บทที่ 42 — พลังงานหมุนเวียนและนิวเคลียร์

42.1 Solar PV — จากแสงถึง Grid (Solar Photovoltaics)

หัวใจของแผง PV (Photovoltaic — เซลล์แสงอาทิตย์ที่แปลงแสงเป็นไฟฟ้าโดยตรง) คือปรากฏการณ์ที่โฟตอนจากแสงอาทิตย์ชนกับรอยต่อ p-n junction ภายในผลึกซิลิคอนแล้วกระตุ้นให้อิเล็กตรอนหลุดออกมาเป็นกระแสไฟฟ้า กระแสที่ได้เป็น DC (Direct Current — กระแสตรง) ล้วน เซลล์เดี่ยวหนึ่งแผ่นให้แรงดันเพียงประมาณ 0.6–0.7 โวลต์เท่านั้น จึงต้องนำเซลล์หลายสิบแผ่นมาต่ออนุกรมกันเป็น module หรือแผงที่คุ้นตา แผงสมัยใหม่ให้กำลังประมาณ 550–620 Wp (watt-peak — วัตต์สูงสุดที่วัดได้ภายใต้สภาวะทดสอบมาตรฐาน) ต่อแผ่น จากนั้นจึงนำหลายแผงมาต่ออนุกรมต่อไปอีกเป็น string เพื่อยกระดับแรงดันรวมให้สูงขึ้น ระบบ solar farm ขนาดใหญ่ในปัจจุบันออกแบบให้แรงดันของ string สูงได้ถึง 1,500 โวลต์ DC เพราะแรงดันที่สูงขึ้นทำให้กระแสในสายลดลงที่กำลังไฟฟ้าเท่าเดิม ลดการสูญเสียในสายและลดขนาดสายที่ต้องใช้ ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่อธิบายไว้ในบทที่ 3 และ 4 เรื่องความสัมพันธ์ระหว่างแรงดัน กระแส และกำลังสูญเสีย

เพราะเซลล์ให้ไฟ DC แต่ระบบไฟฟ้ากำลังทั้งหมดที่เรียนมาตลอดเล่มเป็น AC (Alternating Current — กระแสสลับ) จึงต้องมี inverter ทำหน้าที่แปลง DC เป็น AC ก่อนเชื่อมต่อกับ grid เสมอ มีสองสถาปัตยกรรมหลักที่ใช้ในทางปฏิบัติ — central inverter คือ inverter ขนาดใหญ่ระดับเมกะวัตต์ตัวเดียวรับไฟจากหลาย string มารวมกัน เหมาะกับ solar farm ขนาดใหญ่ที่ต้องการต้นทุนต่อวัตต์ต่ำที่สุด ส่วน string inverter คือ inverter ขนาดเล็กกว่ามาก ประมาณ 100–350 kW กระจายตัวรับไฟจากกลุ่ม string ใกล้เคียงกัน ข้อดีของ string inverter คือความยืดหยุ่นสูงกว่า หาก string หนึ่งมีปัญหาหรือถูกเงาบัง จะไม่ฉุดประสิทธิภาพของทั้งระบบเหมือน central inverter อีกทั้งงาน O&M (Operation and Maintenance — การเดินเครื่องและบำรุงรักษา) ก็ทำได้ง่ายกว่าเพราะแยกเป็นหน่วยย่อย ไม่ว่าจะเลือกสถาปัตยกรรมแบบใด inverter ทุกตัวต้องทำหน้าที่ MPPT (Maximum Power Point Tracking — การติดตามจุดกำลังไฟฟ้าสูงสุด) เพราะเส้นโค้ง V-I ของแผง PV เปลี่ยนแปลงตลอดเวลาไปตามความเข้มแสงและอุณหภูมิ จุดที่ให้กำลังไฟฟ้าสูงสุดจึงไม่คงที่ inverter ต้องปรับจุดทำงานติดตามจุดนั้นอยู่ตลอด และเมื่อแผงร้อนขึ้น แรงดันเปิดวงจรจะตกลง ทำให้กำลังไฟฟ้าลดลงประมาณ 0.3–0.4% ต่อองศาเซลเซียสที่เพิ่มขึ้น หลังจาก inverter แปลงเป็น AC แล้ว ไฟฟ้าจะผ่าน step-up transformer ยกระดับแรงดันขึ้นก่อนเชื่อมต่อเข้า grid ตามหลักการหม้อแปลงในบทที่ 32

ตัวเลขที่สำคัญที่สุดเวลาประเมินโรงไฟฟ้า solar คือ capacity factor หรือสัดส่วนพลังงานที่ผลิตได้จริงตลอดทั้งปีเทียบกับพลังงานสูงสุดที่จะผลิตได้หากเดินเต็มพิกัดตลอด 8,760 ชั่วโมง เพราะแผง solar ผลิตไฟได้เฉพาะช่วงกลางวันที่มีแสงเท่านั้น และยังลดลงอีกเมื่อมีเมฆหรือฝน capacity factor ของประเทศไทยอยู่ที่ประมาณ 16–18% เท่านั้น สูตรคำนวณพลังงานต่อปีคือ

$$E_{ปี} = P_{rated} \times CF \times 8{,}760$$

โดย \(E_{ปี}\) คือพลังงานที่ผลิตได้ต่อปี มีหน่วยเป็น kWh หรือ MWh, \(P_{rated}\) คือกำลังติดตั้งของโรง มีหน่วยเป็น kWp หรือ MW, \(CF\) คือ capacity factor ในรูปสัดส่วน (ไม่ใช่เปอร์เซ็นต์) และ 8,760 คือจำนวนชั่วโมงในหนึ่งปี ตัวเลข capacity factor ที่ต่ำนี้คือหัวใจของการเปรียบเทียบ solar กับโรงไฟฟ้า dispatchable ที่เรียนมาตลอดเล่ม — solar 90 MWp ไม่ได้ให้พลังงานเทียบเท่าโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือก๊าซ 90 MW ที่เดินเต็มพิกัดตลอดปี แต่ให้พลังงานเทียบเท่าโรง dispatchable ขนาดเล็กกว่ามากที่เดินตลอดปีต่างหาก

อายุการใช้งานของโครงการ solar farm อยู่ที่ประมาณ 25–30 ปี โดยแผงจะเสื่อมสภาพอย่างช้า ๆ ราว 0.4–0.6% ต่อปี งาน O&M หลักคือการล้างแผงเพื่อลดผลของฝุ่นและคราบสกปรกที่บังแสง การตรวจสอบ string และ inverter ตามรอบ และการใช้ thermography (ตามหลักการในบทที่ 41) ส่องหา hotspot ที่เกิดจาก diode เสียหรือเซลล์แตกร้าวซึ่งจะร้อนผิดปกติและเสี่ยงลุกไหม้ถ้าปล่อยไว้ รูปแบบหนึ่งที่น่าสนใจเป็นพิเศษสำหรับประเทศไทยคือ floating solar หรือ solar ที่ลอยอยู่บนผิวน้ำของอ่างเก็บน้ำเขื่อนพลังน้ำ วิธีนี้ได้ประโยชน์สามต่อพร้อมกัน — ใช้พื้นที่ผิวน้ำที่ไม่ได้ใช้ประโยชน์อยู่แล้วแทนที่จะต้องเวนคืนที่ดินใหม่ น้ำใต้แผงช่วยระบายความร้อนให้แผงทำงานได้มีประสิทธิภาพดีขึ้นเล็กน้อย และที่สำคัญคือสามารถ hybrid เข้ากับโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่มีอยู่แล้วโดยใช้สายส่งและสถานีไฟฟ้าเดิมร่วมกัน ลดต้นทุนโครงสร้างพื้นฐานได้มาก โครงการ EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand — การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) ที่เขื่อนสิรินธรขนาด 45 MW ซึ่งเริ่มจ่ายไฟในปี 2021 คือหนึ่งในโครงการ hydro-floating solar hybrid ขนาดใหญ่ที่สุดแห่งหนึ่งของโลก และมีแผนขยายรูปแบบนี้ไปยังเขื่อนอื่นอีกหลายแห่ง

1. Hydroelectric dam — ตัวเขื่อนพลังน้ำที่มองเห็นด้านซ้ายของภาพ เป็นโครงสร้างเดิมที่ floating solar มาติดตั้งเสริม ใช้สายส่งและสถานีไฟฟ้าเดิมร่วมกันตามหลักการ hybrid ที่อธิบายไว้ข้างต้น
2. Reservoir — อ่างเก็บน้ำเหนือเขื่อนที่แผง floating solar ลอยอยู่บนผิวน้ำ พื้นที่นี้ปกติไม่ได้ใช้ประโยชน์อื่นจึงเหมาะกับการติดตั้งแผงโดยไม่ต้องเวนคืนที่ดินเพิ่ม
3. Transmission power lines — สายส่งไฟฟ้าแรงสูงที่พาดผ่านบริเวณเขื่อน เชื่อมไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งจาก hydro และ floating solar เข้าสู่ระบบสายส่งหลัก
4. Powerhouse — อาคารเครื่องกำเนิดไฟฟ้าพลังน้ำที่ฐานเขื่อน จุดที่กังหันน้ำแปลงพลังงานน้ำเป็นไฟฟ้าตามหลักการในบทที่ 27
5. Floating photovoltaic (PV) panels — แผงเซลล์แสงอาทิตย์ที่ติดตั้งเป็นแถวบนแพลอยน้ำ องค์ประกอบหลักของภาพ ทำหน้าที่แปลงแสงเป็นไฟฟ้า DC ตามหลักการที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
6. Mooring and anchoring system — ระบบสมอยึดแพลอยน้ำไว้กับพื้นอ่างหรือฝั่ง ป้องกันไม่ให้แพเคลื่อนที่ตามลมหรือกระแสน้ำ และต้องออกแบบให้รองรับระดับน้ำที่ขึ้นลงตามฤดูกาลได้
7. Floating cables (from array to shore) — สายไฟฟ้าที่ลอยตามผิวน้ำจากแพแผงมายังฝั่ง ก่อนต่อเข้าระบบไฟฟ้าบนบก ออกแบบให้ทนน้ำและการเคลื่อนไหวของแพได้ตลอดอายุโครงการ
8. Floating platform (modular pontoons) — ทุ่นลอยน้ำแบบโมดูลที่รองรับแผง PV แต่ละแถว ต่อเชื่อมกันเป็นแพขนาดใหญ่ ออกแบบให้ทนแสง UV และน้ำได้นานหลายสิบปีเทียบเท่าอายุแผง
9. Inverter and transformer stations — สถานี inverter และหม้อแปลงขนาดเล็กที่ติดตั้งบนแพเป็นจุด ๆ ทำหน้าที่แปลง DC เป็น AC และยกระดับแรงดันก่อนส่งผ่านสายลอยน้ำไปยังฝั่ง เทียบเท่ากับ combiner box และ inverter ในห่วงโซ่ solar PV ที่อธิบายไว้ในหัวข้อนี้

42.2 พลังงานลม (Wind Power)

Wind turbine มาตรฐานที่ใช้ผลิตไฟฟ้าทั่วโลกในปัจจุบันเกือบทั้งหมดเป็นแบบ HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine — กังหันลมแกนนอน) มีสามใบพัดหันรับลม (upwind) พร้อมระบบ pitch control ปรับมุมใบพัดและระบบ yaw หมุนตัวเครื่องทั้งชุดให้หันตามทิศทางลมอยู่เสมอ ความสูงของ hub อยู่ที่ประมาณ 100–160 เมตรเหนือพื้นดิน และให้กำลังต่อต้นประมาณ 3–7 MW สำหรับ turbine บนบก (onshore) ยิ่ง hub สูงเท่าไร ยิ่งรับลมที่แรงและสม่ำเสมอกว่าที่ระดับพื้นดินได้มากเท่านั้น เพราะความเร็วลมเพิ่มขึ้นตามความสูงจากผิวโลกที่มีความเสียดทานน้อยลง

ความสัมพันธ์ที่สำคัญที่สุดของพลังงานลมคือกำลังที่ดึงได้แปรผันตรงกับ "กำลังสาม" ของความเร็วลม ไม่ใช่แปรผันตรงแบบเชิงเส้น หมายความว่าหากความเร็วลมเพิ่มขึ้นเป็นสองเท่า พลังงานที่ได้จะเพิ่มขึ้นถึงแปดเท่า นี่คือเหตุผลที่การประเมินศักยภาพลม (resource assessment) ก่อนสร้างโครงการสำคัญที่สุดในทุกขั้นตอน เพราะความเร็วลมเฉลี่ยที่ต่างกันเพียงเล็กน้อยส่งผลต่อพลังงานที่ผลิตได้อย่างมหาศาล ทฤษฎีที่กำหนดขีดจำกัดสูงสุดของการดึงพลังงานจากลมคือ Betz limit ซึ่งระบุว่า turbine ในอุดมคติดึงพลังงานจากลมที่พัดผ่านได้สูงสุดเพียง 59.3% เท่านั้น เพราะหากดึงพลังงานออกมากกว่านี้ อากาศที่ไหลผ่านใบพัดจะช้าลงมากจนเกิดการ "อุดตัน" ไหลผ่านไม่สะดวก ในทางปฏิบัติ turbine สมัยใหม่มีค่าสัมประสิทธิ์กำลัง \(C_p\) จริงอยู่ที่ประมาณ 0.40–0.48 เท่านั้น สมการที่ใช้คำนวณกำลังจากลมคือ

$$P = \frac{1}{2}\rho A v^{3} C_p$$

โดย \(P\) คือกำลังไฟฟ้าที่ได้ มีหน่วยเป็นวัตต์, \(\rho\) คือความหนาแน่นของอากาศ ประมาณ 1.2 kg/m³ ที่ระดับน้ำทะเล, \(A\) คือพื้นที่ที่ใบพัดกวาดผ่าน มีหน่วยเป็นตารางเมตร, \(v\) คือความเร็วลม มีหน่วยเป็นเมตรต่อวินาที และ \(C_p\) คือสัมประสิทธิ์กำลังซึ่งต้องไม่เกิน Betz limit ที่ 0.593

ประเทศไทยจัดเป็นประเทศที่มีศักยภาพลมค่อนข้างอ่อนเมื่อเทียบกับภูมิภาคอื่นของโลก ความเร็วลมเฉลี่ยของพื้นที่ส่วนใหญ่อยู่ที่เพียงประมาณ 4–6 เมตรต่อวินาทีเท่านั้น พื้นที่ที่มีศักยภาพเพียงพอสำหรับตั้งโครงการจึงจำกัดอยู่เฉพาะบางภูมิภาค เช่น แนวสันเขาแถบนครราชสีมา-ชัยภูมิ-เพชรบูรณ์ และพื้นที่ชายฝั่งบางช่วง ผลจากลมที่อ่อนกว่าทำให้ capacity factor ของ wind farm ในไทยอยู่ที่ประมาณ 20–25% เท่านั้น ต่ำกว่าประเทศในยุโรปที่มีลมแรงกว่าและได้ capacity factor สูงถึง 35–50% อย่างมีนัยสำคัญ ผลกระทบของ wind ต่อระบบไฟฟ้ามีลักษณะคล้าย solar ตรงที่ลมมาไม่ตรงเวลากับความต้องการไฟฟ้าเสมอไป ระบบจึงต้องมีการพยากรณ์ (forecast) ที่แม่นยำและมี reserve สำรองไว้รองรับความผันผวน อีกประเด็นสำคัญคือ wind turbine ที่เชื่อมต่อผ่าน power electronics ไม่มี inertia ตามธรรมชาติแบบเครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสที่มีมวลหมุนจริง (จะอธิบายรายละเอียดผลกระทบนี้ในหัวข้อ 42.6)

1. Blade — ใบพัดของ turbine ทำหน้าที่รับแรงลมและแปลงเป็นแรงบิดหมุนเพลา รูปทรงโค้งแบบ airfoil เหมือนปีกเครื่องบิน ความยาวใบพัดกำหนดพื้นที่กวาด \(A\) ในสมการกำลังลมโดยตรง ยิ่งใบยาวยิ่งได้กำลังมาก
2. Nacelle — ห้องเครื่องบนยอดเสาที่บรรจุเกียร์บ็อกซ์ เครื่องกำเนิดไฟฟ้า ระบบเบรก และระบบ yaw ไว้ภายใน เป็นจุดที่อุปกรณ์สำคัญที่สุดของ turbine ทั้งหมดรวมอยู่
3. Hub — ดุมกลางที่ใบพัดทั้งสามยึดติดอยู่ ภายในบรรจุกลไก pitch control ที่หมุนปรับมุมใบพัดแต่ละใบอย่างอิสระเพื่อคุมกำลังให้คงที่เมื่อลมเกิน rated speed ตามที่อธิบายไว้ใน power curve ข้างต้น
4. Rotor (blades, hub, nacelle) — วงเล็บที่ครอบทั้งสามชิ้นส่วนข้างต้นไว้ด้วยกัน แสดงว่า blade, hub และ nacelle ประกอบกันเป็นชุด rotor ที่หมุนรับลม ซึ่งเป็นส่วนที่เคลื่อนไหวหลักของทั้งเครื่อง
5. Tower — เสาที่ยกชุด rotor และ nacelle ขึ้นสู่ความสูงประมาณ 100–160 เมตร ยิ่งสูงยิ่งรับลมที่แรงและสม่ำเสมอกว่าตามที่อธิบายไว้ข้างต้น โครงสร้างต้องรับทั้งน้ำหนักและแรงดัดจากลมตลอดอายุใช้งาน
6. Foundation — ฐานรากคอนกรีตขนาดใหญ่ที่ยึดเสาไว้กับพื้นดิน ต้องออกแบบรับทั้งน้ำหนักกดและโมเมนต์พลิกคว่ำจากแรงลมที่กระทำสูงจากพื้นมาก
7. Access road — ถนนเข้าถึงแต่ละต้น ใช้ทั้งช่วงก่อสร้างขนส่งชิ้นส่วนใบพัดขนาดใหญ่ และช่วงบำรุงรักษาตลอดอายุโครงการ
8. Wind farm — แนว turbine หลายต้นเรียงตามสันเขาที่มองเห็นด้านหลัง แสดงลักษณะการจัดวาง turbine เป็นแถวตามแนวสันเขาเพื่อรับลมได้เต็มที่ ตามพื้นที่ศักยภาพลมของไทยที่จำกัดอยู่บริเวณสันเขาบางแห่งตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
9. Electrical collection system — ระบบสายไฟฟ้าใต้ดินที่รวบรวมไฟฟ้าจาก turbine แต่ละต้นในฟาร์มมารวมกันก่อนส่งเข้าสถานีไฟฟ้าย่อยและ step-up transformer สู่สายส่งหลัก

42.3 Pumped Storage — แบตเตอรี่น้ำ (Pumped Storage Hydro)

Pumped storage คือระบบกักเก็บพลังงานขนาดใหญ่ที่สุดที่พิสูจน์ตัวเองมาแล้วนานที่สุดในโลก หลักการเรียบง่ายมาก — ในช่วงที่ไฟฟ้าในระบบเหลือเฟือหรือราคาถูก เช่นช่วงกลางวันที่ solar ผลิตมาก เครื่องจะทำงานเป็นปั๊มสูบน้ำจากอ่างล่างขึ้นไปเก็บไว้ที่อ่างบนซึ่งอยู่สูงกว่า แล้วเมื่อถึงช่วง peak ที่ความต้องการไฟฟ้าสูง เครื่องเดียวกันนี้จะเปลี่ยนโหมดเป็นกังหันปล่อยน้ำจากอ่างบนไหลลงมาผลิตไฟฟ้า เครื่องที่ทำหน้าที่ทั้งสองแบบสลับกันได้เรียกว่า reversible pump-turbine ซึ่งส่วนใหญ่พัฒนามาจาก Francis turbine ที่ออกแบบให้หมุนกลับทิศทางได้ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 27 ตัวอย่างที่ชัดเจนที่สุดในไทยคือโรงไฟฟ้าลำตะคองของ EGAT ขนาด 4×250 MW รวม 1,000 MW ซึ่งใช้อ่างเขื่อนลำตะคองเดิมเป็นอ่างล่าง และสร้างอ่างบนใหม่บนเขายายเที่ยง

ประเด็นที่ต้องเข้าใจให้ชัดคือ pumped storage ไม่ใช่เครื่องผลิตพลังงาน แต่เป็นเครื่องมือแปลงเวลาการใช้พลังงาน round-trip efficiency หรือประสิทธิภาพรอบไปกลับของระบบอยู่ที่ประมาณ 70–80% หมายความว่าหากใช้พลังงาน 1,000 MWh สูบน้ำขึ้นอ่างบน จะได้พลังงานคืนกลับมาเพียงประมาณ 750 MWh เมื่อปล่อยน้ำผลิตไฟในภายหลัง ฟังดูเหมือน "ขาดทุนพลังงาน" 25% แต่ในเชิงระบบกลับ "กำไร" มหาศาล เพราะพลังงานที่สูบขึ้นไปมักเป็นพลังงานราคาถูกหรือส่วนเกินของระบบที่ไม่มีที่ไปอยู่แล้ว ในขณะที่พลังงานที่ปล่อยคืนออกมาช่วยตัด peak หรือทดแทนพลังงานราคาแพงในช่วงที่ระบบต้องการมากที่สุด อีกทั้งเครื่อง pumped storage ยังตอบสนองได้เร็วมาก จากหยุดนิ่งไปจนถึงจ่ายไฟเต็มพิกัดได้ภายในไม่กี่นาที และสามารถทำหน้าที่เป็น black start unit ช่วยจุดระบบไฟฟ้าใหม่หลังไฟดับทั้งระบบได้ด้วยตามหลักการในบทที่ 37

บทบาทของ pumped storage กำลังเปลี่ยนไปในยุคที่สัดส่วน renewable สูงขึ้น จากเดิมที่ทำหน้าที่หลักคือตัด peak และสำรองพร้อมจ่ายเร็ว ปัจจุบันกลายเป็นเครื่องมือ "ดูดซับ" solar ส่วนเกินในช่วงกลางวันโดยตรง เพราะเมื่อ solar ผลิตมากจนล้นความต้องการ pumped storage สามารถสูบน้ำดูดซับพลังงานส่วนเกินนั้นไว้ทันที แล้วปล่อยคืนในช่วงหัวค่ำที่ solar หายไปพร้อมกับความต้องการไฟฟ้าที่พุ่งขึ้น ซึ่งตรงกับรูปแบบ duck curve ที่จะอธิบายรายละเอียดในหัวข้อ 42.6 พอดี ทำให้ pumped storage กลายเป็นคู่หูตามธรรมชาติของ solar ในระบบไฟฟ้ายุคใหม่

1. Upper Reservoir — อ่างเก็บน้ำบนยอดเขาที่มองเห็นด้านซ้ายบนของภาพ คือ "แบตเตอรี่" ระดับสูงที่กักเก็บพลังงานศักย์ไว้ในรูปน้ำที่ถูกสูบขึ้นมาช่วงไฟเหลือ
2. Dam — เขื่อนดินหรือคอนกรีตที่ล้อมรอบอ่างบนไว้ ป้องกันน้ำไหลออกและรักษาระดับน้ำที่จำเป็นสำหรับ head ที่เพียงพอต่อการผลิตไฟฟ้า
3. Penstock Pipes — ท่อส่งน้ำขนาดใหญ่ที่ทอดยาวจากอ่างบนลงมาตามความชันของภูเขาสู่ powerhouse เห็นเป็นแนวท่อคู่ขนานหลายเส้นในภาพ ยิ่งความสูงต่างระหว่างอ่างบนกับ powerhouse (head) มากเท่าไร แรงดันน้ำในท่อยิ่งสูงและกำลังที่ผลิตได้ยิ่งมากตามหลักการกลศาสตร์ของไหลในบทที่ 8
4. Powerhouse — อาคารที่ติดตั้ง reversible pump-turbine ไว้ภายใน จุดที่พลังงานศักย์ของน้ำแปลงเป็นไฟฟ้า (โหมดผลิต) หรือไฟฟ้าแปลงเป็นพลังงานศักย์ของน้ำ (โหมดสูบ) ตามหลักการที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
5. Transformer Yard — ลานหม้อแปลงไฟฟ้าติดกับ powerhouse ที่ยกระดับแรงดันไฟฟ้าที่ผลิตได้ก่อนส่งเข้าสายส่งหลัก มองเห็นเสาไฟฟ้าแรงสูงเรียงแถวด้านขวาของภาพ
6. Lower Lake — อ่างล่างหรือทะเลสาบที่ระดับต่ำกว่า เป็นแหล่งน้ำต้นทางที่ถูกสูบขึ้นไปอ่างบน และเป็นจุดรับน้ำที่ไหลลงมาหลังผลิตไฟฟ้าเสร็จในโหมดผลิต

42.4 นิวเคลียร์ — พื้นฐานที่วิศวกรไฟฟ้าควรรู้ (Nuclear Power Basics)

หัวใจของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์คือปฏิกิริยา fission หรือการแตกตัวของนิวเคลียส เมื่อนิวตรอนตัวหนึ่งพุ่งชนอะตอม uranium-235 จะทำให้อะตอมนั้นแตกตัวออกเป็นสองชิ้นพร้อมปลดปล่อยพลังงานจำนวนมากในรูปความร้อน และที่สำคัญคือปล่อยนิวตรอนใหม่ออกมาอีก 2–3 ตัว ซึ่งนิวตรอนเหล่านั้นจะไปชนอะตอม uranium ตัวอื่นต่อไปเป็นปฏิกิริยาลูกโซ่ (chain reaction) ที่ดำเนินต่อเนื่องได้เอง การควบคุมปฏิกิริยาให้อยู่ในระดับที่ต้องการทำผ่านสองกลไกหลัก — control rods ทำจากวัสดุที่ดูดซับนิวตรอนได้ดี เมื่อสอดเข้าไปในแกนปฏิกรณ์มากขึ้นจะดูดนิวตรอนออกจากระบบมากขึ้น ทำให้ปฏิกิริยาช้าลงหรือหยุดได้ทันที และ moderator ซึ่งในเครื่องปฏิกรณ์ส่วนใหญ่คือน้ำธรรมดา ทำหน้าที่ชะลอความเร็วของนิวตรอนที่หลุดออกมาให้ช้าลงจนถึงระดับที่มีโอกาสชนอะตอม uranium แล้วเกิด fission ต่อได้ดีที่สุด เพราะนิวตรอนที่เร็วเกินไปจะวิ่งผ่านไปเฉย ๆ โดยไม่ทำปฏิกิริยา

เครื่องปฏิกรณ์ที่ใช้แพร่หลายที่สุดในโลกคือ PWR (Pressurized Water Reactor — เครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์ชนิดน้ำอัดความดัน) ซึ่งมีวงจรน้ำสองวงจรแยกจากกัน วงจรปฐมภูมิเป็นน้ำที่ไหลผ่านแกนปฏิกรณ์โดยตรง ถูกอัดความดันสูงถึงประมาณ 155 bar ด้วยอุปกรณ์ที่เรียกว่า pressurizer เพื่อไม่ให้น้ำเดือดแม้อุณหภูมิจะสูงมาก น้ำร้อนจัดนี้ไหลผ่าน steam generator ซึ่งทำหน้าที่เหมือน heat exchanger ถ่ายเทความร้อนให้กับน้ำวงจรทุติยภูมิที่แยกออกจากกันโดยสิ้นเชิงจนเดือดกลายเป็นไอน้ำ ไอน้ำวงจรทุติยภูมินี้จึงไม่มีการปนเปื้อนกัมมันตรังสีเลย และเป็นไอที่เข้าไปหมุน turbine ได้โดยตรง จุดเด่นของ PWR คือ turbine และอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องอยู่นอกขอบเขตกัมมันตรังสีทั้งหมด งานบำรุงรักษาจึงทำได้สะดวกกว่า ส่วน BWR (Boiling Water Reactor — เครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์ชนิดน้ำเดือด) มีวงจรน้ำเพียงวงจรเดียว น้ำจะเดือดกลายเป็นไอโดยตรงภายในแกนปฏิกรณ์เองที่ความดันต่ำกว่า PWR ประมาณ 70 bar แล้วไอน้ำนั้นไหลตรงเข้า turbine เลยโดยไม่ผ่าน steam generator ข้อดีคือระบบเรียบง่ายกว่าและมีอุปกรณ์น้อยกว่า แต่ข้อเสียคือไอน้ำที่เข้า turbine มีกัมมันตรังสีปนเปื้อนอยู่ ทำให้ turbine และอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องทั้งหมดอยู่ในขอบเขตรังสี งานบำรุงรักษาจึงต้องควบคุมเข้มงวดกว่า PWR มาก

เหตุผลที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์เดินเครื่องเป็น base load เสมอ ไม่ใช่ปรับโหลดขึ้นลงตามความต้องการเหมือนโรงไฟฟ้าก๊าซ มาจากลักษณะต้นทุนที่ต่างกันโดยพื้นฐาน ต้นทุนเชื้อเพลิงต่อหน่วยพลังงาน (MWh) ของนิวเคลียร์ต่ำมากเมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล และเชื้อเพลิง uranium หนึ่งชุดใช้งานได้นานถึง 18–24 เดือนก่อนต้องเปลี่ยน ในขณะที่อัตราการปรับโหลด (ramp rate) ของเครื่องปฏิกรณ์ทำได้ช้ากว่ากังหันก๊าซมาก เพราะการเปลี่ยนกำลังปฏิกิริยาต้องค่อย ๆ ทำอย่างระมัดระวัง ด้วยเหตุนี้การเดินเครื่องแบนเต็มพิกัดตลอดเวลาจึงคุ้มค่าที่สุดทั้งในแง่เศรษฐศาสตร์และความปลอดภัย หลังจาก turbine ไปแล้ว วัฏจักรที่เหลือของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ก็คือ Rankine cycle แบบปกติตามที่เรียนมาในบทที่ 13 เพียงแต่ไอน้ำที่ป้อนเข้า turbine เป็นไอน้ำอิ่มตัว (saturated steam) ไม่ใช่ไอน้ำร้อนยวดยิ่ง (superheated) เหมือนโรงไฟฟ้าถ่านหิน เพราะอุณหภูมิของวงจรปฐมภูมิถูกจำกัดด้วยข้อกำหนดความปลอดภัยของแกนปฏิกรณ์ ด้วยเหตุนี้ turbine ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์จึงต้องมี moisture separator และ reheater คั่นระหว่างขั้น เพื่อไล่หยดน้ำที่เกิดขึ้นระหว่างการขยายตัวออกก่อนเข้า turbine ขั้นถัดไป ป้องกันการกัดกร่อนของใบพัดจากหยดน้ำความเร็วสูง

ความปลอดภัยของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ยึดหลัก defense-in-depth หรือการป้องกันหลายชั้นซ้อนกัน เริ่มจาก fuel cladding ที่หุ้มแท่งเชื้อเพลิงกันไม่ให้สารกัมมันตรังสีหลุดออกมา ถัดมาคือ RPV (Reactor Pressure Vessel — ถังปฏิกรณ์ความดันเหล็กหนา) ที่หุ้มแกนปฏิกรณ์ทั้งหมด และชั้นนอกสุดคือ containment หรืออาคารครอบทรงโดมคอนกรีตเสริมเหล็กหนาที่ออกแบบให้ทนแรงระเบิดและป้องกันการรั่วไหลของกัมมันตรังสีสู่สิ่งแวดล้อมแม้เกิดอุบัติเหตุร้ายแรง นอกจากนี้ยังมีระบบหล่อเย็นฉุกเฉินที่พร้อมทำงานอัตโนมัติหากระบบหล่อเย็นปกติล้มเหลว บทเรียนจากอุบัติเหตุใหญ่ในอดีตอย่าง Three Mile Island, Chernobyl และ Fukushima ได้ผลักดันให้มาตรฐานความปลอดภัยของเครื่องปฏิกรณ์รุ่นใหม่เข้มงวดขึ้นมาก โดยเฉพาะแนวคิด passive safety ที่ระบบหล่อเย็นฉุกเฉินทำงานได้ด้วยแรงโน้มถ่วงหรือหลักการทางฟิสิกส์ธรรมชาติ ไม่ต้องพึ่งพาปั๊มไฟฟ้าหรือการสั่งการของมนุษย์ ทิศทางใหม่ที่น่าสนใจคือ SMR (Small Modular Reactor — เครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์ขนาดเล็กแบบโมดูล) ซึ่งมีกำลังต่อโมดูลต่ำกว่า 300 MW ผลิตจากโรงงานเป็นชิ้นส่วนสำเร็จรูปแล้วขนส่งมาประกอบที่หน้างาน ช่วยลดทั้งระยะเวลาก่อสร้างและเงินลงทุนก้อนแรกที่เคยเป็นอุปสรรคใหญ่ของโครงการนิวเคลียร์ขนาดใหญ่ และมักออกแบบด้วยหลัก passive safety ตั้งแต่ต้น สำหรับประเทศไทย SMR เป็นเทคโนโลยีที่อยู่ในระหว่างการศึกษาภายใต้แผน PDP (Power Development Plan — แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า) ฉบับใหม่ แต่ยังไม่มีโครงการก่อสร้างจริงในขณะนี้

1. Cooling towers — หอหล่อเย็นทรงโค้งคู่ที่โดดเด่นที่สุดในภาพ ทำหน้าที่ระบายความร้อนทิ้งจากไอน้ำที่ผ่าน condenser แล้ว เป็นแบบ natural draft cooling tower ซึ่งอาศัยความแตกต่างของความหนาแน่นอากาศให้ลมไหลขึ้นเองโดยไม่ต้องใช้พัดลม ตามหลักการหอหล่อเย็นในบทที่ 22 — สังเกตว่าหอหล่อเย็นไม่ใช่ส่วนที่มีกัมมันตรังสีเกี่ยวข้องเลย เป็นเพียงระบบระบายความร้อนทั่วไปเหมือนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนทุกชนิด
2. Water vapor plume — กลุ่มไอน้ำสีขาวที่ลอยออกจากปากหอหล่อเย็น เป็นไอน้ำบริสุทธิ์จากการระเหยของน้ำหล่อเย็น ไม่มีกัมมันตรังสีปนเปื้อน มักถูกเข้าใจผิดว่าเป็นควันอันตราย แต่แท้จริงคือไอน้ำธรรมดาเหมือนหม้อต้มน้ำขนาดใหญ่
3. Containment building — อาคารทรงโดมสีอ่อนที่มองเห็นชัดเจน คือชั้นป้องกันนอกสุดตามหลัก defense-in-depth ที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น ครอบเครื่องปฏิกรณ์และวงจรปฐมภูมิทั้งหมดไว้ภายใน ผนังคอนกรีตเสริมเหล็กหนาออกแบบให้ทนแรงกระแทกและกักกัมมันตรังสีไม่ให้รั่วไหลออกสู่ภายนอก
4. Turbine building — อาคารสี่เหลี่ยมติดกับ containment ที่ติดตั้ง turbine, generator และ condenser ไว้ภายใน สำหรับ PWR อาคารนี้อยู่นอกขอบเขตกัมมันตรังสีตามที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
5. Water intake (from river) — จุดสูบน้ำจากแม่น้ำในภาพเข้าสู่ระบบหล่อเย็น เป็นแหล่งน้ำทดแทนที่ระเหยหายไปทางหอหล่อเย็นอย่างต่อเนื่อง โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ต้องการน้ำหล่อเย็นปริมาณมากเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนทุกชนิด
6. Auxiliary buildings — กลุ่มอาคารเสริมระหว่าง containment กับ turbine building บรรจุระบบสนับสนุนต่าง ๆ เช่น ระบบบำบัดน้ำ ระบบไฟฟ้าสำรอง และห้องควบคุม
7. Electrical switchyard — ลานสวิตช์เกียร์ไฟฟ้าแรงสูงด้านขวาสุดของภาพ จุดที่ไฟฟ้าที่ผลิตได้จาก generator ถูกยกระดับแรงดันและส่งเข้าสายส่งหลัก ตามหลักการสถานีไฟฟ้าแรงสูงในบทที่ 35

42.5 BESS — ระบบกักเก็บพลังงานแบตเตอรี่ (Battery Energy Storage)

เทคโนโลยีหลักของ BESS ในปัจจุบันคือแบตเตอรี่ Li-ion โดยเฉพาะสูตรเคมี LFP (Lithium Iron Phosphate — ลิเทียมเหล็กฟอสเฟต หรือ LiFePO₄) ซึ่งได้รับความนิยมมากกว่าสูตร NMC (Nickel Manganese Cobalt — นิกเกิลแมงกานีสโคบอลต์) สำหรับงานระดับ utility เพราะ LFP ปลอดภัยกว่าในแง่เสถียรภาพทางความร้อน มีอายุการใช้งานตามจำนวนรอบ (cycle life) ยาวกว่า แม้จะมีความหนาแน่นพลังงานต่อปริมาตรต่ำกว่าเล็กน้อยก็ตาม ในทางกายภาพ BESS ระดับ utility จัดวางเป็นตู้คอนเทนเนอร์มาตรฐานที่บรรจุโมดูลแบตเตอรี่ไว้ภายใน ต่อร่วมกับ PCS (Power Conversion System — ระบบแปลงผันกำลังไฟฟ้า ทำหน้าที่คล้าย inverter สองทิศทาง) และหม้อแปลงไฟฟ้ายกระดับแรงดัน เมื่ออ่านสเปกของระบบ BESS ต้องดูสองตัวเลขคู่กันเสมอ คือกำลัง (MW) ที่บอกว่าจ่ายไฟได้เร็วแค่ไหน และพลังงาน (MWh) ที่บอกว่าจ่ายได้นานแค่ไหน ตัวอย่างเช่นระบบขนาด "50 MW / 100 MWh" หมายความว่าจ่ายไฟเต็มพิกัด 50 MW ได้ต่อเนื่องนาน 2 ชั่วโมงเท่านั้น การเลือก duration หรือระยะเวลาจ่ายไฟจึงต้องเลือกให้เหมาะกับหน้าที่ที่ต้องการใช้งานจริง

เมื่อเทียบกับ pumped storage แล้ว BESS มี round-trip efficiency สูงกว่ามาก อยู่ที่ประมาณ 85–92% แต่ราคาต่อหน่วยพลังงาน (MWh) ยังสูงกว่ามาก และ duration ที่ทำได้จริงในเชิงเศรษฐศาสตร์ก็สั้นกว่ามาก BESS จึงเหมาะกับงานที่ต้องการความเร็วในการตอบสนองมากกว่าความจุพลังงานมหาศาล งานหลักที่ BESS ทำได้ดีที่สุดคือ frequency regulation หรือการช่วยรักษาความถี่ระบบให้คงที่ ซึ่งต้องการการตอบสนองระดับวินาทีถึงมิลลิวินาที เร็วกว่า governor ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสมาก เพราะไม่ต้องรอกลไกเชิงกลใด ๆ เพียงสั่งผ่านอิเล็กทรอนิกส์กำลังก็จ่ายหรือดูดกระแสได้ทันที นอกจากนี้ยังใช้ทำ peak shaving หรือลดยอดโหลดสูงสุดของระบบ และทำ smoothing ให้ solar หรือ wind farm ลดความผันผวนของกำลังไฟฟ้าที่แกว่งเร็วจากเมฆผ่านหรือลมกระโชกให้เรียบขึ้นก่อนป้อนเข้าระบบ

ข้อจำกัดของ BESS อยู่ที่การเสื่อมสภาพ (degradation) ซึ่งขึ้นกับทั้งจำนวนรอบการใช้งาน (cycle) และ DoD (Depth of Discharge — ความลึกของการคายประจุ ยิ่งคายประจุลึกเท่าไรยิ่งเร่งการเสื่อมสภาพเร็วขึ้น) อายุใช้งานทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 10–15 ปี หรือหลายพันรอบการใช้งาน ระบบ BMS (Battery Management System — ระบบบริหารจัดการแบตเตอรี่) ทำหน้าที่คุมอุณหภูมิและแรงดันของแต่ละ cell อย่างละเอียด เพราะ cell ที่ไม่สมดุลกันจะเสื่อมเร็วกว่าและเสี่ยงเกิดปัญหา และการออกแบบระบบดับเพลิงเป็นเรื่องใหญ่ที่มองข้ามไม่ได้เลย เพราะปรากฏการณ์ thermal runaway ของแบตเตอรี่ Li-ion เมื่อเกิดขึ้นแล้วจะลุกลามเร็วและให้ความร้อนสูงมาก ในประเทศไทย EGAT มีการติดตั้ง BESS ที่สถานีไฟฟ้าหลายแห่งเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบ เช่นที่ชัยภูมิและลพบุรีระดับสิบ MWh และมีแนวโน้มโครงการ RE+BESS แบบ hybrid เพิ่มขึ้นตามแผน PDP

1. Battery energy storage containers — ตู้คอนเทนเนอร์สีขาวเรียงแถวที่บรรจุโมดูลแบตเตอรี่ Li-ion ไว้ภายใน แต่ละตู้เป็นหน่วยสำเร็จรูปที่ผลิตจากโรงงานพร้อมติดตั้งและเชื่อมต่อเข้าระบบได้เร็ว ตามหลักการที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
2. Cooling units — ชุดระบายความร้อนบนหลังคาตู้แต่ละใบ ทำหน้าที่รักษาอุณหภูมิภายในให้อยู่ในช่วงที่เหมาะสมกับอายุใช้งานของ cell เพราะความร้อนสะสมคือปัจจัยเร่งการเสื่อมสภาพและความเสี่ยง thermal runaway ที่กล่าวถึงข้างต้น ทำงานร่วมกับ BMS ที่ตรวจวัดอุณหภูมิรายจุด
3. Concrete foundation — ฐานคอนกรีตที่รองรับน้ำหนักตู้แบตเตอรี่แต่ละใบ ออกแบบให้ระบายน้ำได้ดีและทนต่อสภาพแวดล้อมกลางแจ้งระยะยาว
4. Gravel surface — พื้นกรวดโดยรอบพื้นที่ติดตั้ง ช่วยระบายน้ำและลดฝุ่นเทียบกับพื้นดินเปล่า เป็นมาตรฐานทั่วไปของลานอุปกรณ์ไฟฟ้ากลางแจ้ง
5. Power conversion system (PCS) — ตู้สีเทาที่ทำหน้าที่แปลงไฟฟ้าสองทิศทางระหว่าง DC ของแบตเตอรี่กับ AC ของระบบไฟฟ้า เทียบเท่ากับ inverter แต่รองรับทั้งการชาร์จ (charge) และคายประจุ (discharge) ตามที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
6. Substation switchgear — อุปกรณ์สวิตช์เกียร์ของสถานีไฟฟ้าที่มองเห็นด้านหลัง ทำหน้าที่ตัดต่อวงจรและป้องกันระบบ เชื่อมโยง BESS เข้ากับสถานีไฟฟ้าหลักที่ติดตั้งอยู่ข้างกัน ตามหลักการในบทที่ 34
7. Transformer — หม้อแปลงไฟฟ้าที่ยกระดับแรงดันจาก PCS ให้ตรงกับระดับแรงดันของสถานีไฟฟ้าก่อนเชื่อมต่อเข้าสายส่ง
8. Utility transmission lines — สายส่งไฟฟ้าแรงสูงของระบบที่มองเห็นด้านหลังสุดของภาพ จุดปลายทางที่พลังงานจาก BESS ถูกจ่ายเข้าสู่ระบบไฟฟ้าหลักเมื่ออยู่ในโหมด discharge

42.6 ผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า (Grid Integration Challenges)

ลักษณะที่ท้าทายที่สุดของ solar และ wind คือ intermittency หรือการผลิตไฟฟ้าที่ไม่แน่นอน ผลิตตามสภาพอากาศธรรมชาติ ไม่ใช่ตามคำสั่ง dispatch แบบโรงไฟฟ้าที่เรียนมาตลอดเล่ม ระบบไฟฟ้าที่มีสัดส่วน renewable สูงจึงต้องพึ่งพา flexible resource มากขึ้น ทั้งพลังน้ำ กังหันก๊าซที่ปรับโหลดเร็ว pumped storage และ BESS พร้อมกับต้องมีระบบพยากรณ์ (forecast) สภาพอากาศและกำลังผลิตที่แม่นยำขึ้นเรื่อย ๆ ปรากฏการณ์ที่เป็นสัญลักษณ์ของความท้าทายนี้คือ duck curve ซึ่งเกิดจากการที่ solar ผลิตไฟมากในช่วงกลางวันจนกด net load หรือความต้องการไฟฟ้าที่หักด้วยกำลังผลิตจาก solar แล้วให้ต่ำลงมากในช่วงเที่ยงวัน แล้วเมื่อถึงช่วงเย็นที่ solar หายไปพร้อม ๆ กับที่ความต้องการไฟฟ้าจริงกำลังไต่ขึ้นตามวิถีชีวิตปกติ net load จะพุ่งชันขึ้นอย่างรวดเร็วในช่วงเวลาสั้น ๆ รูปร่างของกราฟที่ยุบตรงกลางแล้วโด่งขึ้นสองข้างจึงคล้ายรูปเป็ด เป็นที่มาของชื่อ ผลกระทบต่อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนคือต้องเดิน two-shift หรือ deep cycle บ่อยขึ้นมาก ต้องลดโหลดต่ำหรือหยุดเครื่องช่วงกลางวันแล้วกลับมาไต่โหลดเร็วช่วงเย็น ซึ่งกินอายุเครื่องจากความล้าเนื่องจากความร้อน (thermal fatigue) ตามหลักการที่อธิบายไว้ในบทที่ 40 และ 41

ผลกระทบเชิงลึกอีกประการที่สำคัญไม่แพ้กันคือ inertia ของระบบที่ลดลง เครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสแบบดั้งเดิมที่เรียนมาในบทที่ 30 และ 31 มีมวลหมุนขนาดใหญ่ที่หมุนพร้อมกับความถี่ของระบบ เมื่อเกิดเหตุขัดข้องทำให้กำลังผลิตกับความต้องการไม่สมดุลกันทันที มวลหมุนนี้จะทำหน้าที่เป็นบัฟเฟอร์ตามธรรมชาติ ปลดปล่อยหรือดูดซับพลังงานจลน์ช่วยชะลอไม่ให้ความถี่เปลี่ยนแปลงเร็วเกินไป แต่ solar และ wind ที่เชื่อมต่อกับระบบผ่านอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์กำลัง (power electronics) ไม่มีมวลหมุนแบบนี้เลย เมื่อสัดส่วนของแหล่งพลังงานเหล่านี้ในระบบเพิ่มขึ้น ค่า RoCoF (Rate of Change of Frequency — อัตราการเปลี่ยนแปลงความถี่ต่อเวลา) ในเหตุการณ์ผิดปกติจะสูงขึ้น หมายความว่าความถี่ของระบบจะตกลงเร็วและรุนแรงกว่าเดิมเมื่อเกิดเหตุขัดข้อง แนวทางรับมือที่กำลังพัฒนากันอยู่มีหลายทาง ทางแรกคือ grid-forming inverter ซึ่งเป็นอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์รุ่นใหม่ที่สามารถสร้างแรงดันและความถี่อ้างอิงขึ้นเองได้ ไม่ต้องพึ่งพาเครื่องซิงโครนัสอื่นในระบบ พร้อมสร้าง synthetic inertia เลียนแบบพฤติกรรมของมวลหมุนจริง ทางที่สองคือ BESS ที่ตอบสนองเร็วมากดังที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 42.5 ช่วยพยุงความถี่ได้ทันทีที่เกิดเหตุ และทางที่สามคือการกำหนด minimum synchronous units หรือจำนวนขั้นต่ำของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าซิงโครนัสที่ต้องเดินเครื่องอยู่ในระบบตลอดเวลาเพื่อรักษาระดับ inertia ขั้นต่ำไว้เสมอ

อีกประเด็นเชิงโครงสร้างที่มักถูกมองข้ามคือ hosting capacity ของสายส่งและหม้อแปลงในแต่ละพื้นที่ เพราะ renewable มักกระจุกตัวอยู่เฉพาะบางภูมิภาคตามศักยภาพทรัพยากรธรรมชาติ เช่น solar กระจุกตัวในภาคอีสาน และ wind กระจุกตัวแถบสันเขานครราชสีมา เมื่อโครงการใหม่เพิ่มขึ้นเรื่อย ๆ ในพื้นที่เดียวกัน ระบบสายส่งและหม้อแปลงเดิมอาจไม่พอรองรับ จนต้อง upgrade โครงสร้างพื้นฐาน เป็นเหตุผลสำคัญที่การศึกษา interconnection study ก่อนอนุมัติโครงการใหม่แต่ละโครงการจึงสำคัญมาก บทบาทของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่เรียนมาตลอดเล่มนี้กำลังเปลี่ยนไปด้วยเช่นกัน จากเดิมที่เป็นเพียง energy provider หรือผู้ผลิตพลังงาน กำลังกลายเป็น flexibility และ ancillary service provider มากขึ้นเรื่อย ๆ นั่นคือให้บริการความสามารถในการปรับโหลดเร็ว (ramp), spinning reserve, การพยุงแรงดัน (voltage support) และการเป็น black start unit ทักษะของวิศวกรและ operator เดินเครื่องยุคใหม่จึงไม่ใช่แค่การเดินฐานเต็มพิกัดให้เสถียรที่สุดอีกต่อไป แต่รวมถึงการเดิน part load และ start-stop บ่อยครั้งได้อย่างปลอดภัยและมีประสิทธิภาพ ทิศทางของประเทศไทยตามแผน PDP ฉบับปัจจุบันมุ่งเพิ่มสัดส่วน renewable อย่างต่อเนื่อง สอดคล้องกับเป้าหมาย carbon neutrality ปี 2050 และ net zero GHG (Greenhouse Gas — ก๊าซเรือนกระจก) ปี 2065 ตัวเลขสัดส่วนที่แน่นอนเปลี่ยนแปลงไปตามแผน PDP แต่ละฉบับ ผู้เรียนควรอ้างอิงกรอบ "ตามแผนปัจจุบัน" มากกว่าจดจำตัวเลขตายตัว โรงไฟฟ้าพลังความร้อนเดิมจะไม่หายไป แต่บทบาทจะทยอยเปลี่ยนไปสู่การเป็นตัวเสริมความยืดหยุ่นให้ระบบ ควบคู่กับการพัฒนา grid modernization และ storage ที่จะเป็นหัวใจของระบบไฟฟ้ายุคถัดไป

1. Rural landscape — พื้นที่เกษตรกรรมโดยรอบ solar farm แสดงให้เห็นว่าโครงการขนาดใหญ่ต้องใช้พื้นที่ดินมหาศาลเทียบกับกำลังผลิตที่ได้ ต่างจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ใช้พื้นที่น้อยกว่ามากต่อหน่วยกำลังผลิต
2. PV array — แถวแผงเซลล์แสงอาทิตย์ที่ปกคลุมพื้นที่ส่วนใหญ่ของภาพ องค์ประกอบหลักของ solar farm ภาคพื้นดินซึ่งต่างจาก floating solar ในหัวข้อ 42.1 ตรงที่ติดตั้งบนโครงเหล็กยึดพื้นดินโดยตรงแทนการลอยน้ำ
3. DC combiner/inverter stations — จุดรวมสาย DC และแปลงไฟเป็น AC ที่กระจายอยู่หลายจุดทั่วพื้นที่ ทำหน้าที่เดียวกับ combiner box และ inverter ในห่วงโซ่ solar PV ที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 42.1 การกระจายจุดแปลงไฟหลายจุดแบบนี้คือลักษณะของ string inverter architecture
4. Perimeter fence — รั้วรอบขอบพื้นที่โครงการ ป้องกันบุคคลภายนอกและสัตว์เข้าไปในพื้นที่ที่มีแรงดันไฟฟ้าสูงและอุปกรณ์ราคาแพง เป็นมาตรฐานความปลอดภัยของ solar farm ทุกขนาด
5. Service road — ถนนภายในสำหรับเข้าถึงแผงและอุปกรณ์เพื่อบำรุงรักษา เช่น การล้างแผงและตรวจสอบ string ตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 42.1
6. Electrical substation — สถานีไฟฟ้าย่อยที่มุมล่างของภาพ จุดที่ไฟฟ้าจากทุก inverter station ถูกรวบรวมและยกระดับแรงดันก่อนเชื่อมต่อเข้าสายส่งหลัก เป็นจุดที่ hosting capacity ของสายส่งถูกทดสอบจริงตามที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น เพราะต้องรองรับกำลังผลิตสูงสุดที่แกว่งขึ้นลงตามความเข้มแสง
7. Transformer — หม้อแปลงกำลังหลักภายในสถานีไฟฟ้าย่อยที่ยกระดับแรงดันจากระดับ collection ให้ตรงกับระดับแรงดันของสายส่ง
8. Utility interconnection (to transmission line) — จุดเชื่อมต่อสุดท้ายที่ไฟฟ้าจาก solar farm ทั้งหมดไหลออกสู่สายส่งของระบบไฟฟ้าหลัก เป็นจุดที่ต้องผ่านการศึกษา interconnection study และข้อกำหนดของ grid code ก่อนได้รับอนุญาตเชื่อมต่อ

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท