高压断路器是电力系统发电、送电、变电时接通、分断电器和?；さ缏返闹饕璞?，高压断路器的运行是否可靠，直接关系到线路供电安全可靠性。在高压断路器故障发生部位统计数据中发现，操作机构故障占总故障发生比例约为50%。因此，操作机构作为高压断路器的重要组成部分，成为高压断路器能否可靠运行的关键之一。笔者结合多年运行实例中断路器的操作机构故障进行分析，与读者共鉴，为处理相似故障提供参考。

　　1、 连杆销脱落，不能合闸

　　某日，某35kV变电站停电年检后恢复送电，发现一路35kV高压断路器无法合闸。笔者在对控制电源回路查找后未能发现问题，之后开始对操作机构箱进行检查。通过对操作机构箱的检查发现，操作机构中合闸回路机构连杆销因在年检多次试验过程中松动而脱落，造成储能弹簧释放能量时，合闸机构机械回路连杆未能动作，因此就出现了只听见储能弹簧释放能量的动作声，而未见高压断路器合闸的情况。

　　处理办法：重新连接操作机构中传动连杆销，保证传动半轴的转角符合合闸要求条件，重新储能后即可正常合闸。

　　2 、分闸弹簧偏长，造成半轴扣接量减小，不能合闸

　　某10kV出线由检修转运行时发现，该条线路合闸线圈正常动作，可合闸线圈动作后高压断路器仍保持分闸状态，出现了操作机构空合的现象。在合闸线圈正常动作情况下，初步判断为机械故障，故对操作机构进行拆箱检查。拆箱检查发现：传动半轴的力矩小弹簧弹性减弱，造成操作机构连杆的传动半轴与摇臂扣接量减小，达不到机构规定动作要求，致使分闸脱扣装置长期处于分闸动作状态。故当合闸弹簧释放能量后，摇臂动作未能和传动半轴扣接，造成断路器传动连杆动作后，却未能保持，出现了操作机构假合现象。

　　处理办法：更换同一规格传动半轴的力矩小弹簧，重新调整传动半轴与摇臂扣接量（正常值为2±0.5mm），使其满足安全运行要求。若现场没有备件，可人为调整与传动半轴相连的弯板，使其保持传动半轴与摇臂扣接量在正常值范围内即可。

　　3 、分闸线圈烧毁，不能跳闸

　　某35kV变电站在更换主变35kV侧电流互感器之后，恢复正常送电。在合上主变35kV侧断路器后再继续操作主变10kV侧断路器时，发现主变差动?；ざ?，主变10kV侧断路器跳闸，可是主变35kV侧断路器并未动作。难道是?；せ芈烦鱿治侍?，还是电流互感器接线错误？检修人员在做好安全措施后认真检查了?；ぜ暗缌骰ジ衅鹘酉?，发现新更换的35kV侧电流互感器极性接反，故引起差动?；ざ??？刹疃；ざ饔κ翘鞅渌喽下菲?，为何只有单侧断路器动作呢？检修人员在确认?；の薰收现?，只好对操作箱机构进行了拆箱检查，发现竟然是主变35kV侧断路器分闸线圈已烧毁，故而不动作。

　　处理办法：更换同一规格型号的分闸线圈，重新调整电流互感器极性，对分闸机构试验合格后，恢复正常送电，一切正常。

　　4、 辅助触点机构连杆螺栓松动，不能远动分、合闸

　　某10kV出线由运行转检修时，发现操作面板分闸状态指示不亮，弹簧储能指示灯不亮；后台监控实时装置中分闸指示与弹簧储能指示也无法显示。对控制回路连线及电源进行检查，发现无任何异常。于是初步判定为操作机构故障。对操作机构箱进行拆箱检查，发现分、合闸回路主操作机构连杆与辅助触点同步动作的连杆螺栓松动，造成分、合闸时辅助触点不能同步动作，而本次故障巧合的是：辅助触点所有分、合触点均处于断开状态，故造成了分、合、储能状态不能正常同步显示，从而不能正常远动分、合闸的故障。

　　处理办法：将分、合回路主操作机构连杆与辅助触点同步动作的连杆调整至合适的角度，并将螺栓调整紧固，使其在分、合动作过程能正确、可靠、灵活、不卡涩地动作，修复后一切正常。

　　另外，操作机构中还有因棘轮、棘爪不能驱动储能机构，造成储能保持元件损坏，储能弹簧不能储能，无法合闸；储能弹簧使用年限久远而变长或因操作机构投运前将储能弹簧调整偏短，造成不能正常合闸；储能电动行程开关位置松动、储能回路辅助触点压力弹簧损坏、触点烧死等原因，造成储能电动机储能结束后不能自动停止，造成电机过热烧毁；分、合闸线圈连接触点接触不良，造成回路电阻增加，从而使分、合闸动作力降低，导致不能正常分、合闸等故障。

结束语

　　纵观多次的高压断路器操作机构运行故障，我们认为，正确记录并及时统计高压断路器的动作次数，根据安全运行规程的要求，对其进行全面试验、检修，并严格按照试验周期进行设备预防性试验，全面提高高压断路器及配套设备的健康水平，才是真正解决高压断路器故障、保证高压断路器稳定可靠运行的坚实基础，同时也是提高供电可靠性的重要因素之一。