3.1.1 상간(U상과 V상) 절연파괴 원인 분석

운전 중인 수차발전기에서 수위 지시기(Water Level Indicator)가 연속적으로 3회 알람(Alarm)이 발생하면서 비율차동계전기(87G)와 지락과전압계전기(64G)가 거의 동시에 동작하여 갑자기 정지하였다. 그림 1(a), (b), (c)에 나타낸 바와 같이 육안점검으로 수분 유입 흔적을 확인함으로써 수위 지시기가 정상적으로 동작했을 뿐만 아니라 고정자 권선 하부측에서 절연파괴가 발생하여 상호 연관성이 있는지 검토할 필요가 있었다. 그림 1(c)에 나타낸 바와 같이 두 개의 인접한 상간(U상과 V상) 단말권선의 엔드캡(Endcap) 사이에서 절연파괴가 발생하였다. 절연파괴의 직접적인 원인은 수차발전기의 빈번한 기동과 정지로 인해 엔드캡 내부의 동도체 용접부에서 크랙(Crack)이 생기면서 아크(Arc)로 진전되었으며, 지속적인 열적 스트레스(Stress)가 진행함에 따라 도체와 엔드캡(절연물) 사이의 계면 박리(Delamination)가 진행하여 절연내력이 급격하게 저하되었다. 이러한 상황에서 수차발전기 하부측의 배수펌프가 고장 나면서 수분이 유입됨에 따라 흡습된 환경으로 갑자기 바뀌어 상간 절연 거리가 짧아져서 상간 단락이 되면서 아크로 인해 외함과 지락이 발생하였다. 그림 1(b), (c)에 나타낸 바와 같이 엔드캡 표면이 열적 스트레스에 의해 과열된 흔적을 확인할 수 있었다. 마주 보고 있는 양쪽 단말권선 엔드캡의 상간에서 절연열화가 진행 중에 흡습된 환경이 조성될 경우 상간 이격거리를 크게 줄이는 브리지(Bridge) 역할로 인해 상간 단락 사고가 가속화될 수 있다. 앞에서 설명한 바와 같이 흡습된 환경이 만들어지지 않았을 경우 두 개의 인접한 상간에서 단락되지 않고 두 개의 상중에 열화가 더 빠르게 진행하고 있는 단말권선의 엔드캡 내부에서 동도체 단선으로 인해 아킹(Arcing)이 발생하면서 발전정지가 되었을 것으로 예측할 수 있었다. 결과적으로 흡습된 환경이 상간 단말권선의 엔드캡 사이에서 절연파괴가 빠르게 진행하도록 브리지 역할을 수행한 것으로 분석할 수 있었다. 따라서 단말권선 엔드캡 내부의 동도체 용접부에서 크랙이라는 구조적 결함과 수분이라는 전도성 매체가 복합적으로 작용하여 상간에서 절연파괴가 발생하였다. 87G와 64G의 동시 동작은 사고가 계통에 치명적인 상간 단락에 그치지 않고 매우 빠르게 지락으로 진전되었음을 나타내고 있다.

그림 1. 수차발전기 고정자 권선의 절연파괴 발생

Fig. 1. Occurrence of Insulation breakdown in hydro-generator stator windings

그림 2(a), (b)에 나타낸 바와 같이 수차발전기 단말권선 U상과 V상에서 동도체의 탄화, 용융 및 돌출된 부분을 제거하는 정비작업을 수행하였으며, 단말권선의 엔드캡 3개를 예비품으로 교체작업을 완료하고 최종적으로 절연페인트를 도포하였다.

그림 2. 수차발전기 고정자 권선의 정비작업과 엔드캡 교체

Fig. 2. Maintenance of stator windings and replacement of endcaps in hydro-generator

3.1.2 권선저항 및 정지 중 절연진단 분석

표 2는 수차발전기 고정자 단말권선에서 정비작업과 엔드캡 교체를 마치고 건전성을 확인하기 위해 상별로 측정한 권선저항 시험결과를 나타내었으며, 각 상별로 모두 양호하게 판정되었다.

표 3은 수차발전기 고정자 권선에서 정격전압(10.2 kV)까지 교류전압을 인가하면서 절연진단 시험을 수행한 결과를 나타내었다. 또한, 수차발전기 고정자 권선은 삼상 일괄로 외부 전원장치에서 교류전압을 1 kV에서부터 정격전압 10.2 kV까지 점차적으로 증가하면서 교류전류와 유전정접(Dissipation factor, tanδ)을 측정하였으며, 교류전류 증가율(△I)과 유전정접 증가율(Δtanδ)은 참고문헌^{[9, 10, 12]}에 의해 계산하였다.

수차발전기 성극지수는 2.0 이상인 경우에 양호하게 판정하고 있다^[10]. 표 3에 나타낸 바와 같이 수차발전기 고정자 권선의 성극지수는 8.06으로 측정되어 양호하게 판정되었다. 10.2 kV 수차발전기의 경우 정격전압에서 △I는 5.0% 이상이면 불량으로 판정하며, Δtanδ는 2.5% 이상이면 불량으로 판정하고 있다^[10]. 수차발전기는 10.2 kV에서 △I가 1.36%이며, Δtanδ는 1.18%로 측정되어 양호하게 판정되었다.

표 4는 수차발전기 고정자 권선의 부분방전 특성을 나타내었다. 외부노이즈는 6,840 pC으로 매우 높게 측정되었으며, 상전압(5.89 kV)과 상전압의 1.25배(7.36 kV)에서 부분방전 크기는 각각 11,500 pC, 12,800 pC으로 측정되었다. 10.2 kV 발전기의 경우 상전압인 5.89 kV에서 10,000 pC 이하는 양호, 10,000 pC 이상∼30,000 pC 이하는 요주의, 30,000 pC이상은 불량으로 판정하고 있다^[10]. 5.89 kV에서 부분방전 크기는 11,500 pC으로 측정되어 요주의로 판정되었다. 2019년에 측정한 부분방전 크기는 8,050 pC이며, 단말권선 정비작업과 엔드캡 교체작업을 마치고 2022년에 측정한 부분방전 크기는 11,500 pC이며, 2019년에 비해 3,450 pC이 증가함에 따라 초기 절연열화가 서서히 진행하고 있음을 확인하는 계기가 되었다. 따라서 수차발전기 초기 절연열화가 확인되어 계획예방정비공사 수행 시에 주기적인 절연진단 시험이 필요하다.

3.2.1 운전 중에 온도 급증 원인 분석

그림 3(a)에 나타낸 바와 같이 정격출력으로 운전 중인 수차발전기 고정자 권선의 온도 측정을 위해 상부 바(Top Bar)와 하부 바(Bottom Bar) 사이에 설치된 RTD(Resistance Temperature Detector) 센서를 통해 V, W상은 36∼40℃로 일정하게 측정되었으나 U상의 온도가 세 번째로 100℃(최대 134℃) 이상 높게 측정되어 출력을 감발하였다. U상의 온도를 지속적으로 관찰한 결과 여전히 V, W상의 온도에 비해 2배 이상 높게 측정되어 수차발전기를 바로 정지하였다. 수차발전기 단말권선을 육안으로 점검한 결과 그림 3(b)에서 나타낸 바와 같이 고정자 바의 슬리브(Sleeve) 하부에서 탄화 흔적이 발생하였으며, U상의 고정자 바 143번으로 확인되었다.

그림 3. 수차발전기 고정자 권선의 운전온도 트렌드 및 절연손상

Fig. 3. Operating temperature trends and insulation damage in hydro-generator stator windings

3.2.2 절연손상 원인 분석

그림 4(a)에 나타낸 바와 같이 절연손상이 발생한 143번의 고정자 바는 중성점 단자측에 연결되어 있었다. 그림 4(b)에 나타낸 바와 같이 절연손상 부위를 중심으로 양쪽의 절연물을 제거한 결과 탄화(Carbonization) 흔적을 확인할 수 있었다. 143번의 고정자 바와 리드 부스(Lead Bus)를 슬리브(Sleeve)로 연결하고 내부에 납을 충진(Filling)하는 형태로 작업되어 있었다. 수차발전기는 31년 동안 장기간 운전함에 따라 기동과 정지를 반복하면서 슬리부 내부에 충진되어 있던 납에서 미세한 공극(Air Gap)이 발생하였다. 이러한 공극이 접촉저항을 증가시키는 원인을 제공하였으며, 공극에서 아크가 발생하여 접촉부에서 온도가 서서히 증가함에 따라 내부에서 슬리브 양쪽으로 탄화가 진행하면서 절연물을 열화시켜 탄화 손상이 발생한 것으로 추정할 수 있었다^{[5, 15]}. 이전에 이와 유사한 사고가 이미 3번(1993, 2002 및 2012년) 발생하여 정비한 사례가 있었다. 3번 모두 수차발전기 고정자 권선의 전원 단자측에서 발생하였으며, 중성점 단자측에서는 이번이 처음으로 확인되었다.

그림 4. 수차발전기 고정자 권선 내부의 탄화 발생

Fig. 4. Carbonization within hydro-generator stator windings

3.2.3 고정자 바의 교체 작업

그림 5에 나타낸 바와 같이 수차발전기 고정자 바(143번)는 예비품으로 교체작업을 수행하였다. 그림 5(a)는 슬리브를 사용하여 리드 부스와 고정자 바를 연결하였으며, 슬리브 내부는 공극이 발생하지 않도록 납을 충분히 충진하였다. 그림 5(b)는 슬리브에 절연 캡(Insulation Cap)을 설치하고 절연 실리콘(Silicon)과 테이프(Tape)를 사용하여 절연처리 작업을 수행하였다. 마지막으로 그림 5(c)는 고정자 바 교체작업을 완료하고 절연페인트(Insulating Paint)를 도포하였다.

그림 5. 수차발전기 고정자 바의 교체작업

Fig. 5. Replacement of stator bars for hydro-generator

3.2.4 권선저항 및 절연진단 결과 분석

표 5는 143번의 고정자 바 교체작업을 마치고 수차발전기 고정자 권선의 건전성을 확인하기 위해 상간에 측정한 권선저항 시험결과를 나타내었으며, U-V, V-W 및 W-U에서 동일하게 측정되어 모두 양호하게 판정되었다.

절연손상이 발생한 수차발전기 고정자 바(143번) 교체작업을 마치고 건전성을 확인하기 위해 절연진단 시험을 수행하였다. 표 6은 수차발전기 고정자 권선에서 정격전압(11 kV)까지 교류전압을 인가하면서 절연진단 시험을 수행한 결과를 나타내었다. 수차발전기 고정자 권선은 중성점을 분리함에 따라 상별로 외부 전원장치를 사용하여 교류전압을 1 kV에서부터 정격전압 11 kV까지 점차적으로 증가하면서 교류전류와 유전정접을 측정하였으며, 측정 데이터를 근거로 교류전류 증가율(△I)과 유전정접 증가율(Δtanδ)을 계산하였다^{[9, 10, 12]}.

표 6에 나타낸 바와 같이 수차발전기 절연저항과 성극지수 시험은 삼상 일괄로 수행하였다. 절연저항은 2.60 GΩ이며, 성극지수도 8.19로 측정되어 둘 다 양호하게 판정되었다. 수차발전기의 경우 정격전압(11 kV)에서 △I는 5.0% 이상이면 불량으로 판정하며, Δtanδ는 2.5% 이상이면 불량으로 판정하고 있다^[9]. 수차발전기는 11 kV에서 △I가 1.26∼2.06%이며, Δtanδ는 0.96∼0.97%로 측정되어 모두 양호하게 판정되었다.

11 kV 수차발전기 부분방전 크기는 상전압(6.35 kV)에서 10,000 pC 이하는 양호, 10,000pC 이상∼30,000 pC이하는 요주의, 30,000 pC 이상은 불량으로 판정하고 있다^{[10, 11, 14]}. 수차발전기 고정자 권선 U, V, W상의 부분방전 크기는 6.35 kV에서 각각 7,383 pC, 6,875 pC, 12,443 pC으로 측정되었다. 부분방전 크기는 U상과 V상은 양호하고 W상은 요주의로 판정되었다. U, V상의 부분방전 패턴은 내부방전이며, W상의 부분방전 패턴은 표면방전으로 분석되었다^[16]. W상의 부분방전 크기가 요주의로 판정됨에 따라 수차발전기 고정자 권선의 절연열화 상태를 확인하기 위해 매년 절연진단 시험이 필요하다.