Transformator do elektryfikacji pomp ciepła: doboru mocy transformatorów w przypadku modernizacji obiektów komercyjnych pod kątem prądów udarowych i szczytowego obciążenia zimowego

Kampus szkolny w południowej Ontario usunął swoje kotły gazowe w lecie 2026 roku i zastąpił je pompami ciepła typu powietrze–woda o łącznej mocy 420 kW. Inżynier mechanik prawidłowo dobrał sprężarki. Mimo to układ elektryczny zawiodło już pierwszego zimnego poranka: uruchomienie głównej sprężarki spowodowało obniżenie napięcia na głównym zasilaniu 1200 A do 398 V, a dwa falowniki montowane na dachu wyłączyły się z powodu niskiego napięcia, zanim włączyła się nawet druga stopień pracy. transformator do elektryfikacji pomp ciepła rzadko stanowi pozycję, o której dyskutuje się na rysunkach modernizacyjnych – i właśnie dlatego często okazuje się on niedostosowany do rzeczywistych wymagań.

 

Modernizacje związane z elektryfikacją naruszają założenia przyjęte przy doborze transformatorów

Kocioł gazowy i pompa ciepła dostarczają tej samej ilości ciepła. Na rysunku elektrycznym nie mają one nic wspólnego. Kocioł pobierał kilkaset watów na potrzeby obiegowego pompki i sterowania palnika. Pompa ciepła pobiera setki kilowatów za pośrednictwem hermetycznych silników-kompresorów, a robi to w blokach: uruchomienie, zwiększenie mocy, odmrażanie, zmniejszenie mocy.

Istniejące instalacje zostały dobrane pod kątem szczytowego obciążenia chłodzenia latem oraz zróżnicowanego obciążenia oświetlenia. Modernizacja systemu grzewczego przesuwa szczytowe obciążenie na zimowe poranki, kiedy oświetlenie i obciążenia gniazd są również bliskie maksimum, a jednocześnie zamienia obciążenie cieplne w obciążenie silnikowe. To właśnie tam transformator do elektryfikacji pomp ciepła rozpoczyna się właściwa decyzja, a nie przy tabeli doboru kompresora.

Istnieje trzecia zmiana, którą obliczenia obciążenia zwykle pomijają. Pierwotne obliczenia mocy zasilania uwzględniały czynniki zapotrzebowania zatwierdzone przez dostawcę energii dla budynku ogrzewanego gazem, charakteryzującego się krótkim szczytem zimowym i niską zawartością silników. Powtórne zastosowanie tych samych założeń dotyczących rozproszenia do instalacji pomp ciepła prowadzi do niedoszacowania obciążenia, ponieważ stopniowane sprężarki nie rozpraszają obciążenia w taki sposób jak obciążenia gniazd i oświetlenia.

 

Matematyka obciążenia: co pompy ciepła rzeczywiście wymagają od zasilania

Zacznij od mocy projektowej dnia ekstremalnego, a nie od mocy znamionowej. Nominacyjna instalacja powietrzna o mocy 420 kW w południowej Ontario może dostarczać 420 kW przy temperaturze 8,3°C, ale jedynie około 68% tej mocy przy projektowej temperaturze -15°C. Opublikowane tabele mocy pokazują ten spadek; mniej wyraźnie wskazują jednak, że pobór mocy elektrycznej rośnie w tym samym czasie, ponieważ współczynnik COP spada z około 3,4 do 1,8.

Oto obliczenia dla kampusu wspomnianego powyżej, które są typowe dla średniej wielkości komercyjnej modernizacji przy napięciu 480 V:

• Pompy ciepła, 2 moduły × 210 kW: 233 kW mocy elektrycznej przy -15°C, COP 1,8
• Pompy obiegowe, 4 o stałej prędkości: 22 kW, w trybie ciągłym
• Sterowanie i system zarządzania budynkiem (BMS): 4 kW, w trybie ciągłym
• Rezystancyjne ogrzewanie zapasowe, 4 stopnie: 120 kW, tylko poniżej temperatury projektowej
• Projektowa całkowita moc elektryczna: 379 kW, ok. 407 kVA przy współczynniku mocy 0,93

 

 

Te 407 kVA to obciążenie. To nie jest moc transformatora. Różnica między tymi dwoma wartościami to miejsce, w którym budżety modernizacyjne zazwyczaj zawodzą w obu kierunkach; kolejny rozdział wyjaśnia, jak ją zlikwidować, nie zakupując o 40 % więcej miedzi, niż budynek kiedykolwiek wykorzysta.

 

Dobór mocy transformatora do elektryfikacji pomp ciepła

Artykuł 440 normy NEC reguluje obwody silnikowo-kompresorowe i wymaga stosowania prądu znamionowego przy obciążeniu zamiast prądu znamionowego z tabliczki znamionowej w przypadku hermetycznych kompresorów chłodniczych. Sumy obciążeń przewodów zasilających i sieci zasilającej nadal podlegają artykułowi 220, a NFPA 70 to tekst, który rzeczywiście przeczyta inspektor. W praktyce: moc transformatora należy dobierać na podstawie obliczonego obciążenia obejmującego prądy znamionowe przy obciążeniu kompresorów, stopniowe ogrzewanie zapasowe, prąd impulsowy które powstają przy uruchamianiu tych sprężarek oraz obciążenie budynku, które pozostaje podłączone.

W przypadku Ontario pozostałe po usunięciu kotłów obciążenie budynku wynosiło 520 kVA. Łączna wartość osiągnęła 927 kVA. Istniejący transformator na słupie o mocy 750 kVA pracował już w okresie letnich szczytów obciążenia w pobliżu 98 % swojej zdolności, więc jego ponowne wykorzystanie było niemożliwe. Zaprojektowaliśmy transformator o mocy 1500 kVA, napięciu znamionowym 13,8 kV (połączenie trójkątem) do 480Y/277 V, z impedancją 5,75 % – jest to kolejny standardowy rozmiar i zapewnia około 35 % zapasu mocy na drugą fazę tego samego programu.

Trzy liczby wynikają bezpośrednio z tych danych i każda z nich wpływa na dobór sprzętu wtórnego. Prąd pierwotny wynosi 62,8 A. Prąd znamionowy wtórny to 1804 A. Dostępny prąd zwarciowy wtórny na zaciskach wynosi około 31 kA – ta wartość decyduje, czy wyposażenie rozdzielcze będzie zamówione z wytrzymałością na prąd zwarciowy 42 kA czy 65 kA. Jest to również wartość, której wykonawcy najczęściej nie proszą o podanie.

Jedno ostrzeżenie dotyczące obciążenia. transformator typu suchego nie wytrzymuje długotrwałego przeciążenia w taki sposób jak transformator olejowy. IEEE C57.12.01 oceny transformatorów suchych opierają się na średniej temperaturze otoczenia wynoszącej 30°C i maksymalnej temperaturze otoczenia wynoszącej 40°C; w lipcu temperatura otoczenia w obudowie umieszczonej na dachu znacznie przekracza te wartości. Eksploatacja transformatora suchego z obciążeniem 100% mocy znamionowej w obudowie o temperaturze 50°C to decyzja dotycząca czasu eksploatacji, ukryta pod pozorami ostrożności.

 

Prąd udarowy i spadek napięcia: miejsca, w których zwykle kończą się niepowodzeniem modernizacje

Spadek napięcia podczas rozruchu silnika przez transformator wynosi mniej więcej iloraz kVA rozruchowych i kVA transformatora pomnożony przez procentowy udział impedancji. Kompresor o mocy 90 kW z prądem znamionowym 140 A i sześciokrotnym prądem zakleszczenia pobiera około 840 A przy napięciu 480 V, co odpowiada zapotrzebowaniu rozruchowemu rzędu 698 kVA. Przy transformatorze o mocy 1500 kVA i impedancji 5,75% spadek ten wynosi mniej więcej 2,7%, co wyraźnie mieści się w dopuszczalnym zakresie 10% większości dostawców energii elektrycznej w punkcie przyłączenia.

Zmniejszenie mocy transformatora do 1000 kVA powoduje, że ten sam sprężarka wywołuje spadek napięcia o 4,0%. Teraz podłączenie dwóch sprężarek do tego samego polecenia sekwencjonowania powoduje podwojenie spadku napięcia przez ułamek sekundy – to właśnie taki warunek powoduje wyłączenie przemienników częstotliwości (VFD) i resetowanie układów sterowania. Tanie modernizacje wykonane metodą retrofitu często właśnie tak działają, ponieważ logikę sekwencjonowania pisze wykonawca instalacji mechanicznych, a żaden specjalista od instalacji elektrycznych jej nie sprawdza.

Prąd impulsowy prąd pobierany w chwili włączenia urządzenia jest oddzielnym i jeszcze większym zdarzeniem. Zimny transformator o mocy 1500 kVA może w pierwszej 0,1 sekundy pobierać prąd od 8 do 12 razy przekraczający wartość znamionową – przy napięciu 480 V oznacza to prąd od 14 000 do 21 000 A. Pozostawienie ustawienia natychmiastowego wyzwalacza głównego wyzwalacza nadprądowego na wartości domyślnej fabrycznej skutkuje w dniu wprowadzania instalacji do eksploatacji przypadkowym wyłączeniem, po którym następuje dyskusja na temat ewentualnej wady transformatora.

To część pakietu, którą nabywcy rzadko widzą w ofercie. Każda jednostka wysyłana przez nas do modernizacji zawiera załączony do raportu z badań rutynowych obliczony wykres prądu udarowego, dzięki czemu wykonawca może ustawić opóźnienie krótkotrwałe lub określić zamknięcie fazy w określonym punkcie fali jeszcze przed przybyciem ciężarówki na miejsce. W projekcie szkół w Vermont w specyfikacji elektrycznej podano prąd zablokowanego wirnika dla sprężarek, natomiast przesłane karty techniczne zawierały wyłącznie dane dotyczące prądu przy obciążeniu znamionowym. Przegląd dokumentów przesłanych przez wykonawcę wykazał niezgodność trzy tygodnie przed dostawą, a nie o 6:00 rano w styczniu, w trakcie uruchamiania.

 

Harmoniczne pochodzące od sprężarek falownikowych i ich wpływ na uzwojenie

Sprężarki spiralne i śrubowe napędzane falownikiem nie zachowują się jak silniki bezpośredniego załączenia. Ich układy wejściowe pobierają prąd niestosowany sinusoidalnie – typowo z całkowitą zawartością prądu harmonicznego wynoszącą od 25% do 40% przy częściowym obciążeniu; ten widmo harmonicznych powoduje dodatkowe straty prądów wirowych oraz lokalne nagrzewanie w uzwojeniu. A transformator typu suchego wybrany wyłącznie na podstawie kVA będzie działał goręcej niż sugeruje jego tabliczka znamionowa dokładnie w tych godzinach, gdy zakład pracuje z wydajnością 30%.

Istnieją dwie praktyczne odpowiedzi. Można określić jednostkę o współczynniku K (K-4 w przypadku niewielkiej liczby przemienników oraz K-13 tam, gdzie dominują jednostki zewnętrzne VRF lub duże zestawy przemienników częstotliwości), albo zredukować moc znamionową standardowej jednostki metodą współczynnika strat harmonicznych. Obie metody są poprawne; pomijanie tego zagadnienia nie jest dopuszczalne, szczególnie w systemach VRF, w których dwadzieścia małych jednostek inwerterowych generuje zniekształcenia w tym samym punkcie rozdziału.

Wtórny efekt to wyprzedzający współczynnik mocy przy małym obciążeniu. Kondensatory łącza stałoprądowego powodują przesunięcie prądu w stosunku do napięcia, gdy zakład pracuje z wydajnością 20% w umiarkowaną pogodę, więc transformator do elektryfikacji pomp ciepła współczynnik mocy określony jako 0,93 wyprzedzający działa teraz z wartością 0,85 wyprzedzający. Żadne urządzenie nie ulega natychmiastowej awarii, ale pomiary sieciowe, baterie kondensatorów oraz sterowanie równoległym połączeniem generatorów zaczynają zachowywać się nietypowo. Należy poinformować inżyniera dostawcy energii elektrycznej jeszcze przed tym, jak wykryje to podczas odczytu licznika.

 

Klimat zimny, ogrzewanie rezerwowe i problem sekwencjonowania

Poniżej −12 °C standardowe jednostki zasilane powietrzem zapewniają od 55 do 65 % nominalnej mocy. Jednostki przeznaczone na klimat zimny zachowują od 70 do 80 % mocy i utrzymują współczynnik wydajności (COP) w pobliżu 1,8. Niezależnie od wielkości tej różnicy ciepło oporowe uzupełnia brak, a ciepło oporowe pojawia się w postaci skoków obciążenia. Zapasowy układ o mocy 120 kW, podzielony na cztery etapy po 30 kW każdy, dodaje po 36 A na etap przy napięciu 480 V. Pojedynczo to nic nie znaczy. Jednak jednoczesne załączenie wszystkich czterech etapów w jednym poleceniu powoduje skok obciążenia o 120 kW w czasie krótszym niż sekunda, a transformator dobrany dokładnie do obliczonego obciążenia nie radzi sobie z taką sytuacją.

Odtapywanie to ukryty szczyt obciążenia. Odtapywanie w cyklu odwrotnym odprowadza ciepło z obiegu budynkowego, podczas gdy sprężarki nadal pracują, a instalacja z ośmioma modułami może przeprowadzać odtapywanie sekwencyjnie nawet w wilgotny poranek przy temperaturze 2 °C. Projektuj z uwzględnieniem przypadku jednoczesnego odtapywania, a nie tabeli mocy w stanie ustalonym, oraz uwzględnij prąd udarowy ponownego uruchomienia w tym samym obliczeniu.

Obudowa i otoczenie zasługują na większą uwagę niż zwykle przewiduje się w specyfikacjach dla warunków zimowych. Skraplanie się wilgoci na odłączonym suchym uzwojeniu przy temperaturze −25 °C, a następnie szybki wzrost obciążenia rano, stanowi rzeczywistą ścieżkę awarii; ogrzewacze przestrzenne oraz termostat działający rzeczywiście poprawnie nie są opcjonalnymi dodatkami. W przypadku olejowych transformatorów typu pad-mount stosowanych w tym samym klimacie punkt płynięcia płynu i lepkość przy zimnym rozruchu powinny znaleźć się w specyfikacji, a nie w przypisie.

 

Od specyfikacji do wysyłki: co budujemy i co testujemy

Ryan Electric to UL listed transformer supplier przedsiębiorstwo produkujące jednostki klasy 1500 kVA, takie jak ta, w zakładzie o powierzchni 120 000 m² w prowincji Jiangsu, wyposażonym w ponad 180 zestawów sprzętu produkcyjnego i badawczego oraz posiadającego 37 patentów. Jako partner przedsiębiorstwa Eaton w ramach wspólnej przedsięwzięcia od 2023 roku stosujemy te same zasady dotyczące strat i impedancji, jakie stosują większe amerykańskie producenty OEM, a dane z badań rutynowych publikujemy w całości, zamiast podawać je w skróconej formie.

Każda jednostka przechodzi standardową sekwencję badań zgodnie z normą IEEE C57.12.90: pomiar oporu uzwojeń, stosunku przekładni, polaryzacji, strat jałowych, strat przy obciążeniu, impedancji, napięcia przyłożonego i napięcia indukowanego oraz badanie podwyższenia temperatury typu (test typu) dla danego projektu. Impedancja jest utrzymywana w zakresie ±7,5 % wartości określonej, co ma znaczenie, gdy operator sieci bada prąd zwarciowy przed zatwierdzeniem modernizacji zasilania. To właśnie takie badanie stanowi powód, dla którego transformator typu suchego oferta powinna jawnie określać wartość impedancji zamiast pozostawiać ją jako domyślną wartość fabryczną.

Certyfikacja to kwestia posiadania dokumentów lub ich braku. UL listed transformer supplier uL 1561 dla suchych transformatorów ogólnego przeznaczenia, CSA C22.2 nr 66 dla Kanady oraz cULus tam, gdzie oba rynki są objęte. Na terenie kampusu w Ontario operator sieci wymagał czytelnej umieszczenia oznaczenia CSA na tabliczce znamionowej oraz raportu z badań możliwego do śledzenia według numeru seryjnego. Oba dokumenty znajdowały się w kopercie wysyłkowej, a inspekcja zakończyła się pozytywnie już przy pierwszej wizycie.

 

 

Dostawa trwała 16 tygodni od zatwierdzonych rysunków, przy czym niezależny inspektor właściciela obecny był podczas rutynowych testów. Po naszej notatce uruchomieniowej grzałki oporowe zostały przeprowadzone na sterowanie dwustopniowe, a zmierzony spadek napięcia w sieci podczas przełączania na zasilanie rezerwowe zmniejszył się z 3,9% do 1,8%. Ta modyfikacja wymagała zakupu jednego stycznika oraz dwóch godzin pracy elektryka.

 

Następny krok

Jeśli dokonujesz konwersji budynku ogrzewanego gazem, prześlij cztery elementy: obciążenie grzewcze dla dni projektowych wraz z tabelą mocy, prąd znamionowy i prąd zamknięty sprężarki, pozostałe obciążenie budynku oraz temperaturę otoczenia obudowy. W ciągu zazwyczaj dwóch dni roboczych przesyłamy arkusz doboru zawierający obliczoną wartość kVA, przewidywany spadek napięcia, prąd zwarciowy i zalecenie współczynnika K.

Poproś o UL listed transformer supplier zestaw dokumentów w tym samym czasie: raport z rutynowych testów, odniesienie do certyfikacji UL lub CSA oraz oświadczenie dotyczące tolerancji impedancji. Przeglądający od firmy energetycznej żądają tych trzech dokumentów, a ich gotowość skraca proces zatwierdzenia modernizacji zasilania znacznie bardziej niż jakakolwiek negocjacja cenowa.

O autorze — Ten artykuł został przygotowany przez zespół inżynierów ds. transformatorów w firmie Ryan Electric, certyfikowanym przez UL/CSA producencie oraz partnerze przedsiębiorstwa Eaton działającym w prowincji Jiangsu w Chinach, dostarczającym transformatorów suchych, olejowych i umieszczanych na podstawach do projektów związanych z centrami danych, magazynowaniem energii, odnawialnymi źródłami energii, opieką zdrowotną oraz infrastrukturą energetyczną w Ameryce Północnej, na Bliskim Wschodzie, w Azji Południowo-Wschodniej oraz w Afryce.