บทที่ 16 — หม้อไอน้ำ

16.1 ประเภทหม้อไอน้ำ: Fire-tube vs Water-tube (Boiler Types)

หม้อไอน้ำแบ่งออกเป็นสองตระกูลหลักตามทิศทางการไหลของก๊าซร้อนกับน้ำ ตระกูลแรกคือ fire-tube (ท่อไฟ) ซึ่งก๊าซร้อนจากการเผาไหม้ไหล "ในท่อ" ในขณะที่น้ำอยู่รอบนอกภายใน shell (เปลือกถัง) ใบเดียวขนาดใหญ่ การสร้างแบบนี้ทำง่ายและราคาถูก แต่มีข้อจำกัดสำคัญด้านความดันและกำลังผลิต — โดยทั่วไปทำความดันได้ไม่เกินราว 1.5–2.5 MPa และผลิตไอได้ไม่เกินราว 25 ตันต่อชั่วโมงเท่านั้น เพราะ shell ที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางใหญ่ต้องมีผนังหนามากตามหลัก hoop stress (ความเค้นตามเส้นรอบวง) จึงจะทนความดันสูงได้

ตระกูลที่สองคือ water-tube (ท่อน้ำ) ซึ่งสลับทิศทางกัน — น้ำและไอไหล "ในท่อ" ที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางเล็ก (เส้นผ่านศูนย์กลางภายนอกราว 38–76 มม.) ในขณะที่การเผาไหม้เกิดขึ้นด้านนอกท่อ ท่อขนาดเล็กรับความดันสูงได้ด้วยผนังที่ยังคงบางอยู่ ทำให้ water-tube boiler ขยายขีดความสามารถไปได้ถึงระดับ supercritical (เหนือจุดวิกฤตของน้ำ 22.1 MPa ตามที่เรียนใน ch13) และผลิตไอได้มากถึง 1,000–3,000 ตันต่อชั่วโมง ซึ่งเป็นระดับที่โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ต้องการ

เหตุผลด้านความปลอดภัยก็สำคัญไม่แพ้กัน — fire-tube boiler เก็บน้ำร้อนความดันสูงปริมาณมหาศาลไว้ใน shell เดียว ถ้า shell แตกจะเป็นการระเบิดรุนแรงเพราะพลังงานสะสมถูกปลดปล่อยพร้อมกันทีเดียว ในขณะที่ water-tube boiler หากท่อเส้นใดเส้นหนึ่งแตก จะเป็นเพียง tube leak (ท่อรั่ว) ที่ควบคุมการหยุดเดินเครื่องอย่างเป็นระบบได้ทัน ไม่ใช่เหตุระเบิดฉับพลัน — ความแตกต่างนี้เองเป็นเหตุผลสำคัญข้อหนึ่งที่ทำให้อุตสาหกรรมโรงไฟฟ้าเลือกใช้ water-tube แทบทั้งหมด

utility boiler (หม้อไอน้ำระดับโรงไฟฟ้า) แบ่งย่อยตามระดับความดันได้อีก: แบบ subcritical drum type (มี steam drum ความดันต่ำกว่าจุดวิกฤต) ทำงานที่ราว 16.7–19 MPa และ 540–568°C, แบบ supercritical once-through (ไม่มี drum ความดันเหนือจุดวิกฤต) ทำงานที่ราว 24–25 MPa และ 566–600°C, และแบบ ultra-supercritical (USC) ที่ความดันตั้งแต่ 25 MPa ขึ้นไปและอุณหภูมิตั้งแต่ 600°C ขึ้นไป — ยิ่งความดัน/อุณหภูมิสูง ยิ่งได้ η ของวัฏจักร Rankine ที่ดีขึ้นตามที่เรียนในบทที่ 13

ในแง่โครงแบบ (configuration) แบบที่พบมากที่สุดคือ two-pass (สองทางเดินก๊าซ) ซึ่งมี furnace (เตาเผา) เป็นทางเดินแรก แล้วก๊าซเลี้ยวลง backpass (ทางเดินย้อนกลับ) ที่ติดตั้ง economizer และ primary superheater เป็นทางเดินที่สอง อีกแบบคือ tower type (ทรงหอสูง) ที่ก๊าซไหลขึ้นทางเดียวตลอดโดยไม่เลี้ยวกลับ นิยมใช้กับ lignite (ลิกไนต์) เพราะช่วยลด erosion (การกัดเซาะ) จากการที่ก๊าซไม่ต้องเลี้ยวโค้งแรง ๆ ซึ่งเป็นจุดที่เถ้าจากลิกไนต์มักกัดเซาะท่อรุนแรง

ตัว boiler เองมักถูกแขวนจากโครงเหล็กด้านบน (top-supported) แทนที่จะตั้งอยู่บนพื้น เพื่อให้ตัวถังทั้งหมดขยายตัวลงด้านล่างได้อย่างอิสระเมื่อร้อนขึ้น โดยทั่วไปเคลื่อนตัวได้ 150–300 มม. — ถ้าออกแบบให้ตั้งบนพื้นแทน การขยายตัวจากความร้อนจะดันโครงสร้างจนเสียหายได้

โดย \(\sigma\) = hoop stress ในผนังท่อ/shell (MPa), \(P\) = ความดันภายใน (MPa), \(D\) = เส้นผ่านศูนย์กลาง (mm), \(t\) = ความหนาผนัง (mm) — เมื่อ D เล็กลง 40 เท่า ผนังก็บางลงได้ 40 เท่าที่ stress เท่าเดิม นี่คือหัวใจสำคัญที่ทำให้ water-tube ทำความดันได้สูงกว่า fire-tube มาก

1. Steam drum — ถังทรงกระบอกแนวนอนที่ติดตั้งอยู่บนสุดของโครงสร้าง boiler ทำหน้าที่แยกไอออกจากน้ำ ตามที่จะกล่าวถึงรายละเอียดในหัวข้อ 16.4
2. Top-supported boiler structure — โครงเหล็กด้านบนที่แขวนตัวถัง boiler ทั้งหมดไว้ ทำให้ตัวถังขยายตัวลงด้านล่างได้อิสระเมื่อร้อนขึ้นตามที่อธิบายในเนื้อหาข้างต้น
3. Membrane wall (waterwall) panels — แผงผนังเตาสีน้ำตาลแดงที่เห็นเด่นชัดในภาพ คือท่อ riser เชื่อมครีบต่อกันเป็นผนังกันก๊าซรั่ว (รายละเอียดเต็มในหัวข้อ 16.3)
4. Burner elevations — ระดับชั้นที่ติดตั้งหัวเผา (burner) บนผนังเตา ในภาพนี้ยังไม่ได้ติดตั้งหัวเผาเข้าที่ (อยู่ระหว่างก่อสร้าง)
5. Lower hopper section — ส่วนก้นเตาทรงกรวยคว่ำที่รวบรวมเถ้าหนัก (bottom ash) ที่ตกลงจากการเผาไหม้ก่อนส่งออกจากระบบ
6. Supporting steel structure — โครงเหล็กรองรับและค้ำยันทั้งหมดที่ล้อมรอบตัว boiler ไว้ ทำหน้าที่ทั้งรับน้ำหนักและเป็นทางเดินตรวจสอบ/บำรุงรักษา

16.2 การหมุนเวียนน้ำในหม้อไอน้ำ (Circulation: Natural / Controlled / Once-through)

Water-tube boiler ต้องมีกลไกหมุนเวียนน้ำผ่านผนังเตาอย่างต่อเนื่องเพื่อพาความร้อนออกจาก waterwall โดยไม่ให้ท่อร้อนจัดจนเสียหาย วิธีที่ประหยัดพลังงานที่สุดคือ natural circulation (การหมุนเวียนตามธรรมชาติ) ซึ่งอาศัยหลักฟิสิกส์ง่าย ๆ: น้ำอิ่มตัวใน downcomer (ท่อลง ซึ่งไม่โดนไฟและมีความหนาแน่น ρ สูง) หนักกว่าส่วนผสมน้ำ-ไอใน waterwall riser (ท่อขึ้นที่โดนความร้อนโดยตรง มีความหนาแน่น ρ ต่ำกว่าเพราะมีฟองไอปน) ผลต่างความหนาแน่นนี้เองที่ขับให้น้ำไหลวนเป็นวงจรได้เองโดยไม่ต้องใช้ปั๊มเลย

Natural circulation ใช้ได้ดีจนถึงความดัน drum ราว 18 MPa เท่านั้น เพราะที่ความดันสูงกว่านี้ ผลต่างความหนาแน่นระหว่างน้ำกับไอจะเล็กลงเรื่อย ๆ จนกระทั่งที่จุดวิกฤตของน้ำ (22.12 MPa) ความหนาแน่นทั้งสองเท่ากันพอดี แรงขับการหมุนเวียนตามธรรมชาติจึงหายไปหมด — นี่คือข้อจำกัดทางฟิสิกส์ที่บังคับให้โรงไฟฟ้าความดันสูงต้องหาวิธีอื่นช่วย

ตัวชี้วัดสำคัญของระบบหมุนเวียนคือ circulation ratio หรือ CR (อัตราส่วนการหมุนเวียน) ซึ่งคืออัตราไหลน้ำที่หมุนเวียนผ่าน waterwall เทียบกับอัตราไอที่ผลิตได้จริง utility boiler แบบ natural circulation มี CR ราว 4–10 เท่า ส่วนแบบ controlled circulation มี CR ราว 3–5 เท่า และแบบ once-through มี CR = 1 (น้ำทุกหยดกลายเป็นไอหมดในรอบเดียว ไม่มีการหมุนเวียนซ้ำเลย) ค่า CR มีผลโดยตรงต่อ quality (สัดส่วนไอ) ที่ทางออก riser ผ่านความสัมพันธ์ x = 1/CR — เช่น CR = 8 จะได้ x = 12.5% เท่านั้น ซึ่งต้องต่ำพอเสมอเพื่อให้ผนังท่อยังเปียกน้ำอยู่ตลอดเวลา ไม่เกิดปรากฏการณ์ DNB/dryout (ตามที่เรียนในบทที่ 12) ซึ่งจะทำให้ผิวท่อร้อนพุ่งสูงจนเสียหาย

เมื่อความดันสูงเกินขีดจำกัดของ natural circulation แต่ยังต้องการ drum อยู่ วิธีแก้คือ controlled circulation (หรือ assisted circulation) ซึ่งเพิ่ม BWCP (Boiler Water Circulation Pump — ปั๊มหมุนเวียนน้ำหม้อไอน้ำ ดู ch18) เข้าไปช่วยขับการไหล ใช้ในช่วงความดัน drum ราว 18–19.6 MPa พร้อมติดตั้ง orifice (รูคอคอด) ที่ทางเข้าท่อ waterwall แต่ละเส้น เพื่อบังคับให้การไหลกระจายสม่ำเสมอในทุกท่อ ไม่ให้บางเส้นได้น้ำน้อยกว่าเส้นอื่นจนเสี่ยงร้อนจัด

เมื่อความดันสูงเหนือจุดวิกฤตไปเลย ต้องใช้ once-through boiler (หรือที่รู้จักในชื่อ Benson/Sulzer ตามผู้คิดค้น) ซึ่งไม่มี steam drum อีกต่อไป — น้ำไหลผ่านท่อเพียงครั้งเดียวแล้วกลายเป็นไอร้อนยวดยิ่งเลยในรอบเดียว การออกแบบแบบนี้จำเป็นสำหรับความดันเหนือวิกฤต และยังรองรับการเดินเครื่องแบบ sliding pressure (ความดันเลื่อนตามโหลด ตามที่เรียนในบทที่ 15) ได้ดีมาก แต่แลกมาด้วยข้อกำหนดที่เข้มงวดกว่ามาก — feedwater ต้องบริสุทธิ์สูงมาก เพราะไม่มี drum ให้ blowdown (ระบายน้ำเข้มข้น) ทิ้งสิ่งเจือปนออกได้เหมือน drum boiler (ดู ch28) และต้องมี separator vessel (ถังแยกไอ-น้ำชั่วคราว) ใช้เฉพาะช่วง start-up ที่อัตราไหลยังต่ำเกินกว่าจะทำให้น้ำระเหยหมดในรอบเดียวได้

โดย \(CR\) = circulation ratio (ไม่มีหน่วย), \(\dot{m}_{circ}\) = อัตราไหลน้ำผ่าน downcomer (kg/s), \(\dot{m}_{steam}\) = อัตราการผลิตไอ (kg/s), \(x_{exit}\) = quality ทางออก riser, \(\Delta p_{driving}\) = ความดันขับการหมุนเวียน (Pa), \(H\) = ความสูงคอลัมน์ (m), \(\rho_{dc}/\rho_{riser}\) = ความหนาแน่นเฉลี่ยใน downcomer/riser (kg/m³)

16.3 เส้นทางฝั่งน้ำ: Economizer, Drum, Downcomer, Waterwall (Water-side Path)

เมื่อเข้าใจระบบหมุนเวียนแล้ว มาไล่เส้นทางฝั่งน้ำของ drum boiler ทีละจุดกัน เริ่มจาก economizer (เครื่องอุ่นน้ำ) ซึ่งเป็นชุดท่อ bank ที่ติดตั้งอยู่ใน backpass รับ feedwater (น้ำป้อน) จาก BFP (Boiler Feed Pump — ปั๊มน้ำป้อนหม้อไอน้ำ) ที่อุณหภูมิราว 230–260°C แล้วอุ่นขึ้นด้วยความร้อนที่ดึงจาก flue gas (ก๊าซไอเสีย) ก่อนที่ก๊าซจะไหลต่อไปยัง air preheater จนน้ำร้อนขึ้นถึงราว 290–320°C สิ่งสำคัญคือต้องออกแบบให้อุณหภูมิน้ำที่ออกจาก economizer ต่ำกว่าอุณหภูมิอิ่มตัวอยู่เสมอราว 20–40°C ซึ่งเรียกว่า approach (ระยะเข้าใกล้จุดเดือด) เพื่อป้องกันปรากฏการณ์ steaming economizer (การเดือดเกิดขึ้นก่อนเวลาใน economizer) ซึ่งจะทำให้เกิด water hammer (ค้อนน้ำ) และการไหลไม่นิ่ง เป็นอันตรายต่อท่อ

น้ำที่อุ่นแล้วจาก economizer ไหลเข้าสู่ steam drum ซึ่งเป็นถังเหล็กตีขึ้นรูป (forged) ผนังหนาราว 100–200 มม. ยาวได้ถึง 15–30 เมตร ทำหน้าที่หลายอย่างพร้อมกัน: แยกไอออกจากน้ำ, เป็น reservoir (แหล่งกักเก็บ) รองรับการเปลี่ยนแปลงชั่วขณะ (transient) ของโหลด, เป็นจุดเติมสารเคมี เช่น phosphate (ฟอสเฟต) เพื่อควบคุมคุณภาพน้ำ, เป็นจุดระบาย continuous blowdown (การระบายน้ำเข้มข้นต่อเนื่อง) และเป็นจุดกระจาย feedwater เข้าสู่ระบบ

จาก drum น้ำไหลลงผ่าน downcomer ซึ่งเป็นท่อขนาดใหญ่ 0.4–0.7 เมตร จำนวน 2–6 เส้น เดินอยู่นอกตัวเตา (ไม่รับความร้อนโดยตรง) ลงไปถึง lower ring header (ท่อรวมวงแหวนด้านล่าง) ที่ก้นเตา จากนั้นน้ำไหลขึ้นผ่าน waterwall ซึ่งคือผนังเตาทั้งสี่ด้านที่ประกอบจากท่อ riser เชื่อมครีบต่อกันเป็น membrane wall (ผนังแบบกันก๊าซรั่ว) รับ radiant heat (ความร้อนจากการแผ่รังสี) โดยตรงจากเปลวไฟ จุดที่ heat flux (อัตราการถ่ายเทความร้อนต่อพื้นที่) สูงสุดอยู่ที่บริเวณ burner belt (แนวติดตั้งหัวเผา) ซึ่งอาจสูงถึง 200–400 kW/m²

น้ำ-ไอผสมที่ร้อนขึ้นจาก waterwall จะลอยตัวขึ้นกลับสู่ drum ผ่าน riser tube (ท่อขึ้น) หรือ relief tube ครบเป็นวงจรหมุนเวียนสมบูรณ์หนึ่งรอบ ระหว่างทางที่ drum ยังมีการระบาย continuous blowdown ราว 0.5–1% ของอัตราไอที่ผลิตได้ ออกไปเพื่อควบคุมความเข้มข้นของสารละลายที่สะสมอยู่ใน boiler water ไม่ให้สูงเกินไป (รายละเอียดเรื่องเคมีน้ำเต็มรูปแบบอยู่ในบทที่ 28)

1. Upper header — ท่อรวมด้านบนที่รวบรวมน้ำ-ไอจากท่อ riser ทุกเส้นในแผงนี้ก่อนส่งต่อไปยัง drum
2. Tube — ท่อ riser แต่ละเส้นที่น้ำ-ไอไหลผ่านภายใน รับความร้อนจากเปลวไฟด้านนอกโดยตรง
3. Welded fin (Membrane) — ครีบโลหะที่เชื่อมระหว่างท่อแต่ละเส้นเข้าด้วยกัน ทำให้ผนังทั้งแผงกลายเป็นแผ่นทึบกันก๊าซรั่วออกจากเตา (gas-tight) ตามชื่อ membrane wall
4. Side seal weld — แนวเชื่อมขอบด้านข้างของแผง waterwall ที่ต่อกับแผงข้างเคียงหรือโครงสร้างเตา ป้องกันช่องว่างที่ก๊าซจะรั่วออกได้
5. Lower header — ท่อรวมด้านล่างที่กระจายน้ำจาก downcomer/lower ring header เข้าสู่ท่อ riser แต่ละเส้นของแผงนี้
6. Furnace (hot gas) side — ด้านของแผงที่หันเข้าหาเปลวไฟและก๊าซร้อนภายในเตา รับ radiant heat โดยตรงตามที่กล่าวถึงในเนื้อหาข้างต้น
7. Water/steam inside tubes — ของไหลภายในท่อซึ่งเป็นส่วนผสมน้ำ-ไอที่กำลังรับความร้อนและมีความหนาแน่นลดลงเรื่อย ๆ ตามที่ไหลขึ้น สอดคล้องกับหลักการ natural circulation ในหัวข้อ 16.2

16.4 Steam Drum Internals และการแยกไอ (Drum Internals & Separation)

ภายใน steam drum มีอุปกรณ์แยกไอออกจากน้ำอยู่สองขั้นตอนต่อเนื่องกัน ขั้นแรก (primary separation) ใช้ cyclone separator หรือ turbo separator ทรงกระบอกตั้งเรียงเป็นแถวรับส่วนผสมน้ำ-ไอที่มาจาก riser โดยตรง อาศัยแรงเหวี่ยงหนีศูนย์กลาง (centrifugal force) สลัดหยดน้ำที่หนักกว่าออกไปติดผนังแล้วไหลกลับลงสู่ downcomer ส่วนไอที่เบากว่าจะลอยผ่านขึ้นไปต่อ

ขั้นที่สอง (secondary separation) ใช้ chevron drier หรือ scrubber ซึ่งเป็นแผ่นโลหะซิกแซกติดตั้งอยู่ด้านบนของ drum ดักจับหยดน้ำละเอียดที่ยังหลงเหลือติดไปกับไอหลังผ่าน cyclone แล้ว ผลลัพธ์คือไอที่ออกจาก drum มี moisture carryover (การพาความชื้นติดไปกับไอ) เหลือเพียง 0.1–0.25% โดยน้ำหนักเท่านั้น

Carryover มีสองแบบที่ต้องแยกความเข้าใจ: mechanical carryover (การพาไปเชิงกล) คือหยดน้ำเล็ก ๆ ที่พาสารละลายติดไปด้วยจริง ๆ มักเกิดจาก drum level สูงเกินไป, โหลดเกินพิกัด หรือ separator ชำรุด — และ vaporous carryover (การพาไปเชิงไอ) คือ silica (ซิลิกา) ที่ละลายอยู่ในไอน้ำได้เองโดยตรงแม้ไม่มีหยดน้ำติดไปเลย ยิ่งความดันสูงยิ่งละลายได้มาก ที่ความดัน drum ราว 16.7 MPa จึงต้องควบคุม silica ใน boiler water ให้ไม่เกินราว 0.2–0.3 ppm เพื่อให้ silica ที่ติดไปกับไอไม่เกิน 10–20 ppb ป้องกันไม่ให้ตะกรัน silica ไปเกาะสะสมที่ใบพัด LP turbine ซึ่งเป็นปัญหาที่แก้ไขยากมากเมื่อเกิดขึ้นแล้ว

นอกจาก separator แล้ว ภายใน drum ยังมีอุปกรณ์อื่นอีกหลายชิ้น: ท่อกระจาย feedwater (feedwater distribution pipe) ที่กระจายน้ำป้อนให้ทั่วความยาว drum, ท่อเติมสารเคมี (chemical feed pipe), ท่อ continuous blowdown ที่วางตำแหน่งดูดน้ำจากระดับใต้ผิวน้ำเพียงเล็กน้อยซึ่งเป็นจุดที่ความเข้มข้นของสารละลายสูงที่สุด และ dry box (กล่องแห้ง) ที่อยู่ก่อนถึงท่อไอออกเพื่อให้แน่ใจว่าไอที่ออกไปแห้งสนิทที่สุด

ระดับน้ำปกติ หรือ NWL (Normal Water Level) อยู่ที่ประมาณกึ่งกลาง drum หรือต่ำกว่าเล็กน้อย วัดด้วย DP transmitter (Differential Pressure transmitter — เครื่องวัดผลต่างความดัน) ร่วมกับ constant head reference pot (ถังอ้างอิงความสูงคงที่) ซึ่งต้องชดเชยค่าตามความหนาแน่นที่เปลี่ยนไปตามความดัน เสริมด้วย gauge glass (กระจกวัดระดับ) และ hydrastep (เครื่องวัดระดับแบบ conductivity) เป็นระบบสำรอง

1. Cyclone Separator (typical) — ตัวแยกไอ-น้ำขั้นแรกทรงกรวยคว่ำที่เรียงเป็นแถวยาวตลอด drum แต่ละตัวรับส่วนผสมจาก riser หนึ่งกลุ่ม ใช้แรงเหวี่ยงหนีศูนย์กลางสลัดน้ำออกตามที่อธิบายในเนื้อหาข้างต้น
2. Chevron Drier Plates — แผ่นซิกแซกที่ติดตั้งเหนือแถว cyclone ทำหน้าที่แยกขั้นที่สอง ดักหยดน้ำละเอียดที่ผ่าน cyclone มาได้ก่อนไอจะออกจาก drum
3. Steam Space (upper drum region) — พื้นที่ว่างส่วนบนของ drum ที่ไอน้ำแห้งแล้วสะสมอยู่ก่อนไหลออกทางท่อไอ
4. Steam Drum Shell — เปลือกถังทรงกระบอกของ drum เอง ผนังหนา 100–200 มม. ตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 16.3
5. Separator Support (typical) — โครงยึดที่รองรับตัว cyclone separator แต่ละตัวให้อยู่กับที่ภายใน drum
6. Steam Outlet (Nozzles) — ช่องเปิดด้านล่างที่ไอน้ำ (หลังแยกน้ำแล้ว) ไหลผ่านขึ้นสู่ cyclone แต่ละตัว
7. Downcomer Opening — ช่องเปิดที่ก้น drum ซึ่งน้ำที่แยกได้จาก separator ไหลกลับลงสู่ downcomer เพื่อหมุนเวียนกลับเข้า waterwall อีกครั้ง

16.5 Superheater และ Reheater (Superheater & Reheater)

ไอน้ำอิ่มตัวที่แยกได้จาก drum ยังต้องผ่านการอุ่นเพิ่มอีกหลายขั้นก่อนจะกลายเป็น main steam (ไอน้ำหลัก) ที่พร้อมเข้า HP turbine ลำดับมาตรฐานคือ: primary SH (superheater ขั้นแรก แบบ convective คือรับความร้อนจากการพาความร้อนของก๊าซที่ไหลผ่าน ติดตั้งอยู่ใน backpass) → platen SH หรือ division SH (แบบ radiant คือรับความร้อนจากการแผ่รังสีโดยตรง ห้อยอยู่เหนือเตา) → final SH หรือ secondary SH ก่อนออกเป็น main steam ไป HP turbine ที่อุณหภูมิราว 540–568°C

จุดที่น่าสนใจคือ radiant SH กับ convective SH มีพฤติกรรมต่างกันเมื่อโหลดเปลี่ยน — radiant SH นั้นอุณหภูมิไอจะ "ลดลง" เมื่อโหลดเพิ่มขึ้น (เพราะเปลวไฟยิ่งใหญ่ยิ่งบังการแผ่รังสีบางส่วน) ในขณะที่ convective SH อุณหภูมิไอจะ "เพิ่มขึ้น" เมื่อโหลดเพิ่มขึ้น (เพราะก๊าซไหลเร็วขึ้นพาความร้อนได้มากขึ้น) วิศวกรออกแบบจึงผสมทั้งสองแบบเข้าด้วยกันโดยเจตนา เพื่อให้ผลรวมของอุณหภูมิไอออกมาค่อนข้าง "แบน" ตลอดช่วงโหลดที่กว้าง ไม่แกว่งมากเกินไปตามโหลด

การควบคุมอุณหภูมิ main steam ให้แม่นยำทำผ่าน attemperator หรือ de-superheater (เครื่องลดความร้อนยวดยิ่ง) ซึ่งติดตั้งอยู่ระหว่าง primary SH กับ final SH โดยฉีดน้ำละอองจากสาย BFP เข้าไปในกระแสไอโดยตรงเพื่อลดอุณหภูมิลงอย่างรวดเร็วเมื่อจำเป็น อัตราการฉีดปกติอยู่ที่ราว 2–6% ของอัตราไอทั้งหมด

ส่วน reheater ทำหน้าที่รับ cold reheat (ไอที่ขยายตัวบางส่วนแล้วจาก HP turbine ที่ความดันราว 3.8–4.5 MPa อุณหภูมิราว 330–355°C) กลับมาอุ่นซ้ำจนถึงอุณหภูมิใกล้เคียงกับ main steam เดิมอีกครั้ง (hot reheat ราว 540–568°C) ก่อนส่งต่อไป IP turbine ท่อ reheater มีขนาดใหญ่กว่าแต่ผนังบางกว่าท่อ superheater เพราะไอที่ความดันต่ำกว่าต้องการพื้นที่หน้าตัดมากกว่าแต่รับความดันน้อยกว่า

การควบคุมอุณหภูมิ reheat ทำต่างจาก main steam — ใช้ gas biasing damper (แผ่นเบี่ยงทางเดินก๊าซในส่วน backpass), burner tilt (การเอียงหัวเผาแบบ tangential เพื่อขยับตำแหน่งเปลวไฟ) หรือปรับ excess air (อากาศส่วนเกิน) แทน ส่วน RH spray (การฉีดน้ำลด reheat temperature) มีไว้ใช้เฉพาะกรณีฉุกเฉินเท่านั้น เพราะน้ำที่ฉีดเข้า reheater โดยตรงจะกลายเป็นไอที่ไม่เคยผ่าน HP turbine มาก่อน ทำให้เสียโอกาสผลิตงานจากไอส่วนนั้นไปฟรี ๆ กระทบต่อ heat rate ของทั้งวัฏจักร

วัสดุที่ใช้ทำท่อ SH/RH ไล่ระดับตามอุณหภูมิใช้งานที่เพิ่มขึ้น: เริ่มจาก carbon steel (เหล็กกล้าคาร์บอน) สำหรับส่วนอุณหภูมิต่ำสุด ไปจนถึงเกรด T11/T22 (เหล็กผสมโครเมียม-โมลิบดีนัมต่ำ) แล้วขยับไปเป็น T91/T92 (เหล็กผสมโครเมียมสูงกว่า) และสุดท้าย austenitic stainless steel (เหล็กกล้าไร้สนิมออสเทนนิติก) เกรด 304H/347H/Super304H ที่ final SH/RH ซึ่งเป็นจุดร้อนที่สุด ปัญหาระยะยาวที่พบบ่อยในท่อ austenitic คือ steam-side oxide (ชั้นออกไซด์ฝั่งไอ) ที่โตหนาขึ้นเรื่อย ๆ แล้วหลุดล่อน (exfoliation) ไปอุดตันที่ U-bend (ท่องอรูปตัว U) และกัดเซาะใบพัด turbine เมื่อหลุดไปกับกระแสไอ

โดย \(\dot{m}_{spray}\) = อัตราน้ำ spray (kg/s), \(\dot{m}_s\) = อัตราไอเข้า attemperator (kg/s), \(h_1\) = enthalpy ไอก่อน spray (kJ/kg), \(h_2\) = enthalpy เป้าหมายหลัง spray (kJ/kg), \(h_w\) = enthalpy น้ำ spray (kJ/kg)

1. Pendant superheater tube assembly — ชุดท่อ superheater ที่ห้อยลงมาจากด้านบนเป็นรูปตัว U ยาว หลายแถวขนานกัน คือ platen SH ที่กล่าวถึงในเนื้อหาข้างต้น รับ radiant heat โดยตรงจากเปลวไฟด้านล่าง
2. Tube sheet — แผ่นเหล็กด้านบนที่เจาะรูให้ท่อ superheater แต่ละเส้นทะลุผ่านเข้า-ออกจากพื้นที่ backpass/furnace อย่างเป็นระเบียบ
3. Furnace wall (platen tube) — ผนังเตาที่เห็นด้านข้างในภาพ ประกอบด้วยท่อ waterwall เช่นเดียวกับที่อธิบายในหัวข้อ 16.3
4. Superheater outlet header — ท่อรวมทางออกที่รวบรวมไอจากท่อ superheater แต่ละเส้นก่อนส่งต่อไปยังขั้นถัดไปหรือออกเป็น main steam
5. Furnace floor — พื้นเตาที่มองเห็นด้านล่างของภาพ จุดที่ถ่ายภาพนี้มองขึ้นไปจากบริเวณนี้
6. Lower shroud (degas duct) — ท่อ/แผ่นครอบด้านล่างของชุด pendant ที่ช่วยจัดการทิศทางก๊าซและป้องกันความเสียหายจากการสั่นสะเทือนของท่อ

16.6 Drum Level Control และปรากฏการณ์ Swell/Shrink (Drum Level & Swell/Shrink)

การควบคุมระดับน้ำใน drum ดูเหมือนเป็นเรื่องง่าย — วัดระดับแล้วปรับ feedwater ให้ตรงเป้า แต่ในความเป็นจริงมีปรากฏการณ์ทางฟิสิกส์สองอย่างที่ทำให้การควบคุมแบบง่าย ๆ ใช้ไม่ได้ผลจริง อย่างแรกคือ swell (การพองตัว) — เมื่อโหลด (ความต้องการไอ) เพิ่มขึ้นทันที ความดันใน drum จะตกลงทันทีเช่นกัน ทำให้ฟองไอที่อยู่ในน้ำทั้งใน waterwall และใต้ผิวน้ำใน drum ขยายตัวขึ้นอย่างฉับพลัน บวกกับน้ำอิ่มตัวบางส่วนแฟลช (flash) กลายเป็นไอเพิ่มทันที ผลรวมคือระดับน้ำที่วัดได้ "สูงขึ้นชั่วคราว" ทั้งที่มวลน้ำจริงในระบบกำลังลดลงอยู่

ปรากฏการณ์ตรงข้ามคือ shrink (การหดตัว) ซึ่งเกิดเมื่อโหลดลดลงกะทันหัน หรือความดันเพิ่มขึ้น หรือเติม feedwater เย็นเข้าไปมากเกินไป — ฟองไอที่เคยขยายตัวจะยุบตัวลง ทำให้ระดับที่วัดได้ "ตกลงชั่วคราว" ทั้งที่มวลน้ำจริงกำลังเพิ่มขึ้นอยู่ ตรงข้ามกับ swell อย่างสิ้นเชิง

ผลที่ตามมาคือระบบควบคุมแบบ single-element control (ควบคุมด้วยการดู level เพียงตัวแปรเดียว) จะตอบสนอง "ผิดทิศทาง" ในช่วงเปลี่ยนโหลดเสมอ — เมื่อโหลดเพิ่มขึ้นกะทันหัน controller ที่เห็นแค่ level จะเห็นระดับสูงขึ้น (จาก swell) แล้วตัดสินใจหรี่ feedwater ลง ทั้งที่ในความเป็นจริงต้องการเติมน้ำเพิ่มขึ้นต่างหาก การควบคุมแบบนี้จึงใช้ได้เฉพาะที่โหลดต่ำหรือทรงตัว (โดยทั่วไปต่ำกว่าราว 30% ของโหลดเต็มพิกัด) ซึ่งเป็นช่วงที่การวัด steam flow ยังไม่แม่นยำพอจะใช้งานได้ดีอยู่แล้ว

เหนือโหลดราว 30% ขึ้นไป มาตรฐานคือ three-element control (การควบคุมสามตัวแปร) ซึ่งรวมสามสัญญาณเข้าด้วยกัน: drum level (ระดับน้ำ), steam flow (อัตราไอ ใช้เป็น feedforward — สัญญาณล่วงหน้าที่คาดการณ์ความต้องการ) และ feedwater flow (อัตราน้ำป้อน ใช้เป็น cascade — วงควบคุมย่อยซ้อนใน) ด้วยวิธีนี้ เมื่อ steam flow เพิ่มขึ้นกะทันหัน ระบบจะเพิ่ม feedwater ตามทันทีโดยไม่ถูกหลอกด้วย swell/shrink ที่ level เห็น แล้วปล่อยให้สัญญาณ level ทำหน้าที่เพียง "trim" (ปรับละเอียด) ในภายหลังเท่านั้น

ค่าทั่วไปที่ใช้ในทางปฏิบัติ: NWL อยู่ที่ ±0 มม. (จุดอ้างอิง), alarm (แจ้งเตือน) ที่ ±50 มม., และ trip (สั่งหยุดเครื่องฉุกเฉิน) ที่ low-low ประมาณ −250 ถึง −300 มม. หรือ high-high ประมาณ +200 ถึง +250 มม. (ค่าที่แน่นอนแล้วแต่การออกแบบของแต่ละโรง) อันตรายจากระดับผิดปกติมีทั้งสองทาง: ระดับต่ำเกินไปทำให้ downcomer เริ่มดูดไอปนเข้าไป การหมุนเวียนของน้ำล้มเหลว ท่อ waterwall เสี่ยง overheat รุนแรง ส่วนระดับสูงเกินไปทำให้น้ำ carryover เข้าไปใน superheater หรือแม้แต่ turbine โดยตรง (เรียกว่า water induction — การพาน้ำเข้า turbine) ซึ่งทำให้ใบพัดเสียหายรุนแรงได้ในเวลาไม่กี่วินาที

16.7 Boiler Rating และประสิทธิภาพ (Rating & Efficiency: Direct / Indirect Method)

Boiler มีค่า rating (พิกัดกำลัง) หลักที่ต้องรู้จัก: BMCR (Boiler Maximum Continuous Rating — พิกัดไอสูงสุดที่ผลิตได้ต่อเนื่อง หน่วยตันต่อชั่วโมง) และ ECR/TMCR (Economic/Turbine Maximum Continuous Rating — จุดออกแบบที่ turbine ต้องการจริงในการใช้งานปกติ) ตัวอย่างเช่นโรงไฟฟ้าถ่านหิน subcritical ขนาด 600 MW ทั่วไปมี BMCR อยู่ที่ราว 1,800–2,000 ตันต่อชั่วโมง

การวัดประสิทธิภาพ boiler ทำได้สองวิธีหลัก วิธีแรกคือ direct method (วิธีตรง หรือ input-output method) ซึ่งง่ายและใช้ข้อมูลน้อย เพียงเทียบพลังงานที่ออกมาเป็นไอกับพลังงานที่เข้าไปเป็นเชื้อเพลิง แต่ต้องวัด fuel flow (อัตราการไหลเชื้อเพลิง) และ heating value (ค่าความร้อน) ให้แม่นยำมาก ซึ่งทำได้ยากกับเชื้อเพลิงถ่านหินที่คุณสมบัติแปรปรวนตามแหล่งที่มา วิธีนี้จึงเหมาะกับเชื้อเพลิงก๊าซหรือน้ำมันที่วัดอัตราการไหลได้แม่นยำกว่ามาก และข้อเสียอีกข้อคือวิธีนี้ไม่บอกเลยว่าความสูญเสียเกิดขึ้นตรงไหนบ้าง

วิธีที่สองคือ indirect method หรือ heat loss method (วิธีทางอ้อม หรือวิธีความสูญเสียความร้อน) ตามมาตรฐาน ASME PTC 4 หรือ EN 12952-15 ซึ่งคำนวณจาก η = 100 − ผลรวมความสูญเสียทั้งหมด วิธีนี้แม่นยำกว่ามากสำหรับเชื้อเพลิงถ่านหินและยังชี้จุดที่ควรปรับปรุงได้ชัดเจนกว่าด้วย ความสูญเสียทั่วไปสำหรับถ่านหิน (คิดบนฐาน HHV) ได้แก่: dry flue gas loss (ความสูญเสียจากก๊าซไอเสียแห้ง) 4–6%, moisture loss (ความสูญเสียจากความชื้นในเชื้อเพลิง ซึ่งสำหรับ lignite อาจสูงถึง 6–8%), H₂ loss (ความสูญเสียจากไฮโดรเจนในเชื้อเพลิงที่กลายเป็นไอน้ำ) 3–5%, unburned carbon loss (คาร์บอนที่เผาไหม้ไม่หมด) 0.3–2%, CO loss (การเผาไหม้ไม่สมบูรณ์เป็น CO) 0–0.5%, radiation and convection loss (การสูญเสียจากการแผ่รังสีและการพาความร้อนออกนอกตัวถัง) 0.2–0.4%, และ sensible heat in ash (ความร้อนสัมผัสที่ติดไปกับเถ้า) ราว 0.1–0.3%

ตัวเลข η ทั่วไปที่พบในทางปฏิบัติ: ถ่านหิน bituminous (บิทูมินัส) ทำได้ราว 87–89% (ฐาน HHV), lignite (ลิกไนต์) ทำได้ราว 80–84% (ฐาน HHV) หรือราว 88–91% หากคิดฐาน LHV แทน (เพราะ lignite มีความชื้นสูง ผลต่างระหว่าง HHV กับ LHV จึงมาก), และเชื้อเพลิงก๊าซทำได้ราว 84–85% (ฐาน HHV) — จุดสำคัญคือต้องระบุฐาน HHV หรือ LHV กำกับไว้เสมอเวลารายงานตัวเลข η มิฉะนั้นจะเปรียบเทียบกันผิด (รายละเอียดเรื่อง HHV/LHV เต็มรูปแบบอยู่ในบทที่ 17)

ตัวแปรที่ operator ควบคุมได้และมีผลใหญ่ที่สุดต่อ η คือ flue gas exit temperature (อุณหภูมิก๊าซไอเสียที่ออกจากระบบ) และ excess air (อากาศส่วนเกินที่ใช้เผาไหม้ ดูรายละเอียดในบทที่ 17, 18) — กฎง่าย ๆ ที่จำไว้ใช้ได้คือทุก ๆ 20–22°C ที่ลดอุณหภูมิก๊าซไอเสียลงได้ จะเพิ่ม η ได้ประมาณ 1%

โดย \(\dot{m}_s\) = อัตราไอ main steam (kg/s), \(h_s\) = enthalpy main steam (kJ/kg), \(h_{fw}\) = enthalpy feedwater เข้า economizer (kJ/kg), \(\dot{m}_{rh}\cdot\Delta h_{rh}\) = ความร้อนที่เติมให้ reheat (kW), \(\dot{m}_f\) = อัตราเชื้อเพลิง (kg/s), \(HV\) = heating value (kJ/kg — ระบุ HHV หรือ LHV)

โดย \(L_i\) = แต่ละความสูญเสีย (% ของความร้อนเข้า), \(m_{dg}\) = มวล dry flue gas ต่อ kg เชื้อเพลิง (kg/kg), \(c_p\) = ความจุความร้อนจำเพาะของก๊าซ (~1.005 kJ/kg·K), \(T_g\) = อุณหภูมิ flue gas ออก air preheater (°C), \(T_a\) = อุณหภูมิอากาศอ้างอิง (°C)

1. Steam Drum — แยกไอและน้ำ ทางออกไออยู่ด้านบน (ตามที่อธิบายละเอียดในหัวข้อ 16.4)
2. Downcomers — ท่อพาน้ำร้อนจาก steam drum ลงสู่ lower header ที่อยู่นอกตัวถัง ตามที่อธิบายในหัวข้อ 16.3
3. Waterwalls — รับความร้อนในเตาเผาเพื่อผลิตไอ เป็นผนังของ furnace เอง
4. Burners — หัวเผาถ่านหินบดละเอียด ติดตั้งอยู่ที่ผนังด้านหน้าและด้านข้างของเตา
5. Furnace — โซนเผาไหม้หลัก ถ่ายเทความร้อนแบบแผ่รังสีสู่ waterwall โดยตรง
6. Pendant Superheaters — รับความร้อนจากก๊าซไอเสียใน first pass เพื่ออุ่นไอที่อิ่มตัวแล้วให้ร้อนยวดยิ่ง ตรงกับ platen SH ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 16.5
7. Second Pass Gas Path — เส้นทางที่ก๊าซไอเสียไหลผ่าน reheater, economizer และ air preheater ก่อนออกสู่ปล่อง
8. Reheater — อุ่นไอที่ขยายตัวบางส่วนแล้วจาก turbine ซ้ำเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพ ตรงกับที่อธิบายในหัวข้อ 16.5
9. Economizer — อุ่น feedwater ด้วยพลังงานจากก๊าซไอเสียก่อนที่น้ำจะเข้าสู่ drum
10. Air Preheater (Optional) — เก็บความร้อนจากก๊าซไอเสียคืนมาอุ่นอากาศที่เข้าสู่การเผาไหม้ ช่วยลด flue gas exit temperature ตามที่กล่าวถึงในเนื้อหาข้างต้น
11. To Stack — จุดที่ก๊าซไอเสียออกสู่ปล่องควัน หลังผ่านการแลกเปลี่ยนความร้อนจนหมดแล้ว
12. Ash Hopper — รวบรวมเถ้าหนักจากเตาเผาที่ก้นเตา

16.8 Tube Failure ที่พบบ่อย (Common Boiler Tube Failures)

BTF (Boiler Tube Failure — ท่อ boiler แตก/รั่ว) คือสาเหตุอันดับหนึ่งของ forced outage (การหยุดเดินเครื่องกะทันหันนอกแผน) ในโรงไฟฟ้าถ่านหินทั่วโลก โรงที่บริหารจัดการได้ดีมักวัดผลงานกันด้วย KPI (Key Performance Indicator) ที่เรียกว่า "จำนวน BTF ต่อปี" เพื่อติดตามแนวโน้มความน่าเชื่อถือของอุปกรณ์อย่างต่อเนื่อง

กลไกความเสียหายแบ่งได้เป็นหลายกลุ่ม กลุ่มแรกคือ overheating (ความร้อนเกิน) ซึ่งแยกเป็นสองแบบย่อย: short-term overheat (ร้อนเกินแบบเฉียบพลัน เช่นจากท่ออุดตันหรือระดับน้ำต่ำกะทันหัน) ทำให้ท่อแตกแบบ "fish-mouth" ขอบบางแบบ ductile (เหนียว ยืดก่อนขาด) กับ long-term overheat หรือ creep (ร้อนเกินสะสมยาวนาน เช่น superheater/reheater ทำงานเกินอุณหภูมิออกแบบต่อเนื่องเป็นเวลานาน) ทำให้ท่อแตกแบบขอบหนาแบบ brittle (เปราะ) พร้อมชั้นออกไซด์หนาผิดปกติ

กลุ่มที่สองคือ waterside corrosion (การกัดกร่อนฝั่งน้ำ) มีสามแบบย่อยที่พบบ่อย: hydrogen damage (ความเสียหายจากไฮโดรเจน เกิดจากตะกรันหนาร่วมกับ pH ต่ำผิดปกติ) ทำให้ท่อแตกแบบหนาเป็น "window" (ช่องหน้าต่าง) แบบเปราะ, caustic gouging (การกัดกร่อนจากโซดาไฟเข้มข้น) ที่ NaOH สะสมเข้มข้นอยู่ใต้ชั้นตะกรันจนกัดผิวโลหะเป็นแอ่ง, และ pitting (การกัดกร่อนเป็นหลุม) จากออกซิเจนที่ตกค้างในช่วงหยุดเครื่องโดยไม่ทำ preservation (การป้องกันสนิมระหว่างจอด ดูรายละเอียดในบทที่ 28)

กลุ่มที่สามคือ fireside damage (ความเสียหายฝั่งไฟ) ได้แก่ fly ash erosion (การกัดเซาะจากเถ้าลอย มักพบที่ economizer หรือบริเวณที่ก๊าซเลี้ยวโค้งด้วยความเร็วสูง), soot blower erosion (การกัดเซาะจากหัวเป่าเขม่า ทำให้ผิวท่อบางลงเป็นแนวตรงตรงจุดที่ lance เป่าถึง), waterwall corrosion จากบรรยากาศแบบ reducing (รีดักชัน คือขาดออกซิเจนเฉพาะที่) เมื่อใช้เทคนิค low-NOx firing (การเผาไหม้แบบลด NOx), และ coal ash corrosion (การกัดกร่อนจากเถ้าถ่านหิน) ที่บริเวณ SH/RH ซึ่งอุณหภูมิผิวท่อสูงเกิน 600°C

กลุ่มสุดท้ายคือ fatigue (ความล้า) แบ่งเป็น corrosion fatigue (ความล้าร่วมกับการกัดกร่อน) ที่จุดยึด buckstay/attachment (โครงยึดผนังเตา), thermal fatigue (ความล้าจากความร้อน) ที่เกิดจากการ quench (น้ำเย็นฉีดโดนท่อร้อนกะทันหัน) และ DMW failure (Dissimilar Metal Weld failure — ความเสียหายที่รอยเชื่อมโลหะต่างชนิด) ที่รอยต่อระหว่างเหล็กกลุ่ม ferritic (เฟอร์ริติก) กับ austenitic (ออสเทนนิติก) ซึ่งมีค่าสัมประสิทธิ์การขยายตัวจากความร้อนต่างกัน ทำให้เกิดความเค้นสะสมตรงรอยต่อ

วิธีเฝ้าระวังหลักที่ใช้ในโรงจริงได้แก่ chordal thermocouple (เทอร์โมคัปเปิลติดผิวท่อ) ที่ waterwall เพื่อตรวจจับอุณหภูมิผิดปกติ, การวัดความหนาชั้นออกไซด์ด้วย UT (Ultrasonic Testing — การทดสอบด้วยคลื่นเสียงความถี่สูง), และการเก็บ tube sample (ตัวอย่างท่อ) มาวัดน้ำหนัก deposit (ตะกรันสะสม) โดยทั่วไปจะทำ chemical cleaning (การล้างด้วยสารเคมี) เมื่อตะกรันสะสมถึงราว 20–40 mg/cm²

อาการเตือนของ tube leak (ท่อรั่ว) ขณะเดินเครื่องที่สังเกตได้มีหลายอย่าง: เสียงจี๊ดผิดปกติภายในเตา, ผลต่างระหว่าง feedwater flow กับ steam flow ที่โตขึ้นเรื่อย ๆ ผิดปกติ (ตามที่จะกล่าวถึงในกล่อง field note ด้านล่าง), ID fan (Induced Draft fan — พัดลมดูดก๊าซ) ที่ต้องทำงานหนักขึ้นเพื่อรักษาความดันเตา, และปริมาณ make-up water (น้ำเติมทดแทน) ที่เพิ่มขึ้น เมื่อพบอาการเหล่านี้ควรวางแผน shutdown (หยุดเดินเครื่อง) โดยเร็วก่อนที่น้ำที่รั่วออกมาจะพุ่งใส่ท่อข้างเคียงจนเสียหายลุกลามเป็นวงกว้าง (รายละเอียดการบำรุงรักษาเชิงลึกอยู่ในบทที่ 41)

1. Heat-affected zone — บริเวณผิวท่อที่เปลี่ยนสีจากความร้อนสูงผิดปกติก่อนแตก เป็นหลักฐานบ่งชี้ว่าเกิด overheating เฉพาะจุดก่อนความเสียหาย
2. Thinned, necked edge — ขอบของรอยแตกที่บางลงและยืดคอด (necking) ก่อนขาด เป็นลักษณะเฉพาะของการแตกแบบ ductile จาก short-term overheat ตามที่อธิบายในเนื้อหาข้างต้น (ปรากฏทั้งด้านบนและด้านล่างของรอยแตกในภาพ)
3. Burst opening (fish-mouth) — ช่องเปิดรูปปากปลาอันเป็นที่มาของชื่อ "fish-mouth rupture" — ลักษณะเด่นของท่อที่แตกจาก short-term overheat โดยเฉพาะ
4. Outer oxide (scale) — ชั้นออกไซด์ผิวนอกที่เกิดจากความร้อนสูง สังเกตว่าค่อนข้างบางเมื่อเทียบกับท่อที่เสียหายจาก long-term overheat/creep ซึ่งจะมีชั้นออกไซด์หนากว่ามาก
5. Inner surface (oxidation) — ผิวด้านในท่อที่เกิดออกซิเดชันจากไอน้ำร้อนจัดสัมผัสโดยตรงหลังผนังท่อบางลงจนทนความดันไม่ไหว

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท