Transformatory elektrowni geotermalnych: specyfikacja pod kątem korozji wywołanej H2S, obciążenia stałego i lokalizacji odległych

Operator elektrowni geotermalnej w Dolinie Rzeczników przesłał nam jednostkę podwyższającą o mocy 12 MVA do inspekcji po osiemnastu miesiącach eksploatacji. Żadna część nie uległa awarii elektrycznej. Awarii uległa natomiast farba: powłoka zbiornika pękała i odsłaniała stal na całej długości banku radiatorów, gwintowane śruby miedziane na izolatorach przybrały barwę zielono-czarną, a żel krzemionkowy w oddechownicy zmienił kolor na ciemny już po kilku tygodniach od wprowadzenia jednostki do eksploatacji. Winowajcą była siarkowodór (H2S) – ten sam gaz, który sprawia, że pole geotermalne warto wydobywać, atakuje wszystko, co do niego przymocowane.

Jednostka została prawidłowo dobrane pod kątem mocy znamionowej. Nie została jednak prawidłowo określona pod kątem warunków eksploatacji. Ta różnica decyduje o tym, czy transformator elektrowni geotermalnej zapewni dwadzieścia pięć lat nieprzerwanego dostarczania mocy bazowej, czy też zostanie wycofany już przy pierwszym poważnym awarii.

 

 

Dlaczego geotermia stanowi bardziej wymagające obciążenie niż energia słoneczna lub wiatrowa

Departament Energii Stanów Zjednoczonych (DOE) określa energię geotermalną jako moc bazową o współczynniku wykorzystania współczynnik wykorzystania mocy wynoszącym około 90%, co oznacza, że elektrownia geotermalna pracuje niemal cały czas z maksymalną mocą, równoważąc przy tym źródła mocy niestałej, takie jak wiatr i słońce. Ta jedna liczba całkowicie zmienia charakter obciążenia transformatora. Pełny opis można znaleźć na stronie Biura Geotermii Departamentu Energii (DOE) .

Transformator nie starzeje się z powodu obciążenia szczytowego. Starzeje się z powodu czasu przebywania w wysokiej temperaturze. Jednostka na farmie słonecznej intensywnie pracuje po południu, a następnie ma długą, chłodną noc na regenerację. Jednostka geotermalna nigdy nie ma takiego okresu regeneracji. Pracuje niemal cały czas blisko mocy znamionowej – przez noce, weekendy oraz cały okres eksploatacji elektrowni.

Poniższa tabela pokazuje, dlaczego ten sam rating kVA oznacza trzy różne specyfikacje:

Rodzaj rośliny	Współczynnik wykorzystania mocy	Wzorzec obciążenia transformatora	Główny naprężenie
Energia słoneczna PV	20% - 25%	Codzienny wzrost obciążenia, postoje w nocy	Cyklowanie termiczne, harmoniczne z falowników
Wiatr	30% – 45%	Przerywane, wysoce zmienne	Cyklowanie, harmoniczne generowane przez obciążenie
Geotermalna	ok. 90%	Obciążenie bliskie nominalnemu, 24/7	Utrzymane gorące punkty uzwojenia, korozja przez H2S, dostęp do oddalonych lokalizacji

 

H2S: tryb uszkodzenia, który rzadko pojawia się w arkuszu specyfikacji

Siarkowodór występuje w parze geotermalnej i roztworze solonym w stężeniach od kilku części na milion do kilkuset. Nie stanowi zagrożenia pożądrowego przy tych stężeniach, co właśnie powoduje, że jest pomijany podczas zakupów. Jest natomiast „kradziejem” metali. Korozja H2S dotyczy miedzi i srebra w pierwszej kolejności, tworząc warstwy siarczków, które zwiększają opór kontaktowy we wszystkich połączeniach śrubowych i pokrytych warstwą metalu wzdłuż ścieżki prądu.

W praktyce oznacza to studziki izolatorów, styki przekładnika tap changer, końcówki przewodów sterujących oraz wszelkie połączenia pokryte warstwą srebra wewnątrz skrzynki zaciskowej. Otwieraliśmy jednostki geotermalne, w których izolacja uzwojenia wykazywała doskonałe parametry, a przyczyną wycofania jednostki z eksploatacji były właśnie styki przekładnika tap changer. Rozwiązaniem jest dobór materiałów: całkowicie unikać pokrycia srebrem w zamówieniach na urządzenia geotermalne, stosować miedź cynowaną lub powierzchnie kontaktowe pokryte niklem oraz uszczelniać szafę sterowniczą za pomocą uszczelki zamiast wentylacji z kratką.

System zachowawczy oleju ma takie samo znaczenie. Wolny zbiornik rozszerzalny wpuszcza codziennie powietrze zawierające siarkowodór do oleju, gdy objętość przestrzeni nad powierzchnią oleju w zbiorniku się zmniejsza. W przypadku zastosowań geotermalnych określamy zabezpieczony oddech z suszarką powietrza lub całkowicie hermetyczny transformator zanurzeniowy w oleju projekt, o ile dopuszczalne jest to przez wartość znamionową. Ta jedna decyzja jednoczesnie chroni olej, izolację oraz styki przełącznika odciążeniowego.

 

Dobór transformatora dla elektrowni geotermalnej przy współczynniku wykorzystania mocy wynoszącym 90%

Przeprowadź obliczenia przed wybraniem wartości znamionowej. Przy współczynniku wykorzystania mocy wynoszącym 90% współczynnik wykorzystania mocy , jednostka geotermalna gromadzi rocznie około 7880 godzin pracy pod obciążeniem. Elektrownia słoneczna przy współczynniku 25% gromadzi około 2190 godzin. Transformator geotermalny działa więc w temperaturze przez około trzy i pół raza więcej godzin każdego roku, a starzenie termiczne jest skumulowane.

Dlatego podajemy wzrost temperatury uzwojenia o wartość 55 K dla zastosowań geotermalnych zamiast domyślnej wartości 65 K, która występuje w większości specyfikacji rozdzielczych. Niższy projektowy wzrost temperatury zapewnia niższą temperaturę punktu najgorętszego, a niższa temperatura punktu najgorętszego wydłuża żywotność izolacji. Kompromis jest rzeczywisty: należy się spodziewać większego rdzenia, większej powierzchni radiatora oraz cięższego zbiornika przy tej samej mocy wyrażonej w kVA.

Transformatory podwyższające napięcie generatora w elektrowniach typu flash i binary zwykle podwyższają napięcie generatora z zakresu od 4,16 kV do 13,8 kV do napięcia kolektorowego 34,5 kV lub do połączenia przesyłowego 69 kV–138 kV. Wymiary jednostki należy dobierać na podstawie mocy generatora wyrażonej w MVA plus obciążenia pomocniczego elektrowni – wież chłodzących, pomp cyrkulacyjnych wody, systemów próżniowych i ekstrakcji gazu – a następnie potwierdzić dopuszczalną moc na podstawie profilu obciążenia, a nie pojedynczej wartości znamionowej podanej na tabliczce znamionowej. Jeśli elektrownia ma pracować powyżej mocy znamionowej w okresach nadmiaru pary, należy zażądać udokumentowania zdolności do przeładowania zgodnie z wytyczną IEEE C57.91 dotyczącą obciążania, a nie zakładać jej domyślnie.

 

Chłodzenie, powłoki ochronne i specyfikacja systemu malarskiego

Lokalizacje geotermalne znajdują się często w pobliżu wybrzeża lub w obszarach wulkanicznych, co powoduje jednoczesne występowanie dwóch czynników korozji: siarkowodoru pochodzącego ze strony procesowej oraz powietrza zawierającego chlorki pochodzącego ze strony morskiej. System powłok ochronnych jest elementem specyfikacji technicznej, a nie szczegółem wykończenia. W dokumentacji przetargowej należy określić kategorię agresywności środowiska i zobowiązać dostawcę do jej przestrzegania. Klasyfikacja środowisk zgodnie z normą ISO 12944-2 określa kategorie C1–CX i stanowi wspólny język, którego mogą używać zarówno zakupujący, jak i producenci; kategoria C5-M obejmuje ekspozycję przybrzeżną i morską.

Dla zamówień geotermalnych w obszarach przybrzeżnych oferujemy system powłok składający się z gruntu epoksydowego, warstwy pośredniej epoksydowej oraz powłoki nawierzchniowej poliuretanowej o całkowitej grubości suchego filmu wynoszącej około 320 mikrometrów, nanoszony na podłoże ocynkowane ogniowo lub oczyszczone metodą piaskowania. Żebra chłodnicy wymagają osobnego traktowania: w elektrowni geotermalnej żebra gromadzą zarówno kurz, jak i siarczki, a cienka powłoka chroniąca żebro, która sprawdza się w obszarach kontynentalnych, może zaniknąć już po dwóch sezonach. Ochronę żeber przed korozją należy określić wyraźnie.

Chłodzenie samo w sobie również wymaga ponownej analizy. Jednostka pracująca niemal cały czas przy obciążeniu znamionowym, 24 godziny na dobę, w temperaturze otoczenia od 40 do 50 °C, nie posiada żadnego zapasu wydajności. Zweryfikuj obliczoną temperaturę najgorętszego punktu uzwojenia dla rzeczywistej temperatury otoczenia na miejscu, a nie dla 30 °C, oraz upewnij się, że etapy chłodzenia wspomaganego wentylatorami zostały określone z niezależnymi źródłami zasilania, aby usterka obwodu sterowania nie spowodowała utraty drugiego stopnia chłodzenia.

 

Wysokość nad poziomem morza, strefy sejsmiczne oraz transport jednostki na miejsce

Wiele pól geotermicznych na świecie znajduje się powyżej 1000 m n.p.m.: kompleks Olkaria w Kenii, niektóre regiony Indonezji oraz znaczna część Wschodnioafrykańskiego Pęknięcia. Wytrzymałość izolacji oraz wydajność chłodzenia maleją wraz ze wzrostem wysokości nad poziomem morza, dlatego jednostka zaprojektowana dla poziomu morza nie jest tą samą jednostką na wysokości 2000 m. Należy zastosować współczynniki obniżenia wydajności zarówno dla poziomu izolacji, jak i dla obliczeń chłodzenia, a te obliczenia powinny zostać przedstawione w raporcie testowym, a nie podane jedynie jako stwierdzenie.

Projektowanie odporności na trzęsienia ziemi to drugie ograniczenie geograficzne. Pola w Dolinie Rzeki, na Islandii, w Indonezji oraz w Kalifornii znajdują się w aktywnych strefach sejsmicznych, a transformator jest najcięższym elementem stacji elektroenergetycznej. Oznacza to konieczność zaprojektowania kotwienia, wytrzymałości płyty podstawowej oraz – w przypadku projektów dla operatorów sieci – spełnienia wymogów odporności na trzęsienia ziemi zgodnie ze standardem IEEE 693. Typowy spawany podkład nie spełnia wymogów projektowania odpornego na trzęsienia ziemi.

Kolejnym aspektem jest logistyka, która zaskakuje nabywców częściej niż którykolwiek z parametrów elektrycznych. Pola geotermiczne zwykle osiąga się drogami dostępowymi o dużej długości, złej jakości nawierzchni i ścisłych limitach obciążenia na oś. Przewóz całkowicie zmontowanego urządzenia o masie 40 ton do odległego pola może być niemożliwy. Praktycznym rozwiązaniem jest projekt z możliwością transportu w częściach: zbiornik przewożony bez oleju, chłodnice pakowane osobno, izolatory w dedykowanych kontenerach oraz dokumentowana kolejność montażu na miejscu z podaniem wartości momentów dokręcania. Nasze transformatory olejowe regularnie dostarczane są w takiej konfiguracji do odległych projektów generacji energii.

 

 

Jak Ryan Electric przygotowuje jednostkę do zastosowania geotermalnego

Każde zamówienie geotermalne przechodzi przez inną listę kontrolną specyfikacji niż standardowa jednostka dystrybucyjna. Zmiany materiałów są odnotowywane w liście materiałów, aby kupujący mógł je zweryfikować: brak kontaktów pokrytych srebrem, uszczelnione zachowanie oleju, powłoka C5-M, zweryfikowane obniżenie mocy na wysokości, udokumentowane kotwiczenie sejsmiczne. Raport z testu rutynowego zawiera następnie dane dotyczące oporności w niskiej temperaturze i stosunku potrzebne do uruchomienia, zmierzone względem rzeczywistych pozycji odgałęzień dostarczonych.

Budujemy w obiekcie o powierzchni 120 000 metrów kwadratowych, wyposażonym w ponad 180 zestawów urządzeń produkcyjnych i testowych oraz posiadającym 37 patentów; posiadamy certyfikaty UL, CSA, IEEE, DEKRA, CNAS oraz CE. Od 2023 roku Ryan Electric działa jako oficjalny partner przedsiębiorstwa joint venture z Eatonem, co spowodowało surowsze wymagania wobec naszych standardów dokumentacji. Jednostki wysyłane przez nas na tereny o wysokiej korozyjności, na dużych wysokościach oraz w odległych lokalizacjach oparte są na tej samej platformie, którą stosujemy dla klientów z sektorów centrów danych, energetyki oraz górnictwa, dostosowanej do rzeczywistych warunków panujących na danej lokalizacji.

 

Co zawrzeć w zapytaniu ofertowym dotyczącym transformatora geotermalnego

W większości zapytań ofertowych dotyczących transformatorów geotermalnych, jakie otrzymujemy, podawane są jedynie napięcie, moc znamionowa oraz impedancja – i to wszystko. Te trzy parametry nie określają zadania geotermalnego. Dodaj poniższe siedem elementów, aby uzyskana oferta była porównywalna między różnymi dostawcami:

Stężenie H2S. Zmierzone w ppm w parze lub roztworze solankowym oraz informacja, czy lokalizacja znajduje się przy wybrzeżu.

Temperatura otoczenia i wysokość nad poziomem morza. Projektowa maksymalna temperatura otoczenia w stopniach Celsjusza oraz wysokość nad poziomem morza.

Kategoria korozyjności i system powłokowy. Kategoria zgodna z normą ISO 12944-2 oraz wymagana grubość suchego powłoki.

Profil obciążenia i współczynnik wykorzystania mocy. Oczekiwana roczna liczba godzin pracy pod obciążeniem, a nie tylko znamionowa moc pozorna w kVA.

Wzrost temperatury uzwojenia oraz limit temperatury punktu gorącego. Określ żądany wzrost lub poproś dostawcę o uzasadnienie wartości domyślnej.

Wymagania sejsmiczne. Czy wymagane jest certyfikowanie zgodnie z normą IEEE 693, czy też obowiązują kryteria kotwienia specyficzne dla danego miejsca.

Ograniczenia transportowe. Maksymalna masa pojedynczego elementu, ograniczenia drogowe oraz informacja, czy przewidziano montaż na miejscu.

 

Zanim określi się kolejną jednostkę geotermiczną

Prześlij nam dane z terenu – stężenie H2S, temperaturę otoczenia, wysokość nad poziomem morza, strefę sejsmiczną oraz profil obciążenia – a nasz zespół inżynierski przygotuje arkusz specyfikacji zawierający informacje o zastosowanych substytucjach materiałów, obliczeniach chłodzenia oraz planie transportu. Wolałbyśmy dyskutować o systemie malowania na papierze niż wymieniać bank radiatorów w terenie.

O autorze: Ten artykuł został przygotowany przez zespół inżynierski firmy Ryan Electric (Jiangsu Ryan Transformers), producenta transformatorów z żywicy odlewanej, olejowych oraz umieszczanych na podstawie, który od 2007 roku obsługuje klientów z sektorów energetyki, centrów danych, generacji energii odnawialnej oraz przemysłu. Zespół codziennie pracuje z wymaganiami norm IEEE C57 i IEC 60076 oraz wspiera deweloperów i kontraktorów EPC w zakresie specyfikacji, testów fabrycznych i uruchamiania na miejscu.