บทที่ 38 — เครื่องมือวัด

38.1 Measurement Chain และสัญญาณมาตรฐาน (Measurement Chain & Signal Standards)

ทุกค่าที่ผู้เรียนเห็นบนจอ DCS ล้วนเดินทางผ่านห่วงโซ่การวัด (measurement chain) เดียวกัน เริ่มจาก sensing element ที่สัมผัสกับกระบวนการโดยตรง เช่น แผ่นไดอะแฟรมที่สัมผัสความดัน หรือ thermocouple ที่สัมผัสความร้อน จากนั้นสัญญาณดิบนี้จะถูกส่งเข้า transmitter ซึ่งทำหน้าที่แปลงค่าทางฟิสิกส์ให้เป็นสัญญาณไฟฟ้ามาตรฐาน พร้อมทั้งชดเชยความคลาดเคลื่อนต่าง ๆ เช่น อุณหภูมิแวดล้อม สัญญาณมาตรฐานนี้เดินทางผ่านสายไฟไปยัง I/O card (Input/Output card — การ์ดรับ-ส่งสัญญาณ) ที่ห้องควบคุม ก่อนถูกประมวลผลใน DCS controller แล้วแสดงผลบนจอ HMI (Human-Machine Interface — ส่วนต่อประสานระหว่างมนุษย์กับเครื่องจักร) ให้ operator ตัดสินใจหรือให้ตรรกะควบคุมอัตโนมัติใช้งานต่อ

มาตรฐานสัญญาณ analog ที่ครองอุตสาหกรรมมาหลายทศวรรษคือ 4–20 mA จุดที่น่าสนใจคือทำไมสัญญาณต่ำสุดไม่ใช่ 0 mA แต่เป็น 4 mA แนวคิดนี้เรียกว่า "live zero" หากค่าที่วัดได้ต่ำสุดเป็น 0 mA จริง จะแยกไม่ออกว่าเป็นค่ากระบวนการที่ต่ำสุดจริง หรือสายขาด/ไฟดับ แต่เมื่อค่าต่ำสุดถูกกำหนดไว้ที่ 4 mA การอ่านค่าได้ 0 mA จึงเป็นสัญญาณเตือนที่ชัดเจนว่ามีความผิดปกติเกิดขึ้นกับลูป นอกจากนี้กระแส 4 mA ที่ไหลอยู่ตลอดเวลายังใช้เลี้ยงไฟให้ตัว transmitter แบบ 2-wire loop-powered ได้โดยไม่ต้องเดินสายไฟเลี้ยงแยกต่างหาก ลูปทั้งหมดขับเคลื่อนด้วยแหล่งจ่าย 24 VDC ที่ห้องควบคุม

เหนือกว่าสัญญาณ analog ธรรมดา โรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ใช้โปรโตคอล HART (Highway Addressable Remote Transducer) ซ้อนสัญญาณดิจิทัลแบบ FSK (Frequency Shift Keying — การกล้ำสัญญาณแบบเลื่อนความถี่ ความเร็ว 1200 baud) เข้าไปบนลูป 4–20 mA เดิมโดยไม่รบกวนค่า analog หลัก ทำให้วิศวกรเครื่องมือวัดสามารถอ่านค่าอื่น ๆ เช่น อุณหภูมิภายในตัว transmitter, ตั้งค่า config หรือดู diagnostics ผ่านสายเส้นเดียวกันได้ ข้อกำหนดสำคัญคือ loop resistance ต้องมีอย่างน้อยประมาณ 250 Ω เพื่อให้สัญญาณ HART มีจุดอ้างอิงแรงดันสำหรับถอดรหัส สำหรับโรงไฟฟ้าที่สร้างใหม่บางแห่งเริ่มใช้ fieldbus (เช่น FOUNDATION Fieldbus หรือ Profibus PA) ซึ่งเป็นดิจิทัลทั้งลูปและรองรับอุปกรณ์หลายตัวต่อสายเส้นเดียว แต่ในภาพรวมของอุตสาหกรรม 4–20 mA ร่วมกับ HART ยังคงเป็นมาตรฐานที่ครองโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่อยู่ในปัจจุบัน

Transmitter สมัยใหม่ที่เรียกว่า smart transmitter มีความแม่นยำสูงถึงประมาณ ±0.05–0.1% ของ span (ช่วงการวัดที่ตั้งไว้) และมี turndown ratio (อัตราส่วนช่วงการวัดสูงสุดต่อต่ำสุดที่ยังคงความแม่นยำ) ได้ถึง 100:1 หมายความว่า transmitter ตัวเดียวสามารถวัดได้ทั้งช่วงค่าน้อยและค่ามากอย่างแม่นยำโดยไม่ต้องเปลี่ยนอุปกรณ์ นอกจากนี้ยังมีระบบ self-diagnostics ในตัวที่คอยตรวจสอบสุขภาพของเซนเซอร์และแจ้งเตือนล่วงหน้าก่อนที่ค่าจะผิดพลาดจริง อย่างไรก็ตาม สำหรับสัญญาณที่เกี่ยวข้องกับความปลอดภัยโดยตรง เช่น สัญญาณ trip ของระบบป้องกัน มักถูกเดินสายแบบ hardwired แยกออกจากเครือข่ายดิจิทัลทั่วไปโดยเจตนา เพื่อไม่ให้ความล่าช้าหรือความผิดพลาดของเครือข่ายมามีผลต่อการตัดสินใจ trip ซึ่งจะอธิบายรายละเอียดเพิ่มเติมในบทที่ 39

$$I = 4 + 16\,\frac{PV - LRV}{URV - LRV}$$

โดย \(I\) คือกระแสสัญญาณ (mA), \(PV\) (Process Variable) คือค่าที่วัดได้ในหน่วยกระบวนการ, \(LRV\) (Lower Range Value) คือค่าต่ำสุดของช่วงการวัดที่ตั้งไว้ และ \(URV\) (Upper Range Value) คือค่าสูงสุดของช่วงการวัดที่ตั้งไว้ — สมการนี้คือหัวใจของการอ่านค่าย้อนกลับจากกระแสสัญญาณเป็นค่ากระบวนการจริง

1. Smart differential pressure transmitter — ตัว transmitter อัจฉริยะที่แปลงผลต่างความดันเป็นสัญญาณ 4–20 mA พร้อมจอแสดงผลดิจิทัลในตัว (เห็นค่าอ่าน −0.126 kPa ในรูป) และรองรับ HART สำหรับ config/diagnostics ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
2. Electrical connection — จุดต่อสายไฟฟ้าที่ป้อนกระแส 24 VDC เข้าลูปและนำสัญญาณ 4–20 mA ออกไปยัง I/O card ผ่านท่อร้อยสาย (conduit) ที่โค้งเข้าหาตัวเครื่อง
3. 3-valve manifold — ชุดวาล์วสามตัวที่ใช้ isolate และ zero check transmitter ได้โดยไม่ต้องปลดสายหรือหยุดกระบวนการ ตามที่อธิบายในหัวข้อ 38.2
4. Equalize valve (center) — วาล์วกลางของ manifold ที่เมื่อเปิดจะทำให้ความดันทั้งสองฝั่ง (HP/LP) เท่ากัน ใช้ตรวจสอบค่า zero ของ transmitter แบบ online
5. High pressure valve — วาล์วฝั่งความดันสูงที่เปิดให้กระบวนการเชื่อมต่อกับฝั่ง HP ของ transmitter ในสภาวะทำงานปกติ
6. Low pressure valve — วาล์วฝั่งความดันต่ำที่เปิดให้กระบวนการเชื่อมต่อกับฝั่ง LP ของ transmitter ในสภาวะทำงานปกติ คู่กับ high pressure valve เพื่อวัดผลต่างความดัน
7. Impulse tubing — ท่อสแตนเลสขนาดเล็กที่นำความดันจากจุด tap ของกระบวนการมาถึง manifold ต้องเดินลาดเอียงต่อเนื่องตามกฎ ~1:12 เพื่อกันฟองอากาศหรือน้ำขังตามที่อธิบายในหัวข้อ 38.2
8. Process pressure connections — จุดต่อ impulse tubing เข้ากับท่อกระบวนการหลักด้านล่าง เป็นจุดเริ่มต้นของสัญญาณความดันก่อนเดินทางขึ้นไปยัง manifold และ transmitter
9. 2-inch pipe stand — ขาตั้งท่อขนาด 2 นิ้วที่ยึด transmitter ให้มั่นคง แยกจากแรงสั่นสะเทือนของท่อกระบวนการหลัก ลดผลกระทบต่อความแม่นยำของการวัด

38.2 การวัดความดัน (Pressure Measurement)

เครื่องมือวัดความดันที่ง่ายและพบเห็นได้ทั่วไปที่สุดคือเกจแบบ Bourdon tube ซึ่งทำงานด้วยกลไกล้วน ๆ ไม่ต้องใช้ไฟฟ้า จึงเหมาะกับการอ่านค่าเฉพาะจุดโดย operator ที่เดินตรวจรอบโรง ความแม่นยำของเกจแบบนี้จัดตาม accuracy class ในมาตรฐาน EN 837 (มาตรฐานยุโรปสำหรับเกจวัดความดัน) เช่น class 0.5 / 1.0 / 1.6 / 2.5% ของค่าเต็มสเกล (FS — Full Scale) ครอบคลุมช่วงตั้งแต่ 1 บาร์ไปจนถึงมากกว่า 1,000 บาร์ สำหรับงานที่ความดันต่ำมากหรือของไหลมีสิ่งสกปรกปนเปื้อน จะใช้เกจแบบ diaphragm หรือ capsule แทน Bourdon tube ธรรมดาเพื่อกันการอุดตัน

ในขณะที่เกจกลไกให้แค่การอ่านค่าเฉพาะจุด หัวใจของการวัดความดันในโรงไฟฟ้าสมัยใหม่คือ DP transmitter (Differential Pressure Transmitter) ซึ่งใช้เทคโนโลยี capacitance หรือ piezoresistive ในการแปลงผลต่างความดันเป็นสัญญาณไฟฟ้า จุดเด่นของ DP transmitter คือความอเนกประสงค์ — ตัวเดียวกันวัดได้ทั้งความดัน gauge (เทียบบรรยากาศ), ความดัน absolute (เทียบสุญญากาศสมบูรณ์) และผลต่างความดันโดยตรง และด้วยหลักการเดียวกันนี้ยังนำไปใช้วัด flow และ level ได้อีกด้วยตามที่จะอธิบายในหัวข้อ 38.4 และ 38.5

เส้นทางที่พาความดันจากจุด tap ของกระบวนการมาถึง transmitter เรียกว่า impulse line ซึ่งต้องเดินท่อให้ลาดเอียงต่อเนื่องในอัตราประมาณ 1:12 ตลอดเส้นทาง เพื่อป้องกันไม่ให้ฟองอากาศหรือหยดน้ำขังค้างอยู่ในท่อจนทำให้ค่าที่วัดได้คลาดเคลื่อน สำหรับงานไอน้ำโดยเฉพาะ จำเป็นต้องมี condensate pot ติดตั้งไว้ก่อนถึง transmitter เพื่อให้ไอน้ำร้อนจัดควบแน่นเป็นน้ำเสียก่อน ป้องกันไม่ให้ความร้อนสูงส่งผลกระทบโดยตรงกับตัว transmitter การควบคุมและตรวจสอบลูปทำได้ผ่านชุดวาล์ว manifold ซึ่งมีสองแบบหลัก คือแบบ 3-valve สำหรับงานวัดความดันหรือ DP ทั่วไป และแบบ 5-valve สำหรับงาน DP flow โดยเฉพาะที่ต้องการทั้งวาล์ว equalize และวาล์ว vent เพิ่มเติม ทำให้สามารถ isolate หรือ zero check transmitter ได้โดยไม่ต้องปลดสายออกจากกระบวนการเลย

ตำแหน่งการติดตั้ง transmitter เทียบกับจุด tap มีหลักที่ต้องจำ — งานที่วัดก๊าซ ควรติดตั้ง transmitter ให้อยู่สูงกว่าจุด tap เพื่อให้ของเหลวควบแน่นใด ๆ ที่เกิดขึ้นไหลกลับลงท่อกระบวนการเองตามแรงโน้มถ่วง ในขณะที่งานที่วัดของเหลวหรือไอน้ำ ควรติดตั้ง transmitter ให้อยู่ต่ำกว่าจุด tap เพื่อไล่ฟองอากาศที่อาจเกิดขึ้นให้ลอยกลับขึ้นท่อกระบวนการแทนที่จะค้างอยู่ในท่อวัด ตัวอย่างจุด tap สำคัญในโรงไฟฟ้า เช่น ความดัน steam drum ที่อยู่ในช่วงประมาณ 100–180 บาร์สำหรับหม้อไอน้ำแบบ subcritical และความดันสุญญากาศของ condenser ที่อยู่ในช่วงประมาณ 0.07–0.1 บาร์ absolute ซึ่งจำเป็นต้องใช้ absolute transmitter โดยเฉพาะเพราะค่าที่ต้องการคือความดันเทียบสุญญากาศสมบูรณ์ ไม่ใช่เทียบบรรยากาศ

1. Panel mounting plate — แผ่นเหล็กสำหรับติดตั้งเกจหลายตัวรวมไว้เป็นชุดเดียว ให้ operator เดินตรวจอ่านค่าได้ครบในจุดเดียวโดยไม่ต้องไปหลายที่
2. Bourdon tube pressure gauge (large / medium / small / very small) — เกจวัดความดันแบบ Bourdon tube ขนาดต่างกันสี่ตัว แต่ละตัวมีสเกลช่วงการวัดต่างกันตามจุดวัดของกระบวนการที่ต่ออยู่ ยิ่งช่วงการวัดกว้าง เกจมักมีขนาดหน้าปัดใหญ่กว่าเพื่ออ่านค่าละเอียดได้ชัดเจน
3. Isolation valve (typical) — วาล์วแยกที่ติดตั้งอยู่ใต้เกจแต่ละตัว ใช้ปิดกั้นความดันกระบวนการออกจากเกจได้ในกรณีต้องถอดเปลี่ยนหรือสอบเทียบ โดยไม่ต้องหยุดกระบวนการหลัก
4. Stainless steel impulse tubing — ท่อสแตนเลสขนาดเล็กที่นำความดันจากท่อกระบวนการมาถึงแต่ละเกจ ดัดโค้งเป็นตัว U เพื่อเผื่อการขยายตัวจากความร้อนและกันแรงสั่นสะเทือน
5. Instrument manifold — ชุดวาล์วรวมที่เชื่อมท่อกระบวนการหลักเข้ากับท่อ impulse tubing ของเกจแต่ละตัว ทำหน้าที่คล้ายจุดกระจายความดันย่อยก่อนแยกไปแต่ละเกจ
6. Process area — พื้นที่ท่อกระบวนการหลักของโรงไฟฟ้าที่อยู่ด้านหลังแผงเกจ เป็นแหล่งที่มาของความดันทั้งหมดที่แผงนี้กำลังแสดงผล

38.3 การวัดอุณหภูมิ (Temperature Measurement)

เทอร์โมคัปเปิล (Thermocouple — TC) เป็นเซนเซอร์วัดอุณหภูมิที่อาศัยปรากฏการณ์ Seebeck effect กล่าวคือเมื่อโลหะสองชนิดที่ต่างกันถูกเชื่อมต่อกันที่ปลายทั้งสองข้างและมีอุณหภูมิต่างกันระหว่างจุดต่อทั้งสอง จะเกิดแรงดันไฟฟ้าเล็ก ๆ ขึ้นตามผลต่างอุณหภูมินั้น ชนิดที่ใช้กว้างขวางที่สุดในอุตสาหกรรมคือ Type K (Chromel–Alumel) ซึ่งครอบคลุมช่วง −200 ถึง 1260 °C ให้แรงดันประมาณ 41 µV ต่อองศาเซลเซียส Type E (Chromel–Constantan) ให้แรงดันสูงสุดในบรรดา TC มาตรฐานทั้งหมดที่ประมาณ 68 µV/°C เหมาะกับช่วงอุณหภูมิเย็นถึงประมาณ 900 °C ส่วน Type J (Iron–Constantan) ครอบคลุม 0–750 °C ราคาถูกแต่ขา iron มีข้อเสียคือเกิดสนิมได้ง่ายกว่าชนิดอื่น

ข้อควรระวังสำคัญของ TC คือต้องมีวงจรชดเชยจุดต่อเย็น CJC (Cold Junction Compensation — การชดเชยจุดต่อเย็น) ที่ terminal เสมอ เพราะแรงดันที่วัดได้จริงคือผลต่างระหว่างจุดต่อร้อน (ที่วัด) กับจุดต่อเย็น (ที่ terminal) หากไม่ชดเชยอุณหภูมิที่ terminal ให้ถูกต้อง ค่าที่อ่านได้ทั้งหมดจะเพี้ยนไปเท่ากับอุณหภูมิห้องที่ terminal นั้น นอกจากนี้ต้องใช้สาย extension หรือ compensating wire ที่เป็นชนิดตรงกับ TC ตลอดเส้นทาง มิฉะนั้นจะเกิดจุดต่อโลหะต่างชนิดแทรกกลางทางที่ทำให้ค่าคลาดเคลื่อนเช่นกัน

ทางเลือกที่สองคือ RTD (Resistance Temperature Detector — เครื่องวัดอุณหภูมิแบบความต้านทาน) ชนิด Pt100 ซึ่งใช้หลักที่ว่าความต้านทานของโลหะแพลทินัมเปลี่ยนแปลงตามอุณหภูมิอย่างเป็นเชิงเส้นและคาดเดาได้แม่นยำ โดยมีความต้านทาน 100 Ω ที่ 0 °C และค่าสัมประสิทธิ์ \(\alpha = 0.00385\) Ω/Ω/°C ตามมาตรฐาน IEC 60751 (International Electrotechnical Commission — คณะกรรมาธิการระหว่างประเทศว่าด้วยมาตรฐานสาขาอิเล็กทรอเทคนิกส์) หรือเพิ่มขึ้นประมาณ 0.385 Ω ต่อทุกองศาที่สูงขึ้น การต่อสาย RTD ทำได้สองแบบหลัก คือแบบ 3-wire ที่ชดเชยความต้านทานของสายไฟเองในระดับที่ยอมรับได้สำหรับงานทั่วไป และแบบ 4-wire ที่แม่นยำที่สุดเพราะตัดผลของความต้านทานสายไฟออกไปโดยสมบูรณ์ นิยมใช้ในงานทดสอบสมรรถนะ (performance test) ที่ต้องการความละเอียดสูงสุด

การเลือกระหว่าง RTD กับ TC ขึ้นกับลักษณะงาน — RTD เหมาะกับงานที่ต้องการความแม่นยำและความเสถียรสูงในช่วงอุณหภูมิไม่เกินประมาณ 600 °C เช่น อุณหภูมิ bearing หรือ lube oil และ feedwater ในขณะที่ TC เหมาะกับงานอุณหภูมิสูงกว่านั้น เช่น flue gas, ไอน้ำหลัก (main steam) ที่ 540–600 °C หรือไอเสียกังหันก๊าซที่สูงกว่า 600 °C รวมถึงงานที่ต้องการจุดวัดขนาดเล็ก ตอบสนองไว และทนต่อแรงสั่นสะเทือนได้ดีกว่า ไม่ว่าจะเลือกชนิดใด เซนเซอร์แทบทั้งหมดในโรงไฟฟ้าจะไม่สัมผัสกระบวนการโดยตรง แต่ติดตั้งอยู่ภายใน thermowell ซึ่งเป็นปลอกโลหะที่ป้องกันเซนเซอร์จากความดัน ความเร็วของไหล และการกัดกร่อน ทำให้สามารถถอดเปลี่ยนเซนเซอร์ได้โดยไม่ต้องหยุดเดินเครื่องหรือระบายความดันออกจากท่อ ข้อควรระวังสำคัญคือต้องตรวจสอบ wake frequency (ความถี่การสั่นที่เกิดจาก vortex shedding ของของไหลที่ไหลผ่าน thermowell) ให้ห่างจากความถี่ธรรมชาติของ thermowell เอง เพราะเคยมีอุบัติเหตุจริงในอุตสาหกรรมที่ thermowell หักเนื่องจากการสั่นพ้องนี้ จุดวัดอุณหภูมิโลหะ (metal temperature) ของ turbine casing และ rotor ก็ใช้ TC ฝังตัวแบบพิเศษเช่นกัน และเป็นข้อมูลหลักที่ใช้เลือกโหมด startup ของกังหันไอน้ำตามที่จะกล่าวถึงในบทที่ 40

$$R_T = R_0\,(1 + \alpha T)$$

โดย \(R_T\) คือความต้านทานที่อุณหภูมิ \(T\) (Ω), \(R_0\) คือความต้านทานที่ 0 °C เท่ากับ 100 Ω สำหรับ Pt100, \(\alpha\) คือสัมประสิทธิ์อุณหภูมิเท่ากับ 0.00385 (1/°C) และ \(T\) คืออุณหภูมิ (°C) — สมการนี้เป็นรูปเชิงเส้นที่ใช้ประมาณการในช่วงแคบเท่านั้น งานที่ต้องการความแม่นยำสูงในช่วงกว้างจะใช้ตารางค่ามาตรฐานหรือสมการ Callendar–Van Dusen แทน

1. Cast aluminum connection head — หัวต่อโลหะอะลูมิเนียมหล่อที่ครอบปลายสาย TC ไว้ภายใน เป็นจุดที่ต่อสาย extension/compensating wire เข้ากับขั้วของเซนเซอร์ และเป็นจุดที่ต้องมี CJC ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
2. Thermocouple lead wire — สายสัญญาณที่ต่อออกจากหัวต่อไปยัง I/O card หรือ transmitter อุณหภูมิ ต้องเป็นชนิดสาย compensating ที่ตรงกับชนิด TC ตลอดเส้นทาง
3. Extension neck — คอต่อขยายระหว่างหัวต่อกับ thermowell ช่วยยืดระยะห่างจากท่อร้อนเพื่อป้องกันความร้อนไม่ให้ถ่ายเทขึ้นไปทำลายหัวต่อและฉนวนสายไฟโดยตรง
4. Threaded process connection — เกลียวที่ใช้ขัน thermowell เข้ากับท่อกระบวนการให้แน่นและกันการรั่วไหลของไอน้ำความดันสูง
5. Thermowell — ปลอกโลหะที่ป้องกันเซนเซอร์จากความดัน ความเร็วของไหล และการกัดกร่อนโดยตรง ทำให้ถอดเปลี่ยนเซนเซอร์ภายในได้โดยไม่ต้องหยุดเครื่องหรือระบายความดันออกจากระบบ ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
6. Pipe insulation (High-temperature insulation jacket) — ฉนวนหุ้มท่อไอน้ำอุณหภูมิสูง ลดการสูญเสียความร้อนออกสู่บรรยากาศและป้องกันอันตรายจากการสัมผัสท่อร้อนโดยตรง
7. High-temperature steam pipe — ท่อไอน้ำอุณหภูมิสูงที่เป็นจุดวัดอุณหภูมิ ในกรณีนี้คือท่อไอน้ำหลักที่กล่าวถึงในบริบทของอุณหภูมิ 540–600 °C ข้างต้น

38.4 การวัดอัตราการไหล (Flow Measurement)

มาตรวัดอัตราการไหลมาตรฐานที่พบมากที่สุดในโรงไฟฟ้าคือ orifice plate ร่วมกับ DP transmitter เนื่องจากราคาถูก ทนทาน และเข้าใจง่าย แต่ข้อจำกัดสำคัญคือความสัมพันธ์ระหว่าง flow กับ ΔP เป็นแบบ square root (flow ∝ √ΔP) ไม่ใช่เชิงเส้น ทำให้ turndown ratio (ช่วงการวัดที่ยังแม่นยำ) จำกัดอยู่เพียงประมาณ 3:1 ถึง 4:1 เท่านั้น การออกแบบ orifice ใช้ค่า beta ratio (อัตราส่วนขนาดรูเปิดต่อขนาดท่อ d/D) อยู่ในช่วงประมาณ 0.3–0.7 เพื่อให้ได้ ΔP ที่วัดได้ชัดเจนโดยไม่สูญเสียพลังงานของกระบวนการมากเกินไป

ข้อเสียสำคัญของ orifice คือ permanent pressure loss (ความดันที่สูญเสียไปถาวรและไม่กลับคืน) ที่สูงถึงประมาณ 50–90% ของค่า ΔP ที่วัดได้ ในขณะที่ venturi meter ซึ่งมีรูปทรงโค้งมนกว่าจะสูญเสียความดันเพียงประมาณ 10–20% เท่านั้น ด้วยเหตุนี้ venturi จึงถูกเลือกใช้ในจุดที่การสูญเสียพลังงานมีมูลค่าทางเศรษฐกิจสูง แม้ว่าตัวมันเองจะมีราคาแพงกว่าและต้องการความยาวท่อมากกว่า orifice ก็ตาม ทางเลือกอื่นที่ไม่อาศัยหลัก DP ได้แก่ vortex meter ซึ่งนับความถี่การเกิด vortex shedding (การหลุดของกระแสวนหลังสิ่งกีดขวางในท่อ) ตามสมการ \(f = St \cdot v/d\) โดย Strouhal number (\(St\)) มีค่าประมาณ 0.26 ความสัมพันธ์นี้เป็นเชิงเส้นกับความเร็วของไหลโดยตรง ทำให้ turndown ratio ดีกว่า orifice มาก เหมาะกับงานไอน้ำและ condensate แต่ใช้ไม่ได้ที่อัตราการไหลต่ำมากเพราะ vortex ยังไม่หลุดตัวชัดเจนพอ

Magnetic flowmeter อาศัยหลักการ Faraday (การเหนี่ยวนำแม่เหล็กไฟฟ้า) ข้อดีคือไม่มีสิ่งกีดขวางในท่อและไม่มี pressure loss เลย แต่มีข้อจำกัดว่าของไหลต้องนำไฟฟ้าได้อย่างน้อยประมาณ 5 µS/cm จึงเหมาะกับ CW (Cooling Water) และน้ำดิบ แต่ใช้ไม่ได้กับน้ำ demin ที่บริสุทธิ์มากหรือกับไอน้ำเลย ทางเลือกที่ไม่รบกวนกระบวนการเลยคือ ultrasonic flowmeter แบบ transit-time ที่ติดตั้งแบบ clamp-on ภายนอกท่อได้โดยไม่ต้องตัดท่อ เหมาะสำหรับงานตรวจสอบหรือท่อขนาดใหญ่อย่างระบบ CW สำหรับงานที่ต้องการความแม่นยำสูงสุดและต้องคิดเงินตามปริมาณ เช่น fuel oil หรือ fuel gas จะใช้ Coriolis flowmeter ซึ่งวัด mass flow ได้โดยตรง (ไม่ใช่ volumetric flow) ด้วยความแม่นยำสูงถึงประมาณ ±0.1% และให้ค่าความหนาแน่นมาพร้อมกันด้วย ซึ่งมีประโยชน์มากในการคำนวณ heat rate ตามที่จะกล่าวถึงในบทที่ 40 สุดท้าย การวัด feedwater flow ในลูปควบคุมแบบ 3-element (จะอธิบายในบทที่ 39) มักใช้ flow nozzle หรือ orifice ร่วมกับ DP พร้อมชดเชยค่าความหนาแน่นตามอุณหภูมิที่เปลี่ยนแปลงไป

$$Q = K\sqrt{\Delta P}\qquad\text{หรือเต็มรูป}\qquad q_m = \frac{C_d\,\varepsilon\, A_2}{\sqrt{1-\beta^4}}\sqrt{2\rho\,\Delta P}$$

โดย \(Q\) คืออัตราการไหล (t/h), \(K\) คือค่าคงที่ที่ได้จากการสอบเทียบ, \(\Delta P\) คือผลต่างความดันคร่อม orifice (mbar หรือ Pa), \(q_m\) คือ mass flow (kg/s), \(C_d\) คือ discharge coefficient (ประมาณ 0.6 สำหรับ orifice), \(\varepsilon\) คือ expansion factor, \(A_2\) คือพื้นที่รูเปิด (m²), \(\beta\) คืออัตราส่วน d/D และ \(\rho\) คือความหนาแน่นของไหล (kg/m³)

38.5 การวัดระดับ (Level Measurement)

วิธีวัดระดับที่ใช้กันแพร่หลายที่สุดในโรงไฟฟ้าคือวิธี DP ซึ่งอาศัยหลักที่ว่าความดันสถิตแปรผันตรงกับความสูงของของเหลว (\(level \propto \rho g h\)) สำหรับถังเปิด (open tank) ใช้ tap เพียงขาเดียวก็เพียงพอ แต่สำหรับถังปิดที่มีความดัน (closed tank) จำเป็นต้องมีขา reference เพิ่มเพื่อหักล้างผลของความดันเหนือผิวของเหลว ซึ่งมีสองแบบคือ dry leg (ขาก๊าซแห้ง ไม่มีของเหลวค้าง) และ wet leg (ขาที่เติมของเหลวเต็มตลอดความยาว ทำให้ค่าความดันของขานั้นคงที่และคาดเดาได้) สิ่งที่ต้องระวังคือระบบ wet leg ต้องกลับเครื่องหมายในการตีความ — ยิ่งระดับของเหลวในถังสูงขึ้น ผลต่างความดันที่ transmitter อ่านได้จะยิ่งน้อยลง เพราะความดันฝั่ง wet leg คงที่ในขณะที่ความดันฝั่งถังเพิ่มขึ้นตามระดับ

กรณีที่ซับซ้อนที่สุดคือการวัดระดับ steam drum ซึ่งใช้ wet leg ร่วมกับการชดเชยค่าความหนาแน่น เนื่องจากน้ำภายใน drum ที่ความดันสูงถึงประมาณ 180 บาร์มีความหนาแน่นแตกต่างจากน้ำเย็นใน wet leg อย่างมาก หากไม่ชดเชยด้วยค่าความดัน drum แบบ real-time ค่าระดับที่อ่านได้จะคลาดเคลื่อนไปหลายสิบมิลลิเมตรโดยเฉพาะในช่วง startup ที่ความดันยังเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว ปรากฏการณ์ที่ทำให้การวัดระดับ drum ท้าทายยิ่งขึ้นไปอีกคือ shrink/swell — เมื่อโหลดเพิ่มขึ้นกะทันหัน ความดันใน drum จะตกลงชั่วขณะ ทำให้ฟองไอน้ำใน riser tube ขยายตัวอย่างรวดเร็ว ส่งผลให้ระดับที่อ่านได้ "พองขึ้น" (swell) ทั้งที่มวลน้ำจริงในระบบกำลังลดลง ในทางกลับกันเมื่อโหลดลดลงกะทันหัน ระดับจะ "ยุบตัว" (shrink) ทั้งที่มวลน้ำเพิ่มขึ้น ปรากฏการณ์นี้คือเหตุผลหลักที่ทำให้ต้องมีระบบควบคุมแบบ 3-element ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 16 และจะอธิบายรายละเอียดเพิ่มเติมในบทที่ 39

เทคโนโลยีที่กำลังได้รับความนิยมเพิ่มขึ้นคือ radar ซึ่งมีสองแบบ คือ non-contact radar ที่เหมาะกับถังเชื้อเพลิงหรือน้ำดิบ และ guided wave radar (GWR — เรดาร์นำคลื่นตามสาย) ที่เหมาะกับงาน interface (แยกชั้นของเหลวสองชนิด) หรือถังที่มีความดัน จุดเด่นสำคัญของ radar คือไม่ไวต่อการเปลี่ยนแปลงความหนาแน่นของของเหลวเหมือนวิธี DP จึงเริ่มถูกเลือกใช้มากขึ้นในจุดที่ความหนาแน่นแปรปรวน อีกเทคโนโลยีหนึ่งคือ displacer ซึ่งอาศัยหลักการลอยตัวของ Archimedes ผ่านกลไก torque tube วัดแรงลอยตัวที่เปลี่ยนไปตามระดับของเหลว นิยมใช้กับ heater level หรือ separator แต่ค่าที่วัดได้ขึ้นกับความหนาแน่นของของไหลเช่นเดียวกับวิธี DP อย่างไรก็ตาม ไม่ว่าจะใช้เทคโนโลยีใดเป็นหลัก ข้อกำหนดของ boiler code ยังบังคับให้ steam drum ต้องมีการอ่านระดับโดยตรง (direct reading) ที่เป็นอิสระจากระบบ transmitter เสมอ ไม่ว่าจะเป็น gauge glass (กระจกมองระดับ) หรือ hydrastep (ระบบ electrode หลายจุดตรวจสอบว่าจุดนั้นจมน้ำหรือโผล่พ้นน้ำ) เพื่อให้ operator ยืนยันระดับจริงด้วยสายตาได้เสมอ แม้ระบบ transmitter ทั้งหมดจะล้มเหลวพร้อมกันก็ตาม

1. Upper isolation valve — วาล์วแยกด้านบนที่เชื่อมต่อ gauge glass เข้ากับฝั่งไอของถัง ใช้ปิดกั้นได้หากต้องถอดเปลี่ยนหรือทำความสะอาดกระจกโดยไม่ต้องหยุดกระบวนการ
2. Insulated vessel — ถังความดันหุ้มฉนวนขนาดใหญ่ที่ gauge glass ติดตั้งอยู่ข้าง ๆ เป็นตัวแทนของ steam drum หรือถังความดันอื่นที่ต้องการยืนยันระดับด้วยสายตาโดยตรง
3. Level scale (cm) — สเกลตัวเลขข้างกระจกที่บอกระดับเป็นเซนติเมตร ให้ operator อ่านค่าระดับได้ทันทีโดยไม่ต้องพึ่งจอ DCS
4. Reflex level gauge glass — กระจกมองระดับแบบ reflex ที่ใช้หลักการหักเหแสงต่างกันระหว่างส่วนที่มีไอกับส่วนที่มีน้ำ ทำให้มองเห็นแนวเส้นระดับได้ชัดเจนแม้ในระยะไกล เป็นการอ่านระดับโดยตรง (direct reading) ตามข้อกำหนด boiler code ที่กล่าวถึงข้างต้น
5. Lower isolation valve — วาล์วแยกด้านล่างที่เชื่อมต่อ gauge glass เข้ากับฝั่งน้ำของถัง ทำงานคู่กับวาล์วด้านบนในการ isolate กระจกทั้งชุด
6. Access platform — แท่นทางเดินเหล็กที่ให้ operator เข้าถึงบริเวณ gauge glass เพื่ออ่านค่าหรือตรวจสอบสภาพกระจกได้อย่างปลอดภัย

38.6 Control Valves

ในบรรดาชนิดวาล์วที่ใช้ในโรงไฟฟ้าตามที่กล่าวถึงในบทที่ 29 globe valve คือตัวเลือกหลักสำหรับงานควบคุม (control) เพราะรับ ΔP สูงได้ดีและให้ flow characteristic ที่แม่นยำและคาดเดาได้ ในขณะที่ butterfly valve เหมาะกับท่อขนาดใหญ่ที่มี ΔP ต่ำและต้องการราคาประหยัด เช่น ระบบ cooling water หรือ air duct flow characteristic ของวาล์วควบคุมมีสามแบบหลัก คือ linear (เชิงเส้น เหมาะกับงานที่ ΔP คงที่ เช่นควบคุมระดับหรือ flow ที่ ΔP คงที่), equal percentage (เปอร์เซ็นต์เท่ากัน ซึ่งเป็นชนิดที่ใช้มากที่สุดในอุตสาหกรรมเพราะช่วยชดเชย ΔP ที่เปลี่ยนแปลงไปตามโหลดของระบบได้ดี) และ quick opening (เปิดเร็ว เหมาะกับงาน on/off มากกว่าการควบคุมต่อเนื่อง)

Actuator ที่นิยมใช้มากที่สุดคือแบบนิวเมติก spring-diaphragm ซึ่งรับสัญญาณลมในช่วง 0.2–1.0 บาร์ (หรือเทียบเท่า 3–15 psi) โดยตรงเข้าไปดันแผ่นไดอะแฟรมเพื่อขยับก้าน stem แต่ในทางปฏิบัติจริงมักจะไม่ป้อนสัญญาณลมโดยตรงจาก DCS แต่ผ่าน positioner ก่อนเสมอ — positioner รับสัญญาณ 4–20 mA จาก DCS แล้วป้อนลมให้กับ actuator ในปริมาณที่ทำให้ตำแหน่ง stem ตรงกับคำสั่งจริง ช่วยแก้ปัญหา friction และ hysteresis ของกลไกวาล์วได้อย่างมาก positioner แบบ smart รุ่นใหม่ยังมีระบบ diagnostics ในตัว สามารถสร้าง valve signature (กราฟแสดงความสัมพันธ์ระหว่างสัญญาณคำสั่งกับตำแหน่งจริง) เพื่อตรวจจับความผิดปกติ เช่น การสึกหรอของ seat หรือ trim ได้ล่วงหน้า

การเลือก fail-safe action (ทิศทางที่วาล์วเคลื่อนไปเมื่อสัญญาณลมหายไปกะทันหัน) เป็นการตัดสินใจด้านความปลอดภัยที่สำคัญมาก มีสามแบบคือ Fail Close (FC — วาล์วปิดสนิทเมื่อลมหาย เช่นวาล์วเชื้อเพลิงหรือวาล์ว spray water ที่ต้องหยุดจ่ายทันทีเมื่อระบบผิดปกติ), Fail Open (FO — วาล์วเปิดสุดเมื่อลมหาย เช่นวาล์ว cooling water ที่ต้องให้น้ำหล่อเย็นไหลต่อเนื่องเสมอ) และ Fail Last (FL — วาล์วค้างอยู่ที่ตำแหน่งเดิมเมื่อลมหาย ซึ่งต้องมี air reservoir สำรองไว้เฉพาะเพื่อรักษาตำแหน่งไว้ได้ชั่วขณะ) การเลือกทิศทาง fail-safe ต้องพิจารณาจากผลลัพธ์ที่ปลอดภัยที่สุดหากเกิดเหตุการณ์ไม่คาดคิดขึ้นจริง

ในการเลือกขนาดวาล์วจะใช้ค่าสัมประสิทธิ์การไหล Cv (valve flow coefficient) ซึ่งนิยามว่าเป็นอัตราการไหลของน้ำ (หน่วย US gpm) ที่ไหลผ่านวาล์วเมื่อ ΔP คร่อมวาล์วเท่ากับ 1 psi พอดี หลักการเลือกวาล์วที่ดีคือให้จุดทำงานปกติของระบบตกอยู่ที่ประมาณ 60–80% ของระยะเปิด และวาล์วต้องควบคุมได้ตั้งแต่ flow ต่ำสุดจนถึง flow สูงสุดของช่วงการทำงานจริงโดยไม่ตกขอบช่วงควบคุม ข้อควรระวังสำคัญอีกประการคืองานที่มี ΔP คร่อมวาล์วสูงมาก เช่น วาล์ว spray water หรือวาล์ว drain อาจเกิด cavitation (ฟองไอยุบตัวสร้างแรงกระแทกทำลาย trim) หรือ flashing (ของเหลวเดือดกลายเป็นไอบางส่วนถาวร) ซึ่งต้องแก้ด้วยการใช้ trim พิเศษ เช่นแบบ multi-stage หรือแบบ anti-cavitation โดยเฉพาะ

$$Q = C_v\sqrt{\frac{\Delta P}{SG}}$$

โดย \(Q\) คืออัตราการไหลของเหลว (US gpm), \(C_v\) คือ valve flow coefficient (ไร้หน่วย), \(\Delta P\) คือความดันตกคร่อมวาล์ว (psi) และ \(SG\) คือ specific gravity (น้ำมีค่าเท่ากับ 1) — ในระบบเมตริกนิยมใช้ \(K_v = 0.865\,C_v\) แทน โดยมีหน่วยเป็น m³/h ที่ ΔP เท่ากับ 1 บาร์

1. Spring-diaphragm actuator — โดมสีเขียวด้านบนที่บรรจุแผ่นไดอะแฟรมและสปริงตามที่อธิบายไว้ข้างต้น รับสัญญาณลมจาก positioner แล้วแปลงเป็นแรงขยับก้าน stem
2. Actuator yoke — โครงเหล็กที่ยึด actuator ไว้กับตัววาล์วด้านล่างให้มั่นคง เป็นเส้นทางที่ก้าน stem เคลื่อนที่ผ่าน
3. Digital positioner — กล่องอุปกรณ์สีดำติดข้าง yoke ที่รับสัญญาณ 4–20 mA จาก DCS แล้วป้อนลมให้ actuator แม่นยำตามตำแหน่งคำสั่ง พร้อมจอแสดงผลและมาตรวัดลมในตัว
4. Actuator stem — ก้านโลหะที่เคลื่อนที่ขึ้น-ลงตามแรงจาก actuator เพื่อเปิด-ปิดช่องทางไหลภายในตัววาล์ว
5. Yoke lock nut — น็อตล็อกตำแหน่งบน yoke ใช้ปรับตั้ง zero ของ stroke และล็อกไม่ให้คลาดเคลื่อนระหว่างใช้งาน
6. Positioner feedback linkage — แขนกลไกที่เชื่อมตำแหน่งจริงของ stem กลับเข้าไปให้ positioner รับรู้ ทำให้ positioner ปรับลมได้แม่นยำตามตำแหน่งจริงไม่ใช่แค่สัญญาณคำสั่ง
7. Instrument air supply — ท่อลมความดันที่ป้อนเข้า positioner เป็นแหล่งพลังงานหลักที่ actuator ใช้ขยับ stem ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
8. Globe control valve body — ตัวเรือนวาล์วทรงกลมที่ก้าน stem เสียบเข้าไปควบคุมช่องทางไหลภายใน เป็นชนิด globe ตามที่อธิบายไว้ข้างต้นว่าเหมาะกับงานควบคุมที่ ΔP สูง
9. Process fluid inlet — ทิศทางของไหลไหลเข้าตัววาล์วจากท่อด้านซ้าย
10. Process fluid outlet — ทิศทางของไหลไหลออกจากตัววาล์วไปท่อด้านขวาหลังผ่านการควบคุม
11. Flanged connection — จุดต่อหน้าแปลนที่ยึดตัววาล์วเข้ากับท่อกระบวนการทั้งสองด้าน ให้ถอดเปลี่ยนวาล์วได้โดยไม่ต้องตัดท่อ

38.7 Analyzers ในโรงไฟฟ้า (Process Analyzers)

O2 analyzer ชนิด zirconia cell เป็นเครื่องมือมาตรฐานที่ใช้วัดปริมาณออกซิเจนใน flue gas โดยตรง (in-situ) เซลล์เซรามิกเซอร์โคเนียมออกไซด์ (ZrO2) ถูกทำให้ร้อนถึงประมาณ 700 °C และสร้างแรงดันไฟฟ้าตามสมการ Nernst จากผลต่างของ partial pressure ออกซิเจนระหว่างสองฝั่งของเซลล์ ค่าที่วัดได้นี้ใช้เป็นตัวควบคุม excess air (อากาศส่วนเกินสำหรับการเผาไหม้) ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 17 และจะอธิบายรายละเอียดการควบคุมในบทที่ 39 ค่า O2 ปกติของหม้อไอน้ำอยู่ในช่วงประมาณ 2–4%

Conductivity analyzer วัดค่าการนำไฟฟ้าซึ่งบอกปริมาณ ion รวมที่ละลายอยู่ในน้ำหรือไอน้ำ แบ่งเป็น specific conductivity (ค่าการนำไฟฟ้าดิบ) และ cation conductivity ซึ่งวัดหลังจากตัวอย่างไหลผ่าน resin ที่แลกเปลี่ยน cation ทุกตัวให้กลายเป็น H+ ทำให้ค่านี้ไวต่อ ion อันตรายอย่าง Cl− และ SO4²− เป็นพิเศษ เกณฑ์มาตรฐานที่ใช้ควบคุมคุณภาพไอน้ำก่อนเข้ากังหันมักกำหนดให้ cation conductivity ต้องต่ำกว่า 0.2 µS/cm ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 28 ส่วน pH ของ feedwater ควบคุมอยู่ในช่วงประมาณ 9.2–9.6 ด้วยวิธี AVT (All-Volatile Treatment — การปรับสภาพน้ำด้วยสารระเหยล้วน) โดยเติมแอมโมเนีย electrode แก้วที่ใช้วัด pH ต้องได้รับการสอบเทียบด้วย buffer solution สองจุด (โดยทั่วไปคือ pH 7 กับ 9 หรือ 10) อย่างสม่ำเสมอเพื่อรักษาความแม่นยำ

Dissolved oxygen (DO — ออกซิเจนละลายน้ำ) เป็นค่าที่ต้องเฝ้าระวังอย่างเข้มงวดในน้ำ feedwater หลัง deaerator โดยเกณฑ์ทั่วไปกำหนดไว้ไม่เกินประมาณ 7 ppb (ไมโครกรัมต่อลิตร) เซนเซอร์ที่ใช้วัดระดับ ppb นี้เป็นแบบ membrane หรือ optical ซึ่งต้องระวังอย่างมากไม่ให้เกิด air in-leak (อากาศรั่วเข้า) ในสาย sample เพราะออกซิเจนจากอากาศเพียงเล็กน้อยก็ทำให้ค่าที่วัดได้คลาดเคลื่อนไปมากในระดับ ppb ทั้งหมดนี้ต้องอาศัยระบบ SWAS (Steam & Water Analysis System — ระบบวิเคราะห์คุณภาพไอน้ำและน้ำ) ที่ทำหน้าที่ลดความดันและอุณหภูมิของตัวอย่างลงมาให้เหลือประมาณ 25 °C และ 1–2 บาร์ ก่อนป้อนเข้า analyzer แต่ละตัว เพราะ analyzer ส่วนใหญ่ไม่สามารถทนความดันและอุณหภูมิสูงของกระบวนการจริงได้ ข้อกำหนดสำคัญคือตัวอย่างต้องไหลผ่าน analyzer อย่างต่อเนื่องตลอดเวลา ค่าที่อ่านได้จึงจะเชื่อถือได้ หากการไหลของตัวอย่างหยุดชะงักแม้ชั่วขณะ ค่าที่แสดงจะไม่สะท้อนสภาพจริงของกระบวนการอีกต่อไป

1. Sample panel — แผงรวมท่อสแตนเลสด้านบนที่รวบรวมตัวอย่างจากหลายจุดของกระบวนการก่อนกระจายลงมายังแต่ละสาย sample
2. Sample inlet (from process) — จุดรับตัวอย่างน้ำหรือไอน้ำจากกระบวนการจริงเข้าสู่ระบบ SWAS เป็นจุดเริ่มต้นของทุกสาย
3. Isolation valve — วาล์วแยกที่ใช้ปิดกั้นตัวอย่างแต่ละสายได้อิสระ สำหรับบำรุงรักษาหรือเปลี่ยน analyzer โดยไม่กระทบสายอื่น
4. Pressure regulator — ตัวปรับลดความดันของตัวอย่างให้อยู่ในช่วงที่ analyzer รับได้ ตามที่อธิบายไว้ข้างต้นว่าต้องลดเหลือประมาณ 1–2 บาร์
5. Sample cooler — กระบอกสแตนเลสแนวตั้งที่ลดอุณหภูมิตัวอย่างจากอุณหภูมิกระบวนการจริงลงมาเหลือประมาณ 25 °C ก่อนเข้า analyzer เป็นหัวใจของระบบ SWAS ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
6. Rotameter flow indicators — หลอดแก้วแสดงอัตราการไหลของตัวอย่างแต่ละสาย ใช้ยืนยันว่าตัวอย่างไหลผ่าน analyzer อย่างต่อเนื่องตามข้อกำหนดที่กล่าวถึงข้างต้น หากลูกลอยตกลงมาที่ก้นหลอดแสดงว่าการไหลหยุดชะงักและค่าที่อ่านได้ไม่น่าเชื่อถือ
7. Sample outlet (to drain) — ทางออกของตัวอย่างหลังผ่าน analyzer ครบทุกตัวแล้ว ระบายทิ้งลงท่อ drain
8. Conductivity analyzer — เครื่องวัดค่าการนำไฟฟ้าของตัวอย่าง ทั้ง specific และ cation conductivity ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
9. Sodium analyzer — เครื่องวัดปริมาณโซเดียมไอออนในตัวอย่างระดับ ppb ใช้เป็นตัวชี้วัดเสริมของการปนเปื้อนเกลือหรือน้ำดิบเข้าสู่วงจรไอน้ำ-น้ำ ซึ่งไวกว่า conductivity ในบางกรณีของการรั่วซึมจากด้าน condenser
10. Silica analyzer — เครื่องวัดปริมาณซิลิกาละลายน้ำระดับ ppb สำคัญมากสำหรับไอน้ำที่จะเข้ากังหัน เพราะซิลิกาสามารถระเหยไปพร้อมไอน้ำและตกผลึกเกาะใบกังหันช่วงความดันต่ำ ทำให้เสียสมดุลและประสิทธิภาพลดลง
11. Final filter — ไส้กรองสุดท้ายสีฟ้าก่อนตัวอย่างเข้า analyzer ดักสิ่งสกปรกละเอียดที่อาจอุดตันเซนเซอร์ที่มีความไวสูง
12. Sample pump — ปั๊มขนาดเล็กที่ช่วยดันตัวอย่างให้ไหลผ่านระบบในจุดที่ความดันกระบวนการไม่เพียงพอเอง

38.8 Calibration และ Loop Check (Calibration & Loop Check)

Calibration คือการเปรียบเทียบค่าที่เครื่องมือวัดอ่านได้กับมาตรฐานอ้างอิงที่สอบย้อนกลับได้ (traceable) โดยทั่วไปทำที่ 5 จุด (0, 25, 50, 75 และ 100% ของ span) ทั้งขาขึ้นและขาลง เพื่อจับพฤติกรรม hysteresis (ความคลาดเคลื่อนที่ต่างกันระหว่างทิศทางขึ้นกับลง) หลังจากนั้นจึงปรับค่า zero และ span ให้ตรง และบันทึกทั้งค่า as-found (ค่าที่พบก่อนปรับ ซึ่งบอกถึง drift สะสมตั้งแต่รอบก่อน) และ as-left (ค่าหลังปรับเสร็จ ซึ่งเป็นจุดตั้งต้นของรอบถัดไป) เครื่องมือที่ใช้ในงานสอบเทียบได้แก่ HART communicator หรือแอปพลิเคชันมือถือสำหรับสื่อสารกับ transmitter, pressure calibrator เช่น deadweight tester (เครื่องสร้างความดันอ้างอิงด้วยน้ำหนักมาตรฐาน), เครื่องสอบเทียบสัญญาณไฟฟ้า mA/V/Ω และ dry block สำหรับงานอุณหภูมิ

ค่าความคลาดเคลื่อนที่ยอมรับได้ (tolerance) ถูกกำหนดตามความสำคัญของแต่ละลูป เช่นลูปควบคุมทั่วไปอาจกำหนดไว้ที่ ±0.25% ของ span ในขณะที่งาน performance test ที่ต้องการความละเอียดสูงจะกำหนดค่าเข้มงวดกว่านั้นมาก ก่อนการ startup ทุกครั้งจำเป็นต้องทำ loop check คือการจำลองสัญญาณที่ปลายทาง sensor แล้วยืนยันว่าค่าที่แสดงบนจอ DCS ถูกต้อง, alarm ทำงานตาม setpoint ที่ตั้งไว้จริง และวาล์วขยับไปในทิศทางที่ถูกต้อง — ขั้นตอนนี้ต้องตรวจสอบทั้งลูปตั้งแต่ต้นจนจบ ไม่ใช่แค่ตรวจสอบตัว transmitter เพียงจุดเดียว

รอบเวลาการสอบเทียบทั่วไปแบ่งตามความสำคัญของลูป — ลูป protection ต้องทำทุกครั้งที่มี outage หรืออย่างน้อยปีละครั้ง ลูปควบคุมสำคัญทำทุก 1–2 ปี ส่วนลูปที่ใช้เพียงแสดงผล (indication) ทั่วไปทำตามสภาพการใช้งาน ระบบ diagnostics ของ smart transmitter ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 38.1 ช่วยยืดรอบเวลาสอบเทียบออกไปได้ในลักษณะที่เรียกว่า condition-based (ปรับตามสภาพจริงแทนที่จะยึดตามปฏิทินเพียงอย่างเดียว) ซึ่งจะกล่าวถึงเพิ่มเติมในบทที่ 41 สำหรับ DP transmitter การตรวจสอบ zero ทำได้แบบ online ผ่าน manifold โดยเปิดวาล์ว equalize เพื่อทำให้ความดันทั้งสองฝั่งเท่ากันชั่วขณะ โดยไม่ต้องปลด transmitter ออกจากกระบวนการเลย

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท