湖北省竹山县人民法院民 事 判 决 书(2018)鄂0323民初1410号原告：重庆南瑞博瑞变压器有限公司，住所地重庆市涪陵区李渡街道办事处马鞍聚龙大道190号，统一社会信用代码915001025967477884。法定代表人：张广明，总经理。委托诉讼代理人：邱业伟，重庆业伟律师事务所律师。被告：湖北官渡河水电发展有限公司，住所地湖北省竹山县城关镇大街70号，统一社会信用代码9142032367369051X2。法定代表人：张鸿喜，董事长。委托诉讼代理人：陈超，河南天基律师事务所律师。委托诉讼代理人：杜晓蕊，河南天基律师事务所律师。原告重庆南瑞博瑞变压器有限公司（以下简称重庆南瑞博瑞公司）与被告湖北官渡河水电发展有限公司（以下简称湖北官渡河公司）定作合同纠纷一案，重庆市涪陵区人民法院于2018年1月18日受理后，被告湖北官渡河公司提出管辖权异议，重庆市涪陵区人民法院经审查认为被告提出的管辖权异议成立，遂于2018年3月5日作出（2018）渝0102民初860号民事裁定书，裁定本案移送湖北省竹山县人民法院处理。本院于2018年6月19日受理后，依法适用普通程序于2018年11月29日公开开庭进行了审理，原告重庆南瑞博瑞公司的委托诉讼代理人邱业伟，被告湖北官渡河公司的委托诉讼代理人陈超、杜晓蕊到庭参加诉讼。本案现已审理终结。原告重庆南瑞博瑞公司向本院提出诉讼请求：1.判令被告支付原告货款226.5万元；2.判令被告赔偿原告资金占用利息损失20.672529万元（按中国人民银行发布的同期存款利率标准计算至2017年12月31日）及2018年1月1日后的利息；3.判令被告支付原告逾期付款违约金29.218815万元（按中国人民银行发布的同期贷款利率标准计算至2017年12月31日）及2018年1月1日后的违约金；4.本案受理费由被告承担。事实与理由：2011年11月15日，重庆市亚东亚集团变压器有限公司（以下简称重庆亚东亚公司）与湖北京能龙背湾水电发展有限公司（后更名为湖北官渡河水电发展有限公司）签订《龙背湾水电站工程主变及其附属设备采购合同》，合同约定，重庆亚东亚公司按照技术协议要求为被告生产型号SF10—100000／220变压器2台及其附属设备，合同总价款906万元;双方还对变压器的运输交货、安装调试、设备验收、货款支付、违约责任等进行了详细约定。2014年9月4日，重庆亚东亚公司依约将2台变压器运送到被告指定的交货地点，并在2015年1月完成安装调试工作后交付被告，被告于当年5月投入运营。重庆亚东亚公司在2014年11月19日前已给被告出具6份发票，被告支付货款679.5万元，尚欠226.5万元未付。2014年9月25日，重庆亚东亚公司因公司分立，成立了重庆南瑞博瑞公司。2015年11月30日，重庆亚东亚公司将涉案债权全部让与原告，并给被告发出了《债权转让通知书》。2016年11月30日，被告在原告《往来询证函》上盖章确认尚欠货款226.5万元。2017年9月6日，原告要求被告对变压器等设备予以验收并支付货款，被告以种种理由拖延验收、拒付货款。综上，原告认为重庆亚东亚公司与被告签订的《龙背湾水电站工程主变及其附属设备采购合同》，合法有效，应受法律保护。在重庆亚东亚公司依约履行了合同义务，并将全部债权依法转让给原告的情况下，被告应当给付货款并承担违约责任。原告为维护自己的合法权益，特具状起诉，请求贵院依法支持原告的诉请。被告湖北官渡河公司辩称：原告与被告系大型变压器定作合同关系，合同约定的技术含量高、定作标准严格。原告应当依照合同约定的技术参数、指标要求，承担被告2台变压器及其附属设备的设计制造、运输供货、安装调试、技术服务等任务，但原告承揽的2台变压器及其附属设备未达到合合同约定的技术指标，表现在变压器运行中温升过高、变压器油中氢气和总烃含量超标、在线监测系统不能正常工作等严重质量问题，特别严重的是2号变压器通过更换高风压大风量风扇辅助降温及返厂处理后仍未达到技术要求，已对水电站安全运行构成严重威胁。综上，原告承揽制造的变压器及其附属设备存在严重质量问题，无法进行初步验收和最终验收，支付剩余货款的条件未成就，请求贵院依法驳回原告的诉讼请求。当事人围绕诉讼请求依法提交了证据，本院组织当事人进行了质证、认证，并充分听取了双方陈述、辩解，现认定事实如下：2011年11月15日，湖北京能龙背湾水电发展有限公司（2013年11月13日变更为湖北官渡河水电发展有限公司）通过公开招标投标程序与重庆亚东亚公司签订《龙背湾水电站工程主变及其附属设备采购合同文件》，重庆亚东亚公司成为龙背湾水电站工程2台SF10—100000／220（三相、双圈、风冷、铜芯）升压变压器及其附属设备的制造商。合同主要包括招标文件、投标文件、中标通知书、谈判备忘录、合同书等，合同书由合同条款、一般技术条款、专用技术条款、性能保证、廉政责任书组成。合同主要约定，由重庆亚东亚公司按照合同约定的技术指标和国家相关规范要求，承揽龙背湾水电站2台变压器及其附属设备的设计、制造、供货、安装、调试、技术服务等义务，其中，合同专用技术合条款一章对变压器型式和额定值、变压器温升、电气特性和性能、结构和材料、在线监测系统等作出了特别约定，温升等关键指标高于国家标准；合同总价款906万元，被告按进度支付货款；双方并对变压器的运输交货、设备验收、货款支付、违约责任等进行了详细约定。2014年9月（合同约定的交货时间为2013年10月），重庆亚东亚公司将2台变压器运送到龙背湾水电站施工现场，并在完成指导安装调试工作后交付被告。合同履行期间，重庆亚东亚公司出具发票6份，被告依约支付货款679.5万元，余款226.5万元待设备最终验收合格、质量保证期满后支付。后因重庆亚东亚公司资产重组分立成两家独立法人，其中将电力变压器业务剥离至原告重庆南瑞博瑞公司名下，并由原告承继重庆亚东亚公司与被告之间定作合同的权利义务。2015年6月8日，原告针对被告反映的变压器温升过高等问题，首次作出书面回复，自此双方就变压器等设备运行中存在的问题进行了长期沟通和协调。2015年5月5日、7月30日，龙背湾水电站2号和1号变压器先后进入72小时试运行、30天考核期运行。自变压器投入运行后，被告依照龙背湾水电站运行规程对2台变压器温升进行了日常监测，并委托湖北黄龙滩电厂、湖北荆门供电公司检修公司、十堰市九龙置业有限公司等第三方定期对变压器油油质化验分析，及时了解油质变化。在考核运行期及运行初期，2台变压器在额定容量以下长时间持续运行时，出现绕组温升、油顶层温升超过合同约定的51K、45.1K限值情形，变压器油中故障气体产气速率过快、总烃气体含量超过国家标准GB/T7252-2001（以下简称国标）规定的≤150ul／L注意值，以及变压器在线监测系统不能正常工作等质量问题，其中2号变压器问题尤为严重。后经双方长期沟通协调，原告多次安排技术人员对变压器进行检修，均未能查出故障原因，故障无法排除。随着运行时间的延长，2台变压器除存在上述问题外，还出现变压器渗油、变压器铁芯夹件对地绝缘偏低、油中H2、CH4、C2H4、C2H2、CO2等故障气体严重超过国标的注意值等问题。2016年7月8日，针对变压器存在的质量问题，被告组织召开了由湖北省水利水电规划勘测设计院、黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院专家及原、被告代表参加的专题会议，会议认为，2台变压器温升不满足合同中的技术条款要求、2号变压器油中总烃含量及产气速率过高、变压器在线监测装置存在故障等问题，原告应制定切实可行的方案予以整改。8月28日，原告给被告出具《龙背湾主变机扇更换方案》。8月29日，针对原告的风扇更换方案，被告组织召开了由黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部专家及原、被告代表参加的专题会议，会议认为《龙背湾主变机扇更换方案》过于简单，存在不规范、不严谨、施工程序不明确等问题，要求原告按会议纪要规定尽快作出新方案，并报送被告审核。9月1日，原告重新作出《湖北官渡河龙背湾水电站变压器冷却系统风机改造方案》，该方案对冷却系统风机改造目的，改造依据，改造内容，改造所需材料、工具、设备，改造工程量，施工程序，整体调试，安全技术措施，安全防护措施作出了详细规定，并附录了风机控制回路元器件选择计算过程。在该方案得到被告认可后，原告即组织技术人员对2台变压器实施了更换大功率电机、高风压大风量风扇改造措施。改造后，两台变压器温升仍然偏高，降温效果不理想。11月11日，原告为解决2号变压器铁芯夹件对地绝缘偏低和总烃含量超过国标等缺陷，给被告出具了《湖北官渡河龙背湾水电站二号主变铁芯夹件绝缘处理方案》，该方案对方案编制依据，施工主要项目，施工组织机构，施工方案（含施工准备、施工步骤及方法、返厂处理方案）、施工安全措施及注意事项作出了明确规定。同日，被告组织召开了由黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部专家及原、被告代表参加的专题会议，会议讨论修改通过了《湖北官渡河龙背湾水电站二号主变铁芯夹件绝缘处理方案》。随后，原告在被告配合下按照方案要求及专家王建生、王朴芍的建议，安排三名技术人员进入2号变压器本体内对重点部位及其他部位进行检修。检查中发现在4个定位垫角的绝缘纸板周围有少量油污及金属粉末;在氮气灭火器装置进气口管道内有少量水珠，聚集到绝缘垫角纸板周围;其他部位未发现异常。在原告技术人员对变压器油箱底部进行冲洗检修后，重新对各部位绝缘性能进行了检测，并出具了四份电气试验报告，报告认定夹件对地绝缘电阻不满足电力行业标准DL/T596-1996规程要求、绝缘性能没有明显改善。11月13日，被告组织召开了由黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部专家及原、被告代表参加的专题会议，会议认为通过两天的检查，没有查找到2号变压器问题的故障点，故障不能排除；被告要求变压器返厂处理，并对返厂处理工作提出了具体要求。11月25日，原告给被告出具《关于龙背湾水电站主变总烃含量超标和绝缘降低问题处理事宜商函》称，建议2号变压器返厂处理；返厂修复费用由原告先行垫付，待各方签证查明原因后按责任分担；对双方配合等事项提出具体意见。11月26日，被告给原告出具《关于龙背湾水电站主变总烃含量超标和绝缘低问题处理事宜商函的复函》称，同意2号变压器返厂处理；其他事项按照合同约定处理；对变压器返厂处理工作提出了具体建议。原告遂于同年12月将2号变压器拆卸运回工厂检修处理，于2017年1月20日前完成现场安装调试工作后交付被告。4月6日，原告出具《现场处理及返厂修复费用情况说明函》，要求被告支付维修费用81.389205万元及货款226.5万元。4月21日，被告给原告出具《关于龙背湾水电站2号变压器检修处理费用和合同款结算说明的回函》，认为2号变压器存在的问题是原告设计制造的产品不符合约定及相关规范造成的，依据合同第1.13条款的规定，现场处理及返厂修复费用应由原告承担；2号变压器返厂处理后冷却风机PLC故障一直没有解决；1号变压器存在温升过高，超出了合同约定限值；2台变压器在线监测装置不能正常工作；要求原告尽快派人解决上述问题。9月6日，原、被告双方代表就变压器遗留问题召开沟通会，会议认为1号变压器温升高，在没有满负荷运行情况下油温温升已接近限值45.1K，不能满足合同约定的在110%负荷下长时间持续安全运行要求；2台变压器存在渗油现象；在线监测装置不能正常工作；要求原告尽快拿出方案予以整改；同时认为2号变压器返厂维修后从4月份才开始投入运行，2台变压器尚未经过满负荷或者在110%额定容量情况下长时间持续运行的考验，不建议出具变压器运行情况报告。2018年1月11日，被告给原告出具《关于龙背湾水电站变压器在线监测装置遗留问题的函》称，被告已联系上Ge（中国）代理商，得到的维修报价已提供给原告，鉴于原告一直未采取维修措施，被告将依据合同约定委托相关单位维修在线监测装置，维修费用由原告承担。1月16日，原告给被告出具《关于龙背湾水电站变压器在线监测装置遗留问题的回函》认为，在线监测装置是由Ge（中国）代理商供货，该质量责任应由Ge承担，原告将派技术员现场协助处理。4月25日，原告给被告出具《关于要求龙背湾水电站主变付款的函》称，在被告未付清欠款之前，原告暂不提供售后服务。8月20日，被告与河南瑞吉电力设备有限公司签订《龙背湾水电站变压器在线监测装置修复合同》，后经河南瑞吉电力设备有限公司修复，2台变压器在线监测装置已能正常工作，被告已支付部分修复费9.45万元。另查明，在龙背湾水电站投入运行后，被告依照龙背湾水电站运行规程要求，对2台变压器温升变化实施了日常监测，温升数据显示2台变压器在额定容量以下长时间持续运行时，存在绕组温升、油顶层温升超过合同约定的51K、45.1K限值情形，与合同约定的必须满足变压器在满负荷或者110%负荷下长时间持续安全运行要求存在差距。同时，被告自水电站投入运行后，定期委托湖北黄龙滩电厂、湖北荆门供电公司检修公司、十堰市九龙置业有限公司、湖北省电力公司电力科学研究院、汉江集团公司丹江口水力发电厂、湖北方源东力电力科学研究有限公司等不特定第三方对变压器油油质变化实施跟踪化验分析。油质分析报告显示2台变压器油中故障气体含量呈持续上升趋势，其中H2、CH4、C2H4、C2H2、CO2等故障气体含量和总烃含量严重超过国标规定的注意值，不能满足变压器在满负荷或者110%负荷下长时间持续安全运行要求。特别是2号变压器返厂维修后，油中故障气体含量持续上升、超过国标规定注意值的现象未能解决。后因被告未支付原告剩余货款及修复费用，引起本案诉讼。本院认为本案争议焦点是，原告设计、生产的2台SF10—100000／220（三相、双圈、风冷、铜芯）升压变压器及其附属设备是否符合合同约定的技术指标及国家相关规范要求。被告反映的主要质量问题有：1、2台变压器自投入运行以来，在额定容量下长时间持续运行时存在绕组温升、油顶层温升高于合同约定的51K、45.1K限值；2、2台变压器自投入运行以来油中故障气体产气速率过快、总烃含量超过国标规定的注意值；3、2台变压器在线监测系统不能正常工作，原告拒绝处理。针对被告提出的2台变压器关键指标不符合合同约定及相关规范要求、存在的质量问题在多次维修和返厂处理后仍未解决、因质量问题不具备签发初步验收合格证书及最终验收合格证书的条件、支付剩余货款的条件未成就等抗辩，原告予以否认，认为变压器及其附属设备质量符合合同约定和相关规范要求，现出现的质量问题，是被告未按规程运行变压器造成的；被告没有证据证明变压器运行中出现的问题是原告设计、制造原因引起的，其应承担举证不能的不利后果。本院对此争议作出如下分析认定：一、依据重庆亚东亚公司的《投标文件》及双方签订的《龙背湾水电站工程主变及其附属设备采购合同》，可以认定双方构成大型变压器定作合同关系。重庆亚东亚公司应当依照合同约定的技术指标和相关规范要求，承揽龙背湾水电站2台SF10—100000／220（三相、双圈、风冷、铜芯）升压变压器及其附属设备的设计、制造、供货、安装、调试、技术服务等义务。因合同约定的技术指标、选材标准、制造工艺、可靠性能等均高于一般产品要求，且温升等关键指标高于国家规范要求，因此，原告应从变压器的设计、选材和制造工艺等方面严格把关，确保产品质量符合合同要求。在合同履行中，因重庆亚东亚公司资产重组分立成两家独立法人，其中将电力变压器业务剥离至原告重庆南瑞博瑞公司名下，事实上原告已于2015年6月初承继了重庆亚东亚公司与被告之间的《龙背湾水电站工程主变及其附属设备采购合同》的权利义务，双方对变压器及其附属设备运行中出现的质量问题保持了长期沟通协调，原告也对变压器采取了多次检修、更换大功率风机、2号变压器返厂处理等措施。二、从双方沟通协调的内容、电子往来函件、有第三方参加的专题会议纪要、第三方建议及变压器油质检测报告等证据看，原告对被告反映的变压器及其附属设备存在的主要质量问题是知情和认可的，并采取了多次检修、更换大功率风机降温、返厂处理等措施。涉及这方面的证据较多，主要有：1.2014年11月13日，有原告、被告代表及监理方黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部专家参加的《变压器设备缺陷处理专题会议纪要》确认：1号变压器低压侧A相套管升高座连接管有渗油点，2号变压器高压侧B相套管与升高座法兰面有漏油现象。2.2015年6月8日、6月11日、7月28日，原告给被告出具的《龙背湾水电站主变超负荷运行及油面温度考核设定值的说明》二份、《关于官渡河水电公司反映龙背湾电站2号主变温度高的回复函》一份，说明原告知悉变压器存在温升超过合同约定限值，并建议被告将温度报警值从出厂值85℃调整为95℃、将跳闸值从出厂值95℃调整为105℃；针对油中气体超过国家标准规定注意值问题，原告承诺安排人员进行滤油脱气处理等。3.2015年7月28日，湖北省水利水电规划勘察设计院在给被告的《关于尽快研究解决2号变压器温度过高问题的函的复函（龙设字[2015]01号）》认为：（1）龙背湾水电站变压器选择SF10-100MVA／220KV三相双圈强迫风冷式是合理的。（2）招标文件及合同文件明确了水电站装机容量180MW，安装2×90MW混流式水能发动机组，变压器额定容量100MVA，并对主变提出了明确的技术要求，即变压器在本规范规定的使用条件下，金属结构件的温升值应不导致绝缘件的损坏和油受到过度老化；按GB1094.2的规定进行试验，以下各部位温升不得超过：线圈（电阻法测量）65K、顶层油温（温度计测量）55K、油箱就结构件表面（红外线温度计测量）80K、铁芯80K；为了保证变压器的安全运行，在主变合同文件中明确规定，变压器应具有在110%额定容量情况下长时间持续运行能力，绕组温升为61.9K，油顶层温升为51.8K，变压器在额定容量情况下长时间持续运行时，绕组温升为51K，油顶层温升为45.1K。（3）在变压器出现温度过高问题后，变压器制造商按功率因数cosΦ＝0.8反推出主变应匹配的发动机负荷值为80000KW的结论，是完全无视招标文件和合同文件的规定。（4）目前主变实际仅带90%的负荷，若按合同要求带110%负荷长期运行，主变发热量在现有的基础上还将增加40%左右。建议业主要求制造商查找温升过高的原因、解决温升过高问题、按合同文件规定提供合格的变压器。12月15日，湖北省水利水电规划勘察设计院在给被告的《关于尽快解决龙背湾水电站2号变压器问题的函的回复（龙设字[2015]02号）》认为，重庆南瑞博瑞公司两次对2号变压器温升问题回复的内容有较大差异。重庆南瑞博瑞公司还是未能从变压器的设计、材料采购、制造等方面论证生产的变压器与合同的符合性。建议业主要求重庆南瑞博瑞公司提供变压器的设计计算等资料，以便查找2号变压器温升的主要原因。4.2015年12月9日、2016年3月9日，原告给被告出具的《关于龙背湾2号主变问题的回复函》二份及《龙背湾水电站铁芯绝缘问题处理方案》一份、《龙背湾主变顶层温升计算报告》一份，证实2号变压器铁芯绝缘低和温升过高等问题未得到解决等。5.2016年6月10日，原告给被告出具的《关于龙背湾主变遗留问题的回复函》一份，证实2号变压器温升过高、夹件绝缘低、在冲击合闸时主变外壳对地放电、总烃气体超标等问题未能解决及两台变压器在线监测装置图纸资料未提供。6.2016年7月8日，有湖北省水利水电规划勘测设计院、黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院专家及原、被告代表参加的《龙背湾水电站主变问题处理专题会议纪要》认为：2台变压器在线监测装置存在故障及后台通信未调试，原告方在7月31人前彻底解决；2号变压器夹件对地绝缘电阻过低，原告方结合实际情况，在7月20日前编制完整、详细的施工方案报送被告；2号变压器总烃含量及产气速率过高，被告方每半个月检测一次气体含量，并将检测结果及运行数据报送原告方，原告方及时提供书面指导建议。当气体总烃含量接近1000ul／L时，原告方派人现场进行脱气处理；2台变压器温升不满足合同约定的技术条款要求，原告方在8月31日前更换大功率冷却风机（2台变压器共10台风机）；2台变压器全压冲击时，钟罩对地放电，原告方修改原设计中变压器铁芯和夹件接地方式，每台变压器增加4块钟罩对底座短接铜板，在7月31日前将2台变压器铁芯和夹件接地的下引线直接接到接地网上；原告方在7月31日前提供合同中尚未供货的备品备件。7.2016年8月9日，十堰市九龙置业有限公司出具的《关于龙背湾水电站2号主变油中溶解气体超标处理建议的函》认为，从2号变压器多次油质分析报告中H2、CH4、C2H4、C2H2、CO、CO2含量及总烃含量均超过正常值情况，结合三比值法分析，可以认定2号变压器存在某些部件绝缘降低导致局部放电可能。8.2016年8月29日，有黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部专家及原、被告代表参加的《龙背湾水电站主变风机更换专题会议纪要》认为，原告2016年8月28日提交的《龙背湾主变机扇更换方案》过于简单，存在不规范、不严谨、施工程序不明确等问题，要求原告按会议纪要规定尽快作出新方案，并报送被告审核。9.2016年9月1日，原告重新作出《湖北官渡河龙背湾水电站变压器冷却系统风机改造方案》，该方案在冷却系统风机改造目的部分有“……龙湾2#变压器于2015年5月5日投产发电，龙湾1#变压器于2015年7月30日投产发电,2台变压器投产运行中存在温升偏高的问题，按合同（合同号：LBWSB2011002）要求，变压器在额定容量情况下长时间持续运行时，绕组温升为51K，油顶层温升为45.1K。目前2台变压器负荷在80%时，即未达到额定容量的情况下，油顶层温升可达到39K、绕组温升达到49K，2台变压器温升始终处于合同规定的上限运行，危及变压器安全稳定运行。为解决变压器温升偏高问题和改善变压器冷却系统的通风冷却效果，重变厂采用大功率电机、高风压大风量风扇，对两台变压器冷却系统的风机／风扇进行改造”的表述，同时还对改造依据，改造内容，改造所需材料、工具、设备，改造工程量，施工程序，整体调试，安全技术措施，安全防护措施作出了详细规定，并附录了风机控制回路元器件选择计算过程。说明变压器存在质量问题。10.2016年11月11日，原告给被告出具的《湖北官渡河龙背湾水电站二号主变铁芯夹件绝缘处理方案》，在该方案首部有“龙背湾水电站2号变压器于2015年5月5日投入运行，运行期间对绝缘油色谱化验时发现总烃含量超标并含有乙炔类气体，严重影响变压器安全稳定运行。2015年7月29日用户对变压器进行停电检查，发现铁芯对地绝缘电阻为362kΩ，夹件对地绝缘电阻为3.48GΩ，要求我方对铁芯绝缘电阻偏低问题进行处理。2016年4月18日，用户再次对主变停电检查，经我方处理人员确认：铁芯接地端出线标牌与铁芯夹件接地端出线标牌在出厂时标错，实际为铁芯接地端对地绝缘电阻为3.48GΩ，铁芯夹件接地绝缘电阻为362kΩ。为解决并消除2号变压器铁芯夹件对地绝缘电阻偏低和总烃含量超标等缺陷，确保变压器安全可靠稳定运行，特编制龙背湾2号主变铁芯夹件绝缘处理方案”的表述，同时方案对编制依据，施工主要项目（含变压器在线监测装置故障处理），施工组织机构，施工方案（含施工准备、施工步骤及方法、返厂处理方案）、施工安全措施及注意事项作出了明确规定。说明变压器存在质量问题。11.2016年11月11日，有黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部专家及原、被告代表参加的《龙背湾水电站2号主变夹件绝缘处理专题会议纪要》，会议讨论修改并通过了原告提交的《湖北官渡河龙背湾水电站二号主变铁芯夹件绝缘处理方案》。说明变压器存在质量问题。12.原告技术人员在2016年11月12日至15日出具的四份《电气试验报告》认为：2号主变夹件对地绝缘电阻不满足电力行业标准DL/T596-1996规程要求。13.2016年11月12日、13日，有黄河勘测规划设计有限公司龙背湾水电工程监理部专家、外聘专家王建生、王朴芍及原、被告代表参加的《龙背湾水电站主变消缺工作专题会议纪要》认为，在原告方安排3名技术人员进入变压器本体内进行两天的检查中，没有查找到2号变压器油总烃含量超标、夹件对地绝缘电阻低的故障点，故障不能排除，原告要求变压器返厂处理。14.2016年11月25日，原告给被告出具的《关于龙背湾水电站主变总烃含量超标和绝缘降低问题处理事宜商函》中，原告认为3名技术员进入变压器本体内检查发现油箱底部有明显的水迹，初步判断主变夹件绝缘指标值低是因绝缘受潮引起，鉴于现场处理变压器不可控因素较多，建议将变压器返厂处理，费用由原告先行垫付，待各方签字查明原因后按责任分担。15.2016年12月1日、13日，原告给被告出具的二份《龙背湾SF10-100000／220厂内处理方案》中，记载了返厂主要解决油中氢气和总烃增长较快、夹件对地绝缘低是否因垫脚绝缘受潮所致、变压器运行中渗油是否是导致变压器内部进水原因等问题。16.原告反馈给被告2号主变返厂实施吊芯检查发现的问题主要有：油箱底部发现水迹、铁芯下夹件垫脚绝缘纸板间隔之间有黑色铁磁性粉末、铁芯下夹件垫脚固体纸绝缘有局部过热痕迹、下节油箱铁芯夹件固定桩绝缘板及底脚绝缘板均有放电痕迹、铁芯夹件两侧拉紧螺杆螺栓孔均有开错孔现象、分接开关下部屏蔽环绝缘破损（经比对该破损是11月12日检修后发生）。三、从被告提交的2台变压器276份日常运行温升巡检记录看，2台变压器在100%额定容量以下长时间持续运行时，确实存在绕组温升、油顶层温升超过合同约定的51K、45.1K限值情形，且在2台变压器更换大功率风机及2号变压器返厂处理后降温效果不理想，仍存在温升超过合同约定限值的现象。四、从被告委托第三方作出的42份变压器油油质化验报告来看，被告反映的2台变压器在100%额定容量下长时间持续运行时，油中H2、C2H2等故障气体含量、总烃含量超过国标规定的注意值及产气速率过快等问题，是客观存在的。涉及这方面的证据主要有：1.在2号变压器投入运行前的2014年10月22日中国水利水电第十一工程局有限公司油质分析报告认为，油中溶解气体除H2含量略高于国标注意值外，其他气体含量符合国标。2.2015年5月25日，湖北黄龙滩电厂对2号变压器运行20天的油质化验报告认为，油中各故障气体含量均在国标规定注意值内；色谱分析报告认为故障气体含量未发现异常，三比值为0：2：2，高温过热（高于700℃），建议跟踪分析。3.2015年6月15日、7月15日，湖北荆门供电公司检修公司两次油质分析报告认为2号变压器油中总烃含量超过国标注意值，与上次试验值比较明显增长，总烃相对产气速率分别为66%、12.34%,存在微量乙炔，三比值为0：0：2；设备内部可能存在高温过热故障，建议结合高压试验查找故障点。4.2015年8月3日，十堰市九龙置业有限公司对1号变压器投入运行前的油质分析报告认为，油中故障气体H2含量超过国标注意值，其他故障气体含量值均在国标注意值内，建议跟踪分析。8月18日，十堰市九龙置业有限公司二份油质分析报告认为，2台变压器油中故障气体含量值均在国标注意值内。10月14日，十堰市九龙置业有限公司另外二份油质分析报告认为，1号变压器油中故障气体含量值在国标注意值内，2号变压器油中总烃含量值超过国标注意值，建议分析处理。5.2015年10月22日、11月9日，湖北省电力公司电力科学研究院两份油质分析报告认为，1号变压器油中总烃含量值在国标注意值内，2号变压器油中总烃含量值超过国标注意值。6.十堰市九龙置业有限公司分别于2015年12月31日、2016年4月12日、5月4日、6月6日、6月20日、7月6日、7月19日、8月5日、8月6日、8月11日出具的十四份油质分析报告中，针对1号变压器的五次油质分析报告认为油中故障气体含量值在国标注意值内；针对2号变压器的九次油质分析报告中，前四次报告认为油中故障气体含量值在国标注意值内，自2016年7月6日后的五次检测均认为油中故障气体H2、C2H2、总烃含量值超过国标注意值，建议跟踪分析。7.2017年11月15日，湖北省电力公司电力科学研究院油质分析报告认为，2号变压器油中各故障气体含量均未超过国标注意值。8.2017年12月13日、12月29日，汉江集团公司丹江口水力发电厂三份油质分析报告中，两次认定2号变压器油中故障气体总烃含量呈增长趋势，建议跟踪分析；一次认定1号变压器油中故障气体总烃含量值未超过国标注意值。9.2018年2月28日、5月11日、6月19日、7月20日、8月27日、9月24日、10月15日，湖北方源东力电力科学研究有限公司七次油质分析报告认为，1号、2号变压器油中总烃含量值已超过国标的注意值。五、从原告在2016年8月16日、10月9日、10月17日、11月3日、11月20日提供的六份2号变压器油油质分析报告看，油中H2、C2H2等故障气体含量及总烃含量超过国标的注意值，三比值为0：2：2，属于高温过热故障，最高故障点温度大于700℃。上述证据均来源于合同履行中双方的电子往来邮件、文件、问题处理方案，双方及第三方参加召开的专题会议纪要，第三方的检测报告及有关专家解决具体问题的意见建议函等，来源合法、客观真实、与争议的案件事实关联，也与案件事实的进展相符，证据之间能够相互印证，形成完整的证据链。因此，本院认定原告为被告承揽制造的2台SF10—100000／220（三相、双圈、风冷、铜芯）升压变压器及其附属设备不符合合同约定的技术指标及国家相关规范要求。综上所述，原告为被告承揽制造的变压器及其附属设备，不符合合同约定的技术指标及国家相关规范要求，且在原告采取检修、更换大功率风机、返厂处理后，仍然未能达到合同约定标准及国家相关规范要求，依照合同约定，涉案变压器及其附属设备尚不具备验收发放最终合格证书的条件，原告主张被告支付剩余货款的请求，与双方关于剩余货款支付的约定不符，本院不予支持。被告关于剩余货款给付条件未成就的抗辩理由成立，本院予以采信。依照《中华人民共和国合同法》第六条、第六十条、第六十七条，《中华人民共和国民事诉讼法》第十三条、第一百四十二条之规定，判决如下：驳回原告重庆南瑞博瑞变压器有限公司的诉讼请求。本案受理费人民币28912元，由原告重庆南瑞博瑞变压器有限公司负担。如不服本判决，可在判决书送达之日起十五日内，向本院递交上诉状，并按对方当事人的人数提出副本，上诉于湖北省十堰市中级人民法院。审判长 杨 森审判员 朱名彬审判员 高发清二〇一九年五月三十日书记员 杨 霞