ห้องสมุด › หน้าหลัก › ภาค 3 — อุปกรณ์เครื่องกล › บทที่ 26

บทที่ 26 — เครื่องกำเนิดไอน้ำจากความร้อนทิ้ง

Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

⚡ ทำไมบทนี้สำคัญต่อการเข้าใจโรงไฟฟ้า

บทที่ 15 แสดงให้เห็นแล้วว่าโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมเพิ่มประสิทธิภาพได้อย่างไรโดยนำความร้อนทิ้งจากไอเสียกังหันก๊าซไปผลิตไอน้ำต่อ และบทที่ 25 พาผู้เรียนไปดูตัวกังหันก๊าซเองอย่างละเอียด บทนี้จะพาผู้เรียนมาดูอุปกรณ์ตัวที่สองในสมการนั้นคือ HRSG (Heat Recovery Steam Generator — เครื่องกำเนิดไอน้ำจากความร้อนทิ้ง) ซึ่งเป็นหม้อไอน้ำชนิดพิเศษที่ไม่มีการเผาไหม้หลักของตัวเอง แต่ใช้ความร้อนจากไอเสียกังหันก๊าซที่มีอุณหภูมิสูงถึง 600°C ต้นๆ มาผลิตไอน้ำแทน หัวใจของบทนี้อยู่ที่แนวคิด pinch point ซึ่งเป็นตัวกำหนดว่าจะผลิตไอน้ำได้มากแค่ไหนจากความร้อนที่มีจำกัด และเป็นแนวคิดที่นำไปใช้ได้กับเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนแทบทุกชนิดในโรงไฟฟ้า ผู้เรียนจะได้เข้าใจว่าทำไม HRSG สมัยใหม่จึงมีความดันหลายระดับซ้อนกัน เหตุใด drum หนาๆ จึงเป็นคอขวดของการสตาร์ทเครื่องเร็ว และหน้าที่ของอุปกรณ์เสริมอย่าง duct burner กับ attemperator เนื้อหาทั้งหมดนี้เชื่อมโยงกับบทที่ 11 (ไอน้ำ) บทที่ 12 (การถ่ายเทความร้อน) และบทที่ 16 (Boiler) ที่เรียนมาก่อนหน้า

🎯 เป้าหมายการเรียนรู้

อธิบายบทบาทของ HRSG ใน combined cycle และเหตุผลที่เรียง heating section แบบ counterflow
นิยามและใช้งาน pinch point / approach temperature ในการประเมินการผลิตไอน้ำ
อธิบายว่าทำไม multiple pressure levels และ reheat จึงเพิ่มประสิทธิภาพ
เปรียบเทียบ drum-type กับ once-through (Benson) HRSG
อธิบายหน้าที่ duct burner, attemperator, bypass stack และข้อจำกัด startup จาก drum thermal stress

26.1 บทบาทของ HRSG ใน Combined Cycle (Role in Combined Cycle)

HRSG ทำหน้าที่รับไอเสียร้อนจากกังหันก๊าซที่มีอุณหภูมิราว 550–650°C และอัตราการไหลสูงถึง 400–1,000 kg/s มาผลิตไอน้ำป้อนกังหันไอน้ำต่อไป จุดที่ทำให้ HRSG แตกต่างจากหม้อไอน้ำทั่วไปที่เรียนในบทที่ 16 อย่างชัดเจนคือ HRSG ไม่มีการเผาไหม้หลักของตัวเอง (unfired) เว้นแต่จะติดตั้ง duct burner เสริมตามที่จะเรียนในหัวข้อ 26.6 พลังงานที่ออกจากกังหันก๊าซทางไอเสียคิดเป็นสัดส่วนราว 55–60% ของพลังงานเชื้อเพลิงที่ป้อนเข้าไปทั้งหมด และ HRSG สามารถกู้คืนพลังงานส่วนนี้กลับมาได้ราว 80–90% ทำให้ประสิทธิภาพรวมของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมไต่ขึ้นไปถึง 58–64% ตามที่ได้เรียนหลักการไว้แล้วในบทที่ 15

โครงสร้างหลักของ HRSG เริ่มจาก inlet duct ที่รับไอเสียจากกังหันก๊าซ ต่อด้วยกลุ่มท่อแลกเปลี่ยนความร้อนที่เรียงเป็นมอดูล (module หรือเรียกว่า harp เพราะรูปทรงคล้ายพิณ) วางแนวตั้ง โดยก๊าซไหลผ่านในแนวนอน ซึ่งเป็นรูปแบบ horizontal HRSG ที่พบมากที่สุดในโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ ท่อที่ใช้เป็นแบบ finned tube หรือท่อมีครีบเกลียวพันรอบ เพราะการถ่ายเทความร้อนทางฝั่งก๊าซมีค่าสัมประสิทธิ์ต่ำกว่าทางฝั่งน้ำ/ไอน้ำมาก ครีบจึงช่วยเพิ่มพื้นที่ผิวสัมผัสฝั่งก๊าซให้ชดเชยกัน ความดันด้านก๊าซที่ลดลงขณะไหลผ่าน HRSG ทั้งชุด (back pressure) มีค่าต่ำมากเพียงราว 25–40 มิลลิบาร์ แต่ก็มีนัยสำคัญเพราะทุกๆ 10 มิลลิบาร์ของ back pressure ที่เพิ่มขึ้นจะลดกำลังผลิตของกังหันก๊าซลงราว 0.05–0.1%

อุณหภูมิก๊าซที่ปล่อยทิ้งขึ้นปล่อง (stack temperature) ของ HRSG แบบ 3-pressure ทั่วไปอยู่ที่ราว 80–110°C ซึ่งต่ำจนใกล้จุดกลั่นตัวของกรด (acid dew point) เมื่อเชื้อเพลิงมีกำมะถันปนอยู่ จึงต้องระมัดระวังเรื่องการกัดกร่อนที่ปลายทางของ HRSG เป็นพิเศษ ยิ่งอุณหภูมิ stack ต่ำเท่าไรยิ่งหมายถึงการกู้คืนความร้อนได้มากเท่านั้น แต่ก็ต้องแลกกับความเสี่ยงการกัดกร่อนที่เพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นหนึ่งในเหตุผลที่การออกแบบ HRSG ต้องพิจารณาคุณภาพเชื้อเพลิงประกอบด้วยเสมอ

ผัง 3-pressure reheat HRSG: ก๊าซไหลจาก GT exhaust (620°C) ซ้าย → ผ่าน tube section เรียงตามลำดับอุณหภูมิลดหลั่น → stack (90°C) ขวา; HP drum/IP drum/LP drum วางบนหลังคาเหนือ evaporator ของแต่ละระดับความดัน; เส้นไอน้ำออกด้านบน (HP แดง, hot reheat ส้ม, IP เขียว, LP ฟ้า), condensate feedwater เข้าทางปลาย LP economizer

HRSG และปล่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม — drum อยู่บนหลังคา

✏️ ตัวอย่าง 26.1 — ประเมินการผลิตไอน้ำ HP จาก pinch point

โจทย์: GT exhaust 640 kg/s ที่ 630°C, c_p ก๊าซ 1.1 kJ/kg·K, HP drum 110 bar (T_sat ≈ 318°C), pinch 10°C, น้ำออก economizer 313°C (h ≈ 1,425 kJ/kg), ไอน้ำออก SH ที่ 565°C (h ≈ 3,530 kJ/kg) — HP steam ผลิตได้เท่าไร

วิธีทำ: T_g,pinch = 318 + 10 = 328°C → Q เหนือ pinch = 640 × 1.1 × (630 − 328) = 704 × 302 = 212,608 kW → Δh = 3,530 − 1,425 = 2,105 kJ/kg → ṁ_s = 212,608 / 2,105

คำตอบ: ≈ 101 kg/s (≈ 364 t/h) — สอดคล้องกับ HP steam ของ HRSG คู่ F-class จริง

26.2 การเรียง Heat Transfer Sections — ทำไมต้องเรียงแบบนั้น (Section Arrangement)

หลักการสำคัญที่สุดในการออกแบบ HRSG คือการเรียงส่วนแลกเปลี่ยนความร้อนแบบ counterflow หรือสวนทางกัน กล่าวคือให้ก๊าซที่ร้อนที่สุดพบกับไอน้ำ/น้ำที่มีอุณหภูมิสูงที่สุดเช่นกัน ด้วยเหตุนี้ superheater และ reheater จึงถูกวางไว้ที่ตำแหน่งแรกสุดใกล้ทาง gas inlet ตามด้วย evaporator แล้วจึงเป็น economizer อยู่ท้ายสุดใกล้ทาง stack ซึ่งเป็นจุดที่ก๊าซเย็นที่สุดพบกับน้ำป้อนที่เย็นที่สุดพอดี ลำดับตัวอย่างของ HRSG แบบ 3-pressure reheat จริงเมื่อไล่จาก gas inlet ไปยัง stack คือ HP SH3/RH2 → HP SH2/RH1 → HP SH1 → HP evaporator → HP economizer/IP superheater → IP evaporator → IP economizer/LP superheater → LP evaporator → LP economizer โดยบาง section อาจวางสลับกัน (interleaved) เพื่อให้อุณหภูมิของแต่ละคู่ก๊าซ-น้ำ match กันดีที่สุด

เหตุผลเชิงลึกที่อยู่เบื้องหลังการเรียงแบบ counterflow คือหลัก exergy หรือคุณภาพของพลังงาน การจัดเรียงแบบนี้บังคับให้ผลต่างอุณหภูมิ (ΔT) ระหว่างก๊าซกับน้ำ/ไอน้ำมีค่าเล็กและสม่ำเสมอที่สุดตลอดความยาวของ HRSG ซึ่งช่วยลดการสูญเสีย exergy จากกระบวนการถ่ายเทความร้อนลงได้มาก เมื่อเทียบกับการเรียงแบบ parallel flow ที่ก๊าซร้อนจัดจะพบกับน้ำเย็นจัดในจุดเดียว ทำให้เกิด ΔT มหาศาลที่จุดนั้นและสูญเสีย exergy ไปโดยเปล่าประโยชน์ Economizer ทำหน้าที่อุ่นน้ำให้ร้อนขึ้นจนเกือบถึงจุดอิ่มตัวแต่ไม่ถึงพอดี (ต่ำกว่า T_sat เล็กน้อยเพื่อกันการเกิดไอในท่อ economizer เอง) จากนั้น evaporator จะเปลี่ยนเฟสน้ำเป็นไอที่อุณหภูมิอิ่มตัวคงที่ตลอดกระบวนการ ก่อนที่ superheater จะเพิ่มอุณหภูมิไอน้ำต่อไปจนถึง 540–600°C

สิ่งที่น่าสังเกตอีกอย่างคือ section LP ที่อยู่ท้ายสุดของ HRSG ทำหน้าที่คล้าย feedwater heater ของโรงไฟฟ้าแบบเดิมที่เรียนในบทที่ 23 คืออุ่น condensate ก่อนส่งต่อ แต่ในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมมักไม่มี extraction heater จากกังหันไอน้ำมากนัก เพราะไอน้ำทุกกิโลกรัมที่ผลิตได้ควรถูกส่งไปผลิตงานในกังหันให้ได้มากที่สุดแทนที่จะแบ่งไปอุ่นน้ำป้อน ดังนั้น LP economizer ใน HRSG จึงรับหน้าที่นี้แทน

ผังเดียวกับหัวข้อ 26.1 — เน้นลำดับ counterflow: superheater/reheater อยู่หน้าสุดใกล้ gas inlet (ก๊าซร้อนสุดพบไอร้อนสุด) evaporator ถัดมา economizer อยู่ท้ายสุดใกล้ stack (ก๊าซเย็นสุดพบน้ำเย็นสุด) — ΔT ระหว่างเส้นก๊าซกับเส้นน้ำจึงเล็กและสม่ำเสมอตลอดความยาว HRSG

Finned tube — ครีบเกลียวเพิ่มพื้นที่ถ่ายเทความร้อนฝั่งก๊าซ

26.3 Pinch Point และ Approach Temperature (Pinch & Approach)

Pinch point คือแนวคิดที่สำคัญที่สุดในการออกแบบและประเมินสมรรถนะของ HRSG นิยามคือผลต่างอุณหภูมิที่ต่ำที่สุดระหว่างก๊าซกับน้ำ/ไอน้ำ ซึ่งเกิดขึ้นเสมอที่ปลายเย็นของ evaporator หรือจุดที่น้ำเริ่มเดือด ค่าออกแบบทั่วไปอยู่ที่ 8–15°C ส่วน approach temperature คือผลต่างระหว่างอุณหภูมิอิ่มตัว (T_sat) กับอุณหภูมิน้ำที่ออกจาก economizer ทั่วไปอยู่ที่ 5–12°C ซึ่งเผื่อไว้เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดการเดือด (steaming) ภายใน economizer เองตอนที่โรงไฟฟ้าเดินที่ part load

ความสัมพันธ์ระหว่าง pinch กับปริมาณไอน้ำที่ผลิตได้ไม่เป็นเส้นตรง กล่าวคือถ้าลด pinch ให้เล็กลง จะผลิตไอน้ำได้มากขึ้นก็จริง แต่พื้นที่ถ่ายเทความร้อน (และราคา HRSG) จะเพิ่มขึ้นแบบไม่เป็นสัดส่วน ตัวอย่างเช่นการลด pinch จาก 10°C เหลือ 5°C อาจต้องเพิ่มพื้นที่ผิวถ่ายเทความร้อนหลายสิบเปอร์เซ็นต์ แต่ได้ปริมาณไอเพิ่มขึ้นเพียงไม่กี่เปอร์เซ็นต์เท่านั้น เหตุผลที่ pinch point เป็นตัวล็อกการผลิตไอน้ำก็เพราะก๊าซสามารถปล่อยความร้อนให้กับ evaporator และ superheater ได้เฉพาะในช่วงอุณหภูมิที่สูงกว่า (T_sat + pinch) เท่านั้น ความร้อนที่เหลือต่ำกว่าจุดนั้นทำได้เพียงอุ่นน้ำใน economizer ต่อไป

วิธีที่ดีที่สุดในการทำความเข้าใจความสัมพันธ์ทั้งหมดนี้คือการอ่านจาก T-Q diagram ซึ่งพล็อตอุณหภูมิบนแกนตั้งเทียบกับปริมาณความร้อนสะสมที่ถ่ายเทบนแกนนอน เส้นก๊าซจะเป็นเส้นตรงเส้นเดียวลาดลง ในขณะที่เส้นน้ำ/ไอน้ำจะแบ่งเป็นสามช่วงตามลักษณะการเปลี่ยนอุณหภูมิ คือ superheater ที่ลาดชันในช่วงอุณหภูมิสูง evaporator ที่ราบเรียบคงที่ที่ T_sat และ economizer ที่ลาดในช่วงอุณหภูมิต่ำ จุดที่เส้นทั้งสองเข้าใกล้กันมากที่สุดคือ pinch point ซึ่งมักอยู่บริเวณรอยต่อระหว่าง evaporator กับ economizer

$$\Delta T_{pinch} = T_{g,pinch} - T_{sat}, \qquad \Delta T_{approach} = T_{sat} - T_{eco,out}$$

โดย $T_{g,pinch}$ = อุณหภูมิก๊าซที่ตำแหน่งปลายเย็นของ evaporator (°C), $T_{sat}$ = อุณหภูมิอิ่มตัวที่ความดัน drum (°C), $T_{eco,out}$ = อุณหภูมิน้ำออกจาก economizer (°C)

$$\dot{m}_s = \frac{\dot{m}_g\,c_{p,g}\,(T_{g,in} - T_{g,pinch})}{h_{SH,out} - h_{eco,out}}$$

โดย $\dot{m}_s$ = อัตราการผลิตไอน้ำ (kg/s), $\dot{m}_g$ = อัตราการไหลก๊าซ (kg/s), $c_{p,g}$ = ความร้อนจำเพาะก๊าซ ≈ 1.05–1.15 (kJ/kg·K), $h$ = enthalpy ของไอน้ำออก superheater และน้ำออก economizer (kJ/kg)

T-Q diagram ของ single-pressure HRSG: เส้นก๊าซ (แดง) ลาดลงเส้นตรงจาก 620°C ที่ gas inlet; เส้นน้ำ (น้ำเงิน) แบ่งสามช่วง — superheater ชันใกล้ gas inlet, evaporator ราบที่ T_sat, economizer ลาดใกล้ stack; pinch point คือช่องแคบสุดระหว่างสองเส้นที่รอยต่อ evaporator/economizer, approach คือช่องว่างเล็กๆ ระหว่างปลาย economizer กับเส้นประ T_sat

✏️ ตัวอย่าง 26.2 — ความร้อนที่กู้คืนและ HRSG effectiveness

โจทย์: จากข้อ 26.1 ถ้า stack temperature = 85°C และอากาศแวดล้อม 25°C หา heat recovered และ effectiveness

วิธีทำ: Q_recovered = 640 × 1.1 × (630 − 85) = 704 × 545 = 383,680 kW ≈ 383.7 MW; Q_max (เย็นถึง ambient) = 704 × (630 − 25) = 425,920 kW → ε = 383,680/425,920

คำตอบ: กู้คืน ≈ 384 MW, effectiveness ≈ 90.1%

26.4 Multiple Pressure Levels และ Reheat — ทำไมเพิ่มประสิทธิภาพ (Multi-Pressure & Reheat)

ถ้า HRSG มีระดับความดันเดียว (HP อย่างเดียว) ก๊าซที่ผ่านใต้ pinch point ของ HP ลงไป (ประมาณ 330°C ลงไป) จะยังเหลือพลังงานความร้อนอยู่มหาศาลที่ไม่สามารถต้มน้ำ HP ต่อได้ เพราะอุณหภูมิของก๊าซต่ำกว่า T_sat+pinch ของ HP แล้ว ความร้อนส่วนนี้จึงต้องทิ้งขึ้น stack ที่อุณหภูมิสูงถึง 170–200°C ซึ่งเป็นการสูญเสียพลังงานจำนวนมาก แนวทางแก้ปัญหาคือเพิ่ม evaporator ระดับความดันต่ำกว่าเข้ามา คือ IP และ LP ซึ่งมี T_sat ต่ำกว่า HP มาก จึงสามารถรับความร้อนในช่วงอุณหภูมิกลางและต่ำที่ HP ใช้ไม่ได้ ผลคือ stack temperature ลดลงเหลือเพียงราว 80–100°C และกู้คืนความร้อนเพิ่มขึ้นได้อีกราว 10–15%

ผลตอบแทนของการเพิ่มระดับความดันมีลักษณะลดหลั่นกันไป (diminishing returns) การเพิ่มจาก 1 ระดับความดันเป็น 2 ระดับ (1P → 2P) เพิ่ม combined cycle output ได้ราว 2–3% ในขณะที่การเพิ่มจาก 2 ระดับเป็น 3 ระดับพร้อม reheat (2P → 3P+RH) เพิ่มได้อีกเพียง 1–1.5% เท่านั้น ด้วยเหตุนี้ HRSG ที่มีมากกว่า 3 ระดับความดันจึงไม่คุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ในทางปฏิบัติ ค่าทั่วไปของ HRSG แบบ 3-pressure reheat ที่จับคู่กับกังหันก๊าซระดับ F-class หรือ H-class คือ HP ที่ความดัน 110–170 bar อุณหภูมิ 540–600°C, hot reheat ที่ความดัน 25–40 bar อุณหภูมิ 540–600°C, IP ที่ 25–40 bar และ LP ที่ 3–5 bar โดยอัตราการไหลไอน้ำ HP ทั่วไปอยู่ที่ 70–110 kg/s ต่อกังหันก๊าซหนึ่งเครื่อง

Reheat มีบทบาทสำคัญอีกอย่างคือช่วยลดความชื้นที่ปลายทางของกังหันไอน้ำระดับ LP และเพิ่มงานที่ผลิตได้ต่อกิโลกรัมของไอน้ำ ตามหลักการที่เรียนไว้แล้วในบทที่ 13 (Rankine cycle) และบทที่ 19 (Steam turbine) กระบวนการคือไอ cold reheat ที่ออกจากกังหัน HP จะไหลกลับเข้า reheater section ของ HRSG เพื่ออุ่นซ้ำจนได้อุณหภูมิใกล้เคียงกับ HP steam เดิม แล้วจึงส่งต่อไปยังกังหัน IP ในฐานะ hot reheat steam

ผังเดียวกับหัวข้อ 26.1 — เน้นว่าทำไมต้องมี IP และ LP evaporator เพิ่มจาก HP: ทั้งสองระดับรับความร้อนในช่วงอุณหภูมิที่ HP evaporator (T_sat สูง) ไม่สามารถต้มน้ำได้แล้ว ทำให้ stack ลดจาก ~180°C (1-pressure) เหลือ ~90°C

26.5 Drum-Type กับ Once-Through Benson (Drum vs Once-Through)

HRSG แบบ drum-type มี steam drum แยกไอออกจากน้ำ และอาศัยการหมุนเวียนตามธรรมชาติ (natural circulation) ในการดัน水หมุนเวียนผ่าน evaporator หลักการคือน้ำใน downcomer ที่มีความหนาแน่นสูงกว่า (เพราะไม่มีฟองไอปน) จะดันตัวลงด้านนอกเตา ในขณะที่น้ำผสมไอใน riser ที่เบากว่าจะลอยตัวขึ้นกลับเข้า drum อัตราส่วนการหมุนเวียน (circulation ratio) หรือปริมาณน้ำที่หมุนเวียนเทียบกับปริมาณไอที่ผลิตได้จริง อยู่ที่ราว 5–30 เท่า Drum ทำหน้าที่สำคัญสามอย่างคือแยกไอออกจากน้ำด้วย cyclone separator และ chevron separator เก็บปริมาตรน้ำสำรอง (inventory) ไว้รองรับสภาวะ transient และเป็นจุดสำหรับ dosing สารเคมีและ blowdown ตามที่จะเรียนรายละเอียดในบทที่ 28

ข้อจำกัดสำคัญของ drum-type คือผนัง drum ที่ต้องหนามากเพื่อทนความดันสูง โดย HP drum ที่ความดันราว 130 bar มักมีผนังหนา 90–150 มิลลิเมตร ผนังที่หนาขนาดนี้ทำให้เกิด thermal stress สูงตอนสตาร์ทเครื่อง เพราะผิวด้านในร้อนเร็วกว่าผิวด้านนอกมาก จึงเป็นคอขวดสำคัญที่จำกัดความเร็วในการสตาร์ทของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมทั้งระบบ ส่วน HRSG แบบ once-through หรือ Benson ไม่มี HP drum เลย น้ำจะไหลผ่าน economizer แล้วเข้า evaporator แล้วเข้า superheater ต่อเนื่องกันไปโดยไม่มีการแยกไอ-น้ำระหว่างทาง จุดที่น้ำระเหยจนหมด (dryout point) จะเลื่อนตำแหน่งไปตามภาระโหลดของเครื่อง ณ ขณะนั้น โดยมี separator ขนาดเล็กติดตั้งไว้ใช้เฉพาะช่วงสตาร์ทเครื่องเท่านั้น

ด้วยการไม่มีผนัง drum หนาๆ ที่จำกัด ramp rate ทำให้ HRSG แบบ Benson สตาร์ทได้เร็วกว่ามาก จึงเหมาะกับโรงไฟฟ้าที่ต้องสตาร์ท-หยุดเครื่องบ่อยในแต่ละวัน (daily start-stop หรือ cycling duty) แต่ก็ต้องแลกด้วยการต้องการคุณภาพน้ำป้อนที่บริสุทธิ์ระดับ condensate polishing เพราะไม่มีจุด blowdown ที่จะทิ้งสิ่งเจือปนที่สะสมออกไปเหมือน drum-type ในแง่ความดัน แม้ความดันเหนือจุดวิกฤต (critical point ที่ 221 bar) จะบังคับให้ต้องเป็น once-through เสมอ แต่ HRSG ส่วนใหญ่ที่ใช้ Benson design ในปัจจุบันเลือกใช้ที่ความดัน subcritical ราว 130–180 bar เพื่อประโยชน์ด้าน cycling เป็นหลัก ไม่ใช่เพราะข้อจำกัดทางเทอร์โมไดนามิกส์

เปรียบเทียบวงจร: drum-type (ซ้าย) — downcomer/riser วนน้ำตามธรรมชาติผ่าน steam drum ที่แยกไอ; once-through Benson (ขวา) — ท่อเส้นเดียวคดไปมาไม่มี drum จุด dryout เลื่อนตามโหลด มี separator เล็กใช้เฉพาะช่วง start-up

ภายใน steam drum — cyclone separator และ chevron dryer แยกไอออกจากน้ำ

26.6 Duct Burner — Supplementary Firing (Duct Burner)

Duct burner คือชุดหัวเผาแบบ grid ที่ติดตั้งอยู่ใน duct ระหว่างทางออกของกังหันก๊าซกับ tube bundle แรกของ HRSG ทำหน้าที่เผาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเพื่อยกอุณหภูมิก๊าซจากราว 620°C ขึ้นไปได้ถึง 750–850°C โดยขีดจำกัดของอุณหภูมิสูงสุดถูกกำหนดโดยวัสดุของ liner ตัว duct เองและวัสดุของท่อชุดแรกที่รับความร้อน จุดที่ทำให้ duct burner ทำงานได้โดยไม่ต้องมีระบบเป่าอากาศเพิ่มเติมคือไอเสียจากกังหันก๊าซยังมีออกซิเจนเหลืออยู่มากถึง 11–14% เนื่องจากกังหันก๊าซเผาไหม้แบบ lean มาก (ใช้อากาศเกินความจำเป็นมาก) จึงยังมีอากาศเหลือพอสำหรับ duct burner ใช้เผาไหม้เพิ่มได้เลย

การใช้งาน duct burner มักเกิดขึ้นในช่วงที่ต้องการเพิ่มการผลิตไอน้ำอย่างรวดเร็ว 10–30% เช่นช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (peak demand) หรือใช้ชดเชยกำลังผลิตที่ลดลงตอนอากาศร้อนจัดหรือกังหันก๊าซเดินที่ part load อย่างไรก็ตาม ประสิทธิภาพส่วนเพิ่ม (incremental efficiency) ของความร้อนที่เพิ่มจาก duct burner จะต่ำกว่าประสิทธิภาพของ combined cycle โดยรวม เพราะความร้อนที่เพิ่มเข้าไปนี้เข้าสู่เฉพาะฝั่งวัฏจักรไอน้ำเท่านั้น ไม่ได้ผ่านกระบวนการขยายตัวในกังหันก๊าซเหมือนเชื้อเพลิงหลัก ประสิทธิภาพส่วนเพิ่มนี้จึงอยู่ที่ราว 36–40% ซึ่งเท่ากับประสิทธิภาพของวัฏจักรไอน้ำเปล่าๆ แต่ก็ยังสูงกว่าประสิทธิภาพของกังหันก๊าซแบบ simple cycle เดี่ยวๆ จึงยังคุ้มค่าในช่วงที่ราคาไฟฟ้าสูง

ความเสี่ยงหลักของการใช้ duct burner คือการกระจายอุณหภูมิที่ไม่สม่ำเสมอหลังผ่าน burner ซึ่งอาจทำให้ superheater ร้อนจัดเฉพาะจุดบางบริเวณ (hot streaking) จึงจำเป็นต้อง interlock ระบบควบคุมกับภาระโหลดขั้นต่ำของกังหันก๊าซและติดตั้ง flame scanner ตรวจสอบเปลวไฟตลอดเวลาเพื่อความปลอดภัย

Duct burner แบบ grid ใน inlet duct — supplementary firing

26.7 Attemperator, Bypass Stack และ Damper (Attemperation & Bypass)

Attemperator หรือ desuperheater ทำหน้าที่ฉีดละอองน้ำ feedwater เข้าไปในไอน้ำเพื่อควบคุมอุณหภูมิของ superheater และ reheater ไม่ให้เกินขีดจำกัดของวัสดุท่อ เช่นเหล็กเกรด P91 ที่ทนได้ราว 600°C ตำแหน่งมาตรฐานที่ติดตั้ง attemperator คือแบบ interstage หรือระหว่าง SH1 กับ SH2 ซึ่งดีกว่าการติดตั้งที่ตำแหน่งสุดท้าย (final) เพราะมีระยะทางของท่อให้ละอองน้ำระเหยหมดก่อนถึงปลายทาง น้ำที่ใช้ฉีดต้องเป็น feedwater คุณภาพสูงที่ดึงมาจากทางออกของ HP pump โดยตรง หากฉีดน้ำมากเกินไป (overspray) หยดน้ำที่ยังไม่ระเหยหมดอาจกระทบกับ header ทำให้เกิด thermal shock หรือการกัดกร่อนแบบ erosion ได้

อัตราการฉีดสเปรย์ปกติอยู่ที่ราว 1–5% ของอัตราการไหลไอน้ำ หากพบว่าต้องฉีดมากผิดปกติจากค่าปกติที่โหลดเดียวกัน นั่นคือสัญญาณเตือนว่ามี fouling ที่ฝั่งก๊าซ หรือ duct burner ทำงานไม่สม่ำเสมอ ทำให้ superheater ดูดความร้อนมากเกินคาด สำหรับบางโรงไฟฟ้าจะมีการติดตั้ง bypass stack พร้อม diverter damper เพิ่มเติม เพื่อให้กังหันก๊าซสามารถเดินเครื่องแบบ simple cycle ได้โดยปล่อยไอเสียขึ้น stack ตรงโดยไม่ผ่าน HRSG เลย ใช้ในช่วง commissioning หรือช่วงที่ HRSG/กังหันไอน้ำต้องหยุดซ่อมบำรุง damper ที่ใช้ต้องมีคุณภาพการปิดผนึก (seal) ที่ดีมาก โดยมี leakage ต่ำกว่า 0.5–1% ไม่เช่นนั้นจะสูญเสียความร้อนไปตลอดเวลาแม้ในช่วงที่เดินเครื่องแบบ combined cycle ตามปกติ

อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้าใหม่จำนวนมากเลือกไม่ติดตั้ง bypass stack เพื่อประหยัดค่าก่อสร้าง ซึ่งหมายความว่ากังหันก๊าซจะไม่สามารถเดินเครื่องได้เลยหากยัง HRSG ไม่พร้อมรับไอเสีย เป็นข้อจำกัดด้านความยืดหยุ่นในการเดินเครื่องที่ต้องพิจารณาแลกเปลี่ยนกับต้นทุนการก่อสร้าง

🔧 ในโรงไฟฟ้าจริง

จดค่า stack temperature กับ attemperator spray flow ที่ base load ไว้เป็นค่าฐาน (baseline) เสมอ เพราะค่าทั้งสองตัวนี้คือ "ปรอทวัดไข้" ที่ไวที่สุดของ fouling ฝั่งก๊าซและการรั่วของท่อในระยะเริ่มต้น การเบี่ยงเบนจากค่าฐานที่โหลดเดียวกันมักเป็นสัญญาณเตือนล่วงหน้าก่อนที่ปัญหาจะลุกลาม

26.8 Startup Constraints และ Drum Thermal Stress (Startup Constraints)

ในช่วงสตาร์ทเครื่อง ก๊าซร้อนจากกังหันก๊าซจะมาถึงอุณหภูมิไอเสียเต็มที่ได้ภายในเวลาเพียงสิบนาที แต่ HP drum ที่มีผนังหนามากจะร้อนตามได้ช้ากว่ามาก ทำให้ผิวด้านในของผนัง drum ร้อนขึ้นก่อนผิวด้านนอกอย่างชัดเจน เกิด thermal stress ที่มีขนาดแปรผันตรงกับ ΔT ที่เกิดขึ้นผ่านความหนาของผนัง ด้วยเหตุนี้จึงต้องจำกัดอัตราการเพิ่มอุณหภูมิอิ่มตัวของ drum (ramp rate) ไว้ที่ราว 2–5°C ต่อนาทีสำหรับการสตาร์ทแบบเย็น (cold start) ไปจนถึงราว 8–10°C ต่อนาทีสำหรับการสตาร์ทแบบร้อน (hot start) โดยระบบควบคุม DCS จะมีฟังก์ชัน stress calculator หรือ stress monitor คอยคำนวณและควบคุมอัตราการเพิ่มอุณหภูมินี้โดยอัตโนมัติ

การนิยามประเภทของการสตาร์ทเครื่องขึ้นอยู่กับระยะเวลาที่เครื่องหยุดไป คือ hot start สำหรับเครื่องที่หยุดไม่ถึง 8–12 ชั่วโมง ใช้เวลาสตาร์ทราว 30–60 นาที warm start สำหรับเครื่องที่หยุดราว 8–48 ชั่วโมง ใช้เวลาราว 1–2 ชั่วโมง และ cold start สำหรับเครื่องที่หยุดนานกว่า 48–72 ชั่วโมง ใช้เวลาราว 3–5 ชั่วโมงกว่าจะถึง full load กลไกความเสียหายที่เกิดจากการ cycling บ่อยๆ ได้แก่ corrosion fatigue ที่รอยต่อระหว่าง riser กับ drum การแตกร้าวที่ header ทางเข้า economizer เนื่องจากน้ำเย็นไหลเข้า header ที่ยังร้อนอยู่ (thermal quenching) และปรากฏการณ์ FAC (Flow-Accelerated Corrosion) ใน LP evaporator ซึ่งจะเรียนรายละเอียดเพิ่มเติมในบทที่ 28

แนวทางลด thermal stress ทำได้หลายวิธี เช่นการ sparging หรือ keep warm ด้วยไอน้ำ auxiliary ระหว่างที่เครื่องหยุด การปิด stack damper เพื่อกักความร้อนไว้ในระบบ การเลือกใช้ Benson design ที่ไม่มีผนังหนา หรือการเลือกความดันออกแบบที่เหมาะสมเพื่อให้ผนัง drum บางลงได้ นอกจากนี้ condensate ที่ยังค้างอยู่ใน superheater และ reheater ตอนที่เครื่องหยุดจะต้อง drain ออกให้หมดก่อนเริ่มสตาร์ทเครื่องใหม่ทุกครั้ง เพราะน้ำที่ขังอยู่จะทำให้เกิด tube quench crack และ water hammer ในท่อ header ได้ ตามที่จะเรียนรายละเอียดเพิ่มเติมในบทที่ 29

HP drum บนหลังคา HRSG พร้อม safety valve และท่อเครื่องวัด

🔧 ในโรงไฟฟ้าจริง

ตอน cold start ต้องเฝ้าระวังปรากฏการณ์ level swell/shrink ของ drum อย่างใกล้ชิด — ระดับน้ำจะพุ่งสูงขึ้นตอนเริ่มเดือดเนื่องจากฟองไอขยายตัว แล้วยุบตัวลงตอนรับโหลดเร็ว operator ใหม่มักไล่ปรับตามระดับที่เห็นในช่วง transient จนทำให้เครื่อง trip ได้ ต้องเข้าใจฟิสิกส์ของปรากฏการณ์นี้ก่อนปรับ setpoint ใดๆ ส่วนจุดที่นิยมตรวจหารอยร้าวมากที่สุดในการหยุดซ่อมบำรุงใหญ่คือ manway ของ HP drum และ header ทางเข้า economizer โรงไฟฟ้าที่ cycling หนักควรทำการตรวจสอบแบบ MT/PT (การตรวจสอบด้วยผงแม่เหล็กและสารแทรกซึม) ทุกครั้งที่มีการหยุดซ่อมใหญ่ และหากได้ยินเสียงดังคล้ายน้ำวิ่งอยู่ใน header ของ superheater ระหว่างสตาร์ทเครื่อง นั่นเป็นสัญญาณว่า condensate ยังระบายไม่หมด ควรหยุดการเพิ่มโหลด (ramp) แล้วเปิด drain ก่อนทันที ไม่เช่นนั้นจะเสี่ยงต่อการเกิด quench crack สะสม

สรุปท้ายบท

HRSG เป็นหม้อไอน้ำไม่มีการเผาไหม้หลัก (unfired) ที่รับไอเสียกังหันก๊าซ 550–650°C มาผลิตไอน้ำ กู้คืนความร้อนได้ราว 80–90% ของพลังงานที่มีในไอเสีย
เรียง section แบบ counterflow เสมอ: superheater/reheater ใกล้ gas inlet, evaporator ตรงกลาง, economizer ใกล้ stack — ลด exergy loss
Pinch point (8–15°C) และ approach temperature (5–12°C) เป็นตัวกำหนดปริมาณไอน้ำที่ผลิตได้ อ่านค่าได้จาก T-Q diagram
Multiple pressure levels (มักเป็น 3-pressure reheat) ลด stack temperature จาก ~180°C เหลือ ~90°C เพิ่ม combined cycle output ได้ ~3–4%
Drum-type ใช้ natural circulation แต่ผนัง drum หนาจำกัด ramp rate; Benson (once-through) ไม่มี drum จึงสตาร์ทเร็วกว่าแต่ต้องการน้ำป้อนคุณภาพสูงกว่า
Duct burner เพิ่มไอน้ำได้ 10–30% โดยไม่ต้องเป่าอากาศเพิ่ม (ใช้ O2 ที่เหลือใน GT exhaust); attemperator คุมอุณหภูมิ SH/RH ด้วยการฉีดน้ำ
Startup ถูกจำกัดโดย thermal stress ของ drum — ramp rate 2–10°C/min ตามประเภทการสตาร์ท; ต้อง drain condensate ให้หมดก่อนสตาร์ททุกครั้ง

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

English	ไทย / ความหมาย
HRSG (Heat Recovery Steam Generator)	เครื่องกำเนิดไอน้ำจากความร้อนทิ้ง
Pinch point	ผลต่างอุณหภูมิต่ำสุดระหว่างก๊าซกับน้ำ ที่ปลายเย็นของ evaporator
Approach temperature	ผลต่างระหว่าง T_sat กับอุณหภูมิน้ำออกจาก economizer
Duct burner	ชุดหัวเผาเสริมใน inlet duct ของ HRSG
Attemperator (Desuperheater)	อุปกรณ์ฉีดน้ำคุมอุณหภูมิไอน้ำ
Once-through / Benson	HRSG ไม่มี drum น้ำไหลผ่านต่อเนื่องจนเป็นไอ
Circulation ratio	อัตราส่วนน้ำหมุนเวียนต่อไอที่ผลิตได้ใน drum-type
Bypass stack	ปล่องสำรองให้ GT ระบายไอเสียตรงโดยไม่ผ่าน HRSG

แบบทดสอบท้ายบท

ทำไม superheater อยู่ด้าน gas inlet และ economizer อยู่ท้าย

หลัก counterflow — ให้ ΔT ระหว่างก๊าซกับน้ำเล็กสม่ำเสมอตลอดทาง ลด exergy loss และทิ้งความร้อนขึ้น stack น้อยสุด

Pinch point เกิดที่ตำแหน่งไหนของ HRSG

ปลายเย็นของ evaporator — จุดที่น้ำเริ่มเดือด (ก๊าซเทียบกับ T_sat)

ทำไม approach temperature ต้องมี ไม่ทำน้ำถึง T_sat พอดี

กัน steaming ใน economizer ตอน part load ซึ่งทำให้เกิด water hammer และ flow instability

เพิ่มจาก 1 pressure เป็น 3 pressure ได้ประโยชน์อะไร

LP/IP evaporator เก็บความร้อนช่วงอุณหภูมิต่ำที่ HP ต้มไม่ได้ — stack ลดจาก ~180°C เหลือ ~90°C ได้ output เพิ่มรวม ~3–4%

ทำไม Benson HRSG เหมาะกับ daily start-stop

ไม่มี HP drum ผนังหนา — ไม่มีข้อจำกัด thermal stress ของ drum จึง ramp ได้เร็ว

duct burner ไม่ต้องเป่าอากาศเพิ่มเพราะอะไร

GT exhaust ยังมี O2 เหลือ ~11–14% พอสำหรับการเผาไหม้

HP drum 130 bar, ramp limit 3°C/min ของ T_sat — จาก 180°C ถึง 330°C ใช้เวลาน้อยสุดเท่าไร

(330−180)/3 = 50 นาที

attemperator spray โตขึ้นเรื่อย ๆ ที่ load เดิม บอกอะไร

gas side fouling / duct burner ไม่สม่ำเสมอ ทำ SH ดูดความร้อนมากผิดปกติ — ควรตรวจสอบ