10kv线路故障跳闸的快速查找

10kV线路故障跳闸的快速查找

运行中的10 kV线路，因雷、风、雪自然灾害，和遭受外力、环境污染等原因，常常会发生跳闸事故。10 kV线路一旦发生跳闸事故，就会造成该线全线或部分线路大面积停电，势必会给用电企业带来经济损失，所以越早查出事故地点和原因，消除事故隐患，缩小事故停电范围,越早恢复通电，就能够减少供用电企业双方的经济损失。因此当10 kV线路发生跳闸事故后，应尽快组织力量进行查处。电气事故的特

点一般是，查找故障点困难，而处理故障一般则比较容易。所以10 kV线路跳闸事故发生后。关键是能不能快速找到故障点。

10 kV线路跳闸事故中，一般雷击、车辆碰撞引起断线发生的跳闸事故容易找到，用户设备故障、用户变电所内小动物、误操作（不报告）等引起的跳闸事故查找就困难得多；架空线路发生的跳闸事故容易找，地下电缆跳闸事故查找就难上加难。但是10 kV线路跳闸事故的发生都有其原因、过程、现象。可以从“原因”“过程”“现象”中，总结、归纳出一套快速查找事故的方法。笔者根据自己的工作经验，介绍快速查找10kV线路跳闸事故的方法。

1 有计划地查找故障事故发生后，工作负责人应对事故情况进行分析，不做盲目查找，如对事故发生地点的预测。

1.1 根据继电保护动作情况预测事故发生在线路的地段不同，其继电保护动作是不一样的。电流速断保护动作跳闸：电流速断保护的保护范围，一般为系统最大运行方式下发生短路时，保护范围最大，占线路全长的50％左右。而当线路处于最小运行方式时，保护范围最小，占线路全长的15％～20％。因此，电流速断保护装置动作跳闸，则说明故障点一般大多位于线路前段（靠近变电所侧）。

过流保护装置动作跳闸：过电流保护的保护范围为被保护线路的100％。但通常过流保护装置同时设有延时继电器，在与速断保护装置配合使用时，一般在线路后段发生故障时才动作跳闸。电流速断保护与过流保护同时动作跳闸：此种情况一般说明故障点位于速断保护与过流保护的共同范围，故障点大多位于线路中段。

所以，变电所断路器跳闸，要及时调查继电保护动作情况。根据继电保护装置的动作类型及特点，对故障性质及范围进行大致定位。

1.2 根据线路路径预测线路路径在污染区的，大雾天气或春、秋季节小雨，该线路发生跳闸事故时，首先应该考虑的是污闪事故，要重点对污染区线路进行排查。线路路径中有森林、树木区的，在夏、秋季节有风天气就应该检查，跳闸是由树木引起。应重点检查对森林、树木区线路。线路路径在居民建房区、公路建设区的，在良好天气情况下，首先要考虑是野蛮施工造成的，检查时就应特别注意施工区的情况。

1.3 根据线路的绝缘水平预测全电缆线路绝缘最薄弱的地方是终端头、中间接头处。所以全电缆线路发生跳闸故障，应该首先检查终端头、中间接头是否被击穿。有架空绝缘线和架空裸导线组成的线路，首先应该考虑架空裸导线段线路。

1.4 根据线路客户分布及用电情况预测线路上如果接有造纸、炼铜、钢、铁等用电企业的，检查时应该从这些企业开始。因为这些企业用电通常会超负荷，冶炼企业大部分又采用中频炉，就非常容易发生事故。掌握了以上情况再去处理事故，有的放矢地进行排除故障，就会得到事半功倍的效果。

2 严密的组织措施排除故障

2.1 合理组织工作人员必须有1名工作负责人，若干名工作班成员。工作班成员人员的多少则应根据线路的长短、路径及事故发生时的天气、时间等确定。线路短，线路路径交通方便的可以少些，线路长，线路路径复杂的就要多安排一些人员。故障发生在良好天气、白天的可少一些人员。故障发生时天气不好、发生在夜晚时应多安排一些人员。人员不足势必影响查找速度。

2.2 工具齐全通讯工具：参加查找故障的人员必须配有手机或者对讲机，而且要保持畅通，以便在找到故障、发生意外情况时及时和工作负责人、工作班成员、调度取得联系。以便迅速结束查找，投入抢修。操

作工具：应该带必须的绝缘棒、绝缘手套等工具，以便在操作分段断路器时使用。其他必要的工具：夜间查找应有照明电筒。白天查找时有条件的可配高倍率望远镜，可远距离观察线路，节省时间。

3 安全措施和注意事项

“安全就是速度、安全才有效益”为了确保查找过程中不发生意外事故，工作负责人应在出发前向工作班交代安全措施和注意事项：新工人不得单独巡线，单人巡线时，禁止攀登杆塔；偏僻山区、夜间巡线两人进行，暑天、大雪天等恶劣天气巡线，必要时两人进行；

雷雨、大风天气巡线人员应穿绝缘鞋、绝缘靴；

夜间巡线应沿线路外侧，大风巡线应沿线路上风侧；

工作中应始终认为线路带电，即使明知该线路已停电，亦应认为线路随时有恢复送电的可能；

巡线人员发现导线、电缆断落地面或悬吊空中，应设法防止行人靠近断线8 m以内；

操作断路器时，必须两人进行，一人监护一人操作；

单人巡线时，禁止打开配电设备柜门、箱盖；

雷雨时禁止操作柱上各种断路器。

输电线路故障跳闸原因分析报告模板)

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：

电厂发变组跳闸事件分析报告

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

第三季度：10kV配网线路跳闸调研报告

XX电网10kV配网线路跳闸 调研报告 10kV配电线路是县级供电企业电力设施的重要组成部分，它们担负着向城乡供电的重要任务，由于长期处于露天情况下运行，又具有点多、线长、面广等特点，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。根据我公司配电网络的实际运行状况，对今年1-8月期间所发生的10kV配电运行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。本调研报告只针对属公司资产或运维的线路，不含属用户资产的供电线路或小水电上网线路。 一、总体情况分析 截止2015年8月底，属公司运维10kV公用配电线路共计64条， 10kV配电线路累计故障跳闸停电146条次（不含重合闸成功次数,计划检修停电次数），平均故障停电次数为2.28次/条；故障跳闸呈以下特点： （一）从故障性质上分：主要有单相接地和相间短路。 1-8月公司配网共发生单相接地60条次，占全部故障的41.1%；相间短路86条次，占全部故障的58.9%。

（二）从设备产权性质上分：公司资产(运维线路)故障和用户资产故障。 1-8月公司资产(运维线路)范围内发生故障90条次，占全部故障的62%，其中单相接地故障35条次占23.9%，相间短路55条次占37.7%；用户资产发生故障56条次，占全部故障的38%，其中单相接地故障25条次占17.1%，相间短路30条次占20.5%。 （三）从主线、支线上分： 1-8月公司配网主干线发生故障停电19条次，占全部故障的13%，其中单相接地故障9条次占6%，相间短路故障10条次占7%；支线发生故障126条次，占全部故障的87%，其中单相接地故障51条次占34.9%，相间短路故障75条次占51.3%。 （四）从故障因素上分： 1、设备自身故障跳闸42条次，占全部故障的28.7%；其中：导线故障条8条次，避雷器故障4条次，变压器故障5条次，断路器故障1条次，绝缘子故障4条次，电缆故障2条次，故障原因不明（没有查出明显故障点）18条次。 2、树障跳闸18条次，占全部故障的12.3%； 3、自然灾害造成跳闸83条次，占全部故障的56.8%；其中：导线故障18条次，避雷器故障22条次，变压器故障

电气事故案例分析--1.

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。

电厂发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告

电厂＃2发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告1、事件经过 2006年03月27日9:23时，＃2汽轮发电机失磁保护动作跳闸，但在＃1电子间＃2汽机保护屏前未见任何保护动作信号，询问在场的运行人员答复已将保护屏跳闸信号复归。检查动作记录报文，其中有失磁保护动作与TV断线。于是拉开＃1PT刀闸，检查1PT的一次保险和二次接线无开路现象，检查＃2PT二次空开下桩头接线B相松动，将其紧固。因怀疑PT一次保险质量不良，用保险丝与1PT一次保险并联后，推上＃1PT刀闸，重新起励，控制屏上显示励磁为FCR 方式，检查励磁屏上两通道均有PT断线告警，将其复归（在检查PT 回路拉开1PT刀闸时发出），再次起励升压并网成功。 2、原因分析 （1）保护屏内故障报文，因CPUO和CPUE的报文一样，CPUE的时间更接近实际时间，故以CPUE的报文作为分析依据，相关故障报文如下：

09:17:25:306失磁保护动作t1(0.5s) 09:17:26:303失磁保护动作t2(1s) 09:17:28:291主汽门关闭 09:18:48:463发电机3W定子接地TV1断线 09:18:35:541发电机3U0定子接地TV1断线 09:19:00:393发电机逆功率TV1断线 09:19:01:388发电机失磁保护TV1断线 可知故障是因＃2发电机失磁引起失磁保护动作跳开发电机出口开关502，联跳主汽门。综合检查情况，基本可排除PT断线的因素造成，PT断线保护可闭锁，励磁也可切换到手动通道，保护出口前无PT断线信号，TV1断线信号是在发电机开关跳闸甩负荷后发出的，为甩负

荷时系统冲击引起（3W、3U0定子接地同理），现场检查PT也未开路，从失磁保护报文看，保护启动正确，当时检测到的参数已达到动作范围。 （2）造成失磁的原因由于分析素材不足，难以作出准确的判断，但可能是： ①励磁装置自行误动作减磁或灭磁。 ②不排除有人在触摸屏检查时误按“灭磁开关跳闸”按键。（正常时黑屏） 3、暴露问题 （1）保护屏上信号复归过快，不利于故障分析。 （2）运行励磁投切方式无记录。

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

至配网跳闸分析报告

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）。

电厂机盘车跳闸事件分析报告

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 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机跳闸事件分析报告

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

220kV线路C相接地故障保护动作跳闸分析报告

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

一起500kV线路远方跳闸事件分析

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]。

2019年开关跳闸了的分析报告

开关跳闸了的分析报告 篇一：开关跳闸分析报告 20XX年XX月XX日220kV围兴Ⅱ回 206开关跳闸分析报告 1.跳闸起止时间 20XX年XX月XX日16时04分55秒至18时33分25秒 2.跳闸发生地点 220kV兴义变、围山湖变 3.故障时天气情况 晴 4.故障前运行方式 事故前，220kV兴义变、220kV围山湖变220kV侧正常运行；500kV 金州变、220kV兴义变、安龙变、围山湖变220kV线路成四角环网运行。 5.故障前保护装置运行情况 6.围兴II回故障跳闸过程简述 20XX年10月24日16时04分55秒220kV围兴Ⅱ回兴义变、围山湖变两侧开关跳闸（第一次跳闸），重合未动作； 20XX年10月24日17时38分兴义集控受令合220kV兴义变220kV围兴Ⅱ回206开关； 20XX年10月24日17时48分受令合220kV围山湖变220kV围兴Ⅱ回206开关；

20XX年10月24日17时49分32秒220kV围兴Ⅱ回兴义变侧 开关跳闸（第二次跳闸），重合未动作；围山湖变侧开关、保护均侧未动作； 20XX年10月24日18时31分兴义集控受令合220kV兴义变220kV围兴Ⅱ回206开关； 20XX年10月24日18时33分25秒220kV围兴Ⅱ回兴义变侧 开关跳闸（第三次跳闸），重合未动作；围山湖变侧开关、保护均侧未动作。 7.保护动作情况 7.1220kV围兴Ⅱ回第一次跳闸动作分析7.1.1兴义变侧保护动作分析7.1.1.1主一保护动作分析 动保护动作，故障相别AB相，故障相电流9.38A，差动电流43.9A，（差动电流定值高值：2A，差动电流定值低值：1.5A），故障电流大于保护定值，且故障判断为相间故障，重合闸未动作，保护动作正确。 7.1.1.2主二保护动作分析 护A跳出口，综重沟通三跳，差动永跳出口，故障相电流9.417A，（分相差动动作电流定值：2A，零序差动动作电流定值1.5A）。因 主一保护判为AB相间故障（相间故障闭锁重合闸），主二保护收到 主一保护的闭锁重合闸开入且主二保护此时有故障电流所以主二综 重沟通三跳动作（跳三相），重合闸未动作，保护动作正确。 7.1.1.3故障录波分析

电厂110kV线路跳闸事件分析报告

电厂110kV线路跳闸事件分析报告 1、事发前运行方式 （1）电厂＃10、11机运行，总出力162MW/48MVar。 （2）1110kV5M：挂＃10、＃11机，仙热I线1163、仙热II线1164，＃02高变。 （3）110kV6M：挂＃01高变（中性点接地），欢热I线1494、欢热II线1495运行。 （4）110kV7M：挂＃03高变（中性点接地），南热I线1161、南热II线1162)。 （5）母联开关1057、1067在热备用状态。 （6）＃1、＃2、＃3、＃4、＃7、＃9机处于备用状态；切机压板未投。 （7）＃01高厂变运行，向6.6kV1、2、3段供电；＃03高厂变运行，向6.6kV4、5段供电。 （8）6.6kV1段：＃7厂变、＃9厂变、X1循变运行。 （9）6.6kV2段：＃8厂变、X2循变运行，P2厂变备用。 （10）6.6kV3段：＃1、＃2厂变、Z2重油变运。 （11）6.6kV4段：＃3、＃4厂变运行。 （12）6.6kV5段：＃10、＃11厂变、Z1重油变、65XF运行。 （13）11.5kV：＃5厂变运行、＃02高备变运行，全厂6.6kV厂用电备用电源快切装置已投入。 2、事件经过 （1）故障第一阶段： 1）7月15日00:30时左右，开始电闪雷鸣。 2）0:42时（DCS时间），DCS显示1161、1164跳闸，发“南热I线异常”、“仙热II线保护跳闸”、“110KV 母线低电压动作”、“11.5kV564PT回路断线”报警。仙热I线1163负荷由之前的79MW/21MVar/116kV/404A 上升为162MW/55MVar/119kV /827A。南热II线1162负荷由之前的1.5MW/115kV/14A上升为3.57MW/115kV/21A，欢热线运行正常。 3）0:44时，二控值班员报告南热I线1161、仙热II线1164开关跳闸，检查二控保护装置及电气屏有以下信息：

送电线路跳闸事故调查报告

事故调查报告 2012年4月17日上午10时10分左右，XXX110kV送电线路发生电网跳闸事故，我现场监理人员与施工项目部配合哈密电力公司运行人员经过排查，确定故障点在77#—78#档间，即施工项目部展放地线的52#与53#之间位置。 事故原因分析： 经过现场勘察及询问，对事故现场进行了分析，初步认为施工项目部在地线展放过程中，因事故发生地地表松软，施工单位的牵引设备无法前行，于是将地线倒把圈盘至本工程52#塔处，然后再进行人工展放至53#塔，用机车牵引，继续抽拉盘放于52#塔处的地线。事故发生前（上午10点之前），本地天气晴朗，视线开阔，风速小于4级以下，完全满足施工条件。据现场施工人员介绍与现场的风摆拖曳痕迹来看，在10点10分左右，突起强烈阵风，将52#—53#之间尚未升空的地线吹的大幅度来回摆动，致使疆—雅110kV线路77#-78#边C相导线安全距离不够而发生放电跳闸事故。因当时大风骤起，现场施工人员忙于规避大风，并未接触地线，故未形造成人身伤亡事故。展放的地线与疆—雅110kV线路也未发现弧光损伤。后分析地线与XXX110kV线路C 相并未完全接触，所以故障点不明显，难以发现（在下午17时左右才找到）。 暴露出的问题： 1、施工项目部只报审20#—46#的导地线展放，未经监理项目部许可，擅自进行报审内容以外的地线展放工作，失去监理人员（在

33#导线压接现场）的监管。 2、临时修改报审的施工方案（无导地线需倒把圈盘）内容； 3、编制报审的施工方案中未涉及导地线突临大风的应急措施； 4、施工项目部管理人员不到位，监管力度不够； 5、监理人员未能及时发现施工单位超范围工作，并进行有效制止，存在一定监理责任。 采取措施 1、针对以上问题，我公司监理部首先要求施工单位立即进行相关的内部调查，并要求施工单位进行内部整改，并下发监理通知单。 2、公司对相关监理部责任人员（总监、总监代表、现场监理工程师）予以全公司通报批评并给与考核，监理项目部内部组织学习，进一步提高监理人员的责任心。 XXX监理公司工程部 2012年4月18日

电厂kV线路跳闸事件分析报告

电厂k V线路跳闸事件 分析报告 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-

电厂110k V线路跳闸事件分析报告1、事发前运行方式 （1）电厂＃10、11机运行，总出力162MW/48MVar。 （2）1110kV5M：挂＃10、＃11机，仙热I线1163、仙热II线1164，＃02高变。 （3）110kV6M：挂＃01高变（中性点接地），欢热I线1494、欢热II 线1495运行。 （4）110kV7M：挂＃03高变（中性点接地），南热I线1161、南热II 线1162)。 （5）母联开关1057、1067在热备用状态。 （6）＃1、＃2、＃3、＃4、＃7、＃9机处于备用状态；切机压板未投。 （7）＃01高厂变运行，向6.6kV1、2、3段供电；＃03高厂变运行，向6.6kV4、5段供电。

（8）6.6kV1段：＃7厂变、＃9厂变、X1循变运行。 （9）6.6kV2段：＃8厂变、X2循变运行，P2厂变备用。 （10）6.6kV3段：＃1、＃2厂变、Z2重油变运。 （11）6.6kV4段：＃3、＃4厂变运行。 （12）6.6kV5段：＃10、＃11厂变、Z1重油变、65XF运行。 （13）11.5kV：＃5厂变运行、＃02高备变运行，全厂6.6kV厂用电备用电源快切装置已投入。 2、事件经过 （1）故障第一阶段： 1）7月15日00:30时左右，开始电闪雷鸣。 2）0:42时（DCS时间），DCS显示1161、1164跳闸，发“南热I线异常”、“仙热II线保护跳闸”、“110KV母线低电压动作”、

电气设备事故分析报告

电气设备事故分析报告 Prepared on 24 November 2020

-325米水泵房2号变压器绝缘击穿事故处理报告一、事件经过: 9月8日大夜班，-325米中段水泵工顾德全同志接班后查看交接班记录，检查水泵，发现引水管内无水，当时3号泵水箱上排排气阀关着而泵体上的排气阀开着，水已经滴光，无法启动，于是顾德全同志用旁边的自来水管接到水箱里进行引水，经过几次试引，都没有成功，在点开3号水泵时，他发现离他不远的配电柜好像有一股烟糊味，他随即停机，打电话报告值班调度张文同志，调度张文随即通告水泵组副组长王新民同志和值班电工马进强同志到现场检查处理。电工马进强现场检查3号泵配电柜未发现问题，就要求试开3号泵，由王新民操作。当王新民刚开启电钮开关时，就听到配电柜里一阵放电爆炸声，电工马进强立刻上前查找原因，怀疑可能是线路短路造成，随后打电话报告调度反映3号泵暂时不能开，张文把情况反映给在家休息的电工组长杨华强同志。杨华强告知调度张文可以开1号或者2号泵，张文转告电工马进强，并要求其仔细检查后再开泵，在未查到故障的情况下，水泵工王新民开启了2号泵，刚启动，配电房又一次发生短路故障，整个泵房内跳闸停电，王新民立即报告调度张文，喊来电工组长杨华强。凌晨2:40左右，组长杨华强来到泵房，查明故障原因，并临时做了处理，恢复照明和一路总柜电源，开启了1号泵，恢复-325米运行排水作业。 二、原因分析：

直接原因：1、现场值班电工处置不力，对-325米水泵房供电线路情况不清楚，检查不到位，在未查明故障的情况下，未阻止水泵工开泵； 2、电器专业人员日常检查不到位； 3、高压配电系统无过流保护，越级跳闸，过流保护起不到作用； 4、变压器投入运行二十多年，绝缘老化，耐冲击能力降低； 间接原因：1、分管领导督促检查不到位； 2、电工业务技能学习缺乏针对性，业务技能亟待加强和提高。 三、责任认定: 1、主要责任：鉴于值班电工马进强同志现场处置不力，线路检查疏漏是造成本次事故的主要原因，对此负有主要责任，扣除当月绩效考核300元； 2、次要责任：作为组长杨华强同志交代不清楚，对班组业务技能传授不到位等是造成本次事故的次要原因，对此负有次要责任，扣除当月绩效考核200元；作为采矿场电气设备分管领导的采矿场场长助理刘永红同志日常管理督促不到位，对本次事故负有一定的管理责任，扣除当月绩效考核200元；作为电气设备专业技术管理人员王星星、文丽松同志日常专业检查不到位，对此次事故负有次要责任，王星星未电工组分管人员，扣当月绩效考核200元，文丽松扣除100元。 四、防范措施：

2019年线路故障分析报告参考范本

线路故障分析报告参考范本 篇一：输电线路七类故障分析报告模板 第一章总则 第一条为了规范输电线路故障调查分析工作的全过程管理，深入分析线路故障原因，科学制定反事故措施，全面提升输电线路安全运行水平，特制定本工作规范。 第二条本规范适用于公司系统330千伏及以上交直流输电线路的故障分析工作，其它电压等级输电线路故障分析工作可参照执行。 第三条各省（自治区、直辖市）电力公司（以下简称“省公司”）应按照本规范要求制订实施细则。 第二章职责分工 第四条线路故障分析工作由各级运维检修部门组织开展，输电线路运维单位具体负责，中国电科院、国网电科院、国网经研院，各省电科院、经研院（以下简称科研、设计单位）参与分析工作并提供技术支持，必要时可邀请其他相关设计单位参加。 第五条总部运维检修部主要职责： 1）负责组织输电线路故障分析工作规范的制定并落实； 2）指导、督促各省公司开展线路故障分析工作； 3）组织特高压、重要输电线路及多条次、大面积线路故障的分析工作； 4）组织公司科研、设计单位为各省公司开展的重要线路故障调查分析工作提供技术支持；

5）总结典型故障经验，组织制订反事故措施。 第六条省公司运维检修部主要职责： 1）负责制定本地区输电线路故障分析工作实施细则； 2）指导、督促相关省检修公司、地市供电公司开展线路故障分析工作； 3）组织开展330千伏及以上输电线路故障、其它典型故障分析工作； 4）配合总部运维检修部开展特高压、重要输电线路及多条次、大面积线路故障的分析工作； 5）组织省内科研、设计单位为线路故障调查分析工作提供技术支持； 6）组织落实输电线路反事故措施。 第七条省检修公司、地市供电公司主要职责： 1）负责输电线路故障现场勘察、信息收集与报送、现场处置等工作； 2）配合省公司运维检修部开展330千伏及以上输电线路故障、其它典型故障分析工作； 3）组织实施输电线路反事故措施。 第八条中国电科院、国网电科院、国网经研院主要职责： 1）参与特高压、重要输电线路及多条次、大面积线路故障的现场勘察、技术分析工作，协助编制故障分析报告; 2）必要时，参加省公司组织的典型故障分析工作；