All'inizio del 2026 abbiamo condotto una revisione tecnica di un trasformatore per un progetto fotovoltaico in Cile. Le specifiche tecniche fornite dal proprietario erano molto complete: capacità, livello di tensione, tensione di impedenza e limiti di perdita erano tutti chiaramente definiti. Il processo di progettazione ha seguito gli standard IEC e tutto sembrava essere in ordine.
Tuttavia, quando abbiamo esaminato la sezione relativa alle condizioni ambientali, abbiamo notato un dettaglio critico: la temperatura ambientale massima estiva nel sito del progetto era specificata a 45°C..
La temperatura ambiente di progettazione predefinita secondo IEC 60076 è 40°C . Una differenza di 5°C significa una riduzione di 5K nel margine di aumento della temperatura dell'avvolgimento disponibile. Ciò potrebbe non essere evidente durante la fase operativa iniziale, ma nell’arco di tre-cinque anni la differenza nel tasso di invecchiamento dell’isolamento può gradualmente diventare significativa. Abbiamo incluso questo rischio nel nostro feedback tecnico e il proprietario ha successivamente adattato di conseguenza i parametri di progettazione dell'aumento della temperatura.
Questo caso ha evidenziato una questione importante: nei progetti di energia rinnovabile sudamericani, a molti team di progettazione non mancano le conoscenze tecniche. La sfida è che durante la fase di input della progettazione, le condizioni ambientali sono spesso basate su valori standard predefiniti piuttosto che sulle effettive condizioni del sito.
Questa guida riassume tre scenari applicativi tipici basati sull'esperienza accumulata dal team di ingegneri di Shengsheng Electric nel supportare progetti di energia eolica e fotovoltaica in tutto il Sud America, fornendo riferimenti pratici per appaltatori EPC e consulenti di ingegneria.
Il deserto di Atacama è una delle regioni con il più alto livello di radiazione solare al mondo. Secondo la norma IEC 60076 , la temperatura ambiente di riferimento standard per la progettazione del trasformatore è 40°C . Tuttavia, nelle zone desertiche, la temperatura ambientale pomeridiana estiva spesso supera i 45°C , mentre le temperature superficiali del suolo possono essere anche più elevate.
Il modello operativo dei progetti fotovoltaici intensifica ulteriormente questa sfida. Durante il giorno i trasformatori funzionano a pieno carico quando la generazione solare raggiunge il suo picco, mentre di notte il carico scende vicino allo zero. Ciò significa che il trasformatore sperimenta ogni giorno un ciclo termico completo. La ripetuta espansione e contrazione causata dai cambiamenti di temperatura sottopone a stress maggiori i sistemi di isolamento e i componenti di tenuta rispetto al funzionamento stabile e continuo.
Il tasso di invecchiamento dell'isolamento del trasformatore raddoppia all'incirca per ogni aumento di 6–8°C della temperatura operativa . Quando la temperatura ambiente aumenta da 40°C a 48°C , la temperatura del punto caldo dell'avvolgimento aumenta di conseguenza. Il processo di invecchiamento dell'isolamento non è un aumento lineare ma un deterioramento accelerato ed esponenziale.
Nei progetti supportati dal team di ingegneri di Shengsheng Electric , abbiamo scoperto che i trasformatori con design standard che operano in ambienti desertici mostravano un contenuto di umidità più elevato nell'olio del trasformatore e valori di perdita dielettrica più elevati rispetto ad apparecchiature della stessa età dopo soli due o tre anni di funzionamento. Nei casi più gravi, può essere necessaria la sostituzione dell'olio o la revisione della fabbrica dopo circa cinque anni di funzionamento.
Non applicare i parametri di progettazione standard dell'aumento della temperatura senza regolazione.
Durante la fase di selezione del trasformatore, i proprietari del progetto dovrebbero fornire dati climatici storici per il sito di installazione, preferibilmente riguardanti almeno gli ultimi 10 anni. L’attenzione dovrebbe essere rivolta alla temperatura ambiente massima estrema , piuttosto che alle temperature medie mensili. L'aumento della temperatura dell'avvolgimento e l'aumento della temperatura dell'olio superiore dovrebbero quindi essere ricalcolati in base alle condizioni effettive del sito.
I limiti di aumento della temperatura specificati nella norma IEC 60076-2 per i trasformatori immersi in liquido si basano su una temperatura ambiente di riferimento di 40°C . Per ogni ulteriore aumento di 1°C della temperatura ambiente , il margine di aumento della temperatura disponibile si riduce di circa 1K.
Durante le revisioni tecniche dei progetti fotovoltaici nel deserto, spesso scopriamo che i radiatori vengono selezionati in base alla condizione ambientale standard di 40°C. Sebbene il trasformatore possa superare i test di fabbrica e la messa in servizio iniziale senza problemi, il funzionamento continuo in ambienti superiori a 45°C può comportare temperature superiori dell'olio significativamente più elevate durante il funzionamento a lungo termine.
Per i progetti solari nel deserto, la progettazione termica del trasformatore dovrebbe pertanto essere valutata in base alle effettive condizioni ambientali peggiori , tra cui la temperatura ambiente massima, il funzionamento a pieno carico, la capacità di raffreddamento e i requisiti di invecchiamento dell'isolamento.
Sabbia e polvere rappresentano le principali sfide negli ambienti desertici
Nelle aree desertiche, i forti venti e le particelle di sabbia trasportate dall'aria creano ulteriori rischi per il funzionamento del trasformatore. Nei trasformatori convenzionali del tipo con conservatore, lo sfiatatoio può facilmente ostruirsi a causa di polvere e sabbia. Una volta compromessa la funzione di rimozione dell'umidità, l'olio isolante viene direttamente esposto all'umidità presente nell'aria, aumentando significativamente il rischio di contaminazione dell'olio e degrado dell'isolamento.
Un trasformatore con serbatoio ondulato completamente sigillato elimina questa modalità di guasto. Non necessita di conservatore o sfiato dell'olio e l'olio isolante è completamente isolato dal contatto diretto con l'aria esterna. I trasformatori step-up da 33 kV/0,69 kV forniti da Shengsheng Electric per gli impianti di energia solare in Arabia Saudita adottano questa struttura, combinata con isolamento di Classe F, raffreddamento ONAN e protezione IP55 , e hanno raggiunto un funzionamento stabile in ambienti difficili.
Il metodo di raffreddamento ONAN (Oil Natural Air Natural) potrebbe non essere sempre sufficiente per ambienti desertici con temperature estremamente elevate.
Se è disponibile spazio di installazione sufficiente, l'aumento della superficie del radiatore può migliorare le prestazioni di dissipazione del calore. Tuttavia, laddove lo spazio è limitato, soluzioni alternative come il raffreddamento ONAF (Oil Natural Air Forced) o i sistemi di circolazione forzata dell’olio. dovrebbero essere valutate
I criteri di valutazione chiave sono se l' aumento della temperatura superiore dell'olio calcolato e l'aumento della temperatura media degli avvolgimenti rimangono entro i limiti consentiti nelle condizioni più severe, inclusa la temperatura ambiente più elevata e il funzionamento a pieno carico.
Un progetto fotovoltaico situato nel deserto cileno di Atacama, uno degli ambienti solari più estremi del mondo, è stato dotato di tre trasformatori step-up da 220 kV . Il sito del progetto è soggetto a fluttuazioni di temperatura giornaliere eccezionalmente ampie rispetto alla maggior parte dei siti di energia rinnovabile in Sud America.
Questi progetti imponevano requisiti più elevati in termini di capacità di raffreddamento del trasformatore e prestazioni di tenuta rispetto alle applicazioni standard.
In base alla nostra esperienza con ambienti simili, quando la temperatura ambiente supera i 45°C , l'isolamento di Classe F dovrebbe essere considerato un requisito fondamentale . La superficie di raffreddamento richiesta deve essere ricalcolata in base alle condizioni effettive del sito, anziché applicare semplicemente progetti di trasformatori standard.
La regione costiera nord-orientale del Brasile è una delle aree più ricche di energia eolica del Sud America. Dal Ceará a Bahia, migliaia di chilometri di costa ospitano numerosi parchi eolici. Le apparecchiature installate nella parte inferiore delle torri delle turbine eoliche o vicino alle turbine sono continuamente esposte all'aria marina salata.
La nebbia salina provoca danni globali ai trasformatori, tra cui formazione di bolle e scrostamenti del rivestimento, corrosione dei terminali che porta ad una maggiore resistenza di contatto, ruggine degli elementi di fissaggio che rende difficile la manutenzione e lo smontaggio e invecchiamento delle guarnizioni che consentono all'aria carica di sale di penetrare nella vasca del trasformatore. In queste condizioni, i rivestimenti anticorrosione standard possono iniziare a mostrare macchie di ruggine entro soli due o tre anni.
Uno studio sulla corrosione condotto su un progetto di linea di trasmissione di 1.150 km in Brasile fornisce un prezioso riferimento. Il progetto è stato inizialmente concepito secondo i requisiti della categoria di corrosione C3 . Tuttavia, dopo un anno di funzionamento, le misurazioni sul campo hanno mostrato che l’ambiente di corrosione effettivo aveva raggiunto i livelli C5-Cx (corrosività estrema) . I tassi di corrosione dell'acciaio al carbonio misurati su campioni di sottostazioni variavano da 23 μm/anno a 225 μm/anno.
La differenza tra la stima teorica e le condizioni effettive di corrosione può raggiungere due categorie di corrosione. La scelta dei materiali in base a livelli di corrosione sottostimati può ridurre significativamente la durata delle apparecchiature.
Per i progetti costieri, il sistema di protezione dalla corrosione dovrebbe essere progettato almeno secondo i requisiti della categoria ISO 12944-2 C4 . Per installazioni entro 500 metri dalla costa , di categoria C5-M . si consiglia la protezione
I componenti terminali e gli elementi di fissaggio devono utilizzare in acciaio inossidabile 304 o 316 . materiali Le targhette devono essere realizzate in acciaio inossidabile con incisione laser, poiché le targhette convenzionali in alluminio potrebbero diventare poco chiare o danneggiarsi dopo diversi anni in ambienti con nebbia salina.
La differenza tra la protezione C5-M e C4 non sta semplicemente nell'applicare 'un ulteriore strato di vernice'. Il sistema di rivestimento completo, comprendente primer, rivestimento intermedio e finitura, richiede materiali, spessori e procedure di applicazione diversi.
Per un progetto di sottostazione containerizzata fornito da Shengsheng Electric a Santiago, Cile, l'apparecchiatura è stata progettata secondo i requisiti di protezione dalla corrosione C5-M con un grado di protezione IP54 , considerando la posizione costiera del progetto e le condizioni di elevata umidità.
La nebbia salina non solo corrode le strutture esterne ma può anche penetrare all'interno del trasformatore attraverso punti di tenuta deboli e contaminare l'olio isolante.
Tutti i materiali di tenuta devono avere una resistenza sufficiente all'invecchiamento in nebbia salina. I punti di ingresso dei cavi richiedono un accurato trattamento di sigillatura senza punti deboli. Il processo di saldatura dei serbatoi corrugati deve garantire l'assenza di pori, crepe o difetti di saldatura che potrebbero compromettere le prestazioni di tenuta.
I trasformatori installati all’interno delle torri delle turbine eoliche devono affrontare ulteriori sfide, tra cui vibrazioni e spazio di installazione limitato.
La struttura meccanica deve essere progettata con sufficiente resistenza alle vibrazioni. Le dimensioni del trasformatore devono corrispondere ai requisiti di spazio interno della torre e alcune posizioni delle turbine potrebbero richiedere la considerazione delle condizioni di installazione inclinata.
Il progetto di energia eolica Three Gorges Brazil Palmeiras si trova nello stato di Paraíba, in Brasile. Il progetto ha una capacità installata totale di 648 MW , comprese 108 turbine eoliche da 6 MW ciascuna , insieme a una sottostazione da 500 kV dotata di due trasformatori split da 370 MVA/500 kV.
I progetti di energia rinnovabile su larga scala hanno in genere requisiti rigorosi per la protezione dalla corrosione di alto livello. Per gli ingegneri dei trasformatori coinvolti in questi progetti, la protezione dalla corrosione non si limita al solo spessore del rivestimento. Il materiale dell'alloggiamento, il processo di saldatura e il sistema di rivestimento devono essere tutti progettati sistematicamente secondo i requisiti C5-M , anziché indicare semplicemente il 'trattamento anticorrosivo migliorato' in un preventivo.
Le Ande si estendono lungo il lato occidentale del Sud America e molti progetti di energia rinnovabile in Perù, Cile, Argentina e Bolivia sono situati ad altitudini superiori a 3.000 metri.
Gli ambienti ad alta quota influiscono sui trasformatori in due modi principali:
Innanzitutto, la ridotta densità dell’aria diminuisce la capacità di dissipazione del calore . All'aumentare dell'altitudine ogni 1.000 metri , la densità dell'aria diminuisce di circa il 10% , con conseguente riduzione dell'efficienza del raffreddamento per convezione.
In secondo luogo, la ridotta resistenza all’isolamento dell’aria richiede maggiori distanze di isolamento esterno . Per ogni aumento di altitudine di 1.000 metri , la resistenza dell'isolamento dell'aria diminuisce di circa l'8-10%.
Secondo la norma IEC 60076-2 , i parametri di isolamento devono essere corretti quando l'altitudine di installazione supera i 1.000 metri . Il fattore di correzione è:
Ka = exp((H-1000)/8150)
dove H rappresenta l'altitudine di installazione in metri.
Tuttavia, nelle revisioni dei progetti effettivi, non è possibile risolvere il problema di un trasformatore installato a 3.000 metri di altitudine semplicemente aumentando le distanze di isolamento. Molti progetti superano i test di resistenza all'alta tensione ma successivamente riscontrano un aumento eccessivo della temperatura operativa perché la correzione termica non è stata presa in considerazione insieme alla regolazione dell'isolamento.
Un errore comune è correggere solo il livello di isolamento ignorando le prestazioni di raffreddamento. Di conseguenza, il lato ad alta tensione del trasformatore supera i test dielettrici, ma la capacità di carico effettiva ad alta quota è ridotta, non perché il trasformatore non sia in grado di gestire il carico elettrico, ma perché la dissipazione del calore è insufficiente e le temperature degli avvolgimenti superano i limiti consentiti, costringendo al declassamento operativo.
Sia l'isolamento che le prestazioni di raffreddamento devono essere corrette.
Secondo i requisiti IEC, al di sopra dei 1.000 metri di altitudine , il limite di aumento della temperatura consentito deve essere ridotto di circa 1K per ogni 250 metri aggiuntivi.
Per esempio:
Un trasformatore installato a 1.600 metri di altitudine dovrebbe avere il limite di aumento della temperatura ridotto di circa 3°C.
A 3.000 metri di altitudine il limite di aumento della temperatura dovrebbe essere ridotto di circa 8K.
Nella progettazione pratica del trasformatore, un trasformatore originariamente progettato per una temperatura ambiente di 40°C al livello del mare può avere la sua capacità utilizzabile ridotta a circa il 90% se installato a 3.000 metri di altitudine.
L'esatto fattore di declassamento dipende dal metodo di raffreddamento. I trasformatori a raffreddamento naturale sono generalmente più influenzati dall'altitudine rispetto ai trasformatori a raffreddamento ad aria forzata.
Le distanze tra le boccole, le distanze fase-fase e le distanze tra parti attive e terra devono essere tutte ricalcolate in base ai fattori di correzione dell'altitudine.
Ad un'altitudine di 3.000 metri , la distanza di isolamento richiesta per lo stesso livello di tensione può essere superiore di circa il 27% rispetto alle installazioni al livello del mare.
Se lo spazio di installazione è limitato, le soluzioni possono includere la scelta di boccole con valori di isolamento più elevati o l'utilizzo di boccole isolanti composite per compensare la ridotta resistenza all'isolamento dell'aria.
Una centrale fotovoltaica situata nella regione andina del Perù è uno dei più grandi progetti solari del paese. Si prevede che il progetto entrerà in funzione nel 2026, con una capacità annua di generazione di energia elettrica di circa 1,2 TWh.
I due trasformatori split SFFZ-235000/220 forniti per il progetto sono stati appositamente progettati per il funzionamento ad alta quota, tenendo conto anche dei requisiti sismici del Perù, compreso un livello di accelerazione del terremoto di 0,5 g.
CHINT ha fornito un trasformatore in olio da 75 MVA 138 kV per il progetto di energia eolica ENGIE Perù. Il trasformatore adotta una struttura completamente sigillata per resistere ad ambienti ad alta quota con forte esposizione a vento e polvere.
Sulla base della nostra esperienza con progetti simili, consigliamo di non finalizzare una soluzione di trasformatore prima di ottenere dati accurati sull'altitudine e sul clima locale.
L'approccio corretto è:
Calcolare i fattori di correzione dell'isolamento secondo la norma IEC 60076-2.
Valutare i requisiti di correzione dell'aumento di temperatura.
Determinare se sono necessari aggiustamenti della capacità o miglioramenti del livello di isolamento.
Il completamento di questa analisi all'inizio del progetto può evitare importanti aggiustamenti tecnici successivi.
Dalla nostra esperienza pratica di progetto, molti problemi di funzionamento a lungo termine dei trasformatori nei progetti di energia rinnovabile non sono causati da problemi di qualità della produzione, ma dalla mancanza di parametri ambientali critici durante la fase iniziale di input della progettazione.
Dati di input di progettazione consigliati per appaltatori e proprietari EPC
Parametro di input del progetto |
Principali fattori che influenzano |
Impatto sulla progettazione del trasformatore |
|---|---|---|
Temperatura ambiente massima nel sito del progetto |
Temperature estive estreme nelle regioni desertiche e ad alta temperatura |
Influisce sull'aumento della temperatura dell'avvolgimento, sul dimensionamento del radiatore e sulla selezione del metodo di raffreddamento |
Temperatura ambiente minima |
Aree ad alta latitudine o montuose |
Influisce sulla struttura di tenuta, sulla selezione degli accessori e sulle prestazioni dell'olio isolante |
Altitudine di installazione |
Montagne delle Ande, progetti di altipiani |
Influisce sul livello di isolamento esterno, sulla selezione della boccola e sulla correzione dell'aumento di temperatura |
Qualità dell'aria e livello di polvere |
Regioni desertiche e aride |
Influisce sulla struttura del serbatoio, sul grado di protezione e sul design della tenuta |
Livello di nebbia salina |
Progetti di energia eolica costiera |
Influisce sul livello di protezione dalla corrosione, sul sistema di rivestimento e sui materiali dei componenti esterni |
Condizioni di umidità e precipitazioni |
Regioni tropicali e costiere |
Influisce sulla protezione dall'umidità, sulla resistenza alla corrosione e sull'affidabilità dell'isolamento |
Intensità sismica |
Aree a rischio sismico come Cile e Perù |
Influisce sulla resistenza meccanica e sui requisiti di progettazione sismica |
Parametri di connessione alla rete |
Livello di tensione, capacità di cortocircuito, requisiti di sistema |
Influisce sull'impedenza, sui parametri elettrici e sui requisiti di test |
Condizioni operative |
Funzionamento continuo, carico ciclico, requisiti di sovraccarico |
Influisce sul margine di capacità e sul design della stabilità termica |
Sulla base della nostra esperienza con progetti di energia rinnovabile in Sud America, tre azioni sono fondamentali durante la fase di selezione del trasformatore.
Temperatura estrema, altitudine, livello di nebbia salina, umidità e intensità sismica sono i parametri chiave che determinano la progettazione del trasformatore.
Quanto prima verranno confermati questi parametri, tanto più precisa sarà la soluzione tecnica.
Gli standard IEC forniscono condizioni di riferimento, ma le condizioni effettive del progetto devono essere raccolte dal proprietario, dal consulente tecnico o da fonti meteorologiche locali.
Diversi paesi del Sud America hanno requisiti tecnici diversi:
Brasile: serie ABNT NBR 5356 + certificazione INMETRO + requisiti ANEEL
Cile: certificazione IEC 60076 + SEC (i requisiti di efficienza energetica possono richiedere il livello IE3)
Colombia: norme tecniche IEC 60076 + RETIE
Argentina: standard IRAM + certificazione IRAM
Perù: IEC 60076, con requisiti più elevati spesso applicati nei progetti minerari
Prima di selezionare il trasformatore, confermare gli standard specifici elencati nelle specifiche tecniche e verificare che i rapporti di prova di tipo del fornitore coprano la versione di progettazione attuale.
Progetti di trasformatori non standard, ad esempio:
Maggiore superficie di raffreddamento
Livelli di isolamento più elevati
Sistemi di rivestimento anticorrosione personalizzati
richiedono tempi di progettazione e produzione aggiuntivi.
Aspettare l'inizio del progetto e poi richiedere urgentemente la consegna porta solitamente a selezionare prodotti standard con limitata adattabilità ambientale.
Per i progetti di energia rinnovabile in ambienti estremi, la comunicazione tecnica tempestiva con il produttore del trasformatore è essenziale per garantire l'affidabilità a lungo termine.
Fondata a 2014, Shengsheng Electric è specializzata nella produzione di apparecchiature elettriche, tra cui trasformatori in olio, trasformatori a secco, trasformatori in lega amorfa, sottostazioni prefabbricate , e quadri.
L'azienda fornisce soluzioni di trasformatori personalizzate secondo gli standard internazionali come IEC 60076 e GOST . I suoi prodotti sono stati forniti in più di 30 paesi e regioni , compresi i mercati del Medio Oriente, Africa, Sud-Est asiatico e Sud America.
L'approccio del team di ingegneri di Shengsheng Electric è quello di valutare innanzitutto le condizioni ambientali e i requisiti operativi, quindi sviluppare la soluzione tecnica , anziché attendere l'arrivo delle apparecchiature sul sito del progetto per risolvere i problemi di compatibilità.
Dopo aver ricevuto le specifiche del progetto, i nostri ingegneri verificano se il design del trasformatore selezionato corrisponde alle condizioni di applicazione effettive. I rischi potenziali vengono identificati e vengono fornite raccomandazioni tecniche durante la fase iniziale della progettazione.
Per ambienti operativi difficili come:
Aree desertiche ad alta temperatura
Regioni d'alta quota
Aree costiere con grave esposizione a nebbia salina
Shengsheng Electric ha sviluppato soluzioni di progettazione personalizzate basate sull'esperienza pratica di progetto.
Siamo in grado di fornire registrazioni di produzione e test, inclusi video di produzione e ispezione, supportando sia l'ispezione remota che i test di accettazione in fabbrica (FAT) in loco.
I prodotti sono progettati e realizzati secondo gli standard IEC 60076 e possono essere personalizzati in base ai requisiti di progetto, tra cui:
Requisiti di certificazione GOST
Valutazioni estese delle condizioni ambientali
Pacchetti di documentazione tecnica personalizzati
Attraverso il coordinamento tecnico precoce, la progettazione ingegneristica personalizzata e un rigoroso controllo della produzione, Shengsheng Electric aiuta i progetti di energia rinnovabile a ottenere prestazioni affidabili dei trasformatori in ambienti difficili.
R: La selezione dipende dall'ambiente di installazione e dai requisiti dell'applicazione.
Per le sottostazioni fotovoltaiche esterne e le sottostazioni dei parchi eolici, i trasformatori immersi in olio sono la scelta principale grazie al loro costo inferiore, alle migliori prestazioni di dissipazione del calore e ai vantaggi nelle applicazioni di grande capacità.
Per installazioni interne o luoghi con spazio limitato, come gli edifici di controllo all'interno delle sottostazioni, i trasformatori a secco possono offrire maggiori vantaggi in termini di sicurezza.
Non esiste un'opzione 'migliore' assoluta: la chiave sta nel selezionare il tipo di trasformatore che corrisponde alle condizioni effettive del progetto.
R: Nelle reti di distribuzione a media tensione del Sud America, i sistemi da 34,5 kV e 13,8 kV sono più comunemente utilizzati.
Tuttavia, i trasformatori da 33 kV vengono applicati anche in alcuni progetti EPC internazionali, in particolare progetti che seguono gli standard IEC.
Prima di selezionare il trasformatore, è importante confermare il livello di tensione di connessione alla rete locale e i requisiti dell'utilità.
R: I trasformatori convenzionali del tipo a conservatore richiedono un'ispezione regolare dello sfiatatoio e delle condizioni del gel di silice. Quando il gel di silice cambia colore a causa dell'assorbimento di umidità, deve essere sostituito o rigenerato.
Un trasformatore con serbatoio corrugato completamente sigillato non richiede un conservatore dell'olio o uno sfiatatoio. Poiché l'olio isolante non ha alcun contatto diretto con l'aria esterna, l'esposizione alla sabbia e alla polvere ha un impatto minimo sulla qualità dell'olio.
Questo vantaggio è particolarmente importante per gli impianti fotovoltaici remoti dove non sono disponibili squadre di manutenzione permanenti in loco.
R: Sì.
Questo tipo di design è stato applicato nei nostri progetti in Medio Oriente e Nord Africa. Le soluzioni tecniche solitamente includono:
Ridurre i limiti di aumento della temperatura consentiti
Aumento della capacità del radiatore e della dissipazione del calore
Aggiornamento dei valori nominali di temperatura degli accessori
Ottimizzazione dei sistemi di isolamento
Il costo è più elevato rispetto ai progetti di trasformatori standard, ma per ambienti a temperature estreme questi miglioramenti sono essenziali per garantire l’affidabilità operativa a lungo termine.
Hebei Shengsheng Electric Co., Ltd.
I prodotti sono progettati e realizzati secondo gli standard internazionali, tra cui IEC 60076 e GOST , al servizio di progetti di energia rinnovabile e infrastrutture elettriche in Sud America, Medio Oriente, Africa e Sud-Est asiatico.
Per i progetti nella fase iniziale della progettazione, consigliamo di confermare le condizioni ambientali e i requisiti operativi il prima possibile per ridurre successive modifiche tecniche.
Il nostro team di ingegneri può fornire una soluzione tecnica iniziale entro 24 ore.
