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  • Harald Mayer 20/12/2016

    Strategische Ersatzteile clever planen

    Für eine zuverlässige Betriebsführung von Energieversorgungssystemen ist die intelligente Ersatzteilvorhaltung entscheidend. Häufig stellt diese Lagerhaltung für Hoch- und Mittelspannungsschaltanlagen Energieversorger jedoch vor erhebliche Herausforderungen.

     

    So kann die Instandhaltung von Umspannwerken z. B. unerwartet hohe Kosten verursachen, u. a. durch:

     

    • zu wenige verfügbare Ersatzteile,
    • zu lange Lieferzeiten und
    • eine ineffiziente oder fehlende Lagerhaltungsstrategie.

     

    Seit Jahrzehnten unterstützt Siemens seine Kunden weltweit dabei ihre Anlagen Ressourcen schonend zu betreiben, so auch bezüglich einer strategisch sinnvollen Ersatzteilvorhaltung.

     

    Siemens bietet diesen Service an als Strategic Spare Parts Solution (SSPS). Für den Kunden heißt das: Kosten einzusparen und gleichzeitig die Zuverlässigkeit und Leistung von Anlagen zu steigern.

     

    SSPS unterstützt Kunden mit ihrem Bedarf entsprechenden Empfehlungen für das Ersatzteilmanagement. Diese Empfehlungen basieren auf detaillierten Untersuchungen und Analysen.

     

    Unsere SSPS Experten führen den Kunden durch einen Analyse- und Planungsprozess, der folgende Schritte umfasst:

     

    1. Analyse der installierten Anlagen: Der Wartungsstatus wird geklärt, sowie die Ersatzteilverfügbarkeit durch den Hersteller.
    2. Inspektion der Ersatzteillagerung: Ein weitverbreitetes Problem sind veraltete Teile oder die Überschreitung der Haltbarkeit.
    3. Ersatzteilempfehlungen: Diese basieren auf der Analyse von Lagerhaltung, -bestand, und Lieferzeiten.
    4. Zustandsbewertung der Schaltanlagen: Gegen Ende des SSPS Prozesses erstellt der Siemens Experte einen detaillierten Bericht des Anlagenstatus, einschließlich kurz-, mittel- und langfristiger Empfehlungen.
    5. Strategische Ersatzteillösung: Auf Basis der Ergebnisse aus den Schritten 1-4  erstellt Siemens ein individuelles Angebot für strategische Ersatzteile. Optional übernimmt Siemens die Lagerhaltung.

     

    Durch den SSPS Prozess erhalten Kunden ein umfassendes Verständnis für den langfristigen Bedarf an Ersatzteilen und wie dieser möglichst effizient gedeckt werden kann.

     

    Weitere Informationen finden Sie auf unserer Webseite.

     

    Für Fragen können Sie uns auch direkt kontaktieren.

     

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  • Harald Mayer 19/12/2016

    Wie alt ist Ihr Transformator wirklich?

    Die Lebensdauer eines Transformators wird größtenteils durch die Wechselwirkung zwischen den Isolierungsmedien Zellulose und Öl bestimmt. Diese sind im Vergleich zu den restlichen Trafomaterialien am stärksten von Alterungsprozessen betroffen.

     

    Ein Transformator kann bei guter Instandhaltung und design-gerechter Betriebsführung über 30 Jahre alt werden. Jedoch können Umwelteinflüsse, ständige Überlast oder negative Effekte (wie z.B. transiente Überspannungen oder Kühlungsprobleme) die Lebensdauer deutlich reduzieren. Regelmäßige Überprüfungen der Alterung tragen zum Schutz der Trafoflotte  bei. Die Trendanalyse der Daten unterstützt dabei die zielgerichtete Instandhaltung.

     

    Das Siemens Prüflabor für Trafomaterialien bietet ein komplettes Programm an diagnostischen Verfahren für ölgefüllte Transformatoren an.

     

    Das Prüflabor begleitet die Transformatoren schon seit über 50 Jahren. Die Prüfung neuer Materialien und die Evaluierung von Lieferanten gehört dabei zu den hohen Qualitätsstandards von Siemens. Die Grundzüge der Gas-in-Öl Analyse (eine der wichtigsten diagnostischen Analysemethoden) wurde vor  ca. 40 Jahren in diesem Labor mitentwickelt.

     

    In den letzten Jahrzehnten wurden weitere international anerkannte Analysemethoden z.B. für korrosiven Schwefel entwickelt. Die Mitarbeiter des Materialprüflabors sind aktiv bei der IEC (International Electrotechnical Commission) und bei der CIGRE (International Council on Large Electric Systems) und verantwortlich für die Entwicklung neuer Methoden innerhalb des Unternehmens. Das Prüflabor ist zertifiziert nach ISO 17025, ein Beweis für die hohe technische Kompetenz und unabhängige Bewertung.

     

    Über die regulären Prüfungen hinaus ist das Prüflabor auch bei Fehleranalysen beteiligt, z.B. bezüglich Materialkompatibilität. Zahlreiche weitere ergänzende analytische Methoden stehen zur Verfügung für die zuverlässige Bestimmung des Transformatorzustands.

     

    Für Fragen ist das Prüflabor unter testlab.energy@siemens.com erreichbar.

     

    Weitere Informationen finden Sie auf unserer Webseite.

     

    Für Fragen können Sie uns auch direkt kontaktieren.

     

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  • Harald Mayer 16/12/2016

    Fehlervermeidung durch Zustandsüberwachung von Schaltanlagen

    Die Zustandsüberwachung von Schaltanlagen und Transformatoren ist ein wirkungsvolles Instrument zur Fehlervermeidung und den optimalen Betrieb dieser Anlagen. Warum wird diese Technologie bislang nicht intensiver genutzt?

     

    Ein häufig auftretendes Problem ist die Integration des Monitoringsystems in eine bereits existierende IT-Landschaft. SCADA-Systeme z. B. haben häufig eine Zertifizierung, die entsprechende Anpassungen erschwert. Des Weiteren sind die existierenden Netzwerke und IT-Systeme  oft nicht auf die Verarbeitung von Zustandsdaten ausgelegt.

     

    Auch personell entstehen mit der Installation eines Monitoringsystems neue Anforderungen. Häufig fehlen klare Verantwortlichkeiten und auch das Fachwissen bezüglich Evaluierung und Nutzung der gesammelten Zustandsdaten. So bleibt das Potential von Monitoringsystemen häufig ungenutzt.

     

    Bei Monitoringsystemen ist es möglich die Zustandsdaten auf einer höheren Ebene zu aggregieren, z. B. in Systeme zur Überwachung einer oder mehrerer Umspannwerke und/oder in ein Asset Management System.

    Die Lösung kann entweder parallel zu existierenden Systemen oder komplett integriert betrieben werden. Nachdem die Monitoringsysteme integriert sind, ist es im nächsten Schritt wichtig zu definieren wer diese Daten verwertet. Die Zuständigkeit sollte dabei in der Abteilung liegen, die auch die Anlagenverfügbarkeit und die Fehlervermeidung verantwortet.

     

    Falls beim Kunden kein Personal für diese Aufgabe zur Verfügung steht, kann Siemens diesen Part übernehmen; inklusive Berichterstattung und sofortigen Kontaktaufnahme bei sich abzeichnenden Trends oder Problemen in der Leistungsfähigkeit der überwachten Anlagen.

     

    Eine Asset Performance Strategie hilft dabei beträchtlich die Systemzuverlässigkeit und Lebenszeit der Anlagen zu erhöhen. Desweitern sind Effizienzsteigerungen bei der Durchführung von Instandhaltungsmaßnahmen zu erwarten.

     

    Der Fokus der Zustandsüberwachung liegt hier auf der Risikominimierung. Wiederkehrende Alarme können dabei auf eine Verschlechterung des Anlagenzustands hindeuten.

     

    Weitere Informationen finden Sie auf unserer Condition Monitoring Webseite.

     

    Bei Fragen können Sie uns gerne eine Nachricht zukommen lassen.

     

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  • Harald Mayer 14/12/2016

    Mittelspannungsretrofit als Maßnahme zur Instandhaltung von Betriebsmitteln im Dauereinsatz

    Im Allgemeinen sollen Betriebsmittel für die industrielle Produktion, für die Energieerzeugung oder für andere kritische Prozessanwendungen ständig verfügbar sein. Jedoch brauchen diese Anlagen regelmäßige Instandhaltung, um zuverlässig zu funktionieren. Die redundante Auslegung von Betriebsmitteln reduziert das Risiko, erhöht aber die Anfangsinvestitionen – was passiert wenn die Reserveanlage ausfällt während die Primäranlage für die Wartung heruntergefahren wurde?

     

    Jede Stunde, in der die Anlage ihre Funktion nicht erfüllt, bedeutet unnötige Kosten und Störungen im Betriebsablauf. Die Anlagenzuverlässigkeit ist essentiell für die Wettbewerbsfähigkeit eines Unternehmens.

     

    Das Retrofit von Betriebsmitteln, wie z. B. luftisolierte Mittelspannungsschaltanlagen, ist ein Weg diese Herausforderungen im Energienetz zu adressieren. Im Wesentlichen findet dies durch den Austausch des alten Leistungsschalters durch einen neuen Vakuumleistungsschalter der neuesten Generation statt.

     

    Retrofit verlängert die Lebenszeit der Schaltanlage, erhöht die Verfügbarkeit durch den Einsatz modernster Betriebsmittel und reduziert die Wartungskosten.

     

    Welche Anzeichen sprechen für die Notwendigkeit eines Retrofits?

    • Leistungsschalter hat das Lebensende erreicht oder bereits überschritten
    • Veraltete Leistungsschaltertechnologie  (Ölarme- oder SF6-Leistungsschalter)
    • Verfügbarkeit von Ersatzteilen nicht gewährleistet  – der Hersteller des Originalleistungsschalters existiert vielleicht nicht mehr
    • Fehlendes Service Know How für alte Technologie
    • Bestehende Anlage am Leistungslimit, evtl. Leistungserhöhung erforderlich
    • Erforderliches Betriebspersonal für den Betrieb der existierenden Schaltanlagengeneration aber nicht für eine mögliche Neuanlage
    • Änderungen von Richtlinien/Normen

     

    Die Investition für ein Schaltanlagenretrofit beträgt nur ungefähr die Hälfte im Vergleich zu einer Neuanlage. Dabei werden nicht nur die reinen Anlagenkosten, sondern auch Kabelanpassungen, Bautätigkeiten, Installation und Inbetriebnahme, Training, usw. berücksichtigt.

     

    Retrofitprojekte benötigen typischerweise nur eine Standzeit von zwei Tagen pro Feld im Verhältnis zu weiteren 15-30 Lebensjahren der Anlage mit verbesserten Leistungsdaten. Unter Nutzung eines Retrofitkits kann die Standzeit eventuell auch ganz vermieden werden.

     

    Retrofit für Mittelspannungsschaltanlagen stellt die Zukunftssicherheit des Energiesystems sicher und sichert gleichzeitig die Verfügbarkeit von Ersatzteilen bei Bedarf.

     

    Siemens bietet Retrofitlösungen nicht nur für Siemens Betriebsmittel an, sondern auch für Hawker Siddeley, Eaton, Areva, GEC,  Reyrolle, Magrini Galileo, ABB – Calor Emag, ABB – Sace, Ansaldo, Allis-Chalmers, Federal Pacific, General Electric (GE), Federal Pacific, ITE, Schneider, Sprecher & Schuh, Mc Graw Edison, Westinghouse und andere Hersteller.

     

    Fragen: Bitte kontaktieren Sie Ihren Siemens-Ansprechpartner oder hinterlassen Sie uns einen Kommentar

     

    Weitere Information auf unserer Webseite. Sie können sich gerne für unseren Newsletter registrieren.

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  • Shalin Shah 07/10/2016

    Why power is critical to everything in a digital world

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    This blog post is a reprint from ReadWrite.

    Infrastructure systems around the world are being strained due to unprecedented urbanization, continued globalization, and climate change. In addition, developing countries are struggling to build new infrastructure, while developed countries must replace aging infrastructure.

    Between now and 2030, an estimated minimum of $50 trillion in infrastructure investment is required to fuel global development. Cities such as Amsterdam are addressing these challenges in its Amsterdam Smart City initiative, launched in 2009, which includes 79 projects collaboratively developed by local residents, government, and businesses.

    Improving efficiency of services, not just energy

    A smart city should improve its quality of life through technology to improve the efficiency of services, especially for efficient transportation, intelligent buildings, and smart power grids. Many projects run on an interconnected platform through wireless devices to enhance a city’s real-time decision-making abilities.

    These projects can reduce traffic, save energy, and improve public safety. The power of the data-driven world of the Internet of Things (IoT) is the promise that the consumer can finally take control of their environment. Whether travel, smart homes, or connected buildings, people are using the power of real-time sensors to understand and engage with their world.

    One of the biggest opportunities is for people to finally be able to interact with the one element that controls everything: power. With access to real-time data and the emergence of the digital grid, consumers can finally take control of their power needs at the edge of the grid, and finally see the promise in a true two-way grid that first started with smart meters and now will be delivered with the smart grid.

    Digital grid use cases and applications vary in their potential to add value. The use cases in the energy industry can be generally divided into three levels that represent increasing levels of value:

    Level 1: Modernizing infrastructure & improving operations

    It may be easy to overlook the importance of modernizing existing power infrastructure, but the bottom line is that we cannot rebuild our power grid from scratch. We have to rely on intelligent technologies to improve the systems we have in place to improve power quality and security and continue to deliver safe, affordable, and reliable energy to consumers. Utilities are transforming while still performing. For example, a large percentage of BC Hydro’s smart meter program benefits are realized in revenue protection. IoT-connected devices with tighter security have the ability to give utilities unprecedented levels of control over their operations through improved hardware and digital technologies.

    Level 2: Enhancing Efficiency & Cost Savings

    Focusing on digital technology drives efficiencies across a utility’s business by increasing the opportunity to integrate new renewable generation and distributed energies into their system to help go beyond the scope of basic infrastructure and operations. Utilities are improving total uptime and reducing overall maintenance costs by deploying predictive maintenance analytics that increase the quantity and quality of maintenance schedules. For example, PPL Electric has reported a 38% improvement in service reliability enabled in part by the deployment of sophisticated analytical capabilities.

    Level 3: Business transformation services for more value-added services 

    In the final level, the value to a utility goes far beyond basic operational enhancements or efficiency, ultimately leading to major change to the business value for the utility, typically reflected in the form of new products and services that are outside of the traditional utility model and offering more value-added services to consumers. The digital grid enables utilities to offer new services at both the wholesale and retail/consumer level by providing deeper insights on capacity demand, issue identification, pricing options, and more. Oklahoma Gas & Electric, in a bid to substantially shed load by 2020, is using customer analytics to gain visibility on individual customers’ responses to price signals. This is allowing them to identify the best customers to target with specific marketing campaigns.

    To address the challenges described above and realize the full potential of a true IoT for smart energy, we need to modernize utilities’ infrastructure, improve operations and enhance efficiencies first, but the ultimate goal is to transform into a customer-centric company that can offer more value-added services to the end-consumers.

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  • Harald Mayer 06/10/2016

    Transformers - the Big Picture - SITRAM Condition Monitoring

    What’s rally happening with your transformers, right now? Sensors typically installed on a transformer’s tap changer, bushings and cooling system provide useful data — but often this data isn’t integrated to yield a clear, comprehensive view of current conditions and emerging issues. This can make it hard to take proactive action to protect investments in critical assets.

     

    SITRAM Condition Monitor, a platform from Siemens, is a modular monitoring system that enables power system operators to cost-effectively keep a close eye on transformers from any manufacturer. Key values are analyzed and presented via a tailored data visualization. This helps network operators detect incipient faults early, allowing safe and timely corrections. In turn, this reduces maintenance and repair costs, while getting the most out of your asset and reducing downtimes.

     

    The starter version of this platform continuously monitors winding temperature, fault gases, moisture in oil and other relevant operating parameter. Also, the amount of useful life remaining for each transformer is calculated based on hot-spot temperature, using IEC/IEEE standards.

     

    Expansion modules can monitor the tap changer, bushings, gas in oil and partial discharges. These modules can also be installed at a later time if desired.

     

    Learn more about SITRAM Condition Monitoring from Siemens Customer Services.

     

    Questions, please comment below or contact us to get directly in touch with our experts.

    Siemens Condition Monitoring website, try the test system.

     

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  • Harald Mayer 13/12/2016

    How old is that transformer- really

    The life span of a transformer is largely determined by the composition of the cellulose insulation and insulating oil. Of all the materials used they are the ones which are subjected the most to operation-dependent ageing processes.

     

    With good maintenance, and by keeping operation within design parameters, a transformer can run for well over 30 years. However, harsh environments, chronic overloading, or stressful events (such as transient overvoltages or cooling system faults) can drastically shorten this timeframe. The key to protecting investments in transformers can be periodically checking on how specific transformer materials are aging. Analyzing trends in this data can prove indispensable to targeted maintenance plans.

     

    The Siemens Test Laboratory for Transformer Materials offers a complete program for diagnostics for oil-filled electrical equipment. This can provide actionable insight into new and retrofit transformer fleets.

     

    The physical-chemical test laboratory accompanies the new and service business for transformers for more than 50 years. Testing of new materials and evaluating of suppliers belongs to the high quality standards of the business. The basic principles of gas-in-oil analysis (the most important method for transformer asset management) have been developed 40 years ago. In recent times further new internationally recognized test methods, e.g. for corrosive sulfur have been developed. Laboratory members are active within IEC (International Electrotechnical Commission) and CIGRE (International Council on Large Electric Systems) and responsible for the development and maintenance of material specifications, as well as for research and development projects within the company. The laboratory is certified according to ISO 17025, which is an evidence for the high technical competence and independent evaluation.

     

    The testing scope, as well as additional information can be found on Material Testing Laboratory.

     

    Along the regular tests the laboratory is dealing with fault investigations concerning the involvement and compatibility of materials. We have numerous complementary methods available for reliably determining the different influencing parameters and with that the current condition of the transformer.

     

    For any questions and inquiries we are available at: testlab.energy@siemens.com

     

    Learn more about Customer Services from Siemens Energy Management Customer Services

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  • Harald Mayer 16/12/2016

    Getting strategic about substation spare parts

     

    Spare parts are a key aspect of keeping any system running -- including electricity distribution networks. But often it isn't easy for network operators to manage their inventory of spare parts -- especially the high- and medium-voltage switchgear equipment used in substations.

    When utilities don't have enough of the correct spare switchgear parts -- or when these spares aren't stored in the right places or loaded onto the right field service trucks; or when manufacturer lead times are too long; or when utilities carry too much spare parts inventory -- maintaining substation reliability can get surprisingly expensive

    Also, it's not always simple to figure out how to efficiently manage spare parts inventory. Usually the data needed to make sound strategic decisions is not all in one place; nor is it easy to view and understand.

    For decades, Siemens has helped utilities all over the world understand how to manage all of their resources efficiently -- including substation spare parts. Siemens experts can help your utility save money while enhancing operational reliability and efficiency through the Strategic Spare Parts Solution (SSPS).

     

    The Siemens SSPS consulting service provides utilities with tailored recommendations for spare parts management, based on detailed assessments and analysis.

    Our SSPS experts guide utilities through an assessment and planning process that can include any combination of these steps:

    1. Installed base inventory, including maintenance status info and spare parts availability from manufacturers. This data supports reliable decisions regarding substations and other assets.

    2. Inspection of spare parts storage. This helps spot common problems, such as parts which have deteriorated in storage, or which have become obsolete (such as the 8D2 double-pressure circuit breaker pictured above).

    3. Spare parts recommendations. By assessing the likelihood that certain spare parts in your inventory might fail, as well as delivery lead times and general parts availability, we can help minimize the risk of failure and its many possible negative impacts.

    4. Substation condition assessment. Toward the end of the SSPS process, Siemens can generate a detailed report of the status of equipment in your substations -- with short, medium and long-term recommendations.

    5. Strategic Spares Solution. Based on the results of the previous steps, Siemens can generate a customized offer for strategic spare parts, ready to purchase. Additionally, Siemens can offer optional warehouse storage.

     

    The SSPS process can help your utility gain a comprehensive understanding of your long-term needs for spare parts -- as well as a concrete plan for meeting those needs cost effectively.

     

    Questions, please comment below or contact us to get directly in touch with our experts. Visit us at siemens.com. Subscribe to the Energy Management Services Newsletter

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  • Harald Mayer 13/12/2016

    Substation condition monitoring: Overcoming integration challenges

    Monitoring the current condition of switchgear and transformers can be a powerful strategy to help utilities prevent failures and optimize the useful life of these key assets. So why isn't every utility doing it?

     

    Often it is challenging to directly integrate condition monitoring data into utility's existing systems. For instance, SCADA systems often are certified in a way that would not allow for such changes. Or existing data networks and IT systems are not prepared to handle this kind of data.

     

    More importantly, the real challenge can be about roles. That is, often no one at the utility is charged with the responsibility to evaluate and utilize online asset condition monitoring data. Consequently, even though many utilities have sensors installed on transformers and switchgear -- which are collecting (and sometimes transmitting) data about those assets -- it may be nobody's job to review and use that data.

     

    When deploying Substation Condition Monitoring it's possible to route that data to a higher level -- such as systems for monitoring substations or the grid, or an asset management system.

     

    This solution can be deployed either in parallel to utility existing systems, or it can be fully integrated, depending on what makes sense for the utility. After asset condition monitoring (CM) data has been made available to utility systems (at any level), the next step is to make sure that someone is responsible for putting it to use. Someone responsible for the performance of assets and prevention failure will be appropriate.

     

    If no one at a utility is available to take on the role of watching and evaluating CM data, Siemens can help with this role -- notifying utilities of trends, possible problems, and opportunities indicated by transformer or switchgear performance.

    Having an asset performance management strategy can considerably help utilities enhance system reliability, extend the useful life of assets, and save money through optimal timing of asset maintenance and replacement.

     

    While it's possible to monitor everything about your asset, it's more important to know what you need to to focus on to minimize risk. Make sure you're monitoring the most crucial data to support that goal, and use it appropriately. For instance, if a switchgear sends a one-time alarm, that switchgear might still be in generally good condition. But if those alarms keep happening, that could indicate problems with the condition of that the asset.

     

    Questions, please comment below or contact us to get directly in touch with our experts. Visit the condition monitoring website with additional information and material for download. Subscribe to the Energy Management Services Newsletter

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  • Harald Mayer 13/12/2016

    Maintaining assets that can’t be turned off: medium voltage switchgear retrofit

    Generally, assets for industrial production, power generation, and other critical operations must keep running all the time. However, they also need regular maintenance in order to stay reliable. Redundancy only gets you so far — what happens if backup equipment fails while the primary device is shut down for maintenance?

     

    Facility owners lose money for every hour that necessary equipment cannot perform its intended work. Equipment reliability is crucial to business competitiveness.

     

    One way to address this power system challenge is to retrofit assets such as air-insulated medium voltage switchgear. This involves upgrading old circuit breakers with current (and far more reliable) vacuum circuit breaker technology.

     

    This type of retrofit can extend the lifetime of the switchgear — increasing its availability and safety while reducing maintenance costs. Plus, this measure pays for itself quickly.

     


    Here are some signs that it may be time to retrofit your switchgear:

    • Existing electrical breakers are beyond their expected lifetime.
    • Existing electrical breaker technology is old (oil or SF6 circuit breakers).
    • Spare parts are difficult to locate, and costly. In fact, the OEM for your original circuit breakers may no longer even exist.
    • Current workforce lacks experience in circuit breaker maintenance.
    • Existing switchgear is dimensioned sufficiently to accommodate a retrofit.
    • Operational staff is trained and confident with the operation of the existing substation but not with new equipment.
    • Changes in regulations or standards.

     

    Retrofitting switchgear costs only about half as much as replacing switchgear. This includes not just equipment costs, but also cable adaptation, building and civil works, installation and commissioning, transportation, taxes, etc.

     

    Retrofit projects typically involve downtime of only two days per panel, while offering 15-30 years of additional switchgear lifetime, with improved performance. Or, if you use a retrofit kit, there may be no downtime at all.

     

    Medium voltage switchgear retrofits also helps future proof your power system — and gives you confidence that spare parts will always be available if you need them.

     

    Siemens offers medium voltage switchgear retrofit solutions — not just for Siemens devices, but also for equipment by Hawker Siddeley, Eaton, Areva, GEC,  Reyrolle, Magrini Galileo, ABB – Calor Emag, ABB – Sace, Ansaldo, Allis-Chalmers, Federal Pacific, General Electric (GE), Federal Pacific, ITE, Schneider, Sprecher & Schuh, Mc Graw Edison, Westinghouse and other OEMs.

     

    Questions: Please comment below or contact Siemens directly. Siemens Internet Website. Subscribe to the Energy Management Services Newsletter

     

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