Część II SIWZ Opis przedmiotu zamówienia CZĘŚĆ II OPIS PRZEDMIOTU ZAMÓWIENIA

Transkrypt

1 CZĘŚĆ II OPIS PRZEDMIOTU ZAMÓWIENIA 1

2 Dokumenty związane: [1] Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN- PSE Operator S.A. Zeszyt II.1. Transformatory i dławiki. [2] Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów, Energopomiar-Elektryka Sp. z o.o., Gliwice w wersji aktualnej. [3] Kryteria DGA do oceny stanu technicznego izolatorów przepustowych transformatorów eksploatowanych w PSE S.A. w wersji aktualnej. [4] Procedura odbioru i sprawdzenia technicznego składników majątku PSE S A. oraz Normy i standardy przywołane w niniejszym tekście, w wersjach aktualnych na dzień ogłoszenia postępowania przetargowego, przy czym dla norm i standardów wycofanych są to ostatnie ich wersje przed wycofaniem. 2

3 ROZDZIAŁ A...4 SZCZEGÓŁOWY OPIS KOMPLEKSOWYCH USŁUG TRANSFORMATOROWYCH... 4 A.1. Badania i pomiary diagnostyczne... 4 A.1.1. Badania pomontażowe... 4 A.1.2. Badania okresowe... 7 A.1.3. Badania poawaryjne i specjalne A.1.4. Badania kontrolne A.1.5. Metodyka badania i oceny wyników DGA A.2. Badania diagnostyczne, przeglądy, regulacja i drobne naprawy podobciążeniowych przełączników zaczepów (PPZ) A.2.1. Sprawdzenie jakości montażu i przeglądu przełączników wszystkich typów A.3. Przeglądy zewnętrzne jednostek transformatorowych A.3.1. Podstawowy przegląd zewnętrzny A.3.2. Przegląd układu chłodzenia A.3.3. Mycie chłodnic lub radiatorów pod ciśnieniem A.3.4. A.3.5. Usunięcie nieszczelności nie wymagające upuszczenia oleju z kadzi, uzupełnienie oleju w jednostce transformatorowej i układzie chłodzenia Przegląd i konserwacja napędów przełączników zaczepów realizowany podczas przeglądu jednostki transformatorowej A.3.6. Przegląd szaf sterowniczych i obwodów wtórnych A.3.7. Wymiana silikażelu w odwilżaczach A.4. Wymiana zużytego osprzętu A.5. Inne prace planowe na jednostkach transformatorowych w miejscu ich zainstalowania A.5.1. Uszczelnianie, mycie i zabezpieczanie antykorozyjne jednostki transformatorowej A.5.2. Kompleksowa wymiana zaworów A.5.3. Remont szafy zasilania układu chłodzenia wraz z wymianą instalacji elektrycznej na jednostce transformatorowej A.5.4. Remont konserwatora wraz z wymianą przepony lub zamianą przepony na worek A.5.5. Wymiana izolatora przepustowego A.5.6 Wymiana kompletu przekładni na hermetyczne A.5.7 Wymiana przekładni napędu przełącznika zaczepów A.6. Regeneracja oleju z transformatorów, obróbka próżniowa oleju, przeglądy wewnętrzne na stanowisku pracy, wymiana i złomowanie jednostek transformatorowych A.6.1. Regeneracja oleju A.6.2. Obróbka próżniowa oleju A.6.3. Przeglądy wewnętrzne jednostek transformatorowych na stanowisku pracy A.6.4. Demontaż, przestawianie i montaż jednostek transformatorowych A.6.5 Złomowanie jednostek transformatorowych A.7 Warunki dla wykonawców prac przy usuwaniu skutków zakłóceń A.8. Wymagania dotyczące protokołów z realizacji prac, inwentaryzacji elementów wyposażenia oraz dokumentacji jednostki transformatorowej A.8.1 Wymagania odnośnie inwentaryzacji elementów wyposażenia oraz dokumentacji jednostki transformatorowej A.8.2 Wymagania odnośnie oceny wyników oraz propozycji dalszego postępowania A.8.3 Wymagania odnośnie trybu i sposobu dostarczania dokumentów A.9. Wymagania odnośnie wsparcia realizacji Umowy A.10. Wymagania w zakresie prowadzenia komputerowej bazy danych wykonywanych usług i pomiarów A.11. Metodyka obliczania ceny ofertowej ROZDZIAŁ B...33 TABELE DLA JEDNOLITEJ PREZENTACJI WARUNKÓW CENOWYCH

4 Rozdział A SZCZEGÓŁOWY OPIS KOMPLEKSOWYCH USŁUG TRANSFORMATOROWYCH Informacje wstępne Opis przedmiotu zamówienia precyzuje wymagania w zakresie świadczenia kompleksowych usług transformatorowych. Opiera się on na wymaganiach zawartych w aktualnych wersjach Instrukcji organizacji i wykonawstwa prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN- Zeszyt II.1. Transformatory i dławiki oraz Kryteriach DGA do oceny stanu technicznego izolatorów przepustowych transformatorów eksploatowanych w PSE S.A. obowiązujących w PSE S.A. oraz na Ramowej Instrukcji Eksploatacji Transformatorów. Prace nie ujęte w tych dokumentach podlegają uzgodnieniom z Zamawiającym. Na potrzeby ściśle związane z prowadzonym postępowaniem o udzielenie zamówienia publicznego, w celu ułatwienia sporządzenia oferty przez Wykonawców, w niniejszym tekście zostały wprowadzone wytyczne, wyjaśnienia i odwołania do tabel z rozdziału B części II SIWZ. Wytyczne, wyjaśnienia i odwołania powinny być przydatne przy sporządzeniu oferty, w tym w zakresie ceny oferty, w szczególności w procesie kalkulowania kosztów poszczególnych usług. Stacje i rozdzielnie elektroenergetyczne, w których zainstalowane są jednostki transformatorowe, rozmieszczone są na obszarze całego kraju. W związku z tym, w trakcie wyceny usług transformatorowych, należy uwzględniać nie tylko koszt samych usług realizowanych na jednostce transformatorowej, ale również koszt przewozu brygad, aparatury pomiarowej, osprzętu i materiałów lub próbek oleju do badań, do i ze stacji elektroenergetycznych na obszarze obsługiwanym w ramach danego pakietu. Podczas realizacji usług transformatorowych, często zachodzi potrzeba wykonania prac nietypowych, które nie zostały wyspecyfikowane w SIWZ (w tym niektórych prac związanych z usuwaniem skutków awarii). Stąd konieczne jest określenie przez Wykonawców cen jednostkowych, np. za przewóz ludzi i sprzętu, ceny roboczogodziny, ceny oleju, ceny silikażelu, itp. Ceny te należy podać w tabeli B.11. Ceny w tabelach B.1 B.11 należy podać osobno dla każdego pakietu z dokładnością do setnych części złotego. Pod pojęciem jednostki transformatorowej należy rozumieć olejowy: transformator, autotransformator, transformator regulacyjny, dławik kompensacyjny oraz przesuwnik fazowy. A.1. Badania i pomiary diagnostyczne W zakresie eksploatacyjnych badań diagnostycznych jednostek transformatorowych wyróżnia się: badania pomontażowe, badania okresowe, w tym: - stopnia I badania podstawowe, - stopnia II badania specjalistyczne, - stopnia III badania okresowe, badania poawaryjne, badania kontrolne. A.1.1. Badania pomontażowe Wyniki badań pomontażowych należy porównać z fabrycznym protokołem prób, wynikami poprzednich badań pomontażowych i okresowych, a w przypadku rozbieżności należy skonsultować się z producentem jednostki transformatorowej celem ustalenia dalszego trybu postępowania. Zakresy pomiarów i prób pomontażowych zawarte są w tabeli A.1. Wymagania stawiane olejom jednostek instalowanych z rezerwy magazynowej, zestawiono w tabelach A.2 i A.3. Zakres pomiarów i prób dla tych jednostek określony jest w tabeli A.1. Badania pomontażowe chromatograficzne oleju powinny być wykonywane w laboratorium stacjonarnym. Próbki należy pobierać i transportować w strzykawkach o pojemności 200 ml. 4

5 Pomiary i próby pomontażowe należy odrębnie wyspecyfikować w rozdziale B, tabela B.1, oraz tabele B.3. lub B.5 w przypadku tzw. pomiarów zalecanych, tj. badania wskaźników izolacji metodą C 2/C 50 - punkt 8, FDS - punkt 21 bądź badania stanu mechanicznego uzwojeń metodą FRA punkt 9. Tabela A.1. Zakres pomiarów i prób pomontażowych jednostek transformatorowych sieciowych o mocy powyżej 100 MVA i napięciu 220 kv i wyższym L.p. Zakres pomiarów i prób pomontażowych Sposób wykonania pomiarów i prób pomontażowych 1 Oględziny zewnętrzne PN-81/E-04070/00 oraz IET[2] 2 Pomiar przekładni i sprawdzenie grupy połączeń PN-81/E-04070/06 oraz PN-81/E-04070/07 3 Pomiar rezystancji uzwojeń PN-81/E-04070/05, wyniki pomiarów podaje się w temperaturze pomiaru, oraz przeliczone na temperaturę wg pomiarów fabrycznych 4 Sprawdzenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów PN-81/E-04070/02 oraz IET[2] 5 Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń PN-81/E-04070/03. 6 Pomiar pojemności uzwojeń i współczynnika stratności PN-81/E-04070/03 7 Pomiar prądów magnesujących IET[2] 8 Badanie wskaźników izolacji metodą C2/C50 * wg zaleceń producenta aparatury badawczej 9 Badanie stanu mechanicznego uzwojeń metodą FRA* (Frequency Response Analysis) 10 Analiza gazów rozpuszczonych w oleju a) kadzi głównej b) komór/komory przełącznika mocy * c) izolatorów przepustowych (jeśli dotyczy) wg zaleceń producenta aparatury badawczej PN-EN PN-EN Badanie właściwości oleju IET[2] 12 Oznaczenie zawartości wody rozpuszczonej w oleju PN-EN Pomiar pojemności i współczynnika stratności izolatorów przepustowych 14 Pomiar rezystancji izolacji rdzenia i belek oraz pomiar rezystancji oporników uziemiających pakiety i belki rdzenia Wg zaleceń fabrycznych Wg instrukcji fabrycznej 15 Sprawdzenie wyposażenia IET[2] 16 Sprawdzenie działania przekaźnika gazowo-przepływowego IET[2] Sprawdzenie funkcjonalne działania szaf sterowniczych, układu chłodzenia napędu przełącznika, wskaźników przepływu oleju, zaworów oraz elementów pomiaru temperatury jednostki transformatorowej Sprawdzenie odpowietrzenia jednostki transformatorowej, układu chłodzenia, pomp, izolatorów przepustowych, konserwatora, przełącznika zaczepów, silikażelu w odwilżaczach. IET[2] IET[2] 19 Sprawdzenie ochrony przeciwporażeniowej szaf sterowniczych PN-IEC Sprawdzenie przekładników prądowych we wnętrzu (kadzi) jednostki transformatorowej: charakterystyka magnesowania, biegunowość, przekładnia prądowa z wykorzystaniem tzw. uzwojenia do prób, rezystancja izolacji. Badanie zawilgocenia izolacji papierowej metodą FDS * (Frequency Dielectric Spectroscopy) Analogicznie jak podczas prób fabrycznych. wg zaleceń producenta aparatury badawczej 5

6 Skrót IET[2] w tabeli A.1 powyżej, a także pozostałych tabelach niniejszego dokumentu oznacza: Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów, Energopomiar-Elektryka Sp. z o.o., Gliwice w wersji aktualnej. * pomiary zalecane, o realizacji każdorazowo decyduje Zamawiający Tabela A.2. Wymagania dotyczące oleju przeznaczonego do napełnienia jednostek transformatorowych sieciowych o mocy powyżej 100 MVA i napięciu 220 kv i wyższym, a także dławików kompensacyjnych i transformatorów regulacyjnych niezależnie od mocy Olej świeży *) po obróbce przygotowany do wstępnego napełnienia jednostek transformatorowych Napięcie przebicia: Up 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 jednostek transformatorowych nowych powinien spełniać wymagania normy PN-90/C 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 (wartość zalecana 40 mn/m) Olej po końcowym napełnieniu i zakończeniu obróbki w jednostce transformatorowej Napięcie przebicia: Up 60 kv Zawartość wody met. K. Fischera: do transf. o napięciu znam. 400 kv: 12 ppm do pozostałych transf.: 15 ppm Całkowita zawartość gazu: transf. o napięciu znam. 400 kv: 0,5 % pozostałe transf. 1,0 % Tabela A.3. L.p. Wymagania dotyczące właściwości oleju z jednostek transformatorowych, o mocy powyżej 100 MVA i napięciu 220 kv i wyższym, a także dławików kompensacyjnych i transformatorów regulacyjnych niezależnie od mocy, oddawanych do eksploatacji (po montażu) Jednostka transformatorowa Badanie wg normy Rodzaj badania o napięciu znamionowym górnym: 220 kv 400 kv 1 Wygląd jasny, przezroczysty bez osadu PN-EN i wydzielonej wody 2 Zawartość wody met. K. Fischera [ppm] PN-EN Napięcie przebicia [kv] PN-EN Względne odchylenie standardowe [%] Liczba kwasowa [mgkoh/gol] 0,03 0,03 PN-EN Temperatura zapłonu [ 0 C] PN-EN ISO Rezystywność w temp C [m] 3 x x Współczynnik strat dielektrycznych tg w temp C 0,006 0,004 PN-EN

7 8 Napięcie powierzchniowe [mn/m] ISO Analiza chromatograficzna: całkowita zawartość gazu [%] skład i koncentracja gazu 2 % 0,5 % Zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego. PN-EN PN-EN A.1.2. Badania okresowe Program badań okresowych transformatorów wyróżnia: Stopień I - Stopień II - Stopień III - Badania podstawowe. Zakres badań ujęty jest w tabeli A.4. Tabela do wypełnienia przez Wykonawcę B.2. Zgodnie z Instrukcją [1] badania te wykonuje się co rok. Oględziny jednostki transformatorowej zgodnie z Instrukcją [1] wykonuje się podczas pobierania próbek oleju. Ceny oględzin odrębnie nie specyfikuje się, ponieważ należy to do rutynowych czynności Wykonawcy. Badania specjalistyczne. Zakres badań ujęty jest w tabeli A.5. Tabela do wypełnienia przez Wykonawcę B.3. Ich wykonanie przewiduje się jedynie w przypadku negatywnych wyników badań stopnia I, III lub występowania anomalii w jednostce transformatorowej. Program badań ustala się indywidualnie w zależności od potrzeb. Kompleksowe badania specjalistyczne wykonuje się sporadycznie. Z tego względu w tabeli B.3 należy podać ceny indywidualnie dla poszczególnych badań. Badania okresowe. Zakres badań ujęty jest w tabeli A.6. Tabela do wypełnienia przez Wykonawcę B.4. Zgodnie z Instrukcją [1] badania te wykonuje się nie rzadziej niż co osiem lat. Tabela A.4. Zakres pomiarów i badań okresowych jednostek transformatorowych sieciowych o mocy powyżej 100 MVA i napięciu znamionowym 220 kv i wyższym, a także dławików kompensacyjnych i transformatorów regulacyjnych niezależnie od mocy (Stopień I) Termin wykona nia Rodzaj pomiarów i badań Wymagania odnośnie do oceny stanu technicznego jednostki transformatorowej Pomiar / badanie wykonywane wg Badania podstawowe wykonane bez wyłączenia jednostki transformatorowej z sieci Co najmniej raz na rok 1. Oględziny zewnętrzne poprawny stan jednostki transformatorowej i osprzętu 2.Analiza chromatograficzna rozpuszczonych gazów (DGA) zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego p. A.1.5 niniejszej części, PN-EN

8 3.Badanie właściwości oleju: wygląd temperatura zapłonu zawartość wody określona met. K. Fischera napięcie przebicia liczba kwasowa gęstość w temp C lepkość kinematyczna w temp C współczynnik strat dielektrycznych tg w temp C rezystywność w temp C napięcie powierzchniowe klarowny, brak wody wydzielonej i stałych ciał obcych powyżej C; niższa od 30 ppm dla jednostek transformatorowych na napięcie 400 kv i wyższe oraz niższa od 35 ppm dla pozostałych; powyżej 50 kv dla jednostek transformatorowych na napięcie 400 kv i wyższe oraz powyżej 45 kv dla pozostałych przy odchyleniu standardowym mniejszym niż 20%; mniejsza niż 0,3 mgkoh/g; poniżej 0,900 g/cm 3 ; poniżej 30 mm 2 /s; poniżej 0,06 dla jednostek transformatorowych na napięcie 400 kv i wyższe oraz poniżej 0,08 dla pozostałych; powyżej 5x10 10 m dla jednostek transformatorowych na napięcie 400 kv i wyższe oraz powyżej 1x10 10 m dla pozostałych; powyżej 22 mn/m dla jednostek transformatorowych na napięcie 400 kv i wyższe oraz powyżej 20 mn/m dla pozostałych. PN-EN PN-EN ISO2719 PN-EN PN-EN PN-EN PN-EN ISO 3675 PN-EN ISO 3104 PN-EN PN-EN ISO Wyznaczenie wskaźnika polaryzacji Według laboratorium wykonującego badania Tabela A.5. Termin wykonania Wykonywane w przypadku negatywnych wyników badań podstawowych dla wyjaśnienia stwierdzonych anomalii. Zakres badań i pomiarów oraz ich terminy ustala się indywidualnie. Zakres pomiarów i badań okresowych jednostek transformatorowych sieciowych o mocy powyżej 100 MVA i napięciu znamionowym 220 kv i wyższym, a także dławików kompensacyjnych i transformatorów regulacyjnych niezależnie od mocy (Stopień II) Rodzaj pomiarów i badań Wymagania odnośnie do oceny stanu technicznego jednostki transformatorowej Wykonywane bez wyłączenia jednostki transformatorowej 1. Pomiar wyładowań niezupełnych metodą akustyczną wraz z lokalizacją źródła wyładowania; poziom wyładowań poniżej 3000 pc, lokalizacja miejsca występowania; 2. Analiza wibroakustyczna; brak składowych drgań świadczących o uszkodzeniu rdzenia; 3. Badania termowizyjne; brak anomalii temperaturowych mogących wpłynąć na niezawodność eksploatacyjną; Pomiar / badanie wykonywane wg IET[2] IET[2] 8

9 Badania podobciążeniowego przełącznika zaczepów wg p. A Badania zawartości związków furanu; zawartość związków furanu rozpuszczonych w oleju nie wskazująca na nadmierny rozkład izolacji papierowej PN-EN Wykonywane na wyłączonej jednostce transformatorowej 5. Badanie podobciążeniowego przełącznika zaczepów wraz ze sprawdzeniem ciągłości prądowej klatki wybierakowej; 6. Badanie stanu mechanicznego uzwojeń metodą FRA (Frequency Response Analysis); 7. Badania i pomiary wskaźników izolacji metodą C2/C50; 8. Pomiar rezystancji elementów rdzenia oraz pomiar rezystancji oporników uziemiających pakiety i belki rdzenia (jeśli są); 9. Sprawdzenie przekładników prądowych we wnętrzu (kadzi) jednostki transformatorowej: charakterystyka magnesowania, biegunowość, przekładnia prądowa z wykorzystaniem tzw. uzwojenia do prób, rezystancja izolacji; 10. Badanie zawilgocenia izolacji papierowej metodą FDS (Frequency Dielectric Spectroscopy) transformatora; na podstawie komputerowej rejestracji i analizy procesu przełączania; zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego PN-81/E-04070/02 oraz IET[2] wg norm przedmiotowych. 11. Badanie zawilgocenia izolacji papierowej metodą FDS (Frequency Dielectric Spectroscopy) izolatorów przepustowych (komplet 3 szt.) 12. Inne badania uzgodnione z Zamawiającym. zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego 9

10 Tabela A.6. Zakres pomiarów i badań okresowych jednostek transformatorowych sieciowych o mocy powyżej 100 MVA i napięciu znamionowym 220 kv i wyższym, a także dławików kompensacyjnych i transformatorów regulacyjnych niezależnie od mocy (Stopień III) Termin wykonania Rodzaj pomiarów i badań Wymagania odnośnie do oceny stanu technicznego jednostki transformatorowej Badania okresowe Pomiar / badanie wykonywane wg 1.Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń; rezystancja izolacji przy temperaturze 30 st.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; PN-81/E-04070/03 2.Pomiar pojemności i współczynnika stratności tg uzwojeń; poniżej 0,05 dla jednostek transformatorowych na napięcie 400 kv i 0,08 dla pozostałych w temp. 30 st.c; PN-81/E-04070/03 Co najmniej raz na 8 lat 3.Pomiar pojemności i współczynnika stratności tg izolatorów przepustowych; 4.Pomiar rezystancji uzwojeń; zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego. odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu jednostki transformatorowej do eksploatacji. wg zaleceń producenta izolatorów przepustowych PN-81/E-04070/05 5.Pomiar prądów magnesujących; odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu jednostki transformatorowej do eksploatacji. IET[2] 6. Sprawdzenie przekładników prądowych we wnętrzu (kadzi) jednostki transformatorowej: charakterystyka magnesowania, biegunowość, przekładnia prądowa (tam gdzie to możliwe z wykorzystaniem tzw. uzwojenia do prób), rezystancja izolacji. Analogicznie jak podczas prób fabrycznych. A.1.3. Badania poawaryjne i specjalne Zakres badań i pomiarów poawaryjnych oraz specjalnych zawarte są w tabeli A.7. Badania poawaryjne i specjalne są pracami nieplanowymi. Według potrzeb - w sytuacjach podejrzenia lub wystąpienia stanu awaryjnego - realizacja odbywa się w trybie nagłym, często w dni wolne od pracy, nie zawsze w pełnym zakresie. Z powyższych względów badania te powinny być wyspecyfikowane oddzielnie w tabeli B.5. Dobór zakresu badań uzależnia się w zależności od podejrzeń co do charakteru oraz miejsca uszkodzenia. Przy sprawdzaniu przekaźnika gazowo-przepływowego, w przypadku wątpliwości co do jego stanu technicznego, należy przeprowadzić badanie w laboratorium specjalistycznym. 10

11 Tabela A.7. Termin wykonania Według konieczności Zakres badań i pomiarów poawaryjnych oraz specjalnych w celu określenia rodzaju i lokalizacji miejsca uszkodzenia jednostek transformatorowych sieciowych o mocy powyżej 100 MVA i napięciu znamionowym 220 kv i wyższym, a także dławików kompensacyjnych i transformatorów regulacyjnych niezależnie od mocy Rodzaj pomiarów i badań 1. Analiza chromatograficzna składu i koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju z kadzi; 2. Analiza chromatograficzna składu i koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju z izolatora przepustowego (jeśli dotyczy); 3. Analiza składu gazów wydzielonych do przekaźnika gazowoprzepływowego (Buchholtza) Wymagania odnośnie do oceny stanu technicznego jednostki transformatorowej zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego skład oraz koncentracja gazów nie wskazująca na uszkodzenie wewnętrzne 4. Badanie oleju; spełniające wymagania dla olejów z eksploatacji 5. Pomiar rezystancji izolacji rezystancja izolacji przy temperaturze 30 st.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; 6. Pomiar współczynnika stratności tg uzwojeń; 7. Pomiar pojemności i współczynnika stratności izolatorów przepustowych; poniżej 0,05 dla jednostek transformatorowych na napięcie 400 kv i 0,08 dla pozostałych w temp. 30 st.c; <0,7% dla izolatorów z izolacją miękką; <1,5% dla izolatorów z izolacją twardą Pomiar / badanie wykonywane wg p. A.1.5 niniejszej części, PN-EN Kryteriów [3] IET[2] Instrukcji [1] PN-81/E-04070/03 PN-81/E-04070/03 Wg zaleceń fabrycznych 8. Pomiar rezystancji uzwojeń; odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu jednostki transformatorowej do eksploatacji; PN-81/E-04070/05 9. Pomiar prądów magnesujących; 10. Pomiar przekładni, sprawdzenie układu i grupy połączeń; 11. Pomiar reaktancji; 12. Pomiar podobciążeniowego przełącznika zaczepów; 13. Pomiar rezystancji elementów rdzenia; odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu jednostki transformatorowej do eksploatacji różniąca się o +0,5% od znamionowej, układ i grupa zgodna z tabliczka znamionową; porównanie do wartości fabrycznych ; czasy zgodne z DTR przełącznika lub IET[2] odpowiadający wymaganiom przy przekazywaniu jednostki do eksploatacji IET[2] wg instrukcji fabrycznej PN-81/E-04070/06 PN-81/E-04070/07 PN-81/E-04070/09 PN-81/E-04070/02 11

12 14. Pomiar rezystancji oporników uziemiających pakiety i belki rdzenia; 15. Sprawdzenie przekładników prądowych we wnętrzu (kadzi) jednostki transformatorowej: charakterystyka magnesowania, biegunowość, przekładnia prądowa (tam gdzie to możliwe z wykorzystaniem tzw. uzwojenia do prób), rezystancja izolacji. 16. Sprawdzenie przekaźników gazowo przepływowych; 17. Badania FRA; odpowiadający wymaganiom przy przekazywaniu jednostki do eksploatacji potwierdzenie parametrów technicznych z DTR urządzenia; potwierdzenie parametrów technicznych z DTR urządzenia; porównanie wyników pomiarów do badań bazowych; IET[2] 18. Pomiar tgδ izolacji w funkcji częstotliwości. zgodnie z kryteriami oceny wyników obowiązującymi u Zamawiającego. Podczas badań poawaryjnych przeprowadzanych zgodnie z powyższą tabelą, w sytuacji gdy istnieje podejrzenie uszkodzenia podobciążeniowego przełącznika zaczepów, należy wykonać dodatkowo sprawdzenie przekładni przy położeniu przełącznika, na którym pracowała jednostka transformatorowa w momencie wystąpienia zakłócenia, a także przy położeniach sąsiednich. A.1.4. Badania kontrolne Badania kontrolne przeprowadza się każdorazowo, gdy istnieje podejrzenie co do możliwości uszkodzenia jednostki transformatorowej. W tej sytuacji rodzaj badania dobiera się z powyższych tabel. Konieczność wykonania takich badań zachodzi również w sytuacji, gdy dokonywano wymiany lub napraw elementów jednostki transformatorowej. Badania te będą wyceniane indywidualnie z wykorzystaniem cenników zgodnie z tabelami cenowymi B.2, B.3 i B.4. A.1.5. Metodyka badania i oceny wyników DGA Jako podstawową metodę pomiaru DGA jednostek transformatorowych oraz izolatorów przepustowych z izolacją olejową będących w eksploatacji przyjmuje się pomiar w miejscu zainstalowania danej jednostki transformatorowej za pomocą urządzenia przenośnego. Urządzenia te powinny mierzyć co najmniej siedem dalej wymienionych gazów rozpuszczonych w oleju z dokładnością co najmniej: wodór (H 2) 5 ppm, metan (CH 4) 2 ppm, tlenek węgla (CO) 2 ppm, dwutlenek węgla (CO 2) 2 ppm, etylen (C 2H 4) 2 ppm, etan (C 2H 6) 2 ppm, acetylen (C 2H 2) 2 ppm. W razie stwierdzenia granicznych wartości uznawanych za bezpieczne, próbkę należy skierować do laboratorium stacjonarnego w celu weryfikacji wskazania. Próbki do analizy DGA należy pobierać do specjalnych strzykawek bez dostępu powietrza. Próbki do badań właściwości fizykochemicznych wymagających większej objętości oleju (tj. powyżej 200 ml) mogą być pobierane do szklanych butelek. Butelki, strzykawki, adaptery, zawory trójpołożeniowe, wężyki, pudełka transportowe, itp. dostarcza Wykonawca. Do oceny wyników zawartości i składu gazów w oleju DGA, należy wykorzystywać co najmniej następujące metody diagnostyki: Duvala, nomogramów, Dorna, Rogersa oraz gazów kluczowych (Key Gases). Oceny poziomu/stanu danej jednostki transformatorowej, zależnie od maksymalnego stężenia każdego z gazów oraz sumy gazów palnych (SP), należy dokonywać zgodnie z zapisami Instrukcji [1]. Oceny stanu technicznego izolatorów przepustowych należy dokonywać zgodnie z zapisami Kryteriów [3]. Wyniki diagnostyki oraz ocenę poziomu należy dołączyć do protokołu z badań. 12

13 A.2. Badania diagnostyczne, przeglądy, regulacja i drobne naprawy podobciążeniowych przełączników zaczepów (PPZ) W jednostkach transformatorowych eksploatowanych przez Zamawiającego stosowane są m.in. następujące podobciążeniowe przełączniki zaczepów: przełączniki produkcji MR Mashinenfabrik Reinhausen 3 faz. typu G III 3 faz. typu R III 1 faz typu F I 1 faz. typu M I 1 faz. typu VRC I (próżniowe) 1 faz typu VRE I 3 faz typu VRF III Przełączniki instalowane w jednostkach transformatorowych produkcji ELTA i ABB ELTA Łódź: 1 faz. typu PO 400/220/1 (w starszych jednostkach typu VEL) 1 faz typu XVL 1 faz. typu ELIN SRKP Przełączniki produkcji ABB Co: 1 faz. typu UCBRT i UCCRN Przełączniki produkcji English Electric: 3 faz. typu FDB Przełączniki produkcji Hitachi, Ltd. 3 faz. typu LRY-C1 Przełączniki produkcji byłego ZSSR zastosowane w autotransformatorach 750/400 kv: 1 faz. PHOA 35/1000 Zakres czynności i regulacji przy przeglądzie podobciążeniowych przełączników zaczepów jest opisany szczegółowo w fabrycznych DTR (Dokumentacjach Techniczno-Ruchowych) oraz w instrukcjach serwisowych przełączników poszczególnych typów. Niezależnie od typu przełącznika w ramach rewizji należy przeprowadzić przegląd i konserwację napędu, zakres zgodny z pkt. A.3.5, rozszerzony o regulację niejednoczesności na wale napędowym, regulacje dokonywane w szafie przełącznika oraz sprawdzenie stanu technicznego styczników zabudowanych w szafie. W tabeli A.8. poniżej zestawiono zakres pomiarów i badań diagnostycznych podobciążeniowych przełączników zaczepów. Tabela A.8. Termin wykonania Dla podobciążeniowych przełączników zaczepów zgodnie z instrukcją fabryczną. Zakres pomiarów i badań eksploatacyjnych podobciążeniowych przełączników zaczepów jednostek transformatorowych sieciowych o mocy 100 MVA i powyżej i napięciu znamionowym 220 kv i wyższym, a także dławików kompensacyjnych i transformatorów regulacyjnych niezależnie od mocy Rodzaj pomiarów i badań 1. Sprawdzenie blokad mechanicznych i elektrycznych podobciążeniowego przełącznika zaczepów; 2.Sprawdzenie poprawności wskazań numeru zaczepu w szafie sterowniczej, komorze przełącznika i nastawni; Wymagania odnośnie do oceny stanu technicznego przełącznika na podstawie komputerowej rejestracji i analizy procesu przełączania oraz określenia wartości czasów charakterystycznych przełączania Pomiar / badanie wykonywane wg PN-81/E-04070/02 oraz IET[2] IET[2] 13

14 Badania podobciążeniowych przełączników zaczepów krajowych co 3 lata lub 15 tys. przełączeń lub zgodnie z DTR przełącznika. 3.Pomiar czasów własnych podobciążeniowego przełącznika zaczepów; 4.Pomiar niejednoczesności otwierania styków głównych; 5.Sprawdzenie ciągłości prądowej klatki wybierakowej; 6. Pomiar mocy pobieranej przez napęd przełącznika. 7.Sprawdzenie działania przełącznika zaczepów w stanie jałowym i pod obciążeniem. 8.Badanie właściwości oleju (jeśli nie przewiduje się wymiany oleju): napięcie przebicia zawartość wody met. K. Fischera ocena wielkości czasów własnych według fabrycznej DTR lub IET[2] dla oleju z p. zaczepów zainstalowanego: w punkcie zerowym powyżej 30 kv, na potencjale powyżej 35 kv (dla typu M pracującego na potencjale sieci 220kV 40kV), przy odchyleniu standardowym mniejszym niż20% dla oleju z przełącznika zaczepów zainstalowanego: w punkcie zerowym poniżej 40 ppm, na potencjale poniżej 35 ppm lub 20 ppm, jeśli przełącznik jest wyposażony w filtr oleju PN-EN PN-EN Uwaga: Zgodnie z instrukcjami fabrycznymi firmy MR dla typu M pracującego na potencjale sieci 220 kv pierwszy przegląd powinien być wykonany po przestawień, ale nie później niż po dwóch latach. Następne przeglądy należy wykonywać co cztery lata. Jeśli przełącznik taki jest wyposażony w filtr oleju, to pierwsze badanie oleju w eksploatacji (poza okresem uruchomienia) należy wykonać po 18 miesiącach pracy, zaś następne co dwa lata. Bazując na tych informacjach można zalecać w eksploatacji badanie właściwości fizykochemicznych oleju co dwa lata, również wtedy, gdy nie ma filtru. Można zalecać wykonywanie badania DGA wraz z badaniem właściwości fizykochemicznych oleju. Wytwórca nie żąda badania oscylograficznego czasów własnych. Badanie takie można jedynie zalecać. Przytoczone poniżej procedury wykonywania przeglądów typowych przełączników pokazują zakres prac, które Wykonawca musi wykonać w ramach przeglądu. A.2.1. Sprawdzenie jakości montażu i przeglądu przełączników wszystkich typów. Dla stwierdzenia braku usterek po wykonanym przeglądzie przełącznika należy: sprawdzić prawidłowość sprzęgnięcia napędu z przełącznikiem, sprawdzić działanie blokad skrajnych, sprawdzić działanie przełącznika zaczepów w całym zakresie regulacji (ręcznie), sprawdzić działanie przełącznika zaczepów w całym zakresie regulacji (elektrycznie), wykonać badanie czasów własnych i niejednoczesności otwierania styków i porównać z wartościami podanymi w fabrycznej DTR lub IET[2], sprawdzić przekaźnik przepływowy PPZ, pobrać próbki oleju z przełącznika i wykonać badanie oleju sprawdzając zawartość wody i napięcie przebicia, (w razie potrzeby - dotyczy przełączników MR), sporządzić raport z przeprowadzonych prac z podaniem informacji o terminie następnego przeglądu. Badania diagnostyczne i przeglądy należy przeprowadzić z uwzględnieniem powyższych wskazówek i zaleceń producenta. 14

15 W sytuacji, kiedy w ramach przeglądu dokonuje się wymiany oleju w komorach przełącznika mocy Wykonawca dostarcza olej świeży, o parametrach spełniających wymagania podane w tabeli A.9. Wykorzystując jednostkową cenę oleju uzdatnionego wyspecyfikowaną w tabeli B.11 należy również podać cenę oleju niezbędnego dla przeprowadzenia przeglądu - tabela B.6. Obowiązek utylizacji zużytego oleju zgodnie z obowiązującymi przepisami, należy do Wykonawcy. Zakup styków lub innych ważnych elementów dokonuje, po uprzednim uzgodnieniu z Zamawiającym, Wykonawca na koszt Zamawiającego. Wszystkie pozostałe materiały potrzebne do wykonania przeglądu dostarcza Wykonawca. Sprzęt do przeprowadzenia przeglądu przełącznika zapewnia, w ramach ceny, Wykonawca. Należy przyjąć - dla ujednolicenia warunków postępowania przetargowego - że olej do wymiany w komorach przełączników mocy, to olej nieinhibitowany firmy Nynas typu Nytro Taurus lub równoważny. Tabela A.9. Wymagania dotyczące oleju przeznaczonego do wymiany i uzupełnienia poziomu w jednostce transformatorowej Olej świeży Wymagania takie, jak w tabeli A.2. oraz dodatkowo Rezystywność w temp C 1,0 x [m] Olej eksploatowany Wymagania takie, jak podane w tabeli A.3. Średni bądź mniejszy stopień zestarzenia oleju. Uwagi dodatkowe! Podczas uzupełniania poziomu oleju w jednostce transformatorowej olejem świeżym lub eksploatowanym, w obu przypadkach, obowiązuje nadrzędna zasada: parametry oleju dolewanego nie mogą być gorsze od parametrów oleju znajdującego się w jednostce transformatorowej. W przypadku zastosowania innego gatunku oleju na dolewkę oraz braku informacji dotyczącej możliwości jego mieszania należy taką próbę przeprowadzić w laboratorium badawczym. Testy kompatybilności są wymagane szczególnie w przypadku olejów zawierających różnego rodzaju dodatki lub gdy przewidziana proporcja dolewanego oleju przekracza 5% całkowitej ilości oleju. Dopełnienie oleju w konserwatorze PPZ wykonuje się podobnie jak w konserwatorze kadzi głównej jednostki. W konserwatorze kadzi głównej, jak i przełącznika zaczepów znajdują się specjalne zawory służące do uzupełniania poziomu oleju. Zawory te są oznaczone na rysunku orurowania dostarczonym wraz z dokumentacją fabryczną. A.3. Przeglądy zewnętrzne jednostek transformatorowych Informacje ogólne. Przeglądy zewnętrzne jednostek transformatorowych powinny być przeprowadzane w terminach trzyletnich. W tabelach B.7a i B.7b w pozycji 1 - podstawowy przegląd zewnętrzny, ujęte są zabiegi które nie są wyspecyfikowane w pozostałych pozycjach tych tabel. Kompleksowy przegląd zewnętrzny jednostki transformatorowej to suma zabiegów od poz. 3 do poz. 8. Taki układ tabel B.7a i B.7b umożliwia wycenę nie tylko kompleksowego przeglądu lecz również przeglądów podstawowej aparatury zabudowanej na jednostce transformatorowej. Wprowadzono dwie tabele: dla jednostek transformatorowych o mocy do 160 MVA (włącznie) - tabela B.7a, oraz dla jednostek transformatorowych o mocy powyżej 160 MVA, a także zestawów dwukadziowych oraz dławików kompensacyjnych tabela B.7b. A.3.1. Podstawowy przegląd zewnętrzny. Do zakresu podstawowego przeglądu zewnętrznego wchodzą: kontrola poziomu oleju w konserwatorze oraz w izolatorach przepustowych, 15

16 sprawdzenie stanu przepony lub worka, czyszczenie izolacji przepustów, kontrola połączeń i ciągłości uziemień jednostki transformatorowej, sprawdzenie funkcjonalne przekaźnika gazowo-przepływowego i przekaźników PPZ. A.3.2. Przegląd układu chłodzenia. Podczas przeglądu, niezależnie od oględzin pomp i wentylatorów, należy przeprowadzić oględziny zewnętrzne chłodnic lub radiatorów (przy chłodzeniu radiatorowym). Należy zwrócić szczególną uwagę na obecność uszkodzeń mechanicznych i stan powierzchni rurek chłodzących (radiatorów, przy chłodzeniu radiatorowym), oceniając szczelność kolektora dolnego i górnego chłodnicy, stan powierzchni obudowy chłodnicy, stan techniczny pomp i wentylatorów, stan skrzynki zaciskowej do podłączenia pomp i wentylatorów itp. W przypadku złego stanu technicznego chłodnicy lub radiatora Wykonawca zgłasza Zamawiającemu potrzebę ich wymiany lub naprawy chłodnicy (wycena - tabela B.8), w innym przypadku dokonuje się napraw pomp i/lub wentylatorów. Przegląd wentylatorów i pomp układu chłodzenia obejmuje konserwację niewymienianych elementów, w tym smarowanie łożysk silników wentylatorów. W razie potrzeby należy dokonać wymiany uszkodzonych łożysk w silnikach i pompach oraz uszczelnianie pomp (na koszt Wykonawcy), wymiany kompletnych wentylatorów i pomp (co nie wchodzi w zakres przeglądu - wycena tabela B.8 - wymiana zużytego osprzętu). Stan łożysk należy sprawdzać poprzez pomiar prądu pobieranego przez silnik (sprawdzenie braku oporów mechanicznych). Podczas prowadzenia szczegółowych oględzin zewnętrznych układów chłodzenia transformatorów zwrócić szczególną uwagę na oględziny szaf sterowniczych szafek pośredniczących układu chłodzenia, w trakcie których należy bezwzględnie dokonać oględzin wnętrza szaf, stanu technicznego grzałek, ogrzewania, wentylacji i połączeń śrubowych, zacisków, itp. A.3.3. Mycie chłodnic lub radiatorów pod ciśnieniem. Mycie chłodnic lub radiatorów pod ciśnieniem wykonać należy gorącą wodą z detergentami. Należy zwrócić uwagę na możliwość zawilgocenia izolacji silników wentylatorów. W uzgodnieniu z Zamawiającym dopuszcza się stosowanie innych metod np. czyszczenie chłodnic sprężonym powietrzem. A.3.4. Usunięcie nieszczelności nie wymagające upuszczenia oleju z kadzi, uzupełnienie oleju w jednostce transformatorowej i układzie chłodzenia. Obowiązkiem Wykonawcy jest lokalizacja nieszczelności i usunięcie ich poprzez dokręcanie śrub pokrywy kadzi, włazów rewizyjnych i kominków z zastosowaniem podkładek uszczelniających. Ponieważ przed wykonaniem usługi nie można określić ilości oleju niezbędnej do dolewki - olej dostarcza Wykonawca i obciąża kosztami Zamawiającego. W związku z tym w tabelach B.7a i B.7b punkt 5 należy podać koszt związany z uszczelnianiem jednostki transformatorowej i dolaniem oleju, ale nie należy uwzględniać kosztów dolewanego oleju. Olej uzupełnia się do poziomu odpowiadającego występującej temperaturze oleju w kadzi. Do uzupełnienia poziomu oleju należy stosować olej świeży lub wcześniej eksploatowany o parametrach spełniających wymagania podane w tabeli A.9. A.3.5. Przegląd i konserwacja napędów przełączników zaczepów realizowany podczas przeglądu jednostki transformatorowej. Przeglądy i konserwacje napędów podobciążeniowych przełączników zaczepów (PPZ) wykonuje się tylko w trakcie okresowych przeglądów przełącznika w zalecanych odstępach trzech lat lub odpowiednio częściej w zależności od ilości wykonywanych przełączeń. W czasie kontroli napędu PPZ należy zwrócić szczególną uwagę na stan elementów wewnętrznych sprawdzając, czy nie występują uszkodzenia mechaniczne oraz przegrzania na listwach zaciskowych i podzespołach zainstalowanych w szafie sterowniczej. 16

17 Ponadto należy sprawdzić, czy podczas pracy napęd nie generuje nadmiernych drgań, hałasów i innych objawów mogących świadczyć o jego uszkodzeniu. Należy również sprawdzić stan blokad mechanicznych i elektrycznych. Po zakończeniu oględzin napęd trzeba wyczyścić oraz zakonserwować wg instrukcji fabrycznej. W końcowej fazie przeglądu sprawdza się zgodność przełączania poszczególnych faz z oznaczeniami na zaciskach oraz prawidłowość sprzęgnięcia i poprawność wskazań położeń napędu i przełącznika na każdej pozycji. W trakcie przeglądu każdorazowo należy wykonać pomiar charakterystyki mocy (lub momentu) pobieranej przez silnik napędu w trakcie przełączania w całym zakresie regulacji. W oparciu o wykonany pomiar Wykonawca dokonuje oceny stanu mechanicznego elementów PPZ. Wyniki pomiarów oraz ocenę stanu mechanicznego elementów PPZ należy dołączyć do protokołu z wykonanych prac. Podczas przeglądu napędu PPZ należy również przeprowadzić kontrolę osłon wałów napędowych oraz sprawdzić stan zamocowania przegubów wału napędowego oraz stan przekładni kątowych. W cenie należy podać koszt przeglądu i konserwacji. Ewentualne naprawy napędu będą kalkulowane odrębnie. A.3.6. Przegląd szaf sterowniczych i obwodów wtórnych. Podczas pełnego przeglądu jednostki transformatorowej wykonuje się również przegląd szaf sterowniczych i obwodów wtórnych. W jego zakres wchodzi: konserwacja i czyszczenie styczników w szafie (gdy zajdzie potrzeba, wymiana styczników zakup nowych styczników i wymiana na koszt Zamawiającego), przegląd szafek zasilania zabudowanych na chłodnicach, konserwacja zacisków i uszczelnianie aparatury kontrolno-pomiarowej, w tym przekaźników gazowo-przepływowych, modeli cieplnych, termometrów, zaworów odcinających klapowych, zaworów przeciwwybuchowych (jeśli występują), konserwacja zacisków prądowych strony wtórnej przekładników prądowych w izolatorach przepustowych, kontrola poprawności wskazań termometrów i mierników temperatury uzwojeń, oleju i rdzenia, sprawdzenie działania i odpowietrzenie przekaźnika gazowo-przepływowego kadzi i przełączników zaczepów, sprawdzenie innej aparatury jeśli występuje na jednostce transformatorowej (za wyjątkiem aparatury serwisowanej przez producentów), sprawdzenie funkcjonalne (jeśli jest zainstalowany) czujnika zawartości gazów i/lub wody w oleju, w tym sprawdzenie granicznych nastaw i aktualnych nastaw, sprawdzenie funkcjonalne (jeśli jest zainstalowany) cyfrowego sterownika układu chłodzenia, pomiary ochrony przeciwporażeniowej w zakresie szafy sterowniczej, szafek zabezpieczeniowych oraz instalacji na jednostce transformatorowej raz na rok, pomiar rezystancji izolacji obwodów zmiennoprądowych w zakresie szafy sterowniczej, szafek zabezpieczeniowych oraz instalacji na jednostce transformatorowej raz na pięć lat. W pierwszym roku po montażu i uruchomieniu szafy sterowniczej należy dokręcić zaciski zasilające. A.3.7. Wymiana silikażelu w odwilżaczach. Odwilżacz należy oczyścić, wymienić olej w miseczce i zasypać nowym silikażelem. Silikażel na koszt Wykonawcy, tj. uwzględniony w cenie podanej w poz. 8 w tabelach B.7a oraz B.7b. W przypadku odwilżaczy samoobsługowych należy dokonać sprawdzenia i konserwacji instalacji zasilającej urządzenie. A.4. Wymiana zużytego osprzętu Wymiana zużytego osprzętu zainstalowanego na jednostce transformatorowej na nowy jest szczególnie istotna, ponieważ zastosowane elementy muszą niezawodnie sygnalizować nieprawidłowości w pracy jednostki lub zapewniać poprawną pracę zabezpieczeń i układu sterowania. Również elementy służące do zabezpieczenia jednostki transformatorowej, które zadziałały podczas zakłócenia, powinny być poddane sprawdzeniu i w razie uszkodzenia wymienione na nowe. W tabeli B.8. w punktach od 1 do 14 należy podać jedynie cenę wymiany jednego elementu, dostawa elementu przez Wykonawcę na koszt Zamawiającego lub przez Zamawiającego. 17

18 Wymiana przekaźnika gazowo przepływowego Buchholza należy określić koszt robocizny i badania w laboratorium przekaźnika kadzi głównej zakładając, że jednostka transformatorowa posiada zawór odcinający konserwator, co wymaga niewielkiego upuszczenia oleju (bez jego uzdatniania). W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu przekaźnika gazowo-przepływowego Buchholza. Wymiana przekaźnika przepływowego podobciążeniowego przełącznika zaczepów należy określić koszt wymiany przekaźnika zakładając, że jednostka transformatorowa posiada zawór odcinający konserwator przełącznika zaczepów, co wymaga niewielkiego upuszczenia oleju (bez jego uzdatniania). W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu przekaźnika przepływowego. Wymiana zaworu bezpieczeństwa należy określić koszt wymiany jednego zaworu bezpieczeństwa z uwzględnieniem upuszczenia oleju do właściwego poziomu i uzupełnienia poziomu po wymianie. W cenie należy uwzględnić uzdatnianie oleju w ciągu jednego dnia. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu zaworu bezpieczeństwa. Wymiana termometru czterokontaktowego lub modelu cieplnego (typu manometrycznego, analogowy) do pomiaru temperatury oleju lub uzwojeń należy określić koszt wymiany jednego termometru lub modelu cieplnego. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu termometru lub modelu cieplnego. Wymiana czujnika termometru oporowego do pomiaru temperatury oleju należy określić koszt wymiany jednego czujnika. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu czujnika termometru oporowego. Wymiana modelu cieplnego (typ cyfrowy) do pomiaru temperatury oleju lub uzwojeń należy określić koszt wymiany modelu cieplnego. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu modelu cieplnego. Wymiana wskaźnika poziomu oleju w konserwatorze należy określić koszt wymiany jednego wskaźnika z uwzględnieniem pracy sprzętu. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu wskaźnika poziomu oleju. Wymiana wskaźnika przepływu oleju należy określić koszt wymiany jednego wskaźnika z uwzględnieniem potrzeby upuszczenia oleju z fragmentu instalacji układu chłodzenia (bez uzdatniania oleju). W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu wskaźnika przepływu oleju. Wymiana zaworu odcinającego klapowego należy określić koszt wymiany jednego zaworu z uwzględnieniem potrzeby niewielkiego upuszczenia oleju z fragmentu instalacji układu chłodzenia, po zamknięciu zaworu konserwatora (bez uzdatniania oleju). W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu zaworu odcinającego klapowego. Wymiana odwilżacza silikażelowego należy określić koszt wymian. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu odwilżacza i silikażelu. Wymiana zaworu na kulowy należy uśrednić koszty zakładając, że wymiana nastąpi przy okazji innych prac i nie będzie potrzeby upuszczania oleju z kadzi i jego uzdatniania. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu zaworu kulowego. Wymiana chłodnicy lub radiatora należy określić koszt wymiany łącznie z potrzebą wypuszczenia oleju z chłodnicy lub radiatora zakładając, że chłodnica lub radiator wyposażone są obustronnie w zawory odcinające (bez uzdatniania oleju). W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu i transportu chłodnicy lub radiatora. Wymiana wentylatora należy określić koszt wymiany jednego kompletnego wentylatora. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu wentylatora. Wymiana pompy należy określić koszt wymiany łącznie z potrzebą wypuszczenia niewielkiej ilości oleju i ponownego dopełnienia zakładając, że transformator wyposażony jest w zawory. W cenie nie uwzględnia się kosztu zakupu pompy. A.5. Inne prace planowe na jednostkach transformatorowych w miejscu ich zainstalowania Informacje ogólne. Wśród innych prac planowych, można wymienić prace, w zakres których wchodzi wymiana zużytych elementów, a także prace mające na celu poprawę stanu technicznego jednostki transformatorowej. Są to również wszelkie prace podejmowane w celu przywrócenia jednostki transformatorowej do stanu normalnego. A.5.1. Uszczelnianie, mycie i zabezpieczanie antykorozyjne jednostki transformatorowej Uszczelnienia na jednostce transformatorowej wykonuje się według następującego programu: 18

19 ustalenie miejsca wycieku, określenie sposobu uszczelnienia: dokręcenie, wymiana uszczelek lub zastosowanie podkładek uszczelniających (uszczelnianie pokrywy kadzi, włazów rewizyjnych, kominków i okuć izolatorów przepustowych) spawanie nieszczelności kadzi. Guma zastosowana na wymianę uszczelnień, jak i klej stosowany do klejenia, powinny być odporne na olej izolacyjny i na wysoką temperaturę (max 105 st. C). Wymianę uszczelki dokonuje się w przypadku, gdy próby jej dokręcenia nie dały rezultatu. Wymiana niektórych uszczelnień np. na włazach dolnych kadzi wymaga upuszczenia praktycznie całego oleju z kadzi jednostki, a po realizacji pracy ponownego napełnienia i obróbki próżniowej oleju. Powoduje to konieczność poniesienia dodatkowych kosztów związanych z operacją upuszczania, napełniania i obróbki oleju, których to kosztów nie wlicza się w cenę usług będą one kalkulowane osobno w oparciu o ceny podane w tabelach B.10 oraz B.11. Mycie jednostki transformatorowej i osprzętu wykonuje się za pomocą wysokociśnieniowych myjek przemysłowych gorącą woda z dodatkiem detergentów używanych do mycia tłustych elementów. Naprawę powłok wykonuje się po wymyciu powierzchni jednostki transformatorowej. Powierzchnie skorodowane należy czyścić za pomocą szczotki drucianej i papieru ściernego, a następnie nałożyć powłoki antykorozyjne zgodnie z zaleceniami Zamawiającego, tj. jedna warstwa farby podkładowej i dwie warstwy emalii ftalowej dla okrętownictwa. W tabeli B.9 punkt 1 należy podać cenę uszczelniania, mycia i zabezpieczania antykorozyjnego jednej jednostki transformatorowej uśrednioną dla wszystkich typów jednostek transformatorowych jednokadziowych. W cenie należy uwzględnić: uszczelnianie jednostki transformatorowej z niewielkim upuszczeniem oleju np. uszczelnienia pomp i chłodnic, koszt zużytej farby oraz innych materiałów dla pomalowania jednostki transformatorowej. Nie przewidywać kosztów związanych z uzdatnianiem oleju. A.5.2. Kompleksowa wymiana zaworów Wymiany zaworów dokonuje się w przypadku stwierdzenia na zaworach nieszczelności trudnych lub niemożliwych do usunięcia. Wymianie podlegają najczęściej zasuwy z dławnicami. Zasuwy i zawory winny być wymienione na kulowe olejoszczelne. Zawory należy wymieniać po całkowitym spuszczeniu oleju z kadzi. W tabeli B.9 punkt 2a i 2b należy podać cenę wymiany zaworów z uwzględnieniem całkowitego upuszczenia oleju z kadzi oraz jego uzdatniania aż do osiągnięcia przez olej parametrów według tabeli A.3. oraz zakładając, że wymiany dokonuje się odpowiednio na jednostce transformatorowej o mocy do 160 MVA (włącznie) oraz o mocy powyżej 160 MVA wyposażonej w cztery chłodnice, a nowe olejoszczelne zawory dostarcza Wykonawca na własny koszt. W przypadku realizacji pracy na innych jednostkach transformatorowych niż modelowe cena całkowita za realizację usługi zostanie skalkulowana w oparciu o cenę podaną w tabeli B.9 punkt 2a i 2b z uwzględnieniem różnic, w szczególności w liczbie wymienianych zaworów. Różnica w cenie wynikająca z różnicy w liczbie wymienianych zaworów pomiędzy rzeczywistą jednostką, a modelową określona zostanie na podstawie ceny wymiany jednego zaworu wyspecyfikowanej w tabeli B.8, poz.11. A.5.3. Remont szafy zasilania układu chłodzenia wraz z wymianą instalacji elektrycznej na jednostce transformatorowej Remontowi podlegają szafy o dużym stopniu technicznego zużycia zarówno szafy, jak i jej wyposażenia. Remont wykonuje się również wtedy, gdy stwierdzono słabą izolację miedzy wiązkami przewodów a obudową szafy lub gdy szafa posiada uszkodzenia wewnętrzne. W wielu przypadkach potrzeba wymiany elementów jest spowodowana brakiem możliwości pełnego zabezpieczenia obwodów lub brakiem sygnalizacji. Remont wykonuje się również w celu dostosowania funkcji aparatów do obecnych wymagań. W przypadku znacznego zakresu prac remontowych wymagających wymiany ponad 75% aparatury w szafie Zamawiający może podjąć decyzję o wymianie całej szafy na nową. Niejednokrotnie przy remoncie lub wymianie szafy sterowniczej wykonuje się wymianę instalacji elektrycznej na jednostce transformatorowej. Wymiana instalacji elektrycznej najczęściej spowodowana jest uszkodzeniem izolacji kabli lub przewodów. Podstawą do wymiany kabli jest wynik pomiaru izolacji żył kabli między sobą i do ziemi. Brak izolacji lub 19