บทที่ 40 — การเดินเครื่องโรงไฟฟ้า

40.1 โครงสร้างงานเดินเครื่อง (Operation Organization)

โรงไฟฟ้าเดินเครื่องต่อเนื่อง 24 ชั่วโมงทุกวันโดยไม่มีวันหยุด การจัดกะทำงานจึงต้องครอบคลุมตลอดเวลา นิยมจัดเป็น 3 กะ กะละ 8 ชั่วโมง หรือบางโรงเลือกใช้ 2 กะ กะละ 12 ชั่วโมง โดยหมุนเวียนทีมงาน (crew) 4–5 ผลัดเพื่อให้ครอบคลุมทั้งวันหยุดประจำสัปดาห์ การลาพักร้อน และเวลาอบรมของแต่ละคน โครงสร้างของแต่ละกะแบ่งเป็นสามระดับ — shift charge engineer หรือหัวหน้ากะเป็นผู้ตัดสินใจในระดับ unit และประสานงานกับศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (grid control) โดยตรง ถัดลงมาคือ control room operator ที่คุม DCS ของแต่ละ unit และ field operator ที่เดินตรวจหน้างานจริง สับวาล์ว และยืนยันสภาพอุปกรณ์ด้วยตาตัวเอง

แม้ control room operator จะมองเห็นแทบทุกอย่างผ่านจอ DCS แต่ field operator คือ "ประสาทสัมผัส" ที่ไม่มีเซนเซอร์ตัวใดแทนได้ครบถ้วน — เสียงผิดปกติจากเครื่องจักร, กลิ่นไหม้ที่ยังไม่ทันมี alarm, รอยรั่วที่เพิ่งเริ่มเกิด, หรือการสั่นสะเทือนที่มือจับสัมผัสได้ ล้วนเป็นข้อมูลที่ transmitter ยังจับไม่ได้หรือยังไม่ถึง threshold ที่ตั้งไว้ จุดที่ต้องระมัดระวังเป็นพิเศษคือช่วง shift handover (การส่งมอบกะ) ซึ่งเป็นจุดเสี่ยงคลาสสิกที่พบซ้ำ ๆ ในอุบัติเหตุใหญ่หลายครั้งของอุตสาหกรรม การส่งมอบที่ดีต้องทำเป็นลายลักษณ์อักษรเสมอ ครอบคลุมสถานะของ unit ในขณะนั้น อุปกรณ์ใดบ้างที่กำลัง isolate อยู่ ใบอนุญาตทำงาน (PTW — Permit To Work จะกล่าวถึงรายละเอียดในบทที่ 41) ที่ยังเปิดค้างอยู่ alarm ที่ยังไม่ได้แก้ไข และคำสั่งพิเศษใด ๆ ที่กะถัดไปต้องทราบ

Operator rounds คือการเดินตรวจตามเส้นทางที่กำหนดไว้ล่วงหน้าทุก 2–4 ชั่วโมง บันทึกค่าลง log sheet เช่น ค่าที่อ่านได้จาก local gauge, ระดับน้ำมันหล่อลื่น, เสียงและอุณหภูมิของ bearing รวมถึงร่องรอยการรั่วไหลตามแนวท่อ โรงไฟฟ้าที่สร้างใหม่เริ่มใช้อุปกรณ์ handheld หรือแท็บเล็ตบันทึกข้อมูลเข้าระบบโดยตรง ลดความผิดพลาดจากการคัดลอกด้วยมือ และสุดท้าย ทุกการสับหรือโยกอุปกรณ์ไฟฟ้าแรงสูงต้องเป็นไปตาม switching order ที่เขียนไว้เป็นลายลักษณ์อักษรและผ่านการทวนสอบแล้วเท่านั้น ตามหลักการที่กล่าวถึงในบทที่ 34 และ 35

1. Plant overview display — จอภาพรวมขนาดใหญ่ด้านหลังที่แสดงสถานะทั้งโรงในภาพเดียว ให้ operator เห็นความเชื่อมโยงระหว่างระบบต่าง ๆ ได้ทันที ไม่ใช่แค่ข้อมูลเฉพาะจุดจากจอตรงหน้า
2. Operator monitors (6) — จอมอนิเตอร์หกจอเรียงโค้งตามแนวโต๊ะ แต่ละจอแสดงหน้า faceplate ของระบบย่อยต่างกัน (steam drum, deaerator, trend curves) ให้ operator สลับดูได้โดยไม่ต้องเปลี่ยนหน้าจอตลอดเวลา
3. Telephone — โทรศัพท์สายตรงที่ใช้ประสานงานกับศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าและหน่วยงานอื่นในโรง เป็นช่องทางสื่อสารหลักคู่กับวิทยุ
4. Keyboard and mouse — อุปกรณ์ป้อนคำสั่งเข้า DCS พร้อมสมุด log สำหรับจดบันทึกเหตุการณ์สำคัญด้วยมือควบคู่กับระบบดิจิทัล
5. Radio handset — วิทยุสื่อสารที่ใช้ติดต่อกับ field operator ที่กำลังเดินตรวจหรือปฏิบัติงานอยู่หน้างาน เป็นช่องทางสื่อสารที่เร็วที่สุดเมื่อเกิดเหตุฉุกเฉิน

40.2 ประเภท Startup: Cold / Warm / Hot (Startup Classification)

เกณฑ์หลักที่ใช้แบ่งประเภทของการ startup ไม่ใช่ระยะเวลาที่ผ่านไปเฉย ๆ แต่คืออุณหภูมิโลหะ (metal temperature) ของ HP turbine ทั้งส่วน rotor และ casing เนื่องจากตัวจำกัดที่แท้จริงคือ thermal stress ที่เกิดขึ้นในโลหะหนาของ turbine ไม่ใช่ข้อจำกัดของ boiler เวลาที่หยุดเครื่องเป็นเพียงตัวแทนโดยอ้อมที่ใช้ประมาณอุณหภูมิโลหะเมื่อไม่มีข้อมูลวัดจริง ค่าแนวทางทั่วไปสำหรับ steam turbine ขนาดใหญ่คือ hot start เมื่อหยุดเครื่องน้อยกว่าประมาณ 8–10 ชั่วโมง (อุณหภูมิโลหะยังสูงกว่าประมาณ 400 °C), warm start เมื่อหยุดเครื่องประมาณ 10–72 ชั่วโมง (อุณหภูมิโลหะอยู่ระหว่างประมาณ 200–400 °C) และ cold start เมื่อหยุดเครื่องนานกว่าประมาณ 72 ชั่วโมง (อุณหภูมิโลหะต่ำกว่าประมาณ 200 °C) ตัวเลขที่แท้จริงแตกต่างกันไปตามคู่มือของผู้ผลิตแต่ละเครื่อง

เวลาที่ใช้ไต่ไปถึง full load ต่างกันมากตามประเภท startup — สำหรับ combined cycle นั้น hot start ใช้เวลาประมาณ 60–90 นาที, warm start ประมาณ 2–3 ชั่วโมง และ cold start ประมาณ 3–5 ชั่วโมง ในขณะที่โรงไฟฟ้าถ่านหินซึ่งมีมวลโลหะสะสมความร้อนมากกว่ามาก hot start ใช้เวลาประมาณ 2–4 ชั่วโมง, warm start ประมาณ 5–8 ชั่วโมง และ cold start ยาวนานถึงประมาณ 8–15 ชั่วโมง หลักการที่อยู่เบื้องหลังตัวเลขเหล่านี้คือ ยิ่งโลหะเย็นมากเท่าไร ยิ่งต้องอุ่นช้าเท่านั้น เพราะเมื่อไอน้ำร้อนสัมผัสผิวโลหะที่เย็น ผิวนอกจะขยายตัวเร็วกว่าเนื้อในมาก เกิด thermal stress สะสมในเนื้อโลหะ รอบ cold start เพียงหนึ่งครั้งจึงกิน fatigue life ของโลหะไปมากกว่ารอบ hot start หลายเท่า ซึ่งเป็นแนวคิดเดียวกับ EOH (Equivalent Operating Hours) ที่จะอธิบายรายละเอียดในบทที่ 41

เทคโนโลยี turbine stress evaluator ในโรงไฟฟ้ายุคใหม่คำนวณค่า stress ของ rotor แบบ real-time ผ่านแบบจำลองทางความร้อน แล้วปรับอัตราการเร่ง (ramp) โดยอัตโนมัติให้เร็วที่สุดเท่าที่โลหะยังรับได้อย่างปลอดภัย แทนที่จะใช้ตารางเวลาคงที่แบบอนุรักษนิยมเกินไป อย่างไรก็ตาม ต้องไม่ลืมว่าการ startup ทุกประเภทใช้เชื้อเพลิงไปแล้วโดยยังไม่ได้ขายไฟฟ้าเลย ทั้งไอน้ำเสริม (auxiliary steam), การจุด oil support และไฟฟ้าที่ใช้เดินอุปกรณ์ auxiliaries ต่าง ๆ cold start ของโรงไฟฟ้าถ่านหินขนาดใหญ่มีต้นทุนรวมสูงถึงหลักล้านบาทต่อครั้ง นี่คือเหตุผลเชิงเศรษฐศาสตร์ที่ทำให้ dispatcher (ผู้วางแผนสั่งเดินเครื่อง) พยายามหลีกเลี่ยงการดับแล้วติดเครื่องบ่อยครั้งเกินความจำเป็น

40.3 Cold Startup ของ Combined Cycle (CC Startup Sequence)

ลำดับหลักของการ startup แบบ cold ของ combined cycle ประกอบด้วยขั้นตอนต่อเนื่องกัน — purge ก่อนจุดไฟ, GT ignition, เร่งความเร็ว, sync GT เข้า grid, รับโหลด GT, HRSG เริ่มผลิตไอน้ำ, เดินไอผ่าน bypass ชั่วคราว, ST rolling, sync ST และสุดท้ายไต่โหลดขึ้นจนเต็มทั้ง block ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 15, 25 และ 26 ก่อนจุดไฟ GT ทุกครั้งต้องทำ purge เสียก่อน โดยใช้ starting device เช่น LCI (Load Commutated Inverter) หรือ static frequency converter ขับ generator ให้ทำงานเป็นมอเตอร์หมุน GT ที่ความเร็วประมาณ 20–30% ของพิกัด ไล่อากาศผ่านทั้ง GT และ HRSG อย่างน้อย 3–5 เท่าของปริมาตรทั้งระบบ ซึ่งใช้เวลาหลายนาที เพื่อป้องกันไม่ให้มีแก๊สเชื้อเพลิงตกค้างที่อาจระเบิดได้ตอนจุดไฟจริง

การจุดไฟ (ignition) เกิดขึ้นที่ความเร็วประมาณ 15–25% ของพิกัด โดยใช้ igniter ร่วมกับเชื้อเพลิงนำร่องปริมาณน้อย จากนั้นเข้าสู่ช่วง warm up ก่อนเร่งความเร็วผ่านจุด self-sustaining (ประมาณ 40–60% ของพิกัด ซึ่งเป็นจุดที่ตัด starting device ออกได้เพราะกังหันหมุนต่อด้วยพลังงานจากการเผาไหม้เองแล้ว) ไปจนถึง FSNL (Full Speed No Load — ความเร็วเต็มพิกัดที่ 3,000 rpm แต่ยังไม่จ่ายโหลด) แล้วจึง synchronize เข้า grid ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 31 ก่อนค่อย ๆ เพิ่มโหลด GT ขึ้นไป ในช่วงที่ HRSG ยังไม่พร้อมรับไอน้ำเต็มรูปแบบ ไอน้ำที่ผลิตได้จะถูกระบายผ่านระบบ steam bypass ลง condenser แทน โดย HP bypass ระบายไอไปยัง cold reheat และ hot reheat bypass ระบายไอไปยัง condenser โดยตรง วิธีนี้ทำให้ GT สามารถรับโหลดต่อไปได้แม้ ST ยังไม่ได้หมุนเลยก็ตาม

เงื่อนไขที่ต้องครบก่อนจะเริ่ม ST rolling ได้คือไอน้ำต้องมีค่า superheat เพียงพอ (มักกำหนดไว้อย่างน้อยประมาณ 50 °C เหนืออุณหภูมิ saturation) และอุณหภูมิไอน้ำต้อง match กับอุณหภูมิโลหะของ turbine โดยผลต่างที่ยอมรับได้จำกัดอยู่ที่ประมาณ ±50–100 °C ตามข้อกำหนดของผู้ผลิตแต่ละราย ในบางกรณี GT อาจต้องเดินโหลดค้างไว้ที่ระดับต่ำชั่วคราวเพื่อควบคุมอุณหภูมิไอน้ำให้อยู่ในเงื่อนไขที่กำหนด เมื่อพร้อมแล้ว ST จะเริ่ม rolling เร่งความเร็วผ่านช่วง critical speeds อย่างรวดเร็วตามโปรแกรมที่ตั้งไว้ พักที่ heat soak ตามจุดที่กำหนด ไปจนถึง FSNL แล้ว synchronize เข้า grid จากนั้นรับโหลดตามคำแนะนำของ stress evaluator ก่อนค่อย ๆ ปิด bypass ลงและโอนไอน้ำทั้งหมดเข้า turbine เต็มรูปแบบ สำหรับ combined cycle ที่มีหลายแกน เช่นการจัดแบบ 2-on-1 (สอง GT ต่อหนึ่ง ST) จะเริ่ม start GT ตัวที่สองเมื่อระบบไอน้ำของ GT ตัวแรกเริ่มนิ่งแล้ว ก่อนไต่โหลดขึ้นจนเต็ม block ทั้งหมด

1. Air inlet duct with inlet louver — ช่องรับอากาศพร้อมบานเกล็ดกรองที่ดูดอากาศเข้าสู่ compressor ของ gas turbine ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 25
2. Acoustic enclosure (package) — กล่องหุ้มลดเสียงที่ครอบ gas turbine ทั้งชุดไว้ภายใน ลดระดับเสียงรบกวนจากการเผาไหม้และการหมุนความเร็วสูง
3. Exhaust diffuser — ปล่องขยายไอเสียที่ลดความเร็วแก๊สร้อนก่อนส่งต่อไปยัง HRSG ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 26
4. Turbine enclosure access door — ประตูเข้าถึงภายในกล่องหุ้มสำหรับการตรวจสอบและบำรุงรักษา ปกติปิดสนิทขณะเดินเครื่อง
5. Fuel gas skid — ชุดท่อและวาล์วควบคุมเชื้อเพลิงแก๊สก่อนเข้าห้องเผาไหม้ เป็นจุดที่ BMS ควบคุมลำดับการจ่ายเชื้อเพลิงตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 39
6. Fire suppression system (clean agent) — ถังบรรจุสารดับเพลิงชนิด clean agent (ไม่ทิ้งคราบ ไม่นำไฟฟ้า) ติดตั้งพร้อมพ่นเข้ากล่องหุ้มทันทีหากตรวจพบเพลิงไหม้ภายใน

40.4 Cold Startup ของ Thermal Unit (Steam Plant Startup)

ก่อนเริ่ม startup ของ thermal unit ต้องเตรียมระบบให้พร้อมก่อน โดยเติมน้ำ boiler ด้วยน้ำ demin ผ่าน deaerator ที่ควบคุมคุณภาพตามหลักการในบทที่ 28 น้ำที่เติมต้องอุ่นให้เพียงพอไม่ให้เกิดการช็อกทางความร้อนกับ drum โดยผลต่างอุณหภูมิระหว่างน้ำที่เติมกับโลหะ drum จำกัดไว้ไม่เกินประมาณ 50 °C หลังจากนั้นจึงจุด igniter หรือ oil burner แล้วควบคุมอัตราการอุ่นด้วยเกณฑ์ของ drum โดยเฉพาะ — saturation temperature ต้องไม่เพิ่มเร็วกว่าประมาณ 55 °C ต่อชั่วโมง หรือประมาณ 1 °C ต่อนาที เพราะผนัง drum ที่หนากว่า 100 มิลลิเมตรรับ thermal stress ได้จำกัดมาก นี่คือคอขวดหลักที่กำหนดความเร็วของ cold start ทั้งหมด

ระหว่างช่วง pressure raising ต้องเปิดวาล์ว vent และ drain ไล่อากาศออกจากระบบ ตรวจสอบการขยายตัวของ header ท่อ (thermal expansion) และเดินระบบ boiler circulation ให้ต่อเนื่อง ในเวลาเดียวกันต้องเริ่มดึงสุญญากาศของ condenser ด้วย ejector หรือ vacuum pump พร้อมเดินระบบ gland steam ให้พร้อมตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 21 เมื่อทุกอย่างพร้อม จึงเริ่ม turbine rolling โดยเปิดไอเข้าผ่าน governor หรือ bypass ตามโปรแกรมที่ตั้งไว้ เร่งความเร็วผ่านช่วง critical speeds อย่างรวดเร็ว (ห้ามค้างเด็ดขาดเพราะเป็นย่าน resonance ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 7 และ 19) พักที่ heat soak ในช่วงความเร็วกลาง ก่อนไปถึง 3,000 rpm แล้วตรวจสอบค่า vibration, differential expansion และ eccentricity ให้อยู่ในเกณฑ์ครบทุกตัวก่อนจะ synchronize เข้า grid

หลังจาก sync แล้ว จะรับ initial block load ทันทีในระดับประมาณ 3–5% เพื่อป้องกันปรากฏการณ์ reverse power (เครื่องกำเนิดไฟฟ้าถูกขับด้วยไฟฟ้าจาก grid แทนที่จะจ่ายไฟออก) จากนั้นจึงไต่โหลดขึ้นตามอัตราที่จำกัดไว้ — cold start ประมาณ 0.5–1% ต่อนาที และ hot start ประมาณ 2–3% ต่อนาที พร้อมกับเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากน้ำมันมาเป็นถ่านหินทีละชุด mill โดยเปลี่ยนที่ระดับโหลดที่เพียงพอให้เปลวไฟยังเสถียร (มักตั้งแต่ประมาณ 30% ขึ้นไป) สุดท้าย ระบบจะสลับแหล่ง feedwater จากโหมด startup (BFP ไฟฟ้าหรือ low flow) เข้าสู่ระบบปกติ สลับการควบคุมระดับ drum จาก single element เป็น 3-element ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 39 และเข้าสู่โหมด coordinated control เมื่อโหลดพ้นระดับต่ำไปแล้ว

1. Overhead crane — เครนเหนือศีรษะที่ใช้ยกชิ้นส่วนหนักระหว่างการติดตั้งหรือซ่อมบำรุงใหญ่ ไม่ได้ใช้งานระหว่างเดินเครื่องปกติ
2. Generator (stator housing) — เรือนหุ้มสเตเตอร์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ต่อจากปลายเพลา turbine ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 30
3. Coupling — จุดต่อเพลาระหว่าง turbine กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ส่งแรงบิดจากไอน้ำไปหมุนเครื่องกำเนิดไฟฟ้าโดยตรง
4. High-pressure turbine — casing กังหันแรงดันสูงที่รับไอน้ำหลักเข้าก่อนตัวอื่น เป็นจุดที่ metal temperature ใช้ตัดสินประเภท startup ตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 40.2
5. Intermediate-pressure turbine — casing กังหันแรงดันกลางที่รับไอ reheat หลังผ่าน HP turbine แล้ว
6. Low-pressure turbine — casing กังหันแรงดันต่ำสุดท้ายก่อนไอน้ำจะเข้า condenser
7. Exhaust (to condenser) — ปลายทางไอน้ำจาก LP turbine ที่ไหลลง condenser เพื่อควบแน่นกลับเป็นน้ำ
8. Excitation system — ระบบจ่ายกระแสสนามแม่เหล็กให้ rotor ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 30
9. Instrumentation and control conduits — ท่อร้อยสายเครื่องมือวัดที่เชื่อมต่อเซนเซอร์ vibration, temperature และ pressure ต่าง ๆ บนตัว turbine กลับไปยัง DCS
10. Steam inlets — จุดรับไอน้ำเข้า turbine casing แต่ละจุด เป็นตำแหน่งที่ operator เฝ้าดูระหว่าง rolling ตามที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
11. Turbine casing (insulation lagging) — ฉนวนหุ้ม casing ที่ลดการสูญเสียความร้อนและป้องกันการสัมผัสพื้นผิวร้อนโดยตรง

40.5 การเฝ้าระวังระหว่างเดินเครื่องปกติ (Normal Operation Monitoring)

ในระหว่างเดินเครื่องปกติ มี parameter ชุดหนึ่งที่ operator ต้องกวาดตาตรวจสอบทุกชั่วโมงเป็นอย่างน้อย ได้แก่ ความดันและอุณหภูมิไอน้ำหลัก, อุณหภูมิไอ reheat, ระดับ drum, ค่า O2 ใน furnace, สุญญากาศ condenser, การสั่นสะเทือนและอุณหภูมิโลหะของ bearing, ความดันและอุณหภูมิน้ำมันหล่อลื่น, ความบริสุทธิ์ของก๊าซไฮโดรเจนและอุณหภูมิสเตเตอร์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 30 และค่า differential expansion ของ turbine ค่าไอน้ำหลักถูกควบคุมอยู่ในช่วงแคบมาก — อุณหภูมิไอน้ำหลักต้องอยู่ภายใน ±5 °C จาก setpoint เพราะหากสูงเกินไปจะกิน creep life ของท่อและโลหะ turbine เร็วขึ้น ในขณะที่หากต่ำเกินไปจะเสียประสิทธิภาพและเสี่ยงเกิดไอเปียกที่ stage ท้ายของ turbine

การเฝ้าดู heat rate เป็นงานที่สำคัญไม่แพ้กัน โดยเทียบค่า heat rate จริงกับค่าที่คาดหวังไว้ที่โหลดเดียวกัน แล้วแตกออกเป็น controllable losses แต่ละตัว ซึ่งแต่ละรายการมี "ราคา" ที่คำนวณได้ชัดเจน เช่น สุญญากาศ condenser ที่แย่ลง 1 kPa ทำให้ heat rate แย่ลงประมาณ 0.8–1%, อุณหภูมิไอน้ำหลักที่ต่ำกว่า setpoint 10 °C ทำให้ heat rate แย่ลงประมาณ 0.3% และ excess O2 ที่เกินกว่าที่ควรอีก 1 percentage point ทำให้ heat rate แย่ลงประมาณ 0.2–0.5% ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 13, 17 และ 21 log sheet และ operator rounds จะมีคุณค่าก็ต่อเมื่อถูก "อ่าน" จริง — trend ที่คืบไปทีละน้อย เช่นสุญญากาศที่เสื่อมลงสัปดาห์ละนิด หรือ ΔP ของ filter ที่ค่อย ๆ สูงขึ้น คือสัญญาณของการเกิด fouling หรือการรั่วไหลที่จับได้ตั้งแต่เนิ่น ๆ ก่อนที่จะกลายเป็นความเสียหายจริง

งานประจำที่ต้องทำควบคู่กันไปได้แก่ การ soot blowing ตามรอบเวลาหรือตามระบบ intelligent sootblowing, การตรวจสอบ steam/water chemistry ทุกกะตามหลักการในบทที่ 28 และการเฝ้าดูสัดส่วนการทำงานของ mill/burner ที่โหลดต่าง ๆ ให้เหมาะสม หลักการสำคัญที่ต้องยึดถือเสมอคือทุกค่าที่แตะ alarm limit ต้องมี response ที่ชัดเจนตามมา ห้าม acknowledge alarm ทิ้งไว้เฉย ๆ โดยไม่ดำเนินการใด ๆ ตามหลักการ alarm management ที่อธิบายไว้ในบทที่ 39

1. Local instrument gauge board — แผงเกจหน้างานที่รวมเครื่องมือวัดหลายตัวไว้จุดเดียว ให้ field operator อ่านค่าระหว่างเดินตรวจ rounds ได้ครบในที่เดียว
2. Process pressure gauge — เกจวัดความดันกระบวนการ (หน่วย psi ในรูป) เป็นการอ่านค่าอิสระที่ไม่ผ่าน DCS เลย
3. Process temperature gauge — เกจวัดอุณหภูมิกระบวนการ (หน่วย °F ในรูป) ทำงานแบบกลไกล้วน ๆ เชื่อถือได้แม้ไฟฟ้าดับ
4. Differential pressure gauge — เกจวัดผลต่างความดัน (หน่วย inH₂O ในรูป) มักใช้ตรวจ ΔP ของ filter หรือ strainer ตามที่กล่าวถึงข้างต้นว่าเป็นสัญญาณเตือน fouling
5. Instrument isolation valve — วาล์วแยกใต้เกจแต่ละตัว ใช้ปิดกั้นได้เมื่อต้องถอดเปลี่ยนหรือสอบเทียบโดยไม่หยุดกระบวนการ
6. Instrument manifold — ชุดวาล์วรวมที่กระจายความดันจากท่อกระบวนการไปยังแต่ละเกจ
7. Impulse tubing (stainless steel) — ท่อสแตนเลสขนาดเล็กที่นำความดันจากกระบวนการมาถึงแต่ละเกจ ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 38
8. To process (impulse lines) — จุดเชื่อมต่อกลับไปยังท่อกระบวนการหลักที่เป็นแหล่งความดันจริงของทั้งแผง

40.6 การเปลี่ยนโหลด, Ramp Rate และ Shutdown (Load Changes & Shutdown)

อัตราการเปลี่ยนโหลด (ramp rate) แตกต่างกันมากตามชนิดโรงไฟฟ้า — combined cycle ตอบสนองไวเพราะ GT ปรับโหลดได้เร็ว ทำได้ถึงประมาณ 30–50 MW ต่อนาทีต่อ block ในขณะที่โรงไฟฟ้าถ่านหินที่มี drum เป็นตัวจำกัดทำได้เพียงประมาณ 1–3% ของพิกัดต่อนาที (สำหรับหน่วย 300 MW คิดเป็นประมาณ 3–9 MW ต่อนาที) ส่วนโรงไฟฟ้า supercritical รุ่นใหม่ที่ออกแบบมาให้ยืดหยุ่นกว่าทำได้ถึงประมาณ 4–5% ต่อนาทีในช่วงโหลดกลาง ตัวจำกัดหลักของทุกกรณีคือ thermal stress ของโลหะหนาและความเสถียรของการเผาไหม้ ระดับโหลดต่ำสุดที่โรงไฟฟ้าถ่านหินเดินได้โดยไม่ต้องพึ่ง oil support อยู่ที่ประมาณ 40–50% ของ BMCR (Boiler Maximum Continuous Rating) เพราะต่ำกว่านั้นเปลวไฟจะไม่เสถียร ในขณะที่ combined cycle สามารถลงโหลดต่ำกว่านั้นได้มากด้วยการดับ GT บางตัวในกลุ่มลง

โรงไฟฟ้ารับคำสั่งเปลี่ยนโหลดจากหลายช่องทางพร้อมกัน ทั้ง dispatch schedule ที่วางแผนล่วงหน้า, ระบบ AGC (Automatic Generation Control) ที่ปรับอัตโนมัติต่อเนื่อง และ primary frequency response ที่ตอบสนองผ่าน droop ของ governor ตามหลักการในบทที่ 31 ความถี่ของระบบไฟฟ้าไทยที่ 50 Hz แกว่งอยู่ในกรอบปกติประมาณ ±0.5 Hz เมื่อถึงเวลาต้อง shutdown ตามปกติ ลำดับขั้นตอนคือลดโหลดตามอัตรา ramp ที่กำหนด โอนภาระไปยัง house load เอง ตัด mill ทีละชุดหรือลดโหลด GT ลงเรื่อย ๆ จนใกล้ศูนย์ เปิด generator breaker ออกจาก grid สั่ง turbine trip อย่างตั้งใจ แล้วปล่อยให้ coast down (ช่วงที่กังหันหมุนต่อด้วยแรงเฉื่อยหลังตัดไอ ใช้เวลาประมาณ 30–60 นาที) ก่อนเข้าสู่โหมด turning gear ทันทีที่กังหันหยุดหมุนสนิท

Turning gear ต้องหมุนต่อเนื่องไปเรื่อย ๆ จนกว่า rotor จะเย็นตัวลงต่ำกว่าประมาณ 150–200 °C ซึ่งมักใช้เวลานาน 1–4 วันขึ้นกับขนาดเครื่อง หากหยุด turning gear ก่อนเวลาอันควร rotor จะเกิดการโก่งตัว (bow) แบบถาวรจากการเย็นตัวที่ไม่สม่ำเสมอรอบเพลา ส่วน boiler จะปล่อยให้เย็นตัวตามธรรมชาติ หรือใช้วิธี forced cooling หากจำเป็นต้องเข้า outage เร็วกว่าปกติ สำหรับกรณีที่ต้องหยุดเพียงช่วงสั้น ๆ เช่นแค่คืนเดียว มักเลือกรักษาสภาพแบบ hot standby แทนการดับเครื่องเต็มรูปแบบ โดยยังคงสุญญากาศของ condenser ไว้ อุ่น boiler ต่อเนื่อง และเก็บความดันไว้ระดับหนึ่ง เพื่อให้การ start กลับเข้ามาทำได้แบบ hot start ที่รวดเร็วกว่ามาก

40.7 เหตุฉุกเฉินและการตอบสนอง (Emergency Operations)

เมื่อเกิด unit trip หลักการสำคัญที่สุดที่ operator ต้องยึดถือคือ อย่าเพิ่งรีบหาสาเหตุ แต่ต้องยืนยันก่อนว่า "เครื่องอยู่ในสภาพปลอดภัยแล้ว" โดยตรวจสอบตามลำดับ — MFT ทำงานจริงและตัดเชื้อเพลิงหมดแล้วหรือไม่, วาล์วของ turbine ปิดสนิทหรือไม่, generator breaker เปิดออกจาก grid แล้วหรือไม่, ปั๊มน้ำมันหล่อลื่นสำรองเดินเครื่องอยู่หรือไม่, turning gear เข้าทำงานทันทีที่กังหันหยุดหมุนหรือไม่ และระดับ drum กับสุญญากาศ condenser ยังอยู่ในเกณฑ์ควบคุมหรือไม่ หลังจากยืนยันความปลอดภัยครบทุกข้อแล้วเท่านั้นจึงค่อยไปอ่านข้อมูล first-out เพื่อหาสาเหตุที่แท้จริงตามหลักการในบทที่ 39

Load rejection หรือ FCB (Fast Cut Back) เกิดขึ้นเมื่อ breaker เปิดออกกะทันหันขณะกำลังเดินโหลดเต็ม — governor ต้องหรี่วาล์วให้ทันก่อนที่รอบจะพุ่งสูงเกินไป โดยรอบมักพุ่งขึ้นถึงระดับประมาณ 105–108% ของพิกัด ในขณะที่ overspeed trip จะทำงานที่ประมาณ 110–111% โรงไฟฟ้าที่ออกแบบรองรับ FCB ไว้จะลดโหลดลงมาเลี้ยงเฉพาะ house load ของตัวเอง (ประมาณ 5%) ค้างรอจนกว่า grid จะกลับมาปกติ แทนที่จะต้อง trip เต็มรูปแบบแล้วต้อง start ใหม่ทั้งหมด สำหรับ boiler tube leak อาการที่สังเกตได้คือปริมาณน้ำ makeup ที่เพิ่มขึ้นผิดปกติ เสียงจี๊ดในเตา ค่า ΔP หรืออุณหภูมิ flue gas ที่เพี้ยนไป และค่า chemistry ที่ผิดปกติ แนวทางปฏิบัติที่ถูกต้องคือวางแผน shutdown แบบควบคุมภายในไม่กี่ชั่วโมงถึงหนึ่งวัน เพราะหากฝืนเดินต่อ leak เล็ก ๆ จะขยายตัวและตัดเซาะท่อข้างเคียงจนกลายเป็น leak ใหญ่ ความเสียหายที่ตามมา (secondary damage) มักแพงกว่าการหยุดซ่อมแต่เนิ่น ๆ หลายเท่า

การสูญเสียสุญญากาศของ condenser (vacuum loss) จะทำให้ back pressure ไต่สูงขึ้นเรื่อย ๆ จำเป็นต้องลดโหลดตามกราฟที่ผู้ผลิตกำหนดไว้ พร้อมไล่หาสาเหตุไปพร้อมกัน ไม่ว่าจะเป็นปั๊มหรือตะแกรง CW, อากาศรั่วเข้าระบบ หรือปัญหาที่ ejector หากค่าถึงเกณฑ์ trip (มักอยู่ที่ประมาณ 0.2–0.3 bar absolute ขึ้นกับเครื่อง) ต้องยอม trip ทันที เพราะใบพัด stage ท้ายจะร้อนจัดจนเกิดการเสียดสี (rub) หรือเสียหายตามหลักการในบทที่ 21 ส่วน high vibration แบ่งการตอบสนองตามลักษณะการเปลี่ยนแปลง — หากไต่ขึ้นอย่างช้า ๆ มักเป็นสัญญาณของ fouling, alignment ที่คลาดเคลื่อน หรือ bearing ที่เริ่มเสื่อมสภาพ ควรเฝ้า trend ต่อไป แต่หากกระโดดขึ้นทันทีทันใด มักหมายถึงใบพัดหลุดหรือเกิดการเสียดสีรุนแรง ต้อง trip ทันทีโดยไม่ลังเล ตามเกณฑ์มาตรฐาน ISO 7919/20816 และขีดจำกัดที่ผู้ผลิตกำหนด ห้าม reset alarm แล้วเดินเครื่องต่อโดยไม่รู้สาเหตุที่แท้จริงเด็ดขาด สำหรับกรณี station blackout ให้ปฏิบัติตามลำดับของระบบ DC และ EDG ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 37 และทุกเหตุฉุกเฉินต้องจบด้วยการทบทวนเหตุการณ์ (event review) โดยรวบรวม timeline จาก historian ข้อมูล first-out และคำให้การของ operator เข้าด้วยกันเพื่อทำ RCA (Root Cause Analysis) ตามที่จะอธิบายในบทที่ 41

40.8 ข้อกำหนดจาก Grid (Grid Requirements)

โรงไฟฟ้าไม่ได้เดินเครื่องตามใจตัวเอง แต่ต้องปฏิบัติตาม grid code และคำสั่งจากศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (system operator) ซึ่งครอบคลุมทั้ง schedule รายวัน คำสั่งเปลี่ยนโหลด และคำสั่ง start/stop ระบบตอบสนองต่อความถี่แบ่งเป็นสองชั้น — primary frequency response ทำงานผ่าน droop ของ governor ที่ประมาณ 4–5% ตอบสนองได้ภายในไม่กี่วินาที เมื่อความถี่ตกลง unit ต้องเพิ่มโหลดขึ้นเองโดยอัตโนมัติทันทีโดยไม่ต้องรอคำสั่งใด ๆ ตามหลักการในบทที่ 31 ส่วน secondary control หรือ AGC (Automatic Generation Control) จะส่ง setpoint ปรับอย่างต่อเนื่องจากศูนย์ควบคุม เพื่อดึงความถี่กลับเข้าสู่ 50.00 Hz พอดีและควบคุมการไหลของไฟฟ้าผ่าน tie-line ระหว่างพื้นที่ต่าง ๆ

โรงไฟฟ้าแต่ละแห่งต้องประกาศ capability ที่แท้จริงของตัวเองให้ศูนย์ควบคุมทราบ ทั้ง ramp rate, โหลดต่ำสุดที่เดินได้ และเวลา startup ตามประเภทต่าง ๆ ตัวเลขเหล่านี้ถูกนำไปใช้ในการวางแผน dispatch ของทั้งระบบไฟฟ้า แนวโน้มสำคัญที่กำลังเกิดขึ้นคือสัดส่วนพลังงานหมุนเวียน (renewable) ที่เพิ่มขึ้นเรื่อย ๆ ตามที่จะกล่าวถึงในบทที่ 42 ทำให้โรงไฟฟ้าประเภท thermal ถูกสั่งให้ cycling (เปิด-ปิดหรือขึ้น-ลงโหลด) บ่อยครั้งขึ้น และต้องเดินที่โหลดต่ำบ่อยขึ้นกว่าเดิมมาก โรงไฟฟ้าที่มีความยืดหยุ่นสูง — โหลดต่ำสุดต่ำ, ramp rate ไว และ startup เร็ว — จึงได้เปรียบในระบบไฟฟ้ายุคใหม่ นอกจากการควบคุมกำลังไฟฟ้าจริงแล้ว โรงไฟฟ้ายังต้องรองรับการควบคุม voltage และ reactive power ตาม capability curve ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า รับคำสั่ง MVAr หรือ voltage schedule จากศูนย์ควบคุมตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 31 เช่นกัน

1. Heat Recovery Steam Generators (HRSGs) — ตัว HRSG สองชุดที่เห็นปล่องคู่โดดเด่น ผลิตไอน้ำจากความร้อนไอเสีย GT ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 26
2. Exhaust Stacks — ปล่องระบายไอเสียของ HRSG ที่มองเห็นไอควันจาง ๆ ลอยขึ้นในภาพ
3. Gas Turbines — ตัว gas turbine ที่อยู่ภายในอาคารตรงกลาง เป็นหัวขบวนของกระบวนการ combined cycle ทั้งหมด
4. Steam Turbine Generator Building — อาคารที่ครอบ steam turbine และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าไว้ภายใน แยกจากอาคาร GT
5. Air-Cooled Condenser — ระบบระบายความร้อนแบบระบายอากาศที่เห็นเป็นโครงสร้างทรงกลมด้านซ้ายของภาพ ใช้ในพื้นที่ที่หาน้ำหล่อเย็นปริมาณมากได้ยาก
6. Main Steam Piping — แนวท่อไอน้ำหลักที่เชื่อมระหว่าง HRSG กับอาคาร steam turbine
7. Electrical Switchyard — สถานีไฟฟ้าย่อยด้านหน้าที่รวบรวมไฟฟ้าจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าทั้งหมดก่อนส่งเข้าระบบสายส่ง ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 35

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท