บทที่ 13 — วัฏจักร Rankine

13.1 วัฏจักร Rankine ในอุดมคติ (Ideal Rankine Cycle)

วัฏจักร Rankine คือวัฏจักรต้นแบบของโรงไฟฟ้าพลังไอน้ำทุกโรง — น้ำและไอน้ำทำหน้าที่เป็น working fluid (สารทำงาน) ที่ไหลวนอยู่ใน closed loop (วงจรปิด) ไม่มีการสูญเสียมวลออกนอกระบบในอุดมคติ วัฏจักรนี้ตั้งชื่อตามวิศวกรชาวสก็อต William John Macquorn Rankine ผู้บุกเบิกทฤษฎีเทอร์โมไดนามิกส์ประยุกต์กับเครื่องจักรไอน้ำในศตวรรษที่ 19 และยังคงเป็นกรอบวิเคราะห์หลักของโรงไฟฟ้าพลังไอน้ำจนถึงปัจจุบัน ไม่ว่าแหล่งความร้อนจะมาจากการเผาไหม้เชื้อเพลิงฟอสซิล ชีวมวล หรือปฏิกิริยานิวเคลียร์ก็ตาม เพราะสิ่งที่ต่างกันคือวิธีการ "ให้ความร้อน" เท่านั้น ส่วนวัฏจักรของน้ำ/ไอน้ำเองยังคงเหมือนเดิม

วัฏจักรประกอบด้วย 4 กระบวนการต่อเนื่องกันเป็นวง โดยแต่ละกระบวนการเกิดขึ้นในอุปกรณ์คนละชิ้น: กระบวนการ 1→2 คือ pump อัดน้ำจาก condenser ให้มีความดันสูงขึ้นถึงระดับ boiler แบบ isentropic (คือ adiabatic และ reversible ไม่มี entropy เพิ่ม ตามที่เรียนใน ch10); กระบวนการ 2→3 คือ boiler ให้ความร้อนแก่น้ำที่ความดันคงที่ (constant pressure) จนน้ำเดือดกลายเป็นไอทั้งหมดแล้วยังคงให้ความร้อนต่อจนเป็นไอน้ำร้อนยวดยิ่ง (superheated steam) ที่อุณหภูมิสูงกว่าจุดเดือด; กระบวนการ 3→4 คือ turbine ขยายตัวไอน้ำแบบ isentropic ปลดปล่อยพลังงานออกมาเป็นงานเชิงกลขับเพลาไปหมุน generator; และกระบวนการ 4→1 คือ condenser ควบแน่นไอน้ำที่เหลือกลับเป็นน้ำที่ความดันคงที่ (ความดันต่ำสุดของวัฏจักร) โดยทิ้งความร้อนแฝงออกทางน้ำหล่อเย็น แล้ววนกลับเข้า pump อีกครั้ง

ข้อแตกต่างสำคัญระหว่าง Rankine cycle กับ Carnot cycle ที่เรียนใน ch10 คือ Carnot cycle ให้ความร้อนที่อุณหภูมิคงที่ตลอดกระบวนการรับความร้อน (isothermal heat addition) ในขณะที่ Rankine cycle ให้ความร้อนที่ความดันคงที่ (isobaric) ซึ่งอุณหภูมิของน้ำ/ไอจะไม่คงที่ตลอดกระบวนการ 2→3 — ช่วงต้นอุณหภูมิไต่ขึ้นจากอุณหภูมิ pump ออกไปถึงจุดเดือด แล้วคงที่ตลอดช่วงเดือด (two-phase) จากนั้นไต่ขึ้นอีกครั้งในช่วง superheat เพราะการรับความร้อนไม่ได้อยู่ที่อุณหภูมิสูงสุดตลอดเวลา อุณหภูมิเฉลี่ยของการรับความร้อนจึงต่ำกว่า T_max และทำให้ η_th ของ Rankine cycle ต่ำกว่า η_Carnot ที่ทำงานระหว่าง T สูงสุด-ต่ำสุดเดียวกันเสมอ แต่สิ่งที่ Rankine cycle ได้กลับมาคือความ practical (ใช้งานจริงได้) ที่เหนือกว่ามาก เพราะกระบวนการอัด (compression) เกิดขึ้นกับของเหลวล้วน ๆ ไม่ใช่การอัดสารสองสถานะ (two-phase) แบบที่ Carnot cycle ต้องการในทางทฤษฎี ซึ่งไม่มีปั๊มหรือคอมเพรสเซอร์เชิงกลใดอัดของผสมไอ-ของเหลวได้อย่างมีประสิทธิภาพในทางปฏิบัติ

ค่าตัวเลขทั่วไปของโรงไฟฟ้า subcritical (ความดันต่ำกว่าจุดวิกฤตของน้ำ ดูรายละเอียดในหัวข้อ 13.8) ที่พบได้บ่อยคือ main steam (ไอน้ำหลักเข้า turbine) ความดันประมาณ 16.7 MPa และอุณหภูมิ 538–566°C ส่วนฝั่ง condenser จะรักษาความดันต่ำมากที่ 5–10 kPa ซึ่งเทียบเท่ากับอุณหภูมิอิ่มตัวเพียง 33–46°C เท่านั้น ความดันต่ำระดับนี้คือสภาวะสุญญากาศบางส่วน (vacuum) ที่ต้องอาศัยการควบแน่นไอน้ำอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาไว้ (รายละเอียดเต็มใน ch21) ช่วงความดันที่กว้างมากระหว่าง boiler กับ condenser นี้เองคือแหล่งพลังงานหลักที่ turbine ดึงออกมาใช้งาน

จุดที่น่าสังเกตอย่างมากคืองานที่ pump ใช้นั้นน้อยมากเมื่อเทียบกับงานที่ turbine ผลิตได้ — โดยทั่วไปอยู่ที่เพียงประมาณ 0.5–1% ของงาน turbine เท่านั้น เหตุผลอยู่ที่สมการงานของอุปกรณ์ไหลคงตัว (steady flow work) ซึ่งแปรผันตรงกับปริมาตรจำเพาะ (specific volume, v) ของสารที่กำลังถูกอัดหรือขยายตัว น้ำที่เป็นของเหลวมี v ต่ำมาก (ประมาณ 0.001 m³/kg) ในขณะที่ไอน้ำที่ turbine กำลังขยายตัวมี v สูงกว่าน้ำเป็นพันเท่า จึงทำให้งานสุทธิของวัฏจักร (w_net) เกือบเท่ากับงาน turbine ล้วน ๆ นี่คือข้อได้เปรียบสำคัญของ Rankine cycle ที่ทำให้ต่างจาก Brayton cycle (วัฏจักรกังหันก๊าซ ดู ch14) อย่างสิ้นเชิง เพราะใน Brayton cycle ตัว compressor ต้องอัดอากาศซึ่งเป็นแก๊สที่มี v สูงตลอดเวลา ทำให้ compressor กินงานไปถึง 50–60% ของงาน turbine ที่ผลิตได้ ส่งผลให้งานสุทธิของ Brayton cycle เหลือเพียงเศษเสี้ยวเมื่อเทียบกับงานรวม

ข้อจำกัดสำคัญอีกข้อของ Rankine cycle อยู่ที่ทางออกของ turbine ไอน้ำที่ขยายตัวจนถึงความดัน condenser ต้องมี quality (สัดส่วนไอต่อมวลรวม) สูงพอ โดยทั่วไปต้องไม่ต่ำกว่าประมาณ 0.88 มิฉะนั้นหยดน้ำที่ควบแน่นในไอผสมจะมีขนาดใหญ่และปริมาณมากพอที่จะกัดเซาะ (erosion) ใบพัดของ LP turbine (Low Pressure turbine — กังหันไอน้ำความดันต่ำ) ที่หมุนด้วยความเร็วสูงและมีใบยาวในโซนสุดท้าย ปัญหานี้เป็นตัวจำกัดว่าจะขยายไอได้ลึกแค่ไหน และเป็นเหตุผลหลักข้อหนึ่งที่ทำให้โรงไฟฟ้าความดันสูงต้องใช้เทคนิค reheat ตามที่จะกล่าวถึงในหัวข้อ 13.5 (รายละเอียดเรื่อง blade erosion ดูเพิ่มเติมใน ch19)

โดย \(\eta_{th}\) คือประสิทธิภาพเชิงความร้อน (ไม่มีหน่วย), \(w_{net}\) คืองานสุทธิต่อหน่วยมวล (kJ/kg), \(q_{in}\) คือความร้อนที่รับเข้าที่ boiler (kJ/kg) และ \(q_{out}\) คือความร้อนที่ทิ้งออกที่ condenser (kJ/kg)

1. Steam in from boiler — ท่อไอน้ำหลักที่นำไอน้ำร้อนยวดยิ่งจาก boiler (ผ่าน state 3 ตามแผนภาพ T-s ด้านบน) เข้าสู่ turbine casing แรกสุด ท่อนี้หุ้มฉนวนหนาเพราะไอน้ำในสภาวะออกแบบทั่วไปมีอุณหภูมิสูงถึง 538–566°C
2. High-pressure (HP) turbine casing — HP (High Pressure) turbine casing คือส่วนแรกของกังหันที่ไอน้ำความดันสูงสุดเข้าไปขยายตัว มีขนาดเล็กและใบพัดสั้นเพราะปริมาตรจำเพาะของไอยังต่ำ ในโรงที่ใช้ reheat (หัวข้อ 13.5) ไอที่ออกจาก HP casing นี้จะถูกส่งกลับไปอุ่นซ้ำที่ boiler ก่อนเข้า IP casing
3. Intermediate-pressure (IP) turbine casing — IP (Intermediate Pressure) turbine casing รับไอน้ำหลัง reheat ที่อุณหภูมิสูงใกล้เคียงจุดเข้า HP อีกครั้งแต่ความดันต่ำกว่ามาก ใบพัดเริ่มยาวขึ้นตามปริมาตรจำเพาะของไอที่เพิ่มขึ้น
4. Low-pressure (LP) turbine casing — LP (Low Pressure) turbine casing คือส่วนสุดท้ายก่อนไอเข้า condenser (state 4) มีขนาดใหญ่ที่สุดและใบพัดยาวที่สุดในชุด turbine เพราะไอที่ความดันใกล้ condenser มีปริมาตรจำเพาะสูงมาก และเป็นจุดที่ต้องระวัง quality ไม่ให้ต่ำกว่า ~0.88 ตามที่กล่าวถึงในหัวข้อนี้ มิฉะนั้นใบพัดแถวสุดท้ายจะถูกหยดน้ำกัดเซาะ
5. Generator — เครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ต่อกับเพลาเดียวกับ turbine ทั้งชุด แปลงงานเชิงกล w_turbine ที่ turbine ผลิตได้เป็นพลังงานไฟฟ้า (รายละเอียดเต็มใน ch30–ch31)
6. Excitation system and controls — ระบบกระตุ้นสนามแม่เหล็ก (excitation) และตู้ควบคุมของ generator ทำหน้าที่ป้อนกระแสกระตุ้นให้ขดลวดสนามแม่เหล็กของ rotor เพื่อให้ generator ผลิตแรงดันไฟฟ้าได้ตามที่ต้องการ
7. Main steam isolation valve — วาล์วตัดแยกไอน้ำหลักที่ใช้ปิดกั้นเส้นทางไอน้ำเข้า turbine โดยสมบูรณ์ในกรณีฉุกเฉินหรือหยุดเดินเครื่อง เป็นอุปกรณ์ safety สำคัญที่ต้องปิดได้เร็วเพื่อป้องกัน turbine overspeed
8. Reheat steam piping — ท่อไอน้ำหลัง reheat (hot reheat line ตามที่จะกล่าวถึงในหัวข้อ 13.5) ที่นำไอน้ำจาก reheater กลับเข้า IP turbine casing สังเกตว่าท่อมีเส้นผ่านศูนย์กลางใหญ่กว่าท่อ main steam เพราะไอที่ความดันต่ำกว่าต้องการพื้นที่หน้าตัดมากกว่าเพื่อรักษาความเร็วการไหลให้เหมาะสม
9. Condensate extraction piping — ท่อระบายน้ำควบแน่น (drain) ที่เกิดขึ้นตามจุดต่ำสุดของแนวท่อไอน้ำ ป้องกันไม่ให้หยดน้ำสะสมและถูกไอน้ำความเร็วสูงพัดเข้า turbine จนเกิดความเสียหายจาก water hammer หรือ erosion
10. Turbine lube oil system — ระบบน้ำมันหล่อลื่นที่หล่อเลี้ยง bearing ของเพลา turbine-generator ทั้งชุดตลอดเวลาที่เดินเครื่อง เป็นระบบที่ต้องทำงานต่อเนื่องแม้ขณะ turbine กำลังหยุดหมุนอิสระ (coasting down) เพื่อป้องกันเพลาเสียดสีกับ bearing โดยตรง
11. HP bypass valve — วาล์ว bypass ที่เปิดทางให้ไอน้ำจาก boiler ข้าม HP turbine ไปลง reheater หรือ condenser โดยตรงในช่วง start-up หรือ load rejection ฉับพลัน ช่วยปกป้อง boiler จากความดันสะสมเกินขณะที่ turbine ยังรับไอไม่ได้เต็มที่

13.2 การคำนวณวัฏจักรจาก Steam Tables (Cycle Analysis with Steam Tables)

การคำนวณวัฏจักร Rankine ในทางปฏิบัติทำได้โดยใช้ energy balance (สมดุลพลังงาน) ต่ออุปกรณ์แต่ละชิ้นแยกกัน โดยอาศัยหลัก SSSF (Steady State Steady Flow — ระบบไหลคงตัวสภาวะคงตัว) ที่เรียนใน ch09 และละเลยการเปลี่ยนแปลงของ KE (Kinetic Energy — พลังงานจลน์) และ PE (Potential Energy — พลังงานศักย์) ซึ่งมีขนาดเล็กมากเมื่อเทียบกับ enthalpy สมมติฐานสำคัญคือ pump และ turbine เป็น adiabatic (ไม่มีการแลกเปลี่ยนความร้อนกับสิ่งแวดล้อม) ในขณะที่ boiler และ condenser ไม่มีงานเชิงกลเข้า-ออกเลย มีเพียงการแลกเปลี่ยนความร้อน สมมติฐานทั้งสี่ข้อนี้ทำให้สมการพลังงานของแต่ละอุปกรณ์เหลือเทอมเดียวที่ต้องหา ทำให้คำนวณได้ตรงไปตรงมา

ลำดับการคำนวณมาตรฐานที่ใช้ได้กับ ideal Rankine cycle เกือบทุกโจทย์มีสี่ขั้นตอน: ขั้นแรกหา h₁ ซึ่งคือ enthalpy ของน้ำอิ่มตัว (h_f) ที่ความดัน condenser เพราะ state 1 คือทางออกของ condenser ขั้นที่สองคำนวณงานปั๊ม w_pump จากปริมาตรจำเพาะของของเหลวที่ทางเข้าคูณผลต่างความดัน แล้วบวกเข้ากับ h₁ เพื่อได้ h₂ ขั้นที่สามอ่านค่า h₃ และ s₃ จากตาราง superheated steam ที่ความดันและอุณหภูมิของ main steam โดยตรง และขั้นสุดท้ายตั้ง s₄ ให้เท่ากับ s₃ (เพราะ turbine เป็น isentropic ในอุดมคติ) แล้วใช้ค่านี้หา quality x₄ ที่ความดัน condenser ก่อนคำนวณ h₄ ต่อไป

ข้อสังเกตสำคัญคือ state 1 ถูกกำหนดให้เป็น saturated liquid (น้ำอิ่มตัว x = 0) พอดีที่ทางออกของ condenser ซึ่งเป็นสมมติฐานที่ใช้ในการคำนวณอุดมคติ แต่ในทางปฏิบัติจริงน้ำที่ทางออก condenser มักถูก subcool (เย็นกว่าจุดอิ่มตัว) เล็กน้อยเพื่อป้องกัน cavitation (การเกิดฟองไอในของเหลวที่ทางดูดปั๊ม) ที่ condensate pump — subcooling ที่มากเกินไปกลับส่งผลเสียต่อ η เล็กน้อยเพราะต้องใช้ความร้อนเพิ่มขึ้นในการอุ่นน้ำกลับไปยังจุดเดือดในภายหลัง

quality ที่ทางออก turbine คำนวณจากสูตร x₄ = (s₄ − s_f)/s_fg โดย s_f และ s_fg คือค่า entropy ของน้ำอิ่มตัวและ entropy ของการเปลี่ยนสถานะที่ความดัน condenser ตามลำดับ ค่า x₄ ที่ได้จะบอกโดยตรงว่าไอที่ทางออก turbine ปลอดภัยต่อใบพัด LP หรือไม่ตามเกณฑ์ x ≥ 0.88 ที่กล่าวถึงในหัวข้อก่อนหน้า

ข้อควรระวังในทางปฏิบัติคือความละเอียดของการอ่านตารางมีผลจริงต่อผลลัพธ์สุดท้าย — ทุก ๆ ค่าความคลาดเคลื่อน 1 kJ/kg ในการอ่าน enthalpy จะกระทบผลลัพธ์ η ราว 0.03–0.05% เท่านั้นซึ่งดูเหมือนน้อย แต่เมื่อสะสมความคลาดเคลื่อนจากหลายจุดพร้อมกัน (h₃, h₄, h₁, h₂) อาจทำให้ผลต่างชัดเจนขึ้นได้ ดังนั้นเมื่อค่าที่ต้องการไม่ตรงกับแถวในตารางพอดี จึงจำเป็นต้องทำ interpolation (การประมาณค่าระหว่างจุด) อย่างละเอียดตามวิธีที่เรียนใน ch11 เสมอ ไม่ควรปัดค่าง่าย ๆ โดยไม่คำนวณ

โดย \(v_1\) คือ specific volume ของน้ำอิ่มตัวที่ทางเข้า pump (m³/kg), \(P\) คือความดัน (kPa), \(h\) คือ enthalpy ที่แต่ละ state (kJ/kg)

โดย \(x_4\) คือ quality ทางออก turbine (ไม่มีหน่วย), \(s_4\) คือ entropy ทางออก turbine (kJ/kg·K), \(s_f, s_{fg}\) คือค่า entropy อิ่มตัวที่ความดัน condenser (kJ/kg·K)

13.3 วัฏจักรจริง vs อุดมคติ (Actual vs Ideal — Irreversibilities)

วัฏจักร Rankine ในอุดมคติที่คำนวณในหัวข้อ 13.2 สมมติว่า pump และ turbine เป็น isentropic อย่างสมบูรณ์แบบ แต่ในความเป็นจริงไม่มีอุปกรณ์เชิงกลใดปราศจาก irreversibility (ความไม่ผันกลับ) เลย แหล่งความไม่อุดมคติหลักที่พบในวัฏจักรจริงมีหลายจุด: friction (แรงเสียดทาน) ภายใน turbine และ pump ทำให้ entropy เพิ่มขึ้นระหว่างกระบวนการ, pressure drop (ความดันตกคร่อม) ตามแนวท่อและใน boiler โดยเฉพาะที่ main steam line ซึ่งมักตกประมาณ 4–5% จากความดันออกแบบ, heat loss (การสูญเสียความร้อน) ผ่านฉนวนท่อและผิวอุปกรณ์ต่าง ๆ สู่บรรยากาศ และ subcooling ที่ condenser ตามที่กล่าวถึงในหัวข้อก่อนหน้า

ในทางปฏิบัติ turbine isentropic efficiency (η_T) ของอุปกรณ์จริงอยู่ที่ประมาณ 85–90% โดยส่วน HP มักมีค่าสูงกว่า LP เพราะโซน LP มี moisture (หยดน้ำ) ปะปนอยู่ในไอซึ่งเป็นตัวการสำคัญที่ลดประสิทธิภาพจากทั้ง aerodynamic loss และ moisture loss พร้อมกัน ส่วน pump isentropic efficiency (η_P) โดยทั่วไปอยู่ที่ 75–85% ซึ่งต่ำกว่า turbine เพราะปั๊มขนาดเล็กมี relative loss (ความสูญเสียเทียบกับงานรวม) สูงกว่าเชิงสัดส่วน แม้งานสัมบูรณ์ของปั๊มจะน้อยมากตามที่กล่าวไปแล้วในหัวข้อ 13.1

ผลของ irreversibility เหล่านี้เมื่อแสดงบน T-s diagram คือจุด 4 จริง (เขียนแทนด้วย 4a) จะเลื่อนไปทางขวาของจุด 4s (ค่า s เพิ่มขึ้นจากที่ควรจะเป็นตาม isentropic path) ผลที่ตามมาคือ moisture ที่ exhaust ของ turbine จริงกลับ น้อยลง เล็กน้อยเมื่อเทียบกับกรณี isentropic เพราะ entropy ที่เพิ่มขึ้นดันจุด 4a ให้อยู่ลึกเข้าไปในโซนที่ quality สูงขึ้นบนเส้น isobar เดียวกัน แต่ในทางกลับกัน turbine จริงกลับได้งานน้อยลงกว่ากรณี isentropic เสมอ เพราะ h₄a สูงกว่า h₄s (พลังงานส่วนหนึ่งถูกสูญเสียเป็นความร้อนจาก friction แทนที่จะถูกดึงออกมาเป็นงานเชิงกล)

เมื่อรวมผลของ irreversibility ทั้งหมดในวัฏจักรเปล่า ๆ (gross cycle) แล้ว η_th ของโรงไฟฟ้าจริงจะต่ำกว่าค่า ideal ประมาณ 10–15% แบบ relative และเมื่อรวมผลของ boiler efficiency (ประสิทธิภาพการเผาไหม้และถ่ายเทความร้อนใน boiler ดู ch16–ch17) และ auxiliary power (พลังงานที่อุปกรณ์ช่วยต่าง ๆ เช่นปั๊มและพัดลมใช้เอง) เข้าไปด้วยแล้ว net plant efficiency (ประสิทธิภาพสุทธิของโรงไฟฟ้าที่จ่ายออกจริง) ของโรง subcritical ทั่วไปจะเหลือประมาณ 33–38% เท่านั้น — ตัวเลขนี้คือสิ่งที่ทีมวิศวกรรมสมรรถนะของโรงไฟฟ้าใช้เป็นเป้าหมายเปรียบเทียบ (benchmark) ตลอดอายุการใช้งานของโรง

โดย \(\eta_T\) คือ isentropic efficiency ของ turbine, \(\eta_P\) คือของ pump (ไม่มีหน่วย), \(h_{4a}, h_{2a}\) คือ enthalpy จริงที่ทางออก turbine และ pump ตามลำดับ, \(h_{4s}, h_{2s}\) คือ enthalpy กรณี isentropic (kJ/kg)

13.4 วิธีเพิ่มประสิทธิภาพวัฏจักร (Raising Cycle Efficiency)

หลักการรวมของทุกวิธีที่ใช้เพิ่มประสิทธิภาพวัฏจักร Rankine มีเพียงสองแนวทางเท่านั้น: เพิ่มอุณหภูมิเฉลี่ยของการรับความร้อน (average temperature of heat addition) หรือลดอุณหภูมิเฉลี่ยของการทิ้งความร้อน (average temperature of heat rejection) เพราะจากสูตร η_Carnot = 1 − T_L/T_H ที่เรียนใน ch10 ยิ่ง T_H เฉลี่ยสูงขึ้นหรือ T_L เฉลี่ยต่ำลงเท่าไร ประสิทธิภาพสูงสุดที่เป็นไปได้ก็ยิ่งสูงขึ้นเท่านั้น แม้ Rankine cycle จะไม่ได้ให้ความร้อนที่อุณหภูมิคงที่แบบ Carnot cycle ก็ตาม แต่หลักการเดียวกันนี้ยังคงใช้ได้กับอุณหภูมิเฉลี่ย

วิธีแรกคือลดความดัน condenser จาก 10 kPa ลงเหลือ 5 kPa จะเพิ่ม η ได้ราว 1.5–2 จุดเปอร์เซ็นต์ เพราะอุณหภูมิเฉลี่ยของการทิ้งความร้อนต่ำลง แต่ผลข้างเคียงคือ moisture ที่ทางออก turbine จะเพิ่มขึ้น เพราะจุด 4 บนแผนภาพ T-s เลื่อนลึกเข้าไปในโดมมากขึ้น ขีดจำกัดของวิธีนี้ไม่ได้อยู่ที่ตัว condenser เองแต่อยู่ที่อุณหภูมิของน้ำหล่อเย็นที่มีอยู่จริง (ดู ch21, ch22) — condenser ต้องรักษาอุณหภูมิอิ่มตัวให้อยู่เหนืออุณหภูมิน้ำหล่อเย็นบวกกับ TTD (Terminal Temperature Difference — ผลต่างอุณหภูมิปลายทาง) เสมอ ดังนั้นในภูมิภาคที่อุณหภูมิน้ำหล่อเย็นสูงอยู่แล้ว (เช่นประเทศเขตร้อน) ความดัน condenser ต่ำสุดที่ทำได้จริงจึงถูกจำกัดด้วยธรรมชาติของสภาพอากาศ

วิธีที่สองคือเพิ่ม superheat จากประมาณ 480°C เป็น 540°C จะเพิ่ม η พร้อมกับลด moisture ที่ทางออก turbine ไปพร้อมกันในคราวเดียว เพราะจุด 3 เลื่อนขึ้นไปทางขวาบนของแผนภาพ ทำให้เส้น isentropic expansion 3→4 เลื่อนตามไปด้วยจนจุด 4 ตื้นขึ้น (quality สูงขึ้น) วิธีนี้จึงเป็นวิธีที่ให้ผลดีทั้งสองด้านพร้อมกัน แต่ขีดจำกัดอยู่ที่วัสดุท่อของ superheater — เหล็กกล้าตระกูล ferritic ทนได้ถึงประมาณ 540–566°C เท่านั้น หากต้องการอุณหภูมิสูงกว่านั้นจำเป็นต้องเปลี่ยนไปใช้โลหะผสม austenitic หรือโลหะผสมพิเศษที่มีต้นทุนสูงกว่ามาก

วิธีที่สามคือเพิ่มความดัน boiler โดยคง T_max (อุณหภูมิสูงสุดที่ turbine inlet) ไว้เท่าเดิม จะเพิ่มอุณหภูมิเฉลี่ยของการรับความร้อนเพราะจุดเดือดของน้ำที่ความดันสูงกว่าจะอยู่ที่อุณหภูมิสูงกว่า ทำให้ η เพิ่มขึ้นได้ แต่ผลข้างเคียงกลับตรงข้ามกับวิธีที่สอง คือ moisture ที่ turbine exit จะ เพิ่มขึ้น เพราะเส้น isentropic expansion จากจุด 3 ที่ T_max เดิมแต่ P_boiler สูงกว่าจะเลื่อนจุด 4 ให้ลึกเข้าไปในโดมมากขึ้น ด้วยเหตุนี้โรงไฟฟ้าความดันสูงแทบทุกโรงจึงต้องจับคู่การเพิ่มความดัน boiler เข้ากับ reheat เสมอ เพื่อแก้ปัญหา moisture ที่เกิดขึ้นพร้อมกัน (รายละเอียดใน 13.5)

ทั้งสามวิธีนี้เห็นผลชัดเจนที่สุดเมื่อดูบนแผนภาพ T-s เพราะพื้นที่งานสุทธิ (w_net) ที่ล้อมรอบด้วยเส้นวัฏจักรจะเปลี่ยนรูปร่างไปคนละแบบตามวิธีที่ใช้ แม้พื้นที่ที่เพิ่มขึ้นอาจใกล้เคียงกันในเชิงตัวเลข แต่ตำแหน่งของพื้นที่ที่เพิ่มขึ้นบนแผนภาพจะบอกได้ทันทีว่าวิธีไหนกระทบ moisture ที่ turbine exit อย่างไร ซึ่งเป็นทักษะการอ่านแผนภาพที่มีประโยชน์มากในการวิเคราะห์วัฏจักรเชิงคุณภาพโดยไม่ต้องคำนวณตัวเลขทุกครั้ง

13.5 Reheat Cycle

Reheat cycle คือเทคนิคที่ขยายไอน้ำใน HP turbine เพียงบางส่วนจนถึงความดันกลาง (intermediate pressure) แล้วส่งไอที่ยังไม่ขยายจนสุดกลับไปอุ่นใหม่ที่ reheater ซึ่งเป็นชุดท่อที่ติดตั้งอยู่ใน boiler อีกครั้งหนึ่งจนอุณหภูมิใกล้เคียงกับอุณหภูมิ main steam เดิม (เช่น 538–566°C) ก่อนจึงส่งไอที่อุ่นใหม่แล้วนี้เข้า IP/LP turbine เพื่อขยายตัวต่อจนถึงความดัน condenser

ความดัน reheat ที่เหมาะสมทางวิศวกรรมโดยทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 20–25% ของความดัน boiler เช่นถ้า boiler pressure อยู่ที่ 16.7 MPa reheat pressure ที่เหมาะสมจะอยู่ราว 3.5–4 MPa สัดส่วนนี้เกิดจากการหาจุดสมดุลระหว่างประโยชน์ด้าน η ที่ได้กับความซับซ้อนของท่อ reheat ที่เพิ่มขึ้น หากเลือกความดัน reheat สูงหรือต่ำเกินไปจากช่วงนี้ ประโยชน์ทาง thermodynamics จะลดลง

ประโยชน์หลักของ reheat มีสองด้านพร้อมกัน: ด้านแรกคือแก้ปัญหา moisture ที่ทางออก LP turbine โดยตรง เพราะไอที่เข้า IP/LP turbine หลัง reheat มีอุณหภูมิสูงขึ้นกว่าที่จะเป็นหากขยายตัวต่อเนื่องจาก HP turbine โดยไม่แวะอุ่นใหม่ ทำให้ quality ทางออกสุดท้ายสูงขึ้นตามไปด้วย ด้านที่สองคือเพิ่มประสิทธิภาพเชิงความร้อนของวัฏจักรโดยรวมราว 4–5% แบบ relative เพราะการอุ่นไอกลับที่อุณหภูมิสูงเทียบเท่าการเพิ่มอุณหภูมิเฉลี่ยของการรับความร้อนตามหลักการในหัวข้อ 13.4 การใช้ single reheat (อุ่นซ้ำหนึ่งครั้ง) เป็นมาตรฐานของโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ทั่วไป ส่วน double reheat (อุ่นซ้ำสองครั้ง) จะพบในโรง USC (Ultra-Supercritical) บางโรงที่ต้องการดัน η ให้สูงขึ้นอีกประมาณ 2 จุดเปอร์เซ็นต์ แต่แลกมาด้วยความซับซ้อนของท่อและระบบควบคุมที่เพิ่มขึ้นมาก

ท่อที่นำไอจาก HP turbine กลับไปยัง reheater เรียกว่า cold reheat line ส่วนท่อที่นำไอจาก reheater กลับไปยัง IP/LP turbine เรียกว่า hot reheat line ท่อทั้งสองเส้นนี้มีเส้นผ่านศูนย์กลางใหญ่กว่าท่อ main steam มากเพราะไอที่ความดันต่ำกว่าต้องการพื้นที่หน้าตัดมากกว่าเพื่อรักษาความเร็วการไหลให้เหมาะสม (ดังที่กล่าวถึงในภาพ steam turbine hall ของหัวข้อ 13.1) และตัว reheater เองก็มี pressure drop (ความดันตกคร่อม) ที่ยอมรับได้ตามมาตรฐานการออกแบบอยู่ที่ประมาณ 7–10% ของความดัน reheat ซึ่งต้องนำมาคิดรวมในสมดุลพลังงานของวัฏจักร

ในทางคำนวณ reheat cycle ทำให้ q_in และ w_turbine กลายเป็นผลรวมของสองก้อนแทนที่จะเป็นก้อนเดียวเหมือนวัฏจักรพื้นฐาน — ก้อนแรกคือการให้ความร้อนใน boiler หลัก (h₃−h₂) และการขยายตัวใน HP turbine (h₃−h₄) ส่วนก้อนที่สองคือการให้ความร้อนที่ reheater (h₅−h₄) และการขยายตัวใน IP/LP turbine (h₅−h₆) โดยที่ state 4 และ 5 คือจุดก่อนและหลัง reheater ตามลำดับ

โดย \(h_3, h_4\) คือ enthalpy เข้า/ออก HP turbine, \(h_5\) คือ enthalpy หลัง reheat (เข้า IP turbine), \(h_6\) คือ enthalpy ออก LP turbine (kJ/kg)

13.6 Regenerative Cycle — Feedwater Heaters

Regenerative cycle คือเทคนิคที่ดึงไอบางส่วนออกจากจุดกลางทางของ turbine — เรียกว่า extraction steam หรือ bleed steam — มาใช้อุ่น feedwater (น้ำป้อน) ก่อนที่จะเข้า boiler แนวคิดเบื้องหลังคือปกติแล้ว boiler ต้องรับภาระอุ่นน้ำตั้งแต่อุณหภูมิ condenser (ต่ำมาก) ขึ้นไปจนถึงจุดเดือดที่ boiler pressure ทั้งหมด ซึ่งเป็นช่วงอุณหภูมิต่ำที่ทำให้อุณหภูมิเฉลี่ยของการรับความร้อนโดยรวมลดลง เมื่อดึงไอมาอุ่นน้ำป้อนล่วงหน้าแทน ภาระในการอุ่นช่วงอุณหภูมิต่ำที่ boiler ก็ลดลง ทำให้อุณหภูมิเฉลี่ยของการรับความร้อนสูงขึ้น และ η เพิ่มขึ้นตามหลักการเดียวกับหัวข้อ 13.4

FWH (Feedwater Heater — เครื่องอุ่นน้ำป้อน) แบ่งเป็นสองประเภทหลักตามโครงสร้าง: Open FWH (direct contact) คือแบบที่ไอกับน้ำผสมกันโดยตรงในถังเดียว จึงต้องมีปั๊มติดตั้งอยู่ตามหลังทุกตัวเพื่อยกความดันน้ำผสมนั้นขึ้นไปยังจุดถัดไป ในโรงไฟฟ้าจริง open FWH ที่สำคัญที่สุดคือ deaerator ซึ่งนอกจากอุ่นน้ำป้อนแล้วยังทำหน้าที่ไล่ก๊าซละลายอย่าง O₂ (ออกซิเจน) และ CO₂ (คาร์บอนไดออกไซด์) ออกจากน้ำอีกด้วย เพื่อป้องกันการกัดกร่อน (corrosion) ของท่อและอุปกรณ์ปลายน้ำ (รายละเอียดเต็มใน ch23 และ ch28) ส่วน Closed FWH เป็นแบบ shell-and-tube ที่ไอ extraction กลั่นตัวอยู่ฝั่ง shell ในขณะที่น้ำป้อนไหลอยู่ในท่อ (tube side) โดยไม่ผสมกันเลย น้ำที่กลั่นตัวจากไอ (drain) จะถูกส่งต่อแบบ cascade ลงไปยัง FWH ตัวถัดไปที่ความดันต่ำกว่า หรือถูกปั๊มไปข้างหน้าเพื่อผสมกับกระแสหลักโดยตรง สมรรถนะของ closed FWH วัดด้วยสองค่าหลัก: TTD (Terminal Temperature Difference) ซึ่งอยู่ในช่วงประมาณ −1 ถึง +3°C และ DCA (Drain Cooler Approach — ผลต่างอุณหภูมิที่ส่วน drain cooler) ซึ่งอยู่ในช่วงประมาณ 5–10°C โดยค่าทั้งสองยิ่งน้อยยิ่งแสดงว่า FWH ทำงานได้มีประสิทธิภาพ

โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ทั่วไปใช้ FWH รวมกัน 6–8 ตัว ประกอบด้วย LP heaters (เครื่องอุ่นความดันต่ำที่ดึงไอจากช่วงท้าย turbine) deaerator หนึ่งตัว และ HP heaters (เครื่องอุ่นความดันสูงที่ดึงไอจากช่วงต้น turbine) เรียงต่อกันเป็นสาย ทำให้ final feedwater temperature (อุณหภูมิน้ำป้อนก่อนเข้า boiler) สูงถึงประมาณ 250–290°C แต่ละ heater ที่เพิ่มเข้าไปในสายจะเพิ่ม η ได้ราว 1–2% แต่เป็นแบบผลตอบแทนลดหลั่น (diminishing returns) คือ heater ตัวแรก ๆ ให้ประโยชน์ต่อตัวมากกว่า heater ตัวหลัง ๆ ที่เพิ่มเข้ามาทีหลัง ด้วยเหตุนี้จำนวน FWH ที่เหมาะสมทางเศรษฐศาสตร์จึงมักอยู่ที่ 6–8 ตัวตามที่กล่าวมา ไม่ใช่การเพิ่มไปเรื่อย ๆ อย่างไม่มีขีดจำกัด

การคำนวณ mass balance ของ open FWH ใช้หาสัดส่วนมวลไอ extraction (y) ที่ต้องดึงมาเพื่อให้อุณหภูมิน้ำป้อนขาออกตรงตามที่ต้องการ โดยตั้งสมดุลพลังงานระหว่างไอ extraction ที่เข้ามาผสมกับน้ำป้อนกระแสหลัก แล้วแก้สมการหาสัดส่วนมวลที่ทำให้ enthalpy รวมของกระแสผสมตรงกับ enthalpy ของน้ำป้อนขาออกที่ต้องการพอดี

โดย \(y\) คือสัดส่วนมวลไอ extraction ต่อมวลไอรวม (ไม่มีหน่วย), \(h_{fw,out}, h_{fw,in}\) คือ enthalpy น้ำป้อนออก/เข้า FWH (kJ/kg), \(h_{extraction}\) คือ enthalpy ไอ extraction (kJ/kg)

1. Steam inlet (shell side) — ทางเข้าไอ extraction จาก turbine ที่เข้าสู่ฝั่ง shell ของ closed FWH ไอนี้คือไอที่ดึงมาจากจุดกลางทางของ turbine ตามสัดส่วน y ที่คำนวณได้จากสมการ mass balance ในหัวข้อนี้
2. Shell (vessel) — เปลือกนอกของ heat exchanger ที่บรรจุทั้งไอ extraction และมัดท่อ feedwater ไว้ภายใน เป็นภาชนะรับความดันที่ต้องออกแบบให้ทนทั้งความดันไอฝั่ง shell และความร้อนที่ถ่ายเทตลอดอายุใช้งาน
3. Steam space (shell side) — พื้นที่ว่างฝั่ง shell ที่ไอ extraction กระจายตัวและสัมผัสกับผิวนอกของมัดท่อ feedwater โดยตรง เป็นบริเวณที่ไอเริ่มควบแน่นทันทีที่สัมผัสผิวท่อที่เย็นกว่า
4. U-tube bundle (feedwater side) — มัดท่อรูปตัว U ที่น้ำป้อนไหลอยู่ภายใน (tube side) รูปทรง U ช่วยให้ท่อขยายตัวจากความร้อนได้อย่างอิสระโดยไม่ทำให้เกิดความเค้นสะสมที่ tube sheet ซึ่งเป็นปัญหาสำคัญของ heat exchanger ที่ทำงานที่อุณหภูมิสูงต่อเนื่อง
5. Removable cover (channel head) — ฝาครอบที่ถอดออกได้ของ channel head ทำให้เข้าถึง tube sheet และปลายท่อเพื่อตรวจสอบหรือทำความสะอาดได้โดยไม่ต้องรื้อทั้งตัวเครื่อง
6. Channel head (stationary) — ส่วนหัวคงที่ที่แบ่งทางเข้า-ออกของน้ำป้อนฝั่ง tube side ออกจากกัน ทำหน้าที่กระจายน้ำป้อนเข้าสู่ท่อแต่ละท่อของมัดท่อ U
7. Feedwater inlet (tube side) — ทางเข้าน้ำป้อนฝั่งท่อ ก่อนไหลผ่านมัดท่อ U รับความร้อนจากไอ extraction ฝั่ง shell แล้วไหลออกที่อุณหภูมิสูงขึ้น
8. Tube sheet — แผ่นเหล็กหนาที่ปลายท่อทุกท่อถูกฝังและขยายยึดแน่น ทำหน้าที่แยกฝั่ง shell (ไอ) ออกจากฝั่ง tube (น้ำป้อน) อย่างสมบูรณ์ และรับแรงดันต่างระหว่างสองฝั่งตลอดเวลา
9. Support saddle — ฐานรองรับน้ำหนักตัวถังทั้งหมด วางอยู่บนโครงสร้างหรือพื้นคอนกรีตในอาคาร heater bay ของโรงไฟฟ้า
10. Condensate (hotwell) (shell side) — บ่อพักน้ำควบแน่นที่ก้น shell ซึ่งเป็นน้ำที่เกิดจากไอ extraction กลั่นตัวเต็มที่แล้ว น้ำนี้เรียกว่า drain และจะถูกส่งต่อไปยัง FWH ตัวถัดไปหรือปั๊มไปข้างหน้าตามที่อธิบายในเนื้อหาหัวข้อนี้
11. Baffles (shell side) — แผ่นกั้นฝั่ง shell ที่บังคับให้ไอ extraction ไหลปะทะมัดท่อในทิศทางขวางแนวท่อ (cross flow) เพื่อเพิ่มความปั่นป่วนและเพิ่ม heat transfer coefficient ฝั่ง shell ตามหลักการที่เรียนใน ch12
12. Feedwater outlet (tube side) — ทางออกน้ำป้อนที่อุณหภูมิสูงขึ้นแล้ว หลังผ่านมัดท่อ U ครบ พร้อมส่งต่อไปยัง FWH ตัวถัดไปที่ความดันสูงกว่า หรือเข้า boiler โดยตรงหากเป็น heater ตัวสุดท้ายในสาย
13. Condensate outlet (shell side) — ทางออก drain จากบ่อพักน้ำควบแน่นฝั่ง shell ไปยังจุดหมายถัดไปตามระบบ drain cascade ของโรงไฟฟ้า

1. Deaerating column — คอลัมน์ทรงกระบอกตั้งอยู่บนถังนอน ภายในมีแผ่นกระจายน้ำ (spray/tray) ที่ทำให้น้ำป้อนแตกเป็นละอองสัมผัสกับไอโดยตรง เป็นจุดที่ O₂ และ CO₂ ละลายในน้ำถูกไล่ออกด้วยไอน้ำร้อนตามหลักการของ open FWH ที่อธิบายในเนื้อหาหัวข้อนี้
2. Steam outlet — ท่อที่ไอส่วนเกินหลังไล่ก๊าซแล้วไหลออกจากส่วนบนของ deaerating column ไอนี้บางส่วนถูกดักไว้ในระบบ ส่วนที่เหลือระบายทิ้งผ่านทาง vent
3. Vent (to atmosphere or condenser) — ท่อระบายก๊าซที่ไล่ออกมาแล้ว (O₂, CO₂ พร้อมไอน้ำเล็กน้อย) ออกสู่บรรยากาศหรือส่งไปควบแน่นเพิ่มเติมที่ condenser เพื่อลดการสูญเสียน้ำและพลังงาน
4. Feedwater inlet — ทางเข้าน้ำป้อนที่มาจาก LP heater ตัวก่อนหน้าในสาย เข้าสู่ deaerating column เพื่อสัมผัสไอและถูกไล่ก๊าซ
5. Level control instrument — เครื่องมือวัดและควบคุมระดับน้ำใน storage tank ด้านล่าง รักษาระดับน้ำให้อยู่ในช่วงที่เหมาะสมเพื่อไม่ให้ boiler feed pump ที่ทางออกขาดน้ำหรือ tank ล้น
6. Deaerator storage tank (hotwell) — ถังนอนเก็บน้ำป้อนที่ไล่ก๊าซแล้ว ทำหน้าที่เป็นบัฟเฟอร์ (buffer) ปริมาณน้ำสำรองให้ boiler feed pump ดูดไปใช้ได้ต่อเนื่องแม้อัตราการไหลจาก deaerating column ด้านบนจะแกว่งเล็กน้อย
7. Access platform — ทางเดินและราวกันตกรอบตัวถัง สำหรับให้ operator และช่างบำรุงรักษาเข้าตรวจสอบวาล์วและเครื่องมือวัดต่าง ๆ ที่ติดตั้งอยู่บนตัวถัง
8. Boiler feedwater outlet — ทางออกน้ำป้อนจาก storage tank ไปยัง boiler feed pump เพื่อยกความดันขึ้นสู่ระดับ boiler pressure ต่อไป (สังเกตว่า deaerator เป็น open FWH จึงต้องมีปั๊มตามหลังเสมอตามที่อธิบายในเนื้อหา)
9. Makeup water inlet — ทางเข้าน้ำเติม (makeup water) ที่ผ่านการปรับปรุงคุณภาพแล้วจากระบบ water treatment (ดู ch28) เพื่อชดเชยน้ำที่สูญเสียไปจากระบบ เช่นจาก blowdown หรือการรั่วซึมเล็กน้อย
10. Drain cooler — ถังขนาดเล็กที่ระบายความร้อนจาก drain ก่อนส่งต่อ ช่วยดึงพลังงานความร้อนที่เหลือกลับมาใช้ก่อนทิ้งน้ำ drain ออกจากระบบ
11. Structural steel support structure — โครงเหล็กที่ยกตัวถัง deaerator ทั้งชุดขึ้นสูงจากพื้น เหตุผลหลักคือ NPSH (Net Positive Suction Head) ของ boiler feed pump ต้องการความสูงของน้ำเหนือทางดูดปั๊มเพียงพอ เพื่อป้องกัน cavitation ที่ปั๊มความดันสูงตัวนี้

1. Steam inlet (heater extract) — ท่อไอ extraction ที่ดึงจากจุดความดันสูงของ turbine เข้าสู่ HP heater ตัวแรกในแถว เป็นไอที่มีอุณหภูมิสูงที่สุดในบรรดา extraction ทั้งหมดของโรง เพราะดึงจากช่วงต้นของ turbine
2. Feedwater outlet to next heater — ทางออกน้ำป้อนที่อุ่นแล้วจาก heater ตัวนี้ ส่งต่อไปยัง heater ตัวถัดไปที่อยู่ปลายสาย (ใกล้ boiler มากขึ้น) ตามลำดับการเรียง HP heater ที่ต่อกันเป็นสายในภาพ
3. Insulated heater shell — เปลือกถังทรงกระบอกแนวนอนที่หุ้มฉนวนหนา เพราะไอ extraction ความดันและอุณหภูมิสูงภายในต้องป้องกัน heat loss เช่นเดียวกับหลักการฉนวนท่อไอน้ำที่เรียนใน ch12
4. Front end cover — ฝาครอบด้านหน้าของ channel head ที่ถอดออกได้เพื่อเข้าถึง tube sheet เช่นเดียวกับโครงสร้าง closed FWH ที่อธิบายในรูปตัดก่อนหน้า
5. Valve station — ชุดวาล์วควบคุมและวาล์วตัดแยกที่ติดตั้งอยู่บนแนวท่อระหว่าง heater แต่ละตัว ใช้ควบคุมอัตราการไหลและแยก heater ออกจากระบบได้หากต้องบำรุงรักษาโดยไม่ต้องหยุดทั้งสาย
6. Condensate inlet — ทางเข้า drain จาก heater ตัวก่อนหน้าที่มีความดันสูงกว่า ไหล cascade เข้าผสมกับ drain ของ heater ตัวนี้ตามหลักการ drain cascade
7. Structural support — ฐานเหล็กรองรับน้ำหนักตัวถัง heater วางอยู่บนพื้นคอนกรีตของอาคาร heater bay
8. Condensate outlet — ทางออก drain จาก heater ตัวนี้ไปยัง heater ตัวถัดไปที่ความดันต่ำกว่า หรือไปยัง deaerator ตามลำดับของสาย FWH ในโรง

13.7 Heat Rate และการคำนวณ (Heat Rate)

heat rate (HR) คือปริมาณพลังงานเชื้อเพลิงที่โรงไฟฟ้าต้องใช้เพื่อผลิตไฟฟ้า 1 kWh ซึ่งเป็นตัวชี้วัดสมรรถนะหลักที่โรงไฟฟ้าใช้จริงในการดำเนินงานประจำวัน — ยิ่ง heat rate ต่ำยิ่งหมายถึงโรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูง ใช้เชื้อเพลิงน้อยลงต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ ต่างจาก η_th ที่เป็นตัวเลขไม่มีหน่วยและมักใช้ในทางทฤษฎีหรือการออกแบบ heat rate เป็นตัวเลขที่มีหน่วยและใช้พูดคุยกันในการดำเนินงานจริงมากกว่า เพราะเทียบได้ตรงกับต้นทุนเชื้อเพลิงที่ต้องซื้อ

heat rate แบ่งได้เป็น gross HR ซึ่งคำนวณจากไฟฟ้าที่ผลิตได้ที่ generator โดยตรง และ net HR ซึ่งคำนวณจากไฟฟ้าที่จำหน่ายออกจริงหลังหักลบ auxiliary power (พลังงานที่อุปกรณ์ช่วยของโรงเองใช้ เช่นปั๊ม พัดลม และระบบควบคุม) ออกไปแล้ว — auxiliary power สำหรับโรงถ่านหินทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 5–10% ของกำลังผลิตรวม ในขณะที่โรง CC (Combined Cycle — โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ดู ch15) ใช้เพียง 2–3% เพราะไม่มีระบบเชื้อเพลิงแข็งที่กินพลังงานเสริมมาก net HR จึงเป็นตัวเลขที่สะท้อนสมรรถนะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าปลายทางได้รับจริงมากกว่า gross HR

ค่า typical ของ net heat rate บนฐาน LHV (Lower Heating Value — ค่าความร้อนต่ำ) มีดังนี้: โรง subcritical ประมาณ 9,700–10,500 kJ/kWh, โรง supercritical ประมาณ 9,000–9,500 kJ/kWh, โรง USC ประมาณ 8,100–8,600 kJ/kWh และโรง combined cycle ประมาณ 5,700–6,300 kJ/kWh ซึ่งต่ำกว่าโรงพลังไอน้ำล้วนมากเพราะใช้ทั้งวัฏจักร Brayton และ Rankine ร่วมกัน (รายละเอียดใน ch15) ข้อควรระวังสำคัญคือต้องระบุฐานการคำนวณให้ชัดเจนระหว่าง HHV (Higher Heating Value — ค่าความร้อนสูง) กับ LHV เสมอ เพราะ heat rate บนฐาน HHV จะสูงกว่าฐาน LHV ประมาณ 5% สำหรับเชื้อเพลิงแข็งอย่างถ่านหิน และสูงกว่าประมาณ 10% สำหรับก๊าซธรรมชาติ (ความแตกต่างมาจากความร้อนแฝงของไอน้ำที่เกิดจากไฮโดรเจนในเชื้อเพลิง ดูรายละเอียดเต็มใน ch17) การรายงานหรือเปรียบเทียบ heat rate โดยไม่ระบุฐานจึงอาจทำให้ตีความผิดพลาดได้ง่าย

นอกจากนี้ยังมีตัวชี้วัดที่เรียกว่า THR (Turbine Heat Rate — heat rate เฉพาะส่วน turbine cycle) ซึ่งคิดเฉพาะวัฏจักรของ turbine-condenser-FWH โดยไม่รวมความสูญเสียของ boiler เข้าไปด้วย ตัวเลขนี้ใช้เปรียบเทียบสมรรถนะของ turbine cycle ล้วน ๆ ระหว่างช่วงเวลาต่าง ๆ หรือระหว่างโรงไฟฟ้า โดยตัดผลกระทบจากสภาพของ boiler ที่อาจแปรผันตามคุณภาพเชื้อเพลิงหรือสภาพความสะอาดของผิวถ่ายเทความร้อนออกไป ทำให้ทีมวิศวกรรม turbine สามารถวิเคราะห์ปัญหาเฉพาะจุดของตัวเองได้แม่นยำขึ้น

โดย \(HR\) คือ heat rate (kJ/kWh), \(3600\) คือจำนวน kJ ใน 1 kWh, \(\dot{m}_{fuel}\) คืออัตราการใช้เชื้อเพลิง (kg/h), \(LHV\) คือค่าความร้อนต่ำ (kJ/kg) และ \(P_{el}\) คือกำลังไฟฟ้า (kW)

13.8 Supercritical และ Ultra-supercritical (SC/USC)

จุดวิกฤต (critical point) ของน้ำอยู่ที่ความดัน 22.064 MPa และอุณหภูมิ 373.95°C ซึ่งเป็นจุดที่ถูกทำเครื่องหมายไว้บนแผนภาพ T-s ในหัวข้อก่อนหน้าทั้งหมดของบทนี้ เหนือความดันนี้ขึ้นไป น้ำจะไม่มีการเดือดแบบ two-phase (สองสถานะ ของเหลว-ไอ ปนกัน) อีกต่อไป แต่จะเปลี่ยนจากของเหลวเป็นไอแบบต่อเนื่อง (continuous transition) โดยไม่มีจุดเดือดที่ชัดเจนให้สังเกตเห็นการเกิดฟองไอเลย คุณสมบัติทางกายภาพนี้เองที่ทำให้การออกแบบ boiler ของโรงไฟฟ้า supercritical ต้องแตกต่างจากโรง subcritical อย่างสิ้นเชิง

โรงไฟฟ้า supercritical ทั่วไปเดินที่ความดันประมาณ 24–25 MPa และอุณหภูมิ 540–570°C ให้ η net ประมาณ 40–42% ส่วนโรง USC (Ultra-Supercritical) เดินที่ความดันสูงขึ้นไปอีกเป็น 25–31 MPa และอุณหภูมิ 600–620°C ให้ η net ประมาณ 42–45% และยังมีเทคโนโลยี advanced USC ที่อยู่ในขั้นวิจัยและสาธิตที่อุณหภูมิ 700°C ขึ้นไป ซึ่งจำเป็นต้องใช้วัสดุ nickel alloy (โลหะผสมนิกเกิล) ราคาสูงมากแทนเหล็กกล้าทั่วไป เพราะที่อุณหภูมิระดับนี้เหล็กกล้าตระกูล austenitic ทั่วไปเริ่มไม่สามารถทนความเค้นจาก creep (การคืบของวัสดุ ดู ch07) ได้อีกต่อไป

ข้อแตกต่างเชิงโครงสร้างที่สำคัญที่สุดของ boiler แบบ supercritical คือไม่มี steam drum (ถังแยกไอ-น้ำ) เหมือนโรง subcritical เพราะไม่มีสภาวะ two-phase ที่ต้องแยกไอออกจากน้ำอีกต่อไป จึงต้องออกแบบเป็น once-through boiler (หม้อไอน้ำแบบไหลผ่านครั้งเดียว) ตามแนวคิด Benson หรือ Sulzer (รายละเอียดเต็มใน ch16) ซึ่งน้ำที่เข้า boiler จะไหลผ่านท่อความร้อนต่อเนื่องไปเรื่อย ๆ จนออกมาเป็นไอ superheated โดยไม่มีจุดใดในระบบที่มีน้ำสะสมนิ่งอยู่ในถังขนาดใหญ่ ด้วยเหตุนี้ once-through boiler จึงต้องควบคุมคุณภาพน้ำป้อนอย่างเข้มงวดมากเป็นพิเศษ เพราะไม่มี steam drum ที่ทำหน้าที่เป็น buffer ช่วยดักสิ่งเจือปนหรือ blowdown ออกไปได้เหมือนโรง subcritical (รายละเอียดการควบคุมคุณภาพน้ำเต็มรูปแบบใน ch28)

เหตุผลทางเศรษฐศาสตร์และสิ่งแวดล้อมที่ทำให้อุตสาหกรรมผลักดันเทคโนโลยี USC อย่างต่อเนื่องคือทุก ๆ 1 จุดเปอร์เซ็นต์ของ η ที่เพิ่มขึ้น จะลดการใช้ถ่านหินและการปล่อย CO₂ ลงได้ประมาณ 2–3% ต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิต ซึ่งเป็นตัวเลขที่มีนัยสำคัญมากเมื่อคูณด้วยปริมาณการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งานของโรง 30–40 ปี นี่คือเหตุผลหลักที่โรงไฟฟ้าถ่านหินสร้างใหม่ทั่วโลกในปัจจุบันแทบทั้งหมดออกแบบเป็น USC เป็นมาตรฐาน แทนที่จะเป็น subcritical เหมือนในอดีต สำหรับประเทศไทย โรงไฟฟ้าถ่านหินใหม่ ๆ ในภูมิภาคก็ใช้เทคโนโลยี USC เป็นมาตรฐานเช่นกัน และหน่วยทดแทนของโรงไฟฟ้าแม่เมาะรุ่นใหม่ก็ใช้เทคโนโลยีความดันสูงกว่ารุ่นเก่าอย่างมีนัยสำคัญ สอดคล้องกับแนวโน้มของอุตสาหกรรมทั่วโลก

1. Boiler house — อาคารสูงที่ครอบ once-through boiler ไว้ภายใน เนื่องจากโรง USC ไม่มี steam drum ตามที่อธิบายในหัวข้อนี้ โครงสร้าง boiler จึงมักสูงกว่าโรง subcritical เพื่อรองรับความยาวท่อที่น้ำต้องไหลผ่านต่อเนื่องจนกลายเป็นไอ superheated ครบ
2. Steam pipeline to turbine island — แนวท่อไอน้ำหลักที่นำไอจาก boiler house ไปยังกลุ่มอาคาร turbine (turbine island) ซึ่งเป็นที่ตั้งของชุด turbine-generator ตามที่เห็นในภาพหัวข้อ 13.1 ท่อนี้ต้องทนความดัน 25–31 MPa และอุณหภูมิ 600–620°C สำหรับโรง USC ตามค่าที่กล่าวถึงในเนื้อหา
3. Coal conveyor — สายพานลำเลียงถ่านหินจากลานกองเชื้อเพลิงเข้าสู่ coal bunker ของโรง เป็นระบบขนถ่ายเชื้อเพลิงต่อเนื่องที่ต้องทำงานสอดคล้องกับอัตราการเผาไหม้ของ boiler ตลอดเวลา
4. Coal bunker — ถังเก็บถ่านหินสำรองระยะสั้นก่อนป้อนเข้าเครื่องบดถ่านและ burner ทำหน้าที่เป็นบัฟเฟอร์ปริมาณเชื้อเพลิงให้ boiler เดินเครื่องได้ต่อเนื่องแม้สายพานลำเลียงหลักหยุดชั่วคราว
5. Stack — ปล่องระบายแก๊สไอเสียสูงที่เห็นเด่นชัดในภาพ ทำหน้าที่ระบายแก๊สไอเสียหลังผ่านระบบบำบัดมลพิษ (ESP (Electrostatic Precipitator — เครื่องดักฝุ่นไฟฟ้าสถิต), FGD (Flue Gas Desulfurization — ระบบกำจัดซัลเฟอร์ในแก๊สไอเสีย)) ออกสู่บรรยากาศที่ระดับความสูงเพียงพอให้กระจายตัวได้ดี
6. Cooling tower — หอหล่อเย็นทรงไฮเพอร์โบลิกขนาดใหญ่ที่ระบายความร้อนจากน้ำหล่อเย็นของ condenser ออกสู่บรรยากาศด้วยการระเหย (รายละเอียดเต็มใน ch22) ไอน้ำสีขาวที่ลอยออกจากปากหอคือไอน้ำจากการระเหยของน้ำหล่อเย็น ไม่ใช่มลพิษ
7. Electrostatic precipitator (ESP) — ESP (Electrostatic Precipitator — เครื่องดักฝุ่นไฟฟ้าสถิต) คืออุปกรณ์ดักฝุ่นและเถ้าลอย (fly ash) จากแก๊สไอเสียก่อนปล่อยออกทางปล่อง ใช้สนามไฟฟ้าแรงสูงประจุอนุภาคฝุ่นให้เกาะติดแผ่นเก็บก่อนสั่นเขย่าให้ร่วงลงถังเก็บ
8. Feedwater pumps — กลุ่ม boiler feed pump ที่ยกความดันน้ำป้อนขึ้นสู่ระดับความดัน boiler ซึ่งสำหรับโรง USC ต้องยกความดันสูงถึง 25–31 MPa ทำให้ปั๊มกลุ่มนี้ต้องมีกำลังขับสูงกว่าโรง subcritical มาก
9. Circulating water pumps — ปั๊มน้ำหล่อเย็นหลักที่ขับน้ำหล่อเย็นหมุนเวียนระหว่าง condenser กับ cooling tower ตลอดเวลาที่โรงเดินเครื่อง เป็นหนึ่งใน auxiliary power ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 13.7 ว่ากินไฟเองประมาณ 5–10% ของกำลังผลิตรวมสำหรับโรงถ่านหิน

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท