Załącznik nr 2A do SIWZ. Opis Przedmiotu Zamówienia Wymiana transformatorów blokowych TB 1-4 w ESP Porąbka Żar

Załącznik nr 2A do SIWZ Opis Przedmiotu Zamówienia Wymiana transformatorów blokowych TB 1-4 w ESP Porąbka Żar 1

1. OPIS STANU ISTNIEJĄCEGO. 1.1. Dane ogólne o elektrowni. Elektrownia Szczytowo Pompowa Porąbka-Żar (adres: ul. Energetyków 9, 34-312 Międzybrodzie Bialskie) to druga, co do wielkości elektrownia szczytowo-pompowa w Polsce uruchomiona w 1979 r. Elektrownia wykorzystuje jako zbiornik dolny zaporowe jezioro Międzybrodzkie na rzece Sole (w województwie śląskim). Górny zbiornik (całkowicie sztuczny) wybudowany jest na szczycie góry Żar. Jest to jedyna w kraju elektrownia podziemna. Rurociągi, sztolnia kablowa (dla wyprowadzenia mocy i zasilania potrzeb własnych) i komunikacyjna (dla obsługi i transportu urządzeń), komora główna elektrowni z nastawnią mieszczą się w wydrążonym wnętrzu góry Żar. Lustro jeziora Międzybrodzkiego znajduje się na wysokości około 318 m npm, a zbiornika górnego na wysokości około 750 m npm, co daje tzw. średni spad statyczny 432 m. Elektrownia jest klasyczną elektrownią szczytowo-pompową przeznaczoną do regulacji systemu energetycznego w czasie szczytów i zapadów obciążenia. Krótki rozruch elektrowni (180 sek. do pracy generacyjnej) kwalifikuje ją również do pracy interwencyjnej. Podstawowe parametry elektrowni: ilość turbozespołów: 4 szt. moc zainstalowana - generacja: 500 MW (osiągalna 540 MW) moc zainstalowana - pompowanie: 540 MW średni spad statyczny: 432 m czas pracy 4ch turbozespołów - generacja: 4 h czas pracy 4ch turbozespołów - pompowanie: 5 h sprawność cyklu: 75% Podstawowe wyposażenie technologiczne elektrowni stanowią: 4 turbiny odwracalne typu : o o o moc znamionowa: 127 MW moc w pracy pompowej: 135 MW prędkość obrotowa: 600 obr/min o przełyk nominalny: 35 m 3 /s o wydajność w pracy pompowej: 28,8 m 3 /s 2

o średnica wirnika: 3,1 m 4 generatory synchroniczne o o moc znamionowa 150 MVA napięcie znamionowe: 13,8 kv o współczynnik mocy (cos φ): 0,9 4 asynchroniczne silniki rozruchowe: o o moc krótkotrwała: 8 MW napięcie znamionowe: 13,8 kv 4 transformatory blokowe: o o moc znamionowa: 150 MVA napięcie znamionowe: 13,8 kv / 242 kv Z odczepu na napięciu 13,8kV każdego generatora zasilane są silniki rozruchowe turbozespołów do pracy pompowej. Cztery transformatory blokowe zlokalizowane są w wydzielonych komorach w kawernie elektrowni. Z każdego transformatora wyprowadzone są (sztolnią) linie kablowe 220kV do napowietrznej rozdzielni odłącznikowej 220kV zlokalizowanej na terenie elektrowni. Stąd, dwoma napowietrznymi liniami moc jest przesyłana do stacji 220 kv Bujaków. W komorze elektrowni zlokalizowane są ponadto: - rozdzielnie potrzeb własnych 6kV i 0,4kV, - rozdzielnie napięcia stałego 220VDC i 24VDC - rozdzielnie napięcia gwarantowanego 230VAC. Prowadzenie ruchu elektrowni odbywa się z nastawni zlokalizowanej również w komorze elektrowni. W części naziemnej elektrowni, w budynku usług technicznych z częścią biurową umieszczone są: - 3 sekcyjna rozdzielnia 30kV, - rozdzielnie 6 kv i 0,4kV potrzeb własnych i potrzeb ogólnych elektrowni. Przy górnym zbiorniku zlokalizowanym na górze Żar umieszczona jest rozdzielnia niskiego napięcia 0,4kV. 1.2. Układ wyprowadzenia mocy. Układ wyprowadzenia mocy każdego bloku złożony jest z: 3

- jednofazowych przewodów ekranowanych (3xELPE 24/7000A) przyłączonych od zacisków generatora/silnika (13,8 kv), doprowadzonych do odłączników zmiany systemu pracy, - trójfazowych odłączników zmiany systemu pracy zlokalizowanych w szafach, - jednofazowych przewodów ekranowanych (3xELPE-24/7000A) łączących odłączniki zmiany systemu pracy z wyłącznikiem generatorowym, - wyłącznika generatora (typ HGI3, In=7000A), - jednofazowych przewodów ekranowanych (In=7000 A) łączących wyłącznik z transformatorem blokowym 150 MVA, 242/13,8 kv, - trzech jednofazowych kabli typu XnRUHAKXS 1x400 RMC/120 127/220(245)kV poprowadzonych sztolnią o długości ok. 700 m, łączących transformator blokowy zlokalizowany w komorze elektrowni z napowietrzną rozdzielnią odłącznikową 220 kv, Bloki nr 1 i 2 przyłączone są do linii 220kV nr 1, bloki nr 3 i 4 do linii 220 kv nr 2, Linie 220 kv nr 1 i 2 są przyłączone do rozdzielni 220 kv w stacji Bujaków. Na napięciu generatorowym 13,8kV każdego turbozespołu [pomiędzy wyłącznikiem generatorowym a transformatorem blokowym] wykonane są odczepy [jednofazowymi przewodami ekranowanymi (3xELPE-24/2000A)] zasilające: - silnik rozruchowy [o mocy 8 MW, 13,8kV+/-10%], służący do rozruchu turbozespołu do pracy pompowej, - transformator zasilania układu wzbudzenia generatora/silnika [680kVA; 13,8/0,315kV] 1.3. Generatory/silniki. Dane techniczne generatorów/silników turbozespołów odwracalnych: synchroniczny, 3 fazowy, moc znamionowa; - praca prądnicowa 150 MVA, 135MW, cos = 0,9, 6276 A - praca silnikowa 150 MVA, 150MW, cosφ=1, 6276 A znamionowe napięcie znamionowa prędkość obrotowa 600min -1 maksymalny trwały pobór mocy przy pracy silnikowej - dopuszczalna moc bierna 13,8kV (±) 10%, 50 Hz 138 MW przy tym obciążeniu od -42Mvar do +62 Mvar Generatory/silniki wyposażone są w statyczne układy wzbudzenia typu SEMIPOL. 4

1.4. Silniki rozruchowe. Są to silniki asynchroniczne, trójfazowe, pierścieniowe, osadzone bezpośrednio na wale generatora/silnika. Poza uruchamianiem turbozespołów do pracy pompowej silniki są wykorzystywane również do hamowania elektrycznego. Do obwodów wirników silników rozruchowych przyłączone są regulowane oporniki płynowe. Podstawowe parametry silnika: - typ asynchroniczny - moc 8MW - napięcie znamionowe 13,8kV [+/-]10% - prąd znamionowy 340 A - synchroniczna prędkość obrotowa 750 min -1 1.5. Transformatory blokowe. Transformatory blokowe TB1,TB2,TB3,TB4 o mocach po 150MVA i przekładni 242/13,8 kv pracują od czasu uruchomienia elektrowni. Każdy transformator zlokalizowany jest w osobnej kawernie w komorze elektrowni. Dostęp do kawern prowadzi przez sztolnię transportową o długości ok. 500 m. Pod komorami transformatorów TB1 i TB2 na najniższym poziomie elektrowni, poniżej poziomu 260,66 znajduje się szczelny zbiornik do awaryjnego zrzutu oleju (wspólny dla obu transformatorów), o pojemności odpowiadającej objętości oleju jednego transformatora. Podobny zbiornik jest zainstalowany pod komorami transformatorów TB3 i TB4. Parametry istniejących transformatorów blokowych: moc znamionowa częstotliwość napięcia znamionowe prąd znamionowy 150 000 kva f=50 Hz napięcie zwarcia 12,36% temperatura wody chłodzącej przyrosty temperatur gwarantowana pełna moc transformatora rodzaj chłodzenia grupa połączeń znamionowy przepływ wody górne GN: 242 000V dolne DN : 13 800V strony GN: 358A strony DN: 6276A do 25 o C średni uzwojeń +65st.C rdzenia +70st.C maksymalny oleju +60 st.c 150MVA przy zmianie napięcia +/-10% OF-WF YNd11 5 X 280 l/min 5

znamionowy przepływ oleju 5 X 1400 l/min masa całkowita 169,1 T masa oleju 34,1 T masa części wyjmowanej 102,2 T masa trafo z olejem 150 T masa trafo bez oleju 116 T wymiary transformatora [mm] wysokość (z głowicą olejową i konserwatorem) 7430 szerokość z chłodnicami i rurami 4770 długość z konserwatorem 8100 zbiornik awaryjnego zrzutu oleju ok. 40m 3 [jeden na dwa transformatory] Transformatory wyposażone są w następujące układy gaszenia: 1. Gaszenie wodą, z instalacji umieszczonej w komorach transformatorów, uruchamiane ręcznie przez obsługę. 2. Gaszenie dwutlenkiem węgla (CO 2 ), uruchamiane z nastawni przez obsługę. 1.6. Kable 220kV. Jednożyłowe kable typu XnRUHAKXS 1x400 RMC/120 127/220(245)kV podłączone są pod zaciski GN transformatorów blokowych, ułożone w sztolni o długości ok. 700 m i doprowadzone do napowietrznej rozdzielni odłącznikowej 220kV zlokalizowanej na terenie elektrowni. 1.7. Układ zasilania potrzeb własnych. Potrzeby własne elektrowni zasilane są z sieci 30kV należącej do ENION S.A. oddział Bielsko- Biała Beskidzka Energetyka oraz z będącej własnością PGEEO SA linii kablowej 30kV łączącej EW Porąbka-Żar z EW Tresna. Odbiory potrzeb własnych turbozespołów i potrzeb ogólnych elektrowni zasilane są poprzez trójsekcyjną rozdzielni 30kV zlokalizowaną w budynku usług technicznych. Do poszczególnych sekcji rozdzielni 30kV zasilania potrzeb własnych elektrowni Porąbka-Żar doprowadzone są linie 30kV napowietrzno-kablowe lub kablowe, tj : - do sekcji 1 jest przyłączona linia kablowa 30kV (własność PGEEO SA) z EW Tresna - do sekcji nr 2 jest przyłączona linia 30kV z EW Porąbka i linia sieci 30kV Beskidzkiej Energetyki - do sekcji nr 3 jest przyłączona linia napowietrzno-kablowa z EW Tresna. Pomiędzy sekcjami rozdz. 30 kv 1-2 i 2-3 zainstalowane są wyłączniki sekcyjne sterowane z nastawni elektrowni i lokalnie z rozdzielni. 6

Potrzeby własne turbozespołów i potrzeby ogólne elektrowni zasilane są w sposób opisany poniżej. Rozdzielnie 6 kv RG1, RG2, RG3 zlokalizowane w części podziemnej elektrowni zasilane są z osobnych sekcji rozdzielni 30kV poprzez trzy transformatory Tt1, TP, Tt3 o mocach po 4 000 kva i przekładniach 31,5 / 6,3 kv. Z rozdzielnic 6 kv RG1 (RG3) zasilane są odbiory technologiczne oraz poprzez transformatory 1 000 kva, 6/0,4kV odbiory potrzeb własnych turbozespołów. Rozdzielnia 6kV RG2 stanowi rozdzielnię rezerwową dla ww. dwóch rozdzielni. Na wyłącznikach sprzęgłowych rozdzielni RG2-RG1 i RG2-RG3 zastosowane są układy SZR i PPZ. Rozdzielnie 6 kv RG4, RG5 zlokalizowane w budynku usług technicznych zasilane są z sekcji 1 i 3 rozdzielni 30kV przez transformatory Tt2 i Tt4 o mocach po 2500kVA i przekładniach 31,5/6kV. Na wyłącznikach zasilających i sprzęgle rozdzielni RG4-RG5 zainstalowane są układy SZR i PPZ. 7

2. OPIS PRZEDMIOTU ZAMÓWIENIA 2.1. Przedmiot zamówienia i ramowy zakres robót. Przedmiotem zamówienia jest wykonanie, dostawa, montaż i udział w rozruchu transformatorów blokowych dla hydrozespołów nr 1, 2, 3, 4 w elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka-Żar. W związku z modernizacją elektrowni i zmianą sposobu zasilania potrzeb własnych przewiduje się wymianę czterech istniejących transformatorów blokowych o mocach 150MVA i przekładni 242 / 13,8 kv. Po modernizacji zasilanie potrzeb własnych elektrowni odbywać się będzie podstawowo z sieci 220kV poprzez przewidywane trzecie uzwojenia dwóch transformatorów blokowych. Zasilanie rezerwowe stanowić będzie sieć 30kV. Dla realizacji tego zadania dla dwóch bloków (nr 2 i 3) przewidziano w miejsce obecnych transformatorów dwuuzwojeniowych zastosowanie transformatorów trójuzwojeniowych 156MVA; 242/13,8/6,3kV. Dodatkowe uzwojenie na napięciu 6,3kV będzie wykorzystane do zasilania potrzeb własnych elektrowni. Transformatory bloków nr 1 i 4 pozostaną tak jak dotychczas dwuuzwojeniowe 150MVA; 242/13,8kV. Wymagane jest zastosowanie (niezależnie od układów gaszenia) systemu zabezpieczeń przeciwwybuchowych na transformatorach np. typu SERGI. Układy chłodzenia nowych transformatorów blokowych mają być przystosowane do wykorzystania ciepła odpadowego. 8

Ramowy zakres dostaw i usług obejmuje: 1. Zaprojektowanie, wykonanie, dostawę, montaż, uruchomienie, udział w rozruchu nowych transformatorów blokowych. 2. Zabudowa na transformatorach systemu zabezpieczeń przed wybuchem i inicjacją pożaru (np. SERGI). 3. Wymianę rurociągów instalacji wody chłodzącej wraz z zaworami redukcyjnymi ciśnienia wody. 4. Wykonanie niezbędnych prac budowlano-montażowych, w tym: demontaż i wyprowadzenie z komory elektrowni starych transformatorów, naprawy i przebudowy w komorze transformatora, wprowadzenie do komory i montaż nowych transformatorów blokowych. 5. Dostawa i montaż niezbędnych elementów instalacji elektrycznych. 6. Dostawa i montaż niezbędnych kabli energetycznych i sterowniczych. 7. Wykonanie wszystkich niezbędnych badań i prób. 8. Uruchomienie wszystkich modernizowanych i dostarczanych układów. 9. Opracowanie instrukcji eksploatacji. 10. Szkolenie pracowników obsługi w zakresie wykonanych układów. 11. Udział w pracach rozruchowych. 12. Udział w ruchu próbnym każdego z poszczególnych bloków. 13. Opracowanie technicznej dokumentacji powykonawczej. 14. Utylizacja odpadów powstałych podczas prac demontażowo-montażowych. 9

2.2. Narzędzia specjalne i materiały eksploatacyjne. W ramach zamówienia Wykonawca najpóźniej w dniu przekazania pierwszego transformatora do eksploatacji dostarczy Zamawiającemu komplet wymaganych narzędzi specjalnych, niezbędnych do regulacji i napraw. Narzędzia te potrzebne będą Zamawiającemu na okres pogwarancyjny. W okresie gwarancji wszelkie naprawy i regulacje Wykonawca przeprowadzał będzie swoimi narzędziami. Narzędzia te będą nowe i nie będą używane przez Wykonawcę w trakcie prac montażowych. W zakresie dostaw są wszystkie niezbędne materiały eksploatacyjne do pierwszego uruchomienia transformatorów. 2.3. Granice przedmiotu zamówienia. Granice dostaw i usług stanowią: - po stronie 220kV - wtyki gniazd konektorowych Pfisterer typu HV-Connex rozmiar 6-S - po stronie 13,8kV - zaciski połączeń istniejących szynoprzewodów 3xELPE-24/7000A. Ewentualne dostosowanie istniejących mostów szynowych do podłączenia do nowych transformatorów należy do Wykonawcy. - po stronie 6,3kV - wtyki gniazd konektorowych Pfisterer typu MV-Connex rozmiar 2. - w zakresie obwodów pomocniczych - zaciski kabli do zasilania, zabezpieczeń, sterowania i sygnalizacji układów pomocniczych transformatora (chłodzenia, zabezpieczeń, pomiarów). W zakresie dostaw ująć należy komplet kabli w obszarze transformatora i chłodnic. Połączenia wszystkich urządzeń pomocniczych zakończyć należy na listwie montażowej w szafce obwodów pomocniczych transformatora. Szafka sterownicza objęta jest zakresem dostawy. - w zakresie układów chłodzenia - zawory redukcyjne ciśnienia wody (zawory wchodzą w zakres dostawy). - w zakresie układów gaszenia - w zakresie dostaw i usług przewidzieć należy niezbędne roboty związane z ewentualnym dostosowaniem istniejących układów gaszenia do nowych transformatorów. Gaszenie wodą, z instalacji umieszczonej w komorach transformatorów, uruchamiane ręcznie przez obsługę oraz gaszenie dwutlenkiem węgla (CO 2 ), uruchamiane z nastawni przez obsługę. - w zakresie zabezpieczenia przeciwwybuchowego - w zakresie dostaw i usług ująć należy dostawę, montaż i uruchomienie na transformatorach systemu zabezpieczeń przed wybuchem 10

i inicjacją pożaru (np. SERGI), wraz z powiązaniem go z istniejącym systemem nadzoru i sterowania elektrowni. 2.4. Gospodarka odpadami. 1. Obowiązek zagospodarowania (utylizacji) odpadów powstałych podczas prac prowadzonych w czasie realizacji zadania należy do Wykonawcy (zgodnie z ustawą o odpadach - Dz.U. nr 39 poz. 251 z 2007r.) 2. Utylizacja istniejących transformatorów blokowych i zawartego w nich oleju należy do Zamawiającego. 2.5. Normy i dokumenty związane. Wszystkie oferowane urządzenia i instalacje muszą odpowiadać właściwym Polskim Normom, przepisom i wymaganiom Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Dopuszcza się stosowanie norm i przepisów alternatywnych, jeżeli są one równoważne lub zawierają ostrzejsze warunki niż odpowiednie Polskie Normy. W razie stosowania norm alternatywnych lub zamiennych Wykonawca musi wykazać równoważność tych norm z Normami Polskimi. Wszystkie oferowane urządzenia i instalacje muszą być zaoferowane zgodnie z istniejącymi warunkami klimatycznymi opisanymi w pkt 3.6 oraz powinny uwzględniać specyficzne warunki, w miejscu zainstalowania. Wykonawca zobowiązany jest dostarczyć urządzenia i instalacje spełniające wymagania następujących przepisów i norm: PN-EN 60076-1:2011 Transformatory Część 1: Wymagania ogólne. PN-EN 60076-2:2011 Transformatory Część 2: Przyrosty temperatury dla transformatorów olejowych. PN-EN 60076-3:2002 Transformatory Część 3: Poziomy izolacji, próby wytrzymałości elektrycznej i zewnętrzne odstępy izolacyjne w powietrzu. PN-EN 60076-4: Przewodnik wykonywania prób udarem piorunowym i udarem łączeniowym. Transformatory i dławiki. PN-EN 60076-5:2009 Transformatory. Część 5: Wytrzymałość zwarciowa. PN-EN 60076-10:2003 Transformatory. Część 10:Wyznaczanie poziomów dźwięków PN-E-06303: Izolatory przepustowe. PN-E-04700+Az1 Urządzenia i układy elektryczne w obiektach elektroenergetycznych. Wytyczne przeprowadzania pomontażowych badań odbiorczych. PN-E-04070 Transformatory. Metody badań. Metody badań oleju. PN-IEC 60354:1999 Przewodnik obciążenia transformatorów olejowych. 11

PN-IEC 542:1997 Transformatory. Przewodnik stosowania przełączników zaczepów podobciążeniowych. PN-EN 60214:2001 Transformatory. Podobciążeniowe przełączniki zaczepów. PN-EN 60137:2010 Izolatory przepustowe na napięcie przemienne powyżej 1000V PN-EN 60296:2007 Ciecze zastosowane w elektrotechnice. Świeże mineralne oleje elektroizolacyjne do transformatorów i aparatury łączeniowej. PN-EN ISO 4871:2010 Akustyka. Deklarowane i weryfikowane wartości emisji hałasu maszyn i urządzeń. PN-81/N-01306 Hałas. Metody pomiaru. Wymagania ogólne. PN-N-01307 :1994 Hałas. Dopuszczalne wartości parametrów hałasu w środowisku pracy. Wymagania dotyczące wykonywania pomiarów. PN-EN ISO 12944:2001 Zabezpieczenie antykorozyjne. PN-EN 60529:2003 Stopnie ochrony zapewnionej przez obudowy (kod IP) IEC 60044-1: Przekładniki przekładniki prądowe IEC 60044-6: Przekładniki wymagania dotyczące przekładników prądowych do zabezpieczeń w stanach przejściowych. IEC 722: Wytyczne do prób napięciem udarowym i pełnym dla transformatorów i dławików. IEC815: Wytyczne doboru izolatorów pracujących w warunkach zanieczyszczeń PN-81/E-04070/00 Metody badań. Postanowienia ogólne. Oględziny. PN-81/E-04070/01. PN-81/E-04070 01Az1 Metody badań oleju. Metody badań. Postanowienia ogólne. Oględziny. PN-81/E-04070/03 Metody badań. Pomiar wskaźników izolacji. PN-81/E-04070/04 Metody badań. Próba szczelności i wytrzymałości kadzi PN-81/E-04070/05 Metody badań. Pomiar rezystancji uzwojeń. PN-81/E-04070/06 Metody badań. Pomiar Przekładni. PN-81/E-04070/07 Metody badań. Sprawdzanie grupy połączeń. PN-81/E-04070/08 Metody badań. Pomiar strat i prądu stanu jałowego. PN-81/E-04070/09 Metody badań. Pomiar strat i napięcia zwarcia. PN-81/E-04070/10 Metody badań. Pomiar impedancji dla składowej zerowej. PN-81/E-04070/15 Metody badań. Pomiar intensywności wyładowań niezupełnych przy napięciu przemiennym PN-EN 61181 Urządzenia elektryczne z olejem mineralnym. Zastosowanie analizy gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) przy próbach fabrycznych urządzeń elektrycznych. 12

W czasie składania oferty wykorzystać należy aktualne wersje norm. W przypadku, gdy wymagania zawarte w niniejszej specyfikacji są bardziej rygorystyczne od wymagań zawartych w normach, należy stosować wymagania zawarte w niniejszej specyfikacji. 2.6. Wymagania techniczne i zakres modernizacji transformatorów blokowych. 2.6.1. Założenia ogólne. Nowe transformatory blokowe będą zlokalizowane w kawernie elektrowni na wydzielonych stanowiskach wnętrzowych, w miejscu istniejących transformatorów. Rozstaw kół nowych transformatorów musi być dokładnie taki sam jak istniejących transformatorów. Odległość między osiami szyn w komorze transformatora wynosi 3010 mm. Uwaga. Istnieje ograniczenie nośności mostu na rzece Sole w km. 0+100 pasa drogi powiatowej nr 1408S stanowiącego jedyny dojazd do elektrowni. Masa całkowita zestawu transportowego (transformatora, ciągnika i naczepy) nie może przekraczać 160 ton. 2.6.2. Transformatory dwuuzwojeniowe 150MVA, 242/13,8kV. Transformatory stanowiące przedmiot zamówienia powinny być fabrycznie nowe. Transformatory powinny spełniać wymagania przepisów i norm w zakresie ochrony środowiska, ze szczególnym uwzględnieniem dopuszczalnych wartości poziomu hałasu oraz promieniowania elektromagnetycznego. Warunki klimatyczne - klimat umiarkowany - zakres temperatur otoczenia +40 C/0 C - wysokość zainstalowania 1000 m n.p.m. Wymagane parametry techniczne - typ olejowy - typ pracy wnętrzowy - rodzaj pracy S1 - ilość uzwojeń 2 - ilość faz 3 - moc znamionowa 150MVA - częstotliwość znamionowa 50Hz - napięcie znamionowe uzwojenia GN 242kV - napięcie znamionowe uzwojenia DN 13,8kV - zakres regulacji napięcia pod obciążeniem brak regulacji - grupa połączeń YNd11 - napięcie zwarcia 12,36% - rodzaj chłodzenia OFWF 13

- poziom izolacji [kv] GN [zacisk liniowy] LI825 SI650 ACSD360 ACLD241 GN [punkt gwiazdowy] LI550 AC230 DN [zacisk liniowy] LI125 AC50 - przyrosty temperatur średni uzwojeń 65 C rdzenia 70 C maksymalny oleju 60 C - straty stanu jałowego 90kW - straty obciążeniowe 490kW - poziom hałasu 85dB Transformatory muszą posiadać wytrzymałość zwarciową termiczną i dynamiczną dostosowaną do miejsca zainstalowania, tj. Szw=6 694 MVA po stronie 220 kv, Nowe transformatory powinny być dopasowane do istniejących przyłączy po stronie GN i DN, przyłączy układu chłodzenia, układów gaszenia oraz istniejącego posadowienia szyn. Ewentualne modyfikacje ww. układów muszą być ujęte w ofercie. Wymagania konstrukcyjne i montażowe 1. Wszystkie uzwojenia wykonane z miedzi elektrolitycznej. Konstrukcja i mocowanie uzwojeń wytrzymywać musi drgania i siły zwarciowe zarówno jedno jak i wielofazowe oraz skutki termiczne. Uzwojenia DN połączone w trójkąt. Uzwojenia GN połączone w gwiazdę z wyprowadzonym punktem zerowym. Grupa połączeń YNd11. 2. Rdzeń wykonany z blachy transformatorowej zimnowalcowanej o niskiej stratności. Konstrukcja rdzenia zapewniać powinna niskie straty jałowe i poziom hałasu zgodnie z normą. 3. Kadź wykonana ze stali zapewniającej odpowiednią wytrzymałość mechaniczną i szczelność transformatora przy nadciśnieniu mogącym pojawić się w trakcie eksploatacji. Nie dopuszcza się żadnego wycieku oleju. Kadź transformatora malowana farbami ekologicznymi kolorem szarym RAL 7033. Farba powinna być odporna na działanie oleju transformatorowego. Konstrukcja kadzi powinna umożliwiać podnoszenie transformatora przy pomocy suwnic, dźwigów [uchwyty w górnej części kadzi]. Kadź powinna być wyposażona w co najmniej dwa zaciski śrubowe do podłączenia uziemienia. Zaciski uziemiające umiejscowić po przeciwległych stronach kadzi. 4. Podwozie transformatora umożliwiające jego przemieszczanie w obu osiach. 5. Wymiary transportowe transformatora muszą być dostosowane do wymiarów istniejącej sztolni transportowej oraz demontowalnych ścian komór transformatorów przedstawionych w p. 3.7.1 i 3.7.2 niniejszej specyfikacji. 6. Całkowite gabaryty transformatora [wraz z kompletem urządzeń i aparatury pomocniczej] muszą być dostosowane do wymiarów komór transformatorów opisanych w pkt. 3.7.5. 14

specyfikacji. Gabaryty i konstrukcja transformatora muszą umożliwiać jego prawidłową eksploatację po umieszczeniu w komorze. 7. Należy dostarczyć nowy olej transformatorowy mineralny, gwarantujący mieszalność z innymi powszechnie stosowanymi rodzajami olejów transformatorowych. Ilość oleju musi wystarczyć do napełnienia kadzi, konserwatora oraz układu chłodzenia. Olej musi być niekorozyjny oraz pozbawiony zanieczyszczeń. Wyniki analizy oleju należy dostarczyć razem z olejem. W dokumentacji transformatora dostarczyć należy oświadczenie, że transformator napełniono olejem niezawierającym PCB i niepowodującym korozji miedzi. 8. Transformatory muszą być wyposażone w niezbędne zabezpieczenia technologiczne(m.in. przekaźnik gazowo-przepływowy, ciśnieniowy zawór bezpieczeństwa, termometry stykowe, wskaźniki poziomu oleju), aparaturę łączeniową, sterowniczą i sygnalizacyjną urządzeń chłodzenia, układy pomiarowe temperatury, przepływu wody chłodzącej oraz oleju, manometry różnicowe ciśnienia oleju i wody chłodzącej, pomiar temperatury uzwojeń i rdzenia. Obwody zasilające, sterownicze i sygnalizacyjne wszystkich urządzeń pomocniczych muszą być doprowadzone do szafki sterowniczej umieszczonej na transformatorze. Wszystkie urządzenia pomocnicze powinny być zasilane napięciem 3x230/400VAC: Szafka objęta będzie dostawą wraz z transformatorem. 9. Po stronie 220kV transformatory muszą być wyposażone w izolatory przepustowe [z zabudowanymi przekładnikami prądowymi] zakończone gniazdami konektorowymi Pfisterer typu HV-Connex rozmiar 6-S [Um=245kV; Un=220-230kV; In=2000A; Ik"=50kA; ip=125kamx] umożliwiającymi podłączenie istniejących kabli typu 3xXnRUHAKXS 1x400 RMC/120 127/220(245)kV z głowicami dostosowanymi do ww gniazd. Dane znamionowe przekładnika prądowego: 600/1A 10VA; 5P20 Ith 17,5kA 10. Należy dostarczyć i zamontować przekładnik prądowy w punkcie zerowym transformatora/ Dane znamionowe przekładnika prądowego: 300/1/1A I-20VA; 5P20 II-20VA; 5P20 11. Po stronie 13,8kV transformatory muszą być przystosowane do podłączenia istniejących mostów szynowych typu 3xELPE-24/7000A. Ewentualne dostosowanie istniejących mostów szynowych do podłączenia do nowych transformatorów należy do Wykonawcy [rozstaw mostów szynowych wynosi ok. 1100 mm (w osiach). W istniejących mostach szynowych 13,8kV zabudowane będą przekładniki prądowe 17kV o następujących parametrach: 15

7000/5A II-60VA; 5P20 Ith 53kA W mostach szynowych 13,8kV zabudowane będą również ograniczniki przepięć typu POLIM-H16. Zarówno przekładniki, jak i ograniczniki przepięć nie wchodzą w zakres dostawy. Urządzenia zostaną zainstalowane w trakcie realizacji zadania polegającego na modernizacji układu zasilania potrzeb własnych. 12. Transformator należy wyposażyć w system chłodzenia wykorzystujący istniejące ujęcie wody chłodzącej. Przewidzieć należy wymianę istniejących rurociągów instalacji wody chłodzącej wraz z zaworami redukcyjnymi ciśnienia wody i zaworami odcinającymi wykonanymi ze stali nierdzewnej. Instalacja powinna być wykonana ze stali nierdzewnej rur bezszwowych. Kołnierze powinny być dostarczone w wykonaniu z luźnym pierścieniem (tuleja kołnierzowa z luźnym pierścieniem). 13. Transformator należy wyposażyć w dodatkowe króćce przyłączeniowe zakończone zaworami kulowymi DN100 w celu podłączenia chłodnicy do odzysku ciepła typu,,olej-glikol'', np. chłodnicy z wymiennikiem gładko rurowym typu CHOPW 200 o mocy 200 kw. Przewidzieć należy wymianę istniejących rurociągów instalacji wody chłodzącej wraz z zaworami redukcyjnymi ciśnienia wody. 14. Na transformatorze przewidzieć należy zawory do podłączenia systemu przeciwwybuchowego. 15. Transformator należy wyposażyć w dodatkowe króćce przyłączeniowe zakończone zaworami kulowymi ¾ dla zainstalowania systemu do analizy oleju on-line, np. systemu Multitrans produkcji GE Energy. Dopuszcza się zastosowanie innego systemu monitorowania stanu oleju on-line renomowanego dostawcy posiadającego referencje z rynku transformatorów, po uzgodnieniu z Zamawiającym. W razie zastosowania innego uzgodnionego z Zamawiającym systemu króćce dostosować do tegoż systemu. 16. Projekt części armaturowej instalacji chłodzenia i pomocniczych podlega uzgodnieniu z Zamawiającym przed przystąpieniem do realizacji. 17. Transformatory należy wyposażyć w sprzęt chroniący przed upadkiem z transformatora tzn. w pomosty, drabinki, uchwyty dla obsługi, umożliwiające bezpośredni dostęp do urządzeń pomocniczych, zgodnie z obowiązującymi przepisami. Transformatory wyposażyć należy również w drabinki umożliwiające dostęp do pokrywy i podestów. Drabinki powinny spełniać wymagania obowiązujących przepisów. 16

18. Transformatory muszą być wyposażone w tabliczki znamionowe z danymi zgodnie z normą PN-EN 60076. Tabliczki znamionowe muszą być wykonane z metalu odpornego na korozję. Odczytanie danych z tabliczek znamionowych musi być możliwe z poziomu obsługi. 19. Wszystkie napisy na transformatorze i w dokumentacji technicznej powinny być w języku polskim. 20. Umieszczone na pokrywie oznakowanie zacisków DN,GN i N powinno być zgodne z dokumentacją transformatora. Wymagane próby i pomiary transformatorów Wykonawca powinien poinformować Zamawiającego o terminie i rodzaju planowanych prób nie później niż 7 dni przed ich przeprowadzeniem. Przed zatwierdzeniem dostawy muszą być przeprowadzone próby wyrobu zgodnie z normą PN-EN 60076 lub inną równoważną. Prawidłowo wypełnione, kompletne i odpowiednio podpisane raporty prób muszą być dostarczone Zamawiającemu po zakończeniu prób w fabryce. Po zamontowaniu każdego z transformatorów na stanowisku Wykonawca przeprowadzi próby pomontażowe, których zakres i kryteria oceny zawarte są w: - PN-E -04700:1998 - Urządzenia i układy elektryczne w obiektach elektroenergetycznych. Wytyczne przeprowadzania pomontażowych badań odbiorczych. - DTR transformatora Wyniki pomiarów pomontażowych należy porównać z fabrycznym protokołem prób. W przypadku wystąpienia różnic należy przeprowadzić analizę powstałych rozbieżności. Wymagania, co do dokumentacji 1. Cała dostarczona dokumentacja powinna być w języku polskim. 2. Wykonawca powinien dostarczyć dokumentację [projekt] w zakresie: - przyłączenia po stronie GN i DN, - urządzeń pomocniczych [szafki sterowniczej] - posadowienia transformatora - układu zabezpieczenia przed wybuchem i inicjacją pożaru - podłączenia do istniejącego układu wody chłodzącej - ewentualnych zmian w istniejących układach gaszenia. - DTR zastosowanych urządzeń. 3. Wykonawca uzgodni z Zamawiającym dokumentację pod względem zastosowanych rozwiązań projektowych oraz zastosowanych urządzeń i materiałów. 4. Wykonawca sporządzi kompletną dokumentację techniczną wraz z niezbędnymi uzgodnieniami, dla wszystkich niezbędnych branż i etapów realizacji. 5. Dokumentacja powinna być dostępna w formie papierowej [4 egz.] i elektronicznej [2 egz.] w formacie: dwg, doc, xls oraz w formacie pdf przygotowane do wydruku. 17

6. Dokumentacja będzie opiniowana przez Zamawiającego w terminie 14 dni od daty przekazania. 18

2.6.3. Transformatory trójuzwojeniowe 156/156/6MVA, 242/13,8/6,3 kv. Transformatory stanowiące przedmiot zamówienia powinny być fabrycznie nowe. Transformatory powinny spełniać wymagania przepisów i norm w zakresie ochrony środowiska, ze szczególnym uwzględnieniem dopuszczalnych wartości poziomu hałasu oraz promieniowania elektromagnetycznego. Warunki klimatyczne - klimat umiarkowany - zakres temperatur otoczenia +40 C/0 C - wysokość zainstalowania 1000 m n.p.m. Wymagane parametry techniczne - typ olejowy - typ pracy wnętrzowy - rodzaj pracy S1 - ilość uzwojeń 3 - ilość faz 3 - moc znamionowa uzwojenia GN 156MVA uzwojenia DN1 uzwojenia DN2 156MVA 6MVA - częstotliwość znamionowa 50Hz - napięcie znamionowe uzwojenia GN 242kV - napięcie znamionowe uzwojenia DN1 13,8kV - napięcie znamionowe uzwojenia DN2 6,3kV - zakres regulacji napięcia pod obciążeniem dla uzwojenia DN2 - grupa połączeń YNd11d11 +/- 10% w 17 stopniach - napięcie zwarcia GN-DN1 12,85% dla 156MVA - napięcie zwarcia GN-DN2 [po stronie 6,3kV] 10% dla 6MVA [maksymalna moc zwarciowa po stronie 6,3kV odniesiona do mocy - napięcie zwarcia DN1-DN2 [po stronie 6,3kV] 10% dla 6MVA 6MVA nie może przekraczać 60MVA - rodzaj chłodzenia OFWF - poziom izolacji [kv} GN [zacisk liniowy] LI850 AC360 6MVA nie może przekraczać 60MVA] [maksymalna moc zwarciowa po stronie 6,3kV odniesiona do mocy 19

GN [punkt gwiazdowy] LI550 AC230 DN [zacisk liniowy LI125 AC50 - przyrosty temperatur średni uzwojeń 65 C rdzenia 70 C maksymalny oleju 60 C - straty stanu jałowego 90kW - straty obciążeniowe 490 kw[gn-dn1] 60kW [DN1-DN2] - poziom hałasu 85dB Napięcia zwarcia transformatora muszą mieć takie wartości, aby maksymalna moc zwarciowa po stronie 6,3kV odniesiona do mocy 6MVA nie przekraczała wartości 60MVA (z uwzględnionym udziałem generatora/silnika). Transformatory muszą posiadać wytrzymałość zwarciową termiczną i dynamiczną dostosowaną do miejsca zainstalowania, tj. Szw=6694MVA po stronie 220kV. Nowe transformatory powinien być dopasowane do istniejących przyłączy po stronie GN i DN, przyłączy układu chłodzenia, układów gaszenia oraz istniejącego posadowienia szyn. Ewentualne modyfikacje ww. układów muszą być ujęte w ofercie. Wymagania konstrukcyjne i montażowe. 1. Wszystkie uzwojenia wykonane z miedzi elektrolitycznej. Konstrukcja i mocowanie uzwojeń wytrzymywać musi drgania i siły zwarciowe zarówno jedno jak i wielofazowe oraz skutki termiczne. Uzwojenia DN1 i DN2 połączone w trójkąt. Uzwojenia GN połączone w gwiazdę z wyprowadzonym punktem zerowym. Grupa połączeń YNd11d11. 2. Rdzeń wykonany z blachy transformatorowej zimnowalcowanej o niskiej stratności. Konstrukcja rdzenia zapewniać powinna niskie straty jałowe i niski poziom hałasu. 3. Transformatory muszą być dostosowane do pracy w układzie transformatorów dwuuzwojeniowych (z jednym uzwojeniem wyłączonym). 4. Kadź wykonana ze stali zapewniającej odpowiednią wytrzymałość mechaniczną i szczelność transformatora przy nadciśnieniu mogącym pojawić się w trakcie eksploatacji. Nie dopuszcza się żadnego wycieku oleju. Kadź transformatora malowana farbami ekologicznymi kolorem szarym RAL 7033. Farba powinna być odporna na działanie oleju transformatorowego. Konstrukcja kadzi powinna umożliwiać podnoszenie transformatora przy pomocy suwnic, dźwigów [uchwyty w górnej części kadzi]. Kadź powinna być wyposażona w co najmniej dwa zaciski śrubowe do podłączenia uziemienia. Zaciski uziemiające umiejscowić po przeciwległych stronach kadzi. 5. Podwozie transformatora umożliwiające jego przemieszczanie w obu osiach. 20

6. Wymiary transportowe transformatora muszą być dostosowane do wymiarów istniejącej sztolni transportowej oraz demontowalnych ścian komór transformatorów przedstawionych w p. 3.7.1 i 3.7.2 niniejszej specyfikacji. 7. Całkowite gabaryty transformatora [wraz z kompletem urządzeń i aparatury pomocniczej] muszą być dostosowane do wymiarów komór transformatorów opisanych w pkt. 3.7.5. specyfikacji. Gabaryty i konstrukcja transformatora muszą umożliwiać jego prawidłową eksploatację po umieszczeniu w komorze. 8. Należy dostarczyć nowy olej transformatorowy mineralny, gwarantujący mieszalność z innymi powszechnie stosowanymi rodzajami olejów transformatorowych. Ilość oleju musi wystarczyć do napełnienia kadzi, konserwatora oraz układu chłodzenia. Olej musi być niekorozyjny oraz pozbawiony zanieczyszczeń. Wyniki analizy oleju należy dostarczyć razem z olejem. W dokumentacji transformatora dostarczyć należy oświadczenie, że transformator napełniono olejem niezawierającym PCB i niepowodującym korozji miedzi. 9. Transformatory muszą być wyposażone w niezbędne zabezpieczenia technologiczne(m.in. przekaźnik gazowo-przepływowy, przekaźnik przepływowy do podobciążeniowego przełącznika zaczepów, ciśnieniowy zawór bezpieczeństwa, termometry stykowe, wskaźniki poziomu oleju na konserwatorze i w przełączniku zaczepów), aparaturę łączeniową, sterowniczą i sygnalizacyjną urządzeń chłodzenia, układy pomiarowe temperatury, przepływu wody chłodzącej oraz oleju, manometry różnicowe ciśnienia oleju i wody chłodzącej, pomiar temperatury uzwojeń i rdzenia. Obwody zasilające, sterownicze i sygnalizacyjne wszystkich urządzenia pomocniczych muszą być doprowadzone do szafki sterowniczej umieszczonej na transformatorze. Wszystkie urządzenia pomocnicze powinny być zasilane napięciem 3x230/400VAC: Szafka objęta będzie dostawą wraz z transformatorem. 10. Po stronie 220kV transformatory muszą być wyposażone w izolatory przepustowe [z zabudowanymi przekładnikami prądowymi] zakończone gniazdami konektorowymi Pfisterer typu HV-Connex rozmiar 6-S [Um=245kV; Un=220-230kV; In=2000A; Ik"=50kA; ip=125kamx] umożliwiającymi podłączenie istniejących kabli typu 3xXnRUHAKXS 1x400 RMC/120 127/220(245)kV z głowicami dostosowanymi do ww gniazd. Dane znamionowe przekładników prądowych: 600/51 10VA; 5P20 Ith 17,5kA 11. Należy dostarczyć i zamontować przekładnik prądowy w punkcie zerowym transformatora/ Dane znamionowe przekładnika prądowego: 300/1/1A I-20VA; 5P20 21

II-20VA; 5P20 12. Po stronie 13,8kV transformatory muszą być przystosowane do podłączenia istniejących mostów szynowych typu 3xELPE-24/7000A. Ewentualne dostosowanie istniejących mostów szynowych do podłączenia do nowych transformatorów należy do Wykonawcy [rozstaw mostów szynowych wynosi ok. 1100 mm (w osiach). W istniejących mostach szynowych 13,8kV zabudowane będą przekładniki prądowe 17kV o następujących parametrach: 7000/5A II-60VA; 5P20 Ith 53kA W mostach szynowych 13,8kV zabudowane będą również ograniczniki przepięć typu POLIM-H16. Zarówno przekładniki, jak i ograniczniki przepięć nie wchodzą w zakres dostawy. Urządzenia zostaną zainstalowane w trakcie realizacji zadania polegającego na modernizacji układu zasilania potrzeb własnych. 13. Po stronie 6,3kV transformatory muszą być wyposażone w izolatory przepustowe zakończone gniazdami konektorowymi Pfisterer typu MV-Connex Quadruple-Contakt rozmiar 2 [Um=42kV; In=800A; Ik"=50kA; ip=125kamx] z zamontowanymi ogranicznikami przepięć [typu MV-Connex Surge Arrester rozmiar 2 Uc=7kV] oraz umożliwiającymi podłączenie kabli 3x[2xYHKXS 1x240 6/10kV] 14. Transformator należy wyposażyć w system chłodzenia wykorzystujący istniejące ujęcie wody chłodzącej. Przewidzieć należy wymianę istniejących rurociągów instalacji wody chłodzącej wraz z zaworami redukcyjnymi ciśnienia wody i zaworami odcinającymi wykonanymi ze stali nierdzewnej. Instalacja powinna być wykonana ze stali nierdzewnej rur bezszwowych. Kołnierze powinny być dostarczone w wykonaniu z luźnym pierścieniem (tuleja kołnierzowa z luźnym pierścieniem).. 15. Na transformatorze przewidzieć należy zawory do podłączenia systemu przeciwwybuchowego. 16. Transformator należy wyposażyć w dodatkowe króćce przyłączeniowe zakończone zaworami kulowymi ¾ dla zainstalowania systemu do analizy oleju on-line, np. systemu Multitrans produkcji GE Energy. Dopuszcza się zastosowanie innego systemu monitorowania stanu oleju on-line renomowanego dostawcy posiadającego referencje z rynku transformatorów, po uzgodnieniu z Zamawiającym. W razie zastosowania innego uzgodnionego z Zamawiającym systemu króćce dostosować do tegoż systemu. 22

17. Projekt części armaturowej instalacji chłodzenia i pomocniczych podlega uzgodnieniu z Zamawiającym przed przystąpieniem do realizacji. 18. Transformatory należy wyposażyć w sprzęt chroniący przed upadkiem z transformatora tzn. w pomosty, drabinki, uchwyty dla obsługi, umożliwiające bezpośredni dostęp do urządzeń pomocniczych, zgodnie z obowiązującymi przepisami. Transformatory wyposażyć należy również w drabinki umożliwiające dostęp do pokrywy i podestów. Drabinki powinny spełniać wymagania obowiązujących przepisów 19. Transformatory muszą być wyposażone w tabliczki znamionowe z danymi zgodnie z normą PN-EN 60076. Tabliczki znamionowe muszą być wykonane z metalu odpornego na korozję. Odczytanie danych z tabliczek znamionowych musi być możliwe z poziomu obsługi. 20. Wszystkie napisy na transformatorze i w dokumentacji technicznej powinny być w języku polskim. 21. Umieszczone na pokrywie oznakowanie zacisków DN,GN i N powinno być zgodne z dokumentacją transformatora. Wymagane próby i pomiary transformatorów. Wykonawca powinien poinformować Zamawiającego o terminie i rodzaju planowanych prób nie później niż 7 dni przed ich przeprowadzeniem. Przed zatwierdzeniem dostawy muszą być przeprowadzone próby wyrobu zgodnie z normą PN-EN 60076 lub inną równoważną. Prawidłowo wypełnione, kompletne i odpowiednio podpisane raporty prób muszą być dostarczone Zamawiającemu po zakończeniu prób w fabryce. Po zamontowaniu każdego z transformatorów na stanowisku Wykonawca przeprowadzi próby pomontażowe, których zakres i kryteria oceny zawarte są w: - PN-E -04700:1998 - Urządzenia i układy elektryczne w obiektach elektroenergetycznych. Wytyczne przeprowadzania pomontażowych badań odbiorczych. - Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów; ZPBE Energopomiar-Elektryka Sp. z o.o.; Gliwice 2002 - DTR transformatora Wyniki pomiarów pomontażowych należy porównać z fabrycznym protokołem prób. W przypadku wystąpienia różnic należy przeprowadzić analizę powstałych rozbieżności. Wymagania, co do dokumentacji 1. Cała dostarczona dokumentacja powinna być w języku polskim. 2. Wykonawca powinien dostarczyć dokumentację [projekt] w zakresie: - przyłączenia po stronie GN i DN, - urządzeń pomocniczych [szafki sterowniczej] - posadowienia transformatora 23

- układu zabezpieczenia przed wybuchem i inicjacją pożaru - podłączenia do istniejącego układu wody chłodzącej - ewentualnych zmian w istniejących układach gaszenia. - DTR zastosowanych urządzeń. 3. Wykonawca uzgodni z Zamawiającym dokumentację pod względem zastosowanych rozwiązań projektowych oraz zastosowanych urządzeń i materiałów. 4. Wykonawca sporządzi kompletną dokumentację techniczną wraz z niezbędnymi uzgodnieniami, dla wszystkich niezbędnych branż i etapów realizacji. 5. Dokumentacja powinna być dostępna w formie papierowej [4 egz.] i elektronicznej [2 egz.] w formacie: dwg, doc, xls oraz w formacie pdf przygotowane do wydruku. 6. Dokumentacja będzie opiniowana przez Zamawiającego w terminie 14 dni od daty przekazania. 2.6.4. System zabezpieczeń przed wybuchem i inicjacją pożaru. Transformatory mają być dostarczone wraz z kompletnym systemem zabezpieczenia przed wybuchem i inicjacją pożaru (np. SERGI). Transformatory muszą być wyposażone w komplet armatury (zbiorniki, rurociągi, zawory) do podłączenia ww. systemu. Instalacje przeciwwybuchowe muszą być zintegrowane z transformatorem. Zbiornik rozprężający i zbiornik rozdzielający olej i opary gazu powinny być zainstalowane na transformatorze. Butle z gazem neutralizującym muszą być umieszczone możliwie blisko transformatora. Instalacja wyprowadzenia gazów z czterech transformatorów ma być doprowadzona do systemu wentylacji wyciągowej elektrowni. Instalacja systemu przeciwwybuchowego musi uwzględniać istniejący układ pomieszczeń elektrowni (miejsce na instalacje przeciwwybuchowe) oraz instalacje technologiczne, w tym połączenie z systemem wentylacji elektrowni. W przypadku konieczności zmian w istniejących układach technologicznych elektrowni prace te należy uwzględnić w ofercie. 2.6.5. Modernizacja instalacji pomocniczych związana z montażem nowych transformatorów. W ramach realizacji zadania przewidzieć należy wymianę rurociągów instalacji wody chłodzącej wraz z zaworami redukcyjnymi ciśnienia wody. Układy chłodzenia nowych transformatorów powinny być dostosowane do wydajności istniejącego układu wody chłodzącej i nie dopuszczać do nadmiernego wychładzania transformatora zapewniając optymalną temperaturę oleju w wszystkich warunkach pracy. W razie konieczności zmian w ww. układzie wszelkie dostawy i roboty muszą zostać wykonane przez Wykonawcę. W zakresie dostaw i usług przewidzieć należy niezbędne roboty związane z ewentualnym dostosowaniem istniejących układów gaszenia do nowych transformatorów. Gaszenie wodą, z 24

instalacji umieszczonej w komorach transformatorów, uruchamiane ręcznie przez obsługę. oraz gaszenie dwutlenkiem węgla (CO 2 ), uruchamiane z nastawni przez obsługę. 2.7. Zakres prac budowlano-montażowych. Elektrownia Wodna Porąbka-Żar była projektowana przeszło 35 lat temu. W ramach zamierzonych robót modernizacyjnych w elektrowni przewiduje się wymianę wszystkich czterech transformatorów blokowych ze względu na ich znaczne zużycie. Ponieważ wymiana transformatorów wiąże się z wykonaniem szeregu robót branży budowlano-montażowej, zostaną równocześnie wykonane roboty mające na celu usunięcie lub unieszkodliwienie azbestu, dawniej stosowanego powszechnie w budownictwie do zabezpieczeń ognioochronnych. Problematyka usunięcia azbestu w EW Porąbka-Żar została ujęta w projekcie wykonawczym pn: Projekt wymiany materiałów zawierających azbest lub inne szkodliwe materiały w ESP Żar wykonanym przez Energoprojekt Warszawa S.A. w grudniu 2007 r., nr arch. 1319927_ver00. Wymiana transformatorów blokowych to przedsięwzięcie wielobranżowe wymagające ścisłego określenia zakresu robót poszczególnych firm i współdziałania branż uczestniczących w tym procesie w celu właściwego zaplanowania harmonogramu robót. Zasadnicze rodzaje robót to: - demontaże i późniejsze montaże ścian kurtynowych, - usunięcie i wywiezienie do utylizacji elementów izolacyjnych ściany oddzielenia pożarowego zawierających azbest wykonanie robót przez uprawnioną firmę, - rozbiórka i późniejszy montaż konstrukcji nośnej ściany demontowalnej, - odpompowanie oleju z transformatora, - demontaż instalacji związanych z transformatorem: urządzeń i instalacji elektrycznych, instalacji chłodzenia transformatora, itp., - demontaż elementów transformatora i wywiezienie ich z budynku elektrowni, - roboty związane z wytoczeniem transformatora z komory na stanowisko w hali maszyn, - przeniesienie transformatora przy pomocy suwnic na platformę transportową, - wywiezienie starego transformatora z budynku elektrowni na wskazane przez Zamawiającego miejsce znajdujące się na terenie ESP Porąbka-Żar oraz transport nowego transformatora od producenta na płaszczyznę montażową w hali maszyn wykonanie robót w zakresie dostawy transformatora, - roboty naprawcze, przekucia i rozkucia, drobne roboty betonowe, osadzanie drzwi, przepustów i marek, naprawy betonu i stali, zabezpieczenia antykorozyjne, 25

- wykonanie robót związanych z zabezpieczeniem azbestu montaż szczelnej obudowy istniejących konstrukcji stalowych zabezpieczonych w czasie budowy przeciwogniowo zaprawą cementowo-azbestową, - wykonanie w/w robót związanych z przeniesieniem, wtoczeniem i montażem transformatora, - wykonanie robót związanych z podłączeniem instalacji elektrycznych, montaż systemu gaszenia pożaru w komorze, wykonanie instalacji wody chłodzącej, urządzeń zasilania i sterowania elektrycznego, instalacja systemu odzyskiwania ciepła odpadowego z układu chłodzenia transformatorów wykonanie robót przez firmy odpowiednich branży, - roboty związane z montażem układu przeciwwybuchowego wykonanie robót przez uprawnioną firmę, - wykonanie ściany oddzielenia pożarowego. W zakresie oferty ująć należy tylko: - naprawy i przebudowy w komorze transformatora. - wprowadzenie do komory i montaż nowego transformatora blokowego. Pozostałe niezbędne roboty budowlane wykonane zostaną przez Wykonawcę robót budowlanych i instalacyjnych na podstawie dokumentacji technicznej opracowanej przez firmę Energoprojekt Warszawa w oparciu o dokumentację techniczną dostawcy transformatorów. Opisane poniżej roboty dotyczą każdego z 4-ch transformatorów blokowych; konstrukcja ściany demontowalnej i stanowiska dla każdego transformatora jest niemal identyczna. Komora każdego transformatora blokowego jest obecnie oddzielona od hali maszyn demontowalną ścianą, która pełni kilka funkcji: stanowi oddzielenie pożarowe dla transformatora, po demontażu umożliwia wytoczenie go do hali w celu naprawy lub wymiany, oraz stanowi konstrukcję nośną dla elementów elewacyjnych wewnątrz hali. Prace budowlano-montażowe, które będą prowadzone w ramach modernizacji, będą stanowić głównie roboty odtworzeniowe przystosowujące po wymianie transformatora nowe rozwiązania konstrukcyjne do obowiązujących przepisów. Będą przeprowadzone następujące rodzaje robót budowlano-montażowych dla każdego transformatora blokowego: 1. Demontaż ściany komory transformatora. 2. Demontaż i usunięcie istniejącego transformatora. 3. Usunięcie lub zabezpieczenie azbestu w komorze transformatora. 4. Naprawy i przebudowy w komorze transformatora. 5. Wprowadzenie do komory i montaż nowego transformatora blokowego. 26

6. Montaż ściany oddzielenia przeciwpożarowego oraz odtworzenie ściany elewacyjnej od strony hali maszyn. Wszystkie wymienione główne roboty będą poprzedzone wykonaniem niezbędnych prac przygotowawczych. Będą to np. demontaże instalacji elektrycznych, rurociągów wody chłodzącej, rurociągi wody i instalacje do gaszenia pożaru, itd. w zakresie niezbędnym do zdemontowania transformatora, ewentualnie wynikające z innych wymagań dla nowego transformatora. 2.7.1. Naprawy i przebudowy w komorze transformatora. Po usunięciu transformatora ze stanowiska nad misą olejową należy wykonać przegląd istniejących konstrukcji z ewentualną naprawą lub przebudową wynikającą z modernizacji urządzeń. Kontroli i naprawom podlega misa olejowa transformatora z zabezpieczeniem antykorozyjnym stali i betonu oraz renowacją i ewentualnym podwyższeniem obmurówki wokół niej do 15 cm powyżej warstwy tłucznia. Konieczne będą wykucia otworów i inne roboty związane z instalacją urządzeń systemu przeciwwybuchowego Sergi. W związku z wymianą urządzeń będą również roboty towarzyszące polegające na wykonaniu lub likwidacji istniejących otworów i marek stalowych. Roboty modernizacyjne należy wykonać zgodnie z projektem wykonawczym Przebudowa stanowisk transformatorów, który opracowany zostanie przez Energoprojekt Warszawa zgodnie z harmonogramem. 2.7.2. Wprowadzenie do komory i montaż nowego transformatora blokowego. Operacja dostawy transformatora do elektrowni wymaga przeanalizowania trasy dojazdu do elektrowni, w tym nośności mostów, dopuszczalnych obciążeń drogi oraz łuków drogi. Nowy transformator zostanie dowieziony na poziom hali maszyn przez dostawcę. Podobnie jak przy demontażu lub przy pierwotnym montażu transformatora, zostanie on przeniesiony w hali maszyn za pomocą suwnic i ustawiony na torowisku prowadzącym do komory. W tylnej ścianie komory są osadzone uszy dla zamocowania wciągarek, służące do wprowadzenia transformatora na stanowisko. Wszystkie czynności związane z przetaczaniem transformatora i jego montażem są opisane szczegółowo w instrukcji montażu transformatora. Wewnętrzne wymiary komór transformatora nieznacznie się różnią, najmniejsze wymiary są następujące: - szerokość ~995,0 cm - wysokość ~790,0 cm 27

- głębokość komory ~655,0 cm (w świetle między słupami suwnicy, a tylną ścianą komory). Zakłada się, że masy i gabaryty poszczególnych elementów transformatora będą zbliżone do tych, które są obecnie. Dostawca transformatorów musi we własnym zakresie zrobić pomiary światła otworów, przez które będzie przejeżdżał transportowany transformator. Oprócz odtworzenia stanu obecnego, czyli zmontowania transformatora i przyłączenia wszystkich instalacji, planowany jest również montaż systemu przeciwwybuchowego np. typu Sergi. Stosownie do zapisów w instrukcji jego montażu będą niezbędne dodatkowe roboty, jak osadzenie marek stalowych, wykonanie przewiertów, osadzenie przepustów, itp. 28

2.8. Rysunki związane. 1346835_00 - Rzut hali. Poziom 275,00. Rysunek archiwalny. 1346836_00 - Przekrój poprzeczny 5-5. Rysunek archiwalny. 1346837_00 - Przekrój podłużny 14-14. Rysunek archiwalny. Zabezpieczenia układ docelowy transformatora dwuzwojeniowego. Zabezpieczenia układ docelowy transformatora trójuzwojeniowego. 29