Выход из строя трансформатора силового ТРДН-25000/110

Состояние трансформаторного масла после заводских приемосдаточных испытаний соответствует требованиям СТО 34.01-23.1-2017 (табл. 31.2) и ДР 153-34.0-46.302-00 (табл. 2).
В частности, в соответствии с протоколом испытаний №457/21 пробивное напряжение составило 80,0 кВ, а влагосодержание 8 г/т.
Концентрация растворенных в масле газов в соответствии с протоколом № 323/21, также соответствует требованиям НТД.

Состояние масла, определенное после приемо-сдаточных испытаний в заводских условиях, соответствует требованиям НТД, пробивное напряжение составило 80,0 кВ, а влагосодержание 8 г/т.
После аварийного отключения силовой трансформатор был транспортирован на завод-изготовитель для комиссионного осмотра.
В соответствии с актом комиссионного осмотра от <...> г. в г. <...> установлено следующее.
1. Трансформатор до момента разбора находился в состоянии, аналогичном отправленному с объекта ПС 110 кВ <...>, согласно акта приема передачи от <...> г. Все пломбы в целом состоянии, вскрытию без клиента не подлежали. Датчики удара не имеют срабатывания.
2. До момента разбора трансформатора взят анализ проб масла на хроматографический анализ (ХАРГ) и физико-химический анализ (ФХА).
3. Осуществлен слив масла и поднятие колокола трансформатора.
4. При снятии колокола обнаружено:
- отгорел отвод фазы А в районе верхней планки схемодержателя;
- следы электрического пробоя на обмотке фазы А;
- разрушение верхней планки схемодержателя фазы А, элементы которых в последствии обнаружены и подняты из оставшегося масла в баке;
- затемнение и утолщение по ширине (5 мм) всех планок схемодержателя фазы А;
- затемнение внутренней поверхности бака трансформатора в районе отвода обмотки фазы А.
5. Взяты и переданы на анализ влагосодержания образцы твердой изоляции с отвода фазы А, планки 1-ого и 3-ого яруса фазы А, планки 1-ого яруса фазы С. Уровень влагосодержания указанных материалов не нормируется, но позволяет оценить увлажненность различных элементов.
6. Придонное масло с содержанием сажи.
7. При сливе придонного масла и более детального осмотра обнаружены участки с нерастворенной водой с элементами сажи.
8. Расстояние между отводом косы в месте повреждения до места повреждения обмотки составляет 17-18 см.
По результатам анализа трансформаторного масла (ХАРГ и ФХА) установлено следующее.
Влагосодержание увеличено до 15 г/т от заводских значений 8 г/т. При этом значение пробивного напряжения составило 74,1 кВ от заводских значений 80,0 кВ.
Анализ образцов твердой изоляции с отвода фазы А, планки 1-ого и 3-ого яруса фазы А, планки 1-ого яруса фазы С показал следующее (рисунки 7 – 10). Влагосодержание образцов по массе составило от 1,42 до 6,05 % (РД 34.45-51.300-97). Повышенные уровни влагосодержания по массе в двух образцах превышают допустимые уровни для трансформатора, находящегося в эксплуатации. В соответствии с Руководством по эксплуатации трансформатора и с п. 6.3 РД 34.45-51.300-97 влагосодержание твердой изоляции трансформаторов напряжением 110 кВ и выше для целлюлозной (твердой) изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, не должно превышать 1%, а эксплуатируемых трансформаторов - 2% по массе.

По результатам анализа трансформаторного масла и образцов твердой изоляции после повреждения трансформатора установлено, что уровень влагосодержания трансформаторного масла увеличен до 15 г/т от заводских значений 8 г/т, а значение пробивного напряжения понижено до уровня 74,1 кВ от заводских значений 80,0 кВ. Влагосодержание твердой изоляции увеличено и для отдельных образцов превышает 2 %, что выше нормируемых НТД значений.
Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ), и физико-химический анализ (ФХА) показал следующие результаты.
Влагосодержание 15 г/т от 8 г/т при приемо-сдаточных заводских испытаниях, напряжение пробоя 74,1 кВ от 80 кВ при заводских испытаниях. При ХАРГ сделано заключение: для пробы от 13.07.2023 – концентрации газов СО - оксид углерода, CH4 - метан, C2H4 - этилен, C2H6 - этан, C2H2 - ацетилен, Н2 - водород превышают граничные (табл.2 РД 153-34.0-46.302-00). Прогнозируется пробой; для пробы от <...> – концентрации газов СО - оксид углерода, CH4 - метан, C2H4 - этилен, C2H6 - этан, C2H2 - ацетилен, Н2 - водород превышают граничные (табл.2 РД 153-34.0-46.302-00).

Результаты анализа свидетельствуют об увлажнении жидкой и твердой изоляции трансформатора. Результаты анализа газов подтверждают возникновение электрической дуги при пробое изоляции внутри бака трансформатора.
По результатам осмотра силового трансформатора можно сделать следующие выводы. Пробой изоляции произошел между отводом косы фазы «А» высшего напряжения и соответствующей обмотки трансформатора. Электрической пробой, сопровождавшийся электрической дугой, привел к отгоранию косы. Расстояние между отводом косы до места повреждения обмотки (17-18 см) соответствует нормативным, а произошедший пробой свидетельствует об уменьшении электрической прочности трансформаторного масла в данном месте. Снижение электрической прочности трансформаторного масла подтверждается снижением пробивного напряжения и повышением влагосодержания по результатам анализа масла, а также наличием в придонном масле воды со следами сажи. Рост уровня влагосодержания подтверждается анализом проб деревянных конструкций схемодержателя и крепированной бумаги, где зафиксировано превышение допустимого уровня влагосодержания по массе. Произошедший пробой подтверждают результаты хроматографического анализа растворенных газов, где зафиксировано превышение относительно нормируемых НТД уровней.

Общие параметры высоковольтного ввода 110 кВ приведены на рисунке 4.

В соответствии с п. 7.3 руководства по эксплуатации установка ввода на трансформатор должна проводиться в определенной последовательности.
В конструкции ввода присутствует заглушка деаэрационного отверстия (поз. 1 на рисунке 5), предотвращающая попадание воды в бак трансформатора.
В руководстве по эксплуатации особо отмечается, что в случае неправильной установки заглушки в деаэрационное отверстие вода может попасть в трансформатор.

В соответствии с п. 7.6 руководства по эксплуатации – если трансформатор не вакуумируется вместе с вводами (поставка в транспортном положении без смонтированных вводов), центральная труба вводов должна быть деаэрирована при помощи заглушек, вкрученной в верхнюю часть контактной шпильки.

После деаэрации центральной трубы ввода необходимо проконтролировать плотно ли закручена заглушка в деаэрационное отверстие.
В руководстве по эксплуатации содержится подробное описание технологии монтажа ввода, включающее в себя действия по деаэрации с использованием специальной заглушки деаэрационного отверстия.
Фотография высоковольтного ввода, на котором отсутствует заглушка деаэрационного отверстия, приведена на рис. 6.
В соответствии с РЭ трансформатора (п. 2.3.4.3) в процессе установки вводов необходимо контролировать изоляционные расстояния, при этом расстояние между «цилиндром ввода – обмотка, изоляционная перегородка» должно быть не менее 20 мм для вводов 110 кВ.
В акте комиссионного осмотра в г. Екатеринбург указывается, что Расстояние между отводом косы в месте повреждения до места повреждения обмотки составляет 17-18 см, что соответствует требованиям руководства по эксплуатации.
В соответствии с требованиями п. 2.4.1.3 руководства по эксплуатации в присутствии шеф-инженера выполняется проверка усилия затяжки всех болтов и гаек на трансформаторе. Отдельно шеф-инженером выполняется повторная пломбировка всех болтов и гаек на трансформаторе и проверка затяжки всех болтов и гаек, а также узлов вводов в обязательном порядке.
Руководство по эксплуатации содержит требования и технологию монтажа высоковольтных вводов, выполнение которых исключает нарушения, связанные с разгерметизацией трансформатора в условиях эксплуатации.
Выполнение указанных требований руководства по эксплуатации трансформатора позволяют избежать отсутствия затяжки или неполной затяжки, в том числе установки заглушек на деаэрационные отверстия высоковольтных вводов 110 кВ силового трансформатора.
Климатические условия на момент повреждения <...> г. соответствовали следующим: средняя температура день-ночь – 15-16 ^оС; дождь с грозой; скорость ветра 7-11 м/с (рис.7). Осадки, зафиксированные <...> г., превысили месячную норму и составили 106 мм при месячной норме 104 мм, т.е. за день была превышена месячная норма осадков.
Уровень осадков 106 мм, зафиксированный в день повреждения <...> г., создал неблагоприятные условия эксплуатации Трансформатора в части потенциально большого попадания влаги через открытые деаэрационные отверстия высоковольтных вводов внутрь бака.

Акт комиссионного осмотра от <...> г. в г. <...> показал следующее.
Уровень масла в расширительном баке и баке РПН в норме и соответствует температурным режимам, отсутствуют утечки масла, пломбы и запорная аппаратура исправны. Изоляция вводов по результатам испытаний от <...> г. соответствует НТД. При проведении испытаний обмоток установлено, что отсутствует гальваническая связь ввода обмотки фазы «А» с обмотками фаз «В» и «С» и нейтралью трансформатора. Внешние повреждения трансформатора отсутствуют.
Осмотр трансформатора после отключения от действия газовой защиты не выявил внешних повреждений и утечек масла. Установлено отсутствие гальванической связи ввода обмотки фазы «А» с другими обмотками и нейтралью трансформатора.
В письме АО <...> от <...> г. в адрес экспертной организации указывается, что отсутствуют три пробки на высоковольтных вводах 110 кВ фаз «А», «В» и «С» (см. рис. 6). Отмечается, что вода из окружающей среды попала преимущественно по вводу 110 кВ фазы «А», что подтверждается лабораторными исследованиями влагосодержания. Указанный уровень планки схемодержателя фазы «С» ниже, чем для уровня фазы «А», уровень влагосодержания для фазы «С» ниже предельно допустимого – 1,42 против 2% в соответствии с НТД.
Эксплуатирующая организация АО <...> подтверждает отсутствие заглушек на деаэрационных отверстиях, однако, указанный факт не позволяет установить момент демонтажа заглушек и определить момент выполнения работ, когда это было обнаружено и явилось ли это следствием работы ненадлежащего качества шеф-инженера, монтажной или эксплуатирующей организации.
Осмотр силового трансформатора выполнен на заводе-изготовителе, результаты которого приведены на рисунках 8 – 14.
На рисунке 8 приведены фотографии таблицы с основными параметрами трансформатора и мест установки пломб, целостность которых позволяет утверждать об отсутствии фактов разгерметизации бака трансформатора в ходе его доставки с подстанции АО <...> на завод-изготовитель.

Воздействие электрической дуги при пробое изоляции между отводом и обмоткой зафиксировано на фотографиях со следами разрушения изоляции витков обмотки фазы «А» (рисунок 9).

Воздействие электрической дуги при пробое изоляции подействовало на конструкцию схемодержателя и привело к его частичному разрушению. Элементы конструкции схемодержателя трансформатора приведены на рисунке 10.

Следы воздействия электрической дуги зафиксированы на элементах конструкции схемодержателя рядом с прохождением отвода, при измерениях выявлено незначительное расширение планки схемодержателя (рисунок 11).

При осмотре внутренней верхней части бака трансформатора колокольного типа отмечено потемнение бака без следов оплавления металла бака при пробое изоляции, что связано с термическим воздействием трансформаторного масла в месте повреждения (рисунок 12). Разложение трансформаторного масла при воздействии электрической дуги происходит в диапазоне 350-450 ^оС, в процессе которого трансформаторное масло разлагается на легкие углеводороды и водород. Термическое воздействие со стороны масла и продуктов разложения приведит к потемнению лакокрасочного покрытия, в данном случае нанесенного внутри бака трансформатора (рисунок 12).
При сливе трансформаторного масла в придонных остатках различимы фракции воды, содержащей сажу. Инструментально объем придонной воды не оценивался, визуально остатки нерастворенной в масле воды оцениваются примерно на уровне около литра (рисунок 13).
При измерении расстояния между отводом косы фазы «А» и одноименной обмоткой расстояние составило 17-18 см (в паспорте указано минимальное расстояние 20 мм или 2 см).

В акте рабочей комиссии от <...> г. осмотра силового трансформатора на ПС <..> установлено несоответствие – отсутствие воздухоспускных пробок, расположенных в верхней части вводов 110 кВ. В акте зафиксировано, что на момент проверки трансформатор находился в разгерметизированном состоянии, что не соответствует требованиям п. 17 раздела 2.1 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей электрической энергии ПТЭ ЭП и руководству по эксплуатации вводов 110 кВ.

Факт снятых заглушек с деаэрационных отверстий высоковольтных вводов установлен комиссионно, однако, не позволяет определить момент демонтажа заглушек и оценить продолжительность эксплуатации трансформатора в разгерметизированном состоянии.

В соответствии с регламентом монтажных работ масляного трансформатора напряжением 110 кВ, подписанным ответственными лицами АО <...> и завода-изготовителя следует следующее:

1. Влагосодержание и пробивное напряжение масла из бака трансформатора составили 4,4 г/т и 66,6 кВ соответственно (п. 1.4, 26.05.2022).
2. Испытаны высоковольтные вводы <...> г. в присутствии шеф-инженера (п. 2.6).
3. Монтаж высоковольтных вводов выполнен <...> г. (п.4.3).
4. Заполнение трансформатора маслом <...> г. (п. 4.5.2).
5. Деаэрация бака изделия и его узлов <...> г. (п.4.6)
6. Испытание изделия на герметичность избыточным давлением 10 кПа – не проводилось, нет отметок и подписей.
7. Испытаны высоковольтные вводы <...> г.
Информации о включении или комплексном опробовании отсутствует.
Отсутствие данных о проведении испытаний на маслоплотность следует трактовать таким образом, что указанные испытания при выполнении монтажных работ могли не проводиться.
В соответствии с данными о проведении шефмонтажных работ Трансформатор прошел проверку на маслоплотность (акт от <...> г.). В акте отмечается, в частности, что воздухоспускные (деаэрационные) заглушки вводов выдержали испытания избыточным давлением сухого воздуха 10 кПа, течи по указанным заглушкам не установлено.
Проведение испытаний на маслоплотность предполагает, что заглушки на деаэрационные отверстия при проведении испытаний на маслоплотность трансформатора были установлены на всех высоковольтных вводах 110 кВ.

Здесь имеется несоответствие документов – регламента монтажных работ и акта проверки трансформатора на маслоплотность.
Акт проверки трансформатора на маслоплотность, подготовленный заводом-изготовителем от <...>, содержит информацию о том, что испытания были успешно проведены. Указанный факт подтверждается представителем АО <...>, указанным в акте.
Следует отметить, что дата проведения испытаний соответствует хронологии выполнения работы, поскольку
16.06.2022 – выполнена деаэрация бака изделия;
18.06.2022 – проведены испытания на маслоплотность;
20.06.2022 – проведена проверка уровня масла.
Уровень влагосодержания не соответствует заводским данным – при измерениях отмечен уровень 4,4 г/т (регламент монтажных работ, протокол №71 от <...> г.), а при заводских испытаниях 8 г/т. Пробивное напряжение наоборот – ниже заводского уровня – 66,6 против 80 кВ. При падении уровня влагосодержания наблюдается снижение напряжения: влагосодержание упало на 45%, при этом снизилось и пробивное напряжение – на 16,8 %.
Приведенный регламент выполнения монтажных работ АО <...> не содержит информации о проведении проверки на маслоплотность избыточным давлением. В данной части регламент не содержит работ по проверке на маслоплотность и не соответствует акту проверки на маслоплотность, который подтверждает проведение указанных работ.
Установление указанного факта важно для подтверждения версии о том, что деаэрационные отверстия высоковольтных вводов были закрыты после испытаний высоковольтных вводов <...> г.
Следует отметить, что испытания высоковольтных вводов после монтажа проводились повторно <...> г. после испытаний на герметичность.

Увеличение уровня влагосодержания позволяет на основе данных об общей массе масла в трансформаторе оценить объем воды, растворенной в масле, содержащемся в баке трансформатора:

Кроме этого, повышенное влагосодержание отмечено у твердой изоляции трансформатора, а также при вскрытии трансформатора зафиксирована фракция нерастворенной воды на дне бака после слива трансформаторного масла. Объем нерастворенной воды на дне бака трансформатора, содержащей следы сажи, при вскрытии и осмотре трансформатора не исследовался, поэтому, по визуальной оценке, наблюдаемых фракций воды на дне масла он составляет около литра.
Путем попадания воды в бак трансформатора являются деаэрационные отверстия, предусмотренные в конструкции высоковольтных вводов 110 кВ рассматриваемого трансформатора.
Внутри рассматриваемых высоковольтных вводов проходит коса отвода, электрически соединяющая контактный (аппаратный) зажим, закрепленный в верхней части ввода, и обмотку ВН трансформатора. При монтаже высоковольтных вводов монтажной организацией выполняется протяжка косы через высоковольтные вводы. Различие в уровне увлажненности твердой изоляции между вводами является следствием различной траектории косы, проходящей через высоковольтный ввод, обусловившей различные площади отверстий и путей с неодинаковым сечением для попадания воды через деаэрационные отверстия, а также посадкой контактных зажимов на шпильки высоковольтных вводов.
Путь попадания воды через деаэрационное отверстие ввода приведен на рис. 30.

С целью оценки указанной версии попадания воды в бак трансформатора следует обратиться к статистике осадков, фиксируемых в г. <...>.
Рассмотрение статистики осадков показывает, что максимальное количество осадков фиксируется в летние месяцы и достигает уровня 175 мм, график изменения осадков по месяцам приведен на рисунке 16.

Оценка объема выполняется для воды, попавшей в бак трансформатора через деаэрационное отверстие.
Диаметр деаэрационного отверстия высоковольтного ввода 110 кВ составляет 12 мм.
В этом случае площадь отверстия (S = πr²) составит:

Тогда в деаэрационное отверстие диаметром 12 мм в месяц при максимальном уровне осадков может попасть объем воды на уровне:

Учитывая усредненность оценок при метеорологических наблюдениях, для которых средний за год уровень осадков фиксируется на уровне не более 1000 мм, можно оценить примерный объем воды, который мог за год эксплуатации попасть в бак трансформатора через открытые деаэрационные отверстия высоковольтных вводов.
Потенциальный объем воды, который может попасть в деаэрационное отверстие высоковольтного ввода поврежденного трансформатора составит около

Указанный объем эквивалентен 113,0 мл.
Указанная оценка основана на усредненных данных об уровне осадков, который может отличаться для различных районов г. Владивосток. Кроме этого, не учитывается направление ветра в момент дождя, который мог привести к изменению оценочных объемов.
Оценка исходит из оценки минимального объема, поскольку конструктивное исполнение деаэрационного отверстия и конструкция крепления контактного зажима обуславливают скапливание воды над отверстием, что связано со стеканием воды с высоковольтных спусков подключения вводов 110 кВ, а также конструкцией контактного зажима. Указанные особенности могут привести к увеличению объемов воды, которая могла попасть через деаэрационное отверстие в бак трансформатора.
Выполненная оценка объема воды, которая могла попасть через высоковольтный ввод трансформатора, корреспондирует с тем уровнем воды, который привел к увлажнению изоляции и остался нерастворенным на дне бака трансформатора.
При рассмотрении материалов дела версии заводского брака, некачественной электрической энергии, действия непреодолимых сил или иного не подтверждаются.
В соответствии с регламентом монтажных работ деаэрация бака трансформатора была выполнена монтажной организацией АО <...> от <...> г.
<...> г. была проведена проверка на маслоплотность, успешность которой подтверждает заглушенные деаэрационные отверстия.
Вероятно, что снятие заглушек можно связать со следующими событиями:
– после работ по деаэрации отверстия высоковольтных вводов не были закрыты, а проверка на маслоплотность (<...> г.), вероятно, была проведена фиктивно, на что указывает несоответствие регламента монтажных работ и акта проверки на маслоплотность.
После проведения деаэрации наличие/отсутствие заглушек не могло быть проверено ввиду отсутствия соответствующих документов или фото/видео материалов в материалах дела.
– после испытаний высоковольтных вводов (работы <...> г.) или присоединения контактных (аппаратных) зажимов к высоковольтным изоляторам 110 кВ.
После испытаний или присоединения факт демонтажа или оставления в открытом состоянии заглушек высоковольтных вводов мог быть связан с повторной доливкой масла с целью деаэрации перед пуском трансформатора как персоналом монтажной организацией, так и эксплуатирующей организацией, что установить достоверно не представляется возможным. Повторная деарация не регламентируется НТД в случае отсутствий манипуляций с трансформаторным маслом трансформатора.
Несмотря на возможные причины, когда мог произойти демонтаж заглушек, проверка состояния всех узлов трансформатора перед вводом в эксплуатацию является обязанностью эксплуатирующей организации. В соответствии с п. 16 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей ПТЭ ЭСС индивидуальные и функциональные испытания оборудования и технологических систем должны проводиться по проектным схемам после окончания на этом оборудовании всех монтажных и строительных работ, при этом в соответствии с п. 17 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей ПТЭ ЭСС выявленные при индивидуальных и функциональных испытаниях дефекты, допущенные в ходе строительства и монтажа, должны быть устранены владельцем объекта электроэнергетики до начала комплексного опробования оборудования и устройств. Особенности включения трансформатора в работу приведены в Руководстве по эксплуатации [п. 2.6, 12], в соответствии с п. 2.6.6 должны быть проверены подсоединения внешних токопроводов к вводам трансформатора и состояние вводов на предмет выявления дефектов. Указанные требования НТД не были выполнены надлежащим образом. Перед вводом в эксплуатацию монтажная организация должна подготовить акт приемки трансформатора после монтажа, на основании которого эксплуатирующая организация принимает и вводит трансформатор в эксплуатацию.
Требования в части контроля состояния вводов на этапе монтажа содержатся в Руководстве по эксплуатации вводов (п. 7.6), на этапе эксплуатации – в ПТЭ ЭСС [п. 484] в части контроля герметичности трансформаторов, защиты от окисления и увлажнения.
Исходя из материалов дела, результатов осмотра трансформатора, испытаний и анализа состояния изоляции трансформатора, анализа особенностей конструкции следует.
Открытые заглушки деаэрационных отверстий привели к попаданию воды из окружающей среды в бак трансформатора. Объем указанной воды примерно соответствует оценке объема осадков за год, который привел к увлажнению изоляции и наблюдался в виде нерастворенных фракций на дне бака трансформатора.
Увлажнение трансформаторного масла и твердой изоляции наиболее интенсивно происходило между косой отвода и обмоткой ВН фазы «А» трансформатора вследствие попадания воды через высоковольтные вводы.
Попадание воды при осадках через деаэрационные воды происходило неравномерно по высоковольтным вводам и наиболее интенсивно происходило по отверстию высоковольтного ввода фазы «А».
Появление воды через высоковольтный ввод фазы «А» привело к ухудшению свойств изоляции и последующему электрическому пробою, приведшему к воздействию электрической дуги на изоляцию обмотки, схемодержателя и отвода фазы «А», что послужило причиной отгорания последнего.
Причиной указанного факта явилась разгерметизация трансформатора, которая по оценкам объема попавшей воды, составила около одного года после завершения монтажных работ, когда трансформатор находился в эксплуатации.