CN108351098B - 发电废气中水蒸气回收系统、火力发电系统、以及发电废气中水蒸气回收方法 - Google Patents

Abstract

根据实施方式，发电废气中水蒸气回收系统被应用于火力发电系统，该火力发电系统具有：使用通过燃烧燃料而产生的热来产生高温高压的蒸汽的锅炉和将由上述锅炉产生的蒸汽所具有的能量转换为发电机的驱动力的汽轮机。该发电废气中水蒸气回收系统具备将从上述锅炉排出的废气中的水蒸气以保持水蒸气的状态的方式进行分离的水蒸气分离装置和使被上述水蒸气分离装置分离出的水蒸气冷凝的冷凝器。

Description

发电废气中水蒸气回收系统、火力发电系统、以及发电废气中 水蒸气回收方法

技术领域

本发明的实施方式涉及发电废气中水蒸气回收系统、火力发电系统以及发电废气中水蒸气回收方法。

背景技术

今后，在工业化、人口增加异常显著的新兴国家，可预见会在供给赶不上电力需求的增加的地域(特别是内陆)设置火力发电厂。但是，在煤炭火力发电、天然气联合循环火力发电(以下有时简称为“联合循环发电”)中，在通过基于燃料的燃烧而产生的燃烧热让水气化所形成的蒸汽使涡轮转动之后，需要进行冷却来凝汽，为此，例如在图14所示的煤炭火力发电站的典型案例(Model case)(发电规模：300MW)中，参考冷却介质(海水等)需要105万m³/日。另外，由于在使汽轮机转动的锅炉水13，600m³/日中会浓缩析出防锈剂、二氧化硅等，使设备劣化，所以需要抽出锅炉水的一部分作为排污水(blow off water)，并供给纯水650m³/日作为抽出量的补给水。通常，从发电站外供给干净的水或者工业用水925m³/日，在站内制造纯水。并且，在煤炭火力发电站中，由于脱硫水、为了防止煤炭储存地的粉煤飞散的洒水而需要大量的水。但是，在将这样的火力发电厂设置于内陆的情况下，无法确保该电厂需要的冷却水，难以建设发电站。

另一方面，在面对无法确保大量冷却水的地域时，一般例如如图15所示的煤炭火力发电站的典型案例(发电规模：300MW)那样作为冷却手段使冷却水在凝汽器与冷却塔间循环，通过利用冷却塔使冷却水强制与空气接触来使其水量的1.5～2％气化，通过其气化热来进行冷却。但是，这里为了防止因气化的量和冷却水中的盐浓缩所引起的析出、腐蚀而导致的设备劣化，也需要排出冷却水的一部分，并作为它们的减少量，需要补给25，655m³/日的水(工业用水等)。另外，在专利文献1、专利文献2中公开了空冷式凝汽器。例如如图16所示的煤炭火力发电站的典型案例(发电规模：300MW)那样通过采用空冷式凝汽器能够大幅减少来自发电站外的补给水量，但为了确保锅炉补给水(纯水650m³/日)需要从站外供给干净的水或者工业用水925m³/日。另外，在图17所示的天然气火力发电站的典型案例(发电规模：300MW)中，虽然能够减少锅炉补给水的量，但还是需要从站外供给干净的水或者工业用水。

另一方面，在专利文献3中，公开了使上述锅炉的废气中的蒸汽冷凝来回收水分，在电厂内确保必要的水的方案，但仅通过废气中的蒸汽难以确保凝汽所需要的冷却水的总量。另外，在专利文献3中，虽然使废气中的蒸汽冷凝来回收水分，但需要从回收到的水中去除粒子状的物质、有害物质并调整pH。

另外，在一般的煤炭火力发电、联合循环发电中，通过利用大气中的空气与燃料的燃烧而产生的燃烧热使水气化并利用蒸汽使涡轮旋转来进行发电。燃烧后的发电废气中包括大气中所含的水分、因燃料的燃烧所产生的生成水。例如有一种在联合循环发电中，为了使燃气轮机发电输出提高，而在外部空气温度高时对从大气获取的空气进行喷雾洒水，通过其气化热来冷却供给空气的方案(专利文献4)，这些水分作为水蒸气而包含。

在煤炭火力发电的情况下，煤炭燃烧气体中含有煤尘、NOx等氮氧化物、SOx等硫化物类的有害物质，如果作为废气被排放到大气中，则对人、动植物是有害的，因此具备图18所示的废气处理系统。图18是一般的废气处理系统的处理流程图。一般的废气处理系统200由下述部件构成：脱硝装置202，将通过煤粉燃烧锅炉201使煤粉燃烧而产生的废气所含的NOx等有害物质去除；空气预热器203，通过废气所具有的热对用于使煤粉燃烧的空气进行预热；热交换器(热回收部)204，通过与脱硫废气进行热交换来降低废气温度；电集尘装置205，去除废气中的煤尘；脱硫装置206，将废气所含的SOx等有害物质去除；热交换器(再加热部)207，对脱硫废气进行再加热；以及对再加热后的脱硫废气加压并向大气排放的升压扇208、烟囱209。另外，在热交换器(热回收部)204与热交换器(再加热部)207之间，通过利用泵210使加压热水等热媒体循环，来利用热交换器(热回收部)204将锅炉废气冷却至电集尘温度(90℃左右)，另一方面，在将通过湿式脱硫而温度下降至50℃左右的脱硫废气加热至100℃左右之后排放到大气中。这是在湿式脱硫的情况下，为了向废气中洒水使SOx水相溶解而将其去除，使脱硫废气的温度下降至50℃左右，并且含有饱和水蒸气。因此，如果保持原样通过烟道则废气中所含的水蒸气因烟道、烟囱209中的压力损失所引起的加压、稍微的温度降低而在烟道内结露，未被脱硫装置206除尽的SOx溶解于结露水而成为硫酸，使烟道、烟囱受到腐蚀。因此，在一般的煤炭火力发电中，通过利用热交换器(再加热部)207加热到脱硫废气的露点以上并且将升压扇208设在热交换器(再加热部)207的下游侧，来减压吸引被再加热之前的脱硫废气。结果，防止了脱硫废气被加压而结露热交换器(再加热部)207的压力损失的量的情况。另外，脱硫废气在从烟囱被排放到大气之后，通过热交换器(再加热部)207加热至不产生白烟的程度。

另一方面，在一般的联合循环发电中，当来自燃气轮机的废气从废热回收锅炉最下段的低压节煤器的配管外侧通过时，废气中所含的水蒸气因与在该配管内流动的给水的温度差而结露，存在配管受腐蚀之虞。特别是在使用了含有硫的燃料的情况下，导致在低压节煤器的配管外表面生成硫酸，该配管的腐蚀变得更甚。

为了防止该情况，在以往的联合循环发电中，处于将在低压节煤器的配管内流动的给水温度设定得比废气的露点温度高这一目的，公开了使用向汽轮机流入的低压蒸汽的一部分、或者来自汽轮机的抽气的一部分作为给水加热用的蒸汽的功能(例如，参照专利文献5或者6)；或者使从废热回收锅炉的低压节煤器产生的热水的一部分再循环为给水的功能(例如，专利文献7)的方案。

另外，特别是在大气温度低的状态下，当废气被从烟囱向大气中排放时，有时该废气中所含的水蒸气冷凝而产生白烟。特别是在如专利文献5、7所记载那样，具有在联合循环发电中对给水进行加热的功能的情况下，由于废气温度不降低，所以容易成为易于产生白烟的状况，为了抑制该白烟的产生，公开了设置对来自上述汽轮机的抽气进行引导来绕过对上述给水进行加热的给水加热器的给水加热器旁通线路，通过对在该给水加热器旁通线路流过的旁通流量进行调节，由此控制给水加热器的出口的给水温度、防止白烟的产生的方案(例如，专利文献6)。但是，由于废气中的水蒸气量不变，所以为了在低压节煤器内不结露，需要使废气温度为露点温度以上，一般废热回收锅炉的废气最低温度被设计为80～100℃。

另一方面，如果能够将废气温度降低10℃，则可将发电量提高1％。如果是发电量为1，000MW规模的发电站，则能够提高10MW发电量。鉴于此，提出了一种对废气进行冷却来使废气中所含的水蒸气冷凝而作为水进行分离回收的方法(专利文献8)。但是，虽然示出了将废气温度降低，但没有示出利用废气所具有的热的方法。在专利文献8中，相对于供给空气容积对燃气轮机注入15～20％的蒸汽来使发电量提高。另外，为了冷却废气使其冷凝，废气中所含的SOx、氯气会溶解于冷凝水而成为硫酸、盐酸等，对水蒸气回收装置、配管造成腐蚀，因此需要以耐腐蚀性的昂贵材料制造大型的热交换器，导致成本变高。另外，需要用于使回收到的水成为中性、去除杂质的水处理装置，造成初始成本、运转成本、药物成本增加的重要因素。

以往技术文献

专利文献

专利文献1：日本特开2000－337106号公报

专利文献2：日本特开2006－23053号公报

专利文献3：日本特开2014－129731号公报

专利文献4：日本特开平7－97933号公报

专利文献5：日本特开2000－45713号公报

专利文献6：日本特开2011－127786号公报

专利文献7：日本特开平9－33005号公报

专利文献8：日本特开平10－110628号公报

发明内容

发明要解决的问题

如上所述，在将火力发电厂设置于内陆的情况下，无法确保该电厂所需的冷却水，难以进行发电站的建设。另外，在回收废气中的水蒸气来确保冷却水的情况下，仅通过废气中的蒸汽难以确保凝汽所需的冷却水的总量。另外，在使废气中的蒸汽冷凝来回收水分的情况下，需要从回收到的水中将粒子状的物质、有害物质去除、调整pH。

本发明要解决的课题在于，提供能够以不含杂质的纯水的状态回收废气中的水蒸气，并且仅通过废气中的水蒸气回收量便能确保该电厂所需的水的发电废气中水蒸气回收系统、火力发电系统以及发电废气中水蒸气回收方法。

用于解决问题的手段

实施方式的发电废气中水蒸气回收系统被应用于火力发电系统，该火力发电系统具有：使用通过燃烧燃料而产生的热来产生高温高压的蒸汽的锅炉和将由上述锅炉产生的蒸汽所具有的能量转换为发电机的驱动力的汽轮机，上述发电废气中水蒸气回收系统具备：将从上述锅炉排出的废气中的水蒸气保持水蒸气的状态分离的水蒸气分离装置和使由上述水蒸气分离装置分离出的水蒸气冷凝的冷凝器。

附图说明

图1是表示第1实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

图2是表示水蒸气回收装置的一个例子的示意图。

图3是表示中空纤维膜的一般的使用方法与本实施方式中的使用方法的差异的示意图。

图4是表示第1实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例的概略图。

图5是表示第2实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

图6是表示第3实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

图7是表示第3实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例的概略图。

图8是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

图9A是第4实施方式中的废气中水蒸气分离装置的说明图。

图9B是第4实施方式中的废气中水蒸气分离装置的说明图。

图10是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例1的概略图。

图11是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例2的概略图。

图12是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例3的概略图。

图13是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例4的概略图。

图14是以往的水冷式凝汽器涉及的煤炭火力发电站内的水平衡的说明图。

图15是以往的使用了冷却塔的水冷凝汽器涉及煤炭火力发电站内的水平衡的说明图。

图16是以往的空冷式凝汽器涉及的煤炭火力发电站内的水平衡的说明图。

图17是以往的空冷式凝汽器涉及的天然气火力发电站内的水平衡的说明图。

图18是以往的煤炭火力发电系统的流程图。

具体实施方式

以下，参照附图对实施方式进行说明。

[第1实施方式]

首先，对第1实施方式进行说明。

(构成)

图1是表示第1实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

火力发电系统100具有以煤炭作为原料进行发电的发电系统101、废气处理系统102、水处理系统103、废气中水蒸气回收系统104。

发电系统101由下述部件构成：使煤炭成为微粉状的粉碎机1、使煤粉燃烧来生成高压以及低压蒸汽的煤粉燃烧锅炉2、将由煤粉燃烧锅炉2加热产生的低压蒸汽和高压蒸汽的压力能量转换为旋转能量的低压汽轮机11和高压汽轮机12、通过旋转轴与低压汽轮机11和高压汽轮机12连接并将各个涡轮产生的旋转能量转换为电力的发电机13、对压力降低后的蒸汽进行凝汽的空冷式凝汽器14、将凝汽后的水作为锅炉水向煤粉燃烧锅炉2供给的锅炉水供给泵15、用于使从被煤粉燃烧锅炉加热后的锅炉水气液分离(气液分离器未图示)出低压蒸汽后的热水升压并再次通过煤粉燃烧锅炉2进行加热而产生高压蒸汽的升压泵16。

废气处理系统102由下述部件构成：脱硝装置3，将发电系统101的、由煤粉燃烧锅炉2使煤粉燃烧而获得的废气所含的NOx等有害物质去除；空气预热器4，通过燃烧废气所具有的热对用于使煤粉燃烧的空气进行预热；热交换器(GGH)5，通过与脱硫废气进行热交换来降低煤粉燃烧废气温度；电集尘装置6，将废气中的煤尘去除；脱硫装置7，将废气所含的SOx等有害物质去除；升压扇8，对由热交换器(GGH)5再加热后的脱硫废气进行加压；烟囱10，将通过废气中水蒸气分离系统104的水蒸气分离装置9分离了水蒸气后的废气向大气排放。

水处理系统103由下述部件构成：抽出锅炉水的一部分的锅炉水排污泵17、锅炉排污水存积容器(池、漕)18、在将锅炉排污水脱盐后(省略脱盐装置的记载)向脱硫装置7供给用于使废气中的SOx等脱硫的用水的脱硫用水供给泵19、用于将锅炉排污水作为发电站内的其他用水向发电站内供给的用水供给泵20。

废气中水蒸气回收系统104由下述部件构成：水蒸气分离装置9，设置在升压扇8与烟囱10之间，将脱硫废气中的水蒸气的一部分保持为水蒸气的状态进行分离；空冷式冷凝器21，利用大气中的空气冷却分离出的水蒸气使其冷凝；冷凝水排出泵，抽出冷凝水；水蒸气回收水容器23，对排出的冷凝水进行存积；以及锅炉补给水供给泵24，将锅炉排污水量的水补给至煤粉燃烧锅炉2。

(作用)

接下来，对第1实施方式涉及的火力发电系统的作用进行说明。

在发电系统101中，通过煤炭供给线1a将作为燃料的煤炭向粉碎机1供给并在将其细粉碎之后，通过煤粉供给管1b向设置在煤粉燃烧锅炉2内部的燃烧器2b供给。另一方面，从空气吸入管道4b将大气中的空气向空气预热器4供给，将通过与锅炉废气进行热交换而被预热的空气经由空气供给管道4c向燃烧器2b供给。在燃烧器2b中，使煤粉燃烧而生成高温的燃烧气体。使用生成的燃烧气体的热对通过设置在煤粉燃烧锅炉2内部的导热管2c而在导热管内部流动的从锅炉水供给配管15a供给的锅炉水进行加热，生成热水和低压蒸汽。利用未图示的气液分离器对生成的低压蒸汽和热水进行气液分离。

分离出的低压蒸汽通过低压蒸汽管12a被送至低压汽轮机11。另一方面，热水在通过热水配管11b被送至升压泵16并加压后，通过热水管16a再次向在煤粉锅炉2的内部设置的导热管2d供给，在导热管的内部流动的期间与高温的燃烧气体进行热交换，生成高压蒸汽。生成的高压蒸汽通过高压蒸汽管12a从煤粉燃烧锅炉2排出而被送至高压汽轮机12。

在高压汽轮机12中，高压蒸汽膨胀并且使涡轮旋转。在该期间，高压蒸汽的压力、温度、密度降低，成为与从煤粉燃烧锅炉2排出的低压蒸汽同等的蒸汽而从低压蒸汽管12b送至低压汽轮机11。

另一方面，在低压汽轮机11中，从煤粉燃烧锅炉2以及高压汽轮机12排出的低压蒸汽膨胀并且使涡轮旋转。在该期间，低压蒸汽进一步压力、温度、密度降低后的蒸汽从排蒸汽管11a送至空冷式凝汽器14。

低压汽轮机11、高压汽轮机12以及发电机13通过旋转轴连接，通过发电机13将各个涡轮的旋转能量转换为电力。此外，也可以不通过一个轴将低压汽轮机11与高压汽轮机12连接，而将发电机连接于各自的旋转轴来将旋转能量转换为电力。

空冷式凝汽器14由冷凝管14a、14b、空冷扇14c构成，从低压汽轮机11排出的蒸汽通过排蒸汽管11a被送至空冷式凝汽器14的冷凝管14a、14b，通过空冷扇14c将大气中的空气强制向冷凝管14a、14b的外部进行通风，在冷凝管14a、14b的内部蒸汽被冷却(热交换)而冷凝。在该期间，排蒸汽管11a的内部、冷凝管14a、14b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自低压汽轮机11的排蒸汽被吸引。其中，虽然未图示，但也有时将真空泵与冷凝管14a、14b连接，尽管量不多，通过真空泵将进入锅炉配管内部的锅炉供给水中的溶解空气、配管中途的泄露空气等吸引排出。

利用锅炉水供给泵15经由冷凝水配管14d、14e来吸引在冷凝管14a、14b中生成的冷凝水，在升压后，从锅炉水供给配管15a向煤粉燃烧锅炉2供给锅炉水。

另外，在生成了高压蒸汽、低压蒸汽后，温度下降后的燃烧气体作为废气通过废气烟道2a从煤粉燃烧锅炉2排出而被送至废气处理系统102的脱硝装置3。

在废气处理系统102中，燃烧废气从在煤粉燃烧锅炉2的出口设置的废气烟道2a被送至脱硝装置3，保持锅炉废气温度地使废气所含的NOx等氮系有害成分与催化剂接触而无害化。将氮系有害物无害化后的废气通过废气烟道3a从脱硝装置3排出，送至空气预热器4。在空气预热器4中，废气通过与锅炉燃烧用的空气热交换而温度降至140℃左右，并通过废气烟道4a被送至热交换器(GGH)5。在热交换器(GGH)5中，从脱硫装置7排出的脱硫废气通过废气烟道7a被供给而与从空气预热器4送来的锅炉废气进行热交换，在该期间，140℃左右的锅炉废气温度降至90℃左右并通过废气烟道5a被送至电集尘装置6。另一方面，50℃的脱硫废气在被加热至100℃左右并从废气烟道5b排出而通过升压扇(BUF)8升压之后，被送至废气中水蒸气回收系统104的水蒸气分离装置9。

在电集尘装置6中，在通过静电方式将废气所含的煤尘、粒子状物质分离去除的基础上，通过废气烟道6a送至脱硫装置7。在脱硫装置7中，从脱硫用水配管19b供给脱硫用水而向装置内洒水来与废气接触。在该期间，电集尘装置6未除尽的废气中的煤尘、粒状物质、SOx等硫化物系的有害物质等被去除。另外，废气温度从90℃左右降至50℃左右，包含相对湿度大致为100％的饱和水蒸气的脱硫废气从脱硫装置7排出并通过废气烟道7a被送至热交换器(GGH)5。另一方面，吸收了锅炉废气所含的煤尘、粒状物质、SOx等硫化物系的有害物质等的脱硫废水通过脱硫废水排出管7b被送至未图示的排水处理设备。

在热交换器(GGH)5中，通过与140℃左右的锅炉废气热交换，50℃的脱硫废气被加热至100℃左右。通过被加热而湿度降低、不饱和但大量含有水蒸气的脱硫气体从废气烟道5b排出，在被升压扇(BUF)8升压后，送至废气中水蒸气回收系统104的水蒸气分离装置9。利用水蒸气分离装置9将废气中所含的水蒸气的大部分分离后的废气通过废气烟道9a被送至烟囱10并保持原样排放到大气中。

在水处理系统103中，为了抑制因在发电系统101内循环的锅炉水的盐分浓度上升所造成的装置、蒸汽管、配管等的关闭、劣化、破损，将锅炉水的一部分排出，使用锅炉水排污泵17将从空冷式凝汽器14排出的冷凝水的一部分从冷凝水配管14d或14e排出到发电系统101之外。此外，虽然没有图示，但也可以不设置锅炉水排污泵17，而将被锅炉水供给泵15加压后的冷凝水(锅炉水)的一部分从锅炉水供给配管15a进行排出。从发电系统101排出的锅炉水的一部分、即锅炉排污水被送至锅炉排污水存积容器(池、漕)18，在根据需要进行脱盐、除浊等之后其一部分作为脱硫用水经由脱硫用水配管19a、19b通过脱流水供给泵19向废气处理系统102内的脱硫装置7供给。另外，剩余的锅炉排污水在根据需要进行脱盐、除浊等之后通过用水供给泵20作为其他的发电站用水来利用。

在废气中水蒸气回收系统104中，通过水蒸气分离装置9将脱硫废气中的水蒸气的一部分分离。水蒸气分离装置9由水蒸气分离膜9c和废气流路9d、利用水蒸气分离膜9c隔开废气流路9d并流过通过水蒸气分离膜9c从废气分离出的水蒸气的水蒸气流路9e构成。

另外，在本实施方式中，水蒸气分离膜9c使用聚酰亚胺制的水蒸气透过中空纤维膜，具体如图2的示意图所示，通过设置多个中空纤维膜部件(element)9f来实现，中空纤维膜部件9f是将多根中空纤维膜捆成束而成。将脱硫废气通风至各中空纤维膜部件9f的外侧，从各中空纤维膜部件9f的内侧回收水蒸气。即，将各中空纤维膜部件9f的内侧作为水蒸气流路9e，将外侧作为废气流路9d。

图3是表示中空纤维膜的一般的使用方法与本实施方式中的使用方法的差异的示意图。一般如图3的(a)所示，将脱硫废气通风至多根中空纤维膜9g各自的内侧，从各自的外侧回收水蒸气。与此相对，在本实施方式中，如图3的(b)所示，将脱硫废气通风至多根中空纤维膜9g各自的外侧，从各自的内侧回收水蒸气。由此，即使向中空纤维膜部件9f流过大流量的废气也能够降低压力损失，能够减小废气的加压动力。

被热交换器(GGH)5从50℃加热至100℃的脱硫废气通过升压扇(BUF)8送至废气中水蒸气回收系统104的水蒸气分离装置9。在水蒸气分离装置9中，水蒸气通过透过水蒸气分离膜9c从废气流路9d移动至水蒸气流路9e由此将废气所含的大量水蒸气分离。分离出大量水蒸气后的废气通过废气烟道9a被送至烟囱10并原样排放到大气中。另一方面，移动至水蒸气流路9e的水蒸气经过水蒸气配管9b移动至空冷式冷凝器21。

空冷式冷凝器21由冷凝管21a、21b、空冷扇21c构成，移动至水蒸气流路9e的水蒸气通过水蒸气配管9b被送至空冷式冷凝器21内的冷凝管21a、21b，通过利用空冷扇21c向冷凝管21a、21b的外部强制通风大气中的空气，由此水蒸气在冷凝管21a、21b的内部被冷却而冷凝。在该期间，水蒸气流路9e、水蒸气配管9b的内部、冷凝管21a、21b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自水蒸气分离装置9的水蒸气被吸引至空冷式冷凝器21，并且在水蒸气分离装置9中也在水蒸气流路9e与废气流路9d之间产生压力差，将该压力差作为驱动力使脱硫废气所含的水蒸气经由水蒸气分离膜9c从废气流路9d向水蒸气流路9e移动。

其中，虽然未图示，但有时也将真空泵与冷凝管21a、21b连接，通过真空泵将废气中的气体成分透过水蒸气分离膜9c而进入到冷凝管21a、21b、水蒸气配管9b内部的气体、配管中途的泄露空气等吸引排出。

通过冷凝水排出泵22经由冷凝水配管21d、21e吸引在冷凝管21a、21b中生成的冷凝水并存积到水蒸气回收水容器23。存积的冷凝水在根据需要进行脱盐、除浊等之后，其一部分作为锅炉补给水经由锅炉水补给配管24a、24b被锅炉补给水供给泵24加压，然后从发电系统101的锅炉水供给配管15a的中途向煤粉燃烧锅炉2供给。此外，按照发电系统101内的锅炉水量为恒定的方式调整锅炉补给水量与锅炉排污水量。从剩余的废气中水蒸气分离回收的水在根据需要进行脱盐、除浊等之后，通过未图示的用水供给泵作为其他的发电站用水进行利用。

(效果)

对第1实施方式的效果进行说明。

在本实施方式中，对水蒸气分离装置9例如在废气烟道中途设置100～10，000根将仅使水蒸气透过的内径为0.3～0.5mm的聚酰亚胺制的中空纤维膜1千～30万根捆成束的圆柱形状的中空纤维膜部件9f。在本实施方式的情况下，设置在比脱硫装置7靠下游侧的废气烟道。由此，在发电规模为300MW的情况下，脱硫废气含有温度50℃、相对湿度99％、约100万Nm³/h的废气流量，即通过发电废气在脱硫废气中最多含有1，824m³/日的水蒸气，对于透过了水蒸气分离膜9c的水蒸气在通过由外部空气温度30℃的空气的强制通风实现的空冷使水蒸气冷凝的情况下，通过冷凝管21a、21b能够回收约1，200m³/日的水蒸气。结果，能够从脱硫废气分离约1，200m³/日的水蒸气。

此时，脱硫废气(温度50℃、相对湿度99％)由于被热交换器(GGH)5升温至100℃，所以以相对湿度降低至10％的状态被导入水蒸气分离装置9。因此，在约100万Nm³/h的废气流量下，有废气烟道8a、水蒸气分离装置9的废气流路9d的压力损失，即使通过升压扇8进行升压，废气中的水蒸气也不会因加压而冷凝地在废气流路9d中流过。即，废气流路9d中不存留恶劣水质的冷凝水，能够抑制装置的劣化，另外，能够抑制在水蒸气分离膜9c表面成为液滴而水蒸气透过性能降低的情况。另外，此时在废气流路9d中流动时的水蒸气分压是与脱硫废气大致相同的10kPa。另一方面，由于水蒸气流路9e侧被空冷式冷凝器21以30℃冷却而使水蒸气冷凝，所以此时的水蒸气压约为4kPa。利用该水蒸气压差，水蒸气经由水蒸气分离膜9c从在废气流路9d中流动的废气向水蒸气流路9e侧移动。即，能够不使用加压、减压等的动力便分离回收废气中的水蒸气。

另外，在本实施方式中，如已经在图3的(b)中说明那样，将脱硫废气通风至多根中空纤维膜9g各自的外侧，从各自的内侧回收水蒸气。由此，在发电规模300MW的情况下，成为约100万Nm³/h的废气流量，但即便使这样的大流量的废气流向中空纤维膜部件9f也能够抑制压力损失，可减小废气的加压动力。

另外，在发电规模300MW的煤炭火力下废气所含的水蒸气量在脱硫废气中只有1，924m³/日。在回收了废气的水蒸气的情况下，只能回收1，200m³/日的水蒸气作为水。另一方面，在为了对相同规模的煤炭火力发电站凝汽锅炉水而利用海水冷却了锅炉蒸汽的情况下，需要供给105万m³/日的海水量(图14)，即使在凝汽器使冷却水循环并对该被加热后的冷却水进行强制通风冷却的方式、即冷却塔方式中，也因为冷却水的蒸发量而需要从发电站供给2.5万m³/日以上(图15)的水。因此，由于即使直接冷却废气回收了废气中水蒸气的几乎全部也只能回收1，800m³/日，所以通过海水冷却方式、冷却塔方式无法获得必要的水量，但通过采用不需要从外部供给用于对锅炉水凝汽的水的空冷式凝汽器，并与本实施方式的废气中水蒸气回收系统104组合，能够不需要从发电站外供给水，在难以确保大量的水的内陆等与设置场所无关地建设火力发电站。

此外，即使为空冷式凝汽器，由于在发电规模300MW的煤炭火力发电站的情况下，也供给650m³/日的纯水作为锅炉排污水分的补给水量，所以为了制造纯水需要从发电站供给925m³/日的水，但通过设置废气中水蒸气回收系统104，能够在发电站内确保该量的水。

另外，在直接冷却废气而回收了废气中水蒸气的几乎全部的情况下，由于废气中残留的NOx、SOx、煤尘等有害物质溶解于回收水，所以需要为此的脱盐、除浊等水处理，但在本实施方式中，由于通过水蒸气分离膜9c仅使水蒸气从废气分离而冷凝，所以NOx、SOx、煤尘等有害物质几乎不会溶解于冷凝水，能够不进行脱盐、除浊等水处理，或者将脱盐、除浊等水处理抑制为最上限，可抑制这些水处理装置的导入成本。

此外，在本实施方式中，使用了聚酰亚胺制的水蒸气透过中空纤维膜，但水蒸气分离装置9利用由氟类高分子膜、三醋酸纤维素膜、聚氨基甲酸乙酯膜、聚砜硅膜、以沸石涂覆成的陶瓷膜制成的中空纤维膜、平膜、圆筒型过滤器也能够实现本实施方式的作用、效果。另外，不使用空冷式冷凝器21，在能够确保海水等冷却水的情况下，也可以通过水冷使由水蒸气分离装置9分离出的水蒸气冷却冷凝，在有其他的冷热源时，也可以通过这些冷却方法使由水蒸气分离装置9分离出的水蒸气冷却冷凝。另外，即便凝汽器是海水冷却方式或冷却塔方式，也可以设置废气中水蒸气回收系统104，来回收发电废气中的水蒸气作为冷却塔补给水、以及发电站内用水。

[第1实施方式的变形例]

接下来，对第1实施方式的变形例进行说明。其中，对与第1实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图4是表示第1实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例的概略图。

在第1实施方式的变形例(火力发电系统105)中，构成为相对于第1实施方式(火力发电系统100)，废气处理系统102的热交换器(GGH)5由第1热交换器(高温系)5d和第2热交换器(低温系)5e构成，另外，不设置废气中水蒸气回收系统104的空冷式冷凝器21，发电系统101的空冷式凝汽器14兼作空冷式冷凝器21。

(作用)

接下来，对第1实施方式的本变形例涉及的火力发电系统的作用进行说明。以下的点与第1实施方式不同。

在废气处理系统103中，通过空气预热器4温度降至140℃的锅炉废气从废气烟道4a导入设置于热交换器5的第1热交换器(高温系)，与经由废气烟道9a导入的水蒸气的一部分被水蒸气分离装置9分离后的脱硫废气(温度55℃)进行热交换。其结果，锅炉废气的温度降低至95℃左右，另一方面，脱硫废气被加热至100℃左右。温度降至95℃左右的锅炉废气从废气烟道5f导入第2热交换器(低温系)，与从废气烟道7a导入从脱硫装置7排出的脱硫废气(50℃)热交换。其结果，脱硫废气被加热至55℃左右，锅炉废气被冷却至90℃左右。

加热后的脱硫废气经由废气烟道5b、8a被升压扇8送至水蒸气分离装置9内的废气流路9d。另一方面，冷却至90℃的锅炉废气通过废气烟道9a被送至电集尘装置6。在水蒸气分离装置9中，将脱硫废气所含的大量水蒸气分离，然后通过废气烟道9a送至第1热交换器(高温系)。通过水蒸气分离装置9分离出的水蒸气使用水蒸气配管9b被送至发电系统101内的空冷式凝汽器14的冷凝管14a和14b。

被送至空冷式凝汽器14的水蒸气的冷凝、其他的作用与第1实施方式的空冷式冷凝器21和空冷式凝汽器14的作用相同。

(效果)

接着，对本变形例的效果进行说明。以下的点与第1实施方式不同。

通过本变形例，能够使导入至水蒸气分离装置9的脱硫废气温度从100℃左右降至55℃。即使只将脱硫废气温度加热至55℃，由于相对于从脱硫装置7排出的脱硫废气(温度50℃、相对湿度99％)，相对湿度降至67％，所以也能够在废气流路9d中流过因约100万Nm³/h的废气流量引起的废气烟道8a、水蒸气分离装置9的废气流路9d的压力损失量、即，即使通过升压扇8进行升压废气中的水蒸气也能够不因加压而冷凝地在废气流路9d中流过。即，在废气流路9d中不存留恶劣水质的冷凝水，能够抑制装置的劣化，另外，能够抑制在水蒸气分离膜9c表面成为液滴而水蒸气透过性能降低的情况。

并且，在本变形例中，使脱硫废气温度从100℃降至55℃，相应地降低水蒸气分离装置9、升压扇8的耐热温度。特别是通过降低水蒸气分离膜9c的耐热温度，能够减少水蒸气分离装置9的制造成本、水蒸气分离膜的更换成本。

另外，在发电规模300MW的煤炭火力的情况下，在发电系统101中，12，600m³/日的锅炉水循环而在煤粉燃烧锅炉2中成为加热水蒸气，在经过发电用的汽轮机11、12之后被空冷式凝汽器14冷却、凝汽。另一方面，对于由水蒸气分离装置9分离的水蒸气量而言，与第1实施方式同样地使相当于约1，200m³/日的水量的水蒸气冷凝。因此，通过空冷式凝汽器14是第1实施方式的空冷式冷凝器21的1/10尺寸规模即可，通过将由水蒸气分离装置9分离的水蒸气直接导入空冷式凝汽器14，能够实现可省略空冷式冷凝器、纯水储水容器等的发电系统整体的简化、降低成本。

[第2实施方式]

接下来，对第2实施方式进行说明。其中，对与第1实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图5是表示第2实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

火力发电系统106具有将天然气作为原料来进行发电的发电系统107和对发电废气中的水蒸气进行分离回收的废气中水蒸气回收系统108。

发电系统107由下述部件构成：空气压缩机25，取入大气中的空气并进行压缩；燃气轮机26，导入被压缩后的空气和燃料的天然气而使其燃烧，将这些燃烧气体的膨胀能量转换为旋转能量；废热回收锅炉27，使用该燃烧气体的热生成高压以及低压蒸汽；将由废热回收锅炉27加热产生的低压蒸汽和高压蒸汽的压力能量转换为旋转能量的低压汽轮机31和高压汽轮机32；发电机33，通过一根旋转轴与低压汽轮机31和高压汽轮机32、以及空气压缩机25和燃气轮机26连接，除了使各个涡轮的旋转能量成为空气压缩动力以外，还转换为电力；空冷式凝汽器35，对压力降低后的蒸汽进行凝汽；锅炉水供给泵36，将凝汽后的水作为锅炉水向废热回收锅炉27供给；升压泵34，用于对从被废热回收锅炉27加热后的锅炉水气液分离(气液分离器未图示)了低压蒸汽后的热水进行升压，并再次通过废热回收锅炉27进行加热来产生高压蒸汽；锅炉水排污泵37，用于排出锅炉水的一部分；以及烟囱30，将从废热回收锅炉27排出且由废气中水蒸气回收系统108的水蒸气分离装置29分离了水蒸气的一部分后的燃烧气体向大气中排出。

废气中水蒸气回收系统108由下述部件构成：水蒸气分离装置29，设置在废热回收锅炉27与烟囱30之间，将燃烧废气所含的水蒸气的一部分以水蒸气的状态分离；空冷式冷凝器38，通过大气中的空气对分离出的水蒸气进行冷却使其冷凝；冷凝水排出泵40，抽出冷凝水；水蒸气回收水容器39，存积被排出的冷凝水；锅炉补给水供给泵41，向废热回收锅炉27补给锅炉排污水量的水；以及用水供给泵42，输送剩余的纯水作为发电站内的用水。

(作用)

接下来，对第2实施方式涉及的火力发电系统的作用进行说明。

在发电系统107中，从空气供给管道25a取入大气中的空气作为助燃剂，并通过空气压缩机25进行压缩。压缩后的空气与从燃料供给管26a供给的作为燃料的天然气混合燃烧。将其燃烧废气导入燃气轮机26，将燃烧气体的膨胀能量转换为旋转能量，并作为废气向废热回收锅炉27排出。

在废热回收锅炉27中，使用燃烧废气的热对通过在废热回收锅炉27的内部设置的导热管27b而在导热管内部流动的从锅炉水供给配管36a供给的锅炉水进行加热来生成热水和低压蒸汽。通过未图示的气液分离器将生成的低压蒸汽和热水气液分离。分离出的低压蒸汽通过低压蒸汽管31a被送至低压汽轮机31。另一方面，热水在通过热水配管34a被送至升压泵34并加压后，从热水配管34b再次向在废热回收锅炉27的内部设置的导热管27c供给，在导热管的内部流动的期间与高温的燃烧气体热交换而生成高压蒸汽。此外，在废热回收锅炉27的内部设置有脱硝装置28，当将燃烧废气追加于脱硝装置28时，保持废气温度不变地使废气所含的NOx等氮系有害成分与催化剂接触而无害化。生成的高压蒸汽通过高压蒸汽管32a从废热回收锅炉27排出而被送至高压汽轮机32。

在高压汽轮机32中，高压蒸汽膨胀而使涡轮旋转。在该期间，高压蒸汽的压力、温度、密度降低，成为与从废热回收锅炉27排出的低压蒸汽同等的蒸汽，从低压蒸汽管32b被送至低压汽轮机31。

另一方面，在低压汽轮机31中，从废热回收锅炉27以及高压汽轮机32排出的低压蒸汽膨胀而使涡轮旋转。在该期间，低压蒸汽进一步压力、温度、密度降低后的蒸汽被从排蒸汽管31b送至空冷式凝汽器35。

低压汽轮机31和高压汽轮机32与空气压缩机25、燃气轮机26、发电机33通过一根旋转轴连接，将各个涡轮的旋转能量作为空气压缩机25中的空气压缩动力，进而由发电机33转换为电力。此外，也可以不通过一个轴将低压汽轮机31和高压汽轮机32的组合、与燃气轮机和空气压缩机连接，而通过对各自的旋转轴连接发电机来将旋转能量转换为电力，通过燃气轮机转换为电力以外的空气压缩动力。

空冷式凝汽器35由冷凝管35a、35b、空冷扇35c构成，从低压汽轮机31排出的蒸汽通过排蒸汽管31b被送至空冷式凝汽器35，通过空冷扇35c向冷凝管35a、35b的外部强制通风大气中的空气，蒸汽在冷凝管35a、35b的内部被冷却(热交换)而冷凝。在该期间，排蒸汽管31b的内部、冷凝管35a、35b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自低压汽轮机31的排蒸汽被吸引。其中，虽然未图示，但也有时将真空泵与冷凝管35a、35b连接，尽管量不大，通过真空泵将进入到锅炉配管内部的锅炉供给水中的溶解空气、配管中途的泄露空气等吸引排出。

通过锅炉水供给泵36经由冷凝水配管35d、35e对在冷凝管35a、35b生成的冷凝水进行吸引，在升压后，从锅炉水供给配管36a向废热回收锅炉27供给锅炉水。此外，通过锅炉水排污泵37将锅炉水的一部分从冷凝水配管35d、35e排出到发电系统107之外。

另外，虽然没有图示，但也可以不设置锅炉水排污泵37，从锅炉水供给配管15a排出被锅炉水供给泵36加压后的冷凝水(锅炉水)的一部分。从发电系统107排出的锅炉水也有时在根据需要进行脱盐、除浊等之后作为发电站用水而利用。

另外，在生成了高压蒸汽、低压蒸汽后，温度下降的燃烧废气作为废气通过发电废气烟道27a从废热回收锅炉27排出，在通过废气中水蒸气回收装置29分离了废气中的水蒸气的一部分之后，从废气烟道29a送至烟囱30而被排放到大气中。

在废气中水蒸气回收系统108中，通过水蒸气分离装置29分离燃烧废气中的水蒸气的一部分。水蒸气分离装置29由水蒸气分离膜29c、废气流路29d(未图示)、通过水蒸气分离膜29c隔开废气流路29d并使通过水蒸气分离膜29c从废气中分离出的水蒸气流动的水蒸气流路29e(未图示)构成。

另外，在本实施方式中，与第1实施方式的情况相同，水蒸气分离膜29c使用聚酰亚胺制的水蒸气透过中空纤维膜，具体如前述那样，通过设置多个将多根中空纤维膜捆成束的中空纤维膜部件9f来实现。将脱硫废气通风至各自的外侧，从各自的内侧回收水蒸气。即，将各中空纤维的内侧作为水蒸气流路29e，将外侧作为废气流路29d。

从废热回收锅炉排出的燃烧废气的温度保持80～100℃被送至水蒸气分离装置29。在本实施方式中虽未图示，但也可以在将燃烧废气冷却至50～60℃之后送至水蒸气分离装置29。

在水蒸气分离装置29中，通过水蒸气透过水蒸气分离膜29c从废气流路29d向水蒸气流路29e移动来将废气所含的大量水蒸气分离。分离出大量水蒸气的废气通过废气烟道29a被送至烟囱10并保持原样排放到大气中。另一方面，移动至水蒸气流路29e的水蒸气通过水蒸气配管29b向空冷式冷凝器38移动。

空冷式冷凝器38由冷凝管38a、38b、空冷扇38c构成，移动至水蒸气流路29e的水蒸气通过水蒸气配管29b被送至空冷式冷凝器38内的冷凝管38a、38b，通过由空冷扇38c向冷凝管38a、38b的外部强制通风大气中的空气，使得水蒸气在冷凝管38a、38b的内部被冷却而冷凝。在该期间，水蒸气流路29e、水蒸气配管29b的内部、冷凝管28a、28b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自水蒸气分离装置29的水蒸气被空冷式冷凝器38吸引，并且在水蒸气分离装置29中也在水蒸气流路29e与废气流路29d之间产生压力差，以该压力差作为驱动力，燃烧废气所含的水蒸气经由水蒸气分离膜29c从废气流路29d向水蒸气流路29e移动。

其中，虽然未图示，但也有时将真空泵与冷凝管38a、38b连接，尽管量不大，通过真空泵将废气中的气体成分透过水蒸气分离膜29c而进入冷凝管38a、38b、水蒸气配管29b内部的气体、配管中途的泄露空气等吸引排出。

通过冷凝水排出泵40经由冷凝水配管38d、38e对在冷凝管38a、38b生成的冷凝水进行吸引而存积到水蒸气回收水容器39。所存积的冷凝水在根据需要进行脱盐、除浊等之后其一部分作为锅炉补给水经由锅炉水补给配管41a、41b被锅炉补给水供给泵41加压，然后从发电系统107的锅炉水供给配管36a的中途向废热回收锅炉27供给。此外，按照发电系统107内的锅炉水量为恒定的方式调整锅炉补给水量和锅炉排污水量。从剩余的废气中水蒸气分离回收到的水在根据需要进行脱盐、除浊等之后通过用水供给泵42作为其他的发电站用水而利用。

(效果)

对第2实施方式的效果进行说明。

当在以天然气为燃料的天然气联合循环火力发电中成为空冷式凝汽器的情况下，需要从发电站外供给195m³/日的水。另外，燃烧气体中含有2，150m³/日的水蒸气(从废热回收锅炉排出的废气的废气流量140万m³/h、废气温度96℃、相对湿度9％)。根据本实施方式，能够回收废气所含的2，150m³/日的水蒸气中的、1，000t/日以上的水蒸气，能够提供具有不需要从该电厂的外部供给水的发电废气中水蒸气回收系统的火力发电厂。

[第3实施方式]

接下来，对第3实施方式进行说明。其中，对与第1实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图6是表示第3实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

火力发电系统110具有以煤炭作为原料来进行发电的发电系统111、废气处理系统112、水处理系统113、废气中水蒸气分离系统114。

发电系统111由下述部件构成：粉碎机1，使煤炭成为微粉状；煤粉燃烧锅炉2，使煤粉燃烧来生成高压以及低压蒸汽；将由煤粉燃烧锅炉2加热产生的低压蒸汽和高压蒸汽的压力能量转换为旋转能量的低压汽轮机11和高压汽轮机12；发电机13，通过旋转轴与低压汽轮机11和高压汽轮机12连接，将各个涡轮的旋转能量转换为电力；空冷式凝汽器14，对压力下降后的蒸汽进行凝汽；锅炉水供给泵15，将凝汽后的水作为锅炉水向煤粉燃烧锅炉2供给；热交换器52，利用由后述的废气处理系统112的热交换器(废气热回收部)5’回收到的废气的热对锅炉水进行加热；升压泵16，用于对从被煤粉燃烧锅炉2加热后的锅炉水气液分离(气液分离器未图示)出低压蒸汽的热水进行升压，再次通过煤粉燃烧锅炉2进行加热而产生高压蒸汽。

废气处理系统112由下述部件构成：脱硝装置3，将发电系统111的、由煤粉燃烧锅炉2使煤粉燃烧而产生的废气所含的NOx等有害物质去除；空气预热器4，通过废气所具有的热对用于使煤粉燃烧的空气进行预热；热交换器(废气热回收部)5’，对向煤粉燃烧锅炉2供给的锅炉水进行加热并且降低煤粉燃烧废气温度；电集尘装置6，将废气中的煤尘去除；脱硫装置7，将废气所含的SOx等有害物质去除；升压扇51，对由后述的水蒸气分离装置9’分离出水蒸气后的废气进行加压；以及烟囱10，将废气排放到大气。另外，使热交换介质在热交换器(废气热回收部)5’与发电系统111的热交换器52之间循环的循环泵53包含于废气处理系统112的构成。

水处理系统113由下述部件构成：锅炉水排污泵17，抽出锅炉水的一部分；锅炉排污水存积容器(池、漕)18；脱硫用水供给泵19，在对锅炉排污水进行脱盐后(省略脱盐装置的记载)，向脱硫装置7供给用于使废气中的SOx等脱硫的用水；以及用水供给泵20，用于将锅炉排污水作为发电站内的其他的用水向发电站内供给。

废气中水蒸气分离系统114由下述部件构成：水蒸气分离装置9’，设置在脱硫装置7与升压扇51之间，将脱硫废气中的水蒸气的一部分以水蒸气的状态进行分离；空冷式冷凝器21，利用大气中的空气对分离出的水蒸气进行冷却而使其冷凝；冷凝水排出泵22，抽出冷凝水；冷凝水容器23，对排出的冷凝水进行存积；以及锅炉补给水供给泵24，向煤粉燃烧锅炉2补给锅炉排污水量的水。

(作用)

接下来，对第3实施方式涉及的火力发电系统的作用进行说明。

在发电系统111中，通过煤炭供给线1a将作为燃料的煤炭向粉碎机1供给并进行了细粉碎，然后通过煤粉供给管1b向在煤粉燃烧锅炉2内部设置的燃烧器2b供给。另一方面，从空气吸入管道4b向空气预热器4供给大气中的空气，将通过与锅炉废气热交换而被预热的空气经由空气供给管道4c向燃烧器2b供给。在燃烧器2b中，使煤粉燃烧来生成高温的燃烧气体。使用生成的燃烧气体的热对通过设置于煤粉燃烧锅炉2内部的导热管2c而在导热管内部流动的从锅炉水供给配管15b供给的锅炉水进行加热来生成热水和低压蒸汽。通过未图示的气液分离器将生成的低压蒸汽和热水气液分离。

分离出的低压蒸汽通过低压蒸汽管11a被送至低压汽轮机11。另一方面，热水在通过热水配管11b送至升压泵16并加压后，通过热水管16a再次向在煤粉锅炉2的内部设置的导热管2d供给，在导热管的内部流动的期间与高温的燃烧气体热交换而生成高压蒸汽。生成的高压蒸汽通过高压蒸汽管12a从煤粉燃烧锅炉2排出而被送至高压汽轮机12。

在高压汽轮机12中，高压蒸汽膨胀而使涡轮旋转。在该期间，高压蒸汽的压力、温度、密度降低，成为与从煤粉燃烧锅炉2排出的低压蒸汽同等的蒸汽，通过低压蒸汽管12b被送至低压汽轮机11。

另一方面，在低压汽轮机11中，从煤粉燃烧锅炉2以及高压汽轮机12排出的低压蒸汽膨胀而使涡轮旋转。在该期间，低压蒸汽进一步压力、温度、密度降低后的蒸汽通过排蒸汽管11c被送至空冷式凝汽器14。

低压汽轮机11和高压汽轮机12与发电机13通过旋转轴连接，由发电机13将各个涡轮的旋转能量转换为电力。此外，也可以不通过一个轴连接低压汽轮机11和高压汽轮机12，而将发电机与各自的旋转轴连接来将旋转能量转换为电力。

空冷式凝汽器14由冷凝管14a、14b、空冷扇14c构成，从低压汽轮机11排出的蒸汽通过排蒸汽管11c被送至空冷式凝汽器14的冷凝管14a、14b，由空冷扇14c向冷凝管14a、14b的外部强制通风大气中的空气，蒸汽在冷凝管14a、14b的内部被冷却(热交换)而冷凝。在该期间，排蒸汽管11c的内部、冷凝管14a、14b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自低压汽轮机11的排蒸汽被吸引。其中，虽然未图示，但也有时将真空泵连接于冷凝管14a、14b，尽管两不大，通过真空泵将进入锅炉配管内部的锅炉供给水中的溶解空气、配管中途的泄露空气等吸引排出。

通过锅炉水供给泵15经由冷凝水配管14d、14e对在冷凝管14a、14b生成的冷凝水进行吸引，在升压后，经由锅炉水供给配管15a、15b向煤粉燃烧锅炉2供给锅炉水。在中途，利用热交换器52，通过与热交换器(废气热回收部)5’连接的热媒体管(高温)52a送来的100℃以上的热媒体(本实施方式的情况：加压热水)被供给至导热管52d而与锅炉水进行热交换，由此锅炉水的温度被加热约25℃。另一方面，温度降至50℃左右的热媒体通过循环泵53经由热媒体管(低温)52b、52c被送至热交换器(废气热回收部)5’。

另外，在生成了高压蒸汽、低压蒸汽后，温度下降了的燃烧气体作为废气通过废气烟道2a从煤粉燃烧锅炉2排出而被送至废气处理系统112的脱硝装置3。

在废气处理系统112中，通过在煤粉燃烧锅炉2的出口设置的废气烟道2a，燃烧废气被送至脱硝装置3，保持锅炉废气温度地使废气所含的NOx等氮系有害成分与催化剂接触而无害化。将氮气系有害物无害化而得到的废气通过废气烟道3a从脱硝装置3排出，被送至空气预热器4。在空气预热器4中，废气通过与锅炉燃烧用的空气热交换而温度降至140℃左右，并通过废气烟道4a被送至热交换器(废气热回收部)5’。在热交换器(废气热回收部)5’中，通过循环泵53从发电系统111的热交换器52供给50℃左右的热媒体，与从空气预热器4送来的锅炉废气热交换。在该期间，140℃左右的锅炉废气温度降至90℃左右，通过废气烟道5a’被送至电集尘装置6。另一方面，50℃的热媒体被加热至100℃左右，通过热媒体管52a被供给至发电系统111的热交换器52。

在电集尘装置6中，以静电方式将废气所含的煤尘、粒子状物质分离去除，并且通过废气烟道6a送至脱硫装置7。在脱硫装置7中，从脱硫用水配管19b供给脱硫用水来向装置内洒水而与废气接触。在该期间，未被电集尘装置6除尽的废气中的煤尘、粒状物质、SOx等硫化物系的有害物质等被去除。另外，包含废气温度从90℃左右降至50℃左右、相对湿度大致为100％(露点温度50℃)的饱和水蒸气的脱硫废气从脱硫装置7排出并通过废气烟道7a被送至水蒸气分离装置9’。另一方面，吸收了锅炉废气所含的煤尘、粒状物质、SOx等硫化物系的有害物质等的脱硫废水通过脱硫废水排出管7b被送至未图示的排水处理设备。脱硫废气通过水蒸气分离装置9’被分离一部分的水蒸气，露点温度降至空冷冷凝器21中的空冷温度、即露点温度降至外部空气温度左右，在通过升压扇(BUF)51被吸升压之后，通过废气烟道51a送至烟囱10而直接排放到大气中。

在水处理系统113中，为了抑制因在发电系统111内循环的锅炉水的盐分浓度上升引起的装置、蒸汽管、配管等的关闭、劣化、破损，而排出锅炉水的一部分，使用锅炉水排污泵17从冷凝水配管14d或者14e将从空冷式凝汽器14排出的冷凝水的一部分排出到发电系统111之外。此外，虽然没有图示，但也可以不设置锅炉水排污泵17，而从锅炉水供给配管15a将被锅炉水供给泵15加压后的冷凝水(锅炉水)的一部分排出。从发电系统111排出的锅炉水的一部分、即锅炉排污水被送至锅炉排污水存积容器(池、漕)18，在根据需要进行脱盐、除浊等之后其一部分作为脱硫用水通过脱流水供给泵19经由脱硫用水配管19a、19b向废气处理系统112内的脱硫装置7供给。另外，剩余的锅炉排污水在根据需要进行脱盐、除浊等之后通过用水供给泵20作为其他的发电站用水而利用。

在废气中水蒸气分离系统114中，通过水蒸气分离装置9’分离脱硫废气中的水蒸气的一部分。水蒸气分离装置9’由水蒸气分离膜9c’和废气流路9d’、通过水蒸气分离膜9c’隔开废气流路9d’并使由水蒸气分离膜9c’从废气中分离出的水蒸气流动的水蒸气流路9e’构成。在本实施方式中，水蒸气分离膜9c’使用聚酰亚胺制的水蒸气透过中空纤维膜。

脱硫废气通过升压扇(BUF)51的吸引力被从脱硫装置7送至水蒸气分离装置9’。在水蒸气分离装置9’中，通过水蒸气透过水蒸气分离膜9c’从废气流路9d’向水蒸气流路9e’移动来将废气所含的大量水蒸气分离。分量大量水蒸气且露点温度降至空冷冷凝器21中的空冷温度、即露点温度降至外部空气温度左右的脱硫废气从废气烟道9a’排出并通过升压扇(BUF)51经由废气烟道51a被送至烟囱10，直接被排放到大气中。另一方面，移动至水蒸气流路9e’的水蒸气经过水蒸气配管9b’向空冷式冷凝器21移动。

空冷式冷凝器21由冷凝管21a、21b、空冷扇21c构成，移动至水蒸气流路9e’的水蒸气通过水蒸气配管9b’被送至空冷式冷凝器21内的冷凝管21a、21b，通过由空冷扇21c向冷凝管21a、21b的外部强制通风大气中的空气，使得水蒸气在冷凝管21a、21b的内部被冷却而冷凝。在该期间，水蒸气流路9e’、水蒸气配管9b’的内部、冷凝管21a、21b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自水蒸气分离装置9’的水蒸气被空冷式冷凝器21吸引，并且在水蒸气分离装置9’中也在水蒸气流路9e’与废气流路9d’之间产生压力差，以该压力差作为驱动力，脱硫废气所含的水蒸气经由水蒸气分离膜9c’从废气流路9d’向水蒸气流路9e’移动。

其中，虽然未图示，但也有时将真空泵与冷凝管21a、21b连接，尽管量不大，通过真空泵将废气中的气体成分透过水蒸气分离膜9c’而进入冷凝管21a、21b、水蒸气配管9b’内部的气体、配管中途的泄露空气等吸引排出。

通过冷凝水排出泵22经由冷凝水配管21d、21e对在冷凝管21a、21b生成的冷凝水进行吸引而存积到冷凝水容器23。所存积的冷凝水在根据需要进行脱盐、除浊等之后其一部分作为锅炉补给水经由锅炉水补给配管24a、24b被锅炉补给水供给泵24加压，然后从发电系统111的锅炉水供给配管15a的中途向煤粉燃烧锅炉2供给。此外，按照发电系统111内的锅炉水量为恒定的方式调整锅炉补给水量与锅炉排污水量。从剩余的废气中水蒸气分离回收到的水在根据需要进行脱盐、除浊等之后通过未图示的用水供给泵作为其他的发电站用水而利用。

(效果)

对第3实施方式的效果进行说明。

在本实施方式中，对水蒸气分离装置9’在废气烟道中途设置100～10，000根例如将1千～30万根仅使水蒸气透过的内径0.3～0.5mm的聚酰亚胺制的中空纤维膜捆成束的圆柱形状的中空纤维膜部件8f。在本实施方式的情况下，设置在比脱硫装置靠下游侧的废气烟道。由此，在本实施方式的发电规模300MW的情况下，脱硫废气含有温度50℃、相对湿度99％、露点温度约50℃、约100万Nm³/h的废气流量，即通过发电废气脱硫废气中最多含有1，824m³/日的水蒸气，在针对透过了水蒸气分离膜9c’的水蒸气通过由外部空气温度30℃的空气的强制通风实现的空冷使水蒸气冷凝的情况下，通过冷凝管21a、21b能够回收约1，200m³/日的水蒸气。结果，能够从脱硫废气分离约1，200m³/日的水蒸气。

另外，废气温度被维持为50℃不变，露点温度相当于冷凝温度、即露点温度降至与外部空气温度相当的约30℃。即，即使通过水蒸气分离装置下游侧的废气烟道9a’、51a、吸引加压扇(BUF)51加压该扇下游侧的压力损失量0.2～1kPa，由于废气温度为50℃所以废气中残留的水蒸气也不会结露，能够防止SOx、氯气溶解于结露水成为硫酸、盐酸等而使烟道、吸引加压扇(BUF)51、烟囱10受到腐蚀的情况。

另外，由于露点温度降低至相当于外部空气温度，所以废气烟道9a’、51a、吸引加压扇(BUF)51、烟囱10以及在其中流动的废气的温度不会变为外部空气温度、即露点温度以下。另外，由于从烟囱排出的废气也被排放到外部空气温度的大气中，废气在大气中扩散，废气中的水蒸气被稀释，进而露点温度降低，所以废气温度不变为露点温度以下，能够抑制废气中的水蒸气冷凝而产生白烟的情况。

另外，在本实施方式的情况下，在水蒸气分离装置9’的下游侧设置有吸引加压扇(BUF)51，对废气进行吸引。因此，脱硫装置7与水蒸气分离装置9’之间的烟道7a的压力上升由水蒸气分离装置9’引起的压力损失0.1～1kPa的量、即脱硫废气不被压缩，直到废气中的水蒸气被水蒸气分离装置9’分离而露点温度下降为止，脱硫废气温度都维持为50℃，因此，能够防止因脱硫废气的结露引起的SOx、氯气溶解于结露水成为硫酸、盐酸等而使烟道7a和水蒸气分离装置9’受到腐蚀的情况。另外，能够抑制在水蒸气分离膜9c’表面成为液滴而水蒸气透过性能降低的情况。

另外，此时，流过废气流路9d’时的水蒸气分压是与脱硫废气几乎相同的12kPa。另一方面，由于水蒸气流路9e’侧通过空冷式冷凝器21以30℃冷却而使水蒸气冷凝，所以此时的水蒸气压约为4kPa。利用该水蒸气压差水蒸气从经由水蒸气分离膜9c’流过废气流路9d的废气向水蒸气流路9e’侧移动。即，能够不使用加压、减压等的动力便分离回收废气中的水蒸气。

另外，如前述那样，在以往的煤炭火力发电系统中，由于像图18那样通过热交换器(再加热部)207使脱硫废气所含的水蒸气在烟道、烟囱中不结露，所以使废气温度从50℃升温至100℃。在该期间，为了通过电集尘装置205、脱硫装置206将废气中所含的煤尘去除，而通过热交换器(废气热回收部)204使140℃的锅炉废气降至90℃。此外，在热交换器(再加热部)207与热交换器(废气热回收部)204之间通过利用循环泵210使热媒体(加压热水等)循环来进行热交换。与此相对，在本实施方式的情况下，由于通过水蒸气分离装置9’分离脱硫废气所含的水蒸气，露点温度降低，所以不会使脱硫废气所含的水蒸气在烟道、烟囱中结露。因此，不需要如以往那样通过热交换器(再加热部)对脱硫废气再加热，能够将由热交换器(废气热回收部)回收的废气所具有的热作为其他用途的热源而利用。另外，也不需要热交换器(再加热部)。即，在本实施方式的情况下，由热交换器(废气热回收部)5’回收的锅炉废气的热量在发电规模300MW的煤炭火力发电的情况下，能够作为相当于将140℃的锅炉废气冷却至90℃来进行热交换的热量16MW的热源对锅炉供给水进行加热，在外部空气温度为30℃时，通过空冷凝汽器14凝汽后的锅炉供给水的温度大约为30℃，该锅炉供给水被热交换器52加热至大约55℃。发电系统111的发电效率相应地提高，发电量相应地增加。

另外，在对废气直接冷却而回收了废气中的水蒸气的情况下，由于废气中残留的NOx、SOx、煤尘等有害物质溶解于回收水，所以需要为此的脱盐、除浊等水处理，但在本实施方式中，由于通过水蒸气分离膜9c’仅使水蒸气从废气分离并冷凝，所以NOx、SOx、煤尘等有害物质几乎不会溶解于冷凝水，能够不进行脱盐、除浊等水处理，或者将脱盐、除浊等水处理抑制为最上限，可抑制这些水处理装置的导入成本。

此外，在本实施方式中，使用了聚酰亚胺制的水蒸气透过中空纤维膜，但通过水蒸气分离装置9’利用由氟类高分子膜、三醋酸纤维素膜、聚氨基甲酸乙酯膜、聚砜硅膜、以沸石涂覆的陶瓷膜制成的中空纤维膜、平膜、圆筒型过滤器也能够实现本实施方式的作用、效果。

另外，也可以不使用空冷式冷凝器21，在能够确保海水等冷却水的情况下，也可以通过水冷对由水蒸气分离装置9’分离出的水蒸气进行冷却使其冷凝，在有其他的冷热源时，也可以通过这些冷却方法对由水蒸气分离装置9’分离出的水蒸气进行冷却使其冷凝。另外，即便凝汽器是海水冷却方式、冷却塔方式，也可以设置废气中水蒸气分离系统114，作为冷却塔补给水、以及发电站内用水对发电废气中的水蒸气进行回收。在是海水冷却的情况下，海水温度成为本实施方式的露点温度，在是冷却塔的情况下，在大气中水蒸气蒸发而冷却的冷凝温度成为本实施方式的露点温度，这些温度不会比外部空气温度高，能够获得与空冷式凝汽器相同的效果。

另外，在本实施方式中，表示了通过将由热交换器(废气热回收部)5’回收的锅炉废气的热利用于锅炉水的加热(预热)，来使火力发电系统110的发电量增加(提高发电效率)的情况，但也可以将回收的热灵活运用为地域热电并给的热源、海水淡水化(蒸发法)热源、以及在发电站内外利用的热源。另外，在这样灵活运用为锅炉水的加热以外的热源的情况下，也可以如本实施方式这样由热交换器(废气热回收部)5’回收的锅炉废气的热利用于锅炉水的加热(预热)，另一方面，对中途高压蒸汽管12a、低压蒸汽管11a或者热水配管11b等的蒸汽、热水的一部分进行抽气，将这些通过抽气获得的蒸汽、热水灵活运用为在发电站外需要的热源。该情况下，能够不降低作为发电站的发电量地利用高温高压的热源。

[第3实施方式的变形例]

接下来，对第3实施方式的变形例进行说明。其中，对与第3实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图7是表示第3实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例的概略图。

在第3实施方式的变形例(火力发电系统115)中，相对于第3实施方式(火力发电系统110)，通过利用废气处理系统112的热交换器(废气热回收部)5’与锅炉废气进行热交换，来使用于降低该气体的温度的热媒体为在发电系统111中循环的锅炉水的一部分或者全量。因此，热媒体管(低温)53a、53b、热媒体管(高温)53c、循环泵53与热交换器(废气热回收部)5’和空冷凝汽器14连接，被空冷凝汽器14凝汽后的锅炉水在热交换器(废气热回收部)5’内与锅炉废气进行热交换而过热。另外，构成为不设置废气中水蒸气分离系统114的空冷式冷凝器21，发电系统111的空冷式凝汽器14兼作空冷式冷凝器21。

(作用)

接下来，对第3实施方式的本变形例涉及的火力发电系统的作用进行说明。以下的点与第3实施方式不同。

对于被发电系统111的空冷凝汽器14凝汽后的锅炉水而言，在外部空气温度为30℃时，可获得大约30℃的锅炉水。通过循环泵53使该锅炉水的一部分或者全量在与废气处理系统112的热交换器(废气热回收部)5’之间循环，在通过锅炉废气的热将锅炉水加热至55℃之后通过锅炉水供给泵15向煤粉锅炉2供给。

另外，通过废气中水蒸气分离系统116的水蒸气分离装置9’分离出被废气处理系统112的脱硫装置7脱硫后的脱硫废气中的水蒸气的一部分。使用水蒸气配管9b’将由水蒸气分离装置9’分离出的水蒸气送至发电系统111内的空冷式凝汽器14的冷凝管14a和14b。

被送至空冷式凝汽器14的水蒸气的冷凝、其他的作用与第3实施方式的空冷式冷凝器21和空冷式凝汽器14的作用相同。

(效果)接着，对本变形例的效果进行说明。以下的点与第3实施方式不同。

通过由本变形例的热交换器(废气热回收部)5’使与锅炉废气进行热交换的热媒体为锅炉水本身，由此不需要如第3实施方式那样作例如将锅炉水量(在发电规模300MW的煤炭火力发电的情况下为12，600t/日)的1/3～1倍的量的加压热水作为专用的热媒体，相应地，不需要用于防止热媒体、配管等的腐蚀的药物管理、热媒体更换等的维持成本。另外，由于使热媒体循环所以能够降低泵动力量的消耗电力。

另外，在是发电规模300MW的煤炭火力发电的情况下，在发电系统111中，12，600t/日的锅炉水循环而在煤粉燃烧锅炉2中成为加热水蒸气，在经过了发电用的汽轮机11、12之后被空冷式凝汽器14冷却、凝汽。另一方面，由水蒸气分离装置9’分离的水蒸气量与第3实施方式同样地使与约1，200t/日的水量相当的水蒸气冷凝。因此，仅使空冷式凝汽器14的冷凝能力增加10％左右便能够省略空冷式冷凝器21、冷凝水容器(纯水储水容器)23等，可使发电系统整体简化、降低成本。

[第4实施方式]

接下来，对第4实施方式进行说明。其中，对与第2实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图8是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的概略图。

火力发电系统117具有以天然气作为原料来进行发电的发电系统118、对发电废气中的水蒸气进行分离回收的废气中水蒸气分离系统119。

发电系统118由下述部件构成：空气压缩机25，获取大气中的空气并进行压缩；燃烧器54，导入被压缩后的空气和燃料的天然气而使其燃烧；燃气轮机26，将燃烧气体的膨胀能量转换为旋转能量；废热回收锅炉27，使用上述燃烧气体的热来生成高压以及低压蒸汽；将由废热回收锅炉27加热产生的低压蒸汽和高压蒸汽的压力能量转换为旋转能量的低压汽轮机31和高压汽轮机32；发电机33，通过一根旋转轴与低压汽轮机31和高压汽轮机32、以及空气压缩机25和燃气轮机26连接，除了使各个涡轮的旋转能量为空气压缩动力，还转换为电力；空冷式凝汽器35，对压力下降后的蒸汽进行凝汽；锅炉水供给泵36，将被凝汽后的水作为锅炉水向废热回收锅炉27供给；升压泵34，用于对从被废热回收锅炉27加热后的锅炉水气液分离(气液分离器未图示)出低压蒸汽后的热水进行升压，再次通过废热回收锅炉27进行加热而产生高压蒸汽；锅炉水排污泵37，用于排出锅炉水的一部分；以及烟囱30，将通过后述的水蒸气分离装置29’分离水蒸气的一部分并从废热回收锅炉27排出的燃烧气体排放到大气中。

废气中水蒸气分离系统119由下述部件构成：水蒸气分离装置29’，设置在相对于废热回收锅炉27中的燃气轮机废气的气流处于最下游的低压节煤器的前段、或者低压节煤器的中途，将燃气轮机废气所包含的水蒸气的一部分以水蒸气的状态分离；空冷式冷凝器38，利用大气中的空气使分离出的水蒸气冷却而冷凝；冷凝水排出泵40，抽出冷凝水；冷凝水容器39，存积被排出的冷凝水；锅炉补给水供给泵41，向废热回收锅炉27补给锅炉排污水量的水；用水供给泵42，输送剩余的冷凝水作为发电站内的用水。

(作用)

接下来，对第4实施方式涉及的火力发电系统的作用进行说明。

在发电系统118中，从空气供给管道25a获取大气中的空气作为助燃剂，并通过空气压缩机25进行压缩。被空气压缩机25压缩后的空气经过压缩空气供给管25b，与从燃料供给管54a供给的作为燃料的天然气一起在燃烧器54中混合燃烧。将其燃烧废气导入燃气轮机26，将燃烧气体的膨胀能量转换为旋转能量，并作为废气向废热回收锅炉27排出。

在废热回收锅炉27中，使用燃烧废气的热对通过设置于废热回收锅炉27的内部的导热管27d、27b而在导热管内部流动的从锅炉水供给配管36a供给的锅炉水进行加热来生成热水和低压蒸汽。此外，虽然简化了详细的记载，但在导热管27d、27b中，将相对于发电废气的流动方向为最下游侧的导热管27d作为低压节煤器，将导热管27b作为低压蒸发器、低压过热器，通过未图示的气液分离器将由蒸发器生成的低压蒸汽和热水气液分离。分离出的低压蒸汽通过低压蒸汽管31a被送至低压汽轮机31。另一方面，热水在通过热水配管34a被送至升压泵34并加压后，通过热水配管34b再次向在废热回收锅炉27的内部设置的导热管27c供给，在导热管的内部流动的期间与高温的燃烧气体进行热交换而生成高压蒸汽。另外，对于产生高压蒸汽的导热管27c，虽然也简化记载，但由高压节煤器、高压蒸发器、高压过热器构成，在发电废气的流动方向比低压系的这些部件靠上游侧配置。此外，在废热回收锅炉27的内部设置有脱硝装置28，当燃烧废气从脱硝装置28通过时，保持废气温度地使废气所含的NOx等氮系有害成分与催化剂接触而无害化。生成的高压蒸汽通过高压蒸汽管32a从废热回收锅炉27排出而被送至高压汽轮机32。

在高压汽轮机32中，高压蒸汽膨胀而使涡轮旋转。在该期间，高压蒸汽的压力、温度、密度降低，成为与从废热回收锅炉27排出的低压蒸汽同等的蒸汽，并通过低压蒸汽管32b被送至低压汽轮机31。

另一方面，在低压汽轮机31中，从废热回收锅炉27以及高压汽轮机32排出的低压蒸汽膨胀而使涡轮旋转。在该期间，低压蒸汽进而压力、温度、密度降低后的蒸汽从排蒸汽管31b被送至空冷式凝汽器35。

低压汽轮机31和高压汽轮机32与空气压缩机25、燃气轮机54、发电机33通过一根旋转轴连接，将各个涡轮的旋转能量作为空气压缩机25中的空气压缩动力，进而由发电机33转换为电力。此外，也可以不使低压汽轮机31和高压汽轮机32的组合与燃气轮机和空气压缩机通过一个轴连接，而将发电机与各自的旋转轴连接，由此将旋转能量转换为电力，通过燃气轮机转换为电力以外的空气压缩动力。

另外，在本实施方式中，仅设为低压系和高压系，但也可以追加中压系的节煤器、蒸发器、过热器以及与它们连接的配管、升压泵、气液分离器，取代低压涡轮31而向中压涡轮导入中压过热蒸汽，在中压涡轮中途导入低压过热蒸汽。

空冷式凝汽器35由冷凝管35a、35b、空冷扇35c构成，从低压汽轮机31排出的蒸汽通过排蒸汽管31b被送至空冷式凝汽器35，由空冷扇35c向冷凝管35a、35b的外部强制通风大气中的空气，蒸汽在冷凝管35a、35b的内部被冷却(热交换)而冷凝。在该期间，排蒸汽管31b的内部、冷凝管35a、35b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自低压汽轮机31的排蒸汽被吸引。其中，虽然未图示，但也有时将真空泵与冷凝管35a、35b连接，尽管量不大，通过真空泵将进入锅炉配管内部的锅炉供给水中的溶解空气、配管中途的泄露空气等吸引排出。

利用锅炉水供给泵36经由冷凝水配管35d、35e对在冷凝管35a、35b生成的冷凝水进行吸引，在升压后，从锅炉水供给配管36a向废热回收锅炉27供给锅炉水。此外，通过锅炉水排污泵37将锅炉水的一部分从冷凝水配管35d、35e排出到发电系统118之外。

另外，虽然没有图示，但也可以不设置锅炉水排污泵37，而将被锅炉水供给泵36加压后的冷凝水(锅炉水)的一部分从锅炉水供给配管36a排出。从发电系统118排出的锅炉水也有时在根据需要进行脱盐、除浊等之后作为发电站用水而利用。

此外，关于锅炉水的排污方法，在是循环锅炉的情况下，一般从废热回收锅炉27的本实施方式中未图示的气液分离器(低压、中压、高压)的液侧进行排污。在本实施方式的情况下，以从凝汽器的液侧进行排污的形式进行了说明，但尤其对于排出锅炉水的位置、方法并不限定于本实施方式所记载的位置、方法。

另外，在本实施方式的情况下，是一般的天然气联合循环火力发电，从燃气轮机26排出的发电废气中含有9％(蒸汽压8kPa、露点温度41℃)左右的水蒸气。通过在导热管27d(低压节煤器)的近前设置的废气中水蒸气分离系统119的水蒸气分离装置29’从废气中分离水蒸气，直到废气所含的水蒸气在空冷凝汽器中成为与空冷温度、即和外部空气温度同等的露点温度相当的水蒸气量(在本实施方式的情况下，外部空气温度＝露点温度30℃：蒸汽压4.2kPa)为止。以上，在通过废热回收锅炉27生成高压蒸汽、低压蒸汽后，温度下降后的燃烧废气通过水蒸气分离装置29’分离出废气所含的水蒸气，在此基础上通过导热管27d(低压节煤器)对锅炉水进行加热，另一方面，在本实施方式的情况下，将废气温度降至50℃，然后从废热回收锅炉27排出，通过废气烟道27a送至烟囱30而被排放到大气中。另外，优选水蒸气分离装置29’设置在低压节煤器的中途。通常，低压节煤器的上游侧、即低压蒸发器的下游侧的废气温度为150～200℃，与之相对，通过在低压节煤器的中途设置，使得水蒸气分离的废气温度为100℃以下、设计废气露点温度(在本实施方式的情况下为外部空气温度30℃)以上。

在废气中水蒸气分离系统119中，通过水蒸气分离装置29’分离燃烧废气中的水蒸气的一部分。水蒸气分离装置29’如图9A所示在废气流路29c’内配置有水蒸气分离膜29b’，由通过水蒸气分离膜29b’从废气分离出的水蒸气流经的水蒸气流路29a’构成。

另外，在本实施方式中，与第3实施方式的情况相同，水蒸气分离膜29b’使用聚酰亚胺制的水蒸气透过中空纤维膜，具体如前述那样通过设置多个将多根中空纤维膜捆成束的中空纤维膜部件来实现，如图9B所示将废气通风至各自的外侧，从内侧的水蒸气流路29d’回收水蒸气。

从废热回收锅炉排出的燃烧废气的温度保持80～100℃地通过水蒸气分离装置29’。

在水蒸气分离装置29’中，水蒸气透过水蒸气分离膜29b’从废气流路29c’向水蒸气流路29d’移动，由此分离废气所含的大量水蒸气。对分离出大量水蒸气后的废气而言，通过导热管27d(低压节煤器)对锅炉水进行加热，另一方面，在本实施方式的情况下，使废气温度降至50℃，然后从废热回收锅炉27排出并通过废气烟道27a送至烟囱30而排放到大气中。另一方面，移动至水蒸气流路29d’的水蒸气通过水蒸气流路29a’向空冷式冷凝器38移动。

空冷式冷凝器38由冷凝管38a、38b、空冷扇38c构成，通过水蒸气分离装置29’而移动至水蒸气流路29d’的水蒸气从水蒸气流路29a’被送至空冷式冷凝器38内的冷凝管38a、38b，由空冷扇38c向冷凝管38a、38b的外部强制通风大气中的空气，由此水蒸气在冷凝管38a、38b的内部被冷却而冷凝。在该期间，水蒸气流路29d’、水蒸气流路29a’的内部、冷凝管38a、38b的内部的压力大致为真空(外部的大气温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自水蒸气分离装置29’的水蒸气被空冷式冷凝器38吸引，并且在水蒸气分离装置29’中也在水蒸气流路29d’与水蒸气流路29a’之间产生压力差，以该压力差为驱动力，燃烧废气所含的水蒸气经由水蒸气分离膜29b’从废气流路29c’向水蒸气流路29d’移动。

其中，虽然未图示，但有时也将真空泵与冷凝管38a、38b连接，尽管量不大，通过真空泵将废气中的气体成分透过水蒸气分离膜29b’而进入冷凝管38a、38b、水蒸气流路29a’内部的气体、配管中途的泄露空气等吸引排出。

通过冷凝水排出泵40经由冷凝水配管38d、38e对在冷凝管38a、38b生成的冷凝水进行吸引，存积到冷凝水容器39。所存积的冷凝水在根据需要进行脱盐、除浊等之后其一部分作为锅炉补给水经由锅炉水补给配管41a、41b被锅炉补给水供给泵41加压后，从发电系统118的锅炉水供给配管36a的中途向废热回收锅炉27供给。此外，按照发电系统118内的锅炉水量为恒定的方式调整锅炉补给水量和锅炉排污水量。从剩余的废气中分离水蒸气而回收到的水在根据需要进行脱盐、除浊等之后通过用水供给泵42作为其他的发电站用水而利用。

(效果)

对第4实施方式的效果进行说明。

在以天然气为燃料的发电规模300MW的天然气联合循环火力发电中，当成为空冷式凝汽器时，需要从发电站外供给195t/日的水。另外，燃烧气体中含有2，150t/日的水蒸气(从废热回收锅炉排出的废气的废气流量140万m³/h)。根据本实施方式，能够回收废气所含的2150t/日的水蒸气中的、1，000t/日以上的水蒸气，可提供具有不需要从该电厂的外部供给水的发电废气中水蒸气分离系统的火力发电厂。

另外，在本实施方式中，由于通过水蒸气分离装置29’分离废气中的水蒸气，将露点温度为42℃的废气的露点温度降至30℃附近，所以即使以温度低的状态将锅炉水(在本实施方式的情况下是空冷凝汽器35中的空冷温度(外部空气温度)30℃的锅炉水)向废热回收锅炉供给，也能够防止在低压节煤器中废气所含的水蒸气结露，废气中所含的SOx、氯气溶解于结露水成为硫酸、盐酸等而使低压节煤器受到腐蚀的情况。另外，从烟囱排出的废气不会产生白烟，能够使废气温度降至50℃。另外，在以往的天然气联合循环火力发电中，以废气温度为80～100℃从废热回收锅炉排出。在本实施方式的情况下，由于能够使废气温度降至50℃，所以能够相应地通过低压节煤器以废气所具有的热对锅炉水进行加热，在发电规模300MW的天然气联合循环火力发电的情况下，可使发电量增加5.5MW。

另外，也可以不使用空冷式冷凝器38，在能够确保海水等冷却水的情况下，也可以通过水冷使由水蒸气分离装置29’分离出的水蒸气冷却而冷凝，在有其他的冷热源时，也可以通过这些冷却方法使由水蒸气分离装置29’分离出的水蒸气冷却而冷凝。另外，即便凝汽器是海水冷却方式、冷却塔方式，也可以设置废气中水蒸气分离系统119，作为冷却塔补给水、以及发电站内用水对发电废气中的水蒸气进行回收。在海水冷却的情况下，海水温度成为本实施方式的露点温度，在冷却塔的情况下，在大气中水蒸气蒸发而冷却的冷凝温度成为本实施方式的露点温度，这些温度不比外部空气温度高，能够获得与空冷式凝汽器相同的效果。

另外，通过将水蒸气分离装置29’设置在低压节煤器的中途，由此水蒸气分离的废气温度成为100℃以下、设计废气露点温度(在本实施方式的情况下为外部空气温度30℃)以上。水蒸气分离装置29’中的水蒸气分离膜的水蒸气透过速度由废气侧的水蒸气压和水蒸气流路侧的水蒸气压决定。由于废热回收锅炉27内部下游侧(低压侧)的水蒸气压大致恒定，所以只要尽量是废气中的水蒸气不结露的程度，则温度低的一方水蒸气分离装置29’的耐热温度，特别是水蒸气分离膜的耐热温度降低，水蒸气分离速度高。结果，由于水蒸气分离膜可使用廉价的聚酰亚胺、氟类材料，必要的膜面积也能够减小，所以可将装置制造成本抑制得低。

[第4实施方式的变形例1]

接下来，对第4实施方式的变形例1进行说明。其中，对与第4实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图10是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例1的概略图。

图10所示的火力发电系统120具有发电系统117、废气中水蒸气回收系统121。

在第4实施方式的变形例1(火力发电系统120)中，构成为针对第4实施方式(火力发电系统117)不设置废气中水蒸气分离系统119的空冷式冷凝器38，发电系统117的空冷式凝汽器35兼作空冷式冷凝器38。

(作用)

接下来，对第4实施方式的本变形例1涉及的火力发电系统的作用进行说明。以下的点与第4实施方式不同。

通过在废热回收锅炉27中的处于废气的流动的最下游的导热管27d(低压节煤器)的上游侧(或者，低压节煤器的中途)设置的、废气中水蒸气分离系统121的水蒸气分离装置29’不降低废气的温度地分离了燃气轮机废气所含的水蒸气的一部分，然后通过导热管27d(低压节煤器)使废气的温度降低。其结果，在本实施方式的情况下，使外部空气温度为30℃，将废气的露点温度从约42℃降至30℃附近。由水蒸气分离装置29’分离出的水蒸气使用水蒸气流路29a’被送至发电系统118内的空冷式凝汽器35的冷凝管35a和35b。

被送至空冷式凝汽器35的水蒸气的冷凝、其他的作用与第4实施方式的空冷式冷凝器38和空冷式凝汽器35的作用相同。

(效果)

接着，对本变形例1的效果进行说明。以下的点与第4实施方式不同。

在发电规模300MW的联合循环发电的情况下，在发电系统118中，7，876t/日的锅炉水循环并通过废热回收锅炉27成为加热水蒸气，在经过发电用的蒸汽低压汽轮机31、高压汽轮机32之后被空冷式凝汽器35冷却、凝汽。另一方面，由水蒸气分离装置29’分离的水蒸气量与第4实施方式相同使与约1，000t/日的水量相当的水蒸气冷凝。因此，仅通过使空冷式凝汽器35的冷凝能力增加13％左右就能省略空冷式冷凝器38、冷凝水容器(纯水储水容器)39等，可简化发电系统整体、降低成本。

[第4实施方式的变形例2]

接下来，对第4实施方式的变形例2进行说明。其中，对与第4实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图11是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例2的概略图。

图11所示的火力发电系统122具有发电系统123、废气中水蒸气回收系统124。

在第4实施方式的变形例2(火力发电系统122)中，针对第4实施方式的变形例1(火力发电系统120)取代发电系统118的空冷凝汽器35而构成了海水冷却凝汽器55和用于获取海水并使其循环的冷却水循环泵56。

(作用)

接下来，对第4实施方式的本变形例2涉及的火力发电系统的作用进行说明。以下的点与第4实施方式的变形例1不同。

通过低压汽轮机31，使从废热回收锅炉27以及高压汽轮机32排出的低压蒸汽膨胀而使涡轮旋转。在该期间，低压蒸汽进而压力、温度、密度降低后的蒸汽从排蒸汽管31b被送至海水冷却凝汽器55。另外，在废热回收锅炉27内，通过在相对于废气的流动处于最下游侧的导热管27d(低压节煤器)的上游侧(或者，其中途)设置的废气中水蒸气分离系统121的水蒸气分离装置29’不降低废气温度地将发电废气所含的水蒸气的一部分分离，然后通过导热管27d(低压节煤器)使废气的温度降低。其结果，在本实施方式的情况下，如果海水温度为20℃，则露点温度降至20℃附近。由水蒸气分离装置29’分离出的水蒸气使用水蒸气流路29a’被送至发电系统123内的海水冷却凝汽器55。

另外，通过冷却水循环泵56汲取海水，经由取水管56a、冷却水配管55c送至海水冷却凝汽器55内的冷却管55b，在冷却管55b中与来自低压汽轮机31的水蒸气进行热交换，水蒸气冷凝、被凝汽，温度上升后的海水通过放流管55d被流放到海中。另一方面，冷凝水通过锅炉水给水泵36经由冷凝水配管55a、锅炉水供给管36a被送至废热回收锅炉27。海水冷却凝汽器55内的压力大致为真空(海水温度时的水蒸气压力程度的压力)，来自低压汽轮机31的排蒸汽以及来自水蒸气分离装置29’的废气中水蒸气被吸引。其中，虽然未图示，但也有时将真空泵与海水冷却凝汽器55连接，尽管量不大，通过真空泵对进入锅炉配管内部的锅炉供给水中的溶解空气、配管中途的泄露空气等吸引排出。

通过锅炉水供给泵36经由冷凝水配管55a对在海水冷却凝汽器55内生成的冷凝水进行吸引，在升压后，从锅炉水供给配管36a向废热回收锅炉27供给锅炉水。其中，通过锅炉水排污泵37从海水冷却凝汽器55将锅炉水的一部分排出到发电系统121之外。

(效果)

接着，对本变形例2的效果进行说明。以下的点与第4实施方式、其变形例1不同。

在发电规模300MW的联合循环发电的情况下，在发电系统117中，7，876t/日的锅炉水循环并通过废热回收锅炉27成为加热水蒸气，在经过发电用的蒸汽低压汽轮机31、高压汽轮机32之后被空冷式凝汽器35冷却、凝汽。另一方面，由水蒸气分离装置29’分离的水蒸气量与第4实施方式相同使与约1，000t/日的水量相当的水蒸气冷凝。因此，仅使海水冷却凝汽器55的冷凝能力增加以往的联合循环发电的13％左右，便能够省略用于使由废气中水蒸气分离系统125从废气中分离出的水蒸气冷凝的冷凝器、纯水储水容器等，可简化发电系统整体、降低成本。此外，能够获得与第4实施方式以及其变形例1相同的效果。

[第4实施方式的变形例3]

接下来，对第4实施方式的变形例3进行说明。其中，对与第4实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图12是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例3的概略图。

图12所示的火力发电系统125具有发电系统126、废气中水蒸气回收系统119。

在第4实施方式的变形例3(火力发电系统125)中，成为针对第4实施方式(火力发电系统117)追加了喷雾空气冷却装置58和空气冷却水供给泵57的构成，上述喷雾空气冷却装置58在燃气轮机发电机中，在空气供给管道25a中途喷雾通过废气中水蒸气分离系统119分离回收废气所含的水蒸气并使其冷凝后得到的、即从空冷冷凝器38排出的冷凝水的一部分，通过其气化热对导入的空气的温度进行冷却，上述空气冷却水供给泵57向喷雾空气冷却装置58输送冷凝水。

(作用)

接下来，对第4实施方式的本变形例3涉及的火力发电系统的作用进行说明。以下的点与第4实施方式不同。

在发电系统126中，通过在空气供给管道25a的中途设置的喷雾空气冷却装置58向从大气获取的空气中喷雾由废气中水蒸气分离系统119分离回收废气所含的水蒸气而并其冷凝后得到的、即从空冷冷凝器38排出的冷凝水的一部分，通过其气化热使向燃气轮机供给的空气的温度降低。其结果，空气密度变大，由空气压缩机25获取的空气量增加，使发电系统126的发电量比第4实施方式的发电系统118增加。在本实施方式中，在成为发电规模300MW的天然气联合循环发电的情况下，以气温30℃(湿度75％)从大气中获取150万Nm³/h的空气，通过喷雾10t/h的冷凝水，来使吸入空气温度降低10℃左右。其结果，吸入空气密度增加5％左右。冷却至20℃左右的空气被导入压缩机25，从压缩空气供给管25b供给被空气压缩机25压缩后的空气，与从燃料供给管54a供给的燃料在燃烧器54中混合燃烧。通过该燃烧气体使燃气轮机26旋转，由发电机33将其旋转能量转换为电能。

燃烧后的高温废气从燃气轮机26排出被送至废热回收锅炉27。其他的作用与第4实施方式的发电系统118的作用相同。

(效果)

接下来，对本变形例3的效果进行说明。以下的点与第4实施方式不同。

在发电系统126中，通过利用在空气供给管道25a设置的喷雾空气冷却装置58喷雾由废气中水蒸气分离系统119分离回收废气所含的水蒸气并使其冷凝后得到的、即从空冷冷凝器38排出的冷凝水的一部分，由此通过其气化热使从大气获取的空气的温度降低，能够使空气密度增加。其结果，使由空气压缩机25获取的空气量增加，能够使发电系统126的发电量比第4实施方式的发电系统118增加，并且，通过向获取空气喷雾水，即使废气中所含的水蒸气量增加，也不会在导热管27d(低压节煤器)、废气烟道27a、烟囱30使废气中的水蒸气结露，即能够防止废气中所含的SOx、氯气溶解于结露水成为硫酸、盐酸等而使导热管27d(低压节煤器)、废气烟道27a、烟囱30受到腐蚀。另外，能够抑制从烟囱排出的废气的白烟化。另外，能够降低废气温度，相应地与第4实施方式同样发电量增加。即，在本实施方式的情况下，能够在导热管27d(低压节煤器)、废气烟道27a、烟囱30中不使废气中的水蒸气结露，另外，不产生白烟地将供给空气从外部空气温度30℃冷却至20℃附近，使空气密度以及发电量比第4实施方式增加5％左右。

[第4实施方式的变形例4]

接下来，对第4实施方式的变形例4进行说明。其中，对与第4实施方式共用的要素赋予相同的附图标记，省略重复的说明。

(构成)

图13是表示第4实施方式涉及的火力发电系统的构成的变形例4的概略图。

图13所示的火力发电系统126具有发电系统127、废气中水蒸气回收系统128。

在第4实施方式的变形例4(火力发电系统126)中，构成为相对于第4实施方式的变形例2(火力发电系统122)在废热回收锅炉27与烟囱30的烟道中途具有分离回收废气中的水蒸气的废气中水蒸气分离系统128。废气中水蒸气分离系统128具有：从由废热回收锅炉27排出的废气中将水蒸气的一部分以水蒸气的状态分离的水蒸气分离装置29”、使废气在锅炉水供给配管38c’与锅炉供给水进行热交换的热交换器59以及热交换器60、使由水蒸气分离装置29”分离出的水蒸气冷却冷凝的冷凝器38’。

(作用)

接下来，对第4实施方式的本变形例4涉及的火力发电系统的作用进行说明。

由水蒸气分离装置29”分离出的水蒸气被送至冷凝器38’。另外，由水蒸气分离装置29”分离出水蒸气后的废气经由热交换器59被送至废气烟道59a，从烟囱30直接被排放到大气中。在冷凝器38’中，通过与从海水冷却凝汽器55排出的锅炉供给水进行热交换，来使由水蒸气分离装置29”分离出的水蒸气冷却冷凝。并且，通过热交换器60对锅炉供给水进行加热。在热交换器59与60之间连接有热媒体纯化线59c、59d，通过利用泵61使热媒体(在本实施方式的情况下为热水)循环，由此使废气中的热经由导热管59b以及导热管60b向锅炉供给水移动来对其进行加热。其他的构成、作用与第4实施方式的变形例2、变形例3相同。

(效果)

接着，对本变形例4的效果进行说明。

能够针对以往的联合循环发电系统，特别是已设的发电厂，在废热回收锅炉27与烟囱30的烟道中途追加对废气中的水蒸气进行分离回收的废气中水蒸气分离系统128，另外，仅通过热交换器59和热交换器60将以往的煤炭火力发电的废气热交换器(再加热)207和热交换器(热回收)204保持原样或者改进一部分，即仅通过利用煤炭火力发电的废气热交换技术，便能获得与第2实施方式相同的效果，特别是能够有效利用发电废气热使发电效率提高。另外，由于可使用现有的热交换技术、制品，所以能够以低成本实现这些效果。

如以上详述那样，根据至少一个实施方式，能够以不含杂质的纯水的状态回收废气中的水蒸气，并且，仅以废气中的水蒸气回收量便能确保该电厂所需要的水。

对本发明的几个实施方式进行了说明，但这些实施方式只是例示，并不意图限定发明的范围。这些新的实施方式能够以其他的各种方式加以实施，在不脱离发明主旨的范围能够进行各种省略、置换、变更。这些实施方式及其变形包含于发明的范围、主旨，并且包含在技术方案所记载的发明及其等同的范围。

Claims (20)

1.一种发电废气中水蒸气回收系统，被应用于具有锅炉和汽轮机的火力发电系统，该锅炉使用通过燃烧燃料而产生的热来产生高温高压的蒸汽，该汽轮机将由上述锅炉产生的蒸汽所具有的能量转换为发电机的驱动力，

上述发电废气中水蒸气回收系统具备：

水蒸气分离装置，将从上述锅炉排出的废气中的水蒸气以保持水蒸气状态的方式进行分离；以及

冷凝器，使由上述水蒸气分离装置分离出的水蒸气冷凝，

向上述水蒸气分离装置供给被预热后的废气。

2.一种发电废气中水蒸气回收系统，被应用于具有锅炉、汽轮机以及凝汽器的火力发电系统，该锅炉使用通过燃烧燃料而产生的热来产生高温高压的蒸汽，该汽轮机将由上述锅炉产生的蒸汽所具有的能量转换为发电机的驱动力，该凝汽器使从上述汽轮机排出的蒸汽冷凝来进行凝汽，

上述发电废气中水蒸气回收系统具备将从上述锅炉排出的废气中的水蒸气以保持水蒸气状态的方式进行分离的水蒸气分离装置，

上述水蒸气分离装置使用仅使水蒸气透过的水蒸气分离膜对上述废气中所含的水蒸气以外的成分和水蒸气进行分离，

上述凝汽器进而使由上述水蒸气分离装置使用上述水蒸气分离膜分离出的水蒸气冷凝。

3.根据权利要求1所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

通过上述冷凝器冷凝后得到的水被向上述锅炉供给。

4.根据权利要求2所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

通过上述凝汽器冷凝后得到的水被向上述锅炉供给。

5.根据权利要求1所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述冷凝器由空冷式凝汽器实现。

6.根据权利要求2所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述凝汽器由空冷式凝汽器实现。

7.根据权利要求1、3、5中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述水蒸气分离装置使用仅使水蒸气透过的水蒸气分离膜对上述废气中所含的水蒸气以外的成分和水蒸气进行分离。

8.根据权利要求7所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述水蒸气分离膜由多根中空纤维膜部件实现，构成为将废气通风至各个所述中空纤维膜部件的外侧，从各个所述中空纤维膜部件的内侧回收水蒸气。

9.根据权利要求1至6中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述火力发电系统还具有脱硫装置，该脱硫装置将从上述锅炉排出的废气中所含的硫化物去除，

上述水蒸气分离装置将从上述脱硫装置排出的废气中的水蒸气分离。

10.根据权利要求1至6中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述火力发电系统利用从上述锅炉排出的废气的热作为热源。

11.根据权利要求1至6中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

还具备热交换器，该热交换器使来自上述锅炉的废气的温度降低，对向上述锅炉供给的锅炉水进行加热。

12.根据权利要求1至6中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述火力发电系统是联合循环发电系统，上述锅炉是废热回收锅炉，上述废热回收锅炉内部的导热管的一部分是低压节煤器。

13.根据权利要求12所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述水蒸气分离装置设在上述废热回收锅炉内的上述低压节煤器的前段或者中途。

14.根据权利要求12所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述联合循环发电系统还具备喷雾空气冷却装置，该喷雾空气冷却装置向对该联合循环发电系统的压缩机供给的空气喷雾水，

还具备对上述喷雾空气冷却装置供给冷凝水的空气冷却水供给单元。

15.根据权利要求1或3所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述冷凝器通过与向上述锅炉供给的锅炉供给水进行热交换，来使由上述水蒸气分离装置分离出的水蒸气冷却冷凝。

16.根据权利要求1至6中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

还具备热交换器，该热交换器进行从上述水蒸气分离装置排出的废气与向上述锅炉供给的锅炉供给水之间的热交换。

17.根据权利要求1至6中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统，其中，

上述火力发电系统将从上述锅炉排出的废气的热降低至100℃以下并利用该废气的热作为热源。

18.一种火力发电系统，其特征在于，

具有权利要求1至6中任意一项所述的发电废气中水蒸气回收系统。

19.一种发电废气中水蒸气回收方法，被应用于具有锅炉和汽轮机的火力发电系统，该锅炉使用通过燃烧燃料而产生的热来产生高温高压的蒸汽，该汽轮机将由上述锅炉产生的蒸汽所具有的能量转换为发电机的驱动力，

上述发电废气中水蒸气回收方法包括下述步骤：

向水蒸气分离装置供给被预热后的废气，

利用上述水蒸气分离装置分离从上述锅炉排出的废气中的水蒸气，

利用冷凝器使由上述水蒸气分离装置分离出的水蒸气冷凝。

20.一种发电废气中水蒸气回收方法，被应用于具有锅炉、汽轮机以及凝汽器的火力发电系统，该锅炉使用通过燃烧燃料而产生的热来产生高温高压的蒸汽，该汽轮机将由上述锅炉产生的蒸汽所具有的能量转换为发电机的驱动力，该凝汽器使从上述汽轮机排出的蒸汽冷凝来进行凝汽，

上述发电废气中水蒸气回收方法包括下述步骤：

利用水蒸气分离装置分离从上述锅炉排出的废气中的水蒸气，

在上述分离中，使用仅使水蒸气透过的水蒸气分离膜对上述废气中所含的水蒸气以外的成分和水蒸气进行分离，

利用上述凝汽器使由上述水蒸气分离装置使用上述水蒸气分离膜分离出的水蒸气冷凝。

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