ELECTRIC, WITH AN EDGE
La energía eólica es una de las fuentes de energía más desarrolladas comercialmente en el campo de las energías renovables, y es una fuente de energía limpia alentada y apoyada por países de todo el mundo. El desarrollo a gran escala de la generación de energía eólica debería ser la opción estratégica más realista para resolver la escasez de energía y electricidad de los países. El transformador principal de la turbina eólica es un equipo eléctrico muy importante en el proyecto de energía eólica, la capacidad del transformador elevador de la turbina eólica, el tipo de selección está relacionado con todo el tipo de cableado eléctrico principal del proyecto de energía eólica y el diseño general eléctrico y la inversión en el proyecto.
Daelim es un fabricante de transformadores con décadas de experiencia en el diseño y la producción de transformadores, lo que nos permite ofrecerle soluciones de transformadores de calidad. Con nuestra experiencia en generación de energía fotovoltaica, generación de energía eólica, minería de bitcoin y otros proyectos, podemos diseñar y generar rápidamente los transformadores que necesita gracias a nuestro excelente equipo de diseñadores. Además, nuestro ciclo de producción es una de nuestras mayores ventajas. Nuestra producción rápida y flexible nos permite producir transformadores de calidad para usted en tiempos de producción mucho más cortos que los de los fabricantes europeos y americanos.
La capacidad del transformador principal de la turbina eólica debe coincidir con la capacidad de la turbina eólica conectada. Al elegir la capacidad del transformador de la turbina eólica principal, tenga en cuenta que la situación real de la tasa de carga del parque eólico es baja y el factor de potencia de las turbinas eólicas es de aproximadamente 1, puede elegir el transformador de la turbina eólica principal igual a la capacidad de las plantas de energía eólica.
La construcción de la planta de energía eólica escala la mayoría de los 50MW, 100MW, 200MW, los individuos también tienen una escala de planta de energía eólica de 300MW y 400MW. Para parques eólicos con una escala de construcción de 50MW, la capacidad del transformador principal de la turbina eólica se elige para que sea de 50MVA, que es igual a la capacidad de generación de energía de la planta de energía eólica, en línea con el principio de igualar la capacidad del transformador elevador de la turbina eólica. con la capacidad del aeropuerto de energía eólica.
Para la escala de construcción del transformador de turbina eólica principal de 100MW, puede elegir 2 juegos de transformador de turbina eólica principal de 50MVA y 1 juego de transformador de turbina eólica principal de 100MVA 2 tipos de opciones. En el proyecto específico, la elección de qué opción viene determinada por el ritmo de avance y la comparación técnica y económica.
El siguiente análisis muestra la comparación técnica y económica de dos opciones para un parque eólico de 100MW y 220kV con dos transformadores aerogeneradores principales de 50MVA y un transformador aerogenerador principal de 100MVA.
1. El cableado principal es un cableado de barra colectora única, que es un tipo de cableado complejo.
2. Se requieren 2 intervalos de entrada del transformador elevador de turbina eólica, y el espacio total del piso es grande.
1. El cableado principal es un cableado de barra colectora única, que es un tipo de cableado complejo.
2. Se requieren 2 intervalos de entrada del transformador elevador de turbina eólica, y el espacio total del piso es grande.
1. El cableado principal utiliza la línea de conexión del grupo de transformadores de turbina eólica, el tipo de cableado es simple.
2. Las líneas entrantes y salientes comparten un intervalo común y el espacio total del piso es pequeño.
El siguiente análisis muestra la comparación técnica y económica de cuatro transformadores principales de aerogenerador de 50MVA y dos transformadores principales de aerogenerador de 100MVA para un parque eólico de 200MW con una tensión nominal de 220kV.
1. El cableado principal es un cableado de barra colectora única, que es un tipo de cableado complejo.
2. Se requieren 4 intervalos de entrada del transformador elevador de turbina eólica, y el espacio total del piso es grande.
1、El precio de un transformador de turbina eólica principal de 50MVA es de aproximadamente 500 000 USD, y el precio de cuatro transformadores de turbina eólica principal de 50MVA es de aproximadamente 2,02 millones de USD.
2. El intervalo de entrada del transformador elevador de 4 turbinas eólicas cuesta alrededor de USD 1,73 millones.
1, el cableado principal es un cableado de barra colectora única y el tipo de cableado es complicado.
2. Se requieren 2 intervalos de entrada del transformador elevador de turbina eólica, y el espacio total del piso es pequeño.
1、El precio de un transformador de turbina eólica principal de 100MVA es de aproximadamente 870 000 USD. 2 juegos de transformadores principales de aerogeneradores de 100MVA cuestan alrededor de 1,73 millones de dólares.
2. El intervalo de entrada del transformador elevador de 2 turbinas eólicas cuesta alrededor de USD 870,000.
Del análisis anterior, si el tamaño de la planta de energía eólica es de 100 MW, es técnica y económicamente mejor elegir un transformador de turbina eólica principal de 100 MVA que dos transformadores de turbina eólica principal de 50 MVA.
Para un tamaño de parque eólico de 200 MW, dos transformadores principales de aerogeneradores de 100 MVA son técnica y económicamente preferibles a cuatro unidades de 50 MVA.
La escala de la planta de energía eólica para 200MW también puede elegir un transformador de turbina eólica principal de 200MVA, pero teniendo en cuenta la construcción por etapas de la planta de energía eólica, cada fase de capacidad de construcción de 50MVA, en una fase de construcción, el uso de transformador de turbina eólica principal de 200MVA como un gran carro tirado por caballos, proyectos posteriores si no pronto, las pérdidas de energía son relativamente grandes, generalmente no se utiliza el transformador de turbina eólica principal de 200MVA de esta capacidad.
La selección del tipo de transformador de turbina eólica principal en la ingeniería de energía eólica considera principalmente la selección del número de fases del transformador de turbina eólica principal, la selección del número de devanados y la selección del método de conexión, el transformador de turbina eólica principal utilizando trifásicos o monofásicos, considerando principalmente las condiciones de fabricación del transformador de aerogenerador, los requisitos de fiabilidad y las condiciones de transporte. El transformador del aerogenerador debe conectarse de la misma forma que la fase de tensión del sistema, de lo contrario no puede funcionar en paralelo.
Los únicos métodos de conexión de devanados utilizados en los sistemas de potencia son Y y △. La combinación de devanados laterales altos, medios y bajos debe determinarse de acuerdo con el proyecto específico.
Para 110 kV y más, los devanados del transformador de la turbina eólica están conectados en Y, y la conexión en Y también se usa para 35 kV. La capacidad del transformador de turbina eólica principal único en el proyecto de generación de energía eólica es generalmente de 100MVA, lo que cumple con los requisitos del transformador de turbina eólica trifásico del proceso de fabricación y las condiciones de transporte.
El nivel de voltaje del transformador de turbina eólica en la ingeniería de energía eólica es generalmente de 110/35 kV o 220/35 kV, y el transformador de turbina eólica se selecciona como un transformador de turbina eólica de doble bobinado.
La conexión del devanado del transformador de la turbina eólica puede ser Y/y con devanado equilibrado e Y/△ dos métodos de conexión. El método de conexión del devanado del transformador de la turbina eólica que usa una conexión Y/y debe agregar un devanado de equilibrio.
Cuando el núcleo del transformador es trifásico de tres columnas, el grupo de conexión es Y/y, aunque el voltaje de suministro es sinusoidal, pero debido a que el devanado de fase no está conectado directamente a la fuente de alimentación, el voltaje final en el devanado de fase no es necesariamente sinusoidal, y la corriente de excitación es sinusoidal (porque no hay camino para la corriente del 3er armónico).
Este flujo del tercer armónico solo puede atravesar el núcleo, el aire, la carcasa y otros componentes y formar un circuito.
Debido a la gran resistencia del circuito, el flujo del tercer armónico se debilita considerablemente, por lo que, aunque el potencial del tercer armónico no es pequeño, el flujo del tercer armónico generado y el potencial del tercer armónico no son grandes y el potencial de fase se puede mantener. básicamente sinusoidal. Es este flujo más pequeño del tercer armónico el que provoca pérdidas de hierro adicionales en objetos ferromagnéticos como abrazaderas y tanques de hierro, lo que reduce la eficiencia del transformador de la turbina eólica y provoca un sobrecalentamiento local.
Si en el caso anterior, conectado a un devanado △ (llamado tercer devanado de cableado △), la situación es diferente, entonces un flujo de tercer armónico muy pequeño en el devanado △ para producir una corriente de tercer armónico, produce el flujo de tercer armónico para compensar el núcleo original del flujo del tercer armónico, de modo que el núcleo del flujo sintético es básicamente una onda sinusoidal.
Para el circuito magnético, su efecto es el mismo que en el caso del lado original con corriente de excitación de 3er armónico, el flujo y el voltaje de fase están cerca de la onda sinusoidal y no existe el problema de pérdidas adicionales.
Por lo tanto, en el diseño de transformadores de turbinas eólicas, cuando los lados primario y secundario están conectados a una estrella, se agrega un devanado △ a la columna del núcleo para proporcionar un camino para la corriente del tercer armónico, asegurando así que el flujo principal y el potencial de fase sean casi sinusoidal, y las pérdidas adicionales y el sobrecalentamiento local se mejoran considerablemente.
El transformador principal de la turbina eólica está conectado por Y/y con devanado balanceado, y hay un punto neutral en el lado de alta y baja tensión del transformador de la turbina eólica que se puede conectar.
Si la conexión Y / △, el lado de alta tensión del transformador de turbina eólica del punto neutro se puede sacar, pero el lado de baja tensión del punto neutro, que requiere un lado adicional del transformador de turbina eólica, aparamenta de bus de baja tensión instalada en un transformador de turbina eólica con puesta a tierra especial, la capacidad del transformador de turbina eólica con puesta a tierra especial debe basarse en la capacitancia de puesta a tierra monofásica. La capacidad del transformador de turbina eólica con puesta a tierra especial debe determinarse de acuerdo con la capacitancia de tierra monofásica.
La capacidad del transformador de turbina eólica de puesta a tierra especial debe determinarse de acuerdo con la corriente de capacitancia de puesta a tierra monofásica. Si el transformador de turbina eólica está conectado por Y/y con devanado balanceado o por Y/△ en el bus de baja tensión del transformador de turbina eólica con transformador de turbina eólica con puesta a tierra especial, debe determinarse de acuerdo con las diferentes condiciones de cada proyecto.
Para escalar un parque eólico de 100MW, la capacidad del transformador principal de 100MVA, por ejemplo, de acuerdo con la experiencia de proyectos anteriores, plantas de energía eólica como el uso de corriente capacitiva de conexión de cable aéreo de aproximadamente 50A, capacidad variable de conexión a tierra de aproximadamente 600VA, como el uso de corriente capacitiva de conexión de cable de aproximadamente 250 A ~ 300 A, capacidad variable de conexión a tierra de aproximadamente 3 000 kVA ~ 3 500 kVA, si el transformador de conexión a tierra también hace transformador de estación, la capacidad alcanzará 4 500 kVA, después de consultar con el fabricante, 4500 kVA volumen de equipo de transformador de turbina eólica conectado a tierra , cubre un área de gran tamaño.
Por lo tanto, las líneas colectoras de plantas de energía eólica que usan conexión por cable debido a la corriente de capacitancia son grandes, el uso de bus de bajo voltaje instalado en la puesta a tierra del transformador de turbina eólica no es apropiado. Las líneas colectoras de plantas de energía eólica que utilizan una conexión de conductor aéreo, se pueden usar Y / y con una conexión de devanado balanceado y se pueden usar Y / △ en el bus lateral de bajo voltaje del transformador de turbina eólica más la conexión especial del transformador de turbina eólica con conexión a tierra.
En el diseño del transformador principal de la turbina eólica, se utiliza principalmente Y / y con conexión de devanado balanceado, principalmente en la etapa de diseño previo a la ingeniería. Y / y con el método de conexión de devanado balanceado son aplicables, además de Y / y con conexión de devanado balanceado es un cableado simple, menos equipo, baja tasa de fallas. equipo, baja tasa de fallas.
Después de consultar con el fabricante del transformador de la turbina eólica, la capacidad del transformador principal de la turbina eólica de 100MVA que utiliza Y / Y con conexión de devanado equilibrado supera el uso de la conexión Y / △ en la diferencia de precio de aproximadamente 45,000 dólares estadounidenses.
La capacidad del transformador de turbina eólica con conexión a tierra de 4500 kVA y la aparamenta de alto voltaje es de aproximadamente $ 57,000. Por lo tanto, el transformador de turbina eólica principal que usa Y / Y con conexión de devanado balanceado y el uso de conexión Y / △ con transformador de turbina eólica de puesta a tierra en la diferencia de precio no es significativo.
La turbina eólica con transformador tipo pedestal se usa ampliamente en proyectos de plantas de energía eólica porque es fácil de transportar, simple de operar, flexible de instalar y fácil de mantener. La turbina eólica con transformador tipo pedestal generalmente consta de tres partes: sala del transformador, sala de alto voltaje y sala de bajo voltaje.
El aerogenerador con transformador tipo pedestal se puede dividir aproximadamente en dos tipos según su forma estructural y el tipo de componentes utilizados: subestación compacta YB-PRE y aerogenerador con transformador tipo pedestal.
En los últimos años, con el desarrollo de la tecnología y los crecientes requisitos de la red eléctrica para la industria de la energía eólica, la turbina eólica con transformador montado en plataforma se mejoró sobre la base del transformador estadounidense y se diseñó para la energía eólica.
La turbina eólica con transformador tipo pedestal es la primera etapa del equipo de aumento de voltaje de la planta de energía eólica, el lado de alto voltaje del voltaje nominal es generalmente de 35kV, el lado de bajo voltaje es generalmente de 690V.
Como la distribución de turbinas eólicas en plantas de energía eólica está relativamente dispersa, la distancia entre turbinas eólicas y turbinas eólicas es relativamente grande. Para reducir la pérdida de energía entre la turbina eólica y la turbina eólica con transformador montado en pedestal y acortar el cable de alimentación de la turbina eólica, la turbina eólica y la turbina eólica con transformador montado en pedestal generalmente utilizan una combinación de cableado de unidad de una máquina y un transformador, lo que no solo reduce la pérdida de energía, sino que también reduce la inversión en equipos.
Las turbinas eólicas marinas generalmente utilizan el esquema de colocar la turbina eólica transformadora montada en pedestal dentro de la torre, mientras que otras plantas de energía eólica generalmente instalan la turbina eólica transformadora montada en pedestal en la plataforma de la turbina eólica con una distancia de aproximadamente 20 m entre el centro de la torre.
La tecnología es madura, el lado de alto voltaje tiene puntos de desconexión visibles, fácil de operar y seguro, fácil de reemplazar el fusible; el aceite del cuerpo del transformador es estable y no se contamina fácilmente, larga vida útil; cada estructura de unidad (alta tensión, transformador, baja tensión) independiente, se puede personalizar de acuerdo con los requisitos del usuario, la estructura es rica y diversa. Sin embargo, el volumen es grande, el transporte y la instalación son difíciles, la disipación de calor es deficiente, el precio es alto y el costo es el más alto que el del transformador estadounidense.
La tecnología está madura, los componentes de alto voltaje están encerrados en el tanque del transformador y no hay un punto de desconexión visible en el lado de alto voltaje. Para facilitar el mantenimiento, generalmente se requiere que la línea aérea delantera instale un seguro contra caídas, y la posición del seguro es relativamente alta, difícil de operar y, a menudo, debido a la falla para cerrar la situación del arco; los componentes de alto voltaje deben abrir el tanque cuando la falla, el mantenimiento complicado, la confiabilidad es un poco peor, si el período de interrupción de la falla es más largo, la resistencia a la corrosión es deficiente; pero buenas condiciones de disipación de calor, diseño compacto, tamaño pequeño, precio bajo.
La turbina eólica con transformador tipo pedestal de daelim combina las ventajas de la subestación estadounidense y la subestación europea, comúnmente conocida como central eléctrica de turbina eólica con transformador tipo pedestal compacta, generalmente usando una máquina y un modo de cambio; La turbina eólica con transformador tipo pedestal de daelim y el transformador de turbina eólica con transformador tipo pedestal, el interruptor de carga y el modo de salida de baja tensión son básicamente iguales, pero la turbina eólica con transformador tipo pedestal de daelim tiene una sala de transformadores separada. Dado que los lados de alta y baja tensión aparecen en las paredes laterales, la sala del transformador no requiere barreras protectoras u otras instalaciones. El transformador está parcialmente expuesto fuera del gabinete, por lo que puede aprovechar al máximo la naturaleza ventosa de la energía eólica para disipar el calor de forma natural y ahorrar costos de inversión.
En comparación con la turbina eólica con transformador montado en pedestal, la turbina eólica con transformador montado en pedestal de daelim tiene más pararrayos e interruptor de puesta a tierra. Para garantizar que no se causen daños al cuerpo humano durante el mantenimiento de la turbina eólica con transformador tipo pedestal, se establece un enclavamiento mecánico entre el interruptor de puesta a tierra y el interruptor principal.
Se instala un pararrayos de alto voltaje en el gabinete, y el interruptor se puede operar fácilmente usando una manija de distribución especial para cerrar y romper el interruptor, y se proporciona una ventana transparente para observar el estado del interruptor principal.
El aerogenerador con transformador tipo pedestal de daelim utiliza un fusible por fase, de modo que cuando se rompe un fusible de una fase, el interruptor de carga se dispara y debe ser reemplazado por un fusible nuevo para que el interruptor principal se cierre, lo cual es Transformador montado en plataforma aerogenerador que utiliza dos fusibles por fase para protección no tiene.
Por lo general, las plantas de energía eólica de las montañas o llanuras del interior tienen como objetivo la confiabilidad económica y la facilidad de mantenimiento, el voltaje de campo generalmente elige 35 kV, el voltaje de la turbina eólica del transformador montado en pedestal usa un transformador elevador de turbina eólica de 0,69 kV / 35 kV, las líneas de campo generalmente se usan líneas aéreas cable líneas mixtas y líneas de cable puro, para líneas aéreas mixtas de cable transformador montado en pedestal aerogenerador lado de alta tensión a la línea aérea usando cable, cable en la torre generalmente usando conexión directa, más la instalación de seguro contra caídas y modo de interruptor de aislamiento, para cable puro líneas transformador montado en pedestal aerogenerador lado de alta tensión mediante acceso por cable, circuitos múltiples mediante distribución de convergencia de caja intermedia de cable. Planta de energía eólica integral y características de generación de energía eólica, la energía eólica con turbina eólica de transformador montado en plataforma tiene las siguientes características técnicas.
(1) Modo de conexión de entrada baja-alta: las líneas de entrada y salida son un modo de conexión de cable, con una línea de entrada de 690 V en el lado de bajo voltaje y una línea de salida de 35 kV en el lado de alto voltaje. En la actualidad, el voltaje nominal de la salida de la turbina eólica es generalmente de 690 V, que generalmente se aumenta a 35 kV a través del transformador elevador de la turbina eólica y se reúne en la línea de campo al dispositivo de distribución del lado del bus de 35 kV de la subestación del parque eólico.
(2) La capacidad del transformador es pequeña y el tiempo sin carga es largo. En la actualidad, la potencia de las turbinas eólicas en tierra es generalmente de 2 ~ 3MW, la capacidad del transformador en los siguientes 4000 kVA, debido a que la energía eólica tiene una estacionalidad muy obvia, en la selección del transformador montado en pedestal, el voltaje de la turbina eólica debe elegir una pérdida sin carga ligeramente menor. para mejorar el rendimiento de la operación económica.
(3) debido a que el entorno de la carretera de energía eólica de montaña es complejo, la turbina eólica está más dispersa, la operación y el mantenimiento del voltaje de la turbina eólica del transformador montado en plataforma son más difíciles. El lado de alto voltaje de EE. UU. sin puntos de interrupción obvios, fácilmente afectado por la operación de seguridad del viento, la nieve y la lluvia; La subestación compacta YB-PRE reacondiciona el lado de alto voltaje con puntos de interrupción obvios, no se ve afectada fácilmente por el medio ambiente, requiere menos mantenimiento; Revisión de cambio de fase Daelim con puntos rompibles, fácil de revisar.
Como componente clave de una gran planta de energía eólica marina, la subestación elevadora de CA marina es el centro para el suministro de energía desde la planta de energía eólica marina, y la optimización de su diseño juega un papel muy importante en la economía, la confiabilidad, la disponibilidad y la capacidad de mantenimiento. y seguridad de la construcción y operación de todo el parque eólico.
La construcción de subestaciones elevadoras de energía eólica tiene altos requisitos para los transformadores. Cada turbina eólica debe estar equipada con un transformador elevador de turbina eólica. Debido a la potencia de salida inestable de la energía eólica, el transformador tiene altas pérdidas sin carga y con carga, por lo que se requiere el ahorro de energía del transformador.
Especialmente para el transformador de energía eólica marina, debe instalarse en la torre o en la góndola, por lo que requiere un tamaño pequeño y una gran resistencia a la corrosión por niebla salina.
Además, los costes de instalación y mantenimiento de los transformadores para energía eólica marina son elevados, por lo que es necesario garantizar que los productos tengan una alta fiabilidad.
Las plataformas marinas se utilizan principalmente para transportar el equipo central de las subestaciones: transformadores principales, transformadores de puesta a tierra, interruptores de media y alta tensión, dispositivos de compensación de potencia reactiva e instalaciones auxiliares relacionadas (como plataformas de helicópteros, ascensores, generadores de reserva y sistemas de iluminación de distribución de energía, etc. .). Para reducir las pérdidas innecesarias del sistema y mejorar la confiabilidad y flexibilidad de la transmisión de energía, la energía generada por la turbina eólica debe elevarse a un voltaje adecuado antes de la transmisión a tierra, un proceso en el que el transformador principal y el interruptor de alto voltaje ( GIS) son equipos indispensables.
Para los parques eólicos marinos actuales, normalmente el transformador principal eleva el voltaje del colector del parque eólico de 33 kV a un voltaje de transmisión de 220 kV (raramente 110 kV) y luego se conecta a una subestación en tierra a través de un GIS de 220 kV y un cable marino de salida de 220 kV para la integración. en la red terrestre principal.
En la Figura 1 se muestra una disposición típica del sistema de CA para un parque eólico marino, donde el transformador principal normalmente tiene una potencia nominal de 100 a 300 MVA. Los parques eólicos de próxima generación tienen clasificaciones aún más altas, con voltajes de colector de turbina de 66 kV y voltajes de transmisión de 220 kV, en cuyo caso la clasificación del transformador también aumenta aún más.
Como diseño estructural principal, las plataformas y subestaciones marinas adoptan en su mayoría una estructura “cerrada” para colocar todo el equipo eléctrico requerido por los clientes en “interiores” para facilitar la protección del equipo y el mantenimiento posterior, y los proyectos principales actualmente están adoptando un diseño cerrado similar.
Además, en los últimos años ha habido una solución de subestación modular distribuida relativamente nueva (módulo de transformador marino (OTM)) con un diseño abierto: todo el equipo se instala en una plataforma de base plana y abierta después de la optimización y racionalización de la configuración.
En esta solución técnica, el GIS de alta tensión y los equipos de baja y media tensión se colocan dentro del contenedor, mientras que el transformador principal está completamente expuesto al exterior, como se ejemplifica en la Figura 3. Esta solución OTM se describirá con más detalle en la siguiente sección.
El espacio es extremadamente valioso para las plataformas marinas y cuando se empieza a considerar cómo trasladar la plataforma mar adentro y apoyarla e instalarla, pronto se hace evidente que el tamaño y el peso de la subestación son críticos y cuanto más compacto es el diseño, menos estructura de acero soporta. se requiere, lo que da como resultado una plataforma y una estructura de soporte más livianas y, por lo tanto, un sistema general más económico y costos de construcción más bajos.
Por lo tanto, mientras se cumplen los requisitos básicos para la operación segura y el fácil mantenimiento del equipo, la compacidad y la optimización de la disposición general del equipo de la subestación son de gran importancia para el ahorro de costos del proyecto.
En particular, debe tenerse en cuenta que para la consideración del costo de construcción y la operatividad, el equipo principal (incluido el transformador principal y el GIS) de la subestación elevadora en alta mar debe completarse en el muelle en tierra para la instalación general, puesta en marcha y entrega principal. prueba, y el conjunto transportado al parque eólico para su elevación. En la actualidad, este método de operación es ampliamente reconocido y aplicado en el desarrollo de parques eólicos en varios países.
En función de las condiciones operativas especiales de la subestación elevadora en alta mar, el diseño y la selección de transformadores deben considerarse desde múltiples dimensiones y deben formularse requisitos técnicos específicos para garantizar que la selección inicial, la fabricación posterior, la instalación y puesta en servicio, la seguridad, el mantenimiento y otros Los aspectos del transformador se pueden basar en las características especiales de la subestación elevadora en alta mar para maximizar la integración razonable.
A partir del historial de aplicaciones, los estándares de diseño y selección de transformadores existentes y las especificaciones de operación se formulan principalmente para transformadores terrestres tradicionales, y los requisitos técnicos actuales de Transformadores marinos también siguen los requisitos generales de los transformadores terrestres como base técnica principal, agregando consideraciones para los transformadores especiales. ambiente en el mar, típicamente los requisitos especiales anticorrosión para las partes de la estructura metálica, y desde la perspectiva de reducir el mantenimiento Desde la perspectiva de reducir la carga de trabajo, el método de enfriamiento se elige principalmente como enfriamiento natural sin ventiladores.
Desde el punto de vista de lograr las funciones básicas, Offshore Transformer sigue las ideas básicas de selección técnica de los transformadores en tierra como requisito mínimo. La seguridad y confiabilidad del transformador, la economía de selección y el menor mantenimiento considerado en la selección y desarrollo de los requisitos técnicos para los transformadores en tierra también son aplicables al transformador en alta mar desde el principio.
Pero desde el punto de vista de las características especiales de la subestación elevadora en alta mar, el transformador aplicado a la subestación elevadora en alta mar, aunque solo sea de acuerdo con los requisitos generales de los transformadores terrestres como base principal para la selección y simplemente expandir, esta idea de hecho limita el cuerpo principal de los servicios de transformadores marinos: el diseño y la selección de transformadores marinos deben servir primero a la seguridad y confiabilidad, la economía y la facilidad general de mantenimiento de la plataforma marina, y no solo desde la perspectiva del transformador.
Como se mencionó anteriormente, el costo de completar el trabajo en alta mar generalmente se considera aproximadamente 10 veces el costo del trabajo equivalente en tierra. Mantener una plataforma costa afuera o reparar y reemplazar un transformador sería una tarea costosa y significativa, por lo que la confiabilidad y seguridad del transformador costa afuera debería ser mayor que la de un transformador en tierra.
Debido a la dificultad de cuantificar la confiabilidad operativa de los requisitos técnicos y los requisitos generales del transformador en tierra, actualmente no existen requisitos más claros para la confiabilidad del producto en la selección y documentación técnica del Transformador en alta mar.
Sin embargo, el diseño y la fabricación de transformadores deben considerar una base de diseño y principios de calibración más estrictos, como que la construcción del aislamiento del transformador y la resistencia a los cortocircuitos deben garantizar un margen de diseño suficiente, la sujeción del cuerpo debe tener en cuenta la agitación continua de la plataforma en alta mar, etc para fortalecer.
Se debe prestar especial atención a las consideraciones de seguridad contra incendios del transformador marino.
Debido al gran volumen y lleno de aceite mineral, la protección contra incendios del transformador marino es la clave para la protección contra incendios de todos los equipos eléctricos en la plataforma marina, que es lo más importante para garantizar la seguridad general de la plataforma.
Mientras se mejora la confiabilidad del propio transformador, la falla de cualquier equipo auxiliar externo no debe convertirse en un peligro oculto para iniciar un incendio en el transformador.
Por ejemplo, para evitar la falla del tipo de cable que involucra el aceite del cuerpo del transformador, se debe prestar especial atención a las medidas de aislamiento de la terminación del cable y el cuerpo del transformador. En particular, la conexión entre el cable de alta tensión y el transformador debe estar equipada con manguitos de aceite para aislar el terminal del cable y el cuerpo del transformador, y no debe poner el terminal del cable en contacto directo con la gran cantidad de aceite mineral en el cuerpo del transformador.
Para el aislamiento físico de los transformadores de otros equipos, las subestaciones en tierra tienden a proteger primero los activos adyacentes mediante cortafuegos y la protección contra incendios de los transformadores mediante sistemas activos de protección contra incendios. Obviamente, el aislamiento físico no se logra fácilmente en las plataformas marinas, por lo que es importante contar con un sistema activo de protección contra incendios.
En los últimos años, ha habido una tendencia creciente a mejorar la protección contra incendios de los transformadores mediante el uso de aceites de transformadores de éster de alto punto de ignición, típicamente transformadores elevadores de distribución de éster sintético para su uso con turbinas eólicas marinas, que se instalan en la parte superior de la turbina eólica. torre y enviar tensión hasta 35 kV o 66 kV a la subestación elevadora costa afuera. los ésteres sintéticos también se utilizan para transformadores principales en proyectos OTM en el extranjero.
De acuerdo con el Manual técnico CIGRE537: “Guía para la protección contra incendios de transformadores” desarrollado por la Conferencia internacional sobre grandes redes eléctricas, el aceite de éster no puede eliminar por completo los riesgos de incendio en los transformadores, pero puede reducir en gran medida la posibilidad de incendio.
Actualmente, los transformadores de aceite de éster se han desarrollado a niveles de voltaje de 420 kV, pero las aplicaciones adicionales de los transformadores de aceite de éster aún tienen que reducir los costos debido al alto costo del aceite de éster en sí, lo que ha provocado que los costos de los transformadores aumenten significativamente. Otra característica del aceite de éster es que es mucho mejor que el aceite mineral en términos de protección y degradación ambiental, lo que también es beneficioso para el medio ambiente marino. Por lo tanto, a largo plazo, la perspectiva de la aplicación a gran escala de transformadores de aceite de éster en el transformador principal de la subestación elevadora en alta mar es muy prometedora.
El costo total de la plataforma costa afuera es alto y el espacio es valioso. En el diseño general de la disposición de la plataforma marina, es necesario considerar primero la disposición y el peso del transformador.
Como el equipo eléctrico de mayor peso y volumen en la subestación de la plataforma marina, el transformador debe ser considerado por su seguridad y confiabilidad, pero también por su economía y razonabilidad en el diseño general de la plataforma marina.
En la actualidad, las consideraciones económicas de la selección de transformadores marinos siguen el pensamiento convencional de los transformadores terrestres tradicionales, solo se consideran los parámetros eléctricos y las pérdidas, mientras que el volumen y el peso total de la miniaturización generalmente no se consideran.
Con los parámetros eléctricos básicos y las pérdidas, así como los métodos de enfriamiento ya especificados, la optimización del tamaño y peso del transformador de hecho depende solo de si el fabricante del transformador puede ofrecer una solución más óptima.
Debido a la necesidad de considerar una mayor confiabilidad, no hay mucho espacio para optimizar el tamaño y el peso del transformador marino. Una razón obvia es que el tamaño y el peso total del transformador no pueden miniaturizarse simplemente confiando en distancias de aislamiento internas comprimidas y estructuras de refrigeración optimizadas.
Teniendo en cuenta el entorno operativo y la esperanza de vida de la plataforma marina, una forma de optimizar el peso y el tamaño del transformador puede ser aumentar el límite de aumento de temperatura permisible del transformador en la medida permitida por la norma, lo que se puede hacer para transformadores a base de aceite mineral mediante la adopción de un sistema de aislamiento de alta temperatura híbrido o uniforme, y para transformadores a base de éster aumentando el límite de aumento de temperatura de la capa superior de aceite.
Los estándares internacionales equivalentes IEC 60076.14-2009 e IEEE 1276 tienen disposiciones similares para aplicaciones de transformadores con sistemas de aislamiento de alta temperatura, que han estado en funcionamiento internacionalmente durante más de 20 años desde la historia de la aplicación. Para transformadores marinos, elevar el límite de aumento de temperatura hará que las dimensiones estructurales, tanto internas como externas, sean lo más pequeñas posible mientras se cumplen los requisitos de aislamiento.
Esta reducción en las dimensiones estructurales también significa una reducción en el peso, lo que tiene implicaciones positivas obvias para la optimización general del diseño de la plataforma marina.
Si consideramos una reducción del 20 % al 30 % en el tamaño y el peso total del transformador (incluida la parte de disipación de calor) como objetivo inicial, se puede reconsiderar el método de enfriamiento mientras se eleva el límite de aumento de temperatura del transformador marino.
Actualmente, el método de enfriamiento más común para el transformador marino es el método de enfriamiento natural del disipador de calor de lámina sin ningún otro dispositivo auxiliar de enfriamiento, como ventiladores de disipador de calor o bombas de aceite. Un arreglo típico es colocar docenas de radiadores de láminas en el espacio exterior de la plataforma, mientras que el cuerpo del transformador se coloca en un espacio interior con aire acondicionado y presión ligeramente positiva, con el cuerpo y los radiadores conectados por líneas de guía de aceite.
Obviamente, existe una razón especial para no colocar los ventiladores del disipador de calor debajo o al lado de los radiadores de láminas como equipo auxiliar de enfriamiento, ya que sería difícil tratar el problema anticorrosivo de los ventiladores del disipador de calor colocados al aire libre. ambiente en el mar, y los costos resultantes del transporte y reemplazo del ventilador serían demasiado altos en el ambiente de la plataforma costa afuera.
El caso de la bomba de aceite será completamente diferente al del ventilador del radiador por su disposición en la tubería y su ubicación flexible.
La bomba de aceite puede disponerse en la tubería cerca de este extremo del cuerpo del transformador, es decir, la bomba de aceite puede instalarse en el mismo ambiente interior que el cuerpo del transformador con micropresión positiva de aire acondicionado.
El entorno operativo de la bomba de aceite es, de hecho, mejor que el del transformador en tierra, es decir, es perfectamente factible elegir una bomba de aceite fiable para el transformador en alta mar si hay una reserva 1+1 y la posibilidad de que la bomba de aceite será necesario reemplazar o incluso quitar para el mantenimiento durante la vida útil del transformador marino es mínima. La posibilidad de que la bomba deba ser reemplazada o incluso removida para mantenimiento durante la vida útil del transformador marino es mínima.
Los beneficios de esto son obvios, ya que el método de enfriamiento de la bomba de aceite del radiador reducirá la cantidad de radiadores en un escenario de enfriamiento puramente natural para las mismas pérdidas del transformador, lo que resultará en una reducción en el tamaño y peso total del transformador marino.
La elección del nivel de aislamiento del punto neutro y el método de conexión a tierra es otro factor a considerar, ya que el transformador marino se instala en el interior y se conecta al equipo GIS mediante cables.
Entonces, es menos probable que el transformador esté directamente expuesto a sobrevoltaje de sobrevoltaje por rayos, mientras que la conexión al GIS aumenta la probabilidad de que el transformador esté sujeto a sobrevoltaje transitorio rápido (VFTO), por lo que el diseño del transformador debe considerar los efectos de VFTO. El nivel de aislamiento y la protección del punto neutro del Transformador Marino de 220 kV también se pueden estudiar de forma dirigida y específica.
En conclusión, considerando las características ambientales únicas de las plataformas marinas y la importancia de optimizar el diseño general de la plataforma, Offshore Transformer debe pensar más allá del pensamiento establecido de los transformadores terrestres en términos de diseño y selección, y aplicar con flexibilidad los estándares en términos de las principales parámetros técnicos, como voltaje de impedancia, valor de pérdida, límite de aumento de temperatura, método de enfriamiento, ajuste de aislamiento, etc., e integrarse completamente con la realidad para tener Este aspecto innovador requiere una estrecha cooperación entre la unidad de diseño y el fabricante del transformador, y programa múltiple comparación para llegar a la forma más razonable.
El proceso y la ubicación de la instalación y puesta en servicio del transformador en alta mar y del transformador en tierra son diferentes. Los transformadores en tierra generalmente se transportan desde la planta de fabricación de transformadores hasta el sitio de la subestación y, después de las pruebas de instalación, instalación, puesta en marcha y aceptación, el transformador está listo para funcionar.
El transformador en alta mar, por otro lado, generalmente se transporta desde la planta de fabricación hasta la base de fabricación de la plataforma en alta mar y se instala primero en la plataforma, y para reducir la carga de trabajo en alta mar, las pruebas de aceptación de puesta en servicio y entrega se completan en la plataforma de fabricación. base.
Después de eso, el transformador se transporta a la ubicación designada en barcaza junto con la plataforma en el estado de instalación llena de aceite y se levanta sobre los cimientos de la plataforma marina.
Este proceso y sus características determinan ciertas características especiales de la protección contra la corrosión de los transformadores marinos.
① El transformador permanece en la base de fabricación de la plataforma costera durante mucho tiempo, normalmente hasta varios meses. Durante este período, es necesario completar gradualmente la prueba de instalación, puesta en marcha y aceptación de entrega del transformador, lo que inevitablemente implica un proceso de operación cruzada con el proceso de instalación de otros equipos de la plataforma.
Durante el proceso de instalación, el cuerpo del transformador no se encuentra en un entorno de micropresión positiva con aire acondicionado, sino que se expone directamente a la alta niebla salina de la orilla del mar durante varios meses, por lo tanto, el transformador en esta fase de prevención de la corrosión y la oxidación debe ser considerado en el diseño e instalación.
Por ejemplo, el cuerpo del transformador y los accesorios deben pintarse de acuerdo con los requisitos de la pintura con aerosol de alta salinidad en la costa, y deben seleccionarse materiales anticorrosivos para las piezas y componentes clave, como el daño a la pintura en la parte inferior de la caja cuando el transformador está en su lugar, y el daño a la superficie de la pintura de los orificios de los tornillos de los pernos de instalación.
②La prueba de campo del transformador marino debe llevarse a cabo en diferentes lugares de acuerdo con los pasos. Transformador en la fábrica de acuerdo con los requisitos técnicos y las normas correspondientes para las pruebas convencionales de fábrica, incluida la prueba de análisis de respuesta de frecuencia, etc. El transformador se someterá a una prueba de entrega en el sitio después de la instalación y el llenado de aceite en la plataforma, incluida prueba de voltaje, etc
③Para asegurarse de que no se produzca ningún desplazamiento interno durante el transporte del transformador desde la base de fabricación hasta la instalación en alta mar, el transformador también deberá realizar repetidas pruebas de análisis de respuesta de frecuencia y pruebas de resistencia de aislamiento después de la instalación final en la plataforma en alta mar.
Además, el entorno operativo especial del transformador marino determina su alto costo de operación y mantenimiento, por lo tanto, el costo de operación y mantenimiento debe considerarse completamente en la etapa de diseño y selección.
El diseño y la calidad de fabricación del cuerpo del transformador deben ser la primera consideración. Aunque la ubicación de la sala de transformadores en la plataforma costa afuera generalmente se reserva con un techo removible para facilitar el levantamiento del transformador defectuoso en una etapa posterior, la elección de un producto confiable en la etapa inicial obviamente reducirá el costo de mantenimiento extremadamente alto y la pérdida. causado por el tiempo de inactividad en una etapa posterior.
Además, todos los componentes del transformador marino deben seleccionarse por su alta confiabilidad y resistencia a la corrosión por niebla salina, lo que tendrá beneficios obvios en la reducción de la carga de trabajo de operación y mantenimiento más adelante.
El GIS de alto voltaje de la subestación elevadora en alta mar es el punto de conexión entre el transformador principal y el cable submarino de transmisión, aunque su función principal no es diferente de la del GIS de la subestación en tierra, pero debido a que la estructura de la red eléctrica en alta mar es relativamente simple, por lo que la falla El modo al que se enfrenta es mucho menos complejo que este último.
Por otro lado, en vista del precioso espacio de la plataforma en alta mar y las duras condiciones del océano, la disposición del diseño y la selección de GIS en la plataforma tienen algunas características diferentes para mantener el suministro de energía del sistema en funcionamiento confiable y flexible. operación y mantenimiento convenientes, y requisitos de ahorro de inversión.
En la subestación elevadora marina europea, la disposición más simple es conectar solo un módulo de interruptor de aislamiento GIS con interruptor de puesta a tierra de protección entre el transformador principal y el cable de salida, pero si el cable de salida es largo, se recomienda usar el disyuntor GIS en la plataforma para conectar y realizar la operación de conmutación relevante, lo que puede evitar cambiar el cable largo y el transformador principal a través de la subestación en tierra, y también cuanto más largo sea el cable, mayor será la posibilidad de falla.
A veces, cuando el transformador principal está energizado, incluso se requiere que el disyuntor encienda el transformador principal a través del dispositivo de selección de fase para reducir la perturbación del voltaje de la red.
Muchos proyectos utilizan una disposición de barra única de 2 intervalos de entrada (conectando dos transformadores principales respectivamente), 1 intervalo de salida (conectando los cables submarinos de envío y recepción) y 1 intervalo de protección (sin disyuntores); tanto los intervalos entrantes como los salientes están cableados con cables.
Cuando el costo lo permite, a veces los clientes buscan una mayor redundancia para mejorar la confiabilidad del sistema: el GIS puede tener una disposición de un solo bus con 2 intervalos de entrada, 2 intervalos de salida y 1 intervalo de bus segmentado, con 2 intervalos de protección adicionales sin disyuntores. En la disposición específica de los módulos, se recomienda evitar módulos como pararrayos y transformadores de tensión debajo de los interruptores de, por ejemplo, seccionadores o seccionadores de puesta a tierra, para evitar que su aislamiento se vea afectado por cuerpos extraños que puedan ser generado durante la operación mecánica de los interruptores, aunque esto puede aumentar ligeramente la cantidad de módulos GIS y la duración del intervalo completo, pero la confiabilidad del sistema en operación a largo plazo es mayor.
Para garantizar la conveniencia de la instalación, el mantenimiento y la inspección del equipo, GIS debe organizarse en el centro en la medida de lo posible y reservar suficiente espacio para la instalación, el mantenimiento y la inspección.
Debe tenerse en cuenta especialmente que dado que las líneas entrantes y salientes de GIS están en modo cableado, la disposición de GIS también debe considerar cómo satisfacer la demanda de pruebas de tensión soportada de traspaso in situ en interiores.
En la actualidad, el manguito de prueba es el método de prueba más convencional, en este caso, se debe considerar la posición de instalación del manguito de prueba y la distancia de aislamiento.
Por supuesto, también es posible usar transformadores de prueba de frecuencia boca a boca totalmente cerrados para acoplarse directamente con el GIS para esta prueba de tensión soportada, pero también es necesario considerar el diseño reservado y el espacio de acoplamiento de la interfaz de prueba en el lado del bus del interruptor.
En términos de rendimiento eléctrico, también deben tenerse en cuenta los siguientes puntos al seleccionar el tipo.
1) En primer lugar, la alta fiabilidad de los equipos, que en la medida de lo posible deben ser libres de mantenimiento o con un mantenimiento mínimo.
2) el disyuntor de intervalo de salida conectado al cable submarino de salida generalmente debe cumplir con los requisitos de nivel de corte a medida (LC2); en casos extremos, incluso puede ser necesario verificar su capacidad de corte a medida mediante pruebas de tipo.
3) Si la subestación elevadora en alta mar tiene compensación de potencia reactiva, el interruptor automático puede perder el punto de tiro por encima de cero al cortar el reactor de derivación y enviar el cable submarino, y se deben tomar las medidas correspondientes para aliviar este fenómeno, como el uso de dispositivos de cierre selectivos de fase, etc.
4) enviar el cable submarino tiene una capacidad eléctrica muy alta (aproximadamente la misma longitud de las líneas aéreas terrestres convencionales más de diez veces), cuando el interruptor para cortar o enviar el cable submarino cuando ocurre una falla, el sistema generará una sobretensión de sobretensión / oscilación muy alta, generalmente debe instalarse en los descargadores de sobretensión de óxido de zinc de metal de intervalo de salida y entrada GIS en la protección contra sobretensión de aislamiento del sistema ;.
5) Aunque el equipo secundario de GIS, como la caja de operación del mecanismo, el gabinete de control de la aparamenta (LCC) se colocan en el interior, pero el cambio de temperatura/humedad ambiental causará condensación dentro del gabinete, por lo que el gabinete aún necesita un dispositivo de eliminación de humedad del calentador para prevenir la corrosión de los componentes secundarios y el gabinete.
Se debe preferir el SIG compacto porque el espacio es valioso.
En el caso de una sala de interruptores de una subestación elevadora en alta mar de Siemens Energy Compact 2208DN9-2 GIS, las dimensiones específicas y los componentes constituyentes de uno de los intervalos de entrada típicos se dan a la derecha: el ancho del intervalo es de solo 1,5 m (el más pequeño de su tipo), la longitud es de unos 5,7 m, la altura máxima es de unos 5 m (transformador de tensión T5) y el peso es inferior a 5 t. El diseño miniaturizado hace que este GIS El diseño miniaturizado hace que la sala de conmutación GIS ocupe menos espacio y menos espacio en el piso.
Dado que el pararrayos (F1) y el transformador de tensión (T5) normalmente no se requieren para soportar la tensión de campo, su ubicación de instalación también se puede utilizar como una interfaz reservada para probar los aisladores de prueba. Debido a la alta confiabilidad del GIS, generalmente se puede usar una disposición de un solo bus para reducir el peso total del equipo y ahorrar espacio.
Por supuesto, aunque este diseño compacto puede minimizar la cantidad de módulos GIS relacionados, pero cuando una cámara de gas necesita abrir la cámara para mantenimiento y la cámara de gas adyacente está cargada, la cámara de gas adyacente no se puede bajar, ya que la partición de la cámara de gas Los aisladores de depósito deben tener suficiente resistencia mecánica para soportar la diferencia de presión de aire entre las dos cámaras, especialmente cuando la cámara de mantenimiento está al vacío, por lo que se debe tener muy en cuenta al seleccionar el tipo. GIS causará vibraciones/sacudidas durante el transporte, pero generalmente el equipo GIS puede cumplir con los requisitos de diseño sísmico de aceleración gravitacional ≤ 0,5 g, y a través de la verificación de la prueba de tipo, nuestra experiencia es que con las medidas de protección adecuadas, el GIS en tránsito no se verá afectado. , con suficiente resistencia mecánica del GIS en el lugar después de que el parque eólico no necesita volver a aislar la prueba de voltaje, lo que reduce el ciclo de construcción y reduce los costos de construcción.
Por otro lado, incluso después de que el GIS esté en su lugar, los efectos de la vibración/sacudida de la plataforma aún están presentes, y es necesario considerar las medidas necesarias de resistencia a la vibración a largo plazo para la estructura fija y la conexión a otros equipos.
Cuando el espacio lo permita, se recomienda que el transformador principal se conecte por cable, evitando así el uso de barras colectoras de tubería de SF6 muy rígidas o conexiones de carcasa de petróleo y gas, mientras que el cable submarino de envío se puede conectar al GIS a través de cabezales de cable enchufables. .
Además, en la etapa inicial del diseño de ingeniería, es necesario realizar un cálculo de fuerza relevante para la estructura de diseño de GIS para determinar la resistencia del diseño y los requisitos posteriores del proceso de instalación y fijación para la base de instalación de GIS y el soporte de la estructura de acero.
Por ejemplo, el cálculo de la fuerza de cimentación de la estructura de acero del interruptor automático debe tener en cuenta la carga estática del peso del propio equipo GIS, la carga de expansión térmica, la tensión del conductor, la fuerza de operación del interruptor automático, la carga de la fuerza tridimensional del terremoto/vibración e incluso la fuerza de falla del arco interno y otros factores Todas estas medidas aseguran que el equipo GIS tenga una mayor resistencia mecánica y una mejor resistencia a las vibraciones.
La vida útil de los ventiladores marinos es generalmente de 25 años, el equipo principal de la subestación elevadora marina considerada en el caso de mantenimiento normal, su vida útil de diseño anticorrosión también debe ser no inferior a 25 años, por lo que el rendimiento y las medidas anticorrosión de equipos GIS es esencial. Aunque los productos GIS tienen una mejor capacidad anticorrosiva, generalmente se recomienda colocarlos en interiores.
En las mismas condiciones que la sala de transformadores, la sala GIS se puede diseñar para micropresión positiva para reducir la entrada de aire de alta salinidad y alta humedad; al mismo tiempo, el aire introducido desde el exterior también puede ser desalinizado y deshumidificado a través del sistema de ventilación para evitar una corrosión innecesaria.
El nivel de protección contra la corrosión del propio GIS debe cumplir al menos los requisitos de ISO 12944 Clase C4 y, si es necesario, puede verificarse mediante las pruebas pertinentes exigidas por las normas ISO.
①EN ISO 9227: ensayo de corrosión por niebla salina.
②EN ISO 6270-2: Resistencia a la humedad: determinación del clima del condensado de la muestra.
③EN ISO 3231: Determinación de la resistencia a la humedad del aire húmedo que contiene dióxido de azufre.
④ISO 2409: Prueba de corte de malla.
Además, los requisitos especiales sobre el espesor del revestimiento de las piezas GIS (como la pintura de la carcasa) y sobre los materiales (como el acero inoxidable del gabinete de control), el control especial del proceso anticorrosión en el sellado de las superficies de empalme y las piezas metálicas expuestas durante el montaje de las piezas de fábrica y las medidas de reparación del revestimiento antes del envío de fábrica/después de la instalación en el campo son clave para garantizar un excelente rendimiento anticorrosión de GIS.
Tenga en cuenta que los materiales y procesos anticorrosivos utilizados diferirán según el material de la brida/cubierta y el material del sello, y son estos diferentes requisitos de proceso los que mejoran aún más el rendimiento anticorrosivo del producto.
En vista del entorno operativo especial de GIS en plataformas marinas, al igual que con la selección de transformadores principales, los usuarios finales suelen elegir productos con mejor calidad y mayor confiabilidad para reducir el costo de mantenimiento y las pérdidas causadas por el tiempo de inactividad.
Al mismo tiempo, la sencilla disposición de una sola barra colectora y el diseño modular de GIS en plataformas marinas permiten al personal de servicio suficiente espacio para el mantenimiento de rutina y el reemplazo rápido de piezas (en caso de falla).
El diseño miniaturizado de módulos y repuestos de componentes también se puede entregar en el sitio con mayor facilidad, independientemente de las condiciones climáticas.
Además, parte de la sala GIS generalmente se reserva como área de mantenimiento de equipos, y también se considera un espacio de inspección adecuado para facilitar las inspecciones necesarias por parte del personal de O&M. Todo esto hace que las necesidades de mantenimiento de GIS se reduzcan y su mantenibilidad también sea más fuerte.
Además, la tecnología de monitoreo de condición en línea de GIS ha madurado, como el monitoreo de descarga local, la densidad de gas o el monitoreo de presión barométrica, que se han utilizado ampliamente en subestaciones en tierra, y estas herramientas de monitoreo clave se utilizan para el monitoreo de condición remota de pasos en alta mar. up substationGIS puede mejorar de manera más efectiva la eficiencia de la operación y el mantenimiento.
En vista de la vida útil de diseño de los componentes secundarios y las duras condiciones en el mar, no recomendamos introducir todas las medidas de monitoreo del GIS en tierra al GIS en alta mar, porque la falla del sistema de monitoreo o la falsa alarma traerá costos de operación y mantenimiento innecesarios. pérdidas.
La industria de la red eléctrica en alta mar todavía es relativamente joven y tiene una experiencia acumulada relativamente limitada con los estándares/directrices de la industria disponibles o servicios significativos.
Como industria, hay más de 100 años de experiencia en transformadores terrestres y más de 70 años de aplicaciones GIS, pero solo una década más o menos de aplicaciones de ingeniería en subestaciones elevadoras marinas. Esto ha dado lugar a una amplia variedad de especificaciones/preferencias de los clientes, lo que ha dado lugar a una variedad de posibles soluciones de diseño.
El diseño óptimo de una subestación elevadora en alta mar es un proceso iterativo en el que el diseño y la selección de transformadores y GIS tienen un impacto significativo en su seguridad, confiabilidad, racionalidad de diseño y facilidad de instalación, operación y mantenimiento.
A través de la experiencia de aplicación práctica del proyecto para resumir y aprender continuamente, con el fin de mejorar y optimizar más eficazmente el diseño del equipo eléctrico principal en proyectos posteriores, con el fin de enriquecer aún más el contenido de los estándares industriales relevantes, mejorar el nivel de diseño y calidad de construcción de plataformas marinas y subestaciones elevadoras marinas, y proporcionar un impulso confiable para el desarrollo de la industria de energía eólica marina.
Para resumir el análisis anterior, la capacidad del transformador de la turbina eólica principal en el proyecto de energía eólica debe determinarse de acuerdo con el proyecto específico, tipos comúnmente utilizados de 50MVA, 100MVA, 200MVA3. El tipo de transformador de turbina eólica principal es un devanado doble de núcleo de cobre trifásico con bobinas balanceadas dentro del transformador de turbina eólica sumergido en aceite de regulación en carga, tipo antiincrustante.
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