l　前言
    为规范电网设备管理，全面提高高压断路器的运行管理水平，本报告对1999年~2003年全国电力系统66kV及以上高压断路器事故及障碍情况进行了统计，根据运行中发生的故障，进行了原因分析，提出了防范措施，为规范高压断路器技术标准、运行、维护、检修管理及技术监督工作提供依据。
2    1999年-2003年高压断路器运行状况分析
2.1    高压断路器装用情况
    据统计，全国电力系统1999年~2003年66kV及以上高压断路器装用量和年平均增长率见表1。
  
    2003年比1999年增长10743台，年平均增长率为5.27%，其中500kV增长率最高，为14.89%，66kV增长率最低，为3.31%；110kV增长最多，为7562台，其次是220kV，增长1896台。
2.2    事故统计分析
    1999年~2003年共发生事故144次，从事故发生次数和趋势看，其中110kV 61次，占42.4%；220kV 52次，占36.1%；110kV和220 kV断路器事故较多，其中2001年10kV断路器事故次数比2000年增加14次；220 kV断路器事故逐年呈下降趋势；500kV断路器事故在2001年后发生较多。330kV断路器事故率最高，在0.254~0.836台次/百台·年之间，其次是500kV断路器在0.117—0.630台次/百台·年之间，220kV断路器事故率在0.069~0.126台次/百台·年之间。这固然与它们的装用量多少有关，但由于超高压断路器在电力系统中的重要性，必须做好反事故预防措施，提高运行水平。
2.2.1    按事故类型分布
    1999年~2003年高压开关事故按电压等级、类型分布见表2。

    (1)拒分、拒合事故
    1999年~2003年拒动(包括拒分、拒合)事故共发生29次，占事故总数的20.1%，其中66kV 1次，占拒动事故的3.4%；110 kV 11次，占37.9%；220kV 15次，占51.7%；500kV2次，占6.9%。220kV和110kV断路器发生拒动事故最多。
    (2)开断与关合事故
    开断与关合事故共发生7次，占事故总数的4.9%。其中110 kV 5次，占开断与关合事故71.4%；220kV和500kV各1次，各占14.3%。开断与关合事故主要发生在110kV断路器上。
    (3)绝缘事故
    绝缘事故共发生60次，占事故总数的41.7%，是发生最多的事故类型。其中66kV 2次，占3.3%；110 kV 30次，占50.0%；220kV 12次，占20.0％；330kV 5次，占8.3%；500kV 11次，占18.3%。110kV断路器发生的绝缘事故最多，其次是220kV和500kV断路器，绝缘事故的主体依然是110kV, 220kV和500kV断路器。
    (4)误动事故
    误动事故共发生32次，占事故总数的22.2%，仅低于绝缘事故。其中66kV 2次，占误动事故的6.3%；110kV 7次，占21.9%；220 kV 18次，占56.3%；330 kV 2次，占6.3%；500 kV 3次，占9.4%。220 kV和110kV断路器发生误动事故最多。
    (5)载流事故
    载流事故共发生4次，占事故总数的2.8%。其中110kV 3次，占载流事故的75%；220kV 1次，占25%；66kV, 330kV, 500kV未发生载流事故。
    (6)外力及其它事故
    外力及其它类事故共发生12次，占事故总数的8.3%。其中110kV和220kV各发生5次，各占外力及其它事故的41.7%；330 kV和500kV各1次，各占8.3%。
    按事故类型分，主要是绝缘事故、拒动事故和误动事故。
2.2.2    按电压等级分布
    (1)66kV断路器
    66kV电压等级共发生事故5次，占事故总数的3.5%，其中SW2系列2次，SF₆断路器2次，真空断路器1次。
    (2)110kV断路器
    110 kV断路器共发生事故61次，占事故总数的42.4%。其中少油断路器22次，SW6型9次，SW7型5次，SW2型、SW3型各3次，SW4系列2次；SF₆开关设备39次，其中国产设备30次，含GIS设备18次，分别为ZF3 6次，ZF7 5次，ZF5 4次，ZF6 2次，ZF4 1次；进口合资设备9次，其中100-SFM-32B 5次，均为绝缘事故，3APl-FG和8DN9各1次，HPLl45和LTBl45DI各1次。
    (3)220kV断路器
    220kV断路器共发生事故52次，占事故总数的36.1%，其中拒分12次、拒合3次，开断与又合1次，绝缘12次，误动18次，载流1次，外力及其它5次，拒、误动和绝缘事故最多。52次事故中，少油断路器15次，其中SW6系列8次，SW2系列3次，SW7系列3次、SW4系列1次；SF₆断路器37次，主要有LW6型13次、LWll型5次和LWl5型5次、LWl2型3次。52次事故中，国产设备发生事故47次，占220kV断路器事故总数的90.4%，进口合资SF₆设备发生事故5次，占9.6%，分别为ELKSL2-1型2次和ELKSDl4型1次。HGF114/1A型1次，MHMe-1D 1次。国产设备事故比例远高于进口合资设备。
    (4)330kV断路器
    330kV断路器共发生事故8次，占事故总数的5.6%。其中绝缘5次，误动2次，外力及其它1次。从型号分：330-SFMT4次，LWl3型3次，LWl4型1次。
    (5)500kV断路器
    500 kV断路器共发生事故18次，占事故总数的12.5%。其中拒分2次，绝缘11次，误动3次，开断与关合1次，部件损坏(绝缘拉杆断)1次。国产设备发生事故9次，其中LWl2型6次，LW6型、LWl3型、ZF6型各1次；进口设备9次，其中，550PM50-40型2次，HPL一50082型1次，GIS 2次，GFA2型1次，550MlHMe-2Y型1次，500-SFM-50B型1次，3AT2E1型1次。按电压等级分布，110kV和220kV断路器事故数共占事故总数的78.5%。
2.2.3    按事故责任分布
    1999年~2003年事故责任分布情况见图1、图2。


    运行部门责任的为11次，占总次数7.6%；检修部门责任为21次，占14.6%；制造部门为85次，占59.0%；其他为27次，占18.8%。制造质量是影响开关设备安全运行的主要原因。
2.3    障碍统计分析
    1999年~2003年高压断路器障碍情况见表1和图3。

    1999年~2003年共发生障碍989次，每年的年平均障碍率均低于0.5台次/百台年，但220kV及以上电压等级障碍率均高于0.5台次/百台年(除2001年330 kV障碍率)。在989次障碍中，66kV 8次，占0.8%；110 kV 376次，占38.0%；220 kV 547次，占55.3%；330kV 9次，占0.9%；500kV 49次，占5.0%。110kV和220kV共计发生障碍923次，占总数的93.3%，是障碍发生次数最多的两个电压等级。从障碍发生次数看：1999年-2001年基本稳定，2002年比2001年增加了67次，增幅大的主要原因是110kV和220kV断路器的障碍次数增加较大。
2.3.1    按障碍类型分布
    1999年~2003年高压断路器障碍按电压等级、类型分布见表3。

    (1)拒动障碍
    拒动(包括拒分，拒合)障碍共发生148次，占总数的15.0%。其中66kV 1次，占拒动障碍0.7%；110kV 56次，占37.8%；220kV 82次，占55.4%；330kV 3次，占2.0%；500kV6次，占4.1%。220kV最多，其次是110kV。
    (2)开断与关合障碍
    开断与关合障碍共发生2次，占总障碍的0.2%，是发生次数最少的障碍类型。其中220kV和500kV各1次，各占50%。分别为500PM50-40型和LW6-220型断路器。
    (3)绝缘障碍
    绝缘障碍共发生40次，占障碍总数的4.0%。其中110kV 20次，占绝缘障碍的50%；220kV 14次，占35%；330kV 1次，占2.5%；，500 kV 5次，占12.5%。110 kV和220 kV断路器的绝缘障碍占总数的85%。
    (4)误动障碍
    误动障碍共发生63次，占障碍总数的6.4%。其中110kV 10次，占误动障碍的15.9%；220kV 48次，占76.2%；330kV 1次，占1.6%；500kV 4次，占6.3%。
    (5)载流障碍
    载流障碍共发生18次，占总数的1.8%。其中220kV发生10次，占载流障碍的55.6%；110kV 5次，占27.8%；66kV 2次，占11.1%；500 kV 1次，占5.6%。
    (6)外力及其它障碍
    外力及其它障碍共发生718次，占障碍总数的。72.6%，是发生次数最多的障碍类型。其中220kV392次，占外力及其它障碍的54.6%；110kV 285次，占39.7%；500kV 32次，占4.5%；66kV 5次，占0.7%；330kV 4次，占0.6%。
2.3.2    按电压等级分布
    (1)66kV断路器
    66 kV断路器共发生障碍8次，占障碍总数的0.8%，是发生障碍最少的电压等级。其中外力及其它5次，载流2次，拒分1次。
    (2)110 kV断路器
    110 kv断路器共发生障碍376次，占障碍总数的38.0%，其中外力及其它最多，有285次，占75.8%；其次是拒合33次，拒分23次，绝缘20次，误动10次，载流5次。376次障碍中，少油断路器发生193次，占51.3%，其中SW2型79次，占少油断路器障碍次数的40.9%；SW6型79次，占40.9%；SW7型22次，占11.4％；SW4型8次，SW3型5次。SF₆断路器发生障碍183次，占48.7%，其中LW6型56次，占SF₆断路器障碍次数的30.6%，LWl5型13次，LWl7型12次，LWll型8次，LW36型23次，LWl4型12次，LW25型6次。
    在376次障碍中，国产断路器365次，占97.1%；进口合资断路器11次，占2.9%，国产断路器的障碍率远高于进口合资断路器。进口合资断路器中，LTBl45D1型5次，FX11型2次，3APl-FG型2次，SFMT-110型和EDFSV2-1型各1次。
    (3)220kV断路器
    220kV断路器共发生障碍547次，占障碍总数的.55.3%，是障碍次数最多的电压等级。其中外力及其它障碍有392次，占71.7%，是发生次数最多的障碍类型，其次是拒分53次，占9.7%，误动48次，占8.8%，拒合29次，绝缘14次、载流10次，开断与关合1次。
    220 kV少油断路器共发生障碍190次，占220kV断路器障碍总数的34.7％，其中SW2有107次，占少油断路器障碍的56.3%；SW6型为72次，占37.9%．SW7型8次，SW4型3次。220kV SF₆断路器共发生障碍357次，占障碍总数的65.3%。五种型号的断路器障碍次数比较突出，LW6型74次，占20.8%；LWll型62次；LWl7型57次；LWl5型40次；LWl0B型13次。
    220kV国产断路器障碍次数为514次，占障碍总数的94.0%，进口合资断路器障碍次数为33次，占6.0%，国产断路器的障碍次数远高于进口合资产品。
    (4)330kV断路器
    330kV断路器共发生障碍9次，占障碍总数的0.9%。其中外力及其它障碍4次，拒合3次，绝缘和误动各1次。LWl3型6次，330-SFMT、型1次，FX222次。
    (5)500kV断路器
    500kV断路器共发生障碍49次，占障碍总数的5.0%。其中外力及其它最多，有32次，占65.3%，绝缘5次，误动4次，拒合3次，拒分3次，载流、开断与关合各1次。进口合资产品发生障碍20次，占40.8%，主要有3AS2型3次，3AT2-E1型2次，HPl55082型3次，500PM50-40型和ELKSP3-2型各1次，500-MHMe-2Y型4次，OFPTB-550型4次，500-SFM-50B型1次，FX32DL型1次。国产断路器29次，占59.2%，主要为LWl2型12次，L,W6型11次，FA4型3次，LWl3型3次。
2.3.3    按障碍责任分布
    1999年~2003年障碍按责任分布情况见图4、图5。


    运行部门责任的为35次，占总次数3.5%；检修部门责任为207次，占20.9%滞0造部门为658次，占66.5%；其他为89次，占9.0%。制造质量尤其是出厂质量是影响开关设备安全运行的关键因素。
3    故障原因分析
    1999年~2003年共发生事故144次，障碍989次，共计造成高压断路器故障1133次，其中66kV 13次，占1.1%；110kV 437次，占38.6%；220kV 599次，占52.9%；330kV 17次，占1.5%；500kV 67次，占5.9%。
3.1    拒动故障原因分析
    1999年~2003年共发生拒动故障177次，占故障总数的15.6%，其中拒分100次，拒合77次。
    在拒动故障中，因操动机构及其传动系统机械故障导致的有113次，占拒动故障的63.8%。其中拒分61次，拒合52次。机构卡涩34次，占30.1%；部件变形移位27次，占23.9%；轴销松断10次，占8.8%；分合闸铁芯卡涩10次，占8.8%；锁扣失灵4次，占3.5%，拉杆断2次，液压机构26次。机构卡涩故障次数最多，原因一是因为分(合)闸线圈铁芯配合精度差，运动过程中阻力大；二是因为线圈及传动部件发生机械变形或损坏；三是液压机构阀体内阀杆等部件锈蚀。主要是因为部件配合精度差，材质机械强度低，安装质量不高所致，同时也与机构的检修质量密切相关。轴销松断主要是绝缘拉杆(或提升杆)与金属接头连接处轴销断裂或松脱。
    在拒动故障中，因控制和辅助二次回路电气原因造成故障有56次，占拒动故障的31.25%。其中拒分28次，拒合27次。分合闸线圈烧损25次，辅助开关故障14次，合闸接触器故障8次，二次接线故障3次，分闸回路电阻烧坏3次，操作电源故障2次。分合闸线圈烧损基本上是机械故障引起线圈长时问带电所致。辅助开关及合闸接触器故障虽表现为二次电气故障，实际多为接点转换不灵或不切换等机械原因引起。二次接线故障基本是二次线接触不良、断线及端子松动引起。
    拒动故障中，由于外力等其它原因造成9次，占拒动故障的5.1%。
    由于断路器发生拒动往往会引发越级跳闸，造成系统事故，因此运行部门应继续按照相关的要求重视和加强操动机构的检修维护工作，尤其是国产操动机构和运行超过10年以上的进口断路器的操动机构的检修维护工作，有效防止拒动事故的发生。
3.2    误动故障分析
    1999年~2003年共发生误动95次，占故障总数的8.4%。其中二次回路故障48次，占50.5%，液压机构故障12次，操动机构机械故障9次，外力引起3次。
3.2.1    二次回路故障
    主要原因是：端子排受潮绝缘降低，引发合闸回路和分闸回路接线端子之间放电短路，造成误动；二次元件质量差，二次电缆破损；断路器最低操作电压低于标准要求值，在外界干扰下易发生误动；继电保护装置误发动作信号。
3.2.2    液压机构故障
    主要原因是工厂阀体装配质量差，阀体紧固不够，清洁度差，导致密封圈损坏，造成泄漏油或机构泄压，导致强跳或闭锁。
3.2.3    弹簧操动机构故障
    主要原因是操动机构分(合)闸挚子尺寸调整不合适以及弹簧预压缩量不当，机构无法保持，引起自分或自合。
3.3    绝缘故障原因分析
    1999年~2003年共发生绝缘故障100次，占故障总数的8.8%。其中110kV 50次，占绝缘故障的50%；220kV 26次，占26%；500 kV 16次，占16%，330kV6次，66kV 2次。
    在100次绝缘故障中，内绝缘对地闪络放电41次，瓷瓶闪络爆炸10次，绝缘拉杆闪络9次，雷击过电压烧毁开关8次，外绝缘对地闪络放电6次，套管污闪2次，相间绝缘闪络2次，其它绝缘故障17次。内绝缘闪络放电故障主要是罐式断路器和GIS内部有杂物引起均压环或盆式绝缘子放电所致。主要原因是产品装配质量不良，同时也与现场安装质量差密切相关。
3.4    载流故障分析
    1999年~2003年共发生载流故障22次，占故障总数的1.9%。其中220kV 11次，占50%，110kV 8次，占36.4%；66kV 2次，500kV 1次。载流故障主要原因是由于触头接触不良过热造成，由此引起15次故障。其次是引线过热3次，触头烧毁2次，其它原因2次。触头接触不良基本是由于动静触头对中不正，操作时喷口受静弧触头撞击，导致灭弧室喷口断裂，造成开断关合事故或由于触头过热，导致载流和事故。动静触头对中问题主要是在装配过程中，有效保证触头对中的措施，偏差过大，制造厂应装配质量。
3.5    外力及其它故障分析
  1999年~2003年共发生外力及其它故障730次，占故障总数的64.4%，其中障碍有718次，占此类故障的98.4%；事故12次，占1.6%。按电压等级分，220kV 397次，110kV290次，500kV 33次，330kV 5次，66kV 5次。220kV和110kV故障最多，500kV为第三位。外力及其它故障绝大多数没有造成事故，但它反映了开关设备存在事故隐患，威胁设备的安全运行。
    在外力及其它故障中，液压机构漏油、气动机构漏气、断路器本体漏油漏气共403次，占此类故障的55.2%，部件损坏146次，占20%，打压频繁141次，占19.3%，其它原因30次。可见，外力及其它故障主要原因有两个：第一个是漏油漏气，第二个是部件损坏。
3.5.1    漏油漏气
    主要是液压机构漏油和气动机构漏气。打压频繁也是因为机构内漏引起。此类故障主要集中在110kV和220kV断路器的操动机构上。分相操作的断路器，机构泄漏问题更加突出。主要原因是密封圈(垫)老化损坏、阀系统密封不严、压力泵接头质量不佳、压力表接头泄漏和清洁度差等原因引起。另外对于安全阀动作造成的机构泄压或零压值也应注意，一是安全阀动作值不准确，环境温度升高后，安全阀易误动作，二是安全阀动作后不复归，造成机构泄压。液压机构泄漏油频繁是困扰运行部门的老问题，国产断路器普遍存在，随着装用量的不断扩大，严重影响了设备的健康运行，同时也增大了维护检修工作量。解决此问题根本上在于制造厂提高制造水平，提供可靠的产品和备品备件，对于密封垫、密度继电器、压力表、接头等一些易造成泄漏故障的零部件，制造厂应严格质量管理，提高生产工艺。
    气动机构漏气，泄漏点多出现在管路接头、表计接头处。
    SF₆断路器本体泄漏，泄漏点主要是表计和管路的接头部位，密封圈老化和铸件有气孔引起的漏气也时有发生。
3.5.2    部件损坏
    部件损坏主要集中在110kV和220kV断路器，部位主要有密封件、传动机构部件、拉杆、阀体等。主要原因是传动部件机械强度不足，密封件质量差，另外安装、检修质量不高，未及时发现缺陷，甚至使缺陷加剧，也是造成故障的因素。对于密封件损坏主要有两方面的原因：其一，密封件质量差，易老化，寿命短；其二，在检修或装配过程中，密封件受损、位置安装不正或紧固力过大使密封件变形严重，影响其使用寿命。
    提高高压断路器的运行可靠性，降低故障率的根本措施是保证产品的出厂质量，必须坚持高压开关设备的全过程管理，同时要加强专业管理，不断提高运行和检修人员的素质，严格检修管理，保证检修质量，抓好选型、监制、安装、调试、交接等投运前一系列工作。
4    高压断路器故障反映出的主要问题
4.1    制造质量
    SF₆高压断路器是免维护或少维护的电器设备，其运行可靠性决定于产品的制造质量，尤其是出厂质量。
    根据1999年~2003年110kV及以上SF₆高压断路器的故障统计，属于制造质量引发的故障约占65%。无论是国产设备或进口、合资设备，在运行中以及基建安装过程中都发现不少制造质量问题，但进口设备的整体制造工艺、原材料均比国产设备好，所以产品的运行可靠性，尤其是机械动作可靠性均好于国产设备。国产设备的主要质量问题是液压操动机构、机械传动和密封部件的原材料质量差，工艺相对粗糙，二次配套件质量差，生产过程中的质量控制和检验不够严格等，从而导致漏油、漏气、部件损坏和变形、二次回路元件失灵损坏等质量问题。虽然未造成重大事故，但大量的障碍和缺陷严重地影响了电力系统的可靠运行。近年来，进口和合资企业的产品质量问题比较突出。因此，在严格控制国产SF₆高压断路器质量的同时，不能忽视进口或合资企业产品质量问题。
4.2   110kV及220kV少油断路器的更新
    据1999年~2003年的故障统计，110kV和220kV少油断路器共发生事故37台次，占110kV和220kV断路器事故总数的32.7%，共发生障碍383台次，占110kV和220kV断路器障碍总数的41.6%，110kV，220kV少油断路器故障数占110kV和220kV断路器故障总数的40.7%。大量老旧少油断路器已是110kV和220kV系统安全运行的明显薄弱点。因此，必须有计划地加快少油断路器的更新换代步伐。
4.3    老旧SF₆断路器的检修
    我国早期投运的SF₆断路器最长已运行了20余年，大多已接近20年，如阿尔斯通公司FX32，FX22，日立公司OFPT-550，OFPT-300、三菱公司的SFMI、西门子公司的3AS5，3AT2，MG公司的FA4，FA2，ABB公司的HPL，ELFSI、平顶山高压开关厂的LW6系列和上海华通开关厂的220kV罐式断路器等。这些设备已超过或将要达到其检修年限，目前处于故障多发期，建议各网、省公司应及时安排设备的检修。
    对SF₆高压断路器的检修，虽然一些地区，如华中、湖北、上海、华东、西北、东北等地已进行了一些工作，但对检修周期、检修方式以及检修条件、检修工艺、检修力量、检修内容和备品备件等问题，目前尚缺乏整体考虑(尤其对进口SF₆断路器的检修)。因此必须尽早对SF₆断路器的检修提出具体方案，以保证系统的运行安全。
4.4    检修管理和检修质量
    1999~2003年由于检修质量造成的故障占20.1%，即l/5的故障是检修部门的责任。国外的电力企业基本上只负责正常的检查和维护，因此建议改变目前的检修体制，将检修工作交由制造厂承担。
    目前电力系统高压断路器检修工作的主要问题是由于高压断路器量大面广，检修工作量很大，而检修技术力量和检修技术水平不高，专业检修班组不专，检修技术人员少、力量薄弱，检修内容和检修质量难以保证。因此造成大量设备长期失修，健康水平不断下降。
    另一个问题是检修管理不严，尤其是检修计划和检修质量控制不严，往往出现大修变小修，小修变临修。目前开展的“状态检修”被一些单位利用为长期失修的借口。
    高压断路器随着电力系统的不断发展，装用量平均以每年5%~6%的速度增长。加强检修管理、保障检修队伍的技术力量和技术水平，探索“状态检修”技术，按照“应修必修，到期必修、修必修好”的原则作好检修工作，保证检修质量，是当前保证高压断路器安全运行的重要手段。
4.5    绝缘性能
    绝缘性能是SF₆断路器，尤其是罐式断路器和GIS的质量关键，出现绝缘问题往往会造成重大设备损坏和系统停电事故。如贵阳500kV变电站合闸电阻爆炸事故、柳州沙塘变绝缘拉杆闪络爆炸事故，大同二电厂合闸电阻瓷套闪络爆炸事故，不但造成惨重的设备损坏，而且导致主变、机组和母线停电事故。据1999年~2003年对72.5kV及以上断路器故障的统计，五年共发生绝缘事故61次，绝缘障碍41次，其中内绝缘闪络放电事故41次、绝缘拉杆闪络11次，瓷瓶外闪16次(10次造成瓷瓶爆炸)，110kV SF₆断路器在热备用状态下因雷击断口闪络击穿爆炸8台次。内绝缘对地闪络放电基本发生在罐式断路器和GIS内部，均因内部存有杂物引起，反映出工厂装配质量或现场安装质量存在问题。外绝缘闪络故障主要与设备选型和运行方式有关，110kV SF₆断路器多次发生热备用状态下雷击过电压断口闪络爆炸，说明断口绝缘未满足运行工况要求或装配质量未满足技术要求。减少绝缘故障，尤其是内绝缘故障的关键是要保证绝缘部件的质量，如盆式绝缘子、内部支持绝缘件和绝缘拉杆的制造质量和绝缘性能，在装配前应进行绝缘和局放试验，出厂和投运前应进行标准规定的绝缘试验。高压断路器的外绝缘爬电距离应根据使用地区和运行工况进行选择，经常处于热备用状况下的断路器应考虑增加避雷器保护。
4.6    绝缘拉杆松脱断裂
    我国电力系统已经发生多次220kV及以上SF₆ 断路器绝缘拉杆拉脱和断裂事故，在停电检查中，也发现有大量绝缘拉杆松动、变位以及连接件局部损坏现象。1999~2003年共发生绝缘拉杆故障12台次，仅2003年就发生3次绝缘拉杆事故，发现各型断路器绝缘拉杆缺陷52台次。2003年发生了LW13-550绝缘拉杆拉断的重大烧机事故和3AS5绝缘拉杆断裂的未遂事故。绝缘拉杆拉脱或断裂往往会引发绝缘事故和瓷瓶爆炸事故，还可能造成非全相运行导致事故扩大。因此，应该加强对绝缘拉杆的监视，尤其是对已经多次发生绝缘拉杆松动、拉脱和断裂事故的LW6型、3AS5型、HPL型断路器应该采取有效措施，杜绝此类事故的发生。
4.7    非全相运行和发电机保护
    目前我国发电机组绝大部分采用发电机一变压器组扩大单元接线，这种接线方式最大优点是省掉了发电机出口保护用发电机断路器，从而也省掉了相应的继电保护装置。这种简化接线方式会带来另一个问题，即当出线断路器发生一相或两相拒动、误动或断口绝缘击穿而导致非全相运行时，变压器和发电机的保护将成为很大的难题。以往的事故中，已经发生多次因变压器高压侧断路器发生非全相运行导致变压器损坏和发电机烧毁事故，2003年6月2日内蒙丰镇电厂5号发电机烧损的重大事故就是由于断路器非全相运行而引发。因此应采取可靠措施防止非全相运行引发事故。
4.8    进口或合资企业的市场准入
    随着我国电力工业的迅猛发展，尤其是三峡工程、西电东送、全国联网和发电厂建设，大量进口高压SF₆开关设备已经并正在进入我国电力系统，近年在安装、调试和运行中已发生不少产品质量问题，有些造成重大事故，影响工程进度和系统安全运行。如何对进口产品质量进行必要的控制，达到何种标准要求才能进入我国电力系统，合资厂具备何种资质和生产条件、检测条件才能允许其产品进入我国电力市场等问题，长期无明确的管理办法。建议对进口或合资企业产品的市场准入尽快制订有关规定。
4.9    高压断路器的合-分时间
    高压断路器的合-分时间(空载)是其额定时间参量，当进行各种开断性能试验时，断路器的合-分时间均应符合其额定的合-分时间。合-分时既影响断路器的开断性能，也影响线路永久性故障时系统稳定时间的整定。
    近几年来，随着电力系统容量的不断增长，大部分原有电网中使用的220kV，330kV和500 kV断路器的开断容量已经接近其额定短路开断容量。根据对一些运行单位现场实测数据和制造厂出厂试验数据的调查发现，电网运行中的高压断路器的实际合-分时间普遍小于产品技术条件中规定的额定值和型式试验时使用的合-分时间。这种现象说明，很多用于电网中的高压断路器的实际合-分时间的开断能力没有得到试验考核。合-分时间存在的这种差异对电网的安全稳定运行构成了潜在威胁。
    目前，国家电网公司已经要求有关制造厂对本厂生产的高压断路器的合-分时间实测值、技术条件中的规定值和型式试验中的试验值进行检查，同时也要求各网、省公司对运行中的断路器的合-分时间进行实测和调查。根据调查结果制订解决方案。合-分时间将作为产品选型、招投标和鉴定时的一个重要参数进行审查。
5    应采取的技术对策和防范措施
5.1    健全和稳定高压开关专业队伍，贯彻执行“高压开关设备管理规定”，强化专业管理。
    “高压开关设备管理规定”是作好电力系统高压开关设备专业管理工作的组织保证，其核心是实行高压开关设备的分级、分工负责，建立各级岗位责任制，其目的是建立一支强有力的专业技术队伍，形成电力系统高压开关专业管理体系。有了组织健全的专业队伍才能贯彻落实专业工作的技术方针、技术政策，对高压开关设备施行有效的专业管理，保证高压开关设备的安全运行。
5.2    以预防为主。制订并落实各项“反事故技术措施”。
    根据运行经验和对高压开关设备的事故分析，针对运行中不同厂家、不同型号、不同电压等级、不同地区高压开关设备存在的问题，制订相应的反事故技术措施，预防各种故障的发生。
    应建立“事故预警”和“事故通报”制度，发生高压开关设备重大质量事故和重大责任事故，要科学地、实事求是地对事故原因和事故责任进行分析，提出相应的反事故措施，如实向国家电网公司生产运行主管部门上报，并发出“事故通报”，防止类似事故的发生。对重大的产品质量事故要追究制造责任，采取必要的处理措施，如“停止订货”、“停止发货”等，并可考虑建立高压开关设备的“招回制度”。
5.3    加强检修管理、提高检修质量。
    加强检修管理，提高和确保检修质量是保证高压开关设备安全运行的重要手段。要加强检修计划的安排和管理，加强专业检修班组的建设，完善检修班组的规章制度，加强技术培训和考核评比，使检修工作向规范化、标准化和科学化发展。在进一步探索“状态检修”规律的同时，应继续贯彻“应修必修、到期必修、修必修好”的检修原则，加强运行巡视、运行分析、预防性试验、设备缺陷和隐患的管理，建立完善的检修质量保证体系。
5.4    抓紧早期投运的500kV高压断路器的检修
    国家电网公司所辖电力系统中，早期投运的500kV及与之配套的220kV SF₆断路器运行时间已达20余年。由于部件磨损和老化，已处于事故高发期，应尽快制订大修或更换的原则和检修政策。
5.5    加强高压开关设备的全过程管理
    以往工作证明，要保证高压开关设备的运行安全和降低故障率，仅对投运开关设备作好工作是不够的。投运前设备的技术性能及试验验证、制造和设计选型、基建安装和调试、交接验收等一系列质量环节是决定投运后设备运行可靠性的基础，“先天不足”的设备一旦投运将后患无穷。因此，高压开关设备的专业管理工作必须前移，作为电力系统生产运营的技术管理单位，应建立一系列全过程管理工作的规章制度，如“产品鉴定管理制度”、“设备选型管理制度”、“设备招投标管理制度”、“设备监造管理制度”、“电力市场设备准人制度”、“基建安装工程质量监督制度”、“交接验收管理制度”等。
    提高高压断路器的运行可靠性，降低故障率的根本措施是保证产品的质量，必须坚持高压开关设备的全过程管理，同时加强专业管理，不断提高运行和检修人员素质，严格检修管理，保证检修质量，抓好选型、监造、安装、调试、交接等投运前一系列工作。