Судебная электротехническая экспертиза качества ремонта трансформатора
ТРДН-40500/110/6

Ремонт трансформатора марки ТРДН-40500 110/6/6 (полное наименование – ТРДНГУ-40500 110/6/6, в дальнейшем – трансформатор) выполнялся на подстанции (в дальнейшем – ПС) «Химволокно», находящейся в г. Красноярск Красноярского края.

В соответствии с паспортными данными [8] трансформатор имеет номинальную мощность обмотки высшего напряжения (ВН) 40,5 МВ·А, мощность обмоток низшего напряжения (НН) равна по 20,25 МВ·А. Трансформатор имеет заводской номер № 887774.

В соответствии с технической документацией на трансформатор [9] трансформатор изготовлен в 1966 г.

Эксплуатирующей организацией является ООО «Региональная сетевая компания» (далее – ООО «РСК»). Подрядной организацией, выполнившей работы по ремонту трансформатора является ООО «МСК «Энергия».

Между указанными организациями был заключен договор № 59/07-2020 [10] на выполнение работ по ремонту двух трансформаторов ТРДН-40500/110/6, расположенных по адресу: Красноярский край, г. Красноярск, ПС 110/6 кВ «Химволокно».

В соответствии с основными данными и требованиями к выполнению работ (техническое задание к договору [10]) в ходе ремонта трансформатора необходимо выполнить:

– слив трансформаторного масла;

– замену уплотнительных прокладок;

– замену газовых реле и термометров с капилляром;

– замену и ремонт вводов, предохранительных клапанов;

– ремонт расширителей, РПН, бака трансформатора;

– подсушку изоляции трансформаторов;

– сушку трансформаторного масла;

– лабораторное испытание трансформаторного масла;

– ревизию и ремонт обмоток трансформаторов;

– ремонт или замена маслоуказателей;

– замену силикагеля в термосифонном фильтре;

– очистку поверхности баков трансформаторов;

– окраску трансформаторов;

– пуско-наладочные работы.

Указанные работы детализированы в дефектной ведомости (техническое задание к договору [10]). Дефектная ведомость содержит наименования работ, их объем и обоснование, содержащее ссылку на:

– ВУЕР ТР-2000 Ведомственные укрупненные единичные расценки (ВУЕР) на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей энергообъединений. Выпуск 10. Силовые трансформаторы и реакторы;

– базовые цены (БЦ) на работы по ремонту энергетического оборудования, адекватные условиям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту и техперевооружению;

– территориальные единичные расценки на монтаж оборудования, электротехнические установки (ТЕРм08).

Стоимость работ по ремонту трансформатора 1Т под договору [10] составляет 1 471,617 тыс. р. Расшифровка объема работ и их стоимости содержится в локальном сметном расчете № 02-01-02 [11].

По окончании работ по ремонту трансформатора 30.07.2020 подготовлен акт выполненных работ КС-2 [12] и соответствующая справка КС-3 [13], сумма работ по которому составляет 1 471,617 тыс. р. и соответствует сумме договора, локальному сметному расчету и соответствует полному объему выполненных работ. Сравнение акта выполненных работ и локального сметного расчета показывает, что количество, виды и стоимость работ в документах идентичны.

В подтверждение выполненных работ представлены:

1) протокол № 20-134 от 12.08.2020 сокращенного физико-химического анализа масла трансформатора 1Т [14]. В протоколе указано, что масло отбиралось перед ремонтом, дата отбора масла 11.08.2020. По результатам испытаний масло не соответствует требованиям нормативно-технической документации (НТД) по следующим показателям:

– пробивное напряжение (ГОСТ 6581-75);

– кислотное число (ГОСТ 5985-79);

– влагосодержание (ГОСТ 7822-75).

2) протокол № 204-20 испытания силовых трансформаторов 1Т от 03.10.2020 [15]. Испытания выполнены по окончании ремонта. По результатам испытаний вынесено заключение о годности трансформатора к эксплуатации. Протокол, подготовленный на 3-х страницах (как указано в шапке), представлен только на 2-х страницах, т.е. имеются небрежности электротехнической лаборатории ООО «ЭКС Вектор» при подготовке протокола испытаний. Необходимо отметить достаточно низкий коэффициент абсорбции (ниже 1,3) для схемы измерений «НН1 – ВН+НН2+бак»;

3) протокол № 205-20 испытания вводов трансформатора 1Т от 03.10.2020 [16]. По результатам испытаний вводы пригодны к эксплуатации. Необходимо отметить, что один ввод был введен в эксплуатацию (замена на новый), два других были подвержены периодическим испытаниям;

4) протокол № 206-20 хроматографический анализ растворенных в масле газов 1Т от 05.10.2020 [17]. По результатам анализа трансформаторное масло признано пригодным к эксплуатации;

5) протокол № 207-20 сокращенного физико-химического анализа трансформаторного масла 1Т от 05.10.2020 [18]. По результатам анализа масло признано соответствующим НТД.

Сравнение результатов физико-химического анализа трансформаторного масла 1Т до и после ремонта свидетельствует об улучшении показателей масла: пробивное напряжение (ГОСТ 6581-75); кислотное число (ГОСТ 5985-79); влагосодержание (ГОСТ 7822-75). Изменение отмеченных показателей свидетельствует об эффективности работ по регенерации трансформаторного масла 1Т.

При ремонте трансформатора 1Т использованы материалы, на которые имеются паспорта, сертификаты соответствия и декларации о соответствии [19]:

1) техническая пластина трансформаторная;

2) силикагель технический;

3) сода кальцинированная техническая;

4) затворы поворотные дисковые ЗПД;

5) термометры;

6) растворитель для лакокрасочных материалов;

7) ацетон технический;

8) газовые и струйные реле защиты трансформатора.

На ряд материалов, использованных при ремонте в соответствии с локальным сметным расчетом (пп. 36 – 72), сертификаты, декларации или паспорта не предоставлены, например:

1) проволока стальная сварочная;

2) электрокартон;

3) бумага кабельная;

4) бумага электроизоляционная крепированная;

5) лакоткань электроизоляционная;

6) лак бакелитовый;

7) клей резиновый;

8) шнур асбестовый и др.

После окончания ремонта трансформатора 1Т ТРДН-40500/110/6 составлен акт приемки выполненных работ от 23.01.2021 [20], в котором зафиксированы замечания к техническому состоянию трансформатора:

– состояние бака и уплотнений: наличие течи из-под технологических заглушек в верхней части бака;

– состояние расширителя: наличие течи из-под масломерного указателя;

– состояние термосифонного фильтра: присутствует течь масла;

– состояние РПН: капли масла из-под сливного вентиля, замена вентиля не выполнена;

– состояние высоковольтных вводов 110 кВ: присутствуют течь масла на вводах и из-под установочных крышек;

– состояние высоковольтных вводов 6 кВ: присутствуют подтеки масла.

Характер недостатков, выявленных после ремонта трансформатора, связанный с течью масла в местах технологических соединений, указывает на некачественно выполненные работы по герметизации соединений.

В локальном сметном расчете [11] работы, связанные с герметизацией соединений, выполняются на каждом этапе выполнения работ по ремонту элементов трансформатора, поскольку связаны с их технологическим разъединением и соединением (разборка и сборка) между собой или баком трансформатора, кроме того, в сметном расчете присутствуют работы по изготовлению подкладных колец диаметром от 219 до 630 мм.

Количество и стоимость работ по изготовлению подкладных колец составляют соответственно:

– 630 мм – 3 шт., 484,5 р.;

– 530 мм – 2 шт., 291,02 р.;

– 426 мм – 6 шт., 731,52 р.;

– 219 мм – 19 шт., 1230,44 р.

Суммарная стоимость выполненных работ по изготовлению подкладных колец для трансформатора – 2 737,48 р.

Течь, подтеки и капли трансформаторного масла были обнаружены на следующих элементах трансформатора:

1) заглушках верхней части бака;

2) масломерном указателе расширителя;

3) термосифонном фильтре;

4) сливном вентиле бака РПН (замена вентиля не выполнена);

5) высоковольтных вводах 110 кВ;

6) высоковольтных вводах 6 кВ.

Указанные элементы трансформатора включены в план ремонта и содержатся в локальном расчете под следующими пунктами (см. табл. 2).

Наличие течи, подтеков и капель на элементах трансформатора во многих местах свидетельствует о нарушении технологии изготовления и монтажа уплотнительных колец. Наличие множественности нарушений герметизации говорит о системном характере работ ненадлежащего качества и позволяет оценить их объем и стоимость.

Оценивая стоимость работ и материалов, задействованных при выполнении работ по ремонту трансформатора на основе позиций локального сметного расчета, можно получить итоговую стоимость работ, выполненных с ненадлежащим качеством, – 216 746,4 р

Исходя из оценки некачественно выполненных работ и использованных материалов 216 746,4 р., стоимость качественно выполненных работ составит 1254870,6 р. или 85,3 % от итоговой стоимости работ по ремонту одного трансформатора.

Объем работ, выполненный качественно, определяется путем исключения из позиций локального сметного расчета позиций, указанных в табл. 2, и содержит следующие позиции:

пп. 1, 3, 5 – 7, 12, 14, 15, 20 – 47, 51 – 67.

Некачественно выполненные работы по герметизации явились причиной попадания масла на лакокрасочное покрытие бака и ухудшения качества работ, связанных ремонтом лакокрасочного покрытия. Ремонт лакокрасочного покрытия содержится в локальном сметном расчете [11] (табл. 3).

Устранение масла и подтеков от растекания масла по баку трансформатора потребует выполнения работ по восстановлению лакокрасочного покрытия и с учетом подготовке к повторной окраске полный цикл работ в сметном расчете оценивается в сумму 60604,04 р.

Объем восстановления лакокрасочного покрытия трансформатора требует оценки на момент завершения работ по устранению недостатков по герметизации. С учетом проведения полного цикла работ по восстановлению лакокрасочного покрытия стоимость качественно выполненных работ уменьшается на соответствующую сумму и составит 1194266,56 р. или 81,2 %.

Выполнение работ с учетом необходимости повторного восстановления лакокрасочного покрытия трансформатора описывается следующими позициями по смете:

пп. 1, 3, 5 – 7, 12, 14, 15, 20 – 25, 28 – 43, 46, 47, 51, 52, 55 – 67.

При оценке соответствия работ условиям договора, требованиям технических регламентов, СНиП и ГОСТам, действовавшим в период выполнения работ, выполняется сравнение полученных результатов и требований технического задания договора и НТД.

В соответствии с техническим заданием к договору [10] работы по ремонту трансформатора должны быть выполнены в соответствии с дефектной ведомостью, локальным сметным расчетом и расчетом потребности в материалах.

При сравнении дефектной ведомости и локального сметного расчета, а также предоставленного акта выполненных работ по ремонту трансформатора 1Т можно констатировать тождественный объем работ в указанных документах.

В техническом задании результат работ должен соответствовать:

1) цели работ, которой является «Ремонт 2-х трансформаторов ТРДН-40500/110/6»;

2) требованиям, предъявляемым к такому виду работ действующей нормативно-технической документацией, законодательством РФ и подзаконными актами;

3) сметной документации.

При выполнении работ Подрядчик должен предоставить Заказчику акты на скрытые работы и сертификаты соответствия качества (паспорта качества), сертификаты пожарной безопасности на используемые материалы.

В материалах дела отсутствуют акты на скрытые работы. Установить их выполнение и качество не представляется возможным.

В соответствии с п. 4.1 договора [10] подрядчик обязан:

обеспечить надлежащее качество используемых в производстве Работ спецтехники, материалов, конструкций, изделий, оборудования, комплектующих и инструментов, а также выполнение Работ в соответствии с действующими на территории РФ и соответствующего субъекта РФ требованиями, в т.ч. требованиями нормативных актов, нормативных правовых актов по охране окружающей среды, технических регламентов, строительных норм и правил (СНиП), санитарно-эпидемиологическим правилам и нормативам (СанПиН), Рабочей документации и условиям Договора. Качество выполненных Работ должно соответствовать ПУЭ, ПТЭ, ПТЭЭП и иным требованиям, установленным нормативными документами для качества работ соответствующего вида.

Исходя из условия договора работы должны быть выполнены с надлежащим качеством.

Качество работ должно соответствовать ПУЭ, ПТЭ, ПТЭЭП и иным требованиям.

В соответствии с требованиями ПТЭЭП понижение уровня масла ниже масломерного стекла является основанием для аварийного вывода в ремонт трансформатора (п. 2.1.41 [5]). В данном случае по окончании ремонта отсутствии течи масла является одним из показателей качества выполненных работ.

Необходимо отметить, что проведение испытаний трансформатора выполнено без учета требований ПТЭЭП, которые указаны в договоре в качестве одного из НТД, требования которых должны соблюдаться при выполнении работ.

Выше отмечено, что в протоколе испытаний № 204-20 испытания силовых трансформаторов 1Т от 03.10.2020 [15] коэффициент абсорбции ниже 1,3 для схемы измерений «НН1 – ВН+НН2+бак». В соответствии с требованиями ПТЭЭП (п. 2 табл. 1 Прил. 3.1) коэффициент абсорбции для трансформаторов 110 кВ и выше всех мощностей после капитального ремонта и заливки маслом должен быть не менее 1,3. В данном случае имеет место несоблюдение требований ПТЭЭП.

По результатам осмотра трансформатора установлены подтеки, скопления и капли масла на элементах трансформатора. Ниже приведены результаты осмотра бака в месте расположения термосигнализатора и маслоотборника (рис. 2) с видимыми подтеками масла по баку трансформатора.

Результаты ремонта привода РПН и воздухоосушителя приведены на рис. 3, где видно, что шкаф привода РПН не очищен от грязи, не обновлено лакокрасочное покрытие, следы ремонта отсутствуют. На исследование не представлены документы о результатах проверки переключающего устройства РПН, снятия круговой диаграммы, выполняемой при ремонте. Указанные обстоятельства свидетельствуют о не проведении ремонта привода РПН.

При смене контрольного силикагеля он имеет светло-голубой цвет и изменяет его на розовый при увлажнении. На рис. 3 контрольный силикагель в смотровом окошке воздухоосушителя имеет розовый цвет, что свидетельствует о его увлажнении сразу по завершении работ по ремонту трансформатора.