输电线路故障跳闸原因分析报告(模板)
XX月XX日XXXkVXXX线路故障跳闸原因分析报告(模板)
1 线路概况
1.1 简介(电压等级、线路名称、线路变更情况、线路长度、杆塔数、海拔、地形、地质、建设日期、投运日期、资产单位、建设单位、设计单位、施工单位、运行单位)
1.2设计气象条件
1.3 故障点基本参数
1.3.3 绝缘子(生产厂家、生产日期、绝缘子型式、外绝缘配置) 。
2 保护动作情况
保护动作描述、重合闸动作情况、保护测距情况、重合不成功强送电情况、抢修恢复时间。
3 故障情况
3.1 根据保护测距计算的故障点
3.2 现场实际发现的故障情况
3.3 现场测试情况
4 故障原因分析
4.1 近期运检情况
4.2 气象分析故障(当日天气情况)
4.3 故障点地形、地貌
4.4 测试分析(雷电定位、接地电阻测量、绝缘子检测、绝缘子盐密和灰密(绝缘子污秽程度) 、复合绝缘子憎水性、绝缘试验情况、在线监测等)
4.5设计校验(故障点基本参数、绝缘配置、防雷保护角、鸟刺加装、弧垂风偏校验)
4.6现场走访情况(向故障点周边群众了解故障当时的天气、外部环境变化、异响、弧光等)
4.7其它故障排除情况(故障排除法)
5 故障分析结论
6 暴露的问题
7 防范措施
7.1 已采取措施
7.2 拟采取措施(具体措施、措施落实责任人、措施落实时限)
附件一：现场故障现象(故障周边环境、故障点受损部件、引发故障的外部物件)图片
附件二：现场故障测试图片
附件三：现场故障处理图片
附件四：相关资质单位的试验鉴定报告
附件五：保护动作及故障录波参数
附件六：参加故障分析人员名单
单位：日期：
安全事故分析报告范文3篇 安全事故分析报告范文篇一×××事故报告 一、事故简要经过 ××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××。(时间、地点、人、性别、部门、工种、事件经过、伤情结果) 二、事故原因分析 1、直接原因(导致事故发生的直观原因) 1)××××××××××××。 2、间接原因(剔除直观原因以外的因素) 1)×××××××××××××××××××; 2)×××××××××××××××××××。 3、主要原因 1)×××××××××××××××××××。 2)×××××××××××××××××××。…………… 三、整改防范措施(针对以上各个要因提出对策措施) 1)×××××××××××××××××××; 2)×××××××××××××××××××; …………… 四、事故处理结果 1)×××××××××××××××××××; 2)×××××××××××××××××××;
安全事故分析报告范文篇二一、事故概况 20xx年x月x日，下午13:15分左右，在四方地金水铜冶炼厂风压机房，新建空压机座柱子混泥土浇灌施工，振动器联接电缆线漏电触人事件，受伤人庞发荣吃过中午饭后，准备施工，当他的手触到振动器联接电缆线时，被电当场击倒，此时工地上的施工人员立即将电源开关断开，庞发荣此时倒在地上已经昏迷，然后工人们立即将庞发荣抬到室外地上平躺，观察他的心脉跳动缓慢，立即对他进行人工呼吸，同时又组织车辆将庞发荣赶紧送往医院进行抢救治疗，经过两个小时后清醒，在医院治疗6天后，出院回家休养。 二、事故分析 1、通过6:11电触人事故，此次事故的发生，公司虽对施工队组员工进行过进场的安全生产教育，但缺乏有效的操作规程和安全检查加之庞发荣自我保护意识淡薄是造成本次事故的主要原因。但公司在安全管理自身存在缺陷，公司没有对施工现场配备指定专人和专职电工技术人员加强对施工现场安全生产操作监督和管理。 2、质检安全部没有派出专职安全员到整个施工现场检查、管理工作，对施工队组人员没有很好的进行安全知识宣传教育，对施工现场的管理，跟班作业不到，落实不到，对 安全生产技术措施以及巡查管理工作不到位;没有理解和传达公司安全生产管理的发展理念，作为质检部门没有认真把“安全发展，预防第一”当首要任何来抓，没有履行好作为一个质检安全员的工作态度及责任才导致事故的发生。
输电线路故障跳闸原因分析报告(模板) XX月XX日XXXkVXXX线路故障跳闸原因分析报告(模板) 1 线路概况 1.1 简介(电压等级、线路名称、线路变更情况、线路长度、杆塔数、海拔、地形、地质、建设日期、投运日期、资产单位、建设单位、设计单位、施工单位、运行单位) 1.2设计气象条件 1.3 故障点基本参数 1.3.1杆、塔型。 1.3.2导、地线型号。 1.3.3 绝缘子(生产厂家、生产日期、绝缘子型式、外绝缘配置) 。 1.3.4基础及接地。 1.3.5线路相序。 1.3.6线路通道内外部环境描述。 2 保护动作情况 保护动作描述、重合闸动作情况、保护测距情况、重合不成功强送电情况、抢修恢复时间。 3 故障情况 3.1 根据保护测距计算的故障点 3.2 现场实际发现的故障情况 3.3 现场测试情况 4 故障原因分析 4.1 近期运检情况 4.2 气象分析故障(当日天气情况) 4.3 故障点地形、地貌 4.4 测试分析(雷电定位、接地电阻测量、绝缘子检测、绝缘子盐密和灰密(绝缘子污秽程度) 、复合绝缘子憎水性、绝缘试验情况、在线监测等) 4.5设计校验(故障点基本参数、绝缘配置、防雷保护角、鸟刺加装、弧垂风偏校验) 4.6现场走访情况 (向故障点周边群众了解故障当时的天气、外部环境变化、异响、弧光等) 4.7其它故障排除情况(故障排除法) 5 故障分析结论 6 暴露的问题 7 防范措施 7.1 已采取措施 7.2 拟采取措施(具体措施、措施落实责任人、措施落实时限) 附件一：现场故障现象(故障周边环境、故障点受损部件、引发故障的外部物件)图片 附件二：现场故障测试图片 附件三：现场故障处理图片 附件四：相关资质单位的试验鉴定报告 附件五：保护动作及故障录波参数 附件六：参加故障分析人员名单 单位：日期：
生产安全事故调查报告内容 2013年7月11日，九州建筑公司第一项目部在建设过程中，因上架工人违规操作造成1人受伤。由公司人事部组织专人对事故进行调查，现将调查情况报告如下： 一、事故发生单位概况 事故发生单位是九州建筑公司，位于南京市鼓楼区徐州路，是私有制生产经营形式，规模150到200人。 二、事故发生经过（时间、地点、事故性质、原因、经济损失和伤亡情况等） 2013年7月11日下午4：50，第一项目部工人在地下室一层北区作业，因作业需要，在移动脚手架的过程中，因工人违规操作且脚手架下部建渣堆积，造成脚手架重心不稳，发生脚手架倒塌事故，致使工人李大三手臂挫伤。 三、事故的应急救援和善后处理 1、事故发生后，第一项目部门经理第一时间赶到现场，并将受伤工人送至医院急救，同时对事故发生经过进行了解，并及时向公司领导、人事部进行报告，并等待进一步的指示。 2、善后处理。事故发生后，由公司领导主持召开公司内部所有在建项目安全协调会，对受伤工人安置工作进行落实。对今后在建项目安全管理工作进行如下安排： （1）在建项目每周必须进行至少一次班前教育，加强工人安全意识。 （2）在建项目至少配备一名安全员进行现场巡视。 （3）工人进行有较大危险源的施工作业时，必须有专人进行旁站安全管理。 （4）各在建项目需进一步加强奖惩制度的管理力度。 （5）对发生事故的项目，项目经理必须做出书面检讨。 四、事故伤亡人数及初步估计的直接经济损失 该事故中一个工人李大三手臂挫伤，并没有人员的死亡。 初步估计这次的事故的直接经济损失为3000元.。
五、事故发生的原因（直接原因和间接原因） 1、事故的直接原因：工人违规操作，未按照安全操作规程进行作业，工人安全意识较薄弱。 2、事故的间接原因：现场管理人员监管力度较弱，工人安全教育不到位，无现场专职安全监管人员。 六、事故的性质 经公司人事部调查及分析认定，该是事故是违规操作、管理不善造成的安全责任事故。 七、事故责任划分（直接责任和间接责任） 1、事故直接责任人——李大三及其配合工友 李大三及其配合工友在移动脚手架作业时，违反安全操作规程，不按要求移动脚手架，是发生事故的直接原因，应承担事故发生的直接责任。 2、事故主要责任人——公司现场负责人 公司现场负责人，没有履行好在建项目安全管理职责，进行安全教育，加强工人安全意识，造成人员受伤，属失职。公司现场负责人应承担事故的主要责任。 八、整改措施 该事故发生后，公司内部高度重视，举一反三，认真汲取事故教训，在公司所有在建工程安全生产进行专项整治，做到防微杜渐，以避免类似事故再次发生。 九、备注 调查方情况、参加调查的单位及情况、调查使用的设备。
电厂发变组跳闸事件分 析报告 文件管理序列号：[K8UY-K9IO69-O6M243-OL889-F88688]
电厂＃2发变组跳闸事件分析报告1、事件经过 （1）2006年6月29日前，＃02高厂变低压套管底部已渗油多日，属原安装质量问题，但因保质期未过，要等厂家来人解决，故此缺陷一直未处理。为安全起见，从6月26日起将厂用电倒至＃9B高备变，＃02高厂变转热备用。6月29日下午厂家来人，在履行完工作票手续后，准备处理此缺陷。 （2）事件前，＃2机运行参数无异常。16:13时＃2发电机在运行中突然跳闸退出运行，＃2发电机出口开关502和＃2主变220kV侧开关2202 跳开，灭磁开关跳闸，主汽门关闭。检查＃2发变组保护屏和＃02高厂变保护屏，有“高厂变压力释放”、“灭磁开关联跳”、“主汽门关闭”等信号。DCS有远控-5OPC动作报警，汽机最高转数达3160rpm。值班员迅速对汽机打闸。 （3）电气专工到达现场，检查所有报警信息后，意识到在处理＃02高厂变缺陷时，没有将有关的保护退出，于是将＃02高厂变所有保护退出。16:40时汽机重新挂闸成功，16:43时汽机重新并网。 2、原因分析
（1）电气检修工作班成员、厂家技术服务人员在处理＃02高厂变低压套管底部渗油时，由于没有意识到＃02高厂变的保护没有退出，工作中不慎，误碰了变压器顶部压力释放器的开关，引起压力释放器保护动作，从而引发一系列开关动作，造成机组跳机。这是此次事故的直接原因。（查看事故报警记录，从动作时间上的顺序判断，引起＃2机发变组跳闸的原因就是“高厂变压力释放”动作造成的。） （2）由于在处理＃02高厂变缺陷工作前考虑不周，在填写处理＃02高厂变渗油的工作票时，没有填写二次设备及回路工作安全技术措施单，致使＃02高厂变的相关保护没有及时退出。这是造成此次事故的主要原因。 （3）运行人员在接到处理＃02高厂变渗油的工作票后，没有认真审核，对不完善的安措没有给予及时补充，造成不完善的工作票发出，这也是此次事故发生的主要原因。 3、暴露问题 （1）员工在实际的工作中没有很好的执行工作票制度，工作票从签发到许可都没有很好的把关。工作票签发人、工作负责人、工作许可人，这
（样本） **公司“XX·XX”安全事件 调 查 报 告 书 事故部门：**公司XX部门/车间 事故日期：20XX 年XX 月XX 日 伤亡情况：X 死X重伤X 轻伤X 轻微伤事故级别：机械伤害 **公司“XX.XX”安全事件调查报告
一、事故概况 事故发生单位：**公司XX车间（或部门） 事故发生时间：20XX年XX月XX日星期X （XX：XX左右） 事故发生地点： XX车间XX岗位作业种类： 起因物：XX事故类别： 事故原因： 事故严重级别：XX事故 事故损失工作日总数：XXX天 二、伤亡人员情况：死亡人、重伤人、轻伤人。 三、本次事故经济损失（万元）：XX万元 （1）直接经济损失（万元）：XX万元 ①人员伤亡后所支出的费用：包括医疗费用（含护理费用）、丧葬费及抚恤费、补 助及救济费用、歇工工资等； ②善后处理费用：包括处理事故的事务性费用、现场抢救性费用、清理现场费用、 事故罚款及赔偿费用； ③财产损失价值：包括固定资产损失价值和流动资产损失价值。 （2）间接经济损失（万元）：XX万元 ①停产、减产损失的价值： ②工作损失价值： ③源损失价值： ④治理环境污染的费用： ⑤补充新员工的培训费用：
⑥其他损失费用： 四、事故简要经过： 事故调查组必须查明事故发生的经过，事故经过应包括以下内容： （1）事故发生前，事故发生单位生产作业状况； （2）事故发生的具体时间、地点； （3）事故现场状况及事故现场保护情况； （4）事故发生后采取的应急处置措施情况； （5）事故的报告经过； （6）事故抢救及事故救援情况； （7）事故的善后处理情况； （8）其他与事故发生经过有关的情况。 五、事故原因分析和事故性质认定 （对事故发生进行详细的原因分析，该部分为报告书核心部分） （1）事故发生的直接原因 直接原因指直接导致事故发生的原因。它可分为三类： ①物的不安全状态。是指由于设备不良所引起的，也称为物的不安全状态。 所谓物的不安全状态是使事故能发生的不安全的物体条件或物质条件。 ②环境原因。指由于环境不良所引起的。 ③人的原因。是指由人的不安全行为而引起的事故。所谓人的不安全行为 是指违反安全规则和安全操作原则，使事故有可能或有机会发生的行为。 （2）事故发生的间接原因 间接原因指间接原因产生和存在的原因。包括技术、设计上的原因和管理上的原因。间接原因主要有： ①技术的原因。包括：主要装置、机械、建筑的设计，建筑物竣工后的检 查保养等技术方面不完善，机械装备的布置，工厂地面、室内照明以及通风、机械工具的设计和保养，危险场所的防护设备及警报设备，防护用具的维护和配备等所存在的技术缺陷。 ②教育的原因。包括：与安全有关的知识和经验不足，对作业过程中的危 险性及其安全运行方法无知、轻视不理解、训练不足，坏习惯及没有经验等。 ③身体的原因。包括：身体有缺陷或由于睡眠不足而疲劳、酩酊大醉等。 ④精神的原因。包括怠慢、反抗、不满等不良态度，焦燥、紧张、恐怖、 不和等精神状况，偏狭、固执等性格缺陷。 ⑤管理原因。包括：企业主要领导人对安全的责任心不强，作业标准不明 确，缺乏检查保养制度，劳动组织不合理等。 （3）事故发生的主要原因
电气事故案例分析题 (2) 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 (2) 二、擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (3) 三、安全措施不全电除尘内触电 (4) 四、带负荷推开关 (5) 五、野蛮操作开关，导致三相短路 (6) 六、小动物进入电气间隔，造成机组跳闸 (7) 七、PT保险熔断造成机组跳闸 (8) 八、励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸 (9) 九、励磁变温度保护误动，造成机组跳闸 (10) 十、6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸 (11) 十一、MCC电源切换，机组跳闸 (12) 十二、励磁机过负荷反时限保护动作停机 (13) 十三、220千伏A相接地造成差动保护动作停机 (14) 十四、查找直流接地，造成机组跳闸 (15) 十五、查找直流接地，造成机组跳闸 (16) 十六、检修工作不当，造成机组跳闸 (17) 由于人员工作不当，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。 (17) 十七、主变差动保护误动 (18) 十八、主变冷却器全停使母线开关跳闸 (19) 十九、试验柴油发电机造成机组停运 (20) 二十、定冷水冷却器漏泄，定子接地保护动作停机 (21)
电气事故案例分析题 一、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸 事件经过 1月8日某厂，#3发电机有功85MW。运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。 原因分析： 1.在机组正常运行中，运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作，造成发- 变组差动保护出口动作。是事故的主要原因。 2.继电保护装置密码设置为空，存在人员误动的隐患。是事故的次要原因。 3.运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。 暴露问题： 1、违反《集团公司两票管理工作规定》，无票作业。 2、集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。 3、运行人员安全意识不牢固，盲目越权操作。 4、运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。 采取措施： 1、加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。 2、认真对照集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行落实、整改，进一步完善制度。 3、加强“两票”管理，各单位要严格执行《集团公司两票管理工作规定》，严禁无票作业。 4、发电部加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不要越限操作。 5、继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警告标志，吸 取教训。完善管理制度，加强设备管理。
事故分析报告格式 导读：本文事故分析报告格式，仅供参考，如果觉得很不错，欢迎点评和分享。 事故分析报告格式 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。 预览：
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。
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
2014年1至11月份配网跳闸分析报告 一、总体情况分析 截止2014年年11月底， 10kV公用配电线路共计65条，10kV配电线路累计故障跳闸238条次，平均跳闸次数为次/条；与去年302条次相比减少66条次，同比降低%。其中：设备跳闸80条次，占全部故障的%；去年同期设备跳闸123条次，占全部故障的%，同比下降了%。 树障跳闸44条次，占全部故障的%；去年同期树障跳闸50条次，占全部故障的%，同比下降了%。 外力跳闸25条次，占全部故障的%；去年同期外力跳闸29条次，占全部故障的%，同比下降了%。 其它类跳闸89条次，占全部故障的%；去年同期其它类跳闸95条次，占全部故障的%同，比上升了%。10kV配网主干线故障停电的主要原因依次为设备原因、树障因素、外力因素、其它类因素。（见饼状图） 二、配网线路跳闸情况
截止11月底，10千伏主干线故障238条次，比去年同期减少64条次（见柱状图4） 三、暴露问题 （一）配网主干及分支线路故障238条次。 1、其中因设备影响引起的故障为80条次，占配网故障的%，具体分类（见柱状图）。 经过对设备影响引起的故障原因分析发现：占前三位的依次为导线原因23次、变压器原因22次、避雷器原因12次。主要原因：一是我局10千伏配网设备大部分是农网一期以前的线路，当时建设标准低、线径细。二是近几年负荷增长迅速，配电设备长期在大负荷、重过负荷运行，老化严重，故障较多。三是设备
接地装置运行时间长，连接点氧化、锈蚀严重，连接不紧密。四是管理因素：有部分配变未按照规程要求合理配置高压熔丝、低压熔断器和断路器。有个别杆塔裂纹严重、倾斜或缺失拉线。有配变高压避雷器更换安装不规范，直接捆绑或直接安装到变压器上。有未及时发现修路或建房造成导线对地安全距离不够现象。 2、因树障影响引起的故障为44条次，占配网故障的%，具体分类（见柱状图）。 经过对树障影响引起的故障原因分析发现：主要原因：一是我局10千伏配网线路通道内还存在树障未清理现象，特别是偏远偏僻地方。二是近几年我县部分乡镇开展林木加工富民政策，村民大面积种植速生杨，造成部分10千伏配网线路通道外侧超高树木较多。 3、因外力影响引起的故障为25条次，占配网故障的%，具体分类（见柱状图）。
事故分析报告格式 事故分析报告格式 事故分析报告格式 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。
预览： 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。 事故分析报告（一） 江门市某高级烟花厂发生特大爆炸事故，死亡37人(其中男7人，女30人)，重伤12人;损毁厂房、民房、仓库10200平方米和一批设备、原材料，直接经济损失3000万元。本文分析江门市某高级烟花厂基本情况、事故发生的经过和原因，总结教训并提出相应改进措施。 二、事故分析 江门市某高级烟花厂发生特大爆炸事故，死亡37人(其中男7人，女30人)，重伤12人;损毁厂房、民房、仓库10200平方米和一批设备、原材料，直接经济损失3000万元。
电厂机盘车跳闸事件分 析报告 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
电厂＃1机盘车跳闸事件分析报告1、事件经过 （1）2005年5月31日00:00时，＃1燃机盘车正常运行，环境温度33度，转速128RPM，LTTH50.5度，88BT-1、2、88VG-1、2均断电位， 88QA、88QV、88QB-2、88WC-1运行，油箱负压0.7kPa，未发现异常。 （2）01:24时，主控室＃1机上发出报警，现场检查88CR转速变0， 88QA、88QB、88QV运行正常，油箱负压0.7KPA，轮机间及辅机间的门均关闭，88BT-1、2及88VG-1、2均断电，轴承金属温度正常，轮机间最高温度253度，TMGV67.7度，QAP5.8BAR，QGP1.17BAR，厂用电电压、电流正常，但是试启高盘未成功。 此后检查发现88BT-2全关，88BT-1的出口挡板未全关，有20度左右的开度。考虑到轮机间温度较高，有可能产生了刮缸，将88TG拉至检修位，强制L62CD为“1”，将其静置，白班再做处理。 （3）MARKV报警如下：
01:23:47COOLDOWNTROUBLE 01:24:06HPSPEED-ZEROSPEED 01:24:06CRANKINGMOTORSTATUS 01:24:36TURBSHFTFAILURETOBREAKTUBINEAWAY 01:24:36TURBINESHUTDOWN 从报警分析，在燃机转速为0后，88CR自动启动，但大轴未转动，启转失败；另外从前两个报警可以看出，燃机从60rpm到0rpm只用了49秒的时间（盘车故障这个报警是当燃机在盘车状态下，转速降到了2%以下延时30秒才出现，从报警到转速为0rpm是19秒，加上30秒），故分析是主机动静部分产生了摩擦，造成盘车停运。 2、原因分析 经过分析，具体原因为燃机本体由于冷却不均造成动、静部件间隙过小，产生刮缸现象，使盘车停止运行。 3、防范措施
线路跳闸原因分析报告 线路跳闸原因分析报告随着科技的发展迅猛，无线网络也进入家家户户，不管城市还是农村，居民生活对用电质量的要求提高，根据国家要求，现在每年计划的停电次数在逐渐减少，同时在发生故障之后能够及时处理设备，恢复用户用电。 1 配网线路跳闸原因分析 1.1 外力的破坏 配网线路一般放置于比较复杂的环境中，不可避免的要面对来自大自然的外力干扰，经调查外力的损坏占总比例高达30.2%，例如：狂风的破坏、暴雨的洗刷、雾霾的覆盖、寒冬暴雪的侵蚀，种种外力因素都可使线路的绝缘层遭到破坏导致绝缘层老化、变质，从而发生绝缘层断裂保护力下降等现象，最终导致跳闸。由此可见，外力的破坏也成为配网线路跳闸的一大因素[1]。 1.2 用户的原因 用户对于设备的监督检查管理力度不够，也可导致线路的绝缘能力下降，供电管理部门的检查力度不夠也可引发故障，各项监管工作做不到位，使各种问题和存在的隐患都可导致配网线路的损坏。一些用户存在对知识的匮乏，缺乏对配网线路规定的额定电压等级的认知，随意使用设备，从而导致设备故障。用户自身原因或者监管不够的原因占发生故
障总比例的17%，这些都是不可忽视的重要因素。 1.3 设备的缺陷 工作人员对于线路检查不够认真，态度随意，不能及时发现、处理问题，且发现问题不及时处理，都为设备造成缺陷致使引发跳闸。检修人员不按照规定的周期检查，也没有对设备进行清扫和处理，导致设备运行老化、卡涩、变形等异常。一旦发生异常，都可引发设备故障，导致跳闸。 1.4 绝缘子串闪络放电引发的原因 导致绝缘子串闪络的因素之一就是过电压，例如：配网系统自身的暂态过电压、供电的高峰期瞬间过电压等，四面八方的过电压叠加都可使电压值迅速上升，一旦超过系统的额定电压值，就会导致绝缘子串闪络问题，引发对地方电及短路等故障。如果绝缘子的绝缘度不达标质量不合格时，都可引发短路、跳闸。 2 配网线路跳闸治理措施 2.1 防范外力的破坏 外力损坏是引发配网线路跳闸的外部因素最重要的原因，因此就需要加大力度排除这种干扰因素，保护好配网线路及设备的安全。例如：预防恶劣天气带来的损坏，在经常发生冰雪覆盖的区域做调查，收集冰雪覆盖情况、冰凌的性质、结冻的高度、冰凌出现的月份和次数等。这些都可作为在改造线路时候的参考因素，且加强对积雪的处理，可避免
电厂因系统故障引发＃3、＃4号机跳闸事件分析报告1、事件经过 （1）2005年5月19日，天气较恶劣，大雨且雷电频繁。12:59时，220kV系统冲击，＃3、＃4机组相继跳闸。 （2）经运行人员检查，＃3机组保护动作情况如下： 87GSTATORDIFF定子差动动作； TRIPFROMEX2100励磁联跳； 52LTRIPPED2203出口开关跳闸； 41EXTRIPPED跳励磁； TURIBINETRIPPED跳燃机。
＃4机组保护动作情况如下：灭磁联跳，汽机联跳。 线路保护动作情况如下：220kV南逸甲、乙线都发出距离启动、零序启动、纵联差动启动、纵联保护发讯信号。 （3）故障发生后，当值值长立即向调度汇报跳机情况，并询问系统情况，答复为110kV逸中线、仙中线跳闸，且系统多台机组跳闸；同时，值长将事故情况汇报厂领导，厂领导指示＃1机水洗完毕后立即向调度申请转备用。 （4）此后，厂部成立事故调查小组，组织有关人员对＃3、＃4机组和变压器进行了全面细致的外观检查，除＃3主变、220kV1M、2M母线PT、220kV南逸甲、乙线B相避雷器全部动作外，未发现其它异常问题。 （5）因＃3发电机差动保护动作，电气检修人员将该发电机定子与主变连接线和中性点连接线全部拆开，对发电机定子绕组进行了三
相对地、相间绝缘、泄漏电流的测试工作，测试结果正常，说明＃3发电机本身没有故障，可以投入运行。 （6）继电人员对各保护动作情况进行了检查，对发电机差动保护进行了检查测试，结果表明保护装置校验动作正确。 （7）继电人员提取故障录波器录制的波形进了分析，结果是： 12:59:056时，系统故障：A、C两相相间接地短路，南逸甲、乙线电流突增，线路保护纵差、零序启动。 12:59:057时，A、C两相断路故障点切除，电网频率增加至大约 53Hz，＃3、＃4机负荷突降至各5MW左右。 12:59:067时，＃4机OPC动作，跳开＃4主变出口2204开关。 12:59:068时，系统再次出现三相对称短路故障（后询问调度是逸中线非同期合闸造成），＃3发电机电压突降，强励启动，定子电流瞬
光缆故障分析报告范例 1、光信号缺失：一般因人为窥视信号、破坏光缆原因，致使光信号中断。一次，接到一光节点无输出电信号的故障，检测该光接收机无输入光功率，到前端机房测试，光分路器输出光功率正常。初步判断为该4芯光缆故障，安排人员沿线巡查，并未发现明显受损现象。通过ODTR测试，发现4根纤芯中只有1根不通，根据故障点大概距离再到现场查看，仍未发现光缆有破损迹象。于是将此故障点前后近100米光缆更换后信号恢复，仔细检查发现光缆上有1小孔，推断系误将光缆当作电缆，人为破坏光缆窥视信号行为所致。 2、光信号质量下降：如光缆中间熔接头质量不好，损耗过大，或光纤在接头盒中盘绕时弯曲半径太小，影响光功率的正常传输；接头盒防潮性能 不好，使光纤老化快，造成光折射能力差，降低光功率；光纤活动接头处有脏物，接触不好，使光功率下降，可用脱脂棉蘸(zhan)无水酒精清洗；前端和末端设备的尾纤应盘绕好，固定在光纤盘上，避免折断和弯曲半径变小而造成光损耗增加，影响信号传输质量。 从光纤网络运行近十年的情况看，光发射机故障并不高，也出现过因停送电后冲击浪涌电流过大而烧坏光发射机电源部分的故障。通过在前端加装稳压电源和不间断UPS电源，可以大大减少此类故障的发生。光发射机输入的驱动电平要
按设备要求注入，如频道增加或减少，也应调整驱动电平高低，避免因驱动电平过高或过低使光发射机CTB、CSO指标恶化而导致系统传输质量变差，这一点至关重要，也是调试光发射机最重要的工作。如光发射机使用年限较长，光模块老化，使光功率下降，当下降到规定值范围以下时，应更换新的模块或发射机，确保足够的光发射功率。 光接收机在使用和维护中要掌握好输入光功率和输出RF射频电平，入口光功率要符合设备规定值要求，否则应采取措施来保证光接收机的正常工作，射频电平不要调得过高。若接收机规定输出RF电平为110dBμV，设计、调试和维护时应低于110dBμV，否则会因电平过高可能产生画面出现横丝、图像不清楚等故障。在一次小区改造就出现过这样的问题，按接收机最高RF电平设计，出现了交互调故障，插入衰减片 将电平降至105dBμV后，光接收机工作正常。光接收机应配备良好的稳压电源和良好的接地，最好在220V入口电源处再加装一组避雷器，雷击时可起到一定保护作用，过去因没注意这一点，因雷击产生的意外过电压，烧坏光接收机电源的现象时有出现。另外，如条件允许，光接收机应选质量好的，电源应配开关电源，质量差的光接收机工作一段时间后，电平会降低，给分配网络电信号的正常传输带来较大的影响。
安全事故分析报告范文 一、事故概况 20xx年x月x日，下午13:15分左右，在四方地金水铜冶炼厂 风压机房，新建空压机座柱子混泥土浇灌施工，振动器联接电缆线 漏电触人事件，受伤人庞发荣吃过中午饭后，准备施工，当他的手 触到振动器联接电缆线时，被电当场击倒，此时工地上的施工人员 立即将电源开关断开，庞发荣此时倒在地上已经昏迷，然后工人们 立即将庞发荣抬到室外地上平躺，观察他的心脉跳动缓慢，立即对 他进行人工呼吸，同时又组织车辆将庞发荣赶紧送往医院进行抢救 治疗，经过两个小时后清醒，在医院治疗6天后，出院回家休养。 二、事故分析 1、通过6:11电触人事故，此次事故的发生，公司虽对施工队组员工进行过进场的安全生产教育，但缺乏有效的操作规程和安全检 查加之庞发荣自我保护意识淡薄是造成本次事故的主要原因。但公 司在安全管理自身存在缺陷，公司没有对施工现场配备指定专人和 专职电工技术人员加强对施工现场安全生产操作监督和管理。 2、质检安全部没有派出专职安全员到整个施工现场检查、管理 工作，对施工队组人员没有很好的进行安全知识宣传教育，对施工 现场的管理，跟班作业不到，落实不到，对 安全生产技术措施以及巡查管理工作不到位;没有理解和传达公 司安全生产管理的发展理念，作为质检部门没有认真把“安全发展，预防第一”当首要任何来抓，没有履行好作为一个质检安全员的工 作态度及责任才导致事故的发生。 3、项目部：在现场管理技术人员对平时工作细节疏忽大意，对 队组员工安全教育不到位，平时跟踪落实工作力度不够，没有认真 把平时预见发生的事情，苗头处理在萌发状态，根据施工现场的环 境特点，在思想上高度重视施工安全生产管理制度。
220kV线路C相接地故障保护动作跳闸分析报告 一. 故障简述 某220kV线路发生C相接地故障，线路保护IWJ，IIWJ快速动作，跳开C相开关后，重合闸动作，重合于二次故障，保护加速三相跳闸。其中IWJ保护配置是国电南自PSL603GC光纤线路保护，IIWJ保护配置是北京四方CSC103D光纤线路保护。 二. 保护装置及录波器动作情况 综自人员到达现场后，从保护装置和故障录波器中调取报告并打印，下表是220kV线路保护IWJ，IIWJ保护动作报告及故障测距（线路全长45.6km）： 故障发生后，线路保护IWJ PSL603GC接地距离Ｉ段18ms出口，888ms重合闸重合于二次故障，978ms差动保护永跳出口，在987ms收对侧远传开入信号。同时，线路保护IIWJ保护CSC103D分相差动14ms出口，893ms重合闸重合于故
障，1001ms阻抗II段加速出口。 下图是故障录波器所录本间隔波形图的截屏图。从录波器的波形图可以看出，无论是第一次故障，还是第二次故障，交流采样波形具有以下3个特点： （1）故障时C相电流突然增大，且无衰减现象，可以排除C相振荡的可能。 （2）故障时存在零序电流，且波形与C相一致，说明A，B两相无故障电流 （3）故障时C相电压突然减小，且无衰减现象。 由此，根据电力系统故障计算理论，可以断定两次故障均为单相接地故障，特殊相为C相。
第一次故障时，PSL603GC接地阻抗I段测距阻抗为0.079+j0.206Ω, CSC103D光纤差动保护计算差动电流ID=70.50A，制动电流为IB=38.00A，下图为PSL603GC接地阻抗I段和CSC103D差动保护动作特性图，图中红色曲线圈住部分为动作区，红点为动作点，从动作特性图上可以看到，动作点均在动作区内，保护正确动作，且阻抗保护特性图显示动作点距原点很近，证明故障点距保护安装点很近，与故障测距结果相符。 随后，两套保护重合闸均在89ms启动， PSL603GC在888 ms重合闸出口，延时799ms；CSC103D为893 ms，延时805ms；定值单上两套保护单相重合闸长延时和短延时均为0.8s，实际延时符合定值设置，正确动作。 在保护加速跳闸过程中，通过故障录波图和保护报文的比较，证明保护动作正确。 三. 若干问题的说明 （1）重合闸动作开关量变位后，CSC103D发沟通三跳开出，其作用在本套保护重合闸出口后，通过外回路使另一套保护重合闸放电，以免断路器再次重合在故障上，因此动作为正确动作。 （2）二次故障时，A，B相在C相断路器未合上前出现幅值不大的故障电流，可能的原因是，在重合过程中，对侧断路器先合上，由于二次故障已经存在，于是通过对侧变电站母线或三相线路间的相间电容或对地电容，故障电流在A，B
问题专项分析报告（8D） 问题背景（D0） 对XX专项问题背景情况进行详细介绍（时间、地点、人员、事情发生经过）。 1．问题解决团队成员（D1） 问题发生后，我司高度重视，迅速组织各供应商成立专项团队负责对此问题进行调查分析。 表1：团队成员 2 ．问题描述（D2） 对XX专项问题进行详细的描述。（缺陷位置、尺寸、涉及范围、潜在风险、是否有类似处理经验等，包括图片、数据等资料） 3. 临时纠正措施（D3） 包含缺陷影响分析，必要时进行理论计算或模型评估，对采取的修复方案进行简单描述并提供NCR、维修方案、维修过程关键点控制图片资料等。 4. 原因分析(D4) XX专项问题的原因很多，如图5所示，下面从人、机、料、法、环五个方面进行原
因分析。 图5 XX问题分析图
●人 对于XX问题，从人的角度进行详细的分析阐述。 ●机 对于XX问题，从机的角度进行详细的分析阐述。 ●料 对于XX问题，从料的角度进行详细的分析阐述。 ●法 对于XX问题，从法的角度进行详细的分析阐述。 ●环 对于XX问题，从环的角度进行详细的分析阐述。 5. 选择和验证根本原因（D5） 通过上述原因分析，XX专项问题的根本原因是XX。 针对造成XX问题的各种原因，采取以下措施： ●人 对于XX问题，从人的角度进行详细的措施阐述。 ●机 对于XX问题，从机的角度进行详细的措施阐述。 ●料
对于XX问题，从料的角度进行详细的措施阐述。 ●法 对于XX问题，从法的角度进行详细的措施阐述。 ●环 对于XX问题，从环的角度进行详细的措施阐述。 6. 方案实施（D6） 根据前期制定的方案，详细阐述具体实施过程。 7. 防止再发生（D7） 针对XX问题，制定切实可行的纠正预防措施，防止此类问题再次发生。 8 总结（D8） 综上所述，现对XX问题总结如下： (1)问题原因:XXXXXX (2)解决措施:XXXXXX (3)预防措施:XXXXXX
一起500kV线路远方跳闸事件分析 发表时间：2017-11-03T16:50:36.543Z 来源：《电力设备》2017年第18期作者：吴伟锋[导读] 摘要：本文详细描述了一起500kV线路远方跳闸事件的经过、故障信息、动作信息等，并根据跳闸过程与相关信息，对该事件进行了分析，最后得出了事件的原因，并给出了防止该类型事件再次发生的措施，为500kV线路安全稳定运行提供了重要参考。 （中国南方电网有限责任公司超高压输电公司广州局）摘要：本文详细描述了一起500kV线路远方跳闸事件的经过、故障信息、动作信息等，并根据跳闸过程与相关信息，对该事件进行了分析，最后得出了事件的原因，并给出了防止该类型事件再次发生的措施，为500kV线路安全稳定运行提供了重要参考。 关键词：500kV线路远方跳闸绝缘监测 一、事件经过 南方电网下属500kV花都变电站（下称花都站）是广东地区外环网枢纽变电站，在南方电网主网架中处于重要的战略位置。花都站与500kV肇庆砚都变电站、500kV博罗变电站、500kV曲江变电站、500kV北郊变电站相接，并全部采用500kV双回线连接。 2016年02月07日10时07分，花都站监控系统报以下信号： 10:07:38.598北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一动作 10:07:42.544北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一复归 10:07:43.125北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一动作 10:08:12.474北花甲线主二四方CSC-103保护远跳开入一复归现场检查一次设备无异常，5021、5022断路器保护，北花甲线主一集成辅A、主二集成辅B保护无相关的启动和动作报文，故障录波没有启动。仅在北花甲线主二CSC-103AYN保护中有下面四条报文： 2016-02-07 10:15:24.794 远跳开入一 2016-02-07 10:15:24.794 远跳开入一发送 2016-02-07 10:15:29.227 远跳开入一 2016-02-07 10:15:29.227 远跳开入一发送向调度汇报情况后得知500kV北郊变电站（下称北郊站）500kV北花甲线主二集成辅B保护动作跳开了北花甲线三相开关。 二、北郊站500kV北花甲线保护动作分析 北郊站北花甲线主二保护CSC-103AYN录波如图1所示： 从图1可知，保护动作跳闸前三相电流、电压无异常变化，没有零序电流、零序电压。4ms保护启动，64ms保护收到三相跳闸和永跳命令，100ms左右跳开三相开关。4ms保护有远跳一收信，一直持续到开关三相跳开。没有开关量10说明远跳二没有收信，没有开关量11/12说明对站没有向花都站发出远跳开入信号，有开关量13而没有开关量14说明是远方开入启动跳闸但不是过电压启动远方跳闸[1]。 远方跳闸保护：当线路对端出现线路过电压、断路器失灵等故障时，均可通过通过“远跳开入一”、“远跳开入二”端子发出远跳信号，远跳信号通过光纤通道传至本侧保护装置后，根据收信逻辑和相应的就地判据动作出口，跳开本侧断路器。 远方跳闸保护动作需要满足以下条件：1、在远方跳闸保护的两个通道中，任一通道有“远跳开入”且该通道正常；2、就地判据满足要求；3、经过一定延时；4、“远方跳闸投入”控制字为1。 远方跳闸保护就地判据有电流突变量、零序电流、负序电流、零序电压、负序电压、低电流、分相低有功功率、分相低有功功率因数等，经相应控制字投退。只要满足其中一个就地判据即可。 其中计算低功率因数角是计算相电压和相电流之间角度，并归算到0°~90°。为分相低功率因数，当三相任一相低功率因数连续40ms小于整定值，置低功率因数动作。北郊站保护动作信号中保护启动40ms后发“低功率因数满足”，根据图1北花甲线主二保护录波中A相电压与电流在0时刻初相角相差约100°（可以肯定超过了90°），北郊站为受电端折算为80°，经归算cosφ=cos80°=0.17小于低功率因数定值0.5，是满足低功率因数就地判据的[2]。