บทที่ 21 — คอนเดนเซอร์และระบบสุญญากาศ

21.1 ทำไมต้องมี Condenser (Why a Condenser)

กังหันไอน้ำดึงพลังงานออกจากไอน้ำโดยให้ไอน้ำขยายตัวผ่านใบพัดหลายแถวจากความดันสูงลงมาเรื่อย ๆ ยิ่งความดันปลายทางของการขยายตัว (back pressure) ต่ำเท่าไร ไอน้ำก็ยิ่งขยายตัวได้ลึกขึ้นเท่านั้น และยิ่งดึงงานออกมาได้มากขึ้นตามไปด้วย (หลักการนี้อธิบายด้วย h-s diagram ในบทที่ 13 เรื่อง Rankine cycle) หาก plant ปล่อยไอน้ำที่ออกจาก LP turbine สู่บรรยากาศตรง ๆ ที่ความดัน 1.013 bar ก็จะขยายตัวได้แค่นั้น แต่ condenser ทำหน้าที่ดูดซับความร้อนแฝงของไอน้ำอย่างต่อเนื่องจนไอควบแน่นกลับเป็นของเหลว ทำให้ความดันปลายทางลดฮวบลงมาเหลือเพียงราว 0.08–0.10 bar abs หรือคิดเป็นอุณหภูมิอิ่มตัวเพียง ~41–46°C เท่านั้น ผลคือ enthalpy drop ที่นำไปใช้งานได้จริงเพิ่มขึ้นอีกราว 25–30% ของงานทั้งเครื่อง โดยไม่ต้องเผาเชื้อเพลิงเพิ่มเลยแม้แต่น้อย — จึงกล่าวได้ว่า condenser เป็นอุปกรณ์ที่ "สร้างงานฟรี" ให้กับโรงไฟฟ้าโดยอาศัยเพียงการทำให้ปลายทางของวัฏจักรเย็นและมีความดันต่ำที่สุดเท่าที่จะทำได้

นอกจากหน้าที่หลักเรื่องลด back pressure แล้ว condenser ยังมีหน้าที่รองที่สำคัญไม่แพ้กัน คือเก็บ condensate (คอนเดนเสท) คุณภาพสูงกลับมาใช้เป็น feedwater (น้ำป้อนหม้อไอน้ำ) แทนที่จะต้องผลิตน้ำ demin (demineralised water — น้ำที่กำจัดแร่ธาตุออกจนหมด) ซึ่งมีต้นทุนสูงมาขึ้นมาทดแทนทุกครั้ง (รายละเอียดเรื่องคุณภาพน้ำจะกล่าวถึงในบทที่ 28) นอกจากนี้ condenser ยังเป็นจุดรวมของ drain และ dump ต่าง ๆ ในวัฏจักรไอน้ำ เช่น น้ำส่วนเกินจากระบบ start-up หรือ safety valve ต่าง ๆ และยังช่วยไล่อากาศที่ละลายอยู่ในน้ำออกไปได้บางส่วนเป็นขั้นต้น (preliminary deaeration) ก่อนที่น้ำจะเข้าสู่ deaerator ตัวจริงต่อไป

เพราะ condenser มีบทบาทมากขนาดนี้ การเบี่ยงเบนของ back pressure จากค่าออกแบบจึงส่งผลโดยตรงต่อสมรรถนะโรงไฟฟ้าอย่างรวดเร็ว งานวิจัยและประสบการณ์จากโรงไฟฟ้าจริงชี้ว่า back pressure ที่สูงกว่าค่าออกแบบเพียง 1 kPa ทำให้ output ตกและ heat rate แย่ลงราว 0.5–1% สำหรับเครื่อง subcritical ขนาดใหญ่ ตัวเลขนี้ฟังดูน้อย แต่เมื่อคูณกับกำลังผลิตหลายร้อยเมกะวัตต์และเวลาเดินเครื่องทั้งปี ก็กลายเป็นต้นทุนเชื้อเพลิงจำนวนมาก จึงไม่น่าแปลกใจที่ condenser เป็นหนึ่งในอุปกรณ์เดี่ยวที่กระทบ heat rate มากที่สุดในการเดินเครื่องประจำวัน และเป็นค่าที่วิศวกรควบคุมโรงไฟฟ้าเฝ้าดูอย่างใกล้ชิดตลอดเวลา

ความดันภายใน condenser ไม่ได้เป็นค่าคงที่ตายตัว แต่ถูกกำหนดโดยอุณหภูมิของน้ำหล่อเย็น (cooling water, CW) เป็นหลัก เพราะไอน้ำจะควบแน่นที่อุณหภูมิอิ่มตัวซึ่งสูงกว่าน้ำหล่อเย็นอยู่เสมอในระดับหนึ่ง ความสัมพันธ์นี้เขียนเป็นสมการง่าย ๆ ได้ตามด้านล่าง ซึ่งหมายความว่าประเทศเขตร้อนอย่างไทยที่อุณหภูมิ CW ขาเข้าอยู่ราว 28–33°C จะได้ vacuum ที่แย่กว่าโรงไฟฟ้าในเมืองหนาวโดยธรรมชาติ ไม่ว่าตัว condenser เองจะสะอาดและสมบูรณ์แค่ไหนก็ตาม เพราะขีดจำกัดมาจากอุณหภูมิแหล่งน้ำ ไม่ใช่จากตัวอุปกรณ์

โดย \(T_{sat,cond}\) คืออุณหภูมิอิ่มตัวที่ความดัน condenser (°C), \(T_{cw,in}\) คืออุณหภูมิน้ำหล่อเย็นขาเข้า (°C), \(\Delta T_{cw}\) คืออุณหภูมิน้ำหล่อเย็นที่เพิ่มขึ้นระหว่างผ่าน condenser (°C) และ \(TTD\) คือ terminal temperature difference (ผลต่างอุณหภูมิปลายทาง — จะอธิบายละเอียดในหัวข้อ 21.6)

อีกจุดหนึ่งที่ผู้เรียนใหม่มักสับสนคือหน่วยวัดความดัน condenser ที่ใช้ปะปนกันในโรงไฟฟ้าจริง ตัวอย่างเช่นความดัน 0.09 bar abs (absolute — ความดันสัมบูรณ์ นับจากสุญญากาศสมบูรณ์) มีค่าเท่ากับ 9 kPa abs หรือ 67.5 mmHg abs แต่ถ้าพูดในหน่วย "vacuum" ซึ่งวัดเทียบกับความดันบรรยากาศ (760 mmHg) จะกลายเป็น 760 − 67.5 ≈ 692 mmHg vacuum ตัวเลขทั้งสองชุดนี้พูดถึงความดันเดียวกัน แต่ต่างกันโดยสิ้นเชิงถ้าไม่ระบุให้ชัดว่ากำลังพูดถึง "absolute" หรือ "vacuum gauge" ผู้เรียนจึงควรฝึกแปลงหน่วยไปมาให้คล่องก่อนจะไปอ่านค่าจริงจากหน้าจอ DCS (Distributed Control System — ระบบควบคุมแบบกระจายศูนย์) ของโรงไฟฟ้า

1. Low pressure steam turbine — ตัวเรือน LP turbine ที่วางอยู่เหนือ condenser โดยตรง ไอน้ำที่ผ่านใบพัดแถวสุดท้ายไหลลงสู่ condenser ทันทีโดยแทบไม่มีท่อคั่นกลาง เพื่อลด pressure drop ระหว่างทางให้เหลือน้อยที่สุด
2. Rubber expansion joint — ข้อต่อยางยืดหยุ่นระหว่างปาก exhaust ของ turbine กับคอรับไอของ condenser ทำหน้าที่ดูดซับการขยายตัวจากความร้อนและแรงสั่นสะเทือน ไม่ให้แรงจาก turbine ถ่ายลงมากระแทกเปลือก condenser โดยตรง (บางโรงใช้ stainless steel bellows แทนยาง)
3. Condenser shell — เปลือกเหล็กทรงสี่เหลี่ยมขนาดใหญ่ที่หุ้ม tube bundle ทั้งหมดไว้ภายใน ต้องออกแบบให้ทนสุญญากาศจากภายในโดยไม่ยุบตัว
4. Steam exhaust area (inside) — ตำแหน่งภายในเปลือกที่ไอน้ำจาก turbine กระจายตัวเข้าสู่ tube bundle เป็นบริเวณที่มีความเร็วไอสูงสุดของ condenser ทั้งลูก
5. Condensate extraction — จุดต่อท่อที่คอนเดนเสทซึ่งควบแน่นแล้วไหลออกจากส่วนล่างของ shell ไปยัง hotwell แล้วต่อไปยัง condensate pump (ดูบทที่ 23)
6. Circulating water inlet — ท่อน้ำหล่อเย็นขนาดใหญ่ (สีเขียวในรูป) นำน้ำจากแหล่งน้ำเข้าสู่ waterbox ด้านหนึ่งก่อนไหลผ่านภายในท่อ
7. Condenser support — ฐานรองรับน้ำหนักของตัว condenser ทั้งชุดซึ่งวางอยู่บนพื้น turbine hall basement
8. Hotwell — อ่างเก็บคอนเดนเสทที่ก้น shell เห็นเป็นท่อแนวนอนขนาดใหญ่พาดผ่านใต้ตัวเครื่อง
9. Circulating water outlet — ท่อน้ำหล่อเย็นขาออกหลังรับความร้อนจากไอน้ำแล้ว ส่งกลับไปยัง cooling tower หรือแหล่งน้ำ (ดูบทที่ 22)

21.2 โครงสร้าง Surface Condenser (Construction)

Condenser ที่ใช้ในโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่แทบทั้งหมดเป็นแบบ shell-and-tube surface condenser คือไอน้ำอยู่ฝั่ง shell (เปลือกนอก) ส่วน cooling water ไหลอยู่ภายในฝั่ง tube (ท่อ) โดยน้ำสองระบบนี้ไม่สัมผัสกันโดยตรงเลย ต่างจาก jet condenser รุ่นเก่าที่ผสมไอน้ำกับน้ำหล่อเย็นเข้าด้วยกันตรง ๆ ซึ่งเลิกใช้ในโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ไปนานแล้ว เพราะทำให้ condensate ปนเปื้อนจนนำกลับไปเป็น feedwater ไม่ได้ การแยกฝั่งไอกับฝั่งน้ำอย่างเด็ดขาดจึงเป็นเงื่อนไขสำคัญที่ทำให้ condenser เป็นทั้งอุปกรณ์สร้างสุญญากาศและอุปกรณ์เก็บคืนน้ำคุณภาพสูงไปพร้อมกันได้

Tube ที่ใช้มีเส้นผ่านศูนย์กลางภายนอก (OD) ราว 22–28 mm ผนังบางเพียง 0.5–0.7 mm ความยาว 10–15 m และจำนวนมากถึง 15,000–30,000 ท่อสำหรับเครื่องขนาด 600 MW วัสดุที่ใช้ทำ tube เลือกตามคุณภาพน้ำหล่อเย็น: titanium สำหรับโรงที่ใช้น้ำทะเล เพราะทนการกัดกร่อนจากคลอไรด์ได้ดีเยี่ยม, stainless steel เกรด 304/316 สำหรับโรงที่ใช้น้ำจืด, และ aluminium brass หรือ Cu-Ni (ทองแดง-นิกเกิล) ในโรงไฟฟ้ารุ่นเก่าที่สร้างมาก่อนที่ titanium จะเป็นที่นิยม ปลายท่อแต่ละท่อถูก expand (รีดขยาย) และซีลเข้ากับ tubesheet (แผ่นเจาะรูรองรับปลายท่อ) อย่างแน่นหนาเพื่อป้องกันไม่ให้น้ำหล่อเย็นรั่วเข้าไปปนกับไอน้ำฝั่ง shell

ปลายทั้งสองด้านของ condenser คือ waterbox ซึ่งมักออกแบบเป็น divided waterbox คือแบ่งครึ่งด้วยผนังกั้นภายใน เพื่อให้สามารถแยกน้ำหล่อเย็นครึ่งหนึ่งออกไปล้างทำความสะอาดได้โดยไม่ต้องดับเครื่องทั้งหมด (เรียกว่า half-condenser operation ซึ่งต้องลดโหลดลงตามที่คู่มือกำหนด) โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ส่วนมากใช้การไหลแบบ single-pass คือน้ำหล่อเย็นไหลผ่าน tube เพียงครั้งเดียวจากด้านหนึ่งไปอีกด้านหนึ่ง ในขณะที่โรงขนาดเล็กบางแห่งยังใช้แบบ two-pass ที่น้ำไหลไปแล้วย้อนกลับผ่าน tube อีกครึ่งหนึ่งก่อนออก

ตัว shell เองต้องรองรับปริมาณไอมหาศาลที่พุ่งลงมาจาก LP exhaust จึงเชื่อมต่อกับ turbine ด้วย expansion joint (ข้อต่อขยายตัว ทำจาก stainless steel bellows หรือยาง) เพื่อกันไม่ให้แรงดึงจากการขยายตัวเนื่องจากความร้อนของ turbine ถ่ายลงมาที่ตัว shell โดยตรง ภายใน shell tube bundle ถูกจัดเรียงเป็นกลุ่มให้ไอน้ำไหลทะลุเข้าถึงทุกทิศทางได้ ลด pressure drop ของไอน้ำที่ไหลผ่านกลุ่มท่อให้เหลือน้อยที่สุด

ที่มุมในของ tube bundle แต่ละกลุ่มจะมี air cooling zone ซึ่งถูกกั้นด้วย baffle ให้ไอที่เหลือปนอยู่กับอากาศต้องไหลผ่านแถวท่อที่เย็นที่สุดก่อนจะถูกดูดออกไปยัง air removal equipment (หัวข้อ 21.4) หลักการคือให้ไอน้ำส่วนที่เหลือควบแน่นกลับเป็นน้ำให้ได้มากที่สุดก่อนปล่อยผ่าน เหลือแต่อากาศไปให้ ejector หรือ vacuum pump จัดการ ซึ่งช่วยลดทั้งภาระของอุปกรณ์ดูดอากาศและปริมาณไอน้ำที่สูญเสียไปโดยเปล่าประโยชน์

ก้น shell คือ hotwell ซึ่งเก็บ condensate สำรองไว้ราว 3–5 นาทีของอัตราไหลเต็มพิกัด เป็นจุดที่ condensate pump (จะกล่าวถึงในบทที่ 23) ดูดน้ำไปใช้ต่อ พร้อมมีระบบควบคุมระดับน้ำอัตโนมัติ คือรับ makeup (น้ำเติม) จาก CST (Condensate Storage Tank — ถังเก็บคอนเดนเสท) เมื่อระดับต่ำ และ spill (ระบาย) น้ำส่วนเกินกลับไปยัง CST เมื่อระดับสูงเกินไป นอกจากนี้ยังมีอุปกรณ์เสริมสำคัญอีกหลายตัว ได้แก่ vacuum breaker valve (วาล์วสลายสุญญากาศ) ที่เปิดให้อากาศเข้าเพื่อสลายสุญญากาศอย่างรวดเร็วเมื่อจำเป็นต้องหยุดเครื่องกะทันหัน, rupture disc หรือ atmospheric relief บนตัว shell สำหรับระบายแรงดันหากเกิดเหตุผิดปกติ และ LP exhaust hood spray ที่ฉีดน้ำหล่อเย็นเข้า exhaust hood เพื่อป้องกันความร้อนสะสมเมื่อเครื่องเดินที่โหลดต่ำมากหรือไม่มีไอน้ำไหลผ่าน

1. Waterbox flange — หน้าแปลนขอบ waterbox ที่ยึดฝาครอบเข้ากับตัว shell ด้วยสลักเกลียวโดยรอบ ต้องอาศัย gasket (ปะเก็น) ซีลไม่ให้น้ำหล่อเย็นรั่วออกมา
2. Gasket groove — ร่องสำหรับวาง gasket ที่หน้าแปลน เป็นจุดที่ต้องตรวจสภาพทุกครั้งที่เปิด waterbox เพื่อบำรุงรักษา เพราะ gasket เสื่อมสภาพเป็นสาเหตุการรั่วซึมที่พบบ่อย
3. Tubesheet (titanium) — แผ่นเจาะรูหนาที่รองรับปลายท่อทั้งหมดหลายพันรู ในรูปนี้ทำจาก titanium เพื่อทนการกัดกร่อนของน้ำหล่อเย็น เป็นจุดที่ปลายท่อถูก expand และซีลเข้ากับแผ่นอย่างแน่นหนา (ป้ายในรูปมีเครื่องหมายขีดเล็กน้อยก่อนคำว่า titanium ซึ่งเป็นเพียงรูปแบบการพิมพ์ ไม่กระทบความหมาย)
4. Plugged tube — ปลายท่อที่ถูกอุดปิดสองข้างเมื่อพบว่ารั่วหรือเสียหาย สังเกตได้จากปลั๊กโลหะที่ไม่มีรูกลวงตรงกลางเหมือนท่อปกติ เกณฑ์ทั่วไปยอมให้ plug สะสมได้ราว 10% ของจำนวนท่อก่อนต้องพิจารณา retube
5. Water inlet (piping connection) — จุดต่อท่อน้ำหล่อเย็นเข้าสู่ waterbox พร้อมวาล์วปิด-เปิดสำหรับแยกระบบก่อนเปิดฝาซ่อมบำรุง
6. Support saddle — ฐานรองรับน้ำหนักของ waterbox และ shell ส่วนนี้ วางอยู่บนโครงสร้างคอนกรีตของอาคาร
7. Welded waterbox — ส่วนของ waterbox ที่เชื่อมติดถาวรกับ shell ไม่ใช่ฝาที่ถอดได้ ทำหน้าที่เป็นโครงสร้างหลักรับแรงดันน้ำ
8. Opened waterbox cover — ฝา waterbox อีกด้านที่ถูกเปิดออก (เห็นบานพับอยู่ด้านขวาของรูป) เพื่อเข้าตรวจสอบและทำความสะอาด tubesheet ระหว่างหยุดเครื่องบำรุงรักษา
9. Drain nozzle — ท่อระบายน้ำขนาดเล็กที่มุมล่างของ waterbox สำหรับระบายน้ำออกให้หมดก่อนเปิดฝาเข้าไปทำงาน

21.3 Heat Balance ของ Condenser (Condenser Heat Balance)

ปริมาณความร้อนที่ condenser ต้องทิ้งลงน้ำหล่อเย็นนั้นมหาศาลกว่าที่คนทั่วไปคาดคิดมาก โดยทั่วไปอยู่ที่ราว 45–55% ของความร้อนเชื้อเพลิงทั้งหมดที่ป้อนเข้าโรงไฟฟ้า สำหรับเครื่องขนาด 600 MW หมายความว่า condenser ต้องทิ้งความร้อนลงน้ำหล่อเย็นราว 650–750 MWth (เมกะวัตต์ความร้อน) อย่างต่อเนื่องตลอดเวลาที่เดินเครื่อง ตัวเลขนี้ไม่ใช่ความสูญเปล่าที่แก้ไขได้ด้วยการออกแบบที่ดีขึ้น แต่เป็นข้อจำกัดพื้นฐานตามกฎข้อที่สองของเทอร์โมไดนามิกส์และวัฏจักร Carnot ที่ได้เรียนไปแล้วในบทที่ 10 — วัฏจักรกำลังทุกชนิดต้องทิ้งความร้อนส่วนหนึ่งให้แหล่งเย็นเสมอ จะมากหรือน้อยขึ้นกับผลต่างอุณหภูมิระหว่างแหล่งร้อนกับแหล่งเย็นเท่านั้น

ในเชิงตัวเลข ไอน้ำที่เข้า condenser มี enthalpy ราว 2,300–2,400 kJ/kg โดยมีความชื้นปนอยู่ราว 8–10% (เพราะผ่านการขยายตัวจนเข้าเขต wet steam แล้วตามที่เรียนในบทที่ 19) เมื่อควบแน่นจนกลายเป็น condensate อิ่มตัวเต็มที่ enthalpy จะลดลงเหลือเพียง hf ราว 170–190 kJ/kg เท่ากับว่าความร้อนที่ถูกปลดปล่อยออกมาต่อไอน้ำ 1 kg อยู่ที่ราว 2,100–2,200 kJ/kg ซึ่งเป็นตัวเลขก้อนใหญ่ที่ต้องอาศัยอัตราไหลน้ำหล่อเย็นปริมาณมหาศาลมารองรับ โดยการออกแบบทั่วไปกำหนดให้ CW อุ่นขึ้น (temperature rise) เพียง 7–10°C เท่านั้น ผลคือ CW ต้องไหลผ่าน condenser ด้วยอัตราสูงถึงราว 50–80 เท่าของอัตราไหลไอน้ำโดยมวล

อีกตัวแปรหนึ่งที่บ่งบอกสุขภาพของ condenser ได้ดีคือ condensate depression หรือ subcooling ซึ่งคือผลต่างระหว่าง Tsat กับอุณหภูมิ condensate ที่วัดได้จริงใน hotwell ค่านี้ควรน้อยมาก คือต่ำกว่า 1–2°C เท่านั้น เพราะในทางอุดมคติ condensate ที่ไหลลง hotwell ควรอยู่ที่อุณหภูมิอิ่มตัวพอดี หาก subcooling มากผิดปกติ แปลว่า condenser กำลังเสียความร้อนไปโดยเปล่าประโยชน์มากกว่าที่ควร และมักบ่งชี้ถึงปัญหาสองอย่าง คือระดับน้ำใน hotwell สูงจนท่วมแถวท่อล่างสุด หรือมี air ingress (อากาศรั่วเข้าระบบ) ซึ่งจะกล่าวถึงรายละเอียดในหัวข้อ 21.5

โดย \(Q_{cond}\) คือความร้อนที่ถ่ายให้น้ำหล่อเย็น (kW), \(\dot{m}_s\) คืออัตราไหลไอน้ำเข้า condenser (kg/s), \(h_{exh}\) คือ enthalpy ไอน้ำขาเข้า (kJ/kg), \(h_f\) คือ enthalpy condensate (kJ/kg), \(\dot{m}_{cw}\) คืออัตราไหลน้ำหล่อเย็น (kg/s), \(c_p\) คือความจุความร้อนจำเพาะของน้ำ = 4.19 kJ/kg·°C และ \(T_{in}, T_{out}\) คืออุณหภูมิน้ำหล่อเย็นเข้า/ออก (°C)

21.4 การดูดอากาศออก (Air Removal Equipment)

แม้ระบบจะซีลอย่างดีแค่ไหน อากาศก็ยังรั่วเข้าสู่ condenser ได้เสมอผ่านจุดที่ความดันภายในต่ำกว่าบรรยากาศ (รายละเอียดจุดรั่วจะกล่าวถึงในหัวข้อ 21.5) จึงต้องมีอุปกรณ์ดูดอากาศและก๊าซไม่กลั่นตัว (non-condensable gas) ออกอย่างต่อเนื่องตลอดเวลาที่เดินเครื่อง มิฉะนั้นอากาศจะสะสมอยู่ใน shell มากขึ้นเรื่อย ๆ จนสุญญากาศเสียหายในที่สุด อุปกรณ์ที่ใช้งานจริงมีอยู่สองตระกูลหลัก คือ SJAE (Steam Jet Air Ejector — เครื่องดูดอากาศด้วยไอน้ำ) และ LRVP (Liquid Ring Vacuum Pump — ปั๊มสุญญากาศแบบวงแหวนของเหลว)

SJAE ทำงานโดยอาศัยไอน้ำแรงดัน (aux steam หรือไอน้ำช่วยของโรงไฟฟ้า ความดันราว 8–16 bar) พุ่งผ่าน nozzle ด้วยความเร็วเหนือเสียง สร้างบริเวณความดันต่ำมากรอบตัวนอกลำไอ ดูดอากาศจาก condenser เข้ามาผสมกับไอขับ แล้วปล่อยผ่าน diffuser ที่ค่อย ๆ ขยายหน้าตัดเพื่ออัดความดันของส่วนผสมกลับขึ้นสูง จุดเด่นของ SJAE คือไม่มีชิ้นส่วนเคลื่อนที่เลยแม้แต่ชิ้นเดียว ทำให้ทนทานและบำรุงรักษาน้อยมาก แต่ก็ต้องใช้ไอน้ำเป็นแหล่งพลังงานตลอดเวลาที่ทำงาน

ในทางปฏิบัติ SJAE ไม่ได้ทำงานเป็น stage เดียว แต่ต้องต่ออนุกรมกัน 2 stage พร้อม inter-condenser และ after-condenser (ทั้งคู่หล่อเย็นด้วย condensate) เพื่อควบแน่นไอขับส่วนใหญ่กลับคืนเข้าวัฏจักรก่อนส่งต่อไปยัง stage ถัดไป เหตุผลที่ต้องแบ่งเป็นสอง stage คือการอัดความดันจากระดับ condenser (~9 kPa) ขึ้นไปถึงความดันบรรยากาศ (~101 kPa) ในครั้งเดียวมี compression ratio สูงเกินกว่าที่ ejector ตัวเดียวจะทำได้อย่างมีประสิทธิภาพ การมี inter-condenser คั่นกลางยังช่วยลดปริมาตรก๊าซที่ stage สองต้องดูดต่อ เพราะไอขับส่วนใหญ่ถูกควบแน่นทิ้งไปแล้วตั้งแต่หลัง stage แรก

ส่วน LRVP ทำงานด้วยหลักการที่ต่างออกไปโดยสิ้นเชิง คือใช้ใบพัดหมุนเยื้องศูนย์ (eccentric impeller) หมุนอยู่ในเสื้อปั๊มที่มีน้ำ (seal water) เคลือบผนังอยู่เป็นวงแหวน วงแหวนน้ำนี้ทำหน้าที่เป็น "ลูกสูบของเหลว" ที่เปลี่ยนปริมาตรตามการหมุนของใบพัด ดูดและอัดอากาศได้อย่างมีประสิทธิภาพดี แต่มีข้อจำกัดจาก vapour pressure (ความดันไอ) ของ seal water เอง ซึ่งอยู่ที่ราว 33 mbar ที่อุณหภูมิน้ำ 25°C หมายความว่ายิ่ง seal water เย็นเท่าไร LRVP ก็ยิ่งดูดสุญญากาศได้ลึกเท่านั้น จึงต้องมีระบบหล่อเย็น seal water แยกต่างหากให้เย็นที่สุดเท่าที่จะทำได้

การทำงานของระบบดูดอากาศแบ่งเป็นสองโหมดที่ต่างกันชัดเจน โหมดแรกคือ hogging (การดึงสุญญากาศเริ่มต้น) ใช้ตอน start-up เมื่อ condenser ยังเต็มไปด้วยอากาศที่ความดันบรรยากาศ จึงต้องใช้ ejector หรือปั๊มขนาดใหญ่กว่าปกติหรือเดินหลายตัวขนานกันเพื่อดึงความดันลงมาให้ได้ราว 0.2–0.3 bar abs ภายในเวลา 30–60 นาที ก่อนจะเปลี่ยนไปโหมดที่สองคือ holding (การรักษาสุญญากาศ) ซึ่งใช้อุปกรณ์ขนาดเล็กกว่าดูดอัตราต่ำอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับสุญญากาศปกติเอาไว้เท่านั้น โรงไฟฟ้าสร้างใหม่จำนวนมากเลือกใช้แบบ hybrid คือ ejector stage แรกทำงานร่วมกับ LRVP stage หลัง เพื่อให้ได้ประสิทธิภาพที่ดีตลอดทั้งช่วงการทำงาน ทั้งตอน hogging ที่ต้องการอัตราดูดสูงและตอน holding ที่ต้องการความประหยัด

1. Suction from condenser — ท่อดูดอากาศ+ไอปนกันจาก air cooling zone ของ condenser เข้าสู่ปั๊ม พร้อมเกจวัดความดันติดตั้งก่อนเข้าปั๊มเพื่อเฝ้าดูระดับสุญญากาศ
2. Liquid ring vacuum pump — ตัวปั๊มหลักที่ใบพัดหมุนเยื้องศูนย์ภายในสร้างวงแหวนน้ำ (seal water) ทำหน้าที่เป็นลูกสูบของเหลวดูดและอัดอากาศออก
3. Electric motor — มอเตอร์ไฟฟ้าขับปั๊มโดยตรงผ่าน coupling สีน้ำเงินเข้มด้านซ้ายสุดของชุด
4. Coupling guard — ฝาครอบป้องกันอันตรายจาก coupling ที่หมุนระหว่างมอเตอร์กับปั๊ม
5. Seal water separator — ถังทรงกระบอกแนวตั้งที่แยกน้ำ seal water ออกจากอากาศที่ถูกอัดแล้ว ก่อนปล่อยอากาศส่วนที่เหลือออกจากระบบ
6. Seal water heat exchanger — เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนแบบแผ่นสีน้ำเงินที่ระบายความร้อนออกจาก seal water ให้เย็นที่สุดก่อนไหลกลับเข้าปั๊ม เพราะยิ่ง seal water เย็น vapour pressure ยิ่งต่ำ ปั๊มยิ่งดูดสุญญากาศได้ลึก
7. Seal water inlet / outlet — จุดต่อท่อ seal water เข้า-ออกจากชุด heat exchanger ให้น้ำหมุนเวียนอยู่ในวงจรปิด
8. Seal water drain — ท่อระบาย seal water ส่วนเกินหรือเมื่อต้องการถ่ายน้ำออกเพื่อบำรุงรักษา
9. Baseframe — ฐานเหล็กรองรับปั๊ม มอเตอร์ และถังทั้งชุดให้เป็นหน่วยเดียวกัน (skid) ติดตั้งง่ายและลดปัญหาการเยื้องศูนย์

1. Motive steam supply (insulated) — ท่อไอน้ำขับหุ้มฉนวนที่นำ aux steam ความดัน 8–16 bar มาป้อนให้ทั้งสอง stage
2. Steam isolation valve — วาล์วตัดแยกไอน้ำขับก่อนถึง strainer และ nozzle สำหรับแยกซ่อมบำรุงแต่ละ ejector
3. Steam strainer — ตะแกรงกรองสิ่งสกปรกในไอน้ำขับก่อนเข้า nozzle ป้องกันไม่ให้ nozzle ที่มีรูเล็กมากอุดตัน
4. Motive nozzle — หัวฉีดที่ไอน้ำขับพุ่งผ่านด้วยความเร็วเหนือเสียง สร้างบริเวณความดันต่ำดูดอากาศจาก condenser เข้ามาผสม
5. Twin steam jet air ejector assembly — ชุด ejector ทั้งสอง stage ที่ติดตั้งเรียงต่อกันบนฐานเดียวกัน
6. Ejector stage 1 (on inter condenser) — ตัว ejector แรกที่ติดตั้งอยู่บนถัง inter-condenser โดยตรง ดูดอากาศ+ไอจาก condenser หลักเข้ามา
7. Ejector stage 2 (on after condenser) — ตัว ejector ที่สองติดตั้งบนถัง after-condenser อัดก๊าซที่เหลือจาก stage แรกต่อจนถึงความดันบรรยากาศ
8. Inter condenser vessel — ถังแนวนอนที่ควบแน่นไอขับส่วนใหญ่จาก stage แรกด้วย condensate ก่อนส่งก๊าซที่เหลือไป stage สอง
9. After condenser vessel — ถังแนวนอนที่ควบแน่นไอขับจาก stage สอง ก่อนปล่อยอากาศส่วนที่เหลือสู่บรรยากาศ
10. Non-return valve — วาล์วกันการไหลย้อนกลับบนท่อ discharge ป้องกันไม่ให้ก๊าซไหลย้อนกลับเข้าระบบเมื่อหยุดเดิน
11. Discharge to deaerator — ท่อระบายน้ำที่ควบแน่นได้จากระบบ ejector ส่งต่อไปยัง deaerator เพื่อคืนน้ำเข้าวัฏจักร
12. Deaerator — ถังทรงกระบอกขนาดใหญ่ด้านหลัง ซึ่งเป็นอุปกรณ์ไล่อากาศหลักของโรงไฟฟ้าที่รับน้ำจากหลายแหล่งรวมถึงจากชุด ejector นี้
13. Condensate drain (outlet not shown) — จุดระบาย condensate ที่ควบแน่นได้จากถัง inter/after-condenser กลับสู่วัฏจักร

21.5 Air Ingress: ผลกระทบและการตรวจหา (Air In-leakage)

จุดที่อากาศมักรั่วเข้าระบบมีลักษณะร่วมกันคือ "ความดันภายในต่ำกว่าบรรยากาศ" ทำให้อากาศภายนอกมีแนวโน้มไหลเข้าเสมอแทนที่จะไหลออก จุดยอดนิยมได้แก่ gland ของ LP turbine เมื่อระบบ seal steam ทำงานผิดปกติ (ดูรายละเอียด gland steam ในบทที่ 20) หน้าแปลนหรือ valve ตามแนวท่อที่อยู่ต่ำกว่าความดันบรรยากาศ เช่น extraction line ของ LP turbine, drain line, instrument line ต่าง ๆ, expansion joint ที่ฉีกขาด, ซีลของ condensate pump และ valve stem packing ของ vacuum breaker valve ทุกจุดเหล่านี้ล้วนเป็นเส้นทางให้อากาศแทรกเข้ามาได้ทีละน้อยตลอดเวลา

ผลกระทบของ air ingress มีหลายด้านพร้อมกัน ประการแรกคืออากาศที่เกาะผิว tube ทำหน้าที่เหมือนฉนวนบาง ๆ ลดการถ่ายเทความร้อนจากไอน้ำสู่น้ำหล่อเย็นลง ทำให้ back pressure สูงขึ้น ประการที่สองคือ condensate subcooling เพิ่มขึ้น ประการที่สามคือปริมาณ dissolved oxygen หรือ DO (ออกซิเจนละลายในน้ำ) ใน condensate เกินเกณฑ์ที่ยอมรับได้ (มักกำหนดไว้ไม่เกิน 7–10 ppb — parts per billion หรือส่วนในพันล้านส่วน) ซึ่งจะกัดกร่อนระบบ feedwater ต่อไปทั้งระบบ (รายละเอียดเรื่องเคมีน้ำอยู่ในบทที่ 28) และประการสุดท้ายคือเมื่ออากาศรั่วมากเกินความสามารถของ ejector หรือ vacuum pump ที่ติดตั้งไว้ สุญญากาศจะค่อย ๆ ไหลลงเรื่อย ๆ อย่างต่อเนื่อง

เกณฑ์คร่าว ๆ ที่ใช้ตรวจสอบคืออัตราการรั่วของอากาศที่วัดได้ที่ทางออกของ air removal equipment ด้วย rotameter หรือ flow element ควรอยู่ในระดับตามแนวทางของ HEI (Heat Exchange Institute — สถาบันมาตรฐานเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนของสหรัฐอเมริกาที่กำหนดแนวปฏิบัติสำหรับ condenser) ซึ่งอยู่ที่ราว 10–40 kg/h ขึ้นกับขนาดเครื่อง หากค่าที่วัดได้เพิ่มขึ้นผิดปกติจากค่าปกติของเครื่องนั้น ควรเริ่มกระบวนการไล่หารอยรั่วทันที

วิธีตรวจหารอยรั่วที่เป็นมาตรฐานที่สุดคือ helium leak detection คือพ่นก๊าซฮีเลียมไปรอบ ๆ จุดที่สงสัยว่ารั่วทีละจุด แล้ววัดปริมาณฮีเลียมที่ปนออกมาทาง off-gas ของระบบ air removal ด้วยเครื่อง mass spectrometer เพราะฮีเลียมเป็นก๊าซเฉื่อยที่ไม่มีในบรรยากาศตามธรรมชาติ หากตรวจพบก็ยืนยันได้ทันทีว่าจุดนั้นรั่วจริง อีกวิธีหนึ่งคือ ultrasonic detector ที่ฟังคลื่นเสียงความถี่สูงซึ่งเกิดจากอากาศไหลผ่านรูรั่วเล็ก ๆ ส่วนวิธีแบบพื้นฐานที่ยังใช้ได้ผลกับรอยรั่วขนาดใหญ่คือใช้เปลวเทียนหรือควันวางใกล้จุดสงสัยแล้วสังเกตทิศทางการโบก หรือใช้แผ่นพลาสติกบางแปะดูว่าถูกดูดติดหรือไม่

ประเด็นสำคัญที่ผู้เรียนต้องแยกให้ออกคือ "vacuum แย่ลงจากอากาศรั่ว" กับ "vacuum แย่ลงจาก tube สกปรกหรือ CW ร้อนผิดปกติ" เพราะแนวทางแก้ไขต่างกันโดยสิ้นเชิง หากเป็นอากาศรั่ว จะเห็นทั้ง subcooling เพิ่มขึ้น DO เพิ่มขึ้น และอัตราอากาศที่วัดได้ที่ ejector เพิ่มขึ้นพร้อมกันทั้งสามค่า แต่หากเป็น tube สกปรกหรืออุดตัน จะเห็นเฉพาะ TTD เพิ่มขึ้น ในขณะที่ subcooling และ DO ยังคงปกติ (เกณฑ์การประเมิน TTD และ cleanliness factor จะกล่าวถึงในหัวข้อ 21.6)

21.6 สมรรถนะ: TTD และ Cleanliness Factor (Condenser Performance)

ตัวแปรหลักที่ใช้ประเมินสมรรถนะการถ่ายเทความร้อนของ condenser คือ TTD (Terminal Temperature Difference — ผลต่างอุณหภูมิปลายทาง) ซึ่งนิยามว่าเป็นผลต่างระหว่างอุณหภูมิอิ่มตัวที่ความดัน condenser กับอุณหภูมิ CW ขาออก ค่าที่ออกแบบไว้ทั่วไปอยู่ราว 2.5–5°C ยิ่ง TTD ต่ำเท่าไรยิ่งแปลว่าการถ่ายเทความร้อนระหว่างไอน้ำกับน้ำหล่อเย็นทำได้ดี เมื่อใดที่ TTD เริ่มโตขึ้นเรื่อย ๆ ที่เงื่อนไขเดียวกัน (CW เข้าเท่าเดิม อัตราไหลเท่าเดิม โหลดเท่าเดิม) นั่นคือสัญญาณว่า tube เริ่มตัน สกปรก หรือมีอากาศปนอยู่ในระบบ

อีกตัวแปรหนึ่งคือ CF (Cleanliness Factor — ตัวประกอบความสะอาด) นิยามเป็นอัตราส่วนระหว่างค่าสัมประสิทธิ์การถ่ายเทความร้อนที่วัดได้จริง (U_actual) กับค่าตอน tube สะอาดสนิท (U_clean) ผู้ออกแบบมักเผื่อค่านี้ไว้ตั้งแต่ต้นราว 0.85 เพราะรู้อยู่แล้วว่าการเดินเครื่องจริงย่อมมี fouling เกิดขึ้นเสมอ หากเดินเครื่องไปแล้ว CF ตกลงต่ำกว่าราว 0.75–0.8 ถือเป็นสัญญาณที่ควรวางแผนล้าง tube ได้แล้ว

การคำนวณสมรรถนะที่แม่นยำต้องใช้ LMTD (Log Mean Temperature Difference — ผลต่างอุณหภูมิเฉลี่ยแบบลอการิทึม) แทนที่จะใช้ผลต่างอุณหภูมิเฉลี่ยเลขคณิตธรรมดา เพราะฝั่งไอน้ำมีอุณหภูมิคงที่ตลอด (isothermal condensation — ควบแน่นที่อุณหภูมิเดียว) ในขณะที่ฝั่งน้ำหล่อเย็นอุณหภูมิไต่สูงขึ้นเรื่อย ๆ ตามที่เห็นในรูปโปรไฟล์อุณหภูมิด้านล่าง ความสัมพันธ์แบบลอการิทึมนี้จึงสะท้อนสภาพการถ่ายเทความร้อนตลอดความยาว tube ได้ถูกต้องกว่า

ข้อควรระวังสำคัญคือการเทียบค่า TTD ข้ามช่วงเวลาต้อง normalize ตัวแปรที่เกี่ยวข้องให้เหมือนกันก่อนเสมอ ได้แก่อุณหภูมิ CW ขาเข้า อัตราไหล CW และโหลดของเครื่อง เพราะ TTD ที่วัดได้คนละเงื่อนไขกันเทียบกันตรง ๆ ไม่ได้ ต้องเทียบที่เงื่อนไขเดียวกันเท่านั้นจึงจะสรุปได้ว่าความสกปรกของ tube เปลี่ยนไปจริงหรือไม่ ส่วน tube ที่ตรวจพบว่ารั่วต้อง plug (อุดปิด) ทั้งสองปลายทันที เกณฑ์ทั่วไปยอมให้สะสมจำนวน tube ที่ plug ได้ราว 10% ของทั้งหมดก่อนที่จะกระทบ output อย่างชัดเจน หากเกินกว่านั้นต้องพิจารณา retube (เปลี่ยน tube ใหม่ทั้งชุด)

โดย \(T_{sat}\) คืออุณหภูมิอิ่มตัวที่ความดัน condenser (°C) และ \(T_{cw,out}\) คืออุณหภูมิน้ำหล่อเย็นขาออก (°C)

โดย \(LMTD\) คือผลต่างอุณหภูมิเฉลี่ยแบบลอการิทึม (°C) ใช้ในสมการ \(Q = U\,A\,LMTD\) โดย \(U\) คือ overall heat transfer coefficient (kW/m²·°C) และ \(A\) คือพื้นที่ผิว tube (m²)

โดย \(CF\) คือ cleanliness factor (ไม่มีหน่วย), \(U_{actual}\) คือค่าที่วัดได้จริง และ \(U_{clean}\) คือค่าเมื่อ tube สะอาด (kW/m²·°C)

21.7 การทำความสะอาด Tube (Tube Cleaning)

Fouling (การเกาะสกปรก) ฝั่งน้ำของ tube มีได้หลายแบบ และแต่ละแบบต้องจัดการต่างวิธีกัน ตะกอนโคลนและทรายที่ปนมากับแหล่งน้ำเป็น fouling ที่พบได้ทั่วไปที่สุด ตะไคร่น้ำและหอยซึ่งเรียกรวมว่า macro-fouling (การเกาะสกปรกขนาดใหญ่) พบมากเป็นพิเศษในโรงไฟฟ้าที่ใช้น้ำทะเล scale หรือคราบแร่ธาตุที่ตกผลึกเกาะผิว tube เมื่อน้ำมีความกระด้างสูง และสุดท้ายคือ microbiological slime หรือเมือกจากจุลินทรีย์ที่เติบโตในสภาพแวดล้อมอุ่นชื้นตลอดเวลา แต่ละชนิดต้องการวิธีทำความสะอาดที่ต่างกันไป

วิธีทำความสะอาดแบบ online ที่ใช้กันแพร่หลายที่สุดคือระบบ online ball cleaning ซึ่งมักเรียกตามชื่อผู้ผลิตรายหนึ่งว่าระบบ Taprogge หลักการคือปล่อยลูกบอลยางฟองน้ำที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางโตกว่า tube ID (เส้นผ่านศูนย์กลางภายในท่อ) เพียง 1–2 mm เข้าไปทาง inlet waterbox ให้กระแสน้ำหล่อเย็นพาลูกบอลไหลเบียดผ่านภายใน tube ทุกท่อ ผิวบอลจึงขัดสิ่งสกปรกที่เกาะผิวในของ tube ออกไปตลอดความยาว จากนั้นลูกบอลจะถูกดักจับคืนที่ ball strainer (ตะแกรงดักลูกบอล) ที่ปลายทางแล้วปั๊มหมุนเวียนกลับไปปล่อยใหม่อีกครั้ง จำนวนลูกบอลที่หมุนเวียนอยู่ในระบบโดยทั่วไปอยู่ที่ราว 5–15% ของจำนวน tube ทั้งหมด และระบบมักเดินวันละหลายชั่วโมงหรือต่อเนื่องตลอดเวลา สำหรับ scale ที่แข็งมากยังมีลูกบอลผิวหยาบแบบ abrasive (ขัดสี) ให้เลือกใช้เพิ่มความสามารถในการขัดออกได้อีกระดับหนึ่ง

นอกจากระบบ ball cleaning แล้ว ยังมีการป้องกันอีกชั้นหนึ่งคือ debris filter (ตะแกรงกรองเศษขยะ) ที่ติดตั้งอยู่ที่ CW inlet เพื่อดักขยะและหอยขนาดใหญ่ก่อนที่จะไหลเข้าสู่ waterbox เลย ช่วยลดภาระของระบบทำความสะอาดภายในและลดความเสี่ยงที่เศษขยะจะไปอุดตันปลายท่อโดยตรง

เมื่อความสกปรกรุนแรงเกินกว่าที่ online cleaning จะจัดการได้ ต้องใช้วิธี offline ซึ่งจำเป็นต้องแยกครึ่ง condenser ออกจากระบบหรือดับเครื่องทั้งหมดก่อน วิธีที่ใช้ได้แก่การยิง bullet หรือ brush ด้วยปืนน้ำแรงดันไล่เข้าไปในแต่ละ tube, การใช้ high-pressure water jet ที่มีแรงดันสูงถึงหลายร้อย bar ฉีดล้างโดยตรง และการล้างด้วยสารเคมี เช่นกรดอ่อนหรือสารคีเลต (chelating agent) สำหรับ scale ที่หนาและแข็งมากจนวิธีเชิงกลจัดการไม่ไหว

การป้องกันปัญหาทางชีวภาพตั้งแต่ต้นทางก็สำคัญไม่แพ้การล้างที่ปลายทาง โดยทั่วไปใช้ chlorination (การเติมคลอรีน) ที่จุด CW intake (รายละเอียดอยู่ในบทที่ 22) เพื่อลดการเติบโตของ slime และตัวอ่อนหอยตั้งแต่ในน้ำก่อนที่จะมีโอกาสเข้าไปเกาะใน tube เลย

ตัวชี้วัดที่บอกว่าถึงเวลาต้องวางแผนล้าง tube แล้วมีสามอย่างที่ควรเฝ้าดูร่วมกัน คือ TTD ที่สูงขึ้นเกินราว 1–2°C จาก baseline ที่เงื่อนไขเดียวกัน, cleanliness factor ที่ตกลงต่ำกว่าราว 0.75–0.8 และผลต่างความดัน (ΔP) ฝั่งน้ำที่ไหลผ่าน condenser สูงขึ้นผิดปกติซึ่งบ่งบอกว่า tubesheet เริ่มตันจากเศษตะกอนหรือหอยที่สะสม เมื่อเห็นสัญญาณเหล่านี้ร่วมกัน ควรวางแผนล้าง tube ก่อนที่สมรรถนะจะตกต่ำลงไปมากกว่านี้

1. Ball return line to condenser — ท่อที่ลำเลียงลูกบอลฟองน้ำที่ผ่านการดักและปั๊มกลับแล้วไปปล่อยเข้า inlet waterbox ของ condenser อีกครั้งเพื่อเริ่มรอบขัดทำความสะอาดใหม่
2. Ball collector vessel — ถังใสทรงกระบอกที่ดักจับลูกบอลไว้หลังไหลผ่าน tube มาแล้ว มองเห็นลูกบอลสีเข้มสะสมอยู่ก้นถังได้ชัดเจน ใช้ตรวจนับปริมาณลูกบอลที่หมุนเวียนอยู่ในระบบด้วยตา
3. Condenser tube bundle — ป้ายนี้ชี้ไปยังแผงตะแกรงพื้นหลัง ซึ่งเป็นส่วนหน้าของอุปกรณ์แลกเปลี่ยนความร้อน/tube bundle ที่ระบบ Taprogge นี้เชื่อมต่ออยู่ ไม่ใช่ภาพระยะใกล้ของปลายท่อโดยตรงเหมือนรูป tubesheet ในหัวข้อ 21.2 — ใช้เพื่อสื่อว่าลูกบอลจากระบบนี้ไหลเวียนเข้าไปขัดผิวในของ tube ชุดนี้อยู่เบื้องหลัง
4. Sponge rubber cleaning balls — ลูกบอลยางฟองน้ำจำนวนมากที่มองเห็นสะสมอยู่ในถัง มีเส้นผ่านศูนย์กลางโตกว่า tube ID เพียงเล็กน้อยเพื่อให้ถูกน้ำเบียดผ่านแบบอัดแน่นพอดี ขัดผิวในของ tube ทุกครั้งที่ไหลผ่าน
5. Recirculation pump — ปั๊มที่ขับด้วยมอเตอร์ไฟฟ้าสีน้ำเงิน ทำหน้าที่ดันลูกบอลที่ดักได้จากถังกลับเข้าสู่ ball return line ให้หมุนเวียนต่อเนื่อง
6. Isolation valve — วาล์วตัดแยกระบบท่อจากวงจร circulating water หลัก สำหรับแยกซ่อมบำรุงชุด ball cleaning โดยไม่ต้องหยุดการไหลของ CW ทั้งระบบ
7. From circulating water system — จุดต่อท่อรับน้ำหล่อเย็นส่วนหนึ่งจากระบบ CW หลักเข้ามาขับเคลื่อนการไหลเวียนของลูกบอลในชุดนี้
8. To circulating water system — จุดต่อท่อส่งน้ำกลับเข้าสู่ระบบ CW หลังผ่านชุดดักและปั๊มลูกบอลแล้ว

1. Turbine Exhaust Steam Inlet — ท่อไอน้ำขนาดใหญ่ที่รับไอจาก LP turbine เข้าสู่ด้านบนของ condenser โค้งลงเข้าสู่ steam distribution plenum
2. Condenser Shell — เปลือกนอกทั้งหมดที่หุ้มทุกส่วนประกอบไว้ภายใน พร้อมโครง walkway สีเหลืองด้านบนสำหรับเข้าตรวจสอบ
3. Steam Distribution Plenum — ช่องว่างด้านบนที่ไอน้ำกระจายตัวออกเป็นแนวกว้างก่อนไหลลงสู่ tube bundle เห็นลูกศรสีขาวแสดงทิศทางไอน้ำไหลลงและกระจายออกด้านข้าง
4. Condensing Tube Bundles — กลุ่มท่อสีทองแดงเรียงแถวจำนวนมากที่ไอน้ำไหลผ่านแล้วควบแน่นเป็นหยดน้ำจากการถ่ายเทความร้อนให้น้ำหล่อเย็นภายในท่อ
5. Air Inlet (Louvered Panels) — แผงบานเกล็ดด้านข้างที่ไอ+อากาศส่วนที่เหลือไหลผ่านเข้าสู่ air cooling zone แสดงด้วยลูกศรสีฟ้าพุ่งเข้า
6. Air Cooling Zone (Inside) — บริเวณที่มีแผ่นกั้น (baffle) เรียงเป็นช่อง ให้ไอ+อากาศไหลผ่านท่อเย็นสุดก่อนถูกดูดออก เห็นลูกศรสีฟ้าพุ่งขึ้นแสดงทิศทางการไหล
7. Air Flow Baffles — แผ่นกั้นรูปสามเหลี่ยมเรียงเป็นช่องภายใน air cooling zone บังคับทิศทางการไหลของอากาศให้ไล่ผ่านท่อครบทุกแถวก่อนออก
8. Condensate Collection Area — พื้นที่สีน้ำเงินเข้มด้านล่างที่ collectate หยดน้ำจาก tube bundle ก่อนไหลรวมลง hotwell
9. Hotwell — อ่างเก็บน้ำคอนเดนเสทสีน้ำเงินขนาดใหญ่ที่ก้น shell เก็บสำรองไว้ก่อนสูบออกไปใช้ต่อ
10. Condensate Extraction Outlet — ท่อขนาดใหญ่ที่ดูดคอนเดนเสทออกจาก hotwell ไปยัง condensate extraction pump
11. Hotwell Inspection Manway — ช่องกลมสำหรับเปิดเข้าตรวจสอบภายใน hotwell ระหว่างหยุดเครื่องบำรุงรักษา
12. To Condensate Extraction Pumps — ท่อต่อจากก้น hotwell ไปยังชุดปั๊มสกัดคอนเดนเสท (รายละเอียดอยู่ในบทที่ 23)

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท