WO2019003317A1 - 発電設備 - Google Patents

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WO2019003317A1
WO2019003317A1 PCT/JP2017/023635 JP2017023635W WO2019003317A1 WO 2019003317 A1 WO2019003317 A1 WO 2019003317A1 JP 2017023635 W JP2017023635 W JP 2017023635W WO 2019003317 A1 WO2019003317 A1 WO 2019003317A1
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WO
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ammonia gas
facility
ammonia
gas
pipe
Prior art date
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PCT/JP2017/023635
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English (en)
French (fr)
Inventor
博昭 谷川
泰孝 和田
優 大内
Original Assignee
中国電力株式会社
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C1/00—Combustion apparatus specially adapted for combustion of two or more kinds of fuel simultaneously or alternately, at least one kind of fuel being either a fluid fuel or a solid fuel suspended in a carrier gas or air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23K—FEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K5/00—Feeding or distributing other fuel to combustion apparatus

Definitions

  • the present invention relates to a power generation facility.
  • a boiler of a power generation facility such as a thermal power plant generates high-temperature high-pressure steam using heat obtained by burning a fossil fuel such as coal, natural gas, light oil, heavy oil or the like with a burner.
  • burning these fossil fuels generates carbon dioxide, which causes global warming.
  • carbon credits for this reason, in recent years there has been a move to curb carbon dioxide in the form of carbon credits (emission allowances).
  • LNG liquefied natural gas
  • LPG liquefied petroleum gas
  • LNG is used as a fuel.
  • Gas fuels, such as LNG need to be liquefied for convenience in transportation.
  • Patent Document 1 is a combustor in which a gas such as coal gasification gas is burned as a main fuel, and ammonia gas used for the denitrification device is introduced as an additional fuel when the output is reduced. is there.
  • a gas such as coal gasification gas
  • ammonia gas used for the denitrification device is introduced as an additional fuel when the output is reduced. is there.
  • ammonia gas is corrosive and toxic. For this reason, when using the ammonia gas used in a denitration apparatus for combustion, the device for preventing the outflow etc. of the ammonia gas to the atmosphere is required.
  • An object of the present invention is to provide a power generation facility that can be safely used with ammonia gas as fuel.
  • the ammonia gas fuel piping installation may include a purge pipe into which a purge gas other than the ammonia gas flows.
  • the control unit is configured to control the operation of the power generation facility, and the control unit is configured to send the destination of the ammonia gas supplied from the ammonia gas supply facility to the denitration facility or the ammonia gas fuel piping facility.
  • the ammonia gas flows from the ammonia gas supply facility into the ammonia gas fuel piping facility than the pressure setting in the ammonia gas supply facility when the ammonia gas is supplied from the ammonia gas supply facility to the NOx removal facility.
  • the pressure setting in the ammonia gas supply facility may be increased.
  • the ammonia gas fuel piping installation may have a shutoff valve on the upstream side and the downstream side, respectively.
  • FIG. 1 is a schematic view of a power generation facility 1 of the embodiment.
  • the power generation facility 1 according to the embodiment is a system capable of combusting ammonia gas, but is a co-fired power generation facility 1 capable of burning other than pulverized coal, oil, natural gas or ammonia gas such as BOG (boil off gas).
  • BOG snow off gas
  • the power generation facility 1 is a gas fuel supply unit that supplies gaseous fuel other than ammonia gas via the ammonia gas supply facility 2, the ammonia gas fuel piping facility 3, the boiler 6, the denitration facility 90, and the gas fuel piping 170. 70, and a control unit 7 that controls the entire system.
  • the ammonia gas supply facility 2 includes a storage tank 10, a vaporizer 20, an accumulator 30, an ammonia gas absorbing unit 80, and the like.
  • the ammonia gas absorbing unit 80 is a water storage tank for absorbing ammonia gas emitted from the blow valve 81 or the like provided in the ammonia gas supply facility 2 into water.
  • the storage tank 10 stores pressurized and liquefied liquid ammonia, and is connected to the vaporizer 20 through a pipe 110.
  • the pipe 110 is branched in two directions along the way.
  • a vaporizer start valve 11 and a vaporizer pressure control valve 12 for controlling the pressure in the vaporizer 20 are sequentially disposed from the upstream side.
  • a vaporizer bypass valve 13 is disposed in the other branched pipe 110b.
  • the vaporizer 20 heats and vaporizes the liquid ammonia supplied from the storage tank 10.
  • liquid ammonia is heated through the inside of a coiled pipe immersed in warm water and vaporized to be ammonia gas.
  • the downstream side of the vaporizer 20 is connected to the accumulator 30 via a pipe 120.
  • the pipe 120 is branched in two directions along the way.
  • An accumulator start valve 21 and an accumulator pressure control valve 22 for controlling the pressure in the accumulator 30 are sequentially disposed from the upstream side in one branched pipe 120 a.
  • An accumulator bypass valve 23 is disposed in the other branched pipe 120b.
  • the accumulator 30 is a device that accumulates ammonia gas and stabilizes the pressure.
  • a pipe 130 extends from the downstream side of the accumulator 30.
  • the pipe 130 is branched in two directions.
  • One branched pipe 132 is connected to the header 40.
  • the other branched pipe 131 is connected to the ammonia gas fuel pipe arrangement 3.
  • the pipe 140 is connected to the downstream side of the header 40, and the pipe 140 is branched into a plurality of denitration pipes 141, 142, 143, and the denitration pipes 141, 142, 143 respectively have denitration shutoff valves 41, 42, 43. It is connected to the denitrification equipment 90 through.
  • NOx removal pipes 141, 142 and 143 are connected to NOx removal units 91, 92 and 93, respectively.
  • the exhaust gas generated by combustion from the boiler 6 is fed into the denitration devices 91, 92, 93, and ammonia is introduced from the piping of the denitration piping 141, 142, 143 in which the denitration shutoff valves 41, 42, 43 are open.
  • the gas as a reducing agent nitrogen oxides in the exhaust gas are converted into harmless nitrogen gas and water.
  • Ammonia gas fuel piping system 3 As described above, the pipe 131 branched from the pipe 130 extending from the accumulator 30 is connected to the ammonia gas fuel pipe arrangement 3. A shutoff valve 31 is provided upstream of the pipe 131. On the downstream side of the shutoff valve 31, a purge pipe 133 extending from a purge gas supply unit 37 capable of flowing a purge gas such as nitrogen gas into the ammonia gas fuel piping installation 3 is connected via a purge valve 36.
  • the downstream side of the connection portion of the pipe 131 to which the purge pipe 133 is connected is branched in two directions.
  • a pressure control valve 32 is disposed in one of the branched pipes 131a.
  • a shutoff valve 33 is disposed in the other branched pipe 131b. The pipe 131 a and the pipe 131 b rejoin on the downstream side. The joined pipe 131 is connected to the flow meter 50 via the shutoff valve 34.
  • the flow meter 50 measures the flow rate of the gas flowing through the pipe 131.
  • a pipe 150 extends from the downstream side of the flow meter 50.
  • the piping 150 is branched in two directions along the way.
  • a flow control valve 51 is disposed in one of the branched pipes 150a.
  • a shutoff valve 52 is disposed in the other branched pipe 150b. The pipe 150 a and the pipe 150 b rejoin on the downstream side.
  • the downstream side of the joined pipe 150 is branched in two directions by the second connection portion 56.
  • One branched pipe is an ammonia gas outflow pipe 151 a, and is connected to the ammonia gas absorbing unit 80 of the ammonia gas supply facility 2 via an ammonia outflow blocking valve 55.
  • the ammonia gas absorbing unit 80 is a water storage tank, and dissolves ammonia gas in water.
  • a burner valve 53 is disposed in the other branched ammonia gas supply pipe 151b.
  • a cooling pipe 160 to which cooling air is introduced is connected via a cooling air valve 61.
  • the ammonia gas outflow piping 151 a may branch downstream of the burner valve 53.
  • the downstream side of the ammonia gas supply pipe 151 b is connected to the first connection portion 72 of the gas fuel pipe 170 extending from the gas fuel supply unit 70 to the gas burner 62 A of the boiler 6 via the shutoff valve 54.
  • the gas fuel supply unit 70 stores LNG (liquefied natural gas). When LNG is liquefied and stored, the LNG is vaporized due to the natural heat input from the outside, etc., and BOG off gas is generated.
  • the gas fuel pipe 170 is a pipe that sends the BOG as a fuel to the gas burner 62A.
  • the gas fuel pipe 170 is connected to the gas burner 62 A of the boiler 6 at the downstream side of the first connection portion 72.
  • a gas fuel pipe shutoff valve 71 is disposed upstream of the first connection portion 72 in the gas fuel pipe 170.
  • FIG. 2 is a view for explaining the four burners 62A of the uppermost stage among the four stages of the burners 62.
  • gas fuel is supplied to each of the four burners 62A.
  • coal pulverized coal
  • FIG. 1 shows that coal (pulverized coal) is supplied as a fuel from the coal storage unit 75 to the other three-stage burners 62B, 62C, and 62D shown in FIG.
  • the ammonia gas supply pipe 151 b is connected to the gas fuel pipe 170 at the first connection portion 72.
  • this 1st connection part 72 is arrange
  • members, such as packing which are easily corroded by ammonia gas, are not arranged.
  • a member susceptible to attack by the ammonia gas is not used between the ammonia gas supply pipe 151b and the gas fuel pipe 170.
  • the gas fuel pipe shutoff valve 71 is disposed in the vicinity of the first connection portion 72 on the upstream side of the first connection portion 72. Furthermore, the portion from the first connection portion 72 to the gas burner 62A in the gas fuel piping 170 and the portion from the gas fuel piping shutoff valve 71 to the first connection portion 72 are configured to be easily replaced. In addition, also in the shutoff valve used for the piping installation 3 for ammonia gas fuel mentioned above, and a connection part, the member which is easy to be corroded by ammonia gas is not used. In the present embodiment, it is possible to switch the gas supplied to the burner 62E between the ammonia gas and the BOG by switching the opening and closing between the shutoff valve 54 and the gas fuel pipe shutoff valve 71.
  • FIG. 1 illustrates an initial state of the power generation facility 1 of the present embodiment.
  • FIG. 3 is a flowchart for explaining the operation of the power generation facility 1 by the control unit 7.
  • the vaporizer start valve 11 is open.
  • the vaporizer bypass valve 13 is closed.
  • the accumulator start valve 21 is open.
  • the accumulator bypass valve 23 is closed.
  • the shutoff valve 31 is closed.
  • the pressure of ammonia is set to 0.25 MPa
  • the pressure of ammonia is set to 0.15 MPa
  • the liquid ammonia is sent from the storage tank 10 to the vaporizer 20 after the pressure thereof is adjusted to 0.25 MPa in the vaporizer pressure control valve 12 through the piping 110 and the piping 110 a.
  • the ammonia gas vaporized in the vaporizer 20 is adjusted to a pressure of 0.15 MPa in the accumulator pressure regulating valve 22 and sent to the accumulator 30.
  • Ammonia gas of 0.15 MPa is sent to the header 40 through the pipe 132.
  • the denitration shutoff valves 41, 42, 43 are all closed, and the denitration equipment 90 and the header 40 are separated. Further, since the gas fuel pipe shutoff valve 71 is open, BOG is supplied to the gas burner 62A.
  • FIG. 4 is a view for explaining the bypass operation of the ammonia gas supply facility 2 at the time of ammonia gas combustion.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. (I)
  • the accumulator bypass valve 23 is gradually closed and opened.
  • the accumulator start valve 21 is closed from open.
  • the accumulator bypass valve 23 and the accumulator start valve 21 may be interlocked with each other. Thereby, the ammonia gas vaporized by the vaporizer 20 is bypassed so as to pass through the pipe 120 b without passing through the accumulator pressure control valve 22.
  • the reason for preventing ammonia gas from passing through the accumulator pressure regulating valve 22 in this way is as follows.
  • the upper limit of the adjustable pressure of the accumulator pressure regulating valve 22 is 0.3 MPa.
  • the pressure of the ammonia gas at the position where the accumulator pressure control valve 22 is disposed is higher than that when used in the denitration equipment 90, 0.3 MPa or more, for example, about 0.45 MPa It is preferable.
  • FIG. 5 is a view for explaining the operation of replacing the inside of the ammonia gas fuel piping installation 3 with nitrogen gas for the ammonia gas.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. (I) Close the gas fuel pipe shutoff valve 71. Then, the flow of BOG into the gas burner 62A is shut off. (Ii) Open the shutoff valve 34 from the closed state. (Iii) The pressure of the pressure control valve 32 is set to 0.15 MPa. The flow rate of the flow rate adjustment valve 51 is adjusted to 100 kg / h (opening degree 40%). (Iv) The shutoff valve 31 is gradually closed and opened.
  • the ammonia gas flows into the piping 150 of the ammonia gas fuel piping system 3.
  • the cooling air valve 61 is closed from the open state.
  • the cooling air is cooling the gas burner 62A.
  • the burner valve 53 is gradually closed and opened.
  • the nitrogen filling the pipes 150 and the like in advance is released into the boiler in which the fuel is burning, and the insides of the pipes 130 and 150 of the ammonia gas fuel piping installation 3 are replaced with ammonia gas.
  • the ammonia outflow blocking valve 55 provided in the ammonia gas outflow pipe 151a confirms the pressure in the pipe, and appropriately opens to flow out the ammonia gas when the pressure becomes higher than a predetermined value.
  • FIG. 6 is a view for explaining the operation at the completion of the operation of replacing the inside of the ammonia gas fuel piping installation 3 with nitrogen gas for the ammonia gas.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. (I) Check the flow rate of nitrogen gas of 0.7 kg with the flow meter 50.
  • the capacity in the piping from the upstream end to the downstream end of the ammonia gas fuel piping installation 3 of the present embodiment is about 1 m 3 . 1 m 3 of nitrogen gas is about 0.7 kg.
  • the cooling air is sent to the gas burner 62A.
  • the shutoff valve 34 is closed from the open state.
  • the ammonia outflow blocking valve 55 provided in the ammonia gas outflow pipe 151a confirms the pressure in the pipe, and appropriately opens to flow out the ammonia gas when the pressure becomes higher than a predetermined value.
  • step S5 Interlock setting change
  • generated by the ammonia gas supply installation 2 of the power generation installation 1 is used in the denitration installation 90
  • the ammonia gas supply installation 2 may be provided with an interlock.
  • the set pressure of the interlock is relatively low, and the set pressure may be too low when ammonia gas is used as the fuel as in the present embodiment. Therefore, the control unit 7 appropriately changes the pressure setting of the interlock of the ammonia gas supply facility 2.
  • FIG. 7 is a view for explaining the pressure increase operation of the ammonia gas fuel piping installation 3.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. (I) The pressure setting value of the pressure control valve 32 of the ammonia gas fuel piping installation 3 is changed from 0.15 MPa to 0.35 MPa. (Ii) The pressure setting value of the vaporizer pressure control valve 12 before the vaporizer 20 is changed from 0.25 MPa to 0.45 MPa.
  • the pressure set value of the vaporizer pressure control valve 12 in front of the vaporizer 20 is 0.45 MPa, which is larger than 0.35 MPa which is the pressure set value of the pressure control valve 32 of the ammonia gas fuel piping installation 3 It is because it is easy to control if there is a pressure gradient.
  • FIG. 8 is a view for explaining the ignition operation of the ammonia gas fuel piping installation 3.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. (I) Open the shutoff valve 34 from closed. (Ii) The cooling air valve 61 is opened and closed. (Iii) The burner valve 53 is slowly closed and opened to ignite the gas burner 62A. At this time, it is assumed that the pressure decreases by about 0.2 MPa. (Iv) Ignition of the gas burner 62A.
  • FIG. 9 is a view for explaining the flow rate adjustment operation of the ammonia gas fuel piping installation 3.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. (I) After confirming that combustion is stable, adjust the flow rate appropriately.
  • the supply amount of ammonia gas varies depending on the number of burners that burn ammonia, for example, the flow rate in the case of supplying ammonia gas to one burner is about 450 kg / h.
  • FIG. 10 is a diagram for explaining the stop operation of the ammonia gas fuel piping installation 3.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. (I)
  • the flow rate setting of the flow rate adjustment valve 51 is lowered to a flow rate of 100 kg / h.
  • the pressure setting of the pressure control valve 32 is returned from 0.35 MPa to 0.1 MPa.
  • (Iii) Close the burner valve 53 from the open state. Since the supply of ammonia gas is thereby stopped, the gas burner 62A extinguishes. At this time, the pressure of the ammonia gas may rise to 0.3 MPa.
  • the cooling air valve 61 is closed and opened.
  • the shutoff valve 34 is closed to stop the flow of the ammonia gas into the ammonia gas fuel piping system 3.
  • the vaporizer start valve 11 is closed from open to stop the vaporization of liquid ammonia.
  • the ammonia combustion operation is not performed for a predetermined time at night or the like, the ammonia outflow blocking valve 55 may be opened. By doing so, when the pressure in the ammonia gas fuel piping installation 3 rises, the ammonia gas can be released.
  • FIG. 11 shows the operation in the case where ammonia gas in the ammonia gas fuel piping installation 3 is replaced with nitrogen gas (step S10, YES), for example, when not using for a long period after stopping ammonia combustion. It is a figure explaining.
  • the control unit 7 performs the following control from the state of FIG. 10 (step S11).
  • the shutoff valve 31 is closed from the open state.
  • the cooling air valve 61 is opened and closed.
  • (Iii) shut off the shutoff valve 54;
  • I), (ii), (iii) the ammonia outflow from the ammonia gas fuel piping installation 3 is prevented.
  • the gas fuel pipe shutoff valve 71 is closed and opened.
  • step 4 the flow rate of 50 kg of nitrogen gas was confirmed by the flow meter 50, but in step S10, the flow meter is doubled. That is to completely replace ammonia gas with nitrogen gas.
  • the power generation facility 1 of the present embodiment includes a boiler 60 for burning fuel, a denitration facility 90 for decomposing nitrogen oxides contained in exhaust gas generated by combustion, and ammonia gas used in the denitration facility 90.
  • Ammonia gas fuel piping equipment 3 which is branched from the ammonia gas supply equipment 2 to be supplied, the piping 130 connecting the ammonia gas supply equipment 2 and the denitrification equipment 90, and is connected to the boiler 60, ammonia gas fuel piping
  • the ammonia gas outflow piping 151a which makes the ammonia gas in the installation 3 flow out to the ammonia gas absorption part 80 provided in the NOx removal equipment 90 is provided.
  • the ammonia gas can be made to flow out of the ammonia gas fuel piping system 3 into the ammonia gas absorbing unit 80 provided in the ammonia gas supply facility 2, so that the ammonia gas can be discharged into the atmosphere. It can be prevented. Further, since the ammonia gas is made to flow out to the ammonia gas absorbing unit 80 of the ammonia gas supply facility 2, the ammonia gas absorbing unit 80 can be shared, and no extra cost is incurred.
  • the power generation facility 1 of the present embodiment is provided with a purge pipe 133 for introducing nitrogen gas as a purge gas to the ammonia gas fuel piping system 3.
  • the ammonia gas present in the ammonia gas fuel piping system 3 can be sent to the ammonia gas absorbing unit 80 by purging the ammonia gas fuel piping system 3 with nitrogen gas, so ammonia gas fuel Disassembly inspection work etc. of the piping installation 3 can be performed.
  • the control unit 7 performs the pressure setting in the ammonia gas supply facility 2 when ammonia gas flows from the ammonia gas supply facility 2 to the denitration facility 90 in step S2 and step S6.
  • the pressure setting in the ammonia gas supply facility 3 in the case of flowing ammonia gas from the ammonia gas supply facility 2 to the ammonia gas fuel piping facility 3 is increased.
  • the pressure for sending ammonia gas can be increased, so that ammonia gas sufficient for combustion can be sent, and a sufficient injection pressure at the burner portion can be secured.
  • the ammonia gas fuel piping system 3 has the shutoff valves 31 and 54 on the upstream side and the downstream side, respectively.
  • Ammonia gas can be sent to the ammonia gas absorbing unit 80 by closing the shutoff valves 31 and 54 and purging the piping system 3 for ammonia gas fuel with nitrogen gas, so that the ammonia gas flows out to the atmosphere. It is prevented.
  • the power generation facility 1 of the present embodiment includes the gas burner 61E connected to the gas fuel pipe 170 that supplies gas fuel other than ammonia gas. Then, the ammonia gas fuel piping installation 3 is connected to the gas fuel piping 170. Further, a gas fuel pipe shutoff valve 71 is provided on the upstream side of the first connection portion 72 of the gas fuel pipe 170 to which the ammonia gas fuel pipe arrangement 3 is connected. According to the present embodiment, the ammonia gas is prevented from flowing into the gas fuel pipe 170 upstream of the gas fuel pipe shut-off valve 71 by closing the gas fuel pipe shut-off valve 71. Therefore, the deterioration and damage due to the corrosion of the gas fuel supply portion 70 and the upstream side of the gas fuel pipe shutoff valve 71 in the gas fuel pipe 170 due to ammonia are prevented.
  • the power generation facility 1 of the present embodiment is a mixed-fired power generation facility equipped with a burner that burns fuel such as coal other than gas fuel. Therefore, various fuels can be burned.
  • a power generation facility at a power plant for example, a power generation facility for coal, includes an ammonia gas supply facility and a denitrification facility.
  • a gas burner for burning BOG or natural gas is provided, such as the gas burner 61E of the present embodiment.
  • ammonia can be burned by adding the ammonia gas fuel piping installation 3 to such existing power generation equipment.
  • Carbon dioxide is generated when fossil fuel is burned.
  • ammonia gas can be used as a fuel, the emission amount of carbon dioxide from the power generation facility can be reduced.
  • the present invention by applying the present invention to a power generation facility that burns coal using a large amount of carbon dioxide emissions as a fuel, it can help prevent global warming, and a more environmentally friendly power generation facility can be obtained.

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Abstract

アンモニアガスを燃料として安全に利用可能な発電設備を提供する。　本発明の発電設備１は、燃料を燃焼させるボイラ６と、前記燃焼によって生成された排ガスに含まれる窒素酸化物を分解する脱硝設備９０と、前記脱硝設備９０で使用されるアンモニアガスを供給するアンモニアガス供給設備２と、前記アンモニアガス供給設備２と前記脱硝設備９０とを接続する配管１３０から分岐して、前記ボイラ６へ接続されたアンモニアガス燃料用配管設備３と、前記アンモニアガス燃料用配管設備３内のアンモニアガスを、前記脱硝設備９０に設けられたアンモニアガス８に流出させるアンモニアガス流出配管１５１ａと、を備える。

Description

発電設備
　本発明は、発電設備に関する。
　従来、火力発電所等の発電設備のボイラは、石炭・天然ガス・軽油・重油等の化石燃料をバーナで燃焼させた熱を利用して高温高圧蒸気を発生させている。しかし、これらの化石燃料を燃焼させると二酸化炭素が発生するため、地球温暖化の原因になる。このため、近年、カーボンクレジット（排出枠）といった形で二酸化炭素を抑制する動きがある。
　例えば、ＬＮＧ（液化天然ガス）は、二酸化炭素の排出量がＬＰＧ（液化石油ガス）より少ない。このため、ＬＮＧを燃料として用いることが行われている。ＬＮＧ等のガス燃料は、輸送の際に便宜上、液化が必要である。しかし、ＬＮＧの場合、液化するために－１８０度程度の低温状態にする必要があるため、液化が容易ではなく、設備のコストもかかる。
　このため、二酸化炭素を発生しない燃料として、アンモニアガスの利用が提案されている（例えば特許文献１参照）。アンモニアはマイナス３３度程度で液化する。このため、例えば、液化にマイナス１８０程度必要なＬＮＧと比べて液化が容易で、設備のコストも安価ですむ。
特開２０１６－１８３８４０号公報
　特許文献１に記載の装置は、主燃料として石炭ガス化ガス等のガスが燃焼されている燃焼器において、出力が低下した場合に、脱硝装置に用いるアンモニアガスを追加の燃料として投入するものである。
　しかし、アンモニアガスは侵蝕性及び毒性がある。このため、脱硝装置において用いられるアンモニアガスを燃焼に用いる場合、アンモニアガスの大気中への流出等を防止する工夫が必要である。
　本発明は、アンモニアガスを燃料として安全に利用可能な発電設備を提供することを目的とする。
　本発明は上述の課題を解決するために以下のものを提供する。
（１）燃料を燃焼させるボイラと、前記燃焼によって生成された排ガスに含まれる窒素酸化物を分解する脱硝設備と、前記脱硝設備で使用されるアンモニアガスを供給するアンモニアガス供給設備と、前記アンモニアガス供給設備と前記脱硝設備とを接続する配管から分岐して、前記ボイラへ接続されたアンモニアガス燃料用配管設備と、前記アンモニアガス燃料用配管設備内のアンモニアガスを、前記アンモニアガス供給設備に設けられたアンモニアガス吸収部に流出させるアンモニアガス流出配管と、を備える発電設備。
（２）前記アンモニアガス燃料用配管設備は、アンモニアガス以外のパージガスを流入するパージ配管を備えてもよい。
（３）前記発電設備の動作を制御する制御部を備え、前記制御部は、前記アンモニアガス供給設備から供給されるアンモニアガスの送付先を、前記脱硝設備または前記アンモニアガス燃料用配管設備との間で切換え、前記アンモニアガス供給設備から前記脱硝設備へアンモニアガスを流入する場合の前記アンモニアガス供給設備における圧力設定よりも、前記アンモニアガス供給設備から前記アンモニアガス燃料用配管設備へアンモニアガスを流入する場合の前記アンモニアガス供給設備における圧力設定を高くしてもよい。
（４）前記アンモニアガス燃料用配管設備は、上流側と下流側にそれぞれ遮断弁を有していてもよい。
　本発明によれば、アンモニアガスを燃料として安全に利用可能な発電設備を提供することができる。
実施形態の発電設備の概略図である。 ４段のバーナのうちの、最上段の４つのガスバーナを説明する図である。 制御部による発電設備の操作を説明するフローチャートである。 アンモニアガス燃焼時における、アンモニアガス供給設備のバイパス操作を説明する図である。 アンモニアガス燃料用配管設備内における窒素ガスからアンモニアガスへ置換する操作を説明する図である。 アンモニアガス燃料用配管設備内における窒素ガスからアンモニアガスへ置換する操作完了時の操作を説明する図である。 アンモニアガス燃料用配管設備の昇圧操作を説明する図である。 アンモニアガス燃料用配管設備の点火操作を説明する図である。 アンモニアガス燃料用配管設備の流量調整操作を説明する図である。 アンモニアガス燃料用配管設備の停止操作を説明する図である。 アンモニアガス燃料用配管設備内のアンモニアガスを窒素ガスで置換する操作を説明する図である。
　以下、本発明の実施形態の発電設備１について説明する。図１は実施形態の発電設備１の概略図である。実施形態の発電設備１は、アンモニアガスを燃焼可能なシステムであるが、微粉炭、油、天然ガスやＢＯＧ（ｂｏｉｌ　ｏｆｆ　ｇａｓ）等のアンモニアガス以外も燃焼可能な混焼発電設備１である。
　発電設備１は、アンモニアガス供給設備２と、アンモニアガス燃料用配管設備３と、ボイラ６と、脱硝設備９０と、ガス燃料配管１７０を介してアンモニアガス以外のガス燃料を供給するガス燃料供給部７０と、これら全体を制御する制御部７等を備える。
［アンモニアガス供給設備２］
　アンモニアガス供給設備２は、貯蔵タンク１０と、気化器２０と、アキュムレータ３０と、アンモニアガス吸収部８０等を備える。なお、アンモニアガス吸収部８０は、アンモニアガス供給設備２に設けられたブロー弁８１等から出るアンモニアガスを水中に吸収する貯水槽である。
（貯蔵タンク１０）
　貯蔵タンク１０は、加圧されて液化された液体アンモニアを貯蔵するもので、配管１１０を介して気化器２０に接続されている。配管１１０は、途中が２方向に分岐されている。分岐された一方の配管１１０ａには、気化器起動弁１１及び気化器２０内の圧力を制御する気化器圧力調整弁１２が上流側から順次配置されている。分岐された他方の配管１１０ｂには、気化器バイパス弁１３が配置されている。
（気化器２０）
　気化器２０は、貯蔵タンク１０から供給される液体アンモニアを加熱して気化させるものである。気化器２０において液体アンモニアは、温水中に浸漬されたコイル状配管内を通って昇温されて気化され、アンモニアガスとなる。気化器２０の下流側は、配管１２０を介してアキュムレータ３０に接続されている。
　配管１２０は、途中が２方向に分岐されている。分岐された一方の配管１２０ａには、アキュムレータ起動弁２１、アキュムレータ３０内の圧力を制御するアキュムレータ圧力調整弁２２が上流側から順次配置されている。分岐された他方の配管１２０ｂには、アキュムレータバイパス弁２３が配置されている。
（アキュムレータ３０）
　アキュムレータ３０は、アンモニアガスを蓄積し、圧力を安定させる装置である。アキュムレータ３０の下流側からは配管１３０が延びている。配管１３０は、２方向に分岐されている。分岐された一方の配管１３２は、ヘッダー４０に接続されている。分岐された他方の配管１３１は、アンモニアガス燃料用配管設備３に接続されている。
［ヘッダー４０］
　ヘッダー４０の下流側には、配管１４０が接続され、配管１４０は複数の脱硝配管１４１，１４２，１４３に分岐され、それぞれの脱硝配管１４１，１４２，１４３は、脱硝遮断弁４１，４２，４３を介して脱硝設備９０に接続されている。
［脱硝設備９０］
　脱硝設備９０において、脱硝配管１４１，１４２，１４３は、それぞれ脱硝装置９１，９２，９３に接続されている。脱硝装置９１，９２，９３には、ボイラ６から燃焼で生じた排ガスが送り込まれ、脱硝配管１４１，１４２，１４３のうちの脱硝遮断弁４１，４２，４３が開いている配管から流入されたアンモニアガスを還元剤として、排ガス中の窒素酸化物が無害な窒素ガスと水とに転換される。
［アンモニアガス燃料用配管設備３］
　上述のように、アキュムレータ３０から延びる配管１３０から分岐した配管１３１は、アンモニアガス燃料用配管設備３に接続されている。配管１３１の上流側には遮断弁３１が設けられている。遮断弁３１の下流側には、窒素ガス等のパージガスをアンモニアガス燃料用配管設備３に流入可能なパージ用ガス供給部３７から延びるパージ配管１３３が、パージ弁３６を介して接続されている。
　配管１３１におけるパージ配管１３３が接続されている接続部よりも下流側は、２方向に分岐されている。分岐された一方の配管１３１ａには、圧力調整弁３２が配置されている。分岐された他方の配管１３１ｂには、遮断弁３３が配置されている。配管１３１ａと配管１３１ｂとは、下流側で再度合流している。合流した配管１３１は、遮断弁３４を介して流量計５０に接続されている。
　流量計５０は、配管１３１を流れるガスの流量を測定するものである。流量計５０の下流側からは配管１５０が延びている。配管１５０は途中が２方向に分岐されている。分岐された一方の配管１５０ａには、流量調整弁５１が配置されている。分岐された他方の配管１５０ｂには、遮断弁５２が配置されている。配管１５０ａと配管１５０ｂとは、下流側で再度合流している。
　合流した配管１５０の下流側は、第２接続部５６で２方向に分岐されている。
　分岐された一方の配管は、アンモニアガス流出配管１５１ａであり、アンモニア流出遮断弁５５を介して、アンモニアガス供給設備２のアンモニアガス吸収部８０に接続されている。アンモニアガス吸収部８０は、上述のように貯水槽であり、アンモニアガスを水に溶解させる。
　分岐された他方のアンモニアガス供給配管１５１ｂにはバーナ弁５３が配置されている。配管１５０におけるバーナ弁５３の下流側には、冷却空気が流入される冷却配管１６０が冷却空気弁６１を介して接続されている。
　なお、アンモニアガス流出配管１５１ａは、バーナ弁５３の下流で分岐していても良い。
　アンモニアガス供給配管１５１ｂの下流側は遮断弁５４を介して、ガス燃料供給部７０から、ボイラ６のガスバーナ６２Ａまで延びるガス燃料配管１７０の第１接続部７２に接続されている。
［ガス燃料供給部７０］
　ガス燃料供給部７０には、ＬＮＧ（液化天然ガス）が貯蔵されている。ＬＮＧを液化して貯蔵する場合に、外部からの自然入熱などによりＬＮＧが気化してＢＯＧガス（ｂｏｉｌ　ｏｆｆ　ｇａｓ）が発生する。本実施形態では、ガス燃料配管１７０は、このＢＯＧを燃料としてガスバーナ６２Ａに送る配管である。
　ガス燃料配管１７０は、第１接続部７２の下流側においてボイラ６のガスバーナ６２Ａに接続されている。ガス燃料配管１７０における第１接続部７２の上流側には、ガス燃料配管遮断弁７１が配置される。
［ボイラ６］
　ボイラ６には、バーナ６２が複数段（本実施形態では高さ方向に４段（バーナ６２Ａ，６２Ｂ，６２Ｃ，６２Ｄ）及び複数列（本実施形態ではそれぞれの段に４つずつ）配置されている。
　図２は、その４段のバーナ６２のうち、最も上段の４つのバーナ６２Ａを説明する図である。本実施形態では、これらの４つのバーナ６２Ａのそれぞれに、ガス燃料が供給される。また、図１に示すその他の３段のバーナ６２Ｂ、６２Ｃ、６２Ｄには、燃料として石炭貯蔵部７５より石炭（微粉炭）が供給される。
　図２に示すように、アンモニアガス供給配管１５１ｂは第１接続部７２においてガス燃料配管１７０に接続されている。そして、この第１接続部７２は、ガスバーナ６２Ａの近傍に配置されている。すなわち、ガス燃料配管１７０の第１接続部７２からガスバーナ６２Ａまでの距離は短い。そして、第１接続部７２からガスバーナ６２Ａまでの間には、アンモニアガスによって侵蝕されやすいパッキン等の部材は配置されていない。また、第１接続部７２において、アンモニアガス供給配管１５１ｂとガス燃料配管１７０との間には、アンモニアガスによって侵蝕されやすい部材は使用されていない。また、ガス燃料配管遮断弁７１は、第１接続部７２の上流側における第１接続部７２の近傍に配置される。
　さらに、ガス燃料配管１７０における第１接続部７２からガスバーナ６２Ａまでの部分、及びガス燃料配管遮断弁７１から第１接続部７２の部分は、交換しやすいように構成されている。なお、上述したアンモニアガス燃料用配管設備３に用いられている遮断弁や、接続部においても、アンモニアガスによって侵蝕されやすい部材は使用されていない。
　本実施形態では、遮断弁５４及びガス燃料配管遮断弁７１との間での開閉の切換により、バーナ６２Ｅへ供給されるガスを、アンモニアガスとＢＯＧとの間で切り換えることが可能である。
　次に、制御部７を介した本実施形態の発電設備１の操作方法の一例について説明する。
（１）初期状態（ステップＳ１）
　図１は、本実施形態の発電設備１の初期状態を説明したものである。また、図３は制御部７による発電設備１の操作を説明するフローチャートである。
　初期状態において、
（ｉ）気化器起動弁１１は開である。
（ｉｉ）気化器バイパス弁１３は閉である。
（ｉｉｉ）アキュムレータ起動弁２１は開である。
（ｉｖ）アキュムレータバイパス弁２３は閉である。
（ｖ）遮断弁３１は閉である。
　気化器圧力調整弁１２において、例えば、アンモニアの圧力は０．２５ＭＰａに設定され、アキュムレータ圧力調整弁２２において、アンモニアの圧力は０．１５ＭＰａに設定されている。
　液体アンモニアは、貯蔵タンク１０から、配管１１０、配管１１０ａを通って、気化器圧力調整弁１２において圧力が０．２５ＭＰａに調整されて気化器２０に送られる。
　気化器２０において気化されたアンモニアガスは、アキュムレータ圧力調整弁２２において圧力が０．１５ＭＰａに調整されてアキュムレータ３０に送られる。
　０．１５ＭＰａのアンモニアガスは、配管１３２を介してヘッダー４０に送られる。ただし、脱硝遮断弁４１，４２，４３は全て閉じており、脱硝設備９０とヘッダー４０との間が縁切りされている。また、ガス燃料配管遮断弁７１は開なので、ＢＯＧがガスバーナ６２Ａに供給されている状態である。
　なお、脱硝配管１４１，１４２，１４３のそれぞれに設けられた脱硝遮断弁４１，４２，４３のうちのいずれかが開いている場合、アンモニアガスは、開いている脱硝遮断弁４１，４２，４３を通して、脱硝設備９０のうちの対応する脱硝装置９１，９２，９３に送られる。脱硝装置９１，９２，９３には、ボイラ６から燃焼で生じた排ガスが送られ、脱硝配管１４１，１４２，１４３から流入されたアンモニアガスは還元剤として使用され、排ガス中の窒素酸化物が無害な窒素ガスと水とに転換される。
（２）バイパス操作（ステップＳ２）
　図４は、アンモニアガス燃焼時における、アンモニアガス供給設備２のバイパス操作を説明する図である。制御部７は、図１の状態から以下の制御を行う。
（ｉ）アキュムレータバイパス弁２３を徐々に閉から開にする。
（ｉｉ）アキュムレータ起動弁２１を開からに閉にする。なお、アキュムレータバイパス弁２３とアキュムレータ起動弁２１とを連動するようにしてもよい。
　これにより、気化器２０によって気化されたアンモニアガスは、アキュムレータ圧力調整弁２２を通過せずに配管１２０ｂを通るようにバイパスされる。
　このようにアンモニアガスがアキュムレータ圧力調整弁２２を通らないようにする理由は、以下のとおりである。アキュムレータ圧力調整弁２２の調整可能圧力の上限は０．３ＭＰａである。アンモニアガスを燃焼させる場合、アキュムレータ圧力調整弁２２が配置されている位置でのアンモニアガスの圧力は、脱硝設備９０で使用される場合よりも高い、０．３ＭＰａ以上の、例えば０．４５ＭＰａ程度が好ましいからである。
（３）窒素ガスからアンモニアガスへ置換する操作（ステップＳ３）
　図５は、アンモニアガス燃料用配管設備３内を窒素ガスからアンモニアガスに置換する操作を説明する図である。制御部７は、図４の状態から以下の制御を行う。
（ｉ）ガス燃料配管遮断弁７１を閉にする。そうすると、ＢＯＧのガスバーナ６２Ａへの流入が遮断される。
（ｉｉ）遮断弁３４を閉から開にする。
（ｉｉｉ）圧力調整弁３２の圧力を０．１５ＭＰａにする。流量調整弁５１の流量を１００ｋｇ／ｈ（開度４０％）に調整する。
（ｉｖ）遮断弁３１を徐々に閉から開にする。これにより、アンモニアガス燃料用配管設備３の配管１５０内にアンモニアガスが流入される。
（ｖ）冷却空気弁６１を開から閉にする。冷却空気は、ガスバーナ６２Ａを冷却しているものである。冷却空気弁６１を開から閉にすることで、冷却空気の流れが遮断されて、アンモニアガスと空気との混合が防止される。
（ｖｉ）バーナ弁５３を徐々に閉から開にする。このとき、予め配管１５０等を充満していた窒素は燃料が燃焼しているボイラ内へ放出され、アンモニアガス燃料用配管設備３の配管１３０，１５０内はアンモニアガスで置換される。
　なお、アンモニアガス流出配管１５１ａに設けられたアンモニア流出遮断弁５５は、配管内の圧力を確認し、圧力が所定値より高くなった場合適宜開いてアンモニアガスを流出させる。
（４）窒素ガスからアンモニアガスへの置換完了操作（ステップＳ４）
　図６は、アンモニアガス燃料用配管設備３内を窒素ガスからアンモニアガスに置換する操作完了時の操作を説明する図である。制御部７は、図５の状態から以下の制御を行う。
（ｉ）流量計５０で窒素ガスの通過量０．７ｋｇを確認する。
　本実施形態のアンモニアガス燃料用配管設備３の上流側端部から下流側端部までの配管内の容量は、約１ｍ３である。１ｍ３の窒素ガスは約０．７ｋｇである。流量計５０を０．７ｋｇのガスが通過したということは、アンモニアガス燃料用配管設備３内の配管内の窒素ガスのほぼ全体が流出し、アンモニアガスで置換されたことを示す。なお、図においては正確な縮尺で表示されていないが、流量計５０からアンモニアガス燃料用配管設備３の下流端部までの実際の距離は、上流端部までの距離と比べると非常に小さい。したがって、流量計５０からアンモニアガス燃料用配管設備３の下流端部までの管内の容量は無視できるものとする。
（ｉｉ）バーナ弁５３を開から閉にする。
（ｉｉｉ）冷却空気弁６１を閉から開にする。なお、バーナ弁５３と冷却空気弁６１とを連動させることもできる。バーナ弁５３を閉じて冷却空気弁６１を開くことにより、ガスバーナ６２Ａに冷却空気が送られる。
（ｉｖ）遮断弁３４を開から閉にする。
　なお、アンモニアガス流出配管１５１ａに設けられたアンモニア流出遮断弁５５は、配管内の圧力を確認し、圧力が所定値より高くなった場合適宜開いてアンモニアガスを流出させる。
（５）インターロック設定変更（ステップＳ５）
　発電設備１のアンモニアガス供給設備２で生成されたアンモニアガスが脱硝設備９０において用いられる場合、アンモニアガス供給設備２にインターロックが設けられている場合がある。この場合のインターロックの設定圧力は比較的低く、本実施形態のようにアンモニアガスを燃料として用いる場合には設定圧力が低すぎる可能性がある。したがって、制御部７は、アンモニアガス供給設備２のインターロックの圧力設定を適宜変更する。
（６）昇圧操作（ステップＳ６）
　図７は、アンモニアガス燃料用配管設備３の昇圧操作を説明する図である。制御部７は、図６の状態から以下の制御を行う。
（ｉ）アンモニアガス燃料用配管設備３の圧力調整弁３２の圧力設定値を０．１５ＭＰａから０．３５ＭＰａに変更する。
（ｉｉ）気化器２０前の気化器圧力調整弁１２の圧力設定値を０．２５ＭＰａから０．４５ＭＰａに変更する。
　ここで、気化器２０前の気化器圧力調整弁１２の圧力設定値が０．４５ＭＰａで、アンモニアガス燃料用配管設備３の圧力調整弁３２の圧力設定値である０．３５ＭＰａより大きいのは、圧力に傾斜がある方が、制御しやすいからである。
（７）点火操作（ステップＳ７）
　図８は、アンモニアガス燃料用配管設備３の点火操作を説明する図である。制御部７は、図７の状態から以下の制御を行う。
（ｉ）遮断弁３４を閉から開にする。
（ｉｉ）冷却空気弁６１を開から閉にする。
（ｉｉｉ）バーナ弁５３をゆっくり閉から開にしてガスバーナ６２Ａを点火する。なお、この際、圧力が０．２ＭＰａ程度低下することが想定される。
（ｉｖ）ガスバーナ６２Ａを点火する。
（８）流量調整（ステップＳ８）
　図９は、アンモニアガス燃料用配管設備３の流量調整操作を説明する図である。制御部７は、図８の状態から以下の制御を行う。
（ｉ）安定して燃焼していることを確認後、流量を適宜調整する。アンモニアガスの供給量は、アンモニアを燃焼させるバーナの数によって異なるが、例えば一つのバーナにアンモニアガスを供給する場合の流量は、４５０ｋｇ／ｈ程度である。
（９）停止操作（ステップＳ９）
　図１０は、アンモニアガス燃料用配管設備３の停止操作を説明する図である。制御部７は、図９の状態から以下の制御を行う。
（ｉ）流量調整弁５１の流量設定を流量１００Ｋｇ／ｈに下げる。
（ｉｉ）圧力調整弁３２の圧力設定を０．３５ＭＰａから０．１ＭＰａに戻す。
（ｉｉｉ）バーナ弁５３を開から閉にする。これによりアンモニアガスの供給が停止されるので、ガスバーナ６２Ａが消火する。なお、このときアンモニアガスの圧力が０．３ＭＰａまで上昇する可能性がある。
（ｉｖ）冷却空気弁６１を閉から開にする。これにより冷却空気がガスバーナ６２Ａに送られ、ガスバーナ６２Ａが冷却される。
（ｖ）遮断弁３４を開から閉にし、アンモニアガス燃料用配管設備３へのアンモニアガスの流入を停止する。
（ｖｉ）気化器起動弁１１を開から閉にし、液体アンモニアの気化を停止する。
　なお、ここで、再度、アンモニアガス燃料用配管設備３よりアンモニアガスをガスバーナ６２Ａに供給してアンモニアガスを燃焼させる場合（ステップＳ１０，ＮＯ）、気化器起動弁１１を開にしてステップＳ６に戻る。
　また、夜間等においてアンモニア燃焼作業を一定時間行なわない場合、アンモニア流出遮断弁５５を開けておいてもよい。そうすることで、アンモニアガス燃料用配管設備３内の圧力が上昇した場合にアンモニアガスを逃がすことができる。
（１０）置換操作
　図１１は、アンモニア燃焼を停止した後、例えば長期使用しない場合等においてアンモニアガス燃料用配管設備３内のアンモニアガスを窒素ガスで置換する場合（ステップＳ１０，ＹＥＳ）の操作を説明する図である。制御部７は、図１０の状態から以下の制御を行う（ステップＳ１１）。
（ｉ）遮断弁３１を開から閉にする。
（ｉｉ）冷却空気弁６１を開から閉にする。
（ｉｉｉ）遮断弁５４を開から閉にする。（ｉ），（ｉｉ），（ｉｉｉ）により、アンモニアガス燃料用配管設備３からのアンモニア流出が防止される。
（ｉｖ）ガス燃料配管遮断弁７１を閉から開にする。これにより、ＢＯＧがガスバーナ６２Ａに送られる。
（ｖ）バーナ弁５３を閉から開にする。
（ｖｉ）遮断弁３４を閉から開にする。（ｖ），（ｖｉ）により、アンモニアガス燃料用配管設備３内が連通する。
（ｖｉｉ）アンモニア流出遮断弁５５を閉から開にする。これにより、アンモニアのアンモニアガス吸収部８０への流路が確保される。
（ｖｉｉｉ）パージ配管１３３のパージ弁３６を閉から開にし、アンモニアを窒素ガスで置換する。アンモニアガスはアンモニアガス流出配管１５１ａからアンモニアガス吸収部８０へと送出される。このとき、流量計５０で１．４ｋｇ（２ｍ３に相当）を確認後、アンモニアガス検知器で２５ｐｐｍ以下を確認し、置換完了する。ステップ４の場合は流量計５０で窒素ガスの通過量０．７ｋｇを確認したが、ステップＳ１０では流量計で２倍の量とする。それは、アンモニアガスを窒素ガスで完全に置換するためである。
　以上、本実施形態によると以下の効果を有する。
（１）本実施形態の発電設備１は、燃料を燃焼させるボイラ６０と、燃焼によって生成された排ガスに含まれる窒素酸化物を分解する脱硝設備９０と、脱硝設備９０で使用されるアンモニアガスを供給するアンモニアガス供給設備２と、アンモニアガス供給設備２と脱硝設備９０とを接続する配管１３０から分岐して、ボイラ６０へ接続された、アンモニアガス燃料用配管設備３と、アンモニアガス燃料用配管設備３内のアンモニアガスを、脱硝設備９０に設けられたアンモニアガス吸収部８０に流出させるアンモニアガス流出配管１５１ａとを備える。
　本実施形態によると、アンモニアガス燃料用配管設備３からアンモニアガスをアンモニアガス供給設備２に設けられたアンモニアガス吸収部８０内部に流出させることができるので、アンモニアガスの大気中への流出等を防止することができる。
　また、アンモニアガスは、アンモニアガス供給設備２のアンモニアガス吸収部８０に流出させるので、アンモニアガス吸収部８０を共有でき、余分な費用がかからない。
（２）本実施形態の発電設備１は、アンモニアガス燃料用配管設備３に、パージガスとして窒素ガスを流入するパージ配管１３３を備える。
　本実施形態によると、窒素ガスでアンモニアガス燃料用配管設備３をパージすることによって、アンモニアガス燃料用配管設備３に存在するアンモニアガスをアンモニアガス吸収部８０に送ることができるため、アンモニアガス燃料用配管設備３の分解点検作業等が出来る。
（３）本実施形態の発電設備１において制御部７は、ステップＳ２及びステップＳ６において、アンモニアガス供給設備２から脱硝設備９０へアンモニアガスを流入する場合のアンモニアガス供給設備２における圧力設定よりも、アンモニアガス供給設備２からアンモニアガス燃料用配管設備３へアンモニアガスを流入する場合の前記アンモニアガス供給設備３における圧力設定を高くする。
　これにより、アンモニアガス燃焼時において、アンモニアガスの送圧を高くすることができるので、燃焼に十分なアンモニアガスを送ることができるとともに，バーナ部における十分な噴射圧力を確保できる。
（４）本実施形態の発電設備１においてアンモニアガス燃料用配管設備３は、上流側と下流側にそれぞれ遮断弁３１，５４を有する。これらの遮断弁３１と５４を閉じて窒素ガスでアンモニアガス燃料用配管設備３をパージすることによって、アンモニアガスをアンモニアガス吸収部８０に送ることができるので、アンモニアガスの大気中への流出が防止される。
（５）本実施形態の発電設備１は、アンモニアガス以外のガス燃料を供給するガス燃料配管１７０に接続されたガスバーナ６１Ｅを備える。そして、ガス燃料配管１７０にアンモニアガス燃料用配管設備３が接続されている。また、ガス燃料配管１７０におけるアンモニアガス燃料用配管設備３が接続された第１接続部７２よりも上流側にガス燃料配管遮断弁７１が設けられている。
　本実施形態によるとガス燃料配管遮断弁７１を閉じることにより、ガス燃料配管１７０におけるガス燃料配管遮断弁７１よりも上流側にアンモニアガスが流入することが防止される。
　したがって、アンモニアによる、ガス燃料配管１７０におけるガス燃料配管遮断弁７１よりも上流側及びガス燃料供給部７０の侵蝕による劣化、破損が防止される。
（６）本実施形態の発電設備１は、ガス燃料以外の石炭等の燃料を燃焼させるバーナを備える混焼発電設備である。したがって、種々の燃料を燃焼させることができる。
（７）発電所における発電設備、例えば石炭用の発電設備は、アンモニアガス供給設備及び脱硝設備を備えている。そのような発電設備において、本実施形態のガスバーナ６１Ｅのような、ＢＯＧや天然ガス燃焼させるガスバーナが設けられているものもある。
　本実施形態によると、そのような既存の発電設備に、アンモニアガス燃料用配管設備３を増設することにより、アンモニアを燃焼させることができる。
（８）化石燃料を燃焼させると二酸化炭素が発生する。しかし、本実施形態ではアンモニアガスを燃料として用いることができるので、発電設備からの二酸化炭素の排出量を低減させられる。特に、二酸化炭素排出量の多い石炭を燃料として燃焼させる発電設備に本発明を適用することで、地球温暖化対策の一助となり、より環境に優しい発電設備とすることができる。
（９）本実施形態では大気圧における液化温度がマイナス３３度程度であるアンモニアガスを燃料として用いることができるので、液化および貯蔵は比較的容易であり、液化貯蔵設備が液体水素やＬＮＧに比較し安価ですむ。
　１　　発電設備
　２　　アンモニアガス供給設備
　３　　アンモニアガス燃料用配管設備
　６　　ボイラ
　７　　制御部
　１０　　貯蔵タンク
　１１　　気化器起動弁
　１２　　気化器圧力調整弁
　１３　　気化器バイパス弁
　２０　　気化器
　２１　　アキュムレータ起動弁
　２２　　アキュムレータ圧力調整弁
　２３　　アキュムレータバイパス弁
　３０　　アキュムレータ
　３１、３３、３４、５２、５４　　遮断弁
　３２　　圧力調整弁
　３６　　パージ弁
　３７　　パージ用ガス供給部
　４０　　ヘッダー
　５０　　流量計
　５１　　流量調整弁
　５３　　バーナ弁
　５５　　アンモニア流出遮断弁
　６０Ａ　　バーナ
　６１　　冷却空気弁
　６２Ａ　　ガスバーナ
　７０　　ガス燃料供給部
　７１　　ガス燃料配管遮断弁
　７２　　第１接続部
　８０　　アンモニアガス吸収部
　９０　　脱硝設備
　１１０、１１０ａ、１１０ｂ、１２０、１２０ａ、１２０ｂ、１３０、１３１、１３１ａ、１３１ｂ、１３２、１４０、１５０、１５０ａ、１５０ｂ　　配管
　１３３　　パージ配管
　１５１ａ　　アンモニアガス流出配管
　１５１ｂ　　アンモニア供給配管
　１６０　　冷却配管
　１７０　　ガス燃料配管

Claims (4)

  1. 　燃料を燃焼させるボイラと、
    　前記燃焼によって生成された排ガスに含まれる窒素酸化物を分解する脱硝設備と、
    　前記脱硝設備で使用されるアンモニアガスを供給するアンモニアガス供給設備と、
    　前記アンモニアガス供給設備と前記脱硝設備とを接続する配管から分岐して、前記ボイラへ接続されたアンモニアガス燃料用配管設備と、
    　前記アンモニアガス燃料用配管設備内のアンモニアガスを、前記アンモニアガス供給設備に設けられたアンモニアガス吸収部に流出させるアンモニアガス流出配管と、
    を備える発電設備。
  2. 　前記アンモニアガス燃料用配管設備は、アンモニアガス以外のパージガスを流入するパージ配管を備える、
    請求項１に記載の発電設備。
  3. 　前記発電設備の動作を制御する制御部を備え、
    　前記制御部は、
    　前記アンモニアガス供給設備から供給されるアンモニアガスの送付先を、前記脱硝設備または前記アンモニアガス燃料用配管設備との間で切換え、
    　前記アンモニアガス供給設備から前記脱硝設備へアンモニアガスを流入する場合の前記アンモニアガス供給設備における圧力設定よりも、
    　前記アンモニアガス供給設備から前記アンモニアガス燃料用配管設備へアンモニアガスを流入する場合の前記アンモニアガス供給設備における圧力設定を高くする、
    請求項１または２に記載の発電設備。
  4. 　前記アンモニアガス燃料用配管設備は、上流側と下流側にそれぞれ遮断弁を有している、
    請求項１から３のいずれか１項に記載の発電設備。
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