หม้อแปลงสำหรับโรงงานน้ำตาลและโรงกลั่นเอทานอล: วิธีกำหนดขนาดระบบ 138 kV, 4.16 kV และ 480 V สำหรับโรงงานขนาด 20,000 TCD ที่ส่งออกไฟฟ้า 62 MW

คำตอบก่อน: โรงงานน้ำตาล-เอทานอลขนาด 20,000 TCD คือภาระไฟฟ้า 33.5 MW ที่วางอยู่บนโรงไฟฟ้า 100 MW และการตัดสินใจเรื่องหม้อแปลงสามข้อเป็นตัวกำหนดว่าจะสามารถจ่ายไฟออกได้ 62 MW หรือไม่

โรงงานที่หีบอ้อย 20,000 ตันต่อวัน — 833 ตัน/ชั่วโมง เป็นเวลา 200 วัน — เผาชานอ้อยของตัวเองในหม้อไอน้ำขนาด 250 ตัน/ชั่วโมง จำนวน 2 ลูก ที่แรงดัน 85 bar ขับกังหันไอน้ำแบบสกัด-ควบแน่นขนาด 60 MW และกังหันไอน้ำแบบ back-pressure ขนาด 40 MW เข้าสู่บัส 13.8 kV และขายไฟ 62 MW ให้กับการไฟฟ้าที่ 138 kV ความต้องการใช้ไฟของโรงงานเองมีเพียง 33.5 MW ที่เพาเวอร์แฟกเตอร์ 0.93 ดังนั้นหม้อแปลงบนเส้นทางจ่ายไฟออก ไม่ใช่ภาระไฟฟ้า เป็นตัวกำหนดการออกแบบ การตัดสินใจสามข้อที่ครอบงำแพ็กเกจนี้ ได้แก่ ชุดหม้อแปลง 138 kV ขนาด 2 × 50 MVA ที่ยังคงรองรับการจ่ายไฟออกสูงสุดได้ 96% ด้วยหม้อแปลงเพียงหนึ่งลูก, อิมพีแดนซ์ 8% บนหม้อแปลงโรงงาน 13.8/4.16 kV ที่จำกัดการดรอปแรงดันจากการสตาร์ทเครื่องย่อยวัตถุดิบขนาด 1,600 kW ไว้ที่ 7% และกลุ่ม 12-pulse พร้อมตัวกรองดีจูน 8 MVAr ที่รักษา TDD ของกระแสที่จุดเชื่อมต่อร่วม 138 kV ให้ต่ำกว่า 5% ตามที่การไฟฟ้ากำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หากทำสามข้อนี้ได้ถูกต้อง แพ็กเกจหม้อแปลงจะมีมูลค่า 2.4–2.9 ล้านดอลลาร์สหรัฐฯ ในโรงงานที่มีมูลค่าสูงกว่านั้นหนึ่งร้อยเท่า หากทำผิดพลาด คุณอาจไม่สามารถจ่ายไฟได้ครบ 62 MW ตามสัญญา หรือต้องจ่ายค่าปรับอัตราค่าไฟตลอดยี่สิบฤดูกาล การคำนวณภาระไฟฟ้า การสูญเสีย และการดรอปแรงดันสามารถทำซ้ำได้ด้วยเครื่องคำนวณระบบไฟฟ้ากำลัง

ประเด็นสำคัญ

• อ้อย 833 ตัน/ชั่วโมง ที่อัตราประมาณ 40 kWh/ตัน สำหรับการหีบ กระบวนการผลิต และโรงกลั่น คิดเป็น 33.5 MW — แต่เป็นสัญญาจ่ายไฟออก 62 MW ไม่ใช่ภาระไฟฟ้า 33.5 MW ที่กำหนดขนาดหม้อแปลง 138 kV และแทปเชนเจอร์
• การไหลของกำลังไฟฟ้าย้อนกลับเปลี่ยนข้อกำหนดใหม่: OLTC ด้านแรงดันสูง, การป้องกัน 32/67 ที่ไวต่อทิศทาง, ระบบป้องกันการแยกโดดบนบัส 13.8 kV และการสูญเสียขณะไม่มีโหลดที่ต้องจ่ายตลอด 8,760 ชั่วโมงต่อปี แทนที่จะเป็น 4,800 ชั่วโมง
• อิมพีแดนซ์ 8% บนหม้อแปลงโรงงาน 12.5 MVA 13.8/4.16 kV ให้กระแสฟอลต์ 21.7 kA และการดรอปแรงดันจากการสตาร์ทเครื่องย่อย 7%; 6% ลดการดรอปเหลือ 5.2% แต่ต้องใช้สวิตช์เกียร์ 31.5 kA และ 10% ราคาถูกแต่ดรอป 8.7% และทำให้คอนแทกเตอร์ของโรงงานเองทริป
• VFD แบบ six-pulse ขนาด 20 MW สร้าง THD ของกระแสที่ตัวขับ 28% แต่ที่บัส 13.8 kV เพียงประมาณ 12%; ขีดจำกัด 5% ที่ 138 kV บรรลุได้ด้วยขดลวด 12-pulse แบบคู่และตัวกรอง ไม่ใช่ด้วยหม้อแปลงขนาดใหญ่ขึ้น
• ในโรงงานที่เดินเครื่อง 4,800 ชั่วโมงและหยุด 3,960 ชั่วโมง การสูญเสียขณะไม่มีโหลดหนึ่งกิโลวัตต์มีมูลค่าคิดเป็นทุน 5,600 ดอลลาร์สหรัฐฯ และการสูญเสียขณะมีโหลดหนึ่งกิโลวัตต์คิดเป็น 2,270 ดอลลาร์สหรัฐฯ — ซึ่งเป็นเหตุผลที่การประเมินการสูญเสีย ไม่ใช่ราคาซื้อ ควรเป็นตัวตัดสินการ awarding

โรงงานหีบอ้อย 20,000 TCD ที่มีโรงกลั่นเอทานอลมีภาระไฟฟ้าจริงเท่าใด?

ภาระไฟฟ้ามีลักษณะแบนราบอย่างผิดปกติ อ้อยมาถึงในอัตราคงที่เพราะต้องหีบภายใน 24 ชั่วโมงหลังตัด ลูกหีบทำงานที่ความเร็วคงที่ และโรงกลั่นเป็นกระบวนการต่อเนื่อง ตั้งแต่เริ่มฤดูหีบจนถึงรถบรรทุกชานอ้อยคันสุดท้าย ความต้องการใช้ไฟเปลี่ยนแปลงน้อยกว่า 8% ซึ่งตรงกันข้ามกับโรงงานยานยนต์ และหมายความว่าภาระของหม้อแปลงคือการรับความร้อนแบบต่อเนื่องยาวนาน ไม่ใช่แบบเป็นรอบ — แต่ยังหมายความว่าภาระไฟฟ้านี้มีอยู่เพียง 200 วันเท่านั้น

มีข้อสรุปสองประการตามมา ประการแรก 33.5 MW ถือว่าน้อยเมื่อเทียบกับ 100 MW ที่ติดตั้งอยู่เบื้องหลัง ซึ่งเป็นเหตุผลว่าทำไมโรงงานจึงเป็นผู้ส่งออกพลังงานสุทธิเป็นเวลาแปดเดือน และเป็นผู้นำเข้า 6.5 MW เป็นเวลาสี่เดือน ประการที่สอง อัตราการใช้พลังงานจำเพาะประมาณ 40 kWh/t ของอ้อยคือตัวเลขที่ถูกนำมาเปรียบเทียบระหว่างโครงการ และมันถูกกำหนดไว้ล่วงหน้านานก่อนที่จะซื้อหม้อแปลง — โดยขึ้นอยู่กับว่าชุดลูกหีบ (tandem) ใช้ระบบไฟฟ้าหรือขับเคลื่อนด้วยกังหันไอน้ำ และมีน้ำอ้อยมากเพียงใดที่ถูกส่งไปผลิตเอทานอล วิศวกรหม้อแปลงได้รับคำตอบที่กำหนดไว้แล้วและต้องทำให้มันทำงานที่ 4.16 kV ด้วยกระแสฟอลต์ 21.7 kA

ทำไมบัสผลิตไฟฟ้า 13.8 kV จึงเป็นแกนหลักของโรงงาน ไม่ใช่บัสโรงหีบ 4.16 kV?

เพราะไม่สามารถส่งกำลัง 100 MW ที่ 4.16 kV ได้ เครื่องกำเนิดไฟฟ้า 60 MW ที่ 4.16 kV จะจ่ายกระแส 8,600 A ที่ขั้ว ซึ่งต้องใช้สายเคเบิลสี่เส้นขนานต่อเฟสและเบรกเกอร์วงจรเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ไม่มีอยู่ในพิกัดนั้น ที่ 13.8 kV เครื่องเดียวกันจะจ่ายกระแส 2,600 A และใช้เบรกเกอร์มาตรฐาน 3,150 A และชุดแรงดันย้อนกลับ 40 MW จ่ายอีก 1,750 A จากนั้นโหลดขนาดใหญ่ทุกตัวจะลดแรงดันลงจากบัสผลิตไฟฟ้า และหม้อแปลงเชื่อมต่อกริดจะเพิ่มแรงดันขึ้นจากบัสนี้

บัส 13.8 kV ยังเป็นจุดที่กำหนดอัตลักษณ์ทางไฟฟ้าของโรงงานอีกด้วย เป็นบัสเดียวที่มองเห็นทั้งการผลิตไฟฟ้าและโหลด ดังนั้นจึงเป็นบัสที่ต้องอยู่รอดจากการสูญเสียกริดในขณะหีบเต็มกำลัง: เครื่องกำเนิดไฟฟ้าต้องรับโหลด 33.5 MW ภายในเวลาประมาณสองวินาที มิฉะนั้นทั้งโรงงานจะทริป เครื่องย่อยและเครื่องหีบจะหมุนชะลอตัวลง และตารางการบำรุงรักษาของฤดูกาลก็จะถูกเขียนใหม่ นั่นเป็นปัญหาการควบคุมและการป้องกัน แต่ก็เป็นปัญหาของหม้อแปลงด้วย เพราะชุด GSU คืออิมพีแดนซ์ระหว่างบัสนั้นกับแหล่งจ่ายไฟอื่นเพียงแหล่งเดียวที่โรงงานมี

คุณจะกำหนดขนาดชุดหม้อแปลง 138 kV สำหรับการไหลของกำลังย้อนกลับ 62 MW อย่างไร?

ตามตัวเลข 62 MW ที่เพาเวอร์แฟกเตอร์ 0.97 คือ 64 MVA และหน่วยเดียว 50 MVA จะรับโหลดเกินที่ 128% ตลอดทั้งฤดูกาล ดังนั้นชุดหม้อแปลงจึงเป็นสองลูก และคำถามก็กลายเป็นว่าหนึ่งลูกต้องรับภาระเท่าใดเมื่ออีกลูกหนึ่งหยุดทำงาน ด้วยการระบายความร้อนแบบ ONAF หน่วย 50 MVA มีพิกัด 66.7 MVA ดังนั้นการส่งออกแบบ N-1 จึงเป็น 96% ของพิกัดที่อุณหภูมิแวดล้อม 40 °C — ยอมรับได้สำหรับสองสามสัปดาห์ของฤดูกาล แต่ไม่ยอมรับได้ในฐานะสภาวะถาวร ซึ่งเป็นเหตุผลที่สัญญาการส่งออกยังมีเพดานกำลังที่แน่นอน 55 MW ด้วย

กระแสไหลย้อนกลับเป็นจุดที่ข้อกำหนดส่วนใหญ่ผิดพลาด เพราะตัวหม้อแปลงเองไม่สนใจว่ากระแสไฟฟ้าจะไหลไปทิศทางใด แต่ทุกสิ่งรอบตัวมันสนใจ มีสี่รายการที่เปลี่ยนแปลง แทปเชนเจอร์แบบออนโหลดจะย้ายไปที่ขดลวดแรงดันสูง เพื่อให้แรงดันไฟฟ้ากระแสสลับของกริดที่แกว่ง ±10% ถูกดูดซับไว้ที่ฝั่ง 138 kV และบัส 13.8 kV ยังคงอยู่ในช่วง 1% — การวาง OLTC ไว้ที่ฝั่งแรงดันต่ำของ GSU เป็นข้อผิดพลาดทั่วไปในแม่แบบนำเข้า และยังทำให้แทปเชนเจอร์อยู่ในเส้นทางกระแสฟอลต์ 26 kA อีกด้วย โครงการป้องกันต้องมีรีเลย์ 32 (กำลังย้อนกลับ) และ 67 (กระแสเกินแบบมีทิศทาง) โดยตั้งทิศทางสำหรับการจ่ายออก รวมถึงดิฟเฟอเรนเชียล 87T, สำรอง 51/51N, บุคโฮลซ์ 63, ความร้อน 26/49 และทริปอุณหภูมิขดลวดและน้ำมัน 49/38; ฝั่งโรงงานของโครงการนั้นอธิบายไว้ใน อุปกรณ์ป้องกันหม้อแปลง ข้อกำหนดการป้องกันการแยกโดดของหน่วยงานการไฟฟ้า ซึ่งโดยปกติคือ IEEE 1547 หรือกริดโค้ดท้องถิ่น มีผลบังคับใช้ที่จุดเชื่อมต่อร่วม และถูกนำไปใช้ที่เบรกเกอร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้า 13.8 kV ไม่ใช่ที่ GSU และกลุ่มเวกเตอร์ต้องเป็น YNd11 โดยมีนิวทรัลต่อลงดินแบบแข็งที่ฝั่ง 138 kV เพราะการป้องกันฟอลต์ลงดินของหน่วยงานการไฟฟ้าขึ้นอยู่กับสิ่งนี้ — เหตุผลเบื้องหลังการเลือก Dyn11 เทียบกับ Yyn0 อธิบายไว้ใน กลุ่มเวกเตอร์ Dyn11 และ Yyn0

การทำงานแบบขนานของทั้งสองหน่วยสมควรมีบรรทัดของตัวเองในข้อกำหนด หม้อแปลง 50 MVA สองลูกที่มีอิมพีแดนซ์ 12% จะแบ่งโหลด 64 MVA ได้เกือบพอดีหากอิมพีแดนซ์ต่างกันน้อยกว่า 5% และอัตราส่วนตรงกันที่แทปเดียวกัน แต่หน่วย 12% ที่ขนานกับหน่วย 11.4% จะรับโหลด 51% และความคลาดเคลื่อนจะเพิ่มขึ้นเมื่อมีการจ่ายออก ควรขอค่าความคลาดเคลื่อนอิมพีแดนซ์ที่ ±5% ของค่าที่ระบุ ตำแหน่งแทปที่ตรงกัน และการวัดจากโรงงานของทั้งสองหน่วย เพื่อให้สามารถคำนวณการแบ่งโหลดได้ก่อนออกจากโรงงาน — วิธีการอยู่ใน การทำงานแบบขนานของหม้อแปลง อิมพีแดนซ์ 12% เดียวกันที่ทำให้หน่วยต่างๆ แบ่งโหลดได้ดีนั้นยังจำกัดการป้อนกระแสฟอลต์ 13.8 kV ของแต่ละ GSU ไว้ที่ 17.4 kA ซึ่งเป็นสิ่งที่ทำให้เบรกเกอร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้าอยู่ภายในพิกัด 26 kA

ทำไมการสตาร์ทเครื่องย่อย 1,600 kW จึงเป็นตัวกำหนดอิมพีแดนซ์ของหม้อแปลงโรงงาน?

เพราะเครื่องย่อยเป็นมอเตอร์ที่ใหญ่ที่สุดในโรงงานที่ยังสตาร์ทแบบต่อตรง และแรงดันไฟฟ้าตกที่เกิดขึ้นเป็นฟังก์ชันโดยตรงของอิมพีแดนซ์หม้อแปลง มอเตอร์ 1,600 kW, 4.16 kV ที่ประสิทธิภาพ 0.95 และเพาเวอร์แฟกเตอร์ 0.93 ดึงกระแส 251 A ที่โหลดเต็ม ที่กระแสโรเตอร์ล็อก 6.0 เท่าของโหลดเต็ม จะดึงกระแส 1,506 A ซึ่งเป็นโหลดสตาร์ท 10.85 MVA หม้อแปลง 12.5 MVA ที่มีอิมพีแดนซ์ 8% มีความสามารถในการลัดวงจร 156 MVA ดังนั้นแรงดันตกที่ขั้วของมันคือ 10.85 หารด้วย 156 หรือ 6.9% และประมาณ 7.4% เมื่อรวมอิมพีแดนซ์แหล่งจ่าย 13.8 kV เข้าไปด้วย

7% มีความสำคัญเพราะสิ่งที่อยู่บนบัสด้วย ที่แรงดันตก 7% คอนแทกเตอร์ของมอเตอร์โรงงานยังคงทำงาน VFD ยังคงทำงานต่อได้ผ่านดีซีลิงก์ และโหลด 480 V ของโรงงานเองจะเห็น 6% หลังจากผ่านฟีดเดอร์ 13.8 kV ซึ่งอยู่ในช่วง 10% ที่ IEC 61000-2-4 อนุญาตเป็นเวลาสองสามวินาที หากเกิน 10% คอนแทกเตอร์จะสั่น เครื่องหมุนเหวี่ยงจะทริป และมิเตอร์วัดความกระพริบของหน่วยงานการไฟฟ้าที่จุด 138 kV จะบันทึกค่า Pst สูงกว่า 1.0 ระหว่างการหีบอ้อย ซึ่งถือเป็นเหตุการณ์ตามสัญญา การสตาร์ทเครื่องย่อยทั้งสองพร้อมกันจะเพิ่ม MVA ในการสตาร์ทเป็นสองเท่าคือ 21.7 MVA และแรงดันตกเป็นประมาณ 14% ดังนั้นการอินเตอร์ล็อกที่อนุญาตให้สตาร์ทแบบ DOL ขนาดใหญ่ได้ครั้งละหนึ่งเครื่องเท่านั้นจึงควรอยู่ในข้อกำหนดทางไฟฟ้า ไม่ใช่ในขั้นตอนการปฏิบัติงาน

ทางเลือกคือใช้ VFD กับเครื่องย่อย ซึ่งจำกัดกระแสสตาร์ทไว้ที่ 110% และขจัดแรงดันตกได้ทั้งหมด ด้วยต้นทุนประมาณ 180,000 ดอลลาร์สหรัฐต่อไดรฟ์ บวกกับภาระฮาร์มอนิกที่อธิบายไว้ด้านล่าง โรงงานใหม่หลายแห่งเลือกเส้นทางนี้ ส่วนโรงงานที่ไม่เลือกต้องซื้อระยะเผื่ออิมพีแดนซ์ และสถานที่ที่ถูกที่สุดในการซื้อคือหม้อแปลงที่มีอิมพีแดนซ์ต่ำกว่าแทนที่จะเป็นลูกที่ใหญ่กว่า การเลือกระหว่างสองทางนี้เป็นการฝึกเดียวกันกับการกำหนดขนาดหม้อแปลงสำหรับการสตาร์ทมอเตอร์ใดๆ และควรตรวจสอบความทนทานต่อการลัดวงจรของอุปกรณ์ปลายน้ำในเวลาเดียวกันด้วย — การคำนวณกระแสลัดวงจรครอบคลุมการคำนวณเหล่านี้

โรงงานน้ำตาลฉีดฮาร์มอนิกอะไรบ้าง และหยุดมันที่ไหน?

โรงงานน้ำตาลเป็นแหล่งกำเนิดฮาร์มอนิกที่มีการกระจายขนาดของไดรฟ์กว้างผิดปกติ และจุดเชื่อมต่อร่วม (point of common coupling) คือบัส 138 kV ของการไฟฟ้า ซึ่งขีดจำกัดถูกกำหนดไว้ในข้อตกลงการเชื่อมต่อโครงข่าย IEEE 519 ใช้บังคับที่บัสดังกล่าว โดยมีค่าความเพี้ยนของความต้องการรวม (total demand distortion) ที่ 5% ในการศึกษาการเชื่อมต่อโครงข่ายส่วนใหญ่ของบราซิล ไทย และอินเดีย สำหรับโรงงานขนาดนี้ และ 8% เฉพาะในกรณีที่อัตราส่วนกระแสลัดวงจรสูงกว่า 50

หากไม่มีการจับคู่ 12-pulse และตัวกรอง ค่ารวมที่ 13.8 kV จะอยู่ที่ประมาณ 12% ซึ่งลดทอนลงเหลือประมาณ 4.8% ที่ 138 kV — อยู่ในขีดจำกัดเพียงในทางทฤษฎีและแน่นอนว่าจะเกินขีดจำกัดในการขยายกำลังครั้งถัดไป เหตุผลที่การลดทอนนี้มีความสำคัญคือ อิมพีแดนซ์ 12% ของ GSU และอิมพีแดนซ์แหล่งจ่ายของการไฟฟ้าอยู่ในอนุกรมกับกระแสฮาร์มอนิก ดังนั้นความเพี้ยนของแรงดันที่ PCC จึงเท่ากับความเพี้ยนของกระแสคูณด้วยอิมพีแดนซ์ที่แต่ละลำดับฮาร์มอนิก นั่นคือเหตุผลว่าทำไมหม้อแปลงที่ใหญ่ขึ้นจึงเป็นคำตอบที่ผิด: GSU ที่มีอิมพีแดนซ์ต่ำกว่าจะส่งผ่านกระแสฮาร์มอนิกไปยังโครงข่ายมากขึ้น ไม่ใช่น้อยลง

ผลข้างเคียงสองประการของฮาร์มอนิกตกอยู่ที่ตัวหม้อแปลงเอง หม้อแปลงโรงหีบ 4.16 kV รับโหลด 12-pulse 8.4 MW ซึ่งเพิ่มการสูญเสียกระแสไหลวนประมาณ 4% และเพิ่มจุดร้อนของขดลวด 3 K; สิ่งนี้ถูกชดเชยด้วยการกำหนดอุณหภูมิเพิ่มเฉลี่ยของขดลวดที่ 65 K และตรวจสอบที่โรงงานด้วยการทดสอบความร้อนภายใต้โหลดฮาร์มอนิก ไม่ใช่ด้วยการเลือกขนาดเกิน หม้อแปลงโรงกลั่น 480 V รับโหลด 6-pulse ที่ K-13 ซึ่งเป็นจุดที่ค่า K-factor มีผลจริง วิธีการทั่วไปอยู่ใน ฮาร์มอนิกของหม้อแปลง และ การเลือกหม้อแปลงตาม K-factor

ทำไมโรงกลั่นจึงต้องมีสถานีย่อย 13.8/0.48 kV และหม้อแปลงพิกัด K เป็นของตัวเอง?

เพราะโรงกลั่นเป็นสภาพแวดล้อมทางไฟฟ้าที่แตกต่างจากโรงหีบน้ำตาล และการผสมรวมเข้าด้วยกันคือสาเหตุที่ทำให้โรงงานลงเอยด้วยนิวทรัลที่รับโหลดเกินและบัสบาร์ 480 V ที่ร้อน โรงกลั่นมีโหลด VFD 6-pulse 2.8 MW กระจุกตัวอยู่ในปั๊มและเครื่องหมุนเหวี่ยง มีความหนาแน่นสูงของเครื่องมือวัดอิเล็กทรอนิกส์ และมีโหลดที่ไม่หยุดเลยตลอดฤดูหีบ — สามกะ 200 วัน ที่ 6.8 MW สถานีย่อย 13.8/0.48 kV ของตัวเองพร้อมหม้อแปลงแห้ง K-13 ให้ระดับฟอลต์แยกต่างหาก การกรองฮาร์มอนิกแยกต่างหาก และจุดเดียวสำหรับติดตั้งระบบสายดิน

ค่า K-factor ไม่ใช่ตัวเลขทางการตลาด หม้อแปลงจำหน่ายมาตรฐานที่ออกแบบสำหรับโหลดไซน์ซอยด์จะมี Eddy-current loss เพิ่มขึ้นตามกำลังสองของความถี่ฮาร์มอนิก ดังนั้นหน่วย K-4 ที่รับโหลด K-13 จะทำให้ขดลวดร้อนเกินพิกัดแม้ที่กระแส 70% ของพิกัด หน่วย K-13 ข้างต้นถูกกำหนดสเปกพร้อมสเปกตรัมฮาร์มอนิกในใบสั่งซื้อ และตรวจสอบอุณหภูมิเพิ่มขึ้นที่ K-13 ซึ่งเป็นวิธีเดียวที่จะรู้ว่าจุดร้อนอยู่ภายใน 150 °C เมื่อสิ้นสุดฤดูกาล ในทางปฏิบัติ ราคาพรีเมียมของ K-13 อยู่ที่ 12–18% ของราคาหม้อแปลง และถูกกว่าการเปลี่ยนหน่วย 2,500 kVA ที่เสียกลางฤดูหีบ

ยังมีเหตุผลด้านคุณภาพแรงดันไฟฟ้าสำหรับสถานีย่อยแยกต่างหากอีกด้วย โรงหีบและเครื่องย่อยสร้างแรงดันตก (dips) และโรงกลั่นสร้างฮาร์มอนิก การวางไว้บนบัส 480 V เดียวกันหมายความว่าเครื่องมือวัดของโรงกลั่นจะเห็นแรงดันตกของโรงหีบ และคอนแทคเตอร์ของโรงหีบจะเห็นความเพี้ยนของโรงกลั่น การแยกที่ 13.8 kV ต้องใช้ฟีดเดอร์เพิ่มสองเส้นและได้โดเมนคุณภาพไฟฟ้าอิสระสองโดเมน ซึ่งคุ้มค่ากว่าค่าสายเคเบิล

จะป้องกันไอเอทานอลและฝุ่นชานอ้อยไม่ให้เข้าไปในหม้อแปลงได้อย่างไร?

โดยการจัดให้โรงกลั่นเป็นพื้นที่จำแนกประเภท (classified area) และโรงหม้อไอน้ำเป็นพื้นที่สกปรก เพราะอันตรายทั้งสองโจมตีหม้อแปลงในลักษณะที่แตกต่างกันโดยสิ้นเชิง ไอเอทานอลก่อตัวเป็นเขต Zone 2 รอบซีลปั๊ม ข้อต่อหน้าแปลน และหอกลั่น โดยขยายออกไปโดยทั่วไป 3 m สำหรับ Zone 1 และอีก 4.5 m ถึงขอบเขต Zone 2 ภายใต้ IEC 60079-10-1 สำหรับก๊าซ IIA T3 หม้อแปลงชนิดน้ำมันที่มี breather, explosion vent และอุปกรณ์ระบายความดันไม่สามารถติดตั้งภายในเขตนั้นได้ ต้องติดตั้งภายนอกขอบเขต Zone 2 โดยให้หม้อน้ำระบายความร้อนพ้นจากกลุ่มควัน หรือสถานีย่อยต้องมีแรงดันบวกและใช้หม้อแปลงชนิดหล่อเรซิน ตาม IEC 60079-13

อุณหภูมิแวดล้อมแทบไม่ช่วยอะไร โรงหีบในรัฐเซาเปาโลเจอ 38 °C ในฤดูหีบพร้อมความชื้น 90%; แห่งหนึ่งในรัฐอุตตรประเทศเจอ 46 °C และมรสุม; แห่งหนึ่งในชัยภูมิเจอ 40 °C หม้อแปลงที่พิกัดอุณหภูมิแวดล้อมสูงสุด 40 °C และติดตั้งระหว่างอาคารสองหลังโดยมีระยะห่าง 1.5 m เท่ากับเป็นหน่วย 45 °C และการลดพิกัดคือ 1% ต่อองศาที่สูงกว่าพิกัดสำหรับหน่วยชนิดน้ำมันภายใต้แนวทางโหลด IEC 60076-7 นั่นคือเหตุผลที่สเปกควรระบุอุณหภูมิแวดล้อมและระยะห่าง และเหตุผลที่การทดสอบความร้อนที่โรงงานควรทำที่อุณหภูมิแวดล้อมออกแบบไม่ใช่ที่ 25 °C

ควรคิดทุนค่า losses ใดในโรงงานที่เดินเครื่อง 4,800 ชั่วโมงและหยุด 3,960 ชั่วโมง?

ทั้งสองอย่าง และสัดส่วนนั้นผิดปกติ: ในโรงงานอุตสาหกรรมที่เดินเครื่อง 8,000 ชั่วโมง no-load loss และ load loss คิดทุนในอัตราใกล้เคียงกัน ในโรงหีบ no-load loss จ่ายตลอด 8,760 ชั่วโมงต่อปี ขณะที่ load loss จ่ายเฉพาะช่วงฤดูหีบ ถ่วงน้ำหนักด้วยกำลังสองของโหลดแฟกเตอร์ สิ่งนี้กลับการถ่วงน้ำหนักตามปกติและทำให้ค่า no-load เป็นตัวเลขที่ต้องถกเถียง

นำอัตราเหล่านี้ไปใช้กับ GSU ขนาด 50 MVA ที่มีค่าการสูญเสียขณะไม่มีโหลด 35 kW และค่าการสูญเสียขณะมีโหลด 320 kW ต้นทุนที่แท้จริงของหม้อแปลงก็ปรากฏขึ้น: 196,000 USD จากค่าการสูญเสียขณะไม่มีโหลดที่คิดเป็นทุนบวกกับ 726,000 USD จากค่าการสูญเสียขณะมีโหลดที่คิดเป็นทุน ซึ่งรวมกันแล้วคิดเป็นประมาณ 60% ของราคาซื้อของเครื่อง ข้อเสนอแข่งขันที่มีค่าการสูญเสียขณะไม่มีโหลด 45 kW และค่าการสูญเสียขณะมีโหลด 380 kW ดูเหมือนถูกกว่า 60,000 USD ในใบเสนอราคา แต่กลับมีต้นทุนสูงกว่า 192,000 USD ตลอดยี่สิบปี — ความแตกต่างที่ทำให้การเจรจาเชิงพาณิชย์เรื่องราคาใดๆ เล็กลงอย่างเทียบกันไม่ได้ นี่คือข้อโต้แย้งในต้นทุนรวมความเป็นเจ้าของ และเป็นเหตุผลที่สูตรการประเมินค่าการสูญเสียควรอยู่ในใบสั่งซื้อ โดยมีค่าปรับ 5,600 USD ต่อ kW ของค่าการสูญเสียขณะไม่มีโหลด และ 2,270 USD ต่อ kW ของค่าการสูญเสียขณะมีโหลด วัดที่การทดสอบในโรงงานและนำไปใช้เป็นการปรับราคาแทนที่จะเป็นเกณฑ์การปฏิเสธ

มีรายการค่าการสูญเสียที่สองซึ่งละเอียดอ่อนกว่าซึ่งมีความสำคัญในโรงงานน้ำตาล: ช่วงนอกฤดูหีบ สำหรับ 3,960 ชั่วโมง โรงงานนำเข้า 6.5 MW เพื่อการบำรุงรักษาและดึงผ่าน GSU หนึ่งตัวที่ภาระ 7% ซึ่งหม้อแปลงทำงานที่ประสิทธิภาพแย่ที่สุด — การสูญเสียในแกนทั้งหมด แทบไม่มีการสูญเสียขณะมีโหลด โรงงานที่ติดตั้งหม้อแปลงนอกฤดูหีบขนาด 2,500 kVA ป้อนจากบัส 13.8 kV และปลด GSU ออกจากการใช้งานจะประหยัดค่าการสูญเสียในแกนของเครื่องขนาด 50 MVA (35 kW) เป็นเวลาสี่เดือน ซึ่งคิดเป็น 13,000 USD ต่อปี และคืนทุนค่าหม้อแปลงเพิ่มเติมได้ในเวลาประมาณแปดปี นอกจากนี้ยังทำให้ GSU พร้อมใช้งานสำหรับการบำรุงรักษาในช่วงเวลาเดียวที่การบำรุงรักษาเป็นไปได้

ชุดหม้อแปลงมีราคาเท่าไร และระยะเวลาส่งมอบเป็นเท่าไร?

ชุดสำหรับโรงงานน้ำตาลขนาด 20,000 TCD ที่มีโรงกลั่นคือหม้อแปลง 10 เครื่อง และกำลังการติดตั้งรวมประมาณ 110 MVA ราคาด้านล่างเป็นราคา ณ โรงงานในประเทศจีน ปี 2026 สำหรับการออกแบบตาม IEC 60076 ที่ผ่านการทดสอบทนต่อกระแสลัดวงจรแบบ type test มีการทดสอบประจำ witnessed และมีข้อกำหนดค่าปรับค่าการสูญเสีย

GSU อยู่ในเส้นทางวิกฤต และเหตุผลไม่ใช่ขดลวด: แต่เป็นบูช 138 kV, OLTC และการทดสอบอิมพัลส์ เครื่องระดับ 138 kV ต้องผ่านการทดสอบอิมพัลส์ฟ้าผ่าที่ 650 kV การทดสอบอิมพัลส์สวิตชิ่งที่ 550 kV ในกรณีที่เกี่ยวข้อง และต้องใช้ตัวเปลี่ยนแทปจากผู้จัดจำหน่ายที่มีประวัติการใช้งาน 20 ปีในโครงข่ายไฟฟ้าท้องถิ่น — หากโรงงานซื้อตามราคาและรับการส่งมอบ 22 สัปดาห์จากโรงงานที่ไม่มีรายงาน type test 138 kV การศึกษาการเชื่อมต่อโครงข่ายของการไฟฟ้าจะปฏิเสธเครื่อง และฤดูหีบก็จะสูญเสียไป จึงมีกฎปฏิบัติสองข้อ: มอบสัญญา GSU ก่อน ก่อนหม้อแปลงโรงกลั่น เพราะเป็นตัวกำหนดวันทดสอบเดินเครื่อง และกำหนดให้มีการทดสอบรับรองที่โรงงานโดยมีผู้ซื้อเข้าร่วม รวมถึงการวัดค่าการสูญเสียเต็มที่แรงดันพิกัด การทดสอบเพิ่มอุณหภูมิ และการวัดเสียง ซึ่งเป็นสิ่งที่การตรวจสอบก่อนการจัดส่งมีไว้สำหรับ

ข้อกำหนดการจัดซื้อควรระบุอะไร?

ข้อกำหนดควรสั้น เป็นตัวเลข และทดสอบได้ สิ่งใดที่ไม่สามารถวัดได้ที่โรงงานหรือในพื้นที่ติดตั้งก็ไม่ควรอยู่ในข้อกำหนด

ความถี่ก็ต้องการอธิบายเพิ่มอีกหนึ่งบรรทัดเช่นกัน บราซิลและอุตสาหกรรมน้ำตาลส่วนใหญ่ของละตินอเมริกาใช้ 60 Hz; ไทย อินเดีย เวียดนาม และอินโดนีเซียใช้ 50 Hz หม้อแปลงที่ออกแบบสำหรับ 60 Hz และติดตั้งในระบบ 50 Hz จะมีฟลักซ์เพิ่มขึ้น 20% อิ่มตัว ร้อนเกิน และสร้างกระแสฮาร์มอนิกลำดับที่ห้าตั้งแต่ขณะไม่มีโหลดเลย หากโรงงานเป็นการสั่งซื้อซ้ำจากกลุ่มบริษัทบราซิลที่ก่อสร้างในประเทศไทย การออกแบบต้องได้รับการปรับพิกัดใหม่มากกว่าการเปลี่ยนป้าย และ50 Hz เทียบกับ 60 Hzได้อธิบายการลดพิกัดไว้ การออกแบบระบบระบายความร้อนก็แตกต่างกันเช่นกัน: พิกัด ONAN ที่ 40 °C ในประเทศไทยที่มีความชื้น 90% ไม่สามารถลอกแบบมาจากการออกแบบของบราซิลที่ 30 °C ได้ และความแตกต่างนี้มีค่าเท่ากับ 8% ของพิกัด

อะไรคือสิ่งที่เสียหายจริงในหม้อแปลงโรงงานน้ำตาล?

รูปแบบความเสียหายห้ารูปแบบเป็นสาเหตุของปัญหาภาคสนามส่วนใหญ่ในอุตสาหกรรมนี้ และไม่มีรูปแบบใดเลยที่เป็นข้อบกพร่องจากการผลิตในขดลวด

กรณีกระแสพุ่งเข้าคือสิ่งที่ทำให้ฤดูหีบอ้อยต้องจบลง หม้อแปลง GSU ขนาด 50 MVA ดึงกระแสได้ 6–8 เท่าของกระแสพิกัดนานถึง 0.15 วินาทีเมื่อจ่ายไฟเข้า และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาด 60 MW ที่มีรีแอกแตนซ์ซับทรานเซียนต์ 12% จะมองเห็นสิ่งนี้เป็นโหลด 300 MVA เป็นเวลาหนึ่งในสิบของวินาที แรงดันไฟฟ้าจะตกเหลือ 60% การป้องกันการสูญเสียการกระตุ้นหรือแรงดันต่ำเกินของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจะทำงาน และโรงงานก็ดับลง วิธีแก้คือลำดับการสับสวิตช์ที่ตั้งโปรแกรมไว้ใน PLC — GSU ก่อน ทีละตัว ห่างกัน 5 วินาที จากนั้นหม้อแปลงโรงงานเป็นกลุ่มละสอง — และการศึกษาการป้องกันที่ยืนยันการตั้งค่าบล็อกฮาร์มอนิกที่ 2 บนรีเลย์ดิฟเฟอเรนเชียลของหม้อแปลงแต่ละตัว ทั้งสองอย่างนี้ไม่มีค่าใช้จ่ายในขั้นตอนการออกแบบแต่มีค่าใช้จ่ายสูงในภายหลัง

ความสามารถในการรับโหลดระหว่างการหีบอ้อยคืออีกครึ่งหนึ่งของเรื่องเดียวกัน โรงงานที่ดันแท่นหีบให้ถึง 110% ของอัตราอ้อยพิกัดเป็นเวลาหนึ่งสัปดาห์ไม่ได้ทำให้หม้อแปลงเกินพิกัดทางความร้อน เพราะโหลดคงที่และอุณหภูมิแวดล้อมคงที่ — แต่จะเพิ่มอุณหภูมิขดลวดขึ้น 8–10 K และกระดาษจะเสื่อมสภาพเร็วขึ้นเป็นสองเท่าทุก ๆ 6 K นั่นคือเหตุผลที่ข้อกำหนดเรียกขอโพรบวัดจุดร้อนแบบไฟเบอร์ออปติกแทนการคำนวณอุณหภูมิขดลวดจากภาพความร้อน และเหตุผลที่ควรอ่านคำแนะนำเกี่ยวกับตัวประกอบโหลดและการเกินพิกัดก่อน ไม่ใช่หลัง ฤดูแรก โรงงานที่ขายไอน้ำให้โรงกลั่นข้างเคียงหรือเครือข่ายทำความร้อนส่วนกลางด้วยควรอ่านตัวเลขเดียวกันผ่านมุมมองของโรงงานที่ไม่เคยหยุดเดินเครื่องเต็มที่: หม้อแปลงสำหรับทำความร้อนส่วนกลางและ CHP ครอบคลุมกรณี 8,760 ชั่วโมง และหม้อแปลงโรงไฟฟ้าชีวมวลครอบคลุมด้านการจัดการเชื้อเพลิง

Sources / แหล่งอ้างอิง

Source: IEC 60076-1 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง: ทั่วไป
Source: IEC 60076-2 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง: การเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิสำหรับหม้อแปลงชนิดจุ่มของเหลว
Source: IEC 60076-3 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง: ระดับฉนวน การทดสอบไดอิเล็กทริก และระยะห่างภายนอกในอากาศ
Source: IEC 60076-5 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง: ความสามารถในการทนต่อการลัดวงจร
Source: IEC 60076-7 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง: คู่มือการรับโหลดสำหรับหม้อแปลงไฟฟ้ากำลังชนิดจุ่มน้ำมันแร่
Source: IEC 60076-11 — หม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง: หม้อแปลงชนิดแห้ง
Source: IEEE 519 — แนวปฏิบัติและข้อกำหนดที่แนะนำสำหรับการควบคุมฮาร์มอนิกในระบบไฟฟ้ากำลัง
Source: IEEE C57.110 — แนวปฏิบัติที่แนะนำสำหรับการกำหนดความสามารถของหม้อแปลงเมื่อจ่ายกระแสโหลดที่ไม่ใช่ไซน์
Source: IEEE C57.91 — คู่มือการรับโหลดหม้อแปลงชนิดจุ่มน้ำมันแร่และเครื่องควบคุมแรงดันแบบขั้น
Source: IEEE 1547 — การเชื่อมต่อและการทำงานร่วมกันของแหล่งพลังงานแบบกระจายกับอินเทอร์เฟซระบบไฟฟ้ากำลังที่เกี่ยวข้อง
Source: IEC 60079-10-1 — บรรยากาศที่ระเบิดได้: การจำแนกประเภทพื้นที่ บรรยากาศก๊าซ
Source: IEC 60079-13 — บรรยากาศที่ระเบิดได้: การป้องกันอุปกรณ์โดยห้องอัดแรงดันและห้องระบายอากาศเทียม
Source: IEC 61936-1 — การติดตั้งไฟฟ้ากำลังที่เกิน 1 kV AC: กฎทั่วไป
Source: IEC 61000-2-4 — ความเข้ากันได้ทางแม่เหล็กไฟฟ้า: ระดับความเข้ากันได้ในโรงงานอุตสาหกรรมสำหรับการรบกวนแบบนำสัญญาณความถี่ต่ำ
Source: GB/T 6451 — พารามิเตอร์ทางเทคนิคและข้อกำหนดสำหรับหม้อแปลงไฟฟ้ากำลังชนิดจุ่มน้ำมันสามเฟส
Source: QDTB Engineering Team — การจัดหาหม้อแปลงชนิดจุ่มน้ำมันและชนิดหล่อเรซินสำหรับโครงการน้ำตาล เอทานอล ชีวมวล และโคเจนเนอเรชันในบราซิล ไทย อินโดนีเซีย และเวียดนาม 2015–2025 (อัตราอ้อย การใช้พลังงานจำเพาะ ตัวประกอบโหลด การกระจายของอิมพีแดนซ์ อัตราการคิดทุนค่าสูญเสีย ช่วงราคา และระยะเวลาส่งมอบที่อ้างถึงในที่นี้เป็นค่าจากประสบการณ์ในอุตสาหกรรม ไม่ใช่มาตรฐานที่เผยแพร่)