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。
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