(57)【要約】【課題】燃料ボイラと太陽熱ボイラとを組み合わせた複合ボイラシステムにおいて、蒸気温度の変動を抑制する。【解決手段】燃料の燃焼により蒸気を発生させる燃料ボイラ（１）と、太陽熱により蒸気を発生させる太陽熱ボイラ（２００）とを組み合わせて成る複合ボイラシステムであって、燃料ボイラと太陽熱ボイラとは並列に接続され、太陽熱ボイラは、集光された太陽光によって内部を流れる流体を加熱して蒸気を発生させる集熱装置（７１）と、集熱装置へ太陽光を集光させる複数のヘリオスタット（２）と、を備えて構成される。集熱装置は、燃料ボイラを支持する支持構造体（１００）の上部に設けられる。複合ボイラシステムに供給された流体は、その流路が、燃料ボイラのみを流れる流路と、燃料ボイラと前記太陽熱ボイラの両方を流れる流路とに切り替えられるよう構成されている。【選択図】図１
2014055716.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料の燃焼により蒸気を発生させる燃料ボイラと、太陽熱により蒸気を発生させる太陽熱ボイラとを組み合わせて成る複合ボイラシステムであって、
前記燃料ボイラと前記太陽熱ボイラとは並列に接続され、
前記太陽熱ボイラは、集光された太陽光によって内部を流れる流体を加熱して蒸気を発生させる集熱装置と、前記集熱装置へ太陽光を集光させる複数のヘリオスタットと、を備え、
前記集熱装置は、前記燃料ボイラを支持する支持構造体の上部に設けられ、
前記複合ボイラシステムに供給された流体は、その流路が、前記燃料ボイラのみを流れる流路と、前記燃料ボイラと前記太陽熱ボイラの両方を流れる流路とに切り替えられるようにした
ことを特徴とする複合ボイラシステム。
【請求項２】
請求項１の記載において、
前記集熱装置は、互いに並列に配置された複数の集熱パネルを有し、
前記複数のヘリオスタットは、日射量に応じて、前記複数の集熱パネルの一部または全部に選択的に太陽光を集光させるよう制御され、
前記集熱装置に供給された流体は、その流路が、前記複数のヘリオスタットの制御と連動して前記複数の集熱パネルの一部を流れる流路とその全部を流れる流路とに選択的に切り替えられるようにした
ことを特徴とする複合ボイラシステム。
【請求項３】
請求項２の記載において、
前記複合ボイラシステムには、温度または圧力の少なくとも一方の条件が異なる２つの流体が供給され、
前記燃料ボイラは、前記２つの流体のうち一方の流体を加熱して蒸気を発生させる第１熱交換部と、前記２つの流体のうち他方の流体を加熱して蒸気を発生させる第２熱交換部と、を備え、
前記第２熱交換部は、前記複数の集熱パネルのそれぞれと並列に接続され、
前記一方の流体は、その流路が前記第１熱交換部のみを流れる流路に固定されている一方、
前記他方の流体は、その流路が前記第２熱交換部のみを流れる流路と、前記第２熱交換部と前記複数の集熱パネルの両方を流れる流路とに切り替えられるようにした
ことを特徴とする複合ボイラシステム。
【請求項４】
請求項２の記載において、
前記太陽熱ボイラは、水−蒸気二相流体を水と蒸気とに分離する汽水分離器をさらに備え、
前記複数の集熱パネルは、それぞれ蒸発器と過熱器とに分割され、
前記集熱装置に供給された流体としての水を前記蒸発器にて加熱・蒸発させ、前記蒸発器にて生成された水−蒸気二相流体を前記汽水分離器にて水と蒸気に分離し、前記汽水分離器にて分離された蒸気を前記過熱器にて加熱して過熱蒸気を生成するようにした
ことを特徴とする複合ボイラシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、石炭等の燃料の燃焼により蒸気を発生させる燃料ボイラと、太陽熱により蒸気を発生させる太陽熱ボイラとを組み合わせた複合ボイラシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
一般に、太陽熱発電では、鏡によって太陽光が集熱装置へと集光され、その集熱装置にて太陽熱が集熱される。その熱によって作動流体（例えば、水）を蒸発させ、その蒸気で蒸気タービンを駆動することにより発電が行われる。このような集光型の太陽熱発電方式には、局面鏡を用いるトラフ式、平面鏡を地表面に設置するフレネル式、集熱部をタワー上部に設置するタワー式等の種類がある。中でもタワー式は、ヘリオスタットと呼ばれる鏡によりタワー上部に設置された集熱部に光を集めるため、エネルギ密度が大きい。よって、作動流体を高温にすることが出来るため、プラントの運転効率が高いといわれているが、ヘリオスタットの駆動制御やタワーの建設等で初期コストが高いという欠点がある。
【０００３】
上述の集熱装置は蒸気タービンとあわせ、単独で使用されることもあるが、ランキンサイクル、コンバインドサイクル等に組み合わせて使用されることもある（例えば、特許文献１および特許文献２参照）。これらを組み合わせることの利点としては、日照時間が十分でないときボイラ、ガスタービンから熱を供給し、蒸気を作ることが出来ることである。また、タービン、発電機はランキンサイクルやコンバインドサイクルに備え付けられているものを使用できるため、初期投資を抑えて太陽熱を利用することが出来るといった利点もある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００５−７７０５０号公報
【特許文献２】特開２０１１−２２０１６３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、特許文献１および特許文献２では、太陽熱で加熱される蒸気温度の変動が大きいことが課題となっている。これは、日射量の時間変化や天候等に左右され、太陽光を受ける伝面に十分光が集まらないためである。一般に、蒸気タービンの設計上の制約により、蒸気タービンに入る蒸気の温度は、規定値（±数１０℃）内にする必要があるが、太陽熱を利用する場合、上述のような理由から、蒸気温度をその規定値内を維持することは困難である。
【０００６】
このことは、太陽熱利用を想定していない既設のランキンサイクルやコンバインドサイクルで顕著に現われる。よって、特に既設の設備を利用して太陽熱発電を行う場合は、蒸気タービンに入る蒸気温度が出来るだけ一定になるように制御する必要がある。特に、ランキンサイクルに太陽熱発電を組み合わせた大型発電プラントでは、１台の大型のボイラが常時稼動していて、プラントが供給する電力量全体の数％〜２０％程度の電力量を太陽熱で賄っている。そのため、蒸気タービンに入る蒸気温度の変動があると、プラントを正常に運転できなくなるような状況も生じ得る。
【０００７】
本発明は、上記した実状を鑑みてなされたものであり、その目的は、燃料ボイラと太陽熱ボイラとを組み合わせた複合ボイラシステムにおいて、蒸気温度の変動を抑制することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記目的を達成するために、本発明の第１の手段は、燃料の燃焼により蒸気を発生させる燃料ボイラと、太陽熱により蒸気を発生させる太陽熱ボイラとを組み合わせて成る複合ボイラシステムであって、前記燃料ボイラと前記太陽熱ボイラとは並列に接続され、前記太陽熱ボイラは、集光された太陽光によって内部を流れる流体を加熱して蒸気を発生させる集熱装置と、前記集熱装置へ太陽光を集光させる複数のヘリオスタットと、を備え、前記集熱装置は、前記燃料ボイラを支持する支持構造体の上部に設けられ、前記複合ボイラシステムに供給された流体は、その流路が、前記燃料ボイラのみを流れる流路と、前記燃料ボイラと前記太陽熱ボイラの両方を流れる流路とに切り替えられるようにしたことを特徴とするものである。
【０００９】
第１の手段によれば、燃料ボイラの支持構造体の上部に太陽ボイラの集熱装置を設けるようにしたので、別途、太陽熱ボイラ専用のタワーを建設する必要がない。よって、複合ボイラシステムの設備コストを低減することができる。また、燃料ボイラの支持構造体は十分な高さを有しているから、集熱装置は、太陽光から高温の熱を集熱することができる。したがって、第１の手段は、蒸気温度の変動を抑制することができる。また、流体の流路を切り替えることができるので、日射量等の気象条件に応じて所望の運転を行うことができる。
【００１０】
次に、本発明の第２の手段は、前記第１の手段において、前記集熱装置は、互いに並列に配置された複数の集熱パネルを有し、前記複数のヘリオスタットは、日射量に応じて、前記複数の集熱パネルの一部または全部に選択的に太陽光を集光させるよう制御され、前記集熱装置に供給された流体は、その流路が、前記複数のヘリオスタットの制御と連動して前記複数の集熱パネルの一部を流れる流路とその全部を流れる流路とに選択的に切り替えられるようにしたことを特徴としている。
【００１１】
第２の手段によれば、集熱装置が複数の集熱パネルを有しており、流体の流れる流路を選択的に切り替えることができるように構成されているから、直達日射量が少ない場合（例えば、朝、夕、曇り等）には、ヘリオスタットを一部の集熱パネルに集中させるように制御すれば、昼間と同様に高温の蒸気を作り出すことができる。つまり、第２の手段によれば、太陽熱を利用できる時間帯を拡張することができる。
【００１２】
また、本発明の第３の手段は、前記第２の手段において、前記複合ボイラシステムには、温度または圧力の少なくとも一方の条件が異なる２つの流体が供給され、前記燃料ボイラは、前記２つの流体のうち一方の流体を加熱して蒸気を発生させる第１熱交換部と、前記２つの流体のうち他方の流体を加熱して蒸気を発生させる第２熱交換部と、を備え、前記第２熱交換部は、前記複数の集熱パネルのそれぞれと並列に接続され、前記一方の流体は、その流路が前記第１熱交換部のみを流れる流路に固定されている一方、前記他方の流体は、その流路が前記第２熱交換部のみを流れる流路と、前記第２熱交換部と前記複数の集熱パネルの両方を流れる流路とに切り替えられるようにしたことを特徴としている。
【００１３】
第３の手段によれば、燃料ボイラの第２熱交換部と太陽熱ボイラの複数の集熱パネルのそれぞれとを並列で接続したので、他方の流体を第２熱交換部だけでなく複数の集熱パネルにも導入することにより、複数の集熱パネルによるアシストを受けて他方の流体を加熱することができる。また、一方の流体は第１熱交換部にて加熱されて蒸気となるので、第３の手段によれば、一方の流体と他方の流体をそれぞれ蒸気にした後、それぞれ別個の供給先へ送り出すことができる。よって、例えば、高温高圧の蒸気を必要とする供給先と、中温中圧の蒸気を必要とする供給先とにそれぞれ蒸気を供給することも第３の手段によれば可能である。
【００１４】
また、本発明の第４の手段は、前記第２の手段において、前記太陽熱ボイラは、水−蒸気二相流体を水と蒸気とに分離する汽水分離器をさらに備え、前記複数の集熱パネルは、それぞれ蒸発器と過熱器とに分割され、前記集熱装置に供給された流体としての水を前記蒸発器にて加熱・蒸発させ、前記蒸発器にて生成された水−蒸気二相流体を前記汽水分離器にて水と蒸気に分離し、前記汽水分離器にて分離された蒸気を前記過熱器にて加熱して過熱蒸気を生成するようにしたことを特徴としている。
【００１５】
第４の手段によれば、日射量が少ない場合には、蒸発器のみに水を流して比較的低温の温度の蒸気を生成することができるから、例えば発電設備における給水系統にこの低温の蒸気を導入すれば、その蒸気により給水系統を昇温することができる。また、日射量が多い場合には、水を蒸発器と過熱器とに順次流すことでより高温の蒸気を生成することができるから、例えば発電設備の蒸気タービンなどの高温の蒸気として利用することができる。つまり、第４の手段によれば、日射量の多少に拘らず、太陽熱の利用時間を従来と比べて長くすることができるのである。
【発明の効果】
【００１６】
本発明によれば、上記した構成を備えているので、燃料ボイラと太陽熱ボイラとを組み合わせた複合ボイラシステムにおいて、蒸気温度の変動を抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１７】
【図１】本発明の第１実施形態に係る複合ボイラシステムを適用した太陽熱発電システムの概略構成図である。
【図２】（ａ）は図１に示す集熱パネルの取付け位置を示す図であり、（ｂ）は図１に示す燃料ボイラの概略構成図である。
【図３】図１に示す集熱パネルの詳細を示す構成図である。
【図４】従来技術を用いた場合の蒸気温度の変化と集熱部の熱負荷を示す図である。
【図５】太陽熱発電出力・運用数と日射量の関係を示す図である。
【図６】図１に示す複合ボイラシステムにおいて、直達日射量に応じたヘリオスタットの制御例を示す図である。
【図７】図１に示す複合ボイラシステムを用いた場合の蒸気温度の変化と集熱部の熱負荷を示す図である。
【図８】直達日射量に対する太陽熱発電出力および集熱パネル数の関係を示す図である。
【図９】本発明の第２実施形態に係る複合ボイラシステムを適用した太陽熱発電システムの概略構成図である。
【図１０】図９に示す複合ボイラシステムにおいて、直達日射量に応じたヘリオスタットの制御例を示す図である。
【図１１】図９に示す集熱パネルの蒸発器と過熱器の伝熱面積の割合を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１８】
以下、本発明に係る複合ボイラシステムの実施形態について、図を用いて説明する。なお、本発明が以下の実施形態に制限されるものではない。
【００１９】
［第１実施形態］
図１は、本発明の第１実施形態に係る複合ボイラシステムが適用された太陽熱発電システムの一例である。また、図２（ａ）は、図１に示す太陽熱ボイラの集熱パネルの取付け位置を示す図であり、同図（ｂ）は、図１に示す燃料ボイラの概略構成を示す図である。図１に示す太陽熱発電システムは、蒸気タービンを駆動するための作動流体として蒸気（水）を用いているが、その他の流体を用いても良いことは言うまでもない。なお、以下の説明において、作動流体としての「水」という用語は、文意から液体の状態を指す場合と、気液二相の状態を指す場合の両方があることを予め断っておく。
【００２０】
図１に示すように、第１実施形態に係る複合ボイラシステムＣＢＳ１は、燃料ボイラ１と太陽熱ボイラ２００とを組み合わせて構成されており、この複合ボイラシステムＣＢＳ１で発生した蒸気は、高圧タービン１０、中圧タービン１１、低圧タービン１２に送られ、その蒸気によって発電機１３が駆動して発電が行われる。低圧タービン１２を通過した水蒸気は復水器１４で水となり、ポンプ１５で加圧され、低圧給水加熱器２０で加熱された後に、脱気器２１にて気液分離される。脱気器２１で分離された水は、給水ポンプ２２で加圧された後、高圧給水加熱器２３へと送られる。そして、加圧された水は高圧給水加熱器２３でさらに加熱され、燃料ボイラ１へと供給される。
【００２１】
一方、燃料ボイラ１から排出される排ガスは、図２（ａ）に示すように、微量成分除去装置３１、３２にて排ガスに含まれる有害物質等が除去され、所定の排ガス処理が行われた後に、煙突３０より排出される。
【００２２】
図２（ｂ）に示すように、第１実施形態で用いられる燃料ボイラ１は、缶前水壁３および缶後水壁７に囲まれており、缶前水壁３には缶前バーナ５が、缶後水壁７には缶後バーナ６がそれぞれ配設されている。また、風箱４が水壁３，７を取り囲むようにして設けられており、この風箱４から燃焼用空気が缶前バーナ５、缶後バーナ６に供給される。そして、バーナ５，６に供給された燃料と燃焼用空気とを燃料ボイラ１の火炉に噴出させることで、燃料が燃焼する。燃料の種類は化石燃料である石炭、油、天然ガスやバイオマス、廃棄物等がある。
【００２３】
この燃料ボイラ１は、燃焼により得た熱と水や蒸気との熱交換を行う熱交換部６２、６３を備えている。なお、符号６２は高圧給水加熱器２３にて加圧された水から蒸気を発生させる主蒸気用熱交換部であり、本発明の「第１熱交換部」に相当するものである。また、符号６３は、高圧タービン１０から抽気した飽和蒸気を再加熱する再熱蒸気用熱交換部であり、本発明の「第２熱交換部」に相当するものである。
【００２４】
次に、太陽熱ボイラ２００について説明する。太陽熱ボイラ２００は、高圧タービン１０から抽気した飽和蒸気を、集光された太陽光によって加熱して過熱蒸気を生成する集熱装置７１と、太陽光を集熱装置７１に集光させる複数のヘリオスタット２と、ヘリオスタット２の作動を制御する制御装置（図示せず）と、を備えて構成されている。集熱装置７１は、２つの集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂを有している。これら２つの集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂは、図２（ａ）に示すように、燃料ボイラ１を支持する支持構造体１００の上部（例えば、地面からの高さが５０〜１００ｍ程度の位置）にそれぞれ取り付けられている。なお、集熱パネル７１−Ａと集熱パネル７１−Ｂとは並列に取り付けられていて、太陽熱ボイラ２００に導入された飽和蒸気を集熱パネル７１−Ａと集熱パネル７１−Ｂの一方または両方に選択的に流すことが可能に構成される。
【００２５】
ここで、燃料ボイラ１と太陽熱ボイラ２００を流れる流体（水）の流路について、説明を補足する。燃料ボイラ１の主蒸気用熱交換部６２には、低圧タービン１２を通過して復水器１４、低圧給水加熱器２０、高圧給水加熱器２３を順次流れた水、あるいは、復水器１４を流れた水に途中で低圧タービン１２、中圧タービン１１、高圧タービン１０のそれぞれから抽気した蒸気が混合されたものが供給される。一方、燃料ボイラ１の再熱蒸気用熱交換部６３には高圧タービン１０から抽気した飽和蒸気が供給されるが、高圧タービン１０から抽気した蒸気は、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂにも供給可能である。即ち、高圧タービン１０から抽気した蒸気は、その流路が、再熱蒸気用熱交換部６３にのみを流れる流路と、再熱蒸気用熱交換部６３と集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂの両方に並行して流れる流路とに切替え可能に形成されている。
【００２６】
図３は、集熱パネル７１−Ａの構造の詳細を示した図である。なお、集熱パネル７１−Ｂの構造は集熱パネル７１−Ａと同じであるため、図示は省略している。図３に示すように、集熱パネル７１−Ａは、上下に配置されたヘッダ３００，３０２と、これらヘッダ３００，３０２を繋ぐ複数の直管状の伝熱管３０１とを有する構造である。ちなみに、本実施形態において、集熱パネル７１−Ａの幅Ｌ１は数ｍ〜１０ｍ程度であり、高さＬ２は１０ｍ程度である。これは、燃料ボイラ１の外壁や支持構造体１００に集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂを固定する関係上、燃料ボイラ１の幅、奥行き、高さの制約を受けるからである。
【００２７】
即ち、一般的な発電用ボイラの大きさは、幅と奥行きが数１０ｍ、高さが５０〜１００ｍ程度であるため、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂも上記した大きさで構成されている。さらに言えば、集熱パネル７１−Ａの幅Ｌ１を数ｍ〜１０ｍ程度にしたのは、この幅Ｌ１がこれ以上広くなると、ヘリオスタット２の集光度が低下してしまうからである。また、集熱パネル７１−Ａの高さＬ２は、集熱パネル７１−Ａにおいて飽和蒸気を何℃まで加熱するかという設計的要求に基づいて、１０ｍ程度としている。なお、伝熱管３０１は、図３に示す垂直管だけでなく、内部を流れる水の温度を均一にするためにスパイラル構造を用いることも可能である。
【００２８】
ボイラ支持構造体１００の周辺には、太陽光を追尾して集熱パネル７１へと集光させるためのヘリオスタット２が複数配置されている。また、日射量を計測するための計測装置４００がヘリオスタット２の近くに設けられている。
【００２９】
次に、第１実施形態に係る複合ボイラシステムＣＢＳ１が適用された太陽熱発電システムの運転方法について説明する。太陽熱により蒸気加熱を行う際は、燃料ボイラ１へ投入する燃料量を減らし、燃料ボイラ１の負荷を下げた状態で複合ボイラシステムＣＢＳ１の運転を行う。即ち、高圧タービン１０から抽気した飽和蒸気を再加熱するための熱源として、太陽熱と燃料の燃焼との両方を用いるため、燃料ボイラ１の負荷を下げて運転する。
【００３０】
第１実施形態では、高圧タービン１０の出口の蒸気を集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂに取り込み、その再熱用の蒸気を集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂに集められた太陽熱によって再度加熱する。そして、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂで加熱された再過熱蒸気は中圧タービン１１を駆動するために用いられる。このとき、高圧タービン１０から抽気した飽和蒸気は、燃料ボイラ１の再熱蒸気用熱交換部６３にも並行して流れるようになっているから、飽和蒸気は太陽熱と燃料の燃焼の両方を熱源として加熱されることになる。つまり、第１実施形態に係る複合ボイラシステムＣＢＳ１では、中圧タービン１１を駆動するための蒸気を、高圧タービン１０の出口から燃料ボイラ１の再熱蒸気用熱交換部６３に導いて燃料の燃焼を熱源として過熱するたけでなく、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂにも並行して導いて太陽熱を熱源として過熱している。
【００３１】
勿論、高圧タービン１０へ供給する過熱蒸気は、燃料ボイラ１の主蒸気用熱交換部６２によって生成されるようになっている。つまり、第１実施形態では、高圧タービン１０を駆動するための過熱蒸気は燃料ボイラ１の主蒸気用熱交換部６２が生成し、中圧タービン１１および低圧タービン１２を駆動するための過熱蒸気は、燃料ボイラ１の再熱蒸気用熱交換部６３と太陽熱ボイラ２００の集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂの両方によって生成されることになる。
【００３２】
なお、日射量を十分に得ることができない場合には、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂへの流路を閉じて、高圧タービン１０から抽気した飽和蒸気を燃料ボイラ１の再熱蒸気用熱交換部６３にのみに導き、燃料の燃焼を熱源として中圧タービン１１を駆動するための過熱蒸気を生成するように運転する。
【００３３】
このように構成された複合ボイラシステムＣＢＳ１によれば、高圧タービン１０の出口の蒸気は、圧力５ＭＰａ程度、温度約３００℃の飽和蒸気なので、太陽熱ボイラ２００に蒸発器、気水分離器を設置する必要がない。よって、初期投資を抑えることが出来る。また、タワー型集光・集熱装置の集熱部設置高さは５０ｍ〜１００ｍ程度であるのに対して、燃料ボイラ１を取り囲む外壁や支持構造体１００の高さも同程度あるため、これをタワーの代わりに利用することで低コスト化が図れる。
【００３４】
ランキンサイクルの発電設備には、微量成分除去装置３１、３２や煙突３１、タービン収納建屋１０１などがあるため、これらに集熱パネルを設置することが考えられるが、これらの場所は十分な高さを得られなかったり、建物の強度が足りなかったり、配管等の配置が困難であったりする。ところが、第１実施形態では燃料ボイラ１を取り囲む外壁や支持構造体１００を利用しているので、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂの配置に関する不都合はない。
【００３５】
また、中圧タービン１１に流入する蒸気は温度５００〜６００℃程度である。太陽熱を利用する場合、地表面に設置するトラフ式、フレネル式の集光・集熱装置では、集光度が低いため５００〜６００℃の蒸気を作るのは困難であるが、第１実施形態では、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂを支持構造体１００の頂部に取り付けて、集光度の高いタワー式集光・集熱装置と同等の設備としたので、５００〜６００℃の蒸気を発生させることは容易である。
【００３６】
次に、蒸気温度と集熱部（集熱パネル）における熱負荷の変化について説明する。まず、従来技術を用いた場合について説明する。図４は、従来技術を用いた場合の蒸気温度と集熱部熱負荷の時間変化を示したものである。ここで、直達日射量は日射量計側装置４００を使用して計測した値を用いる。従来技術では集熱パネルに相当する構成は１個である。直達日射量は、晴天の場合、朝や夕方少なく、昼間は多くなる。直達日射量の少ない朝や夕方は集熱パネルに十分な熱が集まらず、この間の蒸気温度は設計値よりも低くなる。よって、従来技術では、タービンへ供給する蒸気温度の制御が困難になる。
【００３７】
しかも、１つの集熱パネルを用いるため、パネル熱容量が大きくパネル自体が十分加熱されるまで時間がかかる。また、蒸気流量に関しても、集熱パネルの伝熱管やヘッダの流速の下限の閾値が決まっており、その閾値を下回るとバーンアウト等により管が破損する可能性がある。集熱パネル１枚であると、パネルの内容量が大きいため流量の下限値が大きくなり負荷を大きく変えた運用が困難である。
【００３８】
次に、第１実施形態に係る複合ボイラシステムＣＢＳ１を適用した太陽熱発電システムにおける太陽熱発電の出力・集熱パネル運用数と直達日射量の関係について、図５を用いて説明する。図５は、本発明を用いた場合の蒸気温度と集熱パネルの熱負荷の変化を示したものであり、本例では、設計に用いた直達日射量１０００Ｗ／ｍ２（サンベルト地帯における概算値）とし、集熱パネルの分割数Ｎ＝２とする。集熱パネルを２分割したので、設置されているヘリオスタット２を集熱パネル７１−Ａの１枚のみに集光することで、直達日照量が半分の５００Ｗ／ｍ２（ここで、この閾値をDNILimitとする）であっても、集熱パネルの熱負荷は設計したときと同等となる。よって、蒸気温度は、直達日射量が設計値よりも下回った場合においても蒸気温度は設計値を維持することが出来る。
【００３９】
ここで、DNILimitは下記の式（１）で表すことができる。
DNILimit＝（設計に用いた直達日射量）／（パネル分割数Ｎ）・・・式（１）
直達日射量がDNILimit以下の場合は集熱パネル１台で運用し、直達日射量がDNILimitよりも高くなった場合、集熱パネル２台運用に切り替える。
【００４０】
図６は、ヘリオスタット２の制御の様子を示す図である。直達日射量は、日射量計で計測し直達日射量がDNILimit以下の場合、ヘリオスタット２を集熱パネル７１−Ａに集光するように制御を行う。直達日射量が多くなるに従い、ヘリオスタット２の一部をパネル７１−Ｂにも集光するようにして、弁８０を開けて蒸気を流すようにする。
【００４１】
次に、第１実施形態に係る複合ボイラシステムＣＢＳ１を用いた場合の蒸気温度と集熱部（集熱パネル）における熱負荷の変化について説明する。図７は、本実施形態における蒸気温度、集熱パネルの熱負荷、蒸気流量の経時変化を示したものである。集熱パネルが２分割されて配置されているので、集熱パネルの持つ熱容量は、従来技術の半分となる。よって、単体の集熱パネルの応答性が向上する。直達日射量が閾値DNILimit以下の場合、集熱パネル１枚を運用するが、熱容量が小さいため、集熱パネルが加熱されやすいので、従来技術よりも早く立ち上げることが出来る。よって、太陽熱を利用できる時間が従来よりも延びるため、化石燃料の使用量を従来よりも減らすことが可能となる。
【００４２】
蒸気流量に関しても、集熱パネル１枚あたりに流入する流量は従来の０．５倍になるため、下限値が従来よりも小さくなり制御しやすくなる。直達日射量がDNILimitよりも大きい場合、もう片側のパネル７１−Ｂに徐々に集光させ、バルブ８０を開けて蒸気を流すようにする。
【００４３】
次に、パネルの分割数に関して説明する。図８はパネル数を４に増やしたときの太陽熱発電電力量と集熱パネルの運用数を示す。設計値の日射量を１０００Ｗ／ｍ２としたときのパネル運用の閾値DNILimit＝１０００／４＝２５０Ｗ／ｍ２である。DNILimitが分割数Ｎ＝２の例よりも小さいので日射量が少ない場合も高温の蒸気をタービンへ供給することが出来る。
【００４４】
このように分割数を多くすればするほど、日射量の変動に対して細かなヘリオスタット２が集光する集熱パネルの制御、集熱パネルへ流入する蒸気流量の制御を行うことが出来る。しかし、集熱パネルをたくさんに分割するほど、制御対象が増大しコストがかかり、ヘリオスタット２も高精度な位置決めが必要となりコスト増につながる。よって、集熱パネルの枚数は２〜５枚程度、即ち、２〜５分割のパネルで構成するのが好ましい。
【００４５】
［第２実施形態］
図９は、本発明の第２実施形態に係る複合ボイラシステムが適用された太陽熱発電システムの一例である。なお、第２実施形態においても、蒸気タービンを駆動するための作動流体として蒸気（水）が用いられている。
【００４６】
第２実施形態に係る複合ボイラシステムＣＢＳ２は、第１実施形態と同様に、燃料ボイラ１と太陽熱ボイラ２００とを組み合わせて構成されているが、太陽熱ボイラ２００の集熱パネルの構成と太陽熱ボイラ２００に流す蒸気をどこから抽気するかという点が両者で相違する。そこで、以下の説明は、これらの相違点を中心に説明し、第１実施形態と同様の構成についての説明は省略する。
【００４７】
第２実施形態では、太陽熱発電に使用する流入蒸気を脱気器２１出口の抽気点Ｄから持ってくるとこととした（ラインＤ−Ｘ）。これは、脱気器２１の出口の水は液体の状態であるからエンタルピーが小さく、太陽熱発電で高温（５００〜６００℃）の蒸気にした際のエンタルピー差が大きいため、プラント効率が第１実施形態よりも向上するからである。
【００４８】
抽気点Ｄから抽気した水は、ラインＤ−Ｘを流れて太陽熱ボイラ２００の入口に導入される。集熱パネル７１にて過熱された蒸気は、集熱パネル７１の出口から出て、高圧給水加熱器２３に合流する合流点Ａ（ラインＹ−Ａ）または合流点Ｂ（ラインＹ−Ｂ）、低圧給水加熱器２０に合流する合流点Ｃ（ラインＹ−Ｃ）、高圧タービン１０へ蒸気を供給するラインと合流する合流点Ｅ（ラインＹ−Ｅ）、中圧タービン１１へ蒸気を供給するラインと合流する合流点Ｆ（ラインＹ−Ｆ）、低圧タービン１２へ蒸気を供給するラインと合流する合流点Ｇ（ラインＹ−Ｇ）の少なくとも何れかへ導入される。
【００４９】
なお、集熱パネル７１の出口から出た蒸気は、上記した合流点Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇの少なくとも１つの合流点に導入されていれば良い（即ち、ラインＹ−Ａ，Ｙ−Ｂ，Ｙ−Ｃ，Ｙ−Ｅ，Ｙ−Ｆ，Ｙ−Ｇの何れかに流せば良い）が、２つ以上の合流点に導入される方が好ましい。太陽熱発電システムの運転効率を向上させることができるからである。
【００５０】
次に、第２実施形態における集熱パネルの配置例と使用方法について説明する。図１０は、第２実施形態で用いる集熱パネルの構成を示している。図１０に示すように、第２実施形態における集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂは、それぞれ過熱器と蒸発器とに２分割されている。即ち、第１過熱器７１−ａおよび第１蒸発器７１−ｃからなる集熱パネル７１−Ａと、第２過熱器７１−ｂおよび第２蒸発器７１−ｄからなる集熱パネル７１−Ｂとで構成されている。
【００５１】
脱気器２１の出口での状態は液体の水なので、蒸気系に供給するためには蒸気状態にする必要がある。そのため、第１蒸発器７１−ｃおよび第２蒸発器７１−ｄにより、水を飽和温度まで昇温する。昇温した水−蒸気の混合物（気液二相流体）は、汽水分離器７６に入り、蒸気と水に分離する。分離した水は再び、第１蒸発器７１−ｃおよび第２蒸発器７１−ｄにより加熱される。
【００５２】
一方、汽水分離器７６で分離した蒸気は、第１過熱器７１−ａおよび第２過熱器７１−ｂにて所定の温度まで過熱され、合流点Ａ〜Ｃ、合流点Ｅ〜Ｇの少なくとも何れかに供給される。そのため、図１０（ｂ）に示すように、直達日射量がDNILimitよりも大きい場合は集熱パネル７１−Ａの第１過熱器７１−ａおよび第１蒸発器７１−ｃと、集熱パネル７１−Ｂの第２過熱器７１−ｂおよび第２蒸発器７１−ｄとの全てを使用して、所定の温度・圧力の蒸気を作り出すことが出来る。
【００５３】
一方で、図１０（ａ）に示すように、直達日射量がDNILimit以下の場合、集熱パネル７１へ流入するする水の流量を減らし、弁８５を閉止する。そして、抽気点Ｄから抽気した水は、集熱パネル７１−Ａの第１蒸発器７１−ｃのみで蒸発させる。そして、第１蒸発器７１−ｃで発生した蒸気は、気水分離器７６を出た後に、第１過熱器７１−ａのみに流入して加熱される。即ち、直達日射量がDNILimitよりも小さい場合には、ヘリオスタット２は、集熱パネル７１−Ａのみ（つまり、第１蒸発器７１−ｃと第１過熱器７１−ａのみ）に太陽光を集光するようにしている。
【００５４】
図１１は、集熱パネルの面積の割合を蒸発器と過熱器それぞれで示したものである。蒸発器は、温度上昇のための顕熱のみならず蒸発潜熱を与える必要があるため、総伝面積の７０〜８０％を占めている。一方で、過熱器は顕熱のみなのでパネル面積は小さい。よって、ヘリオスタット２の多数は第１蒸発器７１−ｃおよび第２蒸発器７１−ｄに割り当てる。
【００５５】
次に、直達日射量がDNILimitよりも少ない期間が長期で続くような場合についての太陽熱発電システムの運転方法を説明する。上記の場合には、タービンで直接使用できる温度レベル（５００〜６００℃）の蒸気を多量に作り出すことは困難である。よって、より低い温度レベルの蒸気を作りランキンサイクルで利用することが好ましい。例えば、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂで発生した蒸気を、合流点Ａ〜Ｃの少なくとも何れかに導入して、燃料ボイラ１への給水の加熱に利用することが好ましい。タービンから抽気した抽気蒸気の温度レベルは３００〜４００℃とタービンで直接使用できる温度レベルよりも低いため、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂで発生した蒸気を合流点Ａ〜Ｃの少なくとも何れかに導入するようにすれば、タービンの抽気量を減少させることが出来るため、太陽熱発電システムの運転効率を向上させることができる。
【００５６】
設計値として使用した直達日射量が得られれば、集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂで発生した過熱蒸気を合流点Ｅ〜Ｇの少なくとも何れかに導入して、タービンを駆動するために使用する。一方で、季節等の影響で直達日射量が定常的に設計値よりも小さい場合、すなわち高温蒸気を安定して得られないような場合、低圧給水加熱器２０への合流点Ｃ、高圧給水加熱器２３への合流点Ａ、Ｂのうち少なくとも何れかに導入することが望ましい。高圧タービン１０から抽気した蒸気が高圧給水加熱器２３に導入されるライン、中圧タービン１１から抽気した蒸気が高圧給水加熱器２３に導入されるライン、および低圧タービン１２から抽気した蒸気が低圧給水加熱器２０に導入されるラインの温度レベルは、３００〜４００℃と比較的低温であり、集熱パネル７１の出口Ｙから上記各ラインに流入する蒸気温度の変動が大きい（±２０〜３０℃以上）場合であっても、低圧給水加熱器２０または高圧給水加熱器２３へ流入する蒸気温度の制約が小さく、直達日射量が設計値より小さい条件下での使用に適しているからである。
【００５７】
このように、上記した運転方法は、様々な温度レベルと機器を備えるランキンサイクルへの適用に適した方式であり、従来技術では使用できなかったような設計点よりも小さい直達日射量においても、ボイラ−タービン系機器への影響を最小に押さえかつ、自然エネルギを有効利用できるため燃料消費量の削減も可能である。
【００５８】
なお、集熱パネル７１−Ａの配置は、第１過熱器７１−ａを第１蒸発器７１−ｃよりも上方に設置することが望ましい。これは、第１過熱器７１−ａでは飽和蒸気をより高温にする必要があるため、太陽光の集光度を高める必要があるからである。集熱パネル７１−Ｂの配置構成についても同様のことが言える。
【００５９】
以上説明したように、上記した第１および第２実施形態によれば、ランキンサイクルと太陽熱発電を組み合わせて使う発電方式において、太陽熱ボイラ２００を構成する集熱装置７１を、燃料ボイラ１の支持構造体１００の上部に設置したので、タワーの建設が不要となる。よって、設備コストを低減させることができる。また、複数（２つ）の集熱パネル７１−Ａ，７１−Ｂを支持構造体１００の上部に並列に配置し、日射量が規定値以下の場合には、一部の集熱パネルのみに太陽光を集光させることでタービンへ供給可能な高温の蒸気を生成することが出来る。よって、直達日射量の少なく蒸気を従来であれば直接タービンへ送れない場合においても、高温蒸気を生成し、太陽熱の利用時間拡大が可能となる。また、化石燃料の使用量を削減することが出来るため、温室効果ガス排出を従来技術よりも抑制することが可能となる。
【００６０】
なお、上記の実施形態では、本発明に係る複合ボイラシステムを太陽熱発電システムに適用した例を説明したが、本発明に係る複合ボイラシステムは、これ以外の用途に適用することができることは言うまでもない。
【符号の説明】
【００６１】
１…燃料ボイラ、２…ヘリオスタット、１０…高圧タービン、１１…中圧タービン、１２…低圧タービン、１３…発電機、１４…復水器、１５…ポンプ、２０…低圧給水加熱器、２１…脱気器、２２…給水ポンプ、２３…高圧給水加熱器、６２…主蒸気用熱交換部（第１熱交換部）、６３…再熱蒸気用熱交換部（第２熱交換部）、７１（７１−Ａ，７１−Ｂ）…集熱パネル（集熱装置）、７１−ａ…第１過熱器、７１−ｂ…第２過熱器、７１−ｃ…第１蒸発器、７１−ｄ…第２蒸発器、７６…汽水分離器、１００…ボイラの支持構造体、２００…太陽熱ボイラ、３００…ヘッダ、３０１…伝熱管、３０２…ヘッダ、ＣＢＳ１…複合ボイラシステム、ＣＢＳ２…複合ボイラシステム
【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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