高压断路器的故障，大致可分为以下几种：
表8.4 高压断路器的故障分类
1.断路器合闸失灵
断路器合闸失灵时，应首先区分故障范围，分清是电气二次回路故障，还是断路器和操作机构的机械故障，再进一步缩小范围，查明故障原因并排除。
（1）操作不当。为判断断路器合闸失灵是否由操作不当引起，应进行下述检查工作：
1）检查有无漏装合闸保险。
2）控制断路器是否复位过快或未扭到位。
3）对装有并列装置，应检查有无漏投并列装置。
4）检查是否按自投装置的有关要求操作。
（2）合闸于故障线路的判断。对于后加速保护环节的断路器，将有信号发出。对无后加速保护环节的断路器，无信号发出，则应观察电流表有无短路电流出现而引起的冲击摆动，照明灯光是否突然变暗，电压表读数是否突然下降。若有上述现象应立即停止操作，汇报调度，以便查明情况。
1）合闸操作时，如果合闸电流表有一定摆动，则说明合闸接触器（电磁机构）或合闸铁芯（液压机构、弹簧机构）已动作。
2）对于电磁机构，合闸接触器不动作，对于液压机构和弹簧机构，合闸铁芯不动作，都说明是操作回路不通。
3）若电磁机构的合闸接触器已动作，而合闸铁芯不动作这种现象说明无合闸电源。
4）当控制断路器扭到“合闸”位置时，如绿灯指示不发生变化，即仍进行闪光，合闸电流表无摆动，说明二次回路不通，其原因可能是：
a.合闸保险熔断或接触不良。
b.合闸母线电压太低。
c.合闸回路中的接触点接触不良。如控制断路器的接点、断路器的常闭辅助接点、防跳继电器常闭接点、液压机构的“合闸闭锁”微动断路器接点、弹簧的“储能闭锁”辅助接点等元件接触不良，都会使合闸操作回路不通。
d.操作回路中端子的松动，合闸接触器（电磁机构）或合闸线圈（弹簧、液压机构）断线。
e.联络线的合闸回路，同期继电器接点不通、同期转换断路器接触不良。
5）当控制断路器扭到“合闸”位置时，如绿灯灭，红灯不亮；控制断路器返回到“合闸后位置，红绿灯皆不亮。有两种可能情况：
a.如果同时报事故音响信号，说明断路器没有合上，可能是在操作时，操作电源的保险熔断或接触不良。
b.如果事故音响信号没有报出，合闸电流有摆动，应检查断路器是否已经合上；检查红灯灯泡、操作保险是否良好；检查断路器的常开辅助触点接触是否良好。
6）当控制断路器扭到“合闸”位置，如绿灯灭后复亮（或者闪光），合闸电流表有摆动。主要有两个方面的问题：
a.合闸电源电压过低，合闸硅整流容量过小，以致操作机构未能把断路器杆提起，传动机构未完成。调整合闸电源电压正常后，可以合闸送电。
b.操作机构调整不当。如合闸铁芯超程或缓冲间隙不够，合闸铁芯顶杆调整不当，这种故障一般由检修人员处理。
7）当控制断路器扭到“合闸”位置，如绿灯灭，红灯亮后又灭，合闸电流表摆动。这种情况表明，断路器曾合上过，因机构的机械故障，维持机构未能使其保持在合闸位置。主要问题有：
a.合闸支架较大或没有复位。
b.脱扣机构扣入尺寸不够、四连板机构未过死点。弹簧机构分闸跳扣尺寸不合格，合闸顶块扣入尺寸过小。
c.合闸电源电压过高。
d.对液压机构，可能是油路有泄漏，使合闸力下降。
8）电磁机构在断路器合闸时“跳跃”。这种故障原因多是：断路器常闭辅助接点开断过早或合闸次数过多，合闸线圈发热。
2.断路器跳闸失灵处理
断路器跳闸失灵，在发生事故时会越级跳闸，造成母线失压，使事故扩大，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，又延长了切除故障的时间，严重地破坏了系统的稳定性，加大了设备的损坏程度。
（1）事故时保护拒动或断路器拒跳。发生事故时断路器拒跳，就是已经发生了母线失压事故。应将拒跳断路器隔离之后，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，最后检查处理断路器拒跳的原因。其处理过程见图8-5。
图8-5 发生事故时断路器拒跳处理的流程图
因为拒跳断路器的线路上有故障，短时间内不能送电，所以应尽量使拒跳断路器保持原状，便于事故的调查和分析。应当汇报上级，同有关人员共同检查，运行人员应配合检查。把发生事故时的保护及自动装置动作情况、表计指示、设备状况、故障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，查明断路器不跳闸的原因。
检查断路器拒跳的原因，可根据有无保护动作信号掉牌，断路器位置指示灯指示，用控制断路器断开时所出现的现象等，判断故障范围。其原因分析见表8.5。
表8.5 断路器拒跳的原因分析
（2）运行异常断路器可能拒跳处理。正常运行时，发现断路器的位置指示灯不亮，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，都有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”信号的断路器，运行人员必须经常注意，检查断路器的位置指示灯。正常运行中，若红灯不亮，表示断路器在合闸位置且跳闸回路正常。见表8.6。
表8.6 运行异常断路器可能拒跳的处理
3.断路器误跳闸处理
所谓误跳闸，是指一次回路中未发生故障，由于某种原因引起断路器误跳闸。引起断路器跳闸的原因主要有3种：操作机构自行脱扣、操作人员误操作和二次回路故障。
对于220kV及以上电压的断路器，采用的是分相操作机构。如果误跳闸造成非全相运行；应按现场规程和调度命令进行处理。对于断路器误跳闸，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）人员误动使断路器误跳闸处理。人员误动使断路器误跳闸，有以下几种情况：
1）走错间隔，误动二次元件。
2）误动盘上其他回路元件。
3）二次回路带电工作，造成失误。
处理方法：
1）造成非全相运行的，可根据调度命令立即合上。
2）如果使断路器三相误跳闸，若不是联络线路，可立即合闸，对联络线路，应注意投入同期合闸装置，检查同期合闸。
（2）二次回路故障造成误跳闸的处理。二次回路故障误跳闸，情况比较复杂，处理时，应根据有无保护信号掉牌，采取不同措施。见表8.7。
（3）处理断路器跳闸故障时的注意事项。及时、准确地记录所出现的事故信号和象征。汇报调度以便听从指挥，便于在互通情况中判断故障。
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）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。
3）对于联络线，当线路上有电时，必须经并列装置合闸或在无同期并列的可能时合闸。
表8.7 二次回路故障造成误跳闸的处理
4）对于无论什么原因造成的误跳闸，凡是合闸成功时，不许再对误跳断路器的操作机构、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。
4.高压断路器发热和着火处理
（1）高压断路器的发热原因和处理方法。
1）原因。断路器运行中发热，主要原因有：过负荷，断路器实际达不到额定出力，触头表面烧伤及氧化造成接触不良，接触行程不够使接触面积减小，接触压紧弹簧变形，弹簧失效等，都会导致接触电阻增大而发热。
2）发热的危害。断路器内部发热，油温过高，油质氧化。油氧化后，产生沉淀物，酸价升高，绝缘强度降低，灭弧能力差。断路器发热严重时，灭弧室内压力增大，容易引起冒油。内部发热，使绝缘老化，弹簧退火失效，触头氧化加剧，使发热更严重。
3）判断处理。在运行中如发现油箱外部变色，油面异常升高，焦糊气味，油色和声音异常等现象，可以判断为温度过高，对于多油式断路器，可以从油箱表面温度，直接检查出发热的现象。
发现断路器温度过高，应汇报调度，设法减少负荷，使温度下降。若温度不下降，发热现象继续恶化，或发现内部有响声、油面异常升高以致冒油、油色变暗，应立即转移负荷，将故障断路器停电，作内部检查。
（2）断路器着火的原因。可能存在以下原因：
1）由于断路器进水受潮，或者是绝缘污秽引起断路器对地或相间闪络。
2）油质劣化，失去灭弧能力。
3）断路器内部接触不良，引起过热。
4）分合速度过慢。
处理方法包括以下几种情况，其处理过程见表8.8。
1）切断断路器各侧电源，将着火断路器与带电部分隔离起来，防止事故扩大。(www.xing528.com)
3）在高压室中灭火，应注意打开所有房门排气散烟。
4）在灭火时，如发现火势危及二次线路时，应切断二次回路的电源。
5）如果是6～10kV高压室内断路器着火，应根据控制室内所报信号、表计指示、高压室内的事故象征、设备运行情况、事故跳闸情况等，判断清楚故障性质和范围。
表8.8 高压断路器着火处理
5.SF6断路器不正常运行和事故处理
SF6断路器通常出现的不正常运行故障见表8.9。
表8.9 SF6断路器的主要故障
SF6断路器的事故处理主要分以下几种情况：
（1）压力降至零。当运行中的SF6断路器处于合闸位置而机构压力降到零时，在采取防慢分措施前严禁打压，并立即向调度申请断开控制电源和油泵电源。向分局汇报以便组织专业人员进行处理。
（2）气压降到第一报警值和第二报警值。当运行中的SF6断路器，本体SF6气体的气压下降到第一报警值和第二报警值时，应紧急充补六氟化硫气体至额定值。在充装作业时，为防止引入外来杂质，充气前所有管道、连接部件均需根据其可能残存的污物和材质情况用稀盐酸或稀碱浸洗，冲净后加热干燥备用。连接管路时操作人员应配带清洁、干燥的手套。接口处擦净吹干，管内用SF6新气缓慢冲洗即可正式充气。当SF6气瓶压力降至0.1MPa表压时应停止充气。
（3）当SF6气体含水量超标。当SF6气体含水量超标，应申请进行干燥、净化处理。
（4）本体事故处理应采取的有关措施：
1）设备解体前需要排放和处理使用过的SF6气体，放出的气体中可能会有较大量的有害杂质，解体前首先需要对气体全面分析，以确定其有害成分含量，或用气体毒性生物实验的方法确定其毒性的程度，制定防毒措施。
2）使用过的SF6气体要通过气体回收装置全部回收，不得向大气排放，回收的气体应装入有明显标记的容器内准备处理，残余的气体如果向大气排放时，一定要经过滤毒罐吸附后才能排放。
3）设备解体前，回收SF6气体并对设备抽真空至残留气体为133Pa后，再用高纯氮气或干燥空气冲洗气室三次，经保证待修气室中SF6及其气态分解产物浓度符合检修安全要求。
4）设备解体后工作人员应撤离，让残留的SF6气体及其气态分解产物通风排放至少30～60min后再进行工作。回收的SF6气体，经分析不符合新气质量标准时，必须净化处理，经确认合格后方可使用。
5）SF6电气设备内部会含有毒的或腐蚀性的粉末，有些固态粉末附着在设备内及原件的表面，应仔细将粉末清理干净。由于粉尘很细，可用专用吸尘器处理，注意吸尘器排出的气体应远离工作现场的地方。吸尘器难于清理的地方，可用抹布小心擦净。
6）检修人员与分解气体的粉尘接触时，应穿耐酸质料的衣裤相连的工作服，戴塑料或软胶手套，戴专用的防毒呼吸器，操作人员工作完毕后应注意清洗。
7）要与有关医疗单位联系，制定可能发生的中毒事故的处理方案和配备必要的药品，以便发生中毒事故时，中毒者能够得到及时治疗救护。
8）用于清理的物品需要用浓度约20%的NaOH水溶液浸泡后深埋。
9）设备解体检修完毕后，在重新充入SF6气体前，设备气室要抽真空进行干燥处理。抽真空的目的在于检查气室的密封状态和去除室中元件及外壳内表面吸符的水分。检修后的设备应在装入吸附剂后，尽快将密封面处理好，马上开始抽真空，从装入吸附剂到抽真空的时间控制在1h以内，以免吸附大量的空气中的水分而失效。
10）当SF6电气设备发生防爆破裂及其他原因造成大量气体外逸时，需采取紧急措施并立即报告有关上级部门。主要注意事项包括：
a.工作人员应立即开启全面通风系统进行强力通风。
b.工作人员根据事故情况，进入现场事故处理，进入室内必须穿防护服，佩戴防毒面具或氧气呼吸器及手套。
c.发生事故时，若有人被外逸气体侵袭，应立即脱掉工作服，送医院诊治。
d.事故处理后，应将所有防护用品清洗干净，工作人员要洗澡。
e.SF6气体中存在的有毒气体和设备内产生的粉尘，对人体呼吸系统及粘膜等有一定的危害，一般中毒后会出现不同程度的流泪、打喷嚏、流涕，鼻腔咽喉有热辣感，发音嘶哑、咳嗽、头晕、恶心、胸闷、颈部不适等症状。发生上述中毒现象时，应迅速将中毒者移至空气新鲜处，并及时进行治疗。
6.GIS运行要求及故障处理方式
SF6全封闭组合电器配电装置的英文简称为GIS。由于GIS绝缘性能好、体积小、维护方便和不受外界环境的影响等优点现在逐渐较多的使用。GIS运行中主要要注意两个方面：
（1）GIS组合电器的特殊要求。包括以下几个方面：
1）全封闭组合电器内SF6气体的所漏气量不应大于1%。对所有密封面应具有很高的加工精度，所有密闭和密封垫具有很严格的质量要求。制造厂在设计制造时都采取了必要的防漏措施。
2）元件的机械、电气寿命与检修周期相配。常规断路器机械寿命一般为3000次，组合电器机械寿命达到10000～12000次，对所有机构提出了很严格的要求。
3）隔离开关应具有分断环流的能力及具有切合电容电流能力，为降低操作过电压、外壳感应电压等，应使合闸速度提高到1.7m/s。
5）GIS组合电器伸接头在安装调整时，吸收GIS制造上的尺寸误差和安装误差；吸收基础间相对位移（不均匀沉陷），吸收热伸缩克服长母线因温度变化的变形，吸收地震过程中位移。
6）GIS组合电器的气隔盆式绝缘子。GIS组合电器内部相同压力或不同压力的各电器元件的气室间设置盆式绝缘子，使SF6气体互不相通，并起密封、绝缘的作用，盆式绝缘子由环氧树脂材料真空浇注加工而成。气隔设置原则如下：
a.区分二者工作压力不同时，如断路器与其他元件间，二者不同的工作压力。
b.需区分不同电器元件对SF6气体压力变化范围的不同要求时，如避雷器、电流互感器、电压互感器的压力变化范围要求比其他元件小。
c.组合电器元件中的SF6气体可能发生与油混合，扩大到其他元件中，如油封闭电缆和其他电气元件间，需设置气隔。
d.为便于停电检修和减少停电范围，如母线与隔离开关间需设置气隔。
e.为检修时减少SF6气体的回收量，可将一个大气室分隔成几个气室，如母线需设备气隔。
7）压力释放装置。各气室上安装压力释放装置，当GIS组合电器因内部故障，电弧造成SF6气体压力增高，超过允许值时，压力释放装置动作（破裂）使故障气室压力下降，保护GIS壳体免受不允许的过电压。
（2）GIS使用中的特殊问题，主要包括以下情况：
1）内部故障的危害。全金属封闭SF6气体绝缘开关装置占有的地面是很有限的。显然，在这有限区域内发生爆炸会影响到变电所中相当大部分设备。一般说来，有可能扩大破坏范围的危险。其次是，须考虑在气体内部故障会使压力升高。
2）特殊的保护要求。一旦故障发生，有两种方法来制止，这就是用快速接地开关来“桥接”内部电弧或者切断短路电流。应当指出“桥接动作”的唯一优点就是能立即完成。但是，每次“桥接”动作后，继之要进行桥接短路快速接地开关的检查与清扫工作。可以利用“间隔差动继电器”（变压器连接至相关间隔的线路另一端的断路器），从而实现了母线保护与在线路和变压器保护接线上的一般设备保护的联合使用，使所有内部故障在第一级保护内就给予选择性跳闸。
3）压力损失。作为预防内部故障的最重要的方法之一是监视SF6气体绝缘GIS装置中气体压力（或密度），并在气体压力过低时发出报警信号，在压力过低时进行闭锁GIS组合电器的现场试验。
4）全金属封闭SF6全封闭组合电器必须进行工频耐压等现场试验，合格后方可投入运行；以及试验结束后，如何保持清洁等问题。
5）过电压保护装置。保护装置大致有3类，即：棒形放电间隙、冲击避雷器（开式或全金属封闭）和气体保护间隙（用于全金属封闭设备）。
（3）GIS的运行要求。
1）外壳中的SF6气体被隔成若干区域，每一区域由气体密度继电器进行自动监视。SF6气体正常泄漏率每年应小于1%。各气体间隙内SF6额定压力见表8.10。
表8.10 各气体间隔内SF6额定压力（20°C）
2）GIS的SF6气体水分含量，断路器灭弧时，气室运行中不大于300×10－6，其他气室运行中不大于500×10－6。
3）当GIS断路器气压，液压机构油压分闸闭锁时，应立即将该断路器改为非自动，并汇报调度及有关领导。
（4）GIS中气体密度的监测。在GIS中的绝缘强度及灭弧能力均取决于SF6的气体密度，若SF6气体密度降低，则GIS的耐压强度降低，不能承受允许过电压，断路器的开断容量下降，达不到铭牌参数，大量的泄漏气体会使水分进入GIS本体中，气体中的微水含量将大幅上升，从而导致耐压强度进一步下降和有害副产物增加。
（5）GIS的检漏。
1）定性检漏。定性检漏只作为判断GIS泄漏率的相对程度，而不测量其具体泄漏率。
2）定量检漏。定量检漏就是测定GIS的泄漏率，以便采取相应措施。
3）微水含量检测测量时，测得的读数以测量时环境温度下，水与气体容积比的百万分之一表示。当测量的数值低于曲线所允许的含水量时，则认为合格。
GIS的含水量在设备安装之后测得的数值一般很小，运行几个月之后复测，一般都有较大升高，半年以后趋于稳定。只要半年以后的含水量不超标，则GIS可稳定运行相当长时间，除非GIS发生大的泄漏故障。
7.高压断路器事故实例
【事故处理实例一】 断路器误跳闸事故。
（1）事故经过：某110kV变电站因检修工作完毕后，在恢复送电过程中，执行“合上该断路器”后，在执行断开“另一断路器”时该断路器操作机构机械故障，断路器拒分，烧坏断路器跳闸线圈。运行人员手动打闸跳后向地调汇报，并申请拉开隔离开关，做好处理缺相时应准备的工作。当晚，继电班人员在断路器回路检查时，误碰检修后已合上的断路器的端子，使其断路器跳闸，某变110kV断电。
（2）暴露问题：
1）当时备投屏内端子排标注不清晰，两个断路器没有明显区分。
2）运行人员对断路器没有进行认真核对设备编号、仔细检查回路。
3）工作现场监护人没有进行严格把关。
4）继电保护工作人员近期工作任务重，连续疲劳工作、思路不清晰，造成判断失误。
【事故处理实例二】 DW15—630断路器烧毁事故。
（1）事故经过：事故发生在断路器正常使用1个月后，在2台机组正常发电，供热，某日18时50分主控室事故音响响，2号低压变（6kV/0.4kV）高低压侧开关过流保护超动跳闸；备用电源自投装置动作，低压备用厂变自投成功，但低压备用Ⅱ分支ZKKⅡ自投不成功，低压Ⅱ段母线失电，2号汽机辅助失电；电气运行值班人员立即手合强送低备Ⅱ分支ZKKⅡ断路器（DW15—1500），合闸瞬间低备Ⅱ分支ZKKⅡ又过流动作跳闸，遂立即分断该断路器，低压Ⅱ段失电，2号汽机因真空而跳机。电气值班人员立即赶赴低压配电室，室内已烟气呛人，经检查发现2号送风机电机断路器间隔起火，随后用灭火器灭火，并拉开低压Ⅱ段母线各侧隔离开关，隔离故障点后，测量母线绝缘良好，立即投运2号低压变，于19时20分低压Ⅱ段送电成功，20时20分2号机并网。
（2）暴露问题：
1）断路器内部绝缘性能下降使合闸瞬间严重发热，造成内部相对地或相间绝缘迅速降低，相间短路，放弧，并开始燃烧，逐步趋于完全短路，电流增大，达到2号低压变过流保护动作。失电后再一次强送电，使断路器再一次燃烧，从而造成断路器及相邻设备的烧毁。
2）断路器投运前必须按规定项目对断路器的绝缘性能及各部件动作情况进行详细检查不够。
3）没认真落实对新设备投入运行前后的要求及规定。
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