《定电2号主变A相损坏事故调查报告书(2005.12).》由会员分享，可在线阅读，更多相关《定电2号主变A相损坏事故调查报告书(2005.12).（23页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
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：525/22.5%/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号机组开关主要参数：型号：L
2、W12-500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
3、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、5012开关2003年9月1
4、2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
5、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，2号机准备并网。3、20
6、05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、主变重瓦斯保护动作、两套电压制动过流
7、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
8、、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
9、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隙、阀杆的灵活性、阀的清
10、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：1
11、0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），
12、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30.8142秒清苑站50
13、53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777.80kV。19：40分30.
14、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：19：40分31.5652秒5
15、012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2：2.5）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：
