(57)【要約】【課題】天然ガスや軽質油のような通常燃料とガス化ガスとの使用割合が変化した場合、または、ガス化ガス燃料自体の組成が変化した場合であっても、ガスタービン燃焼器の燃焼安定性を確保しつつ、排出されるＮＯｘを最少に抑制できる熱電可変型コジェネレーションシステムを提供する。【解決手段】余剰の蒸気を燃焼器における燃焼ガスの流れに対して火炎帯の上流側に注入する第１の蒸気系統と、第１の蒸気系統から分岐した余剰の蒸気を燃焼器における燃焼ガスの流れに対して火炎帯の下流側に注入する第２の蒸気系統と、第１の蒸気系統の蒸気流量を制御可能な第１蒸気流量調節弁と、第２の蒸気系統の蒸気流量を制御可能な第２蒸気流量調節弁と、ガス化ガスの流量と通常燃料の流量とに応じて第１蒸気流量調節弁を制御し、蒸気消費設備で必要な蒸気要求量に応じて第２蒸気流量調節弁を制御する制御器とを備えた。【選択図】  図１
2014173572.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
固体または液体の燃料源をガス化したガス化ガスと、ガスタービンの起動時や停止時、あるいは前記ガス化ガスの供給量が小さいときに、代替燃料または補助燃料として、天然ガスや石油ガス、あるいは軽質油の通常燃料とを併用するガスタービンと、前記ガス化ガス及び前記通常燃料を燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器と、前記ガスタービンの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、前記発生した蒸気を蒸気消費設備に供給するプロセス系統と、余剰の蒸気を前記ガスタービンに注入する蒸気系統とを備えた熱電可変型コジェネレーションシステムであって、
前記余剰の蒸気を前記燃焼器における前記燃焼ガスの流れに対して火炎帯の上流側に注入する第１の蒸気系統と、
前記第１の蒸気系統から分岐した前記余剰の蒸気を前記燃焼器における前記燃焼ガスの流れに対して火炎帯の下流側に注入する第２の蒸気系統と、
前記第１の蒸気系統に設けられ、前記第１の蒸気系統の蒸気流量を制御可能な第１蒸気流量調節弁と、
前記第２の蒸気系統に設けられ、前記第２の蒸気系統の蒸気流量を制御可能な第２蒸気流量調節弁と、
前記ガス化ガスの流量を検出するガス化ガス流量検出手段と、
前記通常燃料の流量を検出する通常燃料流量検出手段と、
前記蒸気消費設備で必要な蒸気要求量を検出する蒸気要求量検出手段と、
前記ガス化ガス流量検出手段が検出した前記ガス化ガスの流量と、前記通常燃料流量検出手段が検出した前記通常燃料の流量とを取込み、これらの信号に応じて前記第１蒸気流量調節弁を制御し、前記蒸気要求量検出手段が検出した前記蒸気消費設備で必要な蒸気要求量を取込み、この信号に応じて前記第２蒸気流量調節弁を制御する制御器とを備えた
ことを特徴とする熱電可変型コジェネレーションシステム。
【請求項２】
請求項１に記載の熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、
前記第１の蒸気系統における前記余剰の蒸気を注入する前記燃焼器の部位は、前記燃焼ガスの流れに対して火炎帯の上流側において、噴射した蒸気の大部分が燃焼空気または燃料と混合する位置である
ことを特徴とする熱電可変型コジェネレーションシステム。
【請求項３】
請求項１又は２に記載の熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、
前記第２の蒸気系統における前記余剰の蒸気を注入する前記燃焼器の部位は、前記燃焼ガスの流れに対して火炎帯の下流側において、噴射した蒸気の大部分が前記燃焼ガスと燃焼後に混合する位置である
ことを特徴とする熱電可変型コジェネレーションシステム。
【請求項４】
請求項１乃至３のいずれか１項に記載の熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、
前記蒸気要求量検知手段は蒸気圧力計である
ことを特徴とする熱電可変型コジェネレーションシステム。
【請求項５】
請求項１乃至４のいずれか１項に記載の熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、
前記制御器は、前記ガス化ガス流量検出手段が検出した前記ガス化ガスの流量と、前記通常燃料流量検出手段が検出した前記通常燃料の流量とを取込み混焼割合を算出する除算器と、前記除算器からの混焼割合信号に応じて弁開度を演算し、前記第１蒸気流量調節弁を制御する演算器とを備えた
ことを特徴とする熱電可変型コジェネレーションシステム。
【請求項６】
請求項１乃至５のいずれか１項に記載の熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、
前記ガス化ガスの発熱量を検出する発熱量検出手段と、
前記制御器は、前記発熱量検出手段が検出した前記ガス化ガスの発熱量を取込み、前記ガス化ガスの発熱量の信号に応じて弁開度を演算し、前記第１蒸気流量調節弁を制御する演算器とを備えた
ことを特徴とする熱電可変型コジェネレーションシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は熱電可変型コジェネレーションシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
熱と電力とを供給し、かつ要求された熱と電力の需要比に応じて、熱電比を変化させることができる熱電可変型コジェネレーションシステムは、エネルギーロスの小さい高効率分散電源として期待されている。このような熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、ＮＯｘと未燃成分の増加を防ぎ、全負荷範囲での低ＮＯｘ運転と高い燃焼効率を維持するために、燃焼器への蒸気注入系統を２系統備え、排ガス中のＮＯｘ濃度および未燃分濃度を計測し、その濃度に応じて上記２系統それぞれへの水蒸気流量を制御する発明がある（例えば、特許文献１参照）。
【０００３】
一方、熱電可変型コジェネレーションシステムを構成するガスタービンで使用される燃料の多様化が図られている。例えば、豊富なエネルギー資源である石炭をガス化したガスや、カーボンフリーなエネルギー資源であるバイオマスをガス化したガスを用いるガスタービンがある。このようなガスタービンにおいて、石炭ガス化ガスを燃焼させるガスタービン燃焼器の低ＮＯｘ化を図るために、石炭ガス化プラントで分離生成された窒素を燃焼器内に噴射する発明が開示されている（例えば、特許文献２参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特許第４３８６１９５号公報
【特許文献２】特開２０１０−２３０２８７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、石炭ガス化ガスやバイオマスガス化ガスなどのガス化ガス燃料を使用する場合、ガス化ガスは、天然ガスや軽質油のような通常燃料に比べて燃料発熱量が小さいため、ＮＯｘ抑制に有効な火炎帯近傍へ注入する蒸気の必要流量は相対的に小さくなる。また、この低ＮＯｘ化のために必要な蒸気流量よりも過大な蒸気流量が注入されると、火炎が消失する虞があるので、従来の通常燃料を使用する場合に比べて、狭い範囲で精度よく蒸気流量を制御する必要がある。
【０００６】
上述した特許文献１の排ガス組成による蒸気量制御は、排ガス組成検出に時間がかかり、検出してから制御するまでに応答遅れが生じる。このため、特許文献１の技術においてガス化ガス燃料を使用すると、蒸気流量制御が遅れて、ＮＯｘ排出量や未燃分排出量の増加、さらには火炎の消失などが懸念される。
【０００７】
一方、特許文献２に記載のガス化ガスを使用するガスタービンであっても、起動時や停止時には、天然ガスや軽質油のような通常燃料を使用する場合がある。ガス化ガスは水素や一酸化炭素（ＣＯ）を含むため、点火時には爆発のおそれが、停止時には一酸化炭素中毒のおそれがあり、これらを防ぐために、起動時や停止時には燃料配管を通常燃料で置換している。
【０００８】
このように通常燃料とガス化ガスを併用するガスタービンにおいては、通常燃料とガス化ガスとの間で双方向への燃料切替えがなされる場合や、ガス化ガスと通常燃料とを一定割合で混焼する場合等が生じる。このようなガスタービンと上述した特許文献１の排ガス組成による蒸気量制御を組み合わせた場合、燃料の発熱量や流量が変化するため低ＮＯｘ化のために必要な蒸気流量も変化する。特に燃料切替えは、通常数秒から数十秒の時間で完了するため、同程度の時間遅れがある排ガス成分の検知によって蒸気流量を制御したのでは、制御が遅れてＮＯｘ排出量の増加や火炎の消失をまねく可能性がある。
【０００９】
また、ガス化ガスは通常燃料に比べると組成が変化しやすく、発熱量や必要な燃料流量が変化する幅がより大きくなる。このため、混焼割合だけでなく、ガス化ガス自体の組成変化に対応した蒸気流量制御も必要となる。
【００１０】
したがって、蒸気の消費量が小さいときに、ＮＯｘ排出量抑制を兼ねて、燃焼器に余剰蒸気を注入して発電量を増加させる熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、石炭ガス化ガスやバイオマスガス化ガスなどのガス化ガス燃料を主に使用し、天然ガスや軽質油のような通常燃料を起動、停止用や助燃用に使用する場合に、燃料消費量の変化、蒸気使用量の変化、ガス化ガス割合の変化、ガス化ガスの組成の変化に追従して、燃焼器への注入蒸気量を制御する方策が求められている。
【００１１】
本発明は、上述した事柄に基づいてなされたものであって、その目的は、天然ガスや軽質油のような通常燃料とガス化ガスとの使用割合が変化した場合、または、ガス化ガス燃料自体の組成が変化した場合、または、蒸気使用量が変化した場合であっても、ガスタービン燃焼器の燃焼安定性を確保しつつ、排出されるＮＯｘを最少に抑制できる熱電可変型コジェネレーションシステムを提供するものである。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
上記課題を解決するために、例えば特許請求の範囲に記載の構成を採用する。本願は、上記課題を解決する手段を複数含んでいるが、その一例を挙げるならば、固体または液体の燃料源をガス化したガス化ガスと、ガスタービンの起動時や停止時、あるいは前記ガス化ガスの供給量が小さいときに、代替燃料または補助燃料として、天然ガスや石油ガス、あるいは軽質油の通常燃料とを併用するガスタービンと、前記ガス化ガス及び前記通常燃料を燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器と、前記ガスタービンの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、前記発生した蒸気を蒸気消費設備に供給するプロセス系統と、余剰の蒸気を前記ガスタービンに注入する蒸気系統とを備えた熱電可変型コジェネレーションシステムであって、前記余剰の蒸気を前記燃焼器における前記燃焼ガスの流れに対して火炎帯の上流側に注入する第１の蒸気系統と、前記第１の蒸気系統から分岐した前記余剰の蒸気を前記燃焼器における前記燃焼ガスの流れに対して火炎帯の下流側に注入する第２の蒸気系統と、前記第１の蒸気系統に設けられ、前記第１の蒸気系統の蒸気流量を制御可能な第１蒸気流量調節弁と、前記第２の蒸気系統に設けられ、前記第２の蒸気系統の蒸気流量を制御可能な第２蒸気流量調節弁と、前記ガス化ガスの流量を検出するガス化ガス流量検出手段と、前記通常燃料の流量を検出する通常燃料流量検出手段と、前記蒸気消費設備で必要な蒸気要求量を検出する蒸気要求量検出手段と、前記ガス化ガス流量検出手段が検出した前記ガス化ガスの流量と、前記通常燃料流量検出手段が検出した前記通常燃料の流量とを取込み、これらの信号に応じて前記第１蒸気流量調節弁を制御し、前記蒸気要求量検出手段が検出した前記蒸気消費設備で必要な蒸気要求量を取込み、この信号に応じて前記第２蒸気流量調節弁を制御する制御器とを備えたことを特徴とする。
【発明の効果】
【００１３】
本発明によれば、天然ガスや軽質油のような通常燃料とガス化ガスとの使用割合が変化した場合、または、ガス化ガス燃料自体の組成が変化した場合、または、蒸気使用量が変化した場合であっても、ガスタービン燃焼器の燃焼安定性を確保しつつ、排出されるＮＯｘを最少に抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態の構成の一例を示すシステムフロー図である。
【図２】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における蒸気噴射位置が異なる他の例を示すシステムフロー図である。
【図３】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における蒸気噴射位置が異なる更に他の例を示すシステムフロー図である。
【図４】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における燃料切替方法の一例を示す特性図である。
【図５】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における通常燃料とガス化ガスとの混焼方法の一例を示す特性図である。
【図６】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態を構成する制御器の構成の一例を示すブロック図である。
【図７】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における蒸気流量制御の一例を示す特性図である。
【図８】本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第２の実施の形態の構成の一例を示すシステムフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
以下、本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの実施の形態を図面を用いて説明する。
【実施例１】
【００１６】
図１は、本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態の構成の一例を示すシステムフロー図である。図１に示すように、熱電可変型コジェネレーションシステムは、主として、ガスタービン４と、排熱回収ボイラ５と、発電機２０と、蒸気供給系統３００とから構成されている。
【００１７】
ガスタービン４は、空気１００を圧縮して高圧の燃焼用空気を生成する圧縮機１と、この圧縮機１から導入される圧縮空気１０１と燃料系統２００からの燃料とを燃焼させて燃焼ガス１０５を生成する燃焼器２と、この燃焼器２で生成された燃焼ガス１０５が導入されるタービン３とを備えている。圧縮機１の回転軸とタービン３の回転軸とはシャフト２１で連結されている。また、ガスタービン４によって駆動して発電する発電機２０の回転軸も、圧縮機１の回転軸とタービン３の回転軸とシャフト２１により連結されている。
【００１８】
燃焼器２は、その側面を形成する燃焼ケーシング７と、燃焼器ケーシング７の端部に設けた燃焼器カバー８と、上流端の燃焼器カバー８の内部中央に設けた燃料ノズル９と、燃料ノズル９の下流であって、未燃の空気と既燃の燃焼ガスを隔てる概略円筒状の燃焼器ライナ１０と、燃焼器ライナ１０の下流側に連結した燃焼器尾筒１１とを備えている。
【００１９】
圧縮機１から排出された高圧の圧縮空気１０１は、燃焼器ケーシング７へと注入される。燃焼器ケーシング７内において、圧縮空気１０１は、燃焼器ライナ１０の外側の概して環状の空間を通って燃焼器頭部へ向かって流れ、途中燃焼器ライナ１０の対流冷却に使用される。
【００２０】
図１に示す圧縮空気１０１のうち、一部の空気はライナ冷却空気１０２として、燃焼器ライナ１０に設けられた冷却孔から燃焼器ライナ１０内へ流入し、フィルム冷却に使用される。また、別の一部の空気は、希釈空気１０３として、燃焼器ライナ１０に設けられた希釈孔から燃焼器ライナ１０内へ流入し、後述する燃焼ガス１０５と混合する。
【００２１】
さらに残りの空気は、燃焼空気１０４として、燃焼器ライナ１０の上流部に設けられた燃焼孔から燃焼器ライナ１０内に流入し、燃料ノズル９から噴出される燃料とともに燃焼に使用され、高温の燃焼ガス１０５となる。この燃焼ガス１０５は、さらにライナ冷却空気１０２および希釈空気１０３と混合した後に、タービン３へと送られる。タービン３を出た低圧のガスタービン排ガス１０６は排熱回収ボイラ５で熱回収された後、排気ガス１０７として大気へ排気される。
【００２２】
ここで、圧縮機１には、吸込み空気圧力と吐出空気圧力の差圧（圧力比）を検出する圧力比検出手段１３が設けられている。また、ガスタービン排ガス１０６の温度を検出する温度計１４がタービン３と排熱回収ボイラ５との間に設けられている。圧力比検出手段１３と温度計１４とが検出した各種信号は、後述する制御器４００に入力される。
【００２３】
ガスタービンの燃料系統２００は、ガス化ガス燃料系統２０１と通常燃料系統２０２とを備えている。ガス化ガス燃料系統２０１のガス化ガス燃料は図示されていないガス化炉において、石炭やバイオマスを原料にしてそれらをガス化して生成されたガス燃料であって、メタン、エタン、プロパンなどの炭化水素ガス燃料のほか、水素や一酸化炭素を含み、また二酸化炭素や窒素、場合によっては水分などの発熱量を持たない成分をも含む。
【００２４】
天然ガスや石油ガス、または軽質油等の通常燃料を供給する通常燃料系統２０２は、ガス化ガス燃料系統２０１に併設されている。これは、ガス化ガスは水素や一酸化炭素（ＣＯ）を含むため、点火時には爆発のおそれが、停止時には一酸化炭素中毒のおそれがあり、これらを防ぐために、起動時や停止時には燃料配管を通常燃料で置換して運転することが望ましいからである。
【００２５】
ガス化ガス燃料系統２０１にはガス化ガス流量調節弁２１１が、通常燃料系統２０２には通常燃料流量調節弁２１２がそれぞれ設けられていて、それぞれの燃料流量を調整することでガスタービン４の発電出力を調整できる。
【００２６】
また、ガス化ガス燃料系統２０１には燃料流量検出手段であるガス化ガス流量計１５と、ガス化ガスの発熱量を検出する発熱量検出手段である発熱量計１７とが設けられている。また、通常燃料系統２０２には燃料流量検出手段である通常燃料流量計１６が設けられている。これらの検出手段が検出した各種信号は、後述する制御器４００に入力される。
【００２７】
ここで、燃料流量検出手段としては、本実施例に述べた燃料流量計に代えて、例えば、流量調節弁の開度や、流量調節弁への開度指令などを利用することもできる。燃料の圧力，温度がほぼ一定であれば、燃料流量は弁の開度の関数になるからである。一方、ガス化ガス燃料のように圧力、温度が変化する場合には、燃料の圧力、温度を検出して流量の算出に用いると、より精度の高い検出が可能になる。
【００２８】
発熱量検出手段としては、例えば、ガスクロマトグラフィーのように、ガスの成分比を計測可能な装置によって検出する方法が考えられる。ガスクロマトグラフィーは分析に数分程度の時間を要するため、燃料発熱量の時間変化が小さい場合には、適している。
【００２９】
より簡便には、ガス化ガスの発熱量変化と相関が高い特定成分の濃度変化を検出してもよい。例えば、水素やメタンなど、単成分を連続計測する方法、あるいは露点計によってガス中の水分を連続計測する方法が考えられる。この方法によれば、より簡便にしかも連続的に計測できて、燃料発熱量が急激に変化した際にも蒸気制御を行なうことができる。また、同様に２台の計器を用いて、２成分を連続計測し、その結果から燃料発熱量を推定するようにすれば、単成分から推定するよりも高精度な発熱量検出手段となるので、火炎の安定性と低ＮＯｘ化を図ることができる。
【００３０】
次に、蒸気系統３００について説明する。  
排熱回収ボイラ５は、給水加熱器２４、ボイラ２５、蒸気過熱器２６から構成され、蒸気加熱器２６を経て発生した蒸気は、主に蒸気消費設備６で消費される。蒸気消費設備としては、工場などの熱源を必要とする設備が考えられる。蒸気消費設備６へ蒸気を供給するためのプロセス蒸気系統３０３の配管には、プロセス蒸気流量調節弁３１３が設けられていて、送気蒸気量を制御している。排熱回収ボイラ５から発生した蒸気の圧力を検出する蒸気圧力計１２が、排熱回収ボイラ５からの主配管に設けられている。蒸気圧力計１２が検出した蒸気圧力信号は、後述する制御器４００に入力される。
【００３１】
また、排熱回収ボイラ５で発生させた蒸気を必要に応じて大気に放出するために、蒸気放出系統３０４が設けられている。蒸気放出系統３０４の配管には、蒸気放出弁３１４が設けられていて、放出蒸気量を制御している。
【００３２】
一方、排熱回収ボイラ５で発生した蒸気量が蒸気消費設備６で必要な蒸気量を上回った場合、余剰の蒸気を燃焼器２へ注入して発電機２０の出力を増加させ、熱電比を可変とするのが、熱電可変コジェネレーションシステムである。  
本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態においては、この注入蒸気系統を、第１の注入蒸気系統３０１と第２の注入蒸気系統３０２の２系統に分けて設けている。第１の注入蒸気系統３０１には第１の蒸気流量調節弁３１１を、第２の注入蒸気系統３０２には第２の蒸気流量調節弁３１２をそれぞれ設け、各蒸気系統の蒸気流量を調節可能としている。第１の蒸気流量調節弁３１１と第２の蒸気流量調節弁３１２とには、後述する制御器４００からそれぞれ開度指令が出力されている。
【００３３】
次に、注入蒸気系統について図１乃至図３を用いて説明する。図２は本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における蒸気噴射位置が異なる他の例を示すシステムフロー図、図３は本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における蒸気噴射位置が異なる更に他の例を示すシステムフロー図である。図２及び図３において、図１に示す符号と同符号のものは同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。
【００３４】
まず、第１の注入蒸気系統３０１の噴射位置について説明する。  
図１に示すように、第１の注入蒸気系統３０１は、燃焼ガス１０５の流れに対して火炎帯の上流側において、噴射した蒸気の大部分が燃焼空気または燃料と混合する位置に第１の蒸気３２１を注入している。より具体的には、図１にａで示すように、燃焼器ライナ１０の外側かつ燃焼ガス流れに対して上流側であって、燃焼器ケーシング７と燃焼器カバー８と燃焼器ライナ１０で囲まれた空間に噴射している。
【００３５】
この位置における燃焼空気１０４は、圧縮空気１０１がライナ冷却空気１０２や希釈空気１０３に分岐した後の空気であり大部分が燃料との燃焼に消費されるため、この位置で燃焼空気１０４に混合された第１の蒸気３２１は火炎帯の温度を下げる効果が大きく、低ＮＯｘ化に寄与する度合いが大きい。
【００３６】
第１の蒸気３２１の噴射位置の別の実施例として、図２のｂで示すように、燃料ノズル９の外周であっても良い。あるいは、第１の蒸気３２１の噴射位置のさらに別の実施例として、図３のｃで示すように、燃焼空気１０４が流れる噴射孔に噴射しても良い。上述した３例のいずれの位置の場合であっても、噴射された蒸気は、火炎帯の上流側において燃焼空気１０４または燃料と混合して、ＮＯｘ排出量を低減させることができる。
【００３７】
図１のａ部へ蒸気噴射する場合は、燃焼器２内へ突き出す蒸気噴射ノズルの長さを短くできるので、蒸気噴射ノズルの信頼性を確保できるのに加えて、燃焼空気１０４の流れを乱す影響を小さくして、圧力損失を低減できるという利点がある。
【００３８】
また、図２のｂ部へ蒸気噴射する場合は、蒸気噴射ノズルを燃料ノズル９構造に沿わせるか、一体にできるため、図１の場合と同様に、燃焼器２内へ突き出す蒸気噴射ノズルの長さを短くできる。このことにより、蒸気噴射ノズルの信頼性を確保できるのに加えて、燃焼空気１０４の流れを乱す影響を小さくして、圧力損失を低減できるという利点がある。また、燃料のすぐ近くに蒸気を噴射できるので、燃料との混合が促進され、低ＮＯｘ効果が大きくなる。
【００３９】
更に、図３のｃ部へ蒸気噴射する場合は、蒸気噴射ノズルを燃焼器ライナ１０の構造に沿わせるか、一体にできるため、上記と同様に、燃焼器２内へ突き出す蒸気噴射ノズルの長さを短くできる。このことにより、蒸気噴射ノズルの信頼性を確保できるという利点がある。また、燃焼孔に直接蒸気を噴射できるため、燃焼空気１０４との混合が促進され、低ＮＯｘ効果が大きくなる。
【００４０】
次に、第２の注入蒸気系統３０２の噴射位置について説明する。  
図１に示すように、第２の注入蒸気系統３０２は、燃焼ガス１０５の流れに対して火炎帯の下流側において、噴射した蒸気の大部分が燃焼ガス１０５と燃焼後に混合する位置に第２の蒸気３２２を注入している。より具体的には、図１にｄで示すように、燃焼ガス１０５の流れに対して燃焼器ライナ１０の下流側であって、かつ燃焼器ライナ１０の内部に噴射している。
【００４１】
この位置では、噴射した蒸気は燃焼後の燃焼ガス１０５や希釈空気１０３と混合するため、火炎帯へは直接影響を及ぼさない。したがって燃焼の安定性に影響することなく、ガスタービン燃焼器２へ余剰蒸気を噴射して出力を増加させることができる。また、この位置はタービン３よりも上流側であるため、蒸気の持つエネルギーをタービン３にて有効に動力に変換できる。また、燃焼ガス１０５がタービン３へ流入する際には蒸気と混合して温度が低下するため、同じ出力であれば燃焼器尾筒１１やタービン３のメタル温度を下げることができて信頼性や寿命が向上する。また蒸気混合分だけ燃料流量を増加させることもできるため、同じタービン流入温度であれば、蒸気混合分、出力や効率を向上させることができる。
【００４２】
第２の蒸気３２２の噴射位置の別の実施例として、図２のｅで示すように、燃焼器尾筒１１の内部であってもよい。あるいはさらに別の実施例として、図３のｆで示すように燃焼器尾筒１１が備えられているケーシング７内部の空間に噴射してもよい。いずれの位置であっても、噴射された蒸気の大部分は、火炎帯の下流側において燃焼ガス１０５と燃焼後に混合して、燃焼の安定性には影響しない。
【００４３】
図１のｄ部へ蒸気噴射する場合は、蒸気噴射系統を燃焼器ケーシング７を通じて配置できるため、図２及び図３のように燃焼器尾筒１１側へ配置するのに比べると、組立て分解が容易であるという利点がある。それに加えて、蒸気噴射位置からタービン入口までの距離が長くなるため、第２の蒸気３２２と燃焼ガス１０５の混合が進み、タービン３への熱負荷が小さくなるので、タービン３の信頼性や寿命が向上する。
【００４４】
図２のｅ部へ蒸気噴射する場合は、蒸気噴射位置がより火炎から遠くなるため、燃焼安定性に与える影響を最小にできるという利点がある。
【００４５】
図３のｄ部へ蒸気噴射する場合は、ガスタービン４内へ突き出す蒸気噴射ノズルの長さを短くできるので、蒸気噴射ノズルの信頼性を確保できるのに加えて、圧縮空気１０１の流れを乱す影響を小さくして、圧力損失を低減できるという利点がある。また、蒸気が圧縮空気１０１と混合する距離が長くできるので、蒸気噴射部の熱応力やタービン入口における温度偏差を小さくすることができ、ガスタービン４全体の信頼性を向上させることができる。
【００４６】
次に、本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態におけるガスタービンの運転方法について図４及び図５を用いて説明する。図４は本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における燃料切替方法の一例を示す特性図、図５は本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における通常燃料とガス化ガスとの混焼方法の一例を示す特性図である。
【００４７】
まず、ガスタービン４の起動時は、図１に示す通常燃料系統２０２のみを使用して、通常燃料に点火してガスタービン４を起動する。このことにより、ガス化ガス中に含まれる例えば水素による爆発的な点火を防止できる。また、ガスタービン４の停止時は、通常燃料系統２０２のみを使用して、ガスタービン４の出力および回転数を低下させた後に停止する。このことにより、ガス化ガス中に含まれる例えば一酸化炭素が、ガスタービン４の停止後にガスタービン４内に滞留することを防止できる。この結果、作業者等の一酸化炭素中毒を防止できる。
【００４８】
ガスタービン４の起動後の発電量増加方法について図４を用いて説明する。図４において横軸は発電量を、縦軸はガス化ガス燃料及び通常燃料の流量である燃料流量をそれぞれ示している。図４に示すように、発電量が小さな範囲では、起動に使用された通常燃料のみを増減させることで、発電量の増減要求に対応している。発電量が図４の「燃料切替え開始」で示した値に到達し、さらに増加する場合に、通常燃料からガス化ガスへの燃料切替えが開始される。発電量が「燃料切替え終了」で示した値に到達するまでの間、通常燃料の流量が一定の割合で低下すると共に、ガス化ガスの流量も一定の割合で増加する。そして発電量が「燃料切替え終了」で示した値に到達すると、全ての燃料がガス化ガスとなる。発電量が「燃料切替え終了」で示した値よりも大きな発電量範囲においては、ガス化ガス燃料のみを増減させて発電量の増減要求に対応する。
【００４９】
次に、通常燃料とガス化ガスとの混焼方法について図５を用いて説明する。図５において横軸は発電量を、縦軸はガス化ガス燃料及び通常燃料の流量である燃料流量をそれぞれ示している。図５に示す混焼方法が行われる場合とは、例えば、図４に示す燃料切替え終了後のガス化ガス専焼の領域において、ガス化ガスの燃料流量や発熱量の不足が懸念される場合であり、このような場合には、通常燃料の一部を残してガス化ガスと混焼する。このような場合には、ガス化ガスと通常燃料との混焼割合によって燃料の発熱量や流量が変化する。
【００５０】
燃料流量の上限は、図１に示すガスタービン排ガス１０６の温度を温度計１４で検出して、予め定めた温度を超えないように燃料流量を調整すること（排ガス温度制御）により、制御できる。
【００５１】
次に、本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における蒸気流量の制御について説明する。本実施の形態において、蒸気流量の制御は、熱優先の蒸気流量制御と電力優先の蒸気流量制御とを備えている。
【００５２】
まず、熱優先の蒸気流量制御を説明する。図１に示す本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態において、発電機２０が電力の要求指令値に基づいて発電量を増加させる場合、ガス化ガス流量調節弁２１１の開度を上げて燃料流量が増加すると、排熱回収ボイラ５からの発生蒸気量も多くなり、蒸気圧力計１２が検出する蒸気圧力も大きくなる。この蒸気圧力が予め定めた閾値を超えた場合に、プロセス蒸気流量調節弁３１３を開操作して蒸気消費設備６への蒸気の供給が開始される。蒸気の供給が開始されると、蒸気圧力計１２の検出する蒸気圧力は低下する。
【００５３】
この蒸気圧力計１２の検出する蒸気圧力を所定の値に維持するためには、ガスタービン負荷指令値または回転数指令値を大きくして、ガス化ガス流量調節弁２１１の開度を更に上げる必要が生じる。このように、蒸気圧力計１２の検出する蒸気圧力を一定にすることを制御目標として、燃料流量を制御するものが熱優先の蒸気流量制御である。熱優先の蒸気流量制御において、発電機２０が出力する発電量は、蒸気圧力の変動によって変化する。このため、電力の要求指令値との差分については、例えば、電力系統からの供給（いわゆる買電）等によって調節する必要がある。
【００５４】
一方、例えば、発電機２０を電力系統に接続せず、熱電可変型コジェネレーションシステムで発生する熱よりも電力の制御を優先する場合には、電力優先の蒸気流量制御を適用する。図１に示す本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態において、発電機２０が電力の要求指令値に基づいて発電量を増加させる場合、ガス化ガス流量調節弁２１１の開度を上げて燃料流量が増加すると、排熱回収ボイラ５からの発生蒸気量も多くなり、蒸気圧力計１２が検出する蒸気圧力も大きくなる。
【００５５】
蒸気圧力が高くなると、蒸気消費設備６で使用できる最大蒸気量も大きくなる。発生蒸気量が増えたり、蒸気消費設備６での蒸気消費量が減ったりして余剰蒸気が発生し、蒸気圧力計１２の検出する蒸気圧力がさらに高くなると、まず第１の注入蒸気系統３０１の第１の蒸気流量調節弁３１１を開いて第１の蒸気３２１の蒸気注入を開始する。第１の蒸気流量調節弁３１１の制御は、例えば、蒸気圧力をほぼ一定に維持するように開度を制御する。
【００５６】
第１の注入蒸気系統３０１の蒸気噴射位置は、図１のａに示すように燃焼器２の上流端であり、噴射された蒸気は燃焼空気１０４と混合しながら燃焼器ライナ１０内へ流入し、燃料ノズル９から噴射された燃料と燃焼する。このとき、燃焼空気１０４の熱容量が蒸気混合分だけ増加しているため、火炎温度が低下してＮＯｘ生成量が減少する。
【００５７】
次に、本実施の形態における蒸気流量の制御を行う制御器とその動作について図６及び図７を用いて説明する。図６は本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態を構成する制御器の構成の一例を示すブロック図、図７は本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態における蒸気流量制御の一例を示す特性図である。図６及び図７において、図１乃至図５に示す符号と同符号のものは同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。
【００５８】
図６に示すように制御器４００は、除算器４０１と、第１の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０２と、第１の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０３と、第２の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０４と、第２の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０５とを備えている。また、制御器４００には、ガス化ガス流量計１５が検出したガス化ガスの流量信号と、通常燃料流量計１６が検出した通常燃料の流量信号と、発熱量計１７が検出したガス化ガスの発熱量信号と、蒸気圧力計１２が、検出した蒸気圧力信号と、圧力比検出手段１３が検出した吸込み空気圧力と吐出空気圧力の差圧（圧力比）の信号とが入力されている。また、制御器４００からは、第１の蒸気流量調節弁３１１へ開度指令４１１が、第２の蒸気流量調節弁３１２へ開度指令４１２が、それぞれ出力されている。
【００５９】
除算器４０１は、ガス化ガスの流量信号と通常燃料の流量信号とを入力し、ガス化ガスと通常燃料の流量比である混焼割合を演算する。演算した混焼割合の信号は、第１の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０２へ入力する。
【００６０】
第１の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０２は、ガス化ガスの流量信号と通常燃料の流量信号とガス化ガスの発熱量信号と、除算器４０１の出力である混焼割合の信号とを入力し、これらの４つの信号から第１の蒸気流量調節弁３１１の最大開度を演算する。より具体的には、燃料の流量が大きくなるほど、ガス化ガスの混焼割合が小さくなるほど、また、ガス化ガスの発熱量が大きくなるほど、最大開度を大きくするような演算を行なう。演算した最大開度信号４０６は、第１の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０３に入力する。
【００６１】
第１の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０３は、第１の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０２からの最大開度信号４０６と、蒸気圧力信号とを入力し、第１の蒸気流量調節弁の開度指令を演算して、開度指令４１１として第１の蒸気流量調節弁３１１へ出力する。
【００６２】
第２の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０４は、吸込み空気圧力と吐出空気圧力の差圧（圧力比）の信号を入力し、この圧力比の信号から第２の蒸気流量調節弁３１２の最大開度を演算する。より具体的には、圧力比が大きくなるほど、最大開度を大小さくするような演算を行なう。演算した最大開度信号４０７は、第２の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０５に入力する。
【００６３】
第２の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０５は、第２の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０４からの最大開度信号４０７と、蒸気圧力信号とを入力し、第２の蒸気流量調節弁の開度指令を演算して、開度指令４１２として第２の蒸気流量調節弁３１２へ出力する。
【００６４】
次に、制御器の動作について図７を用いて説明する。図７は蒸気流量制御の一例を示す特性図であって、蒸気流量制御の動作の一例を示している。
【００６５】
図７において、横軸は蒸気圧力計１２が検出した蒸気圧力の信号を示していて、縦軸の（Ａ）〜（Ｃ）は上から順に第１の蒸気流量調節弁３１１の開度、第２の蒸気流量調節弁３１２の開度、蒸気放出弁３１４の開度を示している。また、蒸気圧力Ｐ１は、第１の蒸気３２１の注入を開始する圧力、蒸気圧力Ｐ２は、第２の蒸気３２２の注入を開始する圧力、蒸気圧力Ｐ３は、蒸気放出を開始する圧力をそれぞれ示している。
【００６６】
電力優先の蒸気流量制御において、発電機２０が電力の要求指令値に基づいて発電量を増加させ、排熱回収ボイラ５からの発生蒸気を蒸気消費設備６で使用している場合であって、発生蒸気量が増えたり、蒸気消費設備６での蒸気消費量が減ったりして余剰蒸気が発生し、蒸気圧力計１２の検出する蒸気圧力が予め設定された設定圧力Ｐ１を超えた場合、図７の（Ａ）で示すように、第１の蒸気流量調節弁３１１が開動作して第１の蒸気３２１の注入が開始される。第１の蒸気流量調節弁３１１は、例えば、蒸気圧力をほぼ一定に維持するように開度制御される。また、図６で説明したように、制御器４００の第１の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０３において演算された第１の蒸気流量調節弁の開度指令４１１が、第１の蒸気流量調節弁３１１へ出力され、その変化は概略図７の（Ａ）で示したようになる。
【００６７】
次に、第１の注入蒸気系統３０１の第１の蒸気流量調節弁３１１の開度が上限に達したあとの制御について説明する。第１の蒸気流量調節弁３１１の開度が上限に達した後も電力要求指令値が大きくなった場合、蒸気圧力計１２の検出する蒸気圧力が予め設定された設定圧力Ｐ２を超えた場合、図７の（Ｂ）で示すように、第２の蒸気流量調節弁３１２が開動作して第２の蒸気３２２の注入が開始される。第２の蒸気流量調節弁３１２は、例えば、蒸気圧力をほぼ一定に維持するように開度制御される。また、図６で説明したように、制御器４００の第２の蒸気流量調節弁開度指令演算器４０５において演算された第２の蒸気流量調節弁の開度指令４１２が、第２の蒸気流量調節弁３１２へ出力され、その変化は概略図７の（Ｂ）で示したようになる。
【００６８】
この後、さらに電力要求指令値が大きくなって、蒸気圧力計１２の検出する蒸気圧力が予め設定された設定圧力Ｐ３を超えた場合、図７の（Ｃ）で示すように、図１の蒸気放出弁３１４を開いて、蒸気を排気塔へ導き、蒸気圧力を調節することもできる。その変化は概略、図７の（Ｃ）で示したようになる。
【００６９】
上述したように、本実施の形態においては、蒸気消費設備６で必要な蒸気量が変化した場合や、ガスタービン４に注入される蒸気量を変化させて熱電比可変の運用をおこなう場合にも、安定した燃焼を維持しつつＮＯｘ排出量を最小限に抑えることができる。
【００７０】
次に、ガス化ガスと通常燃料の流量比である混焼割合が変化した場合について説明する。  
例えば、ガス化ガスの混焼割合が小さくなると、混合後の燃料の発熱量が増加する。このため、ガスタービン４の発電機２０の出力または排熱回収ボイラ５の蒸気圧力を一定に保持するためには、燃料流量を減少させる必要が生じ、これに伴って、第１の蒸気３２１の注入量も減少する。この場合、通常燃料使用時のように燃料の発熱量が一定で流量のみが減少した場合と異なり、蒸気注入量の減少によって火炎温度が上昇し、火炎安定性は向上するものの、ＮＯｘ発生量が増加してしまう可能性が生じる。
【００７１】
本実施の形態においては、図６の除算器４０１によって、ガス化ガスの混焼割合を検出して、第１の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０２によって、最大開度を大きくする演算が行われるので、蒸気注入量が増加される。この結果、低ＮＯｘ性能を維持することができる。また、吸込み空気圧力と吐出空気圧力の差圧（圧力比）の計測信号が、予め定めた値よりも大きくなった場合には、制御器４００の第２の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０４によって、最大開度を小さくする演算が行われるので、第２の蒸気流量調節弁３１２の開度が小さくなり、圧力比を上限に保つことができる。
【００７２】
逆に、ガス化ガスの混焼割合が大きくなると、ガスタービン４の発電機２０の出力または排熱回収ボイラ５の蒸気圧力を一定に保持するためには、燃料流量を増大させる必要が生じる。これに伴って、第１の蒸気３２１の注入量も増加しようとするが、制御器４００において、上記と同様の混焼割合に基づく制御がなされるので、蒸気注入量の増加が抑制されて、燃焼安定性を維持することができる。
【００７３】
次に、ガス化ガスの発熱量が変化した場合について説明する。  
例えば、ガス化ガスの発熱量が小さくなると、ガスタービン４の発電機２０の出力または排熱回収ボイラ５の蒸気圧力を一定に保持するためには、燃料流量を増加させる必要が生じ、これに伴って、第１の蒸気３２１の注入量も増加する。この場合、通常燃料使用時のように燃料の発熱量が一定で流量のみが増加した場合と異なり、蒸気注入量の増加によって火炎温度が低下し、低ＮＯｘ化には寄与するものの、燃焼安定性が低下してしまう可能性が生じる。
【００７４】
本実施の形態においては、図６に示すように、発熱量計１７が検出したガス化ガスの発熱量信号が入力された第１の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０２によって、最大開度を小さくする演算が行われるので、蒸気注入量が抑制される。この結果、安定燃焼状態を維持することができる。
【００７５】
逆に、ガス化ガスの発熱量が大きくなると、ガスタービン４の発電機２０の出力または排熱回収ボイラ５の蒸気圧力を一定に保持するためには、燃料流量を減少させる必要が生じる。これに伴って、第１の蒸気３２１の注入量も減少しようとするが、制御器４００において、上記と同様の発熱量に基づく制御がなされるので、蒸気注入量の減少が抑制されて、低ＮＯｘ燃焼状態を維持することができる。また、上述したように、吸込み空気圧力と吐出空気圧力の差圧（圧力比）の計測信号が、予め定めた値よりも大きくなった場合には、制御器４００の第２の蒸気流量調節弁最大開度演算器４０４によって、最大開度を小さくする演算が行われるので、第２の蒸気流量調節弁３１２の開度が小さくなり、圧力比を上限に保つことができる。
【００７６】
上述した本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態によれば、天然ガスや軽質油のような通常燃料とガス化ガスとの使用割合が変化した場合、または、ガス化ガス燃料自体の組成が変化した場合、または、蒸気使用量が変化した場合であっても、ガスタービン燃焼器２の燃焼安定性を確保しつつ、排出されるＮＯｘを最少に抑制することができる。
【００７７】
また、上述した本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第１の実施の形態によれば、蒸気の消費量が小さいときに、ＮＯｘ排出量抑制を兼ねて、燃焼器２に余剰蒸気を注入して発電量を増加させる熱電可変型コジェネレーションシステムにおいて、石炭ガス化ガスやバイオマスガス化ガスなどのガス化ガス燃料を使用し、かつ、起動、停止や助燃用に天然ガスや軽質油のような通常燃料を使用する場合において、燃料消費量の変化、蒸気使用量の変化、ガス化ガス割合の変化、ガス化ガスの組成の変化が生じた場合においても、燃焼器２への注入蒸気量を制御して、安定した燃焼を維持しつつＮＯｘ排出量を最小限に抑えることができる。
【実施例２】
【００７８】
以下、本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第２の実施の形態を図面を用いて説明する。図８は本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第２の実施の形態の構成の一例を示すシステムフロー図である。図８において、図１乃至図７に示す符号と同符号のものは同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。
【００７９】
図８に示す本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第２の実施の形態は、大略第１の実施の形態と同様の機器で構成されるが、以下の構成が異なる。本実施の形態においては、タービン３を出た低圧のガスタービン排ガス１０６を熱源とする再生器２７を排熱回収ボイラ５の上流に設けている。圧縮機１で圧縮された圧縮空気１０１は、ガスタービン４外に抽気された後、再生器２７に流入し、ガスタービン排ガス１０６と熱交換して高温空気１０８になる。再生器２７において、ガスタービン排ガス１０６の排熱を利用して、圧縮空気１０１を加熱することにより、燃焼器２で必要な燃料の流量を節約して高効率化を図ることができる。
【００８０】
また、本実施の形態においては、第２の注入蒸気系統３０２からの蒸気が、第２の蒸気流量調節弁３１２を介して再生器２７の上流側（図８のｇの位置）において、圧縮空気１０１に注入されている。
【００８１】
再生器２７で加熱された高温空気１０８は、燃焼器ケーシング７内に流入し、第１の実施の形態と同様に、ライナ冷却空気１０２、希釈空気１０３、燃焼空気１０４として使用される。ここで、高温空気１０８の大部分は、ライナ冷却空気１０２及び希釈空気１０３として、火炎帯に流入せずに燃焼後の燃焼ガス１０５と合流する。このため、上述した第１の実施の形態と同様に、火炎の安定性を損なうことなく、蒸気をガスタービン４へ注入することができる。
【００８２】
上述した本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第２の実施の形態によれば、上述した第１の実施の形態と同様の効果を得ることができる。
【００８３】
また、上述した本発明の熱電可変型コジェネレーションシステムの第２の実施の形態によれば、蒸気だけでなく圧縮空気１０１でもガスタービン排ガス１０６の排熱を回収することができるので、最大蒸気発生量が少ない、または、蒸気消費設備６での要求蒸気量が少なくて、電力要求量が大きいシステム、すなわち、熱電比の小さいシステムに好適である。
【符号の説明】
【００８４】
１        圧縮機
２        燃焼器
３        タービン
４        ガスタービン
５        排熱回収ボイラ
６        蒸気消費設備
７        燃焼器ケーシング
８        燃焼器カバー
９        燃料ノズル
１０      燃焼器ライナ
１１      燃焼器尾筒
１２      蒸気圧力計
１３      圧力比検出手段
１４      温度計
１５      ガス化ガス流量計
１６      通常燃料流量計
１７      発熱量計
２０      発電機
２７      再生器
１００    空気（大気圧）
１０１    圧縮空気
１０２    ライナ冷却空気
１０３    希釈空気
１０４    燃焼空気
１０５    燃焼ガス
１０６    ガスタービン排ガス
１０７    排気ガス
２００    燃料系統
２０１    ガス化ガス燃料系統
２０２    通常燃料系統
２１１    ガス化ガス流量調節弁
２１２    通常燃料流量調節弁
３００    蒸気系統
３０１    第１の注入蒸気系統
３０２    第２の注入蒸気系統
３０３    プロセス蒸気系統
３０４    蒸気放出系統
３１１    第１の蒸気流量調節弁
３１２    第２の蒸気流量調節弁
３１３    プロセス蒸気流量調節弁
３１４    蒸気放出弁
３２１    第１の蒸気
３２２    第２の蒸気
４００    制御器
４０１    除算器（混焼割合）
４０２    第１の蒸気流量調節弁最大開度演算器
４０３    第１の蒸気流量調節弁開度指令演算器
４０４    第２の蒸気流量調節弁最大開度演算器
４０５    第２の蒸気流量調節弁開度指令演算器
【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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