水素で稼働するボイラー: 知っておくべきこと

水素を導入すると、パッケージ化されたボイラーやバーナーの設計と運用に関連するリスクを増大させることなく、システムからの CO 排出を排除できます。

ヘラルド・ララ著

最近、環境への圧力が高まっています。 多くの国は、CO2 などの温室効果ガスの排出を削減するために、従来の化石燃料の使用を削減、さらには廃止するという目標を掲げています。

その結果、パッケージ型ボイラーを稼働している企業は、今後 10 年間で少なくとも部分的に天然ガスから水素への移行が期待できます。 これは、少量の水素を含むブレンドから徐々に始まります。 時間の経過とともに、水素の供給がより利用可能になるにつれて、この割合は増加します。

しかし、これは具体的にボイラーにどのような影響を与えるのでしょうか? ボイラーオペレーターは何を知っておく必要がありますか? メンテナンスのやり方はどう変わるのでしょうか？

まず最初に認識すべきことは、ボイラーは何十年にもわたって水素混合物で正常に稼働してきたということです。 オペレーターとボイラーメーカーは、水素と天然ガスの違いに対処する豊富な経験を持っています。 しかし、水素の割合が増加すると、大幅な調整が必要になります。

この記事では、柔軟性と単純な設計により、おそらく水素を導入する最も簡単なタイプのボイラーであるパッケージボイラーに焦点を当てます。 パッケージ化された水管ボイラーが熱電併給（CHP システム）のバックアップボイラーとして機能する場合でも、地域熱として使用される場合でも、蒸気タービンで発電するために蒸気を生成する場合でも、水素を導入して CO2 排出を削減できます。パッケージ化されたボイラーまたはバーナーの設計と操作に関連するリスクを増加させることなく、システムを構築できます。

水素は天然ガスとは大きく異なる特性を持っています。 これはメタンよりもはるかに軽い分子であり、単位体積あたりの BTU 値が低くなります。 天然ガスは単位体積あたりの発熱量が約 5 倍あります。 したがって、天然ガスよりもはるかに多くの水素が必要となる。 これはいろいろな形で現れます。 水素に必要な配管と計量ステーションは、通常、天然ガスに必要なものよりも大きくなります。

水素の火炎温度が高いため、天然ガスの約 3,600°F と比較して、約 4,000°F のピーク火炎温度で燃焼が起こります。 これは本質的により多くの NOx を発生させることになるため、さまざまな方法で軽減する必要があります。 したがって、火炎温度により、過熱の可能性がわずかに生じます。 しかし、良いニュースは、今日のほとんどの最新の炉は水冷表面を備えた膜壁構造を利用していることです。 これは、変更を必要とせずに高温に対処するための装備がすでに備わっていることを意味します。

さらに、業界の保守的な設計慣行により、一般に炉が若干大きくなりすぎます。 したがって、少量の水素を追加しても、炉を大きくする必要があることはほとんどありません。 最悪のシナリオでは、ボイラーの炉を少し大きくするように設計する必要があります。 また、H2 で焼成すると、天然ガスを焼成する場合に比べて、排気ガスの流れに余分な体積が追加されます。

バーナーはどうですか？ 通常、バーナー会社が燃料インジェクターの最適なサイズを決定します。 水素の量に応じて、若干の変更が必要になる場合があります。 水素の圧力も性能に影響を与える可能性があります。 したがって、必要な大量のガスに対応し、必要な圧力でガスを供給し、ボイラーへの同じ BTU 入力を得るために、より大きな配管を備えた専用の水素供給システムを設計することをお勧めします。

場合によっては、パフォーマンスへの影響を補うために、わずかな再設計やサイズ変更が必要になる場合があります。 一般に、水素コンポーネントは大きくなり、より高価になる可能性があります。

水素の軽さが安全上の問題を引き起こすのではないかと心配する人もいます。 たとえば、未燃の水素は分子量が低いため、ボイラー上部のポケットに溜まる可能性があるという懸念があります。 繰り返しますが、D、O、および A スタイルのパッケージ化されたボイラーの最新の設計では、水素が蓄積する余地がほとんどありません。 ただし、安全対策として、パージ サイクルが義務付けられる場合があります。 これにより、未燃の水素が簡単に除去され、爆発の危険がなくなります。

約 600 PSIG、750°F で動作し、1 時間あたり 100,000 ポンドに対応できる理論上のパッケージ化されたボイラーの場合を考えてみましょう。 高発熱量 (HHV) の水素 (80% 未満) では、天然ガス (84%) に比べて効率が低くなります。 しかし、これは誤解を招く可能性があります。 低発熱量 (LHV) では、水素効率はほぼ 95% まで上昇しましたが、LHV での天然ガスはわずか 93% です。 重要なことは、HHV 番号と LHV 番号のどちらを扱っているのかを知ることです。 混乱は誤解や計算ミスを引き起こす可能性があります。

現実の世界では、これらの HHV と LHV の違いがボイラーの特性と性能に影響を与えます。 たとえば、理論上のボイラーの例における水素からの過熱蒸気は、蒸気温度が 730°F になります。 天然ガスのみで動作する同じボイラーでは、750°F の過熱蒸気が発生します。 これはすべて、水素の質量流量が低いためです。 蒸気温度を設計値まで上げるために、ボイラーにさらに多くの加熱面を追加するには、設計に若干の調整が必要になる場合があります。

水素が NOx レベルに及ぼす影響については、多くのことが言われています。 水素を使用すると NOx の数値がはるかに高くなると多くの人が言います。 しかし、何人かの専門家はこれに疑問を抱いています。

ここでは、水素の高い火炎温度の副作用として、実際に NOx が高くなるだろうと仮定しましょう。 水素が微量に導入される場合、これは当てはまりません。 しかし、水素が 5% を超えると、NOx の発生量が通常の天然ガスの場合よりも高くなります。 それを補うために緩和努力を導入する必要がある。

排ガス再循環 (FGR) と選択的触媒還元システム (SCR) が受け入れられた方法です。 FGR の場合、毎時 100,000 ポンドのボイラーで使用される強制通風ファンは、実際には天然ガスの場合よりも小さくなります。 天然ガスのファンは約 350 馬力ですが、水素を豊富に含むガスのファンは約 250 馬力だけで済みます。

なぜ強力でないファンを使用するのでしょうか? 天然ガスと比較して、水素の燃焼に必要な燃焼用空気は少なくなります。

ただし、水素を燃焼させると排ガスの水露点が上昇しますので注意してください。 燃焼排ガスと接触するボイラーの冷たい部分は、より高レベルの凝縮を形成します。 設計者はこの現象を認識し、必要に応じて排水と乾燥対策を確実に実施する必要があります。

新しい概念からは程遠いですが、ある程度の水素を含むボイラーを点火すること。 石油化学や石油・ガス事業では、そのプロセスで副産物として水素が生成されることが多いため、数十年にわたってこのような取り組みが行われてきました。

たとえば、テキサス州の化学工場では、15 年以上水素を使用して稼働しています。 250,000 ポンド/時間のパッケージ型蒸気発生器は、1300 psig/950°F の蒸気を供給します。 ボイラーは、天然ガス、残留クラッカーガス、およびさまざまな量の水素を含むオフガスを燃焼します。 水素含有量は約 8.5% 以下になります。 ボイラー制御システムは空気と燃料の流れを調整します。 SCR は、排出ガスコンプライアンスを保証するために使用されます。

したがって、水素はボイラーの運転において新しいものではありません。 ただし、水素含有量が増加すると、設計、操作、メンテナンスの変更が必要になる場合があります。

良いニュースは、現在のボイラーは保守的に設計されている傾向があるため、おそらく大量の水素の燃焼に対応できる適切な位置にあるということです。

Gerardo Lara は、テキサス州アビリーンの Rentech Boiler Systems, Inc. の燃焼ボイラー販売担当副社長です。 詳細については、www.Rentechboilers.com をご覧ください。