บทที่ 23 — ระบบน้ำป้อนและคอนเดนเสท

23.1 ภาพรวมสายน้ำ: จาก Hotwell ถึง Economizer (Feedwater Train Overview)

เครื่อง subcritical ขนาด 600 MW ทั่วไปมีเส้นทางน้ำมาตรฐานที่ไล่ตามได้เป็นขั้นตอนชัดเจน เริ่มจากน้ำที่ควบแน่นสะสมอยู่ใน hotwell ของ condenser ซึ่งมีอุณหภูมิราว 42–46°C ที่ความดันต่ำกว่าบรรยากาศเพียง 0.09 bar สัมบูรณ์ ถูกดูดออกมาโดย condensate extraction pump (CEP — Condensate Extraction Pump, ปั๊มดูดคอนเดนเสทออกจาก hotwell) ผ่าน gland steam condenser ที่รับความร้อนจากไอ gland ของกังหันกลับมาใช้ประโยชน์ จากนั้นไหลผ่าน LP heater สามถึงสี่ตัวเรียงต่อกันจนอุณหภูมิสูงขึ้นถึงราว 130–150°C แล้วเข้าสู่ deaerator ซึ่งทำงานที่ความดัน 5–12 bar สัมบูรณ์และอุณหภูมิ 150–190°C ก่อนจะถูก booster pump และ boiler feed pump (BFP — Boiler Feed Pump, ปั๊มน้ำป้อนหม้อไอน้ำ) อัดความดันขึ้นไปถึง 18–21 MPa แล้วไหลผ่าน HP heater อีกสองถึงสามตัวจนอุณหภูมิสุดท้ายของน้ำป้อนอยู่ที่ราว 250–285°C ก่อนเข้า economizer ของหม้อไอน้ำตามที่เรียนไว้ในบทที่ 16

กลไกทั้งหมดนี้คือสิ่งที่เรียกว่า regenerative feedwater heating ตามหลักการที่เรียนไว้ในบทที่ 13: กังหันไอน้ำมีจุดดึงไอ (extraction) หลายจุดตามแนวลำดับความดัน แล้วนำไอเหล่านั้นมาอุ่นน้ำป้อนเป็นขั้นบันไดก่อนกลับเข้าหม้อไอน้ำ แทนที่จะปล่อยไอทั้งหมดไหลผ่านกังหันจนสุดแล้วทิ้งความร้อนที่ condenser เพียงจุดเดียว การอุ่นน้ำป้อนล่วงหน้าด้วยไอ extraction ช่วยลดปริมาณความร้อนที่ต้องทิ้งใน condenser และลด heat rate ของทั้งวัฏจักรได้หลายเปอร์เซ็นต์ โรงไฟฟ้าจริงมักออกแบบให้มี heater รวมทั้งสาย 6–8 ตัวเป็นจุดที่เหมาะสมที่สุดในเชิงเศรษฐศาสตร์ เพราะ heater แต่ละตัวที่เพิ่มเข้าไปให้ผลตอบแทนด้านประสิทธิภาพลดลงเรื่อยๆ ในขณะที่ต้นทุนการลงทุนยังคงเพิ่มขึ้นตามปกติ

การเรียกชื่อ heater แต่ละตัวอิงตามลำดับความดันของไอ extraction ที่มันรับมา LP heater รับไอจากช่วงปลายของ LP turbine ซึ่งความดันต่ำที่สุด deaerator รับไอจากช่วงกลางค่อนไปทาง IP exhaust หรือ cold reheat ส่วน HP heater รับไอจากช่วง HP หรือ IP turbine ซึ่งความดันสูงที่สุด ตำแหน่ง extraction แต่ละจุดบนกังหันจริงสามารถย้อนกลับไปดูรายละเอียดใน steam path ของบทที่ 19 ได้ นอกจากนี้ผู้เรียนควรแยกความหมายของสองคำที่มักสับสน คำว่า "condensate" หมายถึงน้ำในช่วงความดันต่ำตั้งแต่ hotwell จนถึงก่อนเข้า deaerator ในขณะที่คำว่า "feedwater" หมายถึงน้ำความดันสูงหลังผ่าน BFP ไปแล้วจนถึงทางเข้าหม้อไอน้ำ การแยกสองคำนี้ให้ชัดเจนจะช่วยให้อ่านเอกสารทางเทคนิคของโรงไฟฟ้าได้แม่นยำขึ้นมาก

1. Extraction steam piping (from turbine) — ท่อไอ extraction ขนาดใหญ่จากกังหันที่ดิ่งลงมาเชื่อมกับ heater แต่ละตัว เป็นแหล่งความร้อนหลักที่ใช้อุ่นน้ำป้อนตามหลัก regenerative heating
2. Upper level (catwalk) — ทางเดินเหล็กสำหรับเข้าถึงวาล์วและท่อไอ extraction ในระดับสูงเหนือแถว heater
3. Feedwater heater vessel — ตัวถังทรงกระบอกแนวนอนของ feedwater heater แต่ละตัวที่เรียงต่อกันเป็นแถวยาว ภายในบรรจุ tube bundle ที่น้ำป้อนไหลผ่าน
4. Feedwater inlet — จุดที่น้ำป้อนอุณหภูมิต่ำกว่าไหลเข้าสู่ heater แต่ละตัวก่อนถูกอุ่นโดยไอ extraction ฝั่ง shell
5. Valve station — ชุดวาล์ว isolation และ bypass ที่ให้ตัดแยก heater ออกจากระบบได้ขณะเครื่องยังเดินอยู่
6. Feedwater outlet — จุดที่น้ำป้อนซึ่งถูกอุ่นแล้วไหลออกจาก heater ไปยังตัวถัดไป อุณหภูมิสูงกว่าฝั่งขาเข้าเสมอ
7. Drain cooler — โซนย่อยที่ปลายท่อขาเข้าใช้ลดอุณหภูมิ drain ก่อนส่งต่อไปยัง heater ถัดไปตามหลัก drain cooling zone
8. Condensate outlet — ทางออกของ drain (คอนเดนเสทที่ควบแน่นจากไอ extraction แล้ว) ที่จะไหลลงบันไดไปยัง heater ถัดไปหรือ condenser
9. Concrete pedestal — ฐานคอนกรีตรองรับน้ำหนักถัง heater แต่ละตัว ให้ระดับความสูงคงที่พอดีกับแนวท่อ

23.2 ระบบ Condensate (Condensate System)

CEP ต้องดูดน้ำออกจาก hotwell ที่มีสภาวะพิเศษมากคือความดันต่ำกว่าบรรยากาศและน้ำอิ่มตัวพอดี ทำให้ NPSH (Net Positive Suction Head — เฮดดูดสุทธิที่มีจริง) ที่มีให้ปั๊มใช้งานต่ำมาก โดยได้จากความสูงของระดับน้ำเหนือใบพัดเพียงอย่างเดียวราว 2–5 เมตรเท่านั้น ด้วยข้อจำกัดนี้ CEP จึงถูกออกแบบเป็นปั๊มแนวตั้งชนิด can type ที่ฝังลึกลงใต้พื้นอาคาร ให้ใบพัดชั้นแรกอยู่ในตำแหน่งลึกที่สุดเท่าที่จะทำได้ และออกแบบให้หมุนด้วยรอบต่ำเพื่อลดความเสี่ยง cavitation รายละเอียดเชิงลึกเรื่อง NPSH และ cavitation จะเรียนต่อในบทที่ 24

โรงไฟฟ้าจริงจัด CEP เป็นชุด 2×100% หรือ 3×50% พร้อมระบบ auto-start ให้ตัว standby เริ่มทำงานทันทีเมื่อความดัน discharge ตกผิดปกติ ความดัน discharge ของ CEP อยู่ที่ราว 2–4 MPa ซึ่งเพียงพอส่งน้ำผ่าน heater ทั้งสายไปจนถึง deaerator ระหว่างทาง condensate จะไหลผ่าน gland steam condenser ก่อนเสมอเพื่อรับความร้อนจากไอ gland ของกังหันกลับมาใช้ประโยชน์ตามที่เรียนไว้ในบทที่ 20 และในโรงไฟฟ้าที่ต้องการควบคุมเคมีน้ำอย่างเข้มงวด เช่นหม้อไอน้ำแบบ once-through หรือโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ยังมี condensate polisher ทำหน้าที่กรองและแลกเปลี่ยนไอออนเพื่อดักจับสิ่งปนเปื้อนก่อนเข้าสู่สายน้ำต่อไป ซึ่งจะกล่าวถึงรายละเอียดในบทที่ 28

ระบบ minimum flow recirculation ของ CEP ทำหน้าที่วนน้ำส่วนหนึ่งกลับเข้า condenser เมื่อโหลดต่ำมากจนอัตราไหลผ่านปั๊มน้อยเกินไป เพื่อป้องกันปั๊มร้อนจัดและคงการไหลผ่าน gland steam condenser ให้เพียงพอต่อการหล่อเย็นอยู่เสมอ ส่วนระดับน้ำใน hotwell เองก็ถูกควบคุมด้วยกลไกสองทาง คือการเติมน้ำ makeup จาก condensate storage tank (CST — Condensate Storage Tank, ถังเก็บคอนเดนเสทสำรอง) เมื่อระดับต่ำเกินไป และการระบาย spill หรือ reject กลับไปเก็บที่ CST เมื่อระดับสูงเกินไป ทำให้ hotwell ทำหน้าที่เสมือน "บัฟเฟอร์มวลน้ำ" ของทั้งวัฏจักรไอน้ำ คอยดูดซับความไม่สมดุลของอัตราไหลที่เกิดขึ้นชั่วขณะได้โดยไม่กระทบต่อระบบส่วนอื่น

1. Pump motor — มอเตอร์ไฟฟ้าขับ CEP ติดตั้งอยู่บนสุดของปั๊ม เหนือระดับพื้นเพื่อให้เข้าถึงบำรุงรักษาได้ง่าย
2. Can-type condensate extraction pump — ตัวปั๊มทรงกระบอกยาวที่สอดลงไปในบ่อ (can) ใต้พื้น ให้ใบพัดชั้นแรกอยู่ลึกที่สุดเพื่อเพิ่ม NPSH ที่มีให้ปั๊มใช้งาน
3. Floor opening — ช่องเปิดที่พื้นอาคารที่ตัวปั๊มถูกฝังลอดผ่านลงไปยังบ่อใต้ดิน
4. Discharge piping to hotwell — ท่อจ่ายน้ำจากปั๊มไปยังจุดถัดไปในสาย condensate หมายเหตุ: ป้ายนี้ชี้ที่ท่อ discharge หลักของระบบ ไม่ใช่ท่อกลับเข้า hotwell โดยตรง เนื่องจากทิศทางจริงของ CEP คือดูดจาก hotwell แล้วส่งต่อไปยัง heater
5. Check valve — วาล์วกันไหลย้อนที่ทางออกของปั๊มแต่ละตัว ป้องกันน้ำไหลย้อนกลับผ่านปั๊มที่หยุดทำงานเมื่อตัวอื่นในชุดยังเดินอยู่
6. Steam surface condenser — ตัวถัง condenser ที่ตั้งอยู่ติดกัน เป็นแหล่งน้ำที่ CEP ดูดออกมาจาก hotwell ด้านล่าง
7. Condenser support (below) — โครงสร้างรองรับน้ำหนักตัว condenser ที่มองเห็นบางส่วนใต้ตัวถัง

23.3 โครงสร้าง Feedwater Heater (Heater Construction)

Feedwater heater ส่วนใหญ่ในโรงไฟฟ้าเป็น shell-and-tube heat exchanger ชนิด closed heater กล่าวคือไอ extraction อยู่ฝั่ง shell ส่วนน้ำป้อนไหลอยู่ฝั่ง tube แบบ U-tube ซึ่งเป็นมาตรฐานทั่วไป ทำให้น้ำกับไอไม่ผสมกันโดยตรง ต่างจาก deaerator ที่จะเรียนในหัวขัด 23.5 ซึ่งเป็น open heater ที่น้ำสัมผัสไอโดยตรง HP heater ฝั่ง tube ต้องรับความดันเต็มของ BFP ซึ่งสูงถึง 18–21 MPa จึงต้องใช้ channel head ทรง hemispherical ที่หนาเป็นพิเศษ และเข้าถึงท่อภายในผ่าน manway ขนาดเล็กเท่านั้น วัสดุท่อมักเป็น carbon steel หรือ stainless steel ส่วน LP heater ซึ่งรับความดันต่ำกว่ามากจึงมีโครงสร้างที่เบากว่าตามไปด้วย

ภายใน shell แบ่งออกเป็นสามโซนตามหน้าที่ โซนแรกคือ desuperheating zone ซึ่งมีเฉพาะใน heater ที่ไอ extraction ที่รับมายัง superheat อยู่มาก โดยเฉพาะ HP heater โซนนี้ถูกห่อด้วย baffle บังคับให้ไอร้อนไหลสวนทางกับน้ำป้อนขาออกโดยเฉพาะ ดึงความร้อนส่วนที่ยัง superheat มาอุ่นน้ำจนน้ำป้อนที่ออกจาก heater อาจร้อนยิ่งกว่าอุณหภูมิอิ่มตัว (Tsat) ของไอในฝั่ง shell ได้ ซึ่งเป็นที่มาของค่า TTD ที่ติดลบได้ที่จะเรียนในหัวข้อถัดไป โซนที่สองคือ condensing zone ซึ่งครอบคลุมพื้นที่ส่วนใหญ่ของ heater เป็นจุดที่ไอควบแน่นที่อุณหภูมิ Tsat คงที่และคายความร้อนแฝงหลักส่วนใหญ่ออกมา ส่วนโซนที่สามคือ drain cooling หรือ subcooling zone ซึ่งบังคับให้ drain ที่ควบแน่นแล้วไหลสวนทางกับน้ำป้อนขาเข้าที่ยังเย็นอยู่ ลดอุณหภูมิ drain ให้ต่ำกว่า Tsat ก่อนส่งออกจาก heater ซึ่งช่วยลดการเกิด flashing ในท่อ drain และยังเก็บพลังงานความร้อนเพิ่มเติมได้อีกด้วย

Heater ติดตั้งได้ทั้งแนวนอนซึ่งพบมากที่สุดเพราะควบคุมระดับน้ำได้ง่าย และแนวตั้งซึ่งประหยัดพื้นที่ติดตั้งกว่า ไม่ว่าแบบใดทุกตัวต้องมี relief valve ฝั่ง shell เพื่อป้องกันความดันเกิน มี vent ระบายก๊าซที่ไม่ควบแน่น (non-condensable) อย่างต่อเนื่องไปยัง condenser หรือ deaerator และต้องมี isolation valve พร้อม bypass ฝั่งน้ำที่ให้ตัด heater ตัวนั้นออกจากระบบได้โดยที่เครื่องยังคงเดินเครื่องต่อไปได้ตามปกติ

1. Hemispherical Channel Head — หัวถังทรงครึ่งวงกลมหนาเป็นพิเศษที่รับความดันเต็มของ BFP ทางฝั่งน้ำป้อน เป็นจุดที่น้ำป้อนเข้าและออกจาก tube bundle
2. Tubesheet (Thick) — แผ่นเหล็กหนาที่เจาะรูสำหรับยึดปลายท่อ U-tube ทุกเส้น คั่นระหว่าง channel head กับพื้นที่ shell
3. U-Tube Bundle — กลุ่มท่อรูปตัว U ที่น้ำป้อนไหลเข้าทางหนึ่งวกกลับออกอีกทางหนึ่งของ channel head เดียวกัน เป็นพื้นผิวแลกเปลี่ยนความร้อนหลักของ heater
4. Steam Inlet (Desuperheating) — ท่อไอ extraction เข้าที่ยังมีอุณหภูมิ superheat เหลืออยู่ เข้าสู่โซน desuperheating ก่อนเป็นจุดแรก
5. Venting Connection — ท่อระบายก๊าซที่ไม่ควบแน่นออกจากฝั่ง shell อย่างต่อเนื่อง ป้องกันการสะสมของ non-condensable gas ที่จะลดพื้นที่ถ่ายเทความร้อน
6. Feedwater Outlet — ทางออกน้ำป้อนที่ถูกอุ่นจนร้อนที่สุดแล้ว เชื่อมกับ channel head ด้านบน
7. DESUPERHEATING ZONE (Steam condenses on the tubes, cooling the superheated steam) — โซนแรกที่ไอ extraction ยัง superheat สัมผัสกับท่อขาออกที่ร้อนที่สุด ดึงความร้อนส่วนเกิน Tsat ออกมา
8. DRAIN COOLING ZONE (Condensate (drain) flows over baffles and is cooled by the tube surfaces) — โซนสุดท้ายที่ drain ไหลผ่าน baffle สัมผัสกับท่อขาเข้าที่เย็นที่สุด ลดอุณหภูมิ drain ก่อนส่งออก
9. CONDENSATE (Drain) Sump — บ่อพักน้ำ drain ที่ควบแน่นสะสมอยู่ก้น shell ก่อนไหลผ่าน drain cooling zone ออกไป
10. Condensate (Drain) Outlet — ทางออกของ drain ที่ผ่านการ subcool แล้ว ส่งต่อไปยัง heater ถัดไปในสายหรือ deaerator ตาม cascade
11. Feedwater Inlet — ทางเข้าน้ำป้อนที่ยังเย็นอยู่ก่อนไหลผ่าน U-tube bundle

23.4 ตัวชี้วัดสมรรถนะ: TTD และ DCA (Heater Performance Terms)

วิศวกรใช้ค่าสองตัวเป็นหลักในการประเมินสมรรถนะของ feedwater heater แต่ละตัว ตัวแรกคือ TTD (Terminal Temperature Difference — ผลต่างอุณหภูมิปลายทาง) นิยามเป็นผลต่างระหว่างอุณหภูมิอิ่มตัว (Tsat) ที่ความดันไอ extraction ในฝั่ง shell กับอุณหภูมิน้ำป้อนที่ออกจาก heater ตัวนั้น สำหรับ HP heater ที่มี desuperheating zone ค่า TTD ออกแบบไว้อยู่ในช่วง −1.5 ถึง +3°C ซึ่งติดลบได้ตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อก่อนหน้า ส่วน LP heater ที่ไม่มี desuperheating zone ค่า TTD ออกแบบทั่วไปอยู่ที่ +2 ถึง +3°C ตัวที่สองคือ DCA (Drain Cooler Approach — ผลต่างอุณหภูมิจุดเย็นของ drain cooler) นิยามเป็นผลต่างระหว่างอุณหภูมิ drain ที่ออกจาก heater กับอุณหภูมิน้ำป้อนที่เข้า heater ตัวนั้น ค่าออกแบบทั่วไปอยู่ที่ 5–10°C โดยค่าที่พบบ่อยที่สุดในทางปฏิบัติคือราว 5.6°C

เมื่อ TTD มีค่าโตขึ้นกว่าค่าออกแบบ หมายความว่าการถ่ายเทความร้อนในโซน condensing แย่ลง สาเหตุคลาสสิกได้แก่ tube fouling หรือ tube ถูก plug ไปหลายเส้นจนพื้นที่ผิวลดลง ระดับน้ำใน shell สูงท่วมจนพื้นที่ condensing ลดลง หรือก๊าซที่ไม่ควบแน่นสะสมมากเพราะ vent อุดตัน ในทางกลับกัน หาก DCA มีค่าโตขึ้นกว่าปกติ มักบ่งบอกว่าระดับน้ำใน shell ต่ำเกินไปจนไอแทรกเข้าไปใน drain cooling zone ได้ (steam blow-through) ซึ่งทำให้ zone นี้เสียหายได้ หรือ baffle ภายในเสียหาย ในขณะที่ DCA ต่ำผิดปกติมักพบร่วมกับระดับน้ำที่สูงเกินไป ผลกระทบต่อ heat rate ของทั้งโรงไฟฟ้าก็มีนัยสำคัญ หาก HP heater ตัวท้ายหลุดจากระบบ (ถูก bypass) heat rate จะแย่ลงราว 1–2% และอุณหภูมิน้ำป้อนสุดท้ายจะตกลงหลายสิบองศาเซลเซียส บอยเลอร์ต้องเผาเชื้อเพลิงชดเชยมากขึ้น และต้องระวังทั้งภาระของ economizer และ furnace duty ที่เปลี่ยนไปด้วย การเฝ้าระวังที่ทำกันเป็นประจำคือการ trend ค่า TTD และ DCA ของทุก heater ที่โหลดเดียวกันในแต่ละสัปดาห์ ควบคู่กับการเทียบระดับน้ำที่เห็นจาก sight glass กับค่าที่วัดได้จาก transmitter

โดย \(T_{sat,ext}\) คืออุณหภูมิอิ่มตัวที่ความดันไอ extraction ใน shell (°C), \(T_{fw,out}\) คืออุณหภูมิน้ำป้อนออกจาก heater (°C)

โดย \(T_{drain,out}\) คืออุณหภูมิ drain ขาออก (°C), \(T_{fw,in}\) คืออุณหภูมิน้ำป้อนขาเข้า heater (°C)

โดย \(\dot{m}_{ext}\) คืออัตราไหลไอ extraction (kg/s), \(\dot{m}_{fw}\) คืออัตราไหลน้ำป้อน (kg/s), \(c_p\) คือความจุความร้อนจำเพาะของน้ำ (~4.3–4.5 kJ/kg·°C ที่อุณหภูมิสูง), \(h_{ext}\) คือ enthalpy ไอ extraction (kJ/kg), \(h_{drain}\) คือ enthalpy drain ขาออก (kJ/kg)

23.5 Deaerator: ไล่ Oxygen ออกจากน้ำ (Deaerator)

ออกซิเจนที่ละลายอยู่ในน้ำเป็นตัวการกัดกร่อนเหล็กในระบบ feedwater และ boiler อย่างรุนแรงในรูปแบบ pitting ทำให้สเปกน้ำป้อนของโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่กำหนดค่า DO (Dissolved Oxygen — ออกซิเจนละลายน้ำ) ต้องต่ำกว่า 7 ppb และบาง regime ต้องต่ำกว่า 5 ppb คาร์บอนไดออกไซด์ก็ต้องถูกไล่ออกเช่นกันเพราะทำปฏิกิริยาเป็นกรดคาร์บอนิกที่กัดกร่อนโลหะได้ รายละเอียดเชิงเคมีทั้งหมดจะเรียนลึกในบทที่ 28 หลักฟิสิกส์ที่ทำให้ deaerator ไล่ก๊าซออกจากน้ำได้อาศัยกฎสองข้อร่วมกัน ข้อแรกคือ Henry's law ซึ่งระบุว่าปริมาณก๊าซที่ละลายอยู่ในน้ำแปรผันตรงกับ partial pressure ของก๊าซนั้นที่อยู่เหนือผิวน้ำ ข้อที่สองคือ solubility ของก๊าซในน้ำลดลงเมื่ออุณหภูมิน้ำสูงขึ้น ดังนั้นเมื่อทำให้น้ำร้อนจนถึงจุดอิ่มตัวในบรรยากาศที่เป็นไอน้ำล้วน partial pressure ของออกซิเจนเหนือผิวน้ำจะลดเข้าใกล้ศูนย์ ก๊าซที่ละลายอยู่จึงหนีออกจากน้ำไปเอง

Deaerator เป็น direct-contact heater หรือ open heater ซึ่งต่างจาก feedwater heater ในหัวข้อก่อนหน้าตรงที่น้ำ condensate สัมผัสกับไอ extraction โดยตรงไม่มีท่อคั่น แบบที่พบมากที่สุดคือ spray-tray type ซึ่งน้ำถูกพ่นเป็นละอองเล็กผ่าน spray valve ก่อนเป็นการอุ่นขั้นแรกและไล่ก๊าซหยาบออกไปบางส่วน จากนั้นน้ำจะไหลผ่านชั้น tray ที่ซ้อนกันหลายชั้นสวนทางกับไอน้ำที่ไหลขึ้น เป็นการ scrubbing อย่างละเอียดอีกครั้ง ส่วนหน่วยขนาดเล็กบางแห่งอาจใช้แบบ spray ล้วนโดยไม่มี tray ก็มี ก๊าซที่ถูกไล่ออกพร้อมไอน้ำจำนวนเล็กน้อยจะถูกระบายทางท่อ vent ที่ยอดถัง ซึ่งจะเห็นเป็นไอพวยลอยออกมาตลอดเวลาที่เครื่องเดิน นี่คือสัญญาณว่าระบบทำงานปกติ ไม่ใช่การรั่วไหลแต่อย่างใด ตัว deaerator เองทำงานที่ความดันบวกเสมอในช่วง 5–12 bar สัมบูรณ์ (เทียบเท่า Tsat ราว 152–188°C) ขึ้นกับโหลด และเมื่อโหลดต่ำมากจนความดันจากไอ extraction เองไม่พอ จะมีการเสริมด้วย pegging steam จากแหล่งไอ auxiliary เพื่อรักษาความดันในถังให้คงที่

ใต้หอ deaerator มี storage tank ทำหน้าที่เก็บน้ำที่ผ่านการไล่ออกซิเจนแล้วในปริมาณราว 5–10 นาทีของอัตราไหลที่ BFP ต้องการเต็มพิกัด เป็นบัฟเฟอร์รองรับสภาวะ transient ต่างๆ ให้ BFP มีน้ำสำรองเพียงพอเสมอ นอกจากนี้ deaerator ทั้งชุดยังถูกติดตั้งไว้สูงกว่า BFP ราว 20–30 เมตรโดยตั้งใจ เพราะน้ำในถังเป็นน้ำที่อิ่มตัวพอดี หากความดันในถังตกลงอย่างกะทันหัน เช่นตอนโหลด trip น้ำที่ทางดูดของ BFP อาจ flash กลายเป็นไอได้ทันที ความสูงที่ยกถังไว้เหนือ BFP จึงสร้าง static head ที่ทำหน้าที่เป็นเกราะป้องกัน cavitation ร่วมกับ booster pump ซึ่งจะเรียนรายละเอียดต่อในบทที่ 24

โดย \(C_{gas}\) คือความเข้มข้นก๊าซที่ละลายในน้ำ (mg/L), \(k_H\) คือค่าคงที่ Henry ของก๊าซนั้น (ลดตามอุณหภูมิ), \(p_{gas}\) คือ partial pressure ของก๊าซเหนือผิวน้ำ (bar) — ใน deaerator ทำให้ \(p_{O_2}\rightarrow 0\)

1. Steam vent (to atmosphere) — ท่อระบายก๊าซและไอน้ำส่วนเกินสู่บรรยากาศที่ยอดโดม เห็นเป็นไอพวยขาวลอยออกมาตลอดเวลา เป็นสัญญาณว่าระบบไล่ O2 กำลังทำงานปกติ ไม่ใช่การรั่ว
2. Deaerating dome — ส่วนหอตั้งด้านบนที่บรรจุ spray valve และ tray stack ภายใน เป็นจุดที่กระบวนการไล่ก๊าซเกิดขึ้นจริง
3. Level indicator — เกจวัดระดับน้ำภายในแบบ sight glass ติดอยู่ข้างถัง ให้ผู้ดูแลระบบเทียบกับค่าที่วัดจาก transmitter ได้
4. Makeup water inlet — ท่อเติมน้ำ makeup เข้าสู่ระบบเมื่อระดับน้ำในถังต่ำเกินไป
5. Access platform and handrails — ทางเดินพร้อมราวกันตกรอบถังสำหรับเข้าถึงวาล์วและจุดตรวจสอบต่างๆ บนที่สูง
6. Structural steel support — โครงเหล็กยกถังทั้งชุดขึ้นสูง 20–30 เมตรเหนือระดับ BFP เพื่อสร้าง NPSH ป้องกัน cavitation
7. Turbine building (rooftop) — หลังคาอาคารกังหันที่ deaerator ตั้งอยู่ด้านบน แสดงความสูงเทียบกับตัวอาคาร
8. Deaerator storage tank — ถังทรงกระบอกนอนขนาดใหญ่ใต้โดม เก็บน้ำที่ไล่ O2 แล้วสำรองไว้ให้ BFP ราว 5–10 นาทีของอัตราไหลเต็มพิกัด
9. Overflow line — ท่อระบายน้ำส่วนเกินเมื่อระดับในถังสูงเกินค่าปกติ
10. Outlet to boiler feed pumps — ทางออกน้ำที่ไล่ O2 แล้วไปยังทางดูดของ BFP ที่อยู่ต่ำกว่ามาก

1. Deaerated water outlet (to hot well) — ทางออกน้ำที่ไล่ออกซิเจนแล้วเสร็จสมบูรณ์ที่ยอดถัง ก่อนไหลลงสู่ storage tank ด้านล่าง
2. Feedwater inlet (from boiler feed pump) — จุดสังเกตเฉพาะรูปนี้: ป้ายระบุว่ามาจาก boiler feed pump แต่ตามลำดับกระบวนการจริงในบทนี้ น้ำที่เข้า deaerator คือ condensate จาก LP heater ไม่ใช่น้ำจาก BFP ซึ่งอยู่ปลายน้ำถัดจาก deaerator — อธิบายให้ถูกไว้ตรงนี้แทนการ regen เพราะป้ายอื่นในรูปยังสื่อสารกระบวนการ deaerator ได้ถูกต้องครบถ้วน
3. Spray nozzles — Distribute incoming water as fine droplets — หัวพ่นน้ำที่กระจายน้ำเป็นละอองเล็กทันทีที่เข้าสู่หอ เพิ่มพื้นที่ผิวสัมผัสกับไอน้ำ
4. Perforated spray tray — ถาดเจาะรูใต้หัวพ่นที่ช่วยกระจายน้ำและตัดให้เป็นละอองต่อเนื่อง
5. Tower shell — Steel pressure vessel encasing the internals — ผนังเหล็กของหอที่ต้องทนความดัน 5–12 bar ห่อหุ้มอุปกรณ์ภายในทั้งหมด
6. Steam inlet (from boiler or extraction line) — Enters below the lowest tray — จุดที่ไอน้ำเข้าสู่หอจากด้านล่างสุด ใต้ tray ชั้นล่างสุด แล้วไหลขึ้นสวนทางน้ำที่ตกลงมา
7. Tray section — Multiple trays provide large surface area for mass transfer — กลุ่ม tray ที่ซ้อนกันหลายชั้น เพิ่มพื้นที่และเวลาสัมผัสระหว่างน้ำกับไอให้มากพอสำหรับการไล่ก๊าซ
8. Rising steam — Strips dissolved oxygen and CO2 from the water — ไอน้ำที่ไหลขึ้นสวนทางน้ำที่ตกลงมา เป็นตัวการหลักที่ดึงออกซิเจนและคาร์บอนไดออกไซด์ออกจากน้ำตามหลัก Henry's law

23.6 Heater Drains: การไหลแบบขั้นบันได (Heater Drains Cascade)

Drain ของ heater แต่ละตัวไหล "ลงบันได" ไปยังตัวที่ความดันต่ำกว่าถัดไปเสมอ ฝั่ง HP: heater ตัวบนไหลลงตัวล่างแล้วจึงลงสู่ deaerator ฝั่ง LP: heater ตัวบนไหลลงตัวล่างแล้วลงสู่ condenser หรือในบางโรงไฟฟ้าใช้ drain pump สูบส่งไปข้างหน้าเข้าเส้น condensate โดยตรงแทน ซึ่งเรียกว่าวิธี "pump forward" ที่ประหยัดพลังงานกว่าเพราะไม่ต้องทิ้งพลังงานความร้อนของ drain กลับไปที่ condenser แรงขับดันการไหลของ drain คือผลต่างความดันระหว่าง shell ของ heater สองตัวที่อยู่ติดกัน ควบคุมผ่าน level control valve (LCV — Level Control Valve, วาล์วควบคุมระดับ) เนื่องจากน้ำ drain เป็นน้ำอิ่มตัว เมื่อไหลลงสู่ความดันที่ต่ำกว่า น้ำส่วนหนึ่งจึงเกิด flash กลายเป็นไอบางส่วนเสมอ ท่อ drain จึงต้องออกแบบให้รองรับการไหลแบบสองสถานะ (two-phase flow) ได้

Heater ทุกตัวมี emergency drain หรือ dump valve ต่อลง condenser โดยตรงเป็นเส้นทางสำรอง เปิดทำงานทันทีเมื่อระดับน้ำในถังสูงผิดปกติเพื่อ bypass เส้นทางปกติ เพราะระดับน้ำใน heater คือประเด็นความปลอดภัยอันดับหนึ่งของระบบนี้ ถ้าระดับสูงเกินไปจนน้ำท่วมถึงท่อ extraction น้ำจะถูกดูดย้อนเข้ากังหันได้ ซึ่งเป็นภาวะที่เรียกว่า water induction ตามที่เรียนไว้ในบทที่ 20 ด้วยเหตุนี้ heater แต่ละตัวจึงมีระบบป้องกันเรียงลำดับ เริ่มจาก alarm เตือนเมื่อระดับสูง ตามด้วยการเปิด emergency drain โดยอัตโนมัติ และสุดท้ายคือการปิด extraction valve พร้อม extraction non-return valve (NRV — Non-Return Valve, วาล์วกันไหลย้อน) และ isolate heater ตัวนั้นออกจากฝั่งน้ำโดยอัตโนมัติเมื่อระดับถึงจุดสูงสุด สาเหตุคลาสสิกที่ทำให้ระดับน้ำสูงผิดปกติได้แก่ tube แตกซึ่งทำให้น้ำฝั่ง tube ที่มีความดันสูงกว่าพุ่งเข้า shell จนระดับขึ้นเร็วมาก level valve ค้างไม่ยอมเปิด หรือ instrument วัดระดับผิดพลาด

23.7 Boiler Feed Pump และ Minimum Flow (BFP Overview)

BFP คือปั๊มที่ใหญ่ที่สุดในโรงไฟฟ้า เครื่องขนาด 600 MW ใช้กำลังขับรวมราว 12–20 MW หรือคิดเป็นราว 2–3% ของกำลังผลิตทั้งหมด การจัดชุดปั๊มมีทั้งแบบ 3×50% ขับด้วยมอเตอร์ไฟฟ้าทั้งหมด หรือแบบ 2×50% ขับด้วยกังหันไอน้ำร่วมกับอีก 1×50% ขับด้วยมอเตอร์สำหรับช่วง start-up หรือเป็น standby ทุกชุดจะมี booster pump รอบต่ำต่ออนุกรมอยู่หน้าปั๊มหลักเพื่อสร้างความดันทางดูดให้เพียงพอก่อนเข้าปั๊มหลัก ความดัน discharge ของ BFP อยู่ที่ราว 18–21 MPa ซึ่งครอบคลุมทั้งความดัน drum ของหม้อไอน้ำ subcritical ที่ 16.7 MPa บวกกับ pressure drop ตลอดทางเดินและ margin สำหรับการควบคุม ส่วนอุณหภูมิน้ำที่เข้าปั๊มอยู่ที่ราว 150–190°C ซึ่งมาจาก deaerator โดยตรง

ที่อัตราไหลต่ำ พลังงานที่ปั๊มใส่ให้น้ำเกือบทั้งหมดจะกลายเป็นความร้อนสะสมอยู่ในน้ำที่วนอยู่ภายในตัวปั๊มเอง ถ้าปิดทางออกจนสนิท น้ำภายในตัวปั๊มจะร้อนขึ้นได้หลายองศาเซลเซียสต่อวินาที จนถึงจุด flash กลายเป็นไอ เกิด cavitation และทำปั๊มพังเสียหายได้ภายในเวลาไม่กี่นาที ด้วยเหตุนี้ BFP ทุกตัวจึงต้องมีระบบ minimum flow recirculation ที่รักษาอัตราไหลขั้นต่ำไว้เสมอราว 25–30% ของอัตราไหลพิกัด ผ่าน automatic recirculation valve (ARC — Automatic Recirculation Valve, วาล์ว recirculation อัตโนมัติ) หรือ control valve แยกต่างหาก ที่วนน้ำส่วนเกินกลับไปยัง deaerator เมื่อไหลผ่านปั๊มน้อยเกินไป วาล์วตัวนี้ต้องรับผลต่างความดันเต็มที่เกือบ 18 MPa จึงเป็น valve เกรดพิเศษที่ออกแบบมาให้ทนการสึกกร่อนจาก cavitation โดยเฉพาะ ซึ่งจะเรียนรายละเอียดในบทที่ 29 ส่วนรายละเอียดเชิงลึกของตัวปั๊มเอง ไม่ว่าจะเป็น head-flow curve, NPSH, seal หรือการ balancing แรงตามแนวแกน จะเรียนต่อในบทที่ 24 ซึ่งเป็นบทถัดไปที่ว่าด้วยปั๊มโดยเฉพาะ

1. Booster pump suction — ทางดูดของ booster pump ที่รับน้ำมาจากทางออก storage tank ของ deaerator โดยตรง
2. Booster pump — ปั๊มรอบต่ำตัวแรกที่อัดความดันขึ้นเล็กน้อยก่อนส่งต่อเข้าปั๊มหลัก เพื่อสร้าง NPSH ให้เพียงพอสำหรับปั๊มหลักที่หมุนเร็วกว่ามาก
3. Booster pump discharge — ท่อจ่ายน้ำจาก booster pump ไปยังปั๊มหลักผ่าน gearbox
4. Gearbox — เกียร์ทดรอบระหว่าง booster pump กับปั๊มหลัก เพราะทั้งสองต้องหมุนด้วยความเร็วรอบต่างกันมาก
5. Coupling guard — ฝาครอบป้องกันอันตรายจากเพลาและ coupling ที่หมุนอยู่ระหว่างชิ้นส่วนต่างๆ ของชุดปั๊ม
6. Main pump (multistage barrel casing) — ตัวปั๊มหลักแบบหลาย stage เรือนนอก (barrel) ที่อัดความดันน้ำขึ้นไปถึง 18–21 MPa
7. High pressure discharge — ท่อจ่ายน้ำความดันสูงจากปั๊มหลักไปยัง HP heater และหม้อไอน้ำต่อไป
8. Electric motor — มอเตอร์ไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ขับชุดปั๊มทั้งหมด ในบางโรงไฟฟ้าอาจใช้กังหันไอน้ำขับแทนมอเตอร์
9. Baseplate — ฐานเหล็กร่วมที่ยึดทุกชิ้นส่วนของชุดปั๊มให้อยู่แนวเดียวกัน ลดปัญหาการสั่นสะเทือนจาก misalignment

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท