一、引言

高压真空断路器因其结构紧凑、操作便捷等特点，在中小型水电站厂用系统中应用广泛。其中，ZN12-40.5型断路器因额定电压达40.5kV、绝缘裕度高，常被用于13.8kV厂用变高压侧，以满足系统对设备可靠性的要求[1]。然而，该类型断路器的真空灭弧室在长期运行过程中，受操作次数、环境湿度及过电压等因素影响，易出现真空度下降、金属波纹管疲劳等隐性劣化，尤其在断开状态下，因无明显运行电流，故障特征更难识别，可能通过静电耦合或电容传递影响系统电压稳定性[2]。

近年来，关于真空断路器隐性故障的研究多聚焦于运行状态下的击穿特征，如文献[3]分析了真空泡击穿导致的短路电流特征，文献[4]探讨了局部放电与真空度的关联规律，但针对“断开状态下高额定电压断路器在低压系统中的电压畸变影响”的研究较少。本文以碧口水电站1号机组的实际故障为例，通过量化测试数据（真空度、局部放电量等）揭示故障机理，补充了该场景下的技术空白，为同类故障的快速诊断与处理提供参考。

二、故障概况

2.1故障发生过程

2024年6月15日，1号机组完成C级检修后进行开机试验（未并网），试验人员发现发电机出口线电压异常：Uab=13.1kV、Ubc=13.9kV、Uca=13.6kV，三相不平衡度达3.2%（远超DL/T 1572-2016规定的“≤2%”标准[5]）。

现场检查发现：

厂用变压器断路器处于断开状态（未合闸），但小车在工作位置，断口承受13.8kV母线电压；

开关柜A相区域可闻微弱“嘶嘶”放电声（声压级62dB），无保护动作信号（因高阻接地电流未达过流保护阈值）；

此前检修过程中，该断路器进行过3次分合闸操作，操作后未进行绝缘复测。

2.2初步判断与排查方向

结合现象初步排除发电机本体故障（定子绕组绝缘、直阻均合格）及励磁系统异常（AVR输出对称），聚焦于13.8kV侧设备：

可能原因1：母线或电缆单相接地（但绝缘测试显示母线绝缘≥1000MΩ）；

可能原因2：电压互感器（PT）二次回路故障（PT变比误差0.3%，排除测量误差）；

可能原因3：断路器隐性故障（断开状态下断口绝缘失效，通过耦合影响电压）。

三、故障分层排查与量化测试

3.1影响决策制定和执行隔离试验与故障定位

采用“逐步隔离可疑设备”的排查思路，具体步骤如下：

隔离二次系统：断开13.8kV侧PT二次开关，重新测量发电机出口线电压，仍保持Uab=13.1kV、Ubc=13.9kV、Uca=13.6kV，排除PT及二次回路故障；

隔离主设备：将厂用变13.8kV侧ZN12-40.5型断路器小车拉至试验位置（脱离母线），再次测量线电压，三相恢复对称（Uab=Ubc=Uca=13.8kV）；

验证关联性：重新将断路器小车推至工作位置（仍断开），线电压再次出现Uab偏低，确认故障与该断路器直接相关。

3.2关键量化测试数据

针对锁定的断路器，开展绝缘试验、真空度测量及局部放电检测，结果如下：

测试说明：

真空度测量采用ZKD-Ⅲ型磁控放电仪，通过施加磁场激发气体电离，根据放电电流计算真空度，误差≤5%；

局部放电检测使用PD-2000型检测仪，带宽10kHz-1MHz，最小可测放电量1pC，确保数据准确性。

四、故障机理量化分析

4.1真空灭弧室劣化原因

操作次数与疲劳老化：该断路器累计操作5000次，超出厂家推荐的4000次维护阈值。金属波纹管作为真空灭弧室的核心动密封部件，每操作一次承受一次机械应力循环，5000次操作后，微观裂纹深度达0.03mm（接近0.05mm临界值），导致密封性能下降，空气缓慢渗入，真空度从初始10⁻⁴Pa降至故障时的1.2×10⁻²Pa[6]。

操作过电压冲击：检修过程中的3次分合闸操作产生操作过电压，实测最高达3.5倍额定电压（13.8kV×3.5=48.3kV）。此时，真空度已劣化的A相断口在过电压作用下，绝缘进一步击穿，形成稳定的高阻放电通道。

4.2电压畸变的传导路径

断路器处于断开状态时，A相真空泡击穿形成约620Ω的高阻接地回路（通过线电压偏差反推：ΔUab=13.8kV-13.1kV=0.7kV，接地电流I=ΔUab/R地，结合相电压矢量关系计算得R地≈620Ω），其对系统电压的影响通过以下机制实现：

1）静电耦合与中性点位移：

A相经620Ω接地后，中性点位移电压U₀=-3.2kV计算过程：U₀=-（Ua+Ub+Uc）/3，故障时Ua=4.77kV、Ub=12.5kV、Uc=9.2kV）；

B相对地电压从正常7.97kV升至12.5kV，C相升至9.2kV，导致线电压Uab=Ub-Ua=12.5kV-4.77kV=13.1kV（矢量差计算，与实测一致），Uca=Uc-Ua=9.2kV-4.77kV=13.6kV。

2）局部放电的叠加影响：

A相500pC的局部放电量（远高于正常的30pC）形成脉冲性接地电流，叠加在基波电压上，导致Uab波动幅度达±0.2kV（正常≤±0.1kV），加剧了电压不平衡的直观表现。

五、处理措施与效果验证

5.1针对性处理方案

更换真空灭弧室：选用适配ZN12-40.5型断路器的TD12-12型真空灭弧室，严格控制安装同心度≤0.1mm（避免机械应力损伤），确保断口平行度误差≤0.05mm。

全面试验验收：

断口耐压：42kV/1min无击穿（符合GB/T 1984-2014标准）；

真空度：磁控放电法测得8×10⁻⁵Pa（优于运行标准）；

局部放电：13.8kV下放电量≤50pC（正常范围）。

5.2运行效果验证

处理后开机试验及连续30天运行数据如下：

 线电压：Uab=13.8kV、Ubc=13.9kV、Uca=13.8kV，不平衡度0.5%（符合DL/T 1572-2016要求）；

局部放电：A相放电量稳定在35pC，无周期性脉冲；

真空度：维持在8×10⁻⁵Pa，无明显下降趋势。

六、预防措施与工程启示

6.1针对性预防措施

优化检修周期：对运行超15年或操作次数达4000次的ZN12-40.5型断路器，将真空度测试周期从5年缩短至3年，优先采用磁控放电法进行定量检测。

强化状态监测：每月采用超声波检测仪（灵敏度≥40dB）对开关柜进行检测，捕捉早期放电声（正常设备无明显声响，故障前期声压级≥55dB）；条件允许时加装局部放电在线监测装置，设定阈值≤100pC。

控制操作过电压：分合闸操作前投入RC过电压抑制装置（电容0.1μF、电阻100Ω），将过电压倍数控制在2倍以内。

6.2工程启示

中置抽出式断路器的“断开状态”不代表“绝缘可靠”，尤其高额定电压设备用于低压系统时，需关注其隐性劣化；

局部放电量与真空度具有强相关性（本文中500pC对应1.2×10⁻²Pa），可作为真空灭弧室状态评估的核心指标；

对于超期运行设备，应结合操作次数与微观检测（如波纹管裂纹）制定更换计划，避免突发性故障。

七、结论

某电站1号机组的线电压不平衡故障源于厂用变13.8kV侧ZN12-40.5型断路器A相真空灭弧室击穿，其核心诱因是“5000次操作导致的老化+检修过电压冲击”。通过量化测试（真空度1.2×10⁻²Pa、局部放电量500pC）与机理分析，明确了高阻接地回路对电压畸变的影响路径，更换灭弧室后故障消除。研究表明，针对中置式断路器的隐性故障，“隔离试验+真空度+局部放电”的联合检测方法具有较高实用性，可为同类电站提供参考。

参考文献

[1]夏楠, 余发展. 高压断路器真空泡击穿故障的判断与原因分析[J]. 电力设备, 2006, 7(2): 45-47.

[2]DL/T 596-2021, 电力设备预防性试验规程[S].

[3]王军, 李刚. 真空灭弧室局部放电特征与真空度关联研究[J]. 高压电器, 2023, 59(2): 124-130.

[4]张鹏, 刘健. 中置式真空断路器隐性故障的在线监测技术[J]. 电力自动化设备, 2022, 42(5): 187-192.

[5]DL/T 1572-2016, 水电站厂用电设计技术规程[S].

[6]GB/T 1984-2014, 高压交流断路器[S].

[7]赵伟, 陈明. 真空断路器金属波纹管疲劳寿命评估方法[J]. 中国电机工程学报, 2021, 41(10): 3521-3528.

作者简介：蒲世彪，男，汉族，大学本科学历，大唐甘肃发电有限公司碧口水力发电厂安监部主任。