บทที่ 17 — เชื้อเพลิงและการเผาไหม้

17.1 ชนิดเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้า (Power Plant Fuels)

เชื้อเพลิงที่ป้อนเข้าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแบ่งได้เป็นสี่ตระกูลหลัก และตระกูลที่มีความหลากหลายภายในตัวมันเองมากที่สุดคือถ่านหิน ซึ่งจำแนกย่อยตาม "rank" หรือระดับการแปรสภาพทางธรณีวิทยา (อายุและความดัน/อุณหภูมิที่ผ่านมาตลอดกระบวนการก่อตัว) ถ่านหินที่ผ่านการแปรสภาพน้อยที่สุดคือ lignite (ลิกไนต์) มีค่าความร้อน HHV เพียงราว 10–17 MJ/kg และมีความชื้นสูงถึง 25–45% ถัดมาคือ sub-bituminous (ซับบิทูมินัส) ที่ HHV ราว 18–24 MJ/kg แล้วจึงถึง bituminous (บิทูมินัส) ซึ่ง HHV สูงถึง 24–32 MJ/kg และความชื้นต่ำเพียง 5–10% เป็นเชื้อเพลิงหลักของโรงไฟฟ้าถ่านหินนำเข้าส่วนใหญ่เพราะขนส่งคุ้มค่าและเผาได้พลังงานสูงต่อหน่วยน้ำหนัก ส่วน anthracite (แอนทราไซต์) เป็นถ่านหินที่แปรสภาพมากที่สุด แข็งและมี volatile matter (สารระเหย) ต่ำมากจนจุดติดไฟยาก จึงแทบไม่ถูกใช้ในโรงไฟฟ้า

สำหรับบริบทของ กฟผ. (การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) ลิกไนต์แม่เมาะเป็นกรณีศึกษาที่สำคัญที่สุด — HHV อยู่ที่เพียงราว 10–12 MJ/kg (ประมาณ 2,400–2,800 kcal/kg) ความชื้นสูงถึง 30–35% และมีเถ้าปนอยู่มากถึง 20–30% โดยเถ้านั้นมีปริมาณ CaO (แคลเซียมออกไซด์) สูง ทำให้เกิด slagging (ตะกรันเกาะผนังเตา) และ fouling (คราบเกาะท่อ) ได้ง่ายกว่าถ่านหินทั่วไป นอกจากนี้ยังมีกำมะถันปนอยู่ราว 1.5–3.5% เหมืองแม่เมาะเป็นเหมืองแบบเปิด (open-pit) ที่ใหญ่ที่สุดในประเทศไทย ป้อนถ่านหินให้โรงไฟฟ้าแม่เมาะปีละราว 15–16 ล้านตัน ด้วยคุณสมบัติที่ด้อยกว่าถ่านหินนำเข้าในแทบทุกด้าน โรงไฟฟ้าที่เผาลิกไนต์แม่เมาะจึงต้องออกแบบเป็นการเฉพาะ ตั้งแต่ขนาดเตาที่ใหญ่กว่าเพื่อรองรับปริมาณเชื้อเพลิงที่มากขึ้นต่อหน่วยพลังงาน ไปจนถึงระบบจัดการเถ้าและระบบกำจัดมลพิษที่ต้องมีขนาดใหญ่กว่าตามไปด้วย

เชื้อเพลิงตระกูลที่สองคือ natural gas (ก๊าซธรรมชาติ) ซึ่งมีองค์ประกอบหลักเป็น CH₄ (มีเทน) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยมีลักษณะเฉพาะคือมี CO₂ (คาร์บอนไดออกไซด์) ปนอยู่ในสัดส่วนที่ค่อนข้างสูงหลายเปอร์เซ็นต์ ซึ่งทำให้ค่าความร้อนต่อหน่วยปริมาตร (Nm³ หรือ normal cubic meter — ลูกบาศก์เมตรที่สภาวะมาตรฐาน) ต่ำกว่าก๊าซมีเทนบริสุทธิ์ โดยทั่วไปมี LHV ราว 35–40 MJ/Nm³ ประเด็นที่วิศวกรต้องเฝ้าระวังเป็นพิเศษคือค่า Wobbe index (ดัชนีวอบบี — ตัวเลขที่บ่งบอกพฤติกรรมการเผาไหม้ของก๊าซเมื่อผ่านหัวฉีดขนาดคงที่ โดยคำนวณจากค่าความร้อนหารด้วยรากที่สองของความถ่วงจำเพาะของก๊าซ) เพราะเมื่อแหล่งก๊าซหรือสัดส่วน LNG (Liquefied Natural Gas — ก๊าซธรรมชาติเหลว) ที่ผสมเข้าระบบเปลี่ยนไป ค่า Wobbe index ที่เปลี่ยนตามจะกระทบพฤติกรรมของ burner โดยตรง เช่น ขนาดเปลวไฟหรือความเสี่ยงเปลวหลุด

เชื้อเพลิงตระกูลที่สามคือ fuel oil (น้ำมันเตา) โดยชนิดที่ใช้เผาหลักคือ heavy fuel oil หรือ HFO (น้ำมันเตาหนัก) ซึ่งมี HHV สูงราว 42–44 MJ/kg แต่มีความหนืดสูงมากที่อุณหภูมิห้อง จึงต้องอุ่นให้ร้อนถึงราว 90–130°C ก่อนเพื่อลดความหนืดลงให้พอที่จะ atomize (พ่นฝอย) ผ่านหัวฉีดได้ ส่วน light diesel (น้ำมันดีเซล) ซึ่งไม่ต้องอุ่นก่อนใช้งาน มักถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงจุดนำ (ignitor/start-up fuel) ในช่วงเริ่มเดินเครื่อง เชื้อเพลิงตระกูลสุดท้ายคือ biomass (ชีวมวล) เช่น ชานอ้อย แกลบ และเศษไม้ ซึ่งมี HHV แปรผันกว้างตามความชื้นตั้งแต่ราว 8–18 MJ/kg ปัญหาเด่นของชีวมวลคือมีธาตุ alkali (ด่าง) และ chlorine (คลอรีน) ปนอยู่มาก ซึ่งเร่งให้เกิด fouling และ corrosion (การกัดกร่อน) ในท่อ จึงมักเผาในเตาแบบ grate (ตะแกรง) หรือ CFB (Circulating Fluidized Bed — เตาเผาแบบฟลูอิไดซ์เบดหมุนเวียน) ที่ทนต่อเชื้อเพลิงคุณภาพแปรปรวนได้ดีกว่า หรือใช้วิธี co-firing (เผาผสม) ในสัดส่วนน้อยร่วมกับถ่านหิน

เมื่อมองภาพรวมกำลังผลิตของประเทศไทย กำลังผลิตส่วนใหญ่ของ กฟผ. มาจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่เผาก๊าซธรรมชาติ (gas-fired combined cycle ตามที่เรียนในบทที่ 15 และจะเรียนรายละเอียดกังหันก๊าซในบทที่ 25) ในขณะที่ลิกไนต์จากแม่เมาะยังคงเป็นฐานกำลังผลิตสำคัญของภาคเหนือ ความแตกต่างของเชื้อเพลิงทั้งสองประเภทนี้เองที่ทำให้โรงไฟฟ้าแต่ละแห่งมีการออกแบบระบบเผาไหม้และระบบเสริมที่แตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งจะได้เห็นรายละเอียดตลอดทั้งบทนี้

1. Bucket wheel — ล้อขนาดใหญ่ติดถังตักเป็นวงกลมที่ปลายแขน boom หมุนขุดชั้นถ่านหินหรือ overburden ออกมาต่อเนื่อง เป็นหัวใจของเครื่องขุดประเภทนี้ที่ทำให้ขุดได้ปริมาณมหาศาลต่อชั่วโมงโดยไม่ต้องมีรถขุดหลายคัน
2. Boom — แขนเหล็กยาวที่ยื่น bucket wheel ออกไปจากตัวเครื่อง ควบคุมให้ตักได้ลึกและกว้างตามแนวหน้าเหมืองที่ต้องการ
3. Hoist towers — เสาสูงคู่ที่ยึดสายเคเบิลรับน้ำหนักแขน boom ไว้ ทำหน้าที่คล้ายเครนถ่วงน้ำหนักให้แขนที่ยื่นยาวไม่หักโค้งลง
4. Operator cab — ห้องควบคุมของผู้ควบคุมเครื่องขุด ติดตั้งอยู่บนตัวเครื่องเพื่อมองเห็นบริเวณตักได้ชัดเจน
5. Machine superstructure — โครงสร้างส่วนบนของเครื่องจักรที่รวมห้องเครื่องยนต์ ระบบส่งกำลัง และจุดหมุนของแขน boom ทั้งหมดไว้ด้วยกัน
6. Conveyor bridge — สะพานสายพานลำเลียงที่รับถ่านหินจาก bucket wheel ส่งต่อไปยัง discharge conveyor เพื่อลำเลียงออกจากหน้าเหมือง
7. Discharge conveyor — สายพานลำเลียงปลายทางที่รับถ่านหินจาก conveyor bridge แล้วส่งต่อไปยังระบบขนส่งหลักของเหมือง เช่น สายพานยาวหรือรถไฟ
8. Crawler undercarriage — ฐานตีนตะขาบขนาดใหญ่ที่รองรับน้ำหนักเครื่องจักรทั้งหมดและเคลื่อนที่เครื่องไปตามหน้าเหมืองได้อย่างมั่นคงบนพื้นดินที่ไม่แน่น
9. Overburden — ชั้นดินและหินที่ปกคลุมอยู่เหนือชั้นถ่านหิน ต้องขุดออกก่อนจึงจะเข้าถึงชั้นถ่านหินด้านล่างได้ กองดินสีอ่อนที่เห็นด้านซ้ายของภาพคือ overburden ที่ขุดออกมาแล้ว
10. Lignite (brown coal) seam — ชั้นถ่านหินลิกไนต์สีน้ำตาลเข้มที่เป็นเป้าหมายการขุดจริง มองเห็นเป็นแถบสีเข้มด้านล่างของหน้าเหมือง
11. Dump car (for overburden) — รถบรรทุกขนาดใหญ่ที่ใช้ขนย้าย overburden ออกจากพื้นที่ขุด แยกจากระบบสายพานลำเลียงถ่านหินหลัก

1. Stacker-reclaimer (rail-mounted) — เครื่องจักรตัวเดียวที่ทำได้สองหน้าที่สลับกัน: กองถ่านหินใหม่ที่ส่งเข้ามา (stacking) และตักถ่านหินจากกองเดิมกลับไปป้อนโรงไฟฟ้า (reclaiming) เคลื่อนที่ไปมาบนรางที่วางขนานกับแนวกองถ่าน
2. Coal stockpile — กองถ่านหินทรงสามเหลี่ยมยาวที่สำรองไว้ใช้งานล่วงหน้าราว 15–30 วัน กันกรณีเชื้อเพลิงจากเหมือง/ท่าเรือส่งมาไม่ทันหรือขาดตอน
3. Reclaimer boom and bucket wheel — แขนพร้อมล้อตักขนาดเล็กที่ปลายเครื่อง ใช้ตักถ่านหินจากกองกลับขึ้นสายพานเมื่อเครื่องทำหน้าที่ reclaiming
4. Conveyor gantry — โครงสะพานสูงที่รองรับสายพานลำเลียงถ่านหินข้ามพื้นที่ลานกองไปยังโรงไฟฟ้า
5. Operator cab — ห้องควบคุมของผู้ควบคุม stacker-reclaimer ติดตั้งบนตัวเครื่องเพื่อมองเห็นแนวกองถ่านได้ชัดเจนขณะทำงาน
6. Travel rails — รางเหล็กคู่ที่วางตามแนวยาวของลานกอง ให้ stacker-reclaimer เคลื่อนที่ไปตามความยาวกองถ่านหินได้ทั้งแนว
7. Rail cars (to plant) — โบกี้รถไฟที่รอรับถ่านหินจากลานกองเพื่อขนส่งเข้าสู่ระบบลำเลียงหลักของโรงไฟฟ้าต่อไป
8. Power plant (boilers and stacks) — ตัวอาคารโรงไฟฟ้าพร้อมปล่องระบายที่เห็นเป็นฉากหลัง แสดงให้เห็นระยะทางจาก stockyard ถึงจุดใช้งานเชื้อเพลิงจริง

17.2 ค่าความร้อนและการวิเคราะห์เชื้อเพลิง (Heating Value & Fuel Analysis)

ค่าความร้อนของเชื้อเพลิงมีสองแบบที่ต้องแยกให้ชัดเจนเสมอ แบบแรกคือ HHV หรือ Higher Heating Value (ค่าความร้อนขั้นสูง/ค่าความร้อนรวม) ซึ่งวัดได้จาก bomb calorimeter (เครื่องวัดค่าความร้อนแบบถังปิด) ในห้องปฏิบัติการ ค่านี้รวมความร้อนแฝงทั้งหมดที่จะได้คืนกลับมาหากไอน้ำในผลิตภัณฑ์การเผาไหม้ควบแน่นกลับเป็นน้ำเหลว แบบที่สองคือ LHV หรือ Lower Heating Value (ค่าความร้อนสุทธิ/ค่าความร้อนขั้นต่ำ) ซึ่งหักความร้อนแฝงของไอน้ำนั้นออกไป เพราะในโรงไฟฟ้าจริง ไอน้ำที่เกิดจากการเผาไหม้จะถูกปล่อยออกไปทางปล่องพร้อม flue gas โดยไม่มีการควบแน่นคืนความร้อนแต่อย่างใด มาตรฐานที่ยุโรปและผู้ผลิตกังหันส่วนใหญ่นิยมใช้คือ LHV ในขณะที่สหรัฐอเมริกาและมาตรฐาน ASME (American Society of Mechanical Engineers) นิยมใช้ HHV ดังนั้นเมื่ออ่านสเปคเครื่องจักรหรือรายงานประสิทธิภาพ จึงต้องตรวจสอบ basis (ฐานอ้างอิง) เสมอว่าใช้ค่าไหน

ผลต่างระหว่าง HHV กับ LHV ขึ้นกับปริมาณไฮโดรเจนและความชื้นในเชื้อเพลิงเป็นหลัก สำหรับก๊าซธรรมชาติซึ่งมีไฮโดรเจนสูง ผลต่างนี้อยู่ที่ราว 10% ของ HHV ในขณะที่บิทูมินัสซึ่งมีไฮโดรเจนน้อยกว่าและความชื้นต่ำ ผลต่างมีเพียงราว 4–5% ส่วนลิกไนต์ที่ความชื้นสูงมาก ผลต่างอาจสูงถึง 10–12% ด้วยเหตุนี้ ตัวเลข "ประสิทธิภาพ 90%" ที่ไม่ได้ระบุว่าอ้างอิง HHV หรือ LHV จึงเป็นตัวเลขที่ยังนำไปใช้เปรียบเทียบไม่ได้ ต้องถามหา basis ก่อนเสมอ

ในการนำเชื้อเพลิงมาวิเคราะห์ วิศวกรใช้สองวิธีหลักคือ proximate analysis (การวิเคราะห์ขั้นต้น) ซึ่งแยกเชื้อเพลิงออกเป็น 4 องค์ประกอบ ได้แก่ moisture (ความชื้น), volatile matter (สารระเหย), fixed carbon (คาร์บอนคงตัว) และ ash (เถ้า) — ผลวิเคราะห์นี้ใช้เลือกวิธีเผาและออกแบบ mill (เครื่องบดถ่าน) เพราะเชื้อเพลิงที่มี volatile matter สูงจะจุดติดไฟง่ายและให้เปลวยาว ส่วนอีกวิธีคือ ultimate analysis (การวิเคราะห์ขั้นสมบูรณ์) ซึ่งแยกเป็นธาตุองค์ประกอบจริง ได้แก่ C (คาร์บอน), H (ไฮโดรเจน), O (ออกซิเจน), N (ไนโตรเจน), S (กำมะถัน) บวกกับความชื้นและเถ้า ผลวิเคราะห์แบบนี้ใช้คำนวณ stoichiometric air (อากาศทางทฤษฎีที่ต้องใช้เผาไหม้พอดี) และประเมินค่า HHV ได้โดยตรง

สิ่งสำคัญอีกอย่างที่มักสร้างความสับสนคือ basis ของผลวิเคราะห์ ซึ่งมีสี่แบบ: as-received หรือ ar (สภาพที่ได้รับจริง รวมความชื้นทั้งหมด), air-dried หรือ ad (ผึ่งลมจนความชื้นผิวหายไปบางส่วน), dry หรือ d (หักความชื้นออกทั้งหมด) และ dry-ash-free หรือ daf (หักทั้งความชื้นและเถ้าออก) ตัวเลขเดียวกัน เช่น ปริมาณคาร์บอน จะมีค่าต่างกันมากตาม basis ที่ใช้รายงาน จึงต้องแปลงให้อยู่ใน basis เดียวกันก่อนนำไปเปรียบเทียบหรือคำนวณต่อเสมอ

สูตรนี้เรียกว่าสูตร Dulong ใช้ประมาณค่า HHV จากผลวิเคราะห์ ultimate analysis โดย \(C, H, O, S\) คือสัดส่วนมวลของธาตุแต่ละตัว (kg ธาตุ/kg เชื้อเพลิง) สูตรนี้ให้ค่าประมาณที่แม่นยำราว ±2–3% สำหรับถ่านหินทั่วไป

โดย \(2{,}442\) คือความร้อนแฝงของน้ำที่ 25°C (kJ/kg), \(9H\) คือมวลน้ำที่เกิดจากการเผาไหม้ไฮโดรเจน (ไฮโดรเจน 1 kg รวมกับออกซิเจนได้น้ำ 9 kg ตามอัตราส่วนโมล) และ \(M\) คือความชื้นในเชื้อเพลิง (kg/kg) สูตรนี้คือที่มาของผลต่าง HHV−LHV ที่กล่าวถึงข้างต้น

17.3 Stoichiometry ของการเผาไหม้และ Excess Air (Combustion Stoichiometry & Excess Air)

การเผาไหม้เชื้อเพลิงเกิดจากปฏิกิริยาเคมีสามปฏิกิริยาหลัก คือคาร์บอนรวมกับออกซิเจนได้คาร์บอนไดออกไซด์และคายความร้อนราว 32.8 MJ ต่อกิโลกรัมคาร์บอน ไฮโดรเจนรวมกับออกซิเจนได้น้ำและคายความร้อนสูงถึงราว 142 MJ ต่อกิโลกรัมไฮโดรเจน และกำมะถันรวมกับออกซิเจนได้ซัลเฟอร์ไดออกไซด์คายความร้อนราว 9.3 MJ ต่อกิโลกรัมกำมะถัน อากาศที่ใช้เป็นแหล่งออกซิเจนมีสัดส่วน O₂ อยู่ 23.2% โดยมวล หรือ 21% โดยปริมาตร ซึ่งเป็นตัวเลขที่ต้องใช้ในการคำนวณทุกครั้ง

ปริมาณอากาศที่พอดีเผาไหม้เชื้อเพลิงจนหมดโดยไม่มี O₂ เหลืออยู่เลยเรียกว่า stoichiometric air หรือ theoretical air (อากาศทางทฤษฎี) มี rule of thumb ที่ใช้ได้ใกล้เคียงกับเชื้อเพลิงแทบทุกชนิดคือประมาณ 0.25–0.27 Nm³ อากาศต่อ 1 MJ ของค่าความร้อน LHV แต่ในทางปฏิบัติจริง การเผาไหม้ไม่มีทางผสมเชื้อเพลิงกับอากาศได้สมบูรณ์แบบ 100% จึงต้องเติมอากาศเกินความจำเป็นเข้าไปเสมอ เรียกส่วนเกินนี้ว่า excess air (อากาศส่วนเกิน) ปริมาณที่ต้องเติมแตกต่างกันตามชนิดเชื้อเพลิงและวิธีเผา: pulverized coal หรือ PC (ถ่านหินบดละเอียด) ต้องการราว 15–25% (วัดเป็น O₂ ที่เหลือในก๊าซไอเสียราว 3–4% แบบ dry basis), fuel oil ต้องการราว 5–15% (O₂ ราว 1–3%), natural gas ต้องการน้อยที่สุดราว 5–10% (O₂ ราว 1–2%) เพราะผสมกับอากาศได้ง่ายและทั่วถึงกว่าเชื้อเพลิงแข็ง ส่วนเตาแบบ stoker/grate ที่เผาเชื้อเพลิงแข็งเป็นชิ้นแทนที่จะบดละเอียด ต้องการ excess air สูงถึง 30–60%

excess air ที่น้อยเกินไปทำให้เผาไหม้ไม่สมบูรณ์ เกิด CO (คาร์บอนมอนอกไซด์) และ unburned carbon (คาร์บอนที่เผาไม่หมด) ปนอยู่ในเถ้า มีควันดำ และเกิด slagging ได้ง่ายเพราะบรรยากาศในเตาเป็นแบบ reducing (ขาดออกซิเจน) แต่ในทางกลับกัน excess air ที่มากเกินไปก็ไม่ดี เพราะทำให้ dry flue gas loss (ความสูญเสียจากก๊าซไอเสียแห้งที่พาความร้อนทิ้งออกปล่องไปโดยเปล่าประโยชน์) เพิ่มขึ้น NOx ก็เพิ่มขึ้นตามไปด้วย และพัดลมต้องกินไฟมากขึ้นเพื่อเป่าอากาศส่วนเกินนั้น เมื่อรวมความสูญเสียทั้งสองทางเข้าด้วยกัน จะพบว่ามีจุดต่ำสุดของ total loss (ความสูญเสียรวม) อยู่ที่ค่า excess air ค่าหนึ่งเสมอ ซึ่งคือค่า optimum ที่โรงไฟฟ้าพยายามควบคุมให้อยู่ในช่วงนั้น

ในห้องควบคุมไม่มีการวัด excess air โดยตรง แต่จะวัดค่า O₂ ที่เหลืออยู่ใน flue gas แทน โดยใช้ zirconia probe (โพรบเซอร์โคเนีย — เซนเซอร์วัดออกซิเจนชนิดหนึ่งที่ใช้หลักการนำไอออนออกซิเจนผ่านเซรามิกเซอร์โคเนียที่อุณหภูมิสูง) ติดตั้งที่ economizer outlet (รายละเอียดเครื่องมือวัดเต็มรูปแบบอยู่ในบทที่ 38) แล้วแปลงค่า O₂ ที่วัดได้เป็น excess air ด้วยสูตรประมาณ เงื่อนไขพื้นฐานของการเผาไหม้สมบูรณ์สรุปเป็นหลัก "3T" ได้แก่ Temperature (อุณหภูมิสูงพอที่จะจุดและรักษาปฏิกิริยาไว้ได้), Time (เวลาที่เชื้อเพลิงอยู่ในเตานานพอให้เผาไหม้จบ) และ Turbulence (ความปั่นป่วนของการไหลที่ทำให้เชื้อเพลิงผสมกับอากาศได้ทั่วถึง)

โดย \(2.67C\) คือมวล O₂ ที่ใช้เผาคาร์บอน (มาจากอัตราส่วนมวลโมล 32/12), \(8H\) คือมวล O₂ ที่ใช้เผาไฮโดรเจน (มาจาก 16/2), \(S\) คือมวล O₂ ที่ใช้เผากำมะถัน (อัตราส่วน 1:1 โดยมวลโมล), \(O\) คือ O₂ ที่มีอยู่แล้วในตัวเชื้อเพลิงเอง (ทุกตัวแปรเป็นสัดส่วนมวล kg/kg เชื้อเพลิง จากผลวิเคราะห์ ultimate analysis) และ \(0.232\) คือสัดส่วนมวลของ O₂ ในอากาศ

โดย \(\%EA\) คือ excess air เป็นเปอร์เซ็นต์ และ \(O_2\) คือค่าออกซิเจนที่วัดได้ใน flue gas แบบ dry basis เป็นเปอร์เซ็นต์ สูตรนี้เป็นสูตรประมาณที่ใช้ได้ดีเมื่อการเผาไหม้เกือบสมบูรณ์ (ไม่มี CO หลงเหลือมาก)

17.4 ระบบจัดการถ่านหินและ Pulverizer (Coal Handling & Mills)

ก่อนที่ถ่านหินจะไปถึง burner ต้องผ่านเส้นทางยาวหลายขั้นตอน เริ่มจากเหมืองหรือท่าเรือขนถ่ายเข้าสู่ stockyard (ลานกองสำรอง) ซึ่งสำรองเชื้อเพลิงไว้ล่วงหน้าราว 15–30 วัน จัดกองด้วยเครื่อง stacker/reclaimer ตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 17.1 จากนั้นถ่านหินถูกลำเลียงด้วย belt conveyor (สายพานลำเลียง) ที่ความเร็วราว 2–5 เมตรต่อวินาที ระหว่างทางมี magnetic separator (ตัวแยกแม่เหล็ก) ติดตั้งคร่อมสายพานเพื่อดักเศษเหล็กปนที่อาจติดมากับถ่านหินออกก่อน ป้องกันความเสียหายต่อ crusher (เครื่องย่อย) ที่ทำหน้าที่ย่อยก้อนถ่านหินให้เหลือขนาดเล็กกว่า 25–30 มิลลิเมตร ก่อนส่งเข้า coal bunker หรือ silo (ถังเก็บถ่านหินสำรองระยะสั้น) ที่สำรองได้อีกราว 8–24 ชั่วโมง จากถังนี้ gravimetric feeder (เครื่องป้อนแบบชั่งน้ำหนัก) จะจ่ายถ่านหินเข้าสู่ mill หรือ pulverizer (เครื่องบดถ่าน) ในอัตราที่ควบคุมได้แม่นยำตามโหลดที่ต้องการ

Pulverizer แบ่งได้เป็นสามตระกูลตามความเร็วรอบ ตระกูลแรกคือ low-speed ball-tube mill (มิลล์ถังหมุนความเร็วต่ำ) ซึ่งเป็นถังทรงกระบอกหมุนช้า ๆ ที่ 15–25 รอบต่อนาที บรรจุลูกเหล็กกลมไว้ภายในเพื่อบดถ่านหินด้วยแรงกระแทกและเสียดสี ทนต่อถ่านหินที่มีความแข็งสูง (abrasive) ได้ดี แต่กินไฟมากกว่าตระกูลอื่น ตระกูลที่สองคือ medium-speed vertical spindle mill (มิลล์แกนหมุนแนวตั้งความเร็วปานกลาง) ซึ่งมีหลายชื่อเรียกตามผู้ผลิต เช่น bowl mill, MPS mill หรือ roller mill เป็นตระกูลที่ใช้แพร่หลายที่สุดสำหรับถ่านหินบิทูมินัส และตระกูลที่สามคือ high-speed beater wheel mill (มิลล์ล้อตีความเร็วสูง) ซึ่งนิยมใช้กับลิกไนต์ความชื้นสูงเป็นพิเศษ เพราะออกแบบให้ดึง flue gas ร้อนจากเตากลับมาช่วยอบแห้งถ่านหินระหว่างที่กำลังบด ซึ่งจำเป็นมากสำหรับเชื้อเพลิงที่ชื้นอย่างลิกไนต์แม่เมาะ

ความละเอียดของผงถ่านหิน หรือ fineness ที่เป็นเป้าหมายสำหรับ PC (pulverized coal) โดยทั่วไปคือให้ผ่านตะแกรงขนาด 200 mesh (ช่องตะแกรง 75 ไมครอน) ได้ราว 70–75% และค้างอยู่บนตะแกรง 50 mesh (ช่องตะแกรง 300 ไมครอน) ไม่เกิน 1–2% หากบดหยาบเกินไป จะเผาไหม้ไม่ทันหมดในเวลาที่อยู่ในเตา เกิด unburned carbon สูง แต่หากบดละเอียดเกินไป มิลล์ก็จะกินไฟฟ้ามากเกินความจำเป็น primary air หรือ PA (อากาศปฐมภูมิ) ที่ป้อนเข้ามิลล์ทำหน้าที่สองอย่างพร้อมกันคือช่วยอบแห้งถ่านหินภายในมิลล์และพาผงถ่านหินที่บดแล้วลอยตัวออกไปยัง burner โดยมีอัตราส่วนอากาศต่อถ่านหินในมิลล์อยู่ที่ราว 1.5–2.2 กิโลกรัมอากาศต่อกิโลกรัมถ่านหิน ความเร็วภายใน coal pipe (ท่อลำเลียงผงถ่านหิน) ต้องรักษาไว้ไม่ต่ำกว่า 15–16 เมตรต่อวินาที (ค่าทั่วไปอยู่ที่ 18–27 เมตรต่อวินาที) เพื่อป้องกันผงถ่านหินตกค้างสะสมอยู่ก้นท่อ

อุณหภูมิที่ทางออกมิลล์ (mill outlet temperature) เป็นค่าที่ต้องเฝ้าติดตามใกล้ชิด สำหรับบิทูมินัสอยู่ที่ราว 65–80°C ส่วนลิกไนต์จะสูงกว่าเล็กน้อยตามความชื้นที่มากกว่า อุณหภูมินี้ต้องไม่ต่ำเกินไปเพราะจะทำให้ถ่านหินยังชื้นอยู่และจุดติดไฟยากที่ burner แต่ก็ต้องไม่สูงเกินไปเพราะเสี่ยงต่อการเกิด mill fire (ไฟไหม้ในมิลล์) เหนือมิลล์มี classifier (ตัวคัดขนาด) ซึ่งอาจเป็นแบบอยู่กับที่ (static) หรือแบบหมุน (dynamic) ทำหน้าที่คัดผงถ่านหินที่ยังหยาบเกินไปให้วนกลับไปบดใหม่อีกรอบ ในขณะที่ pyrite (แร่ไพไรต์) หรือหินหนักที่ปนมากับถ่านหินซึ่งบดไม่ละเอียดจะถูกแยกทิ้งลง reject chute (ช่องทิ้งเศษหนัก) ที่ก้นมิลล์

1. Classifier assembly — ชุดตัวคัดขนาดที่ติดตั้งเหนือชามหมุน คัดผงถ่านหินที่ยังหยาบเกินไปให้ตกกลับไปบดซ้ำ ก่อนปล่อยเฉพาะผงที่ละเอียดพอไหลออกไป burner
2. Vertical spindle — แกนหมุนแนวตั้งกลางมิลล์ที่ส่งกำลังจาก motor/gearbox ด้านล่างขึ้นไปหมุนชามบด (bowl table)
3. Access door (open) — ฝาช่องเข้าตรวจสอบ/บำรุงรักษาที่เปิดอยู่ในภาพนี้ ใช้เข้าไปตรวจสภาพลูกกลิ้งและเปลี่ยนชิ้นส่วนสึกหรอ
4. Grinding roller and tire — ลูกกลิ้งบดพร้อมยางล้อ (tire) หุ้มผิว กดทับถ่านหินบนชามหมุนด้วยแรงสปริงหรือไฮดรอลิกให้แตกละเอียด เป็นชิ้นส่วนที่สึกหรอเร็วที่สุดในมิลล์
5. Roller arm — แขนที่ยึดลูกกลิ้งบดไว้กับโครงมิลล์ ให้ลูกกลิ้งแกว่งตัวกดลงบนชามหมุนได้ตามปริมาณถ่านหินที่ป้อนเข้ามา
6. Bowl table (grinding table) — ชามหมุนแนวนอนที่รับถ่านหินดิบตกลงมาแล้วหมุนพาผ่านใต้ลูกกลิ้งบดอย่างต่อเนื่อง
7. Coal pulverizer housing — เปลือกโครงเหล็กภายนอกที่หุ้มกลไกบดทั้งหมดไว้ ป้องกันฝุ่นถ่านหินฟุ้งกระจายออกนอกระบบ
8. Coal flow inlet area — บริเวณที่ถ่านหินดิบจาก gravimetric feeder ไหลเข้าสู่ตัวมิลล์ก่อนตกลงบนชามหมุน

17.5 ระบบก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเตา (Gas Train & Fuel Oil System)

สำหรับ boiler ที่เผาก๊าซธรรมชาติ เชื้อเพลิงต้องผ่าน gas train (ชุดท่อและอุปกรณ์ควบคุมก๊าซ) ตามลำดับมาตรฐานก่อนถึง burner เริ่มจาก manual isolation (วาล์วตัดแยกแบบมือหมุน) เพื่อแยกระบบออกจากแหล่งจ่ายได้เวลาซ่อมบำรุง ตามด้วย filter/knock-out drum (ถังกรอง/ดักของเหลว) ที่ดักฝุ่นและหยดของเหลวที่อาจปนมากับก๊าซ จากนั้นผ่าน gas heater (เครื่องอุ่นก๊าซ) เพื่อป้องกันการเกิด hydrate (ผลึกน้ำแข็งผสมก๊าซ) หรือการควบแน่นหลังจากความดันลดลงในขั้นตอนถัดไป แล้วจึงเข้าสู่ pressure regulating station (สถานีปรับลดความดัน) ตามด้วย flow metering (มาตรวัดอัตราไหล) ก่อนถึงจุดสำคัญที่สุดคือ safety shut-off valve หรือ SSOV (วาล์วตัดเชื้อเพลิงนิรภัย) ซึ่งติดตั้งเป็นคู่แบบอนุกรมตามหลัก double block & bleed แล้วจึงต่อด้วย flow control valve (วาล์วควบคุมอัตราไหล) และสิ้นสุดที่ burner header (ท่อรวมจ่ายก๊าซเข้า burner)

หลัก double block & bleed (บล็อกคู่พร้อมระบาย) คือการติดตั้ง SSOV สองตัวต่ออนุกรมกัน โดยมี vent valve (วาล์วระบาย) เปิดสู่บรรยากาศอยู่ตรงกลางระหว่างวาล์วทั้งสอง เมื่อหยุดเดินเครื่อง หากก๊าซรั่วผ่านวาล์วตัวแรก (SSOV A) ก๊าซนั้นจะถูกระบายทิ้งออกทาง vent แทนที่จะสะสมเข้าไปในเตา ป้องกันไม่ให้เกิดสภาวะเชื้อเพลิงสะสมที่จะระเบิดรุนแรงเมื่อจุดไฟใหม่ ก่อนจุดไฟทุกครั้งต้องผ่านการทดสอบรั่วของวาล์ว (valve leak test) และทำ furnace purge (การไล่อากาศเก่าในเตาออกด้วยอากาศบริสุทธิ์ปริมาณอย่างน้อย 5 เท่าของปริมาตรเตา) ตามมาตรฐาน NFPA 85 (National Fire Protection Association — สมาคมป้องกันอัคคีภัยแห่งชาติสหรัฐฯ ซึ่งมาตรฐานฉบับนี้ว่าด้วยความปลอดภัยของระบบเผาไหม้ใน boiler) เสมอ

ความดันใช้งานของก๊าซแตกต่างกันมากตามชนิดอุปกรณ์ปลายทาง burner header ของ boiler ทั่วไปใช้ความดันเพียงราว 1–3 barg ในขณะที่กังหันก๊าซ (gas turbine) ต้องการความดันสูงกว่ามากถึงราว 25–40 barg (จะกล่าวถึงรายละเอียดในบทที่ 25) สำหรับ boiler ที่เผา fuel oil ระบบจะแตกต่างออกไป เริ่มจากถังเก็บที่มี heating coil (ขดท่ออุ่นภายในถัง) ฝังอยู่เพื่อรักษาอุณหภูมิเชื้อเพลิงให้ไหลได้ จากนั้นส่งผ่านปั๊มพร้อม suction/line heater (เครื่องอุ่นที่ท่อดูดและท่อจ่าย) เพื่ออุ่น HFO ให้ถึงราว 90–130°C จนความหนืดลดลงเหลือราว 15–20 cSt (เซนติสโตกส์) ที่หัว burner ซึ่งเป็นระดับที่พอดี atomize (พ่นเป็นฝอยละเอียด) ได้ วิธี atomize ที่นิยมที่สุดคือใช้ steam atomizing (พ่นด้วยไอน้ำแรงดันสูงผสมเข้าไปในหัวฉีด) หรือแบบ mechanical pressure (ใช้แรงดันน้ำมันเองผ่านหัวฉีด)

ก่อนที่เชื้อเพลิงหลักจะติดไฟได้ ต้องมีเชื้อเพลิงจุดนำก่อนเสมอ ไล่ตามลำดับพลังงานจุดติดจากน้อยไปมาก (ignition energy ladder): เริ่มจาก spark ignitor (หัวจุดประกายไฟ) ที่จุด oil/gas warm-up burner (หัวเผาน้ำมันหรือก๊าซขนาดเล็กที่จุดง่าย) ก่อน แล้วจึงใช้เปลวจาก warm-up burner นั้นไปจุดถ่านหินหลักต่อ สำหรับ PC boiler จำเป็นต้องมี oil support (การเผาน้ำมันช่วยพยุงเปลว) อยู่ตลอดเมื่อโหลดต่ำกว่าราว 30–40% BMCR (Boiler Maximum Continuous Rating — พิกัดผลิตไอสูงสุดต่อเนื่องของหม้อไอน้ำ) เพราะที่โหลดต่ำ เปลวถ่านหินเพียงลำพังยังไม่เสถียรพอ ส่วนโรงไฟฟ้าที่ออกแบบใหม่สามารถลดขีดจำกัดนี้ลงมาได้ถึงราว 20–25% BMCR ด้วยเทคโนโลยี burner ที่ดีขึ้น

17.6 Burner และเสถียรภาพเปลวไฟ (Burners & Flame Stability)

หน้าที่หลักของ burner (หัวเผา) คือผสมเชื้อเพลิงกับอากาศให้เกิดเปลวไฟที่มี "รากเปลว" (flame root) นิ่งอยู่กับที่ ไม่กระพือหรือหลุดลอยไปมา กลไกสำคัญที่ทำให้เกิดความนิ่งนี้คือ register หรือ swirl vane (ใบปั่นอากาศ) ที่ปั่นให้อากาศเข้าเป็นวงหมุน เกิดโซนที่เรียกว่า internal recirculation zone หรือ IRZ (โซนไหลวนย้อนกลับภายในเปลว) ซึ่งดูดก๊าซร้อนจากการเผาไหม้ที่เกิดขึ้นแล้วให้ไหลย้อนกลับมาสัมผัสกับส่วนผสมเชื้อเพลิง-อากาศใหม่ที่เพิ่งเข้ามา ทำหน้าที่เหมือนเปลวไฟจุดตัวเองต่อเนื่องตลอดเวลาโดยไม่ต้องมีแหล่งจุดภายนอกคอยจุดซ้ำ

เสถียรภาพของเปลวไฟคือความสมดุลระหว่างความเร็วของส่วนผสมเชื้อเพลิง-อากาศที่ไหลออกจากหัว burner กับ flame speed (ความเร็วการแผ่ของเปลวไฟเอง ซึ่งสำหรับก๊าซมีเทนแบบ laminar อยู่ที่ราว 0.38 เมตรต่อวินาที) หากความเร็วส่วนผสมสูงเกินไปเมื่อเทียบกับ flame speed เปลวไฟจะถูกพัดหลุดออกจากหัว burner เรียกว่า blow-off หรือ lift-off (เปลวหลุด/เปลวลอย) แต่หากความเร็วต่ำเกินไปในกรณีเชื้อเพลิงแบบ premix (ผสมเชื้อเพลิงกับอากาศไว้ล่วงหน้าก่อนถึงหัวเผา) เปลวไฟอาจย้อนวิ่งเข้าไปในท่อจ่าย เรียกว่า flashback (เปลวย้อนกลับ) ซึ่งเป็นอันตรายมาก

การจัดวาง burner บนผนังเตามีสองรูปแบบหลัก แบบแรกคือ wall firing (ยิงจากผนัง) ซึ่งติดตั้ง swirl burner หลายชั้นบนผนังหน้าหรือผนังหลังของเตา แต่ละหัวสร้างเปลวไฟของตัวเองแยกกันอย่างอิสระ แบบที่สองคือ tangential firing (ยิงตามแนวสัมผัส) ซึ่งติดตั้งหัวฉีดที่มุมทั้งสี่ของเตา ยิงเชื้อเพลิงและอากาศในแนวสัมผัสกับวงกลมสมมุติกลางเตา ทำให้เกิด fireball (ลูกไฟ) ขนาดใหญ่หมุนอยู่กลางเตาแทนที่จะเป็นเปลวแยกหลายหัว ข้อดีของ tangential firing คือสามารถปรับ burner tilt (มุมเอียงของหัวเผาทั้งชุด) ได้ถึง ±30 องศา เพื่อควบคุมอุณหภูมิไอน้ำที่ reheater ได้โดยตรง (ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 16)

ความสามารถในการหรี่โหลดของ burner แต่ละชนิดเรียกว่า turndown ratio (อัตราส่วนหรี่โหลด) โดย burner ก๊าซทำได้กว้างที่สุดราว 10:1 น้ำมันทำได้ราว 4–8:1 ส่วน PC ต่อหนึ่งมิลล์ทำได้แคบเพียงราว 2.5–3:1 เท่านั้น เพราะการหรี่ถ่านหินให้น้อยเกินไปจะทำให้เปลวไม่เสถียร ด้วยข้อจำกัดนี้ เมื่อต้องการลดโหลด boiler ถ่านหินจึงมักใช้วิธีหยุดเดินมิลล์ทีละตัวแทนที่จะหรี่ทุกหัวพร้อมกัน อุปกรณ์สำคัญที่คอยพิสูจน์ว่าเปลวไฟแต่ละหัวยังติดอยู่จริงคือ flame scanner (หัวตรวจจับเปลวไฟ ใช้เซนเซอร์แบบ UV หรือ IR — Ultraviolet/Infrared คือรังสีเหนือม่วง/รังสีอินฟราเรด ตรวจจับการกะพริบเฉพาะตัวของเปลวไฟจริง) หากเปลวไฟหายไปแต่เชื้อเพลิงยังคงไหลเข้าอยู่ นี่คือเงื่อนไขที่ต้องสั่ง MFT หรือ Master Fuel Trip (การตัดเชื้อเพลิงหลักฉุกเฉิน) ทันที ซึ่งเป็นเงื่อนไขป้องกัน boiler ที่สำคัญที่สุดข้อหนึ่ง (รายละเอียดระบบป้องกันเต็มรูปแบบอยู่ในบทที่ 39)

ค่าที่ operator (ผู้ควบคุมเครื่อง) ต้องเฝ้าดูตลอดเวลาระหว่างเดินเครื่องมีอยู่สามกลุ่ม ได้แก่ ผลต่างความดันระหว่าง windbox กับเตา (windbox-to-furnace ΔP) ซึ่งบอกความแรงของการปั่นอากาศต้นทาง สีและความสว่างของเปลวไฟที่อ่านได้จาก flame scanner intensity และค่า CO ที่ economizer outlet ซึ่งมักส่งสัญญาณเตือนการผสมที่แย่ลงได้เร็วกว่าค่า O₂ จะแสดงผลผิดปกติ

1. Burner register (swirl burner) — หัวเผาทรงกลมแต่ละหัวที่มีใบปั่น (register) อยู่ภายในเพื่อสร้างการหมุนวนของอากาศ ทำให้เกิด internal recirculation zone ตามที่อธิบายในเนื้อหาข้างต้น เห็นเรียงเป็นแถวสองชั้นในภาพ
2. Coal pipe — ท่อลำเลียงผงถ่านหินผสม primary air จากมิลล์เข้าสู่กลางหัว burner แต่ละหัว เห็นเป็นท่อโค้งที่ต่อเข้าตรงกลางวงกลมของแต่ละ burner register
3. Secondary air connections — ท่อลมที่ต่อ secondary air (อากาศทุติยภูมิ) เข้าสู่บริเวณรอบนอกของแต่ละหัว burner เพื่อเสริมอากาศส่วนที่เหลือให้เผาไหม้สมบูรณ์หลัง primary air ผสมกับผงถ่านหินแล้ว
4. Upper secondary air windbox — กล่องลมส่วนบนที่รวบรวม secondary air ก่อนกระจายลงสู่ burner แต่ละหัวในแถวบน
5. Lower secondary air windbox — กล่องลมส่วนล่างที่ทำหน้าที่เดียวกันกับแถวล่าง เห็นเป็นแนวนอนยาวด้านล่างของภาพ
6. Waterwall (rear of furnace) — ผนังเตาด้านหลังที่ประกอบเป็นแผง burner front นี้ ทำหน้าที่รับความร้อนจากเปลวไฟไปพร้อมกับเป็นโครงยึด burner ทุกหัว
7. Burner elevation — ระดับชั้นความสูงของแถว burner ในภาพนี้เห็นเป็นแถวเดียวที่ระดับเดียวกัน โรงไฟฟ้าจริงมักมีหลายระดับ (elevation) ซ้อนกันตามความสูงเตา
8. Access platform — ชานพักเหล็กตะแกรงด้านหน้า burner ให้ผู้ปฏิบัติงานเดินตรวจสอบและบำรุงรักษาหัว burner ได้โดยไม่ต้องปีนป่าย

1. Pulverized coal flame (fireball) — ลูกไฟสีส้มสว่างขนาดใหญ่กลางเตาที่เกิดจากเปลวไฟของหัวฉีดทั้งสี่มุมยิงในแนวสัมผัสมารวมกันเป็นวงหมุนเดียว ตามหลักการ tangential firing ที่อธิบายในเนื้อหา
2. Inspection port — ช่องส่องกลมที่ผนังเตา ใช้มองสภาพเปลวไฟภายในจากภายนอกโดยไม่ต้องเปิดเตา เห็นเป็นกรอบวงแหวนพร้อมสลักยึดรอบภาพ
3. Refractory furnace wall — ผนังทนไฟบริเวณใกล้ช่องส่องที่บุด้วยวัสดุทนความร้อนสูงเป็นพิเศษ ป้องกันความเสียหายจากรังสีความร้อนที่แผ่ออกจากลูกไฟโดยตรง
4. Furnace waterwall tubes — แนวท่อ waterwall ที่มองเห็นเป็นเส้นขนานถี่ ๆ ด้านในของช่องส่อง รับความร้อนจากลูกไฟไปตามที่อธิบายในบทที่ 16
5. Burner throat (oil/coal burner) — ปากทางออกของหัวเผาน้ำมันหรือถ่านหินที่มองเห็นเป็นวงแหวนมืดกว่าตรงขอบล่างซ้ายของลูกไฟ เป็นจุดที่เชื้อเพลิงถูกยิงเข้าสู่เตา
6. Flue gas recirculation zone — บริเวณที่ก๊าซร้อนไหลวนย้อนกลับก่อนไหลลงสู่ทางออกเตา เห็นเป็นพื้นที่สีส้มเข้มกว่าบริเวณขอบล่างขวาของลูกไฟ
7. Bottom ash furnace floor — พื้นเตาด้านล่างที่รองรับเถ้าหนัก (bottom ash) ที่ตกลงจากการเผาไหม้ เห็นเป็นพื้นผิวสีเข้มมีเนื้อขรุขระที่ก้นภาพ

17.7 มลพิษและการควบคุม (Emissions & Controls: NOx, SO₂, Particulate)

NOx (Nitrogen Oxides — ออกไซด์ของไนโตรเจน กลุ่มก๊าซมลพิษที่เกิดจากปฏิกิริยาระหว่างไนโตรเจนกับออกซิเจนที่อุณหภูมิสูง) เกิดขึ้นได้สามทาง ทางแรกคือ thermal NOx (เกิดจากกลไก Zeldovich — ปฏิกิริยาระหว่าง N₂ กับ O₂ ในอากาศเองที่อุณหภูมิสูงกว่าราว 1,300°C และเพิ่มขึ้นแบบ exponential เมื่ออุณหภูมิสูงขึ้น) ทางที่สองคือ fuel NOx ซึ่งเกิดจากไนโตรเจนที่ปนอยู่ในตัวเชื้อเพลิงเอง โดยเป็นสัดส่วนใหญ่ที่สุดถึงราว 75–80% ของ NOx ทั้งหมดในโรงไฟฟ้าถ่านหิน และทางที่สามคือ prompt NOx ซึ่งมีสัดส่วนน้อยมากเมื่อเทียบกับสองทางแรก

การลด NOx ทำได้สองแนวทาง แนวทางแรกคือลดที่ต้นทาง (in-furnace) ได้แก่ low-NOx burner (หัวเผาลด NOx ต่ำ) ซึ่งแบ่งการป้อนอากาศเข้า burner เป็นขั้นตอน ให้รากเปลวขาดออกซิเจนบางส่วนในช่วงแรก ลด NOx ได้ราว 30–50%, overfire air หรือ OFA (อากาศเผาไหม้เหนือเตา — อากาศส่วนที่เว้นไว้ไม่ป้อนที่ burner แต่ป้อนเพิ่มที่ระดับสูงกว่าในเตาแทน เพื่อให้การเผาไหม้จบสมบูรณ์ในบรรยากาศที่มีออกซิเจนเพียงพอ) ช่วยลดเพิ่มได้อีกราว 20–30% และ flue gas recirculation (การหมุนเวียนก๊าซไอเสียกลับเข้าเตา) ซึ่งได้ผลดีกับ thermal NOx ของเชื้อเพลิงก๊าซหรือน้ำมันโดยเฉพาะ อย่างไรก็ตาม วิธีลดที่ต้นทางเหล่านี้มีผลข้างเคียง คือบรรยากาศแบบ reducing (ขาดออกซิเจน) ที่เกิดขึ้นในช่วงต้นของเปลวไฟอาจกัดกร่อนผนัง waterwall และทำให้ unburned carbon เพิ่มขึ้นด้วย

แนวทางที่สองคือลดที่ปลายทาง (post-combustion) ได้แก่ SNCR หรือ Selective Non-Catalytic Reduction (การลด NOx แบบไม่ใช้ตัวเร่งปฏิกิริยาแบบเลือกจำเพาะ) ซึ่งฉีดสารละลาย urea (ยูเรีย) หรือ ammonia (แอมโมเนีย) เข้าไปในเตาที่ช่วงอุณหภูมิ 900–1,100°C ลด NOx ได้ราว 30–50% และ SCR หรือ Selective Catalytic Reduction (การลด NOx แบบใช้ตัวเร่งปฏิกิริยาแบบเลือกจำเพาะ) ซึ่งใช้ catalyst (ตัวเร่งปฏิกิริยา) ชนิด V₂O₅-TiO₂ ทำงานที่ช่วงอุณหภูมิต่ำกว่าคือราว 300–400°C วางอยู่ระหว่าง economizer กับ air preheater ลด NOx ได้สูงถึงราว 80–90% แต่ต้องควบคุมปริมาณ NH₃ slip (แอมโมเนียที่หลุดผ่านไม่ทำปฏิกิริยา) ให้ต่ำกว่า 2–3 ppm (parts per million — ส่วนในล้านส่วน) เพราะหากมากเกินไปจะเกิด ammonium bisulfate ไปอุดตัน air preheater ได้

สำหรับ SO₂ (Sulfur Dioxide — ก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ เกิดจากกำมะถันในเชื้อเพลิงทำปฏิกิริยากับออกซิเจน) มาตรฐานของโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่คือใช้ wet limestone FGD หรือ Flue Gas Desulfurization (ระบบกำจัดซัลเฟอร์ไดออกไซด์ในก๊าซไอเสียแบบเปียกด้วยหินปูน) ซึ่งฉีดสารละลายหินปูนเข้าไปสัมผัสกับ flue gas ภายใน absorber (หอดูดซับ) ได้ผลิตภัณฑ์เป็น CaSO₄·2H₂O หรือ gypsum (ยิปซัม) ที่สามารถขายต่อได้ ประสิทธิภาพการกำจัดสูงถึง 95–98% ขึ้นไป ทางเลือกอื่นได้แก่ seawater FGD (ใช้น้ำทะเลเป็นตัวดูดซับ เหมาะกับโรงไฟฟ้าริมทะเล) และ spray dryer แบบกึ่งแห้ง (เหมาะกับโรงไฟฟ้าขนาดเล็กกว่า)

สำหรับฝุ่นละออง (particulate) อุปกรณ์หลักคือ ESP หรือ Electrostatic Precipitator (เครื่องดักฝุ่นไฟฟ้าสถิต) ซึ่งอัดสนามไฟฟ้าแรงสูงราว 40–70 kV ให้ฝุ่นในก๊าซไอเสียมีประจุแล้ววิ่งไปเกาะบน collecting plate (แผ่นเก็บฝุ่น) เก็บฝุ่นได้ 99–99.9% แต่มีจุดอ่อนคือไวต่อค่า resistivity (ความต้านทานไฟฟ้า) ของเถ้า โดยเฉพาะถ่านหินที่มีกำมะถันต่ำจะมีเถ้า resistivity สูงกว่าปกติ ทำให้เกิด back corona (ปรากฏการณ์ที่ประจุถ่ายเทกลับผิดทิศทาง) จนประสิทธิภาพตกลง ต้องแก้ไขด้วยการทำ SO₃ conditioning (การเติม SO₃ เข้าไปปรับสภาพก๊าซให้ช่วยลด resistivity ของเถ้า) ทางเลือกอื่นคือ baghouse หรือ fabric filter (เครื่องกรองฝุ่นแบบถุงผ้า) ซึ่งเก็บฝุ่นได้สูงถึง 99.95% ขึ้นไปโดยไม่สนใจ resistivity ของเถ้าเลย แต่แลกมาด้วยผลต่างความดัน (ΔP) ที่สูงกว่าราว 1–2 kPa และต้องเปลี่ยนถุงกรองทุก 3–5 ปี

ลำดับอุปกรณ์ท้ายเตาที่พบทั่วไปในโรงไฟฟ้าถ่านหินสมัยใหม่ (แบบ high-dust SCR ซึ่ง SCR วางก่อน air preheater ในขณะที่ฝุ่นยังปนอยู่มาก) คือ furnace → economizer → SCR → air preheater → ESP → ID fan (พัดลมดูดอากาศ) → FGD → stack (ปล่อง) โดยมี CEMS หรือ Continuous Emission Monitoring System (ระบบตรวจวัดมลพิษต่อเนื่อง) ตรวจวัดค่า NOx, SO₂, ฝุ่น และ O₂ อย่างต่อเนื่องตลอดเวลา (รายละเอียดเครื่องมือวัดเต็มรูปแบบอยู่ในบทที่ 38)

1. Flue Gas Inlet Duct — ท่อรับก๊าซไอเสียจาก ESP เข้าสู่หอดูดซับที่ด้านล่างค่อนไปทางข้าง เห็นเป็นท่อสี่เหลี่ยมยื่นออกด้านซ้ายของภาพ
2. Spray Levels (Typical) — ชั้นสเปรย์สารละลายหินปูนหลายชั้นวางซ้อนกันตามความสูงของหอ ก๊าซไอเสียที่ไหลขึ้นจะสัมผัสกับละอองหินปูนหลายรอบเพื่อให้ดูดซับ SO₂ ได้ทั่วถึงตามที่อธิบายในเนื้อหา
3. Mist Eliminators — แผงดักหยดของเหลวที่ติดตั้งอยู่ชั้นบนสุดก่อนก๊าซที่สะอาดแล้วออกจากหอ ป้องกันไม่ให้ละอองสารละลายหลุดปลิวออกไปกับก๊าซ
4. Clean Gas Outlet — ช่องทางออกของก๊าซที่ผ่านการดูดซับ SO₂ แล้วที่ด้านบนสุดของหอ ก๊าซนี้จะถูกส่งต่อไปยัง stack
5. Limestone Slurry Supply — ท่อจ่ายสารละลายหินปูนสดเข้าสู่ระบบ เห็นเป็นท่อสีเขียวทางซ้ายล่างของภาพ เพื่อชดเชยหินปูนที่ถูกใช้ไปในปฏิกิริยา
6. Slurry Recirculation Pumps — ปั๊มที่หมุนเวียนสารละลายจากถังปฏิกิริยาก้นหอกลับขึ้นไปยังชั้นสเปรย์ต่าง ๆ อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้มีของเหลวพอเลี้ยงการสเปรย์ตลอดเวลา
7. Access Door — ประตูเข้าตรวจสอบภายในหอที่ติดกับบันไดเหล็กด้านข้าง ใช้เข้าไปตรวจสภาพชั้นสเปรย์และ mist eliminator
8. Slurry Reaction Tank — ถังปฏิกิริยารูปก้นหอที่อยู่ล่างสุด เป็นจุดที่ SO₂ ที่ถูกดูดซับแล้วทำปฏิกิริยากับสารละลายหินปูนกลายเป็น gypsum ตามสมการที่อธิบายในเนื้อหา
9. Agitators — ใบกวนที่จุ่มอยู่ในถังปฏิกิริยา หมุนตลอดเวลาเพื่อกวนสารละลายหินปูนไม่ให้ตกตะกอนนอนก้นถัง
10. Gypsum Slurry Discharge — ท่อระบายสารละลายยิปซัมที่เกิดขึ้นออกจากถังปฏิกิริยา เพื่อส่งไปยังขั้นตอนรีดน้ำ (dewatering) แล้วนำยิปซัมไปใช้ประโยชน์ต่อ

1. Collecting plates — แผ่นเหล็กแนวตั้งขนาดใหญ่ที่วางขนานกันเป็นแถวยาว ทำหน้าที่รับฝุ่นที่มีประจุไฟฟ้าให้มาเกาะติดผิว เป็นหัวใจของระบบดักฝุ่นไฟฟ้าสถิต
2. Discharge electrodes — เส้นลวดหรือแท่งโลหะที่แขวนอยู่กึ่งกลางระหว่างแผ่น collecting plate แต่ละคู่ ปล่อยประจุไฟฟ้าแรงสูงให้ฝุ่นในก๊าซไอเสียมีประจุก่อนวิ่งไปเกาะแผ่น
3. Discharge electrode support frame — โครงที่แขวนและจัดแนว discharge electrode ให้อยู่กึ่งกลางระหว่างแผ่น collecting plate อย่างแม่นยำตลอดความสูงของหอ
4. Rapping system — กลไกเคาะสั่นสะเทือนที่ติดอยู่กับโครงยึด ทำหน้าที่เคาะแผ่น collecting plate และ discharge electrode เป็นระยะเพื่อสลัดฝุ่นที่เกาะสะสมให้หล่นลง hopper ด้านล่าง
5. Collecting plate support beam — คานเหล็กที่รองรับน้ำหนักแผ่น collecting plate ทั้งแถวจากด้านล่าง
6. Gas flow (gas lane) — ช่องทางเดินของก๊าซไอเสียระหว่างแผ่น collecting plate แต่ละคู่ ก๊าซไหลผ่านช่องนี้ขณะที่ฝุ่นถูกดักไว้ที่แผ่นสองข้าง
7. Inspection lighting — ไฟส่องสว่างติดตั้งชั่วคราวสำหรับการตรวจสอบภายในระหว่างหยุดเดินเครื่อง เพราะปกติภายใน ESP มืดสนิทขณะใช้งาน
8. Hopper area — พื้นที่ก้นหอรูปกรวยที่รองรับฝุ่นซึ่งถูกเคาะหล่นลงมาจาก collecting plate ก่อนจะถูกลำเลียงออกจากระบบต่อไป

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท