例见表8。
表8 2004年各电压等级故障（事故及障碍）台次
电压等级/kV
500
330
220
110
66
35
10
合计
故障台次/台次
28
7
108
123
50
76
392
故障率/台次·（百台年）-1
2.129
1.566
0.895
0.375
0.111
0.043
0.142
占总故障比例/%
7.1
1.8
27.6
31.4
12.8
19.4
100
2004年公司系统12～550kV各电压等级断路器故障率均比2003年有所上升，其中550kV上升42%，363kV上升122%，252kV上升29%，126kV上升72%，35kV上升14%，10kV上升39%。
2004年公司系统550kV断路器共发生故障28台次，全部为SF6断路器，平均故障率为2.129台次/百台年。363kV断路器发生故障7台次，全部为SF6断路器，平均故障率为1.566台次/百台年。252kV断路器发生故障108台次，平均故障率为0.895台次/百台年，其中SF6断路器故障66台次，平均故障率为0.729台次/百台年；少油断路器故障18台次，平均故障率为1.033台次/百台年。126kV断路器发生故障123台次，平均故障率为0.375台次/百台年，其中SF6断路器故障62台次，平均故障率为0.384台次/百台年；少油断路器故障24台次，平均故障率为0.267台次/百台年。
2.3.1 拒动故障原因分析
2004年392次故障中，拒分、拒合共90次，占总故障次数的23.0%，其中拒分39次，拒合51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59次，占拒动故障的65.6%。机构卡涩23次，占拒动故障中由于机械原因引起故障的39.0%；拉杆断9次，占15.3%；轴销松断8次，占13.6%；部件变形损坏6次，占10.2%；弹簧机构储能故障6次，占10.2%；液压机构故障5次，占8.5%；锁扣失灵2次。
机械故障的原因主要是由于机构、铁芯卡涩及部件变形，即产品制造质量不良所致。
在拒动故障中，因电气控制和辅助回路问题造成的共有31次，占拒动故障的34.4%。分合闸线圈烧损23次，二次回路故障3次，微动开关3次，继电器1次，操作电源故障1次。
电气原因主要是因为分、合闸线圈烧损及接触不良、受潮、断线、被腐蚀、端子松动等原因造成。分合闸线圈烧损基本上是机械故障引起线圈长时间带电所致。微动开关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。二次回路故障基本是二次线接触不良、断线、电缆破损及端子松动引起。
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反措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年的早期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。
2.3.2 误动故障原因分析
2004年共发生误动故障10次，占2.8%。因二次回路及元件引发故障5次，占误动故障的50%；因机构机械原因造成3次，占30%；原因不明2次。误动主要是二次回路接线和操动机构机械故障引起，存在的问题有：交直流混接、继电器接点接触不良、机构锁扣失灵、电源电缆破损、端子受潮等。
2.3.3 绝缘故障原因分析
2004年共发生绝缘故障56次，占故障总数的14.3%。其中126～550kV断路器绝缘故障15次，占26.8%；12～40.5kV断路器绝缘故障41次，占73.2%。
56次绝缘故障中，内绝缘故障10次，外绝缘故障3次， TA闪络击穿6次，相间闪络9次，瓷套闪络爆炸7次，雷电过电压导致闪络7次，开关柜内放电6次，灭弧室漏气2次，绝缘拉杆闪络1次，带电显示器放电1次，电缆放电1次，触头盒放电1次，其他绝缘故障2次。
内绝缘故障主要是由于断路器内部存在异物。有的是在安装过程中产生的，有的是在断路器运行一段时间后本体内产生剥落物，从而引发内部放电故障。主要问题是工厂内部装配和现场安装过程中清洁度的控制较差，导致少量杂质残留在断路器内。另外，由于触头及屏蔽罩磨损造成金属颗粒脱落，导致内部放电的故障也时有发生，主要是由于触头及屏蔽罩安装位置不正，摩擦所致。因此减少内部放电的关键是严格控制部件装配质量，以及整体装配和现场安装过程中的清洁度。同时在投运前应进行现场耐压试验和局放试验，最好同时进行操作冲击耐压试验，以尽量发现和清除异物。
外绝缘和瓷套闪络故障主要是由于瓷套的外绝缘泄漏比距和外型尺寸不符合标准要求，以及瓷套存在质量缺陷所致。
开关柜绝缘故障主要有柜内放电、TA闪络和相间闪络等形式。主要由于断路器与开关柜不匹配，绝缘尺寸不够，柜内隔板吸潮，爬距不足，老旧开关柜改造不彻底，未进行加强绝缘措施等。另外开关柜内元件存在质量缺陷，如TA、带电显示器等也多次导致相间短路故障。
2.3.4 开断与关合故障分析
2004年共发生开断与关合故障15次，占故障总数的3.8%。其中按电压等级分，12kV断路器8次；40.5kV
3次；126kV 1次；252kV 2次；550kV 1次。按断路器型式分，真空断路器9次；SF6断路器5次；少油断路器1次。按设备型号分，HPL550TB2重燃；LW6－220HW提升杆脱落造成开断失败；2AP－F1断路器因遭雷击，合成绝缘子闪络，开断时爆炸；SW7－110开断喷油炸裂1次；ZN28型断路器灭弧室爆炸6次；另外ZN73、ZN12、LW16－40.5、CRV－38、FP型断路器各发生1次开断故障。
2.3.5 载流故障原因分析
2004年共发生载流故障9次，占故障总数的2.3%。其中12kV 4次，40.5kV 3次，126kV 1次，252kV
1次。载流故障主要集中在12～40.5kV中压开关设备上，存在的问题是：触头过热，引线过热，常扩大为绝缘故障。主要是由于开关柜的插头接触不良、插接偏心不正等原因导致过热，以致起弧烧坏设备。
2.3.6 外力及其他故障分析
2004年392次故障中，由于外力及其它原因造成211次，占故障总数的53.8%，比去年同期有大幅上升。其中障碍为203次，占此类故障总数的96.2%，事故8次，占此类故障总数的3.8%。其中550kV
16次，363kV 6次，252kV 83次，126kV 90次，40.5kV 12次，12kV 4次。外力及其他故障主要发生在252、126kV开关设备上，共有173次，占82.0%。
126kV及以上开关设备共发生195次，占92.4%。其中少油断路器49次，存在的主要问题是：操动机构漏气严重，打压频繁，零部件短缺造成检修质量无法保证。SF6开关设备共发生146次，机构漏油37次、机构漏气8次、本体漏气发生24次，打压频繁21次，部件损坏34次，其它22次。
造成机构渗漏的主要原因是部件材质加工工艺、机械强度、密封圈（垫）质量、装配质量及油管、油表、压力继电器等的接头质量差所致，另外检修维护质量对机构渗漏油影响也较大。
解决渗漏的关键除应完善阀系统的设计外，首先应该严格控制零部件的材质和加工工艺，对装配工艺和清洁度严格控制，应将液压机构的生产和管理提高到与SF6断路器本体生产要求相同的水平，尤其应严格控制外购外协零部件的质量，对外购外协件制造厂制定严格的进厂检验规程，对密封圈、接头等元件应格外重视，其次应严格控制出厂质量、出厂试验，严格执行行业标准，运输也应严格遵守有关规范。
3 专业管理中存在的问题
（1） 各项技术标准、管理规范亟待贯彻和完善。目前各单位仍依照原国家电力公司“三个文件”开展专业管理工作，成立国家电网公司后，管理方式、范围发生了变化，在这期间，一些单位工作交接不及时，管理范围不明确。2004年底国家电网公司颁布了《高压开关设备管理规范》，很多单位对管理规范和“三个文件”的关系不清楚，造成贯彻力度不够，不利于高压开关专业管理持续稳定发展。
（2） 检修队伍的管理有待加强。一些单位尤其基层单位的专业人员配备不齐，运行、检修人员减少，检修力量不足。从2004年全国变电检修比武活动可以看出，一方面使一部分检修人员得到培训、锻炼，知识和技能得到提高，另一方面也暴露出一些单位的检修人员业务水平差，对所管辖的设备结构、性能、参数缺乏深入了解，造成检修质量差，同类缺陷多次发生，因此，必须大力提高检修人员素质，加强技术培训，以保证检修质量。
（3） 专业工作总结上报不及时、不规范。今年有江苏和宁夏公司未按时上报总结，宁夏公司总结内容简单，开关设备台帐不清、故障分析不详细。
（4） 隔离开关完善化改造问题。随着隔离开关完善化改造工作的深入开展，各单位都已将改造计划、改造资金、改造型号、改造方案等列入年度工作内容。还应继续加强隔离开关完善化工作。
（5） 隔离开关支柱瓷绝缘子断裂问题。2004年隔离开关支柱绝缘子断裂现象较为突出，共发生174起瓷绝缘子断裂或严重缺陷故障。断裂瓷瓶大多运行15年左右，为20世纪八、九十年代产品，这一时期瓷瓶质量差，强度低，而且长期运行老化现象严重。主要有4个特点：①断裂的绝缘子主要集中在1990年前后生产的产品；②瓷绝缘子发生断裂的次数较往年明显增多；③由于绝缘子断裂造成了人身伤亡和变电站全停事故，造成的影响比较大；④新装绝缘子出现裂纹。因而，瓷支柱绝缘子的运行安全问题依然是摆在我们面前的一个严重问题。目前一些单位，如青海、辽宁，广泛采用超声波探伤技术，对新装和在运瓷瓶进行检测，效果较为明显。
（6） SF6断路器检修问题。我国早期投运的SF6断路器已将近20年，很大数量是进口产品，这些设备已经达到检修期限，处于故障多发期，如何对这些设备进行检修已是各网、省公司面临的重要工作。一些地区，如华东、东北、湖北、甘肃、陕西已经开展了一些工作，但目前尚缺乏整体考虑，因此要加强对SF6断路器检修问题的研究。
（7） 绝缘拉杆松脱断裂问题。近年我国电力系统发生多起126kV及以上SF6断路器绝缘拉杆松脱或断裂事故，2003～2004年共发生71次绝缘拉杆松脱或断裂故障。松动影响断路器的开断性能，断裂会直接造成断路器拒动。因此，应加强对绝缘拉杆的监视，尤其是对易发生绝缘拉杆松动的LW6、LW13、LW15、LW25、3AS5等型号断路器采取有效措施，防止此类事故的发生。
（8） SF6断路器机构、本体漏油、漏气、打压频繁等障碍多，经常造成设备停运，严重影响电网的安全运行。
（9） 2004年高压开关柜由于内部故障烧毁设备，甚至“火烧连营”的现象又有上升趋势。高压开关柜由于结构原因，一般没有母线保护，因而开关柜事故常常会对主变压器造成冲击，甚至损坏变压器；另一方面，开关柜事故往往会直接影响到对用户的可靠供电。
（10） 早期生产的LW6系列断路器使用的ZWJ1型密度继电器只有报警压力和闭锁压力2对接点，无盘表显示，不能直观显示设备内部实际的SF6压力值，通过校验发现其压力报警值误差较大，因此无法直接对设备存在问题做出正确判断，严重影响了设备运行的可靠性。
（11） 2003年以前西门子生产的高压断路器液压机构储压筒的2个钢筋抱箍存在质量问题，易发生断裂。
（12） 40.5kV的断路器充胶及电容套管绝缘故障多，多次发生密封不良，造成绝缘击穿，甚至爆炸，各单位应严格按反措中的要求检查测试，定期进行预试。对油断路器应有计划地进行更换。
4 下一步工作重点
（1） 认真贯彻执行国家电网公司颁布的高压开关设备技术标准、运行规范、预防事故措施、技术监督规定和检修规范，实现对开关设备的“全过程”管理，进一步巩固高压开关专业管理工作。
（2） 认真宣贯和学习国家电网公司颁布的“现场标准化作业指导书”编制导则。对开关专业人员进行重点培训，加强开关设备检修工艺及试验技术方面的培训，进一步提高他们的专业技能和专业管理水平。
（3） 按时上报年度开关专业总结，断路器和隔离开关台帐应清晰准确，应注明各电压等级SF6、真空、油开关数量，同时应对开关设备事故及障碍缺陷叙述清楚，分析准确。
（4） 严格按照国家电网公司生产输电［2004］4号文附件三“关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）”中有关规定进行订货。按照隔离开关完善化的技术要求做好开展隔离开关完善化改造工作，不断提高隔离开关设备的健康水平。
（5） 加强对瓷质支柱绝缘子的检查、检测工作，有效预防绝缘子断裂事故的发生。对1990年前后生产的瓷支柱绝缘子，各单位应在充分抽样检测认定的基础上逐步进行更换；对于不能及时更换的设备，在进行操作和检修工作时，应做好足够的安全措施，避免由于支柱绝缘子断裂造成的人身或设备安全事故。
（6） 开展550kV SF6断路器检修工作。制订相关的检修规范和检修导则，认真开展SF6高压断路器检修培训工作，解决已到检修期限SF6断路器的检修问题。
（7） 应加强对LW6、LW13、LW25、3AS5 SF6断路器的检查、试验工作。对发现有问题的绝缘拉杆应及时更换，预防绝缘拉杆松动或断裂造成设备或电网事故。
（8） 继续加强对LW6、LW11、LW12、LW17等几种问题和缺陷较多的设备的维护、检修或改造工作，继续下大力气治理断路器机构渗漏、打压频繁等频繁发生的故障，进一步提高设备的健康水平。
（9） 加快对老旧开关设备的更新改造，特别是运行20年以上的油开关设备。对功能不完善，设计存在严重缺陷的设备应尽快更新或改造。目前，12kV及40.5kV开关设备治理和改造工作发展尚不平衡，12kV设备较40.5kV设备改造进度快，应加快40.5kV开关设备综合治理和设备更新改造进度。
（10） 应对高压开关柜烧毁事故有所上升的趋势引起高度重视，充分运用高压开关柜加强绝缘技术、环境治理及预防小动物等有效措施，防止开关柜烧毁事故的发生，杜绝“火烧连营”事故的发生。
（11） 对LW6系列断路器使用的ZWJ1型密度继电器进行统计更换，建议改为指针式密度继电器，确保设备运行的正常监视。
（12） 加强对西门子生产的断路器液压机构的检查，对储压筒钢筋抱箍出现裂纹的应及时更换。
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