JPH04161702A - 排熱回収熱交換器 - Google Patents
排熱回収熱交換器Info
- Publication number
- JPH04161702A JPH04161702A JP21590590A JP21590590A JPH04161702A JP H04161702 A JPH04161702 A JP H04161702A JP 21590590 A JP21590590 A JP 21590590A JP 21590590 A JP21590590 A JP 21590590A JP H04161702 A JPH04161702 A JP H04161702A
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- JP
- Japan
- Prior art keywords
- heat exchanger
- pressure
- exhaust gas
- gas turbine
- ammonium sulfate
- Prior art date
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- Pending
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-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
- F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
- F22B37/02—Component parts or details of steam boilers applicable to more than one kind or type of steam boiler
- F22B37/48—Devices or arrangements for removing water, minerals or sludge from boilers ; Arrangement of cleaning apparatus in boilers; Combinations thereof with boilers
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- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
〔発明の目的〕
（産業上の利用分野）
本発明はコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
ガスタービンに代表される各種の熱発生手段より排出さ
れる排ガスの熱を利用して蒸気を発生させる排熱回収熱
交換器に関する。
ガスタービンに代表される各種の熱発生手段より排出さ
れる排ガスの熱を利用して蒸気を発生させる排熱回収熱
交換器に関する。
（従来の技術）
従来の発電設備では、蒸気タービン単体またはガスター
ビン単体を原動機とするものが一般的であったが、最近
では両者の利点を巧みに組み合わせたコンバインドサイ
クル発電が活用されるようになってきている。
ビン単体を原動機とするものが一般的であったが、最近
では両者の利点を巧みに組み合わせたコンバインドサイ
クル発電が活用されるようになってきている。
このコンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービ
ンからでた排ガスを排熱回収熱交換器に送って蒸気を発
生せしめ、この発生蒸気を蒸気タービンに送って電力を
取り出すものであって、ガスタービンの排熱を有効に活
用でき、また起動・負荷変化・停止時間を大幅に短縮で
きる等の便利性がある。
ンからでた排ガスを排熱回収熱交換器に送って蒸気を発
生せしめ、この発生蒸気を蒸気タービンに送って電力を
取り出すものであって、ガスタービンの排熱を有効に活
用でき、また起動・負荷変化・停止時間を大幅に短縮で
きる等の便利性がある。
コンバインドサイクル発電プラントの構成機器の一つで
あるガスタービンの燃料としては、従来よりクリーン燃
料と言われている液化天然ガス（ＬＮＧ）等が使用され
てきたが、近年ガスタービン燃料の多様化に伴い硫黄分
を含んだ燃料（例えば、ナフサ・灯油）を使用する場合
が生じてきている。この硫黄分を含んだ燃料を用いる場
合。
あるガスタービンの燃料としては、従来よりクリーン燃
料と言われている液化天然ガス（ＬＮＧ）等が使用され
てきたが、近年ガスタービン燃料の多様化に伴い硫黄分
を含んだ燃料（例えば、ナフサ・灯油）を使用する場合
が生じてきている。この硫黄分を含んだ燃料を用いる場
合。
ガスタービンの排ガス中に硫黄酸化物いわゆるＳＯｘが
生成されることになる。
生成されることになる。
一方、排熱回収熱交換器内には、ガスタービン排ガス中
の窒素酸化物いわゆるＮＯｘを低減するために、ガスタ
ービン排ガス中にアンモニアを噴震するアンモニアイン
ジェクショングリッド（以下ＡＩａと記す）及びＡＩＧ
の下流側に脱硝触媒装置（以下Ｄ ｅ Ｎ Ｏｘと記す
）を組み込んでいる。
の窒素酸化物いわゆるＮＯｘを低減するために、ガスタ
ービン排ガス中にアンモニアを噴震するアンモニアイン
ジェクショングリッド（以下ＡＩａと記す）及びＡＩＧ
の下流側に脱硝触媒装置（以下Ｄ ｅ Ｎ Ｏｘと記す
）を組み込んでいる。
第４図に従来の排熱回収熱交換器の一例を示している。
本図は蒸気発生系統を二系統備えた複圧式の自然循環形
排熱回収熱交換器１を示している。
排熱回収熱交換器１を示している。
図示しない低圧給水ポンプから供給される給水は、低圧
節炭器２、低圧蒸気ドラム３及び低圧蒸発器４を順次通
過するうちにガスタービンの排ガス５と熱交換し、一部
が蒸発し残りは低圧蒸気ドラム３に戻される。この間発
生した蒸気は低圧主蒸気管を経て低圧蒸気タービンに導
かれる。
節炭器２、低圧蒸気ドラム３及び低圧蒸発器４を順次通
過するうちにガスタービンの排ガス５と熱交換し、一部
が蒸発し残りは低圧蒸気ドラム３に戻される。この間発
生した蒸気は低圧主蒸気管を経て低圧蒸気タービンに導
かれる。
また、低圧節炭器２を出た給水は一部が途中で主経路が
分かれ高圧給水ポンプで昇圧された後、高圧節炭器６．
高圧蒸発器７を順次通過するうちに排ガス５と熱交換し
、一部が蒸発させられ、高圧蒸気ドラム８にて湿分分離
された後、さらに高圧過熱器９を通過して過熱蒸気とな
り、高圧主蒸気管を経て高圧蒸気タービンへ導かれる６
上記高圧蒸発器７と高圧蒸気ドラム８．及び低圧蒸発器
４と低圧蒸気ドラム３の各ループ内においては、各蒸気
ドラム８，３から各蒸発器７，４内の伝熱管に缶水を供
給する降水管内の水と蒸発器伝熱管内の水の密度差によ
って循環力を得て水を循環させる自然循環が実現してい
る。
分かれ高圧給水ポンプで昇圧された後、高圧節炭器６．
高圧蒸発器７を順次通過するうちに排ガス５と熱交換し
、一部が蒸発させられ、高圧蒸気ドラム８にて湿分分離
された後、さらに高圧過熱器９を通過して過熱蒸気とな
り、高圧主蒸気管を経て高圧蒸気タービンへ導かれる６
上記高圧蒸発器７と高圧蒸気ドラム８．及び低圧蒸発器
４と低圧蒸気ドラム３の各ループ内においては、各蒸気
ドラム８，３から各蒸発器７，４内の伝熱管に缶水を供
給する降水管内の水と蒸発器伝熱管内の水の密度差によ
って循環力を得て水を循環させる自然循環が実現してい
る。
一方、ガスタービンからの排ガス５は、排熱回収熱交換
器１の高圧過熱器９、高圧蒸発器７、高圧節炭器６、低
圧蒸発器４、低圧節炭器２を順次通過し煙突ｌＯより排
出される。
器１の高圧過熱器９、高圧蒸発器７、高圧節炭器６、低
圧蒸発器４、低圧節炭器２を順次通過し煙突ｌＯより排
出される。
ガスタービン排ガス５中のＮＯｘを低減するために、本
図では高圧過熱器９の後流側にＡＩＧＩＩを設け、さら
に脱硝反応が最適に行われるとされる排ガス温度３００
〜４００℃の領域にＤ ｅ Ｎ Ｏｘ １２を設置して
いる（本図では高圧蒸発器７の下流側に図示している。
図では高圧過熱器９の後流側にＡＩＧＩＩを設け、さら
に脱硝反応が最適に行われるとされる排ガス温度３００
〜４００℃の領域にＤ ｅ Ｎ Ｏｘ １２を設置して
いる（本図では高圧蒸発器７の下流側に図示している。
）
第５図にＤｅＮＯｘ１２の概粘構成図を示す。
１ｍ角の触媒バスケット１３を多数組み込むことにより
１列の触媒層１４を形成し、一般的には２〜３列の触媒
層１４により成り立っている。この触媒バスケット１３
は、幅１５０ｗ１１・高さ１５０ｗ１１１・長さ１００
０覇程度の単位触媒１５よりできている。
１列の触媒層１４を形成し、一般的には２〜３列の触媒
層１４により成り立っている。この触媒バスケット１３
は、幅１５０ｗ１１・高さ１５０ｗ１１１・長さ１００
０覇程度の単位触媒１５よりできている。
（発明が解決しようとする課題）
従３Ｌ ＤｅＮＯｘ１２においてはアンモニアのリーク
による脱硝性能の低下がないようにガスシール構造には
十分な考慮を施してはいるが、前述のように単位触媒１
５の集合により触媒バスケット１３ができていいること
、この触媒バスケット１３の集合により一列の触媒層１
４が構成されているということから、ダクト断面を完全
に覆うことはできず、若干の流路隙間が存在することは
否めない。このため、Ａ Ｉ Ｇｌｌより噴霧されたア
ンモニアがＤｅＮＯｘ１２でリークし、ＤｅＮＣ）ｘ１
２より後流側に流れていくことになる。
による脱硝性能の低下がないようにガスシール構造には
十分な考慮を施してはいるが、前述のように単位触媒１
５の集合により触媒バスケット１３ができていいること
、この触媒バスケット１３の集合により一列の触媒層１
４が構成されているということから、ダクト断面を完全
に覆うことはできず、若干の流路隙間が存在することは
否めない。このため、Ａ Ｉ Ｇｌｌより噴霧されたア
ンモニアがＤｅＮＯｘ１２でリークし、ＤｅＮＣ）ｘ１
２より後流側に流れていくことになる。
また、コンバインドサイクル発電プラントの運転による
経時劣化により除々に触媒性能が低下していくと、ＡＩ
ＧＩＩより噴震されたアンモニアがＤｅＮＯｘ１２で１
００％反応しないで未反応アンモニアとしてＤｅＮＯｘ
１２より後流側に流れていくことになる。
経時劣化により除々に触媒性能が低下していくと、ＡＩ
ＧＩＩより噴震されたアンモニアがＤｅＮＯｘ１２で１
００％反応しないで未反応アンモニアとしてＤｅＮＯｘ
１２より後流側に流れていくことになる。
このようなリークしたアンモニアとガスタービン排ガス
５中のＳＯｘとが約３００℃以下の温度になると反応し
て硫酸アンモニウム塩となる。この硫酸アンモニウム塩
の融点は１５０℃程度であるので、１５０℃以上３００
℃以下の温度範囲では溶融して腐食性で粘着性の強い液
状物質となる。
５中のＳＯｘとが約３００℃以下の温度になると反応し
て硫酸アンモニウム塩となる。この硫酸アンモニウム塩
の融点は１５０℃程度であるので、１５０℃以上３００
℃以下の温度範囲では溶融して腐食性で粘着性の強い液
状物質となる。
すなわち、ガスタービン排ガス温度が１５０℃以上３０
０℃以下の部分に設置されている熱交換器管群（第４図
に示す複圧式自然循環形排熱回収熱交換器１の場合は、
低圧蒸発器４及び低圧節炭器２の部分がこの温度領域に
なる）を構成する伝熱管等にこの硫酸アンモニウム塩が
付着すると、その構成材料を腐食させることになる。
０℃以下の部分に設置されている熱交換器管群（第４図
に示す複圧式自然循環形排熱回収熱交換器１の場合は、
低圧蒸発器４及び低圧節炭器２の部分がこの温度領域に
なる）を構成する伝熱管等にこの硫酸アンモニウム塩が
付着すると、その構成材料を腐食させることになる。
さらに、排熱回収熱交換器１の各管群はフィンチューブ
により構成されているので、フィンとフィンの間にこの
硫酸アンモニウム塩及び排ガス５中のダストが付着し、
伝熱管の伝熱効果を阻害するばかりでなく、排熱回収熱
交換器１のドラフトロスを増加させガスタービンの出力
低下をもたらすことになる。
により構成されているので、フィンとフィンの間にこの
硫酸アンモニウム塩及び排ガス５中のダストが付着し、
伝熱管の伝熱効果を阻害するばかりでなく、排熱回収熱
交換器１のドラフトロスを増加させガスタービンの出力
低下をもたらすことになる。
そこで、本発明の目的はガスタービン排ガス温度が１５
０〜３００℃の領域で排ガス中のＳＯｘとリークしたア
ンモニアとの反応により生じる硫酸アンモニウム塩がこ
の温度領域に設置されている熱交換器管群へ付着するの
を防止するとともに、付着した硫酸アンモニウム塩によ
る伝熱管の腐食、硫酸アンモニウム塩とガスタービン排
ガス中に含まれるダストの結合により生じる付着物によ
る伝熱効果の阻害並びにドラフトロスの増加によるガス
タービン出力の低下という事態を回避することができる
排熱回収熱交換器を提供することにある。
０〜３００℃の領域で排ガス中のＳＯｘとリークしたア
ンモニアとの反応により生じる硫酸アンモニウム塩がこ
の温度領域に設置されている熱交換器管群へ付着するの
を防止するとともに、付着した硫酸アンモニウム塩によ
る伝熱管の腐食、硫酸アンモニウム塩とガスタービン排
ガス中に含まれるダストの結合により生じる付着物によ
る伝熱効果の阻害並びにドラフトロスの増加によるガス
タービン出力の低下という事態を回避することができる
排熱回収熱交換器を提供することにある。
〔発明の構成］
（ａ題を解決するための手段）
上記課題を解決するために本発明は硫黄含有燃料を使用
するガスタービン排ガス中にアンモニアを注入して、窒
素酸化物を低減させる脱硝装置を備えた排熱回収熱交換
器において、排ガス温度が１５０〜３００℃の領域に熱
交換器管群に付着する硫酸アンモニウム塩を取り除く水
噴射グリッドを設けたことを特徴とするものである。
するガスタービン排ガス中にアンモニアを注入して、窒
素酸化物を低減させる脱硝装置を備えた排熱回収熱交換
器において、排ガス温度が１５０〜３００℃の領域に熱
交換器管群に付着する硫酸アンモニウム塩を取り除く水
噴射グリッドを設けたことを特徴とするものである。
（作用）
硫酸アンモニウム塩は水に溶は易いという特質を持って
いるので、この水噴射グリッドより水を定期的に噴射さ
せることにより、容易に硫酸アンモニウム塩を取り除く
ことができる。
いるので、この水噴射グリッドより水を定期的に噴射さ
せることにより、容易に硫酸アンモニウム塩を取り除く
ことができる。
また１本方法によれば運転を停止することなく硫酸アン
モニウム塩を取り除くことができるので、付着した硫酸
アンモニウム塩による伝熱管の腐食。
モニウム塩を取り除くことができるので、付着した硫酸
アンモニウム塩による伝熱管の腐食。
硫酸アンモニウム塩とガスタービン排ガス中に含まれる
ダストの結合により生じる付着物による伝熱効果の阻害
並びにドラフトロスの、増加によるガスタービン出力の
低下という事態を回避することが可能である。
ダストの結合により生じる付着物による伝熱効果の阻害
並びにドラフトロスの、増加によるガスタービン出力の
低下という事態を回避することが可能である。
（実施例）
本発明による排熱回収熱交換器の一実施例を第１図及び
第２図を参照して説明する。
第２図を参照して説明する。
第１図の実施例は低圧節炭器２を２分割し、分割して開
いた空間部に節炭器水噴射グリッド１６を設けたもので
ある。
いた空間部に節炭器水噴射グリッド１６を設けたもので
ある。
水噴射グリッド１６の構造としては、例えば第２図に示
すようにパイプ１７を格子状に組み合わせ。
すようにパイプ１７を格子状に組み合わせ。
鉛直方向及び水平方向のパイプ１７に多数の水噴射孔１
８を設けたものとする。
８を設けたものとする。
また、水噴射に用いる水溶液として中和水を用いるとそ
の廃液は強酸となるため、排熱回収熱交換器ダクト底面
が酸により腐食されることになる。
の廃液は強酸となるため、排熱回収熱交換器ダクト底面
が酸により腐食されることになる。
そこで、アルカリ水溶液を用いることにより廃液が中性
となるように、事前に水噴射用のアルカリ水溶液のＰＨ
を調節しておく。
となるように、事前に水噴射用のアルカリ水溶液のＰＨ
を調節しておく。
以上の構成によれば、この水噴射グリッド１６より水を
定期的に噴射させることにより、容易に硫酸アンモニウ
ム塩を取り除くことができる。
定期的に噴射させることにより、容易に硫酸アンモニウ
ム塩を取り除くことができる。
したがって、付着した硫酸アンモニウム塩による伝熱管
の腐食、硫酸アンモニウム塩とガスタービン排ガス中に
含まれるダストの結合により生じる付着物による伝熱効
果の阻害並びにドラフトロスの増加によるガスタービン
出力の低下という事態を回避することが可能である。
の腐食、硫酸アンモニウム塩とガスタービン排ガス中に
含まれるダストの結合により生じる付着物による伝熱効
果の阻害並びにドラフトロスの増加によるガスタービン
出力の低下という事態を回避することが可能である。
第３図は本発明の他の実施例を示している。本実施例は
低圧節炭器２及び低圧蒸発器４とも管群を２分割し、そ
れぞれ分割してできた空間部に節炭器および蒸発器水噴
射グリッド１６．１９を設けたものである。さらに、低
圧節炭器２と低圧蒸発器４の間にも補助水噴射グリッド
２０を設けている。
低圧節炭器２及び低圧蒸発器４とも管群を２分割し、そ
れぞれ分割してできた空間部に節炭器および蒸発器水噴
射グリッド１６．１９を設けたものである。さらに、低
圧節炭器２と低圧蒸発器４の間にも補助水噴射グリッド
２０を設けている。
このように低圧節炭器２と共に低圧蒸発器４に対して蒸
発器水噴射グリッド１９を設け、反対方向から水を噴き
出す補助水噴射グリッド２０を必要に応じて１本あるい
は２本以上設けることにより硫酸アンモニウム塩を確実
に除去することができる。
発器水噴射グリッド１９を設け、反対方向から水を噴き
出す補助水噴射グリッド２０を必要に応じて１本あるい
は２本以上設けることにより硫酸アンモニウム塩を確実
に除去することができる。
以上説明したように本発明によれば、コンバインドサイ
クル発電プラントの運転を停止することなく、ガスター
ビン排ガス温度が１５０〜３００℃の領域の熱交換器管
群を構成するフィンチューブに付着する硫酸アンモニウ
ム塩を取り除くことができるので、付着した硫酸アンモ
ニウム塩による伝熱管の腐食、硫酸アンモニウム塩とガ
スタービン排ガス中に含まれるダストの結合により生じ
る付着物による伝熱効果の阻害並びにドラフトロスの増
加によるガスタービン出力の低下という事態を回避する
ことが可能である。
クル発電プラントの運転を停止することなく、ガスター
ビン排ガス温度が１５０〜３００℃の領域の熱交換器管
群を構成するフィンチューブに付着する硫酸アンモニウ
ム塩を取り除くことができるので、付着した硫酸アンモ
ニウム塩による伝熱管の腐食、硫酸アンモニウム塩とガ
スタービン排ガス中に含まれるダストの結合により生じ
る付着物による伝熱効果の阻害並びにドラフトロスの増
加によるガスタービン出力の低下という事態を回避する
ことが可能である。
第１図は本発明による排熱回収熱交換器の一実施例を示
す構成図、第２図は水噴射グリッドの一例を示す構成図
、第３図は本発明の他の実施例を示す構成図、第４図は
従来の排熱回収熱交換器の一例を示す構成図、第５図は
Ｄ ｅ Ｎ Ｏλの概略構造を示す斜視図である。 １・・・排熱回収熱交換器 ２・・・低圧節炭器 ４・・・低圧蒸発器 ５・・・ガスタービン排ガス １１・・・アンモニアインジェクショングリッド（ＡＩ
Ｇ）１２・・・脱硝触媒装置（ＤｅＮＯｘ）１６．１９
．２０・・・水噴射グリッド代理人 弁理士 則 近
憲 佑 第２図 第５図 手続補正書（１劃 ３．１．１１ 平成 年 月 日
す構成図、第２図は水噴射グリッドの一例を示す構成図
、第３図は本発明の他の実施例を示す構成図、第４図は
従来の排熱回収熱交換器の一例を示す構成図、第５図は
Ｄ ｅ Ｎ Ｏλの概略構造を示す斜視図である。 １・・・排熱回収熱交換器 ２・・・低圧節炭器 ４・・・低圧蒸発器 ５・・・ガスタービン排ガス １１・・・アンモニアインジェクショングリッド（ＡＩ
Ｇ）１２・・・脱硝触媒装置（ＤｅＮＯｘ）１６．１９
．２０・・・水噴射グリッド代理人 弁理士 則 近
憲 佑 第２図 第５図 手続補正書（１劃 ３．１．１１ 平成 年 月 日
Claims (1)
- 硫黄含有燃料を使用するガスタービンの排ガス中にアン
モニアを注入して、窒素酸化物を低減させる脱硝装置を
備えた排熱回収熱交換器において、排ガス温度が１５０
〜３００℃の領域に熱交換器管群に付着する硫酸アンモ
ニウム塩を取り除く水噴射グリッドを設けたことを特徴
とする排熱回収熱交換器。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP21590590A JPH04161702A (ja) | 1990-08-17 | 1990-08-17 | 排熱回収熱交換器 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP21590590A JPH04161702A (ja) | 1990-08-17 | 1990-08-17 | 排熱回収熱交換器 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH04161702A true JPH04161702A (ja) | 1992-06-05 |
Family
ID=16680198
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP21590590A Pending JPH04161702A (ja) | 1990-08-17 | 1990-08-17 | 排熱回収熱交換器 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH04161702A (ja) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0777304A (ja) * | 1993-09-06 | 1995-03-20 | Babcock Hitachi Kk | フィン付伝熱管の洗浄方法およびその装置 |
| US5404708A (en) * | 1992-07-15 | 1995-04-11 | Siemens Aktiengesellschaft | Method for operating a gas and steam turbine plant and gas and steam turbine plant operating according to the method |
| WO2012094362A3 (en) * | 2011-01-04 | 2012-10-18 | Eco Power Solutions (Usa) Corp. | APPLYING OZONE NOx CONTROL TO AN HRSG FOR A FOSSIL FUEL TURBINE APPLICATION |
| US9694317B2 (en) | 2012-05-03 | 2017-07-04 | Altira Technology Fund V L.P. | Multi-pollutant abatement device and method |
-
1990
- 1990-08-17 JP JP21590590A patent/JPH04161702A/ja active Pending
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5404708A (en) * | 1992-07-15 | 1995-04-11 | Siemens Aktiengesellschaft | Method for operating a gas and steam turbine plant and gas and steam turbine plant operating according to the method |
| JPH0777304A (ja) * | 1993-09-06 | 1995-03-20 | Babcock Hitachi Kk | フィン付伝熱管の洗浄方法およびその装置 |
| WO2012094362A3 (en) * | 2011-01-04 | 2012-10-18 | Eco Power Solutions (Usa) Corp. | APPLYING OZONE NOx CONTROL TO AN HRSG FOR A FOSSIL FUEL TURBINE APPLICATION |
| US20130283796A1 (en) * | 2011-01-04 | 2013-10-31 | Eco Power Solutions (Usa) Corp. | APPLYING OZONE NOx CONTROL TO AN HRSG FOR A FOSSIL FUEL TURBINE APPLICATION |
| US9694317B2 (en) | 2012-05-03 | 2017-07-04 | Altira Technology Fund V L.P. | Multi-pollutant abatement device and method |
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