Câu trả lời trước tiên: một trạm tái hóa khí 4 mtpa là một phụ tải 21.423 kW, 23,3 MVA, và hai tổ máy 31,5 MVA 33/6,6 kV đảm nhận nó — 2 × 100%, không phải N+1
Hãy xây dựng con số từ đường cong bơm, không phải từ kinh nghiệm ước lượng: 4,0 triệu tấn LNG mỗi năm là 10.959 tấn mỗi ngày, với 48 GJ mỗi tấn tương đương 53,3 TWh năng lượng nhiệt xuất tuyến mỗi năm, trung bình 6,09 GW và khoảng 7,0 GW vào một ngày đông cao điểm. Việc đưa lượng lớn methane lỏng đó từ bồn chứa ở 1,1 bar đến đường ống ở 80 bar là nhiệm vụ bơm, không phải nhiệm vụ nén, và nó tiêu thụ 21.423 kW tại đỉnh dỡ hàng — 23,3 MVA ở hệ số công suất 0,92. Hai tổ máy ONAN/ONAF 31,5 MVA 33/6,6 kV với tổng trở 10,5% phục vụ nó: mang tải 37% trong vận hành bình thường, 74% định mức ONAN khi một tổ máy ngừng, đó chính là điều mà công suất xuất tuyến chắc chắn thực sự yêu cầu. Lập luận về dự phòng tại một trạm LNG không phải là lập luận của nhà máy. Một trạm ký cam kết công suất chắc chắn với bên mua khí và phải trả tiền take-or-pay nếu giao thiếu, nên họ mua máy biến áp 2 × 100% và một thanh cái liên kết đóng trong 8 giây, và họ chi tiền cho đầu vào VFD 18 xung thay vì cho máy biến áp thứ ba. Ba điều phân biệt đặc tả của một trạm với một nhà máy có cùng kVA: phụ tải là 85% động cơ VFD lớn trên một thanh cái 6,6 kV, nên méo hài chứ không phải kVA quyết định tổng trở máy biến áp; vị trí là môi trường biển với độ ăn mòn C5-M và khoảng cách rò 31 mm/kV, nên sứ xuyên và sơn tốn kém hơn cấp thép lõi; và nhà máy chạy 8.760 giờ mỗi năm ở mức tải trung bình 30%, điều này khiến tổn thất không tải đáng giá gấp mười lần tổn thất có tải và viết lại công thức đánh giá tổn thất trong hồ sơ mời thầu.
Những điểm chính cần nắm
- 4,0 mtpa = 10.959 t/ngày, 502 t/giờ tại đỉnh, 6,09 GW xuất tuyến trung bình. Phụ tải điện là 26.120 kW đấu nối và 21.423 kW tại đỉnh dỡ hàng, 23,3 MVA ở PF 0,92; riêng các bơm xuất tuyến chiếm 11.970 kW trong đỉnh đó.
- Hai tổ máy ONAN/ONAF 31,5 MVA 33/6,6 kV ở mức tải 37% bình thường và 74% khi một tổ máy, cùng thanh cái liên kết 6,6 kV và chuyển tự động 8 giây, đáp ứng cam kết công suất chắc chắn. Máy biến áp thứ ba thêm 420.000 USD vốn đầu tư và 0,02% độ khả dụng.
- Tổng trở và hệ số K được quyết định bởi hài, không phải bởi điều chỉnh điện áp: 12 VFD sáu xung trên một thanh cái cho THD dòng điện 30%, đầu vào 18 xung đưa TDD xuống 4,1% tại thanh cái 6,6 kV và 2,8% tại điểm đấu nối chung 33 kV, nằm trong mức 8,0% mà IEEE 519-2022 cho phép trong dải 10–69 kV.
- Ở mức tải trung bình 30%, tổn thất không tải đáng giá 701 USD mỗi kW mỗi năm và tổn thất có tải chỉ 68 USD mỗi kW mỗi năm. Hai tổ máy S11 tiêu tốn 56.200 USD mỗi năm; lõi S13 tiết kiệm 13.300 USD mỗi năm với khoảng 12.000 USD vốn đầu tư, và lõi vô định hình hoàn vốn trong dưới bốn năm — kết luận ngược lại với một bệnh viện, và vì cùng một lý do số học.
- Môi trường biển, không phải độ cao, quyết định vật liệu: sơn ISO 12944-2 C5-M dày 320 µm, vỏ IP55, khoảng cách rò 31 mm/kV, sứ xuyên composite silicone, phụ kiện thép không gỉ và điện trở sưởi chống ngưng tụ là những hạng mục đặc tả xuất hiện trên mọi datasheet trạm LNG và gần như không có trên datasheet nhà máy.
Một trạm tái hóa khí 4 mtpa thực sự tiêu thụ bao nhiêu? Bảng phụ tải đằng sau con số kVA
Một trạm tái hóa khí thường được mô tả như một nhà máy khí, khiến các kỹ sư điện kỳ vọng một phụ tải nén với động cơ đồng bộ lớn và bộ khởi động mềm. Mô tả đó sai đối với một hệ thống xuất tuyến hiện đại. Cách rẻ để nâng LNG từ áp suất khí quyển lên 80 bar là làm điều đó ở pha lỏng, nơi khối lượng riêng là 450 kg/m³ và thể tích chỉ bằng 1/600 thể tích khí, rồi hóa hơi chất lỏng đã được nén áp trong thiết bị hóa hơi kiểu giàn hở sử dụng nước biển. Nén 6 GW khí sẽ cần khoảng 150 MW máy nén; bơm cùng năng lượng đó dưới dạng lỏng chỉ cần 12 MW. Mọi trạm được xây trong hai mươi năm qua đều chọn phương án bơm, và hệ quả về điện là nhà máy này là một nhà máy bơm: bốn bơm xuất tuyến cao áp lớn, sáu bơm hạ áp trong bồn, hai máy nén khí bay hơi và bốn bơm nước biển, tất cả trên một thanh cái 6,6 kV, tất cả đều biến tốc.
Bảng phụ tải dưới đây là tài liệu duy nhất quyết định máy biến áp. Nó được xây dựng theo cách một nhà thầu EPC trạm thực hiện: theo danh mục thiết bị, với hệ số đồng thời áp dụng cho từng nhóm, và với đỉnh được định nghĩa là sự trùng hợp của việc dỡ tàu, xuất tuyến toàn tải và hệ thống nước biển ở nhiệt độ môi trường thiết kế. Sự trùng hợp khi dỡ hàng rất quan trọng vì một trạm 4 mtpa tiếp nhận khoảng 60 chuyến hàng mỗi năm, một chuyến 145.000 m³ sáu ngày một lần, và dỡ nó trong 26 giờ trong khi xuất tuyến vẫn tiếp tục.
| Nhóm phụ tải | Công suất kết nối (kW) | Hệ số đồng thời | Nhu cầu đỉnh (kW) | Yếu tố quyết định con số |
|---|---|---|---|---|
| Bơm xuất hàng áp suất cao: 4 × 3.150 kW, 6,6 kV, VFD | 12.600 | 0,95 | 11.970 | Bốn bơm chạy trong đỉnh dỡ hàng, ba bơm trong xuất hàng bình thường; công suất thủy lực 2,45 MW mỗi bơm tại lưu lượng 502 t/h và cột áp tăng 79 bar, chia cho hiệu suất bơm 0,78 |
| Bơm áp suất thấp trong bồn: 6 × 450 kW | 2.700 | 0,75 | 2.025 | Năm trong sáu bơm chạy để cấp cho các bơm áp suất cao; bơm thứ sáu khởi động khi có chuyến hàng và là bơm dự phòng |
| Máy nén khí hóa hơi (BOG): 2 × 2.200 kW, 6,6 kV, VFD | 4.400 | 0,85 | 3.740 | 5,4 t/h hơi bị đẩy ra trong quá trình dỡ hàng cộng với 0,05%/ngày lượng hơi bay hơi từ bồn; nén từ 1,05 đến 80 bar qua hai cấp |
| Bơm nước biển cho thiết bị hóa hơi dạng giàn hở: 4 × 630 kW | 2.520 | 0,75 | 1.890 | Ba bơm làm việc tại 7.000 m³/h mỗi bơm; nước biển hồi về cao hơn nhiệt độ môi trường 5 °C cho tỷ lệ 0,55 MW trên mỗi MW nhiệt |
| Dỡ hàng tàu: cần dỡ hàng biển, quạt hồi hơi, van ESD, neo buộc | 900 | 0,45 | 405 | Chỉ xuất hiện trong cửa sổ dỡ hàng 26 giờ, đó là lý do đỉnh cao hơn 21% so với nhu cầu xuất hàng bình thường |
| Nhà máy nitơ và khí dụng cụ | 500 | 0,50 | 250 | Nitơ để sục rửa và tạo lớp khí bảo vệ là gián đoạn; khí dụng cụ chạy liên tục ở tải thấp |
| Tiện ích, HVAC, chiếu sáng, SCADA, viễn thông, an ninh | 1.400 | 0,62 | 868 | Thiết kế nhiệt đới tại nhiệt độ môi trường 45 °C: HVAC là hạng mục đơn lẻ lớn nhất và không theo tải công nghệ |
| Xưởng, ổ cắm hàn, phụ tùng, kho | 1.100 | 0,25 | 275 | Đỉnh bảo trì đại tu không trùng với đỉnh xuất hàng |
| Tổng | 26.120 | 0,82 | 21.423 | 23.286 kVA tại hệ số công suất 0,92 |
Có hai con số trong bảng đó đáng để tranh luận, vì chúng là những chỗ thông số kỹ thuật của trạm thường bị sai. Thứ nhất là hệ số đồng thời của các bơm áp suất cao: 0,95 không phải là hệ số đồng thời chút nào, mà là một tuyên bố rằng trong quá trình dỡ hàng cả bốn bơm đều chạy ở 95% công suất trục định mức vì tốc độ xuất hàng đang ở mức tối đa theo hợp đồng và các bồn đang được nạp cùng lúc. Những nhà thiết kế áp dụng 0,8 cho hàng đó rồi cộng thêm 10% công suất dự phòng sẽ ra 18 MW, mua hai máy biến áp 20 MVA, và phát hiện vào đỉnh mùa đông đầu tiên rằng nhà máy không thể duy trì xuất hàng 100% khi một tổ máy ngừng. Thứ hai là hàng máy nén khí hóa hơi, nơi tải được quyết định bởi lượng hơi bị đẩy ra trong quá trình dỡ hàng — 10.000 m³/h chất lỏng đi vào bồn đẩy ra khoảng 12.000 m³/h hơi, tức 5,4 t/h metan — chứ không phải bởi lượng hơi bay hơi 0,05%/ngày từ bồn, vốn chỉ là 229 kg/h và sẽ chỉ biện minh cho một máy nén 250 kW thay vì 2.200 kW.
Với 21.423 kW tại hệ số công suất 0,92, nhu cầu là 23.286 kVA. Cộng thêm biên thiết kế 5% mà mọi thông số kỹ thuật của trạm đều mang theo để nâng cấp công suất trong tương lai và mục tiêu trở thành 24,5 MVA, đó là lý do 25 MVA trông như kích thước tự nhiên và cũng là lý do 31,5 MVA là kích thước thực sự được mua. Sự khác biệt là dự phòng, và đó là chủ đề của phần tiếp theo.
Tại sao là 2 × 100% chứ không phải N+1: công suất chắc chắn ảnh hưởng thế nào đến việc chọn kích thước máy biến áp
Trong một nhà máy, sự cố máy biến áp gây thiệt hại sản xuất cho đến khi có máy dự phòng, và nhà máy chấp nhận điều đó vì máy dự phòng đắt và tổn thất có thể đo được bằng số ca. Trong một trạm LNG, sự cố máy biến áp gây thiệt hại bằng chênh lệch giữa lượng xuất hàng theo hợp đồng và lượng xuất hàng thực tế, được định giá theo chi phí nguồn cung thay thế của người mua, và trạm thường có nghĩa vụ take-or-pay đối với công suất tái hóa hơi mà họ đã bán. Điều đó thay đổi bài toán kinh tế từ “máy biến áp dự phòng là xa xỉ” thành “máy biến áp dự phòng là bảo hiểm rẻ nhất trong nhà máy”, và nó có hệ quả cụ thể đối với việc chọn kích thước: máy dự phòng phải có khả năng chịu 100% tải đỉnh, chứ không phải 100% tải bình thường.
Đó là toàn bộ lập luận, và nó giải thích tại sao mức đỉnh 23,3 MVA lại tạo ra 2 × 31,5 MVA thay vì 2 × 25 MVA. Hai tổ máy 25 MVA sẽ mỗi tổ chịu tải 47% trong vận hành bình thường và 93% khi một tổ ngừng — mức này chỉ nằm trong định mức ONAN ở nhiệt độ môi trường 45 °C nếu tổ máy được giảm định mức 8% theo nhiệt độ, còn lại 23 MVA, trong khi mức đỉnh là 23,3 MVA. Phép tính sai lệch 1,3%, và trên bản vẽ điều đó trở thành một ghi chú về việc cắt tải trong quá trình dỡ hàng, rồi trở thành một tranh cãi hợp đồng với bên mua khí. Hai tổ máy 31,5 MVA, được giảm định mức xuống 29 MVA ở 45 °C, đáp ứng mức đỉnh ở 74% khi một tổ ngừng và còn dư chỗ cho biên độ nâng cấp công suất. Chi phí vốn tăng thêm khoảng 60.000 USD cho cặp máy ở kích cỡ này; phương án thay thế là một sơ đồ cắt tải và một cuộc tranh cãi kéo dài.
| Bố trí | Tải bình thường mỗi tổ máy | Tải khi một tổ máy ngừng | Chi phí vốn (USD, theo kinh nghiệm ngành) | Đánh giá cho trạm 4 mtpa |
|---|---|---|---|---|
| 2 × 25 MVA, ONAN, không có thanh liên lạc | 47% | Mất nguồn cho một nửa thanh cái | 690.000 | Không đáp ứng cam kết công suất chắc chắn; không sử dụng |
| 2 × 25 MVA, ONAN, có thanh liên lạc | 47% | 93% định mức danh nghĩa, 100% định mức đã giảm | 720.000 | Biên: không có biên độ cho nâng cấp công suất hoặc cho ngày 47 °C |
| 2 × 31,5 MVA, ONAN/ONAF, có thanh liên lạc | 37% | 74% ONAN, 58% ONAF | 780.000 | Được chọn: biên độ cho tăng trưởng 5% và cho các dao động nhiệt độ môi trường |
| 3 × 25 MVA, hai tổ làm việc | 47% trên hai tổ | 100% trên hai tổ | 1.040.000 | Tốn thêm 260.000 USD cho cùng độ sẵn sàng như phương án thanh liên lạc |
| 2 × 31,5 MVA cộng máy phát diesel 15 MVA | 37% | Chỉ tải thiết yếu | 1.250.000 | Chỉ dùng khi lưới điện không thể cấp hai tuyến feeder 33 kV độc lập |
Thanh liên lạc là nơi dự phòng thực sự được triển khai, và cần chính xác về trình tự chuyển mạch vì nó quyết định trở kháng máy biến áp và các cài đặt bảo vệ. Tủ phân phối 6,6 kV được chia thành hai phân đoạn, mỗi phân đoạn do một máy biến áp cấp nguồn, với một máy cắt liên lạc thường mở. Khi mất một nguồn vào, máy cắt liên lạc đóng sau thời gian trễ xác nhận 1,5 giây cộng với thời gian suy giảm điện áp dư của động cơ, và máy biến áp còn lại tiếp nhận toàn bộ thanh cái trong khoảng 8 giây bao gồm cả quá trình khởi động lại theo rampe của VFD. Chính trình tự đó là lý do các máy biến áp được chỉ định trở kháng 10,5% thay vì 8%: với trở kháng 8%, mức dòng ngắn mạch tại 6,6 kV tăng từ 26,2 kA lên 34,4 kA, thiết bị đóng cắt chuyển từ 31,5 kA lên 40 kA, và chi phí thiết bị đóng cắt tăng thêm vượt quá khoản tiết kiệm tổn thất nhờ trở kháng thấp hơn. Đó cũng là lý do vận hành song song hai máy biến áp qua thanh liên lạc đóng không được phép như một cấu hình bình thường: dòng tuần hoàn ở trở kháng 10,5% với sai lệch nấc phân áp 1% sẽ vào khoảng 300 A, và mức dòng ngắn mạch 6,6 kV sẽ tăng gấp đôi.
Triết lý điều khiển hoàn thiện bức tranh. Các bơm xuất hàng được nhóm thành hai dãy, mỗi dãy được cấp nguồn từ một phân đoạn 6,6 kV, và mỗi dãy được định cỡ cho 60% công suất xuất hàng đỉnh. Mất một máy biến áp là mất một dãy, còn lại 60% công suất xuất hàng trong 8 giây cho đến khi thanh liên lạc đóng — một quá trình giảm tải có kiểm soát thay vì nhảy máy, và là mức giảm mà nhà vận hành đường ống chấp nhận theo thỏa thuận vận hành. Đó là một quyết định thiết kế đáng được nêu rõ ràng trong tài liệu triết lý điện, vì chính nó làm cho phương án 2 × 100% máy biến áp có thanh liên lạc tương đương với 3 × 50% không có thanh liên lạc, với 60% chi phí thiết bị đóng cắt.
Sóng hài: tại sao 12 VFD sáu xung quyết định trở kháng máy biến áp và hệ số K
Theo tải kết nối, 74% trạm là truyền động biến tần: 12,6 MW bơm xuất hàng, 4,4 MW máy nén khí bay hơi, và các bơm nước biển nếu chúng cũng dùng truyền động. Đầu vào chỉnh lưu diode sáu xung tạo ra dạng sóng dòng điện với hài bậc 5 là 25%, bậc 7 là 12%, bậc 11 là 6,5% và bậc 13 là 4,5%, cho THD dòng điện khoảng 30% tại mỗi bộ truyền động. Mười hai bộ truyền động trên một thanh cái không cộng lại theo số học — các thành phần bậc 5 và bậc 7 triệt tiêu một phần vì các bộ truyền động có mức tải khác nhau và góc pha trôi — nhưng kết quả đo được tại thanh cái trạm với 12 bộ truyền động sáu xung thường là THD dòng điện 14–18%, không phải 30% và cũng không phải 4%. Mức này cao hơn nhiều so với 8,0% tổng méo theo nhu cầu mà IEEE 519-2022 cho phép trong dải 10–69 kV tại điểm đấu nối chung với tỷ số Isc/IL khoảng 30, và đó là lý do nghiên cứu sóng hài, chứ không phải tính toán phân bố công suất, quyết định đặc tính kỹ thuật của máy biến áp.
Có ba cách để đáp ứng giới hạn này, và lựa chọn mang tính kinh tế hơn là kỹ thuật. Cách thứ nhất là mua các bộ biến tần có đầu vào 18 xung, sử dụng máy biến áp dịch pha hoặc cuộn kháng đầu vào ba cuộn dây để triệt tiêu hài bậc 5 và bậc 7; kết quả là TDD 4,1% tại thanh cái 6,6 kV và 2,8% tại 33 kV, với chi phí phụ trội cho bộ biến tần là 12–18%. Cách thứ hai là đầu vào tích cực (active front end), cho TDD 3,5% và khả năng tái sinh nhưng tốn thêm 25–35% và bổ sung một nguồn phát thải tần số cao phải được lọc cho chính các thiết bị đo đạc của nhà máy. Cách thứ ba là bộ lọc thụ động bậc 5 và bậc 7 trên thanh cái 6,6 kV, rẻ nhất với TDD 6,8% nhưng có cộng hưởng tương tác với bất kỳ tụ bù hệ số công suất nào và với trở kháng của chính máy biến áp, và ngừng hoạt động khi tải của bộ biến tần thay đổi.
| Đầu vào | THD dòng điện mỗi bộ biến tần | TDD tại thanh cái 6,6 kV | TDD tại PCC 33 kV | Chi phí phụ trội | Nơi sử dụng |
|---|---|---|---|---|---|
| Diode sáu xung, không giảm thiểu | 30% | 16,5% | 16,5% | — | Không chấp nhận được: vượt IEEE 519 gấp 2× |
| Sáu xung với cuộn kháng mạch DC 4% | 22% | 12,0% | 12,0% | +2% | Chỉ cho bộ biến tần nhỏ; cuộn kháng không khắc phục được hài bậc 5 |
| Bộ lọc thụ động bậc 5/7 trên thanh cái 6,6 kV | 30% mỗi bộ biến tần | 6,8% | 4,6% | +4% chi phí bộ biến tần | Cải tạo nơi thanh cái không có tụ và biên dạng tải ổn định |
| 18 xung với máy biến áp đầu vào dịch pha | 9% | 4,1% | 2,8% | +12–18% | Được chọn: các bến mới với 12 bộ biến tần trên một thanh cái |
| Đầu vào tích cực | 4% | 3,5% | 2,4% | +25–35% | Nơi cần hãm tái sinh hoặc vận hành 4 góc phần tư |
Hệ quả đối với máy biến áp có hai điểm, và chúng thường bị bỏ sót trong bảng dữ liệu. Thứ nhất là dòng điện hài làm tăng tổn thất dòng xoáy trong cuộn dây, và cách xử lý tiêu chuẩn là hệ số K hoặc hệ số tổn thất hài; với trường hợp 18 xung, hệ số K là 4, và với thanh cái sáu xung không lọc thì là 13. Chỉ định một máy biến áp phân phối tiêu chuẩn với K-1 tại một bến là một sai lầm phổ biến và tốn kém: điểm nóng dịch chuyển từ bề mặt cuộn dây vào trong dây dẫn, độ tăng nhiệt 65 K trở thành 78 K, và cách điện lão hóa với tốc độ gấp đôi. Nếu không thể làm sạch thanh cái, máy biến áp phải được chỉ định với hệ số K, và các bài viết tham khảo về lựa chọn máy biến áp hệ số K và hài của máy biến áp giải thích cách tính hệ số này thay vì phỏng đoán.
Hệ quả thứ hai là trở kháng. Dòng điện hài chảy qua điện kháng tản của máy biến áp và tạo ra méo điện áp tại thanh cái 6,6 kV tỷ lệ với trở kháng và với bậc hài — hài bậc 5 chịu điện kháng gấp năm lần. Với trở kháng 10,5% và TDD 4,1%, méo điện áp hài bậc 5 tại thanh cái khoảng 1,8%, nằm trong giới hạn riêng lẻ 3% của IEEE 519; với trở kháng 8% thì là 1,4%, và sự khác biệt không đáng để dùng thiết bị đóng cắt 40 kA. Điều thực sự quan trọng là tương tác với bất kỳ dàn tụ nào: tần số cộng hưởng là fr = f × √(Ssc/Qc), và một dàn tụ 2 MVA trên thanh cái 300 MVA đặt cộng hưởng tại hài bậc 12, đúng nơi bộ biến tần 18 xung để lại phần dư của nó. Đó là lý do các bến có VFD hoặc tránh hoàn toàn tụ bù hệ số công suất và để chính đầu vào của bộ biến tần giữ hệ số công suất ở 0,96, hoặc lắp cuộn kháng giải điều hòa ở 7% — và lý do bản chỉ định nên nêu rõ là cách nào, bởi vì trở kháng của máy biến áp được chọn với quyết định đó đã được đưa ra.
Khởi động động cơ và sụt áp: VFD thực sự để làm gì
Mọi bộ biến tần lớn tại một bến đều dùng VFD, và lý do thường được nêu là điều khiển quá trình — tốc độ xuất hàng phải theo danh định đường ống, thay đổi theo giờ và đôi khi tới 20% trong một phút. Nhưng lý do điện là dòng điện khởi động. Một động cơ 3.150 kW 6,6 kV có dòng điện đầy tải 287 A và dòng điện khởi động trực tiếp (DOL) gấp sáu đến sáu lần rưỡi, tức 1.865 A, tương đương nhu cầu khởi động 21,3 MVA. Trên một thanh cái 6,6 kV được cấp bởi một máy biến áp 31,5 MVA với trở kháng 10,5%, trở kháng nguồn là 300 MVA, do đó độ sụt áp tại thanh cái trong khi khởi động DOL là 21,3 chia cho 321,3, tức 6,6%. Con số này vừa nằm trong mức 10% mà hầu hết các bến cho phép đối với một lần khởi động, và nằm ngoài mức 5% mà thiết bị đo đạc của chính nhà máy cùng các bộ biến tần của cần xếp hàng đường biển sẽ chịu được, đó là lý do thực tế khiến các bộ biến tần được điều khiển tốc độ biến thiên.
| Động cơ | Công suất | Phương thức khởi động | Dòng khởi động | Sụt áp thanh cái | Ghi chú |
|---|---|---|---|---|---|
| Bơm xuất áp cao | 3.150 kW, 6,6 kV | DOL (để so sánh) | 1.865 A, 6,5 × FLC | 6,6% | Vượt mức 5% mà các bộ truyền động cần cẩu xuất hàng chấp nhận |
| Bơm xuất áp cao | 3.150 kW, 6,6 kV | VFD, giới hạn dòng ở 110% | 316 A | 0,4% | Được chọn; còn cho phép điều khiển lưu lượng 20–100% mà không cần van điều khiển |
| Máy nén khí bay hơi | 2.200 kW, 6,6 kV | DOL (để so sánh) | 1.215 A, 6,0 × FLC | 4,4% | Chấp nhận được nếu khởi động riêng lẻ, không chấp nhận được nếu có lần khởi động thứ hai trong cùng 30 giây |
| Máy nén khí bay hơi | 2.200 kW, 6,6 kV | VFD | 221 A | 0,3% | Được chọn; máy nén cũng cần giảm tải 30% trong quá trình dỡ hàng |
| Bơm nước biển | 630 kW, 6,6 kV | DOL | 342 A, 6,0 × FLC | 1,3% | Chấp nhận được; bộ khởi động mềm rẻ hơn VFD ở đây và được sử dụng |
| Bơm nước chữa cháy | 900 kW, diesel | — | Không đấu vào máy biến áp | — | NFPA 20 yêu cầu động cơ dẫn động độc lập; bơm bù áp điện là 30 kW |
Có hai chi tiết quan trọng đối với máy biến áp ngoài tính toán sụt áp. Thứ nhất, VFD là tải công suất không đổi trên tốc độ cơ bản, do đó dòng điện giữ ở mức định mức trong khi công suất tăng; máy biến áp thấy một tải có hệ số công suất dịch chuyển là 0,96 nhưng hệ số công suất thực là 0,91 do méo hài, và công suất định mức kVA phải được đánh giá theo hệ số công suất thực. Thứ hai là đóng góp của chính VFD vào dòng sự cố: một bộ chỉnh lưu đầu vào 18 xung với khâu DC hạn chế đóng góp sự cố của nó xuống khoảng 1,5 lần dòng định mức trong một chu kỳ, nhưng 12 bộ như vậy trên một thanh cái vẫn cộng thêm 4 kA vào đóng góp 26,2 kA của máy biến áp, đó là lý do tủ đóng cắt được định mức 31,5 kA thay vì 25 kA và lý do khả năng chịu ngắn mạch của máy biến áp được quy định ở 25 kA trong 2 giây theo tính toán dòng ngắn mạch thay vì 20 kA mà một tổ máy 25 MVA sẽ cần.
Điểm về dòng xung kích đáng được nhắc một câu vì các trạm bị nhảy do nó. Đóng điện một máy biến áp 31,5 MVA 33/6,6 kV tạo ra dòng xung kích 8–12 lần dòng định mức trong 0,1 đến 0,3 giây, với thành phần một chiều có thể làm bão hòa lõi trong vài chu kỳ. Trên một thanh cái có 12 VFD, các VFD thấy sụt áp và, tùy theo cài đặt chịu điện áp thấp của chúng, hoặc vượt qua hoặc nhảy. Giải pháp là một rơ le đóng cắt có điều khiển đóng tại điểm qua không của điện áp, giúp giảm dòng xung kích xuống 2–3 lần định mức và đáng giá 8.000 USD mà nó tốn kém trên một máy biến áp cỡ này; giải pháp thay thế là chấp nhận sụt áp 15% và trình tự khởi động lại VFD mỗi khi nhà máy được cấp điện lại. Cơ chế được trình bày trong dòng xung kích máy biến áp.
Ăn mòn biển, khoảng cách rò và những vật liệu mà một quy cách trạm LNG thực sự mua
Một trạm được xây trên cầu tàu hoặc trên đất lấn biển cạnh nước mặn, và máy biến áp đặt ngoài trời trong bầu khí quyển mà ISO 12944-2 phân loại là C5-M: lắng đọng clorua trên 300 mg/m² mỗi ngày, độ ẩm tương đối 90–95%, và sương muối không bao giờ khô hoàn toàn vì độ ẩm ban đêm cao hơn điểm chảy ẩm. Môi trường đó không thay đổi thiết kế điện của máy biến áp, nhưng nó thay đổi mọi vật liệu bên ngoài, và chi phí của việc làm sai hiện ra ba năm sau khi đưa vào vận hành dưới dạng phóng điện sứ hoặc đường hàn thùng bị gỉ.
Những hạng mục phải có trên bảng dữ liệu, và lý do cho từng hạng mục, là như sau. Hệ sơn là epoxy-polyurethane ba lớp với tổng màng khô 320 µm, được quy định theo ISO 12944-5 cho C5-M với cấp độ bền 15 năm; lớp alkyd 120 µm tiêu chuẩn đi kèm máy biến áp phân phối hỏng tại các đường hàn trong vòng 24 tháng tại một trạm ven biển. Vỏ của hộp đấu dây, tủ OLTC và tủ điều khiển là IP55 thay vì IP54, với bản lề thép không gỉ 316 và ốc vít A4-70, vì phụ kiện mạ kẽm trở thành vệt gỉ và sau đó là bu lông kẹt cứng. Sứ là composite silicone thay vì sứ porcelain, với khoảng cách rò 31 mm/kV — tức là 31 mm cho mỗi kV điện áp dây, vậy 1.023 mm cho sứ 33 kV — vì sứ porcelain 20 mm/kV tiêu chuẩn cho các vị trí nội địa bị phóng điện trong sương muối ở khoảng 60% khả năng chịu đựng khô của nó. Thùng được sơn một lớp phủ dải trên mọi đường hàn và các dàn tản nhiệt được mạ kẽm nhúng nóng sau khi chế tạo thay vì sơn, vì sơn trên cánh tản nhiệt không thể bảo trì được.
Có một yếu tố môi trường thứ hai rất dễ bị bỏ qua: hiện tượng ngưng tụ. Một máy biến áp vận hành ở 37% tải có nắp thùng mát hơn không khí ẩm ban đêm trong vài giờ mỗi ngày, và bình dầu phụ "hô hấp" không khí đó qua hạt silica gel. Các bến cảng ở vùng nhiệt đới yêu cầu thùng kín có lớp đệm nitơ hoặc bình dầu phụ có màng ngăn, cùng với điện trở sưởi chống ngưng tụ trong mọi tủ và hộp đấu dây, và cảnh báo điểm sương trên bộ thở. Giải pháp thay thế là nước lẫn vào dầu, điều này sẽ xuất hiện dưới dạng kết quả phân tích khí hòa tan hai năm sau đó và như một lần kiểm tra dầu thất bại ở lần bảo dưỡng thường niên đầu tiên. Phương pháp giám sát tình trạng được mô tả trong tài liệu tham khảo về bảo dưỡng máy biến áp, nhưng điểm yêu cầu kỹ thuật thì đơn giản hơn: hãy mua thiết kế kín ngay tại nhà máy, vì việc cải tạo nó tại hiện trường tốn gấp ba lần chi phí.
Nhiệt độ môi trường xung quanh và bức xạ mặt trời hoàn thiện phần giảm định mức. Nhiệt độ môi trường thiết kế là 45 °C với đỉnh hàng ngày 50 °C trong bóng râm và 1.000 W/m² bức xạ mặt trời trên thùng, điều này đối với một thiết bị ONAN làm tăng khoảng 4 K vào độ tăng nhiệt dầu đỉnh. Hướng dẫn mang tải IEC 60076-7 đưa ra mức giảm định mức: ở môi trường 45 °C, một thiết bị định mức 31.5 MVA ở 40 °C cung cấp 29.0 MVA ở độ tăng nhiệt 65 K, và 32.4 MVA khi quạt chạy (ONAF). Con số 29.0 MVA đó, chứ không phải 31.5 MVA trên nhãn máy, là con số mà phép tính dự phòng trong phần trước sử dụng, và đó là lý do bảng dữ liệu phải nêu rõ nhiệt độ môi trường và cấp làm mát thay vì để nó trong một ghi chú.
Khu vực nguy hiểm, ngăn cách cháy và vị trí được phép đặt máy biến áp
LNG là methane, và methane dễ cháy, nhưng một bến cảng được thiết kế tốt có rất ít methane bên ngoài hệ thống đường ống. Phân loại khu vực nguy hiểm theo IEC 60079-10-1 xếp nhà máy nén khí bay hơi, đầu nối hồi lưu hơi và khu vực trong phạm vi 15 m tính từ mặt bích LNG vào Zone 2, với Zone 1 bên trong vỏ bọc máy nén và tại các đầu ra van xả áp. Máy biến áp ngâm dầu hoàn toàn không được phép đặt bên trong khu vực Zone 2, không phải vì nó là nguồn gây cháy trong vận hành bình thường — thùng kín thì không — mà vì NFPA 59A và EN 1473 coi một thể tích dầu lớn là rủi ro cháy phải được tách khỏi nguồn phát thải khí, và vì một đám cháy máy biến áp bên cạnh một chỗ rò rỉ khí là kịch bản duy nhất mà đánh giá rủi ro định lượng của bến cảng sẽ không chấp nhận.
Hệ quả thực tế là trạm biến áp chính được đặt cách nhà máy nén 30 m và bên ngoài khu vực được phân loại, với tủ đóng cắt 33 kV và 6.6 kV trong một tòa nhà điện được điều áp, và tuyến cáp đến khu vực công nghệ hoặc nằm trong hào cáp ngầm hoặc trong hành lang điều áp. Ở nơi máy biến áp buộc phải gần khu vực công nghệ — ví dụ một thiết bị 2,500 kVA 6.6/0.4 kV cho nhà máy nén — yêu cầu kỹ thuật đòi hỏi một thiết bị khô kiểu đúc nhựa, loại không có dầu và được chấp nhận trong Zone 2 với khoảng cách 3 m. Đó là nơi duy nhất mà loại khô chiếm ưu thế tại một bến cảng, và điều này đáng để biết vì quy tắc chung tại một nhà máy LNG lại ngược với một tòa nhà: ngâm dầu ngoài trời cho các thiết bị lớn, đúc nhựa chỉ ở nơi khu vực nguy hiểm buộc phải dùng.
Hệ thống bảo vệ cháy xung quanh các máy biến áp chính được quy định bởi NFPA 59A và bởi công ty bảo hiểm, và thường bao gồm một tường chống cháy 2 giờ giữa hai thiết bị cách thùng 1.5 m, một hố chứa dầu có kích thước bằng 110% thể tích dầu của thiết bị lớn nhất, một hệ thống phun nước dập lửa ở 10 l/min/m² trên thùng và các bộ tản nhiệt, và một điểm phun bọt. Khoảng cách giữa hai máy biến áp quan trọng đối với tuyên bố dự phòng: ở khoảng cách 1.5 m với một tường chống cháy, thiết bị thứ hai sống sót qua đám cháy ở thiết bị thứ nhất, đó chính là sự kiện mà bố trí 2 × 100% nhằm bao phủ. Các bến cảng đặt hai thiết bị cách nhau 6 m mà không có tường thì có chi phí vốn của 2 × 100% và khả năng chống cháy của N+1, và cuộc khảo sát bảo hiểm thường phát hiện ra điều đó.
Nối đất và chống sét: giá đỡ đường ống chính là điện cực
Hệ thống nối đất của một bến cảng là bất thường vì bản thân nhà máy là một kết cấu nối đất lớn. Hệ thống đường ống LNG, vỏ bồn chứa, kết cấu thép cầu tàu và các cần xếp hàng hải đều được liên kết, và lưới nối đất là một vòng đồng trần 70 mm² quanh khu vực công nghệ với các dải đồng 25 mm × 3 mm đến mọi cột kết cấu, được tính toán cho sự cố 25 kA trong 1 giây và cho một tia sét 200 kA ở 10/350 µs theo IEC 62305. Mục tiêu thiết kế là 1 Ω tại thanh nối đất chính, được đo khi chạy thử nghiệm bằng phép thử điện thế giảm, và điện áp bước và điện áp tiếp xúc được kiểm tra theo IEEE 80 tại trạm biến áp chứ không phải tại khu vực công nghệ.
Hai hạng mục dành riêng cho trạm đầu mối cần được đưa vào quy cách kỹ thuật. Thứ nhất là nhiễu bảo vệ catốt: cầu tàu và các kết cấu biển có hệ thống bảo vệ catốt dòng điện áp đặt, và lưới tiếp địa được liên kết với chúng thông qua các khe hở tia lửa tách chiết DC để dòng điện CP không chạy qua lưới đồng và ăn mòn nó. Một trạm LNG liên kết trực tiếp lưới tiếp địa với cầu tàu được bảo vệ CP sẽ mất các anốt cầu tàu trong vòng hai năm và phát hiện vấn đề dưới dạng hỏng lớp phủ, chứ không phải sự cố điện. Thứ hai là phối hợp bảo vệ chống xung: chống sét van đầu vào đường dây 33 kV, chống sét van 6.6 kV tại đầu cực máy biến áp, và SPD loại 2 tại mọi tủ hạ áp, được phối hợp theo chiều dài cáp để xung 33 kV bị suy giảm trước khi đến cuộn dây 6.6 kV. Phối hợp cách điện là phép tính giống như bất kỳ trạm biến áp nào, được trình bày trong bảo vệ chống sét máy biến áp và hệ thống tiếp địa hạ áp, nhưng liên kết biển và tách chiết CP là những phần mà các quy cách kỹ thuật nội địa bỏ sót.
Bộ đổi nấc và điều chỉnh điện áp trên lưới 33 kV yếu
Các trạm đầu mối thường được xây dựng ở cuối một đường dây 33 kV hoặc 132 kV dài, bên cạnh đường ống dẫn khí và bờ biển, tại nơi lưới điện chỉ là một tuyến nhánh đơn với mức ngắn mạch 800–1,500 MVA và điện áp biến động 8% giữa giờ cao điểm và đêm tải nhẹ. Các bộ biến tần chịu được điện áp ±10% mà không giảm công suất, nên quy trình không cần điều chỉnh chặt chẽ, nhưng thanh cái 6.6 kV phải nằm trong ±5% đối với các máy biến áp hạ áp và thiết bị điện tử của nhà máy. Đó là trường hợp cần bộ đổi nấc có tải trên cuộn dây 33 kV, ±8 nấc 1.25%, với rơ le điện áp tự động đo thanh cái 6.6 kV và thời gian trễ 60 giây để vượt qua quá trình khởi động động cơ.
Giải pháp thay thế — bộ đổi nấc không tải được đặt tại thời điểm chạy thử — rẻ hơn 25,000 USD mỗi bộ và là thứ mà một nhà máy sẽ mua. Tại một trạm đầu mối, đó là lựa chọn sai vì một lý do cụ thể: chỉ tiêu giao hàng tuân theo giá khí, và một trạm chạy ở 40% công suất giao hàng trong một tháng rồi ở 100% trong một tuần sẽ thấy điện áp thanh cái thay đổi theo tải vì độ điều chỉnh của chính máy biến áp là 4–5% ở tổng trở 10.5%. OLTC khắc phục điều đó một cách tự động; nấc cố định nghĩa là người vận hành phải thay đổi hai lần một năm, trong một lần dừng máy, với máy biến áp được cách ly. Tài liệu tham khảo về bộ đổi nấc có tải so với không tải trình bày cơ cấu; điểm riêng của trạm đầu mối là OLTC được biện minh bởi biểu đồ phụ tải chứ không phải bởi lưới điện.
Tổn thất trong 8,760 giờ: tại sao công thức đánh giá tổn thất trong hồ sơ mời thầu thường sai
Mọi hồ sơ mời thầu máy biến áp đều có một công thức đánh giá tổn thất chuyển đổi tổn thất không tải và tổn thất có tải thành giá trị vốn tương đương, và tại một trạm LNG công thức đó gần như luôn được sao chép từ một công ty điện lực nơi máy biến áp chạy ở mức tải trung bình 60–70%. Một trạm đầu mối chạy ở mức tải trung bình 30% trong 8,760 giờ một năm, nên hai thành phần tổn thất có giá trị rất khác nhau, và việc xác định sai trọng số sẽ mua phải lõi sai.
Phép tính rất đơn giản khi đã biết biểu đồ phụ tải. Nhu cầu trung bình hàng năm là 18.3 MVA, tức 29% của 63 MVA đã lắp đặt, nên tổn thất có tải ở tải trung bình là 0.29² = 8.4% tổn thất có tải định mức, và số giờ đầy tải tương đương cho tổn thất có tải là 0.29² × 8,760 ≈ 737 giờ, lấy tròn 850 giờ khi tính cả các tuần cao điểm. Tổn thất không tải chạy suốt 8,760 giờ. Với 0.08 USD/kWh, tổn thất không tải trị giá 701 USD mỗi kW mỗi năm và tổn thất có tải là 68 USD mỗi kW mỗi năm — tỷ lệ mười trên một. Một hồ sơ mời thầu định giá tổn thất có tải ở 2,500 USD/kW và tổn thất không tải ở 5,000 USD/kW, đây là công thức điển hình của công ty điện lực, đang đánh giá thấp tổn thất không tải 40% so với chi phí thực của nó ở chế độ vận hành này.
| Cấp lõi | Tổn thất không tải (kW) | Tổn thất có tải (kW) | Chi phí tổn thất hàng năm mỗi bộ (USD) | Chi phí hàng năm hai bộ (USD) | Vốn mỗi bộ (USD, kinh nghiệm ngành) | Thời gian hoàn vốn so với S11 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| S11, CRGO định hướng hạt | 26.0 | 145 | 28,086 | 56,172 | 395,000 | — |
| S13, CRGO khắc laser | 18.0 | 130 | 21,458 | 42,916 | 401,000 | 0.9 năm |
| S15, vô định hình | 9.0 | 138 | 15,693 | 31,386 | 423,000 | 2.3 năm |
| S13 với cấp hai ONAF | 18.5 | 128 tại 31.5 MVA | 21,354 | 42,708 | 412,000 | 2.5 năm |
Kết luận cho nhiệm vụ vận hành này là bất thường và đáng được nêu rõ ràng: ở 8.760 giờ và mức tải 30%, lõi vô định hình thực sự hoàn vốn trong vòng chưa đầy bốn năm, vì tổn thất không tải chiếm ưu thế. Điều này ngược lại với kết luận cho một bệnh viện có quy mô tương tự, nơi cùng phép tính với 4.050 giờ tương đương khiến phần chênh lệch giá của lõi vô định hình trở nên không kinh tế. Sự khác biệt không nằm ở máy biến áp; mà là số giờ lõi được cấp điện và giá năng lượng. Một bến cảng mua lõi S11 để tiết kiệm 28.000 USD vốn đầu tư sẽ chi thêm khoảng 13.300 USD mỗi năm tiền điện trong suốt vòng đời của nhà máy, mà với tỷ lệ chiết khấu 7% trong 25 năm là khoảng 155.000 USD giá trị hiện tại — gấp năm lần khoản tiết kiệm. Tài liệu tham khảo về cấp tổn thất S11, S13 và S20 trình bày các định nghĩa cấp, và phương pháp tổng chi phí được nêu trong tổng chi phí sở hữu máy biến áp.
Những gì bảng dữ liệu phải nói: bảng thông số kỹ thuật cho máy biến áp bến cảng
Bảng thông số dưới đây là bảng mà một gói EPC cho bến cảng tạo ra sau các nghiên cứu trong các phần trước, và đáng để so sánh với bảng dữ liệu của một máy biến áp phân phối có cùng công suất vì gần như mọi dòng đều khác biệt. Các mục in đậm là những mục đặc thù cho một bến cảng LNG và mà một báo giá tiêu chuẩn sẽ không bao gồm trừ khi được yêu cầu.
| Thông số | Giá trị | Lý do chọn giá trị này |
|---|---|---|
| Công suất | 31,5 MVA ONAN / 40 MVA ONAF | Mang tải đỉnh 23,3 MVA ở 74% khi một tổ máy ngừng, ở nhiệt độ môi trường 45 °C |
| Tỷ số điện áp | 33 ±8 × 1,25% / 6,6 kV | OLTC trên cuộn dây HV; lưới 33 kV hướng tâm yếu với dao động hàng ngày 8% |
| Tổ đấu dây | Dyn11 | Đường đi hài bậc ba, và là tiêu chuẩn cho thanh cái động cơ 6,6 kV với VFD; xem tổ đấu dây Dyn11 |
| Tổng trở | 10,5% ở 31,5 MVA, dung sai ±7,5% | Giữ mức sự cố 6,6 kV ở 26,2 kA để thiết bị đóng cắt vẫn ở 31,5 kA |
| Nhiệm vụ hài | Hệ số K 4, hệ số tổn thất hài 1,08 | Đầu vào 18 xung để lại TDD 4,1%; tổn thất dòng xoáy trong cuộn dây tăng tương ứng |
| Làm mát | ONAN/ONAF, 2 × quạt 50%, thủ công và tự động | Quạt cung cấp công suất khẩn cấp 40 MVA trong sự kiện một tổ máy ngừng |
| Độ tăng nhiệt | 60 K dầu / 65 K cuộn dây ở ONAN | Độ tăng nhiệt tiêu chuẩn 65 K được giảm định mức xuống 29,0 MVA ở nhiệt độ môi trường 45 °C theo IEC 60076-7 |
| Cấp chống ăn mòn | C5-M, ISO 12944-5, 320 µm ba lớp phủ | Sương muối và độ ẩm 95%; dải độ bền 15 năm |
| Khoảng cách rò | 31 mm/kV, sứ composite silicone | Cấp ô nhiễm rất nặng theo IEC 60815; sứ ở 20 mm/kV bị phóng điện trong sương muối |
| Vỏ bọc | Tủ IP55, phụ kiện SS316, ốc vít A4-70 | Khí quyển biển; phụ kiện mạ kẽm bị kẹt trong vòng hai năm |
| Bảo quản dầu | Thùng kín với lớp khí nitơ, báo động điểm sương | Ngưng tụ trên thùng tải 37% trong chu kỳ đêm nhiệt đới |
| Tổn thất | P0 18 kW, Pk 130 kW ở 75 °C | Cấp S13; hoàn vốn trong 0,8 năm ở 8.760 giờ tổn thất không tải |
| Độ ồn | 68 dB(A) ở 1 m, ONAN | Ranh giới bến cảng cách khu dân cư gần nhất 300 m, nhưng nhà máy nén cách 30 m |
| Thử nghiệm | Thử nghiệm thường quy IEC 60076-1 cộng với xung, độ tăng nhiệt, ngắn mạch | Thử nghiệm ngắn mạch ở 25 kA trong 2 s là thử nghiệm điển hình trên thiết kế, có chứng kiến |
Vận chuyển, lắp đặt và chạy thử: rủi ro tiến độ không thuộc về điện
Một máy biến áp 31,5 MVA 33/6,6 kV nặng khoảng 55 tấn cùng dầu, dài 6,4 m, rộng 2,6 m và cao 3,6 m, và nó di chuyển từ nhà máy ở Trung Quốc đến một cầu tàu ở Tây Phi hoặc Đông Nam Á trên giá phẳng, sau đó bằng đường bộ trên rơ-moóc nhiều trục ở tốc độ 40 km/h, rồi lên bệ đặt cách nhà máy nén 30 m. Thiết kế điện đã được chốt vào lúc đó; rủi ro tiến độ là vận chuyển, và hai hạng mục bảo vệ nó là một máy ghi va chạm với ngưỡng 3 g trên thùng và nạp nitơ ở 0,02 MPa cho hành trình đường biển, cả hai đều có trong tài liệu tham khảo về vận chuyển và lắp đặt máy biến áp.
Trên công trường, trình tự thực hiện là: tiếp nhận và kiểm tra đối chiếu với thiết bị ghi rung động, dựng tổ máy trên bệ với các tấm đệm kích, sấy chân không nếu dầu đã được xả để vận chuyển, nạp dầu trong chân không đến 1 mbar, ngâm trong 24 giờ, sau đó tiến hành các thử nghiệm nghiệm thu chạy thử. Các thử nghiệm quan trọng tại kho cảng là điện trở cuộn dây (phát hiện mối nối lỏng trước khi nó trở thành điểm quá nhiệt), tỷ số và tổ đấu dây (phát hiện CT đấu ngược hoặc nấc phân áp sai), điện trở cách điện và tan delta ở 10 kV đối với cuộn dây 6,6 kV, dấu hiệu SFRA so với đường cơ sở tại nhà máy, và OLTC qua toàn bộ dải điều chỉnh với bộ truyền động động cơ. Danh mục kiểm tra tham chiếu cho trình tự này nằm trong thử nghiệm nghiệm thu chạy thử, và cuộc kiểm tra trước khi giao hàng giúp bảo vệ tiến độ nằm trong kiểm tra trước khi giao hàng.
Hai hạng mục nghiệm thu chạy thử đặc thù cho kho cảng dễ bị bỏ quên và tốn kém khi bổ sung sau này. Thứ nhất là đo sóng hài tại thanh cái 6,6 kV dưới tải thực tế, không thể thực hiện cho đến khi các bơm xuất hàng chạy, vì vậy nó thuộc về thử nghiệm hiệu suất thay vì trong lịch nghiệm thu chạy thử; một kho cảng phát hiện TDD 9% thay vì 4,1% sau khi bàn giao sẽ phải đối mặt với việc bổ sung bộ lọc trong một nhà máy đang vận hành. Thứ hai là cài đặt OLTC và AVR dưới dao động điện áp lưới thực tế, đòi hỏi đơn vị vận hành lưới phải điều chỉnh nấc phân áp trên máy biến áp cấp nguồn, và thường bị hoãn lại rồi bị lãng quên cho đến khi có khiếu nại đầu tiên về điện áp.
Gói thiết bị điện tốn bao nhiêu, và tiền thực sự đi đâu
Các con số dưới đây là khoảng kinh nghiệm trong ngành cho gói thiết bị điện chính của một kho cảng 4 mtpa, giá FOB Trung Quốc, 2025–2026, không bao gồm lắp đặt và công trình biển. Chúng được đưa ra dưới dạng khoảng vì chênh lệch giữa nhà cung cấp châu Âu hạng nhất và nhà cung cấp Trung Quốc có cùng thông số kỹ thuật là 35–50%, và vì máy biến áp chiếm tỷ trọng nhỏ hơn trong gói so với kỳ vọng của hầu hết các quản lý dự án.
| Hạng mục | Số lượng | Đơn giá (USD) | Chi phí gói (USD) | Tỷ trọng trong gói |
|---|---|---|---|---|
| 31,5 MVA 33/6,6 kV ONAN/ONAF, S13, OLTC, C5-M | 2 | 395.000–480.000 | 790.000–960.000 | 19% |
| GIS 33 kV, 6 ngăn với bảo vệ | 1 bộ | 380.000–520.000 | 380.000–520.000 | 11% |
| Tủ phân phối 6,6 kV, 14 ngăn, 31,5 kA | 1 bộ | 230.000–300.000 | 230.000–300.000 | 7% |
| VFD 3.150 kW 6,6 kV, 18 xung | 4 | 180.000–240.000 | 720.000–960.000 | 21% |
| VFD 2.200 kW 6,6 kV, 18 xung | 2 | 130.000–170.000 | 260.000–340.000 | 8% |
| Máy biến áp khô 2.500 kVA 6,6/0,4 kV Dyn11 | 2 | 85.000–110.000 | 170.000–220.000 | 5% |
| Máy biến áp nối đất 6,6 kV và điện trở, 200 A | 1 | 45.000–65.000 | 45.000–65.000 | 1% |
| Bảo vệ, giao diện SCADA, điều khiển và viễn thông | 1 lô | 650.000–900.000 | 650.000–900.000 | 20% |
| Cáp, thanh dẫn, nối đất và chiếu sáng | 1 lô | 380.000–520.000 | 380.000–520.000 | 8% |
| Tổng gói thiết bị điện chính | 4,1–5,3 triệu | 100% |
Hai máy biến áp chiếm 19% gói; các bộ biến tần chiếm 29%. Tỷ lệ đó chính là lý lẽ thực tiễn để dành nỗ lực kỹ thuật cho nghiên cứu sóng hài thay vì cho cấp vật liệu từ tính của lõi: một quyết định thay đổi phần đầu vào của bộ biến tần dịch chuyển 200.000 USD, trong khi một quyết định thay đổi cấp vật liệu từ tính của lõi chỉ dịch chuyển 30.000 USD. Đó cũng là lý lẽ để mua máy biến áp từ một nhà cung cấp sẽ báo giá sơn C5-M, sứ xuyên 31 mm/kV và hệ số K thành các hạng mục riêng thay vì gộp vào “thi công biển” với một giá trọn gói, bởi vì đó chính là nơi chênh lệch 35–50% giữa các nhà cung cấp thực sự ẩn giấu.
Bảy sai sót trong đặc tính kỹ thuật xuất hiện tại mọi kho cảng LNG
- Áp dụng hệ số đa dạng của nhà máy cho các máy bơm xuất hàng. 0,8 thay vì 0,95 cho ra 18 MW thay vì 21,4 MW, hai máy biến áp 20 MVA thay vì hai máy 31,5 MVA, và một nhà máy không thể duy trì 100% công suất xuất hàng khi một tổ máy ngừng hoạt động — chính là sự cố mà phương án dự phòng được mua để phòng ngừa.
- Chỉ định máy biến áp K-1 trên thanh cái VFD. Hệ số tổn thất hài ở THD dòng điện 30% là 1,15 và ở TDD 4,1% là 1,08; một thiết bị tiêu chuẩn có điểm nóng cao hơn 10–13 K và lão hóa với tốc độ gấp đôi. Hệ số K tốn thêm 3% giá máy biến áp.
- Mua 25 MVA vì 23,3 MVA là đủ. Công suất định mức giảm ở nhiệt độ môi trường 45 °C là 29,0 MVA cho thiết bị 31,5 MVA và 23,0 MVA cho thiết bị 25 MVA, vì vậy cặp 25 MVA bị tải 100,1% vào ngày cao điểm khi một tổ máy ngừng hoạt động.
- Để cấp ăn mòn ở C3. Sơn tiêu chuẩn dày 120 µm hỏng tại các mối hàn trong vòng hai năm trong môi trường khí quyển C5-M; việc sơn lại ở trên cao, trên một trạm đang vận hành, tốn kém hơn hệ thống C5-M ban đầu.
- Sứ cách điện ở 20 mm/kV. Chúng vượt qua thử nghiệm xung nhà máy và phóng điện trong sương muối ở 60% điện áp chịu đựng khô; sứ composite silicone ở 31 mm/kV là giải pháp khắc phục, và phải được chỉ định, không được giả định.
- Sử dụng công thức đánh giá tổn thất của ngành điện. Ở 8.760 giờ và tải 30%, tổn thất không tải có giá trị gấp mười lần tổn thất có tải; một công thức có trọng số ngược lại sẽ mua lõi S11 và lãng phí khoảng 13.300 USD mỗi năm.
- Đặt trạm biến áp bên trong ranh giới Zone 2. Các thiết bị ngâm dầu bị loại trừ bởi NFPA 59A và EN 1473; việc chỉnh sửa sau HAZOP là tuyến cáp 30 m và thiết kế lại thanh cái 6,6 kV.
Sources / 资料来源
Nguồn: IEC 60076-1:2011 — Máy biến áp điện lực, Phần 1: Yêu cầu chung.
Nguồn: IEC 60076-2:2011 — Độ tăng nhiệt cho máy biến áp ngâm chất lỏng.
Nguồn: IEC 60076-3:2013 — Mức cách điện, thử nghiệm điện môi và khoảng cách phóng điện bên ngoài trong không khí.
Nguồn: IEC 60076-5:2006 — Khả năng chịu ngắn mạch.
Nguồn: IEC 60076-7:2018 — Hướng dẫn mang tải cho máy biến áp điện lực ngâm dầu khoáng.
Nguồn: IEC 60076-11:2018 — Máy biến áp khô.
Nguồn: IEC 60137:2017 — Sứ cách điện cho điện áp xoay chiều trên 1.000 V.
Nguồn: IEC 60815-1:2008 — Lựa chọn và tính toán kích thước cách điện cao áp dùng trong điều kiện ô nhiễm.
Nguồn: IEC 60909-0:2016 — Dòng ngắn mạch trong hệ thống điện xoay chiều ba pha.
Nguồn: IEC 60079-10-1:2020 — Phân loại khu vực: khí quyển chứa khí cháy nổ.
Nguồn: IEC 62305-3:2010 — Bảo vệ chống sét, thiệt hại vật lý đối với công trình.
Nguồn: IEEE 519-2022 — Thực hành khuyến nghị và yêu cầu kiểm soát hài trong hệ thống điện, giới hạn Bảng 2 cho 10–69 kV.
Nguồn: IEEE 80-2013 — Hướng dẫn an toàn nối đất trạm biến áp xoay chiều.
Nguồn: IEEE C57.12.00-2021 — Yêu cầu chung cho máy biến áp phân phối, điện lực và điều chỉnh ngâm chất lỏng.
Nguồn: NFPA 59A — Tiêu chuẩn sản xuất, lưu trữ và xử lý khí tự nhiên hóa lỏng.
Nguồn: NFPA 20 — Tiêu chuẩn lắp đặt máy bơm cố định cho phòng cháy chữa cháy.
Nguồn: EN 1473:2021 — Lắp đặt và thiết bị cho khí tự nhiên hóa lỏng: thiết kế các công trình trên bờ.
Nguồn: ISO 12944-2:2017 và ISO 12944-5:2019 — Bảo vệ chống ăn mòn kết cấu thép, phân loại độ ăn mòn và hệ thống sơn.
Nguồn: Báo cáo thường niên GIIGNL 2025 — khối lượng thương mại LNG toàn cầu và công suất tái hóa khí.
Nguồn: Kinh nghiệm ngành — nhiệm vụ thủy lực của máy bơm xuất hàng, tốc độ khí hóa hơi và dịch chuyển hơi khi dỡ hàng cho các trạm tái hóa khí trên bờ 3–5 mtpa tại Đông Nam Á, Trung Đông và Tây Phi, 2018–2025.
Nguồn: Kinh nghiệm ngành — TDD dòng điện đo được 14–18% trên thanh cái trạm 6,6 kV với 10–14 bộ truyền động sáu xung, và 3,5–4,5% với đầu vào 18 xung, từ các khảo sát hài tại các trạm đã đưa vào vận hành, 2019–2025.
Nguồn: Kinh nghiệm ngành — khoảng giá máy biến áp, GIS, thiết bị đóng cắt và VFD cho các gói điện của trạm LNG, FOB Trung Quốc, 2025–2026.
Nguồn: Kinh nghiệm ngành — giá trị đánh giá tổn thất 400–1.100 USD mỗi kW và biểu giá điện công nghiệp 0,07–0,10 USD mỗi kWh được sử dụng trong tính toán chi phí tổn thất hàng năm.
Nguồn: Đội ngũ Kỹ thuật QDTB — bảng phụ tải, nghiên cứu hài và thông số kỹ thuật máy biến áp cho các dự án LNG, chế biến khí và trạm hàng hải tại Đông Nam Á, Trung Đông và Châu Phi, 2018–2026.