หม้อแปลงเพิ่มแรงดันสำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ: วิธีกำหนดขนาด GSU สำหรับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาด 10–300 MW เหตุใดการปฏิเสธโหลดและการเดินเครื่อง-หยุดเครื่องแบบวนซ้ำจึงเป็นตัวกำหนดข้อกำหนด และภาระงานของโรงไฟฟ้าพลังน้ำแตกต่างจากพลังงานแสงอาทิตย์หรือพลังงานลมอย่างไร

คำตอบก่อน: GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำคือหม้อแปลงเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบรับภาระเป็นรอบ ไม่ใช่หม้อแปลงจำหน่ายที่ขยายขนาดขึ้น

หม้อแปลงเพิ่มแรงดันของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ (GSU) ถูกกำหนดขนาดจากกำลังไฟฟ้าปรากฏพิกัดของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ไม่ใช่จาก MW ของกังหัน: ที่ตัวประกอบกำลัง 0.90 หน่วย 60 MW คือเครื่องกำเนิดไฟฟ้า 66.7 MVA ดังนั้นหม้อแปลงจึงเป็นหน่วย 75 MVA ไม่ใช่ 60 MVA นอกจากป้ายพิกัดนั้นแล้ว ยังมีภาระหน้าที่สามประการที่เพิ่มเข้ามาซึ่งไม่เคยปรากฏบนหม้อแปลงจำหน่าย: การวนรอบความร้อนจากการเริ่ม-หยุดในแต่ละวัน, แรงดันเกินจากการปลดโหลดและการเกิดฟลักซ์เกิน, และแถบแรงดันสูงที่กว้างในสถานที่ที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้าอ่อนที่อยู่ห่างไกล สำหรับเครื่องทั่วไปขนาด 60 MW, 13.8 kV คำตอบคือ GSU ขนาด 13.8/115 kV, YNd11, 75 MVA ที่อิมพีแดนซ์ประมาณ 10.5% พร้อมระบบระบายความร้อน ONAN/ONAF, อุปกรณ์เปลี่ยนแทปขณะมีโหลดบนนิวทรัลด้าน HV และความสามารถในการรองรับฟลักซ์เกินที่กำหนดไว้ที่ 1.10 pu ต่อเนื่องและ 1.25 pu เป็นเวลาหนึ่งนาที กำหนดตัวเลขสี่ตัวนั้นให้แน่นอน — MVA, อิมพีแดนซ์, ช่วงแทป และฟลักซ์เกิน — แล้วข้อกำหนดที่เหลือส่วนใหญ่จะเป็นผลสืบเนื่องมาจากตัวเลขเหล่านั้น

ประเด็นสำคัญ

• กำหนดขนาด GSU จาก MVA ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ตัวประกอบกำลังพิกัด (0.85–0.95 โดยทั่วไป 0.90) และเพิ่มเผื่อ 5–10%: หน่วย 60 MW ต้องการ 75 MVA และหน่วย 150 MW ต้องการ 180–190 MVA
• GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำรับภาระเป็นรอบความร้อน ไม่ใช่ภาระทางความร้อนคงที่ หน่วยผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการสูงอาจเริ่มเดินเครื่อง 1–4 ครั้งต่อวัน และหน่วยสูบน้ำกักเก็บพลังงานอาจมีรอบโหลด 2–10 รอบต่อวัน ดังนั้นคู่มือการรับภาระที่สำคัญคือ IEC 60076-7 / IEEE C57.91 ไม่ใช่เพียงพิกัดต่อเนื่องเท่านั้น
• การปลดโหลดคือกรณีแรงดันเกินที่ใช้ในการออกแบบ: การปิดใบพัดนำทางภายใน 5–20 วินาทีสามารถดันบัส HV ให้สูงกว่าพิกัด 15–30% ก่อนที่ AVR และตัวควบคุมความเร็วจะเข้าที่ นี่คือเหตุผลที่ความสามารถในการรองรับฟลักซ์เกินและอุปกรณ์ป้องกันแรงดันเกินด้าน HV ถูกกำหนดไว้ด้วยกัน
• อิมพีแดนซ์ 10–15% เป็นการตัดสินใจเชิงระบบ ไม่ใช่ค่าจากแค็ตตาล็อก อิมพีแดนซ์ที่ต่ำกว่าช่วยปรับปรุงการควบคุมแรงดันและความสามารถในการจ่ายกำลังรีแอกทีฟ แต่เพิ่มระดับกระแสลัดวงจรด้าน HV และพิกัดเบรกเกอร์ที่คุณต้องซื้อ
• พลังน้ำเป็นการใช้งานที่มีฮาร์มอนิกต่ำ — เครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสให้เอาต์พุตที่เกือบเป็นไซน์ — ดังนั้นโดยปกติจึงไม่จำเป็นต้องมีพิกัด K-factor แตกต่างจาก GSU ของโซลาร์หรือลมที่ป้อนโดยอินเวอร์เตอร์ ข้อยกเว้นคือตัวแปลงความถี่แบบสถิตสำหรับการสตาร์ทหน่วยสูบน้ำกักเก็บพลังงานและหน่วยความเร็วแปรผันแบบป้อนสองทาง

หม้อแปลงเพิ่มแรงดันทำหน้าที่อะไรจริง ๆ ในไดอะแกรมเส้นเดี่ยวของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ?

GSU คือส่วนเชื่อมต่อระหว่างระดับแรงดันของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า (6.6–18 kV) และระดับแรงดันส่ง (33–500 kV) ในการจัดวางแบบหน่วย ลำดับคือ: เครื่องกำเนิดไฟฟ้า → บัสแบบเฟสแยก → เบรกเกอร์วงจรเครื่องกำเนิดไฟฟ้า (หรือสวิตช์ตัดโหลด) → ขดลวดแรงดันต่ำของ GSU → ขดลวดแรงดันสูงของ GSU → เบรกเกอร์วงจร HV → สถานีสวิตช์เกียร์ หม้อแปลงไฟฟ้าช่วยของหน่วยถูกต่อแยกจากขั้วต่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าหรือจากด้าน LV ของ GSU และจ่ายไฟให้กับโหลดของโรงไฟฟ้าเอง — ปั๊มน้ำหล่อเย็น, ระบบกระตุ้น, ระบบไฮดรอลิกของตัวควบคุมความเร็ว, ระบบระบายน้ำ, ระบบระบายอากาศ และระบบควบคุม

ผลสืบเนื่องสามประการตามมาจากตำแหน่งนั้นในไดอะแกรม และอธิบายความแตกต่างของข้อกำหนดส่วนใหญ่ระหว่าง GSU และหม้อแปลงจำหน่าย:

• ขดลวด LV ได้รับกระแสลัดวงจรจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ไม่ใช่กระแสลัดวงจรจากระบบ เครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสจ่ายกระแสประมาณ 5–7 เท่าของพิกัดในช่วง 100–200 ms แรกของความผิดพร่องที่ขั้วต่อ โดยมีองค์ประกอบ DC สูง ขดลวด LV, บุชชิ่ง และโครงยึดต้องได้รับการออกแบบสำหรับรูปคลื่นนั้น ซึ่งเป็นเหตุผลที่ GSU ถูกกำหนดตาม IEEE C57.116 (หม้อแปลงที่ต่อตรงกับเครื่องกำเนิดไฟฟ้า) รวมทั้ง IEC 60076-5
• ขดลวด HV เป็นเส้นทางเดียวสู่ดินสำหรับกระแสลำดับศูนย์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ด้วยกลุ่มเวกเตอร์ YNd11 ขดลวด LV แบบเดลต้าบล็อกลำดับศูนย์จากเครื่องกำเนิดไฟฟ้า และจุดดาว HV ถูกต่อลงดิน — แบบต่อตรง ผ่านรีแอกเตอร์ หรือผ่านหม้อแปลงต่อลงดิน ขึ้นอยู่กับขีดจำกัดกระแสผิดพร่องลงดินของระบบ หากกลุ่มเวกเตอร์หรือการจัดวางนิวทรัลผิดพลาด การป้องกันความผิดพร่องลงดินของสเตเตอร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้าจะสูญเสียจุดอ้างอิง
• หม้อแปลงถูกสับเปลี่ยนพร้อมกับหน่วย ไม่ใช่พร้อมกับโหลด ทุกการเริ่มเดินเครื่องคือการจ่ายไฟจากด้าน HV เข้าสู่หม้อแปลงที่แกนอาจยังมีฟลักซ์ตกค้างอยู่ ตามด้วยการซิงโครไนซ์ นั่นคือภาระหน้าที่ของกระแสกระชากและแรงดันเกินจากการสับเปลี่ยนที่เกิดซ้ำหลายพันครั้งตลอดอายุการใช้งาน ไม่ใช่เหตุการณ์ครั้งเดียวตอนทดสอบเดินเครื่อง

หากคุณยังอยู่ในขั้นตอนการแปลงรายการโหลดเป็น kVA วิธีการกำหนดขนาดใน การกำหนดขนาดหม้อแปลงและงบประมาณในขั้นตอนเดียว ใช้กับระบบช่วย ส่วน GSU เองกำหนดขนาดจากเครื่องจักร ดังอธิบายด้านล่าง

GSU แบบหน่วย, GSU แบบรวม หรือบัสบาร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้า: การจัดวางแบบใดเหมาะกับโรงไฟฟ้า?

ก่อนที่จะกำหนดขนาดของหม้อแปลง การจัดวางผังของโรงไฟฟ้าเป็นตัวกำหนดจำนวนหม้อแปลงและระดับความซ้ำซ้อนที่คุณเลือกซื้อ มีรูปแบบมาตรฐานสามแบบ และโรงไฟฟ้าพลังน้ำใช้ทั้งสามแบบ

สำหรับโรงไฟฟ้าที่มีเครื่องมากกว่าประมาณสี่เครื่อง รูปแบบแยกเครื่องมักชนะด้านความพร้อมใช้งานเสมอ: การหยุดซ่อม GSU หนึ่งลูกมีต้นทุนเพียงหนึ่งเครื่อง ในขณะที่การหยุดซ่อม Common GSU มีต้นทุนทั้งโรงไฟฟ้า เหตุผลด้านความพร้อมใช้งานนี้ ไม่ใช่ราคาหม้อแปลง มักเป็นสิ่งที่กำหนดรูปแบบผังในการศึกษาความเป็นไปได้ที่ธนาคารยอมรับ

คุณกำหนดขนาด GSU สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำได้อย่างไรในห้าขั้นตอน?

การคำนวณนั้นสั้น แต่ข้อมูลนำเข้ามักผิดพลาดในการประกวดราคา เพราะมักระบุ MW ของกังหันในจุดที่ต้องการ MVA ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า

1. แปลง MW เป็น MVA ที่ตัวประกอบกำลังของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า MVA = MW / cosφ เครื่องขนาด 60 MW ที่ pf 0.90 คือ 66.7 MVA เครื่องกำเนิดไฟฟ้าพลังน้ำโดยทั่วไปมีค่า pf 0.85–0.95 โดย 0.90 เป็นค่าที่พบบ่อยที่สุดสำหรับเครื่องขนาดสูงกว่า 20 MW เครื่อง Kaplan แบบหัวต่ำบางครั้งใช้ถึง 0.95 เพื่อลดขนาดเครื่อง
2. เพิ่มส่วนเผื่อการออกแบบ GSU ถูกกำหนดพิกัดที่ 1.0–1.1 เท่าของ MVA ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า การใช้ต่ำกว่า 1.0 เป็นการประหยัดที่ไม่คุ้มค่า: หม้อแปลงจะกลายเป็นตัวจำกัดเครื่อง และต้องจ่ายค่าภาระเกินในรูปของอุณหภูมิจุดร้อนตลอดอายุการใช้งานที่เหลือ
3. กำหนดอัตราส่วนแรงดันจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและจุดเชื่อมต่อ แรงดันเครื่องกำเนิดไฟฟ้ามาตรฐานได้แก่ 6.6 kV (สูงถึงประมาณ 50 MW), 10.5/11 kV (30–100 MW), 13.8/15.75 kV (100–300 MW) และ 18–20 kV (สูงกว่า 300 MW) ส่วนด้านแรงดันสูงเป็นไปตามการศึกษาการเชื่อมต่อกับโครงข่าย
4. เลือกอิมพีแดนซ์จากการศึกษาระดับกระแสลัดวงจร ค่า GSU ทั่วไปคือ 10–12% สำหรับ 110–145 kV, 12–14% สำหรับ 220–245 kV และ 14–16% สำหรับ 400–500 kV ตรวจสอบผลลัพธ์เทียบกับพิกัดเบรกเกอร์แรงดันสูงและเส้นโค้งการลดลงของกระแสของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเอง
5. ยืนยันระบบระบายความร้อน อุณหภูมิแวดล้อม และความสูงจากระดับน้ำทะเล แล้วปรับพิกัดใหม่ การออกแบบที่ 100% ที่อุณหภูมิแวดล้อม 40 °C และระดับน้ำทะเล ไม่ใช่ 100% ที่ความสูง 1,500 m และ 45 °C ทั้งอัตราการไหลเชิงมวลของอากาศระบายความร้อนและฉนวนภายนอกต่างเปลี่ยนไป

ตารางนี้เป็นเพียงจุดเริ่มต้น ไม่ใช่ข้อกำหนด เครื่องขนาด 300 MW ที่ 15.75 kV ดึงกระแสประมาณ 12.2 kA ที่โหลดเต็ม ซึ่งเป็นเหตุผลที่เครื่องกำเนิดไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่เปลี่ยนไปใช้ 18–20 kV และเป็นเหตุผลที่บูชชิ่งแรงดันต่ำ บัสแบบแยกเฟส และเบรกเกอร์วงจรเครื่องกำเนิดไฟฟ้า กลายเป็นคอขวดเชิงกลไกแทนที่จะเป็นตัวขดลวดเอง

คุณควรกำหนดอิมพีแดนซ์เท่าใด และทำไมค่าที่ต่ำกว่าจึงไม่ดีกว่าโดยอัตโนมัติ?

อิมพีแดนซ์คือจุดที่ด้านไฟฟ้า ด้านเครื่องกล และด้านพาณิชย์ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำมาบรรจบกัน อิมพีแดนซ์ที่ต่ำกว่าจะให้การควบคุมแรงดันไฟฟ้าที่ดีกว่า แรงดันตกเชิงรีแอกทีฟที่เล็กกว่าที่โหลดเต็ม และมีระยะเผื่อเหลือสำหรับความสามารถเชิงรีแอกทีฟของเครื่องกำเนิดไฟฟ้ามากขึ้น นอกจากนี้ยังทำให้ระบบสามารถป้อนกระแสเข้าสู่ความผิดพร่องที่ขั้วเครื่องกำเนิดไฟฟ้าได้แรงขึ้น และเพิ่มกระแสความผิดพร่องที่เบรกเกอร์วงจรเครื่องกำเนิดไฟฟ้า บุชชิ่งด้านแรงดันต่ำ และตัวยึดขดลวดต้องทนได้ อิมพีแดนซ์ที่สูงกว่าจะจำกัดกระแสเหล่านั้น แต่เพิ่มการใช้กำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟที่โหลดเต็ม และทำให้การทำงานขนานกับหม้อแปลงของเพื่อนบ้านยืดหยุ่นน้อยลง

หลักการสองข้อทำให้การตัดสินใจมีความถูกต้องแม่นยำ ประการแรก อิมพีแดนซ์ต้องเป็นไปตามระดับความผิดพร่องของสถานีสวิตช์แรงดันสูง โดยที่โรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าสูงสุดและโครงข่ายท้องถิ่นมีอิมพีแดนซ์ต่ำสุด — วิธีการคำนวณเป็นวิธีเดียวกับที่ใช้ใน การคำนวณกระแสลัดวงจรสามขั้นตอน โดยใช้รีแอกแตนซ์ซับทรานเซียนต์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเป็นแหล่งกำเนิด ประการที่สอง เมื่อ GSU สองเครื่องหรือมากกว่าทำงานขนานบนบัสบาร์แรงดันสูงเดียวกัน อิมพีแดนซ์ของ它們ควรตรงกันภายในประมาณ ±7.5% ของค่าเฉลี่ย มิฉะนั้นหน่วยต่างๆ จะแบ่งภาระรีแอกทีฟไม่เท่ากัน — กลไกนี้อธิบายไว้ใน เงื่อนไขห้าประการสำหรับการทำงานขนาน

ข้อสังเกตเชิงปฏิบัติจากประสบการณ์โครงการ: บนโครงข่าย 110 kV ที่อ่อนแอที่ปลายสายส่งยาว การเลือกอิมพีแดนซ์มักถูกกำหนดโดยการควบคุมแรงดันไฟฟ้ามากกว่าระดับความผิดพร่อง และหม้อแปลงจะลงเอยที่ 9–10% เทียบกับค่าพิกัด 12% บนบัสบาร์ 220 kV ที่แข็งแกร่งจะเกิดสิ่งที่ตรงกันข้าม และใช้ 13–14% เพื่อลดต้นทุนเบรกเกอร์แรงดันสูง ไม่มีค่าสากล มีเพียงค่าที่เป็นไปตามการศึกษาทั้งสอง

การเปลี่ยนแปลงของเฮดทำให้อัตราส่วนหม้อแปลงเปลี่ยนหรือไม่ อะไรเป็นตัวกำหนดช่วงแทปจริงๆ

ไม่ — และนี่คือความเข้าใจผิดที่ฝังลึกที่สุดประการหนึ่งในข้อกำหนดจำเพาะของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ตัวควบคุมแรงดันไฟฟ้าอัตโนมัติของเครื่องกำเนิดไฟฟ้ารักษาแรงดันไฟฟ้าที่ขั้วให้คงที่เมื่อเฮดเปลี่ยนแปลง ดังนั้นอัตราส่วนของ GSU จึงไม่จำเป็นต้องตามระดับน้ำ สิ่งที่การเปลี่ยนแปลงของเฮดเปลี่ยนคือความสามารถในการผลิตกำลังไฟฟ้าของหน่วยและตำแหน่งบนเส้นโค้งความสามารถ: ที่เฮดบางส่วน เครื่องจักรผลิต MW ได้น้อยลงที่ MVA เดียวกัน ซึ่งหมายความว่าทำงานที่ตัวประกอบกำลังต่ำลงสำหรับการส่งออก MW เดียวกัน และดึงกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟจาก GSU มากขึ้น

ช่วงแทปถูกกำหนดโดยด้านแรงดันสูง และโดยความอ่อนแอของโครงข่ายนั้น:

• โรงไฟฟ้าระยะไกล สายส่งยาว แรงดันไฟฟ้าที่ปลายส่งที่โรงไฟฟ้าขึ้นและลงตามการชาร์จของสายและโหลดที่ปลายรับ มักอยู่ในช่วง ±8–10% นี่คือตัวกำหนดหลักในโครงการแบบ run-of-river และโครงการบนภูเขา
• หน้าที่ควบคุมแรงดันไฟฟ้าของโครงข่าย ในกรณีที่โรงไฟฟ้าคาดว่าจะรักษาแรงดันไฟฟ้าของบัสบาร์ท้องถิ่น OLTC ทำงานทุกวัน และช่วงแทปต้องครอบคลุมช่วงที่กำหนดตามสัญญาทั้งหมดโดยไม่เกินขีดจำกัดฟลักซ์ของหม้อแปลงที่ปลายบน
• ความคลาดเคลื่อนแรงดันไฟฟ้าของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า เครื่องกำเนิดไฟฟ้ากำหนดไว้สำหรับการเปลี่ยนแปลงแรงดันไฟฟ้า ±5% ที่กำลังไฟฟ้าพิกัด (IEC 60034-1) GSU ต้องจ่ายแรงดันไฟฟ้าแรงดันสูงพิกัดที่ปลายล่างของช่วงนั้น ซึ่งเพิ่มประมาณ 5% ให้กับอัตราส่วนรอบที่ต้องการ
• การทำงานแบบสูบน้ำกักเก็บและคอนเดนเซอร์ หน่วยที่ทำงานในโหมดคอนเดนเซอร์ซิงโครนัสหรือหมุนย้อนกลับต้องการช่วงที่กว้างขึ้น เพราะเครื่องจักรอาจทำงานที่แรงดันไฟฟ้าลดลงขณะดูดซับกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ

ผลลัพธ์ในทางปฏิบัติ: GSU ของหน่วยบนบัสบาร์ 220 kV ที่แข็งแกร่งมักกำหนดด้วยตัวเปลี่ยนแทปแบบไม่มีไฟเลี้ยงที่ ±2 × 2.5% ในขณะที่ GSU ที่ปลายสาย 110 kV ยาว 150 km มักได้ตัวเปลี่ยนแทปแบบมีโหลดที่ ±8 × 1.25% หรือ ±10 × 1.5% การเปรียบเทียบเศรษฐศาสตร์ของ OLTC และ DETC รวมถึงส่วนเพิ่มราคา 10–20% มีระบุไว้ใน ตัวเปลี่ยนแทปแบบมีโหลดเทียบกับแบบไม่มีโหลด บน GSU ตัวเปลี่ยนแทปมักวางไว้ที่ปลายนิวทรัลด้านแรงดันสูง ซึ่งระดับฉนวน — และดังนั้นต้นทุน — ต่ำกว่าที่ปลายสาย

ทำไมการวนรอบเริ่ม-หยุดจึงเป็นภาระทางความร้อนที่กำหนด และจะคำนวณอย่างไร

หม้อแปลงนิวเคลียร์แบบฐานโหลดหรือหม้อแปลงถ่านหินขนาดใหญ่เห็นโหลดเกือบคงที่เป็นเวลาหลายเดือน GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำเห็นลักษณะขั้นบันได: เย็นในตอนเช้า สองถึงหกชั่วโมงที่โหลด 80–100% หยุดทำงาน อาจมีบล็อกที่สองในตอนเย็น และคืนที่ไม่ได้ใช้งานโดยน้ำมันหล่อเย็นลงสู่อุณหภูมิแวดล้อม การเปลี่ยนผ่านแต่ละครั้งคือรอบทางความร้อนของขดลวด แกน และน้ำมัน และผลที่ตามมาทางกลคือการขยายตัวและการหดตัวของตัวนำและฉนวนเพรสบอร์ด

การคำนวณใช้กรอบการโหลดแบบวัฏจักรเดียวกับหม้อแปลงไฟฟ้ากำลังใดๆ แต่ข้อมูลนำเข้าเป็นเส้นโค้งโหลดรายวันมากกว่าตัวเลขเดียว:

1. สร้างโปรไฟล์โหลด 24 ชั่วโมงในหน่วยต่อหน่วยของพิกัด MVA รวมถึงช่วงเวลาที่ไม่มีโหลด
2. คำนวณเส้นทางการเปลี่ยนแปลงอุณหภูมิน้ำมันด้านบนและจุดร้อนโดยใช้แบบจำลองความร้อนแบบเอ็กซ์โพเนนเชียลตาม IEC 60076-7 (หรือ IEEE C57.91) โดยใช้ค่าคงที่เวลาของน้ำมันของหน่วย ซึ่งโดยทั่วไปอยู่ที่ 2–4 ชั่วโมงสำหรับหน่วย ONAF ขนาด 75 MVA
3. ตรวจสอบว่าจุดร้อนยังคงต่ำกว่า 98 °C สำหรับอายุการใช้งานแบบวัฏจักรปกติ และการแกว่งตัวรายวันไม่เกินช่วงการยึดจับของเพรสบอร์ด กฎที่มีประโยชน์คือโหลดแบบวัฏจักรที่มีพีค 6 ชั่วโมงอาจเกินพิกัดต่อเนื่องได้ 10–20% แต่เฉพาะเมื่อเคารพขีดจำกัดจุดร้อนเท่านั้น วิธีการเดียวกับใน โหลดหม้อแปลงได้มากน้อยเพียงใด
4. ทำซ้ำสำหรับสัปดาห์ที่เลวร้ายที่สุดของปี ไม่ใช่วันเฉลี่ย กรณีออกแบบมักเป็นสัปดาห์ที่ร้อนจัดโดยหน่วยอยู่ในสภาวะพีคสองช่วงและน้ำหล่อเย็นอยู่ที่ค่าสูงสุดตามการออกแบบ

ผลกระทบเฉพาะของโรงไฟฟ้าพลังน้ำสองประการทำให้การทำงานแบบวัฏจักรหนักกว่าที่เส้นโค้งโหลดเพียงอย่างเดียวบ่งชี้ ประการแรก เมื่อหยุดเดินเครื่อง น้ำมันจะเย็นลงและถังจะ "หายใจเข้า" อากาศชื้น ในโรงเครื่องจักรที่มีความชื้นสูง นี่คือเส้นทางหลักที่น้ำเข้าสู่น้ำมัน ซึ่งเป็นเหตุผลว่าทำไมถังรักษาระดับน้ำมันแบบหายใจอิสระจึงถูกแทนที่ด้วยแบบปิดผนึกหรือแบบมีไดอะแฟรม และเป็นเหตุผลว่าทำไมถังดักความชื้นซิลิกาเจลจึงถูกกำหนดขนาดตามจำนวนรอบการทำงานจริง ประการที่สอง การสตาร์ทแต่ละครั้งจะใช้กระแสกระชากเต็มรูปแบบพร้อมการเคลื่อนตัวของขดลวดที่เกี่ยวข้อง ปรากฏการณ์และลายเซ็นฮาร์มอนิกของมันอธิบายไว้ใน กระแสกระชากของหม้อแปลง GSU ที่สตาร์ทวันละสองครั้งเป็นเวลาสี่สิบปีจะสะสมการจ่ายไฟประมาณ 29,000 ครั้ง ซึ่งเป็นตัวเลขที่ควรเขียนลงในข้อกำหนด เพื่อให้การยึดจับขดลวดและ OLTC ถูกออกแบบมารองรับ

เกิดอะไรขึ้นเมื่อเกิดการปฏิเสธโหลด และคุณกำหนดข้อกำหนดสำหรับมันอย่างไร?

การปฏิเสธโหลดคือเหตุการณ์ที่แยกข้อกำหนด GSU สำหรับพลังน้ำออกจากข้อกำหนดด้านความร้อน เมื่อเบรกเกอร์วงจรแรงสูงเปิดที่โหลดเต็ม เครื่องกำเนิดไฟฟ้าจะเหลืออยู่กับการกระตุ้นแม่เหล็กและไม่มีโหลด ผู้ควบคุมความเร็วจะปิดใบนำทางภายใน 5–20 วินาที แต่ในช่วงเวลานั้นเครื่องจักรจะเร่งความเร็ว AVR จะรักษาแรงดันที่ขั้ว และแรงดันของขดลวดแรงสูงอาจเพิ่มขึ้น 15–30% ก่อนที่หน่วยจะเข้าสู่สภาวะคงที่ จากนั้นหม้อแปลงจะถูกกระตุ้นเกิน: อัตราส่วนโวลต์ต่อเฮิรตซ์เกิน 1.0 แกนเหล็กอิ่มตัว กระแสกระตุ้นเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว และฟลักซ์รั่วไหลทำให้ผนังถัง แผ่นยึดจับ และขอบแกนร้อนขึ้น

รายการข้อกำหนดสี่ประการจัดการกับมันโดยตรง:

• ความสามารถในการรองรับฟลักซ์เกิน กำหนดให้ 1.10 pu ต่อเนื่อง (ที่แรงดันและความถี่พิกัด) 1.25 pu เป็นเวลา 1 นาที และ 1.40 pu เป็นเวลา 5 วินาที และกำหนดให้ผู้ผลิตระบุความหนาแน่นฟลักซ์ที่คำนวณได้ในแต่ละจุด ค่าในช่วงนี้เป็นข้อกำหนดการประกวดราคาทั่วไป ขีดจำกัดการออกแบบมักเป็นอุณหภูมิของชิ้นส่วนโครงสร้างโลหะ ไม่ใช่แผ่นเหล็กแกนเอง
• การประสานงานการป้องกันแรงดันเกิน ตัวจับไฟกระชาก ZnO ที่ขั้วแรงสูง โดยแรงดันตกค้างประสานกับระดับฉนวนอิมพัลส์ฟ้าผ่าพื้นฐาน (BIL) ของหม้อแปลงและฉนวนนิวทรัล ตรรกะการเลือกเหมือนกับใน การป้องกันฟ้าผ่าของหม้อแปลง
• การป้องกันการกระตุ้นเกิน (รีเลย์ 24/59) องค์ประกอบ V/f ที่มีคุณลักษณะแบบเวลาผกผัน ตั้งค่าให้ต่ำกว่าเส้นโค้งความสามารถของหม้อแปลงและสูงกว่าขีดจำกัด V/f ต่อเนื่องของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า และประสานกับการทำงานของ AVR
• ช่วงความถี่ ระบบแยกเดี่ยวและกริดที่อ่อนแอมีการแกว่งตัว กำหนดให้ทำงานต่อเนื่องที่ 48.5–50.5 Hz (หรือ 58.5–60.5 Hz) และทำงานระยะสั้นลงไปถึง 47 Hz เนื่องจากความถี่ลดลง 3% ที่แรงดันพิกัดก็เป็นสภาวะฟลักซ์เกิน 3% แล้ว

การปฏิเสธโหลดยังก่อให้เกิดเหตุการณ์เชิงกล: การสูญเสียโหลดอย่างกะทันหันและการนำกลับมาใช้ใหม่หลังการซิงโครไนซ์จะสร้างความเค้นต่อการยึดจับขดลวดและตัวรองรับสายนำ หน่วยที่ปฏิเสธโหลดบ่อยครั้งควรกำหนดข้อกำหนดด้วยข้อกำหนดการทดสอบทนทานต่อการลัดวงจรเช่นเดียวกับหน่วยโหลดพื้นฐาน และรายงานการทดสอบจากโรงงานควรแสดงรีแอกแตนซ์การลัดวงจรที่วัดได้ก่อนและหลังการทดสอบ

GSU สำหรับพลังน้ำแตกต่างจากหม้อแปลงเพิ่มแรงดันสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์หรือพลังงานลมอย่างไร?

การใช้งานพลังงานหมุนเวียนทั้งสามประเภทต่างเพิ่มแรงดันจากแรงดันต่ำไปยังแรงดันตัวเก็บหรือแรงดันส่ง แต่ภาระหน้าที่ของมันแตกต่างกันโดยสิ้นเชิง ตารางนี้เป็นวิธีที่เร็วที่สุดในการดูว่าข้อกำหนดสำหรับพลังน้ำต้องแตกต่างตรงไหน

ข้อผิดพลาดที่พบบ่อยที่สุดในการประมูลแบบไฮบริดคือการนำ datasheet ของหม้อแปลงชุดเดียวไปใช้กับทั้งสามการใช้งาน หม้อแปลง GSU สำหรับโซลาร์ที่กำหนดด้วย K-factor และอิมพีแดนซ์ 6% จะไม่สามารถรองรับกรณี load rejection ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำได้ และหม้อแปลง GSU สำหรับพลังน้ำที่กำหนดด้วยอิมพีแดนซ์ 13% พร้อม OLTC ช่วงกว้างถือเป็นการกำหนดสเปกเกินความจำเป็นอย่างสิ้นเปลืองสำหรับโรงไฟฟ้า PV รายละเอียดเฉพาะการใช้งานของอีกสองประเภทอยู่ใน หม้อแปลงเพิ่มแรงดันสำหรับโซลาร์ PV และ หม้อแปลงเพิ่มแรงดันสำหรับฟาร์มกังหันลม

การระบายความร้อน ค่าสูญเสีย และการคำนวณการคิดต้นทุนค่าสูญเสีย

โดยทั่วไปหม้อแปลง GSU สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำจะกำหนดให้มีขั้นการระบายความร้อนสองหรือสามขั้น เพื่อให้หน่วยสามารถเดินเครื่องที่พิกัดลดลงได้เมื่อชุดระบายความร้อนชุดหนึ่งหยุดซ่อม ชื่อขั้นการระบายความร้อนเป็นไปตาม IEC 60076-2 และอธิบายการหมุนเวียนของสารหล่อเย็น:

เนื่องจากหม้อแปลง GSU สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำต้องเดินเครื่องเป็นเวลาหลายทศวรรษ การประเมินค่าสูญเสียจึงไม่ใช่แค่พิธีการ วิธีมาตรฐานคือการคิดต้นทุนค่าสูญเสียขณะไม่มีโหลดและค่าสูญเสียขณะมีโหลดด้วยค่าสัมประสิทธิ์ของผู้ซื้อเอง โดยกำหนดราคาประเมิน A สำหรับค่าสูญเสียขณะไม่มีโหลดแต่ละ kW และ B สำหรับค่าสูญเสียขณะมีโหลดแต่ละ kW ทั้งคู่มีหน่วยเป็น USD/kW ซึ่งได้มาจากชั่วโมงการเดินเครื่องที่คาดหวังของโรงไฟฟ้าและต้นทุนส่วนเพิ่มของพลังงาน สำหรับหน่วยผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการสูงที่เดินเครื่อง 2,500 ชั่วโมงเต็มพิกัดเทียบเท่าต่อปี โดยทั่วไปค่า B จะต่ำกว่าหน่วยที่เดินเครื่องเป็นฐาน ซึ่งจะเลื่อนจุดที่เหมาะสมไปทางค่าสูญเสียขณะไม่มีโหลดที่ต่ำลง กล่าวคือ ไปทางแกนที่ใหญ่ขึ้นและราคาซื้อที่สูงขึ้น วิธีการเต็มรูปแบบ รวมถึงว่าค่าสัมประสิทธิ์เปลี่ยนข้อเสนอที่ชนะอย่างไร อยู่ใน ต้นทุนรวมในการเป็นเจ้าของหม้อแปลง หม้อแปลง GSU ขนาด 75 MVA ที่ประสิทธิภาพ 99.5% จะสูญเสียพลังงานประมาณ 375 kW ที่โหลดเต็ม และตลอด 2,500 ชั่วโมงคิดเป็นประมาณ 940 MWh ต่อปี ซึ่งเป็นเหตุผลว่าทำไมความแตกต่างของประสิทธิภาพเพียง 0.1 เปอร์เซ็นต์จึงคุ้มค่าที่จะโต้แย้งในการประมูล

ขีดจำกัดการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิสมควรได้รับความใส่ใจเช่นเดียวกัน เกณฑ์อ้างอิงตาม IEC 60076-2 คืออุณหภูมิน้ำมันด้านบนเพิ่มขึ้น 60 K และอุณหภูมิขดลวดเฉลี่ยเพิ่มขึ้น 65 K ที่อุณหภูมิแวดล้อม 20 °C โดยจำกัดจุดร้อนไว้ที่ 98 °C สำหรับอายุการใช้งานแบบรอบปกติภายใต้ IEC 60076-7 ในโรงไฟฟ้าที่อุณหภูมิแวดล้อม 35 °C และหน่วยเดินที่โหลด 110% เป็นเวลาสี่ชั่วโมง ขีดจำกัดเหล่านั้นจะถูกไปถึงเร็วกว่าที่ป้ายพิกัดระบุไว้ การขอแบบ 55/65 K เป็นวิธีที่ชอบธรรมในการซื้อส่วนเผื่อ โดยมีต้นทุนเพิ่มขึ้นประมาณ 5–8% ในด้านทองแดงและแกน ซึ่งการแลกเปลี่ยนนี้ถูกวัดปริมาณไว้ใน วิธีการระบายความร้อนและการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิของหม้อแปลง

ระดับความสูง ความชื้น และสภาพแวดล้อมของโรงไฟฟ้า

แหล่งผลิตไฟฟ้าพลังน้ำหลายแห่งตั้งอยู่ที่ระดับความสูงระหว่าง 1,000 ถึง 3,000 เมตร และเกือบทั้งหมดมีความชื้นสูง ทั้งสองเงื่อนไขส่งผลต่อหม้อแปลง และมักถูกมองข้ามในเอกสารข้อมูลจำเพาะ

• การลดพิกัดการระบายความร้อน ความหนาแน่นของอากาศลดลงประมาณ 8–10% ต่อระดับความสูงทุก 1,000 เมตร ทำให้พัดลมเคลื่อนย้ายมวลอากาศได้น้อยลงและหม้อน้ำระบายความร้อนได้น้อยลง เมื่ออยู่เหนือระดับ 1,000 เมตร จะต้องลดพิกัดหรือเพิ่มขนาดชุดระบายความร้อน โดยจำนวนที่ลดลงควรคำนวณและระบุโดยผู้ผลิต
• ฉนวนภายนอก แรงดันทนทานของบูชชิ่งและระยะห่างภายนอกลดลงตามความหนาแน่นของอากาศ IEC 60071-2 กำหนดค่าชดเชยระดับความสูงไว้ และการเลือกค่า BIL ต้องคำนึงถึงปัจจัยนี้ ระยะ creepage ของบูชชิ่งถูกกำหนดแยกต่างหากตามระดับมลภาวะ — โรงไฟฟ้าที่อยู่ใกล้หุบเขาแม่น้ำที่มีหมอกไม่ใช่สภาพแวดล้อมที่สะอาด
• การควบแน่น เครื่องที่เดินเครื่องเพียงวันละสี่ชั่วโมงจะอยู่ในสภาพเย็นเกือบตลอดอายุการใช้งาน หากไม่มีฮีตเตอร์ทำความร้อนภายในตู้ ฮีตเตอร์ถัง หรือฮีตเตอร์หมุนเวียนน้ำมัน น้ำจะควบแน่นบนผนังถังและซึมเข้าสู่น้ำมัน ต้องระบุพิกัดฮีตเตอร์ ค่าตั้งเทอร์โมสตัท และประเภทของ breather อย่างชัดเจน และตรวจสอบปริมาณน้ำในน้ำมันทุกช่วงการบำรุงรักษา
• แผ่นดินไหวและโครงสร้าง พื้นโรงไฟฟ้ามักเป็นโครงสร้างที่วางบนฐานหินซึ่งมีการตอบสนองทางพลศาสตร์เฉพาะตัว ต้องตรวจสอบการยึดเหนี่ยวของหม้อแปลงและความแข็งแรงแบบคานยื่นของบูชชิ่งเทียบกับสเปกตรัมของพื้นที่จริง ไม่ใช่สมมติฐานแบบ Zone 2 ทั่วไป

วิธีการชดเชยระดับความสูงและตัวอย่างการคำนวณค่าลดพิกัดอยู่ใน การลดพิกัดที่ระดับความสูงและอุณหภูมิสูง; การเลือกน้ำมันและบูชชิ่งอยู่ใน การเปรียบเทียบประเภทน้ำมันหม้อแปลง และ คู่มือบูชชิ่งหม้อแปลง

การทดสอบใดที่พิสูจน์ว่าเครื่องพร้อมสำหรับการเดินเครื่องเป็นรอบตลอดสี่สิบปี?

รายการทดสอบประจำสำหรับ GSU เป็นไปตาม IEC 60076-1 แต่ข้อกำหนดสำหรับงานพลังน้ำควรเพิ่มรายการอีกสามรายการที่เป็นทางเลือกในมาตรฐานแต่จำเป็นในทางปฏิบัติ

สองรายการในจำนวนนี้สมควรระบุเป็นข้อกำหนดในใบสั่งซื้อมากกว่าการอ้างอิงในมาตรฐาน ต้องวัด FRA ก่อนการขนส่งและอีกครั้งหลังการติดตั้ง เพื่อให้สามารถแยกความเสียหายจากการกระแทกระหว่างขนส่งออกจากปัญหาการออกแบบได้ การเปรียบเทียบจะมีความหมายก็ต่อเมื่อมีค่าฐานจากโรงงาน และควรวัด partial discharge ด้วยขั้วทดสอบบนบูชชิ่งแรงดันสูง ที่ 1.5 Um/√3 โดยกำหนดขีดจำกัดเป็นพิโคคลูลอมบ์อย่างชัดเจน — ขีดจำกัดที่รายงานผลการทดสอบจากโรงงานระบุไว้จริง ไม่ใช่เพียงคำว่า "เป็นไปตามมาตรฐาน" รายการที่เทียบเคียงได้ในฝั่งหน้างานอยู่ในการตรวจสอบก่อนจ่ายไฟแปดรายการ และการตรวจประเมินโรงงานที่ยืนยันว่าผู้ผลิตสามารถทำการทดสอบเหล่านี้ได้จริงอยู่ในการตรวจประเมินโรงงานสิบสองข้อ

จะเขียนข้อกำหนดทางเทคนิคสำหรับการประกวดราคา GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำได้อย่างไร?

datasheet ของ GSU สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่เขียนเป็นรายการค่า "ทั่วไป" จะเชิญชวนให้ได้ข้อเสนอที่ถูกที่สุดและเป็นไปตามข้อกำหนด ส่วน datasheet ที่เขียนเป็นชุดภาระงานที่คำนวณแล้วจะเชิญชวนให้ได้งานออกแบบ สิบสองบรรทัดด้านล่างครอบคลุมสิ่งที่การสอบถามอย่างจริงจังควรมี:

1. กำลังไฟฟ้าพิกัดและอัตราส่วนแรงดัน ระบุเป็น MVA ของเครื่องกำเนิดที่ตัวประกอบกำลังของเครื่องกำเนิด พร้อมค่าอิมพีแดนซ์ที่รับประกันที่แทปพิกัด
2. ความถี่ จำนวนเฟส และกลุ่มเวกเตอร์ (YNd11 สำหรับ GSU ของชุดเครื่องกำเนิดส่วนใหญ่) โดยนำสายนิวทรัลด้านแรงดันสูงออกมาและระบุระดับฉนวน
3. ช่วงแทปและชนิดของอุปกรณ์เปลี่ยนแทป พร้อมจำนวนครั้งการทำงานของ OLTC ต่อปีที่คาดหมายและกระแสผ่านที่ต้องการ
4. อิมพีแดนซ์และค่าความคลาดเคลื่อน รวมถึงค่าเบี่ยงเบนที่อนุญาตระหว่างหน่วยที่ต่อขนานกัน
5. ขั้นการระบายความร้อนและพิกัดของแต่ละขั้น (เช่น ONAN 45 MVA / ONAF 75 MVA) พร้อมจุดออกแบบอุณหภูมิแวดล้อมและความสูงจากระดับน้ำทะเล และเส้นโค้ง derating
6. การรับประกันค่าสูญเสียเป็น kW พร้อมราคาประเมิน A และ B และสูตรค่าปรับกรณีเกินค่าที่กำหนด
7. ขีดจำกัดการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิและการรับประกันจุดร้อน พร้อมอุณหภูมิแวดล้อมอ้างอิงและเส้นโค้งภาระแบบวัฏจักร
8. ระดับฉนวน (LI/SI/AC) สำหรับด้านแรงดันสูง แรงดันต่ำ และนิวทรัล โดยประสานกับอุปกรณ์ป้องกันไฟกระชากและปรับแก้ตามความสูงจากระดับน้ำทะเล
9. ความทนทานต่อกระแสลัดวงจรเป็น kA และระยะเวลา ซึ่งได้มาจากการลดลงของกระแสจากเครื่องกำเนิด ไม่ใช่จากระบบแรงดันสูงเพียงอย่างเดียว
10. ความสามารถในการรองรับฟลักซ์เกินที่ 1.10/1.25/1.40 pu พร้อมค่าความหนาแน่นฟลักซ์ที่คำนวณได้ซึ่งผู้ผลิตระบุ
11. การทดสอบ: รายการทดสอบประจำ บวกกับการทดสอบพิเศษที่ต้องการ (ลัดวงจร, PD, FRA, เสียง) บวกกับแผนการเป็นพยานในการทดสอบรับรองจากโรงงาน
12. ขอบเขตการขนส่งและการติดตั้ง: น้ำหนักชิ้นส่วนสูงสุด สภาพการเติมน้ำมัน แรงดันไนโตรเจน เครื่องบันทึกการกระแทก และผู้รับผิดชอบการสำรวจเส้นทางและเครน

บรรทัดที่ 9 เป็นบรรทัดที่มักเขียนโดยลอกจากการสอบถามหม้อแปลงจำหน่าย ขดลวดแรงดันต่ำของ GSU สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำต้องทนต่อกระแสฟอลต์ที่ป้อนจากเครื่องกำเนิด ซึ่งขนาดและ DC offset ไม่เหมือนกับฟอลต์ที่ป้อนจากระบบ การระบุเพียง "25 kA เป็นเวลา 2 s" โดยไม่ได้คำนวณมาจากรีแอกแตนซ์ซับทรานเซียนต์และเส้นโค้งการลดลงของเครื่องจักร คือสาเหตุที่ทำให้หม้อแปลงถูกออกแบบเกินหรือต่ำกว่าความต้องการไปสองเท่า

GSU สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำมีราคาเท่าไร และจะเปรียบเทียบข้อเสนออย่างไร?

ราคา GSU เสนอเป็นราคาต่อหน่วย แต่จะเปรียบเทียบกันได้ก็ต่อเมื่อปรับให้เป็น USD/kVA ที่ระดับแรงดัน อุปกรณ์เปลี่ยนแทป การระบายความร้อน และขอบเขตการทดสอบที่ระบุไว้ ช่วงราคาด้านล่างเป็นระดับ FOB โดยประมาณสำหรับหน่วยที่ผลิตในจีนในช่วงปี 2025–2026 ซึ่งมาจากประสบการณ์โครงการมากกว่าดัชนีที่เผยแพร่ ราคาเหล่านี้เปลี่ยนแปลงตามราคาทองแดงและเหล็กกล้า oriented และตามแบรนด์ OLTC

กฎการปรับมาตรฐานสามข้อเปลี่ยนรายการราคาให้เป็นการเปรียบเทียบได้ ประการแรก แปลงทุกข้อเสนอให้อยู่บนเกณฑ์การประเมินการสูญเสียเดียวกัน ข้อเสนอที่ถูกกว่า 4% แต่มีการสูญเสียขณะไม่มีโหลดสูงกว่า 15 kW อาจกลายเป็นหม้อแปลงที่แพงกว่าภายในยี่สิบปี ประการที่สอง เปรียบเทียบอิมพีแดนซ์ที่รับประกันและอุณหภูมิเพิ่มขึ้นที่รับประกัน เพราะทั้งสองค่าสามารถทำให้เป็นไปตามข้อกำหนดบนกระดาษได้ด้วยการเพิ่มวัสดุ — หรือพลาดในความเป็นจริงด้วยการละเว้นมัน ประการที่สาม เปรียบเทียบขอบเขตการทดสอบ หน่วยที่เสนอโดยไม่มีการทดสอบทนทานต่อกระแสลัดวงจร การวัด PD และ FRA ไม่ใช่ผลิตภัณฑ์เดียวกันกับที่เสนอพร้อมการทดสอบเหล่านั้น และความแตกต่างมักอยู่ที่ 2–4% ของราคา การวิเคราะห์เวอร์ชันระดับจำหน่าย รวมถึงวิธีที่ค่าขนส่งและภาษีเปลี่ยนแปลงต้นทุนเมื่อส่งถึง มีอยู่ใน การแจกแจงราคาหม้อแปลงจำหน่าย และ ต้นทุนรวมในการเป็นเจ้าของ

ข้อผิดพลาดด้านข้อกำหนดหกประการที่ทำให้อายุการใช้งาน GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำสั้นลง

1. การกำหนดขนาดจาก MW ของกังหันแทนที่จะเป็น MVA ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า หน่วย 60 MW ที่ pf 0.90 ต้องการหม้อแปลง 75 MVA การสั่งซื้อ 60 MVA จะทำให้หน่วยทำงานที่ 111% ของพิกัดตั้งแต่วันแรกที่เริ่มเดินเครื่อง
2. การละเว้นข้อกำหนดเรื่องโอเวอร์ฟลักซ์ หม้อแปลงผ่านการทดสอบตามปกติทุกอย่าง จากนั้นอิ่มตัวเมื่อเกิดการปฏิเสธโหลดครั้งแรกและทำให้โครงสร้างยึดแน่นร้อนเกิน ความเสียหายจะปรากฏเป็นการเกิดก๊าซในอีกสองหรือสามปีต่อมา
3. การกำหนดช่วงแทปจากแคตตาล็อกแทนที่จะมาจากการศึกษาระบบไฟฟ้า DETC ±2 × 2.5% ที่สถานี 110 kV ห่างไกลทำให้ผู้ปฏิบัติงานไม่สามารถรักษาแรงดันไฟฟ้าที่ขอบบนของแถบได้ และหน่วยจะทำงานที่ฟลักซ์ 1.08 pu อย่างถาวร
4. การมองข้ามหม้อแปลงเสริม โหลดเสริมของหน่วยถูกแยกที่แรงดันไฟฟ้าของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า และการมีส่วนร่วมของกระแสฟอลต์จะเพิ่มกระแสฟอลต์ด้าน LV ของ GSU การประสานการป้องกันระหว่างทั้งสองเป็นงานออกแบบ ไม่ใช่หมายเหตุท้ายบท
5. การเพิกเฉยต่อความเป็นจริงด้านการขนส่ง หน่วยสามเฟส 220 kV, 180 MVA อาจมีน้ำหนัก 220 t พร้อมน้ำมัน ถนนบนภูเขาสู่สถานีอาจอนุญาตให้บรรทุกได้ 80 t ต่อชิ้น การตัดสินใจเลือกระหว่างหน่วยสามเฟสและชุดเฟสเดี่ยวหลังจากการสั่งซื้อแล้วมีค่าใช้จ่ายสูง — ดู การขนส่งและติดตั้งหม้อแปลง
6. การซื้อตามราคาโดยไม่มีการตรวจประเมินโรงงาน แรงกดยึดขดลวด ตัวประกอบการซ้อนแกน และการแปรรูปน้ำมันไม่สามารถมองเห็นได้ในเอกสารข้อมูล และสิ่งเหล่านี้คือสิ่งที่ภาระงานแบบวัฏจักรทดสอบ รายการตรวจสอบการประเมินอยู่ใน วิธีตรวจสอบผู้ผลิตหม้อแปลง

หากโรงไฟฟ้ายังมีส่วนประกอบไฮบริดจากพลังงานแสงอาทิตย์หรือลม ให้จัดทำข้อกำหนดแยกกันสองชุดแทนที่จะใช้เอกสารข้อมูลชุดเดียวที่ประนีประนอม เพราะวัฏจักรภาระงาน สภาพแวดล้อมฮาร์มอนิก และเป้าหมายอิมพีแดนซ์แตกต่างกันจริง และความแตกต่างนั้นถูกวัดเป็นปริมาณในตารางเปรียบเทียบด้านบน

คำถามที่พบบ่อย

สามารถใช้หม้อแปลงจำหน่ายเป็น GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำได้หรือไม่

ได้เฉพาะกับหน่วยขนาดเล็กมาก และเฉพาะหลังจากตรวจสอบสามสิ่งเท่านั้น: ความสามารถของขดลวด LV ในการทนต่อกระแสฟอลต์ที่ป้อนจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ความสามารถด้านโอเวอร์ฟลักซ์เมื่อเกิดการปฏิเสธโหลด และช่วงแทปที่จำเป็น ณ จุดเชื่อมต่อ หม้อแปลงจำหน่ายมาตรฐานถูกออกแบบสำหรับฟอลต์ที่ป้อนจากระบบ แรงดันเกินระดับปานกลาง และอัตราส่วนคงที่ หน่วยไมโครไฮโดร 5 MW บางครั้งสามารถใช้หน่วยระดับจำหน่ายที่กำหนดข้อกำหนดอย่างเหมาะสมได้ แต่เมื่อเกินประมาณ 10 MVA ภาระงานของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจะเป็นตัวกำหนดการออกแบบ และ GSU คือการจัดซื้อที่ถูกต้อง

ควรติดตั้งตัวเปลี่ยนแทปที่ด้านแรงดันสูงหรือด้านแรงดันต่ำ

ที่ด้าน HV โดยปกติที่ปลายนิวทรัล ด้าน LV มีกระแสเต็มของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่แรงดันต่ำ ดังนั้นตัวเปลี่ยนแทปที่ติดตั้งที่นั่นจะมีขนาดใหญ่ ร้อน และมีราคาแพง ส่วนปลายนิวทรัล HV มีกระแสเท่ากันแต่ที่ระดับฉนวนเพียงเศษเสี้ยว ซึ่งเป็นเหตุผลที่ตัวเปลี่ยนแทปของ GSU มักตั้งอยู่ที่นั่น ข้อยกเว้นคือหน่วยที่มีช่วงอัตราส่วนกว้างมากซึ่งจำนวนรอบของขดลวด LV ต้องเปลี่ยน และนั่นเป็นการตัดสินใจด้านการออกแบบที่ต้องทำร่วมกับผู้ผลิต

ควรกำหนดจำนวนการทำงานของ OLTC สำหรับ GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำไว้เท่าใด

นับจากระบบการทำงานของโรงไฟฟ้า ไม่ใช่จากตัวเลขทั่วไป หน่วยที่รักษาบัสบาร์ 110 kV ที่อ่อนแออาจทำงานตัวเปลี่ยนแทป 5–15 ครั้งต่อวัน หน่วยบนบัสบาร์ 220 kV ที่แข็งแรงพร้อม DETC อาจทำงานเพียงสองครั้งต่อปี กำหนดจำนวนครั้งต่อปีและยอดรวมยี่สิบปี และกำหนดให้ OLTC มีความทนทานทางกลไกเกินกว่านั้นอย่างมีส่วนเผื่อ — การทดสอบประเภทตาม IEC 60214-1 ให้ตัวเลขอ้างอิง แต่เอกสารประกวดราคาควรระบุภาระงานอย่างชัดเจน

ทำไม GSU จึงต้องการช่วงแทปกว้างกว่าหม้อแปลงโซลาร์ที่สถานีเดียวกัน

เนื่องจากหน่วยผลิตไฟฟ้าพลังน้ำมักเป็นองค์ประกอบควบคุมแรงดันไฟฟ้าที่ปลายสายส่งยาว ในขณะที่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์โดยทั่วไปทำงานที่ตัวประกอบกำลังหนึ่งและตามกริด หม้อแปลงเพิ่มแรงดันไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ (GSU) ถูกกำหนดให้รักษาระดับแรงดันบัสบาร์ในช่วงที่อิมพีแดนซ์ของสายส่งและโหลดปลายรับสร้างขึ้น และช่วงนั้นกว้างกว่าช่วงที่อินเวอร์เตอร์ของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์สามารถทนได้ก่อนที่จะทริป การศึกษาระบบกริด ไม่ใช่แคตตาล็อกหม้อแปลง เป็นตัวกำหนดช่วงดังกล่าว

หม้อแปลง GSU ของโรงไฟฟ้าพลังน้ำต้องการพิกัด K-factor สำหรับฮาร์มอนิกหรือไม่?

โดยปกติไม่ต้องการ เอาต์พุตของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสใกล้เคียงกับรูปคลื่นไซน์ และปริมาณฮาร์มอนิกที่ขั้วของ GSU โดยทั่วไปมีเพียงไม่กี่เปอร์เซ็นต์ ซึ่งอยู่ในขีดความสามารถของหม้อแปลงมาตรฐานอย่างดี ข้อยกเว้นคือหน่วยกักเก็บพลังงานแบบสูบน้ำที่สตาร์ทผ่านตัวแปลงความถี่แบบสแตติก และหน่วยกักเก็บพลังงานแบบสูบน้ำความเร็วแปรผันที่มีเครื่องจักรแบบป้อนสองทาง ซึ่งตัวแปลงโรเตอร์จะฉีดฮาร์มอนิกเข้าสู่วงจรสเตเตอร์ กรณีเหล่านั้นจำเป็นต้องคำนวณการสูญเสียจากฮาร์มอนิกอย่างชัดเจนแทนที่จะใช้ป้ายกำกับ K-factor

Sources / 资料来源

Source: IEC 60076-1 — Power transformers, Part 1: General.
Source: IEC 60076-2 — Power transformers, Part 2: Temperature rise for liquid-immersed transformers.
Source: IEC 60076-3 — Power transformers, Part 3: Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air.
Source: IEC 60076-5 — Power transformers, Part 5: Ability to withstand short circuit.
Source: IEC 60076-7 — Power transformers, Part 7: Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers.
Source: IEC 60076-10 — Power transformers, Part 10: Determination of sound levels.
Source: IEC 60076-18 — Power transformers, Part 18: Measurement of frequency response.
Source: IEEE C57.116 — Guide for transformers directly connected to generators.
Source: IEEE C57.91 — Guide for loading mineral-oil-immersed transformers and step-voltage regulators.
Source: IEC 60034-1 — Rotating electrical machines, Part 1: Rating and performance.
Source: IEC 60071-2 — Insulation co-ordination, Part 2: Application guide (altitude correction).
Source: IEC 60137 — Insulated bushings for alternating voltages above 1 000 V.
Source: IEC 60214-1 — Tap-changers, Part 1: Performance requirements and test methods.
Source: IEC 60296 — Fluids for electrotechnical applications: mineral insulating oils.
Source: GB/T 6451-2015 — Technical parameters and requirements for three-phase oil-immersed power transformers.
Source: GB 20052-2020 — Minimum allowable values of energy efficiency and energy efficiency grades for power transformers.
Source: QDTB engineering experience — hydro GSU sizing tables, load-rejection over-flux requirements, tap-range practice at remote 110–220 kV sites, and indicative FOB price ranges. Values marked as industry experience or indicative are typical ranges from hydro and renewable projects, not published standards.