Трансформатор для СПГ-терминала: как рассчитать мощность питания 33 кВ для регазификационного терминала производительностью 4 млн т/год, почему отгрузочные насосы и схема 2 × 100% определяют требования к оборудованию

Сначала ответ: регазификационный терминал мощностью 4 млн т/год — это нагрузка 21 423 кВт, 23,3 МВА, и её обеспечивают два агрегата 31,5 МВА 33/6,6 кВ — 2 × 100%, а не N+1

Считайте число от характеристики насоса, а не по эмпирическому правилу: 4,0 млн тонн СПГ в год — это 10 959 тонн в сутки, что при 48 ГДж на тонну даёт 53,3 ТВт·ч тепловой энергии отгрузки в год, в среднем 6,09 ГВт и примерно 7,0 ГВт в пиковый зимний день. Перемещение такого количества жидкого метана из резервуара при 1,1 бар в трубопровод при 80 бар — это насосная, а не компрессорная нагрузка, и она потребляет 21 423 кВт в пике разгрузки — 23,3 МВА при коэффициенте мощности 0,92. Её обслуживают два агрегата 31,5 МВА 33/6,6 кВ ONAN/ONAF с сопротивлением 10,5%: загрузка 37% в нормальном режиме, 74% от номинала ONAN при отключении одного агрегата — именно это и требует гарантированная пропускная способность. Аргумент резервирования на терминале СПГ — не заводской аргумент. Терминал подписывает обязательство по гарантированной мощности с покупателем газа и платит по принципу «бери или плати», если недопоставляет, поэтому он покупает трансформаторы 2 × 100% и секционный выключатель, замыкающийся за 8 секунд, и тратит деньги на 18-пульсные входные каскады ЧРП, а не на третий трансформатор. Три вещи отличают спецификацию терминала от спецификации завода той же мощности в кВА: нагрузка на 85% состоит из крупных двигателей с ЧРП на одной шине 6,6 кВ, поэтому сопротивление трансформатора определяют гармонические искажения, а не регулирование напряжения; площадка находится в морской среде с коррозионной категорией C5-M и путём утечки 31 мм/кВ, поэтому вводы и окраска стоят дороже марки стали сердечника; и установка работает 8 760 часов в год при средней загрузке 30%, что делает потери холостого хода в десять раз ценнее нагрузочных потерь и переписывает формулу оценки потерь в тендере.

Ключевые выводы

• 4,0 млн т/год = 10 959 т/сутки, 502 т/час в пике, 6,09 ГВт средней отгрузки. Электрическая нагрузка — 26 120 кВт подключённой мощности и 21 423 кВт в пике разгрузки, 23,3 МВА при коэффициенте мощности 0,92; только насосы отгрузки дают 11 970 кВт из этого пика.
• Два агрегата 31,5 МВА 33/6,6 кВ ONAN/ONAF при загрузке 37% в нормальном режиме и 74% при работе одного агрегата, с секционным выключателем 6,6 кВ и автоматическим переключением за 8 секунд, обеспечивают обязательство по гарантированной мощности. Третий трансформатор добавляет 420 000 долларов США капитальных затрат и 0,02% доступности.
• Сопротивление и K-фактор определяются гармониками, а не регулированием напряжения: 12 шестипульсных ЧРП на одной шине дают 30% THD тока, 18-пульсные входные каскады снижают TDD до 4,1% на шине 6,6 кВ и 2,8% в точке общего присоединения 33 кВ — в пределах 8,0%, которые допускает IEEE 519-2022 в диапазоне 10–69 кВ.
• При средней загрузке 30% потери холостого хода стоят 701 доллар США за кВт в год, а нагрузочные потери — только 68 долларов США за кВт в год. Два агрегата S11 расходуют 56 200 долларов США в год; сердечники S13 экономят 13 300 долларов США в год при капитальных затратах около 12 000 долларов США, а аморфные сердечники окупаются менее чем за четыре года — вывод, противоположный больничному, и по той же арифметической причине.
• Материалы определяет морская среда, а не высота над уровнем моря: окраска по ISO 12944-2 C5-M толщиной 320 µм, оболочки IP55, путь утечки 31 мм/кВ, кремнийорганические композитные вводы, нержавеющий крепёж и антиконденсационные подогреватели — это пункты спецификации, которые присутствуют в каждом паспорте терминала СПГ и почти ни в одном заводском паспорте.

Что фактически потребляет регазификационный терминал мощностью 4 млн т/год? График нагрузок, стоящий за числом в кВА

Регазификационный терминал часто описывают как газовый завод, из-за чего инженеры-электрики ожидают компрессорную нагрузку с крупным синхронным двигателем и устройством плавного пуска. Для современной системы отгрузки это описание неверно. Дешёвый способ поднять СПГ от атмосферного давления до 80 бар — сделать это в жидкой фазе, где плотность составляет 450 кг/м³, а объём в 1/600 объёма газа, а затем испарить сжиженную жидкость под давлением в испарителе открытого типа с использованием морской воды. Компримирование 6 ГВт газа потребовало бы примерно 150 МВт компрессоров; перекачка той же энергии в виде жидкости требует 12 МВт. Каждый терминал, построенный за последние двадцать лет, идёт насосным путём, и электрическое следствие состоит в том, что установка является насосной: четыре крупных высоконапорных насоса отгрузки, шесть низконапорных насосов внутри резервуаров, два компрессора отпарного газа и четыре насоса морской воды — все на шине 6,6 кВ, все с регулируемой скоростью.

Приведённый ниже график нагрузок — единственный документ, который определяет трансформатор. Он составлен так, как его составляет подрядчик EPC терминала: по перечню оборудования, с коэффициентом одновременности, применяемым по группам, и с пиком, определяемым как совпадение разгрузки судна, полной отгрузки и работы системы морской воды при расчётной температуре окружающей среды. Совпадение с разгрузкой важно, потому что терминал мощностью 4 млн т/год принимает около 60 партий в год, партию объёмом 145 000 м³ каждые шесть дней, и разгружает её за 26 часов, пока отгрузка продолжается.

О двух цифрах в этой таблице стоит поспорить, потому что именно в этих местах спецификации терминалов обычно содержат ошибки. Первая — коэффициент неодновременности для высоконапорных насосов: 0,95 — это вовсе не коэффициент неодновременности, а утверждение, что во время выгрузки все четыре насоса работают на 95 % от номинальной мощности на валу, поскольку производительность отгрузки находится на контрактном максимуме и резервуары одновременно заполняются. Проектировщики, которые применяют к этой строке коэффициент 0,8, а затем добавляют 10 % резервной мощности, получают 18 МВт, покупают два трансформатора по 20 МВА и обнаруживают в первый же зимний пик, что установка не может обеспечить 100 % отгрузки при одном выбывшем агрегате. Вторая — строка компрессоров отпарного газа, где нагрузка определяется вытеснением паров при выгрузке — 10 000 м³/ч жидкости, поступающей в резервуар, вытесняет около 12 000 м³/ч паров, что составляет 5,4 т/ч метана — а не испарением из резервуаров 0,05 %/сутки, которое составляет всего 229 кг/ч и оправдало бы компрессор мощностью 250 кВт, а не 2 200 кВт.

При 21 423 кВт и коэффициенте мощности 0,92 потребность составляет 23 286 кВА. Добавьте 5 % проектного запаса, который несёт каждая спецификация терминала для будущего устранения узких мест, и целевое значение становится 24,5 МВА — вот почему 25 МВА выглядит естественным типоразмером и почему фактически покупается типоразмер 31,5 МВА. Разница — это резервирование, и она является предметом следующего раздела.

Почему 2 × 100 %, а не N+1: как гарантированная мощность влияет на выбор трансформаторов

На заводе отказ трансформатора стоит производства до прибытия резерва, и предприятие с этим мирится, потому что резерв дорог, а потери измеримы в сменах. На СПГ-терминале отказ трансформатора стоит разницы между законтрактованной и фактически поставленной отгрузкой, оценённой по стоимости альтернативных поставок покупателя, и терминал обычно несёт обязательство «бери или плати» по проданной мощности регазификации. Это меняет экономику с «резервный трансформатор — роскошь» на «резервный трансформатор — самая дешёвая страховка на установке», и это имеет конкретное последствие для выбора типоразмера: резервный трансформатор должен быть способен нести 100 % пиковой нагрузки, а не 100 % нормальной нагрузки.

В этом вся суть аргумента, и это объясняет, почему пиковая нагрузка 23,3 МВА требует 2 × 31,5 МВА, а не 2 × 25 МВА. Два агрегата по 25 МВА в нормальном режиме каждый были бы загружены на 47%, а при отказе одного — на 93%, что укладывается в номинальную мощность ONAN при температуре окружающей среды 45 °C только при снижении мощности агрегата на 8% по температуре, что оставляет 23 МВА, а пиковая нагрузка составляет 23,3 МВА. Арифметика не сходится на 1,3%, что на чертеже превращается в примечание об отключении нагрузки при разгрузке, которое превращается в контрактный спор с покупателем газа. Два агрегата по 31,5 МВА со снижением мощности до 29 МВА при 45 °C несут пиковую нагрузку на 74% при отказе одного агрегата и оставляют запас для увеличения мощности. Дополнительные капитальные затраты составляют около 60 000 долларов США за пару такого типоразмера; альтернатива — схема отключения нагрузки и постоянный спор.

Секционный выключатель — это то, где фактически реализована резервирование, и стоит быть точным в отношении последовательности переключений, поскольку она определяет сопротивление трансформатора и уставки релейной защиты. Распределительное устройство 6,6 кВ разделено на две секции, каждая питается от одного трансформатора, с нормально разомкнутым секционным выключателем. При потере одного ввода секционный выключатель замыкается после 1,5-секундной задержки подтверждения плюс время затухания остаточного напряжения двигателей, и оставшийся трансформатор принимает всю секцию примерно за 8 секунд, включая ramp-пуск ЧРП. Именно из-за этой последовательности трансформаторы заданы с сопротивлением 10,5%, а не 8%: при сопротивлении 8% уровень токов КЗ на 6,6 кВ возрастает с 26,2 кА до 34,4 кА, коммутационное оборудование переходит с 31,5 кА на 40 кА, и дополнительные затраты на коммутационное оборудование превышают экономию потерь от более низкого сопротивления. Это также причина, по которой параллельная работа двух трансформаторов через замкнутый секционный выключатель не допускается в качестве нормальной конфигурации: уравнительный ток при сопротивлении 10,5% и рассогласовании отпаек 1% составил бы около 300 А, а уровень токов КЗ на 6,6 кВ удвоился бы.

Философия управления завершает картину. Насосы отгрузки сгруппированы в две линии, каждая линия питается от одной секции 6,6 кВ, и каждая линия рассчитана на 60% пиковой отгрузки. Потеря трансформатора означает потерю одной линии, что оставляет 60% отгрузки на 8 секунд до замыкания секционного выключателя — контролируемое снижение, а не отключение, и снижение, которое оператор трубопровода допускает в соответствии с соглашением об эксплуатации. Это проектное решение стоит явно указать в документе об электрической философии, поскольку именно оно делает 2 × 100% трансформаторов с секционным выключателем эквивалентными 3 × 50% без выключателя при 60% затрат на коммутационное оборудование.

Гармоники: почему 12 шестипульсных ЧРП определяют сопротивление трансформатора и K-фактор

По подключённой нагрузке 74% терминала приходится на регулируемый электропривод: 12,6 МВт насосов отгрузки, 4,4 МВт компрессоров отпарного газа и насосы морской воды, если они также на приводах. Шестипульсный диодный входной выпрямитель потребляет ток с формой волны, содержащей 25% пятой гармоники, 12% седьмой, 6,5% одиннадцатой и 4,5% тринадцатой, что даёт коэффициент искажения синусоидальности тока около 30% на каждом приводе. Двенадцать приводов на одной секции не суммируются арифметически — пятая и седьмая составляющие частично компенсируются, поскольку приводы имеют разную загрузку и фазовые углы дрейфуют, — но измеренный результат на секции терминала с 12 шестипульсными приводами обычно составляет 14–18% THD тока, а не 30% и не 4%. Это значительно выше 8,0% общего искажения по требованию, которое IEEE 519-2022 допускает в диапазоне 10–69 кВ в точке общего присоединения при отношении Isc/IL около 30, и именно поэтому гармоническое исследование, а не расчёт потокораспределения, определяет спецификацию трансформатора.

Существует три способа соблюсти ограничение, и выбор здесь экономический, а не технический. Первый — приобрести приводы с 18-пульсными входными выпрямителями, в которых используется фазосдвигающий трансформатор или трёхобмоточный входной реактор для подавления пятой и седьмой гармоник; результат — TDD 4,1% на шине 6,6 кВ и 2,8% на 33 кВ при удорожании привода на 12–18%. Второй — активный выпрямитель, который обеспечивает TDD 3,5% и способность к рекуперации, но стоит на 25–35% дороже и добавляет источник высокочастотных излучений, который приходится фильтровать ради собственных средств КИПиА предприятия. Третий — пассивный фильтр пятой и седьмой гармоник на шине 6,6 кВ, самый дешёвый при TDD 6,8%, но обладающий резонансом, который взаимодействует с любыми конденсаторами компенсации реактивной мощности и с собственным сопротивлением трансформатора, и который перестаёт работать при изменении нагрузки привода.

Последствия для трансформатора двояки, и их часто упускают в паспортных данных. Первое — гармонические токи повышают потери на вихревые токи в обмотке, и стандартный подход — коэффициент K или коэффициент гармонических потерь; для 18-пульсного случая коэффициент K равен 4, а для нефильтрованной шестипульсной шины — 13. Заказ стандартного распределительного трансформатора с K-1 для терминала — распространённая и дорогостоящая ошибка: точка перегрева смещается с поверхности обмотки в проводник, превышение температуры 65 K становится 78 K, и изоляция стареет вдвое быстрее. Если шину невозможно очистить, трансформатор должен быть заказан с коэффициентом K, а справочные статьи по выбору трансформатора по коэффициенту K и гармоникам трансформатора объясняют, как этот коэффициент рассчитывается, а не угадывается.

Второе последствие — сопротивление. Гармонические токи протекают через реактивное сопротивление рассеяния трансформатора и создают искажение напряжения на шине 6,6 кВ, пропорциональное сопротивлению и порядку гармоники — пятая гармоника «видит» пятикратное реактивное сопротивление. При сопротивлении 10,5% и TDD 4,1% искажение напряжения пятой гармоники на шине составляет около 1,8%, что укладывается в индивидуальный предел 3% по IEEE 519; при сопротивлении 8% оно равно 1,4%, и разница не стоит распределительного устройства на 40 кА. Что действительно важно — это взаимодействие с любой конденсаторной батареей: резонансная частота f_r = f × √(S_sc/Q_c), и конденсаторная батарея 2 МВА на шине 300 МВА смещает резонанс на 12-ю гармонику, то есть именно туда, где 18-пульсный привод оставляет свой остаток. Вот почему терминалы с ЧРП либо вообще отказываются от конденсаторов компенсации реактивной мощности и позволяют собственным входным выпрямителям приводов удерживать коэффициент мощности на уровне 0,96, либо устанавливают расстроенные реакторы на 7% — и почему в спецификации следует указывать, какой из вариантов выбран, поскольку сопротивление трансформатора выбирается с учётом уже принятого решения.

Пуск двигателей и просадка напряжения: для чего на самом деле нужны ЧРП

Каждый крупный привод на терминале выполнен на ЧРП, и обычно называют причину управления технологическим процессом — темп отгрузки должен следовать номинации трубопровода, которая меняется ежечасно, а иногда на 20% за минуту. Но электрическая причина — пусковой ток. Двигатель 3 150 кВт на 6,6 кВ имеет ток полной нагрузки 287 А и пусковой ток прямого включения от шести до шести с половиной раз больше, 1 865 А, что составляет 21,3 МВА пусковой потребности. На шине 6,6 кВ, питаемой одним трансформатором 31,5 МВА с сопротивлением 10,5%, сопротивление источника составляет 300 МВА, поэтому просадка на шине при прямом пуске равна 21,3, делённому на 321,3, или 6,6%. Это едва укладывается в 10%, которые большинство терминалов допускают для одиночного пуска, и выходит за пределы 5%, которые выдержат собственные средства КИПиА предприятия и приводы морского загрузочного устройства, — что и является практической причиной применения регулируемых приводов.

Помимо расчёта провала напряжения для трансформатора важны две детали. Первая: ЧРП выше базовой скорости является нагрузкой с постоянной мощностью, поэтому ток остаётся на уровне номинального, пока мощность растёт; трансформатор видит нагрузку с коэффициентом мощности по основной гармонике 0,96, но истинным коэффициентом мощности 0,91 из-за искажений, и номинальная мощность в кВА должна оцениваться по истинному коэффициенту мощности. Вторая — собственный вклад ЧРП в ток короткого замыкания: 18-пульсный входной выпрямитель со звеном постоянного тока ограничивает его вклад в ток КЗ примерно 1,5-кратным номинальным током на один цикл, но 12 таких устройств на одной секции шин всё равно добавляют 4 кА к 26,2 кА от трансформатора, поэтому распределительное устройство рассчитано на 31,5 кА, а не на 25 кА, и поэтому термическая стойкость трансформатора при коротком замыкании задана как 25 кА в течение 2 секунд согласно расчёту тока короткого замыкания, а не 20 кА, которые потребовались бы для агрегата мощностью 25 МВА.

Вопрос броска тока намагничивания заслуживает отдельного упоминания, поскольку из-за него срабатывают защиты на терминалах. Подача напряжения на трансформатор 31,5 МВА 33/6,6 кВ вызывает бросок тока намагничивания 8–12-кратной величины номинального тока длительностью от 0,1 до 0,3 секунды с апериодической составляющей, способной насытить сердечник на несколько циклов. На секции шин с 12 ЧРП преобразователи видят провал напряжения и в зависимости от уставки выдерживания пониженного напряжения либо выдерживают его, либо отключаются. Решение — реле контролируемого включения, замыкающее цепь при переходе напряжения через ноль, что снижает бросок тока до 2–3-кратного номинального и оправдывает свои 8 000 долларов США на трансформаторе такого размера; альтернатива — принять 15%-ный провал и последовательность перезапуска ЧРП при каждом повторном включении установки. Механика процесса описана в разделе бросок тока намагничивания трансформатора.

Морская коррозия, пути утечки и материалы, которые реально закупаются по спецификации СПГ-терминала

Терминал строится на причале или на насыпных землях рядом с морской водой, а трансформатор устанавливается на открытом воздухе в атмосфере, которую ISO 12944-2 классифицирует как C5-M: осаждение хлоридов свыше 300 мг/м² в сутки, относительная влажность 90–95% и соляной туман, который никогда полностью не высыхает, поскольку ночная влажность превышает точку дельквесценции. Эта среда не меняет электрический расчёт трансформатора, но меняет каждый наружный материал, и цена ошибки проявляется через три года после ввода в эксплуатацию в виде перекрытия ввода или проржавевшего сварного шва бака.

Пункты, которые должны быть в опросном листе, и причина каждого из них, следующие. Система лакокрасочного покрытия — трёхслойная эпоксидно-полиуретановая с общей толщиной сухой плёнки 320 мкм, по ISO 12944-5 для C5-M с классом долговечности 15 лет; стандартная алкидная краска толщиной 120 мкм, поставляемая с распределительным трансформатором, разрушается на сварных швах в течение 24 месяцев на прибрежном терминале. Оболочка клеммной коробки, шкафа РПН и шкафа управления — IP55, а не IP54, с петлями из нержавеющей стали 316 и крепежом A4-70, потому что оцинкованный крепёж превращается в ржавый потёк, а затем в заклинивший болт. Вводы — из силиконового композита, а не фарфоровые, с длиной пути утечки 31 мм/кВ — то есть 31 мм на кВ линейного напряжения, что составляет 1 023 мм для ввода 33 кВ, — потому что фарфор с 20 мм/кВ, стандартный для внутренних площадок, перекрывается в соляном тумане примерно при 60% своего сухостойкого испытательного напряжения. Бак окрашивается с полосовым слоем на каждом сварном шве, а радиаторные секции горячеоцинкуются после изготовления, а не окрашиваются, потому что покрытие на рёбрах радиатора невозможно обслуживать.

Есть второй экологический фактор, который легко упустить: конденсация. Трансформатор, работающий при 37% нагрузки, имеет крышку бака, которая в течение нескольких часов в сутки холоднее влажного ночного воздуха, и маслорасширитель «дышит» этим воздухом через силикагель. Для терминалов в тропиках в спецификации предусматривают герметичный бак с азотной подушкой или расширитель с мембраной, а также антиконденсационные нагреватели в каждом шкафу и клеммной коробке и сигнализацию точки росы на дыхательном клапане. Альтернатива — вода в масле, которая проявится в результате анализа растворённых газов через два года и как неудовлетворительный результат испытания масла при первом ежегодном обслуживании. Подход к мониторингу состояния описан в справочных материалах по обслуживанию трансформаторов, но пункт спецификации проще: покупайте герметичную конструкцию на заводе, потому что дооснащение ею на месте стоит втрое дороже.

Температура окружающей среды и солнечная радиация завершают картину снижения номинала. Расчётная температура окружающей среды — 45 °C при суточном пике 50 °C в тени и солнечной радиации 1 000 W/m² на бак, что для блока ONAN добавляет около 4 K к превышению температуры верхних слоёв масла. Руководство по нагрузке IEC 60076-7 даёт снижение номинала: при температуре окружающей среды 45 °C блок номиналом 31,5 MVA при 40 °C выдаёт 29,0 MVA при превышении 65 K и 32,4 MVA с работающими вентиляторами (ONAF). Именно это число 29,0 MVA, а не паспортные 31,5 MVA, используется в расчёте резервирования из предыдущего раздела, и именно поэтому в паспорте должны быть явно указаны температура окружающей среды и ступень охлаждения, а не оставлены в примечании.

Взрывоопасная зона, противопожарные разрывы и где разрешено размещать трансформатор

СПГ — это метан, а метан горюч, но у хорошо спроектированного терминала его очень мало за пределами трубопроводов. Классификация взрывоопасных зон по IEC 60079-10-1 относит компрессорную отпарного газа, узел возврата паров и зону в радиусе 15 m от фланца СПГ к зоне 2, а зону 1 — внутрь кожуха компрессора и к выходам предохранительных клапанов. Масляный трансформатор вообще не допускается внутри зоны 2 — не потому, что он является источником воспламенения при нормальной работе (герметичный бак таковым не является), а потому, что NFPA 59A и EN 1473 рассматривают большой объём масла как пожарный риск, который должен быть отделён от выброса газа, и потому, что пожар трансформатора рядом с утечкой газа — единственный сценарий, который количественная оценка риска терминала не примет.

Практическое следствие: главная подстанция размещается в 30 m от компрессорной и вне классифицированной зоны, распределительное устройство 33 kV и 6,6 kV — в здании с избыточным давлением, а кабельная трасса к технологической зоне прокладывается либо в заглублённом кабельном блоке, либо в коридоре с избыточным давлением. Там, где трансформатор должен находиться близко к технологическому процессу — например, блок 2 500 kVA 6,6/0,4 kV для компрессорной, — спецификация требует сухой трансформатор с литой изоляцией, в котором нет масла и который допускается в зоне 2 при разрыве 3 m. Это единственное место, где на терминале выигрывает сухой тип, и это стоит знать, потому что общее правило на заводе СПГ противоположно правилу для здания: масляный наружной установки для крупных блоков, литая изоляция — только там, где этого требует взрывоопасная зона.

Противопожарная защита вокруг главных трансформаторов определяется NFPA 59A и страховщиком и обычно состоит из противопожарной стены с огнестойкостью 2 часа между двумя блоками на расстоянии 1,5 m от бака, маслосборной ямы, рассчитанной на 110% объёма масла наибольшего блока, системы орошения с интенсивностью 10 l/min/m² по баку и радиаторам и точки подачи пены. Расстояние между двумя трансформаторами важно для обоснования резервирования: при 1,5 m с противопожарной стеной второй блок переживает пожар в первом, а именно это событие и должна покрывать схема 2 × 100%. Терминалы, которые размещают два блока на расстоянии 6 m без стены, несут капитальные затраты схемы 2 × 100% и имеют огнестойкость уровня N+1, и страховая экспертиза обычно это выявляет.

Заземление и молниезащита: эстакада трубопроводов — это электрод

Система заземления терминала необычна тем, что само предприятие представляет собой крупную заземлённую конструкцию. Трубопроводы СПГ, оболочки резервуаров, сталь причала и морские погрузочные устройства — всё это соединено, а заземляющая сетка представляет собой кольцо из неизолированной меди 70 mm² вокруг технологической зоны с медными лентами 25 mm × 3 mm к каждой строительной колонне, рассчитанное на ток КЗ 25 kA в течение 1 секунды и на удар молнии 200 kA с формой импульса 10/350 µs по IEC 62305. Проектная цель — 1 Ω на главной заземляющей шине, измеренная при вводе в эксплуатацию методом падения потенциала, а напряжения шага и прикосновения проверяются по IEEE 80 на территории распределительного устройства, а не в технологической зоне.

Два пункта, специфичных для терминала, стоит включить в спецификацию. Первый — помехи от катодной защиты: причал и морские сооружения имеют катодную защиту с наложенным током, а контур заземления связан с ними через развязывающие искровые промежутки постоянного тока, чтобы ток катодной защиты не протекал через медный контур и не вызывал его коррозию. На LNG-терминале, где контур заземления напрямую соединён с причалом, защищённым катодной защитой, аноды причала выходят из строя в течение двух лет, и проблема обнаруживается как разрушение покрытия, а не как электрическая неисправность. Второй — координация устройств защиты от импульсных перенапряжений: разрядники на входе линии 33 кВ, разрядники 6,6 кВ на выводах трансформатора и УЗИП типа 2 на каждой низковольтной панели, скоординированные по длине кабеля так, чтобы импульс 33 кВ ослаблялся до того, как достигнет обмотки 6,6 кВ. Координация изоляции — это тот же расчёт, что и для любой подстанции, рассмотренный в разделах защита трансформатора от молний и системы низковольтного заземления, но именно морские соединения и развязка катодной защиты — это то, что континентальные спецификации опускают.

Устройство регулирования напряжения под нагрузкой и регулирование напряжения в слабой сети 33 кВ

Терминалы часто строятся в конце длинной линии 33 кВ или 132 кВ, рядом с газопроводом и береговой линией, в месте, где сеть представляет собой одиночный радиальный фидер с уровнем короткого замыкания 800–1,500 МВА и напряжением, которое изменяется на 8% между пиковой и ночной нагрузкой малой загрузки. Частотно-регулируемые приводы допускают отклонение напряжения ±10% без снижения номинальной мощности, поэтому технологический процесс не требует жёсткого регулирования, но шина 6,6 кВ должна оставаться в пределах ±5% для низковольтных трансформаторов и собственной электроники установки. Это случай для устройства регулирования напряжения под нагрузкой на обмотке 33 кВ, ±8 ступеней по 1,25%, с автоматическим реле напряжения, измеряющим шину 6,6 кВ, и выдержкой времени 60 секунд для прохождения пусков двигателей.

Альтернатива — переключатель ответвлений без возбуждения, настроенный при вводе в эксплуатацию — дешевле на 25 000 долларов США за единицу, и именно его купил бы завод. На терминале это неправильный выбор по конкретной причине: номинация отгрузки следует за ценой на газ, и терминал, работающий на 40% отгрузки месяц, а затем на 100% неделю, наблюдает изменение напряжения шины вместе с нагрузкой, поскольку собственное регулирование трансформатора составляет 4–5% при сопротивлении 10,5%. РПН решает это автоматически; фиксированное ответвление означает, что оператор меняет его дважды в год, при остановке, с изолированным трансформатором. Справочный материал по переключателям ответвлений под нагрузкой и без возбуждения охватывает механизм; специфичный для терминала момент заключается в том, что РПН оправдан профилем нагрузки, а не сетью.

Потери за 8 760 часов: почему формула оценки потерь в тендере обычно неверна

Каждый тендер на трансформаторы содержит формулу оценки потерь, которая преобразует потери холостого хода и потери короткого замыкания в капитальный эквивалент, и на LNG-терминале эта формула почти всегда скопирована у энергокомпании, где трансформаторы работают при средней загрузке 60–70%. Терминал работает при средней загрузке 30% в течение 8 760 часов в год, поэтому два компонента потерь имеют совершенно разные значения, и неверные весовые коэффициенты приводят к покупке неправильного сердечника.

Арифметика проста, как только известен профиль нагрузки. Среднегодовая потребность составляет 18,3 МВА, что составляет 29% от установленных 63 МВА, поэтому потери короткого замыкания при средней нагрузке составляют 0,29² = 8,4% от номинальных потерь короткого замыкания, а эквивалентные часы полной нагрузки для потерь короткого замыкания составляют 0,29² × 8 760 ≈ 737 часов, назовём 850 с учётом пиковых недель. Потери холостого хода действуют все 8 760 часов. При 0,08 доллара США/кВт·ч потери холостого хода стоят 701 доллар США на кВт в год, а потери короткого замыкания — 68 долларов США на кВт в год — соотношение десять к одному. Тендер, который оценивает потери короткого замыкания в 2 500 долларов США/кВт, а потери холостого хода в 5 000 долларов США/кВт, что является типичной формулой энергокомпании, занижает стоимость потерь холостого хода на 40% относительно их истинной стоимости при данном режиме работы.

Вывод для этого режима нагрузки необычен, и его стоит сформулировать прямо: при 8 760 часах и 30% загрузки аморфные сердечники окупаются менее чем за четыре года, поскольку потери холостого хода доминируют. Это противоположно выводу для больницы аналогичного размера, где та же арифметика при 4 050 эквивалентных часах делает аморфную надбавку экономически неоправданной. Разница не в трансформаторе; она в количестве часов, в течение которых сердечник находится под напряжением, и в цене энергии. Терминал, который покупает сердечники S11, чтобы сэкономить 28 000 долларов США капитальных затрат, тратит около 13 300 долларов США в год больше на электроэнергию в течение всего срока службы объекта, что при ставке дисконтирования 7% за 25 лет составляет около 155 000 долларов США приведённой стоимости — в пять раз больше экономии. Справочный материал по классам потерь S11, S13 и S20 охватывает определения классов, а метод полной стоимости изложен в разделе совокупная стоимость владения трансформатором.

Что говорит паспорт: таблица технических характеристик трансформатора терминала

Приведённая ниже спецификация — это то, что выдаёт EPC-пакет терминала после исследований, описанных в предыдущих разделах, и её стоит сравнить с паспортом распределительного трансформатора той же мощности, потому что почти каждая строка отличается. Пункты, выделенные жирным шрифтом, специфичны для СПГ-терминала и не будут включены в стандартное коммерческое предложение, если их не запросить.

Транспортировка, монтаж и пусконаладка: графиковый риск, не связанный с электрикой

Трансформатор 31,5 МВА 33/6,6 кВ весит около 55 тонн с маслом, имеет длину 6,4 м, ширину 2,6 м и высоту 3,6 м, и он перемещается с завода в Китае на причал в Западной Африке или Юго-Восточной Азии на флэт-рэке, затем по дороге на многоосном прицепе со скоростью 40 км/ч, затем на постамент в 30 м от компрессорной. К этому моменту электрическая часть проекта уже решена; графиковый риск — это транспортировка, и два элемента, которые его защищают, — это регистратор ударов с порогом 3 g на баке и заполнение азотом при 0,02 МПа на время морского перехода, оба из которых описаны в справочном материале по транспортировке и монтажу трансформатора.

На площадке последовательность действий такова: приёмка и проверка по регистратору ударных нагрузок, установка агрегата на плинтус с помощью домкратных подушек, вакуумная сушка, если масло было слито для транспортировки, заливка масла под вакуумом до 1 мбар, выдержка в течение 24 часов, затем пусконаладочные испытания. Испытания, которые имеют значение на терминале, — это сопротивление обмоток (которое выявляет ослабленное соединение до того, как оно станет точкой перегрева), коэффициент трансформации и группа соединений (которые выявляют перевёрнутый ТТ или неверное ответвление), сопротивление изоляции и тангенс угла диэлектрических потерь при 10 кВ для обмотки 6,6 кВ, сигнатура SFRA в сравнении с заводской базовой линией и РПН по всему диапазону с электроприводом. Справочный контрольный перечень для этой последовательности приведён в разделе пусконаладочные испытания, а предотгрузочная инспекция, которая защищает график, — в разделе предотгрузочная инспекция.

Два специфических для терминала пункта пусконаладки легко забыть, и их дорого дооснащать задним числом. Первый — измерение гармоник на шине 6,6 кВ под реальной нагрузкой, которое невозможно выполнить до запуска откачивающих насосов, поэтому оно относится к приёмочным испытаниям, а не к графику пусконаладки; терминал, который обнаруживает 9% TDD вместо 4,1% после сдачи, сталкивается с дооснащением фильтром на действующем объекте. Второй — уставки РПН и АРН при реальных колебаниях напряжения в сети, что требует, чтобы сетевой оператор переключил ответвление на питающем трансформаторе, и что обычно откладывается, а затем забывается до первой жалобы на напряжение.

Сколько стоит электротехнический комплекс и куда на самом деле уходят деньги

Приведённые ниже цифры — это диапазоны отраслевого опыта для главного электротехнического комплекса терминала мощностью 4 млн т/год, FOB Китай, 2025–2026, без учёта монтажа и морских работ. Они даны в виде диапазонов, потому что разница между европейским поставщиком первого уровня и китайским поставщиком той же спецификации составляет 35–50%, а также потому, что трансформатор занимает меньшую долю в комплексе, чем ожидает большинство руководителей проектов.

Два трансформатора составляют 19% комплекса; приводы — 29%. Это соотношение и есть практический аргумент в пользу того, чтобы вкладывать инженерные усилия в исследование гармоник, а не в марку стали сердечника: решение, которое меняет входной каскад привода, сдвигает 200 000 USD, тогда как решение, которое меняет марку стали сердечника, сдвигает 30 000 USD. Это также аргумент в пользу закупки трансформаторов у поставщика, который укажет краску C5-M, вводы 31 мм/кВ и K-фактор отдельными позициями, а не как «морское исполнение» общей суммой, потому что именно там на самом деле скрывается разница в 35–50% между поставщиками.

Семь ошибок в спецификации, которые всплывают на каждом СПГ-терминале

• Применение заводского коэффициента разнородности к насосам отгрузки. 0,8 вместо 0,95 даёт 18 МВт вместо 21,4 МВт, два трансформатора по 20 МВА вместо двух по 31,5 МВА и установку, которая не может обеспечить 100% отгрузки при выходе из строя одного агрегата — именно то событие, ради которого приобреталась резервная мощность.
• Указание трансформаторов K-1 на шине ЧРП. Коэффициент гармонических потерь при 30% THD тока составляет 1,15, а при 4,1% TDD — 1,08; стандартный агрегат работает с точкой перегрева на 10–13 K горячее и стареет вдвое быстрее. K-фактор стоит 3% от цены трансформатора.
• Покупка 25 МВА, потому что 23,3 МВА «влезает». Дератированный номинал при температуре окружающей среды 45 °C составляет 29,0 МВА для агрегата 31,5 МВА и 23,0 МВА для агрегата 25 МВА, поэтому пара по 25 МВА загружена на 100,1% в пиковый день при выходе из строя одного агрегата.
• Оставление класса коррозионной стойкости на уровне C3. Стандартное покрытие толщиной 120 µm разрушается на сварных швах в течение двух лет в атмосфере C5-M; перекраска на высоте, над действующим терминалом, стоит дороже, чем исходная система C5-M.
• Фарфоровые вводы при 20 мм/кВ. Они проходят заводское импульсное испытание и перекрываются в соляном тумане при 60% от сухого испытательного напряжения; решение — силиконовый композит при 31 мм/кВ, и его необходимо указывать в спецификации, а не подразумевать.
• Использование формулы оценки потерь энергокомпании. При 8 760 часах и 30% загрузки потери холостого хода стоят в десять раз дороже нагрузочных потерь; формула с обратным взвешиванием приводит к покупке сердечников S11 и потере около 13 300 долл. США в год.
• Размещение подстанции внутри границы Зоны 2. Маслонаполненные агрегаты исключаются согласно NFPA 59A и EN 1473; исправление после HAZOP — это кабельная трасса длиной 30 м и перепроектирование шины 6,6 кВ.

Sources / 资料来源

Source: IEC 60076-1:2011 — Power transformers, Part 1: General.
Source: IEC 60076-2:2011 — Temperature rise for liquid-immersed transformers.
Source: IEC 60076-3:2013 — Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air.
Source: IEC 60076-5:2006 — Ability to withstand short circuit.
Source: IEC 60076-7:2018 — Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers.
Source: IEC 60076-11:2018 — Dry-type transformers.
Source: IEC 60137:2017 — Insulated bushings for alternating voltages above 1,000 V.
Source: IEC 60815-1:2008 — Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions.
Source: IEC 60909-0:2016 — Short-circuit currents in three-phase AC systems.
Source: IEC 60079-10-1:2020 — Classification of areas: explosive gas atmospheres.
Source: IEC 62305-3:2010 — Protection against lightning, physical damage to structures.
Source: IEEE 519-2022 — Recommended practice and requirements for harmonic control in electric power systems, Table 2 limits for 10–69 kV.
Source: IEEE 80-2013 — Guide for safety in AC substation grounding.
Source: IEEE C57.12.00-2021 — General requirements for liquid-immersed distribution, power and regulating transformers.
Source: NFPA 59A — Standard for the production, storage, and handling of liquefied natural gas.
Source: NFPA 20 — Standard for the installation of stationary pumps for fire protection.
Source: EN 1473:2021 — Installation and equipment for liquefied natural gas: design of onshore installations.
Source: ISO 12944-2:2017 and ISO 12944-5:2019 — Corrosion protection of steel structures, corrosivity categories and paint systems.
Source: GIIGNL Annual Report 2025 — global LNG trade volumes and regasification capacity.
Source: Industry experience — send-out pump hydraulic duties, boil-off gas rates and unloading vapour displacement for 3–5 mtpa onshore regasification terminals in Southeast Asia, the Middle East and West Africa, 2018–2025.
Source: Industry experience — measured current TDD of 14–18% on 6.6 kV terminal buses with 10–14 six-pulse drives, and 3.5–4.5% with 18-pulse front ends, from harmonic surveys at commissioned terminals, 2019–2025.
Source: Industry experience — transformer, GIS, switchgear and VFD price ranges for LNG terminal electrical packages, FOB China, 2025–2026.
Source: Industry experience — loss-evaluation values of USD 400–1,100 per kW and industrial electricity tariffs of USD 0.07–0.10 per kWh used in the annual loss-cost calculation.
Source: QDTB Engineering Team — load schedules, harmonic studies and transformer specifications for LNG, gas processing and marine terminal projects in Southeast Asia, the Middle East and Africa, 2018–2026.