บทที่ 37 — ระบบไฟฟ้ากระแสตรงและไฟฟ้าสำรอง

37.1 ทำไมโรงไฟฟ้าต้องมีระบบ DC (Why Power Plants Need DC)

ระบบไฟฟ้ากระแสตรงของโรงไฟฟ้าถูกออกแบบด้วยแนวคิดที่ต่างจากระบบไฟฟ้าอื่นทุกระบบในโรง นั่นคือมันต้อง "ไม่มีวันดับ" แม้แต่เสี้ยววินาทีเดียว หลักการนี้ทำได้ด้วยการต่อแบตเตอรี่ขนานกับ charger ตลอดเวลาแบบถาวร ไม่ใช่การสำรองไฟที่ต้องรอสวิตช์สลับเข้าเมื่อไฟหลักหาย เมื่อไฟฟ้ากระแสสลับที่ป้อน charger หายไปกะทันหัน แบตเตอรี่ที่ต่อขนานอยู่แล้วจะรับภาระจ่ายโหลดต่อทันทีโดยไม่มี transfer time แม้แต่ 1 มิลลิวินาที ต่างจากระบบสำรองไฟแบบอื่นที่ต้องอาศัยกลไกตรวจจับแล้วสั่งสวิตช์สลับซึ่งย่อมมีความหน่วงเวลาเสมอ

เหตุผลที่ต้องเข้มงวดถึงระดับนี้เพราะโหลดที่พึ่งพา DC คือโหลดที่ "ชีวิต" ของเครื่องจักรทั้งเครื่องแขวนอยู่ด้วย ตัวอย่างที่ชัดเจนที่สุดคือคอยล์สั่งเปิด-ปิด (trip/close coil) ของเซอร์กิตเบรกเกอร์และตัวรีเลย์ป้องกันเองตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 36 หากไม่มีไฟ DC ระบบป้องกันทั้งหมดจะตาบอดทันที สั่ง trip ไม่ได้ไม่ว่าจะเกิด fault รุนแรงแค่ไหนก็ตาม นอกจากนี้ยังมีโหลดกลไกที่วิกฤตไม่แพ้กันคือ DC emergency lube oil pump ที่กันไม่ให้แบริ่ง (bearing) ของกังหันละลายหรือเสียหายระหว่าง turbine coast down (ช่วงที่กังหันหมุนต่อด้วยแรงเฉื่อยหลังตัดไอน้ำ) และ DC seal oil pump ที่กันไม่ให้ก๊าซไฮโดรเจน (H2) รั่วออกจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้า รวมถึงไฟแสงสว่างฉุกเฉินและระบบสื่อสารที่จำเป็นสำหรับผู้ปฏิบัติงานในการรับมือสถานการณ์ ถ้า DC หายไปพร้อมกับ AC ทั้งหมด โรงไฟฟ้าจะไม่มีทางป้องกันตัวเองจาก fault ที่กำลังเผาผลาญอุปกรณ์อยู่เลย จึงถือว่าระบบ DC เป็นระบบที่ critical ที่สุดระบบหนึ่งของโรงไฟฟ้าทั้งหมด

แรงดันไฟฟ้ามาตรฐานของระบบ DC แบ่งตามประเภทโหลด กลุ่มแรงดัน 110/125 V DC ใช้กับวงจรควบคุมและป้องกัน (control & protection) ซึ่งเป็นกลุ่มที่พบมากที่สุด กลุ่มแรงดัน 220/250 V DC ใช้กับมอเตอร์ขนาดใหญ่ที่ต้องทำงานตอนฉุกเฉิน เช่น emergency lube oil pump และ seal oil pump ที่กล่าวไปข้างต้น ส่วนกลุ่มแรงดันต่ำ 24/48 V DC ใช้กับเครื่องมือวัด (instrumentation) และระบบโทรคมนาคมภายในโรง การ size แบตเตอรี่แต่ละชุดต้องคำนึงถึงระยะเวลาที่ต้องเลี้ยงโหลดโดยไม่มี AC กลับมาเลย ซึ่งปกติกำหนดไว้ที่ 1–3 ชั่วโมงสำหรับโหลดวงจรควบคุมและสวิตช์เกียร์ และมักยืดไปถึง 8 ชั่วโมงสำหรับระบบสื่อสารที่ต้องรักษาการติดต่อกับศูนย์ควบคุมให้นานที่สุด กรณีออกแบบที่ใช้อ้างอิงเสมอคือ station blackout แบบเต็มรูปแบบ ซึ่งจะกล่าวถึงรายละเอียดในหัวข้อ 37.7

โครงสร้างของระบบ DC หนึ่งระบบประกอบด้วยแบตเตอรี่ (battery bank), charger สองชุดที่ทำงานแบบ redundant (สำรองซึ่งกันและกัน), แผงจ่ายไฟ DC (DC distribution board) และอุปกรณ์ตรวจจับ earth fault ซึ่งจะอธิบายในหัวข้อ 37.4 โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่มักมีระบบ DC อิสระสองชุดต่อหนึ่ง unit คือ bus A และ bus B พร้อม bus tie ที่เชื่อมทั้งสองไว้เผื่อกรณีชุดใดชุดหนึ่งมีปัญหา เพื่อไม่ให้ความล้มเหลวจุดเดียวทำให้ทั้งโรงเสียระบบ DC ไปพร้อมกัน

1. Intercell busbar connections (bolted) — บัสบาร์ทองแดงที่เชื่อมต่อขั้วของแต่ละ cell เข้าด้วยกันแบบอนุกรมด้วยการขันน็อต เพื่อรวมแรงดันของแต่ละ cell ให้ได้แรงดันรวมตามพิกัดระบบ (เช่น 110 V) จุดต่อเหล่านี้ต้องตรวจความแน่นสม่ำเสมอ เพราะจุดต่อหลวมคือสาเหตุความต้านทานสูงผิดปกติที่ทำให้เกิดความร้อนสะสมได้
2. Fused DC supply feeder — สายป้อนไฟ DC ที่มีฟิวส์ป้องกันเดินออกจากราวแบตเตอรี่ไปยังตู้จ่ายไฟหลัก ฟิวส์ฝั่ง DC ต้องเป็นชนิดที่ออกแบบมาสำหรับ DC โดยเฉพาะตามที่จะอธิบายในหัวข้อ 37.4 เพราะ arc ของกระแส DC ดับยากกว่า AC มาก
3. Ventilation duct — ท่อระบายอากาศเหนือแถวแบตเตอรี่ ทำหน้าที่ระบายก๊าซไฮโดรเจนที่เกิดจากปฏิกิริยาเคมีระหว่างการชาร์จออกจากห้อง ป้องกันไม่ให้ความเข้มข้นสะสมถึงระดับอันตรายตามที่จะกล่าวถึงในหัวข้อ 37.8
4. Battery room temperature sensor — เซนเซอร์วัดอุณหภูมิห้องที่ติดผนัง ใช้เฝ้าระวังอุณหภูมิโดยรวมของห้อง เพราะอุณหภูมิที่สูงเกินเร่งการเสื่อมสภาพของแบตเตอรี่โดยเฉพาะชนิด VRLA ที่ไวต่ออุณหภูมิมากตามที่จะอธิบายในหัวข้อ 37.2
5. Two-tier steel rack — โครงราวเหล็กสองชั้นที่รองรับน้ำหนัก cell แบตเตอรี่จำนวนมาก ออกแบบให้ทนน้ำหนักและกันการสั่นสะเทือน พร้อมระยะห่างระหว่าง cell ที่เพียงพอสำหรับการระบายความร้อนและการเข้าถึงเพื่อบำรุงรักษา
6. DC distribution cabinet — ตู้จ่ายไฟ DC หลักที่รวบรวมสายจากแบตเตอรี่และ charger แล้วแจกจ่ายไปยังวงจรควบคุม ป้องกัน และโหลดฉุกเฉินต่าง ๆ ตามผังที่จะอธิบายในหัวข้อถัดไป
7. Transparent cell container (flooded lead-acid cell) — ภาชนะใสของแต่ละ cell ที่ทำให้มองเห็นระดับ electrolyte และแผ่นธาตุ (plate) ภายในได้โดยไม่ต้องเปิดฝา ช่วยให้ผู้ตรวจสอบเดินดูระดับน้ำกรดได้ทั้งแถวอย่างรวดเร็วโดยไม่ต้องเปิด cell ทีละใบ ซึ่งเป็น cell ชนิด flooded lead-acid ตามที่จะอธิบายในหัวข้อ 37.2
8. Cell support insulator — ฐานฉนวนไฟฟ้าที่รองรับแต่ละ cell แยกจากโครงเหล็กของ rack โดยตรง ป้องกันไม่ให้กระแสรั่วไหลลงโครงเหล็กซึ่งจะกลายเป็นเส้นทาง earth fault ของทั้งระบบ
9. Epoxy-coated floor — พื้นเคลือบอีพ็อกซีที่ทนกรดและทำความสะอาดคราบ electrolyte ที่หกได้ง่าย เป็นมาตรฐานพื้นห้องแบตเตอรี่ทั่วไปเพื่อความปลอดภัยและอายุการใช้งานของพื้น

37.2 Station Battery: ชนิดและการ Sizing (Battery Types & Sizing)

แบตเตอรี่ที่ใช้เป็น "ม้าใช้งาน" ของโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่คือ lead-acid แบบ flooded (มีสองแบบย่อยที่นิยมคือ Planté และ OPzS ซึ่งเป็นชื่อรุ่นของแผ่นธาตุ) มีอายุใช้งานยาวนานถึง 15–25 ปี float voltage อยู่ที่ 2.20–2.25 V/cell และแรงดันปลาย discharge (end-of-discharge) ที่ 1.75–1.80 V/cell ข้อเสียคือต้องเติมน้ำกลั่นเป็นระยะและต้องมีระบบระบายอากาศเพื่อไล่ก๊าซไฮโดรเจนที่เกิดขึ้นระหว่างการชาร์จออกจากห้องตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 37.1 ทางเลือกที่สองคือ VRLA (Valve-Regulated Lead-Acid — แบตเตอรี่กรดตะกั่วแบบวาล์วควบคุม) ซึ่งมีสองรูปแบบย่อยคือ AGM และ gel จุดเด่นคือไม่ต้องเติมน้ำและติดตั้งในตู้ปิดได้เลยโดยไม่ต้องมีห้องระบายอากาศแยก แต่อายุใช้งานสั้นกว่ามาก (5–12 ปี) และไวต่ออุณหภูมิอย่างมาก โดยอายุใช้งานจะลดลงครึ่งหนึ่งทุกที่อุณหภูมิเพิ่มขึ้นประมาณ 8–10 °C เหนือ 25 °C และหากตั้ง float voltage สูงเกินไปมีความเสี่ยงเกิด thermal runaway (ความร้อนพอกพูนตัวเองจนเสียหาย) ได้ ทางเลือกที่สามคือ Ni-Cd (Nickel-Cadmium — นิกเกิล-แคดเมียม) ซึ่งทนทานต่อการคายประจุลึก (deep discharge) ทนทั้งอุณหภูมิสูงและต่ำได้ดี อายุใช้งานยาวถึง 20–25 ปี ค่า nominal อยู่ที่ 1.2 V/cell (float 1.40–1.45 V/cell) แต่ราคาแพงกว่า lead-acid ประมาณ 2–3 เท่า จึงนิยมใช้ในภูมิอากาศร้อนจัดหรือกับกังหันก๊าซที่ห้องแบตเตอรี่มักร้อนกว่าปกติ

จำนวน cell ที่ต่ออนุกรมกันขึ้นกับชนิดแบตเตอรี่และแรงดันระบบที่ต้องการ สำหรับระบบ 110 V lead-acid ใช้ประมาณ 54–55 cells ทำให้แรงดัน bus ขณะ float อยู่ที่ประมาณ 121 V ในขณะที่ Ni-Cd ต้องใช้มากถึง 86–92 cells เพราะแรงดันต่อ cell ต่ำกว่ามาก ไม่ว่าจะเป็นชนิดใด แรงดัน bus ที่ปลาย discharge ต้องไม่ต่ำกว่าประมาณ 90% ของพิกัด (99 V สำหรับระบบ 110 V) เพื่อให้คอยล์สั่ง trip ของเซอร์กิตเบรกเกอร์ยังมีแรงดันเพียงพอทำงานได้จริง

การ size แบตเตอรี่ตามมาตรฐาน IEEE 485 (Institute of Electrical and Electronics Engineers — สถาบันวิศวกรไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์) เริ่มจากการสร้าง duty cycle ของโหลดทั้งหมดที่แบตเตอรี่ต้องเลี้ยงในสถานการณ์ออกแบบ ประกอบด้วยสามส่วน คือโหลดต่อเนื่อง (continuous load เช่น รีเลย์ หลอดไฟ DCS), โหลดชั่วขณะ (momentary load เช่น breaker trip/close หลายตัวพร้อมกัน หรือ motor inrush ในนาทีแรก) และโหลดสุ่ม (random load) จากนั้นคูณด้วยแฟกเตอร์ต่าง ๆ ได้แก่ aging factor 1.25 (เผื่อความจุเสื่อมถึง 80% ตามอายุ), temperature correction factor และ design margin อีก 1.10–1.15 ค่า specific gravity (SG — ความถ่วงจำเพาะ ของสารละลายอิเล็กโทรไลต์) ของ cell แบบ flooded ที่ชาร์จเต็มอยู่ที่ประมาณ 1.200–1.225 ซึ่งเป็นตัวชี้วัดสุขภาพของแบตเตอรี่ที่ตรวจง่ายที่สุดควบคู่กับ float current

$$C_{req} = \left[\sum_i I_i\, t_i\right] \times F_{aging} \times F_{temp} \times F_{margin}$$

โดย \(C_{req}\) คือความจุที่ต้องการ (Ah — แอมแปร์-ชั่วโมง), \(I_i\) คือกระแสโหลดช่วงที่ \(i\) (A), \(t_i\) คือระยะเวลาช่วงที่ \(i\) (h), \(F_{aging}\) = 1.25, \(F_{temp}\) คือแฟกเตอร์แก้อุณหภูมิ (เท่ากับ 1.0 ที่ 25 °C และสูงขึ้นเมื่อห้องเย็นกว่านั้น) และ \(F_{margin}\) = 1.10–1.15 วิธีนี้เป็นวิธีอย่างง่าย (conservative) ส่วนวิธีเต็มรูปแบบของ IEEE 485 จะใช้ K-factor ตาม discharge rate ที่ละเอียดกว่านี้แต่แนวคิดหลักเหมือนกัน

37.3 Battery Chargers (Float/Boost)

ในการทำงานปกติ charger จะอยู่ในโหมด float charge คือจ่ายกระแสให้โหลด DC ทั้งหมดของระบบ พร้อมกับจ่ายกระแสเล็กน้อยเพิ่มเติมเพื่อรักษาแบตเตอรี่ให้อยู่ในสภาพชาร์จเต็มตลอดเวลา สำหรับ lead-acid แรงดัน float อยู่ที่ 2.20–2.25 V/cell ทำให้แรงดัน bus ของระบบ 110 V อยู่ที่ประมาณ 118–124 V ในบางสถานการณ์ เช่น หลังจากแบตเตอรี่ถูกคายประจุลึก (deep discharge) หรือทำ equalizing ตามรอบเวลาที่กำหนด charger จะสลับไปโหมด boost/equalize charge ที่แรงดันสูงขึ้นเป็น 2.30–2.40 V/cell เพื่อเร่งชาร์จให้เต็มเร็วขึ้น แต่ต้องระวังไม่ให้แรงดัน bus สูงเกินพิกัดของโหลดที่ต่ออยู่ จึงต้องมี dropping diode หรือระบบควบคุมแรงดัน หรือแยกแบตเตอรี่ออกไปชาร์จนอกระบบแทน

มาตรฐานความน่าเชื่อถือกำหนดให้มี charger สองชุดต่อแบตเตอรี่หนึ่ง bank ทำงานแบบ 2 × 100% พร้อมระบบสลับอัตโนมัติ (auto changeover) charger เพียงชุดเดียวต้องสามารถจ่ายโหลดต่อเนื่องพร้อมกับชาร์จแบตเตอรี่จากสภาพหมดประจุกลับเต็มได้ภายใน 8–12 ชั่วโมง เทคโนโลยีของ charger มีสองแบบหลักคือ thyristor rectifier ซึ่งทนทานและเป็นที่นิยมในโรงไฟฟ้ามาอย่างยาวนาน และแบบ switch-mode ซึ่งมีน้ำหนักเบากว่าและประสิทธิภาพสูงกว่า ไม่ว่าจะเลือกแบบใด ค่า ripple ที่ปรากฏบนแบตเตอรี่ต้องต่ำกว่าประมาณ 2% RMS มิฉะนั้นแบตเตอรี่จะร้อนขึ้นและเสื่อมสภาพเร็วกว่าปกติ

alarm มาตรฐานที่ต้องส่งขึ้นระบบ DCS (Distributed Control System — ระบบควบคุมแบบกระจายศูนย์) ได้แก่ AC input fail (ไฟ AC ป้อน charger หาย), charger fail, DC bus undervoltage/overvoltage, battery on discharge (แบตเตอรี่กำลังจ่ายไฟแทน charger) และ earth fault ซึ่งจะอธิบายรายละเอียดในหัวข้อถัดไป จุดที่น่าสนใจของการออกแบบคือ charger เป็นแบบ current-limited ที่ประมาณ 110% ของพิกัด ดังนั้นหากโหลดในระบบเกินพิกัดของ charger แบตเตอรี่ที่ต่อขนานอยู่จะช่วยจ่ายกระแสส่วนเกินโดยอัตโนมัติ นี่คือปรากฏการณ์ load sharing ตามธรรมชาติของวงจรที่ต่อขนานกัน ไม่ต้องมีตรรกะควบคุมพิเศษใด ๆ เพิ่มเติม

$$I_{ch} = I_L + \frac{k \times C_{dis}}{T_{rech}}$$

โดย \(I_{ch}\) คือพิกัดกระแสของ charger (A), \(I_L\) คือโหลด DC ต่อเนื่อง (A), \(C_{dis}\) คือประจุที่ถูกใช้ไป (Ah), \(T_{rech}\) คือเวลา recharge ที่ต้องการ (h) และ \(k\) คือ recharge factor เท่ากับ 1.1 สำหรับ lead-acid และ 1.4 สำหรับ Ni-Cd

1. Voltmeter (DC Output Voltage) — มิเตอร์เข็มแสดงแรงดันไฟ DC ขาออกของ charger แบบต่อเนื่อง ใช้ตรวจสอบว่า charger กำลังทำงานในโหมด float หรือ boost จากค่าแรงดันที่อ่านได้เทียบกับช่วง 2.20–2.40 V/cell ที่กล่าวถึงข้างต้น
2. Ammeter (DC Output Current) — มิเตอร์เข็มแสดงกระแส DC ขาออกรวมที่ charger กำลังจ่าย ค่านี้ใช้แยกแยะว่าขณะนี้ charger กำลังจ่ายเฉพาะโหลดต่อเนื่อง หรือกำลังจ่ายกระแสสูงเพื่อ recharge แบตเตอรี่ที่เพิ่งถูกคายประจุไปด้วย
3. Indicator Lamps (Status Indication) — ไฟแสดงสถานะสามดวง (AC ON, CHARGING, DC ON ในรูป) บอกสถานะการทำงานของ charger แบบทันทีโดยไม่ต้องอ่านค่าตัวเลขจากมิเตอร์
4. Control Switches (Selector / Start / Stop) — ชุดสวิตช์เลือกโหมด MAINS OFF/ON และปุ่ม START/STOP สำหรับสั่งเดินหรือหยุด charger ด้วยมือ ใช้ตอนทดสอบหรือบำรุงรักษา
5. AC Input Circuit Breaker (Protection) — เซอร์กิตเบรกเกอร์ป้องกันด้านไฟฟ้ากระแสสลับขาเข้าของ charger ตัดวงจรอัตโนมัติหากเกิดกระแสเกินหรือลัดวงจรฝั่ง AC ก่อนที่ความเสียหายจะลามเข้าสู่วงจรแปลงไฟภายใน
6. Ventilation Grille (Cooling Air Intake) — ช่องระบายอากาศสำหรับดึงอากาศเย็นเข้าไประบายความร้อนให้กับ thyristor และหม้อแปลงภายในตู้ ซึ่งเป็นอุปกรณ์ที่มีการสูญเสียพลังงานเป็นความร้อนระหว่างแปลงไฟ AC เป็น DC
7. Thyristor Rectifier Stack (Power Conversion) — ชุด thyristor เรียงซ้อนกันหลายชั้นที่ทำหน้าที่แปลงไฟ AC เป็น DC โดยควบคุมมุมจุดชนวน (firing angle) เพื่อกำหนดแรงดันขาออกให้อยู่ในโหมด float หรือ boost ตามต้องการ เป็นเทคโนโลยี thyristor ที่กล่าวถึงข้างต้น
8. DC Output Terminals (To Battery) — ขั้วต่อสายไฟ DC ขาออกที่เชื่อมไปยังแบตเตอรี่และ DC bus ของระบบ เป็นจุดที่บัดกรี/ขันสายต้องแน่นเสมอเพราะกระแสไหลผ่านตลอดเวลา
9. Isolation Transformer (AC Step-down) — หม้อแปลงแยกที่ลดแรงดัน AC ลงมาในระดับที่เหมาะสมก่อนป้อนเข้าชุด thyristor rectifier พร้อมทำหน้าที่แยกทางไฟฟ้า (galvanic isolation) ระหว่างฝั่ง AC กับฝั่ง DC เพื่อความปลอดภัย
10. Cubicle Door (Access Panel) — ประตูตู้ที่เปิดเข้าถึงอุปกรณ์ภายในเพื่อการตรวจสอบและบำรุงรักษา ในสภาพใช้งานปกติจะปิดและล็อกไว้เสมอ

37.4 DC Distribution และ Earth Fault Monitoring

DC bus ของโรงไฟฟ้าถูกออกแบบให้เป็นระบบ unearthed หรือ floating (บางครั้งเรียกระบบ IT) คือไม่มีขั้วใดต่อลงดินโดยตรง เหตุผลของการออกแบบเช่นนี้คือเมื่อเกิด earth fault จุดแรกขึ้นที่ขั้วใดขั้วหนึ่ง จะไม่มีกระแสไหลผิดปกติเกิดขึ้นและไม่มีอะไรถูกสั่ง trip ระบบยังคงเดินต่อไปได้ตามปกติในระหว่างที่ทีมงานกำลังตามหาสาเหตุ ซึ่งต่างจากระบบที่ต่อลงดินโดยตรงที่ fault จุดแรกอาจทำให้เกิดกระแสลัดวงจรทันที แต่ข้อดีนี้มาพร้อมความรับผิดชอบสำคัญ นั่นคือ "ต้องรีบหาให้เจอ" ก่อนที่จะเกิด fault จุดที่สอง เพราะหาก earth fault เกิดขึ้นอีกจุดหนึ่งบนขั้วตรงข้ามพร้อมกัน จะกลายเป็นเส้นทางลัดวงจรผ่านดินที่สมบูรณ์ ซึ่งอาจสั่ง trip เองแบบผิดที่ผิดทาง (spurious trip) หรือทำให้วงจร trip ที่แท้จริงกลายเป็นใบ้ไปเลย ถือเป็น failure mode ที่อันตรายที่สุดของระบบป้องกันทั้งหมด

วิธีตรวจจับ earth fault แบบดั้งเดิมใช้หลักการ voltage balance โดยปกติแต่ละขั้วของระบบ 110 V จะมีศักย์ไฟฟ้าประมาณ ±55 V เทียบกับดินผ่านตัวต้านทานบริดจ์ (bridge resistor) หากเกิด fault ที่ขั้วใด ศักย์ของขั้วนั้นจะถูกดึงเข้าใกล้ 0 V แล้วระบบจะส่ง alarm ทันที โรงไฟฟ้าที่สร้างใหม่นิยมใช้ insulation monitoring device (IMD — อุปกรณ์ตรวจสอบความเป็นฉนวน) ที่ฉีดสัญญาณความถี่ต่ำเข้าไปวัดค่าความเป็นฉนวนของทั้งระบบเป็น kΩ อย่างต่อเนื่องแทน ซึ่งไวและแม่นยำกว่าวิธี voltage balance แบบเดิม

การไล่หาตำแหน่ง fault มีสองวิธี วิธีดั้งเดิมคือปลด feeder ออกทีละตัวแล้วดูว่า alarm หายไปหรือไม่ ซึ่งเป็นวิธีที่อันตรายมาก เพราะห้ามปลด trip circuit ของเครื่องจักรที่กำลังเดินเครื่องอยู่โดยเด็ดขาด เนื่องจากจะทำให้เครื่องนั้นไม่มีระบบป้องกันชั่วขณะ วิธีที่ทันสมัยกว่าใช้เครื่องมือ portable locator ที่ฉีดสัญญาณความถี่ต่ำเข้าไปในระบบแล้วใช้ clamp probe ไล่ตามสายทีละเส้นเพื่อหาตำแหน่งได้โดยไม่ต้องปลดวงจรใดเลย ปลอดภัยกว่ามากและเป็นวิธีมาตรฐานของโรงไฟฟ้าสมัยใหม่

ฟิวส์และ MCB (Miniature Circuit Breaker — เซอร์กิตเบรกเกอร์ขนาดเล็ก) ฝั่ง DC ต้องเป็นชนิดที่ออกแบบมาสำหรับ DC โดยเฉพาะ เพราะ arc ของกระแส DC ดับยากกว่า AC มาก เนื่องจากไม่มีจุด current zero crossing (จุดที่กระแสเป็นศูนย์ตามธรรมชาติทุกครึ่งไซเคิลของ AC) ที่ช่วยให้ arc ดับตัวเองได้ ค่า breaking capacity ที่ระบุไว้สำหรับ AC จึงนำมาใช้แทนกันกับ DC ไม่ได้เด็ดขาด การ monitoring ที่ต้องขึ้นจอ DCS ได้แก่ แรงดัน bus, กระแสแบตเตอรี่ (แยกทิศทางชาร์จ/คายประจุ), สถานะ earth fault และสถานะ charger สิ่งสำคัญที่ต้องรู้ทันทีคือหากแบตเตอรี่อยู่ในสถานะ "on discharge" นานผิดปกติ นั่นหมายความว่า charger กำลังมีปัญหาและต้องรีบแก้ไขก่อนที่แบตเตอรี่จะหมดประจุ

37.5 UPS สำหรับโหลด AC สำคัญ (Uninterruptible Power Supply)

UPS มีสามประเภทหลักที่ใช้งานในอุตสาหกรรม ประเภทแรกคือ offline หรือ standby ซึ่งปกติปล่อยให้ไฟ AC ไหลผ่านตรงไปยังโหลด แล้วสลับมาใช้แบตเตอรี่เมื่อไฟ AC หายไปเท่านั้น ทำให้มี transfer time ประมาณ 2–10 มิลลิวินาที ประเภทที่สองคือ line-interactive ที่มีวงจร buck-boost ปรับแรงดันได้บ้างและมี transfer time สั้นลงเหลือประมาณ 2–4 มิลลิวินาที และประเภทที่สามคือ double conversion ซึ่งไฟ AC ขาเข้าจะถูกแปลงเป็น DC แล้วแปลงกลับเป็น AC อีกครั้งผ่าน inverter อยู่ตลอดเวลา ทำให้ไม่มี transfer time เลยแม้แต่มิลลิวินาทีเดียว

โรงไฟฟ้าเลือกใช้ double conversion เพราะโหลดอย่างระบบ DCS, PLC (Programmable Logic Controller — ตัวควบคุมโปรแกรมได้) และเครื่องมือวิเคราะห์ (analyzer) ไวต่อไฟกระเพื่อมมาก เมื่อไฟผ่าน rectifier แล้วผ่าน inverter ตลอดเวลา ความผิดปกติจากแหล่งจ่ายภายนอกไม่ว่าจะเป็น sag (แรงดันตกชั่วขณะ), swell (แรงดันเกินชั่วขณะ), harmonics หรือความถี่ที่แกว่งไม่คงที่จาก grid จะถูกตัดขาดออกจากโหลดโดยสิ้นเชิง เพราะสัญญาณขาออกคือคลื่นไซน์ที่ถูกสังเคราะห์ขึ้นใหม่ทั้งหมดจากฝั่ง DC ไม่ใช่การส่งผ่านของสัญญาณ AC เดิม

กลไกสำคัญที่ทำให้ UPS แบบ double conversion เชื่อถือได้คือ static bypass ซึ่งเป็นสวิตช์ thyristor ที่จะโอนโหลดไปยัง bypass line โดยอัตโนมัติภายในเวลาไม่ถึง 1 ใน 4 ไซเคิลเมื่อ inverter ทำงานผิดปกติ หรือเมื่อเกิดการลัดวงจรด้านโหลด (เพื่อให้ฟิวส์ของโหลดขาดได้จากกระแสลัดวงจรที่สูงกว่าที่ inverter จะจ่ายได้) เงื่อนไขสำคัญที่ทำให้การโอนย้ายนี้ไร้รอยต่อคือ inverter ต้อง sync (ประสานเฟส) กับสัญญาณของ bypass line อยู่ตลอดเวลา แม้ในสภาวะทำงานปกติที่ยังไม่ได้ใช้ bypass เลยก็ตาม นอกจากนี้ยังมี maintenance bypass ซึ่งเป็นสวิตช์แบบ manual wrap-around ที่ช่วยให้ถอด UPS ทั้งตัวออกไปซ่อมบำรุงได้โดยที่โหลดไม่ดับเลยแม้แต่วินาทีเดียว

แหล่งพลังงาน DC ของ UPS อาจดึงมาจาก station battery 110/220 V โดยตรง หรือมีแบตเตอรี่เฉพาะของตัวเองที่ให้ autonomy (ระยะเวลาที่จ่ายไฟได้เมื่อไม่มี AC) ประมาณ 30–60 นาที การจัดวางระบบของโรงขนาดใหญ่นิยมใช้แบบ 2 × 100% หรือแบบ parallel redundant โหลดที่ต่ออยู่บน UPS bus ล้วนเป็นโหลดที่ "ห้ามกระพริบแม้วินาทีเดียว" ได้แก่ DCS/HMI (Human-Machine Interface — ส่วนต่อประสานระหว่างมนุษย์กับเครื่องจักร), SIS (Safety Instrumented System — ระบบเครื่องมือวัดเพื่อความปลอดภัย)/ESD (Emergency Shutdown — ระบบหยุดเครื่องฉุกเฉิน ซึ่งจะกล่าวถึงในบทที่ 39), ระบบ monitoring การสั่นสะเทือน, CEMS (ระบบตรวจวัดมลพิษต่อเนื่อง), turbine supervisory และระบบสื่อสารของโรง

1. Power cables from utility and bypass — สายไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่นำไฟ AC จากแหล่งจ่ายปกติและจาก bypass line เข้าสู่ตู้ UPS เดินลงมาจากรางเคเบิลเหนือศีรษะตามที่เห็นในรูป
2. Cable trays — รางเดินสายไฟฟ้าเหนือศีรษะที่รวบรวมสายไฟทั้งหมดของห้องให้เป็นระเบียบ แยกสายกำลังและสายควบคุมออกจากกันตามมาตรฐานการเดินสาย
3. AC input distribution panel — แผงจ่ายไฟ AC ขาเข้าที่แจกจ่ายไฟจากแหล่งจ่ายปกติไปยังตู้ UPS แต่ละตู้ พร้อมเซอร์กิตเบรกเกอร์แยกแต่ละวงจร
4. Double-conversion UPS cabinets — ตู้ UPS แบบ double conversion เรียงต่อกันเป็นแถวยาว แต่ละตู้บรรจุ rectifier, inverter และ static switch ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น ทำงานร่วมกันแบบ 2 × 100% เพื่อความน่าเชื่อถือ
5. Battery cabinets — ตู้แบตเตอรี่เฉพาะของระบบ UPS ที่ให้ autonomy สำรองเมื่อไฟ AC ขาเข้าดับ แยกจาก station battery หลักของระบบ DC ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 37.1–37.2
6. Raised access floor (airflow plenum) — พื้นยกที่เว้นช่องว่างด้านล่างสำหรับให้อากาศเย็นไหลเวียนขึ้นมาระบายความร้อนให้อุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์กำลังสูงภายในตู้ พร้อมเป็นพื้นที่เดินสายไฟใต้พื้นด้วย

37.6 Emergency Diesel Generator (EDG)

หน้าที่ของ EDG คือจ่ายไฟ AC ให้กับโหลดที่จำเป็น (essential loads) เมื่อเกิด station blackout ซึ่งจะอธิบายรายละเอียดในหัวข้อ 37.7 โหลดเหล่านี้ได้แก่มอเตอร์ turning gear ที่หมุนเพลากังหันช้า ๆ ต่อเนื่อง, AC lube oil pump, battery charger ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 37.3, UPS, jacking oil pump, ไฟแสงสว่างฉุกเฉิน, ปั๊มดับเพลิง (หากไม่ใช่แบบขับด้วยเครื่องยนต์ดีเซลอยู่แล้ว) และระบบ HVAC (Heating, Ventilation, and Air Conditioning — ระบบทำความร้อน ระบายอากาศ และปรับอากาศ) ของห้อง DCS ที่ต้องรักษาอุณหภูมิให้อุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์ทำงานได้ต่อเนื่อง

ลำดับการทำงานอัตโนมัติเริ่มจากการตรวจพบว่าแรงดันของ essential bus ตกต่ำกว่าประมาณ 70–80% ของพิกัดค้างอยู่นาน 1–3 วินาที ระบบจะสั่ง start เครื่องยนต์ดีเซลทันที เครื่องจะติดเครื่องและไต่ระดับถึงความเร็วและแรงดันที่กำหนดภายในเวลาประมาณ 10–15 วินาที จากนั้นเซอร์กิตเบรกเกอร์จะปิดวงจรเข้ากับ bus ที่ไม่มีไฟอยู่ก่อน (dead bus) แล้วจึงเริ่มกระบวนการ load sequencing คือทยอยปิดโหลดเข้าเป็นขั้น (step) ห่างกันประมาณ 2–5 วินาทีตามลำดับความสำคัญ เช่น ขั้นที่ 1 คือ AC lube oil pump ขั้นที่ 2 คือ turning gear ขั้นที่ 3 คือ battery charger เป็นต้น เหตุผลที่ต้องทยอยปิดทีละขั้นแทนที่จะปิดพร้อมกันทั้งหมดคือ motor inrush ของมอเตอร์หลายตัวที่ซ้อนกันจะทำให้แรงดันและความถี่ของ EDG ตกฮวบจนเครื่องอาจล่มได้เอง โดยมอเตอร์ตัวที่ใหญ่ที่สุดที่ start ต้องทำให้แรงดันตกไม่เกินประมาณ 15–20%

ขนาดของ EDG ที่พบทั่วไปในโรงไฟฟ้าความร้อนขนาดใหญ่อยู่ที่ 1–4 MW ต่อ unit ส่วนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์จะใช้ EDG หลายชุดที่ซ้ำซ้อนกัน (redundant) ชุดละหลาย MW ตามข้อกำหนดด้านความปลอดภัยที่เข้มงวดกว่ามาก ด้าน fuel autonomy ถัง day tank ต้องเดินเครื่องได้อย่างน้อย 8 ชั่วโมง และหลายมาตรฐานกำหนดให้ storage รวมทั้งหมดเดินได้ถึง 24 ชั่วโมงขึ้นไป พร้อมมี transfer pump ที่สูบเชื้อเพลิงจาก main storage tank มาเติม day tank ให้อัตโนมัติ ความพร้อมขณะ standby ต้องมี jacket water heater อุ่นเครื่องยนต์ไว้ที่ประมาณ 40–50 °C ตลอดเวลาเพื่อให้ start ติดเร็ว มีการ priming น้ำมันหล่อลื่นไว้ล่วงหน้า และมีแบตเตอรี่ starting กับ air receiver (ถังลม) แบบสำรอง (redundant) ให้สามารถ start ได้แม้ชุดใดชุดหนึ่งมีปัญหา

1. Radiator and cooling fan — หม้อน้ำและพัดลมระบายความร้อนของเครื่องยนต์ดีเซล ต้องระบายความร้อนได้เพียงพอแม้เดินเครื่องเต็มโหลดต่อเนื่องนาน ๆ ซึ่งสำคัญมากเพราะการเดินเครื่องแบบ no-load นาน ๆ โดยไม่ทดสอบโหลดจริงอาจทำให้ระบบนี้ไม่เคยถูกพิสูจน์ว่าใช้งานได้จริงตามที่จะกล่าวถึงด้านล่าง
2. Exhaust gas silencer — ท่อไอเสียพร้อมชุดเก็บเสียงขนาดใหญ่ ลดระดับเสียงจากการเผาไหม้ของเครื่องยนต์ดีเซลก่อนปล่อยออกสู่ภายนอกอาคาร
3. Diesel engine — เครื่องยนต์ดีเซลหลายสูบที่เป็นต้นกำลังขับเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ต้อง start ติดและไต่ความเร็วถึงพิกัดภายในเวลาประมาณ 10–15 วินาทีตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
4. Generator control panel — ตู้ควบคุมที่ติดตั้งอยู่บนโครงเครื่องเดียวกัน ทำหน้าที่ตรวจสอบสภาพความพร้อม สั่ง start อัตโนมัติเมื่อได้รับสัญญาณ undervoltage และควบคุมลำดับ load sequencing
5. Generator (alternator) — เครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ต่อร่วมเพลากับเครื่องยนต์ดีเซลโดยตรง แปลงพลังงานกลจากเครื่องยนต์เป็นไฟฟ้า AC จ่ายให้ essential bus
6. Day fuel tank — ถังเชื้อเพลิงประจำวันที่วางอยู่ข้างชุดเครื่อง เก็บน้ำมันดีเซลสำรองให้เดินเครื่องได้อย่างน้อย 8 ชั่วโมงตามที่อธิบายไว้ข้างต้น มีระบบเติมอัตโนมัติจาก main storage tank
7. Starting batteries — ชุดแบตเตอรี่ starting แยกต่างหากจาก station battery หลักของระบบ DC ใช้เฉพาะสำหรับหมุนสตาร์ทเครื่องยนต์ดีเซล ออกแบบให้มีสำรอง (redundant) เผื่อชุดใดชุดหนึ่งพร่องประจุ
8. Common skid base — โครงฐานเหล็กร่วมที่รองรับทั้งเครื่องยนต์ดีเซลและเครื่องกำเนิดไฟฟ้าไว้บนโครงเดียวกัน ให้แนวเพลาตรงคงที่และขนย้ายติดตั้งเป็นชุดเดียวได้
9. Vibration isolators — แท่นรองกันสั่นสะเทือนระหว่างโครงฐานกับพื้นอาคาร ลดการส่งผ่านแรงสั่นสะเทือนจากเครื่องยนต์ดีเซลไปยังโครงสร้างอาคารโดยรอบ

37.7 Black Start และ Station Blackout Scenario

Black start คือความสามารถในการ start โรงไฟฟ้าขึ้นมาจากศูนย์ได้โดยไม่ต้องพึ่งไฟจาก grid ภายนอกเลย ซึ่งต้องมีแหล่งกำเนิดไฟฟ้าในตัวเอง เช่น เครื่องยนต์ดีเซลหรือกังหันก๊าซขนาดเล็ก ที่มีกำลังเพียงพอเลี้ยงอุปกรณ์ประกอบ (auxiliaries) จนกระทั่ง unit หลักสามารถจ่ายไฟออกสู่ระบบได้เอง ในทางปฏิบัติ โรงไฟฟ้าความร้อนขนาดใหญ่ไม่สามารถ black start ตัวเองได้เลย เพราะอุปกรณ์ประกอบของโรงกินกำลังไฟฟ้าสูงถึง 5–10% ของกำลังผลิตทั้งหมด เพียงแค่ boiler feed pump (BFP) ตัวเดียวก็ใช้กำลังหลาย MW แล้วตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 23 จึงต้องรอไฟฟ้าจากภายนอกเข้ามา "จุดชนวน" ให้ก่อนเสมอ

หน่วยผลิตไฟฟ้าที่ทำหน้าที่ black start ของทั้งระบบมักเป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำและกังหันก๊าซแบบวงจรเปิด (open-cycle) โดยโรงไฟฟ้าพลังน้ำเหมาะสมที่สุดเพราะอุปกรณ์ประกอบที่ต้องใช้พลังงานน้อยมาก (มีเพียงปั๊มน้ำมัน governor และระบบ excitation) และสามารถ start จนถึง full load ได้ภายในเวลาเพียง 5–10 นาที ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 27 แผนการฟื้นฟูระบบไฟฟ้า (grid restoration) ของประเทศไทยใช้เขื่อนขนาดใหญ่ของ EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand — การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) เป็นจุดเริ่มต้นสร้างเส้นทางไฟฟ้าไปปลุกโรงไฟฟ้าความร้อนทีละโรงตามลำดับที่วางแผนไว้ล่วงหน้า

Station blackout (SBO — เหตุการณ์ที่โรงไฟฟ้าสูญเสียไฟฟ้าทั้งหมด) คือสถานการณ์ที่เลวร้ายที่สุดที่เกิดขึ้นเมื่อสูญเสียทั้งไฟจาก grid และ EDG ก็ start ไม่ติดด้วย เหลือเพียงแบตเตอรี่ DC เท่านั้นที่ยังทำงานอยู่ นี่คือกรณี worst case ที่ใช้เป็นฐานในการออกแบบระบบ DC ทั้งหมดที่อธิบายไว้ในหัวข้อก่อนหน้า โหลดที่ต้องได้รับความสำคัญสูงสุดตามลำดับในสถานการณ์ SBO ได้แก่ DC emergency lube oil pump ที่ต้องทำงานต่อเนื่องประมาณ 30–60 นาทีเพื่อกันไม่ให้แบริ่งเสียหายระหว่าง coast down, DC seal oil pump ที่กันไม่ให้ก๊าซไฮโดรเจนรั่วออกจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้า (หากปั๊มนี้เสียต้องรีบเร่งกระบวนการ purge ไฮโดรเจนออกด้วยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) แทนทันที) วงจร protection และ control และไฟแสงสว่างฉุกเฉิน

ผลกระทบสำคัญอีกประการหนึ่งของการไม่มีไฟ AC เลยคือมอเตอร์ turning gear ที่หมุนเพลากังหันไอน้ำอย่างช้า ๆ ต่อเนื่องจะหยุดหมุนไปด้วย เมื่อเพลาหยุดหมุนขณะที่ยังร้อนอยู่ ความร้อนที่ตกค้างจะทำให้เพลาโก่งงอ (rotor bow) ได้ ดังนั้นจึงต้องได้ไฟ AC กลับคืนมาภายในเวลาไม่กี่ชั่วโมง หรือหากทำไม่ได้ ต้องหมุนเพลาด้วยมือเป็นระยะตามขั้นตอนที่ผู้ผลิตกำหนดไว้เพื่อป้องกันความเสียหายนี้

37.8 Battery Testing & Maintenance

วิธีทดสอบที่บอกอายุแบตเตอรี่ได้แม่นยำที่สุดคือ capacity discharge test ตามมาตรฐาน IEEE 450 สำหรับแบตเตอรี่ lead-acid หรือ IEEE 1106 สำหรับ Ni-Cd โดยปล่อยให้แบตเตอรี่คายประจุผ่าน load bank ด้วยกระแสคงที่ตามอัตราที่กำหนด (เช่น อัตรา C10) จนกระทั่งถึงแรงดันปลาย (end voltage) แล้วคำนวณเปอร์เซ็นต์ capacity จากอัตราส่วนของเวลาที่ใช้จริงต่อเวลาตามพิกัด คูณด้วย 100 เกณฑ์การยอมรับคือ ตอนติดตั้งใหม่ acceptance test ต้องได้ผลไม่ต่ำกว่า 90% และเมื่อ capacity ตกลงต่ำกว่า 80% ของพิกัดถือว่าถึงเวลาต้องเปลี่ยนแบตเตอรี่ เพราะต่ำกว่าระดับนี้อัตราการเสื่อมสภาพจะเร่งตัวเร็วขึ้นมาก

รอบเวลาการทดสอบมาตรฐานคือทุก 2–5 ปี และควรทำถี่ขึ้นเป็นรายปีเมื่อแบตเตอรี่ใช้งานมาแล้วเกินประมาณ 85% ของอายุใช้งานที่คาดไว้ หรือเมื่อ capacity เริ่มตกลงอย่างเห็นได้ชัด นอกจากนี้ยังมีการทดสอบ impedance/conductance ซึ่งทำได้แบบ online โดยไม่ต้องปลดแบตเตอรี่ออกจากระบบ และให้ผลรวดเร็ว เหมาะสำหรับจับ cell ที่เสื่อมสภาพเป็นรายตัว หากค่า impedance เพิ่มขึ้นมากกว่าประมาณ 20–30% จากค่า baseline ถือว่าต้องสงสัยและต้องตรวจสอบเพิ่มเติม แต่ต้องเข้าใจว่าวิธีนี้เป็นเพียงเครื่องมือ trending ไม่สามารถใช้แทน capacity discharge test ได้อย่างสมบูรณ์

งานตรวจสอบตามรอบเวลาปกติ (routine) แบ่งเป็นรายเดือนที่วัด pilot cell (เซลล์ตัวแทนที่เลือกไว้ตรวจถี่กว่า cell อื่น) ด้วยการวัดแรงดัน, specific gravity (SG), อุณหภูมิ พร้อมวัด float voltage/current รวมของทั้ง bank และตรวจด้วยตา (การกัดกร่อน, ระดับ electrolyte) ส่วนรายไตรมาสจะวัดค่าครบทุก cell ในราว สำหรับแบตเตอรี่ VRLA ให้เน้นที่การ trending float current เป็นพิเศษ เพื่อจับสัญญาณ thermal runaway ก่อนที่จะลุกลาม ด้านความปลอดภัยของห้องแบตเตอรี่ ระบบระบายอากาศต้องควบคุมความเข้มข้นของก๊าซไฮโดรเจนให้ต่ำกว่า 1–2% เสมอ (LEL — Lower Explosive Limit — ขีดจำกัดล่างของการระเบิด ของไฮโดรเจนอยู่ที่ 4%) ห้ามมีประกายไฟใด ๆ ในห้องเด็ดขาด ต้องมีที่ล้างตา (eyewash) และ PPE (Personal Protective Equipment — อุปกรณ์ป้องกันภัยส่วนบุคคล) ป้องกันกรดพร้อมใช้งาน และเครื่องมือที่ใช้ต้องหุ้มฉนวนทั้งหมด เพราะเพียงแค่ประแจตกไปคร่อมขั้วแบตเตอรี่ก็เพียงพอที่จะเกิด arc รุนแรงระดับเดียวกับการเชื่อมโลหะได้

1. Portable resistive load bank — เครื่อง load bank แบบเคลื่อนย้ายได้ที่จำลองโหลดตัวต้านทานคงที่ ใช้ดึงกระแสออกจากแบตเตอรี่ในอัตราคงที่ตามที่กำหนดสำหรับทำ capacity discharge test ตามมาตรฐาน IEEE 450/1106
2. Cooling fans — พัดลมระบายความร้อนหลายตัวด้านหลังตัวเครื่อง load bank เพราะพลังงานไฟฟ้าที่ดึงออกมาทั้งหมดถูกแปลงเป็นความร้อนทิ้งผ่านตัวต้านทานภายใน จำเป็นต้องระบายออกตลอดการทดสอบที่กินเวลาหลายชั่วโมง
3. Load bank output terminals — ขั้วต่อสายไฟด้านหลังเครื่อง load bank ที่เชื่อมต่อกับสายไฟขนาดใหญ่ไปยังแบตเตอรี่ที่กำลังทดสอบ
4. Load bank to battery connection cables — สายไฟสีส้มขนาดใหญ่ที่เชื่อมต่อ load bank เข้ากับแบตเตอรี่ ต้องมีขนาดหน้าตัดใหญ่พอรองรับกระแส discharge ที่สูงต่อเนื่องได้ตลอดการทดสอบ
5. Battery rack — ราวแบตเตอรี่ที่กำลังถูกทดสอบ เห็นแถว cell เรียงกันหลายแถวเช่นเดียวกับห้อง battery ที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 37.1
6. Clamp meters (measuring current) — มิเตอร์แบบหนีบที่ใช้วัดกระแส discharge จริงที่ไหลผ่านสายแต่ละเส้นระหว่างการทดสอบ เพื่อยืนยันว่ากระแสคงที่ตามอัตราที่ตั้งไว้ตลอดการทดสอบ
7. Station battery bank (DC source under test) — battery bank ของสถานีที่กำลังถูกทดสอบ ถูกปลดออกจาก charger และ DC bus ปกติชั่วคราวเพื่อไม่ให้ผลการทดสอบคลาดเคลื่อนจากกระแสที่ charger จ่ายเสริมเข้ามา

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท