JP2007017030A - 多重燃料焚きボイラシステム、多重燃料焚きボイラ装置及びボイラ制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 燃料転換ボイラユニットに隣接する他のボイラユニットにおいて、ＢＯＧを焚けるようにすると共に、燃料転換ボイラユニットのように本体改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出及び燃料転換ボイラユニットの運用面での制約を回避できるようにする。
【解決手段】 石炭又は／及びＢＯＧ＋天然ガス６を燃焼して水を加熱し蒸気に交換する石炭ガス混焼ボイラ１３と、ＢＯＧ＋天然ガス６を燃焼して水を加熱し蒸気に交換するガス専焼ボイラ１４とを備え、石炭ガス混焼ボイラ１３内に、石炭バーナーの他に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給する石炭ガス同軸バーナーを配置し、ガス専焼ボイラ１４へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量に応じて石炭ガス混焼ボイラ１３内のガスバーナーへのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量を制御するものである。
【選択図】 図１

Description

本発明は、原油や重油、軽油、石炭等の燃料焚き火力発電所のボイラユニットをガス焚きに転換する場合に適用して好適な多重燃料焚きボイラシステム、多重燃料焚きボイラ装置及びボイラ制御方法に関する。

詳しくは、水を加熱し蒸気に交換するための、原油、重油、軽油又は／及び石炭焚き等の混焼焚きボイラユニットに設けられた、これらの燃料を供給する第１の燃料バーナーの他に、天然ガスを供給する第２の燃料バーナーを配置し、天然ガス専焼焚きボイラユニットへの天然ガスの供給量に応じて燃料混焼焚きボイラユニット内の第２の燃料バーナーへの天然ガスの供給量を制御して、液化天然ガス（Liquefied Natural Gas：以下ＬＮＧという）基地内で発生するボイルオフガス（Boil Of Gas：以下ＢＯＧという）及びＬＮＧを気化した天然ガスを燃料混焼焚きボイラユニット内の第２の燃料バーナーに供給して燃焼できるようにしたものである。

従来から、石炭を燃焼して水を加熱し蒸気に交換するボイラユニットを備え、このボイラユニットから供給される蒸気でタービン発電機を駆動する火力発電所が運用されている。また、石炭の他に液体燃料として原油や、重油、軽油等を燃焼して水を加熱した蒸気をタービン発電機に供給する重油石炭混焼焚きボイラシステムを利用する場合も多くなった。

更に、石炭、重油の他に気体燃料としてＬＮＧを気化して天然ガスにし、この天然ガスを燃焼して高温燃焼ガスを作成し、この高温燃焼ガスをガスタービン発電機に供給したり、この高温燃焼ガスで水を加熱した蒸気をタービン発電機に供給するガス専焼ボイラシステムを利用する場合も多くなってきた。

図１１は、従来例に係るガス−石炭混在焚きボイラシステム１０における石炭−ガス混焼制御例を示す概念図である。
図１１に示すガス−石炭混在焚きボイラシステム１０は、ガス供給系には、ＬＮＧタンク１、ポンプ２、気化器３、圧縮機４及びフレアスタック２１が設けられる。ＬＮＧは、タンカーから陸揚げされた後、ＬＮＧタンク１に貯蔵される。ＬＮＧは天然ガスを−１６２℃に冷却して液化したものである。

ＬＮＧタンク１内では、低温液体状態のＬＮＧが気化し、タンク内上部空間内には、気化したＢＯＧが充満している。ＢＯＧとは、ＬＮＧタンク１への自然入熱等により液化天然ガスが気化した元の天然ガスをいう。

このようなＬＮＧタンク（基地）１で発生するＢＯＧは、当該ＢＯＧを再液化するか又は、天然ガス消費先にガス供給系統を接続して（販売して）処理する方法が一般的である。ガス供給系には、ガス専焼ボイラ１４及び低圧系需要家１５が接続される。石炭供給系３０には、微粉炭機（ミル）及び燃料送風機（ＰＡＦ）を有した燃焼装置＃１’、＃２〜＃４が設けられる。

石炭−ガス混焼制御例によれば、ポンプ２や気化器３等が故障した場合、タービン発電機を点検する場合において、ガス専焼ボイラ１４の停止が余儀なくされたとき、及び、ガス−石炭混在ボイラシステム１０では、ＬＮＧタンク１で発生するＢＯＧ量が低圧系需要家へのガス消費量よりも上回った場合に、余剰になったＢＯＧをフレアスタック２１で大気に放出するようになされる。

この種のＢＯＧの処理に関して特許文献１には、発電所用ＬＮＧの管理方法及び装置が開示されている。このＢＯＧ管理装置によれば、ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧを液化する再液化装置を備え、この再液化装置で液化したＬＮＧを発電所用ＬＮＧに戻すようになされる。このＢＯＧ＋ＬＮＧを高圧気化器で気化した後に天然ガスが得られ、このＢＯＧ＋天然ガスを発電に使用するようになされる。このようにＢＯＧ管理装置を構成すると、ＢＯＧの蓄熱槽を用いることなく、ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧを液化できると共に、ＢＯＧ利用のための発電設備を別途設けることなく、発電設備の簡素化及び発電効率を向上できるというものである。

また、特許文献２には、複合サイクル発電プラントシステムの負荷制御装置が開示されている。この負荷制御装置によれば、蒸気タービン発電機やガスタービン発電機を備えた発電プラントシステムにおいて、ＢＯＧの圧力を一定に制御する燃料圧力系を備え、燃料圧力系は、液化天然ガスを気化する気化器等が故障した場合に、ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧの圧力を蒸気タービン発電用に燃焼して一定に制御するようになされる。このように装置を構成すると、ＬＮＧタンクで発生したＢＯＧを大気中に放出することなく、発電所で消費できるというものである。

特開平１０−２５２９９６号公報（第２頁 図１） 特公平０１−０４６６８２号公報（第２頁 図１）

ところで、従来例に係るガス−石炭混在焚きボイラシステム１０によれば、以下のような問題がある。

i．ＬＮＧを燃料とするガス専焼火力発電所では、複数のガス焚きのボイラユニットを設置し、常時、ＢＯＧ発生量以上の天然ガスを消費するように設計され、発電ユニットの１つが停止可能なようになされる。しかし、重油・原油・軽油や石炭焚きの火力発電所のボイラユニットをガス焚きに転換する場合に、複数ユニットを一度に転換すると、多額の費用が必要になったり、発電原価の上昇を招く要因となる。

ii．１ボイラユニットのみを燃料転換しようとする場合、燃料転換ボイラユニットが本体改造される場合が多い。しかし、燃料転換後において、ガス供給系のポンプ２や気化器３等が故障した場合、また、ガスタービン発電機を点検する場合等において、図１１に示したようなガス専焼ボイラ１４を停止しなければならない。従って、ＬＮＧタンク１で発生した余剰のＢＯＧを大気に放出せざるを得なくなって、ガス専焼ボイラ１４の停止が大きな制約となる。このような場合に、ＬＮＧタンク１の容量にもよるが、従来方式では、約６ｔ／ｈでＢＯＧを大気に放出する必要があった。

iii．なお、重油・原油・軽油や石炭焚きの火力発電所のボイラユニットをガス焚きに転換する場合であって、特許文献１に示すようなＢＯＧの再液化装置を特許文献２に示されるような複合サイクル発電プラントシステムに組み合わせる方法が考えられる。

しかし、このような組み合わせで、燃料転換ボイラユニットに隣接する他のボイラユニットでＢＯＧを焚けるような構造とした場合であっても、再液化装置が故障した場合に、ＢＯＧを大気に放出せざるを得ない状態を招く。

そこで、この発明はこのような従来の課題を解決したものであって、燃料転換ボイラユニットに隣接する他のボイラユニットにおいて、ＢＯＧを焚けるようにすると共に、燃料転換ボイラユニットのように本体改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出及び燃料転換ボイラユニットの運用面での制約を回避できるようにした多重燃料焚きボイラシステム、多重燃料焚きボイラ装置及びボイラ制御方法を提供することを目的とする。

上述した課題を解決する本発明に係る多重燃料焚きボイラシステムは、液体燃料又は／及び固体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換する第１のボイラユニットと、気体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換する第２のボイラユニットとを備え、第１のボイラユニット内に、液体燃料又は／及び固体燃料を供給する第１の燃料供給口の他に、気体燃料を供給する第２の燃料供給口を配置し、第２のボイラユニットへの気体燃料の供給量に応じて第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口への気体燃料の供給量を制御することを特徴とするものである。

本発明に係る多重燃料焚きボイラシステムによれば、第１のボイラユニット内に、液体燃料又は／及び固体燃料を供給する第１の燃料供給口の他に、気体燃料を供給する第２の燃料供給口が配置される。気体燃料は、例えば、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び液化天然ガスを気化した天然ガスである。これを前提にして、当該システムでは、第２のボイラユニットへのＢＯＧを含む天然ガスの供給量に応じて第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口への天然ガスの供給量を制御するようになされる。

例えば、当該システムでは、ＢＯＧを含む天然ガスの発生量及び当該天然ガスの消費量が監視され、第２のボイラユニットにおける天然ガスの消費量がＢＯＧを含む天然ガスの発生量以下になったとき、第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口に、ＢＯＧを含む天然ガスを供給して燃焼するようになされる。

従って、第２のボイラユニット（燃料転換ボイラユニット）に隣接する第１のボイラユニットにおいて、ＢＯＧを焚きけるようになり、第２のボイラユニットのように本体改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出と、第２のボイラユニットの運用面での制約を回避できるようになる。

本発明に係る第１の多重燃料焚きボイラ装置は、燃料を燃焼して熱を発生する燃焼室と、この燃焼室で発生された熱を所定の液体に加えて蒸気体に交換する熱交換器とを備え、燃焼室は、固体燃料を供給する第１の燃料供給口と、気体燃料を供給する第２の燃料供給口とを有することを特徴とするものである。

本発明に係る第１の多重燃料焚きボイラ装置によれば、燃料を燃焼して熱を発生する燃焼室には、気体燃料を供給する第２の燃料供給口が設けられるので、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び天然ガスを第２の燃料供給口に供給して燃焼することができる。

本発明に係る第２の多重燃料焚きボイラ装置は、燃料を燃焼して熱を供給する燃焼室と、燃焼室から供給される熱を所定の液体に加えて蒸気体に交換する熱交換器とを備え、燃焼室は、液体燃料を供給する第１の燃料供給口と、気体燃料を供給する第２の燃料供給口とを有することを特徴とするものである。

本発明に係る第２の多重燃料焚きボイラ装置によれば、燃焼室には、気体燃料を供給する第２の燃料供給口が設けられるので、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び天然ガスを第２の燃料供給口に供給して燃焼することができる。

本発明に係る第３の多重燃料焚きボイラ装置は、燃料を燃焼して熱を供給する燃焼室と、この燃焼室から供給される熱を所定の液体に加えて蒸気体に交換する熱交換器とを備え、燃焼室は、液体燃料を供給する第１の燃料供給口と、気体燃料を供給する第２の燃料供給口と、固体燃料を供給する第３の燃料供給口とを有することを特徴とするものである。

本発明に係る第３の多重燃料焚きボイラ装置によれば、燃焼室には、気体燃料を供給する第２の燃料供給口が設けられるので、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び天然ガスを第２の燃料供給口に供給して燃焼することができる。

本発明に係るボイラ制御方法は、第１のボイラユニットで液体燃料又は／及び固体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換し、かつ、第２のボイラユニットで気体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換する多重燃料焚きボイラ制御方法において、第１のボイラユニット内に、液体燃料又は／及び固体燃料を供給する第１の燃料供給口の他に、気体燃料を供給する第２の燃料供給口を配置する工程と、第２のボイラユニットへの気体燃料の供給量に応じて第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口への気体燃料の供給量を制御する工程とを有することを特徴とするものである。

本発明に係るボイラ制御方法によれば、第２のボイラユニット（燃料転換ボイラユニット）に隣接する第１のボイラユニットにおいて、ＢＯＧを焚きけるようになり、第２のボイラユニットのように本体改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出と、第２のボイラユニットの運用面での制約を回避できるようになる。

本発明に係る多重燃料焚きボイラシステム及びボイラ制御方法によれば、第１のボイラユニット内に、液体燃料又は／及び固体燃料を供給する第１の燃料供給口の他に、気体燃料を供給する第２の燃料供給口が配置され、第２のボイラユニットへの気体燃料の供給量に応じて第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口への気体燃料の供給量を制御するようになされる。

この構成によって、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び液化天然ガスを気化した天然ガス等を第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口に供給して燃焼することができる。従って、第２のボイラユニット（燃料転換ボイラユニット）に隣接する第１のボイラユニットにおいて、ＢＯＧを焚けるようになり、第２のボイラユニットのように本体改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出と、第２のボイラユニットの運用面での制約を回避できるようになる。

本発明に係る第１の多重燃料焚きボイラ装置によれば、燃焼室には、固体燃料を供給する第１の燃料供給口と、気体燃料を供給する第２の燃料供給口とが設けられるものである。

この構成によって、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び天然ガスを第２の燃料供給口に供給して燃焼することができる。従って、石炭又は／及び天然ガスを燃焼して発生された熱を水に加えて蒸気に交換する多重燃料焚きボイラシステムに十分応用することができる。

本発明に係る第２の多重燃料焚きボイラ装置によれば、燃焼室には、液体燃料を供給する第１の燃料供給口と、気体燃料を供給する第２の燃料供給口とが設けられるものである。

この構成によって、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び天然ガスを第２の燃料供給口に供給して燃焼することができる。従って、重油、原油又は／及び天然ガスを燃焼して発生された熱を水に加えて蒸気に交換する多重燃料焚きボイラシステムに十分応用することができる。

本発明に係る第３の多重燃料焚きボイラ装置によれば、燃料を燃焼して熱を発生する燃焼室を備え、燃焼室には、液体燃料を供給する第１の燃料供給口と、気体燃料を供給する第２の燃料供給口と、固体燃料を供給する第３の燃料供給口とが設けられるものである。

この構成によって、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び天然ガスを第２の燃料供給口に供給して燃焼することができる。従って、石炭、重油、原油又は／及び天然ガスを燃焼して発生された熱を水に加えて蒸気に交換する多重燃料焚きボイラシステムに十分応用することができる。

続いて、この発明に係る多重燃料焚きボイラシステム、多重燃料焚きボイラ装置及びボイラ制御方法について、図面を参照しながら説明をする。

図１は、本発明に係る第１の実施例としての石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００の構成例を示す図である。
この実施例では、水を加熱し蒸気に交換する石炭焚きボイラユニットに設けられた、微粉炭を供給する第１の燃料バーナーの他に、天然ガスを供給する第２の燃料バーナーを配置し、天然ガス専焼焚きのボイラユニットへの天然ガスの供給量に応じて石炭ガス混焼焚きボイラユニット内の第２の燃料バーナーへの天然ガスの供給量を制御して、ＬＮＧ基地内で発生するＢＯＧ及び液化天然ガスを気化した天然ガス等を混焼焚きボイラユニット内の第２の燃料バーナーに供給して燃焼できるようになされる。

図１に示す石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００は、多重燃料焚きボイラシステムの一例であり、原油、重油、軽油又は／及び石炭燃料焚き火力発電所のボイラユニットをガス焚きに転換する場合に適用して好適である。石炭ガス混焼焚きボイラシステムは、ＬＮＧ供給設備１１、ＬＮＧ保護設備１２、石炭ガス混焼焚きボイラユニット（以下石炭ガス混焼ボイラ１３という）、天然ガス専焼焚きボイラユニット（以下ガス専焼ボイラ１４という）を有して構成される。

ＬＮＧ供給設備１１は、ＬＮＧタンク１、ポンプ２、気化器３、圧縮機４を有して構成される。ＬＮＧタンク１は、タンカーから陸揚げされた液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵する設備である。ＬＮＧは天然ガスを−１６２℃に冷却して液化したものである。ＬＮＧタンク１の大きさは、直径３０ｍ乃至５０ｍ、高さ１０ｍ乃至２０ｍ程度である。

ＬＮＧタンク内の底部には、図示しない液化ＬＮＧ取出管が接続されている。液化ＬＮＧ取出管にはブーストポンプ２が接続され、ＬＮＧタンク１からのＬＮＧを例えば、１８ｋｇ／ｃｍ²、−１５６℃程度に昇圧する。ブーストポンプ２の下流側には、気化器３が接されている。気化器３では、ポンプアップされてくる液体状のＬＮＧを気化して天然ガスとなされる。例えば、気化器３は最低、１．５ｔ／ｈでＬＮＧを気化して高圧天燃ガス（ＮＧ）を燃焼系へ供給するようになされる（ＬＮＧ供給系統）。

また、ＬＮＧタンク１内では、低温液体状態のＬＮＧが気化し、タンク内上部空間内には、気化したＢＯＧが充満している。ＢＯＧとは、ＬＮＧタンク１への自然入熱等により液化天然ガスが気化した元の天然ガスをいう。ＢＯＧは、タンク内で、例えば、−１１５℃程度、０．１ｋｇ／ｃｍ²を有している。ＢＯＧはＬＮＧタンクの貯蔵容量にもよるが、内槽寸法：内径７７．８ｍ、高さ４９．７ｍ程度のＬＮＧタンク１の場合に、１時間当たり約６ｔの割合（６ｔ／ｈ）で発生する。

タンク内上部には、ＢＯＧを利用するための、図示しないＢＯＧ採取管が接続されている。ＢＯＧ採取管は、圧縮機４に接続され、ＬＮＧタンク１で自然発生したＢＯＧを例えば、２５乃至３０ｋｇ／ｃｍ²程度に圧縮昇圧して天然ガスとなされる。これにより、略常温の高圧天然ガスとなされる（ＢＯＧ供給系統）。

ＬＮＧ保護設備１２は、フレアスタック２１及びベントスタック２２を有している。フレアスタック２１は、ＢＯＧ採取管と圧縮機４との間に接続され、従来方式では、約６ｔ／ｈでＢＯＧを燃やして大気に放出していた。本発明方式では、ＢＯＧ採取管の分岐管からフレアスタック２１に至る途中にガス休止弁が設けられる。この例では、ガス休止弁を閉じて、ＢＯＧの大気への放出が中止（廃止）される。ベントスタック（緊急放出弁）２２は、ＬＮＧ供給系統とＢＯＧ供給系統とが接続される合同管付近から引き出され、緊急時、天然ガスを大気に放出するようになされる。

ＬＮＧ供給系統及びＢＯＧ供給系統には、石炭ガス混焼ボイラ１３、ガス専焼ボイラ１４及び低圧系需要家１５が図示しないガス供給管を介して接続されている。石炭ガス混焼ボイラ１３は、第１のボイラユニットの一例であり、石炭（固体燃料）５又は／及び天然ガス（気体燃料）を燃焼して所定の液体の一例となる水を加熱し蒸気（体）１９に交換するものである。石炭ガス混焼ボイラ１３には、多段燃焼方式が採用される。これは、ボイラの燃焼で発生するＮＯｘを低く抑えるためである。

石炭ガス混焼ボイラ１３は、ＬＮＧ供給設備１１の他に、石炭供給設備１８に図示しない石炭供給手段を介して接続される。石炭ガス混焼ボイラ１３は、発電用と他社への蒸気１９を供給するように使用される。

ガス専焼ボイラ１４は、第２のボイラユニットの一例であり、図示しないガス供給管を介してＬＮＧ供給設備１１に接続されている。ガス専焼ボイラ１４は、ガスタービン発電機及び蒸気タービン発電機を駆動するために、高圧天然ガスを燃焼して高温燃焼ガスを供給したり、高温燃焼ガスにより水を加熱して蒸気１９に交換するものである。高圧天然ガスは、ＬＮＧ供給系統及びＢＯＧ供給系統から供給される。ガス専焼ボイラ１４は、例えば、ポンプ２や気化器３等の故障時、また、ガスタービン発電機の定期点検時等に停止するようになされる。

この例では、石炭ガス混焼ボイラ１３及びガス専焼ボイラ１４の排煙系統には、脱硝装置や、電気集塵装置、湿式排煙脱硫装置等が備えられる。脱硝装置では、ボイラ燃焼ガスにアンモニアを加えてＮＯｘを無害なＮ₂と水に分解するようになされる。電気集塵装置では、燃焼ガス中の灰や、すす等の煤塵を取り除くようになされる。湿式排煙脱硫装置では、燃焼ガス中の硫黄酸化物を石灰石溶液と反応させ、石こうとして取り除くようになされる。

なお、低圧系需要家１５では、ＬＮＧ供給系統及びＢＯＧ供給系統から天然ガスの供給を受けて、一般の需要家に販売され、ＢＯＧ＋ＬＮＧを消費するようになされる。ＬＮＧ供給系統及びＢＯＧ供給系統は、発電所の負荷によって供給量が異なるため、その圧力及び温度の状態が時々刻々変化する。

図２は、石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００における石炭ガス混焼ボイラ１３のバーナー配置例を示す概念図である。
この例では、従来方式の石炭専焼ボイラ内に、石炭５を供給する第１の燃料バーナーの他に、天然ガスを供給する第２の燃料バーナーを配置して石炭ガス混焼ボイラ１３が構成される。つまり、石炭ガス混焼ボイラシステム１００でＢＯＧを有効利用できるように、石炭ガス混焼ボイラ１３の第１段目の石炭専焼バーナーを改造（石炭ガス同軸バーナー）し、石炭専焼焚きボイラの一部燃料としてＢＯＧを使用することにより、未使用のエネルギーを有効活用するようになされる。

また、石炭ガス混焼ボイラ１３では、天然ガス専焼ボイラ１４への天然ガスの供給量に応じて石炭ガス混焼ボイラ１３内の第２の燃料バーナーへの天然ガスの供給量を制御するようになされる。このような石炭−ガス混焼により石炭５の燃焼改善、石炭ミルの停止による動力の低減により省エネルギーに寄与できるようにした。

図２に示す石炭ガス混焼ボイラ１３は火炉（燃焼室）３６を有している。火炉３６には、熱交換器３９が設けられ、水９に熱を加えて蒸気１９を発生するようになされる。火炉３６は、バーナー４段燃焼構造の場合、石炭ガス同軸バーナー５１、石炭専焼バーナー５２〜５４を有して構成される。
第１段目には、石炭ガス同軸バーナー５１が設けられる。石炭ガス同軸バーナー５１は、石炭バーナーを改造したものであり、石炭バーナーとガスバーナーとを組み合わせたものである。石炭ガス同軸バーナー５１は、例えば、異口径の円柱状の石炭バーナーと、ガスバーナーの中心軸とが同軸に位置するような同軸バーナ構造を成している（図３参照）。石炭ガス同軸バーナー５１には、従来方式に比べて、新たにＬＮＧ供給設備１１からの図示しないガス供給管が布設配管され、ＢＯＧを含む天然ガス（以下でＢＯＧ＋天然ガス６という）を供給するようになされる。

第２段目には、従来方式と同様にして、石炭専焼バーナー５２が設けられ、第３段目には、石炭専焼バーナー５３が設けられ、第４段目には、石炭専焼バーナー５４が各々設けられる。最上段は、他のバーナーを設備可能となされるが、この実施例では空きとなされる。

この例で、石炭ガス混焼ボイラ１３がバーナー４段燃焼構造の場合に、石炭供給設備１８には、石炭供給系３０、微粉炭機（以下ミルという）３１〜３４、制御装置３５、微粉炭送風機（Primary Air Fan；以下ＰＡＦという）４１〜４４を有して構成される。

石炭供給系３０は図示しない貯炭場及び石炭輸送コンベアを有して構成される。石炭供給系３０には図示しない石炭輸送コンベアを介してミル３１〜３４が接続される。ミル３１は、石炭供給系３０から石炭輸送コンベアを介して供給される石炭５を石炭粉砕制御信号Ｓ３１に基づいて粉砕し微粉炭５’にするようになされる。ミル３２は、同様にして供給される石炭５を石炭粉砕制御信号Ｓ３２に基づいて粉砕し微粉炭５’にするようになされる。ミル３３は、石炭粉砕制御信号Ｓ３３に基づいて石炭５を粉砕して微粉炭５’にするようになされる。

ミル３４は、石炭粉砕制御信号Ｓ３４に基づいて石炭５を粉砕して微粉炭５’にするようになされる。石炭粉砕制御信号Ｓ３１〜Ｓ３４は制御装置３５から各々のミル３１〜３４へ供給される。制御装置３５から石炭供給系３０には、石炭制御信号Ｓ３０が供給される。例えば、石炭供給系３０では、石炭制御信号Ｓ３０に基づいて石炭供給系３０で管理する石炭５の消費量及び残量を計測して、制御装置３５に石炭５の消費量及び残量を通知するようになされる。

ミル３１にはＰＡＦ４１が接続される。ＰＡＦ４１は石炭ガス混焼ボイラ１３の石炭ガス同軸バーナー５１に接続され、石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいて石炭ガス同軸バーナー５１に微粉炭５’を供給するようになされる。ミル３１及びＰＡＦ４１は、石炭供給装置＃１を構成し、ＢＯＧ使用時、石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいて停止される。

ミル３２にはＰＡＦ４２が接続される。ＰＡＦ４２は石炭専焼バーナー５２に接続され、石炭供給制御信号Ｓ４２に基づいて当該石炭専焼バーナー５２に微粉炭５’を供給するようになされる。ミル３２及びＰＡＦ４２は、石炭供給装置＃２を構成する。ミル３３にはＰＡＦ４３が接続される。ＰＡＦ４３は石炭専焼バーナー５３に接続され、石炭供給制御信号Ｓ４３に基づいて当該石炭専焼バーナー５３に微粉炭５’を供給するようになされる。ミル３３及びＰＡＦ４３は、石炭供給装置＃３を構成する。

ミル３４にはＰＡＦ４４が接続される。ＰＡＦ４４は石炭専焼バーナー５４接続され、石炭供給制御信号Ｓ４４に基づいて当該石炭専焼バーナー５４に微粉炭５’を供給するようになされる。ミル３４及びＰＡＦ４４は、石炭供給装置＃４を構成する。石炭供給制御信号Ｓ４１〜Ｓ４４は、制御装置３５から各々のＰＡＦ４１〜４４へ供給される。

この例でミル３１〜３４、ＰＡＦ４１〜４４及びＬＮＧ供給設備（ＬＮＧ供給系統及びＢＯＧ供給系統）１１の図示しない端末装置には、制御装置３５が接続される。制御装置３５は、石炭−ガスを併用して、燃焼効率を向上するようになされる。例えば、制御装置３５は、ＢＯＧ＋天然ガス６の発生量及び当該天然ガスの消費量を監視し、ガス専焼ボイラ１４における天然ガスの消費量がＢＯＧ＋天然ガス６の発生量以下になったとき、石炭ガス混焼ボイラ１３内の石炭ガス同軸バーナー５１に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給するように制御する。

［ＢＯＧの助燃運用方法］
制御装置３５は、ガス供給制御信号Ｓ１１に基づいてＬＮＧ供給設備１１の端末装置を制御する。例えば、ガス専焼ボイラ１４の停止時にＬＮＧタンク１で発生した余剰ガスを石炭ガス混焼ボイラ１３で燃焼するように構成される。制御装置３５は、石炭ガス混焼ボイラ１３の消費量＝余剰ガスとなるように（１）式、すなわち、
余剰ガス＝（ＢＯＧ量＋気化器最低流量）−低圧系需要家１５への販売量
・・・・（１）
を計算するようになされる。制御装置３５は、計算された余剰ガスに基づいて石炭ガス混焼ボイラ１３の石炭ガス同軸バーナー５１の燃焼制御を実行する。例えば、ＢＯＧ＋天然ガス使用時、ガス供給制御信号Ｓ１１に基づいてＬＮＧ供給設備１１から、石炭ガス同軸バーナー５１にＢＯＧ＋天然ガス６を供給する。ミル３１及びＰＡＦ４１は、石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいて停止される。

このように、石炭ガス混焼ボイラ１３によれば、火炉３６には石炭ガス同軸バーナー５１が設けられるので、ＬＮＧタンク１内で発生したＢＯＧ及び天然ガスを石炭ガス同軸バーナー５１に供給して燃焼することができる。従って、石炭５又は／及び天然ガスを燃焼して発生された熱を水に加えて蒸気１９に交換する石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００に十分応用することができる。

しかも、ＢＯＧ＋天然ガス使用時、石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいてミル３１及びＰＡＦ４１が停止されるので、石炭５の燃焼性が向上できる。従来方式では、ＢＯＧ大気放出が約６ｔ／ｈであった。本発明では、ＢＯＧの発生量を７．５ｔ／ｈとしたとき、石炭ガス混焼ボイラ１３における燃焼時の改善効果が得られる。例えば、灰中未燃焼分量を約４０％低減できる。ＮＯｘ濃度が低下する。このときのアンモニア使用量を約１０％程度低減できるようになる（予測値）。

図３は、石炭ガス同軸バーナー５１の構成例を示す正面図である。図３に示す石炭ガス同軸バーナー５１は、同軸バーナ構造を成しており、石炭バーナー５１Ａ、ガスバーナー５１Ｂ及びガス供給口５１Ｃを有している。

石炭ガス同軸バーナー５１は、例えば、外径φ１の石炭バーナー５１Ａを取り囲むように、外径φ２（φ２＞φ１）のガスバーナー５１Ｂが設けられる。石炭ガス同軸バーナー５１は、黄銅、鉄、鋳物、ステンレス等から製造される。石炭バーナー５１Ａの一端は開放されて第１の燃料供給（噴射）口５１１となされる。その他端はＰＡＦ４１に接続される。

ガスバーナー５１Ｂの一端は開放されて第２の燃料供給（噴射）口５１２となされる。その他端は、石炭バーナー５１Ａの外皮に気密性良く溶接等により接合されて閉じられている。ガスバーナー５１Ｂにはガス供給口５１Ｃが設けられる。ガス供給口５１Ｃには、図示しないガス供給管が布設配管され、ＢＯＧを含む天然ガス（以下でＢＯＧ＋天然ガス６という）を供給するようになされる。

図４Ａ及びＢは、図３に示した石炭ガス同軸バーナー５１のＸ１−Ｘ１矢視断面図である。図４Ａにおいて、石炭ガス同軸バーナー５１を石炭専焼バーナーとして機能させる場合には、ガスバーナー５１ＢへのＢＯＧ＋天然ガス６の供給が停止され、石炭バーナー５１のみに微粉炭５’が供給され、その燃料噴射口５１１から火炉３６内に微粉炭５’を噴射するようになされる。

また、図４Ｂにおいて、石炭ガス同軸バーナー５１をガス専焼バーナーとして機能させる場合には、石炭バーナー５１Ａへの微粉炭５’の供給が停止され、ガスバーナー５１ＢへのＢＯＧ＋天然ガス６が供給され、その燃料噴射口５１２から火炉３６内にＢＯＧ＋天然ガス６を噴射するようになされる。

図５は、石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００における石炭−ガス混焼制御例を示す概念図である。
図５に示す石炭−ガス混焼制御例によれば、ガスタービン発電機の点検等において、ガス専焼ボイラ１４を停止する場合に、石炭ガス混焼ボイラシステムでは、石炭ガス混焼ボイラ１３の第１段目の石炭ガス同軸バーナー５１の燃料供給系に関して、石炭供給装置＃１からＬＮＧ供給設備１１へ切換えられる。この例では、ＢＯＧ＋天然ガス使用時に、石炭供給装置＃１が停止され、石炭供給装置＃１からＬＮＧ供給設備１１へ燃料供給制御が切換えられ、図４Ｂに示したように、ガスバーナー５１ＢへのＢＯＧ＋天然ガス６が供給される。ガスバーナー５１Ｂの燃料噴射口５１２から火炉３６内にＢＯＧ＋天然ガス６を噴射するようになされる。

続いて、本発明に係る多重燃料焚きボイラ制御方法について、ガス専焼ボイラ１４の制御例、ＢＯＧ＋天然ガス６の監視例及び石炭ガス同軸バーナー５１の制御例の３つに分けて説明する。

この実施例では、石炭ガス混焼ボイラ１３でＢＯＧを含む天然ガス又は／及び石炭５を燃焼して水を加熱し蒸気１９に交換し、かつ、ガス専焼ボイラ１４でＢＯＧ＋天然ガス６を燃焼して水を加熱し蒸気１９に交換する場合を前提とする。

［ガス専焼ボイラの動作例］
図６は、ガス専焼ボイラ１４の制御例を示すフローチャートである。この例では上述の前提条件に基づいて、まず、図６に示すフローチャートのステップＡ１で、ガス専焼ボイラ１４は、稼働命令を待機する。稼働命令は、例えば、制御装置３５に接続された図示しない操作パネルを通じて発行される。制御装置３５から稼働命令が発行されると、ステップＡ２に移行して、制御装置３５は、ガス専焼ボイラ１４へのガス供給制御を実行する。

ステップＡ３でガス専焼ボイラ１４は、制御装置３５のガス供給制御を受け、低圧天然ガスを燃焼して高温燃焼ガスを発生する。このとき、ＢＯＧ＋天然ガス６は、図示しないガス供給管を介してＬＮＧ供給設備１１からガス専焼ボイラ１４へ供給される。高温燃焼ガスは、ガス専焼ボイラ１４内で、水を加熱して蒸気１９に交換する。蒸気１９は蒸気タービン発電機を駆動するようになされる。

その後、ガス専焼ボイラ１４は、ステップＡ４で制御装置３５からの停止命令があるまで、ステップＡ２に戻ってガス供給制御を受け、上述した処理を繰り返すようになされる。なお、ガス専焼ボイラ１４は、例えば、タービン発電機を定期的に点検する際に停止するようになされる。

［ＢＯＧ＋天然ガスの監視例］
図７は、制御装置３５によるＢＯＧ＋天然ガス６の監視例を示すフローチャートである。
この実施例では、ガス専焼ボイラ１４への天然ガスの供給量に応じて石炭ガス混焼ボイラ１３内の石炭ガス混焼バーナー５１への天然ガスの供給量を制御する場合を例に挙げる。

この例では上述の制御条件に基づいて、まず、図７に示すフローチャートのステップＢ１で、制御装置３５は、ＢＯＧ＋天然ガス６の監視命令を待機する。これらの監視命令は、例えば、制御装置３５に接続された図示しない操作パネルを通じて発行される。監視命令が制御装置３５に発行されると、ステップＢ２に移行して、制御装置３５は、ＢＯＧ＋天然ガス６の監視処理を実行する。

そして、ステップＢ３で制御装置３５は、ガス専焼ボイラ１４のガス消費量＝余剰ガスとなるように先に示した（１）式を計算するようになされる。制御装置３５は、計算された余剰ガスに基づいて石炭ガス混焼ボイラ１３の石炭ガス同軸バーナー５１の燃焼制御を実行する。例えば、余剰ガス＞（ＢＯＧ量＋気化器最低流量）−（低圧系需要家１５への販売量）となる場合は、石炭５及びＢＯＧ＋天然ガス６を混焼するような混焼命令フラグを立つようになされ、混焼命令フラグに基づいて石炭ガス混焼ボイラ１３へのガス供給制御を実行する。なお、余剰ガス＜（ＢＯＧ量＋気化器最低流量）−（低圧系需要家１５への販売量）となる場合は、石炭ガス同軸バーナー５１へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給を解除する解除フラグが立つようになされる。

上述の余剰ガス＜（ＢＯＧ量＋気化器最低流量）−（低圧系需要家１５への販売量）となる場合は、石炭ガス混焼ボイラ１３へのガス供給制御を停止して、石炭ガス同軸バーナー５１を石炭専焼バーナーとして機能させる。例えば、石炭バーナー５１Ａのみに微粉炭５’が供給され、その燃料噴射口５１１から火炉３６内に微粉炭５’を噴射するようになされる。制御装置３５では、ＢＯＧ＋天然ガス６の監視処理の解除命令があるまで、ステップＢ２に戻って上述したＢＯＧ＋天然ガス６の監視処理を継続するようになされる。これは、ＬＮＧタンク１で常にＢＯＧが発生するためである。

［石炭ガス同軸バーナーの制御例］
図８は、石炭ガス混焼ボイラ１３の制御例を示すフローチャートである。この実施例で、石炭ガス混焼ボイラ１３内には、石炭５の供給を受けて石炭５を燃焼する石炭専焼バーナー５２〜５４の他に、ＢＯＧ＋天然ガス６又は石炭５の供給を受けて石炭５又はＢＯＧ＋天然ガス６を燃焼する石炭ガス混焼バーナー５１が配置されている。

これを前提条件にして、まず、図８に示すフローチャートのステップＣ１で、制御装置３５は、石炭ガス混焼ボイラ１３の稼働命令を待機する。この稼働命令は、例えば、制御装置３５に接続された図示しない操作パネルを通じて発行される。石炭ガス混焼ボイラ１３の稼働命令が制御装置３５に発行されると、ステップＣ２に移行して、制御装置３５は、石炭供給処理を実行する。

例えば、ミル３１は、石炭供給系３０から石炭輸送コンベアを介して供給される石炭５を石炭粉砕制御信号Ｓ３１に基づいて粉砕し微粉炭５’にするようになされる。同様にして、ミル３２は、石炭粉砕制御信号Ｓ３２に基づいて石炭５を粉砕し微粉炭５’にし、ミル３３は、石炭粉砕制御信号Ｓ３３に基づいて石炭５を粉砕して微粉炭５’にし、ミル３４は、石炭粉砕制御信号Ｓ３４に基づいて石炭５を粉砕して微粉炭５’にするようになされる。

ステップＣ３で石炭ガス同軸バーナー５１の石炭バーナー５１Ａに微粉炭５’が供給される。このとき、ＰＡＦ４１は、石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいて石炭ガス同軸バーナー５１の石炭バーナー５１Ａに微粉炭５’を供給するようになされる。ＰＡＦ４２は、石炭供給制御信号Ｓ４２に基づいて石炭専焼バーナー５２に微粉炭５’を供給し、ＰＡＦ４３は、石炭供給制御信号Ｓ４３に基づいて石炭専焼バーナー５３に微粉炭５’を供給し、ＰＡＦ４４は、石炭供給制御信号Ｓ４４に基づいて石炭専焼バーナー５４に微粉炭５’を供給するようになされる。

これにより、石炭ガス混焼ボイラ１３は、石炭専焼ボイラとして稼働される。石炭ガス混焼ボイラ１３は、石炭５を燃焼して水９を加熱し蒸気１９に交換し、これの蒸気１９で蒸気タービン発電機を駆動したり、他社へ蒸気１９を供給するようになされる。

これらの石炭供給処理と並行して、制御装置３５は、ステップＣ４で混焼命令の監視処理を実行する。混焼命令とは、石炭５の燃焼に併せてＢＯＧ＋天然ガス６の燃焼を実行する命令をいう。例えば、図７に示したステップＢ３で、余剰ガス＞（ＢＯＧ量＋気化器最低流量）−（低圧系需要家１５への販売量）となった場合には、混焼命令フラグが立つので、制御装置３５は、石炭ガス混焼ボイラ１３へのガス供給制御を実行すべく、ステップＣ５に移行してバーナー切換処理を実行する。

例えば、図４Ａに示した石炭専焼バーナーとして機能させた石炭ガス同軸バーナー５１をガスバーナー５１Ｂの機能に切換える。このとき、ミル３１及びＰＡＦ４１は、制御装置３５からの石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいて停止される。この結果、石炭バーナー５１Ａへの微粉炭５’の供給が停止される。

その後、ステップＣ５バーナー切換処理に同調し，ステップＣ６に移行して、ガスバーナー５１ＢにＢＯＧ＋天然ガス６を供給する。例えば、ＬＮＧ供給設備１１は、制御装置３５からのガス供給制御信号Ｓ１１に基づいて石炭ガス同軸バーナー５１のガスバーナー５１ＢにＢＯＧ＋天然ガス６を供給する。このＢＯＧ＋天然ガス６の供給を受けて、ステップＣ７で石炭ガス同軸バーナー５１はガス専焼処理を実行する。このとき、ガスバーナー５１Ｂの燃料噴射口５１２から火炉３６内にはＢＯＧ＋天然ガス６が噴射され、ＢＯＧ＋天然ガス６が燃焼される。

その後、ステップＣ８に移行して、制御装置３５は、石炭ガス同軸バーナー５１へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給を解除する解除フラグを監視する。解除フラグは、余剰ガス＜（ＢＯＧ量＋気化器最低流量）−（低圧系需要家１５への販売量）となった場合に立つようになされる。この監視処理は、解除フラグが立つまで継続される。

この解除フラグが立った場合は、ステップＣ９に移行して、制御装置３５は、石炭ガス混焼ボイラ１３へのガス供給制御を停止すべく、バーナーを元の状態に切換えるようになされる。例えば、図４Ａに示したガス専焼バーナーとして機能させた石炭ガス同軸バーナー５１を石炭バーナー５１Ａの機能に切換える。このとき、ミル３１及びＰＡＦ４１は、制御装置３５からの石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいて稼働される。この結果、石炭バーナー５１Ａへの微粉炭５’が供給され、その燃料噴射口５１１から火炉３６内に微粉炭５’を噴射するようになされる。ガスバーナー５１ＢへのＢＯＧ＋天然ガス６の供給が停止される。

その後、ステップＣ１０に移行して、制御装置３５は、石炭ガス混焼ボイラ１３の稼働終了命令を監視する。この稼働終了命令は、例えば、制御装置３５に接続された図示しない操作パネルを通じて発行される。稼働終了命令が検出されない場合は、ステップＣ２及びＣ４に戻って上述した並列処理を繰り返すようになされる。稼働終了命令が検出された場合は、石炭ガス混焼ボイラ１３の制御を終了する。

このように、第１の実施例としての石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００及びそのボイラ制御方法によれば、石炭ガス混焼ボイラ１３内に、石炭５を供給する石炭専焼バーナー５２〜５４の他に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給する石炭ガス同軸バーナー５１が配置される。これを前提にして、当該システム１００では、ガス専焼ボイラ１４へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量に応じて石炭ガス混焼ボイラ１３内の石炭ガス同軸バーナー５１へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量を制御するようになされる。

この例では、ＢＯＧ＋天然ガス６の発生量及び当該ＢＯＧ＋天然ガス６の消費量が監視され、ガス専焼ボイラ１４におけるＢＯＧ＋天然ガス６の消費量がＢＯＧ＋天然ガス６の発生量以下になったとき、石炭ガス混焼ボイラ１３内の石炭ガス同軸バーナー５１に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給して燃焼するようになされる。

従って、ガス専焼ボイラ１４（燃料転換ボイラユニット）に隣接する石炭ガス混焼ボイラ１３において、ＢＯＧを焚けるようになり、ガス専焼ボイラ１４のように本体構造の改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出と、ガス専焼ボイラ１４の運用面での制約を回避できるようになる。

図９は、第２の実施例としての重油ガス混焼ボイラシステム２００の構成例を示すブロック図である。

図９に示す重油ガス混焼ボイラシステム２００は、ＬＮＧ供給設備１１、重油ガス混焼ボイラ１６及び重油供給設備２８を有して構成される。重油ガス混焼ボイラ１６は、重油又は／及びＢＯＧ＋天然ガス６を燃焼して熱を供給する火炉３６が備えられる。火炉３６には、熱交換器３９が設けられ、水９に熱を加えて蒸気１９を発生するようになされる。

火炉３６は、バーナー４段燃焼構造の場合、重油ガス同軸バーナー６１、重油専焼バーナー６２〜６４を有して構成される。第１段目には、重油ガス同軸バーナー６１が設けられる。重油ガス同軸バーナー６１は、重油専焼バーナーを改造したものであり、ガスバーナーとを組み合わせたものである。重油ガス同軸バーナー６１は、例えば、異口径の円柱状の重油バーナーと、ガスバーナーの中心軸とが同軸に位置するような同軸バーナ構造を成している（図３参照）。重油ガス同軸バーナー６１には、従来方式に比べて、新たにＬＮＧ供給設備１１からの図示しないガス供給管が布設配管され、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給するようになされる。

第２段目には、従来方式と同様にして、重油専焼バーナー６２が設けられ、第３段目には、重油専焼バーナー６３が設けられ、第４段目には、重油専焼バーナー６４が各々設けられる。最上段は、他のバーナーを設備可能となされるが、この実施例では空きとなされる。

この例で、重油ガス混焼ボイラ１６がバーナー４段燃焼構造の場合に、重油供給設備２８には、重油供給系４０、重油供給機（以下単にポンプという）４５〜４８、制御装置６５を有して構成される。
重油供給系４０は、図示しない重油タンク及び油送管を有して構成される。重油供給系４０には油送管を介してポンプ４５〜４８が接続される。ポンプ４５の下流側には、重油ガス同軸バーナー６１が接続される。ポンプ４５は、重油供給系４０から油送管を介して供給される重油７を油送制御信号Ｓ４５に基づいて重油ガス同軸バーナー６１に供給するようになされる。ポンプ４５は、ＢＯＧ使用時、油送制御信号Ｓ４５に基づいて停止される。重油７は、液体燃料の一例である。液体燃料には重油７の他に軽油や、原油が使用される。燃焼単価は、石炭＜ＬＮＧ＜重油である。

また、ポンプ４６の下流側には、重油専焼バーナー６２が接続される。ポンプ４６は、同様にして供給される重油７を油送制御信号Ｓ４６に基づいて重油専焼バーナー６２に供給するようになされる。ポンプ４７の下流側には、重油専焼バーナー６３が接続される。ポンプ４７は、同様にして供給される重油７を油送制御信号Ｓ４７に基づいて重油専焼バーナー６３に供給するようになされる。ポンプ４８の下流側には、重油専焼バーナー６４が接続される。ポンプ４８は、同様にして供給される重油７を油送制御信号Ｓ４８に基づいて重油専焼バーナー６４に供給するようになされる。

油送制御信号Ｓ４５〜Ｓ４８は、制御装置６５から各々のポンプ４５〜４８へ供給される。制御装置６５から重油供給系４０には、重油制御信号Ｓ４０が供給される。例えば、重油供給系４０では、重油制御信号Ｓ４０に基づいて重油供給系４０で管理する重油７の消費量及び残量を計測して、制御装置６５に重油７の消費量及び残量を通知するようになされる。

この例でポンプ４５〜４８及びＬＮＧ供給設備（ＬＮＧ供給系統及びＢＯＧ供給系統）１１の図示しない端末装置には、制御装置６５が接続される。制御装置６５は、重油−ガスを併用して、燃焼効率を向上するようになされる。例えば、制御装置６５は、ＢＯＧ＋天然ガス６の発生量及び当該ＢＯＧ＋天然ガス６の消費量を監視し、ガス専焼ボイラ１４におけるＢＯＧ＋天然ガス６の消費量がＢＯＧ＋天然ガス６の発生量以下になったとき、重油ガス混焼ボイラ１６内の重油ガス同軸バーナー６１に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給するように制御する。

このように、第２の実施例としての重油ガス混焼焚きボイラシステム２００及びそのボイラ制御方法によれば、重油ガス混焼ボイラ１６内に、重油７を供給する重油専焼バーナー６２〜６４の他に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給する重油ガス同軸バーナー６１が配置される。これを前提にして、当該システム２００では、ガス専焼ボイラ１４へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量に応じて重油ガス混焼ボイラ１６内の重油ガス同軸バーナー６１へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量を制御するようになされる。

この例では、ＢＯＧ＋天然ガス６の発生量及び当該ＢＯＧ＋天然ガス６の消費量が監視され、ガス専焼ボイラ１４におけるＢＯＧ＋天然ガス６の消費量がＢＯＧ＋天然ガス６の発生量以下になったとき、重油ガス混焼ボイラ１６内の重油ガス同軸バーナー６１に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給して燃焼するようになされる。

従って、ガス専焼ボイラ１４（燃料転換ボイラユニット）に隣接する重油ガス混焼ボイラ１６において、ＢＯＧを焚けるようになり、ガス専焼ボイラ１４のように本体構造の改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出と、ガス専焼ボイラ１４の運用面での制約を回避できるようになる。

また、ガス専焼ボイラ１４及び重油ガス混焼ボイラ１６の排煙系統には、脱硝装置や、電気集塵装置、湿式排煙脱硫装置等が備えられる。脱硝装置では、各々のボイラ燃焼ガスにアンモニアを加えてＮＯｘを無害なＮ₂と水に分解するようになされる。電気集塵装置では、燃焼ガス中の灰や、すす等の煤塵を取り除くようになされる。湿式排煙脱硫装置では、燃焼ガス中の硫黄酸化物を石灰石溶液と反応させ、石こうとして取り除くようになされる。

図１０は、第３の実施例としての重油石炭ガス混焼焚きボイラシステム３００の構成例を示すブロック図である。
図１０に示す重油石炭ガス混焼焚きボイラシステム３００は、ＬＮＧ供給設備１１、重油石炭ガス混焼ボイラ１７及びその重油石炭供給設備３８を有して構成される。重油石炭ガス混焼ボイラ１７は、重油、石炭又は／及びＢＯＧ＋天然ガス６を燃焼して熱を供給する火炉３６が備えられる。火炉３６には、熱交換器３９が設けられ、水９に熱を加えて蒸気１９を発生するようになされる。

火炉３６は、バーナー５段燃焼構造の場合、石炭ガス同軸バーナー５１、石炭専焼バーナー５２〜５４及び重油ガス同軸バーナー６１を有して構成される。第１及び第２の実施例で空きであった最上段には、重油ガス同軸バーナー６１が設けられる。重油ガス同軸バーナー６１は、重油専焼バーナーを改造したものであり、ガスバーナーとを組み合わせたものである。重油ガス同軸バーナー６１は、例えば、異口径の円柱状の重油バーナーと、ガスバーナーの中心軸とが同軸に位置するような同軸バーナ構造を成している（図３参照）。重油ガス同軸バーナー６１には、ＬＮＧ供給設備１１から、図示しないガス供給管が布設配管され、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給するようになされる。

第１段目には、第１の実施例と同様にして石炭ガス同軸バーナー５１が設けられる。石炭ガス同軸バーナー５１は、石炭専焼バーナーを改造したものであり、ガス専焼バーナーとを組み合わせたものである。石炭ガス同軸バーナー５１は、例えば、異口径の円柱状の石炭バーナーと、ガスバーナーの中心軸とが同軸に位置するような同軸バーナ構造を成している（図３参照）。石炭ガス同軸バーナー５１には、ＬＮＧ供給設備１１から、図示しないガス供給管が布設配管され、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給するようになされる。第２段目には、石炭専焼バーナー５２が設けられ、第３段目には、石炭専焼バーナー５３が設けられ、第４段目には、石炭専焼バーナー５４が各々設けられる。

この例で、重油石炭ガス混焼ボイラ１７がバーナー５段燃焼構造の場合に、重油石炭供給設備３８には、石炭供給系３０、重油供給系４０、ポンプ４５、制御装置７５を有して構成される。石炭供給系３０には第１の実施例と同様な設備が使用され、重油供給系４０及びポンプ４５については、第２の実施例と同様な設備が使用されるので、その説明は省略する。

この例で、ＬＮＧ供給設備１１、石炭供給系３０及び重油供給系４０の図示しない各々の端末装置及びミル３１〜３４、ＰＡＦ４１〜４４には、制御装置７５が接続される。制御装置７５は、重油−石炭−ガスを併用して、燃焼効率を向上するようになされる。例えば、制御装置７５は、ＢＯＧ＋天然ガス６の発生量及び当該ＢＯＧ＋天然ガス６の消費量を監視し、ガス専焼ボイラ１４におけるＢＯＧ＋天然ガス６の消費量がＢＯＧ＋天然ガス６の発生量以下になったとき、重油石炭ガス混焼ボイラ１７内の石炭ガス同軸バーナー５１に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給すると共に、重油石炭ガス同軸バーナー６１に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給するように制御する。

［ＢＯＧの助燃運用方法］
制御装置７５は、ガス供給制御信号Ｓ１１に基づいてＬＮＧ供給設備１１を制御する。例えば、ガス専焼ボイラ１４の停止時にＬＮＧタンク１で発生した余剰ガスを重油石炭ガス混焼ボイラ１７で燃焼するようになされる。制御装置７５は、ガス混焼ボイラ１４の消費量＝余剰ガスとなるように第１の実施例と同様にして（１）式を計算するようになされる。

制御装置７５は、計算された余剰ガスに基づいて重油石炭ガス混焼ボイラ１７の石炭ガス同軸バーナー５１及び重油ガス同軸バーナー６１の燃焼制御を実行する。例えば、ＢＯＧ＋天然ガス使用時、ガス供給制御信号Ｓ１１に基づいてＬＮＧ供給設備１１から、石炭ガス同軸バーナー５１及び重油ガス同軸バーナー６１の各々にＢＯＧ＋天然ガス６を供給する。ミル３１及びＰＡＦ４１及び石炭供給制御信号Ｓ４１に基づいて停止され、重油ガス同軸バーナー６１の重油バーナーは油送制御信号Ｓ４５に基づいて停止される。

このように、第３の実施例としての重油石炭ガス混焼焚きボイラシステム３００及びそのボイラ制御方法によれば、重油石炭ガス混焼ボイラ１７内に、石炭５又はＢＯＧ＋天然ガス６を供給する石炭ガス同軸バーナー５１、石炭５を供給する石炭専焼バーナー５２〜５４、重油７又はＢＯＧ＋天然ガス６を供給する重油ガス同軸バーナー６１が配置される。これを前提にして、当該システム３００では、ガス専焼ボイラ１４へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量に応じて重油石炭ガス混焼ボイラ１７内の石炭ガス同軸バーナー５１及び重油ガス同軸バーナー６１へのＢＯＧ＋天然ガス６の供給量を制御するようになされる。

この例では、ＢＯＧ＋天然ガス６の発生量及び当該ＢＯＧ＋天然ガス６の消費量が監視され、ガス専焼ボイラ１４におけるＢＯＧ＋天然ガス６の消費量がＢＯＧ＋天然ガス６の発生量以下になったとき、重油石炭ガス混焼ボイラ１７内の石炭ガス同軸バーナー５１及び重油ガス同軸バーナー６１に、ＢＯＧ＋天然ガス６を供給して燃焼するようになされる。

従って、ガス専焼ボイラ１４（燃料転換ボイラユニット）に隣接する石炭重油ガス混焼ボイラ１７において、ＢＯＧを焚けるようになり、ガス専焼ボイラ１４のように本体構造の改造を必要とせずに、少ない設備投資でＢＯＧ大量の大気放出と、ガス専焼ボイラ１４の運用面での制約を回避できるようになる。

また、ガス専焼ボイラ１４及び重油石炭ガス混焼ボイラ１７の排煙系統には、脱硝装置や、電気集塵装置、湿式排煙脱硫装置等が備えられる。脱硝装置では、各々のボイラ燃焼ガスにアンモニアを加えてＮＯｘを無害なＮ₂と水に分解するようになされる。電気集塵装置では、燃焼ガス中の灰や、すす等の煤塵を取り除くようになされる。湿式排煙脱硫装置では、燃焼ガス中の硫黄酸化物を石灰石溶液と反応させ、石こうとして取り除くようになされる。

この発明は、原油や重油、軽油、石炭等の燃料焚き火力発電所のボイラユニットをガス焚きに転換する場合に適用して極めて好適である。

本発明に係る第１の実施例としての石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００の構成例を示す図である。 石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００における石炭ガス混焼ボイラ１３のバーナー配置例を示す概念図である。 石炭ガス同軸バーナー５１の構成例を示す正面図である。 （Ａ）及び（Ｂ）は、図３に示した石炭ガス同軸バーナー５１の機能例を示すＸ１−Ｘ１矢視断面図である。 石炭ガス混焼焚きボイラシステム１００における石炭−ガス混焼制御例を示す概念図である。 ガス専焼ボイラ１４の制御例を示すフローチャートである。 制御装置３５によるＢＯＧ＋天然ガスの監視例を示すフローチャートである。 石炭ガス混焼ボイラ１３の制御例を示すフローチャートである。 第２の実施例としての重油ガス混焼ボイラシステム２００の構成例を示すブロック図である。 第３の実施例としての重油石炭ガス混焼焚きボイラシステム３００の構成例を示すブロック図である。 従来例に係るガス−石炭混在焚きボイラシステム１０における石炭−ガス混焼制御例を示す概念図である。

符号の説明

１・・・ＬＮＧタンク、２・・・ポンプ、３・・・気化器、４・・・圧縮機、５・・・石炭、５’・・・微粉炭、６・・・ＢＯＧ＋天然ガス、７・・・重油、１１・・・ＬＮＧ供給設備、１２・・・ＬＮＧ保護設備、１３・・・石炭ガス混焼ボイラ（多重燃料焚きボイラ装置）、１４・・・ガス専焼ボイラ、１６・・・重油ガス混焼ボイラ（多重燃料焚きボイラ装置）、１７・・・重油石炭ガス混焼ボイラ、１８・・・石炭供給設備、２８・・・重油供給設備、３０・・・石炭供給系、３５，６５，７５・・・制御装置、３６・・・火炉（燃焼室）、３８・・・重油石炭供給設備、３９・・・熱交換器、４０・・・重油供給系、５１・・・石炭ガス同軸バーナー、５２〜５４・・・石炭専焼バーナー、６１・・・重油ガス同軸バーナー、６２〜６４・・・重油専焼バーナー、１００・・・石炭ガス混焼焚きボイラシステム（多重燃料焚きボイラシステム）、２００・・・重油ガス混焼焚きボイラシステム（多重燃料焚きボイラシステム）、 ３００・・・重油石炭ガス混焼焚きボイラシステム（多重燃料焚きボイラシステム）

Claims (17)

1. 液体燃料又は／及び固体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換する第１のボイラユニットと、気体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換する第２のボイラユニットとを備え、
   前記第１のボイラユニット内に、液体燃料又は／及び固体燃料を供給する第１の燃料供給口の他に、前記気体燃料を供給する第２の燃料供給口を配置し、前記第２のボイラユニットへの気体燃料の供給量に応じて前記第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口への気体燃料の供給量を制御することを特徴とする多重燃料焚きボイラシステム。
2. 前記気体燃料は、
   ＬＮＧ基地内で発生するボイルオフガス及び液化天然ガスを気化した天然ガスであり、
   前記液体燃料は、原油、重油又は軽油であり、
   前記固体燃料は、石炭であることを特徴とする請求項１に記載の多重燃料焚きボイラシステム。
3. 前記ボイルオフガスを含む天然ガスの発生量及び当該天然ガスの消費量を監視し、
   前記第２のボイラユニットにおける天然ガスの消費量がボイルオフガスを含む天然ガスの発生量以下になったとき、
   前記第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口に、前記ボイルオフガスを含む天然ガスを供給するように制御する制御装置を備えることを特徴とする請求項２に記載の多重燃料焚きボイラシステム。
4. 前記第１の燃料供給口が前記第１のボイラシステムの燃焼室内に多数段設けられ、
   前記燃焼室内に設けられた前記第１の燃料供給口の一つと前記第２の燃料供給口とが同軸バーナ構造を成していることを特徴とする請求項３に記載の多重燃料焚きボイラシステム。
5. 燃料を燃焼して熱を発生する燃焼室と、
   前記燃焼室で発生された熱を所定の液体に加えて蒸気体に交換する熱交換器とを備え、
   前記燃焼室は、
   固体燃料を供給する第１の燃料供給口と、
   気体燃料を供給する第２の燃料供給口とを有することを特徴とする多重燃料焚きボイラ装置。
6. 前記第１の燃料供給口が前記燃焼室内に多数段設けられ、
   前記燃焼室内に設けられた前記第１の燃料供給口の一つと前記第２の燃料供給口とが同軸バーナ構造を有していることを特徴とする請求項５に記載の多重燃料焚きボイラ装置。
7. 前記気体燃料は、
   ＬＮＧ基地内で発生するボイルオフガス及び液化天然ガスを気化したガスであり、
   前記固体燃料は、石炭であることを特徴とする請求項５に記載の多重燃料焚きボイラ装置。
8. 燃料を燃焼して熱を供給する燃焼室と、
   前記燃焼室から供給される熱を所定の液体に加えて蒸気体に交換する熱交換器とを備え、
   前記燃焼室は、
   液体燃料を供給する第１の燃料供給口と、
   気体燃料を供給する第２の燃料供給口とを有することを特徴とする多重燃料焚きボイラ装置。
9. 前記第１の燃料供給口が前記燃焼室内に多数段設けられ、
   前記燃焼室内に設けられた前記第１の燃料供給口の一つと前記第２の燃料供給口とが同軸バーナ構造を有していることを特徴とする請求項８に記載の多重燃料焚きボイラ装置。
10. 前記気体燃料は、
    ＬＮＧ基地内で発生するボイルオフガス及び液化天然ガスを気化したガスであり、
    前記液体燃料は、原油、重油又は軽油であることを特徴とする請求項８に記載の多重燃料焚きボイラ装置。
11. 燃料を燃焼して熱を供給する燃焼室と、
    前記燃焼室から供給される熱を所定の液体に加えて蒸気体に交換する熱交換器とを備え、
    前記燃焼室は、
    液体燃料を供給する第１の燃料供給口と、
    気体燃料を供給する第２の燃料供給口と、
    固体燃料を供給する第３の燃料供給口とを有することを特徴とする多重燃料焚きボイラ装置。
12. 前記第１の燃料供給口が前記燃焼室内に多数段設けられ、
    前記燃焼室内に設けられた前記第１の燃料供給口の一つと前記第２の燃料供給口とが同軸バーナ構造を成していることを特徴とする請求項１１に記載の多重燃料焚きボイラ装置。
13. 前記気体燃料は、
    ＬＮＧ基地内で発生するボイルオフガス及び液化天然ガスを気化したガスであり、
    前記液体燃料は、原油、重油又は軽油であり、
    前記固体燃料は、石炭であることを特徴とする請求項１１に記載の多重燃料焚きボイラ装置。
14. 第１のボイラユニットで液体燃料又は／及び固体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換し、かつ、第２のボイラユニットで気体燃料を燃焼して所定の液体を加熱し蒸気体に交換する多重燃料焚熱交換方法において、
    前記第１のボイラユニット内に、液体燃料又は／及び固体燃料を供給する第１の燃料供給口の他に、前記気体燃料を供給する第２の燃料供給口を配置する工程と、
    前記第２のボイラユニットへの気体燃料の供給量に応じて前記第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口への気体燃料の供給量を制御する工程とを有することを特徴とするボイラ制御方法。
15. 前記気体燃料は、
    ＬＮＧ基地内で発生するボイルオフガス及び液化天然ガスを気化した天然ガスであり、
    前記液体燃料は、原油、重油又は軽油であり、
    前記固体燃料は、石炭であることを特徴とする請求項１４に記載のボイラ制御方法。
16. 前記ボイルオフガスを含む天然ガスの発生量及び当該天然ガスの消費量を監視する工程と、
    前記第２のボイラユニットにおける天然ガスの消費量がボイルオフガスを含む天然ガスの発生量以下になったとき、前記第１のボイラユニット内の第２の燃料供給口に、前記ボイルオフガスを含む天然ガスを供給して燃焼する工程を有することを特徴とする請求項１４に記載のボイラ制御方法。
17. 前記第１の燃料供給口が前記第１のボイラシステムの燃焼室内に多数段設けられる場合であって、
    前記燃焼室内に設けられた前記第１の燃料供給口の一つと前記第２の燃料供給口とを同軸位置に配設する工程を有することを特徴とする請求項１４に記載のボイラ制御方法。
    

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