定電2號主變A相損壞事故調(diào)查報告書(200512)

1、2號主變A相損壞事故調(diào)查報告書事故單位名稱：河北國華定洲發(fā)電有限責(zé)任公司 2005年10月26日一、事故名稱: 2號主變A相損壞事故 二、事故等級： 一般設(shè)備事故 事故類別:設(shè)備事故三、事故起止時間：2005年10月19日19時39分至2005年11月3日0時13分四、主設(shè)備情況：1、2號主變主要參數(shù)：型號：DFP-240000/500 3X240 MVA電壓等級：525/±2×2.5%/20KV短路阻抗：Uk=14%額定容量：3X240MVA接線方式：Y/-11中性點(diǎn)接地方式：直接接地冷卻方式：ODAF生產(chǎn)日期：2003年3月生產(chǎn)廠家：中國保定天威變壓器有限公司2、2號機(jī)

2、組開關(guān)主要參數(shù)：型號：LW12-500額定電壓：500KV額定電流：3150A額定（短路）開斷電流：50KA額定頻率：50HZ生產(chǎn)日期：2003年01月生產(chǎn)廠家：沈陽開關(guān)廠3、2號發(fā)電機(jī)主要參數(shù)：型號：QFSN-600-2額定容量：667MVA額定功率：600MW額定電壓：20KV額定電流：19245A額定頻率：50HZ功率因數(shù)：0.9（滯后）定子繞組接線方式：Y Y冷卻方式：水氫氫勵磁方式：靜態(tài)勵磁空載勵磁電流：1480A空載勵磁電壓：139V額定勵磁電流：4145A額定勵磁電壓：407V生產(chǎn)日期：2003年6月生產(chǎn)廠家：上海汽發(fā)公司4、線路保護(hù)配置：廠清線配置RCS-901A線路保護(hù)裝置、

3、CSL101A線路保護(hù)裝置、MCD-H1光纖電流縱差線路保護(hù)裝置、遠(yuǎn)方就地判別裝置CSI125A，開關(guān)配置RCS921保護(hù)裝置，故障錄波器BEN5000。5、發(fā)變組保護(hù)配置：發(fā)變組配置兩套美國GE公司最新開發(fā)的UR-通用繼電器系列。包括G60-發(fā)電機(jī)管理繼電器、T60-變壓器管理繼電器、F35-饋線管理繼電器、轉(zhuǎn)子接地保護(hù)裝置PJG1、發(fā)變組故障錄波器LBDMGR10002。五、事故前工況：1、2號機(jī)組采用發(fā)電機(jī)-變壓器-線路組接線方式，出線開關(guān)為5012，通過廠清線接入清苑變電站，清苑站采用3/2接線方式，廠清線接入清苑站5052、5053開關(guān)。500KV#2主變中性點(diǎn)為死接地方式。2、50

4、12開關(guān)2003年9月12日開始安裝至2003年9月14日安裝完畢。2004年05月22日 5012開關(guān)傳動及試驗(yàn)良好，2004年07月07日傳動5012開關(guān)良好，2號機(jī)組2004年9月10日完成168小時試運(yùn)后投入商業(yè)運(yùn)行，開關(guān)動作32次。2005年05月22日至2005年06月07日5012開關(guān)由熱備用轉(zhuǎn)檢修，2號機(jī)機(jī)組小修期間預(yù)試及傳動19次。此次事故前A相開關(guān)動作51次，自投運(yùn)以來開關(guān)運(yùn)行一直未見異常。3、2005年10月17日，公司申請2號機(jī)組停機(jī)處理11瓦振動大的設(shè)備隱患，經(jīng)河北省調(diào)度同意10月17日晚19：36分2號機(jī)組停機(jī)，10月19日15：08分檢修工作完畢，經(jīng)調(diào)度同意鍋爐點(diǎn)

5、火啟動。事故前500kV廠清線運(yùn)行正常，5012開關(guān)在斷位，5012-1、5012-2刀閘在合位。六、事故發(fā)生、擴(kuò)大和處理情況：1、2005年10月19日15：08分2號鍋爐點(diǎn)火；18：35分主汽壓力6.5MPa，主汽溫度378，再熱汽溫353，凝汽器真空4.2KPa，調(diào)節(jié)級溫度257，主機(jī)偏心度32微米，高缸差脹0.337微米，低缸差脹2.435微米，缸脹17.18mm，主機(jī)潤滑油溫度26.32，2號汽輪機(jī)具備沖車條件，開始沖轉(zhuǎn)。2、2005年10月19日19：10分2號汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速3000rpm定速；請示省調(diào)同意2號機(jī)準(zhǔn)備并網(wǎng)；運(yùn)行就地檢查5012開關(guān)三相均無異常；值長令合入50116刀閘，

6、2號機(jī)準(zhǔn)備并網(wǎng)。3、2005年10月19日19：35分機(jī)組起勵正常，發(fā)電機(jī)出口電壓正常；19：38分啟動自動準(zhǔn)同期裝置并網(wǎng)，19：39分13.6025秒5012開關(guān)非全相保護(hù)出口動作跳開B、C相，19：40分29.4779秒線路保護(hù)動作、19：40分30.978秒發(fā)變組保護(hù)動作；就地檢查#2主變A相噴油，壓力釋放閥動作，檢查B、C相無異常。4、2005年10月19日19：45分2號爐MFT動作停爐，20：30分2號機(jī)轉(zhuǎn)速到零，投盤車；申請省調(diào)同意2號發(fā)變組轉(zhuǎn)檢修，斷開50116刀閘，合上5011617地刀。5、保護(hù)動作檢查情況：2號機(jī)組兩套發(fā)變組差動保護(hù)動作、兩套主變差動保護(hù)動作、主變重瓦斯保

7、護(hù)動作、兩套電壓制動過流保護(hù)動作、兩套定子接地保護(hù)動作；廠清線RCS901A零序加速動作、5012開關(guān)RCS921保護(hù)動作、5012開關(guān)非全相保護(hù)動作、系統(tǒng)和發(fā)變組故障錄波器啟動錄波。6、事故發(fā)生后國華公司、河北省電力公司、河北省電力研究院領(lǐng)導(dǎo)和專家連夜趕到現(xiàn)場，會同保定天威變壓器廠家、定電公司領(lǐng)導(dǎo)和電氣專業(yè)人員對事故原因組織分析，制定#2主變A相損壞后處理方案，分析更換備用相對系統(tǒng)、發(fā)電機(jī)、變壓器的影響，立即成立主變、開關(guān)、發(fā)電機(jī)三個搶修小組。7、#2發(fā)電機(jī)抽轉(zhuǎn)子對定子進(jìn)行如下檢查：槽楔緊度、槽口、端部、端部緊固件、引水管、連接線、出線套管，檢查未見異常。對轉(zhuǎn)子進(jìn)行如下檢查：護(hù)環(huán)槽楔檢查、轉(zhuǎn)

8、子大齒、小齒、大齒月牙槽、轉(zhuǎn)子護(hù)環(huán)與槽楔搭接處，檢查未見異常。發(fā)電機(jī)進(jìn)行了如下試驗(yàn)：定子繞組直阻測量、定子繞組絕緣、定子繞組直流耐壓、定子繞組交流耐壓、轉(zhuǎn)子直阻、轉(zhuǎn)子絕緣、轉(zhuǎn)子耐壓、轉(zhuǎn)子交流阻抗、定子水壓試驗(yàn)、定子端部模態(tài)試驗(yàn)、聯(lián)軸器螺栓探傷、轉(zhuǎn)子氣密、整體風(fēng)壓，以上試驗(yàn)全部合格。8、變壓器檢查情況：事故發(fā)生后對主變A相高低壓繞組進(jìn)行絕緣測試，對地絕緣均為零，取本體油樣、取瓦斯氣進(jìn)行色譜分析，乙炔等指標(biāo)嚴(yán)重超標(biāo)，變壓器油目視呈黑色并有大量碳化雜質(zhì)。排油后打開人孔，進(jìn)行內(nèi)部檢查，發(fā)現(xiàn)圍屏拉帶全部斷裂，箱底有許多炭化的紙屑，低壓側(cè)下鐵軛上有許多鐵珠，面對主變油箱右側(cè)壁外加強(qiáng)筋焊縫有兩處開裂。10月

9、24日返廠，目前正在解體進(jìn)一步檢查中。9、#2主變A相按河北省電力研究院計算結(jié)果，更換后不影響系統(tǒng)和發(fā)電機(jī)安全運(yùn)行。更換后河北省電力研究院進(jìn)行了如下試驗(yàn)：油中溶解氣體色譜分析、油的擊穿電壓、油的高溫介損、油中含水量、油中含氣量、繞組直流電阻、繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)、繞組的介質(zhì)損耗因數(shù)、電容型套管的介質(zhì)損耗因數(shù)(tg)和電容值、繞組泄漏電流、繞組電壓比及極性、繞組變形測量、局部放電試驗(yàn)，以上試驗(yàn)全部合格。10、擴(kuò)大范圍檢查，對2號主變B、C相、高廠變、脫硫變、勵磁變、封閉母線進(jìn)行檢查和試驗(yàn)，未見異常，試驗(yàn)結(jié)果全部合格。11、對5012開關(guān)A相液壓機(jī)構(gòu)一級閥的閥套與撞桿及蓋板孔與閥套裝配間

10、隙、閥桿的靈活性、閥的清潔度進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)A相合閘一級閥撞桿卡滯不動作，已進(jìn)行更換；同時對A相開關(guān)二級閥和滅弧室進(jìn)行檢查，未見異常；擴(kuò)大范圍檢查B、C相液壓機(jī)構(gòu)一級閥套與撞桿配合間隙，都在設(shè)計范圍標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)，動作靈活沒有卡滯現(xiàn)象，其它部件均滿足要求。12、2005年11月2日11：45分2號鍋爐點(diǎn)火，19：46分電氣整套啟動試驗(yàn)開始，2005年11月3日0：13分#2機(jī)組并網(wǎng)成功。七、事故原因及擴(kuò)大原因分析：1、事故直接原因分析：2號機(jī)組并網(wǎng)過程中，當(dāng)自動準(zhǔn)同期裝置發(fā)出5012開關(guān)合閘命令后，A相開關(guān)拒合，隨后A相開關(guān)發(fā)生合閘延遲，分后即合的跳躍故障是導(dǎo)致本次2號主變A相損壞的直接原因。事故過程如

11、下：1.1、同期合閘：10月19日19：39分11.6秒，#2機(jī)組利用自動準(zhǔn)同期裝置同期并網(wǎng)，合5012開關(guān)，結(jié)果為A相未合上，B、C相合閘成功，19：39分13.6025秒5012開關(guān)非全相保護(hù)正確動作跳開B、C相。1.2、A相第一次合閘：19：40分29.3584秒5012開關(guān)A相合閘，在合閘后主變高壓側(cè)A相出現(xiàn)沖擊電流，高壓側(cè)A相電流最大峰值10425A（二次值4.17A），電流最大有效值為5958A，故障持續(xù)時間142ms，波形見附件一圖1。發(fā)電機(jī)機(jī)端A相電流最大峰值151525A（二次值30.305A），電流最大有效值為64345A（二次值12 A），C相電流最大峰值148015A（

12、二次值29.603A），電流最大有效值為65705A，故障持續(xù)時間142ms，波形附件一圖3。19：40分29.4779秒廠清線RCS-901A線路保護(hù)裝置零序加速保護(hù)正確動作、5012斷路器保護(hù)裝置A相、三相跟跳動作，5012開關(guān)A相19：40分29.4914秒跳開，整個過程中交流分量變化不大，直流分量逐漸衰減。19：40分29.5284秒對側(cè)清苑站5052、5053開關(guān)A相跳開，線路A相失電。1.3、A相第二次合閘：19：40分29.9509秒5012開關(guān)A相第二次偷合閘，由于線路A相無電壓，發(fā)電機(jī)及系統(tǒng)無故障電流，但線路產(chǎn)生過電壓，電壓峰值為771.35kV。約1.3s后即19：40分3

13、0.8142秒清苑站5053開關(guān)重合閘，在合閘同時主變高壓側(cè)A相出現(xiàn)沖擊電流，再一次對變壓器造成沖擊。主變壓器高壓側(cè)A相電流最大峰值9975A（二次值3.99A），電流最大有效值為4963A，故障持續(xù)時間100ms，波形見附件四圖1。發(fā)電機(jī)機(jī)端A相電流最大峰值143010A（二次值28.602A），電流有效值54995A（二次值10.999A），C相電流最大峰值145890A（二次值29.178A），電流最大有效值54640A（二次值10.928A），故障持續(xù)時間110ms，波形附件一圖4。110 ms后對側(cè)清苑站開關(guān)跳開，高壓側(cè)故障電流逐漸衰減；跳開后線路產(chǎn)生過電壓，過電壓峰值為777.80

14、kV。19：40分30.9294秒廠清線RCS-901A線路保護(hù)裝置零序加速保護(hù)動作，19：40分30.9432秒跳開5012開關(guān)A相，高壓側(cè)故障電流消失，線路三相失電，故障電流持續(xù)129 ms； 19：40分30.978秒兩套主變差動保護(hù)、發(fā)變組差動保護(hù)動作，關(guān)閉主汽門，跳開滅磁開關(guān)；發(fā)電機(jī)電壓逐漸下降，故障電流逐漸消失，1.3s后發(fā)電機(jī)電流降到額定電流以下。在變壓器故障電流逐漸消失過程中，變壓器低壓側(cè)對地絕緣為零，兩套定子接地保護(hù)正確動作，當(dāng)時中性點(diǎn)電壓為30.8V。在此期間，負(fù)序電流峰值為30029A，負(fù)序電流保護(hù)元件啟動，起動時間為2.1s，見附件一圖5。1.4、A相第三次合閘：19：

15、40分31.5652秒5012開關(guān)A相第三次自動合閘。由于對側(cè)開關(guān)已跳閘，發(fā)電機(jī)已滅磁，所以本次合閘未對變壓器造成進(jìn)一步?jīng)_擊。2、事故根本原因分析：2.1、事故發(fā)生后，電廠專業(yè)人員會同沈陽高壓開關(guān)廠技術(shù)人員，國華公司、河北省電力公司生技處和調(diào)通中心、河北省電力研究院、國華電力技術(shù)中心的專家共同在現(xiàn)場檢查模擬事故狀況，對斷路器進(jìn)行了遠(yuǎn)方操作，重復(fù)出現(xiàn)了A相斷路器合閘延遲，分后即合的跳躍現(xiàn)象，又對A相斷路器現(xiàn)場進(jìn)行斷開電氣回路后的手動操作，仍然重復(fù)出現(xiàn)分后即合的跳躍現(xiàn)象，說明A相斷路器機(jī)構(gòu)存在問題。2.2、現(xiàn)場對電磁鐵線圈進(jìn)行外觀檢查良好，直阻測試（合閘線圈直阻58、分閘線圈1：2.2、分閘線圈2

16、：2.5）符合要求，未發(fā)現(xiàn)問題。進(jìn)一步檢查電磁鐵與一級閥之間的脫扣裝置未見異常。2.3、對A相液壓機(jī)構(gòu)一級閥進(jìn)行檢查，分閘一級閥撞桿動作靈活，合閘一級閥撞桿卡滯不動作。合閘一級閥解體后拆下撞桿和套，發(fā)現(xiàn)撞桿和套工作表面卡澀，沒有涂抹真空硅脂，造成撞桿運(yùn)動時摩擦力增大，撞桿有磨損痕跡，上端鍍鉻層磨損較重，鍍鉻層脫落露出鍍銅的顏色。檢查套內(nèi)壁也有磨擦痕跡，進(jìn)一步仔細(xì)檢查發(fā)現(xiàn)套內(nèi)中間位置有大約2mm 寬半圓周的凸臺。2.4、對A相套和撞桿的測量并與圖紙對比數(shù)據(jù)：套的內(nèi)孔設(shè)計尺寸: 內(nèi)孔77+0.05 +0.00 材料：0Cr18Ni9棒料測量套內(nèi)孔上、中（凸臺部位）、下，分別為：上：7.02 中：6

17、.985 下：7.015中間凸臺的位置尺寸不符合圖紙要求超差0.015mm，與套自身的上、下尺寸比較差值達(dá)0.035-0.030mm。接著對合閘一級閥撞桿進(jìn)行測量。撞桿圖紙尺寸：鍍后7-0.01 -0.05 材料：35CrMO技術(shù)要求：1、硬度 HS6070 2、鍍鉻 CRH測量結(jié)果為： 6.98，尺寸符合要求。2.5、在分析套內(nèi)孔凸臺產(chǎn)生的原因時，又發(fā)現(xiàn)在凸臺的中間部位有缺陷，對該套從中間剖開后進(jìn)行外觀檢查發(fā)現(xiàn)確實(shí)存在一條面積約為0.5 mm×2 mm的缺陷，為了進(jìn)一步確認(rèn)材質(zhì)是否滿足設(shè)計要求，把撞桿和套送“國家有色金屬質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)中心”對材質(zhì)、硬度及鍍鉻層進(jìn)行檢驗(yàn)。結(jié)果為：撞桿硬

18、度HV686、683、689，符合設(shè)計要求，該撞桿表面鍍鉻。撞桿材質(zhì)原設(shè)計為35CrMo，檢驗(yàn)結(jié)果符合材質(zhì)要求。套材質(zhì)原設(shè)計為0Cr18Ni9，檢驗(yàn)結(jié)果不符合原材質(zhì)設(shè)計要求。2.6、合閘一級閥撞桿和套卡滯的原因分析由于套的原材料（0Cr18Ni9棒材）有缺陷在車刀加工時產(chǎn)生讓刀，因而，在車后使得套的內(nèi)孔產(chǎn)生凸臺，造成加工尺寸超差，在套內(nèi)凸臺處與撞桿間的配合間隙僅為0.005mm。由于裝配間隙小，不滿足設(shè)計（0.01-0.1mm）要求、零件表面加工粗糙且套與撞桿裝配時未涂抹真空硅脂以上三個因素，在撞桿、套相互運(yùn)動時撞桿鍍層受到套內(nèi)凸臺刮磨，刮磨下來的鍍層粉末積存在套與撞桿的環(huán)隙中，累積到一定量時

19、最終導(dǎo)致撞桿、套卡滯不動。2.7、開關(guān)延時合閘及分后即合產(chǎn)生跳躍現(xiàn)象的分析合閘指令下達(dá)后，電磁鐵動作，合閘電磁鐵連桿在彈簧力的作用下撞擊合閘撞桿并脫扣，但由于合閘一級閥撞桿與套卡滯，合閘一級閥桿沒有立即動作，經(jīng)過延時在彈簧力的作用下，合閘一級閥動作打開一級閥口，高壓油進(jìn)入二級閥上腔，二級閥動作實(shí)現(xiàn)合閘操作，造成了合閘延遲現(xiàn)象。合閘后正常動作是凸輪機(jī)構(gòu)轉(zhuǎn)動使合閘一級閥桿復(fù)位封閉一級閥口，但在合閘操作的后半程由于合閘一級閥的撞桿與套卡滯，一級閥未可靠復(fù)位，合閘一級閥口未完全關(guān)閉仍與高壓油相通，這樣使得在保護(hù)動作發(fā)出分閘指令后分閘一級閥動作，二級閥上腔高壓油瞬間卸壓，斷路器分閘，分閘的同時分閘一級閥

20、復(fù)位，但由于合閘一級閥口未完全關(guān)閉，使得高壓油又進(jìn)入二級閥上腔再次合閘操作，這樣就造成開關(guān)多次分合操作，產(chǎn)生跳躍現(xiàn)象。最后隨著開關(guān)動作的振動，在彈簧力的作用下，合閘一級閥完全復(fù)位，合閘一級閥閥口關(guān)閉，完成分閘操作。5012開關(guān)合閘一級閥撞桿和閥套卡滯是本次事故的根本原因。2.8、主變A相損壞的原因分析：變壓器為保定天威變壓器有限公司生產(chǎn)，型號為DFP-240000/500，線圈為高低高布置（圖1），本次故障：A相高壓繞組變形匝間短路（圖2）。 圖1 線圈布置及短路部位示意圖 圖 變壓器接線及短路點(diǎn)示意圖2.8.12主變A相損壞情況2.8.1.1對應(yīng)放電短路部位的鐵芯燒損嚴(yán)重（見圖3）。2.8.

21、1.2 外層高壓線圈下部2線餅有匝間短路情況，內(nèi)側(cè)有放電碳化痕跡（見圖4、5）；高低壓線圈之間的絕緣紙板有樹枝狀放電痕跡（見圖6）；中間低壓線圈無明顯損壞；內(nèi)層高壓線圈存在匝間短路并且嚴(yán)重變形(圖7、8)。 圖3 中間鐵芯柱和下部鐵芯燒損 圖4 外層線圈下部短路燒損情況 圖5 外層線圈內(nèi)側(cè)放電碳化情況 圖6 高低壓線圈之間紙板放電痕跡 圖7 內(nèi)層高壓線圈內(nèi)側(cè)短路點(diǎn) 圖8 內(nèi)層高壓線圈變形情況2.8.2故障原因分析2.8.2.1設(shè)計絕緣耐受電壓和耐受短路電流絕緣耐受電壓：設(shè)備最高電壓Um=550kV短時工頻(有效值，kV)雷電沖擊全波(峰值，kV)雷電沖擊截波 (峰值，kV)操作沖擊(峰值，kV

22、)高壓680155016751175高壓中性點(diǎn)85185低壓60125140設(shè)計耐受短路電流可承受的2秒對稱短路電流(kA)高壓繞組6.0低壓繞組872.8.2.2 兩次沖擊過電壓分別為771.35kV和777.8kV，未超過設(shè)計操作沖擊絕緣水平；兩次沖擊電流有效值分別為高壓5958A、6000A，低壓64345A、54995A，沖擊時間分別為142 ms、139 ms，未超過設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)。如果絕緣無變形損壞，應(yīng)該不會導(dǎo)致?lián)舸┒搪贰?.8.2.3從系統(tǒng)錄波圖可以看出，變壓器故障開始發(fā)生在第二次沖擊結(jié)束時刻，即在對側(cè)開關(guān)重合跳開后，5012開關(guān)跳開之前，此時沖擊電流已衰減至很小，而且差動保護(hù)在501

23、2開關(guān)跳開之后動作，由此也可以推斷高壓線圈在兩次大電流的沖擊下，先有變形造成絕緣損壞，然后擊穿短路。2.8.2.4 內(nèi)高壓繞組首端（外高壓末端）絕緣擊穿后，發(fā)生對地（鐵心）電弧放電，內(nèi)高壓繞組處于短路狀態(tài)，外高壓繞組為開路狀態(tài)，此時低壓繞組繼續(xù)由發(fā)電機(jī)供電，造成內(nèi)高壓繞組受到很大的短路力，加劇其變形。從以上情況分析判斷，造成2號主變A相損壞的原因?yàn)樽儔浩鞲邏豪@阻抗短路沖擊能力差。在承受2次單相非同期合閘沖擊，較大沖擊電流電動力作用下，造成高壓線圈變形，絕緣損壞，加之對側(cè)開關(guān)重合后跳開瞬間產(chǎn)生過電壓，導(dǎo)致線圈絕緣擊穿匝間短路，短路后使變形加??；產(chǎn)生的電弧造成相應(yīng)部位鐵芯燒損，波及到的部位碳化，能

24、量的釋放導(dǎo)致變壓器噴油。八、事故損失情況：（少發(fā)電量、少送電量；設(shè)備損壞情況、直接經(jīng)濟(jì)損失、損壞設(shè)備修復(fù)時間等）1、電量損失：機(jī)組停運(yùn)340.56小時，機(jī)組滿出力為600MW，月度平均負(fù)荷率為77.45，綜合廠用電率為6.95，故電量損失約計為：340.56h×600MW×77.45158258.2 MWh2、啟動損失：啟動用燃油量為106.4噸，損失為：106.4t×3498.22元/t37.22萬元3、主變A相返廠維修費(fèi)400萬元。九、事故暴露出來的問題：1、設(shè)備問題5012開關(guān)A相合閘一級閥撞桿和套卡滯，屬于廠家開關(guān)機(jī)構(gòu)制造裝配原始缺陷，合閘一級閥的套加工粗

25、糙，零部件的加工尺寸偏差大不符合設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)要求，廠家對零部件裝配前檢驗(yàn)把關(guān)不嚴(yán)，撞桿和套裝配間隙超標(biāo)，套內(nèi)表面光潔度不符合設(shè)計要求，沒有涂抹真空硅脂。2、管理問題：（1）由于設(shè)備投運(yùn)后未到檢修周期，廠家作業(yè)指導(dǎo)書要求液壓機(jī)構(gòu)36年解體檢查，小修中未對液壓機(jī)構(gòu)進(jìn)行解體檢查，驗(yàn)收交接時未能及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備缺陷，反映出設(shè)備管理存在漏洞，對開關(guān)的危險源辨識不全面，未能正確評估設(shè)備的風(fēng)險。（2）對設(shè)備的全過程管理重視不夠，基建生產(chǎn)一體化理解不深。（3）專業(yè)技術(shù)人員對5012開關(guān)內(nèi)部結(jié)構(gòu)掌握深度不夠，綜合判斷故障危險點(diǎn)能力有待提高。(4)對調(diào)度給定的重合閘方式未進(jìn)行細(xì)致的風(fēng)險評估，對特殊方式下重合閘投退的風(fēng)險仍

26、需論證并與調(diào)度部門達(dá)成一致意見。十、防范/整改措施：序號防范措施責(zé)任部門責(zé)任人完成時間1.將開關(guān)的三套一級閥的撞桿和套全部拆下，分別測量尺寸并計算工差配合間隙是否滿足要求，經(jīng)制造廠家和專家共同確認(rèn)將工差配合間隙由原來圖紙設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)的0.010.1mm提高到0.040.10mm，并將不滿足該標(biāo)準(zhǔn)的全部進(jìn)行更換設(shè)備部趙文航2005.10.252.分、合閘一級閥裝配時，撞桿和套之間必須涂抹真空硅脂保證潤滑良好設(shè)備部趙文航2005.10.263.根據(jù)LW12500罐式六氟化硫斷路器檢修作業(yè)指導(dǎo)書的規(guī)定并結(jié)合現(xiàn)場機(jī)組的大、小修周期及春秋檢情況重新制定檢修周期、檢修項(xiàng)目和質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)設(shè)備部趙文航2005.10.

27、294.機(jī)構(gòu)液壓油每年取樣化驗(yàn)一次，保證油質(zhì)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，如不合格及時更換設(shè)備部趙文航結(jié)合每年大、小修進(jìn)行5.并網(wǎng)前規(guī)程沒有明確規(guī)定對并網(wǎng)開關(guān)進(jìn)行傳動，鑒于本次故障，并網(wǎng)前申請對開關(guān)進(jìn)行傳動，以保證并網(wǎng)前開關(guān)動作處于完好狀態(tài)。發(fā)電部值長每次并網(wǎng)前6.鑒于本次故障，每次并網(wǎng)前向調(diào)度申請將對側(cè)開關(guān)重合閘退出，并網(wǎng)正常后投入設(shè)備部張立港每次并網(wǎng)前7.專業(yè)人員加強(qiáng)對500KV和220KV開關(guān)理論學(xué)習(xí)和檢修培訓(xùn)，提高檢修技能設(shè)備部趙文航2005.11.308.擴(kuò)大范圍檢查220KV升壓站斷路器，從設(shè)計、安裝、試驗(yàn)、檢修管理上查清目前設(shè)備的狀況，對液壓系統(tǒng)可能存在的隱患進(jìn)行分析和評估設(shè)備部趙文航2005.11

28、.30十一、事故責(zé)任分析及考核/處理意見依據(jù)國華電發(fā)傳200528號國華公司新事故調(diào)規(guī)中事故定義及分級標(biāo)準(zhǔn)，此事故屬于一般設(shè)備事故，事故責(zé)任分析及考核處理意見如下：1、單位責(zé)任（1） 沈陽開關(guān)廠：產(chǎn)品質(zhì)量不合格，開關(guān)機(jī)構(gòu)制造存在原始缺陷。合閘一級閥的套加工粗糙，零部件的加工尺寸不符合設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)要求，廠家對零部件裝配前檢驗(yàn)把關(guān)不嚴(yán)，撞桿和套裝配間隙超標(biāo)，套內(nèi)表面光潔度達(dá)不到設(shè)計要求，沒有涂抹真空硅脂等一系列重要質(zhì)量問題是導(dǎo)致本次事故的根本原因，負(fù)主要責(zé)任，承擔(dān)5012開關(guān)損壞修復(fù)的全部費(fèi)用。（2） 上海電能成套設(shè)備公司：監(jiān)造工作中對產(chǎn)品監(jiān)造工作把關(guān)不嚴(yán)，未能發(fā)現(xiàn)5012開關(guān)的關(guān)鍵工序存在裝配質(zhì)量不

29、合格，撞桿和套裝配間隙超標(biāo)，套內(nèi)表面光潔度不符合設(shè)計要求，沒有涂抹真空硅脂等重大質(zhì)量問題，負(fù)主要監(jiān)造責(zé)任。（3） 上海電力監(jiān)理咨詢有限公司：對設(shè)備到廠驗(yàn)收工作監(jiān)督不到位，未能提早發(fā)現(xiàn)設(shè)備存在的制造隱患，對本次事故負(fù)主要監(jiān)理責(zé)任。（4） 河北電力科學(xué)研究院，與國華定電簽訂有基建期和生產(chǎn)期技術(shù)監(jiān)督服務(wù)合同，未能向生產(chǎn)單位及時提出技術(shù)監(jiān)督工作中存在的問題，對本次事故負(fù)有技術(shù)監(jiān)督責(zé)任。（5） 國華定電：基建期間對于工程質(zhì)量監(jiān)督工作不到位，負(fù)有管理責(zé)任；設(shè)備檢修期間對該類型的開關(guān)設(shè)計結(jié)構(gòu)存在的風(fēng)險辨識不夠，過分依賴廠家作業(yè)指導(dǎo)書的技術(shù)要求，對于5012開關(guān)的關(guān)鍵設(shè)備未能及時安排解體檢修；對調(diào)度給定的重合

30、閘方式未進(jìn)行細(xì)致的風(fēng)險評估，對本次事故負(fù)主要管理責(zé)任。2、部門責(zé)任 （1） 設(shè)備維護(hù)部：在跟蹤機(jī)組安裝調(diào)試過程中，未能及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備存在隱患；在設(shè)備檢修期間沒有及時消除設(shè)備隱患，對此次事故負(fù)主要管理責(zé)任。（2） 發(fā)電運(yùn)行部：在設(shè)備啟動中沒有對調(diào)度給定的重合閘方式未進(jìn)行細(xì)致的風(fēng)險評估，對此次事故擴(kuò)大負(fù)主要管理責(zé)任。（3） 安健環(huán)部：作為技術(shù)監(jiān)督和安全監(jiān)督職能部門，對技術(shù)監(jiān)督工作和安全監(jiān)督工作不嚴(yán)格，對此次事故負(fù)次要管理責(zé)任。3、人員責(zé)任（1） 設(shè)備部電氣配電班長,沒有做到定電公司各級人員安全生產(chǎn)責(zé)任制3.73.2條款要求的“制訂和組織實(shí)施控制異常和未遂的措施，按設(shè)備系統(tǒng)（施工程序）進(jìn)行安全生產(chǎn)分析

31、預(yù)測，做到及時發(fā)現(xiàn)問題和異常，控制好危險點(diǎn)”對此次事故負(fù)主要直接責(zé)任，扣款3000元。（2） 設(shè)備維護(hù)部電氣專業(yè)協(xié)調(diào)工程師，沒有做到定電公司各級人員安全生產(chǎn)責(zé)任制3.67.1條款 “在設(shè)備部電氣主管的領(lǐng)導(dǎo)下，負(fù)責(zé)所轄設(shè)備、設(shè)施安全技術(shù)方面的工作”，對本專業(yè)關(guān)鍵設(shè)備安全技術(shù)工作不到位，對此次事故負(fù)主要直接責(zé)任，扣款3000元。（3） 設(shè)備維護(hù)部電氣主管，對此次事故負(fù)主要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，扣款3000元。（4） 設(shè)備部電氣二次高級主管對調(diào)度給定的重合閘方式?jīng)]有進(jìn)行細(xì)致的風(fēng)險控制，對此次事故負(fù)次要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，扣款2000元。（5） 設(shè)備維護(hù)部經(jīng)理對檢修人員風(fēng)險意識和安全管理要求不嚴(yán)格，出現(xiàn)管理疏漏，對此次事故

32、負(fù)有主要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，扣款2500元。（6） 發(fā)電運(yùn)行部經(jīng)理對調(diào)度給定的重合閘方式?jīng)]有進(jìn)行細(xì)致的風(fēng)險控制，出現(xiàn)管理疏漏，負(fù)有次要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，扣款2000元。（7） 安健環(huán)部電氣專業(yè)主管對關(guān)鍵設(shè)備的結(jié)構(gòu)進(jìn)行風(fēng)險評估以及對調(diào)度給定的重合閘方式?jīng)]有進(jìn)行細(xì)致的風(fēng)險控制，負(fù)有重要技術(shù)管理責(zé)任，扣款2000元。（8） 安健環(huán)部安健環(huán)主管對于專業(yè)技術(shù)管理人員風(fēng)險管理和安全意識監(jiān)督要求不嚴(yán)格，對此次事故負(fù)有次要管理責(zé)任，扣款2000元。（9） 安健環(huán)部經(jīng)理對技術(shù)監(jiān)督、安全監(jiān)督工作要求不嚴(yán)格，出現(xiàn)管理疏漏，對此次事故負(fù)有次要管理責(zé)任，扣款2000元。（10） 分管生產(chǎn)副總經(jīng)理兼總工程師對此次事故負(fù)次要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，扣款1

33、500元。（11） 公司總經(jīng)理對此次事故負(fù)次要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，扣款1000元。十二、事故調(diào)查組成員名單（單位/部門、職務(wù)、職稱）:姓 名單 位職 務(wù)職稱張艷亮國華定電副總經(jīng)理李建定國華定電總經(jīng)理助理張俊珍國華技術(shù)中心電氣專業(yè)部經(jīng)理魏國平河北電力研究院總工教授級高工張洪范沈陽高壓開關(guān)廠總工教授級高工聶鳳來國華盤山外聘專家袁 丁安健環(huán)部經(jīng)理江 濤安健環(huán)部安健環(huán)高級主管王玉卿發(fā)電部經(jīng)理助理李智華設(shè)備部主任工程師張立港設(shè)備部協(xié)調(diào)工程師趙曉亮設(shè)備部發(fā)變組保護(hù)孫薊光設(shè)備部電氣主管趙文航設(shè)備部協(xié)調(diào)工程師韓俊升安健環(huán)部電氣主管十三、附件清單（包括圖紙、資料、原始記錄、筆錄、試驗(yàn)和分析計算資料、事故照片錄像等）：附件

34、一：故障錄波圖附件二：5012A開關(guān)合閘一級閥撞桿和套圖片附件三：5012開關(guān)一級閥原始測量數(shù)據(jù)表附件四：事故過程中開關(guān)及保護(hù)動作順序表附件五：繼電保護(hù)動作評價附件六：線路開關(guān)重合閘說明 國華公司所屬及控股發(fā)電公司名稱: 河北國華定洲發(fā)電有限責(zé)任公司 主管領(lǐng)導(dǎo)簽發(fā)： 報告日期: 2005年 10月 26日附件一：故障錄波圖；1、系統(tǒng)故障錄波器錄波圖2、系統(tǒng)錄波器全過程開關(guān)量錄波器錄波圖3、第一次沖擊發(fā)變組故障錄波器錄波圖4、第二次沖擊發(fā)變組故障錄波器錄波圖5、第二次沖擊發(fā)變組保護(hù)錄波圖6、差動保護(hù)、斷路器、滅磁、重瓦斯開關(guān)動作順序圖1.發(fā)變組故障錄波器通道注釋通道1為發(fā)電機(jī)機(jī)端A相電壓通道2為

35、發(fā)電機(jī)機(jī)端B相電壓通道3為發(fā)電機(jī)機(jī)端C相電壓通道5為發(fā)電機(jī)機(jī)端A相電流通道6為發(fā)電機(jī)機(jī)端B相電流通道7為發(fā)電機(jī)機(jī)端C相電流通道33為主變高壓側(cè)A相電壓通道34為主變高壓側(cè)B相電壓通道35為主變高壓側(cè)C相電壓通道37為主變高壓側(cè)A相電流通道K1為5012開關(guān)A通道K80為第II套主變差動通道K83為第II套發(fā)變組差動通道K64發(fā)電機(jī)滅磁開關(guān)通道K46主變重瓦斯2.發(fā)電機(jī)G60-I保護(hù)裝置波形注釋F1-IA為發(fā)電機(jī)機(jī)端A相電流F2-IB為發(fā)電機(jī)機(jī)端B相電流F3-IC為發(fā)電機(jī)機(jī)端C相電流F5-VA為發(fā)電機(jī)機(jī)端A相電壓F6-VB為發(fā)電機(jī)機(jī)端B相電壓F7-VC為發(fā)電機(jī)機(jī)端C相電壓NEUTRL I_2Ma

36、g為發(fā)電機(jī)負(fù)序電流FCB-NC ON為發(fā)電機(jī)滅磁開關(guān)斷開脈沖附件二：5012A開關(guān)合閘一級閥撞桿和套圖片：1、故障撞桿圖片2、開關(guān)合閘一級閥零部件裝配圖3、5012A開關(guān)合閘一級閥的套切開后圖片：4、合閘一級閥裝配圖附件三：5012開關(guān)一級閥原始測量數(shù)據(jù)表相別名稱測量位置（單位：mm）最小間隙上（0°）中（60°）下（90°）A相合閘一級閥套+0.015-0.015+0.020撞桿（膠圈前）-0.02-0.02-0.020.005撞桿（膠圈后）-0.02-0.02-0.020.005A相分閘一級閥套+0.045+0.040+0.053撞桿（膠圈前）-0.025-0

37、.025-0.0250.065撞桿（膠圈后）-0.025-0.025-0.0250.065B相合閘一級閥套+0.04（+0.055）+0.015+0.01撞桿（膠圈前）-0.005-0.015-0.0150.025撞桿（膠圈后）-0.020-0.030-0.0200.03B相分閘一級閥套+0.04（+0.055）+0.04+0.04撞桿（膠圈前）-0.02-0.02-0.020.06撞桿（膠圈后）-0.02-0.02-0.020.06C相合閘一級閥套+0.020+0.015+0.012撞桿（膠圈前）-0.01-0.01-0.010.022撞桿（膠圈后）-0.01-0.01-0.010.022C

38、相分閘一級閥套+0.030+0.030+0.025撞桿（膠圈前）-0.015-0.020-0.0150.04撞桿（膠圈后）-0.020-0.020-0.0200.045注：分合閘一級閥套與撞桿配合間隙不滿足0.040.10mm的全部更換。附件四：事故過程中開關(guān)及保護(hù)動作順序表系統(tǒng)故障錄波器發(fā)變組故障錄波器備注時間動作名稱時間動作名稱藍(lán)色字體為清苑站動作行為119.39.11.68655012 C相合閘自動準(zhǔn)同期并網(wǎng)時，BC相開關(guān)合上，A相開關(guān)未合。約1.9秒機(jī)構(gòu)的非全相保護(hù)動作，跳開5012開關(guān)。219.39.11.69315012 B相合閘319.39.13.60255012非全相動作419

39、.39.13.69205012 C相跳閘19.39.13.6925012 C相跳閘519.39.13.69415012 B相跳閘19.39.13.6945012 B相跳閘619.40.29.35845012 A相合閘19.40.29.3565012A相合閘第一次沖擊開始719.40.29.474系統(tǒng)保護(hù)II（5012操作相跳閘接點(diǎn)）819.40.29.474系統(tǒng)保護(hù)I919.40.29.4779901A A相跳閘定洲電廠RCS-901零序加速保護(hù)第一次動作1019.40.29.4794901A C相跳閘1119.40.29.4800901A B相跳閘1219.40.29.49145012 A相

40、跳閘19.40.29.4915012 A相跳閘第一次沖擊結(jié)束1319.40.29.4944921 A相跳閘1419.40.29.4945921 B相跳閘1519.40.29.4947921 C相跳閘1619.40.29.5284對側(cè)5053開關(guān) A相跳閘清苑站RCS-901縱聯(lián)保護(hù)動作1719.40.29.95095012 A相合閘19.40.29.9495012 A相合閘1819.40.30.8142對側(cè)5053A相重合清苑站5053開關(guān)RCS-921重合閘動作第二次沖擊開始1919.40.30.827負(fù)序定時限啟動2019.40.30.926系統(tǒng)保護(hù)II2119.40.30.926系統(tǒng)保護(hù)

41、I2219.40.30.9294901A C相跳閘定洲電廠RCS-901零序加速保護(hù)第二次動作2319.40.30.9310901A B相跳閘2419.40.30.9314901A A相跳閘2519.40.30.9415對側(cè)5053開關(guān)三相跳閘清苑站RCS-901零序加速保護(hù)動作第二次沖擊系統(tǒng)側(cè)電流消失2619.40.30.94325012 A相跳閘19.40.30.9465012 A相跳閘2819.40.30.978主變差動II2919.40.30.980主變差動I3019.40.30.986發(fā)變組差動I3119.40.30.990發(fā)變組差動II3219.40.31.057滅磁開關(guān)跳閘發(fā)電機(jī)

42、滅磁3319.40.31.106主變重瓦斯3419.40.31.258電壓制動過流II3519.40.31.361電壓制動過流I3619.40.31.56525012A相合閘19.40.31.5665012 A相合閘5012第三次自行非同期合閘3719.40.32.922定子零序過電壓3819.40.32.931主變差動II返回3919.40.32.933主變差動I返回4019.40.32.934發(fā)變組差動I返回4119.40.32.935發(fā)變組差動II返回4219.40.32.948電壓制動過流II返回4319.40.32.949電壓制動過流I返回4419.40.32.948負(fù)序定時限返回4

43、519.40.33.47695012非全相動作4619.40.34.47395%定子接地I4719.40.34.47895%定子接地II4819.40.36.903 主變重瓦斯返回4919.40.41.352定子接地返回5019.40.46.4315012 A相跳閘5119.40.52.497主變重瓦斯動作附件五：繼電保護(hù)動作評價繼電保護(hù)保護(hù)動作評價在定洲電廠側(cè)5012 A相兩次自行非同期合閘時，單相非同期并列產(chǎn)生線路零序電流。經(jīng)分析，因線路保護(hù)采用線路側(cè)TV，廠清線定洲電廠線路保護(hù)側(cè)感受反方向。一、 廠清線RCS-901A線路保護(hù)裝置動作評價第一次沖擊：定洲電廠側(cè)5012 A相偷合，清苑站5

44、052/5053在合位；線路零序超過了線路保護(hù)零序后加速段定值，定洲電廠側(cè)RCS-901零序后加速（不帶方向）保護(hù)動作，三相跳閘，同時向?qū)?cè)發(fā)允許信號。RCS-901A線路保護(hù)裝置包含有縱聯(lián)變化量方向、縱聯(lián)零序方向、工頻變化量阻抗、三段接地和相間距離，以上保護(hù)方向指向線路，保護(hù)可靠不動作。第二次沖擊：定洲電廠側(cè)5012 A相偷合在先，然后，清苑站5052受RSC921控制，重合A相，定洲電廠RCS901保護(hù)零序加速動作。電廠側(cè)判為三相重合，零序加速延時為100ms；清苑站為單相重合，零序加速延時為60ms。二、 廠清線CSL-101A線路保護(hù)裝置保護(hù)動作評價廠清線CSL101保護(hù)零序后加速經(jīng)方

45、向閉鎖，保護(hù)感受反方向，保護(hù)可靠不動作。三、 廠清線MCD-H1線路保護(hù)裝置動作評價MCD-H1線路保護(hù)裝置為光纖電流縱差保護(hù)，對于單相非全相運(yùn)行的異常情況，縱聯(lián)電流差動保護(hù)不反映，因此兩側(cè)MCD差動保護(hù)未動作。四、 5012開關(guān)保護(hù)裝置動作評價開關(guān)第一次A相合閘時，重合閘未充好電，當(dāng)收到保護(hù)動作信號后，保護(hù)溝通三跳、A相跟跳、三相跟跳動作出口。兩次故障時間分別為148ms、100ms，失靈保護(hù)時間定值為0.3s，所以失靈保護(hù)未動作。五、 #2主變、發(fā)變組差動保護(hù)動作評價5012開關(guān)A相第一次偷合閘，在合閘后主變高壓側(cè)A相出現(xiàn)沖擊電流，發(fā)電機(jī)機(jī)端A相和C相電流變大，從主變壓器星角結(jié)構(gòu)和保護(hù)構(gòu)成

46、來分析，該電流對于主變差動和發(fā)變組差動來說是穿越性的，差動電流基本為零，制動電流最大，差動保護(hù)不動作。5012開關(guān)A相第二次偷合閘，最初由于線路A相無電壓，合閘時無沖擊電流，發(fā)電機(jī)及主變高壓側(cè)無故障電流。清苑站5053開關(guān)重合閘，在合閘后主變高壓側(cè)A相出現(xiàn)沖擊電流，再一次對變壓器造成沖擊。在合閘后主變高壓側(cè)A相出現(xiàn)沖擊電流，發(fā)電機(jī)機(jī)端A相和C相電流變大，從主變壓器星角結(jié)構(gòu)和保護(hù)構(gòu)成來分析，該電流對于主變差動和發(fā)變組差動來說是穿越性的，差動電流基本為零，制動電流最大，差動保護(hù)不動作。該沖擊電流持續(xù)110ms后，對側(cè)清苑站RCS-901A線路保護(hù)零序加速動作，跳開5053開關(guān)三相，線路B、C相失壓，