Karta aktualizacji instrukcji

Transkrypt

1

2

3

4

5 Karta aktualizacji instrukcji Lp. Data aktualizacji Imię i nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację Podpis osoby przeprowadzającej aktualizację Zmiany w instrukcji

6 I. Część ogólna Spis treści 1. Wprowadzenie Wstęp Cel instrukcji Przedmiot instrukcji Zakres instrukcji Określenia Dokumenty związane Organizacja procesu eksploatacji sieci przesyłowej Struktura organizacyjna procesu eksploatacji Rola, zakres uprawnień i odpowiedzialności jednostki realizującej zarządzanie strategiczne Zakres działania, uprawnień i odpowiedzialności podmiotu realizującego kierowanie operacyjne procesem eksploatacji w obszarze sieci przesyłowej Wymagania i zakres odpowiedzialności podmiotów wykonujących prace eksploatacyjne Zasady wyboru wykonawców prac eksploatacyjnych Operatorstwo sieciowe Rola i cele operatorstwa sieciowego Centrum Nadzoru Organizacja Centrum Nadzoru Zadania Regionalnego Centrum Nadzoru i Zespołu Eksploatacyjnego Regionalne Centrum Nadzoru Zespoły Eksploatacyjne Systemy informatyczne wspomagające proces eksploatacji System Asset Management System zdalnego sterowania i nadzoru SSiN System informacji przestrzennej SIP ( w trakcie wdrażania) Prace diagnostyczne Oględziny stacji i linii Monitorowanie stanu technicznego elementów sieci przesyłowej Pozostałe zabiegi diagnostyczne Ocena stanu technicznego

7 I. Część ogólna 7.1. Ocena stanu technicznego stacji Ocena stanu technicznego linii Ocena stanu technicznego sieci przesyłowej Planowanie prac eksploatacyjnych Planowanie zabiegów eksploatacyjnych Planowanie prac remontowych Planowanie zadań modernizacyjnych Wykonawstwo prac planowych Organizacja prac planowych Odbiory prac planowych Organizacja i wykonawstwo prac doraźnych Prace awaryjne Rezerwa awaryjna urządzeń i materiałów Gospodarka rezerwą awaryjną Dokumentacja Ochrona techniczna stacji Ochrona przed dostępem osób postronnych Ochrona przeciwpożarowa Wycofywanie urządzeń z eksploatacji Kryteria uznawania składników majątku sieciowego za zbędne Wnioskowanie o celowości wycofywania składnika majątku z eksploatacji Podstawowe zasady bezpieczeństwa realizacji prac

8 I. Część ogólna 1. Wprowadzenie PSE-Operator S.A. jako operator elektroenergetycznego systemu przesyłowego, jest przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialnym za ruch sieciowy w systemie przesyłowym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi. PSE-Operator S.A. wykonuje swoje funkcje i zadania wymienione w ustawie Prawo Energetyczne oraz koncesji na przesył i dystrybucję energii elektrycznej udzielonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, dzierżawiąc zorganizowaną część przedsiębiorstwa sieciowego służącego do świadczenia usług przesyłowych na podstawie umowy dzierżawy z PSE S.A..- właścicielem sieci przesyłowej, planując i realizując jako Zarządzający działalność utrzymania majątku oraz definiując potrzeby w zakresie jego modernizacji i rozwoju. Podstawowymi parametrami charakteryzującymi jakość zarządzania majątkiem sieci przesyłowej są: a) produktywność majątku, b) dotrzymanie warunków umów przesyłowych, c) efektywność utrzymania majątku, d) optymalizacja czasu wyłączeń. Funkcjonowanie operatora systemu przesyłowego w warunkach rynkowych wymusza optymalizację kosztów zarządzania dla zapewnienia odpowiedniego poziomu usług przesyłowych i z tym związanej niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego. Osiąganie wszystkich wymienionych celów odbywa się na dwóch poziomach: strategicznym zarządzaniu majątkiem sieciowym na szczeblu jednostek organizacyjnych Zarządzającego oraz kierowaniu operacyjnym na poziomie podmiotów, z którymi podpisywane są umowy na kierowanie operacyjne określonymi obszarami sieci przesyłowej. Ocena jakości zarządzania strategicznego i kierowania operacyjnego w zakresie eksploatacji odbywa się w oparciu o wskaźniki efektywnościowe określane dla tych dwóch poziomów. Liczba tych wskaźników jak i ich parametry ukierunkowane są na realizację przedsięwzięć w celu osiągnięcia: a) założonej niezawodności pracy poszczególnych elementów sieci, b) wywiązania się z zobowiązań zawartych w umowach przesyłowych z poszczególnymi klientami w zakresie jakości przesyłu energii, c) efektywnego wykorzystywania środków finansowych na ukierunkowane zadania i zabiegi eksploatacyjne, d) obniżenia kosztów sumarycznych związanych z utrzymaniem i rozwojem majątku sieciowego, e) standaryzacji rozwiązań technicznych, technologicznych i organizacyjnych, f) ujednolicenia procesów eksploatacyjnych, g) zdefiniowania niezbędnych potrzeb rozbudowy i odtworzenia majątku sieciowego wynikającego z procesu eksploatacji. Osiąganie tak zdefiniowanych wskaźników jakościowych wspomagane jest poprzez funkcjonujące i nadal rozbudowywane systemy informatyczne, ułatwiające decyzje 5

9 I. Część ogólna zarządcze, rozszerzające narzędzia i metody diagnostyczne, z których najbardziej newralgiczne realizują monitoring on line, a także umożliwiające zdalny nadzór stanu technicznego i pracy sieci przesyłowej. Podstawowym systemem informatycznym dla zarządzania procesem eksploatacji sieci jest Asset Management, obejmujący cały proces eksploatacji począwszy od kompleksowej bazy danych składników majątkowych, poprzez rejestrację zdarzeń, planowanie i realizację prac, zarządzanie kontraktami i na gospodarce magazynowej skończywszy. Systemami wspomagającymi Asset Management są system informacji przestrzennej SIP, system finansowo-księgowy, budżetowania i kontrolingu my SAP.com oraz przede wszystkim system zdalnego nadzoru i sterowania SSiN dostarczający dane o pracy i stanie technicznym poszczególnych elementów sieci. Efektem wdrożenia w/w systemów jest m. innymi dostosowanie organizacji zarządzania majątkiem sieciowym na szczeblu strategicznym i operacyjnym do kompletnego, w pełni funkcjonalnego systemu zdalnego monitorowania, nadzoru i sterowania pracą systemu przesyłowego bez stałej obsługi ruchowej stacji. W procesie utrzymania w należytym stanie technicznym majątku sieciowego, pierwszoplanową rolę odgrywa optymalizacja planowania prac eksploatacyjnych, uwzględniająca minimalizację wyłączeń z pracy elementów systemu i z tym związaną technologię i koordynację tych prac, możliwości finansowania oraz zobowiązania w stosunku do klientów wynikające z zawartych umów przesyłowych. Plany eksploatacji są przygotowywane, zatwierdzane i realizowane przez podmioty realizujące kierowanie operacyjne na określonym obszarze sieci przesyłowej na podstawie wytycznych opracowywanych przez jednostki organizacyjne Zarządzającego odpowiedzialne za zarządzanie strategiczne majątkiem sieciowym. Wytyczne te są wynikiem okresowych analiz techniczno-ekonomicznych stanu technicznego i pracy sieci przesyłowej. Plany remontów opracowywane są przez jednostki realizujące zarządzanie strategiczne na podstawie zgłoszeń przez podmioty kierujące operacyjnie obszarem sieci. 2. Wstęp 2.1. Cel instrukcji Celem instrukcji jest zdefiniowanie zasad planowania i prowadzenia prac eksploatacyjnych w sieci przesyłowej uwzględniających wymogi ochrony środowiska naturalnego i bezpieczeństwo otoczenia Przedmiot instrukcji Instrukcja stanowi zbiór zasad organizacji i prowadzenia prac w procesie eksploatacji majątku sieci przesyłowej. 6

10 I. Część ogólna 2.3. Zakres instrukcji Instrukcja prezentuje strukturę organizacyjną procesu eksploatacji, określa rolę, zakres działania i odpowiedzialności uczestników tego procesu. Wymienia i definiuje procedury w poszczególnych fazach eksploatacji, określa rolę i formy współdziałania przy użytkowaniu systemów informatycznych wspierających eksploatację. Podaje zasady bezpiecznej realizacji prac w stacjach i liniach oraz podstawowe zasady gospodarki zapewniające zminimalizowane oddziaływania na środowisko naturalne. Instrukcję stosują wszyscy uczestnicy procesu eksploatacji sieci przesyłowej, a więc: a) właściciel, b) zarządzający, c) podmioty realizujące kierowanie operacyjne procesem eksploatacji, d) podmioty wykonujące usługi eksploatacyjne Określenia AM - Asset Management system wspomagający zarządzanie procesami w zakresie planowania, realizacji, rozliczania prac eksploatacyjnych i inwestycyjnych dotyczących majątku sieciowego. Diagnostyka zabieg eksploatacyjny pozwalający na podstawie badań i pomiarów określić stan techniczny urządzenia. DTR dokumentacja techniczno-ruchowa, zawierająca co najmniej instrukcję montażu i eksploatacji urządzenia oraz kontraktowe rysunki techniczne. EAZ elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, obejmuje obwody i aparaturę układów zabezpieczeń, pomiarów ruchowych, regulacji, sterowań, sygnalizacji i rejestracji (z wyłączeniem pomiarów energii elektrycznej). Eksploatacja zespół działań utrzymujących zdolność urządzenia do niezawodnej pracy. Instrukcja Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN. IRiESP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej określa szczegółowe warunki korzystania z sieci elektroenergetycznej przez użytkowników systemu i odbiorców oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci. Kierowanie operacyjne majątkiem sieciowym ogół czynności realizujących decyzje i wytyczne szczebla zarządzania strategicznego w zakresie eksploatacji i rozbudowy sieci przesyłowej. Linia napowietrzna obiekt elektroenergetyczny w rozwiązaniu napowietrznym przeznaczony do przesyłu energii elektrycznej składający się z przewodów roboczych i odgromowych, izolacji, konstrukcji wsporczych (słupów), osprzętu oraz innych elementów wynikających z jego przeznaczenia. 7

11 I. Część ogólna Monitoring system kontroli w czasie rzeczywistym wybranych parametrów urządzenia. Napięcie znamionowe zaprojektowane, typowe napięcie pracy urządzenia. Wartości napięć znamionowych są znormalizowane. Napięcie znamionowe linii napięcie międzyprzewodowe, na które linia została zbudowana. Napięcie robocze rzeczywiste napięcie pracy urządzenia w danej chwili. Na ogół różni się ono nieznacznie od napięcia znamionowego. NN - najwyższe napięcie. Napięcie zawierające się w przedziale kv. Obiekt elektroenergetyczny (obiekt) obiekt zawierający układy, urządzenia, instalacje elektroenergetyczne, przeznaczone do wytwarzania, przesyłania, przetwarzania, dystrybucji i odbioru energii elektrycznej, łącznie ze służącymi im budynkami i terenem na którym się znajdują. Obwody wtórne i pomocnicze - obwody SAS tj. układów zabezpieczeń, układów pomiarowych, regulacyjnych, sterowniczych, sygnalizacyjnych, blokad, diagnostyki i monitorowania. Oględziny zabieg eksploatacyjny polegający na wizualnej ocenie stanu technicznego urządzenia, układu, instalacji. OSP - Operator Systemu Przesyłowego; przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem, odpowiedzialne za ruch sieciowy systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi. PPN technologia wykonywania zabiegów eksploatacyjnych przy urządzeniach będących pod napięciem. Służba Dyspozytorska lub Ruchowa komórka organizacyjna przedsiębiorstwa elektroenergetycznego uprawniona do prowadzenia ruchu sieci i kierowania pracą jednostek wytwórczych. Stacja elektroenergetyczna zespół urządzeń zlokalizowanych we wspólnym pomieszczeniu lub wspólnym ogrodzeniu wraz z urządzeniami pomocniczymi i budynkami, służącymi do przetwarzania lub/i rozdzielania energii elektrycznej. Stacja dzielona stacja elektroenergetyczna posiadająca więcej niż jednego właściciela. System Automatyki Stacyjnej (SAS) aparaty i systemy, które prowadzą ruch, sterują, nadzorują, zabezpieczają, monitorują urządzenia stacji, tzn. obwody pierwotne. W tym celu wykorzystuje również w pełni cyfrową technologię i szeregowe łącza komunikacyjne. 8

12 I. Część ogólna System Sterowania i Nadzoru (SSiN) zespół środków przeznaczonych do sterowania aparaturą łączeniową i automatykami oraz służący do monitorowania i diagnostyki urządzeń i układów stacyjnych. WN - wysokie napięcie. Napięcie o wartości 110 kv Rozdzielnia wyodrębniona część stacji elektroenergetycznej, stanowiąca zespół urządzeń służących do rozdziału energii elektrycznej, przystosowanych do tego samego napięcia roboczego. Zabieg eksploatacyjny zespół planowanych i nieplanowanych czynności wykonanych na urządzeniu, układzie lub instalacji elektroenergetycznej w zakresie wynikającym ze szczegółowych instrukcji eksploatacji tego urządzenia, układu lub instalacji. Zarządzanie strategiczne majątkiem sieciowym kompleks czynności i decyzji określających warunki, standardy, regulacje i procedury związane z procesem eksploatacji i rozbudowy majątku sieciowego, ukierunkowane na jego optymalizację Dokumenty związane 1) Instrukcja Bezpieczeństwa i Higieny Pracy przy urządzeniach i instalacjach elektroenergetycznych PSE-Operator S.A r. 2) Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej r. 3) Instrukcja badania zakłóceń w sieci przesyłowej PSE S.A r. 4) Instrukcje szczegółowe eksploatacji i linii. 5) Instrukcje szczegółowe stanowiskowe na obiektach elektroenergetycznych 6) Instrukcja w sprawie dokumentowania i ewidencji środków trwałych PSE S.A r. 7) Katalog kosztów jednostkowych zabiegów utrzymania stacji i linii elektroenergetycznych. 8) Klasyfikacja środków trwałych GUS 2000 r. 9) Procedura likwidacji zakłóceń na liniach najwyższych napięć r. 10) Procedura likwidacyjna składników majątku PSE S.A r. 11) Procedura postępowania w przypadku wystąpienia zakłócenia w sieci przesyłowej. 12) Procedura sprawdzenia technicznego i odbiorów elementów infrastruktury sieciowej. 13) Procedura tworzenia i monitoringu rocznego planu finansowego PSE S.A. 14) Procedura zgłaszania szkód i dochodzenia roszczeń w postępowaniu odszkodowawczym 2004 r. 15) System kodyfikacji majątku sieciowego SKMS. 16) Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane Dz. U. nr 207 z 2003 r. poz.2016 z późniejszymi zmianami. 17) Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne Dz. U. nr 54 z 1997 r. poz. 348 z późniejszymi zmianami. 18) Wytyczne dla zasad uznawania składników majątku za zbędne, obowiązujące w Grupie Kapitałowej PSE 2004 r. 19) Wytyczne do opracowania audytu energetycznego stacji elektroenergetycznych 2004 r. 9

13 I. Część ogólna 20) Wytyczne odnośnie zasad, standardów i procedur oceny stanu technicznego urządzeń oraz ewidencji majątkowej stacji i linii elektroenergetycznych 2004 r. 21) Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci. 22) Zasady planowania inwestycji rzeczowych w PSE S.A r. 3. Organizacja procesu eksploatacji sieci przesyłowej 3.1. Struktura organizacyjna procesu eksploatacji Proces eksploatacji sieci przesyłowej powinien zapewnić wymaganą dyspozycyjność i niezawodną pracę sieci oraz jej poszczególnych elementów. Cele te realizowane są poprzez następujące działania: a) planowanie działalności eksploatacyjnej, b) wykonawstwo zabiegów eksploatacyjnych, do których zalicza się diagnostykę, bieżące i okresowe oceny stanu technicznego, przeglądy, konserwacje i remonty sieci przesyłowej, c) identyfikację i likwidację stanów zagrożenia, d) likwidację stanów awaryjnych. Proces eksploatacji realizowany jest na trzech poziomach: strategicznym, operacyjnym i wykonawczym, co prezentuje poniższy schemat: 10

14 Poziom wykonawczy Poziom operacyjny Poziom strategiczny I. Część ogólna Właściciel majątku Umowa dzierżawy Zarządzanie strategiczne Wydział Operatorstwa Sieci / Centrum Nadzoru Umowy kompleksowe Umowy o kierowanie operacyjne Kierowanie operacyjne Służba dyspozytorska / Regionalne Centrum Nadzoru Zespół eksploatacyjny Umowy o wykonawstwo Wykonawstwo własne Wykonawstwo obce Usługi specjalistyczne Schemat blokowy procesu eksploatacji 11

15 I. Część ogólna Poziom strategiczny obejmuje zarządzanie procesem eksploatacji, zarządzanie informacją o stanie sieci, doskonalenie istniejących ale również inicjowanie i wdrażanie nowych norm oraz rozwiązań technicznych, technologicznych, organizacyjnych i informatycznych w sieci przesyłowej Poziom kierowania operacyjnego realizowany jest poprzez: a) sprawowanie pieczy nad powierzonym majątkiem, b) planowanie prac eksploatacyjnych, c) organizowanie i wykonywanie zabiegów eksploatacyjnych, d) podejmowanie decyzji o kierunkach alokacji środków przyznanych na utrzymanie powierzonego majątku, e) współpracę z współwłaścicielami obiektów dzielonych, f) identyfikację stanów zagrożenia oraz ich likwidację Na poziomie wykonawczym występują podmioty/jednostki organizacyjne świadczące usługi wykonawcze w dziedzinie szeroko rozumianej eksploatacji Rola, zakres uprawnień i odpowiedzialności jednostki realizującej zarządzanie strategiczne Jednostka organizacyjna realizująca zarządzanie strategiczne w procesie eksploatacji jest organizatorem i właścicielem tego procesu, którego celem jest zapewnienie stanu technicznego sieci przesyłowej w stopniu zapewniającym bezpieczeństwo przesyłu mocy i energii elektrycznej na warunkach określonych w umowach przesyłowych i w obowiązujących regulacjach prawnych. W organizacji procesu eksploatacji, za który jest odpowiedzialna dąży do osiągnięcia celów jakimi są: a) odpowiednia produktywność majątku sieciowego, b) dotrzymanie zobowiązań zawartych w umowach przesyłowych, c) optymalizacja zabiegów utrzymaniowych, d) racjonalizacja kosztów utrzymania majątku sieciowego, e) dotrzymanie wskaźników dyspozycyjności sieci dla zapewnienia bezpieczeństwa jej pracy, f) tworzenie platformy dla minimalizacji ograniczeń w funkcjonowaniu rynku energii elektrycznej, g) odtwarzanie i rozbudowa sieci. Wsparciem do ich osiągnięcia stanowi komórka prowadząca nadzór i monitoring stanu technicznego sieci w czasie rzeczywistym oraz podmioty realizujące kierowanie operacyjne procesem eksploatacji Zakres działania, uprawnień i odpowiedzialności podmiotu realizującego kierowanie operacyjne procesem eksploatacji w obszarze sieci przesyłowej Kierowanie operacyjne procesem eksploatacji na wydzielonym obszarze sieci przesyłowej realizowane jest przez podmiot, na podstawie zawartej umowy z jednostką realizującą zarządzanie strategiczne. Umowa o świadczenie usług kierowania operacyjnego zobowiązuje podmioty jw. do planowania i realizacji zabiegów utrzymaniowych na warunkach określonych przez zarządzającego, 12

16 I. Część ogólna a miarą ich realizacji jest dotrzymanie założonych parametrów jakościowych pracy i stanu technicznego sieci przesyłowej w kierowanym obszarze Wymagania i zakres odpowiedzialności podmiotów wykonujących prace eksploatacyjne Bezpośrednie zabiegi eksploatacyjne na wybranych elementach sieci wykonują podmioty świadczące usługę kierowania operacyjnego, bądź wybrani przez niego wykonawcy. Wszyscy wykonawcy usług eksploatacyjnych muszą wykazać się praktyczną znajomością i doświadczeniem w realizacji prac w sieci przesyłowej oraz posiadać personel z uprawnieniami energetycznymi do zajmowania się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci na stanowiskach dozoru i eksploatacji. W wyborze wykonawców preferowane będą posiadane przez nich autoryzacje na określony zakres usług, specjalizacje na usługi serwisowe dla poszczególnych grup urządzeń oraz stosowane przez nich nowe techniki i technologie wykonawcze w sieci przesyłowej poprawiające jakość jej pracy. Umowy z wykonawcami będą przenosić na nich bezpośrednie ryzyka związane z pracą urządzeń objętych usługą utrzymaniową i serwisową Zasady wyboru wykonawców prac eksploatacyjnych Wybór wykonawców usług eksploatacyjnych dokonywany jest na podstawie obowiązujących u Zarządzającego zasad i regulaminów z uwzględnieniem preferencji wyszczególnionych w rozdziale 3.4. Podmioty świadczące usługę kierowania operacyjnego muszą przy wyborze wykonawców stosować się do zawartych w nich warunków. 4. Operatorstwo sieciowe 4.1. Rola i cele operatorstwa sieciowego Operatorstwo sieciowe, jako model nadzoru jakości pracy sieci przesyłowej realizowane jest poprzez: a) zarządzanie informacją o parametrach technicznym sieci przesyłowej, b) prowadzenie bieżącego nadzoru i monitorowania obiektów i urządzeń, c) identyfikację i analizy stanów zakłóceniowych sieci, d) koordynację likwidacji skutków zakłóceń, e) kontrolę wskaźników jakościowych i niezawodnościowych pracy sieci i poszczególnych urządzeń Centrum Nadzoru Komórką realizującą zadania operatorstwa sieciowego w strukturze organizacyjnej zarządzania strategicznego jest Centrum Nadzoru. Podstawowymi zadaniami Centrum Nadzoru jest: a) bieżąca analiza dyspozycyjności sieci przesyłowej, b) monitorowanie dyspozycyjności i niezawodności pracy sieci przesyłowej oraz poszczególnych urządzeń, c) analiza działania automatyk sieciowych, 13

17 I. Część ogólna d) monitoring dostępności systemów realizujących i wspomagających zdalny nadzór stanu technicznego i pracy sieci przesyłowej, e) koordynacja prac planowych i doraźnych w obszarze sieci przesyłowej f) współdziałanie z komórkami wspomagającymi zadania Centrum Nadzoru, w tym przede wszystkim z Regionalnymi Centrami Nadzoru i terenowymi Zespołami Eksploatacyjnymi, g) współpraca z Centrum Prowadzenia Ruchu w zakresie wymiany informacji o zdolnościach urządzeń lub całych obiektów do zdalnego sterowania, ponownego załączenia, ograniczeń w zakresie dyspozycyjności elementów, przekroczenia stanów alarmowych w monitorowanych urządzeniach Organizacja Centrum Nadzoru Organizacja Centrum Nadzoru jest 2-szczeblowa. Na poziomie zarządzania strategicznego funkcjonuje Centrum Nadzoru, na poziomie kierowania operacyjnego Regionalne Centra Nadzoru, wypełniające funkcje Centrum Nadzoru na określonym obszarze zgodnie z delegowanymi przez niego uprawnieniami. Do bezpośredniej interwencji na obiektach, Centrum Nadzoru i Regionalne Centra Nadzoru wykorzystują Zespoły Eksploatacyjne, rozlokowane w terenie w miejscach i liczbie, spełniających wymagania odnośnie czasu interwencji na poszczególnych kategoriach obiektów. Do momentu wdrożenia organizacji związanej z budową systemu zdalnego nadzoru i sterowania siecią przesyłową [SSiN], zadania Centrum Nadzoru wypełnia Wydział Operatorstwa Sieci w Departamencie Infrastruktury Sieciowej Zadania Regionalnego Centrum Nadzoru i Zespołu Eksploatacyjnego Regionalne Centrum Nadzoru Regionalne Centrum Nadzoru realizuje zadania Centrum Nadzoru w zakresie otrzymanych uprawnień na wydzielonym obszarze sieci przesyłowej. Funkcjonuje w strukturze organizacyjnej podmiotu realizującego kierowanie operacyjne. Do momentu wdrożenia organizacji związanej z budową systemu zdalnego nadzoru i sterowania nad pracą sieci przesyłowej zadania te realizują służby dyspozytorskie podmiotu kierowania operacyjnego Zespoły Eksploatacyjne Zespół Eksploatacyjny stanowi zorganizowana grupa pracowników w strukturze organizacyjnej podmiotu realizującego kierowanie operacyjne, zapewniająca w sposób ciągły realizację następujących działań: a) czynności interwencyjne na obiektach na polecenie Centrum Nadzoru i Regionalnego Centrum Nadzoru, b) czynności przygotowania miejsca pracy i dopuszczania do pracy brygad eksploatacyjnych, c) oględziny obiektów stacyjnych i liniowych, d) wykonawstwo bieżących zabiegów eksploatacyjnych, e) realizacja poleceń Centrum Nadzoru oraz w sytuacjach braku możliwości zdalnego sterowania (w stacjach zdalnie sterowanych) wykonywanie czynności łączeniowych na polecenie Centrum Prowadzenia Ruchu, f) identyfikacja stanów alarmowych. 14

18 I. Część ogólna 5. Systemy informatyczne wspomagające proces eksploatacji Zarządzanie eksploatacją majątku sieci przesyłowej związane jest z koniecznością podejmowania ciągłych decyzji opartych na analizie wielkiej liczby danych. Usprawnienie tego procesu zapewniają systemy ukierunkowane na wspomaganie zarządzania eksploatacją (system Asset Management ), umożliwiające zdalny nadzór i sterowanie elementami sieci przesyłowej (system zdalnego sterowania i nadzoru SSiN) oraz rozszerzające wykorzystanie bazy dostępnych danych o możliwości, jakie stwarzają prezentacje geoprzestrzenne (system SIP) System Asset Management System wspomagający zarządzanie majątkiem sieci przesyłowej zwany systemem Asset Management (system AM) dotyczy wszystkich, podstawowych dla prowadzenia eksploatacji tego majątku, procesów: a) utrzymania rejestru majątku sieciowego, b) rejestracji zdarzeń, c) zarządzania budżetem, d) zarządzania kontraktami, e) zarządzania dokumentacją, f) zarządzania pracami, g) planowania przedsięwzięć eksploatacyjnych i inwestycyjnych, h) badania niezawodności elementów sieci, i) analizy pracy elementów sieci, j) gospodarki aparaturą rezerwową Obsługa procesu utrzymania rejestru majątku sieciowego w systemie prowadzona jest przez: a) podmiot kierowania operacyjnego w zakresie: rejestracji i modyfikacji danych o elementach tego majątku oraz likwidacji środków trwałych, b) jednostkę zarządzania strategicznego w zakresie: weryfikacji danych (wraz z ewentualną ich modyfikacją), uzupełniania informacji o zarejestrowanych przez SE elementach majątku, realizacji procedury zmiany miejsca użytkowania elementów majątku i akceptacji procedur likwidacyjnych Obsługa procesu rejestracji zdarzeń w systemie AM prowadzona jest przez: a) podmiot kierowania operacyjnego w zakresie: rejestracji zaistniałych zdarzeń i ich przyczyn oraz uzupełniania informacji o zdarzeniach i działaniach podjętych w związku z nimi, b) jednostkę zarządzania strategicznego w zakresie utrzymywania bazy kodów i analizowania raportów o zdarzeniach Obsługa procesu zarządzania budżetem w systemie AM prowadzona jest przez: a) podmiot kierowania operacyjnego w zakresie: podziału przyznanego budżetu na 12 miesięcznych rat z wydzieleniem kosztów stałych, planowych 15

19 I. Część ogólna i pozaplanowych, rejestrowania ewentualnych korekt budżetów oraz rozliczania jego wykonania, b) jednostkę zarządzania strategicznego w zakresie: tworzenia budżetów oraz propozycji ich podziałów pomiędzy SE, rejestrowania budżetów na usługi specjalistyczne realizowane centralnie oraz obsługujących plan remontów i rezerwę budżetową, analizy realizacji umów remontowych i na usługi specjalistyczne oraz rejestracji związanych z tym ewentualnych korekt budżetowych, uzgadniania w zakresie rzeczowym i finansowym faktur za wykonane zadania eksploatacyjne i usługi zarządzania operacyjnego oraz rejestrowania ewentualnych korekt budżetowych związanych z realizacją zadań eksploatacyjnych czy zmianą kosztów mediów Obsługa procesu zarządzania kontraktami w systemie AM prowadzona jest przez: a) podmiot kierowania operacyjnego w zakresie: przygotowania i zatwierdzenia zapytania ofertowego, rejestracji ofert, wyboru wykonawcy, zatwierdzenia umowy w systemie, rejestrowania warunków aneksowania umowy, rejestrowania kosztów prac objętych aneksem i kosztów całego zadania, zatwierdzania faktur, uzupełniania informacji o wykonawcach i dostawcach a także ich oceny, wprowadzania do systemu informacji o gwarancjach oraz weryfikacji danych gwarancyjnych, b) jednostkę zarządzania strategicznego w zakresie utrzymania katalogu dostawców i wykonawców oraz uzupełniania informacji o produktach Obsługa procesu zarządzania dokumentacją w systemie AM winna być równoprawnie prowadzona przez personel podmiotu kierowania operacyjnego i jednostki zarządzania strategicznego. Dotyczy to zarówno rejestracji dokumentów w systemie jak i ich modyfikacji oraz generowania raportów Obsługa procesu zarządzania pracami dotyczy wyłącznie podmiotu kierowania operacyjnego, który odpowiada za: a) wystawianie zleceń i podzleceń na wszystkie planowe i pozaplanowe prace, b) aktualizację wystawionych zleceń, c) planowanie, koordynację i aktualizację terminów wyłączeń, d) rejestrację danych związanych z wykonaną pracą, e) systemową obsługę likwidacji awarii, f) utrzymanie bazy danych pracowników własnych, g) wprowadzenie i aktualizację procedur dla często wykonywanych prac Obsługa procesu planowania przedsięwzięć eksploatacyjnych i inwestycyjnych w systemie AM powinna być prowadzona przez: a) podmiot kierowania operacyjnego w zakresie: rejestrowania, weryfikacji i akceptacji (zgodnie z przyznanymi uprawnieniami do nadawania odpowiednich statusów) wszystkich żądań i zleceń pracy (w tym przygotowywanie wersji I i II dokumentu PUT), koordynacji i aktualizacji zakresów oraz terminów prac, rejestrowania procedur powtarzalnych i przygotowywania harmonogramów wykonawstwa robót, b) jednostkę zarządzania strategicznego w zakresie: opiniowania i ostatecznej akceptacji wniosków remontowych, modernizacyjnych 16

20 I. Część ogólna i wszystkich planów prac, ustalania priorytetów oraz rejestracji dodatkowych wniosków remontowych Obsługa procesu badania niezawodności elementów sieci, polegająca na wprowadzaniu do systemu danych uzupełniających koniecznych dla uzyskania potrzebnych raportów, jest obowiązkiem podmiotu kierowania operacyjnego. Analiza tych raportów i opracowanie wynikających z niej wniosków jest obowiązkiem wszystkich użytkowników systemu AM Obsługa systemowa procesu analizy pracy elementów sieci należy do zadań podmiotu kierowania operacyjnego i dotyczy: a) wprowadzania do systemu wyników diagnostyki poszczególnych elementów sieci, b) rejestrowania procedur i harmonogramów dla zabiegów diagnostycznych, c) wprowadzania do systemu ocen stanu technicznego poszczególnych elementów sieci, d) uzupełniania bazy danych w zakresie niezbędnym dla realizowanych w procesie analiz. Obowiązek korzystania z możliwości, jakie zawarte są w procesie analizy pracy elementów sieci przesyłowej dotyczy wszystkich użytkowników systemu AM Systemowa obsługa procesu gospodarki aparaturą rezerwową jest obowiązkiem: a) podmiotu kierowania operacyjnego, który w ramach centralnych usług specjalistycznych realizuje odpowiednią umowę zawartą z OSP, w zakresie: rejestracji i modyfikacji danych o pozycjach magazynowych, rejestracji obrotu aparaturą rezerwową wraz z tworzeniem niezbędnych dokumentów, opracowania i aktualizacji instrukcji utrzymania aparatury rezerwowej w sprawności technicznej i gotowości do pracy, przygotowywania związanych z tym planów prac utrzymaniowych i realizacji zatwierdzonych planów tych prac, b) jednostki zarządzania strategicznego w zakresie: rejestracji oraz modyfikacji danych o magazynach, utrzymania kartoteki dostawców, wystawiania zapotrzebowań i zamówień dla zakupów, zmiany cen pozycji magazynowych, uzgadniania faktur oraz akceptacji planów prac utrzymaniowych Zasady dostępu do poszczególnych aplikacji systemu EMPAC składających się na każdy z procesów systemu AM, opisy tych procesów oraz sposoby realizacji poszczególnych funkcji procesowych są przedmiotem ustaleń odpowiednich instrukcji stanowiskowych użytkownika. Znajomość postanowień tych instrukcji oraz postępowanie zgodne z zawartymi tam zasadami obowiązuje wszystkich użytkowników systemu System zdalnego sterowania i nadzoru SSiN SSiN stanowi zespół środków technicznych i organizacyjnych umożliwiających prowadzenie poprawnej eksploatacji stacji elektroenergetycznych bez konieczności utrzymywania lokalnej obsługi na tych obiektach. Do środków tych należą: 17

21 I. Część ogólna a) w zakresie środków technicznych - urządzenia systemu automatyki, zabezpieczenia i kontroli dostępu oraz ochrony przeciw pożarowej stacji wraz z siecią telekomunikacyjną, urządzeniami transmisji i wymiany danych oraz niezbędnym oprogramowaniem, b) w zakresie środków organizacyjnych - powołanie do działania Centrum Sterowania (CS) w strukturach Centrum Prowadzenia Ruchu, Centrum Nadzoru (CN) i zespołów eksploatacyjnych (ZES) Środki stanowiące o technicznym przygotowaniu obiektów stacyjnych do zdalnego sterowania i nadzoru muszą odpowiadać standardom ustalonym przez OSP oraz zapewniać: możliwość zdalnego sterowania łącznikami i podglądu w trybie on line topologii stacji, sygnalizację zdarzeń i alarmów oraz monitorowanie pomiarów i stanu technicznego najważniejszych elementów stacji Regulaminy organizacyjne z zakresami zadań, uprawnień i procedurami działania CN, CS oraz ZE są przedmiotem oddzielnych instrukcji zatwierdzonych przez OSP System informacji przestrzennej SIP ( w trakcie wdrażania) SIP stanowi rozszerzenie funkcjonalności systemu AM, przede wszystkim, poprzez uwzględnienie przestrzennej struktury majątku sieciowego z wykorzystaniem współrzędnych geograficznych do jego lokalizacji. Możliwości SIP wykorzystywane są w szczególności do: a) modyfikacji struktury sieci inicjowanej przez zdarzenia rejestrowane w bazie danych systemu AM oraz innych systemach z nim zintegrowanych, b) śledzenia powiązań poszczególnych elementów topologii sieci z możliwością określania ich współrzędnych geograficznych, c) utrzymywania w systemie schematów ideowych stacji z możliwością ich przestrzennej wizualizacji, d) analiz przestrzennych (znajdowanie zbliżeń, skrzyżowań, obliczanie odległości i powierzchni, generowanie modeli przestrzennych, widoków trójwymiarowych i profili dwuwymiarowych), e) rozszerzania zasobów bibliotecznych o użyteczną dokumentację eksploatacyjną (mapy, raporty graficzne), f) użytkowej obróbki danych rastrowych i wektorowych oraz generowania raportów. Zakres możliwych zastosowań SIP powinien być przedmiotem odpowiedniej instrukcji stanowiskowej zatwierdzonej przez OSP Podstawową bazę danych dla SIP stanowią: a) wektorowa mapa Polski, b) ortofotomapa utworzona na podstawie zdjęć satelitarnych, c) zasoby zdjęć cyfrowych wykonywanych podczas lotów śmigłowcem nad obiektami sieciowymi, d) wektorowe mapy topograficzne, e) dane z lokalnych SCADA oraz bazy danych systemu AM. Taka baza danych wymaga systematycznej aktualizacji. Zapewnić to powinny umowy zawarte centralnie z odpowiednimi wykonawcami. 18

22 I. Część ogólna Użytkownikami SIP są służby związane z procesem zarządzania majątkiem sieciowym: a) w podmiocie kierowania operacyjnego w zakresie: - realizacji zadań bieżących (lokalizacje obiektów lub miejsc zdarzeń na mapie, analizy wyboru trasy dojazdu), - oględzin i ocen stanu technicznego (fotograficzna wizualizacja stanu poszczególnych elementów sieci), - dokumentowania prac i zdarzeń oraz analiz przestrzennych, b) w organizacji OSP w zakresie: - zadań związanych z rozwojem systemu elektroenergetycznego, - wspierania obliczeń inżynierskich oraz analiz układów geoprzestrzennych, - generowania raportów graficznych. 6. Prace diagnostyczne Diagnostyka techniczna stanowi główny element oceny stanu technicznego poszczególnych urządzeń, obiektów jak oraz całej sieci przesyłowej i ma decydujący wpływ na procesy decyzyjne związane z prowadzeniem eksploatacji tej sieci. Z powyższych względów prace diagnostyczne muszą być przeprowadzane cyklicznie w ramach planowych zabiegów eksploatacyjnych. Odstępstwo od ustalonych niniejszą instrukcją cykli jest możliwe wyłącznie, w uzasadnionych przypadkach, na podstawie decyzji jednostki zarządzania strategicznego. Szczegółowe ustalenia dotyczące prac diagnostycznych dla poszczególnych grup urządzeń stacyjnych oraz linii napowietrznych i kablowych określone są w odpowiednich załącznikach do niniejszej Instrukcji. Ustalenia niniejszego rozdziału dotyczą ogólnych zasad diagnostyki podstawowych obiektów sieciowych tj. stacji i napowietrznych linii elektroenergetycznych NN Oględziny stacji i linii Oględziny są zabiegiem diagnostycznym polegającym na wizualnej ocenie stanu technicznego poszczególnych elementów danego obiektu elektroenergetycznego oraz ewentualnych zagrożeń dla niego i bezpośredniego otoczenia. Fakt dokonania oględzin oraz ich wyniki muszą być zawsze odnotowane w dokumentacji eksploatacyjnej obiektu a ewentualne zagrożenia, niezależnie od wpisu do dokumentacji, zgłaszane natychmiast po ich zauważeniu dyżurnemu inżynierowi w Centrum Nadzoru Obligatoryjne oględziny obiektów sieci przesyłowej powinny być wykonywane: a) w stacjach elektroenergetycznych z lokalną obsługą raz na zmianę przez dyżurnego stacji oraz raz na miesiąc przez personel nadzoru eksploatacji podmiotu kierowania operacyjnego, b) w stacjach elektroenergetycznych zdalnie nadzorowanych raz na miesiąc przez personel nadzoru eksploatacji (jak wyżej) oraz przy każdym pobycie zespołów eksploatacyjnych na obiekcie (oględziny nie ujęte w planie zabiegów eksploatacyjnych lecz obligatoryjne rozliczane jako zabiegi doraźne), 19

23 I. Część ogólna c) dla napowietrznych linii elektroenergetycznych w cyklach ustalonych załącznikiem do niniejszej instrukcji jako oględziny piesze lub oględziny z powietrza z wykorzystaniem możliwości jakie stwarza technika cyfrowego zapisu obrazu oraz programowej jego obróbki. Oględziny piesze organizowane są przez podmiot kierowania operacyjnego. Oględziny z powietrza (obloty) są wykonywane w ramach usług specjalistycznych zlecanych centralnie przez OSP. d) dla linii kablowych 2 razy w ciągu roku Niezależnie od oględzin obligatoryjnych, w terminach i zakresach zależnych od potrzeb i w trybie zabiegów doraźnych, mogą być wykonywane: a) oględziny lub obloty awaryjne dla zlokalizowania i ustalenia zakresu uszkodzeń, b) oględziny dodatkowe przeprowadzane dla rozwiązywania konkretnych problemów technicznych lub weryfikacji ustaleń oględzin obligatoryjnych. Oględziny te powinny być wykonywane wyłącznie przez wyspecjalizowany personel techniczny Obligatoryjne oględziny stacji muszą zawsze obejmować ocenę stanu: a) transformatorów wraz z ich wyposażeniem i instalacjami towarzyszącymi (zraszacze, odoliwiacze) ze szczególnym zwróceniem uwagi na dźwięk pracujących transformatorów, poziomy oleju, jego zawilgocenie oraz liczbę działań przełączników zaczepów, b) aparatury (wyłączniki, odłączniki, uziemniki, przekładniki, ograniczniki przepięć) zainstalowanej w poszczególnych polach rozdzielni ze szczególnym zwróceniem uwagi na poziom lub gęstość czynnika izolującego w tych urządzeniach oraz stany liczników działań, c) szyn zbiorczych poszczególnych rozdzielni napowietrznych i wnętrzowych (izolacja, przewody, osprzęt), d) konstrukcji wsporczych, fundamentów, kanałów kablowych i instalacji wodnokanalizacyjnych, e) instalacji ochrony odgromowej (iglice, zwody odgromowe) oraz widocznych elementów uziemień f) potrzeb własnych prądu przemiennego, g) potrzeb własnych prądu stałego ze szczególnym zwróceniem uwagi na stan i stopień naładowania baterii akumulatorów, h) układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji, i) układów pomiaru energii oraz przyrządów kontrolno - pomiarowych i rejestrujących, j) instalacji i urządzeń teletechnicznych oraz informatycznych, k) urządzeń i instalacji sprężonego powietrza, l) kabli, głowic kablowych oraz izolatorów wsporczych, m) urządzeń grzewczych, wentylacyjnych, klimatyzacyjnych a także instalacji oświetleniowych, przeciwpożarowych i zabezpieczenia dostępu do obiektu, n) dróg, przejść, ogrodzeń i zamknięć (szczególnie przy wejściach do pomieszczeń ruchu elektrycznego), o) tablic i napisów informacyjno-ostrzegawczych, p) sprzętu ochronnego, q) terenu stacji. 20

24 I. Część ogólna Przy oględzinach wykonywanych raz na zmianę przez lokalną obsługę dyżurną stacji należy uwzględnić postanowienia punktu i ponadto sprawdzać: a) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym, b) zgodność układu połączeń stacji z ustaleniami programu jej pracy, c) zgodność położenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń stacji. Wyniki oględzin przeprowadzanych w ramach dyżuru muszą być odnotowane w książce eksploatacji stacji (data, godzina, zauważone usterki, nazwisko i imię wykonującego oględziny, podpis) Oględziny stacji wykonywane przy okazji pobytu na obiekcie zdalnie nadzorowanym zespołu eksploatacyjnego muszą uwzględniać postanowienia punktu Wyniki oględzin muszą być także odnotowane w książce eksploatacji stacji jak w punkcie Oględziny stacji wykonywane raz w miesiącu przez personel nadzoru eksploatacji należą do zabiegów planowych i muszą uwzględniać postanowienia punktu oraz zawierać sprawdzenie: a) stanu budynków, pomieszczeń i warunków sanitarnych, b) stanu i kompletności dokumentacji eksploatacyjnej znajdującej się w stacji. Fakt dokonania oględzin winien być odnotowany w książce eksploatacji stacji (data, zapis oględziny planowe, nazwisko i imię dokonującego oględzin, podpis). W przypadku stacji z lokalną obsługą w książce tej należy także umieścić ewentualne, wynikające z oględzin, zadania dla personelu dyżurnego danego obiektu. Pełny zapis wyników i ustaleń dotyczących przedmiotowych oględzin winien być zawarty w dokumencie pt. Karta oględzin stacji stanowiącym załącznik nr 1 do niniejszej instrukcji. Za wprowadzenie Karty oględzin stacji do systemu AM, po jej całkowitym wypełnieniu, odpowiada pracownik, który podejmuje decyzje o sposobie likwidacji sygnalizowanych w niej usterek Obligatoryjne oględziny piesze linii napowietrznych i kablowych są eksploatacyjnym zabiegiem planowym i muszą zawsze obejmować ocenę wszystkich jej elementów konstrukcyjnych a także urządzeń i instalacji dodatkowo na niej zainstalowanych oraz trasy linii i ewentualnych zagrożeń, jakie stwarza linia dla otoczenia i otoczenie dla linii. Fakt dokonania oględzin musi być potwierdzony poprzez wypełnienie dokumentu pt. Karta oględzin linii. Wzór tego dokumentu jest umieszczony w załączniku dotyczącym napowietrznych linii NN oraz w załączniku dotyczącym linii kablowych 110 kv. Za wprowadzenie Karty oględzin linii do systemu AM, po jej całkowitym wypełnieniu, odpowiada pracownik, który podejmuje decyzje o sposobie likwidacji sygnalizowanych tam usterek Oględziny linii napowietrznych z powietrza są eksploatacyjnym zabiegiem planowym i muszą zapewniać możliwość oceny górnych partii oraz otoczenia linii. Fakt dokonania powyższych oględzin musi być potwierdzony poprzez wypełnienie dokumentu pt. Karta oblotu linii oraz załączenie tasiemki magnetycznej do streamera zapisanej zdjęciami poklatkowymi dokumentującymi oblot wraz z informacjami uzupełniającymi. Wzór Karty oblotu linii jest podany w załączniku dotyczącym napowietrznych linii NN Za wprowadzenie Karty oblotu linii do 21

25 I. Część ogólna systemu AM odpowiada pracownik, który przeprowadza weryfikację zawartych w niej ustaleń i podejmuje decyzję o trybie załatwienia stwierdzonych usterek Oględziny wykonywane w trybie prac doraźnych (patrz punkt ), poza ich zarejestrowaniem w systemie AM, wymagają odnotowania odpowiednio: a) w książce eksploatacji stacji - informacji zgodnych z ustaleniami punktu niniejszej instrukcji. Wpisu dokonuje tu wykonawca oględzin, b) w dokumentacji eksploatacyjnej linii wyników z podaniem daty, godziny, zakresu i zespołu lub osoby wykonującej oględziny. Wpisu dokonuje tu zawsze pracownik nadzoru eksploatacji podmiotu kierowania operacyjnego Monitorowanie stanu technicznego elementów sieci przesyłowej Monitorowanie stanu technicznego elementu sieci przesyłowej polega na możliwości uzyskiwania, w czasie rzeczywistym, informacji o aktualnych wartościach wielkości kontrolowanych oraz przekroczeniach wielkości granicznych w przyjętym systemie monitoringu. W szczególnych przypadkach funkcja ta może być wzbogacona o dodatkowe możliwości (np. możliwość zdalnej zmiany wyboru pracy lub nastawy zabezpieczenia) Monitorowaniem powinny być objęte parametry techniczne urządzeń oraz ich sprawność do wykonywania funkcji przypisanych w dokumentacji technicznej i ruchowej, przede wszystkim dla następujących elementów sieci: a) transformatory i autotransformatory o mocy znamionowej powyżej 100 MVA, b) wyłączniki pracujące na napięciu 110 kv i wyższym, c) potrzeby własne prądu stałego, d) automatyka systemowa, e) zabezpieczenia zainstalowane w polach rozdzielni od 110 kv wzwyż, f) rejestratory zakłóceń i lokalizatory miejsca zwarcia Szczegółowy zakres wielkości kontrolowanych w ramach monitorowania stanu technicznego poszczególnych grup elementów sieci ustalają odpowiednie załączniki szczegółowe do niniejszej instrukcji Monitorowanie stanu technicznego poszczególnych elementów sieci przesyłowej należy do podstawowych zadań Centrum Nadzoru Informacje związane z przekroczeniami wartości granicznych sygnalizowanymi przez systemy monitorujące parametry pracy i stan techniczny poszczególnych urządzeń muszą być zarejestrowane w systemie AM poprzez wypełnienie formatek dedykowanych monitoringowi danej grupy urządzeń. Formatki te, dostępne w procesie analizy pracy elementów sieci, muszą być wypełniane przez specjalistów odpowiedzialnych za śledzenie stanu technicznego tych elementów Raporty generowane na podstawie danych rejestrowanych z systemów monitoringu muszą być uwzględniane przy cyklicznych ocenach stanu technicznego poszczególnych obiektów sieciowych. 22

26 I. Część ogólna 6.3. Pozostałe zabiegi diagnostyczne Do obligatoryjnych zabiegów diagnostycznych, poza oględzinami, należą także: a) dla stacji elektroenergetycznych pomiary termowizyjne połączeń prądowych w obwodach pierwotnych. Zakres diagnostyki obligatoryjnej dla poszczególnych elementów infrastruktury stacyjnej został określony w załącznikach szczegółowych do niniejszej instrukcji, b) dla napowietrznych linii elektroenergetycznych pomiary termowizyjne połączeń prądowych przewodów roboczych, pomiary uziemień konstrukcji wsporczych linii oraz pomiary odległości doziemnych przewodów roboczych Pomiary termowizyjne powinny być wykonywane, w miarę możliwości, w okresie największego obciążenia prądowego punktów pomiarowych nie rzadziej niż raz na dwa lata dla każdej stacji Częstotliwość i warunki wykonywania obligatoryjnych zabiegów diagnostycznych dla linii i poszczególnych grup urządzeń ustalają odpowiednie załączniki szczegółowe do niniejszej Instrukcji Do dodatkowych zabiegów diagnostycznych należy zaliczyć wszystkie pozostałe techniki diagnozowania stanu technicznego, które nie są stosowane cyklicznie, a mają zastosowanie przy wykonaniu określonych badań specjalistycznych O zastosowaniu dodatkowych technik diagnozowania decyduje podmiot kierowania operacyjnego na podstawie: a) zaleceń zawartych w załącznikach szczegółowych do niniejszej instrukcji, b) wytycznych prowadzenia eksploatacji opracowywanych przez jednostkę zarządzania strategicznego, np. dotyczących stosowania systemu Korona przy odbiorach nowych obiektów a także odbiorach pogwarancyjnych linii Wyniki wszystkich zabiegów diagnostycznych muszą być odnotowane w odpowiednich protokołach. Wprowadzenie tych protokołów do systemu AM (z utrzymaniem ważności postanowień dotyczących rejestracji wyników oględzin i monitoringu) jest obowiązkiem podmiotu kierowania operacyjnego. 7. Ocena stanu technicznego Ocena stanu technicznego poszczególnych elementów sieci przesyłowej winna wynikać z analizy ich funkcjonowania pod kątem spełnienia warunków bezpieczeństwa pracy tej sieci i jej otoczenia. Każda taka ocena musi zawierać: a) ocenę wyników diagnostyki technicznej i monitorowania, b) ocenę wyników analiz zakłóceń i awarii z podaniem przyczyn zakłóceń i uszkodzeń, 23

27 I. Część ogólna c) ocenę technicznych parametrów jakościowych i procesu starzenia, d) ocenę spełnienia zaleceń wynikających z planów pracy sieci przesyłowej, e) ocenę spełnienia wymagań dotyczących jakości i niezawodności pracy, f) historię pracy ocenianego elementu sieci, g) ocenę warunków BHP, ochron technicznych obiektu oraz ochrony środowiska, h) ocenę stanu dokumentacji prawnej, technicznej i eksploatacyjnej, i) zestawienie nie zrealizowanych zaleceń organów uprawnionych do kontroli oraz nie zrealizowanych a zatwierdzonych przez Departament Infrastruktury Sieciowej zadań wynikających z poprzedniej oceny stanu technicznego, j) wnioski i propozycje dotyczące niezbędnych do wykonania zabiegów eksploatacyjnych, prac remontowych oraz zadań modernizacyjnych a także koniecznych uzupełnień dokumentacji i sprzętu Ocena stanu technicznego stacji Ocena stanu technicznego stacji winna być wykonywana oddzielnie dla każdego obiektu stacyjnego i musi obejmować wszystkie odrębne składniki majątkowe danego obiektu Oceny stanu technicznego stacji należy przeprowadzać zgodnie z procedurą Wytyczne odnośnie zasad, standardów i procedur oceny stanu technicznego urządzeń oraz ewidencji majątkowej stacji i linii elektroenergetycznych Ocena stanu technicznego stacji powinna zawierać także: a) zaktualizowane schematy obwodów pierwotnych dla wszystkich rozdzielni danego obiektu, b) skróconą charakterystykę stacji z podaniem granic własności, c) specjalne wymagania eksploatacyjne wynikające z warunków lokalnych, realizowanych lub planowanych zadań modernizacyjnych i inwestycyjnych a także nietypowych wymagań dokumentacji fabrycznej, d) wnioski dotyczące ewentualnych rezerw dla nietypowej aparatury, urządzeń i osprzętu eksploatowanego na danym obiekcie Ocena stanu technicznego linii Ocena stanu technicznego linii kablowych i napowietrznych winna być wykonywana oddzielnie dla każdej linii. Dla linii napowietrznych należy wykonywać dla każdej bezpośredniej, między sąsiednimi stacjami, relacji torów prądowych zamocowanych na tych samych konstrukcjach wsporczych (linia jedno lub wielotorowa bez odgałęzień) i musi obejmować oddzielne oceny wszystkich jej elementów Oceny stanu technicznego linii należy przeprowadzać zgodnie z procedurą jak w rozdziale niniejszej Instrukcji Ocena stanu technicznego sieci przesyłowej Ocena stanu technicznego sieci przesyłowej stanowi kompleksową analizę techniczno-ekonomiczną stanu tej sieci przeprowadzaną na podstawie: 24

28 I. Część ogólna a) ostatnich ocen stanu technicznego wszystkich obiektów stacyjnych i liniowych pracujących w tej sieci, b) wskaźników technicznych, ekonomicznych i techniczno-ekonomicznych uzyskiwanych z systemów informatycznego wspomagania procesu eksploatacji, c) ustaleń i wytycznych wynikających z obowiązującej polityki eksploatacyjnej OSP Oceny stanu technicznego sieci przesyłowej należy dokonywać raz w roku Ocena stanu technicznego sieci przesyłowej winna zawierać co najmniej: a) skróconą charakterystykę ocenianej sieci z podkreśleniem zmian wprowadzonych od czasu ostatniej oceny, b) porównawcze zestawienie wskaźników technicznych, ekonomicznych i techniczno-ekonomicznych ( dla roku poprzedniego i bieżącego ), c) wnioski i wytyczne stanowiące podstawę do: konstruowania rocznych planów zabiegów eksploatacyjnych, wprowadzania korekt i nowych zadań do 3-letniego planu remontów, opracowywania wniosków modernizacyjnych oraz związanych z rozbudową sieci a także do ewentualnej aktualizacji założeń polityki eksploatacyjnej. 8. Planowanie prac eksploatacyjnych Podstawą do planowania prac eksploatacyjnych są: a) wnioski i wytyczne z ostatniej analizy techniczno-ekonomicznej pt. Ocena stanu technicznego sieci przesyłowej, b) zatwierdzone wnioski i propozycje zawarte w ostatnich ocenach stanu technicznego poszczególnych elementów sieci przesyłowej. W celu umożliwienia poprawnej koordynacji zakresów rzeczowych (opracowywanych z uwzględnieniem obowiązującej standaryzacji rozwiązań technicznych) jak i terminów realizacji prac (dla optymalizowania ilości i czasów trwania przerw w pracy poszczególnych elementów sieci) w procesie planowania należy uwzględniać potrzeby wynikające z wyżej wymienionych wniosków, wytycznych i propozycji w nawiązaniu do zatwierdzonych i aktualnie obowiązujących planów wieloletnich. Dotyczy to 3-letniego planu remontów oraz 5- letniego planu inwestycyjnego. Koniecznym jest także uwzględnienie priorytetów związanych ze znaczeniem stanu technicznego danego obiektu dla pracy systemu elektroenergetycznego (koszty związane z ryzykiem uszkodzenia danego elementu) oraz minimalizowanie negatywnych dla otoczenia skutków prac (wybór właściwych technologii w tym technologii PPN i terminów ich realizacji). 8.1 Planowanie zabiegów eksploatacyjnych Plany zabiegów eksploatacyjnych są konstruowane przez podmioty kierowania operacyjnego z wykorzystaniem do tego celu (jako narzędzia) modułu Zarządzanie pracami w systemie EMPAC Zabiegi eksploatacyjne podlegają planowaniu w cyklu rocznym obejmującym dwie pętle planistyczne: 25

29 I. Część ogólna a) pierwsza pętla planistyczna stanowi zestawienie rzeczowe i finansowe potrzeb wynikających z ocen stanu technicznego z uwzględnieniem obowiązujących planów wieloletnich. Wprowadzanie danych do systemu, umożliwiające konstrukcję pierwszej wersji planu PUT I, musi być zakończone do 30 września roku poprzedzającego okres, którego plan dotyczy, b) druga pętla planistyczna polega na aktualizacji pierwszej wersji planu na podstawie przyznanych przez OSP środków finansowych i ewentualnych pisemnych zaleceń dotyczących wprowadzania korekt oraz zatwierdzonego przez OSP rocznego planu wyłączeń. Informacje te powinny być przekazane zainteresowanym podmiotom do 31 października roku poprzedzającego okres podlegający planowaniu. Wprowadzanie korekt do PUT I, umożliwiające konstrukcję drugiej wersji planu PUT II, musi uwzględnić utworzenie rezerwy finansowej na zabiegi nieplanowane, wskazania systemowego rankingu planowanych prac eksploatacyjnych i być zakończone do 30 grudnia roku poprzedzającego datowanie planu Plan zabiegów eksploatacyjnych jest tworzony przez wpisywanie do odpowiednich formatek modułu Zarządzanie pracami systemu EMPAC informacji o zakresie i trybie wprowadzania określonym instrukcją stanowiskową użytkownika p.t. Planowanie przedsięwzięć eksploatacyjnych i inwestycyjnych. Przy wpisywaniu szacunkowych kosztów jednostkowych dla prac wykonywanych przez firmy zewnętrzne należy, we wszystkich możliwych przypadkach, korzystać z Katalogu kosztów jednostkowych zabiegów utrzymaniowych stacji i linii elektroenergetycznych Formatki składające się na Zapotrzebowanie (wypełniane przy planowaniu stałych usług eksploatacyjnych ) lub Zlecenie pracy (wypełniane przy planowaniu pozostałych zabiegów eksploatacyjnych), dla utworzenia planu, wymagają nadania im odpowiedniego statusu zaawansowania. W przypadku Zapotrzebowania jest to status zatwierdzone a w przypadku Zlecenia pracy - zaakceptowane PUT I (przy tworzeniu pierwszej wersji planu) lub zaakceptowane PUT II (przy tworzeniu wersji ostatecznej) Uprawnienia do nadawania odpowiednich statusów przyznawane są przez głównego koordynatora systemu Asset Management w OSP na wniosek podmiotów kierowania operacyjnego z uwzględnieniem zasady stopniowania zakresu uzyskiwanych uprawnień w zależności od możliwości decyzyjnych pracownika związanego z procesem planowania Pożądaną wersję planu zabiegów eksploatacyjnych uzyskuje się w systemie AM poprzez aplikację Raporty EMPAC. Wybór sposobu filtrowania zbioru danych dotyczących wprowadzonych do systemu zabiegów umożliwia, przy tym, zestawienie informacji dotyczących poszczególnych zabiegów w podziale na podmioty kierowania operacyjnego, poszczególne obiekty (stacje, linie), pola rozdzielni w ramach danej stacji, prace stałe i prace planowe oraz uzyskanie podsumowań w odpowiednich kolumnach raportu Raport p.t. Plan utrzymania technicznego... posiada część harmonogramową pozwalającą na czasowe rozlokowanie wykonawstwa 26

30 I. Część ogólna poszczególnych zabiegów w konkretnych miesiącach roku a także śledzenie postępu w wykonawstwie zaplanowanych i nie ujętych w planie zabiegów eksploatacyjnych Czuwanie nad terminową konstrukcją planu oraz zgodnym z planem wykonawstwem zabiegów w zakresie rzeczowym, finansowym i czasowym a także inicjowanie działań korygujących jest zadaniem podmiotu kierowania operacyjnego na wybranym obszarze sieci przesyłowej Planowanie prac remontowych Propozycje planów prac remontowych w formie wniosków są przygotowywane przez podmiot kierowania operacyjnego z wykorzystaniem do tego celu (jako narzędzia) modułu Zarządzanie pracami w systemie EMPAC Prace remontowe planowane są w cyklu rocznym obejmującym okres trzech kolejnych lat. Planowanie w roku n obejmuje: a) wprowadzanie ewentualnych korekt do planu na lata n+1 oraz n+2 wywnikających z uaktualnienia ocen stanu technicznego elementów sieci przesyłowej oraz możliwości jakie wynikają z zatwierdzonego na rok n+1 planu wyłączeń, b) opracowanie propozycji planu na rok n+3 z uwzględnieniem ograniczeń jakie narzuca realizacja zadań ujętych w planie przedsięwzięć inwestycyjnych Plany prac remontowych są tworzone przez wpisywanie do formatek Żądanie pracy w module Zarządzanie pracami systemu EMPAC informacji o zakresie i trybie wprowadzania określonym instrukcją stanowiskową użytkownika tego modułu. Przy wpisywaniu szacunkowych kosztów należy, o ile to możliwe, korzystać z wstępnych kosztorysów dla proponowanego zakresu prac lub prognozy kosztowej ustalanej na podstawie podobnych przedsięwzięć Podmiot realizujący kierowanie operacyjne winien zakończyć prace związane z korektą planu prac remontowych na lata n+1 i n+2 oraz propozycją na rok n+3 do 10 listopada roku n. Poszczególne przedsięwzięcia powinny mieć wtedy systemowy status Wprowadzone do zatwierdzenia Plany prac remontowych na rok n+1, po zaopiniowaniu ich przez OSP (w odpowiedniej formatce systemowej), winny być zatwierdzone przez osoby posiadające uprawnienia do nadawania statusu Zatwierdzone przez. Cykl zatwierdzania winien być zakończony do 30 listopada roku n Wstępne zestawienie wniosków remontowych, roczny lub trzyletni plan remontów uzyskuje się w systemie AM poprzez aplikację Raporty EMPAC Planowanie zadań modernizacyjnych Zadania modernizacyjne ujęte są w ramy 5-letniego planu przedsięwzięć inwestycyjnych z uaktualnieniem rocznym w postaci planu operacyjnego. Zasady i tryb postępowania przy konstrukcji tych planów są przedmiotem oddzielnej instrukcji p.t. Zasady planowania inwestycji rzeczowych w PSE SA. W ramach 27

31 I. Część ogólna procedur eksploatacyjnych należy jedynie doprowadzić do opracowania i zatwierdzenia wniosku inwestycyjnego zgodnie z wymaganiami przytoczonej wyżej instrukcji Podstawą do opracowania wniosku inwestycyjnego na zadanie modernizacyjne jest wystawienie wniosku modernizacyjnego przez podmiot kierowania operacyjnego z wykorzystaniem, do tego celu, modułu Zarządzanie pracami systemu EMPAC Sposób wypełniania odpowiednich formatek w celu uzyskania wniosku modernizacyjnego określa instrukcja stanowiskowa użytkownika procesu Planowanie przedsięwzięć eksploatacyjnych i inwestycyjnych Podmiot realizujący kierowanie operacyjne winien zakończyć prace związane z analizą potrzeb i wystawianiem odpowiednich wniosków modernizacyjnych do 10 listopada każdego roku. Poszczególne zadania modernizacyjne powinny mieć wtedy systemowy status Wprowadzone do zatwierdzenia Zestawienie wniosków modernizacyjnych uzyskuje się w systemie AM poprzez aplikację Raporty EMPAC Zaopiniowanie wniosku modernizacyjnego przez OSP i nadanie mu statusu Zatwierdzone przez rozpoczyna procedurę opracowywania wniosku inwestycyjnego zgodnie z instrukcją p.t. Zasady planowania inwestycji rzeczowych w PSE SA. 9. Wykonawstwo prac planowych Ustalenia dotyczące wykonawstwa prac planowych obejmują zabiegi eksploatacyjne i prace remontowe ujęte w zatwierdzonych planach na dany rok. Nie dotyczą one zadań inwestycyjnych (w tym zadań modernizacyjnych), które od momentu zatwierdzenia wniosku modernizacyjnego (poprzez opracowanie i zatwierdzenie wniosku inwestycyjnego, opracowanie i zatwierdzenie specyfikacji istotnych warunków zamówienia, procedury przetargowe, inwestycyjny nadzór wykonawstwa i odbiór prac) podlegają odrębnym procedurom Organizacja prac planowych Prace planowe ujęte w planach rocznych powinny być skorelowane z rocznym planem wyłączeń zatwierdzonym przez OSP. W tym celu, do 1 października roku poprzedzającego, podmiot kierowania operacyjnego musi przekazać do OSP propozycję planu wyłączeń elementów sieci przesyłowej z obszaru swego działania. Zatwierdzenie ostatecznej wersji tego planu winno nastąpić do 30 listopada roku poprzedzającego okres planu. Mimo to rzeczywisty termin realizacji prac planowych może ulec zmianie w wyniku: a) warunków jakie aktualnie wymusza zapewnienie bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego. Zmiany takie, w uzgodnieniu z podmiotem kierowania operacyjnego, wprowadza do miesięcznego, tygodniowego lub dobowego planu wyłączeń OSP, 28

32 I. Część ogólna b) uwarunkowań leżących po stronie wykonawstwa prac. Zmiana terminu (w tym zmiana czasu wyłączenia) realizacji danej pracy jest tu możliwa pod warunkiem zaakceptowania przez OSP korekty we właściwym miesięcznym planie wyłączeń. Wprowadzanie zmian poprzez propozycje korekt tygodniowych lub dobowych planów wyłączeń, ze względu na przyczyny związane z wykonawstwem, będzie skutkowało uznaniem wyłączenia za nieplanowe Wprowadzanie korekt do planów wyłączeń, ze względu na zmiany dotyczące wykonawstwa prac planowych musi odbywać się w formie propozycji: a) miesięcznych planów wyłączeń podmiot kierowania operacyjnego do 10 dnia miesiąca poprzedzającego miesiąc planu, przesyła do OSP propozycję planu miesięcznego zawierającą ewentualne korekty w stosunku do ustaleń planu rocznego. Zatwierdzenie miesięcznych planów wyłączeń następuje zawsze do 26 dnia miesiąca poprzedzającego plan, b) tygodniowych planów wyłączeń. Propozycja planu zawierająca ewentualne korekty w stosunku do planu miesięcznego winna być przygotowana przez podmiot kierowania operacyjnego do wtorku tygodnia poprzedzającego tydzień planowanych wyłączeń. Zatwierdzenie tego planu przez OSP następuje zawsze do czwartku tygodnia poprzedzającego plan, c) dobowych planów wyłączeń. Propozycja zawierająca ewentualne korekty w stosunku do planu tygodniowego musi być przygotowana przez podmiot kierowania operacyjnego do godziny 11 dnia poprzedzającego dzień planowanych wyłączeń. OSP zatwierdza dobowy plan wyłączeń do godziny 14 w dniu uzyskania propozycji planu. W pełni usprawiedliwionym powodem wprowadzania korekt do poszczególnych wersji planów wyłączeń jest obowiązek wykorzystywania wymuszonych (nie planowanych) wyłączeń do realizacji prac planowych Prace planowe mogą być wykonywane przez: a) personel podmiotu realizującego kierowanie operacyjne, b) wykonawców wskazanych przez OSP do realizacji określonych prac specjalistycznych, c) wykonawców zewnętrznych posiadających odpowiednie uprawnienia, certyfikaty lub licencje producentów na wykonywanie określonych prac na podstawie umów zawartych przez podmiot kierowania operacyjnego Prace planowe mogą być realizowane pod warunkiem: a) posiadania odpowiednich kwalifikacji zawodowych oraz uprawnień przez zespoły wykonawcze w zakresie zgodnym z rozdziałem 3.4. niniejszej Instrukcji, b) zapewnienia kompletu materiałów, narzędzi i sprzętu niezbędnych do poprawnego wykonania pracy. Jakiekolwiek braki w odniesieniu do przyjętej technologii wykonywania prac winny skutkować ich wstrzymaniem, c) spełnienia wymogów formalnych związanych z przygotowaniem danej pracy, d) przygotowania układu pracy sieci umożliwiającego wykonanie pracy, e) uzyskania zgody na wykonanie danej pracy, f) organizowania pracy zgodnie z postanowieniami Instrukcji bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach elektroenergetycznych w PSE-Operator SA. 29

33 I. Część ogólna Udział podmiotu realizującego kierowanie operacyjne w postępowaniu o udzielenie zamówienia przez OSP na wykonanie pracy remontowej reguluje umowa na kierowanie operacyjne określonym obszarem sieci przesyłowej Udział OSP w organizacji wykonawstwa prac planowych polega na: a) koordynowaniu realizacji procedur związanych z przygotowaniem układu pracy sieci do wykonawstwa zaplanowanych prac, b) ustalaniu obowiązujących standardów technicznych oraz preferowaniu nowych technologii (np. prac pod napięciem), c) ustalaniu wytycznych prowadzenia zaplanowanych prac, d) decydowaniu o ewentualnych zmianach zakresu rzeczowego i finansowego realizowanych prac remontowych, e) prowadzeniu nadzoru i kontroli jakości wykonawstwa dla wybranych zadań, f) dokonywaniu odbiorów lub udziale w pracach odbiorczych w zależności od ustaleń punktu 9.2. niniejszej instrukcji Do obowiązków podmiotu kierowania operacyjnego, poza udziałem w formalnym przygotowaniu prac planowych, należy: a) udział, w ramach ustalonych procedur ruchowych, w przygotowaniu układu pracy sieci do realizacji zaplanowanych prac, b) decydowanie o technologii wykonywania zleconych przez siebie prac, c) decydowanie o zakresie zabiegów eksploatacyjnych realizowanych w ramach wykonawstwa własnego, d) ustalanie harmonogramów realizacji wszystkich prac remontowych oraz złożonych zabiegów eksploatacyjnych, e) przygotowanie miejsca pracy w zakresie obowiązującym zleceniodawcę, f) koordynacja prac na obszarze swego działania oraz bezpośredni nadzór nad jakością ich realizacji, g) w uzasadnionych przypadkach, wnioskowanie do OSP o zmiany zakresów rzeczowych i finansowych zadań realizowanych na jego zlecenie oraz wszystkich prac remontowych, h) dokonywanie odbiorów lub udział w pracach odbiorczych zgodnie z ustaleniami punktu 9.2. niniejszej instrukcji, i) rozliczanie prac realizowanych na podstawie zleceń własnych, j) pełna rejestracja prac w systemie AM zgodnie z właściwymi instrukcjami stanowiskowymi, k) wprowadzanie do systemu AM wszystkich materiałów związanych z zakończoną pracą. Dotyczy to, w szczególności, protokołów: odbiorów częściowych, odbioru końcowego, sprawdzeń technicznych, badań, pomiarów i oględzin Odbiory prac planowych Wszystkie prace planowe podlegają procedurom odbiorczym. Rodzaj zastosowanej procedury zależy od charakteru pracy podlegającej odbiorowi Planowe zabiegi eksploatacyjne odbierane są przez podmiot kierowania operacyjnego według następujących zasad: 30

34 I. Część ogólna a) programy i terminy odbiorów prac, których wartość przekracza 50 tyś. zł. muszą być zgłaszane do OSP z wyprzedzeniem co najmniej 7 dniowym w stosunku do daty odbioru. Ma to umożliwić ewentualne uczestnictwo w odbiorze przedstawicieli jednostki zarządzania strategicznego, b) w odbiorze musi wziąć udział co najmniej jeden przedstawiciel podmiotu kierowania operacyjnego, c) w odbiorze danego zabiegu eksploatacyjnego nie mogą uczestniczyć pracownicy bezpośrednio zaangażowani w proces wykonawstwa. Dotyczy to głównie zabiegów realizowanych w trybie wykonawstwa własnego, d) pracownik dokonujący odbioru samodzielnie musi dokonać wpisu, do dokumentacji eksploatacyjnej (w systemie AM) właściwego obiektu, potwierdzającego fakt dokonania odbioru określonego zabiegu (notatka zawierająca: datę odbioru, nr Zlecenia pracy, uwagi dotyczące wykonawstwa, nazwisko, imię i podpis odbierającego pracę). W przypadku odbiorów dokonywanych przez zespół pracowników należy sporządzić protokół zawierający ponadto co najmniej: skład zespołu, zestawienie dokumentów uzyskanych od wykonawcy, decyzję o skuteczności odbioru, ocenę jakości wykonanych prac i zestawienie usterek z podaniem terminów ich usunięcia. Kierujący zespołem odbierającym dane zadanie ma obowiązek wprowadzenia protokołu i ewentualnych załączników do systemu AM Zlecane centralnie prace z zakresu usług specjalistycznych i innych zadań eksploatacyjnych, z wyłączeniem remontów, podlegają odbiorom według następujących zasad: a) odbioru prac o wartości do 10 tyś. zł. dokonuje przedstawiciel podmiotu kierowania operacyjnego wg zasad w rozdziale d), b) odbioru prac o wartości od 10 do 100 tyś. zł. dokonuje zespół powołany przez podmiot kierowania operacyjnego wg zasad jw, c) odbiór prac o wartości powyżej 100 tyś. zł. wymaga powołania komisji odbioru przez OSP. Dokument powołujący komisję odbioru powinien jednocześnie ustalać zasady przeprowadzenia prac odbiorczych uwzględniające specyfikę danego zadania. W odbiorze winien uczestniczyć, co najmniej, jeden przedstawiciel reprezentujący podmiot kierowania operacyjnego. Za wprowadzenie protokołu do systemu AM odpowiada przewodniczący komisji. d) odbioru prac, których sprawdzenie jest możliwe tylko na podstawie dokumentacji powykonawczej ( protokoły pomiarów, badań, sprawdzeń, dokumentacja oględzin linii z powietrza itp.) dokonuje na podstawie tej dokumentacji OSP. Procedura odbiorcza jest tu zależna od wartości danej pracy. Zleceniodawca, analogicznie jak wyżej, może powołać do dokonania odbioru pracownika, zespół odbierający lub komisję odbioru Odbioru prac remontowych dokonuje zawsze komisja powoływana przez OSP zgodnie z Procedurą sprawdzenia technicznego i odbiorów elementów infrastruktury sieciowej Za wprowadzenie protokołu odbioru zadania remontowego (wraz z ewentualnymi załącznikami) do systemu AM odpowiada przewodniczący komisji odbioru. 31

35 I. Część ogólna 10. Organizacja i wykonawstwo prac doraźnych Przez prace doraźne należy rozumieć zabiegi eksploatacyjne nie ujęte w planie rocznym, polegające na bieżącym usuwaniu usterek i uszkodzeń elementów majątku sieciowego, wykrytych przede wszystkim poprzez oględziny, pomiary i badania diagnostyczne Całość zagadnień związanych z organizacją i wykonawstwem prac doraźnych podlega kompetencjom podmiotu kierowania operacyjnego. Dotyczy to w szczególności: a) decydowania o priorytetach w realizacji prac doraźnych, b) decydowania o wyborze wykonawcy, c) zapewnienia ruchowego przygotowania realizacji prac, d) prowadzenia nadzoru wykonawstwa prac, e) przeprowadzenia procedury odbioru prac, f) pełnej rejestracji prac w systemie AM Przy ustalaniu kolejności realizacji prac doraźnych bezwzględny priorytet musi mieć usuwanie usterek i uszkodzeń, które mogą zagrażać pewności pracy elementów majątku sieciowego lub bezpieczeństwu ludzi i otoczenia obiektów sieciowych. Pozostałe zabiegi doraźne winny być wykonywane możliwie szybko jednak z uwzględnieniem uwarunkowań ruchowych oraz możliwości finansowych. Prace doraźne, które z powyższych względów nie będą realizowane w danym roku winny wejść do planu zabiegów eksploatacyjnych na rok następny Prace doraźne związane z wyłączeniem z ruchu określonego elementu sieciowego wymagają wprowadzenia korekt do miesięcznych lub tygodniowych planów wyłączeń w trybie analogicznym jak dla prac planowych. Korekty dobowego planu wyłączeń są tu możliwe wyłącznie w przypadkach bezpośredniego zagrożenia awarią elementu sieci, bezpieczeństwa ludzi lub otoczenia obiektów sieciowych. W każdym przypadku realizacji prac doraźnych wymagających wyłączenia z ruchu elementu sieci, należy przeanalizować możliwości wykonania tych prac w technologii PPN lub w cieniu już zaplanowanych wyłączeń oraz uwzględnić obowiązek pełnego wykorzystania wyłączenia dla realizacji wszystkich możliwych zabiegów bez względu na ich priorytety Prace doraźne, analogicznie jak prace planowe z uwzględnieniem właściwych tu proporcji, mogą być realizowane pod warunkiem spełnienia wymogów rozdziału niniejszej Instrukcji Prace doraźne podlegają takim samym procedurom odbiorczym jak planowe zabiegi eksploatacyjne. Obowiązują tu, więc zasady ustalone w rozdziale niniejszej Instrukcji Wszystkie prace doraźne realizowane na majątku sieci przesyłowej wymagają pełnej rejestracji w systemie AM danych i dokumentów, związanych 32

36 I. Część ogólna z wykonawstwem tych prac, włącznie z wprowadzeniem potwierdzenia dokonania odbioru na zasadach obowiązujących przy odbiorach prac planowych. 11. Prace awaryjne. Przez prace awaryjne należy rozumieć całość przedsięwzięć podejmowanych dla likwidacji skutków uszkodzeń elementów sieci przesyłowej uniemożliwiających normalne ich funkcjonowanie. Do przedsięwzięć tych należy zaliczyć: a) lokalizację miejsca i ustalenie zakresu uszkodzeń, b) prace związane z zabezpieczeniem przed rozszerzaniem się negatywnych skutków awarii, c) wybór wykonawcy, d) ustalenie zakresu prac niezbędnych do wykonania, e) przygotowanie i przekazanie wykonawcy miejsca pracy, f) wykonawstwo prac awaryjnych i ich nadzór, g) odbiór wykonanych prac, h) rejestrację w systemie AM wykonanych prac oraz dokumentów związanych z ich odbiorem. Prace awaryjne są realizowane na odrębnych zasadach wymuszonych koniecznością minimalizowania negatywnych skutków wyżej wymienionych uszkodzeń Lokalizację miejsca uszkodzenia, jeżeli nie jest ono znane (dotyczy to głównie linii), inicjuje podmiot kierowania operacyjnego na swoim obszarze w koordynacji z jednostką zarządzania strategicznego, według następujących zasad: a) do lokalizacji należy przystąpić natychmiast po uzyskaniu informacji o działaniu zabezpieczeń i wskazaniach lokalizatorów miejsca zwarcia w stanach dynamicznych. W przypadku gdy dostępne są tylko lokalizatory zwarć w stanie statycznym należy bezzwłocznie organizować ich wykorzystanie uruchamiając równolegle (o ile pozwalają na to warunki pogodowe i widoczność), oględziny z powietrza lub piesze, b) decyzję o rodzaju oględzin oraz o ich zakresie podejmuje podmiot kierowania operacyjnego kierując się koniecznością minimalizacji czasu przy jednoczesnym uwzględnieniu warunków skutecznej lokalizacji, c) pracownicy wykonujący piesze oględziny muszą być powiadomieni o możliwości jednoczesnego wykonywania, na danej linii, pomiarów lokalizatorem miejsca zwarcia, 11.2.Ustalenie zakresu uszkodzeń należy do: a) w przypadku awarii elementów stacji elektroenergetycznych - personelu obsługi ruchowej danego obiektu a dla stacji zdalnie nadzorowanych do Zespołu Eksploatacyjnego kierowanego poleceniem komórki operatorstwa sieciowego natychmiast po uzyskaniu informacji o zdarzeniu. Ustalenie zakresu uszkodzeń odbywać się powinno na podstawie oględzin całego obiektu, b) w przypadku awarii elementów linii elektroenergetycznych personelu wykonującego oględziny z powietrza lub piesze. Obowiązuje przy tym zasada, że przy uszkodzeniach spowodowanych przez krańcowo złe warunki atmosferyczne (wichury, oblodzenia) oraz przy uszkodzeniach 33

37 I. Część ogólna rozległych (obejmujących więcej niż jedno stanowisko lub jedno przęsło) należy dokonać oględzin całej linii. Możliwie dokładne informacje o miejscu awarii, elementach uszkodzonych ( ilości i rodzaje elementów uszkodzonych, zakres uszkodzeń) oraz ewentualnych zagrożeniach dla ludzi, elementów sieci i otoczenia, wykonujący oględziny winni przekazać do komórki operatorstwa sieciowego bezzwłocznie po ich uzyskaniu Prace związane z zabezpieczeniem przed rozszerzaniem się skutków awarii polegają na: a) ruchowym przygotowaniu układu pracy sieci przesyłowej optymalnego dla zaistniałych warunków. Zadanie to realizują służby dyspozytorskie, b) eliminowaniu, w pierwszej kolejności, wszelkich zagrożeń dla ludzi, majątku sieciowego i otoczenia. Za organizację tych prac odpowiedzialny jest podmiot kierowania operacyjnego. Ze względu na istotne znaczenie czasu trwania zagrożeń dopuszcza się tu, w uzasadnionych przypadkach, stosowanie rozwiązań prowizorycznych. Nie dotyczy to zagrożeń ekologicznych, które należy eliminować od razu w sposób możliwie skuteczny Dla przyspieszenia i usprawnienia procesu wykonawstwa prac awaryjnych podmiot kierowania operacyjnego zawiera z firmami gwarantującymi wymaganą dyspozycyjność oraz odpowiedni poziom wykonawczy (kwalifikacje i uprawnienia) wieloletnie umowy na gotowość do wykonania tych prac. W uzasadnionych przypadkach zlecenia mogą otrzymywać inni wykonawcy lub też praca będzie wykonywana siłami własnymi Uprawnienia decyzyjne w zakresie wyboru wykonawcy, przygotowania i prowadzenia prac awaryjnych posiada: a) kierownictwo podmiotu kierowania operacyjnego dla prac, których szacunkowy koszt nie przekracza 60 tyś. PLN - dla stacji i 200tyś. PLN - dla linii, b) Kierownik jednostki zarządzania strategicznego bez ograniczeń Niezbędny do wykonania zakres prac, potrzebę wykonania dokumentacji wykonawczej oraz zakres uzgodnień ze stronami trzecimi, ustala zleceniodawca we współpracy z wykonawcą. Pozwala to na zakwalifikowanie zakresu prac do odpowiedniej kategorii: a) kategoria I prace, które od momentu uzgodnienia ich zakresu z wykonawcą do momentu odbioru nie przekroczą 48 godzin (nie wymagają czasochłonnych czynności przygotowawczych), b) kategoria II prace, których wykonanie wymaga czasu dłuższego niż zdefiniowane wyżej 48 godzin lecz nie wymagają sporządzenia dokumentacji wykonawczej, c) kategoria III wszystkie prace, które wymagają sporządzenia dokumentacji wykonawczej Dla prac awaryjnych zaliczonych do II lub III kategorii wykonawca zobowiązany jest przedstawić zleceniodawcy, do zaakceptowania, harmonogram ich realizacji. Harmonogram ten winien zawierać w szczególności: 34

38 I. Część ogólna a) datę rozpoczęcia oraz daty zakończenia poszczególnych etapów i całości prac, b) terminy odbiorów prac ulegających zakryciu, c) terminy dostaw urządzeń i materiałów gwarantowanych przez zleceniodawcę, d) terminy zmian w organizacji miejsca pracy związane np. z koniecznością wyłączenia z pracy dodatkowego elementu sieciowego lub możliwością włączenia do ruchu elementu wyłączonego dla jej wykonania, przed ostatecznym terminem zakończenia robót, e) zakresy i terminy ewentualnych zadań, do realizacji których zobowiązał się zleceniodawca, f) datę i podpis wykonawcy Dla prac awaryjnych zaliczanych do II i III kategorii podmiot kierowania operacyjnego, poza przygotowaniem miejsca pracy zgodnie z dwustronnymi uzgodnieniami oraz Instrukcją bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach elektroenergetycznych w PSE - Operator SA, zobowiązany jest do protokolarnego przekazania miejsca robót wykonawcy. Protokół przekazania miejsca robót wykonawcy winien zawierać w szczególności: a) granice obszaru i wyszczególnienie elementów sieci przekazywanych wykonawcy, b) stan techniczny przekazywanych elementów sieci, c) opis sposobu przygotowania miejsca pracy dla bezpiecznego wykonawstwa robót, d) ewentualne ustalenia dotyczące przewidywanych zmian związanych z przedmiotowym miejscem pracy, e) klauzulę, że przyjęcie miejsca pracy przez wykonawcę wiąże się z przejęciem odpowiedzialności za znajdujące się tam elementy sieci, f) datę i podpisy przedstawicieli stron Wykonawstwo prac awaryjnych musi spełniać warunki podane w punkcie niniejszej Instrukcji. Wymogi formalne są tu związane z procedurą zawarcia umowy o wykonawstwo robót, dokonaniem niezbędnych uzgodnień, opracowaniem harmonogramu i dokumentacji wykonawczej zależnie od ustalonej kategorii prac W przypadkach, gdy odstępstwo od obowiązujących standardów i technologii jest obiektywnie uzasadnione (np. umożliwia znaczące skrócenie czasu trwania awarii) OSP może wyrazić zgodę na zastosowanie rozwiązań zastępczych Nadzór wykonawstwa wszystkich prac awaryjnych sprawuj właściwy terytorialnie podmiot kierowania operacyjnego Komisję odbioru dla prac zakwalifikowanych do kategorii I powołuje zleceniodawca z zastrzeżeniem, że dla robót o wartości przekraczającej 50 tys. PLN wymagane jest zawsze uzgodnienie z OSP udziału jego przedstawicieli w pracach komisji Odbiory prac kategorii II i III odbywają się w trybie obowiązującym dla prac remontowych. 35

39 I. Część ogólna Obowiązek rejestracji w systemie AM informacji o zdarzeniu, jakim jest awaria, spoczywa na personelu służby dyspozytorskiej, na którego zmianie przedmiotowe zdarzenie miało miejsce. Zasady wprowadzania danych do systemu określa tu instrukcja stanowiskowa użytkownika pt. Rejestracja zdarzeń. Rejestracja w systemie informacji o zdarzeniu może automatycznie generować nowe zlecenie pracy. Wypełnienie formatek składających się na to Zlecenie pracy, zgodnie z instrukcją stanowiskową użytkownika pt. Zarządzanie pracami, jest obowiązkiem personelu podmiotu kierowania operacyjnego. 12. Rezerwa awaryjna urządzeń i materiałów 12.1.Gospodarka rezerwą awaryjną Dla zapewnienia sprawnej likwidacji skutków awarii i niesprawności podstawowych elementów stacji i linii utworzona została rezerwa awaryjna kompletnych urządzeń i osprzętu sieciowego. Zakres i ilość niezbędnej rezerwy ustalany jest przez jednostkę realizującą zarządzanie strategiczne, natomiast zarządzanie nią regulują zasady gospodarki aparaturą rezerwową, stanowiącą regulację wewnętrzną jednostki realizującej zarządzani strategiczne. Rezerwa aparatury, w tym rezerwa awaryjna, zlokalizowana jest na obiektach stacyjnych w poszczególnych spółkach eksploatacyjnych i jest ewidencjonowana przez spółkę świadczącą usługę logistyczną dla jednostki zarządzania strategicznego. Wykaz aparatury stanowiącej rezerwę awaryjną jest ogólnodostępny, natomiast decyzja pobrania urządzenia z tej rezerwy podejmowana jest na szczeblu zarządzania strategicznego. Podmioty realizujące kierowanie operacyjne, które w obiektach przez siebie nadzorowanych posiadają aparaturę rezerwową, mają zapewnić działania dla utrzymania tej aparatury w stanie pełnej sprawności technicznej. 13. Dokumentacja 13.1.Dokumentacja prawna stacji obejmuje: a) pozwolenie na budowę i projekty budowlane, b) dokumenty nabycia względnie wywłaszczenia nieruchomości i gruntów, w tym mapy geodezyjne, c) akty notarialne nabycia praw własności i służebności gruntów, d) plan zagospodarowania terenu e) decyzje administracyjne o pozwoleniu na użytkowanie obiektu, o ile były wymagane, f) pozwolenia środowiskowe: wodno-prawne, na odprowadzanie ścieków, wód opadowych i wytwarzania odpadów, g) protokoły komisji odbioru, h) protokoły przekazania środków trwałych na majątek 13.2.Dokumentacja prawna linii zawarta jest w rozdziale 12 części szczegółowych Instrukcji Linie napowietrzne NN oraz Linie kablowe 110 kv Dokumentacją prawną stacji i linii zarządza jednostka realizująca zarządzanie strategiczne. Jest ona odpowiedzialna za kompletność i aktualność dokumentacji. 36

40 I. Część ogólna Podmioty realizujące kierowanie operacyjne powinni posiadać duplikat pełnej dokumentacji prawnej obiektów przez siebie nadzorowanych Dokumentacja techniczna stacji obejmuje: a) projekt techniczny, b) dokumentację techniczno-ruchową urządzeń, c) zakwalifikowania pomieszczeń lub stref zewnętrznych do kategorii zagrożenia wybuchem i niebezpieczeństwa pożarowego Wykaz niezbędnej dokumentacji technicznej dla linii NN zawiera rozdział 12 części szczegółowych Instrukcji Linie napowietrzne NN oraz Linie kablowe 110 kv 13.6.Dokumentacja techniczna powinna być zawsze aktualna i być dostępna na obiekcie oraz w siedzibie podmiotu kierowania operacyjnego. Jest on też zobowiązany do jej aktualizacji oraz wprowadzania niezbędnych korekt/zmian w dokumentacji technicznej usytuowanej w systemie AM Dokumentacja eksploatacyjna stacji obejmuje: a) szczegółowe instrukcje eksploatacji stacji, b) dokumenty przyjęcia do eksploatacji, c) książki eksploatacji stacji, d) protokoły badań, pomiarów i zabiegów eksploatacyjnych, e) oceny stanu technicznego, f) karty oględzin stacji, g) protokoły badań zakłóceń, h) Księgi Obiektów Budowlanych, i) protokoły badań środowiskowych wynikające z otrzymanych pozwoleń, j) dokumenty sprawozdawcze dotyczące ochrony środowiska Wymagana dokumentacja eksploatacyjna linii zawarta jest w rozdziale 12 części szczegółowych Instrukcji Linie napowietrzne NN oraz Linie kablowe 110 kv Dokumentacja eksploatacyjna powinna znajdować się i być dostępną na obiekcie (w przypadku linii w siedzibie spółki realizującej usługę kierowania operacyjnego). Za stan i aktualność dokumentacji eksploatacyjnej odpowiedzialny jest podmiot realizujący kierowanie operacyjne. Jest on także odpowiedzialny za wprowadzenie danych z tej dokumentacji do systemu AM. 14. Ochrona techniczna stacji 14.1.Ochrona przed dostępem osób postronnych Obiekty elektroenergetyczne w sieci przesyłowej zostały zakwalifikowane do II kategorii w zakresie bezpieczeństwa i obronności państwa, stawiając tym samym problem zapewnienia bezpieczeństwa ich pracy oraz ochrony przed dostępem osób postronnych w randze problemów strategicznych. Ranga ta zwiększa się dodatkowo w momencie rozpoczęcia wdrażania programu stacji bezobsługowych. 37

41 I. Część ogólna Wszystkie stacje nowobudowane i modernizowane objęte są w zakresie ochrony standardami zabezpieczenia technicznego i ochrony obiektów elektroenergetycznych zatwierdzonymi przez Operatora Systemu Przesyłowego. Standardy określają następujące grupy zabezpieczeń: a) zabezpieczenia budowlane i mechaniczne (ogrodzenia zewnętrzne i wewnętrzne, bramy ogrodzeniowe, drzwi zewnętrzne i wewnętrzne w budynkach stacyjnych), b) systemy i urządzenia zabezpieczenia technicznego. W ramach tej drugiej grupy w obiektach sieci przesyłowej są instalowane: a) systemy sygnalizacji włamania i napadu (SSWiN) w skład których wchodzą bariery mikrofalowe, centrale alarmowe, czujniki ruchu, bariery podczerwieni i sygnalizatory akustyczne, b) systemy telewizji dozorowej (CCTV) stanowiące źródło identyfikacji wizualnej jako uzupełnienie systemu SSWiN, c) systemy kontroli dostępu (ACC), d) czujniki otwarcia, e) systemy sygnalizacji pożaru (SAP), stosowane we wszystkich pomieszczeniach obiektów stacyjnych. Montaż i obsługę systemów prowadzą wyspecjalizowane w tej dziedzinie firmy, posiadające odpowiednie uprawnienia do tego typu działalności, na podstawie zawartych umów. Podmioty realizujące kierowanie operacyjne są odpowiedzialne za stan instalacji systemów ochrony technicznej obiektu. Sposób postępowania w zakresie eksploatacji systemów ochrony technicznej zawarty jest w szczegółowych instrukcjach eksploatacji stacji. Dla stacji, których współwłaścicielami są spółki dystrybucyjne i przedsiębiorstwa wytwórcze, sposób ochrony technicznej obiektu powinien stanowić przedmiot szczegółowych porozumień Ochrona przeciwpożarowa Wyposażenie obiektów stacyjnych sieci przesyłowej w środki ochrony p. pożarowej reguluje dokument pt. Standardy zabezpieczenia technicznego i ochrony obiektów elektroenergetycznych obowiązujący w PSE-Operator S.A.. Szczegółowe instrukcje eksploatacji stacji określają dla każdej stacji strefy zagrożenia pożarowego, wyposażenie w systemy i sprzęt p. pożarowy oraz podstawowe zasady postępowania w przypadku powstania pożaru. Szczegółowa instrukcja eksploatacji jest dokumentem zobowiązującym wszystkie osoby łącznie z personelem wykonawczym zewnętrznym, przebywających na terenie stacji, do postępowania zgodnie z wymaganiami przepisów bezpieczeństwa przeciwpożarowego. Systemy i zabezpieczenia ochrony przeciwpożarowej muszą być eksploatowane zgodnie z instrukcjami fabrycznymi wytwórców urządzeń i dostawców systemów. Wymóg ten wchodzi w zakres odpowiedzialności podmiotu realizującego kierowanie operacyjne. 15. Wycofywanie urządzeń z eksploatacji Kryteria uznawania składników majątku sieciowego za zbędne 38

42 I. Część ogólna Ogólnymi kryteriami kwalifikacji składników majątku lub ich elementów jako zbędnych są: a) zużycie fizyczne urządzenia, uniemożliwiające bezpieczną jego eksploatację, niezależnie od ponoszonych kosztów eksploatacyjnych i innych obciążeń finansowych i gdy modernizacja jego nie może być brana pod uwagę ze względu na zaistniały postęp techniczny, b) brak możliwości dalszego wykorzystania składnika majątku w sieci przesyłowej, c) kwalifikacja składnika majątku lub jego elementu jako nieprzydatnego w sieci przesyłowej w wyniku podjętej decyzji o modernizacji obiektu, w którym zainstalowany był ten składnik, d) duże koszty utrzymania urządzenia przy minimalnym jego wykorzystaniu, jednocześnie przy istniejącej możliwości substytucji danego składnika majątku Wnioskowanie o celowości wycofywania składnika majątku z eksploatacji Uprawnionymi do składania wniosków o potrzebie wycofania składnika majątku sieciowego są: a) podmiot realizujący kierowanie operacyjne obszarem sieci przesyłowej, b) komórki organizacyjne jednostki zarządzania strategicznego majątkiem sieci przesyłowej. Wnioski z odpowiednim uzasadnieniem (wynikające m. innymi z oceny stanu technicznego), akceptowane przez jednostkę zarządzania strategicznego, rozpatrywane są przez komisję likwidacyjną. Decyzja komisji likwidacyjnej uznająca składnik majątku sieciowego za zbędny uruchamia proces jego fizycznej likwidacji. Fizyczną likwidację składnika majątku organizuje i przeprowadza podmiot realizujący kierowanie operacyjne. Sposób postępowania w całym procesie likwidacji składników majątku sieciowego reguluje Procedura Likwidacji Składników Majątku PSE S.A. oraz Wytyczne dla zasad uznawania składników majątku za zbędne obowiązujące w GK PSE 16. Podstawowe zasady bezpieczeństwa realizacji prac Zasady bezpiecznej organizacji pracy w obiektach elektroenergetycznych sieci przesyłowej zarządzanej przez Operatora Systemu Przesyłowego reguluje Instrukcja bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach elektroenergetycznych w PSE-Operator S.A., która określa: c) podział prac, formy i zasady wydawania poleceń na pracę, d) obowiązki pracowników w zakresie organizacji pracy, e) łączenie funkcji przy pracach na polecenie, f) wystawianie i przekazywanie poleceń, g) rejestrowanie i przechowywanie poleceń, h) czynności przygotowywania miejsca pracy i dopuszczenia do pracy, i) przerwy w pracy i zakończenie prac, j) zasady organizacji pracy obowiązujące wykonawców zewnętrznych, k) wykonywanie czynności łączeniowych, l) podstawowe zasady użytkowania sprzętu ochronnego, 39

43 I. Część ogólna m) zasady postępowania przy ratowaniu porażonych i poparzonych prądem elektrycznym. Uszczegółowienie Instrukcji bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach elektroenergetycznych w PSE-Operator S.A.. stanowią szczegółowe instrukcje eksploatacji obiektów oraz stanowiskowe, uwzględniające indywidualne rozwiązania skutkujące na organizację bezpiecznej pracy. Do bezwzględnego stosowania postanowień Instrukcji bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach elektroenergetycznych w PSE-Operator S.A., zobowiązany jest personel nadzorujący, kierujący i wykonawczy przy eksploatacji obiektów sieci przesyłowej 40

44 I. Część ogólna Firma wykonawcy: str. 1 KARTA OGLĘDZIN STACJI (nazwa stacji) Załącznik nr 1 Nazwisko i imię wykonawcy: Data: Temperatura: Kod stacji wg SKMS: Nr Zlecenia pracy : Pogoda: Lp. Przedmiot oględzin Opis usterki Decyzja nadzoru Usunięcie usterki eksploatacji Data Podpis KZSiL Uwagi: Podpis wykonawcy oględzin: Pieczątka i podpis pracownika nadzoru: 41

45 I. Część ogólna Załącznik nr 1 str. 2 Oględziny stacji obejmowały ocenę: 1) transformatorów wraz z ich wyposażeniem i instalacjami towarzyszącymi (zraszacze, odoliwiacze) ze szczególnym zwróceniem uwagi na dźwięk pracujących transformatorów, poziomy oleju, jego zawilgocenie oraz liczbę zadziałań przełączników zaczepów, 2) aparatury (wyłączniki, odłączniki, uziemniki, przekładniki, ograniczniki przepięć) zainstalowanej w poszczególnych polach rozdzielni ze szczególnym zwróceniem uwagi na poziom lub gęstość czynnika izolującego w tych urządzeniach oraz stany liczników zadziałań, 3) szyn zbiorczych poszczególnych rozdzielni napowietrznych i wnętrzowych (izolacja, przewody, osprzęt), 4) konstrukcji wsporczych, fundamentów, kanałów kablowych i instalacji wodno-kanalizacyjnych, 5) potrzeb własnych prądu przemiennego, 6) potrzeb własnych prądu stałego ze szczególnym zwróceniem uwagi na stan i stopień naładowania baterii akumulatorów, 7) układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji, 8) układów pomiaru energii oraz przyrządów kontrolno-pomiarowych i rejestrujących, 9) instalacji i urządzeń teletechnicznych oraz informatycznych, 10) urządzeń i instalacji sprężonego powietrza, 11) kabli, głowic kablowych oraz izolatorów wsporczych, 12) urządzeń grzewczych, wentylacyjnych, klimatyzacyjnych a także instalacji oświetleniowych, przeciwpożarowych i zabezpieczenia dostępu do obiektu, 13) dróg, przejść, ogrodzeń i zamknięć (szczególnie przy wejściach do pomieszczeń ruchu elektrycznego, 14) tablic i napisów informacyjno-ostrzegawczych, 15) sprzętu ochronnego, 16) terenu stacji, 17) stanu budynków, pomieszczeń i warunków sanitarnych, 18) stanu i kompletności dokumentacji eksploatacyjnej znajdującej się w stacji. Uwaga: Elementy nie objęte oględzinami należy wykreślić z powyższej listy. Na str. 1 Podpis wykonawcy oględzin: niniejszego dokumentu, w kolumnie Przedmiot oględzin, należy wpisywać tylko te elementy stacji, dla których występują usterki

46 Brak znaków drogowych(d), wodnych(w) Obiekty krzyżowane(k) Zagrożenia od drzew(d) Obce elementy(o) Stan zejść OPGW(O), skrzynek łączeniowych (S) Uszkodzenia lub brak tłumików przeciwdrg.(t) Uszkodzenia mostków uziemiających(m) Pęknięcia(P) Rozplecenia(R) Uszkodzenie lub brak ochrony przciwdrg. tłumiki(t), pętle tłum.(p) Obce elementy(e), oznakowanie sygn.(o) Odstępniki w wiązce przesunięte(p), brak(b) Stan osprzętu uchwytów(u), złączek(z) Uszkodz. mostków prąd.(m) Pęknięcia(P) Rozplecenia(R) Wychylenia od normy(w) Stan i kompletność osprzętu(b) Szklana: brak kołpaków(k), uszkodz.(u), Porcelanowa i kompozyt.: zabrudzenia(z) uszkodz.(u), zabrudz.(z) Oświetl. przeszkodowe(p) Obce elementy(o) Gniazda ptasie(g) Brak tablic: fazowych(f), torowych(t), lotniczych(l) Drzewa, krzewy w nogach słupa(d) Braki kątowników(k) Nr i typ słupa / Przęsło I. Część ogólna Firma wykonawcy: str.1 KARTA OBLOTU LINII Załącznik nr 2 Nazwisko i imię wykonawcy: (nazwa linii, napięcie znamionowe i długość) Data oblotu: Kod linii wg SKMS: Nr Zlecenia pracy : Pogoda: Godz. oblotu: Temperatura: Konstrukcje wsporcze Izolacja Przewody robocze Przewody odgromowe Otoczenie linii L. p

47 I. Część ogólna L.p. Nr słupa / Przęsło str. 2 Opis usterek zaznaczonych symbolami na str. 1 Załącznik nr 2 Uwaga: Fakt zauważenia usterki należy odnotować na str.1 wpisując odpowiedni symbol w kolumnie odpowiadającej ocenianemu elementowi linii oraz na str.2 w postaci szczegółowego jej opisu. Podpis wykonawcy oględzin:

48 Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN Zatwierdził: Warszawa, marzec, 2006 r.

49 Zawartość instrukcji I. Część ogólna II. Części szczegółowe II.1. Transformatory i dławiki II.2. Aparatura łączeniowa II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 II.4. Przekładniki II.5. Ograniczniki przepięć II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej II.7. Układy elektroenergetycznej automatyki stacyjnej II.8. Układy i systemy telekomunikacyjne II.9. Układy i urządzenia potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych II.10. Infrastruktura obiektowa II.11. Linie napowietrzne NN II.12. Linie kablowe 110 kv II.13. Ochrona środowiska

50 II. Instrukcja szczegółowa II.1. Transformatory i dławiki Autorzy: mgr inż. Zbigniew Szymański Weryfikacja: prof. dr hab. inż. Szczęsny Kujszczyk mgr inż. Julian Ignaczak mgr inż. Wacław Tomasiak

51 II.1. Transformatory i dławiki Spis treści 1. Informacje ogólne Przeznaczenie instrukcji Przedmiot instrukcji Transformatory nie objęte instrukcją Określenia Dokumenty związane Wymagania dotyczące dokumentacji technicznej i eksploatacyjnej Dokumenty wymagane od wytwórcy Dokumenty wymagane po zakończeniu montażu, przeglądu lub remontu Transformatory rezerwowe Uwagi ogólne Zakres zabiegów konserwacyjnych i badań Zakres zabiegów konserwacyjnych transformatora kompletnie zmontowanego Zakres badań i pomiarów Zabiegi konserwacyjne elementów wyposażenia Ewidencja nieczynnych transformatorów Części zapasowe do transformatorów Magazynowanie części zapasowych Ewidencja części zapasowych Załączenie transformatora Pierwsze włączenie transformatora do sieci Czynności przed włączeniem transformatora do sieci Uruchomienie i sprawdzenie pracy urządzeń chłodzących Załączenie pod napięcie i ruch próbny Załączanie i wyłączanie transformatora podczas jego eksploatacji Badania techniczne transformatorów i dławików Rodzaje badań technicznych Badania odbiorcze nowych transformatorów w zakładach wytwórczych Badania pomontażowe transformatorów Badania okresowe Badania poawaryjne transformatorów Badania odbiorcze transformatorów remontowanych Metody badań technicznych transformatorów i kryteria oceny Oględziny zewnętrzne

52 II.1. Transformatory i dławiki Sprawdzenie przekładni i grupy połączeń Pomiar rezystancji uzwojeń Pomiar prądów magnesujących Sprawdzenie działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów Badanie wskaźników izolacji: rezystancji i współczynnika strat dielektrycznych tg Pomiar napięcia powrotnego (RVM) Pomiar współczynnika dyspersji dielektrycznej C 2 /C Badania oleju Pomiar wyładowań niezupełnych Analiza wibroakustyczna drgań kadzi Gospodarka i eksploatacja oleju transformatorowego Pobieranie próbek oleju Uzdatnianie oleju Wymiana i uzupełnianie oleju w transformatorach eksploatowanych Badania oleju w transformatorze nowym oddawanym do eksploatacji (po montażu) oraz w transformatorze eksploatowanym Obciążalność i przeciążanie transformatorów Informacje ogólne Zasady przeciążania transformatorów Eksploatacja transformatorów ze zdalnym nadzorem Informacje ogólne Struktura i funkcje systemu diagnostyki i monitoringu Postępowanie w czasie zakłóceń w pracy, uszkodzeń i pożaru Postępowanie w przypadkach zakłóceń nie powodujących samoczynnego wyłączenia transformatora Sygnalizacja działania I stopnia przekaźnika Buchholza gazowoprzepływowego Sygnalizacja wzrostu prądu transformatora po stronie GN Sygnalizacja wzrostu temperatury oleju Sygnalizacja niskiego poziomu oleju w konserwatorze transformatora Sygnalizacja zadziałania zaworu odcinającego (SERGI) Sygnalizacja braku przepływu oleju lub pracy wentylatorów Sygnalizacja zaniku napięcia w układzie napędu przełącznika zaczepów Postępowanie w przypadkach samoczynnego wyłączenia transformatora Działanie II stopnia przekaźnika Buchholza gazowo-przepływowego Działanie przekaźnika przepływowego Buchholza podobciążeniowego przełącznika zaczepów Działanie zabezpieczenia różnicowego

53 II.1. Transformatory i dławiki Działanie zabezpieczenia od nadmiernego wzrostu temperatury oleju Postępowanie w przypadku pożaru Ochrona przeciwpożarowa transformatorów Informacje ogólne Ochrona przeciwpożarowa transformatorów Transport i montaż transformatorów Organizacja transportu Przygotowanie transformatora do transportu Transport kolejowy Transport drogowy Kontrola transformatora po transporcie i jego rozładunek Montaż transformatorów Demontaż transformatorów ze stanowiska Kolejność czynności przy demontażu transformatora Wymagania sprzętowe przeprowadzenia demontażu Przekazywanie transformatorów do rewizji, remontów, modernizacji lub złomowania Informacje ogólne Kwalifikowanie transformatorów do rewizji, remontu, modernizacji lub złomowania Likwidacja transformatorów Modernizacja transformatorów Wydłużanie czasu życia transformatora Czynniki ekonomiczne

54 II.1. Transformatory i dławiki 1. Informacje ogólne 1.1. Przeznaczenie instrukcji Instrukcja przeznaczona jest dla personelu prowadzącego i nadzorującego eksploatację transformatorów i dławików olejowych wyszczególnionych w rozdziale Przedmiot instrukcji Przedmiotem instrukcji jest organizacja prac związanych z uruchomieniem i eksploatacją transformatorów i dławików o górnym napięciu znamionowym w przedziale kv oraz wymagania dla prowadzenia ich eksploatacji i wykonawstwa. W dalszych punktach instrukcji,określenia transformator lub jednostka dotyczą również dławików olejowych Transformatory nie objęte instrukcją Instrukcja nie obejmuje transformatorów specjalnych, oraz transformatorów o mocy niższej od 100 MVA i o napięciu 110 kv i poniżej Określenia Określenia używane w niniejszej instrukcji są zdefiniowane w rozdziale 2.4. części ogólnej Instrukcji Dokumenty związane [1] Diagnostyka stanu technicznego transformatorów. Zasady badań i kryteria oceny. Energopomiar Gliwice 1983 [2] PN-EN Transformatory. Wymagania ogólne. [3] PN-EN Transformatory. Przyrosty Temperatur, kwiecień [4] PN EN Transformatory. Poziomy izolacji, próby wytrzymałości elektrycznej i zewnętrzne odstępy izolacyjne w powietrzu. [5] PN-EN Transformatory. Wytrzymałość zwarciowa. [6] PN-IEC Transformatory. Przewodnik stosowania. [7] PN-EN Transformatory Część 10, Wyznaczanie poziomów dźwięku sierpień [8] PN-IEC Przewodnik obciążenia transformatorów olejowych. [9] PN-EN 60551:2000 Wyznaczanie poziomów dźwięku transformatorów i dławików. [10] PN-IEC 815:1998 Wytyczne doboru izolatorów do warunków zabrudzeniowych. [11] PN 60137:2000 Izolatory przepustowe na napięcie przemienne powyżej 1kV. [12] IEC Instrument transformers. Part. 1 Current transformers. [13] PN-EN :2001 Transformatory. Podobciążeniowe przełączniki 6

55 II.1. Transformatory i dławiki zaczepów [14] PN-EN 60296:2005 Płyny do zastosowań elektrotechnicznych Świeże mineralne oleje izolacyjne do transformatorów I aparatury łączeniowej. [15] PN-IEC A1:1997 Transformatory, Przewodnik stosowania obciążeniowych przełączników zaczepów [16] IEC Determination of transformer and reactor sound level. [17] PN-EN 60567:2002 Wytyczne do pobierania próbek gazu i oleju z urządzeń elektrycznych olejowych oraz analizy gazów wolnych I rozpuszczonych [18] PN-EN 60599:2002 Urządzenia elektryczne izolowane olejami mineralnymi w eksploatacji, Wytyczne interpretowania analizy gazów wolnych i rozpuszczonych [19] PN-81/E-04070/03 Transformatory. Metody badań. Pomiar wskaźników izolacji. [20] PN-IEC76-2:1998 Transformatory. Przyrosty temperatury. [21] PN-IEC997 Oznaczenie zawartości polichlorowanych bifenyli (PCB) w olejach elektroizolacyjnych metodą chromatografii gazowej (GC) [22] IEC 1181: Impregnated insulating materials Application of dissolved gas analysis (DGA) to factory tests on electrical equipment [23] IEC 60422: Mineral insulating oils in electrical equipment- Supervision and maintenance guidance 2. Wymagania dotyczące dokumentacji technicznej i eksploatacyjnej 2.1. Dokumenty wymagane od wytwórcy Dokumentacja techniczna dostarczana przez wytwórcę transformatora zawiera: a) kartę prób fabrycznych transformatora, b) atesty elementów wyposażenia transformatora, c) dokumentację techniczno ruchową transformatora, d) instrukcję obsługi szafy sterowniczej, e) instrukcję obsługi systemu monitoringu, jeżeli dostarczany jest on razem z transformatorem, f) instrukcję obsługi mierników temperatury oleju, uzwojeń i gazów rozpuszczonych w oleju, g) instrukcje obsługi innych urządzeń zainstalowanych w transformatorze oraz szafie sterowniczej w tym również szafy napędu przełącznika. h) schematy szafy sterowniczej, obwodów zabezpieczeń i systemu monitoringu Dokumenty wymagane po zakończeniu montażu, przeglądu lub remontu Dokumentacja po wykonaniu montażu, przeglądu, remontu transformatora, stanowiąca element jego dokumentacji eksploatacyjnej zawiera: i) protokóły z badań pomontażowych, j) protokół z zakończenia montażu i sprawdzenia elementów sterowania i kontroli, k) oświadczenie wykonawcy montażu o gotowości transformatora do podania napięcia. Wyniki pomiarów zawarte w karcie prób fabrycznych z rozdziału 2.1. oraz z badań 7

56 II.1. Transformatory i dławiki pomontażowych należy rejestrować w systemie AM. 3. Transformatory rezerwowe 3.1. Uwagi ogólne Transformatory rezerwowe dzielą się na dwie grupy: a) transformatory z rezerwy ruchowej. b) transformatory z rezerwy magazynowej. Transformatory z rezerwy ruchowej powinny być magazynowane w stanie kompletnie zmontowanym. Transformatory z tej grupy podlegają badaniom jak transformatory z eksploatacji. Transformatory z rezerwy magazynowej mogą być przechowywane w stanie częściowo zmontowanym, przy czym transformator bez oleju (napełniony azotem) musi mieć kontrolowaną wartość nadciśnienia azotu. Nie dopuszcza się magazynowania transformatorów w azocie dłużej niż trzy miesiące. Wyniki kontroli nadciśnienia azotu powinny być notowane w książce eksploatacji stacji, w której jest magazynowana. Transformator napełniony olejem powinien być poddawany oględzinom w ramach wykonywanych oględzin stacji. W przypadku wystąpienia przecieków oleju należy je zlikwidować. Transformator może być magazynowany przez trzy miesiące od chwili dostawy. Dłuższe magazynowanie wymaga zainstalowania konserwatora wyposażonego w membranę lub worek. Transformatory z rezerwy podlegają okresowej kontroli w celu sprawdzenia ich stanu technicznego. Wyposażenie transformatorów z rezerwy magazynowej należy przechowywać zgodnie z wymaganiami podanymi w fabrycznych DTR Zakres zabiegów konserwacyjnych i badań Zakres zabiegów konserwacyjnych i badań uzależniony jest od stopnia zaawansowania montażu. Rozróżnia się transformatory kompletnie i częściowo zmontowane. Transformatory kompletnie zmontowane należy konserwować jak transformatory znajdujące się w ruchu. Transformatory częściowo zmontowane w celu dostosowania do wymogów transportowych, wymagają przeprowadzenia zabiegów konserwacyjnych odrębnie - kadzi i elementów wyposażenia Zakres zabiegów konserwacyjnych transformatora kompletnie zmontowanego Zakres zabiegów konserwacyjnych transformatora kompletnie zmontowanego obejmuje: a) kontrolę pracy wszystkich chłodnic i ew. ich zanieczyszczenia zewnętrznego oraz sprawdzenie stanu wentylatorów układu chłodzenia. b) sprawdzenie ewentualnego występowania usterek zewnętrznych takich jak wycieki oleju i ślady korozji, 8

57 II.1. Transformatory i dławiki c) sprawdzenie stanu silikażelu. W przypadku stwierdzenia odbarwienia w 2/3 wysokości pojemnika - silikażel należy wymienić Zakres badań i pomiarów Zakres badań i pomiarów obejmuje: a) oględziny transformatora, które należy przeprowadzać w ramach oględzin stacji nie rzadziej niż raz na dwa lata b) badania stanu izolacji uzwojeń (jeśli są zamontowane izolatory przepustowe) nie rzadziej niż co dwa lata c) badana właściwości izolacyjnych oleju wykonywane nie rzadziej niż 2 lata Zabiegi konserwacyjne elementów wyposażenia Zakres zabiegów konserwacyjnych elementów wyposażenia obejmuje: a) chłodnice oraz radiatory, które powinny być wypełnione olejem w ilości 2/3 całkowitej objętości. b) izolatory które muszą być zabezpieczone przed zawilgoceniem i przechowywane w suchych pomieszczeniach oraz dodatkowo opakowane c) elementy nie pokryte lakierem (tabliczki znamionowe, schematowe i informacyjne oraz elementy metalowe izolatorów przepustowych) należy pokryć smarem ochronnym 3.3. Ewidencja nieczynnych transformatorów Każdy nieczynny transformator powinien mieć prowadzoną dokumentację techniczną i eksploatacyjną tak jak transformator znajdujący się w ruchu. Powinna ona zawierać: a) podstawowe dane techniczne (najlepiej kartę prób fabrycznych), b) historię pracy transformatora, zawierającą ważniejsze zabiegi oraz remonty, c) szczegółowe dane techniczne urządzeń zewnętrznych, d) wyniki pomiarów stanu izolacji uzwojeń oraz oleju. Badania i diagnostykę należy prowadzić tak jak dla transformatorów znajdujących się w ruchu Części zapasowe do transformatorów Części zapasowe dla eksploatowanych transformatorów powinny być zapewnione przez Operatora Systemu Przesyłowego i podmiot świadczący usługi. Operator Systemu Przesyłowego zapewnia dostawę: a) izolatorów b) chłodnic c) podobciążeniowych przełączników zaczepów d) innych elementów wyposażenia, uzgodnionych z placówką usługową. Podmiot świadczący usługi zapewnia: a) sprężyny, styki główne i pomocnicze oraz elementy napędu podobciążeniowych przełączników zaczepów, b) typowe uszczelki oraz materiał na uszczelki, c) wentylatory, pompy oleju, 9

58 II.1. Transformatory i dławiki d) odwilżacze, silikażel, e) zawory, f) termometry, manometry, olejowskazy, itp. Obowiązek zapewnienia części zapasowych wynikać powinien z zawartych umów na świadczenie w/w usług Magazynowanie części zapasowych W przypadku przechowywania części zapasowych na terenie obiektów stacyjnych, prawidłowe ich magazynowanie jest podstawowym warunkiem utrzymania należytego stanu technicznego. Wymaga to zapewnienia suchych pomieszczeń. Ewentualne przeglądy części zapasowych powinny być przeprowadzane zgodnie z fabrycznymi instrukcjami Ewidencja części zapasowych Ewidencja części zapasowych musi zawierać szczegółowe dane identyfikacyjne. Obok podstawowych parametrów elektrycznych (napięcie, prąd) niezbędne jest podawanie wymiarów konstrukcyjnych. Odnosi się to szczególnie do izolatorów przepustowych w przypadku których, obok danych dotyczących części czynnych (długości, średnic), istotne są dane dotyczące elementów mocujących (np. rozstaw otworów na śruby łączące). Wynika to z dużej różnorodności stosowanych izolatorów, a także częstych (choć drobnych) zmian wprowadzanych przez tego samego wytwórcę. Osobną grupę części zapasowych stanowią przydatne elementy transformatorów złomowanych. Ich wartość polega na tym, że pochodzą najczęściej z jednostek o długim okresie eksploatacji, a więc już nie produkowanych. Odzyskane z nich części mogą być użyte jako zamienniki w analogicznych transformatorach. Części te należy magazynować i ewidencjonować w sposób identyczny jak nowe części zapasowe. Ewidencję części zapasowych prowadzi podmiot świadczący usługi logistyczne; należy prowadzić dokumentację w formie fotograficznej (zdjęć cyfrowych) 4. Załączenie transformatora 4.1. Pierwsze włączenie transformatora do sieci. Pierwsze włączenie transformatora do sieci powinno odbywać się komisyjnie na podstawie programu zatwierdzonego przez jednostkę zarządzającą strategicznym majątkiem sieci przesyłowej oraz, na życzenie, odpowiednio wytwórcy lub zakładu remontowego - w obecności przedstawiciela w/w przedsiębiorstw. Procedura włączania transformatora powinna uwzględniać zalecenia zamieszczone w DTR transformatora. 10

59 II.1. Transformatory i dławiki Czynności przed włączeniem transformatora do sieci. Przed pierwszym włączeniem do sieci transformatora nowego, po remoncie względnie z rezerwy magazynowej do sieci należy: a) sprawdzić zgodność tabliczki znamionowej z protokołem prób fabrycznych, b) potwierdzić zakończenie montażu transformatora i wszystkich urządzeń z nim związanych, c) sprawdzić poprawność montażu transformatora, d) sprawdzić wyniki badań pomontażowych. e) sprawdzić wyniki pomiarów kontrolnych urządzeń zabezpieczających, pomiarowych i sterowniczych związanych z transformatorem, f) sprawdzić uziemienie transformatora, g) dokonać odpowietrzenia transformatora (izolatory przepustowe, przekaźniki Buchholza gazowo-przepływowe i przepływowe, przełącznik zaczepów), h) wykonać próby działania napędu podobciążeniowego przełącznika zaczepów, najpierw ręcznie a następnie automatycznie z nastawni i szafy sterowniczej. Próby przeprowadzić w całym zakresie regulacji zwracając uwagę na zgodność odwzorowania pozycji w głowicy i napędzie oraz prawidłowość funkcjonowania blokad w skrajnych położeniach, i) sprawdzić działanie wentylatorów oraz pomp olejowych zwracając uwagę na właściwy kierunek obrotów, j) sprawdzić działanie termometrów, k) przeprowadzić kontrolny pomiar rezystancji izolacji transformatora łącznie z kablami i szynami lecz przy odłączonych punktach gwiazdowych i przekładnikach napięciowych celem upewnienia się, że w układzie nie ma zwarć z ziemią; dokładność pomiaru w tym przypadku nie ma istotnego znaczenia, l) przeprowadzić próby funkcjonalne układów sterowania, sygnalizacji rejestracji zakłóceń oraz zabezpieczeń transformatora w zakresie: obwodów prądowych z zabezpieczeniami różnicowymi i nadprądowymi, obwodów pomiaru i sygnalizacji temperatury, obwodów przekaźników Buchholza gazowo przepływowych i przepływowych, obwodów sygnalizacji poziomu oleju, obwodów sygnalizacji położenia zaworów bezpieczeństwa, obwodu sygnalizacji położenia zaworu odcinającego, zabezpieczeń przeciwpożarowych. m) przeprowadzić próby działania układów sterowania, sygnalizacji aparatury łączeniowej w stacji w polach transformatora Uruchomienie i sprawdzenie pracy urządzeń chłodzących Sprawdzenie urządzeń chłodzących należy wykonać przed podaniem napięcia na transformator. Załączenie układu chłodzenia odbywa się automatycznie lub ręcznie. Przygotowanie układu chłodzenia do jego załączenia obejmuje: a) sprawdzenie otwarcia wszystkich zaworów i zastawek, b) odpowietrzenie układu chłodzenia wraz z rurami układu chłodzenia, c) ręczne załączenie kolejno wszystkich grup układu chłodzenia i pomp, d) sprawdzenie kolejno wszystkich pomp i wentylatorów 11

60 II.1. Transformatory i dławiki (właściwy kierunek obrotów, brak szumów hydraulicznych), e) załączenie kolejno wszystkich pomp i wentylatorów. Podczas łączenia należy zwrócić uwagę na kierunek wirowania pomp i wentylatorów, a także na prawidłowość działania wskaźników przepływu oleju. Powtórzyć próbę łączenia kilkakrotnie, f) przeprowadzenie próby zdalnego uruchomienia grup układu chłodzenia, np. z nastawni, g) przeprowadzenie próby uruchomienia grup układu chłodzenia poprzez symulację nastawień urządzeń sterujących układem chłodzenia, h) nastawienie odpowiednich wartości temperatur w urządzeniu sterującym poszczególnymi grupami układu chłodzenia wg zaleceń producenta transformatora, i) ustawienie sygnalizacji zabezpieczeń przed nadmiernym wzrostem temperatury oleju oraz temperatury uzwojeń (tam gdzie takie zabezpieczenia zastosowano) w transformatorze wg zaleceń producenta, j) przeprowadzenie ruchu próbnego pomp i wentylatorów zgodnie z DTR, k) przed załączeniem transformatora uruchomienie pomp na okres 1 2 godzin Załączenie pod napięcie i ruch próbny Po zakończeniu, z wynikiem pozytywnym, prac przygotowawczych wykonanych wg p można przystąpić do włączenia transformatora pod napięcie. Pierwsze załączenie transformatora powinno odbywać się zgodnie z zatwierdzonym programem uruchomienia. Jeżeli nie uzgodniono inaczej z wytwórcą, prace związane z załączeniem pod napięcie i ruchem próbnym powinny przebiegać następująco: a) dwukrotnie załączyć transformator w stanie jałowym. Podczas próbnego załączania transformatora zabrania się przebywania ludzi w jego pobliżu. b) Po każdym załączeniu należy wykonać oględziny zewnętrzne i osłuchiwać transformator przy wyłączonych wentylatorach, ale pracujących pompach (dla transformatorów wyposażonych w pompy) co najmniej I grupy. c) Przeprowadzić próbę stanu jałowego przy podwyższonym napięciu do 1,1U n w czasie 1 2 godzin. Transformator należy osłuchiwać w czasie próby. d) Przeprowadzić próby działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów zakresie możliwym zakresie regulacji. W czasie tej próby napięcie na zaciskach transformatora na dowolnym uzwojeniu nie może przekroczyć 1,1 U n. e) Transformator poddać ruchowi próbnemu pod obciążeniem w czasie 36 godzin o ile wytwórca transformatora nie wymaga inaczej e) Podczas ruchu próbnego należy: - dokonywać częstych oględzin transformatora (nie rzadziej niż co 2 godziny), - rejestrować temperatury oleju, wskazania urządzeń sygnalizacji i sterowania zainstalowanych na transformatorze i w szafie sterowniczej oraz obserwować pracę elementów układu chłodzenia, - wykonać próby działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów w możliwym zakresie regulacji (napięcie na zaciskach transformatora na dowolnym uzwojeniu nie może przekroczyć 1,1 U n ). 12

61 II.1. Transformatory i dławiki f) Po zakończeniu ruchu próbnego z wynikiem pozytywnym transformator przekazać do eksploatacji Załączanie i wyłączanie transformatora podczas jego eksploatacji Transformator można włączyć do sieci bez poddawania go badaniom kontrolnym jeżeli przerwa w jego pracy nie była dłuższa niż sześć tygodni oraz podczas przerwy nie wykonywano żadnych prac mogących mieć wpływ na pogorszenie się jego stanu technicznego. Każda dłuższa przerwa w pracy lub wykonanie w trakcie przerwy (bez względu na długość jej trwania), czynności mogących spowodować pogorszenie się stanu technicznego transformatora wymaga przeprowadzenia oględzin i wykonania badań kontrolnych przed włączeniem transformatora do sieci. 5. Badania techniczne transformatorów i dławików 5.1. Rodzaje badań technicznych Ze względu na miejsce i czas wykonywania rozróżnia się badania: a) odbiorcze wykonywane na nowych transformatorach w zakładach wytwórczych, b) pomontażowe wykonywane w miejscu ich zainstalowania, c) okresowe wykonywane okresowo w eksploatacji, d) poawaryjne wykonywane na transformatorach po awarii, e) kontrolne nie wymienione w punktach (a d) Badania odbiorcze nowych transformatorów w zakładach wytwórczych Zakres badań obejmuje pomiary określone normami przytoczonymi w kontrakcie oraz wymaganiami dodatkowymi ustalonymi pomiędzy wytwórcą transformatora i zamawiającym. Zakres badań oleju pobranego przy próbie odbiorczej transformatora u producenta podano w normie IEC 1181:11993 Wymagania dotyczące wyników badań są przedmiotem uzgodnień pomiędzy dostawca i odbiorcą. Zaleca się wykonywanie badań odpowiedzi częstotliwościowej uzwojeń (SFRA). Wyniki tych badań stanowią punkt odniesienia do późniejszych pomiarów stanu mechanicznego uzwojeń po transporcie jednostki na miejsce zainstalowania oraz w czasie eksploatacji Badania pomontażowe transformatorów Badania pomontażowe wykonywane są na wszystkich transformatorach po ich montażu na stanowisku pracy. Celem tych badań jest stwierdzenie gotowości transformatora do eksploatacji po jego magazynowaniu i transporcie oraz - po wykonanych pracach montażowych, Zakres pomiarów i prób pomontażowych powinien obejmować: 13

62 II.1. Transformatory i dławiki a) oględziny zewnętrzne, b) pomiar przekładni i sprawdzenie grupy połączeń, c) pomiar rezystancji uzwojeń, d) sprawdzenie przełącznika zaczepów, e) pomiar rezystancji izolacji uzwojeń, f) pomiar pojemności izolacji uzwojeń i współczynnika strat dielektrycznych, g) pomiar prądów magnesujących, h) pomiar stanu mechanicznego uzwojeń metodą analizy odpowiedzi częstotliwościowej SFRA, i) badanie oleju tj.: sprawdzenie jego właściwości fizyko-chemicznych i elektrycznych, analiza gazów rozpuszczonych w oleju oraz pomiar związków furanu. Uwaga: Wyniki badania oleju stanowią punkt odniesienia do późniejszych badań eksploatacyjnych; odcisk palca ( ang. finger print ). j) pomiar pojemności i współczynnika strat dielektrycznych izolatorów przepustowych, k) pomiar rezystancji izolacji rdzenia, l) sprawdzenie ochrony przeciwporażeniowej szaf sterowniczych, m) sprawdzenie wyposażenia, n) sprawdzenie odpowietrzenia transformatora, o) sprawdzenie przekładników prądowych, p) sprawdzenie poprawności przesyłu sygnałów z transformatora Badania okresowe Celem badań okresowych jest kontrola stanu technicznego transformatorów w eksploatacji w celu określenia ich przydatności do dalszej eksploatacji. Program badań jest zróżnicowany przez tzw. diagnostykę trójstopniową, polegającą na wykorzystaniu głównie metod badań diagnostycznych niewymagających wyłączenia transformatora z sieci, a umożliwiających wykrycie jego uszkodzeń wewnętrznych we wczesnych fazach rozwoju. Program badań okresowych transformatorów wyróżnia: Stopień I - badania podstawowe. Wykonywane są co rok. Oparte są głównie na badaniach niewymagających wyłączenia transformatora z sieci. Stopień II - badania specjalistyczne. Ich wykonanie przewiduje się jedynie w przypadku negatywnych wyników badań stopnia I lub występowania anomalii w eksploatacji. Program badań ustala się indywidualnie w zależności od potrzeb. Oparty jest zarówno na badaniach niewymagających wyłączenia transformatora z sieci, jak i wykonywanych po jego wyłączeniu. Stopień III - badania okresowe. Ich celem jest wykrycie wszystkich zagrożeń transformatorów, zwłaszcza wad ukrytych, które nie zostały ujawnione podczas badań stopnia I. Badania te wykonuje się na wyłączonym z pracy transformatorze co osiem lat. Zakres pomiarów i badań okresowych transformatorów oraz wymagania techniczne i terminy wykonania umieszczono w tabeli 5.1. A/ Badanie odnoszące się do transformatorów produkowanych do 2004 r włącznie 14

63 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.1. Zakres pomiarów i badań okresowych oraz przyjęte wymagania techniczne STOPIEŃ I Badania podstawowe - wykonywane bez wyłączenia transformatora z sieci: Termin Rodzaj pomiarów Wymagania techniczne wykonania i badań okresowych Oględziny zewnętrzne Badanie właściwości oleju: Wygląd Analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) temperatura zapłonu zawartość wody określona met. K. Fischera ( mg H2O /kg oleju ] ( skorygowana do równoważnej wartości przy 20 o C) 1/ napięcie przebicia liczba kwasowa współczynnik strat dielektrycznych tg temp C w rezystywność w temp C napięcie powierzchniowe poprawny stan transformatora i osprzętu; klarowny, brak wody wydzielonej i stałych ciał obcych; - patrz tabela powyżej C; niższa od 30 ppm dla transformatorów na napięcie 400 kv oraz niższa od 35 ppm dla pozostałych; powyżej 50 kv dla transformatorów na napięcie 400 kv i powyżej 45 kv dla pozostałych przy odchyleniu standardowym mniejszym niż 20 %; mniejsza niż 0,15 mgkoh/g; poniżej 0,06 dla transformatorów na napięcie 400 kv i poniżej 0,08 dla pozostałych; powyżej 5x10 10 m dla transformatorów na napięcie 400 kv i powyżej 1x10 10 m dla pozostałych; powyżej 22 mn/m dla transformatorów na napięcie 400 kv i powyżej 20 mn/m dla pozostałych. Co najmniej raz w roku Wymagana zgodność z tabelą DGA ( 5.2) Dla transformatorów wyposażonych w stały monitoring wodoru i wody dopuszcza się badanie oleju co dwa lata 15

64 II.1. Transformatory i dławiki 1/ Gdy olej pobierany jest z nagrzanego transformatora, przy temperaturze o C to zmierzona zawartość wody rozpuszczonej w mg/kg powinna być skorygowana zanim będzie porównywana z podaną w tablicy. Korygować należy posługując się wzorem W 20stC = f x w ts gdzie : f = 2,24 exp ( -0,4 ts), W 20stC koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy 20 o C f współczynnik korelacyjny w ts koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy temperaturze ts górnej warstwy oleju w kadzi transformatora podczas pobierania próbki Uwaga : Należy uwzględnić sugestie podawane przez wdrożone oprogramowanie diagnostyczne STOPIEŃ II Badania specjalistyczne Rodzaj pomiarów i badań okresowych Wymagania techniczne 1. Wykonywane bez wyłączenia transformatora z sieci Pomiar wyładowań niezupełnych metodą akustyczną; Analiza wibroakustyczna; Badania termowizyjne; Badania zawartości związków furanu poziom wyładowań poniżej 3000 pc, lokalizacja miejsca występowania; brak składowych drgań świadczących o uszkodzeniu rdzenia; brak anomalii temperaturowych mogących wpłynąć na niezawodność eksploatacyjną; zawartość związków furanu rozpuszczonych w oleju nie wskazująca na nadmierny rozkład izolacji papierowej 2. Wykonywane na wyłączonym transformatorze: Termin wykonania Uwagi Wykonywane w przypadku negatywnych wyników badań podstawowych dla wyjaśnienia stwierdzonych anomalii. Zakres badań i pomiarów oraz ich terminy ustala się indywidualnie. 16

65 II.1. Transformatory i dławiki Badanie podobciążeniowego przełącznika zaczepów; Badanie stanu mechanicznego uzwojeń; Badania i pomiary bezpośrednie np. RVM lub C 2/ C 50 na podstawie komputerowej rejestracji i analizy procesu przełączania; brak przebiegów świadczących o mechanicznym odkształceniu uzwojeń; zakres pomiarów wg potrzeb. Badania podobciążeniowego przełącznika zaczepów (jeżeli instrukcje producentów nie stanowią inaczej)co 3 lata lub 15 tys. przełączeń STOPIEŃ III Badania okresowe Rodzaj pomiarów i badań okresowych. Pomiar rezystancji izolacji; Pomiar współczynnika stratności tg uzwojeń; Pomiar pojemności i współczynnika stratności izolatorów przepustowych; Pomiar rezystancji uzwojeń; Pomiar prądów magnesujących Pomiar rezystancji izolacji rdzenia i belek Wymagania techniczne rezystancja izolacji przy temperaturze 30 0 C powinna w układzie doziemnym być wyższa niż (1/C)x1000 M a między uzwojeniami nie mniejsza niż (5/C)x1000 M gdzie C - pojemność układu w nf; poniżej 0,05 dla transformatorów na napięcie 400 kv i 0,08 dla pozostałych w temp C; <0,7% dla izolatorów z izolacją miękką; <1,5% dla izolatorów z izolacją twardą; różnice pomiędzy fazami nie więcej niż 3% od wartości średniej i 5% od wartości fabrycznych; odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu transformatora do eksploatacji. Według wymagań producenta Termin wykonania. Uwagi Co najmniej raz na 8 lat 17

66 II.1. Transformatory i dławiki B/ Analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) Tabela 5.2 Graniczne stężenie gazów w zależności od poziomu/ stanu transformatora wyrażonego sumaryczną zawartością gazów palnych Poziom/stan 1 normalny 2 ostrzegawczy 3 alarmowy 4 awaryjny Wodór H 2 Maksymalne stężenie gazów na danym poziomie[ppm] Metan CH 4 Etan C 2 H 6 Etylen C 2 H 4 Acetylen C 2 H 2 Tlenek Węgla CO Dwutl. Węgla CO 2 Suma gazów palnych powyżej Tabela 5.3 Zalecane częstości dokonywania pomiarów DGA w zależności od poziomu sumarycznej zawartości gazów palnych(sp) oraz tempa jego narastania Poziom/stan Tempo narastania ppm/miesiąc 1 normalny SP 1000ppm 2 ostrzegawczy SP= ppm 3 alarmowy SP= ppm 4 awaryjny SP 5000ppm Proponowana częstość wykonywania pomiarów <30 Co dwa lata Co rok >100 Co 6 miesięcy <30 Co dwa lata Co rok >100 Co 6 miesięcy <30 Co 6 miesięcy Co 6 miesięcy >100 Co 3 miesiące <30 Co 3 miesiące Co 2 miesiące >100 Co 1miesiąc 18

67 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.4 Wartości liczbowe stosunków koncentracji węglowodorów Kryteria określające temperaturę przegrzania wg IEC Publ Stosunki gazów charakterystyczny ch Wartości liczbowe stosunków koncentracji dla temperatur ( ) o C ( ) o powyżej C 700 o C C 2 H 4 /C 2 H 6 < > 4 dodatkowo stosowane w Energopomiarze C 3 H 6 /C 3 H 8 < > 6 C 2 H 4 /C 3 H 8 < > 15 C/ Badania oleju wchodzące w zakres I i II stopnia badań okresowych transformatorów dużej mocy instalowanych od 2005r włącznie ( bez wyłączania transformatora z ruchu) Poniżej przedstawiona klasyfikacja oraz wymagania dotyczące stanu oleju są zgodne z normą IEC 60422: Program badań wyróżnia następujące 3 grupy pomiarów a mianowicie : Grupa I- Badania podstawowe. Obejmują one wielkości stanowiące podstawowe wskaźniki zmian jakości oleju, jakie występują w warunkach eksploatacji. Grupa II- Badania uzupełniające. Wykonywane w przypadku potrzeby uzupełnienia zakresu informacji uzyskanych w badaniach wymienionych w grupie I ( np. negatywnego wyniku jednego z pomiarów). Grupa III- Badania dodatkowe. Wykonywane w szczególnych przypadkach, wymienionych w uwagach. 19

68 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.5 Podział pomiarów i badań na poszczególne grupy Lp. Właściwość Metoda pomiaru Grupa I 1 Kolor i klarowność ISO Napięcie przebicia IEC Zawartość wody IEC Kwasowość IEC Współczynnik strat dielektrycznych lub IEC rezystywność 6 Zawartość inhibitora 1/ IEC Grupa II 7 Obecność osadów 2/ Zał.C IEC Napięcie powierzchniowe 2/ ASTM D971-99a 9 Obecność cząstek stałych (liczba) IEC Grupa III 10 Stabilność oksydacyjna 2/ IEC Punkt zapłonu 3/ ISO Kompatybilność IEC (współzgodność z innymi gatunkami oleju 4/ ) 13 Punkt krzepnięcia 5/ ISO Gęstość 5/ ISO Lepkość 5/ ISO Zawartość dwufenyli (PCB) 6/ IEC Zawartość siarki 7/ BS 2000 part 3 lub ISO / dotyczy tylko olejów inhibitowanych 2/ przy zaawansowanym stopniu zestarzenia oleju ( gdy liczba kwasowa Lk > 0.1 mg KOH/g), gdy zachodzi obawa wytracania się osadu 3/ gdy określona metodą DGA, suma gazów palnych rozpuszczonych w oleju przekroczy wartość graniczną 4/ gdy zachodzi konieczność dolania oleju innego gatunku i pochodzenia aniżeli znajdujący się w transformatorze 5/ w przypadku podejrzenia, iż wytrącił się osad 6/ po upływie 1 tygodnia od chwili napełnienia transformatora; po zabiegu uzdatniania oleju oraz przed jego przekazaniem do utylizacji 7/ w przypadku podejrzeń wystąpienia przegrzań miejscowych ( szczególnie w torze prądowym) o temperaturze przekraczającej 300 o C... 20

69 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.6.Grupa I Badania podstawowe. Wartości graniczne i zalecane postępowanie Lp. Właściwość Wartości graniczne : Dobra Średnia Ostrzegawcza 1 Barwa i klarowność 1/ 2 Napięcie przebicia [kv] 3 Zawartość wody 2/ ( mg H2O /kg oleju ] ( skorygowana do równoważnej wartości przy 20 o C) 4 Kwasowość [ mg KOH /g oleju ] Zalecane postępowanie W zależności od Klarowny, Ciemny wyników dalszych czysty i/lub mętny badań > < 50 Dobre: kontynuować Gwiazdowe, normalną kontrolę podobciążeniowe przełączniki Średnie: zwiększyć zaczepów...< 25 częstotliwość kontroli Fazowe, podobciążeniowe oraz sprawdzać przełączniki pozostałe wskaźniki..< 40 Ostrzegawcza: olej po uzdatnieniu lub ze względów ekonomicznych zaleca się wymienić. < > 10 Dobra: kontynuować normalną kontrolę Średnia : Częściej mierzyć; kontrolować również pozostałe wskaźniki Ostrzegawcza: skontrolować źródło obecności wody, uzdatnić olej lub go wymienić 3/. <0,10 0,10-0,15 >0,15 Dobra: kontynuacja rutynowych badań Średnia : zwiększyć częstość badań łącznie z pomiarami tg Ostrzegawcza : olej poddać regeneracji wg wskazówek producenta lub wymienić 21

70 II.1. Transformatory i dławiki 5 Współczynnik strat <0,10 0,10-0,20 >0,20 Dobry : normalna dielektrycznych, tg ð kontynuacja pomiarów przy Hz i Średni: pomiary 90 o C częstsze wraz z pozostałymi Ostrzegawczy : regeneracja oleju lub jego wymiana, o ile proces uzdatniania nie przyniesie poprawy Odnieść do doświadczeń producenta 22

71 II.1. Transformatory i dławiki Uwagi : Ad 1/ Ciemny kolor jest symptomem zanieczyszczenia o charakterze chemicznym lub zaawansowanego starzenia, Zmętnienie wskazuje na dużą zawartość wody ad 2/ Przyczynami obniżenia napięcia przebicia mogą być : obecność dużej ilości gazów (palnych) rozpuszczonych w oleju, obecność cząstek stałych, zawilgocenie. W przypadku nieopłacalności stosowania zabiegów uzdatniania lub regeneracji olej należy wymienić. Ad 3/ Gdy olej pobierany jest z nagrzanego transformatora, przy temperaturze o C to zmierzona zawartość wody rozpuszczonej w mg/kg powinna być skorygowana zanim będzie porównywana z podaną w tablicy. Korygować należy posługując się wzorem : W 20stC = f x w ts gdzie : f = 2,24 exp ( -0,4 ts), W 20stC koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy 20 o C f współczynnik korelacyjny w ts koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy temperaturze ts górnej warstwy oleju w kadzi transformatora podczas pobierania próbki Wyznaczanie współczynnika k patrz tabela 5.6.a, rys. 1. Poziom zawilgocenia izolacji celulozowej, a w szczególności izolacji zwojowej, decyduje o ilości wody rozpuszczonej w oleju. Zaleca się utrzymanie stanu zawilgocenia izolacji celulozowej na poziomie nie przekraczającym 2%, Taki poziom gwarantuje możliwość długotrwałego cyklicznego obciążenia ( wg PN- IEC ) bez obawy wystąpienia zjawiska bąblowania pary wodnej z izolacji zwojowej w otoczeniu najgorętszego miejsca uzwojenia. Poziom 2%, ponadto, minimalizuje prawdopodobieństwo wykroplenie się wody rozpuszczonej w oleju w przypadkach nagłego schłodzenia powierzchni radiatorów oraz w przypadku gdy temperatura odstawionego transformatora do zimnej rezerwy osiągnie temperatury ujemne. Ten poziom zawilgocenia gwarantuje również spełnienie warunków dotyczących wody rozpuszczonej w oleju w zakresie zmian liczby kwasowej w przedziale 0,02 0,15 mg KOH/g. Poziom zawilgocenia izolacji celulozowej jednostek pracujących w sposób ciągły ( bez odstawiania do zimnej rezerwy) i nie narażanych na przeciążenia nie powinien przekraczać 3,5%. W takim przypadku jednak, przy wyższych wartościach liczby kwasowej oleju, może zdarzyć się, że pomimo wysokiej wartości napięcia przebicia ( spełniającej wymagania IEC-60422:2005) zawartość wody rozpuszczonej w oleju przekroczy wymagania w/w normy. W takich przypadkach, miarodajnym wskaźnikiem jakości oleju jest wartość napięcia przebicia. W wymienionym zakresie poziomów zawilgocenia izolacji celulozowej tj. 2 3,5%, obniżenie napięcia przebicia oleju i/lub duży rozrzut jego wartości mogą być spowodowane bądź obecnością aglomeratów cząstek wody tworzących się w przypadku nagłego schłodzenia powierzchni radiatorów transformatora pracującego przy obciążeniach bliskich znamionowemu; należy podkreślić, że w ten sposób powstałe aglomeraty H 2 O nie powodują na ogół zmętnienia oleju i nie są widoczne gołym okiem. Poprawę jakości oleju, w którym wystąpiły w/w zjawiska można uzyskać uzdatniając olej metodą obiegową. 23

72 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.6a Współczynnik k korygujący zmierzoną wartość koncentracji wody w rozpuszczonej w oleju, którego liczba kwasowa jest większa od 0,02mgKOH/g do wartości w 0 podanych na osi rzędnych charakterystyk Oommena w zależności od temperatury górnej warstwy oleju przy jakiej pobierano próbkę. w = w o. k Lk [ mg KOH/g] Temperatura górnej warstwy oleju [ o C ] przy jakiej pobierano próbkę ,05 0,89 0,88 0,87 0,85 0,83 0,10 0,82 0,80 0,78 0,77 0,75 0,15 0,78 0,75 0,70 0,69 0,67 0,20 0,69 0,67 0,64 0,62 0,60 Rys. 1. Wykres Oommen`a stanów równowagi pomiędzy zawartością wody w oleju i izolacji celulozowej w układzie izolacyjnym papierowo-olejowym [ T.V.Oommen, Moisture Equilibrium in Paper-Oil System, Proceedings of the Electrical i Electronics Insulation Conference, Chcago, II,pp , 1983] 24

73 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.7. GRUPA II Badania uzupełniające oleju Wartości graniczne: Rodzaj pomiarów Lp. Dobra Średnia Ostrzegawcza 6 Obecność osadów Brak osadów. Ilości osadów poniżej 0,02% wagowych są tolerowane. 7 Napięcie powierzchniowe [ mn/m ] 8 Cząstki ( określanie ich wymiarów i liczby*/ ) Zalecane postępowanie, w oparciu o wynik: Badanie prowadzone jedynie w przypadku gdy liczba kwasowa i/lub tangens δ są bliskie wartości granicznej - > < 22 Dobry: kontynuować normalne badania Średni: wymagana częstsza kontrola Ostrzegawczy : sprawdzać obecność osadów Poziomy ilości cząstek wg IEC 60422, Zał. A tabela 9 ( max. w 100 ml) o wymiarach : 5 µm 15 µm liczba ocena brak ślady normalny graniczny powyżej - wysoki */ Ocena ilości cząstek opiera się na analizie statystycznej Na podstawie poziomu ilości : brak lub ślady poprawna technologia i odbiór normalny- typowy dla eksploatacji graniczny -spotykany w znaczącej ilości transformatorów wysoki występuje przy zakłóceniu pracy transformatora 25

74 II.1. Transformatory i dławiki Grupa III Badania dodatkowe oleju Tabela 5.8. Lp. Rodzaj pomiarów 9 Temperatura zapłonu, [ o C] Wartości graniczne Maksymalnie dopuszczalne obniżenie w stosunku do wartości wyjściowej (odcisk palca) o 10% Zalecane postępowanie, w oparciu o wynik: Transformator wymaga przeglądu wewnętrznego 10 Temperatura Nie wyższa niż minus 40 - krzepnięcia, o/ [ o C ] 11 Gęstość */,[g/ml ] max 0, Lepkość */ przy 40 O C max 12 - przy max o C [ mm 2 /s ] 13 Kompatybilność zgodnie z IEC Stabilność oksydacyjna Zgodnie z IEC **/ */ w/g IEC na olej nowy **/ dotyczy olejów inhibitowanych 26

75 II.1. Transformatory i dławiki D/ Badanie zawartości związków furanu w oleju Tabela 5.9. Badany związek Wymagania Ocena Koncentracja 2-furfuralu jako wskaźnika stopnia zużycia 1/ zwojowej izolacji celulozowej 0,2 ppm - zużycie izolacji ~ 0 % ppm - zużycie < 50% v narastania < 0,01 ppm/rok 1 2 ppm - zużycie 60%, v narastania < 0,1 ppm/ rok - brak zmian - poziom normalny - dot. transformatorów długo pracujących; wymaga zwiększenia częstotliwości badań - przeciążenie Koncentracja związków furanu : 2FAL, 5HMF, 5 MEF 3 / > 2 ppm 2 / - zużycie > 60% 2FAL > 2 ppm Miejscowe przegrzanie w izolacji celulozowej 4 / 1/ Przez stopień zużycia rozumie się spadek właściwości mechanicznych izolacji 2/ Pojawienie się wartości powyżej 2 ppm w transformatorach młodych ( poniżej 10 lat) dowodzi zazwyczaj wystąpienia zaostrzonych warunków pracy, wyrażających się wzrostem temperatury punktu gorącego (np. w warunkach przeciążeń) lub wystąpienia przegrzania miejscowego w uzwojeniu. 3/ W przedstawionym składzie związków, 2 FAL stanowi związek podstawowy, 5HMF jest związkiem towarzyszącym zapoczątkowaniu procesu przegrzania, 5MEF jest związkiem występującym w stadium zaawansowanego procesu przegrzania. 4/ Badanie pozwala na zlokalizowanie przegrzania miejscowego w izolacji celulozowej, po uprzednim wykazaniu jego obecności w układzie papierowoolejowym na podstawie DGA.. E /. Częstość badań kontrolnych oleju, z uwzględnieniem DGA, w czasie eksploatacji transformatora Pierwsze badanie kontrolne należy wykonać po upływie 1 2 miesięcy od momentu włączenia transformatora do sieci. Badanie to powinno obejmować pełny zakres pomiarów, wymienionych w grupach I,II i III oraz analizę gazów rozpuszczonych w oleju (DGA), jako odcisk palca, pomocny przy ocenie wyników kolejnych badań transformatora w eksploatacji. Częstość i zakres kolejnych badań wyznacza tabela

76 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.10 Zalecana częstość wykonywania pomiarów kontrolnych oleju w przypadku gdy wskaźniki nie przekraczają wartości granicznych Pomiary Napięcie przebicia, analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) oraz związków furanu Pozostałe badania zaliczone do grupy I Badania fizykochemiczne grupy II: : obecność osadów i napięcie powierzchniowe obecność cząstek stałych Częstość kontroli lata Co jeden rok (zgodność z tabelą 5.12.) ( Uwaga 1) Co dwa trzech lat (Uwaga 2) Co jeden rok gdy : - L k 0,1mg KOH/g - U b 50kV Uwaga 1 Proponowana częstość odnosi się do normalnego rutynowego programu diagnostyki. O ile jeden lub więcej pomiarów wykaże odchylenia od wymagań lub obecność nieprawidłowości, częstość kontroli należy zwiększyć Uwaga 2. Częstość należy uzależnić od rodzaju oleju i l/lub stopnia jego zestarzenia. Pierwsze pomiary ( odcisk palca ) powinny zostać przeprowadzone w oleju nowym lub po utylizacji w urządzeniu przed jego włączeniem do sieci. Tabela 5.11 Badanie kontrolne oleju w przypadku przekroczenia wartości granicznych Badania zaliczone do grupy III: Badania kontrolne Stabilność oksydacyjna Punkt zapłonu Kompatybilność Punkt krzepnięcia Gęstość Lepkość Zawartość dwufenyli chlorowanych (PCB) Zawartość siarki Gdy L k przekroczy wartość 0,1mg KOH/g Gdy suma gazów palnych przekroczy wartość graniczną. W przypadku dolewki innego gatunku oleju. W przypadku obecności wytrąconego osadu Jak wyżej Jak wyżej Po zalaniu transformatora olejem oraz po zabiegach uzdatniania lub regeneracji Po wykryciu metodą DGA przegrzań miejscowych o temperaturze przekraczającej C 28

77 II.1. Transformatory i dławiki Tabela Podstawowe wskaźniki umożliwiające dokonanie klasyfikacji stanu transformatora (kolejność wymienionych wskaźników - wg hierarchii ważności) Lp. Wskaźnik Klasyfikacja stanu transformatora : dobry średni ostrzegawczy 1 Napięcie przebicia oleju, > < 50 kv 2 Przyrost sumy gazów < 40 - > 40 palnych, ppm / miesiąc 3 Zawilgocenie izolacji 2 3,5 > 3,5 celulozowej, % 4 Wyładowania niezupełne, < » 2500*/ ładunek pozorny, pc 5 Koncentracja furfuralu (2FAL) w oleju, ppm < 1,0 1,0 2,0 <0,1 > 2 > 0,1 V narastania, ppm/rok 6 Liczba kwasowa oleju, 0,1 0,1 0,15 > 0,15 mg KOH/g 7 Woda wykroplona na Brak Brak Obecna dnie kadzi */ wartość krytyczna : q» pc Uwaga : Powyższą klasyfikacją nie objęto wyników pomiarów wibroakustycznych i odpowiedzi częstotliwościowej. Wyniki tych pomiarów wymagają bowiem interpretacji eksperckiej z udziałem przedstawiciela producenta Badania poawaryjne transformatorów Badania poawaryjne należy wykonać, jeżeli nieznane są przyczyny samoczynnego wyłączenia transformatora z ruchu lub jeżeli istnieje przypuszczenie, że nastąpiło wewnętrzne uszkodzenie transformatora. Badania przeprowadza się po obustronnym wyłączeniu transformatora z sieci. Zakres badań poawaryjnych obejmuje: a) oględziny zewnętrzne, b) stwierdzenie braku przerw między poszczególnymi fazami tego samego uzwojenia, c) pomiar rezystancji uzwojeń przy położeniu przełącznika zaczepów, na którym pracował transformator podczas awarii, a także przy położeniach sąsiednich, d) sprawdzenie zabezpieczenia Buchholza gazowo-przepływowego, e) sprawdzenie działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów, f) sprawdzenie przekładni przy położeniu przełącznika zaczepów, na którym pracował transformator podczas awarii, a także przy położeniach sąsiednich, g) badanie oleju obejmujące : badania fizykochemiczne, i analizę gazów rozpuszczonych w oleju (DGA). zgodnie z tabelą 6.3 i 5.2, 5.3, 5.4. lub 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, dla transformatorów wyprodukowanych po 2005 roku, h) pomiar stanu mechanicznego uzwojeń metodą SFRA (w uzasadnionych przypadkach), i) pomiar współczynnika strat dielektrycznych tg i C transformatora i izolatorów przepustowych, 29

78 II.1. Transformatory i dławiki j) pomiar rezystancji izolacji rdzenia i belek Badania odbiorcze transformatorów remontowanych Po każdym remoncie transformatora wykonanym w zakładzie remontowym wymagającym rozplecenia jarzma należy wykonać następujące badania i pomiary: a) oględziny zewnętrzne transformatora i osprzętu, b) pomiar przekładni i sprawdzenie grupy połączeń, c) pomiar prądów magnesujących, d) pomiar rezystancji uzwojeń (w przypadku transformatorów e) z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów pomiary należy wykonać f) na wszystkich zaczepach), g) rezystancji izolacji oraz pojemności i współczynnika strat dielektrycznych tg, h) sprawdzenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów i wybieraków, i) próby napięciowe napięciem doprowadzonym i napięciem indukowanym j) próba stanu jałowego, k) próba stanu zwarcia, l) pomiar reaktancji dla składowej zerowej, m) badanie oleju na zgodność z tabelą 6.1, 6.2, n) pomiar wyładowań niezupełnych, o) próbę napięciową udarowym napięciem piorunowym o wartościach napięć zgodnych z normą PN-EN :2002/AP 1:2004 p) wyznaczenie charakterystyki odpowiedzi częstotliwościowej uzwojeń SFRA, jako dane wyjściowe do oceny stanu mechanicznego uzwojeń w eksploatacji, q) wyznaczenie charakterystyki magnesowania przekładników prądowych, r) sprawdzenie przekładni przekładnika prądowego Metody badań technicznych transformatorów i kryteria oceny Oględziny zewnętrzne Oględziny transformatorów bez wyłączania spod napięcia należy przeprowadzać w trakcie oględzin stacji na zasadach określonych w rozdziale 6.1. części ogólnej Instrukcji. Oględziny dodatkowe transformatorów należy przeprowadzać w następujących przypadkach: a) w czasie trwania skrajnie wysokich temperatur otoczenia (powyżej 35 o C), b) w czasie trwania skrajnie niskich temperatur otoczenia (poniżej 20 o C), c) w okresie stosowania obciążeń przy których następuje przyspieszone zużycie izolacji, d) w okresie dużych wahań temperatury otoczenia z ujemnej na dodatnią i odwrotnie, e) w innych okolicznościach mających wpływ na pracę transformatora. Wynik oględzin należy odnotować w książce eksploatacji stacji. W czasie oględzin należy zwrócić uwagę na następujące elementy: a) wskazania przyrządów pomiarowych, b) wskazania poziomów oleju (szczególnie w czasie nadchodzących mrozów), c) szczelność kadzi transformatora i układu chłodzenia, 30

79 II.1. Transformatory i dławiki d) temperaturę oleju, e) stan urządzeń pomocniczych, f) stan połączeń szynowych, g) stan izolatorów (ślady wyładowań, brud, wycieki oleju, świetlenie w nocy), h) dźwięk wydawany przez transformator, i) pracę urządzeń chłodzących (hałas, drgania, wskaźniki przepływu oleju, różnice temperatur na wlocie i wylocie z chłodnic lub radiatorów), j) stan aparatury łączeniowej współpracującej z transformatorem, k) stan instalacji układu chłodzenia, l) poprawność wskazań urządzeń sygnalizacji, m) stan napędu przełącznika zaczepów, n) stan odwilżaczy (należy wymienić silikażel, gdy ok. 2/3 jego objętości zmieni barwę), o) stan membrany w rurze przeciwwybuchowej, p) stan zaworów ciśnieniowych bezpieczeństwa, q) stan odgromników oraz uziemień roboczych i ochronnych, r) stan mis olejowych pod transformatorem i separatora oleju, s) stan urządzeń zraszaczowych, t) stan sprzętu przeciwpożarowego, u) stan ogrodzeń, zamków oraz porządek wokół transformatorów Sprawdzenie przekładni i grupy połączeń Sprawdzenie przekładni i grupy połączeń transformatora należy dokonać zgodnie z obowiązującymi normami. Uchyb przekładni na zaczepach znamionowych nie może przekroczyć 0,5%. Grupa połączeń musi być zgodna z podaną na tabliczce znamionowej transformatora Pomiar rezystancji uzwojeń Pomiar należy wykonać zgodnie z normami podanymi na karcie prób transformatora. Zmierzone wartości rezystancji nie mogą się różnić więcej niż 5% (po uwzględnieniu różnicy temperatur) w stosunku do wartości fabrycznych Pomiar prądów magnesujących Pomiar prądów magnesujących wykonuje się w przypadku gdy zachodzi podejrzenie powstania w uzwojeniu transformatora zwarć zwojowych. Uzyskane wyniki należy porównać z rezultatami pomiarów przeprowadzonych przed oddaniem transformatora do eksploatacji. Gdy wartość prądu magnesującego przekracza kilkunastokrotnie wartość początkową, transformator nie powinien być załączony pod napięcie. Natomiast, gdy wartości nie przekraczają 100% wartości początkowej to zmiana może być spowodowana wadą obwodu magnetycznego lub namagnesowaniem rdzenia. 31

80 II.1. Transformatory i dławiki Sprawdzenie działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów Pomiary podobciążeniowych przełączników zaczepów wykonuje się w celu sprawdzenia stanu technicznego przełącznika mocy i klatki wybierakowej. Zakres pomiarów podobciążeniowych przełączników zaczepów obejmuje: a) pomiar czasów własnych przełącznika mocy, b) pomiar czasów własnych klatki wybierakowej, c) rezystorów, d) sprawdzenie rezystorów stopniowych, e) pomiar mocy pobieranej przez napęd, f) sprawdzenie działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów w stanie jałowym transformatora, g) próba prądowa podobciążeniowego przełącznika zaczepów, h) badanie oleju. 1). Pomiary czasów własnych przełącznika mocy mają na celu sprawdzenie stanu sprężyn, styków oraz sprawdzenie występowania luzów w elementach mechanicznych przełącznika zaczepów. Przełącznik mocy należy skierować do przeglądu w przypadku: a) wystąpienia przerw w cyklu przełączania o czasie dłuższym niż 2 ms, b) wydłużenia czasu t c powyżej 40 % wartości fabrycznych, c) skrócenia czasu t 2 o 40% w stosunku do wartości fabrycznych, d) wydłużenia czasu t1 powyżej 40 % wartości fabrycznych, e) wystąpienia niejednoczesności w działaniu przełączników trójfazowych powyżej 3 ms, f) wystąpienia niejednoczesności w działaniu przełączników jednofazowych powyżej 250 ms. Objaśnienie oznaczeń czasów przedstawiono na rys 2. t1 t2 Rys. 2 Czasy charakterystyczne procesu przełączania tc 2). Sprawdzenie klatki wybierakowej podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ) Sprawdzenie klatki wybierakowej wykonuje się zazwyczaj po naprawie PPZ. Sprawdzenie należy wykonać mierząc czasy własne klatki wybierakowej w każdej fazie. Uzyskane wyniki należy porównać z wynikami fabrycznymi. 32

81 II.1. Transformatory i dławiki W przypadku braku danych fabrycznych należy porównać przebiegi czasowe na poszczególnych fazach. Występowanie niejednoczesności w działaniu pomiędzy fazami może świadczyć o nieprawidłowej regulacji klatki wybierakowej bądź przesunięciu styku na wale ruchomym. Występowanie przesunięcia styku ruchomego może prowadzić do wystąpienia przerwy w klatce wybierakowej w czasie pracy transformatora. 3). Sprawdzenie rezystorów stopniowych w przełączniku mocy Sprawdzenie rezystorów stopniowych ma na celu wykrycie ewentualnych uszkodzeń. Obejmuje ono oględziny oraz pomiary rezystancji czynnej rezystorów stopniowych. Pomiar rezystancji czynnej rezystorów stopniowych ma na celu wykrycie ich ewentualnych uszkodzeń. Ocenę rezystorów przeprowadza się porównując uzyskane podczas pomiarów wartości z rezystancją umieszczoną na tabliczce znamionowej przełącznika zaczepów. W przypadku wystąpienia różnic należy wyjaśnić przyczynę. Występowanie różnic powyżej 10 % może spowodować uszkodzenie rezystora. 4). Pomiar mocy pobieranej przez napęd Pomiar mocy pobieranej przez napęd wykonuje się w czasie jednego pełnego cyklu przełączania. Wyznaczony wykres mocy pozwala na określenie wzrostu oporów mechanicznych w poszczególnych fazach ruchu. Przekroczenie wielkości pobieranej mocy o100% świadczy o występowaniu uszkodzenia w przełączniku 5). Sprawdzenie działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów w stanie jałowym transformatora. Sprawdzenie polega na przełączaniu przełącznikiem w całym zakresie regulacji nie-powodującym wystąpienia na żadnym z zacisków transformatora napięcia wyższego niż 1,1 U n. Próbę należy powtórzyć trzykrotnie. W czasie próby należy osłuchać transformator, a w przypadku wystąpienia nieprawidłowości takich jak bulgotanie lub trzaski, transformator należy wyłączyć. 6). Próba prądowa podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Próbę wykonuje się przy transformatorze załączonym na obciążenie. Prąd próby nie powinien być mniejszy niż 30% prądu znamionowego transformatora. Próba polega na trzykrotnym przełączaniu przełącznikiem w możliwym zakresie regulacji (patrz warunek nieprzekraczalności 1,1 U n, oraz techniczne uwarunkowania systemu) i sprawdzeniu wielkości prądu na wszystkich fazach. Pełna symetria i ciągłość prądu podczas przełączania świadczy o pozytywnym wyniku próby. 7). Badanie oleju Badanie oleju wykonuje się w celu określenia możliwości pracy przełącznika zaczepów. Obniżenie parametrów dielektrycznych poniżej wartości granicznych podanych w tabeli 5.13 wymaga wymiany oleju. Z uwagi na podawane przez producentów przełączników kryteria czasowe wykonywania przeglądów przełączników w czasie których wykonuje się wymianę oleju należy wykonać badanie oleju wymienianego według zakresu podanego w tabeli

82 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 5.13 Wymagania techniczne dla oleju pobranego z przełącznika zaczepów dla transformatorów o napięciu znamionowym >220kV w eksploatacji L.p. Wymagania 1. Przełączniki zaczepów transformatorów o napięciu znamionowym powyżej 220kV Zainstalowane w punkcie zerowym Zainstalowane na potencjale Napięcie przebicia [kv] powyżej 30 powyżej 35 Względne odchylenie standardowe [%] poniżej 20 poniżej Zawartość wody metodą Karla- Fischera poniżej 40 poniżej Badanie wskaźników izolacji: rezystancji i współczynnika strat dielektrycznych tg. Sposób wykonania pomiarów wskaźników izolacji (R iz, tg ) powinien być zgodny z normą [19]. Wyniki pomiarów należy przeliczyć na umowną temperaturę 30 o C mnożąc zmierzoną wartość przez odpowiedni współczynnik przeliczeniowy (tabela 5.2.) oraz porównując z wartościami przyjętymi za graniczne (patrz. tabl. ) oraz z wartościami uzyskanymi przy poprzednio wykonywanych pomiarach. W przypadku konieczności wykonania pomiarów przy temperaturach niższych lub wyższych od podanego w normie zakresu temperatur (15 45) o C można orientacyjnie interpolować wyniki kierując się zasadą, że obniżenie temperatury o 15 o C powoduje odpowiednio około dwukrotną zmianę wartości wskaźników izolacji. W takim przypadku wskazane jest powtórzenie pomiarów przy temperaturze mieszczącej się w zakresie podanym przez normę w najbliższym dogodnym terminie i traktowanie wyników tych pomiarów jako wyjściowych do porównań przy późniejszych badaniach eksploatacyjnych. Uwaga: Przy pomiarach wskaźników izolacji (R iz, tg ) w temperaturach dodatnich, bliskich zera, izolatory przepustowe z reguły pokryte są wilgocią powodującą duży upływ po ich powierzchni. Uzyskuje się wówczas niskie wartości rezystancji izolacji i współczynnika strat dielektrycznych tg (mierzone w układach doziemnych). Dodatkowe czyszczenie izolatorów często nie wpływa na poprawę wyników. W tej sytuacji w przypadku transformatorów uruchamianych w okresie zimowym decyzję o dopuszczeniu transformatora do ruchu próbnego można podjąć na podstawie: a) wyników pomiarów rezystancji izolacji mierzonej w układach z zastosowaniem ekranu. Na wyniki pomiarów rezystancji izolacji mierzonej z zastosowaniem ekranu upływ po izolatorach nie wywiera wpływu. b) pozytywnych wynikach badań oleju, a zwłaszcza zawartości rozpuszczonej wody, c) konsultacji wyników pomiarów z wytwórcą transformatora. 34

83 II.1. Transformatory i dławiki Pomiar współczynnika strat dielektrycznych tg izolacji należy wykonywać przed pomiarem rezystancji izolacji Odczyty mierzonych wartości rezystancji należy wykonywać po upływie 15s (R iz15 ), 60s (R iz60 ) i 300s (R iz300 ), Tabela 5.2. Współczynniki przeliczeniowe korygujące wyniki pomiarów rezystancji izolacji R iz300 i tg w temperaturach różnych od 30 0 C. R iz300(30 o C) =k 1.R izi300( ) tg (30 o C) =k 2.tg ( ) Temperatura oleju w czasie pomiaru ( o C) k 1 k ,32 *) 0,39 *) 0,50 0,57 0,66 0,76 0,87 1,0 1,14 1,32 1,52 1,74 2,0 2,52 *) 3,18 *) 2,35 *) 2,0 *) 1,68 1,52 1,36 1,22 1,1 1,0 0,90 0,81 0,73 0,66 0,59 0,50 *) 0,42 *) *) wartości orientacyjne Graniczne wartości w/w wskaźników izolacji uzwojeń transformatorów podane są w tabeli 5.1 Transformator, którego wskaźniki nie przekroczyły wartości granicznych, lecz uległy dużym zmianom w porównaniu z poprzednimi wynikami pomiarów (spadek wartości rezystancji o jeden rząd wielkości i wzrost wartości tg o więcej niż 100% poprzedniej wartości), należy poddać wzmożonemu nadzorowi (częste badania oleju oraz wskaźników izolacji transformatora). Najczęstszym powodem pogorszenia się wartości omawianych wskaźników jest zły stan oleju. Z tego względu, decyzję o podjęciu zabiegów zmierzających do poprawy tych wskaźników należy podejmować na podstawie analizy wyników badania oleju oraz pomiarów innych wskaźników izolacji określających stan zawilgocenia izolacji celulozowej Pomiar napięcia powrotnego (RVM) Metoda wykorzystuje spektrum polaryzacji układu izolacyjnego przy jego ładowaniu prądem stałym a następnie rozładowaniu i polega na zasilaniu transformatora przez określony okres czasu napięciem stałym U o, a następnie, po 35

84 II.1. Transformatory i dławiki odłączeniu od źródła napięcia i krótkotrwałym zwarciu, na rejestracji przebiegu napięcia powrotnego. Zarejestrowany przebieg jest następnie poddawany analizie przede wszystkim pod kątem widzenia oceny stanu zawilgocenia izolacji celulozowej Pomiar współczynnika dyspersji dielektrycznej C 2 /C 50 Metoda badań polega na wykorzystaniu zmian wartości stałej dielektrycznej izolacji przy różnych częstotliwościach napięcia zasilania izolacji transformatora. Pomiar umożliwia ocenę zawilgocenia izolacji celulozowej transformatora; iloraz C 2 /C 50 jest jej wskaźnikiem. Badania wykonywane są miernikiem C 2 /C Badania oleju Badania oleju mineralnego stanowią istotną rolę z punktu widzenia oceny stanu izolacji transformatorów. W ich skład wchodzą: -badania własności fizykochemicznych i elektrycznych, -pomiar zawartości wody rozpuszczonej i sprawdzenie obecności wody w stanie skondensowanym, -badanie gazów rozpuszczonych, -pomiary zawartości związków furanu, Zakres, wymagania i częstość badań oleju pobranego z transformatorów po montażu i w eksploatacji zestawiono w tabelach 5.1, 6.1, 6.2, 6.3. lub w tabelach 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, dla transformatorów wyprodukowanych po 2005 roku. W obrębie stopnia I i II badań krótkiego omówienia wymagają: analiza gazów rozpuszczonych w oleju oraz badania specjalistyczne. Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) Ujęta w I stopniu badań analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) stanowi podstawową metodę diagnostyczną w czasie badań okresowych, kontrolnych i poawaryjnych. Jest ona również stosowana podczas badań odbiorczych nowych transformatorów, a także modernizowanych z kompletną wymianą izolacji. Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju umożliwia identyfikację uszkodzeń, których rozwój związany jest z rozkładem izolacji olejowo-papierowej pod wpływem temperatury lub pola elektrycznego, jak również odróżnienie od normalnego procesu starzenia się izolacji transformatora, podczas którego też tworzą się gazy. Charakterystyczne produkty rozkładu izolacji, które powstają podczas uszkodzeń, umożliwiają rozróżnienie typów tych uszkodzeń. Podstawowe rodzaje występujących najczęściej usterek oraz towarzyszące im określone gazy są następujące: a) wyładowania niezupełne. Powodują rozpad łańcuchów węglowodorów oleju, tworzenie się wodoru, małych ilości metanu i wyższych węglowodorów nasyconych. Długotrwałe działanie wyładowań niezupełnych powoduje tworzenie się wosku X. b) wyładowania zupełne. 36

85 II.1. Transformatory i dławiki Towarzyszy im zawsze powstanie wodoru i acetylenu. Zawartość tych składników gazu, jak również takich jak: metan, etan i etylen, zależy od gęstości energii. Przy wyładowaniach łukowych powstają znaczne koncentracje wymienionych gazów jako wynik wysokotemperaturowego rozkładu cząstek oleju prowadzącego często do powstania węgla pyrolitycznego. c) lokalne wewnętrzne przegrzania. Skład gazów zależny jest od miejsca i temperatury przegrzania. Uproszczony udział gazów jest następujący: w temperaturach niższych wodór i węglowodory nasycone (metan, etan, propan), w temperaturach wyższych wodór i węglowodory nienasycone (etylen, propylen). Nadto, przegrzaniu uzwojeń (miedzi) towarzyszy degradacja cieplna celulozy i wydzielanie się tlenku i dwutlenku węgla oraz wody. Wymagania dotyczące dopuszczalnych wartości koncentracji gazów rozpuszczonych ich dynamiki oraz wartości liczbowe stosunków koncentracji węglowodorów przedstawiono w pkt. 5.2., 5.3, 5.4, Badania specjalistyczne (dodatkowe), ujęte w II stopniu badań, wykonywane są dla różnych potrzeb. Program tych badań każdorazowo ustalany jest indywidualnie. Najczęściej stosuje się je do oceny stopnia zestarzenia izolacji olejowo-papierowej transformatorów, a także przy kwalifikowaniu jej do dalszej eksploatacji lub wymiany. Zakres badań ukierunkowanych na określenie pozostałego czasu życia izolacji, które można wykonać na próbce oleju pobranego z pracującego transformatora obejmują następujące oznaczenia: a) napięcie powierzchniowe oleju (na granicy faz olej - woda), b) wskaźnik polarności - n 2, c) analizę spektrometryczną w podczerwieni, d) analizę związków furanu rozpuszczonych w oleju, e) analizę zawartości rozpuszczonych w oleju jonów potasu i sodu. W przypadku możliwości pobrania próbek izolacji papierowej transformatora (np. w trakcie przeglądu wewnętrznego) można wykonać badania pozwalające określić stopień zawilgocenia izolacji papierowej transformatora, stopień polimeryzacji DP izolacji papierowej oraz stopień zestarzenia papieru z zastosowaniem analizy spektrometrycznej w podczerwieni Pomiar wyładowań niezupełnych Celem badań jest wykrycie i lokalizacja miejsca wyładowań niezupełnych. Badania oraz ocenę należy dokonać w oparciu o [1]. Najczęściej na stanowisku montażu wykonuje się pomiary metodą akustyczną, która nie wymaga odstawienia transformatora z ruchu Analiza wibroakustyczna drgań kadzi Analiza wibroakustyczna umożliwia ocenę stanu technicznego rdzenia. Wykonywana jest podczas pracy transformatora i polega na zarejestrowaniu w pamięci komputera przebiegu drgań kadzi transformatora i poddaniu ich cyfrowej analizie widmowej przy użyciu odpowiedniego programu. Badania oraz ocenę 37

86 II.1. Transformatory i dławiki należy dokonać w oparciu o publikację [1]. 6. Gospodarka i eksploatacja oleju transformatorowego 6.1. Pobieranie próbek oleju Pobieranie próbek do badań zarówno ze zbiorników, jak i transformatorów powinno odbywać się w sposób nie wpływający na zmianę właściwości oleju. W celu zagwarantowania poprawnego pobrania reprezentatywnej próbki oleju należy ściśle przestrzegać określonych zasad: a) unikać pobierania próbek podczas złych warunków pogodowych (mgła, opady deszczu, śniegu, silny wiatr), a w przypadku takiej konieczności podjąć odpowiednie środki zabezpieczające próbkę, b) stosować właściwie oczyszczone i osuszone butelki gazoszczelne lub strzykawki oraz przyrządy pomocnicze, c) olej pobierać z miejsc przeznaczonych do tego celu wg instrukcji fabrycznej, po uprzednim oczyszczeniu zaworów probierczych i spuszczeniu niezbędnej ilości celem usunięcia zanieczyszczeń, d) bezpośrednio przed pobraniem próbki pojemniki i przyrządy przemyć olejem, e) napełniać naczynie powoli, najlepiej za pomocą przewodu wygiętego w kształcie litery U (z tworzywa lub gumy olejoodpornej) opartego o dno pojemnika, nie dopuszczając do tworzenia się pęcherzyków powietrza, Uwaga: Procedury tej należy ściśle przestrzegać, szczególnie przy próbkach oleju przeznaczonych do badań składu gazu rozpuszczonego w oleju (analiz chromatograficznych). f) czynność napełniania przerwać w momencie, gdy olej zaczyna się przelewać, g) pojemnik zamknąć szczelnie korkiem, h) próbki oleju pobierać najlepiej podczas pracy transformatora, bądź krótko po jego wyłączeniu z górnego i dolnego zaworu probierczego w ilości zależnej od rodzaju przewidzianych badań, i) oznakować próbki w sposób łatwy do identyfikacji, zamieszczając na wywieszce datę pobrania oraz dane znamionowe transformatora, jak również temperaturę oleju, j) podczas przechowywania i transportu próbek do badań należy chronić je przed dostępem wilgoci, zanieczyszczeń, a także bezpośrednim działaniem światła. Próbki oleju pobrane z transformatora zgodnie z w/w zaleceniami i zabezpieczone przed kontaktem z atmosferą patrz p. 6.1., należy możliwie szybko poddać badaniom (czas przechowywania nie powinien być dłuższy niż 14 dni) Uzdatnianie oleju Konieczność obróbki oleju transformatorowego zarówno nowego, jak i eksploatowanego wynika ze zmiany jego właściwości podczas transportu, magazynowania lub użytkowania, spowodowanej kontaktem z wilgocią 38

87 II.1. Transformatory i dławiki i zanieczyszczeniami chemicznymi obecnymi w środowisku, albo produktami tworzącymi się na skutek postępującego procesu utleniania. Oprócz tego, specjalnego przygotowania, ze względu na potrzebę zapewnienia odpowiednich parametrów, wymagają oleje przeznaczone do napełnienia, wymiany, a także uzupełnienia poziomu w transformatorach. Olej świeży przygotowany przez uzdatnienie, zarówno do wstępnego jak i końcowego napełniania jednostek nowych przesyłanych do użytkownika bez oleju lub z olejem, tylko częściowo wypełniającym kadź transformatora, powinien spełniać wymagania podane w instrukcji fabrycznej producenta bądź, w przypadku ich braku, wymagania podane w tabeli 6.1. Wyniki badań oleju wymienione w tabeli 6.2 jako dodatkowe, dostarczają ważnych informacji w zakresie: a) mieszalności danego gatunku oleju z innymi oraz ewentualnych ograniczeń w jego stosowaniu, b) bardziej wnikliwej oceny jego jakości w drodze określenia napięcia powierzchniowego, c) możliwych zagrożeń ekologicznych ze strony związków PCB (polichlorowanych bifenyli), które mogą przypadkowo zanieczyścić olej izolacyjny pochodzenia mineralnego Wymiana i uzupełnianie oleju w transformatorach eksploatowanych Jeżeli wyniki badań próbek oleju pobranych z transformatora nie mieszczą się w granicach stawianych olejom w eksploatacji, należy bezzwłocznie podjąć działania prowadzące do poprawy właściwości oleju. Pod uwagę powinny być brane następujące możliwości: a) obróbka oleju w transformatorze na stanowisku, jeżeli jest to możliwe i celowe, Obróbkę oleju prowadzi się przy wyłączonym transformatorze. W uzasadnionych przypadkach dopuszcza się wykonanie tego zabiegu w czynnym transformatorze pod szczególnym nadzorem i przy zachowaniu odpowiednich warunków oraz środków ostrożności przez doświadczony i wysokokwalifikowany personel. Podczas tego zabiegu można liczyć na poprawę tylko niektórych parametrów oleju, głównie takich jak: zawartość rozpuszczonej wody oraz gazów, napięcie przebicia, zawartość stałych zanieczyszczeń, przy czym należy wziąć pod uwagę, że skuteczność obróbki w przypadku olejów o dużym stopniu zestarzenia jest niewielka. b) wymiana oleju na świeży, bądź już użytkowany, ale spełniający wymagania zamieszczone w tabeli 6.2. Należy zwrócić szczególną uwagę przed dokonaniem wymiany oleju w transformatorze już eksploatowanym na dokładne wymycie części aktywnej, gdyż pozostałości w postaci szlamów i osadów będą katalizatorami procesu starzenia się nowo wymienionego oleju Olej stosowany do uzupełnienia poziomu w transformatorze, zarówno świeży, jak i eksploatowany, powinien mieć, co najmniej parametry takie jak podane w tabeli 6.1 oraz spełniać dodatkowe warunki wymienione w uwagach i dotyczące mieszalności, szczególnie w przypadku, gdy przewidziana ilość dolewanego oleju przekracza 5 % całkowitej ilości oleju w transformatorze. 39

88 II.1. Transformatory i dławiki Podczas wymiany oleju w transformatorze należy przestrzegać następującego sposobu postępowania: a) prace związane z wymianą oleju należy prowadzić przy wilgotności powietrza nie większej od 70%, b) w trakcie spuszczania oleju przestrzeń nad olejem zaleca się napełniać suchym gazem (azot lub powietrze) dostarczonym z butli poprzez odwilżacz. (punkt rosy gazu min -50 stopni), c) napełnienie transformatora należy wykonywać wprowadzając uprzednio przygotowany olej poprzez agregat do obróbki oleju, d) olej należy wprowadzać od dołu kadzi transformatora, wytwarzając w tym czasie nad powierzchnią oleju próżnię o wysokości nieprzekraczającej wytrzymałości kadzi. Podczas wytwarzania próżni w transformatorze konserwator musi być odcięty za pomocą zaworu, e) po napełnieniu kadzi olejem zaleca się przeprowadzenie obiegowej obróbki oleju z kadzi transformatora celem usunięcia ewentualnych resztek wilgoci i osiągnięcia wymaganych parametrów. Zazwyczaj czas trwania obiegowej obróbki oleju mieści się w granicach 6 24 godzin, f) efektywność wymiany oleju powinna być potwierdzona pomiarami jego wskaźników Badania oleju w transformatorze nowym oddawanym do eksploatacji (po montażu) oraz w transformatorze eksploatowanym Badania oleju wykonywane według podanego niżej programu umożliwiają stwierdzenie niekorzystnych zmian, które zachodzą podczas jego pracy (zmiany wskaźników wywołane zjawiskiem naturalnego starzenia, zawilgocenie itd.) i pozwalają na podjęcie odpowiednio wczesnych środków zaradczych. Podczas eksploatacji transformatorów mogą również pojawiać się uszkodzenia wewnętrzne, do których wykrywania i identyfikacji służą badania diagnostyczne ich stanu technicznego w oparciu o analizę chromatograficzną (tabele 6.4,6.7). Próbki oleju odpowiednio pobrane z transformatora i zabezpieczone przed kontaktem z atmosferą patrz p. 6.1., należy możliwie szybko poddać badaniom (czas przechowywania nie powinien być dłuższy niż 14 dni). Zakres badań i kryteria oceny oleju pobranego z transformatorów nowych oddawanych do eksploatacji (badania pomontażowe) podano w tabeli 6.2. Zakres badań i kryteria oceny oleju pobranego z eksploatowanych transformatorów zestawiono w tabelach 6.3. Tabele zawierają wymagania dotyczące olejów transformatorów, częstotliwość ich wykonywania, jak również wartości dopuszczalne wskaźników. Prócz tego, w zależności od potrzeb wykonuje się badania specjalne oleju i izolacji papierowej, których program każdorazowo ustalany jest indywidualnie. Zakres prób specjalnych podano w tabeli 5.1. Badanie oleju z głowic podobciążeniowych przełączników zaczepów mocy wykonuje się podczas planowego jego przeglądu. Zakres badań umieszczono tabeli

89 II.1. Transformatory i dławiki Tabela 6.1. Wymagania dotyczące oleju przeznaczonego do napełnienia nowych transformatorów Olej świeży, po obróbce przygotowany do wstępnego napełnienia nowych transformatorów o mocy > 1,6 MVA napięcie przebicia: U p > 60 kv zawartość wody met. K. Fischera: do transf. o napięciu znam. 400 kv: 15 ppm, do pozostałych transf.: 20 ppm. *) olej świeży dostarczony przez producenta do napełnienia transformatorów nowych powinien spełniać wymagania normy [PN-90/C-96058] oraz dodatkowo posiadać: wykonaną z pozytywnym rezultatem próbę mieszalności z innymi gatunkami oleju stosowanymi w krajowej energetyce, oznaczoną poniżej poziomu wykrywalności zawartości związków PCB (polichlorowanych bifenyli) wg [PN-IEC 997], wykonany pomiar napięcia powierzchniowego met. stalagmometryczną wg normy [PN-90/C-04809] lub met. tensjometryczną wg [ISO 6295:1983] 1) (wartość zalecana 40 mn/m). Olej po końcowym napełnieniu i zakończeniu obróbki w transformatorze napięcie przebicia: U p > 60 kv, zawartość wody met. K. Fischera: do transf. o napięciu znam. 400 kv: 5ppm, do pozostałych transf.: 5 ppm. całkowita zawartość gazu: transf. o napięciu znam. 400 kv: 0,5 %, dla pozostałych transformatorów: 1,0 %. Tabela 6.2. Właściwości oleju z transformatorów nowych oddawanych do eksploatacji (po montażu) L.p. Rodzaj badania Wymagania Metody badań 220 kv 400 kv 1 Wygląd Jasny, przezroczysty PN-90/C Zawartość wody met. K. Fischera [ppm] 5 5 PN-EN-60814:2002 Napięcie przebicia [kv] PN-77/E Względne odchylenie standardowe [%] PN-77/E Liczba kwasowa [mgkoh/g ol ] 0,03 0,03 PN-85/C Temperatura zapłonu [ 0 C] PN-EN 22719: Rezystywność w temp C [ m] 3 x x PN-84/E

90 II.1. Transformatory i dławiki Współczynnik strat 7 dielektrycznych tg 0,006 0,004 PN-84/E w temp C Napięcie 8 powierzchniowe PN-90/C [mn/m] 9 Analiza 2 % 0,5 % IEC chromatograficzna: -całkowita zawartość Nie wskazująca na IEC gazu [%] uszkodzenie -skład i koncentracja wewnętrzne gazu transformatora po próbach fabrycznych 10 Zawartość furanów Poniżej 0,1 ppm IEC Tabela 6.3. Właściwości oleju w eksploatacji L.p. Rodzaj badania Wymagania Metoda badań 220 kv 400 kv 1 Wygląd Jasny przezroczysty PN-90/C Zawartość wody met. K. PN-EN Fischera [ppm] 60814: Napięcie przebicia [kv] PN-77/E Względne odchylenie standardowe [%] PN-77/E Liczba kwasowa [mgkoh/g ol ] 0,15 0,15 PN-85/C Temperatura zapłonu [ 0 C] PN-EN 22719: Rezystywność w temp C [ m] 1 x x PN-84/E Współczynnik strat 8 dielektrycznych tg w temp. 0,08 0,06 PN-84/E C 9 Napięcie powierzchniowe [mn/m] PN-90/C Obciążalność i przeciążanie transformatorów 7.1. Informacje ogólne Poprawnie skonstruowany i wykonany transformator pracujący przy obciążeniu znamionowym i temperaturze otoczenia 20 o C powinien mieć trwałość co najmniej lat. W praktyce transformatory pracują zarówno przy obciążeniach mniejszych, jak i większych od znamionowego. W pierwszym przypadku odznaczają się one większą trwałością termiczną. Ponadto obciążenia większe od 42

91 II.1. Transformatory i dławiki znamionowego nie powinny prowadzić do istotnego zmniejszenia trwałości termicznej układu izolacyjnego, czy też do jego uszkodzenia Zasady przeciążania transformatorów Zasady obciążania transformatora w zależności od warunków jego pracy są przedmiotem normy [15] mającej charakter przewodnika obciążania transformatorów przy zachowaniu określonej temperatury pracy i starzenia cieplnego izolacji. Kluczowymi czynnikami decydującymi o poprawnej pracy transformatora i jego trwałości są temperatura oraz wartość prądu obciążenia. Dopuszczalne ich wartości przy różnych rodzajach obciążeń podaje tabela 7.2. Podane wartości są obowiązujące o ile producent nie poda innych wytycznych co do obciążalności i przeciążalności oraz wielkości nastaw urządzeń sterowniczych i sygnalizacyjnych. Zasady obciążania transformatora w zależności od warunków jego pracy podaje instrukcja obciążalności opracowana przez producenta. W tabeli 7.1 podano wartości nastaw urządzeń sterujących układem chłodzenia w najczęściej spotykanych transformatorach w energetyce krajowej. Zapewniają one utrzymanie normalnego tempa starzenia cieplnego izolacji. Tabela 7.1. Graniczne wartości temperatur ( o C) przy sterowaniu układem chłodzenia oraz przy zabezpieczeniach temperaturowych w niektórych transformatorach Stopień chłodzenia oraz urządzenia zabezpieczające transformator Jednostki sieciowe ODAF (np. 330 i 500 MVA) Temperatura oleju na pokrywie, termometry manometryczne Temperatura uzwojeń, model cieplny (jeżeli jest i służy również do sterowania) Grupa chłodnic Sygnalizacja I II III Alarm Wyłączeni e Podani e napięci a Jednostki sieciowe OFAF (np. 160 MVA z chłodnicami 4x200 kw i 250 MVA) Temperatura oleju na pokrywie, termometry manometryczne Temperatura uzwojeń, model cieplny (jeżeli jest i służy również do sterowania) Podani e napięci a Jednostki sieciowe OFAF (np. 160 MVA z chłodnicami 3x300 kw )

92 II.1. Transformatory i dławiki Temperatura oleju na pokrywie, termometry manometryczne Temperatura uzwojeń, model cieplny (jeżeli jest i służy również do sterowania) Podani e napięci a Autotransformatory sieciowe ONAF (np. 160 MVA z wentylatorami) Temperatura oleju na pokrywie, termometry manometryczne Temperatura uzwojeń, model cieplny (jeżeli jest i służy również do sterowania) Tabela 7.2. Graniczne wartości prądów i temperatur przy obciążeniach większych niż znamionowe Typ obciążenia Transformatory dużej mocy Normalne obciążenie cykliczne I [j.w.] 1,3 h [ o C] 120 i [ o C] 105 Długotrwałe awaryjne obciążenie cykliczne I [j.w.] 1,3 h [ o C] 130 i [ o C] 115 Krótkotrwałe obciążenie awaryjne I [j.w.] 1,5 h [ o C] 160 i [ o C] 115 I[j.w]. Prąd w jednostkach względnych. h Temperatura najgorętszego miejsca w uzwojeniach i części metalowych stykających się z materiałami izolacyjnymi. i Temperatura oleju w górnej warstwie. Ograniczenia wartości prądu wynikają przede wszystkim z możliwości obciążania takich elementów transformatora, jak przepusty, przyłącza kablowe, przełączniki zaczepów, odpływy. Zwiększone temperatury z kolei stwarzają ryzyko uszkodzenia transformatora. Temperatura najgorętszego miejsca h (hot spot) w uzwojeniach decyduje o szybkości starzenia układu izolacyjnego. Podawane w normach [3] oraz w [8] wartości współczynnika hot spotu H = 1,1 1,5 (zależnie od mocy transformatora, jego impedancji zwarcia i konstrukcji) są pewnymi wartościami średnimi statystycznie. W praktyce zmieniają się one w szerokich granicach i zależą przede wszystkim od indywidualnych cech konstrukcyjnych 44

93 II.1. Transformatory i dławiki każdej jednostki. Użytkownik w tej sytuacji może wymagać od producenta transformatora określenia współczynnika H w oparciu o obliczenia konstrukcyjne. Rys. 7.3 Uproszczony rozkład temperatury wewnątrz transformatora przyjmowany w normie [3]. Punktem wyjścia do przeliczeń powinny być rzeczywiste otrzymane na drodze pomiarowej (próby nagrzewania) parametry cieplne transformatora, takie jak charakterystyki przyrostów temperatury w funkcji strat i liczby chłodnic lub wentylatorów czy stałe czasowe uzwojeń i transformatora. Ich wartości bowiem często odbiegają znacząco od wartości średnich podawanych przez normę. Bezpośrednie korzystanie z zależności podanych w normie [8] jest w praktyce dość kłopotliwe. Znacznie upraszcza sprawę wykorzystanie do prognozowania obciążenia transformatora współczesnej techniki komputerowej z odpowiednim oprogramowaniem. Rozwiązanie takie pozwala na niemal natychmiastowe, po wprowadzeniu odpowiednich danych, uzyskanie niezbędnych informacji umożliwiających wybór optymalnego obciążenia transformatora w określonych warunkach. Nieocenione usługi oddają instalowane w ostatnich latach komputerowe systemy monitoringu transformatora, pracujące w czasie rzeczywistym (tryb on line), w których proces obliczeniowy bazuje na wartościach mierzonych w sposób ciągły (w praktyce w odstępach kilku lub kilkunastu minutowych) kilku prądów (np. w trzech fazach) oraz kilku temperatur najlepiej łącznie z temperaturą najgorętszego miejsca. 8. Eksploatacja transformatorów ze zdalnym nadzorem 45

94 II.1. Transformatory i dławiki 8.1. Informacje ogólne Zdalny nadzór transformatora możliwy jest po spełnieniu szeregu warunków gwarantujących możliwość podejmowania właściwych decyzji eksploatacyjnych na podstawie otrzymywanych informacji z czujników zainstalowanych na transformatorze. Zadanie takie spełnia system monitoringu. Podstawowym celem monitoringu jest wykrycie oznak uszkodzeń w stadium początkowym, zestarzenia lub innych nieprawidłowości i kontrola ich rozwoju, co umożliwia podjęcie odpowiednich środków zaradczych prowadzących do uniknięcia poważnych awarii ze wszystkimi ich następstwami technicznymi i ekonomicznymi. Dokonuje się tego w oparciu o szereg różnych badań/pomiarów diagnostycznych. Do tego celu stosowane są zarówno nowoczesne techniki pomiarowe, bazujące na dużej liczbie czujników pracujących w systemie on line, jak i klasyczne realizowane w systemie off line. Oprócz monitorowania pracy systemu system monitoringu gromadzi wszystkie informacje dotyczące prowadzonej diagnostyki, przeprowadzonych zabiegów remontowych. System monitoringu określa również potrzebę przeprowadzenia zabiegów konserwacyjnych lub remontowych na podstawie analizy danych. Organizacja systemu monitoringu opiera się na szeregu okien dialogowych z których każde przekazuje pewną część informacji wykorzystaną w danym momencie Struktura i funkcje systemu diagnostyki i monitoringu Główne zadania spełniane przez system można umownie podzielić na związane z diagnostyką krótko i długo terminową. Do pierwszej należy m. in. bieżąca kontrola warunków pracy transformatora, ostrzeganie obsługi o przekroczeniu stanów dopuszczalnych lub wystąpieniu sytuacji grożącej awarią, zalecanie operatorowi działań możliwych do podjęcia w danej sytuacji, wyświetlanie na monitorze i drukowanie na polecenie dyspozytora wartości żądanych parametrów, operacyjne wyznaczanie optymalnego i dopuszczalnego obciążenia transformatora, obliczanie w cyklach dobowych i sumowanie zestarzenia cieplnego izolacji transformatora oraz sterowanie pompami olejowymi, wentylatorami, podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów. Z diagnostyką długoterminową wiąże się przede wszystkim długoterminowe prognozowanie obciążenia transformatora, edytowanie różnych zestawień statystycznych oraz wizualizacja zmian i trendów, raporty o diagnozie stanu i przewidywanym czasie życia transformatora, wyznaczanie terminów najbliższych przeglądów i napraw oraz sygnalizowanie konieczności podjęcia prac konserwacyjno remontowych. Od strony strukturalnej większość systemów składa się zasadniczo z czterech modułów głównych: Modułu pomiarów w czasie rzeczywistym ( on-line ), służącym do ciągłej akwizycji danych, zarówno analogowych, jak i cyfrowych (rejestracja stanu urządzeń). Modułu decyzyjno diagnostycznego, składającego się z bloku diagnoz bieżących, bloku modeli matematycznych procesów degradacji, bloku 46

95 II.1. Transformatory i dławiki operacyjnego wyznaczania dopuszczalnego obciążenia, bloku długoterminowego prognozowania obciążenia oraz bloku decyzji strategicznych. Modułu baz danych (baza robocza systemu, baza danych on-line i off-line, baza faktów, baza wiedzy). Modułu sterowania urządzeniami pomocniczymi (pompy, wentylatory, przełącznik zaczepów). W praktyce z uwagi na niezawodność pracy systemu systemy monitoringu i diagnostyki realizuje się zazwyczaj w układzie dwukomputerowym (dwuwarstwowym). Warstwę zewnętrzną najczęściej stanowi system SCADA lub jego odpowiednik, służący do akwizycji danych, również z innych urządzeń stacyjnych, oraz zapewniający pełną współpracę z telemechaniką, prezentację obiektów energetycznych (wielowarstwowe schematy sieciowe) na dowolnej liczbie terminali, obsługę makiety dyspozytora, współpracę z dowolną siecią komputerową oraz ze standardowymi systemami operacyjnymi. Zarówno system SCADA, jak i właściwy system monitoringu i diagnostyki są obsługiwane za pośrednictwem przyjaznych interfejsów a personel obsługi ma do dyspozycji na ekranie zestawy rozwijalnych menu. System monitoringu otrzymuje i przechowuje następujące informacje: a) wskazania temperatury, b) zawartość gazu w oleju, c) zawartość wilgoci w oleju, d) obecność wyładowań niezupełnych, e) prądy obciążenia, f) napięcia na zaciskach transformatora, g) dane dotyczące pracy podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Pomiary i dane są wykorzystywane przy określaniu możliwości przeciążeń, czasu życia transformatorów, terminów przeglądów i wymian. Wyposażając transformator w system monitoringu otrzymuje się możliwość śledzenia pracy transformatora jak również sterowania pracą urządzeń. Wykorzystując informacje z systemu monitoringu możliwe jest przy wykorzystaniu trójstopniowej oceny zaklasyfikowanie transformatorów do jednej z grup o stanie dobrym średnim lub ostrzegawczym Grupa transformatorów wykazujących stan dobry i średni nie wymaga najczęściej wykonywania dodatkowych pomiarów i odstawienia transformatorów z ruchu w grupie tej znajdują się z reguły transformatory nowe lub o średnim okresie eksploatacji Szczególnej uwagi wymagają transformatory których parametry są bliskie stanu ostrzegawczego lub go przekraczają, w takich przypadkach monitoring może wskazać możliwe drogi postępowania Niektóre ze sposobów postępowania które wynikają z zaleceń podanych w tabelach określają w sposób jednoznaczny tryb postępowania Dla przykładu przekroczenie gazów palnych świadczących o wystąpieniu lokalnych przegrzań przy prawidłowej pracy układu chłodzenia i braku przeciążeń nakazuje częstsze badanie składu gazów a po przekroczeniu wartości uznawanych za dopuszczalne przeprowadzenie rewizji wewnętrznej lub przekazanie transformatora do remontu. Przy wykorzystaniu tzw. odcisków palca wykonywanych na nowych jednostkach i porównaniu wyników w czasie eksploatacji możliwe jest śledzenie zmian stanu technicznego transformatora. 47

96 II.1. Transformatory i dławiki Wykonywanie badań oleju pozwala również na wyznaczanie trendów, przydatnych w planowaniu diagnostyki i ewentualnych zabiegów eksploatacyjnych takich jak uzdatnianie oleju lub jego wymiana. Oprogramowanie stanowiące integralną część systemu monitoringu pozwala na generowanie wskazówek i zaleceń oraz podawanie wszelkich informacji związanych z wydarzeniami historycznymi i bieżącymi 9. Postępowanie w czasie zakłóceń w pracy, uszkodzeń i pożaru 9.1. Postępowanie w przypadkach zakłóceń nie powodujących samoczynnego wyłączenia transformatora Sposób postępowania w przypadkach zakłóceń nie powodujących samoczynnego wyłączenia transformatora zestawiono w punktach Sygnalizacja działania I stopnia przekaźnika Buchholza gazowoprzepływowego Przy zasygnalizowaniu działania I stopnia przekaźnika Buchholza gazowo-przepływowego transformatora należy postępować zgodnie ze schematem nr 9.1. Sprawdzić poziom oleju w konserwatorze Poziom oleju jest odpowiedni Schemat nr 9.1. Poziom oleju jest niższy od wymaganego Zgłosić do właściwych służb dyspozytorskich potrzebę wyłączenia transformatora dla sprawdzenia obecności gazu w przekaźniku gazowoprzepływowym. Po wyłączeniu transformatora sprawdzić czy jest gaz w przekaźniku Buchholza. Obecność gazu Brak gazu Zgłosić do właściwych służb dyspozytorskich potrzebę wyłączenia transformatora dla uzupełnienia oleju. Po uzupełnieniu oleju odpowietrzyć i załączyć transformator. Przeprowadzić badanie chromatograficzne oleju i badanie gazów z przekaźnika Buchholza.( jeśli zostały pobrane) Sprawdzić obwody wtórne, usunąć ewentualne usterki. Transformator załączyć. 48

97 II.1. Transformatory i dławiki Gazy niepalne Gazy palne Odpowietrzyć przekaźnik Buchholza. Załączyć transformator. ** ) Transformatora nie załączać. Wykonać badania transformatora. Ponadto wykonać badania chromatograficzne składu gazów rozpuszczonych i wydzielonych z oleju. ** ) W razie ponownego zadziałania I stopnia przekaźnika gazowo-przepływowego transformator wyłączyć w celu wykrycia przyczyn działania przekaźnika Sygnalizacja wzrostu prądu transformatora po stronie GN Po zasygnalizowaniu przekroczenia w transformatorze prądu znamionowego o 20 % należy wzmóc kontrolę pracy transformatora. Należy kontrolować temperaturę uzwojeń i oleju co 15 min. Przy zbliżaniu się do wartości dopuszczalnych zawiadomić właściwe służby dyspozytorskie w celu podjęcia działań zmierzających do zmniejszenia obciążenia transformatora Sygnalizacja wzrostu temperatury oleju Przy zadziałaniu I stopnia sygnalizacji wzrostu temperatury oleju należy postępować zgodnie ze schematem nr 9.2. Schemat nr 9.2. Sprawdzić, czy pracują wszystkie chłodnice i ew. ich zanieczyszczenie zewnętrzne lub sprawdzić stan wentylatorów układu chłodzenia Tak Nie Zmierzyć temperaturę otoczenia, obliczyć średnią wartość obciążenia od początku doby i porównać z odpowiednimi dopuszczalnymi obciążeniami. Jeżeli zadziała II stopień sygnalizacji zawiadomić właściwe służby dyspozytorskie o potrzebie odciążenia transformatora. Odczytywać oraz notować wartość prądu temperatury uzwojeń i oleju nie rzadziej niż co 15 minut. Po każdym odczycie sprawdzić, czy nie zostały osiągnięte graniczne przeciążenia. Wartości prądu wyższe od dopuszczalnych Wartości prądu niższe od dopuszczalnych Załączyć ręcznie niepracujący zespół układu chłodzenia 49

98 II.1. Transformatory i dławiki Wyłączyć Nadal odczytywać i notować wartości prądu i transformator. temperatur nie rzadziej niż co 15 minut. Po osiągnięciu Przeprowadzić wartości dopuszczalnej wyłączyć transformator. Przy przegląd układu obniżeniu się temperatury uzwojenia zaprzestać chłodzenia częstych odczytów. Przeprowadzić przegląd układu chłodzenia Sygnalizacja niskiego poziomu oleju w konserwatorze transformatora W przypadku zadziałania sygnalizacji niskiego poziomu w konserwatorze transformatora należy sprawdzić poziom oleju, a gdy jest za niski obejrzeć czy nie ma przecieków oleju. a następnie sprawdzić czy nie jest uszkodzony wskaźnik poziomu oleju. W miarę możliwości przecieki należy zlikwidować i przewidzieć wyłączenie transformatora celem uzupełnienia oleju i usunięcia przyczyny przecieków. Jeżeli poziom oleju w konserwatorze jest właściwy należy zgłosić układ sygnalizacji poziomu do przeglądu Sygnalizacja zadziałania zaworu odcinającego (SERGI) Po zasygnalizowaniu działania zaworu odcinającego olej w konserwatorze transformatora należy dokonać oględzin transformatora ze szczególnym uwzględnieniem poziomu oleju w konserwatorze oraz stanu zaworów i połączeń rurowych układu chłodzenia. W przypadku stwierdzenia uszkodzeń, które spowodowały wypływ oleju z konserwatora transformator powinien być wyłączony i przekazany do naprawy. W przypadku braku oznak wyjaśniających działanie zaworu należy zawór odcinający zgłosić do regulacji lub naprawy Sygnalizacja braku przepływu oleju lub pracy wentylatorów Po zasygnalizowaniu braku przepływu oleju lub pracy wentylatorów należy postępować zgodnie z niżej podanym schematem nr 9.3. Schemat nr 9.3. Ustalić przyczynę nie działania pomp lub wentylatorów. Zanik napięcia Uszkodzenie pomp lub wentylatorów Przywrócić zasilanie Zasilanie przywrócono Zasilania nie przywrócono Wyłączyć napięcie zasilające uszkodzone urządzenie 50

99 II.1. Transformatory i dławiki Praca transformatora Ustalić ilość (procentowo) niepracujących lub nie w pełni może się odbywać sprawnych chłodnic lub wentylatorów jak przed zakłóceniem do 30 % 30-60% powyżej 60% Transformator może pracować bez wzmożonego nadzoru aż do zasygnalizowania wzrostu temperatury oleju. Zgłosić układ chłodzenia do naprawy. Mierzyć temperaturę uzwojeń i oleju co 15 min., Jeżeli temperatura oleju wzrośnie do 85 C, a uzwojeń do 110 C zgłosić do właściwych służb dyspozytorskich potrzebę odciążenia transformatora. Zgłosić układ chłodzenia do naprawy. Zgłosić do właściwych służb dyspozytorskich konieczność odciążenia transformatora. Mierzyć temperaturę oleju co 10 minut. Jeśli temp. oleju osiągnie 90 C zawiadomić właściwe służby dyspozytorskie o przewidywanym samoczynnym wyłączeniu transformatora (przy 95 C). Zgłosić układ chłodzenia do naprawy Sygnalizacja zaniku napięcia w układzie napędu przełącznika zaczepów W przypadku zadziałania sygnalizacji zaniku napięcia w układzie napędu przełącznika zaczepów należy ustalić przyczynę braku napięcia (sprawdzić stan bezpieczników). Jeżeli przyczyny zaniku napięcia nie da się usunąć dostępnymi środkami przez dyżurnego, należy zgłosić układ do naprawy. Do czasu naprawy wszystkie przestawienia przełącznika zaczepów należy wykonywać ręcznie przy użyciu korby Postępowanie w przypadkach samoczynnego wyłączenia transformatora W przypadku samoczynnego wyłączenia transformatora przez zabezpieczenie należy sprawdzić, które zabezpieczenie spowodowało wyłączenie. W tym celu należy wykonać: a) przeprowadzić oględziny transformatora i osprzętu, ze szczególnym zwróceniem uwagi na ślady wypływu oleju, b) sprawdzić poprawność działania zabezpieczeń, c) sprawdzić palność gazów (o ile wydzieliły się) w przekaźniku Buchholza gazowo-przepływowym, d) badania poawaryjne w następujących przypadkach: 1) zadziałało zabezpieczenie Buchholza gazowo-przepływowe lub przepływowe, 2) zadziałało zabezpieczenie różnicowe, 3) zadziałało zabezpieczenie od zwarć z kadzią, 4) zadziałał zawór bezpieczeństwa, 5) nastąpiło pęknięcie izolatora, 51

100 II.1. Transformatory i dławiki 6) stwierdzono wycieki oleju. Transformator można ponownie załączyć bez wykonywania badań poawaryjnych jeżeli stwierdzono, że wyłączenie spowodowane zostało przez: a) zabezpieczenie reagujące na przeciążenie, b) termometr kontaktowy lub model cieplny wskutek przeciążenia, c) przekaźnik Buchholza gazowo-przepływowy wskutek wydzielania się powietrza, d) zwarcie w instalacjach pomocniczych, objętych działaniem zabezpieczeń od zwarć z kadzią, e) uszkodzenie innych urządzeń w strefie działania zabezpieczenia różnicowego, f) przekaźnik Buchholza gazowo-przepływowy przy bliskich zwarciach w sieci i braku gazów palnych. Uwaga: W przypadku ponownego wyłączenia nie wolno załączać transformatora po raz drugi. O dalszym toku postępowania decyduje personel nadzoru jednostki zarządzania strategicznego Działanie II stopnia przekaźnika Buchholza gazowo-przepływowego transformatora W przypadku wyłączenia transformatora wskutek działania II stopnia jego przekaźnika Buchholza gazowo-przepływowego należy. Schemat nr 9.4. Zawiadomić właściwe służby dyspozytorskie o wyłączeniu transformatora Dokonać oględzin transformatora Nie ma uszkodzeń zewnętrznych Są uszkodzenia lub usterki zewnętrzne Wykonać analizę chromatograficzną składu gazu pobranego z przekaźnika Są gazy palne Nie ma gazów palnych Transformatora nie załączać Przeanalizować rodzaj uszkodzenia, usunąć je i /lub/ po konsultacji z wytwórcą podjąć decyzję o dalszym postępowaniu. Wykonać badania poawaryjne transformatora Sprawdzić układy zabezpieczeń Nie ma uszkodzeń ani nieprawidłowego działania zabezpieczeń Są uszkodzenia lub inne nieprawidłowości w układzie zabezpieczeń 52

101 II.1. Transformatory i dławiki Wykonać badania Usunąć przyczyny poawaryjne transformatora niepotrzebnego działania zabezpieczenia Wyniki badań nie wykazują uszkodzeń Załączyć transformato r Wyniki badań wykazują uszkodzenia Transformator a nie załączać Transformator załączyć Uwaga: W przypadku powtórnego wyłączenia transformatora nie wolno go ponownie załączyć bez znalezienia przyczyny i jej usunięcia Działanie przekaźnika przepływowego Buchholza podobciążeniowego przełącznika zaczepów W przypadku wyłączenia transformatora wskutek działania jednostopniowego przekaźnika przepływowego podobciążeniowego przełącznika zaczepów należy postępować zgodnie z niżej podanym schematem nr 9.5. Schemat nr 9.5. Zawiadomić właściwe służby dyspozytorskie o wyłączeniu transformatora Sprawdzić stan techniczny przekaźnika i jego obwodów Nie ma uszkodzeń ani nieprawidłowego działania przekaźnika Są uszkodzenia lub inne nieprawidłowości, nazbyt niski poziom oleju w przełączniku Dokonać wewnętrznego przeglądu przełącznika mocy i usunąć uszkodzenie Usunąć przyczyny niepotrzebnego działania przekaźnika Wykonywać badania poawaryjne transformatora Wyniki badań nie wykazują uszkodzeń Wyniki badań wykazują uszkodzenia Załączyć transformator Załączyć transformator Transformatora nie załączać 53

102 II.1. Transformatory i dławiki Uwaga: W przypadku powtórnego wyłączenia transformatora nie wolno go ponownie załączyć bez znalezienia przyczyny i jej usunięcia Działanie zabezpieczenia różnicowego W przypadku wyłączenia transformatora przez zabezpieczenie różnicowe należy postępować zgodnie z podanym schematem nr 9.6. Zawiadomić właściwe służby dyspozytorskie o wyłączeniu transformatora Schemat nr 9.6. Dokonać oględzin zewnętrznych transformatora oraz urządzeń będących w strefie działania zabezpieczenia różnicowego Brak uszkodzeń zewnętrznych Są uszkodzenia zewnętrzne Sprawdzić zabezpieczenia, wykonać analizę gazów /chromatograficzną/ oraz badania transformatora Wykonać naprawę uszkodzonych urządzeń lub dokonać wymiany Wyniki wskazują na uszkodzenie Wyniki nie wskazują na uszkodzenie Wykonać pomiary poawaryjne, załączyć transformator w stanie jałowym pod napięcie Wykonać naprawę transformatora lub przekazać do zakładu remontowego. Załączyć transformator pod napięcie w stanie jałowym Działanie zabezpieczenia od nadmiernego wzrostu temperatury oleju W przypadku wyłączenia transformatora wskutek działania zabezpieczenia od nadmiernego wzrostu temperatury oleju należy postępować zgodnie ze schematem nr 9.7. Schemat nr 9.7. Zawiadomić właściwe służby dyspozytorskie o wyłączeniu transformatora. Odczytać temperaturę oleju i uzwojeń transformatora. Temperatura oleju 100 C Temperatura oleju 100 C 54

103 II.1. Transformatory i dławiki Załączyć ręcznie układ chłodzenia. Sprawdzić układ zabezpieczeń i Sprawdzić jego działanie. usunąć przyczyny jego Kontrolować w nastawni temperaturę niepotrzebnego działania. Załączyć oleju. Gdy osiągnie ona wartość 75 transformator. C załączyć transformator 9.3. Postępowanie w przypadku pożaru W przypadku powstania pożaru transformatora lub w jego bezpośrednim sąsiedztwie należy transformator wyłączyć i zawiadomić straż pożarną wg wskazówek w planie ochrony ppoż. lub instrukcji alarmowania. Przy powstania pożaru każdy pracownik zobowiązany jest do: a) przystąpienia do akcji gaśniczej przy użyciu podręcznego sprzętu gaśniczego zlokalizowanego w kiosku sprzętu ppoż. i ekologicznego, b) poinformowania przybyłej straży pożarnej o ogólnej sytuacji oraz podporządkowania się kierownikowi akcji gaśniczej. Po ogłoszeniu alarmu oraz w czasie trwania akcji gaśniczej drogi prowadzące do płonącego transformatora powinny być przejezdne dla umożliwienia dotarcia jednostek pożarniczych. Z chwilą przybycia straży pożarnej, jej dowódca obejmuje kierownictwo akcji gaśniczej. Oprócz stałych urządzeń gaśniczych do ochrony przeciwpożarowej transformatorów, stosowany jest podręczny sprzęt gaśniczy w postaci: a) gaśnic proszkowych, b) agregatów proszkowych. Rodzaj oraz ilość podręcznego sprzętu gaśniczego określają Standardy Zabezpieczenia Technicznego i Ochrony Obiektów Elektroenergetycznych w PSE Operator. 10. Ochrona przeciwpożarowa transformatorów Informacje ogólne Ochrona przeciwpożarowa transformatorów ma na celu: a) zminimalizowanie zagrożenia pożarem obsługi stacji i osób postronnych, b) ograniczenie zakresu uszkodzeń i zniszczeń spowodowanych pożarem, c) zapobieganie rozprzestrzenianiu się ognia na przyległe urządzenia i budynki, d) ochronę środowiska, e) minimalizację przerw w zasilaniu odbiorców. Przy wyborze rodzaju ochrony przeciwpożarowej należy stosować Standardy Zabezpieczenia Technicznego i Ochrony Obiektów Elektroenergetycznych w PSE - Operator z 2005r Ochrona przeciwpożarowa transformatorów Pożar transformatora bez stałych urządzeń gaśniczych zraszaczowych jest gaszony przez personel eksploatacyjny przy użyciu podręcznego sprzętu gaśniczego po wyłączeniu transformatora spod napięcia. Jednocześnie 55

104 II.1. Transformatory i dławiki zawiadamia się zawodową straż pożarną. Akcja gaszenia pożaru przez obsługę stacji bywa skuteczna jedynie w przypadku pożarów spowodowanych przez łuk elektryczny powstały na zewnątrz transformatora w założeniu, że transformator został wyłączony w wyniku działania zabezpieczeń. Pożar rozpowszechnia się wówczas na ogół na małą powierzchnię na pokrywie, a wyciek oleju z kadzi jest niewielki (np. przez pęknięty przepust). Natomiast pożar podsycany olejem wypływającym z uszkodzonej kadzi obejmuje zazwyczaj dużą powierzchnię, przy czym intensywność palenia się oleju szybko wzrasta, gdyż transformator jest wówczas prawie otwartym zbiornikiem oleju. Takie pożary może ugasić przy użyciu agregatów proszkowych straż pożarna. Ważną rolę w biernej ochronie ppoż. transformatora odgrywa awaryjna misa olejowa, który ma zapewnić zebranie i odprowadzenie oleju wyciekającego z transformatora. Awaryjna misa olejowa wyposażona jest w ruszt gaszący z warstwą tłucznia (grubości 30 cm) lub misa olejowa połączona jest ze zbiornikiem awaryjnym. Zbiorniki te muszą być szczelne. Awaryjne misy olejowe powinny mieć obrzeże betonowe przewyższające o 15 cm poziom otaczającego terenu. Awaryjne misy olejowe nowych lub modernizowanych stanowisk transformatorów dużej mocy są wymiarowane na przyjęcie 120 % oleju znajdującego się w kadzi transformatora. Awaryjne zbiorniki olejowe powinny być okresowo odwadniane. W przypadku przyłączenia odwodnienia zbiornika olejowego do sieci kanalizacyjnej lub do odwodnienia powierzchniowego muszą być stosowane wysokosprawne koalescencyjne separatory oleju wyposażone w urządzenia samoczynnego odcinania awaryjnego wypływu oleju, lub autonomiczne urządzenia samoczynnego odcinania awaryjnego wypływu oleju. Separatory muszą posiadać sygnalizację awaryjną włączoną w system nadzoru stacji. W stacji napowietrznej, w której nie można, ze względu na ukształtowanie terenu, zachować wymaganych odległości między transformatorami, konieczne jest oddzielenie sąsiadujących ze sobą transformatorów ścianą oddzielenia przeciwpożarowego o odpowiedniej klasie odporności ogniowej wg PN-E Do ochrony ppoż. transformatorów sieciowych napowietrznych są stosowane na ogół wodne zraszaczowe urządzenia gaśnicze zasilane albo ze zbiornika hydroforowego, albo z pompowni. W urządzeniu tym dysze gaśnicze (zraszacze) są stale otwarte, a rurociąg tłoczny próżny, nie ma więc możliwości zamarznięcia wody w rurociągu i instalacji zraszaczowej. W razie pożaru po uruchomieniu urządzenia gaśniczego ze wszystkich zraszaczy wydobywa się rozpylona woda w postaci mgły. Schemat instalacji zraszaczowego urządzenia gaśniczego zasilanego ze zbiornika hydroforowego przedstawiono na poniższym rysunku. 56

105 II.1. Transformatory i dławiki Rys.10.1 Schemat zraszaczowego urządzenia gaśniczego do ochrony ppoż. transformatora zasilanego ze zbiornika hydroforowego układ rur ze zraszaczami, 2 pneumatyczny układ uruchamiający z czujnikami termicznymi, 3 chroniony transformator, 4 rurociąg tłoczny, 5 zawór wzbudzający, 6 zbiornik hydroforowy, 7 sprężarka, 8 woda technologiczna lub pitna. Urządzenie gaśnicze do zraszania jest uruchamiane z reguły automatycznie z możliwością uruchomienia zdalnego. Samoczynne uruchomienie urządzenia gaśniczego może nastąpić w wyniku zadziałania pneumatycznego układu uruchamiania. Wzrost temperatury otoczenia transformatora powyżej nastawionej wartości (zazwyczaj 70 0 C) powoduje zadziałanie czujnika termicznego (rozpryśnięcie się szklanej banieczki z cieczą) i nagły spadek ciśnienia powietrza w rurociągu układu detekcyjnego, co w efekcie doprowadza do samoczynnego otwarcia pod wpływem ciśnienia wody mechanicznego zaworu wzbudzającego. Jednocześnie jest wysyłany sygnał alarmowy do nastawni. Projektowy czas gaszenia działania urządzenia do zraszania powinien wynosić 5 minut. Łączna ilość wody w zbiorniku (ach) magazynowych na terenie stacji powinna wynosić 100 m 3. Należy zapewnić odpowiednie rezerwowanie zasilania potrzeb własnych stacji (np. z uzwojeń trzecich dwóch jednostek sieciowych zainstalowanych w stacji, linią SN), aby pożar transformatora nie zakłócił zasilania urządzeń pompowni. Autotransformatory mocy o górnym napięciu 400kV są wyposażone w stałe urządzenia gaśnicze do zraszania. Decyzje o wyposażeniu pozostałych jednostek najwyższych napięć w stałe urządzenia gaśnicze do zraszania są podejmowane indywidualnie na podstawie rachunku ekonomicznego z uwzględnieniem przesłanek technicznych i środowiskowych np. ważność obiektu w systemie, brak możliwości zabezpieczenia pobliskich budynków lub masywów leśnych przed promieniowaniem cieplnym i rozprzestrzenianiem się pożaru, długi czas oczekiwania na przyjazd zawodowej straży pożarnej, duża liczba transformatorów w stacji zgodnie z zasadami wg Standardów Zabezpieczenia Technicznego i Ochrony Obiektów Elektroenergetycznych w PSE - Operator z 2005r.. 57

106 II.1. Transformatory i dławiki 11. Transport i montaż transformatorów Organizacja transportu Transport transformatorów przeprowadzają specjalistyczne przedsiębiorstwa. Związane jest to z koniecznością przewożenia ładunków o dużej masie wymagających użycia specjalistycznego sprzętu Przygotowanie transformatora do transportu Istotnym elementem przy planowaniu transportu transformatora jest niedopuszczenie do zanieczyszczenia środowiska olejem transformatorowym zarówno na etapie przygotowania do transportu, podczas transportu, jak i przy montażu transformatora na stanowisku. Niżej podane wskazówki dotyczą prac przygotowawczych związanych z transportem dużych transformatorów. Sposoby ładowania i mocowania transformatorów na wagonach towarowych PKP oraz samochodach określają dokładnie fabryczne DTR lub szczegółowe instrukcje stosowane przez firmy transportowe. Prace przygotowawcze do przewozu transformatorów, zależne są od przewidywanego środka transportu do miejsca przeznaczenia. W ramach czynności przygotowawczych transformatora do transportu należy: a) zdemontować i zabezpieczyć izolatory przepustowe oraz kominki, b) zdemontować konserwator łącznie z konsolą mocującą i rurociągami, c) zdemontować urządzenia chłodzące (radiatory, wentylatory lub chłodnice), d) zdemontować szafy urządzeń sterowniczych i przełącznika zaczepów (o ile jest to konieczne), e) zdemontować podwozie, Na czas transportu transformatora, zaślepia się otwory w kadzi odpowiednimi pokrywami, natomiast chłodnice i pompy napełnia się częściowo olejem (1/3 objętości). Uwaga: Transformatory w zależności od ciężaru, transportowane są najczęściej po napełnieniu kadzi suchym azotem lub przy obniżonym poziomie oleju do wysokości dolnej krawędzi pokrywy i wypełnieniu pozostałej przestrzeni suchym azotem. Nadciśnienie azotu w kadzi musi wynosić ( ) hpa i może być podtrzymywane podczas przewozu z butli. W transformatorach na czas transportu należy zainstalować miernik przyspieszeń (wstrząsów). f) przygotować do transportu izolatory przepustowe, podobciążeniowy przełącznik zaczepów oraz pozostały osprzęt, Izolatory przepustowe powinny być umieszczone w skrzyniach drewnianych, aby w czasie transportu uniknąć ich uszkodzenia. Izolatory kondensatorowe należy opakować zgodnie z instrukcją fabryczną. g) zabezpieczyć przed uszkodzeniem odpowiednio oznakowane skrzynki z aparaturą pomocniczą i wyposażeniem dodatkowym transformatora, Prace załadunkowe i wyładunkowe transformatorów dużej mocy za pomocą suwnic, dźwigów, podnośników hydraulicznych lub korbowych itp. powinny być 58

107 II.1. Transformatory i dławiki wykonywane przez specjalne do tego celu przeszkolone brygady. Wszystkie czynności związane z wyładunkiem transformatora powinny być prowadzone zgodnie z DTR producenta. h) przygotować miejsce załadunku, Teren o wyrównanej powierzchni, odpowiednio oświetlony, bez składowisk niepotrzebnych przedmiotów powinien mieć drogi dojazdowe przejezdne w każdych warunkach, tzn. w razie potrzeby oczyszczone ze śniegu i posypane piaskiem. i) sporządzić (w dwóch egzemplarzach) rysunek gabarytowy transformatora dla potrzeb transportu, Rysunek ten powinien być wykonany w dwóch rzutach, mieć naniesione wszystkie ważniejsze wymiary transformatora i podany ciężar transportowy. W przypadku transportu kolejowego gabaryty transformatora powinny być umieszczone na tle rysunku skrajni kolejowej. Po wykonaniu demontażu transformatora należy ponadto porównać fabryczny rysunek gabarytowy z rzeczywistymi wymiarami i w przypadku stwierdzenia różnic, dokonać poprawek. j) przygotować zlecenie na transport. Dokument ten powinien zawierać informacje dotyczące terminu przewozu oraz miejsca przeznaczenia transformatora. W przypadku transportu kolejowego należy podać ponadto dokładną nazwę stacji kolejowej oraz bocznicy i adres odbiorcy. Należy również załączyć dwa egzemplarze rysunku gabarytowego. Zamówić, na podstawie udzielonego zlecenia, w określonym terminie odpowiedni środek transportu w przypadku posiadania, zadysponować własny Transport kolejowy Jeżeli transformator ma być przewożony specjalną przyczepą drogową do najbliższej bocznicy kolejowej lub stacji PKP, względnie do innej stacji energetycznej, należy dodatkowo uwzględnić zalecenia podane w rozdziale Po załadunku transformatora na wagon kolejowy (zwykły lub specjalny) należy dokonać zabezpieczenia przed ewentualnym przesunięciem jednostki podczas przewozu. Transport transformatora przekraczającego normalną skrajnię kolejową jest możliwy tylko po uzyskaniu zgody właściwej DOKP. Należy zwrócić uwagę na to, by transformator dotarł do miejsca wyładunku w taki sposób, aby nie trzeba było obracać go o 180. Zaleca się, aby transformatory były transportowane pod opieką konwojenta Transport drogowy W ramach czynności przygotowawczych należy: a) zbadać i ustalić trasę przewozu ze szczególnym zwróceniem uwagi na nośność mostów, wysokość zawieszenia przewodów linii napowietrznych (trakcji komunikacji miejskiej, linii niskiego napięcia, linii telefonicznych lub radiofonii przewodowej), wymiary gabarytowe wiaduktów, nawierzchnię, drogi itp. W przypadku, gdy wspomniane linie napowietrzne znajdują się poniżej wysokości przejeżdżającego ładunku lub w nieprzepisowej odległości, należy 59

108 II.1. Transformatory i dławiki na czas przejazdu wezwać pogotowie techniczne przedsiębiorstw eksploatujących w/w linie w celu usunięcia ich na trasie względnie przeniesienia na bezpieczną wysokość, b) sprawdzić, gdy transport drogowy ma się odbywać przez tereny stacji energetycznej, czy na trasie przejazdu nie przebiegają kanały: kablowe, rurociągów wodnych i parowych itp. W przypadku potrzeby należy je odpowiednio wzmocnić, c) uzyskać zgodę wydziału drogowego odpowiedniego urzędu na dokonanie transportu wybraną trasą w określonym terminie. Transport drogowy transformatorów powinien być wykonany zgodnie z opracowaną do tego celu szczegółową instrukcją. Ponadto, w czasie transportu powinny być przestrzegane zalecenia instrukcji fabrycznych, dotyczące specjalnych przyczep i ciężkich ciągników samochodowych Kontrola transformatora po transporcie i jego rozładunek Po transporcie transformatora na miejsce przeznaczenia należy sprawdzić jeszcze przed rozpoczęciem rozładunku, czy nie naruszone są zabezpieczenia i czy transformator nie uległ przesunięciu podczas transportu. Jeżeli zabezpieczenia zostały naruszone, transformator został przesunięty lub widoczne są uszkodzenia, należy powołać komisję z udziałem przedstawicieli przewoźnika i spisać stosowny protokół. W protokole tym należy zastrzec sobie prawo reklamacji na wypadek uszkodzeń wewnętrznych, których nie można stwierdzić na podstawie oględzin zewnętrznych. Prócz tego należy sprawdzić: a) kompletność dostawy wg wykazu dokumentów wysyłkowych, b) wskazania rejestratora przyspieszeń (wstrząsów) oraz nadciśnienie azotu w kadzi. Uwaga: Sposób postępowania w przypadku wystąpienia w transporcie nadmiernych wstrząsów lub spadku ciśnienia azotu w kadzi określa DTR transformatora. Transformator może być zdejmowany z wagonu lub przyczepy za pomocą dźwigu lub z użyciem podnośników hydraulicznych na wcześniej przygotowany teren rozładunku składowania osprzętu, wytrzymujący ciężar transformatora oraz umożliwiający dojazd ciężkich pojazdów Montaż transformatorów Przed przystąpieniem do prac należy sprawdzić wcześniej przygotowane miejsce montażu. Zabezpieczenie ppoż. oraz inne należy uzgodnić z inwestorem. Podczas prac montażowych należy kierować się następującymi wskazówkami: a) montaż transformatorów powinien być prowadzony przez wykwalifikowany personel, i dodatkowo nadzorowany przez personel fabryczny, b) realizacja wszelkich prac na otwartym transformatorze powinna odbywać się w sprzyjających warunkach atmosferycznych (bez opadów deszczu, śniegu i mgły) oraz przy prędkości wiatru umożliwiającej pracę urządzeń dźwigowych, 60

109 II.1. Transformatory i dławiki c) montaż należy rozpocząć od ustawienia transformatora na wypoziomowanym stanowisku pracy, d) rurociąg z przekaźnikiem Buchholza gazowo przepływowym powinien być pochylony o (1 1,5) w górę do konserwatora, e) przebieg prac montażowych powinien odbywać się zgodnie z instrukcją fabryczną zamieszczoną w DTR transformatora. 12. Demontaż transformatorów ze stanowiska Kolejność czynności przy demontażu transformatora W przypadku konieczności przeprowadzenia demontażu należy: a) upuścić olej z transformatora około 10 cm poniżej dolnego kołnierza kominka, b) zdemontować chłodnice, c) zdemontować izolatory przepustowe, d) zdemontować połączenia rurowe na pokrywie, e) zdemontować konserwator, f) zdemontować kominki strony GN i DN, g) zdemontować rury układu chłodzenia i pompy, h) zabezpieczyć włazy za pomocą wcześniej przygotowanych pokryw. Uwaga: Wszelkie prace demontażowe należy prowadzić w dobrych warunkach pogodowych brak opadów deszczu lub śniegu oraz przy niskiej wilgotności powietrza Wymagania sprzętowe przeprowadzenia demontażu Do przeprowadzenia demontażu transformatora niezbędne jest wcześniejsze przygotowanie następującego sprzętu: a) dźwig o nośności i wysięgu umożliwiający demontaż izolatorów, konserwatora, chłodnic lub wentylatorów, b) klucze do odkręcania elementów wyposażenia i orurowania, c) podnośniki hydrauliczne, d) liny do demontażu izolatorów i elementów wyposażenia, e) wielokrążek do podtrzymywania odpływów w izolatorze, f) uchwyty do podtrzymywania izolatorów, g) podkłady kolejowe, h) zbiorniki na olej, i) skrzynie na izolatory przepustowe, j) rury do upuszczania oleju. 13. Przekazywanie transformatorów do rewizji, remontów, modernizacji lub złomowania 13.1.Informacje ogólne 61

110 II.1. Transformatory i dławiki Przy podejmowaniu decyzji dotyczących przekazania transformatora do rewizji, remontu, modernizacji połączonej z wydłużeniem jego czasu życia, czy na złom, poza czynnikami technicznymi, istotną rolę odgrywają związane z tym czynniki ekonomiczne. W każdym przypadku powinny one uwzględniać nie tylko koszt strat i utrzymania w ruchu, ale także koszty związane z ryzykiem wypadnięcia z ruchu transformatora (transport, zainstalowanie innej jednostki, straty wynikłe z niedostarczenia energii) oraz z zanieczyszczeniem środowiska. Możliwe opcje postępowania z transformatorem dużej mocy eksploatowanym w dłuższym okresie czasu, w zależności od jego stanu technicznego oraz uwarunkowań ekonomicznych, to: a) dalsza eksploatacja w dotychczasowym miejscu zainstalowania, ewentualnie z uwzględnieniem przystosowania do obowiązujących obecnie wymagań środowiskowych (np. obniżenie poziomu hałasu w drodze instalacji odpowiednich osłon, modernizacja infrastruktury montaż instalacji przeciwpożarowej, pełnowymiarowego zbiornika do odprowadzenia oleju etc.), c) montaż systemu monitoringu stanu (w przypadku odpowiedzialnych jednostek), d) dalsza eksploatacja przy zmniejszonym obciążeniu, e) zakup nowej jednostki i przemieszczenie eksploatowanego do tej pory transformatora w inne, mniej odpowiedzialne miejsce w systemie, f) przeprowadzenie renowacji (przywrócenie do właściwego stanu), remontu (usunięcie uszkodzeń) lub modernizacji (poprawa parametrów technicznych), g) złomowanie transformatora Kwalifikowanie transformatorów do rewizji, remontu, modernizacji lub złomowania Kwalifikowanie transformatorów do rewizji, renowacji, remontu, modernizacji czy też do złomowania powinno mieć miejsce na podstawie wyników badań diagnostycznych umożliwiających ocenę stanu technicznego jednostki oraz określenie zakresu ewentualnych prac remontowych lub modernizacyjnych. Należą do nich m. innymi badania pobranych z transformatora próbek oleju rozdział , pomiar wyładowań niezupełnych rozdział , analiza wibroakustyczna rozdział , badanie termowizyjne rozkładu temperatur i inne. Do oceny stanu układu izolacyjnego, a w szczególności stopnia zestarzenia i zawilgocenia izolacji, stosuje się m. in.: pomiar rezystancji izolacji rozdział 5.2.6, badanie stopnia polimeryzacji oraz stopnia zawilgocenia pobranych próbek izolacji papierowej z kilku miejsc w transformatorze, czy też pomiar zawartości związków furanu w oleju transformatorowym. W przypadku wystąpienia awarii badania diagnostyczne należy poprzedzić badaniami opisanymi w rozdziale Istotnym elementem rzutującym na podjęcie decyzji o remoncie jednostki jest ocena możliwości wykonania odnośnych prac na miejscu zainstalowania transformatora. Dotyczy to najczęściej uzdatnienia układu izolacyjnego transformatora. Wskazane jest, aby ustalenie zakresu prac związanych z remontem lub modernizacją transformatorów dokonać z udziałem przedstawicieli producenta lub zakładu wykonującego zlecony remont (modernizację). 62

111 II.1. Transformatory i dławiki Likwidacja transformatorów Rozróżnia się trzy czynniki: strategiczny, ekonomiczny i techniczny, wyznaczające pozostały czas życia transformatora. O wycofaniu transformatora z eksploatacji może decydować dowolny z tych czynników lub ich kombinacja. Czynnik strategiczny odnosi się do zdolności transformatora do przenoszenia wymaganych obciążeń oraz wytrzymywania prądów zwarciowych, napięć roboczych sieci i przepięć. Czynnik ekonomiczny uwzględnia koszt strat i obsługi transformatora; może być również brany pod uwagę koszt wynikający z niedostarczenia energii lub z konieczności poniesienia dodatkowych kosztów jej dostarczenia. Czynnik techniczny dotyczy oszacowania dotychczasowego zużycia transformatora z uwzględnieniem przebytych obciążeń, zwarć i przepięć, określenia obecnego stanu technicznego (zakres trwałych deformacji, stan izolacji stałej i oleju), prognozowania warunków pracy (przewidywane przepięcia piorunowe i łączeniowe oraz przewzbudzenia). Oszacowania takie, oparte zazwyczaj na mniej lub bardziej dokładnych zapisach z okresu dotychczasowej eksploatacji, umożliwiają z reguły podjęcie decyzji o renowacji lub modernizacji transformatora Modernizacja transformatorów Prace modernizacyjne powinny obejmować przede wszystkim: a) modernizację, względnie wykonanie nowego rdzenia (celem obniżenia strat stanu jałowego, poziomu hałasu) oraz zastosowanie nowoczesnego sposobu prasowania kolumn i jarzm rdzenia, b) wykonanie nowych uzwojeń umożliwiających zwiększenie mocy znamionowej, wytrzymałości zwarciowej, dielektrycznej i przepięciowej, c) modernizację układu regulacji napięcia, wymianę przełącznika zaczepów, d) instalację nowoczesnego układu chłodzenia, e) wymianę izolatorów starego typu, f) zastosowanie nowoczesnych materiałów izolacyjnych, g) modernizację instalacji elektrycznych wraz z osprzętem do urządzeń pomiarowych, sygnalizacyjnych i zabezpieczających, h) modernizację kadzi, uszczelnień, i) wprowadzenie innych rozwiązań konstrukcyjnych Wydłużanie czasu życia transformatora Nominalny czas życia transformatora szacuje się na lat. Główne czynniki wpływające na degradację stanu technicznego transformatora to starzenie się materiałów, wzrost zawartości wilgoci w oleju i materiałach izolacyjnych, zanieczyszczenie układu izolacyjnego, poluzowanie się uzwojeń, często połączone z przemieszczeniem elementów izolacyjnych na skutek przebytych zwarć, przegrzania, zużycie mechaniczne styków przełącznika zaczepów pod obciążeniem. Rozsądnym horyzontem czasowym wydłużenia czasu życia transformatora jest okres lat. Osiąga się to zasadniczo trzema sposobami: 63

112 II.1. Transformatory i dławiki a) poprzez lepszą ochronę transformatora przed zagrożeniami zewnętrznymi. Zabiegów tego rodzaju można dokonać bez demontażu transformatora. Należą do nich np. montaż ograniczników przepięć ZnO, montaż dławików w punkcie zerowym do ograniczenia prądów zwarciowych. Zaliczyć do nich można również obniżenie temperatury pracy transformatora w drodze podniesienia efektywności urządzeń chłodzących, lub wymiany na bardzie wydajne. b) poprzez spowolnienie procesów starzeniowych w drodze kontroli i właściwego sterowania trzema głównymi czynnikami, które decydują o starzeniu się materiałów izolacyjnych, a mianowicie temperaturą hot-spotu, zawartością wody w oleju i izolacji stałej oraz zawartością tlenu w oleju. c) poprzez zastosowanie odpowiednich zabiegów wewnątrz transformatora w ramach remontu, renowacji lub modernizacji. Ich zadaniem jest cofnięcie efektów procesów starzeniowych. Najczęściej podmiotem tych zabiegów jest układ izolacyjny, w odniesieniu do którego stosuje się, np. usunięcie wilgoci z izolacji stałej, mycie układu świeżym olejem, wymianę oleju. Istotnym elementem limitującym celowość stosowania zabiegów prowadzących do wydłużenia czasu życia transformatora jest właściwa diagnoza jego stanu technicznego, w szczególności układu izolacyjnego, przy wykorzystaniu metod wyszczególnionych w tabeli 5.1. Coraz szerzej w tym zakresie wykorzystuje się technikę on-line. Remont/modernizacja starego transformatora może stać się okazją do montażu odpowiednich czujników (np. do pomiaru stężenia gazów rozpuszczonych w oleju, światłowodowych do pomiaru temperatury uzwojeń czy transduktorów do pomiaru wyładowań niezupełnych). Transformatorom, których czas życia ma być dłuższy niż normalnie, powinny być stawiane przy zawieraniu kontraktu wymagania specjalne dotyczące ich parametrów technicznych (np. określone warunki obciążenia, bezpośrednie połączenie z aparaturą w izolacji SF 6, czyli odporność na bardzo strome przepięcia o dużej częstotliwości), prób odbiorczych (np. jednogodzinna próba napięciem przemiennym 1,5U n z pomiarem wyładowań niezupełnych), możliwości kontroli stanu transformatora w czasie rzeczywistym (montaż wspomnianych wyżej czujników). Często w takich transformatorach, w przypadku uszkodzenia jednej fazy celowym jest wykonanie kompletu nowych uzwojeń, a w miejscach spodziewanych wyższych temperatur, zastosowanie lepszych materiałów izolacyjnych, np. Nomexu Czynniki ekonomiczne Z ekonomicznego punktu widzenia jakakolwiek decyzja dotycząca remontu, modernizacji lub wymiany transformatora powinna być oparta o rachunek zysków i strat. W rachunku takim należy uwzględnić: a) zużycie techniczne transformatora, którego efektem jest zwiększone ryzyko wystąpienia awarii, skrócony pozostały czas życia i obniżona niezawodność przesyłu energii w przypadku nie podejmowania żadnych działań, b) koszt renowacji/remontu/modernizacji oraz wpływ tych zabiegów na parametry techniczne transformatora, pozostały czas życia i na podniesienie bezpieczeństwa przesyłu energii z punktu widzenia obsługi i środowiska, c) relacja kosztów transformacji transformatora nowego, remontowanego bądź modernizowanego. 64

113 II.1. Transformatory i dławiki Zasadniczo, czynnikiem decydującym o wyborze pomiędzy zakupem nowego transformatora a remontem/modernizacją starego powinien być koszt transformacji. Nie mniej jednak, na decyzję znacząco mogą wpływać zasoby finansowe, dostępność transformatorów rezerwowych, prawdopodobieństwo wystąpienia awarii czy koszt eksploatacji. W przypadku natomiast, przemieszczenia transformatora w nowe miejsce, należy uwzględnić zwiększone ryzyko uszkodzenia transformatora podczas transportu (szczególnie jednostek starych), koszt demontażu i ponownego montażu transformatora oraz koszt badań pomontażowych patrz rozdział 5.1.2, koszt transportu oraz koszt strat i utrzymania w ruchu w okresie oczekiwanego czasu dalszej eksploatacji transformatora. 65

114 Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN Zatwierdził: Warszawa, marzec, 2006 r.

115 Zawartość instrukcji I. Część ogólna II. Części szczegółowe II.1. Transformatory i dławiki II.2. Aparatura łączeniowa II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 II.4. Przekładniki II.5. Ograniczniki przepięć II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej II.7. Układy elektroenergetycznej automatyki stacyjnej II.8. Układy i systemy telekomunikacyjne II.9. Układy i urządzenia potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych II.10. Infrastruktura obiektowa II.11. Linie napowietrzne NN II.12. Linie kablowe 110 kv II.13. Ochrona środowiska

116 II. Instrukcja szczegółowa II.2. Aparatura łączeniowa Autorzy: mgr inż. Kazimierz Uryn Weryfikacja: prof. dr hab. inż. Szczęsny Kujszczyk mgr inż. Julian Ignaczak mgr inż. Wacław Tomasiak

117 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Spis treści 1. Przeznaczenie instrukcji Przedmiot instrukcji Określenia Wyłączniki Podział wyłączników ze względu na rodzaj medium gaszącego łuk elektryczny Podział wyłączników ze względu na rodzaj napędu: Odłączniki Podział odłączników ze względu na konstrukcję Podział odłączników ze względu na napęd Uziemniki i noże uziemiające odłączników Podział uziemników ze względu na napęd Dokumenty związane Przyjmowanie aparatury łączeniowej do eksploatacji Diagnostyka aparatury Zakres oględzin wyłączników Zakres oględzin odłączników i uziemników Pomiary diagnostyczne wyłączników Wyłączniki z SF Wyłączniki powietrzne Wyłączniki małoolejowe Odłączniki Ocena stanu technicznego Wyłączniki Odłączniki Uziemniki i noże uziemiające odłączników Planowanie prac eksploatacyjnych Realizacja prac planowych Diagnostyka Przeglądy aparatury łączeniowej Wyłączniki z SF

118 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Wyłączniki powietrzne Wyłączniki małoolejowe Odłączniki i uziemniki Prace doraźne Postępowanie w razie zakłóceń Niesprawność układu sterowania wyłącznika i odłącznika Nieszczelność bieguna / biegunów wyłącznika z SF Niesprawność napędu hydraulicznego wyłącznika Ulot sprężonego powietrza z wyłącznika powietrznego Wyciek oleju z wyłącznika małoolejowego Dokumentacja eksploatacyjna Gospodarka rezerwą łączników i ich częściami zamiennymi

119 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej 1. Przeznaczenie instrukcji Instrukcja jest przeznaczona dla personelu prowadzącego i nadzorującego eksploatację aparatury łączeniowej. 2. Przedmiot instrukcji Przedmiotem instrukcji są zasady eksploatacji aparatury łączeniowej na napięcie znamionowe równe lub wyższe od 123 kv. Aparaturę łączeniową w niniejszej instrukcji stanowią wyłączniki, odłączniki i uziemniki. 3. Określenia Dla potrzeb niniejszej instrukcji przyjmuje się określenia przyjęte w normach PN-EN : Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 100: Wyłączniki wysokiego napięcia prądu przemiennego oraz PN-EN : Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 102: Odłączniki i uziemniki wysokiego napięcia prądu przemiennego oraz w międzynarodowym słowniku elektrotechnicznym Wyłączniki Podział wyłączników ze względu na rodzaj medium gaszącego łuk elektryczny: wyłączniki SF 6 wykorzystujące jako medium izolacyjne i gaszące łuk elektryczny gaz SF 6. Wyłączniki SF 6 wykonywane są jako puffer type, w których sprężenie gazu dokonywane jest przez tłok przy wykorzystaniu energii napędu lub autopuffer, w których energia łuku jest wykorzystywana do wspomagania działania napędu i gaszenia łuku, wyłączniki powietrzne wykorzystujące sprężone powietrze jako medium izolacyjne i gaszące łuk elektryczny. wyłączniki małoolejowe wykorzystujące olej jako medium izolacyjne i gaszące łuk elektryczny Podział wyłączników ze względu na rodzaj napędu: wyłączniki z napędem sprężynowym, wyłączniki z napędem hydraulicznym, 5

120 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej wyłączniki z napędem pneumatycznym Odłączniki Podział odłączników ze względu na konstrukcję: odłączniki poziomo-obrotowe, odłączniki dwuprzerwowe, odłączniki sieczne, odłączniki pantografowe, odłączniki półpantografowe. Uwaga: Odłączniki stosowane w rozdzielnicach izolowanych gazem (GIS) nie są objęte zakresem niniejszej Instrukcji Podział odłączników ze względu na napęd: odłączniki z napędem silnikowym, odłączniki z napędem pneumatycznym, odłączniki z napędem ręcznym Uziemniki i noże uziemiające odłączników Podział uziemników ze względu na napęd: uziemniki z napędem silnikowym, uziemniki z napędem ręcznym. 4. Dokumenty związane PN-EN :2004 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 100: Wyłączniki wysokiego napięcia prądu przemiennego. IEC High-voltage alternating current circuit-breakers Synthetic testing. IEC Guide for seismic qualification. IEC Guide for inductive load switching. IEC Guide for short-circuit and switching test procedures for metal-enclosed and dead tank circuit-breakers. IEC Guide for asymmetrical short-circuit breaking test duty T100a. IEC Guide to testing of circuit breakers with respect to out-of-phase switching. 6

121 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej IEC High voltage alternating circuit breakers inductive load switching. PN-EN 60694:2004 Postanowienia wspólne dotyczące norm na wysokonapięciową aparaturę rozdzielczą i sterowniczą. PN-EN :2005 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 102: Odłączniki i uziemniki wysokiego napięcia prądu przemiennego. PN-EN :2005 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza sterownicza. /AC:2005(U) Część 102: Odłączniki i uziemniki wysokiego napięcia prądu przemiennego. PN-EN : Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. 2005(U) Część 203: Rozdzielnice z izolacją gazową w osłonach metalowych na napięcia znamionowe wyższe niż 52 kv. PN-87/E Materiały elektroizolacyjne gazowe. Sześciofluorek siarki (SF6) w stanie dostawy. PN-EN 60480:2005(U) Wytyczne do kontroli i postępowania z sześciofluorkiem siarki (SF6) pobranym z urządzeń elektrycznych oraz wymagania techniczne dla SF6 przeznaczonego do ponownego użycia. PN-87/E Materiały elektroizolacyjne gazowe. Sześciofluorek siarki (SF6) pobierany z urządzeń elektrycznych. PN-E-06115:2000 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Użytkowanie i postępowanie z sześciofluorkiem siarki (SF 6 ) w wysokonapięciowej aparaturze rozdzielczej. PN-IEC 815:1998 Wytyczne doboru izolatorów do warunków zabrudzeniowych. PN-E (luty 1998r.) Wytyczne przeprowadzania pomontażowych badań odbiorczych. PN-E Instalacje elektroenergetyczne prądu przemiennego (sierpień 2002r.) o napięciu większym od 1kV. 5. Przyjmowanie aparatury łączeniowej do eksploatacji Przyjęcie do eksploatacji nowej aparatury łączeniowej jak również aparatury instalowanej powtórnie (z rezerwy eksploatacyjnej) odbywa się na podstawie protokołu odbioru technicznego sporządzonego przez Komisję Odbioru Technicznego w oparciu o obowiązującą Procedurę Sprawdzania Technicznego i Odbiorów Elementów Infrastruktury Sieciowej. Po każdorazowym przeglądzie i diagnostyce wyłączniki, odłączniki i uziemniki oddawane są do eksploatacji na podstawie protokołu przeglądu lub pomiarów diagnostycznych sporządzanego przez Wykonawcę i akceptowanego przez przedstawiciela Zleceniodawcy przeglądu/pomiarów diagnostycznych. Wykonawca zobowiązany jest także do dokonania wpisu do Książki Eksploatacji Stacji, stwierdzającego sprawność aparatu i gotowość do załączenia pod napięcie. 7

122 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej 6. Diagnostyka aparatury 6.1. Oględziny Oględziny aparatury łączeniowej powinny być przeprowadzane podczas oględzin stacji, w terminach określonych w rozdziale 6.1. części ogólnej niniejszej Instrukcji Zakres oględzin wyłączników Podczas oględzin należy zwracać uwagę na: poprawność wskazań wskaźników położenia styków głównych i wskaźników zazbrojenia napędu, stan izolatorów wsporczych i izolatorów osłonowych komór gaszących, sprawność ogrzewania napędów, szaf i bloków sterowniczych, poprawność wskazań czujników gęstości SF 6 w wyłącznikach z SF 6 i manometrów w wyłącznikach powietrznych, brak występowania ulotu powietrza w wyłącznikach powietrznych, poziom oleju w wyłącznikach małoolejowych, poziom hydrolu w napędach hydraulicznych oraz stan licznika załączania się silnika pompy hydrolu Zakres oględzin odłączników i uziemników Podczas oględzin należy zwracać uwagę na: stan izolatorów wsporczych i obrotowych, stan zacisków przyłączowych, stan i prawidłowość zamknięcia styków głównych odłącznika, stan głowic obrotowych odłącznika, stan przegubów i cięgieł Pomiary diagnostyczne wyłączników Pomiary diagnostyczne wyłączników należy wykonywać nie rzadziej niż raz na 5 lat. Wyniki pomiarów diagnostycznych powinny być wprowadzane do systemu Asset Management i porównane z wynikami poprzednich pomiarów diagnostycznych lub w przypadku wykonywania pomiarów diagnostycznych po raz pierwszy z wynikami zawartymi w protokole prób wyrobu albo wynikami pomiarów pomontażowych. W przypadku stwierdzenia różnic większych niż 20% w stosunku do wartości uzyskanych w poprzednich pomiarach należy wykonać dodatkowe sprawdzenia, przegląd kontrolny oraz podjąć stosowne działania, w celu wyjaśnienia przyczyny powstałej rozbieżności i jej usunięcia. Poszczególne rodzaje wyłączników wymagają innych pomiarów diagnostycznych i dlatego ich zakres zostanie podany oddzielnie. 8

123 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Również zróżnicowane pomiary diagnostyczne stosowane są dla poszczególnych rodzajów napędów Wyłączniki z SF 6 Wyłączniki z SF 6 są wyłącznikami charakteryzującymi się dużymi zdolnościami wyłączającymi i dużą trwałością elektryczną. Wyłączniki te posiadają szczelnie zamknięte bieguny wypełnione gazem SF 6 i konieczne jest odmienne podejście do ich eksploatacji, tak aby przegląd komór gaszących i biegunów tych wyłączników był wykonywany wyłącznie w przypadku osiągnięcia przez wyłącznik dopuszczalnej sumy wyłączonych prądów, przekroczenia dopuszczalnej liczby cykli przestawień lub w przypadkach stwierdzenia nieszczelności. W tym zakresie diagnostyka powinna koncentrować się na kontroli szczelności i zbieraniu informacji o wartościach wyłączonych prądów zwarciowych. W przypadku wyłączników z SF 6 istotne znaczenie ma również kontrola stanu gazu SF 6. Do diagnozowania stanu komór gaszących wyłączników z SF 6 przydatny może być także pomiar rezystancji dynamicznej styków. Porównywanie wyników rezystancji dynamicznej z kolejnych pomiarów pozwala na określenie stopnia zużycia styków opalnych. Technika ta ma zastosowanie głównie w przypadku wyłączników przeznaczonych do częstych operacji łączeniowych, np. wyłączników dławików kompensacyjnych, baterii kondensatorów lub wyłączników, które często wyłączają prądy zwarciowe. Podstawowe pomiary diagnostyczne dotyczące biegunów i komór gaszących wyłączników z SF 6 są następujące: pomiar szczelności wyłącznika (pomiar ciśnienia gazu SF 6 i porównanie z wartościami ciśnienia podanymi w protokole z uruchomienia wyłącznika po napełnieniu gazem), kontrola wartości nastaw czujników gęstości gazu SF 6 (sygnalizacji ubytku i blokady sterowania), pomiar wilgotności (punktu rosy) gazu SF 6, kontrola stanu gazu (procentowa zawartość SF 6, zawartość produktów rozpadu przy pomocy detektorów rurkowych tylko w przypadku, gdy wyłącznik wykonał dużą liczbę wyłączeń zwarciowych), pomiar rezystancji (spadku napięcia) głównego toru prądowego wyłącznika prądem stałym o natężeniu 100A, Podstawowe pomiary diagnostyczne dotyczące napędów wyłączników z SF 6 są następujące: pomiar czasów własnych i niejednoczesności styków głównych i pomocniczych wyłącznika w cyklach łączeniowych: ZAŁĄCZ, WYŁĄCZ, ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, WYŁĄCZ-ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, przy napięciu znamionowym i obniżonym. Dla wyłączników z napędem sprężynowym należy rejestrować wykresy prędkości ruchu styków. 9

124 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Porównanie wykresu prędkości ruchu styków z wykresem z poprzednich pomiarów pozwala wykryć nieprawidłowości działania napędu, pod warunkiem, że pomiary dokonywane są tym samym przyrządem diagnostycznym, pomiar prądów i czasu zbrojenia napędów poszczególnych biegunów, pomiar rezystancji cewek obwodów sterowniczych, pomiar rezystancji izolacji obwodów sterowania, sygnalizacji i pomocniczych, próby funkcjonalne obejmujące: sprawdzenie działania blokady przeciw pompowaniu, zabezpieczenia od niezgodności położenia biegunów, kontrola blokad ciśnieniowych działania napędu wyłączników z napędami hydraulicznymi lub pneumatycznymi Wyłączniki powietrzne Podstawowe pomiary diagnostyczne wyłączników powietrznych obejmują: pomiar szczelności wyłącznika w stanie zamkniętym i stanie otwartym. Pomiar umożliwia ocenę stanu uszczelnień wyłącznika, pomiar czasów własnych i niejednoczesności styków głównych wyłącznika w cyklach łączeniowych: ZAŁĄCZ, WYŁĄCZ, ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, WYŁĄCZ- ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, przy napięciu znamionowym i obniżonym, pomiar rezystancji (spadku napięcia) głównego toru prądowego wyłącznika prądem stałym o natężeniu 100A, pomiar rezystancji cewek obwodów sterowniczych, pomiar rezystancji izolacji obwodów sterowania, sygnalizacji i pomocniczych, próby funkcjonalne obejmujące sprawdzenie działania blokady przeciw pompowaniu, zabezpieczenia od niezgodności położenia biegunów, kontrola blokad ciśnieniowych działania napędu Wyłączniki małoolejowe Podstawowe pomiary diagnostyczne wyłączników małoolejowych obejmują: pomiar izolacji doziemnej i między stykowej, pomiar czasów własnych i niejednoczesności styków głównych wyłącznika w cyklach łączeniowych: ZAŁĄCZ, WYŁĄCZ, ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, WYŁĄCZ- ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, przy napięciu znamionowym i obniżonym, pomiar rezystancji (spadku napięcia) głównego toru prądowego wyłącznika prądem stałym o natężeniu 100A, pomiar wytrzymałości dielektrycznej oleju i jego własności fizyko chemicznych, pomiar rezystancji cewek obwodów sterowniczych, pomiar rezystancji izolacji obwodów sterowania, sygnalizacji i pomocniczych, próby funkcjonalne obejmujące sprawdzenie działania blokady przeciw pompowaniu, zabezpieczenia od niezgodności położenia biegunów, kontrola blokad ciśnieniowych działania napędu, dla wyłączników z napędem pneumatycznym. 10

125 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej 6.3. Odłączniki Podstawowe pomiary diagnostyczne odłączników obejmują: pomiar termowizyjny przyrostu temperatury torów prądowych. W przypadku stwierdzenie znacznych przyrostów temperatury elementów torów prądowych poszczególnych biegunów należy wykonać przegląd odłącznika (w celu dokładnej lokalizacji i potwierdzenia usunięcia przyczyny wzrostu temperatury celowe jest dokonanie kontrolnych pomiarów rezystancji metodą techniczną), pomiar prądów i czasów działania napędów poszczególnych biegunów. 7. Ocena stanu technicznego Ocena stanu technicznego aparatury łączeniowej odbywa się w ramach oceny stanu technicznego stacji elektroenergetycznej zgodnie z zasadami określonymi w rozdziale 7 części ogólnej niniejszej Instrukcji. Jej głównym celem jest racjonalne planowanie przeglądów aparatury i ich zakresu. Ocena stanu technicznego aparatury łączeniowej powinna służyć także ustaleniu przydatności aparatury do dalszej pracy Wyłączniki Dokonując oceny stanu technicznego wyłączników należy uwzględniać: stan zewnętrzny aparatu na podstawie przeprowadzonych oględzin, wyniki wykonywanych pomiarów diagnostycznych wyłącznika, liczbę cykli łączeniowych od daty zainstalowania wyłącznika i ostatniego jego przeglądu, sumaryczny prąd wyłączony przez poszczególne bieguny wyłącznika, stwierdzone podczas oględzin lub zarejestrowane od ostatniego przeglądu usterki i nieprawidłowości działania wyłącznika Odłączniki Dokonując oceny stanu technicznego odłączników należy uwzględniać: stan zewnętrzny aparatu na podstawie przeprowadzonych oględzin, wyniki pomiarów diagnostycznych, stwierdzone podczas oględzin lub odnotowane od ostatniego przeglądu usterki i nieprawidłowości działania odłącznika. 11

126 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej 7.3. Uziemniki i noże uziemiające odłączników Dokonując oceny stanu technicznego uziemników i noży uziemiających odłączników należy uwzględniać stan zewnętrzny aparatu na podstawie przeprowadzonych oględzin. 8. Planowanie prac eksploatacyjnych Planowanie prac eksploatacyjnych na następny rok powinno być dokonywane w oparciu o wyniki ostatniej oceny stanu technicznego stacji obejmującej ocenę stanu technicznego aparatury łączeniowej. Przy planowaniu prac eksploatacyjnych należy uwzględniać: zalecenia instrukcji fabrycznych aparatów, warunki środowiskowe w miejscu zainstalowania aparatu, warunki pracy (wielkość obciążenia, liczba łączeń), ważność stacji elektroenergetycznej w systemie przesyłowym (kategoria stacji). 9. Realizacja prac planowych 9.1. Diagnostyka Diagnostyka aparatury łączeniowej powinna być realizowana zgodnie z zakresem i zasadami określonymi w rozdziale 6 niniejszej części instrukcji Przeglądy aparatury łączeniowej Wyłączniki z SF 6 Przeglądy komór gaszących wyłączników SF 6, wiążące się z koniecznością odpompowania gazu i jego oczyszczenia lub utylizacji należy wykonywać wyłącznie w przypadku przekroczenia dopuszczalnej sumy wyłączonych prądów i lub liczby cykli łączeń określonych w Fabrycznych Instrukcjach Obsługi, jak również w przypadkach stwierdzenia nieszczelności przekraczających dopuszczalny ubytek gazu na rok określony w danych gwarantowanych wyłącznika (zazwyczaj < niż 1%/rok). W przypadku otwierania biegunów wyłączników z SF 6 należy bezwzględnie przestrzegać Instrukcji Postępowania z Gazem SF 6 i Gospodarki tym gazem. 12

127 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Przeglądy napędów i szaf sterowniczych wyłączników z SF 6 należy wykonywać zgodnie z zaleceniami i zakresem podanym w Instrukcjach Obsługi Wyłączniki powietrzne Przeglądy wyłączników powietrznych przeprowadzane powinny być zgodnie z wymaganiami Fabrycznej Instrukcji Obsługi oraz w przypadku znacznego przekroczenia dopuszczalnych wartości spadku ciśnienia podczas próby szczelności, świadczących o złym stanie technicznym uszczelnień gumowych. Podczas wykonywania przeglądów należy wymienić wszystkie uszczelki dynamiczne i uszczelki tych połączeń statycznych, które były demontowane podczas przeglądu. Przy wymianie należy stosować tylko uszczelki oryginalne Wyłączniki małoolejowe Przeglądy wyłączników małoolejowych powinny być wykonywane tylko wtedy, gdy przeprowadzona ocena stanu technicznego wskazuje na konieczność jego przeprowadzenia. Zakres przeglądu powinien być zgodny z wymaganiami Fabrycznej Instrukcji Obsługi Odłączniki i uziemniki Przy ustalaniu terminów przeglądów odłączników i uziemników należy brać pod uwagę ocenę stanu technicznego oraz wymagania Fabrycznych Instrukcji Obsługi. 10. Prace doraźne W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w pracy aparatury łączeniowej należy dokonać oceny stopnia zagrożenia wynikającego z tej nieprawidłowości. W zależności od rodzaju niesprawności i zakresu zagrożenia prace mające na celu doprowadzenie aparatu do pełnej sprawności organizowane powinny być niezwłocznie przez personel dozoru z wykorzystaniem wykonawców specjalistycznych lub przeprowadzone podczas najbliższych planowych wyłączeń. Sposób postępowania przy organizacji prac doraźnych określa rozdział 10 części ogólnej niniejszej Instrukcji 11. Postępowanie w razie zakłóceń Występowanie zakłócenia w pracy aparatury łączeniowej w stacji ze stałą obsługą zasygnalizowane jest odpowiednim sygnałem na tablicy centralnej sygnalizacji lub odbierane przez obsługę w formie braku możliwości sterowania aparatem. W stacji bez stałej obsługi wystąpienie zakłócenia w pracy aparatury łączeniowej przekazywane jest w podobnym zakresie za pośrednictwem systemu zdalnego 13

128 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej sterowania i nadzoru do odpowiedniej komórki ruchowej oraz komórki realizującej operatorstwo sieciowe. Zasady postępowania przy likwidacji zakłóceń określone są w rozdziale 11 części ogólnej instrukcji. Dla szczególnych rodzajów zakłóceń występujących w aparaturze łączeniowej, sposób postępowania przy ich likwidacji jest następujący: Niesprawność układu sterowania wyłącznika i odłącznika Należy dokonać sprawdzenia ciągłości obwodów sterowania, w celu ustalenia przyczyny uszkodzenia i dokonania naprawy Nieszczelność bieguna / biegunów wyłącznika z SF 6 Przy przekazywaniu wyłączników z SF 6 do eksploatacji należy obowiązkowo sprawdzić manometrem wzorcowym (klasy 0,5) wartość ciśnienia napełnienia i pomierzyć temperaturę otoczenia. Obie te wartości powinny być zapisane w protokole prób pomontażowych wyłącznika. W przypadku wystąpienia sygnalizacji spadku gęstości gazu SF 6 należy ustalić przyczynę tej sygnalizacji tzn. sprawdzić czy nastąpił ulot gazu SF 6 z bieguna wyłącznika lub z całego wyłącznika w przypadku wyłączników 110kV, czy też niesprawny jest czujnik gęstości. W tym celu należy dokonać pomiaru ciśnienia gazu przy pomocy manometru wzorcowego (klasy 0,5). Jeżeli zmierzona manometrem wzorcowym wartość ciśnienia gazu SF 6 jest równa ciśnieniu, jakie powinno być przy danej temperaturze otoczenia to uszkodzony jest czujnik gęstości (ciśnienia). Uszkodzony czujnik gęstości należy wymienić na sprawny. Gdy zmierzone manometrem wzorcowym ciśnienie gazu SF 6 w danej temperaturze jest niższe od wartości nastawy sygnalizacji spadku gęstości gazu SF 6, to mógł nastąpić naturalny ubytek gazu (sygnalizacja ubytku nastąpiła po dłuższym okresie eksploatacji, większym niż 5 lat) lub wystąpiła nieszczelność bieguna /biegunów wyłącznika, gdy sygnalizacja ta pojawia się po krótszym okresie czasu. W takim przypadku konieczne jest zaplanowanie wyłączenia i ustalenie miejsca i przyczyny nieszczelności oraz dokonanie naprawy. Sygnalizacja spadku gęstości gazu SF 6 w wyłączniku nie stwarza bezpośredniego zagrożenia dla jego pracy. W normalnych warunkach od wystąpienia sygnalizacji ubytku gazu do pojawienia się blokady sterowania wyłącznika mija kilka miesięcy. W przypadku nagłego ubytku gęstości gazu w wyłączniku (sygnalizacja ubytku i blokady sterowania następuje prawie jednocześnie) konieczne jest natychmiastowe uwolnienie spod napięcia wyłącznika oraz podjęcie działań w celu odpompowania gazu z wyłącznika i ograniczenie emisji gazu SF 6 do atmosfery Niesprawność napędu hydraulicznego wyłącznika Częstym uszkodzeniem napędu hydraulicznego wyłącznika jest zbyt długa praca pompy hydrolu lub częste jej uruchamianie się. Powodem powyższego może być nieszczelność układu lub zanieczyszczenie hydrolu. Do usunięcia niesprawności napędu należy zaangażować specjalistyczny serwis. 14

129 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Ulot sprężonego powietrza z wyłącznika powietrznego Wystąpienie ulotu sprężonego powietrza jest najczęstszą przyczyną niesprawności wyłącznika powietrznego. Od intensywności ulotu uzależniony powinien być tryb postępowania służb eksploatacyjnych. Zarejestrowany przez obsługę stacji lub brygadę objazdową (pogotowie sieciowe) podczas oględzin stacji ulot słyszalny, ale bez działania sygnalizacji spadku ciśnienia powinien być usunięty w trybie pilnym ale bez konieczności natychmiastowego wyłączania wyłącznika. Ulot w instalacji zasilającej i na wyłączniku powodujący zadziałanie sygnalizacji spadku ciśnienia sprężonego powietrza wymaga natychmiastowej interwencji tj. konieczność wyłączenia wyłącznika z ruchu oraz zaangażowanie specjalistycznego serwisu wyłącznikowego w celu uszczelnienia wyłącznika lub brygady serwisowej instalacji sprężonego powietrza do uszczelnienia tej instalacji. Ulot gwałtowny powodujący znaczne obniżenie ciśnienia w wyłączniku może spowodować przebicie izolacji wyłącznika. Szczególnie groźny jest gwałtowny ulot powietrza z wyłącznika w pozycji otwartej. Styki wyłączników powietrznych przy spadku ciśnienia do wartości ok. 1 MPa zamykają się. Sytuacja ta jest szczególnie groźna w przypadku wyłączników zainstalowanych w polach linii blokowych, jeżeli brak jest wyłączników generatorowych. W takim przypadku niedopuszczalne jest odcięcie dopływu sprężonego powietrza do wyłącznika do czasu uwolnienia niesprawnego wyłącznika spod napięcia (innym wyłącznikiem po dokonaniu niezbędnych przełączeń) Wyciek oleju z wyłącznika małoolejowego Nieznaczny wyciek oleju z wyłącznika spowodowany może być pęknięciem osłony izolacyjnej lub uszkodzeniem się uszczelki pod izolatorem, uszczelki olejowskazu lub zaworu spustowego. W takiej sytuacji w trybie planowym należy wyłączyć wyłącznik z ruchu a następnie zaangażować specjalistyczny serwis wyłącznikowy w celu dokonania naprawy wyłącznika. Gwałtowny wyciek oleju z wyłącznika wymaga natychmiastowego uwolnienia wyłącznika spod napięcia (innym wyłącznikiem po dokonaniu niezbędnych przełączeń) a następnie zaangażowania specjalistycznego serwisu wyłącznikowego do naprawy wyłącznika. Uwaga: Przy wycieku oleju z wyłącznika należy zwrócić szczególną uwagę na ochronę środowiska przez ograniczenie przedostania się oleju do gleby łącznie z jego neutralizacją. 15

130 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej 12. Dokumentacja eksploatacyjna Dokumentacja eksploatacyjna aparatury łączeniowej zakładana jest w momencie przekazania aparatury do eksploatacji i składa się z protokołu odbioru technicznego, którego załącznikami są protokoły badań fabrycznych, protokoły badań pomontażowych oraz fabryczna instrukcja eksploatacji. Ponadto w skład dokumentacji eksploatacyjnej wchodzą dokumenty tworzone w trakcie eksploatacji tj.: protokoły z przeglądów, protokoły pomiarów diagnostycznych wyłączników wzór protokołu stanowi załącznik nr 1 do niniejszej części Instrukcji, karty łączeń wyłączników wzór karty Ewidencja wyłączeń zwarciowych stanowi załącznik nr 2 do niniejszej części Instrukcji. Dodatkowa informacja o stanie aparatury łączeniowej zawarta jest w protokole z oględzin stacji oraz w protokole z oceny stanu technicznego stacji. Ewidencja aparatury łączeniowej ujęta jest w systemie zarządzania majątkiem Asset Management (AM). Przeprowadzone przeglądy i wyniki pomiarów diagnostycznych aparatury łączeniowej oraz ich awaryjność ewidencjonowana powinna być również w systemie AM. 13. Gospodarka rezerwą łączników i ich częściami zamiennymi Kompletne rezerwowe wyłączniki, odłączniki i uziemniki z podziałem na poszczególne napięcia stanowią rezerwę awaryjną urządzeń zarządzaną przez jednostkę realizującą zarządzanie strategiczne majątkiem sieci przesyłowej. Zasady gospodarowania, w tym miejsce magazynowania, ewidencja, uzupełnianie stanu oraz dysponowanie aparaturą rezerwową określają zasady gospodarki magazynowej aparaturą rezerwową. Części zamienne do aparatury łączeniowej zapewniane są przez specjalistyczne firmy serwisowe. 16

131 RAPORT Z TESTU / TEST REPORT Załącznik nr 1 Firma / Organisation: Data / Date: Strona / Page: 1 of 4 1 Miejsce zainstalowania obiektu / Site details Klient / Customer: Stacja / Substation: Miejsce / Location: Typ testu / Type of Test: Data / Date: Order-Details: 2 Dane obiektu / Main characteristic Producent / Manufacture: Rok produkcji / Year of construction: Typ / Type: Numer fabryczny / Serial No.: Typ napędu / Mechanism Type: Numer napędu bieguna A (faza...)/ Mechanism No. - Pole A Numer napędu bieguna B (faza...)/ Mechanism No. - Pole B Numer napędu bieguna C (faza...)/ Mechanism No. - Pole C Znamionowe cykle łączeniowe / Rated operating sequences 1. W raporcie przyjęto oznaczenia faz zgodnie z oznaczeniami fabrycznymi biegunów (napędów) - stojąc przodem do wyłącznika - od lewej: Orientacja komór wyłączających: 1 - od strony od strony... Napięcie znamionowe / Nominal rated voltage U n kv Częstotliwość znamionowa / Nominal rated frequency f n Hz Prąd znamionowy ciągły / Nominal rated current I n A Prąd znamionowy wyłączalny zwarciowy / Nominal short-circuit breaking current I b ka Ciśnienie znamionowe gazu SF 6 (przy 20 C hpa) / SF 6 Nominal pressure (at 20 C hpa) P bar Napięcie znamionowe silnika / Nominal motor voltage U n V 50 Hz Prąd znamionowy silnika / Nominal motor current I n A Napięcie znamionowe ogrzewania / Nominal heating voltage U n V 50 Hz Napięcie znamionowe sterowania ZAŁ. / Nominal control voltage Close U n DC Napięcie znamionowe sterowania WYŁ.1 / Nominal control voltage Open1 U n DC Napięcie znamionowe sterowania WYŁ.2 / Nominal control voltage Open2 U n DC Numer schematu wyłącznika / No. of circuit breaker diagram Numer instrukcji obsługi / No. of user manual Kondensatory sterujące / Control capacitors Biegun A / Pole A Biegun B / Pole B Biegun C / Pole C Komora1 / Chamber1 Komora2 / Chamber2 Komora1 / Chamber1 Komora2 / Chamber2 Komora1 / Chamber1 Komora2 / Chamber2 Rok produkcji / Year of construction Numer fabryczny / Serial No. Pojemność / Capacity [SE... kv... - Pole... kv nr Wyłącznik... nr... - rok prod....]

132 RAPORT Z TESTU / TEST REPORT Załącznik nr 1 Firma / Organisation: Data / Date: Strona / Page: 2 of 4 3 Czasy własne wyłącznika / Circuit breaker timing Użyty sprzęt pomiarowy / Instrument used: Numer seryjny / Serial No: Testowany i kalibrowany / Tested & Calibrated: Sekwencja / Sequence: Unit Nominal Biegun A / Tollerance Pole A Załącz (OW1) / Close ms Niejednoczesność faz w cyklu Załącz / Difference A-B-C at Close ms Wyłącz 1 (OW1) / Open 1 ms Niejednoczesność faz w cyklu Wyłącz 1 / Difference A-B-C at Open 1 ms Wyłącz 2 (OW2) / Open 2 ms Niejednoczesność faz w cyklu Wyłącz 2 / Difference A-B-C at Open 2 ms Załącz-Wyłącz 1 (OW1) / Close-Open 1 ms Niejednoczesność faz w cyklu Zał-Wył 1 / Difference A-B-C at Close-Open 1 ms Załącz-Wyłącz 2 (OW2) / Close-Open 2 ms Niejednoczesność faz w cyklu Zał-Wył 1 / Difference A-B-C at Close-Open 1 ms Wyłącz 1 w cyklu Wył-0.3s-Zał-Wył (OW1) / Open 1 at O-0.3s-CO ms Wył-Zał w cyklu Wył-0.3s-Zał-Wył (OW1) / Open-Close at O-0.3s-CO ms Zał-Wył w cyklu Wył-0.3s-Zał-Wył (OW1) / Close-Open at O-0.3s-CO ms Wyłącz 1 w cyklu Wył-0.3s-Zał-Wył (OW2) / Open 1 at O-0.3s-CO ms Wył-Zał w cyklu Wył-0.3s-Zał-Wył (OW2) / Open-Close at O-0.3s-CO ms Zał-Wył w cyklu Wył-0.3s-Zał-Wył (OW2) / Close-Open at O-0.3s-CO ms Biegun B / Pole B Biegun C / Pole C 4 Prąd cewek sterujących / Current in operating coils Użyty sprzęt pomiarowy / Instrument used: Numer seryjny / Serial No: Testowany i kalibrowany / Tested & Calibrated: Element badany / Nominal Unit Biegun A / Pole A Biegun B / Pole B Biegun C / Pole C Test point in object: Tollerance Cewka ZAŁ. / Close coil A Cewka WYŁ.1 / Open1 coil A Cewka WYŁ.2 / Open2 coil A Rezystancja cewek sterujących / Resistance in operating coils Użyty sprzęt pomiarowy / Instrument used: Temperatura zewnętrzna podczas pomiaru / Temperature at testing time:... C Element badany / Nominal Unit Biegun A / Pole A Biegun B / Pole B Biegun C / Pole C Test point in object: Tollerance Cewka ZAŁ. / Close coil Cewka WYŁ.1 / Open1 coil Cewka WYŁ.2 / Open2 coil [SE... kv... - Pole... kv nr Wyłącznik... nr... - rok prod....]

133 RAPORT Z TESTU / TEST REPORT Załącznik nr 1 Firma / Organisation: Data / Date: Strona / Page: 3 of 4 6 Spadek napięcia na stykach głównych / Rezystancja styków głównych Voltage drop between connecting flanges / Resistance in main circuit Użyty sprzęt pomiarowy / Instrument used: Numer seryjny / Serial No: Prąd pomiarowy / Set current at:... A Testowany i kalibrowany / Tested & Calibrated: Temperatura zewnętrzna podczas pomiaru / Temperature at testing time:... C Element badany / Test point in object: Styk główny / Main contact Unit Nominal Tollerance mv Biegun A / Pole A Biegun B / Pole B Biegun C / Pole C Komora1 Chamb.1 Komora2 Chamb.2 Komora1 Chamb.1 Komora2 Chamb.2 7 Rezystancja izolacji głównej / Resistance of main insulation Temperatura zewnętrzna podczas pomiaru:... C Wilgotność względna powietrza podczas pomiaru: Wykorzystany przyrząd pomiarowy: Element badany / Test point in object: Przerwa międzystykowa (wyłącznik wyłączony) Faza do ziemi (wyłącznik załączony) Unit Nominal M... Komora1 Chamb.1 Komora2 Chamb.2 Komora1 Chamb.1 Komora2 Chamb.2 8 Odczyt liczników zadziałań po zakończeniu testów / Reading of operating counters Komora1 Chamb.1 Komora2 Chamb.2 Komora1 Chamb.1 Komora2 Chamb.2 Biegun A / Pole A Biegun B / Pole B Biegun C / Pole C 9 Załączniki / Attachments Charakterystyki czasowe w cyklach łączeniowych: dla obwodu wyłączającego OW1: Close-1, Open-1, Close-Open-1, Open-Close-Open-1, dla obwodu wyłączającego OW2: Open-2, Close-Open-2, Open-Close-Open-2. Charakterystyki czasowe dynamicznej rezystancji styków głównych (DRM) dla każdej z komór w cyklach: Close i Open. 10 Uwagi / Remarks 11 Data / Date Zrealizowano przez / Performed by Klient / Customer [SE... kv... - Pole... kv nr Wyłącznik... nr... - rok prod....]

134 RAPORT Z TESTU / TEST REPORT Załącznik nr 1 Firma / Organisation: Data / Date: Strona / Page: 4 of 4 Charakterystyki czasowe badanego wyłącznika w cyklach łączeniowych: Załącz (Close), Wyłącz (Open), Załącz-Wyłącz (Close-Open), Wyłącz-Załącz-Wyłącz (Open-Close-Open) dla obwodu wyłączającego 1 (OW-1) oraz obwodu wyłączającego 2 (OW-2) Charakterystyki czasowe dynamicznej rezystancji styków głównych (DRM) dla każdej z komór wyłączających w cyklach łączeniowych: Załącz (Close), Wyłącz (Open) dla obwodu wyłączającego 1 (OW-1) [SE... kv... - Pole... kv nr Wyłącznik... nr... - rok prod....]

135 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Załącznik nr 2 Ewidencja wyłączeń zwarciowych Nazwa pola... L.p. Data wyłączenia Godzina Czytelny Uwagi podpis dyżurnego Strona...

136 II.2 Instrukcja eksploatacji aparatury łączeniowej Załącznik nr 2 Ewidencja wyłączeń zwarciowych Strona...

137 Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN Zatwierdził: Warszawa, marzec, 2006 r.

138 Zawartość instrukcji I. Część ogólna II. Części szczegółowe II.1. Transformatory i dławiki II.2. Aparatura łączeniowa II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 II.4. Przekładniki II.5. Ograniczniki przepięć II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej II.7. Układy elektroenergetycznej automatyki stacyjnej II.8. Układy i systemy telekomunikacyjne II.9. Układy i urządzenia potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych II.10. Infrastruktura obiektowa II.11. Linie napowietrzne NN II.12. Linie kablowe 110 kv II.13. Ochrona środowiska

139 II. Instrukcja szczegółowa II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 Autorzy: mgr inż. Wojciech Mazur Weryfikacja: prof. dr hab. inż. Szczęsny Kujszczyk mgr inż. Julian Ignaczak mgr inż. Wacław Tomasiak

140 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 Spis treści 1. Przeznaczenie instrukcji Przedmiot instrukcji Określenia Dokumenty związane Wymagania przy przyjęciu do eksploatacji Przyjmowanie do eksploatacji nowej rozdzielnicy z izolacją SF Załączenie do pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6 po wyłączeniu Diagnostyka Oględziny Badania i próby diagnostyczne Próby funkcjonalne.... Błąd! Nie zdefiniowano zakładki. 7. Ocena stanu technicznego Planowanie prac eksploatacyjnych Prace eksploatacyjne Planowane remonty Realizacja prac planowych Prace doraźne Postępowanie w czasie zakłóceń Dokumentacja eksploatacyjna Gospodarka rezerwą i częściami zamiennymi

141 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 1. Przeznaczenie instrukcji Przeznaczeniem instrukcji jest przedstawienie obowiązujących zasad i procedur funkcjonujących w eksploatacji rozdzielnic z izolacją SF 6. Instrukcja określa zasady eksploatacji rozdzielnic z izolacją SF 6 od momentu zainstalowania i przekazania do eksploatacji nowych urządzeń, do wycofania z eksploatacji i utylizacji. Odnosi się to do urządzeń już zainstalowanych i pracujących oraz nowych urządzeń instalowanych w przyszłości. Instrukcja jest przeznaczona dla personelu prowadzącego i nadzorującego eksploatację rozdzielnic z izolacją SF Przedmiot instrukcji Przedmiotem instrukcji są zasady eksploatacji rozdzielnic z izolacją SF 6 na napięcie znamionowe równe lub wyższe od 123 kv. Dotyczy to rozdzielnic w obudowie metalowej, przedziałowej, izolowanej gazem SF 6, lub mieszaniną N 2 /SF 6 typu GIS w wykonaniu zarówno wnętrzowym jak i napowietrznym oraz modułów w układzie hybrydowym. Rozdzielnica izolowana gazem SF 6 w rozumieniu niniejszej instrukcji stanowi zmontowane i kompletnie wyposażone urządzenie rozdzielcze pracujące lub gotowe do pracy bez urządzeń zewnętrznych przyłączanych na zewnątrz. W przypadku urządzeń dołączanych do rozdzielnicy należy stosować instrukcje dotyczące tych urządzeń. 3. Określenia Rozdzielnica w obudowie metalowej - zestawy rozdzielcze i sterownicze z zewnętrznymi obudowami metalowymi przeznaczonymi do wykonywania czynności łączeniowych wyposażone w wyłączniki odłączniki, rozłączniki, uziemniki nie obejmujące zewnętrznych połączeń. Rozdzielnica z izolacją gazową (GIS Gas Insulated Substation) - rozdzielnica w obudowie metalowej, w której izolację stanowi, co najmniej częściowo gaz izolacyjny o ciśnieniu innym niż atmosferyczne. Obudowa - część rozdzielnicy z izolacją gazową w obudowie metalowej utrzymująca gaz izolacyjny w przypisanych warunkach niezbędnych do bezpiecznego zachowania znamionowego poziomu izolacji, ochrony wyposażenia przed wpływami zewnętrznymi i zapewnienia wysokiego stopnia ochrony obsługi. Przedział - część rozdzielnicy w obudowie metalowej, całkowicie zamknięta z wyjątkiem otworów niezbędnych do wewnętrznych połączeń i sterowania. Przepust - konstrukcja wiodąca jeden lub więcej przewodów przez obudowę i izolująca je od niej, zawierająca także środki do mocowania. 4

142 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 Obwód główny - wszystkie części przewodzące rozdzielnicy wchodzące w obwód przeznaczony do przewodzenia prądu elektrycznego. Obwód pomocniczy - wszystkie części rozdzielnicy wchodzące w obwód (inny niż główny) przeznaczony do sterowania, pomiaru, sygnalizacji i regulacji. Przeciek - wypływ gazu z urządzenia w czasie eksploatacji, z nieprzerwaną emisją gazu ze szczelnego lub zamkniętego układu, spowodowaną niewłaściwym stanem układów uszczelniających. 4. Dokumenty związane 1) PN-EN 60517:1999 Rozdzielnice z izolacją gazową w obudowach metalowych na napięcie znamionowe 72,5 kv i wyższe 2) PN-E-06115:2000 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza Użytkowanie i postępowanie z sześciofluorkiem siarki (SF 6 ) w wysokonapięciowej aparaturze rozdzielczej. 5. Wymagania przy przyjęciu do eksploatacji 5.1. Przyjmowanie do eksploatacji nowej rozdzielnicy z izolacją SF 6 W przypadku przyjmowania do eksploatacji nowych rozdzielnic z izolacją SF 6 należy postępować zgodnie z Procedurą Sprawdzenia i Odbioru Elementów Infrastruktury Sieciowej nr PO-TE-2-P. Przejmowane urządzenie należy sprawdzić pod względem zgodności: dostawy i instalacji z zamówieniem, z dokumentacją i warunkami technicznymi. Ponadto należy sprawdzić stan urządzenia, jego wyposażenia i oznakowań oraz kompletność dokumentacji, która powinna zawierać: a) protokoły prób wyrobu i prób odbiorczych u Producenta b) fabryczne schematy obwodów głównych i wtórnych, wartości nastawień, c) fabryczne rysunki z opisem blokad, d) dokumentację techniczno - ruchową z opisem budowy, obsługi i eksploatacji rozdzielnicy e) dokumenty wymagane w przepisach dotyczące dopuszczenia do obrotu i eksploatacji jak: certyfikaty zgodności, deklaracje zgodności lub znak bezpieczeństwa, legalizacje. f) dokument sporządzony przez wykonawcę montażu o zakończeniu montażu, wykonaniu badań pomontażowych i gotowości do użytkowania. g) protokół z prób i pomiarów pomontażowych sprawdzenia parametrów technicznych oraz działania i poprawnej pracy poszczególnych elementów urządzenia. h) protokół z uruchomienia i ruchu próbnego. Protokoły o zakończeniu montażu, badań pomontażowych muszą zawierać wnioski o dopuszczeniu do ruchu próbnego i eksploatacji. 5

143 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 Przyjęcie do eksploatacji kończy przyjęty protokół odbioru technicznego i pozytywnego ruchu próbnego Załączenie do pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6 po wyłączeniu z przyczyn technicznych Wyłączenie z przyczyn technicznych całej rozdzielnicy z izolacją SF 6 lub jej części (sekcji lub pola) może nastąpić w wyniku: a) awarii, b) niesprawności poszczególnych elementów, c) planowanego wyłączenia dla potrzeb eksploatacji (przegląd, diagnostyka, prace doraźne), d) konieczności rozbudowy. Ponowne załączenie do pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6 lub jej części po wyłączeniu technicznym może nastąpić po usunięciu przyczyn wyłączenia z eksploatacji i po sprawdzeniu następujących dokumentów: a) protokołów z naprawy, przeglądu lub rozbudowy, b) protokołów z badań, pomiarów i prób, c) sprawozdania z realizacji programu prób przed załączeniem do pracy rozdzielnicy z izolacją SF Diagnostyka Rozdzielnice z izolacją SF 6 standardowo są wyposażane w systemy samokontroli, które działają w sposób ciągły. Dzięki coraz większej ilości kontrolowanych parametrów i dostępu do tych informacji, z konieczności ograniczanych na różnych poziomach zarządzania, możliwe jest ciągłe monitorowanie urządzeń. Efekty diagnostyki z wykorzystaniem systemów samokontroli są dostępne poprzez sterownik polowy, polowe przekaźniki zabezpieczeniowe, centralną sygnalizację i system sterowania i nadzoru. Najważniejsze udostępniane dane o pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6 w postaci wskazań i alarmów to: a) awaria obwodów wyzwalania wyłącznika, b) otwarte położenie wyłączników zabezpieczających silniki mechanizmów zbrojenia napędów aparatów łączeniowych, c) alarm pochodzący z różnych przedziałów rozdzielnicy z izolacją SF 6 sygnalizujący obniżenie gęstości gazu izolacyjnego, d) alarm pochodzący z różnych przedziałów rozdzielnicy z izolacją SF 6 informujący o obniżeniu gęstości gazu izolacyjnego grożące utratą zdolności izolacyjnych rozdzielnicy z izolacja SF 6, e) sygnalizacja przekroczenia czasu pracy urządzeń łączeniowych, f) sygnalizacja przekroczenia liczby operacji łączeniowych, g) sygnalizacja przekroczenia czasu zbrojenia mechanizmu napędowego wyłącznika, h) sygnalizacja samokontroli sterownika polowego, i) otwarte położenie wyłącznika zabezpieczającego obwody wtórne. 6

144 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 W przypadku wystąpienia nieprawidłowości sygnalizowanych alarmami, należy niezwłocznie podjąć stosowne działania celem wyjaśnienia przyczyny powstania alarmu oraz usunięcia tej przyczyny przez służby serwisowe bądź przeszkolony personel eksploatacyjny. W przypadku wystąpienia sygnału obniżenia gęstości gazu izolacyjnego do poziomu grożącego utratą własności izolacyjnych należy niezwłocznie wyłączyć spod napięcia uszkodzoną część rozdzielnicy z izolacją SF 6, a następnie podjąć działania wyjaśniające powstanie awarii. Prowadzenie diagnostyki nie objętej systemami samokontroli polega na: a) wykonaniu oględzin zewnętrznych, b) wykonaniu badań i pomiarów jak w punkcie 6.2, c) przeprowadzeniu prób funkcjonalnych. Wyniki diagnostyki należy wprowadzać do systemu AM Oględziny Oględziny rozdzielnic w izolacji SF6 należy wykonywać w ramach oględzin stacji zgodnie z rozdziałem 6.1. części ogólnej Instrukcji. Zakres oględzin powinien być zgodny z zaleceniami zawartymi w fabrycznej dokumentacji techniczno-ruchowej rozdzielnicy z izolacją SF6. Podczas przeprowadzania oględzin należy sprawdzić w szczególności: a) wskazania aparatury kontrolno-pomiarowej oraz automatyki, w szczególności odnotować aktualny stan liczników rejestrujących działanie aparatury oraz gęstości gazu w poszczególnych przedziałach gazowych, b) stan zewnętrzny obudów, przyłączy kablowych i przewodów szynowych, głowic kablowych, c) stan połączeń uziemień i połączeń wyrównawczych, d) stan obwodów wtórnych poprzez wizualne sprawdzenie wnętrza szafek sterowniczych i kablowych, e) stan zaworów bezpieczeństwa, f) stan oznaczeń oraz napisów ostrzegawczych, g) stan ochrony antykorozyjnej, powłok antykorozyjnych, h) działanie grzałek antykondensacyjnych w obudowach napędu i szafkach sterowniczych (grzałki zapobiegają kondensacji pary wodnej na mechanizmach rozdzielnicy i muszą być bezwzględnie sprawne i załączone), i) podejrzane hałasy, zapachy i inne anomalie w pracy rozdzielnicy Badania i próby diagnostyczne W celu dokonania oceny stanu izolacji rozdzielnicy z izolacją gazową SF6 należy przeprowadzić pomiar poziomu wyładowań niezupełnych metodą akustyczną, lub z użyciem układów pomiaru ciągłego wyładowań niezupełnych, jeżeli rozdzielnica z izolacją SF6 jest wyposażona w takie układy. Analiza i ocena wyników pomiaru powinna polegać na porównaniu otrzymanych z wynikami analogicznych badań wykonanych przy oddawaniu rozdzielnicy z izolacją SF6 do eksploatacji. Badanie wyładowań niezupełnych powinno się odbywać nie rzadziej, niż co 5 lat i być częścią planowych prac eksploatacyjnych. Pozostałe badania diagnostyczne oraz ich częstotliwość obejmujące: 7

145 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 a) sprawdzenie ciśnienia napełnienia gazem poszczególnych przedziałów gazowych rozdzielnicy, b) sprawdzenie czujników gęstości gazu zamontowanych na rozdzielnicy, określają dokumentacje techniczno-ruchowe rozdzielnic z izolacją SF 6 Planowanie diagnostyki wymagającej wyłączeń powinno być skoordynowane z wymogami dokumentacji techniczno-ruchowej dotyczących pozostałych zzbiegów3 eksploatacyjnych i uwzględnione w rocznych planach wyłączeń zatwierdzanych przez OSP Próby funkcjonalne. Próby funkcjonalne poszczególnych urządzeń jak i całego pola można wykonywać podczas postoju po całkowitym odłączeniu napięcia z obwodów pierwotnych. Każdorazowe wykonywanie prób funkcjonalnych wymaga wcześniejszego opracowania programu tych z uwzględnieniem możliwości ruchowych stacji. Próby funkcjonalne poszczególnych urządzeń należy wykonywać zgodnie z instrukcjami eksploatacyjnymi tych urządzeń z każdego możliwego poziomu sterowania ze szczególnym uwzględnieniem sprawdzenia: a) działania poszczególnych aparatów, b) działania obwodów wyzwalaczy wyłącznika, c) zbrojenia napędów, d) blokady zamknięcia wyłącznika, e) działania blokady SF-6 wyłącznika, f) funkcjonowania pomp, g) układu sterowania wyłącznika. Obligatoryjny czasokres wykonywania prób funkcjonalnych określają dokumentacje techniczno-ruchowe 7. Ocena stanu technicznego Ocena stanu technicznego rozdzielnic z izolacją SF-6 powinna być przeprowadzana w ramach oceny całej stacji, na zasadach określonych w rozdziale 7 części ogólnej Instrukcji, zgodnie z Wytycznymi odnośnie zasad, standardów i procedur oceny stanu technicznego urządzeń oraz ewidencji majątkowej stacji i linii elektroenergetycznych. Przy wykonywaniu oceny stanu technicznego rozdzielnic z izolacją SF 6 należy uwzględnić w szczególności: a) wnioski z oględzin i badań diagnostycznych, b) zalecenia wynikające z programu pracy, c) dane o uszkodzeniach i zakłóceniach, które miały miejsce podczas eksploatacji, d) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej, e) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji, f) zakresy wykonywania zabiegów konserwacyjnych, napraw i remontów, g) zalecenia pokontrolne z poprzedniej oceny stanu technicznego oraz informacje systemu AM. 8

146 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 Ocena stanu technicznego rozdzielnicy z izolacją SF 6 polega na analizie powyższych dokumentów z uwzględnieniem zawartych w nich wniosków i zaleceń. Każda ocena stanu technicznego musi się kończyć protokołem z zawartymi wnioskami dotyczącymi dalszej pracy rozdzielnicy, który rejestrowany jest następnie w systemie AM. 8. Planowanie prac eksploatacyjnych 8.1. Prace eksploatacyjne W celu zapewnienia prawidłowej pracy rozdzielnic z izolacją SF 6, planowane zabiegi eksploatacyjne należy wykonywać zgodnie z zaleceniami producenta, zawartymi w dokumentacji techniczno-ruchowej. Wykonawcami prac, w których konieczne jest rozszczelnienie przedziałów, mogą być tylko ekipy serwisowe producenta, bądź inni usługodawcy posiadający autoryzację producenta konkretnej rozdzielnicy. Dla prawidłowego planowania zabiegów eksploatacyjnych konieczne jest wprowadzenie i bieżące uzupełnianie danych w systemie AM. W systemie muszą się znaleźć informacje o terminach i zakresie prac wymaganych przez producentów oraz o terminach i zakresie ostatnio przeprowadzonych zabiegów eksploatacyjnych. Szczególnie ważne jest monitorowanie i rejestrowanie liczby działań poszczególnych urządzeń (jak wyłączniki i odłączniki) oraz wyłączeń prądów zwarciowych, które decydują o czasokresach większości zabiegów eksploatacyjnych. Oględziny należy planować na zasadach ujętych w rozdziale 8 części ogólnej instrukcji, natomiast wykonywać jak dla całej stacji zgodnie z rozdziałem części ogólnej. Badania i próby diagnostyczne, w tym pomiar wyładowań niezupełnych, pomiar zawartości wilgoci w gazie SF 6, próby funkcjonalne, należy wykonywać zgodnie z wymaganiami dokumentacji techniczno-ruchowych oraz rozdziału 6.2. niniejszej części szczegółowej Instrukcji. Ocenę stanu technicznego rozdzielnic z izolacją SF 6 należy planować zgodnie z Wytycznymi odnośnie zasad, standardów i procedur oceny stanu technicznego urządzeń oraz ewidencji majątkowej stacji i linii elektroenergetycznych Planowane remonty Remonty rozdzielnic z izolacją SF 6 (całej rozdzielnicy lub poszczególnych jej części) należy planować na podstawie wymagań dokumentacji technicznoruchowych, z uwzględnieniem czasu pracy rozdzielnicy oraz dopuszczalnych ilości zadziałań aparatów, a także zasad określonych w rozdziale 8.2. części ogólnej Instrukcji. Dane na temat remontów muszą być wprowadzone i uzupełniane w systemie AM. Przed planowanym remontem należy przygotować w porozumieniu z serwisem producenta, bądź autoryzowanego przez producenta rozdzielnicy wykonawcy plan remontu, który będzie obejmował: a) zakres prac remontowych, b) czas trwania remontu, 9

147 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 c) zakres i sposób wyłączenia rozdzielnicy z izolacją SF 6 i oddania do eksploatacji, d) wskazanie osób, lub jednostek odpowiedzialnych i wykonujących remont zgodnie z zasadami w części ogólnej Instrukcji. Remont musi być zakończony protokołem odbioru na zasadach przyjęcia do eksploatacji nowej rozdzielnicy. 9. Realizacja prac planowych Prace planowe powinny być organizowane i wykonywane na zasadach opisanych w rozdziale 9.1. części ogólnej Instrukcji. Prace te powinny być ujęte w planach rocznych i skoordynowane z rocznym planem wyłączeń OSP. Ze względu na specyfikę rozdzielnic z izolacją SF6 w stosunku do tradycyjnych rozwiązań stacyjnych, przy pracach w zakresie obsługi i eksploatacji należy przestrzegać następujących zasad: a) rozdzielnica może być obsługiwana wyłącznie przez osoby uprzednio przeszkolone b) zabiegi eksploatacyjne, a zwłaszcza przy otwartych przedziałach gazowych, mogą być wykonywane tylko przez personel posiadający autoryzację producenta rozdzielnicy c) wszystkie części obudowy rozdzielnicy oraz konstrukcje muszą być w sposób pewny podłączone do systemu uziemień. Warunek ten dotyczy okresu pracy i wszystkich zabiegów eksploatacyjnych wykonywanych przy rozdzielnicy, d) grzałki elektryczne zainstalowane w mechanizmach napędowych wyłączników i uziemników, w izolatorach i szafach sterowniczych muszą być sprawne i załączone. W trakcie prac eksploatacyjnych grzałki mogą być wyłączane tylko w przypadkach koniecznych i załączane w możliwie najszybszym czasie z powrotem do pracy, e) przy planowaniu prac należy zapewnić odpowiednią ilość gazu SF6 gotowego do napełniania rozdzielnicy. Czystość gazu musi być zgodna z normą IEC 376, f) przed przystąpieniem do prac w pomieszczeniach z urządzeniami SF6 należy pomieszczenia te dobrze przewietrzyć, g) przy pracach eksploatacyjnych używać ubrań ochronnych. Zespoły wykonawcze muszą być wyposażone w rękawice ochronne, maskę tlenową i okulary ochronne, h) przy pracach używać odkurzacza z pochłaniaczem pyłu. Niedozwolone jest używanie tego odkurzacza do innych celów. Właściwości fizyko-chemiczne gazu SF6, sposoby postępowania oraz zasady gospodarowania gazem SF6 zawarte są w rozdziale 9 części szczegółowej Instrukcji Ochrona środowiska Wykonawcy prac powinni spełniać wymagania z rozdziału 8.1. niniejszej instrukcji szczegółowej Odbiór prac planowych powinien się odbywać według zasad opisanych w rozdziale 9.2. części ogólnej Instrukcji. 10

148 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF Prace doraźne Prace doraźne realizowane są na zasadach zawartych w rozdziale 10 części ogólnej Instrukcji. Wykonawcami tych prac mogą być podmioty wymienione w rozdziale 8.1. niniejszej części szczegółowej. Wszelkie nieprawidłowości w pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6 mogące wpływać na bezpieczeństwo obsługi oraz bezpieczeństwo jej pracy, powinny być usunięte możliwie szybko. Należy do nich zaliczyć: a) obniżenie gęstości gazu spowodowane przeciekiem gazu SF 6, b) awarię obwodu wyzwalania wyłącznika, c) uszkodzenia połączeń uziemień i połączeń wyrównawczych, d) uszkodzenia mechanizmów napędowych aparatury łączeniowej, e) uszkodzenia ogrzewania antykondensacyjnego, f) awarię w obwodach pomocniczych. Sposób postępowania dla likwidacji w/w nieprawidłowości regulują dokumentacje techniczno-ruchowe rozdzielnic poszczególnych typów Część prac zaliczanych do prac doraźnych wynikających z usterek lub uszkodzeń wykrytych podczas oględzin lub badań diagnostycznych może być wykonywana w ramach prac planowych. Do takich usterek można zaliczyć uszkodzenia powłok antykorozyjnych, uszkodzenia obudów nie mające bezpośredniego wpływu na bezpieczeństwo pracy oraz uszkodzenia wymagające uzupełnień opisów i oznaczeń. 11. Postępowanie w czasie zakłóceń W przypadku występowania zakłócenia w pracy rozdzielnicy izolowanej gazem SF 6 należy postępować zgodnie z Procedurą postępowania w przypadku wystąpienia zakłócenia w sieci przesyłowej. oraz zasadami określonymi w rozdziale 11 części ogólnej Instrukcji. Możliwe zakłócenia pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6 to: a) zakłócenia sygnalizowane wystąpieniem alarmu, b) zakłócenia sygnalizowane wystąpieniem awarii, z którą wiąże się wyłączenie jednego bądź więcej pól, c) zakłócenie odbierane jako brak możliwości sterowania aparaturą łączeniową. Każde wystąpienie zakłócenia musi być odnotowane w dokumentach stacyjnych i wprowadzone do systemu AM. 12. Dokumentacja eksploatacyjna Dokumentacja eksploatacyjna rozdzielnic z izolacją SF 6 jest częścią dokumentacji stacji. W skład wymaganej dokumentacji eksploatacyjnej wchodzą: a. dokumentacja techniczno-ruchowa dostarczana przez wytwórcę, b. protokół prób fabrycznych i prób odbiorczych przy uruchomieniu, c. projekt techniczny, d. protokoły badań w okresie pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6, e. oceny stanu technicznego, f. książki i raporty pracy, w tym wyniki oględzin i stwierdzonych usterek, 11

149 II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 g. informacje o dokonanych przeglądach i remontach, h. karta łączeń wyłączników z ewidencją wyłączeń zwarciowych. 13. Gospodarka rezerwą i częściami zamiennymi Dla zapewnienia prawidłowej pracy rozdzielnicy z izolacją SF 6 i szybkiej likwidacji zakłóceń, podmiot realizujący kierowanie operacyjne powinien zorganizować pełną usługę serwisową dla rozdzielnic z izolacją SF 6. Umowa serwisowa powinna dotyczyć także części zamiennych, określonych przez producenta dla właściwej eksploatacji rozdzielnicy, których dostawę w określonym czasie do miejsca zainstalowania rozdzielnicy musi zapewnić usługodawca serwisu. Nie przewiduje się utrzymywania w centralnej rezerwie awaryjnej zarządzanej przez jednostkę zarządzania strategicznego kompletnych elementów rozdzielnic z izolacją SF 6. 12

150 Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN Zatwierdził: Warszawa, marzec, 2006 r.

151 Zawartość instrukcji I. Część ogólna II. Części szczegółowe II.1. Transformatory i dławiki II.2. Aparatura łączeniowa II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 II.4. Przekładniki II.5. Ograniczniki przepięć II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej II.7. Układy elektroenergetycznej automatyki stacyjnej II.8. Układy i systemy telekomunikacyjne II.9. Układy i urządzenia potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych II.10. Infrastruktura obiektowa II.11. Linie napowietrzne NN II.12. Linie kablowe 110 kv II.13. Ochrona środowiska

152 II. Instrukcja szczegółowa II.4. Przekładniki Autorzy: dr inż. Wiesław Partyka prof. dr. hab. inż. Jan Maksymiuk dr inż. Jacek Nowicki mgr inż. Edward Reich Weryfikacja: prof. dr hab. inż. Szczęsny Kujszczyk mgr inż. Julian Ignaczak mgr inż. Wacław Tomasiak

153 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Spis treści 1. Przeznaczenie instrukcji Przedmiot instrukcji Określenia Dokumenty związane z przedmiotem instrukcji Przyjęcie przekładników do eksploatacji Przyjęcie do eksploatacji przekładnika nowego Przyjęcie do eksploatacji przekładnika z rezerwy Prace diagnostyczne i przeglądy okresowe przekładników Oględziny przekładników Planowe przeglądy i pomiary diagnostyczne przekładników w eksploatacji Planowe przeglądy i pomiary diagnostyczne przekładników w rezerwie magazynowej Badania diagnostyczne specjalne Ocena stanu technicznego przekładnika Okresowa ocena stanu technicznego Audyt techniczny populacji przekładników Planowanie prac eksploatacyjnych Realizacja prac planowych Prace doraźne Postępowanie w przypadku zakłóceń Tabele: Tabela 1. Próby pomontażowe przekładników Tabela 2. Zakres oględzin przekładnika w eksploatacji Tabela 3. Przeglądy okresowe przekładników (co 5 lat) Tabela 4. Graniczne wartości parametrów oleju i SF 6 w przekładnikach Tabela 5. Wymagane wartości rezystancji izolacji (przy próbach odbiorczych i kontrolnych eksploatacyjnych)

154 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników 1. Przeznaczenie instrukcji Instrukcja jest przeznaczona dla jednostek organizacyjnych Właściciela i Zarządzającego uczestniczących w procesie zarządzania majątkiem sieciowym oraz kierownictwa i personelu prowadzącego i nadzorującego eksploatację bieżącą, pomiary diagnostyczne, prace konserwacyjne, przeglądy i remonty przekładników. 2. Przedmiot instrukcji Przedmiotem instrukcji jest organizacja i zasady eksploatacji przekładników prądu przemiennego prądowych, napięciowych i kombinowanych, w izolacji olejowej i SF 6, na napięcia znamionowe sieci od 110 do 750 kv zainstalowanych w stacjach elektroenergetycznych NN eksploatowanych przez Operatora Systemu Przesyłowego. 3. Określenia Przekładnik przetwornik przeznaczony do transformacji wysokich napięć lub dużych prądów do zasilania przyrządów pomiarowych, rejestracyjnych, układów zabezpieczeń, sygnalizacji itp. Uzwojenia pierwotne i wtórne przekładników są galwanicznie rozdzielone i wzajemnie izolowane. Przekładnik prądowy przekładnik, w którym prąd wtórny w normalnych warunkach pracy jest proporcjonalny do prądu pierwotnego, a jego faza różni się od fazy prądu pierwotnego o kąt, który w przypadku odpowiedniego połączenia, jest bliski zeru. Przekładnik napięciowy przekładnik, w którym napięcie wtórne w normalnych warunkach pracy jest proporcjonalne do napięcia pierwotnego, a jego faza różni się od fazy napięcia pierwotnego o kąt, który w przypadku odpowiedniego połączenia jest bliski zeru. Przekładnik kombinowany przekładnik składający się z przekładnika prądowego oraz przekładnika napięciowego umieszczonych we wspólnej obudowie. Błędy podstawowe przekładnika błędy wyznaczone podczas sprawdzania przekładnika w określonych warunkach pracy. Błąd prądowy przekładnika prądowego błąd, który przekładnik wprowadza do pomiaru prądu, wynikający z faktu, że przekładnia prądowa rzeczywista przekładnika nie jest równa jego przekładni znamionowej. 4

155 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Błąd napięciowy przekładnika napięciowego - błąd, który przekładnik wprowadza do pomiaru napięcia, wynikający z faktu, że przekładnia napięciowa rzeczywista przekładnika nie jest równa jego przekładni znamionowej. Błąd kątowy przekładnika kąt fazowy między wektorami prądów pierwotnego i wtórnego lub między wektorami napięć pierwotnego i wtórnego, jeżeli zwroty tych wektorów są tak dobrane, aby w idealnym przekładniku kąt ten był równy zeru. Klasa dokładności oznaczenie związane umownie z dopuszczalnymi błędami przekładnika w określonych warunkach pracy. Obciążenie znamionowe wartość obciążenia obwodu wtórnego przekładnika, do którego są odniesione wymagania w zakresie dokładności. Populacja przekładników zbiór przekładników wykazujący cechy jednorodności z uwagi na: wartość najwyższego dopuszczalnego napięcia pracy; rodzaj (prądowe; napięciowe: indukcyjne, pojemnościowe; kombinowane), rodzaj izolacji (olejowa, gazowa); rodzaj osłony izolacyjnej (porcelana, kompozyt); producenta; typ; rok produkcji. Parametry oleju mineralnego rezystywność elektryczna, zawartość wody, współczynnik stratności (tg ), liczba kwasowa, zawartość gazów rozpuszczonych. Parametry gazu SF 6 gęstość, zawartość wilgoci. Pozostałe definicje i określenia podane są w części ogólnej Instrukcji. 4. Dokumenty związane z przedmiotem instrukcji 1) PN-E Urządzenia i układy elektryczne w obiektach elektroenergetycznych. Wytyczne przeprowadzania pomontażowych badań odbiorczych. 2) PN-EN Przekładniki. Przekładniki prądowe. 3) PN-EN Przekładniki. Przekładniki napięciowe indukcyjne. 4) PN-EN Przekładniki. Przekładniki kombinowane. 5) PN-EN Przekładniki. Przekładniki napięciowe pojemnościowe. 6) PN-EN Przekładniki. Wymagania dotyczące przekładników prądowych do zabezpieczeń w stanach przejściowych. 7) PN-EN Wysokonapięciowa technika probiercza. Układy pomiarowe. 8) PN-EN Izolacja elektryczna. Klasyfikacja termiczna. 9) PN-EN Izolatory przepustowe na napięcie powyżej 1 kv. 5

156 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników 10) PN-EN Płyny do zastosowań elektrotechnicznych. Świeże mineralne oleje izolacyjne do transformatorów i aparatury łączeniowej. 11) IEC Mineral insulating oils in electrical equipment Supervision and maintenance guidance. 12) IEC Coupling capacitors and capacitors dividers. 13) PN-EN Wytyczne do kontroli i postępowania z sześciofluorkiem siarki (SF 6 ) pobranym z urządzeń elektrycznych oraz wymagania techniczne dla SF 6 przeznaczonego do ponownego użycia. 14) PN-EN Wytyczne do pobierania próbek gazu i oleju z urządzeń elektrycznych olejowych oraz do analizy gazów wolnych i rozpuszczonych. 15) PN-EN Urządzenia elektryczne izolowane olejami mineralnymi w eksploatacji. Wytyczne interpretowania analizy gazów wolnych i rozpuszczonych. 16) IEC Instrument transformers. Measurement of partial discharges. 17) IEC Parametry i dopuszczenie do eksploatacji nowego sześciofluorku siarki. 5. Przyjęcie przekładników do eksploatacji 5.1. Przyjęcie do eksploatacji przekładnika nowego Przyjęcie do eksploatacji przekładnika nowego następuje po jego montażu (i po dopełnieniu gazem do ciśnienia roboczego w przypadku przekładników z izolacją gazową) i na podstawie następującej dokumentacji: a) protokół odbioru urządzenia od producenta wraz z następującymi dokumentami towarzyszącymi: - protokół prób wyrobu wykonanych przez producenta zgodnie z odpowiednią normą i/lub odpowiednimi wymaganiami specyfikacji technicznej Zamawiającego, - protokół badań oleju wykonanych przez producenta na próbce oleju pobranej z jednego przekładnika dostarczanej partii po próbach wyrobu (dotyczy przekładników z izolacją olejową), - protokół badań gazu SF 6 (pobranego ze zbiornika, z którego przekładnik został napełniony w stacji) wykonanych przez producenta, - Dokumentacja Techniczno Ruchowa (Instrukcja Montażu i Eksploatacji Przekładnika oraz rysunki techniczne kontraktowe); b) świadectwo legalizacji i protokół sprawdzenia klasy dokładności (dla przekładników współpracujących z układami pomiarowymi rozliczeniowymi energii elektrycznej); c) protokół badań pomontażowych. Zakres prób pomontażowych określa Tabela 1, wartości dopuszczalne mierzonych parametrów Tabele 4 i 5. 6

157 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Dane znamionowe przekładnika przyjmowanego do eksploatacji powinny być wprowadzone do systemu informatycznego Asset Management (w postaci wartości lub opisów w odpowiednich tabelach). Wyniki prób wyrobu, badań oleju lub gazu, pomiarów sprawdzenia klasy dokładności i prób pomontażowych wprowadza się do systemu Asset Management zgodnie z obowiązującymi tam zasadami Przyjęcie do eksploatacji przekładnika z rezerwy Przyjęcie do eksploatacji przekładnika z rezerwy (nowego - po raz pierwszy instalowanego) następuje po jego montażu w polu stacji (i po dopełnieniu gazem do ciśnienia roboczego w przypadku przekładników z izolacją gazową) i na podstawie dokumentacji jak w p Wprowadzenie danych do systemu Asset Management jak w p Przyjęcie do eksploatacji przekładnika z rezerwy (uprzednio eksploatowanego) następuje po jego montażu (i po dopełnieniu gazem do ciśnienia roboczego w przypadku przekładników z izolacją gazową) i na podstawie następującej dokumentacji: a) protokół ostatniego badania okresowego lub poremontowego, w tym protokół badań parametrów oleju lub gazu; b) świadectwo legalizacji i protokół sprawdzenia klasy dokładności (dla przekładników współpracujących z układami pomiarowymi rozliczeniowymi energii elektrycznej); c) protokół badań pomontażowych. Zakres prób określa Tabela 1, wartości dopuszczalne mierzonych parametrów Tabele 4 i 5. Wyniki wszystkich prób powinny być wprowadzone do systemu Asset Management zgodnie z obowiązującymi tam zasadami. 6. Prace diagnostyczne i przeglądy okresowe przekładników Diagnostyka stanu technicznego przekładników prowadzona jest w oparciu o: oględziny i pomiary przeprowadzane w określonych przedziałach czasu, badania specjalne Oględziny przekładników Oględziny wizualne przekładników w zakresie wyszczególnionym w Tabeli 2 powinny być wykonywane w ramach oględzin stacji zgodnie z zasadami określonymi w rozdziale 6.1 Części Ogólnej Instrukcji. Wszelkie odstępstwa obserwowanych parametrów od stanu dobry lub zgodny (Tabela 2) powinny być odnotowane w Karcie oględzin stacji Planowe przeglądy i pomiary diagnostyczne przekładników w eksploatacji 7

158 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Przeglądy okresowe i pomiary diagnostyczne w zakresie wyszczególnionym w Tabeli 3 należy wykonywać nie rzadziej niż co 5 lat. Niektóre badania: termowizyjne, wilgotności gazu przekładników z izolacją gazową należy wykonywać częściej, zgodnie z zaleceniami podanymi w Tabeli 3 lub zgodnie z Instrukcją Montażu i Eksploatacji Przekładnika. Czynności te wykonywane są przez specjalistyczną ekipę serwisową, a ich wyniki wprowadzane są do odpowiednich tabel Pomiary i badania diagnostyczne przekładnika systemu Asset Management Planowe przeglądy i pomiary diagnostyczne przekładników w rezerwie magazynowej Pomiary diagnostyczne przekładników znajdujących się w rezerwie magazynowej lub zainstalowanych w nieczynnych polach wykonuje się w okresach czasowych i w zakresie podanym w Tabeli 3 z pominięciem badań termowizyjnych Badania diagnostyczne specjalne Badania diagnostyczne specjalne przeprowadza się w przypadku stwierdzenia: a) nieprawidłowości zaobserwowanych podczas oględzin przekładnika (Tabela 2), b) odstępstwa od dopuszczalnych wartości kontrolowanych parametrów: - izolacji (Tabela 3 i Tabela 5); - oleju lub SF 6 (Tabela 3 i Tabela 4); - pojemności dzielnika pojemnościowego (przekładniki napięciowe pojemnościowe Tabela 3), c) wskazań przekładnika (napięcia lub prądu) wyraźnie odmiennych od wskazań pozostałych przekładników tego samego pola, d) podwyższonych temperatur elementów przekładnika stwierdzonych w trakcie badań termowizyjnych Badania takie mogą obejmować: a) sprawdzenie przekładni przekładnika, b) pomiar wyładowań niezupełnych przy zasilaniu ze źródła zewnętrznego, c) pomiar wyładowań niezupełnych metodą akustyczną w czasie pracy przekładnika, d) pomiar charakterystyki magnesowania, e) próby napięciowe, f) pomiar współczynnika strat dielektrycznych (tg ) przy podwyższonym napięciu, g) pomiar pojemności przy podwyższonym napięciu (dotyczy przekładników prądowych), h) badanie oleju, i) badanie chromatograficzne gazów rozpuszczonych w oleju, j) rozszerzone badania termowizyjne, 8

159 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników k) badanie gazu SF 6, w szczególności badanie zawartości wilgoci i powietrza Badania diagnostyczne specjalne przeprowadzane są przez specjalistyczną ekipę serwisową przekładników zgodnie z obowiązującymi normami dotyczącymi wykonywanych badań i służą do: a) oceny stanu technicznego przekładnika, b) określenia przyczyn zaobserwowanych nieprawidłowości, c) podjęcia decyzji co do sposobu wyeliminowania nieprawidłowości, d) podjęcia decyzji o remoncie i dalszej eksploatacji przekładnika. 7. Ocena stanu technicznego przekładnika 7.1. Okresowa ocena stanu technicznego Okresowa ocena stanu technicznego przekładników w stacji dokonywana jest w ramach oceny stanu technicznego całego obiektu stacyjnego przez zespół oceniający na podstawie: d) wyników oględzin dokonywanych zgodnie z Tabelą 2 (opisanych w p. 6 i 8 niniejszej Instrukcji). Stan przekładnika określa się jako dobry, jeżeli nie zaobserwowano żadnych nieprawidłowości elementów kontrolowanych zgodnie z Tabelą 2; e) wyników przeglądów i pomiarów okresowych, wykonywanych przez ekipę specjalistyczną, opisanych w Tabeli 3. Stan techniczny przekładnika ocenia się jako dobry i dopuszcza się do dalszej eksploatacji, jeżeli: f) pomyślnie wykonano wszystkie czynności konserwacyjne, g) pomyślnie wykonano przegląd i regulację podzespołów, wskaźników oraz styków i obwodów, h) wartości badanych parametrów: izolacji, oleju lub gazu, dzielnika napięciowego, nie odbiegają od dopuszczalnych (Tabele 3, 4 i 5). Cykliczność ocen stanu technicznego przekładników w stacji powinna być zgodna z procedurami podanymi w p. 7 części ogólnej Instrukcji Audyt techniczny populacji przekładników Po 25 latach eksploatacji przekładników danej populacji zespół oceniający, powołany zgodnie z p.7 Części Ogólnej Instrukcji dokonuje audytu technicznego przekładników tej populacji. W oparciu o analizę wyników dotychczasowych pomiarów diagnostycznych, historię eksploatacji, statystykę ewentualnych awarii oraz rodzaju uszkodzeń przekładników danej populacji i kolejnych różniących się rokiem produkcji, podejmowana jest decyzja w zakresie: a) dodatkowych, specjalnych badań diagnostycznych (np. badanie parametrów oleju, badanie gazów rozpuszczonych w oleju, badanie parametrów elektrycznych, badanie SF6, sprawdzenie klasy dokładności przekładników, których obwody pomiarowe wykorzystywane są w układach 9

160 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników rozliczeniowych energii elektrycznej, i.t.p.) niezbędnych do wykonania na wybranych jednostkach lub wszystkich przekładnikach danej populacji i kolejnych różniących się rokiem produkcji; b) dalszej eksploatacji przekładników danej populacji i kolejnych różniących się rokiem produkcji, z określeniem częstotliwości i zakresu niezbędnych kontrolnych badań diagnostycznych i przeglądów (o ile takie okażą się niezbędne); c) terminu przeprowadzenia następnego audytu technicznego przekładników danego producenta i danego typu. Decyzje podjęte po przeprowadzeniu audytu dotyczą wszystkich przekładników danej populacji i kolejnych różniących się rokiem produkcji. 8. Planowanie prac eksploatacyjnych Planowanie prac eksploatacyjnych obejmuje: d) oględziny przekładników opisane w p. 6.1 i Tabeli 2 niniejszej Instrukcji, e) przeglądy i badania diagnostyczne opisane w p. 6.2 i Tabeli 3 niniejszej Instrukcji, f) ocenę stanu technicznego opisaną w p. 7.1 niniejszej Instrukcji, g) audyt techniczny opisany w p. 7.2 niniejszej Instrukcji. Prowadzi się je zgodnie z wymaganiami i procedurami opisanymi w p. 6, 7 i 8 Części Ogólnej Instrukcji. 9. Realizacja prac planowych Realizacja prac ujętych w rocznych planach prac eksploatacyjnych powinna być prowadzona zgodnie z wymaganiami i procedurami przyjętymi w p. 9 Części Ogólnej Instrukcji. 10. Prace doraźne Prace doraźne to zabiegi eksploatacyjne lub remontowe nie ujęte w planie rocznym prac eksploatacyjnych, niezbędne do przeprowadzenia na przekładniku (przekładnikach), wynikające z nieprzewidzianych zdarzeń i nieprawidłowości w pracy przekładników stwierdzonych podczas ich oględzin, przeglądów, badań diagnostycznych opisanych w Tabelach 2 i 3 lub w trakcie monitorowania urządzeń i układów pomiarowych. Zakres prac doraźnych, w zależności od zdarzeń lub zaobserwowanych nieprawidłowości w pracy przekładnika, powinien być określony przez podmiot realizujący kierowanie operacyjne procesem eksploatacji, w oparciu o Instrukcję Montażu i Eksploatacji Przekładnika. W uzasadnionych przypadkach wskazana może być konsultacja z producentem lub/i wykonanie specjalnych badań diagnostycznych. Prace takie powinny być prowadzone zgodnie z procedurami zawartymi w p. 10 Części Ogólnej Instrukcji. 11. Postępowanie w przypadku zakłóceń 10

161 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników W przypadku stwierdzenia w trakcie okresowych oględzin lub badań diagnostycznych, bądź w efekcie sygnalizacji urządzeń do monitorowania stanu jakichkolwiek zakłóceń w pracy przekładnika należy zawsze postępować zgodnie z zaleceniami Instrukcji Montażu i Eksploatacji Przekładnika. Pomocne mogą być również następujące wskazówki postępowania w przypadku stwierdzenia zakłóceń: a) zabrudzony izolator: należy przewidzieć czyszczenie izolatora; b) uszkodzony izolator: należy powiadomić komórkę operatorstwa sieciowego; należy przewidzieć wykonanie remontu przekładnika lub w przypadku niewielkich uszkodzeń ew. naprawę izolatora w uzgodnieniu z producentem przekładnika; c) poziom oleju wskazywany przez wskaźniki przekładników w danym polu różny lub sygnał podwyższonego ciśnienia z układu monitorującego ciśnienie oleju w przekładniku: należy powiadomić komórkę operatorstwa sieciowego; przekładnik, w którym poziom lub ciśnienie oleju (stan mieszka rozprężnego) wyraźnie różni się od pozostałych przekładników pola należy poddać obserwacji; przewidzieć specjalne badania diagnostyczne; skontaktować się z producentem; jeżeli istnieją warunki techniczne uzupełnić poziom oleju w przekładniku, w którym wskazania wskaźnika są zbyt niskie; d) wycieki oleju z przekładnika: należy powiadomić komórkę operatorstwa sieciowego; należy skontaktować się z producentem przekładnika; w przypadku dużych wycieków podjąć działania zapewniające ochronę środowiska zgodnie z p. 7 części Ochrona Środowiska Instrukcji organizacji i wykonawstwa prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN ; e) gęstość gazu wskazywana przez gęstościomierze przekładników w danym polu różna: należy powiadomić komórkę operatorstwa sieciowego; przekładnik, w którym gęstość gazu wyraźnie różni się od pozostałych przekładników pola lub wykracza poza dopuszczalny zakres przewidziany w Instrukcji Montażu i Eksploatacji Przekładnika (poziom alarmowy) należy poddać obserwacji; dopełnić gaz w przekładniku, przewidzieć specjalne badania diagnostyczne, skontaktować się z producentem; w przypadku dużych ubytków gazu podjąć działania zapewniające ochronę środowiska zgodnie z p. 8 części Ochrona Środowiska Instrukcji organizacji i wykonawstwa prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN ; przekładnik wykazujący średnią roczną emisję gazu przekraczającą 1% zaleca się poddać szczegółowemu przeglądowi i wzmożonej obserwacji dla ustalenia przyczyny zwiększonej emisji; f) f)drgania, brzęczenie przekładnika: należy powiadomić komórkę operatorstwa sieciowego; należy przewidzieć specjalne badania diagnostyczne, skontaktować się z producentem przekładnika; g) rezystancja izolacji uzwojeń przekładnika mniejsza od dopuszczalnego poziomu (Tabela 5): należy powiadomić komórkę operatorstwa sieciowego; 11

162 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników należy skontaktować się z producentem przekładnika, przewidzieć specjalne badania diagnostyczne; h) parametry oleju przekraczające dopuszczalne poziomy (Tabela 4): należy wykonać specjalne badania diagnostyczne, porozumieć się z producentem przekładnika; i) i)podwyższone temperatury przekładnika stwierdzone w trakcie badań termowizyjnych: należy przewidzieć wykonanie specjalnych badań diagnostycznych, wykonać przegląd i czyszczenie zacisków pierwotnych. 12

163 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Próba 1. Odstęp iskiernika ochronnego 2. Rezystancja izolacji głównej 3. Rezystancja izolacji uzwojeń wtórnych Tabela 1. Próby pomontażowe przekładników Przekładnik prądowy (część prądowa przekładnika kombinowanego Przekładnik napięciowy (część napięciowa przekładnika kombinowanego Biegunowość Parametry oleju Sprawdzenie obciążenia przekładnika 7. Parametry gazu izolacyjnego (zawartość wilgoci, przekładniki z izolacją SF 6 ) 8. Pojemność dzielnika napięcia C N0 (między zaciskiem WN a zaciskiem uziemienia N)* Uwagi Jeśli dotyczy Wartości dopuszczalne podano w Tab.5 Wartości dopuszczalne podano w Tab.5 Wyniki prób producenta sprawdzić z danymi Tab.4 (25% 100%)S N Wyniki prób producenta sprawdzić z danymi normy, lub świadectwo producenta, że gaz spełnia wymagania normy Pojemność nie powinna się różnić więcej niż -5%, +10% od znamionowej C N * - pojemność należy mierzyć w układzie pomiarowym o niepewności nie większej od 0,1%; wartość zmierzonej pojemności C N0 należy wprowadzić do charakterystyki urządzenia w systemie Asset Management 13

164 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Tabela 2. Zakres oględzin przekładnika w eksploatacji Obserwacja co dobowa lub przy bytności w stacji Stan izolatora Poziom oleju (stan mieszka kompensacyjnego oleju) Wskazania gęstościomierza SF 6 Wycieki oleju, nieszczelności obudowy Stan zacisków przyłączeniowych, zacisków uziemienia, iskierników Stany nienormalne (brzęczenie, drgania, wyładowania, inne) Oględziny miesięczne i raport dobry Uwagi, obserwacje górny Zgodny (niezgodny) z średni poziomem w pozostałych dolny przekładnikach pola Poziom zgodny (niezgodny) z wartość poziomem w pozostałych przekładnikach pola brak uwagi, obserwacje dobry uwagi, obserwacje brak uwagi, obserwacje Uwagi Uszkodzenia izolatora, zabrudzenie powierzchni Poziom oleju powinien być jednakowy we wszystkich (3) przekładnikach obserwowanego pola Gęstość gazu powinna być jednakowa we wszystkich (3) przekładnikach obserwowanego pola; patrz Tab.4 14

165 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Tabela 3. Przeglądy okresowe przekładników (co 5 lat) Czynność/próba 1. Rezystancja izolacji głównej 2. Rezystancja izolacji uzwojeń wtórnych 3. Pomiar pojemności dzielnika napięcia (przekładniki napięciowe pojemnościowe, między zaciskiem WN i zaciskiem uziemienia N)* 4. Czyszczenie powierzchni izolatorów i ew. nałożenie past hydrofobowych 5. Kontrola, czyszczenie i konserwacja zacisków przyłączeniowych pierwotnych i układu zmiany zakresu prądu pierwotnego 6. Kontrola i czyszczenie zacisków uziemienia 7. Kontrola i konserwacja skrzynki zacisków wtórnych: - stanu uszczelek, - zacisków wtórnych, - ograniczników przepięć, - bezpieczników, - układu odwodnienia i wentylacji, - rezystorów tłumiących 8. Kontrola stanu technicznego Przekładnik prądowy (część prądowa przekładnika kombinowanego) Przekładnik napięciowy (część napięciowa przekładnika kombinowanego) Uwagi Wartości dopuszczalne podano w Tab.5 Wartości dopuszczalne podano w Tab.5 Zmiana pojemności (w porównaniu do wartości zmierzonej dla nowego przekładnika C N0 ) nie powinna być większa od C N0 /(n- 1)** Co 5 lat lub po wskazaniu wzrostu temperatury zacisków podczas badań termowizyjnych Dotyczy wskaźników 15

166 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników wskaźnika oleju 9. Kontrola stanu i dokładności gęstościomierza (SF 6 ) oraz obwodów sygnalizacyjnych 10. Badanie wilgotności SF Badania termowizyjne (przy prądzie obciążenia nie mniejszym od 30% prądu znamionowego) + + związanych z komorami rozprężnymi Zgodnie z Instrukcją Montażu i Eksploatacji Przekładnika Co 5 lat lub częściej (zgodnie z Instrukcją Montażu i Eksploatacji) Zgodnie z harmonogramem pomiarów termowizyjnych stacji * - pojemność należy mierzyć w układzie pomiarowym o niepewności nie większej od 0,1% ** - C N0 pojemność początkowa dzielnika napięcia (patrz Tab.1); n liczba elementów (zwijek elementarnych) dzielnika pojemnościowego 16

167 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Tabela 4. Graniczne wartości parametrów oleju i gazu SF 6 w przekładnikach nowych i eksploatowanych Parametr Przekładniki o napięciu znamionowym systemu 400 kv i wyższym Przekładniki o napięciu znamionowym systemu 220 kv OLEJ Przekładniki o napięciu znamionowym systemu 110 kv Rezystywność w temp. 90 o C nie mniejsza niż [G m] Zawartość wody w oleju (skorygowana do temperatury 20 o C), nie większa niż [ppm] Współczynnik stratności (tg ) w temp. 90 C i W nowym przekładniku: 0,005 (0,5%) częstotl. 50 Hz, nie mniejszy niż Liczba kwasowa nowego oleju nie większa niż [mg 0,02 0,02 0,03 KOH/g] Liczba kwasowa oleju w przekładniku eksploatowanym 0,15 0,15 0,20 nie większa niż [mg KOH/g] Olej powinien być klarowny, bez osadu i zawiesiny (ISO 2049). SF 6 Powinna zawierać się w granicach podanych przez Gęstość producenta przekładnika. Średnia roczna emisja gazu nie powinna przekraczać 1% Nie większa od wartości dopuszczonej przez producenta Zawartość wilgoci przekładnika (w zależności od zakresu temperaturowego przekładnika) 17

168 II.4. Instrukcja eksploatacji przekładników Tabela 5. Wymagane wartości rezystancji izolacji (przy próbach odbiorczych i próbach kontrolnych eksploatacyjnych) RODZAJ PRZEKŁADNIKA PRÓBA Rezystancja izolacji głównej (uzwojeń pierwotnych) Rezystancja izolacji uzwojeń wtórnych Napięcie systemu [kv] 400 PRZEKŁADNIK PRĄDOWY (część prądowa przekładnika kombinowanego) Napięcie pomiaru [kv] Wartość rezystancji min. [M ] 5000 PRZEKŁADNIK NAPIĘCIOWY INDUKCYJNY (część napięciowa przekładnika kombinowanego) Napięcie pomiaru [kv] Wartość rezystancji min. [M ] PRZEKŁADNIK NAPIĘCIOWY POJEMNOŚCIOWY Napięcie pomiaru [kv] Wartość rezystancji min. [M ] , , wszystkie

169 Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN Zatwierdził: Warszawa, marzec, 2006 r.

170 Zawartość instrukcji I. Część ogólna II. Części szczegółowe II.1. Transformatory i dławiki II.2. Aparatura łączeniowa II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 II.4. Przekładniki II.5. Ograniczniki przepięć II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej II.7. Układy elektroenergetycznej automatyki stacyjnej II.8. Układy i systemy telekomunikacyjne II.9. Układy i urządzenia potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych II.10. Infrastruktura obiektowa II.11. Linie napowietrzne NN II.12. Linie kablowe 110 kv II.13. Ochrona środowiska

171 II. Instrukcja szczegółowa II.5. Ograniczniki przepięć Autorzy: mgr inż. Włodzimierz Rabiega Weryfikacja: prof. dr hab. inż. Szczęsny Kujszczyk mgr inż. Julian Ignaczak mgr inż. Wacław Tomasiak

172 II.5. Ograniczniki przepięć Spis treści: 1. Przeznaczenie instrukcji Określenia Przedmiot instrukcji Zakres opracowania Ogólna charakterystyka ograniczników przepięć w obiektach sieci przesyłowej Dokumenty związane Przyjęcie do eksploatacji ograniczników przepięć Przyjęcie do eksploatacji ogranicznika przepięć Badania pomontażowe Diagnostyka Oględziny ograniczników przepięć Pomiary i badania diagnostyczne Ocena stanu technicznego Okresowa ocena stanu technicznego Audyt techniczny populacji ograniczników przepięć Planowanie prac eksploatacyjnych Realizacja prac planowych Prace doraźne Dokumentacja eksploatacyjna Postępowanie w przypadku zakłóceń Rezerwa magazynowa ograniczników przepięć

173 II.5. Ograniczniki przepięć 1. Przeznaczenie instrukcji Instrukcja jest przeznaczona dla personelu prowadzącego i nadzorującego eksploatację obwodów i urządzeń pierwotnych stacji elektroenergetycznych zarządzanych przez Operatora Systemu Przesyłowego w zakresie ograniczników przepięć. 2. Określenia Określenia pojęć używanych w niniejszej części szczegółowej, a nie wymienione w niniejszym rozdziale zdefiniowane są w pkt części ogólnej Instrukcji oraz w normach wymienionych w rozdziale 4. Ogranicznik przepięć aparat elektryczny służący do ochrony aparatury elektrycznej przed krótkotrwałym przebiegiem zbyt wysokiego napięcia oraz do ograniczenia czasu trwania, a często i amplitudy prądu następczego. Ogranicznik przepięć sieci prądu przemiennego ogranicznik przepięć przystosowany do pracy w sieci elektroenergetycznej prądu przemiennego. Wszystkie poniższe definicje należy przyjmować, jako definicje odnoszące się do ograniczników przepięć sieci prądu przemiennego. Zakres definicji pojęć używanych szczególnie przy próbach i badaniach ograniczników przepięć zamieszczony został w normach wymienionych w punkcie 4. Iskiernikowy zaworowy ogranicznik przepięć ogranicznik przepięć mający pojedynczy lub wielokrotny iskiernik połączony szeregowo z jednym lub więcej warystorami. Beziskiernikowy ogranicznik przepięć ogranicznik przepięć składający się z warystorów z tlenków metali połączonych szeregowo lub równolegle albo szeregowo i równolegle bez jakichkolwiek szeregowych lub równoległych iskierników. Iskiernik część iskiernikowego zaworowego ogranicznika przepięć zawierająca dwie elektrody, między którymi występuje przerwa w obwodzie elektrycznym. Iskiernik połączony jest szeregowo z jednym lub więcej warystorami. Jego zadaniem jest zjonizowanie przerwy i zapalenie łuku elektrycznego między elektrodami wskutek wzrostu napięcia między nimi. Warystor część ogranicznika przepięć, która dzięki swojej nieliniowej charakterystyce napięciowo prądowej stanowi małą oporność dla przepięć oraz dużą oporność dla normalnego napięcia o częstotliwości sieciowej. Ta właściwość warystora powoduje ograniczenie napięcia między zaciskami ogranicznika przepięć w czasie przepływu prądu wyładowczego oraz ograniczenie wartości prądu następczego. Zabezpieczenie nadciśnieniowe ogranicznika przepięć rozwiązanie techniczne zastosowane w ograniczniku przepięć zabezpieczające przed nadmiernym 4

174 II.5. Ograniczniki przepięć wzrostem ciśnienia wewnątrz ogranicznika przepięć spowodowanego przedłużonym przepływem prądu następczego lub wewnętrznym przeskokiem w ograniczniku przepięć. Działanie tego zabezpieczenia zapobiega wybuchowemu rozerwaniu obudowy. Wyładowanie zupełne zjawisko towarzyszące uszkodzeniu izolacji, przy którym występuje gwałtowne zmniejszenie napięcia i przepływ prądu. Zapłon ogranicznika (dotyczy iskiernikowych ograniczników przepięć) wyładowanie zupełne między elektrodami iskierników ogranicznika przepięć. Prąd wyładowczy prąd udarowy, który płynie przez ogranicznik przepięć. W iskiernikowych ogranicznikach przepięć prąd wyładowczy pojawia się bezpośrednio po zapłonie ogranicznika. Prąd następczy prąd, który płynie przez ogranicznik przepięć w następstwie płynącego uprzednio prądu wyładowczego. Trwały prąd ogranicznika prąd, który płynie przez ogranicznik przepięć pod wpływem doprowadzonego napięcia trwałej pracy. Prąd odniesienia ogranicznika (dotyczy beziskiernikowych ograniczników przepięć) wyższa wartość szczytowa z obu biegunowości składowej czynnej prądu o częstotliwości sieciowej stosowana do określenia napięcia odniesienia ogranicznika. Wartość prądu odniesienia ogranicznika jest określona przez producenta. Napięcie odniesienia ogranicznika (dotyczy beziskiernikowych ograniczników przepięć) podzielona przez 2 wartość szczytowa napięcia o częstotliwości sieciowej, które powinno być przyłożone do ogranicznika, aby otrzymać przepływ prądu odniesienia. Napięcie odniesienia ogranicznika wieloczłonowego jest sumą napięć odniesienia poszczególnych jego członów. Napięcie zapłonu ogranicznika przy częstotliwości sieciowej (dotyczy iskiernikowych ograniczników przepięć) podzielona przez 2 wartość szczytowa napięcia o częstotliwości sieciowej, które włączone pomiędzy zaciski ogranicznika przepięć powoduje zapłon wszystkich iskierników. Udarowe napięcie zapłonu ogranicznika (dotyczy iskiernikowych ograniczników przepięć) najwyższa wartość napięcia występująca między zaciskami ogranicznika przepięć przed jego zapłonem w czasie trwania udaru napięciowego. Napięcie obniżone ogranicznika przepięć wartość szczytowa napięcia występującego między zaciskami ogranicznika przepięć podczas przepływu prądu wyładowczego. Znamionowy prąd wyładowczy ogranicznika przepięć wartość szczytowa prądu wyładowczego mającego charakter udaru o kształcie 1 8/20, która jest używana do sklasyfikowania ogranicznika przepięć. Częstotliwość znamionowa ogranicznika przepięć częstotliwość napięcia w sieci elektroenergetycznej, dla której ogranicznik przepięć został skonstruowany. 1 Sposób określania kształtu udaru podano w normach wymienionych w punkcie 4. 5

175 II.5. Ograniczniki przepięć Napięcie znamionowe iskiernikowego ogranicznika przepięć najwyższa dopuszczalna wartość napięcia o częstotliwości sieciowej włączonego między zaciskami ogranicznika przepięć, przy której jest zapewnione jego poprawne działanie. Napięcie znamionowe beziskiernikowego ogranicznika przepięć najwyższa dopuszczalna wartość skuteczna napięcia o częstotliwości sieciowej włączonego między zaciskami ogranicznika przepięć, przy której jest zapewnione jego poprawne działanie w warunkach chwilowego przepięcia. Napięcie trwałej pracy beziskiernikowego ogranicznika przepięć najwyższa dopuszczalna wartość skuteczna napięcia o częstotliwości sieciowej, które może być trwale włączone między zaciski ogranicznika przepięć. Populacja ograniczników przepięć zbiór ograniczników przepięć wykazujący cechy jednorodności pod względem typu, producenta, dostawy, rodzaju konstrukcji, rodzaju izolacji, danych znamionowych. 3. Przedmiot instrukcji 3.1. Zakres opracowania Instrukcja omawia zasady prowadzenia eksploatacji ograniczników przepięć prądu przemiennego zainstalowanych w stacjach elektroenergetycznych będących obiektami sieci przesyłowej. Zasady te dotyczą wszystkich tych ograniczników przepięć, które podłączone są do urządzeń stanowiących własność właściciela sieci przesyłowej. Zasady eksploatacji podane w niniejszej instrukcji mają zastosowanie do ograniczników przepięć do sieci AC przystosowanych do pracy w sieciach SN, WN i NN. Instrukcja nie dotyczy eksploatacji ograniczników przepięć DC Ogólna charakterystyka ograniczników przepięć w obiektach sieci przesyłowej W obiektach sieci przesyłowej stosowane są zarówno iskiernikowe, jak i beziskiernikowe ograniczniki przepięć. Powodują one obniżenie wartości szczytowej fali przepięciowej do poziomu niższego od wytrzymałości udarowej izolacji chronionej. W ogranicznikach iskiernikowych następuje to wskutek zapłonu iskierników. W efekcie przez ogranicznik przepływa prąd wyładowczy z jednoczesnym obniżaniem napięcia między zaciskami ogranicznika spowodowanym zmniejszeniem oporności warystorów z węglika krzemu włączonych w szereg z iskiernikami. Prąd wyładowczy zapoczątkowuje rozwój prądu następczego płynącego pod wpływem napięcia roboczego sieci. Prąd następczy przerywany jest przez iskierniki. Stosowane przy tym są rozwiązania z łukiem swobodnym, łukiem wirującym i łukiem wydłużanym. Łuk wirujący uzyskiwany jest przez zastosowanie magnesów ferrytowych w elektrodach iskierników. Łuk wydłużany uzyskuje się w ogranicznikach magnetowydmuchowych, w których iskierniki wyposażone są w cewki gaszeniowe 6

176 II.5. Ograniczniki przepięć włączone w szereg z iskiernikiem. Wydłużenie łuku jest więc tym silniejsze, im większy prąd płynie przez iskiernik. W ogranicznikach magnetowydmuchowych prąd następczy jest przerywany w czasie nie dłuższym, niż 10 ms, zaś wartość prądu następczego ulega dzięki wydłużeniu łuku (wzrostowi oporności łuku) znacznemu zmniejszeniu. W pozostałych ogranicznikach iskiernikowych prąd następczy jest przerywany przy pierwszym naturalnym przejściu przez zero. Konstrukcja beziskiernikowych ograniczników przepięć jest znacznie prostsza. Jedynym czynnym pod względem elektrycznym elementem takiego ogranicznika jest stos szeregowo połączonych warystorów wykonanych z tlenku cynku w postaci kryształów otoczonych domieszką tlenków innych metali. Nieliniowość ich charakterystyki prądowo napięciowej powoduje, że mimo włączenia napięcia przemiennego między zaciski ogranicznika popłynie przez niego niewielki prąd rzędu kilkuset mikroamperów. To właśnie ten niewielki prąd powoduje, że w tego typu ograniczniku przepięć nie jest potrzebny iskiernik. Ograniczniki przepięć mogą być wyposażone w zabezpieczenie nadciśnieniowe. Wykonane jest ono najczęściej w postaci membrany z cienkiej blachy miedzianej. Rozerwanie membrany powoduje wydostanie się zjonizowanych gazów na zewnątrz obudowy ogranicznika bądź przez zainstalowane w tym celu dysze wylotowe, albo w wypadku, gdy ogranicznik nie jest wyposażony w dysze, przez rozszczelnienie osłony membrany zlokalizowanej pod nią. Rozpoznanie tego stanu jest możliwe w przypadku ograniczników z dyszami poprzez stwierdzenie otwarcia zaślepek dysz. W przypadku ograniczników bez dysz wylotowych widoczne jest w takim stanie rozszczelnienie osłony membrany (osłona ulega odkształceniu lub wyrwaniu). Ogranicznik przepięć, w którym zadziałało zabezpieczenie nadciśnieniowe, nie nadaje się do dalszej pracy. Stosowane w stacjach sieci przesyłowej ograniczniki przepięć są instalowane przede wszystkim w polach linii napowietrznych (dla ochrony aparatury stacyjnej) oraz w polach transformatorów dla ochrony transformatorów (wszystkie strony transformatora łącznie z punktem neutralnym). 4. Dokumenty związane PN-EN :2002 (U) PN-EN :2005 (U) PN-EN :1999 Ograniczniki przepięć. Iskiernikowe zaworowe ograniczniki przepięć do sieci prądu przemiennego Ograniczniki przepięć. Część 4: Beziskiernikowe zaworowe ograniczniki przepięć z tlenków metali do sieci prądu przemiennego Ograniczniki przepięć. Zalecenia wyboru i stosowania PN-EN :1999/A1:2004 Ograniczniki przepięć. Zalecenia wyboru i stosowania (Zmiana A1) PO-TE-1-P Specyfikacje techniczne. Zasady ochrony od przepięć i koordynacja izolacji sieci elektroenergetycznych (PSE S.A. Warszawa, listopad 2001) 7

177 II.5. Ograniczniki przepięć 5. Przyjęcie do eksploatacji ograniczników przepięć 5.1. Przyjęcie do eksploatacji ogranicznika przepięć Przyjęcie do eksploatacji ogranicznika przepięć następuje po jego montażu i na podstawie następującej dokumentacji: a) instrukcja montażu i eksploatacji ogranicznika przepięć w języku polskim wydana przez producenta, b) protokół prób wyrobu, c) protokół prób odbiorczych wykonanych u producenta, jeśli próby takie były wykonywane, d) protokół badań pomontażowych (zakres badań pomontażowych przedstawiono poniżej w p. 5.2), e) powykonawcza dokumentacja techniczna, f) dokumenty dotyczące gwarancji producentów i dostawców (dotyczy ograniczników nowych oraz ograniczników z rezerwy w okresie gwarancji) oraz wykonawców prac, g) protokoły z ostatnich zabiegów i badań (dotyczy uprzednio eksploatowanych ograniczników z rezerwy). Przyjęcie do eksploatacji nowego ogranicznika przepięć następuje na podstawie protokołu odbioru technicznego sporządzonego w trybie Procedury sprawdzenia technicznego i odbiorów elementów infrastruktury sieciowej, po pomyślnym przeprowadzeniu badań pomontażowych, po stwierdzeniu zgodności montażu z dokumentacją projektową i na podstawie wymienionej wyżej dokumentacji. Przyjęcie do eksploatacji związane jest z wprowadzeniem do ewidencji majątkowej zgodnie z obowiązującą u właściciela sieci przesyłowej Instrukcją w sprawie dokumentowania i ewidencji środków trwałych z uwzględnieniem aktualnej Klasyfikacji środków trwałych GUS oraz z uzupełnieniem bazy danych elementów majątku AM zgodnie z Systemem kodyfikacji majątku sieciowego SKMS. W bazie tej należy umieścić dane znamionowe ogranicznika przepięć oraz wyniki prób odbiorczych i badań pomontażowych w postaci dokumentów w formie elektronicznej Badania pomontażowe Badania pomontażowe ograniczników przepięć powinny być przeprowadzone w następującym zakresie: a) sprawdzenie poprawności montażu: umocowanie ogranicznika na konstrukcji wsporczej, poprawność montażu poszczególnych członów i podstawy izolacyjnej z uwzględnieniem właściwej ich kolejności oraz właściwego kierunku dysz wylotowych i drożności otworów odprowadzających wodę, poprawność montażu i podłączenia osprzętu kontrolnego (licznik zadziałań, iskiernik kontrolny), odległości izolacyjne, połączenie elektryczne z oszynowaniem pola, połączenie elektryczne z siatką uziemiającą, zabezpieczenie antykorozyjne, 8

178 II.5. Ograniczniki przepięć b) sprawdzenie ciągłości uziemień przez pomiar rezystancji między bednarką uziemiającą ogranicznika, a uziemieniem rozdzielni, c) pomiar rezystancji izolacji (pomiędzy górnym zaciskiem przyłączeniowym, a uziemioną podstawą izolacyjną), d) pomiar napięcia zapłonu ogranicznika przy częstotliwości sieciowej (dotyczy uprzednio eksploatowanych iskiernikowych ograniczników przepięć z rezerwy), e) pomiar napięcia odniesienia (dotyczy uprzednio eksploatowanych beziskiernikowych ograniczników przepięć z rezerwy), f) pomiar trwałego prądu ogranicznika (dotyczy uprzednio eksploatowanych iskiernikowych ograniczników przepięć z rezerwy). 6. Diagnostyka 6.1. Oględziny ograniczników przepięć Oględziny ograniczników przepięć wykonywane są w ramach oględzin stacji zgodnie z zasadami określonymi w rozdziale 6.1. Instrukcji organizacji i wykonawstwa prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN. Podczas oględzin ograniczników przepięć należy przede wszystkim sprawdzić: a) stan elektroizolacyjnej części obudowy (zabrudzenie, uszkodzenia powierzchni), b) stan okuć i zacisków, c) stan pierścieni sterujących, d) stan warstwy hydrofobowej, jeśli ogranicznik był pokryty środkami hydrofobowymi, e) stan licznika zadziałań, f) stan połączeń elektrycznych, w tym stan podłączenia uziemienia roboczego oraz połączenia między ogranicznikiem, a licznikiem zadziałań, g) stan podstaw izolacyjnych, h) drożność otworów odprowadzających wodę, i) wartość trwałego prądu ogranicznika, jeśli miernik tego prądu został zainstalowany. Mierniki trwałego prądu ogranicznika zainstalowane przy niektórych ogranicznikach, stanowią dla osób wykonujących oględziny wskaźnik stanu technicznego ogranicznika. Jeśli z wielu identycznych mierników zainstalowanych pod identycznymi ogranicznikami jeden wskazuje wartość dwukrotną w stosunku do pozostałych lub większą należy ustalić przyczynę. Każda stwierdzona w trakcie oględzin usterka winna być odnotowana w karcie oględzin Pomiary i badania diagnostyczne Badania diagnostyczne ograniczników przepięć wykonuje się w następujących przypadkach: a) producent zaleca wykonanie takich badań zakres i terminy badań wynikają z zaleceń producenta, 9

179 II.5. Ograniczniki przepięć b) w ramach audytu technicznego populacji ograniczników przepięć, o którym mowa w punkcie 7.2, c) w ramach realizacji wniosków z audytu technicznego populacji ograniczników przepięć, o którym mowa w punkcie 7.2 (zakres i częstotliwość badań zgodne z wnioskami z audytu), d) przy uzasadnionym podejrzeniu niesprawności ogranicznika wynikającym z oględzin lub analizy zakłóceń w pracy sieci. Ponadto w trakcie badania termowizyjnego torów prądowych stacji należy również przeprowadzić pomiary termowizyjne ograniczników przepięć. 7. Ocena stanu technicznego 7.1. Okresowa ocena stanu technicznego Ocena stanu technicznego ograniczników przepięć wykonywana jest w trybie przewidzianym przez Wytyczne odnośnie zasad, standardów i procedur oceny stanu technicznego urządzeń oraz ewidencji majątkowej stacji i linii elektroenergetycznych w ramach oceny stanu technicznego całej stacji, określonym w rozdziale 7 części ogólnej Instrukcji. Podstawą oceny ograniczników przepięć są wyniki oględzin i zabiegów eksploatacyjnych. Powinna ona służyć do ustalenia przydatności ogranicznika do dalszej pracy oraz do określenia terminów i zakresu przyszłych zabiegów. W wypadku uzasadnionego podejrzenia niesprawności ogranicznika, ocena powinna prowadzić do podjęcia decyzji o przeprowadzeniu badań, o których mowa w punkcie 6.2. lit. d) Audyt techniczny populacji ograniczników przepięć Po 25 latach eksploatacji ograniczników przepięć danej populacji zespół oceniający powołany zgodnie z rozdziałem 7.4. części ogólnej Instrukcji dokonuje audytu technicznego dla tej populacji ograniczników. W celu wykonania audytu należy wytypować reprezentatywną próbkę do przeprowadzenia badań diagnostycznych. Zakres tych badań należy ustalić w oparciu o aktualną wiedzę i metody diagnostyczne stosowane do badań ograniczników przepięć. Zaleca się przy tym dokonanie przynajmniej następujących pomiarów: a) sprawdzenie ciągłości uziemień przez pomiar rezystancji między bednarką uziemiającą ogranicznika, a uziemieniem rozdzielni, b) pomiary termowizyjne, c) pomiar napięcia zapłonu ogranicznika przy częstotliwości sieciowej (dotyczy iskiernikowych ograniczników przepięć), d) próba zapłonu udarem piorunowym normalnym (dotyczy iskiernikowych ograniczników przepięć) - możliwa w laboratorium wysokonapięciowym, e) pomiar napięcia odniesienia (dotyczy beziskiernikowych ograniczników przepięć), f) próba wyładowań niezupełnych (dotyczy beziskiernikowych ograniczników przepięć). 10

180 II.5. Ograniczniki przepięć W oparciu o wyniki tych badań, a także historię eksploatacji, statystykę awarii oraz stwierdzone przypadki uszkodzeń w tej populacji, należy podjąć decyzję o dalszej eksploatacji, w tym o terminie przeprowadzenia następnego audytu. Decyzja ta może zawierać następujące postulaty: a) wprowadzenie cyklicznych badań diagnostycznych dla ograniczników przepięć tej populacji z określeniem częstotliwości i zakresu badań, b) zmiana częstotliwości i zakresu prac przeglądowych dla tej populacji, c) całkowite lub częściowe wycofanie z eksploatacji ograniczników przepięć tej populacji. 8. Planowanie prac eksploatacyjnych. Prace eksploatacyjne na ogranicznikach przepięć należy planować do wykonania głównie na podstawie okresowej oceny stanu technicznego oraz zaleceń producentów określonych w instrukcjach montażu i eksploatacji. Plan prac eksploatacyjnych powinien zawierać: a) wykonanie zabiegów na podstawie wniosków z oceny, b) wykonanie pomiarów diagnostycznych w następujących przypadkach: producent zaleca wykonanie takich badań zakres i terminy badań wynikają z zaleceń producenta, w ramach audytu technicznego populacji ograniczników przepięć, o którym mowa w punkcie 7.2, w ramach realizacji wniosków z audytu technicznego populacji ograniczników przepięć, o którym mowa w punkcie 7.2 (zakres i częstotliwość badań zgodne z wnioskami z audytu), w ramach realizacji wniosków wynikających z oceny stanu technicznego. Zasady opracowania i zatwierdzania planów eksploatacyjnych i remontowych określone są w rozdziale 8 części ogólnej Instrukcji. 9. Realizacja prac planowych Ilość wykonywanych zabiegów eksploatacyjnych przy ogranicznikach przepięć wynika z wytycznych producentów określonych w dokumentacji technicznoruchowej ograniczników, oceny stanu technicznego i wyników audytu technicznego. Zakres tych zabiegów sprowadza się do wykonywania następujących czynności: a) oględziny ograniczników zgodnie z wskazówkami podanymi w punkcie 6.1, b) sprawdzenie stanu uszczelnień (w tym uszczelnień między elektroizolacyjną częścią obudowy, a okuciem) i zabezpieczeń przeciwwybuchowych, c) sprawdzenie stanu połączeń elektrycznych, w tym również podłączenia uziemienia roboczego, d) czyszczenie powierzchni izolatorów porcelanowych, e) zabezpieczenie części stalowych przed korozją, f) zabezpieczenie powierzchni przed skutkami zabrudzeń (można stosować środki hydrofobowe w III i IV strefie zabrudzeniowej, szczególnie dla ogranicz- 11

181 II.5. Ograniczniki przepięć ników iskiernikowych wieloczłonowych bez układów sterujących o napięciu znamionowym powyżej 50 kv, nie dotyczy to powierzchni kompozytowych), g) jeśli ogranicznik przepięć wyposażony jest w iskiernik kontrolny sprawdzenie, czy wystąpiły zadziałania ogranicznika z przybliżonym określeniem wartości prądu wyładowczego i następczego. Wykonanie tych czynności powinno zostać odnotowane w książce eksploatacji stacji a także wprowadzone do systemu AM. Do wykonywania zabiegów na ogranicznikach przepięć należy używać pomostów i drabin wolnostojących, aby nie powodować powstawania momentu zginającego kolumnę ogranicznika. Wszelkie zaplanowane prace na ogranicznikach przepięć wymagające wyłączenia napięcia należy wykonywać w trakcie prac wykonywanych przy wyłączonym napięciu na urządzeniach chronionych przez te ograniczniki. 10. Prace doraźne Konieczność wykonywania prac doraźnych wynika z nieprzewidzianych zdarzeń i nieprawidłowości w pracy ograniczników przepięć stwierdzonych w trakcie oględzin, przeglądów i badań diagnostycznych, albo w wyniku zakłócenia w pracy sieci elektroenergetycznej. Zakres prac doraźnych określa podmiot realizujący kierowanie operacyjne majątkiem w oparciu o instrukcję montażu i eksploatacji ogranicznika, a czasem w wyniku konsultacji z producentem. Prace doraźne powinny być prowadzone zgodnie z procedurami podanymi w rozdziale 10 części ogólnej Instrukcji. 11. Dokumentacja eksploatacyjna Dokumentacja eksploatacyjna dotycząca ograniczników przepięć zawiera: a) instrukcje montażu i eksploatacji ogranicznika przepięć wydane przez producentów, a) protokoły prób wyrobu, b) protokoły prób odbiorczych wykonanych u producenta, c) protokoły badań pomontażowych, d) powykonawczą dokumentację techniczną, e) dokumenty dotyczące gwarancji producentów i dostawców (winny być przechowywane przynajmniej w okresie obowiązywania gwarancji), f) protokoły z wykonanych pomiarów, badań diagnostycznych i zabiegów. Podmiot realizujący kierowanie operacyjne majątkiem sieciowym odpowiedzialny jest za aktualność dokumentacji. Jeden egzemplarz dokumentacji dostępny jest w uzgodnionym miejscu na terenie stacji, drugi jest przechowywany przez kierującego operacyjnie. Elektroniczne kopie dokumentów będących wynikiem prac, dla których wystawiono zlecenia pracy w AM, powinny być po rozliczeniu zleceń, a przed ich zamknięciem dołączone do nich, jako załączniki. 12

182 II.5. Ograniczniki przepięć 12. Postępowanie w przypadku zakłóceń Po stwierdzeniu zakłóceń w pracy ogranicznika przepięć należy postępować zgodnie z instrukcją montażu i eksploatacji ogranicznika przepięć wydaną przez producenta. Można się również kierować poniższymi wskazówkami: w trakcie oględzin stwierdzono zanieczyszczenie powierzchni elektroizolacyjnej części obudowy należy przewidzieć czyszczenie obudowy, stwierdzono otwarcie zaślepki dyszy wylotowej lub uszkodzenie osłony membrany ogranicznik przepięć należy zdemontować ze stanowiska, można rozważyć dokonanie badań laboratoryjnych i ewentualną naprawę, występuje uszkodzenie elektroizolacyjnej części obudowy w wypadku niewielkiego ubytku materiału izolacyjnego można dokonać naprawy w uzgodnieniu z producentem. 13. Rezerwa magazynowa ograniczników przepięć Niezbędne jest utrzymywanie rezerwy magazynowej ograniczników przepięć przystosowanych do pracy w sieciach WN i NN. Pożądane jest, aby rezerwa ta utrzymywana była dla każdego występującego w sieci napięcia znamionowego ogranicznika i dla każdego znamionowego prądu wyładowczego ogranicznika przepięć. Rezerwa ta powinna zawierać wyłącznie beziskiernikowe ograniczniki przepięć z tlenków metali. Zasady gospodarowania rezerwą awaryjną określa rozdział 12 części ogólnej Instrukcji. 13

183 Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN Zatwierdził: Warszawa, marzec, 2006 r.

184 Zawartość instrukcji I. Część ogólna II. Części szczegółowe II.1. Transformatory i dławiki II.2. Aparatura łączeniowa II.3. Rozdzielnice z izolacją SF 6 II.4. Przekładniki II.5. Ograniczniki przepięć II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej II.7. Układy elektroenergetycznej automatyki stacyjnej II.8. Układy i systemy telekomunikacyjne II.9. Układy i urządzenia potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych II.10. Infrastruktura obiektowa II.11. Linie napowietrzne NN II.12. Linie kablowe 110 kv II.13. Ochrona środowiska

185 II. Instrukcja szczegółowa II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej Autorzy: inż. Kazimierz Nowicki mgr inż. Jarosław Rączka Weryfikacja: prof. dr hab. inż. Szczęsny Kujszczyk mgr inż. Julian Ignaczak mgr inż. Wacław Tomasiak

186 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej Spis treści 1. Wstęp Przedmiot instrukcji Zakres stosowania Przeznaczenie instrukcji Dokumenty związane Kwalifikacje personelu Dokumentacja techniczna Rodzaje dokumentacji Dokumentacja techniczna Dokumentacja eksploatacyjna Przechowywanie dokumentacji Dokumentacja na obiekcie Dokumentacja w obszarowym wydziale eksploatacji Dokumentacja na szczeblu zarządzania strategicznego Aktualizacja dokumentacji Ogólna charakterystyka układu i systemu pomiarowego energii elektrycznej Układ pomiarowy Rozliczeniowe układy pomiarowe Bilansowo-kontrolne układy pomiarowe System pomiarowy Zasady eksploatacji układów i systemów pomiarowych Ogólne wymagania eksploatacyjne Prace eksploatacyjne przy układach i systemach pomiarowych Warunki przeprowadzania prac eksploatacyjnych Zabiegi eksploatacyjne bez wyłączeń Sprawdzenia układów i systemów pomiarowych Legalizacja urządzeń pomiarowych Oględziny i przeglądy układów i systemów pomiarowych Zakłócenia w układach i systemach pomiarowych Zmiany w układach i systemach pomiarowych Prowadzenie odczytów układów pomiarowych Plombowanie układów pomiarowych Koordynacja prac pomiędzy służbą pomiarową a innymi służbami Wymagania dla przyrządów pomiarowych

187 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 5.5. Rezerwa urządzeń pomiarowych Warunki środowiskowe Temperatura otoczenia Zanieczyszczenie powietrza Pozostałe warunki środowiskowe Narażenia mechaniczne Sprawdzenia układów i systemów pomiarowych Rodzaje i zakresy sprawdzeń Sprawdzenia okresowe Sprawdzenia dodatkowe Sprawdzenia odbiorcze Terminy sprawdzeń Sprawdzenia okresowe Sprawdzenia dodatkowe Oględziny oraz przeglądy układów i systemów pomiarowych Oględziny Przeglądy Przeglądy obwodów prądowych i napięciowych Przeglądy obwodów pomocniczych Przeglądy urządzeń Protokoły ze sprawdzeń, przeglądów i oględzin Ocena stanu technicznego układów i systemów pomiarowych Załącznik 1 Przykładowy protokół sprawdzenia układu pomiarowego Załącznik 2 Przykładowy protokół sprawdzenia układu pomiarowego w zakresie obwodów wtórnych przekładników

188 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 1. Wstęp 1.1. Przedmiot instrukcji Przedmiotem instrukcji są zasady eksploatacji układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej będących w posiadaniu Operatora Sieci Przesyłowej, a w szczególności takich urządzeń jak: 1) liczniki energii elektrycznej, 2) koncentratory telemetryczne, 3) analizatory jakości energii elektrycznej, 4) szafy pomiarowe energii elektrycznej wraz z wyposażeniem, 5) obwody wtórne układów pomiarowych energii elektrycznej przyłączone do uzwojeń pomiarowych przekładników napięciowych oraz rdzeni pomiarowych przekładników prądowych, 6) obwody i urządzenia pomocnicze (sygnalizacyjne, zasilające, telekomunikacyjne) związane z układami pomiarowymi energii elektrycznej Zakres stosowania Postanowienia instrukcji obowiązują w eksploatacji układów pomiarowych energii elektrycznej, obwodów i urządzeń wymienionych w pkt Niniejsza część II.6. Instrukcji nie dotyczy eksploatacji przekładników pomiarowych Przeznaczenie instrukcji Instrukcja jest przeznaczona dla personelu eksploatującego układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej OSP zatrudnionego na stanowiskach dozoru i eksploatacji, a także dla służb dyspozytorskich i ruchowych w zakresie ich obowiązków Określenia Bilansowo kontrolny układ pomiarowy układ pomiarowy energii elektrycznej, którego wskazania stanowią podstawę do monitorowania prawidłowości wskazań układów pomiarowo rozliczeniowych poprzez porównywanie zmierzonych wielkości i/lub bilansowanie obiektów elektroenergetycznych lub obszarów sieci. Licznik przyrząd pomiarowy przeznaczony do pomiaru energii elektrycznej. Obwody wtórne i pomocnicze obwody układów pomiarowych energii elektrycznej przyłączone do uzwojeń pomiarowych przekładników napięciowych, rdzeni pomiarowych przekładników prądowych oraz obwody pomocnicze: sygnalizacyjne, zasilające, telekomunikacyjne. Obszarowy wydział eksploatacji komórka organizacyjna w Spółkach Terenowych OSP uprawniona do planowania, realizacji i rozliczania prac utrzymania (eksploatacyjnych) dotyczących majątku sieciowego OSP na danym obszarze kraju. 5

189 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej Rozliczeniowy podstawowy układ pomiarowy układ pomiarowy energii elektrycznej, którego wskazania stanowią podstawę do rozliczeń ilościowych i wartościowych (finansowych). Rozliczeniowy rezerwowy układ pomiarowy układ pomiarowy energii elektrycznej, którego wskazania stanowią podstawę do rozliczeń w przypadku nieprawidłowego działania rozliczeniowego podstawowego układu pomiarowego. Rozliczeniowy układ pomiarowy układ pomiarowy energii elektrycznej, którego wskazania stanowią podstawę do rozliczeń. RTU (Remote Terminal Unit) zdalna jednostka odczytowa teleinformatycznego systemu pozyskiwania, przetwarzania i udostępniania danych pomiarowych energii elektrycznej. Służba pomiarowa komórka organizacyjna (zespół osób) przedsiębiorstwa elektroenergetycznego uprawniona do wykonywania prac w systemach i układach pomiarowych energii elektrycznej. Służba pomiarowa obszarowego wydziału eksploatacji komórka organizacyjna lub zespół osób uprawnione do wykonywania prac w systemach i układach pomiarowych energii elektrycznej w Spółkach Terenowych OSP na danym obszarze kraju. Sprawdzenia prace eksploatacyjne układów pomiarowych energii elektrycznej mające na celu utrzymanie ich we właściwym stanie technicznym, obejmujące: oględziny, badania, próby, przeglądy oraz pomiary. System pomiarowy zestaw urządzeń w stacji /obiekcie elektroenergetycznym realizujący funkcję automatycznego odczytu i zapisu wielkości mierzonych przez układy pomiarowe energii elektrycznej wyposażony w porty komunikacyjne do zdalnej transmisji danych. Układ pomiarowy liczniki i inne urządzenia pomiarowe oraz układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów energii elektrycznej. Urządzenia pomiarowe liczniki energii elektrycznej, koncentratory telemetryczne, analizatory jakości energii elektrycznej, przekładniki pomiarowe oraz inne urządzenia służące do pomiaru i/lub rejestracji energii, wskaźników jakości energii elektrycznej Dokumenty związane Z niniejszą instrukcją są związane w szczególności następujące dokumenty: 1) PN-E-06506:1997 Liczniki energii elektrycznej. Liczniki indukcyjne energii biernej klasy 3. 2) PN-EN 50160:2002 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. 3) PN-EN :1999 Kompatybilność elektromagnetyczna: Metody badań i pomiarów. Miernik migotania światła. Specyfikacja funkcjonalna i projektowa 4) PN-EN :2004 Kompatybilność elektromagnetyczna: Metody badań i pomiarów. Ogólny przewodnik dotyczący pomiarów harmonicznych i interharmonicznych oraz stosowanych do tego celu przyrządów pomiarowych dla sieci zasilających i przyłączonych do nich urządzeń. 6

190 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 5) PN-EN :2005 Kompatybilność elektromagnetyczna: Metody badań i pomiarów. Metody pomiaru jakości energii 6) PN-EN :2003 Urządzenia do pomiarów energii elektrycznej (prądu przemiennego). Wymagania szczegółowe. Liczniki statyczne energii czynnej (klasy 1 i 2). 7) PN-EN :2003 Urządzenia do pomiarów energii elektrycznej (prądu przemiennego). Wymagania szczegółowe. Liczniki statyczne energii czynnej (klasy 0,2 S i 0,5 S). 8) PN-EN :2003 Urządzenia do pomiarów energii elektrycznej (prądu przemiennego). Wymagania szczegółowe. Liczniki statyczne energii biernej (klasy 2 i 3). 9) PN-EN :2003 Urządzenia do pomiarów energii elektrycznej (prądu przemiennego). Wymagania szczegółowe. Liczniki indukcyjne energii czynnej (klasy 0,5, 1 i 2). 10) Ramowa Instrukcja Eksploatacji Przekładników Napięciowych i Prądowych, Warszawa wyd. 1992r. Instytut Energetyki. 11) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 10 lutego 2004 r. w sprawie wymagań metrologicznych, którym powinny odpowiadać liczniki energii elektrycznej czynnej prądu przemiennego, klasy dokładności 0,2; 0,5; 1 i 2 Dz. U. 35 poz ) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 2 kwietnia 2004 r. w sprawie prawnej kontroli metrologicznej przyrządów pomiarowych Dz. U. 77 poz ) Szczegółowa instrukcja stanowiskowa dla pracowników wykonujących czynności eksploatacyjne przy układach pomiarowych w urządzeniach elektroenergetycznych - obowiązująca w OSP. 14) Ustawa z dnia 11 maja 2001 r. Prawo o miarach. (Dz. U. z dnia 22 czerwca 2001 Nr 63, poz. 636 z późniejszymi zmianami). 2. Kwalifikacje personelu Prace eksploatacyjne przy układach i systemach pomiarowych energii elektrycznej mogą wykonywać pracownicy, którzy: a) posiadają aktualne świadectwo kwalifikacyjne E dla określonej grupy urządzeń, b) posiadają zezwolenie na prace w układach pomiarowych, w zakresie odpowiadającym niniejszej instrukcji, wydane przez podmiot, w którego posiadaniu znajdują się układy pomiarowe, c) są zapoznani z obowiązującymi instrukcjami, przepisami oraz zakresem wykonywania prac będących integralną częścią niniejszej instrukcji. Pracownicy wykonujący prace określone w niniejszej instrukcji są zobowiązani znać jej postanowienia oraz postępować zgodnie z nimi. 7

191 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 3. Dokumentacja techniczna 3.1. Rodzaje dokumentacji Dokumentacja techniczna Dokumentację techniczną stanowią: a) dokumentacje układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej w tym schematy zasadnicze połączeń wewnętrznych i przyłączeń, schematy montażowe obwodów wtórnych, będące częścią dokumentacji stacji/ obiektu, b) dokumentacje techniczno-ruchowe DTR (fabryczne opisy techniczne, instrukcje instalacji i montażu, instrukcje obsługi i serwisu) urządzeń pomiarowych energii elektrycznej oraz systemów i urządzeń pomocniczych Dokumentacja eksploatacyjna Dokumentacja konieczna do prowadzenia prawidłowej eksploatacji układów pomiarowych energii elektrycznej obejmuje: a) protokoły badań odbiorczych w tym sprawdzeń technicznych układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, b) niezbędne świadectwa, certyfikaty oraz karty gwarancyjne urządzeń i aparatów, c) szczegółowe instrukcje eksploatacji stacji/ obiektu w tym układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, d) protokoły i ewidencję prac eksploatacyjnych w układach i systemach pomiarowych energii elektrycznej, e) rejestr kart RTU dla systemu pomiarowego energii elektrycznej, f) książkę eksploatacji stacji/ obiektu, zawierającą opis wykonanych prac oraz wprowadzanych zmian w układach i systemach pomiarowych energii elektrycznej, g) ewidencję zakłóceń w pracy układów i systemów pomiarowych oraz liczników energii elektrycznej, h) w systemie Asset Management bazę danych zainstalowanych urządzeń, ewidencję zakłóceń, planowanie, wykonanie oraz rozliczanie prac eksploatacyjnych w układach i systemach pomiarowych. 8

192 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 3.2. Przechowywanie dokumentacji Dokumentacja na obiekcie W nastawni lub w innych łatwo dostępnych pomieszczeniach obiektu stacyjnego należy przechowywać: a) dokumentację techniczną układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, w ilości 1 komplet (kopia) na stacji w formie papierowej, b) szczegółowe instrukcje eksploatacji stacji/ obiektu w tym układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, c) książkę eksploatacji stacji, zawierającą opis wykonanych prac oraz wprowadzanych zmian w układach i systemach pomiarowych energii elektrycznej, d) ewidencję odczytów stanów liczników energii elektrycznej - w stacjach/ obiektach ze stałą obsługą ruchową Dokumentacja w obszarowym wydziale eksploatacji W obszarowym wydziale eksploatacji należy przechowywać: a) dokumentację techniczną układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, w formie elektronicznej i papierowej, b) dokumentacje techniczno-ruchowe DTR (fabryczne opisy techniczne, instrukcje instalacji i montażu, instrukcje obsługi i serwisu) urządzeń pomiarowych energii elektrycznej oraz systemów i urządzeń pomocniczych, c) niezbędne świadectwa, certyfikaty oraz karty gwarancyjne urządzeń i aparatów, d) szczegółowe instrukcje eksploatacji stacji/ obiektu w tym układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, e) protokoły badań odbiorczych w tym sprawdzeń technicznych układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, f) protokoły i ewidencję sprawdzeń układów pomiarowych energii elektrycznej, g) rejestr kart RTU dla systemu pomiarowego energii elektrycznej, h) ewidencję zakłóceń w pracy układów i systemów pomiarowych oraz liczników energii elektrycznej, i) w systemie Asset Management bazę danych zainstalowanych urządzeń, ewidencję zakłóceń, planowanie, wykonanie oraz rozliczanie prac eksploatacyjnych w układach i systemach pomiarowych Dokumentacja na szczeblu zarządzania strategicznego W jednostce realizującej zarządzanie strategiczne należy przechowywać: a) dokumentację techniczną układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, w archiwum w formie elektronicznej, 9

193 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej b) dokumentacje techniczno-ruchowe DTR (fabryczne opisy techniczne, instrukcje instalacji i montażu, instrukcje obsługi i serwisu) urządzeń pomiarowych energii elektrycznej oraz systemów i urządzeń pomocniczych w formie elektronicznej, c) protokoły badań odbiorczych w tym sprawdzeń technicznych układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej, d) rejestr kart RTU dla systemu pomiarowego energii elektrycznej, e) w systemie Asset Management bazę danych zainstalowanych urządzeń, ewidencję zakłóceń, planowanie, wykonanie oraz rozliczanie prac eksploatacyjnych w układach i systemach pomiarowych Aktualizacja dokumentacji Aktualizacja dokumentacji we wszystkich miejscach jej przechowywania zgodnie z pkt powinna być prowadzona na bieżąco po zaistnieniu zmian. Odpowiedzialny za wprowadzenie poprawek jest obszarowy wydział eksploatacji. Sposób aktualizacji i okresy przechowywania dokumentacji wg pkt określają procedury Asset Management. 4. Ogólna charakterystyka układu i systemu pomiarowego energii elektrycznej 4.1. Układ pomiarowy Układ pomiarowy składa się z licznika (lub zespołu liczników) energii elektrycznej w połączeniu z przekładnikami pomiarowymi oraz pomocniczymi urządzeniami pomiarowymi i jest przeznaczony do pomiaru energii elektrycznej w danym punkcie układu elektroenergetycznego. Niniejsza część II.6. Instrukcji nie dotyczy eksploatacji przekładników pomiarowych. Liczniki energii elektrycznej oraz przeznaczone do współpracy z nimi przekładniki pomiarowe powinny posiadać ważne cechy legalizacji polskiego urzędu miar. Układy pomiarowe, ze względu na pełnioną funkcję dzielimy na: a) rozliczeniowe układy pomiarowe, b) bilansowo-kontrolne układy pomiarowe Rozliczeniowe układy pomiarowe Rozliczeniowe układy pomiarowe energii elektrycznej zgodnie z IRiESP są zainstalowane w następujących miejscach: a) po stronie górnego napięcia transformatorów blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 110 kv i wyższym, 10

194 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej b) po stronie 110 kv transformatorów NN/110 kv stanowiących miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci innych podmiotów, c) po stronie górnego napięcia transformatorów sieciowych lub w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kv i wyższym stanowiących miejsca przyłączenia odbiorców końcowych, d) w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kv i wyższym linii stanowiących połączenie KSE z systemami elektroenergetycznymi krajów sąsiednich wymiana międzynarodowa, e) w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kv linii stanowiących połączenia pomiędzy sieciami OSD, f) na zaciskach generatorów jednostek wytwórczych świadczących Regulacyjne Usługi Systemowe oraz jednostek, dla których wymagane jest potwierdzanie przez OSP ilości energii elektrycznej, niezbędne do uzyskania świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy Prawo energetyczne, g) w polach zasilających potrzeby własne stacji elektroenergetycznych NN. W miejscach o których mowa w pkt a) e) powinny być zainstalowane rozliczeniowe układy pomiarowe podstawowe i rezerwowe. Podstawowe układy pomiarowo-rozliczeniowe zainstalowane: po stronie górnego napięcia transformatorów blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) oraz jednostek przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym równym 220 kv lub wyższym, a także w miejscach, o których mowa w pkt a), b) i c) powinny być w posiadaniu OSP. Układy rozliczeniowe rezerwowe są własnością innych podmiotów przyłączonych do sieci przesyłowej za wyjątkiem pkt d), które znajdują się w posiadaniu OSP. Dopuszcza się inne rozwiązania o ile umowy stanowią inaczej Bilansowo-kontrolne układy pomiarowe Bilansowo-kontrolne układy pomiarowe energii elektrycznej są zainstalowane w polach transformatorowych, sprzęgłowych i liniowych o napięciach znamionowych 400, 220 oraz 110 kv w sieci przesyłowej będącej w eksploatacji Operatora Systemu Przesyłowego System pomiarowy System pomiarowy (system automatycznej rejestracji danych) jest to zestaw urządzeń w stacji/ obiekcie elektroenergetycznym realizujący funkcję automatycznego odczytu i zapisu wielkości mierzonych przez układy pomiarowe wyposażony w porty komunikacyjne do zdalnej transmisji danych. System pomiarowo-rozliczeniowy OSP realizuje funkcje zdalnego odczytu z systemów automatycznej rejestracji danych pomiarowych energii elektrycznej zainstalowanych w obiektach elektroenergetycznych NN. 11

195 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej Odczyt danych pomiarowych w zadanych okresach integracji do stacji centralnej systemu pomiarowo-rozliczeniowego OSP odbywa się automatycznie przynajmniej raz na dobę. Kompletność, ocena, weryfikacja, uzupełnianie i korygowanie dobowogodzinowych danych pomiarowych są realizowane przez terenowo właściwe obszarowe wydziały eksploatacji. 5. Zasady eksploatacji układów i systemów pomiarowych 5.1. Ogólne wymagania eksploatacyjne Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej OSP są zainstalowane w stacjach elektroenergetycznych NN będących w posiadaniu OSP oraz w obiektach innych podmiotów przyłączonych do sieci przesyłowej zgodnie z wymogami IRiESP. W przypadku gdy układ pomiarowy OSP lub OSD jest zainstalowany w obiekcie innego podmiotu przyłączonego do sieci przesyłowej lub stacji elektroenergetycznej dzielonej, granicę własności stanowią listwy kontrolno-pomiarowe w miejscu zainstalowania licznika energii elektrycznej, a urządzenia pomiarowe z przynależnymi obwodami znajdują się w eksploatacji ich właściciela. Układy i systemy pomiarowe OSP są eksploatowane przez terenowo właściwe służby pomiarowe obszarowych wydziałów eksploatacji Prace eksploatacyjne przy układach i systemach pomiarowych Prace eksploatacyjne przy układach i systemach pomiarowych to czynności i zabiegi mające na celu utrzymanie odpowiedniego stanu technicznego urządzeń, sprawdzenie prawidłowości działania i realizowania wykonywanych funkcji oraz zdolności badanych urządzeń do dalszej eksploatacji Warunki przeprowadzania prac eksploatacyjnych Prace eksploatacyjne przy układach i systemach pomiarowych energii elektrycznej można wykonywać zarówno przy urządzeniach pracujących, jak i wyłączonych z ruchu. Prace eksploatacyjne układów i systemów pomiarowych wykonywane na obiektach, przy urządzeniach będących pod napięciem lub w pobliżu urządzeń będących pod napięciem, powinny być realizowane zgodnie z zasadami i zaleceniami zawartymi w poniższych przepisach: a) Instrukcja Bezpieczeństwa i Higieny Pracy przy Urządzeniach i Instalacjach Elektroenergetycznych PSE - Operator SA, b) Szczegółowe instrukcje eksploatacji stacji/ obiektu elektroenergetycznego, c) Szczegółowa instrukcja stanowiskowa dla pracowników wykonujących czynności eksploatacyjne przy układach pomiarowych, d) Szczegółowe instrukcje stanowiskowe na stacjach/ obiektach elektroenergetycznych, 12

196 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej e) Przepisy dotyczące wymagań i kontroli metrologicznej przyrządów pomiarowych, f) Instrukcje fabryczne urządzeń i przyrządów pomiarowych, g) Obowiązujące umowy i normy, h) Inne regulacje prawne i zalecenia przyjęte do stosowania. Część prac eksploatacyjnych, wyspecyfikowana w szczegółowych instrukcjach stanowiskowych na stacjach/ obiektach elektroenergetycznych, może być wykonywana bez polecenia pisemnego. Prace eksploatacyjne w rozliczeniowych układach pomiarowych mogą być wykonywane pod warunkiem powiadomienia służb pomiarowych użytkowników systemu przesyłowego, których rozliczenia te dotyczą. Prace te powinny odbywać się w obecności przedstawiciela drugiej strony, chyba że strony ustalą inne zasady. Prace eksploatacyjne w układach i systemach pomiarowych obejmują: sprawdzenia, legalizację przyrządów pomiarowych, oględziny i przeglądy, wymianę i naprawę, inne czynności związane z utrzymaniem układów i systemów pomiarowych Zabiegi eksploatacyjne bez wyłączeń Bez wyłączania urządzeń pierwotnych dopuszcza się następujące sprawdzenia i zabiegi eksploatacyjne w układach i systemach pomiarowych: a) sprawdzenie okresowe i dodatkowe, b) oględziny, c) kontrolne pomiary prądów, napięć, mocy i innych wielkości elektrycznych w obwodach wtórnych i pomocniczych, d) sprawdzenie sygnalizacji, obwodów zasilania i kanałów telekomunikacyjnych, e) wymiana urządzeń i elementów układu pomiarowego zainstalowanych w obwodach wtórnych, f) zmiana konfiguracji i nastaw urządzeń pomiarowych w obwodach wtórnych. Wyszczególnione wyżej zabiegi powinny zostać opisane w szczegółowej instrukcji eksploatacji stacji Sprawdzenia układów i systemów pomiarowych Sprawdzenia układów i systemów pomiarowych wykonywane są przez służby pomiarowe zgodnie z zasadami i zaleceniami zawartymi w pkt Szczegółowy opis prac związanych z sprawdzeniami układów i systemów pomiarowych został przedstawiony w pkt

197 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej Legalizacja urządzeń pomiarowych Zgodnie z przepisami dotyczącymi prawnej kontroli metrologicznej przyrządów pomiarowych na terenie Rzeczypospolitej Polskiej, obowiązkowi legalizacji podlegają liczniki energii elektrycznej oraz przekładniki prądowe, napięciowe i kombinowane. Liczniki energii elektrycznej są legalizowane w terminach określonych w obowiązujących przepisach metrologicznych. Legalizacja przeprowadzona jest w laboratoriach uprawnionych przez Prezesa Głównego Urzędu Miar. Okres ważności dowodów legalizacji dla przekładników prądowych, napięciowych i kombinowanych jest nieokreślony. Zgłaszanie urządzeń pomiarowych do legalizacji jest obowiązkiem podmiotu, którego własnością są urządzenia. Dla urządzeń pomiarowych będących własnością OSP obowiązek ten spoczywa na obszarowych wydziałach eksploatacji Oględziny i przeglądy układów i systemów pomiarowych Oględziny i przeglądy układów i systemów pomiarowych wykonywane są przez służby pomiarowe zgodnie z zasadami i zaleceniami zawartymi w pkt Szczegółowy opis oględzin i przeglądów układów i systemów pomiarowych został przedstawiony w pkt Zakłócenia w układach i systemach pomiarowych W przypadku stwierdzenia zakłóceń lub uszkodzeń w pracy układu i/lub systemu pomiarowego energii elektrycznej służby dyspozytorskie lub ruchowe powinny bezzwłocznie powiadomić odpowiednie służby pomiarowe obszarowych wydziałów eksploatacji. Po usunięciu przyczyny zakłócenia wszelkie sygnały należy skasować oraz odnotować fakty w książce eksploatacji obiektu. Szczegółowy sposób postępowania obsługi w przypadku wystąpienia uszkodzenia lub zakłóceń w pracy układu i/lub systemu pomiarowego energii elektrycznej powinien być określony w instrukcji eksploatacji obiektu elektroenergetycznego. Służby pomiarowe w czasie możliwie najkrótszym, powinny dokonać naprawy lub wymiany wadliwego urządzenia oraz bezzwłocznie poinformować o tym fakcie odpowiednie służby pomiarowe zainteresowanych użytkowników systemu przesyłowego. Raportowanie o wszelkich zakłóceniach i nieprawidłowościach w systemach i układach pomiarowych odbywa się niezwłocznie do OSP, w tym do obsługi Systemu Informatycznego Rynku Energii Zmiany w układach i systemach pomiarowych Zasady informowania o planowaniu i wykonaniu prac oraz związanych z nimi zmianach w układach i systemach pomiarowych są ujęte w umowach szczegółowych świadczenia usług dla OSP przez obszarowe wydziały eksploatacji. Dokonywanie zmian 14

198 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej w konfiguracji systemu pomiarowego w zakresie definicji RTU może być realizowane po zatwierdzeniu przez OSP. O planowanych i wprowadzonych zmianach w wyposażeniu rozliczeniowych układów pomiarowych należy informować zainteresowane strony. Prace związane z wymianą urządzeń pomiarowych powinny odbywać się w obecności przedstawicieli tych stron. Po każdej dokonanej wymianie urządzeń pomiarowych zainstalowanych na stacji/ obiekcie należy przeprowadzić sprawdzenie układu pomiarowego wg pkt. 6. Zmiany w układach pomiarowych powinny być wprowadzone do systemu Asset Management zgodnie z obowiązującymi procedurami Prowadzenie odczytów układów pomiarowych Do obowiązków służb ruchowych na stacji/ obiekcie elektroenergetycznym należy prowadzenie ewidencji odczytów urządzeń pomiarowych w cyklu miesięcznym lub w innych terminach ustalonych przez zainteresowane strony zgodnie z procedurami określonymi w szczegółowej instrukcji eksploatacji stacji/ obiektu Plombowanie układów pomiarowych Wszystkie obwody i urządzenia związane z układami pomiarowymi energii elektrycznej powinny być zaopatrzone w osłony umożliwiające założenie plomb zabezpieczających przed nieuprawnionym dostępem na następujących warunkach: a) założenia plomb dokonują terenowo właściwe służby pomiarowe obszarowych wydziałów eksploatacji. Wykaz upoważnionych osób z przypisanymi imiennie identyfikującymi cechami plombownic jest akceptowany przez OSP. b) każdorazowe założenie plomby zabezpieczającej w układach pomiarowych rozliczeniowych należy odnotować protokolarnie z podaniem cechy plomby oraz miejsca i daty. c) dla rozliczeniowych układów pomiarowych energii elektrycznej, których w posiadaniu jest OSP, OSD lub inny podmiot przyłączony do sieci przesyłowej, założenie lub zdjęcie plomb zabezpieczających może być dokonane tylko pod warunkiem obecności osób upoważnionych przez obie strony, chyba że strony wyrażą zgodę na inne warunki np. powiadomienie telefoniczne, pocztą elektroniczną ( ) itp. d) za stan plomb odpowiadają imiennie wyznaczone osoby sprawujące bezpośredni nadzór nad stacją/ obiektem elektroenergetycznym. W sytuacjach awaryjnych zdjęcie plomb zabezpieczających może być dokonane pod warunkiem uzyskania zgody terenowo właściwych służb pomiarowych obszarowych wydziałów eksploatacji i odnotowania tego faktu w książce eksploatacji stacji Koordynacja prac pomiędzy służbą pomiarową a innymi służbami Koordynacja prac pomiędzy w/w służbami realizowana jest poprzez: 15

199 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej a) podmioty realizujące usługi eksploatacyjne powiadamiają służbę pomiarową obszarowych wydziałów eksploatacji co najmniej 7 dni przed wykonaniem planowych prac w obwodach, w których zainstalowane są układy pomiarowe. Służba pomiarowa powiadamia właściwe komórki organizacyjne podmiotu realizującego kierowanie operacyjne przed wykonaniem prac w obwodach wtórnych, w których zainstalowana jest inna aparatura niż pomiarowa. b) do OSP należy przekazywać informacje o planowanych i wykonanych pracach przy układach i systemach pomiarowych zgodnie z procedurami określonymi w umowach szczegółowych świadczenia usług dla OSP przez obszarowe wydziały eksploatacji. c) prace eksploatacyjne w tym usuwanie awarii należy przeprowadzać, w zależności od potrzeb przy współpracy z odpowiednimi komórkami organizacyjnymi podmiotu realizującego kierowanie operacyjne na określonym obszarze sieci przesyłowej. d) prace eksploatacyjne w rozliczeniowych układach pomiarowych mogą być wykonywane pod warunkiem powiadomienia służb pomiarowych użytkowników systemu przesyłowego, których te rozliczenia dotyczą. Prace te powinny odbywać się w obecności przedstawiciela drugiej strony, chyba że strony ustalą inne zasady. e) służby ruchowe na obiekcie i służby dyspozytorskie są zobowiązane do umożliwienia służbom pomiarowym podmiotu przyłączonego do sieci przesyłowej wykonywania prac eksploatacyjnych w układach pomiarowych będących w ich posiadaniu Wymagania dla przyrządów pomiarowych Do badań układów pomiarowych należy stosować sprzęt zapewniający prawidłowe przeprowadzenie sprawdzeń, przeglądów i pomiarów, zgodnie z obowiązującymi wymaganiami metrologicznymi, normami i instrukcjami fabrycznymi. Przyrządy pomiarowe używane do wykonywania badań powinny mieć zatwierdzenie typu oraz powinny podlegać okresowym potwierdzeniom zgodnie z obowiązującymi wymaganiami metrologicznymi i procedurami Rezerwa urządzeń pomiarowych Należy zapewnić właściwą rezerwę liczników, umożliwiającą przeprowadzenie okresowej legalizacji przy zapewnieniu ciągłości pomiarów i rozliczeń energii elektrycznej. Urządzenia, podzespoły i materiały przeznaczone do bieżących napraw układów pomiarowych energii elektrycznej winny być objęte bazą danych urządzeń rezerwowych działającą w ramach procedur systemu Asset Management. Powinny być przechowywane w stanie pełnej sprawności technicznej. Jednostka realizująca zarządzanie strategiczne określa zasoby urządzeń rezerwowych w zakresie podstawowym (licznik, koncentratory telemetryczne i inne), sposób oraz miejsce przechowywania. Gospodarkę rezerwami urządzeń pomocniczych, elementami urządzeń podstawowych i osprzętem prowadzą służby pomiarowe obszarowego wydziału eksploatacji. 16

200 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 5.6. Warunki środowiskowe Temperatura otoczenia Temperatura w otoczeniu urządzeń układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej powinna być utrzymywana zgodnie z warunkami instrukcji fabrycznych oraz obowiązującymi przepisami w tym zakresie Zanieczyszczenie powietrza Tablice, szafy pomiarowe energii elektrycznej oraz wszystkie urządzenia i obwody układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej powinny być utrzymywane w czystości Pozostałe warunki środowiskowe Pozostałe warunki środowiskowe powinny być zgodne z instrukcjami fabrycznymi oraz obowiązującymi przepisami w tym zakresie Narażenia mechaniczne Liczniki oraz inne urządzenia układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej należy chronić przed wstrząsami, drganiami i innymi uszkodzeniami mechanicznymi. 6. Sprawdzenia układów i systemów pomiarowych 6.1. Rodzaje i zakresy sprawdzeń Rozróżnia się następujące rodzaje sprawdzeń układów i systemów pomiarowych: a) okresowe, b) dodatkowe, c) odbiorcze Sprawdzenia okresowe Sprawdzenia okresowe układów i systemów pomiarowych to czynności mające na celu określenie stanu technicznego urządzeń, dokładności ich działania, prawidłowości realizowania wykonywanych funkcji i zdolności badanych urządzeń do dalszej eksploatacji. Sprawdzenia okresowe obejmują: a) oględziny układów pomiarowych (wg pkt.7.1.), b) zgodność z dokumentacją, typ i dane znamionowe oraz oznaczenia urządzeń pomiarowych, 17

201 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej c) kontrolne odczyty stanów rejestrów energii licznika i koncentratora telemetrycznego (jeżeli występuje), d) wyznaczenie energii niezmierzonej w czasie wykonywania sprawdzenia, e) pomiary wielkości elektrycznych w tym sporządzenie wykresu wskazowego, f) określenie prawidłowości połączeń, g) pomiary uchybów licznika, h) próby sygnalizacji alarmowej i obwodów zasilania pomocniczego, i) podjęcie działań w celu usunięcia stwierdzonych usterek i nieprawidłowości. Korekty danych pomiarowych w systemie pomiarowym OSP są wprowadzane przez terenowo właściwe obszarowe wydziały eksploatacji. Sprawdzenia okresowe stanowią podstawę do oceny stanu technicznego urządzenia Sprawdzenia dodatkowe Sprawdzenia dodatkowe powinny być przeprowadzone: a) po wystąpieniu podejrzenia nieprawidłowego działania układu pomiarowego, b) po wprowadzeniu zmian w wyposażeniu lub konfiguracji układów pomiarowych, c) w przypadku konieczności przed upływem okresu gwarancji eksploatowanych układów pomiarowych, d) na wniosek zainteresowanego podmiotu w rozliczeniowych układach pomiarowych; koszt sprawdzenia pokrywa wnioskodawca w przypadku jeśli badania wykażą prawidłowość funkcjonowania układu pomiarowego, a gdy stwierdzona zostanie nieprawidłowość koszt pokrywa właściciel układu pomiarowego. Zakres sprawdzeń dodatkowych powinien odpowiadać sprawdzeniom okresowym lub odbiorczym. Przy wprowadzaniu zmian w wyposażeniu układu pomiarowego, które powodują przerwy w pomiarze, do obowiązków służb pomiarowych należy wyznaczenie energii elektrycznej niezmierzonej w czasie niesprawności układu lub/i systemu pomiarowego. W przypadku stwierdzenia nieprawidłowego działania układu i systemu pomiarowego wyznaczanie danych pomiarowych energii za czas jego niesprawności odbywa się dla: rozliczeniowych układów pomiarowych zgodnie z trybami postępowania określonymi w umowach OSP z podmiotami przyłączonymi do sieci przesyłowej; bilansowo kontrolnych układów pomiarowych w oparciu o dostępne dane z innych układów lub przyrządów pomiarowych. Korekty danych pomiarowych w systemie pomiarowym OSP są wprowadzane przez terenowo właściwe obszarowe wydziały eksploatacji Sprawdzenia odbiorcze Sprawdzenia odbiorcze dotyczą urządzeń nowych i zmodernizowanych. Sprawdzenia te powinny być przeprowadzane zgodnie z wytycznymi pomontażowych badań 18

202 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej odbiorczych zawartymi w normie PN-E oraz procedurami określonymi przez OSP. Zakres badań odbiorczych obejmuje również rodzaje i zakresy badań ujęte w tej instrukcji (sprawdzenia okresowe, oględziny i przeglądy) Terminy sprawdzeń Sprawdzenia okresowe Terminy sprawdzeń okresowych: a) sprawdzenie rozliczeniowego układu pomiarowego wymiany międzynarodowej raz na 12 miesięcy, b) sprawdzenie rozliczeniowego układu pomiarowego raz na 24 miesiące, c) sprawdzenie bilansowo-kontrolnego układu pomiarowego eksploatowanego dłużej niż 48 miesięcy raz na 48 miesięcy. W zależności od różnorodnych, niekorzystnych czynników takich jak np. duże zapylenie pomieszczeń, wyziewy chemiczne, nadmierna wilgotność powietrza, zły stan techniczny urządzeń oraz w okresie zbierania doświadczeń z nowymi typami urządzeń pomiarowych wskazane jest dokonywanie sprawdzeń okresowych częściej niż zaleca instrukcja Sprawdzenia dodatkowe Sprawdzenia dodatkowe powinny być przeprowadzane w sytuacji kiedy zaistnieją okoliczności opisane w pkt Oględziny oraz przeglądy układów i systemów pomiarowych 7.1. Oględziny Oględziny urządzeń i układów pomiarowych energii elektrycznej powinny być wykonywane okresowo przez: a) służby pomiarowe podczas pobytu w stacji/ obiekcie, nie rzadziej niż raz na 12 miesięcy, b) personel wykonujący oględziny stacji zgodnie z zasadami określonymi w rozdziale 6.1. części ogólnej Instrukcji. Podczas oględzin układów pomiarowych szczególną uwagę należy zwracać na: stan zewnętrzny urządzeń i instalacji w tym elementy sygnalizacji optycznej i wyświetlacze, stan wskazań liczników, zasilanie napięciem pomocniczym poszczególnych urządzeń pomiarowych, obwody sygnalizacji alarmowej, stan plomb legalizacyjnych i zabezpieczających. 19

203 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 7.2. Przeglądy Przegląd powinien obejmować: obwody wtórne i pomocnicze oraz poszczególne urządzenia układów i systemów pomiarowych. Przeglądy należy przeprowadzać podczas sprawdzeń okresowych, dodatkowych i odbiorczych z wyjątkiem czynności dla których są podane inne terminy przeglądu Przeglądy obwodów prądowych i napięciowych Przeglądy obwodów wtórnych prądowych i napięciowych obejmują: a) oględziny (wg punktu 7.1.), b) kontrolę stanu połączeń na listwach zaciskowych kontrolno-pomiarowych oraz ich poprawienie, c) ciągłość obwodów prądowych, d) sprawdzenie doboru i stanu bezpieczników dla obwodów napięciowych, e) sprawdzenia obciążenia obwodów prądowych i napięciowych wykonać każdorazowo przy zmianie w układzie połączeń oraz przy sprawdzeniach odbiorczych, f) sprawdzenia spadków napięć w obwodach napięciowych wykonać każdorazowo przy zmianie w układzie połączeń oraz przy sprawdzeniach odbiorczych, g) sprawdzenie stanu uziemienia obwodów, h) prawidłowość oznaczeń listew kontrolno-pomiarowych, przewodów, kabli, bezpieczników itp., i) oczyszczenie i odpylenie elementów układu pomiarowego, j) pomiar rezystancji izolacji obwodów podczas przeglądów obwodów wtórnych pola, nie rzadziej niż raz na 5 lat Przeglądy obwodów pomocniczych Przeglądy obwodów pomocniczych obejmują: a) oględziny (wg punktu 7.1.), b) kontrolę stanu połączeń na listwach zaciskowych oraz ich poprawienie, c) sprawdzenie doboru i stanu bezpieczników, d) sprawdzenie sygnalizacji np. zaniku napięć pomiarowych i pomocniczych, alarm licznika itp., e) próby funkcjonalne w poszczególnych obwodach w tym testy rezerwowych kanałów telekomunikacyjnych, f) prawidłowość oznaczeń listew zaciskowych, przewodów, kabli, bezpieczników itp., g) oczyszczenie i odpylenie elementów układu pomiarowego, 20

204 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej h) pomiar rezystancji izolacji obwodów - nie rzadziej niż raz na 5 lat Przeglądy urządzeń Przeglądy urządzeń obejmują: a) oględziny (wg punktu 7.1.), b) kontrolę stanu połączeń na listwach zaciskowych oraz ich poprawienie, c) sprawdzenie doboru i stanu bezpieczników, d) próby funkcjonalne oraz przeprowadzenie testów urządzeń, e) wymiana baterii serwisowych urządzeń pomiarowych i kart pamięci zgodnie z wymogami producenta, f) prawidłowość oznaczeń urządzeń, listew, przewodów itp., g) oczyszczenie i odpylenie urządzeń układu pomiarowego. 8. Protokoły ze sprawdzeń, przeglądów i oględzin Z każdego sprawdzenia i przeglądu układów pomiarowych energii elektrycznej niezależnie od jego zakresu powinien zostać sporządzony protokół. Protokół powinien zawierać: a) dane techniczne sprawdzanych urządzeń oraz miejsce zainstalowania (przy wymianie zarówno dla urządzenia założonego i zdemontowanego), b) odczyty kontrolne rejestrów energii (przy wymianie zarówno dla licznika założonego i zdemontowanego), c) obliczenie energii nie zmierzonej przez układ pomiarowy w czasie pracy służby pomiarowej, d) wykaz aparatury użytej do pomiarów, e) wyniki z przeprowadzonych pomiarów, f) potwierdzenie wykonania wszystkich czynności wchodzących w zakres danego sprawdzenia, g) ocenę stanu technicznego urządzeń oraz obwodów wtórnych i pomocniczych, h) ocenę przydatności do dalszej eksploatacji badanych urządzeń, i) cechy założonych plomb zabezpieczających i legalizacyjnych. Przykładowy protokół z sprawdzenia układu pomiarowego energii elektrycznej zamieszczono w Załączniku 1 i 2. Protokół oględzin sporządzają służby pomiarowe raz na 12 miesięcy. Wyniki oględzin wykonanych zgodnie z pkt b) zawiera karta oględzin stacji. Protokoły powinny być na bieżąco rejestrowane i każdy z nich powinien posiadać własny numer ewidencyjny. Każdy protokół z przeprowadzonych badań powinien być 21

205 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej imiennie podpisany przez wykonujących badanie. W przypadku sprawdzenia rozliczeniowego układu pomiarowego protokół powinien być podpisany przez upoważnione osoby reprezentujące zainteresowane strony. Protokoły powinny być przechowywane zgodnie z procedurami określonymi w systemie Asset Management. 9. Ocena stanu technicznego układów i systemów pomiarowych W celu ustalenia zdolności urządzeń, układów i systemów pomiarowych energii elektrycznej do dalszej pracy, określenia zakresu oraz terminu wykonania niezbędnych prac doraźnych, przeglądów i napraw, należy wykonywać okresowo ocenę jej stanu technicznego. Ocena stanu technicznego systemów i układów pomiarowych jako część składowa oceny stanu technicznego sieci powinna być ustalona na podstawie: a) wyników sprawdzeń, oględzin i przeglądów, b) wymagań zawartych w IRiESP, c) zaleceń wynikających z planów rozwoju, d) danych statystycznych o awaryjności, zakłóceniach i przerwach w pracy urządzeń pomiarowych (niezawodność, dyspozycyjność), e) wymagań związanych z konstrukcją urządzeń, układów i systemów pomiarowych (wg dokumentacji technicznej), f) wymagań i doświadczeń wynikających z lokalnych warunków eksploatacyjnych, g) wieku urządzeń, układów i systemów pomiarowych, h) warunków bezpieczeństwa prac i ochrony przeciwpożarowej, i) warunków ochrony środowiska. Ocenę stanu technicznego urządzeń, układów i systemów pomiarowych należy wykonywać zgodnie z zasadami określonymi w rozdziale 7 części ogólnej Instrukcji. Wyniki oceny stanu technicznego układów i systemów pomiarowych są podstawą do ustalania zakresu i terminu wykonania prac doraźnych, przeglądów i napraw. Wyniki oceny i ustalenia są odnotowane w dokumentacji eksploatacyjnej stacji. Układy i systemy pomiarowe, które w ocenie stanu technicznego określone zostaną jako nie nadające się do dalszej eksploatacji, powinny być zakwalifikowane do wycofania z eksploatacji zgodnie z procedurami określonymi w Asset Management. Podstawą zakwalifikowania urządzenia do wycofania z eksploatacji jest: zużycie techniczne, nieopłacalna naprawa, zużycie moralne. 22

206 Stany liczydeł II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej Przykładowy protokół sprawdzenia układu pomiarowego Załącznik 1 Nazwa firmy Komórka organizacyjna Adres Miejscowość, dn. Obiekt:... Miejsce zainstalowania pomiaru: Dane techniczne licznika energii Protokół nr... sprawdzenia układu pomiarowego energii elektrycznej Czynność Właściciel licznika Rodzaj energii Kierunek energii Typ licznika Producent Numer fabryczny Klasa dokładności A / R / straty Napięcie znamion. licznika [V] Prąd znamionowy licznika [A] Stała licznika Waga impulsu wyjściowego Mnożna liczydła A+ A- R+ R- NLA OLA pierwotne wtórne pierwotny wtórny RA [imp(obr)/kwh] RR [imp(obr)/kvarh] RI2h [imp/kwh) RU2h [imp/kwh] RFe [k ] RCu [ ] 1 imp. A = [kwh] 1 imp. R = [kvarh] MWh/Mvarh MWh MWh Mvarh Mvarh MWh MWh Dane znamionowe licznika Rok produkcji / rok legalizacji Zasilanie pomocnicze [V] Program taryfowy Funkcja układu pomiarowego Przekładnia przekładników Mnożna układu Przeliczona waga impulsu Znaki plomb napięciowych [V/V] prądowych [A/A] kwh/kvarh 1 imp. A = [kwh] 1 imp. R = [kvarh] Dane układu pomiarowego strona 1 23

207 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej 2. Odczyt koncentratora telemetrycznego Typ koncentratora Nr fabryczny A+ MWh R- Mvarh A- MWh R+ Mvarh Godz. odczytu 3. Obliczenie energii nie wykazanej przez liczniki w czasie pracy służb pomiarowych Odłączenie pomiaru Załączenie pomiaru Czas przerw Średnia moc Energia niezmierzona godz. MW Mvar godz. MW Mvar min MW Mvar MWh Mvarh 4. Sprawdzenie uchybu licznika Licznik wzorcowy: Typ: Producent: Numer fabryczny: Łącznie Klasa dokładności A/R: Wyniki pomiarów: U I P cos Q sin 2/1 3/1 P pierw. Q pierw. V A W - var - MW Mvar faza L1 faza L2 faza L3 3-faz. P wtórna Q wtórna rodzaj czynna bierna Energia kierunek Liczba imp. (obr.) licznika wzorcowego Błąd % licznika badanego (E) Wnioski: Wymagania metrologiczne określone w Dz.U. 35 poz. 315 z dn. 10 lutego 2004 r. badany licznik spełnia /nie spełnia *) Kolejność wirowania faz: poprawna /niepoprawna *) Układ podłączony: prawidłowo /nieprawidłowo *) 5. UWAGI Sprawdzono obwody pomocnicze: sygnalizacja zaniku 100 VAC: działa /nie działa *) obwody zasilania: prawidłowe /nieprawidłowe *) Wykres wektorowy: 20 o 70 o U R o 10 o o o 30 o o 40 o 6 6 _ + 50 o 50 o o 60 o o o 80 o o 90 o 0 _ o 80 o o 70 o 3 4 U T 5 6 _ o 50 o 4 5 U S 6 Układ pomiarowy nadaje /nie nadaje się do dalszej eksploatacji *) *) - niepotrzebne skreślić 40 o 40 o o 30 o o 20 o o 10 o o cos Sprawdzenie wykonali: W obecności przedstawicieli: strona 2 24

208 II.6. Układy i systemy pomiarowe energii elektrycznej Załącznik 2 Przykładowy protokół sprawdzenia układu pomiarowego w zakresie obwodów wtórnych przekładników 25