WO2023095686A1 - ボイラシステム、及びボイラシステムの運転方法 - Google Patents

ボイラシステム、及びボイラシステムの運転方法 Download PDF

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boiler
exhaust gas
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burner
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康裕 竹井
康弘 山内
忠 住田
絵莉 羽有
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Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Mitsubishi Power Ltd
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Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Mitsubishi Power Ltd
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B35/00—Control systems for steam boilers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/02—Systems for controlling combustion using devices responsive to thermal changes or to thermal expansion of a medium

Definitions

  • the present disclosure relates to boiler systems and methods of operating boiler systems.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2021-189859 filed with the Japan Patent Office on November 24, 2021, the content of which is incorporated herein.
  • a boiler in which ammonia is supplied as fuel to the furnace is known.
  • ammonia co-firing is performed in which ammonia is combusted together with coal in a furnace.
  • the amount of ammonia used as fuel is very large compared to, for example, the amount of ammonia used as a catalyst for denitrification of combustion gas. Therefore, if an ammonia misfire occurs in the furnace, a large amount of unburned ammonia is produced. Although it is preferable to effectively suppress the release of this large amount of ammonia into the atmosphere with a simple configuration, the above patent document does not disclose a specific configuration.
  • An object of the present disclosure is to provide a boiler system that can effectively suppress the release of ammonia into the atmosphere with a simple configuration, and a method of operating the boiler system.
  • a boiler system includes: a boiler including an ammonia burner; a desulfurization device configured to desulfurize exhaust gas from the boiler; a controller; The controller is generating a stop command to stop the desulfurization process when a misfire of the ammonia burner is not detected and a boiler trip is detected, When the misfire of the ammonia burner is detected and the boiler trip is detected, the operation of the desulfurization device is continued so that the ammonia contained in the exhaust gas is recovered.
  • a boiler system operating method includes: A stop command for stopping a desulfurization device configured to desulfurize the exhaust gas from the boiler when a misfire of an ammonia burner included in the boiler is not detected and a boiler trip is detected. to generate When the misfire of the ammonia burner is detected and the boiler trip is detected, the operation of the desulfurization device is continued so that the ammonia contained in the exhaust gas is recovered.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a boiler system according to one embodiment
  • FIG. 1 is a conceptual configuration diagram of a desulfurization device according to one embodiment
  • FIG. 1 is a conceptual explanatory diagram of a boiler according to one embodiment
  • FIG. 4 is a conceptual illustration of an extraction section and an ammonia resupply line according to one embodiment
  • FIG. 4 is a flowchart of a method for operating a boiler system according to one embodiment
  • expressions denoting relative or absolute arrangements such as “in a direction”, “along a direction”, “parallel”, “perpendicular”, “center”, “concentric” or “coaxial” are strictly not only represents such an arrangement, but also represents a state of relative displacement with a tolerance or an angle or distance to the extent that the same function can be obtained.
  • expressions such as “identical”, “equal”, and “homogeneous”, which express that things are in the same state not only express the state of being strictly equal, but also have tolerances or differences to the extent that the same function can be obtained. It shall also represent the existing state.
  • expressions that express shapes such as squares and cylinders do not only represent shapes such as squares and cylinders in a geometrically strict sense, but also include irregularities and chamfers to the extent that the same effect can be obtained. Shapes including parts etc. shall also be represented.
  • the expressions “comprising”, “including”, or “having” one component are not exclusive expressions excluding the presence of other components.
  • symbol may be attached
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a boiler system 1 including a boiler using ammonia fuel and other fuels other than ammonia fuel as main fuels according to the present embodiment.
  • the boiler 10 included in the boiler system 1 of the present embodiment burns other fuel and ammonia fuel with a burner, and the heat generated by this combustion is heat-exchanged with feed water or steam to generate superheated steam. It's a boiler.
  • biomass fuels and solid fuels such as coal are used.
  • Coal as solid fuel is, for example, pulverized pulverized coal fuel.
  • the ammonia fuel is liquid ammonia or ammonia gas. The following illustrates embodiments in which the ammonia fuel is liquid ammonia.
  • the boiler 10 has a furnace 11 , combustion devices 20 and 50 and a combustion gas passage 12 .
  • the furnace 11 has a hollow rectangular shape and is installed along the vertical direction.
  • the furnace wall 101 which constitutes the inner wall surface of the furnace 11, is composed of a plurality of heat transfer tubes and fins connecting the heat transfer tubes. It is recovered by exchanging heat with steam and heat, and suppresses the temperature rise of the furnace wall 101 .
  • the combustion devices 20 and 50 are installed in the lower region of the furnace 11.
  • the combustion device 20 is configured to inject pulverized coal fuel into the interior of the furnace 11 .
  • the combustion device 50 is configured to atomize the liquid ammonia with an atomizing fluid (spraying medium) and inject it into the furnace 11 .
  • the atomized fluid of this embodiment is atomized vapor.
  • Combustion device 20 has a plurality of burners 21 attached to furnace wall 101
  • combustion device 50 has a plurality of ammonia burners 51 .
  • the tip of each burner 21 is provided with an injection nozzle (not shown) configured to inject pulverized coal fuel into the furnace 11 .
  • a two-fluid injection nozzle (not shown) configured to atomize liquid ammonia with an atomizing fluid and inject it into the furnace 11 is provided.
  • the burners 21 and the ammonia burners 51 are arranged at regular intervals along the circumferential direction of the furnace 11 (for example, four burners installed at each corner of the rectangular furnace 11) as one set. are arranged in multiple stages along the In the example of FIG.
  • one set of burners 21 is arranged in two stages, and one set of ammonia burners 51 is arranged in four stages.
  • FIG. 1 for convenience of illustration, only two burners out of one set are shown, and the respective sets are denoted by reference numerals 21 and 51.
  • the shape of the furnace, the number of stages of burners, the number of burners in one stage, the arrangement of burners, etc. are not limited to this embodiment.
  • the combustion method in the furnace 11 may be either a swirling combustion method or a facing combustion method. Both the shape of the furnace 11 and the arrangement of the plurality of burners 21 and the plurality of ammonia burners 51 may be changed as appropriate according to the combustion method employed.
  • the burner 21 of the combustion device 20 is connected to a plurality of mills ( pulverizer) 31A, 31B (hereinafter collectively referred to as "mill 31" in some cases).
  • the mill 31 has, for example, a crushing table (not shown) supported therein so as to be driven and rotatable, and a plurality of crushing rollers (not shown) above the crushing table so as to be rotatable in conjunction with the rotation of the crushing table. It is a configured vertical roller mill.
  • the solid fuel pulverized by the cooperation of the pulverizing roller and the pulverizing table is conveyed to a classifier (not shown) provided in the mill 31 by primary air (carrier gas, oxidizing gas) supplied to the mill 31. .
  • the pulverized coal fuel is classified into pulverized coal fuel having a particle size smaller than that suitable for combustion in the burner 21 and coarse pulverized coal fuel having a larger particle size.
  • the pulverized coal fuel passes through a classifier and is supplied to the burner 21 through the pulverized coal fuel supply pipe 22 together with primary air. Coarse pulverized coal fuel that has not passed through the classifier falls by its own weight onto the grinding table inside the mill 31 and is ground again.
  • Each of the pulverized coal fuel supply pipes 22 is provided with a safety cutoff valve 25 for shutting off the pulverized coal fuel supply when a boiler trip occurs. A boiler trip detection method will be described later.
  • the ammonia burner 51 of the combustion device 50 is connected to the fuel supply unit 90.
  • the fuel supply unit 90 of this embodiment includes a supply line 92 connected to the combustion device 50 .
  • liquid ammonia is supplied to combustion device 50 via supply line 92 while maintaining a liquid phase state.
  • the supply line 92 includes an ammonia supply line for supplying liquid ammonia and an atomizing fluid supply line for supplying an atomizing fluid, which may be steam or the like, to the combustion device 50. and may be provided.
  • the supply line 92 is also provided with at least one safety shutoff valve 95 configured to activate in the event of a boiler trip.
  • An air register 23 is provided outside the furnace 11 at the position where the burner 21 and the ammonia burner 51 are mounted, and one end of an air duct (air duct) 24 is connected to the air register 23 .
  • a forced draft fan (FDF) 32 is connected to the other end of the air duct 24 .
  • the air supplied from the forced draft fan 32 is heated by an air preheater 42 installed in the air passage 24 (details will be described later), and passes through the air register 23 to the burner 21 to produce secondary air (combustion air, oxidizing air). gas) and introduced into the furnace 11.
  • the combustion gas passage 12 is connected to the upper part of the furnace 11 in the vertical direction.
  • superheaters 102A, 102B, and 102C (hereinafter collectively referred to as "superheaters 102" in some cases) are provided as heat exchangers for recovering the heat of the combustion gas.
  • 103A, 103B (hereinafter sometimes collectively referred to as "reheater 103") and economizer 104 are provided, and the combustion gas generated in the furnace 11 and the inside of each heat exchanger are Heat exchange takes place between the circulating feedwater and steam.
  • the arrangement and shape of each heat exchanger are not limited to the form described in FIG.
  • the downstream side of the combustion gas passage 12 is connected to a flue 13 through which the combustion gas whose heat is recovered by the heat exchanger is discharged.
  • An air preheater (air heater) 42 is provided between the flue 13 and the flue 24, and heat exchange is performed between the air flowing through the flue 24 and the combustion gas flowing through the flue 13, By heating the primary air supplied to the mill 31 and the secondary air supplied to the burner 21, further heat is recovered from the combustion gas after heat exchange with water or steam.
  • a denitrification device 43 may be provided in the flue 13 at a position upstream of the air preheater 42 .
  • the denitrification device 43 supplies a reducing agent, such as ammonia and urea water, which has the action of reducing nitrogen oxides, to the combustion gas flowing through the flue 13, and removes nitrogen oxides in the combustion gas supplied with the reducing agent.
  • a reducing agent such as ammonia and urea water
  • the gas duct 41 is provided with environmental equipment such as a dust collector 44 such as an electric dust collector for removing ash and the like in the combustion gas, a desulfurizer 46 for removing sulfur oxides, etc., and for guiding the exhaust gas to these environmental equipment.
  • An induced draft fan (IDF: Induced Draft Fan) 45 is provided.
  • the downstream end of the gas duct 41 is connected to a chimney 47, and the combustion gas treated by the environmental device is discharged out of the system as exhaust gas.
  • pulverized and classified pulverized coal fuel is supplied to the burner 21 through the pulverized coal fuel supply pipe 22 together with primary air. Further, liquid ammonia and atomized fluid are supplied to the ammonia burner 51 from the fuel supply unit 90 . Further, the secondary air heated by the air preheater 42 is supplied to the burner 21 and the ammonia burner 51 from the air duct 24 via the air register 23 . The burner 21 blows into the furnace 11 a pulverized coal fuel mixture in which pulverized coal fuel and primary air are mixed, and also blows secondary air into the furnace 11 . The pulverized coal fuel mixture blown into the furnace 11 is ignited and reacts with secondary air to form a flame.
  • the ammonia burner 51 blows secondary air into the furnace 11 together with liquid ammonia atomized by the atomizing fluid.
  • the liquid ammonia blown into the furnace 11 is vaporized into fuel gas, which reacts with secondary air and burns.
  • High-temperature combustion gas generated by combustion of pulverized coal fuel and fuel gas rises in the furnace 11 and flows into the combustion gas passage 12 .
  • the timing at which the liquid ammonia is blown into the furnace 11 may be after the temperature inside the furnace 11 has risen to a certain temperature due to the combustion of the pulverized coal fuel.
  • liquid ammonia may be blown into the furnace 11 and mixed combustion of the fuel gas in which the liquid ammonia is vaporized and the pulverized coal fuel may be carried out. Furthermore, after that, the blowing of the pulverized coal fuel may be stopped and ammonia mono-firing may be performed.
  • air is used as the oxidizing gas (primary air, secondary air). Stable combustion is achieved in the furnace 11 by adjusting the ratio of the amounts to within an appropriate range.
  • the combustion gas flowing into the combustion gas passage 12 exchanges heat with water and steam in the superheater 102, the reheater 103, and the economizer 104 arranged inside the combustion gas passage 12, and then is discharged to the flue 13.
  • Nitrogen oxides are removed by the denitrification device 43
  • heat is exchanged with primary air and secondary air by the air preheater 42
  • ash etc. are removed by the dust collector 44 , and desulfurization device 46 .
  • After the sulfur oxides are removed at they are discharged from the stack 47 to the outside of the system.
  • the arrangement of each heat exchanger in the combustion gas passage 12 and each device in the flue 13 to the gas duct 41 does not necessarily have to be arranged in the order described above with respect to the combustion gas flow.
  • the safety cutoff valves 25 and 95 are activated and the supply of fuel to the boiler 10 is immediately stopped. At this time, devices such as the denitrification device 43 are also stopped immediately. However, if the misfire of the ammonia burner 51 has occurred along with the boiler trip, the desulfurization device 46 continues to operate and recovers the unburned ammonia contained in the combustion gas, which is the exhaust gas from the boiler 10. (details will be described later).
  • Solid fuels used in boilers may include coal, biomass fuels, petroleum coke (PC) fuels, petroleum residues, etc. instead of or in conjunction with pulverized coal fuels.
  • the fuel for the boiler combined with ammonia fuel is not limited to solid fuel, and petroleum such as heavy oil, light oil and heavy oil, and liquid fuel such as factory waste liquid can also be used.
  • gaseous fuels such as natural gas, various petroleum gases, and by-product gases generated in ironmaking processes can also be used.
  • it can also be applied to a mixed combustion boiler that uses a combination of these various fuels.
  • the ammonia fuel injected into the furnace may be ammonia gas instead of liquid ammonia.
  • an atomizing fluid supply line may not be provided.
  • the injection nozzle of the ammonia burner may be configured to inject ammonia gas.
  • the ammonia supply line may be provided with at least one ammonia vaporizer for vaporizing the supplied liquid ammonia.
  • the ammonia vaporizer may be configured to vaporize liquid ammonia using steam generated in the boiler, combustion gas in the boiler, or seawater outside the boiler system as a direct or indirect heat source.
  • FIG. 2 is a conceptual illustration of the desulfurization device 46 according to one embodiment.
  • the boiler system 1 includes a desulfurization device 46 configured to desulfurize the exhaust gas from the boiler 10 .
  • the desulfurization device 46 of the present embodiment employs a wet method in which desulfurization is performed using an absorbent.
  • the absorption liquid is an alkaline aqueous solution using an alkaline reagent such as calcium hydroxide, sodium hydroxide (caustic soda), magnesium hydroxide, or ammonia.
  • an alkaline reagent such as calcium hydroxide, sodium hydroxide (caustic soda), magnesium hydroxide, or ammonia.
  • the absorption liquid is calcium hydroxide.
  • the desulfurization device 46 includes a desulfurization tower 461 having an inlet 462 and an outlet 463 and having a reservoir of the absorbent formed therein, and a first spraying device configured to spray the absorbent inside the desulfurization tower 461. 61 and a limestone supply device 55 configured to supply limestone to the sump inside the desulfurization tower 461 .
  • the exhaust gas from the boiler 10 flows into the desulfurization tower 461 via the inlet 462 and mixes with the absorbent sprayed by the first spraying device 61 .
  • the exhaust gas is desulfurized by dissolving the sulfur oxides contained in the exhaust gas into the absorbent.
  • the exhaust gas is then discharged from the desulfurizer 46 via the outlet 463 and released into the atmosphere through the stack 47 (see FIG. 1).
  • the first spraying device 61 includes an absorbent circulation line 611 for circulating the absorbent forming the liquid reservoir of the desulfurization tower 461, a pump 612 provided in the absorbent circulation line 611, and the pump 612 driven to perform desulfurization. and a dispensing portion 615 to be supplied.
  • Pump 612 is electrically connected to controller 110 .
  • the absorbent forming the liquid pool is supplied to the sprinkling section 615 via the absorbent circulation line 611 .
  • the spraying section 615 sprays the absorbent inside the desulfurization tower 461 .
  • the limestone supply device 55 includes a limestone reservoir 551 which may be, for example, a limestone slurry tank, a limestone supply line 552 connected to the limestone reservoir 551 and the desulfurization tower 461, and a limestone supply section provided in the limestone supply line 552. 554.
  • Limestone supply 554 is, for example, a pump electrically connected to controller 110 .
  • the limestone supply unit 554 when the limestone supply unit 554 is driven based on a command output from the controller 110, the limestone stored in the limestone storage unit 551 is supplied to the liquid pool of the desulfurization tower 461.
  • the desulfurization device 46 As described above performs a desulfurization treatment on the exhaust gas by spraying the absorbing liquid on the exhaust gas.
  • the desulfurization device 46 stops operating based on a command from the controller 110 . Specifically, when a misfire of the ammonia burner 51 is not detected and a boiler trip is detected, the controller 110 generates a stop command to stop the desulfurization process.
  • the stop command in this example is sent to the pump 612 and the limestone supply section 554 of the desulfurizer 46, thereby causing the desulfurizer 46 to stop operating.
  • the desulfurization device 46 of this embodiment also has a function of recovering ammonia contained in the exhaust gas. Specifically, when a boiler trip occurs along with a misfire of the ammonia burner 51 (a specific detection method will be described later), the controller 110 determines not to generate the stop command. As a result, the desulfurization device 46 continues to operate. Although the desulfurization device 46 continues to spray the absorbent, the unburned ammonia contained in the exhaust gas is recovered by the absorbent, and the exhaust gas ammonia recovery process is executed. That is, the absorption liquid at this time also functions as washing water for recovering ammonia. By determining not to generate a stop command, the controller 110 continues the operation of the desulfurization device 46 so that the ammonia contained in the exhaust gas is recovered by such an absorbent. Below, the absorption liquid may be referred to as "washing water".
  • the desulfurization device 46 Since the desulfurization device 46 has both a function of desulfurizing the exhaust gas and a function of recovering ammonia contained in the exhaust gas, the configuration of the boiler system 1 is simplified. As described above, the boiler system 1 that can effectively suppress the release of ammonia into the atmosphere using the desulfurization device 46 is realized.
  • the desulfurization device 46 may employ a dry method in which desulfurization is performed using activated carbon, coal ash, or the like as an adsorbent.
  • a semi-dry method spray dry method
  • limestone slurry is sprayed to convert sulfur oxides into powder such as calcium sulfite for desulfurization.
  • a desulfurization device 46 includes a spray device 60 configured to spray wash water for recovering ammonia into the exhaust gas flow path.
  • the spraying device 60 is a device including the first spraying device 61 described above. According to the above configuration, since the sprayed cleaning water and the exhaust gas are well mixed, the ammonia contained in the exhaust gas can be efficiently recovered. Therefore, it is possible to further suppress the release of ammonia into the atmosphere.
  • the spraying device 60 of this embodiment includes a second spraying device 62 in addition to the first spraying device 61 .
  • the second spraying device 62 is, for example, a device dedicated to spraying cleaning water when a misfire of the ammonia burner 51 and a boiler trip occur. That is, the second spraying device 62 does not operate during normal operation of the boiler 10 .
  • the second spraying device 62 includes a washing water circulation line 621 , a pump 622 and a spraying section 625 . Pump 622 is electrically connected to controller 110 .
  • the second spraying device 62 has the same configuration as the first spraying device 61 already described.
  • washing water circulation line 621 corresponds to the absorbent circulation line 611 (washing water circulation line 611) of the first spraying device 61 .
  • the pump 622 corresponds to the pump 612 and the distributing section 625 corresponds to the distributing section 615, respectively.
  • the description of each component and the operation content of the second spraying device 62 is omitted.
  • the second spraying device 62 when a misfire of the ammonia burner 51 is detected and a boiler trip is detected, the second spraying device 62 in addition to the first spraying device 61 performs the washing water spraying operation. Therefore, more unburned ammonia contained in the exhaust gas can be recovered.
  • the second spraying device 62 may be arranged at a position other than that shown in FIG. For example, it may be located at the inlet 462 of the desulfurizer 46 .
  • the washing water sprayed by the second spraying device 62 may be water (industrial water). This is because even water can absorb a certain amount of ammonia if the supply amount is large.
  • the spraying device 60 starts the operation of reducing the pH of the wash water after the desulfurization device 46 continues to operate (that is, after the ammonia burner 51 misfires and the boiler trips). Further includes a configured pH adjustment device 70 .
  • the pH adjustment device 70 of this embodiment includes the limestone supply device 55 described above and a pH measurement device 71 electrically connected to the controller 110 .
  • the controller 110 controls the limestone supply section 554 so that the pH of the liquid pool obtained based on the measurement result of the pH measuring device 71 is less than 7.
  • the pH of the puddle is preferably adjusted to 3 or more and less than 6. For example, when the pH of the liquid pool exceeds 7, an additive such as a pH adjuster is introduced through an inlet (not shown) to lower the pH.
  • the boiler system 1 also includes an ammonia measuring instrument 80 configured to measure the ammonia concentration of the exhaust gas on at least one of the inlet 462 side and the outlet 463 side of the desulfurization device 46 .
  • the ammonia measuring device 80 electrically connected to the controller 110 includes a first ammonia measuring device 81 for measuring the ammonia concentration of the exhaust gas flowing into the desulfurization device 46 and an ammonia gas flowing out from the desulfurization device 46 . and a second ammonia meter 82 for measuring the concentration of ammonia in the exhaust gas.
  • the controller 110 After the operation of the desulfurization device 46 continues, the controller 110 generates an ammonia recovery stop command for stopping the operation of the desulfurization device 46 on the condition that the measurement result of the ammonia measuring device 80 satisfies the prescribed return condition.
  • the ammonia recovery stop command is a command similar to the stop command described above.
  • the prescribed condition of the present embodiment is that the difference between the ammonia concentration on the inlet side determined based on the detection result of the first ammonia measuring device 81 and the ammonia concentration on the outlet side determined based on the detection result of the second ammonia measuring device 82 is It is below the specified concentration.
  • ammonia meter 80 may comprise only one of first ammonia meter 81 or second ammonia meter 82 . For example, in an embodiment in which only the second ammonia meter 82 is provided, if the measurement result of the second ammonia meter 82 falls below the specified concentration, the return condition is satisfied.
  • the desulfurization device 46 stops its continuous operation. Since unnecessary operation of the desulfurization device 46 is suppressed, efficient operation of the desulfurization device 46 is realized.
  • the ammonia measuring instrument 80 is a laser gas measuring instrument configured to measure the concentration of ammonia based on the absorption spectrum of laser light transmitted through the exhaust gas.
  • the first ammonia measuring instrument 81 includes a light emitting portion 81A for irradiating light toward the flow path of the exhaust gas on the side of the inlet 462, and a light receiving portion for receiving the light from the light emitting portion 81A. and a portion 81B.
  • the second ammonia measuring instrument 82 has a light emitting section 82A for irradiating light toward the exhaust gas on the outlet 463 side, and a light receiving section 82B for receiving light from the light emitting section 82A.
  • Ammonia gas has a unique optical absorption spectrum that absorbs light. Also, the absorbance correlates with the concentration of ammonia gas. Therefore, the ammonia concentration at each of the inlet 462 and the outlet 463 can be measured by spectrally analyzing the output signals output from the light receiving sections 81B and 82B. Further, the optical absorption spectrum of ammonia gas is different from the optical absorption spectra of sulfur compound gas, nitrogen compound gas, and carbon compound gas contained in the exhaust gas. Therefore, by performing gas measurement by the laser method, the concentration of ammonia gas can be accurately measured without being affected by other gases.
  • the ammonia concentration can be measured more accurately because the ammonia measuring instrument 80 is a laser type gas measuring instrument. Therefore, it is possible to prevent erroneous detection that the concentration of unburned ammonia contained in the exhaust gas has decreased sufficiently even though the concentration of unburned ammonia has not actually decreased sufficiently. Therefore, it is possible to more reliably suppress the release of ammonia into the atmosphere after the desulfurization device 46 stops operating.
  • FIG. 3 is a conceptual illustration of the boiler 10 according to one embodiment of the present disclosure.
  • the boiler system 1 further includes a flame detector 121 configured to detect whether or not the ammonia burner 51 has misfired.
  • the flame detector 121 is arranged inside a compartment (not shown) provided in the furnace 11 . Inside another compartment vertically adjacent to the compartment in which the flame detector 121 is arranged, an ammonia burner 51 may be arranged, for supplying secondary air mainly used for combustion of ammonia gas. of air nozzles (not shown) may be arranged.
  • the controller 110 electrically connected to the flame detector 121 is configured to determine whether or not the ammonia burner 51 has misfired based on the detection result of the flame detector 121 . According to the above configuration, the controller 110 can accurately determine whether or not the ammonia burner 51 misfires based on the detection result of the flame detector 121 . Therefore, an erroneous determination as to whether the ammonia burner 51 has misfired is suppressed.
  • the boiler system 1 of this embodiment further comprises an interlock 122 configured to cause a boiler trip when at least one of a plurality of stop conditions is satisfied.
  • Interlock 122 is electrically connected, for example, to an emergency stop switch that is entered by an operator. That is, a shutdown condition that causes a boiler trip includes actuation of the emergency shutdown switch.
  • the controller 110 is connected to at least one of a temperature gauge for measuring the temperature inside the furnace 11 (for example, the temperature of the nose wall) or a pressure gauge for measuring the pressure inside the furnace 11. may be If the measurement results of these measuring instruments do not satisfy the prescribed conditions, the interlock 122 is activated and the safety cutoff valves 25 and 95 are activated.
  • the controller 110 of this embodiment is configured to determine the presence or absence of boiler trip based on the output signal from the interlock 122 . According to the above configuration, the controller 110 can more accurately determine the presence or absence of boiler trip based on the output signal of the interlock 122 .
  • FIG. 4 is a conceptual illustration of extraction section 35 and ammonia resupply line 36 according to an embodiment of the present disclosure.
  • a boiler system 1 includes an extraction unit 35 configured to extract ammonia from wash water, and an ammonia and a resupply line 36 .
  • the extractor 35 of this embodiment is connected to a desulfurization tower 461 of the desulfurization device 46 via a wash water line 49 .
  • the pump 59 provided in the washing water line 49 is driven to extract washing water from the liquid pool of the desulfurization tower 461. It is sent to the department 35.
  • the extraction unit 35 which may be a stripper, for example, separates the cleaning water into ammonia gas and cleaning water from which the ammonia gas is recovered by subjecting the cleaning water to an ammonia stripping process.
  • the treated wash water flows through the wash water line 49 and returns to the desulfurization tower 461 .
  • Ammonia gas is supplied to boiler 10 through ammonia resupply line 36 .
  • the ammonia burner 51 of the combustion device 50 injects ammonia gas instead of liquid ammonia
  • the ammonia re-supply line 36 may be connected to the supply line 92 described above.
  • the unburned ammonia gas contained in the exhaust gas is reused as ammonia fuel, so the boiler system 1 can be efficiently operated.
  • FIG. 5 is a flowchart of a method for operating the boiler system 1 according to one embodiment.
  • step may be abbreviated as "S”.
  • the boiler 10 is operating normally and the first spraying device 61 of the desulfurization device 46 is in operation.
  • the controller 110 determines whether or not a boiler trip has occurred (S11). For example, based on the output signal of interlock 122, controller 110 determines whether a boiler trip has occurred. When it is determined that the boiler trip has not occurred (S11: NO), the controller 110 waits and the boiler 10 continues to operate. If a misfire occurs in the ammonia burner 51 while the controller 110 is on standby, the ammonia injected from the ammonia burner 51 is burned by the flame generated inside the furnace 11 as the other fuel is burned. Therefore, even if the boiler 10 continues to operate, generation of a large amount of unburned ammonia in the furnace 11 is suppressed.
  • the controller 110 determines whether a misfire has occurred in the ammonia burner 51 (S13). For example, whether or not the ammonia burner 51 misfires is determined based on the detection result of the flame detector 121, for example. When it is determined that the ammonia burner 51 has not misfired (S13: NO), the controller 110 operates the safety cutoff valves 25 and 95 to stop the fuel supply to the boiler 10, and generates a stop command. (S15). The generated stop command is sent to the desulfurization device 46, the desulfurization device 46 stops its operation, and the flow chart ends.
  • the controller 110 determines not to generate a stop command, and shifts the process to S17. As a result, the desulfurization device 46 continues to operate, so the ammonia recovery process can be executed instead of the desulfurization process.
  • the controller 110 starts the operation of the second spraying device 62 (S17). In the desulfurization device 46, the second spraying device 62 starts operating in addition to the first spraying device 61 that was operating before the boiler trip occurred, so more wash water is sprayed. Note that, when executing S17, the controller 110 may operate the pH measuring device 71 to reduce the pH of the cleaning water.
  • the controller 110 determines whether or not the measurement result of the ammonia measuring instrument 80 satisfies the specified return condition (S19). The controller 110 waits until the measurement result satisfies the specified return condition (S19: NO), and the desulfurization device 46 performs the ammonia recovery operation. When it is determined that the return condition is satisfied (S19: YES), the controller 110 generates an ammonia recovery stop command and sends it to the desulfurization device 46 (S21). As a result, the desulfurization device 46 stops operating, the ammonia recovery process ends, and this flowchart also ends.
  • a boiler system (1) according to at least one embodiment of the present disclosure, a boiler (10) including an ammonia burner (51); a desulfurization unit (46) configured to desulfurize exhaust gas from the boiler; a controller (110); The controller is generating a stop command to stop the desulfurization process when a misfire of the ammonia burner is not detected and a boiler trip is detected, When the misfire of the ammonia burner is detected and the boiler trip is detected, the operation of the desulfurization device is continued so that the ammonia contained in the exhaust gas is recovered.
  • the desulfurization device has a function of desulfurizing the exhaust gas and a function of recovering ammonia contained in the exhaust gas, the configuration of the boiler system is simplified. As described above, a boiler system capable of effectively suppressing the release of ammonia into the atmosphere with a simple configuration is realized.
  • the desulfurization device includes a sparging device (60) configured to sparse wash water for recovering the ammonia within the flow path of the exhaust gas.
  • the sprayed cleaning water and the exhaust gas are well mixed, so that the ammonia contained in the exhaust gas can be efficiently recovered. Therefore, it is possible to further suppress the release of ammonia into the atmosphere.
  • the spraying device is a first spraying device (61) configured to continue the operation of spraying the cleaning water, which has been performed before the boiler trip is detected, even after the operation of the desulfurization device continues; and a second spraying device (62) configured to start spraying of the wash water, which had been stopped before the boiler trip was detected, after operation of the desulfurization device continues.
  • the second spraying device when a misfire of the ammonia burner is detected and a boiler trip is detected, the second spraying device performs the washing water spraying operation in addition to the first spraying device. Therefore, more unburned ammonia contained in the exhaust gas can be recovered.
  • the desulfurizer further comprises a pH adjuster (70) configured to initiate operation to reduce the pH of the wash water after continued operation of the desulfurizer.
  • the boiler system according to any one of 1) to 4) above, further comprising a flame detector (121) configured to detect the presence or absence of a misfire of the ammonia burner;
  • the controller is configured to determine whether the ammonia burner has misfired based on the detection result of the flame detector.
  • the controller can accurately determine whether or not the ammonia burner has misfired based on the detection result of the flame detector.
  • the boiler system according to any one of 1) to 5) above, further comprising an interlock (122) configured to cause said boiler trip when at least one of a plurality of stop conditions is met;
  • the controller is configured to determine whether the boiler trips based on an output signal from the interlock.
  • the controller can more accurately determine the presence or absence of the boiler trip based on the interlock output signal.
  • the boiler system according to any one of 1) to 6) above, further comprising an ammonia meter (80) configured to measure the ammonia concentration of the exhaust gas at least one of an inlet side and an outlet side of the desulfurizer;
  • the controller After the operation of the desulfurization device continues, the controller generates an ammonia recovery stop command for stopping the operation of the desulfurization device on condition that the measurement result of the ammonia measuring device satisfies a prescribed return condition. configured as
  • the desulfurization device stops the continuous operation. Therefore, unnecessary operation of the desulfurization apparatus is suppressed, and efficient operation of the desulfurization apparatus is realized.
  • the ammonia measuring instrument is a laser type gas measuring instrument configured to measure the ammonia concentration based on the absorption spectrum of the laser beam that has passed through the exhaust gas.
  • the ammonia concentration can be measured more accurately because the ammonia measuring instrument is a laser type gas measuring instrument. Therefore, it is possible to more reliably suppress release of ammonia into the atmosphere after the operation of the desulfurization apparatus is stopped.
  • the desulfurization device includes a spraying device (60) configured to spray wash water for recovering the ammonia in the flow path of the exhaust gas, an extraction unit (35) configured to extract the ammonia from the wash water; and an ammonia re-supply line (36) configured to supply the ammonia extracted by the extraction unit to the boiler.
  • the unburned ammonia contained in the exhaust gas is reused as ammonia fuel, so the boiler system can be efficiently operated.
  • a method for operating a boiler system (1) comprising: A stop command for stopping a desulfurization device configured to desulfurize the exhaust gas from the boiler when a misfire of an ammonia burner included in the boiler is not detected and a boiler trip is detected. is generated (S15), When the misfire of the ammonia burner is detected and the boiler trip is detected, the operation of the desulfurization device is continued so that the ammonia contained in the exhaust gas is recovered (S13: YES).
  • Reference Signs List 1 Boiler system 10 : Boiler 21 : Burner 35 : Extraction part 36 : Ammonia resupply line 46 : Desulfurization device 51 : Ammonia burner 60 : Spraying device 61 : First spraying device 62 : Second spraying device 70 : pH adjusting device 80 : ammonia measuring instrument 110 : controller 121 : flame detector 122 : interlock 462 : inlet 463 : outlet

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Abstract

ボイラシステムは、アンモニアバーナを含むボイラと、ボイラからの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置と、コントローラとを備える。コントローラは、アンモニアバーナの失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、脱硫処理を停止する停止指令を生成し、アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、排出ガスに含まれるアンモニアが回収されるよう脱硫装置の運転を継続させるように構成される。

Description

ボイラシステム、及びボイラシステムの運転方法
　本開示は、ボイラシステム、及びボイラシステムの運転方法に関する。
　本願は、２０２１年１１月２４日に日本国特許庁に出願された特願２０２１－１８９８５９号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　アンモニアが燃料として火炉内に供給されるボイラが公知である。例えば、特許文献１で開示されるボイラでは、アンモニアが石炭と共に火炉内で燃焼するアンモニア混焼が行われる。
特開２０２０－１１２２８０号公報
　燃料としてのアンモニアの使用量は、例えば燃焼ガスの脱硝用触媒としてのアンモニアの使用量と比べて非常に多い。従って、アンモニアの失火が火炉内で発生した場合には、大量の未燃のアンモニアが発生する。この大量のアンモニアの大気中への放出を簡易な構成で効果的に抑制することが好ましいが、上記特許文献には具体的な構成の開示はない。
　本開示の目的は、アンモニアの大気中への放出を、簡易な構成で効果的に抑制することができるボイラシステム、およびボイラシステムの運転方法を提供することである。
　本開示の少なくとも一実施形態に係るボイラシステムは、
　アンモニアバーナを含むボイラと、
　前記ボイラからの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置と、
　コントローラと
を備え、
　前記コントローラは、
　　前記アンモニアバーナの失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、前記脱硫処理を停止する停止指令を生成し、
　　前記アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、前記ボイラトリップが検知された場合には、前記排出ガスに含まれるアンモニアが回収されるよう前記脱硫装置の運転を継続させるように構成される。
　本開示の少なくとも一実施形態に係るボイラシステムの運転方法は、
　ボイラに含まれるアンモニアバーナの失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、前記ボイラからの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置が停止するための停止指令を生成し、
　前記アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、前記ボイラトリップが検知された場合には、前記排出ガスに含まれるアンモニアが回収されるよう、前記脱硫装置の運転を継続させる。
　本開示によれば、アンモニアの大気中への放出を、簡易な構成で効果的に抑制することができるボイラシステム、およびボイラシステムの運転方法を提供することができる。
一実施形態に係るボイラシステムの概略的な構成図である。 一実施形態に係る脱硫装置の概念的な構成図である。 一実施形態に係るボイラの概念的な説明図である。 一実施形態に係る抽出部とアンモニア再供給ラインの概念的な説明図である。 一実施形態に係るボイラシステムの運転方法のフローチャートである。
　以下に、本開示に係る一実施形態について、図面を参照して説明する。なお、この実施形態により本発明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。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り、鉛直方向は厳密ではなく誤差を含むものである。
　また、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本開示の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
　例えば、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
　例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
　例えば、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
　一方、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
　なお、同様の構成については同じ符号を付し説明を省略することがある。
＜１．ボイラシステム１の全体的な構成＞
　図１は、本実施形態のアンモニア燃料とアンモニア燃料以外の他燃料を主燃料とするボイラを備えるボイラシステム１を表す概略構成図である。
　本実施形態のボイラシステム１が備えるボイラ１０は、他燃料と、アンモニア燃料とを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。他燃料として、バイオマス燃料や石炭などの固体燃料が使用される。固体燃料としての石炭は例えば粉砕された微粉炭燃料である。また、アンモニア燃料は、液体アンモニアまたはアンモニアガスである。以下では、アンモニア燃料が液体アンモニアである実施形態を例示する。
　ボイラ１０は、火炉１１と燃焼装置２０、５０と燃焼ガス通路１２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の内壁面を構成する火炉壁１０１は、複数の伝熱管と、伝熱管同士を接続するフィンとで構成され、微粉炭燃料の燃焼により発生した熱を、伝熱管の内部を流通する水や蒸気と熱交換して回収すると共に、火炉壁１０１の温度上昇を抑制している。
　燃焼装置２０、５０は、火炉１１の下部領域に設置されている。本実施形態では、燃焼装置２０は、微粉炭燃料を火炉１１の内部に噴射するように構成される。また、燃焼装置５０は、液体アンモニアをアトマイズ流体（噴霧媒体）により微粒化して火炉１１の内部に噴射するように構成される。本実施形態のアトマイズ流体はアトマイズ蒸気である。
　燃焼装置２０は、火炉壁１０１に装着された複数のバーナ２１を有し、燃焼装置５０は、複数のアンモニアバーナ５１を有している。各々のバーナ２１の先端部には、微粉炭燃料を火炉１１内に噴射するように構成された噴射ノズル（図示外）が設けられる。また、各々のアンモニアバーナ５１の先端部には、液体アンモニアをアトマイズ流体により微粒化して火炉１１内に噴射するように構成された２流体噴射ノズル（図示外）が設けられる。
　バーナ２１とアンモニアバーナ５１は、火炉１１の周方向に沿って均等間隔で配設されたもの（例えば、四角形の火炉１１の各コーナ部に設置された４個）を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。図１の例では、１セットのバーナ２１が２段、１セットのアンモニアバーナ５１が４段配置される。なお、図１では、図示の都合上、１セットのバーナのうちの２個のみを記載し、各セットに符合２１、５１を付している。火炉の形状やバーナの段数、一つの段におけるバーナの数、バーナの配置などは、この実施形態に限定されるものではない。
　なお、火炉１１における燃焼方式は、旋回燃焼方式また対向燃焼方式のいずれであってもよい。採用される燃焼方式に応じて、火炉１１の形状と、複数のバーナ２１及び複数のアンモニアバーナ５１の配置はいずれも適宜変更されてよい。
　燃焼装置２０のバーナ２１は、それぞれ、複数の微粉炭燃料供給管２２Ａ、２２Ｂ（以下、一括して「微粉炭燃料供給管２２」と記載する場合がある。）を介して、複数のミル（粉砕機）３１Ａ、３１Ｂ（以下、一括して「ミル３１」と記載する場合がある。）に連結されている。ミル３１は、例えば、内部に粉砕テーブル（図示省略）が駆動回転可能に支持されていて、粉砕テーブルの上方に複数の粉砕ローラ（図示省略）が粉砕テーブルの回転に連動回転可能に支持されて構成されている竪型ローラミルである。粉砕ローラと粉砕テーブルが協働して粉砕された固体燃料は、ミル３１に供給される一次空気（搬送用ガス、酸化性ガス）により、ミル３１が備える分級機（図示省略）に搬送される。分級機では、バーナ２１での燃焼に適した粒径以下の微粉炭燃料と、該粒径より大きな粗粉炭燃料とに分級される。微粉炭燃料は、分級機を通過して、一次空気と共に微粉炭燃料供給管２２を介してバーナ２１に供給される。分級機を通過しなかった粗粉炭燃料は、ミル３１の内部で、自重により粉砕テーブル上に落下し、再粉砕される。なお、微粉炭燃料供給管２２のそれぞれには、ボイラトリップの発生時に微粉炭燃料の供給を遮断するための安全遮断弁２５が設けられている。ボイラトリップの検知方法については後述する。
　燃焼装置５０のアンモニアバーナ５１は、燃料供給ユニット９０に連結されている。本実施形態の燃料供給ユニット９０は、燃焼装置５０に連結される供給ライン９２とを備える。本例では、液体アンモニアが、液相状態を維持して、供給ライン９２を経由して燃焼装置５０に供給される。なお、詳細な図示は省略するが、供給ライン９２は、液体アンモニアを供給するためのアンモニア供給ラインと、例えば蒸気などであってもよいアトマイズ流体を燃焼装置５０に供給するためのアトマイズ流体供給ラインとを備えてもよい。また、供給ライン９２には、ボイラトリップが生じた場合に作動するように構成される少なくとも１つの安全遮断弁９５が設けられている。
　バーナ２１とアンモニアバーナ５１の装着位置における火炉１１の炉外側には、エアレジスタ２３が設けられており、このエアレジスタ２３には風道（空気ダクト）２４の一端部が連結されている。風道２４の他端部には、押込通風機（ＦＤＦ：Ｆｏｒｃｅｄ　Ｄｒａｆｔ　Ｆａｎ）３２が連結されている。押込通風機３２から供給された空気は、風道２４に設置された空気予熱器４２で加熱され（詳細は後述する）、エアレジスタ２３を介してバーナ２１に二次空気（燃焼用空気、酸化性ガス）として供給され、火炉１１の内部に投入される。
　燃焼ガス通路１２は、火炉１１の鉛直方向上部に連結されている。燃焼ガス通路１２には、燃焼ガスの熱を回収するための熱交換器として、過熱器１０２Ａ、１０２Ｂ、１０２Ｃ（以下、一括して「過熱器１０２」と記載する場合がある。）、再熱器１０３Ａ、１０３Ｂ（以下、一括して「再熱器１０３」と記載する場合がある。）、節炭器１０４が設けられており、火炉１１で発生した燃焼ガスと各熱交換器の内部を流通する給水や蒸気との間で熱交換が行われる。なお、各熱交換器の配置や形状は、図１に記載した形態に限定されない。
　燃焼ガス通路１２の下流側には、熱交換器で熱回収された燃焼ガスが排出される煙道１３が連結されている。煙道１３には、風道２４との間に空気予熱器（エアヒータ）４２が設けられており、風道２４を流れる空気と、煙道１３を流れる燃焼ガスとの間で熱交換を行い、ミル３１に供給する一次空気やバーナ２１に供給する二次空気を加熱することで、水や蒸気との熱交換後の燃焼ガスから、さらに熱回収を行う。
　また、煙道１３には、空気予熱器４２よりも上流側の位置に、脱硝装置４３が設けられていてもよい。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内を流通する燃焼ガスに供給し、還元剤が供給された燃焼ガス中の窒素酸化物（ＮＯｘ）と還元剤との反応を、脱硝装置４３内に設置された脱硝触媒の触媒作用により促進させることで、燃焼ガス中の窒素酸化物を除去、低減するものである。
　煙道１３の空気予熱器４２より下流側には、ガスダクト４１が連結されている。ガスダクト４１には、燃焼ガス中の灰などを除去する電気集じん機などの集じん装置４４や硫黄酸化物を除去する脱硫装置４６などの環境装置、また、それらの環境装置に排ガスを導くための誘引通風機（ＩＤＦ：Ｉｎｄｕｃｅｄ　Ｄｒａｆｔ　Ｆａｎ）４５が設けられている。ガスダクト４１の下流端部は、煙突４７に連結されており、環境装置で処理された燃焼ガスが、排ガスとして系外に排出される。
　ボイラ１０において、複数のミル３１が駆動すると、粉砕、分級された微粉炭燃料が、一次空気と共に微粉炭燃料供給管２２を介してバーナ２１に供給される。また、燃料供給ユニット９０から液体アンモニアとアトマイズ流体がアンモニアバーナ５１に供給される。さらに、空気予熱器４２で加熱された二次空気が、風道２４からエアレジスタ２３を介してバーナ２１とアンモニアバーナ５１とに供給される。
　バーナ２１は、微粉炭燃料と一次空気とが混合した微粉炭燃料混合気を火炉１１に吹き込むと共に、二次空気を火炉１１に吹き込む。火炉１１に吹き込まれた微粉炭燃料混合気が着火し、二次空気と反応することで火炎を形成する。アンモニアバーナ５１は、アトマイズ流体によって微粒化された液体アンモニアと共に二次空気を火炉１１に吹き込む。火炉１１に吹き込まれた液体アンモニアは、気化して燃料ガスになり、二次空気と反応して燃焼する。
　微粉炭燃料と燃料ガスの燃焼により生じる高温の燃焼ガスは、火炉１１内を上昇し、燃焼ガス通路１２に流入する。
　なお、液体アンモニアが火炉１１に吹き込まれるタイミングは、微粉炭燃料の燃焼によって火炉１１内の温度が一定温度まで上昇した後であってもよい。例えば、ボイラ１０の起動時に微粉炭燃料の専焼が行われたのち、液体アンモニアが火炉１１に吹き込まれ、液体アンモニアが気化した燃料ガスと微粉炭燃料とのアンモニア混焼が行われてもよい。さらにその後、微粉炭燃料の吹き込みを停止し、アンモニア専焼が行われてもよい。
　また、本実施形態では、酸化性ガス（一次空気、二次空気）として空気を用いるが、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、供給される燃料量に対する酸素量の比率を適正な範囲に調整することで、火炉１１において安定した燃焼が実現される。
　燃焼ガス通路１２に流入した燃焼ガスは、燃焼ガス通路１２の内部に配置された過熱器１０２、再熱器１０３、節炭器１０４で水や蒸気と熱交換した後、煙道１３に排出され、脱硝装置４３で窒素酸化物が除去され、空気予熱器４２で一次空気及び二次空気と熱交換した後、さらにガスダクト４１に排出され、集じん装置４４で灰などが除去され、脱硫装置４６で硫黄酸化物が除去された後、煙突４７から系外に排出される。なお、燃焼ガス通路１２における各熱交換器及び煙道１３からガスダクト４１における各装置の配置は、燃焼ガス流れに対して、必ずしも上述の記載順に配置されなくともよい。
　本実施形態では、ボイラトリップが発生した場合には、安全遮断弁２５、９５が作動し、ボイラ１０への燃料の供給は直ちに停止する。このとき、例えば脱硝装置４３などの装置も直ちに停止する。但し、ボイラトリップと共にアンモニアバーナ５１の失火が発生していた場合には、脱硫装置４６は、運転を継続し、ボイラ１０からの排出ガスである上記燃焼ガスに含まれる未燃のアンモニアを回収する（詳細は後述する）。
　なお、本開示のボイラは上述した実施形態に限定されない。ボイラに使用される固体燃料としては、微粉炭燃料である代わりにまたは微粉炭燃料と共に、石炭、バイオマス燃料、石油コークス（ＰＣ：Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｃｏｋｅ）燃料、石油残渣などが使用されてもよい。
　なお、アンモニア燃料と組み合わせるボイラの燃料としては、固体燃料に限らず、重油、軽油、重質油などの石油類や工場廃液などの液体燃料も使用することができる。また、天然ガスや各種石油ガス、製鉄プロセスなどで発生する副生ガスなどの気体燃料も使用することができる。
　さらに、これらの各種燃料を組み合わせて使用する混焼ボイラにも適用することができる。
　さらに本開示のボイラでは、火炉の内部に噴射されアンモニア燃料が液体アンモニアである代わりにアンモニアガスであってもよい。例えばアンモニアガスが火炉内に噴射される実施形態では、アトマイズ流体供給ラインは設けられなくてもよい。そして、アンモニアバーナの噴射ノズルは、アンモニアガスを噴射するように構成されてもよい。さらに、アンモニア供給ラインには、供給される液体アンモニアを気化処理するための少なくとも１つのアンモニア気化器が設けられてもよい。アンモニア気化器は、ボイラにおいて発生する蒸気、ボイラにおける燃焼ガス、またはボイラシステムの系外にある海水を直接的または間接的な熱源として利用し、液体アンモニアを気化するように構成されてもよい。
＜２．脱硫装置４６の詳細な構成＞
　図２を参照し、本開示の一実施形態に係る脱硫装置４６の詳細な構成を例示する。図２は、一実施形態に係る脱硫装置４６の概念的な説明図である。
　ボイラシステム１は、ボイラ１０からの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置４６を備える。本実施形態の脱硫装置４６では、吸収液を用いて脱硫処理を行う湿式法が採用される。一例として吸収液は、水酸化カルシウム、水酸化ナトリウム（苛性ソーダ）、水酸化マグネシウム、またはアンモニアなどのアルカリ試薬を用いたアルカリ水溶液である。以下では、吸収液が水酸化カルシウムである実施形態を例示する。
　脱硫装置４６は、入口４６２と出口４６３とを有すると共に吸収液の液溜まりが内部に形成される脱硫塔４６１と、脱硫塔４６１の内部に吸収液を散布するように構成される第１散布装置６１と、脱硫塔４６１の内部の液溜まりに石灰石を供給するように構成される石灰石供給装置５５とを含む。ボイラ１０からの排出ガスは、入口４６２を経由して脱硫塔４６１の内部に流入し、第１散布装置６１によって散布される吸収液と混ざる。排出ガスに含まれる硫黄酸化物が吸収液に溶解することで、脱硫処理が排出ガスに施される。その後、排出ガスは出口４６３を経由して脱硫装置４６から排出され、煙突４７（図１参照）から大気中に放出される。
　第１散布装置６１の構成は、一例として以下の通りである。第１散布装置６１は、脱硫塔４６１の液溜まりを形成する吸収液が循環するための吸収液循環ライン６１１と、吸収液循環ライン６１１に設けられるポンプ６１２と、ポンプ６１２の駆動によって脱硫処理が供給される散布部６１５とを含む。ポンプ６１２はコントローラ１１０と電気的に接続されている。上記構造を有する第１散布装置６１では、コントローラ１１０の指令に基づいてポンプ６１２が駆動すると、液溜まりを形成する吸収液が、吸収液循環ライン６１１を経由して散布部６１５に供給される。これにより散布部６１５は脱硫塔４６１の内部に吸収液を散布する。
　石灰石供給装置５５の構成は、一例として以下の通りである。石灰石供給装置５５は、例えば石灰石スラリ槽であってもよい石灰石貯留部５５１と、石灰石貯留部５５１と脱硫塔４６１とに接続される石灰石供給ライン５５２と、石灰石供給ライン５５２に設けられる石灰石供給部５５４とを有する。石灰石供給部５５４は、例えば、コントローラ１１０と電気的に接続されるポンプである。上記構造を有する石灰石供給装置５５では、コントローラ１１０から出力される指令に基づいて石灰石供給部５５４が駆動すると、石灰石貯留部５５１に貯留される石灰石が脱硫塔４６１の液溜まりに供給される。
　上記のような脱硫装置４６は、ボイラ１０の通常運転時において、排出ガスに対して吸収液を散布することにより、排出ガスに対して脱硫処理を施す。本実施形態のアンモニアバーナ５１が失火することなくボイラトリップが発生した場合には（具体的な検知方法は後述する）、脱硫装置４６はコントローラ１１０からの指令に基づき運転を停止する。詳細には、アンモニアバーナ５１の失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、コントローラ１１０は脱硫処理を停止するための停止指令を生成する。本例の停止指令は、脱硫装置４６のポンプ６１２と石灰石供給部５５４とに送られ、これにより脱硫装置４６は運転を停止する。
　本実施形態の脱硫装置４６は、排出ガスに含まれるアンモニアを回収する機能も併せもつ。具体的には、アンモニアバーナ５１の失火と共にボイラトリップが起きた場合には（具体的な検知方法は後述する）、コントローラ１１０は、上記の停止指令を生成しないと判定する。これにより、脱硫装置４６は運転を継続する。脱硫装置４６における吸収液の散布は継続されるが、排出ガスに含まれる未燃のアンモニアは、吸収液によって回収され、排出ガスのアンモニア回収処理が実行される。つまり、このときの吸収液は、アンモニアを回収する洗浄水としても機能する。コントローラ１１０は、停止指令を生成しないと判定することにより、排出ガスに含まれるアンモニアがこのような吸収液によって回収されるよう脱硫装置４６の運転を継続させる。以下では、吸収液を「洗浄水」という場合がある。
　上記構成によれば、アンモニアバーナ５１の失火が発生することなくボイラトリップが発生した場合、ボイラ１０からの排ガスに大量の未燃のアンモニアが含まれることは起こりにくく、脱硫装置４６が継続して運転する必要性が乏しい。このとき、脱硫装置４６は運転を停止するので、脱硫装置４６の不必要な運転は抑制される。他方で、アンモニアバーナ５１の失火とボイラトリップの双方が発生した場合には、排ガスに大量の未燃のアンモニアが含まれる傾向にある。このとき、排ガスに含まれるアンモニアが回収されるようコントローラ１１０は脱硫装置４６の運転を継続させる。脱硫装置４６は、排出ガスに脱硫処理を実行する機能と、排出ガスに含まれるアンモニアを回収する機能とを兼ね備えるので、ボイラシステム１の構成は簡易になる。以上より、アンモニアの大気中への放出を、脱硫装置４６を用いて効果的に抑制することができるボイラシステム１が実現する。
　なお、他の実施形態に係る脱硫装置４６は、活性炭または石炭灰などを吸着材として用いて脱硫処理を行う乾式法が採用されてもよい。あるいは、石灰石スラリーを噴霧して硫黄酸化物を亜硫酸カルシウムなどの粉体に転化させて脱硫処理を行う半乾式法（スプレードライ法）が採用されてもよい。このような実施形態であっても、アンモニアバーナ５１の失火とボイラトリップが検知された場合に、脱硫装置４６が停止することなく運転すれば、排出ガスに含まれる未燃のアンモニアを回収することができる。
　本開示の一実施形態に係る脱硫装置４６は、排出ガスの流路内にアンモニアを回収するための洗浄水を散布するように構成される散布装置６０を備える。散布装置６０は、上述の第１散布装置６１を含む装置である。上記構成によれば、散布される洗浄水と排出ガスとがよく混ざり合うので、排出ガスに含まれるアンモニアを効率的に回収できる。よって、アンモニアの大気中への放出をさらに抑制することができる。
　本実施形態の散布装置６０は、第１散布装置６１に加えて第２散布装置６２を含む。第２散布装置６２は、一例として、アンモニアバーナ５１の失火とボイラトリップが発生した場合に洗浄水を散布するための専用の装置である。つまり、第２散布装置６２は、ボイラ１０の通常運転時には動作しない。
　第２散布装置６２は、洗浄水循環ライン６２１と、ポンプ６２２と、散布部６２５とを含む。ポンプ６２２はコントローラ１１０と電気的に接続されている。第２散布装置６２は、既述の第１散布装置６１と同様の構成を有する。即ち、洗浄水循環ライン６２１は、第１散布装置６１の吸収液循環ライン６１１（洗浄水循環ライン６１１）に対応する。同様に、ポンプ６２２はポンプ６１２に、散布部６２５は散布部６１５にそれぞれ対応する。説明の重複を避けるために、第２散布装置６２の各構成要素と動作内容とのそれぞれの説明を省略する。
　上記構成によれば、アンモニアバーナ５１の失火が検知され、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、第１散布装置６１に加えて第２散布装置６２が洗浄水の散布動作を実行する。よって、排出ガスに含まれる未燃のアンモニアをより多く回収することができる。
　なお、第２散布装置６２は図２に示す位置以外に配置してもよい。例えば、脱硫装置４６の入口４６２に配置してもよい。また、第２散布装置６２で散布する洗浄水は、水（工業用水）でもよい。水でも供給量が多ければアンモニアを一定量吸収できるためである。
　本開示の一実施形態に係る散布装置６０は、脱硫装置４６の運転継続後に（即ち、アンモニアバーナ５１の失火とボイラトリップとの発生後に）、洗浄水のｐＨを低減させる動作を開始するように構成されるｐＨ調整装置７０をさらに含む。本実施形態のｐＨ調整装置７０は、上述の石灰石供給装置５５と、コントローラ１１０と電気的に接続されるｐＨ計測装置７１とを含む。脱硫装置４６の運転継続後、コントローラ１１０は、ｐＨ計測装置７１の計測結果に基づき求まる液溜まりのｐＨが７未満になるよう、石灰石供給部５５４を制御する。液溜まりのｐＨは、３以上且つ６未満に調整されることが好ましい。例えば、液溜まりのｐＨが７を上回る場合には、ｐＨ調整剤等の添加剤を投入口（不図示）より投入してｐＨを低下させる。
　排出ガスと混ざる洗浄水は酸性である方が、未燃のアンモニアが洗浄水に溶けやすい。これは、排出ガスに含まれるアンモニアガスが洗浄水に溶解することを示す下記の化学式（１）において、ｐＨが低減すると平衡が左に移行するためと考えられる。
　ＮＨ４ ＋＋ＯＨ－→ＮＨ３↑＋Ｈ２Ｏ　　（１）
　上記構成によれば、アンモニアバーナ５１の失火が検知され、且つボイラトリップが検知された場合には、散布される洗浄水のｐＨが低減するので、排出ガスに含まれる未燃のアンモニアをより効率的に回収することができる。
　また、本開示の一実施形態に係るボイラシステム１は、脱硫装置４６の入口４６２側または出口４６３側の少なくとも一方における排出ガスのアンモニア濃度を計測するように構成されるアンモニア計測器８０を備える。本実施形態では、コントローラ１１０と電気的に接続されるアンモニア計測器８０は、脱硫装置４６に流入する排出ガスのアンモニア濃度を計測するための第１アンモニア計測器８１と、脱硫装置４６のから流出する排出ガスのアンモニア濃度を計測するための第２アンモニア計測器８２とを備える。コントローラ１１０は、脱硫装置４６の運転の継続後に、アンモニア計測器８０の計測結果が規定の復帰条件を充足したことを条件に、脱硫装置４６が運転を停止するためのアンモニア回収停止指令を生成するように構成される。アンモニア回収停止指令は、上述の停止指令と同様の指令である。
　本実施形態の規定条件は、第１アンモニア計測器８１の検知結果に基づき求められる入口側のアンモニア濃度と、第２アンモニア計測器８２の検知結果に基づき求められる出口側のアンモニア濃度との差異が規定濃度を下回ることである。他の実施形態では、アンモニア計測器８０は、第１アンモニア計測器８１または第２アンモニア計測器８２のいずれか一方のみを備えてもよい。例えば、第２アンモニア計測器８２のみが設けられる実施形態では、第２アンモニア計測器８２の計測結果が規定濃度を下回れば、復帰条件が充足されたこととなる。
　上記構成によれば、アンモニア計測器８０の計測結果に基づくアンモニア濃度が規定の復帰条件を満たせば、脱硫装置４６は継続していた運転を停止する。脱硫装置４６の不必要な運転が抑制されるので、脱硫装置４６の効率的な運転が実現する。
　本開示の一実施形態に係るアンモニア計測器８０は、排出ガスを透過したレーザ光の吸収スペクトルに基づきアンモニア濃度を計測するように構成されるレーザ方式ガス計測器である。より具体的な一例として、第１アンモニア計測器８１は、入口４６２側の排出ガスの流路に向けて光を照射するための発光部８１Ａと、発光部８１Ａからの光を受光するための受光部８１Ｂとを有する。同様に、第２アンモニア計測器８２は、出口４６３側の排出ガスに向けて光を照射するための発光部８２Ａと、発光部８２Ａからの光を受光するための受光部８２Ｂとを有する。
　アンモニアガスは、光を吸収する特有の光吸収スペクトルを有する。また、吸光度は、アンモニアガスの濃度と相関する。従って、受光部８１Ｂ、８２Ｂのから出力される出力信号をそれぞれスペクトル分析することによって、入口４６２と出口４６３とのそれぞれにおけるアンモニア濃度の計測が可能となる。また、アンモニアガスの光吸収スペクトルは、排出ガスに含まれる硫黄化合物ガス、窒素化合物ガス、及び炭素化合物ガスのそれぞれの光吸収スペクトルとは異なる。従って、レーザ方式によるガス計測が行われることで、他のガスの影響を受けることなく、アンモニアガスの濃度を正確に計測することができる。
　上記構成によれば、アンモニア計測器８０がレーザ方式ガス計測器であることで、アンモニア濃度をより正確に計測することができる。従って、排出ガスに含まれる未燃のアンモニアの濃度が実際には十分に低くなっていないにも関わらず、アンモニア濃度が十分に下がったと誤検知することが抑制される。よって、脱硫装置４６の運転停止後にアンモニアが大気中に放出されるのをより確実に抑制することができる。
＜３．アンモニアバーナ５１の失火の検知とボイラトリップの検知の詳細＞
　図３を参照し、アンモニアバーナ５１の失火の検知方法とボイラトリップの検知方法の詳細を例示する。図３は、本開示の一実施形態に係るボイラ１０の概念的な説明図である。
＜３－１．アンモニアバーナ５１の失火の検知＞
　本開示の一実施形態に係るボイラシステム１は、アンモニアバーナ５１の失火の有無を検知するように構成されるフレームディテクタ１２１をさらに備える。フレームディテクタ１２１は、火炉１１に設けられるコンパートメント（図示外）の内側に配置される。フレームディテクタ１２１が配置されるコンパートメントと鉛直方向に隣接する別のコンパートメントの内側には、アンモニアバーナ５１が配置されてもよいし、アンモニアガスの燃焼用に主に用いられる２次空気を供給するための空気ノズル（図示外）が配置されてもよい。
　フレームディテクタ１２１と電気的に接続されるコントローラ１１０は、フレームディテクタ１２１の検知結果に基づきアンモニアバーナ５１の失火の有無を判定するように構成される。上記構成によれば、コントローラ１１０は、フレームディテクタ１２１の検知結果に基づきアンモニアバーナ５１の失火の有無を正確に判定することができる。従って、アンモニアバーナ５１の失火の有無についての誤判定が抑制される。
＜３－２．ボイラトリップの検知＞
　本実施形態のボイラシステム１は、複数の停止条件の少なくとも１つが充足された場合にボイラトリップを生じさせるように構成されるインターロック１２２をさらに備える。インターロック１２２は、例えば、オペレータによって入力される緊急停止スイッチと電気的に接続される。つまり、ボイラトリップを生じさせる停止条件には、緊急停止スイッチの作動が含まれる。他の実施形態では、コントローラ１１０は、火炉１１内の温度（例えばノーズ壁の温度）を計測するための温度計測器、または、火炉１１内圧力を計測するための圧力計測器の少なくとも一方と接続されてもよい。これら計測器の計測結果が規定条件を満たさなければ、インターロック１２２は作動し、安全遮断弁２５、９５が作動する。本実施形態のコントローラ１１０は、インターロック１２２からの出力信号に基づき、ボイラトリップの有無を判定するように構成される。上記構成によれば、コントローラ１１０は、インターロック１２２の出力信号に基づき、ボイラトリップの有無をより正確に判定することができる。
＜４．脱硫装置４６によって回収されたアンモニアの再利用＞
　図４を参照し、脱硫装置４６によって回収されたアンモニアの再利用方法について例示する。図４は、本開示の一実施形態に係る抽出部３５とアンモニア再供給ライン３６の概念的な説明図である。
　本開示の一実施形態に係るボイラシステム１は、洗浄水からアンモニアを抽出するように構成される抽出部３５と、抽出部３５によって抽出されたアンモニアをボイラ１０に供給するように構成されるアンモニア再供給ライン３６とをさらに備える。
　本実施形態の抽出部３５は、洗浄水ライン４９を介して脱硫装置４６の脱硫塔４６１と接続されている。例えば、脱硫装置４６のアンモニア回収動作が終了してボイラ１０が通常運転を再開する場合において、洗浄水ライン４９に設けられるポンプ５９が駆動することにより、脱硫塔４６１の液溜まりから洗浄水が抽出部３５に送られる。例えばストリッパーであってもよい抽出部３５は、洗浄水に対してアンモニアストリッピング処理を施すことにより、アンモニアガスと、アンモニアガスが回収された洗浄水とに分離する。処理が施された洗浄水は、洗浄水ライン４９を流れて脱硫塔４６１に戻る。アンモニアガスは、アンモニア再供給ライン３６を流れてボイラ１０に供給される。なお、燃焼装置５０のアンモニアバーナ５１が、液体アンモニアの代わりにアンモニアガスを噴射する実施形態においては、アンモニア再供給ライン３６は、上述の供給ライン９２に接続されていてもよい。
　上記構成によれば、排出ガスに含まれる未燃のアンモニアガスをアンモニア燃料として再利用するので、ボイラシステム１は効率的に運転することができる。
＜５．ボイラシステム１の運転方法＞
　図５を参照し、本開示の一実施形態に係るボイラシステム１の運転方法を例示する。図５は、一実施形態に係るボイラシステム１の運転方法のフローチャートである。以下の説明では、「ステップ」を「Ｓ」と略記する場合がある。このフローチャートの開始時、ボイラ１０は通常運転をしており、脱硫装置４６の第１散布装置６１は動作している。
　はじめに、コントローラ１１０は、ボイラトリップが発生したか否かを判定する（Ｓ１１）。例えば、インターロック１２２の出力信号に基づき、コントローラ１１０はボイラトリップの発生の有無を判定する。ボイラトリップが発生していないと判定された場合（Ｓ１１：ＮＯ）、コントローラ１１０は待機し、ボイラ１０は運転を継続する。なお、コントローラ１１０の待機中にアンモニアバーナ５１の失火が発生した場合、アンモニアバーナ５１から噴射されるアンモニアは、他燃料の燃焼に伴い火炉１１内で発生している火炎によって燃焼する。従って、ボイラ１０が運転を継続しても、火炉１１内において大量の未燃のアンモニアが発生することが抑制される。
　ボイラトリップが発生したと判定された場合（Ｓ１１：ＹＥＳ）、コントローラ１１０は、アンモニアバーナ５１の失火が発生したかを判定する（Ｓ１３）。例えば、アンモニアバーナ５１の失火の有無は、例えばフレームディテクタ１２１の検知結果に基づき判定される。アンモニアバーナ５１の失火が発生していないと判定された場合（Ｓ１３：ＮＯ）、コントローラ１１０は、安全遮断弁２５、９５を作動させてボイラ１０への燃料供給を停止すると共に、停止指令を生成する（Ｓ１５）。生成された停止指令が脱硫装置４６に送られ、脱硫装置４６は運転を停止し、本フローチャートは終了する。アンモニアバーナ５１の失火が発生することなくボイラトリップが起きたときには、火炉１１内で未燃のアンモニアが大量に発生することは起こりづらい。従って、脱硫装置４６が運転を停止しても、大量のアンモニアが大気中に放出されることは起こりづらい。なお、本フローチャートの終了後、オペレータがボイラシステム１に規定の処置を施すことで、ボイラ１０は運転を再開する。
　一方で、アンモニアバーナ５１の失火が発生したと判定された場合（Ｓ１３：ＹＥＳ）、コントローラ１１０は、停止指令を生成しないと判定し、処理をＳ１７に移行する。これにより、脱硫装置４６は運転を継続するため、脱硫処理に代えてアンモニア回収処理を実行することができる。コントローラ１１０は、第２散布装置６２の運転を開始する（Ｓ１７）。脱硫装置４６では、ボイラトリップの発生前から動作していた第１散布装置６１に加えて、第２散布装置６２が動作を開始するので、より多くの洗浄水が散布される。なお、Ｓ１７の実行時、コントローラ１１０は、ｐＨ計測装置７１を動作させ、洗浄水のｐＨを低減させてもよい。
　コントローラ１１０は、アンモニア計測器８０の計測結果が規定の復帰条件を充足したか否かを判定する（Ｓ１９）。該計測結果が規定の復帰条件を充足するまで（Ｓ１９：ＮＯ）、コントローラ１１０は待機し、脱硫装置４６はアンモニアの回収動作を実行する。復帰条件が充足されたと判定された場合（Ｓ１９：ＹＥＳ）、コントローラ１１０は、アンモニア回収停止指令を生成し、脱硫装置４６に送る（Ｓ２１）。これにより、脱硫装置４６は動作を停止し、アンモニア回収処理は終了し、本フローチャートも終了する。
＜６．まとめ＞
　上述した幾つかの実施形態に記載の内容は、例えば以下のように把握される。
１）本開示の少なくとも一実施形態に係るボイラシステム（１）は、
　アンモニアバーナ（５１）を含むボイラ（１０）と、
　前記ボイラからの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置（４６）と、
　コントローラ（１１０）と
を備え、
　前記コントローラは、
　　前記アンモニアバーナの失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、前記脱硫処理を停止する停止指令を生成し、
　　前記アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、前記ボイラトリップが検知された場合には、前記排出ガスに含まれるアンモニアが回収されるよう前記脱硫装置の運転を継続させるように構成される。
　上記１）の構成によれば、アンモニアバーナの失火が発生することなくボイラトリップが発生した場合、ボイラからの排ガスに大量の未燃のアンモニアが含まれることは起こりにくく、脱硫装置が継続して運転する必要性が乏しい。このとき、脱硫装置は運転を停止するので、脱硫装置の不必要な運転は抑制される。他方で、アンモニアバーナの失火とボイラトリップの双方が発生した場合には、排ガスに大量の未燃のアンモニアが含まれる傾向にある。このとき、排ガスに含まれるアンモニアが回収されるようコントローラは脱硫装置の運転を継続させる。脱硫装置は、排出ガスに脱硫処理を実行する機能と、排出ガスに含まれるアンモニアを回収する機能とを兼ね備えるので、ボイラシステムの構成は簡易になる。以上より、アンモニアの大気中への放出を、簡易な構成で効果的に抑制することができるボイラシステムが実現する。
２）幾つかの実施形態では、上記１）に記載のボイラシステムであって、
　前記脱硫装置は、前記排出ガスの流路内で前記アンモニアを回収するための洗浄水を散布するように構成される散布装置（６０）を含む。
　上記２）の構成によれば、散布される洗浄水と排ガスとがよく混ざり合うので、排ガスに含まれるアンモニアを効率的に回収できる。よって、アンモニアの大気中への放出をさらに抑制することができる。
３）幾つかの実施形態では、上記２）に記載のボイラシステムであって、
　前記散布装置は、
　　前記ボイラトリップが検知される前から実行していた前記洗浄水の散布動作を、前記脱硫装置の運転の継続後も続けるように構成される第１散布装置（６１）と、
　　前記ボイラトリップが検知される前には停止していた前記洗浄水の散布動作を、前記脱硫装置の運転の継続後に開始するように構成される第２散布装置（６２）とを含む。
　上記３）の構成によれば、アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、第１散布装置に加えて第２散布装置が洗浄水の散布動作を実行する。よって、排ガスに含まれる未燃のアンモニアをより多く回収することができる。
４）幾つかの実施形態では、上記２）または３）に記載のボイラシステムであって、
　前記脱硫装置は、前記脱硫装置の運転の継続後に前記洗浄水のｐＨを低減させる動作を開始するように構成されるｐＨ調整装置（７０）をさらに含む。
　上記４）の構成によれば、アンモニアバーナの失火が検知され、ボイラトリップが検知された場合には、散布される洗浄水のｐＨが低減するので、排ガスに含まれる未燃のアンモニアをより効率的に回収することができる。
５）幾つかの実施形態では、上記１）から４）のいずれかに記載のボイラシステムであって、
　前記アンモニアバーナの失火の有無を検知するように構成されるフレームディテクタ（１２１）をさらに備え、
　前記コントローラは、前記フレームディテクタの検知結果に基づき、前記アンモニアバーナの失火の有無を判定するように構成される。
　上記５）の構成によれば、コントローラは、フレームディテクタの検知結果に基づきアンモニアバーナの失火の有無を正確に判定することができる。
６）幾つかの実施形態では、上記１）から５）のいずれかに記載のボイラシステムであって、
　複数の停止条件の少なくとも１つが充足された場合に前記ボイラトリップを生じさせるように構成されるインターロック（１２２）をさらに備え、
　前記コントローラは、前記インターロックからの出力信号に基づき、前記ボイラトリップの有無を判定するように構成される。
　上記６）の構成によれば、コントローラは、インターロックの出力信号に基づき、ボイラトリップの有無をより正確に判定することができる。
７）幾つかの実施形態では、上記１）から６）のいずれかに記載のボイラシステムであって、
　前記脱硫装置の入口側または出口側の少なくとも一方における前記排出ガスのアンモニア濃度を計測するように構成されるアンモニア計測器（８０）をさらに備え、
　前記コントローラは、前記脱硫装置の運転の継続後に、前記アンモニア計測器の計測結果が規定の復帰条件を充足したことを条件に、前記脱硫装置が運転を停止するためのアンモニア回収停止指令を生成するように構成される。
　上記７）の構成によれば、アンモニア計測器の計測結果に基づくアンモニア濃度が規定の復帰条件を満たせば、脱硫装置は継続していた運転を停止する。よって、脱硫装置の不必要な運転が抑制されるので、脱硫装置の効率的な運転が実現する。
８）幾つかの実施形態では、上記７）に記載のボイラシステムであって、
　前記アンモニア計測器は、前記排出ガスを透過したレーザ光の吸収スペクトルに基づき前記アンモニア濃度を計測するように構成されるレーザ方式ガス計測器である。
　上記８）の構成によれば、アンモニア計測器がレーザ方式ガス計測器であることで、アンモニア濃度をより正確に計測することができる。よって、脱硫装置の運転停止後にアンモニアが大気中に放出されるのをより確実に抑制することができる。
９）幾つかの実施形態では、上記１）から８）のいずれかに記載のボイラシステムであって、
　前記脱硫装置は、前記排出ガスの流路内で前記アンモニアを回収するための洗浄水を散布するように構成される散布装置（６０）を含み、
　前記洗浄水から前記アンモニアを抽出するように構成される抽出部（３５）と、
　前記抽出部によって抽出された前記アンモニアを前記ボイラに供給するように構成されるアンモニア再供給ライン（３６）と
　をさらに備える。
　上記９）の構成によれば、排ガスに含まれる未燃のアンモニアをアンモニア燃料として再利用するので、ボイラシステムは効率的に運転することができる。
１０）本開示の少なくとも一実施形態に係るボイラシステム（１）の運転方法は、
　ボイラに含まれるアンモニアバーナの失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、前記ボイラからの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置が停止するための停止指令を生成し（Ｓ１５）、
　前記アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、前記ボイラトリップが検知された場合には、前記排出ガスに含まれるアンモニアが回収されるよう、前記脱硫装置の運転を継続させる（Ｓ１３：ＹＥＳ）。
　上記１０）の構成によれば、上記１）と同様の理由により、アンモニアの大気中への放出を、簡易な構成で効果的に抑制することができるボイラシステムの運転方法が実現する。
１　　　　：ボイラシステム
１０　　　：ボイラ
２１　　　：バーナ
３５　　　：抽出部
３６　　　：アンモニア再供給ライン
４６　　　：脱硫装置
５１　　　：アンモニアバーナ
６０　　　：散布装置
６１　　　：第１散布装置
６２　　　：第２散布装置
７０　　　：ｐＨ調整装置
８０　　　：アンモニア計測器
１１０　　：コントローラ
１２１　　：フレームディテクタ
１２２　　：インターロック
４６２　　：入口
４６３　　：出口

Claims (10)

  1. 　アンモニアバーナを含むボイラと、
    　前記ボイラからの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置と、
    　コントローラと
    を備え、
    　前記コントローラは、
    　　前記アンモニアバーナの失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、前記脱硫処理を停止する停止指令を生成し、
    　　前記アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、前記ボイラトリップが検知された場合には、前記排出ガスに含まれるアンモニアが回収されるよう前記脱硫装置の運転を継続させるように構成される
    ボイラシステム。
  2. 　前記脱硫装置は、前記排出ガスの流路内で前記アンモニアを回収するための洗浄水を散布するように構成される散布装置を含む
    請求項１に記載のボイラシステム。
  3. 　前記散布装置は、
    　　前記ボイラトリップが検知される前から実行していた前記洗浄水の散布動作を、前記脱硫装置の運転の継続後も続けるように構成される第１散布装置と、
    　　前記ボイラトリップが検知される前には停止していた前記洗浄水の散布動作を、前記脱硫装置の運転の継続後に開始するように構成される第２散布装置とを含む
    請求項２に記載のボイラシステム。
  4. 　前記脱硫装置は、前記脱硫装置の運転の継続後に前記洗浄水のｐＨを低減させる動作を開始するように構成されるｐＨ調整装置をさらに含む
    請求項２または３に記載のボイラシステム。
  5. 　前記アンモニアバーナの失火の有無を検知するように構成されるフレームディテクタをさらに備え、
    　前記コントローラは、前記フレームディテクタの検知結果に基づき、前記アンモニアバーナの失火の有無を判定するように構成される
    請求項１乃至３の何れか１項に記載のボイラシステム。
  6. 　複数の停止条件の少なくとも１つが充足された場合に前記ボイラトリップを生じさせるように構成されるインターロックをさらに備え、
    　前記コントローラは、前記インターロックからの出力信号に基づき、前記ボイラトリップの有無を判定するように構成される
    請求項１乃至３の何れか１項に記載のボイラシステム。
  7. 　前記脱硫装置の入口側または出口側の少なくとも一方における前記排出ガスのアンモニア濃度を計測するように構成されるアンモニア計測器をさらに備え、
    　前記コントローラは、前記脱硫装置の運転の継続後に、前記アンモニア計測器の計測結果が規定の復帰条件を充足したことを条件に、前記脱硫装置が運転を停止するためのアンモニア回収停止指令を生成するように構成される
    請求項１乃至３の何れか１項に記載のボイラシステム。
  8. 　前記アンモニア計測器は、前記排出ガスを透過したレーザ光の吸収スペクトルに基づき前記アンモニア濃度を計測するように構成されるレーザ方式ガス計測器である
    請求項７に記載のボイラシステム。
  9. 　前記脱硫装置は、前記排出ガスの流路内で前記アンモニアを回収するための洗浄水を散布するように構成される散布装置を含み、
    　前記洗浄水から前記アンモニアを抽出するように構成される抽出部と、
    　前記抽出部によって抽出された前記アンモニアを前記ボイラに供給するように構成されるアンモニア再供給ラインと
    　をさらに備える請求項１乃至３の何れか１項に記載のボイラシステム。
  10. 　ボイラに含まれるアンモニアバーナの失火が検知されず、且つ、ボイラトリップが検知された場合には、前記ボイラからの排出ガスに脱硫処理を施すように構成される脱硫装置が停止するための停止指令を生成し、
    　前記アンモニアバーナの失火が検知され、且つ、前記ボイラトリップが検知された場合には、前記排出ガスに含まれるアンモニアが回収されるよう、前記脱硫装置の運転を継続させる
    　ボイラシステムの運転方法。
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