变压器的异常运行及事故处理

变压器的异常运行及事故处理（精选12篇）

1.变压器的异常运行及事故处理 篇一

发电厂机组事故及异常运行处理总结

一、机组甩负荷

1、根据负荷下降程度，减少进煤量，必要时从上至下切除制粉系统。燃烧不稳定时，应及时投油助燃，稳定燃烧。

2、当负荷迅速下降，汽压上升较快时，应立即打开对空排汽，放汽泄压。若汽压超过安全门动作定值而安全门未动时，应手动打开安全门放汽；若安全门拒动锅炉超压时，应紧急停炉。

3、注意监视锅炉水位变化，防止水位波动造成缺水或满水。抽汽压力不能满足小汽机，除氧器需要时，应检查确认其备用汽源切换正常。必要时开启电泵供水。

4、注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位，加热器水位。检查机组各支持轴承，推力轴承金属温度，回油温度，轴向位移，胀差、汽压、汽温，振动等是否正常，倾听汽轮机内有否异声。

5、检查厂用电系统是否正常，如不正常立即倒为备用电源，采用切工作开关，备用开关自投方倒换，若自投不成，可抢送，但工作开关必须在分位。

6、过、再热汽温低时，锅炉及时解列减温器，打开过再疏水；汽机打开过，再主汽门前疏水。根据现象和各表计的指示，分析查明原因，做好恢复准备，恢复时控制好升压、升温速度，防止超温。

二、高压厂用电中断

1、如果备用电源自投成功，母线电压正常，及时检查有无掉闸设备，恢复因低电压掉闸的设备。

2、若备用电源自投不成功，机组未掉闸，锅炉未灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，维持炉膛负压，降负荷运行。若因失电造成锅炉灭火或全部给水泵掉闸，应紧急停炉。按照停炉不停机处理。

3、如果失去全部电源，不破坏真空紧急停运机组，启动柴油发电机，送上保安电源，保证事故油泵、盘车等设备运行电源。启动汽机直流润滑油泵，小机事故油泵，空侧直流密封油泵运行，注意各瓦温的温升变化情况，同时调小油氢差压且注意密封油箱油位上升情况，否则手动排油。检查空预器运行情况，维持其转动状态(若主辅电机均不能投入运行，应进行手动盘车)。

4、如果备用电源自投装置拒绝动作，可立即手动，强送备用开关(切掉厂用同期装置非同期闭锁手把并确认工作开关断开)；强送后保护动作又掉闸，可认为母线故障或负荷故障，保护未动或拒动引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，恢复母线运行，若为母线故障，应立即消除故障，恢复运行或转检修，母线无问题逐一恢复负荷。

三、低压厂用电中断

1、备用电源自投成功，母线电压正常，应及时检查有无掉闸设备。恢复因低压掉闸的设备，并查明故障原因。

2、如低压厂用电源部分中断，而锅炉未造成灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，待电源恢复后，恢复正常运行。

3、如果因低压设备掉闸而引起高压设备掉闸，造成机组停运或锅炉灭火，紧急停运机组。

4、低压厂用电源全部中断，紧急停止机组运行。

5、空气预热器主电机掉闸，辅助电机自动投入时，隔离掉闸空预器，按锅炉单侧运行处理。若空预器主辅电机均不能运行时，应手动盘车。

6、备用电源自投装置拒绝动作，可立即手动抢送备用开关；抢送后保护动作又跳闸，可认为是母线故障或负荷故障保护未动或拒动引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，恢复母线运行；若为母线故障，应立即消除故障，处理不了转检修，母线恢复运行后，逐一恢复负荷。

四、机组紧急停运

1、将厂用电源倒为备用电源。在系统及设备允许的情况下，全减负荷到零，由汽机打闸停机。

2、汽轮机进行打闸操作，注意转速应下降，防止超速；发电机应解列，锅炉灭火，否则手动MFT，解列发电机。

3、如果机组打闸后，主汽门未全部关闭时，紧急停全部抗燃油泵，就地进行一次打闸操作。

4、应检查联关阀门正常，否则应手动关闭。

5、启动交流润滑油泵；开启真空破坏门，停止射水泵；转速降至1200～1000rpm时，启动顶轴油泵，并适当降低润滑油温。

6、轴封倒为主汽供给，真空到零后停止轴封供汽，禁止向凝汽器排放热汽、热水。

7、锅炉灭火后进行吹扫，启动电动给水泵向锅炉上水。

8、对于发电机故障引起的机组跳闸，应检查保护动作原因，确定是否可以启动；锅炉进行点火，保证汽机所有辅机运行正常，除氧器、轴封倒为辅助汽源供汽，维持凝器汽、除氧器正常水位，作好机组迅速恢复的准备。

9、对于汽机保护引起的跳闸，应对跳闸原因进行确认，决定机组是否再启动。

五、锅炉掉闸机组不停运

1、锅炉发生MFT后，立即用同步器在维持负荷下降速率的前提下，将负荷降至150MW以下，尽力保持较高的蒸汽参数。

2、机组的厂用电源切换至备用电源，立即启动电动给水泵。

3、锅炉解除全部减温水，汽机切除高、低压加热器，关闭轴封至除氧器进汽门，除氧器切换外来汽，轴封汽源倒为主蒸汽。

4、试验汽轮机各油泵及盘车电机。

5、锅炉查明MFT原因后，尽快点火，通过增加燃料，打开排汽等手段尽力提高汽温，当汽温接近缸温时，应逐渐开大调速汽门，增加负荷，以加快升温速率。

6、视主、再热蒸汽温度下降情况，打开主汽门前疏水。若因锅炉满水造成MFT，而使汽温急剧下降时，则立即停机。

7、必须密切监视汽轮机的振动，轴位移，胀差及缸温变化情况，如超极限则立即停机。

六、蒸汽热力参数异常

1、汽轮机前主、再热蒸汽温度升高，温度＞542℃时，应调整恢复；当温度升至547℃时，必须立即降温；当温度在547～557℃之间摆动时，连续运行时间不允许超过15分钟。

2、机前主、再热蒸汽温度下降至527℃以下时，应调整恢复；汽温降至520℃以下时，应按规程中对应关系减负荷，并适当降低汽压，保证蒸汽过热度不低于120℃。

3、主、再热蒸汽温度左右偏差增大，或主汽与再热汽温度偏差增大时，必须尽快恢复到允许温差范围内。

4、蒸汽参数异常时，应加强监视机组的振动，轴向位移，推力瓦温度、胀差及汽缸温度并检查机组有无异常声音。

七、机组仪表及热控电源（气源）消失

1、热控仪表电源（包括计算机电源）失去时，维持机组稳定运行，尽量不进行操作。严密监视主要运行参数。

2、若短时间失电，发现运行参数越限，应手动到就地操作调整。

3、联系热工人员，迅速查明原因，恢复电源；如短期电源不能恢复时，应请求停机。

4、热控及仪表电源全部失去，应紧急停止机组运行。

5、控制汽源中断或控制气源低于0.6MPa时，应启动备用空压机。若气压继续下降至所有气动执行机构因断气自锁时，运行人员禁止操作所有气动执行机构。维持机组稳定运行，尽量不进行操作。

6、如控制气源短期无法恢复正常时，应请求停机。

八、火灾

1、现场失火时，应根据情况进行灭火。如火势较小时，可使用干式灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器灭火；如火势较大，应迅速通知消防队，在消防人员未到之前，应设法控制火势的蔓延，搬开火场周围的易燃品。

2、电气设备着火时，必须立即断开其各侧开关、刀闸；将其电源断开才可进行灭火，灭火时用四氯化碳或二氧化碳灭火剂。

3、油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，应紧急停机，并立即进行灭火。当火势严重威胁到油箱安全时，开启油箱事故放油门放油。

4、发电机着火立即破坏真空紧急停机，并迅速切断氢源和电源，使用二氧化碳或1211灭火装置进行灭火。

5、由于漏氢而着火时，首先应断绝氢源或用石棉布密封漏氢处。不使氢气逸出。保证密封油及冷却系统正常，用二氧化碳灭火剂灭火。根据氢压确定带负荷大小。

九、厂用电动机异常运行处理导则

1、启动过程或运行中电动机开关自动断开，应检查保护动作情况，摇测电动机绝缘及通路，判明电动机有无故障，决定是否再启动。

2、运行中电动机温度突然升高或急剧升高，检查电动机电流有无升高，三相电流是否平衡，找出温度升高原因，采取相应措施，使电动机恢复正常运行。

3、低压电动机投热偶的开关掉后，检查所带动的机械有无犯卡，电动机有无两相运行，一切都正常后，恢复热偶再次启动，测三相电流应平衡，转速声音都正常。

4、在下列情况下，对于重要的厂用电动机可先启动备用电动机，然后再停止运行电动机：

a、发现电动机有不正常声音或绝缘有烧焦的气味； b、电动机内或起动调节装置内出现火花或冒烟； c、定子电流超过正常运行的数值； d、出现强烈的振动；

e、大型闭式冷却电动机的冷却水系统发生故障； f、轴承温度出现不允许的升高。

5、重要的厂用电动机失去电压或电压下降时，在1分钟内禁止值班人员手动切开电动机。

十、生水系统异常

1、根据系统情况，限制非生产用水；限制水塔补水；以至限制化学制水补水。

2、通知水工暂停用循环水除灰。

3、停止循环水塔排污。

4、停止机炉一切疏、放水及排污。

5、所有系统设备的冷却水可倒用循环水供给者，均倒用循环水供水。

6、由值长协调各台机组射水池补水，工业水池的补水均不得溢流；用循环水补充各水池的补水，但需注意射水池水温，防止射水温度过高而影响真空。

2.变压器的异常运行及事故处理 篇二

1 智能小区的基本概念和特点

合理的把智能电网技术运用到居民住宅区域, 从而形成一定的新智能小区, 叫做智能小区。主要是利用电力线载波或者光纤复合电压电缆等技术来建立的小区通信网络, 应用一定的配电自动化、信息收集、双向互动服务等技术来合理的控制相关设备和供电, 可以实时监测用户公用电源设备、供电电源等, 有效的增加服务质量和效率, 还可以支持三网融合服务, 合理的控制和协调职能小区内部的系统和安防等。

建设智能小区不但可以满足社会对于供电的各种需求, 实现节能环保、经济高效、质量优质的供电服务, 优化结构。还可以带动社会经济及资源的共享和发展, 提高供电资源的使用效率[1]。

智能小区具有以下几方面特点:

(1) 友好互动。利用自助用电服务终端、智能交互终端等设备, 可以为公户提供一定的业务受理、缴纳电费、检修故障等双向服务。不断优化供电方式, 可以规范用电行为, 保证更加经济[2]。

(2) 节能环保。利用柔性充电技术, 建立一定的电动汽车充电桩, 保证可以普及电动汽车。由于具有低噪音、零排放的特点, 是解决环境和能源的重要方式, 在小区内部设计一定的分布式电源, 在高峰期可以适当使用这种电源提供电, 达到降低能耗和环保的目的。

(3) 安全可靠。实时监控小区供电设备运行情况以及供电质量, 及时监测和发现故障, 相关部门得到故障信息之后, 及时的进行处理和解决。

2 智能小区中变压器的异常运行情况与处理方案

2.1 声音异常

(1) 正常运行的声音

正常情况下, 变压器是一种静止的设备, 在实际运行的时候会发出连续的轻微的嗡嗡声, 但是这属于电气运行正常情况, 叫做噪音。

出现噪音主要有以下几种原因:

1) 由于励磁电流具有一定磁场导致硅钢片振动。

2) 叠层与接缝之间的电磁力作用导致的振动。

3) 绕组之间的电磁力导致的振动。

4) 某些零件引发的振动。

一般来说, 正常运行的时候, 发出的是连续的声音, 如果声音存在特殊声音或者不均匀, 就是不正常, 想要合理的判断声音, 需要一定听音棒等工具。

(2) 大于平时变压器的声音

如果变压器发出的声音比平时的大, 并且是均匀的, 出现这种问题主要原因就是。

1) 出现一定的过电压。如果电网出现谐振或者单相接地过电压的时候, 会导致声音变大。需要依据实际情况利用电流表来进行综合判断[3]。

2) 变压器过负荷。过负荷的时候会导致声音变大, 特别是满负荷加入大设备, 就会出现沉重的声音。所以就需要及时的检查出现故障的原因, 进行及时解决。

(3) 变压器有杂音

如果变压器运行的时候发出的声音比较大, 并且具有一定的杂音, 但是电压、电流没有变化, 很有可能是由于内部夹件出现螺栓松动, 导致硅钢片出现松动, 此时相关人员应该及时进行检查, 适当的拧紧松动的螺栓。

(4) 变压器有放电声

如果变压器表面或者内部出现局部放电, 就会导致发出的声音具有噼啪的声[4]。

此时, 如果是在阴雨天或者夜间, 就能够看到变压器附近拥有蓝色的火花或者电晕, 就是由于设备接触不了或者瓷件严重污秽, 但是, 如果是内部出现放电, 就是分接开关接触不好, 需要继续进行检验。

发生这种问题需要相关人员明确问题的所在, 及时清除污秽, 或者维修设备接触不良的部位, 保证可以正常运行。

(5) 变压器有水沸腾声

如果变压器具有一定水沸腾声, 并且温度随着进行一定变化, 此时是由于绕组短路或者分接开关不良导致的, 此时应该停止使用变压器, 进行维修和检查。

2.2 油温异常

在变压器运行的过程中, 会因为内部铜损和铁损变为一定的热量, 然后扩散到四周。散热和发热能够保持平衡, 温度就会趋于稳定。一般来说铁损是不会变化的, 铜损会随着负荷而改变。顶层油温表显示的就是顶层的油温, 顶层油温与空气的差值就是温升。在变压器运行的时候, 主要依据就是顶层油温, 温升作为参考。

出现油温异常可能由于以下原因。

(1) 内部故障导致异常。内部故障主要包括, 铁芯多点接地导致具有很大的涡流以至于过热;绕组或者层间出现短路, 会对周围放点, 导致接头过热;形成零序不平衡电路导致变压器过热, 上述都是导致变压器异常的原因。还有可能出现差动保护, 甚至导致防爆管, 此时应该停止使用电压器, 然后进行检查和维修。

(2) 由于冷却器不能正常运行导致温度不正常[5]。风扇损坏、潜油泵停运、没有打开散热器阀门、散热器管道积垢以及热器堵塞等都是导致冷却器不能正常运行的原因。此时应该及时的冲洗和维护冷却系统, 从而可以有效的提高冷却效果。

2.3 油位异常

一般来说, 变压器油位表具有三条线为, -3 0℃、+2 0℃、+4 0℃, 可以说明在使用变压器的时候, 出现的最高温度和最低温度的相应油面, 进行一定的注明。依据这种标志可以对放油和加油进行一定的判断。在变压器运行的时候, 温度会随着体积出现相应变化, 导致油位发生变化。一般来说, 比较常见的就是油面过低或者假油位。

如果温度是正常的, 但是油位变化不正常, 此时就是假油位, 出现这种问题的主要原因就是, 堵塞油标管、堵塞油枕呼吸器、堵塞防爆管通气孔以及油枕具有一定的空气。一般来说, 油面如果过低属于异常情况。但是如果油面低到一定程度, 就会造成瓦斯保护。更严重的就是, 很有可能造成绕组暴露导致降低绝缘, 引发一定的事故。

如果变压器处于缺油的情况, 会由于出现吸潮从而导致降低绝缘, 造成缺油或者过低主要原因就是:变压器出现严重渗油、气温比较低, 没有足够的油量, 不能满足实际运行的需要。相关维修人员在进行多次放油之后, 没有进行一定的补充, 导致出现问题。此时就需要相关人员, 适当的对油位进行观察和记录, 对于渗油或者漏油的地方进行及时维护和维修, 在放油之后及时的进行添加, 保证具有充分的油量, 在温度正常的时候, 也应该仔细检查油位变化情况, 保证具有稳定运行的条件, 避免出现不必要的事故[6]。

3 结语

总而言之, 在发展智能小区的时候, 需要相关管理人员密切注意, 一旦出现问题可以及时进行维护和处理, 保证正常的系统运行。现阶段, 智能小区还是处于建设和发展阶段, 具有成本高、用户不重视等缺点, 需要在以后的设计和发展中, 不断提高服务性能, 促进智能小区的发展。

参考文献

[1]周振军, 李磊, 杭静宇等.一种新型三电平智能变压器的研究[J].电子技术应用, 2013, 39 (5) :65-68.

[2]刘银, 曹彦朝.数字化变电站智能变压器和智能断路器的故障分析[J].中国科技纵横, 2014 (24) :201-201.

[3]安婷.配网智能设备中电力电子智能变压器的研究[J].智能电网, 2013, 1 (2) :7-10.

[4]袁龙.IEC61850标准在智能变压器信息建模中的应用研究[J].电力信息化, 2013, 11 (5) :39-42.

[5]崔晨耕.智能小区中变压器的异常运行与分析[J].物联网技术, 2014 (2) :53-55.

3.变压器的异常运行及事故处理 篇三

一、变压器运行中易发生的异常现象分析

（一）声音异常

变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。

①内部有较高且沉着的“嗡嗡”声，则可能是过负荷运行，可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。②内部有短时“哇哇”声，则可能是电网中发生过电压，可根据有无接地信号，表计有无摆动来判定。③变压器有放电声，则可能是套管或内部有放电现象，这时应对变压器作进一步检测或停用。④变压器有水沸声，则为变压器内部短路故障或接触不良，这时应立即停用检查。⑤变压器有爆裂声，则为变压器内部或表面绝缘击穿，这时应立即停用进行检查。⑥其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声，则可能是个别零件松动，可以根据情况处理。

（二）油温异常

①变压器的绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105℃，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升，则认为变压器内部出现异常，内部故障等多种原因，这时应根据情况进行检查处理。②导致温度异常的原因有：散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

（三）油位异常

变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有：

①假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。②油位下降，原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。

（四）渗漏油

渗漏油是变压器常见的缺陷，渗与漏仅是程度上的区别，渗漏油常见的部位及原因有：

①阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏。②胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头，胶垫较不密封、无弹性，小瓷瓶破裂渗漏油。③设计制造不良，材质不好。

（五）套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热，导致老化，绝缘受损甚至引起爆炸，常见原因有：

①高压套管制造不良，未屏蔽接地，焊接不良，形成绝缘损坏。②套管表面过脏或不光滑。

二、变压器运行中易发生的故障原因分析

（一）套管故障

常见的是炸毁、闪落和漏油。其原因有：

①密封不良，绝缘受潮劣比。②呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

（二）绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：

①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

（三）铁芯故障

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的。其后果可能使穿心螺杆与铁芯叠片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁；也可能造成铁芯叠片局部短路，产生涡流过热，引起叠片问绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。

（四）瓦斯保护故障

瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：

①轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。②瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投人备用变压器，然后进行外部检查，检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形。最后检查气体的可燃性。变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障（穿越性故障）或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投人送电。

（五）分接开关故障

常见的有表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电，主要原因有：

①螺丝松动。②荷调整装置不良和调整不当。③头绝缘板绝缘不良。④接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足。⑤酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

此外，变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热，油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕啷咕嘟的冒泡声。轻微的匝问短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单椹接地或相间短路等故障。

三、结束语

4.浅谈变压器的运行维护和事故处理 篇四

检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。变压器运行中出现的不正常现象

1.1变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。

1.2当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。

1.3变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。

1.4当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显着降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。

1.5变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。变压器运行中的检查

2.1检查变压器上层油温是否超过允许范围 由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。

2.2检查油质 应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。

2.3变压器的声音应正常 正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。

2.4应检查套管是否清洁 有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。

2.5天气有变化时，应重点进行特殊检查 大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。

变压器的事故处理

为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式，负荷状态，负荷种类；②变压器上层油温，温升与电压情况；③事故发生时天气情况；④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作；⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。

变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下：

3.1绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。

3.2套管故障

这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：①密封不良，绝缘受潮劣比。②呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

3.3分接开关故障

常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有：①连接螺丝松动。②带负荷调整装置不良和调整不当。③分接头绝缘板绝缘不良。④接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足。⑤油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

3.4铁芯故障

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。

运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。

3.5瓦斯保护故障

5.变压器的异常运行及事故处理 篇五

从接触异常开始我就弄不明白她，不会用她，想在系统中是异常机制发挥的淋漓尽致，进行了很多尝试，利用异常控制程序流程，利用异常做数字的判断函数，利用异常消除系统中可能出现的恼人的异常提示框，为了更好了利用异常看了很多关于异常的文章，直到有一天看到了一句话——“永远不要去处理你不知道怎么处理的异常”，这才恍然大悟，感觉自己一直在用强大的异常机制干一些旁门左道的是事，更谈不上理解异常在程序中的地位和意义，异常其实一种报告机制，“她以一种不可回避的方式报告程序中所出现的问题”，她帮助程序员走向正确的道路，她忠实的向程序员提供错误报告，她希望有谁能重视并处理掉她报告的问题，哈，真不敢想象，没有了异常机制该如何编制高质量的程序!下面就个人的理解和看法瞎说几句，敬请各位批评指正，不胜感激!

异常的工作原理，在有问题的地方产生异常，马上停止当前的工作，转向异常处理代码，如果找不到异常处理代码，就会见异常向一层汇报，上一层接到异常会做同样的事，转向异常处理代码，或者再将异常向上汇报，这样逐层间错误传递出去，直到有一层处理了异常或是一直报告给程序的使用者——用户。这个层就是调用栈，当用户A运行程序B，B从函数C开始执行，调用函数D，再调用函数E，再调用函数F，这时F出现了异常，那么这个异常的调用栈就是A(栈底)—〉B—〉C—〉D—〉E—〉F(栈顶)，这个异常就会沿着这个栈从栈顶开始向栈底的方向报告，如果在函数C中有对这个异常的处理代码，那么这个异常的报告链就是F—〉E—〉D—〉C。可以看出，如果在完整的调用栈中没有处理这个异常的代码，用户A就成了异常报告的终点，向windows界面系统，会弹出一个恼人的消息对话框哈。

那么用户A向谁报告呢，哈哈，这个已经不属于程序的范围了，感觉用会对程序而言好像上帝一样，诉说痛苦已经让上帝都听到了，就心满意足了哈哈，看来程序真虔诚哈哈。对于异常这个特性，也可以比喻成下属向上级报告问题，如果下属知情不报，问题就严重了，你要是领导知道下属是这样的八成就踢了他，相反如果你有一个报告机制健全的下属队伍，哈哈你就威风了。日本企业文蛤中有个宗旨——联络，商谈，报告，其实就是想让员工都具有向上级汇报的习惯。现在再看看程序，哈哈，你不用给她们灌输什么企业文化，不用她们讲述什么报告的重要性，她们本身就是忠实报告的，如果把程序员比作企业老总，那么程序就是训练一队有素的`员工。

怎样处理异常。在这里有个原则就是“永远不要去处理你不知道怎么处理的异常”，

也就是只处理你知道如何处理的异常，对那些你不知道的异常必须广开言路，并积极地向上级汇报。什么叫知道如何处理呢?先说一下处理异常有哪些方式，大体有，弹出提示消息框(这个消息框不同于那个恼人的异常报告消息框，她是捕获异常后，根据处理的具体环境程序员主动编写的友好的提示消息框)，记录错误日志，吞掉，做善后工作等等，那么出现异常时就要站在出现异常的模块的立场上考虑一下我应该选择哪种处理方式呢?如果不能做出选择就选择不处理，即向上级报告。

举个例子，函数Fun1是创建并返回一个活动的数据连接对象的方法，他接受一个数据库连接字符串，如果调用者(上级)给他一个错误的连接字符串，这时Fun1创建不了连接对象，产生了一个创建不了连接对象的异常，那么这时他应该怎样处理这个异常呢?弹出友好的消息框?说什么友好，Fun1根本就不知道是什么原因使他接收到了错误的连接字符串，弹一个“连接字符串有误”，用户肯定都有杀你的心，这个提示和用户的业务逻辑有嘛关系!记录错误日志，这个还行，但是记录下来的文字无非就是“连接字符串有误，连接字符串是：SQL……”，好点的话，从连接字符串中看出了问题，一般情况下还得根据代码上下文去找问题原因。这个方式不是不行是不好。吞掉，哈哈开什么玩笑，你既创建不了连接，又不吱一声，想让调用者疯了呀，这个肯定不行。做善后工作，行，确实应该清理一下现场，免得浪费资源，但是还是没吱一声，所以这个方式做的不彻底。没招了，哈，其实上面的分析给我们指明了一条路，帮助我们祛除了错误的选择，这条路就是向上汇报，或是不加任何出来代码，或是记录日志，做些善后，再重新将异常抛出。

那么什么时候就知道怎样处理异常了，这就得看实际的情况和用户的要求了，这句话等于没说，就像其他的标题醒目但给出的结论却模棱两可文章一样，哈哈，这里可以给几个建议，

1，一般地，底层模块或是方法中不要处理异常，

2，编写公共模块、DLL等是，不能采用弹出对话框等依赖于平台，框架的方式处理异常，

3，编写公共模块、DLL等时，必须在使用文档中注明每个方法属性可能抛出的异常。

4，永远不要写 try 这样的语句。

{ } catch(Exception) { o nothing } 自定义异常。明白了异常的原理和机制后，就可以自己定义异常了，这样的实践往往在编写控件、公共模块、DLL等的时候，用错误编号在网上搜索一下，能找出一大堆关于错误代码的描述。其中大多数是M(icro)S(oft)制定的，MS 从操作系统到各种各样的框架都有对各种异常的编号，对每种异常做出了详细的定义，如果你还用过像Spread等商业控件，也可以看到他里边的各种各样的异常定义，也就是说我们自己也可以定义异常，在必要的时候，这样就可以让自己写的模块也加入到训练有素的员工队伍中了。至于如何定义异常，具体的编成语言有具体的做法，比如C#中指定一异常一个从Exception继承来的类，VB中异常是个全局变量等等，参见感兴趣语言的语法指南就可以了。

6.变压器的异常运行及事故处理 篇六

1、什么叫事故处理？事故处理常用的操作种类有哪些？

答：是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。种类：试送、强送、限电、拉闸限电、保安电、开放负荷。

2、断路器在哪些异常情况下应立即停电处理？

答：

1、套管有严重破损和放电现象；

2、多油开关内部有爆裂声；

3、少油开关灭弧室冒烟或内部有异常声响；

4、油开关严重漏油，看不到油位；

5、SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；

6、真空开关出现真空损坏的丝丝声；

7、液压机构突然失压到零；

8、设备外壳破裂或突然严重变形、过热、冒烟。

3、主变压器在那些异常情况下应立即停止运行？

答：

1、有强烈而不均匀的噪音或内部有爆裂的火花放电声；

2、上层温与平时记录比较，在同样负荷、气温和冷却条件下温度高出10℃以上，且油温不断上升时（确认温度表指示正常）；

3、油枕或防爆管破裂向外喷油（应鉴别呼吸器通道无闭塞）；

4、油色变化过甚，油内出现炭质；

5、套管破裂并有严重放电现象；

6、严重漏油致油枕及瓦斯继电器看不到油面；

7、变压器着火；

8、达到《红外测温工作标准》规定必须停电的条件。

4、互感器有哪些异常情况下应立即停止运行？

答：

1、内部有放电声；

2、有焦臭味或冒烟、喷油；

3、套管破裂、闪络放电；

4、温度升高并不断发展；

5、严重漏油。

5、液压机构的断路器在运行中液压降到零如何处理？

答：液压机构的断路器在运行中由于某种故障液压降到零，处理时，首先应用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源的熔断器。１、如有旁路断路器则立即改变运行方式，带出负荷。将零压断路器两侧隔离开关拉开，然后查找原因。２、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下带电处理。

5、液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时应如何处理？

答：液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时，运行人员应迅速检查液压的压力值，如果压力值确实已降到低于跳闸闭锁值，应断开油泵的电源，装上机构闭锁卡板，再打开有关的保护的连接片，向当值调度员报告，并做好倒负荷的准备。

6、避雷器在哪些异常情况下应立即停止运行？

答：

1、运行中发现避雷器本体有严重过热或节间温差较大，瓷质部分有明显裂纹；

2、运行中避雷器泄漏电流前后抄录数值间比较增大超过20%的，本次抄录相间数值比较差值达20%的。

7、变压器在运行时，出现油面过高或有油从油枕中溢出时，应当何处理？

答：应首先检查变压器的负荷和温度是否正常，如果负荷和温度均正常，则可以判断是因呼吸器或油标管堵塞造成的假油面。此时应经当值调度员同意后，将重瓦斯保护改接信号，然后疏通呼吸器或油标管．如因环境温度过高引起油枕溢油时，应放油处理．

8、当运行中变压器发出过负荷信号时，应如何检查处理？ 答：运行中的变压器发出过负荷信号时，值班人员应检查变压器的各侧电流是否超过规定值，并应将变压器过负荷数量报告站长，然后检查变压器的油位、油温是否正常，同时将冷却器全部投入运行，对过负荷数量值及时间按现场规程中规定的执行，并按规定时间巡视检查，必要时增加特巡。

9、断路器在运行中液压降到零如何处理？ 答：液压机构的断路器在运行中由于某种故障液压降到零，处理时，首先应用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源的熔断器。１、如有旁路断路器则立即改变运行方式，带出负荷。将零压断路器两侧隔离开关拉开，然后查找原因。２、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下带电处理。

10、一组冷却器全停应当如何处理？

答：(l）迅速投入备用冷却器（若风扇或潜油泵的热继电器动作使该组冷却器停运时，则自动启动备用冷却器运行）。(2）检查冷却器电源是否正常，有无缺相和故障。(3）若冷却器热藕开关自动跳闸，应检查冷却器回路有无明显故障。若无明显故障，运行人员可将热藕开关试合一次。若再跳闸，则将其退出运行，通知检修人员处理。(4）若一组冷却器运行，另一组冷却器故障退出运行，则运行人员应严格按照有关运行规程规定，监视主变压器的电流和油温不得超过规定数值。否则应立即向调度报告，采取相应的措施。(5）若一台风扇热继电器动作退出运行，则可按单台风扇异常运行进行处理。

11、断路器液压回路“机构故障”（超时打压）应当如何处理？

答：(l）信号的来源：①油泵电机热继电器动作；②油泵启动运转超过3分钟。(2）产生的原因：①油泵电机电源断线，使电机缺相运行；②电机内部故障；③油泵故障；④管道严重泄漏。(3）故障处理：①立即到现场检查，注意电机是否仍然在运行；②立即断开油泵电源开关或熔断器，并监视压力表指示；③检查油泵三相交流电源是否正常，如有缺相（如熔断器熔断，熔断器接触不良，端子松动等），立即进行更换或检修处理；④检查电机有无发热现象；⑤合上电源开关，这时油泵应启动打压恢复正常。如果三相电源正常，热继电器已复归，机构压力低需要进行补充压力而电机不启动或有发热、冒烟、焦臭等故障现象，则说明电机已故障损坏；如果电机启动打压不停止，电机无明显异常，液压机构压力表无明显下降，可判明油泵故障或机构油管内有严重漏油现象，应立即断开电机电源。当确定是电机或油泵故障时，可用手动泵进行打压；⑥发生电机和油泵故障或管道严重泄漏时，应报紧急缺陷申请检修，并采取相应的措施。

13、当断路器机构在运行中液压降低到零时应如何处理？

答：断路器机构的“零压”是指液压降低到与氮气预充压力相等的情况。这时机构压力表指示为零。断路器在运行中液压降到零，运行人员应当：(l）断开油泵电源熔断器和操作电源。(2）利用断路器上的机械闭锁装置，将断路器锁紧在合闸位置上。(3）根据调度命令，改变运行方式（用旁路断路器代运行，或3/2断路器接线开环运行），用隔离开关开环将断路器退出运行。拉开隔离开关时要短时断开已并联的旁路断路器的跳闸电源开关；500kV系统开环是否断开跳闸电源开关，可按调度命令执行。(4）申请紧急检修。

14、当发现避雷器瓷套裂纹和爆炸时应当如何处理？

答：运行中发现避雷器瓷套有裂纹时，根据情况决定处理方法：(l）如天气正常，应请示调度停下损伤相之避雷器，更换为合格的避雷器。一时无备件时，在考虑到不至于威胁安全运行的条件下，可在裂纹深处涂漆和环氧树脂防止受潮，并安排在短期内更换。(2）如天气不正常（雷雨），应尽可能不使避雷器退出运行，待雷雨后再处理。如果因瓷质裂纹已造成闪络，但未接地者，在可能条件下应将避雷器停用。避雷器爆炸的处理：(l）避雷器爆炸尚未造成接地时，在雷雨过后拉开相应隔离开关，停用、更换避雷器。(2）避雷器瓷套裂纹或爆炸已造成接地者，需停电更换，禁止用隔离开关停用故障的避雷器。

15、事故处理的主要任务是什么？

答：１.迅速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的威胁。２.用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证站用电及对用户供电正常。３.迅速对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电

16、直流接地点查找步骤是什么？ 答：在分析、判断的基础上，用拉路查找分段处理的力法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外后室内部分为原则，依次：

1、区分是控制系统还是信号系统接地。

2、信号和照明回路。

3、控制和保护回路。

4、取熔断器的顺序，正极接地时，先断（+），后断（-），恢复熔断器时，先投（-），后投（+）。

17、变压器跳闸后应如何进行检查？ 答：

根据断路器的跳闸情况、保护动作掉牌或信号、事件记录器（监控系统）及监测装置来显示或打印记录，判断是否为变压器故障跳闸，并向调度汇报。

检查变压器跳闸前的负荷、油位、油温、油色，变压器有无喷油、冒烟，瓷瓶有无闪络、破裂，压力释放阀是否动作或其他明显的故障迹象，作用于信号的气体继电器内有无气体等。检查所用电的切换是否正常，直流系统是否正常。

若本站有两组（两台）主变压器，应检查另一组（台）变压器冷却器是否正常并严格监视其负荷情况。

分析故障录波图的波形和微机保护打印报告。

了解系统情况，如保护区内外有无短路故障及其他故障等。

18、单母接线的10kV系统发生单相接地后，经逐条线路试停电查找，接地现象仍不消失是什么原因？

答：

1、两条线路同名相接地；

2、站内母线设备接地。

19、事故处理的一般原则是什么？

答：电力系统发生事故时，各单位运行人员在上级值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：

变电站事故和异常处理，必须严格遵守电业安全工作规程、调度规程、现场运行规程及有关安全工作规定，服从调度指挥，正确执行调度命令。

如果对人身和设备安全没有构成威胁时，应尽力设法保持其设备运行，一般情况下，不得轻易停运设备；如果对人身和设备的安全构成威胁时，应尽力设法解除这种威胁；如果危及到人身和设备的安全是，应立即停止设备运行。

事故处理过程中，应根据现场规程和有关规程规定启动备用设备运行，采取必要措施，对为造成事故的设备进行必要的安全隔离，保证其正常运行，防止事故扩大。在事故处理过程中，首先应保证所用电的安全运行和正常供电，当系统或有关设备事故和异常运行造成所用电停电事故时，首先处理和恢复所用电的运行，以确保其供电。

事故处理时，值班员应根据当时的运行方式、天气、工作情况、继电保护及自动装置动作情况、光字牌信号、事件打印、表针指示和设备情况，及时判断事故的性质和范围。尽快对已停用的用户特别是重要用户保安电源恢复供电。

当设备损坏无法自行处理时，应立即向上级汇报，在检修人员到达现场之前，应先做好安全措施。

为了防止事故扩大，在事故处理过程中，变电站值班员应与调度员保持联系，主动将事故处理的进展情况汇报调度员。

每次事故处理后，都要做好详细的记录，并根据要求，登记在运行日志、事故障碍及断路器跳闸记录本上。当值值长要组织有经验的值班员整理好现场事故处理报告。

10）当事故未查明，需要检修人员进一步试验或检查时，运行人员不得将继电保护屏的掉牌信号复归，以便专业人员进一步分析。20、电容器在运行中应注意哪些问题？

答：(1）运行时电压应不超过电容器额定电压的10 %，不平衡电流应不超过电容器额定电流的5 ％。(2）发现电容器外壳膨胀、严重漏油，内部有噪声或外部有火花时，应立即停止运行。(3）电容器室内的温度不应超过40 ℃。(4）当保护装置动作时，不准强送。(5）电容器在合闸投入前必须放电完毕。(6）电容器外壳接地要良好，每月要检查放电回路及放电电阻完好。理。

23、电容器断路器跳闸后应如何处理？

7.变压器的异常运行及事故处理 篇七

某年6月25日,在对某110kV变电站#2主变(型号为SSZ11-50000/110)进行周期性油色谱跟踪分析时,发现变压器油总烃含量为285.7μL/L,超出Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》规定值(注意值:总烃≤150μL/L)。试验具体数据见表1。

该变电站有2台主变,高、中压侧并列运行,10kV侧分列运行。#1主变低压侧101断路器带10kV I段母线负荷,#2主变低压侧102断路器带10kV II段母线负荷,分段100断路器热备用。

2 故障分析及判断

2.1 试验数据分析

根据充油高压设备的故障气体特征,故障气体的组成与故障类型及严重程度密切相关。不同故障产生的主要气体和次要气体见表2。

表1中气体主要组分为CH4、C2H4,次要组分为H2、C2H6,因此初步判断该主变油色谱异常由油过热导致。

2.2 故障跟踪监测及分析

当年7月~8月,对该台主变油色谱进行了跟踪分析,跟踪数据见表3。

μL/L

由表3可知,油中总烃含量呈上升趋势,CH4、C2H4含量增长最为明显。由于油中无C2H2,因此可确定主变内部不存在放电现象。根据三比值法的编码规则,几次跟踪结果的三比值编码均为“022”,说明该台主变内部存在高温(高于700℃)过热故障。

可以导致变压器内部高温过热故障的主要原因有:分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动、接头焊接不良等导电回路问题;涡流引起铜过热、铁芯漏磁、铁芯多点接地等磁回路问题。

为了进一步判断故障类别,进行了铁芯接地电流测试及总烃含量与负荷电流对比统计。铁芯接地电流测试为37mA,小于规程规定(注意值:100mA);总烃含量与负荷电流变化数据统计见表4。

由表4可知,在负荷电流增加的同时总烃含量也在增长。综合判断,该主变故障应为导电回路故障。

3 故障检查处理及原因分析

根据上述判断结果,红外测温主变套管引线夹件等部位未发现异常。当年8月29日,停电该主变进行钻芯检查,未发现明显的发热故障点。在紧固设备内部相关部件,过滤变压器油后,投运变压器,并每周开展1次跟踪分析。当年9月3日~次年3月20日,对变压器油进行了18次跟踪分析,总烃含量从20μL/L上升至986.34μL/L,油中总烃含量仍呈上升趋势。

次年4月2日,吊罩检查、大修该主变,对主变所有接头、引线、铁芯、绝缘件、高-中-低压升高座、分接开关进行全面检查,均未发现异常。在拆除35kV侧套管时,发现导电杆下部有少量黑色粉末,A相导电杆与引线接线片连接处有明显发黑痕迹。

综合数据分析及吊芯检查结果判断,该起故障为35kV侧套管导电杆与引线接线片导电接触面积较小,负荷电流增加引起发热。改造处理后,该主变油色谱跟踪分析正常。

4 应对措施

此类故障在变压器运行中较为少见,通过试验、带电检测等技术手段很难准确判断故障点。为了防止此类故障的再次发生,建议从以下几方面采取措施。

(1)加强变压器前期技术监督,在技术协议中及设计联络会议上明确导电回路各部件连接方式,满足载流要求。

(2)加强变压器各阶段的技术监造工作。在生产过程中,要严格控制制造工艺,确保各环节工艺满足规程要求。做好变压器现场安装施工阶段的监督,确保施工工艺质量符合要求,施工队必须有施工资质。

(3)变压器投运后,需做好日常维护工作,并按规程要求开展带电检测工作,一旦发现异常就及时处理。同时,需做好变压器油温、油位日常巡视记录,为异常分析提供数据依据。

5 结束语

本文变压器异常故障通过变压器在线监测技术得到了及早发现并处理。近年来,变压器在线监测技术得到了广泛应用,目前已基本覆盖110kV变电站。通过在线监测变压器,能及早发现变压器运行异常,有效降低变压器故障跳闸次数,从而提高供电可靠性。

摘要：针对某110kV变电站#2主变油色谱异常情况,通过油色谱跟踪监测、停电吊罩检查,分析确认35kV侧套管导电杆与引线接线片导电接触面积较小、负荷电流增加引起发热是造成异常的主因,提出加强变压器监造,严把出厂制作工艺防范措施,以杜绝类似事故的发生。

关键词：油色谱分析,变压器,三比值法,导电杆,在线监测

参考文献

[1]Q/GDW 168—2013输变电设备状态检修试验规程[S]

[2]徐康健,钟俊武.一台500kV变压器油色谱分析数据异常的故障诊断与检查[J].变压器,2010,47(9):72~74

[3]钱旭耀.变压器油及相关故障诊断处理技术[M].北京:中国电力出版社,2006

[4]张晓慧.电气试验[M].北京:中国电力出版社,2010

[5]任元会.工业与民用配电设计手册[M].第3版.北京:中国电力出版社,2005

[6]熊信银,张步涵.电气工程基础[M].武汉:华中科技大学出版社,2005

8.变压器的异常运行及事故处理 篇八

摘 要：本文对电网实际运行中时常出现的10kV电压异常现象的原因进行分类，并逐一研究分析其产生机理，从而引出处理10kV电压异常措施的思路。

关键词：电压异常；负荷；接地；断线；消弧线圈；谐振

0 前言

电压的异常直接影响设备的运行技术指标、经济指标，甚至导致用户的用电设备无法正常工作，电网的安全与经济运行遭至破坏。10kV母线是调度部门可以进行电压调控的最后一级母线，也是最直接影响用户电压质量的母线。因此对10kV电压异常产生的根本原因进行分析研究，对消除电压异常和保障电网安全运行具有十分重要的意义。负荷变化引起的电压偏移

根据相关调压原则要求：变电站和直调电厂的10kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%―+7%。而在实际电网运行中，在白天用电高峰时段，10kV母线可能低于10.0kV下限，在深夜用电低谷时段，10kV母线也可能高于10.7kV上限。

造成电网正常运行中电压偏移的原因是不同大小的功率在电网元件中传输会产生不同的电压降落。功率由系统通过110kV降压变压器经变压后到达10kV母线，其等值电路图和相量图如图1所示。

在上图中，为归算到110kV变压器10kV侧的一次电压，为110kV变压器的二次电压，即10kV母线电压，S为传输的视在功率，为归算到110kV变压器10kV侧的传输电流，φ为与的相位差，XT为110kV变压器归算到二次侧的等值电抗，RT为110kV变压器归算到二次侧的等值电阻。

图中，就是电压降相量，即（RT+XT），将电压降相量分解为与二次电压同方向和相垂直的两个分量和。称为电压降落的纵分量，称为电压降落的横分量。而在电网实际计算中，由于电压降横分量很小，可以忽略不计，因此，其电压降可以省略简化成仅为电压降落的纵分量，以ΔU表示。由图3可得ΔU的模值为，将、、代入上式可得，因此可以得出，10kV母线电压与传输功率的关系公式为：

由上式可知，通过减少传输的有功负荷P、无功负荷Q、电阻RT和电抗XT，或者提高110kV侧电压U1的方法，可以减少电压降落，提高10kV电压；反之则降低10kV电压。

由此可以得出负荷变化引起的电压偏移的处理措施：

（1）通过增减无功功率Q，如投退并联电容器、并联电抗器；

（2）改变变压器的电阻R和电抗X，如改变变压器的分接头，从而改变有功功率和无功功率的分布；

（3）改变上一级系统电压U，如改变发电机、调相机的无功功率出力；

（4）特殊情况下采用调整用电负荷或限电（减少有功功率P）的方法调整电压；单相接地引起的电压越限

10kV电网属于中性点不直接接地系统，当发生单相接地故障时，由于与变压器中性点不能构成短路回路，因此没有短路电流，仅有不大的对地电容电流流过，对电气设备基本无影响。但中性点发生偏移，对地具有电位差，其相间电压不平衡，故障相对地电压下降为0，非故障相对地电压升高到线电压，如图2所示。

由图2可见，UE为额定相电压，10kV电网正常时，三相对地电压大小相等，相位对称，可以得出

而零序电压，即没有零序电压，因此也没有零序电流。

当10kV电网发生单相接地（如A相接地）时，A相对地电压为零，即=0，电源中性点电压不再与地电位相等，而是升高到相电压，而B、C相对地电压也相应地升高为线电压，分别为

系统中出现零序电压，其大小为相电压，其产生的零序电流流经接地点，其大小为非故障相产生的对地电容电流之和。虽然10kV系统单相接地时故障点电流很小，而且三相之间的线电压仍然对称，对负荷的供电没有影响，允许继续运行，但是在单相接地以后，非故障相电压升高到线电压，为了防止故障进一步扩大到两点、多点接地短路，应该及时采取措施消除接地故障。

作为调度员，若现场配置接地选线装置的，则断开其选中的线路开关，隔离单相接地故障；若没有配置接地选线装置的，则根据母线电压变化，采用“瞬停法”瞬间断开线路开关来判断单相接地线路；若“瞬停法”无法找到单相接地线路，则可能是两条及以上线路同名相接地或母线单相接地，这就需要将母线上所有开关断开，逐一合上开关来判断接地设备。消弧线圈投入引起的不平衡电压放大

由上一节可知，当发生单相接地故障时，接地点将通过10kV电网的全部对地电容电流。如果此电容电流相当大，就会在接地点产生间歇性电弧，引起过电压，可能会导致绝缘损坏，造成两点或多点的接地短路，使事故扩大。因此要在中性点装设消弧线圈，利用其感性电流补偿接地故障时的容性电流，使接地故障电流减少，从而自动熄弧，保证继续供电，如图3所示。

由图3可得，消弧线圈发挥最佳作用是电网出现单相接地故障后，实现全补偿，接地电容电流IC全部被消弧线圈的电感电流IL所补偿，即IL=IC，通过故障点的电流为零，从而使得电弧自动熄灭，达到灭弧的目的。

而实际上，消弧线圈并没有采用全补偿的补偿方式，那是因为在10kV经消弧线圈接地系统正常运行时，中性点的位移电压U0的大小为，上式中，d表示10kV电网的阻尼率，表示10kV电网的脱谐度，UN为消弧线圈未投入时中性点不平衡电压值。

由上式可见，若消弧线圈未投入前系统已经不平衡，在电网阻尼率一定的情况下，脱谐度越小，中性点电压越高，放大作用越强，将加剧系统的不平衡。脱谐度等于零即谐振补偿时，中性点电压最高。

为了保证正常运行时中性点电压的偏移不超过规定值，应采取避免谐振补偿的措施，即尽量在较大的过补偿或欠补偿运行，增大脱谐度v，或者采取措施增大系统的阻尼率d。另外，在以架空线路为主的电网中，采用线路换位的措施，可以减少三相导线对地电容的不对称度，从而减少中性点的不平衡电压值UN。调度员若确认三相电压不平衡过大是由于消弧线圈引起的，则应该将消弧线圈退出运行，重新整定消弧线圈的脱谐度。

电压互感器断线引起的显示电压失真

当电压互感器发生断线故障时，二次电压输出就会异常下降，可能会造成继电保护或自动装置误动作，调度员若因为电压显示下降作出误判而进行不必要的操作，可能会危及电力系统的安全稳定运行。

T在电力系统运行中，用得最广泛的是YN-yn-d型接线的电压互感器，如图4所示。

图中，其一次线圈接成星形中性点接地，二次主线圈也接成星形中性点接地，辅助线圈接成开口三角形。这种接线方式使得二次设备既可以取得相电压，又可以取得线电压，还可以取得零序电压。

由图4可得，二次零序电压，其中KV为一次线圈与开口三角形辅助线圈的匝数比。在电力系统正常运行时，若电压互感器发生二次主线圈单相或多相熔断，相应的二次输出相电压为0，而由于电压互感器一次线圈三相对称，则UA+UB+UC=0，即二次零序电压Umn输出也为0。因此可以根据相电压与零序电压同时为0而判断出电压互感器二次断线故障。

当电压互感器一次侧发生熔断故障时，若三相全部熔断，相当于停运电压互感器，显然相电压与零序电压二次输出皆为0；若非三相全部熔断，相应的二次相电压输出为0，而由于电压互感器一次线圈三相电压不对称，导致二次零序电压输出不为0。

这种一相电压下降为0和零序电压大幅升高的情况与10kV中性点不接地系统发生单相接地故障时相似，容易造成调度员的误判。通过非故障相电压是否升高或者是否有电压互感器断线信号发出来判断究竟是电压互感器断线故障还是10kV系统发生单相接地故障。在确定是电压互感器断线故障后，调度员应该将其转检修处理。运行操作中引起的谐振过电压

在10kV中性点不接地系统中，容易激发起持续时间较长的铁磁谐振过电压，其中，最常见的是铁磁式电压互感器引起的铁磁谐振过电压，是造成事故较多的一种内部过电压，其危害轻则使得电压互感器熔断器熔断，重则烧毁电压互感器，甚至炸毁瓷绝缘子及避雷器导致系统停运。故以此为例进行分析，如图5所示。

图中，E为各相电源电势，C为线路等设备的对地电容，L为电压互感器的励磁感抗。一般情况下，各相对地电容的容抗C小于电压互感器的励磁感抗L，因此整个10kV网络对地呈容性且基本对称。但铁磁式电压互感器的励磁感抗L会随着其通过的电流大小而变化，系统正常时，电压互感器铁芯处在不饱和状态，其励磁感抗L相应地保持常数；当系统中出现某些波动时，如电压互感器突然合闸的巨大涌流、线路瞬间单相弧光接地等，使得电压互感器的励磁电流过大，铁芯发生三相不同程度的饱和，励磁感抗L的值随之大大下降，以致破坏了电网的对称，电网中性点就出现较高的位移电压，造成铁磁谐振过电压。

以A相接地为例，10kV系统中非故障相（B、C相）对地电压会升高倍，使得铁磁式电压互感器B、C相的铁芯饱和，励磁感抗L大大减少，即XL=XC，因此B、C相的负荷呈感性，可用一个等效电感来表示，而A相由于接地后电压下降，电压互感器的铁芯不是运行在饱和状态，因此A相的负荷仍呈容性，可用一个等效电容来表示，将A相接地后的等效电路进一步简化后，如图6所示。（下转第178页）

（上接第140页）

由图6可见，显然是一个串联电路，若容抗等于感抗就发生串联谐振，即，因此，消除谐振的主要办法就是要破坏产生谐振的条件，即改变系统的感抗、容抗等参数。以铁磁式电压互感器器为例，其采取的措施有：在电压互感器的二次绕组开口三角处接入阻尼电阻或消谐器；在电压互感器一次侧中性点接地线上接入电阻增大阻尼；选用铁芯不易饱和的电压互感器等。

调度员在操作前应考虑采取防止谐振发生的措施，如母线送电时，采用线路和母线一起充电的方式，或者对母线充电前退出电压互感器，充电正常后再投入电压互感器，或者将变压器中性点接地或经消弧线圈接地等。在操作过程中，若发生谐振过电压，应当迅速合上或断开某些设备开关，改变系统电感或电容参数，破坏谐振条件，消除谐振。结语

本文将10kV电压异常的情况分为负荷波动、单相接地、消弧线圈投入、电压互感器熔断及谐振五类，对其产生的机理进行逐一分析，为运行人员和调度员辨识10kV电压异常的原因提供依据，从而提高运行人员与调度员处理10kV电压异常的效率，保证电网安全和用户的电压质量。

参考文献：

9.变压器的异常运行及事故处理 篇九

第一节 一般要求

第1条：除系统运行方式和检查工作的需要，允许退出的继电保护及自动装置外，凡带有电压的一次设备均不得无保护运行。

第2条：保护装置的投退应遵守下列规定：

1、按各级调度的命令执行。

2、变电站调度的设备，正常时投退由值班长决定，如用户要求，需要改变原运行状况时，必须有单位提出申请，调度计划部门批准执行完毕后，汇报陇南地调。

第3条：新型试制或改进的保护，应有施工安装单位移交的图纸、有关运行的规定，运行人员学习讨论后，先试运行（由局决定试运行期限）试运行良好后由局决定投入使用。

第4条：运行人员在巡视中应及时掌握微机保护的面板温度，特别是电源面板，处理面板，当发热严重时应及时汇报调度所、局生计科。

第5条：接有交流电压的保护，交流电压必须取自相应的一次设备母线，在倒闸操作过程中，禁止使保护失去交流电压，在交流电压回路上进行工作，必须采取防止保护误动的措施。

第6条：二次交流电压中断时，应立即停用下列保护及自动装置。

1、各类距离保护装置。

2、灵敏度较高的各类电压闭锁过流保护。

3、故障录波器。

第7条：下列情况之一者，应停用有关保护：

1、保护不良有误动危险或已发生误动或装置发告警信号确认需退出保护时。

2、查保护工作时。

3、开关作跨越短接时。

4、其它为安全专门规定条件，如带电作业时必须退出重合闸等。

第8条：保护投入前后值班人员应按以下规定顺序检查保护装置：

1、查看继电器的接点位置正常。

2、继电器有无掉牌指示。

3、保护装置的监视表计、灯光指示正确，微机保护指示灯及液晶显示屏显示信号正常。

4、切换把手、刀闸、跨线、连片、端子、压板的位置均应正确。

第9条：保护动作后，由两人检查掉牌，作好记录进行核对后加以恢复，检查、打印异常情况报告，及时向调度汇报有关情况。

第10条：运行中的保护及二次回路，禁止其它单位人员进行工作，如因基建工作或其它特殊需要，应取得运行人员和保护班的同意，并有本单位保护人员监护。

第11条：基建安装单位新装的设备，投运前应由保护工作人员验收，填写验收记录，并向值班人员进行交代清楚后，方可投入运行。

第12条：当保护检验后，由运行、保护人员共同进行开关的传动试验，装置调试，并记录传动次数。

第13条：继电保护工作完毕后，值班人员应按以下内容检查继电保护工作人员所填写的继电保护记录。

1、作内容或试验性质。

2、整定值及接线变更情况。

3、发现问题及带负荷检查的结果。

4、操作试验及带负荷检查的结果。

5、对保护使用的意见。

6、值班人员应注意的事项。

7、保护能否投入运行的结论。

第14条：继电保护工作完毕后，运行值班人员应根据下列内容验收：

1、检查试验中连接的所有临时线是否已全部拆除。

2、检查在试验中所拆动的接线是否已全部正确恢复。

3、盘上的标志是否齐全，工作现场是否已清理完毕。

4、检查压板是否恢复正常运行位置。

5、检查图纸与实际相符，改动部分是否画入记录中。

第15条：两个设备单元的两套保护共同作用于一台开关时其中一个设备单元停运或检修时，必须退出该单元的所有保护。第16条：装有微机保护装置的变电所在周围50M内不得使用无线电通讯装置等其它产生高频电磁波的设备。

第二节 微机保护装置运行的特殊要求

第1条：装置投入前按定值通知单要求进行保护压板投入、接线检查及整定值输入等工作。同时，打印一份保护定值清单并存盘。

第2条：正常运行时。要定时进行设备的巡视检查，查看装置电源指示灯及有关保护的投入；打印机的电源液晶显示情况等是否正常，作好日常的运行维护工作。保护如动作，记录保护动作情况，记录、打印有关报告，当前定值，及时收集故障录波情况，打印的资料，复归有关信号。

第3条：为防止经长期运行后的积灰造成爬电短路现象，每隔一段时间，必须将机箱柜和插件进行清洁处理，平时，要保持装置柜体清洁，减少灰尘进入。

第4条：正常运行时，不得随意改变保护定值，定值修改必须有调度部门通知单，同时要退出本套保护装置，改变后经运行人员核对正确方可投运。

第5条：装置内部作业、检查，要停用整套保护装置。

第6条：保护插件出现异常更换插件后，要对整套装置重新校验，无误后方可投入使用。

第7条：保护装置本身使用的交流电压/电流回路，开关量输出回路作业，要停用本套保护装置。

第8条：保护装置动作后，运行人员根据信号指示情况及打印结果，故障录波装置输出波形，及时分析处理，同时向主管调度汇报有关情况，并作好相关的各种记录，准备好各种分析所需要的资料、报告。

第9条：为保证打印报告的连续性，严禁乱撕乱放打印纸，妥善保管打印报告，并及时归档。运行人员应在正常巡视时检查打印纸是否充足，字迹是否清晰，打印机电源是否正确连接。

第10条：装置故障或需全部停运时，要先断开出口压板，再关装置的直流电源，严禁仅用停直流电源的方法停保护装置。

第11条：运行人员应掌握保护装置的时钟校对，采样值打印、定值清单打印、报告复制、故障录波器的使用，明确使用规定，按规定的方法、按调令改变定值，进行保护的停投和使用打印机等操作。第12条：改变保护装置的定值、程序或接线时，要依据调度或有关方面的通知单（或有批准的图样）方允许工作，并和有关部门进行校对，严禁私自操作、变更。

第13条：运行人员在巡视装置，发现有端子发热、放电等异常情况时，应先与运行值长或上级单位取得联系，及时处理。

第14条：当保护校验后，由运行、保护人员共同进行传动试验。

第15条：下列情况下应停用整套保护装置：

1、保护使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。

2、装置内部作业。

3、继电保护人员输入定值。

第16条：本保护装置如需停用直流电源，应在两侧保护装置退出停用后，再停直流电源。

第17条：装置直流电源停用又恢复后，应重新检查、校对时钟。

第18条：装置出现告警呼唤时，下列情况之一者，应退出相应保护压板对应的巡检开关，但允许装置其它保护继续动作。

1、告警灯亮，同时某一个保护插件对应的告警指示灯亮。

2、总告警灯亮，显示（打印）。

3、某保护插件“有报告”灯常亮。（此种情况，在退出该保护后，可查对该CPU的巡检开关，若是没投入，则应投入，再复位接口插件，该保护插件如能恢复正常，仍可恢复该保护运行）。

第19条：装置动作后，则中央信号某保护装置光字牌打出，出现异常时，装置告警或装置呼唤光字牌打出，出现这些异常时，均有报告打印，运行人员根据打印报告，显示器显示内容等分析判断，应详细记录装置各种指示灯并打印报告，处理事故，装置复归处理完毕后，立即向主管调度汇报，通知继电保护人员到现场进行处理。

第20条：保护装置插件出现异常时，继电保护人员应用备用插件更换异常插件。更换的故障插件送维修中心（或制造厂）修理。

第21条：如出现PT或CT断线时，则装置将启动中央信号告警光字牌，并且报告打印PT或CT断线，运行人员可根据内容分析、处理、做好记录、并上报。第22条：运行人员应熟悉、掌握微机所打印出的各种运行、故障报告的格式、内容及含义。

第23条：退出某一种保护只需将对应的保护出口压板打开即可，同时，相应保护运行指示灯灭。

第三节 110kv、35kv、10kv线路保护

第1条：110kv线路保护：

1、当保护动作后，中央信号告警出现，并显示开关跳闸信号，运行人员应找到具体开关微机保护屏，会发现“TT”“TWJ”指示灯亮；再查看打印报告是何种保护动作，故障距离及有关故障参数。

2、将检查情况汇总汇报调度，若确为保护正确动作，则应根据调度命令决定是否将失电线路恢复供电。

3、若为保护装置本身故障，则应查明故障并将其隔离。

第2条：35kv线路保护：

1、在保护运行时，如有保护动作，则显示器显示最新一次的保护动作时的有关信息如下：

其中动作类型即：若显示ⅠL1，则为电流Ⅰ段动作；若显示为ⅠL2，则为电流Ⅱ段动作；若显示为ⅠL3，则为电流Ⅲ段动作；若显示有HJS，则表明后加速保护动作；若显示有CH则表明重合闸动作；Lo则说明零序保护动作；显示本次跳合闸事故记录序号。

第3条：10kv线路保护：

1、置动作显示：装置动作予跳闸或告警时，显示窗闪烁显示动作或告警时的测量值及故障类型，并点亮相应的继电器类型指示灯，多个继电器同时动作时，则循环显示。

2、保护动作后的具体现象：若速断动作，则速断指示灯亮，显示窗显示故障内容及动作电流；若限时过流动作，其指示灯亮，显示窗显示故障内部动作电流；若重合闸或后加速保护动作则重合闸或后加速保护指示灯亮。

3、装置自检及报警：装置在运行过程中，不断对本体进行自检，若发现异常，则立即闪烁，显示异常类型并点亮面板告警灯。显示异常类型时，还显示“op out”则表明严重异常，保护功能可能已全部退出。第四节 故障录波装置

一、录波装置的正常操作

第1条：每日交班时进行一次巡视检查，巡视检查内容：

1、交直流工作电源开关ZZK、JXK在合闸，前置机面板上各绿色运行指示灯亮：POWER“5V”、“15V”、“24V”、“-15V”、“24V(2)”,CPU1“运行”、CPU2“运行”、CPU3“运行”、CPU4“运行”、MONITOR“运行”。

2、后台PC机电源控制开关PK在“运行”位置，打印机电源控制开关DK在“断开”位置WD灯亮。

3、PT电压切换开关1QK、2QK在正确合理位置（注1）。

4、以上开关位置和指示灯正确，且无异常告警信号，即可认为装置处于正常状态。

5、一般1QK控制CPU1、CPU3所属线路的PT电压切换，2QK、4QK所属线路的PT电压切换，运行人员应熟悉了解CPU1—CPU4各接入哪些线路，从而使电压切换位置与一次运行方式的对应处于最佳状态。

第2条：时钟校对顺序是先后台机、再前置机。

1、后台机时钟校对操作步骤：将PK开关置于试验位置，使PC机与显示屏接通，打“ESC”键，屏幕显示C：WGL—12〉—，输入“CD＼”回车。屏幕显示C：》—，输入“Date”命令，屏幕显示C：。„„月、日、年，这是机内日期，在下面一行输入当前日期，然后回车，屏幕显示C：》—，输入“Time”命令，屏幕显示C：》„„时、分、秒，这是机内日期，在下面一行输入当前日期，然后回车。（对时以北京时间为标准与调度值班员对时）

2、前置机时钟对操作步骤：

（1）、将打印机切换至与前置机相联。（2）、合上打印机电源开关。

（3）、按前置机MONITOR板的“T”键，打印机即打印出当时机内时钟的计时值。

（4）、前置机与后台机计时差异在10秒钟以内，可不调整，再键入一个大于9（A—F）的值，即退出“T”键服务程序回到运行状态；若差异在10秒钟以上，则按照后台机屏幕上的显示值键入新的年、月、日、时、分、秒值，然后再按“T”键，打印出新值，核对无误后，按“O”键，即退出“T”间程序回到运行状态。（如有卫星同步时钟，则以该时钟作为标准比较）

（5）、断开打印机电源。

（6）、将PK开关扳到“运行”位置，WD灯亮。第3条：每周打印一次正常运行的采样波形：（1）、将打印机切换至与前置机相联；（2）、合上打印机电源开关；

（3）、按前置机MONITOR板的“2”键和CPU的序号键（1—4），即可打印出该CPU四个周波的采样波形。

（4）、1—4CPU分别检查完后，断开打印机电源。

第4条：每当录波屏或前置机的直流工作电源关断一次，在恢复供电时都要重新检查、校对前置机的时钟。

二、录波装置启动时的监视与操作

第1条：区内故障，装置启动时的监视与操作：装置发出“呼唤”（启动）信号，一次系统有较大冲击，本站并伴随有开关跳闸，可判断属区内故障，此时应注意监视录波屏的工作状态和正确操作，以免丢失录波资料。录波装置的正确工作程序是：

1、动记录程序

（1）、中央信号屏“录波装置启动”灯亮，“录波装置呼唤”光字牌亮。（2）、后台机启动，屏幕显示：正在接收前台机资料。（3）、接收完毕，屏幕显示：资料已保存好，正在制表。（4）、后台机进入分析处理，其监视灯闪烁。

（5）、分析处理完毕，屏幕显示出“紧急制表”结果。（6）在自动记录期间，不要人为干预，以免丢失资料。

（7）自动显示出的紧急制表结果，可能有两种不同情况，一是若故障时间较短，在3秒以内，则显示的就是该次事故的紧急制表。另一情况是若故障时间超过3秒，则会产生两个紧急制表文件（一为故障开始及过程，一为故障消失过程），屏幕自动显示的是后一过程，不是我们所需要的，此时则应选择所需的录波资料监视与操作。

2、处的区外故障，装置启动时的监视与操作：装置发出“呼唤”（启动）信号，一次系统只有很微弱的冲击或感觉不到冲击，且本站亦无开关跳闸，则可判定为远处的区外故障或某种干扰引起的装置启动，这种情况必需等待后台机接收完资料后，方可按复位按钮使“呼唤”信号复归。

三、录波装置启动后，出现异常现象的处理

1、装置发出“录波装置呼唤”信号，后台机启动，但中央信号屏光字牌不亮，应在录波任务完成后再检查信号回路予以复归。

2、装置发出“录波装置呼唤”信号，中央信号屏光字牌亮，但后台机或显示器未启动，应按以下步骤进行处理：

（1）、首先检查打印机的电源开关。若电源未断，打印机已通电，则应断开打印机的电源开关，然后复位后台机或断开后台机的电源开关再合上，后台机即可启动接收前置机资料。

（2）、若检查打印机电源开关在断开位置未上电，则应检查后台机和显示器的电源回路。此时应注意不要关断前置机的电源，以免丢失录波资料。将PK开关从“运行”位置打到“调试”位置，使后台机上电启动（录波完成后，仍维持PK开关在“调试”位置，并通知专业人员查找原因，尽快消除缺陷）。

（3）、若以上两种方法都不能使后台机启动，且一次系统有明显冲击，则应维持现状，尽快通知专业人员到现场处理，不能采取断开前置机电源的方法来复归“录波装置呼唤”信号，以免将丢失录波资料。（若一次系统无冲击，允许断电源处理）。

（4）如果要打印故障报告，这时打印通讯电缆又接在前置机，要把后台机电源关闭，把通讯电缆接入后台机并行口，再打开后台机电源。（为打印机电子节换开关失灵时的操作）

四、运行中的异常：

1、低压交流电源断电时再次来电后，必须将主机电源重新打开。

2、发现主机死机等异常时应立即汇报调度及有关单位。

五、其它

1、本装置的后台PC机，从功能上虽可作离线它用，不得做它用，以免造成病毒感染影响完好录波。

2、打印机的切换开关如临时有故障，可将打印机的连接电缆插头直接与前置机或后台机相联，不影响使用。

第五节 自动装置 第1条：自动重合闸装置；

1、自动重合闸一般均应投入使用，有下列情况之一者应退出运行。（1）重合闸装置本身不良；（2）线路充电试运行；（3）开关遮断容量不足；（4）线路上进行带电作业；

10.变压器的异常运行及事故处理 篇十

在实际工作中,无论是变压器热故障还是电故障,最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。不同的故障类型,产生的主要和次要特征气体不同。故障气体的组成、含量与故障的类型和严重程度有密切关系[2]。因此,分析溶解于油中的气体含量,能尽早地发现设备内部存在的潜伏性故障,监视故障的发展,从而使检修工作有的放矢。笔者通过对一台500 kV变压器的油中溶解气体追踪,成功诊断发现设备的潜伏性故障。并通过科学的追踪诊断,合理安排检修时间,避免了盲目停电带来的经济损失。

1 问题概述

某大型水电站的500 kV变压器,2003年8月投运,运行以来状况良好,无故障及大修的记录。2008年6月17日气相色谱分析发现油中乙炔含量为1.29 μL/L,超过文献[3]中规定的注意值。2008年7月11日,主变脱气处理。重新投运后乙炔含量由0上涨至3.8 μL/L;随后出现小幅回落至2.19 μL/L。该问题主变的色谱试验跟踪数据如下。

2 故障类型的分析

文献[3]中规定,运行变压器油中氢气、总烃的注意值为150 μL/L。本案例中,氢气、总烃含量虽远低于文献[3]要求的注意值,但乙炔含量最高达3.8 μL/L,高于要求的1 μL/L的注意值要求。

计算油中乙炔的绝对产气速率[3]

undefined天(其中,C1、C2分别代表2008-9-29和2008-10-17的乙炔浓度值,Δt代表C1、C2两次检测的间隔天数,G为油重,ρ为油品密度。)

对比文献[3]中规定的0.2 mL/天的乙炔绝对产气速率注意值,该主变的乙炔绝对产气率已超标。

造成油中乙炔超标的原因可能有:(1)变压器高负载运行引起过热,或设备内部曾发生过热现象;(2)潜油泵或其他附件故障;(3)变压器内部出现放电点[4]。为此,对运行中变压器的油温,潜油泵及其他附件进行检测,结合变压器运行负载进行分析,均未发现异常,初步判断变压器内部存在故障。

目前,通用的判断变压器潜伏性故障的方法中,三比值法[5]有着不俗的成效。文献[5]中规定,三比值法只有在油中溶解气体异常,判断设备存在故障的情况使用才有意义。在本案例中,总烃、氢气含量虽未超过注意值,但油中乙炔含量及其绝对产气速率大于注意值,判断设备内部存在故障,符合三比值法使用条件。计算三比值编码为201,故障类型为低能量放电。一氧化碳与二氧化碳含量较低且无增长趋势,故障不涉及固体绝缘。

综合上述分析后认为,该主变本体内部存在间歇性裸金属放电,故障部位不涉及固体绝缘。

3 故障的处理

3.1 追踪监测

在故障检测当时,正值夏季汛期,电站机组全面满发,若立即进行停电处理,将给企业带来巨大的经济损失。而通过分析后认为,该主变的故障能量并不高,氢气、总烃等组分没有出现大幅的增长,可缩短色谱检测周期,加强追踪监测,待时机成熟时停电检修处理。采取措施如下:

(1)加强巡检,监控运行油温、异常声音,采取红外测温[6]等手段,密切监视设备运行状况[7]。

(2)缩短色谱试验周期,定期检测铁心及夹件的接地电流。在初期,乙炔增长较快,色谱周期设定为每周两次;后期乙炔含量稳定并逐渐下降时,周期改为每周1次。

3.2 故障检查

2009年3月,设备停电排油检查,发现该主变A、B相铁芯高压侧上端的第二个L型磁屏蔽松动,与铁芯距离过近,致使两者在运行状况下发生接触摩擦。长时间运行,绝缘材料被磨损或脱落,最终导致磁屏蔽与铁芯搭接,形成间歇性的裸金属放电。这正是产生乙炔并缓慢增长的原因(放电痕迹及缺口见图2、图3)。当磁屏蔽被烧出一缺口并不断增大时,磁屏蔽与铁芯之间的距离也随之加大,当两者间距离达到一定程度后,放电中止,反映在色谱数据上显示为乙炔含量停止增长。在运行扩散的情况下,乙炔含量缓慢回落。

4 结束语

电气设备特别是超高压电气设备,油中乙炔含量是一项非常重要的指标,往往是设备存在高温过热或放电性故障的征兆,应慎重对待[8]。如发现油中有乙炔即使是痕量,也应给予重视。结合设备的运行历史、安装和检修情况以及历次试验的记录进行全面的综合分析,弄清楚产气的原因,从而采取积极有效的处理措施,防止故障的进一步扩大和事故的发生。

在本案例中,采用色谱检测的方法,追踪设备故障长达8个月,最终由三比值法成功诊断故障类型,避免了一起重大设备故障的发生。又一次证明,三比值法在氢气、总烃含量低,仅乙炔组分异常的情况下,对设备故障类型的判断仍具有极高的参考意义。

(1)实践证明,通过油中溶解气体含量的分析可发现变压器内部潜伏性故障,对提高设备运行的安全可靠性有着重要意义。

(2)变压器油中氢气、总烃含量较低,而乙炔单组分出现异常时,仍应给予高度重视,根据变压器的结构和运行情况进行综合判断分析,防止变压器潜伏故障的发展、扩大导致事故的发生。

(3)在判断故障能量较低,尚不至危及铁芯及绕组绝缘时,设备可在超过注意值情况下继续运行。建议采取缩短色谱检测周期,监控运行油温、油位、异常声音,以及红外测温等手段,监控设备的运行状况,避免盲目停电造成经济损失。

(4)色谱追踪周期应根据实际情况而定。前期可设为3天一次,必要时缩短为每天一次。判断故障趋势发展缓慢时,可延长为每周一次。油气在线监测装置[9]可实时在线监测变压器油中气体含量变化。若经济条件允许,建议安装。

参考文献

[1]IEC 60567-2005 Oil-filled electrical equipment-Sampling of gases and of oil for analysis of free and dissolved ga-ses-Guidance[S].

[2]IEC 60599-2007 Mineral oil-impregnated electricalequipment in service-Guide to the interpretation of dissolvedand free gases analysis.

[3]DL/T722-2000.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[4]钱旭耀.变压器油及相关故障诊断处理技术[M].北京:中国电力出版社,2006.

[5]GB/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[6]杨立.红外热成像测温原理与技术[M].北京:科学出版社,2012.

[7]DL/T596-2005.电力设备预防性试验规程[S].

[8]操敦奎.变压器运行维护与故障分析处理[M].北京:中国电力出版社,2008.

11.变压器的异常运行及事故处理 篇十一

变电运行是电能进出的关口，它的安全运行影响到整个供电网络。变电运行的主要内容是加强设备管理和避免事故发生。保证整个供电网安全运行的关键就是做好变电运行的安全管理和故障处理工作，是需要有关部门加强落实力度的工作。

一、变电运行的安全管理

1.提高变电操作人员业务素质。

变电运行操作需要工作人员拥有较高的业务素质，因为变电运行设备比较多，所以出现故障的可能性比较高。另外，工作人员在变电运行过程中要严格的遵守操作规定，如果操作不规范，就会影响整个电网的正常运行，引起重大安全事故。

所以，管理部门应该不定时的组织变电知识培训，根据工作的不同需要，结合变电运行的实际情况，进行具体的工作分析，剖析容易出现故障的`地方，强化培训解决故障的练习，解决变电运行设备异常出现的问题。变电操作人员不仅要有很强的专业素质，还需要拥有很强的安全意识，努力做到降低失误、不损害设备、避免造成经济损失和威胁人身安全。对此变电操作人员应该做到：

(1)提高安全操作意识。

对变电运行操作人员进行业务技能培训，培养变电运行工作人员整理工作日志的习惯，方便对工作作出总结，避免同样错误的出现。通过变电运行安全知识竞赛和防范事故演讲比赛的方式，强调变电运行的工作安全和工作重点，强化安全操作意识。

(2)进行安全意识教育。

让变电运行操作人员意识到自己工作的危险性，加强安全教育意识，时刻提高自己安全意识很重要。培训师结合事故，让工作人员深刻意识到变电运行工作存在的危害性，得到教训，提高警惕，预防事故发生。建立有关的监督机制，监督工作人员严格按照操作规范工作。

2.完善技术管理。

变电运用的电网企业应该加强对变电操作人员的技术训练，不定时的组织讲座和规章学习，让变电运行的操作人员在工作职责内熟练掌握设备布置、结构原理、操作程序和性能，具备简单的设备维护和保养能力，开展事故防范和反事故演习，提高电网运行人员对事故的处理和自我防护能力。严格执行安全管理规范制度，加强安全管理工作，落实安全生产责任制度，建立安全责任体系，明确职责分工，确保各个部分的变电运行正常工作，有可执行、可操作的技术管理制度。

二、变电运行常见的故障及处理方法

1.直流系统的故障和处理方法。

直流系统的故障，要确定是哪一级接地，判断原因，按照这个方法进行处理：先停止直流回路的工作进行检查，再进行回路的分、合实验。根据情况判断接地回路，再分合保险或拆除线路。

2.电容器的故障和处理方法。

电容器故障的现象为：外壳漏油或者膨胀、内部声音异常响动、套管破裂发生闪络和外壳温度升高，示温片脱落等。处理方法为：电容器爆炸后，先切断供电电源，用灭火器和其他灭火材料进行灭火，防止范围扩大;电容器保险断了之后，得到调度同意后，切断电容器的断路器，使用电容器放电进行外部检查，看是否有电容器故障现象的发生，用摇表测试电阻值，如果没有故障换上保险后合闸，如果保险再次熔断，就彻底取出故障电容器进行维修。

3.线路跳闸故障和处理方法。

发生线路跳闸故障后，先要马上按照线路保护图检修故障，以线路CT到线路出口为检查范围，如果线路没有问题，就重点检查跳闸开关。如果开关是弹簧结构，主要检查动力保险接触情况;如果开关是液压结构，主要对压力结构进行检查。

三、结语

12.污水处理运行维护及调试计划 篇十二

13.1工程的运行维护

对于整个工程的维护，我们对业主有如下承诺：

1）污水处理厂投产运行后，我方将定期到污水处理厂进行技术回访，了解运行过程中存在的问题，以便及时解决；

2）工程及设备保修一年，一年后为用户提供免费咨询和终身优惠维修服务，保证出水达设计排放标准； 3）对总承包工程实行终身负责制。

13.1.1 预处理系统的运行、维护

1、栅渣的清除

格栅除污机每日什么时候清污，主要利用时间继电器控制，即通过设定时间，按时清除栅渣。格栅运行时，值班人员应经常现场巡视，及时发现格栅除污机的故障，及时压榨、清运栅渣。

2、定期检查渠道的沉砂情况

由于污水流速的减慢，或渠道内粗糙度的加大，格栅前后渠道内可能会积砂，应定期检查清理积砂，或修复渠道。

3、做好运行测量与记录

应测定每日栅渣量的重量或容量，并通过栅渣量的变化判断格栅是否正常运行。

13.1.2 污水提升泵房的运行、维护

1、泵组的运行调度

为保证抽升量与来水量一致，泵组的运行调度应注意以下几条：

1).利用泵的大小组合来满足水量，不靠阀门来调节，以减少管路水头损失，节能降耗；

2).保持集水池高水位，降低提升扬程； 3).水泵开停次数不可过于频繁； 4).各台泵的投运次数及时间应基本均匀。

2、集水池的维护

因为污水流速减慢，泥砂可能沉积到集水池池底，故应定期清洗。定期清洗时，应注意人身安全。清池前，应首先强制排风，达到安全部门规定的要求后，人方可下池工作。下池后仍应保持一定的通风量。每个操作人员有池下工作时间不可超过30min。

3、做好运行记录

每班应记录的内容有：主要仪表的显示值，各时段水泵投运的台号，异常情况及其处理结果。

13.1.3 缺氧池的运行、维护

2）经常观察反硝化运行效果并做相应记录。

3）营养料投加：做好甲醇的投加，早晚各1次，水量变化时按比例增减，当水中N、P的含量满足这个比例时，可减少投加或者不投加。

3）面粉在一般情况下不投加，当出水恶化、车间轮休放假期间，把25—50kg面粉调成糊状，早晚各加一次，均匀投加于各池中。

13.1.4 活性污泥池的运行、维护

1）调节各进气阀，使曝气池布气均匀，调节各进水阀，使曝气池出水均匀并观察曝气池曝气是否均匀，并做相应的记录。

2）设定曝气池中间部位溶氧仪的DO为3.0mg/l，为保证系统正常运行，每周必须定时检测一次。

3）沉淀池内的污泥回流至缺氧池内。曝气池内的污泥浓度控制在2～4g/L之间，如超过应将剩余污泥排至浓缩池内，剩余污泥排放量应根据污泥浓度的测定每天定时排放。

4）每两小时做一次镜检，注意微生物种类、数量、活性及污泥结构变化情况，相应调整运行参数。

5）营养料的投加根据需要。13.1.5二沉池的运行、维护

1）沉淀池的应及时排泥，防止污泥沉积导致污泥厌氧上浮。

污泥回流量的大小应根据进水量大小、好氧池内的污泥浓度、SV30以及二沉池内的污泥量综合灵活调节。

2）如沉淀池有大块污泥上浮，污泥不发黑、发臭，即污泥发生反硝化，这时应加大污泥回流量，降低曝气池内的溶解氧值，适当增加污泥负荷，同时用清水对池面的浮渣进行喷水，把浮渣清洗干净。

3）二沉池的剩余污泥排至污泥浓缩池，压干后外运处理。

4）经常观察二沉池液面，看是否有污泥上浮现象。若局部污泥大块上浮且污泥发黑带臭味，则二沉池存在死区；若许多污泥块状上浮又不同上述情况，则为曝气池混合液DO偏低，二沉池中污泥反硝化。应及时采取措施避免影响出水水质。

13.2 人员的培训

污水处理工程的调试包括操作人员的培训以及污水处理系统的调试。对生产运行和管理人员进行有计划地培训，是保证平稳顺利运行，提高管理水平的重要方法，我公司负责为用户免费培训技术人员。13.2.1投产运行前培训

对生产操作人员进行上岗前的专业技术培训，提高操作水平。

培训形式：采取集中上课的形式，由我方专业人员（含工艺、机械设备、电气）对污水处理厂员工进行培训，并参观我公司示范工程现场，进行现场讲解。

培训时间：运行前一个周开始培训。培训内容：

1）污水处理专业基础知识；

2）工艺流程、操作规程和设备性能、操作规程； 3）安全管理知识；

4）设备常见故障现象、原因及解决办法；常见配件维修更换； 5）处理单元运行过程中的异常现象、原因及解决办法； 6）水质常规分析方法及操作。13.2.2投产运行后培训

污水处理厂投产运行后，在调试期间，每班次我方都将安排人员与对方员工一起倒班，在调试过程中对培训的内容进一步深化，以便员工能深入掌握各项培训内容。

13.3 工程的调试

1、处理构筑物或设备的清理与试通水。

调试工作进行前，应对处理构筑物（或设备）内进行全面清理，清除杂物准备通水、试车。钢筋混凝土池或钢结构设备在竣工后，进行满水实验。然后还应对全部污水或污泥处理流程进行试通水实验，检验在重力流条件下污水或污泥流程的通畅性，附属设施是否能正常操作，检验各处理单元进出水口水流流量与水位控制装置是否有效。

2、机械设备的试运转。

污水处理厂污水、污泥处理专用机械设备在安装工程验收后，可进行机械设备的带负荷试验，在额定负荷或超负荷10%的情况下，机械设备的机械、电气工艺性能应满足设备技术文件或相关标准的要求，具体参见如下：

 机械各部件之间的联接处螺栓不松动、牢固可靠，无渗漏；密封处松紧适当，升温不应过高；转动部件或机构应可用手盘动或人工转动。 设备启动运转要平稳，运转中无振动和异常声响。有固定方向运转的设备，启动时注意依照标注箭头方向旋转。

 各运转啮合与差动机构运转要依照规定同步运行，并且没有阻塞碰撞现象。

 在运转中保持动态所应有的间隙，无抖动晃摆现象。

 各运转件运行灵活（包括链条与钢丝绳等柔质机件不碰不卡、不缠、不跳槽），并保持良好张紧状。

 滚动轮与导向槽轨，各自啮合运转，无卡齿、发热现象。 各限位开关或制动器，在运动中动作及时，安全可靠。

 在试运转之前或后，手动或自动操作，全过程动作各5次以上，动作准确无误，不卡，不碰，不抖。 电动机运转中温升在允许范围内。

 各部轴承注加规定润滑油，应不漏、不发热，升温小于规定要求（如：滑动轴承小于60℃，滚动轴承小于70℃）。

 试运转时一般空车运转2h（不应少于两个运行循环周期），带75%负荷、100%负荷与115%负荷分别运转4h，各部分应运转正常、性能符合要求。

 带负荷运转中要测定转速、电压电流、功率、工艺性能（如：流量、泥饼含水率、充氧量、提升高度等），并应符合设备技术要求或设计规定，填写记录表格，建档备查。

3、污水处理工程各处理单元通水成功，并完成机电设备试运转后，为发挥各种处理设施的功能和整个污水处理工程的作用，需要进行活性污泥的培养。当污水处理工程能发挥微生物的净化作用时，才能达到去除有机污染物的目的。

污水生化处理单元污泥菌种的准备。A/0系统投加菌种30m3。

4、污水调试运行中所需物品的准备。其中包括物化处理用的混凝药剂（如：聚合氯化铝、硫酸亚铁、高分子助凝剂），生化处理用的营养料（如：糖、面粉、甲醇、尿素、磷酸三钠）。

5、运行操作人员的编制与工作安排。确定运行班次及人数，操作人员各自的工作岗位和工作范围。

三、污水处理系统调试：

根据太康县昕洲化工有限公司车间排放污水的特点，废水处理工艺采用“调节—A/O接触氧化+曝气生物滤池”工艺。

1、物化预处理：

从整个污水处理工程的处理工艺流程入手，调试工作首先从调节池处理单元开始。该企业的废水处理系统在主生产线试车的同时，既开始试车运行，试车初期，排放的废水从流量到污染负荷的变化由低到高。根据车间排放的具体水质，通过化验室混凝试验确定混凝药剂的种类与投加量，在最经济的成本下达到最佳的物化效果，为后续的生化处理单元提供有利条件。目前，可选用的絮凝剂种类很多，如普通的无机水处理剂FeCl3、AlCl3、Al2(SO4)3，无机高分子类水处理剂聚合氯化铝（PAC）、聚合硫酸铁，及有机高分子水处理剂聚丙烯酰胺及其衍生物等。可视水质情况选用其中一种或几种。

2、生化处理系统：

生物处理法是通过培养与驯化的活性污泥微生物的新陈代谢作用，分解与合成污水中的有机物等污染物，最终达到污水无机化的目的。生化处理法主要是营造一个良好的生存环境，有利于微生物的生长繁殖，从而使微生物达到最佳的去除效果。微生物是一个有生命的有机群体，因此调试工作是一个循序渐进的过程，需要细心与耐心。调试初期为了进行培菌和驯化，生化系统进水量应小于设计值，可按设计流量的30~40%启动运转。在生化系统微生物量增加到一定浓度时，流量可以提高至60~80%，待出水效果达到设计要求时，即可提到至设计流量。

1）、生化系统微生物的影响因素主要有以下几点，调试运行中需要严格控制： a、温度

一般活性污泥法的适宜温度在15~35℃之间。温度越高，活性污泥的繁殖速度越快，污染物的去除率越高。低于15℃或高于35℃时，活性污泥的去除率会降低。温度低时可以采取增加反应池中活性污泥浓度方法，以保证去除效果。温度高时，应采取降温措施。

b、pH值

生物体的生化反应都在酶的参与下进行，酶反应需要合适的PH值范围，因此废水的PH值对生化处理系统影响很大。实践表明污水PH值保持在6.0~9.0之间较为适宜。特殊水质，活性污泥经驯化后对PH值的适应范围可进一步提高。

c、营养物质

微生物新陈代谢过程中需要不同的元素物质，有些工业污水中成分单一，含有的营养成分不一定满足或完全满足微生物的需要，这样会影响到污泥的活性和处理效果。此时就要靠外加营养物质来调配。微生物体内各种元素所占比例的通式为C5H7NO2。碳可占菌体干重的50%左右，生化处理的主要目的是去除含碳有机物，故不会缺碳。氮可占菌体干重的10%左右，氮源以氨态氮易为微生物利用。常使用投加物质为尿素、氨水等。微生物体内还含有少量P，P占菌体干重的1~2%。常使用投加物质为磷酸三钠、磷酸二氢钾等。

工程实践积累的经验数据表明，厌氧处理系统中，营养物的需要量约为BOD：N：P=350：5：1，好氧处理系统中，营养物的需要量约为BOD：N：P=100：5：1 d、毒性物质

凡在废水中存在的对活性污泥中的细菌具有抑制或杀害作用的物质都称毒性物质。在调试运行处理中，我们应防止超过允许浓度的有毒物质进入。必要时应采用物理、化学方法进行预处理。

e、溶解氧

不同细菌对氧有不同的反应。细菌分为好氧性细菌、厌氧性细菌和兼氧性细菌。厌氧处理系统中溶解氧浓度一般应小于0.1mg/l。好氧处理系统中溶解氧浓度一般应大于0.3mg/l。

2）、生物处理系统的运行参数、条件的控制

由于企业水质条件和环境条件的变化，生化处理系统的污泥及其中微生物的量与质，都会有变化。如何采取措施克服外界因素的影响，使系统内活性污泥保持合理的数量、高效而稳定的去除效果，是系统运行控制要解决的问题。常用的调节与控制内容有四个方面，即：曝气系统、污泥回流系统和剩余污泥排放系统的控制。

a、曝气量的控制：

好氧活性污泥系统必须维持微生物好氧新陈代谢活动所需要的氧。此外，为促进污水中污染物与活性污泥充分混合接触，必须对曝气池进行符合要求的曝气。一般的制浆、造纸污水曝气池混合液溶解氧浓度控制在1.5mg/l ~4.0mg/l之间，能保持活性污泥微生物良好的新陈代谢活动。曝气池混合液所应控制的溶解氧浓度也不是越高越好，过高的溶解氧本身是能源浪费，另外过度曝气微生物自身氧化或造成污泥絮体因过度搅拌而破碎。

c、回流污泥量控制：

回流污泥系统的控制有两种方法。第一种是保持回流比恒定。第二种是定期或随时调节回流比和回流量。第一种方法使用于大型城市污水处理厂，根据企业污水的特点，调试运行中我们采取第二种方法。

当回流污泥控制方式为可变化时，主要通过以下三种方法确定合适的回流比：

ⅰ、按照回流污泥及混合液污泥的浓度调节。ⅱ、按照二沉池的泥位调节回流比。ⅲ、按照沉降比（SV）调节回流比。d、剩余污泥排放量的控制：

生化系统每天都要产生一定的微生物，系统内污泥量增多，因此需定期从系统中排放一定的剩余污泥，以维持系统内污泥量平衡。一般采用以下方法来控制剩余污泥的排放：

ⅰ、按照沉降比（SV）调节。

ⅱ、按照系统内活性污泥浓度（MLSS）调节 ⅲ、按照活性污泥的有机负荷（F/M）调节 ⅳ、按照系统活性污泥的污泥龄（SRT）调节

根据污水的特点、工艺要求的处理程度和运行实践比较，调试运行中我们主要调节污泥浓度（MLSS）和污泥沉降比（SV）控制剩余污泥的排放量。好氧系统设计污泥浓度（MLSS）为3000mg/l~5000mg/l，工业污水的污泥沉降比（SV）一般控制在50%以下可以满足运行要求。4）、生化处理系统异常问题对策：

由于企业污水水质变化，环境因素变化及工艺控制不当等原因会导致污泥膨胀、生物相异常、污泥上浮、曝气池出现大量泡沫等生物异常现象，问题如果不及时解决，最终都会导致出水质量的降低。

a、污泥膨胀极其控制：

正常的活性污泥中都含有一定量的丝状菌，但如果丝状菌过度繁殖则会引起污泥膨胀，活性污泥沉降性能恶化，不能在二沉池进行正常的泥水分离，污泥随出水流失，出水SS超标。引起污泥膨胀的因素有以下几个方面：

ⅰ、进水中有机物质太少，导致微生物食料不足； ⅱ、进水中氮、磷营养物质不足； ⅲ、PH值太低，不利于细菌生长； ⅳ、生化池内F/M太低，微生物食料不足；

ⅴ、曝气池混合液内溶解氧DO太低，不能满足微生物需要； ⅵ、进水水质或水量波动太大，对微生物造成冲击。

污泥膨胀的控制措施：污泥膨胀控制措施大体可分为两大类。一类是临时控制措施，另一类是工艺运行调节控制措施。

临时控制措施包括污泥助沉法和灭菌法。污泥助沉法是指向膨胀污泥中加入助凝剂，增大活性污泥的密度，使之在二沉池内易于分离。常用助凝剂有聚合氯化铁、硫酸铁、硫酸铝和聚丙烯酰胺等有机高分子絮凝剂。助凝剂投加量不可太多，否则破坏生物活性。FeCl3常用投加量为5mg/l~10mg/l。灭菌法系指向膨胀污泥中投加化学药剂，杀灭或抑制丝状菌。常用的灭菌剂有NaClO、ClO2、Cl2、H2O2和漂白粉等种类。灭菌剂即能杀灭丝状菌，也能杀伤菌胶团细菌。因此要严格控制灭菌剂的投加量，氯气的投加量一般控制在35mg/l以下。

工艺运行调节控制措施用于运行控制不当产生的污泥膨胀，例如：由于DO太低导致的污泥膨胀，可以增加供氧来解决；由于PH值太低导致的污泥膨胀，可以通过增加酸碱中和手段来解决。由于氮、磷等营养物质的缺乏导致的污泥膨胀，可以投加营养物质。由于低负荷导致的污泥膨胀，可以在不降低处理功能的前提下，适当提高F/M。b、曝气池泡沫控制：

泡沫是活性污泥法处理厂中常见的运行现象。泡沫可分为两种。一种是化学泡沫，另一种是生物泡沫。化学泡沫是由污水中的洗涤剂或表面活性物质在曝气的搅拌和吹脱作用下形成的。生物泡沫是由诺卡氏菌形成的。泡沫可以通过增强厌氧系统处理效果消除，或可以用水冲及投加消泡剂。

c、污泥上浮问题及控制：

污泥上浮是指二沉池内污泥上浮，主要原因是污泥在二沉池内停留时间比较长，发生酸化或反硝化反应导致污泥上浮。控制措施：一是保持二沉池及时排泥，不使污泥在二沉池停留时间太长。二是在曝气池末端增加供氧，使进入二沉池的混合液内有足够的溶解氧，达到控制反硝化的目的。

四、污水处理系统水质的化学分析和运行参数的测定

1、水质分析的主要项目有：PH、色度、化学需氧量（CODcr）、生化需氧量（BOD）、悬浮物（SS）、氨氮（N-NH4）等，通过对车间污水及各处理单元水质的分析，可以清晰的反映出现行污水处理系统的运行状况，各处理单元污染物的去除效率，处理系统出水是否达到设计排放标准。

2、运行参数的测定项目有：活性污泥浓度（MLSS）、溶解氧（DO）、污泥沉降比（SV）、污泥体积指数（SVI）等。运行参数的测定是指导污水处理工程调试运行的重要指标，通过参数测定值调整处理工艺的运行操作，并且可以预防或解决工艺运行中污泥膨胀等问题。

3、化验数据及运行记录的整理。