2号主变A相损坏事故调查报告书.doc

2号主变A相损坏事故调查报告书事故单位名称：河北国华定洲发电有限责任公司 2005年10月26日一、事故名称: 2号主变A相损坏事故 二、事故等级： 一般设备事故 事故类别:　设备事故　　三、事故起止时间：2005年10月19日19时39分至2005年11月3日0时13分四、主设备情况：1、2号主变主要参数：型号：DFP-240000/500 3X240 MVA电压等级：525/±2×2.5%/20KV短路阻抗：Uk=14%额定容量：3X240MVA接线方式：Y/Δ-11中性点接地方式：直接接地冷却方式：ODAF生产日期：2003年3月生产厂家：中国保定天威变压器有限公司2、2号机组开关主要参数：型号：LW12-500额定电压：500KV额定电流：3150A额定（短路）开断电流：50KA额定频率：50HZ生产日期：2003年01月生产厂家：沈阳开关厂3、2号发电机主要参数：型号：QFSN-600-2额定容量：667MVA额定功率：600MW额定电压：20KV额定电流：19245A额定频率：50HZ功率因数：0.9（滞后）定子绕组接线方式：Y Y冷却方式：水氢氢励磁方式：静态励磁空载励磁电流：1480A空载励磁电压：139V额定励磁电流：4145A额定励磁电压：407V生产日期：2003年6月生产厂家：上海汽发公司4、线路保护配置：厂清线配置RCS-901A线路保护装置、CSL101A线路保护装置、MCD-H1光纤电流纵差线路保护装置、远方就地判别装置CSI125A，开关配置RCS921保护装置，故障录波器BEN－5000。

5、发变组保护配置：发变组配置两套美国GE公司最新开发的UR-通用继电器系列包括G60-发电机管理继电器、T60-变压器管理继电器、F35-馈线管理继电器、转子接地保护装置PJG－1、发变组故障录波器LBD－MGR1000－2五、事故前工况：1、2号机组采用发电机-变压器-线路组接线方式，出线开关为5012，通过厂清线接入清苑变电站，清苑站采用3/2接线方式，厂清线接入清苑站5052、5053开关500KV#2主变中性点为死接地方式2、5012开关2003年9月12日开始安装至2003年9月14日安装完毕2004年05月22日 5012开关传动及试验良好，2004年07月07日传动5012开关良好，2号机组2004年9月10日完成168小时试运后投入商业运行，开关动作32次2005年05月22日至2005年06月07日5012开关由热备用转检修，2号机机组小修期间预试及传动19次此次事故前A相开关动作51次，自投运以来开关运行一直未见异常3、2005年10月17日，公司申请2号机组停机处理11瓦振动大的设备隐患，经河北省调度同意10月17日晚19：36分2号机组停机，10月19日15：08分检修工作完毕，经调度同意锅炉点火启动。

事故前500kV厂清线运行正常，5012开关在断位，5012-1、5012-2刀闸在合位六、事故发生、扩大和处理情况：1、2005年10月19日15：08分2号锅炉点火；18：35分主汽压力6.5MPa，主汽温度378℃，再热汽温353℃，凝汽器真空4.2KPa，调节级温度257℃，主机偏心度32微米，高缸差胀－0.337微米，低缸差胀2.435微米，缸胀17.18mm，主机润滑油温度26.32℃，2号汽轮机具备冲车条件，开始冲转2、2005年10月19日19：10分2号汽轮机转速3000rpm定速；请示省调同意2号机准备并网；运行就地检查5012开关三相均无异常；值长令合入5011－6刀闸，2号机准备并网3、2005年10月19日19：35分机组起励正常，发电机出口电压正常；19：38分启动自动准同期装置并网，19：39分13.6025秒5012开关非全相保护出口动作跳开B、C相，19：40分29.4779秒线路保护动作、19：40分30.978秒发变组保护动作；就地检查#2主变A相喷油，压力释放阀动作，检查B、C相无异常4、2005年10月19日19：45分2号炉MFT动作停炉，20：30分2号机转速到零，投盘车；申请省调同意2号发变组转检修，断开5011－6刀闸，合上5011－617地刀。

5、保护动作检查情况：2号机组两套发变组差动保护动作、两套主变差动保护动作、主变重瓦斯保护动作、两套电压制动过流保护动作、两套定子接地保护动作；厂清线RCS901A零序加速动作、5012开关RCS921保护动作、5012开关非全相保护动作、系统和发变组故障录波器启动录波6、事故发生后国华公司、河北省电力公司、河北省电力研究院领导和专家连夜赶到现场，会同保定天威变压器厂家、定电公司领导和电气专业人员对事故原因组织分析，制定#2主变A相损坏后处理方案，分析更换备用相对系统、发电机、变压器的影响，立即成立主变、开关、发电机三个抢修小组7、#2发电机抽转子对定子进行如下检查：槽楔紧度、槽口、端部、端部紧固件、引水管、连接线、出线套管，检查未见异常对转子进行如下检查：护环槽楔检查、转子大齿、小齿、大齿月牙槽、转子护环与槽楔搭接处，检查未见异常发电机进行了如下试验：定子绕组直阻测量、定子绕组绝缘、定子绕组直流耐压、定子绕组交流耐压、转子直阻、转子绝缘、转子耐压、转子交流阻抗、定子水压试验、定子端部模态试验、联轴器螺栓探伤、转子气密、整体风压，以上试验全部合格8、变压器检查情况：事故发生后对主变A相高低压绕组进行绝缘测试，对地绝缘均为零，取本体油样、取瓦斯气进行色谱分析，乙炔等指标严重超标，变压器油目视呈黑色并有大量碳化杂质。

排油后打开人孔，进行内部检查，发现围屏拉带全部断裂，箱底有许多炭化的纸屑，低压侧下铁轭上有许多铁珠，面对主变油箱右侧壁外加强筋焊缝有两处开裂10月24日返厂，目前正在解体进一步检查中9、#2主变A相按河北省电力研究院计算结果，更换后不影响系统和发电机安全运行更换后河北省电力研究院进行了如下试验：油中溶解气体色谱分析、油的击穿电压、油的高温介损、油中含水量、油中含气量、绕组直流电阻、绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数、绕组的介质损耗因数、电容型套管的介质损耗因数(tgδ)和电容值、绕组泄漏电流、绕组电压比及极性、绕组变形测量、局部放电试验，以上试验全部合格10、扩大范围检查，对2号主变B、C相、高厂变、脱硫变、励磁变、封闭母线进行检查和试验，未见异常，试验结果全部合格11、对5012开关A相液压机构一级阀的阀套与撞杆及盖板孔与阀套装配间隙、阀杆的灵活性、阀的清洁度进行检查，发现A相合闸一级阀撞杆卡滞不动作，已进行更换；同时对A相开关二级阀和灭弧室进行检查，未见异常；扩大范围检查B、C相液压机构一级阀套与撞杆配合间隙，都在设计范围标准内，动作灵活没有卡滞现象，其它部件均满足要求12、2005年11月2日11：45分2号锅炉点火，19：46分电气整套启动试验开始，2005年11月3日0：13分#2机组并网成功。

七、事故原因及扩大原因分析：1、事故直接原因分析：2号机组并网过程中，当自动准同期装置发出5012开关合闸命令后，A相开关拒合，随后A相开关发生合闸延迟，分后即合的跳跃故障是导致本次2号主变A相损坏的直接原因事故过程如下：1.1、同期合闸：10月19日19：39分11.6秒，#2机组利用自动准同期装置同期并网，合5012开关，结果为A相未合上，B、C相合闸成功，19：39分13.6025秒5012开关非全相保护正确动作跳开B、C相1.2、A相第一次合闸：19：40分29.3584秒5012开关A相合闸，在合闸后主变高压侧A相出现冲击电流，高压侧A相电流最大峰值10425A（二次值4.17A），电流最大有效值为5958A，故障持续时间142ms，波形见附件一图1发电机机端A相电流最大峰值151525A（二次值30.305A），电流最大有效值为64345A（二次值12 A），C相电流最大峰值148015A（二次值29.603A），电流最大有效值为65705A，故障持续时间142ms，波形附件一图319：40分29.4779秒厂清线RCS-901A线路保护装置零序加速保护正确动作、5012断路器保护装置A相、三相跟跳动作，5012开关A相19：40分29.4914秒跳开，整个过程中交流分量变化不大，直流分量逐渐衰减。

19：40分29.5284秒对侧清苑站5052、5053开关A相跳开，线路A相失电1.3、A相第二次合闸：19：40分29.9509秒5012开关A相第二次偷合闸，由于线路A相无电压，发电机及系统无故障电流，但线路产生过电压，电压峰值为771.35kV约1.3s后即19：40分30.8142秒清苑站5053开关重合闸，在合闸同时主变高压侧A相出现冲击电流，再一次对变压器造成冲击主变压器高压侧A相电流最大峰值9975A（二次值3.99A），电流最大有效值为4963A，故障持续时间100ms，波形见附件四图1发电机机端A相电流最大峰值143010A（二次值28.602A），电流有效值54995A（二次值10.999A），C相电流最大峰值145890A（二次值29.178A），电流最大有效值54640A（二次值10.928A），故障持续时间110ms，波形附件一图4110 ms后对侧清苑站开关跳开，高压侧故障电流逐渐衰减；跳开后线路产生过电压，过电压峰值为777.80kV19：40分30.9294秒厂清线RCS-901A线路保护装置零序加速保护动作，19：40分30.9432秒跳开5012开关A相，高压侧故障电流消失，线路三相失电，故障电流持续129 ms； 19：40分30.978秒两套主变差动保护、发变组差动保护动作，关闭主汽门，跳开灭磁开关；发电机电压逐渐下降，故障电流逐渐消失，1.3s后发电机电流降到额定电流以下。

在变压器故障电流逐渐消失过程中，变压器低压侧对地绝缘为零，两套定子接地保护正确动作，当时中性点电压为30.8V在此期间，负序电流峰值为30029A，负序电流保护元件启动，起动时间为2.1s，见附件一图51.4、A相第三次合闸：19：40分31.5652秒5012开关A相第三次自动合闸由于对侧开关已跳闸，发电机已灭磁，所以本次合闸未对变压器造成进一步冲击2、事故根本原因分析：2.1、事故发生后，电厂专业人员会同沈阳高压开关厂技术人员，国华公司、河北省电力公司生技处和调通中心、河北省电力研究院、国华电力技术中心的专家共同在现场检查模拟事故状况，对断路器进行了远方操作，重复出现了A相断路器合闸延迟，分后即合的跳跃现象，又对A相断路器现场进行断开电气回路后的手动操作，仍然重复出现分后即合的跳跃现象，说明A相断路器机构存在问题2.2、现场对电磁铁线圈进行外观检查良好，直阻测试（合闸线圈直阻58Ω、分闸线圈1：2.2Ω、分闸线圈2：2.5Ω）符合要求，未发现问题进一步检查电磁铁与一级阀之间的脱扣装置未见异常2.3、对A相液压机构一级阀进行检查，分闸一级阀撞杆动作灵活，合闸一级阀撞杆卡滞不动作合闸一级阀解体后拆下撞杆和套，发现撞杆和套工作表面卡涩，没有涂抹真空硅脂，造成撞杆运动时摩擦力增大，撞杆有磨损痕迹，上端镀铬层磨损较重，镀铬层脱落露出镀铜的颜色。

检查套内壁也有磨擦痕迹，进一步仔细检查发现套内中间位置有大约2mm 宽半圆周的凸台2.4、对A相套和撞杆的测量并与图纸对比数据：套的内孔设计尺寸: 内孔Φ7Φ7+0.05 +0.00 材料：0Cr18Ni9棒料测量套内孔上、中（凸台部位）、下，分别为：。