定电2号主变A相损坏事故调查报告书(200512)

1、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/-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

2、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、

3、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BEN5000。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PJG1、发变组故障录波器LBDMGR10002。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、50

4、12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

5、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50116刀闸，

6、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50116刀闸，合上5011617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

7、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

8、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

9、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(tg)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

10、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

11、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（

12、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3。19：40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3

13、0.8142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4。110 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777.80

14、kV。19：40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5。1.4、A相第三次合闸：19：

15、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58、分闸线圈1：2.2、分闸线圈2

16、：2.5）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77+0.05 +0.00 材料：0Cr18Ni9棒料测量套内孔上、中（凸台部位）、下，分别为：上：7.02 中：6

17、.985 下：7.015中间凸台的位置尺寸不符合图纸要求超差0.015mm，与套自身的上、下尺寸比较差值达0.035-0.030mm。接着对合闸一级阀撞杆进行测量。撞杆图纸尺寸：镀后7-0.01 -0.05 材料：35CrMO技术要求：1、硬度 HS6070 2、镀铬 CRH测量结果为： 6.98，尺寸符合要求。2.5、在分析套内孔凸台产生的原因时，又发现在凸台的中间部位有缺陷，对该套从中间剖开后进行外观检查发现确实存在一条面积约为0.5 mm×2 mm的缺陷，为了进一步确认材质是否满足设计要求，把撞杆和套送“国家有色金属质量监督检验中心”对材质、硬度及镀铬层进行检验。结果为：撞杆硬

18、度HV686、683、689，符合设计要求，该撞杆表面镀铬。撞杆材质原设计为35CrMo，检验结果符合材质要求。套材质原设计为0Cr18Ni9，检验结果不符合原材质设计要求。2.6、合闸一级阀撞杆和套卡滞的原因分析由于套的原材料（0Cr18Ni9棒材）有缺陷在车刀加工时产生让刀，因而，在车后使得套的内孔产生凸台，造成加工尺寸超差，在套内凸台处与撞杆间的配合间隙仅为0.005mm。由于装配间隙小，不满足设计（0.01-0.1mm）要求、零件表面加工粗糙且套与撞杆装配时未涂抹真空硅脂以上三个因素，在撞杆、套相互运动时撞杆镀层受到套内凸台刮磨，刮磨下来的镀层粉末积存在套与撞杆的环隙中，累积到一定量时

19、最终导致撞杆、套卡滞不动。2.7、开关延时合闸及分后即合产生跳跃现象的分析合闸指令下达后，电磁铁动作，合闸电磁铁连杆在弹簧力的作用下撞击合闸撞杆并脱扣，但由于合闸一级阀撞杆与套卡滞，合闸一级阀杆没有立即动作，经过延时在弹簧力的作用下，合闸一级阀动作打开一级阀口，高压油进入二级阀上腔，二级阀动作实现合闸操作，造成了合闸延迟现象。合闸后正常动作是凸轮机构转动使合闸一级阀杆复位封闭一级阀口，但在合闸操作的后半程由于合闸一级阀的撞杆与套卡滞，一级阀未可靠复位，合闸一级阀口未完全关闭仍与高压油相通，这样使得在保护动作发出分闸指令后分闸一级阀动作，二级阀上腔高压油瞬间卸压，断路器分闸，分闸的同时分闸一级阀

20、复位，但由于合闸一级阀口未完全关闭，使得高压油又进入二级阀上腔再次合闸操作，这样就造成开关多次分合操作，产生跳跃现象。最后随着开关动作的振动，在弹簧力的作用下，合闸一级阀完全复位，合闸一级阀阀口关闭，完成分闸操作。5012开关合闸一级阀撞杆和阀套卡滞是本次事故的根本原因。2.8、主变A相损坏的原因分析：变压器为保定天威变压器有限公司生产，型号为DFP-240000/500，线圈为高低高布置（图1），本次故障：A相高压绕组变形匝间短路（图2）。 图1 线圈布置及短路部位示意图 图 变压器接线及短路点示意图2.8.12主变A相损坏情况2.8.1.1对应放电短路部位的铁芯烧损严重（见图3）。2.8.

21、1.2 外层高压线圈下部2线饼有匝间短路情况，内侧有放电碳化痕迹（见图4、5）；高低压线圈之间的绝缘纸板有树枝状放电痕迹（见图6）；中间低压线圈无明显损坏；内层高压线圈存在匝间短路并且严重变形(图7、8)。 图3 中间铁芯柱和下部铁芯烧损 图4 外层线圈下部短路烧损情况 图5 外层线圈内侧放电碳化情况 图6 高低压线圈之间纸板放电痕迹 图7 内层高压线圈内侧短路点 图8 内层高压线圈变形情况2.8.2故障原因分析2.8.2.1设计绝缘耐受电压和耐受短路电流绝缘耐受电压：设备最高电压Um=550kV短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)雷电冲击截波 (峰值，kV)操作冲击(峰值，kV

22、)高压680155016751175高压中性点85185低压60125140设计耐受短路电流可承受的2秒对称短路电流(kA)高压绕组6.0低压绕组872.8.2.2 两次冲击过电压分别为771.35kV和777.8kV，未超过设计操作冲击绝缘水平；两次冲击电流有效值分别为高压5958A、6000A，低压64345A、54995A，冲击时间分别为142 ms、139 ms，未超过设计标准。如果绝缘无变形损坏，应该不会导致击穿短路。2.8.2.3从系统录波图可以看出，变压器故障开始发生在第二次冲击结束时刻，即在对侧开关重合跳开后，5012开关跳开之前，此时冲击电流已衰减至很小，而且差动保护在501

23、2开关跳开之后动作，由此也可以推断高压线圈在两次大电流的冲击下，先有变形造成绝缘损坏，然后击穿短路。2.8.2.4 内高压绕组首端（外高压末端）绝缘击穿后，发生对地（铁心）电弧放电，内高压绕组处于短路状态，外高压绕组为开路状态，此时低压绕组继续由发电机供电，造成内高压绕组受到很大的短路力，加剧其变形。从以上情况分析判断，造成2号主变A相损坏的原因为变压器高压绕阻抗短路冲击能力差。在承受2次单相非同期合闸冲击，较大冲击电流电动力作用下，造成高压线圈变形，绝缘损坏，加之对侧开关重合后跳开瞬间产生过电压，导致线圈绝缘击穿匝间短路，短路后使变形加剧；产生的电弧造成相应部位铁芯烧损，波及到的部位碳化，能

24、量的释放导致变压器喷油。八、事故损失情况：（少发电量、少送电量；设备损坏情况、直接经济损失、损坏设备修复时间等）1、电量损失：机组停运340.56小时，机组满出力为600MW，月度平均负荷率为77.45，综合厂用电率为6.95，故电量损失约计为：340.56h×600MW×77.45158258.2 MWh2、启动损失：启动用燃油量为106.4吨，损失为：106.4t×3498.22元/t37.22万元3、主变A相返厂维修费400万元。九、事故暴露出来的问题：1、设备问题5012开关A相合闸一级阀撞杆和套卡滞，属于厂家开关机构制造装配原始缺陷，合闸一级阀的套加工粗

25、糙，零部件的加工尺寸偏差大不符合设计标准要求，厂家对零部件装配前检验把关不严，撞杆和套装配间隙超标，套内表面光洁度不符合设计要求，没有涂抹真空硅脂。2、管理问题：（1）由于设备投运后未到检修周期，厂家作业指导书要求液压机构36年解体检查，小修中未对液压机构进行解体检查，验收交接时未能及时发现设备缺陷，反映出设备管理存在漏洞，对开关的危险源辨识不全面，未能正确评估设备的风险。（2）对设备的全过程管理重视不够，基建生产一体化理解不深。（3）专业技术人员对5012开关内部结构掌握深度不够，综合判断故障危险点能力有待提高。(4)对调度给定的重合闸方式未进行细致的风险评估，对特殊方式下重合闸投退的风险仍

26、需论证并与调度部门达成一致意见。十、防范/整改措施：序号防范措施责任部门责任人完成时间1.将开关的三套一级阀的撞杆和套全部拆下，分别测量尺寸并计算工差配合间隙是否满足要求，经制造厂家和专家共同确认将工差配合间隙由原来图纸设计标准的0.010.1mm提高到0.040.10mm，并将不满足该标准的全部进行更换设备部赵文航2005.10.252.分、合闸一级阀装配时，撞杆和套之间必须涂抹真空硅脂保证润滑良好设备部赵文航2005.10.263.根据LW12500罐式六氟化硫断路器检修作业指导书的规定并结合现场机组的大、小修周期及春秋检情况重新制定检修周期、检修项目和质量标准设备部赵文航2005.10.

27、294.机构液压油每年取样化验一次，保证油质质量标准，如不合格及时更换设备部赵文航结合每年大、小修进行5.并网前规程没有明确规定对并网开关进行传动，鉴于本次故障，并网前申请对开关进行传动，以保证并网前开关动作处于完好状态。发电部值长每次并网前6.鉴于本次故障，每次并网前向调度申请将对侧开关重合闸退出，并网正常后投入设备部张立港每次并网前7.专业人员加强对500KV和220KV开关理论学习和检修培训，提高检修技能设备部赵文航2005.11.308.扩大范围检查220KV升压站断路器，从设计、安装、试验、检修管理上查清目前设备的状况，对液压系统可能存在的隐患进行分析和评估设备部赵文航2005.11

28、.30十一、事故责任分析及考核/处理意见依据国华电发传200528号国华公司新事故调规中事故定义及分级标准，此事故属于一般设备事故，事故责任分析及考核处理意见如下：1、单位责任（1） 沈阳开关厂：产品质量不合格，开关机构制造存在原始缺陷。合闸一级阀的套加工粗糙，零部件的加工尺寸不符合设计标准要求，厂家对零部件装配前检验把关不严，撞杆和套装配间隙超标，套内表面光洁度达不到设计要求，没有涂抹真空硅脂等一系列重要质量问题是导致本次事故的根本原因，负主要责任，承担5012开关损坏修复的全部费用。（2） 上海电能成套设备公司：监造工作中对产品监造工作把关不严，未能发现5012开关的关键工序存在装配质量不

29、合格，撞杆和套装配间隙超标，套内表面光洁度不符合设计要求，没有涂抹真空硅脂等重大质量问题，负主要监造责任。（3） 上海电力监理咨询有限公司：对设备到厂验收工作监督不到位，未能提早发现设备存在的制造隐患，对本次事故负主要监理责任。（4） 河北电力科学研究院，与国华定电签订有基建期和生产期技术监督服务合同，未能向生产单位及时提出技术监督工作中存在的问题，对本次事故负有技术监督责任。（5） 国华定电：基建期间对于工程质量监督工作不到位，负有管理责任；设备检修期间对该类型的开关设计结构存在的风险辨识不够，过分依赖厂家作业指导书的技术要求，对于5012开关的关键设备未能及时安排解体检修；对调度给定的重合

30、闸方式未进行细致的风险评估，对本次事故负主要管理责任。2、部门责任 （1） 设备维护部：在跟踪机组安装调试过程中，未能及时发现设备存在隐患；在设备检修期间没有及时消除设备隐患，对此次事故负主要管理责任。（2） 发电运行部：在设备启动中没有对调度给定的重合闸方式未进行细致的风险评估，对此次事故扩大负主要管理责任。（3） 安健环部：作为技术监督和安全监督职能部门，对技术监督工作和安全监督工作不严格，对此次事故负次要管理责任。3、人员责任（1） 设备部电气配电班长,没有做到定电公司各级人员安全生产责任制3.73.2条款要求的“制订和组织实施控制异常和未遂的措施，按设备系统（施工程序）进行安全生产分析

31、预测，做到及时发现问题和异常，控制好危险点”对此次事故负主要直接责任，扣款3000元。（2） 设备维护部电气专业协调工程师，没有做到定电公司各级人员安全生产责任制3.67.1条款 “在设备部电气主管的领导下，负责所辖设备、设施安全技术方面的工作”，对本专业关键设备安全技术工作不到位，对此次事故负主要直接责任，扣款3000元。（3） 设备维护部电气主管，对此次事故负主要领导责任，扣款3000元。（4） 设备部电气二次高级主管对调度给定的重合闸方式没有进行细致的风险控制，对此次事故负次要领导责任，扣款2000元。（5） 设备维护部经理对检修人员风险意识和安全管理要求不严格，出现管理疏漏，对此次事故

32、负有主要领导责任，扣款2500元。（6） 发电运行部经理对调度给定的重合闸方式没有进行细致的风险控制，出现管理疏漏，负有次要领导责任，扣款2000元。（7） 安健环部电气专业主管对关键设备的结构进行风险评估以及对调度给定的重合闸方式没有进行细致的风险控制，负有重要技术管理责任，扣款2000元。（8） 安健环部安健环主管对于专业技术管理人员风险管理和安全意识监督要求不严格，对此次事故负有次要管理责任，扣款2000元。（9） 安健环部经理对技术监督、安全监督工作要求不严格，出现管理疏漏，对此次事故负有次要管理责任，扣款2000元。（10） 分管生产副总经理兼总工程师对此次事故负次要领导责任，扣款1

33、500元。（11） 公司总经理对此次事故负次要领导责任，扣款1000元。十二、事故调查组成员名单（单位/部门、职务、职称）:姓 名单 位职 务职称张艳亮国华定电副总经理李建定国华定电总经理助理张俊珍国华技术中心电气专业部经理魏国平河北电力研究院总工教授级高工张洪范沈阳高压开关厂总工教授级高工聂凤来国华盘山外聘专家袁 丁安健环部经理江 涛安健环部安健环高级主管王玉卿发电部经理助理李智华设备部主任工程师张立港设备部协调工程师赵晓亮设备部发变组保护孙蓟光设备部电气主管赵文航设备部协调工程师韩俊升安健环部电气主管十三、附件清单（包括图纸、资料、原始记录、笔录、试验和分析计算资料、事故照片录像等）：附件

34、一：故障录波图附件二：5012A开关合闸一级阀撞杆和套图片附件三：5012开关一级阀原始测量数据表附件四：事故过程中开关及保护动作顺序表附件五：继电保护动作评价附件六：线路开关重合闸说明 国华公司所属及控股发电公司名称: 河北国华定洲发电有限责任公司 主管领导签发： 报告日期: 2005年 10月 26日附件一：故障录波图；1、系统故障录波器录波图2、系统录波器全过程开关量录波器录波图3、第一次冲击发变组故障录波器录波图4、第二次冲击发变组故障录波器录波图5、第二次冲击发变组保护录波图6、差动保护、断路器、灭磁、重瓦斯开关动作顺序图1.发变组故障录波器通道注释通道1为发电机机端A相电压通道2为

35、发电机机端B相电压通道3为发电机机端C相电压通道5为发电机机端A相电流通道6为发电机机端B相电流通道7为发电机机端C相电流通道33为主变高压侧A相电压通道34为主变高压侧B相电压通道35为主变高压侧C相电压通道37为主变高压侧A相电流通道K1为5012开关A通道K80为第II套主变差动通道K83为第II套发变组差动通道K64发电机灭磁开关通道K46主变重瓦斯2.发电机G60-I保护装置波形注释F1-IA为发电机机端A相电流F2-IB为发电机机端B相电流F3-IC为发电机机端C相电流F5-VA为发电机机端A相电压F6-VB为发电机机端B相电压F7-VC为发电机机端C相电压NEUTRL I_2Ma

36、g为发电机负序电流FCB-NC ON为发电机灭磁开关断开脉冲附件二：5012A开关合闸一级阀撞杆和套图片：1、故障撞杆图片2、开关合闸一级阀零部件装配图3、5012A开关合闸一级阀的套切开后图片：4、合闸一级阀装配图附件三：5012开关一级阀原始测量数据表相别名称测量位置（单位：mm）最小间隙上（0°）中（60°）下（90°）A相合闸一级阀套+0.015-0.015+0.020撞杆（胶圈前）-0.02-0.02-0.020.005撞杆（胶圈后）-0.02-0.02-0.020.005A相分闸一级阀套+0.045+0.040+0.053撞杆（胶圈前）-0.025-0

37、.025-0.0250.065撞杆（胶圈后）-0.025-0.025-0.0250.065B相合闸一级阀套+0.04（+0.055）+0.015+0.01撞杆（胶圈前）-0.005-0.015-0.0150.025撞杆（胶圈后）-0.020-0.030-0.0200.03B相分闸一级阀套+0.04（+0.055）+0.04+0.04撞杆（胶圈前）-0.02-0.02-0.020.06撞杆（胶圈后）-0.02-0.02-0.020.06C相合闸一级阀套+0.020+0.015+0.012撞杆（胶圈前）-0.01-0.01-0.010.022撞杆（胶圈后）-0.01-0.01-0.010.022C

38、相分闸一级阀套+0.030+0.030+0.025撞杆（胶圈前）-0.015-0.020-0.0150.04撞杆（胶圈后）-0.020-0.020-0.0200.045注：分合闸一级阀套与撞杆配合间隙不满足0.040.10mm的全部更换。附件四：事故过程中开关及保护动作顺序表系统故障录波器发变组故障录波器备注时间动作名称时间动作名称蓝色字体为清苑站动作行为119.39.11.68655012 C相合闸自动准同期并网时，BC相开关合上，A相开关未合。约1.9秒机构的非全相保护动作，跳开5012开关。219.39.11.69315012 B相合闸319.39.13.60255012非全相动作419

39、.39.13.69205012 C相跳闸19.39.13.6925012 C相跳闸519.39.13.69415012 B相跳闸19.39.13.6945012 B相跳闸619.40.29.35845012 A相合闸19.40.29.3565012A相合闸第一次冲击开始719.40.29.474系统保护II（5012操作相跳闸接点）819.40.29.474系统保护I919.40.29.4779901A A相跳闸定洲电厂RCS-901零序加速保护第一次动作1019.40.29.4794901A C相跳闸1119.40.29.4800901A B相跳闸1219.40.29.49145012 A相

40、跳闸19.40.29.4915012 A相跳闸第一次冲击结束1319.40.29.4944921 A相跳闸1419.40.29.4945921 B相跳闸1519.40.29.4947921 C相跳闸1619.40.29.5284对侧5053开关 A相跳闸清苑站RCS-901纵联保护动作1719.40.29.95095012 A相合闸19.40.29.9495012 A相合闸1819.40.30.8142对侧5053A相重合清苑站5053开关RCS-921重合闸动作第二次冲击开始1919.40.30.827负序定时限启动2019.40.30.926系统保护II2119.40.30.926系统保护

41、I2219.40.30.9294901A C相跳闸定洲电厂RCS-901零序加速保护第二次动作2319.40.30.9310901A B相跳闸2419.40.30.9314901A A相跳闸2519.40.30.9415对侧5053开关三相跳闸清苑站RCS-901零序加速保护动作第二次冲击系统侧电流消失2619.40.30.94325012 A相跳闸19.40.30.9465012 A相跳闸2819.40.30.978主变差动II2919.40.30.980主变差动I3019.40.30.986发变组差动I3119.40.30.990发变组差动II3219.40.31.057灭磁开关跳闸发电机

42、灭磁3319.40.31.106主变重瓦斯3419.40.31.258电压制动过流II3519.40.31.361电压制动过流I3619.40.31.56525012A相合闸19.40.31.5665012 A相合闸5012第三次自行非同期合闸3719.40.32.922定子零序过电压3819.40.32.931主变差动II返回3919.40.32.933主变差动I返回4019.40.32.934发变组差动I返回4119.40.32.935发变组差动II返回4219.40.32.948电压制动过流II返回4319.40.32.949电压制动过流I返回4419.40.32.948负序定时限返回4

43、519.40.33.47695012非全相动作4619.40.34.47395%定子接地I4719.40.34.47895%定子接地II4819.40.36.903 主变重瓦斯返回4919.40.41.352定子接地返回5019.40.46.4315012 A相跳闸5119.40.52.497主变重瓦斯动作附件五：继电保护动作评价继电保护保护动作评价在定洲电厂侧5012 A相两次自行非同期合闸时，单相非同期并列产生线路零序电流。经分析，因线路保护采用线路侧TV，厂清线定洲电厂线路保护侧感受反方向。一、 厂清线RCS-901A线路保护装置动作评价第一次冲击：定洲电厂侧5012 A相偷合，清苑站5

44、052/5053在合位；线路零序超过了线路保护零序后加速段定值，定洲电厂侧RCS-901零序后加速（不带方向）保护动作，三相跳闸，同时向对侧发允许信号。RCS-901A线路保护装置包含有纵联变化量方向、纵联零序方向、工频变化量阻抗、三段接地和相间距离，以上保护方向指向线路，保护可靠不动作。第二次冲击：定洲电厂侧5012 A相偷合在先，然后，清苑站5052受RSC921控制，重合A相，定洲电厂RCS901保护零序加速动作。电厂侧判为三相重合，零序加速延时为100ms；清苑站为单相重合，零序加速延时为60ms。二、 厂清线CSL-101A线路保护装置保护动作评价厂清线CSL101保护零序后加速经方

45、向闭锁，保护感受反方向，保护可靠不动作。三、 厂清线MCD-H1线路保护装置动作评价MCD-H1线路保护装置为光纤电流纵差保护，对于单相非全相运行的异常情况，纵联电流差动保护不反映，因此两侧MCD差动保护未动作。四、 5012开关保护装置动作评价开关第一次A相合闸时，重合闸未充好电，当收到保护动作信号后，保护沟通三跳、A相跟跳、三相跟跳动作出口。两次故障时间分别为148ms、100ms，失灵保护时间定值为0.3s，所以失灵保护未动作。五、 #2主变、发变组差动保护动作评价5012开关A相第一次偷合闸，在合闸后主变高压侧A相出现冲击电流，发电机机端A相和C相电流变大，从主变压器星角结构和保护构成

46、来分析，该电流对于主变差动和发变组差动来说是穿越性的，差动电流基本为零，制动电流最大，差动保护不动作。5012开关A相第二次偷合闸，最初由于线路A相无电压，合闸时无冲击电流，发电机及主变高压侧无故障电流。清苑站5053开关重合闸，在合闸后主变高压侧A相出现冲击电流，再一次对变压器造成冲击。在合闸后主变高压侧A相出现冲击电流，发电机机端A相和C相电流变大，从主变压器星角结构和保护构成来分析，该电流对于主变差动和发变组差动来说是穿越性的，差动电流基本为零，制动电流最大，差动保护不动作。该冲击电流持续110ms后，对侧清苑站RCS-901A线路保护零序加速动作，跳开5053开关三相，线路B、C相失压，