บทที่ 01 — ภาพรวมระบบไฟฟ้ากำลัง

01.1 เส้นทางของไฟฟ้า: ผลิต–ส่ง–จำหน่าย (Generation → Transmission → Distribution)

เครื่องกำเนิดไฟฟ้า (generator) ในโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ผลิตไฟฟ้าที่แรงดันขั้วเครื่อง (terminal voltage) เพียงประมาณ 11–24 kV เท่านั้น เหตุผลไม่ใช่ข้อจำกัดทางเทคโนโลยี แต่เป็นเรื่องความคุ้มค่า: ถ้าออกแบบให้ generator ผลิตไฟที่แรงดันสูงกว่านี้โดยตรง ฉนวนของขดลวดในตัวเครื่องจะต้องหนาขึ้นมากจนไม่คุ้มทุน จึงต้องอาศัยหม้อแปลง step-up (generator transformer) ทำหน้าที่ยกแรงดันขึ้นเป็น 230 kV หรือ 500 kV ก่อนป้อนเข้าสายส่ง

เหตุผลที่ต้องยกแรงดันสูงขนาดนี้ก่อนส่งไฟทางไกลคือการลดกระแสไฟฟ้าในสาย เพื่อลดกำลังสูญเสียจากความต้านทานสาย (I²R loss) ความสัมพันธ์นี้ทรงพลังมาก: หากยกแรงดันขึ้น 2 เท่าโดยส่งกำลังไฟฟ้าเท่าเดิม กระแสในสายจะลดลงครึ่งหนึ่ง และเมื่อกระแสลดลงครึ่งหนึ่ง loss จะลดลงเหลือเพียง 1 ใน 4 เพราะ loss แปรผันตามกำลังสองของกระแส นี่คือเหตุผลหลักที่ระบบไฟฟ้าทั่วโลกต้องมีสายส่งแรงดันสูงพิเศษ (EHV transmission) แทนที่จะส่งไฟที่แรงดันต่ำเป็นระยะทางไกล ๆ

โดย \(P_{loss}\) คือกำลังสูญเสียในสายส่ง (W), \(I\) คือกระแสในสาย (A), \(R\) คือความต้านทานสาย (Ω), \(S\) คือกำลังปรากฏที่ส่ง (VA) และ \(V_L\) คือแรงดัน line-to-line (V) — สังเกตว่า \(V_L\) อยู่ในตำแหน่งยกกำลังสองในตัวหาร ยิ่งแรงดันสูง กระแสยิ่งต่ำ loss ยิ่งน้อย

ในทางปฏิบัติ loss รวมของระบบส่ง EGAT อยู่ที่ราว 2% ของพลังงานที่ส่งเท่านั้น ขณะที่ระบบจำหน่ายของ MEA/PEA ซึ่งใช้แรงดันต่ำกว่ามากจะมี loss เพิ่มอีกราว 3–5% เมื่อไฟฟ้าเดินทางมาถึงบริเวณผู้ใช้ ระบบจำหน่ายจะลดแรงดันลงเป็นลำดับขั้น: จาก 115 kV (subtransmission) ลงมาเป็น 22/24/33 kV (medium voltage feeder) และสุดท้ายเหลือ 380/220 V ที่หม้อแปลงจำหน่ายหน้าบ้านหรือหน้าโรงงาน ผู้ใช้ไฟฟ้าอุตสาหกรรมขนาดใหญ่มักรับไฟตรงที่ระดับ 115 kV หรือ 22–33 kV เพื่อลดต้นทุนหม้อแปลงและ loss ของตัวเอง ขณะที่บ้านพักอาศัยทั่วไปรับไฟที่ 220 V เฟสเดียว หรือ 380 V สามเฟสสำหรับบ้านที่มีโหลดมาก (รายละเอียดระบบสามเฟส ดู ch05)

1. Tower body (lattice steel) — โครงเหล็กแบบตาข่าย (lattice) ที่รับน้ำหนักสายไฟและแรงลมทั้งหมด ออกแบบให้แข็งแรงแต่ใช้เหล็กน้อยกว่าโครงตัน สังเกตรูปทรงคอดเข้าตรงกลางแล้วผายออกที่ฐานเพื่อกระจายแรง
2. Crossarm — แขนที่ยื่นออกจากเสาเพื่อรองรับลูกถ้วยฉนวนและสายไฟแต่ละเฟส ระยะห่างระหว่างแขนกำหนดระยะห่างทางไฟฟ้าระหว่างเฟส
3. Shield (earth) wire (OPGW) — สายดินที่ขึงอยู่บนสุดของเสา ทำหน้าที่ป้องกันฟ้าผ่าลงสายไฟฟ้าโดยตรง มักเป็นชนิด OPGW ที่มีเส้นใยแก้วนำแสงฝังอยู่ภายในสำหรับการสื่อสารของ EGAT ไปพร้อมกัน
4. Insulator strings — ลูกถ้วยฉนวนต่อกันเป็นพวง แขวนสายไฟฟ้าไว้กับ crossarm กันไม่ให้กระแสไฟรั่วลงเสา จำนวนลูกถ้วยต่อพวงมากขึ้นตามระดับแรงดัน ระบบ 500 kV ใช้พวงยาวกว่าระบบแรงดันต่ำ
5. Conductors — สายตัวนำที่ระดับ 500 kV มักเป็นแบบ quad-bundle คือ 1 เฟสใช้สายย่อย 4 เส้นเรียงกัน ช่วยลด corona loss และเพิ่มความสามารถส่งกำลังเทียบกับสายเดี่ยว
6. Distribution line — สายระบบจำหน่ายแรงดันต่ำกว่าที่เห็นเป็นฉากหลัง แสดงความแตกต่างของขนาดเสาและจำนวนสายเมื่อเทียบกับสายส่งแรงสูง 500 kV ด้านหน้า
7. Tower foundation — ฐานรากคอนกรีตที่ยึดขาเสาแต่ละต้นลงดิน ต้องออกแบบรับทั้งน้ำหนักเสาและแรงดึงจากสายไฟ โดยเฉพาะช่วงมุมหักเลี้ยวของแนวสาย
8. Rice fields — พื้นที่เกษตรกรรมใต้แนวสายส่ง แสดงว่าที่ดินใต้สายส่งยังใช้ทำเกษตรกรรมได้ตามปกติ เพียงแต่ห้ามปลูกสิ่งปลูกสร้างสูงหรือทำกิจกรรมที่เข้าใกล้ระยะปลอดภัยทางไฟฟ้า
9. Transmission line corridor — แนวเขตที่ถางป่า/พืชสูงออกตลอดแนวสายส่ง เพื่อรักษาระยะห่างทางไฟฟ้า (clearance) ระหว่างสายกับต้นไม้หรือสิ่งกีดขวาง ป้องกัน flashover และไฟป่า

01.2 โครงข่ายไฟฟ้าไทย: EGAT / MEA / PEA (Thai Power Grid Structure)

ระบบไฟฟ้าไทยแบ่งหน้าที่กันชัดเจนระหว่างการไฟฟ้า 3 แห่ง: EGAT (การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) รับผิดชอบทั้งการผลิตและการส่งไฟฟ้า (generation & transmission) ทั่วประเทศ MEA (การไฟฟ้านครหลวง) จำหน่ายไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ นนทบุรี และสมุทรปราการ ส่วน PEA (การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค) จำหน่ายไฟฟ้าครอบคลุมอีก 74 จังหวัดที่เหลือทั่วประเทศ

สายส่งของ EGAT มีหลายระดับแรงดันซ้อนกัน: 500 kV เป็นแกนหลักเชื่อมภาคเหนือ–กลาง–ใต้ และเชื่อมโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่เข้าสู่ load center, 230 kV เป็นโครงข่ายระดับภูมิภาค, 132/115 kV ทำหน้าที่เชื่อมสถานีจ่ายไฟให้ MEA/PEA นำไปจำหน่ายต่อ และยังมี 69 kV หลงเหลืออยู่บางส่วนในพื้นที่เก่า นอกจากนี้ยังมี HVDC link ขนาด 300 kV กำลังส่งประมาณ 300 MW เชื่อมไทย–มาเลเซียที่คลองแงะ จังหวัดสงขลา และสายเชื่อมรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว อีกหลายจุดทางภาคอีสาน

กำลังผลิตตามสัญญาทั้งหมดในระบบ EGAT อยู่ที่ราว 49,000–51,000 MW (ข้อมูลปี 2566–2567) แต่เป็นโรงไฟฟ้าของ EGAT เองเพียงประมาณ 16,000 MW หรือราว 1 ใน 3 เท่านั้น ที่เหลือมาจาก IPP (ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่), SPP (ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก) และไฟฟ้านำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของระบบ (system peak) ล่าสุดอยู่ที่ราว 36,000–37,000 MW ซึ่งมักเกิดขึ้นช่วงเดือนเมษายน–พฤษภาคมที่อากาศร้อนที่สุดของปี และมักเป็นช่วงเวลาประมาณ 20:00–22:00 น. เมื่อโหลดแอร์ในบ้านเรือนสูงสุด

ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ หรือ NCC ของ EGAT ตั้งอยู่ที่บางกรวย ทำหน้าที่ dispatch สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าทุกโรงในระบบ และควบคุมความถี่กับแรงดันของทั้งประเทศตลอด 24 ชั่วโมงไม่มีวันหยุด ประเด็นเชิงนโยบายที่น่าสนใจคือ reserve margin ของไทยในช่วงหลายปีที่ผ่านมาสูงกว่ามาตรฐานสากลค่อนข้างมาก (มากกว่า 30% เทียบกับเกณฑ์เดิมที่ใช้อยู่ราว 15%) ซึ่งเกี่ยวโยงกับเรื่องค่าความพร้อมจ่าย (availability payment) ที่ต้องจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนแม้ไม่ได้ถูกสั่งเดินเครื่องเต็มที่

1. Ambient blue LED lighting — แสงไฟสีฟ้ารอบห้องช่วยลดความล้าตาของ operator ที่ต้องเพ่งจอต่อเนื่องหลายชั่วโมง เป็นมาตรฐานการออกแบบห้องควบคุมระบบขนาดใหญ่ทั่วโลก
2. Curved video wall (Real-time grid overview) — จอภาพขนาดใหญ่โค้งแสดงภาพรวมระบบไฟฟ้าทั้งประเทศแบบเรียลไทม์ เป็นจุดที่ operator ทุกคนมองเห็นร่วมกันเพื่อรับรู้สถานการณ์เดียวกัน
3. System status and aggregate alarms — แผงแสดงสถานะรวมของระบบและสัญญาณเตือน (alarm) ระดับประเทศ ช่วยให้เห็นความผิดปกติเร่งด่วนได้ทันทีโดยไม่ต้องไล่ดูทีละจอ
4. Grid network diagram (Transmission overview) — แผนผังเส้นสายส่งไฟฟ้าทั้งโครงข่าย แสดงสถานะเปิด/ปิดของอุปกรณ์สวิตช์แต่ละจุดด้วยสี เป็นเครื่องมือหลักที่ NCC ใช้ติดตามการไหลของกำลังไฟฟ้า
5. Operational metrics and dashboards — กราฟและตัวเลขข้อมูลการเดินระบบ เช่น ความถี่ โหลดรวม กำลังผลิตของแต่ละโรงไฟฟ้า อัปเดตต่อเนื่องเพื่อสนับสนุนการตัดสินใจสั่ง dispatch
6. Operator consoles (Multi-monitor workstations) — โต๊ะปฏิบัติงานของ operator แต่ละคนมีจอหลายจอแยกหน้าที่ เช่น จอสั่งการ จอเฝ้าระวัง จอสื่อสาร ทำงานเป็นกะตลอด 24 ชั่วโมง
7. Ergonomic operator chairs — เก้าอี้ที่ออกแบบตามหลักสรีรศาสตร์ รองรับการนั่งทำงานต่อเนื่องนาน เพราะงาน dispatch ต้องมีคนเฝ้าจอตลอดเวลาไม่สามารถขาดช่วงได้
8. Secure operations LAN (Concealed infrastructure) — ระบบเครือข่ายสื่อสารที่เชื่อม NCC กับสถานีไฟฟ้าและโรงไฟฟ้าทั่วประเทศ ถูกซ่อนไว้ใต้พื้นยกเพื่อความปลอดภัยทางไซเบอร์และกันการรบกวนทางกายภาพ

1. 500 kV Busbars — สายตัวนำหลักที่รวบรวมกำลังไฟฟ้าจากหลายวงจรเข้าด้วยกันภายในสถานี ทำหน้าที่เหมือน "ถนนสายหลัก" ที่ทุกวงจรมาเชื่อมต่อ
2. Lightning Arrester — อุปกรณ์ป้องกันแรงดันเกินจากฟ้าผ่าหรือ switching surge นำกระแสส่วนเกินลงดินอย่างรวดเร็วก่อนทำลายอุปกรณ์อื่นในสถานี
3. Busbar Support Insulators — ลูกถ้วยฉนวนพอร์ซเลนที่รองรับบัสบาร์ให้ลอยตัวเหนือโครงเหล็ก ป้องกันไม่ให้กระแสไฟรั่วลงโครงสร้าง
4. Disconnect Switch (Closed) — สวิตช์ตัดตอนที่อยู่ในสถานะปิดวงจร ต่อกระแสไฟฟ้าไหลผ่านได้ปกติ ใช้แยกอุปกรณ์ออกจากระบบเพื่อบำรุงรักษาโดยไม่มีโหลด
5. Disconnect Switch (Open) — สวิตช์ตัดตอนชนิดเดียวกันแต่อยู่ในสถานะเปิดวงจร มองเห็นช่องว่างของหน้าสัมผัสชัดเจนด้วยตาเปล่า เป็นจุดยืนยันความปลอดภัยก่อนเข้าไปทำงาน (visible break)
6. Current Transformer (CT) — หม้อแปลงกระแสสำหรับแปลงกระแสไฟฟ้าค่าสูงในสายส่งให้เป็นค่าต่ำที่ปลอดภัยสำหรับป้อนมิเตอร์และรีเลย์ป้องกัน (ดู ch36)
7. Voltage Transformer (PT) — หม้อแปลงแรงดันสำหรับแปลงแรงดันสูงให้เป็นค่าต่ำที่ปลอดภัย ใช้คู่กับ CT เพื่อวัดกำลังไฟฟ้าและป้อนสัญญาณให้ระบบป้องกัน
8. Circuit Breaker — อุปกรณ์หลักที่ตัดวงจรไฟฟ้าได้ทันทีแม้ขณะมีกระแสไหลสูงรวมถึงกระแสลัดวงจร เป็นหัวใจของระบบป้องกันสถานีไฟฟ้า ต่างจาก disconnect switch ที่ตัดได้เฉพาะตอนไม่มีโหลด
9. Steel Support Structure — โครงเหล็กชุบกัลวาไนซ์ที่ยึดบัสบาร์และอุปกรณ์ทั้งหมดให้ลอยตัวจากพื้น รักษาระยะห่างทางไฟฟ้าที่ปลอดภัยจากคนและยานพาหนะ
10. Control Cabinet — ตู้ควบคุมภาคสนามที่ติดตั้งอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์สำหรับสั่งงานและรับสัญญาณจากอุปกรณ์สวิตช์แต่ละจุด เชื่อมโยงกลับไปห้องควบคุมของสถานี
11. Gravel Grounding Surface — พื้นกรวดหินที่ปูทั่วลานสถานี ช่วยเพิ่มความต้านทานพื้นผิว ลดอันตรายจาก step/touch voltage หากเกิดกระแสลัดวงจรลงดิน

01.3 ทำไมต้อง 50 Hz (Why 50 Hz?)

ประเทศไทยใช้ความถี่ไฟฟ้า 50 Hz ตามมาตรฐานยุโรป เพราะอุปกรณ์ไฟฟ้ายุคแรกที่นำเข้ามาใช้งานอ้างอิงมาตรฐานยุโรปเป็นหลัก ขณะที่สหรัฐอเมริกา ไต้หวัน และเกาหลีใช้ 60 Hz ส่วนญี่ปุ่นมีลักษณะพิเศษคือแบ่งประเทศออกเป็นสองโซน ฝั่งตะวันออกใช้ 50 Hz ฝั่งตะวันตกใช้ 60 Hz เนื่องจากประวัติศาสตร์การนำเข้าเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจากคนละประเทศ

ความถี่ไฟฟ้าผูกติดอยู่กับความเร็วรอบของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าโดยตรงผ่านสมการ f = PN/120 เครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบ 2 ขั้วต้องหมุนที่ 3,000 รอบต่อนาที ส่วนเครื่องแบบ 4 ขั้วต้องหมุนที่ 1,500 รอบต่อนาที จึงจะได้ความถี่ 50 Hz พอดี (หากเป็นระบบ 60 Hz ความเร็วรอบที่สอดคล้องกันจะกลายเป็น 3,600 และ 1,800 รอบต่อนาทีตามลำดับ)

โดย \(f\) คือความถี่ไฟฟ้า (Hz), \(P\) คือจำนวนขั้วแม่เหล็กของ generator (poles) และ \(N\) คือความเร็วรอบ (rpm)

เหตุผลที่ต้องเลือกความถี่สักค่าหนึ่งเป็นมาตรฐาน เพราะความถี่สูงขึ้นทำให้หม้อแปลงและมอเตอร์มีขนาดเล็กลง แต่ก็แลกมาด้วย core loss และ loss จาก skin effect ที่เพิ่มขึ้น ขณะที่ความถี่ต่ำกว่าประมาณ 40 Hz จะทำให้หลอดไฟกะพริบจนตามองเห็นได้ ดังนั้น 50 หรือ 60 Hz จึงเป็นจุดสมดุลทางวิศวกรรมที่ลงตัว ที่สำคัญกว่านั้นคือทุกเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่เชื่อมต่อกันในระบบ interconnect เดียวกันต้องหมุน "synchronous" คือหมุนสอดคล้องกันที่ความถี่เดียวกันเป๊ะ ๆ ตลอดเวลา (รายละเอียดการ synchronize เครื่องเข้าระบบ ดู ch31) ความถี่จึงกลายเป็นตัวชี้วัดสมดุลระหว่างกำลังผลิตกับโหลดของทั้งระบบได้ทันที: เมื่อใดที่โหลดมากกว่ากำลังผลิต ความถี่จะตกลง และเมื่อกำลังผลิตมากกว่าโหลด ความถี่จะเกิน 50 Hz

ระบบไทยควบคุมความถี่ให้อยู่ในย่านปกติประมาณ 49.75–50.25 Hz และมีระบบ under-frequency load shedding (UFLS) ที่จะเริ่มตัดโหลดอัตโนมัติเมื่อความถี่ตกลงไปต่ำกว่าราว 49.0 Hz เพื่อรักษาเสถียรภาพของทั้งระบบไว้ไม่ให้ล่มทั้งประเทศ ความถี่ที่ตกลึกเป็นอันตรายอย่างยิ่งต่อกังหันไอน้ำ เพราะอาจทำให้เกิด blade resonance จนใบพัดเสียหาย ด้วยเหตุนี้กังหันไอน้ำจึงห้ามเดินเครื่องต่อเนื่องที่ความถี่ต่ำกว่าประมาณ 47.5 Hz (รายละเอียด ดู ch19)

01.4 ประเภทโรงไฟฟ้าและสัดส่วนในระบบไทย (Power Plant Types & Thai Generation Mix)

โรงไฟฟ้า combined cycle ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงคือกระดูกสันหลังของระบบไฟฟ้าไทย ผลิตพลังงานคิดเป็นสัดส่วนราว 55–60% ของทั้งหมด ด้วย efficiency สูงถึง 55–62% (รายละเอียด ดู ch15) รองลงมาคือโรงไฟฟ้า thermal ที่ใช้ถ่านหิน/ลิกไนต์ ทั้งโรงไฟฟ้าแม่เมาะที่ใช้ลิกไนต์ในประเทศกำลังผลิตราว 2,400 MW และโรงไฟฟ้า IPP ถ่านหินนำเข้าอย่าง BLCP และ GHECO-One รวมกันคิดเป็นสัดส่วนราว 14–16% ของพลังงานทั้งหมด ด้วยต้นทุนเชื้อเพลิงต่ำจึงถูกเดินเป็น base load ตลอด 24 ชั่วโมง (รายละเอียด ดู ch16–18)

พลังน้ำในประเทศจากเขื่อนใหญ่ของ EGAT เช่น เขื่อนภูมิพล (779 MW) เขื่อนสิริกิติ์ (500 MW) และเขื่อนศรีนครินทร์ (720 MW) รวมกำลังผลิตติดตั้งราว 3,000 MW แม้จะผลิตพลังงานได้เพียง 2–3% ของทั้งระบบ แต่มีคุณค่าสูงมากในฐานะโรงไฟฟ้า peaking และ reserve เพราะสามารถ start เดินเครื่องได้ภายในไม่กี่นาที (รายละเอียด ดู ch27) นอกจากนี้ไทยยังนำเข้าไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว เช่นโครงการน้ำเทิน 2 ไซยะบุรี และหงสา (ลิกไนต์) รวมกันคิดเป็นสัดส่วนราว 12–17% ของพลังงานทั้งหมด

พลังงานหมุนเวียนในกลุ่ม SPP/VSPP ทั้ง solar wind ชีวมวล และขยะ รวมกันคิดเป็นสัดส่วนราว 9–12% และมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) โดย capacity factor ของ solar ในไทยอยู่ที่ราว 16–18% ส่วน wind อยู่ที่ราว 20–30% (รายละเอียด ดู ch42) ส่วนน้ำมันเตาและดีเซลเหลือบทบาทเป็นเพียง standby หรือ peaking เท่านั้น คิดเป็นสัดส่วนน้อยกว่า 1% ของพลังงานทั้งหมด

หมายเหตุ: ตัวเลขสัดส่วนข้างต้นเป็นค่าโดยประมาณของปี 2566–2567 ควรอัปเดตตามรายงานล่าสุดของ EPPO/EGAT เมื่อใช้อ้างอิงในงานจริง

1. Exhaust Stack — ปล่องระบายไอเสียจากกังหันก๊าซหลังผ่าน HRSG แล้ว อุณหภูมิไอเสียที่ปล่องต่ำกว่าปล่องโรงไฟฟ้าถ่านหินมากเพราะความร้อนถูกดึงไปต้มน้ำใน HRSG ก่อน
2. HRSG (Heat Recovery Steam Generator) — หม้อต้มไอน้ำที่ใช้ความร้อนเหลือทิ้งจากไอเสียกังหันก๊าซมาต้มน้ำเป็นไอน้ำ แทนที่จะเผาเชื้อเพลิงเพิ่ม เป็นหัวใจที่ทำให้ combined cycle มี efficiency สูงถึง 55–62% (ดู ch26)
3. Steam Turbine Building — อาคารที่ติดตั้งกังหันไอน้ำซึ่งรับไอน้ำจาก HRSG มาผลิตไฟฟ้าเพิ่มอีกชุด (bottoming cycle) โดยไม่ต้องใช้เชื้อเพลิงเพิ่มเติม
4. Gas Turbine Hall 2 — อาคารกังหันก๊าซชุดที่ 2 เผาก๊าซธรรมชาติโดยตรงหมุน generator ก่อนส่งไอเสียร้อนไปยัง HRSG
5. Gas Turbine Hall 1 — อาคารกังหันก๊าซชุดที่ 1 ทำงานคู่กับชุดที่ 2 โรงไฟฟ้านี้เป็นแบบ multi-shaft ที่มีกังหันก๊าซมากกว่า 1 ชุดต่อ HRSG/steam turbine 1 ชุด เพิ่มความยืดหยุ่นในการเดินเครื่องบางส่วน (partial load)
6. Switchyard — ลานสวิตช์ของโรงไฟฟ้าเองที่รวมไฟจาก generator ทุกชุดก่อนส่งต่อเข้าระบบส่ง มีอุปกรณ์ป้องกันและวัดของโรงไฟฟ้าติดตั้งอยู่
7. Fuel Gas Skid — ชุดอุปกรณ์ปรับความดันและกรองก๊าซธรรมชาติก่อนป้อนเข้ากังหันก๊าซ ควบคุมความดันและอุณหภูมิให้อยู่ในช่วงที่กังหันยอมรับได้
8. Cooling Water System — ระบบน้ำหล่อเย็นสำหรับควบแน่นไอน้ำที่ผ่านกังหันไอน้ำแล้วกลับเป็นน้ำ (ดู ch21–22) จำเป็นแม้เป็นโรงไฟฟ้าก๊าซเพราะยังมีวงจรไอน้ำส่วน bottoming cycle อยู่

1. Cooling towers — หอหล่อเย็นทรงไฮเพอร์โบลิกขนาดใหญ่ ใช้ระบายความร้อนจากน้ำหล่อเย็นด้วยการระเหยแบบ natural draft ไม่ต้องใช้พัดลมไฟฟ้าช่วย เห็นไอน้ำสีขาวลอยออกจากปากหอตลอดเวลา
2. Water vapor plume — กลุ่มไอน้ำที่ลอยออกจากหอหล่อเย็น เป็นไอน้ำบริสุทธิ์จากการระเหยของน้ำหล่อเย็น ไม่ใช่มลพิษ ต่างจากควันจากปล่องไฟที่มีองค์ประกอบการเผาไหม้
3. Chimney stack — ปล่องระบายไอเสียจากการเผาไหม้ลิกไนต์ สูงกว่าปล่องโรงไฟฟ้าก๊าซมากเพื่อกระจายมลสารสู่ชั้นบรรยากาศสูง มักติดตั้งระบบดักฝุ่นและกำมะถันก่อนปล่อยออก
4. Power plant building — อาคารหลักที่ติดตั้ง boiler เผาลิกไนต์และกังหันไอน้ำ เป็นโครงสร้างขนาดใหญ่เพราะ boiler ถ่านหิน/ลิกไนต์มีขนาดใหญ่กว่า HRSG ของโรงไฟฟ้าก๊าซมาก
5. High-voltage transmission lines — สายส่งไฟฟ้าแรงสูงที่นำไฟจากโรงไฟฟ้าเข้าสู่ระบบส่งหลัก โรงไฟฟ้าฐาน (base load) แบบนี้มักอยู่ใกล้แหล่งเชื้อเพลิงมากกว่าใกล้ load center จึงต้องพึ่งสายส่งระยะไกล
6. Coal handling and storage — ระบบลำเลียงและจัดเก็บเชื้อเพลิงแข็ง มีสายพานลำเลียงและไซโลเก็บสำรอง ต้องบริหารสต๊อกเชื้อเพลิงต่อเนื่องเพราะโรงไฟฟ้าฐานเดินเครื่อง 24 ชั่วโมงแทบไม่หยุด
7. Vegetation buffer — แนวต้นไม้กันชนระหว่างพื้นที่โรงไฟฟ้า/เหมืองกับชุมชนโดยรอบ ช่วยลดฝุ่นและเสียงที่ฟุ้งกระจายออกนอกพื้นที่
8. Open-cast lignite mine — เหมืองลิกไนต์แบบเปิดหน้าดิน (surface mining) ที่ขุดเชื้อเพลิงป้อนโรงไฟฟ้าโดยตรง ต้นทุนเชื้อเพลิงต่ำมากเพราะไม่ต้องขนส่งไกล เป็นเหตุผลหลักที่โรงไฟฟ้าลิกไนต์เดินเป็น base load ได้ถูกที่สุด

1. Reservoir — อ่างเก็บน้ำเหนือเขื่อนที่กักเก็บพลังงานศักย์ไว้ล่วงหน้า ทำหน้าที่เหมือนแบตเตอรี่พลังน้ำที่พร้อมปล่อยน้ำผลิตไฟฟ้าได้ทันทีเมื่อระบบต้องการ ต่างจากโรงไฟฟ้าความร้อนที่ต้องจุดเตาเผาก่อน
2. Spillway Gates — ประตูระบายน้ำล้นสำหรับระบายน้ำส่วนเกินออกจากอ่างเมื่อระดับน้ำสูงเกินเกณฑ์ปลอดภัย ไม่ผ่านกังหันจึงไม่ผลิตไฟฟ้า เป็นระบบป้องกันเขื่อนจากน้ำท่วมล้น
3. Dam (Concrete Gravity Structure) — โครงสร้างเขื่อนคอนกรีตที่ใช้น้ำหนักตัวเองต้านแรงดันน้ำ กั้นน้ำสร้างส่วนต่างระดับความสูง (head) ซึ่งเป็นตัวแปรหลักที่กำหนดพลังงานที่ผลิตได้
4. Penstocks — ท่อส่งน้ำแรงดันสูงจากอ่างเก็บน้ำลงมายัง turbine ในโรงไฟฟ้า ยิ่ง head สูงและท่อใหญ่ ยิ่งส่งน้ำได้มากและผลิตกำลังไฟฟ้าได้สูง
5. Powerhouse — อาคารที่ติดตั้ง turbine และ generator รับน้ำจาก penstock มาหมุนกังหันผลิตไฟฟ้า มักหมุนช้าจึงต้องใช้ generator ขั้วมาก (ดูตัวอย่าง 01.2)
6. Access Road — ถนนเข้าถึงตัวเขื่อนและโรงไฟฟ้าสำหรับบำรุงรักษาและขนย้ายอุปกรณ์ เขื่อนมักอยู่ในพื้นที่ภูเขาห่างไกลจึงต้องมีถนนเฉพาะ
7. Tailrace (Outflow Channel) — ช่องทางน้ำที่ไหลออกจาก powerhouse หลังผ่าน turbine แล้ว ไหลกลับสู่แม่น้ำเดิมด้านท้ายเขื่อน ระดับน้ำที่ tailrace เทียบกับระดับอ่างเก็บน้ำคือค่า head สุทธิที่ใช้ผลิตไฟฟ้าจริง

01.5 MW กับ MWh และ Capacity Factor (Power vs Energy, Capacity Factor)

ความสับสนที่พบบ่อยที่สุดสำหรับผู้เริ่มต้นคือการปนกันระหว่าง MW กับ MWh — MW คือกำลัง (อัตรา) ส่วน MWh คือพลังงาน (ปริมาณสะสม) โรงไฟฟ้าขนาด 1,000 MW หากเดินเครื่องเต็มพิกัดต่อเนื่อง 1 ชั่วโมง จะผลิตพลังงานได้ 1,000 MWh พอดี การอ่านข่าวหรือรายงานพลังงานจึงต้องแยกสองหน่วยนี้ให้ชัดเจนเสมอ ในทางปฏิบัติ 1 MWh เท่ากับ 1,000 kWh หรือ 1,000 "หน่วย" ตามที่ปรากฏในบิลค่าไฟ โดยครัวเรือนไทยโดยเฉลี่ยใช้ไฟฟ้าราว 200–500 kWh ต่อเดือน

Capacity factor (CF) คืออัตราส่วนระหว่างพลังงานที่ผลิตได้จริงกับพลังงานสูงสุดที่จะผลิตได้หากเดินเครื่องเต็มพิกัดตลอดช่วงเวลาที่พิจารณา

โดย \(CF\) คือ capacity factor (%), \(E_{actual}\) คือพลังงานที่ผลิตจริง (MWh), \(P_{rated}\) คือกำลังผลิตติดตั้ง (MW) และ \(t\) คือจำนวนชั่วโมงในช่วงที่พิจารณา (1 ปีเต็มเท่ากับ 8,760 ชั่วโมง)

ค่า CF แตกต่างกันมากตามประเภทโรงไฟฟ้า: nuclear ในต่างประเทศอยู่ที่ 85–92%, โรงไฟฟ้าถ่านหินที่เดินเป็น base load อยู่ที่ 70–85%, combined cycle อยู่ในช่วงกว้าง 50–75% ขึ้นกับว่าถูก dispatch แบบ load-following มากน้อยแค่ไหน, พลังน้ำแบบอ่างเก็บอยู่ที่เพียง 25–40% เพราะถูกสงวนไว้ใช้เฉพาะช่วง peak, solar อยู่ที่ 16–18% และ wind อยู่ที่ 20–30% ตามความผันผวนของธรรมชาติ

ศัพท์ที่มักสับสนกับ CF คือ load factor ซึ่งคำนวณจากโหลดเฉลี่ยหารด้วยโหลดสูงสุดของระบบ ระบบไทยมี load factor อยู่ที่ราว 75–80% ถือว่าค่อนข้างแบนราบเมื่อเทียบกับหลายประเทศ เพราะมีโหลดกลางคืนสูงจากภาคอุตสาหกรรมที่เดินเครื่อง 24 ชั่วโมง อีกคำที่ต้องแยกให้ออกคือ availability factor ซึ่งไม่เท่ากับ capacity factor: โรงไฟฟ้า peaking บางโรงอาจพร้อมเดินเครื่อง (available) ได้ถึง 95% ของเวลา แต่มี CF จริงเพียง 10% เท่านั้น เพราะถูกสั่งเดินเครื่องน้อยตามลำดับ merit order

01.6 Base / Intermediate / Peak Load และ Merit Order (Load Duration & Dispatch)

โหลดของระบบไทยมีรูปแบบรายวันที่ค่อนข้างสม่ำเสมอ: ต่ำสุดในช่วงตี 3 ถึงตี 5 อยู่ที่ประมาณ 65–75% ของ peak, ไต่ขึ้นเป็นยอดกลางวันช่วงประมาณ 13:00–15:00 น. และยอดสูงสุดที่แท้จริงของวันมักอยู่ในช่วงหัวค่ำ 19:00–22:00 น. เมื่อโหลดแอร์ในบ้านเรือนพุ่งสูงพร้อมกันทั้งประเทศ (ดูรูปเส้นโหลดรายวันในหัวข้อ 01.5)

โรงไฟฟ้าถูกจัดกลุ่มตามบทบาทการเดินเครื่อง 3 ระดับ: Base load plant เดินเครื่องคงที่ตลอด 24 ชั่วโมง มีต้นทุนเชื้อเพลิงต่ำแต่ start/stop ได้ช้า เช่น ลิกไนต์แม่เมาะ ถ่านหิน IPP และพลังน้ำนำเข้าตามสัญญา, Intermediate (load-following) ได้แก่ combined cycle ก๊าซ ที่ปรับโหลดตามความต้องการรายชั่วโมงได้และมี ramp rate ปานกลาง, และ Peaking plant ได้แก่พลังน้ำแบบอ่างเก็บที่ start ได้ภายใน 2–5 นาที และ gas turbine แบบ open cycle ที่ start ได้ภายใน 10–30 นาที เดินเฉพาะชั่วโมง peak แม้ต้นทุนต่อหน่วยจะสูงกว่ามาก

การจัดลำดับเดินเครื่องใช้หลัก merit order คือ NCC จะสั่งเดินเครื่องเรียงตามต้นทุนผันแปร (variable cost) จากต่ำไปสูง เริ่มจากกลุ่ม must-run (renewables และ SPP cogeneration ตามสัญญา) ตามด้วยลิกไนต์ ถ่านหินนำเข้า ก๊าซ combined cycle และสุดท้ายคือ gas turbine ที่ใช้น้ำมัน/ดีเซล ต้นทุนผันแปรโดยประมาณอยู่ที่ลิกไนต์ราว 1–1.5 บาทต่อหน่วย, ก๊าซ combined cycle ราว 2.5–4 บาทต่อหน่วยซึ่งผันผวนตามราคา LNG ในตลาดโลก และดีเซล peaker สูงกว่า 6 บาทต่อหน่วย ลำดับต้นทุนนี้เองที่อธิบายว่าทำไมโรงไฟฟ้าบางโรงเดินเครื่องแทบทั้งปี ขณะที่บางโรงเดินเครื่องเพียงไม่กี่ร้อยชั่วโมงต่อปี

อีกแนวคิดสำคัญคือ spinning reserve ซึ่งหมายถึงเครื่องที่ online อยู่ในระบบแล้วแต่ยังมี headroom เหลือพอที่จะรับโหลดเพิ่มได้ภายใน 10 นาที ระบบไทยจะถือ spinning reserve ไว้อย่างน้อยเท่ากับกำลังผลิตของเครื่องที่ใหญ่ที่สุดที่กำลังเดินเครื่องอยู่ (ราว 800–1,400 MW) ตามเกณฑ์ความมั่นคง N-1 คือระบบต้องรองรับได้แม้เครื่องที่ใหญ่ที่สุดหลุดออกจากระบบกะทันหันเพียงเครื่องเดียว

01.7 แผนที่บทเรียนของหนังสือเล่มนี้ (Course Roadmap)

หนังสือเล่มนี้จัดลำดับเนื้อหาให้ต่อยอดกันเป็นขั้นบันได เริ่มจาก Part ไฟฟ้าพื้นฐาน (ch02–06) ตามด้วยกลศาสตร์และเทอร์โมไดนามิกส์ (ch07–12) จากนั้นเข้าสู่วัฏจักรกำลังของโรงไฟฟ้า (ch13–15) แล้วแยกเป็นสองสายคือฝั่งอุปกรณ์เครื่องกล (ch16–29) และฝั่งอุปกรณ์ไฟฟ้า (ch30–37) ก่อนปิดท้ายด้วยเรื่อง instrumentation การควบคุมและการเดินเครื่อง (ch38–41) และภาพรวมเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนกับนิวเคลียร์ (ch42)

ถ้ามองในมุมของการแปลงพลังงาน โรงไฟฟ้า thermal ทุกแบบทำงานเป็น 3 ขั้นตอนต่อเนื่องกัน: แปลงพลังงานเคมีในเชื้อเพลิงเป็นความร้อน (boiler, ดู ch16) แปลงความร้อนเป็นพลังงานกล (turbine, ดู ch19) และแปลงพลังงานกลเป็นไฟฟ้า (generator, ดู ch30) ก่อนส่งเข้าสู่ grid (ดู ch35) การเข้าใจห่วงโซ่นี้จะช่วยให้เห็นว่าแต่ละบทที่จะเรียนต่อไปเชื่อมโยงกับภาพรวมตรงไหน

สำหรับผู้อ่านที่เน้นสายงาน operation ขอแนะนำให้ทำความเข้าใจ ch03–05 (ไฟฟ้ากระแสสลับ กำลังไฟฟ้า และระบบสามเฟส) ให้แม่นเป็นพิเศษ เพราะเป็นภาษาพื้นฐานที่ใช้อ่านค่าบนจอ DCS และแผง synchronize ทุกวันในการทำงานจริง

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท