Силовые трансформаторы пуэ: ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

Содержание

ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

1.8.16. Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ·А испытываются по п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ·А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п. 1-8, 12, 14.

1. Определение условий включения трансформаторов. Следует производить в соответствии с инструкцией «Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию» (РД 16.363-87).

2. Измерение характеристик изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции R60, коэффициент абсорбции R60/R15, тангенс угла диэлектрических потерь и отношения C2/C50 и ΔC/C регламентируются инструкцией по п. 1.

3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 1.8.11. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию не обязательно.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 1.8.11 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл. 1.8.11, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.

Таблица 1.8.11. Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных).

Класс напряжения обмотки, кВ

Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции

нормальной

облегченной

До 0,69

4,5

2,7

3

16,2

9

6

22,5

15,4

10

31,5

21,6

15

40,5

33,3

20

49,5

35

76,5

110

180

150

207

220

292,5

330

414

500

612

Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ 18472-88, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса.

Изоляция линейного вывода обмотки трансформаторов классов напряжения 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение 85 и 100 кВ), испытывается только индуктированным напряжением, а изоляция нейтрали — приложенным напряжением;

б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1-2 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится на всех ответвлениях, если для этого не потребуется выемки сердечника. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.

5. Проверка коэффициента трансформации. Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

7. Измерение тока и потерь холостого хода. Производится одно из измерений, указанных ниже:

а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;

б) при малом напряжении. Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения).

8. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы. Снятие круговой диаграммы следует производить на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе. Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов следует производить согласно заводским инструкциям.

9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением. Производится гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается: для трубчатых и гладких баков 0,6 м; для баков волнистых, радиаторных или с охладителями 0,3 м.

Продолжительность испытания 3 ч при температуре масла не ниже +10 °С. При испытании не должно наблюдаться течи масла.

10. Проверка системы охлаждения. Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать инструкции завода-изготовителя.

11. Проверка состояния силикагеля. Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета свидетельствует об увлажнении силикагеля.

12. Фазировка трансформаторов. Должно иметь место совпадение по фазам.

13. Испытание трансформаторного масла. Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям п. 1, 2, 4-12 табл. 1.8.38.

Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа следует произвести отбор пробы остатков масла (со дна).

Электрическая прочность остатков масла в трансформаторах напряжением 110-220 кВ должна быть не ниже 35 кВ и в трансформаторах напряжением 330-500 кВ — не ниже 45 кВ.

Масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, транспортируемых с маслом, до начала монтажа испытывается по показателям п. 1-6 и 12 табл. 1.8.38.

Испытание масла из трансформаторов с массой масла более 1 т, прибывающих с маслом, при отсутствии заводского протокола испытания масла перед включением в работу производится по показателям п. 1-11 табл. 1.8.38, а масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, кроме того, по п. 12 табл. 1.8.38.

Испытание масла, залитого в трансформатор, перед включением его под напряжение после монтажа производится по показателям п. 1-6 табл. 1.8.38.

При испытании масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по показателям п. 1-6 табл. 1.8.38 следует производить и измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла следует производить также у трансформаторов, имеющих повышенное значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции.

Масло из трансформаторов I и II габаритов, прибывающих на монтаж заполненными маслом, при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 мес до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям п. 1 и 2 табл. 1.8.38.

14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение. В процессе 3-5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.

15. Испытание вводов. Следует производить в соответствии с 1.8.31.

16. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в соответствии с 1.8.17.

1.8.16. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)

Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 630 кВА испытываются по пп.1, 2 (только сопротивление изоляции), 11-14.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ·А испытываются по пп.1, 2, 4, 9, 11-14.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ·А, а также трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком трансформаторы всех мощностей испытываются по пп.1-7, 12, 14.

1. Определение условий включения трансформаторов.

Следует производить в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

2. Измерение характеристик изоляции.

Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

Тобм

,ºС

10

20

30

40

50

60

70

R60, МОм

450

300

200

130

90

60

40

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20-30 ºС должно быть для обмоток с номинальным напряжением:

— до 1 кВ включительно — не менее 100 МОм;

— более 1 кВ до 6 кВ — не менее 300 МОм;

— более 6 кВ — не менее 500 МОм.

Для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, приведенное к температуре измерений на заводе-изготовителе, должно составлять не менее 50% исходного значения.

Значения тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ), приведенные к температуре измерений на заводе-изготовителе, не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измерение сопротивления изоляции и tg δ должно производиться при температуре обмоток не ниже:

10 ºС — у трансформаторов напряжением до 150 кВ;

20 ºС — у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.

Измерение tg δ трансформаторов мощностью до 1600 кВА не обязательно.

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и электростатических экранов, относительно обмоток и магнитопровода производится в случае осмотра активной части. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Измерения производятся мегаомметром на напряжение 1000 В.

3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 1.8.12. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 1.8.12 для аппаратов с облегченной изоляцией. Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл. 1.8.12, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса;

б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Производится на всех ответвлениях. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.

Значение сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного перерасчета не должно отличаться более чем на 5% от исходных значений.

5. Проверка коэффициента трансформации.

Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

Производится, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

7. Измерение потерь холостого хода.

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте), но не более 380 В. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.

7.1. Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора.

Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Zк не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (uк

) трансформатора на основном ответвлении более чем на 5%.

8. Проверка работы переключающего устройства.

Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

9. Испытание бака с радиаторами.

Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя. Испытание производится:

— у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно — гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;

— у трансформаторов с пленочной защитой масла — созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

— у остальных трансформаторов — созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

Продолжительность испытания во всех случаях — не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно — не ниже 10 ºС, остальных — не ниже 20 ºС.

Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.

10. Проверка устройств охлаждения.

Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать указаниям завода-изготовителя.

11. Проверка средств защиты масла.

Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

12. Фазировка трансформаторов.

Должно иметь место совпадение по фазам.

13. Испытание трансформаторного масла.

Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям пп.1-6, 7-12 табл.1.8.33. У трансформаторов напряжением до 35 кВ масло рекомендуется испытывать по показателям пп.1-7 табл.1.8.33, допускается не производить испытания по пп.3, 6 и 7 табл.1.8.33. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по пп.1-7 табл.1.8.33, а у трансформаторов с пленочной защитой масла — дополнительно по п.10.

У трансформаторов с РПН масло из бака контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой испытывается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя РПН.

Из герметизированных трансформаторов проба масла не отбирается.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд, рекомендуется производить хроматографический анализ растворенных в масле газов.

Масло из трансформаторов, прибывающих на монтаж с маслом при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 месяцев до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп.1 и 2 табл.1.8.33. У трансформаторов мощностью до 630 кВА проверку масла допускается производить только по пп.1 и 2 (визуально) табл.1.8.33.

14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.

В процессе 3-5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.

15. Испытание вводов.

Следует производить в соответствии с 1.8.33.

16. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Следует производить в соответствии с 1.8.17.

Установка силовых трансформаторов и реакторов

4.2.203. Требования, приведенные в 4.2.204 — 4.2.236, распространяются на стационарную установку в помещениях и на открытом воздухе силовых трансформаторов (автотрансформаторов), регулировочных трансформаторов и маслонаполненных реакторов с высшим напряжением 3 кВ и выше и не распространяются на электроустановки специального назначения. Трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы, указанные в настоящем параграфе, поименованы в 4.2.204 — 4.2.236 термином «трансформаторы».

Установка вспомогательного оборудования трансформаторов (электродвигателей системы охлаждения, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств управления) должна отвечать требованиям соответствующих глав настоящих Правил.

Требования 4.2.212, 4.2.217, 4.2.218 не относятся к установке трансформаторов, входящих в КТП с высшим напряжением до 35 кВ.

4.2.204. В регионах с холодным климатом, с повышенной сейсмичностью должны применяться трансформаторы соответствующего исполнения.

4.2.205. Установка трансформаторов должна обеспечивать удобные и безопасные условия его осмотра без снятия напряжения.

4.2.206. Фундаменты трансформаторов напряжением 35-500 кВ должны предусматривать их установку непосредственно на фундамент без кареток (катков) и рельс.

Трансформаторы на подстанциях, имеющих стационарные устройства для ремонта трансформаторов (башни) и рельсовые пути перекатки, а также на подстанциях с размещением трансформаторов в закрытых помещениях следует устанавливать на каретках (катках).

Сейсмостойкие трансформаторы устанавливаются непосредственно на фундамент с креплением их к закладным элементам фундамента для предотвращения их смещений в горизонтальном и вертикальном направлениях.

На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов.

4.2.207. Уклон масляного трансформатора, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле, должен создаваться путем установки подкладок.

4.2.208. При установке расширителя на отдельной конструкции она должна располагаться таким образом, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента.

В этом случае газовое реле должно располагаться вблизи трансформатора в пределах удобного и безопасного обслуживания со стационарной лестницы. Для установки расширителя можно использовать портал ячейки трансформатора.

4.2.209. Трансформаторы необходимо устанавливать так, чтобы отверстие защитного устройства выброса масла не было направлено на близко установленное оборудование. Для защиты оборудования допускается установка заградительного щита между трансформатором и оборудованием.

4.2.210. Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов массой более 20 т должны быть предусмотрены анкеры, позволяющие закреплять за них лебедки, направляющие блоки, полиспасты, используемые при перекатке трансформаторов в обоих направлениях. В местах изменения направления движения должны быть предусмотрены места для установки домкратов.

4.2.211. Расстояния в свету между открыто установленными трансформаторами определяются технологическими требованиями и должны быть не менее 1,25 м.

4.2.212. Разделительные перегородки между открыто установленными трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощностью 63 МВ·А и более, должны предусматриваться:

при расстояниях менее 15 м между трансформаторами (реакторами), а также между ними и трансформаторами любой мощности, включая регулировочные и собственных нужд;

при расстояниях менее 25 м между трансформаторами, установленными вдоль наружных стен зданий электростанции на расстоянии от стен менее 40 м.

Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее 1,5 ч, ширину — не менее ширины маслоприемника и высоту — не менее высоты вводов высшего напряжения более высокого трансформатора. Перегородки должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,5 м.

Указанные расстояния принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов.

Если трансформаторы собственных нужд или регулировочные установлены с силовым трансформатором, оборудованным автоматическим стационарным устройством пожаротушения, и присоединены в зоне действия защиты от внутренних повреждений силового трансформатора, то допускается вместо разделительной перегородки выполнять автоматическую стационарную установку пожаротушения трансформатора собственных нужд или регулировочного, объединенную с установкой пожаротушения силового трансформатора; при этом допускается сооружение общего маслоприемника.

4.2.213. Регулировочные трансформаторы должны устанавливаться в непосредственной близости от регулируемых автотрансформаторов, за исключением случая, когда между автотрансформатором и регулировочным трансформатором предусматривается установка токоограничивающего реактора.

4.2.214. Автоматическими установками пожаротушения оснащаются:

трансформаторы напряжением 500-750 кВ, независимо от мощности, а напряжением 220-330 кВ мощностью 250 МВ·А и более;

трансформаторы напряжением 110 кВ и выше мощностью 63 МВ·А и более, устанавливаемые в камерах подстанций и у зданий ГЭС;

трансформаторы напряжением 110 кВ и выше любой мощности, устанавливаемые в подземном здании ГЭС и ГАЭС.

4.2.215. Пуск установки пожаротушения должен осуществляться автоматически, вручную и дистанционно со щита управления. Устройство ручного пуска должно располагаться вблизи установки в безопасном при пожаре месте.

Включение установки пожаротушения группы однофазных трансформаторов должно производиться только на поврежденные фазы.

4.2.216. Каждый масляный трансформатор, размещаемый внутри помещений следует устанавливать в отдельной камере (исключение 4.2.98), расположенной на первом этаже. Допускается установка масляных трансформаторов на втором этаже, а также ниже уровня пола первого этажа на 1 м в незатопляемых зонах при условии обеспечения возможности транспортирования трансформаторов наружу и удаления масла в аварийных случаях в соответствии с требованиями, приведенными в 4.2.103, как для трансформаторов с объемом масла более 600 кг. При необходимости установки трансформаторов внутри помещений выше второго этажа или ниже пола первого этажа более чем на 1 м, они должны быть с негорючим экологически чистым диэлектриком или сухими в зависимости от условий окружающей среды и технологии производства. При размещении трансформаторов внутри помещений следует руководствоваться также 4.2.85.

Допускается установка в одной общей камере двух масляных трансформаторов с объемом масла до 3 т каждый, имеющих общее назначение, управление, защиту и рассматриваемых как один агрегат.

Сухие трансформаторы и имеющие негорючее заполнение устанавливаются в соответствии с 4.2.118.

4.2.217. Для трансформаторов, устанавливаемых внутри помещений, расстояния в свету от наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте 1,9 м и менее от пола, должны быть:

до задней и боковых стен не менее 0,3 м — для трансформаторов мощностью до 0,63 MB·А и 0,6 м — для трансформаторов большей мощности;

со стороны входа до полотна двери или выступающих частей стены не менее: 0,6 м — для трансформаторов мощностью до 0,63 МВ·А; 0,8 м — для трансформаторов до 1,6 МВ·А и 1 м — для трансформаторов мощностью более 1,6 МВ·А.

4.2.218. Пол камер масляных трансформаторов должен иметь 2%-ный уклон в сторону маслоприемника.

4.2.219. В камерах трансформаторов могут устанавливаться относящиеся к ним разъединители, предохранители и выключатели нагрузки, вентильные разрядники, ОПН, заземляющие дугогасящие реакторы, а также оборудование системы охлаждения.

4.2.220. Каждая камера масляных трансформаторов должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение категорий Г или Д.

4.2.221. Расстояние по горизонтали от проема ворот трансформаторной камеры встроенной или пристроенной ПС до проема ближайшего окна или двери помещения должно быть не менее 1 м.

Выкатка трансформаторов мощностью 0,25 МВ·А и более из камер во внутренние проезды шириной менее 5 м между зданиями не допускается. Это требование не распространяется на камеры, выходящие в проходы и проезды внутри производственных помещений.

4.2.222. Вентиляционная система камер трансформаторов должна обеспечивать отвод выделяемого ими тепла (4.2.104) и не должна быть связана с другими вентиляционными системами.

Стенки вентиляционных каналов и шахт должны быть выполнены из материалов с пределом огнестойкости не менее 45 мин.

Вентиляционные шахты и проемы должны быть расположены таким образом, чтобы в случае образования или попадания в них влаги она не могла стекать на трансформаторы, либо должны быть применены меры для защиты трансформатора от попадания влаги из шахты.

Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с размером ячейки не более 1х1 см и защищены от попадания через них дождя и снега.

4.2.223. Вытяжные шахты камер масляных трансформаторов, пристроенных к зданиям, имеющих кровлю из горючего материала, должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 1,5 м или же конструкции кровли из горючего материала должны быть защищены парапетом из негорючего материала высотой не менее 0,6 м. Вывод шахт выше кровли здания в этом случае необязателен.

Отверстия вытяжных шахт не должны располагаться против оконных проемов зданий. При устройстве выходных вентиляционных отверстий непосредственно в стене камеры они не должны располагаться под выступающими элементами кровли из горючего материала или под проемами в стене здания, к которому камера примыкает.

Если над дверью или выходным вентиляционным отверстием камеры трансформатора имеется окно, то под ним следует устраивать козырек из негорючего материала с вылетом не менее 0,7 м. Длина козырька должна быть более ширины окна не менее чем на 0,8 м в каждую сторону.

4.2.224. Трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и останова системы охлаждения.

Автоматический пуск должен осуществляться в зависимости от температуры верхних слоев масла и, независимо от этого, по току нагрузки трансформатора.

4.2.225. При применении вынесенных охладительных устройств они должны размещаться так, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента и допускать проведение их обслуживания при работающем трансформаторе. Поток воздуха от вентиляторов дутья не должен быть направлен на бак трансформатора.

4.2.226. Расположение задвижек охладительных устройств должно обеспечивать удобный доступ к ним, возможность отсоединения трансформатора от системы охлаждения или отдельного охладителя от системы и выкатки трансформатора без слива масла из охладителей.

4.2.227. Охладительные колонки, адсорберы и другое оборудование, устанавливаемое в системе охлаждения Ц (OFWF), должны располагаться в помещении, температура в котором не снижается ниже +5 ºС.

При этом должна быть обеспечена возможность замены адсорбента на месте.

4.2.228. Внешние маслопроводы систем охлаждения ДЦ (OFAF) и Ц (OFWF) должны выполняться из нержавеющей стали или материалов, устойчивых против коррозии.

Расположение маслопроводов около трансформатора не должно затруднять обслуживание трансформатора и охладителей и должно обеспечивать минимальные трудозатраты при выкатке трансформатора. При необходимости должны быть предусмотрены площадки и лестницы, обеспечивающие удобный доступ к задвижкам и вентиляторам дутья.

4.2.229. При вынесенной системе охлаждения, состоящей из отдельных охладителей, все размещаемые в один ряд одиночные или сдвоенные охладители должны устанавливаться на общий фундамент.

Групповые охладительные установки могут размещаться как непосредственно на фундаменте, так и на рельсах, уложенных на фундамент, если предусматривается выкатка этих установок на своих катках.

4.2.230. Шкафы управления электродвигателями системы охлаждения ДЦ (OFAF), НДЦ (ODAF) и Ц (OFWF) должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Допускается навешивание шкафа управления системой охлаждения Д (ONAF) на бак трансформатора, если шкаф рассчитан на работу в условиях вибрации, создаваемой трансформатором.

4.2.231. Трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены сигнализацией о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или останове вентиляторов дутья, а также об автоматическом включении или отключении резервного охладителя или резервного источника питания.

4.2.232. Для шкафов приводов устройств регулирования напряжения под нагрузкой и шкафов автоматического управления системой охлаждения трансформаторов должен быть предусмотрен электрический подогрев с автоматическим управлением.

4.2.233. Планово-предупредительный ремонт трансформаторов на подстанциях следует предусматривать на месте их установки с помощью автокранов или (и) инвентарных устройств. При этом рядом с каждым трансформатором должна быть предусмотрена площадка, рассчитанная на размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансформатора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ремонтных работ.

В стесненных условиях ПС допускается предусматривать одну ремонтную площадку с сооружением к ней путей перекатки.

На ПС, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, следует предусматривать совмещенные порталы.

На ПС напряжением 500-750 кВ, расположенных в районах со слаборазвитыми и ненадежными транспортными связями, а также на ОРУ электростанций при установке на них трансформаторов, если трансформаторы невозможно доставить на монтажную площадку гидроэлектростанций и ремонтную площадку машинного зала электростанции, для проведения планово-предупредительных ремонтных работ допускается предусматривать стационарные устройства — башни, оборудованные мостовыми кранами, с мастерской или аппаратной маслохозяйства с коллектором для передвижных установок.

Необходимость сооружения башни определяется заданием на проектирование.

4.2.234. При открытой установке трансформаторов вдоль машинного зала электростанции должна быть обеспечена возможность перекатки трансформатора к месту ремонта без разборки трансформатора, снятия вводов и разборки поддерживающих конструкций токопроводов, порталов, шинных мостов и т.п.

4.2.235. Грузоподъемность крана в трансформаторной башне должна быть рассчитана на массу съемной части бака трансформатора.

4.2.236. Продольные пути перекатки трансформаторов на подстанциях должны предусматриваться:

при наличии подъездной железной дороги;

при наличии башни для ремонта трансформаторов;

при аварийном вводе в работу резервной фазы автотрансформатора методом перекатки, если это обосновано в сравнении с другими способами.

 

1.8.16. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)

1.8.16. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)

Вопрос 55. Как определяются условия включения трансформаторов?

Ответ. Такое определение следует производить в соответствии с указаниями завода-изготовителя (п. 1).

Вопрос 56. Каким должно быть сопротивление изоляции обмоток трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ-А т дугогасящих реакторов?

Ответ. Должно быть не ниже следующих значений (п. 2):

Вопрос 57. Каким должно быть сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20–30 °C?

Ответ. Должно быть для обмоток с номинальным напряжением:

до 1 кВ включительно – не менее 100 МОм;

более 1 кВ до 6 кВ – не менее 300 МОм;

более 6 кВ – не менее 500 МОм (п. 2)

Вопрос 58. Каким должно быть сопротивление изоляции для остальных трансформаторов (кроме трансформаторов, рассмотренных в ответах на вопросы 56 и 57)?

Ответ. Это значение сопротивления изоляции, приведенное к температуре измерений на заводе-изготовителе, должно составлять не менее 50 % исходного значения (п. 2).

Вопрос 59. Каковы должны быть значения тангенса угла диэлектрических потерь (tg ?), приведенные к температуре измерений на заводе-изготовителе?

Ответ. Эти значения не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50 %.

Измерения сопротивления изоляции и tg ? должны производиться при температуре обмоток не ниже:

10 °C – у трансформаторов напряжением до 150 кВ;

20 °C – у трансформаторов напряжением 220–750 кВ.

Измерение tg ? трансформаторов мощностью до 1600 кВ-А не обязательно (п. 2).

Вопрос 60. Каковы предельные значения испытательного напряжения при испытании изоляции обмоток вместе с вводами повышенным напряжением промышленной частоты?

Ответ. Эти значения приведены в табл. 1.8.12 (п. 3).

Таблица 1.8.12

Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)

Вопрос 61. Как производится измерение сопротивления обмоток постоянному току и каким должно быть его значение?

Ответ. Производится на всех ответвлениях. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2 % сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.

Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного перерасчета не должно отличаться более чем на 5 % исходных данных (п. 4).

Вопрос 62. Каковы правила проверки коэффициента трансформации?

Ответ. Проверка производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2 % значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования (п. 5).

Вопрос 63. У каких трансформаторов производятся измерения потерь холостого хода?

Ответ. Производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ-А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения и равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте), но не более 380 В. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе (п. 7).

Вопрос 64. Каким должно быть измеряемое значение потерь холостого хода?

Ответ. У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5 %.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10 % (п. 7).

Вопрос 65. У каких трансформаторов производится измерение сопротивления короткого замыкания?

Ответ. Измерение производится у трансформаторов 125 МВ-А и более. Для трансформаторов с РПН сопротивление короткого замыкания измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения сопротивления короткого замыкания не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ трансформатора на основном ответвлении, более чем на 5 % (п. 7).

Вопрос 66. Какие трансформаторы подвергаются испытаниям бака с радиаторами и как настоящее испытание производится?

Ответ. Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя. Испытание производится:

у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно – гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;

у трансформаторов с пленочной защитой масла – созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

у остальных трансформаторов – созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

Продолжительность испытания во всех случаях – не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно – не ниже 10 °C, остальных – не ниже 20 °C.

Трансформатор считается маслоплотным, если при осмотре после испытания течь масла не обнаружена (п. 9).

Вопрос 67. Каковы правила испытания трансформаторного масла?

Ответ. Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям табл. 1.8.33 (пункты 1–6, 7-12 таблицы).

У трансформаторов напряжением до 35 кВ масло рекомендуется испытывать по показателям пп.1–7 табл. 1.8.33, такая же рекомендация действительна и для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а у трансформаторов с пленочной защитой масла – дополнительно по п.10 этой таблицы.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд рекомендуется производить хроматографический анализ растворенных в масле газов.

У трансформаторов мощностью до 630 кВ-А проверку масла допускается производить только по пп. 1 и 2 (визуально) табл. 1.8.33 (п. 13).

Вопрос 68. Каковы должны быть результаты при испытании трансформатора включением толчком на номинальное напряжение?

Ответ. В процессе 3-5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля (п. 14).

Данный текст является ознакомительным фрагментом.

Продолжение на ЛитРес

Установка силовых трансформаторов и реакторов

Установка силовых трансформаторов и реакторов

Вопрос 196. На установку какого электрооборудования распространяются требования настоящего подраздела Правил?

Ответ. Распространяются на стационарную установку в помещениях и на открытом воздухе силовых трансформаторов (автотрансформаторов), регулировочных трансформаторов и маслонаполненных реакторов с высшим напряжением 3 кВ и выше и не распространяются на электроустановки специального назначения (п. 4.2.203).

Вопрос 197. На каких устройствах следует устанавливать трансформаторы на подстанциях, имеющих стационарные устройства для ремонта трансформаторов (башни) и рельсовые пути перекатки, а также на подстанциях с размещением трансформаторов в закрытых помещениях?

Ответ. Следует устанавливать на каретках (катках).

Сейсмостойкие трансформаторы устанавливаются непосредственно на фундамент с креплением их к закладным элементам фундамента для предотвращения их смещений в горизонтальном и вертикальном направлениях.

На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов (п. 4.2.206).

Вопрос 198. Как должна располагаться конструкция при установке расширителя?

Ответ. При установке расширителя на отдельной конструкции она должна располагаться таким образом, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента.

В этом случае газовое реле должно располагаться вблизи трансформатора в пределах удобного и безопасного обслуживания со стационарной лестницы. Для установки расширителя можно использовать портал ячейки трансформатора (п. 4.2.208).

Вопрос 199. Какая мера допускается для защиты оборудования от возможного выброса масла трансформатора?

Ответ. Допускается установка заградительного щита между трансформатором и оборудованием (п. 4.2.209).

Вопрос 200. Что следует предусмотреть вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов массой более 20 т?

Ответ. Должны быть предусмотрены анкеры, позволяющие закреплять за них лебедки, направляющие блоки, полиспасты, используемые при перекатке трансформаторов в обоих направлениях. В местах изменения направления движения должны быть предусмотрены места для установки домкратов (п. 4.2.210).

Вопрос 201. Какими должны быть расстояния в свету между открыто установленными трансформаторами?

Ответ. Эти расстояния определяются технологическими требованиями и должны быть не менее 1,25 м (п. 4.2.211).

Вопрос 202. При каких расстояниях между открыто установленными трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощностью 63 MB-А и более должны предусматриваться разделительные перегородки?

Ответ. Должны предусматриваться:

при расстояниях менее 15 м между трансформаторами (реакторами), а также между ними и трансформаторами любой мощности, включая регулировочные и собственных нужд;

при расстояниях менее 25 м между трансформаторами, установленными вдоль наружных стен зданий электростанции на расстоянии от стен менее 40 м.

Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее 1,5 ч, ширину – не менее ширины маслоприемника и высоту – не менее высоты вводов высшего напряжения более высокого трансформатора.

Указанные расстояния принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов (п. 4.2.212).

Вопрос 203. Какие трансформаторы оснащаются автоматическими установками пожаротушения?

Ответ. Оснащаются:

трансформаторы напряжением 500–750 кВ независимо от мощности, а напряжением 220–330 кВ мощностью 250 MB-А и более;

трансформаторы напряжением 110 кВ и выше мощностью 63 МВ-А и более, устанавливаемые в камерах подстанций и у зданий ГЭС;

трансформаторы напряжением 110 кВ и выше любой мощности, устанавливаемые в подземном здании ГЭС и ГАЭС (п. 4.2.214).

Вопрос 204. Каковы требования Правил к установке масляных трансформаторов, размещаемых внутри помещений?

Ответ. Каждый масляный трансформатор следует устанавливать в отдельной камере (исключение в ответе на вопрос 86), расположенной на первом этаже. Допускается установка масляных трансформаторов на втором этаже, а также ниже уровня пола первого этажа на 1 м в незатопляемых зонах при условии обеспечения возможности транспортирования наружу и удаления масла в аварийных случаях в соответствии с требованиями, приведенными в ответе на вопрос 90, как для трансформаторов с объемом масла более 600 кг.

Допускается установка в общей камере двух масляных трансформаторов с объемом масла до 3 т каждый, имеющих общее назначение, управление, защиту и рассматриваемых как один агрегат (п. 4.2.216).

Вопрос 205. Какими должны быть расстояния в свету от наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте 1,9 м от пола для трансформаторов, устанавливаемых внутри помещений?

Ответ. Должны быть:

до задней и боковых стен – не менее 0,3 м для трансформаторов мощностью до 0,63 МВ-А и 0,6 м – для трансформаторов большей мощности;

со стороны входа до полотна двери или выступающих частей стены не менее:

0,6 м – для трансформаторов мощностью 0,63 МВ-А;

0,8 м – для трансформаторов до 1,6 МВ-А;

1 м – для трансформаторов мощностью более 1,6 МВ-А (п. 4.2.217).

Вопрос 206. Какой уклон должен иметь пол камер масляных трансформаторов?

Ответ. Должен иметь 2 %-ный уклон в сторону маслоприемника (п. 4.2.218).

Вопрос 207. Какие выходы из камер должна иметь каждая камера масляных трансформаторов?

Ответ. Каждая камера должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение категорий Г или Д (п. 4.2.220).

Вопрос 208. В каком случае не допускается выкатка трансформаторов мощностью 0,25 МВ-А и более из камер?

Ответ. Выкатка не допускается из камер во внутренние проезды шириной менее 5 м между зданиями. Это требование не распространяется на камеры, выходящие в проходы и проезды внутри производственных помещений (п. 4.2.221).

Вопрос 209. Каким должно быть приемлемое расположение вентиляционных шахт и проемов?

Ответ. Они должны быть расположены таким образом, чтобы в случае образования или попадания в них влаги, она не могла стекать на трансформаторы, либо должны быть применены меры для защиты трансформатора от попадания влаги из шахты.

Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с размером ячейки не более 1×1 см и защищены от попадания через них дождя и снега (п. 4.2.222).

Вопрос 210. Каковы требования Правил к расположению вытяжных шахт камер масляных трансформаторов?

Ответ. Для таких шахт масляных трансформаторов, пристроенных к зданиям, имеющих кровлю из горючего материала, расстояния от стен здания должны быть не менее 1,5 м или же конструкции кровли из горючего материала должны быть защищены парапетом из негорючего материала высотой не менее 0,6 м. Вывод шахт выше кровли здания в этом случае необязателен. Отверстия вытяжных шахт не должны располагаться против оконных проемов зданий.

Если над дверью или выходным вентиляционным отверстием камеры трансформатора имеется окно, то под ним следует устраивать козырек из негорючего материала с вылетом не менее 0,7 м. Длина козырька должна быть более ширины окна не менее чем на 0,8 м в каждую сторону (п. 4.2.223).

Вопрос 211. Какой должна быть температура в помещении, в котором должны располагаться охладительные колонки, адсорберы и другое оборудование, устанавливаемое в системе охлаждения Ц?

Ответ. Должна быть не ниже +5 °C.

При этом должна быть обеспечена возможность замены адсорбента на месте (п. 4.2.227).

Вопрос 212. Из какого материала должны выполняться внешние маслопроводы систем охлаждения ДЦ и Ц?

Ответ. Должны выполняться из нержавеющей стали или материалов, устойчивых против коррозии (п. 4.2.228).

Вопрос 213. Как могут размещаться групповые охладительные установки?

Ответ. Могут размещаться как непосредственно на фундаменте, так и на рельсах, уложенных на фундамент, если предусматривается выкатка этих установок на своих катках (п. 4.2.229).

Вопрос 214. Где должны устанавливаться шкафы управления электродвигателями системы охлаждения ДЦ, НДЦ и Ц?

Ответ. Должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Допускается навешивание шкафа управления системой охлаждения Д на бак трансформатора, если шкаф рассчитан на работу в условиях вибрации, создаваемой трансформатором (п. 4.2.230).

Вопрос 215. Каким устройством сигнализации должны быть снабжены трансформаторы с принудительной системой охлаждения?

Ответ. Должны быть снабжены сигнализацией о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или останове вентилятора дутья, а также об автоматическом включении или отключении резервного охладителя или резервного источника питания (п. 4.2.231).

Вопрос 216. В каком месте следует предусматривать планово-предупредительный ремонт трансформаторов на подстанциях?

Ответ. Следует предусматривать на месте их установки с помощью автокранов или (и) инвентарных устройств. При этом рядом с каждым трансформатором должна быть предусмотрена площадка, рассчитанная на размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансформатора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ремонтных работ.

В стесненных условиях ПС допускается предусматривать одну ремонтную площадку с сооружением к ней путей перекатки.

На ПС, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, следует предусматривать совмещенные порталы (п. 4.2.223).

Вопрос 217. Какая должна быть обеспечена возможность доставки трансформатора к месту ремонта при открытой установке трансформаторов вдоль машинного зала электростанции?

Ответ. Должна быть обеспечена возможность перекатки трансформатора к месту ремонта без разборки трансформатора, снятия вводов и разборки поддерживающих конструкций токопроводов, порталов, шинных мостов и т. п. (п. 4.2.234).

Вопрос 218. При наличии каких условий должны предусматриваться продольные пути перекатки трансформаторов на подстанциях?

Ответ. Должны предусматриваться:

при наличии подъездной железной дороги;

при наличии башни для ремонта трансформаторов;

при аварийном вводе в работу резервной фазы автотрансформатора методом перекатки, если это обосновано в сравнении с другими способами (п. 4.2.236).

Данный текст является ознакомительным фрагментом.

Продолжение на ЛитРес

Компания Инвар-Элтранс

— Производство и продажа трансформаторов —

Компания ООО «Инвар-Элтранс», с 1998 года является полномочным официальным представителем в РФ завода «BЕZ TRANSFORMATORY a.s.» (Братиславский Электротехнический Завод) г. Братислава, Словакия.

Начиная с 2000 года ООО «Инвар-Элтранс» приступил к сертифицированному сборочному производству и сервисному обслуживанию сухих трансформаторов с литой изоляцией типа aTSE (ТСЛ) по технологии «BЕZ TRANSFORMATORY a.s.» на производственных мощностях завода ЦРМЗ ОАО «Мосэнерго» в г.Москва.

Основным видом деятельности компании является производство и поставка в Россию продукции завода «BЕZ TRANSFORMATORY a.s.»: трансформаторов сухих и масляных в типовом и сейсмостойком исполнении напряжением до 35 кВ, мощностью до 10 МВА. Все поставленные трансформаторы поддерживаются гарантийным и постгарантийным сопровождением.

ООО «Инвар-Элтранс» зарекомендовало себя как надежный партнер в части поставок силовых сухих и масляных трансформаторов для кабельных сетей Мосэнерго, Ленэнерго, Новосибирскэнерго, Самараэнерго и др. Общий объем поставленных в РФ за прошедшее время трансформаторов составляет более 4500 единиц.

Выпускаемые трансформаторы изготовлены согласно требованиям ГОСТа, ПУЭ, ПТЭ и соответствуют нормам  СанПИН  2.2.4/2.1.8.562-96 по уровню шума.

ООО «Инвар-Элтранс» имеет сборочное производство, сервисную и ремонтно-испытательную базу на площадях предприятия ЦРМЗ Мосэнерго. Персонал прошел обучение на заводе «BЕZ TRANSFORMATORY a.s.».

ООО «Инвар-Элтранс» сотрудничает с заводом «BЕZ TRANSFORMATORY a.s.» по широкому кругу вопросов, связанных с совершенствованием оборудования. По заданию ООО «Инвар-Элтранс» были разработаны специальные трансформаторы для работы в системах жизнеобеспечения АЭС. На такие трансформаторы специалистами ООО «Инвар-Элтранс» были разработаны Технические условия (ТУ), которые были одобрены Федеральной службой по Технологическому, Экологическому и Атомному надзору (Ростехнадзор).

УСТАНОВКА СИЛОВОГО МАСЛЕНОГО ТРАНСФОРМАТОРА | http://for-transformator.ru/

При установке силовых трансформаторов следует руководствоваться нормативным документом «Правила устройства электроустановок». Этот документ распространяется на установку трансформаторов в закрытом помещении и на открытом воздухе. Для установки на открытом воздухе  в макроклиматических районах  с холодным климатом, применяются трансформаторы специального исполнения.

 

Для работы трансформатора должны выбираться параметры в соответствии с режимами их работы. Чтобы трансформатор эксплуатировался максимально долго, должны учитываться все нагрузки, а также возможные длительные  перегрузки. Трансформатор должен быть установлен так, чтобы было безопасно и удобно наблюдать за уровнем масла  в маслоуказателе без отключения напряжения.

 

Чтобы наблюдать в темное время суток за состоянием масла в трансформаторе, должно быть предусмотрено освещение маслоуказателей. Так же для наблюдения и снятия проб газа без отключения напряжения должна соблюдаться техника безопасности. При установке трансформатора, конструкция должна  иметь высоту от уровня головки рельса до крышки бака от 3м и более. На крышках бака по ГОСТУ допускается установка разрядников не выше 35кВ.

 

В трансформаторах имеющих катки, в фундаменте предусматриваются направляющие. Для закрепления трансформатора на направляющих используются  упоры, которые устанавливаются на обеих сторонах трансформатора. На фундаменте должно быть специальное место для установки домкратов, которые применяются для наклона трансформатора. Уклон масляных трансформаторов необходим для  поступления газа к газовому реле, который создается путем установки подкладок под катки.

 

Газовое реле для удобства и безопасности располагается вблизи стационарной лестницы.

 

На трансформаторах массой 20т предусмотрены анкеры, позволяющие закреплять за них лебедки, направляющие блоки, полиспасты, которые применяются для передвижения трансформатора в обоих направлениях.

 

Если расстояние в свету менее 15 м  для свободно стоящих трансформаторов и менее 25м  для трансформаторов, установленных вдоль наружных стен зданий электростанций на расстоянии от стен менее 40м, то трансформаторы единичной мощности 110кВ и выше, 63 МВА и более,  имеют разделительные перегородки, которые устанавливаются между ними и трансформаторами любой мощности.

 

Разделительные перегородки имеют ширину не менее ширины маслоприемника. Высота перегородок должна быть не менее высоты вводов высшего напряжения. Разделительные перегородки должны иметь высокую огнестойкость и выдерживать не менее 1,5 ч. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой по регламентам установки должно быть не менее 1,5м.

 

 

Если силовые трансформаторы оборудованы автоматическим стационарным устройством пожаротушения, и присоединены  в зоне действия защиты от внутренних повреждений данного трансформатора, в этом случае, разрешается вместо разделительной перегородки установить автоматическую систему пожаротушения трансформатора.

 

В районах регулируемых трансформаторов устанавливаются последовательные регулировочные трансформаторы.  При их установке должна быть предусмотрена  перекатка по общему пути.

 

Автоматическая установка пожаротушения и установка кондиционера по усмотрению заказчика предназначены для трансформаторов 500 кВ не зависимо от их мощности, в том числе 220-330 кВ мощностью 200МВА.

 

Система пожаротушения  должна быть включена  только на поврежденных фазах. Установка производится в помещениях на 1 этаже в закрытой камере и изолированных от других помещений, а так же разрешается установка на 2 этаже где уровень пола не должен достигать 1 этажа на 1 м в местах где есть возможность транспортировки данного трансформатора наружу. 

 

Для того что установить трансформатор в помещениях он не должен содержать горючее заполнение или просто устанавливаются сухие трансформаторы в зависимости от условия окружающей среды.

 

Так же разрешается установка двух масляных трансформаторов в одну камеру с мощностью не более 1 МВА одного трансформатора, а сухие трансформаторы могут  устанавливаться в одну камеру до 6шт, но так чтобы имелась возможность производить ремонтные работы.

 

Для масляных трансформаторов, которые устанавливаются в помещениях, расстояние в свету должно быть наиболее выступающих частей, которые расположен на высоте 1.9 м от пола.

 

Правила установки:

  • 0,3 м – до задней и боковых стен, для трансформаторов мощностью до 0, 4 МВА;
  • 0,6 м – до задней и боковых стен, для трансформаторов большей мощности;
  • 0,6 м – со стороны входа: до полотна двери или выступающих частей стены, для трансформаторов от 0,4 МВА до 1,6 МВА;
  • 1 м — со стороны входа: до полотна двери или выступающих частей стены, для трансформаторов более 1,6 МВА.

 

При установки масляного трансформатора, пол должен иметь уклон в сторону маслоприемника на 2%. Для осмотра трансформатора не заходя в камеру, устанавливается барьер на высоте 1,2 м.

 

Камеры трансформатора оборудованы: разъединителями, предохранителями, выключателями нагрузки, разрядниками и дугогасящими заземляющими реакторами, при этом еще устанавливается система охлаждения.

 

Для безопасности каждая камера должна иметь отдельный выход наружу или смежное помещение с несгораемым полом, который не содержит огнеопасных и взрывоопасных предметов.

 

Трансформатор должен быть установлен таким образом, чтобы расстояние по горизонтали от дверного проема трансформаторной камеры встроенной или пристроенной подстанции, до проема ближайшего окна или двери помещения должно составлять не менее 1 м.

 

Если ширина между зданиями менее 5 м., то выкатка трансформатора мощностью более 0,1 МВА из камеры во внутренние проезды запрещена.  Так же должна быть установлена система вентиляции для отвода теплоты, которая не должно быть связана с другими вентиляционными системами.  

 

Стенки вентиляционных каналов и шахт имеют предел огнестойкости не менее 0,75ч.

Вентиляционные шахты выполнены таким образом, что при образовании или попадании влаги она не стекает на трансформатор. Чтобы избежать попадания снега и дождя в вентиляционные окна, они должны быть закрыты сеткой размером 1Х1.

 

Вытяжные шахты камер  трансформаторов, пристроенных к зданиям с несгораемыми стенами, но имеющим кровлю из сгораемого материала, должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 1.5 м, или же конструкции кровли из сгораемого материала, должны быть защищены парапетом из несгораемого материала высотой не менее 0,6 м.  Вывод шахт выше кровли здания в этом случае не обязателен.

 

При установке вытяжных шахт, работа должна выполняться таким образом, чтобы отверстия не были установлены напротив оконных проемов зданий. Если в вентиляционном отверстии камеры трансформатора имеется окно, тогда под этим окно требуется сделать козырек над дверью с вылетом 0,7 м, длина козырька должна быть не менее 0,8м в каждую сторону.

 

Трансформаторы, имеющие искусственное охлаждение должны быть установлены с автоматическим пуском и остановкой устройства системы охлаждения.

 

При первом признаке повышения температуры верхних слоев масла или обмоток независимо от этого по току нагрузки трансформатора автоматически происходит пуск охлаждения. Поток воздуха не должен быть направлен на бак трансформатора.

Для того чтобы выкатить трансформатор без слива масла, задвижки охладительных устройств  должны быть расположены таким образом чтобы обеспечить удобный доступ к ним и возможность отсоединения трансформатора от системы охлаждения.

 

Для прекращения циркуляции масла, охлаждающей воды или остановки вентиляторов дутья, на трансформаторах устанавливается сигнализация.

 

Для шкафов  приводов устройств регулирования напряжения под нагрузкой устанавливается электрический подогрев.

 

Масла трансформатора в эластичном резервуаре,  должны быть защищены от солнечных лучей и от температуры не ниже -35 оС.

 

PUE и общая эффективность использования энергии (tPUE) — перспективы

Мне нравится Power Usage Effectiveness как показатель эффективности инфраструктуры центра обработки данных.

Это дает нам возможность говорить об эффективности распределения питания и механического оборудования центра обработки данных без необходимости уточнять обсуждение на основе используемых серверов и хранилищ или уровней использования, или других вопросов, не связанных напрямую с проектированием центра обработки данных. Но есть явные проблемы с показателем PUE.Любая единственная метрика, которая пытается свести сложную систему к единому числу, не сможет смоделировать важные детали, и в нее будет легко играть. PUE, тем не менее, страдает от обоих, я считаю его полезным.

Далее я сделаю обзор PUE, расскажу о некоторых проблемах, которые у меня есть с ним, как это определено в настоящее время, а затем предлагаю некоторые улучшения в измерении PUE с использованием метрики, называемой tPUE.

Что такое PUE?

PUE определяется в показателях энергоэффективности центров обработки данных Green Grid компании Christian Belady: PUE и DCiE.Это простая метрика, и именно поэтому она полезна, а также является источником некоторых источников ошибок в метрике. PUE определяется как

PUE = общая мощность объекта / мощность ИТ-оборудования

Общая мощность объекта определяется как «мощность, измеренная на электросчетчике». Мощность ИТ-оборудования определяется как «нагрузка, связанная со всем ИТ-оборудованием». Проще говоря, PUE — это отношение мощности, подаваемой на объект, к мощности, фактически подаваемой на серверы, хранилище и сетевое оборудование.Это дает нам представление о том, какой процент мощности фактически попадает на серверы, а остальное теряется в инфраструктуре. Эти потери инфраструктуры включают в себя распределение электроэнергии (коммутационное оборудование, источники бесперебойного питания, блоки распределения питания, удаленные розетки питания и т. Д.) И механические системы (устройства обработки воздуха в компьютерном зале / кондиционеры в компьютерном зале, насосы охлаждающей воды, оборудование для перемещения воздуха за пределами серверов. , чиллеры и др.). Обратное PUE называется эффективностью инфраструктуры центра обработки данных (DCiE):

DCiE = мощность ИТ-оборудования / общая мощность оборудования * 100%

Итак, если у нас PUE = 1.7, что составляет DCiE 59%. В этом примере инфраструктура центра обработки данных рассеивает 41% электроэнергии, а ИТ-оборудование — остальные 59%.

Это полезно знать, поскольку позволяет сравнивать различные проекты инфраструктуры и понимать их относительную ценность. К сожалению, там, где тратятся деньги, мы часто видим игры с метриками, и это не исключение. Давайте рассмотрим некоторые проблемы с PUE, а затем предложим частичное решение.

Проблемы с PUE

Общая мощность объекта : Первая проблема — это определение общей мощности объекта.В исходном документе Green Grid общая мощность объекта определяется как «мощность, измеренная счетчиком коммунальных услуг». На первый взгляд это звучит довольно законченно, но недостаточно плотно. Многие объекты меньшего размера измеряют напряжение 480 В переменного тока, но некоторые объекты измеряют среднее напряжение (около 13,2 кВ переменного тока в Северной Америке). И несколько объектов измеряют высокое напряжение (~ 115 кВ переменного тока в Северной Америке). Третьи покупают и предоставляют землю для слоя понижающего трансформатора от 115 кВ переменного тока до 13,2 кВ переменного тока, но счетчик по-прежнему находится на среднем уровне напряжения.

Некоторые ИБП устанавливаются на среднее напряжение, а другие — на низкое (480 В переменного тока). Очевидно, что ИБП должен быть частью накладных расходов инфраструктуры.

Из приведенных выше наблюдений следует, что некоторые значения PUE включают потери на двух уровнях преобразования напряжения до 480 В переменного тока, некоторые включают 1 преобразование, а некоторые не включают ни одного из них. Это значительно мутит воду и заставляет небольшие предприятия выглядеть несколько лучше, чем они должны, и это просто еще одна возможность раздувать цифры, превышающие то, что на самом деле может производить предприятие.

Контейнерная игра: Многие модульные центры обработки данных построены на контейнерах, которые принимают 480 В переменного тока в качестве входных данных. Я видел поставщиков модульных центров обработки данных, которые называли подключение к контейнеру «ИТ-оборудованием», что означает, что обычное преобразование с 480 В переменного тока на 208 В переменного тока (а иногда даже на 110 В переменного тока) не включается. Это серьезно искажает метрику, но с механической точки зрения отрицательное влияние еще больше. В контейнерах часто находятся блоки CRAH или CRAC. Это означает, что большие части механической инфраструктуры включены в «ИТ-нагрузку», и это делает эти контейнеры искусственно хорошими.По иронии судьбы, конструкции контейнеров, о которых я здесь говорю, на самом деле довольно хороши. Им действительно не нужно играть в игры с метриками, но это происходит, так что читайте мелкий шрифт.

Infrastructure / Server Blur: Во многих модульных конструкциях на базе стойки используются вентиляторы большого уровня, а не несколько неэффективных вентиляторов в сервере. Например, Rackable CloudRack C2 (для меня SGI все еще Rackable :)) перемещает вентиляторы из серверов и устанавливает их на уровне стойки. Это замечательный дизайн, который намного эффективнее крошечных вентиляторов 1RU.Обычно серверные вентиляторы включаются в «ИТ-нагрузку», но в современных конструкциях, когда вентиляторы выносятся из серверов, это считается нагрузкой на инфраструктуру.

В крайнем случае мощность вентилятора может превышать 100 Вт (пожалуйста, не покупайте эти серверы). Это заставляет центр обработки данных, на котором работают более эффективные серверы, потенциально должен сообщать более низкий показатель PUE. Мы не хотим толкать отрасль в неправильном направлении. Вот еще один. ИТ-нагрузка обычно включает в себя серверный блок питания (БП), но во многих конструкциях, таких как IBM iDataPlex, отдельные блоки питания выносятся из сервера и размещаются на уровне стойки.Опять же, это хороший дизайн, и мы увидим гораздо больше, но он берет на себя потери, которые раньше были нагрузкой на ИТ, и заставляет их загружать инфраструктуру. PUE в таких случаях не измеряет то, что нужно.

PUE менее 1,0: В документе Green Grid говорится, что «PUE может варьироваться от 1,0 до бесконечности», и далее говорится: «… значение PUE, приближающееся к 1,0, будет указывать на 100% КПД (т. Е. Вся потребляемая мощность только ИТ-оборудованием). На практике это примерно так.Но PUE лучше 1.0 — это абсолютно возможно и даже неплохая идея. Давайте воспользуемся примером, чтобы лучше понять это. В этом случае я использую 1,2 PUE. Некоторые объекты уже превышают этот PUE, и нет разногласий по поводу его достижимости.

В нашем примере 1.2 объект PUE рассеивает 16% от общей мощности объекта на распределение электроэнергии и охлаждение. Часть этого тепла может быть в трансформаторах за пределами здания, но мы точно знаем, что все серверы находятся внутри, то есть не менее 83% рассеиваемого тепла будет внутри корпуса.Предположим, мы можем утилизировать 30% этого тепла и использовать его в коммерческих целях. Например, мы можем использовать отработанное тепло для обогрева сельскохозяйственных культур и позволить выращивать помидоры или другие ценные культуры в климате, который обычно не благоприятствует им. Или мы можем использовать тепло как часть процесса выращивания водорослей для производства биодизеля. Если мы сможем транспортировать это низкопотенциальное тепло и чистить только 30% от первоначальной стоимости, мы сможем достичь показателя PUE 0,90. То есть, если мы будем эффективны только на 30% в монетизации низкопотенциального отходящего тепла, мы сможем достичь уровня выше 1.0 ПУЭ.

Возможно менее 1,0 PUE, и я хотел бы сплотить отрасль вокруг достижения PUE менее 1,0. В мире баз данных много лет назад мы достигли 1000 транзакций в секунду. Конференция «Системы высокопроизводительных транзакций» изначально задумывалась с целью достижения этих (на тот момент) невероятных результатов. 1000 TPS были превзойдены несколько десятилетий назад, но HPTS остается фантастической конференцией. Нам нужно сделать то же самое с PUE и стремиться к снижению до уровня ниже 1,0 до 2015 года.PUE меньше 1.0 — это сложно, но это возможно и будет сделано.

tPUE Defined

Кристиан Белади, редактор документа Green Grid, хорошо осведомлен о проблемах, которые я затронул выше. Он предлагает заменить долгосрочную перспективу индексом производительности центров обработки данных (DCP). DCP определяется как:

DCP = Полезная работа / Общая мощность объекта

Мне нравится этот подход, но сложность состоит в том, чтобы дать определение «полезной работы» в общем виде.Как мы можем определить количество полезной работы, которая охватывает все интересные рабочие нагрузки во всех операционных системах хоста. Некоторые рабочие нагрузки используют числа с плавающей запятой, а некоторые — нет. Некоторые используют специализированные интегральные схемы специального назначения, а некоторые работают на оборудовании общего назначения. Некоторые программы эффективны, а некоторые очень плохо написаны. Я думаю, что цель правильная, но никогда не будет способа измерить ее в общих чертах. Мы могли бы определить DCP для заданного типа нагрузки, но я не вижу способа использовать его, чтобы говорить об эффективности инфраструктуры в общих чертах.

Вместо этого я предлагаю tPUE, который является модификацией PUE, которая смягчает некоторые из вышеперечисленных проблем. По общему признанию, он сложнее, чем PUE, но он имеет то преимущество, что уравнивает различные конструкции инфраструктуры и позволяет сравнивать разные типы рабочих нагрузок. Используя tPUE, предприятие HPC может сравнить свои показатели с коммерческими средствами обработки данных.

tPUE стандартизирует, где должна быть измерена общая мощность объекта, и где именно начинается ИТ-оборудование и какие части нагрузки составляют инфраструктура и сервер.С помощью tPUE мы пытаемся устранить некоторые негативные стимулы к стиранию границ между ИТ-оборудованием и инфраструктурой. В общем, такое размытие — очень хорошая вещь. Вентиляторы 1RU невероятно неэффективны, поэтому замена их крыльчатками на уровне стойки или контейнера — это хорошо. Несколько центральных блоков питания могут быть более эффективными, поэтому перенос блока питания с сервера на модуль или стойку — это хорошо. Нам нужна метрика, которая правильно измеряет эффективность этих изменений. PUE в нынешнем виде фактически покажет отрицательный «выигрыш» в обоих примерах.

Мы определяем как:

tPUE = Общая мощность предприятия / производственная мощность ИТ-оборудования

Это почти идентично PUE. Важен следующий уровень определений. Определение tPUE «Общая мощность предприятия» довольно простое. Это мощность, подаваемая к источнику среднего напряжения (~ 13,2 кВ переменного тока) до любого ИБП или преобразования мощности. Большинство крупных объектов поставляются с таким уровнем напряжения или выше. Небольшие предприятия могут получить 480 В переменного тока, и в этом случае получить это число труднее.Если измерение невозможно, мы решаем проблему, используя номер, указанный производителем трансформатора. К счастью, показатели эффективности высоковольтных трансформаторов точно указаны производителями.

Для tPUE напряжение объекта должно фактически измеряться при среднем напряжении, если это возможно. Если это невозможно, допустимо проводить измерения при низком напряжении (480 В переменного тока в Северной Америке и 400 В переменного тока во многих других регионах), если учитывается потеря эффективности трансформатора (-ов) среднего напряжения.Конечно, все измерения должны проводиться перед ИБП или любым другим способом регулирования мощности. Это определение позволяет использовать неизмеряемый, указанный производителем коэффициент полезного действия для трансформатора среднего и низкого напряжения, но гарантирует, что во всех измерениях используется среднее напряжение в качестве базовой линии.

Определение tPUE «Мощность производительного ИТ-оборудования» несколько сложнее. PUE измеряет ИТ-нагрузку как мощность, передаваемую ИТ-оборудованию. Но ИТ-оборудование крупномасштабных центров обработки данных нарушает правила.У некоторых есть вентиляторы внутри, а некоторые используют вентиляторы инфраструктуры. Некоторые из них не имеют блока питания и поставляются инфраструктурой на 12 В постоянного тока, в то время как в большинстве все еще есть блок питания в той или иной форме. tPUE «заряжает» все вентиляторы и все преобразования энергии в компонент инфраструктуры. Я определяю «производительную мощность ИТ-оборудования» как всю мощность, подаваемую на полупроводники (память, ЦП, северный мост, южный мост, сетевые адаптеры), диски, ASIC, FPGA и т. Д. По сути, мы уменьшаем потери блока питания, регулятор напряжения (VRD ) и / или модули регулятора напряжения (VRM), а также охлаждающие вентиляторы от «IT-нагрузки» к инфраструктуре.В этом определении потери инфраструктуры однозначно включают все преобразования энергии, ИБП, коммутационное оборудование и другие потери при распределении. И это включает в себя все расходы на охлаждение, независимо от того, есть они на сервере или нет.

Эта сложная часть — как измерить tPUE. Он достигает нашей цели быть сопоставимым, поскольку все будут использовать одни и те же определения. И не наказывает новаторский дизайн, стирающий традиционные границы между сервером и инфраструктурой. Я бы сказал, что у нас есть лучшая метрика, но проблема будет в том, как ее измерить? Смогут ли операторы центров обработки данных измерить это, отслеживать улучшения на своих объектах и ​​понять, как они сравниваются с другими?

Мы обсудили, как измерить общую мощность предприятия.Вкратце, это должно быть измерено перед всеми ИБП и стабилизацией мощности при среднем напряжении. Если высокое напряжение подается непосредственно на ваш объект, вам следует проводить измерения после первого понижающего трансформатора. Если на ваш объект подается низкое напряжение, спросите у поставщика электроэнергии, будь то коммунальное предприятие, владелец колокольни или группа инфраструктуры вашей компании, эффективность понижающего трансформатора от среднего до низкого при вашей средней нагрузке. Сложите это значение математически. Это не идеально, но лучше, чем сейчас, когда мы смотрим на PUE.

В сегменте низкого напряжения, где мы поставляем «производительную мощность ИТ-оборудования», мы также вынуждены использовать оценку с нашими мерами. Мы хотим измерить мощность, передаваемую отдельным компонентам. Мы хотим измерить мощность, подаваемую на память, ЦП и т. Д. Наша цель — получить мощность после последнего преобразования, а это довольно сложно, поскольку VRD часто находятся на плате рядом с компонентом, который они поставляют. Учитывая, что неразрушающее измерение мощности на этом уровне непросто, мы используем индуктивный амперметр на каждом проводе, передающем мощность на плату.Затем мы получаем данные об эффективности VRD от производителя системы (вы все равно должны их запрашивать — они являются важным фактором эффективности сервера). В этом случае мы часто можем получить эффективность только при номинальной мощности, и фактическая эффективность VRD будет меньше при использовании вами. Тем не менее, мы используем это единственное число эффективности, поскольку оно, по крайней мере, является приблизительным, а более подробные данные либо недоступны, либо их очень трудно получить. Мы не включаем питание вентилятора (серверные вентиляторы обычно работают от 12-вольтной шины).По сути, мы берем определение нагрузки ИТ-оборудования, используемое в определении PUE, и вычитаем из потерь VRD, PSU и вентиляторов. Эти измерения необходимо проводить при полной загрузке сервера.

Приведенные выше измерения не так точны, как хотелось бы, но я утверждаю, что эти методы дадут гораздо более точную картину эффективности инфраструктуры, чем текущие определения PUE, и тем не менее эти метрики поддаются измерению и не зависят от рабочей нагрузки.

Сводка:

Мы определили tPUE как:

tPUE = Общая мощность предприятия / производственная мощность ИТ-оборудования

Мы определили общую мощность объекта, которую необходимо измерить перед всеми ИБП и кондиционированием питания при среднем напряжении.Мы определили производительную мощность ИТ-оборудования как мощность сервера, не включая блоки питания, VRD и другие потери преобразования, а также потребление энергии вентиляторами или охлаждением.

Пожалуйста, рассмотрите возможность оказания помощи в пропаганде tPUE и использовании tPUE. А если вы, ребята, проектирующие и создающие коммерческие серверы, можете помочь, измерив мощность производственного ИТ-оборудования для одного или нескольких ваших SKU, я с удовольствием опубликую ваши результаты. Если вы можете предоставить измерение мощности производительного ИТ-оборудования для одного из ваших новых серверов, я опубликую его здесь с изображением сервера.

Давайте сделаем новую инфраструктуру сплоченной, достигнув tPUE <1.0.

–jrh

Джеймс Гамильтон, Amazon Web Services

1200, 12 th Ave. S., Сиэтл, Вашингтон, 98144
W: +1 (425) 703-9972 | C: +1 (206) 910-4692 | Н: +1 (206) 201-1859 | [email protected]

H: mvdirona.com | W: mvdirona.com/jrh/work | блог: http: //perspectives.mvdirona.com

Консультации — Специалист по спецификациям | Уменьшите PUE, чтобы разблокировать емкость в дата-центрах

Цели обучения

  • Определите эффективность использования энергии, ее происхождение и текущие тенденции в отрасли.
  • Узнайте о емкости ИТ, резервной емкости, емкости оборудования и емкости ИТ-оборудования.
  • Узнайте, как создать новые источники доходов за счет снижения PUE и повысить рентабельность инвестиций за счет повышения PUE.

Эффективность энергопотребления долгое время использовалась в качестве эталона эффективности центра обработки данных, но редко рассматривается как инструмент, позволяющий высвободить неиспользуемые возможности информационных технологий и создать новый источник дохода. Для создания этой новой мощности требуется немного времени и минимальные капитальные вложения.Окупаемость инвестиций составляет менее шести месяцев и может помочь корпорациям отложить капитальные затраты, необходимые для создания мощностей.

PUE — это показатель, который описывает, насколько эффективно компьютерный центр обработки данных использует энергию. Это отношение общего количества энергии, потребляемой объектом центра обработки данных, к энергии, подаваемой на вычислительное оборудование. Первоначально он был разработан Green Grid и быстро был принят многими игроками в центрах обработки данных. PUE был опубликован в 2016 году как глобальный стандарт ISO / IEC 30134-2: 2016.

Снижение PUE не только снижает эксплуатационные расходы на коммунальные услуги, но также позволяет снизить стоимость строительства (капитальные затраты), тем самым повышая рентабельность инвестиций для инвесторов. В существующих центрах обработки данных он может раскрыть новый потенциал дохода, используя существующую механическую, электрическую и водопроводную инфраструктуру. В большинстве анализов более низкого PUE учитывается только экономия средств за счет снижения энергопотребления. Когда включается новый потенциальный доход, который может привести к гораздо более высокой доходности для владельцев и операторов.

Uptime Institute ежегодно проводит исследование среднего показателя PUE для игроков центров обработки данных по всему миру. В 2018 году средний показатель PUE составил 1,6 в 713 участвующих центрах обработки данных, расположенных по всему миру, при этом большинство участников находятся в США и Европе. Исследования и опросы Uptime Institute показали, что PUE неуклонно снижается в течение последних 10 лет с максимального значения 2,5 в 2007 году до 1,6 в 2018 году.

Google агрессивно использует PUE в качестве показателя, чтобы снизить потребление энергии собственным центром обработки данных.Портфель его центров обработки данных имеет один из самых низких показателей PUE в мире. В четвертом квартале 2018 года компания сообщила, что средний показатель PUE за 12 месяцев составил 1,11 для всего парка из 15 центров обработки данных по всему миру. Компания тщательно определяет ИТ-нагрузку только как вычислительную мощность; Потери в центре обработки данных включают мощность, используемую механическим оборудованием, тепло, отбрасываемое электрическим оборудованием, включая источники бесперебойного питания, распределительные устройства и фидеры, а также потери через трансформаторы электросети и электрические подстанции.

Определение PUE

Существует много двусмысленности и непоследовательности в том, как измерять PUE.Некоторые игроки будут включать подстанции, понижающие трансформаторы и т. Д. В формулу PUE, тогда как другие будут измерять потребление энергии на уровне объекта. Телекоммуникационные компании используют централизованные выпрямители, обеспечивающие от 4 до 12 часов резервного питания от свинцово-кислотных или регулируемых с помощью клапана свинцово-кислотных аккумуляторов и подающие постоянный ток на коммутационное и коммутационное оборудование. Большинство операторов ввода данных используют системы ИБП с резервными батареями и подают переменный ток в серверные стойки с понижающим трансформатором, встроенным в блейд-серверы.Эти различия приводят к внутренним различиям в PUE для разных типов объектов.

Повышение PUE не только помогает снизить затраты на электроэнергию, но также может разблокировать ценную электрическую и охлаждающую инфраструктуру. Это позволит игрокам центров обработки данных увеличить ИТ-ресурсы, приносящие доход, с использованием существующей электрической и механической инфраструктуры. По сути, это означает добавление продаваемых мощностей без серьезной модернизации инфраструктуры. Предостережение заключается в ограничениях физического пространства, которые здесь не рассматриваются.

Измерительная способность

Большинство компаний, размещающих центры обработки данных, продают ИТ-мощность в киловаттах. ИТ-возможности для них неприкосновенны. Чем больше мощности ИТ, тем больше потенциальный доход. Каждый киловатт дополнительной ИТ-мощности может приносить от 200 до 300 долларов в месяц. В наших расчетах ниже мы будем использовать 250 долларов за киловатт в месяц.

Мы нормализовали мощность механического, электрического и сантехнического оборудования в киловаттах ИТ-мощности, которую оно может поддерживать.Это позволяет упростить метод сравнения и анализа. Для этого мы определили новый термин «ИТ-мощность оборудования» для каждой единицы механического охлаждения и электрического оборудования в центре обработки данных. Пропускная способность ИТ-оборудования является функцией максимального PUE системы, которая, в свою очередь, является функцией неэффективности всей системы.

IT-мощность оборудования измеряется в киловаттах.

e = оборудование

x = переменная; это имя оборудования, для которого рассчитана мощность ИТ

Оборудование IT-мощность для электрооборудования рассчитывается следующим образом:

Например:

Доступная мощность распределительного щита определяется как максимальная длительная мощность для первичного распределительного щита; избыточная емкость не учитывается.Например, некоторые распределительные щиты не могут быть загружены более чем на 80% от номинальной мощности для непрерывной работы. Эти данные должны быть получены производителем и использованы в расчетах.

PUE центра обработки данных меняется со временем, и мы определяем пиковый PUE как самый высокий наблюдаемый PUE для сайта в нормальных рабочих условиях в течение года.

Для охлаждающего оборудования (чиллеры, кондиционирование воздуха в компьютерном зале, вентиляционная установка и т. Д.) ИТ-мощность определяется как доступная ИТ-мощность охлаждения первичного охлаждающего оборудования в день проектирования; опять же, избыточная емкость не учитывается.

Например, агрегатный чиллер с воздушным охлаждением номинальной массой 600 тонн может обеспечить производительность только 500 тонн в расчетный день, определенный как 0,4% годовых по расчетному условию охлаждения по ASHRAE, после снижения номинальных значений для 30% пропиленгликоля. Подобная концепция может быть применена к установкам кондиционирования воздуха компьютерных залов или другому оборудованию.

Для источников бесперебойного питания и выпрямителей ИТ-мощность оборудования определяется как максимальная длительная работа.

Примечание. Приведенный выше анализ предполагает, что ИТ, охлаждение и другая дополнительная нагрузка питается от одного и того же источника (коммунальное обслуживание, генератор и главная плата обслуживания), что обычно имеет место в большинстве приложений.

Расчет затрат

На рисунке 2 мощность кондиционирования воздуха в компьютерном зале, энергосистемы общего пользования, генераторной установки, автоматического переключателя и главного распределительного щита в центре обработки данных намного превышает текущую ИТ-нагрузку. Операторы и планировщики центров обработки данных могут использовать это, чтобы принимать обоснованные решения о стоимости добавления ИТ-ресурсов на своих объектах. Используя эту информацию, операторы могут составить пошаговую функцию, показывающую стоимость модернизации механической, электрической и водопроводной сети для каждых дополнительных 250 киловатт ИТ-нагрузки.Эта информация может быть очень важной.

Это решает проблему распределения капитала для владельцев крупных центров обработки данных. Теперь у владельцев есть функция шага стоимости в одну страницу для каждого центра обработки данных, которую они могут использовать, чтобы определить, где установить новые стойки с минимальными капитальными затратами. Эти данные редко доступны и решат важную проблему для владельцев и операторов.

На рис. 3 показано влияние снижения PUE с нынешних 1,75 до 1,4. Это свидетельствует о значительном увеличении ИТ-мощности энергосистемы общего пользования, генераторной установки, автоматического резерва и главного распределительного щита.Снижение PUE разблокирует ИТ-мощность электрического оборудования, поскольку уменьшается мощность, потребляемая механическим и другим вспомогательным оборудованием.

Завершение финансового финансового анализа

Ситуация: Объект представляет собой центр обработки данных мощностью 1 мегаватт с пиковым значением PUE 1,75, построенный в 2010 году. Центр обработки данных обслуживается с помощью системы электропитания 2N и механической мощности N + 1. В настоящее время он работает на полную мощность. Доступная мощность электрической инфраструктуры — 1.75 мегаватт.

Проект улучшения PUE: Механические улучшения энергоэффективности снизили пиковый PUE до 1,4. Включено механических улучшений:

  • Повышение температуры приточного воздуха и температуры подаваемой охлажденной воды. Сдерживание горячих коридоров и повышение заданной температуры помещения.
  • Оптимизация последовательности работы насосов охлажденной воды и уставок кондиционеров машинного зала.
  • Установка адиабатических охлаждающих подушек на конденсатор чиллерной установки.
  • Добавление изолирующих заслонок, позволяющих отключать резервные блоки кондиционирования воздуха в компьютерном зале. Система балансировки для перемещения воздуха туда, где это необходимо.
  • Оптимизация освещения и управления освещением.

Влияние повышения PUE на прибыль: В таблице 1 показано влияние на прибыль до вычета процентов, налогов, износа и амортизации (валовая прибыль), когда улучшение PUE привело как к увеличению мощности ИТ, так и к экономии за счет повышения энергоэффективности. В этом сценарии было получено 250 киловатт ИТ-мощности, что дало дополнительные $ 0.75 миллионов годового дохода. Стоимость электроэнергии (эксплуатационные расходы) не изменилась, поскольку использование механической, электрической и водопроводной энергии было перенесено на поддержку дополнительной нагрузки ИТ. Для простоты предполагается, что затраты включают только затраты на электроэнергию. Прочие расходы являются фиксированными и не изменятся из-за корректировки пикового значения PUE. Прибыль увеличилась на 50,4%. Простая окупаемость этого улучшения составляет менее девяти месяцев.

Таблица 2 показывает влияние на валовую прибыль, когда улучшение PUE привело к экономии только за счет повышения энергоэффективности.В этом сценарии более низкий PUE приводит к снижению энергопотребления на 350 киловатт. Снижение спроса на электроэнергию приводит к снижению затрат на электроэнергию на 300,00 долларов США. Опять же, расходы включают только затраты на электроэнергию. Прочие расходы являются фиксированными и не изменятся из-за корректировки пикового значения PUE. Мы видим, что прибыль увеличилась на 20,3%. Простая окупаемость менее 10 месяцев.

PUE уже давно используется в качестве эталона для измерения эффективности центра обработки данных. Снижение PUE помогает снизить затраты на электроэнергию в центрах обработки данных. Снижение PUE также открывает новые возможности ИТ, которые могут позволить владельцам центров обработки данных открыть новые источники дохода.

Data Center PUE — Эффективность центра обработки данных Pue

В конечном итоге целью является наиболее эффективное использование «кВт» мощности сервера в сочетании с «кВт» охлаждения. Основное внимание на «PUE» или эффективности использования энергии уделялось примерно последние 15 лет. Это расчет входной мощности, используемой в объекте, по сравнению с блоками, используемыми для производства / охлаждения / передачи энергии. Следовательно, вы можете создать более высокий PUE центра обработки данных из-за неэффективности распределительных трансформаторов на объекте, плохих методов воздушного потока и охлаждения, неэффективных ИБП и аккумуляторных систем, теряющих внутреннюю мощность в киловаттах, и общего выбора технологии во время строительства.

Считается, что более низкий коэффициент полезного действия центра обработки данных находится в диапазоне 1,2–1,4. Это означает, что если используется 1 кВт, то вы используете 20-40% для поддержки этого кВт за счет охлаждения, распределения и т. Д. Многие традиционные старые центры будут иметь PUE равный 2,0. Поскольку было приемлемо использовать соотношение охлаждения к потребляемой мощности 1: 1. С помощью современных технологий и правильной конструкции можно добиться PUE в диапазоне 1,2–1,5.

Географическое положение может влиять на PUE и заставлять его меняться в течение года.Северный климат, в котором может быть много часов естественного охлаждения в год, снижает PUE в холодные месяцы и резко увеличивается в теплые месяцы. Климат Калифорнии может обеспечить более постоянный PUE, поскольку температура и влажность остаются относительно постоянными. Чтобы воспользоваться преимуществами этих мест, можно использовать различные технологии охлаждения.

Целевой показатель PUE можно определить на этапе проектирования центра обработки данных. Понимание того, что PUE напрямую зависит от эксплуатационных расходов, позже. Годовая стоимость эксплуатации более высокого PUE будет выше, чем при более низком PUE.

Предварительные вложения в высокоэффективные механические системы могут сэкономить значительные суммы эксплуатационных расходов в дальнейшем. Выбор технологий, таких как системы охлаждения, системы ИБП, расположение помещений, локализация и распределение, может повлиять на PUE.

PUE может и является произвольным числом при сравнении сайта с сайтом. Не все объекты ЦОД работают на полную мощность. На многих новых объектах будет меньше половины загрузки центров нагрузки. Следовательно, PUE может быть выше при запуске и даже ниже номинального по мере увеличения нагрузки до максимальной.Вы можете установить на объект ИБП мощностью 1 мегаватт и использовать 200 кВт в день. Возможно, вы рассчитали свои механические устройства и оборудование примерно на 1 МВт. Таким образом, вы столкнетесь с некоторой неэффективностью во время наращивания мощности. Многие современные частотно-регулируемые приводы в механических системах могут приспособиться к этому и обеспечить очень эффективный PUE в день 1 даже при таких низких уровнях нагрузки.


Наши специалисты FGCC имеют опыт анализа текущих технологий, которые будут работать в соответствии с требованиями вашего предприятия и вашими целями PUE.Свяжитесь с нами, чтобы обсудить с вами план.

Снижение потерь энергии от блоков распределения питания (PDU) | Продукты

Блоки распределения питания (PDU) поставляют кондиционированное питание от системы бесперебойного питания (ИБП) на серверы, сетевое оборудование и другие электронные устройства в центре обработки данных. PDU являются частью системы распределения электроэнергии центра обработки данных, которая включает в себя энергоснабжение от электросети или генератора, распределительные устройства и трансформаторы в здании, а также системы ИБП. Хотя на них часто не обращают внимания, потери в системе распределения электроэнергии в среднем могут составлять от 10% до 12% от общей энергии, потребляемой центром обработки данных. 1

Дата-центры могут использовать один или два типа PDU:

  1. PDU могут быть просто хорошо сконструированными удлинителями. Однако современные «умные» или «интеллектуальные» PDU позволяют менеджерам центров обработки данных удаленно отслеживать потребление энергии в реальном времени, данные и журналы событий, ток, потребляемый каждым PDU, и ток, потребляемый каждой розеткой. Некоторые также могут удаленно включать и выключать каждую розетку. Эти устройства улучшают наше понимание энергопотребления, могут помочь идентифицировать коматозные серверы, могут дать информацию при планировании мощности и могут предупредить нас о сбое оборудования.
  2. Напольные блоки распределения питания традиционно содержат изолирующие трансформаторы, которые снижают высокое напряжение и ток до более распространенных и полезных уровней, которые они передают вниз по потоку в блоки распределения питания в стойке. (Например, они могут сократить потребление электроэнергии, поступающей в центр обработки данных при 240 вольт и 30 ампер в одной фазе, до нескольких вилок 120 вольт 15 ампер или 120 вольт 20 ампер. Напольные блоки распределения питания могут быть интегрированы с программным обеспечением для мониторинга, чтобы отслеживать потребление энергии и помочь спланировать будущие потребности в электроэнергии.

Используйте PDU с высокоэффективными трансформаторами

Если в вашем центре обработки данных используются напольные блоки распределения питания, знайте, что блоки распределения питания, содержащие высокоэффективные трансформаторы, в целом на 2–3% более эффективны по сравнению с блоками распределения питания с обычными трансформаторами с низким КПД.

Мониторинг отдельных устройств для выявления проблем и возможностей энергоэффективности

Поскольку «умные» блоки распределения питания могут сказать вам, сколько энергии потребляет каждое устройство, вы можете легко определить, сколько энергии потребляет энергия. PDU также могут идентифицировать оборудование, которое больше не нужно. Например, когда PDU указывает, что определенный сервер работает в среднем на 35% пиковой мощности, вы можете выделить этот сервер в качестве кандидата на вывод из эксплуатации. 2

Отказ источника питания, значительное повышение температуры, внезапный скачок энергопотребления — все эти изменения можно определить с помощью интеллектуального блока распределения питания.Некоторые PDU могут отправлять вам предупреждение, когда что-то выходит за рамки нормальных рабочих условий. Например, когда PDU достигает своей полной мощности, он может предупредить администратора центра обработки данных до того, как будет достигнута мощность выключателя , дав ему понять, что пора подключить больше PDU для предотвращения сбоев.

Контроль энергопотребления для улучшения планирования мощности

Блоки распределения питания

позволяют отслеживать энергопотребление на уровне стойки, сохранять данные, отслеживать их тенденции и использовать их для принятия решений в отношении вашего центра обработки данных.

Например, предположим, что у вас есть опасения по поводу достижения верхних пределов мощности на вашем предприятии. «Умные» блоки PDU выполняют мониторинг на уровне розеток, что позволяет точно определять области в центре обработки данных, где простая перестановка оборудования может высвободить мощность.

Выключить незагруженные PDU

Как и другое оборудование в центре обработки данных, PDU следует отключать, если они не используются. На некоторых объектах массив модулей ИБП и / или PDU имеет более чем достаточную мощность для обслуживания ИТ-нагрузки.Возможно, удастся выключить некоторые модули, сохранив при этом требуемый уровень резервирования. 3 Это позволит остальным блокам работать с более высоким коэффициентом нагрузки, что обычно приводит к более высокому КПД. 4 Узнайте больше о сокращении потерь энергии в системах бесперебойного питания (ИБП).

Поддержание сбалансированной нагрузки PDU

Несбалансированные электрические нагрузки в 3-фазных системах вызывают более высокие токи между выводами трансформатора, что приводит к сбросу тепла и снижению эффективности работы трансформатора. 5 Перераспределите нагрузки для улучшения баланса. Если трансформатор находится в помещении с кондиционированием воздуха, уменьшенное количество отработанного тепла также снизит нагрузку на систему охлаждения.

Оцените эффективность своей работы, рассчитав PUE

Данные о мощности, полученные от PDU, могут помочь вам рассчитать эффективность использования энергии для вашего центра обработки данных. PUE — это широко признанный стандарт сравнительного анализа, который помогает менеджерам определять, насколько эффективно центры обработки данных используют электроэнергию. Это дает представление об усилиях по повышению эффективности, а также может помочь определить, когда что-то пошло не так.

PUE — это отношение общей энергии, потребляемой объектом центра обработки данных, к энергии, поставляемой ИТ-оборудованию — см. Рисунок 1 ниже. Общую мощность, используемую в каждой стойке, по данным PDU, можно сравнить с общим энергопотреблением здания для расчета PUE. PUE приближается к 1 по мере того, как центр обработки данных становится более эффективным. Опрос 2014 года 6 , проведенный Uptime Institute, показал, что средний зарегистрированный PUE составляет 1,7. Узнайте больше о сравнительном анализе энергоэффективности вашего центра обработки данных.

Рисунок 1. Как рассчитывается эффективность использования энергии (PUE).PUE, равный 3,0, указывает на относительно неэффективный центр обработки данных. Изображение предоставлено: DataClean.

Экономия и расходы

PDU

, содержащие высокоэффективные трансформаторы, в целом на 2–3% более эффективны по сравнению с PDU с обычными трансформаторами с более низким КПД.

Компания

Target в одном из двух центров обработки данных, сертифицированных ENERGY STAR, отключила два незагруженных PDU 300 кВА, чтобы сэкономить 261 000 кВтч ежегодно. Прочтите их тематическое исследование (PDF, 609 КБ), чтобы узнать больше.

Советы и рекомендации

Системы управления инфраструктурой центра обработки данных (DCIM)

помогают максимально эффективно использовать интеллектуальные блоки PDU.Например, одна панель управления DCIM может предлагать в реальном времени данные о нагрузках, тенденциях и прогнозах мощности. Они также могут помочь в реализации инициатив по повышению эффективности с помощью датчиков PUE в реальном времени.


1 Оценка эффективности системы ИБП, К. Куцмеда, инженер-консультант, 11 июня 2015 г. http://www.csemag.com/single-article/evaluating-ups-system-efficiency/ 73497ade33f9a66ead63a77f33e94d4e.html

2 5 способов повысить энергоэффективность центра обработки данных с помощью блоков распределения питания , блог The Right Signals, Belden.com, 10 марта 2016 г. http://www.belden.com/blog/datacenters/5-Ways-to-Improve-Data-Center-Energy-Efficiency-with-PDUs.cfm

3 Избыточность относится к дублированию критических компонентов или функций системы с целью повышения надежности.

4 Главный список мероприятий по энергоэффективности центра обработки данных , Экспертный центр по энергоэффективности в центрах обработки данных, Национальная лаборатория Лоуренса Беркли, Министерство энергетики США, фев.11, 2016. https://datacenters.lbl.gov/resources/data-center-master-list-energy

5 Главный список мероприятий по энергоэффективности центра обработки данных , Экспертный центр по энергоэффективности в центрах обработки данных, Национальная лаборатория Лоуренса Беркли, Министерство энергетики США, 11 февраля 2016 г. https: //datacenters.lbl. правительство / ресурсы / дата-центр-мастер-список-энергия

6 Обзор отрасли центров обработки данных, 2014 г. , Uptime Institute.2014. Доступно в Интернете по адресу: https://journal.uptimeinstitute.com/2014-data-center-industry-survey/

Практический подход к PUE

Центры обработки данных могут потреблять до 100 раз больше энергии на единицу площади, чем стандартное офисное здание, и часто только около 15 процентов энергии исходного источника (на электростанции) используется ИТ-оборудованием. Показатель эффективности использования энергии (PUE), впервые определенный совместной организацией The Green Grid, в настоящее время широко признан в качестве отраслевого стандарта для понимания и повышения энергоэффективности систем инфраструктуры центра обработки данных.

Использование PUE является нормой для крупных центров обработки данных, таких как те, что управляются Facebook и Google, и требуется от всех участников сектора ИКТ в рамках Проекта раскрытия информации о выбросах углерода (CDP) и Протокола по парниковым газам (GHG Protocol).

Федеральное правительство также использует этот показатель в качестве индикатора производительности своих центров обработки данных. Однако многие центры обработки данных имеют сложные электрические и механические распределительные системы, что затрудняет и требует больших затрат на проведение обширных измерений, обычно требуемых для установления PUE.В результате многие малые и средние центры обработки данных не рассчитывают PUE.

Однако существует решение для малых и средних центров обработки данных, позволяющее рассчитывать PUE и делать это без учета выходных данных ИБП. В этой статье содержится руководство о том, как минимизировать затраты, полагаясь на существующие счетчики, данные, собранные вручную, и оценки, чтобы удовлетворить PUE уровня 1 (PUE1) компании Green Grid: основные требования к учету.

PUE1 также является минимальным требованием для центров обработки данных, участвующих в программе Министерства энергетики США «Лучшее здание» (BBC), инициативе по снижению энергоемкости партнерских портфелей (включая центры обработки данных) на 20% к 2020 году.Хотя более обширные измерения, связанные с уровнями PUE 2 и 3, обеспечивают более точные измерения, PUE1 предоставляет ценную информацию для снижения энергопотребления для центров обработки данных любого размера и уровня сложности.

Обзор PUE

PUE — это показатель того, насколько эффективно системы инфраструктуры компьютерных центров обработки данных используют энергию. В частности, это отношение общей энергии, потребляемой центром обработки данных, к энергии, потребляемой ИТ-оборудованием. Значения PUE могут варьироваться от 1, что означает, что 100% общей энергии центра обработки данных используется для питания ИТ-оборудования, до бесконечности.Однако исследования показывают, что значения PUE обычно находятся в диапазоне от 1,3 до 3. Согласно Green Grid, «при рассмотрении в надлежащем контексте PUE дает четкое руководство и полезное понимание конструкции эффективных архитектур питания и охлаждения, развертывания оборудования. в рамках этих архитектур и повседневной эксплуатации этого оборудования ». Лучше всего использовать его для понимания отдельного центра обработки данных с течением времени и в качестве основы для оценки влияния изменений конструкции и эксплуатации.

PUE: Общее годовое энергопотребление объекта / Годовое энергопотребление ИТ-оборудования

Общее энергопотребление объекта

  • Энергия, связанная со всем ИТ-оборудованием (как описано ниже)
  • Компоненты источника питания: источник бесперебойного питания (ИБП ) системы, распределительное устройство, генераторы, блоки распределения питания (PDU), батареи и потери распределения, внешние по отношению к ИТ-оборудованию
  • Компоненты системы охлаждения: чиллеры, градирни, насосы, кондиционеры воздуха в компьютерных залах (CRAH), кондиционеры воздуха в компьютерных залах ( CRAC) и другие вентиляционные установки (AHU), обслуживающие центр обработки данных
  • Освещение

Энергопотребление ИТ-оборудования

  • Энергия, связанная со всем ИТ-оборудованием: вычислительным, складским и сетевым оборудованием (измеряется в выход оборудования ИБП для PUE1)

Хотя сбор данных, необходимых для питания, охлаждения и других данных, необходимых для PUE, может показаться сложной задачей, вспомните Считается, что для расчета PUE1 используются счетчики, которые уже существуют в большинстве центров обработки данных (например,g., выход ИБП) плюс данные и оценки, полученные вручную.

PUE1: базовое измерение

The Green Grid 2019, для PUE1, «IT-нагрузка измеряется на выходе оборудования ИБП и может быть считана с передней панели ИБП, через счетчик на выходе ИБП или в случае использования нескольких модулей ИБП — через один счетчик на общей выходной шине ИБП. Обратите внимание, что между ИБП и ИТ-оборудованием могут быть трансформаторы и другие электрические потери распределения, которые не будут учитываться при использовании PUE1.”

Как правило, существующие счетчики на предприятии состоят из встроенных счетчиков мощности на выходе (ах) ИБП для учета потребления энергии ИТ-оборудованием. Измерения энергии обычно выражаются в киловатт-часах (кВтч), и данные следует собирать не реже одного раза в месяц. Если на выходе ИБП нет счетчиков (или эквивалента в центрах обработки данных без полного покрытия ИБП), их необходимо добавить; Пожалуйста, обратитесь к Руководству по учету и ресурсам центра обработки данных для получения помощи в настройке и реализации плана измерения.

Руководство также предлагает решения для потенциальных препятствий, которые могут возникнуть. Например, значения энергии могут быть недоступны на дисплее ИБП, но при наличии внутренних счетчиков ИБП можно установить сетевые карты для считывания выходных сигналов ИБП и передачи отчетов на сервер. Или на выходе ИБП может отображаться мощность (киловатты), а не энергия (кВтч), и в этом случае часто доступна опция для преобразования счетчиков для отображения кВтч. Таким образом, если мощность ИБП (или эквивалент) измеряется в кВтч, потребление энергии ИТ-оборудованием учитывается как для «автономных», так и для «встроенных» центров обработки данных.

Процесс регистрации общего энергопотребления объекта (центра обработки данных) и расчета числа PUE варьируется в зависимости от того, является ли центр обработки данных автономным или встроенным, а также от того, насколько доступны измерения за пределами мощности ИБП. Персонал центра обработки данных обычно может помочь с этим определением. Автономный центр обработки данных не использует или почти не использует энергию для чего-либо в здании, кроме самого центра обработки данных. С другой стороны, встроенный центр обработки данных расположен в здании со значительным энергопотреблением для других целей, кроме центра обработки данных.1 ).

Если в автономном центре обработки данных нет собственного счетчика, необходимо добавить счетчик в этом месте. Как упоминалось ранее, потребление энергии ИТ-оборудованием измеряется на выходе (ах) ИБП (M2), поэтому для автономных центров обработки данных

PUE1 = M1 / ​​M2.

Встроенные центры обработки данных

По PUE сложнее определить, когда центр обработки данных встроен в более крупное здание с общими электрическими системами и системами охлаждения. Для повышения точности оценки PUE обычно рекомендуется дополнительное измерение. Пожалуйста, ознакомьтесь с Руководством по измерениям и ресурсам центра обработки данных, чтобы узнать о расчетах PUE, которые основаны на измерениях, выходящих за пределы выходной мощности ИБП.

Даже без дополнительных счетчиков PUE1 можно рассчитать, используя измеренные данные с выхода ИБП, ручные точечные измерения и оценки.Расчет PUE немного отличается в зависимости от характеристик дата-центра; например, имеет ли охлаждающая установка водяное или воздушное охлаждение, а также установлен ли экономайзер (см. Таблицу 1).

Расчеты PUE в таблице 1 часто выполняются с использованием (собственных) электронных таблиц для манипулирования данными. Качество и объем вычислений и отчетов зависят от знаний и усилий оператора.

Примечания к таблице 1:
1- M2 — выходная мощность ИБП (кВтч) по показаниям счетчика,
2- M2 /.9 основан на предположении о 10% -ных потерях в распределении электроэнергии перед измерением M2.
3- Efan — это энергия, используемая вентиляторами CRAH или CRAC (кВтч). (Его можно оценить по паспортной табличке двигателя. Efan = (мощность двигателя x 0,746 кВт / л.с. x предполагаемый коэффициент нагрузки 0,75 x часы работы) / КПД двигателя. Фактическое измерение энергии является предпочтительным, особенно для вентиляторов с приводами с регулируемой скоростью; многие VSD имеют встроенные счетчики энергии и мощности, показания которых можно снимать с теми же интервалами, что и счетчики ИБП).В зависимости от распределения мощности между вентиляторами CRAC или CRAH для выборочной проверки всех блоков часто можно использовать несколько центральных точек; Одно такое измерение мощности считается типичным для года.

Отредактировано на основе таблицы 6.8.1C — ASHRAE 90.1 — 2010

Понимание типа центра обработки данных

Чертежи центра обработки данных и интервью с персоналом инфраструктуры сайта могут предоставить как общую информацию (автономный или встроенный центр обработки данных), так и подробности (е.г., какие счетчики уже стоят).

Электрические однолинейные чертежи показывают систему распределения электроэнергии для здания и существующие приборы учета. Счетчики, на которые следует обратить внимание, включают: Главный электрический фидер (-ы) к центру обработки данных и электрический ввод к ИТ-оборудованию (счетчики часто присутствуют на выходе ИБП или выходе PDU). В автономных центрах обработки данных этих двух чисел обычно достаточно для определения PUE.

Хотя в некоторой степени полезные чертежи (включая «As-Built» или «Record»), как известно, неточны, особенно для старых центров обработки данных.Посещение объекта часто необходимо для проверки фактических условий, включая осмотр электрических и механических систем, а также условий эксплуатации.

Сводка PUE

Хотя определение PUE1, как описано выше, имеет ограниченную точность из-за использования упрощенных и полученных вручную данных, оно служит хорошей отправной точкой для понимания и улучшения энергетических характеристик систем инфраструктуры центра обработки данных. Расчет PUE1 также может выступать в качестве первого шага к дополнительному измерению, необходимому для более точного PUE1, и более продвинутому измерению и отчетности, требуемым PUE2 и PUE3.

Как рассчитать PUE?

PUE, или Power Usage Effectiveness, разработанный компанией Green Grid ™, стал стандартом для измерения эффективности центра обработки данных. Что это на самом деле означает и как это рассчитать? В индустрии ходят слухи, что вы хотите быть как можно ближе к единице. Почему 1? PUE — это соотношение количества энергии, необходимой для привода и охлаждения центра обработки данных, к мощности, потребляемой ИТ-оборудованием в центре обработки данных. 1, в случае соотношения будет означать, что у вас есть идеальный центр обработки данных, в котором вся энергия, поступающая в здание, поступает на ИТ-оборудование, и ни одна из них не используется для нагрузок для охлаждения или освещения комнаты, и ни одна из них не теряется при передаче. к ИТ-оборудованию.Математика, лежащая в основе этого отношения, выглядит примерно так:

PUE = (Общая энергия объекта) / (Энергия ИТ-оборудования)

Итак, как определить «общую энергию объекта»? Однако, как правило, со счетчиком коммунальных услуг установка так называемого «теневого счетчика» позволяет оператору центра обработки данных отслеживать ежедневные измерения общего энергопотребления объекта. В противном случае оператору центра обработки данных придется ежемесячно ждать и полагаться на счет от коммунального предприятия, чтобы понять общее энергопотребление объекта.

Для расчета «потребления энергии ИТ-оборудованием в центре обработки данных» лучше всего суммировать показания мощности на PDU или блоках распределения питания, которые распределяют мощность по ИТ-стойкам. Вы также можете получить RPP с данными (удаленные панели питания), ИБП и, в последнее время, интеллектуальные стоечные БРП. В случае, если напольные PDU или RPP не оснащены измерительными приборами, многие поставщики предлагают послепродажные счетчики цепей ответвления с трансформаторами тока с разъемным сердечником, которые вставляются в существующие панели.Данные могут считываться вручную с определенной частотой или для устранения дополнительных накладных расходов, данные могут быть автоматически собраны по сети и переданы в решение для управления энергопотреблением или мониторинга энергопотребления, которое может автоматически отображать тенденции и составлять отчеты по PUE во всех ваших центрах обработки данных.

Щелкните здесь, чтобы узнать больше о том, как DCIM Sunbird обеспечивает расчет PUE.

Что такое эффективность использования энергии (PUE) и как она рассчитывается?

Жанна Зиобро
13 октября 2014 г.

Показатель эффективности использования энергии (PUE), который впервые был введен компанией Green Grid® в 2007 году, стал фактическим стандартом для измерения эффективности центра обработки данных.Но, несмотря на его распространенность, многие операторы центров обработки данных не знают, что такое PUE, как он рассчитывается и как его можно использовать для реализации инициатив по повышению энергоэффективности. Например, многие менеджеры центров обработки данных знают, что их показания PUE должны быть как можно ближе к первому, но почему?

PUE — это отношение количества энергии, необходимой для работы и охлаждения центра обработки данных, к количеству энергии, потребляемой ИТ-оборудованием в центре обработки данных. Уравнение выглядит следующим образом:

PUE = (Общая энергия объекта) / (Энергия ИТ-оборудования)

Таким образом, PUE, равный единице, будет означать, что у вас есть идеальный центр обработки данных, в котором вся энергия, поступающая в здание, делает это. к ИТ-оборудованию, при этом ни одна из них не используется для систем охлаждения или освещения или не теряется при передаче на ИТ-оборудование.

Итак, теперь, когда вы понимаете уравнение, вам может быть интересно, как вы можете собирать данные как для объекта, так и для ИТ-оборудования. Для объекта большинство полагается на счетчик коммунальных услуг. Однако установка так называемого «теневого счетчика» позволяет операторам центров обработки данных ежедневно отслеживать общее использование электроэнергии, а не ждать ежемесячного счета за коммунальные услуги.

Для ИТ-оборудования лучше всего собирать данные о мощности с ваших стоечных блоков распределения питания (PDU), поскольку они часто могут измерять до уровня отдельной розетки, что дает представление об эффективности отдельного оборудования.В других случаях вы можете получить эту информацию с удаленных панелей питания (RPP) или источников бесперебойного питания (UPS). И в случае, если ни один из них не обеспечивает возможности измерения, вы можете рассмотреть возможность добавления счетчика вторичных цепей с трансформаторами тока с разъемным сердечником, которые вставляются в существующие панели.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.