色尔古水电站定子线圈匝间短路事故分析

陈宇翔

(阿坝水电开发有限公司，四川 黑水，623500)



色尔古水电站定子线圈匝间短路事故分析

陈宇翔

(阿坝水电开发有限公司，四川 黑水，623500)

色尔古电站在施工过程中，由于相关单位未严格按规范实施，造成1F机组定子线圈匝间短路事故，后经各方努力终于修复并投产，但教训深刻。本文对机电安装工程建设中，如何有效避免类似事故的发生有一定借鉴意义。

色尔古电站 定子线圈 匝间短路 事故分析

1 工程概况

色尔古水电站位于阿坝州黑水县境内的黑水河干流上，电站以单一发电为目的，具有日调节能力，装有三台混流式水轮发电机组，设计水头93m，引用流量213m3/s，年利用小时数为4300h。机组型号为水轮机组HLA722C-LT-300，发电机组SF50-24/6050。总装机容量3×50MW，发电机出口端电压13.8kV，1F机/1B主变为单元接线，2F/3F机与2B主变为扩大单元接线，属四川电网统调统分电站，调度命名为雅都水电站。电站上网路径：色尔古水电站——220kV都柳线——柳坪电站220kV母线——220kV柳茂线——茂县500kV变电站并入四川省电网。

2 事故经过

2009年6月8号，1F机组首次启动，6月10号，按照启委会修改后批准的《启动试运行程序大纲》，完成1F机组短路升流试验后，即进行机组零起升压试验。第一次升压至25%Ue，此时安装单位试验人员检查电压回路，发现B相无压，分析估计是机端电压较低，互感器测量误差所致。后继续升压至50%Ue时，发电机风洞内传来一声闷响，后机组发电机差动保护动作、事故停机，风洞内窜出浓烟。

根据事故发生部位，安装人员拆除发电机上挡风板，在1F机组+Y方向上，发现上端部线圈有明显的短路痕迹，20个线圈表面熏黑并有碳化现象。1F机组发电机保护屏保护装置报文显示：6月10日21时29分25秒062毫秒，定子接地保护报警、发电机机端产生零序电压；21时30分30秒548毫秒，B、C相发生相间短路，差动保护动作。

3 事故分析

3.1 导致事故发生的故障点是线圈匝间绝缘损坏

根据制造厂技术人员及监造工程师的叙述，由于色尔古水电站发电机组定子绕组设计采用圈式线棒，故每根线棒出厂前均要进行匝间绝缘试验，其方法是对线圈施加一高频波，在线圈层间感应电压达39kV，仪器检测此电压波型是否发生畸变，如波型正常，视为线圈匝间绝缘合格。

6月13号，在业主集控中心会议室召开的事故分析处理会上，制造厂技术人员提到现场下线完毕后，B相直流电阻超标，说明线圈有“内伤”，分析可能是制作线圈线棒用的铜线有接头虚焊或线棒下线施工过程损坏。如果真是这样，按照启动试运行程序大纲，在作机组短路升流试验时，有可能在短路电流逐步上升过程中(定子单相额定电流为2461A)，此接头虚焊处将严重发热，损坏自身并殃及周围绝缘。接下来的试验为零起递步升压试验，分别为25%Ue、50%Ue、75%Ue、100%Ue、130%Ue，当升压至25%Ue时，由于匝间绝缘已损坏、已经发生匝间短路，间歇性短路电弧进一步将线圈自身绝缘损坏，并殃及周围其他绝缘。此时B相无压，试验人员判断可能是机端电压较低，互感器测量误差所致，并继续升压至50%Ue，C相靠近B相故障处绝缘损坏，因而扩大为B、C相短路。后在B相线圈事故发生部位(+Y方向)，一线圈二R之间的线圈斜段表面部位，发现一椭圆型电弧凹坑，尺寸30mm×40mm×15mm(长、宽、深)，这就是引发事故的祸根。因为在进行零起递步升压前，线圈主绝缘对地、相间、吸收比均满足规范要求，排除了主绝缘击穿、引发事故的可能，因此事故根源只能是来自线圈内部。从发生事故的现象分析、判断，B相该线棒匝间短路就是祸根，而有20根线圈被烧毁、碳化，是因为事故进一步扩大而造成的后果。

3.2 发现线圈有虚焊，但与线圈绝缘击穿没有关联

6月30号，1F发电机组定子重新下线修复完毕，重作定子交接验收试验，其直流电阻虽然相对事故发生前有所降低，但仍然超标。后将每个支路与汇流排开路，最后在定子-X方向上端部查找到了虚焊点，经施工人员重新焊接处理，重测直流阻值(偏差1%)，满足规范要求(不大于2%)。

此次的虚焊点与定子绝缘击穿没有任何关联，如有关联，那么在排查是否还存在有损坏线圈、零起升压时，将又会发生新的事故，但并没有发生异常。

必须严肃指出，定子线圈虚焊属重大隐患，在今后机组投入运行、额定负荷工况的情况下，定子线圈虚焊部位将严重发热，极有可能发生重大事故，导致严重后果。

3.3 下线完毕后测试直阻仍然超标，表明B相线圈确实有两处虚焊

事故发生前，《定子试验记录》显示，定子线圈B相直阻超标。事故发生后，重新下线修复完毕，重测直阻，仍然超标，但相对于事故发生前有所降低。这是由于在事故发生前，B相有两个部位存在线圈接头虚焊，而定子线圈一相有6个支路，每相相当于6支电阻并联，则B相相当于只有4支电阻并联，其总阻值必然大于其余两相。线圈修复后，B相直阻仍然超标，但相对于事故发生前有所降低，后查出在-X方向仍有虚焊点，修复后，重测直阻，满足规范要求。这反过来证明事故发生前，B相线圈确实存在两处虚焊点，为B相+Y方向引发事故的那一点和后来发现的-X方向那一点。

3.4 出厂前和现场下线前均未发现线圈虚焊的原因

线圈有虚焊，为什么在出厂前未发现？09年4月13号，3F机组有36支线圈损坏、返厂修复，修复后厂家出具了《四川黑水河色尔古电站定子线圈返厂修复检查记录》，其修复记录没有直阻测试项目，经与监造工程师电话核实，其修复记录与新线圈正常出厂记录相同，这说明线圈出厂前不测试直流电阻，自然就不能发现虚焊缺陷。

那现场下线前为什么又没发现此缺陷呢？现场下线前，试验人员用万用表对线圈作导通试验，但此试验只能定性、不能定量，自然也不能发现此缺陷。

4 事故责任认定

在制造厂，作线圈的匝间绝缘试验，只能判断绝缘是否有缺陷，但不能判断是否有虚焊；在现场下线完毕后，可以通过直流电阻测试，判断线圈铜线接头焊接是否合格。安装单位进行了此项试验，《定子试验记录》证明B相直流电阻偏大、超标(达4.3%，远大于规范要求的不大于2%)，《定子试验记录》也未作出“可以投入使用”的结论。非常遗憾的是，经现场监理工程师签字、安装单位继续进行了下道工序，导致此隐患最终酿成重大事故。

4.1 线圈匝间接头虚焊缺陷，属制造缺陷

事故根源是制造工艺缺陷，因为发生匝间短路点部分是制造厂已完善的绝缘包扎，不属现场施工内容。如果是安装单位现场下线操作不当损坏，则损坏的情况只能是在现场下线过程中，从外向内撞击或者是挤压、扭曲线圈所致，那么外部主绝缘将招致严重损坏，在实施线圈交、直流耐压试验过程中，主绝缘将被击穿、试验无法通过，但事实上是交直流耐压试验合格。由此证明，此缺陷排除了安装单位损坏的可能性，属制造缺陷。

4.2 厂家现场代表负有一定责任

由于色尔古电站定子线圈为圈式线圈，其尺寸属目前国内最大，考虑到在现场下线，制造厂专门派出专业人员现场指导下线工作，其目的就是质量把关。所以，厂家现场代表对于事故负有一定责任。

4.3 安装单位发现缺陷，既不处理，也不暴露，负主要责任

08年9月10日，安装单位试验人员在作1F机定子试验时，发现B相线圈直流电阻超标，安装人员未查找原因，也不暴露、也不向业主反应，让此隐患遗留到机组零起升压试验时才暴露。作为一支专业安装单位的承包商，不讲质量、不按规范安装，应该负有主要责任。

4.4 试验人员责任心不强，导致事故扩大，负有一定责任

试验人员在实施零起升压时，发现B相无压、机组保护发出“B相接地故障”的报警后，从B相定子接地到B、C相发生相间短路，有1分05秒486毫秒的时长，但试验人员未作出反应、查找原因，未引起重视，还继续升压，以至于事故进一步扩大，也负有一定责任。

4.5 监理工程师渎职，为安装单位的不合格工序开绿灯，负有一定责任

在安装单位提交的《定子试验记录》2、定子绕组直阻的测试一栏未作出“可以投入使用”的情况下，监理工程师非但未严格要求安装单位查找原因，还居然签字，为不合格工序开绿灯，使得安装单位没有查明原因并返工处理，也为继续进行下道工序有了“口实”。监理工程师的做法，是对不讲质量、不按规范安装行为的纵容，属严重渎职，也负有一定责任。

5 应吸取的教训和防范措施

5.1 制造厂应加强驻现场代表的管理。根据合同，厂家代表对安装人员有技术指导、质量监督的义务，有将质量情况通报各方的责任。因此，制造厂必须加强对驻现场代表的管理，认真履行合同义务和责任。

5.2 施工单位须建立、健全质量管理体系。6.10事故暴露出施工单位管理体系不健全，造成工序不合格仍进入下道工序。因此，施工单位必须健全质量管理体系，严格按照ISO9000质量标准运行。

5.3 监理单位必须加强监理人员的管理。根据国家相关法律法规，监理单位是质量监管的主体，6.10事故暴露出监理单位对安装单位、制造厂监管不严，甚至失职。因此，监理单位必须遵守法律法规，坚强内部管理，严格按规范行使合同义务和责任。

5.4 业主单位必须加强员工的责任心教育。业主个别现场协调工程师责任心不强，未主动发挥业主的主导地位和作用，既不监管、也不汇报。因此业主必须加强员工的责任心教育、工程主体意识教育。

5.5 防范措施。定子下线完毕后，严格按照电气设备交接试验标准《GB50150-2006》《GB/T8564-2003》执行，各项试验通过后，严格按照启委会批准的《色尔古电站机组启动试运行程序大纲》执行；每完成一项内容，各方签字，再进行下一步工作。

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