ห้องสมุด › หน้าหลัก › ภาค 1 พื้นฐาน › บทที่ 11

บทที่ 11 — ไอน้ำและสมบัติของไอน้ำ

Steam and Steam Properties

⚡ ทำไมบทนี้สำคัญต่อการเข้าใจโรงไฟฟ้า

ทุกโรงไฟฟ้าพลังไอน้ำหมุนรอบสารทำงานตัวเดียวคือ "น้ำ" ที่เปลี่ยนสถานะไปมาระหว่างของเหลวกับไอตลอดเวลา แต่พฤติกรรมของน้ำใกล้จุดเดือดนั้นซับซ้อนเกินกว่าจะใช้สูตร ideal gas อย่าง Pv = RT ได้ตรง ๆ อย่างที่ทำกับอากาศใน ch09 และ ch10 — วิศวกรจึงต้องพึ่งพา steam tables และแผนภูมิเฉพาะทางเพื่ออ่านค่าสมบัติของไอน้ำในทุกจุดของวัฏจักร บทนี้คือสะพานเชื่อมจากหลักการเทอร์โมไดนามิกส์ทั่วไปที่เรียนไปแล้ว (กฎข้อที่หนึ่ง กฎข้อที่สอง เอนโทรปี) เข้าสู่ "ภาษา" เฉพาะที่วิศวกรโรงไฟฟ้าไอน้ำใช้พูดคุยกันทุกวัน — quality x, steam table, Mollier diagram — ความเข้าใจเรื่อง saturation dome และ superheat ในบทนี้คือกุญแจที่จะอธิบายว่าทำไม steam drum, superheater, และ moisture separator จึงต้องมีอยู่ในหม้อไอน้ำ (ch16) ทำไม turbine ต้องออกแบบให้ไอน้ำ "แห้ง" พอ (ch19) และเป็นพื้นฐานที่ขาดไม่ได้ก่อนจะวิเคราะห์วัฏจักร Rankine อย่างเป็นระบบใน ch13 หากไม่เข้าใจ steam properties ให้แม่น การอ่านตัวเลขในรายงานสมรรถนะของโรงไฟฟ้าไอน้ำแทบทุกฉบับจะกลายเป็นเรื่องที่จับต้องไม่ได้

🎯 เป้าหมายการเรียนรู้

อธิบายลำดับการเปลี่ยนสถานะของน้ำที่ความดันคงที่ (subcooled → saturated → superheated) และชี้ตำแหน่งบน T-s / P-v diagram ได้
นิยาม steam quality x และคำนวณสมบัติของไอผสมสองเฟส (h, v, s) จากค่าตารางอิ่มตัว
อ่าน steam tables ทั้งตารางอิ่มตัวและตาราง superheated ได้ พร้อม interpolate เชิงเส้นเมื่อค่าไม่ตรงตาราง
อ่าน Mollier (h-s) diagram และใช้หาค่า enthalpy drop ของการขยายตัวใน turbine
อธิบายว่าทำไม superheat จึงจำเป็นต่อ steam turbine และ moisture ทำลายใบพัดอย่างไร
ระบุ steam conditions มาตรฐานของโรงไฟฟ้า subcritical / supercritical / ultra-supercritical และของ HRSG

11.1 การเปลี่ยนสถานะของน้ำที่ความดันคงที่ (Constant-Pressure Phase Change)

ลองนึกภาพหม้อต้มน้ำเปิดฝาที่ความดันบรรยากาศ 1 atm เริ่มจากน้ำเย็น 25°C ที่เรียกทางเทอร์โมไดนามิกส์ว่า subcooled liquid หรือ compressed liquid (ของเหลวอัดตัว) — เมื่อให้ความร้อนเข้าไปเรื่อย ๆ อุณหภูมิน้ำจะไต่ระดับขึ้นจนแตะ 100°C ซึ่งเป็นจุดที่เรียกว่า saturated liquid (ของเหลวอิ่มตัว) คือของเหลวที่พร้อมเดือดพอดี จากจุดนี้ไปหากยังใส่ความร้อนต่อ อุณหภูมิจะ "ค้าง" นิ่งสนิทที่ 100°C แม้เติมความร้อนเข้าไปตลอดเวลา เพราะพลังงานทั้งหมดถูกใช้เปลี่ยนสถานะของเหลวเป็นไอ ไม่ใช่ใช้เพิ่มอุณหภูมิ ช่วงนี้คือ two-phase หรือ wet steam (ไอผสมสองเฟส) ที่มีทั้งของเหลวและไอปะปนกันอยู่ในภาชนะเดียวกัน จนกระทั่งของเหลวหยดสุดท้ายระเหยหมดพอดี จุดนั้นเรียกว่า saturated vapor (ไออิ่มตัว) หลังจากนี้ถ้าใส่ความร้อนต่ออีก อุณหภูมิจะไต่ขึ้นอีกครั้งเป็น superheated vapor (ไอร้อนยวดยิ่ง) ซึ่งคือสถานะที่ไอน้ำเข้าสู่ turbine จริงในโรงไฟฟ้าเกือบทุกโรง

จุดที่น่าสังเกตมากคือ ปริมาณความร้อนที่ใช้ในช่วงเดือด (จาก saturated liquid ไป saturated vapor) เรียกว่า latent heat of vaporization หรือ h_fg มีค่าสูงกว่าความร้อนที่ใช้อุ่นน้ำจาก 0°C ถึง 100°C มาก — ที่ 1 atm ค่า h_fg สูงถึง 2,257 kJ/kg ในขณะที่การอุ่นน้ำเดิมใช้เพียงประมาณ 419 kJ/kg เท่านั้น หรือมากกว่ากันเกือบ 5 เท่า นี่คือเหตุผลที่ boiler ต้องออกแบบพื้นที่ผิวรับความร้อนสำหรับการเดือด (evaporation) ให้ใหญ่กว่าส่วนอุ่นน้ำ (economizer) มาก

$$Q_{sensible} = m\,c_p\,\Delta T, \qquad Q_{latent} = m\,h_{fg}$$

โดย $Q$ คือความร้อน (kJ), $m$ คือมวล (kg), $c_p$ คือความจุความร้อนจำเพาะของน้ำ ≈ 4.186 kJ/kg·K, $\Delta T$ คือผลต่างอุณหภูมิ (K) และ $h_{fg}$ คือ latent heat of vaporization (kJ/kg) — สังเกตว่า $Q_{sensible}$ ทำให้อุณหภูมิเปลี่ยน ในขณะที่ $Q_{latent}$ ไม่ทำให้อุณหภูมิเปลี่ยนเลยตราบใดที่ยังอยู่ในโดมสองเฟส

ประเด็นสำคัญอีกข้อคืออุณหภูมิเดือด T_sat กับความดัน P_sat ผูกติดกันแบบหนึ่งต่อหนึ่งเสมอ รู้ค่าหนึ่งก็คำนวณอีกค่าได้ทันทีจากตาราง — ที่ 10 kPa น้ำเดือดที่ 45.81°C, ที่ 101.325 kPa (1 atm) เดือดที่ 100°C พอดี, ที่ 1 MPa เดือดที่ 179.9°C และที่ความดัน main steam ทั่วไป 16.7 MPa น้ำเดือดสูงถึงราว 350°C ความสัมพันธ์นี้อธิบายได้ตรงไปตรงมาว่าทำไม boiler ความดันสูงจึงผลิตไอที่อุณหภูมิสูงกว่าโดยอัตโนมัติ และอธิบายด้วยว่าทำไม condenser ต้องดึงสุญญากาศให้ต่ำที่สุดเท่าที่ทำได้ (ดู ch21) เพราะยิ่งความดันต่ำ ไอน้ำก็ยิ่งควบแน่นกลับเป็นของเหลวได้ที่อุณหภูมิต่ำลงตามไปด้วย ค่า h_fg เองก็ไม่คงที่ — มันลดลงเรื่อย ๆ เมื่อความดันสูงขึ้น จาก 2,392.8 kJ/kg ที่ 10 kPa เหลือเพียง 2,015.3 kJ/kg ที่ 1 MPa และจะกลายเป็นศูนย์พอดีที่จุดวิกฤต ซึ่งจะอธิบายต่อในหัวข้อ 11.2

ตัวเลขที่ใช้บอกว่าไอน้ำ "ร้อนเกินจุดเดือด" ไปเท่าไรเรียกว่า degree of superheat นิยามง่าย ๆ คือ T ลบด้วย T_sat(P) ที่ความดันเดียวกัน — main steam ของโรงไฟฟ้าทั่วไปที่ 16.7 MPa / 538°C จะมี degree of superheat ประมาณ 188°C (538 ลบ T_sat ที่ 16.7 MPa ซึ่งอยู่ราว 350°C) ตัวเลขนี้คือมาตรวัดว่าไอน้ำ "ปลอดภัยห่างจากโดมอิ่มตัว" แค่ไหนก่อนจะเข้า turbine ศัพท์ห้าคำที่ต้องจำแม่นตลอดบทนี้คือ subcooled/compressed liquid, saturated liquid (x = 0), wet steam (0 < x < 1), saturated vapor (x = 1) และ superheated vapor

เส้นอุณหภูมิ vs ความร้อนที่เติม ที่ความดันคงที่ 1 atm — ช่วง B→D ราบนิ่งที่ 100°C ยาวกว่าช่วงอุ่นน้ำและช่วงซุปเปอร์ฮีตหลายเท่า เพราะ h_fg มีค่าสูงมาก

ภาพตัดขวาง 3 มิติของ steam drum แสดง cyclone separator, chevron dryer, ท่อกระจายน้ำป้อน และจุดต่อ downcomer — ภาพตัด steam drum — cyclone separator และ chevron dryer แยกหยดน้ำออกจนไอมี moisture carryover ต่ำกว่า 0.3%

11.2 P-v และ T-s Diagram ของน้ำ (Phase Diagrams)

เมื่อนำการเดือดที่ความดันต่าง ๆ มาวาดรวมกันบนแผนภูมิ จะได้รูปที่เรียกว่า saturation dome (โดมอิ่มตัว) ซึ่งเป็นภาพหลักที่วิศวกรโรงไฟฟ้าไอน้ำใช้อ้างอิงตลอดอาชีพ ขาซ้ายของโดมคือ saturated liquid line (x = 0) และขาขวาคือ saturated vapor line (x = 1) ทั้งสองขาบรรจบกันที่ยอดโดม ซึ่งเรียกว่า critical point อยู่ที่ 22.064 MPa และ 373.95°C พอดี — เหนือจุดวิกฤตนี้ขึ้นไป การเปลี่ยนสถานะแบบเดือดสองเฟสจะหายไปโดยสิ้นเชิง ของไหลจะเปลี่ยนจาก "คล้ายของเหลว" เป็น "คล้ายไอ" อย่างต่อเนื่องโดยไม่มีจุดเดือดที่ชัดเจนอีกต่อไป นี่คือหลักการพื้นฐานที่ทำให้เกิดโรงไฟฟ้าแบบ supercritical ซึ่งไม่มี steam drum เลย (รายละเอียดใน ch13 และ ch16)

บนแผนภูมิ T-s (อุณหภูมิ-เอนโทรปี) เส้น isobar (ความดันคงที่) ที่อยู่ในโดมจะเป็นเส้นนอนราบ เพราะอุณหภูมิไม่เปลี่ยนขณะเดือดตามที่อธิบายในหัวข้อ 11.1 ส่วนนอกโดมทางด้านขวา เส้นเดียวกันจะโค้งขึ้นเข้าสู่โซนซุปเปอร์ฮีต และ isobar ที่มีความดันสูงกว่าจะอยู่สูงกว่า isobar ความดันต่ำกว่าเสมอ ส่วนบนแผนภูมิ P-v (ความดัน-ปริมาตรจำเพาะ) เส้น isotherm (อุณหภูมิคงที่) ในโดมก็เป็นเส้นนอนราบเช่นกัน แต่สิ่งที่โดดเด่นที่สุดคือปริมาตรจำเพาะเปลี่ยนแปลงมหาศาลตอนเดือด — ที่ 10 kPa น้ำมี v_f = 0.001010 m³/kg ในขณะที่ไอ v_g = 14.674 m³/kg ต่างกันเกือบ 14,500 เท่า นี่คือเหตุผลโดยตรงว่าทำไม LP (Low Pressure — ความดันต่ำ) turbine ช่วงท้ายและ condenser จึงต้องมีขนาดใหญ่โตมโหฬารเมื่อเทียบกับส่วน HP (High Pressure — ความดันสูง) ของ turbine (รายละเอียดใน ch19 และ ch21)

อีกจุดอ้างอิงหนึ่งที่ควรรู้จักคือ triple point ของน้ำ ซึ่งอยู่ที่ 0.01°C และ 0.6117 kPa เป็นจุดพิเศษเพียงจุดเดียวที่ทั้งสามสถานะ (ของแข็ง ของเหลว ไอ) อยู่ร่วมกันได้พร้อมกัน จุดนี้ถูกใช้เป็นจุดอ้างอิง (reference) กำหนดให้ค่า internal energy u และ entropy s ของ saturated liquid เท่ากับศูนย์พอดี ซึ่งเป็นฐานที่ตาราง steam table ทุกฉบับใช้ร่วมกัน

ข้อควรระวังที่สำคัญที่สุดของบทนี้คือ ไอน้ำไม่ใช่ ideal gas โดยเฉพาะเมื่ออยู่ใกล้โดมอิ่มตัว ต่างจากอากาศที่เรียนใน ch08–ch10 ซึ่งใช้สูตร Pv = RT ได้ค่อนข้างแม่นยำ ไอน้ำต้องใช้ตารางค่าจริงหรือสมการเฉพาะทางที่เรียกว่า IAPWS-IF97 (International Association for the Properties of Water and Steam — Industrial Formulation 1997 มาตรฐานสมการสมบัติของน้ำและไอน้ำที่ใช้กันทั่วโลก) ยกเว้นในกรณีที่ไอ superheat สูงมากและความดันต่ำมาก ๆ ซึ่งพฤติกรรมของไอจะเข้าใกล้ ideal gas พอจะประมาณได้บ้าง

T-s diagram ของน้ำ — โดมอิ่มตัวพร้อมเส้น quality และ isobar สามระดับ; isobar ยิ่งสูงยิ่งอยู่สูงบนกราฟ

P-v diagram — v เปลี่ยนมหาศาลตอนเดือด (v_f ถึง v_g); isotherm T < T_c ตัดผ่านโดม, T = T_c แตะยอดพอดี, T > T_c ไม่แตะโดมเลย

11.3 Steam Quality x และไอผสมสองเฟส (Steam Quality and Two-Phase Mixtures)

ในโซนสองเฟสที่อธิบายไปในหัวข้อก่อนหน้า ตัวแปรสำคัญที่บอกว่าไอผสมนั้น "แห้ง" แค่ไหนเรียกว่า steam quality หรือ x คือสัดส่วนมวลที่เป็นไอในไอผสมทั้งก้อน โดย x = 0 หมายถึง saturated liquid (ยังไม่มีไอเลย) และ x = 1 หมายถึง saturated vapor (เป็นไอล้วน) ส่วนกลับของ quality เรียกว่า moisture หรือ wetness fraction ซึ่งเท่ากับ 1 − x ข้อควรระวังคือ x นิยามได้เฉพาะ "ในโดม" เท่านั้น — ไอ superheated หรือของเหลวอัดตัวไม่มีค่า quality เพราะไม่ได้อยู่ในสภาวะผสมสองเฟส

$$x = \frac{m_{vapor}}{m_{liquid} + m_{vapor}}$$

โดย $x$ คือ quality (ไม่มีหน่วย, มีค่า 0–1), $m_{vapor}$ คือมวลส่วนที่เป็นไอ (kg) และ $m_{liquid}$ คือมวลส่วนที่เป็นของเหลว (kg) — เมื่อรู้ค่า x แล้ว สมบัติทุกตัวของไอผสม ไม่ว่าจะเป็นปริมาตรจำเพาะ v, internal energy u, enthalpy h หรือ entropy s ล้วนคำนวณได้ด้วยกฎการเฉลี่ยตามมวลเดียวกันหมด

$$h = h_f + x\,h_{fg}, \qquad v = v_f + x\,v_{fg}, \qquad s = s_f + x\,s_{fg}$$

โดย $h_f, v_f, s_f$ คือค่าสมบัติของ saturated liquid และ $h_{fg}, v_{fg}, s_{fg}$ คือผลต่างสมบัติระหว่างไอกับของเหลวอิ่มตัว (มีหน่วย kJ/kg, m³/kg, kJ/kg·K ตามลำดับ) ซึ่งอ่านได้จากตารางที่ความดันหรืออุณหภูมิเดียวกันเท่านั้น สังเกตว่าสูตรทั้งสามคือรูปแบบเดียวกันเป๊ะ เพียงแทนตัวแปร y ด้วย h, v หรือ s

จุดที่ทำให้การวัดในโดมยากกว่าโซนอื่นคือ ในโดมความดัน P กับอุณหภูมิ T ไม่เป็นอิสระต่อกันเลยตามที่อธิบายในหัวข้อ 11.1 — วัด P กับ T คู่กันจะได้แค่ยืนยันว่าอยู่บนเส้นอิ่มตัวเท่านั้น ไม่สามารถบอกได้ว่า x เท่าไร ต้องวัดสมบัติเพิ่มอีกหนึ่งตัวเสมอ ในทางปฏิบัติเครื่องมือที่ใช้วัด quality ของไอผสมโดยตรงเรียกว่า throttling calorimeter ซึ่งอาศัยหลักการ throttle ไอผสมความชื้นต่ำให้ขยายตัวจนกลายเป็นไอ superheated ที่ความดันต่ำกว่า แล้ววัด T ที่ปลายทางย้อนกลับมาคำนวณ x ต้นทาง ตัวเลขที่พบจริงในโรงไฟฟ้ามีตั้งแต่ x ≈ 0.88–0.92 (moisture 8–12%) ของไอที่ออกจาก LP turbine เข้าสู่ condenser ไปจนถึง x ≥ 0.997 (moisture carryover ต่ำกว่า 0.3%) ของไอที่ผ่าน cyclone separator และ chevron dryer ของ steam drum มาแล้วดังที่เห็นในภาพหัวข้อ 11.1

✏️ ตัวอย่าง 11.1 — สมบัติของไอผสมจาก quality

โจทย์: ไอผสมที่ 1 MPa มี quality x = 0.90 จงหา h, v, s ให้ค่าตารางอิ่มตัวที่ 1 MPa: T_sat = 179.9°C, h_f = 762.81 kJ/kg, h_fg = 2015.3 kJ/kg, v_f = 0.001127 m³/kg, v_g = 0.19444 m³/kg, s_f = 2.1387 kJ/kg·K, s_fg = 4.4478 kJ/kg·K

วิธีทำ: h = 762.81 + 0.90×2015.3 = 762.81 + 1813.77 = 2576.6 kJ/kg; v = 0.001127 + 0.90×(0.19444 − 0.001127) = 0.001127 + 0.90×0.193313 = 0.001127 + 0.173982 = 0.17511 m³/kg; s = 2.1387 + 0.90×4.4478 = 2.1387 + 4.0030 = 6.1417 kJ/kg·K

คำตอบ: h = 2,576.6 kJ/kg, v = 0.1751 m³/kg, s = 6.1417 kJ/kg·K (สังเกตว่า v ใกล้เคียงกับ v_g มาก แม้ x จะเป็นเพียง 0.9 เพราะเฟสไอครองปริมาตรเกือบทั้งหมดของไอผสมเสมอ ต่างจาก h และ s ที่แบ่งสัดส่วนตามมวลตรง ๆ) — ตรวจทานเลขแล้วถูกต้องตรงกับสเปก

11.4 การใช้ Steam Tables (Using Steam Tables)

Steam table มาตรฐานประกอบด้วยสามชุดหลัก คือตารางอิ่มตัวเรียงตามอุณหภูมิ (saturated water — temperature table), ตารางอิ่มตัวเรียงตามความดัน (saturated water — pressure table) ซึ่งเป็นข้อมูลชุดเดียวกันเพียงจัดเรียงต่างกันให้เลือกใช้ตามค่าที่รู้มาก่อน และตาราง superheated ที่แยกเป็นบล็อกตามความดันแต่ละบล็อก แล้วภายในบล็อกไล่ตามอุณหภูมิ บางเล่มยังมีตาราง compressed liquid แยกต่างหากให้ด้วย ขั้นตอนแรกที่ต้องทำเสมอก่อนเปิดตารางคือ "ระบุ region" ให้ถูกต้อง โดยเทียบอุณหภูมิที่รู้กับ T_sat(P) ที่ความดันเดียวกัน — ถ้า T สูงกว่า T_sat แปลว่าเป็น superheated, ถ้า T เท่ากับ T_sat พอดีต้องหาค่า x เพิ่มเพื่อยืนยันว่าอยู่ในโดม และถ้า T ต่ำกว่า T_sat แปลว่าเป็น compressed liquid วิธีอื่นที่ใช้ได้เช่นกันคือเทียบค่า h หรือ s ที่รู้กับ h_f และ h_g ที่ความดันเดียวกัน

เมื่อค่าที่ต้องการอยู่ระหว่างสองแถวของตาราง (ไม่ตรงแถวใดพอดี) ต้องใช้ interpolation เชิงเส้น ซึ่งตั้งอยู่บนสมมติฐานว่าสมบัติเปลี่ยนแปลงเป็นเส้นตรงระหว่างสองแถวที่ประกบค่าอยู่ ความคลาดเคลื่อนจากสมมติฐานนี้ต่ำกว่า 0.1% สำหรับช่วงตารางปกติทั่วไป ถือว่าแม่นยำเพียงพอสำหรับงานวิศวกรรม กรณีที่ซับซ้อนขึ้นคือเมื่อทั้งความดัน P และอุณหภูมิ T ไม่ตรงกับค่าที่มีในตารางพร้อมกันทั้งคู่ ต้องทำ double interpolation คือ interpolate ตามอุณหภูมิที่ความดันต่ำกว่าก่อนหนึ่งรอบ แล้ว interpolate ตามอุณหภูมิที่ความดันสูงกว่าอีกหนึ่งรอบ จากนั้นจึง interpolate ระหว่างผลลัพธ์ทั้งสองค่านั้นตามความดันอีกครั้งเป็นขั้นสุดท้าย

$$y = y_1 + \frac{x - x_1}{x_2 - x_1}\,(y_2 - y_1)$$

โดย $y$ คือค่าที่ต้องการ, $x$ คือตัวแปรที่รู้ (เช่นอุณหภูมิ), $(x_1, y_1)$ และ $(x_2, y_2)$ คือสองแถวของตารางที่ประกบค่า x ที่ต้องการอยู่พอดี

สำหรับสถานะ compressed liquid หากตารางที่มีอยู่ไม่ครอบคลุมความดันที่ต้องการ วิธีประมาณที่ใช้กันทั่วไปคือดึงค่า saturated liquid ที่อุณหภูมิเดียวกัน (ไม่ใช่ความดันเดียวกัน!) มาใช้แทน เพราะสมบัติของของเหลวเปลี่ยนตามความดันน้อยมากเมื่อเทียบกับที่เปลี่ยนตามอุณหภูมิ — ดังนั้น v ≈ v_f(T), u ≈ u_f(T), s ≈ s_f(T) ส่วนค่า enthalpy ให้แก้ไขเพิ่มด้วยเทอมความดันส่วนเกินจากจุดอิ่มตัว

$$h \approx h_f(T) + v_f(T)\,[P - P_{sat}(T)]$$

โดย $h$ คือ enthalpy ของ compressed liquid ที่ต้องการ (kJ/kg), $h_f(T)$ และ $v_f(T)$ คือค่าอิ่มตัวที่อุณหภูมิเดียวกัน (kJ/kg, m³/kg) และ $P - P_{sat}(T)$ คือความดันส่วนเกินจากจุดอิ่มตัวที่อุณหภูมินั้น (kPa) — ค่าอ้างอิงสำคัญที่ควรจำขึ้นใจไว้ตลอดบทนี้คือ จุดวิกฤตที่ 22.064 MPa/373.95°C, h_fg ที่ 1 atm = 2,257 kJ/kg และ T_sat ที่ 10 kPa = 45.8°C

อ่านค่า h ที่ 320°C ด้วย interpolation ระหว่างแถว 300°C และ 350°C ของตารางที่ P = 1 MPa

✏️ ตัวอย่าง 11.2 — Interpolation ในตาราง superheated

โจทย์: หา h และ s ของไอน้ำ superheated ที่ 1 MPa, 320°C ให้ค่าตารางที่ 1 MPa: ที่ 300°C h = 3051.2 kJ/kg, s = 7.1229 kJ/kg·K; ที่ 350°C h = 3157.7 kJ/kg, s = 7.3011 kJ/kg·K

วิธีทำ: สัดส่วน = (320−300)/(350−300) = 0.40; h = 3051.2 + 0.40×(3157.7−3051.2) = 3051.2 + 0.40×106.5 = 3051.2 + 42.6 = 3093.8 kJ/kg; s = 7.1229 + 0.40×(7.3011−7.1229) = 7.1229 + 0.40×0.1782 = 7.1229 + 0.0713 = 7.1942 kJ/kg·K

คำตอบ: h ≈ 3,093.8 kJ/kg, s ≈ 7.1942 kJ/kg·K — ตรวจทานเลขแล้วถูกต้องตรงกับสเปก

11.5 Mollier Diagram (h-s Diagram)

Mollier diagram คือแผนภูมิที่ใช้แกนตั้งเป็น enthalpy h (kJ/kg) และแกนนอนเป็น entropy s (kJ/kg·K) — เครื่องมือคลาสสิกที่วิศวกร turbine ผูกพันมากที่สุด เพราะงานที่ turbine ผลิตได้ในกระบวนการ isentropic เท่ากับ Δh พอดีตามนิยาม ซึ่งบนแผนภูมินี้อ่านออกมาเป็น "ระยะดิ่ง" ตรง ๆ โดยไม่ต้องคำนวณอะไรเพิ่มเลย ต่างจาก T-s diagram ที่ต้องอินทิเกรตพื้นที่ใต้กราฟ

เส้นบนแผนภูมิ Mollier มีหลายชนิดซ้อนกัน ได้แก่ isobar ซึ่งโค้งขึ้นทางขวาและชันขึ้นเรื่อย ๆ เมื่อความดันสูงขึ้น, isotherm ซึ่งในโดมจะทับกับ isobar พอดี (เพราะ T กับ P ผูกกันในโดม) แต่นอกโดมที่ความดันต่ำจะแบนราบเข้าใกล้แนวนอน สะท้อนพฤติกรรมที่ h ขึ้นกับ T เพียงอย่างเดียวคล้าย ideal gas มากขึ้นเมื่อความดันต่ำลง และเส้น constant quality (x = 0.90, 0.95, …) ที่อยู่ใต้เส้นอิ่มตัว จุดที่น่าสนใจคือ critical point บนแผนภูมิ Mollier ไม่ได้อยู่ที่ "ยอด" ของเส้นอิ่มตัวเหมือนบน T-s หรือ P-v diagram แต่อยู่บน "ไหล่ซ้าย" แทน — ยอดสูงสุดของเส้น saturated vapor บนแกน h กลับอยู่ที่ความดันประมาณ 3 MPa ซึ่งให้ค่า h_g สูงสุดราว 2,804 kJ/kg

การขยายตัวแบบ isentropic ใน turbine ปรากฏบนแผนภูมินี้เป็นเส้นดิ่งลงตรง ๆ (s คงที่) ในขณะที่การขยายตัวจริงจะเอียงไปทางขวาเล็กน้อยเสมอ (s เพิ่มขึ้นจาก irreversibility ภายในตัวเครื่อง) — ความแตกต่างระหว่างสองเส้นนี้คือสิ่งที่ใช้คำนวณ isentropic efficiency ได้ทันทีจากภาพ (หลักการเดียวกับที่เรียนไปแล้วใน ch10 เพียงแต่คราวนี้ใช้กับไอน้ำจริงผ่านตารางแทนสูตรก๊าซอุดมคติ รายละเอียดเพิ่มเติมอยู่ใน ch13 และ ch19) แผนภูมิ Mollier ที่ใช้งานจริงมักตัดมาเฉพาะโซนที่ turbine ทำงาน คือ s ประมาณ 5.5–9 kJ/kg·K และ h ประมาณ 2,000–3,700 kJ/kg ปัจจุบันซอฟต์แวร์วิเคราะห์สมรรถนะและระบบ DCS (Distributed Control System — ระบบควบคุมแบบกระจายศูนย์) คำนวณสมบัติไอน้ำด้วยสมการ IAPWS-IF97 โดยตรงแทบทั้งหมด แต่ Mollier chart ยังคงเป็นเครื่องมือที่ดีที่สุดสำหรับ "เห็นภาพรวม" ของเส้นทางการขยายตัวทั้งเครื่อง turbine ในคราวเดียว ซึ่งช่วยให้วิศวกรจับความผิดปกติได้เร็วกว่าดูตัวเลขในตารางล้วน ๆ

Mollier diagram พร้อมตัวอย่างเส้นขยายตัวจาก main steam (จุด 1) ลง condenser — เส้นดิ่ง isentropic (2s) เทียบเส้นเอียงจริง (2a)

11.6 ทำไม Superheat จึงสำคัญกับ Turbine (Why Superheat Matters)

Superheat มีความสำคัญต่อ steam turbine ด้วยเหตุผลหลักสองข้อที่ทำงานร่วมกัน ข้อแรกคือช่วยเพิ่มงานที่ผลิตได้ — การยก enthalpy ต้นทางให้สูงขึ้นด้วยการ superheat ทำให้ enthalpy drop ตลอดการขยายตัวมากขึ้นตามไปด้วย พร้อมทั้งยกอุณหภูมิเฉลี่ยของการรับความร้อนเข้าวัฏจักรให้สูงขึ้น ซึ่งตามหลักการ η_C = 1 − T_L/T_H ที่เรียนไปแล้วใน ch10 หมายถึงประสิทธิภาพของวัฏจักรสูงขึ้นตามไปด้วย (รายละเอียดเชิงตัวเลขอยู่ใน ch13) ข้อที่สองซึ่งสำคัญไม่แพ้กันคือช่วยลด moisture ปลายทาง — เมื่อจุดเริ่มต้นของเส้นขยายตัวบน Mollier diagram ขยับสูงขึ้นและออกห่างจากใจกลางโดม จุดจบของการขยายตัวก็จะขยับออกไปทางขวามากขึ้นตามไปด้วย ทำให้ x ปลายทางสูงขึ้น (ความชื้นน้อยลง) ดังที่แสดงในภาพหัวข้อ 11.5

ความชื้นที่มากเกินไปในไอน้ำสร้างปัญหาทางกลไกที่จับต้องได้จริงกับใบพัด turbine ช่วงท้าย โดยเฉพาะใน LP turbine หยดน้ำขนาดเล็กที่เกิดจากการควบแน่นระหว่างการขยายตัวจะเคลื่อนที่ช้ากว่าไอน้ำรอบข้างมาก เมื่อไอพาหยดน้ำเหล่านี้ไปชนกับหลังใบพัดที่กำลังหมุนด้วยความเร็วปลายใบ (tip speed) สูงถึง 500–600 m/s ในสเตจสุดท้าย จะเกิดแรงกระแทกด้วยความเร็วสัมพัทธ์สูงมากซ้ำ ๆ ต่อเนื่อง สะสมจนกลายเป็น water droplet erosion ที่ leading edge ของใบพัด กัดกร่อนผิวโลหะให้ขรุขระตลอดเวลาการใช้งาน ผู้ผลิตแก้ปัญหานี้ด้วยหลายวิธีร่วมกัน เช่นการเชื่อม stellite shield (โลหะผสมแข็งพิเศษทนการกัดกร่อน) ติดที่ leading edge ของใบพัดสเตจสุดท้าย, การเจาะ drain groove บนตัวเรือนเพื่อดักหยดน้ำที่รวมตัวบนผนังให้ไหลออกก่อนถูกไอพัดกลับเข้าเส้นทางไอหลัก และการติดตั้ง moisture removal stage แทรกกลางทางเดินไอ (รายละเอียดเต็มรูปแบบของกลไกป้องกันเหล่านี้อยู่ใน ch19)

กฎประมาณการที่ใช้กันในวงการเรียกว่า Baumann rule ระบุคร่าว ๆ ว่า ความชื้นเฉลี่ยที่เพิ่มขึ้นทุก 1% จะลด stage efficiency ลงราว 1% เช่นกัน ด้วยเหตุผลทั้งด้านกลไกและด้านประสิทธิภาพนี้ ผู้ออกแบบจึงกำหนดขีดจำกัดไว้ว่า moisture ที่ LP turbine exhaust ไม่ควรเกินประมาณ 10–12% หรือกล่าวอีกแบบคือ x ต้องไม่ต่ำกว่า 0.88 — นี่คือเหตุผลตรงที่โรงไฟฟ้าความดันสูงต้องมีขั้นตอน reheat แทรกกลางการขยายตัว (รายละเอียดใน ch13) และเป็นเหตุผลที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ซึ่งไอต้นทางเกือบอิ่มตัวอยู่แล้ว (ไม่มี superheat มากนัก) ต้องติดตั้ง moisture separator/reheater แทรกกลางทาง turbine ด้วย มิเช่นนั้นความชื้นปลายทางจะเกินขีดจำกัดตั้งแต่สเตจกลาง ๆ

ปรากฏการณ์การควบแน่นในโลกจริงยังซับซ้อนกว่าที่ทฤษฎีสมดุล (equilibrium) บอกไว้เล็กน้อย เพราะการควบแน่นเกิดขึ้นแบบ non-equilibrium จริง ๆ กล่าวคือไอน้ำมักจะ "supersaturate" คือขยายตัวข้ามเส้นอิ่มตัวไปได้ในช่วงสั้น ๆ ก่อน แล้วจึงค่อยกลั่นตัวเป็นละอองหมอกขนาดเล็กมากอย่างกะทันหันเมื่อถึงแนวที่เรียกว่า Wilson line ซึ่งอยู่ที่ราว x ≈ 0.96–0.97 ปรากฏการณ์นี้อธิบายว่าทำไมหยดน้ำที่พบจริงในกระแสไอน้ำจึงมีขนาดเล็กมากในตอนแรก ก่อนจะเติบโตรวมตัวกันใหญ่ขึ้นเรื่อย ๆ ตามระยะทางที่ไอเคลื่อนที่ผ่านสเตจถัดไป

ใบพัดสเตจสุดท้ายของ low pressure turbine ระหว่างงาน overhaul แสดงรอยกัดกร่อนที่ leading edge ใกล้ปลายใบ — ใบพัด LP turbine ชั้นสุดท้าย — water droplet erosion ที่ leading edge คือเหตุผลที่จำกัด moisture ไว้ราว 10–12%

✏️ ตัวอย่าง 11.3 — Superheat ช่วยลด moisture ที่ turbine exhaust

โจทย์: ไอขยายตัวแบบ isentropic ใน turbine ลงสู่ 10 kPa เปรียบเทียบสองกรณี: (ก) เข้าที่ 3 MPa ไออิ่มตัวเกือบพอดี 350°C: h₁ = 3115.3 kJ/kg, s₁ = 6.7428 kJ/kg·K; (ข) เข้าที่ 3 MPa superheat ถึง 500°C: h₁ = 3456.5 kJ/kg, s₁ = 7.2338 kJ/kg·K ให้ค่าที่ 10 kPa: h_f = 191.83, h_fg = 2392.8 kJ/kg, s_f = 0.6493, s_fg = 7.5009 kJ/kg·K จงหา x ปลายทางและงานจำเพาะของแต่ละกรณี

วิธีทำ: (ก) x = (6.7428−0.6493)/7.5009 = 6.0935/7.5009 = 0.812 → h₂ = 191.83 + 0.812×2392.8 = 191.83 + 1943.8 = 2135.6 kJ/kg → w = 3115.3 − 2135.6 = 979.7 kJ/kg; (ข) x = (7.2338−0.6493)/7.5009 = 6.5845/7.5009 = 0.878 → h₂ = 191.83 + 0.878×2392.8 = 191.83 + 2100.9 = 2292.7 kJ/kg → w = 3456.5 − 2292.7 = 1163.8 kJ/kg

คำตอบ: (ก) x = 0.812 (moisture 18.8% — เกินขีดจำกัดมาก ใช้จริงไม่ได้), w = 979.7 kJ/kg; (ข) x = 0.878 (moisture 12.2% — ขอบเขตที่พอยอมรับได้), w ≈ 1,163.8 kJ/kg — superheat เพิ่มทั้งงานและลด moisture พร้อมกันในคราวเดียว — ตรวจทานเลขแล้วถูกต้องตรงกับสเปก

11.7 Steam Conditions ในโรงไฟฟ้าจริง (Typical Steam Conditions)

โรงไฟฟ้าไอน้ำแบบ subcritical มาตรฐาน ซึ่งเป็นมรดกทางประวัติศาสตร์จากคลาสออกแบบ 2,400 psig / 1,000°F ของอเมริกา มักเดิน main steam ที่ราว 16.7 MPa และ 538–566°C พร้อมไอที่ผ่าน reheat แล้วกลับเข้า IP (Intermediate Pressure — ความดันปานกลาง) turbine ที่อุณหภูมิใกล้เคียงกันคือ 538–566°C เช่นกัน ส่วนหน่วยขนาดเล็กหรืออายุการใช้งานนานอาจเดินที่ความดันต่ำกว่าราว 8.6–12.5 MPa และอุณหภูมิ 510–540°C ถัดจากนั้นคือกลุ่ม supercritical ที่เดินความดันสูงกว่าจุดวิกฤต คือ 24–25 MPa และ 540–570°C — เพราะสูงกว่า 22.064 MPa จึงไม่มีการเดือดแบบสองเฟสเกิดขึ้นเลยตามที่อธิบายในหัวข้อ 11.2 ทำให้ต้องออกแบบเป็น once-through boiler แทนแบบมี steam drum (รายละเอียดใน ch16) เหนือขึ้นไปอีกคือกลุ่ม ultra-supercritical หรือ USC (Ultra-Supercritical) ซึ่งเดินที่ 25–31 MPa และ 600–620°C และล่าสุดมีงานวิจัยระดับ advanced USC ที่มุ่งไปถึง 700°C โดยใช้โลหะผสมนิกเกิล (nickel alloy) ทนความร้อนสูงพิเศษ

แนวโน้มที่ชัดเจนคือยิ่งความดันและอุณหภูมิสูงขึ้น ประสิทธิภาพสุทธิของโรงไฟฟ้าก็ยิ่งสูงตามไปด้วย ตัวเลขคร่าว ๆ ที่พบในอุตสาหกรรมคือ subcritical ให้ประสิทธิภาพประมาณ 33–38%, supercritical ประมาณ 40–42% และ USC ประมาณ 42–45% (รายละเอียดเชิงลึกของแต่ละคลาสอยู่ใน ch13) สำหรับโรงไฟฟ้า combined cycle ที่ใช้ HRSG (Heat Recovery Steam Generator — หม้อไอน้ำผลิตไอด้วยความร้อนทิ้งจาก gas turbine) ผลิตไอน้ำ ระบบมักออกแบบเป็นแบบ multi-pressure คือมีไอสามระดับความดันพร้อมกัน ได้แก่ HP (High Pressure) ที่ราว 10–17 MPa และ 540–600°C, IP รวมกับ reheat ที่ราว 2.5–4 MPa และ LP ที่ราว 0.3–0.5 MPa เพื่อดึงความร้อนจากก๊าซไอเสียของ gas turbine ให้ได้มากที่สุดในทุกระดับอุณหภูมิ (รายละเอียดใน ch15 และ ch26)

เพดานอุณหภูมิที่โรงไฟฟ้าแต่ละคลาสทำได้ถูกกำหนดโดยข้อจำกัดของวัสดุท่อเป็นหลัก ไม่ใช่ข้อจำกัดทางเทอร์โมไดนามิกส์ — เหล็ก ferritic steel ทั่วไปทนได้ถึงประมาณ 540–566°C, เหล็กผสมโครเมียม 9–12% เกรด P91/P92 ทนได้ถึงประมาณ 600–620°C และเมื่อต้องการอุณหภูมิสูงกว่านั้นจำเป็นต้องเปลี่ยนไปใช้เหล็ก austenitic หรือ nickel alloy ซึ่งมีต้นทุนแพงขึ้นแบบก้าวกระโดดเมื่อเทียบกับเหล็กเกรดต่ำกว่า นี่คือเหตุผลว่าทำไมการไต่ระดับจาก subcritical ไปสู่ USC และ advanced USC จึงไม่ใช่แค่เรื่องออกแบบ boiler แต่เป็นการแข่งขันด้านวัสดุศาสตร์โดยตรง นอกจากไอ main steam แล้ว โรงไฟฟ้ายังต้องมีไอความดันรอง ๆ ใช้งานเฉพาะทางอีกหลายจุด เรียกรวมว่า auxiliary steam ซึ่งมักเดินที่ราว 0.8–1.6 MPa ใช้สำหรับงานอย่าง deaerator pegging (การเติมไอช่วยไล่อากาศออกจากน้ำป้อนเมื่อโหลดต่ำ), atomizing steam (ไอช่วยพ่นฝอยเชื้อเพลิงเหลว) และ turbine gland seal (ไอผนึกกันอากาศรั่วเข้าที่ปลายเพลา turbine) รายละเอียดของแต่ละระบบอยู่ใน ch20 และ ch23

แถวท่อ pendant superheater แขวนในเตาเผาหม้อไอน้ำ มองจากนั่งร้านภายในระหว่างหยุดเดินเครื่อง — ท่อ superheater แบบ pendant ในหม้อไอน้ำ — ยกไออิ่มตัวขึ้นเป็น superheated 538–566°C

ท่อ main steam หุ้มฉนวนขนาดใหญ่พร้อม spring hanger และข้องอเชื่อม เดินจากอาคารหม้อไอน้ำไปอาคาร turbine — ท่อ main steam หุ้มฉนวน — ลำเลียงไอ superheated ประมาณ 16.7 MPa/538°C จาก boiler ไป turbine

ไอน้ำสีขาวพวยพุ่งจากปล่องระบายวาล์วนิรภัยบนหลังคาอาคารหม้อไอน้ำ ท้องฟ้าโปร่ง — ไอน้ำระบายจาก vent — ไอที่มองเห็นเป็นสีขาวคือหยดน้ำที่กลั่นตัวแล้ว ไอน้ำจริงมองไม่เห็น

สรุปท้ายบท

ที่ความดันคงที่ น้ำเปลี่ยนสถานะเป็นลำดับ subcooled → saturated liquid (x=0) → wet steam (0<x<1) → saturated vapor (x=1) → superheated; T คงที่ตลอดช่วงเดือด ใช้ h_fg = 2,257 kJ/kg ที่ 1 atm
T_sat กับ P_sat ผูกกันหนึ่งต่อหนึ่ง; degree of superheat = T − T_sat(P)
Saturation dome บน T-s/P-v diagram บรรจบกันที่ critical point 22.064 MPa/373.95°C; เหนือจุดนี้ไม่มีการเดือดสองเฟส (พื้นฐานโรง supercritical)
Quality x = สัดส่วนมวลไอ; y = y_f + x·y_fg ใช้กับ h, v, s ได้ทั้งหมด; P กับ T ไม่อิสระในโดม ต้องวัดสมบัติเพิ่มถึงจะหา x ได้
Steam table มี 3 ชุด (saturated ตาม T, saturated ตาม P, superheated); interpolation เชิงเส้นและ double interpolation เมื่อค่าไม่ตรงตาราง
Mollier (h-s) diagram อ่านงาน turbine เป็นระยะดิ่งตรง ๆ; เส้นดิ่ง = isentropic, เส้นเอียงขวา = จริง
Superheat เพิ่มงานและลด moisture พร้อมกัน; moisture เกิน ~10–12% (x<0.88) ทำ blade erosion และลด stage efficiency ตาม Baumann rule
Steam conditions ไต่จาก subcritical (~16.7 MPa/538°C) → supercritical (24–25 MPa) → USC (25–31 MPa/600–620°C) ตามข้อจำกัดวัสดุท่อ; HRSG ใช้ multi-pressure

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

English	ไทย / ความหมาย
Subcooled / compressed liquid	ของเหลวอัดตัว — อุณหภูมิต่ำกว่าจุดเดือดที่ความดันนั้น
Saturated liquid / vapor	ของเหลว/ไออิ่มตัว — x = 0 และ x = 1 ตามลำดับ
Wet steam (two-phase)	ไอผสมสองเฟส — มีทั้งของเหลวและไอปนกัน
Superheated vapor	ไอร้อนยวดยิ่ง — อุณหภูมิสูงกว่า T_sat ที่ความดันนั้น
Latent heat of vaporization (h_fg)	ความร้อนแฝงของการกลายเป็นไอ (kJ/kg)
Degree of superheat	T − T_sat(P) ที่ความดันเดียวกัน
Saturation dome	โดมอิ่มตัวบน T-s/P-v diagram
Critical point	22.064 MPa/373.95°C — จุดที่ไม่มีการเดือดสองเฟสอีกต่อไป
Triple point	0.01°C/0.6117 kPa — สามสถานะอยู่ร่วมกัน (จุดอ้างอิงตาราง)
Steam quality (x)	สัดส่วนมวลที่เป็นไอในไอผสม (0–1)
Moisture (wetness) fraction	1 − x สัดส่วนมวลของเหลวในไอผสม
Throttling calorimeter	เครื่องมือวัด quality ของไอผสมโดยการ throttle
Interpolation (linear/double)	การประมาณค่าเชิงเส้นระหว่างแถวตาราง
IAPWS-IF97	มาตรฐานสมการสมบัติน้ำและไอน้ำที่ใช้กันทั่วโลก
Mollier (h-s) diagram	กราฟ enthalpy-entropy อ่านงาน turbine เป็นระยะดิ่ง
Water droplet erosion	การกัดกร่อนใบพัดจากหยดน้ำในไอเปียก
Baumann rule	moisture 1% ลด stage efficiency ราว 1%
Wilson line	แนวที่ไอ supersaturate แล้วเริ่มควบแน่นจริง (x ≈ 0.96–0.97)
Subcritical / supercritical / USC	คลาสความดัน main steam: ต่ำกว่า/สูงกว่าจุดวิกฤต/ultra-supercritical 600–620°C
HRSG (Heat Recovery Steam Generator)	หม้อไอน้ำผลิตไอด้วยความร้อนทิ้งจาก gas turbine
Auxiliary steam	ไอความดันรองใช้งานเฉพาะทาง (pegging, atomizing, gland seal)

แบบทดสอบท้ายบท

น้ำใน condenser ที่ 10 kPa เดือด/กลั่นตัวที่อุณหภูมิเท่าไร

45.8°C (T_sat ที่ 10 kPa) — นี่คือเหตุที่ condenser ทำงานที่สุญญากาศ

ไอผสมที่ 10 kPa มี x = 0.85 หา h (h_f = 191.83, h_fg = 2392.8 kJ/kg)

h = 191.83 + 0.85×2392.8 = 2,225.7 kJ/kg

ไอน้ำที่ 1 MPa, 300°C อยู่ region ไหน เพราะอะไร

superheated เพราะ 300°C > T_sat(1 MPa) = 179.9°C (superheat ~120°C)

ทำไมวัด P และ T ของ wet steam แล้วหา x ไม่ได้

ในโดม P กับ T ผูกกัน ไม่อิสระ — ต้องวัดสมบัติเพิ่ม เช่นใช้ throttling calorimeter

บน Mollier diagram เส้นดิ่งลงหมายถึงกระบวนการอะไร และระยะดิ่งอ่านเป็นอะไร

การขยายตัว isentropic (s คงที่); ระยะดิ่ง = enthalpy drop = งานจำเพาะอุดมคติของ turbine

degree of superheat ของ main steam 16.7 MPa / 538°C ประมาณเท่าไร

T_sat(16.7 MPa) ≈ 350°C → superheat ≈ 188°C

โรง supercritical ต่างจาก subcritical ตรงไหนในแง่การเดือด

P > 22.064 MPa จึงไม่มีการเดือดสองเฟส ไม่มี steam drum — ต้องใช้ once-through boiler

moisture ที่ LP turbine exhaust จำกัดไว้ประมาณเท่าไร และถ้าเกินจะเกิดอะไร

~10–12% (x ≥ 0.88); เกินแล้วหยดน้ำกัดเซาะ leading edge ใบพัดชั้นท้าย และ stage efficiency ตก (Baumann rule ~1% ต่อ 1% moisture)

🔧 ในโรงไฟฟ้าจริง

Operator ตรวจสอบว่าไอน้ำ "แห้งจริง" หรือไม่ด้วยการเทียบอุณหภูมิที่วัดได้กับ T_sat ของความดันที่วัดในจุดเดียวกัน — ถ้าอุณหภูมิสูงกว่า T_sat อย่างชัดเจนคือ superheated แน่นอน แต่ถ้าค่าทั้งสองใกล้เคียงหรือเท่ากันพอดี ต้องระวังว่าอาจเป็น wet steam อยู่ เพราะเทอร์โมมิเตอร์เพียงตัวเดียวบอกไม่ได้ว่าไอเปียกแค่ไหนตามหลักการที่ว่า P กับ T ไม่อิสระต่อกันในโดม เมื่อ drum level สูงเกินหรือเคมีของน้ำใน boiler เพี้ยนไป มักเกิดปรากฏการณ์ carryover คือหยดน้ำพาสารละลาย เช่นซิลิกาหรือเกลือ ปนเข้าไปกับไอน้ำ ไปเกาะสะสมบนท่อ superheater และใบพัด turbine สร้างความเสียหายระยะยาว ห้อง lab ของโรงไฟฟ้าจึงต้องวัดค่าซิลิกาและ conductivity ของไอ saturated เป็นประจำ (รายละเอียดเต็มรูปแบบอยู่ใน ch28) งาน performance test จริงในปัจจุบันคำนวณสมบัติไอน้ำด้วยสมการ IAPWS-IF97 ผ่านซอฟต์แวร์หรือ DCS โดยตรง แต่วิศวกรยังจำเป็นต้องอ่าน Mollier chart เป็นอยู่ดี เพราะเวลาวิเคราะห์เส้นทางการขยายตัวจากค่าที่วัดหน้างานจริง การมองภาพรวมทั้งเครื่องจากแผนภูมิยังเร็วกว่าและเห็นแนวโน้มได้ชัดกว่าดูตัวเลขในตารางทีละจุด ท่อที่เดินไอ saturated เช่น auxiliary steam หรือ sootblower line จำเป็นต้องมี steam trap ระบาย condensate ออกอย่างสม่ำเสมอ เพราะถ้าปล่อยให้น้ำสะสมค้างในท่อ ความเสี่ยงที่จะเกิด water hammer ซึ่งแรงกระแทกรุนแรงพอที่จะทำให้ support หลุดและท่อแตกได้จริงจะสูงขึ้นมาก (รายละเอียดใน ch29)