Anfang 2026 führten wir eine technische Überprüfung eines Transformators für ein Photovoltaikprojekt in Chile durch. Die vom Eigentümer bereitgestellten technischen Spezifikationen waren sehr umfassend – Kapazität, Spannungspegel, Impedanzspannung und Verlustgrenzen waren alle klar definiert. Der Designprozess folgte den IEC-Standards und alles schien in Ordnung zu sein.
Als wir jedoch den Abschnitt über die Umweltbedingungen überprüften, fiel uns ein kritisches Detail auf: Die maximale sommerliche Umgebungstemperatur am Projektstandort wurde mit 45 °C angegeben.
Die standardmäßige Auslegungsumgebungstemperatur gemäß IEC 60076 beträgt 40 °C . Ein Unterschied von 5 °C bedeutet eine Reduzierung des verfügbaren Wicklungstemperaturanstiegsspielraums um 5 K. Während der ersten Betriebsphase ist dies möglicherweise nicht erkennbar, aber im Laufe von drei bis fünf Jahren kann der Unterschied in der Alterungsrate der Isolierung allmählich erheblich werden. Wir haben dieses Risiko in unser technisches Feedback einbezogen und der Eigentümer hat später die Designparameter für den Temperaturanstieg entsprechend angepasst.
Dieser Fall verdeutlichte ein wichtiges Problem: Bei südamerikanischen Projekten für erneuerbare Energien mangelt es vielen Designteams nicht an technischem Wissen. Die Herausforderung besteht darin, dass die Umgebungsbedingungen in der Entwurfseingabephase oft auf Standardwerten und nicht auf tatsächlichen Standortbedingungen basieren.
Dieser Leitfaden fasst drei typische Anwendungsszenarien zusammen, die auf den Erfahrungen basieren, die das Ingenieurteam von Shengsheng Electric bei der Unterstützung von Windkraft- und Photovoltaikprojekten in ganz Südamerika gesammelt hat, und bietet praktische Referenzen für EPC-Auftragnehmer und Ingenieurberater.
Die Atacama-Wüste ist eine der Regionen mit der höchsten Sonneneinstrahlung weltweit. Gemäß IEC 60076 beträgt die Standard-Referenzumgebungstemperatur für die Transformatorkonstruktion 40 °C . In Wüstengebieten übersteigt die Umgebungstemperatur an Sommernachmittagen jedoch häufig 45 °C , während die Bodenoberflächentemperaturen sogar noch höher sein können.
Das Betriebsverhalten von Photovoltaikprojekten verschärft diese Herausforderung zusätzlich. Tagsüber laufen die Transformatoren unter Volllast, wenn die Solarenergie ihren Höhepunkt erreicht, während nachts die Last nahezu auf Null sinkt. Das bedeutet, dass der Transformator jeden Tag einen vollständigen Wärmezyklus durchläuft. Durch die wiederholte Ausdehnung und Kontraktion durch Temperaturwechsel werden Isolationssysteme und Dichtungskomponenten im Vergleich zu einem kontinuierlich stabilen Betrieb stärker beansprucht.
Die Alterungsrate der Transformatorisolierung verdoppelt sich ungefähr mit jedem Anstieg der Betriebstemperatur um 6–8 °C . Wenn die Umgebungstemperatur von 40 °C auf 48 °C ansteigt , erhöht sich die Hot-Spot-Temperatur der Wicklung entsprechend. Der Alterungsprozess der Isolierung ist kein linearer Anstieg, sondern eine beschleunigte, exponentielle Verschlechterung.
In Projekten, die vom Engineering-Team von Shengsheng Electric unterstützt wurden , stellten wir fest, dass Transformatoren mit Standarddesign, die in Wüstenumgebungen betrieben wurden, nach nur zwei bis drei Betriebsjahren einen höheren Feuchtigkeitsgehalt im Transformatoröl und erhöhte dielektrische Verlustwerte im Vergleich zu Geräten gleichen Alters aufwiesen. In schwerwiegenderen Fällen kann nach etwa fünf Betriebsjahren ein Ölwechsel oder eine Werksüberholung erforderlich sein.
Wenden Sie keine Standardparameter für den Temperaturanstieg ohne Anpassung an.
Während der Transformatorauswahlphase sollten Projekteigentümer historische Klimadaten für den Installationsort bereitstellen, vorzugsweise mindestens für die letzten 10 Jahre. Der Fokus sollte auf der extremen maximalen Umgebungstemperatur liegen und nicht auf den durchschnittlichen Monatstemperaturen. Der Anstieg der Wicklungstemperatur und des oberen Öltemperaturanstiegs sollten dann auf der Grundlage der tatsächlichen Standortbedingungen neu berechnet werden.
Die in angegebenen Temperaturanstiegsgrenzen IEC 60076-2 für flüssigkeitsgefüllte Transformatoren basieren auf einer Referenzumgebungstemperatur von 40 °C . Für jeden weiteren Anstieg der Umgebungstemperatur um 1 °C verringert sich der verfügbare Temperaturanstiegsspielraum um etwa 1 K.
Bei technischen Überprüfungen von Photovoltaikprojekten in der Wüste stellen wir häufig fest, dass die Auswahl der Heizkörper auf der Standardumgebungstemperatur von 40 °C basiert. Obwohl der Transformator die Werkstests und die Erstinbetriebnahme ohne Probleme bestehen kann, kann der Dauerbetrieb in Umgebungen über 45 °C im Langzeitbetrieb zu deutlich höheren Öltemperaturen an der Oberseite führen.
Bei Solarprojekten in der Wüste sollte daher die thermische Auslegung des Transformators auf der Grundlage der tatsächlichen Worst-Case-Umgebungsbedingungen bewertet werden , einschließlich maximaler Umgebungstemperatur, Volllastbetrieb, Kühlfähigkeit und Anforderungen an die Alterung der Isolierung.
Sand und Staub sind in Wüstenumgebungen große Herausforderungen
In Wüstengebieten stellen starke Winde und in der Luft schwebende Sandpartikel zusätzliche Risiken für den Transformatorbetrieb dar. Bei herkömmlichen Transformatoren mit Ausdehnungsgefäß kann die Entlüftung leicht durch Staub und Sand verstopft werden. Sobald die Feuchtigkeitsentfernungsfunktion beeinträchtigt ist, ist das Isolieröl direkt der Luftfeuchtigkeit ausgesetzt, was das Risiko einer Ölverunreinigung und einer Verschlechterung der Isolierung erheblich erhöht.
Ein vollständig abgedichteter Wellpappentransformator eliminiert diesen Fehlermodus. Es ist kein Ölausdehnungsgefäß oder Entlüfter erforderlich und das Isolieröl ist vollständig vom direkten Kontakt mit der Außenluft isoliert. Die von 33-kV/0,69-kV-Aufwärtstransformatoren übernehmen diese Struktur, kombiniert mit gelieferten Shengsheng Electric für Solarkraftwerke in Saudi-Arabien Klasse-F-Isolierung, ONAN-Kühlung und IP55-Schutz , und haben einen stabilen Betrieb in rauen Umgebungen erreicht.
Die ONAN-Kühlmethode (Oil Natural Air Natural) ist für Wüstenumgebungen mit extrem hohen Temperaturen möglicherweise nicht immer ausreichend.
Wenn ausreichend Bauraum zur Verfügung steht, kann eine Vergrößerung der Kühleroberfläche die Wärmeableitungsleistung verbessern. Wenn der Platz jedoch begrenzt ist, sollten alternative Lösungen wie ONAF-Kühlung (Oil Natural Air Forced) oder erzwungene Ölzirkulationssysteme in Betracht gezogen werden.
Die wichtigsten Bewertungskriterien sind, ob der berechnete Anstieg der oberen Öltemperatur und der durchschnittliche Anstieg der Wicklungstemperatur unter den härtesten Bedingungen, einschließlich höchster Umgebungstemperatur und Volllastbetrieb, innerhalb zulässiger Grenzen bleiben.
Ein Photovoltaikprojekt in der chilenischen Atacama-Wüste, einer der extremsten Solarumgebungen der Welt, wurde mit drei 220-kV-Aufwärtstransformatoren ausgestattet . Im Vergleich zu den meisten Standorten für erneuerbare Energien in Südamerika unterliegt der Projektstandort außergewöhnlich großen täglichen Temperaturschwankungen.
Bei diesen Projekten wurden höhere Anforderungen an die Kühlleistung und die Dichtungsleistung des Transformators gestellt als bei Standardanwendungen.
Basierend auf unserer Erfahrung mit ähnlichen Umgebungen , wenn die Umgebungstemperatur 45 °C übersteigt , sollte eine Isolierung der Klasse F als Grundvoraussetzung angesehen werden . Die erforderliche Kühlfläche muss entsprechend den tatsächlichen Standortbedingungen neu berechnet werden, anstatt einfach Standardtransformatorkonstruktionen anzuwenden.
Die nordöstliche Küstenregion Brasiliens ist eines der windenergiereichsten Gebiete Südamerikas. Von Ceará bis Bahia sind Tausende Kilometer Küste die Heimat zahlreicher Windparks. Geräte, die am Fuß von Windkrafttürmen oder in der Nähe von Turbinen installiert sind, sind ständig salziger Meeresluft ausgesetzt.
Salznebel verursacht umfassende Schäden an Transformatoren, einschließlich Blasenbildung und Abblättern der Beschichtung, Korrosion der Anschlüsse, was zu einem erhöhten Kontaktwiderstand führt, Rosten der Befestigungselemente, was die Wartung und Demontage erschwert, und alternde Dichtungen, die das Eindringen salzhaltiger Luft in den Transformatorkessel ermöglichen. Unter diesen Bedingungen kann es bei Standard-Korrosionsschutzbeschichtungen bereits nach zwei bis drei Jahren zu Rostflecken kommen.
Eine Korrosionsuntersuchung, die an einem 1.150 km langen Übertragungsleitungsprojekt in Brasilien durchgeführt wurde , liefert wertvolle Hinweise. Das Projekt wurde ursprünglich gemäß den Anforderungen der Korrosionskategorie C3 konzipiert . Nach einem Jahr Betrieb zeigten Feldmessungen jedoch, dass die tatsächliche Korrosionsumgebung C5-Cx- Werte (extreme Korrosivität) erreicht hatte. Die an Proben von Umspannwerken gemessenen Kohlenstoffstahl-Korrosionsraten lagen zwischen 23 μm/Jahr und 225 μm/Jahr.
Der Unterschied zwischen theoretischer Schätzung und tatsächlichen Korrosionsbedingungen kann zwei Korrosionskategorien umfassen. Die Auswahl von Materialien auf der Grundlage unterschätzter Korrosionswerte kann die Lebensdauer der Ausrüstung erheblich verkürzen.
Bei Küstenprojekten sollte das Korrosionsschutzsystem mindestens gemäß den Anforderungen der Kategorie ISO 12944-2 C4 ausgelegt sein . Für Installationen im Umkreis von 500 Metern um die Küste , der Kategorie C5-M empfohlen. wird ein Schutz
Für Anschlusskomponenten und Befestigungselemente sollten Edelstahlmaterialien der Güteklasse 304 oder 316 verwendet werden . Namensschilder sollten aus Edelstahl mit Lasergravur bestehen, da herkömmliche Namensschilder aus Aluminium nach mehreren Jahren in Salznebelumgebungen unklar werden oder beschädigt werden können.
Der Unterschied zwischen C5-M- und C4-Schutz besteht nicht einfach darin, „eine weitere Farbschicht“ aufzutragen. Das gesamte Beschichtungssystem – einschließlich Grundierung, Zwischenbeschichtung und Decklack – erfordert unterschiedliche Materialien, Dicken und Auftragsverfahren.
Für ein von geliefertes Container-Umspannwerkprojekt Shengsheng Electric in Santiago, Chile, wurde die Ausrüstung gemäß den C5-M-Korrosionsschutzanforderungen mit der Schutzart IP54 unter Berücksichtigung der Küstenlage des Projekts und der hohen Luftfeuchtigkeit konzipiert.
Salznebel korrodiert nicht nur äußere Strukturen, sondern kann auch durch schwache Dichtungsstellen in das Innere des Transformators gelangen und das Isolieröl verunreinigen.
Alle Dichtungsmaterialien müssen eine ausreichende Beständigkeit gegen Salznebelalterung aufweisen. Kabeleinführungsstellen erfordern eine sorgfältige Abdichtung ohne Schwachstellen. Der Schweißprozess von Wellpappentanks muss sicherstellen, dass keine Poren, Risse oder Schweißfehler vorhanden sind, die die Dichtungsleistung beeinträchtigen könnten.
Transformatoren, die in Türmen von Windkraftanlagen installiert sind, stehen vor zusätzlichen Herausforderungen, darunter Vibrationen und begrenzter Installationsraum.
Der mechanische Aufbau muss ausreichend vibrationsfest ausgelegt sein. Die Abmessungen des Transformators müssen dem Platzbedarf im Inneren des Turms entsprechen, und bei einigen Turbinenstandorten müssen möglicherweise geneigte Installationsbedingungen berücksichtigt werden.
Das Windkraftprojekt Three Gorges Brazil Palmeiras befindet sich im brasilianischen Bundesstaat Paraíba. Das Projekt verfügt über eine installierte Gesamtleistung von 648 MW , einschließlich 108 Windturbinen mit einer Nennleistung von jeweils 6 MW sowie einer 500-kV-Umspannstation , die mit zwei 370-MVA/500-kV-Splittransformatoren ausgestattet ist.
Bei großen Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien gelten in der Regel strenge Anforderungen an einen hohen Korrosionsschutz. Für die an diesen Projekten beteiligten Transformatoreningenieure beschränkt sich der Korrosionsschutz nicht nur auf die Schichtdicke. Das Gehäusematerial, der Schweißprozess und das Beschichtungssystem müssen alle systematisch gemäß den C5-M-Anforderungen entworfen werden , anstatt in einem Angebot einfach „verbesserte Korrosionsschutzbehandlung“ anzugeben.
Die Anden erstrecken sich entlang der Westseite Südamerikas und viele Projekte für erneuerbare Energien in Peru, Chile, Argentinien und Bolivien liegen auf Höhen über 3.000 Metern.
Höhenlagen wirken sich auf Transformatoren in zweierlei Hinsicht aus:
Erstens verringert eine verringerte Luftdichte die Fähigkeit zur Wärmeableitung . Wenn die Höhe alle 1.000 Meter zunimmt , nimmt die Luftdichte um etwa 10 % ab , was zu einer verringerten Effizienz der Konvektionskühlung führt.
Zweitens erfordert eine verringerte Luftisolationsstärke größere externe Isolationsabstände . Pro 1.000 Höhenmeter nimmt die Luftisolationsstärke um ca. 8–10 % ab..
Gemäß IEC 60076-2 müssen Isolationsparameter korrigiert werden, wenn die Aufstellhöhe 1.000 Meter überschreitet . Der Korrekturfaktor beträgt:
Ka = exp((H-1000)/8150)
wobei H die Aufstellhöhe in Metern darstellt.
Bei tatsächlichen Projektprüfungen lässt sich ein in 3.000 Metern Höhe installierter Transformator jedoch nicht einfach durch eine Vergrößerung der Isolationsabstände lösen. Viele Projekte bestehen Hochspannungsfestigkeitstests, erleben jedoch später einen übermäßigen Anstieg der Betriebstemperatur, da die thermische Korrektur nicht zusammen mit der Isolationsanpassung berücksichtigt wurde.
Ein häufiger Fehler besteht darin, nur den Isolationsgrad zu korrigieren und dabei die Kühlleistung zu ignorieren. Dadurch besteht die Hochspannungsseite des Transformators die dielektrischen Prüfungen, aber die tatsächliche Belastbarkeit in großer Höhe verringert sich – nicht, weil der Transformator die elektrische Last nicht bewältigen kann, sondern weil die Wärmeableitung unzureichend ist und die Wicklungstemperaturen die zulässigen Grenzwerte überschreiten, was eine Leistungsreduzierung erzwingt.
Sowohl die Isolierung als auch die Kühlleistung müssen korrigiert werden.
Gemäß den IEC-Anforderungen 1.000 Metern Höhe sollte die zulässige Temperaturanstiegsgrenze oberhalb von für alle weiteren 250 Meter um etwa 1 K reduziert werden.
Zum Beispiel:
Bei einem in installierten Transformator 1.600 Metern Höhe sollte die Temperaturanstiegsgrenze um etwa 3 °C gesenkt werden.
In 3.000 Metern Höhe sollte die Temperaturanstiegsgrenze um ca. 8 K reduziert werden.
Bei der praktischen Transformatorenkonstruktion Umgebungstemperatur von 40 °C auf Meereshöhe ausgelegt war, auf etwa kann die nutzbare Kapazität eines Transformators, der ursprünglich für eine 90 % reduziert werden, wenn er in 3.000 Metern Höhe installiert wird.
Der genaue Derating-Faktor hängt von der Kühlmethode ab. Natürlich gekühlte Transformatoren sind im Allgemeinen stärker von der Höhe betroffen als zwangsluftgekühlte Transformatoren.
Durchführungsabstände, Phasenabstände und Abstände zwischen stromführenden Teilen und Erde müssen alle entsprechend den Höhenkorrekturfaktoren neu berechnet werden.
In einer Höhe von 3.000 Metern kann der erforderliche Isolationsabstand bei gleicher Spannungsebene etwa 27 % höher sein als bei Installationen auf Meereshöhe.
Wenn der Installationsraum begrenzt ist, können Lösungen darin bestehen, Durchführungen mit höheren Isolationswerten auszuwählen oder Verbundisolationsdurchführungen zu verwenden, um die verringerte Luftisolationsstärke auszugleichen.
Ein Photovoltaikkraftwerk in der Andenregion Perus ist eines der größten Solarprojekte des Landes. Das Projekt wird voraussichtlich im Jahr in Betrieb gehen 2026und eine jährliche Stromerzeugungskapazität von etwa 1,2 TWh haben.
Die beiden für das Projekt gelieferten Split-Transformatoren SFFZ-235000/220 wurden speziell für den Betrieb in großer Höhe entwickelt und berücksichtigen gleichzeitig die seismischen Anforderungen in Peru, einschließlich einer Erdbebenbeschleunigung von 0,5 g.
CHINT lieferte einen Öltransformator mit 75 MVA und 138 kV für das Windkraftprojekt ENGIE Peru. Der Transformator verfügt über eine vollständig abgedichtete Struktur, um Umgebungen in großen Höhen mit starker Wind- und Staubeinwirkung standzuhalten.
Aufgrund unserer Erfahrung mit ähnlichen Projekten empfehlen wir, eine Transformatorlösung erst dann fertigzustellen, wenn genaue Höhen- und lokale Klimadaten vorliegen.
Der richtige Ansatz ist:
Berechnen Sie Isolationskorrekturfaktoren gemäß IEC 60076-2.
Bewerten Sie die Anforderungen zur Korrektur des Temperaturanstiegs.
Bestimmen Sie, ob eine Kapazitätsanpassung oder eine Verbesserung des Isolationsniveaus erforderlich ist.
Die Durchführung dieser Analyse zu Beginn des Projekts kann spätere größere technische Anpassungen verhindern.
Aus unserer praktischen Projekterfahrung geht hervor, dass viele langfristige Probleme beim Betrieb von Transformatoren in Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien nicht durch Qualitätsprobleme bei der Herstellung verursacht werden, sondern durch das Fehlen kritischer Umgebungsparameter in der anfänglichen Eingabephase des Entwurfs.
Empfohlene Design-Eingabedaten für EPC-Auftragnehmer und -Eigentümer
Design-Eingabeparameter |
Haupteinflussfaktoren |
Auswirkungen auf das Transformatordesign |
|---|---|---|
Maximale Umgebungstemperatur am Projektstandort |
Extreme Sommertemperaturen in Wüsten- und Hochtemperaturregionen |
Beeinflusst den Anstieg der Wicklungstemperatur, die Kühlergröße und die Auswahl der Kühlmethode |
Minimale Umgebungstemperatur |
Hohe Breitengrade oder Berggebiete |
Beeinflusst die Dichtungsstruktur, die Zubehörauswahl und die Leistung des Isolieröls |
Installationshöhe |
Anden, Hochplateauprojekte |
Beeinflusst den Grad der externen Isolierung, die Auswahl der Durchführung und die Korrektur des Temperaturanstiegs |
Luftqualität und Staubgehalt |
Wüsten- und Trockengebiete |
Beeinflusst Tankstruktur, Schutzart und Dichtungsdesign |
Salzsprühstand |
Windkraftprojekte an der Küste |
Beeinflusst den Korrosionsschutzgrad, das Beschichtungssystem und die Materialien der externen Komponenten |
Luftfeuchtigkeit und Niederschlagsbedingungen |
Tropen- und Küstenregionen |
Beeinflusst den Feuchtigkeitsschutz, die Korrosionsbeständigkeit und die Zuverlässigkeit der Isolierung |
Seismische Intensität |
Erdbebengefährdete Gebiete wie Chile und Peru |
Beeinflusst mechanische Festigkeit und seismische Designanforderungen |
Netzanschlussparameter |
Spannungsniveau, Kurzschlussfähigkeit, Systemanforderungen |
Beeinflusst Impedanz, elektrische Parameter und Testanforderungen |
Betriebsbedingungen |
Dauerbetrieb, zyklische Belastung, Überlastanforderungen |
Beeinflusst den Kapazitätsspielraum und das thermische Stabilitätsdesign |
Basierend auf unserer Erfahrung mit Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien in Südamerika sind drei Maßnahmen in der Phase der Transformatorauswahl von entscheidender Bedeutung.
Extreme Temperaturen, Höhenlage, Salzsprühnebel, Luftfeuchtigkeit und seismische Intensität sind die Schlüsselparameter für die Transformatorkonstruktion.
Je früher diese Parameter bestätigt werden, desto genauer wird die technische Lösung sein.
IEC-Normen liefern Referenzbedingungen, die tatsächlichen Projektbedingungen müssen jedoch vom Eigentümer, Ingenieurberater oder örtlichen meteorologischen Quellen eingeholt werden.
Verschiedene südamerikanische Länder haben unterschiedliche technische Anforderungen:
Brasilien: ABNT NBR 5356-Serie + INMETRO-Zertifizierung + ANEEL-Anforderungen
Chile: IEC 60076 + SEC-Zertifizierung (Energieeffizienzanforderungen erfordern möglicherweise IE3-Level)
Kolumbien: Technische Vorschriften IEC 60076 + RETIE
Argentinien: IRAM-Standards + IRAM-Zertifizierung
Peru: IEC 60076, wobei bei Bergbauprojekten häufig höhere Anforderungen gelten
Bestätigen Sie vor der Auswahl des Transformators die in der technischen Spezifikation aufgeführten spezifischen Standards und vergewissern Sie sich, dass die Typprüfberichte des Lieferanten die aktuelle Designversion abdecken.
Nicht standardmäßige Transformatordesigns – wie zum Beispiel:
Vergrößerte Kühlfläche
Höhere Isolationswerte
Maßgeschneiderte Korrosionsschutzbeschichtungssysteme
erfordern zusätzliche Konstruktions- und Fertigungszeit.
Das Abwarten, bis das Projekt kurz vor dem Projektstart steht, und dann die dringende Lieferung anzufordern, führt in der Regel zur Auswahl von Standardprodukten mit eingeschränkter Umweltanpassungsfähigkeit.
Bei Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien in extremen Umgebungen ist eine frühzeitige technische Kommunikation mit dem Transformatorhersteller unerlässlich, um eine langfristige Zuverlässigkeit sicherzustellen.
Das in 2014, Shengsheng Electric gegründete Unternehmen ist auf die Herstellung von Elektrogeräten spezialisiert, darunter Öltransformatoren, Trockentransformatoren, Transformatoren aus amorpher Legierung, vorgefertigte Umspannwerke und Schaltanlage.
Das Unternehmen bietet maßgeschneiderte Transformatorlösungen nach internationalen Standards wie IEC 60076 und GOST . Seine Produkte wurden in mehr als 30 Länder und Regionen geliefert , darunter Märkte im Nahen Osten, Afrika, Südostasien und Südamerika.
Der Ansatz des Ingenieurteams von Shengsheng Electric besteht darin, zunächst die Umgebungsbedingungen und Betriebsanforderungen zu bewerten und dann die technische Lösung zu entwickeln – anstatt zu warten, bis die Ausrüstung am Projektstandort eintrifft, um Kompatibilitätsprobleme zu lösen.
Nach Erhalt der Projektspezifikationen prüfen unsere Ingenieure, ob die ausgewählte Transformatorkonstruktion den tatsächlichen Einsatzbedingungen entspricht. Potenzielle Risiken werden bereits in der frühen Entwurfsphase identifiziert und technische Empfehlungen gegeben.
Für anspruchsvolle Betriebsumgebungen wie:
Wüstengebiete mit hoher Temperatur
Hochgelegene Regionen
Küstengebiete mit starker Salznebelbelastung
Shengsheng Electric hat auf der Grundlage praktischer Projekterfahrung maßgeschneiderte Designlösungen entwickelt.
Wir können Produktions- und Testaufzeichnungen, einschließlich Fertigungs- und Inspektionsvideos, bereitstellen und so sowohl Ferninspektionen als auch Werksabnahmetests (FAT) vor Ort unterstützen..
Die Produkte werden gemäß den IEC 60076-Standards entwickelt und hergestellt und können entsprechend den Projektanforderungen angepasst werden, einschließlich:
GOST-Zertifizierungsanforderungen
Erweiterte Bewertungen der Umgebungsbedingungen
Maßgeschneiderte technische Dokumentationspakete
Durch frühzeitige technische Koordination, maßgeschneidertes technisches Design und strenge Fertigungskontrollen hilft Shengsheng Electric Projekten im Bereich erneuerbare Energien dabei, in anspruchsvollen Umgebungen eine zuverlässige Transformatorleistung zu erzielen.
A: Die Auswahl hängt von der Installationsumgebung und den Anwendungsanforderungen ab.
Für Photovoltaik-Umspannwerke im Freien und Windpark -Umspannwerke sind Öltransformatoren aufgrund ihrer geringeren Kosten, besseren Wärmeableitungsleistung und Vorteile bei Anwendungen mit großer Kapazität die gängige Wahl.
Bei Installationen in Innenräumen oder an Orten mit begrenztem Platzangebot, beispielsweise in Kontrollgebäuden innerhalb von Umspannwerken, können Trockentransformatoren höhere Sicherheitsvorteile bieten.
Es gibt keine absolut „bessere“ Option – der Schlüssel liegt in der Auswahl des Transformatortyps, der den tatsächlichen Projektbedingungen entspricht.
A: In südamerikanischen Mittelspannungsverteilungsnetzen 34,5-kV- und 13,8-kV- Systeme verwendet. werden häufiger
jedoch auch 33-kV-Transformatoren eingesetzt. In einigen internationalen EPC-Projekten, insbesondere in Projekten nach IEC-Standards, werden
Vor der Auswahl des Transformators ist es wichtig, den Spannungspegel des örtlichen Netzanschlusses und die Anforderungen des Versorgungsnetzes zu bestätigen.
A: Herkömmliche Transformatoren vom Typ Ausdehnungsgefäß erfordern eine regelmäßige Überprüfung des Zustands der Entlüftung und des Silikagels. Wenn das Kieselgel aufgrund der Feuchtigkeitsaufnahme seine Farbe ändert, muss es ersetzt oder regeneriert werden.
Für einen vollständig abgedichteten Wellpappentransformator ist kein Ölausdehnungsgefäß oder Entlüfter erforderlich. Da das Isolieröl keinen direkten Kontakt mit der Außenluft hat, hat die Einwirkung von Sand und Staub nur minimale Auswirkungen auf die Ölqualität.
Dieser Vorteil ist besonders wichtig für abgelegene Photovoltaikanlagen, bei denen keine ständigen Wartungsteams vor Ort verfügbar sind.
A: Ja.
Diese Art von Design wurde in unseren Projekten im Nahen Osten und in Nordafrika angewendet. Zu den technischen Lösungen gehören in der Regel:
Reduzierung der zulässigen Temperaturanstiegsgrenzen
Erhöhung der Kühler- und Wärmeableitungskapazität
Upgrade der Temperaturwerte des Zubehörs
Optimierung von Isolationssystemen
Die Kosten sind höher als bei Standardtransformatorkonstruktionen, aber für Umgebungen mit extremen Temperaturen sind diese Verbesserungen unerlässlich, um eine langfristige Betriebszuverlässigkeit zu gewährleisten.
Hebei Shengsheng Electric Co., Ltd.
Die Produkte werden gemäß internationalen Standards wie IEC 60076 und GOST entwickelt und hergestellt und dienen erneuerbaren Energien und Energieinfrastrukturprojekten in Südamerika, dem Nahen Osten, Afrika und Südostasien.
Bei Projekten in der frühen Entwurfsphase empfehlen wir, die Umgebungsbedingungen und Betriebsanforderungen so früh wie möglich zu bestätigen, um spätere technische Änderungen zu reduzieren.
Unser Engineering-Team kann innerhalb von eine erste technische Lösung bereitstellen 24 Stunden .
