(57)【要約】【課題】乾式ガス精製を採用した場合であってもフュエルＮＯｘの発生をより低減する。【解決手段】ガス化炉２で生成したガス化ガスを乾式ガス精製装置３で精製してＮＨ３を含む燃料ガスとしてＯ２量論比燃焼を行う燃焼器５で燃焼させる火力発電プラントの運転方法において、燃焼器５から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクルして希釈剤として燃料ガスに混合し、燃焼器５で燃焼させる前に希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２を燃料ガス中のＮＨ３に反応させてＮ２とＨ２Ｏに分解すると共に、未分解のＮＨ３を燃焼器５で燃焼させて窒素酸化物に酸化させ、ＮＨ３の分解反応と酸化反応とを繰り返すことで排気ガス中の窒素酸化物の濃度を一定範囲に維持しながら運転を行うようにする。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
ガス化炉で生成したガス化ガスを乾式ガス精製装置で精製してＮＨ３を含む燃料ガスとしてＯ２量論比燃焼を行う燃焼器で燃焼させる火力発電プラントの運転方法において、前記燃焼器から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクルして希釈剤として前記燃料ガスに混合し、前記燃焼器で燃焼させる前に前記希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２を前記燃料ガス中のＮＨ３に反応させてＮ２とＨ２Ｏに分解すると共に、未分解のＮＨ３を前記燃焼器で燃焼させて窒素酸化物に酸化させ、前記ＮＨ３の分解反応と酸化反応とを繰り返すことで前記排気ガス中の窒素酸化物の濃度を一定範囲に維持しながら運転を行うことを特徴とする排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項２】
前記希釈剤の混合量の増減により前記ＮＨ３の分解率を変化させて前記排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整することを特徴とする請求項１記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項３】
前記分解反応の反応時間の増減により前記ＮＨ３の分解率を変化させて前記排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整することを特徴とする請求項１又は２に記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項４】
前記分解反応の反応温度の昇降により前記ＮＨ３の分解率を変化させて前記排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項５】
前記燃焼器に供給する酸化剤の一部又は全部を前記燃料ガスに混合し、前記ＮＨ３の分解率を変化させて前記排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整することを特徴とする請求項１から４のいずれか１つに記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項６】
前記調整後に定格運転を行うことを特徴とする請求項２から５のいずれか１つに記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項７】
定格運転を行いながら前記排気ガス中の窒素酸化物濃度を計測し、その計測値が予め求められた目標値になるように前記調整を行いながら定格運転を行うことを特徴とする請求項２から５のいずれか１つに記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項８】
前記燃料ガスに前記希釈剤を混合した混合ガスの温度を３００〜６００℃にして前記ＮＨ３の分解反応を促進させた後、前記燃焼器に供給することを特徴とする請求項１から７のいずれか１つに記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法。
【請求項９】
ガス化炉で生成したガス化ガスを乾式ガス精製装置で精製してＮＨ３を含む燃料ガスとしてＯ２量論比燃焼を行う燃焼器で燃焼させる火力発電プラントにおいて、前記燃焼器から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクルして希釈剤として前記燃料ガスに混合させるリサイクル系と、前記希釈剤が混合された前記燃料ガスを、前記燃料ガス中のＮＨ３を前記希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２によってＮ２とＨ２Ｏに分解させながら搬送する混合ガス流路を備えており、前記燃焼器は、前記燃料ガス中に残留しているＮＨ３を燃焼させて窒素酸化物に酸化させるものであり、前記リサイクル系によって前記希釈剤を前記燃料ガスに混合させることで前記ＮＨ３の分解反応と酸化反応とが繰り返えされて前記排気ガス中の窒素酸化物の濃度が一定範囲に維持されることを特徴とする排気ガス循環型火力発電プラント。
【請求項１０】
前記希釈剤の前記燃料ガスへの供給位置を複数設けると共に、使用する前記供給位置を切り替える切り替え手段を備えることを特徴とする請求項９記載の排気ガス循環型火力発電プラント。
【請求項１１】
前記希釈剤の供給量を増減する第１の流量調節手段を備えることを特徴とする請求項９又は１０記載の排気ガス循環型火力発電プラント。
【請求項１２】
前記燃焼器に供給する酸化剤の一部又は全部を前記燃料ガスに混合させるバイパス流路と、前記燃料ガスに混合させる前記酸化剤の供給量を増減する第２の流量調節手段を備えることと特徴とする請求項９から１１のいずれか１つに記載の排気ガス循環型火力発電プラント。
【請求項１３】
前記混合ガス流路は前記混合ガスの温度を３００〜６００℃にする部分を有することを特徴とする請求項９から１２のいずれか１つに記載の排気ガス循環型火力発電プラント。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、Ｏ２量論比燃焼を採用する燃焼器を有する排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法および排気ガス循環型火力発電プラントに関する。更に詳しくは、本発明は、Ｏ２量論比燃焼を採用する燃焼器からの燃焼排気ガス中に含まれる窒素酸化物の濃度を一定に維持して排気ガス循環型の火力発電プラントの実現を可能にする技術に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
ガス化発電プラントでは、ガスタービンから排出された排気ガスは排熱回収ボイラにて熱回収され、脱硝設備で脱硝後、煙突から排気される。一方、ガス化発電プラントでは、プラント熱効率向上およびプラント構成システムの簡素化によるコスト低減等を図るためにガス化ガス燃料の精製に乾式法を採用することがある。この乾式法を採用した場合には、ガス化ガス燃料中に窒素化合物（主にアンモニア（ＮＨ３））が含まれ、燃焼過程で多量のフュエルＮＯｘを発生し、ガス化発電プラントから排出されるＮＯｘの大半を占める。そのため、フュエルＮＯｘを低減する技術が重要となる。
【０００３】
従来のガス化発電プラントでは、ガスタービン燃焼器に還元燃焼法を適用し、フュエルＮＯｘを低減する手法が採用されている（たとえば、特許文献１、特許文献２）。この還元燃焼法では、燃焼器の上流部に供給する空気量を低減して燃料過濃条件にし、還元雰囲気の下でガス化ガス燃料中の窒素化合物をＮ2に分解し、燃焼器下流側に残りの空気を供給して完全燃焼を図るようにしている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００２−０６１５１７号公報
【特許文献２】特開２００２−１８８４５７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、乾式ガス精製を採用したガス化発電プラントでは、還元燃焼法によってフュエルＮＯｘを低減させたとしても、湿式ガス精製を採用するプラントよりもＮＯｘ排出量が多くなってしまい、実用化に向けてフュエルＮＯｘをより低減させる必要がある。
【０００６】
本発明は、乾式ガス精製を採用した場合であってもフュエルＮＯｘの発生をより低減することができる閉サイクル火力発電プラントの運転方法および閉サイクル火力発電プラントを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
火力発電プラントの排煙脱硝装置で用いられる脱硝反応における窒素化合物（ＮＨ３）と窒素酸化物（ＮＯｘ）との総括反応式を数式１，２に示す。このＮＯによる窒素化合物の分解反応は、温度窓と呼ばれる非常に狭い温度範囲で卓越して進行する反応であり、反応温度が高いと窒素化合物（ＮＨ３）はＮＯに酸化され、反応温度が低いと窒素化合物とＮＯは反応せずにそのまま排出される。そのため、従来の脱硝装置では触媒を用いて反応制御されている。本発明者らは、Ｏ２量論比燃焼を採用する閉サイクルガスタービン発電プラントの排気ガス中の窒素酸化物濃度の低減について鋭意研究を行った結果、Ｏ２量論比燃焼を採用する閉サイクルガスタービン発電プラントでは、希釈剤としてリサイクルする排気ガスはＣＯ２とＨ２Ｏを主成分とし、微量のＯ２が含まれているため、ＮＯによる窒素化合物の分解反応が比較的低い温度で進行することを知見すると共に、その温度は、閉サイクルガスタービン発電プラントの排気ガスまたはガス化ガス燃料の温度分布に含まれる温度であることを知見した。
【０００８】
［数１］
ＮＨ３＋ＮＯ＋１／４Ｏ２ → Ｎ２＋３／２Ｈ２Ｏ・・・(１)
［数２］
６ＮＯ２＋８ＮＨ３  →  ７Ｎ２＋１２Ｈ２Ｏ・・・（２）
【０００９】
ここでＮＯｘとはＮＯとＮＯ２の総称であるが、発電プラントの循環排気ガス中のＮＯｘはほとんどがＮＯであり、主に数式１の総括反応式（１）によってＮＨ３の分解が進む。
【００１０】
本発明は、かかる知見に基づき成されたもので、請求項１記載の発明は、ガス化炉で生成したガス化ガスを乾式ガス精製装置で精製してＮＨ３を含む燃料ガスとしてＯ２量論比燃焼を行う燃焼器で燃焼させる火力発電プラントの運転方法において、燃焼器から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクルして希釈剤として燃料ガスに混合し、燃焼器で燃焼させる前に希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２を燃料ガス中のＮＨ３に反応させてＮ２とＨ２Ｏに分解すると共に、未分解のＮＨ３を燃焼器で燃焼させて窒素酸化物に酸化させ、ＮＨ３の分解反応と酸化反応とを繰り返すことで排気ガス中の窒素酸化物の濃度を一定範囲に維持しながら運転を行うものである。
【００１１】
燃料ガスに希釈剤を混合させると、主に総括反応（１）の右向き反応によって、燃料ガス中のＮＨ３は希釈剤中の窒素酸化物ＮＯｘと反応し、Ｎ２分子に分解する。総括反応（１）の反応速度と反応量は反応温度と反応時間に応じてきまり、特に、反応温度は燃料ガスおよび希釈剤（排気ガス）の組成と反応時間によって影響される。すなわち、燃料ガス中のＮＨ３と希釈剤中のＮＯがＮ２に分解するには、ガス組成に応じた反応温度と反応時間に設定することが必要になり、実際の発電プラントでは無触媒脱硝が積極的に適用される例は少ない。
【００１２】
燃料ガスと希釈剤との混合ガスが流れる流路（混合ガス流路）では、総括反応（１）は進行し、所定の反応温度および反応時間に応じた分解率を示す。その後、混合ガスは燃焼器に供給され、Ｎ２に分解されなかった残留ＮＨ３は燃焼過程でＮＯに酸化される。燃焼後の排気ガスは、例えば膨張タービンで仕事をした後、その一部又は全部をリサイクルして希釈剤として循環させ、閉ループを構成する。ガス化炉で原料中の窒素分に起因して生成するアンモ二アの生成量は原料とガス化炉の作動条件によって決まり、また、混合ガス流路にてガス化ガス中のアンモニアを分解するには希釈剤中にＮＯが存在することが必要である。そのため、混合ガス流路におけるアンモニア分解率は１００％である必要はなく、適当な値にまで分解・調整され、同時に排気ガス中のＮＯ濃度は所定の値に調整されることになり、閉ループが成立する。また、脱硝装置に高い脱硝率が要求されるのとは異なり、反応温度および反応時間の制御は重要になるものの、混合ガス流路における分解率は比較的容易な条件での運用になる。
【００１３】
また、燃料ガスに希釈剤を混合することによって、希釈剤中の微量の酸素を燃焼器での燃焼に積極的に寄与させることが可能となるという、副次的な効果もある。例えば、燃料ガス（組成例：ＣＯ＝６６％、Ｈ２＝２４％、ＣＯ２、Ｈ２Ｏ、Ｎ２）をＯ２により量論比燃焼させ、燃焼ガスを排気ガスで希釈して燃焼器出口ガス温度を１３００℃レベルとする場合、希釈ガス量は燃料ガスと酸化剤の合計の約３．７倍となる。仮に、希釈剤中に残存するＯ２成分の濃度を２％とした場合、これは燃焼器に供給する全Ｏ２量の１９％に相当する。希釈剤中のＯ２成分を燃焼に積極的に寄与させない場合は、排気ガス中のＯ２濃度は更に上昇することになる。混合ガス流路を設け、燃料ガスと希釈剤とを予め混合して燃焼器に供給することにより、希釈剤中のＯ２成分を燃焼に積極的に寄与させることができるという副次的な効果も有する。
【００１４】
本発明によれば、ガスタービンの下流に設置する脱硝装置を不要にするまたは大幅に縮小することができ、閉ループを構成するガス化ガス用閉サイクルガスタービンを成立させ、かつプラントシステムの簡素化によるコスト低減を図ることが可能となる。また、希釈剤中に残存するＯ２成分を積極的にガスタービン燃焼に関与させることが可能となり、希釈剤中のＯ２成分濃度を低減する効果も有する。
【００１５】
また、請求項２記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法は、希釈剤の混合量の増減によりＮＨ３の分解率を変化させて排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整するものである。
【００１６】
総括反応（１）は多数の素反応から構成されており、それぞれの素反応は関係するガス組成およびその濃度と反応温度によって反応速度が決定される。すなわち、総括反応（１）の右向き反応が進行する温度窓は、各素反応および関係するガス成分濃度に大きく依存する。また、多くの素反応が関係する反応経路は燃料ガスおよび排気ガスの組成により異なり、結果として温度窓（temperature window）を形成する最適な反応温度も異なる。総括反応（１）の素反応を考慮して、燃料ガスおよび排気ガスの組成に応じて燃料ガスへの希釈剤の混合量を調整することにより、より一層無触媒脱硝を効率良く運用することが可能となる。
【００１７】
また、請求項３記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法は、分解反応の反応時間の増減によりＮＨ３の分解率を変化させて排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整するものである。
【００１８】
総括反応（１）の素反応を考慮して、燃料ガスおよび排気ガスの組成に応じて分解反応の反応時間を調整することにより、より一層無触媒脱硝を効率良く運用することが可能となる。
【００１９】
また、請求項４記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法は、分解反応の反応温度の昇降によりＮＨ３の分解率を変化させて排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整するものである。
【００２０】
総括反応（１）に関与する素反応は、燃料ガスの組成および排気ガスの組成とその反応温度により影響され、総括反応（１）の右向き反応速度および反応量は変化する。すなわち、総括反応（１）を適正に制御するには、混合ガス流路を混合ガスの組成に応じた適正な反応温度に設定するとともに、反応温度に応じた反応時間を設けることが重要になる。
【００２１】
ここで、反応温度の昇降には、ガス化炉における高温ガス化ガスの熱またはガスタービンから排出される高温排気ガスの熱を利用することができる。ガス化ガス中のアンモニアとガスタービン燃焼排気ガス中のＮＯのＮ２への分解には、反応温度を温度窓（”temperature window”）と言われる狭い作動温度に制御することが求められる。これによれば、ガス化発電プラントの各部の熱を回収してＮＨ３の分解反応の反応温度を任意の値に制御することにより、ＮＨ３の分解反応を適切に制御し、かつ外部の熱源も用いずに発電プラントの熱効率を不必要に低下させることを防ぐことができる。
【００２２】
ここで、燃料改質部（燃料ガスに希釈剤を混合させて燃料ガス中のＮＨ３の分解反応が進行しながら流れる流路）を、例えば燃焼器内上流部また、燃焼器内筒と外筒の間、燃焼器壁面冷却部または燃焼器尾筒に設けることが可能である。これによれば、燃料改質部を燃焼器各部に設けることで、燃料改質（燃料ガス中のＮＨ３の分解）に伴う熱源を容易に求めることができ、同時に燃焼器各部の冷却も実施できる利点がある。特に、ガスタービン車室の燃焼器周りに燃料改質部を設けることにより、改質したガス化ガスを回収することなく、燃焼器に導入することが可能であり、発電プラントを不用意に複雑にしない。
【００２３】
また、燃料改質部をタービン翼内部に設けることが可能である。これによれば、燃料改質部をガスタービン翼部に設けることで、燃料改質に要する所定の反応熱の熱源を容易に求めることができ、同時にタービン翼冷却を実施することで、タービン翼冷却用の高圧媒体等を不要とし、発電プラントの圧縮機の動力を低減し、プラント熱効率を向上する相乗効果も有する。また、再燃ガスタービンを採用する場合には、初段動静翼の冷却部に燃料改質部を設けることにより、改質したガス化ガスを回収することなく、再燃ガスタービン燃焼器に導入することができ、ガスタービンの構成を簡素にできる利点も生じる。
【００２４】
また、請求項５記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法は、燃焼器に供給する酸化剤の一部又は全部を燃料ガスに混合し、ＮＨ３の分解率を変化させて排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整するものである。
【００２５】
燃焼器へ供給する酸化剤を燃料ガスに供給することにより、混合ガスのＯ２成分濃度が上昇し、より低い反応温度で総括反応（１）を促進することができる。これにより、混合ガス流路の反応温度を高めること無く、かつ安全に燃料ガス中のアンモニアと排気ガス中のＮＯをＮ２に分解することを可能にする。また、燃料ガスを酸化剤および希釈剤と予め混合して燃焼器に供給することにより混合を容易にし、燃焼器での燃料ガス・Ｏ２量論比燃焼を促進することが可能となり、排気ガス中に残存するＯ２成分、未燃焼成分であるＣＯまたはＨ２成分の濃度を低減し、燃焼効率を向上させることができる。
【００２６】
また、請求項６記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法のように、上記の調整後に定格運転を行うようにしても良く、請求項７記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法のように、定格運転を行いながら排気ガス中の窒素酸化物濃度を計測し、その計測値が予め求められた目標値になるように上記の調整を行いながら定格運転を行うようにしても良い。
【００２７】
また、請求項８記載の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法は、燃料ガスに希釈剤を混合した混合ガスの温度を３００〜６００℃にしてＮＨ３の分解反応を促進させた後、燃焼器に供給するものである。
【００２８】
さらに、請求項９記載の発明は、ガス化炉で生成したガス化ガスを乾式ガス精製装置で精製してＮＨ３を含む燃料ガスとしてＯ２量論比燃焼を行う燃焼器で燃焼させる火力発電プラントにおいて、燃焼器から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクルして希釈剤として燃料ガスに混合させるリサイクル系と、希釈剤が混合された燃料ガスを、燃料ガス中のＮＨ３を希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２によってＮ２とＨ２Ｏに分解させながら搬送する混合ガス流路を備えており、燃焼器は、燃料ガス中に残留しているＮＨ３を燃焼させて窒素酸化物に酸化させるものであり、リサイクル系によって希釈剤を燃料ガスに混合させることでＮＨ３の分解反応と酸化反応とが繰り返えされて排気ガス中の窒素酸化物の濃度が一定範囲に維持されるものである。
【００２９】
また、請求項１０記載の排気ガス循環型火力発電プラントは、希釈剤の燃料ガスへの供給位置を複数設けると共に、使用する供給位置を切り替える切り替え手段を備えるものである。
【００３０】
また、請求項１１記載の排気ガス循環型火力発電プラントは、希釈剤の供給量を増減する第１の流量調節手段を備えるものである。
【００３１】
また、請求項１２記載の排気ガス循環型火力発電プラントは、燃焼器に供給する酸化剤の一部又は全部を燃料ガスに混合させるバイパス流路と、燃料ガスに混合させる酸化剤の供給量を増減する第２の流量調節手段を備えるものである。
【００３２】
さらに、請求項１３記載の排気ガス循環型火力発電プラントは、混合ガス流路は混合ガスの温度を３００〜６００℃にする部分を有するものである。したがって、混合ガスの温度を３００〜６００℃にしてＮＨ３の分解反応を促進させることができる。
【発明の効果】
【００３３】
本発明では、排気ガスを希釈剤として燃料ガスに供給することで、燃料ガス中のＮＨ３の分解と当該分解に使用する窒素酸化物の生成（排気ガス中の窒素酸化物の生成）とをバランスさせることができるので、排気ガスを燃料ガスに混合させるべく循環させることが可能になり、閉サイクルの排気ガス循環型火力発電プラントを成立させることができる。
【００３４】
また、ＮＨ３を含む燃料ガスの使用が可能であるので、燃料ガスの乾式ガス精製を採用することができ、湿式ガス精製を採用する場合に比べてプラント熱効率を上昇させることができる。
【００３５】
また、ガス化燃料に排気ガスをリサイクルした循環ガス（希釈剤）を混合し、ガス化燃料中のＮＨ３と排気ガス中の窒素酸化物を無触媒で反応させてＮ２に気相分解することができるので、乾式ガス精製を採用した場合であってもフュエルＮＯｘの発生をより低減することができる。
【００３６】
また、排気ガス中の窒素酸化物を使用して燃料ガス中のＮＨ３を分解するので、窒素酸化物の供給源をわざわざ別に設ける必要がない。
【図面の簡単な説明】
【００３７】
【図１】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第１の実施形態を示す概略構成図である。
【図２】ＮＨ３とＮＯの生成分解特性に及ぼす反応温度の影響（Ｄ／Ｆ比率＝３、反応時間１０ｓ）を示すグラフである。
【図３】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第２の実施形態を示す概略構成図である。
【図４】ＮＨ３およびＮＯ分解特性に及ぼす希釈比率Ｄ／Ｆの影響（反応温度４００℃、反応時間１０ｓ）を示すグラフである。
【図５】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第３の実施形態を示す概略構成図である。
【図６】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第４の実施形態を示す概略構成図である。
【図７】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第５の実施形態を示す概略構成図である。
【図８】反応温度とＮＨ３およびＮＯ分解特性の関係に及ぼすＯ２濃度の影響を示し、（ａ）はＮＨ３の分解特性図、（ｂ）はＮＯの分解特性図、（ｃ）は全フュエルＮ分（ＮＨ３とＮＯ）の分解特性図である。
【図９】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第６の実施形態を示す概略構成図である。
【図１０】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第７の実施形態を示し、その燃料改質部の付近を示す概略構成図である。
【図１１】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第８の実施形態を示し、その燃料改質部の付近を示す概略構成図である。
【図１２】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第９の実施形態を示し、その燃料改質部の付近を示す概略構成図である。
【図１３】本発明を適用した排気ガス循環型火力発電プラントの第１０の実施形態を示す概略構成図である。
【図１４】図１３の排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法を示すフローチャートである。
【図１５】第１の流量調節手段２３の変形例を示す要部概略構成図である。
【図１６】本発明の効果を確認するための解析に使用したＣＯ２回収型高効率ＩＧＣＣおよび閉サイクルガスタービン発電システムのモデルの概略構成図である。
【図１７】フュエルＮＯｘ排気特性に及ぼす排気循環の影響を示すグラフである。
【図１８】Ｏ２量論比燃焼閉サイクルガスタービンに適用するＮＨ３分解システムの運転概要の一例を示す図である。
【図１９】無触媒脱硝条件における本解析手法の検証結果を示すグラフである。
【図２０】フュエルＮＯｘ排気特性に及ぼす無触媒分解手法の効果を示すグラフである。
【図２１】ＮＨ３とＮＯの経時変化に及ぼす反応温度の影響（Ｄ／Ｆ比率＝３）を示すグラフである。
【図２２】Ｈ２成分の生成分解特性（混合ガス中のＨ２成分濃度の初期値を基準（１００％）とした）を示すグラフである。
【図２３】ＮＨ３およびＮＯ分解特性に及ぼす反応時間の影響を示し、（ａ）はＮＨ３の分解特性図、（ｂ）はＮＯの分解特性図、（ｃ）は全フュエルＮ分（ＮＨ３とＮＯ）の分解特性図である。
【図２４】反応温度とＮＨ３、ＮＯ分解特性の関係に及ぼす希釈比率Ｄ／Ｆの影響を示し、（ａ）はＮＨ３の分解特性図、（ｂ）はＮＯの分解特性図、（ｃ）は全フュエルＮ分（ＮＨ３とＮＯ）の分解特性図である。
【図２５】ＮＨ３およびＮＯ分解特性に及ぼすＯ２濃度の影響（反応温度４００℃、反応時間１０ｓ）を示すグラフである。
【図２６】ＮＨ３およびＮＯ分解率に及ぼすＮＯ／ＮＨ３モル比の影響（反応温度４００℃、反応時間１０ｓ）を示すグラフである。
【図２７】ＮＨ３およびＮＯ分解率に及ぼす燃料中ＣＯ／Ｈ２濃度の割合の影響を示すグラフである。
【図２８】反応温度とＮＨ３およびＮＯ分解特性の関係に及ぼす燃料中ＣＯ／Ｈ２濃度の割合の影響を示し、（ａ）はＮＨ３の分解特性図、（ｂ）はＮＯの分解特性図、（ｃ）は全フュエルＮ分（ＮＨ３とＮＯ）の分解特性図である。
【図２９】ＮＨ３およびＮＯ分解率に及ぼす燃料中ＮＨ３濃度の影響（反応温度４００℃、反応時間１０ｓ）を示すグラフである。
【図３０】反応温度とＮＨ３、ＮＯ分解特性の関係に及ぼす燃料中ＮＨ３濃度の影響を示し、（ａ）はＮＨ３の分解特性図、（ｂ）はＮＯの分解特性図、（ｃ）は全フュエルＮ分（ＮＨ３とＮＯ）の分解特性図である。
【図３１】ＮＨ３およびＮＯ分解率に及ぼす圧力の影響を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００３８】
以下、本発明の構成を図面に示す形態に基づいて詳細に説明する。ここでは、Ｏ２量論比燃焼を行う燃焼装置としてガスタービン燃焼器を有する閉サイクルガスタービン発電プラントを例に説明するがこれに限られるものではなく、Ｏ２量論比燃焼を行う燃焼器を有し、この燃焼器から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクル系によって燃料ガスへと循環させる排気ガス循環型火力発電プラントであれば適用可能である。
【００３９】
本発明の第１の実施形態について説明する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型複合発電プラントを例に説明する。図１は、ガス化ガス燃料改質型複合発電プラントの構成を示す概略図である。図１に示すように、本実施形態で適用するプラントシステムは、原料の石炭等を空気または、空気から分離生成した酸素を主成分とした酸化剤によってガス化するシステム、そのガス化ガスを精製するガス精製システム、およびガス化ガス燃料（燃料ガス）をＯ２主体の酸化剤にて量論比燃焼させてガスタービンを駆動し、ガスタービンに結合されている発電機にて発電し、ガスタービンの高温排気ガスの熱を利用して蒸気サイクルにより発電するシステムで構成される。特に、ガス化炉ではＣＯ２をＯ２に添加したガス化剤を採用し、ガスタービンでは高温の燃焼ガスをガスタービン排気ガスにて希釈する閉サイクルを採用することで、発電プラントのＣＯ２排出量を低減する、またはＣＯ２回収動力を低減する技術を採用している。
【００４０】
ガス化原料Ｃとしては、例えば、石炭、石油、バイオマス、廃棄物等が挙げられるが、これらに限定されるものではない。また、ガス化剤ＡＯ２は、例えば、酸素、空気、酸素富化空気等が挙げられるが、これらに限定されるものではない。
【００４１】
ここでは、以下、酸素を酸化剤とする石炭ガス化プラントの場合について、装置構成を説明する。本プラントは、酸素製造装置１、ガス化炉２、ガス精製装置３、燃料改質部、Ｏ２量論比燃焼を行う燃焼器としてのガスタービン燃焼器５、ガスタービン６、排熱回収ボイラ７、排ガス圧縮機８、発電機９、蒸気タービン１０等を備えている。
【００４２】
なお、燃料改質部は、燃料ガスと希釈剤との混合ガス中でＮＨ３の分解反応が主に進行する領域であり、燃料ガスの流路の希釈剤の供給位置４よりも下流の部分であって、混合ガス流路２２の上流側部分である。燃料改質部は供給路をそのまま利用したものであっても良いし、あるいは燃料ガスと希釈剤との混合を促進させる特別な装置等であっても良い。
【００４３】
本実施形態では、混合ガス流路２２の少なくとも燃料改質部は、混合ガスの温度を３００〜６００℃にすることができる温度になっている。混合ガスの温度を３００〜６００℃にすることで、燃料ガス中のＮＨ３の分解反応を促進させることができる。
【００４４】
ガス化炉２に必要な酸化剤ＡＯ２は、酸素製造装置１にて生成される。酸素製造装置１では図示しない圧縮機で供給される高圧空気から、酸素ＡＯ２を分離し、ガス化炉２とガスタービン燃焼器５へ供給される。ガス化炉２では、酸素ＡＯ２の供給により、石炭Ｃを酸素酸化してガス化ガス燃料ＣＧ１を発生し、ガス精製装置３により脱塵、脱硫してガス化ガス燃料ＣＧ２とし、さらに供給位置４よりも下流の混合ガス流路２２にてガス化ガス燃料ＣＧ２中の窒素化合物を分解除去してガスタービン燃焼器５に供給するガス化ガス燃料ＣＧ３を生成する。ガス化炉２の負荷が上昇して、ある程度以上の品位のガス化ガス燃料ＣＧ３が製造されるようになると、これをガスタービン燃焼器５に供給する。ガスタービン６では、ガス化ガス燃料ＣＧ３を起動用燃料と切り替えて運転を開始し、さらにプラント負荷を上昇させ、主に定格条件にて運転する。
【００４５】
なお、燃料ガスについて、特に区別する場合には、ガス化炉２で生成されたものをガス化ガス燃料ＣＧ１といい、更にガス精製装置３で精製されたものをガス化ガス燃料ＣＧ２といい、更に希釈剤が混合されたものを混合ガス又はガス化ガス燃料ＣＧ３という。また、燃焼器５から排出された排気ガスについて、特に区別する場合には、燃焼器５からの排出直後のものをガスタービン燃焼排気ガスＦＧといい、更にガスタービン６を通過したものをガスタービン排気ガスＧという。
【００４６】
また、ガスタービン６の高温のガスタービン排気ガスＧは、排熱回収ボイラ７で給水ＦＷに熱を受け渡し、発生した水蒸気ＳＴを蒸気タービン１０に案内して、これを駆動して、発電器９により発電する。蒸気タービン１０で動力回収された水蒸気ＳＴは復水器１１によって給水ＦＷに腹水された後、排熱回収ボイラ７に供給される。一方、排熱回収ボイラ７を通過した排気ガスの一部または全量を希釈剤としてリサイクルしており、排気ガスの一部を希釈剤としてリサイクルした場合には、残りの排気ガスはＣＯ２回収装置１２によってＣＯ２を回収された後、煙突１３から排気される。なお、図１中符号ＣＤは、ガスタービン排気ガスから回収したＣＯ２である。
【００４７】
排気ガス循環型火力発電プラントは、ガスタービン燃焼器５から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクルして希釈剤として燃料ガスに混合させるリサイクル系２１と、希釈剤が混合された燃料ガス（混合ガス）を、燃料ガス中のＮＨ３を希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２によってＮ２とＨ２Ｏに分解させながら搬送する混合ガス流路２２とを備えており、燃焼器５は、燃料ガス中に残留しているＮＨ３を燃焼させて窒素酸化物に酸化させるものであり、リサイクル系２１によって希釈剤を燃料ガスに混合させることでＮＨ３の分解反応と酸化反応とが繰り返えされて排気ガス中の窒素酸化物の濃度を一定範囲に維持するようにしている。
【００４８】
希釈剤の供給位置４は、ガス精製装置３とガスタービン燃焼器５との間に設けても良いし、ガス化炉２とガス精製装置３との間に設けても良い。即ち、ガス精製装置３による精製後のガス化ガス燃料ＣＧ２に希釈剤を混合させても良いし、精製前のガス化ガス燃料ＣＧ１に希釈剤を混合させても良い。混合ガス流路２２は燃料ガスを燃焼器５に供給する流路のうち、希釈剤が混合された燃料ガス即ち混合ガスが流れる部分であり、前者の場合にはガス精製装置３と燃焼器５との間に混合ガス流路２２の上流端が位置し、後者の場合にはガス化炉２とガス精製装置３との間に混合ガス流路２２の上流端が位置する。
【００４９】
混合ガス流路２２では、ガスタービン燃焼排気ガスＦＧ（希釈剤）中の微量の窒素酸化物と微量の酸素と共に、ガスタービン６へ供給するガス化ガス燃料ＣＧ２の全量を燃料改質部に供給することにより、ガス化炉２内の適当な温度領域の熱を利用して、ガス化ガス燃料ＣＧ２中の窒素化合物と燃料改質部に供給したガスタービン燃焼排気ガスＦＧ中の窒素酸化物をＯ２の存在下で窒素分子（Ｎ２）に分解する。
【００５０】
排気ガス循環型火力発電プラントの運転方法は、ガスタービン燃焼器５から排出された排気ガスの一部又は全部をリサイクルして希釈剤として燃料ガスに混合し、燃焼器５で燃焼させる前に希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２を燃料ガス中の窒素化合物に反応させてＮ２とＨ２Ｏに分解すると共に、未分解の窒素化合物を燃焼器５で燃焼させて窒素酸化物に酸化させ、窒素化合物の分解反応と酸化反応とを繰り返すことで排気ガス中の窒素酸化物の濃度を一定範囲に維持しながら運転を行うものである。
【００５１】
排気ガス中の窒素酸化物を一定範囲の値に維持するための調整は、プラントの定格運転前に予め行っておいても良いし（事前調整）、定格運転時に随時行うようにしても良い（フィードバック制御）。本実施形態では事前調整しており、調整後に定格運転を行うようにしている。ここで、定格運転前の事前調整は、プラントの起動運転時に行うものであっても良いし、プラントの設計時に使用するガス化原料Ｃを決めて当該ガス化原料Ｃに合わせて調整するものであっても良い。
【００５２】
排気ガス中の窒素酸化物を一定に維持するための調整は、排気ガス中の窒素酸化物の濃度を調整することで行う。このような調整としては、希釈剤中の窒素酸化物およびＯ２を燃料ガス中の窒素化合物に反応させてＮ２とＨ２Ｏに分解する分解反応の温度（混合ガスの温度）の昇降により窒素化合物の分解率を変化させる手法（温度調整手法）、分解反応の時間（分解反応をさせておく時間、換言すると、燃焼器５で燃焼させるまでの時間）の増減により窒素化合物の分解率を変化させる手法（時間調整手法）、希釈剤の混合量の増減により窒素化合物の分解率を変化させる手法（混合量調整手法）、燃焼器５に供給する酸化剤の一部又は全部を燃料ガスに混合し、酸素量を変化させることで窒素化合物の分解率を変化させる手法（酸素量調整手法）がある。これらの手法をそれぞれ単独で行っても良いし、一部又は全部を組み合わせて行っても良い。なお、本実施形態のように希釈剤の供給位置４が１箇所であり且つ燃料ガスに混合させる酸化剤の供給量を増減する第２の流量調節手段を備えていない場合には、起動運転を行いながらの調整は混合量調整手法のみ採用可能である。
【００５３】
図２は、混合ガス流路２２にて、ガス化ガス燃料ＣＧ２中のアンモニアとガスタービン排気ガスＧ中のＮＯの分解について、反応動力学に基づく数値解析により検討した結果である。
【００５４】
数値解析には、MillarとBowmanによって提案された素反応スキームを使用した（文献名：Miller,J.A., and Bowman,C.T., 1989, “Mechanism and modeling of nitrogen chemistry in combustion,” Prog. Energy Combust. Sci., Vol.15, pp.287-338.）。この文献の素反応スキームは、２４８式の素反応からなり、考慮されている化学種は５１成分である。尚、素反応スキームは様々に提案されているが、本願発明者はガス化ガス中のＮＨ３とＮＯの反応解析において、一定の条件の下で実験結果と一致することを確認している（文献名：Hasegawa,T.他, “Study of Ammonia Removal from Coal Gasified Fuel,” Combustion and Flame, Vol.114, pp.246-258, 1998.）。
【００５５】
熱力学データは、JANAFの熱力学物性値を使用し、不明の物性値については、Gibbsの標準生成エネルギーと化学平衡定数の関係から導出した。すなわち、５１成分の化学種が含まれる化学反応式系から、反応時間に対する各化学種濃度を求める微分方程式が５１式作成できる。この５１式の非線形微分方程式系をGear法を用いて解くことにより、任意の反応時間後の各化学種濃度を求めた。また、反応過程において、すべての化学種は均一に混合されているものとし、拡散・混合過程は考慮せず、反応は一定温度で進行するものとした。尚、数値解法は、Gear法に限定されるものではなく、ルンゲクッタ法等の他の数値解法を用いてもよい。
【００５６】
閉サイクルガスタービン燃焼器の定格条件での各種流体の状態量、燃焼器内圧力、燃焼器出口ガス温度等を表１（ＣＯ２回収型高効率ＩＧＣＣシステム用ガスタービン燃焼器の定格条件）に示す。反応時間は１０ｓに設定している。数値解析は、表１に示すガス化ガス燃料と希釈剤の一部（ガス化ガスの３倍のガスタービン排気ガスＧ）を混合したガスについて、反応温度を２００℃〜１２００℃の範囲で実施した。ガス化ガス燃料および希釈剤を混合した後のＮＨ３およびＮＯ濃度はそれぞれ１２５ｐｐｍｖとした。なお、ここでの解析は、発電端出力で４１６ＭＷ級のＣＯ２回収型石炭ガス化複合発電プラントを対象としている。ただし、ＮＨ３分解の解析自体にはプラント出力等は影響しない。
【００５７】
図２に解析結果を示す様に、反応温度を３００℃以上にすることによりガス化ガス中のＮＨ３とガスタービン燃焼排気ガス中のＮＯは一部または全量をＮ２に分解することができることが明らかとなった。
【００５８】
そして、反応温度を４００〜４８０℃に設定することにより、ＮＨ３とＮＯの全体の分解率（ＤｅＴＦＮ）を５０％以上とすることができる。
【００５９】
また、「ＤｅＴＦＮ≧４０％」を基準にするのであれば、反応温度は３５０〜５５０℃になる。この場合、ガスタービンの定格条件で、ガス化ガス燃料中のＮＨ３を１モルとすると、排気ガス中のＮＯｘは１モル以下になる。これは、脱硝装置を設置した場合の脱硝率：約８０％に相当する。火力プラントでは、脱硝率を８０〜９５％で運用しているので、脱硝装置を不要にすることができる。
【００６０】
一方、反応温度を６００〜１０００℃の高温に設定すると、ＮＨ３の９０％以上をＮ２に分解することが可能であるものの、一方でＮＯの分解率が低下し、ＤｅＴＦＮも低下することがわかる。
【００６１】
以上より、混合ガスの温度を３００〜６００℃にすることが好ましく、なかでも３５０〜５５０℃にすることがより好ましく、更には、４００〜４８０℃にすることがより好ましい。混合ガスは燃焼器５に到達するまでに、上記温度に保持され且つその温度での反応に必要な時間維持される。
【００６２】
【表１】
2014031768.tif 000003
【００６３】
また、燃料改質の方法として、供給位置４をガス精製装置３の上流側に設置することや、ガスタービン排気ガスＧの熱を利用するために排熱回収ボイラ７の前後に設置する（配管を取り回して混合ガス流路２２を排熱回収ボイラ７または煙道に設置するか、または熱交換器を設置し加熱する）ことも考えられる。前者の場合、ガス精製前に燃料改質を実施することで、反応温度をより高い状態で燃料改質を実施することができ、燃料改質の反応熱を得るための加熱を要し無い。
【００６４】
混合ガス流路２２では、燃料ガス中の窒素化合物（以下ではＮＨ３として説明する）とガスタービン燃焼排気ガスＦＧ中の窒素酸化物（以下ではＮＯとして説明する）の全量または一部を総括反応式（１）に示す様にＮ２に分解する。改質したガス化ガス燃料ＣＧ３を、酸素を主体とする酸化剤ＡＯ２と共にガスタービン燃焼器５に供給し、量論比燃焼させ、ガスタービン６を駆動し、発電機９により発電する。ガス化ガス燃料中のアンモニア（ＮＨ３）とガスタービン排気ガス中のＮＯをＮ２に分解することにより、ガスタービン排気ガスＧに生成するＮＯｘ量を調整し、プラントから排出されるＮＯｘを大幅に低減することができる。
【００６５】
なお、本実施形態では、ガス化ガス燃料ＣＧ３のＯ２による量論比燃焼は燃焼温度が高いため、ガスタービン排気ガスＧをガスタービン燃焼器５にも供給して燃焼温度を所定の温度にまで低減している。
【００６６】
排気ガス中の窒素酸化物の濃度は、ＮＨ３の分解率と窒素酸化物の循環モル量との関係から自動的に適当な範囲の値に収束する。
【００６７】
この様に、ガスタービン排気ガスＧ中のＮＯｘ生成量を調整することにより、ガスタービン排気ガスＧの大半を循環させる閉サイクルガスタービンをガス化発電プラントに採用することが可能となり、ＣＯ２分離・回収技術に大きく依存せず、かつプラントの熱効率を損なうことなく発電プラントから排出されるＣＯ２を削減することができる。
【００６８】
また、ガスタービン燃焼器５では、燃料ガスに希釈剤としてガスタービン排気ガスＧを予め混合してガスタービン燃焼器５に供給することにより、希釈剤中のＯ２をガスタービン燃焼に積極的に関与させることができ、ガスタービン排気ガスＧ中に残存するＯ２濃度を低減して、ガスタービン排気ガスＧの石炭搬送等への使用をより容易にするという相乗効果が得られる。
【００６９】
次に、本発明の第２の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図３は、ガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントの構成を示す概略図である。このプラントでは、定格運転を行いながら排気ガス中の窒素酸化物濃度を計測し、その計測値が予め求められた目標値になるように調整を行いながら定格運転を行うようにしている。即ち、排気ガス中の窒素酸化物の濃度が一定範囲の値に維持されるようにフィードバック制御が行われる。本実施形態では、ガスタービン排気ガスＧ中のＮＯ濃度を分析装置１５により監視して、ＮＯ濃度が一定範囲の値にバランスするように、供給位置４に供給するガスタービン燃焼排気ガスＨＧ２の供給量を調整することを特徴としている。なお、排気ガス中の窒素酸化物の濃度は、制御しなければ、通常、増加方向に変化するので、一定値以下になるように制御することで一定範囲の値に維持することができる（他の実施形態でも同様）。
【００７０】
供給位置４に希釈剤として供給するガスタービン燃焼排気ガスＨＧ２の供給量は、例えば、流量調整弁の開度により調整する。即ち、希釈剤の供給量を増減する第１の流量調節手段２３としての流量調整弁を備えている。
【００７１】
なお、希釈剤について、特に区別する場合には、排ガス圧縮機８により圧縮された後のものを排気ガスＨＧといい、更に燃焼器５に供給されるものをガスタービン燃焼排気ガスＨＧ１といい、更に供給位置４に供給されるものをガスタービン燃焼排気ガスＨＧ２といい、更にガス化炉２に供給されるものをガスタービン燃焼排気ガスＨＧ３という。
【００７２】
図４は、図２と同様に、混合ガス流路２２にて、ガス化ガス燃料ＣＧ２中のＮＨ３とガスタービン排気ガスＧ中のＮＯの分解に及ぼす希釈量の影響について、反応動力学に基づく数値解析により検討した結果である。ガス化ガス燃料と希釈剤の組成は表１に示す値で一定、反応温度は４００℃で一定として、供給位置４に供給するガスタービン排気ガス量を変化させて、アンモニア（ＮＨ３）とＮＯの分解率を調べている。横軸は、希釈量（ガスタービン排気ガス供給量）／ガス化ガス燃料供給量の比率（希釈比率）で示している。解析では、ガス化ガス燃料中のＮＨ３濃度は５００ｐｐｍｖで一定として、供給するＮＯ濃度もＮＨ３と当モルになるように調整している。図４に示す解析結果から、当該反応温度では、希釈比率の上昇に伴いＮＨ３の分解率（ＤｅＮＨ３）は上昇し、ＮＯ分解率（ＤｅＮＯ）は希釈比率＝３から４で最大値を示し、ＮＨ３およびＮＯ全体の分解率（ＤｅＴＦＮ）は緩やかに上昇する傾向を示すことがわかる。図４はＮＨ３とＮＯの相互分解反応についての数値解析の一例であり、ガスタービン排気ガス供給量の最適値はガス化ガスおよびガスタービン排気ガスの組成、および反応温度にも影響を受ける。
【００７３】
総括反応式（１）は、当モルのＮＨ３とＮＯが反応してＮ２に分解する総括反応である。燃料ガス中のＮＨ３は燃焼過程でほとんどがＮＯに酸化される。そのため、混合ガス流路２２で分解せずに残るＮＨ３とＮＯの合計がガスタービン排気ガス中のＮＯｘ濃度になる。本発明が主に対象とする閉サイクルガスタービンでは、ガスタービン排気ガスＧのほとんどを作動媒体として循環させているので、対策を講じなければガスタービン排気ガスＧ中のＮＯｘ濃度は飽和するまで増大することになり、閉サイクルガスタービンの実現と下流側の発電プラント構成機器の運転に支障をきたすことが懸念される。そこで、ガスタービン排気ガスＧ中のＮＯ濃度を監視して、ガスタービン排気ガスＧ中のＮＯ濃度が一定範囲の値になるように該ガスタービン排気ガスＧの供給量を調整することにより、燃料ガス中のＮＨ３と供給するガスタービン排気ガスＧ（希釈剤）中のＮＯのＮ２への相互分解反応を適正に制御することができる。
【００７４】
また、ＮＨ３の分解には、総括反応式（１）だけでなく、総括反応式（２）の現象も生じていると考えられ、かつ、多くの素反応が関係する反応現象である。そのため、ＮＨ３とＮＯの当モル反応の制御では適正でない場合も生じる可能性が予想される。この様な場合は、当該システムの運転データおよび数値解析によるＮＨ３分解条件データ、具体的には、燃料組成、排気ガス組成、各組成に応じたＮＨ３とＮＯの分解条件に関する最適な反応条件（反応温度、反応時間）、最適な反応条件に及ぼす排気ガス混合量の影響などに関するデータを取得してデータベースを作成することにより、ガスタービン排気ガスＧ中のＮＯ濃度が一定範囲の値に維持されるように、供給位置４への該ガスタービン排気ガスＧの供給量を調整することにより、閉サイクルガスタービンにおけるＮＯｘ生成を所定の濃度以下に抑制することができる。これにより、外部へのＮＯｘの排出量を減少させることが出来るので、脱硝設備の容量を縮小するか、または設置が不要な発電プラントを実現し、プラントの初期コストおよび運用コストを削減することができる。
【００７５】
なお、上述の説明では、第１の流量調節手段２３として、供給位置４への希釈剤の流量を直接調整する流量調整弁を設けていたが、これには限られず、供給位置４への希釈剤の供給量を増減できるものであれば採用可能である。例えば、図１５に示すように、リサイクル系２１の分岐点に第１の流量調節手段２３としての弁を設けてリサイクル系２１への流入割り合いを変えることで供給位置４への希釈剤の供給量を調整するようにしても良い。
【００７６】
次に、本発明の第３の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図５は、ガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントの構成を示す概略図である。このプラントでは、希釈剤の燃料ガスへの供給位置４を複数設けると共に、使用する供給位置４を切り替える切り替え手段２４を備えている。
【００７７】
本実施形態では、切り替え手段２４として各供給位置４に通じる流路を切り替える切り替えバルブを備えている。
【００７８】
各供給位置４はガスタービン燃焼器５までの距離が異なっている。即ち、各供給位置４毎に混合ガス流路２２の長さが異なっている。したがって、各供給位置４からガスタービン燃焼器５まで流れるのに要する時間が異なり、分解反応の時間を変化させることができる。本実施形態では、供給位置４は、例えばガス化炉２の出口近傍、ガス精製装置３の入り口近傍、ガス精製装置３の内部、ガス精製装置３の出口近傍、ガス精製装置３とガスタービン燃焼器５との中間位置付近、ガス精製装置３とガスタービン燃焼器５との中間位置よりもガスタービン燃焼器５に近い位置、にそれぞれ設けられている。
【００７９】
供給位置４を複数設け、使用する供給位置４即ち希釈剤を供給する供給位置４を切り替え手段２４によって切り替えることで、混合ガスがガスタービン燃焼器５に到達するまでの時間を変化させることができるので、混合ガス流で総括反応式（１）の分解反応をさせている時間を変えることができる（時間調整手法）。反応時間を調整することにより、燃料ガス中のＮＨ３と排気ガス中のＮＯのＮ２への分解を調整することができる。
【００８０】
供給位置４の設置位置は、上流部のガス化炉２から燃焼器５に至るまでの領域に設置できる。特に、総括反応式（１）に記述されるＮＨ３とＮＯの相互分解反応は、反応時間と反応温度を適切に設定することにより、促進される。特に、触媒等を使用しない場合は、ガス化炉２から燃焼器５まで、任意の位置にガスタービン燃焼排気ガスＧ（希釈剤）を供給し、ＮＨ３とＮＯをＮ２に分解させることが可能である。これは、燃料ガスと希釈剤との混合ガス中におけるＮＨ３、ＮＯ濃度およびＯ２濃度が小さく、また、燃料の酸化反応にほとんど影響しないためである。そこで、供給位置４には燃料ガス中に希釈剤を分散させて混合するように供給ノズルを設け、混合した反応ガス（混合ガス）は下流側に進み、その反応温度にしたがって、総括反応式（１）で記述されるＮＨ３とＮＯのＮ２への分解が進行する。特に、反応温度窓とよばれる適正な反応温度が相対的に低い場合、相互分解反応に要する反応時間は長くなる。このため、排気ガスの供給位置４を選択して反応時間を調整し、排気ガス中のＮＯ濃度を一定範囲に維持するように、プラントを制御することにより、ガスタービン排気ガス中のＮＯの生成の増大を抑制し、閉サイクルガスタービンを実現する。
【００８１】
次に、本発明の第４の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図６は、ガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントの構成を示す概略図である。このプラントではガスタービン燃焼排気ガス中のＮＯ濃度およびその他の組成を分析装置１５により計測・監視して、燃焼ガス中のＮＯ濃度が一定範囲に維持されるように、使用する供給位置４を調整するもの、即ち使用する供給位置４を選択するものである。なお、図６では排熱回収ボイラ７等の記載を省略している。
【００８２】
切り替え手段２４によって使用する供給位置４を切り替えることで、ＮＨ３とＮＯのＮ２への分解反応条件の最も重要な項目の一つである反応時間を適正化し、プラントで生成されるＮＯｘを一定範囲の値に維持するようにガス化発電プラントを運用することができる。すなわち、反応時間を増加させる場合にはより上流側の供給位置４に切り替え、反応時間を減少させる場合にはより下流側の供給位置４に切り替えることで、確保できる反応時間を適正化する。
【００８３】
次に、本発明の第５の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図７は、ガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントの構成を示す概略図である。このプラントでは、ガスタービン燃焼器５に供給する酸化剤の一部又は全部を燃料ガスに混合させるバイパス流路２５を備えている。本実施形態では、ガスタービン燃焼器５に供給する酸化剤の一部または全量を供給位置４に供給する系統ＡＯ２３（バイパス流路２５）を設けて、反応ガス（混合ガス）組成中の主にＯ２成分濃度を調整することにより、総括反応式（１）で記述される燃料ガス中のＮＨ３と希釈剤中のＮＯとのＮ２への相互分解反応を調整するものである。
【００８４】
図８は、混合ガス流路２２にて、ガス化ガス燃料ＣＧ２中のＮＨ３とガスタービン排気ガスＧ中のＮＯの分解について、反応動力学に基づく数値解析により検討した結果である。数値解析では図２と同じ手法を用いている。解析条件は表１に示すガス化ガス燃料と希釈剤の一部（ガス化ガス燃料の３倍の希釈剤）を混合した混合ガス（表２の基準条件）に、ガスタービン燃焼器５に供給する酸化剤の一部を供給・混合した場合の解析結果、および前記混合ガスからＯ２成分濃度を低下させた場合の解析結果（Ｏ２濃度＝０．２５ｖｏｌ％）を比較して示している。ガス化ガス燃料中のＮＨ３濃度を５００ｐｐｍｖとしており、ガス化ガス燃料、希釈剤および酸化剤を混合した後のＮＨ３およびＮＯ濃度はそれぞれ１２５ｐｐｍｖとした。
【００８５】
【表２】
2014031768.tif 000004
【００８６】
図８の解析結果によれば、混合ガス中のＯ２成分濃度に応じて反応温度を適正化することにより、ＮＨ３とＮＯの全体の４０〜６０％（ＤｅＴＦＮ）を分解できることがわかる。この際、ガス化ガス燃料中の主要な可燃性成分であるＣＯとＨ２の酸化反応はほとんど生じないことを確認している。当該最適反応温度は、ガス化ガス燃料、希釈剤および酸化剤の組成に応じて変化するため、予めデータを取得して、各組成に応じた最適な反応温度を求めておくか（事前調整）、前記反応動力学解析により最適な反応温度をガス化発電プラントを運転しながら求める（フィードバック調整）ようにしても良い。
【００８７】
ガス化ガス燃料に酸化剤を混合することを考慮した場合、反応温度は低いことが望ましい。図８の解析結果は、燃料の酸化を抑制しつつ、ＮＨ３とＮＯのＮ２への相互分解反応を３５０℃という低い反応温度で促進できることを示しており、脱硝設備などの付帯設備の設置をできるだけ少なくして初期コストを低減するとともに、システムを簡素化するガス化ガス燃料用閉サイクルガスタービン発電プラントの実現を可能にする。
【００８８】
次に、本発明の第６の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図９は、ガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントの構成を示す概略図である。このプラントでは、燃焼器５へ供給するガス化ガス燃料ＣＧ３中のＮＨ３濃度およびガスタービン排気ガスＧ中のＮＯ濃度を、分析装置１５により監視して、ガスタービン燃焼排気ガス中のＮＯ濃度が一定範囲の値に維持されるように、混合ガス流路２２の反応温度を調整するとともに、供給位置４に導入する酸化剤およびガスタービン燃焼排気ガスＨＧ２（希釈剤）の供給量を調整することを特徴としている。なお、本実施形態では、ガス化ガス燃料ＣＧ３中のＮＨ３濃度とガスタービン排気ガスＧ中のＮＯ濃度を同じ分析装置１５によって監視するようにしていたが、それぞれ専用分析装置を用いて別々に監視するようにしても良い。
【００８９】
本実施形態では、ガスタービン燃焼器５に供給する酸化剤の一部又は全部を燃料ガスに混合させるバイパス流路２５の途中に、燃料ガスに混合させる酸化剤の供給量を増減する第２の流量調節手段２６を設けている。第２の流量調節手段２６としては、例えば解析装置１６からの操作信号１６ａを受けて弁開度を変化させる流量調整弁の使用が可能であるが、これには限られない。
【００９０】
ガス化ガス燃料ＣＧ３およびガスタービン排気ガスＧの状態量の値については分析装置１５から解析装置１６に送られ、ガス化ガス燃料ＣＧ３中のＮＨ３とガスタービン排気ガスＧ中のＮＯのＮ２への分解を促進する最適な条件を算出し、燃料改質部の最適な反応温度値を指示する信号１６ａと、燃料改質部に供給するガスタービン燃焼排気ガスおよび酸化剤ＡＯ２３の供給量を指示する信号１６ｂを送信する。燃料改質部における最適な反応条件については、例えば、第１の実施形態に記載した反応動力学に基づく数値解析を用いてもよい。図２および図８に試算例を示したように、反応動力学数値解析により、ガス化ガス燃料ＣＧ３とガスタービン排気ガスＧの組成に応じた最適な反応温度を算出することが可能である。
【００９１】
本実施形態の燃料改質部には図示しない温度調節用の加熱器が設置されており、解析装置１６からの信号１６ａによって加熱器が操作されて燃料改質部の温度が調整される。加熱器では、信号１６ａに応じた加熱温度になるように燃料または電気による加熱量を調節する。ただし、温度調整の手段としてはこれに限られず、ガス化炉２またはガスタービン排気ガスＧ、ガスタービン車室および膨張タービン６に熱源を求めても良い。この場合、外部熱源を使用しないためプラント熱効率を損なうこと無く運用できる。
【００９２】
また、供給位置４に供給するガスタービン燃焼排気ガスＨＧ２および酸化剤ＡＯ２３の供給量については、例えば、流量調整弁（第１の流量調節手段２３）、流量調整弁（第２の流量調節手段２６）の開度により調整する。
【００９３】
これにより、混合ガス流路２２内での反応条件を最適化し、プラントへの影響を最小限にしつつ、ガス化ガス燃料中のＮＨ３とガスタービン燃焼排気ガス中のＮＯをＮ２に分解し、プラントで生成されるＮＯｘを一定範囲の値に維持するようにガス化発電プラントを運用することができる。
【００９４】
次に、本発明の第７の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図１０は、ガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントの燃料改質部における燃料の改質反応に要する反応熱を、ガス化炉２またはガスタービン排気ガスＧに熱源を求めたものである。
【００９５】
総括反応式（１）に示すように、燃料改質部におけるＮＨ３とＮＯのＮ２への相互分解反応には、反応系にＯ２が必要である。図８に示すように、反応系のＯ２濃度が低い場合は、総括反応（１）が所定以上の反応速度を有するには４００℃〜７００℃の反応温度が必要になる。一方で、反応系のＯ２濃度が高い場合は、高い反応温度ではＮＨ３がＮＯに酸化されてしまうため、図８に示すように反応温度を３００℃〜５００℃に設定する必要がある。さらにＯ２濃度が高い場合には、反応温度をより低温に設定する必要がある。すなわち、ガス化ガス燃料中のＮＨ３と希釈剤中のＮＯを燃料改質部にて同時にＮ２に分解するには、燃料改質部のＯ２濃度と反応温度は逆の相関関係を有することになる。高い反応温度を得るには、ガス化炉２を熱源とすることが相応しく、逆に低い温度で、かつより狭い温度範囲に調整することが重要になる場合は、ガスタービン６の排気ガスラインを熱源とすることにより、所定の温度に調節することが可能になる。例えば、ガスタービン燃焼排気ガスを循環させてガスタービン６に供給するには排気ガスの温度を下げてから圧縮機８で昇圧する必要があり、この排気ガスラインに設けた熱交換器１７により熱源を求めるか、排熱回収ボイラ７を熱源とすることで、排気ガス温度以下の任意の温度に調整することを可能にする。これにより、燃料改質に要する熱源を外部に求める必要が無くなり、所内動力を要することなく、ガス化ガス燃料中のＮＨ３とガスタービン排気ガス中のＮＯをＮ２に分解し、プラントで生成されるＮＯｘを低減できる。これにより、閉サイクルガスタービン排気におけるＮＯｘの増大を抑制し、ＣＯ２排出量を低減する高効率ガス化発電プラントの実現を可能にする。
【００９６】
次に、本発明の第８の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図１１は、ガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントの燃料改質部の設置場所を示す概略図である。本実施形態のプラントは、燃料改質部を、第１の実施形態のプラントに対して、燃焼器５内上流部、燃焼器５内筒と外筒の間、またはガスタービン燃焼器５尾筒部に設けることを特徴とする。
【００９７】
燃料改質部をガスタービン燃焼器５の内筒と外筒の間、または燃焼器５尾筒部に設けることにより、燃焼器５内筒および尾筒を冷却しつつ、燃料改質を実現する。また、燃料改質部の機能をガスタービン燃焼器５上流部に設けることにより、燃焼反応による反応熱の一部を燃料の改質に利用することが可能になり、燃料改質のための熱源との熱交換に要する設備や構造等が必要無く、より簡素な構造で燃料改質を実現する。
【００９８】
以上の燃料改質部の構造により、第１の実施形態のプラントと同様に、ガスタービンの作動負荷範囲内において、乾式ガス精製を採用するガス化発電プラントにおいて、プラントの熱効率を損なうことなく、且つ、プラントシステムとしてより簡素な構造で、ＮＯｘ生成量を一定範囲の値に維持し、閉サイクルガスタービンを実現することが可能となる。
【００９９】
次に、本発明の第９の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型複合発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図１２は、ガス化ガス燃料改質型複合発電用ガスタービンプラントの構成を示す概略図である。本実施形態のプラントは、燃料改質部をタービン翼内部に設けることを特徴とする。
【０１００】
ガスタービンでは、膨張タービン６における静翼、動翼を冷却する必要がある。通常の産業用ガスタービンでは、主にガスタービンの作動媒体である空気により翼が冷却されており、一部のガスタービンでは水蒸気が冷却に使用されている。しかしながら、本発明が対象とするガス化ガス燃料のＯ２量論比燃焼による閉サイクルガスタービンでは、ガスタービン排気ガスＧが循環する。当該システムでは、タービン翼の冷却には水蒸気を採用するか、ガスタービン燃焼排気ガスＧ、ガス化ガス燃料または酸化剤を使用することが考えられる。
【０１０１】
本実施形態では、燃料改質部をガスタービン翼の内部に設けることにより、タービン翼を冷却すると同時にガス化ガス燃料中のＮＨ３とガスタービン排気ガス中のＮＯをＮ２に分解する。これにより、燃料改質部の熱源のための所内動力を要しないことに加えて、タービン翼を冷却した熱を回収することでプラント熱効率の向上が図れるという相乗効果が得られる。
【０１０２】
次に、本発明の第１０の実施形態について説明する。なお、上述の発電プラントと同一の部材・構成要素については同一の符号を付し、それらの詳細な説明は省略する。本実施形態では排気ガス循環型火力発電プラントとしてガス化ガス燃料改質型発電用ガスタービンプラントを例に説明する。図１３はガス化ガス燃料改質型発電ガスタービンプラントの構成を、図１４はその運転方法を示している。
【０１０３】
このプラントでは、希釈剤の燃料ガスへの供給位置４を複数設けると共に、使用する供給位置４を切り替える切り替え手段２４と、希釈剤の供給量を増減する第１の流量調節手段２３と、燃焼器５に供給する酸化剤の一部又は全部を燃料ガスに混合させるバイパス流路２５と、燃料ガスに混合させる酸化剤の供給量を増減する第２の流量調節手段２６を備えている。
【０１０４】
また、このプラントは、定格運転を行いながら排気ガス中の窒素酸化物濃度を計測し、その計測値が予め求められた目標値になるように調整を行いながら定格運転を行っている。即ち、排気ガス中の窒素酸化物濃度が予め設定された一定範囲の値になるようにフィードバック制御を行っている。ガス化ガス燃料ＣＧ３およびガスタービン排気ガスＧの状態量の値については分析装置１５から解析装置１６に送られる。解析装置１６は、ガス化ガス燃料ＣＧ３中のＮＨ３とガスタービン排気ガスＧ中のＮＯのＮ２への分解を促進する最適な条件を算出し、第１の流量調節手段２３、切り替え手段２４、第２の流量調節手段２６を操作する。なお、図１３では排熱回収ボイラ７等の記載を省略している。
【０１０５】
プラントの運転が開始されてからある程度の時間が経過し、運転が安定した後、定格運転が開始されてフィードバック制御が行われる。定格運転では燃料ガスの組成（ＮＨ３，Ｏ２等）と排気ガス（希釈剤）の組成（ＮＯ，Ｏ２等）が計測、監視されている（ステップＳ４１）。
【０１０６】
また、ＮＯ／ＮＨ３モル比と混合ガス（燃料ガスと希釈剤）中のＯ２濃度とＤ／Ｆ比率（＝希釈剤の量／燃料ガスの量）との関係、ＮＨ３の分解反応の適正な反応時間と当該反応時間を確保できる希釈剤の供給位置４との関係、ＮＨ３の分解反応の適正な反応温度と当該反応温度を確保できる希釈剤の供給位置４との関係が、数値解析とプラントの設計データによって予め求められてデータベース化されており、プラントの制御装置（図示せず）はこのデータベースを参照し、燃料ガスの組成及び希釈剤の組成の計測値に基づいて適切なＤ／Ｆ比率と希釈剤の供給位置４を決定し（ステップＳ４２）、切り替え手段２４と第１の流量調節手段２３を操作する（ステップＳ４３）。なお、ステップＳ４２において、第２の流量調節手段２６はリセット（開度＝０に操作）される。
【０１０７】
そして、制御装置は、分析装置１５による燃料ガスの組成（ＮＨ３，Ｏ２等）の計測値と排気ガスの組成の計測値を参照し（ステップＳ４４）、排気ガス中のＮＯｘ濃度が一定範囲にあれば（ステップＳ４５の判断がＹｅｓ）ステップＳ４６に進んで現状の運転を維持する。その後、制御装置はステップＳ４５の判断がＮｏになるまでステップＳ４６→ステップＳ４３→ステップＳ４４→ステップＳ４５→ステップＳ４６→…を繰り返し実行し、排気ガス中のＮＯｘ濃度を一定範囲でバランスさせながら運転を継続する。
【０１０８】
一方、排気ガス中のＮＯｘ濃度が一定範囲から外れると、制御装置はステップＳ４５からステップＳ４７へと進み、Ｄ／Ｆ比率と使用する供給位置４を再検討する。即ち、制御装置は、記憶しているデータベースを参照し、燃料ガスの組成及び希釈剤の組成の計測値に基づいて適切なＤ／Ｆ比率を決定し（ステップＳ４７）、決定したＤ／Ｆ比率による混合ガス中のＯ２濃度に基づいて適切な反応温度と反応時間を決定する（ステップＳ４８）。
【０１０９】
そして、決定した反応温度と反応時間が十分な場合は、ステップＳ４９からステップＳ５０へと進み、決定した反応温度と反応時間を満たす希釈剤の供給位置をデータベースを参照して決定する。その後、ステップＳ４３に戻り、ステップＳ４７で決定したＤ／Ｆ比率になるように第１の流量調節手段２３を操作すると共に、ステップＳ５０で決定した供給位置４になるように切り替え手段２４を操作する。
【０１１０】
一方、ステップＳ４８で決定した反応温度と反応時間が不十分な場合は、ステップＳ４９からステップＳ５１へと進み、適切な反応温度と反応時間を得ることができるように混合ガス中のＯ２濃度を調整する。制御装置は、先ずＤ／Ｆ比率の調整による混合ガス中のＯ２濃度調整によって適切な反応温度と反応時間を得ることができるか否かを判断する（ステップＳ５１）。即ち、制御装置はＤ／Ｆ比率を変化させた場合の混合ガス中のＯ２濃度の試算を行い、Ｄ／Ｆ比率を調整することで反応温度と反応時間を適切なのもとする混合ガス中Ｏ２濃度を試算し、排気循環ガス中のＮＯ濃度を一定の範囲で、最少にするＤ／Ｆを算出する。試算したＤ／Ｆにおいて、後述する図２３または図２５に示す様に、分解率ＤｅＴＦＮから算出される排気循環ガス中ＮＯ濃度が目的とするＮＯｘ調整範囲で、できるだけ最少にするように調整することができるか否かを判断する。
【０１１１】
そして、Ｄ／Ｆ比率の調整による混合ガス中のＯ２濃度調整によって適切な反応温度と反応時間を得ることができる場合には、ステップＳ５１からステップＳ４７へと進み、Ｄ／Ｆ比率を再設定する。一方、Ｄ／Ｆ比率の調整による混合ガス中のＯ２濃度調整によって適切な反応温度と反応時間を得ることができない場合には、ステップＳ５１からステップＳ５２へと進み、混合ガス中のＯ２濃度の不足を補う分だけ第２の流量調節手段２６を操作した後、ステップＳ４８へと戻る。そして、ステップＳ４８では、Ｄ／Ｆ比率によるＯ２量に第２の流量調節手段２６によるＯ２添加量を加味して適切な反応温度と反応時間を決定し、決定した反応温度と反応時間が十分な場合には、ステップＳ４９からステップＳ５０へと進んで当該反応温度と反応時間を満たす希釈剤の供給位置をデータベースを参照して決定し、ステップＳ４３以降を実行する。
【０１１２】
一方、ステップＳ４８で決定した反応温度と反応時間が不十分な場合は、ステップＳ４９からステップＳ５１へと進む。そして、ステップＳ５１では、前回のステップＳ５２の実行による第２の流量調節手段２６によるＯ２添加量を加味した上で、Ｄ／Ｆ比率の調整による混合ガス中のＯ２濃度調整によって適切な反応温度と反応時間を得ることができるか否かを判断し、適切な反応温度と反応時間を得ることができる場合にはステップＳ４７に進んでＤ／Ｆ比率を再設定し、ステップＳ４８以降を実行する。また、適切な反応温度と反応時間を得ることができる場合にはステップＳ５２に進んで第２の流量調節手段２６を再操作し、その後、ステップＳ４８以降を実行する。
【０１１３】
この様にプラントの運転を行うことで、ＮＨ３の供給・分解とＮＯｘの分解・発生とがバランスして、排気ガス中のＮＯｘ濃度が一定範囲に収まり、閉サイクルガスタービンプラントを成立させることができる。
【０１１４】
即ち、ガス化ガス燃料の組成および燃料改質部に供給する希釈剤または酸化剤の組成について計測、分析し、ガス化ガス燃料中のアンモニアと希釈剤中のＮＯをＮ２に分解するのに最適な反応温度および反応時間を導きだし、希釈剤を混合させる供給位置４として最適なものを選択する。最適な反応温度および反応時間の導出には、実験または数値解析により予めデータベースを作成するか、またはガス化ガス燃料、希釈剤、または酸化剤の組成により数値解析により算出するようにしても良い。そして、ガスタービン燃焼排気ガスの組成を計測し、所定範囲のＮＯ濃度にバランスさせることができる燃料改質部の反応条件を設定する。これによれば、燃料改質部における反応条件を必要以上に過酷な条件に設定することを回避できる。また、燃料改質部の反応の促進を図るために触媒を用いる場合であっても、不必要な反応促進を回避できるので、触媒の寿命の延伸を図ることも可能である。
【０１１５】
なお、上述の説明では、運転前に予めデータベースを作成しておき、このデータベースを使用してフィードバック制御を行っていたが、このようなデータベースを予め準備せずに運転中に必要に応じてその都度数値解析を行って排気ガス中のＮＯｘ濃度が一定範囲の値になるようにフィードバック制御を行っても良い。
【０１１６】
なお、上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるがこれに限定されるものではなく本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。
【実施例１】
【０１１７】
（１）  ガス化炉で生成したガス化ガスを乾式ガス精製装置で精製して燃料ガスとしてＯ２量論比燃焼を行う燃焼器で燃焼させる火力発電プラントにおいて、外部熱源や動力を必要とせず、ガス化燃料中のアンモニアを無触媒でＮ２に気相分解する手法について、均一予混合反応を仮定した反応動力学解析により検討した。解析は、発電端出力で４１６ＭＷ級のＣＯ２回収型石炭ガス化複合発電プラントを対象とした。ただし、ＮＨ３分解の解析自体にはプラント出力等は影響しない。
【０１１８】
なお、主な記号の意味は次の通りである。
Ｄ／Ｆ  …  希釈剤／燃料の供給量比率（希釈比率）：燃料の何倍の希釈剤を供給したかを表す量［ｍｏｌ／ｍｏｌ］
ＤｅＮＨ３  …  燃料中ＮＨ３のＮ２への分解率［％］
ＤｅＮＯｘ  …  反応器に供給する排気ガス中ＮＯのＮ２への分解率［％］
ＤｅＴＦＮ  …  反応器でのＮＨ３とＮＯの合計のＮ２への総合の分解率［％］＝（１−（反応後の（ＮＨ３＋ＮＯ）濃度）÷（反応前の（ＮＨ３＋ＮＯ）濃度））×１００［％］
Ｔｒ  …  反応温度［℃］
ｔ  …  反応時間［ｓ（秒）］
φ＊  …  希釈剤中Ｏ２成分を考慮せず、燃料と酸化剤のみから算出される当量比
【０１１９】
以下、具体的に説明する。
（２．排気循環・Ｏ２量論比燃焼閉サイクルガスタービンへのアンモニア分解手法の適用）
（２．１）排気循環・Ｏ２量論比燃焼閉サイクルガスタービンの特徴
図１６は、本解析で対象とした閉サイクル火力発電プラントの構成を示す。閉サイクル火力発電プラントモデルでは、Ｏ２−ＣＯ２吹き石炭ガス化燃料をＯ２にて量論比燃焼させ、ＣＯ２およびＨ２Ｏを主成分とするガスタービン排気ガスの大半をリサイクルして燃焼器に供給して燃焼温度を調整する閉ループを構成する。また、ガスタービン排気ガスの一部はハロゲン、水銀やＨ２Ｏを分離・除去した後、ＣＯ２を回収し、このうち約１割のＣＯ２をガス化炉への石炭搬送用に使用する。すなわち、燃焼前回収システムを採用するＩＧＣＣの様に水蒸気シフト反応の適用を必要とせず、排気ガス中の水分を汽水分離して高純度のＣＯ２を分離・回収することにより、ＣＯ２回収動力を低減するゼロエミッション型ＩＧＣＣ発電を実現する。
【０１２０】
表１に示すように、ガス化燃料には、ガス化の過程で石炭中の窒素化合物に起因して生成されるアンモニア（ＮＨ３）が数百〜数千ｐｐｍｖ含まれることが予想される。ガス精製に乾式法を採用した場合、ＮＨ３は除去されずにガスタービン燃焼器に供給され、燃焼過程でフュエルＮＯｘを生成し、しかも排気ガスの循環によりフュエルＮＯｘ濃度が増加する。図１７は、燃焼器出口における排気ガス中のフュエルＮＯｘ生成濃度が排気循環により増加する傾向を解析的に調べたものである。解析では、ガス化燃料中のＮＨ３は全てＮＯｘに酸化され、かつ、サーマルＮＯｘの生成はフュエルＮＯｘ生成量に対して相対的に微量であることからゼロと仮定し、その他の排気ガスの循環量（表１中の希釈剤の供給量）等は表１に示す条件で一定としている。ガス化燃料中のＮＨ３濃度は炭種やガス化方式に影響を受けることから、パラメータとしている。
【０１２１】
いずれの燃料中ＮＨ３濃度においても、排気循環を繰り返すことによりフュエルＮＯｘ濃度はほぼ同様に増加し、それぞれ一定値に飽和する傾向を示している。すなわち、排気循環の回数が３０回で排気循環ガス中のフュエルＮＯｘ濃度は飽和濃度の９９％以上の値を示す。例えば、燃料中ＮＨ３濃度を５００ｐｐｍｖまたは１０００ｐｐｍｖとする場合、フュエルＮＯｘの飽和濃度はそれぞれ４９０ｐｐｍｖ、９８０ｐｐｍｖと、燃料中ＮＨ３濃度に比例した値を示す。排気ガスからＣＯ２を分離する際、汽水分離により凝縮水が分離される。
【０１２２】
以上のことを鑑み、本解析では乾式ガス精製を採用する閉サイクル火力発電プラントをモデルにしてガス化燃料中のＮＨ３を気相でＮ２に無触媒分解する手法について解析を行った。
【０１２３】
（２．２）ガス化燃料中アンモニアの分解手法
本解析では、数式３の総括反応式（１）または数式４の総括反応式（２）が示す乾式法による排煙脱硝反応を応用し、ガス化燃料中のＮＨ３と排気循環ガス中のＮＯｘを反応させ、窒素（Ｎ２）と水蒸気（Ｈ２Ｏ）に分解するようにしている。
【０１２４】
［数３］
ＮＯ＋ＮＨ３＋１／４Ｏ２  →  Ｎ２＋３／２Ｈ２Ｏ・・・（１）
【０１２５】
［数４］
６ＮＯ２＋８ＮＨ３  →  ７Ｎ２＋１２Ｈ２Ｏ・・・（２）
【０１２６】
ここでＮＯｘとはＮＯとＮＯ２の総称であるが、モデルの火力発電プラントの循環排気ガス中のＮＯｘはほとんどがＮＯであり、総括反応式（１）によってＮＨ３の分解が進む。
【０１２７】
通常の乾式の排煙脱硝では排気ガス中に還元剤であるＮＨ３を供給し、触媒上で反応を行わせる選択的接触還元法と、触媒を用いずに気相で反応させる手法（無触媒還元法）がある。無触媒還元法は触媒を用いないため、初期コストと運用コストを低減する利点があるものの、反応温度の制御などの使用上の制約などからほとんど用いられていない。
【０１２８】
本発明では、ガス化燃料中のＮＨ３と循環排気ガス中のＮＯを反応させてＮ２に分解しており、フュエルＮ分を低減する燃料の前処理と排気ガス中のＮＯの分解を同時に実現することで、循環排気ガス中に増大するＮＯｘを低減することを意図している。すなわち、従来技術のようにＯ２とＮＯを外部から供給するのでは無く、無触媒反応部で分解せず残留するＮＨ３を燃焼器でＮＯに酸化させ、循環排気ガスとして反応部に環流供給させることによりＮ２への分解とＮＯへの酸化のバランスを保っている。これにより、これまで実現できなかった低温度条件でＮＨ３とＮＯの相互分解を実現するようにしている。
【０１２９】
本発明の特徴（ａ）〜（ｄ）を以下に記すとともに、ＣＯ２回収型ＩＧＣＣ用閉サイクルガスタービンに本手法を適用した場合のシステムの概要の一例を図１８に示す。
（ａ）  ガス化燃料中ＮＨ３に起因して燃焼器で生成されるフュエルＮＯと残留Ｏ２成分を含む循環排気ガスを、ガス化燃料に事前に混合することによりＮＨ３分解反応に必要となるＮＯとＯ２を供給しており、外部から調達する必要がなく、しかも安全にＮＯとＯ２を供給できる。
（ｂ）  排気循環ガスを混合することによりガス化燃料中のＨ２成分を相対的に低減して、高濃度Ｈ２によるＮＨ３分解の阻害を抑制しつつ、Ｈ２共存による反応を低温下している。
（ｃ）  ガス化燃料または排気循環ガスの燃焼器への供給温度（４００〜６００℃）で脱硝反応（１）を促進しており、加熱等は不要。
（ｄ）  触媒を使用していないため、触媒部の劣化や閉塞などの問題が無い。また、触媒等に要する運用コストも不要。
【０１３０】
図１８に示すシステム運用例では、ＮＨ３分解反応部（反応器）においてガス化燃料中のＮＨ３と循環排気ガス中のＮＯの合計（２モル当量）の４０％をＮ２に分解し、未分解ＮＨ３をガスタービン燃焼器でＮＯに酸化し、排気循環により反応器へＮＯを供給している。
【０１３１】
燃料ガス中ＮＨ３を１モル当量とした場合、排気ガス全体でのフュエルＮＯは１．２モル当量で飽和している。そのうち、１モル当量のフュエルＮＯを含む排気ガスが循環されて反応器に供給されており、０．２モル当量のフュエルＮＯを含む排気ガスは分離され、ＣＯ２回収系に導かれる。この場合、系外に排出されるフュエルＮＯが０．２モル当量であることから、ガスタービンに供給される燃料中ＮＨ３の分解率は８０％に相当する。
【０１３２】
（３．反応動力学数値解析法）
本解析で採用した反応器モデル、素反応モデルおよび数値解析手法について以下で説明する。
【０１３３】
（３．１）反応器モデルと素反応モデル
本解析では完全撹拌反応器（均一反応器）モデルを採用した。本解析モデルでは、反応過程において、すべての化学種は均一に混合されているものとし、拡散・混合過程は考慮せず、また、反応は一定温度および一定圧力で進行するものとしている。
【０１３４】
素反応モデルはMiller−Bowmanによって提案された反応スキームで、ガス化燃料のフュエルＮ分の還元分解反応やＣＨ４の予混合火炎におけるフュエルＮ分の酸化反応などにおいて、実験結果と比較することにより妥当性と適用範囲が確認されている。
【０１３５】
反応スキームは２４８式の素反応から成り、考慮されている化学種は５０成分である。熱力学データは，JANAFの熱化学物性値の値を使用し、本物性値表に記載のない化学種については、次式で示されるGibbsの標準生成エネルギー（ΔＧ°）と化学平衡定数（Ｋ）の関係から導出する。ΔＧ°の値は、CHEMKINデータベースから求めた（数式５）。
【０１３６】
［数５］
ΔＧ°＝Ｒ×Ｔ×ｌｎ（Ｋ）・・・（３）
【０１３７】
（３．２）数値解析法
一つの化学反応式（数式６）を考える。
【０１３８】
【数６】
2014031768.tif 000005
【０１３９】
この中の化学種Ｘの生成速度は数式７で与えられる。
【０１４０】
【数７】
2014031768.tif 000006
【０１４１】
反応式が化学種Ｘに関してｎ種類ある場合には、化学種Ｘの生成速度は、数式７のサメンションとなり、数式８で与えられる。
【０１４２】
【数８】
2014031768.tif 000007
【０１４３】
いま、ある化学反応式系を考え、その中に、Ｎｉ個の化学種が含まれているとすると、Ｎｉ個の化学種についてそれぞれ数式６を作成できる。すなわち、Ｎｉ個の化学種が含まれる化学反応式系から、反応時間に対する各化学種濃度を求める微分方程式がＮｉ式作成できる。この非線形微分方程式系を解くことにより、任意の反応時間後の各化学種濃度が決定できる。微分方程式の解法にはＧｅａｒ法を用いた。
【０１４４】
（３．３）解析手法の妥当性
図１９は、無触媒脱硝に関するLyonらの実験条件での反応解析の結果について、実験結果と比較して示す。解析では、混合ガス  ＮＨ３：３８０ｐｐｍｖ−ＮＯ：２２５ｐｐｍｖ−Ｈ２：３８０ｐｐｍｖ−Ｏ２：２vol％をバランスＮ２を対象に均一反応を仮定し、圧力は大気圧、反応温度は各温度で一定としている。
【０１４５】
ＮＨ３およびＮＯが分解を開始する反応温度、高温条件下でのＮＯの再生成挙動など解析結果は実験データと良く一致しており、本解析手法はＮＨ３とＮＯの生成分解挙動を再現できることを示している。
【０１４６】
（４．アンモニア分解特性）
本解析の基準条件と解析範囲を表２（ＮＨ３気相分解の解析条件）に示す。基準条件では、反応温度および圧力条件はガス化燃料または循環排気ガス（表１の希釈剤）をガスタービン燃焼器に供給する際の設定温度および圧力とした。燃料に対する排気ガスの混合量の比率（希釈比率Ｄ／Ｆ）は３mol／molとしている。この際、循環排気ガス中のＯ２成分の濃度は燃料の混合により０．９vol％から０．６６vol％に低下する。ガス化燃料の組成は表１に示す定格条件を基準とし、燃料中ＮＨ３濃度は５００ｐｐｍｖに設定した。
【０１４７】
ガス化燃料中のＮＨ３濃度については、Leppalahtiらが泥炭など各種ガス化方式によるフュエルＮ分の生成を評価しており、ガス化燃料中ＮＨ３濃度が１００００ｐｐｍｖを越えるものが報告されており、一方で石炭ガス化燃料について調査した文献をみるとＮＨ３濃度は概ね５０００ｐｐｍｖ程度までとの指摘もある。原料や発電量に応じて適したガス化方式があり、高温・高圧の噴流床方式石炭ガス化燃料については、それほど高いＮＨ３濃度の報告例は見られない。そこで、本解析ではＮＨ３濃度を３０００ｐｐｍｖまでの範囲で分解特性について調べることとした。
【０１４８】
ガス化燃料の供給温度、圧力および組成（ＣＯ／Ｈ２濃度、ＮＨ３濃度）はＩＧＣＣシステム構成や運用、炭種等によって異なり、ガスタービン循環排気ガス中のＯ２成分濃度も閉サイクルガスタービンの設定条件によって異なる。ただし、大きくは異ならない。また、総括反応式（１）では、見かけ上、ＮＨ３と当量のＮＯと１／４モル当量のＯ２成分が反応する。しかしながら、実際には多数の素反応が介在する反応現象であり、しかも、多成分混合ガス中ではＮＨ３、ＮＯおよびＯ２成分は相互反応だけでなく、各成分が混合ガス中の可燃性成分または希釈剤成分と反応する。そこで、表２に示すように解析範囲を設定し、ＮＨ３の分解特性に及ぼす希釈剤のガス量、ＮＯの循環量（ＮＯ／ＮＨ３モル比）の影響や、ガス化燃料中の可燃性成分であるＣＯおよびＨ２の影響について素反応モデルによる反応動力学解析から検討し、本発明の適用効果および範囲を明らかにする。
【０１４９】
（４．１）ＮＨ３およびＮＯの分解特性
図２はＮＨ３とＮＯの生成分解特性に及ぼす反応温度の影響について反応解析により示したものである。解析では、表２の基準条件に示す様に、希釈比率Ｄ／Ｆを３とする希釈剤をガス化燃料に均一に混合し、反応温度を各温度で一定とする条件下で、反応時間１０ｓ後のＮＨ３とＮＯ成分の濃度を調べている。ガス化燃料中に含まれるＮＨ３成分の濃度は５００ｐｐｍｖで一定とし、希釈剤の混合により供給されるＮＯ成分はガス化燃料中のＮＨ３と当量に設定している。
【０１５０】
混合ガス中のＮＨ３（図中のマーカ○）は反応温度２５０℃を越えると分解を開始し、６００℃以上で９０％以上の分解率を示す。一方、ＮＯ（図中の□）は反応温度４００℃まではＮＨ３とほぼ同じ分解挙動を示し、４００℃を越えると逆に分解率が低下し、さらに６００℃以上ではＮＨ３の酸化によりＮＯが生成していることがわかる。その結果、ＮＨ３とＮＯの合計についての分解率（ＤｅＴＦＮ：図中の△）は反応温度４００〜４５０℃で極大値を示し、８００℃で極小値を示す。すなわち、反応温度を４００〜４５０℃に設定することにより、燃料中ＮＨ３の分解率（ＤｅＮＨ３）は５４〜６９％、循環排気ガス中ＮＯの分解率（ＤｅＮＯ）は４８〜３７％、ＮＨ３とＮＯの合計の総合分解率（ＤｅＴＦＮ）は５１〜５３％を達している。
【０１５１】
閉サイクルガスタービンでは、排気循環により排気ガス中にＮＯｘが増加することが懸念されている。図２０は、図２に示す反応温度４００℃の条件下で、循環排気ガス中のフュエルＮＯｘ生成特性に及ぼす排気ガスの循環回数の影響についてＮＨ３の分解手法を適用しなかった場合と比較して示す。解析では、ＮＯ／ＮＨ３モル比の初期値をパラメータにして示す。燃料中ＮＨ３と排気ガス中ＮＯの合計の分解率ＤｅＴＦＮはＤ／Ｆ比率に応じて変化するとしている。いずれの初期ＮＯ／ＮＨ３モル比においても、排気循環ガス中のＮＯは燃料中ＮＨ３の０．７１モル当量に収束することがわかる。これは、ＮＨ３分解を実施しなかった場合の飽和濃度の１３％に相当する。たとえば、排煙脱硝設備を設置し、循環排気ガス中のＮＯｘ濃度を飽和濃度の１３％にまで低減するには脱硝効率８７％で運用することが必要であり、ＮＨ３無触媒分解手法はこれと同等の効果を有する。
【０１５２】
図２１は、図２と同じ条件の下での、ＮＨ３とＮＯの経時変化について反応温度をパラメータにして示している。ガス化燃料中のＮＨ３は燃料の３モル当量倍の希釈剤の混合により（希釈比率Ｄ／Ｆ＝３）１２５ｐｐｍｖに希釈されており、ＮＯ成分はＮＨ３と当量としている。
【０１５３】
反応温度が３００℃の場合、ＮＨ３とＮＯは反応時間約１ｓから相互分解を開始し、反応時間の経過に伴いＮＨ３とＮＯの濃度はほぼ同様に減少する。一方で、反応温度の上昇に伴いＮＨ３とＮＯの相互分解反応は早期に生じており、しかもＮＨ３の分解量が上昇するのに対してＮＯの分解量は減少し、反応温度６００℃になるとＮＨ３の一部はＮＯに酸化してＮＯ濃度が上昇している。
【０１５４】
また、高温条件下でＮＨ３の酸化により生じたＮＯは、反応時間の経過に伴い燃料ガス成分であるＨ２の酸化に消費されて減少する。たとえば、反応温度１２００℃では、ＮＨ３の酸化により初期濃度の１．８倍に増加したＮＯは、反応時間１００ｓ以上でほぼ全量分解している。一方で、図２２に示すように、ガス化燃料中のＨ２成分は反応温度１２００℃の条件下で初期濃度の約６０％にまで減少する。この際、図面には示していないが、燃料中にはＨ２の減少量とほぼ同量のＣＯ成分が生成・増加しており、燃料発熱量はほとんど変化しないものの、燃料組成が変化する。燃料組成の変化は燃焼性を変化させることから、ガスタービンの燃焼性能に影響する。すなわち、ガス化燃料へ希釈剤を混合する場合、混合ガス温度は８００℃以下に維持することが重要となる。
【０１５５】
（４．２）反応時間の影響
図２３は、図２と同じ条件の下で、ＮＨ３とＮＯの分解特性に及ぼす反応温度の影響について、反応時間をパラメータ（０．１ｓ〜１０００ｓ）にして示す。いずれの反応時間においても、ＮＨ３の分解率はほぼ同様な傾向を示し、反応温度の上昇に伴い分解率は上昇する（図２３の（ａ））。また、６００℃以下の温度範囲で、同じ反応温度で比較すると、反応時間が長くなるほどＮＨ３分解率は高くなるものの、反応時間１０ｓ以上ではほぼ同レベルの分解率を示している。
【０１５６】
一方、ＮＯの分解特性はＮＨ３の場合と異なる傾向を示し、反応時間１０００ｓの場合を除いて、反応温度４００℃で最大の分解率（極大値）を示した（図２３の（ｂ））。また、いずれの反応温度においても、ＮＯの分解率は反応時間１０ｓ以上になると、ほぼ同レベルになることがわかる。その結果、図２３（ｃ）に示すように、ＮＨ３とＮＯの合計の分解率を極大にする反応温度も、反応時間が１０ｓ以下の範囲で長くなるほど低下し、反応時間１０ｓ以上でほぼ一定値を示す。すなわち、反応温度を４００〜４５０℃に設定することにより、燃料中のＮＨ３と排ガス中のＮＯ濃度の合計を１／２以下に抑制できることがわかった。
【０１５７】
また、反応時間を１０００ｓ以上とする場合、反応温度を８００℃とすることによりＮＨ３とＮＯの合計の分解率を８０％以上に上昇させることができ、その際、燃料中のＨ２成分を減少させない。ただし、実際のプラントで１０００ｓの反応時間を設けることは難しく、反応場を活性化させる触媒等の使用が必要になる。
【０１５８】
（４．３）希釈ガス量の影響
図４はＮＨ３とＮＯの分解特性に及ぼす希釈剤の混合比率（希釈比率Ｄ／Ｆ：希釈剤／ガス化燃料の比率）の影響を示す。解析では、定格条件の下で希釈比率Ｄ／Ｆを変化させており、混合ガス成分も変化している。その他の解析条件は表２に示す基準条件で一定としている。
【０１５９】
希釈比率Ｄ／Ｆの上昇に伴いＮＨ３の分解率は上昇し、一方でＮＯの分解率はＤ／Ｆ比率が３〜４で極大となるものの概ね４５〜４８％の分解率を示す。その結果、ＮＨ３とＮＯの合計の分解率は希釈比率の上昇に伴い緩やかに上昇する傾向を示し、かつ希釈比率Ｄ／Ｆが３以上の範囲で、５０％以上の分解率を得ることができる。
【０１６０】
図２４は反応温度とＮＨ３およびＮＯの分解率の関係に及ぼす希釈比率Ｄ／Ｆの影響を示す。いずれの希釈比率においてもＮＨ３分解率はほぼ同様な傾向を示し、かつ同じ反応温度で比較すると希釈比率の上昇に伴いＮＨ３分解率は上昇する。
【０１６１】
一方で、ＮＯの分解率については反応温度４００℃で最大となる傾向を示すものの、希釈比率の上昇に伴い高温側でＮＯ分解率が低下することがわかる。その結果、ＮＨ３とＮＯの合計の分解率を最大とする反応温度は３５０〜４５０℃となり、希釈比率が高い条件ほどより低温でＮＨ３とＮＯの相互分解反応が促進されることがわかる。
【０１６２】
（４．４）希釈ガス成分の影響
（４．４．１）Ｏ２濃度の影響
図２５は、ＮＨ３とＮＯの相互分解反応に及ぼすＯ２成分濃度の影響を示している。解析では、表２に示す基準条件の下でＯ２濃度を０．２５〜２．５vol％の範囲で影響を調べている。混合ガス中のＯ２濃度の増加に伴いＮＨ３の分解率は上昇し、一方で、ＮＯの分解率はＯ２濃度が０．７〜１．２５vol％で極大値を示す。その結果、ＮＨ３とＮＯの合計の分解率はＯ２濃度が１．２５〜２vol％で極大となる傾向を示す。
【０１６３】
図８は反応温度とＮＨ３、ＮＯの相互分解反応の関係に及ぼすＯ２成分濃度の影響を示す。図８の（ａ）〜（ｃ）を比較すると、混合ガス中のＯ２濃度の上昇に伴い、ＮＯの分解率ＤｅＮＯまたはＮＨ３とＮＯの合計の分解率ＤｅＴＦＮを極大とする反応温度が低下していることがわかる。また、Ｏ２濃度が１vol％以上になると、反応温度５００℃以上でＮＯの分解は見られず、一部のＮＨ３の酸化によりＮＯが生成し、ＮＯ濃度が増加している。すなわち、混合ガス中のＯ２成分濃度により反応温度を調整することが重要になる。
【０１６４】
（４．４．２）ＮＯ成分（ＮＯ／ＮＨ３モル比率）の影響
図２６は、ＮＨ３およびＮＯの分解率に及ぼすＮＯ供給量の影響を示している。解析では、表２に示す基準条件の下で、ＮＯ供給量をＮＨ３濃度の０．５倍〜２．５倍（モル比）の範囲で影響を調べている。
【０１６５】
ＮＯ／ＮＨ３モル比の上昇に伴いＮＨ３の分解率は上昇し、一方で、ＮＯの分解率は低下する。その結果、ＮＨ３とＮＯの合計の分解率はＮＯ／ＮＨ３モル比が０．７５〜１．００の範囲で極大となる傾向を示す。
【０１６６】
（４．５）ガス化燃料成分の影響
（４．５．１）可燃性成分の影響
図２７は、ガス化燃料中のＣＯとＨ２成分の割合を変化させた場合のＮＨ３およびＮＯの分解率への影響を示している。解析では、ガス化燃料中のＣＯおよびＨ２成分の合計を９０vol％（≡６６．２＋２３．８vol％：表１に示す定格条件）で一定として、ＣＯ濃度を−２０、−１０、＋１０、＋２０vol％とした場合について比較している。その他の条件は表２に示す基準条件としている。
【０１６７】
ガス化燃料中のＣＯ濃度の増加に伴いＮＨ３、ＮＯの各分解率、およびＮＨ３とＮＯの合計の分解率はいずれも同様に上昇する傾向を示している。すなわち、ガス化燃料中の可燃性成分の割合が総括反応式（１）による当量のＮＨ３とＮＯの相互分解の反応量に大きく影響していることがわかる。これは、高濃度のＣＯ成分や微量のＣＨ４成分に比較して、高濃度のＨ２がＮＨ３とＮＯの相互分解反応を強く抑制するためであり、燃料中のＨ２成分の割合が小さくなるほどＮＨ３とＮＯの分解率は上昇している。
【０１６８】
図２８は、反応温度とＮＨ３、ＮＯの各分解率、およびＮＨ３とＮＯの合計の分解率の関係及ぼすガス化燃料中のＣＯとＨ２成分の割合の影響を示している。反応温度が３００℃よりも高い反応温度で、ＮＨ３分解率は燃料中Ｈ２成分の影響を受け、低いＨ２濃度の場合（ＣＯ濃度は高い）ほど、高いＮＨ３分解率を示す。
【０１６９】
一方、ＮＯ分解率については、いずれの燃料組成の場合も反応温度４００℃で極大値を示し、かつ燃料中Ｈ２濃度が低い条件ほどＮＯ分解率の極大値は、ＮＨ３分解率の場合と同様に、高くなる傾向を示している。しかしながら、より高い反応温度では、逆に、低いＨ２濃度の燃料ほどＮＯ分解率は低下する傾向を示している。すなわち、Ｈ２濃度が低い燃料ほどＮＯの分解に有効な反応温度範囲が狭くなる。
【０１７０】
ＮＨ３とＮＯの合計の分解率を最大にする最適な反応温度は４００〜４５０℃の範囲にあり、かつ、燃料中Ｈ２濃度が低い条件ほど最適な反応温度は低温化する傾向を示している。
【０１７１】
（４．５．２）ＮＨ３濃度の影響
図２９はＮＨ３およびＮＯの分解率に及ぼすＮＨ３濃度の影響を示している。解析では、混合ガス中のＮＯ／ＮＨ３モル比を１で一定とする条件下でＮＨ３濃度を変化させており、ＮＨ３濃度に比例してＮＯ供給量も増加させている。その他の解析条件は表２に示す基準条件としている。
【０１７２】
ガス化燃料中のＮＨ３濃度の上昇に伴いＮＨ３およびＮＯの分解率は上昇し、ＮＨ３濃度が５００ｐｐｍｖ以上ではいずれも５０％以上の分解率を示している。特に、ＮＨ３濃度が１０００ｐｐｍｖ以上ではＮＨ３とＮＯの分解率が等しくなる。
【０１７３】
一方で、燃料中ＮＨ３濃度が５００ｐｐｍｖ以下の低濃度条件になると、ＮＨ３およびＮＯの分解率は急激に低下し、しかも、ＮＯの分解率はＮＨ３分解率よりも大きく低下している。
【０１７４】
図３０は、反応温度とＮＨ３およびＮＯの分解特性の関係について、燃料中ＮＨ３濃度をパラメータにして示している。いずれの反応温度においても、燃料中ＮＨ３濃度が高いほどＮＨ３分解率は向上することがわかる。
【０１７５】
一方、ＮＯの分解率を最大とする最適反応温度については、燃料中ＮＨ３濃度が高くなるほど僅かに上昇する傾向を示しており、しかもＮＨ３濃度が高いほど高温側でＮＯの分解特性が向上している。これらの結果、ＮＨ３とＮＯの合計の分解率を最大とする反応温度は４００〜４５０℃（燃料中ＮＨ３濃度＝１００〜１０００ｐｐｍｖの範囲）となり、しかもＮＨ３濃度の上昇に伴い緩やか上昇する傾向を示した。
【０１７６】
（４．６）圧力の影響
図３１はＮＨ３およびＮＯの分解率に及ぼす反応圧力の影響を示している。解析では、表２に示す基準条件の下で反応圧力のみを変化させている。
【０１７７】
反応圧力の上昇に伴いＮＨ３、ＮＯの分解率、ＮＨ３およびＮＯの合計の分解率はほぼ同様に低下している。たとえば、反応圧力が３０ａｔｍから２０ａｔｍに低下すると、ＮＨ３の分解率は５４％から５９％に、ＮＯの分解率は４８％から５１％に上昇する。
【０１７８】
（５．まとめ）
本発明の基本性能と適用条件を表３（ガス化燃料中ＮＨ３の分解手法の概要とプラント運用条件による適正化）に示すとともに、概要を以下に記す。
【０１７９】
・提案するＮＨ３分解手法の特徴
ガス化燃料中のＮＨ３の一部をＮＯに酸化し、排気ガス循環によりＮＨ３分解反応に必要となるＮＯを供給しており、ＮＨ３のＮ２への分解とＮＯ供給源としての酸化量を考慮すると、ＮＨ３分解率は実質上８７％を達成できる。これにより排煙脱硝設備の設置やＮＨ３分解用のＮＯを外部で調達して供給する必要がない。
【０１８０】
・反応温度の調整
ガスタービンに供給するガス化燃料または循環排気ガスの温度（４００〜６００℃）でＮＨ３とＮＯの相互分解反応を促進する。また、最適な反応温度は３５０℃〜４５０℃であり、様々なガス化ガス燃料を対象にした場合は反応温度は２５０℃〜７００℃の温度範囲にあり、反応を最適化するには循環排気ガスの混合比率（希釈比率）、排気循環ガス中ＮＯ成分濃度またはＯ２成分濃度、ガス化燃料中可燃性成分またはＮＨ３濃度に応じて、反応温度を調整することが重要となる。
【０１８１】
【表３】
2014031768.tif 000008
【実施例２】
【０１８２】
プラント運転時の排気ガス中の窒素酸化物の濃度について検討した。排気ガス中の窒素酸化物の濃度を一定範囲の値に維持するための調整をプラントの定格運転時に随時行うフィードバック制御では、変動幅を小さくする様な制御をするので、排気ガス中の窒素酸化物の濃度は絶えず変動することになると考えられる。ただし、変動はフィードバック制御によるもので、実際のプラントでは、石炭種やプラント負荷などによる、もっとゆっくりとした変動があるが、これが起因しているのでは無いと考えられる。以下では、希釈比率が変化した場合の変動を例に、フィードバック制御による変動を検討した。
【０１８３】
例えば、ガス化燃料中のＮＨ３濃度を５００ｐｐｍｖとすると、石炭種が変更されない限りは短い時間での変動は大きくないと考えられる。ただ、異なるガス化炉方式ならば、同じ石炭種でも、ガス化ガス燃料中のＮＨ３濃度は異なると考えられる。
【０１８４】
また、仮に、排気ガス中の窒素酸化物の濃度が変動していても、プラント運転には特に問題にはならないと考えられる。
【０１８５】
上述の図２０は、定格温度条件において、ＮＯ／ＮＨ３モル比（排気循環ガス中のＮＯモル量と燃料中のＮＨ３モル量の比）が０．５〜２．０の範囲で変動した場合の解析結果であるが、約４回程度の排気循環回数でＮＯ／ＮＨ３モル比＝０．７１に収束している。つまり、ＮＨ３の分解率とＮＯの循環モル量の関係から、自動的に適当な値に収束することが判る。ただし、図２０はＮＯ／ＮＨ３モル比が変動した場合しか考慮していないが、実際には、圧力やガス化燃料の組成、排気ガスの組成も影響して、収束するＮＯ／ＮＨ３モル比は決まると考えられる。
【０１８６】
つまり、図２０のＮＯ／ＮＨ３モル比＝０．５〜２．５の範囲で、DeTFNは４０〜５３％程度になる。この範囲においては、排気循環回数が４〜５回程度で、ＮＯ／ＮＨ３モル比＝０．７１に収束する。
【０１８７】
ただし、図２０は排気循環ガスを全て燃料に供給している（排気循環ガス／燃料：Ｄ／Ｆ＝５．５４mol/mol）。仮に、排気循環ガス／燃料＝３mol/molの排気ガスを燃料に混合する場合は、上記の収束値が異なってくる。図４にＤ／Ｆの影響についての結果がある。これを反映させて計算すると、概ねＮＯ／ＮＨ３モル比＝１．０７に収束すると考えられる。
【０１８８】
また、部分負荷になると、分解条件が異なる。概ね、Ｔex（燃焼器５出口における平均のガスの温度）＝８００℃になると、ＮＯ／ＮＨ３モル比＝０．８７に収束すると考えられる。
【０１８９】
以上のことから、フィードバック制御を行っている場合、排気ガス中の窒素酸化物の濃度は、例えば、定格条件において、ＮＯ／ＮＨ３モル比＝０．７〜１．１の範囲に自動的に調整されると考えられる。また、部分負荷時においては、仮に排気ガスを全量循環させるとした場合で、定格条件におけるＮＯ／ＮＨ３モル比の範囲に自動的に調整されると考えられる。
【０１９０】
なお、排気ガス中の窒素酸化物の濃度を一定範囲の値に維持するための調整をプラントの定格運転前に予め行っておく事前調整についても、フィードバック制御の場合と同様に、排気ガス中の窒素酸化物の濃度はＮＨ３の分解率とＮＯの循環モル量の関係に応じた値に自動的に収束する。
【符号の説明】
【０１９１】
２  ガス化炉
３  ガス精製装置
４  希釈剤の供給位置
５  燃焼器
２１  リサイクル系
２２  混合ガス流路
２３  第１の流量調節手段
２４  切り替え手段
２５  バイパス流路
２６  第２の流量調節手段
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
2014031768.tif 000027
【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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【図２８】
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【図２９】
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【図３０】
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【図３１】
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