WO2023095579A1 - 燃焼制御方法、燃焼制御装置及び燃焼制御プログラム - Google Patents

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WO2023095579A1
WO2023095579A1 PCT/JP2022/040971 JP2022040971W WO2023095579A1 WO 2023095579 A1 WO2023095579 A1 WO 2023095579A1 JP 2022040971 W JP2022040971 W JP 2022040971W WO 2023095579 A1 WO2023095579 A1 WO 2023095579A1
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ash
fuel
combustion
concentration
cao
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PCT/JP2022/040971
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佳彦 土山
直樹 安慶
誠 須藤
康裕 竹井
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三菱重工業株式会社
三菱パワー株式会社
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    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
    • C10L10/04—Use of additives to fuels or fires for particular purposes for minimising corrosion or incrustation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion

Definitions

  • the present disclosure relates to a combustion control method, a combustion control device, and a combustion control program for a combustion/gasification furnace.
  • the combustion/gasification furnace burns fossil fuels such as coal, oil, and natural gas, as well as organic fuels such as biomass alone.
  • ash adheres to the inside of the furnace due to the fuel to be burned, and becomes clinker, which clogs the exhaust gas passage and causes corrosion.
  • additives are sometimes added to the fuel in order to prevent the generation of clinker due to adhesion of ash. Also, concentration of Cl elements in the ash causes corrosion.
  • Patent Document 1 discloses an additive for suppressing clinker in a coal-fired boiler, wherein the ratio of a basic component to an acidic component (basic component/acid component) is 0.2 or less, and silicon oxide and oxide
  • a clinker-inhibiting additive containing, as an active ingredient, an aluminosilicate-containing material having a ratio (silicon oxide/aluminum oxide) to aluminum of 1.5 to 2.5 is disclosed.
  • the state of clinker generation in the combustion/gasification furnace and the Cl concentration phenomenon in the ash change depending on the combustion conditions.
  • the additive is added under conditions where clinker is not generated, the consumption of the additive increases.
  • the present disclosure is intended to solve the above-mentioned problems, a combustion control method, a combustion control device, and a combustion control that burns fuel while suppressing the adhesion of ash to the inside of the combustion / gasification furnace and the concentration of Cl.
  • the purpose is to provide a program.
  • a combustion control method is a combustion control method in which a fuel containing carbon is put into a combustion/gasification furnace and burned, comprising the steps of: detecting the components of the fuel; is the fuel containing coal (Na 2 O in ash [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1.6 ⁇ (CaO in ash [wt %] + MgO in ash [wt%]) ⁇ 560, the fuel is biomass alone (Na 2 O in ash [wt%] + K 2 O in ash [wt%]) 1.1 ⁇ (CaO [wt%] in ash + MgO [wt%] in ash) ⁇ 120, when the fuel is biomass alone, A is [SiO 2 concentration in ash] / ([SiO 2 concentration in ash] + [Na 2 O + 0.8K 2 O concentration in ash] + [CaO + 0.83 MgO concentration in ash])
  • a combustion control device is a combustion control device that puts fuel containing carbon into a combustion/gasification furnace and burns it.
  • the amount of alkali metal volatilization per ash is 1.6 ⁇ (CaO in ash) when the fuel contains coal (Na 2 O in ash [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) [wt%] + MgO in ash [wt%]) ⁇ 560, the fuel is biomass alone (Na 2 O in ash [wt%] + K 2 O in ash [wt%]) 1 .1 ⁇ (CaO [wt%] in ash + MgO [wt%] in ash) ⁇ 120, when the fuel is biomass alone, A is [ SiO2 concentration in ash]/([ SiO2 in ash concentration] + [Na 2 O + 0.8 K 2 O concentration in ash] + [CaO + 0.83 MgO concentration in ash]) ⁇ 100,
  • an input amount determination unit that determines an input amount of the additive having a ratio of aluminum oxide/(silicon oxide + aluminum oxide) of 0.25 or more (weight ratio); and a combustion control unit for supplying the additive to the combustion/gasification furnace based on the determined input amount.
  • a combustion control program is a combustion control program for controlling the amount of fuel containing carbon to be fed into a combustion/gasification furnace, comprising the steps of: detecting a component of the fuel; The amount of alkali metal volatilization per unit is 1.6 ⁇ (CaO in ash [ %]+MgO in ash [wt%]) ⁇ 560, the fuel is biomass alone (Na 2 O in ash [wt%]+K 2 O in ash [wt%]) 1.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a pulverized fuel-fired boiler of this embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing a heat exchanger provided in a pulverized fuel-fired boiler.
  • FIG. 3 is a block diagram showing the configuration of the combustion control device.
  • FIG. 4 is a flow chart showing an example of a combustion control method.
  • FIG. 5 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of alkali metal/alkaline earth metal with respect to the amount of ash and the adhesion risk area.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of alkali metal/alkaline earth metal with respect to the amount of ash and the adhesion risk area.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a pulverized fuel-fired boiler of this embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing a heat exchanger provided in a pulverized fuel-fired boiler.
  • FIG. 3 is a block diagram showing the configuration
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of the additive and the removal rate of the alkaline component of the gas component.
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of volatilization of alkali components and the components of input fuel.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing the pulverized fuel-fired boiler of this embodiment.
  • the pulverized fuel-fired boiler 10 of the present embodiment uses powder obtained by pulverizing a carbon-containing solid fuel as a pulverized fuel, burns the pulverized fuel with a combustion burner, and heats the heat generated by this combustion with feed water and steam. It is a boiler that can generate superheated steam with Coal, biomass, or the like can be used as the fuel.
  • Biomass is a naturally occurring carbon-containing fuel, such as wood chips, sugar cane, corn, food waste, rice husks, and liquor lees. In the following description, “up” and “up” indicate the upper side in the vertical direction, and “down” and “lower side” indicate the lower side in the vertical direction.
  • a pulverized fuel-fired boiler (boiler) 10 has a furnace (combustion/gasification furnace) 11, a combustion device 12, and a combustion gas passage 13.
  • the furnace 11 has a hollow rectangular shape and is installed along the vertical direction.
  • the furnace wall (heat transfer tube) 101 that constitutes the furnace 11 is composed of a plurality of evaporation tubes and fins that connect them, and the heat generated by the combustion of the pulverized fuel is heat-exchanged with water and steam. is suppressed.
  • the combustion device 12 is provided on the lower side of the furnace wall that constitutes the furnace 11 .
  • the combustion device 12 has a plurality of combustion burners (eg 21, 22, 23, 24, 25) mounted on the furnace wall.
  • the combustion burners 21 , 22 , 23 , 24 , 25 are arranged along the circumferential direction of the furnace 11 at regular intervals as one set, and arranged in a plurality of stages along the vertical direction.
  • the shape of the furnace, the number of combustion burners in one stage, and the number of stages are not limited to this embodiment.
  • Each combustion burner 21, 22, 23, 24, 25 is connected to a plurality of pulverizers (mills) 31, 32, 33, 34, 35 via pulverized fuel supply pipes 26, 27, 28, 29, 30.
  • the crushers 31, 32, 33, 34, and 35 have a rotary table supported in a housing of the crusher so as to be driven and rotatable. They are configured to be rotatably supported in conjunction with each other.
  • a carrier gas primary air, oxidizing gas
  • the furnace 11 is provided with a wind box 36 at the mounting position of each of the combustion burners 21, 22, 23, 24, 25, and one end of an air duct (airway) 37 is connected to the wind box 36.
  • the air duct 37 is provided with a forced draft fan (FDF) 38 at the other end.
  • FDF forced draft fan
  • the furnace 11 is provided with additional air ports 39 above the mounting positions of the combustion burners 21, 22, 23, 24, and 25.
  • An end of an additional air duct 40 branched from the air duct 37 is connected to the additional air port 39 . Therefore, the combustion air (fuel gas combustion air/secondary air, oxidizing gas) sent by the forced draft fan 38 is supplied from the air duct 37 to the wind box 36, and from this wind box 36 each combustion burner 21, 22 , 23 , 24 , 25 , and additional air for combustion delivered by forced draft fan 38 can be supplied from additional air duct 40 to additional air port 39 .
  • An additive supply device 71 is connected to the additional air port 39 via an additive supply pipe 81 .
  • the additive supply device 71 supplies additive to the additional air port 39 and supplies additive to the furnace 11 .
  • the additive is supplied to the additional air port 39 and supplied to the furnace 11, but the additive should be supplied to the space where the fuel is burned.
  • the additive supply pipe 81 is connected to the pulverized fuel supply pipes 26, 27, 28, 29 and 30 to supply the additive together with the fuel to the combustion burners 21, 22, 23, 24 and 25 and the furnace 11. You may Alternatively, they may be mixed before entering the crushers 31,32,33,34,35.
  • the combustion control device 90 controls the supply of fuel and additives to the furnace 11 . The combustion control device 90 will be described later.
  • the combustion gas passage 13 is connected to the upper portion of the furnace 11 in the vertical direction, as shown in FIG.
  • the combustion gas passage 13 is provided with superheaters 102, 103, 104, reheaters 105, 106, and an economizer 107 as heat exchangers for recovering the heat of the combustion gas. Heat exchange is carried out between the combustion gas generated in and the feed water or steam flowing through each heat exchanger.
  • the combustion gas passage 13 is connected to a flue 14 through which combustion gas that has undergone heat exchange is discharged.
  • An air heater (air preheater) 42 is provided between the flue 14 and the air duct 37 , and heat is exchanged between the air flowing through the air duct 37 and the combustion gas flowing through the flue 14 . , 22, 23, 24, 25 can be heated.
  • the flue 14 is provided with a denitrification device 43 at a position upstream of the air heater 42 .
  • the denitrification device 43 supplies a reducing agent such as ammonia or urea water, which has an effect of reducing nitrogen oxides, into the flue 13, and causes the reaction between the nitrogen oxides and the reducing agent in the combustion gas to which the reducing agent is supplied. By promoting it, nitrogen oxides in the combustion gas are removed and reduced.
  • the gas duct 41 connected to the flue 14 is provided with a dust collector 44 such as an electric dust collector, an induced draft fan (IDF) 45, a desulfurization device 46, etc. at a position downstream of the air heater 42.
  • a chimney 50 is provided at the downstream end.
  • the produced pulverized fuel is fed into the pulverized fuel supply pipes 26, 27, 28, 29, 30 together with the carrier gas (primary air, oxidizing gas). is supplied to the combustion burners 21, 22, 23, 24, 25 through.
  • the carrier gas primary air, oxidizing gas
  • the heated combustion air flows from the air duct 37 through the wind box 36 for each combustion. It is supplied to the burners 21, 22, 23, 24, 25. Then, the combustion burners 21, 22, 23, 24, and 25 blow into the furnace 11 a pulverized fuel mixture in which the pulverized fuel and the carrier gas are mixed, and blow combustion air into the furnace 11, and ignite at this time. can form a flame. A flame is generated in the lower part of the furnace 11 , and high-temperature combustion gas rises inside the furnace 11 and is discharged to the combustion gas passage 13 . Air is used as the oxidizing gas in this embodiment. The oxygen ratio may be higher or lower than that of air, and can be used by optimizing the fuel flow rate.
  • Combustion air (fuel gas combustion air/secondary air, oxidizing gas) sent by a forced draft fan 38 is supplied from an air duct 37 to a wind box 36, and from this wind box 36 each combustion burner 21, 22 , 23 , 24 , 25 , and additional combustion air (additional air) sent by a forced draft fan 38 is supplied to an additional air port 39 from an additional air duct 40 .
  • the combustion control device 90 also supplies the additive to the additional air port 39 from the additive supply device 71 via the additive supply pipe 81 .
  • the pulverized fuel mixture and the combustion air are combusted to generate a flame.
  • the inside of the furnace 11 is maintained in a reducing atmosphere by setting the amount of air supplied to be less than the theoretical amount of air with respect to the amount of pulverized fuel supplied. That is, the nitrogen oxides (NOx) generated by the combustion of the pulverized fuel are reduced in the region B of the furnace 11, and then additional air is supplied from the additional air port 39 to complete the oxidative combustion of the pulverized fuel. The amount of NOx generated by combustion of pulverized fuel is reduced.
  • the combustion gas is transferred to the second superheater 103, the third superheater 104, and the first superheater 102 (hereinafter sometimes simply referred to as superheaters) arranged in the combustion gas passage 13. ), the second reheater 106, the first reheater 105 (hereinafter sometimes simply referred to as a reheater), and the economizer 107.
  • nitrogen oxides are reduced and removed by the denitrification device 43.
  • the dust collector 44 and the sulfur oxides are removed by the desulfurization device 46 the dust is discharged from the stack 50 into the atmosphere.
  • the heat exchangers do not necessarily have to be arranged in the order described above with respect to the combustion gas flow.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing a heat exchanger provided in the pulverized fuel-fired boiler 10. As shown in FIG. It should be noted that FIG. 1 does not precisely show the position of each heat exchanger (superheaters 102, 103, 104, reheaters 105, 106, economizer 107) in the combustion gas passage 13. The arrangement order of the exchangers relative to the combustion gas flow is not limited to that shown in FIG. In FIG.
  • the water/steam cycle as a heat medium is explained as a circulation type in which steam is generated on the distribution path, but a drum type in which the heat medium is a drum and is steamed may be used.
  • the heating medium heated through a plurality of paths becomes steam in the drum.
  • FIG. 2 shows the heat exchanger of the pulverized fuel-fired boiler 10 provided in the boiler power plant of the present embodiment, the steam turbine 110 that is rotationally driven by the steam generated by the pulverized fuel-fired boiler 10, and the steam turbine 110. and a generator 80 that is coupled to generate power according to the rotation of the steam turbine 110 .
  • a steam turbine 110 operated by steam generated by the pulverized fuel-fired boiler 10 is composed of, for example, a high-pressure turbine 111, an intermediate-pressure turbine 112, and a low-pressure turbine 113. Steam from a reheater, which will be described later, is supplied to the intermediate-pressure turbine. After entering the low pressure turbine.
  • a condenser 114 is connected to the low-pressure turbine 113, and the steam that rotationally drives the low-pressure turbine 113 is cooled by cooling water (eg, seawater) in the condenser 114 to be condensed.
  • Condenser 114 is connected to economizer 107 via water supply line L1.
  • the water supply line L1 is provided with, for example, a condensate pump (CP) 121, a low pressure water supply heater 122, a boiler water supply pump (BFP) 123, and a high pressure water supply heater .
  • CP condensate pump
  • BFP boiler water supply pump
  • a part of the steam that drives the steam turbines 111, 112, and 113 is extracted into the low-pressure feed water heater 122 and the high-pressure feed water heater 123, and is supplied to the high-pressure feed water heater 124 and the low-pressure feed water heater 122 as a heat source via a bleed line (not shown).
  • the feed water that is supplied and supplied to the economizer 107 is heated.
  • An economizer 107 is connected to each evaporator tube of the furnace wall 101 .
  • the feed water heated by the economizer 107 is heated by radiation from the flame in the furnace 11 when passing through the evaporator tube of the furnace wall 101 and is led to the steam separator 126 .
  • the steam separated by the steam separator 126 is supplied to the superheaters 102, 103, and 104, and the drain water separated by the steam separator 126 is sent to the condenser 114 via the drain water line L2. be guided.
  • the feed water supplied from the economizer 107 does not evaporate completely when passing through the evaporation pipes of the furnace wall 101, and as a result, the steam separator An operating condition (wet operating condition) in which the water level is present at 126 may occur.
  • the drain water separated by the steam separator 126 is joined to the middle of the water supply line L1 through the circulation line L6 using the boiler circulation pump (BCP) 128, so that the economizer 107 to each evaporator tube of the furnace wall 101.
  • the combustion gas flows through the combustion gas passage 13
  • the combustion gas is heat-recovered by the superheaters 102, 103, 104, the reheaters 105, 106, and the economizer 107.
  • the feed water supplied from the boiler feed water pump (BFP) 123 is preheated by the economizer 107 and then heated to steam when passing through each evaporator tube of the furnace wall 101 and introduced to the steam separator 126. be killed.
  • the steam separator 126 the steam is introduced into the superheaters 102, 103, 104 and superheated by the combustion gases.
  • the superheated steam generated by the superheaters 102, 103, 104 is supplied to the high pressure turbine 111 through the steam line L3, and drives the high pressure turbine 111 to rotate.
  • the steam discharged from the high-pressure turbine 111 is introduced into the reheaters 105 and 106 and re-superheated. It drives the turbine 112 and the low pressure turbine 113 to rotate.
  • the rotating shaft of each steam turbine 111, 112, 113 rotates the generator 80 to generate power.
  • the steam discharged from the low-pressure turbine 113 is cooled by the condenser 114 to become condensed water, and is sent to the economizer 107 again through the water supply line L1.
  • a suit (not shown) is provided between the heat transfer tubes of each heat exchanger such as the superheaters 102, 103, 104, the reheaters 105, 106, and the economizer 107, or between the heat exchangers.
  • a blower ash removal device
  • the soot blower is arranged to extend in a direction substantially perpendicular to the wall surface of the combustion gas passage 13 .
  • the soot blower is an injection device that takes the vertical direction to the wall surface of the combustion gas passage 13 as an axial direction, injects steam (gas) in a direction perpendicular to the axial direction, and can also change the injection direction.
  • the steam injected from the soot blower toward heat exchangers such as superheaters 102, 103, 104, reheaters 105, 106, and economizer 107 removes combustion ash deposited on the surface of each heat transfer tube of the heat exchanger. It is removed to suppress the deterioration of the heat exchange efficiency in each heat transfer tube of the heat exchanger.
  • FIG. 3 is a block diagram showing the configuration of the combustion control device.
  • Combustion control device 90 controls the supply of fuel and additives to furnace 11 .
  • the combustion control device 90 includes a fuel analysis section 91 , an additive input determination section 92 , an additive input amount determination section 93 and a combustion control section 94 .
  • the combustion control device 90 may perform control necessary for combustion in the furnace 11 , such as air supply and control of downstream devices of the furnace 11 .
  • the fuel analysis unit 91 analyzes the fuel supplied to the furnace 11 and calculates the components of the fuel.
  • the fuel component is information on the component before combustion, the component produced by combustion, and the amount of distribution produced after combustion.
  • the fuel analysis unit 91 acquires a predetermined amount of fuel, mixes the fuel with a melting agent, and then melts the fuel at a set temperature. Furthermore, the fuel analysis unit 91 measures the components of the solution generated by dissolving the melted object. In this way, the components contained in the fuel, mainly the components of alkali metals and alkaline earth metals, etc., are measured.
  • the fuel analysis unit 91 melts the fuel at a set temperature to cause the fuel to undergo a change similar to combustion, and calculates the amount of ash.
  • the fuel analysis section 91 may calculate the volatilization amount of alkali metals and the amount of ash generated by combustion of the fuel based on the components of the fuel and the combustion conditions. It should be noted that the fuel analysis unit 91 may acquire information on the fuel obtained in advance through experiments or the like. Further, the composition of the fuel may be measured based on information obtained by actually burning the fuel in the furnace 11 . Also, the amount of ash and the amount of volatilization based on the amount of alkali metal contained in the fuel may be calculated based on a reference value calculated based on one reference condition for combustion conditions.
  • the additive supply determining unit 92 determines whether or not to add an additive (ash adhesion inhibitor). Based on the ratio of the alkali metal component contained in the fuel, the additive supply determining unit 92 determines whether or not to supply the additive.
  • the additive input determination unit 92 of the present embodiment is Na 2 O [wt%] in the ash of the fuel + 5 ⁇ K 2 O [wt%] in the ash) 1.6 ⁇ (CaO [wt%] in the ash + MgO [wt%] in ash) ⁇ 560, it is determined that the additive is added.
  • the additive is a substance that reacts with the alkali metal in the furnace 11 and suppresses the vaporization of the alkali metal.
  • the additive has an aluminum oxide/(silicon oxide+aluminum oxide) ratio of 0.25 or more (weight ratio).
  • the additive preferably has an aluminum oxide/(silicon oxide+aluminum oxide) ratio of 1 or less (weight ratio).
  • Kaolinite, halloysite, bentonite, and mixtures thereof can be used as additives. Even in a compound such as silica that does not satisfy the aluminum oxide/(silicon oxide + aluminum oxide) ratio of 0.25 or more (weight ratio) by itself, the aluminum oxide/(silicon oxide + aluminum oxide) ratio can be increased by mixing with the compound. If it is 0.25 or more (weight ratio), it can be used as an additive. By using the above materials, extractable substances can be used as additives.
  • the additive input amount determination unit 93 calculates the additive input amount based on the fuel components and the input amount.
  • the additive input amount determination unit 93 determines that the additive is ((KOH [kg] in the gas + NaOH [kg] in the gas) x 0.3) / 0.025 - ash content [kg] or more per 100 kg of fuel. Determine the weight to input amount.
  • the additive input amount determination unit 93 may determine the additive input amount based on the combustion conditions (temperature, air volume, etc.) of the furnace 11 in addition to the fuel components and input amount.
  • the combustion control unit 94 controls the supply of fuel to the furnace 11 and the injection of additives, and controls combustion within the furnace 11 .
  • the combustion control unit 94 supplies the amount of additive determined by the additive input amount determination unit 93 from the additive supply device 71 .
  • FIG. 4 is a flowchart showing an example of a combustion control method.
  • the combustion control device 90 executes the processing shown in FIG. 4 to determine whether or not to supply the additive to the fuel and, if supplied, the amount of the additive to be supplied, and supplies the additive to the furnace 11 along with the fuel.
  • the combustion control device 90 repeatedly executes the processing of FIG. It should be noted that the process of step S12 does not have to be executed every time, but when the fuel is changed, it is executed every predetermined time (for example, one day). good.
  • the combustion control device 90 measures the components of the fuel (step S12).
  • the combustion control device 90 measures and acquires the components of the fuel supplied to the furnace 11 by the fuel analysis unit 91 .
  • the combustion control device 90 determines whether or not the condition for adding the additive is satisfied (step S14).
  • the combustion control device 90 determines whether the additive input determination unit 92 satisfies the additive input condition, or more specifically, the fuel (Na 2 O [wt%] in the ash + 5 ⁇ K 2 O in the ash [ wt%]) 1.6 ⁇ (CaO [wt%] in ash + MgO [wt%] in ash) ⁇ 560 is satisfied.
  • the combustion control device 90 does not satisfy the additive injection condition (No in step S14), that is, the fuel is (Na 2 O in ash [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1 If it is determined that 6 ⁇ (CaO [wt %] in ash+MgO [wt %] in ash) ⁇ 560 is not satisfied, this process is terminated.
  • the combustion control device 90 satisfies the condition for adding the additive (Yes in step S14), that is, the fuel is (Na 2 O [wt%] in the ash+5 ⁇ K 2 O [wt%] in the ash) . If it is determined that 6 ⁇ (CaO [wt%] in ash+MgO [wt%] in ash) ⁇ 560, information on the amount of fuel input is acquired (step S16). The combustion control device 90 may acquire necessary information on combustion in the furnace 11 in order to calculate the amount of additive added in addition to the amount of fuel added.
  • the combustion control device 90 determines the amount of additive to be added based on the amount of fuel to be input and the components of the fuel (step S18).
  • an additive input amount determination unit 93 calculates the input amount of the additive based on the fuel input amount and the components of the fuel.
  • the additive input amount determination unit 93 determines the additive amount per 100 kg of fuel ((KOH + NaOH [kg] in gas) ⁇ 0.3) / 0.025 - ash content [kg] or more weight is determined as the input amount.
  • the combustion control device 90 calculates the weight of (KOH+NaOH in the gas) and ash based on the information on the fuel components and the amount of fuel input.
  • the combustion control device 90 puts the determined amount of additive into the furnace together with the fuel (step S20).
  • the combustion control unit 94 of the combustion control device 90 controls the supply of fuel and the injection of the additive, and supplies the determined amount of the additive to the furnace 11 .
  • the combustion control device 90 calculates (Na 2 O in ash [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1.6 ⁇ (in ash When satisfying CaO [wt%] + MgO [wt%] in ash) ⁇ 560, by supplying an additive with an aluminum oxide / (silicon oxide + aluminum oxide) ratio of 0.25 or more (weight ratio), Adhesion of ash to the furnace 11, the combustion gas passage 13, and the flue 14 of the pulverized fuel-fired boiler 10 can be suppressed, and the generation of clinker can be suppressed. As a result, corrosion of the combustion gas passage can be suppressed, and the frequency of maintenance for removing clinker can be reduced.
  • the alkali metal elements mainly potassium contained in the fuel volatilize into the gas.
  • the volatilized alkali metal compound cools and condenses on the surface of the heat transfer tube downstream of the gas flow, and this becomes a binder that induces ash adhesion.
  • FIG. 5 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of alkali metal/alkaline earth metal with respect to the amount of ash and the adhesion risk area.
  • the horizontal axis is the amount of alkali metal (Na 2 O+5K 2 O) [wt %]
  • the vertical axis is the amount of alkaline earth metal (CaO+MgO) [wt %].
  • a line segment 202 in FIG . of MgO [wt%]) 560.
  • the combustion control device 90 calculates (Na 2 O in ash [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1.6 ⁇ (in ash CaO [wt%] + MgO [wt%] in ash) ⁇ 560, that is, in the case of region 204 in FIG. ), adhesion of ash to the furnace 11, the combustion gas passage 13, and the flue 14 of the pulverized fuel-fired boiler 10 can be suppressed.
  • the reaction product of the additive reacting with the alkali hydroxide in the gas has a low melting point. It is possible to suppress becoming a substance, and it is possible to suppress melting of the reactant in the path. As a result, it is possible to suppress the alkali metal-containing substance from becoming a binder that adheres to the wall surface of the gas passage, and it is possible to appropriately prevent the ash from adhering to the wall surface.
  • the combustion control device 90 calculates (Na 2 O [wt%] in the ash + K 2 O [wt%] in the ash) 1.1 ⁇ (CaO [wt%] in the ash) of the fuel. wt%] + MgO in ash [wt%]) ⁇ 120, by supplying an additive with a ratio of aluminum oxide / (silicon oxide + aluminum oxide) of 0.25 or more (weight ratio), pulverized fuel Adhesion of ash to the furnace 11, the combustion gas passage 13, and the flue 14 of the fired boiler 10 can be suppressed, and the generation of clinker can be suppressed.
  • the alkali metal elements mainly potassium contained in the fuel volatilize into the gas.
  • the volatilized alkali metal compound cools and condenses on the surface of the heat transfer tube downstream of the gas flow, and this becomes a binder that induces ash adhesion.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of alkali metal/alkaline earth metal with respect to the amount of ash and the adhesion risk area.
  • the horizontal axis is the amount of alkali metals (Na 2 O+K 2 O) [wt %]
  • the vertical axis is the amount of alkaline earth metals (CaO+MgO) [wt %].
  • a line segment 302 in FIG . MgO [wt%]) 120.
  • the combustion control device 90 calculates (Na 2 O in ash [wt%] + K 2 O in ash [wt%]) 1.1 ⁇ (CaO in ash) [wt%]+MgO in ash [wt%]) ⁇ 120, that is, in the case of region 310 in FIG. 6, the aluminum oxide/(silicon oxide+aluminum oxide) ratio is 0.25 or more (weight ratio)
  • the additive of (1) By supplying the additive of (1), adhesion of ash to the furnace 11, the combustion gas passage 13, and the flue 14 of the pulverized fuel-fired boiler 10 can be suppressed.
  • the reaction product of the additive reacting with the alkali hydroxide in the gas has a low melting point. It is possible to suppress becoming a substance, and it is possible to suppress melting of the reactant in the path. As a result, it is possible to suppress the alkali metal-containing substance from becoming a binder that adheres to the wall surface of the gas passage, and it is possible to appropriately prevent the ash from adhering to the wall surface.
  • A is [SiO 2 concentration in ash] / ([SiO 2 concentration in ash] + [Na 2 O + 0.8 K 2 O concentration in ash] + [CaO + 0.83 MgO concentration in ash ]) ⁇ 100
  • B is [Na 2 O + 0.8 K 2 O concentration in ash] / ([SiO 2 concentration in ash] + [Na 2 O + 0.8 K 2 O concentration in ash] + [CaO + 0.83 MgO concentration in ash ]) ⁇ 100
  • the measuring method of a component is the same as that of the above.
  • the relationship between X and Y satisfies 53 ⁇ X ⁇ 66 and Y ⁇ -1.7321X+176.28, it is determined as a safe margin.
  • the relationship between X and Y satisfies 66 ⁇ X ⁇ 83 and Y ⁇ -0.2887X+80.725, it is determined as a safe margin.
  • Combustion controller 90 may add additives if the relationship between X and Y does not meet any of the safe zone conditions.
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of the additive and the removal rate of the alkaline component of the gas component.
  • the horizontal axis represents the amount of additive added to potassium hydroxide
  • the vertical axis represents the removal rate of potassium hydroxide.
  • Line segment 212 is the value when kaolin is added as an additive
  • line segment 214 is the target line for removal
  • line segment 216 is the value when coal ash is added as an additive as a comparative example. be.
  • the additive amount per 100 kg of fuel is ((KOH + NaOH [kg] in gas) ⁇ 0.3) / 0.025 - ash content [kg] or more.
  • the numerator of 0.3 in the above formula is the residue of the removal rate of 70%
  • the denominator of 0.025 is the actual value.
  • the denominator of 0.025 in the formula is a value calculated based on 2.5 wt% (0.025), which is K 2 O in the ash of fuel that does not require additives and has a track record of stable operation. be.
  • coal ash that is, aluminum oxide, silicon oxide
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of the relationship between the amount of volatilization of alkali components and the components of input fuel.
  • the horizontal axis is the value of the ratio of the basic component to the acidic component (basic component/acid component) of the fuel and the additive supplied to the combustion/gasification furnace, and the vertical axis is the amount per ash.
  • It is the amount of alkali metal (Na 2 O+5K 2 O) [wt %].
  • the acidic component is the total weight of SiO 2 , Al 2 O 3 and TiO 2 substances.
  • the basic component is the total weight of Fe 2 O 3 , CaO, MgO, K 2 O and Na 2 O substances.
  • Ash may adhere to the furnace if reaction occurs in the region between lines 222 and 224 shown in FIG.
  • the combustion control device 90 adjusts the amount of the fuel and the additive supplied to the combustion/gasification furnace so that the ratio of the basic component to the acidic component (basic component/acid component) ⁇ 0.25, or 0.25.
  • the additive By supplying the additive in an amount that satisfies 60 ⁇ (basic component/acid component), adhesion of ash to the wall surface can be more reliably suppressed, and generation of clinker can be suppressed.
  • the supply amount of the additive in the present embodiment to be (basic component/acid component) ⁇ 0.25
  • the reaction in the region 230 can be performed, and 0.60 ⁇ (basic component/acid component) component)
  • the reaction in region 230 can be carried out.
  • the additive and the volatilized alkali metal can be reacted in an atmosphere in which adhesion of clinker can be more reliably suppressed.
  • the combustion/gasification furnace of the present disclosure is a finely divided fuel-fired boiler.
  • Coke Petroleum Coke
  • the fuel is not limited to solid fuels, and liquid fuels such as heavy oil can also be used.
  • gaseous fuels eg, by-product gas
  • a combustion control method for charging a fuel containing carbon into a combustion/gasification furnace for combustion/gasification comprising the step of detecting the components of the fuel, and the amount of alkali metal volatilized per ash of the fuel Na 2 O in ash [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1.6 ⁇ (CaO in ash [wt%] + MgO in ash [wt%]) ⁇ 560 If (Na 2 O [wt%] in ash + K 2 O [wt%] in ash) 1.1 ⁇ (CaO [wt%] in ash + MgO [wt%] in ash) ⁇ 120 When satisfying, A [SiO 2 concentration in ash] / ([SiO 2 concentration in ash] + [Na 2 O + 0.8K 2 O concentration in ash] + [CaO + 0.83 MgO concentration in
  • the additive includes kaolinite, ((KOH [kg] in gas + NaOH [kg] in gas) ⁇ 0.3) / 0.025 - Ash content [kg] or more fuel additive is supplied per 100 kg of fuel (1) or (2) ).
  • the fuel is a fuel containing coal (Na 2 O in ash [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1.6
  • the fuel is biomass single fuel (Na 2 O [wt%] in ash + K 2 O [wt%] in ash) 1.1 ⁇ ( The combustion control method according to any one of (1) to (5), wherein only whether CaO [wt%] in ash+MgO [wt%] in ash) ⁇ 120 is satisfied.
  • a combustion control device for charging and burning a fuel containing carbon into a combustion/gasification furnace wherein the fuel contains coal and a fuel analysis unit detects the components of the fuel; Na 2 O in [wt%] + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1.6 ⁇ (CaO in ash [wt%] + MgO in ash [wt%]) ⁇ 560 , (Na 2 O [wt%] in ash + K 2 O [wt%] in ash) 1.1 ⁇ (CaO [wt%] in ash + MgO [wt%] in ash) ⁇ 120
  • A is [SiO 2 concentration in ash] / ([SiO 2 concentration in ash] + [Na 2 O + 0.8K 2 O concentration in ash] + [CaO + 0.83 MgO concentration in ash]) ⁇ 100
  • B is [Na 2 O + 0.8 K 2 O concentration in ash] / ([SiO
  • a combustion control program for controlling the amount of fuel containing carbon to be fed into a combustion/gasification furnace comprising the step of detecting the components of the fuel; + 5 ⁇ K 2 O in ash [wt%]) 1.6 ⁇ (CaO in ash [wt%] + MgO in ash [wt%]) ⁇ 560, (Na 2 O in ash [wt%]) wt%] + K 2 O in ash [wt%]) 1.1 ⁇ (CaO in ash [wt%] + MgO in ash [wt%]) ⁇ 120, A is [SiO in ash 2 concentration] / ([SiO 2 concentration in ash] + [Na 2 O + 0.8K 2 O concentration in ash] + [CaO + 0.83 MgO concentration in ash]) ⁇ 100, B is [Na 2 O + 0.8K 2 in ash O concentration] / ([SiO 2 concentration in ash] + [Na 2 O
  • Pulverized fuel-fired boiler (boiler) 11
  • Furnace 12
  • Combustion device 13
  • Combustion gas passage Flue 21-25 Combustion burner 26-30
  • Fine fuel supply pipe 31-35 Pulverizer (mill) 36
  • air duct (airway) 38
  • forced draft fan (FDF) 39
  • additional air duct 41
  • gas duct 42
  • air heater (air preheater) 43
  • denitrification device 44 dust collector 45 induced draft fan (IDF)
  • Desulfurization device 50 Chimney 71
  • Additive supply device 81
  • Additive supply pipe 90
  • Combustion control device 91
  • Fuel analysis unit 92
  • Additive input determination unit 93
  • Additive input amount determination unit 94
  • Combustion control unit 101
  • Furnace wall (heat transfer tube) 102
  • first superheater 103
  • second superheater 104
  • third superheater 105
  • reheater 106
  • reheater

Abstract

炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入して燃焼させる燃焼制御方法であって、燃料の成分を検出するステップと、燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす等の条件を満たす場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の燃料添加剤を燃焼・ガス化炉に供給するステップと、を含む。

Description

燃焼制御方法、燃焼制御装置及び燃焼制御プログラム
　本開示は、燃焼・ガス化炉の燃焼制御方法、燃焼制御装置及び燃焼制御プログラムに関する。
　燃焼・ガス化炉では、石炭、石油、天然ガス等の化石燃料や、バイオマス単独等の有機燃料等を燃焼させる。燃焼・ガス化炉は、燃焼させる燃料によって灰が、炉内に付着してクリンカとなり、排ガス通路を閉塞したり、腐食等の原因となる。燃焼・ガス化炉では、灰の付着によりクリンカが発生することを防止するために、燃料に添加剤を加える場合がある。また、灰中にCl元素が濃縮すると腐食の原因となる。
　特許文献１には、石炭焚ボイラ内におけるクリンカ抑制用添加剤であって、塩基性成分と酸性成分との比（塩基性成分／酸性成分）が０．２以下であって、酸化珪素と酸化アルミニウムとの比（酸化珪素／酸化アルミニウム）が１．５以下２．５以上であるアルミノ珪酸塩含有物質を有効成分として含有するクリンカ抑制用添加剤が記載されている。
特開２０２０－１３９１２１号公報
　ここで、燃焼・ガス化炉へのクリンカの発生状況や灰中へのCl濃縮現象は、燃焼条件によって変化する。また、クリンカが発生しない条件で添加剤を添加すると添加剤の消費量が増加してしまう。
　本開示は、上述した課題を解決するものであり、燃焼・ガス化炉の内部等への灰の付着やClの濃縮を抑制しつつ、燃料を燃焼させる燃焼制御方法、燃焼制御装置及び燃焼制御プログラムを提供することを目的とする。
　上記の目的を達成するために燃焼制御方法は、炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入して燃焼させる燃焼制御方法であって、燃料の成分を検出するステップと、前記燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が、前記燃料が石炭を含む燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独でＡを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、し、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給するステップと、を含む。
　上記の目的を達成するために燃焼制御装置は、炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入して燃焼させる燃焼制御装置であって、燃料の成分を検出する燃料分析部と、前記燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が、前記燃料が石炭を含む燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独でＡを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、し、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤の投入量を決定する投入量決定部と、決定した投入量に基づいて添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給させる燃焼制御部と、を含む。
　上記の目的を達成するために燃焼制御プログラムは、炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入する量を制御する燃焼制御プログラムであって、燃料の成分を検出するステップと、前記燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が、前記燃料が石炭を含む燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独でＡを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、し、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給するステップと、を含む処理を実行させる。
　本開示によれば、燃焼・ガス化炉の内部等への灰の付着、および灰中へのCl濃縮を抑制しつつ、燃料を燃焼させることができる。
図１は、本実施形態の微粉燃料焚きボイラを表す概略構成図である。 図２は、微粉燃料焚きボイラに設けられた熱交換器を表す概略図である。 図３は、燃焼制御装置の構成を示すブロック図である。 図４は、燃焼制御方法の一例を示すフローチャートである。 図５は、灰の量に対するアルカリ金属/アルカリ土類金属量と付着リスク領域との関係の一例を示す図である。 図６は、灰の量に対するアルカリ金属/アルカリ土類金属量と付着リスク領域との関係の一例を示す図である。 図７は、添加剤の量と気体成分のアルカリ成分の除去率の関係の一例を示す図である。 図８は、アルカリ成分の揮発量と、投入燃料の成分との関係の一例を示す図である。
　以下に添付図面を参照して、好適な実施形態を詳細に説明する。なお、この実施形態により本開示が限定されるものではなく、また、実施形態が複数ある場合には、各実施形態を組み合わせて構成するものも含むものである。
　図１は、本実施形態の微粉燃料焚きボイラを表す概略構成図である。
　本実施形態の微粉燃料焚きボイラ１０は、炭素含有固体燃料を粉砕した粉体を微粉燃料として用い、この微粉燃料を燃焼バーナにより燃焼させ、この燃焼により発生した熱を給水や蒸気と熱交換して過熱蒸気を生成することが可能なボイラである。燃料としては、石炭、バイオマス等を用いることができる。バイオマスは、自然由来の炭素含有燃料であり、木質チップや、サトウキビ、トウモロコシ、食品廃棄物、もみ殻、酒かす等である。以降の説明で、上や上方とは鉛直方向上側を示し、下や下方とは鉛直方向下側を示すものである。
　本実施形態において、図１に示すように、微粉燃料焚きボイラ（ボイラ）１０は、火炉（燃焼・ガス化炉）１１と燃焼装置１２と燃焼ガス通路１３を有している。火炉１１は、四角筒の中空形状をなして鉛直方向に沿って設置されている。火炉１１を構成する火炉壁（伝熱管）１０１は、複数の蒸発管とこれらを接続するフィンとで構成され、微粉燃料の燃焼により発生した熱を給水や蒸気と熱交換する火炉壁の温度上昇を抑制している。
　燃焼装置１２は、火炉１１を構成する火炉壁の下部側に設けられている。本実施形態では、燃焼装置１２は、火炉壁に装着された複数の燃焼バーナ(例えば２１，２２，２３，２４，２５)を有している。例えば燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５は、火炉１１の周方向に沿って均等間隔で配設されたものが１セットとして、鉛直方向に沿って複数段配置されている。但し、火炉の形状や一つの段における燃焼バーナの数、段数はこの実施形態に限定されるものではない。
　各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５は、微粉燃料供給管２６，２７，２８，２９，３０を介して複数の粉砕機（ミル）３１，３２，３３，３４，３５に連結されている。この粉砕機３１，３２，３３，３４，３５は、図示しないが、例えば粉砕機のハウジング内に回転テーブルが駆動回転可能に支持され、この回転テーブルの上方に複数のローラが回転テーブルの回転に連動して回転可能に支持されて構成されている。バイオマスが複数のローラと回転テーブルとの間に投入されると、ここで所定の微粉燃料の大きさに粉砕され、搬送用ガス（一次空気、酸化性ガス）により図示しない粉砕機のハウジング内の分級機に搬送されて所定のサイズ範囲内に分級された微粉燃料を微粉燃料供給管２６，２７，２８，２９，３０から燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５に供給することができる。
　また、火炉１１は、各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５の装着位置に風箱３６が設けられており、この風箱３６に空気ダクト（風道）３７の一端部が連結されている。空気ダクト３７は、他端部に押込通風機（ＦＤＦ：Forced　Draft　Fan）３８が設けられている。
　また、火炉１１は、各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５の装着位置より上方にアディショナル空気ポート３９が設けられている。アディショナル空気ポート３９に空気ダクト３７から分岐したアディショナル空気ダクト４０の端部が連結されている。従って、押込通風機３８により送られた燃焼用空気（燃料ガス燃焼用空気／二次空気、酸化性ガス）を空気ダクト３７から風箱３６に供給し、この風箱３６から各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５に供給することができると共に、押込通風機３８により送られた燃焼用追加空気（アディショナル空気）をアディショナル空気ダクト４０からアディショナル空気ポート３９に供給することができる。
　また、アディショナル空気ポート３９には、添加剤供給管８１を介して、添加剤供給装置７１が接続されている。添加剤供給装置７１は、添加剤をアディショナル空気ポート３９に供給し、添加剤を火炉１１に供給する。なお、本実施形態では、添加剤をアディショナル空気ポート３９に供給して火炉１１に供給したが、燃料を燃焼していく空間に供給できればい。例えば、添加剤供給管８１を、微粉燃料供給管２６，２７，２８，２９，３０に接続して供給して燃料とともに添加剤を燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５及び火炉１１に供給してもよい。あるいは、粉砕機３１，３２，３３，３４，３５に入れる前に混合してもよい。燃焼制御装置９０は、火炉１１に供給する燃料と添加剤の供給を制御する。燃焼制御装置９０については、後述する。
　燃焼ガス通路１３は、図１に示すように、火炉１１の鉛直方向上部に連結されている。燃焼ガス通路１３は、燃焼ガスの熱を回収するための熱交換器として、過熱器１０２、１０３、１０４、再熱器１０５、１０６、節炭器１０７が設けられており、火炉１１での燃焼で発生した燃焼ガスと各熱交換器を流通する給水や蒸気との間で熱交換が行われる。
　燃焼ガス通路１３は、図１に示すように、その下流側に熱交換を行った燃焼ガスが排出される煙道１４が連結されている。煙道１４は、空気ダクト３７との間にエアヒータ（空気予熱器）４２が設けられ、空気ダクト３７を流れる空気と、煙道１４を流れる燃焼ガスとの間で熱交換を行い、燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５に供給する燃焼用空気を昇温することができる。
　また、煙道１４は、エアヒータ４２より上流側の位置に脱硝装置４３が設けられている。脱硝装置４３は、アンモニア、尿素水等の窒素酸化物を還元する作用を有する還元剤を煙道１３内に供給し、還元剤が供給された燃焼ガスを窒素酸化物と還元剤との反応を促進させることで、燃焼ガス中の窒素酸化物を除去、低減するものである。そして、煙道１４に連結されるガスダクト４１は、エアヒータ４２より下流側の位置に電気集塵機などの集塵装置４４、誘引通風機（ＩＤＦ：Induced　Draft　Fan）４５、脱硫装置４６などが設けられ、下流端部に煙突５０が設けられている。
　一方、複数の粉砕機３１，３２，３３，３４，３５が駆動すると、生成された微粉燃料が搬送用ガス（一次空気、酸化性ガス）と共に微粉燃料供給管２６，２７，２８，２９，３０を通して燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５に供給される。
　また、微粉燃料焚きボイラ１０の煙道１４から排出された排ガスとエアヒータ４２で熱交換することで、加熱された燃焼用空気（酸化性ガス）が空気ダクト３７から風箱３６を介して各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５に供給される。すると、燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５は、微粉燃料と搬送用ガスとが混合した微粉燃料混合気を火炉１１に吹き込むと共に燃焼用空気を火炉１１に吹き込み、このときに着火することで火炎を形成することができる。火炉１１内の下部で火炎が生じ、高温の燃焼ガスがこの火炉１１内を上昇し、燃焼ガス通路１３に排出される。なお、酸化性ガスとして、本実施形態では空気を用いる。空気よりも酸素割合が多いものや逆に少ないものであってもよく、燃料流量との適正化を図ることで使用可能になる。
　また、押込通風機３８により送られた燃焼用空気（燃料ガス燃焼用空気／二次空気、酸化性ガス）を空気ダクト３７から風箱３６に供給し、この風箱３６から各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５に供給すると共に、押込通風機３８により送られた燃焼用追加空気（アディショナル空気）をアディショナル空気ダクト４０からアディショナル空気ポート３９に供給する。また、燃焼制御装置９０は、添加剤供給管８１を介して、添加剤供給装置７１から、アディショナル空気ポート３９に添加剤を供給する。
　火炉１１は、下部の領域Ａにて、微粉燃料混合気と燃焼用空気（二次空気、酸化性ガス）とが燃焼して火炎が生じる。ここで火炉１１は、空気の供給量が微粉燃料の供給量に対して理論空気量未満となるように設定されることで、内部が還元雰囲気に保持される。即ち、微粉燃料の燃焼により発生した窒素酸化物（ＮＯｘ）が火炉１１の領域Ｂで還元され、その後、アディショナル空気ポート３９からアディショナル空気が追加供給されることで微粉燃料の酸化燃焼が完結され、微粉燃料の燃焼によるＮＯｘの発生量が低減される。
　その後、燃焼ガスは、図１に示すように、燃焼ガス通路１３に配置される第２過熱器１０３、第３過熱器１０４、第１過熱器１０２、（以下単に過熱器と記載する場合もある）、第２再熱器１０６、第１再熱器１０５（以下単に再熱器と記載する場合もある）、節炭器１０７で熱交換した後、脱硝装置４３により窒素酸化物が還元除去され、集塵装置４４で粒子状物質が除去され、脱硫装置４６にて硫黄酸化物が除去された後、煙突５０から大気中に排出される。なお、各熱交換器は燃焼ガス流れに対して、必ずしも前記記載順に配置されなくともよい。
　次に、熱交換器として、燃焼ガス通路１３に設けられた過熱器１０２，１０３，１０４、再熱器１０５，１０６、節炭器１０７について詳細に説明する。図２は、微粉燃料焚きボイラ１０に設けられた熱交換器を表す概略図である。なお、図１では燃焼ガス通路１３内の各熱交換器（過熱器１０２，１０３，１０４、再熱器１０５，１０６、節炭器１０７）の位置を正確に示しているものではなく、各熱交換器の燃焼ガス流れに対する配置順も図１の記載に限定されるものではない。また、図２では、熱媒となる水・蒸気サイクルが流通経路上で蒸気となる還流型として説明するが、熱媒がドラムで蒸気となるドラム型としてもよい。ドラム型の場合、複数の経路で加熱された熱媒がドラムで蒸気となる。
　図２には、本実施形態のボイラ発電プラントに設けられた微粉燃料焚きボイラ１０の熱交換器と、微粉燃料焚きボイラ１０が生成した蒸気によって回転駆動される蒸気タービン１１０と、蒸気タービン１１０に連結され、蒸気タービン１１０の回転に応じて発電を行う発電機８０とを備える。
　微粉燃料焚きボイラ１０で生成した蒸気により運転される蒸気タービン１１０は、例えば、高圧タービン１１１と中圧タービン１１２と低圧タービン１１３とから構成され、後述する再熱器からの蒸気が中圧タービンに流入したのちに低圧タービンに流入する。低圧タービン１１３には、復水器１１４が連結されており、低圧タービン１１３を回転駆動した蒸気がこの復水器１１４で冷却水（例えば、海水）により冷却されて復水となる。復水器１１４は、給水ラインＬ１を介して節炭器１０７に連結されている。給水ラインＬ１には、例えば、復水ポンプ（ＣＰ）１２１、低圧給水ヒータ１２２、ボイラ給水ポンプ（ＢＦＰ）１２３、高圧給水ヒータ１２４が設けられている。低圧給水ヒータ１２２と高圧給水ヒータ１２３には、蒸気タービン１１１，１１２，１１３を駆動する蒸気の一部が抽気されて、図示しない抽気ラインを介して高圧給水ヒータ１２４と低圧給水ヒータ１２２に熱源として供給され、節炭器１０７へ供給される給水が加熱される。
　例えば、微粉燃料焚きボイラ１０が貫流ボイラの場合につき、説明をする。節炭器１０７は、火炉壁１０１の各蒸発管に連結されている。節炭器１０７で加熱された給水は、火炉壁１０１の蒸発管を通過する際に、火炉１１内の火炎から輻射を受けて加熱され、汽水分離器１２６へと導かれる。汽水分離器１２６にて分離された蒸気は、過熱器１０２，１０３，１０４へと供給され、汽水分離器１２６にて分離されたドレン水は、ドレン水ラインＬ２を介して復水器１１４へと導かれる。
　また、貫流ボイラの起動時や低負荷運転時等においては、節炭器１０７から供給される給水が火炉壁１０１の各蒸発管を通過する際に全量が蒸発せず、その結果、汽水分離器１２６に水位が存在する運転状態（ウエット運転状態）となることがある。このウエット運転状態においては、汽水分離器１２６にて分離されたドレン水は、ボイラ循環ポンプ（ＢＣＰ）１２８を用いて循環ラインＬ６により、給水ラインＬ１の途中に合流させることで、節炭器１０７から火炉壁１０１の各蒸発管へと循環して供給してもよい。
　燃焼ガスが燃焼ガス通路１３を流れるとき、この燃焼ガスは、過熱器１０２，１０３，１０４、再熱器１０５，１０６、節炭器１０７で熱回収される。一方、ボイラ給水ポンプ（ＢＦＰ）１２３から供給された給水は、節炭器１０７によって予熱された後、火炉壁１０１の各蒸発管を通過する際に加熱されて蒸気となり、汽水分離器１２６に導かれる。汽水分離器１２６で蒸気は、過熱器１０２，１０３，１０４に導入され、燃焼ガスによって過熱される。過熱器１０２，１０３，１０４で生成された過熱蒸気は、蒸気ラインＬ３を介して高圧タービン１１１に供給され、この高圧タービン１１１を回転駆動する。高圧タービン１１１から排出された蒸気は、再熱器１０５，１０６に導入されて再度過熱された蒸気は、蒸気ラインＬ５を介して、中圧タービン１１２を経て低圧タービン１１３に供給され、この中圧タービン１１２および低圧タービン１１３を回転駆動する。各蒸気タービン１１１，１１２，１１３の回転軸は、発電機８０を回転駆動して、発電が行われる。低圧タービン１１３から排出された蒸気は、復水器１１４で冷却されることで復水となり、給水ラインＬ１を介して、再び、節炭器１０７に送られる。
　また、燃焼ガス通路１３には、過熱器１０２，１０３，１０４、再熱器１０５，１０６、節炭器１０７など各熱交換器の伝熱管の間隙、または各熱交換器の間隙に図示しないスーツブロワ（除灰装置）が配置されていてもよい。スーツブロワは、燃焼ガス通路１３の壁面に対して略垂直な方向に延在して配置される。スーツブロワは、燃焼ガス通路１３の壁面に対して垂直方向を軸方向として、軸方向に直交する方向に蒸気（気体）を噴射し、また噴射方向も変動することができる噴射装置である。スーツブロワから過熱器１０２，１０３，１０４、再熱器１０５，１０６、節炭器１０７など熱交換器に向けて噴射された蒸気は、熱交換器の各伝熱管の表面に堆積した燃焼灰を除去し、熱交換器の各伝熱管における熱交換効率の低下を抑制する。
　次に、燃焼抑制装置９０について説明する。図３は、燃焼制御装置の構成を示すブロック図である。燃焼制御装置９０は、火炉１１への燃料と添加剤の供給を制御する。燃焼制御装置９０は、燃料分析部９１と、添加剤投入判定部９２と、添加剤投入量決定部９３と、燃焼制御部９４と、を備える。燃焼制御装置９０は、火炉１１の燃焼に必要な制御、例えば空気の供給や、火炉１１の後流の機器の制御を行ってもよい。
　燃料分析部９１は、火炉１１に供給される燃料を分析して、燃料の成分を算出する。ここで、燃料の成分は、燃焼前の成分や、燃焼させることで生じる成分、燃焼後に生じる配分の量の情報である。燃料分析部９１は、所定量の燃料を取得し、燃料に溶融剤を混合した後、設定した温度で溶融させる。さらに、燃料分析部９１は、溶融した物体を溶解させて生成した溶液の成分を測定する。これにより、燃料に含まれる成分、主にアルカリ金属、アルカリ土類金属の成分等を測定する。燃料分析部９１は、設定した温度で溶融させることで、燃焼と同様の変化を燃料に生じさせ、灰の量を算出する。また、燃料分析部９１は、燃料の燃焼で生じるアルカリ金属の揮発量や、灰の量を燃料の成分、燃焼条件に基づいて算出してもよい。なお、燃料分析部９１は、予め実験等で取得した燃料の情報を取得してもよい。また、実際に火炉１１で燃焼させた情報に基づいて、燃料の成分を測定してもよい。また、灰の量、燃料に含まれるアルカリ金属の量に基づいた揮発量は、燃焼条件を１つの基準条件に基づいて算出した基準値に基づいて算出する様にしてもよい。
　添加剤投入判定部９２は、燃料分析部９１で検出した燃料の成分に基づいて、添加剤（灰付着抑制剤）を投入するか否かを判定する。添加剤投入判定部９２は、燃料に含まれるアルカリ金属成分の割合に基づいて、投入するか否かを判定する。本実施形態の添加剤投入判定部９２は、燃料の灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、添加剤を投入すると判定する。
　ここで、添加剤は、火炉１１内でアルカリ金属と反応し、アルカリ金属の気化を抑制する物質である。添加剤は、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）である。添加剤は、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比を１以下（重量比）とすることが好ましい。
　添加剤としては、カオリナイト、ハロイサイト、ベントナイト、およびそれらの混合物を用いることができる。シリカ等の単独では酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）を満足しない化合物においても、化合物との混合により、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）とすれば添加剤として用いることができる。上記材料を用いることで、採取可能な物質を添加剤として用いることができる。
　添加剤投入量決定部９３は、添加剤を投入すると判定した場合、燃料の成分及び投入量に基づいて、添加剤の投入量を算出する。添加剤投入量決定部９３は、添加剤は、燃料１００ｋｇあたり（（ガス中のＫＯＨ［ｋｇ］＋ガス中のＮａＯＨ［ｋｇ］）×０．３）／０．０２５－灰分［ｋｇ］以上の重量を投入量に決定する。添加剤投入量決定部９３は、燃料の成分及び投入量に加えて、火炉１１の燃焼条件（温度、風量等）に基づいて、添加剤の投入量を決定してもよい。
　燃焼制御部９４は、火炉１１への燃料の供給、添加剤の投入を制御し、火炉１１内での燃焼を制御する。燃焼制御部９４は、添加剤投入量決定部９３で決定した量の添加剤を、添加剤供給装置７１から供給する。
　図４は、燃焼制御方法の一例を示すフローチャートである。次に、図４を用いて、燃焼制御装置９０の動作、具体的には、添加剤の添加動作について説明する。燃焼制御装置９０は、図４に示す処理を実行して、燃料に添加剤を供給するか否か、また供給する場合、その供給量を決定し、燃料と共に添加剤を火炉１１に供給する。燃焼制御装置９０は、図４の処理を繰り返し実行する。なお、ステップＳ１２の処理は、毎回実行する必要はなく、燃料が変更した場合や、所定時間（例えば、１日）毎に実行し、その他の繰り返し処理時は、直近の検出結果を使用すればよい。
　燃焼制御装置９０は、燃料の成分を計測する（ステップＳ１２）。燃焼制御装置９０は、燃料分析部９１で火炉１１に供給する燃料の成分を計測し、取得する。
　燃焼制御装置９０は、添加剤の投入条件を満たすかを判定する（ステップＳ１４）。燃焼制御装置９０は、添加剤投入判定部９２で、添加剤の投入条件を満たすか、具体的には、燃料の（灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］）１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たすかを判定する。燃焼制御装置９０は、添加剤の投入条件を満たさない（ステップＳ１４でＮｏ）、つまり、燃料が(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たさないと判定した場合、本処理を終了する。
　燃焼制御装置９０は、添加剤の投入条件を満たす（ステップＳ１４でＹｅｓ）、つまり、燃料が(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０と判定した場合、燃料投入量の情報を取得する（ステップＳ１６）。燃焼制御装置９０は、燃料投入量に加え、添加剤の投入量を算出するために、必要な火炉１１の燃焼に関する情報を取得してもよい。
　燃焼制御装置９０は、燃料投入量と燃料の成分に基づいて、添加剤の投入量を決定する（ステップＳ１８）。燃焼制御装置９０は、添加剤投入量決定部９３で、燃料投入量と燃料の成分に基づいて、添加剤の投入量を算出する。添加剤投入量決定部９３は、カオリナイトを含む場合、燃料100ｋｇあたりの添加剤量を（（ガス中のＫＯＨ＋ＮａＯＨ［ｋｇ］）×０．３）／０．０２５－灰分［ｋｇ］以上の重量を投入量に決定する。燃焼制御装置９０は、（ガス中のＫＯＨ＋ＮａＯＨ）と灰分の重量は、燃料の成分の情報と、燃料投入量に基づいて算出する。
　燃焼制御装置９０は、燃料と共に決定した量の添加剤を火炉に投入する（ステップＳ２０）。燃焼制御装置９０は、燃焼制御部９４で、燃料の供給と添加剤の投入を制御し、決定した量の添加剤を火炉１１に供給する。
　燃焼制御装置９０は、燃料が石炭を含む燃料である場合、燃料の（灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を供給することで、微粉燃料焚きボイラ１０の火炉１１、燃焼ガス通路１３、煙道１４への灰の付着を抑制でき、クリンカの発生を抑制できる。これにより、燃焼ガス通路の腐食を抑制でき、クリンカ除去のメンテナンスの頻度も低減できる。
　ここで、石炭をを含む燃料を用いる場合、燃料中に含有されていたアルカリ金属元素（主にカリウム）がガス中に揮発する。揮発したアルカリ金属化合物はガス流れ後流の伝熱管表面にて冷却・凝縮し、これがバインダとなって灰付着を誘発する。
　図５は、灰の量に対するアルカリ金属/アルカリ土類金属量と付着リスク域との関係の一例を示す図である。図５は、横軸がアルカリ金属の量（Ｎａ２Ｏ＋５Ｋ２Ｏ）［ｗｔ％］であり、縦軸がアルカリ土類金属の量（ＣａＯ＋ＭｇＯ）［ｗｔ％］である。図５の線分２０２が、燃料の（灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)＝５６０となる線分である。
　これに対して、上述したように、燃焼制御装置９０は、燃料の（灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、つまり、図５の領域２０４の場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を供給することで、微粉燃料焚きボイラ１０の火炉１１、燃焼ガス通路１３、煙道１４への灰の付着を抑制できる。
　また、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤をもちいることで、ガス中のアルカリ水酸化物と反応した添加剤の反応物が低融点の物質となることを抑制でき、経路内で反応物が溶融することを抑制できる。これによりアルカリ金属を含有する物質がガスの経路の壁面に付着するバインダとなることを抑制でき、灰が壁面に付着することを適切に抑制できる。
　また、燃焼制御装置９０は、燃料がバイオマス単独の場合、燃料の（灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を供給することで、微粉燃料焚きボイラ１０の火炉１１、燃焼ガス通路１３、煙道１４への灰の付着を抑制でき、クリンカの発生を抑制できる。これにより、燃焼ガス通路の腐食を抑制でき、クリンカ除去のメンテナンスの頻度も低減できる。また、燃料としてバイオマス単独燃料を用いる場合、燃料ごとに添加条件を設定することで、更に精度を上げてクリンカの発生を抑制することができる。
　ここで、バイオマス単独燃料を用いる場合、燃料中に含有されていたアルカリ金属元素（主にカリウム）がガス中に揮発する。揮発したアルカリ金属化合物はガス流れ後流の伝熱管表面にて冷却・凝縮し、これがバインダとなって灰付着を誘発する。
　図６は、灰の量に対するアルカリ金属/アルカリ土類金属量と付着リスク域との関係の一例を示す図である。図6は、横軸がアルカリ金属の量（Ｎａ２Ｏ＋Ｋ２Ｏ）［ｗｔ％］であり、縦軸がアルカリ土類金属の量（ＣａＯ＋ＭｇＯ）［ｗｔ％］である。図６の線分３０２が、燃料の（灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)＝１２０となる線分である。
　これに対して、上述したように、燃焼制御装置９０は、燃料の（灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、つまり、図６の領域３１０の場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を供給することで、微粉燃料焚きボイラ１０の火炉１１、燃焼ガス通路１３、煙道１４への灰の付着を抑制できる。
　また、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤をもちいることで、ガス中のアルカリ水酸化物と反応した添加剤の反応物が低融点の物質となることを抑制でき、経路内で反応物が溶融することを抑制できる。これによりアルカリ金属を含有する物質がガスの経路の壁面に付着するバインダとなることを抑制でき、灰が壁面に付着することを適切に抑制できる。
　ここで、燃料がバイオマス単独燃料の場合、Ａを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、とする。なお、成分の計測方法は、上記と同様である。この場合、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８を満たす場合、安全域と判定する。ＸとＹの関係が、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５の場合、安全域と判定する。また、Ｘが、Ｘ＜５３または８３＜Ｘの場合、安全域と判定する。燃焼制御装置９０は、ＸとＹの関係が、いずれの安全圏の条件も満たさない場合、添加剤を添加してもよい。
　図７は、添加剤の量と気体成分のアルカリ成分の除去率の関係の一例を示す図である。図７は、横軸が、水酸化カリウムに対する添加剤の添加量であり、縦軸が水酸化カリウムの除去率である。線分２１２は、添加剤としてカオリンを添加した場合の値であり、線分２１４は、除去の目標ラインであり、線分２１６は、比較例として添加剤として石炭灰を添加した場合の値である。図７に示すように、カオリン（カオリナイト）を用いる場合、燃料１００ｋｇあたりの添加剤量を（（ガス中のＫＯＨ＋ＮａＯＨ［ｋｇ］）×０．３）／０．０２５－灰分［ｋｇ］以上とすることで、図７の目標ライン以上除去が可能となり、灰付着リスクをヘッジできる。ここで、上式中の分子の０．３は除去率７０％の残分、分母の０．０２５は実績値、となる。具体的には、式中の分母の０．０２５は、添加剤不要で安定運転の実績を有する燃料の灰中Ｋ２Ｏとなる２．５ｗｔ％（０．０２５）に基づいて算出した値である。
　また、図７に示すように、カオリナイト、つまり酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を用いることで、石炭灰、つまり酸化アルミニウム、酸化珪素が条件を満たさない場合よりも、効率よくアルカリ金属を除去できることがわかる。また、上記範囲は、添加剤がカオリナイトである場合、より確実に抑制できるが、カオリナイト以外の添加剤の場合も上記範囲とすることで、クリンカの発生を好適に抑制できる。
　図８は、アルカリ成分の揮発量と、投入燃料の成分との関係の一例を示す図である。図８は、横軸が、燃焼・ガス化炉に供給される前記燃料と添加剤との塩基性成分と酸性成分との比（塩基性成分／酸性成分）の値、縦軸が灰あたりのアルカリ金属の量（Ｎａ２Ｏ＋５Ｋ２Ｏ）［ｗｔ％］である。ここで、酸性成分は、ＳｉＯ２，Ａｌ２Ｏ３，ＴｉＯ２の物質量での合計重量である。また、塩基性成分は、Ｆｅ２Ｏ３，ＣａＯ，ＭｇＯ，Ｋ２Ｏ，Ｎａ２Ｏの物質量で合計重量である。図８に示す線分２２２と線分２２４との間の領域で反応が生じた場合、灰が火炉に付着する場合がある。燃焼制御装置９０は、燃焼・ガス化炉に供給される燃料と添加剤との塩基性成分と酸性成分との比が（塩基性成分／酸性成分）＜０．２５となる量、または０．６０＜（塩基性成分／酸性成分）となる量の添加剤を供給することで、灰の壁面への付着をより確実に抑制でき、クリンカの発生を抑制できる。本実施形態の添加剤の供給量を（塩基性成分／酸性成分）＜０．２５となる量とすることで領域２３０での反応を行うことができ、０．６０＜（塩基性成分／酸性成分）となる量とすることで領域２３０での反応を行うことができる。これにより、クリンカの付着をより確実に抑制できる雰囲気で添加剤と揮発したアルカリ金属とを反応させることができる。
　また、上述した実施形態では、本開示の燃焼・ガス化炉を微粉燃料焚きボイラとしたが、固体燃料としては、石炭燃料や廃棄物、廃棄物固形化燃料、石油精製時に発生するＰＣ（石油コークス：Petroleum　Coke）燃料、石油残渣などを使用するボイラ、ガス化炉であってもよい。また、燃料として固体燃料に限らず、重質油などの液体燃料も使用することができ、更には、燃料として気体燃料(副生ガスなど)も使用することができる。そして、これら燃料の混焼焚きにも適用することができる。
　本開示は、以下の発明を開示している。なお、下記に限定されない。
（１）炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入して燃焼・ガス化させる燃焼制御方法であって、燃料の成分を検出するステップと、前記燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、Ａを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、とし、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給するステップと、を含む燃焼制御方法。
（２）前記添加剤は、カオリナイト、ハロイサイト、ベントナイト、シリカのいずれか１つを含む（１）に記載の燃焼制御方法。
（３）前記添加剤は、カオリナイトを含み、
　燃料１００ｋｇあたり、（（ガス中のＫＯＨ［ｋｇ］＋ガス中のＮａＯＨ［ｋｇ］）×０．３）／０．０２５－灰分［ｋｇ］以上の燃料添加剤を供給する（１）または（２）に記載の燃焼制御方法。
（４）前記燃焼・ガス化炉に供給される前記燃料と前記燃料添加剤との塩基性成分と酸性成分との比が（塩基性成分／酸性成分）＜０．２５となる量、または０．６０＜（塩基性成分／酸性成分）となる量の前記燃料添加剤を供給する（１）から（３）のいずれかに記載の燃焼制御方法。
（５）前記燃料の成分は予め算出された値とする（１）から（４）のいずれかに記載の燃焼制御方法。
（６）前記燃焼・ガス化炉に供給するステップは、前記燃料が石炭を含む燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たすかのみを判定する（１）から（５）のいずれかに記載の燃焼制御方法。
（７）前記燃焼・ガス化炉に供給するステップは、前記燃料がバイオマス単独燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たすかのみを判定する（１）から（５）のいずれかに記載の燃焼制御方法。
（８）前記燃焼・ガス化炉に供給するステップは、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさないのみを判定する（１）から（５）のいずれかに記載の燃焼制御方法。
（９）炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入して燃焼させる燃焼制御装置であって、前記燃料が石炭を含む燃料で燃料の成分を検出する燃料分析部と、前記燃料の(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、Ａを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、し、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の燃料添加剤の投入量を決定する投入量決定部と、決定した投入量に基づいて燃料添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給させる燃焼制御部と、を含む燃焼制御装置。
（１０）炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入する量を制御する燃焼制御プログラムであって、燃料の成分を検出するステップと、前記燃料の(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、Ａを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、し、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の燃料添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給するステップと、を含む処理を実行させる燃焼制御プログラム。
１０　微粉燃料焚きボイラ（ボイラ）
１１　火炉
１２　燃焼装置
１３　燃焼ガス通路
１４　煙道
２１～２５　燃焼バーナ
２６～３０　微粉燃料供給管
３１～３５　粉砕機（ミル）
３６　風箱
３７　空気ダクト（風道）
３８　押込通風機（ＦＤＦ）
３９　アディショナル空気ポート
４０　アディショナル空気ダクト
４１　ガスダクト
４２　エアヒータ（空気予熱器）
４３　脱硝装置
４４　集塵装置
４５　誘引通風機（ＩＤＦ）
４６　脱硫装置
５０　煙突
７１　添加剤供給装置
８１　添加剤供給管
９０　燃焼制御装置
９１　燃料分析部
９２　添加剤投入判定部
９３　添加剤投入量決定部
９４　燃焼制御部
１０１　火炉壁（伝熱管）
１０２　第１過熱器（熱交換器）
１０３　第２過熱器（熱交換器）
１０４　第３過熱器（熱交換器）
１０５　第１再熱器（熱交換器）
１０６　第２再熱器（熱交換器）
１０７　節炭器（熱交換器）
１１１　高圧蒸気タービン
１１２　中圧蒸気タービン
１１３　低圧蒸気タービン
１１４　復水器
１１５　発電機
１２１　復水ポンプ（ＣＰ）
１２２　低圧給水ヒータ
１２３　ボイラ給水ポンプ（ＢＦＰ）
１２４　高圧給水ヒータ
１２６　汽水分離器
１２７　汽水分離器ドレンタンク
１２８　ボイラ循環ポンプ（ＢＣＰ）
Ｌ１　給水ライン
Ｌ２　ドレン水ライン
Ｌ３～Ｌ５　蒸気ライン
Ｌ６　循環ライン

Claims (10)

  1. 　炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入して燃焼させる燃焼制御方法であって、
    　燃料の成分を検出するステップと、
    　前記燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が、前記燃料が石炭を含む燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独でＡを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、とし、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給するステップと、を含む燃焼制御方法。
  2. 　前記添加剤は、カオリナイト、ハロイサイト、ベントナイト、シリカのいずれか１つを含む請求項１に記載の燃焼制御方法。
  3. 　前記添加剤は、カオリナイトを含み、
    　燃料１００ｋｇあたり、（（ガス中のＫＯＨ［ｋｇ］＋ガス中のＮａＯＨ［ｋｇ］）×０．３）／０．０２５－灰分［ｋｇ］以上の燃料添加剤を供給する請求項１に記載の燃焼制御方法。
  4. 　前記燃焼・ガス化炉に供給される前記燃料と前記燃料添加剤との塩基性成分と酸性成分との比が（塩基性成分／酸性成分）＜０．２５となる量、または０．６０＜（塩基性成分／酸性成分）となる量の前記燃料添加剤を供給する請求項１に記載の燃焼制御方法。
  5. 　前記燃料の成分は予め算出された値とする請求項１に記載の燃焼制御方法。
  6. 　前記燃焼・ガス化炉に供給するステップは、前記燃料が石炭で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たすかのみを判定する請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の燃焼制御方法。
  7. 　前記燃焼・ガス化炉に供給するステップは、前記燃料がバイオマス単独で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たすかのみを判定する請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の燃焼制御方法。
  8. 　前記燃焼・ガス化炉に供給するステップは、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさないのみを判定する請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の燃焼制御方法。
  9. 　炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入して燃焼させる燃焼制御装置であって、
    　燃料の成分を検出する燃料分析部と、
    　前記燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が、前記燃料が石炭を含む燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独でＡを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、とし、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の燃料添加剤の投入量を決定する投入量決定部と、
    　決定した投入量に基づいて燃料添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給させる燃焼制御部と、を含む燃焼制御装置。
  10. 　炭素を含む燃料を燃焼・ガス化炉に投入する量を制御する燃焼制御プログラムであって、
    　燃料の成分を検出するステップと、
    　前記燃料の灰分あたりのアルカリ金属揮発量が、前記燃料が石炭を含む燃料で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋５×灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．６×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧５６０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独で(灰中のＮａ２Ｏ［ｗｔ％］＋灰中のＫ２Ｏ［ｗｔ％］)１．１×(灰中のＣａＯ［ｗｔ％］＋灰中のＭｇＯ［ｗｔ％］)≧１２０を満たす場合、前記燃料がバイオマス単独でＡを[灰中ＳｉＯ２濃度]／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、Ｂを［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］／（［灰中ＳｉＯ２濃度］＋［灰中Ｎａ２Ｏ＋０．８Ｋ２Ｏ濃度］＋［灰中ＣａＯ＋０．８３ＭｇＯ濃度］）×１００とし、ＡとＢから算出するＸとＹをＸ＝１１０－（Ａ／２）－Ｂ、Ｙ＝１０＋（√３）／２＊Ａ、とし、ＸとＹの関係が、５３≦Ｘ≦６６かつＹ＜－１．７３２１Ｘ＋１７６．２８、６６≦Ｘ≦８３かつＹ＜－０．２８８７Ｘ＋８０．７２５、Ｘ＜５３、８３＜Ｘのいずれも満たさない場合、酸化アルミニウム／（酸化珪素＋酸化アルミニウム）比が０．２５以上（重量比）の燃料添加剤を前記燃焼・ガス化炉に供給するステップと、を含む処理を実行させる燃焼制御プログラム。
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