断路器分闸不到位故障分析与预判

断路器分闸不到位故障分析与预判

真空断路器以其安全、环保和少维护等优势，被广泛应用于电容器投切。但根据现场反馈，真空断路器无法有效开合电容器而引起的事故时有发生，这就使得现场工作人员对其开合容性电流的能力提出了质疑。文章通过对一起真空断路器分闸不到位故障的研究，结合返厂试验数据和解体检查情况进行综合分析，发现因分闸反弹大引起触头熔焊的现象，并提出通过更换老化受损部件、进行整体排查等措施予以解决。同时，针对断路器常规机械分合特性试验不能全面发现运行状态下的分合闸隐患，建议重视真空断路器分闸反弹试验，以保障电网安全稳定运行。

标签：真空断路器；容性电流；分闸反弹

由于真空断路器不存在油断路器可能出现燃爆和SF6断路器在燃弧时可能分解出剧毒气体的环保和安全隐患，且结构简单，维修方便、电寿命长、适用于频繁开断，近几十年间，在电力系统的使用量超过了油或SF6断路器。

随着真空断路器的现场使用量增多，其发生故障甚至引起事故的案例[1-6]也随之增加，特别是用于投切电容器组的真空断路器发生的概率更高。从事故分析看来，基本都由真空断路器不能快速彻底地分合闸所引起的。文献[2-3，7-9]从不同的角度研究了真空断路器本身的分合闸性能，文献[2-3，8]提到真空断路器必须进行电压和电流老炼试验以及提高机械特性以改善分合闸性能，降低重击穿率。文献[7]分析了现有“最大允许弹跳时间的要求”的来源，证明合闸弹跳时间与真空断路器的性能没有直接关系。文献[9]认为真空断路器合闸弹跳可能会导致触头产生烧损甚至熔焊，而合闸弹跳时间只能在一定程度上反映真空断路器的弹跳状况，并不能确切地反映断路器的性能，同时，分闸反弹量大可能导致弧后重击穿，目前减小分闸反弹量的有效措施是加装各类缓冲装置。

虽然，真空断路器无法可靠分合闸的原因以及改善措施不断被提出，但是对现场电气试验人员来说，如何才能通过试验手段，及时准确地发现隐患并防患于未然，才是保证断路器可靠分合闸、安全运行的根本。本文研究一起真空断路器开断电容器组时的分闸不到位故障，通过试验和解体检查，追究故障原因，提出解决措施，并且建议在现行的例行试验项目中，增加断路器分闸反弹试验，以期更全面地发现隐患，防止事故的发生。

1 事故现场情况

2014年8月，某110kV 变电站2#电容器断路器在运行过程中出现一次分闸不到位现象（A、C相有电流，B相无电流），经无电手动分闸，强行使触头分开。该断路器于2013年5月投运，投运时，各项试验结果均合格。

试验人员在现场对断路器进行分合闸操作试验，排查该故障是否由弹簧操作机构所引起。经过近200次的操作，结果显示弹簧操作机构运行正常，断路器分

闸皆到位，无法重现当时分闸不到位的现象。操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压和分、合闸时间以及分、合闸的同期性均正常。但在分闸后出现短时间的尖波，如图1所示。

由于该变电所另一台同厂设备也出现过三相分闸不一致的情况，为进一步检查产品的质量，对该台断路器进行返厂拆解检查。

2 返厂试验及解体检查情况

返厂后试验，从表1的试验数据明显看出：断路器分闸反弹幅值（7.793mm）远远超出规程规定的小于额定开距20%的上限，其余试验数据均满足规程规定。

为了进一步确认分闸反弹量大的原因，对该断路器进行解体分析。

从图2所示断路器灭弧室动静触头的烧损情况来看，动静触头有明显的熔焊粘合现象，断路器分闸不到位应是触头熔焊粘住所致。从图3可明显看出油缓冲器密封圈已明显老化受损，并存在漏油现象。

3 事故原因综合分析

触头熔焊的发生主要有以下几种原因：

3.1 电阻发热

这种方式是由接触电阻的发热使导电斑点及其附近的金属融化而引起熔焊，但其发热需要的时间长，对断路器导电零部件的损伤极大，过程也很明显，很容易被发现并采取相应措施，基本可以排除。

3.2 预击穿的可能性

预击穿产生的电弧，弧体温度很高，使得灭弧室动静触头表面有融化点，合闸时造成动静触头液面接触，冷却后熔焊在一起。

3.3 合闸涌流的可能性

电容器组投入时的主要问题是合闸涌流。涌流的频率较高，可达几百到几千赫兹，幅值比电容器正常工作电流大几倍至几十倍，衰减很快且持续时间很短，小于20ms。涌流过大可能造成灭弧室触头熔焊烧损，通常采取串联电抗器的措施来限制合闸涌流，以减少对系统的影响。

3.4 分闸反弹大引起重燃

此台断路器分闸反弹大，在切除电容器时容易引起重燃，若分闸反弹过大，使得分闸时触头反弹至即将合闸的位置，则会导致熔焊现象，形成一定的熔焊连

接力，使得当时的分闸操作无法完全断开。此台断路器的故障油缓冲器经过生产厂家的解剖分析，发现内部的O型密封圈有老化现象，密封性能减弱，引起油缓冲器漏油，导致分闸反弹能量无法得到快速有效吸收，分闸反弹异常增大，引起重燃，导致熔焊现象，以致无法可靠分闸。

4 事故预控措施

（1）更换老化的密封圈，更换后，重新对此台断路器进行了出厂试验，各项指标均合格，重新投运后，运行情况良好。

（2）对该厂家同批次同型号的所有真空断路器立即进行排查，

主要进行分闸反弹试验，并更换油缓冲器，排查中发现多台电容器断路器也存在类似的分闸反弹超标问题。

（3）例行试验的机械特性测试项目中，不包括斷路器的分闸反弹试验，因此常规的例行试验无法发现断路器反弹超标这个潜在的故障，且造成部分故障断路器的故障原因难以确认。对电容器组的断路器来说，真空泡开断容性电流的能力较开端一般线路的感性电流的能力相对较差，容易出现分闸反弹超标引起电弧重燃，因此，对分闸反弹试验需引起足够的重视。

5 结束语

根据事故原因综合分析结果，此次真空断路器分闸不到位事故是由于油缓冲器密封圈老化导致缓冲器性能下降，分闸反弹明显增大，触头熔焊，最终导致分闸不到位。为了避免事故的发生，保证电网的安全可靠运行，现场运行要求断路器必须可靠分闸，若无法可靠分闸或分闸不到位，都可能埋下严重的事故隐患，常规例行试验项目无法发现断路器分闸反弹，若断路器存在此故障而未被发现，则会大大增加由此而引起的重燃、熔焊等问题发生的概率，因此，在运行阶段，断路器的分闸性能尤其是分闸反弹需引起足够的重视。

参考文献

[1]何东平，孙白，张章奎.京津唐电网并联电容器装置运行情况分析[C].电力电容器学术论文集，2003：8-14.

[2]李电，金百荣，洪金琪，等.真空断路器投切电容器组性能的现状与对策[J].高压电器，2003，39（5）：44-46.

[3]杨立学.机械特性对真空断路器投切电容器组性能的影响及改良[D].电子科技大学，2005.

[4]何满棠，梁伟民，刘润权.一起电容器组真空断路器爆炸事故分析和预控[J].电力电容器与无功补偿，2012，33（1）：69-72.