LNG Terminal Transformatörü: 4 mtpa Regas Terminali için 33 kV Besleme Nasıl Boyutlandırılır, Gönderim Pompaları ve 2 × %100 Görev Tanımı Neden Belirler

Önce cevap: 4 mtpa kapasiteli bir yeniden gazlaştırma terminali 21.423 kW, 23,3 MVA yüktür ve bunu iki adet 31,5 MVA 33/6,6 kV ünite taşır — N+1 değil, 2 × %100

Sayıyı kuraldan değil pompa eğrisinden türetin: yılda 4,0 milyon ton LNG, günde 10.959 tondur; ton başına 48 GJ ile bu, yılda 53,3 TWh çıkış ısıl enerjisi, ortalama 6,09 GW ve yoğun bir kış gününde yaklaşık 7,0 GW demektir. Bu kadar sıvı metanı 1,1 bar basınçlı bir tanktan 80 bar basınçlı bir boru hattına taşımak sıkıştırma değil pompalama görevidir ve boşaltma zirvesinde 21.423 kW — 0,92 güç faktöründe 23,3 MVA — çeker. Bunu %10,5 empedanslı iki adet 31,5 MVA 33/6,6 kV ONAN/ONAF ünite besler: normal işletmede %37 yüklü, bir ünite devre dışıyken ONAN anma değerinin %74'ü; kesintisiz çıkış kapasitesinin gerçekte gerektirdiği budur. Bir LNG terminalinde yedeklilik tartışması fabrika tartışması değildir. Terminal, bir gaz alıcısıyla kesintisiz kapasite taahhüdü imzalar ve eksik teslimatta take-or-pay öder; bu nedenle 2 × %100 trafo ve 8 saniyede devreye giren bir bara kuplajı satın alır ve parayı üçüncü bir trafoya değil 18 darbeli VFD girişlerine harcar. Bir terminal şartnamesini aynı kVA'daki bir fabrikadan ayıran üç şey vardır: yük, tek bir 6,6 kV barada büyük VFD motorlarının %85'idir, dolayısıyla trafo empedansını kVA değil harmonik bozulma belirler; saha, 31 mm/kV sürünme mesafeli C5-M koroziflik sınıfında bir deniz ortamıdır, bu yüzden burçlar ve boya çekirdek kalitesinden daha pahalıdır; ve tesis yılda 8.760 saat ortalama %30 yükleme ile çalışır; bu da boşta kaybı yük kaybından on kat değerli kılar ve ihale şartnamesindeki kayıp değerlendirme formülünü yeniden yazar.

Önemli çıkarımlar

• 4,0 mtpa = 10.959 t/gün, zirvede 502 t/saat, ortalama 6,09 GW çıkış. Elektriksel yük bağlı 26.120 kW ve boşaltma zirvesinde 21.423 kW, 0,92 PF'de 23,3 MVA; bu zirvenin 11.970 kW'ı yalnızca çıkış pompalarıdır.
• Normalde %37 ve tek ünite yüklemesinde %74 yükle çalışan iki adet 31,5 MVA 33/6,6 kV ONAN/ONAF ünite, 6,6 kV bara kuplajı ve 8 saniyelik otomatik transfer ile kesintisiz kapasite taahhüdünü karşılar. Üçüncü bir trafo 420.000 USD sermaye ve %0,02 kullanılabilirlik ekler.
• Empedans ve K-faktörü gerilim regülasyonuyla değil harmoniklerle belirlenir: tek barada 12 adet altı darbeli VFD %30 akım THD verir; 18 darbeli girişler TDD'yi 6,6 kV barada %4,1'e ve 33 kV ortak bağlantı noktasında %2,8'e indirir; bu, IEEE 519-2022'nin 10–69 kV bandında izin verdiği %8,0'in içindedir.
• %30 ortalama yüklemede boşta kayıp yılda kW başına 701 USD, yük kaybı ise yalnızca yılda kW başına 68 USD değerindedir. İki S11 ünite yılda 56.200 USD tüketir; S13 çekirdekler yaklaşık 12.000 USD sermaye karşılığında yılda 13.300 USD tasarruf sağlar ve amorf çekirdekler dört yıldan kısa sürede kendini amorti eder — bir hastanenin tam tersi sonuç ve aynı aritmetik nedenden dolayı.
• Malzemeleri irtifa değil deniz ortamı belirler: 320 µm ISO 12944-2 C5-M boya, IP55 muhafazalar, 31 mm/kV sürünme mesafesi, silikon kompozit burçlar, paslanmaz donanım ve yoğuşma önleyici ısıtıcılar her LNG terminali veri sayfasında görünen ve neredeyse hiçbir fabrika veri sayfasında görünmeyen şartname kalemleridir.

4 mtpa kapasiteli bir yeniden gazlaştırma terminali gerçekte ne çeker? kVA sayısının arkasındaki yük çizelgesi

Bir yeniden gazlaştırma terminali sıklıkla gaz tesisi olarak tanımlanır; bu da elektrik mühendislerinin büyük bir senkron motor ve yumuşak yol verici içeren bir sıkıştırma yükü beklemesine yol açar. Bu tanım modern bir çıkış sistemi için yanlıştır. LNG'yi atmosfer basıncından 80 bara yükseltmenin ucuz yolu bunu sıvı fazda yapmaktır; burada yoğunluk 450 kg/m³ ve hacim gaz hacminin 1/600'üdür; ardından basınçlandırılmış sıvıyı deniz suyu kullanan açık raflı bir buharlaştırıcıda buharlaştırmaktır. 6 GW gazın sıkıştırılması yaklaşık 150 MW kompresör gerektirir; aynı enerjinin sıvı olarak pompalanması 12 MW gerektirir. Son yirmi yılda inşa edilen her terminal pompalama yolunu seçer ve bunun elektriksel sonucu tesisin bir pompa tesisi olmasıdır: dört büyük yüksek basınçlı çıkış pompası, altı tank içi düşük basınçlı pompa, iki buhar geri kazanım (BOG) kompresörü ve dört deniz suyu pompası; hepsi tek bir 6,6 kV barada, hepsi değişken hızlı.

Aşağıdaki yük çizelgesi trafoyu belirleyen tek belgedir. Bir terminal EPC yüklenicisinin hazırladığı şekilde hazırlanır: ekipman listesine göre, her gruba ayrı bir eşzamanlılık faktörü uygulanarak ve zirve, gemi boşaltma, tam çıkış ve deniz suyu sisteminin tasarım ortam sıcaklığında çakışması olarak tanımlanarak. Boşaltma çakışması önemlidir çünkü 4 mtpa kapasiteli bir terminal yılda yaklaşık 60 kargo, altı günde bir 145.000 m³'lük bir kargo alır ve çıkış devam ederken bunu 26 saatte boşaltır.

Bu tablodaki iki sayı tartışmaya değerdir, çünkü terminal spesifikasyonlarının genellikle yanlış gittiği yer burasıdır. Birincisi yüksek basınçlı pompalardaki eşzamanlılık faktörüdür: 0,95 hiç de bir eşzamanlılık faktörü değildir; tahliye sırasında dört pompanın da nominal mil gücünün %95'inde çalıştığını, çünkü gönderim hızının sözleşmeye bağlı maksimumda olduğunu ve tankların aynı anda doldurulduğunu ifade eder. Bu satıra 0,8 uygulayıp ardından %10 yedek kapasite ekleyen tasarımcılar 18 MW'a ulaşır, iki adet 20 MVA trafo satın alır ve ilk kış zirvesinde tesisin bir ünite devre dışıyken %100 gönderimi sürdüremeyeceğini keşfeder. İkincisi, yükün tahliye buhar yer değiştirmesiyle belirlendiği buharlaşma gazı kompresörü satırıdır — tanka giren 10.000 m³/h sıvı yaklaşık 12.000 m³/h buharı yer değiştirir, bu da 5,4 t/h metandır — ve günlük %0,05 tank buharlaşmasıyla değil; bu yalnızca 229 kg/h'tir ve 2.200 kW'lık bir kompresör yerine 250 kW'lık bir kompresörü haklı çıkarırdı.

0,92 güç faktöründe 21.423 kW ile talep 23.286 kVA'dır. Her terminal spesifikasyonunun gelecekteki darboğaz giderme için taşıdığı %5 tasarım marjını ekleyin ve hedef 24,5 MVA olur; bu nedenle 25 MVA doğal boyut gibi görünür ve gerçekte satın alınan boyut 31,5 MVA'dır. Fark yedekliliktir ve bir sonraki bölümün konusudur.

Neden N+1 değil de 2 × %100: sabit kapasitenin trafo boyutlandırmasına etkisi

Bir fabrikada trafo arızası, yedek gelene kadar üretime mal olur ve tesis bunu kabul eder çünkü yedek pahalıdır ve kayıp vardiya cinsinden ölçülebilir. Bir LNG terminalinde trafo arızası, sözleşmeye bağlı gönderim ile teslim edilen gönderim arasındaki farka, alıcının alternatif tedarik maliyeti üzerinden fiyatlandırılarak mal olur ve terminal genellikle sattığı yeniden gazlaştırma kapasitesi üzerinde al-veya-öde yükümlülüğü taşır. Bu, ekonomiyi “yedek trafo bir lükstür”den “yedek trafo tesisteki en ucuz sigortadır”a dönüştürür ve boyutlandırma için belirli bir sonucu vardır: yedek, normal yükün %100'ünü değil, zirvenin %100'ünü taşıyabilmelidir.

Bütün tartışma bundan ibarettir ve 23,3 MVA'lık bir tepe değerin neden 2 × 25 MVA yerine 2 × 31,5 MVA ürettiğini açıklar. İki adet 25 MVA ünite normal çalışmada her biri %47, biri devre dışıyken %93 yükte olurdu — bu, ünite sıcaklık nedeniyle %8 derate edilip 23 MVA kaldığında ve tepe değer 23,3 MVA olduğunda ancak 45 °C ortam sıcaklığında ONAN anma değeri içinde kalır. Aritmetik %1,3 oranında tutmaz; bu da çizim üzerinde boşaltma sırasında yük atma ile ilgili bir nota dönüşür, o da gaz alıcısıyla sözleşmesel bir tartışmaya dönüşür. 45 °C'de 29 MVA'ya derate edilen iki adet 31,5 MVA ünite, biri devre dışıyken tepe değeri %74 yükte taşır ve darboğaz giderme marjı için yer bırakır. Bu boyutta çift için ek sermaye yaklaşık 60.000 USD'dir; alternatif ise bir yük atma şeması ve kalıcı bir tartışmadır.

Yedekliliğin gerçekte uygulandığı yer bara bağlantısıdır ve anahtarlama sırası konusunda kesin olmakta fayda vardır çünkü bu, transformatör empedansını ve koruma ayarlarını belirler. 6,6 kV şalt panosu, her biri bir transformatörden beslenen iki bölüme ayrılmıştır ve normalde açık bir bara bağlantı kesicisi vardır. Bir giriş beslemesinin kaybı üzerine, bara bağlantısı 1,5 saniyelik doğrulama gecikmesi artı motor artık gerilim sönümünün ardından kapanır ve hayatta kalan transformatör, VFD yeniden başlatma rampası dahil yaklaşık 8 saniye içinde tüm barayı devralır. Bu sıra, transformatörlerin %8 yerine %10,5 empedansla belirtilmesinin nedenidir: %8 empedansla 6,6 kV'daki arıza seviyesi 26,2 kA'dan 34,4 kA'ya çıkar, şalt ekipmanı 31,5 kA'dan 40 kA'ya geçer ve ek şalt ekipmanı maliyeti, düşük empedansın sağladığı kayıp tasarrufunu aşar. Aynı zamanda, iki transformatörün kapalı bir bara bağlantısı üzerinden paralel çalışmasına normal bir konfigürasyon olarak izin verilmemesinin nedeni de budur: %10,5 empedans ve %1 kademe uyumsuzluğunda sirkülasyon akımı yaklaşık 300 A olur ve 6,6 kV arıza seviyesi iki katına çıkar.

Kontrol felsefesi tabloyu tamamlar. Sevkiyat pompaları iki tren halinde gruplandırılmıştır, her tren bir 6,6 kV bölümden beslenir ve her tren tepe sevkiyatın %60'ı için boyutlandırılmıştır. Bir transformatörün kaybı bir treni kaybettirir, bu da bara bağlantısı kapanana kadar 8 saniye boyunca %60 sevkiyat bırakır — bir açma yerine kontrollü bir rampa ve boru hattı işletmecisinin işletme anlaşması kapsamında tolere ettiği bir azalma. Bu, elektrik felsefesi dokümanında açıkça belirtilmeye değer bir tasarım kararıdır, çünkü bara bağlantılı 2 × %100 transformatörü, şalt ekipmanı maliyetinin %60'ında, bağlantısız 3 × %50'ye eşdeğer kılan şey budur.

Harmonikler: 12 adet altı darbeli VFD'nin transformatör empedansını ve K-faktörünü belirlemesinin nedeni

Bağlı yüke göre terminalin %74'ü değişken hızlı sürücüdür: 12,6 MW sevkiyat pompaları, 4,4 MW buharlaşan gaz kompresörleri ve deniz suyu pompaları da sürücülerdeyse onlar. Altı darbeli diyot ön ucu, her sürücüde yaklaşık %30 akım THD'si için %25 beşinci harmonik, %12 yedinci, %6,5 on birinci ve %4,5 on üçüncü harmonik içeren bir akım dalga şekli çeker. Tek bir barada on iki sürücü aritmetik olarak toplanmaz — beşinci ve yedinci bileşenler kısmen birbirini götürür çünkü sürücülerin yükleri farklıdır ve faz açıları kayar — ancak 12 altı darbeli sürücülü bir terminal barasında ölçülen sonuç tipik olarak %14–18 akım THD'sidir, %30 değil ve %4 değil. Bu, IEEE 519-2022'nin ortak bağlantı noktasında Isc/IL oranı yaklaşık 30 iken 10–69 kV bandında izin verdiği %8,0 toplam talep distorsiyonunun oldukça üzerindedir ve transformatör spesifikasyonunu yük akışının değil harmonik çalışmasının belirlemesinin nedeni budur.

Limiti karşılamanın üç yolu vardır ve seçim teknik olmaktan çok ekonomiktir. Birincisi, beşinci ve yedinci harmonikleri yok etmek için faz kaydırmalı bir transformatör veya üç sargılı giriş reaktörü kullanan 18 darbeli ön uçlu sürücüler satın almaktır; sonuç, %12–18'lik bir sürücü primi karşılığında 6,6 kV barada %4,1 TDD ve 33 kV'da %2,8'dir. İkincisi, %3,5 TDD ve rejenerasyon kabiliyeti sağlayan ancak %25–35 daha pahalı olan ve tesisin kendi enstrümantasyonu için filtrelenmesi gereken bir yüksek frekans emisyon kaynağı ekleyen aktif ön uçtur. Üçüncüsü, 6,6 kV barada %6,8 TDD ile en ucuz olan ancak herhangi bir güç faktörü düzeltme kondansatörüyle ve transformatörün kendi empedansıyla etkileşen bir rezonansa sahip olan ve sürücü yükü değiştiğinde çalışmayı durduran pasif beşinci ve yedinci filtreidir.

Transformatör açısından sonuçlar ikidir ve bunlar veri sayfasında sıklıkla gözden kaçar. Birincisi, harmonik akımlar sargı girdap akımı kaybını artırır ve standart uygulama bir K-faktörü veya harmonik kayıp faktörüdür; 18 darbeli durumda K-faktörü 4, filtrelenmemiş altı darbeli bara için ise 13'tür. Bir terminalde K-1 değerine sahip standart bir dağıtım transformatörü belirtmek yaygın ve pahalı bir hatadır: sıcak nokta sargı yüzeyinden iletkenin içine kayar, 65 K sıcaklık artışı 78 K olur ve yalıtım iki kat hızda yaşlanır. Bara temizlenemiyorsa, transformatörün K-faktörü ile belirtilmesi gerekir ve K-faktör transformatör seçimi ve transformatör harmonikleri hakkındaki referans makaleler faktörün tahmin edilmek yerine nasıl hesaplandığını açıklar.

İkinci sonuç empedanstır. Harmonik akımlar transformatörün kaçak reaktansından akar ve 6,6 kV barada empedansla ve harmonik mertebesiyle orantılı bir gerilim bozulması üretir — beşinci harmonik reaktansın beş katını görür. %10,5 empedans ve %4,1 TDD'de, baradaki beşinci harmonik gerilim bozulması yaklaşık %1,8'dir ve bu, IEEE 519'un %3'lük bireysel limitinin içindedir; %8 empedansta ise %1,4'tür ve fark 40 kA şalt teçhizatına değmez. Önemli olan, herhangi bir kondansatör bankıyla etkileşimdir: rezonans frekansı f_r = f × √(S_sc/Q_c)'dir ve 300 MVA'lık bir barada 2 MVA'lık bir kondansatör bankı rezonansı 12. harmoniğe yerleştirir ki bu tam olarak 18 darbeli sürücünün kalıntısını bıraktığı yerdir. Bu nedenle VFD'li terminaller ya güç faktörü düzeltme kondansatörlerinden tamamen kaçınır ve sürücülerin kendi ön uçlarının güç faktörünü 0,96'da tutmasına izin verir ya da %7'de akort dışı reaktörler kurar — ve şartname hangisinin olduğunu söylemelidir, çünkü transformatörün empedansı bu karar zaten verilmiş olarak seçilir.

Motor yol verme ve gerilim düşümü: VFD'ler gerçekte ne için

Bir terminaldeki her büyük sürücü bir VFD üzerindedir ve genellikle verilen neden proses kontrolüdür — sevk hızı, saatlik olarak ve bazen bir dakikada %20 değişen boru hattı nominasyonunu takip etmelidir. Ancak elektriksel neden yol verme akımıdır. 3.150 kW 6,6 kV'luk bir motorun tam yük akımı 287 A ve doğrudan hatta yol verme akımı bunun altı ila altı buçuk katı, yani 1.865 A'dir ve bu 21,3 MVA'lık bir yol verme talebidir. %10,5 empedanslı tek bir 31,5 MVA transformatörle beslenen 6,6 kV'luk bir barada kaynak empedansı 300 MVA'dır, dolayısıyla DOL yol verme sırasında baradaki düşüm 21,3 bölü 321,3, yani %6,6'dır. Bu, çoğu terminalin tek bir yol verme için izin verdiği %10'un hemen içindedir ve tesisin kendi enstrümantasyonunun ve deniz yükleme kolu sürücülerinin tolere edeceği %5'in dışındadır ki sürücülerin değişken hızlı olmasının pratik nedeni budur.

Gerilim düşümü hesabının ötesinde transformatör için iki ayrıntı önemlidir. Birincisi, VFD temel hızın üzerinde sabit güç yüküdür, bu nedenle güç artarken akım anma değerinde kalır; transformatör, distorsiyon nedeniyle yer değiştirme güç faktörü 0,96 ancak gerçek güç faktörü 0,91 olan bir yük görür ve kVA anma değeri gerçek güç faktörü üzerinden değerlendirilmelidir. İkincisi, VFD'nin arıza akımına kendi katkısıdır: DC bara bağlantılı 18 darbeli bir giriş katı, arıza katkısını bir çevrim boyunca anma akımının yaklaşık 1,5 katı ile sınırlar, ancak tek bir barada 12 adet VFD yine de 26,2 kA'lık transformatör katkısına 4 kA ekler; bu nedenle şalt ekipmanı 25 kA yerine 31,5 kA olarak anma değerlendirilir ve transformatörün kısa devre dayanımı, 25 MVA'lık bir ünitenin ihtiyaç duyacağı 20 kA yerine kısa devre akımı hesabına göre 2 saniye için 25 kA olarak belirtilir.

Yolverme (inrush) noktası bir cümleyi hak ediyor çünkü terminaller bu nedenle açmaya gider. 31,5 MVA 33/6,6 kV bir transformatörün enerjilenmesi, 0,1 ila 0,3 saniye boyunca anma akımının 8–12 katı bir yolverme akımı üretir ve çekirdeği birkaç çevrim boyunca doyurabilecek bir DC ofseti oluşur. 12 VFD'nin bulunduğu bir barada VFD'ler gerilim çöküntüsünü görür ve düşük gerilim geçiş (ride-through) ayarlarına bağlı olarak ya geçiş yapar ya da açmaya gider. Çözüm, gerilim sıfır geçişinde kapanan kontrollü bir anahtarlama rölesidir; bu, yolverme akımını anma değerinin 2–3 katına düşürür ve bu büyüklükteki bir transformatörde 8.000 USD'lik maliyetine değer; alternatif ise tesis her yeniden enerjilendiğinde %15'lik bir gerilim düşümünü ve bir VFD yeniden başlatma dizisini kabul etmektir. Mekanizma transformatör yolverme akımı bölümünde ele alınmıştır.

Deniz korozyonu, kaçak yolu ve bir LNG terminali şartnamesinin gerçekte satın aldığı malzemeler

Bir terminal, tuzlu suyun yanındaki bir iskele üzerinde veya dolgu arazide inşa edilir ve transformatör, ISO 12944-2'nin C5-M olarak sınıflandırdığı bir atmosferde açık havada durur: günde 300 mg/m²'nin üzerinde klorür birikimi, %90–95 bağıl nem ve gece nemi çözünme noktasının üzerinde olduğu için hiç tamamen kurumayan bir tuz sisi. Bu ortam transformatörün elektriksel tasarımını değiştirmez, ancak her dış malzemeyi değiştirir ve bunu yanlış yapmanın maliyeti, devreye almadan üç yıl sonra bir buşing atlaması veya paslanmış bir tank dikişi olarak ortaya çıkar.

Veri sayfasında bulunması gereken kalemler ve her birinin nedeni şunlardır. Boya sistemi, ISO 12944-5'e göre C5-M için 15 yıllık dayanıklılık bandıyla belirtilen, toplam kuru film kalınlığı 320 µm olan üç katlı epoksi-poliüretandır; bir dağıtım transformatörüyle birlikte gelen standart 120 µm alkid, kıyısal bir terminalde kaynak dikişlerinde 24 ay içinde bozulur. Klemens kutusu, OLTC kabini ve kontrol kabini muhafazası IP54 yerine IP55 olup, paslanmaz çelik 316 menteşeler ve A4-70 bağlantı elemanları içerir; çünkü galvanizli donanım önce bir pas lekesine, sonra sıkışmış bir cıvataya dönüşür. Buşingler porselen yerine silikon kompozittir ve kaçak yolu 31 mm/kV'dir — yani hat-hat geriliminin kV'ı başına 31 mm, dolayısıyla 33 kV'luk bir buşing için 1.023 mm — çünkü iç bölgeler için standart olan 20 mm/kV porselen, tuz sisinde kuru dayanımının yaklaşık %60'ında atlar. Tank, her kaynakta bir şerit kat ile boyanır ve radyatör grupları boyanmak yerine imalattan sonra sıcak daldırma galvanizlenir; çünkü bir radyatör kanadı üzerindeki boya bakımı yapılamaz.

Kolayca gözden kaçabilecek ikinci bir çevresel unsur daha vardır: yoğuşma. %37 yükte çalışan bir transformatörün tank üst kapağı, günün birkaç saati boyunca nemli gece havasından daha soğuktur ve yağ konservatörü bu havayı silika jelden solur. Tropik bölgelerdeki terminaller, azot yastıklı sızdırmaz bir tank veya membranlı bir konservatör, ayrıca her kabin ve terminal kutusunda yoğuşma önleyici ısıtıcılar ve havalandırma filtresinde bir çiy noktası alarmı belirtir. Alternatif, yağda sudur; bu, iki yıl sonra çözünmüş gaz analizi sonucunda ve ilk yıllık bakımda başarısız bir yağ testinde kendini gösterir. Durum izleme yaklaşımı, transformatör bakımına ilişkin referans materyalde açıklanmıştır, ancak şartname noktası daha basittir: sızdırmaz tasarımı fabrikada satın alın, çünkü sahada sonradan uygulamak üç kat daha pahalıya mal olur.

Ortam sıcaklığı ve güneş radyasyonu, güç düşürme (derating) hesabını tamamlar. Tasarım ortam sıcaklığı 45 °C olup gölgede günlük 50 °C tepe değeri ve tank üzerinde 1.000 W/m² güneş radyasyonu ile birlikte, bir ONAN ünitesi için üst yağ sıcaklık artışına yaklaşık 4 K ekler. IEC 60076-7 yükleme kılavuzu güç düşürmeyi verir: 45 °C ortam sıcaklığında, 40 °C'de 31,5 MVA anma değerine sahip bir ünite, 65 K sıcaklık artışında 29,0 MVA, fanlar çalışırken (ONAF) ise 32,4 MVA sağlar. Önceki bölümdeki yedeklilik hesabında kullanılan değer, 31,5 MVA isim plakası değil, bu 29,0 MVA sayısıdır ve veri sayfasının ortam sıcaklığını ve soğutma kademesini bir nota bırakmak yerine açıkça belirtmesinin nedeni de budur.

Tehlikeli bölge, yangın ayrımı ve transformatörün konulmasına izin verilen yer

LNG metandır ve metan yanıcıdır, ancak iyi tasarlanmış bir terminalde boru tesisatı dışında çok az metan bulunur. IEC 60079-10-1'e göre tehlikeli bölge sınıflandırması, buharlaşma gazı kompresör binasını, buhar dönüş bağlantısını ve bir LNG flanşına 15 m mesafedeki alanı Zone 2 olarak tanımlar; kompresör muhafazası içi ve tahliye vanası çıkışları ise Zone 1'dir. Yağ daldırmalı bir transformatöre Zone 2 alanı içinde hiçbir şekilde izin verilmez; bunun nedeni normal çalışmada bir tutuşma kaynağı olması değildir — sızdırmaz bir tank değildir — ancak NFPA 59A ve EN 1473 büyük bir yağ hacmini gaz salınımından ayrılması gereken bir yangın riski olarak değerlendirdiği ve bir gaz kaçağının yanındaki transformatör yangını, bir terminalin nicel risk değerlendirmesinin kabul etmeyeceği tek senaryo olduğu içindir.

Bunun pratik sonucu, ana trafo merkezinin kompresör binasından 30 m uzakta ve sınıflandırılmış alanın dışında konumlandırılması, 33 kV ve 6,6 kV şalt ekipmanının basınçlandırılmış bir elektrik binasında bulunması ve proses alanına giden kablo güzergâhının ya gömülü bir kanal bankında ya da basınçlandırılmış bir koridorda olmasıdır. Transformatörün prosese yakın olması gerektiği durumlarda — örneğin bir kompresör binası için 2.500 kVA 6,6/0,4 kV bir ünite — şartname, yağı olmayan ve Zone 2'de 3 m ayrım ile kabul edilen dökme reçine kuru tip bir ünite talep eder. Bu, kuru tipin bir terminalde kazandığı tek yerdir ve bilinmeye değerdir, çünkü bir LNG tesisindeki genel kural bir binanınkinin tam tersidir: büyük üniteler için dış mekânda yağ daldırmalı, dökme reçine yalnızca tehlikeli bölgenin zorunlu kıldığı yerde.

Ana transformatörlerin çevresindeki yangın koruması NFPA 59A ve sigortacı tarafından belirtilir ve genellikle iki ünite arasında tanktan 1,5 m mesafede 2 saatlik bir yangın duvarı, en büyük ünitenin yağ hacminin %110'una göre boyutlandırılmış bir yağ toplama çukuru, tank ve radyatörler üzerinde 10 l/dk/m² debili bir sel suyu sistemi ve bir köpük enjeksiyon noktasından oluşur. İki transformatör arasındaki ayrım, yedeklilik iddiası için önemlidir: yangın duvarı ile 1,5 m mesafede ikinci ünite birincideki yangından sağ kurtulur; 2 × %100 düzenlemesinin kapsamayı amaçladığı olay budur. İki üniteyi duvarsız 6 m arayla yerleştiren terminaller, 2 × %100'ün sermaye maliyetine ve N+1'in yangın dayanıklılığına sahiptir ve sigorta incelemesi bunu genellikle ortaya çıkarır.

Topraklama ve yıldırım: boru rafı elektrottur

Bir terminalin topraklama sistemi sıra dışıdır çünkü tesisin kendisi büyük bir topraklanmış yapıdır. LNG boru tesisatı, tank kabukları, iskele çeliği ve deniz yükleme kolları birbirine bağlanmıştır ve toprak şebekesi, proses alanı çevresinde 70 mm² çıplak bakır halka olup her yapısal kolona 25 mm × 3 mm bakır şeritlerle bağlanır; 1 saniye süreyle 25 kA arıza akımı ve IEC 62305'e göre 10/350 µs'de 200 kA yıldırım darbesi için boyutlandırılmıştır. Tasarım hedefi, devreye alma sırasında potansiyel düşme testi ile ölçülen ana toprak barasında 1 Ω'dur ve adım ve dokunma gerilimleri proses alanında değil, şalt sahasında IEEE 80'e göre kontrol edilir.

Şartnameye eklenmesi gereken iki terminale özgü husus vardır. Birincisi katodik koruma girişimidir: iskele ve deniz yapıları akım uygulamalı katodik korumaya sahiptir ve toprak şebekesi bunlara DC ayırıcı kıvılcım aralıkları üzerinden bağlanır, böylece CP akımı bakır şebekeden akmaz ve onu aşındırmaz. Şebekeyi doğrudan CP korumalı bir iskeleye bağlayan bir LNG terminali, iskele anotlarını iki yıl içinde kaybeder ve sorunu elektriksel bir arıza olarak değil, kaplama arızası olarak bulur. İkincisi darbe koruma koordinasyonudur: 33 kV hat giriş parafudrları, transformatör terminallerindeki 6.6 kV parafudrlar ve her LV panosundaki Tip 2 SPD'ler, 33 kV darbesi 6.6 kV sargıya ulaşmadan zayıflatılacak şekilde kablo uzunluğuyla koordine edilir. Yalıtım koordinasyonu, herhangi bir trafo merkezindekiyle aynı hesaplamadır; transformatör yıldırım koruması ve alçak gerilim topraklama sistemleri bölümlerinde ele alınmıştır, ancak deniz bağlantısı ve CP ayrıştırması, kara içi şartnamelerin atladığı kısımlardır.

Zayıf 33 kV şebekesinde kademe değiştirici ve gerilim regülasyonu

Terminaller genellikle uzun bir 33 kV veya 132 kV hattın sonunda, bir gaz boru hattı ve kıyı şeridinin yanında, şebekenin 800–1.500 MVA kısa devre seviyesine sahip tek bir radyal besleyici olduğu ve gerilimin tepe ile hafif yüklü gece arasında %8 değiştiği bir yerde inşa edilir. Değişken hızlı sürücüler, gerilimi düşürme olmaksızın ±10% tolerans gösterir, bu nedenle proses sıkı regülasyon gerektirmez, ancak 6.6 kV bara, LV transformatörleri ve tesisin kendi elektroniği için ±5% içinde kalmalıdır. Bu, 33 kV sargı üzerinde, 1.25%'lik ±8 kademeli, 6.6 kV barayı ölçen otomatik gerilim rölesi ve motor kalkışlarını atlatmak için 60 saniyelik zaman gecikmesi olan bir yükte kademe değiştirici için bir durumdur.

Alternatif — devreye almada ayarlanan yüksüz kademe değiştirici — birim başına 25.000 USD daha ucuzdur ve bir fabrikanın satın alacağı şeydir. Bir terminalde bu, belirli bir nedenden dolayı yanlış seçimdir: sevkiyat nominasyonu gaz fiyatını takip eder ve bir ay boyunca %40 sevkiyatta, ardından bir hafta boyunca %100 sevkiyatta çalışan bir terminal, transformatörün kendi regülasyonu %10.5 empedansta %4–5 olduğundan bara geriliminin yükle birlikte hareket ettiğini görür. Bir OLTC bunu otomatik olarak düzeltir; sabit kademe ise operatörün yılda iki kez, bir duruş sırasında, transformatör izole edilmiş haldeyken değiştirmesi anlamına gelir. Yükte ve yüksüz kademe değiştiriciler hakkındaki referans materyal mekanizmayı kapsar; terminale özgü nokta, OLTC'nin şebeke tarafından değil, yük profili tarafından gerekçelendirilmesidir.

8.760 saatte kayıplar: ihale kayıp değerlendirme formülü neden genellikle yanlıştır

Her transformatör ihalesi, yüksüz ve yük kaybını bir sermaye eşdeğerine dönüştüren bir kayıp değerlendirme formülü taşır ve bir LNG terminalinde bu formül neredeyse her zaman, transformatörlerin ortalama %60–70 yükleme ile çalıştığı bir elektrik kurumundan kopyalanır. Bir terminal yılda 8.760 saat boyunca ortalama %30 yükleme ile çalışır, bu nedenle iki kayıp bileşeni çok farklı değerlere sahiptir ve ağırlıkları yanlış almak yanlış çekirdeği satın almak demektir.

Yük profili bilindiğinde aritmetik basittir. Yıllık ortalama talep 18.3 MVA'dır, bu da kurulu 63 MVA'nın %29'udur, dolayısıyla ortalama yükteki yük kaybı, anma yük kaybının 0.29² = %8.4'üdür ve yük kaybı için eşdeğer tam yük saatleri 0.29² × 8.760 ≈ 737 saat, tepe haftalar dahil edildiğinde 850 saat diyelim. Yüksüz kayıp 8.760 saatin tamamı boyunca devam eder. 0.08 USD/kWh'de, yüksüz kayıp yılda kW başına 701 USD ve yük kaybı yılda kW başına 68 USD değerindedir — ona bir oran. Yük kaybını 2.500 USD/kW ve yüksüz kaybı 5.000 USD/kW olarak değerlendiren bir ihale, ki bu tipik bir kurum formülüdür, yüksüz kaybı bu görevdeki gerçek maliyetine göre %40 oranında düşük değerlendirmektedir.

Bu görev için sonuç alışılmadık ve açıkça belirtilmeye değer: 8.760 saat ve %30 yüklemede, amorf çekirdekler kendini dört yıldan kısa sürede amorti eder, çünkü boşta kayıp baskındır. Bu, benzer büyüklükteki bir hastane için varılan sonucun tam tersidir; burada 4.050 eşdeğer saat ile aynı hesaplama amorf primini ekonomik olmaktan çıkarır. Fark transformatörde değil; çekirdeğin enerjili kaldığı saat sayısında ve enerjinin fiyatındadır. 28.000 USD sermaye tasarrufu için S11 çekirdek satın alan bir terminal, tesisin ömrü boyunca elektriğe yılda yaklaşık 13.300 USD daha fazla harcar; bu da 25 yıl boyunca %7 iskonto oranıyla yaklaşık 155.000 USD bugünkü değere karşılık gelir — tasarrufun beş katı. kayıp sınıfları S11, S13 ve S20 hakkındaki referans materyali sınıf tanımlarını kapsar ve toplam maliyet yöntemi transformatör toplam sahip olma maliyeti bölümünde açıklanmıştır.

Veri sayfasının söyledikleri: bir terminal transformatörü için şartname tablosu

Aşağıdaki şartname, önceki bölümlerdeki çalışmalardan sonra bir terminal EPC paketinin ürettiği şartnamedir ve aynı güçteki bir dağıtım transformatörünün veri sayfasıyla karşılaştırılmaya değer, çünkü neredeyse her satır farklıdır. Kalın yazılı maddeler bir LNG terminaline özgü olan ve talep edilmediği sürece standart bir teklife dahil edilmeyecek maddelerdir.

Taşıma, kurulum ve devreye alma: elektriksel olmayan program riski

31,5 MVA 33/6,6 kV bir transformatör yağla birlikte yaklaşık 55 ton, 6,4 m uzunluğunda, 2,6 m genişliğinde ve 3,6 m yüksekliğindedir ve Çin'deki bir fabrikadan Batı Afrika veya Güneydoğu Asya'daki bir iskeleye flat rack üzerinde, ardından çok akslı bir treylerle 40 km/s hızla karayoluyla ve sonra kompresör binasından 30 m uzaklıktaki bir kaide üzerine taşınır. Elektriksel tasarım o zamana kadar kesinleşmiştir; program riski taşımadır ve bunu koruyan iki unsur, tank üzerinde 3 g eşikli bir darbe kaydedici ve deniz yolculuğu için 0,02 MPa'da azot dolumudur; her ikisi de transformatör taşıma ve kurulum hakkındaki referans materyalinde yer almaktadır.

Sahada sıralama şu şekildedir: darbe kaydediciye göre teslim alma ve muayene, ünitenin krikolu takozlar kullanılarak kaide üzerine yerleştirilmesi, nakliye için yağ boşaltıldıysa vakumla kurutma, 1 mbar'a kadar vakum altında yağ dolumu, 24 saat bekletme ve ardından devreye alma testleri. Bir terminalde önem taşıyan testler; gevşek bir bağlantıyı sıcak nokta haline gelmeden tespit eden sargı direnci, ters bağlanmış bir CT'yi veya yanlış kademeyi tespit eden oran ve vektör grubu, 6,6 kV sargı için 10 kV'da yalıtım direnci ve tan delta, fabrika referans değeriyle karşılaştırılan SFRA imzası ve motor tahrikiyle tam aralıkta çalıştırılan OLTC'dir. Bu sıralamanın referans kontrol listesi devreye alma testleri bölümünde, takvimi koruyan sevkiyat öncesi muayene ise sevkiyat öncesi muayene bölümünde yer almaktadır.

Terminale özgü iki devreye alma kalemi kolayca unutulur ve sonradan eklenmesi pahalıya mal olur. Birincisi, gerçek yük altında 6,6 kV barada harmonik ölçümüdür; bu ölçüm sevk pompaları çalışmadan yapılamaz, dolayısıyla devreye alma takviminde değil performans testinde yer almalıdır; %4,1 yerine %9 TDD'yi devir teslimden sonra keşfeden bir terminal, çalışır durumdaki bir tesiste filtre güçlendirmesiyle karşı karşıya kalır. İkincisi, gerçek şebeke gerilim dalgalanması altında OLTC ve AVR ayarlarıdır; bu, şebeke işletmecisinin besleyici trafoda kademeyi değiştirmesini gerektirir ve genellikle ertelenir, ardından ilk gerilim şikâyetine kadar unutulur.

Elektrik paketinin maliyeti ve paranın gerçekte nereye gittiği

Aşağıdaki rakamlar, 4 mtpa kapasiteli bir terminalin ana elektrik paketi için Çin FOB, 2025–2026, kurulum ve deniz işleri hariç sektör deneyim aralıklarıdır. Aralık olarak verilmelerinin nedeni, aynı spesifikasyondaki birinci sınıf bir Avrupalı tedarikçi ile bir Çinli tedarikçi arasındaki farkın %35–50 olması ve trafonun paket içindeki payının çoğu proje yöneticisinin beklediğinden daha küçük olmasıdır.

İki trafo paketin %19'unu, sürücüler ise %29'unu oluşturur. Bu oran, mühendislik çabasının çekirdek kalitesi yerine harmonik çalışmasına harcanmasının pratik gerekçesidir: sürücü giriş katını değiştiren bir karar 200.000 USD'yi etkilerken, çekirdek kalitesini değiştiren bir karar 30.000 USD'yi etkiler. Bu aynı zamanda trafoların, C5-M boyayı, 31 mm/kV burçları ve K-faktörünü götürü bedelle “deniz uygulaması” olarak değil, kalem kalem fiyatlandıracak bir tedarikçiden satın alınmasının gerekçesidir; çünkü tedarikçiler arasındaki %35–50 farkın gerçekte saklandığı yer burasıdır.

Her LNG terminalinde ortaya çıkan yedi spesifikasyon hatası

• Gönderim pompalarına fabrika çeşitlilik faktörü uygulanması. 0.95 yerine 0.8 kullanılması, 21.4 MW yerine 18 MW, iki adet 31.5 MVA trafo yerine iki adet 20 MVA trafo anlamına gelir ve bir ünite devre dışıyken %100 gönderimi sürdüremeyen bir tesis yaratır — yedekliliğin satın alınma amacı tam olarak bu olaydır.
• VFD barasında K-1 trafoların belirtilmesi. %30 akım THD'de harmonik kayıp faktörü 1.15, %4.1 TDD'de ise 1.08'dir; standart bir ünite sıcak noktasını 10–13 K daha sıcak çalıştırır ve iki kat hızda yaşlanır. K-faktörü, trafo fiyatının %3'üne mal olur.
• 23.3 MVA yettiği için 25 MVA satın alınması. 45 °C ortam sıcaklığında düşürülmüş anma değeri, 31.5 MVA ünite için 29.0 MVA ve 25 MVA ünite için 23.0 MVA'dır; bu nedenle 25 MVA'lık ikili, bir ünite devre dışıyken zirve gününde %100.1 yüklüdür.
• Korozyon sınıfının C3'te bırakılması. 120 µm standart boya, C5-M atmosferinde kaynak dikişlerinde iki yıl içinde bozulur; yüksekte, canlı bir terminal üzerinde yeniden boyama, orijinal C5-M sisteminden daha pahalıya mal olur.
• 20 mm/kV'de porselen buşingler. Fabrika darbe testini geçerler ve tuzlu siste kuru dayanımın %60'ında atlama yaparlar; çözüm 31 mm/kV'de silikon kompozittir ve bu varsayılmamalı, belirtilmelidir.
• Şebeke kayıp değerlendirme formülünün kullanılması. 8,760 saat ve %30 yüklemede, boşta kayıp yük kaybının on katı değerindedir; ters yönde ağırlıklandırılmış bir formül S11 çekirdekleri satın alır ve yılda yaklaşık 13,300 USD israf eder.
• Trafo merkezinin Zone 2 sınırı içine yerleştirilmesi. Yağ daldırmalı üniteler NFPA 59A ve EN 1473 tarafından hariç tutulur; HAZOP sonrası düzeltme, 30 m kablo güzergâhı ve 6.6 kV baranın yeniden tasarımıdır.

Sources / Kaynaklar

Kaynak: IEC 60076-1:2011 — Güç transformatörleri, Bölüm 1: Genel.
Kaynak: IEC 60076-2:2011 — Sıvı daldırmalı transformatörler için sıcaklık artışı.
Kaynak: IEC 60076-3:2013 — Yalıtım seviyeleri, dielektrik testler ve havadaki dış açıklıklar.
Kaynak: IEC 60076-5:2006 — Kısa devreye dayanma yeteneği.
Kaynak: IEC 60076-7:2018 — Mineral yağ daldırmalı güç transformatörleri için yükleme kılavuzu.
Kaynak: IEC 60076-11:2018 — Kuru tip transformatörler.
Kaynak: IEC 60137:2017 — 1,000 V üzeri alternatif gerilimler için yalıtımlı buşingler.
Kaynak: IEC 60815-1:2008 — Kirli koşullarda kullanıma yönelik yüksek gerilim izolatörlerinin seçimi ve boyutlandırılması.
Kaynak: IEC 60909-0:2016 — Üç fazlı AC sistemlerde kısa devre akımları.
Kaynak: IEC 60079-10-1:2020 — Alanların sınıflandırılması: patlayıcı gaz atmosferleri.
Kaynak: IEC 62305-3:2010 — Yıldırımdan korunma, yapıların fiziksel hasarı.
Kaynak: IEEE 519-2022 — Elektrik güç sistemlerinde harmonik kontrol için önerilen uygulama ve gereksinimler, 10–69 kV için Tablo 2 limitleri.
Kaynak: IEEE 80-2013 — AC trafo merkezi topraklamasında güvenlik kılavuzu.
Kaynak: IEEE C57.12.00-2021 — Sıvı daldırmalı dağıtım, güç ve regülasyon transformatörleri için genel gereksinimler.
Kaynak: NFPA 59A — Sıvılaştırılmış doğal gazın üretimi, depolanması ve elleçlenmesi standardı.
Kaynak: NFPA 20 — Yangından korunma için sabit pompaların kurulumu standardı.
Kaynak: EN 1473:2021 — Sıvılaştırılmış doğal gaz için tesis ve ekipman: kara kurulumlarının tasarımı.
Kaynak: ISO 12944-2:2017 ve ISO 12944-5:2019 — Çelik yapıların korozyondan korunması, koroziflik kategorileri ve boya sistemleri.
Kaynak: GIIGNL Yıllık Raporu 2025 — küresel LNG ticaret hacimleri ve yeniden gazlaştırma kapasitesi.
Kaynak: Sektör deneyimi — Güneydoğu Asya, Orta Doğu ve Batı Afrika'daki 3–5 mtpa kara yeniden gazlaştırma terminalleri için gönderim pompası hidrolik görevleri, buharlaşma gazı oranları ve boşaltma buharı yer değiştirmesi, 2018–2025.
Kaynak: Sektör deneyimi — 10–14 adet altı darbeli sürücülü 6.6 kV terminal baralarında ölçülen %14–18 akım TDD'si ve 18 darbeli ön uçlarla %3.5–4.5, devreye alınmış terminallerdeki harmonik araştırmalarından, 2019–2025.
Kaynak: Sektör deneyimi — LNG terminal elektrik paketleri için trafo, GIS, şalt ve VFD fiyat aralıkları, FOB Çin, 2025–2026.
Kaynak: Sektör deneyimi — yıllık kayıp maliyeti hesaplamasında kullanılan kW başına 400–1,100 USD kayıp değerlendirme değerleri ve kWh başına 0.07–0.10 USD endüstriyel elektrik tarifeleri.
Kaynak: QDTB Mühendislik Ekibi — Güneydoğu Asya, Orta Doğu ve Afrika'daki LNG, gaz işleme ve deniz terminali projeleri için yük çizelgeleri, harmonik çalışmaları ve trafo spesifikasyonları, 2018–2026.