ความจุของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลแบบใดเหมาะสมที่สุดสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่?

หลักการพื้นฐานในการกำหนดขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลสำหรับการเลือกความจุ

การคำนวณตามภาระโหลด: การปรับค่า KW, KVA และ Power Factor

การเลือกขนาดที่เหมาะสมเริ่มต้นจากการประเมินความต้องการพลังงานไฟฟ้าทั้งหมดของโรงงาน ซึ่งวัดเป็นกิโลวัตต์ (kW) และกิโลโวลต์-แอมแปร์ (kVA) ค่า kW แสดงถึงกำลังไฟฟ้าที่ใช้งานจริง ในขณะที่ค่า kVA แสดงถึงกำลังไฟฟ้าปรากฏ (Apparent Power) ซึ่งคำนวณได้จากแรงดันไฟฟ้าคูณด้วยกระแสไฟฟ้า ทั้งสองค่านี้เชื่อมโยงกันผ่านสิ่งที่เรียกว่า ค่าแฟกเตอร์กำลัง (Power Factor: PF) ซึ่งโดยทั่วไปจะอยู่ระหว่าง 0.8 ถึง 0.9 ในสภาพแวดล้อมอุตสาหกรรมส่วนใหญ่ สูตรการคำนวณนั้นเรียบง่ายมาก คือ PF เท่ากับ kW หารด้วย kVA แต่นี่คือจุดที่ปัญหามักเริ่มเกิดขึ้น หากผู้ออกแบบประเมินความสัมพันธ์นี้ต่ำกว่าความเป็นจริง อาจเกิดปัญหาใหญ่ขึ้นระหว่างการใช้งานจริง เช่น โหลด 500 kW ที่มีค่า PF เท่ากับ 0.8 จะต้องใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาด 625 kVA อย่างเต็มที่ และสถานการณ์ยิ่งซับซ้อนขึ้นในช่วงเวลาเริ่มต้นการใช้งาน (startup) เพราะมอเตอร์มักดึงกระแสไฟฟ้ามากกว่าปกติอย่างมากในช่วงแรก บางครั้งสูงถึง 12 เท่าของค่ากระแสปกติ แรงดันกระชาก (surge) ดังกล่าวอาจทำให้ระบบเกิดการตัดวงจรเนื่องจากโหลดเกิน (overload trip) ได้ หากไม่ได้ออกแบบระบบให้รองรับเหตุการณ์ดังกล่าวตั้งแต่ต้น

ข้อกำหนดด้านความแม่นยำ:

• การตรวจสอบอุปกรณ์อย่างครบถ้วน รวมถึงกระแสไฟฟ้าชั่วคราวขณะเริ่มต้นทำงาน (startup surges) และส่วนร่วมของฮาร์โมนิกจากอุปกรณ์ควบคุมความถี่แบบแปรผัน (variable-frequency drives)
• การจัดหมวดหมู่ภาระงานตามลักษณะการใช้งาน ได้แก่ แบบต่อเนื่อง แบบเป็นระยะ หรือแบบจำเป็นสำหรับระบบสำรอง
• การใช้ค่าความต้องการสูงสุด (peak demand) — ไม่ใช่ค่าเฉลี่ยของภาระงาน — ในการกำหนดขนาดอุปกรณ์ พร้อมทั้งเว้นระยะปลอดภัยที่เหมาะสม

เหตุใดหลักเกณฑ์ทั่วไปแบบไม่เป็นทางการจึงไม่สามารถใช้ได้ผลเมื่อบูรณาการเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลระดับสาธารณูปโภค

วิธีการแบบดั้งเดิมในการคำนวณความต้องการกำลังไฟฟ้า เช่น การกำหนดค่า 1 กิโลวัตต์ต่อพื้นที่หนึ่งตารางฟุต หรือการเพิ่มค่าเผื่อความปลอดภัยไว้ 20% โดยไม่มีการวิเคราะห์อย่างละเอียด ล้วนใช้การได้ผลไม่ดีเมื่อนำไปประยุกต์กับการดำเนินงานขนาดใหญ่ ยกตัวอย่างเช่น มอเตอร์ประสิทธิภาพสูงสมัยใหม่ ซึ่งอาจดึงกระแสไฟฟ้าขณะเริ่มทำงานสูงถึง 10–15 เท่าของกระแสไฟฟ้าขณะทำงานปกติ ซึ่งสูงกว่าค่าที่ผู้คนส่วนใหญ่คาดการณ์ไว้มาก เนื่องจากมาตรฐานเก่ามักคำนึงถึงกระแสไฟฟ้าช่วงเริ่มต้น (surge current) เพียงประมาณ 6 เท่าเท่านั้น ช่องว่างระหว่างความคาดหวังกับความเป็นจริงนี้จึงทำให้อุปกรณ์ถูกออกแบบมาให้มีกำลังไฟฟ้าน้อยกว่าที่จำเป็นอย่างต่อเนื่อง งานศึกษาที่เผยแพร่เมื่อปีที่แล้วในวารสาร Energy Journal แสดงผลลัพธ์ที่น่าตกใจอย่างยิ่ง โดยสถานที่ต่างๆ ที่ยังคงใช้วิธีการประเมินแบบคร่าวๆ ดังกล่าวมีปัญหาการหยุดให้บริการ (downtime) จากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าตัดการทำงานบ่อยเกือบสองเท่า เมื่อเทียบกับสถานที่ที่ใช้เทคนิคการจำลองด้วยคอมพิวเตอร์อย่างเหมาะสม

การติดตั้งแบบเชื่อมต่อกับระบบสายส่ง (Grid-tied) เพิ่มความซับซ้อนอีกระดับหนึ่ง: การทำให้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าหลายเครื่องทำงานร่วมกันอย่างสอดคล้องกัน (synchronizing) จำเป็นต้องจัดให้ความถี่ แรงดันไฟฟ้า และลำดับเฟสสอดคล้องกันภายในค่าความคลาดเคลื่อน ±0.1 เฮิร์ตซ์ — ซึ่งเป็นไปไม่ได้หากไม่มีการสร้างแบบจำลองที่แม่นยำและตอบสนองต่อภาระโหลดอย่างเหมาะสม วิธีการแบบง่ายๆ ยังละเลยประเด็นต่อไปนี้:

• การบิดเบือนคลื่นฮาร์โมนิกจากโหลดแบบไม่เป็นเชิงเส้น เช่น อุปกรณ์ควบคุมความเร็วมอเตอร์แบบแปรผัน (VFDs) และระบบจ่ายไฟสำรองแบบไม่ขัดจังหวะ (UPS systems)
• ข้อกำหนดด้านการตอบสนองต่อภาวะชั่วคราว (Transient response) ระหว่างเหตุการณ์ระบบสายส่งล้มเหลวหรือเกิดสถานการณ์แยกตัวจากกริด (islanding events)
• ข้อจำกัดด้านความเข้ากันได้ของระบบควบคุมการขนาน (paralleling control systems)

การจับคู่ค่าอันดับของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซล (Diesel Generator Set Ratings) กับรอบการทำงานจริง (Operational Duty Cycles)

กำลังไฟฟ้าแบบหลัก (Prime), แบบสำรอง (Standby) และแบบต่อเนื่อง (Continuous Power): ความแตกต่างด้านหน้าที่ใช้งานและขอบเขตการประยุกต์ใช้งาน

ค่าอันดับของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลนิยามอย่างเป็นทางการตามมาตรฐาน ISO 8528-1 และสะท้อนรอบการทำงานที่แตกต่างกัน:

• พลังงานในโหมดสแตนด์บาย เครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบสำรอง (Standby) ทำหน้าที่เป็นแหล่งพลังงานสำรองฉุกเฉินในช่วงที่ระบบสายส่งหยุดให้บริการ โดยทำงานประมาณ 200 ชั่วโมงต่อปี ภายใต้ภาระโหลดเฉลี่ยร้อยละ 70 สามารถทนต่อภาระเกินชั่วคราวได้ (สูงสุดร้อยละ 10 เป็นเวลา 1 ชั่วโมง ในทุก ๆ 12 ชั่วโมง) และเหมาะสำหรับโรงพยาบาล ศูนย์ข้อมูล และสิ่งอำนวยความสะดวกอื่น ๆ ที่ต้องการการสนับสนุนแบบไม่บ่อยครั้งและมีระยะเวลาจำกัด
• พลังประจํา เครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบเจนเนอเรเตอร์สามารถทำงานได้ต่อเนื่องไม่จำกัดเวลาภายใต้ภาระงานที่เปลี่ยนแปลงได้ แต่ไม่มีความสามารถในการรับภาระเกิน — เหมาะอย่างยิ่งสำหรับการใช้งานแบบออฟกริด เช่น สถานที่ขุดแร่ห่างไกล หรือไซต์ก่อสร้าง
• กำลังไฟฟ้าต่อเนื่อง เครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบคอนติเนียสเรต (Continuous-rated units) ให้กำลังไฟฟ้าคงที่ที่โหลด 100% ตลอด 24 ชั่วโมงทุกวัน โดยใช้ในโรงงานอุตสาหกรรมที่แยกเดี่ยวและไม่มีการเชื่อมต่อกับระบบสาธารณูปโภค

การเลือกใช้งานผิดประเภทจะส่งผลเสียรุนแรง: การนำเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบสแตนด์บายเรต (Standby-rated units) มาใช้ในภาระงานหลัก (Prime duty) จะทำให้อัตราการสึกหรอเพิ่มขึ้นถึง 300% ตามผลการศึกษาภาคสนามที่สอดคล้องกับมาตรฐาน ISO (2023) กล่าวอีกนัยหนึ่ง การนำเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบคอนติเนียสเรตมาใช้ในงานที่มีลักษณะเป็นรอบ (Cyclic applications) จะสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น 15–30% เนื่องจากการทำงานภายใต้โหลดต่ำอย่างต่อเนื่อง

การเลือกใช้การจัดอันดับ COP/PRP ตามความน่าเชื่อถือของระบบสายส่งไฟฟ้าและลักษณะภาระงานของโรงงาน

เมื่อพิจารณาเลือกระหว่างกำลังไฟฟ้าแบบต่อเนื่อง (COP) กับกำลังไฟฟ้าแบบหลัก (PRP) ปัจจัยหลักที่ต้องพิจารณาคือความน่าเชื่อถือของระบบสายส่งไฟฟ้าและความเปลี่ยนแปลงของโหลดตามช่วงเวลา PRP สามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงของโหลดได้ประมาณ 10% เป็นระยะเวลาไม่จำกัด ซึ่งทำให้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าประเภทนี้มีคุณค่าอย่างยิ่งในพื้นที่ที่แหล่งจ่ายไฟฟ้าไม่น่าเชื่อถือ หรือในพื้นที่ที่มีแหล่งพลังงานหมุนเวียนจำนวนมาก เช่น พื้นที่ที่ติดตั้งแผงโซลาร์เซลล์ซึ่งผลิตไฟฟ้าในเวลากลางวันแต่หยุดผลิตในเวลากลางคืน ส่งผลให้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลต้องเข้ามาเสริมการทำงานเมื่อจำเป็น ตรงกันข้าม เครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบ COP เหมาะสมที่สุดสำหรับสถานการณ์ที่ความต้องการไฟฟ้าคงที่ค่อนข้างมาก เช่น โรงงานขนาดใหญ่ที่ดำเนินสายการผลิตตลอด 24 ชั่วโมง หน่วยเหล่านี้ให้กำลังไฟฟ้าที่เสถียรโดยไม่มีความสามารถพิเศษในการรองรับการเพิ่มขึ้นของโหลดอย่างฉับพลัน จึงเหมาะอย่างยิ่งสำหรับสถานที่ที่มีความต้องการพลังงานที่คาดการณ์ได้

เกณฑ์สำคัญในการตัดสินใจ:

• ความพร้อมใช้งานของระบบสายส่งไฟฟ้า >98%? ให้ให้ความสำคัญกับชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ได้รับการรับรองแบบ COP
• การดับของระบบบ่อยครั้งหรือการผสานพลังงานแสงอาทิตย์/พลังงานลมในระดับที่สำคัญ? โปรดระบุ PRP
• มีแผนขยายกำลังการผลิตเป็นระยะๆ หรือไม่? รวมความจุสำรองร้อยละ 20 เพื่อหลีกเลี่ยงการเปลี่ยนแปลงอุปกรณ์กลางอายุการใช้งาน

สถาน facilities ที่เพิกเฉยต่อการจัดแนวรอบการทำงาน (duty-cycle alignment) จะมีค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษาสูงขึ้น 18% และอัตราความล้มเหลวเพิ่มขึ้น 22% ระหว่างการรับภาระงานที่สำคัญ ตามผลการวิเคราะห์ที่ผ่านการตรวจสอบโดยผู้เชี่ยวชาญในสาขานั้นๆ ที่ตีพิมพ์ใน วารสารด้านพลังงาน (2023).

ปัจจัยลดกำลังการผลิตเฉพาะสถานที่ที่ส่งผลต่อประสิทธิภาพของชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซล

ความสูงจากระดับน้ำทะเล อุณหภูมิแวดล้อม และความชื้นสัมพัทธ์: การวัดการสูญเสียกำลังการผลิตจริงในโลกแห่งความเป็นจริง

ชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลได้รับการกำหนดค่ากำลังการผลิตภายใต้สภาวะอ้างอิงมาตรฐาน (25°C ระดับน้ำทะเล ความชื้นสัมพัทธ์ร้อยละ 30) อย่างไรก็ตาม การติดตั้งจริงในโลกแห่งความเป็นจริงมักไม่สอดคล้องกับพารามิเตอร์เหล่านี้ ตัวแปรสิ่งแวดล้อมสามประการนี้ส่งผลลดประสิทธิภาพการผลิตอย่างมีนัยสำคัญ — และผลกระทบที่เกิดขึ้นมีลักษณะสะสมแบบคูณกัน:

• ความสูง เมื่อความสูงมากกว่า 1,000 เมตร ความหนาแน่นของอากาศจะลดลงประมาณร้อยละ 10 ต่อทุกๆ 1,000 เมตร ส่งผลให้กระบวนการเผาไหม้ขาดออกซิเจนและลดกำลังการผลิตลงร้อยละ 3–4 ต่อการเพิ่มความสูง 300 เมตร การติดตั้งระบบเทอร์โบชาร์จสามารถบรรเทาผลกระทบดังกล่าวได้ แต่ไม่สามารถขจัดการสูญเสียนี้ได้ทั้งหมด
• อุณหภูมิบริเวณ ทุกๆ การเพิ่มขึ้น 5°C จากระดับ 25°C จะทำให้กำลังขาออกลดลง 1–2% เนื่องจากความหนาแน่นของอากาศลดลงและประสิทธิภาพของระบบระบายความร้อนลดลง ที่อุณหภูมิ 45°C กำลังการผลิตอาจลดลง 10–15% เมื่อเทียบกับค่ากำลังที่ระบุไว้บนป้ายชื่อ
• ความชื้น เมื่ออากาศอิ่มตัวด้วยความชื้นสัมพัทธ์เกิน 60% RH จะรบกวนอัตราส่วนเชิงสโตอิคิโอเมตรีของการเผาไหม้ ส่งผลให้ประสิทธิภาพลดลงสูงสุดถึง 2% ขณะเดียวกันยังเร่งกระบวนการกัดกร่อนในชิ้นส่วนไอเสียและเทอร์โบชาร์จเจอร์

ต้องใช้แผนภูมิการลดกำลังการผลิตเฉพาะของผู้ผลิต—ไม่ใช่ตารางทั่วไป—เป็นแนวทางในการกำหนดข้อกำหนดสุดท้าย เช่น สถานที่ตั้งที่ระดับความสูง 2,000 เมตรเหนือระดับน้ำทะเล และอุณหภูมิ 40°C อาจต้องลดกำลังการผลิตรวม 25–30% การเพิกเฉยต่อการปรับค่าเหล่านี้อาจก่อให้เกิดความไม่เสถียรของแรงดันไฟฟ้า การตัดการทำงานก่อนเวลาเนื่องจากโหลดเกิน และการสึกหรออย่างรวดเร็วในแอปพลิเคชันที่มีความสำคัญสูง

ความเสี่ยงเชิงกลยุทธ์จากการวางแผนขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่ไม่เหมาะสม

ผลที่ตามมาจากการเลือกขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลเล็กเกินไป: ความไม่เสถียรของแรงดันไฟฟ้า การตัดวงจรเนื่องจากโหลดเกิน และอายุการใช้งานที่ลดลง

เมื่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลมีขนาดเล็กเกินไปสำหรับงานที่ต้องทำ มันจะไม่สามารถรองรับความต้องการโหลดสูงสุดได้ ส่งผลให้เกิดปัญหาต่าง ๆ เช่น แรงดันไฟฟ้าตก ความถี่ไม่เสถียร และการหยุดทำงานโดยอัตโนมัติจากระบบป้องกันโหลดเกิน ปัญหาเหล่านี้ขัดขวางการดำเนินงานตามปกติ ทำให้มาตรการด้านความปลอดภัยมีความเสี่ยง และยุติกระบวนการผลิตที่จำเป็นทั้งหมดทันที ความเครียดอย่างต่อเนื่องจากการทำงานภายใต้โหลดเกินนั้นก่อให้เกิดทั้งการสะสมความร้อนและการสึกหรอเชิงกลในเครื่องยนต์ ตามรายงานวิจัยที่เผยแพร่โดยกระทรวงพลังงานสหรัฐอเมริกา (US Department of Energy) เกี่ยวกับความน่าเชื่อถือของระบบไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรม การใช้งานเครื่องยนต์ในลักษณะนี้อาจทำให้อายุการใช้งานลดลงเกือบครึ่งหนึ่ง ซึ่งหมายความว่าธุรกิจจะต้องใช้จ่ายมากขึ้นอย่างมีนัยสำคัญทั้งในส่วนของการเปลี่ยนเครื่องยนต์ใหม่และการบำรุงรักษา เมื่อเทียบกับกรณีที่ใช้งานอย่างเหมาะสม

ข้อเสียของการเลือกขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลใหญ่เกินไป: ประสิทธิภาพการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงต่ำ การเกิดปรากฏการณ์ 'Wet Stacking' และภาระการบำรุงรักษาที่ไม่จำเป็น

เมื่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาดใหญ่เกินไปทำงานที่ความจุต่ำกว่า 30% จะส่งผลให้ประสิทธิภาพลดลงอย่างมาก โดยใช้เชื้อเพลิงมากขึ้นต่อหน่วยงานที่ทำได้จริงถึง 15–30% เพิ่มเติม การใช้งานเครื่องเหล่านี้เป็นเวลานานในสภาวะโหลดต่ำจะก่อให้เกิดปรากฏการณ์ที่เรียกว่า 'wet stacking' ซึ่งเชื้อเพลิงที่ยังไม่ถูกเผาไหม้จะควบแน่นภายในระบบไอเสีย ส่งผลให้เกิดปัญหานานัปการ เช่น การสะสมของคราบคาร์บอน อุณหภูมิไอเสียต่ำกว่าปกติ และบางครั้งอาจทำให้เทอร์โบชาร์จเจอร์เสียหายอย่างรุนแรง สถานการณ์ทั้งหมดนี้หมายความว่าช่างเทคนิคจำเป็นต้องดำเนินการตรวจสอบและบำรุงรักษาบ่อยขึ้นเกือบหนึ่งในสี่ของช่วงเวลาปกติ ซึ่งโดยธรรมชาติแล้วจะทำให้ต้นทุนรวมในการเป็นเจ้าของและดำเนินงานระบบทั้งหมดเพิ่มสูงขึ้นตามกาลเวลา โดยไม่มีผลลัพธ์ด้านประสิทธิภาพที่ชัดเจนใดๆ ให้เห็น

คำถามที่พบบ่อย

ความแตกต่างระหว่าง kW กับ kVA ในการกำหนดขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลคืออะไร

กิโลวัตต์ (kW) วัดการใช้พลังงานจริง ในขณะที่กิโลโวลต์-แอมแปร์ (kVA) แทนพลังงานปรากฏ ซึ่งคือผลคูณของแรงดันไฟฟ้าและกระแสไฟฟ้า ตัวประกอบกำลัง (Power Factor: PF) เป็นตัวเชื่อมโยงระหว่างสองค่านี้ โดยมักอยู่ในช่วง 0.8 ถึง 0.9 ในการใช้งานเชิงอุตสาหกรรม

ผลกระทบจากการเลือกเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่มีขนาดเล็กเกินไปคืออะไร

การเลือกเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่มีขนาดเล็กเกินไปอาจทำให้เกิดความไม่เสถียรของแรงดันไฟฟ้า การปิดระบบป้องกันจากภาวะโหลดเกิน และอายุการใช้งานของเครื่องยนต์ลดลงเนื่องจากแรงกดดันอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ค่าใช้จ่ายด้านการบำรุงรักษาและการเปลี่ยนชิ้นส่วนเพิ่มขึ้น

การเลือกเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่มีขนาดใหญ่เกินไปส่งผลต่อประสิทธิภาพอย่างไร

การเลือกเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่มีขนาดใหญ่เกินไปจะทำให้เกิดการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิง ปรากฏการณ์ 'wet stacking' และการบำรุงรักษาที่เพิ่มขึ้น ซึ่งนำไปสู่ต้นทุนการดำเนินงานที่สูงขึ้นโดยไม่มีประโยชน์ด้านประสิทธิภาพแต่อย่างใด หน่วยงานที่ทำงานที่ความจุต่ำกว่า 30% จะใช้เชื้อเพลิงมากขึ้นและต้องได้รับการบำรุงรักษาบ่อยครั้ง

ปัจจัยใดบ้างที่ควรพิจารณาเมื่อเลือกค่าการให้กำลังแบบต่อเนื่อง (COP) และค่าการให้กำลังแบบชั่วคราว (PRP)

พิจารณาความน่าเชื่อถือของระบบไฟฟ้า ความผันแปรของโหลด และการขยายระบบแบบเป็นระยะ ชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ได้รับการรับรองตามค่า COP จะได้รับการจัดลำดับความสำคัญในพื้นที่ที่มีความพร้อมใช้งานของระบบไฟฟ้าสูงกว่า 98% ขณะที่ชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ได้รับการรับรองตามค่า PRP เหมาะสำหรับพื้นที่ที่มีการดับไฟบ่อยครั้งและการผสานพลังงานหมุนเวียนเข้ากับระบบ

ปัจจัยด้านสิ่งแวดล้อมมีผลต่อประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลอย่างไร

ความสูงเหนือระดับน้ำทะเล อุณหภูมิแวดล้อม และความชื้นสัมพัทธ์ทำให้ประสิทธิภาพการผลิตลดลง ความสูงส่งผลต่อความหนาแน่นของอากาศ อุณหภูมิส่งผลต่อความหนาแน่นของอากาศและประสิทธิภาพการระบายความร้อน ส่วนความชื้นรบกวนอัตราส่วนเชื้อเพลิงต่ออากาศ (stoichiometry) ในการเผาไหม้