特許 6125224 発電システム及び発電システムの運転方法

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】6125224

(24)【登録日】2017年4月14日

(45)【発行日】2017年5月10日

(54)【発明の名称】発電システム及び発電システムの運転方法

(51)【国際特許分類】

   H01M 8/04 20160101AFI20170424BHJP

   H01M 8/00 20160101ALI20170424BHJP

   H01M 8/06 20160101ALI20170424BHJP

   F02C 6/00 20060101ALI20170424BHJP

   H01M 8/12 20160101ALN20170424BHJP

【ＦＩ】

   H01M8/04 J

   H01M8/00 Z

   H01M8/06 W

   H01M8/04 Z

   F02C6/00 E

   !H01M8/12

【請求項の数】7

【全頁数】21

(21)【出願番号】特願2012-281663(P2012-281663)

(22)【出願日】2012年12月25日

(65)【公開番号】特開2014-127278(P2014-127278A)

(43)【公開日】2014年7月7日

【審査請求日】2015年11月18日

【国等の委託研究の成果に係る記載事項】（出願人による申告）平成２４年度、独立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構、「固体酸化物形燃料電池を用いた事業用発電システム要素技術開発」共同研究、産業技術力強化法第１９条の適用を受ける特許出願

(73)【特許権者】

【識別番号】514030104

【氏名又は名称】三菱日立パワーシステムズ株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】100089118

【弁理士】

【氏名又は名称】酒井 宏明

(74)【代理人】

【識別番号】100118762

【弁理士】

【氏名又は名称】高村 順

(72)【発明者】

【氏名】大澤 弘行

【審査官】 笹岡 友陽

(56)【参考文献】

【文献】 特開平１１−２９７３３６（ＪＰ，Ａ）

【文献】 米国特許出願公開第２００６／０１２７７１７（ＵＳ，Ａ１）

【文献】 特開昭５１−１４１９１３（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特表２０１０−５１０６４２（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開２０００−１８２６４６（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】（Int.Cl.，ＤＢ名）

Ｈ０１Ｍ ８／００− ８／２４

Ｆ０２Ｃ ６／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

燃料電池と、
前記燃料電池から排酸化性ガスが排出される排酸化性ガスラインと、
排酸化性ガスラインを通過する排酸化性ガスを燃料ガスとともに燃焼させる燃焼器を備えるガスタービンと、
前記燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度または前記排酸化性ガスラインを通過する排酸化性ガスの温度を検出する温度検出部と、
前記排酸化性ガスラインに流体を供給する流体供給部と、
前記温度検出部の検出結果に基づいて、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を制御する制御部と、
前記ガスタービンの回転軸と共に回転し、発電する発電機と、
を有し、
前記流体供給部は、前記流体として水を貯蔵する流体貯蔵部と、前記排酸化性ガスラインと前記流体貯蔵部とを接続する流体供給ラインと、を有し、前記流体供給ラインで前記流体貯蔵部に貯蔵された流体を前記排酸化性ガスラインに供給し、
前記制御部は、前記発電機への要求出力の増加量が上限値を超えた場合、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を増加させることを特徴とする発電システム。

【請求項2】

前記流体供給部は、前記排酸化性ガスラインに前記流体を供給するノズルを複数備えることを特徴とする請求項１に記載の発電システム。

【請求項3】

前記燃焼器から排出される排ガスの窒素酸化物濃度を検出するＮＯｘ濃度検出部をさらに有し、
前記制御部は、前記ＮＯｘ濃度検出部で検出した窒素酸化物濃度が制御目標濃度を超えた場合、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を増加させることを特徴とする請求項１または２に記載の発電システム。

【請求項4】

前記流体供給部は、前記流体供給ラインに設けられた流体制御弁と、
前記流体供給ラインに設けられて前記流体貯蔵部から前記排酸化性ガスラインに流体を送り出す流体圧送機と、
を備え、
前記制御部は、前記温度検出部により検出された温度に基づいて、前記流体制御弁の開閉と前記流体圧送機の駆動を制御することを特徴とする請求項１から３のいずれか一項に記載の発電システム。

【請求項5】

前記燃料電池から排出される排酸化性ガスまたは排燃料ガスに含まれる水を抜き出して回収する水回収部を備え、当該水回収部で回収される水が前記流体貯蔵部に前記流体として貯蔵されることを特徴とする請求項４に記載の発電システム。

【請求項6】

燃料電池と、
前記燃料電池から排酸化性ガスが排出される排酸化性ガスラインと、
排酸化性ガスラインを通過する排酸化性ガスを燃料ガスとともに燃焼させる燃焼器を備えるガスタービンと、
前記燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度または前記排酸化性ガスラインを通過する排酸化性ガスの温度を検出する温度検出部と、
前記排酸化性ガスラインに流体を供給する流体供給部と、
前記温度検出部の検出結果に基づいて、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を制御する制御部と、
前記ガスタービンの回転軸と共に回転し、発電する発電機と、
を有し、
前記流体供給部は、前記流体として水を貯蔵する流体貯蔵部と、前記排酸化性ガスラインと前記流体貯蔵部とを接続する流体供給ラインと、を有し、前記流体供給ラインで前記流体貯蔵部に貯蔵された流体を前記排酸化性ガスラインに供給し、
前記燃料電池から排出される排酸化性ガスまたは排燃料ガスに含まれる水を抜き出して回収する水回収部を備え、当該水回収部で回収される水が前記流体貯蔵部に前記流体として貯蔵されることを特徴とする発電システム。

【請求項7】

燃料電池と、
前記燃料電池から排酸化性ガスが排出される排酸化性ガスラインと、
排酸化性ガスラインを通過する排酸化性ガスを燃料ガスとともに燃焼させる燃焼器を備えるガスタービンと、前記排酸化性ガスラインに流体を供給する流体供給部と、前記ガスタービンの回転軸と共に回転し、発電する発電機と、を有し、前記流体供給部は、前記流体として水を貯蔵する流体貯蔵部と、前記排酸化性ガスラインと前記流体貯蔵部とを接続する流体供給ラインと、を有し、前記流体供給ラインで前記流体貯蔵部に貯蔵された流体を前記排酸化性ガスラインに供給する発電システムであって、
燃料電池から排出される排酸化性ガスを排酸化性ガスラインで送る工程と、
前記燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度を検出する工程と、
検出した前記排酸化性ガスの温度に基づいて、流体の供給量を決定し、決定した供給量の流体を排酸化性ガスラインに供給する工程と、
を有し、
前記排酸化性ガスラインに供給する工程は、前記発電機への要求出力の増加量が上限値を超えた場合、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を増加させることを特徴とする発電システムの運転方法。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、燃料電池とガスタービンと蒸気タービンを組み合わせた発電システム及び発電システムの運転方法に関する。

【背景技術】

【0002】

燃料電池としての固体酸化物形燃料電池（Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ：以下ＳＯＦＣ）は、用途の広い高効率な燃料電池として知られている。このＳＯＦＣは、イオン導電率を高めるために作動温度が高くされているので、ガスタービンの圧縮機から吐出された空気を空気極側に供給する空気（酸化剤）として使用することができる。また、ＳＯＦＣは、利用できなかった高温の燃料及び排熱をガスタービンの燃焼器において燃料及び酸化性ガスとして使用することができる。また、ＳＯＦＣの他に作動温度が高い燃料電池として溶融炭酸塩形燃料電池が知られており、ＳＯＦＣと同様にガスタービンとの連携による排熱利用が検討されている。

【0003】

このため、例えば、下記特許文献１及び特許文献２に記載されるように、高効率発電を達成することができる発電システムとして、ＳＯＦＣとガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたものが各種提案されている。この特許文献１及び特許文献２に記載されたコンバインドシステムは、ＳＯＦＣと、このＳＯＦＣから排出された排燃料ガスと排出空気とを燃焼するガスタービン燃焼器と、空気を圧縮してＳＯＦＣに供給する圧縮機を有するガスタービンとを設けたものである。

【0004】

また、特許文献１及び特許文献２に記載されたコンバインドシステムは、熱交換器を用いて、ＳＯＦＣから排出される排空気とＳＯＦＣに供給する空気や蒸気タービンに供給する蒸気との間で熱交換を行うことで、排空気を減温することが記載されている。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0005】

【特許文献1】特開平１１−２９７３３６号公報

【特許文献2】特開２００４−１３４２６２号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0006】

上述した従来の発電システムにおいて、ＳＯＦＣから排出される排気（排空気または排燃料ガス）は高温であり、定格運転時では、例えば排空気は５５０〜６５０℃に達する。このため、高圧の排空気をガスタービン燃焼器に送るための排空気ライン（配管）は、高圧の排空気の温度に耐え得る配管材料や配管厚さに設計することが必要となり、想定圧力及び温度に耐え得る配管材料が非常に高価であったり、この配管材料で非常に厚い配管厚さにしたりすることになり、製造コストが嵩む問題がある。

【0007】

これに対して、特許文献１及び特許文献２では、熱交換により排空気（排酸化性ガス）を減温することで、排空気（排酸化性ガス）ラインを流れる空気を低温にしているが、排空気（排酸化性ガス）の熱を有効に活用するために改善の余地がある。なお、ＳＯＦＣ以外の燃料電池を用いた場合も同様の課題が生じる。

【0008】

本発明は、上述した課題を解決するものであり、高圧及び高温の排空気（排酸化性ガス）を送る排空気ライン（排酸化性ガスライン、配管）を保護することができ、かつ、排空気（排酸化性ガス）の熱を有効に活用することができる発電システム及び発電システムの運転方法を提供することを目的とする。

【課題を解決するための手段】

【0009】

上記の目的を達成するための本発明の発電システムは、燃料電池と、前記燃料電池から排酸化性ガスが排出される排酸化性ガスラインと、排酸化性ガスラインを通過する排酸化性ガスを燃料ガスとともに燃焼させる燃焼器を備えるガスタービンと、前記燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度または前記排酸化性ガスラインを通過する排酸化性ガスの温度を検出する温度検出部と、前記排酸化性ガスラインに流体を供給する流体供給部と、前記温度検出部の検出結果に基づいて、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を制御する制御部と、を有することを特徴とする。

【0010】

従って、排酸化性ガスの温度に基づいて、流体の供給量を制御しつつ、排酸化性ガスラインに流体を供給することで、その蒸発潜熱により燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度を効果的に減温することができ、排酸化性ガスを所定の温度範囲とし、排酸化性ガスを送る排酸化性ガスラインを保護することができる。また、液体の状態にて供給することにより、排空気ラインの運転圧力に対し供給するための動力の低減が図れるとともに、排酸化性ガスラインに流体を供給し、供給した流体を蒸発させることで、排酸化性ガスの流量を増加させることができ、ガスタービンで発電量を向上させることができる。これにより、排空気（排酸化性ガス）を送る排酸化性ガスライン（配管）を保護することができ、かつ、排酸化性ガスの熱を有効に活用することができる。

【0011】

本発明の発電システムでは、前記流体供給部は、前記排酸化性ガスラインに前記流体を供給するノズルを複数備えることを特徴とする。

【0012】

従って、複数のノズルから流体を供給することで、排酸化性ガスラインに分散して流体を供給することができ、排酸化性ガスライン内での温度をより均一化することができ、供給した流体をより確実に蒸発させることができる。

【0013】

本発明の発電システムでは、前記燃焼器から排出される排ガスの窒素酸化物濃度を検出するＮＯｘ濃度検出部をさらに有し、前記制御部は、前記ＮＯｘ濃度検出部で検出した窒素酸化物濃度が制御目標濃度を超えた場合、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を増加させることを特徴戸する。

【0014】

従って、流体の流量の増加により、排酸化性ガス温度が低下し、ガスタービン燃焼器での燃焼温度を低下させることが可能となるため、排ガス中の窒素酸化物濃度（ＮＯｘ濃度）の増加を抑制することができる。例えば、排ガス中の窒素酸化物濃度が上昇した場合に流体の供給量を増加させることで、燃焼器で発生する窒素酸化物を低減することができ、排ガス中の窒素酸化物濃度を低減することができる。

【0015】

本発明の発電システムでは、前記ガスタービンの回転軸と共に回転し、発電する発電機をさらに有し、前記制御部は、前記発電機への要求出力の増加量が上限値を超えた場合、前記流体供給部から前記排酸化性ガスラインに供給する流体の量を増加させることを特徴とする。

【0016】

従って、供給する流体の量をガスタービン燃焼器出口のガス温度を著しく低下させない範囲で増加させることで、ガスタービンに供給する排酸化性ガスの流量を増加させることができるとともに、ガスタービン燃焼器に供給される排酸化性ガスの温度が低下することに伴い、燃焼器およびガスタービンの耐熱温度の制約範囲内でガスタービンに供給する燃料流量も増加させることが可能となるため、ガスタービンのタービンを回転させる動力をより大きくすることができ、発電機の発電量を増加させることができる。これにより、発電システムで要求出力が増加した場合に対応することができる。

【0017】

本発明の発電システムでは、前記流体供給部は、前記流体を貯蔵する流体貯蔵部と、前記排酸化性ガスラインと前記流体貯蔵部とを接続する流体供給ラインと、前記流体供給ラインに設けられた流体制御弁と、前記流体供給ラインに設けられて前記流体貯蔵部から前記排酸化性ガスラインに流体を送り出す流体圧送機と、を備え、前記制御部は、前記温度検出部により検出された温度に基づいて、前記流体制御弁の開閉と前記流体圧送機の駆動を制御するを特徴とする。

【0018】

従って、流体制御弁の開閉と、流体圧送機の駆動を制御し、排酸化性ガスラインに流体を供給することで、排酸化性ガスを所定の温度以下に減温することができ、かつ、排酸化性ガスの流量を増加させることができる。

【0019】

本発明の発電システムでは、前記流体貯蔵部に流体として水が貯蔵されることを特徴とする。

【0020】

従って、燃料電池の運転状態に変化があり、そのときに燃料電池から排出される排気の温度が運転上の目標とする温度もしくは設備の設計上の上限温度を超える場合、流体として水を排気ラインに供給する。このため、水は高温の排気により蒸発するため、その蒸発潜熱により温度を下げることができる。

【0021】

本発明の発電システムでは、前記燃料電池から排出される排酸化性ガスまたは排燃料ガスに含まれる水を抜き出して回収する水回収部を備え、当該水回収部で回収される水が前記流体貯蔵部に前記流体として水が貯蔵されることを特徴とする。つまり、本発明の発電システムでは、システム内に凝縮する水を抜き出して回収する水回収部を備え、当該水回収部で回収される水が前記流体貯蔵部に流体として貯蔵されることも出来るが、流体を外部から供給することも出来る。

【0022】

従って、水回収部を備える場合は、システム内に凝縮する水を抜き出し、この水を流体貯蔵部に貯蔵することで、システム内で凝縮する水を流体として有効利用することができる。

【0023】

また、本発明の発電システムの運転方法は、燃料電池から排出される排酸化性ガスを排酸化性ガスラインで送る工程と、前記燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度を検出する工程と、検出した前記排酸化性ガスの温度に基づいて、流体の供給量を決定し、決定した供給量の流体を排酸化性ガスラインに供給する工程と、を有することを特徴とする。

【0024】

従って、排酸化性ガスの温度に基づいて、流体の供給量を制御しつつ、排酸化性ガスラインに流体を供給することで、燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度を減温することができ、排酸化性ガスを所定の温度範囲とすることができ、排酸化性ガスを送る排酸化性ガスラインを保護することができる。また、排酸化性ガスラインに流体を供給し、供給した流体を蒸発させることで、排酸化性ガスの流量を増加させることができ、ガスタービンで発電量を向上させることができる。これにより、排空気（排酸化性ガス）を送る排酸化性ガスライン（配管）を保護することができ、かつ、排酸化性ガスの顕熱を有効に活用することができる。

【発明の効果】

【0025】

本発明の発電システム及び発電システムの運転方法によれば、排酸化性ガスの温度に基づいて、流体の供給量を制御しつつ、排酸化性ガスラインに流体を供給することで、燃料電池から排出される排酸化性ガスの温度を減温することができ、排酸化性ガスを所定の温度範囲とすることができ、排酸化性ガスを送る排酸化性ガスラインを保護することができる。また、排酸化性ガスラインに流体を供給し、供給した流体を蒸発させるこことで、排酸化性ガスの流量を増加させることができ、ガスタービンで発電量を向上させることができる。これにより、排空気（排酸化性ガス）を送る排酸化性ガスライン（配管）を保護することのでき、かつ、排酸化性ガスの顕熱を有効に活用することができる。

【図面の簡単な説明】

【0026】

【図1】図１は、本実施例の発電システムを表す概略構成図である。

【図2】図２は、本実施例に係る発電システムにおける流体供給部の一部を示す構成図である。

【図3】図３は、本実施例に係る発電システムにおける流体供給部の一部を示す構成図である。

【図4】図４は、本実施例に係る発電システムにおける流体供給部の他の例の一部を示す構成図である。

【図5】図５は、本実施例の発電システムの動作の一例を示すフローチャートである。

【図6】図６は、本実施例の発電システムの動作の一例を示すフローチャートである。

【図7】図７は、本実施例の発電システムの動作の一例を示すフローチャートである。

【図8】図８は、本実施例の発電システムにおける流体供給部の一部を示す構成図である。

【発明を実施するための形態】

【0027】

以下に添付図面を参照して、本発明に係る発電システム及び発電システムの運転方法の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。

【実施例】

【0028】

本実施例の発電システムは、固体酸化物形燃料電池（以下、ＳＯＦＣと称する。）とガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたトリプルコンバインドサイクル（Ｔｒｉｐｌｅ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ：登録商標）である。このトリプルコンバインドサイクルは、ガスタービンコンバインドサイクル発電（ＧＴＣＣ）の上流側にＳＯＦＣを設置することにより、ＳＯＦＣ、ガスタービン、蒸気タービンの３段階で発電することができるため、極めて高い発電効率を実現することができる。なお、以下の説明では、本発明の燃料電池として固体酸化物形燃料電池を適用して説明するが、この形式の燃料電池に限定されるものではない。

【0029】

図１は、本実施例の発電システムを表す概略構成図である。図２は、本実施例に係る発電システムにおける流体供給部の一部を示す構成図である。図３は、本実施例に係る発電システムにおける流体供給部の一部を示す構成図である。

【0030】

本実施例において、図１に示すように、発電システム１０は、ガスタービン１１及び発電機１２と、ＳＯＦＣ１３と、蒸気タービン１４及び発電機１５とを有している。この発電システム１０は、ガスタービン１１による発電と、ＳＯＦＣ１３による発電と、蒸気タービン１４による発電とを組み合わせることで、高い発電効率を得るように構成したものである。

【0031】

ガスタービン１１は、圧縮機２１、燃焼器２２、タービン２３を有しており、圧縮機２１とタービン２３は、回転軸２４により一体回転可能に連結されている。圧縮機２１は、空気取り込みライン２５から取り込んだ空気Ａを圧縮する。燃焼器２２は、圧縮機２１から第１圧縮空気供給ライン２６を通して供給された圧縮空気Ａ１と、第１燃料ガス供給ライン２７から供給された燃料ガスＬ１とを混合して燃焼する。タービン２３は、燃焼器２２から排ガス供給ライン２８を通して供給された排ガス（燃焼ガス）Ｇにより回転する。なお、図示しないが、タービン２３は、圧縮機２１で圧縮された圧縮空気Ａ１が車室を通して供給され、この圧縮空気Ａ１を冷却空気として翼などを冷却する。発電機１２は、タービン２３と同軸上に設けられており、タービン２３が回転することで発電することができる。なお、ここでは、燃焼器２２に供給する燃料ガスＬ１及び後述する燃料ガスＬ２の各燃料ガスは、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）、水素（Ｈ_２）および一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ_４）などの炭化水素ガス、石炭など炭素質原料のガス化設備により製造したガスを用いることが可能である。

【0032】

ＳＯＦＣ１３は、還元剤としての高温の燃料ガスと、酸化剤としての高温の空気（酸化性ガス）とが供給されることで、所定の作動温度にて反応して発電を行うものである。このＳＯＦＣ１３は、圧力容器内に空気極と固体電解質と燃料極が収容されて構成される。空気極に圧縮機２１で圧縮された一部の圧縮空気（圧縮酸化性ガス）Ａ２が供給され、燃料極に燃料ガスＬ２が供給されることで発電を行う。また、ＳＯＦＣ１３に供給される酸化性ガスは、酸素を略１５％〜３０％含むガスであり、代表的には空気が好適であるが、空気以外にも燃焼排ガスと空気の混合ガスや、酸素と空気の混合ガスなどが使用可能である（以下、ＳＯＦＣ１３に供給される酸化性ガスを空気という）。

【0033】

このＳＯＦＣ１３は、第１圧縮空気供給ライン２６から分岐した第２圧縮空気供給ライン（圧縮酸化性ガス供給ライン）３１が連結され、圧縮機２１が圧縮した一部の圧縮空気（圧縮酸化性ガス）Ａ２を空気極の導入部に供給することができる。この第２圧縮空気供給ライン３１は、供給する空気量を調整可能な制御弁３２と、圧縮空気Ａ２を昇圧可能なブロワ（昇圧機）３３とが圧縮空気Ａ２の流れ方向に沿って設けられている。制御弁３２は、第２圧縮空気供給ライン３１における圧縮空気Ａ２の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ３３は、制御弁３２の下流側に設けられている。なお、制御弁３２とブロワ（昇圧機）３３の配置は図１の配置に限定されることはなく、ブロワ（昇圧機）や制御弁の形式によって順序を逆にして配置してもよい。ＳＯＦＣ１３は、空気極で用いられた排空気（排酸化性ガス）Ａ３を排出する排空気ライン３４が連結されている。この排空気ライン３４は、空気極で用いられた排空気Ａ３を外部に排出する排出ライン３５と、燃焼器２２に連結される排空気供給ライン（排酸化性ガス供給ライン）３６とに分岐される。つまり、排空気ライン３４と排空気供給ライン３６とは、ＳＯＦＣ１３の空気極で用いられた排空気Ａ３を、燃焼器２２に供給する排空気供給ラインとして機能する。排出ライン３５は、排出する空気量を調整可能な制御弁３７が設けられ、排空気供給ライン３６は、ＳＯＦＣとガスタービン間の系統を切り離すための遮断弁３８が設けられている。

【0034】

また、ＳＯＦＣ１３は、燃料ガスＬ２を燃料極の導入部に供給する第２燃料ガス供給ライン４１が設けられている。第２燃料ガス供給ライン４１は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁４２が設けられている。ＳＯＦＣ１３は、燃料極で用いられた排燃料ガスＬ３を排出する排燃料ライン４３が連結されている。この排燃料ライン４３は、外部に排出する排出ライン４４と、燃焼器２２に連結される排燃料ガス供給ライン４５とに分岐される。排出ライン４４は、排出する燃料ガス量を調整可能な制御弁４６が設けられ、排燃料ガス供給ライン４５は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁４７と、排燃料ガスＬ３を昇圧可能なブロワ４８が排燃料ガスＬ３の流れ方向に沿って設けられている。制御弁４７は、排燃料ガス供給ライン４５における排燃料ガスＬ３の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ４８は、制御弁４７の排燃料ガスＬ３の流れ方向の下流側に設けられている。なお、制御弁４７とブロワ（昇圧機）４８の配置は図１の配置に限定されることはなく、ブロワ（昇圧機）や制御弁の形式によっては順序を逆にして配置してもよい。

【0035】

また、ＳＯＦＣ１３は、排燃料ライン４３と第２燃料ガス供給ライン４１とを連結する燃料ガス再循環ライン４９が設けられている。燃料ガス再循環ライン４９には、排燃料ライン４３の排燃料ガスＬ３を第２燃料ガス供給ライン４１に再循環させる再循環ブロワ５０が設けられている。

【0036】

蒸気タービン１４は、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）５１で生成された蒸気Ｓによりタービン５２が回転するものである。この排熱回収ボイラ５１は、ガスタービン１１（タービン２３）からの燃焼排ガスライン５３が連結されており、空気と高温の排ガスＧとの間で熱交換を行うことで、蒸気Ｓを生成する。蒸気タービン１４（タービン５２）は、排熱回収ボイラ５１との間に、蒸気供給ライン５４と給水ライン５５とが設けられている。そして、給水ライン５５は、復水器５６と給水ポンプ５７とが設けられている。発電機１５は、タービン５２と同軸上に設けられており、タービン５２が回転することで発電することができる。なお、排熱回収ボイラ５１で熱が回収された排ガスＧは、大気へ放出される。なお、本実施例においては排ガスＧをＨＲＳＧ５１の熱源として利用しているが、排ガスＧはＨＲＳＧ以外の各種機器の熱源として利用することも可能である。

【0037】

ここで、本実施例の発電システム１０の作動について説明する。発電システム１０を起動する場合、ガスタービン１１が起動した後に蒸気タービン１４、ＳＯＦＣ１３が起動する。

【0038】

まず、ガスタービン１１にて、圧縮機２１が空気Ａを圧縮し、燃焼器２２が圧縮空気Ａ１と燃料ガスＬ１とを混合して燃焼し、タービン２３が排ガスＧにより回転することで、発電機１２が発電を開始する。次に、蒸気タービン１４にて、排熱回収ボイラ５１により生成された蒸気Ｓによりタービン５２が回転し、これにより発電機１５が発電を開始する。

【0039】

ＳＯＦＣ１３を起動させるために、圧縮機２１から圧縮空気Ａ２を供給してＳＯＦＣ１３の加圧を開始し、加熱を開始する。排出ライン３５の制御弁３７と排空気供給ライン３６の遮断弁３８を閉止し、第２圧縮空気供給ライン３１のブロワ３３を停止した状態もしくはブロワ３３を運転した状態で、制御弁３２を所定開度だけ開放する。発電システム１０は、ＳＯＦＣ１３の加圧専用の制御弁を設け、当該制御弁を所定開度だけ開放してもよい。なお、ここで昇圧速度を制御するための開度調整を行う。すると、圧縮機２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２が第２圧縮空気供給ライン３１からＳＯＦＣ１３側へ供給される。これにより、ＳＯＦＣ１３側は、圧縮空気Ａ２が供給されることで圧力が上昇する。

【0040】

一方、ＳＯＦＣ１３では、燃料極側に燃料ガスＬ２、図示されていない圧縮空気ラインの分岐から圧縮空気（酸化性ガス）を供給して昇圧を開始する。発電システム１０は、燃料極にのパージガスを供給するパージガス供給手段を設け、燃料極にパージガスを供給することで、ＳＯＦＣ１３の燃料極側を昇圧させるようにしてもよい。ここで、パージガスとしては、窒素等の不活性ガスを用いることができる。排出ライン４４の制御弁４６と排燃料ガス供給ライン４５の制御弁４７を閉止し、ブロワ４８を停止した状態で、第２燃料ガス供給ライン４１の制御弁４２を開放すると共に、燃料ガス再循環ライン４９の再循環ブロワ５０を駆動する。なお、再循環ブロワ５０は燃料極側の加圧前に起動していてもよい。すると、燃料ガスＬ２が第２燃料ガス供給ライン４１からＳＯＦＣ１３側へ供給されると共に、排燃料ガスＬ３が燃料ガス再循環ライン４９により再循環される。これにより、ＳＯＦＣ１３の燃料極側は、燃料ガスＬ２、空気、不活性ガス等が供給されることで圧力が上昇する。

【0041】

そして、ＳＯＦＣ１３の空気極側の圧力が圧縮機２１の出口圧力になると、制御弁３２にてＳＯＦＣ１３への供給空気流量を制御すると共に、ブロワ３３が起動していなければブロワ３３を駆動する。それと同時に遮断弁３８を開放してＳＯＦＣ１３からの排空気Ａ３を排空気供給ライン３６から燃焼器２２に供給する。すると、圧縮空気Ａ２がブロワ３３によりＳＯＦＣ１３側へ供給される。それと同時に制御弁４６を開放してＳＯＦＣ１３からの排燃料ガスＬ３を排出ライン４４から排出する。そして、ＳＯＦＣ１３における空気極側の圧力と燃料極側の圧力とが目標圧力に到達すると、ＳＯＦＣ１３の加圧が完了する。

【0042】

その後、ＳＯＦＣ１３の圧力制御が安定したら、制御弁３７が開となっている場合は閉止する一方、遮断弁３８の開放を維持する。このため、ＳＯＦＣ１３からの排空気Ａ３が排空気供給ライン３６から燃焼器２２に供給され続ける。また、排燃料ガスＬ３の成分が燃焼器へ投入可能な成分となったら、制御弁４６を閉止する一方、制御弁４７を開放してブロワ４８を駆動する。すると、ＳＯＦＣ１３からの排燃料ガスＬ３が排燃料ガス供給ライン４５から燃焼器２２に供給される。このとき、第１燃料ガス供給ライン２７から燃焼器２２に供給される燃料ガスＬ１を減量する。

【0043】

ここで、ガスタービン１１の駆動による発電機１２での発電、ＳＯＦＣ１３での発電、蒸気タービン１４の駆動による発電機１５での発電が全て行われることとなり、発電システム１０が定常運転となる。

【0044】

ところで、ＳＯＦＣ１３から排出される排気（排空気Ａ３または排燃料ガスＬ３）は高温であり、定格運転時では、例えば排空気Ａ３は５５０〜６５０℃に達する。

【0045】

そこで、本実施例の発電システム１０では、図１に示すように、排空気Ａ３の温度を下げるため、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３を送る排空気ライン３４に流体供給部（排気冷却部）６１を設ける。制御装置（制御部）６２は、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３の温度に基づいて、流体供給部６１に流体Ｃを供給するようにしている。ここで、流体とは、加熱により容易に気体に蒸発する液状、ミスト状もしくは液滴等これに類する状態のものであり、例えば水に代表される液体が好適である。

【0046】

排空気ライン３４に設けられる流体供給部６１は、排空気ライン３４のＳＯＦＣ１３直近に設けられており、流体貯蔵部６３と、流体供給ライン６４と、流体制御弁６５と、流体圧送機６６と、温度検出部６８と、ＮＯｘ検出部６９と、を有している。

【0047】

流体貯蔵部６３は、流体Ｃを貯蔵する容器である。なお、ここでの流体Ｃは、例えば水が適用され、この水が流体貯蔵部６３に貯蔵される。

【0048】

流体供給ライン６４は、排空気ライン３４と流体貯蔵部６３とを接続する。この流体供給ライン６４は、図２に示すように、排空気ライン３４の内部に流体噴射ノズル（流体を排空気ライン３４に供給するノズル）６４ａが設けられている。流体噴射ノズル６４ａは、排空気ライン３４の流れ方向に沿った方向が、流体Ｃの噴射方向となる向きで配置されている。つまり、流体噴射ノズル６４ａは、流体を噴射する開口近傍の部分、排空気ライン３４に沿った向きに配置されている。流体噴射ノズル６４ａは、流体Ｃを排空気ライン３４に沿った方向に噴射させることで、噴射した流体Ｃが排空気ライン３４の壁面に衝突すること抑制することができる。なお、流体供給部６１は、排空気ライン３４の内部の流体噴射ノズル６４ａの噴射口の下流側に噴射した流体Ｃを案内する保護管を設けてもよい。保護管を設けることでも噴射した流体Ｃが排空気ライン３４の壁面に衝突すること抑制することができる。図２に示す流体噴射ノズル６４ａは、単一で示されているが、これに限らない。例えば、図３に示すように、排空気ライン３４の外側を囲む環状ライン６４ｂに流体供給ライン６４が接続され、環状ライン６４ｂから排空気ライン３４に接続された複数の枝ライン６４ｃに、排空気ライン３４の内部に設けられた複数の流体噴射ノズル６４ａが接続されていてもよい。図３に示すように、流体噴射ノズル６４ａを複数備えることで、流体を複数個所から分散して供給することができ、排空気ライン３４に均一に流体を供給することができる。なお、流体は必ずしも液状で排空気ライン３４に供給する必要はなく、たとえばミスト状で噴霧して、より均一に、より蒸発しやすい状態で流体噴射ノズル６４ａから供給してもよい。また同様な理由から液滴として供給してもよい。

【0049】

流体制御弁６５は、流体供給ライン６４に設けられ、流体供給ライン６４の開閉及び開度を切り換える。なお、流体制御弁６５は、開度を調整できることが好ましいが、少なくとも開閉を調整できればよい。

【0050】

流体圧送機６６は、流体供給ライン６４上の流体貯蔵部６３と流体制御弁６５の間に設けられ、流体貯蔵部６３から排空気ライン３４に流体Ｃを送り出す。

【0051】

温度検出部６８は、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３の温度を検出する。この温度検出部６８は、排空気ライン３４のＳＯＦＣ１３直近に設けられて、排空気ライン３４に送られる排空気Ａ３の温度を検出してもよい。また、温度検出部６８は、排空気ライン３４のＳＯＦＣ１３直近に設けられて、排空気ライン３４の温度を検出してもよい。

【0052】

ＮＯｘ検出部６９は、ガスタービン１１から排出される排ガスＧの窒素酸化物濃度を検出する。このＮＯｘ検出部６９は、燃焼排ガスライン５３に設けられている。具体的には、燃焼排ガスライン５３の排ガス処理機構よりも上流側に配置されている。

【0053】

図４は、本実施例に係る発電システムにおける流体供給部の他の例の一部を示す構成図である。上記実施例の流体供給部６１は、１つまたは排空気ライン３４の円周方向に複数のノズルを設けたがこれに限定されない。図４に示す流体供給部１６１は、流体圧送機６６の下流側が複数のユニット１７１に分岐されている。ユニット１７１は、分岐管１７２と、流体制御弁１７４とを、有する。分岐管１７２は、図４に示すように、排空気ライン３４の内部に流体噴射ノズル１７２ａが設けられている。流体制御弁１７４は、開閉に加え、開度も調整可能な弁である。ユニット１７１は、排空気ライン３４の排空気Ａ３の流れ方向に所定の間隔で配置されている。これにより、流体供給部１６１は、排空気ライン３４の排空気Ａ３の流れ方向において、流体噴射ノズル１７２ａが異なる位置に複数配置される。

【0054】

流体供給部１６１は、図４に示すように、流体噴射ノズル１７２ａを排空気Ａ３の流れ方向に複数備えることで、流体を複数個所から分散して供給することができ、排空気ライン３４に均一に流体を供給することができる。このように、流体供給部は、流体噴射ノズルを複数備えていることで、より分散して流体を供給することが可能となり、排空気ライン３４により均一に流体を供給することが可能となる。これにより、排酸化性ガスライン内での温度をより均一化することができ、かつ、供給した流体をより確実に蒸発させることができる。

【0055】

また、流体供給部１６１は、分岐管１７２に流体制御弁１７４を設けることで、分岐管１７２の開閉に加え、開度も調整することができる。このように、流体供給部１６１は、開度が調整できる弁を設けることで各流体噴射ノズル１７２ａから供給する流体の量を開度で制御することが可能となる。なお、流体供給部１６１は、流体制御弁１７４の開閉を制御し、開の時間と閉の時間とのバランスで流体の供給量を調整することもできる。また、流体圧送機６６により流体を供給する圧力によっても供給量を調整することができる。以上より、流体供給部は、流体を供給する配管に少なくとも開閉を切り換えることができる流体制御弁を設けることが好ましく、開閉に加え開度も調整できる流体制御弁を設けることが好ましい。

【0056】

制御装置６２は、排空気Ａ３の上限温度、下限温度が予め記憶されている。上限温度、下限温度は、設計により任意に設定することができる。例えば、上限温度は、排空気ライン３４を構成する部材や機器から決定される上限温度である。下限温度は、排空気Ａ３の温度低下によりガスタービン１１の燃焼器２２で燃焼に影響を与える温度であり、ガスタービン１１の駆動による発電機１２での発電効率の低下が生じる温度である。そして、制御装置６２は、温度検出部６８で検出した排空気Ａ３の温度に基づいて、流体供給部６１の駆動を制御する。

【0057】

図５は、本実施例の発電システムの動作の一例を示すフローチャートである。制御装置６２は、図５に示す処理を繰り返し実行する。制御装置６２は、温度検出部６８により温度を検出し（ステップＳ１２）、排空気温度＞制御目標温度であるかを判定する（ステップＳ１４）。ここで、制御目標温度は、設定された上限温度と下限温度の間の温度である。また、制御目標温度は、基準温度に許容偏差を設定してもよい。つまり、制御目標温度として数値に幅のある温度範囲を用いてもよい。この場合、制御装置６２は、排空気温度＞基準温度＋許容偏差であるかを判定する。

【0058】

制御装置６２は、温度検出部６８で検出した排空気温度が制御目標温度を超えた（排空気温度＞制御目標温度である）と判定した場合（ステップＳ１４でＹｅｓ）、流体制御弁６５の開度を増大させ（ステップＳ１６）、本処理を終了する。なお、制御装置６２は、流体制御弁６５の制御とともに、流体圧送機６６の駆動も制御する。すると、流体貯蔵部６３から排空気ライン３４に送り出される流体Ｃが増加し、流体噴射ノズル６４ａから排空気ライン３４の内部に噴射される流体Ｃの量が増加する。

【0059】

制御装置６２は、温度検出部６８で検出した排空気温度が制御目標温度を超えていない（排空気温度≦制御目標温度である）と判定した場合（ステップＳ１４でＮｏ）、排空気温度＜制御目標温度であるかを判定する（ステップＳ１８）。また、制御装置６２は、制御目標温度として基準温度と許容偏差を設定している場合、排空気温度＜基準温度−許容偏差であるかを判定する。制御装置６２は、温度検出部６８で検出した排空気温度が制御目標温度未満である（排空気温度＜制御目標温度である）と判定した場合（ステップＳ１８でＹｅｓ）、流体制御弁６５の開度を減少させ（ステップＳ２０）、本処理を終了する。なお、制御装置６２は、流体制御弁６５の制御とともに、流体圧送機６６の駆動も制御する。すると、流体貯蔵部６３から排空気ライン３４に送り出される流体Ｃが減少し、流体噴射ノズル６４ａから排空気ライン３４の内部に噴射される流体Ｃの量が減少する。制御装置６２は、温度検出部６８で検出した排空気温度が制御目標温度未満ではない（排空気温度≧制御目標温度である）と判定した場合（ステップＳ１８でＮｏ）、本処理を終了する。

【0060】

このように本実施例の発電システム１０にあっては、ＳＯＦＣ１３と、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３を送る排空気ライン３４と、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３の温度、あるいは排空気ライン３４の温度を検出する温度検出部６８と、排空気ライン３４の排空気Ａ３に流体Ｃを供給する流体供給部６１と、温度検出部６８により検出された温度に基づいて流体供給部６１の駆動を制御する制御装置６２と、を有する。

【0061】

発電システム１０は、温度検出部６８で排空気Ａ３の温度を検出し、検出した排空気Ａ３の温度に基づいて、制御装置６２で流体の供給量を制御しつつ、流体供給部６１から排空気ライン３４に流体を供給する。これにより、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３の温度を減温することができ、排空気Ａ３を所定の温度範囲とすることができ、排空気ライン３４及び排空気供給ライン３６の構成部材や構成機器を耐熱温度以上となることから保護することができる。その結果、排空気Ａ３を送るための排空気ライン３４の構成部材や構成機器が高温の排空気により影響を受けることを防ぐことができる。また、排空気ライン３４及び排空気供給ライン３６の構成部材や構成機器として想定温度を低くすることができ、安全で製造コストが嵩むことのない設計を行うことができる。

【0062】

また、発電システム１０は、流体供給部６１で排空気ライン３４に流体を供給することで、排空気の温度を低下させることができるため、配管系統を簡単にすることができ、装置構成を簡単にすることができる。

【0063】

また、発電システム１０は、流体供給部６１で排空気ライン３４に流体を供給し、供給した流体を蒸発させることで、排空気の温度を低下させるとともに排空気の流量を増加させることができる。ガスタービン１１で発電量を向上させることができる。これにより、排空気（排酸化性ガス）を送る排空気ライン（排酸化性ガスライン（構成部材や構成機器））３４を保護することができ、かつ、排空気（排酸化性ガス）の顕熱を有効に活用することができる。具体的には、ガスタービン１１に供給される排空気内に流体を供給することで、ガスタービン１１を通過した後、排熱回収ボイラ５１を通過する排空気の全体のエネルギを維持しつつ、温度を低減することができる。つまり、発電システム１０は、排空気の温度を下げつつ、全体の流量を増加させることで、排空気の全体のエネルギを維持している。ここで、排空気は、燃焼器２２に供給され、排燃料ガス及び燃料ガスと混合されて、燃焼により加熱された後、その燃焼排ガスはタービン２３を通過し、さらに排熱回収ボイラ５１を通過し熱回収させる。したがって、燃焼排ガスは、ガスタービン１１と蒸気タービン１４での２箇所の発電でエネルギを取り出すことができる。したがって、排空気のエネルギをより高く維持することで、より効率よくエネルギを取り出すことができる。つまり、熱交換器で燃焼排ガスの温度を低下させ、当該熱交換器で取得した熱を蒸気ボイラ等に用いるよりも効率を高くすることができる。

【0064】

また、本実施例の発電システム１０の運転方法にあっては、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気を排空気ライン３４で送る工程と、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気の温度を検出する工程と、検出した排空気の温度に基づいて、流体の供給量を決定し、決定した供給量の流体を排空気ライン３４に供給する工程と、を有する。

【0065】

従って、排空気Ａ３の温度を検出し、検出した排空気Ａ３の温度に基づいて、流体の供給量を制御しつつ、排空気ライン３４に流体を供給する。これにより、ＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３の温度を減温することができ、排空気Ａ３を所定の温度範囲とすることができ、排空気Ａ３を送る排空気ライン３４及び排空気供給ライン３６を保護することができる。また、排空気ライン３４を流れる排空気の流量を増加させることができるため、排酸化性ガスの熱を有効に活用することができる。

【0066】

また、本実施例の発電システム１０は、流体供給部６１が、流体Ｃを貯蔵する流体貯蔵部６３と、排空気ライン３４と流体貯蔵部６３とを接続する流体供給ライン６４と、流体供給ライン６４に設けられた流体制御弁６５と、流体供給ライン６４に設けられて流体貯蔵部６３から排空気ライン３４に流体Ｃを送り出す流体圧送機６６と、を備え、制御装置６２は、温度検出部６８により検出された温度に基づいて、流体制御弁６５の開閉と流体圧送機６６の駆動を制御する。

【0067】

従って、流体制御弁６５の開閉と、流体圧送機６６の駆動を制御し、排空気ライン３４に流体を供給することで、排空気を所定の温度以下に減温することができ、かつ、排酸化性ガスの流量を増加させることができる。

【0068】

また、本実施例の発電システム１０は、流体貯蔵部６３に流体Ｃが貯蔵され、流体供給部６１から流体Ｃとして水を排空気ライン３４に供給する。このため、水は高温の排空気Ａ３または排燃料ガスＬ３に触れて気化し、これにより排空気Ａ３の温度を下げることができる。なお、水は、純水や精製水等純度の高い水を用いることが好ましい。これにより、排空気ライン３４等に不純物が析出することを抑制することができる。

【0069】

なお、流体供給部６１は、流体Ｃとして水の他、エチルアルコールまたはメチルアルコールが流体貯蔵部６３に貯蔵されてもよい。この場合、エチルアルコールまたはメチルアルコールが高温の排空気Ａ３により気化されるため、排空気Ａ３の温度を下げることができる。気化されたエチルアルコールまたはメチルアルコールは、燃焼器２２で燃焼される。

【0070】

ここで、制御装置６２は、排空気の上限温度として配管（排空気ライン３４）を構成する構成部材や構成機器の耐熱温度等に基づいて決定することが好ましく、例えば、低合金鋼を使用出来る５５０℃未満で設計されることが好ましい。制御装置６２は、上限温度を５５０℃として配管の耐熱温度として設定し、上限温度に対して５％程度低温側を管理値として設置する。よって、排空気の温度を５２０℃以下として運用することで、構成部材や構成機器にかかる負荷を少なくすることができ、それらの損傷を抑制することができる。

【0071】

また、制御装置６２は、排空気の下限温度としてガスタービン１１の燃焼器２２が要求する温度範囲に基づいて決定することが好ましい。制御装置６２は、燃焼器２２の要求温度以下に冷却しないように制御を行い、たとえば２５０℃をその下限温度と設定することが好ましい。ここで下限温度は燃焼器の要求温度範囲であり、燃焼に影響を与えない温度範囲で決定され、発電システム１０のガスタービン１１に採用される燃焼器に依存して温度範囲が変化する。

【0072】

また、制御装置６２は、設定目標温度と計測した排空気温度との偏差に基づいて、流量制御弁の開度の増減量を調整してもよい。例えば、偏差が大きいほど増減量をより多くするようにしてもよい。また、制御装置６２は、流量制御弁の実開度または開度指令に基づいて制御を行えばよい。また、制御装置６２は、応答遅れ等を考慮してＰＩＤ制御を行うことも好ましい。

【0073】

また、制御装置６２は、流体の供給量の上限を排空気温度が下限温度となる流量、もしくは排空気ライン内で蒸発を完結できる流量に基づいて決定し、上限以下の供給量とすることが好ましい。

【0074】

図６は、本実施例の発電システムの動作の一例を示すフローチャートである。ここで、上記実施例では、温度検出部６８で検出した排空気Ａ３の温度に基づいて、流体の供給量を制御したが、排空気の温度に加え、窒素酸化物の濃度に基づいて、流体の供給量を制御してもよい。ここで、制御装置６２は、任意に設定することができる窒素酸化物濃度の上限濃度と下限濃度が設定されている。また、制御装置６２は、上限濃度と下限濃度の間の値である制御目標濃度も設定されている。制御目標濃度は、制御目標温度と同様に１つの値でも良いし、一定の偏差を持った値でもよい。制御装置６２は、ＮＯｘ検出部６９により窒素酸化物濃度（ＮＯｘ濃度）を検出し（ステップＳ２２）、ＮＯｘ濃度＞制御目標濃度であるかを判定する（ステップＳ２４）。

【0075】

制御装置６２は、ＮＯｘ検出部６９で検出したＮＯｘ濃度が制御目標濃度を超えた（ＮＯｘ濃度＞制御目標濃度である）と判定した場合（ステップＳ２４でＹｅｓ）、流体制御弁６５の開度を増大させ（ステップＳ２６）、本処理を終了する。なお、制御装置６２は、流体制御弁６５の制御とともに、流体圧送機６６の駆動も制御する。すると、流体貯蔵部６３から排空気ライン３４に送り出される流体Ｃが増加し、流体噴射ノズル６４ａから排空気ライン３４の内部に噴射される流体Ｃの量が増加する。

【0076】

制御装置６２は、ＮＯｘ検出部６９で検出したＮＯｘ濃度が制御目標濃度を超えていない（ＮＯｘ濃度≦制御目標濃度である）と判定した場合（ステップＳ２４でＮｏ）、ＮＯｘ濃度＜制御目標濃度であるかを判定する（ステップＳ２８）。制御装置６２は、ＮＯｘ検出部６９で検出したＮＯｘ濃度が制御目標濃度未満である（ＮＯｘ濃度＜制御目標濃度である）と判定した場合（ステップＳ２８でＹｅｓ）、流体制御弁６５の開度を減少させ（ステップＳ３０）、本処理を終了する。なお、制御装置６２は、流体制御弁６５の制御とともに、流体圧送機６６の駆動も制御する。すると、流体貯蔵部６３から排空気ライン３４に送り出される流体Ｃが減少し、流体噴射ノズル６４ａから排空気ライン３４の内部に噴射される流体Ｃの量が減少する。制御装置６２は、ＮＯｘ検出部６９で検出したＮＯｘ濃度が制御目標濃度未満ではない（ＮＯｘ濃度≧制御目標濃度である）と判定した場合（ステップＳ２８でＮｏ）、本処理を終了する。

【0077】

発電システム１０は、図６に示すように、窒素酸化物濃度に基づいて流体の供給を制御することで、排ガス中の窒素酸化物濃度（ＮＯｘ濃度）の増加を抑制することができる。例えば、排ガス中の窒素酸化物濃度が上昇した場合に流体の供給量を増加させることで、燃焼器で発生する窒素酸化物を低減することができ、排ガス中の窒素酸化物濃度を低減することができる。

【0078】

ここで、発電システム１０は、図６の処理を図５の処理に組み合わせて実行することが好ましい。具体的には、発電システム１０は、排空気温度が下限温度及び上限温度を超えない範囲でＮＯｘ濃度に基づいて流体の供給量を制御することが好ましい。また、発電システム１０は、排空気温度が上限温度を超えない範囲でＮＯｘ濃度に基づいて流体の供給量を低減するようにすることも好ましい。また、排空気温度が下限温度以下の温度で、ＮＯｘ濃度が制御目標濃度以上の場合は、設定により、流体の供給量を増加させるか、維持するか、減少させるかを決定することも好ましい。また、発電システム１０は、予め設定されているデータに基づいて、ＮＯｘ濃度が高くなる運転条件であると判定した場合、その運転条件にとなる前に流量制御弁の開度を増大させ排空気の流量を増大させるまたは排空気温度の制御目標温度を低い値に変更してもよい。

【0079】

図７は、本実施例の発電システムの動作の一例を示すフローチャートである。また、制御装置６２は、排空気の温度に加え、要求出力に基づいて、流体の供給量を制御してもよい。ここで、要求出力とは、ガスタービン１１に連結された発電機１２で発電させるように要求が入力された発電量である。制御装置６２は、入力された情報、検出した情報に基づいて、要求出力を検出することができる。制御装置６２は、要求出力を検出し（ステップＳ４０）、出力が増加しているかを判定する（ステップＳ４２）。ここで、制御装置６２は、出力（発電量）の増加量が所定のしきい値を超えた場合、要求出力が増大していると判定する。

【0080】

制御装置６２は、要求出力が増加していると判定した場合（ステップＳ４２でＹｅｓ）、流体制御弁６５の開度を増大させ（ステップＳ４４）、本処理を終了する。ここで、制御装置６２は、必要に応じて流体制御弁６５の開度を増大させガスタービン燃料流量を増加させてもよい。なお、制御装置６２は、流体制御弁６５の制御とともに、流体圧送機６６の駆動も制御する。すると、流体貯蔵部６３から排空気ライン３４に送り出される流体Ｃが増加し、流体噴射ノズル６４ａから排空気ライン３４の内部に噴射される流体Ｃの量が増加する。制御装置６２は、要求出力が増加していないと判定した場合（ステップＳ４２でＮｏ）、本処理を終了する。

【0081】

従って、発電システム１０は、供給する流体の量を増加させることで、ガスタービンに供給する排酸化性ガスの流量をガスタービン燃焼器出口のガス温度を著しく低下させない範囲で増加させることができ、かつ、ガスタービンのタービンを回転させる動力をより大きくすることができ、発電機の発電量を増加させることができる。また、必要に応じて、ガスタービンの燃焼器温度が上限とならない範囲でガスタービン燃料流量を増加させることで、ガスタービンのタービンを回転させる動力をより大きくすることができ、発電機の発電量を増加させることができる。これにより、発電システム１０は、要求出力が増加した場合に対応することができる。

【0082】

ここで、発電システム１０は、図７の処理を図５、図６の処理に組み合わせて実行することが好ましい。これにより、各種条件に対応して適切な処理を実行することができる。例えば、発電システム１０は、排空気温度が下限温度及び上限温度を超えない範囲で出力要求に基づいて、流体の供給量を制御することが好ましい。例えば、出力要求に大きく立った場合、排空気温度が下限温度及び上限温度を超えない範囲で、流量制御弁の開度を増大させて、流体の供給量を増加させる。この場合、ガスタービンの燃料ガスの流量も合わせて増大させることで、出力をより増大させることができる。ここで、ガスタービンは、大気温度が上昇した場合、最大出力が低下するため、出力の低下を抑制するために、大気温度の上昇時に流量を増大または排空気温度の制御目標温度を低下させるようにしてもよい。

【0083】

図８は、本実施例の発電システムにおける流体供給部の一部を示す構成図である。ここで、供給する流体（凝縮性流体）として、発電システム１０内で発生する水を利用する場合を例に、以下説明する。本実施例の発電システム１０は、図８に示すように、水回収装置（水回収部）７１が設けられている。水回収装置７１は、システム内に析出する水を抜き出して回収する。

【0084】

この水回収装置７１は、例えば、発電システム１０の排出ライン３５、排燃料ライン４３、排出ライン４４、排燃料ガス供給ライン４５、燃料ガス再循環ライン４９に設けることができる。ここで、水回収装置７１は、各ライン３５，４３，４４，４５，４９に設けて水を回収する場合は、ガスタービンに供給する排酸化性ガスＡ３もしくはガスタービンに供給される排燃料ガスの流量が著しく低下しないよう、また、各ライン４３、４９から回収する場合は、水蒸気改質に必要な水蒸気量を残した上で回収可能な分だけを回収することが望ましい。また、水回収装置７１をガスタービン出口の燃焼排ガスライン５３に設ける場合は、水分の回収は多い方が望ましい。

【0085】

図８では、これらのラインを代表して、水回収装置７１を排燃料ガス供給ライン４５に設けた形態を示す。排燃料ガス供給ライン４５は、上述したように、ＳＯＦＣ１３から排出される排燃料ガスがガスタービンの燃焼器２２に送られる。ここで、排燃料ガスには、水分が一定の割合で混入しているが、排燃料ガス供給ライン４５では高温の状態で送られているため蒸気となっている。このため、排燃料ガスＬ３の温度が低下すると、排燃料ガスＬ３に含まれる水分が水滴となって排燃料ガス供給ライン４５の内部に凝縮する。そして、この水滴が燃焼器２２に流入すると、燃焼器２２の燃焼に不具合が発生するおそれがある。そこで、水回収装置７１によりこの水を抜き出して回収する。

【0086】

水回収装置７１は、図８に示すように、水回収機構７２と、水回収容器７３と、水回収ライン７４と、貯留量検出器７５と、水回収開閉弁７６とを有している。

【0087】

水回収機構７２は、例えば、排燃料ガス供給ライン４５の内部の低い位置に設けられ、熱交換器７２ａと水回収機７２ｂと貯留部７２ｃとを有する。熱交換器７２ａは、排燃料ガスとの間で熱交換を行い、排燃料ガスの温度を低下させる。排燃料ガスと熱交換する媒体としては、加熱された熱を他の機構で回収できる媒体とすることが好ましく、例えば排熱回収ボイラ５１を流れる蒸気・給水やＳＯＦＣやガスタービンで使用する燃料を用いることが好ましい。熱交換器７２ａは、排燃料ガスの温度を低下させることで、排燃料ガスに含まれる水分を回収しやすい状態とする。水回収機７２ｂは、熱交換器７２ａよりも下流側に配置され、排燃料ガスＬ３に含まれる水分を分離して回収するものである。水回収機７２ｂは、例えば、排燃料ライン４３の内部にメッシュを配置してこのメッシュに水分を付着させて分離するものや、排燃料ガス供給ライン４５の内部に隙間を空けて複数の波板を配置してこの波板に水分を付着させて分離するものや、排燃料ガス供給ライン４５の内部において旋回流を形成することで遠心力により水分を分離するものや、排燃料ガスを上方に流通させて下方に水分を溜めるものなど様々な形態がある。貯留部７２ｃは、排空気ライン３４または排燃料ライン４３の内部の低い位置で下方に凹んで形成された凹部である。貯留部７２ｃは、水回収機７２ｂで分離された水分が滴下して溜まる。

【0088】

水回収容器７３は、貯留部７２ｃに溜まった水を貯蔵する容器である。この水回収容器７３は、排空気ライン３４または排燃料ガス供給ライン４５の外部であって貯留部７２ｃよりも低い位置に設けられていることが一般的だが、７２ｃの圧力が７３よりも十分に高い、もしくは７４のラインにポンプを設置すれば、その圧力差もしくはポンプの吐出力により供給可能なため、７２ｃよりも高い場所に設置することが出来る。

【0089】

水回収ライン７４は、貯留部７２ｃに溜まった水を水回収容器７３に送るもので、貯留部７２ｃと水回収容器７３との間を接続する。

【0090】

貯留量検出器７５は、貯留部７２ｃに設けられており、貯留部７２ｃに溜まる水の貯留量を検出する。貯留量検出器７５で検出された貯留量は、制御装置６２に入力される。

【0091】

水回収開閉弁７６は、水回収ライン７４に設けられ、水回収ライン７４を開閉する。水回収開閉弁７６の開閉は制御装置６２により制御される。

【0092】

この水回収装置７１は、貯留部７２ｃに溜まり、貯留量検出器７５で検出された貯留量が所定の上限量を超えた場合、制御装置６２は、水回収開閉弁７６を開放制御する。すると、水回収ライン７４を介して貯留部７２ｃの水が水回収容器７３に送られる。一方、貯留部７２ｃの水が減り、貯留量検出器７５で検出された貯留量が所定の下限量を下回った場合（または無くなった場合）、制御装置６２は、水回収開閉弁７６を閉止制御する。なお、上記では水回収開閉弁７６を用いて開閉制御としているが、水回収開閉弁７６に換えて制御弁を用いて、水位制御を行ってもよい。

【0093】

この水回収装置７１は、水供給装置（水供給部）８１を介して流体貯蔵部６３に接続されている。水供給装置８１は、水回収容器７３と流体貯蔵部６３との間を接続する水供給ライン８２を有している。そして、水供給ライン８２に、水供給開閉弁８３および水供給圧送機８４が設けられている。水供給開閉弁８３は、水供給ライン８２を開閉する。水供給開閉弁８３の開閉は制御装置６２により制御される。水供給圧送機８４は、水回収容器７３から水供給ライン８２に水を送り出す。水供給圧送機８４の駆動は制御装置６２により制御される。また、流体貯蔵部６３は、貯蔵される水の貯蔵量を検出する貯蔵量検出器８５が設けられている。貯蔵量検出器８５で検出された貯蔵量は、制御装置６２に入力される。

【0094】

制御装置６２は、例えば、流体貯蔵部６３に貯蔵される水の貯蔵量における下限量が予め記憶されている。そして、制御装置６２は、貯蔵量検出器８５で検出した貯蔵量が下限量を下回った場合、水供給装置８１を起動する。なお、水回収装置７１にて回収した水だけでは、供給する水を賄えない場合には、不足分を外部から供給することもできる。また、水回収部で回収した水が、必要量よりも多い場合は、外部へ排出する、もしくは他の用途に利用することができる。

【0095】

このように本実施例の発電システム１０にあっては、システム内に凝縮する水を抜き出して回収する水回収装置７１を備え、この水回収装置７１で回収される水が流体貯蔵部６３に流体Ｃとして貯蔵される。なお、発電システム１０は、水回収容器７３を流体貯蔵部６３と共用することができる。その場合、水回収容器７３、水供給装置８１、水供給ライン８２、水供給開閉弁８３を設けなくてもよくなる。

【0096】

従って、システム内に凝縮する水を抜き出し、この水を流体貯蔵部６３に貯蔵することで、システム内で凝縮する水を流体Ｃとして有効利用することができる。

【0097】

また、本実施例の発電システム１０にあっては、システム内に析出する水を抜き出して回収する水回収装置７１と、水回収装置７１と流体貯蔵部６３とを接続する水供給ライン８２と、水供給ライン８２に設けられた水供給開閉弁８３と、水供給ライン８２に設けられて水回収装置７１から流体貯蔵部６３に水を送り出す水供給圧送機８４と、流体貯蔵部６３における水の貯蔵量を検出する貯蔵量検出器８５と、を備え、制御装置６２は、貯蔵量検出器８５により検出された水の貯蔵量が下限量を下回った場合、水供給開閉弁８３を開放制御すると共に水供給圧送機８４を駆動する。

【0098】

従って、流体貯蔵部６３に貯蔵される水の貯蔵量が減った場合、システム内に凝縮する水を抜き出して回収する水回収装置７１から流体貯蔵部６３に水を供給する。このため、システム内に凝縮する水を用いて、排空気Ａ３または排燃料ガスＬ３を冷却することができる。しかも、流体貯蔵部６３における水の貯蔵量が減った場合に、水を補充することができる。この結果、水の不足をなくし、排空気ライン３４に流体を供給し続けることができる。

【0099】

なお、水回収装置７１に回収され貯留部７２ｃに貯留された水は、流体Ｃとして用いる以外に、蒸気タービンへの補給水等の他の用途に使用することができる。

【0100】

また、水回収装置７１は、熱交換器７２ａを再生熱交換器と組み合わせてもよい。具体的には、水回収装置７１は、排燃料ガスの流れ方向の上流側で再熱交換器により排燃料ガスＬ３の温度を低下させた後に、冷却器７２ａで冷却し、水蒸気を凝縮させ、水回収機７１ｂよりも下流側で、再生熱交換器により排燃料ガスの温度を上昇させるようにしてもよい。これにより排燃料ガスの熱を有効に活用しつつ、排燃料ガスの水分を回収することができる。

【0101】

また、水回収装置７１は、発電システム１０の各ラインに設けることができるが、燃焼排ガスライン５３に設けてもよい。より具体的には、排燃焼ガスライン５３の排熱回収ボイラ５１よりも下流側に設けることが好ましい。これにより、排燃焼ガスに含まれる水分を回収することができ、流体供給部６１で排空気Ａ３に供給した水分も回収することができる。

【0102】

また、水回収装置７１は、回収したドレンを流体貯蔵部６３に供給する経路、例えば、水供給ライン８２に、水質を向上させる機器、例えば、イオン交換樹脂を配置することが好ましい。これにより、流体供給部６１から供給する水の質を高くすることができ、排空気ライン３４に不純物が付着することを抑制できる。

【符号の説明】

【0103】

１０ 発電システム
１１ ガスタービン
１２ 発電機
１３ ＳＯＦＣ（固体酸化物形燃料電池：燃料電池）
１４ 蒸気タービン
１５ 発電機
２１ 圧縮機
２２ 燃焼器
２３ タービン
２５ 空気取り込みライン
２６ 第１圧縮空気供給ライン
２７ 第１燃料ガス供給ライン
３１ 第２圧縮空気供給ライン（圧縮酸化性ガス供給ライン）
３２ 制御弁（第１開閉弁）
３３、４８ ブロワ
３４ 排空気ライン（排酸化性ガスライン）
３６ 排空気供給ライン（排酸化性ガス供給ライン）
４１ 第２燃料ガス供給ライン
４２ 制御弁
４３ 排燃料ライン
４４ 排出ライン
４５ 排燃料ガス供給ライン
４７ 制御弁
４９ 燃料ガス再循環ライン
５０ 再循環ブロワ
５１ 排熱回収ボイラ
５２ タービン
５３ 燃焼排ガスライン
５４ 蒸気供給ライン
５５ 給水ライン
５６ 復水器
５７ 給水ポンプ
６１ 流体供給部
６２ 制御装置（制御部）
６３ 流体貯蔵部
６４ 流体供給ライン
６５ 流体制御弁
６６ 流体圧送機
６８ 温度検出部
６９ ＮＯｘ検出部
７１ 水回収装置（水回収部）
８１ 水供給装置（水供給部）
８２ 水供給ライン
８３ 水供給開閉弁
８４ 水供給圧送機
８５ 貯蔵量検出器

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】