【事件の表示】
　特願２００８−２７２５６９「燃焼器内でシンガスを燃焼させるための方法及び装置」拒絶査定不服審判事件〔平成２１年　５月２１日出願公開、特開２００９−１０８８５８〕について、次のとおり審決する。
【結　論】
　本件審判の請求は、成り立たない。
【理　由】
第１　手続の経緯
　本願は、平成２０年１０月２３日（パリ条約による優先権主張２００７年１０月３１日、アメリカ合衆国）の出願であって、平成２５年２月２７日付けで拒絶理由が通知され、平成２５年９月５日に意見書及び手続補正書が提出されたが、平成２５年１１月２８日付けで拒絶査定がされ、平成２６年４月３日に拒絶査定に対する審判請求がされると同時に特許請求の範囲を補正する手続補正書が提出され、平成２６年５月１５日付けで審判請求書の請求の理由を補正する手続補正書（方式）が提出され、その後、当審において平成２６年１２月２５日付けで拒絶理由（以下、「当審拒絶理由」という。）が通知され、平成２７年４月６日に意見書及び手続補正書が提出されたものである。
　
第２　本願発明
　本願の特許請求の範囲の請求項１ないし５に係る発明は、平成２７年４月６日に提出された手続補正書により補正された特許請求の範囲並びに願書に最初に添付された明細書及び図面の記載からみて、その特許請求の範囲の請求項１ないし５に記載された事項により特定されるとおりのものであると認められるところ、特許請求の範囲の請求項１に係る発明（以下、「本願発明」という。）は、次のとおりである。
　
「【請求項１】
　乾式低ＮＯｘ燃焼器（１４）と、
　第１の気体燃料源（６２）及び第２の気体燃料源（６４）と流体連通した混合装置（６６）であって、第１の気体燃料（７６）と第２の気体燃料（７８）とを混合して混合気体燃料（８０）を生成させる混合装置（６６）と、
　前記混合装置（６６）と第１の気体燃料源（６２）との間に結合した第１の流量調整装置（７０）であって、前記混合装置（６６）に流入する第１の気体燃料（７６）の流量を調整する第１の流量調整装置（７０）と、
　前記混合装置（６６）と第２の気体燃料源（６４）との間に結合した第２の流量調整装置（７４）であって、前記混合装置（６６）に流入する第２の気体燃料（７８）の流量を調整する第２の流量調整装置（７４）と、
　前記乾式低ＮＯｘ燃焼器の噴射装置（５４）と前記混合装置（６６）との間に結合した単一の主燃料供給管（６０）と、
　第１及び第２の流量調整装置（７０，７４）に作動結合した制御システム（８２）であって、前記混合装置（６６）への第１の気体燃料（７６）の供給量を調整するように第１の流量調整装置（７０）を制御するとともに、前記混合装置（６６）への第２の気体燃料（７８）の供給量を調整するように第２の流量調整装置（７０）（審決注：「７４」の誤記と認められる。）を制御して、４２〜５４の第１の修正ウォッベ指標（ＭＷＩ）及び第１の燃料反応度を有する第１の気体燃料（７６）と、２０未満の第２のＭＷＩ及び第１の燃料反応度よりも高い第２の燃料反応度を有する第２の気体燃料（７８）とを混合して第３のＭＷＩを有する混合気体燃料（８０）を生成させるように構成されている、制御システム（８２）と
を含む燃焼システムであって、
　前記噴射装置（５４）が、前記混合気体燃料（８０）を前記乾式低ＮＯｘ燃焼器（１４）内に噴射する、
燃焼システム。」
　
第３　引用文献の記載、引用文献の記載事項及び引用発明
１　引用文献の記載
　当審拒絶理由で引用され、本願の優先日前に外国において頒布された刊行物である国際公開第２００６／０９１３７９号（以下、「引用文献」という。翻訳文として、特表２００８−５３０４４９号公報（平成２３年８月５日付け誤訳訂正書により訂正されたもの）を援用する。）には、「ガス・タービン燃料調整及び導入方法」に関して、図面とともに概ね次の記載がある。なお、翻訳文に付した段落番号は、特表２００８−５３０４４９号公報に記載された段落番号である。また、下線は当審で付したものである。
　
 ア　「[0001]　The present invention relates to a method of preparing and introducing fuel into combustors of a gas turbine. More particularly, the present invention relates to such a method in which a hydrocarbon containing feed stream is reacted with steam and oxygen in a catalytic partial oxidation reactor to reduce the heavy hydrocarbon content of such stream to acceptable levels prior to introduction into combustors of a gas turbine .
[0002]　Gas turbines are used in a variety of industrial settings to supply power to a load, generally an electrical generator. A gas turbine consists of a compressor to compress air and an expander to recover energy from the compressed air after having been heated. The compressed air is heated within a set of combustors located between the compressor and the expander. 
[0003]　Gas turbines are designed to burn a variety of fuels such as natural gas, liquefied petroleum gas and synthesis gases containing hydrogen and carbon monoxide as well as liquid fuels such as #2 fuel oil. Additionally, gases that are produced from steel production, such as blast furnace gases and coke oven gases are also utilized. Blast furnace gases are typically blended with other gases in that they do not have sufficient heating value to be used alone. Coke oven gases contain too much hydrogen to be used in connection with lean premix combustion systems. 」（段落[0001]ないし[0003]）
｛翻訳文：「【０００１】 
　
本発明は燃料を調製し、ガス・タービンの燃焼器に導入する方法に関する
　【０００２】
　ガス・タービンは、通常は発電機のような負荷に動力を供給するために様々な産業環境で使用されている。ガス・タービンは、空気を圧縮するコンプレッサ、及び加熱後に圧縮空気からエネルギを回収するエキスパンダ（膨張器）で構成される。圧縮空気は、コンプレッサとエキスパンダの間に配置された１組の燃焼器内で加熱される。
 【０００３】
　
ガス・タービンは、天然ガス、液化石油ガス、水素及び一酸化炭素を含む合成ガス、さらに＃２燃料油などの液体燃料のような様々な燃料を燃焼するように設計されている
コークス炉ガスは、希薄予混合燃焼システムとの関連で使用するには、含まれる水素が多すぎる
　
イ　「[0021] With reference to Fig. 1 a hydrocarbon containing feed stream 10 (HC Stream) is pretreated in a catalytic partial oxidation reactor 12 (CPOX) to produce a product stream 14 that is combined with a natural gas stream 16 (NG) or other fuel stream having a sufficient heating value, to form a fuel stream 18 that is introduced as fuel to a gas turbine 20.
[0022] Gas turbine 20 has a compression section 22 that can be a series of stages. Compressor section 22 compresses an air stream 24 to form a compressor air stream 26 that is heated by combustion of fuel stream 18 in combustors 28 to produce an exhaust stream 30. Exhaust stream 30 is introduced into a turbine section 32 that is connected to a load 35 that can be an electrical generator. Compressor section 22 and expander section 32 are mechanically coupled together. Combustors 28 can consist of combustors that are arranged around the compressor section 22 in a manner well known in the art. Expander 32 can be split into two independent sections. The first section is on the same shaft as compressor 22 and the second section is on a second shaft that is connected to load 34. 
[0023] Hydrocarbon containing feed stream 10 has a hydrocarbon content of at least 15 percent by volume on a dry basis of hydrocarbons with two or more hydrocarbons and/or at least about 3 percent by volume of olefins. For example, such stream could be a refinery offgas such as a fluidic catalytic cracker offgas, a coker offgas or a sweet refinery gas. Coke oven gases having a high hydrocarbon content is another possibility. As mentioned above, such a feed is unsuitable as a fuel to gas turbine 20 because the hydrocarbon content has a high potential for carbon cracking. In order to reduce the aforesaid hydrocarbon content to acceptable levels, hydrocarbon containing feed stream 10 is introduced into catalytic partial oxidation reactor 12 along with a steam stream 35 and an oxygen containing stream 36 to form a reactant mixture within the catalytic partial oxidation reactor 12 that is in turn contacted with a catalyst. It is to be noted that hydrocarbon containing feed stream 10, steam stream 35 and oxygen containing stream are all at a sufficient pressure to allow for product stream 14 to be produced at a sufficient pressure for combination with natural gas stream 16 or for introduction alone into combustors 28.
[0024] Steam stream 35 is added at a rate of between about .05 to about 0.5 water to carbon ratio within the reactant mixture. The ratio of steam addition is important since it helps with reformation of the olefins and other hydrocarbons with more than two carbon atoms. Too much steam is undesirable because excessive steam will also lower the temperature within catalytic partial oxidation reactor 12 and thus, prevent the decomposition of the higher order hydrocarbons to methane, carbon monoxide, hydrogen and etc. In addition, excess steam will dilute the volumetric fuel content of the product stream. 
[0025] Oxygen containing stream 36, which can be air, oxygen enriched air or other oxygen containing gas is added at a rate of between about 0.08 and about 0.25 oxygen to carbon ratio within the reactant mixture. This can be done using a sparger or static mixer or reticulated metallic or ceramic foam monolith. The foam monolith provides a tortuous path that can provide safe and complete mixing of the oxygen at a relatively low pressure drop. The proportions of hydrocarbon, steam and oxygen can be controlled by controlling the flow rates of the aforementioned streams by, for example, by valves, not illustrated. 
[0026] Hydrocarbon containing feed stream 10 and steam stream 35 are preferably combined to form a combined stream 38 that is introduced into catalytic partial oxidation reactor 12 at a temperature of no greater than 600 ℃ to prevent cracking of higher order hydrocarbons. As could be appreciated, the aforesaid streams could be introduced separately. Although not required, hydrocarbon containing feed stream 10 can be preheated to conserve oxygen. The temperature of the exit of catalytic partial oxidation reactor 12 is maintained at between about 600 ℃ and about 860 ℃ to preferentially reduce the content of olefins in the hydrocarbons with two or more carbon atoms to acceptable levels. At outlet temperatures below about 600 ℃ there is insufficient reactivity to reduce the olefin and heavy hydrocarbon content to acceptable levels. At outlet temperatures above about 860 ℃ there is too much oxygen or in other words, more than necessary and further, methane and other hydrocarbons will be oxidized to carbon oxides, hydrogen and water to reduce the heating value of product stream 14 and therefore, its usefulness as a fuel. 
[0027] If the reaction takes place within the temperature limits discussed above and the feed conditions of the reactant mixture, the oxygen is totally consumed and the water is reduced to less than 15 percent by volume at the outlet of the partial oxidation reactor 12. Under such conditions, saturated hydrocarbons in the feed will react but at a slower rate than the olefins . The higher molecular weight of hydrocarbons with more than two carbon atoms are also converted into hydrogen, carbon monoxide, carbon dioxide and methane. At the reaction conditions specified, the product stream 14 will contain less than about 0.5 percent olefins by volume on a dry basis and less than about 10 percent by volume on a dry basis of alkanes with two or more carbon atoms . At such temperatures, other hydrocarbons may exist but in trace amounts and in any case less than about 1 percent by- volume on a dry basis. The remaining content will comprise methane, hydrogen, carbon monoxide, carbon dioxide and water vapor. Such a treated product stream 14 is suitable for use in part or alone as a fuel for gas turbine 20.」（段落[0021]ないし［0027］）
｛翻訳文：「【００１５】
  図１を参照すると、炭化水素を含有する供給材料流１０（「ＨＣ流」）を、接触部分酸化反応器１２（「ＣＰＯＸ」）内で前処理して、生成物の流れ１４を生成し、これは天然ガス流１６（「ＮＧ」）又は十分な発熱量を有する他の燃料流と組み合わされて、燃料としてガス・タービン２０に導入される燃料流１８を形成する。
【００１６】
  ガス・タービン２０は圧縮部分２２を有し、これは一連のステージでよい。コンプレッサ部分２２は、空気流２４を圧縮してコンプレッサ空気流２６を形成し、これが燃焼器２８内で燃料流１８の燃焼によって加熱され、排気流３０を生成する。排気流３０は、発電機でもよい負荷３４に接続されたタービン部分３２内に導入される。コンプレッサ部分２２及びエキスパンダ部分３２は、相互に機械的に結合される。燃焼器２８は、当技術分野でよく知られている方法でコンプレッサ部分２２の周囲に配置構成された燃焼器で構成することができる。エキスパンダ３２は２つの独立した部分に分割することができる。第１部分は、コンプレッサ２２と同じシャフト上にあり、第２部分は、負荷３４に接続された第２シャフト上にある。
【００１７】
  炭化水素を含有する供給材料流１０は、２個以上の炭化水素及び／又は少なくとも約３体積パーセントのオレフィンを有する炭化水素の乾燥ベースで少なくとも１５体積パーセントの炭化水素含有率を有する。例えば、このような流れは、流動接触分解器オフガス、コークス器オフガス又は精油所スイート・ガスなどの精油所オフガスでよい。炭化水素の含有率が高いコークス炉ガスも、可能性の１つである。上述したように、このような供給材料は、ガス・タービン２０への燃料として不適切である。というのは、炭化水素を含有すると、炭素分解の可能性が高くなるからである。前述した炭化水素の含有量を許容可能なレベルまで低下させるために、炭化水素を含有する供給材料流１０を、蒸気流３５及び酸素を含有する流れ３６とともに接触部分酸化反応器１２内に導入して、接触部分酸化反応器１２内で反応混合物を形成し、これが触媒と接触する。炭化水素を含有する供給材料流１０、蒸気流３５及び酸素を含有する流れは全て、天然ガス流１６と組み合わせるか、単独で燃焼器２８へと導入するために十分な圧力で生成物の流れ１４を生成できるように、十分な圧力であることに留意されたい。
【００１８】
  蒸気流３５が、反応混合物内に約０．０５から約０．５の水対炭素の比率で追加される。蒸気の追加物の比率は重要である。というのは、オレフィン及び炭素原子が２個以上の他の炭化水素の再形成を補助するからである。蒸気が多すぎることは望ましくない。というのは、過度の蒸気は、また接触部分酸化反応器１２内の温度を低下させ、したがってより高次の炭化水素がメタン、一酸化炭素、水素などに分解するのを防止するからである。また、過度の蒸気は、生成物の流れの燃料体積含有物を希釈する。
【００１９】
  酸素を含有する流れ３６は、空気、酸素富化空気又は他の酸素を含有するガスでよく、これが反応混合物内に約０．０８と約０．２５の間の酸素対炭素の比率で追加される。これは、多孔分散管又は静止混合機又は網状の金属又はセラミック発泡体モノリスを使用して実行することができる。発泡体モノリスは、比較的小さい圧力低下で酸素を安全且つ完全に混合することができる蛇行路を提供する。炭化水素と蒸気と酸素の割合は、図示されていない例えば弁などによって前述した流れの流量を制御することによって制御することができる。
【００２０】
  炭化水素を含有する供給材料流１０と蒸気流３５を組み合わせて複合流３８を形成し、これをより高次の炭化水素の分解を防止するために６００℃以下の温度で接触部分酸化反応器１２に導入することが好ましい。理解されるように、前述した流れは別個に導入することができる。必要ではないが、炭化水素を含有する供給材料流１０は、酸素を維持するために予熱することができる。接触部分酸化反応器１２の出口の温度は、炭素原子が２個以上の炭化水素中のオレフィンの含有率を許容可能なレベルまで優先的に低下させるために、約６００℃と約８６０℃の間に維持する。約６００℃以下の出口温度では、オレフィン及び重炭化水素の含有率を許容可能なレベルまで低下させるには反応性が不十分である。約８６０℃より高い出口温度では、酸素が多すぎる、つまり必要な量より多く、さらにメタン及び他の炭化水素が酸化して一酸化炭素、水素及び水になり、生成物の流れ１４の発熱量を低下させ、したがって燃料としての有用性を低下させる。
【００２１】
  上記で検討した温度限界内で、且つ反応混合物の供給条件で反応が起こると、酸素が完全に消費され、水が接触酸化反応器１２の出口にて１５体積パーセント未満まで減少する。このような状態では、供給材料内の飽和炭化水素が反応するが、反応速度はオレフィンより遅い。炭素原子２個以上の分子量の大きい炭素水素も水素、一酸化炭素、二酸化炭素及びメタンに変換される。指定された反応状態で、
生成物の流れ１４は乾燥ベースで約０．５体積パーセント未満のオレフィン、及び乾燥ベースで約１０パーセント未満の炭素原子２個以上のアルカンを含む
このような温度では、他の炭化水素が存在することがあるが、微量であり、いかなる場合でも乾燥ベースで約１体積パーセント未満である
残りの含有物はメタン、水素、一酸化炭素、二酸化炭素及び水蒸気を含む
このような処理された生成物の流れ１４は、部分的に、又は単独でガス・タービン２０の燃料として使用するのに適切である
　
ウ　「[0031] In order to operate any embodiment of the present invention, preliminary water to carbon and oxygen to carbon ratios and desired outlet temperatures to be obtained can be determined by known simulation techniques for a given feed. The makeup of the feed can be determined by gas chromatography. Finer adjustments to such ratios, feed rates and etc. can be made in the field by analysis of product stream 14. Such finer adjustments can involve sampling and analyzing product stream 14 using gas chromatography. Preferably, sufficient data can be developed so that performance could be predicted without analysis by gas chromatography. There are possible applications for the present invention in which product stream 14 is used as the sole fuel to the gas turbine 20. This would of course depend on its heating value and compatibility with the gas turbine combustor 28. In most cases, product stream 14 will be used as an adjunct and therefore, blended with another fuel stream, for instance natural gas stream 16. However, since potential coking hydrocarbons have been controlled to levels similar to those found in natural gas, such treated streams as product stream 14 can be used in greater amounts than contemplated in the prior art.
[0032] As mentioned above, gas turbines can be designed to run on process gases, such as coke oven gases, provided the heavier hydrocarbons are removed by- scrubbing. High levels of higher molecular weight hydrocarbons, especially olefins, can form carbon within gas turbine combustors and result in erosion and fouling of gas turbine components and the emission of smoke in the gas turbine exhaust.
[0033] The amount of variation of the heating value for a given fuel system design is however limited. Fuel nozzles are designed to operate within a specific volumetric flow rates. Ranges in heating values can be accommodated by increasing or decreasing the fuel nozzle area or gas temperature. For an existing combustor designed for a fuel such as natural gas the fuel nozzle area is fixed. The temperature of the fuel can be adjusted to keep fuel stream 18 within the desire energy density for gas turbine control purposes. A measure of the inter-changeability of gas fuels for a given system design is the Wobbe Index. The Wobbe Index is equal to a ratio of the lower heating value of the fuel and the square root of a product of the specific gravity of the fuel relative to air and the temperature of the fuel. Typically, the fuel is supplied at a temperature that does not exceed plus or minus 5 percent of the Wobbe Index.
[0034] Therefore, in retrofit situations or situations in which the gas turbine is not modified, product stream 14 or a blend including product stream 14, for example fuel stream 18, is utilized in a manner to meet the design Wobbe Index of a particular gas turbine combustor. The degrees of freedom that will govern the use of product stream 14 are its composition and temperature and if blended, the composition and temperature of the blend or for example, fuel stream 18. In a situation in which product stream 14 is to be used alone, its temperature can be adjusted through heat exchange with reactant streams for catalytic partial oxidation reactor 12 and if necessary, by further cooling. In case of blending, further or the sole temperature control may be obtained by controlling flow rates of the product stream 14 and the other fuel stream, for instance, natural gas stream 16. The lower heating value of the blend can also be controlled by controlling flow rates.
[0035] In practice, the composition of the hydrocarbon containing feed stream 10 may vary to in turn vary the composition and temperature of product stream 14 and therefore any calculated Wobbe Index. As indicated above, if the composition and temperature of product stream 14 is controlled, then control of the blending of the streams is a simple and straight forward matter of controlling the flow rates of the two streams. In most operational situations the use of catalytic partial oxidation will dampen feed variations in that such a reaction preferably removes heavier hydrocarbons which are the most likely variables in the feed. Hence, generally, all that is required is to control the temperature of the blend once a blend ratio is selected by use of the turbine fuel preheat controls .
[0036] If further control is required due to variability in the composition of hydrocarbon containing feed stream 10, a finer degree of control can be obtained limiting the amount of product stream 14 that is blended with natural gas stream 16 to less than about ten percent. This of course may be the least desirable course of action. A more desirable control is to dampen feed variations by operating catalytic partial oxidation reactor 12 with a slightly higher oxygen to carbon ratio than the minimum required to maintain olefins at less than 0.5 percent and other hydrocarbons with more than two carbon atoms less than 10 percent. The excess oxygen for such purposes can be between about 10 percent and about 15 percent higher than the minimum amount required. This is sufficient to control a 20 to 30 percent increase in composition of a single component, for instance ethylene, in the feed gas .
[0037] In addition, it is important to control the quantity of fuel delivered to the gas turbine to match the fuel requirements for a given gas turbine operating condition. This can be accomplished by monitoring the composition of hydrocarbon containing stream 10, again by gas chromatography, and using the results of such monitoring to set the flow rate to match the gas turbine requirements. Such operation of the catalytic partial oxidation reactor 12 will essentially dampen feed variations so that they do not result in substantial differences in the Wobbe Index and the gas turbine fuel requirements can be consistently delivered.
[0038] A yet further strategy for controlling the reaction within catalytic partial oxidation reactor 12 in response to feed variations is to adjust the oxygen to carbon ratio and the steam to carbon ratio so that the exit temperature of catalytic partial oxidation reactor 12 is maintained within a very narrow window. Maintaining the temperature in a narrow window will result in a low variability of composition within product stream 14. Feed variation can result in more or less carbon being present in the hydrocarbon containing feed 10. If the carbon content in the hydrocarbon containing feed 10 increases, if for example, the feed ethylene concentration increases, and no corrective action is taken then the temperature of product stream 14 will decrease. The opposite will happen if the carbon content in hydrocarbon containing feed stream 10 decreases. Temperature variations will lead to composition fluctuations, which will effect the temperature and the heating value of the product stream 14 which will then be blended with turbine natural gas stream.
[0039] Practically, in order to maintain the steam to carbon and oxygen to carbon ratios constant, the flow rate of the hydrocarbon containing feed stream 10 can be controlled. For instance, if the carbon concentration of the feed increases, the flow of the hydrocarbon containing feed stream 10 can be decreased, for example, by a control valve, in order to keep the carbon to oxygen ratio and the steam to carbon ratio the same and ultimately the temperature of product stream 14 in the desired range. This action will counter the temperature decrease that the higher carbon feed concentration would have so that the temperature would remain within the narrow window. Maintaining the temperature within 5 to 15 degrees of a set point is sufficient . The set temperature point to be maintained is determined on a case by case basis since it will depend on the average composition of hydrocarbon containing feed stream 10 and as mentioned above will be between about 600 ℃ and about 860 ℃.
[0040] As can be appreciated by those skilled in the art, a combination of the different control schemes could be utilized. Further, such combination or any of the control schemes mentioned above could be manually implemented in that practically, feed variations occur over a sufficiently long period of time. Automated control is of course possible.」（段落[0031]ないし［0040]）
｛翻訳文：「【００２５】
  本発明の任意の実施例を運転するために、予備的な水と炭素との比率及び酸素と炭素との比率、及び獲得すべき望ましい出口温度を、任意の供給材料に対して知られているシミュレーション技術によって決定することができる。供給材料の組成は、ガス・クロマトグラフィで求めることができる。このような比率、供給量などの微調整は、生成物の流れ１４の分析によって現場で実行することができる。このような微調整は、ガス・クロマトグラフィを使用した生成物の流れ１４のサンプリング及び分析を含んでよい。ガス・クロマトグラフィによる分析をせずに性能を予測できるように、十分なデータを生成できることが好ましい。本発明には、生成物の流れ１４をガス・タービン２０への唯一の燃料として使用する用途があり得る。これは言うまでもなく、発熱量及びガス・タービン燃焼器２８との適合性によって決定される。
大部分の場合、生成物の流れ１４は添加物として使用され、したがって別の燃料流、例えば天然ガス流１６と混合される
【００２６】
  上述したように、ガス・タービンは、スクラビングで比較的重い炭化水素が除去されれば、コークス炉ガスなどのプロセス・ガスで動作するように設計することができる。高レベルの分子量が高めの炭化水素、特にオレフィンは、ガス・タービン燃焼器内で炭素を形成し、その結果、ガス・タービン構成要素の腐食及びファウリング、及びガス・タービン排気中での「煙」の排出を引き起こすことがある。
【００２７】
  しかし、任意の燃料システム設計に対する発熱量の変動量は制限される。燃料ノズルは、特定の体積流量内で動作するように設計される。発熱量の範囲は、燃料ノズルの面積又はガス温度を増減することによって対応することができる。天然ガスなどの燃料用に設計された既存の燃焼器の場合は、燃料ノズルの面積が固定されている。燃料の温度は、ガス・タービンの制御目的で所望のエネルギ密度内に燃料流１８を維持するように調節することができる。
任意のシステム設計について、ガス燃料の互換性の尺度がウォッベ指数である
【００２８】
  
したがって、改装状況又はガス・タービンを改造しない状況では、生成物の流れ１４又は混合物を含有する生成物の流れ１４、例えば燃料流１８は、特定のガス・タービン燃焼器の設計ウォッベ指数に適合するような方法で使用される
混合する場合は、生成物の流れ１４及び他の燃料流、例えば天然ガス流１６の流量を制御することによって、さらなる温度制御又は単独の温度制御を実行することができる
混合物の低位発熱量も、流量の制御によって制御することができる
【００２９】
  実際には、炭化水素を含有する供給材料流１０の組成は、生成物の流れ１４の組成及び温度を、したがって計算した全てのウォッベ指数を変更するために変更することができる。
上記で示したように、生成物の流れ１４の組成及び温度を制御すると、流れの混合の制御が、２つの流れの流量を制御するという単純で簡単なことになる
【００３０】
  炭化水素を含有する供給材料流１０の組成の変動性のせいでさらなる制御が必要である場合は、天然ガス流１６と混合する生成物の流れ１４の量を約１０パーセント未満に制限することによって、さらに細かい程度の制御を獲得することができる。これは言うまでもなく、最も望ましくない方針である。より望ましい制御とは、オレフィンを０．５パーセント未満に、炭素原子が３個以上の他の炭化水素を１０パーセント未満に維持するために必要な最低量より、酸素と炭素との比率をわずかに高くした状態で、接触部分酸化反応器１２を操作することによって供給材料の変動を抑制することである。このような目的のための余分な酸素は、必要な最低量より約１０パーセントないし約１５パーセント高くてよい。これは、供給ガス中の単一の成分、例えばエチレンの組成における２０から３０パーセントの増加を制御するのに十分である。
【００３１】
  
また、任意のガス・タービン動作状態の燃料要件に適合するために、ガス・タービンに送出される燃料の量を制御することが重要である
【００３２】
  供給の変動に応答して接触部分酸化反応器１２内の反応を制御するさらなる方策は、接触部分酸化反応器１２の出口温度を非常に狭いウィンドウ内に維持するように、酸素と炭素の比率及び蒸気と炭素の比率を調節することである。温度を狭いウィンドウ内に維持する結果、生成物の流れ１４内の組成の変動性が低くなる。供給が変動すると、炭化水素を含有する供給材料１０内に多少の炭素が存在する結果になる。炭化水素を含有する供給材料１０の炭素含有量が増加する、例えば供給材料のエチレン濃度が上昇して、矯正措置を執らないと、生成物の流れ１４の温度が低下する。炭化水素を含有する供給材料流１０の炭素含有率が低下すると、反対のことが生じる。温度の変動は、組成の揺らぎにつながり、これは次にタービンの天然ガス流と混合される生成物の流れ１４の温度及び発熱量に影響する。
【００３３】
  実際的には、蒸気と炭素の比率及び酸素と炭素の比率を一定に維持するために、炭化水素を含有する供給材料流１０の流量を制御することができる。例えば、供給材料の炭素濃度が上昇した場合は、炭素と酸素の比率及び蒸気と炭素の比率を同じに維持し、最終的に生成物の流れ１４の温度を所望の範囲に維持するために、例えば制御弁によって、炭化水素を含有する供給材料流１０の流量を減少させることができる。この措置は、温度が狭いウィンドウ内に維持されるように、比較的高い炭素供給材料の濃度に生じるような温度の低下に対抗することになる。温度を設定点の５から１５°以内に維持すれば十分である。維持すべき温度設定点は、個別的に決定される。というのは、これが炭化水素を含有する供給材料流１０の平均的組成によって決定されるからであり、上述したように約６００℃と約８６０℃の間になる。
【００３４】
  
当業者には認識できるように、様々な制御方式の組合せを使用することができる
言うまでもなく自動制御も可能である
　
エ　「[0045] Fig. 5 illustrates an alternative embodiment of Fig. 3 in which a bleed air stream 26a is extracted from compressor stream 26. Bleed air stream 26a is then further compressed by compressor 82 and introduced directly into catalytic partial oxidation reactor 12. This embodiment helps reduce the compression duty of the separate compression provided by compressor 58.
[0046] It is to be noted that the combustors 28 can be diffusion combustors or lean premix combustors also known as dry low NOx combustors. In diffusion combustors, the fuel/air mixing and combustion take place simultaneously in a primary combustion zone. In lean premix combustors the fuel and air are mixed in an initial or primary mixing stage. The resultant mixture is then fed into a secondary combustion stage where combustion takes place. There are a variety of known air and fuel staging techniques that are utilized in such combustors . Lean premix combustors are particularly sensitive to the hydrogen content and compositional variations of the fuel and the use of fuels with a hydrogen content at or above about ten percent by volume is problematical in such combustors. 
[0047] With reference to Fig. 6, a further alternative embodiment is illustrated that is particularly suited for use with a lean premix combustor 28' where the hydrogen content of the product stream 14 is ten percent and greater. The illustrated embodiment is somewhat similar to that illustrated in Fig. 3 except that the natural gas stream 16 is co- currently passed through a heat exchanger 84 that acts to cool product stream 14 while warming natural gas stream 16. As will be further discussed, natural gas stream 16 and product stream 14 are separately fed to lean premix combustor 28' .
[0048] With reference to Fig. 7, lean premix combustor 28' is provided with a primary mixing zone 86 in which air and fuel mix proportions that dilute the fuel . The fuel is combusted within a secondary combustion zone 88 and cooled within a cooling zone 90. Lean premix combustor 28' is provided with a combustion liner 92 having slots 94 for introduction of air in the direction of the arrowheads. Part of the compressed air stream 26 enters lean premix combustor 28' as a stream A and typically, another part B is used for cooling purposes. Natural gas stream 16 is introduced into the primary fuel nozzles 92. The product stream 14 is introduced into secondary fuel nozzle 94 where the hydrogen content of the stream is not particularly sensitive .
[0049] As mentioned above, combustors 28 could be lean premix combustors such as lean premix combustor 28' with parts of fuel stream 18 being introduced both into primary fuel nozzle 92 and secondary fuel nozzle 94. Furthermore even in a case of product stream 14 having an unsuitably high hydrogen content, at and above about ten percent, blending product stream 14 with natural gas stream 16 could lower the hydrogen content of fuel stream 18 on a volumetric basis to allow such a blended stream to be injected in both the primary and secondary fuel nozzles 92 and 94 respectively.
[0050] A calculated example was performed for a typical lean premix combustor designed to operate with a natural gas fuel at a gas temperature of about 204 ℃. This calculated example will be discussed with respect to the embodiment of the present invention illustrated in Figure 2.
[0051] The natural gas composition is given in the Table set forth below. The catalytic partial oxidation reactor 12 was simulated as a Gibbs reactor. The Wobbe Index of the natural gas at 100 ℃ is about 45.625 calculated by conventional means. As indicated above, a gas turbine can accept as gas with a Wobbe Index within 5 percent of the design value or in the range of between about 43.343 and about 47.907 in case of natural gas at the aforesaid temperature.
[0052] In the example, hydrocarbon containing feed stream 10 is formed of a typical refinery offgas produced by a fluidic catalytic cracker. Hydrocarbon containing feed stream 10 has a composition given in the Table, set forth below, and a flow rate of about 25 percent of the natural gas stream 16 volumetric flow rate. Steam stream 34, having a flow rate of about 10 percent of hydrocarbon containing stream 10 volumetric flow rate and a temperature of about 250 ℃, is mixed with the hydrocarbon containing feed stream 10 to produce combined stream 38 which is in turn fed to catalytic partial oxidation reactor 12 that operates at a pressure of about 300 psig. An oxygen containing stream 36 of substantially pure oxygen which has a flow rate that is about 7 percent of hydrocarbon containing stream 10 volumetric flow rate and a temperature of about 21 ℃ is also introduced into catalytic partial oxidation reactor 12.
[0053] The temperature of the product stream 14 is calculated at 720 ℃ and has a composition also set forth in Table 1. Product stream 14 is cooled in heat  exchanger 46 and mixed with natural gas stream 16 having a temperature of about 20 ℃ to produce the fuel stream 18 to be fed as fuel into combustors 28. The composition of the fuel stream 18 is listed in the far column of Table 1. Fuel stream 18 is controlled to a temperature of about 80 ℃, which would be above the condensation point for water in such stream and would possess a calculated Wobbe Index of 43.557, which is in the range of the natural gas Wobbe Index limits set forth above. As can be appreciated, such calculation could be used as a measure of the preliminary- adjustment to the steam and oxygen to carbon ratios mentioned above.
Table（略）」（段落［0045］ないし［0053］）
｛翻訳文：「【００３９】
  図５は、コンプレッサ流２６から抽気空気流２６ａが抽出された、図３の代替実施例を示す。抽気空気流２６ａは、次にコンプレッサ８２によってさらに圧縮され、接触部分酸化反応器１２に直接導入される。この実施例は、コンプレッサ５８によって提供される別個の圧縮の圧縮負荷を低下させるのに役立つ。
【００４０】
  
燃焼器２８は拡散燃焼器又は乾燥低ＮＯｘ燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい
希薄予混合燃焼器は、燃料の水素含有率及び組成の変動に特に敏感であり、水素含有率が約１０体積パーセント以上の燃料を使用することは、このような燃焼器では問題となる
【００４１】
  図６を参照すると、生成物の流れ１４の水素含有率が１０パーセント以上である、希薄予混合燃焼器２８’での使用に特に適切なさらなる代替実施例が図示されている。図示の実施例は、図３に図示されたものと多少類似しているが、天然ガス流１６を暖める間に生成物の流れ１４を冷却するよう作用する熱交換器８４を、天然ガス流１６が同時に通過する。さらに検討するように、天然ガス流１６と生成物の流れ１４は、希薄予混合燃焼器２８’に別々に供給される。
【００４２】
  図７を参照すると、希薄予加熱燃焼器２８’に、空気と燃料が、燃料を希釈する割合で混合する混合ゾーン８６が設けられている。燃料は燃焼ゾーン８８内で燃焼し、冷却ゾーン９０内で冷却される。希薄予混合燃焼器２８’には、矢印の方向に空気を導入するためにスロット９４を有する燃焼ライナ９２が設けられている。圧縮空気流２６の一部は、流「Ａ」として希薄予混合燃焼器２８’に入り、通常、別の部分「Ｂ」は冷却目的に使用される。天然ガス流１６が１次燃料ノズル９２内に導入される。生成物の流れ１４は２次燃料ノズル９４内に導入され、これは流の水素含有率に特に敏感ではない。
【００４３】
  上述したように、
燃焼器２８は、燃料流１８の一部が１次燃料ノズル９２と２次燃料ノズル９４の両方に導入される状態で、希薄予混合燃焼器２８’のような希薄予混合燃焼器でよい
このような混合流を１次及び２次燃料ノズル９２及び９４の両方にそれぞれ注入できる
【００４４】
 
 約２０４℃のガス温度の天然ガス燃料で動作するように設計された典型的な希薄予混合燃焼器で、計算した実施例を実行した
この計算実施例については、図２に示した本発明の実施例に関して検討する
【００４５】
  天然ガスの組成が、以下で示す表で与えられている。接触部分酸化反応器１２は、ギブス反応器としてシミュレートした。
１００℃の天然ガスのウォッベ指数は、従来の手段で計算して、約４５．６２５である
ガス・タービンは、設計値の５パーセント以内のウォッベ指数、又は前述した温度の天然ガスの場合は約４３．３４３と約４７．９０７の間の範囲のガスを受け取ることができる
【００４６】
  実施例では、炭化水素を含有する供給材料流１０が、流動接触分解器によって生成された典型的な精油所オフガスで形成される。炭化水素を含有する供給材料流１０は、以下で示す表で与えられた組成、及び天然ガス流１６の体積流量の約２５パーセントの流量を有する。炭化水素を含有する流れ１０の体積流量の約１０パーセントの流量、及び約２５０℃の温度を有する蒸気流３４を、炭化水素を含有する供給材料流１０と混合して、複合流３８を生成し、これを約３００ｐｓｉｇの圧力で動作する接触部分酸化反応器１２に供給する。炭化水素を含有する流れ１０の体積流量の約７パーセントの流量、及び約２１℃の温度を有するほぼ純粋な酸素の酸素を含有する流れ３６も、接触部分酸化反応器１２に導入される。
【００４７】
  生成物の流れ１４の温度は、７２０℃で計算され、これも表１に示す組成を有する。
生成物の流れ１４を、熱交換器４６内で冷却し、約２０℃の温度を有する天然ガス流１６と混合して、燃料として燃焼器２８に供給される燃料流１８を生成する
燃料流１８は、約８０℃の温度に制御され、これはこのような流れにある水の凝結点より高く、４３．５５７というウォッベ指数の計算値を有し、これは以上で示した天然ガスのウォッベ指数限界の範囲内である
【００４８】
【表１】（略）」（段落【００３９】ないし【００４８】）｝
　
（２）引用文献の記載事項
サ　上記（１）アないしエの記載並びに図１ないし図７の記載から、引用文献には、気体燃料を混合して調製し、ガス・タービンの燃焼器に導入して燃焼させる燃焼システムが記載されていることが分かる。
　
シ　上記（１）エ（翻訳文の段落【００４０】）の「燃焼器２８は拡散燃焼器又は乾燥低ＮＯｘ燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい。」という記載から、引用文献に記載された燃焼システムの燃焼器２８は、乾燥低ＮＯｘ燃焼器でよいことが分かる。
　
ス　上記（１）イ（翻訳文の段落【００１５】）、ウ（同段落【００２５】及び【００２８】）、エ（同段落【００４７】）等の記載並びに図１及び２の記載から、引用文献に記載された燃焼システムは、生成物の流れ１４を天然ガス流１６と混合して、燃料として燃焼器２８に供給される燃料流１８を生成するものであることが分かる。（以下、この混合を行う箇所を「混合部」という。）
　
セ　上記（１）エ（翻訳文の段落【００４７】及び【００４８】【表１】）を参照すると、生成物の流れ１４は、メタン、ＣＯ、水素等を含む気体燃料であることが分かる。
　
ソ　上記（１）ウ（翻訳文の段落【００２８】、【００２９】及び【００３４】）の記載から、引用文献に記載された燃焼システムは、生成物の流れ１４及び天然ガス流１６の流量を制御することにより流れの混合の制御を行うシステムを有するものであることが分かる。（以下、天然ガス流１６の流量を制御する装置を「第１の流量制御装置」、生成物の流れ１４の流量を制御する装置を「第２の流量制御装置」、第１の流量制御装置及び第２の流量制御装置を制御して流れの混合の制御を行うシステムを「流量制御システム」という。）
　
タ　上記（１）ウ（翻訳文の段落【００２９】）及びエ（同段落【００４４】ないし【００４７】）の記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおいては、ウォッベ指数を所定の範囲とするために生成物の流れ１４及び天然ガス流１６の流量を制御するものであることが分かる。
　
チ　上記（１）ウ（翻訳文の段落【００２７】）の「ウォッベ指数とは、燃料の低位発熱量と、空気に対する燃料の比重と燃料の温度との積の平方根との比率に等しい。」という記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおける「ウォッベ指数」は、温度補正したウォッベ指数であることが分かる。
　
ツ　上記（１）エ（特に段落【００４３】）並びに図１及び７の記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおいて、生成物の流れ１４を天然ガス流１６と混合した燃料流１８を燃焼器２８の１次燃料ノズル９２と２次燃料ノズル９４の両方に導入することができることから、燃料流１８を１本の燃料導入管を使用して燃焼器２８に供給することも可能であることが分かる。
　
テ　上記（１）エ（特に段落【００４５】ないし【００４８】）の記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおいて、１００℃の天然ガスのウォッベ指数は約４５．６２５であり、混合した燃料流１８のウォッベ指数は例えば４３．５５７であることが分かる。また、天然ガス流１６と混合される生成物の流れ１４のウォッベ指数は、この場合、４３．５５７未満であることが分かる。
　
ト　上記（１）ア（特に段落【０００３】）及びエ（特に段落【００４０】及び段落【００４８】）等の記載及び技術常識から、水素含有率が高い燃料は、燃焼時に激しく反応するため、問題となることが分かる。また、水素を含む生成物の流れ１４は、水素を含まない天然ガス流１６よりも激しく反応するから、燃料反応度が高いといえる。
　
（３）引用文献に記載された発明
　上記（１）及び（２）並びに図面の記載を総合すると、引用文献には、次の発明（以下、「引用発明」という。）が記載されているといえる。
　
「乾燥低ＮＯｘ燃焼器２８と、
　天然ガス流１６の供給源及び生成物の流れ１４の供給源と流体連通した混合部であって、天然ガス流１６及び生成物の流れ１４とを混合して燃料流１８を生成する混合部と、
　混合部と天然ガス流１６の供給源との間に設けられた第１の流量制御装置であって、混合部に流入する天然ガス流１６の流量を制御する第１の流量制御装置と、
　混合部と生成物の流れ１４の供給源との間に設けられた第２の流量制御装置であって、混合部に流入する生成物の流れ１４の流量を制御する第２の流量制御装置と、
　乾燥低ＮＯｘ燃焼器２８の１次燃料ノズル９２及び２次燃料ノズル９４と混合部との間に結合した１本の燃料導入管と、
　第１及び第２の流量制御装置を制御する流量制御システムであって、混合部への天然ガス流１６の供給量を制御するように第１の流量制御装置を制御するとともに、混合部への生成物の流れ１４の供給量を制御するように第２の流量制御装置を制御して、所定の第１のウォッベ指数及び第１の燃料反応度を有する天然ガス流１６と、所定の第２のウォッベ指数及び第１の燃料反応度よりも高い第２の燃料反応度を有する生成物の流れとを混合して第３のウォッベ指数を有する燃料流１８を生成させるように構成されている流量制御システムと
を含む燃焼システムであって、
　１次燃料ノズル９２及び２次燃料ノズル９４が、燃料流１８を乾燥低ＮＯｘ燃焼器２８内に噴射する、
燃焼システム。」
　
第４　対比
　本願発明と引用発明を対比する。
　引用発明における「乾燥低ＮＯｘ燃焼器２８」は、その機能、構成又は技術的意義からみて、本願発明における「乾式低ＮＯｘ燃焼器」に相当し、以下、同様に、「天然ガス流１６の供給源」は「第１の気体燃料源」に、「生成物の流れ１４の供給源」は「第２の気体燃料源」に、「燃料流１８」は「混合気体燃料」に、「天然ガス流１６」は「第１の気体燃料」に、「生成物の流れ１４」は「第２の気体燃料」に、「設けられた」は「結合した」に、「第１の流量制御装置」は「第１の流量調整装置」に、「第２の流量制御装置」は「第２の流量調整装置」に、「制御する」は「作動結合した」又は「調整する」に、「１次燃料ノズル９２及び２次燃料ノズル９４」は「噴射装置」に、「１本の」は「単一の」に、「燃料導入管」は「主燃料供給管」に、「流量制御システム」は「制御システム」に、それぞれ、相当する。
　また、引用発明における「混合部」は、本願発明における「混合装置」に、「混合部」という限りにおいて相当する。
　また、引用発明における「ウォッベ指数」は、温度補正されたウォッベ指数であるから、本願発明における「修正ウォッベ指標」及び「ＭＷＩ」に相当し、同様に、引用発明における「第３のウォッベ指数」は、本願発明における「第３のＭＷＩ」に相当する。
　また、引用発明における「所定の第１のウォッベ指数」は、本願発明における「４２〜５４の第１の修正ウォッベ指標」に、「所定の第１の修正ウォッベ指標」という限りにおいて相当し、同様に、引用発明における「所定の第２のウォッベ指数」は、本願発明における「２０未満の第２のＭＷＩ」に、「所定の第２の修正ウォッベ指標」という限りにおいて相当する。
　したがって、本願発明と引用発明は、以下の点で一致する。
「乾式低ＮＯｘ燃焼器と、
　第１の気体燃料源及び第２の気体燃料源と流体連通した混合部であって、第１の気体燃料及び第２の気体燃料とを混合して混合気体燃料を生成する混合部と、
　混合部と第１の気体燃料源との間に結合した第１の流量調整装置であって、混合部に流入する第１の気体燃料の流量を調整する第１の流量調整装置と、
　混合部と第２の気体燃料源との間に結合した第２の流量調整装置であって、混合部に流入する第２の気体燃料の流量を制御する第２の流量調整装置と、
　乾式低ＮＯｘ燃焼器の噴射装置と混合部との間に結合した単一の主燃料供給管と、
　第１及び第２の流量調整装置に作動結合した制御システムであって、混合部への第１の気体燃料の供給量を調整するように第１の流量調整装置を制御するとともに、混合部への第２の気体燃料の供給量を調整するように第２の制御装置を制御して、所定の第１の修正ウォッベ指標及び第１の燃料反応度を有する第１の気体燃料と、所定の第２の修正ウォッベ指標及び第１の燃料反応度よりも高い第２の燃料反応度を有する第２の気体燃料とを混合して第３の修正ウォッベ指標を有する混合気体燃料を生成させるように構成されている、制御システムと
を含む燃焼システムであって、
　噴射装置が、混合気体燃料を乾式低ＮＯｘ燃焼器内に噴射する、
燃焼システム。」
　
　そして、以下の点で相違する。
　
＜相違点＞
（１）「混合部」について、本願発明においては、「混合装置」が設けられているのに対し、引用発明においては、「混合部」はあるが、そこに「混合装置」が設けられているかどうか明らかでない点（以下、「相違点１」という。）。
　
（２）第１及び第２の修正ウォッベ指標について、本願発明においては、第１の気体燃料が「４２〜５４」の第１の修正ウォッベ指標を有し、第２の気体燃料が「２０未満」の第２のＭＷＩ（修正ウォッベ指標）を有するのに対し、引用発明においては、天然ガス流１６が所定の第１のウォッベ指数（修正ウォッベ指標）を有し、生成物の流れ１４が所定の第２のウォッベ指数（修正ウォッベ指標）を有するものの、本願発明のようには限定されていない点（以下、「相違点２」という）。
　
第５　相違点に対する判断
　相違点について、以下に検討する。
（１）相違点１について
　引用文献には、例えば、「大部分の場合、生成物の流れ１４は添加物として使用され、したがって別の燃料流、例えば天然ガス流１６と混合される。」（翻訳文の段落【００２５】）、「混合する場合は、生成物の流れ１４及び他の燃料流、例えば天然ガス流１６の流量を制御することによって、さらなる温度制御又は単独の温度制御を実行することができる。混合物の低位発熱量も、流量の制御によって制御することができる。」（翻訳文の段落【００２８】）、「上記で示したように、生成物の流れ１４の組成及び温度を制御すると、流れの混合の制御が、２つの流れの流量を制御するという単純で簡単なことになる。（中略）したがって、通常、必要とされるのは、タービン燃料予熱制御を使用することによって混合比を選択したら、混合物の温度を制御することだけである。」（翻訳文の段落【００２９】）、「生成物の流れ１４を、熱交換器４６内で冷却し、約２０℃の温度を有する天然ガス流１６と混合して、燃料として燃焼器２８に供給される燃料流１８を生成する。」（翻訳文の段落【００４７】）と記載されており、これらの記載から、引用発明においては、生成物の流れ１４と天然ガス流１６とを混合して、混合比と温度が制御された混合物を生成することが分かる。
　このように混合比と温度を制御するためには、混合装置が必要であることは明らかであるから、引用発明においては、混合部に混合装置が設けられていると考えることが合理的である。
　また、２つの燃料を混合するところに混合装置を設けることは、周知技術（以下、「周知技術」という。例えば、特開平７−２２４６８８号公報の段落【００２３】及び図５、特開平９−５３４６４号公報の図１、特開平９−６８０５４号公報の段落【０００２】ないし【０００５】並びに図１及び２等の記載を参照。）である。
　したがって、相違点１に係る本願発明の発明特定事項は、引用文献及び周知技術に基づいて当業者が容易に想到できたものである。
　
（２）相違点２について
　本願発明においては、第１の気体燃料が「４２〜５４」の第１の修正ウォッベ指標を有し、第２の気体燃料が「２０未満」の第２の修正ウォッベ指標を有している。
　これに対し、本願発明における第１の気体燃料に相当する、引用発明における天然ガス流１６については、引用文献の記載によれば、「１００℃の天然ガスのウォッベ指数は、従来の手法で計算して、約４５．６２５である。」（段落【００４５】）というものであるから、本願発明における第１の気体燃料の修正ウォッベ指標の範囲内に入るものである。
　したがって、第１の修正ウォッベ指標の数値範囲については、実質的な相違点ではないといえる。
　次に、第２の修正ウォッベ指標について検討する。本願発明における第２の気体燃料はどのようなものかというと、本願の請求項２には、「第２の気体燃料（７８）がシンガスである」と記載されている。シンガスとは、本願の明細書の段落【０００２】によれば、「合成ガス」であり、「水素を含むガス」である。
　これに対し、引用文献には、「背景技術」として、「ガス・タービンは、天然ガス、液化石油ガス、
水素及び一酸化炭素を含む合成ガス
　したがって、引用発明における「生成物の流れ１４」は、水素を含む合成ガスであって、引用発明において、「生成物の流れ１４」の修正ウォッベ指標を、２０未満のものとすることを阻害する格別の要因はない。
　また、本願発明において第２の気体燃料の第２の修正ウォッベ指標を「２０未満」とすることの技術的意義について検討すると、「シンガスのＭＷＩは一般的に、約２０より低い。」（段落【００１９】）という程度のものであって、シンガスのＭＷＩを２０以下とすることによって格別な技術的意義があるというわけではない。
　これらのことから、本願発明における第２の気体燃料に相当する「生成物の流れ１４」の修正ウォッベ指標を、２０未満のものとすることは、当業者が必要に応じ適宜なし得ることであるといえる。
　
　以上のことから、引用発明において、第１の修正ウォッベ指標を「４２〜５４」とし、第２の修正ウォッベ指標を「２０未満」とすることにより、相違点２に係る本願発明の発明特定事項をなすことは、当業者が適宜なし得る設計事項であるといえる。
　
（３）効果について
　そして、本願発明を全体としてみても、本願発明が、引用発明及び周知技術からみて、格別顕著な効果を奏するともいえない。
　
（４）請求人の主張について
　平成２７年４月６日付け意見書における請求人の主張について検討する。
（ア）請求人は、「合成ガスとも呼ばれるシンガスを燃料として利用するガスタービンでは、天然ガス等に比べてシンガスのＭＷＩが低く、燃料反応度が高いため、従来の予混合ＤＬＮ（乾式低窒素酸化物）燃焼システムを用いた場合には、シンガス燃焼時にフラッシュバックを起こして、燃焼器のハードウェアの損傷を招くおそれがありました（本願明細書段落０００２）・・・これに対して、引用文献１〜７のいずれにも、本願発明で解決しようとした技術的課題は記載されていませんし、その解決手段を導き出すに足る記載を見出すこともできません。具体的には、引用文献１〜７のいずれにも、２０未満のＭＷＩ及び高い燃料反応度を有する気体燃料を乾式低ＮＯｘ燃焼器（１４）で用いた場合の上述のフラッシュバックの問題を示唆する記載を見出すことはできません。」（意見書［３］（１）欄）と主張している。
　しかしながら、引用文献には、「コークス炉ガスは、希薄予混合燃焼システムとの関連で使用するには、含まれる水素が多すぎる。」（翻訳文の段落【０００３】）と、含まれる水素が多すぎると希薄予混合燃焼システムがうまくいかないことが記載され、「燃焼器２８は拡散燃焼器又は乾燥低ＮＯｘ燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい。・・・希薄予混合燃焼器は、燃料の水素含有率及び組成の変動に特に敏感であり、水素含有率が約１０体積パーセント以上の燃料を使用することは、このような燃焼器では問題となる。」（同段落【００４０】）と、水素含有率が約１０体積パーセント以上の燃料を使用することが希薄予混合燃焼器（乾燥低ＮＯｘ燃焼器）では問題となることが記載されている。
　この点に関連して、特開２００２−６１５１７号公報（当審拒絶理由における引用文献７）には、「かかる目的を達成するため、請求項１記載の発明は、炭化水素系燃料を燃焼させるガスタービン燃焼器と、ガスタービン燃焼器の燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、該ガスタービンに結合されて駆動され電力を出力する発電機とを含む発電プラントにおいて、炭化水素系燃料の少なくとも一部を当該発電プラントから得られる熱を利用した熱分解反応または触媒を用いた反応により水素および一酸化炭素に改質してガスタービン燃焼器に供給される炭化水素系燃料の水素含有率を１〜１０ｖｏｌ％とする燃料改質装置を備えるようにしている。（中略）
水素は炭化水素系燃料と比べても燃料希薄可燃限界を若干広げる程度であるが、燃料速度が速く、点火エネルギーも小さくかつ消炎距離も小さく非常に燃え易い燃料である
しかも、その量が微量であれば、必要以上に燃焼速度が高くならず逆火の危険もない
希薄予混合燃焼法
　したがって、引用文献７の記載をあわせてみると、引用文献には、本願発明で解決しようとした技術的課題が記載されているといえ、請求人の上記主張には理由がない。
　
（イ）請求人は、「引用文献１において、ＮＯｘを低減するための手段として具体的に記載されているのは、『図３を参照すると、脱イオン水（「ＤＩ」）で形成された補給水流４８をポンプ５０で給送して、静止物（「生成物」の誤記と認められる。）の流れ１４とともに急冷塔５４（「クエンチ」）に導入するのに十分な圧力で加圧流５２を生成することによって、代替温度制御が提供される。その結果、生成物の流れ１４は、天然ガス流１６と組み合わせると温度が低下し、ガス・タービン２０のＮＯｘ排出を低下させ、タービン区間３２内で膨張する質量がわずかに多くなる傾向がある水蒸気を含む。この実施例、さらに任意の実施例の酸素を含有する流れは、コンプレッサ５８によって圧縮され、酸素を含有する流れ３６として働く圧縮空気流を生成する空気流５６でよい。酸素を含有する流れ３６は、炭化水素を含有する供給材料流１０及び蒸気流３４とともに触媒部分酸化反応器１２内に導入される。』との記載（翻訳文の段落【００３６】）のみであり、本願明細書の段落０００４に記載されたシステムに該当します。このように、引用文献１には、補給水流４８を用いずに、ＮＯｘを低減する方法は記載されておらず」（意見書［３］（１）欄）とも主張する。
　しかしながら、引用文献には、上記のように、「燃焼器２８は拡散燃焼器又は乾燥低ＮＯｘ燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい。」（段落【００４０】）と記載されている。ここで、予混合燃焼は拡散燃焼に比べ火炎温度を低減できるため、水・蒸気の噴霧なしでＮＯｘの低減が可能であることは技術常識であって、例えば、上記特開２００２−６１５１７号公報には、「炭化水素系燃料を燃焼用空気と予混合して供給することにより、燃焼ガス温度を均一に低減させ、サーマルＮＯｘを抑制する技術（希薄予混合燃焼法）が知られている。」（段落【０００３】）と記載されている。
　さらに、上記特開２００２−６１５１７号公報には、「そこで、本発明は、ガスタービンを用いた発電プラントにおいて燃焼安定性に優れ、ＮＯｘ排出量の低減化を図ることができる発電プラントおよび発電プラント運転方法を提供することを目的とする。」（段落【０００６】）、「水素は炭化水素系燃料と比べても燃料希薄可燃限界を若干広げる程度であるが、燃料速度が速く、点火エネルギーも小さくかつ消炎距離も小さく非常に燃え易い燃料である。しかも、その量が微量であれば、必要以上に燃焼速度が高くならず逆火の危険もない。したがって、
可燃範囲の広い水素の存在で燃焼安定性が増し保炎し易くなる
これにより、より一層完全に近い希薄予混合燃焼法が適用できる
より燃料希薄状態の燃焼を実現してＮＯｘ発生量を削減することができる
燃料改質により可燃範囲が広い水素が炭化水素系燃料に１〜１０ｖｏｌ％程度含められるので、炭化水素系燃料の燃焼安定性が増し、保炎し易くなる
このため、ＮＯｘ低減のための工夫がし易くなる
より一層低ＮＯｘ化が可能となる
一層の燃料希薄状態を実現でき、ＮＯｘ排出量を低減することができるようになる
　したがって、引用発明は、乾燥低ＮＯｘ燃焼器である希薄予混合燃焼器を使用することによりＮＯｘを低減するものであり、さらに燃料に水素を含むことにより一層の燃料希薄状態を実現でき、ＮＯｘ排出量を低減することができるものであるから、請求人の上記主張には理由がない。
　
（５）まとめ
　本願発明は、引用発明及び周知技術に基づいて当業者が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができない。
　
第６　むすび
　上記第５のとおり、本願発明は、引用発明及び周知技術に基づいて当業者が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができない。
　したがって、本願は拒絶すべきものである。
　
　よって、結論のとおり審決する。