4 M08
2025
Energeks
Lipiec 2025 zapisze się w historii jako pogodowy rollercoaster: rekordowe upały przeplatane ulewnymi deszczami i lokalnymi podtopieniami.
Wystarczy jedno popołudnie z burzą stulecia, aby prefabrykowana stacja transformatorowa zamieniła się w kałużę, a jej serce — transformator średniego napięcia — w topielca.
A potem? Cisza. I napięcie. Zarówno dosłownie, jak i w przenośni.
W takich chwilach nie ma miejsca na panikę ani na improwizację. Liczy się procedura, kompetencje i szybka ocena: czy jednostkę można uratować, czy lepiej ją odłączyć i pożegnać.
Dlaczego to właśnie my o tym piszemy?
Bo nie raz ratowaliśmy „topielców”. Energeks specjalizuje się w transformatorach średniego napięcia, prefabrykowanych stacjach transformatorowych i systemach magazynowania energii. Znamy ten ból: hektary zalanej infrastruktury, transformator wart milion euro pod wodą i inwestor pytający, czy da się go uratować. Czasem tak — ale tylko wtedy, gdy wiesz, co robisz. Dobrze, że tu jesteś.
Dla kogo jest ten artykuł i co zyskasz?
Ten tekst powinna przeczytać każda osoba, która:
zarządza infrastrukturą elektroenergetyczną
projektuje lub eksploatuje stacje SN
odpowiada za bezpieczeństwo energetyczne zakładu produkcyjnego, farmy fotowoltaicznej lub hali magazynowej
Dzięki tej lekturze:
poznasz kluczowe objawy uszkodzeń po zalaniu
dowiesz się, jak prawidłowo osuszać transformator
zrozumiesz, kiedy naprawa jest stratą czasu
poznasz aktualne normy i zalecenia producentów
Oto, co przed Tobą:
Ulewa w stacji SN: co się dzieje, gdy transformator ma wodę po kolana
Ocena szkód: które elementy cierpią najbardziej
Wilgoć, izolacja i normy: jak woda wpływa na bezpieczeństwo
Suszenie czy wymiana: decyzja techniczna i finansowa
Jak przeprowadzić interwencję krok po kroku
Rekomendacje producentów, instrukcje eksploatacji i na co zwrócić uwagę w zapisach serwisowych
Czas czytania: ok. 12 minut
Transformator po kolana w wodzie
To nie jest scenariusz z podręcznika. To sytuacja, która naprawdę się zdarza — zwłaszcza w lipcu, gdy temperatura asfaltu sięga 52 °C, a po godzinie 18 na miasto spada ściana deszczu z gradem wielkości orzecha włoskiego. Woda zalewa najniżej położone punkty terenu, w tym prefabrykowane stacje transformatorowe.
Choć inżynierowie przewidują wiele sytuacji, natura zawsze może wyprzedzić projekt. Co zatem dzieje się z transformatorem średniego napięcia, gdy poziom wody sięga jego podstawy, a czasem nawet zbiornika głównego?
Napięcie w wodzie — dosłownie i w przenośni
Transformator nie jest urządzeniem hermetycznie szczelnym. Nawet tzw. jednostki hermetyczne mają elementy, przez które może przedostać się wilgoć. Woda deszczowa — często zanieczyszczona pyłem, solami i pozostałościami ropopochodnymi z dróg — przewodzi prąd. Oznacza to jedno: zwiększone ryzyko zwarć, korozji, uszkodzeń izolacji i niekontrolowanych upływów prądu.
Jeżeli woda dostanie się do wnętrza transformatora, problem dotyka kluczowych elementów:
przepustów
uzwojeń niskiego i średniego napięcia
rdzenia magnetycznego
układów chłodzenia i konserwatora
Szczególnie niebezpieczne jest zalanie komory przyłączy SN. Często znajduje się ona na poziomie gruntu i nie jest w pełni zabezpieczona przed wnikaniem wody opadowej.
Prefabrykowana stacja a retencja wody
Prefabrykowana stacja transformatorowa — niezależnie czy betonowa, kontenerowa, czy metalowa — jest instalowana zgodnie z zasadami sztuki. Jednak jeśli nie została wyposażona w skuteczny system odwodnienia, kanały techniczne, studzienki i drenaże, staje się pułapką na wodę deszczową. Woda gromadzi się wokół fundamentu, a podczas długotrwałych opadów może dostać się do środka przez nieszczelne drzwi, otwory kablowe lub nieszczelny dach.
W praktyce już po godzinie intensywnych opadów transformator może stać w kilkunastocentymetrowej warstwie wody. Jeśli poziom sięga 25–30 cm, zalane są dolne przyłącza, pola rozdzielcze i końcówki uzwojeń niskiego napięcia. To wystarczy, by uruchomić reakcję łańcuchową uszkodzeń.
Efekt gąbki — wilgoć w dielektryku i strukturze papieru
Jednym z najmniej widocznych, a najbardziej szkodliwych skutków kontaktu transformatora z wodą jest przeniknięcie wilgoci do układów izolacyjnych. Zarówno papier izolacyjny stosowany w uzwojeniach, jak i olej transformatorowy (mineralny lub syntetyczny, np. MIDEL) mają określoną chłonność wilgoci. Nawet niewielka jej ilość może prowadzić do:
obniżenia napięcia przebicia
wystąpienia wyładowań niezupełnych
przyspieszonego starzenia materiałów izolacyjnych
W najgorszym przypadku skutkuje to przebiciem wewnętrznym, które oznacza koniec życia transformatora.
Prąd i woda — mieszanka śmiertelna
Z punktu widzenia eksploatatora, obecność wody w stacji to zagrożenie nie tylko dla samego urządzenia, lecz przede wszystkim dla ludzi. Wilgoć w stacji pod napięciem to ryzyko porażenia prądem, a nawet wybuchu. Dlatego każda stacja, która została zalana, powinna być natychmiast wyłączona i odgrodzona, zanim ktokolwiek wejdzie do środka.
Zalecenia operatora systemu dystrybucyjnego są jednoznaczne: w przypadku zalania należy przeprowadzić pomiary rezystancji izolacji, rezystancji uziemienia oraz napięcia przebicia, zanim stacja zostanie ponownie uruchomiona. Nawet jeśli transformator na pierwszy rzut oka wygląda „na suchy”.
Woda nie zawsze odpływa razem z deszczem
Największym problemem nie jest sama woda opadowa, lecz wilgoć, która pozostaje. Nawet po odpompowaniu wody mikroskopijne ilości mogą pozostać w strukturze transformatora i jego otoczenia. Wnika ona w elementy chłonne, takie jak gumowe uszczelki, papier izolacyjny i lakiery izolacyjne. Jest niewidoczna gołym okiem, ale może przez wiele miesięcy powodować stopniowe uszkodzenia.
Dlatego kluczowe jest:
zbadanie zawartości wilgoci w izolacji transformatora
wykonanie analizy DGA (rozpuszczonych gazów w oleju)
przeanalizowanie historii eksploatacji pod kątem wysokich temperatur lub przeciążeń, które mogły osłabić wewnętrzną ochronę
Zalanie stacji SN to nie tylko incydent pogodowy. To pełnoprawna awaria wymagająca systemowej odpowiedzi. Należy ocenić nie tylko, co zostało zalane, ale także zrozumieć długofalowe skutki. Transformator, który „stał po kolana w wodzie”, może działać jeszcze przez kilka miesięcy, po czym nagle ulec awarii — kosztownej i trudnej do przewidzenia.
W kolejnej części przyjrzymy się szczegółowo, jak ocenić szkody po zalaniu oraz na co zwrócić uwagę podczas inspekcji wizualnej i elektrycznej.
Ocena szkód: które elementy cierpią najbardziej
Moment, w którym poziom wody opada, nie jest końcem problemu. To dopiero początek diagnozy. Transformator średniego napięcia, który został zalany, może wyglądać na nienaruszony. Jednak z perspektywy inżyniera serwisowego to jak ofiara wypadku samochodowego, która uparcie twierdzi, że nic jej nie jest, bo może chodzić. Problem w tym, że urazy wewnętrzne nie są widoczne gołym okiem. A w przypadku transformatorów takie „urazy” mogą być śmiertelne dla całej instalacji.
Diagnostyka po zalaniu: od podłogi po przepusty
Najczęstsze skutki zalania dotyczą pięciu obszarów konstrukcyjnych transformatora:
Przepusty i izolatory SN
Zanieczyszczenia z wody deszczowej osiadają na powierzchni porcelanowych lub kompozytowych przepustów, tworząc cienką warstwę przewodzącą. Skutkiem jest wzrost prądów upływowych i ryzyko wyładowań powierzchniowych. W skrajnych przypadkach może to prowadzić do pełzania i przebić. Przepusty należy dokładnie oczyścić, wysuszyć i sprawdzić pod kątem wartości rezystancji izolacji.
Przyłącza i osprzęt kablowy
Wilgoć przedostająca się do muf kablowych, głowic kablowych i kanałów technicznych to cicha przyczyna późniejszych zwarć. Dotyczy to szczególnie starszych instalacji z niehermetycznymi kablami SN. Jeżeli woda dostała się do głowic, konieczna jest ich wymiana lub pełna regeneracja.
Obudowa i elementy metalowe
Korozja postępuje bardzo szybko, jeśli po kontakcie z wodą nie zastosuje się odpowiedniej ochrony antykorozyjnej. Szczególnie wrażliwe są:
połączenia uziemiające i wyrównawcze
bolce i szyny zbiorcze
stelaże montażowe
zawory konserwatora i odpowietrzniki
Każdy z tych elementów należy zdemontować, oczyścić, skontrolować i zabezpieczyć.
Układ chłodzenia i zbiornik olejowy
W zależności od konstrukcji transformatora woda może dostać się do wnętrza zbiornika lub kanałów chłodzących. Nawet jeśli olej wygląda na czysty, mikroskopijna ilość wody może obniżyć napięcie przebicia z 60 kV do wartości nieakceptowalnych (poniżej 30 kV). W takim przypadku konieczna jest pełna filtracja lub wymiana oleju. Zgodnie z normą PN-EN 60422 zawartość wody w oleju nie powinna przekraczać 20 mg/kg.
Uzwojenia i rdzeń magnetyczny
To najtrudniejsze do oceny obszary. Wilgoć wewnątrz papieru izolacyjnego uzwojeń jest trudna do usunięcia. Nawet po wysuszeniu powierzchniowym może ona pozostawać w strukturze przez wiele tygodni. Oznacza to konieczność wykonania specjalistycznych badań:
pomiarów współczynnika strat dielektrycznych (tangens delta)
analizy gazów rozpuszczonych w oleju (DGA)
pomiarów napięcia przebicia oleju i rezystancji izolacji
Jeżeli transformator był pod napięciem w momencie zalania, należy także zbadać uzwojenia pod kątem przemieszczeń mechanicznych.
Jakie badania wykonać po zalaniu?
Po każdej awarii zalaniowej należy przeprowadzić zintegrowaną procedurę oceny technicznej. W zależności od stopnia zawilgocenia i czasu ekspozycji Energeks rekomenduje następujące kroki:
pomiar rezystancji izolacji metodą PI (indeks polaryzacji) i DAR (współczynnik absorpcji dielektrycznej)
badania DGA
pomiar napięcia przebicia oleju wg PN-EN 60156
analiza zawartości wody metodą Karla Fischera (PN-EN 60814)
w razie wątpliwości — zdjęcie pokrywy i inspekcja wnętrza transformatora
Wyniki tych badań jednoznacznie pokażą, czy transformator nadaje się do dalszej eksploatacji, czy wymaga naprawy lub wymiany.
A co z dokumentacją i odpowiedzialnością?
Warto również od razu zadbać o właściwe udokumentowanie zdarzenia. Protokół z incydentu, dokumentacja fotograficzna oraz zapisy z systemów monitorowania warunków środowiskowych mogą być kluczowe w razie sporu z producentem lub ubezpieczycielem. W większości instrukcji eksploatacji transformatorów znajduje się jasny zapis: urządzenia nie należy użytkować w warunkach wilgotności względnej przekraczającej 95% ani w obecności wody stojącej. Przekroczenie tych warunków może skutkować utratą gwarancji, chyba że zalanie nastąpiło w wyniku siły wyższej — wtedy warto sprawdzić warunki polisy ubezpieczeniowej.
Wilgoć, izolacja i normy: jak woda wpływa na bezpieczeństwo transformatora SN
Woda i transformator to para, która nigdy nie powinna się spotkać. Jednak kiedy już do tego dojdzie, kluczowe staje się zjawisko, którego większość eksploatatorów doświadcza dopiero w obliczu awarii – przenikanie wilgoci do układów izolacyjnych. W tym rozdziale zagłębiamy się w mikroświat, w którym kropla wody może zadecydować o milionowych stratach, a pozornie suche uzwojenie może skrywać tykającą bombę dielektryczną.
Woda w transformatorze – niewidoczny wróg dielektryków
Układ izolacyjny transformatora składa się zazwyczaj z połączenia papieru elektroizolacyjnego i oleju. Oba materiały są higroskopijne, co oznacza, że chłoną wilgoć z otoczenia. Wystarczy, że wilgotność względna powietrza w stacji przekroczy 75 % i nie zostanie obniżona wentylacją lub osuszaczami. W przypadku zalania poziom ten może osiągnąć 100 %.
W praktyce eksploatacyjnej wystarczy, by zawartość wody w papierze izolacyjnym wzrosła z 0,5 % do 2 %, aby:
obniżyć napięcie przebicia uzwojeń o 30 %
skrócić oczekiwaną żywotność transformatora o 50 %
zwiększyć ryzyko wystąpienia wyładowań niezupełnych na powierzchni uzwojeń
przyspieszyć proces starzenia się celulozy (depolimeryzacja)
Dlaczego olej nie zawsze chroni
Wielu zakłada, że olej transformatorowy tworzy barierę ochronną przed wnikaniem wilgoci. Niestety, to tylko częściowo prawda. Nawet najlepszy olej mineralny czy syntetyczny ma swój limit nasycenia wilgocią. Dla przykładu olej mineralny osiąga nasycenie przy ok. 40–60 mg/kg w temperaturze 25 °C. Po jego przekroczeniu wilgoć zaczyna się wytrącać w postaci kropelek, które mogą osiadać bezpośrednio na uzwojeniach.
W niskich temperaturach zjawisko to jest jeszcze groźniejsze, ponieważ kondensacja zachodzi szybciej. W transformatorze zalanym i pozostawionym bez ogrzewania przez kilka dni na powierzchni uzwojeń może pojawić się cienka warstwa skondensowanej wody. Wystarczy napięcie znamionowe, by doszło do przeskoku łukowego.
Tangens delta i napięcie przebicia – jak mierzyć wilgoć w izolacji
Ocena wpływu wilgoci na bezpieczeństwo transformatora wymaga zastosowania precyzyjnych metod pomiarowych. Najczęściej stosuje się:
Pomiar współczynnika strat dielektrycznych (tangens delta)
Badanie to pokazuje, w jakim stopniu układ izolacyjny traci energię w postaci ciepła, co odzwierciedla degradację jego właściwości dielektrycznych spowodowaną wilgocią, zanieczyszczeniami i starzeniem. W transformatorach SN wartość tangensa delta dla uzwojeń powinna być niższa niż 0,5 % w warunkach referencyjnych. Wzrost powyżej 1,5 % jest sygnałem alarmowym.Pomiar napięcia przebicia oleju
Wykonywany zgodnie z PN-EN 60156 polega na umieszczeniu próbki oleju w naczyniu pomiarowym i stopniowym zwiększaniu napięcia aż do momentu przebicia. Wartości referencyjne:dla oleju mineralnego: minimum 30 kV
dla oleju syntetycznego (np. MIDEL): często powyżej 50 kV
Olej po zalaniu stacji SN często zawiera mikrocząsteczki wody i zanieczyszczeń, które mogą obniżyć tę wartość do poziomu krytycznego w ciągu zaledwie kilku godzin od ekspozycji.
Co mówią normy i producenci
Normy międzynarodowe jasno określają dopuszczalne wartości parametrów pracy transformatorów w warunkach wilgotności:
PN-EN 60076-1: transformator powinien pracować w środowisku o wilgotności względnej nieprzekraczającej 95 % bez kondensacji
PN-EN 60422: zawartość wody w oleju powinna mieścić się w przedziale od 10 do 30 mg/kg w zależności od typu oleju i wieku urządzenia
IEC 60599: analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) może wskazywać obecność wody poprzez wzrost zawartości wodoru (H₂) i tlenku węgla (CO)
Producenci transformatorów w instrukcjach eksploatacji podkreślają, że:
obecność wody w konstrukcji urządzenia może prowadzić do nieodwracalnego uszkodzenia rdzenia i uzwojeń
po zalaniu transformator powinien być wyłączony z eksploatacji do czasu wykonania pełnej diagnostyki
gwarancja może zostać unieważniona, jeśli użytkownik nie udokumentuje właściwych działań po incydencie wodnym
Jak długo trwa suszenie izolacji
Jeśli zapadnie decyzja o ratowaniu transformatora, proces suszenia należy rozpocząć natychmiast. W zależności od stopnia zawilgocenia i konstrukcji urządzenia może on potrwać:
od 3 do 7 dni – w przypadku wilgoci powierzchniowej przy użyciu mobilnych systemów grzewczych
do 21 dni – w przypadku głębokiego zawilgocenia papieru izolacyjnego, wymagającego komór suszenia próżniowego
Metody suszenia:
grzanie oporowe z wymuszoną wentylacją
cykliczne podgrzewanie i odparowanie próżniowe
suszenie próżniowe w temperaturze ok. 90–110 °C
Nie wszystkie firmy serwisowe dysponują sprzętem do tego rodzaju prac, dlatego warto wcześniej nawiązać współpracę z zewnętrznym laboratorium diagnostycznym.
W kolejnej sekcji zajmiemy się pytaniem, które zadaje sobie każdy eksploatator po zalaniu: czy warto suszyć transformator, czy lepiej go wymienić?
Suszenie czy wymiana: jak podjąć decyzję techniczną i finansową
To jeden z tych momentów, w których racjonalność musi iść w parze z doświadczeniem. Po zalaniu prefabrykowanej stacji transformatorowej średniego napięcia trzeba odpowiedzieć na pytanie kluczowe dla całej inwestycji: czy transformator da się uratować, czy należy go wymienić.
Choć emocje mogą podpowiadać, by „spróbować go wysuszyć”, praktyka serwisowa i dane diagnostyczne często sugerują zupełnie inne podejście. W tej części analizujemy, kiedy warto podjąć próbę regeneracji urządzenia, a kiedy lepiej zakończyć jego eksploatację i zaplanować wymianę.
Kiedy suszenie ma sens?
Rozważać suszenie można tylko wtedy, gdy:
Poziom zalania nie objął krytycznych stref roboczych
Jeśli woda nie dotarła do uzwojeń, a zalane zostały jedynie końcówki kablowe, izolatory zewnętrzne i obudowa, istnieje szansa, że wnętrze transformatora pozostało suche.
Olej transformatorowy nie wykazuje oznak degradacji
Wyniki badań napięcia przebicia, zawartości wody i analizy DGA mieszczą się w dopuszczalnych granicach. Przykład: napięcie przebicia powyżej 45 kV i zawartość wody poniżej 20 mg/kg, bez wzrostu wodoru ani CO w analizie gazowej.
Transformator ma wysoką wartość techniczną i niski stopień zużycia
Jeżeli urządzenie było eksploatowane krócej niż 10 lat, ma potwierdzoną historię serwisową, a jego sprawność energetyczna przewyższa wymagania Ecodesign Tier 2, regeneracja może być tańszą i szybszą alternatywą.
Warunki techniczne pozwalają na skuteczne suszenie
Istnieje możliwość demontażu transformatora i przewiezienia go do komory suszenia próżniowego, a operator dysponuje jednostką rezerwową lub może zapewnić zasilanie awaryjne na czas operacji.
Kiedy wymiana jest lepszym rozwiązaniem?
Z punktu widzenia Energeks i firm serwisowych wymiana transformatora jest rekomendowana, gdy:
W izolacji papierowej znajduje się wilgoć
Nawet zaawansowane metody suszenia nie usuną całkowicie wilgoci z głębokich warstw celulozy. Transformator może pozornie działać prawidłowo jeszcze przez kilka miesięcy, po czym nagle dojść do przebicia izolacji.
Analiza DGA wykazuje produkty degradacji celulozy
Wzrost stężenia CO, CO₂ oraz furanów (2-FAL) w oleju wskazuje na degradację papieru izolacyjnego. Po zalaniu wartości te często przekraczają progi alarmowe normy IEC 60599, co oznacza uszkodzenia nieodwracalne.
Urządzenie nie spełnia aktualnych norm efektywności energetycznej
Transformator starszy niż 15 lat, o sprawności poniżej wymagań Ecodesign, nie jest opłacalny w długoterminowej eksploatacji. Nawet jeśli uda się go wysuszyć, jego straty jałowe i obciążeniowe będą wyższe niż w nowej jednostce.
Ograniczenia logistyczne uniemożliwiają skuteczne suszenie
Dla dużych transformatorów (np. 2,5 MVA i więcej) demontaż, transport, suszenie i ponowny montaż mogą przewyższyć koszty zakupu nowej jednostki – szczególnie w trudno dostępnych lokalizacjach lub tam, gdzie nie można dopuścić do długotrwałego wyłączenia urządzenia.
Czas działa na niekorzyść inwestycji
Suszenie trwa od kilku dni do ponad dwóch tygodni. Jeżeli transformator zasila linię produkcyjną, chłodnię, farmę PV lub system awaryjny, każda godzina przestoju generuje duże straty. W takich przypadkach zakup i montaż jednostki z magazynu producenta może być bardziej opłacalny niż czasochłonna regeneracja.
Porównanie kosztów: suszenie a wymiana
Przy porównywaniu kosztów warto wyjść poza samą cenę usługi suszenia czy zakupu nowego transformatora. Ostateczna decyzja powinna uwzględniać wpływ przestoju, ryzyko przyszłych awarii oraz wartość bezpieczeństwa energetycznego.
Koszty suszenia obejmują:
demontaż transformatora z prefabrykowanej stacji transformatorowej
transport do serwisu z komorą suszenia próżniowego
proces suszenia (3–21 dni w zależności od stopnia zawilgocenia)
filtrację lub wymianę oleju
ponowny montaż, badania odbiorcze i uruchomienie
W praktyce rynkowej w 2025 roku pełna regeneracja transformatora SN (1–2,5 MVA) to koszt 30–50% ceny nowej jednostki. W przypadku transformatorów hermetycznych koszt może być wyższy z powodu bardziej skomplikowanego dostępu do wnętrza.
Koszty wymiany obejmują:
zakup nowego transformatora (w zależności od mocy i klasy efektywności – od kilkudziesięciu tysięcy euro wzwyż)
transport fabryczny
montaż i próby odbiorcze
ewentualną adaptację przyłączy i fundamentów, jeśli nowa jednostka ma inne wymiary
Zaletą wymiany jest uzyskanie urządzenia w pełni zgodnego z obowiązującymi normami (np. Ecodesign Tier 2), z pełną gwarancją producenta i minimalnym ryzykiem uszkodzeń wynikających z wcześniejszego zalania. Wadą – wyższy wydatek początkowy i czas oczekiwania na dostawę, który przy modelach niestandardowych może wynosić nawet 6–8 miesięcy.
Czynniki ryzyka i koszt przestoju
Czynnik ryzyka – suszenie transformatora po zalaniu zawsze wiąże się z niepewnością. Nawet najlepsze laboratorium diagnostyczne i doświadczony serwis nie zagwarantują, że mikroskopijne ślady wilgoci w izolacji nie spowodują awarii w ciągu roku czy dwóch. Nowa jednostka daje znacznie większą przewidywalność pracy.
Koszt przestoju – często to on decyduje o wyborze. Jeżeli transformator zasila instalację, w której każda godzina przestoju oznacza setki tysięcy złotych strat, szybka wymiana na jednostkę dostępną od ręki jest zwykle korzystniejsza niż kilkunastodniowe suszenie.
Z doświadczenia wynika, że regeneracja ma sens, gdy:
transformator jest stosunkowo młody
jego moc i parametry są optymalne dla obiektu
dostęp i logistyka są proste
przestój można zorganizować lub zminimalizować bez dużych strat
Wymiana jest zalecana, gdy:
transformator jest starszy
wykazuje oznaki zużycia i spadku sprawności
obsługuje instalację krytyczną dla ciągłości działania
W związku z tym może Cię również zainteresować nasz artykuł:
Odnowić czy wymienić? Ostatnia szansa dla twojego transformatora!
Jak przeprowadzić interwencję krok po kroku
Gdy prefabrykowana stacja transformatorowa tonie w wodzie, liczy się szybkość, ale jeszcze ważniejsza jest właściwa kolejność działań. To nie jest moment na improwizację. Każdy błąd może pogorszyć sytuację, narazić ludzi na niebezpieczeństwo lub sprawić, że sprzęt, który można było uratować, trafi na złom.
Krok 1 – Bezpieczeństwo ludzi przede wszystkim
Pierwszym działaniem jest odłączenie stacji od zasilania i uniemożliwienie dostępu osobom nieupoważnionym. Wilgoć i napięcie to śmiertelna mieszanka. Żadne prace nie mogą być prowadzone, dopóki nie ma absolutnej pewności, że urządzenie jest beznapięciowe.
Krok 2 – Dokumentacja zdarzenia
Zdjęcia, nagrania wideo, protokół. Zarejestruj poziom wody, stan stacji, ślady wnikania wody i widoczne uszkodzenia. Te dane będą potrzebne do diagnostyki, zgłoszeń do ubezpieczyciela oraz ewentualnych sporów gwarancyjnych.
Krok 3 – Usunięcie wody
Pompy, odkurzacze do wody, drenaż. Kluczowe jest jak najszybsze obniżenie poziomu wody do zera. Im dłużej stoi, tym głębiej wnika w materiały izolacyjne i elementy konstrukcyjne.
Krok 4 – Wstępna inspekcja wizualna
Bez demontażu transformatora sprawdź stan przepustów, przyłączy, obudowy i układu chłodzenia. Zwróć uwagę na oznaki korozji, przebicia, osady i ewentualne nieszczelności.
Krok 5 – Diagnostyka elektryczna i olejowa
Wykonaj pomiar rezystancji izolacji, napięcia przebicia oleju, oznacz zawartość wody metodą Karla Fischera i przeprowadź analizę gazów rozpuszczonych (DGA). Wyniki pomogą określić, czy suszenie jest możliwe, czy należy planować wymianę.
Krok 6 – Decyzja techniczna
Na podstawie pomiarów i inspekcji podejmij decyzję: regeneracja czy wymiana. Ważne, aby zrobić to w porozumieniu z serwisem producenta oraz operatorem systemu dystrybucyjnego.
Krok 7 – Realizacja działań
Jeśli regeneracja – transformator trafia do komory suszenia próżniowego, a równolegle prowadzi się prace antykorozyjne i filtrację oleju. Jeśli wymiana – zamów nową jednostkę i przygotuj stanowisko montażowe.
Zalecenia producentów, instrukcje i co sprawdzać w zapisach serwisowych
Producenci transformatorów średniego napięcia podchodzą do tego problemu z zerową tolerancją: woda w stacji transformatorowej to czerwony alarm. Nie pomarańczowy, nie żółty – tylko ten, który każe porzucić wszystko i biec do wyłącznika. Nawet jeśli Twój transformator mruczy jak kot i wygląda na zadowolonego, po zalaniu trzeba go traktować jak pacjenta, który właśnie zanurkował w basenie z błotem.
W dokumentacjach technicznych zapisy są tak jednoznaczne jak „nie wkładaj widelca do kontaktu”:
maksymalna dopuszczalna wilgotność względna powietrza: 95%, ale bez kondensacji, bo para wodna to także wróg
zakaz pracy w obecności wody stojącej, nawet jeśli to „tylko” kałuża
po każdym kontakcie transformatora z wodą – pełna diagnostyka elektryczna i olejowa, bez wyjątków
Co zrobić z transformatorem po zalaniu
po zalaniu odłącz od sieci i odłóż klucze do stacji na bok, dopóki nie zajmie się nim uprawniony zespół
diagnostyka to nie jest jedno machnięcie miernikiem — potrzebne są pomiary rezystancji izolacji, badanie DGA, analiza oleju metodą Karla Fischera i inspekcja wnętrza
suszenie wyłącznie w warunkach laboratoryjnych, najlepiej w komorach próżniowych — suszarka do włosów się nie sprawdzi
w transformatorach hermetycznych każda próba regeneracji musi być zgodna z procedurami producenta — w przeciwnym razie gwarancja może zniknąć szybciej niż para z czajnika
Tu zaczyna się nasza ulubiona część – czytanie historii urządzenia jak kryminału.
Zapisy serwisowe to Twój dziennik śledczy:
czy wcześniej odnotowano podwyższoną wilgotność w oleju?
czy stacja „pływała” już kiedyś podczas lokalnych ulew?
kiedy ostatnio wykonywano filtrację oleju lub pomiary tangensa delta?
czy ktoś zgłaszał naprawy lub nieszczelności układu chłodzenia?
Jeżeli odpowiedzi wskazują, że Twój transformator i woda spotykały się już wcześniej – to znak, że problem ma charakter systemowy.
Być może czas poprawić odwodnienie stacji, zamontować skuteczny system odprowadzania wody lub przenieść urządzenie w miejsce, gdzie jedyną wodą będzie ta w kubku kawy serwisanta.
Transformator po przejściach też może mieć świetlaną przyszłość
Woda w stacji transformatorowej nie jest gościem, którego chciałbyś widzieć. Przyjdzie bez zaproszenia, narobi szkód i zostawi Cię z pytaniem: co teraz? Ale uwierz – to wcale nie musi być koniec Twojej jednostki średniego napięcia.
Tak, czasem wymiana jest najlepszym rozwiązaniem. Jednak często, zanim skreślisz transformator, warto sprawdzić fakty. Rzetelna diagnostyka po zalaniu daje jasny obraz sytuacji i pozwala podjąć decyzję bez zbędnych kosztów i ryzyka.
W Energeks lubimy takie momenty. Bo wiemy, że dobrze przygotowana infrastruktura potrafi przetrwać więcej niż letnią burzę. A czasem taki kryzys staje się początkiem nowych, lepszych rozwiązań.
Dowiedz się więcej:
Oferta transformatorów SN – Energeks
Dołącz do naszej społeczności na LinkedIn
Skontaktuj się z nami
Żródła:
Opinie
Brak opinii!
❮
❯