国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院的研究人员胡全义、张阳、左秀江、张星宇、刘天奇，在2019年第10期《电气技术》杂志上撰文指出，近些年，由于断路器在现场安装过程中，质量把控不严格，导致发生异物进入、安装质量不良等问题，导致断路器在投运过程中发生内部放电故障。
本文通过对两起500kV罐式断路器的故障进行分析，得出断路器在安装阶段，没有严格按照标准作业，导致昆虫进入、合闸电阻对中不良，在投运过程中发生内部击穿故障。故加强对安装阶段的监督，加强断路器设备验收与保管、安装质量管理、安装环境的检查、断路器部件的管理以及调试阶段的监督，严格按照标准化进行作业，对断路器安全稳定投运具有重要意义。
SF6断路器在电网中得到了广泛应用，其具有优异的电气绝缘性能和灭弧性能，同时具有占地空间小、可靠性高、操作简单等众多优点。当系统发生故障时，通过继电器保护装置的作用，SF6断路器切断过负荷电流和短路电流，保证系统无故障部分安全运行、不受损坏，减少停电范围，防止事故扩大。
断路器对安装质量有很高的要求。由于断路器在现场安装过程中，质量把控不严格，导致断路器在投运过程中发生内部放电故障。加强对安装阶段的监督，总结事故经验，对断路器安全稳定运行具有重要意义，进而保证整个电网安全、可靠地运行。
1 典型案例分析1.1 案例1
2017年12月某日，在对某500kV变电站充电时，19：31 5021断路器跳闸（外加临时保护动作），500kVⅠ母线失电，当时50531隔离开关进行合闸操作（5053断路器及50522隔离开关在分位），50531隔离开关C相有放电现象，5053断路器C相内部有异响。现场检查发现5053断路器C相气体压力异常升高，二氧化硫、硫化氢、氟化氢、一氧化碳气体含量超出正常范围，初步判断为该断路器内部放电故障。
2018年2月28日，在断路器厂家对故障断路器进行厂内拆解。打开两侧封盖后，发现机构侧静侧合闸电阻掉落在壳体内部，动侧触头脱落；非机构侧静侧合闸电阻掉落在壳体内部，动侧电阻未脱落，壳体内部严重熏黑，如图1所示。合闸电阻动静触头图像分别如图2和图3所示。
经检查，辅助断口绝缘拉杆断裂，合闸电阻辅助触头未分到位。合闸后，导致断路器电阻断口及合闸电阻通流约16min后合闸电阻炸裂，形成对地短路。
经初步分析在安装合闸电阻静侧时，按标准装配作业要求，安装人员应使用导向销和止口定位，确保动静触头位置对中；由于安装人员没有使用导向销定位，导致对中不良，并且安装完毕后没有经过调整，动静侧触头间产生偏差，在合闸冲击阻力和侧向弯力的作用下，绝缘拉杆有折断的可能性。
为了验证对中不良是否会引起合闸电阻拉杆断裂，厂家在厂内装配了合闸电阻对中不良样机，并进行磨合验证。样机在进行了600次磨合后，发现分、合闸特性异常，开盖检查时发现，非机构侧电阻绝缘拉杆断裂。说明合闸电阻的对中不良可能会引起电阻绝缘拉杆断裂，验证了故障分析的结论。
在安装合闸电阻静侧时，在固定好位置后，将电阻动侧操作至刚合位置，确认动静触头的对中情况，调整对中后再紧固螺钉，将此操作定为专检项目，装配员和检验员签字确认执行到位；更改工装、卡具，确保装配对中的准确。
1.2 案例2
2017年11月16日00:51，某500kV变电站500kVⅠ母线保护动作，5011开关跳闸当天环境温度在-15℃～-24℃。额定运行压力下液化温度为-27.5℃，经过现场核实故障前加热带工作正常，压力为0.64MPa，正常。后台检查无相关低压报警与伴热带异常故障报文。经过综合分析判断，排除因低温液化原因导致5011开关内部放电故障。
试验人员对5011、5021、5031和5041断路器进行微水及分解物检测。经现场检测，5011断路器A相二氧化硫含量9.3mg/L，硫化氢含量为11.5mg/L，严重超过正常范围，初步判断为5011断路器A相内部故障。
2018年1月24日，对故障断路器进行厂内拆解。对近机构箱侧的密封盖进行开盖检查，在导电杆屏蔽罩正下方的罐体内表面处发现明显放电痕迹及放电点，且放电痕迹呈现凌乱的划痕状，放电痕迹如图4所示，在导电杆屏蔽罩上也发现了大量的白色漂浮物，同时在屏蔽罩上发现了直径约2cm的孔洞，如图5所示。由于该屏蔽罩材料为铝，因此怀疑大部分白色漂浮物为铝粉。
拆解过程可以发现各零部件连接紧密，无松动、脱落现象，也未发现有零件或紧固螺栓、垫圈缺失等现象，可排除由于断路器现场操作而引起零部件脱落使设备发生绝缘故障的可能性。故障位置屏蔽罩、罐体尺寸满足技术要求，可排除由于零部件加工超差而引起设备发生绝缘故障的可能性。
为进一步分析故障原因，厂家委托某检测公司对在故障位置收集的残留物进行了内部元素定性及定量分析，发现检测样品中含有大量的C、O、Ca元素，其中罐体熔融位置C含量达到36.78%，而设备内部零部件都不含有大量以上物质，因而判断有外来异物分布在罐体故障位置，根据元素分析最大可能为活性有机体（昆虫）。取故障屏蔽罩前端、罐体内附着、熔融位置灰白色粉末状物质做样品检测。
分析结果显示：四个检测样品内部主要元素为F、Al、C，少量元素为Si、Fe、Mg、O，微量元素为Ti、Ag、Cu、S、Ca等元素。由于罐体材料为ZL104合金，屏蔽罩材料为1050铝板，通过对照相应标准和手册，ZL104合金、1050铝板所测少量元素含量符合标准要求。
根据拆解及检测结果，判断本次异常问题原因为：在断路器安装过程中，由于现场人员防护措施不到位，使活性有机体（如昆虫）在套管安装时或通过手孔进入断路器内部，一段时间后由于机械振动使该有机物跌落至故障位置，造成此处电场畸变，绝缘性能降低，最终导致绝缘击穿发生放电故障。
2 经验总结在断路器设备安装过程中，因其受安装环境、工艺流程等影响大，其安全控制因素也非常多，无形中增加了很多安全隐患。为了有效控制安装安全隐患，应严格按照《断路器全过程技术监督精益化管理实施细则》中相关要求对各个阶段进行监督，同时，尤其需要加强设备安装阶段的监督。
1）加强断路器的验收与保管
SF6断路器在运输和装卸过程中，不得倒置、碰撞或受剧烈震动，应安装冲击记录仪。到货开箱检查时，验收人员应对照装箱清单仔细核对产品零部件，各种零部件应齐全、完好，无磕碰、损坏、丢失现象，出厂合格证、出厂报告等证件及技术资料应齐全。
断路器运到现场后，应按照原包装置于平整、无积水、无腐蚀性气体的场地，并做好防雨措施。专用材料、绝缘部件、专用小型工器具及备品、备件等应装置于干燥的室内保管；对充有SF6气体的灭弧室和罐体，存放过程中应按技术文件要求定期检查其预充压力值并做好记录，预充压力值有异常情况时应及时采取措施；套管应水平放置，避免出现倾倒、互相碰撞或遭受外力碰撞导致受损的危害。
2）加强断路器设备安装质量管理
在断路器安装阶段，需要健全质量管理体系，建立安装责任制度，将每台设备安装过程质量控制安排到个人，在每道工序严格按照相关标准进行，完成由相关责任人进行确认签字，监理和施工管理人员做好旁站监督记录并进行签字确认。
由制造厂负责设备现场装配和组装工作，施工单位进行现场配合；现场应具备统一的安装作业指导文件；应全面应用《设备安装关键环节管控记录卡》，强化责任的可追溯。
3）加强对安装环境的检查
安装过程中，应在无风沙、无雨雪的天气下进行；现场不允许出现土建、电气交叉施工现象。灭弧室检查组装时，应在空气相对湿度小于80%的天气下进行，采用防尘棚或者在移动厂房内进行安装，做好防尘、防潮措施，防止异物进入。进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入断路器内部。对重要工艺环节应由技术监督人员进行旁站监督并留存记录。
4）加强对断路器设备部件的管理
断路器绝缘部件表面、金属罐体内应无裂缝、无破损和无杂质情况，绝缘部件连接应牢固可靠；瓷套表面应光滑、无裂纹和破损情况，外观检查有疑问时应探伤检验，金属法兰结合面应平整、无外伤或铸造沙眼。
密封槽面应保持整洁，不能存在划痕、污渍等，密封垫不能重复使用，不能存在变形或有破损情况；密封槽面涂抹密封脂时，不能使密封脂流入密封垫内侧，防止密封脂和SF6气体反应。
5）加强断路器调试阶段的监督
完成断路器设备安装后，最后一项试验也是投运前最重要的一道保障，是主回路特殊交接试验，对断路器的整体安装质量及性能进行检测。交流耐压试验可以检出断路器运输和安装过程中引起的机械和绝缘缺陷。老练试验可以烧蚀设备内细小的微粒或电极上的毛刺、附着的尘埃等。
局部放电测量有助于检查断路器内部固体颗粒、悬浮部件、绝缘子上的裂缝以及导电杆、壳体上的突出物等多种局部放电缺陷。主回路特殊交接试验的方法及标准应按照DL/T 555—2004《气体绝缘金属封闭开关设备现场交流耐压及绝缘试验导则》和GB 50150— 2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》中相关要求。
技术监督人员要全程做好监督工作，监督试验方案、数据记录、试验仪器设备、试验人员是否满足相关标准和预防事故措施的要求。试验过程中，需要对试验方法、试验数据进行严格的监督记录，确保试验真实准确。以便提前发现各类缺陷，及时处理，为安全稳定投运奠定基础。
总结断路器出现绝缘问题往往会造成重大设备损坏和系统停电事故。断路器内部绝缘故障原因也不尽相同，有的是在安装过程中异物进入导致；有的是安装过程不到位，导致安装缺陷；有的是在断路器运行过程中，本体内产生剥落物，引发内部放电故障。因此，加强施工安全和质量控制显得更为关键，在安装调试过程中严格按照相关技术规范和质量管理体系进行，确保断路器安装质量，这也是保障供电系统运行安全的关键。
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