บทที่ 31 — การเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้า

31.1 เงื่อนไขการ Synchronize เข้าระบบ (Synchronization Conditions)

เมื่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าถูกนำขึ้นมาที่ความเร็วพิกัด (rated speed) โดย turbine เรียบร้อยแล้ว และระบบ excitation ที่ได้เรียนไว้ในบทที่ 30 จ่ายกระแส field เข้า rotor จนเกิดแรงดันไฟฟ้าที่ขั้วเครื่องแล้ว เครื่องยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบใหญ่แต่อย่างใด เพราะระหว่างขั้วเครื่องกับบัสของระบบยังมี generator circuit breaker หรือเซอร์กิตเบรกเกอร์หลักของเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากั้นอยู่ในสถานะเปิด การนำเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเข้าขนานกับระบบใหญ่โดยสับเบรกเกอร์ตัวนี้เรียกว่าการซิงโครไนซ์ (synchronization) ซึ่งเป็นหนึ่งในขั้นตอนที่ต้องทำด้วยความละเอียดรอบคอบที่สุดในกระบวนการเดินเครื่อง เพราะแหล่งจ่ายไฟฟ้ากระแสสลับสองแหล่ง — เครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่กำลังหมุนอยู่ฝั่งหนึ่ง กับระบบไฟฟ้าใหญ่ทั้งประเทศอีกฝั่งหนึ่ง — ต้องมีคุณสมบัติใกล้เคียงกันมากพอก่อนจะเชื่อมเข้าหากันเป็นวงจรเดียว operator ในห้องควบคุมจะดูจอ DCS (Distributed Control System — ระบบควบคุมแบบกระจายศูนย์) ควบคู่ไปกับแผง synchronizing panel เฉพาะ เพื่อยืนยันเงื่อนไขทั้งหมดก่อนสั่ง close breaker

เงื่อนไขที่ต้องตรวจสอบก่อนสับเบรกเกอร์มีอยู่ 4 ข้อ ข้อแรกคือแรงดันไฟฟ้าทั้งสองฝั่งต้องเท่ากันภายในกรอบยอมรับ ±5% โดยในทางปฏิบัติมักตั้งให้แรงดันฝั่งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสูงกว่าบัสเล็กน้อยราว 1–2% เพื่อให้เครื่องเริ่มจ่าย MVAr (กำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ) ออกสู่ระบบได้ทันทีหลังสับ แทนที่จะดูด MVAr เข้ามาซึ่งจะทำให้แรงดันขั้วเครื่องตกลงทันทีที่สับ ข้อที่สองคือความถี่ของทั้งสองฝั่งต้องใกล้เคียงกันมาก ค่า slip หรือผลต่างความถี่สัมพัทธ์ต้องน้อยกว่า 0.1–0.2% โดยเจตนาให้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าหมุนเร็วกว่าระบบเล็กน้อยเสมอ เพื่อให้ทันทีที่สับเบรกเกอร์เครื่องรับโหลด MW ทันที ไม่ตกไปอยู่ในโซน motoring ที่จะอธิบายในหัวข้อ 31.6 ข้อที่สามคือมุมเฟสของแรงดันทั้งสองฝั่งต้องตรงกันภายในกรอบ 10° หากใช้ auto-synchronizer มักตั้งกรอบให้แคบกว่านั้นอีกคือไม่เกิน 5° ข้อที่สี่คือลำดับเฟส (phase sequence) ของทั้งสองฝั่งต้องตรงกัน ซึ่งแตกต่างจากอีกสามข้อตรงที่ไม่ได้เปลี่ยนแปลงทุกครั้งที่เดินเครื่อง จึงตรวจสอบเพียงครั้งเดียวตอน commissioning หรือหลังงานที่แตะต้องวงจร PT (Potential Transformer — หม้อแปลงแรงดันสำหรับป้อนสัญญาณเข้าเครื่องวัด) หรือสายไฟฟ้าที่เกี่ยวข้อง

อุปกรณ์หลักที่ operator ใช้เฝ้าดูมุมเฟสคือ synchroscope ซึ่งเป็นหน้าปัดวงกลมมีเข็มชี้อยู่ตรงกลาง ตำแหน่ง 12 นาฬิกาหมายถึงเฟสตรงกันพอดี หากเข็มหมุนตามเข็มนาฬิกาช้าๆ หมายความว่าเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเร็วกว่าระบบเล็กน้อย (โซนที่เรียกว่า "FAST") ซึ่งเป็นทิศทางที่ต้องการ ส่วนถ้าเข็มหมุนทวนเข็มนาฬิกาแปลว่าเครื่องช้ากว่าระบบ (โซน "SLOW") ต้องปรับความเร็วเพิ่มก่อน วิธีปฏิบัติที่ถูกต้องคือปล่อยให้เข็มหมุนตามเข็มช้าๆ แล้วสั่งสับเบรกเกอร์ก่อนเข็มถึง 12 นาฬิกาเล็กน้อย เพราะตัวเบรกเกอร์เองมีเวลาหน่วงในการสับจริง (closing time) ราว 50–100 มิลลิวินาที หากรอจนเข็มถึง 12 นาฬิกาพอดีแล้วค่อยสั่ง ตัวเบรกเกอร์จะสับสำเร็จช้ากว่าจังหวะที่มุมเฟสตรงกันจริงเสมอ

ในโรงไฟฟ้าสมัยใหม่มักติดตั้ง auto-synchronizer ซึ่งวัดทั้ง slip ความถี่ มุมเฟส และผลต่างแรงดันพร้อมกัน แล้วคำนวณจังหวะสั่ง close ล่วงหน้าโดยชดเชยเวลาสับเบรกเกอร์ให้อัตโนมัติ ทำให้แม่นยำกว่าการสับด้วยมือมาก อย่างไรก็ตาม ทุกวงจรซิงโครไนซ์ไม่ว่าจะเป็นแบบ manual หรือ auto ล้วนต้องมี check-synchronizing relay หรือรีเลย์เลข 25 ทำหน้าที่เป็นด่านตรวจสอบซ้อนอีกชั้นเสมอ — หากเงื่อนไขไม่ครบ รีเลย์ 25 จะบล็อกคำสั่งสับเบรกเกอร์ไว้ไม่ให้ทำงาน ไม่ว่าคำสั่งจะมาจาก operator หรือระบบอัตโนมัติก็ตาม

ลำดับขั้นตอนจริงในห้องควบคุมเมื่อเดินเครื่องขึ้นมาเพื่อ synchronize จึงเป็นดังนี้: เครื่องหมุนถึงความเร็วพิกัดแล้ว → สั่ง field on (จ่ายกระแส excitation เข้า field winding) → ปรับแรงดันขั้วเครื่องให้เท่ากับบัสผ่าน AVR (Automatic Voltage Regulator — เครื่องควบคุมแรงดันไฟฟ้าอัตโนมัติ) → เข้าสู่โหมด synchronizing → สับเบรกเกอร์ → เครื่องรับโหลดเริ่มต้นทันที (มักตั้ง block load ไว้ราว 5% ของพิกัดเพื่อป้องกันไม่ให้เครื่องตกไปอยู่ในโซน reverse power ทันทีหลังสับ)

1. DCS Monitor Wall — จอผนัง DCS (Distributed Control System — ระบบควบคุมแบบกระจายศูนย์) ขนาดใหญ่ที่แสดงภาพรวมกระบวนการผลิตไฟฟ้าและสถานะระบบแบบเรียลไทม์ เป็นจุดที่ operator กวาดสายตาดูภาพรวมทั้งโรงก่อนตัดสินใจทุกครั้ง
2. Plant Overview Displays — จอแสดงตัวชี้วัดสมรรถนะหลัก แนวโน้ม และสัญญาณเตือนของทั้งโรง ช่วยให้ operator เห็นภาพรวมโดยไม่ต้องไล่ดูทีละหน้าจอย่อย
3. Bay Panel — แผงไดอะแกรมเส้นเดียว (single-line diagram) ของระบบไฟฟ้าพร้อมไฟแสดงสถานะเปิด/ปิดของอุปกรณ์แต่ละตัว ในภาพเป็นบัส 13.8 kV ของ Unit 1 ที่ใช้ตรวจสอบตำแหน่งเบรกเกอร์และสวิตช์ก่อนสั่งสับเครื่อง
4. Synchronizing Panel — แผงเฉพาะสำหรับงานซิงโครไนซ์ ภายในบรรจุ synchroscope และปุ่มควบคุมการซิงโครไนซ์ แยกออกมาต่างหากจากแผงอื่นเพราะเป็นขั้นตอนที่ต้องการความละเอียดสูง
5. Operator Workstation — โต๊ะทำงานหลักที่ operator นั่งเฝ้าจอควบคุม สั่งการ และรับสัญญาณเตือนตลอดกะ
6. Control Interface Screens — จอแสดงไดอะแกรมกระบวนการ แนวโน้มค่าต่างๆ สัญญาณเตือน และสถานะอุปกรณ์แต่ละชุด ที่ operator ใช้เจาะลึกลงไปในระบบย่อยที่สนใจ
7. Engineering Console — คอนโซลสำหรับงานตั้งค่าระบบ วินิจฉัยปัญหา และบริหารจัดการระบบควบคุม มักใช้งานโดยวิศวกรระบบควบคุมมากกว่า operator ประจำกะ

1. Synchroscope (phase relationship indicator) — หน้าปัดวงกลมตรงกลางที่แสดงความสัมพันธ์ของมุมเฟสระหว่างแรงดันเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากับแรงดันบัส เป็นอุปกรณ์หลักที่ operator เฝ้าดูระหว่างขั้นตอนซิงโครไนซ์
2. Synchronize pointer (shows phase difference and direction) — เข็มชี้กลางที่บอกทั้งขนาดของมุมต่างเฟสและทิศทางที่กำลังเปลี่ยนแปลง ตำแหน่ง 12 นาฬิกาคือเฟสตรงกันพอดี
3. Generator voltmeter — มิเตอร์วัดแรงดันฝั่งเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ต้องอ่านเทียบกับ bus voltmeter ให้ใกล้เคียงกันภายใน ±5% ก่อนสับเบรกเกอร์
4. Bus voltmeter — มิเตอร์วัดแรงดันฝั่งบัสระบบที่จะสับเข้า ใช้เทียบคู่กับ generator voltmeter ตลอดเวลา
5. Generator lagging (pointer left) — โซนสีแดงด้านซ้ายของหน้าปัด หมายถึงเครื่องกำเนิดไฟฟ้าตามหลัง (ช้ากว่า) เฟสของบัส เข็มจะเบนไปทางนี้เมื่อเครื่องหมุนช้ากว่าระบบ
6. Generator leading (pointer right) — โซนสีเขียวด้านขวาของหน้าปัด หมายถึงเครื่องกำเนิดไฟฟ้านำหน้า (เร็วกว่า) เฟสของบัส ซึ่งเป็นทิศทางที่ต้องการก่อนสับเบรกเกอร์เพื่อให้รับโหลดทันทีไม่ตกเข้าโซน motoring
7. Rate of phase change — อัตราที่เข็มเคลื่อนที่ ยิ่งอยู่ใกล้ขอบวงกลมยิ่งเคลื่อนเร็ว ยิ่งใกล้จุดกึ่งกลาง (12 นาฬิกา) ยิ่งเคลื่อนช้า ช่วยให้ operator กะจังหวะสับเบรกเกอร์ได้แม่นยำ
8. Generator frequency meter — มิเตอร์วัดความถี่ฝั่งเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ใช้ยืนยัน slip ระหว่างเครื่องกับระบบว่าน้อยพอตามเกณฑ์
9. Bus frequency meter — มิเตอร์วัดความถี่ฝั่งบัสระบบ ใช้เทียบคู่กับ generator frequency meter
10. Panel light dimmer (synchroscope illumination) — ปุ่มปรับความสว่างไฟส่องหน้าปัด synchroscope ไม่เกี่ยวกับการวัดค่าใดๆ แต่ช่วยให้อ่านเข็มได้ชัดในห้องควบคุมที่แสงน้อย

31.2 ผลของการ Sync ผิด (Faulty Synchronization)

หากเงื่อนไขข้อใดข้อหนึ่งใน 4 ข้อไม่ครบถ้วนแล้วยังสับเบรกเกอร์ลงไป ผลที่ตามมาจะรุนแรงกว่าที่คาดคิดมาก กรณีที่พบบ่อยและอันตรายที่สุดคือการสับขณะมุมเฟสต่างกันมาก เพราะแรงดันไฟฟ้าที่คร่อมหน้าสัมผัสเบรกเกอร์ในขณะนั้นไม่ได้เป็นศูนย์เหมือนกรณีปกติ แต่มีค่าตามสมการ

โดย ΔV คือแรงดันที่คร่อมเบรกเกอร์ขณะสับ (หน่วย pu หรือ per-unit — หน่วยเปอร์ยูนิต คือค่าไร้หน่วยที่เทียบสัดส่วนกับค่าฐานของระบบ), E คือแรงดันแต่ละฝั่ง และ δ คือมุมต่างเฟส จะเห็นได้ว่ายิ่งมุม δ กว้างเท่าไร ΔV ยิ่งสูงขึ้นแบบไม่เป็นเชิงเส้นตามฟังก์ชันไซน์ ที่มุม δ = 120° ค่า ΔV จะสูงถึง 1.73 pu ซึ่งทำให้กระแสและแรงบิดที่กระชากเข้าเครื่องรุนแรงยิ่งกว่าการเกิดลัดวงจรสามเฟส (three-phase short circuit) ที่ขั้วเครื่องกำเนิดไฟฟ้าโดยตรงเสียอีก เพราะสภาวะนี้เทียบเท่ากับการต่อแหล่งจ่ายไฟฟ้าสองแหล่งที่มุมเฟสต่างกันมากเข้าด้วยกันโดยตรงในทันที

ความเสียหายที่เกิดขึ้นจากการสับผิดมุมเฟสรุนแรงเช่นนี้กระจายไปทั่วทั้งแนวเพลาและวงจรไฟฟ้า เพลาและ coupling ระหว่าง turbine กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าอาจบิดตัว (torsional damage) ซึ่งความเสียหายลักษณะนี้มักสะสมทีละน้อยและตรวจไม่พบทันที กว่าจะแสดงอาการเสียหายจริงอาจใช้เวลาหลายปีหรือหลายครั้งของเหตุการณ์สะสมกัน ปลายขดลวด stator อาจขยับตำแหน่งหรือฉนวนช้ำจากแรงทางกลที่กระชากรุนแรง และขดลวดของหม้อแปลง GSU (Generator Step-Up transformer — หม้อแปลงเพิ่มแรงดันที่ต่อกับขั้วเครื่องกำเนิดไฟฟ้า รายละเอียดในบทที่ 32) ที่ต่ออยู่ปลายทางก็อาจเคลื่อนตัวได้เช่นกัน ความเสียหายบางส่วนเหล่านี้ตรวจไม่พบทันทีระหว่างการตรวจสอบตามปกติ แต่จะแสดงอาการเป็นความเสียหายที่ไม่คาดคิดในภายหลัง

กรณีสับขณะ slip สูง (ความถี่ต่างกันมาก) เครื่องจะถูกกระชากเข้าและหลุดออกจาก synchronism ซ้ำไปมาในลักษณะที่เรียกว่า pole slipping แรงบิดที่เกิดขึ้นจะสลับทิศทางอย่างรุนแรงเป็นจังหวะ ส่วนกรณีที่ร้ายแรงที่สุดคือการสับผิดลำดับเฟส (phase sequence) ซึ่งทำให้เกิดสภาวะลัดวงจรเต็มรูปแบบทันทีที่สับเบรกเกอร์ ไม่ใช่แค่กระชากชั่วขณะเหมือนสองกรณีแรก นี่คือเหตุผลที่ต้องตรวจสอบลำดับเฟสให้แน่ใจทุกครั้งหลังงานใดๆ ที่แตะต้องวงจร PT หรือสายไฟที่เกี่ยวข้องกับวงจรซิงโครไนซ์

แนวทางปฏิบัติเพื่อป้องกันเหตุการณ์เหล่านี้คือการทดสอบวงจรซิงโครไนซ์ด้วยวิธีที่เรียกว่า phantom test หรือ dead bus test หลังงาน outage ใดๆ ที่เกี่ยวข้องกับวงจรนี้ ก่อนจะนำเครื่องไป synchronize จริงกับระบบที่มีไฟ เพื่อยืนยันว่าวงจรวัดและวงจรควบคุมทำงานถูกต้องตรงตามที่ออกแบบไว้จริง

1. Generator circuit breaker — เซอร์กิตเบรกเกอร์หลักที่สับ/ปลดวงจรระหว่างเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากับระบบ เป็นอุปกรณ์ที่ operator สั่ง close หลังผ่านเงื่อนไข sync ครบทั้ง 4 ข้อตามที่อธิบายในหัวข้อ 31.1
2. Isolated phase bus duct — ท่อนำกระแสหุ้มฉนวนแยกเฟส ใช้แทนสายเคเบิลทั่วไปเพราะกระแสระดับหมื่นแอมป์ที่ไหลออกจากขั้วเครื่องกำเนิดไฟฟ้าตามที่กล่าวถึงในบทที่ 30
3. Breaker control and protection panel — แผงควบคุมและป้องกันติดกับตัวเบรกเกอร์ บรรจุรีเลย์ป้องกันและปุ่มสั่งการที่เกี่ยวข้องโดยตรงกับเบรกเกอร์ตัวนี้
4. Phase bus connections — จุดต่อของแต่ละเฟส (สีแดง/เหลือง/น้ำเงินตามภาพ) ระหว่างตัวเบรกเกอร์กับ isolated phase bus duct
5. Grounding switch (closed) — สวิตช์ต่อลงดินที่แสดงสถานะปิด (ต่อลงดินอยู่) ใช้ระหว่างงานบำรุงรักษาเพื่อความปลอดภัย ต้องเปิดออกก่อนสับเบรกเกอร์เข้าระบบเสมอ
6. Bus duct elbow — ข้อต่อโค้งของ isolated phase bus duct ที่เปลี่ยนทิศทางแนวท่อจากแนวนอนขึ้นไปตามผนัง
7. Support frame and vibration isolators — โครงรองรับตัวเบรกเกอร์พร้อมตัวลดการสั่นสะเทือน ป้องกันแรงสั่นจากการสับ/ปลดวงจรส่งผ่านไปยังโครงสร้างอาคาร
8. Bus duct support — ฐานรองรับแนว isolated phase bus duct ตามผนัง ป้องกันท่อหย่อนหรือสั่นจากน้ำหนักตัวเอง

31.3 คุม MW ผ่าน Governor — Droop และ Isochronous

เมื่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครไนซ์เข้าระบบเรียบร้อยแล้ว การควบคุมกำลังไฟฟ้าจริงหรือ MW (กำลังไฟฟ้าจริง) ที่เครื่องจ่ายออกไปทำผ่านอุปกรณ์ที่เรียกว่า governor ซึ่งควบคุมปริมาณไอน้ำหรือเชื้อเพลิงที่ป้อนเข้า turbine โดยมีหลักการทำงานพื้นฐานที่เรียกว่า droop หรือ speed regulation งานส่วนนี้เชื่อมโยงโดยตรงกับ governor valve และ servo actuator ซึ่งเป็นกลไกที่แปลงคำสั่งควบคุมให้เป็นการเปิด/ปิดวาล์วไอน้ำจริง

Droop คือคุณสมบัติที่ทำให้ governor ลดค่าความเร็วอ้างอิง (speed reference) ลงเป็นเส้นตรงตามโหลดที่เพิ่มขึ้น มาตรฐานทั่วไปตั้งค่า droop ไว้ที่ 4–5% ซึ่งหมายความว่าหากปล่อยให้เครื่องรับโหลดจาก 0% ไปจนถึง 100% ของพิกัดโดยไม่มีการปรับ setpoint ใดๆ ความถี่ของระบบจะต้องตกลงเต็ม 4–5% ของค่าพิกัด หรือราว 2–2.5 Hz ที่ความถี่ฐาน 50 Hz คุณสมบัตินี้เองที่ทำให้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าหลายเครื่องเดินขนานกันบนระบบเดียวกันแบ่งโหลดกันได้อย่างเสถียรโดยอัตโนมัติ โดยไม่ต้องมีการสื่อสารกันระหว่างเครื่องเลย เพราะทุกเครื่องเห็นความถี่ระบบเดียวกันและตอบสนองตามความชันของ droop ตัวเอง เครื่องที่ตั้ง droop ต่ำกว่าจะตอบสนองต่อการเปลี่ยนแปลงความถี่มากกว่าเครื่องที่ตั้ง droop สูงกว่าเสมอ เมื่อเทียบเป็นสัดส่วนต่อพิกัดของแต่ละเครื่อง

ในทางตรงกันข้าม มีโหมดควบคุมอีกแบบเรียกว่า isochronous ซึ่งคุมความถี่ให้คงที่แม่นยำที่ 50.00 Hz โดยไม่สนใจว่าโหลดจะเปลี่ยนไปเท่าใด โหมดนี้ใช้ได้เฉพาะกรณีมีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเพียงเครื่องเดียวเลี้ยงระบบแยกโดด (island) เท่านั้น เพราะถ้ามีสองเครื่องขึ้นไปตั้งเป็น isochronous พร้อมกันบนระบบเดียวกัน ทั้งสองเครื่องจะแย่งกันควบคุมความถี่จนเกิดอาการแกว่งของโหลด (hunting) ไม่มีทางเสถียรได้

ในระบบไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจำนวนมากขนานกัน ทุกเครื่องจึงเดินด้วยโหมด droop เป็นหลัก ความถี่ของทั้งระบบจะเบี่ยงเบนไปตามผลรวมของโหลดทั้งหมดเทียบกับกำลังผลิตทั้งหมด แล้วศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าจะใช้ AGC (Automatic Generation Control — ระบบควบคุมการผลิตไฟฟ้าอัตโนมัติ) หรือที่เรียกว่า secondary control ค่อยๆ เลื่อน load reference ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่เข้าร่วมโปรแกรมนี้ให้ความถี่กลับมาที่ 50 Hz พอดีอีกครั้ง สิ่งสำคัญที่ต้องเข้าใจให้ชัดคือ droop เป็นเพียง "ความชัน" ของเส้นกราฟความถี่-โหลด ในขณะที่ load reference คือค่าที่ใช้ "เลื่อนเส้นทั้งเส้น" ขึ้นหรือลง การเปลี่ยน MW ที่จ่ายจริงในทางปฏิบัติทำโดยเลื่อน load reference นี้เท่านั้น ไม่ใช่การไปปรับค่าความชัน droop แต่อย่างใด

โดย ΔP คือโหลดที่เปลี่ยนแปลงไป (MW), Δf คือความถี่ที่เปลี่ยนแปลงไป (Hz), R คือค่า droop ในหน่วย pu (เช่น 0.05 สำหรับ 5%), fn คือความถี่พิกัดของระบบ (50 Hz) และ Prated คือพิกัดกำลังของเครื่อง (MW)

1. Steam turbine front standard — โครงเหล็กหล่อด้านหน้าสุดของกังหันไอน้ำที่รองรับแบริ่งต้นเพลาและเป็นจุดยึดชุด governor ทั้งหมด
2. Governor control valve actuator — ตัวขับวาล์วควบคุมไอน้ำที่รับคำสั่งจาก governor แล้วแปลงเป็นการเคลื่อนที่เปิด/ปิดวาล์วจริง เป็นหัวใจของการคุม MW ตามที่อธิบายในหัวข้อนี้
3. Hydraulic servo cylinder (nozzle) — กระบอกไฮดรอลิกที่ขับวาล์วควบคุมไอน้ำกลุ่ม nozzle governing ใช้แรงดันน้ำมันสูงเคลื่อนก้านวาล์วอย่างแม่นยำ
4. Oil supply and control pipes — ท่อน้ำมันแรงดันสูงและท่อสัญญาณควบคุมที่ป้อนเข้าชุด servo actuator ทั้งหมด
5. Actuator mounting yoke — แอกยึดตัวขับวาล์วเข้ากับโครง front standard ต้องแข็งแรงพอรับแรงปฏิกิริยาจากไอน้ำแรงดันสูงที่กระทำต่อวาล์ว
6. Hydraulic servo cylinder (diaphragm) — กระบอกไฮดรอลิกอีกชุดแบบไดอะแฟรมที่ขับวาล์วอีกกลุ่ม ทำงานคู่ขนานกับชุด nozzle เพื่อแบ่งการควบคุมไอน้ำเป็นหลายวาล์วย่อย
7. Front standard casting — ตัวเรือนหล่อเหล็กด้านหน้าที่ครอบชุดวาล์วและกลไก governor ทั้งหมดไว้ภายใน
8. Nozzle ring — วงแหวน nozzle ที่ไอน้ำไหลผ่านเข้าสู่ใบพัดชุดแรกของกังหัน ตำแหน่งวาล์วแต่ละตัวกำหนดว่า nozzle กลุ่มใดเปิดรับไอน้ำ (partial-arc admission)

31.4 คุม MVAr ผ่าน Excitation และ V-curves

เมื่อเดินเครื่องขนานกับระบบใหญ่แล้ว หน้าที่การควบคุมจะแยกออกจากกันอย่างชัดเจนเกือบขาด: governor ควบคุมกำลังไฟฟ้าจริง (MW) ตามที่อธิบายไปในหัวข้อก่อนหน้า ส่วนระบบ excitation ที่ได้เรียนโครงสร้างไว้แล้วในบทที่ 30 ทำหน้าที่ควบคุมกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ (MVAr) ผ่านการปรับกระแส field ที่ป้อนเข้า rotor การเพิ่มกระแส excitation เรียกว่าภาวะ over-excited ทำให้เครื่องจ่าย MVAr แบบ lagging ออกสู่ระบบ ซึ่งช่วยพยุงแรงดันของระบบไฟฟ้าโดยรวมให้สูงขึ้น ในทางกลับกันการลดกระแส excitation เรียกว่าภาวะ under-excited ทำให้เครื่องรับ MVAr แบบ leading เข้ามาแทน

ความสัมพันธ์ระหว่างกระแส armature (Ia) กับกระแส field (If) ที่กำลังไฟฟ้าจริงคงที่แต่ละระดับ เมื่อนำมาพล็อตกราฟจะได้รูปร่างคล้ายตัวอักษร V เรียกว่า V-curve จุดต่ำสุดของเส้นโค้งแต่ละเส้นคือจุดที่กระแส armature ต่ำที่สุดสำหรับกำลังไฟฟ้าจริงระดับนั้น ซึ่งตรงกับสภาวะตัวประกอบกำลัง (power factor) เท่ากับ 1 พอดี หรือที่เรียกว่า unity pf เมื่อพิจารณาครอบครัวของเส้น V-curve หลายเส้นที่ระดับกำลังไฟฟ้าจริงต่างกัน จะเห็นว่าเส้นที่กำลังไฟฟ้าจริงสูงกว่าอยู่สูงกว่าเสมอ (เพราะต้องมีกระแส armature มากกว่าอยู่แล้วแม้ที่ unity pf) และจุดต่ำสุดของแต่ละเส้นเลื่อนไปทางขวามากขึ้นตามลำดับ เพราะการจ่ายกำลังไฟฟ้าจริงที่สูงขึ้นต้องการฟลักซ์แม่เหล็กจาก field มากขึ้นตามไปด้วยแม้ในสภาวะ unity pf เอง

ในทางปฏิบัติจริง operator ไม่ได้ปรับกระแส field โดยตรง แต่ปรับผ่าน AVR ซึ่งรับคำสั่งเป็นค่าแรงดันอ้างอิง (setpoint) ที่ต้องการ แล้ว AVR จะไปปรับกระแส field ให้แรงดันขั้วเครื่องเป็นไปตามที่ตั้งไว้เอง ค่า MVAr ที่เครื่องจ่ายหรือรับจึงเปลี่ยนแปลงไปตามผลต่างระหว่างแรงดันขั้วเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากับแรงดันของระบบที่จุดเชื่อมต่อ ไม่ใช่จากการไปกำหนดค่า MVAr โดยตรง ไม่ว่าจะปรับไปทางใด แรงดันขั้วเครื่องต้องอยู่ในกรอบยอมรับ ±5% ของค่าพิกัดเสมอ ซึ่งเป็นข้อจำกัดเดียวกับที่เกี่ยวโยงกับขีดจำกัด V/Hz ที่ได้กล่าวถึงในบทที่ 30

1. Excitation control and regulator — ตู้ควบคุม AVR พร้อมจอแสดงผลและปุ่มควบคุม เป็นสมองที่สั่งงานทั้งระบบ excitation
2. Thyristor bridge power modules — ชุดสะพานไทริสเตอร์ที่แปลงไฟ AC เป็น DC ป้อนเข้า field winding ของ rotor ตามปริมาณที่ AVR สั่ง
3. AC input connections — จุดต่อไฟ AC เข้าตู้ excitation รับไฟจาก excitation transformer หรือ PMG (Permanent Magnet Generator — เครื่องกำเนิดไฟฟ้าแม่เหล็กถาวร) แล้วแต่ประเภทระบบตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 30
4. Control and interface modules — ชุดโมดูลควบคุมและอินเทอร์เฟซที่เชื่อมสัญญาณระหว่าง AVR กับระบบควบคุมส่วนกลางของโรงไฟฟ้า
5. Cooling fans — พัดลมระบายความร้อนแผงใหญ่ ระบายความร้อนจากชุดไทริสเตอร์ที่ทำงานหนักตลอดเวลาเดินเครื่อง
6. Door-mounted air filter — แผ่นกรองอากาศติดที่บานประตูตู้ กรองฝุ่นก่อนอากาศไหลเข้าไประบายความร้อนชุดอิเล็กทรอนิกส์ภายใน
7. DC output terminals — ขั้วต่อไฟ DC ขาออกที่ถูกส่งต่อไปยัง field winding ของ rotor ผ่าน slip ring (ระบบ static) หรือ rotating rectifier (ระบบ brushless)
8. Surge protection and snubber circuits — วงจรป้องกันแรงดันเกินฉับพลันและวงจร snubber ที่ปกป้องอุปกรณ์ไทริสเตอร์จากแรงดันกระชากขณะสวิตชิ่ง
9. Air outlet ventilation grille — ช่องระบายอากาศร้อนออกจากตู้ หลังผ่านการดูดผ่านชุด cooling fans แล้ว

31.5 Operating Limits และ Capability Curve ในทางปฏิบัติ

จุดปฏิบัติการปกติของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขณะเดินเครื่องขนานกับระบบมักอยู่ใกล้กับกำลังไฟฟ้าจริงพิกัด (rated MW) ส่วนค่ากำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ (MVAr) จะเปลี่ยนแปลงไปตามคำสั่งจากศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าเพื่อรักษาแรงดันของระบบโดยรวม ไม่ว่าจุดปฏิบัติการจะอยู่ ณ ตำแหน่งใด ต้องอยู่ภายในขอบเขตของ capability curve ที่ความดันไฮโดรเจนปัจจุบันเสมอ ตามที่ได้อธิบายรายละเอียดไว้ในหัวข้อ 30.7

ขอบเขตที่มักถูกชนถึงบ่อยที่สุดในทางปฏิบัติมีอยู่สองช่วง ช่วงแรกคือ field heating limit ซึ่งมักเกิดในช่วงเวลาที่ระบบไฟฟ้าต้องการ MVAr มากเป็นพิเศษ เช่นช่วงชั่วโมงโหลดสูงสุด (peak) ที่แรงดันระบบต่ำ ทำให้เครื่องต้องเพิ่ม excitation มากจนกระแส field เข้าใกล้ขีดจำกัดความร้อน ช่วงที่สองคือ end-region heating ซึ่งมักเกิดในช่วงกลางคืนหรือโหลดต่ำที่แรงดันระบบสูงกว่าปกติ ทำให้ศูนย์ควบคุมสั่งให้เครื่องรับ MVAr แบบ leading (under-excited) ซึ่งทำให้เกิดความร้อนสะสมที่บริเวณปลายแกนเหล็ก (core end) แทน

เพื่อรองรับสถานการณ์ที่ระบบต้องการ MVAr ฉุกเฉินเกินกว่าพิกัดปกติชั่วคราว เครื่องกำเนิดไฟฟ้าจึงมี OEL (Over-Excitation Limiter — ตัวจำกัดกระแสกระตุ้นเกิน) อนุญาตให้เดินเครื่องแบบ over-excitation ชั่วคราวได้ตามลักษณะ inverse time คือยิ่งเกินมากยิ่งอนุญาตเวลาน้อยลง เช่นตามมาตรฐาน ANSI (American National Standards Institute — สถาบันมาตรฐานแห่งชาติสหรัฐอเมริกา) C50.13 กำหนดให้กระแส field 125% ของพิกัดเดินต่อเนื่องได้ประมาณ 1 นาทีก่อนระบบจะดึงกระแส field กลับสู่ค่าปกติโดยอัตโนมัติ

อุณหภูมิที่เป็นตัวจำกัดจริงในทางปฏิบัติมีหลายจุด ได้แก่ RTD (Resistance Temperature Detector — เครื่องวัดอุณหภูมิแบบตัวต้านทาน) ที่ฝังอยู่ในร่อง stator, อุณหภูมิขดลวด field ซึ่งคำนวณทางอ้อมจากค่าความต้านทาน R = V/I ของวงจร field และอุณหภูมิแก๊สเย็นที่ไหลเวียนกลับเข้าเครื่อง หากคูลเลอร์ที่ได้เห็นในบทที่ 30 สกปรกหรือประสิทธิภาพลดลง ความสามารถจริงของเครื่องจะต่ำกว่าที่ระบุใน capability curve มาตรฐาน

นอกจากขีดจำกัดทางไฟฟ้าแล้ว ยังมีขีดจำกัดเชิงกลของ turbine ที่ต้องพิจารณาคู่กันเสมอ turbine ห้ามเดินเครื่องต่อเนื่องเป็นเวลานานนอกช่วงความถี่ที่กำหนดไว้ เพราะความถี่ที่ผิดไปจากพิกัดจะทำให้เกิดการสั่นพ้องของใบพัด (blade resonance) เช่นการเดินเครื่องที่ความถี่ต่ำกว่า 48.5 Hz มีเวลาสะสมที่อนุญาตได้จำกัดตลอดอายุการใช้งานทั้งหมดของเครื่อง ตามที่ได้กล่าวถึงในบทที่ 19

31.6 สภาวะผิดปกติ: Motoring, Loss of Excitation, Load Rejection

เมื่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเดินขนานกับระบบใหญ่อยู่ อาจเกิดสภาวะผิดปกติได้หลายรูปแบบ สภาวะแรกที่ควรทำความเข้าใจคือ motoring หรือ reverse power ซึ่งเกิดขึ้นเมื่อวาล์วไอน้ำหรือเชื้อเพลิงถูกปิดลงแล้ว แต่เบรกเกอร์ยังคงสับอยู่ ในสถานการณ์เช่นนี้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าจะไม่มีพลังงานกลจาก turbine มาขับอีกต่อไป แต่เพราะยังต่อขนานกับระบบอยู่ ระบบจึงกลับมาดึงกำลังไฟฟ้าไปหมุนเครื่องแทน ทำให้เครื่องกำเนิดไฟฟ้ากลายสภาพเป็นมอเตอร์ที่ขับ turbine ให้หมุนต่อไปแทน ปริมาณกำลังที่ turbine แต่ละประเภทต้องการเพื่อหมุนตัวเองในสภาวะนี้แตกต่างกันมาก steam turbine ใช้เพียงราว 0.5–3% ของพิกัด hydro turbine ใช้เพียง 0.2–2% แต่ gas turbine ต้องการสูงถึง 10–50% ของพิกัด เพราะต้องขับ compressor ที่กินกำลังมากไปด้วย อันตรายที่สำคัญที่สุดของ motoring ในกรณี steam turbine คือใบพัดส่วนความดันต่ำ (LP blade) จะร้อนขึ้นอย่างรวดเร็วจากการเสียดสีกับอากาศ (windage) เพราะไม่มีไอน้ำไหลผ่านมาช่วยระบายความร้อนออกไปเหมือนเวลาเดินเครื่องปกติ ความเสียหายจากความร้อนนี้เกิดขึ้นได้ภายในเวลาเพียงไม่กี่นาที ด้วยเหตุนี้จึงมีรีเลย์ป้องกันกำลังไฟฟ้าไหลย้อนกลับหรือรีเลย์เลข 32 ตั้งค่าตรวจจับไว้ที่ประมาณ 0.5–1% ของพิกัดพร้อมหน่วงเวลาราว 10–30 วินาที รีเลย์ตัวนี้ยังถูกใช้เป็นส่วนหนึ่งของลำดับการหยุดเครื่องปกติ (sequential trip) ด้วย คือปิดวาล์วก่อน แล้วรอให้เห็นสัญญาณ reverse power ยืนยันว่าพลังงานกลจาก turbine หมดจริงแล้ว จึงค่อยสั่ง trip เบรกเกอร์ เพื่อป้องกันไม่ให้เครื่องเกิด overspeed ทันทีหากตัดเบรกเกอร์ออกก่อนในขณะที่ยังมีพลังงานกลเหลืออยู่

สภาวะที่สองคือ loss of excitation ซึ่งเกิดขึ้นเมื่อกระแส field หายไปกะทันหัน ไม่ว่าจะจากความเสียหายของระบบ excitation เองหรือวงจรขาด เมื่อไม่มีสนามแม่เหล็กจาก field แล้ว เครื่องจะหลุดออกจากสภาวะซิงโครนัสทันที และเปลี่ยนไปทำงานคล้ายเครื่องเหนี่ยวนำ (induction generator) แทน โดยดึง MVAr ปริมาณมหาศาลจากระบบเข้ามาสร้างสนามแม่เหล็กทดแทน MVAr ที่ดูดเข้ามาอาจสูงถึง 0.5–1 pu ของพิกัดเครื่อง ทำให้แรงดันบัสบริเวณใกล้เคียงตกลง ในขณะเดียวกัน rotor จะร้อนขึ้นอย่างรวดเร็วจากกระแสเหนี่ยวนำที่ไหลวนอยู่ในตัว rotor ซึ่งไม่ได้ถูกออกแบบมาให้รับกระแสความถี่สลิปเช่นนี้เป็นเวลานาน รีเลย์ป้องกันภาวะนี้คือรีเลย์เลข 40 ซึ่งใช้ลักษณะเฉพาะแบบ mho characteristic ในการตรวจจับ โดยวงกลม mho นี้มีจุดศูนย์กลางเลื่อนออกจากจุดกำเนิด (offset) เท่ากับ −Xd′/2 และมีเส้นผ่านศูนย์กลางเท่ากับ Xd เมื่อ impedance ที่รีเลย์วัดได้เคลื่อนที่จากจุดเดินเครื่องปกติเข้าไปในวงกลมนี้ รีเลย์จะตรวจจับได้ภายในเวลาประมาณ 0.5–1 วินาที

สภาวะที่สามคือ load rejection ซึ่งเกิดขึ้นเมื่อเบรกเกอร์เปิดออกกะทันหันในขณะที่เครื่องกำลังจ่ายโหลดเต็มพิกัดอยู่ เพราะพลังงานกลจาก turbine ยังคงไหลเข้าเครื่องเต็มที่อยู่ในจังหวะที่โหลดไฟฟ้าหายไปทันที ความเร็วรอบของเครื่องจึงพุ่งขึ้นทันที สำหรับ steam turbine ที่ governor ทำงานได้ตามปกติ ความเร็วมักพุ่งขึ้นไม่เกิน 6–9% ของพิกัด ซึ่งยังต่ำกว่าค่าที่รีเลย์ overspeed trip จะทำงาน (มักตั้งไว้ที่ 110–111% ของพิกัด) แต่สำหรับ hydro turbine สถานการณ์ต่างออกไปมาก เพราะไม่สามารถปิดทางน้ำเข้าได้เร็วเท่าการปิดวาล์วไอน้ำ (ต้องปิดช้าๆ เพื่อป้องกัน water hammer ตามที่เรียนไว้ในบทที่ 27 และ 29) ความเร็วจึงพุ่งขึ้นได้สูงถึง 30–60% ของพิกัด หลังเหตุการณ์ load rejection ที่เครื่องผ่านพ้นมาได้โดยไม่เสียหาย เครื่องจะกลับเข้าสู่สภาวะเดินเครื่องเลี้ยงตัวเอง (house load operation) หรือ FSNL (Full-Speed-No-Load — สภาวะหมุนเต็มความเร็วแต่ยังไม่รับโหลด) เตรียมพร้อมสำหรับการ re-synchronize เข้าระบบใหม่ได้อย่างรวดเร็ว ซึ่งเป็นความสามารถที่ grid code บางฉบับกำหนดให้ต้องมีไว้เสมอ

31.7 Grid Code เบื้องต้น — Frequency/Voltage Ride-Through

นอกเหนือจากการควบคุมและป้องกันภายในของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเองแล้ว เครื่องกำเนิดไฟฟ้าทุกเครื่องที่เชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าใหญ่ยังต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดที่เรียกว่า grid code ซึ่งวางกฎเกณฑ์เพื่อรักษาความมั่นคงของทั้งระบบไว้ ไม่ใช่แค่ปกป้องเครื่องตัวเองอย่างเดียว ในด้านความถี่ ระบบไฟฟ้าไทยกำหนดให้เดินเครื่องต่อเนื่องตามปกติได้ในช่วง 49.5–50.5 Hz และต้องสามารถเดินเครื่องต่อไปได้แบบจำกัดเวลาในช่วงความถี่ที่กว้างขึ้นอีก เช่น 47.5–52 Hz โดยห้าม trip ตัวเองก่อนถึงเวลาที่กำหนดไว้เด็ดขาด เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดการล่มของระบบแบบลูกโซ่ (cascading failure) ซึ่งจะยิ่งซ้ำเติมสถานการณ์ให้แย่ลงไปอีก

ในด้าน primary frequency response เครื่องกำเนิดไฟฟ้าต้องเปิดใช้งาน governor ในโหมด droop ตลอดเวลา (droop 4–5% ตามที่อธิบายไปแล้วในหัวข้อ 31.3) พร้อม deadband หรือช่วงตายที่แคบมาก เช่น ±0.05 Hz ตามที่ข้อกำหนดกำหนดไว้ ห้ามเดินเครื่องในสภาวะที่วาล์วเปิดสุด (valve wide open) หรือถูก block ไม่ให้ตอบสนองต่อความถี่โดยไม่แจ้งศูนย์ควบคุมล่วงหน้า เพราะเท่ากับตัดความสามารถในการช่วยพยุงความถี่ระบบออกไปโดยที่ผู้อื่นไม่ทราบ

ในด้านแรงดัน เมื่อเกิดข้อผิดพลาด (fault) ในระบบใกล้เคียง แรงดันจะจมลงชั่วคราว เครื่องกำเนิดไฟฟ้าต้องมีความสามารถที่เรียกว่า LVRT (Low-Voltage Ride-Through — ความสามารถในการเดินเครื่องต่อเนื่องผ่านช่วงแรงดันตกชั่วคราว) คือไม่ trip ตัวเองทันทีที่เห็นแรงดันตก แต่ต้องคงอยู่ช่วยระบบผ่านช่วงกำจัด fault ไปก่อน ซึ่งมักกินเวลาราว 100–150 มิลลิวินาที แล้วยังต้องช่วยกู้แรงดันกลับคืนด้วยการเพิ่ม excitation หลังจากนั้นด้วย

นอกจากนี้เครื่องยังต้องรักษาความสามารถด้าน power factor หรือ MVAr ให้อยู่ในกรอบที่ตกลงกันไว้ ณ จุดเชื่อมต่อ เช่นตั้งแต่ 0.85 lagging ไปจนถึง 0.95 leading และต้องมี PSS (Power System Stabilizer — ตัวหน่วงการแกว่งกำลังไฟฟ้า) ทำงานอยู่เสมอเพื่อช่วยหน่วงการแกว่งของกำลังไฟฟ้าที่อาจเกิดขึ้นระหว่างเครื่องกับระบบ การทดสอบตาม grid code ที่พบเห็นได้จริงในทางปฏิบัติมีหลายรูปแบบ ได้แก่ droop test ทดสอบความชันของ governor, PSS tuning test ปรับจูนตัวหน่วงการแกว่ง, การสาธิตความสามารถด้าน MVAr (capability demonstration) และ house load test ทดสอบความสามารถเดินเครื่องเลี้ยงตัวเองหลัง load rejection

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท