WO2019058563A1 - 燃焼装置及び燃焼方法 - Google Patents

燃焼装置及び燃焼方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2019058563A1
WO2019058563A1 PCT/JP2017/034586 JP2017034586W WO2019058563A1 WO 2019058563 A1 WO2019058563 A1 WO 2019058563A1 JP 2017034586 W JP2017034586 W JP 2017034586W WO 2019058563 A1 WO2019058563 A1 WO 2019058563A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
ammonia
nozzle
combustion
gas
pulverized coal
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2017/034586
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
博昭 谷川
泰孝 和田
優 大内
直彦 谷口
輝夫 田中
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Chugoku Electric Power Co Inc
Original Assignee
Chugoku Electric Power Co Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Chugoku Electric Power Co Inc filed Critical Chugoku Electric Power Co Inc
Priority to PCT/JP2017/034586 priority Critical patent/WO2019058563A1/ja
Priority to JP2017566437A priority patent/JP6296216B1/ja
Publication of WO2019058563A1 publication Critical patent/WO2019058563A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C1/00—Combustion apparatus specially adapted for combustion of two or more kinds of fuel simultaneously or alternately, at least one kind of fuel being either a fluid fuel or a solid fuel suspended in a carrier gas or air
    • F23C1/12—Combustion apparatus specially adapted for combustion of two or more kinds of fuel simultaneously or alternately, at least one kind of fuel being either a fluid fuel or a solid fuel suspended in a carrier gas or air gaseous and pulverulent fuel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C5/00—Disposition of burners with respect to the combustion chamber or to one another; Mounting of burners in combustion apparatus
    • F23C5/08—Disposition of burners
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D17/00—Burners for combustion simultaneously or alternately of gaseous or liquid or pulverulent fuel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23K—FEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K5/00—Feeding or distributing other fuel to combustion apparatus

Definitions

  • the present invention relates to a combustion apparatus and a combustion method.
  • the present invention relates to a structure and a combustion method of a combustion apparatus suitable for power generation equipment such as a thermal power plant.
  • Thermal power plants etc. have installed a boiler as a power generation facility.
  • the boiler generates high-temperature and high-pressure steam using the heat produced by burning a fossil fuel such as coal, natural gas, light oil, heavy oil, etc. with a burner.
  • burning these fossil fuels generates carbon dioxide, which causes global warming. For this reason, in recent years there has been a move to curb carbon dioxide in the form of carbon credits (emission allowances).
  • LNG liquefied natural gas
  • LPG liquefied petroleum gas
  • LNG is used as fuel for thermal power plants.
  • Gas fuels such as LNG need to be liquefied for convenience in transportation.
  • ammonia is liquefied at about -33 degrees, so it has the advantage of being easier to liquefy than, for example, LNG requiring about -162 degrees of liquefaction and requiring less expensive equipment.
  • a multiple fuel burning combustion apparatus which has a coaxial burner capable of co-firing mixed gas of natural gas and BOG (boil off gas) and pulverized coal inside the boiler (see, for example, Patent Document 2).
  • the coaxial burner according to Patent Document 2 comprises an inner pipe for injecting a pulverized coal flame into the interior of a boiler, and surrounding the inner pipe, the flame of a mixed gas of natural gas and BOG being coaxial with the injected direction of the pulverized coal flame. It consists of an outer pipe that jets in the direction.
  • ammonia has a low burning rate, specifically, for example, where the burning rate of propane gas is 40 cm / s, the burning rate of ammonia is only 8 cm / s (therefore, when burning ammonia) Flames will be longer).
  • the present invention has been made in view of such problems, and an object thereof is to provide a combustion apparatus and a combustion method capable of suppressing the generation of nitrogen oxides and the incomplete combustion of ammonia as much as possible.
  • the present inventors are a combustion apparatus for co-firing pulverized coal and ammonia inside a furnace, and a flame in which ammonia is burned is along the tangential direction of a virtual circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame of pulverized coal.
  • a flame in which ammonia is burned is along the tangential direction of a virtual circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame of pulverized coal.
  • a combustion apparatus is a combustion apparatus for co-firing pulverized coal and ammonia inside a furnace, and a first nozzle having a first injection port for injecting pulverized coal toward the inside of the furnace; And one or more second nozzles disposed around the first nozzle and having a second injection port for injecting ammonia toward the inside of the furnace, wherein the second injection port of the second nozzle is The combustion flame of ammonia is inclined and opened in the injection direction side of the combustion flame of pulverized coal along the tangential direction of the imaginary circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame of pulverized coal.
  • an ammonia gas supply pipe for transporting ammonia toward the second nozzle and the first nozzle are disposed at a central portion, and the ammonia gas is distributed from the ammonia gas supply pipe A first gas ring, wherein the second nozzle comprises a plurality of second nozzles disposed around the first nozzle, wherein the second nozzles are configured to receive ammonia gas from the first gas ring It may be supplied.
  • an ammonia gas supply pipe for transporting ammonia toward the second nozzle, a gas fuel pipe for transporting gas fuel, and the first nozzle are disposed at a central portion, A second gas ring to which gas fuel is distributed from a gas fuel pipe, a single second nozzle disposed around the first nozzle, and a second gas ring disposed around the first nozzle and directed toward the inside of the furnace And a burner nozzle connecting the second gas ring to the second nozzle and the third nozzle, wherein the burner nozzle connected to the second nozzle is A gas fuel piping shut-off valve capable of opening and closing the flow path of the burner nozzle is provided, and the ammonia gas supply piping can inject ammonia from the second injection port in a state where the gas fuel piping shut-off valve is closed. To, may be directly bonded to the burner nozzle connected to said second nozzle.
  • the combustion method according to the present invention is a combustion method used in the combustion apparatus according to any one of (1) to (3), in which pulverized coal and ammonia are co-fired in the furnace, and the first nozzle
  • the mixed combustion rate of ammonia, which is injected so as to be combustible from the second nozzle, is 0.8% or more with respect to pulverized coal which is injected so as to be combustible from the above.
  • the combustion apparatus is a combustion apparatus in which pulverized coal and ammonia are co-fired inside a furnace, and a flame in which ammonia is burned is a virtual circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame in which pulverized coal is burned. Since the injection is performed along the tangential direction and inclined to the injection direction side of the combustion flame of pulverized coal, the combustion time of ammonia can be secured, and the incomplete combustion of ammonia can be suppressed as much as possible.
  • the mixed combustion ratio of ammonia injected from the second nozzle to the combustible gas from the second nozzle is 0.8% or more with respect to pulverized coal injected from the first nozzle to the combustible gas, The occurrence of objects can be suppressed as much as possible.
  • FIG. 14 (a) is a graph which shows the time change of coal usage-amount per unit time
  • Fig. 14 (b) is a table showing the time change of the amount of coal used per unit time
  • Fig. 14 (b) is a table showing the time change of the amount of coal used per unit time
  • FIG. 14 (c) is a table showing the time change of the average output of the power generation facility. It is a figure which shows the measurement point which measured the ammonia concentration of the exit of a combustion apparatus using the combustion apparatus by 3rd Embodiment. It is a figure which shows the time change of the NOx value of the exit of a combustion apparatus using the combustion apparatus by 3rd Embodiment, FIG. 16 (a) is a graph which shows the time change of a NOx value, FIG.16 (b) is.
  • FIG. 16C is a table showing the time change of NOx value, and FIG.
  • FIG.17 (a) is the ammonia injection amount per unit time, and CO2 content
  • FIG.17 (b) is a table which shows the time change of the amount of ammonia injection per unit time, and CO2 content.
  • FIG. 1 is a functional block diagram showing a configuration according to an embodiment of a thermal power plant equipped with a combustion apparatus according to the present invention.
  • the thermal power generation facility 1 of one embodiment is a system capable of burning ammonia gas, but it is also possible to burn other than ammonia gas such as pulverized coal, oil, natural gas, or BOG.
  • the thermal power generation facility 1 includes an ammonia gas supply facility 2 and an ammonia gas fuel piping facility 3. Further, the thermal power generation facility 1 includes a boiler (furnace) 6, a denitration facility 90, and a gas fuel supply unit 70. The gas fuel supply unit 70 can supply gas fuel other than ammonia gas to the boiler 6 via the gas fuel pipe 170. Furthermore, the thermal power generation facility 1 includes a control unit 7. The control unit 7 controls the whole of these devices.
  • the ammonia gas supply facility 2 includes a storage tank 10 and a vaporizer 20. Further, the ammonia gas supply facility 2 includes an accumulator 30 and an ammonia gas absorbing unit 80. In addition, the ammonia gas absorption part 80 is a water storage tank which stored water as a reality. The ammonia gas absorbing unit 80 can absorb the ammonia gas discharged from the blow valve 81 provided in the ammonia gas supply facility 2 into water.
  • the storage tank 10 stores pressurized and liquefied liquid ammonia.
  • the storage tank 10 is connected to the vaporizer 20 through a pipe 110.
  • the pipe 110 bifurcates in two directions on the way to the vaporizer 20.
  • a vaporizer start valve 11 and a vaporizer pressure control valve 12 for controlling the pressure in the vaporizer 20 are sequentially disposed from the upstream side.
  • a vaporizer bypass valve 13 is disposed in the other branched pipe 110b.
  • the vaporizer 20 heats and vaporizes liquid ammonia supplied from the storage tank 10.
  • the liquid ammonia inside the vaporizer 20 can be heated and vaporized through the inside of the coiled pipe immersed in the hot water to generate ammonia gas.
  • the downstream side of the vaporizer 20 is connected to the accumulator 30 via a pipe 120.
  • the pipe 120 bifurcates in two directions on the way to the accumulator 30.
  • An accumulator start valve 21 and an accumulator pressure control valve 22 for controlling the pressure in the accumulator 30 are sequentially arranged from the upstream side in one branched pipe 120a.
  • An accumulator bypass valve 23 is disposed in the other branched pipe 120b.
  • the accumulator 30 is a device that accumulates ammonia gas and stabilizes pressure.
  • a pipe 130 extends from the downstream side of the accumulator 30.
  • the pipe 130 branches in two directions.
  • One branched pipe 132 is connected to the header 40.
  • the other branched pipe 131 is connected to the ammonia gas fuel pipe arrangement 3.
  • the header 40 has a pipe 140 connected downstream thereof.
  • the pipe 140 is branched into a plurality of NOx removal pipes 141, 142, and 143.
  • These denitration pipes 141, 142 and 143 are connected to the denitration equipment 90 via denitration shutoff valves 41, 42 and 43.
  • the denitration equipment 90 is composed of three denitration devices 91, 92, 93.
  • the NOx removal pipes 141, 142 and 143 are connected to the three NOx removal devices 91, 92 and 93, respectively.
  • the exhaust gas produced by combustion from the combustion device 6 is fed into the NOx removal piping 141, 142, 143, and ammonia gas introduced from the piping in which the NOx removal shutoff valve 41, 42, 43 of 141, 142, 143 is opened.
  • nitrogen oxides in exhaust gas can be converted to harmless nitrogen gas and water.
  • the configuration of the ammonia gas fuel piping installation 3 will be described.
  • the pipe 131 branched from the pipe 130 extending from the accumulator 30 is connected to the ammonia gas fuel pipe arrangement 3.
  • the shutoff valve 31 is provided on the upstream side of the pipe 131.
  • the purge pipe 133 is connected to the downstream side of the shutoff valve 31 via the purge valve 36.
  • a purge gas supply unit 37 is connected to the end of the purge pipe 133.
  • the purge gas supply unit 37 can flow a purge gas such as nitrogen gas into the ammonia gas fuel piping installation 3.
  • the downstream side of the connecting portion of the pipe 131 to which the purge pipe 133 is connected is branched in two directions.
  • a pressure control valve 32 is disposed in one branched pipe 131a.
  • the shutoff valve 33 is disposed in the other branched pipe 131 b.
  • the pipe 131 a and the pipe 131 b rejoin on the downstream side.
  • the joined pipe 131 is connected to the flow meter 50 via the shutoff valve 34.
  • the flow meter 50 measures the flow rate of gas flowing through the pipe 131.
  • a pipe 150 extends from the downstream side of the flow meter 50.
  • the piping 150 branches in two directions along the way.
  • a flow control valve 51 is disposed in one of the branched pipes 150a.
  • a shutoff valve 52 is disposed in the other branched pipe 150b. The pipe 150 a and the pipe 150 b rejoin on the downstream side.
  • the downstream side of the joined pipe 150 branches in two directions at the second connection portion 56.
  • One branched pipe is an ammonia gas outflow pipe 151 a, and is connected to the ammonia gas absorbing unit 80 of the ammonia gas supply facility 2 via an ammonia outflow shutoff valve 55.
  • the ammonia gas absorbing unit 80 is a water storage tank, and can dissolve ammonia gas in water.
  • a burner valve 53 is disposed in the other branched ammonia gas supply pipe 151 b.
  • a cooling pipe 160 into which cooling air is introduced is connected via a cooling air valve 61.
  • the ammonia gas outflow pipe 151 a may be branched downstream of the burner valve 53.
  • the downstream side of the ammonia gas supply pipe 151 b is connected to the first connection portion 72 of the gas fuel pipe 170 extending from the gas fuel supply unit 70 to the burner 62 A of the boiler 6 via the shutoff valve 54. ing.
  • the gas fuel supply unit 70 stores LNG (liquefied natural gas).
  • LNG liquefied natural gas
  • LNG is vaporized due to natural heat input from the outside, etc., and BOG off gas is generated.
  • the gas fuel pipe 170 is a pipe for transporting the BOG as a fuel to a burner described later.
  • the gas fuel pipe 170 is connected to the burner of the combustion device 6 on the downstream side of the first connection portion 72.
  • a gas fuel pipe shutoff valve 71 is disposed on the upstream side of the first connection portion 72 in the gas fuel pipe 170.
  • BOG can be supplied to the burner 62A by closing the shutoff valve 54 and opening the gas fuel pipe shutoff valve 71.
  • ammonia can be supplied to the burner.
  • the boiler 6 has a plurality of burners arranged in rows and columns.
  • the four stage burners 62A, 62B, 62C, 62D are arranged in the height direction. Also, these burners are arranged in four rows in the horizontal direction.
  • coal dust coal
  • gas fuel or ammonia can be supplied to the top four burners 62A.
  • the combustion apparatus according to the present invention is, as a substance, four burners 62A disposed at the top of the boiler 6. And embodiment is different by supplying ammonia to all or one part of four top burners 62A.
  • the combustion apparatus according to the first embodiment is a combustion apparatus 6A
  • the combustion apparatus according to the second embodiment is a combustion apparatus 6B
  • the combustion apparatus according to the third embodiment is a combustion apparatus 6C. explain.
  • the combustion apparatus according to the first embodiment does not include the gas fuel supply unit 70 disclosed in FIG. 1.
  • FIG. 2 is a perspective view showing the configuration of the combustion apparatus according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is an enlarged front view of a gas ring provided in the combustion apparatus according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is an enlarged vertical sectional view of a first nozzle provided in the combustion apparatus according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is an enlarged vertical cross-sectional view of the tip of the first nozzle provided in the combustion apparatus according to the first embodiment.
  • 6 is a view on arrow X in FIG.
  • FIG. 7 is a layout view of the plurality of second nozzles provided in the combustion apparatus according to the first embodiment, and is a state diagram when viewing the plurality of second nozzles from the furnace side.
  • the combustion apparatus 6A includes an arc-shaped first gas ring 171.
  • the first gas ring 171 forms a cylindrical pipe member in an arc shape.
  • the first gas ring 171 is partially interrupted.
  • the first gas ring 171 closes its both ends.
  • the first gas ring 171 is supplied with ammonia gas from an ammonia gas supply pipe 151 b.
  • the first gas ring 171 has a long first nozzle 175 disposed at the center.
  • the first nozzle 175 Around the first nozzle 175, five long second nozzles 173A, 173B, 173C, 173D and 173E are disposed. Since these second nozzles 173A, 173B, 173C, 173D, and 173E are the same, the second nozzle 173B may be described as a representative.
  • the first gas ring 171 projects five burner nozzles 172A, 172B, 172C, 172D and 172E toward the center. These burner nozzles 172A, 172B, 172C, 172D, 172E are connected to the second nozzles 173A, 173B, 173C, 173D, 173E.
  • ammonia gas when ammonia gas is supplied to the first gas ring 171, ammonia gas is supplied from the second injection port 173h provided at the tip of these second nozzles 173A, 173B, 173C, 173D, 173E. Can be injected (see FIG. 5 or FIG. 6).
  • the combustion apparatus 6A supplies ammonia gas to the four first gas rings 171 disposed at the uppermost stage of the boiler 6, and the five second nozzles connected to the first gas rings 171 Ammonia gas can be injected from 173A, 173B, 173C, 173D and 173E. That is, ammonia gas can be injected from the one second nozzle 173B toward the inside of the furnace.
  • the burner nozzle 172A, 172B, 172C, 172D, 172E is provided with a gas fuel pipe shutoff valve 71B.
  • a gas fuel pipe shutoff valve 71B By opening the gas fuel pipe cutoff valve 71B, ammonia gas can be injected from the second injection port 173h (see FIG. 5 or FIG. 6).
  • By closing the gas fuel pipe shutoff valve 71B it is possible to stop the injection of the ammonia gas from the second injection port 173h.
  • the first nozzle 175 opens the first injection port 175 h at its tip.
  • the first injection port 175 h can inject pulverized coal horizontally toward the inside of the furnace of the combustion device 6 ⁇ / b> A.
  • the first nozzle 175 holds the heavy fuel oil burner 174 inside.
  • the heavy fuel oil burner 174 can inject misty heavy oil or diesel toward the inside of the furnace of the combustion apparatus 6A.
  • the pulverized coal injected from the first nozzle 175 can be burned by igniting this heavy oil or light oil. Further, the ammonia gas injected from the second injection port 173 h can be mixedly burned.
  • the second nozzle 173 ⁇ / b> B is disposed such that its axial direction is substantially parallel to the first nozzle 175.
  • the second injection port 173 h of the second nozzle 173 B has a smaller inner diameter than the inner diameter of the second nozzle 173 B.
  • the second injection port 173 h is in the flow direction C0 of ammonia gas flowing inside the second nozzle 173 B (that is, in the injection direction of pulverized coal injected from the first nozzle 175).
  • the injection direction C of the ammonia gas is bent and injected with respect to the substantially parallel direction).
  • the second injection port 173 h opens along a tangential direction B of a virtual circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame of pulverized coal.
  • the ammonia gas injected from the second injection port 173 h is injected along the tangential direction B of the imaginary circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame of pulverized coal.
  • “along the tangential direction B” means that the injection direction C (the angle ⁇ shown in FIG. 6) in which the ammonia gas is actually injected to the tangential direction B is about ⁇ 30 degrees
  • Represents a state that falls within the range of Arrows A shown in FIGS. 6 and 7 indicate the direction from the second injection port 173 h toward the center of the first injection port 175 h.
  • the injection direction C of the ammonia gas is inclined with respect to the tangential direction B at a predetermined angle ⁇ toward the injection direction side of the combustion flame of pulverized coal.
  • the ammonia gas injection direction C follows the tangential direction B and at a predetermined angle ⁇ on the front side of the paper surface in FIG. It is inclined. It is preferable to have an inclination angle ⁇ to the injection direction side of the combustion flame of pulverized coal in the injection direction C of ammonia gas.
  • the combustion apparatus 6A burns the pulverized coal so that the flame in which the ammonia is burned is along the tangential direction B of the imaginary circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame in which the pulverized coal is burned. Since the fuel is inclined and injected toward the flame injection direction, the combustion time of ammonia can be secured, and the incomplete combustion of ammonia can be suppressed as much as possible.
  • the combustion apparatus 6A is a combustion apparatus 6A that co-fires pulverized coal and ammonia in the furnace, and the flame in which the ammonia is burned is a combustion flame of pulverized coal.
  • Ammonia is injected from the second nozzles 173A, 173B, 173C, 173D, and 173E along the tangential direction of the imaginary circle whose central axis is the injection direction, so incomplete combustion of ammonia can be minimized by the combustion flame of pulverized coal. , Can be suppressed.
  • ammonia is injected from the second nozzles 173A, 173B, 173C, 173D and 173E along the tangential direction of the combustion flame of pulverized coal, so a swirling flow is made around the combustion flame of pulverized coal. It is also possible to form.
  • the flame in which ammonia is burned is made to be along the tangential direction of a virtual circle whose center axis is the injection direction of the combustion flame of pulverized coal around the flame in which pulverized coal is burned.
  • the ammonia is injected by being inclined to the injection direction side of the combustion flame of the pulverized coal, the incomplete combustion of the ammonia can be suppressed as much as possible by securing the combustion time of the ammonia.
  • 6 A of combustion apparatuses by 1st Embodiment can suppress generation
  • FIG. 8 is a perspective view showing the configuration of a combustion apparatus according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 9 is an enlarged front view of a gas ring provided in the combustion apparatus according to the second embodiment.
  • the combustion device 6 ⁇ / b> B includes an arc-shaped second gas ring 178.
  • the second gas ring 178 has a long first nozzle 175 disposed at the center.
  • a long second nozzle 173B is disposed around the first nozzle 175.
  • long third nozzles 178A, 178C, 178D, 178E are disposed around the first nozzle 175.
  • the second gas ring 178 projects five burner nozzles 172A, 172B, 172C, 172D and 172E toward the center.
  • the burner nozzle 172B is connected to the second nozzle 173B.
  • the burner nozzles 172A, 172C, 172D and 172E are connected to the third nozzles 178A, 178C, 178D and 178E.
  • the ammonia gas is supplied to the burner nozzle 172B from the ammonia gas supply pipe 151b.
  • the ammonia gas can be injected from the second injection port 173h provided at the tip of the second nozzle 173B (see FIG. 5 or FIG. 6).
  • pulverized coal and ammonia can be co-fired inside the furnace.
  • the combustion apparatus 6B supplies ammonia gas to the burner nozzles 172B of the four second gas rings 178 disposed at the uppermost stage of the boiler 6, and one second nozzle connected to the burner nozzle 172B.
  • Ammonia gas can be injected from 173B. That is, ammonia gas can be injected from the four second nozzles 173B toward the inside of the furnace.
  • a gas fuel pipe shutoff valve 71B is provided on the upstream side of the connecting portion of the burner nozzle 172B with the ammonia gas supply pipe 151b.
  • the second gas ring 178 connects the gas fuel pipe 170 (see FIG. 1).
  • the gas fuel can be supplied to the third nozzles 178A, 178C, 178D, 178E via the burner nozzles 172A, 172C, 172D, 172E.
  • gas fuel can be injected toward the inside of a furnace from the tip part of 3rd nozzle 178A, 178C, 178D, and 178E, and gas fuel can be burned.
  • the gaseous fuel can also be injected from the second nozzle 173B via the burner nozzle 172B.
  • the combustion apparatus 6B according to the second embodiment can also burn gaseous fuel with the topmost burner 62A.
  • the first gas ring 171 and the second gas ring 178 are structurally the same, but are distinguished by changing the sign because the flowing combustion is different.
  • the second nozzle 173B and the third nozzle 178A, 178C, 178D, 178E are structurally the same, they are distinguished by changing the sign because the flowing combustion is different.
  • the combustion apparatus 6A according to the first embodiment injects ammonia gas from all the first nozzles 173A, 173B, 173C, 173D and 173E, while according to the second embodiment.
  • the difference is that the combustion device 6B can inject ammonia gas from the specific second nozzle 173B.
  • the combustion flame of ammonia injected from the second injection port 173 h follows the tangential direction of the imaginary circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame of pulverized coal, and By opening the periphery of the injection hole 175 h at a predetermined inclination angle ⁇ , the combustion time of ammonia can be secured, and the ammonia can be completely burned.
  • the second gas ring 178 may be connected to an air supply line (not shown) instead of the gas fuel pipe 170.
  • air is injected from the second nozzles 173A, 173B, 173C, 173D and 173E along the tangential direction of the combustion flame of pulverized coal, so the periphery of the combustion flame of pulverized coal It is also possible to form a swirling flow on the
  • the ammonia gas injected from the burner nozzle 173B of the second gas ring 178 disposed at the right end (A) of the uppermost stage of the boiler 6 and the third from the right (C) swirls in the clockwise direction R
  • the ammonia gas injected from the burner nozzle 178C of the second gas ring 178 disposed at the left end (D) of the uppermost stage of the boiler 6 and the third from the left (B) can swirl in the counterclockwise direction L. Also, this makes it possible to burn the ammonia gas uniformly without deviation.
  • the flame in which the ammonia is burned is in the tangential direction B of the imaginary circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame in which the pulverized coal is burned. Since the fuel is injected along the injection direction side of the combustion flame of pulverized coal at a predetermined angle ⁇ , the combustion time of the ammonia can be secured, and the incomplete combustion of the ammonia can be suppressed as much as possible.
  • Third Embodiment Composition of combustion device
  • FIG. 10 is a perspective view showing the configuration of a combustion apparatus according to a third embodiment of the present invention.
  • FIG. 11 is an enlarged front view of a third gas ring provided in the combustion apparatus according to the third embodiment.
  • FIG. 12 is a layout view of the second nozzle and the fourth nozzle provided in the combustion apparatus according to the third embodiment, in which the second nozzle and the fourth nozzle are viewed from the furnace side.
  • the combustion apparatus 6C is disposed on the rightmost side of the topmost burner 62A. Then, in the left three rows of the uppermost stage burner 62A, a combustion device 6D to which ammonia gas is not supplied is disposed. While the combustion device 6C injects ammonia, the combustion device 6D can inject only gas fuel.
  • the combustion devices 6C and 6D include a third gas ring 179. Referring to FIG. 11, the third gas ring 179 has a long first nozzle 175 disposed at the center.
  • the combustion device 6 ⁇ / b> C arranges a long second nozzle 173 ⁇ / b> B around the first nozzle 175.
  • the combustion device 6C has long fourth nozzles 179A, 179C, 179D, 179E arranged around the first nozzle 175.
  • the combustion device 6D has long fourth nozzles 179A, 179B, 179C, 179D, 179E arranged around the first nozzle 175.
  • the third gas ring 179 of the combustion device 6D protrudes five burner nozzles 172A, 172B, 172C, 172D and 172E toward the central portion.
  • the burner nozzle 172B is connected to the second nozzle 173B.
  • the burner nozzles 172A, 172C, 172D, 172E are connected to the fourth nozzles 179A, 179C, 179D, 179E.
  • the ammonia gas is supplied to the second nozzle 173B from the ammonia gas supply pipe 151b.
  • the ammonia gas can be injected from the second injection port 173h provided at the tip of the second nozzle 173B (see FIG. 5 or FIG. 6).
  • pulverized coal and ammonia can be co-fired inside the furnace.
  • the combustion apparatus 6C supplies ammonia gas to the burner nozzle 172B of one third gas ring 179 disposed at the right end of the uppermost stage of the boiler 6, and connects one burner nozzle 172B to the burner nozzle 172B.
  • the ammonia gas can be injected from the two nozzles 173B.
  • the third gas ring 179 of the combustion apparatus 6C connects the gas fuel pipe 170 (see FIG. 1).
  • the gas fuel can be supplied to the fourth nozzles 179A, 179C, 179D, 179E via the burner nozzles 172A, 172C, 172D, 172E.
  • gas fuel can be injected toward the inside of a furnace from the tip part of the 4th nozzle 179A, 179C, 179D, and 179E, and gas fuel can be burned.
  • a gas fuel pipe shutoff valve 71B is provided on the upstream side of the connecting portion of the burner nozzle 172B with the ammonia gas supply pipe 151b.
  • gaseous fuel can also be injected from the second nozzle 173B via the burner nozzle 172B.
  • the combustion apparatus 6C according to the third embodiment can also burn gaseous fuel.
  • the first gas ring 171 and the third gas ring 179 are structurally the same, but are distinguished by changing the sign because the flowing combustion is different.
  • the second nozzle 173B and the fourth nozzle 179A, 179B, 179C, 179D, 179E are structurally the same, they are distinguished by changing the sign because the circulating combustion is different.
  • the ammonia gas supply pipe 151 b is provided with a shutoff valve 54.
  • a return pipe 176 branches off upstream of the shutoff valve 54.
  • a shutoff valve 177 is provided in the return pipe 176.
  • the return pipe 176 is a pipe used when the ammonia gas is not supplied to the burner nozzle 172B from the ammonia gas supply pipe 151b.
  • the shutoff valve 54 is closed and the shutoff valve 177 is opened.
  • the combustion apparatus 6B by 2nd Embodiment injects ammonia gas from the 2nd nozzle 173B of all the 2nd gas rings 178, but 3rd implementation
  • the combustion apparatus 6C according to the embodiment has a difference that the ammonia gas is injected from the second nozzle 173B of the specific third gas ring 179.
  • the combustion apparatus 6B and the combustion apparatus 6C are the same, and the second embodiment arranges the four combustion apparatuses 6B, while the third embodiment performs the combustion. There is a difference that only one device 6B is arranged.
  • the combustion device 6C is arranged such that the flame in which ammonia is burned is along the tangential direction B of a virtual circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame in which pulverized coal is burned and Since the injection is performed with the predetermined angle ⁇ inclined to the injection direction side of the combustion flame of pulverized coal, the combustion time of ammonia can be secured, and the incomplete combustion of ammonia can be suppressed as much as possible.
  • the third gas ring 179 may be connected to an air supply line (not shown) instead of the gas fuel pipe 170.
  • air is injected from the fourth nozzles 179A, 179C, 179D, 179E along the tangential direction of the combustion flame of pulverized coal, so the swirling flow around the combustion flame of pulverized coal It is also possible to form
  • a combustion apparatus 6C is a combustion apparatus 6C for co-firing pulverized coal and ammonia inside a furnace, and a flame in which ammonia is burned causes the pulverized coal to be burned.
  • the ammonia is injected at a predetermined angle ⁇ to the injection direction side of the combustion flame of the pulverized coal so that the periphery of the flame is along the tangential direction of the imaginary circle whose central axis is the injection direction of the combustion flame of the pulverized coal Therefore, the incomplete combustion of ammonia can be suppressed as much as possible by securing the combustion time of ammonia.
  • the shutoff valve 54 provided in the ammonia gas supply pipe 151 b is opened, and ammonia is closed by closing the gas fuel pipe shutoff valve 71 B provided in the burner nozzle 172 B and the shutoff valve 177 provided in the return pipe 176.
  • the gas is supplied to the second nozzle 173B via the ammonia gas supply pipe 151b ⁇ the first connection portion 72 ⁇ the burner nozzle 172B.
  • the cross section perpendicular to the length direction of the pulverized coal flame injected from the first nozzle 175 is approximated to a circle, as shown by the arrow in FIG. 12, the second injection port 173h of the second nozzle 173B is , Ammonia is injected in the tangential direction of this circle.
  • the ammonia is placed along the tangential direction of the imaginary circle centered on the injection direction of the combustion flame of the pulverized coal around the periphery of the pulverized coal flame and on the injection direction side of the combustion flame of the pulverized coal Since ammonia is injected at a predetermined angle ⁇ , the combustion distance of ammonia is increased, whereby the combustion time of ammonia can be secured and the ammonia can be completely burned.
  • FIG. 13 is a graph showing the time-dependent change of the ammonia combustion amount used when the combustion test was performed using the combustion apparatus according to the third embodiment.
  • FIG. 14 is a diagram showing the time change of the amount of used coal when the combustion test was performed using the combustion apparatus according to the third embodiment, and FIG. 14 (a) is a timing of the used amount of coal per unit time The graph which shows change, FIG.14 (b) is a table
  • FIG. 15 is a view showing measurement points at which the ammonia concentration at the outlet of the combustion apparatus is measured using the combustion apparatus according to the third embodiment.
  • FIG. 16 is a diagram showing the time change of the NOx value at the outlet of the combustion device using the combustion device according to the third embodiment, and FIG. 16 (a) is a graph showing the time change of the NOx value; b) is a table showing the time change of the NOx value, and FIG. 16 (c) is a table showing the time change of the average output of the power generation facility.
  • FIG. 17 is a diagram showing the time change of the CO 2 content in the exhaust gas discharged from the combustion apparatus using the combustion apparatus according to the third embodiment
  • FIG. 17 (a) is an ammonia injection per unit time
  • FIG.17 (b) is a table which shows the time change of the amount of ammonia injection per unit time, and CO2 content.
  • the test period is 7 days, from 13 o'clock to 17 o'clock on the first day, 10 o'clock to 17 o'clock on the second day to the 6th day, and 10 o'clock to 13 o'clock on the 7th day
  • a maximum of 450 kg / h of ammonia (note that this is the maximum flow rate of the vaporizer 20 and corresponds to 400 kg of coal) was used.
  • the mixed combustion rate of ammonia was about 0.6% (equivalent to 1 MW), but only on the fifth day, the boiler was operated at a load of 120 MW The mixed combustion rate of ammonia was about 0.8%.
  • ammonia was burned in the range where there is no excess of exhaust gas.
  • liquid ammonia used for combustion has a purity of 99.98%, water content of 0.016%, and an oil content of less than 1.0 ppm, and coal species co-fired with ammonia is 60% for mount oren, and Bocabri premium Is 40%.
  • the temperature of metal parts such as piping provided in the boiler 6, that is, the boiler metal temperature was measured at the time of coal-only combustion and at the time of mixed combustion of ammonia and coal.
  • the boiler metal temperature at the primary superheater outlet is 400 to 450 ° C.
  • the boiler metal temperature at the reheater outlet is 500 to 550 ° C.
  • the boiler metal temperature at the secondary superheater inlet is 400 to 450 ° C
  • the boiler metal temperature at the middle of the secondary superheater is 450 to 500 ° C
  • the boiler metal temperature at the secondary superheater outlet is 500 to 600 ° C.
  • the boiler metal temperature at the primary superheater outlet is 400 to 450 ° C
  • the boiler metal temperature at the reheater outlet is 500 to 600 ° C
  • the boiler metal at the secondary superheater inlet The temperature is 400 to 450 ° C
  • the boiler metal temperature in the middle of the secondary superheater is 450 to 550 ° C
  • the boiler metal temperature at the outlet of the secondary superheater is 500 to 600 ° C. And there was almost no change.
  • FIG. 14 shows the amount of coal used per hour before and after mixed combustion, and the difference between the amounts of coal used.
  • the table in FIG. 14 (b) shows the numerical values used in the graph of (a) in the form of a table, and the table in FIG. 14 (c) Indicates the average value of
  • the reduction in the amount of used coal after mixed firing compared with that before mixed firing was 0.50 T / h on average for 7 days. That is, 450 kg / h of the amount of ammonia combustion became almost the same as 500 kg / h (anhydrous) of the amount of reduction of coal. Also, comparing the 1st to 7th days, the amount of reduction of coal on the 5th day became the maximum value of 1.96T / h.
  • the coal type of coal used for the combustion is 60% of Mount Oen and 40% of Boca-Bri Premium.
  • FIG. 16 shows NOx values at the boiler outlet before and after mixed combustion.
  • the table of FIG. 16 (b) shows the numerical values used in the graph of FIG. 16 (a) in the form of a table
  • the table of FIG. 16 (c) shows the power plant output, mixed combustion rate
  • FIG. 16 (c) The average value of the day difference shown in the leftmost column of Further, the value before mixed combustion is a value 30 minutes before the injection of ammonia, and the value after mixed combustion is an average value of data of 4 to 5 points taken every 30 minutes after the injection of ammonia.
  • the mixed combustion rate of ammonia is about 0.6% to about 0.8 as compared to other days. It was confirmed that the NOx value at the boiler outlet after co-firing decreased significantly as compared to before co-firing, contrary to the increase to%.
  • the mixed burning rate of ammonia was about 0.6%, compared to the mixed burning before mixed burning. While the increase in NOx value after that was not stable, the average value showed a positive value of 0.17 ppm, while the mixed combustion rate of ammonia was about 0.8% on the 5th, before mixed combustion It was confirmed that the amount of increase in NOx value after mixed combustion compared to the above became a negative value of -13.75 ppm.
  • the ammonia co-firing rate is desirably 0.8% or more, and it has been suggested that the NOx value can be reduced as the ammonia supply amount is increased. This is, 4NO + 4 NH 3 + O 2 ⁇ 4 N 2 + 6 H 2 O It is presumed that the noncatalytic denitrification reaction has progressed as shown in the chemical reaction formula.
  • ammonia is injected in the tangential direction of the pulverized coal flame so that the ammonia draws a spiral locus around the pulverized coal flame, and the combustion time of the ammonia is secured by taking a long combustion distance of the ammonia. It is estimated that
  • FIG. 17 shows the output of the boiler, the amount of injected ammonia, and the amount of CO 2 in the exhaust gas from the boiler.
  • the table of (b) shows the numerical values used in the graph of (a) in the form of a table.
  • the mixed combustion rate of ammonia is 0.6% to 0.8%, so the CO 2 amount is the product of those numerical values, 0. It was predicted to decrease by as little as 1%, but in practice it decreased by 0.2 to 1.3%.
  • the annual carbon dioxide reduction amount when the mixed combustion rate is about 0.6% is about 3.99 (thousand t-CO 2 / year), and the annual carbon dioxide reduction when the mixed combustion rate is about 0.8% The amount was about 4.12 (thousand t-CO 2 / year).
  • the carbon dioxide emission factor was calculated using the emission factor by electric power company in FY2015 (China Electric Power: 0.0007t-CO2 / kWh) and the facility operation rate as 70%. It is considered that carbon dioxide emissions can be reduced according to the rate of mixed combustion, since all mixed ammonia could be burned in the boiler.
  • the combustion apparatus according to the present invention is a combustion apparatus for co-firing pulverized coal and ammonia inside a furnace, and a flame in which ammonia is burned burns pulverized coal around a flame in which pulverized coal is burned.
  • Ammonia is injected by tilting to the injection direction side of the combustion flame of pulverized coal so as to be along the tangential direction of a virtual circle whose central axis is the injection direction, so by securing the combustion time of ammonia, incompleteness of ammonia Combustion can be suppressed as much as possible.
  • the ammonia is injected in the tangential direction around the pulverized coal flame, and the combustion distance of the ammonia is increased, whereby the combustion time of the ammonia is secured and the ammonia is completely burned.
  • the mixed combustion ratio of ammonia injected from the second nozzle to the combustible from the second nozzle is 0.8% or more with respect to pulverized coal injected to the combustion from the first nozzle. And the generation of nitrogen oxides can be suppressed as much as possible.
  • the ammonia used for the combustion simultaneously has an effect of denitrifying NOx in the exhaust gas generated by the combustion, so that the ammonia can be effectively used.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion Of Fluid Fuel (AREA)

Abstract

窒素酸化物の発生とアンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる燃焼装置及び燃焼方法を提供する。　燃焼装置６Ａは、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼できる。燃焼装置６Ａは、第１ノズル１７５と一つ以上の第２ノズル１７３Ｂを備える。第１ノズル１７５は、火炉の内部に向かって微粉炭を噴射する第１噴射口１７５ｈを有する。第２ノズル１７３Ｂは、第１ノズル１７５の周囲に配置されている、第２ノズル１７３Ｂは、火炉の内部に向かってアンモニアを噴射する第２噴射口１７３ｈを有する。第２ノズル１７３Ｂの第２噴射口１７３ｈは、アンモニアの燃焼火炎が微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜して開口している。

Description

燃焼装置及び燃焼方法
　本発明は、燃焼装置及び燃焼方法に関する。特に、火力発電所などの発電設備などに好適な燃焼装置の構造及び燃焼方法に関する。
　火力発電所などは、発電設備としてボイラを設置している。ボイラは、石炭・天然ガス・軽油・重油などの化石燃料をバーナで燃焼させた熱を利用して、高温高圧の蒸気を発生させている。しかし、これらの化石燃料を燃焼させると、二酸化炭素が発生するため、地球温暖化の原因になっている。このため、近年、カーボンクレジット（排出枠）といった形で二酸化炭素を抑制する動きがある。
　例えば、ＬＮＧ（液化天然ガス）は、二酸化炭素の排出量がＬＰＧ（液化石油ガス）より少ない。このため、ＬＮＧを火力発電所の燃料として使用している。ＬＮＧなどのガス燃料は、輸送の際に便宜上、液化が必要である。又、ＬＮＧの場合、液化するためにマイナス１６２度程度の低温状態にする必要があるため、液化が容易ではなく、低温貯蔵の設備のコストも増加するという問題がある。
　このようなことから、二酸化炭素を発生しない燃料として、アンモニアガスの利用が提案されている（例えば、特許文献１参照）。アンモニアは、マイナス３３度程度で液化すので、例えば、液化にマイナス１６２度程度必要なＬＮＧと比べて液化が容易であり、設備のコストも安価で済むという利点がある。
　又、天然ガスとＢＯＧ（ｂｏｉｌ　ｏｆｆ　ｇａｓ）の混合ガスと微粉炭とをボイラの内部で混焼可能な同軸バーナを有する多重燃料焚き燃焼装置が開示されている（例えば、特許文献２参照）。
　特許文献２による同軸バーナは、微粉炭の火炎をボイラの内部に噴射する内管と、この内管の周囲を囲い、天然ガスとＢＯＧの混合ガスの火炎を微粉炭の火炎の噴射方向と同軸方向に噴射する外管で構成している。
特開２０１６－１８３８４０号公報 特開２００７－１７０３０号公報
　しかし、アンモニアを燃焼させると、アンモニア成分中に含まれる窒素分が酸素と結び付き、窒素酸化物となる懸念がある。
　又、アンモニアは燃焼速度が小さく、具体的には、例えばプロパンガスの燃焼速度が４０ｃｍ／ｓであるところ、アンモニアの燃焼速度は、８ｃｍ／ｓに過ぎない（このため、アンモニアを燃焼させた場合の火炎は長くなる）。
　したがって、アンモニアを他の燃料と混焼させる場合、例えば、特許文献２の図３及び図４に開示したように、同軸バーナを用いて、水平に同軸で噴射して燃焼させると、他の燃料の火炎に対して、アンモニアの火炎が遅延することで、燃焼空間の大小や形状によっては、アンモニアが不完全燃焼してしまう可能性がある。
　このようなことから、窒素酸化物の発生とアンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる燃焼装置及び燃焼方法が求められている。そして、以上のことが本発明の課題といってよい。
　本発明は、このような課題に鑑みてなされたものであり、窒素酸化物の発生とアンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる燃焼装置及び燃焼方法を提供することを目的とする。
　本発明者らは、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼する燃焼装置であって、アンモニアを燃焼させた火炎が微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜して噴射することで、窒素酸化物の発生とアンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できると考え、これに基づいて、以下のような新たな燃焼装置及び燃焼方法を発明するに至った。
　（１）本発明による燃焼装置は、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼させる燃焼装置であって、前記火炉の内部に向かって微粉炭を噴射する第１噴射口を有する第１ノズルと、前記第１ノズルの周囲に配置され、前記火炉の内部に向かってアンモニアを噴射する第２噴射口を有する一つ以上の第２ノズルと、を備え、前記第２ノズルの第２噴射口は、アンモニアの燃焼火炎が微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜して開口している。
　（２）本発明による燃焼装置は、アンモニアを前記第２ノズルに向けて輸送するアンモニアガス供給配管と、前記第１ノズルを中心部に配置し、前記アンモニアガス供給配管からアンモニアガスが分配される第１ガスリングと、を備え、前記第２ノズルは、前記第１ノズルの周囲に配置された複数の第２ノズルからなり、これらの前記第２ノズルは、前記第１ガスリングからアンモニアガスが供給されていてもよい。
　（３）本発明による燃焼装置は、アンモニアを前記第２ノズルに向けて輸送するアンモニアガス供給配管と、ガス燃料が輸送されるガス燃料配管と、前記第１ノズルを中心部に配置し、前記ガス燃料配管からガス燃料が分配される第２ガスリングと、前記第１ノズルの周囲に配置した単一の前記第２ノズルと、前記第１ノズルの周囲に配置し、前記火炉の内部に向かってガス燃料を噴射する一つ以上の第３ノズルと、前記第２ガスリングと前記第２ノズル及び前記第３ノズルを接続するバーナノズルと、を備え、前記第２ノズルを接続したバーナノズルは、当該バーナノズルの流路を開閉自在なガス燃料配管遮断弁を有し、前記アンモニアガス供給配管は、前記ガス燃料配管遮断弁を閉じた状態で、前記第２噴射口からアンモニアを噴射可能に、前記第２ノズルに接続したバーナノズルに直結していてもよい。
　（４）本発明による燃焼方法は、（１）から（３）のいずれかに記載の燃焼装置に用いられ、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼させる燃焼方法であって、前記第１ノズルから燃焼可能に噴射される微粉炭に対して、前記第２ノズルから燃焼可能に噴射されるアンモニアの混焼率が、０．８％以上である。
　本発明による燃焼装置は、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼する燃焼装置であって、アンモニアを燃焼させた火炎が微粉炭を燃焼させた燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜して噴射するので、アンモニアの燃焼時間を確保でき、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。
　本発明による燃焼方法は、第１ノズルから燃焼可能に噴射される微粉炭に対して、第２ノズルから燃焼可能に噴射されるアンモニアの混焼率を０．８％以上とすることで、窒素酸化物の発生を極力、抑制できる。
本発明による燃焼装置を備えた火力発電設備の一実施形態による構成を示す機能ブロック図である。 本発明の第１実施形態による燃焼装置の構成を示す斜視図である。 第１実施形態による燃焼装置に備わる第１ガスリングを拡大した正面図である。 第１実施形態による燃焼装置に備わる第１ノズルを拡大した縦断面図である。 第１実施形態による燃焼装置に備わる第１ノズルの先端部を拡大した縦断面図である。 図５のＸ矢視図である。 第１実施形態による燃焼装置に備わる複数の第２ノズルの配置図であり、複数の第２ノズルを火炉側から観た状態図である。 本発明の第２実施形態による燃焼装置の構成を示す斜視図である。 第２実施形態による燃焼装置に備わる第２ガスリングを拡大した正面図である。 本発明の第３実施形態による燃焼装置の構成を示す斜視図である。 第３実施形態による燃焼装置に備わる第３ガスリングを拡大した正面図である。 第３実施形態による燃焼装置に備わる第２ノズル及び第４ノズルの配置図であり、第２ノズル及び第４ノズルを火炉側から観た状態図である。 第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼試験したときに用いたアンモニア燃焼量の計時変化を示すグラフである。 第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼試験したときに用いた石炭使用量の計時変化を示す図であり、図１４（ａ）は、単位時間当たりの石炭使用量の計時変化を示すグラフ、図１４（ｂ）は、単位時間当たりの石炭使用量の計時変化を示す表、図１４（ｃ）は、発電設備の平均出力の計時変化を示す表である。 第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼装置の出口のアンモニア濃度を計測した計測点を示す図である。 第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼装置の出口のＮＯｘ値の計時変化を示す図であり、図１６（ａ）は、ＮＯｘ値の計時変化を示すグラフ、図１６（ｂ）は、ＮＯｘ値の計時変化を示す表、図１６（ｃ）は、発電設備の平均出力の計時変化を示す表である。 第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼装置から排出される排気ガス中のＣＯ２含有量の計時変化を示す図であり、図１７（ａ）は、単位時間当たりのアンモニア注入量とＣＯ２含有量の計時変化を示すグラフ、図１７（ｂ）は、単位時間当たりのアンモニア注入量とＣＯ２含有量の計時変化を示す表である。
　以下、図面を参照して本発明を実施するための形態を説明する。
　［火力発電設備の構成］
　最初に、本発明による燃焼装置を備えた火力発電設備の一実施形態による構成を説明する。図１は、本発明による燃焼装置を備えた火力発電設備の一実施形態による構成を示す機能ブロック図である。
　図１を参照すると、一実施形態の火力発電設備１は、アンモニアガスを燃焼可能なシステムであるが、微粉炭、油、天然ガス、又は、ＢＯＧなどのアンモニアガス以外も燃焼可能である。
　図１を参照すると、火力発電設備１は、アンモニアガス供給設備２とアンモニアガス燃料用配管設備３を備えている。又、火力発電設備１は、ボイラ（火炉）６、脱硝設備９０、及び、ガス燃料供給部７０を備えている。ガス燃料供給部７０は、ガス燃料配管１７０を介して、アンモニアガス以外のガス燃料をボイラ６に供給できる。更に、火力発電設備１は、制御部７を備えている。制御部７は、これら装置の全体を制御している。
　（アンモニアガス供給設備の構成）
　次に、実施形態によるアンモニアガス供給設備２の構成を説明する。図１を参照すると、アンモニアガス供給設備２は、貯蔵タンク１０と気化器２０を備えている。又、アンモニアガス供給設備２は、アキュムレータ３０とアンモニアガス吸収部８０を備えている。なお、アンモニアガス吸収部８０は、実態として、水を貯蔵した貯水槽である。アンモニアガス吸収部８０は、アンモニアガス供給設備２に設けたブロー弁８１から排出されたアンモニアガスを水に吸収できる。
　（貯蔵タンクの構成）
　次に、実施形態による貯蔵タンク１０の構成を説明する。図１を参照すると、貯蔵タンク１０は、加圧されて液化された液体アンモニアを貯蔵している。貯蔵タンク１０は、配管１１０を介して、気化器２０に接続している。配管１１０は、気化器２０に至る途中が二方向に分岐している。分岐された一方の配管１１０ａには、気化器起動弁１１及び気化器２０内の圧力を制御する気化器圧力調整弁１２が上流側から順次配置されている。分岐された他方の配管１１０ｂには、気化器バイパス弁１３が配置されている。
　（気化器の構成）
　次に、実施形態による気化器２０の構成を説明する。図１を参照すると、気化器２０は、貯蔵タンク１０から供給される液体アンモニアを加熱して気化させている。気化器２０の内部の液体アンモニアは、温水中に浸漬されたコイル状配管内を通って昇温されて気化されることで、アンモニアガスを生成できる。気化器２０の下流側は、配管１２０を介して、アキュムレータ３０に接続している。
　図１を参照すると、配管１２０は、アキュムレータ３０に至る途中が二方向に分岐している。分岐された一方の配管１２０ａには、アキュムレータ起動弁２１、アキュムレータ３０内の圧力を制御するアキュムレータ圧力調整弁２２が上流側から順次配置している。分岐された他方の配管１２０ｂには、アキュムレータバイパス弁２３を配置している。
　（アキュムレータの構成）
　次に、実施形態によるアキュムレータ３０の構成を説明する。図１を参照すると、アキュムレータ３０は、アンモニアガスを蓄積し、圧力を安定させる装置である。アキュムレータ３０の下流側からは配管１３０が延びている。配管１３０は、二方向に分岐している。分岐された一方の配管１３２は、ヘッダー４０に接続している。分岐された他方の配管１３１は、アンモニアガス燃料用配管設備３に接続している。
　（ヘッダーの構成）
　次に、実施形態によるヘッダー４０の構成を説明する。図１を参照すると、ヘッダー４０は、その下流側に配管１４０を接続している。配管１４０は、複数の脱硝配管１４１・１４２・１４３に分岐している。これらの脱硝配管１４１・１４２・１４３は、脱硝遮断弁４１・４２・４３を介して、脱硝設備９０に接続している。
　（脱硝設備の構成）
　次に、実施形態による脱硝設備９０の構成を説明する。図１を参照すると、脱硝設備９０は、三つの脱硝装置９１・９２・９３で構成している。脱硝配管１４１・１４２・１４３は、三つの脱硝装置９１・９２・９３にそれぞれ接続している。脱硝配管１４１・１４２・１４３には、燃焼装置６から燃焼で生じた排ガスが送り込まれ、１４１・１４２・１４３の内の脱硝遮断弁４１・４２・４３が開いている配管から流入されたアンモニアガスを還元剤として、排ガス中の窒素酸化物を無害な窒素ガスと水とに転換できる。
　（アンモニアガス燃料用配管設備の構成）
　次に、実施形態によるアンモニアガス燃料用配管設備３の構成を説明する。図１を参照すると、アキュムレータ３０から延びる配管１３０から分岐した配管１３１は、アンモニアガス燃料用配管設備３に接続している。配管１３１の上流側は、遮断弁３１を設けている。遮断弁３１の下流側は、パージ弁３６を介して、パージ配管１３３を接続している。パージ配管１３３の末端部には、パージ用ガス供給部３７を接続している。パージ用ガス供給部３７は、窒素ガスなどのパージガスをアンモニアガス燃料用配管設備３に流入できる。
　図１を参照すると、配管１３１におけるパージ配管１３３が接続されている接続部よりも下流側は、二方向に分岐している。分岐された一方の配管１３１ａには、圧力調整弁３２を配置している。分岐された他方の配管１３１ｂには、遮断弁３３を配置している。配管１３１ａと配管１３１ｂとは、下流側で再度合流している。合流した配管１３１は、遮断弁３４を介して流量計５０に接続している。
　図１を参照すると、流量計５０は、配管１３１を流れるガスの流量を測定している。流量計５０の下流側からは、配管１５０が延びている。配管１５０は、その途中が二方向に分岐している。分岐された一方の配管１５０ａには、流量調整弁５１を配置している。分岐された他方の配管１５０ｂには、遮断弁５２を配置している。配管１５０ａと配管１５０ｂとは、下流側で再度合流している。
　図１を参照すると、合流した配管１５０の下流側は、第２接続部５６で二方向に分岐している。分岐された一方の配管は、アンモニアガス流出配管１５１ａであり、アンモニア流出遮断弁５５を介して、アンモニアガス供給設備２のアンモニアガス吸収部８０に接続している。アンモニアガス吸収部８０は、上述のように貯水槽であり、アンモニアガスを水に溶解できる。
　図１を参照すると、分岐された他方のアンモニアガス供給配管１５１ｂには、バーナ弁５３を配置している。配管１５０におけるバーナ弁５３の下流側には、冷却空気が流入される冷却配管１６０が冷却空気弁６１を介して、接続されている。なお、アンモニアガス流出配管１５１ａは、バーナ弁５３の下流で分岐していてもよい。
　図１を参照すると、アンモニアガス供給配管１５１ｂの下流側は、遮断弁５４を介して、ガス燃料供給部７０から、ボイラ６のバーナ６２Ａまで延びるガス燃料配管１７０の第１接続部７２に接続している。
　（ガス燃料供給部の構成）
　次に、実施形態によるガス燃料供給部７０の構成を説明する。図１を参照すると、ガス燃料供給部７０には、ＬＮＧ（液化天然ガス）を貯蔵している。ＬＮＧを液化して貯蔵する場合に、外部からの自然入熱などによりＬＮＧが気化して、ＢＯＧガス（ｂｏｉｌ　ｏｆｆ　ｇａｓ）が発生する。本実施形態では、ガス燃料配管１７０は、このＢＯＧを燃料として後述するバーナに輸送する配管である。
　図１を参照すると、ガス燃料配管１７０は、第１接続部７２の下流側において、燃焼装置６のバーナに接続している。ガス燃料配管１７０における第１接続部７２の上流側には、ガス燃料配管遮断弁７１を配置している。
　図１を参照して、遮断弁５４を閉じると共に、ガス燃料配管遮断弁７１を開くことで、ＢＯＧをバーナ６２Ａに供給できる。遮断弁５４を開くと共に、ガス燃料配管遮断弁７１を閉じることで、アンモニアをバーナに供給できる。
　（ボイラの構成）
　次に、ボイラ６の構成を説明する。図１を参照すると、ボイラ６は、複数のバーナを縦横に配列している。実施形態では、四段のバーナ６２Ａ・６２Ｂ・６２Ｃ・６２Ｄを高さ方向に配列している。又、これらのバーナは、水平方向に四列に配置している。
　図１を参照すると、四段のバーナ６２Ａ・６２Ｂ・６２Ｃ・６２Ｄには、石炭貯蔵部７５から燃料としての石炭（微粉炭）が供給されている。最上段の４つのバーナ６２Ａには、ガス燃料又はアンモニアを供給できる。
　図１を参照して、本発明による燃焼装置は、実体として、ボイラ６の最上段に配置される四つのバーナ６２Ａである。そして、最上段の４つのバーナ６２Ａの全て又は一部にアンモニアを供給することで、実施形態が異なっている。以下、第１実施形態による燃焼装置を燃焼装置６Ａとし、第２実施形態による燃焼装置を燃焼装置６Ｂとし、第３実施形態による燃焼装置を燃焼装置６Ｃとして、これらの燃焼装置の構成及び作用を説明する。
　［第１実施形態］
　（燃焼装置の構成）
　次に、第１実施形態による燃焼装置の構成を説明する。なお、第１実施形態による燃焼装置は、図１に開示したガス燃料供給部７０を備えていない。
　図２は、本発明の第１実施形態による燃焼装置の構成を示す斜視図である。図３は、第１実施形態による燃焼装置に備わるガスリングを拡大した正面図である。
　図４は、第１実施形態による燃焼装置に備わる第１ノズルを拡大した縦断面図である。図５は、第１実施形態による燃焼装置に備わる第１ノズルの先端部を拡大した縦断面図である。図６は、図５のＸ矢視図である。
　図７は、第１実施形態による燃焼装置に備わる複数の第２ノズルの配置図であり、複数の第２ノズルを火炉側から観た状態図である。
　図２又は図３を参照すると、第１実施形態による燃焼装置６Ａは、円弧状の第１ガスリング１７１を備えている。第１ガスリング１７１は、円筒状のパイプ部材を円弧状に形成している。第１ガスリング１７１は、その一部が中断している。第１ガスリング１７１は、その両端部を閉塞している。第１ガスリング１７１は、アンモニアガス供給配管１５１ｂからアンモニアガスが供給されている。
　図３又は図４を参照すると、第１ガスリング１７１は、長尺の第１ノズル１７５を中心部に配置している。第１ノズル１７５の周囲には、五つの長尺の第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅを配置している。なお、これらの第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅは、同じものであるので、第２ノズル１７３Ｂを代表して説明することがある。
　図３又は図４を参照すると、第１ガスリング１７１は、中心部に向かって、五つのバーナノズル１７２Ａ・１７２Ｂ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅを突出している。これらのバーナノズル１７２Ａ・１７２Ｂ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅは、第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅに接続している。
　図３又は図４を参照して、第１ガスリング１７１にアンモニアガスを供給すると、これらの第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅの先端部に設けた第２噴射口１７３ｈからアンモニアガスを噴射できる（図５又は図６参照）。
　このように、第１実施形態による燃焼装置６Ａは、ボイラ６の最上段に配置された四つの第１ガスリング１７１にアンモニアガスを供給し、第１ガスリング１７１に接続した五つの第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅからアンモニアガスを噴射できる。つまり、火炉の内部に向かって、一つの第２ノズル１７３Ｂからアンモニアガスを噴射できる。
　図３を参照すると、バーナノズル１７２Ａ・１７２Ｂ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅには、ガス燃料配管遮断弁７１Ｂをそれぞれ設けている。ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを開くことで、第２噴射口１７３ｈからアンモニアガスを噴射できる（図５又は図６参照）。ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを閉じることで、第２噴射口１７３ｈからアンモニアガスの噴射を停止できる。
　図４を参照すると、第１ノズル１７５は、第１噴射口１７５ｈを先端部に開口している。第１噴射口１７５ｈは、燃焼装置６Ａの火炉の内部に向かって水平方向に微粉炭を噴射できる。又、第１ノズル１７５は、重軽油バーナ１７４を内部に保持している。重軽油バーナ１７４は、燃焼装置６Ａの火炉の内部に向かって霧状の重油又は軽油を噴射できる。この重油又は軽油を点火することで、第１ノズル１７５から噴射した微粉炭を燃焼できる。又、第２噴射口１７３ｈから噴射したアンモニアガスを混燃できる。
　図５を参照すると、第２ノズル１７３Ｂは、その軸方向が第１ノズル１７５と略平行に配置される。第２ノズル１７３Ｂの第２噴射口１７３ｈは、第２ノズル１７３Ｂの内径に比べて、その内径を小さく形成している。これにより、第２ノズル１７３Ｂに流れるアンモニアガスを加速して、第２噴射口１７３ｈからアンモニアガスを噴射できる。
　又、図５又は図６を参照すると、第２噴射口１７３ｈは、第２ノズル１７３Ｂの内部に流通するアンモニアガスの流通方向Ｃ０（つまり、第１ノズル１７５から噴射される微粉炭の噴射方向に略平行な方向）に対して、アンモニアガスの噴射方向Ｃを屈曲して噴射している。
　より詳細には、図５参照すると、第２噴射口１７３ｈは、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向Ｂに沿うように開口している。これにより、第２噴射口１７３ｈから噴射されるアンモニアガスは、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向Ｂに沿うように噴射される。
　尚、本明細書において、「接線方向Ｂに沿うように」とは、接線方向Ｂに対して実際にアンモニアガスが噴射される噴射方向Ｃ（図６に示す角度θ）が、±３０度程度の範囲に収まる状態を表す。
　尚、図６及び図７に示す矢印Ａは、第２噴射口１７３ｈから第１噴射口１７５ｈの中心に向かう方向を示す。
　又、図５を参照すると、アンモニアガスの噴射方向Ｃは、接線方向Ｂに対して微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に所定の角度αで傾斜している。言い換えれば、アンモニアガスの噴射方向Ｃは、図６に示すように第２ノズル１７３Ｂを正面視した場合において接線方向Ｂに沿うように、かつ、図６における紙面の手前側に所定の角度αに傾斜している。
　アンモニアガスの噴射方向Ｃの、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側への傾斜角度αを持たせることが好ましい。
　図７参照すると、燃焼装置６Ａは、アンモニアを燃焼させた火炎が微粉炭を燃焼させた燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向Ｂに沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜して噴射するので、アンモニアの燃焼時間を確保でき、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。
　（燃焼装置の作用）
　次に、第１実施形態による燃焼装置の作用及び効果を説明する。
　図２から図７を参照すると、第１実施形態による燃焼装置６Ａは、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼する燃焼装置６Ａであって、アンモニアを燃焼させた火炎が微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅからアンモニアを噴射するので、微粉炭の燃焼火炎により、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。
　図７を参照すると、第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅから、微粉炭の燃焼火炎の接線方向に沿うように、アンモニアを噴射するので、微粉炭の燃焼火炎の周囲に旋回流を形成することも可能である。
　特許文献２の図３及び図４に開示したように、同軸バーナを用いて、水平に同軸で噴射して燃焼させると、他の燃料の火炎に対して、アンモニアの火炎が遅延することで、燃焼空間の大小や形状によっては、アンモニアが不完全燃焼してしまう可能性があった。
　第１実施形態による燃焼装置６Ａは、アンモニアを燃焼させた火炎が、微粉炭を燃焼させた火炎の周囲を微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜してアンモニアを噴射するので、アンモニアの燃焼時間を確保することで、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。なお、第１実施形態による燃焼装置６Ａは、窒素酸化物の発生を抑制できるが、その実現性については、第３実施形態で説明する。
　［第２実施形態］
　（燃焼装置の構成）
　次に、第２実施形態による燃焼装置の構成を説明する。
　図８は、本発明の第２実施形態による燃焼装置の構成を示す斜視図である。図９は、第２実施形態による燃焼装置に備わるガスリングを拡大した正面図である。
　なお、第１実施形態で用いた符号と同じ符号を付した構成品は、その作用を同じにするので、説明を省略することがある。
　図８を参照すると、第２実施形態による燃焼装置６Ｂは、円弧状の第２ガスリング１７８を備えている。図９を参照すると、第２ガスリング１７８は、長尺の第１ノズル１７５を中心部に配置している。第１ノズル１７５の周囲には、長尺の第２ノズル１７３Ｂを配置している。又、第１ノズル１７５の周囲には、長尺の第３ノズル１７８Ａ・１７８Ｃ・１７８Ｄ・１７８Ｅを配置している。
　図９を参照すると、第２ガスリング１７８は、中心部に向かって、五つのバーナノズル１７２Ａ・１７２Ｂ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅを突出している。バーナノズル１７２Ｂは、第２ノズル１７３Ｂに接続している。又、バーナノズル１７２Ａ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅは、第３ノズル１７８Ａ・１７８Ｃ・１７８Ｄ・１７８Ｅに接続している。
　図９を参照すると、バーナノズル１７２Ｂには、アンモニアガス供給配管１５１ｂからアンモニアガスが供給されている。バーナノズル１７２Ｂにアンモニアガスを供給すると、第２ノズル１７３Ｂの先端部に設けた第２噴射口１７３ｈからアンモニアガスを噴射できる（図５又は図６参照）。そして、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼できる。
　このように、第２実施形態による燃焼装置６Ｂは、ボイラ６の最上段に配置された四つの第２ガスリング１７８のバーナノズル１７２Ｂにアンモニアガスを供給し、バーナノズル１７２Ｂに接続した一つの第２ノズル１７３Ｂからアンモニアガスを噴射できる。つまり、火炉の内部に向かって、四つの第２ノズル１７３Ｂからアンモニアガスを噴射できる。
　図９を参照すると、バーナノズル１７２Ｂにおけるアンモニアガス供給配管１５１ｂとの接続部よりも上流側には、ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを設けている。
　図９を参照すると、第２ガスリング１７８は、ガス燃料配管１７０を接続している（図１参照）。ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを閉じた状態では、バーナノズル１７２Ａ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅを介して、第３ノズル１７８Ａ・１７８Ｃ・１７８Ｄ・１７８Ｅにガス燃料を供給できる。そして、第３ノズル１７８Ａ・１７８Ｃ・１７８Ｄ・１７８Ｅの先端部から、火炉の内部に向かってガス燃料を噴射し、ガス燃料を燃焼できる。
　図９を参照して、遮断弁５４を閉じ、ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを開いた状態では、バーナノズル１７２Ｂを介して、第２ノズル１７３Ｂからガス燃料を噴射することもできる。このように、第２実施形態による燃焼装置６Ｂは、最上段のバーナ６２Ａでガス燃料を燃焼することもできる。この場合、最上段のバーナ６２Ａで微粉炭とガス燃料を火炉の内部で混焼することなく、バーナ６２Ｂ・６２Ｃ・６２Ｄで微粉炭を燃焼することが好ましい。
　図２から図９を参照して、第１ガスリング１７１と第２ガスリング１７８は、構造的に同じものであるが、流通する燃焼が異なることから、符号を変えて区別した。同様に、第２ノズル１７３Ｂと第３ノズル１７８Ａ・１７８Ｃ・１７８Ｄ・１７８Ｅは、構造的に同じものであるが、流通する燃焼が異なることから、符号を変えて区別した。
　図３と図９を対比すると、第１実施形態による燃焼装置６Ａは、全ての第１ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅからアンモニアガスを噴射しているのに対し、第２実施形態による燃焼装置６Ｂは、特定の第２ノズル１７３Ｂからアンモニアガスを噴射できると、いう違いがある。
　図５から図７を参照すると、第２噴射口１７３ｈから噴射されるアンモニアの燃焼火炎が、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、第１噴射口１７５ｈの周囲を所定の傾斜角度αで開口していることで、アンモニアの燃焼時間を確保でき、アンモニアを完全燃焼できる。
　図９を参照すると、第２ガスリング１７８には、ガス燃料配管１７０に換えて、空気の供給ライン（図示せず）に接続することもできる。この場合、図７を参照して、第２ノズル１７３Ａ・１７３Ｂ・１７３Ｃ・１７３Ｄ・１７３Ｅから、微粉炭の燃焼火炎の接線方向に沿うように、空気を噴射するので、微粉炭の燃焼火炎の周囲に旋回流を形成することも可能である。
　なお、図８を参照すると、ボイラ６の最上段の右端（Ａ）及び右から３番目（Ｃ）に配置された第２ガスリング１７８のバーナノズル１７３Ｂから噴射されるアンモニアガスが時計方向Ｒに旋回するのに対し、ボイラ６の最上段の左端（Ｄ）及び左から３番目（Ｂ）に配置された第２ガスリング１７８のバーナノズル１７８Ｃから噴射されるアンモニアガスが反時計方向Ｌに旋回できる。又、これにより、アンモニアガスを偏ることなく、均一に燃焼することが可能になる。
　（燃焼装置の作用）
　次に、第２実施形態による燃焼装置の作用及び効果を説明する。
　図８又は図９を参照すると、第２実施形態による燃焼装置６Ｂは、アンモニアを燃焼させた火炎が、微粉炭を燃焼させた燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向Ｂに沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に所定角度α傾斜して噴射するので、アンモニアの燃焼時間を確保でき、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。
　［第３実施形態］
　（燃焼装置の構成）
　次に、第３実施形態による燃焼装置の構成を説明する。
　図１０は、本発明の第３実施形態による燃焼装置の構成を示す斜視図である。図１１は、第３実施形態による燃焼装置に備わる第３ガスリングを拡大した正面図である。図１２は、第３実施形態による燃焼装置に備わる第２ノズル及び第４ノズルの配置図であり、第２ノズル及び第４ノズルを火炉側から観た状態図である。
　なお、第１実施形態及び第２実施形態で用いた符号と同じ符号を付した構成品は、その作用を同じにするので、説明を省略することがある。
　図１０又は図１１を参照すると、第３実施形態による燃焼装置６Ｃは、最上段のバーナ６２Ａの最も右側に配置している。そして、最上段のバーナ６２Ａの左側３列には、アンモニアガスが供給されない燃焼装置６Ｄを配置している。燃焼装置６Ｃがアンモニアを噴射するに対し、燃焼装置６Ｄは、ガス燃料のみを噴射できる。燃焼装置６Ｃ及び６Ｄは、第３ガスリング１７９を備えている。図１１を参照すると、第３ガスリング１７９は、長尺の第１ノズル１７５を中心部に配置している。
　図１０又は図１１を参照すると、燃焼装置６Ｃは、長尺の第２ノズル１７３Ｂを第１ノズル１７５の周囲に配置している。又、燃焼装置６Ｃは、長尺の第４ノズル１７９Ａ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅを第１ノズル１７５の周囲に配置している。燃焼装置６Ｄは、長尺の第４ノズル１７９Ａ・１７９Ｂ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅを第１ノズル１７５の周囲に配置している。
　図１１を参照すると、燃焼装置６Ｄの第３ガスリング１７９は、中心部に向かって、五つのバーナノズル１７２Ａ・１７２Ｂ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅを突出している。バーナノズル１７２Ｂは、第２ノズル１７３Ｂに接続している。又、バーナノズル１７２Ａ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅは、第４ノズル１７９Ａ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅに接続している。
　図１１を参照すると、第２ノズル１７３Ｂには、アンモニアガス供給配管１５１ｂからアンモニアガスが供給されている。第２ノズル１７３Ｂにアンモニアガスを供給すると、第２ノズル１７３Ｂの先端部に設けた第２噴射口１７３ｈからアンモニアガスを噴射できる（図５又は図６参照）。そして、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼できる。
　このように、第３実施形態による燃焼装置６Ｃは、ボイラ６の最上段の右端に配置された一つの第３ガスリング１７９のバーナノズル１７２Ｂにアンモニアガスを供給し、バーナノズル１７２Ｂに接続した一つの第２ノズル１７３Ｂからアンモニアガスを噴射できる。
　図１２を参照すると、燃焼装置６Ｃの第３ガスリング１７９は、ガス燃料配管１７０を接続している（図１参照）。ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを閉じた状態では、バーナノズル１７２Ａ・１７２Ｃ・１７２Ｄ・１７２Ｅを介して、第４ノズル１７９Ａ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅにガス燃料を供給できる。そして、第４ノズル１７９Ａ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅの先端部から、火炉の内部に向かってガス燃料を噴射し、ガス燃料を燃焼できる。
　図１１を参照すると、バーナノズル１７２Ｂにおけるアンモニアガス供給配管１５１ｂとの接続部よりも上流側には、ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを設けている。
　図１１を参照して、遮断弁５４を閉じ、ガス燃料配管遮断弁７１Ｂを開いた状態では、バーナノズル１７２Ｂを介して、第２ノズル１７３Ｂからガス燃料を噴射することもできる。このように、第３実施形態による燃焼装置６Ｃは、ガス燃料を燃焼することもできる。この場合、燃焼装置６Ｃで微粉炭とガス燃料を火炉の内部で混焼することなく、バーナ６２Ａ・６２Ｂ・６２Ｃ・６２Ｄで微粉炭を燃焼することが好ましい。
　図２から図１１を参照して、第１ガスリング１７１と第３ガスリング１７９は、構造的に同じものであるが、流通する燃焼が異なることから、符号を変えて区別した。同様に、第２ノズル１７３Ｂと第４ノズル１７９Ａ・１７９Ｂ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅは、構造的に同じものであるが、流通する燃焼が異なることから、符号を変えて区別した。
　図１１を参照すると、アンモニアガス供給配管１５１ｂには、遮断弁５４を設けている。遮断弁５４の上流において、戻り配管１７６が分岐している。戻り配管１７６には。遮断弁１７７を設けている。戻り配管１７６は、アンモニアガス供給配管１５１ｂから、アンモニアガスをバーナノズル１７２Ｂに供給しない時に用いる配管であり、供給しない場合、遮断弁５４を閉じ、遮断弁１７７を開放する。
　図１１を参照すると、アンモニアガスをバーナノズル１７２Ｂに供給する際は、遮断弁５４が開放され、ガス燃料配管遮断弁７１Ｂと遮断弁１７７が閉じられる。
　図８及び図９と図１０とを対比すると、第２実施形態による燃焼装置６Ｂは、全ての第２ガスリング１７８の第２ノズル１７３Ｂからアンモニアガスを噴射しているのに対し、第３実施形態による燃焼装置６Ｃは、特定の第３ガスリング１７９の第２ノズル１７３Ｂからアンモニアガスを噴射しているという違いがある。
　図８と図１０を対比すると、燃焼装置６Ｂと燃焼装置６Ｃとは同じものであり、第２実施形態は、燃焼装置６Ｂを四基配列しているのに対し、第３実施形態は、燃焼装置６Ｂを一基のみ配列しているという違いがある。
　図５から図７を参照すると、燃焼装置６Ｃは、アンモニアを燃焼させた火炎が微粉炭を燃焼させた燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向Ｂに沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に所定角度α傾斜して噴射するので、アンモニアの燃焼時間を確保でき、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。
　図１１を参照すると、第３ガスリング１７９には、ガス燃料配管１７０に換えて、空気の供給ライン（図示せず）に接続することもできる。この場合、図７を援用すると、第４ノズル１７９Ａ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅから、微粉炭の燃焼火炎の接線方向に沿うように、空気を噴射するので、微粉炭の燃焼火炎の周囲に旋回流を形成することも可能である。
　（燃焼装置の作用）
　次に、第３実施形態による燃焼装置の作用及び効果を説明する。
　図１０から図１２を参照すると、第３実施形態による燃焼装置６Ｃは、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼する燃焼装置６Ｃであって、アンモニアを燃焼させた火炎が、微粉炭を燃焼させた火炎の周囲を微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に所定角度α傾斜してアンモニアを噴射するので、アンモニアの燃焼時間を確保することで、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。
　図１２を参照すると、アンモニアガス供給配管１５１ｂに設けた遮断弁５４が開放され、バーナノズル１７２Ｂに設けたガス燃料配管遮断弁７１Ｂと、戻り配管１７６に設けた遮断弁１７７とを閉じることにより、アンモニアガスは、アンモニアガス供給配管１５１ｂ→第１接続部７２→バーナノズル１７２Ｂを経由し、第２ノズル１７３Ｂに供給される。更に、第１ノズル１７５から噴射される微粉炭火炎の長さ方向に対して垂直な断面を円に近似した場合、図１２の矢印に示すように、第２ノズル１７３Ｂの第２噴射口１７３ｈは、この円の接線方向にアンモニアを噴射する。
　図１２を参照して、アンモニアが微粉炭火炎の周囲を微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に所定角度α傾斜してアンモニアを噴射するので、アンモニアの燃焼距離が長くなることにより、アンモニアの燃焼時間が確保され、アンモニアが完全燃焼されることが可能となる。
　〔燃焼試験〕
　次に、第３実施形態による燃焼装置６Ｃを用いた、燃焼試験の結果を説明する。図１３は、第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼試験したときに用いたアンモニア燃焼量の計時変化を示すグラフである。
　図１４は、第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼試験したときに用いた石炭使用量の計時変化を示す図であり、図１４（ａ）は、単位時間当たりの石炭使用量の計時変化を示すグラフ、図１４（ｂ）は、単位時間当たりの石炭使用量の計時変化を示す表、図１４（ｃ）は、発電設備の平均出力の計時変化を示す表である。
　図１５は、第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼装置の出口のアンモニア濃度を計測した計測点を示す図である。
　図１６は、第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼装置の出口のＮＯｘ値の計時変化を示す図であり、図１６（ａ）は、ＮＯｘ値の計時変化を示すグラフ、図１６（ｂ）は、ＮＯｘ値の計時変化を示す表、図１６（ｃ）は、発電設備の平均出力の計時変化を示す表である。
　図１７は、第３実施形態による燃焼装置を用いて、燃焼装置から排出される排気ガス中のＣＯ２含有量の計時変化を示す図であり、図１７（ａ）は、単位時間当たりのアンモニア注入量とＣＯ２含有量の計時変化を示すグラフ、図１７（ｂ）は、単位時間当たりのアンモニア注入量とＣＯ２含有量の計時変化を示す表である。
　図１で開示した火力発電設備１において、以下のアンモニア混焼による燃焼試験を行った。
　図１３に示すように試験期間は７日間とし、１日目の１３時から１７時まで、２日目～６日目の１０時から１７時まで、及び７日目の１０時から１３時までにおいて、最大４５０ｋｇ／ｈのアンモニア（なお、これは気化器２０の最大流量であり、石炭４００ｋｇに相当する）を使用した。
　より詳細には、１日目の１３時～１５時においては１００ｋｇ／ｈのアンモニアを燃焼し、１日目の１５時～１６時においては２００ｋｇ／ｈのアンモニアを燃焼し、１日目の１６時～１７時においては４００ｋｇ／ｈのアンモニアを燃焼し、２日目以降は４５０ｋｇ／ｈのアンモニアを燃焼した。
　又、基本的には、ボイラを１５５ＭＷの負荷で運転したため、アンモニアの混焼率は約０．６％（１ＭＷ相当）であったが、５日目のみにおいては、ボイラを１２０ＭＷの負荷で運転したため、アンモニアの混焼率は約０．８％であった。なお、排ガス量超過がない範囲でアンモニアを燃焼した。
　又、燃焼に用いた液体アンモニアは、純度９９．９８％、水分０．０１６％、油分が１．０ｐｐｍ未満であり、アンモニアと混焼した石炭の炭種は、マウントオーエンが６０％、ボカブライプレミアムが４０％である。
　（ボイラメタル温度）
　図１５を参照して、ボイラ６内に設けられた配管などの金属部分の温度、すなわちボイラメタル温度を、石炭専焼時と、アンモニアと石炭の混焼時とにおいて測定した。測定箇所は、１次過熱器出口、再熱器出口、２次過熱器入口、２次過熱器中間、２次過熱器出口の６箇所である。
　図１５を参照して、測定の結果、ボイラの負荷が１５５ＭＷの場合には、１次過熱器出口のボイラメタル温度は４００～４５０℃、再熱器出口のボイラメタル温度は５００～５５０℃、２次過熱器入口のボイラメタル温度は４００～４５０℃、２次過熱器中間のボイラメタル温度は４５０～５００℃、２次過熱器出口のボイラメタル温度は５００～６００℃であり、石炭専焼時と、アンモニアと石炭の混焼時とでは、ほぼ変化がなかった。
　同様に、ボイラの負荷が１２０ＭＷの場合には、１次過熱器出口のボイラメタル温度は４００～４５０℃、再熱器出口のボイラメタル温度は５００～６００℃、２次過熱器入口のボイラメタル温度は４００～４５０℃、２次過熱器中間のボイラメタル温度は４５０～５５０℃、２次過熱器出口のボイラメタル温度は５００～６００℃であり、石炭専焼時と、アンモニアと石炭の混焼時とでは、ほぼ変化がなかった。
　すなわち、ボイラ６内の温度分布に、アンモニアを石炭と混焼した影響は、ほぼ見られなかった。
　（石炭量評価〕
　図１４は、混焼前と混焼後の１時間当たりの石炭使用量、及び、双方の石炭使用量の差を示す。なお、図１４（ｂ）の表は、（ａ）のグラフで用いた数値を表形式で示し、図１４（ｃ）の表は、図１４（ｃ）内の最も左の列で示される日にちの平均値を示す。
　図１４を参照すると、混焼前に比較した混焼後の石炭使用量の減少分は、７日間の平均で、０．５０Ｔ／ｈとなった。すなわち、アンモニア燃焼量の４５０ｋｇ／ｈは、石炭減少量の５００ｋｇ／ｈ（無水）とほぼ同じとなった。また、１～７日目を比較すると、５日目の石炭減少量が、最大値の１．９６Ｔ／ｈとなった。なお、上記の繰り返しとなるが、燃焼に用いた石炭の炭種は、マウントオーエン６０％、ボカブライプレミアム４０％である。
　（ボイラ出口ＮＯｘ値）
　図１５を参照して、［Ａ系］及び［Ｂ系］で示される断面図中の十字で示されるような、ボイラ出口のＡ系２４点、Ｂ系２４点の合計４８点において、ＥＣＯ（節炭器）出口ガスのＮＯｘ値を測定した。
　図１６は、混焼前と混焼後のボイラ出口におけるＮＯｘ値を示す。なお、１日目においては種々の機器の調整を実行し、３日目においてはＮＯｘ計の点検をしたために、データから除外している。又、図１６（ｂ）の表は、図１６（ａ）のグラフで用いた数値を表形式で示し、図１６（ｃ）の表は、発電所出力、混焼率、及び図１６（ｃ）内の最も左の列で示される日にちの差の平均値を示す。また、混焼前の値は、アンモニア注入前３０分の値であり、混焼後の値は、アンモニア注入後３０分ごとに４点乃至５点のデータを取った、その平均値である。
　図１６（ｃ）を参照して、アンモニアの混焼率が約０．８％の５日目においては、他の日に比較して、アンモニアの混焼率が約０．６％から約０．８％に上昇したのに反して、混焼後のボイラ出口におけるＮＯｘ値が、混焼前より大きく減少することを確認した。
　又、図１６（ｃ）を参照して、アンモニアの混焼率が約０．６％であった、２日目、４日目、６日目、７日目においては、混焼前に比較した混焼後のＮＯｘ値の増加量は安定しないと共に、その平均値は、０．１７ｐｐｍとプラスの値を示した一方で、アンモニアの混焼率が約０．８％であった５日目の、混焼前に比較した混焼後のＮＯｘ値の増加量は、－１３．７５ｐｐｍとマイナスの値となったことを確認した。
　これにより、アンモニアを石炭と混焼させる場合、アンモニア混焼率は０．８％以上が望ましく、又、アンモニア供給量を増加させるほど、ＮＯｘ値を低減できる可能性が示唆された。
　これは、
　４ＮＯ＋４ＮＨ３＋Ｏ２→４Ｎ２＋６Ｈ２Ｏ
の化学反応式で示されるような、無触媒脱硝反応が進行したためであると推定される。
　（ボイラ出口アンモニア濃度）
　図１５を参照すると、ボイラ出口の合計１０点において、ＥＣＯ（節炭器）出口ガスのアンモニア濃度を測定した所、燃料へのアンモニア注入前のアンモニア濃度は０．３ｐｐｍであり、燃料へのアンモニア注入後のアンモニア濃度は０．１～０．４ｐｐｍであった。すなわち、燃料へのアンモニア注入後においても、ボイラ出口にはアンモニアはほとんど残留しておらず、アンモニアは完全燃焼していることが確認された。
　これは、アンモニアが微粉炭火炎の周囲を螺旋状の軌跡を描くよう、アンモニアを微粉炭火炎の接線方向に噴射し、アンモニアの燃焼距離を長く取ったことにより、アンモニアの燃焼時間が確保されたためであると推定される。
　（ＣＯ２分析）
　図１５を参照すると、ボイラの出口２点において、ボイラからの排気ガスの組成を測定した。図１７は、ボイラの出力、アンモニア注入量と、ボイラからの排気ガス中のＣＯ２量を示す。なお、（ｂ）の表は、（ａ）のグラフで用いた数値を表形式で示す。
　図１７を参照すると、当初のＣＯ２量が１２．８％である所、アンモニアの混焼率は、０．６％～０．８％であるため、ＣＯ２量はそれらの数値の積である０．１％程度しか減少しないことが予測されたが、実際には、０．２～１．３％減少した。
　又、混焼率が約０．６％の場合における年間二酸化炭素削減量は、約３．９９（千ｔ－ＣＯ２／年）であり、混焼率が約０．８％の場合における年間二酸化炭素削減量は、約４．１２（千ｔ－ＣＯ２／年）であった。（なお、算定にあたっては、二酸化炭素排出係数は、平成２７年度の電気事業者別排出係数（中国電力：０．０００７ｔ－ＣＯ２／ｋＷｈ）を使用し、設備稼働率は７０％として算出した。）混焼したアンモニアがボイラ内で全て燃焼できたため、混焼した率に応じて、二酸化炭素排出量が削減できたものと考えられる。
　以上、本実施形態によると以下の効果を有する。
　（１）本発明による燃焼装置は、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼する燃焼装置であって、アンモニアを燃焼させた火炎が微粉炭を燃焼させた火炎の周囲を微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜してアンモニアを噴射するので、アンモニアの燃焼時間を確保することで、アンモニアの不完全燃焼を極力、抑制できる。
　本実施形態によると、アンモニアが微粉炭火炎の周囲を接線方向に噴射され、アンモニアの燃焼距離が長くなることにより、アンモニアの燃焼時間が確保され、アンモニアが完全燃焼される。
　（２）本発明による燃焼方法は、第１ノズルから燃焼可能に噴射される微粉炭に対して、第２ノズルから燃焼可能に噴射されるアンモニアの混焼率を０．８％以上とすることで、窒素酸化物の発生を極力、抑制できる。
　本実施形態によると、燃焼に用いたアンモニアが、同時に、燃焼により発生する排気ガス中のＮＯｘを脱硝する作用を有することにより、アンモニアを有効活用することが可能となる。
　１　火力発電設備
　２　アンモニアガス供給設備
　３　アンモニアガス燃料用配管設備
　６　ボイラ（火炉）
　６Ａ・６Ｂ・６Ｃ・６Ｄ　バーナ（燃焼装置）
　７　制御部
　１０　貯蔵タンク
　１１　気化器起動弁
　１２　気化器圧力調整弁
　１３　気化器バイパス弁
　２０　気化器
　２１　アキュムレータ起動弁
　２２　アキュムレータ圧力調整弁
　２３　アキュムレータバイパス弁
　３０　アキュムレータ
　３１、３３、３４、５２、５４　遮断弁
　３２　圧力調整弁
　３６　パージ弁
　３７　パージ用ガス供給部
　４０　ヘッダー
　５０　流量計
　５１　流量調整弁
　５３　バーナ弁
　５４　遮断弁
　５５　アンモニア流出遮断弁
　６０Ａ　バーナ
　６１　冷却空気弁
　６２　バーナ
　６２Ａ、６２Ｂ、６２Ｃ、６２Ｄ　　ガスバーナ
　７０　ガス燃料供給部
　７１、７１Ｂ　ガス燃料配管遮断弁
　７２　第１接続部
　８０　アンモニアガス吸収部
　９０　脱硝設備
　１１０、１１０ａ、１１０ｂ、１２０、１２０ａ、１２０ｂ、１３０、１３１、１３１ａ、１３１ｂ、１３２、１４０、１５０、１５０ａ、１５０ｂ　配管
　１３３　パージ配管
　１５１ａ　アンモニアガス流出配管
　１５１ｂ　アンモニア供給配管
　１６０　冷却配管
　１７０　ガス燃料配管
　１７１　第１ガスリング
　１７２、１７２Ａ、１７２Ｂ、１７２Ｃ、１７２Ｄ、１７２Ｅ　バーナノズル
　１７３Ａ～１７３Ｅ　第２ノズル
　１７３ｈ　第２噴射口
　１７４　　重軽油バーナ
　１７５　第１ノズル
　１７５ｈ　第１噴射口
　１７６　戻り配管
　１７７　遮断弁
　１７８　第２ガスリング
　１７８Ａ・１７８Ｃ・１７８Ｄ・１７８Ｅ　第３ノズル
　１７９　第３ガスリング
　１７９Ａ・１７９Ｂ・１７９Ｃ・１７９Ｄ・１７９Ｅ　第４ノズル

Claims (4)

  1. 　微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼させる燃焼装置であって、
    　前記火炉の内部に向かって微粉炭を噴射する第１噴射口を有する第１ノズルと、
    　前記第１ノズルの周囲に配置され、前記火炉の内部に向かってアンモニアを噴射する第２噴射口を有する一つ以上の第２ノズルと、を備え、
    　前記第２ノズルの第２噴射口は、アンモニアの燃焼火炎が微粉炭の燃焼火炎の噴射方向を中心軸とする仮想円の接線方向に沿うように、かつ、微粉炭の燃焼火炎の噴射方向側に傾斜して開口している、燃焼装置。
  2. 　アンモニアを前記第２ノズルに向けて輸送するアンモニアガス供給配管と、
    　前記第１ノズルを中心部に配置し、前記アンモニアガス供給配管からアンモニアガスが分配される第１ガスリングと、を備え、
    　前記第２ノズルは、前記第１ノズルの周囲に配置された複数の第２ノズルからなり、
    　これらの前記第２ノズルは、前記第１ガスリングからアンモニアガスが供給されている、請求項１記載の燃焼装置。
  3. 　アンモニアを前記第２ノズルに向けて輸送するアンモニアガス供給配管と、
    　ガス燃料が輸送されるガス燃料配管と、
    　前記第１ノズルを中心部に配置し、前記ガス燃料配管からガス燃料が分配される第２ガスリングと、
    　前記第１ノズルの周囲に配置した単一の前記第２ノズルと、
    　前記第１ノズルの周囲に配置し、前記火炉の内部に向かってガス燃料を噴射する一つ以上の第３ノズルと、
    　前記第２ガスリングと前記第２ノズル及び前記第３ノズルを接続するバーナノズルと、を備え、
    　前記第２ノズルを接続したバーナノズルは、当該バーナノズルの流路を開閉自在なガス燃料配管遮断弁を有し、
    　前記アンモニアガス供給配管は、前記ガス燃料配管遮断弁を閉じた状態で、前記第２噴射口からアンモニアを噴射可能に、前記第２ノズルに接続したバーナノズルに直結している、請求項１記載の燃焼装置。
  4. 　請求項１から３のいずれかに記載の燃焼装置に用いられ、微粉炭とアンモニアを火炉の内部で混焼させる燃焼方法であって、
    　前記第１ノズルから燃焼可能に噴射される微粉炭に対して、前記第２ノズルから燃焼可能に噴射されるアンモニアの混焼率が、０．８％以上である、燃焼方法。
PCT/JP2017/034586 2017-09-25 2017-09-25 燃焼装置及び燃焼方法 Ceased WO2019058563A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2017/034586 WO2019058563A1 (ja) 2017-09-25 2017-09-25 燃焼装置及び燃焼方法
JP2017566437A JP6296216B1 (ja) 2017-09-25 2017-09-25 燃焼装置及び燃焼方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2017/034586 WO2019058563A1 (ja) 2017-09-25 2017-09-25 燃焼装置及び燃焼方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019058563A1 true WO2019058563A1 (ja) 2019-03-28

Family

ID=61629189

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2017/034586 Ceased WO2019058563A1 (ja) 2017-09-25 2017-09-25 燃焼装置及び燃焼方法

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP6296216B1 (ja)
WO (1) WO2019058563A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20210098795A (ko) 2020-02-03 2021-08-11 에이치에스디엔진 주식회사 버너장치 및 이를 포함하는 선박
CN114893767A (zh) * 2022-05-10 2022-08-12 华中科技大学 一种带有折流结构的掺氨旋流燃烧器
CN115949936A (zh) * 2022-11-01 2023-04-11 天津大学 一种喷水加氢的超低氮氨煤混烧气固相两相燃烧器
JP2024085821A (ja) * 2022-12-15 2024-06-27 三建産業株式会社 アンモニア燃焼バーナ

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7039782B2 (ja) * 2018-03-30 2022-03-23 三菱重工業株式会社 火力発電プラント、混焼ボイラ及びボイラの改造方法
JP6813533B2 (ja) * 2018-05-22 2021-01-13 三菱パワー株式会社 バーナおよび燃焼装置
JP7485500B2 (ja) * 2018-09-11 2024-05-16 株式会社Ihi 燃焼装置及びボイラ
JP7081407B2 (ja) * 2018-09-11 2022-06-07 株式会社Ihi ボイラ
JP7205299B2 (ja) * 2019-02-28 2023-01-17 株式会社Ihi 燃焼器
JP7583598B2 (ja) * 2020-12-09 2024-11-14 川崎重工業株式会社 燃料燃焼システム

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS58187709A (ja) * 1982-04-26 1983-11-02 Hitachi Ltd 石炭中窒素利用微粉炭燃焼方式
JPS62909U (ja) * 1985-06-17 1987-01-07
JP2016041990A (ja) * 2014-08-18 2016-03-31 東洋エンジニアリング株式会社 ボイラーを含む発熱装置
JP2016183840A (ja) * 2015-03-26 2016-10-20 一般財団法人電力中央研究所 発電設備
JP2016183839A (ja) * 2015-03-26 2016-10-20 一般財団法人電力中央研究所 微粉炭焚きボイラ装置及び発電設備

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS58187709A (ja) * 1982-04-26 1983-11-02 Hitachi Ltd 石炭中窒素利用微粉炭燃焼方式
JPS62909U (ja) * 1985-06-17 1987-01-07
JP2016041990A (ja) * 2014-08-18 2016-03-31 東洋エンジニアリング株式会社 ボイラーを含む発熱装置
JP2016183840A (ja) * 2015-03-26 2016-10-20 一般財団法人電力中央研究所 発電設備
JP2016183839A (ja) * 2015-03-26 2016-10-20 一般財団法人電力中央研究所 微粉炭焚きボイラ装置及び発電設備

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20210098795A (ko) 2020-02-03 2021-08-11 에이치에스디엔진 주식회사 버너장치 및 이를 포함하는 선박
KR102402336B1 (ko) * 2020-02-03 2022-05-27 에이치에스디엔진 주식회사 버너장치 및 이를 포함하는 선박
CN114893767A (zh) * 2022-05-10 2022-08-12 华中科技大学 一种带有折流结构的掺氨旋流燃烧器
CN114893767B (zh) * 2022-05-10 2023-03-10 华中科技大学 一种带有折流结构的掺氨旋流燃烧器
CN115949936A (zh) * 2022-11-01 2023-04-11 天津大学 一种喷水加氢的超低氮氨煤混烧气固相两相燃烧器
JP2024085821A (ja) * 2022-12-15 2024-06-27 三建産業株式会社 アンモニア燃焼バーナ
JP7727939B2 (ja) 2022-12-15 2025-08-22 三建産業株式会社 アンモニア燃焼バーナ

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2019058563A1 (ja) 2019-11-14
JP6296216B1 (ja) 2018-03-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6296216B1 (ja) 燃焼装置及び燃焼方法
Tamura et al. Experimental investigation of ammonia combustion in a bench scale 1.2 MW-thermal pulverised coal firing furnace
Lee et al. Industrial gas turbine combustion performance test of DME to use as an alternative fuel for power generation
JP6332578B1 (ja) 燃焼方法
CN1769655B (zh) 燃气轮机发电设备
JP5063538B2 (ja) ガスタービンの燃料供給方法
JP7723492B2 (ja) ボイラの運転方法、及び、ボイラ用の制御装置
US20090280442A1 (en) Device And Method Of Combusting Solid Fuel With Oxygen
US20260110429A1 (en) Burner, System, and Method for Hydrogen-Enhanced Pulverized Coal Ignition
JP6319526B1 (ja) 発電設備
JP6304462B1 (ja) 発電設備
JP6357701B1 (ja) 燃焼状態判定システム
CN118623308A (zh) 一种适用于多种燃料混烧的燃烧器
Lu et al. A combustion strategy for multi-emission control via secondary ammonia injection in a swirl combustor
JP7150102B1 (ja) 二段燃焼装置
Elkady et al. Exhaust gas recirculation performance in dry low emissions combustors
EP2472179A1 (en) Burner assembly, gas turbine power plant comprising said burner assembly, and method for operating said burner assembly
Do¨ bbeling et al. 25 years of bbc/abb/alstom lean premix combustion technologies
JP7262521B2 (ja) ガスバーナ、及び燃焼設備
JP7680916B2 (ja) 燃焼装置およびボイラ
Anggono et al. Effects of Ammonia on the Flame Characteristics of Liquefied Petroleum Gas External Premixed Combustion
JP2025005036A (ja) 予混合装置及びボイラ並びにボイラの改造方法
BR112024024823B1 (pt) Queimador para uma câmara de combustão, caldeira, método para gerar uma chama em uma câmara de combustão de um dispositivo de combustão
JP6644569B2 (ja) ボイラ及びこれを備えた浮体設備
ElKady et al. Application of exhaust gas recirculation for post combustion CO2 capture: Effect on lean premixed combustion

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017566437

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17926205

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17926205

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1