Voltage Unbalance
–
%
Power Factor
–
โหลดหม้อแปลง
–
%
มูลค่าที่แก้ไขได้
–
บาท/ปี
1 · ข้อมูลตรวจวัด
2 · ความไม่สมดุล
3 · Power Factor
4 · หม้อแปลง & แท็ป
5 · ฮาร์มอนิก & นิวทรัล
6 · โปรไฟล์แรงดัน
7 · ส่วนผสมโหลด
8 · เทียบ 5 ทางเลือก
9 · ตรวจข้อเสนอ & M&V
10 · มาตรการ
แรงดันและกระแสรายเฟส
วัดที่ตู้ MDB ด้านแรงต่ำของหม้อแปลง ขณะโหลดปกติ — บันทึกพร้อมกันทั้งสามเฟส
เลือกตามแรงดันทุติยภูมิพิกัดบน nameplate หม้อแปลง ไม่ใช่แรงดันที่วัดได้ · เขต กฟภ. ปกติ 400/230 V · เขต กฟน. ปกติ 416/240 V (จึงวัดได้สูงกว่าราว 16 V เป็นปกติ) · ค่าระบุของระบบตาม วสท. 2564 คือ 230/400 V
ระบุว่าค่า V₁–V₃ ที่กรอกเป็นแรงดันระหว่างเฟส (L-L) หรือเฟส-นิวทรัล (L-N) ตามที่วัด
กระแสสายนิวทรัลจาก clamp meter (A) · ระบบสมดุลไม่มีฮาร์มอนิกควร < 10 % ของกระแสเฟส · ใส่ 0 ถ้าไม่ได้วัด
แรงดัน A-B (V) จาก power analyzer/มัลติมิเตอร์ที่บัสหลัก MDB · วัดพร้อมกันทั้ง 3 ค่า
แรงดัน B-C (V)
แรงดัน C-A (V) · ความไม่สมดุล NEMA MG-1 ควร < 1 % (ยอมรับ ≤ 2 %)
กระแสเฟส A (A) จาก clamp/CT ของ power analyzer ขณะโหลดปกติ
กระแสเฟส B (A)
กระแสเฟส C (A) · ความไม่สมดุลกระแสควร < 10 %
โหลดและการเรียกเก็บค่าไฟ
ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด 15 นาที (kW) จากบิลไฟฟ้า/มิเตอร์ TOU
ความต้องการ kVAR สูงสุด 15 นาที จากบิล (ช่อง "เพาเวอร์แฟกเตอร์") · ใช้คิดค่าปรับ
หน่วยพลังงานต่อเดือน (kWh) จากบิลไฟฟ้า
ค่าปรับ PF ของ กฟภ./กฟน. · 56.07 บาท/kVAR ของส่วนที่เกิน 61.97 % ของ kW สูงสุด
ค่าไฟเฉลี่ยรวม Ft/demand (บาท/kWh) จากบิล · โรงงานไทย 3.8–4.5
ชั่วโมงเดินเครื่องต่อปี · 1 กะ ≈ 2,500 · 2 กะ ≈ 5,000 · 3 กะ ≈ 7,500–8,000
อัตรา 56.07 บาท/kVAR และเกณฑ์ร้อยละ 61.97 เป็นไปตามประกาศอัตราค่าไฟฟ้าของ กฟภ. และ กฟน.
สำหรับผู้ใช้ไฟที่คิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า — ควรตรวจสอบอัตราปัจจุบันจากประกาศล่าสุดก่อนใช้ในรายงาน
ความไม่สมดุลของแรงดันและกระแส
ผลกระทบต่อมอเตอร์
มอเตอร์เหนี่ยวนำไวต่อความไม่สมดุลของแรงดันมากกว่าที่คนส่วนใหญ่คิด
กำลังพิกัดมอเตอร์ตัวใหญ่/สำคัญที่วิเคราะห์ผล derating (kW) จาก nameplate
กระแสล็อกโรเตอร์ (เท่าของ FLA) จาก nameplate/code letter · มอเตอร์เหนี่ยวนำ 5–8 เท่า
ประสิทธิภาพเต็มโหลด (%) จาก nameplate · IE2 89–95 · IE3 91–96
จำนวนมอเตอร์ขนาดใกล้เคียงกันในกลุ่ม (ตัว) ใช้ขยายผลความสูญเสีย
ค่าเพาเวอร์แฟกเตอร์ตามอัตราของการไฟฟ้า
ขนาดคาปาซิเตอร์ที่ต้องติดตั้ง
PF เป้าหมายหลังปรับปรุง · ≥ 0.85 พ้นค่าปรับ · แนะนำ 0.90–0.95 (หลีกเลี่ยง > 0.98 เสี่ยง leading)
ราคาคาปาซิเตอร์แบงก์รวมติดตั้ง (บาท/kVAR) จากใบเสนอราคา · LV 400 V ≈ 500–900 · มี detuned reactor ≈ 1,200–1,800
อิมพีแดนซ์หม้อแปลง (%Z) จาก nameplate · หม้อแปลง 22 kV 500–2,000 kVA ≈ 4–6 %
หม้อแปลงและการปรับแท็ป
พิกัดหม้อแปลง (kVA) จาก nameplate
แรงดันทุติยภูมิพิกัด (V) จาก nameplate · เติมอัตโนมัติจากระบบแรงดันแท็บ 1 แก้ทับได้
ขั้นละของ off-load tap changer (%) จาก nameplate · ทั่วไป ±2×2.5 %
ตำแหน่งแท็ปปัจจุบัน (% เทียบ nominal ด้าน HV) จากแผ่นป้ายแท็ป/บันทึกซ่อมบำรุง · 0 = nominal
ความสูญเสียไม่มีโหลด (W) จาก test report/nameplate · 800 kVA ≈ 900–1,500 W
ความสูญเสียโหลดที่พิกัด (W) จาก test report · 800 kVA ≈ 7,000–10,000 W
การสูญเสียในหม้อแปลง
สเปกตรัมฮาร์มอนิกของกระแส
ใส่เป็น % ของกระแสมูลฐาน (Ih/I₁) — ถ้ามีเฉพาะค่า THD ให้ใช้ปุ่มสเปกตรัมสำเร็จรูป
THD_V (%) จาก power quality analyzer ที่ PCC · IEEE 519 ≤ 5 % (LV) · แต่ละฮาร์มอนิก ≤ 3 %
กระแสลัดวงจรที่จุดต่อร่วม (A) จาก short-circuit study หรือประมาณ = kVA×1000/(√3·V·%Z)
กระแสโหลดสูงสุดเฉลี่ย 15 นาที 12 เดือน (A) สำหรับ TDD ตาม IEEE 519 · ว่าง = ใช้กระแสวัดเฉลี่ย
สัดส่วน eddy-current loss ต่อ I²R ของหม้อแปลง (pu) จากผู้ผลิต · dry-type 0.05–0.10 · oil 0.03–0.08 (IEEE C57.110)
กระแสนิวทรัล
ขอบเขตแรงดันที่อุปกรณ์ยอมรับได้
ตัวตัดสินว่าจะลดแรงดันได้ลึกแค่ไหน ไม่ใช่แรงดันระบบ แต่คือพิกัดแรงดันของมอเตอร์ที่ติดตั้งจริง
แรงดันพิกัดบน nameplate ของมอเตอร์ส่วนใหญ่ในโรงงาน (V) · โรงงานเก่ามัก 380 V · เครื่องจักรใหม่ 400 V · นำเข้ายุโรปบางรุ่น 415 V — ค่านี้คือตัวกำหนดว่าลดแรงดันได้ลึกแค่ไหน
IEC 60034-1 zone A ยอมรับ −5 % ของพิกัดมอเตอร์ · ตั้ง 3 % ถ้ามีมอเตอร์เดินโหลดเต็มตลอดเวลา
IEC 60034-1 zone A ยอมรับ +5 % · เกินกว่านี้แกนเหล็กมอเตอร์อิ่มตัว กระแสแม่เหล็กทำพุ่ง
แรงดันที่การไฟฟ้าไทยจ่ายจริง — ข้อเท็จจริงที่ต้องแยกให้ออก 3 ชั้น
คำถามที่ว่า "ไทยจ่าย 400 หรือ 410 V" ตอบไม่ได้ด้วยตัวเลขเดียว เพราะเป็นคนละนิยามกัน 3 ตัว
| ชั้น | ค่า | ความหมายและที่ใช้ |
|---|---|---|
| 1 · แรงดันระบุของระบบ nominal system voltage |
230/400 V | ค่าที่ใช้คำนวณออกแบบทั้งระบบ ตาม วสท. 022001-22 (มาตรฐานการติดตั้งทางไฟฟ้าสำหรับประเทศไทย พ.ศ. 2564) ซึ่งอ้าง IEC 60038 — ไทยเปลี่ยนจาก 220/380 มาเป็น 230/400 แล้ว ตัวเลข 220/380 ที่ยังพบในเอกสารเก่าคือค่าที่เลิกใช้ในการออกแบบแล้ว |
| 2 · แรงดันทุติยภูมิพิกัดของหม้อแปลง rated secondary, ขณะไม่มีโหลด |
กฟภ. 400/230 V กฟน. 416/240 V |
สองการไฟฟ้าใช้ไม่เท่ากัน — กฟภ. หม้อแปลง 22 kV → 400/230 V ส่วน กฟน. 24 kV → 416/240 V ค่านี้ตั้งไว้สูงกว่าแรงดันระบุโดยตั้งใจ เพื่อเผื่อแรงดันตกในสายไปจนถึงผู้ใช้ปลายทาง — นี่คือเหตุผลที่โรงงานใกล้แหล่งจ่ายเจอแรงดันสูงกว่า 400 V เป็นปกติ ไม่ใช่ความผิดปกติ |
| 3 · แรงดันที่วัดได้หน้างาน utilization voltage |
แล้วแต่ตำแหน่ง บนฟีดเดอร์ |
= แรงดันทุติยภูมิพิกัด − แรงดันตกในหม้อแปลง (≈ %Z × โหลด) − แรงดันตกในสาย ใกล้แหล่งจ่ายและโหลดเบา → เกือบเท่าค่าพิกัดไม่มีโหลด ปลายสายและโหลดหนัก → ต่ำลงได้ถึง 10 % |
สรุปสำหรับใช้ตอบหน้างาน — ประเทศไทยจ่ายระบุที่ 400 V
แต่โรงงานในเขต กฟภ. ที่อยู่ใกล้แหล่งจ่ายมักวัดได้ 400–412 V
และในเขต กฟน. มักวัดได้ 412–425 V เพราะหม้อแปลงพิกัด 416 V
— ตัวเลข "410 V" ที่คุ้นหูจึงเป็นค่าที่วัดได้จริง ไม่ใช่ค่าที่ประกาศไว้
ตาม IEC 60038 แรงดันจ่ายไม่ควรต่างจากค่าระบุเกิน ±10 % ซึ่งกว้างกว่าที่มอเตอร์รับได้ (IEC 60034-1 zone A ±5 %) มาก — การไฟฟ้าจ่ายอยู่ในเกณฑ์ของตัวเอง ไม่ได้แปลว่ามอเตอร์ของเราสบาย นี่คือช่องว่างที่มาตรการปรับแรงดันเข้าไปเก็บ
ตาม IEC 60038 แรงดันจ่ายไม่ควรต่างจากค่าระบุเกิน ±10 % ซึ่งกว้างกว่าที่มอเตอร์รับได้ (IEC 60034-1 zone A ±5 %) มาก — การไฟฟ้าจ่ายอยู่ในเกณฑ์ของตัวเอง ไม่ได้แปลว่ามอเตอร์ของเราสบาย นี่คือช่องว่างที่มาตรการปรับแรงดันเข้าไปเก็บ
โปรไฟล์แรงดันและโหลดตามช่วงเวลา
จาก power logger 7 วันขึ้นไป — ถ้ายังไม่มี ให้ประมาณจากการวัดจุดเดียวในแต่ละช่วงกะ
ส่วนผสมโหลดและค่า exponent ของโรงงาน
แบบจำลอง P = P₀·(V/V₀)kp · Q = Q₀·(V/V₀)kq —
ค่า kp ของทั้งโรงงานคือค่าถ่วงน้ำหนักของทุกกลุ่มโหลด และเป็นตัวตัดสินว่าการลดแรงดันจะประหยัดจริงเท่าไร
ช่อง "มีวงป้อนกลับ" — ติ๊กเมื่อโหลดนั้นมีเทอร์โมสตัท เซนเซอร์ระดับ PID หรือเป้าการผลิตที่ตายตัว
โหลดกลุ่มนี้เมื่อลดแรงดันจะยืดเวลาทำงานชดเชยจนพลังงานรวมเท่าเดิม
กำลังไฟฟ้าที่วัดได้ลดลงจริง แต่ kWh ไม่ลด — เป็นสาเหตุหลักที่ผลจริงต่ำกว่าที่สาธิตหน้างาน
พารามิเตอร์ของแต่ละทางเลือก
พิสัยของ off-load tap changer จาก nameplate · ทั่วไป ±2×2.5 % = ±5 % · บางรุ่น ±4×2.5 % = ±10 %
P₀ ∝ (B)n · เหล็กซิลิคอน CRGO 1.8–2.0 · ตั้ง 2.0 ถ้าไม่มีข้อมูล (Steinmetz)
พิกัดรวมของคาปาซิเตอร์แบงก์ที่ติดอยู่แล้ว (kVAR) · ลดแรงดันจะทำให้ kVAR ที่ได้หายไปตาม V² — ใส่ 0 ถ้าไม่มี
ความต้านทานสายจากหม้อแปลงถึงโหลด (Ω/เฟส) · ใส่ 0 ถ้าไม่คิด · Cu 240 mm² 50 m ≈ 0.004
setpoint ที่อุปกรณ์จะคุมไว้ (V) · ต้องไม่ต่ำกว่าขอบล่างของมอเตอร์ · เครื่องมือจะบอกค่าที่ดีที่สุดให้ด้านล่าง
ช่วงที่อุปกรณ์ปรับได้เทียบแรงดันขาเข้า (%) จากสเปกผู้ผลิต · ทั่วไป ±10 % · ถ้าแคบกว่านี้จะคุมไม่ถึง setpoint
สูญเสียภายในของอุปกรณ์ที่ต่ออนุกรม (%) จากสเปก · servo/electronic AVR 0.5–2 % · เป็นสูญเสียที่เกิดตลอดเวลา
% ที่ P₀ ลดลงเมื่อเปลี่ยนเป็นแกน amorphous เทียบ CRGO เดิม จาก test report ผู้ผลิต · ทั่วไป 60–75 %
EF ระบบไฟฟ้าของ อบก. (TGO) ค่าปัจจุบัน 0.4750 kgCO₂e/kWh · ต้องตรวจฉบับล่าสุดก่อนใช้ในรายงาน ค่านี้เปลี่ยนทุกปี
อัตราค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (บาท/kW-เดือน) · ใส่ 0 ถ้าค่าไฟเฉลี่ยในแท็บ 1 รวม demand ไว้แล้ว มิฉะนั้นจะนับซ้ำ
อัตราคิดลดสำหรับ NPV (%/ปี) · ภาคเอกชนไทยนิยม 6–10 %
อายุโครงการ (ปี) · หม้อแปลง 20–25 · อุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์ 10–15 · ใช้ค่าต่ำสุดในชุด
เงินลงทุนแต่ละทางเลือก — กรอกจากใบเสนอราคาจริง
ค่าแรง + ค่าเสียโอกาสจากการดับไฟ (บาท) · งานเองมักเป็น 0–30,000
ราคาหม้อแปลงปรับแรงดันอัตโนมัติพร้อมติดตั้ง (บาท) จากใบเสนอราคา — ไม่ใส่ค่าสมมติ
ราคาอุปกรณ์ควบคุมแรงดันแยกตัวพร้อมติดตั้ง (บาท) จากใบเสนอราคา
ราคาหม้อแปลง amorphous ลูกใหม่พร้อมติดตั้ง (บาท) · ถ้าถึงรอบเปลี่ยนอยู่แล้ว ให้ใส่เฉพาะส่วนต่างจากหม้อแปลงธรรมดา
ค่าบำรุงรักษาต่อปีของอุปกรณ์ที่มีชิ้นส่วนเคลื่อนที่/อิเล็กทรอนิกส์ (% ของ capex) · ทั่วไป 1–3 %
ผลเปรียบเทียบ
ตรวจสอบคำกล่าวอ้างของผู้ขาย
ย้อนกลับหาว่าตัวเลขที่ผู้ขายอ้าง บังคับให้ค่า kp ของโรงงานต้องเป็นเท่าไร แล้วเทียบกับ kp ที่คำนวณได้จริง
ตัวเลขที่ระบุในเอกสารเสนอขาย (%) · ถ้าอ้างเป็นช่วง ให้ใส่ค่ากลาง
% แรงดันที่อุปกรณ์จะลดให้ · ถ้าเสนอเป็น V ให้แปลงเป็น % ก่อน เช่น 415→395 V คือ 4.8 %
ราคารวมติดตั้งตามใบเสนอราคา (บาท)
ความเสี่ยงและเงื่อนไขที่ต้องผ่านก่อนตัดสินใจ
แผนพิสูจน์ผล (M&V)
ส่วนเบี่ยงเบนของ kWh รายวันหลังปรับตามผลผลิตและอากาศแล้ว (%) · โรงงานผลิตต่อเนื่อง 2–4 % · ผลิตตามคำสั่งซื้อ 8–15 %