【案例简述】
        2005年10月19日15时08分某厂2号锅炉点火，18时35分2号汽轮机开始冲转。19时10分2号汽机转速3000r/min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隔离开关，2号机准备并网。
        19时35分机组起励正常，发电机出口电压正常；19时38分启动自动准同期装置并网，19时39分13秒5012开关非全相保护出口动作跳开B、C相，19时40分29秒线路保护动作，19时40分30秒发电机变压器组保护动作；就地检查2号主变压器A相喷油，压力释放阀动作，检查B、C相无异常。19时45分2号炉MFT动作停炉；20时30分2号机转速到零，投盘车，2号发电机变压器组转检修。
        保护动作检查情况，2号机组两套发电机变压器组差动保护动作，两套主变压器差动保护动作、主变压器重瓦斯保护动作、两套电压制动过流保护动作、两套定子接地保护动作； 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、系统和发电机变压器组故障录波器启动录波。
        2号发电机抽转子对定子、转子进行检查未见异常。对发电机进行试验全部合格。
        变压器检查情况；事故发生后对主变压器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，面对主变压器油箱右侧壁外加强筋焊缝有两处开裂。
        2号主变压器A相按电力研究院计算结果，更换并试验合格后不影响系统和发电机安全运行。
        对2号主变压器B、C相，高压厂用变压器，脱硫变压器，励磁变压器，封闭母线进行检查和试验，未见异常，试验结果全部合格。
        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，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，其他部件均满足要求。
        2005年11月3日0时13分2号机组并网成功。
        【案例评析】
        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号主变压器A相损坏的直接原因。
        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。
        【案例警示】
        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，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0.01～0.1mm提高0.04～0.10mm。
        2．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。
        3．根据《LW12-500罐式SF6断路器检修作业指导书》的规定并结合现场机组的大、小修周期及春秋检修情况重新制定检修周期、检修项目和质量标准。
        4．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。
        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。
        6．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。
        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。
        8．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。