本発明は、ガスタービン装置に係り、特にマイクロガスタービン発電システムなどに使用されるガスタービン装置に関するものである。 また、本発明は、そのようなガスタービン装置を利用して発電を行うガスタービン発電システムに関するものである。

例えば、バイオマスの消化過程から発生するメタンを主成分とする消化ガスやガス化過程から発生する一酸化炭素、水素、炭化水素を主成分とする熱分解ガスなどは、単位体積あたりの発熱量が小さい低発熱量ガスである。 都市ガスの低位発熱量が約５０２３３ｋＪ／ｋｇ（１２０００ｋｃａｌ／ｋｇ）であるのに対して、バイオマスの消化ガスの低位発熱量は１／２の約２５１１６ｋＪ／ｋｇ（６０００ｋｃａｌ／ｋｇ）、熱分解ガスの低位発熱量は１／１０の約５０２３ｋＪ／ｋｇ（１２００ｋｃａｌ／ｋｇ）程度である。

このようなバイオマス由来の低発熱量ガスは、場所や季節、時間によって可燃成分の比率が変化し、その発熱量が変動する。 また、一般に、燃料ガスは、その発熱量が小さくなるほど、また、周囲温度が低いほど点火しにくくなり、また、安定した燃焼が得られにくくなる。 低発熱量ガスの中でも、低位発熱量が約６２７９ｋＪ／ｋｇ（１５００ｋｃａｌ／ｋｇ）を下回る極低発熱量ガスは、ガスタービンやガスエンジンなどの熱機関では燃焼を維持することが難しい。

このためガスタービンやガスエンジンなどの熱機関では、燃料ガスの発熱量が小さくなるほど燃料ガスの点火が難しくなり、確実な起動が困難になる。 とりわけ再生器を有するガスタービン装置においては、再生器が大きな熱容量を持っているために、起動時の燃焼温度の上昇が緩慢で、低発熱量ガスでは確実にガスタービン装置を起動させることが困難であった。

最近では、低発熱量ガスの精製度を上げて発熱量を高めたり、プロパンガスなどの高発熱量燃料ガスに混合して使用したりして、低発熱量ガスをガスタービンやガスエンジンなどの熱機関で利用する試みもなされているが、これらのシステムは投資効率が良くないために普及するに至っていない。 このため、比較的発熱量が高い消化ガスや熱分解ガスであっても大半は焼却処分されているのが実状である。

本発明は、このような従来技術の問題点に鑑みてなされたもので、従来、利用が難しかった低発熱量ガスを安定して燃焼させ、コンパクトな構成で低発熱量ガスを低コストで利用することができるガスタービン装置を提供することを第１の目的とする。

また、本発明は、従来、利用が難しかった低発熱量ガスを安定して燃焼させ、この低発熱量ガスのエネルギーを高い効率で電力として取り出すことができるガスタービン発電システムを提供することを第２の目的とする。

上記目的を達成するため、本発明の第１の態様によれば、従来、利用が難しかった低発熱量ガスを安定して燃焼させ、コンパクトな構成で低発熱量ガスを低コストで利用することができるガスタービン装置が提供される。 このガスタービン装置は、空気を圧縮する空気圧縮機と、上記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気により燃焼を行う燃焼器と、上記燃焼器からのガスを受けて回転するタービンとを備えている。 また、ガスタービン装置は、上記空気圧縮機から上記燃焼器に供給される圧縮空気と、上記タービンから排出された排気ガスとの間で熱交換を行う再生器と、燃料を上記燃焼器に供給する燃料供給装置とを備えている。 この燃料供給装置は、高発熱量燃料を上記燃焼器に供給する第１の燃料供給系と、低位発熱量が上記高発熱量燃料よりも小さい低発熱量ガスを上記燃焼器に供給する第２の燃料供給系と、上記圧縮空気または上記排気ガスの温度に基づいて上記第１の燃料供給系と上記第２の燃料供給系とを切り換える切換装置とを含んでいる。

このような構成により、ガスタービン装置の起動時に高発熱量燃料の供給によって再生器を予め加熱した後に、低発熱量ガスの供給に切り換えることができる。 このとき、燃焼器に供給される低発熱量ガスは、燃焼器内の高温場により活性化され、可燃範囲が常温場に比べ大きくなっているため、着火が容易になり、安定して燃焼させることができる。 このように、本発明によれば、ガスタービン装置を確実に起動することができるとともに、従来、利用が難しかった低発熱量ガスを安定して燃焼させることができる。

この場合において、上記再生器の下流の上記排気ガスの温度を測定する第１の温度測定器、上記燃焼器の上流の圧縮空気の温度を測定する第２の温度測定器、または上記タービンの出口の排気ガスの温度を測定する第３の温度測定器を設け、これらの温度測定器により測定された温度が所定の温度以上になったときに、上記第１の燃料供給系と上記第２の燃料供給系とを切り換えることとしてもよい。

また、上記燃料供給装置は、上記切換装置の下流側で燃料を昇圧する燃料圧縮機または上記切換装置の上流側で上記低発熱量ガスを昇圧する燃料圧縮機を含んでいてもよい。 また、上記燃料供給装置は、上記燃料圧縮機の吐出量を制御する制御装置をさらに備えていてもよい。 また、上記燃料供給装置は、上記燃料圧縮機を複数台備えていてもよい。 この場合には、上記燃料供給装置は、上記複数の燃料圧縮機の運転台数を制御する制御装置を備えることが好ましい。

上記切換装置として、上記高発熱量燃料と上記低発熱量ガスとを徐々に混合させつつ切り換える三方混合弁または上記高発熱量燃料と上記低発熱量ガスとを瞬時に切り換える三方切換弁を用いることができる。

本発明の第２の態様によれば、従来、利用が難しかった低発熱量ガスを安定して燃焼させ、コンパクトな構成で低発熱量ガスを低コストで利用することができるガスタービン装置が提供される。 このガスタービン装置は、空気を圧縮する空気圧縮機と、上記空気圧縮機により圧縮された圧縮空気により燃焼を行う燃焼器と、上記燃焼器からのガスを受けて回転するタービンとを備えている。 また、ガスタービン装置は、上記空気圧縮機から上記燃焼器に供給される圧縮空気と、上記タービンから排出された排気ガスとの間で熱交換を行う再生器と、燃料を上記燃焼器に供給する燃料供給装置とを備えている。 この燃料供給装置は、高発熱量燃料を上記燃焼器に供給する第１の燃料供給系と、低位発熱量が上記高発熱量燃料よりも小さい低発熱量ガスを上記燃焼器に供給する第２の燃料供給系と、上記高発熱量燃料の供給量および上記低発熱量ガスの供給量を調整する燃料調整装置とを含む燃料供給装置とを含んでいる。

低位発熱量が約２５１１６ｋＪ／ｋｇ（６０００ｋｃａｌ／ｋｇ）以下のガスを低発熱量ガスとして用いることができる。 例えば、バイオマスの消化過程から発生する消化ガスやガス化過程から発生する熱分解ガスなどを低発熱量ガスとして用いることができる。 また、天然ガス、液化石油ガス、プロパンガス、灯油、および軽油の少なくとも１つを高発熱量燃料として用いることができる。

本発明の第３の態様によれば、従来、利用が難しかった低発熱量ガスを安定して燃焼させ、この低発熱量ガスのエネルギーを高い効率で電力として取り出すことができるガスタービン発電システムが提供される。 このガスタービン発電システムは、上記ガスタービン装置と、上記ガスタービン装置のタービンの高速回転を利用して発電を行う発電装置とを備えている。 このようなガスタービン発電システムによれば、従来、利用の難しかった可燃性ガス、特に低発熱量ガスを昇圧することなく安定して燃焼させ、そのエネルギーを電力として取り出すことができる。

上記発電装置は、上記ガスタービン装置のタービンに連結された永久磁石型発電機と、上記永久磁石型発電機の高周波交流出力を直流出力に整流するコンバータと、上記コンバータの直流出力を所定の周波数および所定の電圧の交流出力に変換して出力するインバータとを備えていることが好ましい。

本発明によれば、ガスタービン装置を確実に起動することができるとともに、従来、利用が難しかった低発熱量ガスを安定して燃焼させることができる。

以下、本発明に係るガスタービン発電システムの実施形態について図１から図４を参照して詳細に説明する。 図１から図４において、同一または相当する構成要素には、同一の符号を付して重複した説明を省略する。

図１は、本発明の一実施形態におけるガスタービン発電システム１を示すフロー図である。 図１に示すように、ガスタービン発電システム１は、圧縮空気と燃料ガスとの混合気を燃焼させるガスタービン装置２と、ガスタービン装置２内のタービンの高速回転を利用して発電を行う発電装置３と、ガスタービン装置２から排出された排気ガスから排熱を回収する排熱回収装置４とを備えている。

ガスタービン装置２は、空気を圧縮するための空気圧縮機２０と、空気圧縮機２０により圧縮された圧縮空気と燃料を混合し燃焼させる燃焼器２１と、燃焼器２１からの燃焼ガスを受けて高速で回転する複数の回転翼を有するタービン２２と、タービン２２から排出された排気ガスの排熱を利用して燃焼器２１に供給される圧縮空気を過熱する再生器（熱交換器）２３とを備えている。

また、ガスタービン装置２は、燃焼器２１に燃料を供給する燃料供給装置２４と、再生器２３と排熱回収装置４とを接続する排気ガス配管２７に設けられ、再生器２３下流の排気ガスＧ _６の温度を測定する第１の温度測定器ＴＥ１と、再生器２３と燃焼器２１とを接続する圧縮空気配管２８に設けられ、燃焼器２１上流の圧縮空気Ｇ _３の温度を測定する第２の温度測定器ＴＥ２と、タービン２２と再生器２３とを接続する排気ガス配管２９に設けられ、排気ガスＧ _５の温度を測定する第３の温度測定器ＴＥ３とを備えている。

発電装置３は、タービン２２の回転軸Ｒに直結された発電機３０と、発電機３０の高周波交流出力を直流に整流するコンバータ３１と、コンバータ３１の出力を所定の周波数および所定の電圧の交流出力に変換して出力するインバータ３２と、ガスタービン装置２の起動時に発電機３０をスタータモータとして駆動するバッテリー３３とを備えている。 本実施形態では、発電機３０として永久磁石型発電機（ＰＭＧ）が用いられ、インバータ３２としてパルス幅変調（ＰＷＭ）インバータが用いられる。

このような構成のガスタービン発電システム１において、空気圧縮機２０に吸入された空気Ｇ _１は、空気圧縮機２０により圧縮されて、約２００℃の圧縮空気Ｇ _２となり、再生器２３に供給される。 圧縮空気Ｇ _２は、再生器２３の内部を通過する間に、タービン２２から排出された排気ガスの熱により過熱されて約５５０℃の圧縮空気Ｇ _３となり、燃焼器２１に供給される。 燃焼器２１に供給された圧縮空気Ｇ _３は、燃料供給装置２４から供給される燃料と混合される。 これにより、燃焼器２１の内部には圧縮空気Ｇ _３と燃料の混合気が形成される。 圧縮空気Ｇ _３と燃料との混合気は燃焼器２１の内部で燃焼され、この混合気の燃焼によって約９００℃の高温・高圧の燃焼ガスＧ _４が発生する。

燃焼器２１における燃焼により発生した燃焼ガスＧ _４はタービン２２に供給され、この燃焼ガスＧ _４を受けてタービン２２が、例えば毎分約６８０００回転の高速で回転する。 このタービン２２の回転軸Ｒには、空気圧縮機２０および発電機３０のロータ３０ａが連結されており、タービン２２の高速回転に伴って、発電機３０および空気圧縮機２０が高速で回転駆動される。 これにより、空気圧縮機２０において空気Ｇ _１が圧縮され、発電機３０において交流電流が発生する。

発電機３０においては、周波数が例えば約２０００Ｈｚの高周波交流電流が発生し、この高周波交流電流は発電装置３内のコンバータ３１により直流に整流される。 コンバータ３１の出力は、商用交流電流として使用できるようにインバータ３２により所定の周波数（例えば５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）および所定の電圧に変換された後、外部に出力される。

タービン２２と再生器２３は、排気ガス配管２９により直接接続されており、タービン２２から排出された排気ガスＧ _５は、排気ガス配管２９を通って再生器２３に供給される。 再生器２３に導入された排気ガスＧ _５は、再生器２３内の配管を流れる圧縮空気Ｇ _２と熱交換し、この圧縮空気Ｇ _２を過熱する。 再生器２３を出た排気ガスＧ _６は排熱回収装置４に供給される。

排熱回収装置４は、再生器２３から出た排気ガスＧ _６と温水との間で熱交換を行う温水ボイラなどにより構成されており、再生器２３から出た排気ガスＧ _６の熱によって温水配管４０の内部を循環する温水を加熱して排気ガスＧ _６の排熱を回収するようになっている。 排熱回収装置４において温水と熱交換を行った排気ガスＧ _７は外部に排出される。

図２は、燃料供給装置２４を示すフロー図である。 図２に示すように、燃料供給装置２４は、天然ガス（ＬＮＧ）や液化石油ガス（ＬＰＧ）、プロパンガス、灯油、軽油などの高発熱量燃料ＨＧ（補助燃料）の供給源５０（第１の燃料供給系）と、バイオマスの消化過程から発生する下水消化ガスやガス化過程から発生する熱分解ガスなどの低発熱量ガスＬＧの供給源５１（第２の燃料供給系）とを備えている。

また、燃料供給装置２４は、低発熱量ガスＬＧ中の硫化水素を除去する脱硫塔５２と、低発熱量ガスＬＧを昇圧するガスブロア５３と、低発熱量ガスＬＧの水分を除去する除湿機５４と、脱硫塔５２で除去されなかった低発熱量ガスＬＧ中のシロキサンを除去するシロキサン除去装置５５とを備えている。

さらに、燃料供給装置２４は、第１の燃料供給系の高発熱量燃料ＨＧと第２の燃料供給系の低発熱量ガスＬＧとを切り換えて燃焼器２１に供給する切換装置としての三方弁５６を有している。 三方弁５６の下流には、燃料を所定の圧力に昇圧する燃料圧縮機５７が設けられている。 三方弁５６としては、例えば、アクチュエーター付の三方混合弁や三方切換弁を用いることができる。

下水消化ガスや熱分解ガスなどの低発熱量ガスＬＧには、後段のシロキサン除去装置５５や燃料圧縮機５７、タービン２２などの腐食に影響を与えるおそれのある硫化水素が含まれている。 このため、供給源５１からの低発熱量ガスＬＧは、脱硫塔５２に供給され、ここで硫化水素の濃度が１０ｐｐｍ未満になるように脱硫される。 この脱硫塔５２においては、酸化鉄などによる乾式脱硫や生物脱硫などの湿式脱硫を用いることができる。 なお、低発熱量ガスＬＧ中のシロキサンは、脱硫塔５２では除去されずに、そのまま通過する。

脱硫塔５２を通過した低発熱量ガスＬＧは、ガスブロア５３によって０．１ＭＰａＧ未満の圧力に昇圧され、除湿機５４によって冷却されて水分が除去される。 そして、低発熱量ガスＬＧは、シロキサン除去装置５５でシロキサンが除去される。 この低発熱量ガスＬＧは、三方弁５６を通過し、燃料圧縮機５７で０．５〜０．６ＭＰａＧの圧力に昇圧されてからタービン２２に供給される。

このようなガスタービン装置２において、起動時には、三方弁５６を高発熱量燃料ＨＧの供給系に切り換えて燃焼器２１に高発熱量燃料ＨＧを供給し、発電機３０を駆動装置としてタービン２２を回転させる。 このようにして、高発熱量燃料ＨＧの供給のみでタービン２２の速度を自立回転速度まで上げる。 天然ガスやプロパンガスなどの高発熱量燃料ＨＧは、常温で確実に点火することができるので、ガスタービン装置２の起動時に高発熱量燃料ＨＧを供給することで、タービン２２を確実に起動することができる。

上述したように、三方弁５６としては、三方混合弁または三方切換弁を用いることができる。 三方混合弁を用いた場合には、三方混合弁を緩やかに作動させ高発熱量燃料ＨＧに低発熱量ガスＬＧを徐々に混合し、最終的に高発熱量燃料ＨＧの供給を断ち、低発熱量ガスＬＧのみでの運転へ移行する。 また、三方弁５６から燃焼器２１までの配管の容量が十分あり、切換の動作が十分に速い場合には、低発熱量ガスＬＧへの燃料の切換が滑らかに移行するため、三方弁５６として三方切換弁を用いて瞬時に切り換えてもよい。 この場合において、三方切換弁を２個の二方電磁弁で代替して、安価にシステムを構成することもできる。

タービン２２が自立回転速度に達した後は、タービン２２や再生器２３が所望の温度に昇温されるまで暖機運転を行う。 特に圧縮空気とタービン２２からの排気との間で熱交換を行う再生器２３は、熱容量が大きく、所望の温度に達するまでに数分かかる場合がある。 再生器２３を含む系が所望の温度に達したかどうかは、温度測定器ＴＥ１により測定された再生器２３下流の排気ガスＧ _６の温度、温度測定器ＴＥ２により測定された燃焼器２１上流の圧縮空気Ｇ _３の温度、または温度測定器ＴＥ３により測定されたタービン２２の出口の排気ガスＧ _５の温度に基づいて判断することができる。

再生器２３を含む系が所望の温度に達した後、三方弁５６を低発熱量ガスＬＧの供給系に切り換えて低発熱量ガスＬＧを燃焼器２１に供給する。 このとき、ガスタービン装置２の燃焼器２１の上流側の圧縮空気Ｇ _３の温度は５５０℃近くに、燃焼器２１内の温度は１０００℃近くに達している。 したがって、燃焼器２１に供給された低発熱量ガスＬＧは、燃焼器２１内の高温場により活性化され、可燃範囲が常温場に比べ大きくなっているため、着火が容易になる。 実験によれば、低発熱量ガスＬＧの低位発熱量が４１８６ｋＪ／ｋｇ（１０００ｋｃａｌ／ｋｇ）以下であっても、着火が可能であった。

ガスタービン装置２を運転後に停止し、その後再起動する場合には、燃焼器２１および再生器２３はまだ高温を維持しているため、圧縮空気Ｇ _３は容易に所望の温度以上になる。 したがって、この場合には、タービン２２が自立回転速度に達する前に三方弁５６を高発熱量燃料ＨＧの供給系から低発熱量ガスＬＧの供給系に切り換えることができる。 あるいは、最初から高発熱量燃料ＨＧを用いずに、低発熱量ガスＬＧのみで起動することもできる。

このような燃料供給装置２４により供給される燃料の量は、供給される燃料の発熱量およびタービン２２の出力に応じて調整する必要がある。 したがって、図２に示すように、燃料供給装置２４は、燃料圧縮機５７の吐出量を制御する制御装置５８を備えていることが好ましい。 また、図２に示す例では、燃料圧縮機５７が１台しか設けられていないが、低発熱量ガスＬＧの発熱量に応じて燃料圧縮機５７を複数台設けることとしてもよく、複数台の燃料圧縮機５７を設けた場合には、燃料圧縮機５７の運転台数を制御する制御装置を設けて燃料圧縮機５７の吐出量を調整することが好ましい。

なお、図２に示す例では、三方弁５６が燃料圧縮機５７の上流側に設けられており、高発熱量燃料ＨＧが燃料圧縮機５７の上流、すなわち燃料圧縮機５７の吸込側から供給されているが、これに限られるものではない。 例えば、図３に示すように、三方弁５６を燃料圧縮機５７の下流に設け、高発熱量燃料ＨＧを燃料圧縮機５７の下流、すなわち燃料圧縮機５７の吐出側から供給してもよい。 この場合には、高発熱量燃料ＨＧの圧力を燃料圧縮機５７から吐出される低発熱量ガスＬＧの圧力と同程度にしてから三方弁５６に供給する必要があるが、燃料圧縮機５７から吐出される低発熱量ガスＬＧよりも高い圧力の高発熱量燃料ＨＧを減圧してから三方弁５６に供給してもよい。 例えば、都市ガスの中圧ラインまたは高圧ラインのガスを減圧する減圧弁（図示せず）や高圧天然ガスボンベから天然ガスを減圧する減圧弁（図示せず）を介して三方弁５６に供給してもよい。 あるいは、液化プロパンガスを加温および加圧して三方弁５６に供給してもよい。

また、上述した実施形態では、高発熱量燃料ＨＧと低発熱量ガスＬＧとの混合または切換を燃料供給装置２４内で行った例を説明したが、これに限られるものではない。 例えば、高発熱量燃料ＨＧの第１の燃料供給系と低発熱量ガスＬＧの第２の燃料供給系とを別々のラインとして燃焼器２１に接続してもよい。 図４は、高発熱量燃料ＨＧの第１の燃料供給系２４ａと低発熱量ガスＬＧの第２の燃料供給系２４ｂとを別々のラインとして設けた例を示すフロー図である。

図４に示す例では、第１の燃料供給系２４ａには、燃焼器２１に供給する高発熱量燃料ＨＧの流量を制御する流量制御弁Ｍ _１が設けられ、第２の燃料供給系２４ｂには、燃焼器２１に供給する低発熱量ガスＬＧの流量を制御する流量制御弁Ｍ _２が設けられている。 また、これらの流量制御弁Ｍ _１ ，Ｍ _２を制御して、燃焼器２１に供給する高発熱量燃料ＨＧと低発熱量ガスＬＧの量を調整する燃料調整装置５９が設けられている。 なお、この例の燃焼器２１は、複数の燃料ノズル２１０を有する燃料マニホールド２１２により構成されている。

高発熱量燃料ＨＧの供給によりタービン２２が自立運転に到達した後、燃料調整装置５９により、第１の燃料供給系２４ａの流量制御弁Ｍ _１を徐々に閉じるとともに、低発熱量ガスＬＧの流量制御弁Ｍ _２を自動制御して、低発熱量ガスＬＧに切り換える。 この場合において、高発熱量燃料ＨＧの供給によりタービン２２が起動した後は、タービン２２の排気の温度を監視しながら、各燃料供給系２４ａ，２４ｂの流量制御弁Ｍ _１ ，Ｍ _２を制御して低発熱量ガスＬＧおよび高発熱量燃料ＨＧを任意の割合で燃焼器２１に供給することができる。 また、流量制御弁Ｍ _１を徐々に閉止しつつ、流量制御弁Ｍ _２を徐々に開くことで、低発熱量ガスＬＧによる運転に移行することもできる。

また、高発熱量燃料ＨＧとしては、ガスだけではなく、灯油や軽油などの液体燃料を用いることもできる。 この場合には、低発熱量ガスＬＧ用の流量制御弁および燃焼バーナーとは別に、液体燃料ＨＧ用の流量制御弁および燃焼バーナーを設けることが好ましい。 そして、上述した例と同様に、液体燃料を燃焼器２１に供給してガスタービン装置２を起動し、再生器２３下流の排気ガスＧ _６の温度、燃焼器２１上流の圧縮空気Ｇ _３の温度、またはタービン２２の出口の排気Ｇ _５の温度が所望の値に達したときに、低発熱量ガスＬＧに切り換える。

これまで本発明の一実施形態について説明したが、本発明は上述の実施形態に限定されず、その技術的思想の範囲内において種々異なる形態にて実施されてよいことは言うまでもない。

本発明の一実施形態におけるガスタービン発電システムを示すフロー図である。

図１のガスタービン発電システムの燃料供給装置を示すフロー図である。

図２の燃料供給装置の変形例を示すフロー図である。

図２の燃料供給装置の他の変形例を示すフロー図である。

符号の説明

１ ガスタービン発電システム ２ ガスタービン装置 ３ 発電装置 ４ 排熱回収装置２０ 空気圧縮機２１ 燃焼器２２ タービン２３ 再生器２４ 燃料供給装置２７，２９ 排気ガス配管２８ 圧縮空気配管３０ 発電機３１ コンバータ３２ インバータ５０，５１ 燃料供給源５６ 三方弁５７ 燃料圧縮機５８ 制御装置５９ 燃料調整装置ＨＧ 高発熱量燃料ＬＧ 低発熱量ガスＭ _１ ，Ｍ _２流量制御弁ＴＥ１，ＴＥ２，ＴＥ３ 温度測定器