ฮีทปั๊มกับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม

โรงงานส่วนใหญ่ใช้ทั้งความร้อนและไฟฟ้าในการกระบวนการผลิต เมื่อมีปริมาณการใช้มากพอก็สามารถเพิ่มเครื่องจักรผลิตทั้งความร้อนและไฟฟ้า(Combined Heat and Power: CHPหรือ Cogeneration)และเมื่อสามารถขายไฟฟ้าส่วนเกินทำให้ลงทุนคุ้มค่ายิ่งขึ้นและการควบคุมการทำงานง่ายขึ้นด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม(Combined Cycle Power Plant)เพิ่ม่การผลิตไฟฟ้าด้วยการใช้ความร้อนสูญเสียกลับมาผลิตไอน้ำเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าร่วมทำให้ระบบมีประสิทธิภาพสูงขึ้น บทความนี้จะอธิบายการใช้ฮีทปั๊มเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพของการผลิตความร้อนและไฟฟ้าร่วมกันทั้งโรงงานและโรงไฟฟ้า

การผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน

การผลิตความร้อนและไฟฟ้าร่วมกันมีหลายแบบ รูปที่ 1.ผลิตไฟฟ้าด้วยเครื่องยนต์แล้วจึงใช้ไอเสียมาผลิตไอน้ำ รูปที่ 2.ผลิตไฟฟ้าด้วยกังหันก๊าซ แล้วจึงเผาเชื้อเพลิงเสริมให้ไอเสียมีความร้อนมากขึ้นเพื่อใช้ผลิตไอน้ำ รูปที่ 3. ผลิตไฟฟ้าด้วยกังหันไอน้ำจากหม้อไอน้ำความดันสูงโดยใช้กังหันไอน้ำที่สามารถแบ่งไอน้ำที่ผ่านกังหันส่วนหนึ่งที่ความดันใช้งานออกไปใช้ รูปที่ 4.โรงไฟฟ้าพลังความร้อน ผลิตไฟฟ้าด้วยกังหันก๊าซแล้วจึงเผาเชื้อเพลิงเสริมเพื่อผลิตไอน้ำเพื่อใช้ไอน้ำหมุนกังหันไอน้ำผลิตไฟฟ้าเพิ่ม โดยกังหันไอน้ำสามารถแบ่งไอน้ำที่ผ่านกังหันส่วนหนึ่งที่ความดันใช้งานออกไปใช้ รูปที่ 5. เหมือนรูปที่ 3. แต่ใช้กังหันไอน้ำที่ความดันไอน้ำออกจากกังหันทั้งหมดเท่ากับความดันไอน้ำที่ต้องการใช้

รูปที่ 1. การผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน โดยใช้เครื่องยนต์และหม้อไอน้ำที่ไม่มีการเผาไหม้

รูปที่ 2. การผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน โดยใช้กังหันก๊าซและหม้อไอน้ำ (HRSB) ที่มีการเผาไหม้เชื้อเพลิงเสริม

รูปที่ 3. การผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน ใช้หม้อไอน้ำ และกังหันไอน้ำที่แยกไอน้ำบางส่วนจากกังหันไปใช้

รูปที่ 4. การผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน ใช้กังหันก๊าซ หม้อไอน้ำ(HRSB) และกังหันไอน้ำ ที่แยกไอน้ำบางส่วนจากกังหันไปใช้

รูปที่ 5. การผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน ใช้หม้อไอน้ำ และกังหันไอน้ำที่มีความดันไอน้ำที่ท้ายกังหัน

แต่ละแบบมีประสิทธิภาพการให้ไอน้ำและการผลิตไฟฟ้าไม่เท่ากัน แบบที่ 1.มีขนาดเล็กที่สุดผลิตไอน้ำและไฟฟ้าได้น้อย แบบที่ 2.มีขนาดใหญ่ขึ้นสามารถเลือกปริมาณไอน้ำและไฟฟ้าได้แต่มีข้อจำกัดในด้านเชื้อเพลิง แบบที่ 3. ไม่มีข้อจำกัดด้านเชื้อเพลิงสามารถเปลี่ยนอัตราการผลิตไอน้ำและไฟฟ้าได้ แบบที่ 4.ความยืดหยุ่นสูง และแบบที่ 5.มีอัตราการผลิตไอน้ำและไฟฟ้าคงที่

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมใช้กังหันก๊าซผลิตไฟฟ้า ไอเสียจากกังหันก๊าซและการเผาไหม้เชื้อเพลิงเสริมนำมาผลิตไอน้ำเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าด้วยกังหันไอน้ำเช่นเดียวกับแบบที่ 4.แต่ไม่ได้ใช้ไอน้ำกับกระบวนการผลิตอื่นๆ นอกจากการผลิตไฟฟ้าเท่านั้น

รูปที่ 6. โรงไฟฟ้ากังหันก๊าซและหม้อไอน้ำ Heat Recovery Steam Generator; HRSG (GE Power system)

การตัดสินใจเลือกผลิตไฟฟ้าแบบใดขึ้นกับตัวประกอบหลายอย่าง ตัวประกอบที่สำคัญอันหนึ่งคือด้านการใช้งานต้องการความร้อนและไฟฟ้าเท่าใด ตารางที่ 1.แสดงอัตราการใช้ความร้อนต่อการใช้ไฟฟ้าของอุตสาหกรรมต่างๆซึ่งสามารถนำมาประเมินความต้องการความร้อนและไฟฟ้าขั้นต้น และตารางที่ 2.สามารถนำมาใช้เลือกประเภทของการผลิตความร้อนและไฟฟ้าจากการใช้ที่ประเมินไว้ได้ พร้อมทั้งจะได้ตัวประกอบอีก 2 ชุด คือ อัตราไฟฟ้าที่ผลิตต่อความร้อนเชื้อเพลิงทั้งหมดที่ใช้ และประสิทธิภาพรวมที่จะอธิบายต่อไป

ตารางที่ 1. อัตราการใช้ความร้อนต่อการไฟฟ้าของอุตสาหกรรมต่างๆ

ตารางที่ 2. อัตราการใช้ความร้อนต่อไฟฟ้าและตัวประกอบสำคัญต่างๆของการผลิตไฟฟ้าและความร้อนแบบต่างๆ

การไฟฟ้าฯ จะรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก(ไม่เกิน 10 MW) และขนาดเล็ก(ไม่เกิน 90 MW)ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Cogeneration หรือ Combined Heat and Power: CHP) (ระเบียบการรับซื้อ การปรับ และค่าใช้จ่ายต่างๆควรศึกษาเพิ่มเติมจากเอกสารอ้างอิง 2. และ 3) โดยใช้เชื้อเพลิงที่เป็นพลังงานสิ้นเปลือง และมีข้อกำหนดในกระบวนการผลิตดังนี้

1. เป็นการใช้พลังงานอย่างต่อเนื่อง และนำพลังงานความร้อนที่เหลือจากการผลิตไฟฟ้าไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ (Thermal Processes) ตัวอย่างเช่น การผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม การเกษตร และการทำความเย็นในอาคารสำนักงาน โรงแรม โรงงานอุตสาหกรรม หรือโรงพยาบาล ซึ่งรวมเรียกว่า Topping Cycle หรือในทางตรงข้ามโดยการนำพลังงานความร้อนที่เหลือจากกระบวนการอุณหภาพไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าซึ่งรวมเรียกว่า Bottoming Cycle

2. ไม่กำหนดค่าความร้อนขั้นต่ำที่ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต้องผลิต แต่กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กต้องจำหน่ายความร้อนไม่ต่ำกว่า 5% ของค่าความร้อนเชื้อเพลิงที่ใช้

ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพโดยมีสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (Primary Energy Saving: PES) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ในแต่ละปีโดยมีวิธีการคำนวณดังต่อไปนี้


โดยที่ COGEN Heat Eff. = ประสิทธิภาพการนำความร้อนไปใช้ประโยชน์จากระบบ Cogeneration

= สัดส่วนของปริมาณพลังงานความร้อน(ไอน้ำ) ที่นำไปใช้ให้เกิดประโยชน์ รายปี) ต่อ ปริมาณความร้อนของเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมด (โดยคิดจากค่า ความร้อนต่ำ)

COGEN Elect. Eff. = ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากระบบ Cogeneration

= สัดส่วนของปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ (รายปี) ต่อปริมาณความร้อน ของเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมด (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ)

Ref. Heat Eff. = ประสิทธิภาพการนำความร้อนไปใช้ประโยชน์ อ้างอิงของระบบผลิตแต่ความร้อน

Ref. Elect. Eff. = ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า อ้างอิงจากระบบที่ผลิตไฟฟ้าแต่ เพียงอย่างเดียว

ทั้งนี้กำหนดค่าประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าและการนำความร้อนไปใช้ประโยชน์อ้างอิงของโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมากและขนาดเล็ก ชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้าแสดงในตารางที่ 3.

ตารางที่ 3.ประสิทธิภาพอ้างอิงที่ใช้คำนวณ Primary Energy Saving: PES

อุปสรรค์ในการขายไฟฟ้า

จากรายละเอียดต่างๆทีต้องให้การไฟฟ้าฯพิจารณาแล้ว ยังมีปัญหาเรื่องขนาดสายส่งและอื่นๆ โดยเฉพาะผู้ขายไฟฟ้าขนาดเล็กที่ต้องขายความร้อนให้ได้ 5%ของค่าความร้อนของเชื้อเพลิงทั้งหมด ความร้อนที่จะส่งขายได้จะเป็นในรูปของไอน้ำซึ่งมีอุณหภูมิจำกัด ลูกค้าที่ใช้ความร้อนอุณหภูมิไม่สูงมากและใช้อย่างต่อเนื่องจึงจะสามารถใช้ได้ โรงงานที่ใช้อุณหภูมิสูงมากๆจะใช้การเผาไหม้เชื้อเพลิงใช้เองเนื่องจากได้อุณหภูมิสูงกว่า จึงทำให้ขายไอน้ำได้จำกัด

จากระเบียบการรับซื้อต้องได้ PES>10% เพื่อตรวจสอบข้อมูลขั้นต้นจึงสร้างตารางที่ 4.ด้วยการใช้สมการที่ 1.คำนวนค่าต่างๆ เริ่มจากสมมุติให้อัตราการใช้ความร้อนต่อการใช้ไฟฟ้าของโรงงาน(H/P)=0.001

– ค่าประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าตามตารางที่ 3.เมื่อใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิง ประสิทธิภาพความร้อน 0.85 ไฟฟ้า 0.45

– ให้ความร้อน 1 หน่วย ไฟฟ้า=1/0.001=1000 หน่วย เชื้อเพลิง= 1000+1+loss = 1001+loss

– Cogen Heat eff.=1/(1001+loss) : Cogen Power eff.=1000/(1001+loss)

– ให้ PES=0.1 แทนค่าในสมการที่ 1.ได้ค่า Loss = 1000.1

– คำนวณ Cogen Heat eff., Cogen Power eff. และ Overall eff. ได้

คำนวณต่อโดยใช้อัตราการใช้ความร้อนต่อการใช้ไฟฟ้าของโรงงานต่างๆกัน พร้อมทั้งเปลี่ยนเชื้อเพลิงได้ผลตามตารางที่ 4.

ตารางที่ 4. ค่า Cogen Heat eff., Cogen Power eff. และ Overall Efficiency ของเชื้อเพลิงต่างๆเมื่อแทนค่าอัคราการใช้ความร้อนต่อการใช้ไฟฟ้าลงในสมการที่ 1. เพื่อให้ได้ PES=0.1

จากตารางที่ 4.อัตราการใช้ความร้อนต่อการใช้ไฟฟ้า 0.001 ค่าCogen Power eff. และ Overall Efficiency มีค่า 50% เมื่ออัตราการใช้ความร้อนต่อการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น Overall Efficiency จะสูงขึ้นตาม การกำหนดให้ PES > 0.1จึงต้องการให้โรงงานที่จะขายไฟฟ้าใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ สำหรับโรงไฟฟ้าขนาดเล็กกำหนดเพิ่มให้จำหน่ายความร้อน 5%ของค่าความร้อนของเชื้อเพลิงทั้งหมดนั่นคือกำหนดให้มีอัตราการใช้ความร้อน 5%ของค่าความร้อนของเชื้อเพลิงทั้งหมดนั่นเองซึ่งจะทำให้ประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงรวมสูงขึ้น

ระเบียบการนี้เปิดช่องให้สามารถนำความร้อนมาผลิตน้ำเย็นสำหรับระบบทำความเย็นจำหน่ายได้ แต่การลงทุนจะเพิ่มขึ้นเพราะนอกจากจะมีท่อไอน้ำและท่อน้ำคอนเดนเสทแล้วยังต้องมีต้องมีท่อจ่ายน้ำเย็น ท่อน้ำเย็นกลับ เครื่องสูบน้ำเย็น และเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืน (Absorption Chiller) ระบบระบายความร้อน นอกจากนี้ประสิทธิภาพของเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืนยังต่ำมาก ซึ่งทำให้ขายน้ำเย็นได้น้อย

จากตารางที่ 4. ใช้ก๊าซธรรมชาติ H/P=0.11 ประสิทธิภาพเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืน=1

ประสิทธิภาพการทำน้ำเย็น ด้วยไอน้ำ = ประสิทธิภาพความร้อน x ประสิทธิภาพเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืน

= 0.05 x 1 = 0.05 kWความเย็น/kWเชื้อเพลิง

ประสิทธิภาพการทำน้ำเย็นด้วยไฟฟ้า = ประสิทธิภาพไฟฟ้า x ประสิทธิภาพเครื่องทำน้ำเย็นไฟฟ้า(COP=3)

= 0.47 x 3 = 1.41 kWความเย็น/kWเชื้อเพลิง

ต้นทุนการทำน้ำเย็นด้วยไอน้ำสูงกว่าต้นทุนการผลิตน้ำเย็นด้วยไฟฟ้ามาก โครงการอาจผ่านการอนุมัติตามระเบียบการแต่มีปัญหาในการดำเนินกิจการจากค่าเชื่อเพลิงและการขายน้ำเย็น ขายไอน้ำจึงดีกว่าการขายน้ำเย็นมากทั้งด้านการลงทุน ต้นทุนและรายได้

การทำงานของฮีทปั๊ม

ฮีทปั๊มเป็นเครื่องมือที่ใช้ดึงพลังงานจากสิ่งแวดล้อมมาเพิ่มอุณหภูมิเพื่อนำไปใช้งานได้ หลักการทำงานของฮีทปั๊มมีลักษณะเหมือนเครื่องทำความเย็นแต่มีอุปกรณ์บางตัวและอุณหภูมิในการทำงานต่างกัน สามารถศึกษาเรื่องการทำงานของฮีมปั๊มเพิ่มเติมได้จากเอกสารอ้างอิง 5. ฮีทปั๊มสามารถดึงความร้อนได้สูงสุด 3 เท่าและให้ความร้อนสูงสุดได้ 4เท่าของพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ นั่นคือสามารถใช้ทั้งความร้อนความเย็นพร้อมกันได้รวม 7เท่าของพลังงานไฟฟ้าที่ใช้

รูปที่ 7. ฮีทปั๊ม water to water ขนาด 120 kW ความร้อนในโรงงานไทยออโต้เวิร์ค

การใช้ฮีตปั๊มอุ่นน้ำเข้าหม้อไอน้ำ

การผลิตความร้อนและไฟฟ้าขนาดเล็กต้องมีหม้อไอน้ำผลิตไอน้ำเพื่อผลิตไฟฟ้าและจำหน่าย น้ำคอนเดนเสทจากกังหันไอน้ำ น้ำกลับจากการจำหน่ายและน้ำเติมจะต้องเข้าDe-aeratorเพื่อไล่ก๊าซก่อนส่งน้ำเข้าหม้อไอน้ำ น้ำที่เข้าDe-aeratorผ่านการใช้งานจึงมีอุณหภูมิต่ำ สามารถใช้ฮีทปั๊มเพิ่มอุณหภูมิทำให้สามารถลดไอน้ำที่ใช้ไล่ก๊าซที่ De-aerator ลงได้ สามารถใช้ไอน้ำนี้ผลิตไฟฟ้าได้มากขึ้นเพื่อนำไฟฟ้ามาใช้กับฮีตปั๊ม ฮีตปั๊มให้น้ำเย็นไปใช้สำหรับระบบทำความเย็นเพื่อใช้หรือขายได้อีกด้วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสามารถใช้น้ำเย็นจากฮีทปั๊มลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซเพื่อเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าดังที่จะอธิบายต่อไป

ตัวอย่างที่ 1. โรงไฟฟ้าขนาดเล็กที่ใช้ก๊าซธรรมชาติlสำหรับหม้อไอน้ำและกังหันไอน้ำผลิตไฟฟ้าขนาด 80MW ต้องผลิตความร้อนจำหน่าย 0.05 ของค่าความร้อนจากเชื้อเพลิงทั้งหมด ตามตารางที่ 4.H/P=0.11 ประสิทธิภาพไฟฟ้า=0.47 น้ำคอนเดนเสทจากคอนเดนเซอร์มีอุณหภูมิ 40 เซลเซียส ประสิทธิภาพกังหันไอน้ำ 0.9 ต้องการทำน้ำเย็นและปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าโดยไม่กระทบต่อการขายความร้อนและไฟฟ้า ถ้าใช้เครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืนจะต้องดึงไอน้ำมาใช้ทำให้กระทบการจำหน่าย แต่ถ้าใช้ฮีทปั๊ม water to water จะได้ทั้งน้ำเย็นและลดการใช้เชื้อเพลิงตามการคำนวณต่อไปนี้

ความร้อนของเชื้อเพลิงที่ใช้ = 80/0.47 = 170.213 MW

ความร้อนที่จำหน่าย = 170.213*.05 = 8.5 MW

Loss ของโรงไฟฟ้า = 170.213-80-8.5 = 81.7 MW

ไอน้ำที่ต้องจำหน่าย = 8500/2100 = 4.05 kg/s(Evap.heat=2100kJ/kg)

ไอน้ำสำหรับกังหันไอน้ำ = 80000/0.9/2100 = 42.33 kg/s

ได้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น = 80000x4.05/42.33 = 7654.14 kW

Preheat to 55 C = (42.33+4.05)x4.186x(55-40) = 2912.2 kWความร้อน

ได้น้ำเย็น = 2912.2/4x3 = 2184.15 kWความเย็น (COPcool=3)

ฮีทปั๊มใช้ไฟฟ้า = 2912.2/4 = 728 kW (COPheat=4)

เมื่อเติมความร้อนจากฮีทปั๊มให้น้ำคอนเดนเสท ไอน้ำที่จะใช้อุ่นที่ Deaerator ลดลง จึงสามารถนำไอน้ำไปผลิตไฟฟ้าเพิ่มทดแทนไฟฟ้าที่นำมาใช้กับฮีทปั๊มเนื่องจากขายไฟฟ้าได้เท่าเดิม การขายความร้อนก็มีปริมาณเท่าเดิม ดังนั้นจึงต้องลดการใช้เชื้อเพลิงลง

ความร้อนที่ใช้ทั้งหมด(เชื้อเพลิงรวมฮีทปั๊ม)= (80+728/1000)/0.47 = 171.76 MWความร้อน

ลดเชื้อเพลิงลงเหลือ = (171.76-2912.2/1000)/170.213 = 0.992

ลดค่าเชื้อเพลิง =170.213x1000x3412/1000000x250x(1-.992)(ก๊าซ250บาท/ล้านบีทียู)

= 1161.5 บาท/ชั่วโมง = 10,035,650บาท/ปี (8640 ชั่วโมง/ปี)

และได้น้ำเย็นฟรี = 2184.15x3412/12000= 621 TR

ซึ่งนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าเพื่อลด Auxiliary power ได้ ทำให้สามารถลดเชื้อเพลิงลงได้แต่ไม่ได้แสดงในตัวอย่าง

ลดค่าไฟฟ้าเครื่องปรับอากาศ = 621x8640x3 = 16,096,320 บาท/ปี (ค่าไฟฟ้า 3บาท/ตัน-ชั่วโมง)

เงินลงทุนระบบฮีทปั๊ม 2912.2 kW = 43,683,000 บาท

ระยะเวลาคุ้มทุน = 43,683,000/(10,035,650+16,096,320)= 1.7 ปี(ขายน้ำเย็นได้ทั้งหมด)

การลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซ(Turbine inlet air cooling: TIC)

การกำหนดสมรรถนะของกังหันก๊าซตามมาตรฐาน ISO กำหนดที่อุณหภูมิ 15 ซ. (59 ฟาเรนไฮต์) เมื่ออากาศเข้ากังหันก๊าซมีอุณหภูมิสูงขึ้นจะมีผลกระทบต่อสมรรถนะของกังหันก๊าซดังนี้

1. กำลังการผลิตไฟฟ้าลดลง

2. เชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้าลดลง(Heat Rateเพิ่มขึ้น)

3. ลดค่าความร้อนอากาศ(Enthalpy) ที่ออกจากกังหันก๊าซ ทำให้ผลิตไอน้ำที่ HRSB ได้น้อยลง

เมื่อลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซลง ผลกระทบต่อการทำงานของกังหันก๊าซจะตรงกันข้ามกับทั้งสามข้อข้างต้นตามรูปที่ 8.

รูปที่ 8. แผนภูมิสมรรถนะการทำงานของกังหันก๊าซที่อุณหภูมิต่างๆ

ประเทศไทยมีภูมิอากาศร้อนชื้นทำให้การทำงานของกังหันก๊าซมีสมรรถนะต่ำ จากรูปที่ 8. เมื่ออุณหภูมิ 35เซลเซียส จะได้พลังงานจากกังหันก๊าซเพียง 0.86 เท่าของเมื่ออุณหภูมิ 15 เซลเซียส และใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นค่าความร้อน 1.07 เท่า เมื่อลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซ

ตัวอย่างที่ 2. โรงไฟฟ้ากังหันก๊าซที่ใช้ก๊าซธรรมชาติขนาด 80MW มีการผลิตความร้อน 0.05 ของค่าความร้อนจากเชื้อเพลิงทั้งหมด ตามตารางที่ 4. เมื่อ H/P=0.11 ประสิทธิภาพไฟฟ้า=0.47 ใช้กังหันก๊าซผลิตไฟฟ้าร่วมกับกังหันไอน้ำ อุณหภูมิอากาศ 35เซลเซียส Cogen Heat efficiency 0.47,Overall efficiency 0.52 อัตราส่วนการเผาไหม้อากาศ:ก๊าซธรรมชาติ 9.5 โดยปริมาตร ค่าความร้อนก๊าซธรรมชาติ 9000 kcal/Nm3

ตารางที่ 5. แสดงการคำนวณของตัวอย่างที่ 2. ซึ่งคอลั่ม A เป็นการทำงานปกติ คอลั่ม B เป็นการทำงานเมื่อใช้เครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืนลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซที่ 15 ซ. และคอลั่ม C ใช้ฮีทปั๊ม water to water ทำน้ำเย็นแทนเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืน และใช้ความร้อนจากฮีตปั๊มอุ่นน้ำคอนเดนเสท การคำนวณใช้วิธี iteration

ตารางที่ 5. การคำนวนการทำงานของโรงไฟฟ้าตามตัวอย่างที่2.

คอลั่ม A ความร้อนจากเชื้อเพลิงทั้งหมด = 80/.47 = 170.21 MW ความร้อน

ความร้อนจำหน่าย = 170.21x 0.05 = 8.51 MW ความร้อน

สมมุติค่าไฟฟ้าที่จำหน่ายรวมไฟฟ้าที่ใช้ในโรงไฟฟ้า เป็น ไฟฟ้าที่ผลิตจากกังหันก๊าซ

ใช้ heat rate คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าวนจนได้การผลิตที่ถูกต้อง

ความร้อนจากกังหันก๊าซมาที่ HRSG คือความร้อนเชื้อเพลิง-ไฟฟ้าที่ผลิต+ความร้อนจากSupplementary fire

ความร้อนมาที่กังหันไอน้ำเท่ากับความร้อนมาที่ HRSG-Stack loss(15%)-ความร้อนจำหน่าย

จากประสิทธิภาพกังหันไอน้ำสามารถหาค่าไฟฟ้าจากกังหันไอน้ำได้

กรณีที่ 1 (คอลั่ม B) โรงไฟฟ้าไม่สามารถผลิตไฟฟ้าเกินที่กำหนดได้ เมื่อลดอุณหภุมิทำให้กังหันก๊าซผลิตไฟฟ้าได้มากขึ้น จึงสมมุติค่าความร้อนจากเชื้อเพลิงลดลงแล้วคำนวณตามขั้นตอนเหมือนเดิม ที่ต่างไปคือ คำนวนค่าไอน้ำที่มาใช้กับเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืน

ใช้อากาศ = 54680/9000x.252x3412x9.5 = 49624 Nm3/h

จาก Psychrometric Chart ต้องใช้ 837 kW ความเย็น เพื่อทำให้อากาศจาก 35 เซลเซียสมีอุณหภูมิลดลงแล้วให้ความร้อน 44kW เพิ่มอุณหภูมิเป็น 15 เซลเซียสเพื่อป้องกันละอองน้ำเข้ากังหันก๊าซ

รูปที่ 9. Psychrometric Chart แสดงการลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซ

ใช้เครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืนชนิด 2 ชั้น ประสิทธิภาพการทำความเย็น 1.0ใช้ไอน้ำที่ 3บาร์ลดอุณหภูมิอากาศทำให้ได้ไฟฟ้าที่กังหันก๊าซมากขึ้น

ต้องผลิตไอน้ำ.ให้เครื่องดูดกลืน = 837/1 = 837 kW ความร้อน

ขนาดความเย็น = 837x3412/12000 = 238 TR

ความร้อนที่มาที่กังหันไอน้ำเท่ากับความร้อนจากHRSG – ความร้อนที่ให้เครื่องทำน้ำเย็น – ความร้อนที่จำหน่าย – ความร้อนที่ใช้เพิ่มอุณหภูมิ

จากประสิทธิภาพของกังหันไอน้ำก็สามารถคำนวณไฟฟ้าที่ผลิตจากกังหันไอน้ำได้ จึงคำนวณวนโดยแก้ไขค่าความร้อนจากเชื้อเพลิงจนได้การจำหน่ายไฟฟ้าที่ต้องการ

ราคาก๊าซ 200 บาท/ล้านบีทียู และโรงไฟฟ้าทำงานปีละ 365x24-840=7920 ชั่วโมง

ประหยัดเชื้อเพลิง = (170.21-162.6)x1000x3412/1000000x200x7920

= 41,129,067 บาท/ปี

ราคาระบบทำความเย็นแบบดูดกลืน 238 TR พร้อมอุปกรณ์ และการดัดแปลงIntake 45,000,000 บาท

ระยะเวลาคุ้มทุน 1.09 ปี

กรณ๊ที่ 2.(คอลั่ม C) ใช้ฮีทปั๊มทำน้ำเย็นลดอุณหภูมิอากาศ COP=3 ได้ความร้อนเพิ่มอุณหภูมิน้ำคอนเดนเสท COP=4

เหมือนกรณีที่ 1. สมมุติค่าความร้อนจากเชื้อเพลิง คำนวณไปตามลำดับแล้วจึงมาแก้ค่าความร้อนของเชื้อเพลิงจนได้ไฟฟ้าที่ผลิตตามต้องการ ที่เปลี่ยนไปคือ

ใช้ไฟฟ้าสำหรับฮีทปั๊มทำน้ำเย็น = 837/3 = 279 kW

ความร้อนที่ได้สำหรับคอนเดนเสท= 837/3x4 = 1120 kW ความร้อน

กำลังไฟฟ้าที่ใช้ในโรงไฟฟ้เพิ่มขึ้น เท่ากับไฟฟ้าที่ใช้กับฮีทปั๊ม

ความร้อนที่มาที่กังหันไอน้ำเท่ากับความร้อนจาก HRSG+ความร้อนจากฮีทปั๊ม – ความร้อนที่จำหน่าย – ความร้อนที่ใช้เพิ่มอุณหภูมิอากาศ

ราคาก๊าซ 200 บาท/ล้านบีทียู และโรงไฟฟ้าทำงานปีละ 365x24-840=7920 ชั่วโมง (หยุดซ่อมมากที่สุด)

ประหยัดเชื้อเพลิง = (170.21-161.25)x1000x3412/1000000x200x7920

= 48,425,288 บาท/ปี

ราคาระบบHeat Pump 885 kW ความร้อน 120 TR พร้อมอุปกรณ์ 35,000,000 บาท

ระยะเวลาคุ้มทุน 0.72 ปี

บทส่งท้าย

โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม ที่เป็นโรงไฟฟ้าขนาดเล็กมากมักจะใช้พลังงานความร้อนเอง ไม่เดือดร้อนที่จะต้องหาลูกค้าที่ใช้ความร้อนเพื่อนำมาขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในขณะที่โรงไฟฟ้าขนาดเล็กถูกกำหนดให้จำหน่ายความร้อนซึ่งจะหาลูกค้าที่ใช้ความร้อนได้ยากกว่าและมีต้นทุนการจัดจำหน่ายสูง

ในกรณีที่ไม่สามารถขายไอน้ำได้ จำเป็นต้องติดตั้งเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืนซึ่งใช้ไอน้ำมาผลิตน้ำเย็นจำหน่ายแทน จะมีต้นทุนระบบน้ำเย็นสูงขึ้น ทั้งต้ยทุนระบบน้ำเย็นและต้นทุนการผลิตน้ำเย็นเพราะไอน้ำไม่ใช่ Waste steam จึงมีต้นทุน และเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืนมีประสิทธิภาพต่ำ และต้องมีการบำรุงรักษาที่ดี ถ้าจำเป็นต้องผลิตน้ำเย็นสำหรับจำหน่ายควรใช้อีทปั๊มแบบ water to water ซึ่งได้ทั้งน้ำเย็นและได้ความร้อนเพิ่มอุณหภูมิให้น้ำคอนเดนเสททำให้โรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพโดยรวมดีขึ้น ลดการใช้เชื้อเพลิงลงได้

ถ้าใช้กังหันก๊าซ สามารถใช้ระบบน้ำเย็นเพื่อลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซ(TIC:Turbine Inlet Cooling)ซึ่งจะทำให้ประสิทธิภาพโดยรวมของการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นตามตัวอย่าง และถ้าใช้ฮีทปั๊มแบบ water to water จะได้น้ำเย็นสำหรับลดอุณหภูมิอากาศเข้ากังหันก๊าซและในขณะเดียวกันใด้ความร้อนเพิ่มอุณหภูมิให้น้ำคอนเดนเสท ทำให้สามารถเพิ่มประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าได้ทั้งสองทาง ประหยัดได้มากกว่าเครื่องทำน้ำเย็นแบบดูดกลืน ราคาถูกกว่า ระยะเวลาการคืนทุนสั้นกว่ามาก

เอกสารอ้างอิง

1. Best Practice Manual, COGENERATION, by Devki Energy Consultancy Pvt. Ltd., India

2. “ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก” สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ COGENERATION :การไฟฟ้านครหลวง : การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค

3. “ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก” เฉพาะการผลิตไฟฟ้าระบบ COGENERATION :การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย : การไฟฟ้านครหลวง : การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค พ.ศ. 2550

4. Gasturbine Air Cooling System : AIRCLIMA Research

5. การทำงานของฮีตปั๊ม: parameth.info

6. Technologies and Economics of Turbine Inlet Cooling Application in Cogeneration : Dharam V. Punwani, Avalon Consulting, Inc. Presented at The Midwest Cogeneration Association and The The Illinois Water Works Association Conference at Countryside, IL, May 6, 2008

7. GE Gas Turbine Performance Characteristics, Frank J Brooks, GE Power System, Schenectady, NY

8. Improve Steam Turbine Efficiency, Patel M.R., Navin Nath, Indian Farmer Fertiliser Cooperative Limited