GT & CCGT Master Audit Tool v4 — Triple E Technology

ข้อมูลโครงการ

ชื่อโรงไฟฟ้า / โครงการ ผู้ตรวจสอบ วันที่ตรวจ ⚙ รูปแบบการจัดวางเพลา (Shaft Configuration)

Block: แต่ละ Line (GT+HRSG) เดินอิสระ — หยุดทีละ Line หรือลดภาระไม่เท่ากันได้ | ไอน้ำจาก 2 HRSG รวมป้อน ST 1 เครื่อง

จำนวนโครงการ / Unit (1–4)

1 โครงการ = Line 1 (GT-A+HRSG-A) + Line 2 (GT-B+HRSG-B) + ST 1 เครื่อง

กำลังผลิตติดตั้งตามที่แจ้งหน่วยงานรัฐ (MW) — ไม่บังคับ

ค่าที่แจ้ง กกพ./พพ./สัญญา PPA (เช่น 610 MW × 2 = 1,220 MW) — การ์ดจะแสดงคู่กับ กำลังผลิตออกแบบ ที่รวมจากพิกัด GT+ST เพื่อไม่ให้สับสนตอนอ้างในรายงาน

GT Nameplate / Design (ใช้ร่วมทุกเครื่อง)

GT Model GT Class Rated Power ISO (MW/GT) GT Efficiency ISO (%) TIT Design (°C) Pressure Ratio Design T7 Exhaust Design (°C) Exhaust Mass Flow (kg/s/GT) Compressor Eff Design (%) Turbine Isentropic Eff Design (%) Mech/Elec Efficiency (%)

HRSG & Steam Turbine Nameplate

HRSG Type

—

HP Steam Design (t/h ต่อ HRSG 1 ชุด)

t/h = ตันไอน้ำ/ชั่วโมง (1 ตัน = 1,000 kg) — กรอกเป็นค่าต่อ HRSG 1 ชุด (1 Line รับไอเสียจาก GT 1 เครื่อง) ระบบคูณ 2 เป็นค่ารวมต่อโครงการให้เอง

HP Pressure Design (barA)

ความดัน HP header ก่อนเข้า ST — จาก DCS เช่น 56–57 barg ≈ 58 barA

HP Temp Design (°C)

อุณหภูมิ HP header ก่อนเข้า ST — จาก DCS เช่น 512–515°C

LP Steam Design (t/h ต่อ HRSG 1 ชุด) LP Pressure Design (barA)

ความดัน LP header/LP admission เข้า ST (สัมบูรณ์) — จากแบบ HRSG หรือ DCS (ทั่วไป 4–8 barA; barA = barg + 1.013)

LP Temp Design (°C)

อุณหภูมิไอน้ำ LP หลัง LP superheater — จากแบบ/DCS (ทั่วไป 200–300°C; ต้องสูงกว่า T อิ่มตัว ~159°C ที่ 6 barA มิฉะนั้นระบบใช้ไออิ่มตัว)

Feedwater Temp Design (°C)

อุณหภูมิน้ำป้อนเข้า HRSG (หลัง condensate preheater/deaerator ก่อนเข้า economizer) — จากแบบ/DCS (ทั่วไป 50–105°C) ใช้เป็นฐาน h_fw ของ heat balance HRSG และ Tab 5

ST Rated Power (MW/Unit) ST Isentropic Eff Design (%) ST Mech/Gen Efficiency (%) ใช้ทั้ง Tab HRSG&ST และ Isentropic Single-shaft Generator Eff (%) [Single-shaft]

ใช้เฉพาะ Single-shaft: generator ตัวเดียวรับกำลังรวม GT+ST

Condenser Pressure Design (barA) HRSG Effectiveness Design (%) Supplementary Firing (% of GT exhaust heat)

0 = ไม่มี Duct Burner | >0 = มีการเพิ่มเชื้อเพลิงใน HRSG

เชื้อเพลิง & สภาวะสิ่งแวดล้อม

ความหนาแน่น NG ρ [เลือกหน่วยได้]

—

ฐานค่าความร้อนที่จะกรอก [เลือกได้ — ระบบแปลงอีกฐานให้เอง]

—

ค่าความร้อนต่ำ LHV (NCV) ก๊าซธรรมชาติ [เลือกหน่วยได้]

—

ค่าความร้อนสูง HHV (GCV) — ไม่บังคับ

หน่วยเดียวกับ LHV

กรอกจากใบวิเคราะห์ NG (คอลัมน์ Gross/Higher Heating Value) — ใช้แปลง Heat Rate ฐาน LHV → ฐาน GCV ที่ใช้ในสัญญาซื้อขายไฟ

ฐานการแปลง SCF → Nm³ [มีผลกับทุกหน่วยที่เป็น SCF]

SCF นิยามที่ 60°F (15.56°C) แต่ Nm³ ที่ 0°C — ต่างกัน 5.7% | ระบบนี้คิดทุกอย่างบนฐาน Nm³ (0°C): ρ จาก SG ใช้อากาศที่ 0°C และมิเตอร์ kg/s หารด้วย ρ นั้น จึงต้องแก้อุณหภูมิเสมอ มิฉะนั้นพลังงานเชื้อเพลิงจะต่ำกว่าจริง ~5.7% → Heat Rate และ PES ดูดีเกินจริง

มิเตอร์ซื้อขายหน้าโรงไฟฟ้า (Custody Transfer) — ไม่บังคับ

อัตราการไหลที่มิเตอร์ซื้อขาย (รวมทั้งโรง)

ค่าเฉลี่ยช่วงเวลาเดียวกันกับมิเตอร์ก่อนเข้าเครื่อง (ยอดรายวันให้ใช้หน่วย /day) — ผู้ขายคิดเงินเป็น MMBTU ให้เลือกหน่วย "(GCV)" ระบบจะหารด้วย HHV ให้

ผู้ใช้ก๊าซอื่นระหว่างมิเตอร์ซื้อขายกับเครื่อง

aux boiler, duct burner, flare pilot, gas seal/instrument, สถานีจ่ายให้โรงงานอื่น ฯลฯ — หักออกก่อนเทียบกับมิเตอร์เครื่อง

ฐานเชื้อเพลิงสำหรับ Heat Rate / PES / GHG ระดับโรง วิธีปันส่วนมิเตอร์ซื้อขายลงแต่ละโครงการ

ยังไม่ได้กรอกมิเตอร์ซื้อขาย — ระบบใช้มิเตอร์ก่อนเข้าเครื่องเป็นฐานเดียว

ราคาก๊าซ (บาท/MMBTU) ฐานค่าความร้อนของราคาก๊าซ

ราคาก๊าซ ปตท. คิดต่อ MMBTU ฐาน GCV — ระบบแปลงเชื้อเพลิง (ฐาน LHV) เป็น MMBTU ด้วย GJ ÷ 1.055056 × HHV/LHV (ใช้อัตราส่วนจากช่อง HHV/LHV ที่กรอก)

ราคาพลังงานไฟฟ้า (บาท/kWh) — ใช้ตีค่ามาตรการเพิ่มกำลังผลิต

ค่าตั้งต้น 3.0 ฿/kWh ≈ ราคาค่าพลังงาน (energy payment) ตามสัญญา PPA — แก้ได้ ตามสัญญาจริง (เช่น ขายลูกค้าอุตสาหกรรม ~3.5–4.5 ฿/kWh) · ผลประหยัด = MW × 1000 × h/ปี × ฿/kWh ÷ 10⁶ = ล้านบาท/ปี

ชั่วโมงเดิน/ปี (h/y) T Ambient Site (°C) Relative Humidity RH (%) Altitude (m) ความดันบรรยากาศที่ไซต์ (Barometric) — ไม่บังคับ

กรอกค่าจาก barometer ที่ไซต์/สถานีตรวจอากาศ ณ ช่วงตรวจวัด — กำลัง GT แปรผันตรงกับความดันบรรยากาศ (ρ อากาศ) ถ้าเว้นว่างระบบประมาณจากความสูงด้วยสูตร ISA

สัมประสิทธิ์อุณหภูมิ — กำลัง (%/°C) / ประสิทธิภาพ (%/°C)

ค่าลดทอนต่อ 1 °C ที่สูงกว่า ISO 15 °C — ขึ้นกับรุ่นเครื่อง (E-class ~0.5–0.6, F-class ~0.6–0.7, H-class ~0.6–0.75 %/°C สำหรับกำลัง) ควรแทนด้วยเส้นโค้งของผู้ผลิตเมื่อมี ค่าตั้งต้น 0.50/0.20 เป็นค่ากลางทั่วไป

Inlet Cooling System T After Inlet Cooling (°C)

กด ↻ Auto เพื่อประมาณจาก wet-bulb ที่ T/RH ปัจจุบัน × ประสิทธิผลของระบบ (evap ~85%, fogging ~90% ของ wet-bulb depression) — ถ้าค่านี้เท่ากับ T ambient ระบบจะถือว่ายังไม่มีผลการลดอุณหภูมิ

วิธีกำหนด Station Load / House Load (ไฟฟ้าใช้เองในโรง)

Station Load (โรงไฟฟ้าไทยเรียก Station Load / House Load / Station Service · ตำราเรียก Auxiliary Power หรือ Parasitic Load) = ไฟฟ้าที่โรงใช้เองภายใน (BFP, CWP, พัดลม CT, เครื่องอัดอากาศ, ระบบควบคุม, หม้อแปลง) | Net (ไฟขาย) = Gross − Station Load

Station Load รวมทั้งโรง (MW)

อ่านตรงจากมิเตอร์ Station Service / Auxiliary ใน DCS — แม่นยำสุด (ค่าตัวอย่าง 6.4 MW ≈ 2.2% ของกำลังติดตั้ง)

🏭 Unit Configuration — 1 Unit = GT-A + GT-B + 1HRSG + 1ST

GT-A และ GT-B เป็นอิสระจากกัน — สามารถเดินไม่พร้อมกัน, Load ต่างกัน, หรือหยุดเครื่องใดเครื่องหนึ่งได้

ℹ️ วิธีใช้: ตั้งค่า Nameplate ใน Sidebar → กรอก Field Data GT-A และ GT-B แยกกันด้านล่าง → คำนวณแต่ละ Tab
หาก GT ใดหยุดเครื่อง ให้ติ๊ก "หยุดเครื่อง" — ระบบจะตัดค่านั้นออกจากการคำนวณอัตโนมัติ

📋 Plant Summary

ป้ายกำกับท้ายชื่อช่องบอกที่มาของค่า — ออกแบบ ค่าจากป้ายเครื่อง/เอกสารผู้ผลิต · วัดจริง อ่านจาก DCS/มิเตอร์/เครื่องมือวัด ณ วันตรวจ · คำนวณ ระบบประเมิน/calibrate ให้ (แก้ทับได้) · ตั้งค่า สมมติฐาน/ตัวเลือกวิธีคำนวณ ไม่ใช่ค่าวัด

🎯 ความเป็นตัวแทนของข้อมูล (Representativeness & Stability)

ผลทุกแท็บคำนวณจาก ค่า ณ ช่วงเวลาเดียว (snapshot) — สมรรถนะ CCGT เปลี่ยนตามโหลด อุณหภูมิอากาศ ความสะอาด compressor และปริมาณไอน้ำที่ขาย จึงต้องตรวจก่อนว่าจุดที่วัดเป็นตัวแทนของช่วงเวลาที่ต้องการสรุปได้จริงหรือไม่
เกณฑ์ตั้งต้นอ้างอิงแนวทาง ASME PTC 22 / PTC 46 (แก้ค่าได้ตามที่ตกลงในสัญญา/ขอบเขตงาน)

ช่วงเวลาที่ต้องการให้ผลเป็นตัวแทน

ระบุขอบเขตที่จะนำผลนี้ไปอ้าง — ยิ่งช่วงยาว ยิ่งต้องมีจุดวัดหลายจุด

เดินคงที่ก่อนเริ่มบันทึก (นาที)

เวลาที่โหลด/เชื้อเพลิงนิ่งก่อนเริ่มอ่านค่า — แนวทางทั่วไป ≥ 30 นาที (CCGT ต้องรอ HRSG/ไอน้ำเข้าสมดุลด้วย)

ระยะเวลาบันทึกต่อเนื่อง (นาที) / จำนวนจุดอ่าน

แนวทางทั่วไป ≥ 30 นาที และอ่านทุก ≤ 1 นาที (ถ้าใช้ภาพหน้าจอ DCS จุดเดียว = 1 จุด)

แกว่งของกำลังไฟฟ้าในช่วงบันทึก (± %)

เกณฑ์ ≤ 2.0% — เกินแสดงว่ายังไม่ steady state

แกว่งของอัตราเชื้อเพลิง (± %)

เกณฑ์ ≤ 2.0%

แกว่งของอุณหภูมิอากาศเข้า (± °C)

เกณฑ์ ≤ 2.2 °C (4 °F)

โหลดเฉลี่ยของช่วงเวลาที่สนใจ (% ของกำลังผลิต)

เทียบกับ Plant Load Factor ขณะตรวจวัด — ต่างกันมาก = ผลนี้เป็นตัวแทนไม่ได้ ต้องวัดเพิ่มที่โหลดอื่น

จำนวนจุดโหลดที่ตรวจวัดแล้ว (load points)

ถ้าจะทำเส้นโค้งสมรรถนะ/baseline ตาม ISO 50001 ควรมี ≥ 3 จุดโหลดกระจายทั้งช่วง

เกณฑ์ที่ใช้ (แก้ได้) — P (%) / Fuel (%) / T (°C) / เวลา (นาที)

ตั้งตามสัญญา/TOR ถ้ามีระบุไว้ต่างจากค่าตั้งต้น

🌡 Site Condition vs ISO (ISO 3977)

🔥 Gas Turbine Performance — GT-A และ GT-B แยกอิสระ

คำนวณ η, Heat Rate, Brayton Cycle แยกต่อเครื่อง | อ้างอิง ISO 2314, ASME PTC 22

📊 เปรียบเทียบ GT ทุก Unit

🌡 HRSG & Steam Turbine — ทุก Unit

HRSG รับไอเสียจาก GT-A + GT-B รวม (ไม่ว่าจะเดินกี่เครื่อง) | อ้างอิง ASME PTC 4.4, IEC 60953

📊 เปรียบเทียบ HRSG & ST ทุก Unit

📊 Combined Cycle Overall Performance · Heat Rate & GHG

η_CC = η_GT + η_HRSG × η_ST × (1−η_GT) — Kehlhofer Eq.14 | อ้างอิง ASME PTC 46
กดปุ่มคำนวณด้านล่าง → จะแสดงผล: KPI รวม → 🏆 Heat Rate ทุกหน่วย (BTU/kWh, kcal/kWh, kJ/kWh ฐาน LHV/GCV) เทียบสัญญา 7,300 BTU/kWh @ GCV + ดัชนี SPP/Cogen → Kehlhofer → Per-Unit → Sankey → GHG

💡 Enhancement Strategies & ECM

อ้างอิง Boyce 4th Ed., Kehlhofer 3rd Ed., Advanced Gas Turbine Cycles

✅ Field Audit Checklist

📄 สรุปรายงาน & บันทึกข้อมูล

ℹ️ รายงานรวม = รวมผลทุกแท็บ (Plant Summary, Site, GT ทุก Unit, HRSG & ST + ผังไอน้ำ, Overall & GHG, Enhancement, สรุปย่อ) ในหน้าเดียว → กด Ctrl+P เลือก "Save as PDF" ได้ครั้งเดียวจบ
Export JSON = เก็บข้อมูลที่กรอกทุกช่อง + ผลคำนวณทั้งหมดเป็นไฟล์ .json | โหลด JSON = เปิดไฟล์เดิมกลับมาแก้ไข/คำนวณต่อได้ทันที

🔬 Advanced Isentropic & Multi-Pressure Steam Cycle

คำนวณ Isentropic Efficiency (Compressor & ST) และงาน ST แบบ Σ enthalpy หลายแรงดัน ด้วย IAPWS-IF97 | อ้างอิง ASME PTC 6 (ST), PTC 22 (GT), Kehlhofer 3rd Ed.

ℹ️ ส่วนนี้ใช้คุณสมบัติไอน้ำจริงตามมาตรฐาน IAPWS-IF97 (Region 1/2/4) — ตรวจระดับความเสื่อม (degradation) ของใบพัด และเป็นการคำนวณ ST work อิสระเพื่อ cross-check กับค่าที่ประเมินใน Tab อื่น
กรอกข้อมูล ณ จุดทำงานตัวแทน (representative point) หรือค่า Design ก็ได้

🌀 Compressor Isentropic Efficiency (GT)

η_C,isen = (h₂ₛ − h₁)/(h₂ − h₁) ≈ (T₂ₛ − T₁)/(T₂ − T₁) สำหรับอากาศ | T₂ₛ = T₁·rₚ^((γ−1)/γ)

T₁ Inlet Air (°C)

P₁ Inlet (barA)

P₃ Discharge (barA)

T₂ Discharge Actual (°C)

γ Air (Cp/Cv)

Cp Air (kJ/kg·K)

เขียน η_C ที่คำนวณได้กลับไปช่อง "Comp Eff GT-A" ของ Unit 1 (Tab โครงการ) เมื่อกดคำนวณ — ติ๊กเฉพาะเมื่อ T₂ เป็นค่าวัดจริง

ค่า Default = ISO 15°C, rₚ≈20 (H/F-class) — ปรับตามเครื่องจริง

💨 Multi-Pressure Steam Turbine Work (Σ enthalpy)

W_ST = Σ [ṁᵢ·(h_in,i − h_out,i)]·η_mech | แต่ละ section: h_out = h_in − η_isen·(h_in − h_out,s) | η_ST,isen = (h_in − h_out)/(h_in − h_out,s)

รูปแบบ Steam Cycle

4-Cylinder: ไอน้ำไหลผ่าน HP→IP→LP→LLP ตามลำดับ + admission (LP, LLP) สะสมลงปลายเพลา → ขยายตัวลง condenser ที่ LLP | ค่า default จาก DCS ST20

Section	P_in (bar)	T_in (°C)	ṁ steam (kg/s)	P_out (bar)	η_isen (%)

Condenser Pressure (barA)

ST Mech/Gen Efficiency (%)

Feedwater Temp (°C)

ST Output วัดจริง (MW) [optional]

ใส่ ST Output วัดจริง (หรือ 0 = ใช้ค่าที่คำนวณ) เพื่อเทียบ Σ enthalpy กับค่าที่วัดได้ | ṁ ของ section ปลายเป็นค่าสะสม (รวม admission)