变电站补偿装置异常故障处理方法

变电站常见的补偿装置有并联电容器组、电抗器、接地变压器、消弧线圈及静止无功补偿器等。补偿装置在变电站中主要起着补偿系统的无功功率，维持系统电压的作用。消弧线圈和接地变压器可以补偿小电流接地系统接地电流。

教学目标

知识目标：

（1）熟悉变电站补偿装置运行的基本知识。

（2）熟悉补偿装置的常见异常现象。

（3）掌握补偿装置的常见异常的处理流程和处理步骤。

（4）熟悉电容器、电抗器事故跳闸的现象。

（5）掌握并联电容器跳闸和并联电抗器跳闸事故处理的原则。

（6）掌握电容器、电抗器事故跳闸原因。

（7）掌握处理电容器、电抗器跳闸事故的方法和步骤。

能力目标：

（1）能说出变电站补偿装置运行的基本要求，区别补偿装置的正常、异常运行状态。

（2）能正确写出补偿装置异常的处理步骤。

（3）能在仿真机上熟练进行补偿装置的异常处理。

（4）能根据故障现象查找故障。

（5）能在仿真机上熟练进行电容器故障的事故处理。

素质目标：

（1）能主动学习，在完成任务过程中发现问题、分析问题和解决问题。

（2）能严格遵守专业相关规程标准及规章制度，与小组成员协商、交流配合，按标准化作业流程完成学习任务。

任务分析

（1）在熟悉补偿装置的运行原理和运行要求的基础上，能正确掌握补偿装置常见异常的处理步骤并进行异常处理。

（2）在熟悉补偿装置的运行原理和运行要求的基础上，能正确掌握补偿装置常见故障的处理步骤并进行故障处理。

相关知识

一、并联电容器组常见异常现象及原因分析

（1）渗漏油。

电容器在运行中如外壳或下部有油渍则可能是发生了渗漏油，渗漏油会使电容器中的浸渍剂减少，内部元件易受潮，从而导致局部击穿。

造成电容器渗漏油的原因有：搬运、安装、检修时造成法兰或焊接处损伤，使法兰焊接出现裂缝；接线时拧螺钉过紧、瓷套焊接出现损伤；产品制造缺陷；温度急剧变化，由于热胀冷缩使外壳开裂；在长期运行中漆层脱落，外壳严重锈蚀；设计不合理，如使用硬排连接，由于热胀冷缩，极易拉断电容器套管。

（2）外壳膨胀变形。

运行中电容器的外壳可能发生鼓肚等变形现象。

外壳膨胀变形的原因有：介质内产生局部放电，使介质分接而析出气体；部分元件击穿或极对外壳击穿，使介质析出气体；运行电压过高或拉开断路器时重燃引起的操作过电压作用；运行温度过高，内部介质膨胀过大。

（3）单台电容器熔丝熔断。

单台电容器熔丝熔断的现象可通过巡视发现，有时也会反映为电容器组三相电流不平衡。

单台电容器熔丝熔断的原因有：过电流；电容器内部短路；外壳绝缘故障。

（4）温升过高，接头过热或熔化。

通过红外测温、试温蜡片或雨雪天观察能够发现电容器或接头温度过高的现象。

造成电容器组温度过高的原因有：电容器组冷却条件变差，如室内布置的电容器通风不良，环境温度过高，电容器布置过密等；系统中的高次谐波电流影响；频繁切合电容器，使电容器反复承受过电压的作用；电容器内部元件故障，介质老化、介质损耗增大；电容器组过电压或过电流运行。

（5）声音异常。

电容器发出异常音响的原因有：内部故障击穿放电；外绝缘放电闪络；固定螺钉或支架等松动。

（6）过电流运行。

运行中的电容器可能会发生过电流运行的现象。造成电容器过电流的原因有：过电压；高次谐波影响；运行中的电容器容量发生变化，容量增大。

（7）过电压运行。

电容器组运行电压过高的主要原因有：电网电压过高；电容器未根据无功负荷的变化及时退出，造成补偿容量过大；系统中发生谐振过电压。

（8）套管破裂或放电，瓷绝缘子表面闪络。

电容器套管表面脏污或环境污染，再遇上恶劣天气（如雨、雪）和遇有过电压时，可能产生表面闪络放电，引起电容器损坏或跳闸。电容器套管破裂会使套管绝缘性能降低，在雨雪天气，裂缝处进水会造成闪络接地，冬天融雪水进入套管裂缝处结冰会造成套管破裂。

（9）三相电流不平衡。

电容器在运行中容量发生变化或者分布布置电容器组某一相有单只电容器熔丝熔断造成三相容量不平衡，会引起电容器三相电流不平衡。

二、电抗器常见异常现象及原因分析

变电站中的电抗器分为串联电抗器和并联电抗器两种。串联在电容器组内的电抗器，用以减小电容器组涌流倍数及抑制谐波电压。并联电抗器接在主变压器低压侧，用于补偿输电线路的容性无功功率，维持系统电压稳定。下面介绍电抗器常见的异常现象及产生原因。

（1）声音异常。电抗器正常运行时，发出均匀的“嗡嗡”声，如果声音比平时增大或有其他声音都属于声音异常。

①响声均匀，但比平时增大，可能是电网电压较高，发生单相过电压或产生谐振过电压等，可综合电压表计的指示进行综合判断。

②有杂音，可能是零部件松动或内部原因造成的。

③有放电声，外部放电声多半是污秽严重或接头接触不良造成的；内部放电声多半是不接地部件静电放电、线圈匝间放电等。

④对于干式空心电抗器，在运行中或拉开后经常会听到“咔咔”声，这是电抗器由于热胀冷缩而发出的正常声音，如有其他异音，可能是紧固件、螺钉等松动或是内部放电造成的。

（2）温度异常。温度异常一般表现为油浸式电抗器温度计指示偏高或已经发出超温报警，干式电抗器接头及包封表面过热、冒烟。电抗器过热的主要原因有：

①过电压运行。

②温升的设计裕度取得过小，使设计值与国际规定的温升限值很接近。

③制造的原因，如绕制绕组时，线轴的配重不够、绕制速度过快和停机均可造成绕制松紧度不好和绕组电阻的变化。

④附件有铁磁性材料形成铁磁环路，造成电抗器漏磁损耗过大。

⑤接线端子与绕制焊接处的焊接电阻由于焊接质量的问题产生附加电阻，该焊接电阻产生附加损耗使接线端子处温升过高；另外，在焊接时由于接头设计不当、焊缝深宽比太大，焊道太小，热脆性等原因产生的焊缝金属裂纹都将降低焊接质量，增大焊接电阻，也会造成焊接处温度升高。

（3）套管闪络放电。套管闪络放电会导致发热老化，绝缘下降引发爆炸。常见原因如下：

①表面粉尘污秽过多，阴雨雾天气因电场不均匀发生放电。

②系统出现过电压，套管内存在隐患而放电闪络击穿。

③高压套管制造质量不良，末屏出线焊接不良或小绝缘子芯轴与接地螺套不同心，接触不良以及末屏不接地，导致电位提高而逐步损坏形成放电闪络。

（4）引线断股或散股。

（5）油浸式电抗器常见异常及原因分析。

①油位异常。现象和原因如下：

a.油位过低。主要原因是电抗器严重渗漏油、气温过低、油枕储量不足、气囊漏气等。

b.油位过高。当环境温度很高，高压电抗器油枕储油较多时，可能出现油位高信号。

②油浸式高压电抗器渗漏油。常见部位和原因如下：

a.阀门系统。蝶阀胶垫材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏。

b.胶垫、接线螺纹、高压套管基座、TA 出线接线螺钉胶垫密封不良，无弹性，小绝缘子破裂渗漏。

c.胶垫因材质不良龟裂失去弹性，不密封而渗漏。

d.高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱法兰等焊接处因材质薄，加工粗糙形成渗漏等。

③呼吸器硅胶变色过快。可能是由于硅胶罐有裂纹破损，呼吸管道密封不严，油封罩内无油或油位太低，胶垫龟裂不合格，螺钉松动或安装不良等使湿空气未经油过滤而直接进入硅胶罐中。

（6）干式电抗器常见异常现象及原因分析。

①干式电抗器包封表面有爬电痕迹、裂纹或沿面放电。电抗器在户外的大气条件下运行一段时间后，其表面会有污物沉积，同时表面喷涂的绝缘材料也会出现粉化现象，形成污层。在大雾或雨天，表面污层会受潮，导致表面泄漏电流增大，产生热量。这使得表面电场集中区域的水分蒸发过快，造成表面部分区域出现干区，引起局部表面电阻改变。电流在该中断处形成很小的局部电弧。随着时间的增长，电弧将发展合并，在表面形成树枝状放电痕迹，引起沿面树枝状放电，绝大多数树枝状放电产生于电抗器端部表面与星状板相接触的区域。而匝间短路是树枝状放电的进一步发展，即短路线匝中电流剧增，温度升高到使线匝绝缘损坏，高温下导线融化。

②支持绝缘子有倾斜变形或位移、绝缘子裂纹。电抗器安装时支持绝缘子受力不均匀、基础沉陷或地震等都会造成支持绝缘子倾斜变形或绝缘子破裂。变电站中常见的是由于电抗器基础沉陷造成支持绝缘子倾斜变形或破裂。另外，绝缘子受到冰雹或大风刮起的杂物碰撞也会造成破裂，出现裂纹。

③接地体、围网、围栏等异常发热。在电抗器轴向位置有接地网，径向位置有设备、遮栏、构架等，都可能因金属体构成闭环造成较严重的漏磁问题，对周围环境造成严重影响。若有闭环回路，如地网、构架、金属遮栏等，其漏磁感应环路达数百安培，这不仅增大损耗，更因其建立的反向磁场同电抗器的部分绕组耦合而产生严重问题，如是径向位置有闭环，将使电抗器绕组过热或局部过热，相当于电抗器二次侧短路；如是轴向位置存在闭环，将使电抗器电流增大和电位分布改变，故漏磁问题不能简单地认为只是发热或增加损耗。

④有撑条松动或脱落情况。造成这种现象的原因主要有安装质量不良或长期运行振动导致紧固螺钉松动等。

⑤绝缘支柱绝缘子或包封不清洁，金属部分有锈蚀现象。

⑥干式电抗器内有鸟窝或异物，影响通风散热。

三、接地变压器和消弧线圈的常见异常现象及原因分析

接地变压器和消弧线圈出现故障与系统中的故障及异常运行情况有很密切的关系。接地变压器和消弧线圈一般只有在系统有接地、断线及三相电流严重不对称时，才有较大的电流通过，内部故障的现象才会显现出来。

（1）渗漏油。接地变压器和消弧线圈发生渗漏油时能在其外壳或下部看到油渍或油滴，渗漏油会造成油面降低，使绝缘暴露在空气中，使绝缘材料老化加剧，绝缘性能降低。渗漏油还会使绝缘油中进入空气，造成绝缘油劣化。渗漏油的原因有：

①外壳密封不良。

②油标管与外壳间有缝隙。

③放油或加油后阀门关闭不严密。

④油位过高，温度升高时有油从上部溢出。

（2）内部有放电声。巡视时如听到接地变压器和消弧线圈内部有“噼啪”声或“吱吱”声，则可能是内部发生了放电现象，内部放电会造成绝缘过热烧损，甚至击穿造成事故。引起内部放电的原因有：

①绕组绝缘损坏，对外壳或铁芯放电。

②铁芯接地不良，在感应电压作用下对外壳放电。

（3）套管污秽严重、破裂、放电或接地。

①接地变压器和消弧线圈安装地点空气污染较重、长期得不到清扫等会造成套管污秽严重。在雨、雪、大雾等潮湿天气，套管上的污秽与水结合形成导电带，造成套管放电或接地。

②套管安装质量不良，受力不均匀或者受到恶劣天气（如冰雹等）影响会使套管破损，产生裂纹，套管破裂后潮气侵入套管内部使套管绝缘性能下降，严重时也会造成套管放电或接地。

（4）本体温度（或温升）超过极限值、冒烟甚至着火。接地变压器和消弧线圈内部放电、分接开关接触不良、主变压器中性点电压位移过大或者长时间通过接地电流时都会产生温升过高现象，严重时会造成接地变压器和消弧线圈内部绝缘材料烧坏、冒烟甚至着火。

（5）分接开关接触不良。消弧线圈分接位置调整不到位、分接头接触部分生锈或有油膜会造成分接开关接触不良。分接开关接触不良会造成在通过接地补偿电流时发生过热现象，严重时会使设备烧损。

（6）接地变压器和消弧线圈外壳鼓包或开裂。接地变压器和消弧线圈外壳膨胀、开裂缺陷会伴随发生渗漏油现象。外壳膨胀或开裂的原因有：

①内部过热使绝缘油膨胀或汽化，外壳承受过高的压力造成膨胀或开裂。

②地震等外力破坏使外壳承受过高的应力作用发生开裂。

③外壳焊接质量不良造成开裂。

（7）中性点位移电压大于15%相电压。系统中性点位移电压过大的原因有：

①系统中有接地故障。

②系统负荷严重不平衡。

③系统电源非全相运行。

④谐振过电压。

（8）一次导流部分发热变色。由于导流部分接触不良，引起过热。

（9）设备的试验、油化验等主要指标超过相关规定。

四、电容器组异常处理

1.电容器组立即停运的情况

遇有下列异常情况之一时电容器应立即退出运行：

（1）电容器发生爆炸。

（2）触头严重发热或电容器外壳试温蜡片熔化。

（3）电容器外壳温度超过55℃或室温超过40℃，采取降温措施无效时。

（4）电容器套管发生破裂并伴有闪络放电。

（5）电容器严重喷油或起火。

（6）电容器外壳明显膨胀或有油质流出。

（7）三相电流不平衡超过5%以上。(www.xing528.com)

（8）由于内部放电或外部放电造成声音异常。

（9）密集型并联电容器压力释放阀动作。

2.电容器组应加强监视的情况

电容器组有以下异常现象时应查找原因，采取措施尽快停电处理。

（1）电容器组渗油时，如渗油不严重，可不申请停电处理，只需要按照缺陷管理制度上报缺陷，但必须随时监视；若渗油严重，必须申请停电进行处理。

（2）电容器温度过高，必须严密监视和控制环境温度，如室温过高，应改善通风条件或采取冷却措施控制温度在允许范围内，如控制不住则应停电处理。在高温、长时间运行的情况下，应定时对电容器进行温度检测。如系电容器本身的问题或触点温度过高则应停电处理。

（3）由于外部固定螺钉或支架松动等外部原因造成声音异常。

（4）电容器单台熔断器熔断后的处理：

①严格控制运行电压。

②将电容器组停电并充分放电后更换熔断器，投入后继续熔断，应退出该组电容器。

③由检修人员测量绝缘，报缺陷，对于双极对地绝缘电阻不合格或交流耐压不合格的应及时更换。

④因熔断器熔断引起相间电流不平衡接近2.5%时，应更换故障电容器或拆除其他相电容器进行调整。

（5）发现电容器三相电流不平衡度超过5%时，应立即检查系统电压是否平衡、单台电容器熔丝是否熔断，查出原因后报调度或检修单位处理。如无上述现象，可能是电容器组容量发生变化，应尽快将该组退出运行，报检修单位处理。

（6）母线电压超过电容器额定电压后，过电压倍数及运行持续时间按表2－8－1规定执行。

表2－8－1　电力电容器过电压倍数及运行持续时间表

（7）电容器运行电流超过额定电流，但不到1.3 倍时。

五、高压电抗器异常处理

1.干式电抗器异常处理

（1）干式电抗器有以下异常应立即停电处理：

①接头及包封表面异常过热、冒烟。

②干式电抗器出现严密放电。

③绝缘子有明显裂纹或倾斜变形。

④并联电抗器包封表面有严重开裂现象。

（2）电抗器有以下异常时应加强监视并尽快退出运行：

①设备有过热点，接地体发热，围栏、围网等异常发热。若发现电抗器有局部发热现象，则应减少该电抗器的负荷，并加强通风。必要时刻采用临时措施，采用轴流风扇冷却（户内设备），待有机会停电时，再进行处理。

②包封表面存在爬电痕迹且有裂纹现象。

③支持绝缘子有倾斜变形（或位移），暂不影响继续运行。

④有撑条松动或脱落情况。

（3）电抗器有以下异常时应报缺陷按检修计划处理：

①包封表面不明显变色或轻微振动。

②绝缘支柱绝缘子或包封不清洁，金属部分有锈蚀现象。

③干式电抗器内有鸟窝或异物，影响通风散热。

④引线散股。

2.油浸式高压电抗器异常处理

（1）温度异常。检查油位、油色有无异常，并结合无功负荷、电压高低、环境温度分析对照，初步判明高压电抗器内部有无问题。将检查分析结果汇报调度和工区，听候处理。

（2）声响异常。

①高压电抗器响声均匀，但比平时增大，应加强监视。

②高压电抗器有杂音，首先检查有无零部件松动，查看电流表、电压表指示是否正常。以上检查未见异常时，有可能是内部原因造成的，应报告调度和工区。

③高压电抗器有放电声。应仔细检查，判明放电声是来自表面还是由内部发出，外表放电声多半是污秽严重或接头接触不良造成的，应停电处理；内部放电声多半是不接地部件静电放电、线圈匝间放电等产生的。这时应严密监视，及时上报调度和工区。

（3）油位异常。

①油位偏低或偏高时，应加强监视，报缺陷处理。

②由于渗漏油造成油位过低，应汇报调度申请停电处理。

（4）渗漏油。

①轻微漏油或渗油属于一般缺陷，可加强监视，报调度和工区，安排计划处理。

②严重漏油时应申请停电处理，在停电前加强监视，做好事故预想和应急处理准备。

（5）呼吸器硅胶变色过快，应查找变色过快的原因，报缺陷处理。

六、接地变压器和消弧线圈异常处理

消弧线圈动作或发生异常现象时，应记录好动作时间、中性点位移电压、电流及三相对地电压，并及时向调度汇报。

1.接地变压器和消弧线圈立即停运的情况

接地变压器和消弧线圈有以下异常时应立即退出运行：

（1）设备漏油，从油位指示器中看不到油位。

（2）设备内部有放电声响。

（3）一次导流部分接触不良，引起发热变色。

（4）设备严重放电或瓷质部分有明显裂纹。

（5）绝缘污秽严重，存在污闪可能。

（6）阻尼电阻发热、烧毁或接地变压器温度异常升高。

（7）设备的试验、油化验等主要指标超过相关规定，由试验人员判断不能继续运行。

（8）消弧线圈本体或接地变压器外壳鼓包或开裂。

2.接地变压器和消弧线圈应加强监视的情况

接地变压器和消弧线圈有以下异常时，应查找原因、采取措施并尽快退出运行：

（1）设备渗漏油，还能够看到油位。

（2）红外测量设备内部异常发热。

（3）工作、保护接地失效。

（4）瓷质部分有掉瓷现象，不影响继续运行。

（5）绝缘油中有微量水分，游离碳呈淡黑色。

（6）二次回路绝缘下降，但不超过30%。

（7）中性点位移电压大于15%相电压。

（8）设备不清洁，有锈蚀现象。

3.隔离故障设备的方法

将故障接地变压器和消弧线圈退出运行的方法如下：

（1）在系统存在接地故障的情况下，不得停用消弧线圈，且应严格对其上层油温加强监视，其值最高不得超过95℃，并迅速查找和处理单相接地故障，应注意允许带单相接地故障运行时间不得超过2 h，否则应将故障线路断开，停用消弧线圈。

（2）若接地故障已查明，将接地故障切除以后，检查接地信号已消失，中性点位移电压很小时，方可用隔离开关将消弧线圈拉开。

（3）若接地故障点未查明，或中性点位移电压超过相电压的15%时，接地信号未消失，不准用隔离开关拉开消弧线圈，可做如下处理：

①投入备用变压器或备用电源。

②将接有消弧线圈的变压器各侧断路器断开。

③拉开消弧线圈的隔离开关，隔离故障。

④恢复原运行方式。

七、并联电容器跳闸处理

（一）并联电容器跳闸的现象

（1）事故警报、警铃鸣响，监控后台机主接线图电容器断路器标志显示绿闪。

（2）故障电容器电流、功率指示均为零。

（3）监控后台机出现告警窗口，显示故障电容器某种保护动作信息。故障电容器保护屏显示保护动作信息（信号灯亮）。

（4）电容器设备短路故障，可伴随声光现象。充油电容器内部故障时可有冒烟、鼓肚、喷油现象。

（5）电容器跳闸同时伴有系统或本站其他设备故障，则往往是由母线电压波动引起的电容器跳闸，应根据现象区别处理。

（二）并联电容器跳闸的原因

（1）母线电压过高或过低，引起电容器保护动作跳闸。

（2）电容器内部因过热而鼓肚，导致喷油着火而引起相间短路；电容器运行电压过高或绝缘下降引起绝缘击穿，导致相间短路。

（3）电容器母线相间短路。

（4）电容器与断路器连接电缆绝缘击穿导致相间短路。

（5）电容器保护误动作。

（三）并联电容器跳闸后的处理步骤

（1）记录时间，查看表计、告警信息（光字牌）、跳闸断路器清闪（复归控制开关），检查保护动作情况，记录后复归信号，提取故障录波报告。根据保护动作情况分析判断事故性质。

（2）检查电容器组及其电抗器、电流互感器、电力电缆有无爆炸、鼓肚、喷油现象，接头是否过热或熔化，套管有无放电痕迹，电容器的熔断器有无熔断。如果发现设备着火，应确认电容器断路器断开后，拉开电容器隔离开关，电容器装设地线（合接地隔离开关）后灭火。

（3）将事故现象和检查情况报告调度，并执行调度事故处理指令。

（4）如果是过电压或低电压保护动作跳闸，且检查设备没有异常，待系统稳定并经过5 min 放电后，根据无功负荷缺口和母线电压降低情况再投入电容器运行。

（5）如果电容器速断保护、过电流保护、零序保护或不平衡保护动作跳闸，或者密集型并联电容器压力释放阀动作，或者电容器组、电流互感器、电力电缆有爆炸、鼓肚、喷油，接头过热或熔化，套管有放电痕迹，电容器的熔断器有熔断现象时，应将电容器停用并上报。

（6）不平衡保护动作跳闸，运行人员应检查电容器的熔断器有无熔断。如有熔断，要将电容器停电、布置安全措施，并用短路线将故障电容器的两极短接后，对熔断器熔断的电容器进行外观检查和绝缘摇测。若外观检查和绝缘测量正常，则对电容器进行人工放电后更换同规格的熔断器。若绝缘电阻低于规定或外观检查有鼓肚、渗漏油等异常，应将其退出运行。同时要将星形接线的其他两相各拆除一只电容器的熔断器，以保持电容器组的运行平衡。

（7）故障电容器经试验、检修正常后方可投入系统运行。如果故障点不在电容器内，可不对电容器进行试验。排除故障后可恢复电容器送电。

八、并联电抗器跳闸处理

（一）并联电抗器跳闸的现象

（1）事故报警、警铃鸣响，监控后台机主接线图电抗器断路器标志显示绿闪。

（2）故障电抗器电流、功率指示均为零。

（3）监控后台机出现告警窗口，显示故障电抗器某种保护动作信息。故障电抗器保护屏显示保护动作信息（信号灯亮）。

（4）电抗器外部设备短路故障伴随声光现象。充油电抗器内部故障可有冒烟、喷油现象。

（二）引起并联电抗器跳闸的原因

（1）电抗器外部引线等设备发生短路引起断路器跳闸。

（2）电抗器绕组相间短路。如层间短路、匝间短路、接地短路、铁芯烧损以及内部放电等引起断路器跳闸。

（3）电抗器保护误动。

（三）并联电抗器跳闸后的处理步骤

（1）记录时间，查看表计、告警信息（光字牌）、跳闸断路器清闪（复归控制开关），检查保护动作情况，记录后复归信号，提取故障录波报告。根据保护动作情况分析判断事故性质。

（2）检查电抗器外壳有无异常现象，套管有无闪络、放电或爆炸；跳闸断路器有无异常现象，若为油断路器，则检查油断路器的油色、油位是否正常，有无喷油现象；电流互感器、电力电缆有无爆炸、鼓肚、喷油现象，接头是否过热或熔化。油浸式电抗器油温、油位有无异常现象，气体继电器和压力释放阀（防爆筒）有无动作。如果发现设备着火，在确认电抗器断路器断开并拉开相应隔离开关后再进行灭火。

（3）将事故现象和检查情况报告调度，请示将电抗器转检修。

（4）报告上级部门，安排检查、检修设备。

任务实施

（1）根据补偿装置异常处理基本原则、调度和现场运行规程，运行值班人员对补偿装置异常进行原因分析及处理。

（2）根据补偿装置故障处理基本原则、调度和现场运行规程，运行值班人员对补偿装置故障进行原因分析及处理。