บทที่ 28 — การปรับปรุงคุณภาพน้ำและเคมีโรงไฟฟ้า

28.1 ทำไมน้ำ Boiler ต้องบริสุทธิ์มาก (Why Ultrapure Water)

ตัวเลขที่ช่วยให้เห็นภาพว่าทำไมความบริสุทธิ์ของน้ำจึงสำคัญขนาดนี้คือ หน่วยผลิตไฟฟ้าขนาด 600 MW หมุนเวียนไอน้ำในอัตราราว 1,800 ตันต่อชั่วโมง สิ่งเจือปนเพียง 1 ppb (ส่วนในพันล้านส่วน) จึงเทียบเท่าของแข็งประมาณ 1.8 กรัมต่อชั่วโมงที่วิ่งผ่านกังหันตลอดเวลา หากเดินเครื่อง 8,000 ชั่วโมงต่อปี ของแข็งนี้จะสะสมเป็นสิบกิโลกรัม และยิ่งระบบมีความดันสูงเท่าไร ยิ่งทนต่อสิ่งเจือปนได้น้อยลงเท่านั้น เพราะช่องว่างของกลไกภายในแคบลงและอุณหภูมิสูงขึ้น ปัญหาที่เกิดจากน้ำไม่บริสุทธิ์แบ่งได้เป็นสามกลไกหลัก กลไกแรกคือ scale หรือตะกรัน ซึ่งเกิดจากแร่ธาตุอย่างแคลเซียม แมกนีเซียม และซิลิกาตกผลึกเกาะบนผิวท่อรับความร้อน scale นำความร้อนได้แย่กว่าเหล็กถึง 20–50 เท่า แม้จะหนาเพียง 0.3–0.5 มิลลิเมตรก็ทำให้อุณหภูมิผิวโลหะท่อสูงขึ้นหลายสิบองศาเซลเซียส จนนำไปสู่การคืบตัว (creep) หรือท่อแตกจากความร้อนสูงเกิน (overheat rupture) ได้ และยังทำให้เสียเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นราว 1–2% ต่อความหนา scale ทุก 1 มิลลิเมตร

กลไกที่สองคือ corrosion หรือการกัดกร่อน ซึ่งมีหลายรูปแบบ ได้แก่ under-deposit corrosion ที่เกลือเข้มข้นสะสมอยู่ใต้ชั้นตะกรัน hydrogen damage ที่ chloride กลายเป็นกรดใต้ deposit ทำให้ท่อแตกแบบผนังหนา (thick-lip) caustic gouging และที่อันตรายที่สุดคือ FAC หรือ Flow-Accelerated Corrosion ซึ่งทำให้ผนังท่อบางลงอย่างเงียบๆ โดยไม่มีสัญญาณเตือนชัดเจน เคยก่อให้เกิดอุบัติเหตุร้ายแรงถึงขั้นท่อระเบิดมีผู้เสียชีวิตมาแล้ว เช่นเหตุการณ์ที่โรงไฟฟ้า Mihama ในปี 2004 กลไกที่สามคือ carryover หรือการที่ของแข็งและซิลิกาติดไปกับไอน้ำ ไปเกาะที่ superheater และใบพัดกังหัน ทำให้ความสามารถและประสิทธิภาพลดลงจากการอุดตัน clearance ระหว่างใบพัด และที่ร้ายแรงกว่านั้นคือ Na และ Cl ที่ปนอยู่ในหยดน้ำแรกที่ควบแน่นบริเวณกังหัน LP อาจก่อให้เกิด stress corrosion cracking ที่โคนใบพัดได้

มาตรฐานที่ใช้อ้างอิงกันทั่วไปในอุตสาหกรรมคือแนวทางของ EPRI, VGB และ IAPWS โดยตัวเลขต่างๆ ที่กล่าวถึงในบทนี้เป็นค่าทั่วไปสำหรับหน่วยความดันสูงแบบ drum unit ผู้เรียนควรเทียบกับคู่มือเคมีเฉพาะของโรงไฟฟ้าตัวเองเสมอเมื่อทำงานจริง ต้นทุนของน้ำ demin อยู่ที่ราว 30–80 บาทต่อลูกบาศก์เมตรเท่านั้น แต่ความเสียหายจากการที่เคมีหลุดออกนอกเกณฑ์เพียงครั้งเดียว ไม่ว่าจะเป็นการล้าง boiler ด้วยเคมี การเปลี่ยนท่อ หรือการเปิดซ่อมกังหัน อาจมีมูลค่าระดับสิบถึงร้อยล้านบาท จึงกล่าวได้ว่างานเคมีคือการประกันความเสี่ยงที่ราคาถูกที่สุดอย่างหนึ่งในโรงไฟฟ้า

1. Tube Wall (steel) — ผนังท่อเหล็กเดิมที่ควรสัมผัสน้ำโดยตรงเพื่อรับความร้อนได้เต็มที่
2. Mineral Scale Deposit — ชั้นตะกรันแร่ธาตุที่เกาะหนาอยู่ด้านในท่อ เป็นฉนวนกันความร้อนที่ทำให้โลหะท่อร้อนเกินตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
3. Original Water Flow Passage (reduced) — พื้นที่หน้าตัดเดิมสำหรับน้ำไหลผ่าน ซึ่งแคบลงมากจากตะกรันที่เกาะ
4. Cut Edge — ขอบตัดของท่อตัวอย่างที่นำมาผ่าครึ่งเพื่อตรวจสอบ
5. Scale Thickness (uneven) — ความหนาของตะกรันที่ไม่สม่ำเสมอตลอดเส้นรอบวงท่อ สะท้อนรูปแบบการไหลและจุดสะสมความร้อน
6. Inner Surface (covered by scale) — ผิวด้านในทั้งหมดที่ถูกตะกรันปกคลุมจนมองไม่เห็นเนื้อโลหะเดิม

1. Inlet end of low-pressure turbine — ปลายด้านทางเข้าของกังหันความดันต่ำ จุดที่ไอน้ำเริ่มเข้าสู่ชุดใบพัดที่เห็นในภาพ
2. Silica and salt deposits on blade surfaces — คราบสีขาวของซิลิกาและเกลือที่เกาะทั่วผิวใบพัด เกิดจาก carryover ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
3. Exhaust end (steam flow direction) — ทิศทางที่ไอน้ำไหลออกจากใบพัดชุดนี้ต่อไปยัง stage ถัดไป
4. Rotor — แกนหมุนกลางที่ใบพัดทุกใบยึดติดอยู่โดยรอบ
5. Blade root (dovetail connection) — โคนใบพัดรูปหางนกที่สอดยึดกับร่องบนแกนหมุน
6. Turbine casing (inner bore) — ผิวด้านในของเปลือกกังหันที่ล้อมรอบชุดใบพัดอยู่

28.2 การปรับปรุงน้ำดิบ (Raw Water Treatment)

น้ำดิบที่สูบมาจากแม่น้ำหรืออ่างเก็บน้ำมีทั้งของแขวนลอย คอลลอยด์ สารอินทรีย์ และแร่ธาตุละลายปะปนอยู่ ขั้นตอนแรกของการปรับปรุงคุณภาพน้ำคือการกำจัดของแขวนลอยออกก่อน จึงจะสามารถนำน้ำเข้าสู่กระบวนการ demineralization ต่อได้ กระบวนการ coagulation เริ่มด้วยการเติมสารสร้างตะกอนอย่างสารส้ม (Al₂(SO₄)₃) หรือ ferric chloride ในปริมาณราว 10–50 ppm เพื่อทำลายประจุที่ทำให้คอลลอยด์แขวนลอยอยู่ พร้อมเติม polymer ช่วยให้อนุภาคเกาะกันเป็นก้อน จากนั้นกระบวนการ flocculation จะกวนน้ำอย่างช้าๆ ให้ floc เติบโตใหญ่ขึ้นจนตกตะกอนได้ในถัง clarifier ซึ่งมักเป็นถังทรงกลมที่มี sludge blanket อยู่ก้นถัง ได้น้ำใสที่มีค่า turbidity ต่ำกว่า 2–5 NTU

ขั้นตอนถัดมาคือ filtration โดยใช้ sand filter หรือ multimedia filter ลดค่า turbidity ให้เหลือต่ำกว่า 1 NTU จากนั้นผ่าน activated carbon filter เพื่อดูดซับ chlorine อิสระและสารอินทรีย์ที่เหลืออยู่ ขั้นตอนนี้จำเป็นอย่างยิ่งก่อนเข้าสู่ RO membrane และ resin เพราะ chlorine จะกัดกร่อน membrane ชนิด polyamide และทำให้ resin เสื่อมสภาพเร็ว สำหรับโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ริมทะเลหรือใช้น้ำกร่อยจะต้องผ่านกระบวนการ desalination เพิ่มเติมก่อน ไม่ว่าจะเป็น RO น้ำทะเลหรือ evaporator ซึ่งโรงไฟฟ้าชายฝั่งหลายแห่งต้องผลิตน้ำจืดขึ้นมาเองทั้งหมด น้ำที่ผ่านขั้นตอนนี้เรียกว่า filtered หรือ clarified water สามารถใช้เป็นน้ำใช้งานทั่วไปหรือ cooling tower makeup ได้ แต่ยังคงมีแร่ธาตุละลายอยู่ครบ ค่า TDS ยังอยู่ในช่วงหลักสิบถึงหลายร้อย ppm ค่าที่ต้องตรวจสอบก่อนป้อนเข้า RO คือ SDI (Silt Density Index) ซึ่งต้องต่ำกว่า 3–5 เป็นตัวชี้วัดว่ากระบวนการ pretreatment ดีพอที่จะไม่ทำให้ membrane อุดตันเร็วเกินไป

1. Rake bridge (rotating) — สะพานที่หมุนช้าๆ รอบถัง พาแขนกวาดตะกอนไปด้วย
2. Access walkway — ทางเดินเข้าถึงกลางถังสำหรับบำรุงรักษา
3. Clarifier basin — ถังตกตะกอนทรงกลมที่น้ำดิบไหลเข้ามาให้ floc ตกตะกอน
4. Central drive unit — มอเตอร์ขับกลางถังที่หมุนสะพาน rake
5. Sludge collection hopper — กรวยเก็บตะกอนตรงกลางถังก่อนสูบทิ้ง
6. Rake arms — แขนกวาดที่ลากตะกอนที่ก้นถังเข้าสู่ hopper กลาง
7. Overflow weir — ขอบล้นรอบถังที่น้ำใสไหลข้ามออกไปหลังตกตะกอนแล้ว
8. Influent pipe — ท่อน้ำดิบที่ไหลเข้าสู่ถัง clarifier
9. Clarified water outlet — ทางออกของน้ำใสที่ผ่านการตกตะกอนแล้ว ส่งต่อไปยังขั้น filtration

28.3 Demineralization ด้วย Ion Exchange (Ion Exchange Demin)

หลักการของ ion exchange อาศัย resin พอลิเมอร์ที่มีหมู่ประจุติดอยู่บนโครงสร้าง cation resin ในรูป H⁺ form จะจับไอออนบวกอย่าง Ca²⁺, Mg²⁺ และ Na⁺ แล้วปล่อย H⁺ ออกมาแทนที่ ส่วน anion resin ในรูป OH⁻ form จะจับไอออนลบอย่าง Cl⁻, SO₄²⁻, HCO₃⁻ และ SiO₂ แล้วปล่อย OH⁻ ออกมา เมื่อ H⁺ และ OH⁻ รวมกันจะได้น้ำบริสุทธิ์ H₂O train มาตรฐานของระบบ ion exchange เรียงลำดับดังนี้ เริ่มจาก SAC (Strong Acid Cation) ตามด้วย degasifier ซึ่งเป่าอากาศไล่ CO₂ ที่เกิดจาก bicarbonate ในน้ำที่กลายเป็นกรดหลังผ่าน SAC ช่วยลดภาระของขั้นตอนถัดไป จากนั้นเข้าสู่ SBA (Strong Base Anion) และปิดท้ายด้วย mixed bed ซึ่งเป็น resin สองชนิดผสมกันทำหน้าที่ polishing ขั้นสุดท้าย คุณภาพน้ำที่ได้หลังผ่าน SBA มีค่า conductivity ราว 1–10 µS/cm และหลังผ่าน mixed bed จะลดลงเหลือต่ำกว่า 0.1 µS/cm พร้อมค่า silica ต่ำกว่า 10–20 ppb ซึ่งพร้อมนำไปใช้เป็นน้ำ makeup ของ boiler ได้แล้ว

เมื่อ resin อิ่มตัวจนจับไอออนต่อไม่ได้ ต้อง regenerate ใหม่ โดย SAC ใช้กรด HCl เข้มข้น 4–6% หรือ H₂SO₄ ส่วน SBA ใช้ NaOH เข้มข้นราว 4% ที่อุณหภูมิอุ่น 40–50°C ซึ่งจำเป็นเพื่อให้คาย silica ออกได้หมด สำหรับ mixed bed ต้องแยกชั้น resin ทั้งสองชนิดออกจากกันด้วยการ backwash ก่อนที่จะ regenerate แต่ละชนิดแยกกัน กระบวนการทั้งหมดใช้เวลารวมราว 2–4 ชั่วโมง และมีน้ำเสียที่เป็นกรด-ด่างซึ่งต้อง neutralize ก่อนปล่อยทิ้งเสมอ สัญญาณที่บอกว่า resin ใกล้หมดรอบการทำงานคือค่า conductivity ขาออกเริ่มไต่สูงขึ้น โดยเฉพาะ silica ที่มักจะ "หลุด" ออกมาก่อนสิ่งอื่น (silica break) ทำให้โรงไฟฟ้าที่ต้องการควบคุม silica อย่างเข้มงวดมักติดตั้ง silica analyzer เพื่อใช้ตัดสินรอบการ regenerate โดยเฉพาะ ในแง่ความจุ resin ชนิด SAC มีความจุใช้งานราว 1.6–2.0 eq/L ในขณะที่ SBA มีความจุราว 1.0–1.4 eq/L ปริมาณน้ำที่ผลิตได้ต่อรอบขึ้นอยู่กับค่า TDS ของน้ำที่เข้ามาตามที่จะคำนวณในตัวอย่างท้ายหัวข้อ

28.4 RO + EDI — ทางเลือกสมัยใหม่ (Reverse Osmosis + Electrodeionization)

Reverse Osmosis หรือ RO ทำงานโดยอัดน้ำผ่าน membrane กึ่งซึมผ่านด้วยความดันที่สูงกว่าความดันออสโมติกตามธรรมชาติ สำหรับน้ำกร่อยใช้ความดันราว 10–20 bar ในขณะที่น้ำทะเลต้องใช้สูงถึง 55–70 bar ระบบ RO สามารถกันเกลือได้มากกว่า 99% ต่อหนึ่ง pass และมี recovery หรือสัดส่วนน้ำที่ผลิตได้ต่อน้ำป้อนเข้าอยู่ที่ราว 70–80% สำหรับน้ำจืด ส่วนที่เหลือกลายเป็น reject ที่ต้องทิ้งหรือนำกลับไปใช้ประโยชน์อื่น สายการผลิตน้ำแบบสมัยใหม่มักใช้ UF (Ultrafiltration) แทนที่ media filter แบบเดิม ตามด้วย RO สองรอบ (2-pass) แล้วจึงตามด้วย EDI ทำให้ได้น้ำที่มีค่า conductivity ต่ำกว่า 0.1 µS/cm โดยแทบไม่ต้องใช้กรดหรือด่างเลย ต่างจากระบบ ion exchange ที่ต้อง regenerate ด้วยเคมีเป็นประจำทุกวัน ด้วยเหตุนี้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่สร้างขึ้นใหม่ในปัจจุบันจึงเลือกใช้สายการผลิตแบบนี้เกือบทั้งหมด

ในการดูแลระบบ RO จำเป็นต้องเติมสาร antiscalant เพื่อป้องกันไม่ให้ CaCO₃ หรือ CaSO₄ ตกผลึกฝั่ง reject และต้องกำจัด chlorine ด้วย SMBS (Sodium Metabisulfite) หรือ Activated Carbon Filter ก่อนเข้า membrane เสมอ เมื่อค่า normalized flow ลดลงราว 10–15% จากค่าเดิม ต้องทำการล้าง CIP (Clean-In-Place) เพื่อฟื้นฟูประสิทธิภาพของ membrane ส่วน EDI ทำงานด้วยหลักการที่ต่างออกไป คือใช้โมดูลที่ประกอบด้วย resin, membrane และสนามไฟฟ้ากระแสตรงร่วมกัน ไอออนต่างๆ จะถูกดึงผ่าน membrane ไปยัง concentrate stream ในขณะที่ resin ภายในถูก regenerate อย่างต่อเนื่องด้วย H⁺ และ OH⁻ ที่เกิดจากปรากฏการณ์ water splitting โดยไม่ต้องใช้เคมีในการ regenerate เลย ผลิตน้ำที่มีค่า resistivity สูงถึง 16–18 MΩ·cm (เทียบเท่า conductivity 0.056–0.06 µS/cm) และ silica ต่ำกว่า 5–10 ppb

เมื่อเปรียบเทียบทั้งสองระบบ ion exchange จะเด่นในกรณีที่น้ำเข้ามี TDS ต่ำและไม่ต้อง regenerate บ่อยนัก ทำให้ต้นทุนต่อลูกบาศก์เมตรถูกกว่า ในขณะที่ RO+EDI เด่นในเรื่องไม่ต้องสต๊อกสารเคมีกรดด่างที่เป็นความเสี่ยงด้านความปลอดภัย และให้คุณภาพน้ำที่นิ่งกว่า หลายโรงไฟฟ้าจึงเลือกใช้ระบบผสม (hybrid) คือใช้ RO ลดค่า TDS ลงก่อนแล้วตามด้วย mixed bed เป็นขั้น polishing สุดท้าย ตัวเลขที่ใช้เทียบเคียงคือระบบ RO+EDI ที่ผลิตน้ำ 2×50 m³/h จะใช้พลังงานไฟฟ้าราว 0.5–1.5 kWh ต่อลูกบาศก์เมตรของน้ำจืดที่ผลิตได้

1. RO membrane pressure vessels — ท่อทรงกระบอกสีขาวที่บรรจุ membrane ม้วนอยู่ภายใน รับความดันสูงตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
2. Feed water inlet — จุดที่น้ำป้อนเข้าสู่ระบบ RO ก่อนถูกอัดความดัน
3. Control panel — แผงควบคุมที่ตั้งค่าและติดตามการทำงานของทั้งระบบ
4. Permeate collection manifold — ท่อรวมน้ำที่ผ่าน membrane ออกมาแล้ว (permeate) จากแต่ละ vessel
5. Concentrate (discharge) line — ท่อรวมน้ำเข้มข้นที่ไม่ผ่าน membrane (reject) ส่งไปทิ้งหรือนำกลับไปใช้
6. High-pressure feed pump — ปั๊มที่อัดความดันน้ำป้อนให้สูงพอเอาชนะความดันออสโมติก
7. Cartridge filter housings — เรือนกรองละเอียดขั้นสุดท้ายก่อนน้ำเข้าปั๊มความดันสูง กันอนุภาคที่จะทำลาย membrane
8. Structural frame (skid) — โครงเหล็กฐานที่ประกอบอุปกรณ์ทั้งชุดเป็นหน่วยเดียวสำเร็จรูป
9. High-pressure piping — ท่อสแตนเลสที่รับความดันสูงเชื่อมระหว่างปั๊มกับ pressure vessels

28.5 Condensate Polishing (CPP)

Condensate polisher หรือ CPP คือชุด mixed bed ขนาดใหญ่ที่ติดตั้งคั่นอยู่ในสาย condensate หลังจาก condensate pump ทำหน้าที่ดักจับสิ่งเจือปนที่เกิดขึ้น "ภายใน" วงจรน้ำ-ไอน้ำเอง ไม่ว่าจะเป็นผง corrosion product อย่างออกไซด์ของเหล็กหรือทองแดง (เรียกรวมว่า crud) และเกลือที่รั่วเข้ามาจากการรั่วของท่อคอนเดนเซอร์ CPP เป็นสิ่งจำเป็นบังคับสำหรับโรงไฟฟ้าแบบ once-through หรือ supercritical เพราะระบบเหล่านี้ไม่มี drum ให้ blowdown ทิ้งสิ่งเจือปนได้ ทุกอย่างที่หลุดเข้าไปในระบบจะไปเกาะสะสมอยู่ในท่อหรือไหลไปถึงกังหันโดยตรง และยังสำคัญมากสำหรับโรงไฟฟ้าที่ระบายความร้อนคอนเดนเซอร์ด้วยน้ำทะเล เพราะเพียงรูรั่วเดียวก็ทำให้ chloride เข้าสู่ระบบได้ทันที ส่วนโรงไฟฟ้าแบบ drum unit บางแห่งอาจใช้ CPP แบบ partial flow เพียง 30–50% ของอัตราการไหล หรือไม่ติดตั้งเลยโดยพึ่งพา blowdown แทน ซึ่งเป็นการ trade-off ระหว่างค่าลงทุนกับความเสี่ยงที่ยอมรับได้

โหมดการทำงานของ CPP มีสองแบบคือ H-form ซึ่งจับ NH₄⁺ ด้วย ทำให้น้ำที่ออกมาบริสุทธิ์ที่สุด แต่ resin จะหมดรอบเร็วกว่าเพราะ NH₃ ที่ dose เข้าไปในระบบถูกจับไปหมด กับ NH₄-form ซึ่งปล่อยให้ NH₃ ผ่านไปได้ ทำให้รอบการทำงานยาวนานขึ้นแต่คุณภาพน้ำที่ได้จะรองลงมาเล็กน้อย การ regenerate มักทำที่สถานีภายนอก (external regeneration station) เพื่อป้องกันไม่ให้กรดหรือด่างที่ใช้ในการ regenerate ปนเปื้อนใกล้วงจรไอน้ำหลัก ประโยชน์ของ CPP ที่ชัดเจนที่สุดคือช่วงสตาร์ทเครื่อง ซึ่งจะดักจับ crud ที่หลุดออกมากับ condensate ในช่วงแรกได้ ทำให้ระบบเข้าเกณฑ์เคมีที่พร้อม roll กังหันได้เร็วขึ้นหลายชั่วโมงเมื่อเทียบกับไม่มี CPP และเมื่อเกิดเหตุการณ์ condenser leak ขึ้น CPP จะช่วยซื้อเวลาให้เดินเครื่องต่อหรือลดโหลดเพื่อหาจุดรั่วได้เป็นชั่วโมง แทนที่จะต้อง trip เครื่องทันที แต่ต้องเฝ้าติดตามค่า Na และ cation conductivity ที่ขาออกจาก CPP อย่างใกล้ชิดตลอดช่วงเวลานั้น

28.6 โปรแกรมเคมีของวงจรน้ำ-ไอน้ำ (Cycle Chemistry Programs: AVT-R, AVT-O, OT)

โปรแกรมเคมีทุกแบบมีแกนหลักร่วมกันคือการควบคุม pH ด้วยแอมโมเนีย (NH₃) ซึ่งระเหยไปพร้อมไอน้ำได้ จึงเรียกว่า all-volatile treatment เพื่อป้องกันการกัดกร่อนของเหล็กในระบบ ความแตกต่างระหว่างแต่ละโปรแกรมอยู่ที่สภาพ redox หรือสภาพออกซิเดชัน-รีดักชันของน้ำ โปรแกรม AVT-R (reducing) ใช้ NH₃ ร่วมกับสาร reducing agent อย่าง hydrazine (N₂H₄) ที่คงเหลือในน้ำราว 10–30 ppb หรือสารทดแทนอย่าง carbohydrazide เนื่องจาก hydrazine เป็นสารก่อมะเร็ง โปรแกรมนี้เหมาะกับระบบที่มีโลหะผสมทองแดงอยู่ เช่นท่อทองเหลืองใน LP heater โดยควบคุม pH ให้ต่ำลงเล็กน้อยที่ 8.8–9.1 เพื่อป้องกันไม่ให้ NH₃ กัดกร่อนทองแดง ค่า ORP ของระบบนี้อยู่ที่ราว −300 ถึง −350 mV

โปรแกรม AVT-O (oxidizing) ใช้ NH₃ เพียงอย่างเดียวโดยไม่เติม reducing agent เหมาะสำหรับระบบที่เป็น all-ferrous หรือไม่มีทองแดงในระบบเลย ควบคุม pH ที่ 9.2–9.6 และ DO ต่ำกว่า 10 ppb โปรแกรมนี้ช่วยลดความเสี่ยงของ single-phase FAC ซึ่งมีความสัมพันธ์กับสภาพ reducing โดยตรง และเป็นแนวโน้มที่อุตสาหกรรมทั่วโลกกำลังย้ายมาใช้มากขึ้น ส่วนโปรแกรม OT (Oxygenated Treatment) เป็นแนวทางที่ต่างออกไปมาก คือเติมออกซิเจนเข้าไปในระบบโดยตั้งใจที่ราว 30–150 ppb ร่วมกับควบคุม pH ให้ต่ำลงที่ 8.0–8.5 (ใช้ NH₃ น้อยลง) เพื่อสร้างฟิล์ม ferric oxide hydrate ที่แน่นและสวยงามบนผิวโลหะ ช่วยลดการเคลื่อนย้ายของเหล็ก (iron transport) และการอุดตันที่ orifice หรือ economizer แต่ใช้ได้เฉพาะกับระบบ once-through ที่มี condensate polishing เต็มรูปแบบและค่า cation conductivity ต่ำกว่า 0.15 µS/cm เท่านั้น

สำหรับน้ำ boiler ของหน่วยแบบ drum unit สามารถเสริมเคมีเพิ่มเติมได้ เช่น phosphate treatment โดยใช้ Na₃PO₄ ราว 0.3–3 ppm ตามระดับความดัน ทำหน้าที่เป็น buffer คุม pH ในน้ำ boiler และช่วยจับความกระด้าง (hardness) ที่หลุดเข้ามา หรืออาจใช้ NaOH ความเข้มข้นต่ำ (caustic treatment) แทน โดยเลือกตามประวัติของโรงไฟฟ้าและระดับความดันที่ใช้งาน จุดที่ dose สารเคมีเหล่านี้อยู่ที่ทางออกของ condensate pump (หลังผ่าน CPP แล้ว) สำหรับ NH₃ และ amine ส่วน hydrazine ก็ dose ที่จุดเดียวกัน ในขณะที่ phosphate จะ dose เข้า drum โดยตรงด้วยปั๊มแบบ metering pump ตามหลักการที่เรียนไว้แล้วในบทที่ 24

28.7 ค่าควบคุม, การเฝ้าระวัง, Blowdown และ Steam Purity (Limits, Monitoring, Blowdown & Carryover)

ค่าเป้าหมายสำหรับ feedwater ของหน่วย drum unit ความดันสูงแบบ all-ferrous ที่ใช้โปรแกรม AVT คือ pH 9.2–9.6, cation conductivity ต่ำกว่า 0.2 µS/cm, DO ต่ำกว่า 10 ppb (สำหรับ AVT-O) และ Fe ต่ำกว่า 2 ppb ส่วนไอน้ำต้องมี Na ต่ำกว่า 2–3 ppb, silica ต่ำกว่า 10–20 ppb และ cation conductivity ต่ำกว่า 0.2 µS/cm เช่นกัน ค่า cation conductivity หรือที่เรียกย่อว่า CACE คือค่า conductivity ที่วัดหลังผ่านคอลัมน์ cation ซึ่งแลก NH₄⁺ ออกเป็น H⁺ ทำให้ "เสียงรบกวน" จาก ammonia ที่ dose เข้าไปเองถูกตัดทิ้งไป เหลือเพียงสัญญาณของ anion อันตรายอย่าง Cl⁻, SO₄²⁻ และ acetate ทำให้ค่านี้กลายเป็นสัญญาณเตือนภัยที่ไวที่สุดสำหรับตรวจจับ condenser leak

ระบบ SWAS หรือ Steam & Water Analysis System คือแผงเก็บตัวอย่างต่อเนื่องที่ลดความดันและอุณหภูมิของตัวอย่างน้ำ/ไอน้ำแล้ววัดค่าแบบ online จุดเก็บตัวอย่างที่สำคัญได้แก่ ทางออกของ condensate pump, หลังผ่าน CPP, ทางเข้า economizer (ซึ่งคือ feedwater ที่รวม dose เคมีแล้ว), น้ำใน drum/boiler, ไอน้ำอิ่มตัว และ main steam ในส่วนของ blowdown แบ่งเป็นสองแบบคือ continuous blowdown ที่ระบายน้ำจาก drum อย่างต่อเนื่องตลอดเวลาในอัตรา 0.5–2% ของอัตราการผลิตไอน้ำ เพื่อควบคุมความเข้มข้นที่เรียกว่า COC หรือ cycles of concentration (อัตราส่วนระหว่าง TDS ของน้ำ boiler ต่อ TDS ของ feedwater) และ intermittent bottom blowdown ที่เปิดเป็นช่วงสั้นๆ เพื่อไล่ตะกอนที่ก้น water wall header ความร้อนที่สูญเสียไปกับ blowdown สามารถกู้คืนได้บางส่วนด้วย flash tank ซึ่งไอที่ flash ออกมาจะถูกส่งไปยัง deaerator และ heat exchanger ที่ใช้อุ่นน้ำ makeup ต่อไป

Carryover หรือการที่สิ่งเจือปนติดไปกับไอน้ำมีสองกลไก กลไกแรกคือ mechanical carryover ซึ่งเป็นหยดน้ำที่ติดไปกับไอโดยตรง drum จึงต้องมี cyclone separator และ chevron drier ทำให้ moisture ในไอน้ำต่ำกว่า 0.1–0.25% กลไกที่สองคือ vaporous carryover ซึ่งซิลิกาละลายเข้าไปในไอน้ำได้โดยตรงโดยไม่ต้องอาศัยหยดน้ำ และเพิ่มขึ้นอย่างชันมากเมื่อความดันเกินราว 16 MPa ด้วยเหตุนี้จึงต้องจำกัดปริมาณซิลิกาในน้ำ boiler ให้สอดคล้องกับความดัน drum เช่นที่ความดัน 17–18 MPa ต้องคุมซิลิกาในน้ำ boiler ไว้ราว 0.15–0.3 ppm เพื่อให้ซิลิกาในไอน้ำต่ำกว่า 10 ppb เมื่อค่าใดค่าหนึ่งหลุดออกนอกเกณฑ์ที่กำหนด อุตสาหกรรมใช้หลัก action level ตามแนวทางของ EPRI คือ AL1 ให้เฝ้าระวังและหาสาเหตุภายในราว 1 สัปดาห์ AL2 ต้องแก้ไขภายใน 24 ชั่วโมง AL3 ต้องแก้ไขภายใน 4 ชั่วโมง และหากเกินกว่านั้นต้อง shutdown ซึ่งแสดงให้เห็นว่าไม่ใช่การใช้ตัวเลขเดียวมาตัดสินใจดับเครื่องทันทีเสมอไป แต่พิจารณาจากความรุนแรงและระยะเวลาที่ค่าเบี่ยงเบนไปด้วย

โดย COC = cycles of concentration (ไร้หน่วย), TDS_bw = ความเข้มข้นของแข็งละลายในน้ำ boiler (ppm), TDS_fw = ใน feedwater (ppm), ṁ_bd = อัตรา blowdown (t/h), ṁ_steam = อัตราผลิตไอน้ำ (t/h)

1. Online analyzers (silica, sodium, pH, conductivity) — เครื่องวัดค่าเคมีต่อเนื่องแบบ online ติดตั้งเรียงแถวบนสุดของแผง
2. Instrument enclosure — ตู้ป้องกันเครื่องมือวัดจากสภาพแวดล้อมภายนอก
3. Sample coolers — ชุดลดอุณหภูมิตัวอย่างน้ำ/ไอน้ำที่ร้อนจัดให้เย็นลงพอสำหรับเครื่องมือวัด
4. Sample tubing (heated) — ท่อตัวอย่างที่มีระบบให้ความร้อนกันการควบแน่นระหว่างทาง
5. Rotameters (sample flow indication) — หลอดแก้วแสดงอัตราการไหลของตัวอย่างแต่ละจุด ต้องตรวจดูก่อนเชื่อค่าที่วัดได้เสมอตามที่อธิบายในหัวข้อ field note
6. Conductivity sensors — โพรบวัดค่า conductivity รวมถึง cation conductivity
7. Sample inlet (from steam or water line) — จุดรับตัวอย่างจากท่อไอน้ำหรือท่อน้ำในวงจรจริง
8. Drain manifold (to drain system) — ท่อรวมตัวอย่างที่วัดเสร็จแล้วก่อนระบายทิ้ง
9. Sample outlet (to drain) — ทางออกสุดท้ายของตัวอย่างสู่ระบบระบายน้ำทิ้ง

28.8 Layup Preservation — ถนอมระบบตอนหยุดเครื่อง (Layup)

ศัตรูตัวสำคัญที่สุดของระบบตอนหยุดเดินเครื่องคือออกซิเจนร่วมกับความชื้น เพราะเมื่อผิวเหล็กที่เปียกสัมผัสกับอากาศ จะเกิด oxygen pitting หรือสนิมเป็นหลุมได้ภายในเวลาเพียงไม่กี่วัน สนิมหลุมที่เกิดขึ้นตอนจอดเครื่องนี้เองที่กลายเป็นจุดตั้งต้นของ corrosion fatigue เมื่อกลับมาเดินเครื่องใหม่ วิธีการถนอมระบบเลือกใช้ตามระยะเวลาที่คาดว่าจะหยุดเครื่อง สำหรับการหยุดระยะสั้นไม่เกินราวหนึ่งสัปดาห์ นิยมใช้วิธีเก็บความดันไว้ในระบบ (bottled up) หรือใช้ nitrogen cap ที่ความดัน 0.03–0.05 MPa ที่ drum และ superheater เพื่อกันไม่ให้อากาศเข้าไปแทนที่

สำหรับการหยุดเป็นระยะเวลาหลายสัปดาห์ถึงหลายเดือน โดยต้องการให้พร้อมสตาร์ทเครื่องได้เร็ว นิยมใช้วิธี wet layup คือเติมน้ำ demin ให้เต็มระบบ ปรับ pH ให้สูงถึงราว 10 ด้วยแอมโมเนีย ร่วมกับ reducing agent เข้มข้นอย่าง hydrazine ที่ราว 100–200 ppm และมี N₂ blanket คลุมไว้ โดยต้องหมุนเวียนน้ำเป็นระยะและเฝ้าติดตามค่าเคมีตลอดช่วงที่หยุดเครื่อง ส่วนการหยุดเครื่องเป็นระยะเวลานานหรือมีงาน overhaul ใหญ่ นิยมใช้วิธี dry layup คือระบายน้ำออกขณะที่ระบบยังร้อนอยู่ (ให้โลหะอบตัวเองแห้ง) แล้วเป่าอากาศแห้งแบบ dehumidified ให้ความชื้นสัมพัทธ์ภายในต่ำกว่า 40% (ยิ่งต่ำกว่า 30% ยิ่งดี) หมุนเวียนอย่างต่อเนื่อง หรือใส่สาร desiccant แล้วปิดผนึกระบบไว้ สำหรับกังหันไอน้ำต้องใช้อากาศแห้ง (DH air) เสมอ เพราะใบพัดกังหันที่ขึ้นสนิมคือความเสียหายที่มีราคาแพงที่สุดอย่างหนึ่งที่เกิดจากการจอดเครื่องผิดวิธี

ทางเลือกใหม่ที่กำลังได้รับความนิยมมากขึ้นคือการใช้ film-forming amine หรือ film-forming substance (ย่อว่า FFA/FFS เช่นสาร OLDA) ซึ่งสร้างฟิล์มบางๆ กันน้ำบนผิวโลหะก่อนที่จะจอดเครื่อง วิธีนี้ถูกนำมาใช้เพิ่มขึ้นเรื่อยๆ ในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ต้องสตาร์ท-หยุดเครื่องบ่อย สำหรับ HRSG แบบ cycling หนักที่ทำงานแบบ two-shift หรือสตาร์ทหยุดทุกวัน จำเป็นต้องมีแผน layup แบบอัตโนมัติที่เข้า-ออกได้ทุกคืนโดยไม่ต้องพึ่งคนควบคุมตลอดเวลา สะท้อนให้เห็นว่าเคมีตอนจอดเครื่องมีความสำคัญไม่แพ้เคมีตอนเดินเครื่องเลย ตามที่ได้กล่าวถึงข้อจำกัดด้าน startup ของ HRSG ไว้แล้วในบทที่ 26

1. Raw Water Inlet — จุดที่น้ำดิบผ่านการปรับปรุงเบื้องต้นแล้วเข้าสู่ชุดถัง demin plant
2. Demineralization Unit (Rubber-Lined Ion Exchange Vessels) — ถัง ion exchange บุยางกันกรด-ด่างกัดกร่อนตัวถัง เรียงเป็น train ตามลำดับ SAC, degasifier, SBA และ mixed bed ตามที่เรียนไว้ในหัวข้อ 28.3
3. Interconnecting Piping Header — ท่อรวมที่เชื่อมต่อระหว่างถังแต่ละใบในสาย
4. Control Panel — แผงควบคุมการทำงานและการ regenerate ของระบบทั้งชุด
5. Chemical Dosing Lines — ท่อเคมีที่ส่งกรด/ด่างเข้าสู่ถังในขั้นตอน regeneration
6. Manual Isolation Valve — วาล์วตัดแยกแบบมือหมุนสำหรับแยกถังออกจากระบบเมื่อต้อง regenerate หรือซ่อมบำรุง
7. Sampling Point — จุดเก็บตัวอย่างน้ำเพื่อตรวจสอบคุณภาพระหว่างขั้นตอนต่างๆ
8. Chemical Dosing System — ถังเก็บและปั๊มจ่ายสารเคมีสำหรับ regenerate resin
9. Drain Connection — จุดระบายน้ำล้าง/น้ำเสียจากการ regenerate ออกจากระบบ
10. Treated Water Outlet — ทางออกของน้ำที่ผ่านการบำบัดครบทุกขั้นตอนแล้ว พร้อมส่งไปเก็บที่ demin water tank

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท