บทที่ 15 — โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม

15.1 แนวคิด Topping และ Bottoming Cycle (Topping/Bottoming Concept)

หลักการของ combined cycle เรียบง่ายมากในทางแนวคิด: นำสองวัฏจักรที่เรียนมาแล้วมาต่อกันเป็นทอด — วัฏจักร Brayton (gas turbine) ทำหน้าที่เป็น topping cycle (วัฏจักรชั้นบน) รับความร้อนที่อุณหภูมิสูงมาก แล้วส่ง "ความร้อนทิ้ง" ของตัวเองต่อให้วัฏจักร Rankine (ไอน้ำ) ที่ทำหน้าที่เป็น bottoming cycle (วัฏจักรชั้นล่าง) นำไปใช้ต่อจนเหลือทิ้งจริงที่อุณหภูมิต่ำมาก แทนที่จะปล่อยความร้อนมูลค่าสูงทิ้งไปเฉย ๆ แบบที่ simple cycle GT ทำ (ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 14)

เหตุผลที่วิธีนี้ได้ผลดีอธิบายได้ด้วยหลักการแบบ Carnot ที่เรียนใน ch10: ประสิทธิภาพสูงสุดทางทฤษฎีของเครื่องจักรความร้อนขึ้นกับช่วงอุณหภูมิระหว่างแหล่งความร้อนกับแหล่งทิ้งความร้อน ยิ่งช่วงกว้างยิ่งมีศักยภาพประสิทธิภาพสูง GT รับความร้อนที่ TIT (Turbine Inlet Temperature — อุณหภูมิก๊าซเข้ากังหัน) สูงถึง 1,300–1,600°C ตามชนิดของเครื่อง (ดู ch14, ch25) แต่ทิ้งไอเสียออกที่ 550–650°C ซึ่งยัง "มีค่า" อยู่มาก ในขณะที่ ST (Steam Turbine) ทิ้งความร้อนที่ condenser เพียง 33–45°C เท่านั้น เมื่อนำสองวัฏจักรมาต่อกัน ช่วงอุณหภูมิการทำงานรวมของทั้งระบบจึงกว้างที่สุดเท่าที่วัสดุทางวิศวกรรมในปัจจุบันจะยอมให้ทำได้ — ตั้งแต่เกือบ 1,600°C ลงมาจนถึงเกือบอุณหภูมิบรรยากาศ

ไอเสียของ GT เหมาะเป็นแหล่งความร้อนของ boiler ในวัฏจักรไอน้ำได้พอดิบพอดี เพราะอุณหภูมิสูงพอที่จะผลิตไอน้ำได้ถึง 540–600°C ซึ่งเป็นระดับเดียวกับที่โรงไฟฟ้าไอน้ำทั่วไปใช้งาน และไอเสียยังมีออกซิเจน (O₂) เหลืออยู่ราว 12–15% เพราะ GT เผาไหม้ด้วยอากาศส่วนเกินมาก — ออกซิเจนที่เหลือนี้เปิดโอกาสให้ทำ duct firing (การเผาไหม้เพิ่มเติมในท่อไอเสียก่อนเข้า HRSG) ได้อีกหากต้องการเพิ่มปริมาณไอ

เมื่อดูตัวเลขประสิทธิภาพเดี่ยว ๆ ของแต่ละวัฏจักร: GT แบบ simple cycle ทำได้ราว 35–43%, โรงไอน้ำตั้งแต่ subcritical ถึง ultra-supercritical (USC) ทำได้ราว 33–45% (ดู ch13) แต่เมื่อนำมารวมกันเป็น combined cycle สมัยใหม่ กลับพุ่งขึ้นไปถึง 58–64% (ฐาน LHV) และเครื่องรุ่น H/J-class ล่าสุดบางเครื่องทำสถิติโลกเกิน 64% ไปแล้ว ตัวเลขนี้สูงกว่าการนำสองวัฏจักรมาบวกกันธรรมดามาก เพราะพลังงานที่วัฏจักรที่สองใช้แทบไม่ต้องเสียเชื้อเพลิงเพิ่มเลย

อย่างไรก็ตาม combined cycle มีข้อแลกเปลี่ยนสำคัญคือผูกติดกับเชื้อเพลิงคุณภาพสูงเป็นหลัก โดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติ หรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรอง เพราะตัว GT ไม่ทนทานต่อเถ้าและกำมะถันในเชื้อเพลิงคุณภาพต่ำแบบที่โรงไอน้ำเผาถ่านหินหรือชีวมวลรับได้ นี่คือเหตุผลที่ทำให้ combined cycle มักพบในพื้นที่ที่เข้าถึงท่อก๊าซธรรมชาติได้สะดวก คำย่อที่พบบ่อยในอุตสาหกรรมซึ่งหมายถึงสิ่งเดียวกันคือ GTCC, CCGT และ CCPP (Combined Cycle Power Plant/Gas Turbine Combined Cycle — ล้วนหมายถึงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมแบบเดียวกัน)

โดย \(\eta_{CC}\) = ประสิทธิภาพรวมของ combined cycle (ไม่มีหน่วย), \(W_{GT}\) = กำลังจาก gas turbine (MW), \(W_{ST}\) = กำลังจาก steam turbine (MW), \(Q_{fuel}\) = อัตราความร้อนจากเชื้อเพลิงเข้า combustor (MW_th, ฐาน LHV)

1. River — แม่น้ำข้างไซต์โรงไฟฟ้า ใช้เป็นแหล่งน้ำหล่อเย็นและบางครั้งเป็นเส้นทางขนส่งอุปกรณ์ขนาดใหญ่ทางเรือ — ทำเลริมแม่น้ำเป็นหนึ่งในสามเงื่อนไขหลักของที่ตั้งโรง CC (ดูหัวข้อ 15.8)
2. HRSG exhaust stacks — ปล่องระบายไอเสียของแต่ละ HRSG หลังผ่านการแลกความร้อนจนเหลืออุณหภูมิต่ำแล้ว (ราว 80–120°C) สังเกตว่าปล่องเตี้ยและเรียวกว่าปล่อง boiler ถ่านหินมาก เพราะก๊าซที่ปล่อยออกเย็นและสะอาดกว่า
3. Cooling towers — หอหล่อเย็นแบบ natural draft ระบายความร้อนทิ้งจาก condenser ฝั่งวัฏจักรไอน้ำ (bottoming cycle) สู่บรรยากาศ
4. Heat recovery steam generator (HRSG) — หม้อไอน้ำที่ใช้ความร้อนจากไอเสีย GT ผลิตไอน้ำโดยไม่ต้องเผาไหม้เพิ่มเติม เป็นจุดเชื่อมต่อระหว่าง topping cycle กับ bottoming cycle ตามที่อธิบายในเนื้อหาข้างต้น
5. Gas turbine hall — อาคารที่ติดตั้ง gas turbine และ generator ชุดแรกของ block นี้ ปิดล้อมเพื่อลดเสียงและป้องกันสภาพอากาศ
6. Steam turbine building — อาคารที่ติดตั้ง steam turbine, generator ชุดที่สอง และ condenser ของฝั่ง bottoming cycle
7. Fuel gas supply — จุดรับก๊าซธรรมชาติเข้าสู่ระบบก่อนป้อนเข้า combustor ของ GT พร้อมสถานีวัดปริมาณและปรับความดัน
8. Grid connection switchyard — ลานสวิตช์เกียร์แรงสูงที่เชื่อมไฟฟ้าที่ผลิตได้เข้าสู่ระบบส่ง — จุดสุดท้ายก่อนพลังงานไฟฟ้าออกจากโรงไปยังผู้ใช้ (ดู ch34–ch35)

15.2 เส้นทางพลังงาน GT → HRSG → ST (Energy Flow)

การเห็นภาพเส้นทางพลังงานเป็นตัวเลขกลม ๆ ช่วยให้เข้าใจ combined cycle ได้ชัดที่สุด สมมติเชื้อเพลิงป้อนเข้าระบบ 100 หน่วย: GT แปลงเป็นไฟฟ้าได้ราว 38 หน่วย เสียไปกับความสูญเสียเชิงกล การแผ่รังสีความร้อน และการสูญเสียใน generator เองราว 2 หน่วย เหลือออกไปทาง exhaust อีกราว 60 หน่วย เมื่อไอเสียนี้เข้า HRSG จะถูกเก็บคืนเป็นความร้อนสู่ไอน้ำได้ราว 50 หน่วย โดยมี stack loss (ความร้อนที่หนีไปกับก๊าซที่ปล่องเพราะแลกความร้อนได้ไม่หมด) อีกราว 10 หน่วย จากนั้น ST แปลงความร้อน 50 หน่วยนั้นเป็นไฟฟ้าได้อีกราว 20 หน่วย ที่เหลือราว 30 หน่วยทิ้งไปที่ condenser รวมไฟฟ้าทั้งระบบราว 58 หน่วยจากเชื้อเพลิง 100 หน่วย — ตรงกับ η_CC ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 15.1

ตัวเลขที่ควรจำไว้ใช้เช็คความสมเหตุสมผลของโรงจริงคือสัดส่วนกำลังผลิตระหว่าง GT กับ ST อยู่ที่ประมาณ 2:1 เช่น block ที่ GT ผลิตได้ 300 MW มักจะได้ ST ตามมาราว 150 MW เสมอ ถ้าตัวเลขที่เห็นต่างจากนี้มากอาจบ่งชี้ว่า HRSG หรือวัฏจักรไอน้ำมีปัญหาสมรรถนะ

ไอเสียจาก GT ไหลเข้า HRSG ที่อุณหภูมิราว 550–650°C ด้วยอัตราการไหลมหาศาล — GT ขนาดใหญ่ระบายไอเสียได้ถึง 600–900 kg/s แล้วออกจากปล่องที่อุณหภูมิเหลือเพียงราว 80–120°C เท่านั้น แสดงว่า HRSG เก็บความร้อนคืนได้อย่างมีประสิทธิภาพสูงมาก HRSG เองเป็นหม้อไอน้ำชนิดพิเศษที่ปกติไม่มีการเผาไหม้เพิ่มเติม ทำหน้าที่แลกเปลี่ยนความร้อนล้วน ๆ ผ่านชุดท่อสามส่วนเรียงตามทางเดินก๊าซคือ economizer (อุ่นน้ำ) → evaporator (ต้มน้ำเป็นไอ) → superheater (อุ่นไอให้ร้อนยวดยิ่ง) รายละเอียดโครงสร้างเต็มรูปแบบอยู่ในบทที่ 26

ฝั่งน้ำ-ไอของวัฏจักร Rankine ใน combined cycle มีอุปกรณ์ครบวงจรเหมือนโรงไอน้ำทั่วไปตามที่เรียนใน ch13: condenser, condensate pump, feedwater pump, deaerator (ดูรายละเอียดใน ch21, ch23) ต่างกันเพียงแหล่งความร้อนที่ใช้ต้มน้ำคือไอเสีย GT แทนที่จะเป็นเปลวไฟจาก furnace โดยตรง อีกจุดที่ต่างจากโรงถ่านหินคือ combined cycle ที่เผาก๊าซธรรมชาติไม่จำเป็นต้องมีอุปกรณ์บำบัดมลพิษหนักอย่าง FGD (Flue Gas Desulfurization — ระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์) หรือ ESP (Electrostatic Precipitator — เครื่องดักฝุ่นไฟฟ้าสถิต) เพราะก๊าซธรรมชาติเผาไหม้สะอาดกว่าถ่านหินมาก อุปกรณ์ด้านสิ่งแวดล้อมหลักที่พบจึงมีเพียง dry low-NOx combustor (ห้องเผาไหม้ที่ออกแบบลดการเกิด NOx โดยไม่ต้องฉีดน้ำ/ไอน้ำ) และบางโรงอาจมี SCR (Selective Catalytic Reduction — ระบบลด NOx ด้วยตัวเร่งปฏิกิริยา) ติดตั้งอยู่ภายใน HRSG

1. Gas turbine exhaust outlet — ทางออกไอเสียของ GT ที่อุณหภูมิราว 550–650°C ตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 15.1 จุดเริ่มต้นของเส้นทางพลังงานฝั่ง bottoming cycle
2. Exhaust transition duct — ท่อขยายหน้าตัดที่ค่อย ๆ เปลี่ยนรูปจากปากทางออก turbine เป็นหน้าตัดสี่เหลี่ยมของทางเข้า HRSG ชะลอความเร็วก๊าซและลดการสูญเสียความดัน
3. Expansion joint — ข้อต่อแบบยืดหยุ่นรองรับการขยายตัวของท่อโลหะจากความร้อนสูง โดยไม่ทำให้โครงสร้างรองรับเสียหาย
4. Insulated ducting — ท่อหุ้มฉนวนหนาตลอดแนวป้องกันการสูญเสียความร้อนก่อนถึง HRSG — ทุกองศาที่รักษาไว้ได้มีค่าโดยตรงต่อปริมาณไอที่ HRSG ผลิตได้
5. HRSG inlet (duct entry) — จุดที่ไอเสียเข้าสู่ตัว HRSG อย่างเป็นทางการ เริ่มต้นกระบวนการแลกเปลี่ยนความร้อนผ่าน superheater, evaporator และ economizer ตามลำดับ

15.3 สูตรรวมประสิทธิภาพ และทำไมแตะ 60%+ (Combined Efficiency Formula)

สามารถมอง combined cycle เป็นการรับความร้อนต่อเนื่องกันเป็นทอด ๆ ได้: เชื้อเพลิงเข้า GT ซึ่งแปลงเป็นไฟฟ้าได้สัดส่วน η_GT ส่วนที่เหลือ (1 − η_GT) ไหลออกไปเป็น exhaust ทั้งหมด แล้ว HRSG เก็บความร้อนนั้นคืนได้สัดส่วน η_HRSG ก่อนที่ ST จะแปลงความร้อนที่ได้รับเป็นไฟฟ้าอีกสัดส่วน η_ST เมื่อรวมสามทอดนี้เข้าด้วยกันตามสูตรจะได้ประสิทธิภาพรวมของทั้งระบบ

ลองแทนค่าตัวอย่าง: η_GT = 38%, η_HRSG = 90%, η_ST = 35% จะได้ η_CC = 0.38 + 0.62×0.90×0.35 = 57.5% — สังเกตว่าแต่ละส่วนไม่มีตัวไหนถึง 40% เลย แต่เมื่อรวมกันแบบเป็นทอดกลับได้ผลรวมเกิน 57% เพราะ ST แทบไม่ต้องการเชื้อเพลิงเพิ่มเลยในการผลิตไฟฟ้าส่วนที่สอง ต่างจากการนำ GT สองเครื่องหรือโรงไอน้ำสองโรงมาทำงานคู่ขนานกันซึ่งจะไม่ได้ผลบวกแบบนี้

เหตุผลที่โรงยุคใหม่แตะระดับ 60%+ ได้มาจากการพัฒนาพร้อมกันหลายด้าน: หนึ่งคือ GT class ใหม่อย่าง H-class และ J-class มี TIT สูงถึง 1,500–1,600°C ทำให้ η_GT เดี่ยว ๆ ขยับขึ้นไปถึง 42–44% พร้อมกับไอเสียที่ยังร้อนถึง 630–650°C สองคือ HRSG แบบ triple-pressure พร้อม reheat (สามระดับความดันพร้อมการอุ่นไอซ้ำ ดูหัวข้อ 15.5) ที่บีบให้ stack loss เหลือน้อยที่สุด สามคือฝั่งไอน้ำใช้ไอที่อุณหภูมิสูงถึง 600°C พร้อม reheat เช่นเดียวกับโรงไอน้ำสมัยใหม่ และสี่คือขนาดเครื่องที่ใหญ่ขึ้นทำให้สัดส่วนความสูญเสียคงที่ (เช่น การแผ่รังสีความร้อน) ลดลงเมื่อเทียบกับกำลังผลิตรวม

จุดที่ต้องระวังในการออกแบบคือการเพิ่ม η_GT อย่างเดียวโดยไม่คิดถึงผลกระทบข้างเคียง บางครั้งกลับทำให้อุณหภูมิ exhaust ลดลงจนวัฏจักรไอน้ำฝั่ง bottoming ทำงานได้แย่ลง เพราะ HRSG ผลิตไอได้คุณภาพต่ำลง ดังนั้นการออกแบบ combined cycle ที่ดีจึงต้อง optimize ทั้งสองวัฏจักรไปพร้อมกัน ไม่ใช่พยายามทำให้ GT เดี่ยว ๆ ดีที่สุดแล้วค่อยคิดเรื่องไอน้ำทีหลัง

ตัวเลข heat rate ของ combined cycle สมัยใหม่อยู่ที่ราว 5,700–6,300 kJ/kWh (ฐาน net, LHV) เทียบกับโรงถ่านหิน USC ที่ราว 8,100–8,600 kJ/kWh (ดู ch13) แสดงให้เห็นความได้เปรียบด้านเชื้อเพลิงอย่างชัดเจน อย่างไรก็ตามต้องระวังการอ่านตัวเลขโฆษณา "η 60%+" เสมอ เพราะมักเป็นค่า gross (ก่อนหักไฟฟ้าใช้เอง), ฐาน LHV และที่สภาวะ ISO (15°C) — อากาศร้อนแบบประเทศไทย (ราว 30–35°C) ทำให้กำลังผลิตของ GT หายไปราว 10–15% และ η ลดลงราว 1–2 จุดเปอร์เซ็นต์ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 14

โดย \(\eta_{GT}\) = ประสิทธิภาพ gas turbine (ต่อเชื้อเพลิงเข้า), \(\eta_{HRSG}\) = สัดส่วนความร้อนใน exhaust ที่ HRSG เก็บคืนได้ (~0.85–0.92), \(\eta_{ST}\) = ประสิทธิภาพวัฏจักรไอน้ำต่อความร้อนที่รับจาก HRSG (~0.33–0.38) — ทุกตัวไม่มีหน่วย

โดย \(HR_{CC}\) = heat rate ของ combined cycle (kJ/kWh), 3600 = จำนวน kJ ใน 1 kWh

15.4 Configurations: Single-shaft / Multi-shaft, 1x1 2x1 3x1

โรงไฟฟ้า combined cycle จัดวางเป็น "block" โดยมีรหัสมาตรฐานบอกจำนวนอุปกรณ์ในรูปแบบ NxM หมายถึงจำนวน GT ต่อจำนวน ST ใน block นั้น เช่น 1x1 คือ GT หนึ่งเครื่อง + HRSG หนึ่งชุด + ST หนึ่งเครื่อง, 2x1 คือ GT สองเครื่อง + HRSG สองชุด ป้อนไอรวมให้ ST เพียงตัวเดียว ส่วน 3x1 พบได้น้อยกว่าเพราะ ST ตัวเดียวรับไอจาก GT สามเครื่องมีข้อจำกัดด้านขนาดและความซับซ้อนของท่อไอ

ในแง่การจัดวางเพลา มีสองรูปแบบหลัก: single-shaft (เพลาเดียว) จัดเรียง GT–generator–ST ต่อกันเป็นแนวเดียวใช้ generator ตัวเดียวรับงานจากทั้งสองเครื่อง โดยมี SSS clutch (Synchro-Self-Shifting clutch — คลัตช์ต่อ-ปลดอัตโนมัติตามความเร็วรอบ) คั่นระหว่าง generator กับ ST เพื่อให้ GT เริ่มเดินเครื่องและ synchronize เข้าระบบได้ก่อน โดยที่ ST ยังไม่ต้องหมุนตาม แล้วเพลา ST จะ "ต่อเข้ามาเอง" อัตโนมัติเมื่อไอน้ำพร้อมและความเร็วรอบเท่ากัน ข้อดีของ single-shaft คือกะทัดรัด ใช้ generator และหม้อแปลงเพียงชุดเดียว ประสิทธิภาพโดยรวมดี แต่ข้อเสียคือ GT กับ ST ต้องหยุดพร้อมกันเสมอเมื่อฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องซ่อมบำรุง

อีกรูปแบบคือ multi-shaft (หลายเพลา) ที่ GT และ ST แยกเพลาแยก generator กันอย่างอิสระ ทำให้ยืดหยุ่นกว่ามาก — สามารถเดิน GT แบบ simple cycle (open cycle) ต่อไปได้ระหว่างที่ ST หรือ HRSG กำลังซ่อมบำรุง โดยผ่าน bypass stack (ปล่องเลี่ยงที่ให้ไอเสีย GT ระบายตรงออกไปโดยไม่ผ่าน HRSG) และยังแบ่งเฟสการก่อสร้างได้ เช่น เดินเครื่อง GT แบบ simple cycle ไปก่อนเพื่อจ่ายไฟเร็ว แล้วค่อยติดตั้ง HRSG และ ST เพิ่มเติมภายหลัง

รูปแบบ 2x1 ยังมีข้อได้เปรียบสำคัญอีกสองด้าน: ด้านแรกคือได้ ST ขนาดใหญ่เพียงตัวเดียวซึ่งมี η สูงกว่า ST ขนาดเล็กสองตัวรวมกัน (ยิ่งเครื่องใหญ่ยิ่งมีสัดส่วนความสูญเสียคงที่ต่ำกว่า) ด้านที่สองคือความยืดหยุ่นด้าน part-load ตามที่จะกล่าวถึงในหัวข้อ 15.6 — ที่โหลดครึ่ง block สามารถปิด GT หนึ่งเครื่องแล้วเดินอีกเครื่องที่เหลือเต็มพิกัด ทำให้ η โดยรวมยังใกล้เคียงค่า rated แทนที่จะเดินทั้งสองเครื่องที่ครึ่งโหลดซึ่ง η จะตกกว่ามาก

ขนาด block ในยุคปัจจุบัน (indicative เท่านั้น เพราะแตกต่างกันตามผู้ผลิตและรุ่น): F-class แบบ 1x1 ให้กำลังประมาณ 450–550 MW, H/J-class แบบ 1x1 ให้กำลังประมาณ 600–850 MW ส่วนแบบ 2x1 อาจทะลุ 1,200–1,700 MW ทุก HRSG ของโรง multi-shaft มักมี bypass หรือ diverter damper (แผ่นเบี่ยงทางเดินก๊าซ) ติดตั้งไว้เสมอ เพื่อให้ GT เดินเดี่ยวได้เมื่อจำเป็น จุดนี้เป็นจุดตรวจสอบความปลอดภัยที่สำคัญมาก เพราะก๊าซร้อนต้องห้ามไหลเข้า HRSG ที่ไม่มีน้ำหล่ออยู่ภายใน มิฉะนั้นท่อจะเสียหายรุนแรง

1. Gas turbine compressor — ส่วน compressor ของ GT ที่อยู่ปลายสุดของชุดเพลา single-shaft ทำหน้าที่อัดอากาศเข้าสู่ combustor ตามที่เรียนใน ch14
2. Gas turbine combustor — ส่วนห้องเผาไหม้ของ GT ที่ตั้งอยู่ระหว่าง compressor กับ turbine section
3. Gas turbine power turbine — ส่วน turbine ของ GT ที่ผลิตงานทั้งขับ compressor และขับ generator ร่วมกับ steam turbine ที่อยู่ปลายอีกด้านของเพลาเดียวกัน
4. Hydrogen-cooled generator — เครื่องกำเนิดไฟฟ้าตัวเดียวที่รับงานจากทั้ง GT และ ST ในโครงแบบ single-shaft ใช้ไฮโดรเจนเป็นตัวกลางระบายความร้อนภายในเพราะมีค่าการนำความร้อนสูงและแรงต้านอากาศต่ำ (รายละเอียดเต็มใน ch30)
5. Steam turbine — ส่วน steam turbine ที่ต่ออยู่ปลายเพลาอีกด้านของ generator ผ่าน SSS clutch ตามที่อธิบายในเนื้อหาข้างต้น รับไอจาก HRSG มาผลิตงานเพิ่มเติม
6. Condenser — ควบแน่นไอที่ออกจาก steam turbine กลับเป็นน้ำที่ปลายสุดของวัฏจักรไอน้ำ
7. Turbine inlet air filter — ตัวกรองอากาศก่อนเข้า compressor ของ GT ป้องกันฝุ่นและสิ่งสกปรกที่เป็นสาเหตุของ compressor fouling ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 14
8. Main shaft (single shaft) — เพลาหลักเส้นเดียวที่เชื่อมทุกส่วนเข้าด้วยกัน คือหัวใจของโครงแบบ single-shaft ตามชื่อ
9. Hydrogen cooling system — ระบบจ่ายและควบคุมแรงดันก๊าซไฮโดรเจนสำหรับระบายความร้อน generator
10. Lube oil system — ระบบน้ำมันหล่อลื่นสำหรับ bearing ตลอดแนวเพลาทั้งชุด ต้องทำงานต่อเนื่องแม้ขณะเครื่องกำลังหยุดหมุนอิสระ
11. Condenser cooling water pipes — ท่อน้ำหล่อเย็นที่ระบายความร้อนออกจาก condenser สู่ระบบหล่อเย็นของโรง

15.5 HRSG หลายระดับความดัน (Multi-Pressure HRSG — Overview)

HRSG มีปัญหาพื้นฐานที่ต่างจาก boiler ทั่วไป: น้ำ/ไอเดือดที่อุณหภูมิคงที่ (isothermal) ที่ความดันหนึ่ง ๆ แต่ไอเสีย GT ที่ไหลผ่านกลับเย็นลงเรื่อย ๆ อย่างต่อเนื่อง (ประมาณเป็นเส้นตรงถ้าสมมติ c_p คงที่) ทำให้เส้นอุณหภูมิของก๊าซกับของน้ำ/ไอไม่แนบขนานกันตลอดแนว เกิดการสูญเสีย exergy (คุณภาพพลังงาน) ตรงจุดที่ผลต่างอุณหภูมิกว้างเกินจำเป็น จุดที่เส้นทั้งสองเข้าใกล้กันมากที่สุดเรียกว่า pinch point (จุดคอคอด) ซึ่งเป็นจุดออกแบบสำคัญที่สุดของ HRSG แต่ละระดับความดัน โดยทั่วไปออกแบบให้ผลต่างที่จุดนี้อยู่ราว 8–15°C เท่านั้น

วิธีแก้ปัญหานี้คือใช้หลายระดับความดันพร้อมกัน — โรงขนาดใหญ่สมัยใหม่มักใช้ triple-pressure พร้อม reheat (สามระดับความดันพร้อมการอุ่นไอซ้ำ) เป็นมาตรฐาน: ระดับ HP (High Pressure) ราว 10–17 MPa ที่ 540–600°C, ระดับ IP (Intermediate Pressure) ราว 2.5–4 MPa ซึ่งมักทำหน้าที่ reheat ไปด้วยในตัว และระดับ LP (Low Pressure) ราว 0.3–0.5 MPa แต่ละระดับความดัน "ช้อน" ความร้อนออกจากไอเสียที่ระดับอุณหภูมิที่เหมาะสมกับตัวมันเอง ทำให้ใช้ประโยชน์จากความร้อนในไอเสียได้ละเอียดและครบถ้วนกว่าการใช้ความดันเดียว

ยิ่งใช้หลายระดับความดันมากเท่าไร ยิ่งดึงอุณหภูมิไอเสียที่ปล่อยออกทางปล่อง (stack temperature) ให้ต่ำลงได้มากเท่านั้น — HRSG แบบ triple-pressure ทั่วไปดึง stack temperature ลงเหลือราว 80–100°C ได้ ทำให้ η_HRSG (สัดส่วนความร้อนที่เก็บคืนได้) สูงถึง 0.90 ขึ้นไป ต่างจาก HRSG แบบความดันเดียวที่ต้องปล่อยไอเสียออกที่อุณหภูมิสูงกว่ามากเพื่อรักษาระยะ pinch ให้ปลอดภัย (ดูตัวอย่างในแผนภาพ T-Q ด้านล่าง)

อีกเทคนิคที่ใช้เพิ่มความยืดหยุ่นคือ supplementary firing หรือ duct firing (การเผาไหม้เพิ่มเติมในท่อไอเสียก่อนเข้า HRSG) ซึ่งใช้ออกซิเจนที่เหลืออยู่ในไอเสีย GT ตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 15.1 เพื่อเพิ่มปริมาณไอที่ผลิตได้ 10–30% สำหรับรองรับช่วงโหลดสูงสุด (peak) แต่แลกมาด้วย η รวมของทั้งระบบที่ลดลงเล็กน้อย เพราะส่วนที่เผาเพิ่มนี้ไม่ได้ผ่านการแปลงพลังงานแบบ topping cycle เต็มรูปแบบ

ในแง่โครงสร้าง HRSG ส่วนใหญ่ยังคงเป็นแบบ drum-type (มี steam drum เหมือน boiler ทั่วไปตามที่เรียนใน ch16) แต่ HRSG สมัยใหม่บางรุ่นออกแบบเป็น once-through ที่ระดับ HP เพื่อรองรับ fast start (การเดินเครื่องเร็ว) และ cycling (การเปิด-ปิดบ่อย) ได้ดีกว่า ซึ่งสอดคล้องกับบทบาทของ combined cycle ในระบบไฟฟ้าที่ต้องเดินเครื่องขึ้น-ลงตามความต้องการไฟฟ้ารายวันบ่อยครั้ง รายละเอียดโครงสร้าง วัสดุ และการเดินเครื่อง HRSG แบบเต็มรูปแบบจะกล่าวถึงในบทที่ 26

1. Stack — ปล่องระบายไอเสียหลังผ่านการแลกความร้อนใน HRSG จนหมดแล้ว อุณหภูมิที่ปล่องนี้คือตัวชี้วัดโดยตรงว่า HRSG เก็บความร้อนคืนได้ดีแค่ไหนตามที่อธิบายในเนื้อหาข้างต้น
2. Steam drum (external) — steam drum ที่ติดตั้งอยู่นอกตัวถังหลักของ HRSG ทำหน้าที่แยกไอออกจากน้ำเช่นเดียวกับ drum ของ boiler ทั่วไป (รายละเอียดเต็มใน ch16)
3. Economizer section — ส่วนล่างสุดของ HRSG ที่รับ feedwater เข้ามาอุ่นด้วยไอเสียที่เย็นที่สุดในเส้นทางก่อนออกปล่อง ตรงกับส่วน ECO ในแผนภาพ T-Q ด้านบน
4. Evaporator section — ส่วนกลางที่น้ำเดือดกลายเป็นไอที่อุณหภูมิคงที่ ตรงกับส่วนราบของแผนภาพ T-Q
5. Superheater section — ส่วนบนสุดที่รับไอเสียร้อนที่สุดจาก GT โดยตรง อุ่นไอให้ร้อนยวดยิ่งก่อนส่งไป steam turbine
6. HRSG modules (3 units) — HRSG แต่ละชุดในภาพประจำ GT หนึ่งเครื่อง (block นี้จึงเป็นรูปแบบ 3x1) แต่ละชุดทำงานอิสระก่อนรวมไอเข้า header เดียวกัน
7. Cooling tower — หอหล่อเย็นของฝั่งวัฏจักรไอน้ำที่มองเห็นด้านหลัง ทำหน้าที่ระบายความร้อนทิ้งจาก condenser
8. Duct from gas turbine — ท่อไอเสียที่นำก๊าซร้อนจาก GT แต่ละเครื่องเข้าสู่ HRSG ของตัวเอง ตรงกับ "HRSG inlet" ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 15.2
9. Blowdown system area — พื้นที่ติดตั้งระบบ blowdown ที่ระบายน้ำเข้มข้นสารละลายทิ้งออกจาก drum เพื่อควบคุมคุณภาพน้ำภายใน HRSG (ดู ch28)

15.6 พฤติกรรม Part-Load และการเดินเครื่อง (Part-Load Behavior & Operation)

เมื่อโหลดของระบบไฟฟ้าลดลง GT ลดกำลังผลิตด้วยการหรี่ IGV (Inlet Guide Vane — ใบพัดนำอากาศเข้า ตามที่เรียนใน ch14) เพื่อลดมวลอากาศไหลเข้า compressor แทนที่จะลดอุณหภูมิการเผาไหม้ลงทันที เทคนิคนี้ช่วย "คงอุณหภูมิ exhaust ให้สูงไว้" ได้จนถึงราว 40–50% ของโหลดเต็มพิกัด ซึ่งสำคัญมากเพราะ HRSG ต้องการไอเสียที่ยังร้อนพอเพื่อรักษาคุณภาพไอให้ ST ใช้งานได้ดี ถ้าลดโหลดต่ำกว่าช่วงนี้ อุณหภูมิ exhaust จะเริ่มตกลงจริง และการเผาไหม้ที่ไม่สมบูรณ์ (แสดงออกทาง CO ที่เพิ่มขึ้น) จะเริ่มเป็นปัญหา ทำให้ทุกเครื่องมี minimum load เชิงปฏิบัติการที่ไม่ควรลดต่ำกว่า

ฝั่ง ST ใน combined cycle มักเดินเครื่องแบบ sliding pressure (ความดันไอเลื่อนตามปริมาณไอที่ผลิตได้จริง) แทนที่จะเปิด valve คงที่แล้วหรี่ throttle ตามโหลด เพราะการหรี่ valve ทำให้เกิด throttling loss ที่ทำลาย exergy ของไอโดยเปล่าประโยชน์ การเดินแบบ sliding pressure จึงรักษาประสิทธิภาพของวัฏจักรไอน้ำไว้ได้ดีกว่าตลอดช่วงโหลดที่กว้าง

เมื่อโหลดลดลง η ของทั้ง block ก็ลดลงตามไปด้วยเสมอ จากระดับราว 59–60% ที่ full load อาจเหลือเพียงราว 53–56% ที่ 50% โหลด (ตัวเลขแตกต่างกันตามรุ่นเครื่อง) แม้จะยังคง "ดีกว่า" โรงไอน้ำเดี่ยวที่ η ตกแรงกว่ามากเมื่อลดโหลด แต่ก็ยังแย่กว่าตอนเดินเต็มพิกัดอย่างชัดเจน — นี่คือเหตุผลที่การวางแผนเดินเครื่อง (dispatch) พยายามหลีกเลี่ยงการเดินเครื่องที่โหลดต่ำเป็นเวลานานถ้าเป็นไปได้

ตรงจุดนี้เองที่ทำให้ configuration แบบ 2x1 ได้เปรียบชัดเจนตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 15.4: เมื่อโหลดของ block ลดลงเหลือครึ่งหนึ่ง แทนที่จะเดินเครื่อง GT ทั้งสองตัวที่ครึ่งโหลดพร้อมกัน (ซึ่ง η จะตกทั้งคู่) operator สามารถปิด GT หนึ่งเครื่องแล้วเดินเครื่องที่เหลือเต็มพิกัด ทำให้ η ของทั้ง block เด้งกลับขึ้นไปใกล้ค่า rated อีกครั้ง แม้กำลังผลิตรวมจะเท่าเดิมก็ตาม

ด้าน startup (การเดินเครื่องจากหยุดนิ่ง) ตัว GT เพียงลำพังถึง full load ได้ภายในเวลาเพียงราว 30 นาที แต่ทั้ง block ถูกจำกัดด้วย thermal stress (ความเค้นจากความร้อน) ของ HRSG drum และ rotor ของ ST ซึ่งเป็นชิ้นส่วนหนาที่ขยายตัวไม่สม่ำเสมอถ้าเร่งความร้อนเร็วเกินไป โดยทั่วไปแบ่งเป็น hot start (เครื่องเพิ่งหยุดไม่นาน ยังอุ่นอยู่) ใช้เวลาราว 1–1.5 ชั่วโมง, warm start ราว 2–3 ชั่วโมง และ cold start (เครื่องเย็นสนิท) ราว 3–5 ชั่วโมง ระหว่างที่รอไอน้ำให้ได้คุณภาพตามสเปกก่อนเข้า ST ไอทั้งหมดจะถูกระบายทิ้งผ่าน steam bypass ลง condenser ไปก่อน (ดูหัวข้อ 15.7 และแผนภาพในหัวข้อถัดไป)

ในระบบไฟฟ้าไทย โรง combined cycle ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นกำลังผลิตหลักของกริด (คิดเป็นสัดส่วนราว 55–60% ของพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตทั้งหมด) ทำให้โรงเหล่านี้ต้องรับบทบาททั้ง base load (โหลดฐานที่เดินตลอดเวลา) และการไล่โหลดตามความต้องการไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงในแต่ละวัน การนับ EOH (Equivalent Operating Hours — ชั่วโมงเดินเครื่องเทียบเท่า ที่นับรวมผลกระทบจากการ start/trip แต่ละครั้งเข้าไปด้วย ไม่ใช่แค่ชั่วโมงเดินเครื่องจริง) มีผลโดยตรงต่อรอบการบำรุงรักษาของ GT เพราะการ start-stop บ่อยสร้างความเค้นจากความร้อนสะสมมากกว่าการเดินเครื่องต่อเนื่อง (ดูรายละเอียดเพิ่มเติมใน ch25, ch41)

15.7 Cogeneration / CHP เบื้องต้น (Combined Heat and Power)

CHP (Combined Heat and Power) หรือ cogeneration คือการผลิตทั้งไฟฟ้าและความร้อนที่ใช้งานได้จริง (เช่น process steam สำหรับโรงงานอุตสาหกรรม หรือน้ำร้อน) จากเชื้อเพลิงก้อนเดียวกัน แทนที่จะปล่อยความร้อนที่เหลือทิ้งไปที่ condenser เฉย ๆ แบบโรงไฟฟ้าทั่วไป การวัดประสิทธิภาพของโรงแบบนี้จึงใช้ EUF (Energy Utilization Factor — ตัวชี้วัดการใช้ประโยชน์พลังงาน) แทนที่จะใช้ η ไฟฟ้าอย่างเดียว เพราะ η ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียวจะประเมินคุณค่าของโรงประเภทนี้ต่ำเกินจริง

โครงแบบที่นิยมใช้มีหลายแบบ: แบบแรกคือ GT + HRSG จ่ายไอ process ตรง ๆ โดยไม่มี steam turbine เลย (ใช้เฉพาะความร้อนจากไอเสีย GT ผลิตไอสำหรับโรงงาน); แบบที่สองคือ ST แบบ back-pressure (ไอออกจาก turbine ที่ความดันสูงพอใช้งานได้เลย ราว 0.3–1.5 MPa แทนที่จะขยายตัวจนถึงความดันสุญญากาศแบบ condensing turbine ทั่วไป); และแบบที่สามคือ extraction-condensing (เจาะไอออกจากจุดกลางทางของ turbine ไปใช้งาน process ส่วนที่เหลือยังคงขยายตัวต่อจนถึง condenser) ซึ่งปรับสัดส่วนระหว่างไฟฟ้ากับไอ process ได้ยืดหยุ่นที่สุด

EUF ของโรง CHP ทำได้สูงถึง 75–90% เพราะความร้อนที่ปกติต้องทิ้งที่ condenser ถูกนำไปขายเป็นไอ process แทน แต่ข้อแลกเปลี่ยนคือปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตได้ต่อหน่วยเชื้อเพลิงจะต่ำกว่าโรง combined cycle แบบเต็มรูป (full condensing) เพราะไอที่ถูกดึงออกไปใช้ process ไม่ได้ขยายตัวเต็มที่จนถึงความดันต่ำสุดเพื่อผลิตไฟฟ้าให้ได้มากที่สุด

ในประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้ากลุ่ม SPP (Small Power Producer — ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก) แบบ cogeneration เป็นภาคส่วนใหญ่ของกำลังผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศ โดยขายไฟฟ้าเข้าระบบของ EGAT พร้อมกับขายไอน้ำหรือน้ำเย็นให้กับโรงงานในนิคมอุตสาหกรรมข้างเคียงไปพร้อมกัน เป็นรูปแบบธุรกิจที่ใช้ประโยชน์จากเชื้อเพลิงได้อย่างมีประสิทธิภาพสูง

เกณฑ์คร่าว ๆ ที่ใช้ประมาณการได้คือ ไอ process ทุก 1 ตันต่อชั่วโมงที่ดึงออกไปใช้งาน จะทำให้ความร้อนที่หายไปจากฝั่งผลิตไฟฟ้าแบบ condensing ประมาณ 0.6–0.75 MW_th ซึ่งเป็นตัวเลขที่ทีมวางแผนโรง CHP ใช้ประเมินความคุ้มค่าระหว่างการขายไฟฟ้ากับการขายไอน้ำ

โดย \(EUF\) = energy utilization factor (ไม่มีหน่วย), \(W_{el}\) = ไฟฟ้าสุทธิ (MW), \(Q_{useful}\) = ความร้อนที่นำไปใช้จริง (MW_th), \(Q_{fuel}\) = ความร้อนเชื้อเพลิง (MW_th)

15.8 โรงไฟฟ้า Combined Cycle ของ EGAT (EGAT CC Plants — บริบท)

ประเทศไทยมีโรงไฟฟ้า combined cycle ก๊าซธรรมชาติของ EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand — การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) กระจายอยู่หลายไซต์ ตัวเลขต่อไปนี้เป็นค่าโดยประมาณเพื่อให้เห็นบริบทเท่านั้น ไม่ใช่ตัวเลขทางการล่าสุด

วังน้อย (จังหวัดพระนครศรีอยุธยา) เป็นไซต์ combined cycle ก๊าซหลาย block รวมกำลังผลิตกว่า 2,000 MW โดย block 4 (กำลังผลิตประมาณ 750–770 MW) เป็นรุ่นใหม่ที่มีประสิทธิภาพสูง เริ่มเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ (COD — Commercial Operation Date) ราวปี 2557 เป็นตัวอย่างที่ดีของโครงแบบ multi-shaft ที่ป้อนไฟฟ้าให้ภาคกลางของประเทศ

พระนครเหนือ (จังหวัดนนทบุรี ริมแม่น้ำเจ้าพระยา) เป็นโรง combined cycle ที่ตั้งอยู่ในเขตเมือง มี block 1 กำลังผลิตประมาณ 700 MW (COD ราวปี 2553) และ block 2 กำลังผลิตประมาณ 850 MW (COD ราวปี 2559) โจทย์เด่นของไซต์นี้คือข้อจำกัดด้านพื้นที่ (footprint) และต้องควบคุมเสียงและมลพิษให้ต่ำเป็นพิเศษเพราะอยู่ใกล้ชุมชน

พระนครใต้ (จังหวัดสมุทรปราการ) เป็นไซต์เก่าแก่ที่วิวัฒนาการมาจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อน (thermal) แบบเดิม มาเป็น combined cycle หลายชุด และมี block ทดแทนรุ่นใหม่ระดับกำลังผลิตประมาณ 1,200–1,300 MW ที่ใช้ GT class ล่าสุด

บางปะกง (จังหวัดฉะเชิงเทรา) เป็นไซต์ขนาดใหญ่ที่มีประวัติยาวนาน มีทั้งหน่วยผลิตแบบ thermal เดิมที่ทยอยปลดระวาง และ combined cycle หลาย block พร้อมหน่วยทดแทนรุ่นใหม่ เป็นภาพตัวแทนที่ดีของ "การเปลี่ยนผ่านรุ่นเทคโนโลยี" ในพื้นที่เดียวกัน

ไซต์ combined cycle อื่นที่ควรรู้จักชื่อไว้ ได้แก่ น้ำพอง (จังหวัดขอนแก่น ใช้ก๊าซจากแหล่งน้ำพอง) และจะนะ (จังหวัดสงขลา ใช้ก๊าซจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย หรือ JDA) นอกจากนี้ยังมีผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP — Independent Power Producer) เช่นกลุ่ม Gulf และ GPSC ที่เดินเครื่อง combined cycle ขนาดใหญ่ขายไฟฟ้าให้ EGAT เช่นกัน

ธีมร่วมที่พบในทุกไซต์ CC ของไทยคือทำเลที่ตั้งซึ่งต้องมีครบสามเงื่อนไข: อยู่ใกล้แนวท่อก๊าซธรรมชาติเพื่อรับเชื้อเพลิงได้สะดวก อยู่ใกล้แหล่งน้ำหล่อเย็น (แม่น้ำหรือทะเล) เพราะระบบหล่อเย็นต้องการน้ำปริมาณมาก และอยู่ใกล้ศูนย์กลางความต้องการไฟฟ้า (load center) เพื่อลดการสูญเสียในสายส่ง — สามเงื่อนไขนี้เองที่กำหนดตำแหน่งโรงไฟฟ้า CC เกือบทุกแห่งในประเทศ (ดูภาพรวมระบบไฟฟ้ากำลังในบทที่ 1)

1. Plant overview video wall — จอภาพรวมขนาดใหญ่ที่แสดงผัง process ทั้งโรงพร้อมค่าต่าง ๆ แบบเรียลไทม์ ให้ operator เห็นภาพรวมทั้ง GT, HRSG และ ST พร้อมกันในจอเดียว
2. Real-time performance and trend displays — จอแสดงแนวโน้มค่าสำคัญย้อนหลัง เช่น กำลังผลิต, η, อุณหภูมิ exhaust ใช้วิเคราะห์แนวโน้มสมรรถนะและจับความผิดปกติที่ค่อย ๆ เกิดขึ้น
3. View to plant floor — หน้าต่างมองเห็นพื้นที่เครื่องจักรจริงจากห้องควบคุม ช่วยให้ operator เชื่อมโยงสิ่งที่เห็นบนจอกับสภาพจริงหน้างานได้
4. System status annunciator panel — แผงไฟแสดงสถานะ alarm แบบดั้งเดิม (ไฟกระพริบเป็นตำแหน่ง) ใช้เป็นระบบสำรองเสริมจากจอ DCS (Distributed Control System — ระบบควบคุมแบบกระจายศูนย์ ดู ch39) หลัก
5. Operator workstation with multiple monitors — คอนโซลของ operator แต่ละคนที่มีจอหลายจอควบคุมแยกส่วนของโรง เช่น ฝั่ง GT/HRSG และฝั่ง ST/electrical แยกกัน
6. Ergonomic operator chairs — เก้าอี้ที่ออกแบบมาสำหรับการเฝ้าจอต่อเนื่องเป็นกะยาว (12 ชั่วโมงในหลายโรง) ลดความล้าของ operator
7. Central control desk — โต๊ะควบคุมกลางที่ shift supervisor ใช้ดูภาพรวมและประสานงานกับ operator แต่ละคน
8. Raised access floor (underfloor cable routing) — พื้นยกสูงที่ซ่อนสายเคเบิลควบคุมและสายไฟจำนวนมหาศาลไว้ใต้พื้น ทำให้ห้องควบคุมเป็นระเบียบและปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ได้ง่าย

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท