คำตอบก่อน: หม้อแปลงสถานีย่อยระบบทำความร้อนส่วนกลางกำหนดขนาดจากปั๊มและภาระฤดูร้อน ไม่ใช่จากกำลังความร้อน
หม้อแปลงระบบทำความร้อนส่วนกลาง (DH) แทบไม่เคยรับภาระความร้อนโดยตรง — แต่รับภาระของปั๊ม วาล์วควบคุม ระบบควบคุม การระบายอากาศ และแสงสว่างที่ใช้เคลื่อนย้ายความร้อน นั่นคือเหตุผลที่สถานีย่อยความร้อนขนาด 10 MW โดยทั่วไปต้องการหม้อแปลงเพียง 160–250 kVA ขณะที่เครื่องกำเนิดไฟฟ้าร่วมความร้อนและไฟฟ้า (CHP) ขนาด 25–50 MW ที่อยู่หลังเครือข่ายเดียวกันต้องการหม้อแปลงเพิ่มแรงดันขนาด 40–75 MVA การกำหนดขนาดหน่วยสถานีย่อยให้พิจารณาจากภาระปั๊มและภาระเสริมที่เชื่อมต่อที่ตัวประกอบกำลัง 0.85–0.90 โดยเผื่อสำรอง 20–25% จากนั้นตรวจสอบค่าต่ำสุดในฤดูร้อน: เมื่อหยุดให้ความร้อนในอาคารและเหลือเพียงการจ่ายน้ำร้อนเพื่อใช้อุปโภคบริโภค ภาระเฉลี่ยอาจลดลงต่ำกว่า 15% ของพิกัด และกำลังสูญเสียขณะไม่มีภาระจะกลายเป็น 70–85% ของพลังงานสูญเสียรายปีของหม้อแปลง การกำหนดขนาดหน่วยเพิ่มแรงดัน CHP ให้พิจารณาจาก MVA ของเครื่องกำเนิดที่ตัวประกอบกำลังพิกัด จากนั้นเพิ่มภาระหน้าที่สองประการที่ทำให้แตกต่างจาก GSU สำหรับพลังงานลมหรือแสงอาทิตย์ — การติดตามภาระตามความร้อนด้วยการสตาร์ท-หยุดรายวัน และช่วงแทปที่กว้างพอที่จะรักษาแรงดันบัสบาร์ขณะที่กำลังไฟฟ้าส่งออกแกว่งตามความต้องการความร้อน เมื่อกำหนดตัวเลขสี่ค่าดังกล่าว (ภาระปั๊ม ค่าต่ำสุดฤดูร้อน MVA และช่วงแทป) แล้ว ข้อกำหนดที่เหลือจะตามมาจากค่าเหล่านี้
ประเด็นสำคัญ
- หม้อแปลงสองตระกูล กฎการกำหนดขนาดสองแบบ: หม้อแปลงสถานีย่อยเครือข่ายกำหนดขนาดจาก kW ของปั๊มและภาระเสริม (โดยทั่วไป 100–1,250 kVA ที่ 10 หรือ 20/0.4 kV) ส่วนหม้อแปลงเพิ่มแรงดัน CHP กำหนดจาก MVA ของเครื่องกำเนิดที่ตัวประกอบกำลังพิกัด (40–75 MVA ที่ 110 kV สำหรับหน่วยขนาด 25–50 MW)
- อัตราการไหล ไม่ใช่ความร้อน เป็นตัวกำหนดภาระไฟฟ้า: อัตราการไหล (m³/h) ≈ 0.88 × Q (kW) / ΔT (K) สำหรับน้ำที่ 60–80 °C และกำลังเพลาของปั๊มเพิ่มขึ้นตามอัตราการไหลยกกำลังสามในเครือข่ายท่อคงที่ — ดังนั้นการเพิ่ม ΔT จาก 20 K เป็น 40 K จะลดพลังงานการสูบเหลือประมาณหนึ่งในแปดของค่าเดิม
- เครือข่ายอุณหภูมิต่ำ (รุ่นที่ 4) และปั๊มความร้อนขนาดใหญ่ทำให้หม้อแปลงเข้าสู่ขอบเขตฮาร์มอนิก: ปั๊มที่ขับด้วย VFD และไดรฟ์คอมเพรสเซอร์ที่มีภาคหน้าชนิด 6 พัลส์ดึงกระแส THD 30–45% ซึ่งเป็นปัญหาความร้อนของหม้อแปลง ไม่ใช่เพียงปัญหาความเข้ากันได้ทางแม่เหล็กไฟฟ้า (EMC)
- ตำแหน่งติดตั้งภายในอาคารและชั้นใต้ดินผลักดันให้เลือกชนิดแห้งหล่อเรซินตาม IEC 60076-11 — แต่ห้องจะต้องระบายอากาศประมาณ 1,000 m³/h ต่อกำลังสูญเสียของหม้อแปลงทุก 10 kW สำหรับอุณหภูมิอากาศที่ยอมให้เพิ่มขึ้นทุก 10 K
- ต้นทุนเป็นรองจากกำลังสูญเสีย: ที่ชั่วโมงโหลดเต็มพิกัดเทียบเท่า 1,500–2,500 ชั่วโมง กำลังสูญเสียขณะไม่มีภาระของหน่วย 1,000 kVA เกิดขึ้น 8,760 ชั่วโมงต่อปี ขณะที่กำลังสูญเสียขณะมีภาระเกิดขึ้นน้อยกว่ามาก ดังนั้นเกรด P0 ต่ำ (S15/S20 หรืออสัณฐาน) จึงคืนทุนได้เร็วกว่าในสถานีย่อยความร้อนเมื่อเทียบกับโรงงานอุตสาหกรรมที่รับภาระต่อเนื่อง
หม้อแปลงอยู่ตรงไหนในระบบทำความร้อนส่วนกลาง? สี่หน้าที่ สี่ข้อกำหนด
โครงการทำความร้อนส่วนกลางคือระบบไฟฟ้าที่ห่อหุ้มระบบไฮดรอลิก: ความร้อนถูกผลิตที่โรงผลิตหรือหน่วย CHP กระจายเป็นน้ำร้อนแรงดันตามกฎการออกแบบ EN 13941 ผ่านท่อหุ้มฉนวนสำเร็จรูป และส่งผ่านสถานีย่อยที่ถ่ายเทความร้อนสู่วงจรทุติยภูมิของแต่ละอาคาร หม้อแปลงปรากฏในสี่จุดที่แตกต่างกันในห่วงโซ่นี้ และการปฏิบัติต่อหม้อแปลงเป็นสินค้าโภคภัณฑ์ชนิดเดียวคือสาเหตุที่พบบ่อยที่สุดของทั้งการใช้จ่ายเกินความจำเป็นและการกำหนดข้อกำหนดต่ำเกินไป
| หน้าที่ | พิกัดโดยทั่วไป | แรงดันไฟฟ้า | สิ่งที่กำหนดข้อกำหนดจริง |
|---|---|---|---|
| หม้อแปลงเพิ่มแรงดันเครื่องกำเนิด CHP (GSU) | 25–150 MVA | 10.5–15 kV / 110–220 kV | MVA ของเครื่องกำเนิดที่ pf พิกัด, ภาระแบบวัฏจักร (ตามความร้อน), การปฏิเสธโหลด, ช่วงแทปกว้าง, ความสามารถรับฟลักซ์เกิน |
| อุปกรณ์เสริมโรงผลิตความร้อน (ปั๊มป้อนหม้อไอน้ำ, พัดลม FD/ID, การจัดการถ่านหินหรือชีวมวล) | 1,000–2,500 kVA | 10 หรือ 20 / 0.4 kV | การสตาร์ทมอเตอร์และสเปกตรัมฮาร์มอนิกของ VFD, ความทนทานต่อกระแสลัดวงจร, ฝุ่นและอุณหภูมิแวดล้อม |
| สถานีย่อยเครือข่าย (ต่ออาคารหรือกลุ่มอาคาร) | 100–1,250 kVA | 10 หรือ 20 / 0.4 kV | kW ของปั๊มและภาระเสริม, ภาระต่ำสุดฤดูร้อน, ตำแหน่งติดตั้งภายในอาคารและภาระไฟ, ระดับเสียงที่ผนังอาคาร |
| ปั๊มความร้อนขนาดใหญ่หรือหม้อต้มไฟฟ้า | 2–10 MVA | 6.6–33 kV | ฮาร์มอนิกของ VFD คอมเพรสเซอร์, ตัวประกอบภาระสูง, กระแสกระชากเทียบกับการสตาร์ทแบบนุ่ม, กำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟและการปฏิบัติตามข้อกำหนดกริด |
สองประเภทแรกคือหม้อแปลงกำลังในความหมายทั่วไป สองประเภทหลังคือหม้อแปลงจำหน่ายที่มีรูปแบบภาระผิดปกติ: ภาระไฟฟ้าขนาดเล็กที่แปรผันสูง ซึ่งขนาดถูกกำหนดโดยการออกแบบไฮดรอลิกมากกว่าพื้นที่ใช้สอยอาคาร นั่นคือเหตุผลที่หม้อแปลงของสถานีย่อยความร้อนดูเหมือนมีขนาดใหญ่เกินไปบนกระดาษเมื่อกำลังความร้อนระบุเป็น MW และเป็นเหตุผลที่การระบุ kVA จาก MW โดยตรงคือความผิดพลาดแรกในการประมูลงาน DH ส่วนใหญ่
สำหรับสถานีย่อยในเครือข่ายไฟฟ้า ภาระทางไฟฟ้าส่วนใหญ่มาจากปั๊มหมุนเวียนสองตัว (หนึ่งตัวทำงาน หนึ่งตัวสำรอง) ปั๊มเติมน้ำ วาล์วควบคุมแบบมอเตอร์ มิเตอร์วัดความร้อนและแผงควบคุม รวมถึงการระบายอากาศและแสงสว่างในห้อง การออกแบบที่ใช้ตรรกะห้าขั้นตอนในสูตรการคำนวณขนาดหม้อแปลงและงบประมาณของเรา แต่เริ่มจากภาระที่ผิดจะผิดในทุกขั้นตอนถัดไป ดังนั้นจึงควรคำนวณทางไฮดรอลิกก่อน
คุณกำหนดขนาดหม้อแปลงของสถานีย่อยเครือข่ายความร้อนในห้าขั้นตอนได้อย่างไร?
ลำดับขั้นตอนนั้นแน่นอน: ภาระความร้อนไปสู่อัตราการไหล อัตราการไหลไปสู่กำลังปั๊ม กำลังปั๊มไปสู่ภาระที่เชื่อมต่อ ภาระที่เชื่อมต่อไปสู่ kVA และ kVA ไปสู่พิกัดมาตรฐานโดยตรวจสอบค่าต่ำสุดในฤดูร้อน
ขั้นตอนที่ 1 — ภาระความร้อนออกแบบและผลต่างอุณหภูมิ นำภาระความร้อนออกแบบของสถานีย่อย Q (kW) รวมถึงน้ำร้อนสำหรับใช้ในบ้าน และผลต่างอุณหภูมิด้านปฐมภูมิออกแบบ ΔT สำหรับน้ำที่ 60–80 °C อัตราการไหลเชิงปริมาตรคือ m³/h ≈ 0.88 × Q / ΔT ดังนั้นสถานีย่อยขนาด 10 MW บนเครือข่าย 90/55 °C (ΔT = 35 K) จึงหมุนเวียนประมาณ 250 m³/h ขณะที่ภาระเดียวกันบนวงจรทุติยภูมิ 70/40 °C (ΔT = 30 K) หมุนเวียนประมาณ 290 m³/h
ขั้นตอนที่ 2 — เฮดปั๊มและกำลังเพลา ปั๊มที่ทำงานต้องเอาชนะความดันตกของสถานีย่อยเอง (โดยทั่วไป 50–150 kPa) บวกกับส่วนแบ่งของความดันแตกต่างในเครือข่าย ซึ่งในเครือข่ายขนาดใหญ่คือ 600–1,200 kPa กำลังเพลาคือ P (kW) = อัตราการไหล (m³/s) × Δp (kPa) / ประสิทธิภาพ โดยประสิทธิภาพปั๊มและมอเตอร์อยู่ที่ประมาณ 0.70–0.80 สำหรับหน่วยที่เลือกอย่างเหมาะสม ตัวอย่าง 250 m³/h เทียบกับ 800 kPa ที่ประสิทธิภาพ 0.75 คือ 74 kW ที่เพลา
ขั้นตอนที่ 3 — เพิ่มอุปกรณ์เสริม ปั๊มเติมน้ำ 2–5 kW ตัวขับวาล์ว 1–3 kW การควบคุมและเครื่องมือวัด 3–10 kW การระบายอากาศและแสงสว่าง 3–8 kW บวกกับปั๊มสูบน้ำทิ้ง หน่วยเพิ่มความดัน หรือระบบทำความร้อนแบบตามรอยใด ๆ เพิ่มมอเตอร์ของปั๊มสำรองเฉพาะเมื่อรูปแบบอนุญาตให้ทั้งสองตัวทำงาน (โดยปกติไม่อนุญาต) — แต่หม้อแปลงยังต้องรองรับการสลับระหว่างตัวทำงานและตัวสำรองโดยไม่เกิดการทริปที่ไม่พึงประสงค์
ขั้นตอนที่ 4 — ค่าตัวคูณความต้องการและตัวประกอบกำลัง ใช้ค่าตัวคูณความต้องการ 0.7–0.85 กับภาระที่เชื่อมต่อ (ปั๊มไม่ค่อยทำงานที่ภาระออกแบบตลอดทั้งปี) และหารด้วยตัวประกอบกำลังขณะทำงาน ปั๊มที่ป้อนด้วย VFD พร้อม DC-link ทำงานที่ตัวประกอบกำลังการกระจัด 0.95–0.98 มอเตอร์ DOL ทำงานที่ 0.80–0.87 ความแตกต่างนี้มีค่าถึงหนึ่งขั้นของขนาดหม้อแปลง
ขั้นตอนที่ 5 — ปัดขึ้นและตรวจสอบ เลือกพิกัดมาตรฐานถัดไป ตรวจสอบกระแสลัดวงจรด้านแรงดันต่ำเทียบกับพิกัดของสวิตช์เกียร์โดยใช้วิธีการในคู่มือการคำนวณกระแสลัดวงจรของเรา และตรวจสอบภาระต่ำสุดในฤดูร้อนและขีดจำกัดเสียงรบกวนก่อนกำหนดข้อกำหนดขั้นสุดท้าย
| ขั้นตอน | ตัวอย่างการคำนวณ: สถานีย่อย 10 MW เครือข่าย 90/55 °C | ผลลัพธ์ |
|---|---|---|
| 1. อัตราการไหล | 0.88 × 10,000 / 35 | 251 m³/h |
| 2. กำลังเพลาปั๊ม | 0.0697 m³/s × 800 kPa / 0.75 | 74 kW (มอเตอร์ 2 × 75 kW) |
| 3. อุปกรณ์เสริมที่เชื่อมต่อ | ปั๊มเติมน้ำ วาล์ว ระบบควบคุม การระบายอากาศ แสงสว่าง | 28 kW |
| 4. ความต้องการและ pf | (74 + 28) × 0.80 / 0.90 | 91 kVA |
| 5. พิกัดมาตรฐานพร้อมสำรอง 20–25% | 91 × 1.25 ปัดเป็นอนุกรม | 125 kVA (160 kVA สำหรับปั๊มตัวที่สามในอนาคต) |
การตรวจสอบความสมเหตุสมผลสองประการเป็นตัวตัดสินระหว่าง 125 และ 160 kVA ในทางปฏิบัติ ประการแรก มอเตอร์ที่ใหญ่ที่สุด: ปั๊ม 75 kW ที่สตาร์ทแบบ DOL ดึงกระแส 6–7.5 เท่าของกระแสพิกัดเป็นเวลา 1–3 วินาที และแรงดันตกที่เกิดขึ้นต้องอยู่ในขีดจำกัดที่ตกลงกับผู้ดำเนินการเครือข่ายจำหน่าย — ดูกระแสกระชากและแรงดันตกขณะสตาร์ท ประการที่สอง การเชื่อมต่อในอนาคต: สถานีย่อย DH ส่วนใหญ่ในภายหลังจะเพิ่มฮีตปั๊มขนาดเล็ก ตัวเพิ่มแรงดัน หรือเครื่องชาร์จ EV ในห้องเครื่อง และการสำรอง 25% ถูกกว่าหม้อแปลงตัวที่สอง
ทำไมค่าต่ำสุดในฤดูร้อนจึงสำคัญกว่าค่าสูงสุดในฤดูหนาวสำหรับต้นทุนการดำเนินงาน?
ในเครือข่ายที่ภาระหลักคือการทำความร้อน ภาระของหม้อแปลงจะเป็นไปตามภาระความร้อน และภาระความร้อนจะเป็นไปตามสภาพอากาศ สถานีย่อยที่ทำงานที่ 60–75% ของพิกัดหม้อแปลงในสัปดาห์ที่หนาวที่สุดอาจทำงานที่ 8–15% ในเดือนสิงหาคม เมื่อเหลือเพียงน้ำร้อนสำหรับใช้ในบ้านและความสูญเสียจากการจ่าย เนื่องจากความสูญเสียขณะไม่มีภาระคงที่ตลอด 8,760 ชั่วโมง ขณะที่ความสูญเสียขณะมีภาระลดลงตามกำลังสองของภาระ พลังงานสูญเสียรายปีจึงถูกครอบงำโดยเดือนที่มีภาระเบา
ยกตัวอย่างหม้อแปลงขนาด 1,000 kVA ที่มีค่าความสูญเสียขณะไม่มีโหลด P0 = 1.5 kW และความสูญเสียขณะมีโหลด Pk = 11 kW ที่ 75 °C ที่ภาระเฉลี่ยรายปี 15% พลังงานความสูญเสียขณะมีโหลดคือ 11 kW × 0.15² × 8,760 ชม. ≈ 2,170 kWh เทียบกับพลังงานความสูญเสียขณะไม่มีโหลด 13,140 kWh — คิดเป็น 86% ของทั้งหมด แม้ที่ภาระเฉลี่ย 40% สัดส่วนยังอยู่ที่ประมาณ 64/36 ซึ่งเอียงไปทางความสูญเสียขณะไม่มีโหลด สิ่งนี้พลิกตรรกะการจัดซื้อในภาคอุตสาหกรรมทั่วไป: ในโรงงาน ระดับความสูญเสียขณะมีโหลด (S11 vs S13 vs S20) เป็นตัวกำหนดระยะเวลาคืนทุน ขณะที่ในสถานีแลกเปลี่ยนความร้อน ระดับความสูญเสียขณะไม่มีโหลดเป็นตัวกำหนด
| ภาระเฉลี่ยรายปี | พลังงานความสูญเสียขณะไม่มีโหลด (kWh) | พลังงานความสูญเสียขณะมีโหลด (kWh) | สัดส่วนขณะไม่มีโหลด |
|---|---|---|---|
| 10% | 13,140 | 964 | 93% |
| 15% | 13,140 | 2,169 | 86% |
| 30% | 13,140 | 8,676 | 60% |
| 50% | 13,140 | 24,090 | 35% |
| 75% | 13,140 | 54,203 | 20% |
ผลกระทบเชิงพาณิชย์นั้นตรงไปตรงมา: สำหรับสถานี DH ควรกำหนดระดับความสูญเสียขณะไม่มีโหลดที่ต่ำที่สุดที่มีในเทคโนโลยีที่เลือก และยอมรับค่าความสูญเสียขณะมีโหลดที่แย่ลงเล็กน้อยหากส่วนต่างราคาเรียกร้องเช่นนั้น วิธีการเปรียบเทียบแสดงไว้ใน ระดับความสูญเสีย S11 vs S13 vs S20 และมุมมองตลอดอายุการใช้งานอยู่ใน ต้นทุนรวมในการเป็นเจ้าของหม้อแปลง
ยังมีบทลงโทษจากการเลือกขนาดใหญ่เกินไปซึ่งปรากฏเป็นผลกระทบด้านแรงดันไฟฟ้ามากกว่าผลกระทบด้านความสูญเสีย หม้อแปลงที่รับภาระเบาซึ่งมีแทปคงที่จะรักษาแรงดันบัสบาร์ด้านแรงดันต่ำให้สูงกว่าค่าพิกัด เพราะการควบคุมแรงดันของมันอยู่ที่เพียง 1–2% ที่ภาระ 15% หากบัสบาร์ 10 kV ของโครงข่ายอยู่ในระดับ +5% ในฤดูร้อน ด้าน 400 V อาจอยู่ที่ 410–415 V และดันมอเตอร์ปั๊มและอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์ไปใกล้ขีดจำกัดแรงดันสูงสุด แทปเปลี่ยนแบบไม่มีโหลดที่ตั้งไว้สำหรับฤดูหนาวอาจคลาดไปหนึ่งขั้นในฤดูร้อน — ดู การควบคุมแรงดันไฟฟ้า และ OLTC เทียบกับการเปลี่ยนแทปแบบไม่มีโหลด
โปรไฟล์ภาระของเครือข่ายความร้อนจริงมีลักษณะอย่างไรตลอดหนึ่งปี?
ภาระของการทำความร้อนแบบเขตมักอธิบายด้วยเส้นโค้งระยะเวลา: จำนวนชั่วโมงต่อปีที่ภาระเท่ากับหรือเกินค่าที่กำหนด สำหรับเมืองในยุโรปเหนือหรือจีนตอนเหนือ เส้นโค้งจะชันที่ด้านบนและยาวที่ด้านล่าง — ค่าสูงสุดอาจเกิดขึ้นเพียง 50–200 ชั่วโมง ขณะที่ 40–50% ของความร้อนรายปีถูกส่งที่ต่ำกว่า 40% ของภาระสูงสุด
ผลที่ตามมาสามประการสำหรับการออกแบบระบบไฟฟ้า ประการแรก การกำหนดขนาดหม้อแปลงจากค่าสูงสุด 100 ชั่วโมงนั้นถูกต้องสำหรับความสามารถทางความร้อนแต่ผิดสำหรับประสิทธิภาพ ซึ่งเป็นเหตุผลว่าทำไมข้อโต้แย้งเรื่องความสูญเสียขณะไม่มีโหลดข้างต้นจึงสำคัญ ประการที่สอง การเลือกปั๊มควรอิงจากเส้นโค้งระยะเวลา ไม่ใช่จุดออกแบบ: ปั๊มที่ปรับให้เหมาะสมกับอัตราการไหลออกแบบเพียงอย่างเดียวจะทำงานห่างจากจุดประสิทธิภาพสูงสุดตลอดปี และชุดปั๊มที่ควบคุมด้วยอิเล็กทรอนิกส์ (ความเร็วแปรผัน) จะประหยัดพลังงานได้มากกว่าการอัปเกรดหม้อแปลงใด ๆ ประการที่สาม การออกแบบระบบไฟฟ้าของสถานีย่อยต้องทนต่อการทำงานเป็นรอบรายวันในฤดูหนาวและช่วงหยุดนิ่งยาวนานในฤดูร้อนโดยไม่มีปัญหาความชื้น — หม้อแปลงที่รับภาระ 10% เป็นเวลาหลายเดือนจะไม่สามารถไล่ความชื้นออกจากตัวเองได้
สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล โรงไฟฟ้าพลังงานจากขยะ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมเชิงอุตสาหกรรม ด้านไฟฟ้ามีโปรไฟล์ตรงกันข้าม: กังหันทำงานที่ภาระสูง 6,000–8,000 ชั่วโมงต่อปี และหม้อแปลงใกล้เคียงกับการทำงานแบบฐาน โครงข่ายเดียวกันจึงมีทั้ง GSU ที่รับภาระหนักและหม้อแปลงสถานีย่อยหลายสิบตัวที่รับภาระเบา และข้อกำหนดการจัดซื้อชุดเดียวสำหรับทั้งสองแบบเป็นการประนีประนอมที่ไม่เหมาะกับทั้งคู่
การเพิ่มผลต่างอุณหภูมิของเครือข่ายลดภาระไฟฟ้าได้มากเพียงใด?
ผลต่างอุณหภูมิเป็นคันโยกที่ทรงพลังที่สุดและมีต้นทุนต่ำที่สุดในการออกแบบระบบไฟฟ้าของเครือข่ายความร้อน เพราะมันลดอัตราการไหล และอัตราการไหลคือสิ่งที่ปั๊มและหม้อแปลงของปั๊มถูกกำหนดขนาดตาม สำหรับภาระความร้อนคงที่ อัตราการไหลแปรผกผันกับ ΔT: การเพิ่ม ΔT เป็นสองเท่าจะลดอัตราการไหลลงครึ่งหนึ่ง
| ΔT ออกแบบ (K) | อุณหภูมิส่ง/กลับทั่วไป (°C) | อัตราการไหลสำหรับ 10 MW (m³/ชม.) | กำลังเพลาปั๊มที่ 800 kPa ประสิทธิภาพ 0.75 | เทียบกับ 20 K |
|---|---|---|---|---|
| 20 | 70/50 — เครือข่ายรุ่นเก่า | 439 | 130 kW | 100% |
| 30 | 70/40 — วงจรทุติยภูมิสมัยใหม่ | 293 | 87 kW | 67% |
| 35 | 90/55 — เครือข่ายปฐมภูมิทั่วไป | 251 | 74 kW | 57% |
| 50 | 110/60 หรือ 4GDH พร้อมปั๊มความร้อนเสริม | 176 | 52 kW | 40% |
ตัวเลขเหล่านั้นตั้งสมมติฐานให้เฮดของปั๊มคงที่ ซึ่งเป็นกรณีที่อนุรักษ์นิยม ในเครือข่ายจริง เฮดถูกกำหนดโดยแรงเสียดทานในท่อและเพิ่มขึ้นประมาณตามกำลังสองของอัตราการไหล ดังนั้นกำลังของปั๊มจึงลดลงตามกำลังสามของอัตราการไหล การลดอัตราการไหลลงครึ่งหนึ่งจะลดกำลังที่เพลาลงเหลือประมาณหนึ่งในแปด ไม่ใช่ครึ่งหนึ่ง นั่นคือพื้นฐานทางกายภาพของข้อโต้แย้งเรื่อง “ระบบทำความร้อนส่วนกลางรุ่นที่ 4” ที่สนับสนุนอุณหภูมิจ่ายที่ต่ำลง — แม้ว่าอุณหภูมิที่ต่ำลงมักจะลด ΔT ลงด้วยเช่นกัน ดังนั้นจึงต้องประเมินผลกระทบทั้งสองร่วมกันสำหรับแต่ละเครือข่าย
สำหรับหม้อแปลง ผลกระทบเป็นทางอ้อมแต่เกิดขึ้นจริง: อัตราการไหลที่เล็กลงหมายถึงมอเตอร์ปั๊มที่เล็กลง กระแสเริ่มต้นที่เล็กลง และตู้สวิตช์บอร์ดแรงดันต่ำที่เล็กลง ซึ่งเมื่อรวมกันแล้วสามารถทำให้สถานีย่อยเปลี่ยนจาก 250 kVA เป็น 160 kVA ได้ หากการออกแบบเครือข่ายยังเปิดอยู่เมื่อสั่งซื้อหม้อแปลง ควรคำนวณทั้งสองกรณีก่อนกำหนดพิกัด
เมื่อใดที่สถานีย่อยเครือข่ายความร้อนควรใช้หม้อแปลงชนิดแห้งแทนชนิดน้ำมัน?
สถานีย่อย DH ส่วนใหญ่อยู่ในชั้นใต้ดิน ห้องเครื่องที่ติดกับอาคารที่พักอาศัย หรือห้องฝังใต้ทางเท้า — ตำแหน่งที่หม้อแปลงน้ำมันแร่ก่อให้เกิดภาระไฟ ข้อกำหนดการกักเก็บน้ำมัน และการหารือเรื่องประกันภัย หม้อแปลงชนิดแห้งหล่อเรซินตาม IEC 60076-11 ขจัดของเหลว ลดภาระไฟลงเหลือเท่ากับระบบเรซินและฉนวน และเป็นตัวเลือกเริ่มต้นสำหรับสถานีย่อยในอาคารสำหรับตลาดยุโรปและเอเชียส่วนใหญ่ ข้อแลกเปลี่ยนนั้นมีอยู่จริงและควรกล่าวอย่างตรงไปตรงมา
| เกณฑ์ | ชนิดน้ำมัน (ปิดผนึกสุญญากาศหรือมีถังรักษาระดับ) | ชนิดแห้งหล่อเรซิน |
|---|---|---|
| ภาระไฟและตำแหน่งติดตั้ง | ต้องมีบ่อน้ำมัน ผนังกันไฟ หรือระบบดับเพลิงอัตโนมัติเมื่อติดตั้งในอาคาร; มักติดตั้งภายนอกหรือในห้องเฉพาะ | มีปริมาณวัสดุติดไฟจำกัด; ยอมรับได้ในชั้นใต้ดินและห้องเครื่องตามกฎหมายอาคารท้องถิ่น |
| เพดานพิกัดในอาคารที่ 10 kV | ไม่มีข้อจำกัดในทางปฏิบัติภายในช่วงการจำหน่าย | ประมาณ 2,500 kVA ในช่วงแคตตาล็อกมาตรฐาน; ขนาดที่ใหญ่กว่านั้นเป็นการผลิตพิเศษ |
| ความสามารถรับโหลดเกิน | รับโหลดเกินระยะสั้นได้สูงกว่า มวลความร้อนมากกว่า | รับโหลดเกินระยะสั้นได้ต่ำกว่า; ต้องระบุชั้นฉนวนและการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิขดลวดอย่างชัดเจน |
| ประสิทธิภาพที่พิกัดเดียวกัน | โดยทั่วไปมีค่ากำลังสูญเสียขณะไม่มีโหลดต่อ kVA ต่ำกว่าที่พิกัดขนาดใหญ่ | แข่งขันได้ที่ 630–1,600 kVA; กำลังสูญเสียขณะไม่มีโหลดขึ้นอยู่กับเกรดแกนอย่างมาก |
| ระดับเสียงที่ 1 ม. | โดยทั่วไปต่ำกว่าหน่วยหล่อเรซินที่เทียบเท่ากัน 3–5 dB(A) | สูงกว่า และลดทอนได้ยากกว่าในห้องขนาดเล็ก |
| การบำรุงรักษาและสภาพแวดล้อม | ตรวจสอบน้ำมัน (DGA), ซิลิกาเจลในถังหายใจ, ตรวจหารอยรั่ว | ไม่ต้องตรวจน้ำมัน; แต่การควบคุมฝุ่นและความชื้นมีความสำคัญ และควรตรวจติดตามการคายประจุบางส่วนในห้องที่มีความชื้น |
| ราคา FOB โดยประมาณ | ต่ำกว่าที่พิกัดเดียวกัน | สูงกว่า 40–70% ที่ 1,000 kVA |
การเลือกมักถูกตัดสินโดยกฎหมายอาคารมากกว่าความชอบทางวิศวกรรม: หากสถานีย่อยอยู่ภายในอาคารที่พักอาศัยหรืออาคารพาณิชย์ ชนิดแห้งมักเป็นทางเลือกเดียวที่หลีกเลี่ยงห้องทนไฟได้ ในกรณีที่สถานีย่อยเป็นห้องเดี่ยวที่เข้าถึงได้จากภายนอก หน่วยน้ำมันแบบปิดผนึกสุญญากาศมีราคาถูกกว่า มีประสิทธิภาพสูงกว่าที่พิกัดขนาดใหญ่ และรักษาให้แห้งได้ง่ายกว่า — ถังปิดผนึกขจัดถังหายใจและเส้นทางความชื้นของน้ำมันออกไปทั้งหมด การเปรียบเทียบระบบปิดผนึกมีอยู่ใน แบบปิดผนึกสุญญากาศเทียบกับแบบมีถังรักษาระดับ และทางเลือกของเหลวมีอยู่ใน น้ำมันแร่เทียบกับเอสเทอร์เทียบกับซิลิโคน
หม้อแปลงชนิดแห้งสำหรับติดตั้งในอาคารต้องการอะไรจากห้องเครื่อง?
หม้อแปลงชนิดแห้งแปลงกำลังสูญเสียเป็นความร้อนสู่อากาศในห้อง ดังนั้นห้องจึงเป็นส่วนหนึ่งของการออกแบบทางความร้อน หน่วยหล่อเรซิน 1,000 kVA ที่มีกำลังสูญเสียขณะไม่มีโหลด 1.5 kW และกำลังสูญเสียขณะมีโหลด 11 kW จะระบายความร้อนประมาณ 8–10 kW ที่โหลด DH ทั่วไป; การระบายความร้อนนั้นด้วยอากาศที่เพิ่มขึ้น 10 K ต้องใช้อากาศระบายอากาศประมาณ 3,000 m³/h และที่การเพิ่มขึ้น 15 K ประมาณ 2,000 m³/h การระบายอากาศที่ไม่เพียงพอจะลดพิกัดหม้อแปลงอย่างเงียบ ๆ: อุณหภูมิขดลวดเพิ่มขึ้น ฉนวนเสื่อมสภาพเร็วขึ้น และหน่วยจะถึงเกณฑ์สัญญาณเตือนในสัปดาห์ที่ร้อนที่สุดของปีแทนที่จะเป็นตอนทดสอบเดินเครื่อง
มีรายละเอียดสามประการที่ควรเขียนลงในข้อกำหนด สเปกระดับอุณหภูมิที่เพิ่มขึ้นของขดลวดที่ระดับการระบายความร้อนที่ต้องการ (ΔT เฉลี่ย 100 K สำหรับหน่วยคลาส F ที่ระบายความร้อนตามธรรมชาติถือเป็นเรื่องปกติ การระบายความร้อนแบบบังคับให้ความจุเพิ่มขึ้น 25–40%) ระบุระดับการป้องกัน IP และประเภทตู้แยกจากหม้อแปลง เนื่องจากแกนหล่อเรซินมีระดับ IP00 และมีเพียงตู้เท่านั้นที่ให้ระดับ IP31 หรือ IP54 และระบุเครื่องทำความร้อนป้องกันการควบแน่นพร้อมฮิวมิดิสแตทสำหรับห้องที่อยู่ใต้ระดับพื้นดิน: เรซินหล่อมีคุณสมบัติดูดความชื้นที่ผิว และหม้อแปลงที่เย็นและไม่ได้ใช้งานในห้องที่มีความชื้นคือจุดที่เกิดการคายประจุบางส่วน
ข้อจำกัดด้านเสียงใดบ้างที่ใช้เมื่อหม้อแปลงตั้งอยู่ภายในอาคารที่พักอาศัย?
เสียงมักเป็นข้อจำกัดที่ตัดสินระหว่างข้อเสนอสองข้อที่มีคุณสมบัติเท่ากัน ข้อจำกัดด้านสิ่งแวดล้อมสำหรับงานระบบอาคารในเขตที่พักอาศัยโดยทั่วไปอยู่ที่ 45–55 dB(A) ที่ผนังอาคารในเวลากลางวัน และ 40–45 dB(A) ในเวลากลางคืน วัดที่ที่พักอาศัยที่ใกล้ที่สุด หม้อแปลงชนิดแห้งขนาด 1,000 kVA ที่ระดับ 58–63 dB(A) ที่ระยะ 1 ม. ไม่สามารถผ่านเกณฑ์ดังกล่าวได้หากไม่มีการลดทอนเสียง หม้อแปลงชนิดน้ำมันที่มีพิกัดเดียวกันมักเงียบกว่า 3–5 dB(A) เนื่องจากผนังถังและน้ำมันดูดซับและลดการสั่นสะเทือนของแกน
| พิกัด | ชนิดจุ่มน้ำมัน, ระดับความดันเสียงที่ 1 ม. (dB(A)) | ชนิดแห้งหล่อเรซิน, ระดับความดันเสียงที่ 1 ม. (dB(A)) |
|---|---|---|
| 400 kVA | 48–52 | 52–56 |
| 630 kVA | 52–56 | 55–60 |
| 1,000 kVA | 55–58 | 58–63 |
| 1,600 kVA | 58–62 | 62–67 |
| 2,500 kVA | 62–66 | 65–70 |
ค่าต่างๆ เป็นช่วงทั่วไปจากข้อมูลผู้ผลิตที่แรงดันพิกัดและไม่มีโหลด วัดตาม IEC 60076-10 ค่าที่รับประกันต้องเป็นระดับกำลังเสียงหรือระดับความดันเสียงที่ผ่านการทดสอบแบบระบุไว้ในสัญญา ไม่ใช่ค่าประมาณจากแคตตาล็อก การลดเสียงเป็นไปตามหลักฟิสิกส์: ใช้ฐานรองรับแบบยืดหยุ่นเพื่อตัดเส้นทางการส่งผ่านการสั่นสะเทือน ใช้จุดต่อแบบยืดหยุ่นบนบัสบาร์และสายเคเบิล ใช้ตู้เก็บเสียงที่มีค่าการลดทอนเสียงตามพิกัด และใช้ระยะห่าง — ทุกครั้งที่ระยะห่างเพิ่มเป็นสองเท่า ระดับความดันเสียงในสนามอิสระจะลดลงประมาณ 6 dB(A) ขณะที่ภายในห้องเครื่องจักรการลดลงจะอยู่ที่ประมาณ 3–5 dB(A) รายละเอียดทางวิศวกรรมอยู่ใน ระดับเสียงของหม้อแปลง
หม้อแปลงเพิ่มแรงดันสำหรับ CHP แตกต่างจาก GSU สำหรับพลังงานลมหรือแสงอาทิตย์อย่างไร?
ฮาร์ดแวร์ดูคล้ายกัน — หม้อแปลงเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ 10–15 kV ด้านแรงดันต่ำ และ 110–220 kV ด้านแรงดันสูง — แต่ภาระการใช้งานไม่เหมือนกัน GSU สำหรับพลังงานหมุนเวียนต่อจากอินเวอร์เตอร์ซึ่งโดยปกติทำงานที่เพาเวอร์แฟกเตอร์หนึ่งและที่กำลังไฟฟ้าที่ขึ้นอยู่กับทรัพยากร ส่วน GSU สำหรับ CHP ต่อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสซึ่งกำลังไฟฟ้าถูกกำหนดโดยความต้องการความร้อน และความแตกต่างนี้ส่งผลต่อรายการข้อกำหนดห้าประการ
การทำงานที่นำด้วยความร้อนหมายความว่ากำลังไฟฟ้าเป็นผลพลอยได้ ในหน่วยแบบสกัดไอน้ำ-ควบแน่น กำลังไฟฟ้าจะลดลงเมื่อไอน้ำที่สกัดเพิ่มขึ้น: ในเช้าที่หนาวเย็น เครื่องอาจผลิตความร้อน 30 MW และไฟฟ้า 12 MW และในบ่ายที่อากาศอบอุ่น ความร้อน 5 MW และไฟฟ้า 28 MW ดังนั้น GSU ต้องมีพิกัดสำหรับกรณีไฟฟ้าสูงสุด และกำหนดสเปกสำหรับโปรไฟล์โหลดที่เปลี่ยนแปลงรายวัน ไม่ใช่ตามฤดูกาล
จำนวนรอบการสตาร์ท-หยุดสูง หน่วย CHP ที่นำด้วยความร้อนในเครือข่ายเทศบาลอาจสตาร์ทและหยุดวันละหนึ่งหรือสองครั้งตลอดฤดูทำความร้อน และเดินต่อเนื่องในช่วงกลางฤดูหนาว — 200–400 ครั้งต่อปีถือเป็นเรื่องปกติ การเปลี่ยนแปลงอุณหภูมิแบบวัฏจักรเป็นปัญหาด้านคู่มือการโหลดภายใต้ IEC 60076-7 และ ตัวประกอบโหลดและความสามารถในการรับโหลดเกิน และยังเป็นปัญหาทางกลสำหรับตัวเปลี่ยนแทปและบูชชิ่งอีกด้วย
ช่วงแทปกว้างกว่าของ GSU สำหรับพลังงานหมุนเวียน เนื่องจากต้องรักษาบัสบาร์แรงดันสูงไว้ขณะที่กำลังรีแอกทีฟของเครื่องและแรงดันของเครือข่ายแกว่ง GSU สำหรับ CHP โดยทั่วไปต้องการแทปแบบเปลี่ยนภายใต้โหลด ±8 × 1.25% หรือ ±10 × 1.5% เทียบกับ ±8 × 1.25% หรืออัตราส่วนคงที่สำหรับหน่วยโซลาร์ที่ต่อกับบัสบาร์ที่มีความแข็งเกร็ง ตัวเปลี่ยนแทปมักอยู่ที่ปลายนิวทรัลด้านแรงดันสูง ซึ่งเป็นตำแหน่งที่ฉนวนมีต้นทุนต่ำที่สุด
การปฏิเสธโหลดเป็นกรณีแรงดันเกินในการออกแบบ การเปิดเบรกเกอร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่โหลดเต็มทำให้ GSU แบกรับโหลดเสริมของสถานีผ่านแรงดันที่ลดลงอย่างรวดเร็ว และบัสบาร์แรงดันสูงอาจเพิ่มขึ้น 15–30% ก่อนที่การควบคุมการกระตุ้นจะตอบสนอง ความสามารถในการรับฟลักซ์เกินที่ 1.10 pu ต่อเนื่อง และ 1.25 pu เป็นเวลาหนึ่งนาที พร้อมกับเซอร์จอาร์เรสเตอร์ด้านแรงดันสูงและตัวจำกัดการกระตุ้นเกิน ควรระบุไว้ในข้อกำหนด
แหล่งจ่ายไฟเสริมมาจาก GSU ไม่ใช่จากกริด อุปกรณ์เสริมของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้า — ปั๊มป้อน พัดลม ระบบควบคุม — มักจะต่อจากด้านแรงดันต่ำของ GSU หรือจากหม้อแปลงเสริมของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแยกต่างหาก ดังนั้น GSU ต้องรับภาระโหลดเสริมเมื่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหยุดทำงานแต่โรงไฟฟ้ายังคงเดินเครื่องอยู่ กรณีนี้ ไม่ใช่พิกัดของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า มักเป็นตัวกำหนดกระแสต่อเนื่องของขดลวดแรงดันต่ำในโรงไฟฟ้าที่สามารถสตาร์ทแบบแบล็กสตาร์ทได้
อัตราส่วนกำลังไฟฟ้าต่อความร้อนคืออะไร และทำไมจึงเป็นตัวกำหนดพิกัดหม้อแปลง CHP?
อัตราส่วนกำลังไฟฟ้าต่อความร้อน (P/H) คือกำลังไฟฟ้าที่ผลิตได้ต่อหน่วยความร้อนที่มีประโยชน์ และเป็นตัวกำหนดว่ามีกำลังไฟฟ้า MVA ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้ามากเท่าใดรองรับภาระความร้อนที่กำหนด กังหันแบบแบ็กเพรสเชอร์มีอัตราส่วนต่ำที่สุดเนื่องจากไอน้ำทั้งหมดระบายออกสู่เครือข่ายความร้อน เครื่องแบบสกัดไอน้ำ-ควบแน่นสามารถปรับเปลี่ยนระหว่างความร้อนและกำลังไฟฟ้าได้ ส่วนเครื่องยนต์แก๊สและกังหันแก๊สอยู่ในช่วงปลายอีกด้านหนึ่ง
| ต้นกำลัง | อัตราส่วน P/H ทั่วไป | กำลังไฟฟ้าที่ผลิตได้สำหรับความร้อน 50 MW | พิกัดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ 0.80 pf |
|---|---|---|---|
| กังหันไอน้ำแบบแบ็กเพรสเชอร์ | 0.30–0.50 | 15–25 MW | 19–31 MVA → GSU 25–40 MVA |
| กังหันไอน้ำแบบสกัดไอน้ำ-ควบแน่น | 0.40–0.80 | 20–40 MW (นำด้วยความร้อน) | 25–50 MVA → GSU 31–63 MVA |
| CHP เครื่องยนต์แก๊ส | 0.80–1.10 | 40–55 MW | 50–69 MVA → GSU 63–80 MVA |
| กังหันแก๊สพร้อม HRSG | 0.60–0.90 | 30–45 MW | 38–56 MVA → GSU 40–63 MVA |
อัตราส่วนเหล่านี้เป็นค่าการทำงานทั่วไปจากแนวปฏิบัติของ CHP ในระดับเทศบาลและอุตสาหกรรม ไม่ใช่ค่าคงที่จากแคตตาล็อก ตัวเลขที่แท้จริงได้มาจากสมดุลความร้อนของกังหันที่จุดออกแบบ กฎปฏิบัติคือให้หาสมดุลความร้อนสำหรับสามกรณี — ความร้อนที่ออกแบบ กำลังไฟฟ้าที่ออกแบบ และภาระเสถียรขั้นต่ำ — และกำหนดขนาด GSU จากค่า MVA ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่สูงที่สุดในสามกรณีนี้ แล้วเพิ่ม 5–10% สำหรับระยะเผื่อแรงดันและระบบระบายความร้อน GSU ที่กำหนดขนาดจากพิกัดกำลังไฟฟ้าบนป้ายชื่อเพียงอย่างเดียวจะเล็กเกินไปในโหมดควบแน่นที่โรงไฟฟ้าใช้ในฤดูร้อน เมื่อความต้องการความร้อนหมดไปและราคาไฟฟ้าสูงที่สุด
ควรกำหนดข้อกำหนดหม้อแปลงเพิ่มแรงดัน CHP อย่างไรสำหรับการทำงานที่นำด้วยความร้อน?
ข้อกำหนดที่ผู้ผลิตสามารถสร้างได้โดยไม่ต้องตีความมีความแปดบรรทัด อัตราส่วนแรงดันและกลุ่มเวกเตอร์ (YNd11 เป็นค่าเริ่มต้นสำหรับขนาดเกิน 60 MVA; Dyn11 สำหรับขนาดเล็กกว่า) พิกัด MVA ที่ระดับการระบายความร้อนที่ระบุ ความต้านทานอิมพีแดนซ์พร้อมช่วงค่าความคลาดเคลื่อน ช่วงแทปและชนิดตัวเปลี่ยนแทป ความสามารถในการรองรับฟลักซ์เกิน ความสามารถในการทนต่อกระแสลัดวงจร ระดับเสียง และรายการทดสอบ
อิมพีแดนซ์ 10–14% เป็นช่วงปกติสำหรับ GSU ขนาด 25–75 MVA ที่ 110–220 kV อิมพีแดนซ์ต่ำช่วยปรับปรุงการควบคุมแรงดันและความสามารถในการจ่ายกำลังรีแอกทีฟ แต่เพิ่มระดับกระแสลัดวงจรด้านแรงดันสูงและต้นทุนของเบรกเกอร์วงจรแรงดันสูง อิมพีแดนซ์สูงลดภาระกระแสลัดวงจรแต่เพิ่มแรงดันตกและปริมาณการใช้กำลังรีแอกทีฟภายใต้ภาระโหลด ค่าที่ใช้ควรมาจากการศึกษาระบบกริด ไม่ใช่จากมาตรฐานโรงงานที่ต้องการ — และต้องระบุพร้อมค่าความคลาดเคลื่อนมาตรฐาน (±7.5% ของค่าที่ประกาศบนแทปหลัก หรือ ±10% ในกรณีที่ข้อกำหนดกริดอนุญาต)
การระบายความร้อนเป็นไปตามการแบ่งพิกัด: ONAN สำหรับพิกัดพื้นฐาน ONAF สำหรับพิกัดแบบบังคับ และ OFAF หรือ ODWF เฉพาะในกรณีที่พื้นที่หน้างานไม่สามารถรองรับพื้นที่หม้อน้ำได้ หรือข้อจำกัดด้านเสียงกำหนดให้ใช้ความเร็วพัดลมต่ำลง หน่วยขนาด 75 MVA ที่มี ONAN/ONAF ที่ 67/75 MVA ให้ความสามารถต่อเนื่อง 67 MVA แก่โรงไฟฟ้าแม้พัดลมทั้งหมดหยุดทำงาน — ซึ่งเป็นความซ้ำซ้อนที่เป็นประโยชน์สำหรับเครื่องที่นำด้วยความร้อนซึ่งต้องเดินเครื่องต่อในช่วงคลื่นความเย็น ระดับการระบายความร้อน ท่อลม และค่าปรับจากการสูญเสียของพัดลมมีอธิบายใน วิธีการระบายความร้อนและอุณหภูมิเพิ่มขึ้นของหม้อแปลง
สุดท้าย กำหนดชุดตรวจสอบสภาพ: เซ็นเซอร์ขดลวด Pt100 สองตัวต่อเฟส พร้อมเซ็นเซอร์น้ำมันด้านบนและน้ำมันด้านล่าง รีเลย์บูคโฮลซ์และอุปกรณ์ระบายแรงดันบนหน่วยที่มีถังรักษาระดับน้ำมัน ตัวบ่งชี้ระดับน้ำมัน และจุดเก็บตัวอย่าง DGA การวิเคราะห์ DGA พื้นฐานที่โรงงานและอีกครั้งตอนทดสอบจ่ายไฟให้ค่าอ้างอิงสำหรับตัดสินผลลัพธ์ในภายหลัง — วิธีการตีความอยู่ใน การวิเคราะห์ก๊าซที่ละลายในน้ำมัน และการตรวจสอบก่อนจ่ายไฟอยู่ใน การทดสอบทดสอบจ่ายไฟ
อะไรเปลี่ยนแปลงที่สถานีปั๊มความร้อนขนาดใหญ่หรือหม้อต้มไฟฟ้า?
ปั๊มความร้อนแบบขับด้วยไฟฟ้าขนาดใหญ่กำลังเป็นโหลดที่เติบโตเร็วที่สุดในเครือข่ายทำความร้อนแบบเขตพื้นที่ทางภาคเหนือ เนื่องจากปั๊มเหล่านี้แปลงไฟฟ้าที่มีราคาถูกหรือส่วนเกินให้เป็นความร้อนด้วยค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ (COP) ที่ 3–4 ดังนั้นปั๊มความร้อนขนาด 10 MW จึงดึงไฟฟ้า 2.5–3.3 MW ซึ่งเป็นลำดับขนาดที่แตกต่างจากปั๊มในสถานีย่อยทั่วไป และเปลี่ยนบทบาทของหม้อแปลงจากการจ่ายไฟเสริมเป็นการจ่ายไฟหลักของกระบวนการ
ผลกระทบสามประการที่สำคัญที่สุด ได้แก่ คอมเพรสเซอร์ขับด้วย VFD ดังนั้นหม้อแปลงจึงรับสเปกตรัมฮาร์มอนิกจากส่วนหน้าของวงจรแบบ 6-pulse (กระแส THD 35–45%) หรือการกำหนดค่าแบบ 12-pulse หรือ active front-end (5–12%) ไดรฟ์เริ่มและหยุดตามความต้องการความร้อน ดังนั้นหม้อแปลงจึงทำงานแบบเป็นรอบแทนที่จะรับโหลดพื้นฐาน และโหลดไฟฟ้าของปั๊มความร้อนมีลักษณะตามฤดูกาลในทิศทางตรงกันข้ามกับเครือข่าย กล่าวคือ ทำงานหนักที่สุดในสภาพอากาศหนาวเย็น ซึ่งเป็นช่วงที่เครือข่ายมีความต้องการสูงสุดเช่นกัน ทำให้ความต้องการสูงสุดของสถานีย่อยเพิ่มขึ้นในขณะที่หน่วย CHP ผลิตเต็มกำลังอยู่แล้ว
การกำหนดขนาดเป็นไปตามตรรกะเดียวกับโหลดมอเตอร์ แต่รวมค่าบริการ (service factor) ของคอมเพรสเซอร์ด้วย ปั๊มความร้อนขนาด 10 MW ที่ COP 3.2 ต้องการกำลังเพลาประมาณ 3.1 MW ดึง 3.3–3.5 MVA ที่ 0.90–0.95 pf ผ่านไดรฟ์ ดังนั้นคำตอบปกติคือหม้อแปลงขนาด 4–5 MVA ที่ 6.6 หรือ 10 kV โดยมีค่าเผื่อการสูญเสียจากฮาร์มอนิกรวมอยู่ด้วย หม้อต้มไฟฟ้ามีความเรียบง่ายและมีขนาดใหญ่กว่า หม้อต้มแบบอิเล็กโทรดขนาด 20 MW ดึง 20 MW ที่กำลังไฟฟ้าสมบูรณ์ (unity power factor) และมักจ่ายไฟที่ 10–33 kV ผ่านหม้อแปลงเฉพาะขนาด 25 MVA โดยการควบคุมขั้นบันไดของหม้อต้มอิเล็กโทรดเองทำหน้าที่จัดการโหลด
ข้อจำกัดฮาร์มอนิกที่ใช้บังคับมีอะไรบ้าง และจะกำหนดสเปกหม้อแปลงสำหรับปั๊ม VFD อย่างไร?
ฮาร์มอนิกมีความสำคัญในสถานีย่อย DH ด้วยเหตุผลสองประการ คือ หม้อแปลงร้อนขึ้นมากกว่าที่กระแส RMS บ่งชี้ และผู้ดำเนินการเครือข่ายจำหน่ายมีข้อจำกัดตามสัญญาที่จุดเชื่อมต่อ ข้อจำกัดมักนำมาจาก IEEE 519 ที่ PCC (แรงดัน THD 5% และฮาร์มอนิกแต่ละตัว 3% สำหรับระบบต่ำกว่า 69 kV โดยข้อจำกัดกระแสปรับตามอัตราส่วนลัดวงจร) หรือจาก IEC 61000-3-12 สำหรับการติดตั้งขนาดเล็ก และ IEC 61800-3 สำหรับระดับการปล่อยสัญญาณของไดรฟ์เอง
สำหรับตัวหม้อแปลง คำถามที่เกี่ยวข้องคือสเปกตรัมฮาร์มอนิกทำให้เกิดการสูญเสียและความร้อนเพิ่มขึ้นเท่าใด พิกัด K-factor หรือ factor-K (กำหนดใน UL 1561 และ IEC 60076-11 สำหรับหน่วยชนิดแห้ง) แสดงถึงความสามารถของหม้อแปลงในการจ่ายโหลดที่ไม่เป็นไซน์โดยไม่เกินอุณหภูมิเพิ่มขึ้นพิกัด โดย K-4, K-9 และ K-13 เป็นขั้นที่ใช้ทั่วไป ในทางปฏิบัติ สถานีย่อย DH ที่มีปั๊ม VFD แบบ 6-pulse หนึ่งหรือสองตัวที่กระแส THD ถึง 35–40% ต้องการ K-9 หรือดีกว่า หรือหม้อแปลงที่ลดพิกัดลงเหลือประมาณ 85% ของพิกัดป้าย กลไกทางกายภาพอธิบายไว้ใน ฮาร์มอนิกของหม้อแปลง
มีวิธีแก้ไขที่ถูกกว่าหม้อแปลงพิกัด K และควรประเมินก่อน ได้แก่ กำหนดสเปก active front end หรือไดรฟ์แบบ 12-pulse พร้อมหม้อแปลงเลื่อนเฟส เพิ่มตัวกรองแบบพาสซีฟหรือรีแอกเตอร์แบบไลน์ หรือใช้ไดรฟ์ขนาดเล็กหลายตัวที่มีพัลส์เหลื่อมกันแทนไดรฟ์ขนาดใหญ่ตัวเดียว ในกรณีที่ทราบสเปกตรัมฮาร์มอนิกจากผู้จำหน่ายไดรฟ์ ให้ขอการคำนวณการสูญเสียจากฮาร์มอนิกแทนการระบุ K-factor — การคำนวณคือสิ่งที่โรงงานต้องการเพื่อรับประกันอุณหภูมิเพิ่มขึ้น
จะป้องกันหม้อแปลงในห้องสถานีย่อยที่ฝังใต้ดินหรือมีความชื้นสูงได้อย่างไร?
สภาพแวดล้อม ไม่ใช่โหลด คือสิ่งที่ทำลายหม้อแปลงในสถานีย่อย DH ส่วนใหญ่ ห้องที่อยู่ใต้ระดับพื้นดินมีความชื้น ระบายอากาศไม่ดี และบางครั้งมีน้ำท่วม เครือข่ายชายฝั่งมีคลอไรด์เพิ่มขึ้น และหม้อแปลงที่เดินเบาที่โหลด 10% เป็นเวลาแปดเดือนจะไม่อุ่นพอที่จะไล่ความชื้นออกจากฉนวน
มาตรการสี่ประการครอบคลุมความเสี่ยงส่วนใหญ่ ได้แก่ กำหนดสเปกหน่วยน้ำมันแบบปิดผนึก (ถังปิดผนึกแบบสุญญากาศไม่มีท่อหายใจ หรือถังสำรองชนิดเมมเบรน) เพื่อให้น้ำมันไม่สัมผัสอากาศแวดล้อม กำหนดสเปกเครื่องทำความร้อนป้องกันการควบแน่นและฮิวมิดิสแตตสำหรับหน่วยชนิดแห้ง พร้อมตู้ IP54 ที่มีทางเข้าสายไฟจากด้านล่างและกล่องต่อสายแบบปิดผนึก กำหนดระดับชั้นการกัดกร่อนอย่างชัดเจน — C4 หรือ C5 ตาม ISO 12944 สำหรับห้องชายฝั่งและห้องฝังใต้ดิน พร้อมระบบเคลือบและความหนาฟิล์มแห้งที่ระบุ และกำหนดสเปกปั๊มสูบน้ำทิ้งพร้อมสัญญาณเตือน พร้อมเครื่องหมายระดับน้ำท่วมบนถัง เพื่อให้ตรวจพบน้ำท่วมห้องก่อนที่กล่องต่อสายจะจมอยู่ใต้น้ำ
การตั้งค่าการป้องกันเป็นไปตามหลักการเดียวกับหม้อแปลงจำหน่ายทั่วไป — กระแสเกินและกระแสลัดวงจรลงดินฝั่งแรงดันสูง การตัดการทำงานจากอุณหภูมิฝั่งแรงดันต่ำ — แต่กรณี DH มีรายละเอียดเพิ่มเติมสองประการ: หม้อแปลงต้องทนต่อการสลับปั๊มและการเร่งความเร็วใหม่ของมอเตอร์โดยไม่ตัดการทำงานจากกระแสกระชาก และการตัดการทำงานจากอุณหภูมิควรตั้งค่าจากเซ็นเซอร์ขดลวดแทนเซ็นเซอร์น้ำมันด้านบน เนื่องจากน้ำมันของหน่วยที่รับภาระเบาจะยังเย็นอยู่ ในขณะที่ขดลวดของโหลดที่ป้อนด้วย VFD อาจร้อนได้ การเลือกอุปกรณ์มีอธิบายไว้ใน อุปกรณ์ป้องกันหม้อแปลง
ต้องมีการทดสอบและเอกสารอะไรบ้างก่อนการจัดส่ง?
การทดสอบประจำสำหรับทุกหน่วย: ความต้านทานขดลวดทุกแทป อัตราส่วนแรงดันและกลุ่มเวกเตอร์ ค่าการสูญเสียและกระแสขณะไม่มีโหลด ค่าการสูญเสียขณะมีโหลดและอิมพีแดนซ์ที่อ้างอิง 75 °C การทดสอบแรงดันเกินแบบAppliedและแบบInduced ความต้านทานฉนวน และการวัดการคายประจุบางส่วนสำหรับหน่วยที่สูงกว่าชั้นแรงดันที่เกี่ยวข้อง สำหรับหน่วยชนิดแห้งตาม IEC 60076-11 การวัดการคายประจุบางส่วนเป็นการทดสอบประจำ และควรระบุขีดจำกัดไว้ในสัญญา
การทดสอบแบบ Type test หากยังไม่ได้รับการรับรองสำหรับการออกแบบ: การเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิที่ชั้นการระบายความร้อนที่ประกาศไว้ การทดสอบแรงดันอิมพัลส์ฟ้าผ่า และการทดสอบทนต่อกระแสลัดวงจร สำหรับ CHP GSU ควรยืนยันการทดสอบแบบ Type test เรื่องกระแสลัดวงจร เนื่องจากระดับกระแสลัดวงจรที่ป้อนจากเครื่องกำเนิดถูกกำหนดโดยรีแอกแตนซ์ซับทรานเซียนต์ของเครื่องจักร และไม่ถูกจำกัดโดยกริด การทดสอบพิเศษในกรณีที่ภาระงานสมเหตุสมผล: ระดับเสียงตาม IEC 60076-10 การวัดการสูญเสียจากฮาร์มอนิก การวิเคราะห์การตอบสนองความถี่ (FRA) เป็นค่าฐานอ้างอิงการขนส่ง และการวัดค่าตัวประกอบการสูญเสียและความจุไฟฟ้าของบูชชิ่งตาม IEC 60137
ชุดเอกสารมีความสำคัญเท่ากับการทดสอบ: ใบรับรองการทดสอบประจำ รายงานการทดสอบแบบ Type test แบบก่อสร้างทั่วไปพร้อมน้ำหนักและจุดยก ข้อมูลป้ายชื่อตาม IEC 60076-1 คำแนะนำตัวเปลี่ยนแทป ใบรับรองการทดสอบน้ำมันสำหรับหน่วยที่ใช้น้ำมัน และการคำนวณการรับโหลดของโรงงาน การอ่านป้ายชื่อเทียบกับคำสั่งซื้อเป็นแนวป้องกันสุดท้าย — ฟิลด์ต่างๆ และความหมายอธิบายไว้ใน ป้ายชื่อหม้อแปลง
หม้อแปลงสำหรับระบบทำความร้อนส่วนกลางมีราคาเท่าไร?
ช่วงราคา FOB โดยประมาณปี 2026 จากผู้ผลิตในจีน อ้างอิงจากประสบการณ์โครงการ QDTB โดยสมมติระดับการสูญเสียมาตรฐาน ขดลวดทองแดง Dyn11 การเปลี่ยนแทปแบบไม่มีโหลด และไม่รวมค่าขนส่ง ภาษี สวิตช์เกียร์ และการติดตั้ง ราคาเปลี่ยนแปลงตามทองแดงและเหล็กกล้าเชิงทิศทาง ดังนั้นควรถือเป็นตัวเลขระดับคร่าวๆ สำหรับการจัดทำงบประมาณมากกว่าการเสนอราคา
| หน่วย | FOB โดยประมาณ (USD) | หมายเหตุ |
|---|---|---|
| 630 kVA, 10/0.4 kV, น้ำมัน, S13 | 5,500–8,000 | ห้องภายนอกอาคารหรือห้องเครื่องพร้อมการแยกกันไฟ |
| 1,000 kVA, 10/0.4 kV, น้ำมัน, S13 | 8,000–12,000 | พิกัดสถานีย่อย DH ที่พบมากที่สุดในยุโรป |
| 1,250 kVA, 10/0.4 kV, น้ำมัน, S13 | 10,000–15,000 | ตรวจสอบสวิตช์เกียร์แรงดันต่ำที่ 30–36 kA |
| 1,000 kVA, 10/0.4 kV, เรซินหล่อ, Class F | 12,000–18,000 | ติดตั้งในชั้นใต้ดิน ตู้ IP31 |
| 2,000 kVA, 10/0.4 kV, เรซินหล่อ, Class F | 22,000–32,000 | ใกล้ขีดจำกัดในทางปฏิบัติสำหรับชนิดแห้งภายในอาคาร |
| 40 MVA, 11/110 kV, YNd11 GSU | 450,000–700,000 | ONAN/ONAF, OLTC ±8×1.25%, อิมพีแดนซ์ 10.5–12% |
| 75 MVA, 13.8/115 kV, YNd11 GSU | 750,000–1,150,000 | รวม OLTC, over-flux 1.10/1.25 pu, การต่อนิวทรัลแรงดันสูง |
สำหรับการเปรียบเทียบแบบเดียวกัน ควรบวกต้นทุนการสูญเสียตลอดอายุการใช้งานที่คาดไว้ วิธีการใน ต้นทุนรวมในการเป็นเจ้าของ โดยทั่วไปจะเลื่อนการเลือกขึ้นหนึ่งระดับการสูญเสียสำหรับสถานีย่อย DH และโครงสร้างราคาต่อ kVA ของหม้อแปลงจำหน่ายมีรายละเอียดใน การแจกแจงราคาหม้อแปลงจำหน่าย สำหรับการประมาณการเบื้องต้นของสถานีย่อยทั้งหมด เครื่องคำนวณระบบไฟฟ้า จะนำภาระความร้อนหรือภาระไฟฟ้าไปสู่พิกัดหม้อแปลงและงบประมาณโดยประมาณ
ข้อผิดพลาดในการกำหนดสเปก 5 ประการที่พบบ่อยที่สุดในสถานีย่อยระบบทำความร้อนส่วนกลางคืออะไร?
1. การกำหนดขนาดหม้อแปลงจากพิกัดความร้อน สถานีย่อย 10 MW ไม่จำเป็นต้องใช้หม้อแปลง 10 MVA แต่ต้องการ 100–250 kVA สำหรับปั๊มและอุปกรณ์เสริม การระบุ kVA จาก MW จะประเมินความต้องการสูงเกินไปถึงสี่สิบเท่า
2. การละเลยค่าต่ำสุดในฤดูร้อน หม้อแปลงถูกกำหนดสเปกสำหรับภาระสูงสุดในฤดูหนาว แล้วจากนั้นใช้งานที่โหลด 8–15% เป็นเวลาแปดเดือน ผลลัพธ์คือค่าใช้จ่ายการสูญเสียขณะไม่มีโหลดที่หลีกเลี่ยงได้ และบัสบาร์ที่มีแรงดันสูงกว่าค่าพิกัดตลอดฤดูร้อน
3. การเลือกใช้หม้อแปลงชนิดแห้งโดยปริยายโดยไม่ตรวจสอบห้องติดตั้ง เรซินหล่อช่วยแก้ปัญหาภาระไฟและสร้างปัญหาการระบายอากาศ ห้องใต้ดินที่ไม่มีพื้นที่ระบายอากาศแบบลูเวอร์และไม่มีระบบดูดอากาศเชิงกลจะทำให้พิกัดของเครื่องลดลงอย่างเงียบ ๆ การคำนวณการระบายอากาศต้องอยู่ในเอกสารเดียวกับพิกัดของหม้อแปลง
4. การมองฮาร์มอนิกจาก VFD เป็นปัญหา EMC เท่านั้น กระแสฮาร์มอนิกทำให้หม้อแปลง ขั้วนิวทรัล และสายเคเบิลร้อนขึ้น ชุดปั๊มแบบ 6-pulse ที่มี THD 40% บนหม้อแปลงมาตรฐานคือปัญหาการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิที่จะปรากฏเป็นการทริปที่น่ารำคาญในอีกสองฤดูร้อนถัดมา
5. การกำหนดพิกัด CHP GSU จากพิกัดบนเนมเพลทเพียงอย่างเดียว สมดุลความร้อน จำนวนครั้งในการสตาร์ท และช่วงแทปเป็นตัวกำหนดภาระจริง GSU ที่มีแทป ±2 × 2.5% บนเครื่องที่นำด้วยความร้อนจะใช้แทปหมดในฤดูหนาวแรก และจะถูกใช้งานที่แรงดันที่เครื่องไม่ได้ออกแบบไว้
คำถามที่พบบ่อย
สามารถติดตั้งหม้อแปลงจำหน่ายชนิดน้ำมันมาตรฐานในห้องใต้ดินได้หรือไม่
โดยปกติไม่ได้ เว้นแต่จะมีห้องทนไฟ บ่อกักเก็บน้ำมัน และการอนุมัติจากหน่วยงานดับเพลิงท้องถิ่น กฎหมายอาคารส่วนใหญ่ถือว่าหม้อแปลงน้ำมันแร่ที่สูงกว่าสองสามร้อย kVA เป็นภาระไฟที่ต้องแยกออกจากเส้นทางหนีไฟและที่พักอาศัย ซึ่งเป็นเหตุผลที่หม้อแปลงชนิดแห้งเรซินหล่อครองส่วนแบ่งในสถานีย่อย DH ภายในอาคาร ในกรณีที่ห้องเป็นห้องเฉพาะที่แยกด้วยผนังทนไฟและมีทางเข้าออกสู่ภายนอก หม้อแปลงน้ำมันแบบปิดผนึกสุญญากาศเป็นที่ยอมรับได้ในหลายเขตอำนาจและมีราคาถูกกว่าและเงียบกว่า
10 kV หรือ 20 kV สำหรับสถานีย่อยเครือข่ายความร้อน
20 kV ลดกระแสลงครึ่งหนึ่งสำหรับกำลังไฟฟ้าเดียวกัน ซึ่งลดการสูญเสียในสายเคเบิลลงครึ่งหนึ่งและลดแรงดันตกคร่อมในเครือข่ายยาวลงได้ประมาณครึ่งหนึ่ง แต่ยังเพิ่มระดับฉนวนของหม้อแปลงและต้นทุนของสวิตช์เกียร์ สำหรับเครือข่ายที่มีสถานีย่อยห่างจากสถานีหลักมากกว่า 3–5 km หรือมีสถานีย่อยขนาดเล็กจำนวนมาก โดยปกติ 20 kV เป็นทางเลือกตลอดอายุการใช้งานที่ดีกว่า สำหรับเครือข่ายใจกลางเมืองที่กะทัดรัดที่ 10 kV การคงไว้ที่ 10 kV ก็ตรงไปตรงมา ตัวหม้อแปลงเองไม่ใช่ต้นทุนที่ชี้ขาด — สายเคเบิลและสวิตช์เกียร์ต่างหากที่เป็น
CHP ที่นำด้วยความร้อนต้องการหม้อแปลงใหญ่กว่าแบบที่นำด้วยกำลังไฟฟ้าหรือไม่
ที่เอาต์พุตความร้อนเท่ากัน เครื่องที่นำด้วยความร้อนมักต้องการหม้อแปลงเล็กกว่า เพราะเอาต์พุตไฟฟ้าต่ำกว่าโดยการออกแบบ หม้อแปลงจะมีขนาดใหญ่ขึ้นเมื่อโรงงานถูกกำหนดให้จ่ายไฟออกในโหมดควบแน่นช่วงฤดูร้อน ซึ่งเป็นกรณีที่กำหนด MVA สูงสุดของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและดังนั้นจึงกำหนดพิกัด GSU กำหนด GSU สำหรับ MVA สูงสุดที่เครื่องสามารถผลิตได้ในโหมดใด ๆ ไม่ใช่ค่าเฉลี่ยของฤดูทำความร้อน
หม้อแปลงสถานีย่อย DH ควรมีกำลังสำรองเท่าใด
20–25% เหนือความต้องการที่คำนวณได้เป็นค่าเผื่อปกติ และควรมีเหตุผลรองรับด้วยภาระในอนาคตที่ระบุชัดเจน — ปั๊มตัวที่สาม บูสเตอร์ ฮีตปั๊มขนาดเล็ก หรือเครื่องชาร์จ EV ในห้องเครื่อง เมื่อเกินประมาณ 40% ของกำลังสำรอง การสูญเสียขณะไม่มีโหลดของเครื่องที่ใหญ่เกินไปจะมีต้นทุนสูงกว่าหม้อแปลงตัวที่สอง และแรงดันที่เพิ่มขึ้นในฤดูร้อนจะกลายเป็นปัญหาน่ารำคาญ
หม้อแปลงแกนอสัณฐานคุ้มค่าหรือไม่ในสถานีย่อยความร้อน
บ่อยกว่าที่โรงงาน เพราะการสูญเสียขณะไม่มีโหลดเป็นสัดส่วนหลักของพลังงานสูญเสียรายปีที่ภาระเฉลี่ยต่ำซึ่งเป็นลักษณะเฉพาะของสถานีย่อย DH แกนอสัณฐานลดการสูญเสียขณะไม่มีโหลดได้ 60–75% เมื่อเทียบกับแกนแบบเกรนโอเรียนเต็ดทั่วไป ซึ่งในเครื่อง 1,000 kVA ที่ภาระเฉลี่ย 15% สามารถลดได้ 8,000–10,000 kWh ต่อปี ส่วนเพิ่มราคาอยู่ที่ 15–25% ของราคาหม้อแปลง และระยะคืนทุนในตลาดที่ค่าไฟสูงโดยทั่วไปอยู่ที่ 3–6 ปี วิธีการเปรียบเทียบอยู่ใน หม้อแปลงแกนอสัณฐาน
Sources / 资料来源
ที่มา: IEC 60076-1 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 1: ข้อกำหนดทั่วไป
ที่มา: IEC 60076-2 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 2: การเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิสำหรับหม้อแปลงชนิดจุ่มในของเหลว
ที่มา: IEC 60076-3 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 3: ระดับฉนวน การทดสอบไดอิเล็กทริก และระยะห่างภายนอกในอากาศ
ที่มา: IEC 60076-5 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 5: ความสามารถในการทนต่อการลัดวงจร
ที่มา: IEC 60076-7 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 7: คู่มือการโหลดสำหรับหม้อแปลงไฟฟ้ากำลังชนิดจุ่มในน้ำมันแร่
ที่มา: IEC 60076-10 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 10: การหาค่าระดับเสียง
ที่มา: IEC 60076-11 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 11: หม้อแปลงชนิดแห้ง
ที่มา: IEC 60076-18 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง ส่วนที่ 18: การวัดการตอบสนองความถี่
ที่มา: IEC 60214-1 — อุปกรณ์เปลี่ยนแทป ส่วนที่ 1: ข้อกำหนดด้านสมรรถนะและวิธีการทดสอบ
ที่มา: IEC 60137 — บุชชิ่งหุ้มฉนวนสำหรับแรงดันไฟฟ้ากระแสสลับที่สูงกว่า 1 000 V
ที่มา: IEC 60034-1 — เครื่องจักรไฟฟ้าแบบหมุน ส่วนที่ 1: พิกัดและสมรรถนะ
ที่มา: IEC 61800-3 — ระบบขับเคลื่อนไฟฟ้ากำลังแบบปรับความเร็วได้ ส่วนที่ 3: ข้อกำหนดด้าน EMC
ที่มา: IEC 61000-3-12 — ขีดจำกัดกระแสฮาร์มอนิกที่เกิดจากอุปกรณ์ที่เชื่อมต่อกับระบบแรงดันต่ำสาธารณะ
ที่มา: IEEE 519-2022 — แนวปฏิบัติและข้อกำหนดที่แนะนำสำหรับการควบคุมฮาร์มอนิกในระบบไฟฟ้ากำลัง
ที่มา: IEEE C57.91 — คู่มือการโหลดหม้อแปลงชนิดจุ่มในน้ำมันแร่และเครื่องควบคุมแรงดันไฟฟ้าแบบขั้น
ที่มา: IEEE C57.116 — คู่มือหม้อแปลงที่เชื่อมต่อโดยตรงกับเครื่องกำเนิดไฟฟ้า
ที่มา: EN 13941-1 — ท่อทำความร้อนแบบเขตพื้นที่: การออกแบบและการติดตั้งระบบท่อเดี่ยวและท่อคู่หุ้มฉนวนความร้อนแบบยึดติดสำหรับเครือข่ายน้ำร้อนฝังดินโดยตรง
ที่มา: EN 50464-1 / EN 50588-1 — หม้อแปลงจำหน่ายชนิดจุ่มในน้ำมันสามเฟส 50 Hz ที่มีแรงดันไฟฟ้าสูงสุดสำหรับอุปกรณ์ไม่เกิน 36 kV
ที่มา: ISO 12944 — สีและวาร์นิช: การป้องกันการกัดกร่อนของโครงสร้างเหล็กด้วยระบบสีป้องกัน
ที่มา: UL 1561 — หม้อแปลงชนิดแห้งเอนกประสงค์และหม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง (พิกัด K-factor)
ที่มา: GB 20052-2020 — ค่าต่ำสุดที่อนุญาตของประสิทธิภาพพลังงานและระดับประสิทธิภาพพลังงานสำหรับหม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง
ที่มา: GB/T 6451-2015 — พารามิเตอร์ทางเทคนิคและข้อกำหนดสำหรับหม้อแปลงไฟฟ้ากำลังชนิดจุ่มในน้ำมันสามเฟส
ที่มา: Lund et al., “4th Generation District Heating (4GDH): Integrating smart thermal grids into future sustainable energy systems”, Energy 68, 2014.
ที่มา: Euroheat & Power — สถิติรายประเทศเกี่ยวกับส่วนแบ่งตลาดการทำความร้อนแบบเขตพื้นที่
ที่มา: ประสบการณ์ทางวิศวกรรมของ QDTB — ตารางโหลดปั๊มและโหลดเสริมของสถานีแลกเปลี่ยนความร้อน อัตราส่วนกำลังไฟฟ้าต่อความร้อนของ CHP ช่วงความดันเสียงทั่วไป แนวปฏิบัติการระบายอากาศของหม้อแปลงชนิดแห้ง และช่วงราคา FOB โดยประมาณ ค่าที่ระบุว่าเป็นค่าทั่วไปหรือค่าประมาณเป็นช่วงที่ได้จากโครงการทำความร้อนแบบเขตพื้นที่และ CHP ไม่ใช่มาตรฐานที่เผยแพร่