火力发电厂电气一次设备常见故障分析

摘要：在火力发电厂中，电气一次设备作为电能生成与输送系统中的核心组成部分，承担着电能的开断、控制、保护及转换等关键功能，其运行状态直接关系到整个电力系统的安全与稳定。受高电压、大电流、复杂环境等因素影响，电气一次设备在长期运行中容易出现各类故障，轻则影响运行效率，重则引发重大设备损坏甚至电网事故。因此，深入分析电气一次设备的常见故障类型、成因及其诊断技术，不仅有助于提升电厂设备运行的可靠性和运维水平，也为构建智能化、安全化的电力生产体系提供技术支撑。

关键词：火力发电厂；电气一次设备；常见故障；故障诊断检测

引言：

火力发电厂电气一次设备作为电能生产和输送的关键组成部分，其运行的安全性和可靠性直接关系到整个电力系统的稳定与高效。在多种因素的共同影响下，一次设备如断路器、隔离开关、电流互感器和变压器等容易出现诸如绝缘老化、触头烧蚀、机械卡滞、内部放电等常见故障。研究其故障机理和规律，不仅有助于提高设备的运维管理水平和检修效率，而且可以实现早期故障诊断与预警，防止故障扩大化引发电力事故，保障发电厂稳定运行。

一、火力发电厂电气一次设备常见故障类型及成因

（一）常见故障类型

火力发电厂中电气一次设备种类繁多，其常见故障类型及表现具有明显的设备特异性与运行环境相关性。以主变压器为例，常见故障包括绕组匝间短路、套管闪络、铁芯接地和冷却系统故障，表现为差动保护动作、油温升高、气体继电器报警及油中气体异常等。而高压断路器常见故障有分合闸失败、灭弧室击穿、机构卡滞和辅助触点接触不良，通常伴随机械特性劣化、操作时间延长或拒动，甚至引发开断失效。隔离开关常因触头烧损、接触压力不足或操作连锁失效导致电弧拉弧、设备间隙绝缘降低、误分合现象。母线系统则易受绝缘子污闪、支架松动、母线接头温升等问题影响，表现为局部放电、红外异常热点或直接引发短路接地。避雷器常见击穿、内部放电或泄漏电流超限问题，在雷击或操作过电压下失效后无法有效保护主设备[1]。电流、电压互感器则常见绝缘老化、二次回路断线或铁心饱和，可能导致保护误动作或测量误差。而电缆系统主要故障类型包括绝缘层老化、受潮、水树化和局部放电，往往表现为耐压试验失败、局放信号异常或运行中突然击穿。

（二）故障原因分析

电气一次设备在火力发电厂中的故障成因多样，通常涉及设备本体缺陷、施工安装问题、运行环境恶劣、操作维护不当以及外部扰动等多个方面。首先设备本体缺陷是常见的内因之一，例如变压器绕组存在制造工艺缺陷可能引发匝间短路，断路器灭弧室老化则可能导致灭弧能力下降引发开断失败，互感器铁心材料性能退化则易造成测量误差或绝缘击穿。而施工安装不规范亦是重要诱因，如母线接头未压紧或焊接不良易导致接触电阻增大，引发局部过热甚至烧毁，而电缆接头若封闭不严则在潮湿环境中容易受潮击穿。并且运行环境中的高湿、高温、粉尘及化学腐蚀性气体也会加速设备绝缘老化，降低其运行可靠性，尤其在沿海或工业排放密集区域更为突出。外部扰动如雷击、电压突变及短路电流冲击则可造成设备绝缘瞬间击穿或机械结构受损，尤其在缺乏有效过电压保护与接地系统不完善的场站中更易发生[2]。

二、火力发电厂电气一次设备常见故障诊断检测技术

（一）局部放电检测

局部放电检测是识别电气绝缘系统早期劣化和缺陷的关键手段，尤其适用于高压设备如电缆、变压器、气体绝缘开关设备和发电机定子绕组。局部放电是绝缘内部发生的非完全击穿现象，通常表明绝缘系统已经开始退化。其检测方式包括超声法、电磁波法、高频电流法和脉冲电流法等，通过传感器采集局放信号并分析其幅度、相位、放电频率等特征，从而判断局放位置和严重程度。局放检测不仅可用于设备运行状态下的在线监测，也可在设备停电检修期间进行离线测试。在实际应用中，需特别注意局放信号与外界干扰之间的区分，尤其在高噪声环境下容易出现误判，因此需配合相位同步技术和数据去噪算法增强准确性。该技术的优势在于可实现提前预警，缺点在于对操作人员技术要求较高，且设备投资成本相对较大。

（二）红外热成像检测

红外热成像技术是一种非接触式、可视化的热诊断手段，广泛应用于火力发电厂中母线、断路器触头、刀闸、接线端子等容易发热部位的检测。设备运行中由于电阻增加或接触不良，会在局部形成高温点，通过红外热像仪捕捉其辐射红外能量并生成热图像，运维人员可据此判断是否存在发热异常。红外检测的优点在于其高效率、无干扰、不影响设备运行，可以对大量设备进行快速巡检，尤其适合大型变电站或复杂设备区。在实际使用中，为确保检测结果的准确性，应在设备负荷较大时进行，并控制环境温度对检测结果的干扰，同时对比同类设备或历史数据进行温度阈值判断[3]。红外技术的普及使得早期发热类故障，如接头松动、接触面氧化，能够在不拆卸设备的情况下被及时发现，大大提升了设备维护的科学性和安全性。

例如，在某大型火力发电厂在例行设备巡检中，利用红外热成像技术发现主变高压侧母线接头处存在明显的温度异常。在红外巡检过程中，工作人员使用一台分辨率为640×480、热灵敏度≤0.05℃、测温范围-20℃至+650℃的红外热像仪对主变高压侧出线母线进行全景扫描。系统自动对各个连接点进行了温度标定，发现第7组母线搭接接头温升达到了87.3℃，而相邻正常接头仅为52.6℃，温差高达34.7℃。考虑到该设备运行环境当时的室外温度仅为28℃，而正常母线连接点的设计温升限值为不超过35℃，这一异常已显著超出运行规范允许范围。在确认红外图像中温升异常的同时，运维人员利用红外分析软件对目标区域进行红外等温线与热点追踪分析。

分析显示，该热点呈典型的“锥形发散”结构，热量集中于螺栓结合处并向周围母排延展。这种形态表明发热源极可能位于接触点内部，属于典型的接触电阻升高引发的局部发热现象。为进一步验证红外判断结果，技术人员在负载维持原有水平的情况下，使用激光测温仪进行接点温度复核，实测温度为86.8℃，与热像数据基本一致。鉴于该设备为高压主变出线关键节点，不能长时间停电，运维团队迅速组织带负荷分析与短时检修方案。安排机组降负荷至70%，在此基础上制定了短暂停电处理计划。停电后对接头拆解检查发现，连接螺栓存在严重氧化腐蚀，压接面有明显电弧烧蚀痕迹，接触面积不足原设计的65%，并有微量铜绿析出，说明该部位长时间处于低效导通状态。

（三）振动监测与轴承状态分析

在火电厂中，对于发电机、电动机等旋转类设备，振动监测是判断其机械健康状态的基础方法之一。轴承磨损、不平衡、偏心、松动、转子不对中、齿轮故障等都会表现为不同频率和幅度的振动特征，通过安装在轴承或机壳上的加速度计、速度计等振动传感器，可实时监测设备的振动信号，并通过频谱分析识别具体的故障模式。例如，轴承故障常在高频段出现特定的冲击信号，齿轮磨损则表现为特定倍频的振动峰值。振动监测可与温度监控、电流波动监测结合形成多参数诊断体系。此技术的优势在于早期识别机械故障，避免设备突发停机[4]。

（四）油中溶解气体分析

油中溶解气体分析（Dissolved Gas Analysis，DGA）是变压器等油浸设备绝缘状态监测的重要手段，通过检测变压器油中溶解的气体种类与浓度变化，判断设备内部是否存在放电、过热、电弧等故障。DGA检测可识别的典型气体包括氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔和一氧化碳等，每种气体的生成与特定故障类型对应，如乙炔通常表明存在高能电弧放电，而乙烯则可能代表局部过热。通过比较各气体的相对比例，如罗杰斯法、Duval法，可以进一步确定故障性质。现代DGA技术已实现在线监测，实时分析气体浓度变化趋势，避免人工定期采样带来的时间延迟和误差。

以一座2×660MW超临界燃煤火力发电厂为例，在一次季度预防性检测中，针对主变压器进行油中溶解气体采样分析。在本次检测中，从主变本体顶部放油阀处取油样，送至中心实验室使用GC9890型色谱仪进行检测，检测结果及与前一次检测结果见表1。

表1油气检测结果

对比前一次检测结果，表明可燃性气体呈快速增长趋势，尤其是乙炔与乙烯的比例变化极为异常。根据标准与Duval法进行气体成因分析，从气体种类和浓度看，乙炔的明显升高高度可疑，因为乙炔一般只在高能放电（电弧）中产生，属于最危险的一类故障标志，说明变压器内部可能存在沿绝缘表面的放电行为，并且放电强度已在向电弧过渡。结合设备运行工况，当时该主变处于连续105小时高负荷运行状态，负荷率达97.6%，输出功率约为488MW，油温达到76.4℃，主油箱顶部气体继电器未曾动作，冷却系统运行正常。

鉴于检测气体参数异常并存在局放风险，技术小组立即决定实施连续三日油样检测比对，分析气体增长趋势，结果显示C2H2持续缓慢上升至28 ppm，H2稳定在310 ppm左右，C2H4增至132 ppm，但增长斜率下降，表明故障初步稳定。主变计划停机检修，在停电过程中进行气体缓释处理，通过油滤站进行气体抽取和油体净化，累计抽出气体量2.8L，经色谱再测，C2H2下降至 6ppm，C2H4下降至41 ppm，H2下降至112 ppm。打开变压器上盖进行内部检查，发现B相低压绕组末端压紧垫块处的纸板沿面有明显碳化痕迹，约6cm长，绝缘油有焦糊味道。经分析，原因为垫块微移导致局部电场集中，在长期高电压下形成放电通道。

三、火力发电厂电气一次设备常见故障的预防及处理

（一）日常巡检与维护

科学、规范的日常巡检和维护是防止火力发电厂电气一次设备故障的首要手段，巡检制度应明确频次、具体内容以及记录标准，所有结果应形成电子档案，便于历史对比与趋势分析。维护工作则应包括定期的清洁、紧固、润滑、功能测试及绝缘性能检测，如断路器的机构动作检查与试验、隔离开关触头磨损检查、变压器油位和油质检验等。值得注意的是，在现代火力发电厂中，部分电气设备的运行环境极为恶劣，如粉尘、高温、高湿等条件对设备影响显著，因此应结合环境条件调整维护周期。

（二）故障处理方法

在火力发电厂中，当电气一次设备发生实际故障时，快速、准确地判断故障性质并采取对应处理措施至关重要。例如，断路器拒动故障通常表现为合闸或分闸命令下达后装置无动作，可能由于操作机构机械卡滞、合分闸线圈烧毁、辅助接点接触不良或控制电源断电等原因。处理时应逐步排查二次控制回路、检查电磁铁动作情况、测试弹簧储能装置是否正常，并结合保护系统的动作记录综合判断。又如，发电机定子绕组匝间短路是较严重的故障类型，常伴有强烈震动、输出电压不稳定及绕组局部过热现象。应立即将设备停运，使用匝间电抗法、直流电阻比对法或局放定位方法确认短路位置，必要时对定子绕组进行更换或返厂处理。对于变压器瓦斯保护动作，需根据气体继电器的轻瓦斯或重瓦斯信号进行区分。避雷器击穿故障通常表现为持续泄漏电流大、外壳温升明显甚至爆炸，应通过兆欧表测量绝缘电阻或使用泄漏电流在线监测装置判断其是否劣化，一经发现问题必须更换[5]。处理这类故障应结合现场运行环境、电压等级和历史运维数据，形成标准化处置流程。

总结：

对火力发电厂电气一次设备常见故障的系统分析可以看出，设备类型多样、结构复杂，故障原因既包括设备本体的老化、绝缘退化，也涉及运行环境、操作维护及外部冲击等多方面因素。常见故障如断路器拒动、互感器绝缘击穿、避雷器失效、母线过热等，均具有隐蔽性强、发展迅速、影响面广等特点。在此情况下强化日常巡视与状态检测、推动智能化在线监测系统应用、落实精细化运维管理，是提升设备可靠性和电厂整体安全水平的关键路径。

参考文献：

[1]王子银.发电厂电气一次设备故障检修与处理方法研究[J].装备制造技术,2024,(07):130-132.

[2]王佳.火力发电厂电气一次设备常见故障分析[A].中国电力设备管理协会.全国绿色数智电力设备技术创新成果展示会论文集（七）[C].中国电力设备管理协会:中国电力设备管理协会,2024:3.

[3]李小梦.火电厂电气一次设备故障检测与维修分析[J].中国机械,2023,(23):96-99.

[4]杨竞帆.发电厂电气一次设备的状态检修策略分析[J].集成电路应用,2023,40(05):216-217.

[5]景万里.解析火力发电厂电气一次设备预防性维护与管理[J].中国设备工程,2022,(03):75-76.