Menu

Zaawansowana diagnostyka transformatorów

Zastosowanie zaawansowanej diagnostyki transformatora pozwala na wykonanie rzetelnej oceny stanu technicznego i przedstawienie ekspertyzy wraz z zaleceniami dalszej eksploatacji jednostki.

pdf-icon Zobacz więcej: Przykładowa ekspertyza
pdf-icon Zobacz więcej: Kompleksowa diagnostyka stanu technicznego transformatorów
pdf-icon Zobacz więcej: Ocena stanu technicznego transformatorów

O czasie życia transformatora decyduje stan techniczny jego układu izolacyjnego, a w szczególności izolacji stałej opartej na bazie celulozy. Często powtarzane jest stwierdzenie, że czas życia transformatora wyraża się czasem życia papieru, z którego zbudowano jego izolację. Towarzyszący eksploatacji naturalny proces termicznej degradacji celulozy, który głównie polega na skróceniu jej włókien, powoduje przede wszystkim pogorszenie parametrów mechanicznych izolacji, a w niewielkim tylko stopniu spadek wytrzymałości elektrycznej impregnowanego olejem papieru elektrotechnicznego.


Zależność wytrzymałości mechanicznej celulozy od stopnia polimeryzacji

Doświadczenie eksploatacyjne wskazuje, że gdy średni stopień polimeryzacji DP celulozy w izolacji papierowo-olejowej spada poniżej 400 to izolacja taka traci wszelkie właściwości mechaniczne.


Widok celulozy o różnym stopniu zestarzenia

Tempo destrukcji makromolekuł celulozy zależy przede wszystkim od temperatury oraz stopnia jej zawilgocenia. Podniesienie temperatury pracy transformatora o 6÷8°C powoduje skrócenie okresu życia jego izolacji o połowę. Szacuje się, że dla stałej zawartości wody w celulozie o wartości 0.5% cz.wag. czas życia izolacji wynosi odpowiednio:

  • 500 lat dla temperatury punktu gorącego uzwojenia równej 80°C,
  • 50 lat dla temperatury 100°C,
  • około 6. lat dla temperatury 120°C,
  • oraz tylko około 1. roku dla temperatury 140°C.

Podobnie, każde dwukrotne zwiększenie zawartości wilgoci skraca trwałość izolacji papierowej o połowę. Wzrost zawartości wody w papierze od 0,5% cz.wag. do 1% cz.wag. skraca życie izolacji dwukrotnie, a do 2% cz.wag. czterokrotnie.

Utrata przez celulozę modułu Younga, a co za tym idzie zanik początkowych sił ściskających uzwojenie decyduje wytrzymałości zwarciowej części aktywnej transformatora. Dlatego w przypadku izolacji papierowo-olejowej z daleko posuniętym stopniu zestarzenia nawet stosunkowo niewielki prąd zwarciowy lub występujący podczas załączania staje się niebezpieczny i łatwo może odkształcić lub przesunąć uzwojenia. W konsekwencji, w wielu przypadkach zjawisko to skutkuje osłabieniem izolacji i katastrofalną awarią transformatora.


Wpływ zawilgocenia na kinetykę starzenia celulozy

Znacznie zawilgocony układ izolacyjny transformatora to ryzyko powstania tzw. zjawiska bąblowania. Polega ono na gwałtownym uwolnieniu wilgoci zawartej w izolacji stałej w postaci pary wodnej na skutek lokalnego wzrostu temperatury izolacji. Najczęściej zjawisko bąblowania inicjowane jest przez prądy zwarciowe lub przeciążenie transformatora. Towarzyszący odparowaniu wody wzrost ciśnienia wewnątrz kadzi może spowodować uszkodzenia konstrukcji transformatora lub, w najlepszym razie, zadziałanie zabezpieczeń podmuchowo-gazowych. W przypadku transformatorów najwyższych napięć dodatkowym zagrożeniem jest zwiększone prawdopodobieństwo wystąpienia bezpośredniego zwarcia wewnętrznego spowodowanego obniżeniem się wytrzymałości dielektrycznej układu. Dla zawilgocenia izolacji przekraczających 3% temperatura inicjacji efektu bąblowania jest na tyle niska, że konieczne staje się obniżenia dopuszczalnej temperatury pracy transformatora, a co za tym idzie również zmniejszenie dopuszczalnego obciążenia. Jednak nawet w takim stanie krótkotrwałe przeciążenie stwarza duże ryzyko wystąpienia awarii. Dlatego kontrola stopnia zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej oraz utrzymanie jej poniżej krytycznej wartości (ok. 2,5%) jest kardynalnym warunkiem długowiecznej eksploatacji transformatorów.


Zależność temperatury inicjacji efektu bąblowania od zawilgocenia

Procesowi skracania łańcucha głównego włókien celulozy towarzyszy uwalnianie grup końcowych i tworzenie związków małocząsteczkowych takich jak woda, tlenki węgla, węglowodory, wodór oraz związków o złożonej budowie, w tym związków furanu. Specyficznym produktem starzenia celulozy są związki furanu, a w szczególności występujący w największej ilości aldehyd furfuralu 2FAL. Cechą charakterystyczną generacji furanów podczas starzenia celulozy jest ich kumulacja w oleju bez ulatniania się na zewnątrz. Dlatego oznaczenie zawartości związków furanu w próbkach oleju elektroizolacyjnego pozwala oszacować stopień zużycia izolacji celulozowej wyrażający się w spadku stopnia polimeryzacji DP.


Widok zdegradowanej izolacji transformatora energetycznego
a), b) – osady na części aktywnej, c) – zdegradowana celuloza, d) – odkształcone uzwojenia

Zaawansowane wiekowo transformatory z reguły napełnione są zdegradowanym olejem izolacyjnym, w którym produkty rozkładu wraz z fragmentami zestarzonej izolacji celulozowej tworzą zawiesinę cząstek stałych. Zawiesina ta, osadzając się w postaci szlamu na uzwojeniach znacznie pogarsza odprowadzanie ciepła przez co obniża obciążalność transformatora oraz znacząco przyspiesza kinetykę procesu degradacji celulozy.

Dane statystyczne z wielu krajów wskazują, że około 40% awarii katastrofalnych transformatorów spowodowane jest przez uszkodzenia izolatorów przepustowych. Jednocześnie notuje się nadmierną awaryjność względnie nowych konstrukcji, zwłaszcza z izolacją RIP. Przeprowadzone z udziałem firmy badania wykazały, że do podstawowych przyczyn gwałtownego obniżenia się stanu technicznego przepustów OIP należy wzrost ciśnienia wewnętrznego spowodowany efektem bąblowania, a w przepustach RIP oraz RBP termiczne starzenia materiału rdzenia. Z doświadczeń ENERGO-COMPLEX wynika, że wystarczą dwa gorące okresy wiosenno-letnie aby stopień termicznego zestarzenia izolacji przepustów typu RIP lub RBP wzrósł do poziomu krytycznego. Dlatego możliwość identyfikacji wczesnego etapu jego rozwoju jest niezwykle ważnym elementem zmniejszenia awaryjności transformatorów podczas eksploatacji. Z analizy natury i skutków tych procesów wynika, że tradycyjne pomiary wartości tgδ50Hz przestały być miarodajnym wskaźnikiem wczesnego etapu rozwoju defektów i konieczne są bardziej czułe metody ich identyfikacji. Z drugiej strony eksploatatorzy oczekują takich metod pomiarowych, które pozwalałyby diagnozować przepusty bez konieczności odłączenia transformatora spod napięcia.

Z przedstawionego wyżej krótkiego opisu głównych problemów eksploatacyjnych wynika, że konieczne jest stosowanie, obok standardowych i podstawowych pomiarów, zaawansowanych systemów diagnostyki transformatorów, które pozwalają identyfikować procesy starzeniowe na różnym etapie ich rozwoju. W tym zakresie ENERGO-COMPLEX oferuje pełny zestaw technologii diagnostycznych umożliwiających kompleksową oceną stanu technicznego transformatora, oszacowanie ryzyka dalszej eksploatacji, a także określenia zalecanych reżimów pracy. W większości są to oryginalne, opracowane przez ENERGO-COMPLEX oraz Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny, zintegrowane metody pomiarowe, które identyfikują defekty na podstawie różnych procesów fizycznych. Ich podstawową zaletą jest bardziej precyzyjna ocena stanu technicznego transformatora przy zachowaniu rozsądnego czasu na wykonanie pełnej procedury diagnostycznej.

OZNACZENIE STOPNIA ZAWILGOCENIA IZOLACJI TRANSFORMATORÓW

Proces zawilgacania izolacji transformatora z powodu absorpcji wilgoci z otaczającej atmosfery oraz degradacji celulozy trwa nieprzerwanie przez wiele lat. Zatem konieczne staje się systematyczne monitorowanie ilości wody zgromadzonej w izolacji celulozowej. Elementy stałe izolacji zawierają około 95÷98% masy wody zawartej w całym układzie izolacji papierowo-olejowej. Zgromadzona w nich ilość wody praktycznie decyduje o stopniu zawilgocenia oleju. Przy zmianach temperatury pracy transformatora nieustannie trwa wymiana wody między celulozą a olejem, co dodatkowo wpływa na jego zawilgocenie. Brak termodynamicznej równowagi stężenia wilgoci między papierem i olejem oraz zbyt mała rozdzielczość metody KFT powoduje, że powszechnie wykonywane badania zawartości wody rozpuszczonej w oleju w celu określenia zawilgocenia izolacji są mało skuteczne i obarczone nadmiernym błędem.


Szacowanie zawilgocenia izolacji na podstawie krzywych Oommena.
Zmiana zawilgocenia oleju od 8 do 20 ppm odpowiada zmianie zawilgocenia izolacji od 2,5% do 5,1%

Duża niepewność szacowania zawilgocenia izolacji na podstawie badania oleju oraz pomiaru współczynnika strat dielektrycznych tgδ przy częstotliwości 50Hz powodują, że konieczne stają się bardziej zaawansowane metody oznaczania ilości wody zgromadzonej w elementach stałych izolacji. W tym zakresie ENERGO-COMPLEX stosuje trzy wzajemnie uzupełniające się metody pomiarowe, które opierają się na analizie zjawisk polaryzacyjnych po częstotliwości (metoda FDS) i po czasie (metoda RVM) oraz wyznaczeniu stałoprądowego przewodnictwa impregnowanego papieru i preszpanu (metoda PDC) stanowiących podstawowe składniki układu izolacyjnego.

Metoda FDS (Frequency Dielectric Spectroscopy)

Współczynnik strat dielektrycznych tgδ określany jest jako iloraz wartości prądu czynnego strat Ir oraz wartości prądu pojemnościowego Ic, które płyną w dielektryku po przyłożeniu napięcia przemiennego. Z definicji tgδ jest miarą dobroci i dla idealnego dielektryka bez strat wynosi zero. W miarę pogarszania się jakości dielektryka (termiczne starzenie, adsorpcja wody) wartość tego współczynnika rośnie. Dlatego od wielu lat pomiar tgδ wykorzystywany jest do oceny stanu technicznego układów izolacyjnych, w tym również izolacji papierowo-olejowej. Z reguły wyznaczany jest on dla częstotliwości pomiarowej 50 Hz lub 60 Hz. Długoletnie doświadczenie pomiarowe wykazało jednak, że wartości tgδ50Hz są mało wrażliwym wskaźnikiem zmian morfologicznych izolacji i identyfikują tylko daleko posunięty proces zestarzenia lub zawilgocenia.

Wartość mocy strat (prądu Ir), a zatem i tgδ, w rzeczywistym dielektryku silnie zależy od częstotliwości oraz struktury morfologicznej. Dlatego spektroskopowe pomiary po częstotliwości pojemności i współczynnika tgδ (FDS) stwarzają możliwość identyfikacji różnych defektów izolacji, a w tym stopnia jej zestarzenia lub nasycenia wilgocią. Ze względu na możliwość oceny zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej najbardziej przydatnym jest zakres niskich i ultraniskich częstotliwości pomiarowych w przedziale 1000÷0,0001 Hz. Pomiary FDS z dużą dokładnością określają średnią zawartość wody w izolacji transformatorów, a także pomagają identyfikować obecność osadów na uzwojeniach.


Zależność współczynnika strat dielektrycznych tgδ od częstotliwości dla układu izolacji papierowo-olejowej

Metoda RVM-PDC

Dielektryk poddany działaniu stałego pola elektrycznego polaryzuje sie zgodnie z pewną krzywą relaksacji (odpowiedzi). Zwykle proces depolaryzacji przebiega według takiej samej funkcji. Kształt funkcji relaksacji zależy m.in. od struktury dielektryka, jego defektów, zawilgocenia oraz temperatury. Gdy czas depolaryzacji jest krótszy niż polaryzacji w dielektryku pozostaje pewien resztkowy ładunek indukowany, który wytwarza tzw. napięcie powrotne o wartości równej ilorazowi tego ładunku i pojemności układu. Wartość napięcia powrotnego zależy również od czasu polaryzacji i depolaryzacji. Istnieje jednak pewien czas polaryzacji, odpowiadający stałej czasowej rotacji dominujących domen i dipoli, dla którego napięcie powrotne jest największe. Wyznaczenie czasu relaksacji dominujących struktur polaryzacyjnych jest podstawą metody RVM (Return Voltage Method) oceny stopnia zestarzenia lub zawilgocenia izolacji maszyn i kabli WN, a także izolacji papierowo-olejowej. W przypadku izolacji transformatorów służy ona przede wszystkim do oznaczania stopnia jej zwilgocenia, gdyż dominująca stała czasowa determinowana jest głównie przez procesy zachodzące na granicy faz między preszpanem a olejem, które zależą głównie od zawartości wody w papierze oraz temperatury izolacji.


Algorytm metody RVM (a) oraz zasada pomiaru wg metody „RVM-PDC”


Charakterystyki napięcia powrotnego Vr izolacji papierowo-olejowej o różnym stopniu zawilgocenia

Oryginalną, opracowaną przez ENERGO-COMPLEX metodą pomiaru zawilgocenia transformatorów jest skojarzony pomiar „RVM-PDC”. Polega ona na oznaczeniu ilości wody w izolacji z wykorzystaniem dwóch różnych zjawisk fizycznych. Pierwszym jest proces polaryzacji (RVM), a drugim proces przewodnictwa stałoprądowego (PDC). Rejestracja obu procesów odbywa się jednocześnie podczas standardowego pomiaru RVM. Podczas dwóch pierwszych kroków wyznaczania napięcia powrotnego równocześnie mierzy się charakterystyki czasowe prądu ładowania i depolaryzacji układu izolacyjnego. Na ich podstawie wyznacza się konduktywność celulozy zawartej w izolacji papierowo-olejowej. Ponieważ dla impregnowanego preszpanu jest ona zależna tylko od stopnia zawilgocenia i temperatury to posługując się wzorcowymi charakterystykami w prosty sposób możliwe jest oznaczenie procentowej zawartości zgromadzonej w nim wody.


Prąd ładowania, depolaryzacji oraz przewodnictwa w izolacji transformatora

Skojarzony pomiar „RVM-PDC” pozwala zminimalizować błędy pomiarowe i w znaczący sposób poprawić dokładność szacowania zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej. Jest on szczególnie przydatny w przypadku pomiarów transformatorów charakteryzujących się brakiem termodynamicznej równowagi stężenia wilgoci w oleju i papierze. Problem ten dotyczy m.in. pomiarów poprodukcyjnych, po suszeniu części aktywnej, a także jednostek z zestarzaną i mocno zawilgoconą izolacją.

IDENTYFIKACJA OSADÓW NA IZOLACJI TRANSFORMATORA

Powstające w procesach oksydacji oleju oraz rozkładu celulozy zanieczyszczenia, w trakcie długoletniej eksploatacji transformatora powodują powstanie koloidalnej zawiesiny w oleju elektroizolacyjnym. Po przekroczeniu pewnej koncentracji zanieczyszczeń, wytrącają się one w postaci warstwy osadu na powierzchni elementów części aktywnej transformatora. Poza oddziaływaniem chemicznym i spadkiem rezystancji izolacji przede wszystkim powodują one pogorszenie chłodzenia części aktywnej. Zmniejszenie przekroju kanałów olejowych wewnątrz cewek oraz izolująca cieplnie warstewka zanieczyszczeń na powierzchni skutkują wzrostem temperatury uzwojeń. Typowym obrazem „klinicznym” takiej sytuacji są objawy rozległych narastających przegrzań niskotemperaturowych w badaniach DGA, pomimo relatywnie niskiej temperatury oleju pokazywanej przez termometry. Sytuacja taka prowadzi do bardzo szybkiej degradacji termicznej celulozy. Stosowana obecnie bezpośrednia metoda identyfikacji obecności osadów polega głównie na wzrokowej ocenie dokonywanej podczas rewizji wewnętrznej transformatora. Procedura ta wymaga dużego zaangażowania sił i środków logistyczno-technicznych, zwłaszcza dla jednostek o dużych mocach oraz długotrwałego wyłączenia transformatora spod napięcia. Inną znaną, pośrednią metodą jest wieloletnia analiza zmian fizyko-chemicznych właściwości oleju.

ENERGO-COMPLEX stosuje nowatorską metodę identyfikacji osadów na izolacji stałej transformatorów. Jest ona rezultatem studiów nad procesami elektrycznymi i chemicznymi towarzyszącymi osiadaniu osadów. Tworzenie się szlamów na powierzchni izolacji w zasadniczy sposób zmienia morfologię granicy faz „olej-preszpan”. Zmiany te wpływają na odpowiedź dielektryczną izolacji i można je obserwować za pomocą pomiarów RVM. Natomiast, zasadniczo nie wpływają one na przewodnictwo stałoprądowe preszpanu. Analiza wyników pomiarów RVM oraz konduktywności stałoprądowej celulozy zawartej w izolacji transformatora za pomocą skojarzonego pomiaru „RVM-PDC”, po uwzględnieniu fizyko-chemicznych właściwości oleju pozwala na identyfikację obecności osadów bez konieczności rewizji wewnętrznej transformatora. Zaletą stosowanego przez ENERGO-COMPLEX sposobu identyfikacji osadów jest jego duża czułość i skuteczność, a także prostota w realizacji. Natomiast świadomość obecności osadów na izolacji jest szczególnie przydatna przy planowaniu remontów i modernizacji transformatorów po długim okresie eksploatacji. Bowiem pozwala bardziej rzetelnie ocenić rzeczywisty stan techniczny przy znacznej oszczędności nakładów finansowych.

IDENTYFIKACJA ODKSZTAŁCEŃ MECHANICZNYCH UZWOJEŃ

Odpowiednio szybkie wykrycie odkształceń uzwojeń może zapobiec poważnym awariom. Jest także pomocne w racjonalnym planowaniu remontów eksploatowanych jednostek, a co za tym idzie pozwala na optymalizację kosztów ich eksploatacji. Stosowany od wielu lat pomiar reaktancji rozproszenia przy częstotliwości sieciowej, nie daje możliwości wykrycia lokalnych przesunięć uzwojeń, ze względu na niewystarczającą czułość metody. Możliwość taką daje natomiast metoda opierająca się na funkcji przenoszenia uzwojenia rejestrowanej w szerokim przedziale częstotliwości (metoda SFRA). Rozważając uzwojenie transformatora jako sieć elementów RLC, oczywistym jest, że każde uzwojenie ma charakterystyczną odpowiedź częstotliwościową. Jest ona niepowtarzalną identyfikacją („odciskiem palca”) uzwojenia, określoną przez jego budowę geometryczną oraz rozmieszczenie. Jakiekolwiek przesunięcie się albo odkształcenie uzwojenia, które wpłynie na zmianę pojemności lub indukcyjności rozproszenia, będą zmieniać w pewnej mierze tę odpowiedź. Zastosowana w praktyce metoda wyznaczenia funkcji przenoszenia jest oparta na rejestracji napięcia na końcu uzwojenia, które jest odpowiedzią na przyłożony do początku uzwojenia sygnał napięcia sinusoidalnego o różnej częstotliwości. Ten typ pomiarów nazywany jest „pomiarem w SFRA”. Użycie do badań stanu uzwojeń jedynie metody SFRA pozwala wykryć istniejące duże poosiowe i promieniowe odkształcenia uzwojenia. Jednak nie ma możliwości identyfikacji poluzowania lub rozprasowania uzwojeń oraz wypadnięcia klinów i przekładek jeżeli nie spowodowały one zmiany geometrii uzwojeń.

ENERGO-COMPLEX do oceny zniekształceń i poluzowań uzwojeń oprócz pomiarów SFRA stosuje również pomiary wibroakustyczne VM w postaci zespolonej metody „FRA-VM”. Równoczesne badania VM pozwalają uzyskać znaczny postęp w identyfikacji defektów i ocenie stanu mechanicznego części aktywnej transformatora. Dotyczy to zwłaszcza przypadków, gdy odkształcenia uzwojeń są niewielkie lub gdy rdzeń/uzwojenia są poluzowane. Tego typu defekty mogą być identyfikowane na podstawie analizy drgań kadzi. Zastosowane zaawansowane metody analizy drgań pozwalają na rozdzielną ocenę stanu technicznego rdzenia oraz uzwojeń.


Widok odkształconych uzwojeń transformatora

DIAGNOSTYKA IZOLATORÓW PRZEPUSTOWYCH

W starzejącej się populacji transformatorów procesy degradacji izolacji zachodzą nie tylko w części aktywnej transformatora, ale również w izolacji przepustów WN, a ich awaria może doprowadzić do całkowitego zniszczenia transformatora. Aby temu zapobiec, diagnostyka przepustów jest czynnością obligatoryjną dla wielu użytkowników transformatorów. Stosowana obecnie diagnostyka oparta o pomiar tgδ oraz pojemności przy częstotliwości sieciowej (50Hz) jest niewystarczający. Pomiar ten, wykonywany przy napięciu znacznie niższym od napięcie pracy oraz dla temperatury rdzenia przepustu odbiegającej od temperatury pracy, nie jest wystarczająco czuły do identyfikacji początkowego etapu degradacji układu izolacyjnego. Natomiast doświadczenie wskazuje, że wystarczą dwa gorące okresy wiosenno-letnie aby procesy starzeniowe z początkowej fazy przeszły do zaawansowanego etapu krytycznego dla pracy izolacji RIP lub RBP.


Relacja między czasem rozwoju defektów a okresem pomiarów

Znacznie lepszym sposobem identyfikacji defektów są pomiary pojemności i współczynnika strat tgδ w szerokim zakresie częstotliwości. Jednak wymagają one wyłączenia transformatora z ruchu elektrycznego. Doświadczenie eksploatacyjne wskazuje, że niejednokrotnie jest to niemożliwe. Dlatego ENERGO-COMPLEX podstawową ocenę przydatności przepustu do dalszej eksploatacji opiera na termowizyjnym pomiarze jego temperatury. Pozwala on, oprócz diagnostyki głowicy, również mierzyć temperaturę powierzchni osłony porcelanowej. Zastosowanie zaawansowanej analizy pola termicznego generowanego przez przepust umożliwia obliczenie rozkładu temperatury wewnątrz izolacji oraz ocenę procesów starzenia termicznego. W przepustach temperatura wewnątrz rdzenia może osiągnąć wartość 100÷130°C. W takich warunkach, w przepustach o osłabionej izolacji może dojść do eksplozji nawet po kilku tygodniach. Stąd możliwość wykonania prostego i szybkiego testu w warunkach eksploatacyjnych jest sprawą bardzo ważną. Pomiary termowizyjne uzupełnione o analizę rozkładu temperatury są doskonałym narzędziem wstępnej diagnostyki stanu technicznego wszystkich rodzajów przepustów.


Termogram przepustów oraz obliczone rozkłady temperatury wzdłuż osi rdzenia

Bardziej zaawansowaną ocenę izolacji jest analiza procesów polaryzacyjnych mierzonych w dziedzinie częstotliwości (FDS). Pozwalają one identyfikować takie defekty w izolacji jak:

  • nadmierne zawilgocenie (przepusty OIP)
  • obecność gazów w izolacji (przepusty OIP)
  • obecność produktów termicznego rozkładu i działania wnz (przepusty OIP, RIP, RBP)
  • postępujący proces termicznej destrukcji (przepusty RIP, RBP)

Diagnostyka w oparciu o dynamiczne pomiary współczynnika strat i pojemności oraz współczynnika absorpcji otwiera nowe perspektywy we wczesnym ostrzeganiu o rozwoju defektów, a jej stosowanie w zdecydowany sposób obniża awaryjność przepustów transformatorowych.


Charakterystyka częstotliwościowa tgδ nowego i zestarzonego przepustu RBP


Charakterystyka częstotliwościowa tgδ nowego przepustu OIP oraz zawierającego produkty działania WNZ


Widok termicznie zestarzonej izolacji przepustu RIP