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審決分類 審判 査定不服 2項進歩性 特許、登録しない(前置又は当審拒絶理由) F02C
管理番号 1307883
審判番号 不服2014-6032  
総通号数 193 
発行国 日本国特許庁(JP) 
公報種別 特許審決公報 
発行日 2016-01-29 
種別 拒絶査定不服の審決 
審判請求日 2014-04-03 
確定日 2015-11-18 
事件の表示 特願2008-272569「燃焼器内でシンガスを燃焼させるための方法及び装置」拒絶査定不服審判事件〔平成21年 5月21日出願公開、特開2009-108858〕について、次のとおり審決する。 
結論 本件審判の請求は、成り立たない。 
理由 第1 手続の経緯
本願は、平成20年10月23日(パリ条約による優先権主張2007年10月31日、アメリカ合衆国)の出願であって、平成25年2月27日付けで拒絶理由が通知され、平成25年9月5日に意見書及び手続補正書が提出されたが、平成25年11月28日付けで拒絶査定がされ、平成26年4月3日に拒絶査定に対する審判請求がされると同時に特許請求の範囲を補正する手続補正書が提出され、平成26年5月15日付けで審判請求書の請求の理由を補正する手続補正書(方式)が提出され、その後、当審において平成26年12月25日付けで拒絶理由(以下、「当審拒絶理由」という。)が通知され、平成27年4月6日に意見書及び手続補正書が提出されたものである。

第2 本願発明
本願の特許請求の範囲の請求項1ないし5に係る発明は、平成27年4月6日に提出された手続補正書により補正された特許請求の範囲並びに願書に最初に添付された明細書及び図面の記載からみて、その特許請求の範囲の請求項1ないし5に記載された事項により特定されるとおりのものであると認められるところ、特許請求の範囲の請求項1に係る発明(以下、「本願発明」という。)は、次のとおりである。

「【請求項1】
乾式低NOx燃焼器(14)と、
第1の気体燃料源(62)及び第2の気体燃料源(64)と流体連通した混合装置(66)であって、第1の気体燃料(76)と第2の気体燃料(78)とを混合して混合気体燃料(80)を生成させる混合装置(66)と、
前記混合装置(66)と第1の気体燃料源(62)との間に結合した第1の流量調整装置(70)であって、前記混合装置(66)に流入する第1の気体燃料(76)の流量を調整する第1の流量調整装置(70)と、
前記混合装置(66)と第2の気体燃料源(64)との間に結合した第2の流量調整装置(74)であって、前記混合装置(66)に流入する第2の気体燃料(78)の流量を調整する第2の流量調整装置(74)と、
前記乾式低NOx燃焼器の噴射装置(54)と前記混合装置(66)との間に結合した単一の主燃料供給管(60)と、
第1及び第2の流量調整装置(70,74)に作動結合した制御システム(82)であって、前記混合装置(66)への第1の気体燃料(76)の供給量を調整するように第1の流量調整装置(70)を制御するとともに、前記混合装置(66)への第2の気体燃料(78)の供給量を調整するように第2の流量調整装置(70)(審決注:「74」の誤記と認められる。)を制御して、42?54の第1の修正ウォッベ指標(MWI)及び第1の燃料反応度を有する第1の気体燃料(76)と、20未満の第2のMWI及び第1の燃料反応度よりも高い第2の燃料反応度を有する第2の気体燃料(78)とを混合して第3のMWIを有する混合気体燃料(80)を生成させるように構成されている、制御システム(82)と
を含む燃焼システムであって、
前記噴射装置(54)が、前記混合気体燃料(80)を前記乾式低NOx燃焼器(14)内に噴射する、
燃焼システム。」

第3 引用文献の記載、引用文献の記載事項及び引用発明
1 引用文献の記載
当審拒絶理由で引用され、本願の優先日前に外国において頒布された刊行物である国際公開第2006/091379号(以下、「引用文献」という。翻訳文として、特表2008-530449号公報(平成23年8月5日付け誤訳訂正書により訂正されたもの)を援用する。)には、「ガス・タービン燃料調整及び導入方法」に関して、図面とともに概ね次の記載がある。なお、翻訳文に付した段落番号は、特表2008-530449号公報に記載された段落番号である。また、下線は当審で付したものである。

ア 「[0001] The present invention relates to a method of preparing and introducing fuel into combustors of a gas turbine. More particularly, the present invention relates to such a method in which a hydrocarbon containing feed stream is reacted with steam and oxygen in a catalytic partial oxidation reactor to reduce the heavy hydrocarbon content of such stream to acceptable levels prior to introduction into combustors of a gas turbine .
[0002] Gas turbines are used in a variety of industrial settings to supply power to a load, generally an electrical generator. A gas turbine consists of a compressor to compress air and an expander to recover energy from the compressed air after having been heated. The compressed air is heated within a set of combustors located between the compressor and the expander.
[0003] Gas turbines are designed to burn a variety of fuels such as natural gas, liquefied petroleum gas and synthesis gases containing hydrogen and carbon monoxide as well as liquid fuels such as #2 fuel oil. Additionally, gases that are produced from steel production, such as blast furnace gases and coke oven gases are also utilized. Blast furnace gases are typically blended with other gases in that they do not have sufficient heating value to be used alone. Coke oven gases contain too much hydrogen to be used in connection with lean premix combustion systems. 」(段落[0001]ないし[0003])
{翻訳文:「【0001】
本発明は燃料を調製し、ガス・タービンの燃焼器に導入する方法に関する。特に、本発明は、炭化水素を含有する供給材料流が接触部分酸化反応器内で蒸気及び酸素に反応し、ガス・タービンの燃焼器に導入する前に、このような供給材料流の重炭化水素含有量を許容可能なレベルまで減少させるような方法に関する。
【0002】
ガス・タービンは、通常は発電機のような負荷に動力を供給するために様々な産業環境で使用されている。ガス・タービンは、空気を圧縮するコンプレッサ、及び加熱後に圧縮空気からエネルギを回収するエキスパンダ(膨張器)で構成される。圧縮空気は、コンプレッサとエキスパンダの間に配置された1組の燃焼器内で加熱される。
【0003】
ガス・タービンは、天然ガス、液化石油ガス、水素及び一酸化炭素を含む合成ガス、さらに#2燃料油などの液体燃料のような様々な燃料を燃焼するように設計されている。また、溶鉱炉ガス及びコークス炉ガスなどの製鋼から生成されるガスも使用される。溶鉱炉ガスは通常、単独で使用するには十分な発熱量を有さないので、他のガスと混合される。コークス炉ガスは、希薄予混合燃焼システムとの関連で使用するには、含まれる水素が多すぎる。」(段落【0001】ないし【0003】)}

イ 「[0021] With reference to Fig. 1 a hydrocarbon containing feed stream 10 ("HC Stream") is pretreated in a catalytic partial oxidation reactor 12 ("CPOX") to produce a product stream 14 that is combined with a natural gas stream 16 ("NG") or other fuel stream having a sufficient heating value, to form a fuel stream 18 that is introduced as fuel to a gas turbine 20.
[0022] Gas turbine 20 has a compression section 22 that can be a series of stages. Compressor section 22 compresses an air stream 24 to form a compressor air stream 26 that is heated by combustion of fuel stream 18 in combustors 28 to produce an exhaust stream 30. Exhaust stream 30 is introduced into a turbine section 32 that is connected to a load 35 that can be an electrical generator. Compressor section 22 and expander section 32 are mechanically coupled together. Combustors 28 can consist of combustors that are arranged around the compressor section 22 in a manner well known in the art. Expander 32 can be split into two independent sections. The first section is on the same shaft as compressor 22 and the second section is on a second shaft that is connected to load 34.
[0023] Hydrocarbon containing feed stream 10 has a hydrocarbon content of at least 15 percent by volume on a dry basis of hydrocarbons with two or more hydrocarbons and/or at least about 3 percent by volume of olefins. For example, such stream could be a refinery offgas such as a fluidic catalytic cracker offgas, a coker offgas or a sweet refinery gas. Coke oven gases having a high hydrocarbon content is another possibility. As mentioned above, such a feed is unsuitable as a fuel to gas turbine 20 because the hydrocarbon content has a high potential for carbon cracking. In order to reduce the aforesaid hydrocarbon content to acceptable levels, hydrocarbon containing feed stream 10 is introduced into catalytic partial oxidation reactor 12 along with a steam stream 35 and an oxygen containing stream 36 to form a reactant mixture within the catalytic partial oxidation reactor 12 that is in turn contacted with a catalyst. It is to be noted that hydrocarbon containing feed stream 10, steam stream 35 and oxygen containing stream are all at a sufficient pressure to allow for product stream 14 to be produced at a sufficient pressure for combination with natural gas stream 16 or for introduction alone into combustors 28.
[0024] Steam stream 35 is added at a rate of between about .05 to about 0.5 water to carbon ratio within the reactant mixture. The ratio of steam addition is important since it helps with reformation of the olefins and other hydrocarbons with more than two carbon atoms. Too much steam is undesirable because excessive steam will also lower the temperature within catalytic partial oxidation reactor 12 and thus, prevent the decomposition of the higher order hydrocarbons to methane, carbon monoxide, hydrogen and etc. In addition, excess steam will dilute the volumetric fuel content of the product stream.
[0025] Oxygen containing stream 36, which can be air, oxygen enriched air or other oxygen containing gas is added at a rate of between about 0.08 and about 0.25 oxygen to carbon ratio within the reactant mixture. This can be done using a sparger or static mixer or reticulated metallic or ceramic foam monolith. The foam monolith provides a tortuous path that can provide safe and complete mixing of the oxygen at a relatively low pressure drop. The proportions of hydrocarbon, steam and oxygen can be controlled by controlling the flow rates of the aforementioned streams by, for example, by valves, not illustrated.
[0026] Hydrocarbon containing feed stream 10 and steam stream 35 are preferably combined to form a combined stream 38 that is introduced into catalytic partial oxidation reactor 12 at a temperature of no greater than 600 ℃ to prevent cracking of higher order hydrocarbons. As could be appreciated, the aforesaid streams could be introduced separately. Although not required, hydrocarbon containing feed stream 10 can be preheated to conserve oxygen. The temperature of the exit of catalytic partial oxidation reactor 12 is maintained at between about 600 ℃ and about 860 ℃ to preferentially reduce the content of olefins in the hydrocarbons with two or more carbon atoms to acceptable levels. At outlet temperatures below about 600 ℃ there is insufficient reactivity to reduce the olefin and heavy hydrocarbon content to acceptable levels. At outlet temperatures above about 860 ℃ there is too much oxygen or in other words, more than necessary and further, methane and other hydrocarbons will be oxidized to carbon oxides, hydrogen and water to reduce the heating value of product stream 14 and therefore, its usefulness as a fuel.
[0027] If the reaction takes place within the temperature limits discussed above and the feed conditions of the reactant mixture, the oxygen is totally consumed and the water is reduced to less than 15 percent by volume at the outlet of the partial oxidation reactor 12. Under such conditions, saturated hydrocarbons in the feed will react but at a slower rate than the olefins . The higher molecular weight of hydrocarbons with more than two carbon atoms are also converted into hydrogen, carbon monoxide, carbon dioxide and methane. At the reaction conditions specified, the product stream 14 will contain less than about 0.5 percent olefins by volume on a dry basis and less than about 10 percent by volume on a dry basis of alkanes with two or more carbon atoms . At such temperatures, other hydrocarbons may exist but in trace amounts and in any case less than about 1 percent by- volume on a dry basis. The remaining content will comprise methane, hydrogen, carbon monoxide, carbon dioxide and water vapor. Such a treated product stream 14 is suitable for use in part or alone as a fuel for gas turbine 20.」(段落[0021]ないし[0027])
{翻訳文:「【0015】
図1を参照すると、炭化水素を含有する供給材料流10(「HC流」)を、接触部分酸化反応器12(「CPOX」)内で前処理して、生成物の流れ14を生成し、これは天然ガス流16(「NG」)又は十分な発熱量を有する他の燃料流と組み合わされて、燃料としてガス・タービン20に導入される燃料流18を形成する。
【0016】
ガス・タービン20は圧縮部分22を有し、これは一連のステージでよい。コンプレッサ部分22は、空気流24を圧縮してコンプレッサ空気流26を形成し、これが燃焼器28内で燃料流18の燃焼によって加熱され、排気流30を生成する。排気流30は、発電機でもよい負荷34に接続されたタービン部分32内に導入される。コンプレッサ部分22及びエキスパンダ部分32は、相互に機械的に結合される。燃焼器28は、当技術分野でよく知られている方法でコンプレッサ部分22の周囲に配置構成された燃焼器で構成することができる。エキスパンダ32は2つの独立した部分に分割することができる。第1部分は、コンプレッサ22と同じシャフト上にあり、第2部分は、負荷34に接続された第2シャフト上にある。
【0017】
炭化水素を含有する供給材料流10は、2個以上の炭化水素及び/又は少なくとも約3体積パーセントのオレフィンを有する炭化水素の乾燥ベースで少なくとも15体積パーセントの炭化水素含有率を有する。例えば、このような流れは、流動接触分解器オフガス、コークス器オフガス又は精油所スイート・ガスなどの精油所オフガスでよい。炭化水素の含有率が高いコークス炉ガスも、可能性の1つである。上述したように、このような供給材料は、ガス・タービン20への燃料として不適切である。というのは、炭化水素を含有すると、炭素分解の可能性が高くなるからである。前述した炭化水素の含有量を許容可能なレベルまで低下させるために、炭化水素を含有する供給材料流10を、蒸気流35及び酸素を含有する流れ36とともに接触部分酸化反応器12内に導入して、接触部分酸化反応器12内で反応混合物を形成し、これが触媒と接触する。炭化水素を含有する供給材料流10、蒸気流35及び酸素を含有する流れは全て、天然ガス流16と組み合わせるか、単独で燃焼器28へと導入するために十分な圧力で生成物の流れ14を生成できるように、十分な圧力であることに留意されたい。
【0018】
蒸気流35が、反応混合物内に約0.05から約0.5の水対炭素の比率で追加される。蒸気の追加物の比率は重要である。というのは、オレフィン及び炭素原子が2個以上の他の炭化水素の再形成を補助するからである。蒸気が多すぎることは望ましくない。というのは、過度の蒸気は、また接触部分酸化反応器12内の温度を低下させ、したがってより高次の炭化水素がメタン、一酸化炭素、水素などに分解するのを防止するからである。また、過度の蒸気は、生成物の流れの燃料体積含有物を希釈する。
【0019】
酸素を含有する流れ36は、空気、酸素富化空気又は他の酸素を含有するガスでよく、これが反応混合物内に約0.08と約0.25の間の酸素対炭素の比率で追加される。これは、多孔分散管又は静止混合機又は網状の金属又はセラミック発泡体モノリスを使用して実行することができる。発泡体モノリスは、比較的小さい圧力低下で酸素を安全且つ完全に混合することができる蛇行路を提供する。炭化水素と蒸気と酸素の割合は、図示されていない例えば弁などによって前述した流れの流量を制御することによって制御することができる。
【0020】
炭化水素を含有する供給材料流10と蒸気流35を組み合わせて複合流38を形成し、これをより高次の炭化水素の分解を防止するために600℃以下の温度で接触部分酸化反応器12に導入することが好ましい。理解されるように、前述した流れは別個に導入することができる。必要ではないが、炭化水素を含有する供給材料流10は、酸素を維持するために予熱することができる。接触部分酸化反応器12の出口の温度は、炭素原子が2個以上の炭化水素中のオレフィンの含有率を許容可能なレベルまで優先的に低下させるために、約600℃と約860℃の間に維持する。約600℃以下の出口温度では、オレフィン及び重炭化水素の含有率を許容可能なレベルまで低下させるには反応性が不十分である。約860℃より高い出口温度では、酸素が多すぎる、つまり必要な量より多く、さらにメタン及び他の炭化水素が酸化して一酸化炭素、水素及び水になり、生成物の流れ14の発熱量を低下させ、したがって燃料としての有用性を低下させる。
【0021】
上記で検討した温度限界内で、且つ反応混合物の供給条件で反応が起こると、酸素が完全に消費され、水が接触酸化反応器12の出口にて15体積パーセント未満まで減少する。このような状態では、供給材料内の飽和炭化水素が反応するが、反応速度はオレフィンより遅い。炭素原子2個以上の分子量の大きい炭素水素も水素、一酸化炭素、二酸化炭素及びメタンに変換される。指定された反応状態で、生成物の流れ14は乾燥ベースで約0.5体積パーセント未満のオレフィン、及び乾燥ベースで約10パーセント未満の炭素原子2個以上のアルカンを含む。このような温度では、他の炭化水素が存在することがあるが、微量であり、いかなる場合でも乾燥ベースで約1体積パーセント未満である。残りの含有物はメタン、水素、一酸化炭素、二酸化炭素及び水蒸気を含む。このような処理された生成物の流れ14は、部分的に、又は単独でガス・タービン20の燃料として使用するのに適切である。」(段落【0015】ないし【0021】)}

ウ 「[0031] In order to operate any embodiment of the present invention, preliminary water to carbon and oxygen to carbon ratios and desired outlet temperatures to be obtained can be determined by known simulation techniques for a given feed. The makeup of the feed can be determined by gas chromatography. Finer adjustments to such ratios, feed rates and etc. can be made in the field by analysis of product stream 14. Such finer adjustments can involve sampling and analyzing product stream 14 using gas chromatography. Preferably, sufficient data can be developed so that performance could be predicted without analysis by gas chromatography. There are possible applications for the present invention in which product stream 14 is used as the sole fuel to the gas turbine 20. This would of course depend on its heating value and compatibility with the gas turbine combustor 28. In most cases, product stream 14 will be used as an adjunct and therefore, blended with another fuel stream, for instance natural gas stream 16. However, since potential coking hydrocarbons have been controlled to levels similar to those found in natural gas, such treated streams as product stream 14 can be used in greater amounts than contemplated in the prior art.
[0032] As mentioned above, gas turbines can be designed to run on process gases, such as coke oven gases, provided the heavier hydrocarbons are removed by- scrubbing. High levels of higher molecular weight hydrocarbons, especially olefins, can form carbon within gas turbine combustors and result in erosion and fouling of gas turbine components and the emission of "smoke" in the gas turbine exhaust.
[0033] The amount of variation of the heating value for a given fuel system design is however limited. Fuel nozzles are designed to operate within a specific volumetric flow rates. Ranges in heating values can be accommodated by increasing or decreasing the fuel nozzle area or gas temperature. For an existing combustor designed for a fuel such as natural gas the fuel nozzle area is fixed. The temperature of the fuel can be adjusted to keep fuel stream 18 within the desire energy density for gas turbine control purposes. A measure of the inter-changeability of gas fuels for a given system design is the Wobbe Index. The Wobbe Index is equal to a ratio of the lower heating value of the fuel and the square root of a product of the specific gravity of the fuel relative to air and the temperature of the fuel. Typically, the fuel is supplied at a temperature that does not exceed plus or minus 5 percent of the Wobbe Index.
[0034] Therefore, in retrofit situations or situations in which the gas turbine is not modified, product stream 14 or a blend including product stream 14, for example fuel stream 18, is utilized in a manner to meet the design Wobbe Index of a particular gas turbine combustor. The degrees of freedom that will govern the use of product stream 14 are its composition and temperature and if blended, the composition and temperature of the blend or for example, fuel stream 18. In a situation in which product stream 14 is to be used alone, its temperature can be adjusted through heat exchange with reactant streams for catalytic partial oxidation reactor 12 and if necessary, by further cooling. In case of blending, further or the sole temperature control may be obtained by controlling flow rates of the product stream 14 and the other fuel stream, for instance, natural gas stream 16. The lower heating value of the blend can also be controlled by controlling flow rates.
[0035] In practice, the composition of the hydrocarbon containing feed stream 10 may vary to in turn vary the composition and temperature of product stream 14 and therefore any calculated Wobbe Index. As indicated above, if the composition and temperature of product stream 14 is controlled, then control of the blending of the streams is a simple and straight forward matter of controlling the flow rates of the two streams. In most operational situations the use of catalytic partial oxidation will dampen feed variations in that such a reaction preferably removes heavier hydrocarbons which are the most likely variables in the feed. Hence, generally, all that is required is to control the temperature of the blend once a blend ratio is selected by use of the turbine fuel preheat controls .
[0036] If further control is required due to variability in the composition of hydrocarbon containing feed stream 10, a finer degree of control can be obtained limiting the amount of product stream 14 that is blended with natural gas stream 16 to less than about ten percent. This of course may be the least desirable course of action. A more desirable control is to dampen feed variations by operating catalytic partial oxidation reactor 12 with a slightly higher oxygen to carbon ratio than the minimum required to maintain olefins at less than 0.5 percent and other hydrocarbons with more than two carbon atoms less than 10 percent. The excess oxygen for such purposes can be between about 10 percent and about 15 percent higher than the minimum amount required. This is sufficient to control a 20 to 30 percent increase in composition of a single component, for instance ethylene, in the feed gas .
[0037] In addition, it is important to control the quantity of fuel delivered to the gas turbine to match the fuel requirements for a given gas turbine operating condition. This can be accomplished by monitoring the composition of hydrocarbon containing stream 10, again by gas chromatography, and using the results of such monitoring to set the flow rate to match the gas turbine requirements. Such operation of the catalytic partial oxidation reactor 12 will essentially dampen feed variations so that they do not result in substantial differences in the Wobbe Index and the gas turbine fuel requirements can be consistently delivered.
[0038] A yet further strategy for controlling the reaction within catalytic partial oxidation reactor 12 in response to feed variations is to adjust the oxygen to carbon ratio and the steam to carbon ratio so that the exit temperature of catalytic partial oxidation reactor 12 is maintained within a very narrow window. Maintaining the temperature in a narrow window will result in a low variability of composition within product stream 14. Feed variation can result in more or less carbon being present in the hydrocarbon containing feed 10. If the carbon content in the hydrocarbon containing feed 10 increases, if for example, the feed ethylene concentration increases, and no corrective action is taken then the temperature of product stream 14 will decrease. The opposite will happen if the carbon content in hydrocarbon containing feed stream 10 decreases. Temperature variations will lead to composition fluctuations, which will effect the temperature and the heating value of the product stream 14 which will then be blended with turbine natural gas stream.
[0039] Practically, in order to maintain the steam to carbon and oxygen to carbon ratios constant, the flow rate of the hydrocarbon containing feed stream 10 can be controlled. For instance, if the carbon concentration of the feed increases, the flow of the hydrocarbon containing feed stream 10 can be decreased, for example, by a control valve, in order to keep the carbon to oxygen ratio and the steam to carbon ratio the same and ultimately the temperature of product stream 14 in the desired range. This action will counter the temperature decrease that the higher carbon feed concentration would have so that the temperature would remain within the narrow window. Maintaining the temperature within 5 to 15 degrees of a set point is sufficient . The set temperature point to be maintained is determined on a case by case basis since it will depend on the average composition of hydrocarbon containing feed stream 10 and as mentioned above will be between about 600 ℃ and about 860 ℃.
[0040] As can be appreciated by those skilled in the art, a combination of the different control schemes could be utilized. Further, such combination or any of the control schemes mentioned above could be manually implemented in that practically, feed variations occur over a sufficiently long period of time. Automated control is of course possible.」(段落[0031]ないし[0040])
{翻訳文:「【0025】
本発明の任意の実施例を運転するために、予備的な水と炭素との比率及び酸素と炭素との比率、及び獲得すべき望ましい出口温度を、任意の供給材料に対して知られているシミュレーション技術によって決定することができる。供給材料の組成は、ガス・クロマトグラフィで求めることができる。このような比率、供給量などの微調整は、生成物の流れ14の分析によって現場で実行することができる。このような微調整は、ガス・クロマトグラフィを使用した生成物の流れ14のサンプリング及び分析を含んでよい。ガス・クロマトグラフィによる分析をせずに性能を予測できるように、十分なデータを生成できることが好ましい。本発明には、生成物の流れ14をガス・タービン20への唯一の燃料として使用する用途があり得る。これは言うまでもなく、発熱量及びガス・タービン燃焼器28との適合性によって決定される。大部分の場合、生成物の流れ14は添加物として使用され、したがって別の燃料流、例えば天然ガス流16と混合される。しかし、潜在するコークス用炭化水素は、天然ガスに見られるレベルと同様のレベルに制御されているので、生成物の流れ14として処理されたこのような流れは、先行技術で想定されるより大量に使用することができる。
【0026】
上述したように、ガス・タービンは、スクラビングで比較的重い炭化水素が除去されれば、コークス炉ガスなどのプロセス・ガスで動作するように設計することができる。高レベルの分子量が高めの炭化水素、特にオレフィンは、ガス・タービン燃焼器内で炭素を形成し、その結果、ガス・タービン構成要素の腐食及びファウリング、及びガス・タービン排気中での「煙」の排出を引き起こすことがある。
【0027】
しかし、任意の燃料システム設計に対する発熱量の変動量は制限される。燃料ノズルは、特定の体積流量内で動作するように設計される。発熱量の範囲は、燃料ノズルの面積又はガス温度を増減することによって対応することができる。天然ガスなどの燃料用に設計された既存の燃焼器の場合は、燃料ノズルの面積が固定されている。燃料の温度は、ガス・タービンの制御目的で所望のエネルギ密度内に燃料流18を維持するように調節することができる。任意のシステム設計について、ガス燃料の互換性の尺度がウォッベ指数である。ウォッベ指数とは、燃料の低位発熱量と、空気に対する燃料の比重と燃料の温度との積の平方根との比率に等しい。通常、燃料は、ウォッベ指数の±5パーセントを超えない温度で供給される。
【0028】
したがって、改装状況又はガス・タービンを改造しない状況では、生成物の流れ14又は混合物を含有する生成物の流れ14、例えば燃料流18は、特定のガス・タービン燃焼器の設計ウォッベ指数に適合するような方法で使用される。生成物の流れ14の使用を支配する自由度は、その組成及び温度であり、混合した場合は混合物又は例えば燃料流18の組成及び温度である。生成物の流れ14を単独で使用すべき状況では、接触部分酸化反応器12用の反応物の流れとの熱交換を通して、及び必要に応じてさらなる冷却によって、その温度を調節することができる。混合する場合は、生成物の流れ14及び他の燃料流、例えば天然ガス流16の流量を制御することによって、さらなる温度制御又は単独の温度制御を実行することができる。混合物の低位発熱量も、流量の制御によって制御することができる。
【0029】
実際には、炭化水素を含有する供給材料流10の組成は、生成物の流れ14の組成及び温度を、したがって計算した全てのウォッベ指数を変更するために変更することができる。上記で示したように、生成物の流れ14の組成及び温度を制御すると、流れの混合の制御が、2つの流れの流量を制御するという単純で簡単なことになる。大部分の使用状況では、接触部分酸化を使用すると、このような反応が、供給材料中で変数となる可能性が最も高い重い方の炭化水素を除去することが好ましいという点で、供給材料の変動を抑制することになる。したがって、通常、必要とされるのは、タービン燃料予熱制御を使用することによって混合比を選択したら、混合物の温度を制御することだけである。
【0030】
炭化水素を含有する供給材料流10の組成の変動性のせいでさらなる制御が必要である場合は、天然ガス流16と混合する生成物の流れ14の量を約10パーセント未満に制限することによって、さらに細かい程度の制御を獲得することができる。これは言うまでもなく、最も望ましくない方針である。より望ましい制御とは、オレフィンを0.5パーセント未満に、炭素原子が3個以上の他の炭化水素を10パーセント未満に維持するために必要な最低量より、酸素と炭素との比率をわずかに高くした状態で、接触部分酸化反応器12を操作することによって供給材料の変動を抑制することである。このような目的のための余分な酸素は、必要な最低量より約10パーセントないし約15パーセント高くてよい。これは、供給ガス中の単一の成分、例えばエチレンの組成における20から30パーセントの増加を制御するのに十分である。
【0031】
また、任意のガス・タービン動作状態の燃料要件に適合するために、ガス・タービンに送出される燃料の量を制御することが重要である。これは、再びガス・クロマトグラフィによって炭化水素を含有する流れ10の組成を監視し、このような監視の結果を使用して、ガス・タービンの要件に適合するように流量を設定することによって遂行することができる。接触部分酸化反応器12のこのような動作は、基本的に供給の変動を抑制し、したがってウォッベ指数に実質的な差がなくなり、ガス・タービンの燃料要件を一貫して与えることができる。
【0032】
供給の変動に応答して接触部分酸化反応器12内の反応を制御するさらなる方策は、接触部分酸化反応器12の出口温度を非常に狭いウィンドウ内に維持するように、酸素と炭素の比率及び蒸気と炭素の比率を調節することである。温度を狭いウィンドウ内に維持する結果、生成物の流れ14内の組成の変動性が低くなる。供給が変動すると、炭化水素を含有する供給材料10内に多少の炭素が存在する結果になる。炭化水素を含有する供給材料10の炭素含有量が増加する、例えば供給材料のエチレン濃度が上昇して、矯正措置を執らないと、生成物の流れ14の温度が低下する。炭化水素を含有する供給材料流10の炭素含有率が低下すると、反対のことが生じる。温度の変動は、組成の揺らぎにつながり、これは次にタービンの天然ガス流と混合される生成物の流れ14の温度及び発熱量に影響する。
【0033】
実際的には、蒸気と炭素の比率及び酸素と炭素の比率を一定に維持するために、炭化水素を含有する供給材料流10の流量を制御することができる。例えば、供給材料の炭素濃度が上昇した場合は、炭素と酸素の比率及び蒸気と炭素の比率を同じに維持し、最終的に生成物の流れ14の温度を所望の範囲に維持するために、例えば制御弁によって、炭化水素を含有する供給材料流10の流量を減少させることができる。この措置は、温度が狭いウィンドウ内に維持されるように、比較的高い炭素供給材料の濃度に生じるような温度の低下に対抗することになる。温度を設定点の5から15°以内に維持すれば十分である。維持すべき温度設定点は、個別的に決定される。というのは、これが炭化水素を含有する供給材料流10の平均的組成によって決定されるからであり、上述したように約600℃と約860℃の間になる。
【0034】
当業者には認識できるように、様々な制御方式の組合せを使用することができる。さらに、このような組合せ又は上述した制御方式のいずれも、実際に供給の変動が十分に長期間にわたって生じることから、手作業で実行することができる。言うまでもなく自動制御も可能である。」(段落【0025】ないし【0034】)}

エ 「[0045] Fig. 5 illustrates an alternative embodiment of Fig. 3 in which a bleed air stream 26a is extracted from compressor stream 26. Bleed air stream 26a is then further compressed by compressor 82 and introduced directly into catalytic partial oxidation reactor 12. This embodiment helps reduce the compression duty of the separate compression provided by compressor 58.
[0046] It is to be noted that the combustors 28 can be diffusion combustors or lean premix combustors also known as dry low NOx combustors. In diffusion combustors, the fuel/air mixing and combustion take place simultaneously in a primary combustion zone. In lean premix combustors the fuel and air are mixed in an initial or primary mixing stage. The resultant mixture is then fed into a secondary combustion stage where combustion takes place. There are a variety of known air and fuel staging techniques that are utilized in such combustors . Lean premix combustors are particularly sensitive to the hydrogen content and compositional variations of the fuel and the use of fuels with a hydrogen content at or above about ten percent by volume is problematical in such combustors.
[0047] With reference to Fig. 6, a further alternative embodiment is illustrated that is particularly suited for use with a lean premix combustor 28' where the hydrogen content of the product stream 14 is ten percent and greater. The illustrated embodiment is somewhat similar to that illustrated in Fig. 3 except that the natural gas stream 16 is co- currently passed through a heat exchanger 84 that acts to cool product stream 14 while warming natural gas stream 16. As will be further discussed, natural gas stream 16 and product stream 14 are separately fed to lean premix combustor 28' .
[0048] With reference to Fig. 7, lean premix combustor 28' is provided with a primary mixing zone 86 in which air and fuel mix proportions that dilute the fuel . The fuel is combusted within a secondary combustion zone 88 and cooled within a cooling zone 90. Lean premix combustor 28' is provided with a combustion liner 92 having slots 94 for introduction of air in the direction of the arrowheads. Part of the compressed air stream 26 enters lean premix combustor 28' as a stream "A" and typically, another part "B" is used for cooling purposes. Natural gas stream 16 is introduced into the primary fuel nozzles 92. The product stream 14 is introduced into secondary fuel nozzle 94 where the hydrogen content of the stream is not particularly sensitive .
[0049] As mentioned above, combustors 28 could be lean premix combustors such as lean premix combustor 28' with parts of fuel stream 18 being introduced both into primary fuel nozzle 92 and secondary fuel nozzle 94. Furthermore even in a case of product stream 14 having an unsuitably high hydrogen content, at and above about ten percent, blending product stream 14 with natural gas stream 16 could lower the hydrogen content of fuel stream 18 on a volumetric basis to allow such a blended stream to be injected in both the primary and secondary fuel nozzles 92 and 94 respectively.
[0050] A calculated example was performed for a typical lean premix combustor designed to operate with a natural gas fuel at a gas temperature of about 204 ℃. This calculated example will be discussed with respect to the embodiment of the present invention illustrated in Figure 2.
[0051] The natural gas composition is given in the Table set forth below. The catalytic partial oxidation reactor 12 was simulated as a Gibbs reactor. The Wobbe Index of the natural gas at 100 ℃ is about 45.625 calculated by conventional means. As indicated above, a gas turbine can accept as gas with a Wobbe Index within 5 percent of the design value or in the range of between about 43.343 and about 47.907 in case of natural gas at the aforesaid temperature.
[0052] In the example, hydrocarbon containing feed stream 10 is formed of a typical refinery offgas produced by a fluidic catalytic cracker. Hydrocarbon containing feed stream 10 has a composition given in the Table, set forth below, and a flow rate of about 25 percent of the natural gas stream 16 volumetric flow rate. Steam stream 34, having a flow rate of about 10 percent of hydrocarbon containing stream 10 volumetric flow rate and a temperature of about 250 ℃, is mixed with the hydrocarbon containing feed stream 10 to produce combined stream 38 which is in turn fed to catalytic partial oxidation reactor 12 that operates at a pressure of about 300 psig. An oxygen containing stream 36 of substantially pure oxygen which has a flow rate that is about 7 percent of hydrocarbon containing stream 10 volumetric flow rate and a temperature of about 21 ℃ is also introduced into catalytic partial oxidation reactor 12.
[0053] The temperature of the product stream 14 is calculated at 720 ℃ and has a composition also set forth in Table 1. Product stream 14 is cooled in heat exchanger 46 and mixed with natural gas stream 16 having a temperature of about 20 ℃ to produce the fuel stream 18 to be fed as fuel into combustors 28. The composition of the fuel stream 18 is listed in the far column of Table 1. Fuel stream 18 is controlled to a temperature of about 80 ℃, which would be above the condensation point for water in such stream and would possess a calculated Wobbe Index of 43.557, which is in the range of the natural gas Wobbe Index limits set forth above. As can be appreciated, such calculation could be used as a measure of the preliminary- adjustment to the steam and oxygen to carbon ratios mentioned above.
Table(略)」(段落[0045]ないし[0053])
{翻訳文:「【0039】
図5は、コンプレッサ流26から抽気空気流26aが抽出された、図3の代替実施例を示す。抽気空気流26aは、次にコンプレッサ82によってさらに圧縮され、接触部分酸化反応器12に直接導入される。この実施例は、コンプレッサ58によって提供される別個の圧縮の圧縮負荷を低下させるのに役立つ。
【0040】
燃焼器28は拡散燃焼器又は乾燥低NOx燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい。拡散燃焼器では、燃料/空気の混合とが燃焼ゾーンで同時に実行される。希薄予混合燃焼器では、燃料と空気が混合ステージで混合される。次に、その結果の混合物が燃焼ステージに供給され、ここで燃焼が生じる。このような燃焼器で使用される様々な空気と燃料のステージング技術が知られている。希薄予混合燃焼器は、燃料の水素含有率及び組成の変動に特に敏感であり、水素含有率が約10体積パーセント以上の燃料を使用することは、このような燃焼器では問題となる。
【0041】
図6を参照すると、生成物の流れ14の水素含有率が10パーセント以上である、希薄予混合燃焼器28’での使用に特に適切なさらなる代替実施例が図示されている。図示の実施例は、図3に図示されたものと多少類似しているが、天然ガス流16を暖める間に生成物の流れ14を冷却するよう作用する熱交換器84を、天然ガス流16が同時に通過する。さらに検討するように、天然ガス流16と生成物の流れ14は、希薄予混合燃焼器28’に別々に供給される。
【0042】
図7を参照すると、希薄予加熱燃焼器28’に、空気と燃料が、燃料を希釈する割合で混合する混合ゾーン86が設けられている。燃料は燃焼ゾーン88内で燃焼し、冷却ゾーン90内で冷却される。希薄予混合燃焼器28’には、矢印の方向に空気を導入するためにスロット94を有する燃焼ライナ92が設けられている。圧縮空気流26の一部は、流「A」として希薄予混合燃焼器28’に入り、通常、別の部分「B」は冷却目的に使用される。天然ガス流16が1次燃料ノズル92内に導入される。生成物の流れ14は2次燃料ノズル94内に導入され、これは流の水素含有率に特に敏感ではない。
【0043】
上述したように、燃焼器28は、燃料流18の一部が1次燃料ノズル92と2次燃料ノズル94の両方に導入される状態で、希薄予混合燃焼器28’のような希薄予混合燃焼器でよい。さらに、約10パーセント以上という不適切なほど水素含有率が高い生成物の流れ14の場合でも、生成物の流れ14を天然ガス流16と混合すると、体積ベースで燃料流18の水素含有率を、このような混合流を1次及び2次燃料ノズル92及び94の両方にそれぞれ注入できるほど低下させることができる。
【0044】
約204℃のガス温度の天然ガス燃料で動作するように設計された典型的な希薄予混合燃焼器で、計算した実施例を実行した。この計算実施例については、図2に示した本発明の実施例に関して検討する。
【0045】
天然ガスの組成が、以下で示す表で与えられている。接触部分酸化反応器12は、ギブス反応器としてシミュレートした。100℃の天然ガスのウォッベ指数は、従来の手段で計算して、約45.625である。以上で示したように、ガス・タービンは、設計値の5パーセント以内のウォッベ指数、又は前述した温度の天然ガスの場合は約43.343と約47.907の間の範囲のガスを受け取ることができる。
【0046】
実施例では、炭化水素を含有する供給材料流10が、流動接触分解器によって生成された典型的な精油所オフガスで形成される。炭化水素を含有する供給材料流10は、以下で示す表で与えられた組成、及び天然ガス流16の体積流量の約25パーセントの流量を有する。炭化水素を含有する流れ10の体積流量の約10パーセントの流量、及び約250℃の温度を有する蒸気流34を、炭化水素を含有する供給材料流10と混合して、複合流38を生成し、これを約300psigの圧力で動作する接触部分酸化反応器12に供給する。炭化水素を含有する流れ10の体積流量の約7パーセントの流量、及び約21℃の温度を有するほぼ純粋な酸素の酸素を含有する流れ36も、接触部分酸化反応器12に導入される。
【0047】
生成物の流れ14の温度は、720℃で計算され、これも表1に示す組成を有する。生成物の流れ14を、熱交換器46内で冷却し、約20℃の温度を有する天然ガス流16と混合して、燃料として燃焼器28に供給される燃料流18を生成する。燃料流18の組成は、表1の最後の列に列挙されている。燃料流18は、約80℃の温度に制御され、これはこのような流れにある水の凝結点より高く、43.557というウォッベ指数の計算値を有し、これは以上で示した天然ガスのウォッベ指数限界の範囲内である。認識されるように、このような計算は、上述した蒸気及び酸素と炭素との比率を予備的に調節する手段として使用することができる。
【0048】
【表1】(略)」(段落【0039】ないし【0048】)}

(2)引用文献の記載事項
サ 上記(1)アないしエの記載並びに図1ないし図7の記載から、引用文献には、気体燃料を混合して調製し、ガス・タービンの燃焼器に導入して燃焼させる燃焼システムが記載されていることが分かる。

シ 上記(1)エ(翻訳文の段落【0040】)の「燃焼器28は拡散燃焼器又は乾燥低NOx燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい。」という記載から、引用文献に記載された燃焼システムの燃焼器28は、乾燥低NOx燃焼器でよいことが分かる。

ス 上記(1)イ(翻訳文の段落【0015】)、ウ(同段落【0025】及び【0028】)、エ(同段落【0047】)等の記載並びに図1及び2の記載から、引用文献に記載された燃焼システムは、生成物の流れ14を天然ガス流16と混合して、燃料として燃焼器28に供給される燃料流18を生成するものであることが分かる。(以下、この混合を行う箇所を「混合部」という。)

セ 上記(1)エ(翻訳文の段落【0047】及び【0048】【表1】)を参照すると、生成物の流れ14は、メタン、CO、水素等を含む気体燃料であることが分かる。

ソ 上記(1)ウ(翻訳文の段落【0028】、【0029】及び【0034】)の記載から、引用文献に記載された燃焼システムは、生成物の流れ14及び天然ガス流16の流量を制御することにより流れの混合の制御を行うシステムを有するものであることが分かる。(以下、天然ガス流16の流量を制御する装置を「第1の流量制御装置」、生成物の流れ14の流量を制御する装置を「第2の流量制御装置」、第1の流量制御装置及び第2の流量制御装置を制御して流れの混合の制御を行うシステムを「流量制御システム」という。)

タ 上記(1)ウ(翻訳文の段落【0029】)及びエ(同段落【0044】ないし【0047】)の記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおいては、ウォッベ指数を所定の範囲とするために生成物の流れ14及び天然ガス流16の流量を制御するものであることが分かる。

チ 上記(1)ウ(翻訳文の段落【0027】)の「ウォッベ指数とは、燃料の低位発熱量と、空気に対する燃料の比重と燃料の温度との積の平方根との比率に等しい。」という記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおける「ウォッベ指数」は、温度補正したウォッベ指数であることが分かる。

ツ 上記(1)エ(特に段落【0043】)並びに図1及び7の記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおいて、生成物の流れ14を天然ガス流16と混合した燃料流18を燃焼器28の1次燃料ノズル92と2次燃料ノズル94の両方に導入することができることから、燃料流18を1本の燃料導入管を使用して燃焼器28に供給することも可能であることが分かる。

テ 上記(1)エ(特に段落【0045】ないし【0048】)の記載から、引用文献に記載された燃焼システムにおいて、100℃の天然ガスのウォッベ指数は約45.625であり、混合した燃料流18のウォッベ指数は例えば43.557であることが分かる。また、天然ガス流16と混合される生成物の流れ14のウォッベ指数は、この場合、43.557未満であることが分かる。

ト 上記(1)ア(特に段落【0003】)及びエ(特に段落【0040】及び段落【0048】)等の記載及び技術常識から、水素含有率が高い燃料は、燃焼時に激しく反応するため、問題となることが分かる。また、水素を含む生成物の流れ14は、水素を含まない天然ガス流16よりも激しく反応するから、燃料反応度が高いといえる。

(3)引用文献に記載された発明
上記(1)及び(2)並びに図面の記載を総合すると、引用文献には、次の発明(以下、「引用発明」という。)が記載されているといえる。

「乾燥低NOx燃焼器28と、
天然ガス流16の供給源及び生成物の流れ14の供給源と流体連通した混合部であって、天然ガス流16及び生成物の流れ14とを混合して燃料流18を生成する混合部と、
混合部と天然ガス流16の供給源との間に設けられた第1の流量制御装置であって、混合部に流入する天然ガス流16の流量を制御する第1の流量制御装置と、
混合部と生成物の流れ14の供給源との間に設けられた第2の流量制御装置であって、混合部に流入する生成物の流れ14の流量を制御する第2の流量制御装置と、
乾燥低NOx燃焼器28の1次燃料ノズル92及び2次燃料ノズル94と混合部との間に結合した1本の燃料導入管と、
第1及び第2の流量制御装置を制御する流量制御システムであって、混合部への天然ガス流16の供給量を制御するように第1の流量制御装置を制御するとともに、混合部への生成物の流れ14の供給量を制御するように第2の流量制御装置を制御して、所定の第1のウォッベ指数及び第1の燃料反応度を有する天然ガス流16と、所定の第2のウォッベ指数及び第1の燃料反応度よりも高い第2の燃料反応度を有する生成物の流れとを混合して第3のウォッベ指数を有する燃料流18を生成させるように構成されている流量制御システムと
を含む燃焼システムであって、
1次燃料ノズル92及び2次燃料ノズル94が、燃料流18を乾燥低NOx燃焼器28内に噴射する、
燃焼システム。」

第4 対比
本願発明と引用発明を対比する。
引用発明における「乾燥低NOx燃焼器28」は、その機能、構成又は技術的意義からみて、本願発明における「乾式低NOx燃焼器」に相当し、以下、同様に、「天然ガス流16の供給源」は「第1の気体燃料源」に、「生成物の流れ14の供給源」は「第2の気体燃料源」に、「燃料流18」は「混合気体燃料」に、「天然ガス流16」は「第1の気体燃料」に、「生成物の流れ14」は「第2の気体燃料」に、「設けられた」は「結合した」に、「第1の流量制御装置」は「第1の流量調整装置」に、「第2の流量制御装置」は「第2の流量調整装置」に、「制御する」は「作動結合した」又は「調整する」に、「1次燃料ノズル92及び2次燃料ノズル94」は「噴射装置」に、「1本の」は「単一の」に、「燃料導入管」は「主燃料供給管」に、「流量制御システム」は「制御システム」に、それぞれ、相当する。
また、引用発明における「混合部」は、本願発明における「混合装置」に、「混合部」という限りにおいて相当する。
また、引用発明における「ウォッベ指数」は、温度補正されたウォッベ指数であるから、本願発明における「修正ウォッベ指標」及び「MWI」に相当し、同様に、引用発明における「第3のウォッベ指数」は、本願発明における「第3のMWI」に相当する。
また、引用発明における「所定の第1のウォッベ指数」は、本願発明における「42?54の第1の修正ウォッベ指標」に、「所定の第1の修正ウォッベ指標」という限りにおいて相当し、同様に、引用発明における「所定の第2のウォッベ指数」は、本願発明における「20未満の第2のMWI」に、「所定の第2の修正ウォッベ指標」という限りにおいて相当する。
したがって、本願発明と引用発明は、以下の点で一致する。
「乾式低NOx燃焼器と、
第1の気体燃料源及び第2の気体燃料源と流体連通した混合部であって、第1の気体燃料及び第2の気体燃料とを混合して混合気体燃料を生成する混合部と、
混合部と第1の気体燃料源との間に結合した第1の流量調整装置であって、混合部に流入する第1の気体燃料の流量を調整する第1の流量調整装置と、
混合部と第2の気体燃料源との間に結合した第2の流量調整装置であって、混合部に流入する第2の気体燃料の流量を制御する第2の流量調整装置と、
乾式低NOx燃焼器の噴射装置と混合部との間に結合した単一の主燃料供給管と、
第1及び第2の流量調整装置に作動結合した制御システムであって、混合部への第1の気体燃料の供給量を調整するように第1の流量調整装置を制御するとともに、混合部への第2の気体燃料の供給量を調整するように第2の制御装置を制御して、所定の第1の修正ウォッベ指標及び第1の燃料反応度を有する第1の気体燃料と、所定の第2の修正ウォッベ指標及び第1の燃料反応度よりも高い第2の燃料反応度を有する第2の気体燃料とを混合して第3の修正ウォッベ指標を有する混合気体燃料を生成させるように構成されている、制御システムと
を含む燃焼システムであって、
噴射装置が、混合気体燃料を乾式低NOx燃焼器内に噴射する、
燃焼システム。」

そして、以下の点で相違する。

<相違点>
(1)「混合部」について、本願発明においては、「混合装置」が設けられているのに対し、引用発明においては、「混合部」はあるが、そこに「混合装置」が設けられているかどうか明らかでない点(以下、「相違点1」という。)。

(2)第1及び第2の修正ウォッベ指標について、本願発明においては、第1の気体燃料が「42?54」の第1の修正ウォッベ指標を有し、第2の気体燃料が「20未満」の第2のMWI(修正ウォッベ指標)を有するのに対し、引用発明においては、天然ガス流16が所定の第1のウォッベ指数(修正ウォッベ指標)を有し、生成物の流れ14が所定の第2のウォッベ指数(修正ウォッベ指標)を有するものの、本願発明のようには限定されていない点(以下、「相違点2」という)。

第5 相違点に対する判断
相違点について、以下に検討する。
(1)相違点1について
引用文献には、例えば、「大部分の場合、生成物の流れ14は添加物として使用され、したがって別の燃料流、例えば天然ガス流16と混合される。」(翻訳文の段落【0025】)、「混合する場合は、生成物の流れ14及び他の燃料流、例えば天然ガス流16の流量を制御することによって、さらなる温度制御又は単独の温度制御を実行することができる。混合物の低位発熱量も、流量の制御によって制御することができる。」(翻訳文の段落【0028】)、「上記で示したように、生成物の流れ14の組成及び温度を制御すると、流れの混合の制御が、2つの流れの流量を制御するという単純で簡単なことになる。(中略)したがって、通常、必要とされるのは、タービン燃料予熱制御を使用することによって混合比を選択したら、混合物の温度を制御することだけである。」(翻訳文の段落【0029】)、「生成物の流れ14を、熱交換器46内で冷却し、約20℃の温度を有する天然ガス流16と混合して、燃料として燃焼器28に供給される燃料流18を生成する。」(翻訳文の段落【0047】)と記載されており、これらの記載から、引用発明においては、生成物の流れ14と天然ガス流16とを混合して、混合比と温度が制御された混合物を生成することが分かる。
このように混合比と温度を制御するためには、混合装置が必要であることは明らかであるから、引用発明においては、混合部に混合装置が設けられていると考えることが合理的である。
また、2つの燃料を混合するところに混合装置を設けることは、周知技術(以下、「周知技術」という。例えば、特開平7-224688号公報の段落【0023】及び図5、特開平9-53464号公報の図1、特開平9-68054号公報の段落【0002】ないし【0005】並びに図1及び2等の記載を参照。)である。
したがって、相違点1に係る本願発明の発明特定事項は、引用文献及び周知技術に基づいて当業者が容易に想到できたものである。

(2)相違点2について
本願発明においては、第1の気体燃料が「42?54」の第1の修正ウォッベ指標を有し、第2の気体燃料が「20未満」の第2の修正ウォッベ指標を有している。
これに対し、本願発明における第1の気体燃料に相当する、引用発明における天然ガス流16については、引用文献の記載によれば、「100℃の天然ガスのウォッベ指数は、従来の手法で計算して、約45.625である。」(段落【0045】)というものであるから、本願発明における第1の気体燃料の修正ウォッベ指標の範囲内に入るものである。
したがって、第1の修正ウォッベ指標の数値範囲については、実質的な相違点ではないといえる。
次に、第2の修正ウォッベ指標について検討する。本願発明における第2の気体燃料はどのようなものかというと、本願の請求項2には、「第2の気体燃料(78)がシンガスである」と記載されている。シンガスとは、本願の明細書の段落【0002】によれば、「合成ガス」であり、「水素を含むガス」である。
これに対し、引用文献には、「背景技術」として、「ガス・タービンは、天然ガス、液化石油ガス、水素及び一酸化炭素を含む合成ガス、さらに#2燃料油などの液体燃料のような様々な燃料を燃焼するように設計されている。」(段落【0003】。下線は当審で付した。)と記載され、「水素及び一酸化炭素を含む合成ガス」が従来からガス・タービンにおいて燃焼するように設計されていることが分かる。また、上記第3 イの翻訳文の段落【0021】の記載から、「生成物の流れ14」は、水素を含む合成ガスであることが分かる。また、【表1】には、「生成物の流れ14」の一例として、水素を4.245Mol%含むものが記載されている。
したがって、引用発明における「生成物の流れ14」は、水素を含む合成ガスであって、引用発明において、「生成物の流れ14」の修正ウォッベ指標を、20未満のものとすることを阻害する格別の要因はない。
また、本願発明において第2の気体燃料の第2の修正ウォッベ指標を「20未満」とすることの技術的意義について検討すると、「シンガスのMWIは一般的に、約20より低い。」(段落【0019】)という程度のものであって、シンガスのMWIを20以下とすることによって格別な技術的意義があるというわけではない。
これらのことから、本願発明における第2の気体燃料に相当する「生成物の流れ14」の修正ウォッベ指標を、20未満のものとすることは、当業者が必要に応じ適宜なし得ることであるといえる。

以上のことから、引用発明において、第1の修正ウォッベ指標を「42?54」とし、第2の修正ウォッベ指標を「20未満」とすることにより、相違点2に係る本願発明の発明特定事項をなすことは、当業者が適宜なし得る設計事項であるといえる。

(3)効果について
そして、本願発明を全体としてみても、本願発明が、引用発明及び周知技術からみて、格別顕著な効果を奏するともいえない。

(4)請求人の主張について
平成27年4月6日付け意見書における請求人の主張について検討する。
(ア)請求人は、「合成ガスとも呼ばれるシンガスを燃料として利用するガスタービンでは、天然ガス等に比べてシンガスのMWIが低く、燃料反応度が高いため、従来の予混合DLN(乾式低窒素酸化物)燃焼システムを用いた場合には、シンガス燃焼時にフラッシュバックを起こして、燃焼器のハードウェアの損傷を招くおそれがありました(本願明細書段落0002)・・・これに対して、引用文献1?7のいずれにも、本願発明で解決しようとした技術的課題は記載されていませんし、その解決手段を導き出すに足る記載を見出すこともできません。具体的には、引用文献1?7のいずれにも、20未満のMWI及び高い燃料反応度を有する気体燃料を乾式低NOx燃焼器(14)で用いた場合の上述のフラッシュバックの問題を示唆する記載を見出すことはできません。」(意見書[3](1)欄)と主張している。
しかしながら、引用文献には、「コークス炉ガスは、希薄予混合燃焼システムとの関連で使用するには、含まれる水素が多すぎる。」(翻訳文の段落【0003】)と、含まれる水素が多すぎると希薄予混合燃焼システムがうまくいかないことが記載され、「燃焼器28は拡散燃焼器又は乾燥低NOx燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい。・・・希薄予混合燃焼器は、燃料の水素含有率及び組成の変動に特に敏感であり、水素含有率が約10体積パーセント以上の燃料を使用することは、このような燃焼器では問題となる。」(同段落【0040】)と、水素含有率が約10体積パーセント以上の燃料を使用することが希薄予混合燃焼器(乾燥低NOx燃焼器)では問題となることが記載されている。
この点に関連して、特開2002-61517号公報(当審拒絶理由における引用文献7)には、「かかる目的を達成するため、請求項1記載の発明は、炭化水素系燃料を燃焼させるガスタービン燃焼器と、ガスタービン燃焼器の燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、該ガスタービンに結合されて駆動され電力を出力する発電機とを含む発電プラントにおいて、炭化水素系燃料の少なくとも一部を当該発電プラントから得られる熱を利用した熱分解反応または触媒を用いた反応により水素および一酸化炭素に改質してガスタービン燃焼器に供給される炭化水素系燃料の水素含有率を1?10vol%とする燃料改質装置を備えるようにしている。(中略)水素は炭化水素系燃料と比べても燃料希薄可燃限界を若干広げる程度であるが、燃料速度が速く、点火エネルギーも小さくかつ消炎距離も小さく非常に燃え易い燃料である。しかも、その量が微量であれば、必要以上に燃焼速度が高くならず逆火の危険もない。したがって、可燃範囲の広い水素の存在で燃焼安定性が増し保炎し易くなる。これにより、より一層完全に近い希薄予混合燃焼法が適用できる。しかも、その水素含有率は燃焼安定性を増すのに十分な量であり、かつ1?10vol%と低いため、発電プラントから得られる熱で改質するためのコストが安価となる。更に、改質により炭化水素系燃料の温度が上がるので、改質を行わない従来の場合に比べて燃焼安定性が増す。そこで、同じ温度の燃焼ガスを得ようとする場合には、燃料を減らし空気比を上げることが可能となるので、より燃料希薄状態の燃焼を実現してNOx発生量を削減することができる。」(段落【0007】及び【0008】)と記載され、水素が多すぎると燃焼速度が高くなり逆火(フラッシュバック)の危険があることが示唆されている。
したがって、引用文献7の記載をあわせてみると、引用文献には、本願発明で解決しようとした技術的課題が記載されているといえ、請求人の上記主張には理由がない。

(イ)請求人は、「引用文献1において、NOxを低減するための手段として具体的に記載されているのは、『図3を参照すると、脱イオン水(「DI」)で形成された補給水流48をポンプ50で給送して、静止物(「生成物」の誤記と認められる。)の流れ14とともに急冷塔54(「クエンチ」)に導入するのに十分な圧力で加圧流52を生成することによって、代替温度制御が提供される。その結果、生成物の流れ14は、天然ガス流16と組み合わせると温度が低下し、ガス・タービン20のNOx排出を低下させ、タービン区間32内で膨張する質量がわずかに多くなる傾向がある水蒸気を含む。この実施例、さらに任意の実施例の酸素を含有する流れは、コンプレッサ58によって圧縮され、酸素を含有する流れ36として働く圧縮空気流を生成する空気流56でよい。酸素を含有する流れ36は、炭化水素を含有する供給材料流10及び蒸気流34とともに触媒部分酸化反応器12内に導入される。』との記載(翻訳文の段落【0036】)のみであり、本願明細書の段落0004に記載されたシステムに該当します。このように、引用文献1には、補給水流48を用いずに、NOxを低減する方法は記載されておらず」(意見書[3](1)欄)とも主張する。
しかしながら、引用文献には、上記のように、「燃焼器28は拡散燃焼器又は乾燥低NOx燃焼器としても知られる希薄予混合燃焼器でよいことに留意されたい。」(段落【0040】)と記載されている。ここで、予混合燃焼は拡散燃焼に比べ火炎温度を低減できるため、水・蒸気の噴霧なしでNOxの低減が可能であることは技術常識であって、例えば、上記特開2002-61517号公報には、「炭化水素系燃料を燃焼用空気と予混合して供給することにより、燃焼ガス温度を均一に低減させ、サーマルNOxを抑制する技術(希薄予混合燃焼法)が知られている。」(段落【0003】)と記載されている。
さらに、上記特開2002-61517号公報には、「そこで、本発明は、ガスタービンを用いた発電プラントにおいて燃焼安定性に優れ、NOx排出量の低減化を図ることができる発電プラントおよび発電プラント運転方法を提供することを目的とする。」(段落【0006】)、「水素は炭化水素系燃料と比べても燃料希薄可燃限界を若干広げる程度であるが、燃料速度が速く、点火エネルギーも小さくかつ消炎距離も小さく非常に燃え易い燃料である。しかも、その量が微量であれば、必要以上に燃焼速度が高くならず逆火の危険もない。したがって、可燃範囲の広い水素の存在で燃焼安定性が増し保炎し易くなる。これにより、より一層完全に近い希薄予混合燃焼法が適用できる。しかも、その水素含有率は燃焼安定性を増すのに十分な量であり、かつ1?10vol%と低いため、発電プラントから得られる熱で改質するためのコストが安価となる。更に、改質により炭化水素系燃料の温度が上がるので、改質を行わない従来の場合に比べて燃焼安定性が増す。そこで、同じ温度の燃焼ガスを得ようとする場合には、燃料を減らし空気比を上げることが可能となるので、より燃料希薄状態の燃焼を実現してNOx発生量を削減することができる。」(段落【0008】)、「以上の説明から明らかなように、請求項1記載の発電プラント及び請求項8記載の発電プラント及びその運転方法によれば、燃料改質により可燃範囲が広い水素が炭化水素系燃料に1?10vol%程度含められるので、炭化水素系燃料の燃焼安定性が増し、保炎し易くなる。このため、NOx低減のための工夫がし易くなる。例えば請求項5記載の発明のような希薄予混合燃焼の場合には、可燃範囲の広い水素の存在で燃焼安定性が向上するため、予混合による燃料と空気の混合が燃料の濃い部分を作らずに均一化でき、より一層完全希薄燃焼に近づけることができ、均一燃焼による局所高温領域の減少の実現に因るNOx低減効果が得られる。また、拡散燃焼の場合にも、保炎がし易いため、NOx低減のための空気配分の工夫例えば濃淡燃焼などの自由度が増し、より一層低NOx化が可能となる。加えて、改質の際に炭化水素系燃料を発電プラントからの熱で加熱できるので、予混合ガスあるいは混合ガスの温度を高めて更に燃焼安定性を向上できると共に同じ燃焼温度を得ようとする場合には燃料を減らし空気比を上げることができるので、一層の燃料希薄状態を実現でき、NOx排出量を低減することができるようになる。」(段落【0047】)と記載されている。すなわち、燃料に水素を含むことにより一層の燃料希薄状態を実現でき、NOx排出量を低減することができる。これは、燃料に水素を約4mol%(審決注:気体の場合、vol%はmol%にほぼ等しい。)含む引用発明についてもいえることである。
したがって、引用発明は、乾燥低NOx燃焼器である希薄予混合燃焼器を使用することによりNOxを低減するものであり、さらに燃料に水素を含むことにより一層の燃料希薄状態を実現でき、NOx排出量を低減することができるものであるから、請求人の上記主張には理由がない。

(5)まとめ
本願発明は、引用発明及び周知技術に基づいて当業者が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第29条第2項の規定により特許を受けることができない。

第6 むすび
上記第5のとおり、本願発明は、引用発明及び周知技術に基づいて当業者が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第29条第2項の規定により特許を受けることができない。
したがって、本願は拒絶すべきものである。

よって、結論のとおり審決する。
 
審理終結日 2015-06-17 
結審通知日 2015-06-23 
審決日 2015-07-06 
出願番号 特願2008-272569(P2008-272569)
審決分類 P 1 8・ 121- WZ (F02C)
最終処分 不成立  
前審関与審査官 後藤 泰輔  
特許庁審判長 加藤 友也
特許庁審判官 槙原 進
金澤 俊郎
発明の名称 燃焼器内でシンガスを燃焼させるための方法及び装置  
代理人 荒川 聡志  
代理人 黒川 俊久  
代理人 田中 拓人  
代理人 小倉 博  

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