ZAWARTOŚĆ PROJEKTU

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
moc znamionowa: 127 MW
o
moc w pracy pompowej: 135 MW
o
prędkość obrotowa: 600 obr/min
o
przełyk nominalny: 35 m3/s
o
wydajność w pracy pompowej: 28,8 m3/s
2
o
średnica wirnika: 3,1 m
4 generatory synchroniczne
o
moc znamionowa 150 MVA
o
napięcie znamionowe: 13,8 kV
o
współczynnik mocy (cos φ): 0,9
4 asynchroniczne silniki rozruchowe:
o
moc krótkotrwała: 8 MW
o
napięcie znamionowe: 13,8 kV
4 transformatory blokowe:
o
moc znamionowa: 150 MVA
o
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
zlokalizowany w komorze elektrowni z napowietrzną
transformator
blokowy
–
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
13,8kV (±) 10%, 50 Hz
600min-1
maksymalny trwały pobór mocy
przy pracy silnikowej
138 MW
- dopuszczalna moc bierna
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
150 000 kVA
częstotliwość
f=50 Hz
napięcia znamionowe
górne GN: 242 000V
dolne DN : 13 800V
prąd znamionowy
strony GN: 358A
strony DN: 6276A
napięcie zwarcia
12,36%
temperatura wody chłodzącej
do 25o C
przyrosty temperatur
średni uzwojeń +65st.C
rdzenia +70st.C
maksymalny oleju +60 st.C
gwarantowana pełna moc transformatora
150MVA
przy zmianie napięcia +/-10%
rodzaj chłodzenia
OF-WF
grupa połączeń
YNd11
znamionowy przepływ wody
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. 40m3 [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 (CO2), 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 BielskoBiała 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 (CO2), 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
elektroenergetycznych.
elektryczne
Wytyczne
w
obiektach
przeprowadzania
pomontażowych badań odbiorczych.
PN-E-04070
Transformatory. Metody badań. Metody badań oleju.
PN-IEC 60354:1999
Przewodnik obciążenia transformatorów olejowych.
11
Transformatory. Przewodnik stosowania przełączników zaczepów
PN-IEC 542:1997
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
PN-81/E-04070/01.
Metody badań. Postanowienia ogólne. Oględziny.
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
- rodzaj chłodzenia
12,36%
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
Transformatory
85dB
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
156MVA
uzwojenia DN2
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
+/- 10% w 17 stopniach
YNd11d11
- 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
6MVA nie może przekraczać 60MVA]
- napięcie zwarcia DN1-DN2 [po stronie 6,3kV]
10% dla 6MVA
[maksymalna moc zwarciowa po
stronie 6,3kV–odniesiona do mocy
6MVA nie może przekraczać 60MVA
- rodzaj chłodzenia
OFWF
- poziom izolacji [kV} GN [zacisk liniowy]
LI850 AC360
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
11.
17,5kA
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 (CO2), 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