高压断路器作为电力系统中不可或缺的装置，起着重要的保护和控制作用，特别是在电网规模不断扩大的情况下，高压断路器所发挥的作用越来越重要，当然对它的运行也提出了更高的要求，因此，保障高压断路器的安全、稳定运行具有重要的意义。

提高高压断路器运行水平的方法主要有两种：一是高压断路器本身生产质量的提高;二是实施必要的检修和维护减少或者避免故障的发生。但由于电力系统中所使用的高压断路器数量众多，以传统的计划检修方式来维持高压断路器的正常运行逐渐凸显出诸多问题，如工作量大、成本高、检修不彻底等，已经无法满足大规模高压断路器的安全、稳定运行，基于此，有必要对高压断路器实施针对设备实际运行工况的在线监测，以便实时掌握断路器的工作状况、缺陷部位，减少不必要的停电试验和检修，提高故障诊断的有效性，保证断路器运行的可靠性和稳定性。

与国外相比，我国断路器状态监测还处于发展阶段，因此，对其进行研究无疑具有更为实际的意义。文章以高压断路器常见故障及检修为基础，针对性的根据易发故障的重要部位和常见的故障类型提出状态监测方法，从而为故障诊断提供精确的数据参考，以便准确、快速的根据故障实况采取有效的故障检修方法。

1.断路器常见故障

断路器的工作状态直接关系着电力系统运行的稳定性与安全性，对断路器的常见故障及检修方法的总结和归纳是进行深入研究断路器状态监测与故障诊断的基础，这对状态监测项目的确定，及准确的故障诊断和快速的故障处理具有重要意义。笔者对所在单位近几年断路器的故障进行了统计，数据表明，拒动、误动、绝缘、载流等故障最为突出，需要根据不断类型的故障采取不同的检修方法，具体归纳如下。

1.1 拒动故障

高压断路器拒动故障分为拒分故障和拒合故障两种，其中拒分最为严重，往往会导致越级跳闸，造成系统故障，扩大事故范围，拒动故障的产生是由多方面因素导致的。

首先是机械方面。操动机构及其传动系统机械故障是导致高压断路器拒动的主要原因。故障的诊断和处理需差异化对待，对于液压操动机构导致的故障，先检查气压表及其低压闭锁装置，核查低压闭锁装置动作是否正确，液压操动机构内部及其液压回路检查由专业人员处理;对于气动操作机构导致的故障，查看是否因为压缩空气管道回路中排水不及时而产生的冻结导致的，若存在冻结，应立即解冻，排净水污，然后检查压缩空气管道回路中各部件是否正常运行，证实低气压闭锁动作的正确性;若都没有问题，则可能是内部元件及压缩空气管道回路故障。

其次是电气方面，侧重于电气控制和辅助回路方面的问题，如分合闸线圈烧损、端子排接线脱落、辅助开关节点接触不良等。在诊断电气故障时，先检查电气控制回路的直流电源电压，若电压值低于规定值，需调整到规定值，然后在运行的状态下对电气控制回路及其原件进行检查，操动机构辅助原件导致的故障需专业人员处理。

最后是断路器本体及其中间传动机构故障。如灭弧室动调整不当、动触头绝缘拉杆脱落、动触头的绝缘拉杆损坏（折断）等。断路器本体及中间传动机构故障所致的拒动故障，同样应先检查压力表及其低压闭锁装置动作的正确性，查看SF6气体压力降低是否是低温所致，断路器加热装置运行是否正常，若存在故障，应作恢复处理;如果是漏气所致，应补充气体后，退出运行检查;若内部元件存在故障，需退出后处理。

1.2 断路器误动故障

高压断路器误动故障的产生主要是由二次回路接线和操动机构机械故障引起的。操动机构中分合闸电磁铁动作电压低，当操作控制回路中直流系统接地时，断路器误分或者误合。另外，操动机构分合闸电磁铁锁扣扣入太少，当运行中断路器周围因某种原因有振动时，使其在无指令时会自行分合闸。

对于以上两种断路器误动故障的诊断和处理措施如下：首先检查设备控制回路的直流系统有无接地故障，然后查看附近相关地点或工作有无强烈振动，排除周围环境或者是人为因素后，退出运行后检查处理。

1.3 绝缘故障

从笔者所统计的数据得出，高压断路器的绝缘故障发生的次数也是比较多的，其中，内绝缘故障、外绝缘和瓷套闪络故障最为常见。外绝缘故障一般较容易检查和处理，对于高压断路器内部存在异物的内绝缘故障需要专业人士进行检查。

1.4 载流故障

断路器载流故障主要是由于触头接触不良过热或者是引线过热造成的，这种状况下应联系电力调度部门减轻负荷。新安装的断路器触头接触不良主要是由于动触头与静触头没有对中，接触不良导致载流或绝缘事故，此时需要加强监视，减少负荷，做好解体检查准备。

1.5 泄露故障

对于液压操动机构，可能由于高压放油阀关闭或密封不严、液压油管道回路中接头有漏油等导致的液压机构漏油;对于气动操动机构，可能是压缩空气回路管道接头有漏油、储气罐的放水阀关闭不严等导致的气动机构漏气。

发生液压机构漏油故障，应对液压油回路管道进行细致检查，发现截止阀关闭不严的地方立即关好;对于气动机构漏气的情况，对机构的压缩空气回路管道的阀门和连接部位检查是否渗漏，对机构及其回路中的阀体和部件发现异常时退出运行后查明故障。

除了以上所述各类故障外，还有高压断路器开断、关合故障以及部件损坏故障等，可以看出，高压断路器故障类型太多，都有可能对其正常运行产生影响，加上断路器数量的不断增多，若依旧沿用传统的计划检修模式，很难满足目前电力系统运行和发展需求，迫切需要实施基于实时运行的状态监测。

2.高压断路器状态监测

从目前我国的状态监测技术发展现状来看，目前还无法针对高压断路器的每一个部位实施针对性的在线监测，因此，笔者根据上文所总结的各类故障，基于监测技术的可行性及监测部位的重要性，提出以下具体在线监测策略。

2.1 灭弧室在线监测

高压断路器优良的绝缘和灭弧性能是其被广泛应用的重要原因，但在实际运行过程中，多种因素的共同作用会导致灭弧性能和绝缘性能会降低。SF6高压断路器灭弧室最常见的故障是泄漏问题与微水超标问题，泄漏问题可通过检测气体压力或密度来检测。

2.1.1 SF6气体密度的监测

SF6性能主要取决于它的密度，密度降低会导致其绝缘性能和灭弧性能的降低。另外，由于密度的降低主要是由于气体的泄露引起的，而气体的泄漏将带来外界水分的渗透，最后导致 SF6气体中含水量增多，因此，对实际运行的SF6气体密度进行在线监测是很必要的，但监测气体的密度又是非常困难的。因此，可通过监测气体的压力来反映气体的密度。

在此情况下断路器通常设有两级警告信号，即一级补气压力信号和二级闭锁压力信号。通常状况下，补气压力信号低于额定气压约10%，闭锁压力又低5%。另外，在灭弧室没有发生泄漏的情况下，气体的压力还与温度有关，气室的压力随着温度的上升而升高，在工程实践中，根据测量时的温度便可在SF6温度特性曲线上查出当时的气体压力值，然后判断灭弧室的泄漏情况。

可能造成断路器运行发出SF6气体压力低于规定值信号的原因主要有以下几点：一是地区冬季气温突然大幅增加;二是监视气体压力报警系统故障;三断路器主体密封面或气体压力表接头充气、或取气样气阀密封不严实有严重漏气;对于第一种情况，SF6气体确因冬季气温突然大幅下降而降低，应对罐体加温设施进行检查，并投入运行;对于第二种情况，对SF6气体密度继电器和气体压力表的指示值进行核对，找出误发信号原因进行处理;对于第三种情况，如因漏气造成压力降低，首先应给断路器补充SF6气体，在查明漏气处是否是压力表、充气或取气样阀等处，条件允许的话可以在运行中进行处理，如果是套管法兰、工作孔盖板等相关连接面密封造成漏气，应加强监视，退出运行后进行处理。

2.1.2 断路器微水含量的监测

SF6气体中的水分会使得其绝缘性能和灭弧性能就会显著下降。另外，其工频闪络电压也会随之下降。此外，还会导致断路器触头发生电弧放电时产生有潜在危险的化学物质。综上，对断路器的微水含量在线监测是及其必要的。SF6气体含水量的测量方法有重量法、电解法、露点法、电容法等，不同的测量方法会得到不同的测量结果，笔者建议采用电解法和露点法作为日常的测量方法。

造成SF6气体中微水含量超过规定或接近允许的最大值的原因是多方面的，需严格按照监测工艺规定排除测量仪器中原有的空气后取气分析，得出正确数值;监测补气时的操作;以上两者均无问题，则对该断路器加强监测，如果运行中的SF6气体的微水含量继续上升且速度较快，则应该将断路器退出运行进行彻底处理;结合前述内容确定SF6断路器实时状态监测内容如下：气压、密度、露点值、微水含量、工作环境温度、气压变化率、20℃时气压。

2.2 高压断路触头电寿命的在线监测

断路器每次开合都会使断路器触头产生一定的损伤，一般以触头在开断时的磨损来衡量断路器电寿命，它是衡量断路器的重要指标之一，因此，电寿命是断路器在线监测的重要参数。影响断路器电寿命的因素有很多，主要因素是电磨损，包括灭弧室、灭弧介质、触头这三方面，起决定性作用的是触头的电磨损。目前，对电寿命的研究计算很多，如累计开断电流或电弧能量法、累计开断电流加权法、计及燃弧时间加权评估法、触头相对电磨损与相对电寿命法等。

这些方法中，只有计及燃弧时间加权评估法可直接计算出触头的电磨损，其他方法均是间接表征电磨损;其次，触头相对电磨损与相对电寿命法可以针对不同种类的断路器进行评估，也可以较准确的表征断路器的电磨损情况。由于另外两种方法中可耗总量也是可以求取的，所以也可以很好地描述电磨损的损耗情况。在此，笔者建议选取触头相对电磨损与相对电寿命法实施在线监测。

3.结语

文章根据高压断断器的故障类型主要从两个方面实施状态监测，为后期的故障诊断和处理提供参考，减少故障发生率，提高故障处理效率，以保障电力系统的安全、稳定运行，如上文所述，目前的监测技术无法对高压断路器每一个可能出现故障的部位进行有效的监测，因此，需要进一步加强研究，提高断路器的综合监测效率。