PUMP STATION ASSESSMENT · เครื่องมือประเมินสถานีสูบน้ำขนาดใหญ่

สถานีสูบน้ำชลประทาน / น้ำดิบ / โรงผลิตน้ำ — Wire-to-Water Efficiency · SEC · System Curve · VFD · TOU · Solar PV — Triple E Technology

ข้อมูลสถานี (Station Information)

ชื่อสถานีสูบน้ำตามทะเบียนโครงการ เช่น สถานีสูบน้ำบ้านหนองแวง
ชื่อโครงการชลประทาน/ลุ่มน้ำ/การประปาที่สังกัด
ลักษณะงานสูบ · ใช้เลือกเกณฑ์เปรียบเทียบ SEC และรูปแบบการเดินเครื่อง
แหล่งน้ำต้นทาง เช่น อ่างเก็บน้ำ แม่น้ำ คลองสายใหญ่ · ระดับน้ำต้นทางแปรตามฤดู
ชื่อผู้ประเมิน/ผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน
วันที่ลงพื้นที่ตรวจวัด (พ.ศ.) เช่น 10 ก.ย. 2569
💡 ไฟล์เปิดมาพร้อมข้อมูลตัวอย่างสมมติเพื่อสาธิตการทำงานทุกแท็บ — ก่อนเริ่มงานจริงให้กด "ล้างข้อมูล" แล้วกรอกค่าจากหน้างาน

โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (Tariff)

TOU สำหรับผู้ใช้ 22–33 kV (อัตรา 4.2/4.1) · Flat สำหรับอัตราปกติ/แรงต่ำ · ดูจากบิลไฟฟ้า
อัตราพลังงานช่วง Peak (จ.–ศ. 09:00–22:00) จากบิล กฟภ./กฟน. · 22–33 kV ≈ 4.18 บาท/kWh
อัตราพลังงานช่วง Off-Peak (22:00–09:00 + วันหยุด) · 22–33 kV ≈ 2.60 บาท/kWh
ค่า Ft งวดปัจจุบันจากบิล/ประกาศ กกพ. (บาท/kWh) · เปลี่ยนทุก 4 เดือน · ช่วง 0.2–0.4
ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดช่วง Peak จากบิล · 22–33 kV ≈ 132.93 บาท/kW/เดือน
สัดส่วน kWh ที่ใช้ในช่วง Peak จากบิล 12 เดือน · สถานีที่สูบทั้งวัน ≈ 50–60 %
อัตราเดียวไม่รวม Ft (บาท/kWh) · กิจการขนาดกลาง ≈ 3.1–3.9
คำนวณอัตโนมัติจากสัดส่วน Peak/Off-Peak + Ft (หรือ Flat + Ft) · ใช้เป็นราคาเฉลี่ยทุกมาตรการ
วิธีกรอกข้อมูล — ค่าไฟฟ้า
อัตรา Peak / Off-Peak
อ่านจากบิล กฟภ. ของสถานี (อัตรา TOU แรงดัน 22–33 kV) · ช่วง Peak = จันทร์–ศุกร์ 09:00–22:00 นอกนั้นเป็น Off-Peak · ค่า default คืออัตราฐาน — ตรวจกับบิลจริงเสมอ
ค่า Ft
ค่าไฟฟ้าผันแปร ประกาศโดย กกพ. ทุก 4 เดือน อ่านจากบิลงวดล่าสุด (หน่วยเป็นบาทต่อหน่วยไฟฟ้า เช่น 0.1972)
ค่า Demand Charge
ในบิลจะคิดจาก "ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด" (kW สูงสุดเฉลี่ย 15 นาที) คูณอัตรานี้ทุกเดือน — เช่น 132.93 หมายถึง เดือนไหน kW สูงสุด 300 kW จะเสีย 300×132.93 ≈ 39,879 บาทในเดือนนั้น
สัดส่วนพลังงานช่วง Peak
ประมาณจากพฤติกรรมสูบจริง: ถ้าสูบกลางวันเป็นหลักใส่ 60–80, ถ้าสูบกลางคืน/เช้ามืดเป็นหลักใส่ 20–40 (ใช้ถ่วงน้ำหนักหาอัตราเฉลี่ย)
อัตราเฉลี่ย
เครื่องมือคำนวณให้ = สัดส่วน Peak×(Peak+Ft) + ส่วนที่เหลือ×(Off-Peak+Ft) แล้วใช้ตีมูลค่าพลังงานทุกแท็บ

อัตราเฉลี่ย = สัดส่วน Peak × (Peak + Ft) + (1−สัดส่วน) × (Off-Peak + Ft) — ปรับอัตราให้ตรงประกาศ กฟภ./กกพ. งวดปัจจุบันก่อนใช้ทุกครั้ง · TOU Peak = จันทร์–ศุกร์ 09:00–22:00

ทะเบียนปั๊มและข้อมูลตรวจวัด (Pump Inventory & Field Measurement)

วิธีกรอกข้อมูล — ทีละคอลัมน์
มอเตอร์ (kW)
กำลังพิกัดจาก nameplate มอเตอร์ (คือกำลังเพลาที่มอเตอร์จ่ายได้ ไม่ใช่กำลังไฟฟ้าที่กิน)
Q พิกัด (ลบ.ม. ต่อชั่วโมง) / H พิกัด (เมตร)
จุดออกแบบจาก nameplate ปั๊มหรือ catalog — ถ้า nameplate เป็นลิตรต่อวินาที ให้คูณ 3.6 เป็น ลบ.ม./ชม.
η มอเตอร์ (%)
จาก nameplate หรือ IE class (มอเตอร์เก่า ~89–92, IE3 ใหม่ ~94–96) — ใช้แยกประสิทธิภาพปั๊มออกจากมอเตอร์
การควบคุม
วิธีคุมอัตราไหลปัจจุบัน: หรี่วาล์วด้านส่ง / เดิน-หยุดตามระดับน้ำ / มี VFD อยู่แล้ว
ชั่วโมง (ต่อปี)
ชั่วโมงเดินเครื่องจริงต่อปีของปั๊มตัวนี้ จากสมุดจดหรือ hour meter — ใช้คูณเป็นพลังงานและค่าไฟรายปี
kW วัดจริง
กำลังไฟฟ้าที่วัดที่ตู้ MDB ด้วย power meter/clamp meter ขณะปั๊มเดินปกติ — ถ้าไม่มีเครื่องวัด ใช้ตัวช่วย C (Slip Method) ด้านล่าง
Q ใช้คำนวณ (ลบ.ม. ต่อชั่วโมง)
อัตราไหลของปั๊มตัวนี้ — วัดจริงด้วย ultrasonic ดีที่สุด ถ้าวัดไม่ได้ใช้ตัวช่วย A/B ด้านล่าง แล้วระบบจะติดป้าย "ที่มา Q" ให้
P ด้านส่ง (bar เกจ)
อ่านจากเกจแรงดันบนท่อส่งใกล้ปั๊ม (หลังปั๊ม ก่อนวาล์ว) — 1 bar ≈ 10.20 เมตรน้ำ
ระดับเกจส่งเหนือปั๊ม (เมตร)
ความสูงของเกจด้านส่งวัดจากเส้นศูนย์กลางเพลาปั๊ม — ใช้บวกกลับเข้า TDH (เกจติดสูงกว่าปั๊ม 1.5 ม. ก็ใส่ 1.5)
Head ด้านดูด (เมตร)
ระดับน้ำแหล่งสูบเทียบเส้นศูนย์กลางปั๊ม: น้ำท่วมปั๊ม (flooded) = ค่าบวก เช่น +2, ดูดยกจากบ่อต่ำกว่า = ค่าลบ เช่น −3 · ถ้ามีเกจด้านดูด ใช้ค่าเกจ (bar) × 10.20 แทนได้
ปั๊มมอเตอร์
(kW)		Q พิกัด
(m³/h)		H พิกัด
(m)		η มอเตอร์
(%)		การควบคุมชั่วโมง
(h/ปี)		 kW วัดจริงQ ใช้คำนวณ
(m³/h)		ที่มา QP ด้านส่ง
(bar g)		ระดับเกจส่ง
เหนือปั๊ม (m)		Head ด้านดูด
(m, −=ดูดยก)

TDH = Pส่ง×10.20 + zเกจส่ง − hดูด (น้ำ ρ = 998 kg/m³, 1 bar = 10.20 m; ไม่รวม velocity head — ผลต่างมัก <0.5 m) · h ด้านดูด: ระดับน้ำเหนือ centerline ปั๊ม = ค่าบวก (flooded), ดูดยก = ค่าลบ หรือใช้เกจด้านดูด×10.20

ตัวช่วยหาอัตราการไหลและกำลัง — เมื่อวัดตรงไม่ได้ (Flow & Power Estimation Helpers)

A · หา Q จาก Pump Curve + แก้รอบด้วย Affinity Laws (ใช้เครื่องวัดรอบ)

เลือกปั๊มในตารางแท็บ 2 ที่จะประมาณ Q จาก pump curve
รอบที่ผู้ผลิตวาด curve (rpm) · ระบุบนหัวกระดาษ curve · ปกติ 1,480 หรือ 985
รอบจริงจาก tachometer/strobe (rpm) · ต่างจาก N₀ จะแก้ curve ด้วย affinity law
จุดที่ 1 ของ curve H–Q จากผู้ผลิต · แนะนำ shutoff (Q = 0)
head ที่ Q จุดที่ 1 (m) อ่านจาก curve
จุดที่ 2 · แนะนำจุด BEP/พิกัด (m³/h)
head ที่จุด 2 (m)
จุดที่ 3 · แนะนำจุด run-out ปลาย curve (m³/h)
head ที่จุด 3 (m)

B · หา Q ด้วย Drawdown / Fill Test (วิธีปริมาตร)

เลือกปั๊มที่ทดสอบ drawdown (เดินตัวเดียวขณะทดสอบ)
รูปทรงบ่อสูบ/สระพัก · ใช้คิดพื้นที่ผิวน้ำ
ความกว้างบ่อสี่เหลี่ยม (m) จากแบบก่อสร้าง/วัดจริง
ความยาวบ่อสี่เหลี่ยม (m)
เส้นผ่านศูนย์กลางบ่อวงกลม (m) · ใส่ 0 ถ้าเป็นสี่เหลี่ยม
ระดับน้ำที่ลดลงระหว่างทดสอบ (m) วัดด้วยไม้สต๊าฟ/สายวัด · ควร ≥ 0.3 m เพื่อความแม่นยำ
ช่วงเวลาที่จับระดับ (นาที) · ปกติ 5–15 นาที
น้ำที่ไหลเข้าบ่อระหว่างทดสอบ (m³/h) · ถ้าปิดประตูน้ำเข้าได้ใส่ 0

C · ประมาณ kW จากรอบมอเตอร์ — Slip Method (ใช้เครื่องวัดรอบ เมื่อไม่มี power meter)

เลือกปั๊มที่วัดรอบเพื่อประมาณ kW เพลาจาก slip
รอบซิงโครนัสตามจำนวนขั้วมอเตอร์ที่ 50 Hz · 4 ขั้ว 1,500 · 6 ขั้ว 1,000
รอบพิกัดเต็มโหลดจาก nameplate มอเตอร์ (rpm) เช่น 1,480 / 985
รอบที่วัดจริงด้วย tachometer (rpm) · slip ต่ำ = โหลดเบา
กำลังพิกัดมอเตอร์ (kW เพลา) จาก nameplate
แรงดันพิกัดจาก nameplate (V) เช่น 380/400/690/3,300 · ใส่ 0 ถ้าไม่แก้ผลแรงดันตก
แรงดันที่วัดจริงขณะเดิน (V) จากมิเตอร์/power analyzer · แรงดันต่ำทำให้ slip สูงขึ้น

A: fit curve กำลังสอง H=A+BQ+CQ² จาก 3 จุด แล้วสเกลตามรอบ (Q∝N, H∝N²) ก่อนแก้สมการหา Q ที่ TDH วัดจริง — ⚠ ปั๊มสึกหรอ curve จริงต่ำกว่า curve โรงงาน วิธีนี้จะให้ Q และ η สูงเกินจริง ให้ถือเป็นขอบบน · B: Q = พื้นที่ผิว × ΔL ÷ เวลา + น้ำเข้า (เดินทีละตัวเพื่อแยกรายปั๊ม) แม่น ~±5% · C: โหลด ≈ (Ns−N)/(Ns−N_rated) แก้ผลแรงดันด้วย (V_rated/V)² ความแม่น ±10–15% ใช้เมื่อไม่มีเครื่องวัดกำลังไฟฟ้าเท่านั้น — ถ้ามี kW วัดจริง ใช้รอบที่วัดได้เป็นตัวสอบไขว้และแก้รอบใน curve แทน

ผลการประเมินรายปั๊ม (Wire-to-Water)

ปั๊มที่มา QTDH (m)Phyd (kW)ηw-t-w (%)η ปั๊ม (%)SEC (kWh/1000 m³)พลังงาน (kWh/ปี)น้ำสูบ (m³/ปี)ค่าไฟ (บาท/ปี)เกณฑ์

สรุประดับสถานี

Phyd = ρ·g·Q·H / 3.6×10⁶ (kW) · ηwire-to-water = Phyd/kWวัดจริง · η ปั๊ม = ηw-t-w ÷ (ηมอเตอร์ × ηVFD ตามช่อง ECM-1 ถ้ามี) · เกณฑ์ทั่วไปสถานีสูบน้ำ: ≥70% ดี, 55–70% ควรปรับปรุง, <55% เร่งด่วน (เทียบ MEASUR/PSAT)

ระบบท่อส่งและ System Curve

ความสูงยกสถิต (m) = ระดับน้ำปลายทาง − ระดับน้ำต้นทาง จากแบบสำรวจ/ระดับจริง
ความยาวท่อประธานจากสถานีถึงปลายทาง (m) จากแบบก่อสร้าง
เส้นผ่านศูนย์กลางภายในท่อ (mm) จากสเปกท่อ (ไม่ใช่ OD)
เลือกวัสดุ/อายุท่อ → ค่า C ของ Hazen-Williams · ท่อเก่ามีตะกรัน C ต่ำลง
ค่า C ที่ใช้คำนวณ · เติมอัตโนมัติจากวัสดุ แก้ทับได้ (HDPE ใหม่ 145–150 · เหล็กเก่า 90–110)
เผื่อ minor loss วาล์ว/ข้อโค้ง/ทางแยก (% ของ friction) · ทั่วไป 5–15 %
อัตราไหลออกแบบรวมทุกปั๊มที่เดินพร้อมกัน (m³/h) จากแบบ/แผนส่งน้ำ · ใช้หา TDH ที่ระบบต้องการ
ใช้ตรวจ head ส่วนเกิน: Q ในท่อประธาน = N × Q ปั๊ม · เว้นว่าง = ปัด (Q ออกแบบ ÷ Q เฉลี่ยที่วัด) · ใส่ 1 ถ้าปั๊มเดินทีละเครื่อง
วิธีกรอกข้อมูล — ระบบท่อ
Static Lift
ผลต่างระดับน้ำอย่างเดียว ไม่รวมความเสียดทาน: ระดับน้ำจุดจ่ายปลายทาง (หรือถังสูง/จุดปล่อยสูงสุด) ลบด้วยระดับน้ำแหล่งสูบ — หาจากแบบก่อสร้างหรือ GPS/altimeter
วัสดุท่อ / ค่า C
ค่า C ยิ่งต่ำ ท่อยิ่งเสียดทานมาก — ท่อเก่ามีตะกรันให้ลด C ลงจากค่าท่อใหม่ ถ้าวัด Q กับแรงดันได้จริงสองปลาย จะคำนวณ C จริงย้อนกลับได้ (บอกสภาพตะกรันในท่อ)
อัตราไหลออกแบบ
Q รวมของสถานีที่โหมดเดินเครื่องปกติสูงสุด — ใช้วาดเส้น system curve และหาสัดส่วน static (s) ที่แท็บมาตรการ VFD ใช้ต่อ
การอ่านกราฟ
เส้นเขียว = head ที่ระบบต้องการจริงตามอัตราไหล · จุดส้ม = จุดทำงานที่วัดได้ของแต่ละปั๊ม — จุดส้มลอยเหนือเส้นเขียวมาก = มี head ส่วนเกิน (หรี่วาล์ว/ตะกรัน) ระบบจะคำนวณมูลค่าความสูญเปล่าให้ด้านล่างกราฟ

Friction ตาม Hazen-Williams: hf = 10.67·L·Q1.852/(C1.852·D4.87) (SI, Q เป็น m³/s) · System curve: H = Hs + k·Q² (fit จากจุดออกแบบ) · จุดสีส้มบนกราฟ = จุดทำงานที่วัดจริงของแต่ละปั๊มจากแท็บ 2 — ถ้าลอยเหนือเส้น system curve มาก แปลว่ามี head ส่วนเกิน (หรี่วาล์ว/ตะกรัน/ท่อเล็กกว่าที่กรอก)

ECM-1 · ติดตั้ง VFD แทนการหรี่วาล์ว / เดิน-หยุด

kW วัดจริงขณะเดิน 100 % flow · เติมจากตารางปั๊ม แก้ทับได้
สัดส่วน static head ต่อ TDH (0–1) จาก system curve แท็บ 3 · สถานีชลประทานยกสูง 0.5–0.8 (ยิ่งสูง VFD ยิ่งประหยัดน้อย)
เงินลงทุน VFD รวมติดตั้ง (บาท) จากใบเสนอราคา · MV/LV 250 kW ≈ 0.8–1.5 ล้านบาท
ประสิทธิภาพรวม drive+มอเตอร์ที่ความเร็วลด (0–1) · ทั่วไป 0.94–0.96

โปรไฟล์ความต้องการอัตราไหล (ทั้งปี)

วิธีกรอกโปรไฟล์
% Flow ที่ต้องการ
อัตราไหลที่ระบบต้องการจริงในช่วงนั้น คิดเป็น % ของอัตราไหลเต็มพิกัด เช่น ฤดูฝนเกษตรกรใช้น้ำน้อย ต้องการแค่ 40% ก็ใส่ 40
ชั่วโมงต่อปี
จำนวนชั่วโมงเดินเครื่องในช่วงนั้นรวมทั้งปี — ผลรวมทุกแถวควรเท่ากับชั่วโมงเดินเครื่องจริงต่อปีของปั๊มตัวนี้ (ช่วงที่ไม่ใช้ใส่ 0 ได้)
ช่วง% Flow ที่ต้องการชั่วโมง/ปี
ฤดูแล้งหนัก
ฤดูแล้งปกติ
ต้น/ปลายฝน
ฤดูฝน

Baseline (หรี่วาล์ว): P(q)/P₁₀₀ = q·(1.25 − 0.25q²) จากสมมุติ pump curve H(Q)=H₀−aQ², H₀=1.25·Hrated, η คงที่ · VFD: P(q)/P₁₀₀ = q·(s+(1−s)·q²)/ηVFD ตาม affinity laws บน system curve · ถ้า baseline คือเดิน-หยุด (on-off) ผลประหยัดจะต่ำกว่านี้ — ใช้กับกรณีหรี่วาล์ว/bypass เป็นหลัก

ECM-2 · ตัดใบพัด / เปลี่ยนใบพัด (Impeller Trim)

TDH ที่ระบบต้องการจริง (m) จาก system curve แท็บ 3 ที่อัตราไหลออกแบบ
TDH ที่ปั๊มทำได้ปัจจุบัน (m) จากเกจ/การวัดแท็บ 2 · ส่วนเกิน = โอกาส trim ใบพัด
กำลังไฟฟ้าปัจจุบัน (kW) · เติมจากตารางปั๊ม แก้ทับได้
ชั่วโมงเดินต่อปีของปั๊มตัวนี้ · สถานีชลประทาน 2,000–5,000 h

อัตราส่วนตัดใบพัด D₂/D₁ ≈ √(Hreq/Hnow) · กำลัง ∝ (D₂/D₁)³ · แนะนำไม่ตัดเกิน 10–15% ของเส้นผ่านศูนย์กลางเดิม และตรวจ NPSH ใหม่ · เหมาะกับกรณี head ส่วนเกินถาวร (ไม่แปรผัน) — ถ้า head ต้องการแปรผันมาก ใช้ VFD ดีกว่า

ECM-3 · จัดตารางเดินปั๊มขนาน (Parallel Pump Scheduling)

จำนวนปั๊มขนาดเดียวกันที่พร้อมเดิน (ตัว)
อัตราไหลพิกัดต่อตัว (m³/h) จาก nameplate/curve
ความต้องการน้ำของสถานีขณะนั้น (m³/h) จากแผนส่งน้ำ/มาตรวัด

คำนวณ q ต่อตัว = Qต้องการ/(n×Qพิกัด) แล้วเทียบกำลังรวมด้วยโมเดล P(q) เดียวกับ ECM-1 · หลักการ: เดินจำนวนตัวที่ทำให้แต่ละตัวอยู่ใกล้ 80–110% ของ Q พิกัด (ใกล้ BEP) · q > 120% เสี่ยง overload/cavitation — ตัดออก

ECM-4 · ย้ายชั่วโมงสูบเข้า Off-Peak (TOU Shift)

kWh ต่อปีที่ย้ายจากช่วง Peak ไป Off-Peak ได้ (เช่น สูบกลางคืนเก็บในสระพัก) จากบิล/แผนเดินเครื่อง
kW สูงสุดช่วง Peak ที่ลดได้ (kW) · ใส่ 0 ถ้ายังต้องเดินเครื่องช่วง Peak
เงินลงทุน (บาท) เช่น สระพัก/ระบบตั้งเวลา · 0 ถ้าไม่มี

ผลประหยัด = kWh ย้าย × (อัตรา Peak − Off-Peak) + kW ลด × ค่า Demand × 12 เดือน · เงื่อนไข: ต้องมีความจุสระพัก/แนวท่อรับได้ และไม่กระทบรอบส่งน้ำเกษตร · งานสูบชลประทานเหมาะมากเพราะเวลาสูบยืดหยุ่น

ECM-5 · ปรับปรุง Power Factor

โหลดเฉลี่ยของสถานี (kW) จากบิล (kWh ÷ ชั่วโมง) หรือ power meter
PF ปัจจุบันจากบิล/power analyzer · มอเตอร์ปั๊มโหลดบางส่วน 0.75–0.85
PF เป้าหมายหลังติดคาปาซิเตอร์ · แนะนำ 0.95 (หลีกเลี่ยง leading)
ค่าปรับ kvar ที่เกิน 61.97 % ของ kW สูงสุด · กฟภ./กฟน. 56.07 บาท/kvar/เดือน

ขนาด Capacitor = kW × (tan φ₁ − tan φ₂) · ค่าปรับ กฟภ.: kvar ส่วนที่เกิน 61.97% ของ kW สูงสุด คิดค่า reactive power ตามประกาศ (ค่า default คือค่าตัวอย่าง — ตรวจบิลจริง) · ผลพลอยได้: ลด loss สายและหม้อแปลง ~1–2% ของพลังงาน

Solar PV สำหรับสถานีสูบน้ำ

กำลังแผงรวม (kWp) จากแบบ/ใบเสนอราคา · สถานีสูบ 50–500 kWp
กำลังอินเวอร์เตอร์รวม (kVA) · < 1,000 kVA แจ้ง พค.2 ตามเกณฑ์ พพ./กกพ.
ผลผลิตจำเพาะ (kWh/kWp/ปี) · ไทยภาคกลาง/อีสาน 1,350–1,500
สัดส่วนไฟ PV ที่ใช้เองทันที (%) · สูบกลางวันมาก 80–95 % · ที่เหลือถือว่าสูญ (ไม่ขายไฟ)
อัตราค่าไฟที่ PV ทดแทน (บาท/kWh) · เติมจากอัตราค่าไฟแท็บ 1 (Peak+Ft) แก้ทับได้
ต้นทุนติดตั้งรวม (บาท/kWp) จากใบเสนอราคา · ปี 2569 ≈ 18,000–28,000

พลังงานผลิต = kWp × Specific Yield · มูลค่า = ใช้เองทันที × อัตรากลางวัน (ส่วนเกินที่ไม่ได้ใช้ = สูญเปล่าหากไม่มีระบบขายคืน/แบต) · จุดแข็งของงานสูบชลประทาน: สูบกลางวันตรง solar profile และฤดูแล้งที่สูบหนักสุดคือช่วงรังสีอาทิตย์สูงสุด · Yield 1,400–1,500 เหมาะกับภาคตะวันออก

Checklist ตรวจวัดภาคสนาม

บันทึกข้อมูลตรวจวัด (Measurement Log)

เวลาปั๊มVAPFkWHzP ดูด (bar g)P ส่ง (bar g)Q (m³/h)หมายเหตุ

บันทึก / รายงาน

Tool_PumpStation_Assessment v1.3 · Triple E Technology Co., Ltd. · ผลการคำนวณเป็นการประเมินเบื้องต้นตามสมมุติฐานที่แสดง — การตัดสินใจลงทุนควรยืนยันด้วยการตรวจวัดตามมาตรฐาน (HI 14.6 / ISO 9906 / MEASUR Pump Assessment)