โดย นายดุสิต สมใจ

---

HIGHLIGHTS

• เดิมโรงงานใช้ก๊าซเชื้อเพลิงจากก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ต่อมาต้องการเปลี่ยนมาใช้ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นเชื้อเพลิง จึงนำท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีอยู่เดิมบางส่วนมาใช้เป็นส่วนหนึ่งของท่อก๊าซธรรมชาติ
• การออกแบบระบบท่อสำหรับก๊าซเชื้อเพลิงทั้ง 2 ชนิด ต้องเป็นไปตามมาตรฐาน ASME B31.3 Process Piping และเป็นไปตามกฎหมายที่กำกับดูแลโดยกรมธุรกิจพลังงาน
• การตรวจสอบท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิม ก่อนนำมาใช้เป็นท่อก๊าซธรรมชาติ

---

1. ความเป็นมา

โรงงานอุตสาหกรรมส่วนใหญ่ ใช้พลังงานความร้อนที่เกิดจากกระบวนการเผาไหม้จากก๊าซเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas: LPG) และก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas: NG) โดยทั่วไป โรงงานจะเลือกใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวหรือก๊าซธรรมชาติอย่างใดอย่างหนึ่ง โดยโรงงานจะลงทุนระบบใหม่และยกเลิกระบบเดิม แต่ในปัจจุบัน โรงงานอุตสาหกรรมสามารถใช้งานก๊าซเชื้อเพลิงทั้งสองชนิดได้โดยไม่ต้องยกเลิกระบบเดิม ดังเช่นโรงงานที่กล่าวถึงในบทความนี้

เดิมโรงงานนี้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว เพื่อนำก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับหม้อไอน้ำ (Boiler) ในโรงงาน ต่อมาโรงงานมีความประสงค์จะใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงให้กับหม้อไอน้ำ (Boiler) เพื่อเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกด้วย โดยในช่วงที่ก๊าซปิโตรเลียมเหลวแพงก็จะเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ จะพิจารณาจากราคาก๊าซเป็นหลัก และหากราคาก๊าซธรรมชาติแพงขึ้นถึงจุดหนึ่ง โรงงานก็สามารถเปลี่ยนกลับมาใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ หากโรงงานต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ต้องพิจารณาถึงความสะดวกในการจัดหาเชื้อเพลิง เนื่องจากก๊าซธรรมชาติจะถูกจัดส่งจากระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อเป็นหลัก หรือหากโรงงานตั้งอยู่นอกแนวท่อส่งก๊าซ โรงงานสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติจากรถขนส่งก๊าซธรรมชาติอัด (Compressed Natural Gas : CNG) ซึ่งเป็นการขนส่งก๊าซธรรมชาติที่อยู่ในสถานะก๊าซได้

ปัจจุบัน การขนส่งก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas) ซึ่งเป็นก๊าซธรรมชาติที่อยู่ในสถานะของเหลวโดยรถขนส่งก๊าซได้รับความนิยมมากขึ้น เนื่องจากสามารถขนส่งได้ปริมาณมากกว่าการขนส่งก๊าซธรรมชาติที่อยู่ในสถานะก๊าซ ดังนั้น การขนส่งก๊าซธรรมชาติเหลวไปยังโรงงานที่อยู่นอกแนวเส้นท่อของระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อจึงมีความคุ้มค่ามากขึ้น

รถขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ซ้าย) ถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (กลาง) และเครื่องจักรภายในโรงงาน (ขวา)

รูปที่ 1 การใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวเป็นเชื้อเพลิงในโรงงาน
บทความนี้เป็นการเผยแพร่แนวทางการพิจารณากรณีการใช้ท่อก๊าซธรรมชาติร่วมกับท่อก๊าซปิโตรเลียม
เหลวสำหรับสถานประกอบการที่ประกอบกิจการควบคุมประเภทที่ 3 ตาม พ.ร.บ.น้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542

ระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (บน ซ้าย) รถขนส่งก๊าซธรรมชาติอัด (บน ขวา) และรถขนส่งก๊าซธรรมชาติเหลว (ล่าง)
รูปที่ 2 การขนส่งก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน

2. ภารกิจของกรมธุรกิจพลังงานในการกำกับดูแลก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงตามคำนิยามของ “น้ำมันเชื้อเพลิง” ตาม พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550  ซึ่งให้ความหมายของน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ดังนี้

(1) ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว น้ำมันดิบ น้ำมันเบนซิน น้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องบิน น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา และน้ำมันหล่อลื่น

(2) สิ่งอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นวัตถุดิบในการกลั่นหรือผลิตเพื่อให้ได้มาซึ่งผลิตภัณฑ์ที่ใช้หรืออาจใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่น หรือสิ่งอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่น ทั้งนี้ ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนดในราชกิจจานุเบกษา

ดังนั้น เมื่อโรงงานนำก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงจึงเข้าข่ายการมีน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ในครอบครอง ซึ่งตาม พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542  นิยามการมีไว้ในครอบครอง หมายความว่า “การมีไว้ในครอบครองไม่ว่าเพื่อตนเองหรือผู้อื่น และไม่ว่าจะเป็นกรณีมีไว้เพื่อจำหน่าย เพื่อขนส่ง เพื่อใช้ หรือเพื่อประการอื่นใด และให้หมายความรวมถึงการทิ้งหรือปรากฏในบริเวณที่อยู่ในความครอบครองด้วย”

โดยโรงงานที่นำก๊าซทั้งสองชนิดมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเข้าข่ายเป็นการประกอบกิจการควบคุมประเภทที่ 3 ซึ่งต้องได้รับใบอนุญาตจากกรมธุรกิจพลังงานก่อนจึงจะประกอบกิจการได้ โดยที่กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556  กำหนดให้สถานประกอบการที่นำก๊าซทั้ง 2 ชนิดมาใช้เป็นเชื้อเพลิงไว้ดังนี้

(1) สถานที่เก็บรักษาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ประเภทสถานที่ใช้ คือ สถานที่ที่ใช้ในการเก็บก๊าซปิโตรเลียมเหลวไว้เพื่อการใช้เอง (เรียกสั้นๆ ว่า สถานที่ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว) มี 3 ลักษณะ คือ

(ก) ลักษณะที่หนึ่ง ได้แก่ สถานที่ใช้ซึ่งใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากถังก๊าซปิโตรเลียมเหลวหุงต้มที่มีปริมาณเกิน 200 ลิตร แต่ไม่เกิน 500 ลิตร

(ข) ลักษณะที่สอง ได้แก่ สถานที่ใช้ซึ่งใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากถังก๊าซปิโตรเลียมเหลวหุงต้มที่มีปริมาณเกิน 500 ลิตร แต่ไม่เกิน 1,000 ลิตร

(ค) ลักษณะที่สาม ได้แก่ สถานที่ใช้ซึ่งใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีปริมาณเกิน 1,000 ลิตรขึ้นไป

จากลักษณะการประกอบกิจการในปัจจุบัน สถานที่ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ลักษณะที่หนึ่งและสอง จะมีรูปแบบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากถังก๊าซปิโตรเลียมเหลวหุงต้ม ส่วนสถานที่ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ลักษณะที่สามเป็นการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว

การใช้ก๊าซจากถังก๊าซปิโตรเลียมเหลวหุงต้ม (ซ้าย)        การใช้ก๊าซจากถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว(ขวา)
รูปที่ 3 รูปแบบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวเป็นเชื้อเพลิงในโรงงาน

 (2) สถานที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ สถานที่ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรมตามกฎหมายว่าด้วยโรงงาน

การใช้ก๊าซระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (ซ้าย) การใช้ก๊าซจากถังขนส่งก๊าซธรรมชาติอัด (กลาง)

การใช้ก๊าซจากถังเก็บและจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (ขวา)
รูปที่ 4 รูปแบบการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในโรงงาน

บทความนี้ กล่าวถึงโรงงานที่ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว โรงงานดังกล่าวจึงมีการขออนุญาตและได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการสถานที่เก็บรักษาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ประเภทสถานที่ใช้ ลักษณะที่สาม (ใบอนุญาต ธพ.ก.2) ต่อมาโรงงานต้องการเปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงจึงต้องยื่นขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการสถานที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ (ใบอนุญาต ธพ.ช.2) อีกหนึ่งใบอนุญาต ทั้งนี้ โรงงานตั้งอยู่นอกเส้นทางของระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ จึงเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวจากถังเก็บและจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว

3. วิธีการนำก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติเหลวไปใช้เป็นเชื้อเพลิง

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่นำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงของหม้อไอน้ำภายในโรงงาน ได้จากการนำก๊าซปิโตรเลียมเหลวในถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไหลผ่านเครื่องทำไอก๊าซ (Vaporizer) เพื่อแปรสภาพของเหลวเป็นไอก๊าซ จากนั้นปรับลดความดันก๊าซก่อนวางท่อไปยังหม้อไอน้ำ

รูปที่ 5 ถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ซ้าย)  และเครื่องทำไอก๊าซ (ขวา)  

ส่วนการนำก๊าซธรรมชาติเหลวมาใช้งานนั้นก็เป็นไปในหลักการเดียวกันกับก๊าซปิโตรเลียมเหลว กล่าวคือ นำก๊าซธรรมชาติเหลวจากถังเก็บและจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว เปลี่ยนสถานะของเหลวให้กลับไปเป็นสถานะก๊าซอีกครั้งด้วยเครื่องทำไอก๊าซ โดยการเพิ่มอุณหภูมิให้อยู่ที่ 10 – 25 °C (เรียกกระบวนการนี้ว่าREGASFICATION PROCESS) จากนั้นผ่านอุปกรณ์ปรับลดแรงดันจนได้ความดันที่ต้องการและนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป

รูปที่ 6 ถังเก็บและจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (ซ้าย)  และเครื่องทำไอก๊าซ (ขวา)  

จะเห็นได้ว่า ลักษณะการใช้งานของก๊าซเชื้อเพลิงทั้งสองชนิดมีความคล้ายกัน และหากโรงงานต้องการนำก๊าซธรรมชาติเหลวมาใช้งานทดแทนก๊าซปิโตรเลียมเหลว จึงต้องพิจารณาว่ามีอุปกรณ์ใดบ้างของระบบก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่สามารถนำมาใช้ร่วมกันกับระบบของก๊าซธรรมชาติได้

4. สิ่งที่ต้องพิจารณาในการเลือกใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ

4.1 คุณสมบัติระหว่างก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติเหลว

ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)  คือก๊าซธรรมชาติที่ถูกเปลี่ยนสถานะจากก๊าซให้เป็นของเหลว เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอนซึ่งมีองค์ประกอบของก๊าซมีเทน (Methane) เป็นส่วนใหญ่ เนื่องจากหากอยู่ในสถานะก๊าซ การขนส่งไปยังผู้ใช้จะขนส่งผ่านทางท่อในรูปก๊าซภายใต้ความดันสูง หรือต้องบรรจุลงในถังรับแรงดันในสถานะก๊าซธรรมชาติอัดโดยใช้ความดันสูง หรือที่เรียกว่า CNG แต่หากทำให้อยู่ในสถานะของเหลวโดยลดอุณหภูมิลงถึง –161 องศาเซลเซียส จะได้ของเหลวที่เรียกว่า Liquefied Natural Gasหรือ LNG ทำให้มีปริมาตรลดลงประมาณ 600 เท่าจากสถานะก๊าซ จึงสามารถจัดเก็บและขนส่งได้สะดวกขึ้น และเมื่อถึงปลายทางก่อนนำมาใช้งาน ก็จะทำให้ของเหลวเปลี่ยนสถานะกลับเป็นก๊าซอย่างเดิม

ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นสารประกอบไฮโดรคาร์บอน ซึ่งมีองค์ประกอบของก๊าซโพรเพน (Propane) เป็นส่วนใหญ่ จึงเป็นก๊าซที่หนักกว่าอากาศ โดยตัว LPG เองไม่มีสี ไม่มีกลิ่นเช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติ แต่เนื่องจากเป็นก๊าซที่หนักกว่าอากาศจึงมีการสะสมและลุกไหม้ได้ง่าย ดังนั้น จึงมีข้อกำหนดให้เติมสารมีกลิ่น เพื่อเป็นการเตือนภัยหากเกิดการรั่วไหล ก๊าซปิโตรเลียมเหลวส่วนใหญ่จะใช้เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือนและโรงงานอุตสาหกรรม โดยบรรจุเป็นของเหลวใส่ถังที่รับความดันสูงได้เพื่อให้ขนส่งได้สะดวก

ตารางที่ 1 เปรียบเทียบคุณสมบัติของ LNG กับ LPG

คุณสมบัติ	LNG	LPG
สถานะ	ของเหลว	ของเหลว
ความเป็นพิษ	ไม่มี	ไม่มี
จุดวาบไฟ	-188	-104
จุดเดือด (องศาเซลเซียส)	-161	-42
อุณหภูมิจุดระเบิดในอากาศ (องศาเซลเซียส)	540	400
ช่วงติดไฟในอากาศ (ร้อยละโดยปริมาตร)	ค่าสูง 15 ค่าต่ำ 5	ค่าสูง 9.5 ค่าต่ำ 2.1

4.2 กระบวนการเผาไหม้ของก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติเหลว
เมื่อไฮโดรคาร์บอนถูกเผาไหม้ ผลผลิตที่ได้จะเป็น ความร้อน ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และไอน้ำ ตามสมการ

C_xH_y + (x + y/4) O₂ → x CO₂ + y/2 H₂O + ความร้อนจากการเผาไหม้ + ความร้อนจากการควบแน่นของไอน้ำ (1)
(เมื่อ x และ y คือ จำนวนอะตอมคาร์บอนและไฮโดรเจนในสารประกอบไฮโดรคาร์บอนนั้นๆ)

ค่าความร้อนของเชื้อเพลิงแบ่งออกเป็นค่าความร้อนสูง (Higher heating value, HHV) คือ ค่าความร้อนที่รวมความร้อนที่ได้รับจากการควบแน่นของไอน้ำ และค่าความร้อนต่ำ (Lower heating value, LHV) คือ ค่าความร้อนที่ไม่คำนึงถึงความร้อนที่ได้รับจากการควบแน่นของไอน้ำ ซึ่งก๊าซเชื้อเพลิงทั้ง 2 ชนิดให้ค่าความร้อนไม่เท่ากัน ดังตารางที่ 2

ตารางที่ 2 แสดงค่าความร้อนระหว่างก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ

ชนิดก๊าซเชื้อเพลิง	ค่าความร้อนสูง HHV	ค่าความร้อนต่ำ LHV
ก๊าซปิโตรเลียมเหลว	26.50 MJ/L	23.67 MJ/L
ก๊าซธรรมชาติ	38.45 MJ/m3	34.33 MJ/m3

ที่มา : คู่มือการใช้งานและดูแลบำรุงรักษาหม้อต้มที่ใช้ของเหลวเป็นสื่อนำความร้อน กรมโรงงานอุตสาหกรรม
รูปที่ 7 หลักการเบื้องต้นของกระบวนการเผาไหม้  
การเปรียบเทียบค่าความร้อน นิยมใช้ค่าดัชนีวอบบี้ (Wobbe Index ; WI)
เมื่อ WI คือ ค่าความร้อนต่อมวล หรือ ค่าความร้อนต่อปริมาตร (ใช้หน่วยมวลหรือปริมาตรก็ได้)

เมื่อ S คือ ค่าความถ่วงจำเพาะของก๊าซ

ตารางที่ 3 แสดงค่าดัชนี Wobbe ระหว่างก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ

ชนิดก๊าซเชื้อเพลิง	ค่าดัชนี Wobbe (MJ/m3)	ค่าดัชนี Wobbe (Btu/Scf)
ก๊าซปิโตรเลียมเหลว	81.27	2,181.33
ก๊าซธรรมชาติ	50.53	1,356.22

หมายเหตุ:
 – ก๊าซ 1 Scf หมายถึง ก๊าซ 1 ลูกบาศก์ฟุตที่สภาวะมาตรฐาน (อุณหภูมิ 15.6 ^°C ความดัน 101.32 kPa สมบูรณ์)
 – ค่าดัชนี Wobbe อาจแตกต่างจากค่าในตารางได้เนื่องจากสัดส่วนของสารประกอบในเชื้อเพลิงชนิดเดียวกันไม่เท่ากัน

ทั้งนี้ ก๊าซใดๆก็ตาม หากมีดัชนี Wobbe เท่ากัน อาจนำมาใช้แทนกันได้ในเชิงความร้อนที่ได้ต่อมวล แต่ต้องพิจารณาคุณสมบัติอื่นๆ ประกอบด้วย เช่น ความเป็นกรด การกัดกร่อน การกำจัดผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการเผาไหม้

5. การพิจารณาความเหมาะสมในการนำระบบท่อและอุปกรณ์เดิมของก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาใช้กับก๊าซธรรมชาติ
5.1 หม้อไอน้ำ (Boiler)

            ส่วนใหญ่หม้อไอน้ำต้องการก๊าซที่มีความดันที่หัวเผาต่ำมาก ดังนั้นการจ่ายก๊าซต้องลดความดันก่อนเข้าหม้อไอน้ำให้เหลือความดันประมาณ 29 psi จากนั้นหัวเผาของหม้อไอน้ำจะมีระบบลดความดันก๊าซ จากความดัน 29 psi ลงมาให้เหมาะสมกับหัวเผา (Burner) ของหม้อไอน้ำในแต่ละรุ่นแต่ละยี่ห้อ

รูปที่ 8 หม้อไอน้ำซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง

5.2 หัวเผา (Burner)
            หัวเผาเป็นอุปกรณ์ซึ่งทำหน้าที่ป้อนก๊าซเชื้อเพลิงและอากาศเข้าผสมกัน ก่อให้เกิดการเผาไหม้ในอัตราที่เหมาะสม และได้เป็นพลังงานความร้อนออกมา

หัวเผาแบบผสมเชื้อเพลิงกับอากาศก่อนป้อนเข้าเผาไหม้ (ซ้าย) หัวเผาแบบผสมกันภายในหัวเผา (ขวา)
ที่มา : คู่มือการใช้งานและดูแลบำรุงรักษาหม้อต้มที่ใช้ของเหลวเป็นสื่อนำความร้อน กรมโรงงานอุตสาหกรรม
รูปที่ 9 หัวเผาแบบต่างๆ

หากต้องการเปลี่ยนชนิดก๊าซเชื้อเพลิง จำเป็นต้องพิจารณาอัตราการไหลของก๊าซเชื้อเพลิงผ่านรู Nozzle ของหัวเผา (Burner) โดยพิจารณาจากสมการดังนี้

และเมื่อคำนวณเป็นพลังงาน (H) ที่เข้าสู่เครื่องจักรหรือหัวเผา ทำได้โดยการคูณสมการนี้ด้วยค่าความร้อน จะได้

เมื่อ H คือ ปริมาณพลังงานที่เข้าสู่เครื่องจักรหรือหัวเผา (watt)

จากสมการจะเห็นว่า ถ้าคุณสมบัติของก๊าซเชื้อเพลิงมีการเปลี่ยนแปลงของค่า WI จะส่งผลต่อปริมาณพลังงาน (H) ที่เข้าเครื่องจักร โดย

ถ้าค่า WI ลดลงแล้วค่า Heat Input (H) จะลดลงด้วย ดังนั้น ถ้าต้องการ H เท่าเดิม ต้องเพิ่ม Q

ถ้าค่า WI เพิ่มขึ้นแล้วค่า Heat Input (H) จะเพิ่มขึ้นด้วย แต่หากระหว่างกระบวนการเผาไหม้มีอากาศไม่พอ จะเกิดการเผาไหม้ไม่สมบูรณ์ ดังนั้น ต้องลด Q เพื่อให้พลังงานความร้อน H เท่าเดิม

หากต้องการเปลี่ยนจากก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาใช้กับก๊าซธรรมชาติ โดยต้องการปริมาณพลังงานเท่าเดิม (H₁ = H₂) และใช้หัวเผาเดิม ( A₀₁ = A₀₂) พิจารณาสมการดังต่อไปนี้

หากเปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติต้องใช้ค่าความดันใหม่ (p₂) ที่มากกว่าความดันเดิม (p₁) ถึง 2.58 เท่า ดังนั้น  ต้องตรวจสอบความสามารถในการรับความดันของระบบท่อและหัวเผาเดิมก่อนเปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติ

          เมื่อพิจารณาอีกทางเลือกหนึ่ง คือ เปลี่ยนจากก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาใช้กับก๊าซธรรมชาติ โดยต้องการปริมาณพลังงานเท่าเดิม (H₁ = H₂)  และความดันใช้งานเท่าเดิม (P₁ = P₂)  แต่เปลี่ยนขนาด Nozzle

หากเปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติต้องขนาดเปลี่ยนหัว nozzle ใหม่ (D₂) โดยใช้ขนาดที่ใหญ่กว่าขนาดเดิม(D₁)  1.26 เท่า ดังนั้น หากเลือกทางเลือกนี้ สามารถใช้ความดันของระบบท่อและอุปกรณ์เดิมได้ แต่ต้องเปลี่ยนขนาดของหัวเผา

5.3 ท่อและอุปกรณ์ประกอบท่อ

กรณีที่โรงงานต้องการใช้ท่อและอุปกรณ์ประกอบท่อเดิมของระบบก๊าซปิโตรเลียมเหลว มีสิ่งที่ต้องพิจารณาดังนี้     
(1) ข้อกฎหมายของกรมธุรกิจพลังงาน
ด้านก๊าซปิโตรเลียมเหลว :
กฎกระทรวงสถานที่เก็บรักษาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ประเภทสถานที่ใช้ พ.ศ. 2562
กฎหมายข้างต้นไม่ได้มีข้อกำหนดว่า ห้ามนำท่อที่เคยผ่านการใช้งานแล้วมาใช้งานอีก

ด้านก๊าซธรรมชาติ :
ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง หลักเกณฑ์และมาตรฐานความปลอดภัยของสถานที่ใช้ก๊าซธรรมชาติที่กรมธุรกิจพลังงานรับผิดชอบ พ.ศ. 2550
ประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง หลักเกณฑ์ มาตรฐาน การออกแบบ สร้าง ตรวจสอบและทดสอบ การทำเครื่องหมาย หรือข้อความ ภาชนะบรรจุก๊าซ เครื่องสูบอัดก๊าซ ระบบท่อก๊าซ อุปกรณ์ก๊าซ และสถานีควบคุม พ.ศ.2550
ประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง หลักเกณฑ์ มาตรฐาน การก่อสร้างและการติดตั้งสถานีควบคุม ภาชนะบรรจุก๊าซ เครื่องสูบอัดก๊าซ  ระบบท่อก๊าซ และอุปกรณ์ก๊าซ พ.ศ.2550
กฎหมายข้างต้นไม่ได้มีข้อกำหนดที่ห้ามนำท่อที่เคยผ่านการใช้งานแล้วมาใช้งานอีก

(2) มาตรฐานการออกแบบ และก่อสร้าง
การออกแบบและก่อสร้างระบบท่อก๊าซและอุปกรณ์ก๊าซของทั้งก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติใช้มาตรฐาน ASME B31.3 Process Piping โดยใน Chapter III Materials ของมาตรฐาน ASME B31.3 -2018 กล่าวถึง Reclaimed Materials ว่า “Sufficient cleaning and inspection shall be made to determine minimum wall thickness and freedom from imperfections that would be unacceptable in the intended service” กล่าวคือ ท่อที่นำมาใช้ต้องสะอาดและตรวจสอบอย่างเพียงพอเพื่อใช้ในการคำนวณความหนาของผนังท่อได้ และต้องไม่พบความบกพร่องใดๆที่ท่อที่จะทำให้ไม่สามารถนำท่อดังกล่าวมาใช้งานได้ ดังนั้น ท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมสามารถนำมาใช้ได้แต่ต้องเข้าเงื่อนไขตามที่กล่าวมา

เมื่อทั้งกฎหมายและมาตรฐานออกแบบไม่ได้มีข้อห้ามในการนำท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมมาใช้แล้ว สิ่งที่ต้องพิจารณาต่อไปคือ ท่อและอุปกรณ์ตัวใดบ้างที่จะนำมาใช้ร่วมกัน

หากแบ่งส่วนระบบท่อและอุปกรณ์โดยเริ่มตั้งแต่ถังเก็บและจ่ายก๊าซ (ทั้งก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ) จนถึงหม้อไอน้ำ สามารถแบ่งได้ 3 ส่วน ดังรูปที่ 10

          ส่วนที่ 1 จากถังเก็บและจ่ายก๊าซไปยังเครื่องทำไอก๊าซ (Vaporizer)
          ส่วนที่ 2 จากเครื่องทำไอก๊าซ (Vaporizer) ไปยังอุปกรณ์ปรับลดความดันก๊าซ (Regulator)
          ส่วนที่ 3 จากอุปกรณ์ปรับลดความดันก๊าซ (Regulator)ไปยังหม้อต้มไอน้ำ (Boiler)

          เนื่องจากคุณสมบัติของก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติมีความแตกต่างกัน โดยเฉพาะอุณหภูมิและความดัน การใช้อุปกรณ์ต่างๆในระบบท่อของเชื้อเพลิงทั้ง 2 ชนิด จึงมีคุณลักษณะเฉพาะ (Specification) แตกต่างกัน จากรูปที่ 10 เห็นได้ว่า ถังเก็บและจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวซึ่งมีลักษณะเป็นถัง 2 ชั้น (double-layered container) รวมทั้งเครื่องทำไอก๊าซและอุปกรณ์ปรับลดแรงดันของก๊าซธรรมชาติเหลวจะอยู่ภายในบ่อกักเก็บก๊าซธรรมชาติเหลว ซึ่งมีไว้เพื่อป้องกันไม่ให้ก๊าซธรรมชาติเหลวรั่วไหลออกนอกบ่อในกรณีที่มีการรั่วไหลของก๊าซธรรมชาติเหลว อีกทั้งวัสดุที่ใช้ทำถัง ท่อ หรืออุปกรณ์ต่างๆ ในพื้นที่ดังกล่าวต้องสามารถทนอุณหภูมิติดลบของก๊าซธรรมชาติเหลวได้ โดยส่วนใหญ่นิยมใช้วัสดุที่ทำจากเหล็กกล้าไร้สนิม เช่น ถังชั้นในซึ่งสัมผัสก๊าซธรรมชาติเหลวจะใช้แผ่นเหล็กกล้าไร้สนิมที่ผลิตขึ้นตามมาตรฐาน ASTM A240 และใช้ท่อเหล็กกล้าไร้สนิมซึ่งผลิตขึ้นตามมาตรฐาน ASTM A312  ดังนั้น ความเป็นไปได้ทางวิศวกรรมที่จะนำท่อมาใช้ร่วมกันจึงควรอยู่ในส่วนที่ 3 ของรูปที่ 10 คือ จากอุปกรณ์ปรับลดความดันก๊าซ (Regulator) ไปยังหม้อไอน้ำ โดยควรเลือกช่วงท่อที่ออกจากพื้นที่กักเก็บก๊าซธรรมชาติเหลวไปแล้ว เนื่องจากก๊าซเชื้อเพลิงในส่วนนี้จะอยู่ในสถานะก๊าซซึ่งมีความดันก๊าซต่ำและไม่จำเป็นต้องใช้ท่อที่ทนอุณหภูมิติดลบนั่นเอง

รูปที่ 10 ผังแสดงการใช้ท่อก๊าซธรรมชาติร่วมกับท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเป็นเชื้อเพลิง

ท่อที่ออกจากพื้นที่กักเก็บก๊าซธรรมชาติเหลว (ซ้าย)      ท่อที่ออกจากพื้นที่ตั้งกลุ่มถังเก็บและจ่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ขวา)
รูปที่ 11 ท่อส่วนที่ 3 ซึ่งออกจากอุปกรณ์ปรับลดความดันก๊าซ (Regulator) ไปยังหม้อไอน้ำ

6. การตรวจสอบท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมก่อนนำมาใช้เป็นท่อก๊าซธรรมชาติ

การสำรวจท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ติดตั้งอยู่เดิม (ส่วนที่ออกจากอุปกรณ์ปรับลดความดันก๊าซ ) เพื่อตรวจสอบสภาพท่อ มีรายละเอียดดังนี้
     – สำรวจสภาพภายนอกท่อทั่วไป เช่น สภาพสี มีสนิม บุบ หรือไม่
          – วัดความหนาผนังท่อเดิมด้วยเครื่องมือ Ultrasonic thickness measurements
          – กำหนดรอยต่อ (JOINT) ของท่อเดิมเพื่อประโยชน์ในการอ้างอิงและทำการการตรวจสอบความสมบูรณ์ของรอยเชื่อมท่อด้วยกรรมวิธีไม่ทำลายสภาพเดิม (Non-Destructive Testing)
          – พิจารณาจุดเชื่อมระบบท่อ (Tie-in) ที่เหมาะสมระหว่างท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมกับท่อก๊าซธรรมชาติที่ติดตั้งใหม่

รูปที่ 12 สำรวจสภาพภายนอกและวัดความหนาผนังท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิม

รูปที่ 13 จุดเชื่อมต่อกันของท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวและท่อก๊าซธรรมชาติ

จากนั้นให้คำนวณความสามารถในการรับความดันก๊าซจากหนาของผนังท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมตามมาตรฐาน ASME B31.3 Process Piping เพื่อตรวจสอบความแข็งแรงของท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมที่จะนำมาใช้จากสมการ

เมื่อ     

P = internal design gage pressure (kPa)        D = outside diameter of pipe (mm)

S = stress value for material (kPa)                         E   = quality factor

W  = weld joint strength reduction factor    Y   = coefficient

c  = sum of the mechanical allowances

          หรือจะคำนวณความดันที่รับได้ จากความหนาของผนังท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมที่วัดได้ ตามสมการ

โดยค่าความดันที่รับได้นี้ต้องมากกว่าค่าความดันที่ต้องการใช้งานเมื่อเปลี่ยนเชื้อเพลิงมาเป็นก๊าซธรรมชาติ

7. การดำเนินงานขออนุญาตตามกฎหมายของกรมธุรกิจพลังงาน

ในส่วนใบอนุญาตเดิม (ก๊าซปิโตรเลียมเหลว) โรงงานต้องยื่นขออนุญาตแก้ไขเปลี่ยนแปลงใบอนุญาตสถานที่เก็บรักษาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ประเภทสถานที่ใช้ ลักษณะที่สาม ตามแบบฟอร์ม ธพ.ก.4 ก่อนดำเนินการตัดต่อระบบท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิม โดยยื่นที่กรมธุรกิจพลังงานหรือสำนักงานพลังงานจังหวัดขึ้นอยู่กับสถานที่ตั้งของโรงงานนั้น ส่วนใบอนุญาตใช้ก๊าซธรรมชาติให้ยื่นขออนุญาตประกอบกิจการสถานที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ตามแบบฟอร์ม ธพ.ช.1 ที่กรมธุรกิจพลังงาน ทั้งนี้ โรงงานสามารถยื่นเอกสารขออนุญาตควบคู่ไปพร้อมกันได้

เมื่อโรงงานได้รับความเห็นชอบแบบก่อสร้างให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงระบบท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมจากสำนักงานพลังงานจังหวัด รวมทั้งได้รับความเห็นชอบแบบก่อสร้างระบบท่อก๊าซธรรมชาติเหลวจากกรมธุรกิจพลังงานแล้ว โรงงานสามารถดำเนินการติดตั้งถังเก็บและจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว อุปกรณ์ต่างๆ รวมทั้งติดตั้งท่อก๊าซธรรมชาติเข้ากับระบบท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมได้ ซึ่งก่อนใช้งานระบบท่อและอุปกรณ์ต้องมีกระบวนการทดสอบและตรวจสอบระบบท่อและอุปกรณ์ตามที่กำหนดในกฎหมาย

หลังจากนั้น ให้โรงงานนำหนังสือที่ได้รับความเห็นชอบแบบก่อสร้างให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงระบบท่อก๊าซปิโตรเลียมเหลวเดิมจากสำนักงานพลังงานจังหวัดประกอบกับรายงานผลการทดสอบระบบท่อก๊าซธรรมชาติยื่นขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการสถานที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ (ธพ.ช.2)จากกรมธุรกิจพลังงาน        ตามขั้นตอนปกติต่อไป

---

ABOUT THE AUTHOR

นายดุสิต สมใจ

กองความปลอดภัยธุรกิจก๊าซธรรมชาติ

กรมธุรกิจพลังงาน