Экспертиза
повреждения РПН трансформатора ТДТН-40000/110-67
При проведении комплексного опробования силового трансформатора ТДТН-40000/110-67 с РПН СVIII-350Y/72.5-10 19 1G при переключении устройства РПН с 10 на 9 положение произошел выход трансформатора из строя. Для установления причин повреждения инициировано проведение судебной экспертизы трансформатора и устройства РПН.
ПОСТАВЛЕННЫЕ НА ЭКСПЕРТИЗУ ВОПРОСЫ
- Каковы причины выхода из строя устройства РПН типа CVIII-350Y/72,5-10191G (пр-ва HUAMING, КНР), предназначенного для регулирования напряжения под нагрузкой в составе силовых и промышленных трансформаторов с номинальным напряжением до ПО кВ, частотой 50 или 60 Гц, максимальным номинальным током 500 А для трехфазного исполнения и 700 А для однофазного исполнения?
- Каков механизм возникновения и развития аварийного режима трансформатора ТДТН-40000/110-67, произошедшего 14 февраля 2023 года?
- Соответствует ли объем выполненных Исполнителем работ в рамках договора подряда от 30.01.2023 актам формы КС-2 и справкам формы КС-3? Если не соответствуют, то какие виды работ не были выполнены?
- Были ли соблюдены Заказчиком при опробовании и вводе в эксплуатацию трансформатора ТДТН40000/110 требования Правил технической эксплуатации оборудования (НТЭЭП), а также инструкции по эксплуатации ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/202 1 RU, если не были соблюдены, то какие пункты Правил технической эксплуатации и инструкции?
- Является ли выход из строя трансформатора ТДТН4000/110, а также РПН следствием нарушения правил ввода в эксплуатацию, либо следствием проведения ремонтных работ с недостатками?
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
ТЕОРИЯ
Трансформатор, регулируемый под нагрузкой: Регулируемый трансформатор, допускающий регулирование напряжения хотя бы одной из его обмоток без перерыва нагрузки и без отключения его обмоток от сети.
Устройство регулирования: Устройство, предназначенное для регулирования напряжения трансформатора (трансформаторного агрегата) и включающее все напряжения трансформатора (трансформаторного агрегата), необходимые для этого аппараты, механизмы и составные части, за исключением регулировочных обмоток.
Устройство регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой: Устройство РПН Устройство регулирования, предназначенное для регулирования напряжения без перерыва нагрузки и без отключения обмоток трансформатора от сети.
Переключатель ответвлений обмотки: Контактное устройство, служащее для переключения ответвлений обмотки в трансформаторе, переключаемом без возбуждения.
Избиратель ответвлений: Часть устройства регулирования под нагрузкой, предназначенная для выбора нужного ответвления обмотки перед переключением и для длительного пропускания тока.
Предызбиратель ответвлений: Часть устройства регулирования напряжения под нагрузкой, длительно пропускающая ток, предназначенная для использования контактов избирателя, а также присоединенных к нему ответвлений обмотки более одного раза при прохождении всего диапазона регулирования трансформатора.
ПРОЦЕСС ИССЛЕДОВАНИЯ
Рассмотрение обстоятельств дела опирается на следующие факты и материалы дела.
Заказчиком подготовлена и утверждена ведомость дефектов №**** от 23.01.2023 на замену устройства РПН Т-1 ГПП-1 (имеется в материалах дела).
В состав работ по замене включены следующие виды работ:
1) демонтажные работы, включающие в себя демонтаж РНП, моторного привода, слив масла и др.;
2) монтажные работы, включающие в себя монтаж устройства РПН, подключение выводов РПН, монтаж привода, сушка и очистка трансформаторного масла, заливка масла в трансформатор и бак РПН и др.;
3) пуско-наладочные работы (РПН), включающие в себя измерения и испытания оборудования, в том числе снятие круговой диаграммы РПН и др.
Расчет стоимости работ по «Замене устройств РПН Т-1 ГПП-1 ТРМ-СЛМ» приведен в Локальной смете №**** (имеется в материалах дела).
Смета утверждена Заказчиком и согласована Подрядчиком.
Основными работами по замене РПН являлись:
1) демонтажные работы, включающие очистку и сушку масла (29,7 т) и др.;
2) монтажные работы, включающие установку РПН с моторным приводом и др.;
3) пуско-наладочные работы, включающие снятие, обработку и анализ векторных диаграмм, измерение токов утечки ОПН, измерение коэффициента абсорбции обмоток, измерение сопротивления обмоток, испытания трансформаторного масла, измерение тангенса угла диэлектрических потерь и др.
Всего стоимость работ по смете составила 1 802 750 руб. (в текущих ценах – 2023 г.).
Предметом договора подряда являются шеф-монтажные работы по замене устройства РПН типа РС-3 на новое устройство типа CVIII-350Y (производства КНР) головного трансформатора Т-1 мощностью 40 МВ·А на подстанции ГПП-1.
Стоимость работ – 1 802 750 руб. без НДС.
При проведении работ подрядной организацией использованы материалы Заказчика. Наименование товарно-материальных ценностей (ТМЦ), использованных при проведении работ указано в Акте №* от 20.06.2018 переработки давальческих материалов при выполнении подрядных работ (имеется в материалах дела). В материалах дела имеется акт переработки давальческих материалов подрядчиком – Акт №* от 14.02.2023.
Монтаж переключающего устройства выполнен в соответствии с договором от 30.01.2023г. между **** и **** в период с 08.02.2023 г. по 14.02.2023 г.
После монтажа произведена наладка переключающего устройства РПН типа СVIII-350Y/72,5-10.19.1W с моторным приводом SHM-D на силовом трансформаторе ТДТН-40000/110.
Работы проводились без подъема колокола через люки РПН специалистами подрядчика.
В процессе монтажа переключающего устройства произведено увеличение длины регулировочных отводов обмотки РО и ВН проводом ПБОТ-3-50-4. Длины увеличенных отводов представлены в таблице 1.
Таблица 1.
Испытания трансформатора выполнены подрядчиком 13.02.2023 (протокол имеется в материалах дела). В результате испытаний выполнены измерения:
– изоляции обмоток ВН/СН/НН/бак;
– высоковольтных вводов (ГКТ III-60-126/800);
– тока и потерь холостого хода;
– коэффициента трансформации для 19 позиций;
– сопротивление обмоток постоянному току для 19 позиций;
– определение группы соединения обмоток трансформатора;
– снятие круговой диаграммы работы переключающего устройства.
При проведении испытаний коэффициент трансформации по всем трем фазам изменялся от значения 11,69 до значения 8,47 (рис. 1).
Рисунок 1 – Результаты измерений коэффициента трансформации
Результаты измерений сопротивления обмоток ВН постоянному току показали плавное изменение от уровня 607 мОм до 385 мОм (рис. 2).
Рисунок 2 – Сопротивление обмоток ВН постоянному ток (мОм)
Трансформатор ТДТН-40000/110, не соответствует требованиям норм испытаний СТО 34.01-23.1-001-2017. Требуется проведение сушки изоляции. Измеренные значения коэффициента абсорбции (раздел 1 протокола испытаний) ниже минимально допустимого уровня 1,3.
Приемка работ выполнена 14.02.2023, Акт о приемке выполненных работ №* имеется в материалах дела.
При приемке работ подтверждено выполнение следующих работ:
– демонтажные работы, включающие очистку и сушку масла, работы по демонтажу элементов трансформатора и др.;
– монтажные работы, включающие работы по монтажу устройства РПН, его привода, заливку масла в бак трансформатора и в бак РПН и др.;
– измерения и испытания трансформатора и РПН.
Стоимость работ по акту составила 1 802 750 руб.
Испытания силового трансформатора выполнены 14.02.2023 (Протокол – имеется в материалах дела).
В ходе измерений и испытаний выполнены:
– измерение сопротивления обмоток постоянному току на одном положении РПН (10-е рабочее положение);
– измерение сопротивления изоляции обмоток и коэффициента абсорбции;
Не проводились испытания и измерения:
– по определению потерь холостого хода;
– сопротивления обмоток ВН на других положениях РПН, кроме 10-го положения;
– коэффициента трансформации.
Значение коэффициента абсорбции превысило значение 1,3. Данные измерений и испытаний признаны соответствующими нормативно-технической документации (НТД).
Подрядчиком подготовлен технический акт от 14.02.2023 (имеется в материалах дела) по завершению работ по замене устройства РПН, содержащий выполненные работы, в том числе послеремонтные испытания.
Справка о стоимости выполненных работ и затрат от 30.01.2023 формы КС-3 (имеется в материалах дела), подготовленная по итогам проведения работ по замене устройства РПН Т-1 ГПП-1, свидетельствует о том, что выполненные работы оцениваются суммой 1 802 750 руб. без НДС.
Повреждение трансформатора зафиксировано при комплексном опробовании 14.02.2023. Указанный факт сообщен Заказчиком Подрядчику письмом от 15.02.2023 (имеется в материалах дела).
Передача технической документации на устройство РПН и протоколы испытаний и измерений переданы Подрядчиком Заказчику 16.02.2023. Передача технической документации оформлена актом от 16.02.2023 (имеется в материалах дела), который содержит перечень передаваемой документации.
По результатам комплексного опробования трансформатора комиссионно составлен акт дефектации выполненных Подрядчиком работ от 17.02.2023 (имеется в материалах дела).
В акте указано следующее:
– 14.02.2023 в 15:36 трансформатор Т-1 40000 кВ·А успешно включен на холостой ход;
– 14.02.2023 в 15:46 для комплексного опробования работоспособности вновь смонтированного устройства РПН CVIII-350Y/72.5-10 19 1G было совершено переключение с 10 на 9 положение;
– 14.02.2023 в 15:49 при обратном переключении ступеней РПН с 9 на 10 произошло аварийное отключение элегазового выключателя ВГТ-110 кВ №1 ГПП-1 действием «ДТО» Т-1.
Указаны следующие дефекты, выявленные 14.02.2023 при проведении послеаварийного осмотра трансформатора и РПН СVIII-350Y/72.5-10 19 1G:
– предохранительная мембрана РПН вырвана в результате избыточного давления в баке контактора РПН, зафиксирована деформация пружин накопителя энергии;
– трансформаторное масло в контакторе РПН отсутствует.
– зафиксировано снижение уровня масла в расширительном баке РПН после срыва предохранительной мембраны, как следствие поступления масла в бак РПН.
17.02.2023 по результату вскрытия силового трансформатора ТДТН 40000/110 Т-1 ГПП-1 зафиксированы следующие дефекты:
– очаг возникновения короткого замыкания зафиксирован в контактной части избирателя бака контактора РПН;
– зафиксированы следы термического воздействия роликовых контактов фаз «А» и «В».
– внутри бака РПН зафиксированы термическое воздействие неподвижных контактов фаз избирателя;
– зафиксировано расслоение внутренней части бака РПН, вследствие воздействия электрической дуги;
– видимых дефектов с наружной стороны бака РПН не зафиксировано;
– при осмотре активной части трансформатора зафиксировано разрушение обмотки РОт фаз (регулировочная обмотка тонкая) «А» и «В», на катушке фазы «С» присутствуют следы динамического воздействия. (смещение витков обмоток РОт). Обмотки на фазах «А» и «В» — упали вниз;
– разрушение верхнего бандажного кольца на фазе «А»;
– места крепления отводов РОт, РОт, (регулировочная обмотка грубая) ВН (высокого напряжения) находятся в свободном состоянии, спец. гайки крепления спец. шпилек отсутствуют на фазах «А» и «В», вследствие чего отводы обмоток смещены относительно штатного расположения;
– для адаптации к новому креплению отводов РПН демонтированы часть лесов крепления отводов вокруг РПН. Новых лесов — не установлено.
В заключении сделаны следующие выводы:
1. Выход из строя устройства РПН СУШ-350Y/72.5-10 19 1G, смонтированного Подрядчиком, обусловлен отсутствием масла в баке контактора РПН, которое не было залито в ходе монтажных работ исполнителем.
2. Выход из строя трансформатора ТДТН 40000/110 Т-1 ГПП-1 обусловлен динамическим воздействием токов короткого замыкания ввиду не закреплённых отводов обмоток в ходе монтажных работ по замене РПН СVIII-350Y/72.5-10 19 1G.
Трансформатор ТДТН 40000/110 Т-1 ГПП-1 не пригоден к эксплуатации. Требуется организация капитального ремонта трансформатора с ремонтом обмоток силового трансформатора и заменой вышедшего из строя устройства РПН СУШ-350Y/72.5-10 19 1G.
В связи с обращением Заказчика к Подрядчику от 15.02.2023 «О выходе из строя устройства РПН», 16.02.2023 для проведения работ по осмотру и дефектации был направлен инженер по ремонту и сервису. Составлен акт дефектации выполненных Подрядчиком работ, содержащий результаты осмотра и состояния устройства РПН от 17.02.2023 (имеется в материалах дела).
При осмотре устройства РПН серийный номер, установленного на трансформаторе Т1, типа ТДТН-40000/110, изучении акта дефектации Заказчика от 17.02.2023 установлено следующее:
– в процессе внешнего осмотра состояния видимой части устройства РПН на крыше трансформатора было выявлено: срыв (срабатывание) защитной мембраны без выброса масла в следствие отсутствия масла в баке устройства РПН;
– выявлено отсутствие масла в баке устройства РПН.
– при дальнейшей разборке устройства РПН и осмотре деталей выявлено:
– растяжение пружин накопителя энергии в следствие взрывного давления газа из бака устройства РПН;
– повреждение подвижных и неподвижных контактов предызбирателя вследствие горения дугового разряда;
– повреждение вала вследствие горения дугового разряда;
– повреждение (оплавление) подвижных роликовых контактов вала от перегрева;
– повреждение оснований креплений подвижных роликовых контактов вследствие попадания на них капель расплавленного металла;
– внутреннее повреждение верхней и средней части бака вследствие термического воздействия;
– отдельно замечено, что основные повреждения находятся в районах предызбирателя, фазы U (A) и фазы V (B) как на валу, так и в масляном баке устройства РПН.
После проведения осмотра комиссией установлено:
– выполнено: «Отключить питание моторного привода для предотвращения дальнейших переключений;
– выполнено: «Проверить крышку головки устройства РПН. При обнаружении разрыва предохранителей мембраны немедленно закрыть расширитель.
Проверка регламентных действий показала:
– не выполнено: «Убедитесь, что устройство РПН полностью погружено в трансформаторное масло, а масляный бак устройства полностью заполнен трансформаторным маслом».
– не выполнено: «Выпустите воздух из головки устройства РПН в соответствии с разделом 10.1.1 ИЭ НМ 0.460.001»;
– выполнено: «Проведите проверку моторного привода в соответствии с разделом 10.2.1 ИЭ НМ 0.460.001»;
– выполнено: «Убедитесь, что контакт сигнала минимального уровня масла расширительного бака устройства РПН подключен к цепи отключения силового выключателя трансформатора».
Опробования:
– выполнено: «Произвести десять полных циклов переключений устройства РПН. Фактически переключения устройства РПН проводились через 2015-06-2020 при проведении испытаний и измерений трансформатора».
– выполнено: Убедиться, что показания устройства РПН и мощности электрического давления крышке головки устройства РПН и моторном приводе совпадают на всем диапазоне переключений;
– выполнено: «Проверить работоспособность электрических и механических блокировок конечных положений».
– выполнено: «Проверить функционирование защитного реле. Контакты срабатывания защитного реле должны быть заведены в цепь отключения высоковольтного выключателя. Проверить факт отключения выключателя в случае срабатывания защитного реле».
–выполнено: «После этого подать напряжение на трансформатор, убедиться в погасании импульса пускового тока перед опробованием. После погасания импульса пускового тока выполнить опробование устройства РПН под нагрузкой. В 15-36 подано напряжение на трансформатор, в 15-45 начало опробования устройства РПН на холостом ходу».
Комиссией установлено:
1. Отсутствие, либо недостаточность заполнения масла в масляном баке устройства РПН перед вводом трансформатора в работу;
2. Необходимость проведения повторной выверки схемы подключения отводов обмоток РО к устройству РПН;
3. Необходимость провести проверки ППР, этапов его выполнения и ответственных лиц;
Устройство РПН, установленное на трансформаторе Т1, типа ТДТН-40000/110 не подлежит восстановлению. Требуется замена на новое устройство;
Привод устройства РПН, установленного на трансформаторе Т1, типа ТДТН-40000/110 исправен. Замена привода не требуется. Перед установкой нового устройства РПН необходимо проверить согласно инструкции по эксплуатации.
В особом мнении указывается на нарушение требований ПТЭЭП в части включения силового трансформатора при отсутствии испытаний и нарушение требований инструкции по проверке отсутствия воздуха («… произведено включение трансформатора ТДТН-40000/110 на холостой ход, с нарушением требований правил технической эксплуатации оборудования (ПТЭЭП), при отсутствии Протокола испытаний трансформатора, эксплуатацией не проведена контрольная проверка отсутствия воздуха в трансформаторе и переключающем устройстве согласно Инструкции по эксплуатации ИЭ НМ 0.460.001-02.05/2021RU»).
Объем капитального ремонта силового трансформатора ТДТН-40000/110 содержится в ведомости дефектов №****** от 31.03.2023 (имеется в материалах дела) и содержит следующие работы:
– демонтажные работы (слив масла, демонтаж навесного оборудования, колокола, ярмовых балок, расшихтовка части магнитопровода, демонтаж обмоток и др.);
– ремонт обмоток трансформатора (изготовление регулировочных обмоток);
– монтажные работы (зашихтовка верхней части магнитопровода, монтаж ярмовых балок, монтаж колокола, монтаж высоковольтных вводов, монтаж переключающего устройства РПН, монтаж навесного оборудования, сушка и очистка трансформаторного масла, его заливка и ваккуумирование трансформатора и др.);
– пусконаладочные работы (измерение влагосодержания, сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь, сопротивления обмоток постоянному току, анализ трансформаторного масла, снятие круговой диаграммы и др.).
Дополнительный объем работ по капитальному ремонту содержится в ведомости дефектов №****** на ремонт силового трансформатора ТДТН-40000/110 от 24.05.2023 (имеется в материалах дела).
В соответствии с программой для бланка переключений по вводу в работу трансформатора 40 000 кВ·А №1 ГПП-1 подготовлен порядок производства переключений. Порядок содержит последовательный перечень операций по вводу трансформатора в работу. Программа утверждена эксплуатирующей организацией 02.08.2021.
В материалах дела содержится две осциллограммы с данными регистрации основных электрических величин в момент отключения силового трансформатора при повреждении РПН и обмоток. Осциллограммы приведены для данных измерений на стороне ВН и СН трансформатора. Результаты регистрации аварийных осциллограмм (для действующих значений токов) приведены на рис. 3. Продолжительность аварийного режима составила около 160 мс.
Рисунок 3 – Осциллограммы действующих значений токов со стороны обмотки ВН трансформатора (первичные значения)
На осциллограмме зафиксированы действующие значения токов короткого замыкания, которые достигали следующих значений: фаза А – до 1,8 кА, фаза В – до 1,4 кА, фаза С – до 1,7 кА (см. рис.3).
Результаты регистрации токов фазы А со стороны обмотки ВН приведены на рис. 4.
Рисунок 4 – Действующие значения тока при повреждении обмотки ВН
фазы А трансформатора (первичные значения)
Осциллограмма мгновенных значений тока для фазы А приведена на рис. 5. Уровень ударного тока для фазы А превысил 3,0 кА.
Рисунок 5 – Мгновенные значения тока при повреждении обмотки ВН
фазы А трансформатора (первичные значения)
Результаты регистрации токов фазы В со стороны обмотки ВН приведены на рис. 6.
Рисунок 6 – Действующие значения тока при повреждении обмотки ВН
фазы В трансформатора (первичные значения)
Осциллограмма мгновенных значений тока для фазы В приведена на рис. 7. Уровень ударного тока для фазы В составил 2,3 кА.
фазы В трансформатора (первичные значения)
Результаты регистрации токов фазы С со стороны обмотки ВН приведены на рис. 8.
Рисунок 8 – Действующие значения тока при повреждении обмотки ВН
фазы С трансформатора (первичные значения)
Осциллограмма мгновенных значений тока для фазы С приведена на рис. 9. Уровень ударного тока для фазы С составил 2,6 кА.
Рисунок 9 – Мгновенные значения тока при повреждении обмотки ВН
фазы С трансформатора (первичные значения)
Мгновенные значения токов, зарегистрированных в обмотках СН трансформатора изменялись в диапазоне от -50 до +50 А (рис. 10).
Рисунок 10 – Осциллограммы мгновенных значений токов со стороны обмотки СН трансформатора
Максимальные эффективные значения токов, протекающих в обмотках фаз СН трансформатора, составили: фаза А – 31 А, фаза В – 25 А, фаза С – 29 А (рис. 11).
Рисунок 11 – Осциллограммы эффективных значений токов со стороны обмотки СН трансформатора
Номинальный сквозной ток РПН указан на шильдике РПН и составляет 200,8 А (рис. 12).
Рисунок 12 – Шильдик РПН трансформатора
Токи короткого замыкания, протекающие через контакты РПН и по обмоткам ВН трансформатора, при проведении переключений РПН на порядок превышали номинальный сквозной ток РПН (см. рис. 12) и номинальный ток трансформатора (см. рис. 13).
Рисунок 13 – Шильдик силового трансформатора
19. Проект производства работ
Проект производства работ (ППР) Исполнителя на капитальный ремонт трансформатора (имеется в материалах дела) содержит план выполнения работ, порядок выполнения работы и требования, предъявляемые к персоналу и оборудованию, требования по охране труда и отдельные указания.
В соответствии с ППР выполняется:
– ежедневный учет работ в журнале работ;
– результаты работы вносятся в исполнительную документацию;
– работы производятся в соответствии с актом-допуском по наряду-допуску.
Технология производства работ предусматривает выполнение следующих работ:
– подготовительные работы;
– работы по ремонту трансформатора, замене РПН, удлинению отводов обмоток ВН и РО для нового переключающего устройства ПУ (РПН), контрольные испытания, монтаж и подключение нового моторного привода SHM-DL, обработка и заливка масла в трансформатор;
– заключительные работы, включающие безвакуумную заливку трансформатора маслом, установка газового реле, доливку масла в трансформатор через расширитель, дегазация масла, испытание герметичности бака трансформатора избыточным давлением (0,1 кгс/см2), приемосдаточные испытания, ошиновка трансформатора.
Перечень оформляемой документации включает акт монтажа нового ПУ (РПН), протокол контрольных испытаний после монтажа нового ПУ (РПН), акт монтажа и наладки нового моторного привода и др.
В особых указаниях отмечается, что Исполнитель обязуется известить Заказчика при обнаружении обстоятельств, угрожающих годности или прочности результатов выполняемых работ.
20. Основные требования инструкции по эксплуатации РПН
В инструкции по эксплуатации РПН содержатся условия по вводу РПН в работу, проведения ремонтов и его использованию.
В частности, в разделе 8 «Сушка и заполнение маслом» содержится информация (стр. 29 Инструкции по эксплуатации) о сушке трансформатора.
Предусмотрено несколько видов сушки:
– вакуумная сушка в печи (нагрев РПН, сушка циркулирующим воздухом, вакуумная сушка при давлении 133 Па);
– вакуумная сушка в баке трансформатора (нагрев РПН, сушка циркулирующим воздухом, вакуумная сушка при давлении 133 Па;
– сушка парами керосина;
– сушка парами керосина в печи.
После проведения сушки масляный бак РПН требуется заполнить маслом вместе с установленным главным валом. Во избежание попадания влаги в бак РПН сделать это рекомендуется как можно скорее после проведения сушки.
Трансформаторное масло, залитое в масляный и расширительный бак устройства РПН должно соответствовать требованиям стандартов IEC 60296 и IEC 60422.
Устройство РПН и трансформатор следует заполнять новым трансформаторным маслом под вакуумом одновременно.
На головке РПН расположены патрубки Q, S и R (рис. 14), которые используются при вакуумировании и для заливки масла в РПН (патрубки S или R).
Рисунок 14 – Расположение патрубков на крышке РПН
В инструкции приведена таблица рабочих положений РПН и схема подключения.
Рисунок 15 – Устройство РПН CV-III (12233G)
Для модели РПН CV-III 350 Y в исполнении 10 контактов максимальное напряжение одной ступени составляет 1500 В, номинальная разрывная мощность 525 кВ·А, термическая стойкость – 5 кА, динамическая стойкость – 12,5 кА (рис. 16).
Рисунок 16 – Характеристики РПН
Расшифровка маркировки РПН приведена на рис. 17, схемы избирателя – на рис. 18.
Рисунок 17 – Расшифровка маркировки РПН
Рисунок 18 – Расшифровка маркировки избирателя РПН
CV – тип РПН;
III – три фазы;
350 – номинальный ток, А;
Y – схема соединения «звезда»;
72,5 – наибольшее рабочее напряжение, кВ;
10 – количество контактов на фазу по окружности;
19 – количество положений;
1 – количество средних положений;
G – тип предызбирателя – грубо/тонко.
Грубое и тонкое регулирование приведено на рис. 19. Схематичное обозначение условного обтекания током для грубой и тонкой регулировки при работе предызбирателя приведено на рис. 20.
Принципиальная схема предызбирателя приведена на рис. 21. Переключение контактов предызбирателя сопровождается кратковременным разрывом гальванической связи между регулировочными обмотками (показано на рис. 21).
Рисунок 19 – Схема грубого и тонкого регулирования
при работе предызбирателя (показан условный путь протекания тока)
Рисунок 21 – Принципиальная схема избирателя
21. Анализ результатов ранее проведенных исследований
Рассматриваемый случай повреждения ранее исследовался специалистами. В материалах дела присутствуют два заключения – № 350/23 от 03.05.2023 и № 389/23 от 15.05.2023.
В заключении № 350/23 от 03.05.2023 содержится информация о результатах осмотра и анализа эксплуатационной и нормативно-технической документации, требования которой распространяются на условия ввода трансформатора в работу.
В заключении № 389/23 от 15.05.2023 зафиксированы неисправности силового трансформатора. Далее – цитата.
«Зафиксированы следующие неисправности трансформатора ТДТН-40000/110-67 № ****:
- смещение обмоток и бандажных колец (фазы А и В), разрушение бандажного кольца (фаза А);
- разрушение опорных электроизоляционных цилиндров регулировочных обмоток фаз А, В и С;
- деформация изоляционной конструкции обмотки ВН фазы А;
- выгорание регулировочных обмоток фазы А.
Зафиксированы следующие неисправности РПН CVIII-350Y/72,5-10191G, серийный номер *******:
– срабатывание защитной мембраны;
– термические повреждения главного вала и роликовых контактов главного вала РПН;
– термические повреждения неподвижных контактов РПН».
В качестве причины повреждения РПН отмечается недостаточный уровень масла. Следует отметить, что результаты инструментальной оценки уровня масла после повреждения не приводятся. В качестве доводов в пользу версии недостаточного уровня масла, в свою очередь, указывается на отсутствие мероприятий по выпуску воздуха из головки РПН.
Установлено, что мероприятия по выпуску воздуха должны были быть выполнены подрядной организацией до составления Технического акта по ремонту трансформатора с заменой переключающего устройства РПН.
Выявленные повреждения следует разделить на две группы: те, которые связаны с возникновением электрической дуги внутри устройства РПН и повреждения, которые связаны с протеканием тока короткого замыкания по обмоткам силового трансформатора, в частности по отпайкам обмоток РО.
Первая группа, повреждения устройства РНП CVIII-350Y/72,5-10191G:
– термические повреждения неподвижных контактов РПН;
– термические повреждения главного вала и роликовых контактов главного вала РПН;
– срабатывание защитной мембраны;
Вторая группа, повреждения обмоток трансформатора:
– смещение обмоток и бандажных колец (фазы А и В), разрушение бандажного кольца (фаза А);
– разрушение опорных электроизоляционных цилиндров регулировочных обмоток фаз А, В и С;
– деформация изоляционной конструкции обмотки ВН фазы А;
– выгорание регулировочных обмоток фазы А.
Возникновение электрической дуги в устройстве РПН и развитие короткого замыкания зарегистрировано в течение нескольких периодов (см. приведенные осциллограммы в п. 13). Достигнутый уровень токов (кА) по всем фазам свидетельствует о развитии короткого замыкания и превышении номинальных токов устройства РПН и обмоток трансформатора.
Возникновение электрической дуги вследствие переключения контактов РПН и недостаточный уровень масла в его баке привели к устойчивому горению электрической дуги между контактами РПН. Динамическое воздействие токов вследствие горения электрической дуги привело к механическому разрушения части обмоток и изоляционных конструкций, а также вследствие термического воздействия – к выгоранию регулировочных обмоток фазы А. Из описания имеющихся дефектов трансформатора следует, что наибольшее воздействие токов короткого замыкания отмечалось для фазы А, где отмечено смещение обмоток и бандажных колец, деформация изоляционной конструкции обмотки ВН и выгорание регулировочных обмоток.
Указанные обстоятельства обусловлены ненадлежащим креплением отводов регулировочных обмоток Подрядчиком при проведении работ по увеличению длины указанных отводов. Также следует отметить, что наибольший уровень токов короткого замыкания зарегистрирован на фазе А, где ударный ток короткого замыкания достигал уровня 3 кА.
22. Результаты натурного обследования в рамках судебной экспертизы
Настоящее исследование содержит результаты натурного осмотра рассматриваемого устройства РПН экспертом Эрбесом В.В.. Силовой трансформатор на период проведения обследования находился в эксплуатации под рабочим напряжением. Результаты натурного обследования зафиксированы в акте.
Рисунок 22 – Акт обследования
Внешний вид устройства РПН позволяет утверждать, что следов воздействия электрической дуги (термического и динамического) внутри бака силового трансформатора не имеется. Контакты, расположенные по внешней поверхности устройства РПН, также не содержат следов повреждения и воздействия токов короткого замыкания или электрической дуги.
Рисунок 23 – Состояние внешней поверхности устройства РПН, контактов «К» по фазам обмоток
Контакты «К» на внешней стороне РПН не содержат следов термического воздействия токов короткого замыкания, чисты от каких-либо загрязнений. Контакты предызбирателя трех фаз (первой, второй и третьей – U, V и W) не имеют следов повреждений (приведены на рис. 24).
Рисунок 24 – Состояние контактов предызбирателя с внешней стороны РПН
Из бака РПН на момент осмотра слито масло, установить остаточный уровень масла не представляется возможным. В ходе осмотра зафиксировано состояние внутренних контактов предызбирателя. На контактах «0» предызбирателя и контактах «+» и «–» видны следы воздействия электрической дуги, проявляющиеся в оплавлении контактов и появлении характерного нагара на поверхности контактов и рядом с ними на внутренней поверхности бака РПН (рис. 25).
Рисунок 25 – Состояние контактов предызбирателя с внутренней стороны РПН
Следы воздействия электрической дуги при ее распространении отмечены под контактами предызбирателя между контактами переключателя нагрузки различных фаз. В частности, оплавления отмечаются на контактах предызбирателя фазы А и под ними на контактах переключателя нагрузки фаз U и V (фазы А и В). Подключение фаз к контактам переключателей нагрузки выполнено сверху-вниз – от фазы А к фазе С (от U к W) (рис. 27).
Рисунок 26 – Состояние контактов переключателей нагрузки РПН
Рисунок 27 – Расположение переключателей РПН
Аналогичным образом выполнено расположение подвижных контактов фаз А, В и С на валу РПН (рис. 28).
Рисунок 28 – Расположение подвижных контактов на валу РПН
Подвижные роликовые контакты переключателей нагрузки и оснований крепления контактов имеют следы воздействия электрической дуги (рис. 29).
Рисунок 29 – Состояние контактов переключателей нагрузки РПН
– повреждения подвижных и неподвижных контактов предызбирателя фаз А, В и С;
– повреждение (оплавление) подвижных роликовых контактов вала фаз А, В и С;
– повреждение вала РПН;
– повреждение оснований крепления подвижных роликовых контактов фаз А и В;
– внутреннее повреждение верхней и средней части бака РПН;
– растяжение пружин накопителя энергии.
– следы капель расплавленного металла на кольцевом экране;
– повреждение неподвижных контактов бака РПН.
В конструкции РПН в каждой из фаз находятся токоограничивающие резисторы. Выполненные измерения показали, что сопротивления для фаз А, В и С (левой и правой части) составляют соответственно, мОм; 517 и 521; 515 и 518; 515 и 518.
В соответствии с документом «Техническое описание. Устройства РПН CV и SV» приводится номинальная коммутационная мощность трехфазных устройств (рис. 30).
Рисунок 30 – Номинальная коммутационная мощность РПН серии CV
Средний срок службы контактов зависит от коммутируемого тока и приводится в виде зависимости количества переключений n от соотношения коммутируемого тока к номинальному току устройства при коэффициенте мощности равном 1 (рис. 31).
Рисунок 31 – Ресурс переключений РПН в зависимости от тока коммутации
Пример положений переключателей нагрузки и предызбирателя приводится в инструкции ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/2021 RU (на рис. 32).
Рисунок 32 – Положения контактов переключателя и предызбирателя
для положений РПН (23 положения)
Особенностью работы контактов предызбирателя является то, что при переходе из положения К (10-е положение) в 9-е положение его контакты остаются в положении «+». Направление переключения соответствует повышению коэффициента трансформации. При переключении из 10-го положения в 9-е коммутация витков осуществляется так, что при понижении позиции РПН часть обмотки грубой регулировки остается включенной и изменение коэффициента трансформации происходит за счет переключения контактов переключателя нагрузки (в направлении от 9-го до 1-го положения). При переключении в обратном направлении – из 9-го в положение К – происходит переключение обмотки грубой регулировки из положения «+» в положение «–». В данном случае переключение из 10-го положения в 9-е происходит без разрыва гальванической развязки регулировочной обмотки грубой регулировки за счет коммутации контактами переключателя нагрузки. При переключении в обратном направлении – из 9-го в 10-е положение – происходит одновременная коммутация контактов предызбирателя (обмотки грубой регулировки) из положения «+» в положение «–» и контактов переключателя нагрузки. При данном переходе кратковременно (доли секунды) нарушается гальваническая связь между регулировочной обмоткой с основной обмоткой, что сопровождается образованием электрической дуги, сила тока в которой зависит от нагрузки и параметров (емкостей) силового трансформатора.
В исследуемом случае указанное переключение проводилось в условиях недостаточного уровня масла. Поскольку контакты предызбирателя при обратном переключении (из 9-го в 10-е положение) не находились в трансформаторном масле, при кратковременном разрыве гальванической связи обмоток, возникшая электрическая дуга своевременно не была погашена в трансформаторном масле, вследствие недопустимо большого времени в дальнейшем дуга перекинулась на контакты переключателя нагрузки и предызбирателя, перейдя в межфазное короткое замыкание внутри бака РПН.
Фотографии, предоставленные по дополнительному запросу при проведении исследования, выполнены на объекте *** 16.02.2023 (около 12 часов местного времени). Фотофиксация основных узлов и элементов устройства РПН проводилась поэтапно по мере вскрытия и разборки. Шильд устройства РПН приведен на рис. 33.
Рисунок 33 – Фотография крышки с шильдом устройства РПН
После вскрытия (демонтажа верхней крышки устройства РПН) выполнен ряд фотографий, на которых отчетливо различимо трансформаторное масло характерного желтоватого цвета как на поверхности крышки, так на отдельных элементах и поверхности внутренней части (рис. 34 и рис. 35).
Рисунок 34 – Внешний вид после вскрытия верхней крышки
Рисунок 35 – Узлы РПН в трансформаторном масле
Остаточный уровень масла в баке устройства после выемки вала РПН виден на фотографиях, где различимый уровень находится на дне бака (рис. 37).
Рисунок 36 – Выемка вала РПН и бак устройства
Рисунок 37 – Вид бака РПН и остаточный уровень масла
Приведенные фотографии показывают остаточный уровень масла в баке РПН, зафиксированный в ходе вскрытия после повреждения.
Конструкция РПН типа CVIII-350Y/72,5-1019G была установлена на силовом трансформаторе взамен ранее эксплуатировавшегося. Замена РПН производилась на основе ведомости дефектов, договора подряда и локального сметного расчета. Монтаж РПН выполнен Исполнителем в 2023 году. После проведения монтажных работ проведены испытания трансформатора, которые не выявили каких-либо неисправностей, параметры трансформатора признаны соответствующими НТД.
Впоследствии Заказчиком произведена приемка выполненных работ, что подтверждается соответствующим актом (акт №1 от 14.02.2023). Заказчик выполнил повторные испытания силового трансформатора по ограниченному перечню. После проведения испытаний Заказчик выполнил комплексное опробование трансформатора, при котором произошло повреждение трансформатора.
При комплексном опробовании последовательно выполнены следующие основные операции:
– постановка силового трансформатора под рабочее напряжение (начальное положение РПН – № 10);
– опробование работы РПН путем его переключения из 10-го в 9-е положение под рабочим напряжением;
– опробование работы РПН путем его переключения из 9-го в 10-е положение под рабочим напряжением;
– аварийное отключение трансформатора высоковольтным выключателем от действия релейной защиты.
Первоначальный осмотр трансформатора и устройства РПН установил повреждение предохранительной мембраны и отсутствие масла в контакторе РПН. Осмотр контактной группы показал следы воздействия электрической дуги на контакты предызбирателя и переключателей нагрузки, а также повреждение регулировочных обмоток трансформатора. Повреждение других элементов и узлов, например, пружин накопителя, обусловлено воздействием избыточного давление из бака РПН при возникновении повреждения.
При повторном осмотре РПН (акт дефектации эксплуатирующей организации от 17.02.2023) подтверждены и уточнены повреждения трансформатора, в частности указано, что внутреннее повреждение РПН наблюдалось в верхней и средней части бака устройства.
В ходе проверки комиссионно подтверждено, что не выполнена часть регламентных работ по заливке РПН трансформаторным маслом, в частности, что отсутствовал контроль за уровнем масла в РПН, а также не были проведены работы по выпуску воздуха из головки устройства РПН (в соответствии с ИЭ НМ 0.460.001).
Осциллограммы аварийного процесса, зарегистрированного при повреждении силового трансформатора, подтверждают высокий уровень токов короткого замыкания, что привело как к динамическому воздействию от ударного тока, так и термическому воздействию протекавших токов короткого замыкания на обмотки силового трансформатора, элементы и узлы устройства РПН.
В ходе исследования случая повреждения трансформатора специалистами (заключения имеются в материалах дела) отмечается, что причиной повреждения явился недостаточный уровень масла в устройстве РПН (см. рис. 37).
Натурный осмотр, выполненный экспертом Эрбесом В.В., подтверждает характер повреждений (фотоматериалы приведены выше). Кроме того, выполнено измерение сопротивлений токоограничивающих сопротивлений, которые показали исправность сопротивлений, обеспечивающих работу контактов переключателей нагрузки.
Ранее было отмечено, что в ходе комплексного опробования силового трансформатора, после постановки его под рабочее напряжение были выполнены переключения РПН. При переключении РПН из 10-го в 9-е положение не происходит переключение контактов предызбирателя, что обусловлено конструкцией РПН, переключаются только контакты переключателя нагрузки. Последние переключаются с использованием токоограничивающих резисторов, а при переключении не происходит кратковременного разрыва гальванической связи между обмотками трансформатора. В связи с этим переключение из 10-го положения в 9-е не привело к возникновению устойчивого горения электрической дуги, трансформатор и РПН продолжили нормальную работу в 9-м положении.
При переключении из 9-го положения в 10-е в РПН произошло переключение контактов предызбирателя, которые кратковременно разрывают гальваническую связь между обмотками. Вследствие указанной коммутации при переходе из 9-го в 10- положение РПН возникла электрическая дуга между контактами предызбирателя, которая не могла быть погашена вследствие отсутствия трансформаторного масла в верхней части РПН (контакты переключателей нагрузки фаз расположены в средней и нижней части РПН, ниже уровня контактов предыизбирателя).
Возникновение электрической дуги в баке РПН привело к ее распространению и перекидыванию на токоведущие части других фаз и к развитию межфазного короткого замыкания внутри бака РПН, что подтверждается осциллограммами аварийного процесса.
Таким образом, причиной выхода из строя устройства РПН типа CVIII-350Y/72,5-1019G (пр-ва HUAMING, КНР), предназначенного для регулирования напряжения под нагрузкой в составе силовых и промышленных трансформаторов с номинальным напряжением до 110 кВ, частотой 50 или 60 Гц, максимальным номинальным током 500 А для трехфазного исполнения и 700 А для однофазного исполнения на силовом трансформаторе явился недостаточный уровень трансформаторного масла в баке РПН.
На следующем этапе устройство РПН было переключено из 10-го в 9-е положение. Переключение произошло штатно и не выявило неисправностей при работе переключателей нагрузки (тонкой регулировке), что свидетельствует об исправности механизма и токоограничивающих резисторов, обеспечивающих переключение контактов из одного положения в другое (рис. 38).
Рисунок 38 – Схема переключения из 10-го в 9-е (а) и
из 9-го в 10-е положение (б) РПН
В данный момент на осциллограммах зафиксировано резкое увеличение амплитудных и эффективных значений токов трех фаз обмотки высшего напряжения силового трансформатора (см. рис. 3 – рис. 11).
Зарегистрированные токи в фазах обмотки высшего напряжения были выше уровня номинальных токов обмотки и РПН. Рост токов до уровня 1,4 – 1,8 кА, кратно превысивший номинальный ток обмотки ВН и РПН, привел к действию релейной защиты (дифференциальная токовая отсечка ДТО) силового трансформатора. От действия релейной защиты произошло отключение элегазового выключателя ВГТ-110 силового трансформатора.
Таким образом, механизм возникновения и развития аварийного режима трансформатора ТДТН-40000/110-67 № ****, произошедшего 14 февраля 2023 года, связан с переключением РПН из 9-го в 10-е положение, сопровождавшимся переключением контактов переключателей нагрузки и предызбирателя. При переключении контактов предызбирателя, вследствие недостаточного уровня масла, возникла электрическая дуга, которая была перенесена на токоведущие части РПН, находящиеся под потенциалом смежных фаз. Вследствие появления межфазного короткого замыкания произошло срабатывание дифференциальной токовой отсечки трансформатора с последующим отключением элегазовым выключателем ВГТ-110.
Указанная в акте итоговая стоимость выполненных работ соответствует сметной стоимости.
В локальной смете содержатся работы, включающие в себя демонтажные и монтажные работы, а также пуско-наладочные работы, в т.ч. испытания силового трансформатора.
Причиной повреждения устройства РПН явился недостаточный уровень трансформаторного масла, что было вызвано отсутствием контроля за уровнем масла при заполнении им РПН, а также отсутствием работ по выпуску воздуха из головки РПН в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации (р. 10.1.1 ИЭ НМ 0.460.001).
Непосредственно в локальной смете указанные виды работ отдельно не присутствуют и входят в комплекс работ, выполняемых при монтаже устройства РПН (раздел 1 локальной сметы).
Выделить указанные работы по контролю и выпуску воздуха из сметных расценок не представляется возможным ввиду ограниченной детализации указанных расценок.
Рассмотрение ведомости дефектов №**-**** на замену устройства РПН Т-1 ГПП-1 и договора на выполнение работ не позволяет детализировать их и выполнить соответствующую оценку.
Исходя из смысла работ, выполняемых по договору подряда, в работы по шеф-монтажу включают перечень работ, необходимый и достаточный для подготовки к сдаче в эксплуатации отремонтированного объекта – устройства РПН силового трансформатора.
В данном случае речь идет о некачественном выполнении работ, связанных с заливкой масла и монтажными работами.
В разделе 2 локальной сметы (Монтажные работы) масло марки ГК указано в п. 7(33). Масло трансформаторное марки ГК предназначено для заливки в бак РПН.
Указанное масло марки ГК предоставлено Заказчиком, в соответствии с ведомостью дефектов (п.26 Ведомости), подлежит заливке в РПН в объеме 200 л. Стоимость в локальной смете не указывается.
В разделе монтаж содержится п. 8 – устройство РПН. Устройства предоставлено Заказчиком, стоимость в локальной смете не указывается.
Исходя из причины повреждения устройства РПН и трансформатора, связанной с некачественно выполненными работами в части ненадлежащего контроля над процессом заливки масла и выпуска воздуха из РПН, детализации работ в локальной смете, ведомости дефектов и договоре на выполненные работы следует, что работы по замене РПН выполнены, за исключением некачественно выполненных работ, связанных с заполнением бака РПН трансформаторным маслом в объеме 200 л.
Указанные виды работ не детализированы в договоре подряда, локальной смете и актах выполненных работ. В связи с этим выполненная работа соответствует объему работ, указанным в актах формы КС-2 и справках формы КС-3, за исключением некачественно выполненных работ по заполнению бака РПН трансформаторным маслом, предоставленным Подрядчику Заказчиком. Выделить некачественно выполненные работ из локального расчета и актах формы КС-2 и справок формы КС-3 без экономических расчетов не предоставляется возможным.
При вводе оборудования в работу после проведения технического обслуживания в соответствии с п. 26 ПТЭЭП должны быть выполнены следующие мероприятия:
– приемо-сдаточные испытания оборудования и пусконаладочные испытания отдельных систем электроустановок;
– комплексное опробование основного оборудования;
– иные мероприятия по вводу оборудования в работу в составе энергосистемы.
Приемо-сдаточные испытания оборудования и пусконаладочные испытания отдельных систем должны проводиться по проектным схемам после окончания на этом оборудовании монтажных и строительных работ.
При комплексном опробовании оборудования должна быть:
– проверена работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации;
– проведена проверка и настройка всех систем контроля и управления, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов.
Комплексное опробование считается успешно проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного и вспомогательного оборудования в течение 72 часов. Дефекты, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе приемо-сдаточных и пусконаладочных испытаний, комплексного опробования электроустановок, должны быть устранены.
Перед опробованием и приемкой должны быть подготовлены условия для надежной и безопасной эксплуатации принадлежащего потребителю объекта:
– укомплектован, обучен (с проверкой знаний) электротехнический и электротехнологический персонал;
– разработана и утверждена эксплуатационная документация;
– подготовлены и испытаны защитные средства, инструмент, запасные части и материалы; введены в действие средства связи, сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения и вентиляции.
Требования ПТЭЭП указывают на необходимость проведения мероприятий по вводу оборудования в работу, включающих в себя приемо-сдаточные и пуско-наладочные испытания, а также комплексное опробование.
Обязанность по проведению технического обслуживания оборудования и устройств электроустановок возлагается на потребителя в соответствии с п. 23 ПТЭЭП. Техническое обслуживание, планирование, подготовка, производство ремонта и приемка из ремонта электроустановок, которые являются оборудованием объектов по производству электрической энергии, или объектов электросетевого хозяйства должны осуществляться в соответствии с требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правил организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики».
В соответствии с Правилами организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (п. 393) приемка оборудования подстанции из капитального и среднего ремонта должны производиться комиссией по приемке, порядок формирования и утверждения которой определяется локальный нормативный акт субъекта электроэнергетики. Приемка из текущего ремонта оборудования подстанции должна осуществляться в порядке, установленном субъектом электроэнергетики.
Временем окончания капитального ремонта ЛЭП и капитального (среднего) оборудования ПС является момент включения в электрическую сеть, если при включении не произошло отказа; при ремонте без снятия напряжения - момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.
Требования инструкции по эксплуатации ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/2021 RU содержат раздел по сушке и заполнению устройства РПН трансформаторным маслом (раздел 8).
Требования включают в себя мероприятия по сушке, которая выполняется в виде вакуумной сушки в печи и сушки в баке трансформатора.
При сушке в печи исключается сушка крышки, верхнего редуктора и аксессуаров устройства РПН, они могут быть повреждены. Перед сушкой необходимо снять крышку устройства РПН с верхним редуктором, моторный привод, защитное реле, предохранительный клапан, угловой редуктор, малофильтровальную установку и другие аксессуары, которые нельзя сушить.
При проведении вакуумной сушке в баке трансформатора внутреннее пространство бака устройства РПН также должно быть вакуумировано. Поэтому крышка головки должна оставаться закрытой в течение всего процесса сушки. Крышка головки РПН рассчитана на давление вакуума.
При заполнение маслом запрещается заливать масло через отверстие предохранительной мембраны (рис. 39).
Рисунок 39 – Неправильная схема заливки масла в бак РПН
Заливаемое масло для масляного и расширительного баков устройства РПН должно соответствовать IEC 60296 и IEC 60422.
Заполнение устройства РПН и трансформатора новым трансформаторным маслом должно производиться:
– под вакуумом;
– одновременно.
При заполнении масла используется следующий порядок:
1) установите соединительную пластину между патрубками E2 и Q для обеспечения одновременного вакуумирования бака контактора и трансформатора;
2) для заливки масла используется патрубок S или R, расположенные на головке устройства РПН
В соответствии с ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/2021 RU нарушения при заливке трансформаторного масла могут привести:
1) при недостаточном уровне масла в масляном баке устройства РПН к повреждению устройства;
2) эксплуатация устройства РПН без масла после процесса сушки приведет к необратимому повреждению оборудования.
Основные требования ПТЭЭП и ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/202 1 RU при опробовании и вводе в эксплуатацию трансформатора связаны с необходимостью проведения технического обслуживания перед вводом трансформатора в работу, которое заключается в проведении приемо-сдаточных и пусконаладочных испытаний и последующих работ по комплексному опробованию. На этапе проведения работ по заполнению трансформаторного масла требования инструкции ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/202 1 RU предусматривают мероприятия по заполнению маслом и условия заливки трансформаторного масла в масляный и расширительный бак устройства РПН.
Заказчиком утвержден проект производства работ (ППР) (имеется в материалах дела), который включает в себя раздел по контролю качества проводимых работ (раздел 6. Контроль качества). Однако в указанном разделе не конкретизированы мероприятия по контролю за процессом сушки и заполнению трансформаторным маслом устройства РПН.
Указанные мероприятия по сушке и заливке дополняются требованиями завода-изготовителя, содержащиеся в Инструкции.
Работы, выполняемые Подрядчиком, в частности работы по монтажу и заполнению маслом устройства РПН должны были проводиться в соответствии с требованиями инструкции ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/202 1 RU. Указанные работы, исходя из установленной причины – недостаточного уровня трансформаторного масла в устройстве РПН, были выполнены с ненадлежащим качеством.
Работы по опробованию и вводу в эксплуатацию проводились Заказчиком на завершающей стадии при проведении комплексного опробования оборудования – силового трансформатора ТДТН40000/110.
ППР в разделе 12. Особые указания предусматривают необходимость информирования Заказчика Подрядчиком о возможных неблагоприятных последствиях при выполнении работ и иных обстоятельствах, угрожающих годности и прочности результатов работ. Из материалов дела следует, что указанных оповещений Заказчика или руководства Подрядчика не проводилось.
Работы по комплексному опробованию проводились Заказчиком и выполнены в соответствии с Программой для бланка переключений по вводу в работу трансформатора 40 000 кВ·А №1 ГПП-1. По указанной программе предусмотрен порядок выполнения оперативных действий по постановке силового трансформатора Т-1 под рабочее напряжение путем включения высоковольтного элегазового выключателя ЭГВ-110 и переключение положения РПН трансформатора Т-1 для приведения его в соответствие с положением РПН силового трансформатора Т-2.
Инструкция содержит мероприятия, выполняемые перед пуском силового трансформатора:
1) перед включением трансформатора необходимо:
– убедиться в полном погружении устройства РПН в трансформаторное масло;
– проверить полное заполнение масляного бака устройства РПН трансформаторным маслом.
– контролировать параметры масла по минимально допустимым значениям (Таблица 6 Инструкции)
2) выполнить удаление воздуха:
– выполнить деаэрацию головки устройства РПН в соответствии с разделом 10.1.1 Инструкции;
3) проверить работу привода:
– протестировать моторный привод согласно разделу 10.2.1 Инструкции;
4) выполнить проверку сигнализации:
– проверить подключение контакта сигнала минимального уровня масла к цепи отключения силового выключателя трансформатора;
5) выполнить проверку защит:
– протестировать работу защитного реле по инструкции производителя;
– убедиться в подключении отключающего контакта реле к цепи отключения силового выключателя трансформатора.
6) перед пуском:
– демонтировать защитную пластину с предохранительного клапана;
– соблюдать требования безопасности.
Проведение указанных в Инструкции работ выполняется в рамках работ по капитальному ремонту трансформатора Подрядчиком перед пуском и предшествует комплексному опробованию.
Порядок опробования устройства РПН перед вводом в эксплуатацию в Инструкции установлен следующий:
1) выполнить 10 полных циклов переключений устройства РПН для проверки механической исправности;
2) сверить показания указателей положения на крышке устройства РПН и моторном приводе во всем диапазоне переключений;
3) проверить блокировки конечных положений – исправность электрических и механических блокировок;
4) проверить защитное реле – убедиться, что контакты реле подключены в цепь отключения силового выключателя, проверить факт отключения выключателя при срабатывании реле;
5) выполнить испытания под нагрузкой – подать напряжение на трансформатор. Проверить возможную незначительную утечку масла из-за скопления газа под крышкой устройства.
Контроль полноты и правильности всех работ по монтажу, приемо-сдаточных испытаний и пуско-наладочных испытаний выполняется в процессе шеф-монтажных работ. Указанные работы по договору подряда были поручены Подрядчику, который был исполнителем работ, перечень и порядок которых конкретизирован в ППР и Инструкции. В ППР на производство работ содержится порядок работ по заливке трансформатора маслом. Указанный порядок проведения работ является общим и конкретизируется в Инструкции по эксплуатации (раздел 8).
В результатах заключения специалиста (№ 389/23 от «15» мая 2023 г. – имеется в материалах дела) отмечается, что контроль уровня масла сотрудниками Заказчика контролировался по его уровню в расширительном баке трансформатора и расширительном баке РПН, а также по отсутствию воздуха в газовом и струйном реле (Иллюстрация 12 в Заключении специалиста № 389/23 от «15» мая 2023 г.) (рис. 40).
Рисунок 40 – Иллюстрация 12 Заключения
Выполнение приемо-сдаточных испытаний оформлено Исполнителем протоколом испытания силового трансформатора. В протоколе №12/23 от 15.02.2023 (испытания проведены 13.02.2023) отмечается, что трансформатор не соответствует НТД по изоляции обмоток (СТО 34.01-23.1-001-2017). Раздел протокола с указанием результатов измерения сопротивления изоляции приведен на рис. 41. В протоколе очного совещания Заказчика от 15.03.2023 (б/н) (имеется в материалах дела) отмечается, что электротехническая лаборатория не имеет свидетельства регистрации и права проведения испытаний, что означает возможность использования результатов испытаний в виде технической информации, недостаточной для проведения работ по пуску трансформатора.
Рисунок 41 – Раздел 1 Протокола испытаний трансформатора
14.02.2023 проводятся испытания электротехнической лабораторией ***, имеющей свидетельство о регистрации Ростехнадзора. По результатам испытаний трансформатор параметры трансформатора признаны соответствующими НТД. Результаты измерений изоляции обмоток (рис.42) отличаются от ранее измеренных (13.02.2023) Исполнителем.
Рисунок 42 – Результаты испытания изоляции обмоток электротехнической лабораторией ***
При проведении комплексного опробования (ввода в эксплуатацию силового трансформатора Т-1 не произошло по причине отказа трансформатора) Заказчиком были соблюдены требования ПТЭЭП, касающиеся порядка ввода в работу оборудования подстанций.
Таким образом, при опробовании и вводе в эксплуатацию трансформатора ТДТН40000/110 с заводским номером **** Заказчиком были соблюдены требования ПТЭЭП (НТЭЭП). В отношении выполнения требований инструкции ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/202 1 RU Заказчиком ненадлежащим образом осуществлялся контроль за соблюдением требований пп. 8.2 и 11.4 при проведении работ по замене устройства РПН организацией Исполнителем.
Несмотря на требования Инструкции Подрядчик ненадлежащим образом осуществил заполнение трансформатора маслом устройства. При осмотре уровня масла в расширительных баках трансформатора и устройства РПН, а также в газовом и струйном реле трансформатора Заказчик не выявил отступлений, хотя на данный момент в баке РПН был недостаточный уровень масла.
На основании осмотра трансформатора, результатов его испытаний, а также уровня масла в расширителях трансформатора и РПН, отсутствия воздуха в газовом и струйном реле Заказчик перешел к комплексному опробованию силового трансформатора в соответствии с требованиями ПТЭЭП по Программе для бланка переключений.
Таким образом, выход из строя трансформатора ТДТН4000/110 заводской номер ****, а также РПН является следствием недостатков при выполнении ремонтных работ, связанных с нарушением технологии заливки масла в бак РПН и последующего контроля его уровня.
ОТВЕТЫ НА ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ
- Вопрос №1Каковы причины выхода из строя устройства РПН типа CVIII-350Y/72,5-1019G, серийный номер *-******* (пр-ва HUAMING, КНР), предназначенного для регулирования напряжения под нагрузкой в составе силовых и промышленных трансформаторов с номинальным напряжением до ПО кВ, частотой 50 или 60 Гц, максимальным номинальным током 500 А для трехфазного исполнения и 700 А для однофазного исполнения?ОтветПричиной выхода из строя устройства РПН типа CVIII-350Y/72,5-1019G, серийный номер *-******* (пр-ва HUAMING, КНР), предназначенного для регулирования напряжения под нагрузкой в составе силовых и промышленных трансформаторов с номинальным напряжением до 110 кВ, частотой 50 или 60 Гц, максимальным номинальным током 500 А для трехфазного исполнения и 700 А для однофазного исполнения на силовом трансформаторе явился недостаточный уровень трансформаторного масла в баке РПН.
- Вопрос №2Каков механизм возникновения и развития аварийного режима трансформатора ТДТН-40000/110-67 № ****, находящегося на объекте ГПП-1, произошедшего 14 февраля 2023 года?ОтветМеханизм возникновения и развития аварийного режима трансформатора ТДТН-40000/110-67 № ****, находящегося на объекте ГПП-1, произошедшего 14 февраля 2023 года, связан с переключением РПН из 9-го в 10-е положение, сопровождавшегося переключением контактов переключателей нагрузки и предызбирателя. При переключении контактов предызбирателя, вследствие недостаточного уровня масла, возникла электрическая дуга, которая была перенесена на токоведущие части РПН, находящиеся под потенциалом смежных фаз. Вследствие появления межфазного короткого замыкания произошло срабатывание дифференциальной токовой отсечки трансформатора с последующим отключением элегазовым выключателем ВГТ-110.
- Вопрос №3Соответствует ли объем выполненных Исполнителем в рамках договора подряда от 30.01.2023 актам формы КС-2 и справкам формы КС-3? Если не соответствуют, то какие виды работ не были выполнены?ОтветОбъем выполненных Исполнителем в рамках договора подряда от 30.01.2023 работ соответствует актам формы КС-2 и справкам формы КС-3 за исключением некачественно выполненных работ по заполнению устройства РПН трансформаторным маслом, выделить которые из указанных акта и справки не представляется возможным.
- Вопрос №4Были ли соблюдены заказчиком при опробовании и вводе в эксплуатацию трансформатора ТДТН40000/110 с заводским номером **** требования Правил технической эксплуатации оборудования (НТЭЭП), а также инструкции по эксплуатации ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/202 1 RU, если не были соблюдены, то какие пункты Правил технической эксплуатации и инструкции?ОтветПри опробовании и вводе в эксплуатацию трансформатора ТДТН40000/110 с заводским номером **** Заказчиком были соблюдены требования ПТЭЭП (НТЭЭП). В отношении выполнения требований инструкции ИЭ НМ 0.460.00 1 - 02.05/202 1 RU Заказчиком ненадлежащим образом осуществлялся контроль за соблюдением требований пп. 8.2 и 11.4 при проведении работ по замене устройства РПН Исполнителем.
- Вопрос №5Является ли выход из строя трансформатора ТДТН4000/110 заводской номер ****, а также РПН следствием нарушения правил ввода в эксплуатацию, либо следствием проведения ремонтных работ с недостатками?ОтветВыход из строя трансформатора ТДТН4000/110 заводской номер ****, а также РПН является следствием недостатков при выполнении ремонтных работ, связанных с нарушением технологии заливки масла в бак РПН и последующего контроля его уровня.
БОЛЬШЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ ЭКСПЕРТИЗ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ДРУГИЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ
Остались вопросы?
Получите бесплатную консультацию у профессионалов в области электротехники и теплотехники
уже сталкивались с Вашей проблемой. Мы уверены, что сможем Вам помочь в оказании квалифицированной экспертной помощи
