变压器运行维护及事故处理（共9篇）
本升压站变压器采用的是山东泰开变压器有限公司生产的SZ11-50000/115型变压器。额定容量50000kVA，额定频率50Hz。
一、变压器日常运行巡检项目
1、各侧电流、电压、功率；
2、有载调压抽头位置的电气指示和机械指示；
3、绕组温度、上层油温及室温；
4、本体、有载调压、各套管油位及油色；
5、本体、有载调压瓦斯继电器、本体释压阀；
6、本体、有载调压呼吸器呼吸情况及油封油位和硅胶颜色；
7、有载调压机构及传动部分；
8、各套管、瓷瓶无破损和裂痕和爬电现象；
9、各部分无渗漏油；
10、各部分无锈蚀；
11、各接头无发热；
12、各部分无异声、异味及异常振动。
13、本体CT端子箱接线；
14、主变中性点接地刀闸；
15、外壳、铁芯及中性点接地刀闸接地情况；
16、基础无下沉。
二、特殊巡视项目
1、大风前：户外变压器周围无易吹起杂物，引线无松动；
2、大风后：户外变压器无杂物悬挂、引线接头无松动，器身、套管无渗漏油，瓷质器件无破损、裂痕和爬电现象；
3、天气骤冷：本体、有载调压油位无过低，器身、套管无渗漏油，引线无过紧；
4、气温高，挂黄色以上预警信号时： 1)绕组温度、上层油温及环境温度； 2)本体、有载调压、各套管油位及油色；
3)本体、有载调压油位无过高，器身、套管无渗漏油； 4)本体释压阀； 5)各接头无发热； 6)各散热片温度均匀；
5、暴雨前：户外变压器各端子箱、温度表的防水；
6、暴雨后：户外变压器各端子箱、温度表无进水，储油池无积水；
7、异常大雾潮湿天气：端子箱加热器的投入，端子箱、温度表（无）凝露，各套管、瓷瓶（无）爬电现象；
三、定期维护项目
1、呼吸器硅胶受潮部分超过2/3时相应瓦斯保护进行更换。
2、有载调压开关换档机械计数器动作统计（每年一次）。
四、变压器本体故障处理步骤
一、变压器内部异常声响
变压器发出异常声响可能有以下原因：
（1）严重过负荷，会使变压器内部发出沉重的〝嗡嗡〞声。
（2）由于内部接触不良或有击穿，发生放电，会使变压器内部发出〝吱吱〞声。
（3）由于变压器顶盖连接螺栓或个别零部件松动，变压器铁芯未夹紧，造成硅钢片振动，会发出强烈噪声。铁芯两侧硅钢片未被夹紧，也会发出异常声音。
（4）电网中有接地或短路故障时，绕组中流过很大电流，也会发出强烈的噪声。
（5）变压器有大型动力设备起动或能产生谐波电流的设备运行时，可能导致变压器发出〝哇哇〞声。
（6）由于铁磁谐振，变压器发出忽粗忽细的异常声音。（7）变压器原边电压过高或不平衡都会发出异常声音。
（8）由于过电压，绕组或引出线对外壳放电，或铁芯接地线断，致使铁芯对外壳放电，均使变压器发出放电声响。
当变压器发出异常声响时，应判断其可能的原因，变压器内部有击穿或零部件松动，应停电处理。
二、主变油温高、绕组温度高
信号：变压器本体绕组温度高或主变油温高 含义1：
负荷或环境温度上升使主变油温高或绕组温度高发信 建议处理：
1.检查主变各侧三相电流情况（作记录）；
2.检查主变油温、绕组温度及环温情况（作记录），有无上升趋势； 3.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致； 4.检查主变本体瓦斯继电器、油枕油色及油位是否正常； 5.检查本体释压阀是否正常；
6.35kV侧电容器组降低主变负荷；
7.如因主变负荷重而造成主变油位高报告相关调度降低主变负荷；
8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否非电量保护误发信； 含义2：
主变内部故障使油温高或绕组温度高发信 建议处理：
按含义1处理的第1－5项进行检查如发现主变温度与负荷、环温值不对应（与历史同条件相比较，与其他运行中主变相比较）、温度有上升趋势、油色有变化时，按下列方法处理； 1.将情况报告相关调度及上级领导； 2.做好将主变负荷转电准备； 3.做好主变停电准备。
三、主变本体释压阀动作发信（动作投信号）信号：变压器压力释放 含义1：
主变本体内部故障，本体瓦斯继电器油管堵塞、阀门关闭或重瓦斯保护拒动使释压阀动作喷油
建议处理：
检查如伴有下列现象，应马上报告调度申请立即将主变停电： 1.释压阀持续喷油； 2.本体轻瓦斯动作； 3.本体内部有异声； 4.主变电流值有异常； 5.主变温度上升；
主变转检修后，如释压阀继续漏油，应关闭油枕与本体间的阀门。含义2：
主变本体油位过满、瓦斯继电器油管堵塞或阀门关闭，负荷、气温上升油膨胀使本体释压阀动作喷油。检查下列项目： 1.释压阀不断喷油； 2.本体轻重瓦斯无动作；
3.本体油位不随油温上升而上涨； 4.本体内部声音均匀； 5.主变各侧电流值正常；
建议处理：报告相关调度和上级领导申请将主变立即停电。含义3：
主变本体释压阀信号回路误动作 建议处理：
检查主变本体释压阀没喷油，温度、油位变化、各侧电流正常，本体内部声音均匀后，可在主变端子箱解开本体释压器信号回路，检查区分是哪一部分误发信。
四、主变本体轻瓦斯信号动作 光字牌：本体轻瓦斯发信 含义1：
主变内部故障造成瓦斯继电器积聚气体 建议处理：
1.检查主变瓦斯继电器是否积聚气体，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃；
2.检查主变本体瓦斯继电器、油枕的油色、油位是否正常； 3.检查主变本体释压阀是否正常；
4.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升； 5.倾听主变音响是否均匀；
6.测量主变铁芯接地电流值是否正常（作记录）；
7.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；
8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否误发信； 9.将上述情况综合报告上级领导和相关调度； 10.做好将主变负荷转电准备； 11.做好将主变的停电准备。含义2：
主变轻瓦斯信号回路或保护装置误动作。建议处理：
1.按含义1处理的第1－7项检查确认是误发信后，还应确认是信号装置误发信抑或回路误发信（本体轻瓦斯正常应投信号）；
2.故障未消除前应继续按含义1处理的第1－7项内容对主变进行监视。
五、主变本体或有载调压油位异常发信 信号：变压器本体有载调压油位过高或过低 含义1：
主变负荷、环温升高造成本体或有载调压油位高发信 建议处理：
1.检查主变本体或有载调压油枕油色、油位情况，有无继续上升；
2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升； 3.倾听主变音响是否均匀；
4.检查主变本体瓦斯继电器油色、油位是否正常； 5.检查主变瓦斯继电器无气体积聚； 6.检查主变本体释压阀是否正常； 7.测量主变铁芯接地电流值是否正常；
8.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；
9.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致； 10.将上述情况综合报告上级领导和相关调度；
11.经上述检查分析如确认是负荷、环温上升造成，除加强对变压器的巡视外，还应该：35kV侧电容器组降低主变负荷；做好对主变本体运行中放油的准备（放油前应申请本体瓦斯保护）。含义2：
主变内部故障造成油位高发信 建议处理：
经含义1处理的第1－9项检查确认主变内部故障造成油位高发信时，应尽快对主变进行10kV转负荷操作和停电操作 注：检查主变瓦斯继电器有气体积聚，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃。含义3：
主变本体漏油造成油位低发信 建议处理：
1.检查主变各侧电流情况；
2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作纪录包括环温）； 3.检查主变本体油枕油位情况； 4.检查主变释压阀有无漏压； 5.检查主变本体外表是否漏油；
6.如有漏油现象相关调度报告和上级领导申请将主变停电； 7.做好将主变负荷转电准备； 8.做好将主变停电的停电准备。
9.如因主变负荷及环境温度过低而造成油位低发信，可停用一部分冷却器。含义4：
主变调压箱油位低或信号装置误发信 建议处理：
1.检查主变调压箱油枕及调压瓦斯继电器油位是否正常； 2.检查主变调压箱释压阀是否正常； 3.倾听主变调压箱是否有异声； 4.检查主变调压箱有无漏油； 5.拉开主变调压装置电源；
6.如有漏油现象，应尽快将情况报告上级领导和相关调度申请对变压器停电； 7.做好将主变10kV负荷转电准备； 8.做好将主变停电的停电准备。
9.如没有漏油现象，应在主变端子箱解开“调压箱油位低”信号回路，进一步查清是否由于主变端子箱后的回路故障引起发信，并将情况报告上级领导和相关调度； 含义5：
主变本体、有载调压油位低装置误发信 建议处理：
按含义3的处理1－5进行检查确认是误发信后，还应：
1.在主变本体CT端子箱解开油位异常信号回路确认是信号装置误发信抑或回路误发信； 2.故障未消除前应继续按含义1的处理1－5项内容对主变进行监视。
六、主变调压过程中机构马达电源开关跳闸 含义：
调压装置机构卡阻、马达故障或控制回路使其电源开关跳闸 建议处理：
1、检查主变调压机构箱调压机械指示位置；
2、检查主变调压机构箱内机械部件有无变位、松脱、卡阻现象；
3、检查调压装置传动杆有无扭曲、卡阻；
4、检查主变调压控制电源是否断开；
5、检查主变调压机构箱内马达、二次接线有无过热、短路现象；
6、经检查如果是调压控制回路问题，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式尝试将调压抽头调到预定位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；
7、经检查如果是马达故障引起电源开关跳闸，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式轻力摇回原来抽头位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；
8、经检查如果马达及控制回路未发现问题或者发现是机构问题，则禁止进行调压操作，应将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电。
五、主变电动调压过程中不能自动停止（不是发一个操作命令调节一挡）含义：
调压装置控制回路故障或马达接触器卡死不能返回 建议处理：
1、断开调压装置的控制电源和马达电源；
2、检查机构箱机械部分和传动杆正常；
3、用手摇方式将调压抽头调到合适位置。
七、主变调压过程中传动杆扭曲、断裂 含义：
调压装置分接头内部机构卡死 建议处理：
1、断开调压装置的控制电源和马达电源；
(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。
(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。
(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。
2、变压器运行中的检查
(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) 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。
(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。
(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。
(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。
3、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。
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
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, 应先投入备用变压器, 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入送电。如差动保护动作, 应对该保护范围内的设备进行全部检查。
摘要：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
【关键词】变压器；运行维护；事故处理
变压器是电力系统中一项不可缺少的重要元件，若实际运行中由于故障和事故的原因而导致变压器发生跳闸，那么，将给工业生产以及群众的日常生活带来诸多不便，甚至会发生巨大的损失，所以，加强变压器的运行检查维护至关重要。本文首先论述了变压器的运行检查维护；其次，对变压器的事故处理进行了一番分析。
1、变压器的运行检查维护
变压器事故发生前，通常会出现一些异常情况，这主要是因为变压器内部的故障从轻微逐渐的变为严重。值班人员应认真全面的监视与检查变压器实际运行状态。主要查看变压器运行过程中所发出的声音、振动、产生的气味、温度等变化情况，以准确判断是否有异常现象，并对导致异常情况发生的原因、部位进行分析，从而采取有效措施加以处理。
1.1查看变压器上层油温是否高于允许范围。每台变压器都有着不同的负荷、冷却条件，实际运行过程中不仅要时刻保持着上层油温在允许值范围内，同时，还要结合过去的运行经验及在上述情况下和上次的油温进行比较。若油温很高，那么，就必须对冷却装置的正常与否以及油循环是否遭到损坏等进行详细的检查，以此得出变压器内部是否存在故障问题。
1.2对油质进行检查。实际检查油质时，若是透明、略带黄色，就能够据此判断出油质质量好坏。油面必须与周围温度的标准线相适应，若油面太低，就需要对变压器的漏油与否等进行检查，若油面太高，应详细查看冷却装置具体使用情况，内部是否存在故障问题。
1.3检查变压器的声音。变压器正常运行过程中会发出嗡嗡的电磁声。如果发现声音不同，必须认真细致的检查，同时，将此情况第一时间报告给值班调度员，并请专门的检修单位予以有效处理。
1.4天气变化时，加强特殊检查。如果有大风的情况，应及时检查引线是否存在剧烈摆动，同时，变压器的顶盖以及套管引线部位处不得有杂物的存在；如果在雪天，各部触点在落雪后，不得立即熔化或者存在放电现象；如果是大雾天，检查各部是否存在火花放电情况。
1.5检查有载调压装置。有载分接开关主要由切换开关快速机构、选择器以及电动操作机等组合而成。通常，调压操作是通过电动机构进行的。
（1）切换开关不灵敏或者切换过程中突然失败，一旦发生这样的情况，将会使切换开关和选择器间不对应，切换开关一直在原接点上，导致选择器触头不经渡电阻限流而离开定触头。所以，出现了电弧情况。如果存在较大的电流，那么，就会严重的烧坏所有触头，并且还会使得变压器突然断电，导致变压器零序保护动作。在上述情况发生后，要及时的切断变压器电源，并保留下现场实际状况和原始记录数据，告知制造厂派专人前来处理。
（2）电动操作机构的交流接触器不脱扣，造成电动机构从一个分接一直转到所调方向的极限位置处，进而受到了机械极限卡死而停车。当发生这一故障情况时，值班操作人员应第一时间在位置指示器出现第二分接头位置时，迅速的按下紧急停止按钮，将电动机电源切断，再通过手摇的方式到合适的分接头位置，同时，请检修人员予以有效处理。
2、变压器的事故处理
2.1对绕组故障的处理
实际中会发生匝间短路、相间短路、绕组接地等异常情况，导致这些异常现象发生的原因有几个方面：（1）制造或者检修过程中，严重损害了局部绝缘，导致缺陷的存在；（2）实际运行时，由于散热不够好或者长时间的过载，有杂物进入到了绕组内部中，造成温度太高绝缘老化；（3）所使用的制造工艺不合理，压制不紧，机械强度难以抵抗短路冲击，造成绕组发生变形，绝缘损坏；（4）绕组受潮，由于绝缘膨胀情况造成油道堵塞，使得局部温度过高；（5）绝缘油内部存在水分发生劣化，或者和空气有着较大的接触面积，造成油的酸价不断升高绝缘水平逐渐下滑或者油面过低，部分绕组裸露在外，没有及时的进行处理。
由于上述原因的存在，实际运行过程中只要出现绝缘击穿现象，将直接导致绕组发生短路或者接地故障。匝间短路中会出现的故障是变压器过热，油温不断升高，电源侧电流不同程度上增大，所有的相直流电阻缺乏平衡性，有时候，油中还会发出咕嘟咕嘟的冒泡声。不太严重的匝间短路会造成瓦斯保护动作；严重的将会使差动保护或者电源侧的过流保护发生动作。若发现有匝间短路的存在，要第一时间进行有效处理，一旦处理不及时就会造成严重的单相接地或者相间短路等故障问题的发生。
2.2对铁芯故障的处理
导致铁芯故障发生的原因主要是铁芯柱的穿心螺杆或者铁轮的夹紧螺杆绝缘损坏而最终造成。该故障的发生将会使穿心螺杆和铁芯叠片发生两点连接，进而出现环流而造成局部发热，严重者将会使铁芯局部熔毁，同时，还会导致铁芯叠片局部发生短路，出现涡流过热，严重损坏了叠片问绝缘层，进一步加剧了变压器空载损失率，绝缘油劣化。变压器运行中出现故障，若是因为绕组或者铁芯故障原因，应做详细的吊心检查。首先，要对各相绕组的支流电阻加以测量，同时，做一番比较，若差别较大，那么，就应是绕组故障。然后，对铁芯外观进行检查，最后，通过直流电压以及电压表法对片间绝缘电阻加以准确的测量。若损坏情况较轻，可在具体的损坏位置处涂上一层漆即可。
2.3对瓦斯保护故障的处理
在变压器中，瓦斯保护属于主保护，轻瓦作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。以下对瓦斯保护故障的原因及处理方法进行了分析：
（1）轻瓦斯保护动作后发出信号，主要是因为变压器内部中出现了轻微的故障问题、有空气存留于变压器内部中，或者二次回路出现故障等。运行人员要详细全面的检查，如果未检查出有不正常的现象，应实施气体取样分析。
（2）瓦斯保护动作跳闸时，这就说明变压器内部出现了严重的故障问题，导致油分解出了诸多的气体，或者二次回路故障等。当瓦斯保护动作跳闸情况出现，首先要投入备用变压器，再对外部进行详细检查。主要检查油枕防爆门、各焊接缝有无裂开现象、变压器的外壳有无变形以及气体的可燃性。
如果变压器自动跳闸，要及时的查明保护动作情况。若检查出不是因为内部故障，而是因为外部故障（穿越性故障）或者工作人员错误操作等而造成的，不需要进行内部检查就可以投入送电。若发生了差动保护动作，要全面检查该保护领域内的所有设备。
3、结论
综上所述可知，变压器的安全稳定运行直接决定了整个电力系统的安全稳定运行，在电力系统中占有核心地位，所以，工作过程中，我们要不断加大变压器运行检查维护力度，及时发现变压器不正常情况，防止严重事故的发生，从而保证供电的可靠性。
参考文献
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[4]蔡丽英.电力变压器的运行维护与事故解决方法[J].民营科技，2010年01期.
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。
总结了揭西县自动气象站从一般站转轨为国家一级站的任务调整和运转中出现的问题,并对以后日常工作的处理与维护提出了建议.
作 者：高晓燕 郑雪梅 作者单位：高晓燕(广东省揭西县气象站,广东揭西,515400)
郑雪梅(连平县气象局)
电力用户用电信息采集系统建设安装调试阶段已基本完成。为确保系统建成后高效、实用、适用，使系统始终处于最佳运行状态，并能根据需求的变化及时进行相应的调整，现阶段应该开展系统运行维护管理机制研究工作，研究制定系统相关运行维护模式及管理办法，使建成后系统的运行维护和管理规范化、标准化、制度化，提高系统运行维护管理水平，从而延长系统使用寿命。
1、运行维护管理内容
1.1采集系统体系架构
电力用户用电信息采集系统将实现全部用户的用电信息自动采集。依据建设方案研究确定的系统架构由系统主站、通信信道、现场终端三部分构成。因此系统的运行维护与管理的主要内容包括系统主站的硬件设备及软件设备的维护、现场终端的维护、通信信道的维护。
1.2现存采集系统运行维护方式
许多供电企业公司在建设用电信息采集系统前已经建立了专变用户用电负荷管理系统及居民户表用电采集系统，形成了一套行之有效的采集系统运行维护管理体系，总结了一些可借鉴应用的经验。但省公司统一建设的用电信息采集系统与原有各系统在体系结构上、实现方式上、覆盖规模上存在较大程度的不同。通过比较二者的差别，有利于规划更合理的运维模式。
1.2.1主站系统
原有采集系统覆盖终端数量较少，用户量较少，数据规模较小，终端类型比较单一。采集主站都是由采集设备厂家提供，采集主站的数据量不是很大，数据处理性能要求不是很高，采用由主站建设供应商提供后续维护模式。
新建的用户用电信息采集系统主站具备兼容多协议、多信道，高集成复杂度的特点，需要采集、处理、存储管理的数据量远远大于现存的各采集系统。用电信息采集系统涵盖的终端类型有多种，各种类型终端对应采集不同的电力用户，特别是工商业及居民用户采集，涉及的用户数很大，结构更为复杂，对主站的海量数据吞吐处理性能要求很高，并且与相关业务系统交互具有高密度大流量的特点。
1.2.2通信信道
原有采集系统的远程通信信道主要利用GPRS公网及230MHz无线专网，通信信道的维护量很小，一般由采集设备供应商提供后续维护。
新建用户用电信息采集系统远程通信信道将以GPRS公网、230MHz无线专网及光纤专网为主，最终将完全由光纤专网取代。与原有系统管理维护工作方式、工作量有较大不同，需要建立专业的维护队伍及管理制度。
1.2.3采集终端
原有采集系统的采集设备终端没有统一的标准，各厂家终端设备的通讯协议、功能等都不相同，因此终端设备的维护都是采用终端设备供应商提供后续维护模式。新建用户用电信息采集系统是涵盖所有用户包括专变终端、工商业用户终端、居民用户终端等，虽然终端均按照国网公司标准生产制造，但各类终端采用的通信技术各不相同，现场的维护工作繁杂、具有技术环节众多，各通信技术专业性强的特点。
2、运行维护管理模式
为保障供电企业用电信息采集系统总体建设完成后能健康、长效运行，实现各项预期功能，满足SG186营销信息化的需求，依据国网公司用电采集系统建设总体要求，通过对现有各系统前期运行管理经验的充分研究，提出三种后期运行维护模式，供大家比较。
2.1 自主运维（内部维护）
供电企业自主维护可以选择以下二种模式：
2.1.1依托现有维护体系
Ø 主站（软、硬件）维护
基于用电信息采集系统主站（软、硬件）纳入省电力公司SG186系统建设与管理的范畴，由省公司和各地市电业局的营销信息部门负责维护系统主站（软、硬件）部分。Ø 采集终端维护
按照国网公司“集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设”的发展要求，以及省公司三集五大的实施方案，明确各级电能计量中心是所辖范围内用电信息采集终端的管理主体。
各级电能计量中心按职责范围分别承担用电信息采集终端的统一测试、统一采购，设备抽检和全检，统一配送，安装设计管理，日常运维及故障消缺，全生命周期资产管理，GPRS、CDMA公网SIM卡的管理、设备地址空间的规划分配管理、新技术新产品的测试和试运行管理等。
用电信息采集终端资产管理参照电能计量设备资产管理模式开展。Ø 信道维护
通信部门或网络管理部门负责通信系统的运行维护管理工作。其主要承担GPRS/CDMA无线公网等远程通信方式运行维护，参与同公网运营商签订相关协议，并负责监督公网通信通道的安全稳定运行，统计分析通信系统各种运行数据；组织实施有关通信工程的建设，指导和协调管辖范围内光纤通信系统的运行维护管理工作。
2.1.2 建立新的维护机构
鉴于用电信息采集系统结构复杂，涉及终端数量庞大，运行维护管理工作量大面广，而系统建成后又意义重大，将为公司SG186营销信息化提供必要的数据支撑的情况，所以可以考虑在原有的营销组织机构成中成立新的管理机构和运行维护机构。可以考虑在省公司和各地电业局成立新的管理部门，专门负责采集系统的日常管理考核及与专业的协调工作，如在营销部设立自动化处专门负责采集系统的日常管理制度的制定和指标考核。
成立专门生产机构负责系统运行维护，按系统组成和相关技术要求设置相关岗位并配置一定人员。
2.2外委运行维护模式
用户用电信息采集系统的运行维护管理还可以采取内、外结合的模式开展，即在供电企业内部建立一套责任明确的完善的涉及系统主站、终端、信道运行维护管理制度的同时，采用外部委托维护的方式，作为系统维护的有效补充。
随着社会分工的精细化，传统被动的、孤立的、分散的“救火队”式系统运维管理模式，已逐渐被各种类型的系统运维专业外包服务所替代。由于用户用电信息采集系统涉及的各环节专业性强，需要高度专业技术的维护管理，针对当前供电企业内部的维护资源不足的现状，结合系统建设的实际情况和技术的发展趋势，建议采用内部管理和委托外部维护相结合的维护模式。外委服务将可为企业省下设立固定維护人员的成本支出，并可确保所提供维护人员的专业素质。外委服务主要包括主站软件维护和现场设备维护。
2.2.1完全（整体）外包运行维护模式
供电企业内部建立一套责任明确的完善的涉及系统主站、终端、信道运行维护管理制度，主站软件和采集设备整体外包给外部专业公司运行维护。要求整体承接外包的专业公司必须具备大、中型电力管理软件的开发、维护能力，同时具备采集终端设备的研究、设计、维修能力，能够凭借专业优势轻松解决各类现场设备故障问题，不仅及时有效，而且同时也可大大减少公司系统运维部门的日常维护工作量，减少公司系统运维部门人员，降低企业成本支出，提高人力资源的利用效率。
2.2.2分类外包运行维护模式
供电企业内部建立一套责任明确的完善的涉及系统主站、终端、信道运行维护管理制度，主站软件和采集设备分别外包给外部专业公司运行维护。Ø 主站软件系统维护
与系统软件开发商建立战略合作伙伴关系，与其签订包含远程支持、现场支持、系统升级、紧急恢复、安全保密等运行维护合同。收集系统的维护频率、完成时间、维护质量等信息，作为评价维护工作的基础数据，也作为后续维护工作的重要依据。Ø 采集设备维护
对现场采集设备进行外包。一旦现场采集设备过了质保期后，出现设备故障的概率将大大增加，外包专业服务商可凭借专业优势轻松解决各类现场设备故障问题，不仅及时有效，而且同时也可大大减少公司系统运维部门的日常维护工作量，减少公司系统运维部门人员，降低企业成本支出，提高人力资源的利用效率。
3、几种运行维护模式的比较
Ø 供电企业自主运维模式适合于供电企业自身人员充足，技术积累和技术能力较强的单位采用；
Ø 运维整体外包模式适合于控股、代管公司：此类公司用户量不大，主站系统和采集系统的规模较小，系统不复杂，可以将系统整体外包。
不平衡度= (最大相电流-三相平均电流) /三相平均电流×100%
(3) 调整三相不平衡负荷要做到“四平衡”, 即计量点平衡、各支路平衡、主干线平衡和配电变压器出口平衡。在这“四平衡”当中, 重点是计量点平衡和各支路平衡, 可把用户月平均用电能量作为调整依据, 把用电能量大致相同的作为一类, 分别均匀地调整到三相上。为了达到计量点三相负荷平衡, 最好将三相电源同时引入计量点, 尽量减少单相干线的线路长度。
(4) 做好新增单相负荷的功率分配, 将同时运行的和功率因数不同的单相设备, 分别均匀分配到三相电路上。
(5) 注意配电变压器供电范围内大的三相四线制用户内部的三相负荷平衡问题。此类用户对配电变压器的三相负荷不平衡度有较大影响, 因此, 应协助用户调整其内部三相负荷不平衡度, 这对用户本身也是有好处的。如果低压电网中配电变压器的三相负荷不平衡度都达到规程规定的标准以下, 其经济效益将十分可观。
2 配电变压器常见故障分析
配电变压器数量多, 大部分长期露天运行, 运行维护条件差, 容易发生故障。其故障可分为内部故障和外部故障两大类。内部故障主要有单相匝间短路、相间短路和单相接地等;外部故障主要有引线碰壳接地、绝缘套管损坏以及由于绝缘套管损坏而造成的引线相间短路等。配电变压器的常见故障有以下几个方面。
2.1 声音异常
配电变压器正常运行时, 由于交流电通过绕组磁通, 配电变压器铁心振动而发出有规律的“嗡嗡”声。当配电变压器的负荷发生变化或配电变压器发生故障时, 就会产生与正常运行时不一样的异常声响。
(1) 声音比正常时沉重, 但无杂音, 一般是过负荷引起的。配电变压器长期过负荷是其烧坏的主要因素, 此时应减轻负荷或更换大容量的配电变压器。
(2) 声音发尖, 一般为配电变压器电压、电流过高引起。电压、电流过高对其运行是不利的, 而且对用户的电气设备也不利, 还会增加配电变压器的铁损, 应采取措施降低电源电压。
(3) 声音混乱、嘈杂, 配电变压器内部结构可能有松动, 主要部件松动将影响正常运行, 应及时检修。
(4) 有“噼啪”的爆裂声, 这种声音说明配电变压器铁心或绕组的绝缘有击穿现象, 应立即组织人员停电抢修。
(5) 铁心谐振会使配电变压器发出粗细不均的噪声。系统接地或短路, 配电变压器通过较大的短路电流, 也会使其发出很大的噪声。
2.2 配电变压器油温过高
配电变压器上层油温过高的原因是过负荷、散热不好或内部故障, 油温过高会损坏配电变压器的绝缘, 严重时可烧毁配电变压器, 所以一旦发现油温过高, 应及时查明原因, 并采取相应措施处理。
2.3 变压器油颜色异常, 有焦臭味
新变压器油是透明的淡黄色, 运行一段时间后会变为浅红色, 如油色变暗, 说明配电变压器的绝缘老化;若油色变黑 (油中含有碳质) 甚至有焦臭味, 说明配电变压器内部有绕组相间短路、铁心局部烧毁等故障, 应将配电变压器退出运行进行检修, 并更换变压器油。
变压器油的主要作用是绝缘和冷却, 为了防止油质变坏而发生严重故障, 应定期取油样进行化验, 以便及时发现问题。
2.4 油位显著下降
如果配电变压器正常运行时油位的上升或下降是因为温度变化造成的, 变化不会太大。如果油位下降明显, 甚至从油位计中看不到油位, 这就是配电变压器出现了漏油、渗油现象。油位太低将加速变压器油和绝缘的老化, 从而引起严重后果。因此, 当配电变压器油位出现显著下降时, 要认真查找渗、漏油的原因和部位, 将配电变压器退出运行后进行处理。
2.5 高、低压熔丝熔断
(1) 高压熔丝熔断原因:配电变压器遭受雷击;内部发生短路故障;所选熔丝规格偏小;低压熔丝选用规格过大, 在低压侧发生故障时越级熔断。
(2) 低压熔丝熔断原因:低压线路短路;低压侧负荷过大;低压熔丝选用规格偏小。
配电变压器高、低压熔丝熔断时, 应分析、查找熔断原因。排除故障后, 再换上合适的熔丝, 不允许随意加大熔丝的规格。
2.6 绝缘套管对地放电
绝缘套管表面不清洁或有裂纹和破损时, 套管表面有泄漏电流通过, 常出现“吱吱”的闪络声, 阴雨或大雾天气还会发出“噼噼”放电声, 易引起对地放电从而将绝缘套管击穿, 造成配电变压器单相接地。所以, 当发现绝缘套管对地放电时, 应停电进行更换, 平时应注意擦拭绝缘套管。
2.7 配电变压器着火
配电变压器在运行中发生火灾的原因:铁心穿心螺栓的绝缘损坏;铁心硅钢片间的绝缘损坏;高压或低压绕组层间短路;严重过负荷;引出线短路或碰壳短路等。
配电变压器着火时, 应首先切断电源, 然后灭火。如果是配电变压器顶盖上部着火, 应立即打开下部放油阀, 将油放至着火点以下或全部放出, 同时用四氯化碳、二氧化碳、干粉灭火器或干燥的沙子灭火, 严禁用水或导电材料灭火器灭火, 特别是带电灭火时尤应注意。
2.8 配电变压器烧毁
配电变压器运行时发生喷油、冒烟现象并伴有轰鸣声, 说明配电变压器已经烧毁, 其主要原因是:
(1) 配电变压器本身绝缘老化, 绝缘性能严重破坏, 发生内部短路而烧毁。
(2) 因低压线路发生短路或低压侧长时间过负荷而烧毁。应加强低压配电线路的维护管理和配电变压器的巡视检查, 关注负荷情况特别是用电高峰时的负荷情况, 按配电变压器的容量正确选择高、低压熔丝或断路器, 避免因熔丝选择过大而烧毁配电变压器。
(3) 遭受雷电过电压而烧毁。为防止雷击, 配电变压器应装设避雷器并可靠接地, 接地电阻应符合规程要求, 避雷器和接地装置应定期试验且保证合格。在多雷地区, 配电变压器低压侧也应装设避雷器。
(4) 在调整配电变压器分接开关时, 没有将分接开关调到准确挡位上, 造成高压绕组部分短路, 调整后没有测量绕组相间和线间的直流电阻, 盲目送电运行。因此在调整分接开关时, 一定要调准, 并经测试接触良好, 用销钉加以固定, 再送电运行。
(5) 接、拆配电变压器引线时, 不慎将低压丝杠拧转一个角度, 使低压引线碰壳接地, 合闸后造成单相接地短路而烧毁配电变压器, 因此在接、拆配电变压器引线时不要让丝杠转动。
3 配电变压器故障的检查方法
(1) 通过对配电变压器的外部观察, 判断故障产生的部位。如果配电变压器温度显著升高、油质油色明显变化、喷油, 则可初步确定故障在配电变压器内部。
(2) 用兆欧表测量配电变压器高低压各绕组间、各绕组对地、高压绕组对低压绕组的绝缘电阻, 判断绕组的绝缘强度是否合格。如果绝缘电阻值较小, 还应测出吸收比 (要求R60/R15≥1.3) 。若电阻值接近或等于零, 说明绕组之间或绕组对地有击穿现象, 或者绕组受潮。油浸电力变压器绕组绝缘电阻允许值见表2。
(3) 用QJ23电桥、QJ44电桥或数字万用表测量每相高压绕组和低压绕组的直流电阻, 记录各相电阻值数据, 并与出厂或大修后的数据相比较。如无参考数据, 可测量、比较高压侧UV, VW, WU以及低压侧uv, vw, wu之间的绝缘电阻是否符合规定, 可以判断绕组是否正常, 有无短路、断路现象, 测量分接开关的接触电阻是否正常。若分接开关切换前后直流电阻变化较大, 说明问题在开关触点上, 不是绕组故障。此测试方法还可以检查引线与套管、引线与绕组之间的连接是否良好。
(MΩ)
(4) 用清洁干燥的玻璃瓶或专用油样瓶从配电变压器放油阀取出油样, 检查配电变压器油有无焦臭味, 必要时将油样密封送专业部门进行配电变压器油化学分析, 确定油样的耐压、闪点、燃点和水分含量等参数, 据此判断油质好坏和配电变压器内部故障程度。
4 配电变压器渗、漏油的处理
配电变压器渗、漏油是常见的故障之一, 情况严重时, 整个配电变压器外面满是油尘, 漏油严重时, 可不时看到有变压器油滴出。其主要原因:油箱的焊接问题;密封胶垫老化;密封螺栓没有拧紧或不均匀;绝缘套管损坏或胶珠老化、压接不紧等。
(1) 对渗、漏油比较严重的配电变压器, 首先要退出运行, 进行彻底清扫, 把附着在上面的油垢清理干净, 然后用洗洁精洗刷, 在怀疑渗、漏油的地方撒上滑石粉进行观察。
(2) 对螺栓松动造成的渗、漏油, 应紧固螺栓。在紧螺栓时, 用力要均匀, 不可用力过大、过猛, 以免造成大盖变形或绝缘套管损坏。
(3) 如果是胶垫老化造成的渗、漏油, 应将配电变压器放油、吊心, 更换胶垫。
(4) 对于因焊接、砂眼等造成的渗、漏油, 要采取补焊措施, 焊接时应将配电变压器油放出, 也可采用环氧树脂等粘合剂堵漏。
(5) 定期大修, 对于密封性的橡胶垫、胶珠等, 应全部更新。
5 配电变压器的紧急故障
配电变压器在运行中出现声音异常、温度异常、油位过高或过低、漏油严重、喷油等现象, 说明配电变压器出现了较严重的故障, 应立即将配电变压器退出运行, 并对故障进行处理。具体表现有以下几种:
(1) 配电变压器内部有爆裂声。
(2) 配电变压器温度异常升高。
(3) 油位急剧上升。
(4) 油色变化很大, 油内出现碳粒。
(5) 绝缘套管严重破损和放电。
(6) 严重漏油, 油位下降很快, 油标看不到油面。
摘 要：变压器作为供配电系统中的重要设备，直接关系到电能的稳定供应，尤其是在工业生产中，电能的供应状况关系到生产是否能够正常运行。所以要对变压器在日常运行中做好维护工作，实行状态检修，减少故障的发生几率，提高运行效率。文章对于变压器在运行维护以及状态检修技术方面进行了分析，对于变压器的高效运行具有重要意义。
关键词：变压器；运行维护；检修技术
变压器对于电能的输送进行调节，为工业生产提供稳定可靠的电源，如果变压器发生故障，将会造成大面积的停电，对工业生产造成巨大的经济损失。为了提高变压器的运行效率，要做好日常维护和状态检修工作，利用先进的检修设备和工艺方法，对变压器的运行实施在线监控，发现问题提前发出预警或者在线解决，有利的保护了变压器的安全运行。下面主要针对变压器运行维护的方式以及状态检修技术进行分析，为变压器的安全运行创造有利的条件。
一、变压器的运行维护
1.渗漏维护。对于变压器的渗漏主要因为密封不严造成，由于温差变化较大，导致密封处的材料收缩，从而引起油液的渗入。针对这种状况，一般都会使用防油橡胶进行密封，密封垫截面形状分为圆形和矩形，如果是圆形密封垫，其压缩量最好是控制在1/3之上；如果是矩形密封垫，其压缩量最好是控制在1/3。这样不但可以保证其压力足够，同时也不会因为压缩过量而加速密封垫的老化。此外，还应该做好变压器的防雨措施，防止雨水的渗透。
2.枕垫维护。为了防止变压器油发生氧化，在油枕油面上必须采取隔离措施，放置隔膜或者胶囊，在注油时，注意要将胶囊以及油枕内壁的空气排除干净，以免在注油时出现假油位的现象，或者引发瓦斯继电器动作。在注油的过程中，要注意油量和速度的控制，防止速度和油量过大而引起防爆管喷油等现象。做好日常的枕垫清洁工作，防止在注油时，枕垫上的杂质等污物进入变压器内。
3.吸湿器运行维护。变压器箱壳的上部以及下部，分别有一个法兰接口，在两者之间有一个盛满硅胶或者活性氧化铝的金属桶。对其维护包括：在变压器运行的时候，对吸湿器阀门是否在开启位置进行检查，确保其间油的流动通常；对其硅胶定期进行更换；在吸湿器投入使用之后，将下部阀门打开，让油充满整个吸湿器，同时将其上部排气小阀打开，在其溢油的时候，关闭小阀门，同时把其上阀门打开。
二、变压器检修技术分析――以35kv变电站变压器的状态检修为例
35kv变电站主变压器常见的故障有：导电回路过热、绝缘水平下降、调压开关出现故障、冷却系统发生故障、电容套管故障、变压器绕组变形、变压器渗油等。针对这些在主变压器中容易产生的故障进行分析研究，可以使用以下的测试方法对主变压器的运行状态进行判断。
1.油色谱分析。通过这种方法可以对变压器的过热故障、电弧放电故障、局部放电故障等进行分析，过热故障可以有很多影响因素例如芯片多点接地、导电回路等都可以引发过热。这种方法是对变压器运行状态进行综合性判断的重要方法。
2.绝缘性测试。这种方法是根据对变压器绝缘电阻、吸收比、电容量、等进行试验，进而对变压器的绕组绝缘性和铁芯的绝缘性信息掌握，通过对变压器进行油介损、微水等测试，将变压器的绝缘介质的好坏进行反映。
3.直流电阻测量。这种测试方法虽然很简单，但是它可以将变压器的绕组、引线等导电回路的运行状态进行直观的确认，这种测试方法可以对绕组导线的焊接质量进行检测，还可以对调压开关的触地性好坏进行确认。
4.远红外测温。这种测试可以将变压器的各路引线、导线的接触性进行随时掌握。
5.调压开关特性测试。通过对调压开关的切换时间、周期等测定，进而掌握变压器调压开关性能的好坏。
6.绕组变形测试。这种测试方法可以将变压器的绕组变形、移位等状态进行掌握。
三、变压器常见检修方法
在变压器的检修方法中，主要有大修、小修和状态检修，方法的选择主要根据变压器各项运行参数的状态来决定，通过对变压器进行检测，可以得出设备的运行状态参数，然后根据各项指标确定合理的检修方式。
如果检测的各项技术参数都在规定的范围内，温度、负荷以及密封性都比较完好的情况下，可以不用进行大修。当检测数据出现异常时，怀疑内部存在缺陷，可以进行大修。在检修判断的过程中，如果出现局部放电、绕组变形或者密封不严等现象时，就要进行大修处理。
對变压器进行的小修，主要是对其进行外绝缘清扫、渗漏油处理、调压开关检查、试验等，而变压器是否停电进行检修主要是变压器油色谱测试中数据是否正常、监测数据的正常性进行确定的，例如变压器是否有接地电流、电容量的变化、介质的变化、外绝缘监测数据变化等，当油色谱、在线监测、红外线测温等检测数据显示正常，可以不进行停电检修，或者将停电时间进行延长；如果以上检测数据中有显示异常的，要及时查明原因，进行进一步的试验。
状态检修是现阶段电气设备应用的主要检修方式，通过状态检修可以高效的检测出变压器存在的故障，提前发出预警，并且对故障进行诊断，从而判断出是否需要进行维护，这种方式有效的降低了变压器运行故障的发生，提高了变压器的运行效率。要对变压器实施状态检修的前提是变压器的运行处于受控状态，然后利用先进的检测设备对其进行检测。在变压器投入运行的三年内都要对其进行检测试验，对其各方面的性能指标进行检测，分析各项运行参数是否在规定的范围内。根据电气设备的运行状况，然后结合变压器的运行负载，制定出合理的状态检修周期，对于检修的时间、部位以及项目等进行合理规划。在实施状态检修的过程中，要严格要求工作人员按照规范标准执行，使用先进的检测设备和工艺技术，确保变压器处于安全的运行状态。
四、结语
变压器是电气系统中的重要组成部分，其运行状态如何对整个电器系统的正常运行有很大的影响，所以要做好变压器的运行维护，加大状态检修力度。在对变压器的日常管理中，要制定好维护计划，对于维护的周期、项目等制定完善的措施，尽量减少变压器故障的发生。引进先进的检测设备和技术，对变压器进行状态检修，通过实时检测的数据，可以及时的了解到变压器的运行状态，对其各项运行指标有详细的了解，从而为变压器的稳定运行创造有利的条件。
在实际现场操作中，我们通过变压器的温度、声音、外观、油位以及其他现象对电力变压器故障进行的判定，只能作为变压器故障的初步判定。因为，变压器的内部故障不是一种单一的直观反映，其中涉及诸多因素，甚至有时还会出现假象。因此在判断故障时，必须结合电气试验、油质分析以及设备检修、运行等情况进行综合分析，对故障的原因、部位、部件或绝缘的损坏程度等做出准确判定，才能制定出合理的处理方案。
参考文献：
[1]吴勇.刍议配电变压器运行及故障检修[J].中国新技术新产品，2012（12）：104-105.
作者：衡水武强供电公司 郭桂荷
摘要：随着电力体制改革的不断深化和发展，建设“一强三优”供电企业，搞好优质服务，做好需求侧管理越来越得到领导的重视，随着社会经济的不断发展，电力和企业生产、人们生活密不可分。电能计量装臵是一杆秤，它直接关系着电力企业的利益，也关系着广大电力客户的利益，确保电能计量的公平、公正、准确，维护企业和客户双方的利益是电能计量工作的主题。本文作者结合多年在县级供电企业计量管理中积累的经验和遇到的问题，对电能计量装臵的安装及运行维护进行浅显的论述。
关键词：电能计量装臵 配臵安装 运行维护
一、电能计量装置的配置和安装
电能计量管理工作是电力企业营销管理和电网安全运行的重要环节，电能计量管理技术水平和管理水平，不仅直接关系着电力企业的经济利益，关系电力企业的形象，更直接关系着电力客户的切身利益，如何更好的做到公正、准确的计量呢？我认为，首先做到电能计量装臵的合理配臵和正确安装。
1.电能计量装臵合理配臵
电能计量装臵包括电能表、计量用电压互感器、电流互感器及其二次回路、远程集中抄表装臵、电能计量箱以及配合使用的失压计时器等。做到计量装臵的合理配臵，要根据《电能
技术管理规程》（DL/T448-2000）及用电营业方面的有关管理规定，结合报装客户的用电负荷、用电量、用电性质及其重要程度，确定客户计量装臵的属于哪类，确定了客户计量装臵类别以后，要进一步确定计量装臵的接线方式，再配臵相应准确度等级的电能表和互感器，确定计量装臵的安装地点合理地进行安装。
（1）电能计量装臵的分类原则：
Ⅰ类电能计量装臵。月平均电量500万KWH及以上或变压器容量为10000KVA及以上的高压计费用户计量点的电能计量装臵。
Ⅱ类电能计量装臵。月平均电量100万KWH及以上或变压器容量为2000KVA及以上的高压计费用户的电能计量装臵。
Ⅲ类电能计量装臵。月平均电量10万KWH及以上或变压器容量为315KVA及以上的计费用户的电能计量装臵。
Ⅳ类电能计量装臵。负荷容量为315KVA以下的计费用户及供电企业内部经济技术指标分析、考核用的电能计量装臵。
Ⅴ类电能计量装臵。单相供电的电力用户计费用电能计量装臵。
（2）计量装臵的接线方式
1）接入中性点绝缘系统的电能计量装臵应采用三相三线有功、无功电能表；接入非中性点绝缘系统的电能计量装臵应采用三相四线电能表或3只单相电能表。
2）低压供电，负荷电流在50A以下时宜采用直入式电能表，负荷电流在50A以上时，宜采用经电流互感器接入式的接线方式。
3）接入中性点绝缘系统的三台电压互感器，35KV及以上宜接Y/Y方式接线。35KV以下的宜采用V/V方式接线。接入非中性点绝缘系统三台电压互感器，宜采用Y0/Y0方式接线。其一次侧接地方式和系统接地方式相一致。
4）对三相三线接线的电能计量装臵，其两台电流互感器的二次绕组与电能表之间宜采用四线连接；对三相四线制接线的电能计量装臵，其三台电流互感器的二次绕组与电能表之间宜采用六线连接。
（3）电能表、互感器准确度等级要求
电压互感器二次回路电压降：Ⅰ类计费用计量装臵，应不大于额定二次电压的0.2%；其它计量装臵，应不大于额定二次电压的0.5%。
（4）计量装臵安装地点的确定
1）电能计量装臵原则上应装在供电设施与受电设施的产权分界处。如产权分界处不适宜装表的，对专线供电的高压用户，可在供电变压器出口装表计量；对公用线路供电的高压用户，可在受电装臵的低压侧计量。
2）县级供电公司对用户不同的受电点和不同类别的用电分别安装计量装臵。
3）客户应保证计量装臵安装地点所有权属于自己或已与第三人协商一致。
以上内容对计量装臵的合理配臵和安装做了具体要求，但是,我发现在实际工作中计量装臵配臵和安装中还存着很多问题。首先，关于电能表的配臵问题，按照技术要求Ⅱ类计量装臵应该配臵的电能表是0.2S或0.5S,而我所了解到得县级供电公司以前安装的此类用户的电能表多是1.0级的，我公司范围内此类用户很少，在此暂且不做讨论。按要求Ⅲ类计量装臵应该配臵1.0级的有功表，而实际中使用有很多计量装臵在用三块2.0级的电能表替代三相四线表，虽然说用单相表代替三相四线表完全可以，但是我认为这样用2.0的电表，无意中就降低了等级，不符合计量装臵安装的技术要求，同时，在使用中降低了准确度，不能保证准确计量电量，对供电公司和客户的利益无法保证。另外，由于2.0级电表应该是做单相供电用表，其制造工艺和精度根本比不上1.0或0.5S级的有功表，所以
我建议在选择计量装臵的时候，严格按照要求进行选择和合理配臵，这样，既合理又避免以后出现计量不准的问题和客户发生纠纷。例如，几年前，我遇到一个高压计量客户，安装的电能表是DD862-4 2.0级的三块单相表，运行4年后进行检定，在功率因数1.0时，检定结果分别是：Imax=2.0%, Imax=1.8%, Imax=1.4%,该用户400KVA的变压器经常在320KW负载下运行，配臵高压计量的电流互感器变比是15/5，按计算400KVA变压器需要配臵25/5或30/5的电流互感器，配臵15/5的电流互感器，320KW负荷的时候电流互感器是大于额定电流1.23倍运行，容易造成误差。这种情况我认为，虽然电表没有超过误差正负2%，但是，配臵计量装臵配臵的电表不符合要求。因为表计配臵是电力方，安装也是电力方，用户并不熟悉规程，完全委托电力方了，所以，用户完全可以依此要求电力局退其超差电量。由此可见，计量装臵的配臵和安装一定要按符合规程要求，一定要层层把关，不出疏漏。
二、电能计量装置的运行维护
仍就上面问题谈计量装臵的运行维护，客户的电能表按计量装臵分类是Ⅲ类，按照计量装臵检定标准，其电能表至少每年现场校验一次，轮换周期是三年，可是，这个客户的计量表计，电力部门在其运行4年后，没有现场校验过，也未轮换送检过。由此可见，在县级供电企业营销管理和计量管理中存在着问题，一方面是管理不到位问题，另一方面是技术和设备落
后的问题。面对不断发展的经济，客户对电力需求不断增长，法律和维权意识也逐渐增强，电力企业对计量管理一定高度重视，它不仅仅关系电力企业的经济利益，更重要的是在电力事业蓬勃发展的今天，计量这杆秤一定要有定盘星。首先，要在计量人员的素质上下功夫，抓好业务技术学习培训，培养打造一支业务过硬，技术过硬的计量员工队伍；其次是做好周期检定计划和轮换与抽检计划，严格按照计划落实；再就是，做好计量装臵的现场巡视检查，通过检查可以及早发现存在的问题，及时发现，及时解决。科技的不断发展，先进的技术逐渐推广，预付费电能表和远程抄表的推广，计量装臵的运行管理面临着新的挑战，这就需要计量管理人员不断学习业务技能，苦练内功。
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