栅尺上的光孔照射到光敏接收管6上，或被光栅尺不透光部分遮挡。被检测到的光信号，经整形电路7转换成相应的方波信号，送入测试仪进行计算处理。

下面，以国产的某开关测试仪为例，来说明这类仪器的使用。该仪器除能给出测试数据外，还能给出详细的波形图，并将开关行程曲线和断口波形绘制在同一张图上，从而可较直观地了解各量的情况和彼此间的相互关系，帮助分析开关的状态和工作情况，及时发现可能存在的某些缺陷和隐患。2、连接和接线

图8—12示出了利用该类仪器对少油断路器进行测试的接线图。图8—13示出了油断路器测速传感器的安装示意图，其测速传感器通过管状支架固定在开关的上部。光栅尺穿过传感器，井通过测速杆与开关的动触头连接。测速信号电缆通过插头接于仪器背面的插孔中。图8－12少油断路器测试接线示意图FQ－分闸线圈；HQ－合闸线圈图8－13少油断路器测速传感器安装示意图1－传感头；2－光尺；3－光尺接头；4－管状支架；5－测速杆；6－动触头；7－绝缘板；8－夹具接线完成后，仪器即进入准备状态，断路器一旦操作，仪器自动判断该次操作是分、合、合分或分合操作，并对有关参数进行测试。技显示或打印按钮，即可进行数据显示或打印输出。3、真空断路器的测试

真空断路器的时间特性的测试方法与其他断路器相同。对于真空断路器，应注意其合闸弹跳时间不大于2ms。合闸弹跳时间过长，将加剧触头的烧损，甚至导致动静触头间的熔焊。真空断路器的速度是按一定行程的平均值进行测试，通常采用一特制的辅助触点安装在真空断路器的动触头端，利用其与真空断路器的动触头的接触或分离来作为计时的起点或终点。

图8—14(a)示出了用该类断路器测试仪对真空断路器机械特性进行测试的原理接线图。图中的箭头表示测速的辅助触点。

图8－14(b)则为用于安装辅助触点的夹具的结构示意图。夹具1用于将其固定在断路器动触头端附近合适的位置，当需要测合闸特性的时候，应让辅助触点刚好与断路器动触头侧的动触头接触。这样测得的合闸平均速度即为该断路器全部合闸行程的平均速度。当需要测分闸特性的时候，断路器处于合闸位置则应使辅助触点放在离动触头运动方向上6mm处。这样测得的分闸平均速度，即为刚分6mm内的平均速度。图8－14真空断路器测试示意图（a）真空断路器测试接线示意图；（b）真空断路器测试示意图FQ－分闸线圈；HQ－合闸线圈1－夹具；2－绝缘薄板；3－辅助触头；4－断路器动触头4、SF6断路器的测试由于SF6断路器灭弧室不能打开，不能直接对动触头进行测试，通常是对SF6断路器机构的可动部分进行测速。当对SF6断路器测速时，可根据断路器的具体结构，将传感头固定在适当位置，并将光栅尺通过某种方式与断路器的运动部分连接，即可实现测速，其测速结果应满足该断路器的技术条件的要求。第四节高压开关操动机构的常见故障及处理高压开关设备操动机构的常见故障大致可分为三类：开关合闸失灵，开关跳闸失灵，开关误跳闸。一、开关合闸失灵的处理

开关合闸失灵是常见的故障之一。值班人员若处理不当，往往会拖延送电时间。因此，应迅速根据合闸操作过程中出现的异常现象，初步判断故障范围和原因，进行必要的故障排除工作，及时恢复对用户的供电。必要时或故障不能在短时间内排除时，可以先经倒运行方式的方法恢复供电（如倒旁母等），再检查处理问题。开关合闸失灵，一般有以下四个方面的原因：（1）操作不当。（2）合闸时，线路上有故障，保护后加速动作跳闸。（3）操作、合闸电源问题或电气二次回路故障。（4）开关本体传动部分和操作机构的机械故障。

处理开关合闸失灵故障，必须善于区分故障范围。还要注意，尽可能先恢复对用户的供电。所以，处理步骤为：1）先判断是否属于故障线路，保护后加速动作跳闸。对于没有保护后加速动作信号的线路开关，操作时，如合于故障线路时，开关跳闸时无任何保护动作信号，若认为是合闸失灵，再次操作合闸，会引起严重事故。只要在操作时，能按要领进行操作，同时注意表针的指示情况，就能正确判断区分。区分的依据有：合闸操作时，有无短路电流引起的表计指示冲击摆动；有无照明灯突然变暗、电压表指示突然下降。若有上述现象，应立即停止操作，汇报调度，查明情况。

2）判明是否属于操作不当。应当检查有无漏装合闸保险，控制开关（操作把手）是否复位过快或未恢复到位，有无漏投同期并列装置（装有并列装置者），检查是否按自投装置的有关要求操作（装有自投装置者）等，如果是操作不当，可立即纠正，再继续操作。

3）合闸操作时，如果并列装置的投入位置不对，也会合不上闸。例如：联络线路上不带电，如并列装置投在“同期”位置上，而没有改投到“手动”位置，因为线路上没有电压，合闸回路不能接通（同期继电器接点不闭合），就合不上开关。

4）检查操作、合闸电源电压是否过高或者过低，检查操作、合闸保险是否熔断或接触不良。对于弹簧操作机构，应检查弹簧储能情况。如果有上述问题，应调整处理正常后即可合闸送电。直流电压过低或过高，合闸都不可靠。电压过低，使合闸接触器及合闸线圈因电磁力过小，而使合闸不可靠。电压过高，对于电磁操作机构和弹簧操作机构，它们的机械动作可能因冲击反作用力过大，使机构不能保持住而合不上。5）检查合闸保险是否良好时，最好使用万用表，在保险的两端分别测量正、负极之间的电压，以便于在检查时，能发现合闸电源总保险是否熔断。

6）如果以上情况都正常，应当根据合闸操作时，红、绿灯指示的变化情况、合闸电流表指示有无摆动、合闸接触器和合闸铁心动作与否，判明故障范围。判断故障范围，主要是区分是电气二次回路故障，还是操作机构机械故障。缩小查找范围，直至查明并排除故障。

7）如果在短时间内能够查明并自行排除故障，应当采取相应的措施，排除故障后合闸送电。

8）如果在短时间内不能查明故障，或者故障不能自行处理，可以先将负荷倒至备用电源带，或将负荷倒至旁母带以后，再检查处理故障。如无上述条件，又需紧急送电时，在能保证开关跳闸可靠的前提下，允许用手动接触器（电磁机构）进行合闸操作或用手打合闸铁心（弹簧机构）进行合闸操作，恢复送电以后处理故障。对于一般情况，或开关的问题较大时，经处理完毕才能合闸送电。

9）如果检查出的故障不能自行处理，或未能查明原因，应汇报调度和上级，通知检修人员检查处理。注意，检查处理开关操作机构问题，应该拉开其两侧刀闸。二、开关跳闸失灵的处理开关跳闸失灵，在发生事故时会越级跳闸，造成母线失压，使事故范围扩大，甚至使系统瓦解。并且由于依靠上一级电源的后备保护动作跳闸，既扩大了停电范围，又延长了切断故障的时间，严重地破坏了系统的稳定性，加大了设备的损坏程度。开关跳闸失灵，处理时应根据不同的情况，采取不同的措施。跳闸失灵大致分以下几种情况：1）运行中发生了事故，保护拒动或保护动作但开关拒跳；2）运行中发现二次回路问题引起跳闸失灵；3）正常操作时，开关断不开。1、发生事故时开关拒跳的处理（1）发生事故时开关拒跳，就是已经发生了母线失压事故。应将拒跳开关隔离之后，先使母线恢复运行，恢复对用户的供电，恢复系统之间的联络，最后检查处理开关拒跳的原因。（2）因为拒跳开关的线路上有故障，短时间内不能送电，所以应尽量使拒跳开关保持原状，便于事故调查和分析。应当汇报上级，由有关人员共同检查，运行人员应配合检查。把发生事故时的保护及自动装置运作情况、表计指示、状态状况、事故录波情况等有关象征，详细作好记录，为事故调查分析提供准确的依据。查故障原因时，最好是给保护的测量元件加模拟故障量，作传动试验，如通一次电流等，查明开关不跳闸的原因。（3）检查开关拒跳原因，可根据有无保护动作信号掉牌，开关位置指示灯指示，用控制开关断开关时所出现的现象等，判断故障范围：

1）无保护动作信号掉牌，手动断开之前红灯亮，能用控制开关操作分闸。此情况多为保护拒动。如：电压互感器二次开路、短路或接线有误，保护的整定值不当，保护回路断线，电压回路断线等。可以通过作保护传动（加模拟故障量、通一次电流等）试验，验证和查明原因。同时，还应检查其保护的投入位置是否正确。

2）无保护信号掉牌，手动断开关之前红灯不亮。用控制开关操作仍可能拒跳。可能是操作保险熔断或接触不良，跳闸回路断线。因为，一般35kV及以下线路的保护回路中，信号继电器在保护出口回路，并且与控制回路中的跳闸回路串联。跳闸回路不通时，保护动作开关拒跳，同时信号继电器也不会动作。此情况下，会有“控制回路断线”信号报出。

3）有保护信号掉牌，手动断开关前红灯亮，用控制开关操作能分闸。可能是保护出口回路问题。

4）有保护信号掉牌，手动断开关时，开关拒动。若红灯不亮，属跳闸回路不通；若操作前红灯亮，可能是操作机构的机械问题。对于电气二次回路的问题，可以用模拟传动试验或用表计测量的方法检查，查出故障并处理。对于开关本体、操作机构的问题，不能自己处理时，由检修人员处理。2、运行中发现二次回路问题引起跳闸失灵的处理正常运行中，发现开关的位置指示灯不亮，报出“控制回路断线”信号，“保护直流断线”信号、交流“电压回路断线”信号，都可能在发生事故时不跳闸。应当及时采取相应的措施处理，防止扩大事故。把越级跳闸事故的苗头，消灭在萌芽状态。对于没有“控制回路断线”信号的开关，运行人员必须经常注意，检查开关的位置指示灯。正常运行中，若红灯亮，表示开关在合闸位置且跳闸回路正常。（1）发现红灯不亮发现红灯不亮时，应检查灯泡是否烧坏，检查灯具是否完好，检查操作保险是否熔断或接触不良。若有上述问题，应更换处理，若无上述问题，应检查跳闸回路有无断线或接触不良。在检查、测量和处理时，应注意防止开关误跳闸。（2）报出“控制回路断线”信号先检查操作保险是否熔断或接触不良，再检查跳闸回路有无断线或接触不良。（3）报出交流“电压回路断线”信号报出交流电压回路断线信号时，应退出可能误动的保护及自动装置。检查电压切换回路是否正常，如母线侧刀闸的辅助接点、电压切换继电器有无接触不良或断线之处，检查端子排上的交流电压端子有无接触不良等。3、操作时开关拒跳的处理操作时开关断不开，因不存在保证对用户供电的问题，为了防止越级跳闸的事故发生，应汇报调度，迅速采取措施，简明地判断清楚故障范围，及时将开关停电处理。（1）处理程序

1）检查操作保险是否熔断或接触不良，直流母线电压是否正常。若有问题，更换处理正常后断开开关。2）上述情况正常，可以再分闸操作一次，同时注意红、绿灯变化，并由专人同时观察跳闸铁心动作情况，判别区分故障。3）如果在操作之前红灯亮，控制开关扭到“预跳”位置时红灯闪光，操作时跳闸铁心动作，都说明跳闸回路正常。反之，为跳闸回路不通。跳闸铁心动作但开关不跳闸，属操作机构和开关本体有问题。4）如果以手打跳闸铁心或脱扣机构，仍断不开开关，应设法将开关停电处理。如果检查操作机构，问题是可以在较短时间内自己处理的，处理后断开开关。如：四连板机构过“死点”太多、脱扣机构扣入尺寸过大等。5）无法将开关断开时，可以采取如下措施，将拒跳开关停电检修：①对于双母线接线，可以把拒跳开关倒至单独在一段母线上，与母线开关串联运行。用母线开关断开电路，再拉开拒跳开关两侧的刀闸，停电检修。②有旁母的接线，可以经倒运行方式，使拒跳开关与旁母开关并联以后，拔掉旁母开关的操作保险，拉开拒跳开关两侧的刀闸，再装上旁母开关的操作保险。断开旁母开关，拒跳开关停电检修。③利用本站一次系统主接线的特点，采用其他倒运行方式的方法，将拒跳的开关停电检修。④在无法倒运行方式的情况下，对于35kV及以下的电容电流小于5A的架空线路，励磁电流小于2A的变压器，可以把负荷全部转移以后，用户外三相联动刀闸拉开其空载电流，拒跳开关停电检修。不具备用刀闸拉空载电流条件的，只能在不带电的条件下，拉开故障开关两侧刀闸，停电检修。（2）检查处理拒跳的原因根据前面所讲的分析判断的依据，查找拒跳原因的方法如下：1）跳闸铁心不动作，将控制开关扭到“预跳”位置，红灯不闪光，说明跳闸回路不通，可以在断开关操作的同时，测量其跳闸线圈两端有无电压。1).若测量无电压或很低。原因有：操作保险熔断或接触不良，控制开关接点接触不良，跳闸回路中其他元件接触不良。2).跳闸线圈两端电压正常。说明跳闸回路其他元件正常，原因可能有：跳闸线圈断线或两串联线圈极性接反，跳闸铁心卡涩或脱落。2）跳闸铁心已经动作，脱扣机构不脱扣。原因有：①脱扣机构扣入太深，四连板机构过“死点“太多。②跳闸铁心行程不够。跳闸线圈剩磁大，使铁心未复位，顶杆冲力不足。也可能是跳闸线圈有层间短路。③机构防跳保安螺丝未退出，分闸锁钩扣入太多等。3）弹簧机构的跳扣钩合面角度不良。4）跳闸铁心已经动作，机构虽脱扣但仍不分闸。主要原因有：①操动、传动、提升机构卡涩，摩擦力增大。②机构轴销窜动或缺少润滑。③开关的分闸力太小（有关的弹簧拉伸或压缩尺寸小、弹簧变质）。④开关动静触头熔焊、卡涩。开关拒跳的原因查明后，对于二次回路元件的内部问题、操作机构和传动机构的问题，不能自行处理者，应汇报上级，由专业人员处理。三、开关误跳闸的处理

开关误跳闸是指一次电路中未发生故障，而因某些原因误跳闸。主要原因有三大类：人员误动、操作机构自行脱扣、电气二次回路问题。对于开关误跳闸，应首先分清性质，正确判断故障。根据设备上及二次回路上有无工作、有无保护动作信号掉牌、表计指示情况、所报信号、有无短路电流引起的冲击等综合分析判断，及时汇报调度。1、人员误动使开关误跳闸的处理人员误动使开关误跳闸，有以下几种情况：（1）走错设备间隔，误动二次元件，误触动同盘上的其他回路元件，误碰设备某些部位等。（2）二次回路上有工作，防误安全措施不完善，防护措施不可靠。如：忘记断开保护

联跳其他开关的回路；二次回路上带点工作时，不小心造成的失误等。

人为的原因使开关误跳闸，造成非全相运行的，可根据调度命令立即合上。

人为的原因使开关三相误跳闸，对于一般的馈电线路及无非同期并列可能的，可以立即合闸。对于联络线，应注意投入同期并列装置，检查同期合闸。无同期并列装置的，在确无非同期并列的可能时，方能合闸。2、操作机构自行脱扣的处理判断依据：喇叭响（有保护出口继电器报事故信号的，自行脱扣不报事故音响），开关闸，绿灯闪光，无保护动作信号掉牌。跳闸的线路上，系统中没有发生短路（或接地短路）的冲击摆动现象，照明灯也无突然变暗，电压表指示无突然下降，只有跳闸时的负荷电流（或潮流）波动。对于联络线，跳闸以后，如果线路上有电，则更能证明属误跳闸。这种原因造成的误跳闸，一般情况下，重合闸会动作。若重合成功，则不允许再检查处理操作机构的问题。应汇报调度和上级，待以后停电检查处理。（1）主要原因1）电磁机构的合闸保持支架的坡度过大。弹簧机构的合闸保持顶块，与斧形连扳的扣合尺寸过小，使合闸保持不可靠。2）脱扣机构扣入尺寸不够。四连板机构过“死点”尺寸不够等。3）弹簧机构的分闸跳扣扣合面过小、扣合角度不符合要求，机构箱门上的跳闸按钮顶杆过长。（2）处理方法1）拉开误跳开关的两侧刀闸，检查上述原因（合上开关检查）。首先，应进行检查判断。在检查时，可以观察操作机构各重点部位的状态，便于发现问题。同时，还要在保护盘上，观察各继电器所处的位置有无异常，以便于区分是否属于二次回路问题。操作机构自行脱扣，很多情况下能再次合上，保护盘上各继电器位置无异常。而二次回路的问题造成误跳闸，一般不能再合上，可以发现各继电器的位置不正常情况。2）根据调度命令，将负荷倒至备用电源供电。3）无备用电源的，将负荷倒至经旁母供电。4）无备用电源，又不能倒运行方式时，检查处理完毕再送电或根据调度命令执行。对于操作机构的故障，不能自行处理时，应由检修人员进行。操作机构经过重新调整时，必须测量其动作电压合格，方可合闸送电。3、二次回路问题造成开关误跳闸的处理

二次回路问题使开关误跳闸，情况比较复杂，处理时，应根据有无保护动作掉牌，采用不同的措施。（1）无保护动作信号掉牌1）主要原因如下：①直流回路多点接地。②二次回路中某些元件性能不良。例如：防跳跃继电器的弹簧不良，受震动时接点闭合并会自保持，开关误跳闸，红灯灯具烧坏，灯具短路使跳闸线圈两端电压增大。③二次回路短路。如：电缆、端子因受潮或腐蚀而使绝缘损坏，小动物等引起短路，使开关误跳闸。2）处理方法如下：①拉开误跳开关的两侧刀闸，进行检查判断。这种情况，除直流接地原因以外，和操作机构自行脱扣误跳闸相比，外表现象无多大的差别。但是通过检查操作机构、二次回路上的故障，除直流接地外，一般无明显的特征，不太容易发现，并且不容易在短时间内排除故障。应向调度和上级汇报。②有备用电源时，根据调度命令，对负荷采用备用电源供电。③无备用电源，但可以倒运行方式的，通过旁母对负荷供电。④无备用电源，又不能倒运行方式时，停电检查，处理完毕再送电或根据调度命令执行。

检查二次回路故障时，运行人员一般只进行外部的检查。短时间难以查明时，应汇报上级，由专业人员检查处理。（2）有保护动作信号掉牌

因为继电保护误动跳闸，有保护信号掉牌，故应判断是否确属于误动，并汇报调度。判断依据有：虽有保护掉牌信号，当时系统中有无发生短路、接地时的冲击，电压有无下降，照明灯有无突然变暗，设备本身有无通过短路电流的迹象。检查保护投退位置是否正确，保护范围内有无故障，保护范围外有无故障，保护回路有无工作，与调度联系了解的情况等。联络线上若线路有电，更能证明属误动跳闸。保护误动作的原因有：1）保护整定值不符合要求。如;整定值过小，用户负荷增大过多而误动作；双回路供电线路（过流保护有两个整定值的），其中一回停电，而运行中的另一回线路保护，没有按现场规程的规定投大定值位置，造成误动跳闸。处理办法：汇报调度。如果是保护范围以外有故障，隔离故障之后恢复供电，如果属负荷过大，应将保护改投大定值或减负荷以后恢复供电，保护整定值符合要求之后，才能增加负荷。2）保护回路上有工作，安全措施不完善。如：未断开应该拆开的接线端子，未断开有关联跳压板，工作中误碰、误触及误接线等，使开关误动作跳闸。处理办法：停止在保护及二次回路上的工作，拉开其试验电源。根据二次回路上有人工作，而在电网中，并无发生故障时的电流、电压冲击摆动，照明灯无突然变暗的情况，判定属误动时，按有关规定纠正、完善有关安全措施后恢复供电。送电时，对于联络线，应注意防止非同期并列。3）电压互感器二次断线，断线闭锁不可靠的保护误动作。这种情况，一般会报出交流电压回路断线信号。如果电压互感器的一、二次保险熔断，则电压表指示不正常。跳闸时，没有短路故障引起的冲击摆动。处理办法：迅速使电压互感器的二次电压恢复正常，重新合闸送电，恢复系统间的并列。注意，对于联络线，应经并列装置合闸。电压互感器二次电压不能立即恢复正常时，应把负荷倒备用电源带，使误跳开关停电处理问题。若无备用电源时：①将负荷倒旁母带。②无旁母的，先解除误动作的保护，把误跳闸开关倒至单独在一段母线上，与母线开关串联（双母线接线，且母联的保护，能保护所串线路时）运行。③无上述条件的，如果误跳开关配有其他保护装置，又必须紧急送电时，可根据调度令，退出误动的保护，恢复供电。4）保护装置工作时，接线错误未被发现，在外故障、负荷增大或有波动时误动作。如：差动保护、零序保护、高频保护等，电流互感器二次接线有误，带负荷测相量时又未发现，运行中就会误动作。还有，二次回路工作中留下隐患，在运行中误动作等。这种情况，除了外部有故障以外，二次回路中的问题，一般不容易直接发现，短时间内难以排除。处理办法：汇报调度。经综合分析判断，判定属误动作以后，将负荷倒备用电源带，将误跳开关停电处理二次回路问题。若无备用电源，应经倒运行方式的方法先恢复供电，其具体方法和前一种故障处理的①—③项相同。4、处理开关误跳闸故障时的注意事项（1）及时、准确地记录所出现的信号和特征。汇报调度以便听从指挥，便于在互通情况中判断故障。（2）对于可以立即恢复运行的，应根据调度命令，按下列情况恢复合闸送电：①对于单电源馈电线路，可以立即合闸送电。②对于单回联络线，需检查线路上无电压后合闸送电（同期并列装置应投于“手动”位置）③对于联络线，当线路上有电时，必须经并列装置合闸（并列装置应投于“同期”位置或在无非同期并列的可能时合闸。（3）无论是什么原因造成的误跳闸，凡是重合闸动作，重合成功时，不许再对误跳开关的操作机构、保护装置、二次回路进行检查处理缺陷，以免再次误跳闸。应分析原因，观察情况，汇报调度和上级，待命处理。第五节典型开关设备的故障诊断断路器的故障和其类型有关。从故障率看以多油断路器为多，SF6断路器最小。目前，SF6断路器在电力系统中运行的数量越来越多，故本节重点介绍SF6断路器的故障及其处理。一、典型断路器的故障1、多油断路器

这类断路器的故障以操动机构和触头系统为多数，其次是套管及外部原因。由于结构的复杂性，所以操动机构容易发生故障。主要是动作不良，包括拒合、拒分、缺相分合闸，分合不佳等。（1）拒合。这往往是操作回路中的线圈断线或烧坏，控制回路接线端子松动、辅助触点接触不良等而引起的。（2）拒分。这往往是脱扣机构的锁扣部分磨损变形、生锈、分闸弹簧变形、折断、传动机构变形、连接销生锈、损坏及操作回路故障等而引起的。（3）分合不佳。这往往是脱扣机构的锁扣部分不能稳定扣住或合闸时振动使扣入部分滑脱；传动机构因生锈而不灵活或因多次的操作而变形、磨损；合闸机构的犯卡；合闸电磁铁的动铁心动作卡滞；油缓冲器衬垫间隙增加或材料失去弹性。触头系统的故障往往是过热，随着通断次数的增加，触头部分磨损使触头压力不够而接触不良过热；随着多次的开断电流，灭弧室和触头受到电磨损，产生裂纹、损伤而达到了寿命限度，特别是遮断较大的短路电流时则更甚。套管故障往往是破损、裂纹所致。其他的故障如漏油、油变色、套管电晕放电及闪络等故障。2、少油断路器

基本上和多油断路器相似，往往在操作时就发生故障。3、空气断路器

由于使用压缩空气，管道多，接头多，因此漏气的可能就多，漏气是其主要故障。造成漏气的原因是：瓷套管密封件老化；法兰密封件老化；气缸，活塞滑动面间隙增大；高速动作接触部分密封的损伤；铸件、锻件的气孔、裂纹等；管道的漏泄等。其次是操动机构动作不良，造成原因除了在油断路器中所述的以外，还有压缩空气操作系统，包括管道、阀门的漏气，活塞犯卡等所致。4、真空断路器

除了油断路器中所述的有关故障外，还有真空灭弧室的真空度是否下降的问题。动端的波纹管的损伤是影响真空灭弧室寿命的主要原因之一。5、磁吹断路器

和油断路器相似，主要故障是操动机构动作不良，原因可见上述。此外还有触头过热、低压控制回路接触部分生锈、螺栓松动、弹簧变形、绝缘部分老化、粘灰使绝缘降低，受到外力而损坏等。6、SF6断路器

断路器触头系统的寿命是相当长的，其操作系统也是比较可靠。主要检测年泄露率和湿度，同时还应试验触点接触状况，包括测接触电阻和测触头的接触位置尺寸。在故障跳闸后还需进行下列检查：包括断路器外部的导流部件；主隔离触头；动作部件和连接机构。对操动机构应进行保护性维修，如加润滑脂，检查松动和稳定性等。此外，在故障跳闸次数增多情况下，还可能使触头产生电腐蚀。因此，应根据制造厂说明书对此用图表曲线进行对照检查。二、SF6断路器常见故障及其处理通过对SF6断路器的故障调查和统计可以看出，随着科技的进步和制造水平的提高，SF6断路器的产品性能和质量也在不断提高，出现的故障有些是设计原理性的，如：切不断电容电流而导致断路器分闸时灭弧室损坏、经受不住操作过电压发生、对地放电或相间放电等；有的是制造工艺上的问题，如：机构运动部分的卡涩、电磁铁芯的松动、脱扣失灵、焊接裂纹、砂眼等；有的是材质选择不当，如：零部件的生锈、轴的折断、密封垫圈变形、失效等；有的故障则又是多方面原因和多种因素造成的。要消除这些故障，要从原理设计、工艺制作、装配调试各个环节加强管理。以下对SF6断路器常见的、频率高的泄露问题、微水超标问题和拒分问题进行剖析。1、泄露泄露是一种很普遍的自然现象，凡是存在浓度高低、温度差异、压力不同的地方都会有泄露存在。要防止或消除泄露，就要对各种不同的情况采取针对性的措施，生产运行单位一般采用的方法是密封或堵塞。SF6断路器的泄露可以分为以下几种情况。（1）液压机构的泄露对不同的液压机构，其泄露的部位及情况会有所不同，但总的来说，主要泄露部位有以下几处。1）阀门和密封圈、密封垫。三通阀、放油阀、一级阀、二级阀、保护阀等。造成泄露的原因有阀芯关闭不严、接触面加工精度不够而不平正。阀体有砂眼、密封处没压紧、放气螺丝没拧紧。2）高低压油管、压力表、压力继电器接头处。这些接头的密封垫、密封圈不平正或者失效没有弹性极易造成渗漏。3）工作缸活塞杆、储压筒活塞的密封面，低压油箱引出结合面。因为这些部位的密封垫、密封圈经常受到活动的摩擦，容易发生变形，变位或者受损。液压机构存在泄露而造成的后果是显而易见的，小的泄露既影响到设备的清洁，也必然会引起油泵的频繁起停打压或补压时间过长；阀体大量的渗油会造成失压的故障，液压油进入储压筒使氮气测会造成压力异常升高，从而导致临修、误动、成为设备缺陷，影响设备的安全运行。消除泄露需要设计、制造、材料选用、加工装配、安装调试等多个方面的共同努力，从上面的剖析可以看出，制造厂家的设计和选材是前提，加工装配式关键，安装调试时基础。这是一环扣一环的，在哪一个环节上出问题，都会最终影响SF6断路器产品的性能、质量和可靠性。（2）本体及连接部位的泄露1）焊缝。焊接时由于电流过大，焊缝烧穿，开始有微漏，过一段时间后漏气量逐渐增加；在两种不同的材料的连接处，由于局部应力过大，焊缝开裂同样会造成泄露。2）支持瓷套与法兰联接处。由于这部分压强较大，若密封不严密极易泄露，如瓷套结合面加工粗糙，结合面不严密，密封圈不平正、粘接不牢等。3）灭弧室顶盖，提升杆密封处。灭弧室顶盖因铸造有砂眼、提升杆动密封处因频繁动作，导致动密封垫磨损或失去弹性。4）管路接头、密度继电器接口、压力表接头、三联箱盖板等处。这些部位是接头、接口、密封和焊缝多的部位，是密封的难点和薄弱点，泄露的可能性较大。对SF6气体而言，不论哪个部位的密封面都必须保持十分清洁，否则，在密封面处即使卡入微小的异物，都可使其泄露速率达到10-3MPa·mL/s数量级。这是设备所不允许的。因此，装配前必须用白布或优质卫生纸粘酒精仔细清擦密封面和密封圈，仔细检查，确认无缺陷后才能装配。同时，还应擦净法兰、螺栓孔及连接螺栓上的灰尘，以免带入密封面，尤其是在装配直立密封环节时，更要认真做到这一点。SF6气体的泄露造成的直接影响是需要及时补气，否则就不能保证断路器的正常工作，一旦发生事故，该台断路器因不能正常工作，会给电网和用户带来很大的损失；另一方面，大气中的水分亦会通过泄露点渗入断路器内部，影响断路器的电气绝缘性能和导致零部件的锈蚀，造成不良后果。再者，SF6气体泄露到大气中去，它在大气中有很长的残存期，会吸收红外辐射而产生温室效应，对环境造成污染和破坏生态平衡；另外，SF6中如含有水分，在火花和电晕的作用下，SF6会分解出SO2F2、SO2等，亦可能会分解产生微量剧毒的物质S2F10，对人体器官造成危害，严重的甚至会危及人的生命。所以，对SF6泄露问题一定要高度重视，不论是制造、装配还是运行单位，都要严格检查泄露，严防水分的浸入，绝不能等闲视之。（3）气动机构的泄漏

气动机构泄漏有以下一些主要部位。1）连接管路、活塞和阀的密封部分、传动机构的密封部分。连接管路中紧固部位的松动，活塞与动杆的密封圈或密封垫、阀体的密封垫等部位，会因操动机构的运动而发生松动、磨损而变位，也有密封圈未能放入槽内等引起泄漏。气动机构中由于活塞，各种阀和密封面比较多，所以由这些部件造成漏气的比例也比较高。2）储气罐。储气罐是气动机构中压缩空气储藏和分配的罐体，它与各部分机构连结的管道和阀门比较多，如有安全阀、排水阀、检查阀，有连结到压缩机的管道，有连结到各相储气罐的管道及连接到气动机构的管道等，这些连结部位的密封是个薄弱点。气动机构的漏气点不易查找，特别是慢跑气，由于不留痕迹而查找很困难，所以要特别注重安装、施工的工艺标准和质量要求。2、SF6断路器的微水超标（1）微水超标的危害

常态下，SF6气体无色无味，有良好的绝缘性能和灭弧性能，但是，一旦大气中的水份浸入或固体介质表面受潮，则电气强度会显著下降。断路器内部用材料多为环氧树脂，它的工频闪络电压随表面湿度的增加而下降。在一般环境温度（—2℃—40℃）下，当相对湿度为50%时，闪络电压将下降5%——17%；当相对湿度约为30%时，闪络电压开始下降。此外，高压断路器触头在含有水份的SF6中发生电弧放电时，产生有潜在危险的化学物质，危及人的生命安全，这也是人所共知的。应当看到，要完全清除SF6断路器内SF6气体中的水份是不可能的，但是，应当设法尽量减少SF6气体中的水份。（2）微水超标原因

1）SF6出厂时水分不合格。为了保证SF6气体新气的纯度和质量，许多国家都制订了SF6气体新气的质量标准，如表7-5所示。下表列举了IEC和我国的SF6气体新气的质量标准。我国的SF6气体新气的质量标准还规定SF6气体生产厂家应向用户提供生物试验无毒说明书。表8-5SF6气体新气的质量标准对于超过上述标准的不合格气体，应拒绝使用。2）充入SF6气体时带进水份。充SF6气体时，有可能工艺不当，如充气时气瓶未倒立，管路、接口未干燥，装配时暴露在空气中的时间过长等导致水分带进。特别是在回收SF6气体时，由于干燥，净化不彻底，带进水分的可能性很大。3）绝缘件带入的水分。主要是气体绝缘设备中使用的有机绝缘材料内部所含的水分，一般估计为0.1%—0.5%（重量比）。在长期运行过程中，这部分水分会慢慢地释放出来。4）吸附剂带入的水分。如果吸附挤活化处理时间短，安装时暴露在空气中的时间太长，吸附剂可能带入数量可观的水分。5）透过密封件渗入的水分。运行经验表明，在数年中气体含水量持续上升无疑是外部水蒸汽向设备内部渗漏的结果。水分子呈V形结构，其等效分子直径仅为SF6分子的0.7倍，因此水渗透力极强，而且大气中水蒸汽分压力通常为设备中水分分压力的几十倍，甚至几百倍，在这一压差作用下，大气中的水分会逐渐透过密封件进入气体绝缘设备。透过密封件渗入的水分可按下式计算：Q=D（lh/b）tΔP式中Q—渗入的水分，g；D—水分渗透率，g/(cm·Pa·s)；l—密封垫长度，cm；h—密封垫厚度，cm；b—密封垫