火力发电厂主变压器常见故障分析及处理措施研究

近年来，火力发电厂在我国各地的规模持续扩大，其日常运行维护管理工作也随之不断升级。然而，通过实际调研发现，部分电厂在开展工作过程中，对主变压器等关键设备的运维管理仍然存在不足，导致设备运行时频发故障，影响整个火力发电厂的正常运行。为改善这一现状，本文将聚焦于火力发电厂主变压器的常见故障及其处理措施，旨在提升设备管理水平。

1 火力发电厂主变压器概述

1.1 用途

主变压器在火力发电厂中主要用于输送电力，通过电磁感应原理实现交流电压变换，将发电机输出的低电压、大电流电能转换为适合远距离传输的高电压、小电流电能，确保电力顺利输送，显著降低输电能耗。

1.2 结构

主变压器主要由绕组、铁芯、油箱、保护装置等部件构成。绕组是主变压器电路的重要组成部分，由铜线材料绕制组成，提供绝缘保护。铁芯的材质是高导磁硅钢片，表面涂抹绝缘漆以减少涡流损耗。油箱可存储变压器绝缘油，用于降低绕组与铁芯温度，并提高主变压器绝缘性能。保护装置、套管与调压装置部件，能保证主变压器的安全、稳定的运行。如图1 所示（来源于网络），展示了主变压器的典型结构。

图 1 主变压器结构示意图

2 火力发电厂主变压器常见故障分析及处理策略

2.1 接地故障

主变压器运行时，绕组部件可能出现接地故障，原因包括绕组绝缘失效、接头松动、接地电阻过大等。具体成因如下：

（1）热老化。主变压器长时间处于高温运行状态或运行时间过长，可能导致绕组受损、绝缘材料老化，如果叠加在环境复杂或在恶劣环境条件下持续运行，如潮湿、污秽或化学腐蚀的环境，则会加速上述后果产生，出现绝缘材料脆化、龟裂、脱落，绝缘强度下降等问题，最终引发绕组绝缘接地故障。

（2）过电压冲击。变压器出现过电压现象时，容易导致绕组的绝缘层被击穿，引发接地故障。

（3）绕组接头松动。主变压器运行中的长期振动或机械应力导致绕组接头松动，形成放电通道。

（4）接地系统异常。接地电阻过大导致主变压器的故障电流无法有效导入大地，使绕组的绝缘层承受持续的过电压而击穿，从而导致绕组出现接地故障。

（5）铁芯多点接地。主变压器铁芯多点接地引起环流，使铁芯表面温度急剧升高，进而油温也异常升高。导致绝缘效果下降甚至失效，引起接地故障。

处理接地故障时，需根据具体原因选择处理方法。

（1）绝缘修复。如接地故障由绕组局部受损导致，可采用局部修复绕组方法处理故障，主要包括重涂绝缘漆或更换绝缘纸；严重老化则整体更换绕组。

（2）由过电压冲击引起接地故障，应加装避雷器或过电压保护器防御冲击电压。

（3）接头加固。如绕组接头松动应重新紧固松动接头，必要时采用焊接加固。

（4）接地系统改造。如接地故障由接地线路导致，需检查接地装置连接可靠性，降低接地电阻至合格范围。如铁芯出现多点接地，应消除铁芯多点接地引起的环流，调整接地引线布局，防范故障再次发生。

2.2 漏油故障

油浸式主变压器的油箱、密封面等位置易发生渗漏油故障。尤其在高压或超负荷运行时，漏油故障发生概率会增大。漏油初始阶段隐蔽性强，若不及时处理，会加速变压器损坏，导致变压器击穿、短路、烧损，甚至引起设备爆炸，所以及时发现并处理上述问题就显得尤为重要。主要故障原因如下：

（1）密封失效。密封胶垫使用时间长容易老化龟裂或者密封胶垫本身质量不达标，且未能及时更换，导致密封性能下降，出现漏油现象。也有的阀门密封不严或安装工艺缺陷导致漏油。

（2）焊接缺陷。油箱的焊接质量不到位，焊缝虚焊、开裂，导致油箱漏油。

（3）材料劣化。油箱或油管因长期运行、户外恶劣环境或本身质量问题导致脆化破裂，也容易引发漏油。

处理漏油故障时，需要根据实际的漏油位置和程度，选择合适的处理方法。

（1）密封更换。如果故障原因由变压器的密封出现问题导致，处理故障时应更换老化、质量不合格的密封件，并采用耐高温、抗腐蚀材料。

（2）焊接修复。如果油箱焊接质量不合格导致漏油，检修人员应将漏油的焊接点进行必要的处理，控制漏油情况，延缓漏油速度，使漏油现象可控。待变压器停运后彻底清空油箱内的绝缘油，再对漏油点补焊，并进行密封试验。

（3）预防性维护。应定期检查油箱及管路状态，及时更换劣化部件。优化制造工艺，提升焊接与密封质量。

2.3 短路故障

绕组绝缘性能不良，可能导致主变压器出现短路故障。故障产生后，变压器内部的电流急剧上升，高低压侧绕组所流过的短路电流通常会超出额定电流的几倍甚至几十倍，其所产生的能量可能会造成绕组变形，绝缘损坏甚至烧毁绕组。绕组匝间或层间短路是常见的主变压器短路故障类型之一，具有潜伏性。短路故障产生后，变压器可能未出现明显故障，若不及时处理，易在后续短路或过电压冲击下导致变压器损坏。除此之外，封闭母线内有异物侵入，如金属碎屑、工器具遗留等造成母排间短路，短路电流过大等也是常见的造成主变压器短路故障的原因。

处理短路故障时，针对由绕组绝缘不良导致的故障，应先通过电气试验判断绕组绝缘材料的损坏程度和绕组的变形程度。轻微变形可现场矫正，严重损坏需更换或重新绕制线圈。要保证封闭母线内的干净清洁，做好绝缘封闭处理，避免遗留工器具、金属杂质导致母排短路。其次，如果短路故障由短路电流过大导致，通常可通过串联电抗器来将短路电流的大小限制在合理范围内，或者优化继电保护定值，确保快速切断故障。提高主变压器绕组与其他部件、线路运行的安全性。

2.4 加强故障监测

主变压器运行时可以采用实时在线监测装置来掌握设备的运行状态，如运行状态异常或出现运行故障能及时发现，并进行针对性处理。

（1）局放在线监测装置。局部放电会造成变压器内部局部绝缘破坏，逐步发展使绝缘击穿。在主变压器上选择合适位置安装局放在线监测传感器，利用传感器实时采集、监测、分析主变压器运行时产生的局部放电信号，观察放电特征与放电活动是否存在异常，判断主变压器是否存在潜在的运行故障。如图 2 所示（来源于网络），展示了局放在线监测系统示意图。

图2 主变压器局放在线监测系统示意图

（2）铁心接地电流监测装置。在主变压器的铁芯接地点上，可以选择安装铁心接地电流监测装置，连续测量铁心接地电流，实时跟踪变压器铁心接地回路的工作状态，及时发现电流值异常升高 Γ≥100mA^′ ），是诊断铁芯多点接地故障的关键依据。通过早期发现并处理铁芯多点接地故障，有效预防因故障环流过大导致的铁芯局部过热、甚至烧毁事故。

（3）油中气体在线监测装置。可对变压器油中溶解气体组分含量进行连续或周期性自动监测，能够实现故障自动诊断和报警，分析故障发展趋势，根据测量值与标准进行比对，如表 1 所示，提前判断主变压器是否存在放电等故障隐患。

表1 运行中主变压器油中溶解气体分析判定标准

（4）光纤温度监测。一般在油面、绕组内部或表面安装光纤传感器，如果油面或绕组温度出现异常变化，光纤传感器能迅速感知，采集异常区域的温度数据，实现对主变压器设备运行状态的实时监测与设备故障的实时预警，为主变压器的安全运行提供支持。

（5）变压器直流偏磁监测装置，如图 3 所示（来源于网络）。直流偏磁对变压器的影响主要表现在变压器磁回路偏磁饱和产生谐波电流电压、引起噪声增大、振动加剧、严重时引起局部过热、紧固部件松动，破坏绝缘，影响变压器的正常运行及寿命。同时，易导致系统无功消耗增加，系统电压严重降低，系统继电器误动作故障。变压器直流偏磁在线监测装置能在不改变原设备接线的情况下，信号取样点选择在变压器中性点接地引出线处，直接测量并显示出变压器运行状态下的直流电流值的大小及方向。为掌握变压器直流偏磁状况及采取相应措施提供了重要依据，有效起到对初期故障的预报作用。

图3 变压器直流偏磁监测数据处理与存储示意图

（6）变压器铁心紧固力监测装置。变压器在运行过程中，线圈和铁心部件松动是变压器的一种常见问题，轻则造成高压设备振动和噪声的增大，重则导致线圈变形、绝缘磨损，甚至短路等严重的二次故障。铁心紧固力监测装置通过对铁心、绕组振动进行在线监测，及时发现铁心绕组松动、变形及位移引起的异常振动，并且能够在故障发生时准确定位故障发生点，快速有效解决变压器问题。

3 结论

综上所述，加强主变压器常见故障的原因分析、制定精准高效的处理措施，并大力推广和应用先进的在线监测技术，构建“预防为主、防治结合”的运维体系，将故障处理由被动响应转向主动预防，是提升火力发电厂主变压器运行可靠性、延长设备寿命、保障电力稳定供应、降低非计划停运损失的根本途径。展望未来，随着监测技术的持续迭代，主变压器的状态评估与故障预测能力将进一步提升，为火力发电厂的智能化运维奠定坚实基础。

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