变电站电气设备故障处理

null变电运行培训七变电运行培训七变电站事故处理原则及典型案例 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 。 null 第七章 变电站的故障处理电气设备和电力系统，在运行中会发生各种异常现象或事故，而这些异常现象或事故很可能给电力系统以及工农业生产等带来巨大的危害，此时，能够正确及时处理各种异常运行或事故，是变电站运行值班人员一项重要的基本职责。本章就变电站的各种主要电气设备的一些异常运行及故障进行分析并提出了相应的处理方法。第一节 变电站的故障处理原则及任务在处理各种异常运行或者事故的主要任务有： 1、尽速限制事故的发展，消除事故根源并解除对人身和设备的威胁。 2、用一切可能的办法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3、尽快对停电设备恢复供电。 4、调整系统的运行方式，使其恢复正常。一、变电站事故处理的主要任务null在处理各种异常运行或事故时，管辖变电站的运行值班人员应当遵循下列几项基本原则： 1、事故处理必须严格遵守国家电网公司《电力安全工作规程》（变电站及发电厂电气部分）、《调度规程》和其他有关的现场规程，服从调度指挥，正确执行调度指令；如果危及人身和设备的安全时，应立即停止设备运行，但应及时汇报调度。 2、集控中心值班员应根据集控系统事故的报警、遥信和遥测数据的变化，正确判断并向调度 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 ，按调度指令果断处理。在运行日志上详细记录处理过程及处理结果，必要时写出事故简报。需要修试工区处理的故障，应及时向主管部门汇报;需要线路检修的事故应配合调度及时通知线路管理单位组织人员巡查线路处理故障，尽快恢复送电。 3、当发现某站出现异常信号时，集控中心值班员应将异常信号的内容、时间详细向调度和工区领导报告。值班长必须全面掌握事故情况，发出必要的指示，使各值班员行动协调配合，正确、迅速、果断地处理事故；并要防止过负荷跳闸、非同期并列、不按规定试送开关的情况发生。 4、值班长是事故处理的直接指挥者，在事故处理过程中，值班长应留在集控主控室，统一指挥，并与调度保持联系。如有必要离开，必须指定专人负责坚守主控室，并保持电话联系。值班员必须服从指挥，如值班长的命令危及设备及人身的安全时，值班人员可以拒绝执行，但必须立即向领导汇报。 二、变电站事故处理的一般原则null5、值班长接到调度员的事故处理指令时，必须向发令者重复一次，若指令听不清或不了解，应向发令者问清楚指令之后方可执行。指令执行后立即汇报，接受和汇报必须由同一人进行，不得由他人转达汇报；在受令和汇报过程中必须进行录音记录。 6、在处理事故过程中，首先应保证站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站用电停电或故障时，应首先处理和恢复站用电的运行，以确保其供电。第二节 变电站变压器的故障处理变压器在输配电系统中占有极其重要的地位，与其它电气设备相比其故障率较低，但是一旦发生故障将会给电力系统及工农业生产带来极大的危害。因此，当运行人员发现变压器在运行中出现各种异常及故障现象，要能正确判断故障原因和性质并且迅速、正确地对其进行处理，尽快消除设备隐患及缺陷，从而保证变压器的安全运行，进而保证电力系统的安全运行。 一、主变发生严重异常故障时的处理方法若巡视人员或集控中心值班员发现变电站主变在运行中出现下列严重异常情况时，应及时向调度汇报，并按调度指令将主变退出运行：null（1）主变内部有严重的异常声响； （2）释压装置动作或向外喷油； （3）主变本体严重漏油，且油位下降并低于油位指示器的最低指示限度（无法判断油位）； （4）在正常负荷、正常冷却情况下，油温异常升高； （5）套管严重破损而不能继续运行； （6）当主变附近的设备着火、爆炸或发生其他危急情况，对主变构成严重威胁时，应将主变停运； （7）当发生危及主变安全的故障，而保护装置拒动时，值班人员应立即将主变停运。二、主变压器声响异常及渗漏时的故障处理方法1、主变压器出现声响异常时的故障处理方法 变压正常运行时，由于铁心的振动而发出轻微、均匀的“嗡嗡”声，声音清晰而有规律。当变压器出现异常声响时，应按下列要求进行检查处理： （1）当变压器发出“嗡嗡”声过大或比平时尖锐，但声音仍均匀，这通常不是变压器本身的故障，而是由于电源电压过高所致，可通过电压 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 查看电压的实际值。造成电压高的原因，一是由于高压线路电压过高，二是高压侧投入电容器容量过大造成过电压。可根据实际情况或与供电部门联系降低电压，或切除高压侧的部分电容器。 （2）当“嗡嗡”声忽高忽低地变化但无杂音，一般是变压器负载变化较大引起，可通过调整使变压器负荷尽量均衡。只要变压器在额定容量内运行，一般不会造成危害。null（3）“嗡嗡”声大而沉重，但无杂音。一股是过负荷引起，可通过调整负荷加以解决。变压器在不同程度的过负荷下允许在一定时间内存在。 在变压器中性点不直接接地系统中发生单相接地、铁磁共振、短时穿越性短路等故障时，由于变压器过电流也会引发上述声响。 （4）“嗡嗡”声大而嘈杂，有时会出现惊人的“叮当”锤击声或“呼呼”的吹气声。通常是内部结构松动时受到振动而引起。内部结构松动—般为铁心缺片，铁心未夹紧，铁心紧固螺姓松动等。可停点进行吊芯检查并做相应处理。若不能停电处理，应加强监视，并适当减小负荷。 （5）有“吱吱”放电声或“辟啪”爆裂声。这可能是跌落式熔断器有接触不良、变压器内部有放电闪络或绝缘击穿。当绝缘击穿造成严重短路时，甚全会出现巨大的轰鸣声，并伴有喷油或冒烟着火。此时应进行停电检查。重点检查绝缘套管、高低压引线连接处、高低压线圈与铁心之间的绝缘足否有损坏等。若变压器邮箱内有“吱吱”放电声，并且伴随着放电声电流表读数明显变化，有时瓦斯保护发出信号，此故障现象多为调压分接头故障，或为触头接触不良，成为抽头引出线处的绝缘不良引起的放电闪络现象。此时应立即停用变压器并对分接开关进行检修。 （6）有“嘶嘶”声。这可能是变压器高压套管脏污、表面釉质脱落或有裂纹而产生的电晕放电所致。也可能是由于引线离地面的距离不足而出新间隙放电，这种情况可伴有放电火花。 （7）有“轰轰”声。这常是因变比器低压侧的架空线发生接地引起的。 （8）有“咕噜咕噜”声。这可能是变压器绕组有匝间短路产生短路电流，使变压器油局部发热沸腾。 （9）间歇性的“哧哧”声。常由铁心接地不良引起。应及时对变压器进行进一步检测或停用，避免故障扩大。 null2、主变压器出现油渗漏时的故障处理方法 变压器漏油常出现在焊缝、密封圈、套管等处。若为焊缝漏油，应将油放净后进行焊补，焊接时应做好防火措施，以防残油炭化燃烧引发事故；若为密封漏油，多为垫圈老化或损坏所致，一般应予更换：对于套管漏油，应查明原团，按具体情况给予不同的处理，套管有夹装式和浇装式两种。夹装式的可能由本身的缺陷如砂眼、裂缝引起，这种情况一般应予更换。浇装式则多发生在套管的胶合处，此时可将原胶合剂挖出一部分，将创面擦净后进行部分浇装，或将法兰盘拆下更换密封垫圈，重新浇装。但套管漏油也有可能是密封垫圈的老化或压力不足造成，此时一般只更换垫圈或适当压紧即可。变压器低压套管密封损坏也常因与之相连的铝排热胀冷缩产生的机械力所致，解决的办法是采用伸缩接头。有时也有变压器箱体因有砂眼气孔等缺陷造成渗油的，此列可采取用环氧树脂粘合剂粘补的办法做应急处理，待停电检修时再进行焊补。 三、主变油温升高时的故障处理方法变压器的耐热绝缘等级为A级，绕组绝缘极限温度为105℃。监视变压器上层油温和温升不超过允许值，是检查和正确反映绕组内部真实温度，以确保不超过变压器绕组绝缘极限温度，导致变压器温度异常的升高的原因有两方面： 内部故障引起的温度异常 变压器内部故障，如绕组匝间短路、绕组对围屏树枝状放电、潜油泵油流产生带电效应烧坏绕组、铁芯多点接地使涡流增大而过热。 null冷却器运行不正常引起温度异常 冷却器不正常或发生故障，如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不良等都会造成温度升高。 当变电站的主变出现油温过高现象时，应对按照下列方法进行处理： 1、当主变油温升高超过制造厂规定时,值班人员应安排检查人员检查主变的负载和冷却介质温度，并与同一负载和冷却介质温度下的正常温度进行核对,同时需检查主变就地及远方温度计实际指示是否一致，用手触摸比较其它相本体温度有无明显差别； 2、主变是否过负荷，是否过电压。若因长期过负荷或过电压而引起，应向调度汇报； 3、检查主变的冷却装置是否正常,若冷却器运行不正常，若温度升高是由于冷却系统的故障，运行人员应立即汇报调度调整主变的负载，投入备用冷却器，对故障冷却器进行检查维护。因此，在主变压器高负荷前期必须检查维护好主变压器冷却系统，并对冷却器进行水冲洗，清除积污提高散热能力。 4、检查主变声音是否正常，油位有无异常变化，有无其它故障迹象； 5、当主变油温到达75℃时发报警信号时，应立即向调度汇报，并加强监视； 6、若主变油温在正常负荷、环温及冷却器正常运行的情况下仍不断升高则可能是本体内部有故障，应及时向调度汇报，申请将主变退出运行，作好相关记录，同时向公司有关领导汇报。 7、判断主变油温高，应以现场指示和模拟量告警为依据；若仅有报警，而现场指示和手感触均正常，则可能是误发信号或测温装置本身有误。null四、主变油位异常的故障处理方法电力变压器的油枕的油位表，一般有40℃、20℃、－30℃的标线，分别表示使用地点环境在最高、年平均温度下慢负荷时和最低温度下空载运行的油位线。根据这三个标志可判断变压器在各种运行状态下的正常油位，以免发生高温下满负荷时溢油或低温下空载运行时变压器内部缺油，装有磁铁或磁针式油表的，根据油位与油温关系曲线来判断油位是否正常。通常电力变压器在运行中出现的油位异常及故障主要有以下两种情况： 1、假油位故障 检查运行中的主变的油枕油位变化与油位指示表是否相一致。正常时，主变应符合“油枕油位-油温”的对应变化关系曲线图；若相差较大时应视为油枕油位异常。如果变压器油温变化正常，而油位变化不正常或者不变，则说明是假油位。运行时出现假油位的原因主要有： （1）油标管堵塞、油枕吸管器堵塞； （2）油位表指针损坏失灵； （3）全密封油枕未按全密封方式加油，在胶囊袋与油面之间存在气压，造成假油位。集控中心运行人员应到现场检查设备有无异常情况并进行记录。null2、油位异常故障 变压器油位过低可能造成瓦斯保护误动，严重缺油时，变压器内部线圈暴露，可能造成绝缘损坏而发生击穿事故。另外，处于备用的变压器严重缺油使线圈暴露则容易吸潮，并使线圈绝缘下降。造成变压器油位过低的原因主要有： （1）变压器严重漏油或长期渗漏油； （2）修试人员因工作需要（如取油样），多次放油后没补油； （3）气温过低而油枕储油量不足，或油枕设计容积小不能满足运行要求等； （4）变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示，则应放油至适当高度，以免溢出。 当油枕油位过高或过低时，均会产生“油枕油位异常”告警信号。运行人员应到现场检查设备有无异常情况，同时，向相关调度和公司有关领导汇报，并监视油位变化情况，通知专业人员进行必要的检查和分析。五、主变冷却器全停故障时的处理方法 冷却器是电力变压器的重要组件之一，它可以对电力变压器运行过程中产生的热量进行散热冷却，保证变压器能够连续正常运行。如果冷却器发生重大故障将直接影响变压器的安全运行，如发现冷却器存在故障应迅速、正确地处理这些故障，恢复其正常运行。 1、导致主变冷却器全停故障的原因 （1）冷却器两路交流工作电源同时失电，即总动力箱内冷却器交流电源总开关跳闸；或低压配电室两路交流电源同时失电； （2）分控箱内风机及油泵电机交流工作电源开关跳闸； （3）运行中的一路交流三相电源输入开关跳闸，另一路没有自投。null2、变电站冷却器全停故障的处理原则 （1）主变冷却器全停时,集控中心值班人员应立即汇报调度、公司及部门领导，同时迅速查找故障原因，设法尽快恢复冷却器运行。在处理过程中，处理冷却器全停故障期间，应派专人密切监视主变油温及绕组温度变化若暂时不能恢复时，应立即向调度汇报，并加强对主变的监视，特别是油温和负荷参数。当超过运行规定的要求时，运行人员应向调度报告，按调度指令将主变退出运行。 （2）若主变负载大于50%，在冷却器全停后顶层油温已接近75℃时，应立即向调度申请减载。 3、若主变冷却器发生全停故障时，应按下列方法对其进行处理： （1）集控中心值班人员应安排故障处理人员立即到现场检查主变总动力箱内两路交流工作电源空开是否跳闸，并查看冷却器交流控制电源开关是否跳闸； （2）若是主变总动力箱交流工作电源开关未跳闸，则应迅速到所用电低压配电室检查接于380/220VⅠ、Ⅱ段的冷却器交流电源出线开关是否跳闸，并及时找出故障点，尽快进行处理，迅速恢复冷却器的交流工作电源； （3）若是两路冷却器交流电源总开关同时跳闸，应分别试送交流控制电源开关。 （4）若是运行中的一路交流三相电源输入开关跳闸，另一路没有自投，则应手动切换至另一路工作电源后再检查双电源自动切换装置没有自投的原因。 （5）若分控箱内冷却器交流工作电源开关跳闸，则应进行试送，再跳闸则应将对应的“冷却选择开关”切至“手动”位置，查出故障冷却器并进行隔离，恢复其它冷却器运行。 （6）做好相关记录，汇报工区领导，若无法处理还应及时通知检修人员进行处理。null 大中型变压器采用压力释放器代替旧的防爆管装置。当变压器油压超过一定标准时，压力是放弃便开始动作进行溢油或喷油，以降低油箱油压。要求采用的释放器要有厂方合格证，一定要通过校验，达到动作灵敏。并附加报警信号装置。 1、当主变压器在运行中遇到以下几种情况时压力释放装置便可能发送动作告警信号： （1）主变压器内部故障； （2）主变压器承受大的穿越性短路； （3）压力释放装置二次信号回路故障。 2、主变压器压力释放装置故障处理方法 （1）当压力释放阀动作告警时，集控中心值班人员应立即到现场，检查设备外观，温度和声响是否正常，有无喷油、冒烟，强烈噪音和震动以及温度异常升高等故障迹象，应特别注意压力释放阀是否还在冒油。 （2）压力释放阀动作应根据主变本体保护或其它保护有无动作情况进行综合分析，若仅有压力释放阀动作，而无其它任何保护动作，则有可能是该装置误动经专业人员确认可后可以继续运行；若压力释放阀动作并伴随有其它保护（如瓦斯，差动）动作，则说明有内部故障或大的穿越性短路，当确认为内部故障时，应申请调度将主变转检修。 （3）当压力释放装置喷油时，运行人员应将现场检查情况（包括负荷、温度、声响其它保护动作情况和其它异常情况等）立即向调度和工区汇报，同时，对主变进行严密的监视并做好记录，待有关专业人员来进行进一步的检查和处理。 六、主变压器压力释放装置动作或喷油的故障处理方法null1、变压器接线端发热故障的处理方法： 变压器接线端发热多音变压器引线连接处焊接不牢，接线柱压接母线时处理不当，引起接线端发热并形成氧化层。对此可采取以下措施进行防范和处理： 〔1〕变压器在压接母线时一定要按规定进行操作，引线与油箱或引线相间的距离要符合标准。在投入运行一段时间后，可停电将所有接线处检查、紧固一遍。若条件允许可在连接部件贴用示温片，以利观察巡视连接部位的温度变化； （2）引出母线的截而要与变压器容量相适应； （3）导线螺栓与母线为铜铝连接时应采用铜铝过渡连接并涂以导电膏以免产生电化反应； （4）对母线的压接可采用在母线上下侧用螺母同时相对拧紧的方法。螺母同时相对拧紧可消除母线两面的接触氧化层，有利导电，也不易发生旋转螺母时导电杆同时跟着转的情况。 2、变压器套管引线故障的原因及处理 变压器套管引线故障是电力变压器的常见故障。故障主要表现为： （1）温度升高，明显超过正常值； （2）母排与平垫圈、螺母的表面严重氧化，甚至烧坏； （3）密封橡胶垫产生龟裂变形，导致引线端子的接触缝隙处出现渗水、渗油现象，严重时甚至有油烟冒出。 七、变压器运行中套管发生故障时处理方法null产生上述故障的常见原因是：由于用电负荷引起各连接件与触头的热胀冷缩；电磁场的作用引起的振动等原因造成引线接触电阻增大，在连接处产生局部发热，温度的升高会使接触面加速氧化，氧化层的产生又进一步增大了接触电阻，如此恶性循环，最终引发故障产生。套管密封橡胶圈位置不正、结构不严，压紧螺母压得不紧、连接件与密封件的疲劳变形，套管积垢严重造成表面闪络等也是引发套管故障的常见原因。 对于变压器套管引线故障的预防及处理可以采取以下几种方法： （1）要经常巡视检查变压器引线。当发现母排、平垫圈、螺母等处有表面氧化时，应及时检查原因并进行清理，涂以导电膏后加以紧固。密封橡胶垫产生龟裂变形时应及时更换。要加强套管的预防性及清扫，以消除隐患； （2）当故障较为严重而又生产急需时，可作如下应急处理：更换螺母、增大平垫圈；对杆式引线的可改用板式引线； （3）对螺杆已严重烧伤、瓷套裂缝的，应及时对其进行处理，将其全套更换。 八、主变瓦斯保护动作时的故障处理方法 瓦斯保护是变压器的主要保护,对于变压器内部发生的各种故障均能灵敏动作。当变当压器内部发生故障,一般是由较轻微故障逐步发展为严重故障的。所以,大部分情况是先报出轻瓦斯动作信号告警,然后发展到重瓦斯动作跳闸。此小节针对变电站的主变发生轻瓦斯、重瓦斯动作进行分析进而提出相应的故障处理方法。null1、主变轻瓦斯动作 （1）造成主变轻瓦斯动作的原因主要有： 1）主变内部有空气进入使其绝缘产生缺陷； 2）变压器内部有轻微程度的故障，如匝间短路、铁芯局部发热、漏磁导致油和变压器油箱壁发热等产生微量的气体； 3）主变内部电气连接处接触不良； 4）由于过多的涡流分布而引起的绕组局部过热和绝缘损坏； 5）对地隔离的金属零件放电； 6）长期漏油或渗油导致油位过低； 7）二次回路发生故障使得轻瓦斯保护误动。 （2）对于主变发生轻瓦斯动作时可以采取下列故障处理方法： 1）主变轻瓦斯动作报信号，集控中心值班人员应解除音响，向调度值班员汇报；分清是变压器本体轻瓦斯还是有载调压分接开关轻瓦斯动作，不要急于复归信号，然后查看变压器本体或有载调压分接开关油枕的油位是否正常，气体继电器内充气量多少，以判断动作原因。 2）检查主变的油枕油位是否正常、瓦斯继电器内有无气体、有无喷油现象、有无异常油温和声响；可参考表10-1所示判断其故障类型； 3）外部检查无异常，而瓦斯继电器内有气体则可进行放气处理； 4）若轻瓦斯连续动作，又无气体排除，应检查瓦斯保护二次回路是否有故障，若均有气体排出，则要收集瓦斯继电器内部的气体以供分析气体性质，判别故障原因。null表10-1瓦斯继电器气体性质与故障类别表 2、主变发生重瓦斯动作 （1）主变发生重瓦斯动作的原因主要有以下几种： 1）绝缘子（套管）完全损坏； 2）相间接地短路； 3）线圈内部短路； 4）主变线圈短路； 5）漏油和严重的油位下降到允许的油面之下； 6）由于循环油泵故障，空气侵入主变内部。 （2）重瓦斯动作故障的处理方法 运行中的变压器发生瓦斯保护动作跳闸，或轻瓦斯信号和瓦斯跳闸同时出现，则首先应想到变压器油内部故障的可能，对变压器的这种情况应处理谨慎。null1）重瓦斯保护动作出口跳闸后，集控中心值班人员应记录时间、解除音响，立即向调度值班员做简要汇报； 2）收集瓦斯继电器内的气体； 3）检查油枕及瓦斯继电器中是否有油； 4）检查主变外壳情况以及油枕是否有破裂、漏油及喷油现象；查看主变外观、附件等情况；变压器跳闸后，应立即停油泵，并进行油色谱分析（色谱三比值分析法）；如一时分析不出原因，在未经检查处理和试验合格前，不允许将变压器投入运行，以免造成故障或事故扩大。 5）主变重瓦斯保护动作跳闸，若没对收集的气体进行分析，查明故障原因前，未经公司总工批准，不准将主变投入运行； 6）经查明确系二次回路故障而引起的误动，经公司总工批准，将重瓦斯改投信号后根据调度指令进行下一步处理； 7）若站内只有一台主变运行，当主变跳闸后，应考虑站用电切换，检查直流系统运行情况。 九、主变差动保护动作时的故障处理方法 为保证变压器的可靠运行，变压器发生电气方面的故障时应尽快将其退出运行，变压器的差动保护，主要用来保护变压器内部及引出线和绝缘套管的相间短路，并且也可用来保护变压器的匝间短路，是变压器不可缺少的主保护之一，其保护区在变压器一、二次侧所装电流互感器之间。null若变电站的主变在运行中差动保护动作时，应按下列要求对其进行检查及故障处理： 1、差动保护动作出口跳闸后，集控中心值班人员记录时间，解除音响，立即向调度值班员汇报情况。 2、集控中心值班长立即派操作队值班员到变电站现场检查主变外壳、本体及附件外观有无短路现象，油枕是否有破裂、漏油及喷油现象。 3、检查主变三侧开关、开关侧电流互感器、隔离开关、避雷器、引线、及主变套管有无明显的放电痕迹；若以上地方无明显的放电痕迹可能是内部故障，处理按重瓦动作处理方法进行处理。 4、若在主变侧开关至本体之间找到故障点，应针对情况汇报调度，并通知检修人员来处理。 5、对变压器差动保护回路进行检查，查看差动保护的电流回路的电流互感器桩头有无短路放电、击穿现象，二次回路有无开路，有无误碰、误接线等情况。 6、主变压器跳闸后，应立即停油泵。 7、若站内只有一台主变运行，当主变跳闸后，应检查站用电、直流系统运行情况。十、主变压器后备保护动作跳闸或着火时的故障处理方法1、主变压器后备保护动作跳闸时的故障处理方法null变压器后备保护动作的原因是： （1）变压器高压侧短路。 （2）变压器低压母线短路。 （3）由于差动保护范围内发生故障，差动保护失灵。 （4）后备保护误动。 （5）低压线路有故障，出线保护拒动，引起变压器过负荷跳闸。 处理原则是： （1）如果过电流保护动作、发现电压下降、冲击、弧光、声响等现象，应对变压器外部进行检查；如果能及时排除故障，则可试送一次，否则应采取安全措施准备抢修；如果未发现问题，也可试送一次；对无差动保护的变压器除进行外部检查外，还应进行绝缘测定检查； （2）如果是低压出线发生故障，线路保护拒动，则可手动打掉故障线路开关，然后对变压器送电； （3）如果由于差动保护范围内发生故障，差动保护失灵，则应按差动保护动作处理； （4）如果为二次回路故障，则属深动或误碰，值班人员可立即试送电。 2、主变压器发生着火故障时的处理方法 变压器发生火灾是十分严重的事故。因为变压器不仅有大量绝缘油，而且其许多绝缘材料都是易燃品，若不及时扑灭火灾，变压器可能发生爆炸或火灾蔓延扩大。 运行中的变压器着火的原因是：由于变压器的套管破损或闪络，油在油枕的压力下流出；铁芯穿心螺栓的绝缘和铁芯硅钢片间的绝缘损坏；高压绕组或低压绕组的层间短路；引出线混线或引出线触碰油箱；长时间过负荷造成交压器大量发热或局部产生电弧。 null变压器一旦着火，应按以下方法进行处理： （1）将变压器的油断路器、隔离开关和各种保护装置断开，并关停风机和油泵电源； （2）如果油从上部溢出，应打开下部油门，将油位降低； （3）如果油箱炸裂，应迅速将油箱中的油全部排出，使之流入贮油坑或贮油槽，并将残油燃烧的火焰扑灭。 灭火时要使用不导电的二氧化碳、干粉、四氯化碳等灭火剂。不得已时，对溢流于地面或坑、槽内的油火可用砂子、泥土扑灭，严禁使用水或普通灭火器灭火；同时拨打119报警电话，向本地有关部门或单位求救，并说明注油设备着火情况。 第三节 变电站开关设备的故障处理 开关设备是电力系统中重要的控制和保护设备，它包括：隔离开关、熔断器、断路器等；其中隔离开关可以确实可靠地隔离电源，但因其没有灭弧装置并不能开断负荷电流；断路器是电力系统中最重要的控制和保护设备，它能够开断、关合及承载运行线路的正常电流，也可以在规定时间内承载、开断及关合线路的异常电流。因此若变电站的开关设备出现异常或者故障时，集控中心值班人员必须正确、迅速地对故障进行处理，恢复设备的正常运行。null 在运行中巡视人员或集控中心值班人员发现下列情况时，应立即向调度汇报，并申请停电处理，若开关无法操作时，应根据调度指令，采用隔离开关解环、倒母线等方法将故障开关隔离后退出运行： （1）当SF6开关设备中SF6气体压力下降造成分、合闸闭锁时； （2）二次设备故障，影响开关正常运行时； （3）套管有严重破损和放电现象； （4）断路器内部有爆裂声； （5）引线接头过热。 在故障检查以及处理的过程中需要注意以下事项： （1）开关动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间，停止音响信号，并立即检查开关本身有无故障； （2）对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对开关外观进行仔细检查； （3）SF6设备发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备要谨慎，对户外设备，尽量选择从上风接近设备。 一、开关设备合闸失灵时的故障处理方法1、可能造成开关设备合闸失灵的原因有以下几点： （1）合闸电源、控制电源消失或接触不良； （2）直流接触器接点接触不良、控制开关接点、开关辅助接点接触不良及开关操作控制选择小开关置于“就地”位置； null（3）直流电压过低； （4）合闸闭锁动作； （5）是否操作程序有误。 2、变电站发生开关设备合闸失灵时，可以通过以下几种方法对其进行检查处理，尽快消除故障，恢复其正常运行： （1）对控制回路、合闸回路及直流电源进行检查处理； （2）直流母线电压过低时，可调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值； （3）如果是控制电源失压，则运行人员可试合电源开关一次，若不成功，说明电源回路有故障存在，可进一步对电源回路进行故障检查； （4）检查SF6气体压力、弹簧机构是否储能，开关操作控制选择小开关位置是否正确； （5）若值班人员现场无法消除时，按危急缺陷报值班调度员。 二、开关设备分闸失灵时的故障处理方法1、开关设备在运行过程中如果遇到下列情况，则有可能导致开关设备分闸失灵： （1）跳闸回路断线、控制开关接点和开关辅助接点接触不良及开关操作控制选择小开关置于“就地”位置； （2）操动电源消失或接触不良； （3）分闸线圈短路或断线； （4）操动机构故障； （5）直流电压过低； （6）跳闸闭锁动作。 null2、为了消除开关分闸失灵的故障，检查人员可以采取下列检查处理方法： （1）对控制回路、分闸回路进行检查处理.当发现开关的跳闸回路有断线的信号或操作回路的操作电源消失时，应立即查明原因。 （2）对直流电源进行检查处理,若直流母线电压过低，调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值； （3）集控中心值班人员可手动远方操作跳闸一次，若不成，请示调度，隔离故障开关设备。 三、开关设备出现弹簧操作机构异常时的故障处理方法1、若在合闸后立即出现“弹簧未储能”信号时，集控中心运行人员应做如下处理： （1）到现场检查弹簧指示器所指示的位置； （2）检查电动机交流电源开关是否跳闸，若在跳闸位置，可以试送一次； （3）电动机电源开关若在合闸位置或试送一次后仍跳闸，则应检查机构箱内是否有异常、烧损、焦味等现象，并将情况汇报调度，申请退出重合闸；并按调度令进行开关停用操作。 2、在开关设备的运行过程中，如果发现开关设备出现三相不一致运行现象时，集控中心人员应做如下处理： （1）当110kV及220kV分相开关发生非全相运行时，零序保护动作，延时跳开合闸相，并闭锁其合闸回路，不允许再次合闸。此时，集控中心值班人员应立即向调度汇报，到现场对开关进行检查，在没查明原因及消除故障前，不得将其投入运行，在故障消除后方可将其投入运行；null（2）开关单相自动跳闸，造成两相运行时，如果相应保护启动的重合闸没有动作，可立即指令现场合闸一次，合闸不成功则应切开其余两相开关； （3）如果是两相开关断开，应立即将开关断开； （4）如果非全相开关采取以上措施无法断开或合上时，则马上将线路对侧开关断开，然后在开关测控装置上就地（在保护小室）断开开关； （5）220kV分相开关发生非全相运行时 ，可用母联开关串带非全相开关切断非全相电流。 四、隔离开关异常及事故时的处理方法1、运行过程中巡视人员或集控中心值班人员如果发现隔离开关出现瓷瓶破损、断裂或严重放电，触头和设备过热、烧红变色等异常应立即向调度汇报，申请减负荷或改变运行方式，以防止缺陷扩大或发展；另外可加强巡视，并申请尽快停电处理，如缺陷发展严重，有可能造成设备损坏或对人身有严重威胁时，应立即断开其所属断路器，停止运行，汇报调度及部门领导，尽快派人处理。 2、当隔离开关出现故障但无法进行电动操作时，可按照下列方法对故障进行处理： （1）检查单元电气闭锁条件、微机五防条件是否满足； （2）检查开关机构箱内“远方／就地”切换开关的位置； （3）检查开关机构箱内隔离开关控制电源空开是否跳闸或机构电机电源空开是否跳闸。若跳闸可试合一次空开，若无跳闸，有可能是上一级电源问题所致，应做相应的检查； （4）检查开关汇控箱内隔离开关电机回路中低压继电器的动作情况；null（5）检查开关机构控箱内电机回路中热偶继电器是否动作，若动作则将热偶继电器复归； （6）操作控制回路有无断线、端子松动或明显接线错误； （7）接触器或电动机是否故障； （8）检查隔离开关位置限位开关及机械锁的位置； （9）检查隔离开关操作机构有无卡阻等故障； （10）当隔离开关发生机械故障时，运行人员应尽可能将隔离开关恢复到操作前的运行状态，并通知专业人员来尽快进行处理。 3、操作人员在现场操作隔离开关时，出现隔离开关合不到位时，应按下述方法进行处理： （1）应拉开重合，反复合几次； （2）操作动作应符合要领，用力要适当； （3）如果无法完全合到位，不能达到三相完全同期时，应戴绝缘手套，使用绝缘棒，将隔离开关的三相触头顶到位； （4）应汇报上级，安排 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 检查。 4、现场操作时，如果操作人员在倒闸操作中出现隔离开关拉不开的情况时，需要对其进行下列处理： （1）如用绝缘棒操作或用手动操作机构操作隔离开关拉不开时，不应强行拉开，应注意检查瓷瓶及机构的动作防止瓷瓶断裂； （2）若用电动操作机构操作时拉不开，应立即停止操作，检查电机及连杆有无异常； null（3）若用液压泵操作机构操作时拉不开应检查液压是否有油或油是否凝结，如果油压降低不能操作，应断开油泵电源，改用手动操作； （4）因隔离开关本身传动机械故障而不能操作的，应向当值调度员申请倒负荷后停电处理。 5、在运行过程中，若发现下列情况应立即申请停电处理 （1）隔离开关严重不同期或合不平(直)时，应拉开再次合闸(远方或就地)，如确实三相无法同时合上或合不平(直)时，应通知专业人员进行检修处理； （2）隔离开关触头熔焊变形、绝缘子破裂、严重放电、接点部分断线、断股严重时，需立即向调度和公司生产部门汇报，设法申请调度转移负荷，然后将故障隔离开关停电处理：双母接线的可采用将另一个隔离开关合上，然后拉开有过热缺陷的隔离开关。在停电处理前应加强巡视。 五、断路器异常及故障时的处理方法 运行过程中，断路器最常见的异常及故障就是断路器的故障跳闸现象，若发生此种故障时需要按照下列要求对其进行处理： 1、在监控过程中如遇到断路器跳闸时，集控中心值班员应立即记录事故发生的时间，停止音响信号，并立即进行特巡，检查开关本身有无故障并汇报调度，等候调度命令再进行合闸；若合闸后又跳闸亦应报告调度员。 null2、同时在断路器故障跳闸后，也应及时赶赴现场进行下列检查，查清楚故障点及故障原因： （1）检查瓷质部分有无放电痕迹，引线有无放电烧损和短路现象等； （2）检查油面、油色是否正常，是否有喷油或其他异常现象； （3）对于SF6断路器需要检查SF6气体压力是否正常； （4）检查分合闸电气和机械指示装置三相是否一致和正确； （5）检查操作机构压力是否正常和各连接处有无渗、漏油现象； （6）检查各传动部件及本身有无机械变形； （7）检查机构压力、储能装置有无异常现象； （8）检查断路器操作计数器动作是否正确； （9）检查保护及自动装置是否有拒动、误动现象（包括重合闸方式）。 3、另外可通过以下几种方法判断断路器是否存在误跳闸 （1）保护未动作，电网中无故障造成的电流、电压波动，可判为断路器操作机构误动作； （2）保护定值不正确或保护错接线、电流互感器或电压互感器回故障等原因会造成保护误动作，可从所有的现象进行综合分析； （3）直流系统绝缘监视装置动作，发直流接地信号，且电网中无故障造成的电流电压波动，可判断为直流两点接地； （4）如果是直流电源有问题，则在电网中有故障或操作时，硅整流直流电源有时会出现电压波动、干扰脉冲等现象，使保护误动作。 4、系统故障造成越级跳闸时，在恢复系统送电时，应将发生拒动的开关设备与系统隔离，并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入运行。 null5、有自动重合闸装置的断路器跳闸，如果遮断容量能满足要求，集控中心值班人员应立即将断路器试送一次，然后报告当值调度员并对断路器进行外部检查。如果断路器的遮断容量不能满足要求，应先进行外部检查，未发现异常情况的可试送一次，然后向当值调度员报告并再次对断路器进行外部检查。 6、有自动重合闸装置的断路器跳闸，如果重合闸未动作，可立即试送一次后向当值调度员报告，再对断路器进行外部检查。对重合闸未成功或试送未成功的，应对断路器进行外部检查，同时向当值调度员报告，听从处理。如有下列情况不得对其强送： （1）线路带电作业时； （2）断路器已达允许故障跳闸次数； （3）断路器失去灭弧能力； （4）系统并列的开关跳闸； （5）低周减载装置动作开关跳闸。 六、SF6断路器异常及故障处理方法 1、若在运行过程中SF6断路器发出“SF6压力低”告警信号时，集控中心值班人员应立即到现场核实SF6压力是否确实下降(可从开关各相气压表上看出)；同时加强巡视，并向调度汇报，根据调度命令处理；若经核实气体压力确实过低，应尽快汇报检修，要求停电补气。 null2、若在运行过程中SF6断路器发出“SF6泄漏”告警信号时，开关设备分、合闸将会闭锁，并会发出总闭锁信号，开关所有操作都将无法执行；集控中心值班人员应到现场查看SF6气压表（三相线路只有一个气压表）是否确实泄漏。若判定确实属SF6严重泄漏至闭锁值，则马上作如下处理： （1）应立即断开该开关的操作电源，在手动操作把手上挂“禁止操作”的标示牌； （2）汇报调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离； （3）在接近设备时要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。 3、SF6断路器气体含水超标 SF6断路器中SF6气体水分含量过高，不仅使SF6气体放电或产生热分离，而且有可能与SF6气体中低氟化物反应，影响设备的绝缘和灭弧能力，同时，在气温降到0度左右时，SF6气体中的水蒸气气压超过此温度的饱和蒸气压，则会变成凝结水，附在绝缘物表面，使绝缘物表面绝缘能力下降，从而导致内部沿面闪络造成事故。 （1）产生微水超标的原因： 1）SF6气体存放方法不当，出厂时带有水分； 2）断路器器壁和固体绝缘材料析出水分； 3）工艺不当，充气时气瓶未倒立，管路、接口未干燥，装配时暴露时间过长； 4）环境温度高，空气湿度大。 null（2）若SF6断路器出现微水超标时可以按照下列故障处理方法对其进行处理： 1）固体绝缘材料及内壁析出水分的处理方法时。在工作缸上法兰盘处加装一套分子筛和更新三连箱内分子筛，以随时吸收析出的水分； 2）充气补气时接口管路带入水分的处理方法。在使用前用合格的高纯氮气冲管路及接口，以带走接口及管路水分。 4、其他故障的处理方法 （1）断路器本体内部卡死，某相完全不能动作 造成这种现象的原因多数是绝缘拔叉脱落或断裂。处理的方法是：将情况回报上级，将其退出运行，通知专业人员对其进行检修或者退还厂家。 （2）断路器触头出现烧损现象时 SF6断路器触头烧损的主要原因是接触电阻过大，因而引起触头过热。严重时使触头烧损，甚至导致动静触头熔焊在一起。如果在运行中出现这种情况的时候，应立即进行相关处理，防止事故扩大。七、GIS组合电器设备的异常及故障处理方法 1、GIS断路器故障处理方法 （1）GIS断路器拒绝合闸处理： 1）若是断路器操作电源断电，运行人员应检查断路器操作电源是否空开或熔丝，如果发现是操作电源空开或熔丝熔断，运行人员应试合空开或更换熔丝，还应检查汇控柜内的开关“远方-就地”选择开关是否在远方位置；null2）若是控制回路问题，应重点检查控制回路易出现故障的位置，如同期回路、控制开关、合闸线圈、分相操作箱内继电器等，对于二次回路问题，一般应通知专业人员进行处理； 3）若汇控柜内“远方－就地”控制把手置于就地位置或接点接触不良，则可将“远方－就地”控制把手置远方位置或将把手重复操作两次，若接点回路仍不通，应通知专业人员进行处理； 4）如果是弹簧机构未储能，应检查其电源是否完好，若属于机构问题应通知专业人员处理； 5）若是断路器SF6压力降低而闭锁开关，运行人员应断开断路器操作电源空开，申请停用重合闸，通知专业人员处理； 6）如若是故障造成断路器不能投运时，运行人员应汇报调度将断路器隔离（断开断路器两侧隔离开关）待专业人员处理。 （2）GIS断路器拒绝分闸处理： 1）若是分闸电源断电，运行人员应检查断路器操作电源是否空开或熔丝，如果发现是操作电源空开或熔丝熔断，运行人员应试合空开或更换熔丝，还应检查汇控柜内的开关“远方-就地”选择开关确在远方位置； 2）若是控制回路存在故障，应重点检查分闸线圈、分相操作箱继电器、断路器控制把手，在确定故障后应通知专业人员进行处理； 3）若是断路器辅助接点转换不良，应通知专业人员进行处理； 4）若是汇控柜内“远方－就地”把手位置在就地位置，应将把手放在对应的位置，若是把手辅助接点接触不良，应通知专业人员进行处理；null5）如果是弹簧机构未储能，应检查其电源是否完好，若属于机构问题应通知专业人员处理； 6）若是断路器SF6压力降低闭锁开关，运行人员应断开断路器操作电源空开，申请停用重合闸，汇报调度，通知专业人员处理； 7）当故障造成断路器不能分闸时，运行人员应立即汇报调度，经调度同意用母联串代故障断路器，即将非故障出线断路器倒换至另一母线，用母联断路器切除故障断路器；并将故障断路器接的那段母线转检修，通知专业人员处理。 2、GIS断路器操作机构异常处理方法 （1）GIS断路器液压操作机构异常处理： 发生液压机构无油位或漏油严重导致断路器分合闸闭锁时，运行人员应切断其电机电源，立即汇报调度，经调度同意用母联开关串代故障断路器，即将非故障出线断路器倒换至另一母线，用母联断路器切除故障断路器；将故障断路器接的那段母线转检修，通知专业人员处理。 （2）GIS设备隔离开关操作机构异常处理： 1）正常操作GIS设备隔离开关时，如遇无法电动操作，运行人员应检查控制回路电压或电机电压查看是否过低或失压，如属于过低或失压时应立即恢复，并检查热继电器是否动作，如果热继电器动作应按动热继电器复位按钮。无法电动操作时应进行手动操作，操作前应先断开操作电源。 2）若连手动也无法操作时，当母线侧隔离开关无法操作时应马上汇报调度，经调度同意，立即将非故障出线断路器倒换至另一母线，将其故障隔离开关所接母线转检修，并将其开关也转检修，然后通知检修人员进行处理；线路侧隔离开关无法操作时马上汇报调度，经调度同意，在保证开关确已断开的情况下，断开母线侧隔离开关，将本侧停电并转检修（对侧应将线路转检修），然后通知检修人员进行处理。 null3、GIS组合电器设备遇到SF6气压降低故障时的处理方法： 1）当运行人员发现GIS组合电器设备SF6气体降低至报警值时应上报运行检修部，由检修人员对其补气； 2）当运行人员发现GIS组合电器设备SF6气体降低至闭锁值时应立即应将操作电源拉开，并锁定操动机构，在手动操作把手上挂禁止操作的标示牌，立即报告调度，根据命令，采取措施将故障开关隔离；汇报部门通知运行检修部门进行处理。 4、GIS组合电器设备如遇SF6发生严重漏气故障时的处理方法： 1）应立即断开该开关的操作电源，在手动操作把手上挂“禁止操作”的标示牌； 2）汇报调度，根据调度命令，采取措施将故障开关隔离； 3）在接近设备时要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防毒面具、穿防护服。 5、GIS组合电器设备发生意外爆炸处理： SF6设备发生意外爆炸事故，事故处理人员接近设备要谨慎，对户外设备，尽量选择从上风接近设备。当处理SF6气体大量外泄时，进行紧急处理时的注意事项： 1）人员进入户外设备10ｍ内，必须穿防护服、戴防护手套及防毒面具； 2）在室外应站在上风处进行工作。 null 互感器是按比例变换电压或电流的设备。互感器可以将高电压或大电流按比例变换成标准低电压或标准小电流，以便对高压系统进行测量，以及配合保护设备及自动控制设备对电力系统进行控制，另外互感器可以开高电压系统，以保证人身和设备的安全。如果互感器出现异常或故障时，可能造成继电保护的误动作或引起其他严重事故，因此要求电力运行人员能快速、正确的处理并消除互感器的异常现象或故障。 一、电压互感器故障处理方法 1、电压互感器二次电压消失现象及处理 （1）电压互感器二次电压消失时会出现下列现象： 1）若线路电容式电压互感器交流电压消失，线路保护屏将报出“电压互感器交流电压消失”、“第一套保护装置闭锁”、“第二套保护装置闭锁”信号；母线电容式电压互感器交流电压消失，将导致公用测控屏母线电压量电压消失； 2）相应的电压表指示为零，电度表不转； 3）相应的有功表、无功表指示降低或到零； 4）电压监视继电器信号灯亮； 5）故障录波器动作。 第四节 变电站互感器的故障处理null（2）在运行中若遇到电压互感器二次电压消失故障时需按下列方法对其进行处理： 1）立即停用可能会误动的保护； 2）检查电压互感器的二次回路，检查有无短路、松动、断线等现象； 3）检查电压互感器端子箱内的空气开关有无跳闸、熔丝有无熔断、相应的熔断器报警接点有无异常等情况； 4）如二次回路有人工作，应立即停止其工作，待查明原因并消除故障后，方可允许其继续工作； 5）若是熔断器、空气开关熔断或跳闸，可试送一次。如不成功，应查明原因，不得再送，并汇报调度； 6）不得将故障电压互感器的二次侧与正常运行的电压互感器的二次侧进行并列； 7）若电压互感器发生异常情况，随时可能发展成故障时，人员不得靠近电压互感器；不得用电压互感器高压侧隔离开关直接操作发生异常的电压互感器； 8）对于故障退出的电压互感器，应进行必要的电气试验检查和处理。 2、电压互感器出现着火现象时的处理方法 如果电压互感器出现着火现象时应立即断开相应开关，切断着火的互感器电源；启用灭火设备对其进行灭火处理并根据现场情况考虑是否需要呼救119；汇报调度并按调度调令调整运行方式。 3、若巡视人员或集控中心值班员发现电压互感器下列故障现象时，则应立即汇报上级，并申请停电处理，将互感器退出运行： （1）电压互感器接头发热，内部有严重放电声和异常声响； （2）电压互感器爆炸着火，本体有过热、瓷套破损等现象； （3）电压互感器冒烟，大量喷油。 null二、电流互感器故障处理方法 1、电流互感器二次回路开路时的故障处理方法： （1）电流互感器二次回路开路时，对于不同的回路可分别产生下列现象： 1）由负序、零序电流启动的继电保护和自动装置频繁动作，但不一定出口跳闸，有些继电保护则可能自动闭锁，同时在主控室中监控后台机也会出现这些信息； 2）在监控后台机上的有功、无功功率、三相电流、电度计量等实时数据显示不正常； 3）电流互感器内部存在有嗡嗡的异常响声； 4）开路故障点有火花放电声、冒烟和烧焦等现象，故障点出现异常的高电压。 （2）当电流互感器二次回路开路时，应查明开路位置并设法将开路处进行短接，如果不能进行短接处理时，可申请调度停电处理。在进行短接处理过程中，必须注意安全，应按要求穿好绝缘鞋，戴好绝缘手套，并配好绝缘封线。应注意开路的二次回路带有异常高电压，使用合格的绝缘工具，在严格监护下进行。 （3）分清故障回路，汇报调度，停用可能受影响的保护，防止保护误动。 （4）查找电流回路断线可以从电流互感器本体开始，按回路逐个环节进行检查，若是本体有明显异常，应汇报调度，申请转移负荷，停电进行检修。 （5）若本体无明显异常，应对端子、元件逐个检查，发现松动可用螺丝刀紧固。若出现火花或发现开路点，应用绝缘封线将电流端子的电源封死，封好后再对开路点进行处理。 （6）若封线时有火花，说明短接有效，开路点在电源到封点以下回路中；若封线时没有火花，则可能短接无效，开路点在封点与电源之间的回路中。 （7）若开路点在保护屏外，应对保护屏上的电流端子进行查找并紧固；若在保护屏内部，应汇报上级部门，由继电保护人员处理。 null（8）若故障为运行人员能自行处理的开路故障，如端子松脱、接触不良等；当回路断线现象消失后，可将封线拆掉，并投入处理故障时退出的保护，恢复正常运行；运行人员在处理电流互感器二次开路的故障完毕后，必须请有关的专业人员到现场对电流互感器和二次开路点及有关回路设备进行进一步的检查处理，防止留有隐患。如果是电流互感器因二次回路开路而停电退出运行，则应由专业人员来进行检查处理。 （9）对于故障退出的电流互感器，应进行必要的电气试验检查和处理。 2、GIS电流互感器SF6气体压力降低故障的处理方法 当电流互感器SF6压力降低告警时，应立即查明原因，如有条件可进行带电补气，如压力下降无法进行带电补气，则应申请将该电流互感器退出运行。 3、电流互感器出现下列情况应立即申请停电处理： （1）电流互感器内部有严重放电声和异常声响； （2）电流互感器爆炸着火，本体有过热现象； （3）35kV电流互感器向外喷油； （4）GIS组合电器中的SF6电流互感器的SF6气体压力严重泄露，压力严重下降低于报警值； （5）电流互感器着火时，应断开电源，并采取了必要的安全措施后，方能进行灭火。 null第五节 变电站电容器的故障处理 电容器在电力系统中对于提高电能质量有着举足轻重的作用，是保障电力系统经济安全运行的重要设备，它的安全运行和故障处理非常重要。在长期运行工作中，因为运行环境、人为因素以及设计方面的问题，电容器故障屡见不鲜，严重地威胁着电力系统的运行。特别是电容器爆炸恶性事故的发生，将严重威胁着变电站的安全运行。因此针对电容器异常及故障现象，能够对故障作出正确、迅速的处理，是运行维护人员所必须具备的能力。 一、电容器的故障处理方法 1、如果当巡视人员或集控中心值班员发现电容器的出现下列情况时则应立即切断电源： （1）电容器外壳膨胀或漏油； （2）套管破裂，发生闪络有火花； （3）电容器内部声音异常； （4）外壳温升高于55℃以上示温片脱落。 2、电容器故障现象及其处理方法 （1）电容器发生爆炸事故及其处理方法 当电容器爆炸着火时，就立即断开电源，现场人员应用砂子和干式灭火器灭火。此类事故多是由于系统内、外过电压，电容器内部严重故障所引起的。为了防止此类事故发生，要求单台熔断器熔丝规格必须匹配，熔断器熔丝熔断后要认真查找原因，电容器组不得使用重合闸，跳闸后不得强送电，以免造成更大损坏的事故。null（2）电容器渗油及其处理方法 电力电容器渗漏油现象主要由于密封不严或不牢固造成的。电容器是全密封装置，如密封不严，空气和水分以及杂质都可能进入油箱内部，造成绝缘受损，危害极大。若发现电容器出现渗漏现象，因立即退出故障电容器，上报上级单位并对其进行修补或者重新更换合格电容器。 （3）电容器外壳出现鼓肚现象及其处理方法 当电容器内部元件发生故障击穿时，介质中将通过很大的故障电流。电流产生的电弧和高温使浸渍剂游离而分散产生大量气体，使得电容器内部压力增大，导致其外壳膨胀鼓肚。这是运行中电容器故障的征兆．应及时处理，避免故障的蔓延扩大。 （4）电容器保险熔断的故障处理方法 当电容器的保险熔断时，应向调度汇报，待取得同意后再拉开电容器回路的断路器。切断电源对其进