摘 要：为排除一起LW6型断路器跳闸后油压下降超标而合闸闭锁导致重合闸不动作缺陷，采用堵高压油管管口方法逐个排查，发现主氮气筒存在泄漏，更换氮气筒后缺陷消除，同时建议对运行时间长的此类型机构定期进行油压检测停电维护。

　　关键词：合闸闭锁；O形密封；氮气泄漏；油压检测

　　1 缺陷情况

　　2013年3月，某220kV变电站110kV 某线路131断路器发生A相接地故障， 保护动作跳开此断路器，保护装置面板上重合闸灯点亮，但断路器并未重合，最终位置在分闸状态。

　　2 原因分析

　　①保护跳闸波形图分析。131断路器保护装置LFP-941A在线路故障发生后153ms零序过流II段和距离II段动作，跳开了断路器三相，同时，保护装置在2211ms发出了开关重合脉冲。针对断路器的最终状态在分闸位置来说，在故障发生后的动作过程有两种情形：1）线路发生了永久性故障，保护在断路器重合后再次加速动作跳开；2）保护虽然发出了重合脉冲，但断路器重合不成功。结合站内录波装置收集的动作信息，可发现保护装置在发出跳闸脉冲约150ms后，断路器位置状态确实发生了从合到分的变化（注：录波装置录取了保护动作量和操作箱的跳闸位置接点TWJ），但该分闸状态只维持了约100ms后就消失了，即跳闸位置指示TWJ只动作了约100ms。鉴于保护装置在动作后2000ms才发出重合脉冲，跳闸位置指示TWJ理应持续动作2000ms。也就是说，该位置指示的动作情况与保护装置所整定的重合闸时间2S不相符。此外，因131断路器的最终位置状态在分位，假设断路器确实曾发生重合，但保护装置应再次发出跳闸命令加速跳开此断路器，在保护装置的录波图形和站内故障录波图形中的保护装置动作记录情况应发生两次变化，而不是现有波形图中的一次。因此，可初步判断131断路器在故障发生后只实现了跳闸，纵使保护装置的重合闸脉冲有发出，但断路器并无发生重合和再次跳闸的现象。同时，鉴于跳位指示TWJ串接在合闸回路，可判断合闸回路可能存在异常。

　　② 保护静态检查。a、检查保护装置开入 见表1，各项开入无异常，满足重合闸充电逻辑以及重合闸正确出口条件。现场保护装置面板显示重合闸已经充电完成（CD：1）。b、合闸回路接线检查。断路器在分/合闸状态下，使用电位导通法鉴别其合闸回路为正确。c、断路器机构检测。机构在合闸状态下，断路器位置指示正确，动能储备正常，机构箱内回路接线紧固，各元件并无损坏或烧伤痕迹。

　　表1 保护装置开入情况

　　③ 保护动态检查。通过模拟线路故障，保护装置带131断路器进行整组传动试验，检验其真实动作情况。断路器在合闸位置，动能储备完毕，第一次模拟试验：保护动作开关重合保护加速动作跳闸。断路器只实现了跳闸，并且在这过程中发出瞬间的机构异常信号。此后多次试验中，断路器在合闸状态额定压力下进行分合分试验，也只能实现分合闸，而且伴随着多次压力闭锁开关的发生。

　　④ 油压检测。检查131断路器及机构外观没有明显异常。断开机构储能电源，断路器在合闸状态额定液压力32.6MPa下操作分闸，其压力降至28.6MPa（压降为4.0MPa，超过产品要求的3.5MPa，合闸闭锁压力标准为27.8±0.8 Mpa），达到油压闭锁合闸条件。继续手动合闸后，其压力降至26.0MPa（压降为2.6MPa，超过产品要求的1.8MPa，分闸闭锁压力25.8±0.7 Mpa），达到分闸闭锁条件。细听高压油管、安全阀、泄压阀、氮气筒和低压油箱均没有气体冒出的异常声音现象，检测各氮气筒的漏氮报警装置接点没有接通，后台没有出现漏氮报警信号，也没有出现打压超时信号。手动释压检查预压力为15MPa，低于产品运行要求的17.4～19MPa，确认机构存在氮气泄露，由于各氮气筒没有直观的压力监测，需通过分别堵塞氮气筒高压油管管道，利用建压和降压时的压力突变检测其预充压力大小进行逐个排查法检查。现场再进行堵塞辅助储压器管道测试，发现堵住管道后预压力恢复正常，判断辅助储压器异常并对其更换，更换后检测预压力为17.7MPa，符合厂家要求，但模拟分、合闸操作，其压力下降值虽有缩少的情况（分闸下降为3.6MPa，合闸下降为3.4MPa），但连续分合闸后仍出现机构压力低闭锁分闸，怀疑主储压器存在漏氮情况。继续分别堵住A、B、C相高压油管及命令管，测试预压力及分、合闸压力下降值见表2，确认B、C相主氮气筒存在泄漏。

　　表2 油压测试数据

　　3 氮气泄漏论证

　　LW6型断路器的CY型液压机构设计上有三只主氮气筒安装在每相本置，还有一只辅助氮气筒安装在液压机构箱内，见图1。主氮气筒主要是利用气体被液压压缩后产生势能储备提供各相断路器分合，而辅助氮气筒用于液压机构及其管道内势能消耗的及时补偿，由于各氮气筒没有直观的压力监测，在三只主氮气筒内安装有漏氮报警装置，利用氮气筒氮气泄漏后其内部压力变化而击穿报警装置内的水银包，水银短接探针后接通报警回路。氮气筒的结构是在一个密封的金属筒罐内利用活塞隔离预充氮气和高压液压油，活塞中间有一道O型密封胶圈进行密封使得油气完全隔离，见图2，但受运行时间长，且两侧均有高油压力和气压作用，同时密封胶圈与筒内壁长期摩擦，该密封胶圈会老化或损失后使得在泄压后氮气渗透至油压侧并虽液压油排出，氮气泄漏后造成其预压力降低，但当氮气泄漏的同时高压油也进入到气缸一侧，又使预压力增加，降低与增加的压力基本一致，体现在氮气预压力合格和运行中的油压压力不变，但压缩储能的总气体量已减少，提供不了足够的能量去重合闸，单一操作时油压损耗加大，导致启动合闸或分闸液压的闭锁。

　　图1：液压机构结构 图2：氮气筒结构

　　对B、C相氮气筒更换并进行排气后，分别检测预压力、分、合、重合闸闸压力下降值分别为17.8MPa，2.0MPa，1.5MPa，4.6MPa，均符合厂家要求。同时检查和调整油泵启动压力、油泵停止压力、合闸闭锁压力、分闸闭锁压力分别为31.0MPa、33.0MPa、27.7MPa、25.2MPa，均符合厂家要求。各数据均确认液压机构处理后恢复性能要求，通过模拟重合闸的操作动作正常。

　　4 故障还原

　　LW6型断路器额定运行压力在32.6MPa，当低至31.5MPa时，启动电机打压油泵进行补压。当线路故障发生前，该液压压力值偏低于额定压力临近油泵启动值，即压力在31.7MPa附近。故障发生时，保护装置正确动作并出口跳开线路断路器，但因机构发生漏氮现象，开关动作后，加速了能量的损失，分闸后液压机构压力下降至27.7MPa，低于运行要求的27.8MPa而启动压力低闭锁合闸继电器，断开了合闸回路，使得断路器闭锁合闸而不能重合。此时油泵已启动补压，随即压力高于闭锁值后使开关控制回路恢复正常，上述动作过程，正好可解析本次线路故障的故障录波图中，断路器分位位置指示为什么在持续100多毫秒后便消失。

　　5 结束语

　　定期开展开关机构维护，通过预压力检测及分合操作压力下降测试可提前发现液压机构氮气筒缺陷并及时更换处理。

　　参考文献

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