分析变电一次设备故障预测及检修方法 陈炳海
分析变电一次设备故障预测及检修方法陈炳海
发表时间：2019-07-09T13:38:17.273Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：陈炳海[导读] 摘要：科学技术的发展，使得人们对电力系统运行使用的安全稳定性需求越来越大。
（兴化市供电公司江苏兴化 225700）
摘要：科学技术的发展，使得人们对电力系统运行使用的安全稳定性需求越来越大。然而，其中与变电设备仪器相应的故障预测与检测方法，却没有跟上快速发展进程。这种情况下，就给变电一次设备使用的可靠性带来了一系列的不稳定性影响。基于此，相关人员应加大变电一次设备故障预测及检测方法的研究力度，从而满足经济发展对电力系统运行可靠性的需求。
关键词：变电一次；故障预测；检修方法
一、变电站一次设备状态检修的意义
变电站内部的电能传输以及分配的高压电气装置主要包含：变压器、断路器、隔离开关、自动开关、接触器、输电线路、电力电缆与电抗器等等。以上部件所构成的电路，通常由一个单一的设备组成，其与彼此相连，形成一个传输、分配的电路，称为主电路或二次连接系统。其中设备主要指一种用于监测、控制、调节、保护、以及为操作、维护人员提供操作条件或生产所需的指令信号的低压电气设备，例如保险丝、控制开关、继电器以及控制电缆等。以上低压电气设备所构成的电路一般是由两个设备相互连接的，能够互相监视、控制以及调节、保护电路，其即为双回路或双连接系统。
二、变电站一次设备状态检修技术的优势
2.1针对性的检修
对各种故障模型的方法是基于故障分析和状态监测的手段，以提高设备可靠性的设备管理目标是可能影响系统可靠性评估的基础上决定维护计划的三维维修策略的组成部分。它需要建立一个设备故障模型，然后控制维护过程和活动基础上的外部磁场系统的预期或观察到的性能。如果对预期或实际系统或组件的故障进行分析，可跟踪系统故障的发展趋势，来描述系统的性能，以确定规划和维护的有效性。这里有一点我在计划检修的经验，制定设备检修计划。防止盲目增加维修的时间，应该进行更换的零件是可不更换，但需更换零件的工作必须完成；有效地突出了关键设备，往往容易出现设备故障，维护复杂设备，有针对性地加强了维护人员的技能；重点分析了降低生产效率的原因，使设备的生产效率降低，防止设备在有效生命周期的单位时间内完成生产任务越来越少；评估设备的可靠性，为采购新设备提供信息。
2.2预测性的检修
当人们进行静态维护时，就需要全面地对设备进行检修。当使用静态方法时，可能会带来新的设备状况的变化。例如，一个设备的站点本来没有故障，在维修的设备不断变化，导致产生一个新的故障。如果使用状态检修方法，需要对工作人员进行维修的对象进行评估，如果站点没有达到检修周期，则不需要额外的维护。
三、变电一次设备故障预测与检修方法
3.1常用方法
对变电一次设备进行故障预测与检修，主要目标对象为变压器、断路器以及避雷器等，利用专业检测设备与诊断系统，结合设备运行状态，确定可能存在的故障类型，然后采取措施进行优化处理。例如利用局部放电、铁心接地电流、色谱、套管介质损耗等方法进行故障预测；断路器则可以利用对SF6气体的监测与分析，以及测量导电回路温度变化等进行故障预测；避雷器则可以选择通过介质损耗、电容值以及泄露电流等信息的分析来进行故障预测。
3.2日常检测
为提高变电一次设备运行综合效率，减少各类故障发生次数，需要在日常作业中做好管理工作，定期对所有设备进行状态检测，检查确定其是否存在异常。例如通过带电测量、在线监测以及红外诊断等方法确定是否存在故障，尤其是红外诊断技术的应用，能够有效确定设备接触不良、磁性故障以及绝缘老化等问题。另外，还应对变压器、断路器等变电一次设备安装压力表、密度继电器以及油温表等装置，实现对设备故障的预测。
3.3红外诊断
作为非接触性诊断技术，在实际应用中具有检测效率与安全性高的特点，能够有效检测出0.01℃的温差，以及单位毫米目标温度场的分布特征。同时对技术人员操作技能要求不高，日常应用十分方便，现在已经被广泛的应用到电力系统变电一次设备故障预测中，对提高设备运行可靠性具有重要意义。红外诊断技术应用的原理，即设备正常运行状态下，其发热规律与表面温度场分布以及温升状况稳定，这样如果设备出现故障问题，针对设备结构特征与传热途径，对其运行热像与温升特点进行分析，对比正常运行状态下检测效果，便可以直接确定故障发生位置与类型。
四、变电一次设备故障预测检修要点
4.1变压器方面
变压器是变电一次设备的核心元件，在变电一次设备的故障预测和检修中是重点所在。它所出现的故障主要包括有内部故障和外部故障两个部分。其中内部主要是变压器绕组、引出线接地等故障，而后者主要是引出线相间故障、绝缘套管接地短路等变压器油箱外绝缘套管和引出线位置故障圈。经过大量的检修实践，可以总结出常见的几种方法：一是根据以前工作经验，准确判断出设备的运行状况，是否存在有过热、震动以及异味等问题；二是通过绝缘电阻、交流耐压以及介质损耗等试验来检测变压器运行状况；三是对油气中溶解性气体色谱进行分析来掌握变压器内部故障；四是对变压器的油含水量进行监测，判断其绝缘性能；五是对变压器的绕组状态进行观察，是否存在有变形、扭曲以及鼓包现象。
4.2断路器故障预测与检修
为确保断路器稳定正常运行，可以采取以下故障预测检修方法：①规律检查分合闸电磁铁/接触器端子电压，按照最低值是否在规定范围内来判断其操作系统故障②定期测试分合闸和三相不同期状况，避免因操作机构摩擦、控制回路、三相尺寸不当导致三相不同期③检查触头完好性和自身完好性，测量主回路电阻④利用分合闸耐压试验检查灭弧室真空度⑤定期检查SF6气体含水量和密度，判断SF6断路器是否正常⑥利用局部放电监测检查高压开关柜相应部位接触、导电和绝缘状况等。
最新[电力故障分析报告]变电设备故障分析报告模板.doc
【个人简历范文】 ***（地点）***kV变电站**月**日 *********故障分析报告 单位名称第一文库网审核年月日 一、事故（故障）前运行方式及负荷情况 运行方式 ************ 负荷情况 ************ 二、事故（故障）现象 填写事故发生前后的信号显示、保护装置动作情况、设备动作情况、故障设备外观现象（附各角度照片）、集控站监控机显示信息、变电站后台机采集信息内容。 三、事故处置经过 对事故开始到故障设备隔离改为检修状态的全过程内容进行描述，时间要求精确到分。 四、事故停电范围及损失情况 对事故造成的停电范围、电量损失及设备损坏情况进行说明。 五、事故后的相关检查和试验 保护检查情况 ************ 设备电气试验情况 ************ 六、事故原因分析 根据站内故障录波图图及相关报文信息分析，简要描述
故障现象经过，具体按照以下格式要求叙述 ****保护动作情况分析 根据保护类型及动作行为情况分别描述，可按照 ...分项说明。 设备损坏原因分析 描述设备厂家、型号、投运日期以及设备运行期间的运行维护、检修试验情况，并根据事故过程现象分析设备损坏的原因。存在其它设备间接损坏的也按照如上要求进行说明。 七、事故暴露出的问题 根据事故涉及到的设备质量、安装工艺、检修维护、运行巡视、反措落实、管理要求落实等方面进行说明。 八、防范及整改措施 为防止事故重复发生所拟采取的整改措施，要求整改措施落实到人，明确整改完成时间及督查落实人，整改措施要结合暴露出的问题，并举一反三，防止类似事故在次发生。 附件: 故障录波及继电保护动作分析、故障录波图、保护动作报文、最近两个周期的设备电气试验报告（充油设备还应提供相关油化试验报告）、损坏设备技术规范书、事故设备照片。
设备故障统计分析报告
2013年7月份设备故障统计分析报告 一、故障概况 本月设备整体运行情况良好，根据DCC故障记录本月故障总数7件，其中机械故障3件，电气故障4件，设备完好率=（设备总台数*月工作天数-∑故障台数*故障天数）/（设备总台数*月工作天数）=99.73%，较上月98.81%有小幅提升。故障主要集中在7类试验设备、9类其他设备。 二、故障统计 表1 各类设备故障统计 三、故障分析 （一）故障趋势图
试验设备故障数一直处于高位运行状态，原因有三：一、部分试验设备使用频率较高，使用年限已久，到了故障高发期，主要表现为踏面制动单元试验台、制动器试验台等。二、前期试验台工作环境普遍不好，导致试验台性能不稳定；近期因试验间改造，频繁搬动试验台也是其故障高发的原因之一。三、国产试验设备普遍存在柜内原件布局及导线敷设不合理、定制件多且质量差，软硬件故障均较高。 针对原因一，设备室正逐步建立预防修性维修模式，加强对重点设备和高故障率设备的修程建立；原因二会随着试验间的改造完成，得到彻底解决；对于原因三，从6月下旬起,设备室对国产试验台进行了电气改造，目前已完成了电磁阀试验台改造工作，正在进行受电弓试验台和司控器试验台，后续将陆续开展高速断路器、电器综合试验台等6台设备改造工作。 （二）各类设备故障比例 图二2013年7月各类设备故障比例 进入13年以来，B、C类设备故障数明显增加，故障已由重点设备向边缘设备蔓延。设备室的工作重点将向“完善A类设备管理，强化B、C类设备修程建立”上发展。（三）七月份设备故障分析 1.烘干机 本月烘干机共报2次故障，均因加热管老化绝缘不良造成空开过流跳闸，目前已将该故障加热管隔离，后期换新。 2、空气弹簧试验台
故障分析报告
关于柳州海事局远程视频监控系统的故障分析报告――2011年10月至2012年5月 一、故障基本信息 二、故障现象及处理过程 1、第一次故障 υ故障现象：2011年11月13日接到柳州海事的报障，无法 连接服务器，客户端无法ping通服务器IP。 υ处理过程：接到报障通知后，我公司立即组织人员进行处 理，局域网内可与前端设备通信，问题初步定为平台服务器 故障。次日测试人员到达现场；经过测试，发现平台服务器 操作系统崩溃；与设备厂商联系，于16日将平台系统及所有 前端系统进行重新布署，故障解决。 υ故障分析：经过系统测试工程对系统日志进行分析，于11 月12日晚，因多个IP地址向平台服务器发起的恶意重复登录 请求导致平台服务器处理超载，并造成操作系统文件损坏。 2、第二次故障 υ故障现象：2011年12月06日接到柳州海事的报障，三江 支线画面无法显示。 υ处理过程：当日经测试维护人员检查，由于三江支线的传
输线路中断所至，为此马上与传输机房进行故障确认，并告知协助处理，于次日中午故障解决。 υ故障总结：由于三江网络传输点断电，导致传输线路不断，经协调后解决。 3、第三次故障 υ故障现象：2012年3月26日接到柳州海事的报障，无法连接服务器，客户端无法ping通服务器IP。 υ处理过程：接到报障通知后，我公司立即组织人员进行处理，局域网内可与前端设备通信及平台服务器进行通信。故障定为网络传输质量问题。当时与传输机房联系协助排查故障；经过测试排查，发现由于网络传输出现波动或延时现象较为严重导致系统自动判定为网络中断，不断的向前端设备发送重启命令导致；通过机房对线路进行优化配置后重启系统后恢复。 υ故障总结：由于网络传输出现波动或延时现象较为严重导致系统自动判定为网络中断，不断的向前端设备发送重启命令导致。 4、第四次故障 υ故障现象：2012年4月13日接到柳州海事的报障，红花电站支线画面无法显示。。 υ处理过程：接到报障通知后，我公司立即组织人员前往红花现场排查问题。次日完成故障排除，系统恢复正常。
设备事故分析报告书格式
一、标题：事故（故障）分析报告 二、事故（故障）时间、地点、经过描述 时间写明年月日及钟点； 地点写明发生事故（故障）的车间、设备安装地点、岗位编号及设备名称、型号、规格； 经过写明当班操作人员姓名，交接及交接班本记录情况，班中设备点检及点检卡记录情况，操作人员设备操作情况，发现设备事故（故障）经过，事故（故障）处理步骤，事故（故障）汇报及抢修情况。 三、事故（故障）损失计算 1、直接经济损失：事故（故障）造成设备零部件损坏及修复费用总计。 2、间接经济损失：事故（故障）造成生产线停产的减产损失。 四、事故（故障）原因分析 1、当班操作人员是否按设备操作规程、安全规程进行操作；是否按点检卡要求进行设备点检；是否按设备维护保养规程进行设备维护保养；是否按润滑制度要求进行设备润滑检查加油。 2、维修人员是否按设备检修规程进行设备维修。
3、各级管理人员是否完善落实了各项设备管理制度，布置的工作是否进行了检查落实。 4、事故（故障）原因分类： （1）使用操作不当； （2）维护不周； （3）设备失修； （4）安装、检修质量不佳； （5）材料、备品配件质量不良； （6）设计制造不合理； （7）自然灾害； （8）人为破坏性事故； （9）其它原因。 五、事故（故障）定性分析 1、是否是责任事故（故障）。 2、重大事故或一般事故（故障）。 六、事故（故障）责任人的处理意见 按设备事故（故障）管理规定对事故（故障）相关责任人进行行政处分及经济处罚。 七、防范措施 1、提出防止类似事故（故障）发生的技术改进措施。 2、提出防止类似事故（故障）发生采取的管理措施。
附：参与事故（故障）分析人员一览表
变电站事故分析及处理
1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。 4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，
随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。
故障的统计分析与典型的故障率分布曲线
题目：故障的统计分析与典型的故障率分布曲线 学号：5 姓名：王逢雨 [摘要] 机械故障诊断是一门起源于 20 世纪 60 年代的新兴学科，其突出特点是理论研究与工程实际应用紧密结合。该学科经过半个世纪的发展逐渐成熟，在信号获取与传感技术、故障机理与征兆联系、信号处理与诊断方法、智能决策与诊断系统等方面形成较完善的理论体系，涌现了如全息谱诊断、小波有限元裂纹动态定量诊断等原创性理论成果，在机械、冶金、石化、能源和航空等行业取得了大量卓有成效的工程应用。统计分析工作是机械故障诊断中的核心环节，统计分析工作的质量和水平将会对机械设备的检修工作产生重要影响，关系到机械设备的安全与可靠运行。本文在对机械故障的特性等问题进行阐述的基础上，重点就机械故障统计分析工作中数据的收集和统计分析的方法进行重点探讨，希望对提高机械故障的管理水平能够有所帮助。 [关键词] 机械故障；统计分析；数据收集；方法 一、统计分析工作中机械故障的特性 二、机械设备在使用过程中，由于会受荷载应力等环境因素的影响，随着机械设备部件之间磨损的不断增加，结构参数与随之变化，进而会对机械功能的输出参数产生影响，甚至使其偏离正常值，直至产生机械故障。概括说来，主要有以下几方面的特性。 （一）耗损性 （二）在机械设备运行过程中，不断发生着质量与能量的变化，导致设备的磨损、疲劳、腐蚀与老化等，这是不可避免的，随着机械设备使用时间延长，故障发生的概率也在不断增加，即使可以采取一定的维修措施，但是由于机械故障的耗损性，不可能恢复到原先的状态，在经过统计分析工作后，必要时需要对设备进行报废。 （三）（二）渐损性 （四）机械故障的发生大多是长期运行的老化或疲劳引起的，所以具有渐损性，而且与设备的运行时间有一定的关系，所以做好机械设备的统计分析工作是很有必要的，当掌握了设备故障的渐损规律后，可以通过事前监控或测试等手段，有效预防机械故障的发生。 （五）（三）随机性 （六）虽然有的机械故障具有一定的规律性，但这并不是绝对的，因为机械故障的发生还会受到使用环境、制造技术、设备材料、操作方式等多种因素的影响，因此故障的发生会具有一定的分散性和随机性，这在一定程度上增肌了机械设备预防维修与统计分析工作的难度。 （七）（四）多样性 （八）随着科学技术的发展与应用，机械设备的工作原理日趋复杂，零部件的数量在不多增多，这就使得机械故障机理发生的形式日趋多样化。机械故障的发生不仅存在多种形式，而且分布模型及在各级的影响程度也不同，在统计分析工作中需要引起足够的重视。 （九）二、机械故障管理中统计数据的收集 （十）在对机械故障的统计分析工作中，数据的收集是最基础的环节，因此必须保障数据收集的及时性、准确性和规范性，这样才能为接下来的数据分析工作奠定良好的基础。
设备运行分析报告
2012年10月份自动班设备运行分析 检修部自动班 二〇一二年十月
2012年10月份自动班生产设备运行分析 1设备整体运行情况 2012年9月20至2012年10月19日期间，自动班所辖主、辅设备总体运行情况良好，未发生设备不安全事件。 2班组所辖设备 主设备：发电机励磁系统、水轮机调速系统、进水口闸门控制系统、调速器油压装置控制系统。 辅助设备：一副直流系统、二副直流系统、GIS楼直流系统、进水口直流系统、厂房空压机系统、厂房渗漏排水控制系统、厂房检修排水控制系统、水垫塘渗漏排水控制系统、坝体渗漏排水控制系统、尾水渗漏排水控制系统、厂房污水控制系统、污水厂控制系统、盘型阀油压装置控制系统、泄洪洞闸门控制系统、表孔、中孔、底孔闸门控制系统、机组和主变消防控制系统、公用消防系统、工业电视系统、广播系统。 3设备缺陷和异常及处理 3.1消缺：2012年9月20日，检查处理#1机调速器控制系统#2PLC CPU模块电 池低压报警灯点亮的缺陷。 原因分析：故障原因为#1机调速器控制系统#2PLC CPU模块电池使用时间过长，电量不足。 处理办法：更换#1机调速器控制系统#2PLC CPU模块电池，报警灯熄灭。3.2消缺：2012年9月27日，检查处理“一副直流#1充电机06模块、#2充电 机03、06模块背后风扇不转”缺陷。 原因分析：经现场检查、试验，一副直流系统#1充电机06模块、#2充电机03、06模块风扇不转是由于模块风扇电源回路板件损坏导致的。
处理办法：现已将一副直流#1充电机06模块、#2充电机03模块更换为同型号的充电机，型号：ATC230M20；将#2充电机06模块更换为奥特迅二代产品，型号为ATC230M20II，两种型号的充电机可通用，不影响直流系统的正常运行。上电后发现#1充电机02模块风扇不转，#2充电机上电后发现00模块、07模块、11模块不转，经检查发现是由于模块老化，上电时受到电流的冲击导致风扇不转。现场对风扇正常模块和风扇不转模块进行测温比较，风扇正常模块温度为31.9-32.3℃，风扇不转模块温度为32.8-33.1℃，两者相差0.5-1.2℃，不影响一副直流系统的正常运行。由于风扇电源回路板件现无备品，待备品到货后，再进行更换处理。现一副直流系统#1、#2直流充电机已投入正常运行。 3.3消缺：2012年10月8日，检查处理主变排污泵主泵未自动启动，备用泵启动。 原因分析：故障原因为控制主泵启动的浮子开关LS1损坏导致主泵无法工作。 处理办法：更换了新的备品（型号：KEY/5 DL MAC3），泵试运行均正常，主、备泵均能正确启停。设备现已投入正常运行（#1泵自动、#2泵备用）。 3.5消缺：2012年10月17日，一副油处理室消防系统雨淋阀控制箱面板上“监控”和“辅助监控”指示灯未点亮。 原因分析：故障原因为主板冗余通道的继电器故障。 处理办法：不具备消缺条件，目前板件已无备品更换，且已停产。此故障信号不影响系统控制和运行。 3.6 2012年10月19日，检查处理二副直流系统2号充电机电流表、蓄电池电流表通电无显示。 原因分析：故障原因为二副直流系统2号充电机电流表、蓄电池电流表已损坏。 处理办法：将二副直流系统2号充电机电流表、蓄电池电流表更换为同型号的电流表，型号为IDAM05，上电检查工作正常。
县供电公司2011-2015年配电网设备故障分析报告
2011-2015年配电网设备故障分析报告 国网高台县供电公司 2016年5月
一、概述 由于2011年至2013年度高台县供电公司尚未直管，省市公司配电网专业管理未延伸至县公司，2014年之前高台县供电公司配电网故障详细基础数据按照规定只做一年保存，未做长期保留，且统计口径不齐、失去了参考分析的价值。 2014年高台县10千伏配电网设备基本情况为： 至2014年底，高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1413.12千米；10千伏配电线路按照在运时间，运行10年以内的共7条，197.16公里；运行10-20年的共7条，229.81公里；运行20年以上线路29条，983.15公里。 2014年配网基本故障情况为： 2014年1至12月份，配网故障154次（其中：重合成功118次、接地2次，重合不成功34次），线路平均每百公里跳闸次数10.89次，年平均跳闸3.581次/条。全年累计故障停电时间63.71小时，平均每百公里4.51小时。 引起线路跳闸的主要原因：鸟害46次（29.9%）、外力破坏26次(16.9%)、树障21次（13.7）、运维责任17次（11.01%）、用户侧原因44次（28.5%）。鸟害、外力破坏和用户设备原因，是造成全年跳闸的三大主要因素。 2015年高台县10千伏配电网设备基本情况为： 至2015年底，高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1444.57千米；0.4千伏线路1031.3公里；配电变压器配电台区2588台22.12万千伏安，为城乡8.2万户客户供电。
10千伏配电线路按照在运时间，高台县供电公司共管辖10千伏线路43条1444.57千米；10千伏配电线路按照在运时间，运行10年以内的共7条，231.61公里；运行10-20年的共7条，229.81公里；运行20年以上线路29条，983.15公里。 2015年配网基本故障情况为：2015年1至12月份，配网故障203次（其中：重合成功135次、接地15次，重合不成功53次），1至9月份跳闸195次，占全年96.05%，10月至12月跳闸8次，占全年3.03%。线路平均每百公里跳闸次数14.05次，年平均跳闸4.72次/条。全年累计故障停电时间78.86小时，平均每百公里5.46小时，重合闸不成功跳闸和接地导致线路故障停电平均每次1.48小时。 引起线路跳闸的主要原因：鸟害82次（40.49%）、外力破坏43次(21.18%)、树障33次（16.25%）、运维责任22次（10.83%）、用户侧原因23次（11.33%）。鸟害、外力破坏和树障，是造成全年跳闸的三大主要因素。 2014年至2015年配电线路总体情况： 表1 国网高台县供电公司配电线路总体情况 二、故障原因分析 （一）故障总体情况
设备运行分析报告模版
5月份设备运行分析报告 5月份 #1~#8机组机械部分设备总体运行良好，没有因设备故障原因而出现机组非停的事故发生，但机组仍然存在较多缺陷，如三漏（主要是调速器部分渗油和技术供水部分漏水）、油泵效率低、发电机冷却风机故障、运行设备不可靠等。这些设备缺陷问题在运行过程中如不能及时发现并消缺，很有可能引发严重的后果，致使设备损坏甚至造成机组非停和设备事故。本月设备缺陷及处理统计如下表： 与上个月相比，缺陷发现增加10项，未处理增加8项，消缺率下降7%。 以下是5月份设备的运行情况分析： 一、#1机组 1、运行状况： 机组运行良好，没有出现严重影响机组安全运行的设备缺陷，在运行过程中发现的设备缺陷在有条件时都能安排人员及时进行处理。 2、存在缺陷： 机组目前存在的缺陷主要是空气围带破裂漏气，在机组停机时投入空气围带后仍有漏水，但目前漏水量不大，而且机组在运行时围带在退出状态，不影响机组运行。另外，发电机风闸管路焊缝漏气一直存在，由于漏气点在发电机部且处在高空位置，处理比较困难。 ① #1机组#2润滑油泵联轴器磨损严重，护罩及电机端部附着有大量金属粉末，且油泵有轻微漏油。建议尽快进行更换。 ②#1机组空气围带未能进行处理，已有水从制动柜下方空气围带排气管流出，又由
于64.0m层地漏不畅，已形成较大面积积水。 另外：机组辅机控制柜“现地/远方”切换钥匙卡涩，在操作中已折断数把钥匙，已无备用钥匙。存在较严重隐患：当需紧急处理时，势必延误处理时期。建议进行改造，更换为切换把手形式。 #1机组共发现缺陷 7条，已处理6条，待处理1条。 3、建议： （1）加强机组运行环境和设备卫生清洁，确保设备在运行过程中更加安全可靠。（2）在有条件时申请停机，下闸排干流道对机组检修密封进行更换。 二、#2机组 1、运行状况： 机组运行良好，没有出现严重影响机组安全运行的设备缺陷，对出现的分段关闭阀渗油和#3组合阀漏油进行了消缺处理，其他检修与维护工作照常进行。 2、存在缺陷： 轴承润滑油泵效率较低，备用泵频繁启动。目前采取调整轴承用油量的措施延长备用泵启动时间间隔，但到夏季外部环境温度升高时，无法使用这个办法再进行调整，建议更换新油泵或更换流量稍大的油泵。 #2机组停机时，上位机频繁报“#2发电机4号制动闸顶起位置--动作”，且2号制动闸不在顶起位置和复归位置。 #2机组共发现缺陷 6条，已处理4条，作废1条，待处理1条。 3、建议： 加强机组运行环境和设备卫生清洁，确保设备在运行过程中更加安全可靠。 三、#3机组 1、运行状况： #3机组A级检修上月底结束，目前机组运行良好，没有出现任何重大的设备缺陷，其他日常的检修与维护工作照常进行。存在的缺陷为轴承润滑油泵效率较低，备用泵频繁启动。目前采取调整轴承用油量的措施延长备用泵启动时间间隔，建议增加采购油泵备用或更换流量稍大的油泵。 在进行400V厂用电2D运行转检修的操作时，发现3#机组发电机辅机柜及技术供水
变电站常见故障分析及处理方法
变电站常见故障分析及处理方法 变电所常见故障的分析及处理方法一、仪用互感器的故障处理当互感器及其二次回路存在故障时，表针指示将不准确，值班员容易发生误判断甚至误操作，因而要及时处理。 1、电压互感器的故障处理。电压互感器常见的故障现象如下：（1）一次侧或二次侧的保险连续熔断两次。（2）冒烟、发出焦臭味。（3）内部有放电声，引线与外壳之间有火花放电。（4）外壳严重漏油。发现以上现象时，应立即停用，并进行检查处理。 1、电压互感器一次侧或二次侧保险熔断的现象与处理。（1）当一次侧或二次侧保险熔断一相时，熔断相的接地指示灯熄灭，其他两相的指示灯略暗。此时，熔断相的接地电压为零，其他两相正常略低；电压回路断线信号动作；功率表、电度表读数不准确；用电压切换开关切换时，三相电压不平衡；拉地信号动作（电压互感器的开口三角形线圈有电压33v）。当电压互感器一交侧保险熔断时，一般作如下处理：拉开电压互感器的隔离开关，详细检查其外部有元故障现象，同时检查二次保险。若无故障征象，则换好保险后再投入。如合上隔离开关后保险又熔断，则应拉开隔离开关进行详细检查，并报告上级机关。若切除故障的电压互感器后，影响电压速断电流闭锁及过流，方向低电压等保护装置的运行时，应汇报高度，并根据继电保护运行规程的要求，将该保护装置退出运行，待电压互感器检修好后再投入运行。当电压互感器一次侧保险熔断两相时，需经过内部测量检查，确定设备正常后，方可换好保险将其投入。（2）当二次保险熔断一相时，熔断相的接地电压表指示为零，接地指示灯熄灭；其他两相电压表的数值不变，灯泡亮度不变，电压断线信号回路动作；功率表，电度表读数不准确电压切换开关切换时，三相电压不平衡。当发现二次保险熔断时，必须经检查处理好后才可投入。如有击穿保险装置，而B相保险恢复不上，则说明击穿保险已击穿，应进行处理。 2、电流互感器的故障处理。电流互感器常见的故障现象有：（1）有过热现象（2）内部发出臭味或冒烟（3）内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象（4）主绝缘发生击穿，并造成单相接地故障（5）一次或二次线圈的匝间或层间发生短路（6）充油式电流互感器漏油（7）二次回路发生断线故障当发现上述故障时，应汇报上级，并切断电源进行处理。当发现电流互感器的二次回路接头发热或断开，应设法拧紧或用安全工具在电流互感器附近的端子上将其短路；如不能处理，则应汇报上级将电流互感器停用后进行处理。二、直流系统接地故障处理直流回路发生接地时，首先要检查是哪一极接地，并分析接地的性质，判断其发生原因，一般可按下列步骤进行处理：首先停止直流回路上的工作，并对其进行检查，检查时，应避开用电高峰时间，并根据气候、现场工作的实际情况进行回路的分、合试验，一般分、合顺如下：事故照明、信号回路、充电回路、户外合闸回路、户内合闸回路、载波备用电源6－10KV的控制回路，35KV以上的主要控制回路、直流母线、蓄电池以上顺应根据具体情况灵活掌握，凡分、合时涉及到调度管辖范围内的设备时，应先取得调度的同意。确定了接地回路应在这一路再分别分、合保险或拆线，逐步缩小范围。有条件时，凡能将直流系统分割成两部分运行的应尽量分开。在寻找直流接地时，应尽量不要使设备脱离保护。为保证个人身和设备的安全，在寻找直流接地时，必须由两人进行，一人寻找，另一人监护和看信号。如果是220V直流电源，则用试电笔最易判断接地是否消除。否认是哪极接地，在拔下运行设备的直流保险时，应先正极、后负极，恢复时应相反，以免由于寄生回路的影响而造成误动作。三、避雷器的故障处理发现避雷器有下列征象时，
变电开关设备故障成因及检修的分析 刘丹妮
变电开关设备故障成因及检修的分析刘丹妮 发表时间：2017-09-04T16:51:32.513Z 来源：《电力设备》2017年第14期作者：刘丹妮 [导读] 摘要：我国电力行业正处于高速发展阶段，各种先进的电气设备正广泛运用于各类电力系统作业，保障了电能传输、变电、分配等活动的有序进行。 （广东电网有限责任公司惠州供电局 516000） 摘要：我国电力行业正处于高速发展阶段，各种先进的电气设备正广泛运用于各类电力系统作业，保障了电能传输、变电、分配等活动的有序进行。本文主要就变电开关设备故障成因以及相关检修方法进行了分析，仅供大家参考。 关键词：变电开关；设备故障；成因分析；检修 引言：随着我国电力行业的稳定、持续发展社会各项生产与建设都离不开电力系统的支持，为了最大限度的满足生活、生产需要，就要做好电力系统的维护与日常检修工作，变电开关设备作为电力系统的重要组成，其运行的稳定性直接影响着电力系统的运行安全。 1.变电开关设备的功能 变电站是电力系统调度控制的重点环节，变电开关设备主要包括:高压配电柜、变压器、电力线路、断路器、低压开关柜等，这些都是变电系统运行期间必不可少的组成部分。电力系统在实际运行时，各个开关设备均发挥了相应的功能，组建成了完整的生产系统。如:配电柜在变电前进行电能分配，让变电站转换作业变得更加有序；变压器是调控电压高低的核心装置，根据用户的具体要求控制电压等级；电力线路是传输电能的主要载体，方便了变电前后的电能运输工作。 2.导致故障发生的相关因素 电能传输初始时期需通过变电站提高电压等级，以获得更远的传输距离。电能接近用电设备之前，变电站则把电压调控到与用电设备相符合的级别，使电器正常通电运行。变电系统之所以能发挥出强大的电压调控功能，根本原因在于变电开关设备功能的发挥。近年来，变电开关设备的故障发生率有所上升，严重影响了变电站日常变电功能的发挥。导致开关设备故障发生的相关因素: ①质量因素。变电站安装的开关设备质量不合格，自身功能存在缺陷而造成了故障现象。如:变压器型号与变电站系统的要求不一致，通电运行时超出标准电压值而引起故障问题。 ②线路因素。变电开关设备是一个统称，具体又包括了配电柜、变压器、断路器等多个设备，这些都需要电力线路才能正常地连接。线路故障中断了开关设备的有效连接，阻碍了电能传输而降低了变电功能。 ③操作因素。值班人员操作失误，变电开关设备执行了错误的动作指令，也是造成设备故障的一大因素，给设备故障发生埋下了安全隐患。 3.故障具体分析及对策研究 3.1变电开关设备的缺陷分析 我局的开关装备水平其近十年的高压开关缺陷进行统计。 得出以下结论: (1)油开关缺陷所占比例较高，主要集中在油异常与跳闸达限两方面。 (2)开关机构缺陷比例较高，且主要集中在液压机构。 (3)SF6开关运行整体稳定，但气压低报警缺陷较频繁。 (4)真空开关运行整体稳定，缺陷主要集中在开关机构部分。 3.2变电开关设备故障规律分析 根据我局开关设备经过的几个不同阶段，结合近五年开关设备缺陷分类统计和典型故障分析结果看: (1)由于油断路器的开断能力的限制和其密封性能的不足，使得其开关本体的渗油、不检修开断次数达限等规律性故障占据了主导。 (2 )SF6开关总体性能稳定，故障少。特别是以ABB、西门子、阿尔斯通为主的110kV SF6开关设备，其科技含量高，开断能力和防污闪能力明显提高，设备相对稳定。而仅有的两台LW6-110型和35kV部分的LW8-35型国产SF6开关相对故障率较高，主要表现在SF6低气压报警。但从缺陷与典型事故可以看出SF6低气压报警是一个渐变的过程，且开关自身能检测，可以控制发展。 (3)真空开关设备的总体运行状况良好，开关本体故障较少，相对在机械引起的附件故障较多，特别是在无油化改造中采取机构沿用的做法，使ZN-10系列真空开关与CD10电磁机构之间出现配合未达到最佳状态，使得其机械故障发生率有所提高，主要表现在动作频繁或连续动作的开关其传动机械易出现变形、脱销，辅助开关出现变换不到位等故障。这也是使得统计表中电磁机构故障率和二次回路故障率高的主要原因之一。机构性能不稳定，也主要是一些连续动作中突发性的过程。 (4)国产液压机构(CCY)的渗油、打压、暴压故障率较高。总体上看应该说SF6开关、真空开关的本体性能稳定，故障极少，即使国产LW8系列有一些问题，主要也是年泄漏率超标，其具备发展缓慢、运行中可以得到有效控制的条件。油开关本体的故障则具备明显的规律性和发展缓慢的特性。国产液压机构运行极不稳定，既具有明显的规律性的渗油，又具有突发性的暴压故障，国产弹簧操动机构则相对稳定。断路器的关合与开断故障、绝缘故障、载流故障远少于二次、机构故障。 3.3变电开关设备状态检修对策 根据上面的综合分析，提出采取的开关设备开展状态检修的总体策略是: (1)SF6断路器由于其技术较先进、性能稳定、开断能力强、防污闪能力高。为此，其应完全依据:①开关触头的电寿命，既开关开断故障电流次数达到产品技术要求时进行大修；②开关机械动作次数达到产品的机械寿命时进行机构的大修；③当开关存在影响正常运行的缺陷时进行针对性消缺检修；④当开关防污能力不满足所在地的要求时进行清扫性检修或外施防污措施；⑤110kV及以下开关每六年， 220kV、500kV开关每三年进行一次回路电阻试验。 (2)6-35kV真空断路器由于其故障基本上是由机械引起，特别是国产和无油化改造的真空开关的机构故障大多数是发生在连续动作过程中，小修对它的控制能力并不强。为此，其应完全依据:①严格控制机械动作次数，动作达限时必须及时进行检修、试验、调整；②加强对发生过连续动作开关的管理如出现后加速动作的开关，及时进行机械状况的检查；③加强控制回路器件的检查和调整；④加强对真空泡真
设备缺陷异常分析报告(电气)
设备缺陷、异常分析报告 编号：DQ-2014-001批准： 设备编号 设备名称机组直流系统充电模块（型号： DF0235A-220/40F） 故障时间2014年5月18日消除时间2014年6月28日 消缺人员厂家、总包、电气维护人员报告人曹建东 故障现象描述:因总包对2#机组400VPC A段停电清扫，直流系统充电机充电开关停电。在清扫完毕，恢复送电时，2#机组直流充电机故障跳闸，充电机交流总开关跳闸。 处理过程： 1、在充电机模块上焊接电流限制元件（包括三极管、稳压管、限流电阻、电容）(如下图) 2、在充电机模块外壳加装接地线 (如下图) 3、改造完毕后，重新试验，每个充电模块限流35A左右，即使其它5个充电机不开，单个充电机也不会过负荷故障。 图1：充电机改造方案及电路图
图2：充电机外壳加装接地线 图3：焊接的限流电阻及稳压管
原因分析及结论： 原因分析： 1设备缺陷：充电机无电流限制功能，当合上交流充电电源时，冲击电流大、稳定后充电总电流约为150A,此时六个充电机启动不同步，造成启动稍早的承担太大的充电电流，超过额定40A，造成故障跳闸。当任意两个跳闸后，其它的四个充电机因无电流限制，要承担150A电流，每个模块均过负荷故障跳闸。 2、安装缺陷：因充电机外壳接地不良，造成送电瞬间，充电模块某些电子元件故障 3、操作失误：在充电机还未启动前，已将充电输出至电池的负荷，造成充电机启动时冲击电流太大。 预防措施： 1、直流充电机恢复送电前，应先断开直流侧开关。待充电机交流侧开关恢复送电且每个充电 模块均启动正常后，在再合直流侧（充电机输出至电池）的开关。将此操作步骤写入运行规程。 设备缺陷、异常分析报告 编号：DQ-2014-002批准： 设备名称2#燃机发电机RCS-985保护设备编号 故障时间2014年6月27日消除时间2014年6月27日
设备故障分析报告例文
设备故障分析报告例文 Example of equipment failure analysis report 汇报人：JinTai College
设备故障分析报告例文 前言：报告是按照上级部署或工作计划，每完成一项任务，一般都要向上级写报告，反映工作中的基本情况、工作中取得的经验教训、存在的问题以及今后工作设想等，以取得上级领导部门的指导。本文档根据申请报告内容要求展开说明，具有实践指 导意义，便于学习和使用，本文档下载后内容可按需编辑修改及打印。 一、设备检修计划的汇总工作 在8月初完成了设备计划的汇总及审核工作（除工艺及 电气未上报计划外），包含熟料车间各个主机设备及可能存在隐患的辅机设备，共计计划大项32项，小项93项。其中烧成计划大项16项，小项36项，生料计划大项16项，小项57项。 二、设备检修工作的开展 本次设备检修共7天，完成了检修计划的所有检修项目，其中对各主机设备进行了重点的检查，发现的问题及时进行了处理，并做好了相关的记录。针对以下几项我们做了更详细的处理。 1、篦冷机干油泵的加油泵调节阀，因为油脂脏引起阀芯 堵死，无法调节压力。造成压力瞬间升高，油泵无法正常运行。经过拆卸检查，彻底的处理了油泵的问题。确保了干油站的正常，防止了设备隐患。
2、经过检查大窑的挡轮瓦的润滑油以及带油勺、瓦口 螺栓的紧固情况后，发现两档托轮1、3号瓦油质脏，并伴有铁削，通过换油清洗确保轴瓦的正常工作。 3、对煤磨高压油泵打不起压的问题进行了处理，确保了轴瓦的安全，现存在溢流阀故障问题，待溢流阀采购回来后进行更换。 4、对高温风机的检查，发现挡油环破裂，为长远安全角度考虑，对挡油环进行加工并予以更换。为风机正常运行打下了基础。 三、检修的后期检查工作 在本次检修有时间相对比较充分，所有检修处理比较彻底，没有因为时间或备件问题影响检修。在检修的后期由运保部对检修计划所列的所有检修项目进行了全面的检查验收，发现检修中遗留的问题进行了处理，确保了本次检修的质量。四、检修后的试车工作 本次检修工作由于设备方面计划详细时间充分，在检修后的单机试车中所有设备一次性试车成功。在这些方面值得下一次检修的借鉴和发扬。
设备运行分析报告
动力车间设备运行月度分析报告 （2015年11月） 一、动力车间设备运行指标实现情况 分析：11月份动力车间设备运行各项指标均达到目标值。 二、动力车间设备运行故障分析 1、设备故障次数统计分析
数据分析：2015年11月份故障次数为23次，相比去年同期故障次数大幅度增加。 2、设备故障影响生产统计分析 项目目标值1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月合计 故障影响 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 2 生产次数 （次） 故障影响 500 0 0 0 14 0 0 0 36 0 14 0 64 生产时间 （分钟） 去年同期 1 0 4 0 1 0 1 1 1 0 1 1 11 影响次数 （次） 去年同期 660 5 0 86 0 23 0 15 37 73 0 55 15 294 影响时间 （分钟） 故障分析和改善措施： 故障现象影响时间影响工艺及区域原因分析改进措施
3、设备故障系统分类分析 时间 系统1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月总计真空系统310 2 0 1 0 2 2 0 2 空压系统102 1 1 4 0 1 1 0 4 制冷系统001 1 2 2 1 2 3 2 5 空调系统64312 5 9 9 1 0 1 1 锅炉系统644 6 11 1 3 9 10 0 7 配电系统130 1 0 0 0 0 2 0 1 污水系统0 0 0 1 7 2 0 3 1 0 3 供水系统0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 分析：从图中得出，11月锅炉系统故障率较高，占总故障的31%。制冷系统故障率为22%，空压系统故障率为17%，污水故障率为13%，真空故障率9%，空调和配电系统为4%。 4、设备故障原因类别分析 4.1动力车间设备故障类别统计分析表图：
设备事故分析报告书格式
重点设备事故（故障）分析报告书格式 一、标题：事故（故障）分析报告 二、事故（故障）时间、地点、经过描述 时间写明年月日及钟点； 地点写明发生事故（故障）的车间、设备安装地点、岗位编号及设备名称、型号、规格； 经过写明当班操作人员姓名，交接及交接班本记录情况，班中设备点检及点检卡记录情况，操作人员设备操作情况，发现设备事故（故障）经过，事故（故障）处理步骤，事故（故障）汇报及抢修情况。 三、事故（故障）损失计算 1、直接经济损失：事故（故障）造成设备零部件损坏及修复费用总计。 2、间接经济损失：事故（故障）造成生产线停产的减产损失。 四、事故（故障）原因分析 1、当班操作人员是否按设备操作规程、安全规程进行操作；是否按点检卡要求进行设备点检；是否按设备维护保养规程进行设备维护保养；是否按润滑制度要求进行设备润滑检查加油。
2、维修人员是否按设备检修规程进行设备维修。 3、各级管理人员是否完善落实了各项设备管理制度，布置的工作是否进行了检查落实。 4、事故（故障）原因分类： （1）使用操作不当； （2）维护不周； （3）设备失修； （4）安装、检修质量不佳； （5）材料、备品配件质量不良； （6）设计制造不合理； （7）自然灾害； （8）人为破坏性事故； （9）其它原因。 五、事故（故障）定性分析 1、是否是责任事故（故障）。 2、重大事故或一般事故（故障）。 六、事故（故障）责任人的处理意见 按设备事故（故障）管理规定对事故（故障）相关责任人进行行政处分及经济处罚。 七、防范措施 1、提出防止类似事故（故障）发生的技术改进措施。 2、提出防止类似事故（故障）发生采取的管理措施。
10kV配电线路设备故障原因分析及防范措施报告
10kV配电线路设备故障原因分析及防范措施 摘要: 本文主要针对天河供电局沙河所管辖范围内10kV配电线路设备及配电变压器的事故进行分类统计分析。找出存在的薄弱点,积极探索防范措施,这对于提高配电网管理水平具有重要意义。 关键词：线路设备故障原因防治措施 前言 广州城乡建设不断扩大，居民生活水平明显提升，高效的电能在城乡经济和生活中需求面和需求量越来越大，用电量逐年递增，这对配网的安全可靠运行要求越来越高。10kv线路和设备发生故障不但给供电企业造成经济损失、影响广大居民的正常生产和生活用电，而且在很大程度上也反映出我们的优质服务水平。这对于提高配电网管理水平具有重要意义。 一、10kV配电线路设备常见故障类型和原因分析 （1）10kV配电线路设备故障类型 短路故障：线路瞬时性短路故障（一般是断路器重合闸成功）；线路永久性短路故障（一般是断路器重合闸不成功）。常见故障类型：线路金属性短路故障、线路引跳线断线弧光短路故障、跌落式熔断器弧光短路故障、小动物短路故障、雷电闪络短路故障等。 接地故障：线路瞬时性接地故障；线路永久性接地故障。 （2）10kV配电线路设备故障原因分析 短路故障原因分析。雷击过电压引起闪络短路故障。线路缺陷造成故障，弧垂过大遇大风时引起碰线或短路时产生的电动力引起
碰线，两相绝缘子击穿短路等故障。线路老化引起断线；线路过载、接头接触不良引起跳线线夹烧毁断线。跌落式熔断器熔断件熔断引起熔管爆炸、拉弧或操作不当引起相间弧光短路。 接地故障接地故障原因分析。外力破坏造成故障，通常是由于汽车撞杆造成倒杆、断线或大风挂起彩钢板等物体造成断线等。线路柱上隔离开关、跌落式熔断器因质量较低或运行时间较长未能定期进行校验或更换，造成绝缘老化击穿引起接地故障。避雷器爆炸或击穿造成故障。直击雷导致线路绝缘子炸裂，多发生在雷雨季节。由于线路绝缘子老化或存在缺陷击穿引起，多发生在污秽较严重的地区。 （3）10kV配电线路设备常见故障实例分析 我所地处天河城乡结合部地区，近年来地区经济发展较快，各类大小车辆过往频繁，道路规划整修速度慢，所以每年都要发生车辆撞到电杆，造成倒杆、断杆、断线等故障。 村民自建房屋造成的房线矛盾日趋严重。虽然线路建设在先，但仍然出现部分违章建筑物，直接威胁了线路的安全运行。在这种情况下，要么电力线路安全处在不可控状态，要么被迫变更路径。 城区大部分线路架设在公路边，经济发展所带来的交通繁忙，以及少数驾驶员的违章驾驶，引起的车辆撞到电杆，造成倒杆、断杆等事故发生。①城市建设步伐加快，旧城改造进程中，有大量的市政施工，在社会固定资产投资增幅明显的背景下，所带来的建设项目快速增长。基建、市政施工时，对配网造成破坏，主要表现在两个方面：一是基面开挖伤及地下敷设电缆；二是施工机械、物料超高超长碰触
设备故障事故分析报告
设备故障事故分析报告 有时候危险会突然发生, 所以我们不能够放松警惕, 应该做好预防, 特别是在工厂工作期间,一定要注意好周围的设备, 尽量不要乱碰一些大型的机械设备, 要保证自己的安全。最近总结了一篇设备故障事故分析报告, 各位读者可以好好地学习借鉴一下。 1 、设备故障事故经过: 事故前吉林热电厂运行方式,1-11 号机、1、2、4-15 号炉运行,3 号炉备用。其中,1-9 号炉和1-7 号机为母管制,10 、11、14、15 号炉分别对应8、9、10、11号机为单元制。全厂蒸发量3970吨, 发电量837MW。xx 年1 月10 日, 按定期工作规定电气运行与检修人员配合进行厂用 6kV 和0.38kV 系统工、备电源联动试验（电气主接线一次系统见附图1）。上午9时40分,进行到0.38kV 除尘2段母线工、备电源联动试验时,发现2号除尘变高压侧开关跳闸后低压侧开关不联跳。10时30分运行人员将2号除尘变停电,0.38kV 除尘2 段母线倒由备用电源运行（6kV和0.38kV系统见附图2）,由检修人员检查2号除尘变低压侧开关不联跳的原因,试验暂停。11时50分,2 号除尘变低压侧开关不联动缺陷处理结束, 决定下午继续进行试验。 12 时38 分, 值长电话通知11 号机副单元长, 主盘电缆中间头测温装置报警：“除尘2段备用电源电缆（380伏低压电缆）温度高59C , 地点在除尘2 段配电室下” （此电缆中间头为1987年火电原始安装, 电缆型号为VLV22-3X 185+1X 95,4根并联，可载流266X4=1064A。 1997年增设电缆中间头测温装置）。当时0.38kV除尘2段母线负荷电流