JPH0949610A - 燃焼装置 - Google Patents
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- JPH0949610A JPH0949610A JP7201146A JP20114695A JPH0949610A JP H0949610 A JPH0949610 A JP H0949610A JP 7201146 A JP7201146 A JP 7201146A JP 20114695 A JP20114695 A JP 20114695A JP H0949610 A JPH0949610 A JP H0949610A
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- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
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- Air Supply (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【目的】 腐食性が強いＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止し、
腐食性のない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を選択的に析出させて、
脱硝装置の後流側に配置される熱交換器の腐食を防止す
る。 【構成】 ボイラ１、スチームタービン２、スチームタ
ービン２に連結された発電機３、ガスタービン４、ガス
タービン４に連結された発電機５、ガスタービン４の排
ガスをボイラ１に供給する排ガス供給管６、脱硝装置
７、熱交換器である高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱
器９、電気集塵器１０、排気ポンプ１１、煙突１２、復
水器１３、給水ポンプ１４、水噴霧装置２１、水噴霧装
置２１に水を供給する給水ポンプ２２とから燃焼装置を
構成する。水噴霧ノズル２１ａを、前記両加熱器８，９
間のＮＨ4ＨＳＯ4析出温度以上の温度域に配置して水噴
霧を行い、ボイラ排ガス温度を（ＮＨ4）2ＳＯ4 の析出
温度まで急冷する。
腐食性のない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を選択的に析出させて、
脱硝装置の後流側に配置される熱交換器の腐食を防止す
る。 【構成】 ボイラ１、スチームタービン２、スチームタ
ービン２に連結された発電機３、ガスタービン４、ガス
タービン４に連結された発電機５、ガスタービン４の排
ガスをボイラ１に供給する排ガス供給管６、脱硝装置
７、熱交換器である高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱
器９、電気集塵器１０、排気ポンプ１１、煙突１２、復
水器１３、給水ポンプ１４、水噴霧装置２１、水噴霧装
置２１に水を供給する給水ポンプ２２とから燃焼装置を
構成する。水噴霧ノズル２１ａを、前記両加熱器８，９
間のＮＨ4ＨＳＯ4析出温度以上の温度域に配置して水噴
霧を行い、ボイラ排ガス温度を（ＮＨ4）2ＳＯ4 の析出
温度まで急冷する。
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は燃焼装置に係り、特に、
イオウを含有する燃料を燃焼するボイラと、ボイラ排ガ
スを脱硝する脱硝装置と、ボイラ排熱を回収する熱交換
器とを備えた燃焼装置における熱交換器の腐食防止技術
に関する。
イオウを含有する燃料を燃焼するボイラと、ボイラ排ガ
スを脱硝する脱硝装置と、ボイラ排熱を回収する熱交換
器とを備えた燃焼装置における熱交換器の腐食防止技術
に関する。
【０００２】
【従来の技術】地球環境の保護を図りつつ電力需要の増
大に対処するため、各種の高効率発電設備の開発が進め
られているが、既設の経年火力発電設備においても、発
電設備のコンバイン化による発電効率の改善、即ちリパ
ワリングが重要な技術的課題の１つになっている。リパ
ワリングの方式には、各種のものが提案されているが、
既設のスチーム発電設備にガスタービン発電設備をコン
バインし、ガスタービンの排ガスをボイラの燃焼用に使
用する排気再燃型コンバインドサイクルが主流である。
排気再燃型コンバインドサイクルとしては、排ガスの燃
焼が容易であることからガス焚ボイラを対象としたもの
がほとんどであるが、燃料供給上の制約から油焚きボイ
ラにガスタービンをコンバインしたものも考えられてい
る。
大に対処するため、各種の高効率発電設備の開発が進め
られているが、既設の経年火力発電設備においても、発
電設備のコンバイン化による発電効率の改善、即ちリパ
ワリングが重要な技術的課題の１つになっている。リパ
ワリングの方式には、各種のものが提案されているが、
既設のスチーム発電設備にガスタービン発電設備をコン
バインし、ガスタービンの排ガスをボイラの燃焼用に使
用する排気再燃型コンバインドサイクルが主流である。
排気再燃型コンバインドサイクルとしては、排ガスの燃
焼が容易であることからガス焚ボイラを対象としたもの
がほとんどであるが、燃料供給上の制約から油焚きボイ
ラにガスタービンをコンバインしたものも考えられてい
る。
【０００３】図６に、従来より提案されている油焚き排
気再燃システムの構成を模式的に示す。この図におい
て、１はボイラ、２はボイラ１にて発生する高温高圧の
蒸気で駆動されるスチームタービン、３はスチームター
ビン２に連結された発電機、４はガスタービン、５はガ
スタービン４に連結された発電機、６はガスタービン４
の排ガスをボイラ１に供給する排ガス供給管、７はボイ
ラ１の出口に設けられた脱硝装置、８は高圧給水加熱
器、９は低圧給水加熱器、１０は電気集塵器、１１は排
気ポンプ、１２は煙突、１３はスチームタービン２の出
口に設けられた復水器、１４は復水器１３より供給され
る水を前記高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱器９を介
してボイラ１の水管に供給するポンプを示している。
気再燃システムの構成を模式的に示す。この図におい
て、１はボイラ、２はボイラ１にて発生する高温高圧の
蒸気で駆動されるスチームタービン、３はスチームター
ビン２に連結された発電機、４はガスタービン、５はガ
スタービン４に連結された発電機、６はガスタービン４
の排ガスをボイラ１に供給する排ガス供給管、７はボイ
ラ１の出口に設けられた脱硝装置、８は高圧給水加熱
器、９は低圧給水加熱器、１０は電気集塵器、１１は排
気ポンプ、１２は煙突、１３はスチームタービン２の出
口に設けられた復水器、１４は復水器１３より供給され
る水を前記高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱器９を介
してボイラ１の水管に供給するポンプを示している。
【０００４】本例の油焚き排気再燃システムは、ガスタ
ービン４に連結された発電機で発電を行うと共に、排ガ
ス供給管６を介してボイラ１内に供給されるガスタービ
ン４の排ガスを用いて重油を燃焼し、ボイラ１で発生さ
せた蒸気でスチームタービン２及び発電機３を回転し発
電を行う。ボイラ１から排出される排ガスは、排気ポン
プ１１で吸引されて脱硝装置７に入り、窒素酸化物（Ｎ
Ｏｘ）が除去される。脱硝装置７を出た排ガスは、高圧
給水加熱器８及び低圧給水加熱器９を順次通過した後、
電気集塵器１０にて燃焼灰が除去され、排気ポンプ１１
を介して煙突１２より大気中に放出される。高圧給水加
熱器８及び低圧給水加熱器９では、排ガスによる給水の
加熱が行われ、加熱された水はポンプ１４によってボイ
ラ１の火炉を構成する水管に供給される。
ービン４に連結された発電機で発電を行うと共に、排ガ
ス供給管６を介してボイラ１内に供給されるガスタービ
ン４の排ガスを用いて重油を燃焼し、ボイラ１で発生さ
せた蒸気でスチームタービン２及び発電機３を回転し発
電を行う。ボイラ１から排出される排ガスは、排気ポン
プ１１で吸引されて脱硝装置７に入り、窒素酸化物（Ｎ
Ｏｘ）が除去される。脱硝装置７を出た排ガスは、高圧
給水加熱器８及び低圧給水加熱器９を順次通過した後、
電気集塵器１０にて燃焼灰が除去され、排気ポンプ１１
を介して煙突１２より大気中に放出される。高圧給水加
熱器８及び低圧給水加熱器９では、排ガスによる給水の
加熱が行われ、加熱された水はポンプ１４によってボイ
ラ１の火炉を構成する水管に供給される。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】ところで、ボイラ排ガ
ス中には、重油などイオウを含有する燃料を燃焼させた
ときに発生するＳＯ2 が燃料中のイオウ量に応じて数十
ｐｐｍ〜数百ｐｐｍのオーダーで含まれると共に、ＳＯ
2 がボイラ火炉１内あるいは脱硝装置７内で酸化される
ことによって生成されるＳＯ3 が数ｐｐｍ〜数十ｐｐｍ
のオーダーで含まれる。また、脱硝装置７では、ＮＯｘ
を還元するために排ガス中にＮＨ3 が供給されるので、
脱硝装置以降の排ガス中には、数ｐｐｍ〜数十ｐｐｍの
ＳＯ3 とＮＨ3 とが共存する。
ス中には、重油などイオウを含有する燃料を燃焼させた
ときに発生するＳＯ2 が燃料中のイオウ量に応じて数十
ｐｐｍ〜数百ｐｐｍのオーダーで含まれると共に、ＳＯ
2 がボイラ火炉１内あるいは脱硝装置７内で酸化される
ことによって生成されるＳＯ3 が数ｐｐｍ〜数十ｐｐｍ
のオーダーで含まれる。また、脱硝装置７では、ＮＯｘ
を還元するために排ガス中にＮＨ3 が供給されるので、
脱硝装置以降の排ガス中には、数ｐｐｍ〜数十ｐｐｍの
ＳＯ3 とＮＨ3 とが共存する。
【０００６】ＳＯ3 とＮＨ3 の反応についてみると、温
度条件に応じて、ＮＨ4ＨＳＯ4（酸性硫安），（Ｎ
Ｈ4）2ＳＯ4 （硫安），（ＮＨ4）2Ｓ2Ｏ7という異なる
反応生成物が、選択的に析出してくる。図７（池田、小
谷田「酸露点計による酸性硫安生成機構の解明」、火力
原子力発電、Ｊａｎ．１９７８参照）に、ＳＯ3 が２ｐ
ｐｍ又は１０ｐｐｍであり、ＮＨ3 が１０ｐｐｍ又は２
０ｐｐｍである場合の上記反応生成物の析出温度を示
す。図７から明らかなように、いずれの条件において
も、各反応生成物の析出温度は、ＮＨ4ＨＳＯ4＞（ＮＨ
4）2ＳＯ4＞（ＮＨ4）2Ｓ2Ｏ7 の順に高くなっている。
度条件に応じて、ＮＨ4ＨＳＯ4（酸性硫安），（Ｎ
Ｈ4）2ＳＯ4 （硫安），（ＮＨ4）2Ｓ2Ｏ7という異なる
反応生成物が、選択的に析出してくる。図７（池田、小
谷田「酸露点計による酸性硫安生成機構の解明」、火力
原子力発電、Ｊａｎ．１９７８参照）に、ＳＯ3 が２ｐ
ｐｍ又は１０ｐｐｍであり、ＮＨ3 が１０ｐｐｍ又は２
０ｐｐｍである場合の上記反応生成物の析出温度を示
す。図７から明らかなように、いずれの条件において
も、各反応生成物の析出温度は、ＮＨ4ＨＳＯ4＞（ＮＨ
4）2ＳＯ4＞（ＮＨ4）2Ｓ2Ｏ7 の順に高くなっている。
【０００７】したがって、脱硝装置７の後流側に配置さ
れた高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱器９において
は、熱交換によって排ガス温度が低下してくると、まず
下式の反応によって、ＮＨ4ＨＳＯ4が析出してくる。
れた高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱器９において
は、熱交換によって排ガス温度が低下してくると、まず
下式の反応によって、ＮＨ4ＨＳＯ4が析出してくる。
【０００８】
【化１】
【０００９】上式の反応は、ＮＨ3１モルに対してＳＯ3
が１モル反応するものであるので、余剰分のＮＨ3ある
いはＳＯ3は後流側に流れて行くが、上式の反応は反応
速度が大きいため、排ガス温度が２２０℃〜２３０℃の
温度域で、ほとんどがＮＨ4 ＨＳＯ4 として析出する。
ところが、ＮＨ4ＨＳＯ4は融点が１４７℃であり、その
析出温度（２２０℃〜２３０℃）よりも低いため、高圧
給水加熱器８及び低圧給水加熱器９内では、析出と同時
に溶解が始まり、熱交換チューブの表面に水飴状になっ
て付着する。ＮＨ4ＨＳＯ4は強い腐食性を有するので、
これを放置すると熱交換チューブに激しい腐食を生じ
る。
が１モル反応するものであるので、余剰分のＮＨ3ある
いはＳＯ3は後流側に流れて行くが、上式の反応は反応
速度が大きいため、排ガス温度が２２０℃〜２３０℃の
温度域で、ほとんどがＮＨ4 ＨＳＯ4 として析出する。
ところが、ＮＨ4ＨＳＯ4は融点が１４７℃であり、その
析出温度（２２０℃〜２３０℃）よりも低いため、高圧
給水加熱器８及び低圧給水加熱器９内では、析出と同時
に溶解が始まり、熱交換チューブの表面に水飴状になっ
て付着する。ＮＨ4ＨＳＯ4は強い腐食性を有するので、
これを放置すると熱交換チューブに激しい腐食を生じ
る。
【００１０】なお、排ガス中におけるＮＨ3 濃度及びＳ
Ｏ3 濃度は、ともに数ｐｐｍ〜数十ｐｐｍのオーダーで
あるので、その析出は緩やかであるが、ＮＨ3 及びＳＯ
3 の濃度がそれぞれ５ｐｐｍで、排ガス量が３３０万Ｎ
ｍ3 ／ｈ（１００万ＫＷ級ボイラ）とすると、１日当た
りのＮＨ4ＨＳＯ4の析出量は約２トンにもなるので、そ
の減少を図ることは、熱交換チューブの腐食を防止する
上で重要である。
Ｏ3 濃度は、ともに数ｐｐｍ〜数十ｐｐｍのオーダーで
あるので、その析出は緩やかであるが、ＮＨ3 及びＳＯ
3 の濃度がそれぞれ５ｐｐｍで、排ガス量が３３０万Ｎ
ｍ3 ／ｈ（１００万ＫＷ級ボイラ）とすると、１日当た
りのＮＨ4ＨＳＯ4の析出量は約２トンにもなるので、そ
の減少を図ることは、熱交換チューブの腐食を防止する
上で重要である。
【００１１】本発明は、かかる事情に鑑みてなされたも
のであって、その目的は、腐食性が強いＮＨ4ＨＳＯ4の
析出を防止し、脱硝装置の後流側に配置される熱交換器
が腐食されにくい燃焼装置を提供することにある。
のであって、その目的は、腐食性が強いＮＨ4ＨＳＯ4の
析出を防止し、脱硝装置の後流側に配置される熱交換器
が腐食されにくい燃焼装置を提供することにある。
【００１２】
【課題を解決するための手段】本発明は、前記の目的を
達成するため、イオウを含有する燃料を燃焼するボイラ
と、ボイラ排ガス中にアンモニアを吹き込んで脱硝する
脱硝装置と、ボイラ排熱を回収する熱交換器とを備えた
燃焼装置において、前記熱交換器に、酸性硫安析出温度
以上の温度域で水噴霧を行い、ボイラ排ガス温度を硫安
析出温度以下まで急冷する水噴霧装置を設けるという構
成にした。
達成するため、イオウを含有する燃料を燃焼するボイラ
と、ボイラ排ガス中にアンモニアを吹き込んで脱硝する
脱硝装置と、ボイラ排熱を回収する熱交換器とを備えた
燃焼装置において、前記熱交換器に、酸性硫安析出温度
以上の温度域で水噴霧を行い、ボイラ排ガス温度を硫安
析出温度以下まで急冷する水噴霧装置を設けるという構
成にした。
【００１３】
【作用】前記したように、ＮＨ4ＨＳＯ4と（ＮＨ4）2Ｓ
Ｏ4 との析出温度を比較すると、ＮＨ4ＨＳＯ4の方が
（ＮＨ4）2ＳＯ4 よりも析出温度が高い。また、両者の
腐食性を比較すると、前者は強い腐食性を有するのに対
して、後者はほとんど腐食性をもたない。即ち、前出の
図７から明らかなように、ＮＨ3 濃度及びＳＯ3 濃度が
共に１０ｐｐｍの場合、ＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度が２２
８℃であるのに対して（ＮＨ4）2ＳＯ4 の析出温度は２
１２℃であり、排ガス温度を１６℃急冷するだけで、腐
食性の強いＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止でき、ほとんど腐
食性をもたない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を析出させることがで
きる。よって、熱交換器の腐食を確実に防止できる。但
し、固体状態の（ＮＨ4）2ＳＯ4 が大量に熱交換チュー
ブの表面に析出すると、伝熱性能が低下して熱交換効率
が低下するので、例えばスートブロア等の手段によって
チューブ表面に堆積した（ＮＨ4）2ＳＯ4 を払い落す等
の配慮が必要になる。この場合、（ＮＨ4）2ＳＯ4 の融
点は５１３℃と高く、熱交換チューブの表面に固体状態
で析出するので、スートブロア等によって容易に払い落
すことができる。
Ｏ4 との析出温度を比較すると、ＮＨ4ＨＳＯ4の方が
（ＮＨ4）2ＳＯ4 よりも析出温度が高い。また、両者の
腐食性を比較すると、前者は強い腐食性を有するのに対
して、後者はほとんど腐食性をもたない。即ち、前出の
図７から明らかなように、ＮＨ3 濃度及びＳＯ3 濃度が
共に１０ｐｐｍの場合、ＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度が２２
８℃であるのに対して（ＮＨ4）2ＳＯ4 の析出温度は２
１２℃であり、排ガス温度を１６℃急冷するだけで、腐
食性の強いＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止でき、ほとんど腐
食性をもたない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を析出させることがで
きる。よって、熱交換器の腐食を確実に防止できる。但
し、固体状態の（ＮＨ4）2ＳＯ4 が大量に熱交換チュー
ブの表面に析出すると、伝熱性能が低下して熱交換効率
が低下するので、例えばスートブロア等の手段によって
チューブ表面に堆積した（ＮＨ4）2ＳＯ4 を払い落す等
の配慮が必要になる。この場合、（ＮＨ4）2ＳＯ4 の融
点は５１３℃と高く、熱交換チューブの表面に固体状態
で析出するので、スートブロア等によって容易に払い落
すことができる。
【００１４】排ガスの急冷手段としては、排ガス中に水
噴霧を行い、その蒸発潜熱を利用する方法が工業的には
最適である。即ち、排ガス温度を１６℃下げるのに必要
な水分量は、排ガス量が３３０万Ｎｍ3 ／ｈの１００万
ＫＷ級ボイラの場合、約２４トン／ｈであり、十分工業
的に可能である。また、この水分量は、排ガス中の水分
量を水噴霧しない場合の１０．０％から１０．７％に増
加させる程度の値であるので、熱交換器の熱交換効率を
著しく劣化させることがないばかりか、水噴霧によって
燃焼灰の誘電率を上げることができるので、電気集塵器
による集塵効率の改善も期待できる。
噴霧を行い、その蒸発潜熱を利用する方法が工業的には
最適である。即ち、排ガス温度を１６℃下げるのに必要
な水分量は、排ガス量が３３０万Ｎｍ3 ／ｈの１００万
ＫＷ級ボイラの場合、約２４トン／ｈであり、十分工業
的に可能である。また、この水分量は、排ガス中の水分
量を水噴霧しない場合の１０．０％から１０．７％に増
加させる程度の値であるので、熱交換器の熱交換効率を
著しく劣化させることがないばかりか、水噴霧によって
燃焼灰の誘電率を上げることができるので、電気集塵器
による集塵効率の改善も期待できる。
【００１５】
【実施例】実施例に係る燃焼装置を、図１及び図２に基
づいて説明する。図１は実施例に係る油焚き排気再燃シ
ステムを模式的に示す構成図であり、図２は本例システ
ムに適用される熱交換器の内部構成と当該熱交換器内を
流れる排ガスの温度分布とを示す説明図である。
づいて説明する。図１は実施例に係る油焚き排気再燃シ
ステムを模式的に示す構成図であり、図２は本例システ
ムに適用される熱交換器の内部構成と当該熱交換器内を
流れる排ガスの温度分布とを示す説明図である。
【００１６】図１において、符号２１は水噴霧装置、符
号２２は当該水噴霧装置２１に噴霧水を供給するポンプ
を示し、その他前出の図６と対応する部分には、それと
同一の符号が表示されている。この図から明らかなよう
に、本例の油焚き排気再燃システムは、従来の油焚き排
気再燃システムに、水噴霧装置２１と給水ポンプ２２と
を設けたことを特徴とする。
号２２は当該水噴霧装置２１に噴霧水を供給するポンプ
を示し、その他前出の図６と対応する部分には、それと
同一の符号が表示されている。この図から明らかなよう
に、本例の油焚き排気再燃システムは、従来の油焚き排
気再燃システムに、水噴霧装置２１と給水ポンプ２２と
を設けたことを特徴とする。
【００１７】図２に示すように、本例においては、高圧
給水加熱器８と低圧給水加熱器９とが同一のダクト２３
内に設置されており、水噴霧装置２１のノズル２１ａ
が、高圧給水加熱器８と低圧給水加熱器９の間に取り付
けられている。ノズル２１ａとしては、必要に応じて任
意のノズルを適宜選択して用いることができるが、二流
体ノズルであって、平均水滴径が１００μｍ程度のもの
が特に好ましい。ノズル２１ａの取付位置は、ダクト２
３内を流れる排ガスの温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度よ
りも高い位置に設定される。
給水加熱器８と低圧給水加熱器９とが同一のダクト２３
内に設置されており、水噴霧装置２１のノズル２１ａ
が、高圧給水加熱器８と低圧給水加熱器９の間に取り付
けられている。ノズル２１ａとしては、必要に応じて任
意のノズルを適宜選択して用いることができるが、二流
体ノズルであって、平均水滴径が１００μｍ程度のもの
が特に好ましい。ノズル２１ａの取付位置は、ダクト２
３内を流れる排ガスの温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度よ
りも高い位置に設定される。
【００１８】即ち、高圧給水加熱器８の入口には、通常
３５０℃程度の排ガスが脱硝装置７より導入されるが、
熱交換器である高圧給水加熱器８を通過する過程で排ガ
スは順次冷却され、当該高圧給水加熱器８と次段の低圧
給水加熱器９との中間当たりでＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度
である２１８℃〜２３０℃になる（図７参照）。したが
って、このＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止すべく、ノズル２
１ａは、ダクト２３内の排ガス温度が２１８℃〜２３０
℃になる位置よりも上流側に設定される。ノズル２１ａ
は、排ガス温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度よりも高い任
意の位置に設定可能であるが、余り高温部に設定する
と、腐食性のない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を析出させるための
排ガスの急冷が困難になり、反対に余り低温側に寄り過
ぎた位置に設定すると、ボイラ１の運転条件によっては
腐食性の強いＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止できない場合を
生じるので、これらを考慮して、図２に示すように、排
ガス温度が２３５℃〜２４０℃になる位置に設定するこ
とが好ましい。したがって、ノズル２１ａの取付位置
は、必ずしも高圧給水加熱器８と低圧給水加熱器９の中
間部に限定されるものではなく、排ガス温度がＮＨ4Ｈ
ＳＯ4の析出温度以上の適宜の位置に設定できるが、設
計時に高圧給水加熱器８の伝熱面積を適切に決めること
によって、高圧給水加熱器８出口の排ガス温度が２３５
℃〜２４０℃になるようにし、該部にノズル２１ａを設
定するようになすこともできる。
３５０℃程度の排ガスが脱硝装置７より導入されるが、
熱交換器である高圧給水加熱器８を通過する過程で排ガ
スは順次冷却され、当該高圧給水加熱器８と次段の低圧
給水加熱器９との中間当たりでＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度
である２１８℃〜２３０℃になる（図７参照）。したが
って、このＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止すべく、ノズル２
１ａは、ダクト２３内の排ガス温度が２１８℃〜２３０
℃になる位置よりも上流側に設定される。ノズル２１ａ
は、排ガス温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度よりも高い任
意の位置に設定可能であるが、余り高温部に設定する
と、腐食性のない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を析出させるための
排ガスの急冷が困難になり、反対に余り低温側に寄り過
ぎた位置に設定すると、ボイラ１の運転条件によっては
腐食性の強いＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止できない場合を
生じるので、これらを考慮して、図２に示すように、排
ガス温度が２３５℃〜２４０℃になる位置に設定するこ
とが好ましい。したがって、ノズル２１ａの取付位置
は、必ずしも高圧給水加熱器８と低圧給水加熱器９の中
間部に限定されるものではなく、排ガス温度がＮＨ4Ｈ
ＳＯ4の析出温度以上の適宜の位置に設定できるが、設
計時に高圧給水加熱器８の伝熱面積を適切に決めること
によって、高圧給水加熱器８出口の排ガス温度が２３５
℃〜２４０℃になるようにし、該部にノズル２１ａを設
定するようになすこともできる。
【００１９】ノズル２１ａの配列や数量、それにノズル
２１ａから噴霧される水の水量や平均水滴径等について
は、図２に示すように、排ガス温度を、（ＮＨ4）2ＳＯ
4 の析出に好適な２１０℃〜２１５℃まで急冷できるよ
うに適宜調整される。
２１ａから噴霧される水の水量や平均水滴径等について
は、図２に示すように、排ガス温度を、（ＮＨ4）2ＳＯ
4 の析出に好適な２１０℃〜２１５℃まで急冷できるよ
うに適宜調整される。
【００２０】本例の燃焼装置は、高圧給水加熱器８と低
圧給水加熱器９の中間の排ガス温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析
出温度よりも高い位置に水噴霧装置２１のノズル２１ａ
を設定し、排ガス温度を（ＮＨ4）2ＳＯ4 の析出に好適
な温度まで急冷するようにしたので、腐食性の強いＮＨ
4ＨＳＯ4の析出を防止でき、腐食性がほとんどない（Ｎ
Ｈ4）2ＳＯ4 を選択的に析出させることができるので、
熱交換器である高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱器９
の熱交換チューブの腐食を防止あるいは著しく緩和でき
る。また、（ＮＨ4）2ＳＯ4 は融点が高く、固体状態で
熱交換チューブに析出するので、チューブ表面に堆積し
ても、例えばスートブロア等によって容易に払い落すこ
とができ、伝熱性能の低下による熱交換効率の低下を防
止できる。また、排ガスの急冷手段として、水噴霧方式
を用いたので、排ガス温度を所要の温度まで容易に急冷
できると共に、水噴霧によって燃焼灰の誘電率を上げる
ことができるので、電気集塵器１０による集塵効率の改
善も期待できる。
圧給水加熱器９の中間の排ガス温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析
出温度よりも高い位置に水噴霧装置２１のノズル２１ａ
を設定し、排ガス温度を（ＮＨ4）2ＳＯ4 の析出に好適
な温度まで急冷するようにしたので、腐食性の強いＮＨ
4ＨＳＯ4の析出を防止でき、腐食性がほとんどない（Ｎ
Ｈ4）2ＳＯ4 を選択的に析出させることができるので、
熱交換器である高圧給水加熱器８及び低圧給水加熱器９
の熱交換チューブの腐食を防止あるいは著しく緩和でき
る。また、（ＮＨ4）2ＳＯ4 は融点が高く、固体状態で
熱交換チューブに析出するので、チューブ表面に堆積し
ても、例えばスートブロア等によって容易に払い落すこ
とができ、伝熱性能の低下による熱交換効率の低下を防
止できる。また、排ガスの急冷手段として、水噴霧方式
を用いたので、排ガス温度を所要の温度まで容易に急冷
できると共に、水噴霧によって燃焼灰の誘電率を上げる
ことができるので、電気集塵器１０による集塵効率の改
善も期待できる。
【００２１】なお、本発明の要旨は、熱交換器に水噴霧
装置を設定し、熱交換器内の排ガス温度をＮＨ4ＨＳＯ4
の析出温度よりも低い温度に急冷することによって、腐
食性のない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を選択的に析出させるよう
にしたことにあるのであって、他の部分については、前
記実施例の構成に限定されるものではない。例えば、前
記実施例においては、低圧給水加熱器９の後段に電気集
塵器１０を設定したが、かかる構成に代えて、図３に示
すように、高圧給水加熱器８の直後に電気集塵器１０を
設定することもできる。
装置を設定し、熱交換器内の排ガス温度をＮＨ4ＨＳＯ4
の析出温度よりも低い温度に急冷することによって、腐
食性のない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を選択的に析出させるよう
にしたことにあるのであって、他の部分については、前
記実施例の構成に限定されるものではない。例えば、前
記実施例においては、低圧給水加熱器９の後段に電気集
塵器１０を設定したが、かかる構成に代えて、図３に示
すように、高圧給水加熱器８の直後に電気集塵器１０を
設定することもできる。
【００２２】以下、本発明の有効性を立証するための実
験例と比較例を、図４及び図５に基づいて説明する。図
４は実験例に係る装置の構成図、図５は比較例に係る装
置の構成図である。
験例と比較例を、図４及び図５に基づいて説明する。図
４は実験例に係る装置の構成図、図５は比較例に係る装
置の構成図である。
【００２３】これらの図において、３１はダクト、３２
は送風機、３３は電気ヒータ、３４はＮＨ3 ボンベ、３
４ａはＮＨ3 噴出ノズル、３５はＳＯ2 ボンベ、３５ａ
はＳＯ2 噴出ノズル、３６は白金ワイヤを網状に編んで
なる白金触媒、３７は炭素鋼製のフィンチューブが多段
に設けられ、チューブ内に水が流通された熱交換器、３
８はダクト３１の送風方向に沿って設定された複数個の
熱電対、３９は実験例に係る装置に設定された水噴霧ノ
ズルを示している。これらの図から明らかなように、実
験例に係る装置には水噴霧ノズル３９が設定され、比較
例に係る装置には水噴霧ノズル３９が設定されていない
点を除いて、両装置は同一に構成されている。
は送風機、３３は電気ヒータ、３４はＮＨ3 ボンベ、３
４ａはＮＨ3 噴出ノズル、３５はＳＯ2 ボンベ、３５ａ
はＳＯ2 噴出ノズル、３６は白金ワイヤを網状に編んで
なる白金触媒、３７は炭素鋼製のフィンチューブが多段
に設けられ、チューブ内に水が流通された熱交換器、３
８はダクト３１の送風方向に沿って設定された複数個の
熱電対、３９は実験例に係る装置に設定された水噴霧ノ
ズルを示している。これらの図から明らかなように、実
験例に係る装置には水噴霧ノズル３９が設定され、比較
例に係る装置には水噴霧ノズル３９が設定されていない
点を除いて、両装置は同一に構成されている。
【００２４】まず、比較例に係る装置（図５）を用い
て、以下の手順で実験を行った。電気ヒータ３３によ
り、送風機３２から送られてきた空気を約３００℃に加
熱し、ＮＨ3 ボンベ３４及びＳＯ2 ボンベ３５より空気
中のＮＨ3 及びＳＯ2 濃度が夫々８〜１０ｐｐｍと２０
０〜２５０ｐｐｍになるように、ＮＨ3 とＳＯ2 を添加
した。白金触媒３６を用いてＳＯ2 を酸化し、ＳＯ3 を
生成させた。ダクト３１より白金触媒３６の後流のガス
を一部取り出し、スパイラル管に凝縮させる方式でガス
中のＳＯ3 量を測定したところ、約２０ｐｐｍであるこ
とが確認された。熱電対３８によりダクト内のガス温度
を継続的に測定しながら、前記の状態を１００時間保持
し、しかる後にフィンチューブの腐食状況を調べた。ガ
ス温度が３００℃〜２３０℃の上流域のチューブ３本に
ついては、全く腐食の痕跡が認められなかったが、４本
目のチューブには白い水飴状のものが付着し、５本目及
び６本目のチューブには付着物はなかった。４本目のチ
ューブの付着物を除去し、フィンの肉厚を数箇所にわた
って測定したところ、０．１ｍｍ〜０．１５ｍｍの減肉
が認められた。この減肉量は、年間量に換算すると、
０．９ｍｍ〜１．３ｍｍに相当するものであり、非常に
大きな腐食速度であるといえる。また、上記の付着物を
Ｘ線回折法にて調べたところ、ＮＨ4ＨＳＯ4であること
が分かった。
て、以下の手順で実験を行った。電気ヒータ３３によ
り、送風機３２から送られてきた空気を約３００℃に加
熱し、ＮＨ3 ボンベ３４及びＳＯ2 ボンベ３５より空気
中のＮＨ3 及びＳＯ2 濃度が夫々８〜１０ｐｐｍと２０
０〜２５０ｐｐｍになるように、ＮＨ3 とＳＯ2 を添加
した。白金触媒３６を用いてＳＯ2 を酸化し、ＳＯ3 を
生成させた。ダクト３１より白金触媒３６の後流のガス
を一部取り出し、スパイラル管に凝縮させる方式でガス
中のＳＯ3 量を測定したところ、約２０ｐｐｍであるこ
とが確認された。熱電対３８によりダクト内のガス温度
を継続的に測定しながら、前記の状態を１００時間保持
し、しかる後にフィンチューブの腐食状況を調べた。ガ
ス温度が３００℃〜２３０℃の上流域のチューブ３本に
ついては、全く腐食の痕跡が認められなかったが、４本
目のチューブには白い水飴状のものが付着し、５本目及
び６本目のチューブには付着物はなかった。４本目のチ
ューブの付着物を除去し、フィンの肉厚を数箇所にわた
って測定したところ、０．１ｍｍ〜０．１５ｍｍの減肉
が認められた。この減肉量は、年間量に換算すると、
０．９ｍｍ〜１．３ｍｍに相当するものであり、非常に
大きな腐食速度であるといえる。また、上記の付着物を
Ｘ線回折法にて調べたところ、ＮＨ4ＨＳＯ4であること
が分かった。
【００２５】比較例の装置を用いた実験の結果、３本目
のフィンチューブと４本目のフィンチューブの間の温度
でＮＨ4ＨＳＯ4が析出することが分かったので、実験例
に係る装置を用いた実験では、図４に示すように、３本
目のフィンチューブと４本目のフィンチューブとの間に
水噴霧ノズル３９を設けた。なお、水噴霧ノズル３９と
しては、空気で水をアトマイズする二流体ノズルを用い
た。ＮＨ3 及びＳＯ2 を注入するに先立ち、水噴霧ノズ
ル３９より水噴霧を行い、蒸発が完了すると思われるノ
ズル３９から１ｍｍ後流域のガス温度を測定して、ガス
温度が約２１０℃になるように水噴霧量を調整した。そ
の後、ダクト３１内の温度、ＮＨ3 添加量、それにＳＯ
2 添加量を先に行った実験と同一に調整し、その状態を
１００時間保持した。１００時間経過後、フィンチュー
ブの腐食状況を調べたところ、上流域のチューブ３本に
ついては、比較例と同様に全く腐食の痕跡が認められ
ず、付着物も見られなかった。水噴霧ノズル３９の直後
の４本目のチューブには、白いさらさらした感じの付着
物が観察された。この付着物をＸ線回折法にて調べたと
ころ、（ＮＨ4）2ＳＯ4 であることが分かった。付着物
を除去した後、フィンの肉厚を数箇所にわたって測定し
たところ、腐食による減肉は認められなかった。
のフィンチューブと４本目のフィンチューブの間の温度
でＮＨ4ＨＳＯ4が析出することが分かったので、実験例
に係る装置を用いた実験では、図４に示すように、３本
目のフィンチューブと４本目のフィンチューブとの間に
水噴霧ノズル３９を設けた。なお、水噴霧ノズル３９と
しては、空気で水をアトマイズする二流体ノズルを用い
た。ＮＨ3 及びＳＯ2 を注入するに先立ち、水噴霧ノズ
ル３９より水噴霧を行い、蒸発が完了すると思われるノ
ズル３９から１ｍｍ後流域のガス温度を測定して、ガス
温度が約２１０℃になるように水噴霧量を調整した。そ
の後、ダクト３１内の温度、ＮＨ3 添加量、それにＳＯ
2 添加量を先に行った実験と同一に調整し、その状態を
１００時間保持した。１００時間経過後、フィンチュー
ブの腐食状況を調べたところ、上流域のチューブ３本に
ついては、比較例と同様に全く腐食の痕跡が認められ
ず、付着物も見られなかった。水噴霧ノズル３９の直後
の４本目のチューブには、白いさらさらした感じの付着
物が観察された。この付着物をＸ線回折法にて調べたと
ころ、（ＮＨ4）2ＳＯ4 であることが分かった。付着物
を除去した後、フィンの肉厚を数箇所にわたって測定し
たところ、腐食による減肉は認められなかった。
【００２６】
【発明の効果】以上説明したように、本発明によれば、
熱交換器間の排ガス温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度以上
の温度域に水噴霧ノズルを設定し、排ガス温度を（ＮＨ
4）2ＳＯ4 の析出に好適な温度まで急冷するようにした
ので、腐食性の強いＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止でき、腐
食性がほとんどない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を選択的に析出さ
せることができるので、熱交換器の熱交換チューブの腐
食を防止あるいは著しく緩和できる。また、（ＮＨ4）2
ＳＯ4 は融点が高く、固体状態で熱交換チューブに析出
するので、チューブ表面に堆積しても、例えばスートブ
ロア等によって容易に払い落すことができ、伝熱性能の
低下による熱交換効率の低下を防止できる。また、排ガ
スの急冷手段として、水噴霧方式を用いたので、排ガス
温度を所要の温度まで容易に急冷できると共に、水噴霧
によって燃焼灰の誘電率を上げることができるので、電
気集塵器による集塵効率の改善も期待できる。
熱交換器間の排ガス温度がＮＨ4ＨＳＯ4の析出温度以上
の温度域に水噴霧ノズルを設定し、排ガス温度を（ＮＨ
4）2ＳＯ4 の析出に好適な温度まで急冷するようにした
ので、腐食性の強いＮＨ4ＨＳＯ4の析出を防止でき、腐
食性がほとんどない（ＮＨ4）2ＳＯ4 を選択的に析出さ
せることができるので、熱交換器の熱交換チューブの腐
食を防止あるいは著しく緩和できる。また、（ＮＨ4）2
ＳＯ4 は融点が高く、固体状態で熱交換チューブに析出
するので、チューブ表面に堆積しても、例えばスートブ
ロア等によって容易に払い落すことができ、伝熱性能の
低下による熱交換効率の低下を防止できる。また、排ガ
スの急冷手段として、水噴霧方式を用いたので、排ガス
温度を所要の温度まで容易に急冷できると共に、水噴霧
によって燃焼灰の誘電率を上げることができるので、電
気集塵器による集塵効率の改善も期待できる。
【図１】実施例に係る油焚き排気再燃システムの構成図
である。
である。
【図２】実施例に係る油焚き排気再燃システムに適用さ
れる熱交換器の内部構成と当該熱交換器内を流れる排ガ
スの温度分布とを示す説明図である。
れる熱交換器の内部構成と当該熱交換器内を流れる排ガ
スの温度分布とを示す説明図である。
【図３】他の実施例に係る油焚き排気再燃システムの構
成図である。
成図である。
【図４】実験例に係る装置の構成図である。
【図５】比較例に係る装置の構成図である。
【図６】従来より提案されている油焚き排気再燃システ
ムの構成図である。
ムの構成図である。
【図７】排ガス成分と反応生成物の析出温度との関係を
示す表図である。
示す表図である。
１ ボイラ ２ スチームタービン ４ ガスタービン ６ 排ガス供給管 ７ 脱硝装置 ８ 高圧給水加熱器 ９ 低圧給水加熱器 １０ 電気集塵器 １１ 排気ポンプ １２ 煙突 １３ 復水器 １４ 給水ポンプ ２１ 水噴霧装置 ２１ａ ノズル ２２ 給水ポンプ
Claims (5)
- 【請求項１】 イオウを含有する燃料を燃焼するボイラ
と、ボイラ排ガス中にアンモニアを吹き込んで脱硝する
脱硝装置と、ボイラ排熱を回収する熱交換器とを備えた
燃焼装置において、前記熱交換器に、酸性硫安析出温度
以上の温度域で水噴霧を行い、ボイラ排ガス温度を硫安
析出温度以下まで急冷する水噴霧装置を設けたことを特
徴とする燃焼装置。 - 【請求項２】 請求項１に記載の燃焼装置において、前
記熱交換器が、給水加熱器であることを特徴とする燃焼
装置。 - 【請求項３】 請求項１に記載の燃焼装置において、前
記熱交換器が、管型空気予熱器であることを特徴とする
燃焼装置。 - 【請求項４】 請求項１に記載の燃焼装置において、前
記水噴霧装置の直後に電気集塵器を設けたことを特徴と
する燃焼装置。 - 【請求項５】 請求項１に記載の燃焼装置において、前
記ボイラの燃料が重油であることを特徴とする燃焼装
置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP7201146A JPH0949610A (ja) | 1995-08-07 | 1995-08-07 | 燃焼装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP7201146A JPH0949610A (ja) | 1995-08-07 | 1995-08-07 | 燃焼装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH0949610A true JPH0949610A (ja) | 1997-02-18 |
Family
ID=16436163
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP7201146A Pending JPH0949610A (ja) | 1995-08-07 | 1995-08-07 | 燃焼装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH0949610A (ja) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4456178B2 (ja) * | 2008-05-23 | 2010-04-28 | 株式会社 伊藤園 | 焙煎麦、それを用いた麦茶ティーバッグ及び焙煎麦の製造方法 |
| CN105605776A (zh) * | 2016-03-03 | 2016-05-25 | 杭州锅炉集团股份有限公司 | 导热油换热节能系统 |
| WO2016098173A1 (ja) * | 2014-12-15 | 2016-06-23 | 中国電力株式会社 | 空気予熱器洗浄時期予測方法、及び空気予熱器洗浄時期予測装置 |
| JP2017501370A (ja) * | 2014-01-07 | 2017-01-12 | 霍特安▲熱▼能技▲術▼（江▲蘇▼）有限公司 | Ｓｃｒ脱硝後に適用する組み合わせた空気予熱器及び腐食・詰りに耐える方法 |
-
1995
- 1995-08-07 JP JP7201146A patent/JPH0949610A/ja active Pending
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4456178B2 (ja) * | 2008-05-23 | 2010-04-28 | 株式会社 伊藤園 | 焙煎麦、それを用いた麦茶ティーバッグ及び焙煎麦の製造方法 |
| JPWO2009142081A1 (ja) * | 2008-05-23 | 2011-09-29 | 株式会社 伊藤園 | 焙煎麦、それを用いた麦茶ティーバッグ及び焙煎麦の製造方法 |
| JP2017501370A (ja) * | 2014-01-07 | 2017-01-12 | 霍特安▲熱▼能技▲術▼（江▲蘇▼）有限公司 | Ｓｃｒ脱硝後に適用する組み合わせた空気予熱器及び腐食・詰りに耐える方法 |
| WO2016098173A1 (ja) * | 2014-12-15 | 2016-06-23 | 中国電力株式会社 | 空気予熱器洗浄時期予測方法、及び空気予熱器洗浄時期予測装置 |
| JP5960376B1 (ja) * | 2014-12-15 | 2016-08-02 | 中国電力株式会社 | 空気予熱器洗浄時期予測方法、及び空気予熱器洗浄時期予測装置 |
| CN105605776A (zh) * | 2016-03-03 | 2016-05-25 | 杭州锅炉集团股份有限公司 | 导热油换热节能系统 |
| CN105605776B (zh) * | 2016-03-03 | 2018-08-28 | 杭州锅炉集团股份有限公司 | 导热油换热节能系统 |
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