Eksploatacja populacji dużych transformatorów sieciowych w PSE Operator na przykładzie wybranych zdarzeń Piotr Mański PSE Operator S.A. Piotr Rytka PSE Centrum S.A. Andrzej Zimka PSE Wschód S.A. Jarosław Michalak PSE Południe S.A. Narcyz Bandosz PSE Zachód S.A. Jacek Berendt PSE Północ S.A. 1. Wstęp Celem działania PSE Operator jest świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zapewnianie bezpiecznej i ekonomicznej pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), a także zabezpieczenie współdziałania tego systemu z innymi systemami elektroenergetycznymi. [1] Spółka realizuje te zadania przez: zapewnienie bezpiecznej i ekonomicznej pracy KSE jako części wspólnego, europejskiego systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem wymogów pracy synchronicznej i połączeń asynchronicznych; zapewnienie niezbędnego rozwoju krajowej sieci przesyłowej oraz połączeń transgranicznych; udostępnianie na zasadach rynkowych zdolności przesyłowych dla realizacji wymiany transgranicznej; tworzenie infrastruktury technicznej dla działania krajowego hurtowego rynku energii elektrycznej. [2] Wśród obowiązków nałożonych na operatora sieci przesyłowej (OSP) jest także eksploatacja, konserwacja i remonty sieci przesyłowej, instalacji i urządzeń wraz z połączeniami z innymi systemami elektroenergetycznymi, w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. [3] Sieć przesyłowa to linie NN, głównie 220 i 400 kv, stacje 400, 220 i 110 kv będące w całości własnością PSE Operator oraz 400/110 kv i 220/110 kv, tzw. dzielone, których rozdzielnie GN i pola 110 kv transformatorów należą do PSE Operator, a pozostała część do spółek dystrybucyjnych. Z uwagi na duży obszar działania dla jak najlepszego prowadzenia nadzoru i eksploatacji sieci w strukturach grupy kapitałowej PSE Operator działają tzw. spółki obszarowe, przypisane do poszczególnych rejonów kraju. 2. Polityka eksploatacji transformatorów w PSE Operator SA Przybliżenie polityki eksploatacji transformatorów w PSE Operator wymaga przyjrzenia się skali zadania. Obecnie PSE Operator eks- 87
ploatuje transformatory, autotransformatory i dławiki kompensacyjne zgodnie z wykazem przedstawionym w tab. 1. Uwzględniając uwarunkowania geograficzne i dużą różnorodność typów transformatorów, PSE Operator od kilku lat konsekwentnie realizuje politykę Kompleksowych Usług Transformatorowych (KUT). U jej podstaw leżą decyzje o dokonaniu podziału Krajowego Systemu Energetycznego (KSE) mniej więcej na pół, jeśli chodzi o liczbę transformatorów, przy zachowaniu koordynacji ze strony poszczególnych spółek i obsłudze tych obszarów przez wyspecjalizowane firmy zewnętrzne. Skala zadania obejmującego prace eksploatacyjne na transformatorach, realizowane w trybach planowym, doraźnym i awaryjnym, zmusiła PSE Operator do ogłoszenia publicznego postępowania. Postawiono w nim bardzo wysokie wymagania techniczne i organizacyjne. Skupienie prac w jednym zadaniu pod pojęciem KUT pozwoliło na ich szczegółowe zestawienie oraz zaplanowanie wydatków i uzyskanie korzystnej oferty ze strony doświadczonych firm, bez potrzeby wielokrotnego dzielenia zamówień na każdą stację, transformator czy rodzaj prac. Ponadto została zapewniona umowna gotowość, szczególnie ważna w sytuacjach awaryjnych. Obecnie PSE Operator ma zapewnioną reakcję wykonawców KUT na sytuację awaryjną do 7 godzin od momentu zgłoszenia. Ważnym ogniwem dla prawidłowo funkcjonującej polityki KUT są spółki obszarowe. To one odpowiadają za utrzymanie transformatorów w ruchu. W umowach z wykonawcami KUT pełnią funkcję nadzorującego, bezpośrednio sprawują kontrolę nad jakością i sposobem realizacji prac. Dokonują większości odbiorów, kontrolują spływającą dokumentację i dbają o realizację wniosków. Mają również obowiązek powiadamiania właściciela o wszelkich nieprawidłowościach. Innym ważnym zagadnieniem jest zapewnienie pewności zasilania określonego umowami o świadczenie przesyłu energii elektrycznej ze spółkami dystrybucyjnymi. Określone w nich zostały szczegółowe sumaryczne czasy wyłączeń tzw. MD (miejsca dostarczania energii), przez które rozumie się pojedyncze transformatory lub ich sumę pracującą w danej stacji. Obejmują one zarówno wyłączenia planowe, jak i awaryjne. Ważny jest sumaryczny czas wyłączeń planowych w danym roku oraz czas konieczny na naprawę Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia bądź wymianę jednostki. Wymuszają one na służbach eksploatacyjnych takie prowadzenie eksploatacji, aby w pierwszej kolejności zapobiegać awariom, a w razie ich wystąpienia być przygotowanym do jej usunięcia w terminie określonym w ww. umowach. 3. Diagnostyka transformatorów U podstaw prawidłowej polityki eksploatacyjnej leży diagnostyka off-line i on-line. Podlega jej: osprzęt transformatora, np. izolatory przepustowe, podobciążeniowy przełącznik zaczepów (PPZ), układ chłodzenia, zabezpieczenia firmowe, szafy: sterowania układem chłodzenia, napędu PPZ i zabezpieczeń, izolacja transformatora, w tym przede wszystkim olej transformatorowy, część aktywna transformatora, czyli badania elektryczne. Diagnostyka w PSE Operator realizowana jest zgodnie z instrukcją organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN [4]. Ten ważny dokument określa szczegółowo rodzaje prac i badań, jakie muszą być podejmowane na poszczególnych elementach sieci przesyłowej, w tym również na transformatorach. Podaje też czasy ich realizacji, wytyczne odnośnie do wyników badań diagnostycznych, działań eksploatacyjnych itp. Coraz większego znaczenia nabiera diagnostyka on-line. Stałe monitorowanie parametrów transformatora i otoczenia, w którym pracuje, pozwala kontrolować jego stan techniczny i reagować na ewentualne nieprawidłowości, jeśli wystąpią wcześniej niż planowane badania off-line. Dane gromadzone bezustannie w trybach krótkookresowym i długookresowym stanowią ważne źródło informacji w razie wystąpienia usterki. Rozwój tego rodzaju systemów przyspiesza stały postęp w obszarze telekomunikacji, który upowszechnia monitoring on-line. Rozwiązania wymaga też akumulacja danych z wielu systemów w jednym miejscu, podejście do ich obserwacji i analizy oraz wypracowanie skutecznych metod reagowania. Obecnie to diagnostyka off-line wciąż stanowi podstawę do określania stanu technicznego transformatorów, zwłaszcza starszych jednostek, które z racji wieku nie są wyposażane w systemy 88
Rys. 1. Widok ogólny autotransformatora 400/220 kv, 500 MVA Status Przekładnia Suma Jednostki pracujące w systemie - 1 14 110/SN 3 220/110 116 400/110 39 400/220 19 750/400 2 6 Suma 220/110, 400/110 i 400/220 kv 180 Suma wszystkich 197 Tab. 1. Wykaz transformatorów pracujących w KSE 1 Jednostki dodawcze (z regulacją) 6 szt., przesuwniki fazowe 2 szt. oraz dławiki kompensacyjne 6 szt. 2 Jednostki 1-fazowe (w sumie 2 zestawy)
Rys. 2. Widok części aktywnej autotransformatora 400/220 kv, 500 MVA Rys. 3. Styki ruchome i stałe zlokalizowane w klatce wybierakowej przełącznika zaczepów. Widoczne zsunięcie styku ruchomego
monitoringu on-line. Wymaga ona współpracy z wyspecjalizowanymi firmami i ośrodkami badawczymi. Wnioski płynące z analizy tych badań pozwalają na coraz lepsze i skuteczniejsze działania. 4. Przykłady Pomimo nieustannych wysiłków podejmowanych w celu zapobiegania awariom w dalszym ciągu są one obecne, a stopień ich złożoności wielokrotnie zaskakuje. Poniżej przedstawiono kilka wybranych zdarzeń wraz z opisem i próbą analizy wydarzeń. 4.1. Uszkodzenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów autotransformatora 500 MVA Jednym ze zdarzeń, które wymagało od specjalistów PSE Operator i wykonawcy KUT podejmowania szybkich decyzji logistycznych, organizacyjnych i technicznych, w oparciu o złożone i często niepełne dane, było uszkodzenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów autotransformatora 400/220 kv o mocy 500 MVA. Na rys. 1 przedstawiono widok ogólny autotransformatora. W kwietniu 2008 r. w godzinach wieczornych nastąpiło samoczynne wyłączenie autotransformatora 400/220 kv o mocy 500 MVA. Przyczyną wyłączenia było pobudzenie II stopnia zabezpieczenia gazowo-przepływowego kadzi głównej. Stwierdzono również pobudzenie I stopnia zabezpieczenia gazowo-przepływowego kadzi głównej. Nie stwierdzono pobudzeń innych zabezpieczeń. W trakcie wystąpienia zakłócenia nie odbywało się przełączenie PPZ. Natychmiast został powiadomiony wykonawca kompleksowych usług transformatorowych. W ciągu 5 godzin od wyłączenia autotransformatora na stację dotarła brygada wykonawcy KUT. Wykonano oględziny jednostki, w tym przekaźnika gazowo-przepływowego kadzi głównej w celu wykluczenia jego nieprawidłowego działania. Nie stwierdzono uszkodzeń zewnętrznych autotransformatora i elementów jego wyposażenia. Pobrano próbkę oleju z kadzi głównej i oleju z przekaźnika Buchholza (cały przekaźnik wypełniony był olejem) i zawieziono do laboratorium w celu wykonania analizy DGA. Następnego dnia po wyłączeniu wykonano pełen zakres pomiarów pomontażowych. Na podstawie wyników badań próbek oleju stwierdzono, iż ilość wodoru w gazie przekaźnika Buchholza jest blisko dziesięciokrotnie większa od oznaczonej w oleju pobranym z kadzi głównej i wynosi odpowiednio 2286 ppm oraz 250 ppm. Stwierdzono również anomalie w postaci dwukrotnie dłuższego czasu cyklu przełączania z zaczepu parzystego na nieparzysty. W kolejnych dniach wykonano przegląd przełącznika mocy, wymieniono przekaźnik gazowo-przepływowy i wykonano pomiary pomontażowe Wyniki pomiarów były pozytywne. Autotransformator załączono do pracy 5 dni od wystąpienia awarii. Jednocześnie podjęto decyzję o wykonaniu rewizji wewnętrznej z demontażem izolatorów i pokrywy autotransformatora w trakcie planowanego wyłączenia eksploatacyjnego w maju. Widok części aktywnej autotransformatora przedstawiono na rys. 2. W jego trakcie wykonano oględziny autotransformatora z demontażem izolatorów przepustowych, rozprzęgnięciem przełącznika zaczepów oraz zdjęciem pokrywy. Podczas rewizji wewnętrznej nie stwierdzono żadnych nieprawidłowości części aktywnej, dostępnej do oględzin tylko po stronie zewnętrznej, oraz śladów obecności wyładowań na odprowadzeniach do przepustów. Zauważono natomiast opalone styki stałe nr 11, 13 i 15 oraz styk ruchomy nieparzystego wieńca klatki wybierakowej przełącznika fazy W świadczące, iż występowały tu iskrzenia w trakcie zmiany pozycji zaczepowej, mogące być przyczyną awaryjnego wyłączenia autotransformatora. W następnych dniach usunięto stwierdzone podczas rewizji wewnętrznej usterki, w tym m.in. zregenerowano opalone styki stałe i ruchome klatki wybierakowej przełącznika zaczepów. Podczas kontroli pracy przełącznika zostało zaobserwowane zsuwanie się styków ruchomych ze styków stałych wybieraka przełącznika zaczepów. Widoczne zsunięcie styku ruchomego pokazuje rys. 3. Podczas szczegółowych oględzin stwierdzono, iż zsunięcie styków ruchomych i stałych następuje po procesie przełączania przełącznika mocy prawdopodobnie na skutek udaru mechanicznego spowodowanego rozładowaniem energii sprężyny. Proces ten występował przypadkowo bez żadnej prawidłowości względem numeru aktualnego zaczepu lub którejś z faz. Zsuwały się styki niepracujące, a więc nieprzewodzące właśnie prądu. Po zakończeniu prac wykonano z wynikiem po- nr 2 (8) 2011 91
zytywnym badania pomontażowe autotransformatora. Z uwagi na trudności w ocenie przyczyn i skutków, jakie może powodować ww. zjawisko, podjęto decyzję o załączeniu jednostki do ruchu, jak również zwrócono się o pomoc w ocenie sytuacji do producenta autotransformatora. Po dwóch tygodniach działań autotransformator załączono do pracy. Następnego dnia, po niespełna 12 godzinach od załączenia jednostki do pracy, nastąpiło pobudzenie I stopnia zabezpieczenia gazowo-przepływowego kadzi głównej. Pobrano próbki gazów oraz oleju z kadzi głównej w celu przeprowadzenia badań. Wynik analizy pobranych gazów wskazywał na wyładowanie zupełne w kadzi autotransformatora. Autotransformator pozostawał pod obciążeniem. Po dwóch dniach pobrano próbki oleju dla wykonania analizy DGA w celu określenia przyrostu gazów zawartych w badanym oleju. Wyniki potwierdziły wyładowania w kadzi autotransformatora. W tym samym dniu podjęto decyzję o wyłączeniu jednostki i wykonaniu pomiarów wyładowań niezupełnych metodą akustyczną. Potwierdziły one koncentrację wyładowań niezupełnych w okolicy klatki wybierakowej przełącznika zaczepów. Podjęto decyzję o niezałączaniu autotransformatora do czasu wyjaśnienia i usunięcia przyczyn wyłączeń. Po 9 tygodniach uzgodnień z producentem jednostki zorganizowano rewizję wewnętrzną z udziałem przedstawicieli serwisu producenta przełącznika zaczepów. Jednak oględziny pozwoliły jedynie na ocenę możliwych przyczyn usterki oraz na określenie zakresu naprawy. Z uwagi na wagę stacji w prawidłowej pracy KSE podjęto decyzje o załączeniu autotransformatora do pracy z zablokowanym przełącznikiem zaczepów. Jednocześnie rozpoczęto procedury zmierzające do wykonania remontu bądź wymiany przełącznika zaczepów. We wrześniu 2009 roku przystąpiono do naprawy. Wykonano badania i pomiary autotransformatora przed rozpoczęciem prac. Ponownie upuszczono olej z kadzi autotransformatora i przygotowano jednostkę do rewizji oraz naprawy klatki wybierakowej. Prace naprawcze wykonywał serwis producenta przełącznika zaczepów pod nadzorem producenta transformatora. W trakcie prac wykonano m.in. wymianę płaskich styków ruchomych klatki wybierakowej na styki odpowiednio wyprofilowane z zaokrąglonym końcem uniemożliwiające wypadanie styku ruchomego ze Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia styku stałego. Wykonano kompleksowy przegląd przełączników mocy z wymianą m.in. sprężyn, oporników, nadmiernie zużytych elementów. Prace naprawcze zakończono w ciągu trzech tygodni od wyłączenia jednostki. Po uzyskaniu pozytywnych wyników badań autotransformatora jednostkę zakończono do ruchu. W listopadzie 2010 r., czyli nieco ponad rok od zakończenia naprawy, miało miejsce awaryjne wyłączenie autotransformatora na skutek zwarcia dwufazowego i do ziemi. Skala uszkodzeń uniemożliwia eksploatację jednostki bez jej naprawy w wyspecjalizowanej fabryce. 4.2. Naprawa izolatora przepustowego 400 kv w trakcie prac eksploatacyjnych Przykładem zapobiegnięcia awarii izolatora przepustowego może być awaryjna naprawa izolatora przepustowego 400 kv na transformatorze 250 MVA. Transformator jest wyposażony po stronie 400 kv w trzy olejowe izolatory przepustowe kondensatorowe typu: WTXF 420 RED 1675/1000, produkcji MICAFIL Szwajcaria. Podczas planowego wyłączenia jednostki transformatorowej wykonano pomiary izolatorów przepustowych. Pomiar współczynnika stratności dielektrycznej i pojemności izolatorów 400 kv wykazał uszkodzenie przepustu fazy 1A. Oględziny izolatora wykazały widoczne ślady wypalenia i rozszczelnienia na zacisku pomiarowym. Z wnętrza izolatora przepustowego wyciekał olej poprzez zacisk pomiarowy. Analiza chromatograficzna gazu z oleju (DGA) pobranego z izolatora przepustowego wskazała na występowanie wyładowań zupełnych o dużej gęstości energii. Transformator nie nadawał się do dalszej eksploatacji. Podjęto decyzję o demontażu uszkodzonego izolatora celem jego naprawy lub wymiany. Z magazynu PSE Operator został pobrany zamienny izolator typu COT 1550-1000 produkcji TRENCH Francja i przewieziony na stację. Należy zaznaczyć, że zastosowanie zamiennika (izolatora innego typu) wiąże się zazwyczaj z dodatkowymi pracami adaptującymi izolator do zainstalowania na transformatorze. Po zorganizowaniu niezbędnego sprzętu na stacji przez agregat próżniowy upuszczono olej z kadzi transformatora w ilości ok. 20 ton, do poziomu niezbędnego do prac demontażowych izolato- 92
Rys. 4. Widok zacisku pomiarowego Rys. 5. Widok ogólny uszkodzonego autotransformatora 220/110 kv, 160 MVA
Rys. 6. Widok ogólny autotransformatora 220/110 kv, 160 MVA po naprawie Rys. 7. Jednostka dodawcza zestawu autotransformatora 400/220 kv, 500 MVA po awarii. Widok ogólny
ra. Zdemontowano izolator wraz z kominkiem. Po wykręceniu zacisku pomiarowego z kołnierza izolatora przepustowego w wyniku oględzin stwierdzono: odlutowanie się linki od zacisku pomiarowego, okopconą końcówkę linki w miejscu lutowania z bolcem zacisku pomiarowego, okopcenie bolca i styków uziemiające zacisk pomiarowy, brak innych widocznych uszkodzeń. Analiza stanu zacisku pomiarowego oraz linki łączącej zacisk pomiarowy z zewnętrzną okładziną kondensatora wykazała, że w wyniku braku prawidłowego uziemienia zacisku pomiarowego w trakcie normalnej pracy przepustu pojawiało się iskrzenie na bolcu zacisku pomiarowego i wzrost jego temperatury. Na skutek wysokiej temperatury nastąpiło wylutowanie linki z bolca zacisku pomiarowego i tym samym przeniesienie iskrzenia do wewnątrz izolatora przepustowego, co potwierdziła analiza DGA oleju. Na rys. 4 przedstawiono widok zacisku pomiarowego izolatora przepustowego. W wyniku wewnętrznego iskrzenia ciśnienie w izolatorze wzrosło, co spowodowało w efekcie rozszczelnienie zacisku pomiarowego. Naprawę uszkodzonego zacisku pomiarowego wykonano na miejscu. W trakcie prowadzonych prac demontażowych izolatora wraz z kominkiem zauważono niewielkie wypalenie na wyprowadzeniu uzwojenia. Przyczyny powstania wypalenia nie określono. Ślady wypalenia mogły powstać na etapie produkcji transformatora, podczas lutowania łączenia uzwojenia z przewodem wyprowadzającym, tzw. batem. W miejscu łączenia uzwojenia z przewodem wyprowadzającym uzupełniono izolację papierową. Zamontowano naprawiony izolator wraz z kominkiem. Kadź transformatora napełniono olejem przez układ próżniowy. Olej w kadzi transformatora poddano obróbce próżniowej. Wykonano pomiary kontrolne transformatora z wynikiem pozytywnym. Czwartego dnia od momentu stwierdzenia uszkodzenia izolatora transformator był gotowy do załączenia pod napięcie i do dalszej eksploatacji. 4.3. Awarie transformatorów spowodowane eksplozją izolatora przepustowego 220 kv typu OTF 1050/245 W krótkim czasie na dwóch różnych transformatorach miały miejsce zakłócenia spowodowane uszkodzeniem izolatora przepustowego pierwsze z nich na autotransformatorze 220/110 kv, 160 MVA. Uszkodzenie izolatora spowodowało zwarcie jednofazowe z uziemionymi elementami konstrukcyjnymi i w konsekwencji pożar w obszarze stanowiska autotransformatora. Zabezpieczenia autotransformatora oraz automatyka stacyjna działały prawidłowo, jednostka została wyłączona przez zabezpieczenia firmowe i elektryczne. Akcję gaśniczą prowadziły jednostki straży pożarnej wezwane przez dyżurnego stacji. Straż przyjechała po 14 min od eksplozji. Widok ogólny uszkodzonego autotransformatora 220/110 kv, 160 MVA przedstawiono na rys. 5. Na podstawie przeprowadzonej wizji lokalnej stwierdzono: a) całkowite zniszczenie izolatora przepustowego fazy L2 220 kv, b) przegrzane i rozmietlone wyprowadzenie uzwojenia 220 kv fazy L2 do izolatora przepustowego, c) uszkodzone części porcelanowe izolatorów: 4. fazy L1 strony 220 kv 20 kloszy, fazy L3 strony 220 kv 21 kloszy, fazy L1 strony 110 kv 3 klosze, fazy L2 strony 110 kv 3 klosze, fazy L3 strony 110 kv 3 klosze, punktu neutralnego 3 klosze, d) uszkodzony wskaźnik oleju konserwatora PPZ, e) spaloną instalację elektryczną pomiędzy chłodnicami nr 3 i 4 oraz przegrzaną instalację zasilającą szafkę zabezpieczeń chłodnicy nr 4, f) przegrzany dolny zawór odcinający dopływ oleju z chłodnicy nr 4 do kadzi, g) uszkodzony termometr oraz wskaźnik przepływu oleju chłodnicy nr 4, h) uszkodzoną izolację przewodów przekładników prądowych w izolatorach przepustowych strony 220 kv, i) uszkodzoną izolację czujników temperatury zainstalowanych na pokrywie, j) drobne uszkodzenia rurek radiatorów chłodnic, k) zabrudzenia i zanieczyszczenia spalenizną powierzchni w okolicach: kominka izolatora 220 kv fazy L2, belki wzmacniającej kadź od strony 220 kv, pomp, zaworów odcinających oraz rur i pokryw chłodnic nr 3 i 4, nr 2 (8) 2011 95
pokrywy kadzi przy chłodnicach nr 1 i 2 wraz z instalacją elektryczną zasilającą wentylatory i pompę chłodnicy nr 1, pokrywy kadzi przy kominku izolatora 220 kv fazy L3 oraz gniazd czujek pomiaru temperatury, fundamentów pomiędzy chłodnicami nr 3 i 4, chłodnicami nr 1 i 2 oraz miejscowych powierzchniach misy, l) obecność zaoliwionej wody oraz pozostałości gaszenia pożaru w misie i separatorze AWAS, m) uszkodzenia izolacji aparatury w polu 110 kv, należącym do spółki dystrybucyjnej w zakresie: 1 klosza przekładnika napięciowego fazy L3, drobnych pojedynczych obić izolacji ogranicznika przepięć fazy L2 oraz odłącznika liniowego fazy L2. Skala zakłócenia pozwalała na jego usunięcie na stanowisku. Zakres prac obejmował: 1. wymianę na nowe izolatorów 220 kv, 2. remont izolatorów 110 kv oraz punktu neutralnego, 3. kompleksową wymianę uszczelnień (bez uszczelki głównej), 4. wymianę zaworów na kulowe, 5. wymianę instalacji elektrycznej, 6. wymianę uszkodzonej aparatury na autotransformatorze, 7. remont pomp olejowych i silników wentylatorów, 8. przegląd konserwatora, 9. malowanie autotransformatora, 10. uzdatnianie oleju. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Widok ogólny autotransformatora 220/110 kv, 160 MVA po naprawie przedstawiono na rys. 6. Całość prac obejmujących działania poawaryjne trwała od 18 września do 3 listopada zakończyła się odbiorem technicznym i przekazaniem autotransformatora do eksploatacji, którą poprzedziła pomyślnie zakończona próba napięciowa i obciążeniowa. 45-dniowy czas remontu mógłby być krótszy, gdyby nie konieczność oczekiwania na nowe izolatory przepustowe 220 kv, niemniej udało się dotrzymać terminów określonych w umowie o świadczenie przesyłu energii. Kolejne uszkodzenie wystąpiło na jednostce dodawczej zestawu autotransformatora 400/220 kv, 500 MVA. W wyniku uszkodzenia i eksplozji izolatora nastąpiło wyłączenie z zabezpieczenia różnicowego. Przeprowadzono oględziny zewnętrzne oraz rewizję wewnętrzną. Rewizji dokonano przez otwory po zdemontowanych kominkach wszystkich izolatorów 220 kv oraz włazy rewizyjne przełącznika zaczepów. Oprócz wcześniej stwierdzonych uszkodzeń zewnętrznych, w tym w szczególności wszystkich 6 szt. izolatorów przepustowych 220 kv, w wyniku rewizji stwierdzono: a) Ślady przegrzania na izolacji papierowej oraz miedzi odpływów faz A oraz C od strony zasilania. b) Osad koloru czarnego (o połysku metalicznym) na odsłoniętych miedzianych połączeniach klatek wybierakowych przełączników zaczepów. c) Leżąca na dnie kadzi nakrętka śruby mocującej w kadzi transformator wzbudzający (nakrętka została nakręcona na właściwą śrubę). d) Luźne śruby spychowe pozycjonujące część aktywną transformatora dodawczego. e) Przegrzane i popękane uszczelki gumowe pod kominkami. f) Rozszczelnienie (wyciek oleju) spod płyty montażowej przełączników zaczepów. g) Spaloną instalację elektryczną, pomiarową i sygnalizacyjną na transformatorze oraz kable sterownicze, sygnalizacyjne i zasilające przełącznika zaczepów. h) Liczne wycieki oleju na płaszczu kadzi. i) Uszkodzone w wyniku pożaru wszystkie zabezpieczenia fabryczne transformatora (przekaźnik gazowo-podmuchowy kadzi głównej, przekaźniki podmuchowe wszystkich faz PPZ, rura przeciwwybuchowa, zawór zwrotny). j) Nieszczelność beczki przełącznika mocy fazy A. Widok ogólny jednostki dodawczej zestawu autotransformatora 400/220 kv, 500 MVA po awarii przedstawiono na rys. 7. W zakresie widocznym do oględzin i w trakcie rewizji nie stwierdzono uszkodzeń lub nieprawidłowości części aktywnych żadnego z umieszczonych w kadzi transformatorów: wzbudzającego i dodawczego. Wykonane po rewizji pomiary stanu mechanicznego uzwojeń metodą SFRA nie wykazały nieprawidłowości brak różnic w przebiegach pomiędzy poszczególnymi fazami. 96
Jednostka główna, po usunięciu usterek, została załączona do ruchu. Po zakończeniu procedur związanych z wyborem wykonawcy naprawy rozpoczęto prace w październiku 2010 r. Jednostka dodawcza została poddana naprawie. Zestaw załączono do ruchu w listopadzie 2010 r. Pozostały do wykonania prace na jednostce głównej, które planowane są w połowie 2011 r. 5. Wnioski 1. Spójna i konsekwentna polityka eksploatacji, przy udziale wyspecjalizowanych firm, gwarantuje niezawodną pracę populacji transformatorów, a konsekwencji krajowego systemu elektroenergetycznego. Zapewnia ona: Gotowość do podjęcia działań, niezależnie od ich rodzaju i skali, w dowolnym czasie. Obserwację podejmowanych działań i ich analizę na przyszłość, pozwalającą na eliminowanie ewentualnych nieprawidłowości, doskonalenie kadry, modyfikowanie planów, kontrolę kosztów. Doskonalenie zabiegów związanych z organizacją prac i ich koordynacją. Wymianę informacji pomiędzy wszystkimi stronami zaangażowanymi w realizację prac na transformatorach. 6. Dla PSE Operator istotna z punktu widzenia realizacji prac zgodnie z przyjętymi wymaganiami i założeniami jest rola spółek obszarowych wchodzących w skład grupy kapitałowej. Ich personel bezpośrednio nadzoruje wykonywane prace i wpływa na dalsze kształtowanie polityki eksploatacji. 7. Wykonawcy kompleksowych usług transformatorowych dzięki wieloletnim umowom na świadczenie usług mogą się skupić na podnoszeniu ich jakości. 8. Kluczowym zagadnieniem w prawidłowo prowadzonej polityce eksploatacji jest diagnostyka, rozumiana jako szereg działań związanych z badaniami off-line oraz wprowadzaniem i obsługą nowoczesnych systemów monitoringu transformatorów. 9. W celu dalszego doskonalenia personelu koordynującego eksploatację transformatorów oraz nabywania wiedzy o transformatorach i ich eksploatacji PSE Operator uczestniczy aktywnie w pracach międzynarodowej organizacji CIGRE. Bezpośrednio związane z eksploatacją transformatorów są prace Komitetu Studiów SC A2. Literatura [1] STATUT Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA, par. 6, ust. 1 [2] www.pse-operator.pl [3] Ustawa Prawo energetyczne, art. 9c ust. 2 [4] Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN, PSE Operator, 2006 nr 2 (8) 2011 97