电厂受雷击引发设备故障事件分析报告
1、事件经过
（1）8月19日0时左右，雷雨交加。
（2）0:00时，＃1机、＃3机重油基本负荷运行。0:05时，＃3机遮断，＃4机快速减负荷停机解列。查＃3机MARKV有“滑油箱负压低”、“2区发现火灾”、“CO2释放”、“滑油压力低”等报警，发电机过电压、逆功率保护动作。查＃3发电机保护柜”86G”掉牌、＃3机火灾保护盘无报警、各区CO2均未释放。电气及热控检修检查均未发现异常。
（3）0:09时，＃1机快切至轻油。轻油温度MarkV显示为-16℃，显示“燃油温度低”(FDL机TCCA卡件故障。2:40时，＃1机轮间温度最高290℃，因1＃机在轮间温度较高的情况下停盘车容易造成大轴抱死，经廖总批准，1＃机高盘冲水后停盘车，更换机TCCA卡件。6:22时，卡件更换完毕。机重新引导正常，参数显示正常。
（4）0:11时，＃7机重油基本负荷运行；00:36时，＃7机遮断，＃9机快速减负荷停机解列。查＃7机MarkV有“公用I/O通讯失去”、“排气超温跳机”，＃7机控制室机数据显示错误、三控机死机。2:05时，＃7机停盘车（轮间温度无法检测），热控检修更换机TCCA。
（5）＃7炉除氧器水温9TE3401、给水泵出口压力9TE3403、9TE3404、给水母管压力9PT3407、给水流量9HP-FW-F、过热蒸汽流量9FT1206、汽包水位9LT1201、9LT1202等6个变送器损坏。
（6）另外雷击期间，＃5机风温DTGGC13/14/15显示故障；西热线保护装置打印异常报告，显示只有约50A零序电流，三相电压、电流波形完整，巡线未发现异常；欢热1、2线DCS电流、有功、无功、功率因数显示为紫色，电气检查后认为TOP综合装置故障。
（7）7:35时，＃7机启机TNH15.56%着火，ACD（2秒后）B着，AB 闪烁。TNH25.25%ABC熄火，机组遮断；8:16时，第二次点火齐着，TNH23.7%熄火遮断；8:43时，检修将FSRKMINV2由14.3%改为15.2%后，8:57时开机起机成功。
2、原因分析
（1）上述系列故障的起始时刻均有雷暴，应为雷击引发。厂区内重要设备、建筑物、避雷针塔、出线避雷线的接地电阻在故障发生前已经检查测量过并提交报告，报告显示直流接地电阻全部合格。雷害后查全厂避雷计数器均没有动作。由此排除引发故障的落雷击在线路上并顺出线引入我厂的可能性；排除落雷击中主要设备的可能性，可判
设备雷击损坏案例分析 一、事件现象 由于江门海螺公司厂区所处区域为雷区，且厂区所在位置地 势较高，因此每年雷雨季节均出现雷击事件影响正常生产发运现象。09年度，公司多次遭受雷击事故，直接经济损失达10万余 元且造成多次停机。主要损坏设备详见下表： 序 号 雷击时间备件名称备件型号使用部位数量申购金额 1 6月3日GE模块IC200PWR10 2 中控PLC柜1块 7564元2 6月3日GE模块IC200ALG320 中控PLC柜3块 3 6月3日GE模块IC200ALG320 中控PLC柜1块维修： 1670 元 4 6月3日地磅称重传 感器接线盒 KL-J6A 地磅2只900元 5 6月3日称重传感器为BTA 40T 地磅8块15000元 6 6月3日托利多称重 显示仪 xk3127 (8142PRO+) 地磅2块 采购1块： 5600元 维修2块： 4000元 7 6月3日联想电脑启天M4600ICPD336 地磅 1 套维修费：1500元 8 6月8日GE模块IC200ALG260C 中控PLC柜3块10500元 9 6月8日GAMK板伯纳德RS252 09140925 风门电动执 行器 8块 维修8块： 5600元 采购4块： 12000元 1 6月8日欧姆龙PLC CPMAL-30CDR-A-VI 单机袋收尘5块4865元1 1 6月8日综保模块PA100 总降高压柜7 块9100元 1 2 6月8日 冲板流量计 I/O板（维 修） DE10 C磨冲板流 量计 1块850元
1 7月5日模块IC693BEM331K 中控PLC柜1块6295元3 1 7月5日模块IC200GB1001-EF 中控PLC柜11块19745元4 1 7月5日模块IC693CHS397L 中控PLC柜1块845元5 1 7月5日模块IC200ALG320 中控PLC柜1块2140元6 合计：108174元 二、原因分析 1、PLC自动化系统：PLC自动化控制系统接地不规范，雷击 期间PC柜内的工作地与低压电气设备保护地共用，当雷雨季节 雷击发生时，室外电气设备遭受雷击时，强烈的电磁辐射产生的 电磁脉冲、感应电压通过共用接地系统进入控制线路内，使串联 在线路中间及终端的弱电模块遭到损坏。 2、地中衡系统：安装期间时受地理位置的限制未设置单独 的防雷接地网或是避雷带等防雷设施，建筑物本身不具备直击雷 防护功能，地中衡磅体为一大面积金属体，又位处空旷区域，更 易遭受雷击，特别是直击雷，发生雷击前司磅员未及时切断电源，是导致控制仪表、荷重传感器遭受雷击损坏。 3、安装单位未按照设计要求设置系统的防雷接地，现场监 控人员对该工程子项未认真验收并未及时要求整改；电气专业人 员在后期的运行管理中未按照电气设备运行要求将系统保护接 地及工作接地系统进行有效分开；建筑物的防雷检测等工作未正 常开展或是开展后的验证工作整改不及时。以上情况是导致雷击 事故的主要原因； 4、公司对雷雨季节生产缺乏有效防范措施，雷雨季节生产 预案未制定完善，如在打雷较为密集的时间段，在不影响生产的
【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。
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
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。
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
唐山分公司一厂设备部设备管理典型案例 一、案例正文和案例分析 1.一线篦冷机液压管路改造：原篦冷机液压管路使用已到寿命，经常发生液压主管路焊口裂缝漏油现象，2013年累计漏油3.5吨以上，停窑次数达到5次以上，增加较多油耗损失并严重影响窑运转率利用2013年底大修期间，进行一线篦冷机整体管路改造，将主管路改到风室外部，出现问题不用停机条件下可在外面操作修复，同时可避免二次污染；液压缸各支管路增加阀门，可快速有效排查工作异常液压缸；液压管路整体布局重新敷设，减少弯头数量，降低压力损失；泵站出口管路改为高压软管，较少液压冲击引起的振动。为了进一步避免一二线篦冷机液压油管坏后造成油箱大量跑油。将一二线篦冷机油箱液位控制改为模拟量带数显液位计，中控室上位画面添加液位显示，液位曲线与液位报警报警。原来为液位继电器控制，低位报警与低位停车相差100mm，高位报警与停车值相差450mm。改完后油位显示809mm。将高位报警设为815mm，低位报警设为790mm ，低位停车设为780mm，延时5秒停篦床改造后液位控制更加精确，液压油管漏油后跑油量由原来的10cm，变为2cm，每次减少跑油量300公斤。改造后运转良好，未出现漏油现象，管路整体振动较原先有明显好转。 2.二线水泥A磨1#选粉机变频器改造：电机型号TIM-FCKTW-FW-6 380V 90KW该电机型号老，水电阻调速落后，不节能启动有冲击，且滑环碳刷维护量大价格高。测速机故障较频繁，调速范围小，调速精度差调速不平滑。调节范围有限选粉细度对水泥质量有影响，更换变频器型号AB-ACS800。改造后效果：1、电耗大幅度下降，原电机额定电流为180A，现改造后电机实际运行电流平均为50A左右，电能利用率大幅提高。2、设备运行状况大为改善，调速
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。
基站设备雷击损坏原因与对策 由于雷击造成移动通信基站通信设备损坏事故的95%是雷电过电压引起的，因此对移动通信基站雷电过电压的保护就更为重要。 一、配电变压器中压侧避雷器损坏 (1)原因： a.传统高压避雷器未充分考虑移动基站的恶劣运行环境，其通流指标一般为5kA十五次，65kA一次(且国内多数产品仍未达到该水平); b.高压线距离铁塔较近，当铁塔遭雷击时，会在高压线上感应到较强的雷电流; c.高压避雷器的由于本身质量问题发生损坏。 (2)对策： a.避雷器应采用合格的、能耐受重负荷的且标称放电电流大于10kA的交流无间隙氧化锌避雷器(重负荷避雷器); b.将高压电缆埋地或增加避雷线的方式改造; c.不用假劣产品，尽量选择经测试合格的产品。 二、配电变压器损坏 (1)原因： a.高压侧避雷器本身质量原因，残压过高; b.感应雷击电流过大，引起的残压过高; c.接地引线过长; d.低压侧未安装避雷器。 (2)对策： a.选择合格的非伪劣假冒的氧化锌避雷器; b.选择能耐受重负荷的高压避雷器，残压更低; c.改进接线的方式，尽可能缩短高压避雷器的连接线及接地线，同时适当增加等电位线; d.在低压侧加装避雷器。 三、高低压电缆被击穿 (1)原因： a.电缆进出口处未加装避雷器;
b.铠装层的两端未能可靠接地; c.传送距离过长，且未加装避雷线，导致感应的雷击能量较强。 (2)对策： a.在电缆的进出口处加装高性能避雷器; b.将铠装层的两端可靠接地; c.增加避雷线，或采用铠装埋地的方式改造。 四、计量箱遭雷击损坏 (1)原因： a.电源线上感应的雷击能量过大; b.未加任何保护措施; c.布线环过大。 (2)对策： a.计量箱进出电源线采用金属管屏蔽方式; b.加装C级防雷保护器; c.优化布线方式。 五、光缆经馈线入口进入机房沿走线架布放或光缆加强芯接地未处理好 (1)原因: 经现场勘察发现，有些基站的光缆加强芯固定端有明显的打火痕迹，由于其也是架空引入机房，原理同架空明线，会在加强芯上感应较大的雷击电流;当沿走线架布放时，过高的雷电压会在周围馈线、信号线、电源线上形成感应，引起设备故障。 (2)对策 a.使用无金属光缆:对进入机房的光缆，从末端接头盒至机房的一段光缆改用无金属光缆，但对鼠害严重的地区慎用。 b.普通光缆架空进入机房: ①将光数混合架或光纤终端盒尽量设置在光缆进口处。 ②对光缆金属加强芯的接地安装应作妥善处理。光缆安装时，应将光缆加强芯和光缆终端盒内专用的加强芯接地母排妥善连接，同时将加强芯接地母排直接与室外馈线接地排相连，布放的接地线宜不小于35mm2，且宜短、直。若与馈线接地排距离较长(大于2m)，也可与室内接地汇集线就近连接。此外，加强芯专用接地母排应与光缆终端盒体和机架内金属物进行电气隔离;对于新建基站，宜在光数混合架下
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。
毕业实习报告 雷击灾害案例分析报告 学生： 学科（专业）：电力系统及其自动化 指导教师：冯璐 2013年03月
西安交通大学网络教育学院毕业实习报告 网络教育学院 毕业实习报告任务书 专业班级电力系统及其自动化层次高起专姓名XXX 学号1XXXXXXXXXX 一、报告题目雷击灾害案例分析报告 二、报告工作自 2013 年 2 月05日起至 2013 年3月16日止
摘要 随着现代电子技术的不断发展，各种高、精、尖的电子设备不断推广和普及应用，计算机网络系统也广泛应用于电力、政府机关、学校、交通、公安、银行、证券、邮政等企事业单位中，由于这些网络系统的电子设备内部结构的高度集成化，耐过电压、耐过电流的水平极低、抗雷击能力，避雷针对这些电子设备的保护也无能为力，因而极易遭受雷电流的冲击而损坏，轻者使终端计算机和通信接口设备损坏、通信中断、各种信息无法传递；重者使网络主机损坏，致使网络瘫痪，工作无法进行，甚至会导IT管理员或在办公的其他工作人员因雷击而身亡。 因此，为了使计算机网络系统正常运作，防止雷击而带惨重损失，有必要对计算网络系统进行综合雷电浪涌防护措施，除了要安装良好的避雷针、避雷带，还必须在电源系统、信号系统进行可靠、有效的防护工作，并具备可靠的接地装置。
目录 1提出问题 (2) 2分析成因 (3) 3解决问题的方式及方法 (5) 4实际效果 (7) 5 参考文献 (8)
1提出问题 随着科学技术的日新月异，各类电子产品在电力系统中得到了飞速的发展和广泛的应用。但微机系统越是先进，芯片的集成度就越高，电路越复杂，工作电压越低，对环境稳定性的要求也越高。抗干扰和耐冲击始终是微机系统在电力工业恶劣电磁环境下应用中的两大薄弱环节。而雷击事件由于其极高的电压幅值和不可预测性更是微机系统的“天敌”。它极大的威胁着现代化电力系统的运行安全，应该引起供电企业的足够重视。 因此，电子信息系统雷电防护工程所应采取的防雷措施、防雷装置及防雷器件也就不可能是单一的，即千篇一律的，而应是从整体、综合、系统、全方位、多层次上去考虑防护措施。 在各类电子设备（包括计算机、通信设备、控制系统、仪表等）中，对抗电磁干扰考虑的比较周全。但对雷电电磁脉冲的防护相对显的薄弱，而雷电电磁脉冲的侵袭是在瞬间造成微机保护和自动装置永久损坏的第一杀手。 每年各种电子设备因雷击而遭受破坏的事例屡见不鲜，因此如何保护系统内的电子设备等免遭雷击损坏也越来越引起了各方面的高度重视。 因此，从整体、综合、系统、全方位、多层次上有效地防止雷击对系统内电子设备所产生的危害，是保证电力系统安全、稳定运行的重要保证。
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。
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
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，
关于4月26日耒中水电站因雷击设备 损坏情况及检查处理的报告 生技部： 4月26日零点左右，雷击造成厂房多个自动化控制元件失效，保护误动。零时45分，发电车间负责检修的副主任王伍云到达厂房，经过仔细检查，确认有6个自动化及保护元件存在问题： 1、厂房水位仪显示错误。 2、厂区排水泵手自不能启动。初步检查为PLC控制器损坏，当 时通过改变接线，可手动启动。 3、模拟屏显示错乱，不能恢复。 4、模拟屏上1#主变温度计无温度显示。 5、1#主变因主变温度过高保护动作跳闸。经检查系误发信号，只 能临时把保护压板退出，投入1#主变运行。 6、504线路保护“控制回路电源消失”信号动作。经查其PT二 次回路空气开关跳闸，再仔细检查无问题后，合上该空气开关，信号消失。 4月26日9时，库区管理部反映船闸人字门开度仪出故障。4月28日，库区管理部又反映船闸左放水门主令控制器出故障。 根据以上情况，发电车间检修人员经过检查处理，已修复有以下2个问题： 1、504线路保护“控制回路电源消失”。系雷击引起空气开关跳闸，没有损坏设备。
2、船闸人字门开度仪故障。一传感器的解码器损坏，更换后恢复正常。 不能处理好的故障及原因如下： 1、水位仪显示错误。经检查下游侧水位传感器和水位控制仪损 坏，需送厂家修理。 2、厂区排水泵手自不能启动。经检查确认PLC控制器损坏，需 联系厂家处理。 3、模拟屏显示错乱，不能恢复。电脑公司人员检查认为监控服务 器的串口没有损坏，是模拟屏的信号接收和转换器损坏，需联系厂家处理。 4、模拟屏上1#主变温度计无温度显示。经检查，温度计的测温 电阻已损坏，其测温电阻与变压器本体上的膨胀型温度计温泡组在一起为一复合型温度传感器，需从厂家购买更换。 5、1#主变因主变温度过高保护动作跳闸。经对变压器本体上的膨 胀型温度计处理后，保护恢复正常，如要更换模拟屏上1#主变温度计的温度传感器，则此膨胀型温度计也要更换，因为两者合为一体，无法分离。 6、左放水门主令控制器故障。电位器损坏，需从厂家购买。 7、船闸及厂房大门等5个摄像头也遭雷击损坏，需联系安装公司 处理。 耒中水电站发电车间 2014年4月30日
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