JP2018094539A - Steam separator - Google Patents

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To install a steam separating film appropriately in a flue of a thermal power plant.SOLUTION: A steam separator according to an embodiment is used in a system for recovering stream in gas exhausted from power generation, which is applied to a thermal power generation system comprising: a boiler for generating high steam with a high temperature and a high pressure using heat generated by burning fuel; a steam turbine for converting energy contained in the steam generated by the boiler to a power for driving the generator. The steam separator comprises one or more modules. Each of the modules is provided with a steam separating film allowing only steam to penetrate, and separates the stream from components other than the steam contained in the exhaust gas, using the steam separating film. The steam separating film is constituted of an element bundling multiple hollow fiber membranes. The element is held by a hollow fiber holder, which reinforces longitudinal strength of the element. The hollow fiber holder has an opening part to allow the exhaust gas to directly contact with the element.SELECTED DRAWING: Figure 7B

Description

本発明の実施形態は、水蒸気分離装置に関する。   Embodiments of the present invention relate to a water vapor separator.

今後、工業化、人口増加が目覚ましい新興国において電力需要の増加に供給が追い付かない地域（特に内陸部）への火力発電プラントの設置が見込まれる。しかし、石炭火力発電、天然ガスコンバインドサイクル火力発電（以下、「コンバインドサイクル発電」と略称する場合がある。）では、燃料の燃焼による燃焼熱で水を気化させた蒸気でタービンを回した後、冷却して復水する必要があり、そのために、例えば図１８に示す石炭火力発電所のモデルケース（発電規模：３００ＭＷ）では、参考冷却媒体（海水等）を１０５万ｍ３／日を必要とする。また、蒸気タービンを動かすボイラー水１３，６００ｍ３／日には、防錆剤やシリカなどが濃縮析出し、機器を劣化させるため、ブロー水としてボイラー水の一部を抜き取り、抜き取った分を補給水として純水６５０ｍ３／日を供給する必要がある。通常、発電所外から上水または工水９２５ｍ３／日を供給し、所内で純水を製造する。更に、石炭火力発電所では、脱硫水、貯炭場での粉炭飛散防止のために散水で大量の水を必要とする。しかし、そういった火力発電プラントを内陸部に設置する場合、当該プラントに必要な冷却水を確保できず、発電所の建設を難しくしている。 In the future, it is expected that thermal power plants will be installed in regions (especially inland areas) where supply cannot catch up with the increase in power demand in emerging countries where industrialization and population growth are remarkable. However, in coal-fired power generation and natural gas combined cycle power generation (hereinafter sometimes abbreviated as “combined cycle power generation”), after turning the turbine with steam obtained by vaporizing water with combustion heat from fuel combustion, For example, in the model case of a coal-fired power plant shown in FIG. 18 (power generation scale: 300 MW), a reference cooling medium (seawater, etc.) is required to be 1.05 million m 3 / day. To do. In addition, rust preventives and silica concentrate and deposit on boiler water 13,600m 3 / day for moving the steam turbine, and the equipment is deteriorated. Therefore, a part of the boiler water is extracted as blow water and replenished. It is necessary to supply 650 m 3 / day of pure water as water. Usually, 925 m 3 / day of clean water or industrial water is supplied from outside the power plant to produce pure water. Furthermore, a coal-fired power plant requires a large amount of water to spray desulfurized water and to prevent scattering of pulverized coal at the coal storage. However, when such a thermal power plant is installed in the inland area, the cooling water necessary for the plant cannot be secured, making it difficult to construct a power plant.

一方、大量の冷却水を確保できない地域向けでは、例えば図１９に示す石炭火力発電所のモデルケース（発電規模：３００ＭＷ）のように冷却手段として冷却水を復水器とクーリングタワー間を循環させ、クーリングタワーにて冷却水を強制的に空気接触させることでその水量の１．５〜２％を気化させて、その気化熱で冷却するのが一般的である。しかし、ここでも気化した分と冷却水中の塩濃縮による析出や腐食による機劣化を防止するため冷却水の一部をブローする必要があり、それらの減少分として、２５，６５５ｍ３／日の水（工水等）を補給する必要がある。また、特許文献１、特許文献２には空冷式復水器が公開されている。例えば図２０に示す石炭火力発電所のモデルケース（発電規模：３００ＭＷ）のように空冷式復水器を採用することで発電所外からの補給水量を大幅に減らすことができるが、ボイラー補給水（純水６５０ｍ３／日）を確保するために所外から上水または工水９２５ｍ３／日を供給する必要がある。また、図２１に示す天然ガス火力発電所のモデルケース（発電規模：３００ＭＷ）では、ボイラー補給水の量を減らすことができるものの、やはり所外から上水または工水を供給する必要がある。 On the other hand, for areas where a large amount of cooling water cannot be secured, the cooling water is circulated between the condenser and the cooling tower as a cooling means, as in the model case of a coal-fired power plant shown in FIG. Generally, cooling water is forcibly brought into air contact with a cooling tower to evaporate 1.5 to 2% of the water amount and cool with the heat of vaporization. However, in this case as well, it is necessary to blow a part of the cooling water in order to prevent vaporization and precipitation due to salt concentration in the cooling water and machine deterioration due to corrosion, and the reduction is 25,655 m 3 / day of water. It is necessary to replenish (such as industrial water). Patent Documents 1 and 2 disclose air-cooled condensers. For example, by using an air-cooled condenser like the model case of a coal-fired power plant shown in FIG. 20 (power generation scale: 300 MW), the amount of makeup water from outside the power plant can be significantly reduced. it is necessary to supply clean water or industrial water 925m 3 / day from Outside to ensure the (pure water 650 meters 3 / day). Further, in the model case of the natural gas thermal power plant shown in FIG. 21 (power generation scale: 300 MW), although the amount of boiler makeup water can be reduced, it is still necessary to supply clean water or industrial water from outside the plant.

一方、特許文献３では、前記ボイラーの排ガス中の蒸気を凝縮させて水分を回収し、プラント内で必要な水を確保することが、公開されているが、排ガス中の蒸気のみでは、復水に必要な冷却水の全量を確保するのが難しい。また、特許文献３では、排ガス中の蒸気を凝縮させて水分を回収しているが、回収した水から粒子状の物質や有害物質を除去しｐＨを調整する必要がある。   On the other hand, Patent Document 3 discloses that the steam in the exhaust gas of the boiler is condensed to recover the water, and necessary water is secured in the plant. It is difficult to secure the total amount of cooling water required for the operation. Moreover, in patent document 3, although the water | moisture content in exhaust gas is condensed and water | moisture content is collect | recovered, it is necessary to remove particulate matter and a harmful substance from the collect | recovered water, and to adjust pH.

また、一般的な石炭火力発電、コンバインドサイクル発電では、大気中の空気と燃料の燃焼により生じる燃焼熱で水を気化させて蒸気でタービンを回すことで発電している。燃焼後の発電排ガスには、大気中に含まれる水分、燃料の燃焼による生成水が含まれる。例えばコンバインドサイクル発電では、ガスタービン発電出力を向上させるため、外気温が高い時は、大気から取り込まれる空気に対して噴霧散水し、その気化熱で供給空気を冷却することがあり（特許文献４）、これらの水分が水蒸気として含まれている。   In general coal-fired power generation and combined cycle power generation, power is generated by vaporizing water with combustion heat generated by combustion of air and fuel in the atmosphere and rotating a turbine with steam. The power generation exhaust gas after combustion includes moisture contained in the atmosphere and water generated by fuel combustion. For example, in the combined cycle power generation, in order to improve the gas turbine power generation output, when the outside air temperature is high, spray water is sprayed on the air taken in from the atmosphere, and the supply air may be cooled by the heat of vaporization (Patent Document 4). ), These waters are contained as water vapor.

石炭火力発電の場合、石炭燃焼ガス中に煤塵やＮＯｘ等の窒素酸化物、ＳＯｘ等の硫化物系の有害物質が含まれ、排ガスとして大気中の放出されると、人、動植物に対して有害なため、図２２に示す排ガス処理システムが備わっている。図２２は、一般的な排ガス処理システムの処理フロー図である。一般的な排ガス処理システム２００は、微粉炭燃焼ボイラー２０１にて微粉炭を燃焼させた排ガスに含まれるＮＯｘ等の有害物資を除去する脱硝装置２０２、排ガスが有する熱にて微粉炭を燃焼させるための空気を予熱する空気予熱器２０３、脱硫排ガスと熱交換することで排ガス温度を下げる熱交換器（熱回収部）２０４、排ガス中の煤塵を除去する電気集塵装置２０５、排ガスに含まれるＳＯｘ等の有害物質を除去する脱硫装置２０６、脱硫排ガスを再加熱する熱交換器（再加熱部）２０７、及び、再加熱した脱硫排ガスを加圧し大気に放出する昇圧ファン２０８、煙突２０９で構成されている。また、熱交換器（熱回収部）２０４と熱交換器（再加熱部）２０７の間では、加圧熱水等の熱媒をポンプ２１０で循環させることで、熱交換器（熱回収部）２０４にてボイラー排ガスを電気集塵温度（９０℃程度）まで冷却し、一方、湿式脱硫により５０℃程度まで温度が下がった脱硫排ガスを１００℃程度に加熱してから大気中に放出される。これは、湿式脱硫の場合、排ガス中に散水してＳＯｘを水相に溶解させて除去するため、脱硫排ガスは、５０℃程度まで温度が下がり、且つ、飽和水蒸気が含まれる。そのため、そのまま煙道を通過すると煙道や煙突２０９での圧力損失による加圧、僅かな温度低下で排ガス中に含まれる水蒸気が煙道内で結露し、脱硫装置２０６で除去しきれなかったＳＯｘが、結露水に溶解して硫酸となり煙道や煙突を腐食させる。そのため、一般的な石炭火力発電では、熱交換器（再加熱部）２０７にて脱硫排ガスの露点以上に加熱すると共に昇圧ファン２０８を熱交換器（再加熱部）２０７の下流側に設けることで、再加熱されるまでの脱硫排ガスを減圧吸引する。その結果、熱交換器（再加熱部）２０７の圧力損失の分、脱硫排ガスが加圧されて結露するのを防止している。また、脱硫排ガスが煙突から大気に放出された後、白煙が生じない程度まで熱交換器（再加熱部）２０７にて加熱されている。   In the case of coal-fired thermal power generation, coal combustion gas contains nitrogenous oxides such as dust, NOx, and sulfide-based harmful substances such as SOx, and is harmful to humans, animals and plants when released into the atmosphere as exhaust gas. Therefore, the exhaust gas treatment system shown in FIG. 22 is provided. FIG. 22 is a process flow diagram of a general exhaust gas treatment system. A general exhaust gas treatment system 200 includes a denitration device 202 that removes harmful substances such as NOx contained in exhaust gas in which pulverized coal is burned by a pulverized coal combustion boiler 201, and burns pulverized coal with the heat of the exhaust gas. Air preheater 203 for preheating the air, heat exchanger (heat recovery unit) 204 for reducing the exhaust gas temperature by exchanging heat with the desulfurized exhaust gas, electric dust collector 205 for removing the soot and dust in the exhaust gas, SOx contained in the exhaust gas A desulfurization device 206 that removes harmful substances such as, a heat exchanger (reheating unit) 207 that reheats the desulfurized exhaust gas, a booster fan 208 that pressurizes and discharges the reheated desulfurized exhaust gas to the atmosphere, and a chimney 209. ing. Further, between the heat exchanger (heat recovery unit) 204 and the heat exchanger (reheating unit) 207, a heat medium such as pressurized hot water is circulated by the pump 210, so that the heat exchanger (heat recovery unit). At 204, the boiler exhaust gas is cooled to the electric dust collection temperature (about 90 ° C.), while the desulfurization exhaust gas whose temperature has been lowered to about 50 ° C. by wet desulfurization is heated to about 100 ° C. and then released into the atmosphere. This is because in the case of wet desulfurization, water is sprinkled into the exhaust gas and SOx is dissolved and removed in the aqueous phase, so that the temperature of the desulfurization exhaust gas decreases to about 50 ° C. and contains saturated steam. Therefore, when passing through the flue as it is, SOx that cannot be removed by the desulfurization unit 206 is formed by pressurization due to pressure loss in the flue and the chimney 209, and water vapor contained in the exhaust gas is condensed in the flue due to a slight temperature drop. Dissolves in condensed water and becomes sulfuric acid, corroding the flue and chimney. Therefore, in general coal-fired power generation, the heat exchanger (reheating unit) 207 is heated above the dew point of the desulfurized exhaust gas and the booster fan 208 is provided downstream of the heat exchanger (reheating unit) 207. The desulfurized exhaust gas is sucked under reduced pressure until it is reheated. As a result, desulfurization exhaust gas is prevented from being pressurized and condensed due to the pressure loss of the heat exchanger (reheating unit) 207. Moreover, after desulfurization exhaust gas is discharged | emitted from the chimney to air | atmosphere, it is heated with the heat exchanger (reheating part) 207 to such an extent that white smoke does not produce.

一方、一般的なコンバインドサイクル発電では、ガスタービンからの排ガスが排熱回収ボイラー最下段における低圧節炭器の配管外側を通過する際に、排ガス中に含まれる水蒸気が、この配管内を流れる給水との温度差によって結露して、配管が腐食する恐れがある。特に硫黄分を含む燃料を使用した場合には、低圧節炭器の配管外表面に硫酸が生成されてしまい、この配管の腐食が甚だしくなる。   On the other hand, in general combined cycle power generation, when exhaust gas from a gas turbine passes outside a low-pressure economizer pipe at the bottom of the exhaust heat recovery boiler, water vapor contained in the exhaust gas flows through the pipe. Condensation may occur due to the temperature difference between the pipe and the pipe. In particular, when a fuel containing sulfur is used, sulfuric acid is generated on the outer surface of the pipe of the low-pressure economizer, and corrosion of this pipe becomes serious.

これを防止するため、従来のコンバインドサイクル発電では、低圧節炭器の配管内を流れる給水温度を排ガスの露点温度より高く設定することを目的に、蒸気タービンへ流入する低圧蒸気の一部、または蒸気タービンからの抽気の一部を給水加熱用の蒸気として使用する機能（例えば、特許文献５または６参照）、又は、排熱回収ボイラーの低圧節炭器から生した熱水の一部を給水に再循環させる機能（例えば、特許文献７）を有するものが開示されている。   In order to prevent this, in the conventional combined cycle power generation, a part of the low-pressure steam flowing into the steam turbine is set for the purpose of setting the feed water temperature flowing in the pipe of the low-pressure economizer higher than the dew point temperature of the exhaust gas, or A function of using a part of the bleed air from the steam turbine as steam for heating the feed water (see, for example, Patent Document 5 or 6) or a part of hot water generated from the low-pressure economizer of the exhaust heat recovery boiler A device having a function of recirculating (for example, Patent Document 7) is disclosed.

また、特に大気温度が低い状態において、排ガスが煙突から大気中へ放出されるときに、この排ガス中に含まれる水蒸気が凝縮して白煙が発生することがある。特に、特許文献５、７に記載のように、コンバインドサイクル発電において給水を加熱する機能を有する場合には、排ガス温度が低くならないため、白煙が発生しやすい状況になりやすく、この白煙発生を抑えるため、前記蒸気タービンからの抽気を導いて前記給水を加熱する給水加熱器をバイパスする給水加熱器バイパスラインを設けて、この給水加熱器バイパスラインを流れるバイパス流量を調節することで、給水加熱器の出口の給水温度を制御して白煙の発生を防止するものが開示されている（例えば、特許文献６）。しかし、排ガス中の水蒸気量が変わらないため、低圧節炭器内で結露させないために排ガス温度を露点温度以上にする必要があり、一般的には、排熱回収ボイラーの排ガス最低温度は、８０〜１００℃で設計されている。   In addition, particularly when the atmospheric temperature is low, when the exhaust gas is released from the chimney into the atmosphere, water vapor contained in the exhaust gas may be condensed to generate white smoke. In particular, as described in Patent Documents 5 and 7, in the case of having the function of heating the feed water in combined cycle power generation, since the exhaust gas temperature does not decrease, it is likely that white smoke is likely to occur. In order to suppress the feed water, a feed water heater bypass line that bypasses the feed water heater that guides the bleed air from the steam turbine and heats the feed water is provided, and the bypass flow rate that flows through the feed water heater bypass line is adjusted to The thing which controls generation | occurrence | production of white smoke by controlling the feed water temperature of the exit of a heater is disclosed (for example, patent document 6). However, since the amount of water vapor in the exhaust gas does not change, it is necessary to set the exhaust gas temperature to be higher than the dew point temperature in order to prevent condensation in the low pressure economizer. Generally, the exhaust gas minimum temperature of the exhaust heat recovery boiler is 80 Designed at ~ 100 ° C.

一方、排ガス温度を１０℃低下できると発電量を１％向上できる。発電量が１，０００ＭＷ規模の発電所になると１０ＭＷ発電量を向上できる。そこで、排ガスを冷却し排ガス中に含まれる水蒸気を凝縮させて水として分離回収する方法が提案されている（特許文献８）。しかし、排ガス温度を下げることは示されているが、排ガスが持つ熱を利用する方法が示されていない。特許文献８では、ガスタービンに蒸気を供給空気容積に対して１５〜２０％注入して発電量をアップさせている。また、排ガスを冷却、凝縮させているため排ガス中に含まれるＳＯｘや塩素ガスが凝縮水に溶解し硫酸や塩酸等になり、水蒸気回収装置や配管を腐食するため、耐食性の高価な材料で大型の熱交換器を製作する必要がありコストが高くなる。また、回収した水を中性にし、不純物を除去するための水処理装置が必要になり、初期コスト、運転コスト、薬品コスト増の要因になる。   On the other hand, if the exhaust gas temperature can be reduced by 10 ° C., the amount of power generation can be improved by 1%. When the power generation amount is a 1,000 MW scale power plant, the 10 MW power generation amount can be improved. Therefore, a method has been proposed in which exhaust gas is cooled and water vapor contained in the exhaust gas is condensed and separated and recovered as water (Patent Document 8). However, although it has been shown that the exhaust gas temperature is lowered, there is no method for utilizing the heat of the exhaust gas. In Patent Document 8, steam is injected into the gas turbine by 15 to 20% with respect to the supply air volume to increase the power generation amount. In addition, because the exhaust gas is cooled and condensed, SOx and chlorine gas contained in the exhaust gas dissolves in the condensed water and becomes sulfuric acid, hydrochloric acid, etc., and corrodes the steam recovery device and piping, so it is a large, corrosion-resistant expensive material. The heat exchanger needs to be manufactured and the cost becomes high. In addition, a water treatment device is required to neutralize the recovered water and remove impurities, which increases initial costs, operating costs, and chemical costs.

また、特許文献９では、排ガスを大気中に放出した際の白煙防止のため、排ガスから水蒸気のみを選択的に除去する水蒸気分離装置をボイラーと煙突の間の煙道途中に設置している。しかし、水蒸気分離装置の具体的な構造や設置方法については記載がない。また、中空糸状に加工して束ねた水蒸気分離膜を有する特許文献１０、特許文献１１のような水蒸気分離膜モジュールが一般的に実用化されているが、これらは、小型、小規模な水蒸気が含まれる有機ガスや空気から水蒸気を除去する除湿器として実用化されている。そのため、モジュール内乃至中空糸の内部を発電排ガスのような大流量の排ガスから水蒸気を分離しようとすると圧力損失が大きくなり、通常の除湿器では、３００〜５００ｋＰａに加圧する必要がある。また、そのような小型の水蒸気分離膜モジュールを発電規模３００ＭＷで２０００〜２０００００本を排ガス煙道と接続するとなると、配管が複雑になり、水蒸気分離装置が大型になり、コスト高を招く。   Moreover, in patent document 9, in order to prevent the white smoke at the time of discharge | emissioning exhaust gas in air | atmosphere, the water vapor | steam separation apparatus which selectively removes only water vapor | steam from waste gas is installed in the middle of the flue between a boiler and a chimney. . However, there is no description about the specific structure and installation method of the water vapor separator. In addition, water vapor separation membrane modules such as Patent Document 10 and Patent Document 11 having a water vapor separation membrane processed and bundled into a hollow fiber shape are generally put into practical use. It has been put into practical use as a dehumidifier that removes water vapor from contained organic gas and air. Therefore, when water vapor is separated from the exhaust gas having a large flow rate such as the power generation exhaust gas inside the module or inside the hollow fiber, the pressure loss becomes large. In a normal dehumidifier, it is necessary to pressurize to 300 to 500 kPa. Moreover, if such a small steam separation membrane module is connected to 2000 to 200000 flue gas with a power generation scale of 300 MW, the piping becomes complicated, the steam separator becomes large, and the cost increases.

特開２０００−３３７１０６号公報JP 2000-337106 A 特開２００６−２３０５３号公報JP 2006-23053 A 特開２０１４−１２９７３１号公報JP 2014-129731 A 特開平７−９７９３３号公報JP-A-7-97933 特開２０００−４５７１３号公報JP 2000-45713 A 特開２０１１−１２７７８６号公報JP 2011-127786 A 特開平９−３３００５号公報JP-A-9-33005 特開平１０−１１０６２８号公報JP-A-10-110628 特開２００４−３０９０７９号公報JP 2004-309079 A 特開２０１４−６１４９２号公報JP 2014-61492 A 実用新案登録第３０８２１８３号公報Utility Model Registration No. 3082183

前記の通り、火力発電プラントを内陸部に設置する場合、当該プラントに必要な冷却水を確保できず、発電所の建設を難しくしている。また、排ガス中の水蒸気を回収し冷却水を確保する場合、排ガス中の蒸気のみでは、復水に必要な冷却水の全量を確保するのが難しい。また、排ガス中の蒸気を凝縮させて水分を回収する場合、回収した水から粒子状の物質や有害物質を除去しｐＨを調整する必要がある。また、上述した水蒸気分離膜の煙道への設置の仕方についても検討の余地がある。   As described above, when a thermal power plant is installed in an inland area, the cooling water necessary for the plant cannot be secured, making it difficult to construct a power plant. Moreover, when recovering the water vapor in the exhaust gas and securing the cooling water, it is difficult to ensure the total amount of the cooling water necessary for the condensate only with the steam in the exhaust gas. Further, when water is collected by condensing vapor in exhaust gas, it is necessary to remove particulate substances and harmful substances from the collected water and adjust the pH. In addition, there is room for studying how to install the above-described water vapor separation membrane in the flue.

本発明が解決しようとする課題は、火力発電所の煙道への水蒸気分離膜の適切な設置を可能にする水蒸気分離装置を提供することにある。   The problem to be solved by the present invention is to provide a water vapor separation device that enables appropriate installation of a water vapor separation membrane in the flue of a thermal power plant.

実施形態によれば、燃料を燃焼することで生じる熱を使って高温高圧の蒸気を発生させるボイラーと、前記ボイラーで発生した蒸気が持つエネルギーを発電機の駆動力に変換する蒸気タービンと、を有する火力発電システムに適用される発電排ガス中水蒸気回収システムの水蒸気分離装置であって、１つ又は複数のモジュールを含み、各モジュールは、水蒸気のみを透過する水蒸気分離膜を備え、当該水蒸気分離膜を用いて排ガス中に含まれる水蒸気以外の成分と水蒸気とを分離させるものであり、前記水蒸気分離膜は、複数本の中空糸膜を束ねたエレメントで構成されており、前記エレメントは、当該エレメントの長手方向の強度を補強する中空糸ホルダーに保持されており、前記中空糸ホルダーは、排ガスが前記エレメントに直接接触するように開口している部分を有する、水蒸気分離装置が提供される。   According to the embodiment, a boiler that generates high-temperature and high-pressure steam using heat generated by burning fuel, and a steam turbine that converts energy of the steam generated in the boiler into driving power of a generator. A steam separator for a steam recovery system for power generation exhaust gas applied to a thermal power generation system having one or a plurality of modules, each module including a steam separation membrane that allows only water vapor to pass therethrough, and the steam separation membrane The component other than the water vapor contained in the exhaust gas is separated from the water vapor using the water vapor, and the water vapor separation membrane is composed of an element in which a plurality of hollow fiber membranes are bundled. Is held by a hollow fiber holder that reinforces the strength in the longitudinal direction, and the hollow fiber holder directly contacts exhaust gas with the element. It has a portion which is open to water vapor separating device is provided.

第１の実施形態に係る火力発電システムの構成を示す概略図。Schematic which shows the structure of the thermal power generation system which concerns on 1st Embodiment. 水蒸気回収装置の一例を示す模式図。The schematic diagram which shows an example of a water vapor | steam collection | recovery apparatus. 中空糸膜の一般的な使用方法と同実施形態での使用方法との違いを示す模式図。The schematic diagram which shows the difference between the general usage method of a hollow fiber membrane, and the usage method in the same embodiment. 第１の実施形態に係る水蒸気回収装置の接続方法に関する説明図。Explanatory drawing regarding the connection method of the water vapor recovery apparatus which concerns on 1st Embodiment. 第１の実施形態に係る水蒸気分離膜モジュールに関する説明図。Explanatory drawing regarding the water vapor separation membrane module which concerns on 1st Embodiment. 第１の実施形態に係る水蒸気分離ユニットに関する説明図。Explanatory drawing regarding the water vapor separation unit which concerns on 1st Embodiment. 第１の実施形態に係る水蒸気分離ユニットに関する説明図。Explanatory drawing regarding the water vapor separation unit which concerns on 1st Embodiment. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（丸形）を示す図。The figure which shows the element (round shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（丸形）を示す図。The figure which shows the element (round shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（丸形）の変形例を示す図。The figure which shows the modification of the element (round shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（丸形）の変形例を示す図。The figure which shows the modification of the element (round shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（丸形）の変形例を示す図。The figure which shows the modification of the element (round shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（角型）を示す図。The figure which shows the element (square shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（角型）を示す図。The figure which shows the element (square shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（角型）の変形例を示す図。The figure which shows the modification of the element (square shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（角型）の変形例を示す図。The figure which shows the modification of the element (square shape) with which the hollow fiber holder and the hollow fiber were filled. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（支柱、支持板無し）を示す図。The figure which shows the element (without a support | pillar and a support plate) filled with the hollow fiber holder and the hollow fiber. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（支柱、支持板無し）を示す図。The figure which shows the element (without a support | pillar and a support plate) filled with the hollow fiber holder and the hollow fiber. 中空糸ホルダーと中空糸を充填したエレメント（支柱、支持板無し）を示す図。The figure which shows the element (without a support | pillar and a support plate) filled with the hollow fiber holder and the hollow fiber. オーリングを用いてモジュールが組みあがる様子を示す図。The figure which shows a mode that a module is assembled using an O ring. オーリングを用いてモジュールが組みあがる様子を示す図。The figure which shows a mode that a module is assembled using an O ring. 連結ホルダーを用いてモジュールが組みあがる様子を示す図。The figure which shows a mode that a module is assembled using a connection holder. 第１の実施形態の変形例に係る水蒸気分離ユニットに関する説明図。Explanatory drawing regarding the water vapor separation unit which concerns on the modification of 1st Embodiment. 第１の実施形態の変形例に係る水蒸気分離ユニットに関する説明図。Explanatory drawing regarding the water vapor separation unit which concerns on the modification of 1st Embodiment. 第１の実施形態の変形例に係る水蒸気分離ユニット設置方法に関する説明図。Explanatory drawing regarding the water vapor separation unit installation method which concerns on the modification of 1st Embodiment. 第１の実施形態の変形例に係る水蒸気分離ユニット設置方法に関する説明図。Explanatory drawing regarding the water vapor separation unit installation method which concerns on the modification of 1st Embodiment. 第２の実施形態に係る火力発電システムの構成を示す概略図。Schematic which shows the structure of the thermal power generation system which concerns on 2nd Embodiment. 従来の水冷式復水器による石炭火力発電所内の水収支の説明図。Explanatory drawing of the water balance in the coal-fired power plant by the conventional water-cooled condenser. 従来のクーリングタワーを使った水冷復水器による石炭火力発電所内の水収支の説明図。Explanatory drawing of the water balance in a coal-fired power plant by a water-cooled condenser using a conventional cooling tower. 従来の空冷式復水器による石炭火力発電所内の水収支の説明図。Explanatory drawing of the water balance in the coal-fired power plant by the conventional air-cooled condenser. 従来の空冷式復水器による天然ガス火力発電所内の水収支の説明図。Explanatory drawing of the water balance in the natural gas thermal power plant by the conventional air-cooled condenser. 従来の石炭火力発電システムのフロー図。The flowchart of the conventional coal thermal power generation system.

以下、実施の形態について、図面を参照して説明する。   Hereinafter, embodiments will be described with reference to the drawings.

［第１の実施形態］
最初に、第１の実施形態について説明する。 [First Embodiment]
First, the first embodiment will be described.

（構成）
図１は第１の実施形態に係る火力発電システムの構成を示す概略図である。
火力発電システム１００は、石炭を原料として発電する発電システム１０１、排ガス処理システム１０２、水処理システム１０３、排ガス中水蒸気分離システム１０４を有する。 (Constitution)
FIG. 1 is a schematic diagram showing the configuration of the thermal power generation system according to the first embodiment.
The thermal power generation system 100 includes a power generation system 101 that generates power using coal as a raw material, an exhaust gas treatment system 102, a water treatment system 103, and a steam separation system 104 in the exhaust gas.

発電システム１０１は、石炭を微粉状にする破砕機１、微粉炭を燃焼させて高圧及び低圧蒸気を生成する微粉炭燃焼ボイラー２、微粉炭燃焼ボイラー２で加熱発生した低圧蒸気と高圧蒸気の圧力エネルギーを回転エネルギーに変換する低圧蒸気タービン１１、高圧蒸気タービン１２、低圧蒸気タービン１１と高圧蒸気タービン１２と回転軸で接続され、それぞれのタービンによる回転エネルギーを電力に変換する発電機１３、圧力が下がった蒸気を復水する空冷式復水器１４、復水された水をボイラー水として微粉炭燃焼ボイラー２に供給するボイラー水供給ポンプ１５、後述する排ガス処理システム１０２の熱交換器（排ガス熱回収部）５にて回収した排ガスの熱でボイラー水を加熱する熱交換器１６、微粉炭燃焼ボイラー２にて加熱されたボイラー水から低圧蒸気を気液分離（気液分離器は図示せず）した熱水を昇圧して、再度、微粉炭燃焼ボイラー２で加熱して高圧蒸気を発生させるための昇圧ポンプ１７で構成されている。   The power generation system 101 includes a crusher 1 that pulverizes coal, a pulverized coal combustion boiler 2 that burns pulverized coal to generate high-pressure and low-pressure steam, and pressures of low-pressure steam and high-pressure steam that are generated by heating in the pulverized coal combustion boiler 2. A low-pressure steam turbine 11 that converts energy into rotational energy, a high-pressure steam turbine 12, a low-pressure steam turbine 11 and a high-pressure steam turbine 12, and a generator 13 that converts rotational energy generated by each turbine into electric power. An air-cooled condenser 14 that condenses the lowered steam, a boiler water supply pump 15 that supplies the condensed water to the pulverized coal combustion boiler 2 as boiler water, a heat exchanger (exhaust gas heat) of the exhaust gas treatment system 102 to be described later It is heated by the heat exchanger 16 that heats the boiler water with the heat of the exhaust gas recovered in the recovery unit 5 and the pulverized coal combustion boiler 2. It is composed of a booster pump 17 for boosting hot water obtained by gas-liquid separation of the low-pressure steam from the boiler water (the gas-liquid separator is not shown) and heating it again with the pulverized coal combustion boiler 2 to generate high-pressure steam. Has been.

排ガス処理システム１０２は、発電システム１０１の、微粉炭燃焼ボイラー２にて微粉炭を燃焼させた排ガスに含まれるＮＯｘ等の有害物資を除去する脱硝装置３、排ガスが有する熱にて微粉炭を燃焼させるための空気を予熱する空気予熱器４、微粉炭燃焼ボイラー２に供給するボイラー水を加熱すると共に微粉炭燃焼排ガス温度を下げる熱交換器（排ガス熱回収部）５、排ガス中の煤塵を除去する電気集塵装置６、排ガスに含まれるＳＯｘ等の有害物質を除去する脱硫装置７、後述する水蒸気分離装置９にて水蒸気を分離した排ガスを加圧する昇圧ファン８、排ガスを大気に放出する煙突１０で構成されている。また、熱交換媒体を熱交換器（排ガス熱回収部）５と発電システム１０１の熱交換器１６との間を循環させる循環ポンプ１８が排ガス処理システム１０２の構成に含まれる。   The exhaust gas treatment system 102 includes a denitration device 3 that removes harmful substances such as NOx contained in the exhaust gas obtained by burning the pulverized coal in the pulverized coal combustion boiler 2 of the power generation system 101, and burns the pulverized coal with the heat of the exhaust gas. Air preheater 4 for preheating air for heating, boiler water supplied to the pulverized coal combustion boiler 2 and heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 5 for lowering the temperature of the pulverized coal combustion exhaust gas, removing dust in the exhaust gas An electrostatic precipitator 6, a desulfurizer 7 for removing harmful substances such as SOx contained in the exhaust gas, a booster fan 8 for pressurizing the exhaust gas from which water vapor has been separated by a steam separator 9 described later, and a chimney for releasing the exhaust gas to the atmosphere 10 is comprised. Further, the exhaust gas treatment system 102 includes a circulation pump 18 that circulates the heat exchange medium between the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 5 and the heat exchanger 16 of the power generation system 101.

水処理システム１０３は、ボイラー水の一部を抽出するボイラー水ブローポンプ１９と、ボイラーブロー水貯留タンク（池、漕）２０、ボイラーブロー水を脱塩後（脱塩装置の記載は省略）、脱硫装置７に排ガス中のＳＯｘ等を脱硫するための用水を供給する脱硫用水供給ポンプ２１、ボイラーブロー水を発電所内のその他の用水として発電所内に供給するための用水供給ポンプ２２で構成されている。   The water treatment system 103 includes a boiler water blow pump 19 for extracting a part of boiler water, a boiler blow water storage tank (pond, dredging) 20, and after desalting the boiler blow water (description of the desalination apparatus is omitted). The desulfurization device 7 includes a desulfurization water supply pump 21 for supplying water for desulfurizing SOx and the like in the exhaust gas, and a water supply pump 22 for supplying boiler blow water to the power plant as other water in the power plant. Yes.

排ガス中水蒸気分離システム１０４は、脱硫装置７と昇圧ファン８の間に設置され、脱硫排ガス中の水蒸気の一部を分離する水蒸気分離装置９、分離された水蒸気を大気中の空気で冷却し凝縮させる空冷式凝縮器２３、凝縮水を抽出する凝縮水排出ポンプ２４、排出された凝縮水を貯留する凝縮水タンク２５、ボイラーブロー水量分を微粉炭燃焼ボイラー２に補給するボイラー補給水供給ポンプ２６で構成されている。   The exhaust gas steam separation system 104 is installed between the desulfurization device 7 and the booster fan 8, and separates the water vapor separation device 9 for separating a part of the steam in the desulfurization exhaust gas. The separated steam is cooled and condensed with air in the atmosphere. An air-cooled condenser 23, a condensed water discharge pump 24 for extracting condensed water, a condensed water tank 25 for storing the discharged condensed water, and a boiler makeup water supply pump 26 for replenishing the amount of boiler blow water to the pulverized coal combustion boiler 2. It consists of

また、本実施形態においては、水蒸気分離膜９ｃにポリイミド製の水蒸気透過中空糸膜を用いており、具体的には図２の模式図に示すように複数本の中空糸膜を束ねた中空糸膜エレメント９ｆを複数設置することで実現される。それぞれの外側に脱硫排ガスを通風し、それぞれの内側から水蒸気を回収する。即ち、各中空糸膜エレメント９ｆの内側を水蒸気流路９ｅとし、外側を排ガス流路９ｄとする。   In this embodiment, a water vapor permeable hollow fiber membrane made of polyimide is used for the water vapor separation membrane 9c. Specifically, as shown in the schematic diagram of FIG. 2, a hollow fiber in which a plurality of hollow fiber membranes are bundled. This is realized by installing a plurality of membrane elements 9f. The desulfurization exhaust gas is ventilated to the outside of each, and water vapor is recovered from the inside of each. That is, the inside of each hollow fiber membrane element 9f is a water vapor channel 9e, and the outside is an exhaust gas channel 9d.

図３は、中空糸膜の一般的な使用方法と本実施形態での使用方法との違いを示す模式図である。一般には、図３（ａ）に示すように、複数本の中空糸膜９ｇのそれぞれの内側に脱硫排ガスを通風し、それぞれの外側から水蒸気を回収するものとする。これに対し、本実施形態では、図３（ｂ）に示すように複数本の中空糸膜９ｇのそれぞれの外側に脱硫排ガスを通風し、それぞれの内側から水蒸気を回収する。これにより、大流量の排ガスを中空糸膜エレメント９ｆに流しても圧力損失を低く抑えることができ、排ガスの加圧動力を小さくできる。   FIG. 3 is a schematic view showing a difference between a general usage method of the hollow fiber membrane and a usage method in the present embodiment. In general, as shown in FIG. 3 (a), desulfurization exhaust gas is passed inside each of the plurality of hollow fiber membranes 9g, and water vapor is collected from each outside. On the other hand, in this embodiment, as shown in FIG. 3B, desulfurization exhaust gas is ventilated outside each of the plurality of hollow fiber membranes 9g, and water vapor is collected from each inside. Thereby, even if a large amount of exhaust gas flows through the hollow fiber membrane element 9f, the pressure loss can be kept low, and the pressurizing power of the exhaust gas can be reduced.

図４は、図２に示した水蒸気分離装置９の構成の変形例として、水蒸気分離装置９を複数のユニットで構成した場合の一例を示す図である。   FIG. 4 is a diagram illustrating an example of a case where the water vapor separation device 9 is configured by a plurality of units as a modification of the configuration of the water vapor separation device 9 illustrated in FIG. 2.

図４の例では、水蒸気分離装置９は、例えば煙道としても機能する複数の連結された水蒸気分離ユニット９’（以下、「ユニット９’」と称す。）で構成される。より具体的には、水蒸気分離装置９は、複数の水蒸気分離膜モジュールを配置したユニット９’を複数個連結した煙道とし、その一端を排ガス煙道７ａにダクト７ａ’を介して接続し、もう一端を排ガス煙道９ａにダクト９ａ’を介して接続する。各ユニット９’は一般的なトラックにて運搬可能なサイズ（例えば一般的なコンテナのサイズ）とする。例えば、各ユニット９’のサイズを１．６ｍ（Ｗ）×４ｍ（Ｌ）×１．２ｍ（Ｈ）とし、複数のユニット９’（図４の例では７個を示しているが、例えば１３個にするなど、適宜数量を変えてもよい。）を抱き合わせた煙道を複数系統（例えば２系統）接続した構成とする。   In the example of FIG. 4, the water vapor separation device 9 is configured by a plurality of connected water vapor separation units 9 ′ (hereinafter referred to as “unit 9 ′”) that also function as a flue, for example. More specifically, the water vapor separator 9 is a flue in which a plurality of units 9 ′ each having a plurality of water vapor separation membrane modules are connected, and one end thereof is connected to the exhaust gas flue 7a via a duct 7a ′. The other end is connected to the exhaust gas flue 9a via a duct 9a ′. Each unit 9 'has a size that can be transported by a general truck (for example, a general container size). For example, the size of each unit 9 ′ is 1.6 m (W) × 4 m (L) × 1.2 m (H), and a plurality of units 9 ′ (seven in the example of FIG. The quantity may be changed as appropriate, for example, by making it into individual pieces).

このようにすることにより、水蒸気分離装置の製造工場から発電所の建設現場までの輸送や組立てをユニット単位で行うことができ、また、水蒸気分離装置に含まれる部品の交換や点検作業などをユニット単位で行うことができるので、作業の効率化、工期の短縮化、コストの低減、メンテナンス性の向上を図ることができる。   By doing so, transportation and assembly from the steam separator manufacturing plant to the power plant construction site can be performed in units, and replacement of parts included in the steam separator and inspection work can be performed as a unit. Since it can be performed in units, it is possible to improve work efficiency, shorten the construction period, reduce costs, and improve maintainability.

図５は、各ユニットに配置される複数のモジュールのうちの１つの構造の一例を示す図である。   FIG. 5 is a diagram illustrating an example of a structure of one of a plurality of modules arranged in each unit.

各ユニット９’には、複数の水蒸気分離膜モジュール８０（以下、「モジュール８０」と称す。）が固定して設けられる。   In each unit 9 ′, a plurality of water vapor separation membrane modules 80 (hereinafter referred to as “modules 80”) are fixedly provided.

各モジュール８０は、水蒸気のみを透過する水蒸気分離膜（図２の水蒸気分離膜９ｃに相当）を備え、当該水蒸気分離膜を用いて排ガス中に含まれる水蒸気以外の成分と水蒸気とを分離させる。   Each module 80 includes a water vapor separation membrane that transmits only water vapor (corresponding to the water vapor separation membrane 9c in FIG. 2), and uses the water vapor separation membrane to separate water vapor from components other than water vapor contained in the exhaust gas.

各モジュール８０における水蒸気分離膜はむき出しの状態になっており、煙道を流れてくる排ガスが当該水蒸気分離膜に直接接触するように構成されている。   The water vapor separation membrane in each module 80 is exposed, and the exhaust gas flowing through the flue is configured to directly contact the water vapor separation membrane.

各モジュール８０の水蒸気分離膜は複数本の中空糸膜を束ねた中空糸膜エレメント（図２に示した中空糸膜エレメント９ｆに相当）で構成され、その両端を金属製板８１Ａと金属製板８１Ｂにより支持され、さらに金属製板８１Ａ上にフランジ８２が固定されている。また、金属製板８１Ａとフランジ８２とで、１つの金属製箱が構成されている。   The water vapor separation membrane of each module 80 is constituted by a hollow fiber membrane element (corresponding to the hollow fiber membrane element 9f shown in FIG. 2) in which a plurality of hollow fiber membranes are bundled, and both ends thereof are made of a metal plate 81A and a metal plate. A flange 82 is fixed on the metal plate 81A. Further, the metal plate 81A and the flange 82 constitute one metal box.

各モジュール８０のサイズは、例えば３００ｍｍ×３００ｍｍ×１０００ｍｍとする。この場合の重量は、約２０ｋｇとなる。   The size of each module 80 is, for example, 300 mm × 300 mm × 1000 mm. In this case, the weight is about 20 kg.

図６Ａ、図６Ｂは、それぞれ、１つのユニット９’のトラックに積載する例、１つのユニット９’の組み立て方法の例を示す図である。   FIG. 6A and FIG. 6B are diagrams showing an example of loading on a truck of one unit 9 'and an example of an assembling method of one unit 9'.

各ユニット９’には、上述したサイズのモジュール８０が４０本設置される。各ユニット９’は全重量が３．９ｔ程度となり、図６Ａに示すようなトラック（例えば、最大積載量が１０ｍ（Ｌ）×２ｍ（Ｗ）×３ｍ（Ｈ）、４ｔのトラック）で運搬することが可能となる。   In each unit 9 ', 40 modules 80 of the size described above are installed. Each unit 9 ′ has a total weight of about 3.9 t and is transported by a truck as shown in FIG. 6A (for example, a truck having a maximum loading capacity of 10 m (L) × 2 m (W) × 3 m (H), 4 t). It becomes possible.

各ユニット９’は、図６Ｂに示すように組み立てられる。すなわち、４０本のモジュール８０を例えば１０ｃｍ間隔で相互に離間させて固定配置した下板８３Ｂを用意する一方で、各モジュール８０に対応する金属製板８１Ａ及びフランジ８２（金属製箱）と吸気管８４とが配置された上板８３Ａを用意し、さらに２枚の側板８３Ｃを用意する。次に、下板８３Ｂに配置された４０本のモジュール８０の上部に上板８３Ａを取り付けると共に、その側面を成す２枚の側板８３Ｃをそれぞれ取り付ける。   Each unit 9 'is assembled as shown in FIG. 6B. That is, while preparing the lower plate 83B in which the 40 modules 80 are fixedly arranged at intervals of 10 cm, for example, the metal plate 81A and the flange 82 (metal box) corresponding to each module 80 and the intake pipe are prepared. 84 is provided, and two side plates 83C are prepared. Next, the upper plate 83A is attached to the upper part of the 40 modules 80 arranged on the lower plate 83B, and the two side plates 83C forming the side surfaces thereof are respectively attached.

各ユニットの高さは各モジュールの高さに合うように形成されており、例えばサイズが１６００ｍｍ×４０００ｍｍ×１２００ｍｍのユニット９’が形成される。   The height of each unit is formed so as to match the height of each module. For example, a unit 9 ′ having a size of 1600 mm × 4000 mm × 1200 mm is formed.

各ユニット９’は、隣接するユニット９’と連結する方向の両側に開口部を有することにより、煙道を構成すると共に、煙道を流れてくる排ガスが各モジュール８０の水蒸気分離膜に直接接触するように構成される。   Each unit 9 ′ has openings on both sides in the direction of connection with the adjacent unit 9 ′ to form a flue, and exhaust gas flowing through the flue directly contacts the water vapor separation membrane of each module 80. Configured to do.

また、各モジュール８０は、煙道を流れてくる排ガスの方向に対して垂直に配置されており、モジュール８０の端部に固定されるフランジを引き出したり押し込んだりすることにより、モジュール８０を煙道から外部に抜き出したり外部から煙道に戻したりすることができる。このようにすることにより、各モジュール８０の膜などの部品交換や点検作業などのメンテナンス性の向上を図ることができる。   Each module 80 is arranged perpendicular to the direction of the exhaust gas flowing through the flue. By pulling out or pushing in a flange fixed to the end of the module 80, the module 80 is placed in the flue. It can be extracted from the outside and returned to the flue from the outside. By doing so, it is possible to improve the maintainability such as replacement of parts such as the membrane of each module 80 and inspection work.

なお、上述した図４乃至図６Ｂの説明では、複数のモジュール８０が、煙道として機能する各ユニット９’の中に設置される場合の例を示したが、これに限定されるものではない。例えば各ユニット９’を本来の煙道に代え、その煙道の中に各モジュール８０を設置するようにしてもよい。このことは、以降に説明する技術についても言えることである。   In the above description of FIGS. 4 to 6B, an example in which a plurality of modules 80 are installed in each unit 9 ′ functioning as a flue is shown, but the present invention is not limited to this. . For example, each unit 9 'may be replaced with an original flue, and each module 80 may be installed in the flue. This is also true for the technology described below.

以下、図７Ａ乃至図１６Ｂを参照して、各モジュール８０に設けられる水蒸気分離膜を構成する中空糸膜エレメントの長手方向の強度を補強する技術に関して説明する。   Hereinafter, with reference to FIG. 7A thru | or FIG. 16B, the technique which reinforces the intensity | strength of the longitudinal direction of the hollow fiber membrane element which comprises the water vapor | steam separation membrane provided in each module 80 is demonstrated.

前述したように、水蒸気分離膜は、複数本の中空糸膜を束ねた中空糸膜エレメント９ｆを1本乃至複数設置することで実現される。以下では、当該中空糸膜エレメント９ｆを「エレメント９ｆ」と称す。   As described above, the water vapor separation membrane is realized by installing one or more hollow fiber membrane elements 9f in which a plurality of hollow fiber membranes are bundled. Hereinafter, the hollow fiber membrane element 9f is referred to as “element 9f”.

・煙道設置用の中空糸膜エレメント（その１）
図７Ａ及び図７Ｂは、中空糸ホルダー９０及び中空糸ホルダー９０に保持されたエレメント９ｆ（丸形）をそれぞれ示す図である。また、図８は、中空糸ホルダー９０及び中空糸ホルダー９０に保持されたエレメント９ｆ（丸形）の変形例を示す図である。また、図９Ａ及び図９Ｂは、中空糸ホルダー９０及び中空糸ホルダー９０に保持されたエレメント９ｆ（丸形）の別の変形例を示す図である。 ・ Hollow fiber membrane elements for flue installation (Part 1)
7A and 7B are views showing the hollow fiber holder 90 and the element 9f (round shape) held by the hollow fiber holder 90, respectively. FIG. 8 is a diagram showing a modification of the hollow fiber holder 90 and the element 9f (round shape) held by the hollow fiber holder 90. 9A and 9B are diagrams showing another modification of the hollow fiber holder 90 and the element 9f (round shape) held by the hollow fiber holder 90. FIG.

各図に示されるエレメント９ｆは、当該エレメント９ｆの長手方向の強度を補強する中空糸ホルダー９０に保持されている。中空糸ホルダー９０は、排ガスがエレメント９ｆに直接接触するように開口している部分を有する。   The element 9f shown in each figure is held by a hollow fiber holder 90 that reinforces the strength of the element 9f in the longitudinal direction. The hollow fiber holder 90 has a portion that is open so that the exhaust gas directly contacts the element 9f.

図７Ａ及び図７Ｂの例では、中空糸ホルダー９０は、エレメント９ｆの長手方向に沿って延びる支柱を有する。図８の例では、その支柱を複数本としている。図９Ａ及び図９Ｂの例では、中空糸ホルダー９０は、支柱の代わりに、１枚又は複数枚の支持板を採用している。この場合、支持板は、エレメント９ｆに排ガスが当たる方向と平行となるように配置される。   In the example of FIGS. 7A and 7B, the hollow fiber holder 90 has struts extending along the longitudinal direction of the element 9f. In the example of FIG. 8, there are a plurality of support columns. In the example of FIGS. 9A and 9B, the hollow fiber holder 90 employs one or a plurality of support plates instead of the support columns. In this case, the support plate is arranged so as to be parallel to the direction in which the exhaust gas hits the element 9f.

水蒸気分離膜を実際に使用するにあたっては、それを装着し効果的に運用し、また一定時期にメンテナンスや交換をするために都合のよいエレメント製造やモジュール化やユニット化が重要になる。エレメント９ｆを装着するためには、排ガス中の水蒸気を回収するための中空糸膜材料をモジュール内にて保持するため、例えばエレメント９ｆの端部付近を樹脂で封止し、その封止領域においてその封止を行う樹脂を保持するための囲い部分と１つ又は複数の支柱とがほぼ中心部において結合する構造を、エレメント９ｆの入口側と出口側に設ける。製造工程で封止樹脂が固化したのちには、エレメント９ｆの側面が全面開口するようにする。   In actual use of a water vapor separation membrane, it is important to manufacture elements, modularize, and unitize that are convenient to install and operate effectively, and to perform maintenance and replacement at a certain time. In order to mount the element 9f, in order to hold the hollow fiber membrane material for collecting water vapor in the exhaust gas in the module, for example, the vicinity of the end of the element 9f is sealed with resin, A structure in which the enclosing portion for holding the resin to be sealed and one or a plurality of struts are joined at substantially the center is provided on the inlet side and the outlet side of the element 9f. After the sealing resin is solidified in the manufacturing process, the side surface of the element 9f is opened completely.

このような構造はエレメント９ｆ側面に排ガスを当てて、エレメント９ｆの内部に水蒸気を吸入するのに適し、排ガスの気流が適度にエレメント９ｆに当たり、水蒸気の回収を円滑に進めることに有利であるとともに、エレメント９ｆの具体的な製造にも有利である。   Such a structure is suitable for applying exhaust gas to the side surface of the element 9f and sucking water vapor into the element 9f, and is advantageous in that the air flow of the exhaust gas appropriately hits the element 9f and facilitates the recovery of water vapor. This is also advantageous for the specific manufacture of the element 9f.

これまでエレメント９ｆは、両側の空いた筒状の容器にエレメント９ｆを挿入し、両側を樹脂で封止し、その筒には側面に向かう気流のための穴を２つ以上設けるのが一般的であった。このような構造は小規模の空気を流して、その空気を乾燥させるために除湿するのには適していたが、１つ１つのエレメント９ｆに配管が必要になり、大規模に処理する場合には複雑で部品点数も膨大なものになってしまううえ、実際の回収効率も悪くなる。   Until now, the element 9f is generally inserted in a cylindrical container that is vacant on both sides, sealed on both sides with resin, and the cylinder is generally provided with two or more holes for airflow toward the side. Met. Such a structure was suitable for dehumidification in order to flow a small amount of air and to dry that air, but piping is required for each element 9f, and in the case of processing on a large scale. Is complicated and the number of parts becomes enormous, and the actual recovery efficiency is also deteriorated.

これに対して側面が全面的に空いているエレメント９ｆでは、大きな気流が流れる、例えば火力発電所の排ガスの煙道に配置するのにも妥当な構造となる。また、その変形例として、複数の支柱や、支柱の代わりに支持板を１枚ないし複数枚をエレメント９ｆと共に封止樹脂で固化しても構わない。ただし、支持板を固定する場合は、排ガス流れ方向と平行になるように、中空糸ホルダー９０と支持板を固定したエレメント９ｆを排ガス煙道に配置することが望ましい。   On the other hand, the element 9f having a completely open side surface has a structure that is appropriate for placement in an exhaust gas flue of a thermal power plant, for example, in which a large airflow flows. As a modification thereof, a plurality of support posts or one or more support plates instead of the support posts may be solidified with a sealing resin together with the elements 9f. However, when fixing a support plate, it is desirable to arrange | position the element 9f which fixed the hollow fiber holder 90 and the support plate to an exhaust gas flue so that it may become parallel to an exhaust gas flow direction.

また、図１０Ａ及び図１０Ｂ、図１１Ａ及び図１１Ｂに示すように角型に（横断面の形状が四角形となるように）支柱乃至支持板と共にエレメント９ｆと固定したエレメント９ｆを構成してもよい。この場合、丸型に比べ、エレメント間の空いている無駄な面積を減らし、単位面積あたりのエレメントの数を増やすことができ、水蒸気分離の能力を上げることができる。   Further, as shown in FIGS. 10A and 10B, FIG. 11A and FIG. 11B, the element 9f fixed to the element 9f together with a support or a support plate may be formed in a square shape (so that the cross-sectional shape is a quadrangle). . In this case, as compared with the round shape, it is possible to reduce a useless area between elements, increase the number of elements per unit area, and increase the ability of water vapor separation.

・煙道設置用の中空糸膜エレメント（その２）
図１２Ａ，図１２Ｂ、及び図１２Ｃに中空糸ホルダー９０と中空糸を充填したエレメント９ｆ（支柱、支持板無し）を示す。 ・ Hollow fiber membrane elements for flue installation (Part 2)
12A, 12B, and 12C show the hollow fiber holder 90 and the element 9f filled with the hollow fiber (without the support and support plate).

この場合の中空糸ホルダー９０は、エレメント９ｆの周囲において当該エレメントの長手方向に沿って延びる開口部を備えた支持壁を有する。   The hollow fiber holder 90 in this case has a support wall having an opening extending along the longitudinal direction of the element 9f around the element 9f.

中心の支柱がない場合も、側面の非開口部が全体の構造を支える役割を果たすことができ、その場合材質にもよるが金属の場合には側面席の８０％程度まで開口部を広げることができる。   Even when there is no central support, the non-opening on the side can play a role in supporting the entire structure. In that case, depending on the material, the opening can be expanded to about 80% of the side seat in the case of metal. Can do.

全体強度を保つために側面の開口部があまり少ないと、側面からの気流の通過に際して、気流に暴露されるエレメント９ｆが少なくなることにつながるため、７０％程度は最小限必要である。また開口部を９０％以上にした場合には中空糸ホルダー９０の強度が低下するために材料の厚さを大きくする必要が出る。そこで好ましくは８０％程度が良い。よって、排ガス中の水蒸気を回収するための、中空糸膜材料を保持するための筒の側面に筒側面の樹脂封止領域を除く面積の８０％以上の開口部を有するように構成する。   If the number of openings on the side surface is too small to maintain the overall strength, the element 9f exposed to the airflow will be reduced when the airflow passes from the side surface, so about 70% is the minimum required. Further, when the opening is made 90% or more, the strength of the hollow fiber holder 90 is lowered, so that it is necessary to increase the thickness of the material. Therefore, about 80% is preferable. Therefore, it comprises so that it may have an opening part 80% or more of the area except the resin sealing area | region of a cylinder side surface in the side surface of the cylinder for hold | maintaining hollow fiber membrane material for collect | recovering the water vapor | steam in waste gas.

なお、開口部の数、形状は強度を保ち、開口面積を必要十分に取れれば、どのようなものでもよい。   Note that the number and shape of the openings may be any as long as the strength is maintained and the opening area is sufficiently large.

・煙道設置用の膜モジュール
図１３Ａ及び図１３Ｂにオーリングを用いてモジュールが組みあがる様子を示す。 -Membrane module for flue installation FIGS. 13A and 13B show how the module is assembled using O-rings.

本例では、モジュール内にて中空糸ホルダーを別の中空糸ホルダー９０’に取り付ける部分にＯリング（図示せず）が使用される。また、モジュール内にて中空糸ホルダーを取り付ける部分はテーパー形状を成していてもよい。   In this example, an O-ring (not shown) is used in a portion where the hollow fiber holder is attached to another hollow fiber holder 90 'in the module. Moreover, the part which attaches a hollow fiber holder in a module may comprise the taper shape.

多数のエレメント９ｆを装着し、密閉するのには配管をいちいち装着するのではなく、テーパー形状（図示せず）を有するエレメント９ｆにＯリング（図示せず）を装着し、これを挿入するようにしてもよい。排ガス中の水蒸気を回収するための、中空糸膜材料を保持するための筒の側面にＯリングを装着することができる中空糸ホルダー９０を用いれば、エレメント９ｆのメンテナンスや交換作業が著しく容易になる。通常完全な固定治具がないと気密性を保つのは困難であるが、本装置系は５０℃以上の温度になるため、装置系の膨張を伴い密着性が十分になることを見出した。また、一方の中空糸ホルダー９０’をフランジ構造とし、煙道に抜き差し可能にしている。エレメント９ｆのメンテナンスや交換が容易にする事ができ、メンテナンスコストの削減やメンテナンス時間を短縮できる。   To mount and seal a large number of elements 9f, instead of mounting pipes one by one, an O-ring (not shown) is attached to an element 9f having a tapered shape (not shown) and this is inserted. It may be. If a hollow fiber holder 90 that can be fitted with an O-ring on the side surface of a cylinder for holding the hollow fiber membrane material for collecting water vapor in the exhaust gas is used, maintenance and replacement work of the element 9f is remarkably easy. Become. Usually, it is difficult to maintain airtightness without a perfect fixing jig, but since the apparatus system is at a temperature of 50 ° C. or higher, it has been found that the adhesion is sufficient with expansion of the apparatus system. One hollow fiber holder 90 'has a flange structure so that it can be inserted into and removed from the flue. Maintenance and replacement of the element 9f can be facilitated, and maintenance costs can be reduced and maintenance time can be shortened.

また、図１４に示すように、連結ホルダー９５にてエレメント９ｆを直列に接続し、長尺のエレメント９ｆを１本乃至複数を固定、また、上下の中空糸ホルダー９０を固定する固定棒（例えば、中空糸ホルダー９０の４角に４本）を設けたモジュールを構成してもよい。   Further, as shown in FIG. 14, elements 9 f are connected in series by a connection holder 95, one or more long elements 9 f are fixed, and a fixing rod (for example, upper and lower hollow fiber holders 90 is fixed) Further, a module provided with four hollow fiber holders 90 at four corners may be configured.

一般的に中空糸膜を束ねる際に真空状態（必要な場合、回転させて遠心力も作用させる）で固化樹脂を中空糸束の隙間に浸潤させて固化する。そのため、長尺の中空糸膜を製作するには、大型の真空容器が必要になり設備コストが大きくなる。大型の火力発電排ガス煙道に設置するような中空糸膜は長尺であることが好ましく、連結ホルダーにて短いエレメント９ｆを連結することで長尺の膜モジュールにでき製造コストを削減できる。長尺の膜モジュールにする場合、中空糸ホルダー９０を固定する固定棒を設けることでモジュールの排ガスとの接触性（水蒸気透過性能）を損なうことなく、強度を向上させることができる。   Generally, when the hollow fiber membranes are bundled, the solidified resin is infiltrated into the gaps of the hollow fiber bundles and solidified in a vacuum state (when necessary, it is rotated and a centrifugal force is also applied). Therefore, in order to produce a long hollow fiber membrane, a large vacuum container is required, resulting in an increase in equipment cost. The hollow fiber membrane that is installed in a large-scale thermal power generation exhaust gas flue is preferably long, and by connecting the short element 9f with a connection holder, a long membrane module can be obtained, and the manufacturing cost can be reduced. In the case of a long membrane module, the strength can be improved without impairing the contact property (water vapor transmission performance) of the module with the exhaust gas by providing a fixing rod for fixing the hollow fiber holder 90.

図１５Ａ及び図１５Ｂ、図１６Ａ及び図１６Ｂに、長尺の水蒸気分離膜モジュールでユニット化した場合の例を示す。長尺の水蒸気膜モジュールを用いることで、本実施形態のユニット化されていない大型の煙道にも水蒸気分離膜を設置でき、また、縦配置が可能になり重力方向への応力を低減できモジュールの設計強度を下げられると共にモジュール本数を削減できる。その結果、膜モジュールコスト、膜設置コスト、膜交換コスト、メンテナンスコストを削減できる。   FIG. 15A and FIG. 15B, FIG. 16A and FIG. 16B show examples in the case of unitization with a long water vapor separation membrane module. By using a long water vapor membrane module, it is possible to install a water vapor separation membrane even in a large flue that is not unitized in this embodiment, and it is possible to arrange vertically and reduce the stress in the direction of gravity The design strength can be lowered and the number of modules can be reduced. As a result, membrane module costs, membrane installation costs, membrane replacement costs, and maintenance costs can be reduced.

（作用）
次に、第１の実施形態に係る火力発電システムの作用について説明する。 (Function)
Next, the operation of the thermal power generation system according to the first embodiment will be described.

発電システム１０１では、燃料である石炭を石炭供給ライン１ａより破砕機１に供給し微粉砕された後に微粉炭供給管１ｂにて微粉炭燃焼ボイラー２内部に設置されたバーナー２ｂに供給される。一方、空気吸入ダクト４ｂから大気中の空気を空気予熱器４に供給し、ボイラー排ガスと熱交換することで予熱された空気を空気供給ダクト４ｃを介してバーナー２ｂに供給する。バーナー２ｂでは、微粉炭を燃焼させて高温の燃焼ガスを生成する。生成した燃焼ガスの熱を使って微粉炭燃焼ボイラー２内部に設置された伝熱管２ｃにて伝熱管内部を流れるボイラー水供給配管１５ｂから供給されたボイラー水を加熱して熱水と低圧蒸気を生成する。生成した低圧蒸気と熱水を図示しない気液分離器にて気液分離する。   In the power generation system 101, coal as fuel is supplied from the coal supply line 1a to the crusher 1 and pulverized, and then supplied to the burner 2b installed in the pulverized coal combustion boiler 2 through the pulverized coal supply pipe 1b. On the other hand, air in the atmosphere is supplied from the air suction duct 4b to the air preheater 4, and air preheated by exchanging heat with the boiler exhaust gas is supplied to the burner 2b via the air supply duct 4c. In the burner 2b, pulverized coal is burned to generate high-temperature combustion gas. Using the heat of the generated combustion gas, the boiler water supplied from the boiler water supply pipe 15b flowing inside the heat transfer pipe is heated by the heat transfer pipe 2c installed inside the pulverized coal combustion boiler 2 to generate hot water and low-pressure steam. Generate. The generated low-pressure steam and hot water are gas-liquid separated by a gas-liquid separator (not shown).

分離された低圧蒸気は、低圧蒸気管１１ａにて低圧蒸気タービン１１に送られる。一方、熱水は、熱水配管１１ｂにて昇圧ポンプ１６へ送られ加圧後、熱水管１７ａより再度、微粉炭ボイラー２の内部に設置された伝熱管２ｄに供給し、伝熱管の内部を流れる間に高温の燃焼ガスと熱交換し高圧蒸気を生成する。生成した高圧蒸気は、高圧蒸気管１２ａより微粉炭燃焼ボイラー２から排出されて高圧蒸気タービン１２に送られる。   The separated low-pressure steam is sent to the low-pressure steam turbine 11 through the low-pressure steam pipe 11a. On the other hand, hot water is sent to the booster pump 16 through the hot water pipe 11b and pressurized, and then supplied again to the heat transfer pipe 2d installed inside the pulverized coal boiler 2 from the hot water pipe 17a. While flowing, heat exchange with hot combustion gas produces high-pressure steam. The generated high-pressure steam is discharged from the pulverized coal combustion boiler 2 through the high-pressure steam pipe 12 a and sent to the high-pressure steam turbine 12.

高圧蒸気タービン１２では、高圧蒸気が膨張しながらタービンを回転させる。その間、高圧蒸気は、圧力、温度、密度が低下し、微粉炭燃焼ボイラー２から排出される低圧蒸気と同等の蒸気になり低圧蒸気管１２ｂより低圧蒸気タービン１１に送られる。   The high pressure steam turbine 12 rotates the turbine while the high pressure steam expands. In the meantime, the pressure, temperature and density of the high-pressure steam are reduced, become steam equivalent to the low-pressure steam discharged from the pulverized coal combustion boiler 2, and sent to the low-pressure steam turbine 11 through the low-pressure steam pipe 12b.

一方、低圧蒸気タービン１１では、微粉炭燃焼ボイラー２および高圧蒸気タービン１２から排出された低圧蒸気が膨張しながらタービンを回転させる。その間、低圧蒸気は、更に、圧力、温度、密度が低下した蒸気が排蒸気管１１ｃより空冷式復水器１４に送られる。   On the other hand, in the low-pressure steam turbine 11, the low-pressure steam discharged from the pulverized coal combustion boiler 2 and the high-pressure steam turbine 12 rotates the turbine while expanding. In the meantime, the low-pressure steam is further sent to the air-cooled condenser 14 through the exhaust steam pipe 11c.

低圧蒸気タービン１１と高圧蒸気タービン１２、発電機１３は、回転軸で接続され、それぞれのタービンによる回転エネルギーを発電機１３で電力に変換する。なお、低圧蒸気タービン１１と高圧蒸気タービン１２を一軸で接続しないで、それぞれの回転軸に発電機を接続し回転エネルギーを電力に変換しても構わない。   The low-pressure steam turbine 11, the high-pressure steam turbine 12, and the generator 13 are connected by a rotating shaft, and the rotating energy generated by each turbine is converted into electric power by the generator 13. Instead of connecting the low-pressure steam turbine 11 and the high-pressure steam turbine 12 on one axis, a generator may be connected to each rotating shaft to convert the rotational energy into electric power.

空冷式復水器１４は、凝縮管１４ａ、１４ｂ、空冷ファン１４ｃで構成されており、低圧蒸気タービン１１から排出された蒸気は、排蒸気管１１ｃより空冷式復水器１４の凝縮管１４ａ、１４ｂに送られ、空冷ファン１４ｃにて凝縮管１４ａ、１４ｂの外部に大気中の空気を強制的に通風し、凝縮管１４ａ、１４ｂの内部で蒸気が冷却（熱交換）されて凝縮する。その間、排蒸気管１１ｃの内部、凝縮管１４ａ、１４ｂの内部の圧力は、ほぼ真空（外部の大気温度時の水蒸気圧程度の圧力）になり、低圧蒸気タービン１１からの排蒸気が吸引される。ただし、図示していないが、凝縮管１４ａ、１４ｂに真空ポンプを接続し、僅かながら、ボイラー配管内部に入ってくるボイラー供給水中の溶存空気、配管途中のリーク空気等を真空ポンプで吸引排出することもある。   The air-cooled condenser 14 is composed of condensing pipes 14a and 14b and an air-cooling fan 14c. Steam discharged from the low-pressure steam turbine 11 is condensed from the exhaust steam pipe 11c to the condensing pipes 14a and 14a of the air-cooled condenser 14. The air is forcibly ventilated outside the condenser tubes 14a and 14b by the air cooling fan 14c, and the steam is cooled (heat exchanged) inside the condenser tubes 14a and 14b to be condensed. Meanwhile, the pressure inside the exhaust steam pipe 11c and the inside of the condensing pipes 14a and 14b is almost vacuum (pressure about the water vapor pressure at the outside atmospheric temperature), and the exhaust steam from the low pressure steam turbine 11 is sucked. . However, although not shown, a vacuum pump is connected to the condenser tubes 14a and 14b, and a slight amount of dissolved air in the boiler supply water entering the boiler piping, leaked air in the middle of the piping, and the like is sucked and discharged by the vacuum pump. Sometimes.

凝縮管１４ａ、１４ｂで生成した凝縮水を凝縮水配管１４ｄ、１４ｅを介してボイラー水供給ポンプ１５で吸引し、昇圧後、ボイラー水供給配管１５ａ、１５ｂを介して微粉炭燃焼ボイラー２にボイラー水を供給する。途中、熱交換器１６にて、熱交換器（排ガス熱回収部）５に接続された熱媒管（高温）１６ａにて送られてくる１００℃以上の熱媒（本実施形態の場合：加圧熱水）が伝熱管１６ｄに供給されボイラー水と熱交換することで、ボイラー水の温度が約２５℃加熱される。一方、温度が５０℃程度に下がった熱媒は、循環ポンプ１８にて熱媒管（低温）１６ｂ、１６ｃを介して熱交換器（排ガス熱回収部）５に送られる。   Condensed water generated in the condensing pipes 14a and 14b is sucked by the boiler water supply pump 15 through the condensate water pipes 14d and 14e, and after boosting, the boiler water is supplied to the pulverized coal combustion boiler 2 through the boiler water supply pipes 15a and 15b. Supply. In the middle, in the heat exchanger 16, a heat medium of 100 ° C. or higher (in the case of this embodiment: added) sent by a heat medium pipe (high temperature) 16 a connected to the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 5. The pressure water is supplied to the heat transfer tube 16d and exchanges heat with the boiler water, whereby the temperature of the boiler water is heated to about 25 ° C. On the other hand, the heat medium whose temperature has dropped to about 50 ° C. is sent to the heat exchanger (exhaust gas heat recovery section) 5 via the heat medium pipes (low temperature) 16 b and 16 c by the circulation pump 18.

また、高圧蒸気、低圧蒸気を生成後、温度の下がった燃焼ガスは、排ガスとして排ガス煙道２ａにて微粉炭燃焼ボイラー２から排出されて排ガス処理システム１０２の脱硝装置３に送られる。   Further, after the high-pressure steam and the low-pressure steam are generated, the combustion gas whose temperature has decreased is discharged from the pulverized coal combustion boiler 2 through the exhaust gas flue 2 a as exhaust gas and sent to the denitration device 3 of the exhaust gas treatment system 102.

排ガス処理システム１０２では、微粉炭燃焼ボイラー２の出口に設置された排ガス煙道２ａより、燃焼排ガスが脱硝装置３に送られ、ボイラー排ガス温度のまま排ガスに含まれるＮＯｘ等の窒素系有害成分を触媒と接触させて無害化する。窒素系有害物を無害化された排ガスは、排ガス煙道３ａにて脱硝装置３から排出され、空気予熱器４に送られる。空気予熱器４では、排ガスが、ボイラー燃焼用の空気と熱交換されることで温度が１４０℃程度に下がり、排ガス煙道４ａにて熱交換器（排ガス熱回収部）５に送られる。熱交換器（排ガス熱回収部）５では、発電システム１０１の熱交換器１６から５０℃程度の熱媒が循環ポンプ１６にて供給され空気予熱器４から送られてきたボイラー排ガスと熱交換される。その間、１４０℃程度のボイラー排ガス温度が９０℃程度に下がり排ガス煙道５ａにて電気集塵装置６に送られる。一方、５０℃だった熱媒は、１００℃程度に加熱されて、熱媒管１６ａにて発電システム１０１の熱交換器１６に供給される。   In the exhaust gas treatment system 102, the combustion exhaust gas is sent to the denitration device 3 from the exhaust gas flue 2a installed at the outlet of the pulverized coal combustion boiler 2, and nitrogenous harmful components such as NOx contained in the exhaust gas are left at the boiler exhaust gas temperature. Detoxify by contact with catalyst. The exhaust gas from which nitrogenous harmful substances have been rendered harmless is discharged from the denitration device 3 through the exhaust gas flue 3 a and sent to the air preheater 4. In the air preheater 4, the temperature of the exhaust gas is reduced to about 140 ° C. by heat exchange with the boiler combustion air, and is sent to the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 5 through the exhaust gas flue 4 a. In the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 5, a heat medium of about 50 ° C. is supplied from the heat exchanger 16 of the power generation system 101 by the circulation pump 16, and heat is exchanged with the boiler exhaust gas sent from the air preheater 4. The Meanwhile, the boiler exhaust gas temperature of about 140 ° C. decreases to about 90 ° C. and is sent to the electric dust collector 6 through the exhaust gas flue 5a. On the other hand, the heat medium that has been 50 ° C. is heated to about 100 ° C. and supplied to the heat exchanger 16 of the power generation system 101 through the heat medium pipe 16a.

電気集塵装置６では、排ガスに含まれる煤塵、粒子状物質を静電的に分離除去した上で、排ガス煙道６ａより脱硫装置７に送る。脱硫装置７では、脱硫用水配管１９ｂから脱硫用水を供給して装置内に散水させて排ガスと接触させる。その間、電気集塵装置６で除去しきれなかった排ガス中の煤塵、粒状物質、ＳＯｘ等の硫化物系の有害物質等が除去される。また、排ガス温度が９０℃程度から５０℃程度に下がり、相対湿度がほぼ１００％（露点温度５０℃）の飽和水蒸気を含む脱硫排ガスが脱硫装置７から排出され排ガス煙道７ａを通って水蒸気分離装置９に送られる。一方、ボイラー排ガスに含まれる煤塵、粒状物質、ＳＯｘ等の硫化物系の有害物質等を吸収した脱硫廃水は、脱硫廃水排出管７ｂより図示していない排水処理設備に送られる。脱硫排ガスは水蒸気分離装置９にて一部の水蒸気が分離され、露点温度が空冷凝縮器２３における空冷温度、即ち、露点温度が外気温程度まで下げられ、昇圧ファン（ＢＵＦ）８にて吸昇圧された後、排ガス煙道８ａにて煙突１０に送られてそのまま大気中に放出される。   In the electrostatic precipitator 6, dust and particulate matter contained in the exhaust gas are electrostatically separated and removed, and then sent to the desulfurization device 7 from the exhaust gas flue 6 a. In the desulfurization apparatus 7, desulfurization water is supplied from the desulfurization water pipe 19 b and is sprayed into the apparatus to be brought into contact with the exhaust gas. In the meantime, dust, particulate matter, sulfide-based harmful substances such as SOx, etc. in the exhaust gas that could not be removed by the electrostatic precipitator 6 are removed. Further, the desulfurized exhaust gas containing saturated steam having a relative humidity of approximately 100% (dew point temperature of 50 ° C.) is discharged from the desulfurizer 7 and separated through the flue flue 7a. Sent to the device 9. On the other hand, desulfurization wastewater that has absorbed sulfide-based harmful substances such as dust, particulate matter, and SOx contained in the boiler exhaust gas is sent to a wastewater treatment facility (not shown) from the desulfurization wastewater discharge pipe 7b. A part of the desulfurized exhaust gas is separated by the water vapor separator 9, the dew point temperature is lowered to the air cooling temperature in the air-cooled condenser 23, that is, the dew point temperature is reduced to about the outside air temperature, and the pressure rising fan (BUF) 8 absorbs the pressure. After that, it is sent to the chimney 10 through the exhaust gas flue 8a and is released into the atmosphere as it is.

水処理システム１０３では、発電システム１０１内を循環するボイラー水の塩分濃度上昇による装置、蒸気管、配管等の閉塞、劣化、破損を抑制するため、ボイラー水の一部をブローし、空冷式復水器１４から排出される凝縮水の一部を凝縮水配管１４ｄ又は１４ｅからボイラー水ブローポンプ１７を使って発電システム１０１の外に排出される。なお、図示しないが、ボイラー水ブローポンプ１７を無くし、ボイラー水供給ポンプ１５で加圧された凝縮水（ボイラー水）の一部をボイラー水供給配管１５ａからブローしても構わない。発電システム１０１からブローされたボイラー水の一部、即ち、ボイラーブロー水は、ボイラーブロー水貯留タンク（池、漕）２０に送られ、必要に応じて脱塩、除濁等を行ってからその一部が脱硫用水として脱硫用水配管２１ａ、２１ｂを介して脱流水供給ポンプ２１にて排ガス処理システム１０２内の脱硫装置７に供給される。また、残ったボイラーブロー水は、必要に応じて脱塩、除濁等を行ってから用水供給ポンプ２２にてその他の発電所用水として利用する。   In the water treatment system 103, in order to suppress blockage, deterioration, and breakage of equipment, steam pipes, pipes, and the like due to an increase in the salinity of boiler water circulating in the power generation system 101, a part of the boiler water is blown and air-cooled recovery is performed. A part of the condensed water discharged from the water device 14 is discharged out of the power generation system 101 from the condensed water pipe 14d or 14e using the boiler water blow pump 17. Although not shown, the boiler water blow pump 17 may be eliminated, and a portion of the condensed water (boiler water) pressurized by the boiler water supply pump 15 may be blown from the boiler water supply pipe 15a. A part of boiler water blown from the power generation system 101, that is, boiler blow water, is sent to a boiler blow water storage tank (pond, dredging) 20 and subjected to desalination, turbidity, etc. as necessary. A part of the water is supplied as desulfurization water to the desulfurization device 7 in the exhaust gas treatment system 102 through the desulfurization water pipes 21a and 21b by the deflowing water supply pump 21. Further, the remaining boiler blow water is desalted, turbidized, etc. as necessary, and then used as other power plant water by the water supply pump 22.

排ガス中水蒸気分離システム１０４では、脱硫排ガス中の水蒸気の一部を水蒸気分離装置９にて分離する。水蒸気分離装置９は、水蒸気分離膜９ｃと排ガス流路９ｄ、水蒸気分離膜９ｃにて排ガス流路９ｄを隔てられ、水蒸気分離膜９ｃにて排ガスから分離した水蒸気が流れる水蒸気流路９ｅで構成されている。本実施形態においては、水蒸気分離膜９ｃにポリイミド製の水蒸気透過中空糸膜を用いている。   In the exhaust gas steam separation system 104, a part of the steam in the desulfurization exhaust gas is separated by the steam separation device 9. The water vapor separation device 9 is constituted by a water vapor separation membrane 9c, an exhaust gas flow channel 9d, and a water vapor separation membrane 9c separated from the exhaust gas flow channel 9d, and a water vapor flow channel 9e through which water vapor separated from the exhaust gas flows through the water vapor separation membrane 9c. ing. In this embodiment, a water vapor permeable hollow fiber membrane made of polyimide is used for the water vapor separation membrane 9c.

また、本実施形態においては、水蒸気分離膜９ｃにポリイミド製の水蒸気透過中空糸膜を用いており、具体的には図２の模式図に示すように複数本の中空糸膜を束ねた中空糸膜エレメント９ｆを複数設置することで実現される。それぞれの外側に脱硫排ガスを通風し、それぞれの内側から水蒸気を回収する。即ち、各中空糸膜エレメント９ｆの内側を水蒸気流路９ｅとし、外側を排ガス流路９ｄとする。   In this embodiment, a water vapor permeable hollow fiber membrane made of polyimide is used for the water vapor separation membrane 9c. Specifically, as shown in the schematic diagram of FIG. 2, a hollow fiber in which a plurality of hollow fiber membranes are bundled. This is realized by installing a plurality of membrane elements 9f. The desulfurization exhaust gas is ventilated to the outside of each, and water vapor is recovered from the inside of each. That is, the inside of each hollow fiber membrane element 9f is a water vapor channel 9e, and the outside is an exhaust gas channel 9d.

図３は、中空糸膜の一般的な使用方法と本実施形態での使用方法との違いを示す模式図である。一般には、図３（ａ）に示すように、複数本の中空糸膜９ｇのそれぞれの内側に脱硫排ガスを通風し、それぞれの外側から水蒸気を回収するものとする。これに対し、本実施形態では、図３（ｂ）に示すように複数本の中空糸膜９ｇのそれぞれの外側に脱硫排ガスを通風し、それぞれの内側から水蒸気を回収する。これにより、大流量の排ガスを中空糸膜エレメント９ｆに流しても圧力損失を低く抑えることができ、排ガスの加圧動力を小さくできる。   FIG. 3 is a schematic view showing a difference between a general usage method of the hollow fiber membrane and a usage method in the present embodiment. In general, as shown in FIG. 3 (a), desulfurization exhaust gas is passed inside each of the plurality of hollow fiber membranes 9g, and water vapor is collected from each outside. On the other hand, in this embodiment, as shown in FIG. 3B, desulfurization exhaust gas is ventilated outside each of the plurality of hollow fiber membranes 9g, and water vapor is collected from each inside. Thereby, even if a large amount of exhaust gas flows through the hollow fiber membrane element 9f, the pressure loss can be kept low, and the pressurizing power of the exhaust gas can be reduced.

脱硫排ガスは、脱硫装置７から昇圧ファン（ＢＵＦ）８の吸引力にて水蒸気分離装置９に送られる。水蒸気分離装置９では、水蒸気が水蒸気分離膜９ｃを透過して排ガス流路９ｄから水蒸気流路９ｅに移動することで排ガスに含まれる水蒸気の多くを分離する。水蒸気の多くを分離され、露点温度が空冷凝縮器２３における空冷温度、即ち、露点温度が外気温程度までに下がった脱硫排ガスは、排ガス煙道９ａから排出され昇圧ファン（ＢＵＦ）８にて排ガス煙道８ａを介して煙突１０に送られ、そのまま大気中に放出される。一方、水蒸気流路９ｅに移動した水蒸気は、主蒸気回収管９ｂを通って空冷式凝縮器２３に移動する。   The desulfurization exhaust gas is sent from the desulfurization device 7 to the water vapor separation device 9 by the suction force of a booster fan (BUF) 8. In the water vapor separator 9, the water vapor passes through the water vapor separation membrane 9 c and moves from the exhaust gas passage 9 d to the water vapor passage 9 e to separate most of the water vapor contained in the exhaust gas. Most of the water vapor is separated, and the desulfurization exhaust gas in which the dew point temperature is reduced to the air cooling temperature in the air-cooled condenser 23, that is, the dew point temperature is reduced to about the outside air temperature, is discharged from the exhaust gas flue 9a and exhausted by the booster fan (BUF) 8. It is sent to the chimney 10 through the flue 8a and is released into the atmosphere as it is. On the other hand, the steam that has moved to the steam channel 9e moves to the air-cooled condenser 23 through the main steam recovery pipe 9b.

空冷式凝縮器２３は、凝縮管２３ａ、２３ｂ、空冷ファン２３ｃで構成されており、水蒸気流路９ｅに移動した水蒸気は、主蒸気回収管９ｂより空冷式凝縮器２３内の凝縮管２３ａ、２３ｂに送られ、空冷ファン２３ｃにて凝縮管２３ａ、２３ｂの外部に大気中の空気を強制的に通風することで、凝縮管２３ａ、２３ｂの内部で水蒸気が冷却されて凝縮する。その間、水蒸気流路９ｅ、主蒸気回収管９ｂの内部、凝縮管２３ａ、２３ｂの内部の圧力が、ほぼ真空（外部の大気温度時の水蒸気圧程度の圧力）になり、水蒸気分離装置９からの水蒸気が空冷式凝縮器２３に吸引されると共に、水蒸気分離装置９でも水蒸気流路９ｅと排ガス流路９ｄとの間に圧力差が生じて、その圧力差を駆動力として脱硫排ガスに含まれる水蒸気が水蒸気分離膜９ｃを介して、排ガス流路９ｄから水蒸気流路９ｅへ移動する。   The air-cooled condenser 23 is composed of condensing tubes 23a and 23b and an air-cooling fan 23c, and the steam moved to the steam channel 9e is condensed from the main steam recovery tube 9b into the condensing tubes 23a and 23b in the air-cooled condenser 23. The air in the atmosphere is forcibly ventilated outside the condenser tubes 23a and 23b by the air cooling fan 23c, so that the water vapor is cooled and condensed inside the condenser tubes 23a and 23b. Meanwhile, the pressure inside the steam flow path 9e, the main steam recovery pipe 9b, and the inside of the condensing pipes 23a and 23b is almost vacuum (pressure about the water vapor pressure at the external atmospheric temperature), Steam is sucked into the air-cooled condenser 23, and also in the steam separator 9, a pressure difference is generated between the steam channel 9e and the exhaust gas channel 9d, and the steam included in the desulfurization exhaust gas using the pressure difference as a driving force. Moves from the exhaust gas flow path 9d to the water vapor flow path 9e through the water vapor separation membrane 9c.

ただし、図示していないが、凝縮管２３ａ、２３ｂに真空ポンプを接続し、僅かながら、排ガス中の気体成分が水蒸気分離膜９ｃを透過し、凝縮管２３ａ、２３ｂ、主蒸気回収管９ｂ内部に入ってくる気体、配管途中のリーク空気等を真空ポンプで吸引排出することもある。   However, although not shown, a vacuum pump is connected to the condensation pipes 23a and 23b, and a slight amount of gas components in the exhaust gas permeate the water vapor separation membrane 9c, inside the condensation pipes 23a and 23b and the main steam recovery pipe 9b. Incoming gas, leaked air in the middle of piping, etc. may be sucked and discharged by a vacuum pump.

凝縮管２３ａ、２３ｂで生成した凝縮水を凝縮水配管２３ｄ、２３ｅを介して凝縮水排出ポンプ２４で吸引し凝縮水タンク２３に貯留される。貯留された凝縮水は、必要に応じて脱塩、除濁等を行ってからその一部がボイラー補給水としてボイラー水補給配管２６ａ、２６ｂを介してボイラー補給水供給ポンプ２６で加圧された後、発電システム１０１のボイラー水供給配管１５ａの途中から微粉炭燃焼ボイラー２に供給される。なお、発電システム１０１内のボイラー水量が一定になる様にボイラー補給水量とボイラーブロー水量を調整する。余った排ガス中水蒸気から分離回収した水は、必要に応じて脱塩、除濁等を行ってから図示していない用水供給ポンプにてその他の発電所用水として利用する。   Condensed water generated in the condensing pipes 23 a and 23 b is sucked by the condensate discharge pump 24 through the condensed water pipes 23 d and 23 e and stored in the condensed water tank 23. The stored condensed water was subjected to desalting, turbidity, etc. as necessary, and a part of the condensed water was pressurized as boiler make-up water by the boiler make-up water supply pump 26 through the boiler water supply pipes 26a and 26b. Then, it is supplied to the pulverized coal combustion boiler 2 from the middle of the boiler water supply pipe 15a of the power generation system 101. Note that the boiler replenishment water amount and the boiler blow water amount are adjusted so that the boiler water amount in the power generation system 101 is constant. The water separated and recovered from the excess water vapor in the exhaust gas is desalted and turbidized as necessary, and then used as water for other power plants by a water supply pump (not shown).

（効果）
第１の実施形態による効果について説明する。 (effect)
The effect by 1st Embodiment is demonstrated.

本実施形態では、水蒸気分離装置９に、例えば、水蒸気のみを透過する内径０．３〜０．５ｍｍのポリイミド製の中空糸膜１千〜３０万本を束ねた円柱形状の中空糸膜エレメント９ｆを１００〜１０，０００本、排ガス煙道途中に設置する。本実施形態の場合は、脱硫装置より下流側の排ガス煙道に設置している。これにより本実施形態の発電規模３００ＭＷの場合、脱硫排ガスは、温度５０℃、相対湿度９９％、露点温度約５０℃、約１００万Ｎｍ３／ｈの排ガス流量、即ち発電排ガスで最も多く１，８２４ｍ３／日の水蒸気が脱硫排ガスに含まれているが、水蒸気分離膜９ｃを透過した水蒸気を外気温３０℃の空気の強制通風による空冷で水蒸気を凝縮させた場合、凝縮管２３ａ、２３ｂにて約１，２００ｍ３／日の水蒸気を回収することができる。結果、約１，２００ｍ３／日の水蒸気を脱硫排ガスから分離することができる。 In the present embodiment, for example, a cylindrical hollow fiber membrane element 9f in which 1,000 to 300,000 polyimide hollow fiber membranes having an inner diameter of 0.3 to 0.5 mm that transmit only water vapor are bundled in the water vapor separator 9f. Are installed in the middle of the flue gas flue. In the case of this embodiment, it is installed in the exhaust gas flue downstream from the desulfurization apparatus. As a result, in the case of the power generation scale of 300 MW of this embodiment, the desulfurization exhaust gas has the highest exhaust gas flow rate at a temperature of 50 ° C., a relative humidity of 99%, a dew point temperature of about 50 ° C., and about 1 million Nm 3 / h, ie, Although 824 m 3 / day of water vapor is contained in the desulfurization exhaust gas, when water vapor that has permeated through the water vapor separation membrane 9 c is condensed by air cooling by forced air flow at an air temperature of 30 ° C., the condensation pipes 23 a and 23 b About 1,200 m 3 / day of water vapor can be recovered. As a result, about 1,200 m 3 / day of water vapor can be separated from the desulfurization exhaust gas.

また、排ガス温度は、５０℃が維持されたまま、露点温度は、凝縮温度相当、即ち、露点温度が外気温に相当する約３０℃まで下がる。即ち、水蒸気分離装置下流側の排ガス煙道９ａ、８ａ、吸引加圧ファン（ＢＵＦ）８で、同ファン下流側の圧力損失分０．２〜１ｋＰａ加圧されても、排ガス温度が５０℃のため排ガス中に残っている水蒸気が結露することは無く、ＳＯｘや塩素ガスが結露水に溶解し硫酸や塩酸等になり煙道や吸引加圧ファン（ＢＵＦ）８、煙突１０を腐食させることを防止できる。   Further, while the exhaust gas temperature is maintained at 50 ° C., the dew point temperature is reduced to about 30 ° C. corresponding to the condensation temperature, that is, the dew point temperature corresponds to the outside air temperature. That is, even if the exhaust gas flue 9a, 8a and the suction pressure fan (BUF) 8 on the downstream side of the steam separator are pressurized by 0.2 to 1 kPa of pressure loss on the downstream side of the fan, the exhaust gas temperature is 50 ° C. Therefore, water vapor remaining in the exhaust gas is not condensed, and SOx and chlorine gas dissolve in the condensed water and become sulfuric acid, hydrochloric acid, etc., and corrode the flue, suction pressure fan (BUF) 8, and chimney 10. Can be prevented.

また、外気温相当まで露点温度が低下しているため、排ガス煙道９ａ、８ａ、吸引加圧ファン（ＢＵＦ）８、煙突１０、及び、その中を流れる排ガスの温度が外気温度、即ち、露点温度以下になることはない。また、煙突から排出される排ガスも外気温度の大気中に放出され、大気中に排ガスが拡散し排ガス中の水蒸気が希釈され、更に露点温度が低下するため、排ガス温度が露点温度以下になることが無く、排ガス中の水蒸気が凝縮して白煙が発生することを抑制できる。   Further, since the dew point temperature has decreased to the equivalent of the outside air temperature, the exhaust gas flues 9a and 8a, the suction pressure fan (BUF) 8, the chimney 10, and the temperature of the exhaust gas flowing therethrough are the outside air temperature, that is, the dew point. Never go below temperature. In addition, the exhaust gas discharged from the chimney is also released into the atmosphere at the outside temperature, the exhaust gas diffuses into the atmosphere, the water vapor in the exhaust gas is diluted, and the dew point temperature is further lowered, so that the exhaust gas temperature becomes lower than the dew point temperature. It is possible to suppress the generation of white smoke due to the condensation of water vapor in the exhaust gas.

また、本実施形態の場合、水蒸気分離装置９の下流側に吸引加圧ファン（ＢＵＦ）８が設置されており、排ガスを吸引している。そのため水蒸気分離装置９による圧力損失０．１〜１ｋＰａの分、脱硫装置７と水蒸気分離装置９の間の煙道７ａの圧力が上がる、即ち、脱硫排ガスが圧縮されることはなく、水蒸気分離装置９にて排ガス中の水蒸気が分離されて露点温度が下がるまで脱硫排ガス温度が５０℃に維持されるため、脱硫排ガスの結露によるＳＯｘや塩素ガスが結露水に溶解し硫酸や塩酸等になり煙道７ａと水蒸気分離装置９’を腐食させることを防止できる。また、水蒸気分離膜９ｃ’表面で液滴になり水蒸気透過性能が低下することを抑制できる。   In the case of this embodiment, a suction pressure fan (BUF) 8 is installed on the downstream side of the water vapor separator 9 to suck exhaust gas. Therefore, the pressure loss of 0.1 to 1 kPa by the steam separator 9 increases the pressure of the flue 7a between the desulfurizer 7 and the steam separator 9, that is, the desulfurized exhaust gas is not compressed, and the steam separator Since the desulfurization exhaust gas temperature is maintained at 50 ° C. until the water vapor in the exhaust gas is separated at 9 and the dew point temperature is lowered, SOx and chlorine gas due to dew condensation of the desulfurization exhaust gas dissolves in the dew condensation water and becomes sulfuric acid, hydrochloric acid, etc. Corrosion of the path 7a and the water vapor separator 9 'can be prevented. Moreover, it can suppress that it becomes a droplet on the surface of the water vapor | steam separation membrane 9c ', and water vapor permeation performance falls.

また、この時、排ガス流路９ｄを流れる時の水蒸気分圧は、脱硫排ガスとほぼ同じ１２ｋＰａである。一方、水蒸気流路９ｅ側は、空冷式凝縮器２３にて３０℃で冷却し水蒸気を凝縮させているため、その時の水蒸気圧は、約４ｋＰａである。この水蒸気圧差を利用して水蒸気が水蒸気分離膜９ｃを介して排ガス流路９ｄを流れる排ガスから水蒸気流路９ｅ側に移動する。即ち加圧、減圧等の動力を使うことなく排ガス中の水蒸気を分離回収することができる。   At this time, the water vapor partial pressure when flowing through the exhaust gas passage 9d is about 12 kPa, which is substantially the same as that of the desulfurized exhaust gas. On the other hand, since the water vapor flow path 9e side is cooled at 30 ° C. by the air-cooled condenser 23 to condense the water vapor, the water vapor pressure at that time is about 4 kPa. Using this water vapor pressure difference, water vapor moves from the exhaust gas flowing through the exhaust gas flow channel 9d to the water vapor flow channel 9e side via the water vapor separation membrane 9c. That is, the water vapor in the exhaust gas can be separated and recovered without using power such as pressurization and decompression.

また、前述したように従来の石炭火力発電システムでは、図２２の通り熱交換器（再加熱部）２０７にて、脱硫排ガスに含まれる水蒸気を煙道や煙突中で結露させないために排ガス温度を５０℃から１００℃に昇温している。その間、電気集塵装置２０５、脱硫装置２０６で排ガス中に含まれる煤塵を除去するため、熱交換器（排ガス熱回収部）２０４にて１４０℃のボイラー排ガスを９０℃に下げる。なお、熱交換器（再加熱部）２０７と熱交換器（排ガス熱回収部）２０４との間では熱媒（加圧熱水等）を循環ポンプ２１０で循環することで熱交換を行っている。これに対し、本実施形態の場合、水蒸気分離装置９にて脱硫排ガスに含まれる水蒸気を分離し露点温度が下がっているため、脱硫排ガスに含まれる水蒸気を煙道や煙突中で結露することがない。そのため、従来のように熱交換器（再加熱部）により脱硫排ガスを再加熱する必要が無く、熱交換器（排ガス熱回収部）で回収される排ガスが持つ熱を他の用途の熱源として利用できる。また、熱交換器（再加熱部）も不要となる。即ち、本実施形態の場合、熱交換器（排ガス熱回収部）５で回収されるボイラー排ガスの熱量が、発電規模３００ＭＷの石炭火力発電の場合、１４０℃のボイラー排ガスを９０℃まで冷却し、熱交換する熱量１６ＭＷ相当の熱源としてボイラー供給水を加熱することが可能であり、外気温３０℃時、空冷復水器１４で復水されたボイラー供給水の温度がおよそ３０℃となり、そのボイラー供給水は熱交換器１６にて、およそ５５℃まで加熱される。その分、発電システム１１１の発電効率が向上し、発電量が増加する。   In addition, as described above, in the conventional coal-fired power generation system, the exhaust gas temperature is set so that the water vapor contained in the desulfurized exhaust gas is not condensed in the flue or chimney in the heat exchanger (reheating unit) 207 as shown in FIG. The temperature is raised from 50 ° C to 100 ° C. Meanwhile, the boiler exhaust gas at 140 ° C. is lowered to 90 ° C. by the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 204 in order to remove the dust contained in the exhaust gas by the electric dust collector 205 and the desulfurization device 206. In addition, heat exchange is performed between the heat exchanger (reheating unit) 207 and the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 204 by circulating a heat medium (pressurized hot water or the like) with the circulation pump 210. . On the other hand, in the present embodiment, the water vapor contained in the desulfurized exhaust gas is separated by the water vapor separator 9 and the dew point temperature is lowered, so that the water vapor contained in the desulfurized exhaust gas is condensed in the flue or chimney. Absent. Therefore, there is no need to reheat the desulfurization exhaust gas with a heat exchanger (reheating unit) as in the past, and the heat of the exhaust gas recovered by the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) is used as a heat source for other applications. it can. Moreover, a heat exchanger (reheating part) is also unnecessary. That is, in the case of this embodiment, in the case of coal-fired power generation with a power generation scale of 300 MW, the boiler exhaust gas recovered by the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 5 is cooled to 90 ° C. The boiler supply water can be heated as a heat source equivalent to a heat quantity of 16 MW for heat exchange. When the outside air temperature is 30 ° C., the temperature of the boiler supply water condensed by the air-cooled condenser 14 is about 30 ° C., and the boiler The feed water is heated to approximately 55 ° C. in the heat exchanger 16. Accordingly, the power generation efficiency of the power generation system 111 is improved and the amount of power generation is increased.

また、排ガスを直接冷却して排ガス中の水蒸気を回収した場合、排ガス中に残留するＮＯｘ、ＳＯｘ、煤塵等の有害物質が回収水に溶解するためそのための脱塩、除濁等の水処理が必要になるが、本実施形態においては、水蒸気分離膜９ｃにて、水蒸気のみを排ガスから分離して凝縮させているためＮＯｘ、ＳＯｘ、煤塵等の有害物質が凝縮水にほとんど溶解すること無く、脱塩、除濁等の水処理を無くし、或いは、最上限に抑えることができこれら水処理装置の導入コストを抑制できる。   In addition, when the exhaust gas is directly cooled and the water vapor in the exhaust gas is recovered, harmful substances such as NOx, SOx, dust, etc. remaining in the exhaust gas are dissolved in the recovered water. Although it is necessary, in this embodiment, since only the water vapor is separated from the exhaust gas and condensed in the water vapor separation membrane 9c, harmful substances such as NOx, SOx and dust are hardly dissolved in the condensed water. Water treatment such as desalting and turbidity can be eliminated or suppressed to the upper limit, and the introduction cost of these water treatment devices can be suppressed.

なお、本実施形態においては、ポリイミド製の水蒸気透過中空糸膜を使っているが、フッ素系高分子膜、三酢酸セルロース膜、ポリウレタン膜、ポリスルフォンシリコン膜、ゼオライトでコーティングしたセラミック膜で作製した中空糸膜、平膜、円筒型フィルターを水蒸気分離装置９に利用することでも本実施形態の作用、効果を実現することができる。   In this embodiment, a water vapor permeable hollow fiber membrane made of polyimide is used, but it was made of a fluorine polymer membrane, a cellulose triacetate membrane, a polyurethane membrane, a polysulfone silicon membrane, a ceramic membrane coated with zeolite. The action and effect of this embodiment can also be realized by using a hollow fiber membrane, a flat membrane, and a cylindrical filter for the water vapor separator 9.

また、空冷式凝縮器２１ではなく、海水等の冷却水の確保が可能な場合は、水冷、その他の冷熱源がある場合は、それらの冷却方法によって水蒸気分離装置９で分離した水蒸気を冷却凝縮しても構わない。また、復水器が海水冷却方式やクーリングタワー方式であっても、排ガス中水蒸気分離システム１０４を設けて、クーリングタワー補給水、その他、発電所内用水として発電排ガス中の水蒸気を回収するようにしても構わない。海水冷却の場合は、海水温度、クーリングタワーの場合、大気で水蒸気蒸発して冷却させる凝縮温度が、本実施形態の露点温度となり、これらの温度が、外気温より高くなることが無く、空冷式復水器と同じ効果を得ることができる。   Further, when cooling water such as seawater can be secured instead of the air-cooled condenser 21, if water cooling or other cooling heat sources are available, the water vapor separated by the water vapor separator 9 is cooled and condensed by those cooling methods. It doesn't matter. Even if the condenser is a seawater cooling system or a cooling tower system, a steam separation system 104 in the exhaust gas may be provided to recover water vapor in the power generation exhaust gas as cooling tower make-up water or other water in the power plant. Absent. In the case of seawater cooling, in the case of a cooling tower, the condensation temperature at which water vapor evaporates and cools in the atmosphere becomes the dew point temperature of this embodiment, and these temperatures do not become higher than the outside air temperature, and the air-cooled recovery The same effect as a water vessel can be obtained.

また、本実施形態では、熱交換器（排ガス熱回収部）５で回収したボイラー排ガスの熱を、ボイラー水の加熱（予熱）に利用することで、火力発電システム１００の発電量を増加（発電効率を向上）させる場合を示したが、回収した熱を地域熱電併給の熱源、海水淡水化（蒸発法）熱源、その他、発電所内外で利用する熱源として活用しても構わない。また、そのようにボイラー水の加熱以外の熱源として活用する場合は、本実施形態のように熱交換器（排ガス熱回収部）５で回収したボイラー排ガスの熱は、ボイラー水の加熱（予熱）に利用し、一方、途中高圧蒸気管１２ａや低圧蒸気管１１ａ、あるいは、熱水配管１１ｂ等の蒸気や熱水の一部を抽気し、これら抽気した蒸気や熱水を発電所外で必要な熱源として活用するようにしてもよい。その場合、発電所としての発電量を落とさずに、高温高圧の熱源を利用することが可能になる。   In the present embodiment, the heat of the boiler exhaust gas recovered by the heat exchanger (exhaust gas heat recovery unit) 5 is used for heating (preheating) boiler water, thereby increasing the power generation amount of the thermal power generation system 100 (power generation). In the case of improving efficiency), the recovered heat may be used as a heat source for district heat and electricity supply, a seawater desalination (evaporation method) heat source, and other heat sources used inside and outside the power plant. Moreover, when utilizing as a heat source other than the heating of boiler water like this, the heat | fever of the boiler exhaust gas collect | recovered with the heat exchanger (exhaust gas heat recovery part) 5 like this embodiment heats boiler water (preheating). On the other hand, a part of steam and hot water such as high-pressure steam pipe 12a, low-pressure steam pipe 11a or hot water pipe 11b is extracted on the way, and the extracted steam and hot water are required outside the power plant. You may make it utilize as a heat source. In that case, it is possible to use a high-temperature and high-pressure heat source without reducing the power generation amount as a power plant.

また、本実施形態によれば、図７Ａ乃至図１６Ｂを通じて説明したように、各モジュール８０に設けられる水蒸気分離膜を構成する中空糸膜エレメントの長手方向の強度を補強することができる。
［第２の実施形態］
次に、第２の実施形態について説明する。ただし、第１の実施形態と共通する要素には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。 Moreover, according to this embodiment, as demonstrated through FIG. 7A thru | or FIG. 16B, the intensity | strength of the longitudinal direction of the hollow fiber membrane element which comprises the water vapor separation membrane provided in each module 80 can be reinforced.
[Second Embodiment]
Next, a second embodiment will be described. However, the same code | symbol is attached | subjected to the element which is common in 1st Embodiment, and the overlapping description is abbreviate | omitted.

（構成）
図９Ａ及び図９Ｂは第２の実施形態に係る火力発電システムの構成を示す概略図である。 (Constitution)
FIG. 9A and FIG. 9B are schematic views showing the configuration of the thermal power generation system according to the second embodiment.

火力発電システム１０６は、天然ガスを原料として発電する発電システム１０７、発電排ガス中の水蒸気を分離回収する排ガス中水蒸気回収システム１０８を有する。   The thermal power generation system 106 includes a power generation system 107 that generates power using natural gas as a raw material, and an exhaust gas steam recovery system 108 that separates and recovers steam in power generation exhaust gas.

発電システム１０７は、大気中の空気を取り込み圧縮する空気圧縮機４３、圧縮された空気と燃料の天然ガスを導入し燃焼させて、それら燃焼ガスの膨張エネルギーを回転エネルギーに変換するガスタービン４４、その燃焼ガスの熱を使って高圧及び低圧蒸気を生成する排熱回収ボイラー２７、排熱回収ボイラー２７で加熱発生した低圧蒸気と高圧蒸気の圧力エネルギーを回転エネルギーに変換する低圧蒸気タービン３１と高圧蒸気タービン３２、また、低圧蒸気タービン３１と高圧蒸気タービン３２、及び、空気圧縮機４３とガスタービン４４が一本の回転軸で接続され、それぞれのタービンによる回転エネルギーを、空気圧縮動力とするほか、更に電力に変換する発電機３３、圧力が下がった蒸気を復水する空冷式復水器３５、復水された水をボイラー水として排熱回収ボイラー２７に供給するボイラー水供給ポンプ３６、排熱回収ボイラー２７にて加熱されたボイラー水から低圧蒸気を気液分離（気液分離器は図示せず）した熱水を昇圧して、再度、排熱回収ボイラー２７で加熱して高圧蒸気を発生させるための昇圧ポンプ３４、ボイラー水の一部をブローするためのボイラー水ブローポンプ３７、排熱回収ボイラー２７から排出され、排ガス中水蒸気回収システム１０８の水蒸気分離装置２９にて水蒸気の一部を分離された燃焼ガスを大気中に放出する煙突３０で構成されている。   The power generation system 107 includes an air compressor 43 that takes in and compresses atmospheric air, a gas turbine 44 that introduces and compresses compressed air and natural gas of fuel, and converts the expansion energy of the combustion gas into rotational energy, The exhaust heat recovery boiler 27 that generates high-pressure and low-pressure steam using the heat of the combustion gas, the low-pressure steam turbine 31 that converts the pressure energy of the low-pressure steam and high-pressure steam generated by heating in the exhaust heat recovery boiler 27 into rotational energy, and high pressure The steam turbine 32, the low pressure steam turbine 31 and the high pressure steam turbine 32, and the air compressor 43 and the gas turbine 44 are connected by a single rotating shaft, and the rotational energy of each turbine is used as air compression power. Furthermore, a generator 33 for converting into electric power, an air-cooled condenser 35 for condensing the steam whose pressure has been reduced, Boiler water supply pump 36 that supplies water as boiler water to the exhaust heat recovery boiler 27, heat obtained by gas-liquid separation of the low-pressure steam from the boiler water heated by the exhaust heat recovery boiler 27 (gas-liquid separator not shown) From the booster pump 34 for boosting the water and heating it again with the exhaust heat recovery boiler 27 to generate high-pressure steam, the boiler water blow pump 37 for blowing part of the boiler water, and the exhaust heat recovery boiler 27 It is composed of a chimney 30 that discharges the combustion gas that has been discharged and from which a portion of the water vapor has been separated by the water vapor separation device 29 of the water vapor recovery system 108 in the exhaust gas.

排ガス中水蒸気回収システム１０８は、排熱回収ボイラー２７と煙突３０の間に設置され、燃焼排ガスに含まれる水蒸気の一部を分離する水蒸気分離装置２９と、分離された水蒸気を大気中の空気で冷却し凝縮させる空冷式凝縮器３８、凝縮水を抽出する凝縮水排出ポンプ４０、排出された凝縮水を貯留する水蒸気回収水タンク３９、ボイラーブロー水量分を排熱回収ボイラー２７に補給するボイラー補給水供給ポンプ４１、余った純水を発電所内の用水として送水する用水供給ポンプ４２で構成されている。   The exhaust gas water vapor recovery system 108 is installed between the exhaust heat recovery boiler 27 and the chimney 30, and separates the water vapor separation device 29 that separates part of the water vapor contained in the combustion exhaust gas, and the separated water vapor with air in the atmosphere. An air-cooled condenser 38 for cooling and condensing, a condensed water discharge pump 40 for extracting condensed water, a steam recovery water tank 39 for storing the discharged condensed water, and boiler replenishment for supplying the boiler blow water amount to the exhaust heat recovery boiler 27 The water supply pump 41 and the water supply pump 42 which supplies surplus pure water as water in a power station are comprised.

また、本実施形態の水蒸気分離装置２９には、前述した第１の実施形態の場合と同様、図４乃至図１６Ｂを通じて説明した技術を適用することができる。   In addition, the technique described with reference to FIGS. 4 to 16B can be applied to the water vapor separator 29 of the present embodiment, as in the case of the first embodiment described above.

（作用）
次に、第２の実施形態に係る火力発電システムの作用について説明する。 (Function)
Next, the operation of the thermal power generation system according to the second embodiment will be described.

発電システム１０７では、支燃剤として大気中の空気を空気供給ダクト２５ａより取込み、空気圧縮機４３にて圧縮する。圧縮された空気は、燃料供給管４４ａから供給される燃料である天然ガスと共に混合され燃焼させる。その燃焼排ガスをガスタービン４４に導入し、燃焼ガスの膨張エネルギーを回転エネルギーに変換し、排ガスとして排熱回収ボイラー２７に排出する。   In the power generation system 107, air in the atmosphere is taken in from the air supply duct 25 a as a combustion support agent and compressed by the air compressor 43. The compressed air is mixed and burned with natural gas, which is fuel supplied from the fuel supply pipe 44a. The combustion exhaust gas is introduced into the gas turbine 44, the expansion energy of the combustion gas is converted into rotational energy, and the exhaust gas is discharged to the exhaust heat recovery boiler 27 as exhaust gas.

排熱回収ボイラー２７では、燃焼排ガスの熱を使って排熱回収ボイラー２７の内部に設置された伝熱管２７ｂにて伝熱管内部を流れるボイラー水供給配管３６ａから供給されたボイラー水を加熱して熱水と低圧蒸気を生成する。生成した低圧蒸気と熱水を図示しない気液分離器にて気液分離する。分離された低圧蒸気は、低圧蒸気管３１ａにて低圧蒸気タービン３１に送られる。一方、熱水は、熱水配管３４ａにて昇圧ポンプ３４へ送られ加圧後、熱水配管３４ｂより再度、排熱回収ボイラー２７の内部に設置された伝熱管２７ｃに供給し、伝熱管の内部を流れる間に高温の燃焼ガスと熱交換し高圧蒸気を生成する。なお、排熱回収ボイラー２７の内部には脱硝装置２８が設置されており、燃焼排ガスが脱硝装置２８を追加する際、排ガス温度のまま排ガスに含まれるＮＯｘ等の窒素系有害成分を触媒と接触させて無害化する。生成した高圧蒸気は、高圧蒸気管３２ａより排熱回収ボイラー２７から排出されて高圧蒸気タービン３２に送られる。   In the exhaust heat recovery boiler 27, the boiler water supplied from the boiler water supply pipe 36a flowing inside the heat transfer pipe is heated by the heat transfer pipe 27b installed in the exhaust heat recovery boiler 27 using the heat of the combustion exhaust gas. Generate hot water and low pressure steam. The generated low-pressure steam and hot water are gas-liquid separated by a gas-liquid separator (not shown). The separated low-pressure steam is sent to the low-pressure steam turbine 31 through the low-pressure steam pipe 31a. On the other hand, the hot water is sent to the booster pump 34 through the hot water pipe 34a and is pressurized. Then, the hot water is supplied again from the hot water pipe 34b to the heat transfer pipe 27c installed inside the exhaust heat recovery boiler 27. While flowing inside, it exchanges heat with high-temperature combustion gas to generate high-pressure steam. A denitration device 28 is installed inside the exhaust heat recovery boiler 27, and when the combustion exhaust gas adds the denitration device 28, nitrogen-based harmful components such as NOx contained in the exhaust gas are brought into contact with the catalyst at the exhaust gas temperature. Let it harmless. The generated high-pressure steam is discharged from the exhaust heat recovery boiler 27 through the high-pressure steam pipe 32 a and sent to the high-pressure steam turbine 32.

高圧蒸気タービン３２では、高圧蒸気が膨張しながらタービンを回転させる。その間、高圧蒸気は、圧力、温度、密度が低下し、排熱回収ボイラー２７から排出される低圧蒸気と同等の蒸気になり低圧蒸気管３２ｂより低圧蒸気タービン３１に送られる。   The high pressure steam turbine 32 rotates the turbine while the high pressure steam expands. Meanwhile, the pressure, temperature, and density of the high-pressure steam are reduced, and the high-pressure steam becomes steam equivalent to the low-pressure steam discharged from the exhaust heat recovery boiler 27 and is sent to the low-pressure steam turbine 31 through the low-pressure steam pipe 32b.

一方、低圧蒸気タービン３１では、排熱回収ボイラー２７および高圧蒸気タービン３２から排出された低圧蒸気が膨張しながらタービンを回転させる。その間、低圧蒸気は、更に、圧力、温度、密度が低下した蒸気が排蒸気管３１ｂより空冷式復水器３５に送られる。   On the other hand, in the low-pressure steam turbine 31, the low-pressure steam discharged from the exhaust heat recovery boiler 27 and the high-pressure steam turbine 32 is rotated while the turbine is rotated. In the meantime, the low-pressure steam is further sent to the air-cooled condenser 35 through the exhaust steam pipe 31b.

低圧蒸気タービン３１と高圧蒸気タービン３２と、空気圧縮機４３、ガスタービン４４、発電機３３は一本の回転軸で接続され、それぞれのタービンによる回転エネルギーを、空気圧縮機４３での空気圧縮動力とし、さらに発電機３３にて電力に変換する。なお、低圧蒸気タービン３１と高圧蒸気タービン３２の組合せと、ガスタービンと空気圧縮機を一軸で接続しないで、それぞれの回転軸に発電機を接続することで、回転エネルギーを電力、ガスタービンでは、電力のほか空気圧縮動力に変換しても構わない。   The low-pressure steam turbine 31, the high-pressure steam turbine 32, the air compressor 43, the gas turbine 44, and the generator 33 are connected by a single rotating shaft, and the rotational energy of each turbine is used as the air compression power in the air compressor 43. And further converted into electric power by the generator 33. In addition, without connecting the combination of the low pressure steam turbine 31 and the high pressure steam turbine 32, the gas turbine and the air compressor on one axis, and connecting the generator to each rotating shaft, the rotational energy is converted into electric power, and in the gas turbine, You may convert into air compression power besides electric power.

空冷式復水器３５は、凝縮管３５ａ、３５ｂ、空冷ファン３５ｃで構成されており、低圧蒸気タービン３１から排出された蒸気は、排蒸気管３１ｂより空冷式復水器３５に送られ、空冷ファン３５ｃにて凝縮管３５ａ、３５ｂの外部に大気中の空気を強制的に通風し、凝縮管３５ａ、３５ｂの内部で蒸気が冷却（熱交換）されて凝縮する。その間、排蒸気管３１ｂの内部、凝縮管３５ａ、３５ｂの内部の圧力は、ほぼ真空（外部の大気温度時の水蒸気圧程度の圧力）になり、低圧蒸気タービン３１からの排蒸気が吸引される。ただし、図示していないが、凝縮管３５ａ、３５ｂに真空ポンプを接続し、僅かながら、ボイラー配管内部に入ってくるボイラー供給水中の溶存空気、配管途中のリーク空気等を真空ポンプで吸引排出することもある。   The air-cooled condenser 35 is composed of condensing pipes 35a and 35b and an air-cooling fan 35c, and the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 is sent to the air-cooled condenser 35 through the exhaust steam pipe 31b and air-cooled. Air in the atmosphere is forcibly ventilated outside the condenser tubes 35a and 35b by the fan 35c, and the steam is cooled (heat exchanged) inside the condenser tubes 35a and 35b to condense. Meanwhile, the pressure inside the exhaust steam pipe 31b and the inside of the condensation pipes 35a and 35b are almost vacuum (pressure about the water vapor pressure at the outside atmospheric temperature), and the exhaust steam from the low-pressure steam turbine 31 is sucked. . Although not shown, a vacuum pump is connected to the condensing pipes 35a and 35b, and a slight amount of dissolved air in the boiler supply water entering the boiler pipe, leaked air in the middle of the pipe, and the like is sucked and discharged by the vacuum pump. Sometimes.

凝縮管３５ａ、３５ｂで生成した凝縮水を凝縮水配管３５ｄ、３５ｅを介してボイラー水供給ポンプ３６で吸引し、昇圧後、ボイラー水供給配管３６ａから排熱回収ボイラー２７にボイラー水を供給する。なお、ボイラー水の一部を凝縮水配管３５ｄ、３５ｅからボイラー水ブローポンプ３７にて発電システム１０７の外に排出される。   Condensed water generated in the condensing pipes 35a and 35b is sucked by the boiler water supply pump 36 through the condensate water pipes 35d and 35e, and after boosting, the boiler water is supplied from the boiler water supply pipe 36a to the exhaust heat recovery boiler 27. A part of the boiler water is discharged out of the power generation system 107 by the boiler water blow pump 37 from the condensed water pipes 35d and 35e.

また、図示しないが、ボイラー水ブローポンプ３７を無くし、ボイラー水供給ポンプ３６で加圧された凝縮水（ボイラー水）の一部をボイラー水供給配管１５ａからブローしても構わない。発電システム１０７からブローされたボイラー水は、必要に応じて脱塩、除濁等を行ってから発電所用水として利用することもある。   Although not shown, the boiler water blow pump 37 may be eliminated and a part of the condensed water (boiler water) pressurized by the boiler water supply pump 36 may be blown from the boiler water supply pipe 15a. The boiler water blown from the power generation system 107 may be used as power plant water after being desalted or turbidized as necessary.

また、高圧蒸気、低圧蒸気を生成後、温度の下がった燃焼排ガスは、排ガスとして発電排ガス煙道２７ａにて排熱回収ボイラー２７から排出されて、排ガス中水蒸気回収装置２９にて、排ガス中の水蒸気の一部を分離した後、排ガス煙道２９ａから煙突３０に送られて大気中に放出される。   Further, the combustion exhaust gas whose temperature has decreased after generating high-pressure steam and low-pressure steam is discharged from the exhaust heat recovery boiler 27 through the power generation exhaust gas flue 27a as exhaust gas, and the exhaust gas steam recovery device 29 stores the exhaust gas in the exhaust gas. After part of the water vapor is separated, it is sent from the flue gas flue 29a to the chimney 30 and released into the atmosphere.

排ガス中水蒸気回収システム１０８では、燃焼排ガス中の水蒸気の一部を水蒸気分離装置２９にて分離する。水蒸気分離装置２９は、水蒸気分離膜２９ｃ、排ガス流路２９ｄ（図示せず）、水蒸気分離膜２９ｃにて排ガス流路２９ｄを隔てられ、水蒸気分離膜２９ｃにて排ガスから分離した水蒸気が流れる水蒸気流路２９ｅ（図示せず）で構成されている。   In the exhaust gas steam recovery system 108, a part of the steam in the combustion exhaust gas is separated by the steam separator 29. The water vapor separation device 29 is separated from the exhaust gas flow channel 29d by the water vapor separation membrane 29c, the exhaust gas flow channel 29d (not shown), and the water vapor separation membrane 29c, and the water vapor flow through which the water vapor separated from the exhaust gas flows through the water vapor separation membrane 29c. It is comprised by the path | route 29e (not shown).

また、本実施形態では、第１の実施形態の場合と同様に、水蒸気分離膜２９ｃにポリイミド製の水蒸気透過中空糸膜を用いており、具体的には前述したように複数本の中空糸膜を束ねた中空糸膜エレメントを複数設置することで実現される。それぞれの外側に脱硫排ガスを通風し、それぞれの内側から水蒸気を回収する。即ち、各中空糸の内側を水蒸気流路２９ｅとし、外側を排ガス流路２９ｄとする。   Further, in the present embodiment, as in the case of the first embodiment, a water vapor permeable hollow fiber membrane made of polyimide is used for the water vapor separation membrane 29c. Specifically, as described above, a plurality of hollow fiber membranes are used. This is realized by installing a plurality of hollow fiber membrane elements bundled together. The desulfurization exhaust gas is ventilated to the outside of each, and water vapor is recovered from the inside of each. That is, the inside of each hollow fiber is a water vapor channel 29e, and the outside is an exhaust gas channel 29d.

排熱回収ボイラーから排出される燃焼排ガスの温度は、８０〜１００℃のまま水蒸気分離装置２９に送られる。本実施形態では図示しないが燃焼排ガスを５０〜６０℃に冷却してから水蒸気分離装置２９に送っても構わない。   The temperature of the combustion exhaust gas discharged from the exhaust heat recovery boiler is sent to the steam separation device 29 with the temperature kept at 80 to 100 ° C. Although not shown in the present embodiment, the combustion exhaust gas may be cooled to 50 to 60 ° C. and then sent to the water vapor separator 29.

水蒸気分離装置２９では、水蒸気が水蒸気分離膜２９ｃを透過して排ガス流路２９ｄから水蒸気流路２９ｅに移動することで排ガスに含まれる水蒸気の多くを分離する。水蒸気の多くを分離した排ガスは、排ガス煙道２９ａにて煙突１０に送られてそのまま大気中に放出される。一方、水蒸気流路２９ｅに移動した水蒸気は、水蒸気配管２９ｂを通って空冷式凝縮器３８に移動する。   In the water vapor separator 29, the water vapor passes through the water vapor separation membrane 29c and moves from the exhaust gas flow channel 29d to the water vapor flow channel 29e, thereby separating most of the water vapor contained in the exhaust gas. The exhaust gas from which much of the water vapor has been separated is sent to the chimney 10 through the exhaust gas flue 29a and is directly released into the atmosphere. On the other hand, the steam that has moved to the steam channel 29e moves to the air-cooled condenser 38 through the steam pipe 29b.

空冷式凝縮器３８は、凝縮管３８ａ、３８ｂ、空冷ファン３８ｃで構成されており、水蒸気流路２９ｅに移動した水蒸気は、水蒸気配管２９ｂより空冷式凝縮器３８内の凝縮管３８ａ、３８ｂに送られ、空冷ファン３８ｃにて凝縮管３８ａ、３８ｂの外部に大気中の空気を強制的に通風することで、凝縮管３８ａ、３８ｂの内部で水蒸気が冷却されて凝縮する。その間、水蒸気流路２９ｅ、水蒸気配管２９ｂの内部、凝縮管２８ａ、２８ｂの内部の圧力が、ほぼ真空（外部の大気温度時の水蒸気圧程度の圧力）になり、水蒸気分離装置２９からの水蒸気が空冷式凝縮器３８に吸引されると共に、水蒸気分離装置２９でも水蒸気流路２９ｅと排ガス流路２９ｄとの間に圧力差が生じて、その圧力差を駆動力として燃焼排ガスに含まれる水蒸気が水蒸気分離膜２９ｃを介して、排ガス流路２９ｄから水蒸気流路２９ｅへ移動する。   The air-cooled condenser 38 is composed of condensing pipes 38a and 38b and an air-cooling fan 38c, and the steam that has moved to the steam passage 29e is sent from the steam pipe 29b to the condensing pipes 38a and 38b in the air-cooled condenser 38. Then, the air in the atmosphere is forcibly ventilated outside the condensing pipes 38a and 38b by the air cooling fan 38c, whereby the water vapor is cooled and condensed inside the condensing pipes 38a and 38b. Meanwhile, the pressure inside the steam flow path 29e, the steam pipe 29b, and the inside of the condensing pipes 28a and 28b is substantially vacuum (pressure approximately equal to the steam pressure at the external atmospheric temperature), and the steam from the steam separator 29 is While being sucked into the air-cooled condenser 38, a pressure difference is also generated between the water vapor channel 29 e and the exhaust gas channel 29 d in the water vapor separator 29, and the water vapor contained in the combustion exhaust gas is converted into water vapor by using the pressure difference as a driving force. It moves from the exhaust gas flow path 29d to the water vapor flow path 29e via the separation membrane 29c.

ただし、図示していないが、凝縮管３８ａ、３８ｂに真空ポンプを接続し、僅かながら、水蒸気分離膜２９ｃを排ガス中の気体成分が水蒸気分離膜２９ｃを透過し、凝縮管３８ａ、３８ｂ、水蒸気配管２９ｂ内部に入ってくる気体、配管途中のリーク空気等を真空ポンプで吸引排出することもある。   Although not shown, a vacuum pump is connected to the condensing pipes 38a and 38b, and slightly, gas components in the exhaust gas pass through the water vapor separating film 29c through the water vapor separating film 29c, and the condensing pipes 38a and 38b and the water vapor pipes. There are also cases where the gas entering the air 29b, leaking air in the middle of the piping, etc. are sucked and discharged by a vacuum pump.

凝縮管３８ａ、３８ｂで生成した凝縮水を凝縮水配管３８ｄ、３８ｅを介して凝縮水排出ポンプ４０で吸引し水蒸気回収水タンク３９に貯留される。貯留された凝縮水は、必要に応じて脱塩、除濁等を行ってからその一部がボイラー補給水としてボイラー水補給配管４１ａ、４１ｂを介してボイラー補給水供給ポンプ４１で加圧し後、発電システム１０７のボイラー水供給配管３６ａの途中から排熱回収ボイラー２７に供給する。なお、発電システム１０７内のボイラー水量が一定になる様にボイラー補給水量とボイラーブロー水量を調整する。余った排ガス中水蒸気から分離回収した水は、必要に応じて脱塩、除濁等を行ってから用水供給ポンプ４２にてその他の発電所用水として利用する。   Condensed water generated in the condensing pipes 38 a and 38 b is sucked by the condensed water discharge pump 40 through the condensate water pipes 38 d and 38 e and stored in the steam recovery water tank 39. The stored condensed water is subjected to desalination, turbidity, etc. as necessary, and then a part of the condensed water is pressurized by the boiler supply water supply pump 41 via the boiler water supply pipes 41a and 41b as boiler supply water, The exhaust heat recovery boiler 27 is supplied from the middle of the boiler water supply pipe 36 a of the power generation system 107. In addition, the boiler replenishment water amount and the boiler blow water amount are adjusted so that the boiler water amount in the power generation system 107 becomes constant. The water separated and recovered from the excess water vapor in the exhaust gas is desalted and turbidized as necessary, and then used as other power plant water by the water supply pump 42.

（効果）
第２の実施形態による効果について説明する。 (effect)
The effect by 2nd Embodiment is demonstrated.

天然ガスを燃料とした天然ガスコンバインドサイクル火力発電において、空冷式復水器にした場合、発電所外からの１９５ｍ３／日の水の供給が必要である。また、燃焼ガスには、２，１５０ｍ３／日の水蒸気が含まれている（排熱回収ボイラーから排出される排ガスの排ガス流量１４０万ｍ３／ｈ、排ガス温度９６℃、相対湿度９％）。本実施形態により、排ガスに含まれる２，１５０ｍ３／日の水蒸気の内、１，０００ｔ／日以上の水蒸気を回収することができ、当該プラントの外部からの供給水が不要な発電排ガス中水蒸気回収システムを有する火力発電プラントを提供することができる。 In a natural gas combined cycle thermal power generation using natural gas as a fuel, when an air-cooled condenser is used, it is necessary to supply 195 m 3 / day of water from outside the power plant. Further, the combustion gas contains 2,150 m 3 / day of water vapor (exhaust gas flow rate of 1,400,000 m 3 / h discharged from the exhaust heat recovery boiler, exhaust gas temperature 96 ° C., relative humidity 9%). . According to this embodiment, 1,000 t / day or more of water vapor can be recovered from 2,150 m 3 / day of water vapor contained in the exhaust gas, and steam in power generation exhaust gas that does not require supply water from the outside of the plant. A thermal power plant having a recovery system can be provided.

また、本実施形態によれば、前述した第１の実施形態の場合と同様、図７Ａ乃至図１６Ｂを通じて説明したように、各モジュール８０に設けられる水蒸気分離膜を構成する中空糸膜エレメントの長手方向の強度を補強することができる。   Further, according to this embodiment, as in the case of the first embodiment described above, as described through FIGS. 7A to 16B, the length of the hollow fiber membrane element constituting the water vapor separation membrane provided in each module 80. Directional strength can be reinforced.

以上詳述したように、各実施形態によれば、火力発電所の煙道への水蒸気分離膜の適切な設置を行うことができる。   As described above in detail, according to each embodiment, it is possible to appropriately install the water vapor separation membrane in the flue of the thermal power plant.

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。   Although several embodiments of the present invention have been described, these embodiments are presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These novel embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the scope of the invention. These embodiments and modifications thereof are included in the scope and gist of the invention, and are included in the invention described in the claims and the equivalents thereof.

１…破砕機、２…微粉炭燃焼ボイラー、３…脱硝装置、４…空気予熱器、５…熱交換器（排ガス熱回収部）、６…電気集塵装置、７…脱硫装置、７ａ…排ガス煙道、８…昇圧ファン、８ａ…排ガス煙道、８ａ’…接続ダクト、９…水蒸気分離装置、９’…水蒸気分離ユニット、９ａ’…接続ダクト、９ａ…排ガス煙道、９ｂ…主蒸気回収管、９ｃ…水蒸気分離膜、９ｄ…排ガス流路、９ｅ…水蒸気流路、９ｆ…中空糸膜エレメント、９ｇ…中空糸膜エレメント、１０…煙突、１１…低圧蒸気タービン、１２…高圧蒸気タービン、１３…発電機、１４…空冷式復水器、１５…ボイラー水供給ポンプ、１６…熱交換器、１７…昇圧ポンプ、１８…循環ポンプ、１９…ボイラー水ブローポンプ、２０…ボイラーブロー水貯留タンク、２１…脱硫用水供給ポンプ、２２…用水供給ポンプ、２３…空冷式凝縮器、２４…凝縮水排出ポンプ、２５…凝縮水タンク、２６…ボイラー補給水供給ポンプ、２７…排熱回収ボイラー、２８…脱硝装置、２９…水蒸気分離装置、３０…煙突、３１…低圧蒸気タービン、３２…高圧蒸気タービン、３３…発電機、３４…昇圧ポンプ、３５…空冷式復水器、３６…ボイラー水供給ポンプ、３７…ボイラー水ブローポンプ、３８…空冷式凝縮器、４０…凝縮水排出ポンプ、３９…水蒸気回収水タンク、４１…ボイラー補給水供給ポンプ、４２…用水供給ポンプ、４３…空気圧縮機、４４…ガスタービン、８０…水蒸気分離膜モジュール、８１Ａ，８１Ｂ…金属製板、８２…フランジ、８３Ａ…上板、８３Ｂ…下板、８３Ｃ…側板、８４…吸気管、９０…中空糸ホルダー、９１…中空糸ホルダー接続部、９２…樹脂封止部、９５…連結ホルダー、９６…中空糸ホルダー固定棒、１００…火力発電システム、１０１…発電システム、１０２…排ガス処理システム、１０３…水処理システム、１０４…排ガス中水蒸気分離システム、１０６…火力発電システム、１０７…発電システム、１０８…排ガス中水蒸気回収システム。   DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Crusher, 2 ... Pulverized coal combustion boiler, 3 ... Denitration device, 4 ... Air preheater, 5 ... Heat exchanger (exhaust gas heat recovery part), 6 ... Electric dust collector, 7 ... Desulfurization device, 7a ... Exhaust gas Flue, 8 ... Booster fan, 8a ... Exhaust flue, 8a '... Connection duct, 9 ... Steam separator, 9' ... Steam separation unit, 9a '... Connection duct, 9a ... Exhaust flue, 9b ... Main steam recovery Pipe, 9c ... steam separation membrane, 9d ... exhaust gas passage, 9e ... steam passage, 9f ... hollow fiber membrane element, 9g ... hollow fiber membrane element, 10 ... chimney, 11 ... low pressure steam turbine, 12 ... high pressure steam turbine, DESCRIPTION OF SYMBOLS 13 ... Generator, 14 ... Air-cooled condenser, 15 ... Boiler water supply pump, 16 ... Heat exchanger, 17 ... Booster pump, 18 ... Circulation pump, 19 ... Boiler water blow pump, 20 ... Boiler blow water storage tank 21 ... desulfurization water Feed pump, 22 ... Water supply pump, 23 ... Air-cooled condenser, 24 ... Condensate discharge pump, 25 ... Condensate water tank, 26 ... Boiler make-up water supply pump, 27 ... Exhaust heat recovery boiler, 28 ... Denitration device, 29 DESCRIPTION OF SYMBOLS ... Steam separator, 30 ... Chimney, 31 ... Low pressure steam turbine, 32 ... High pressure steam turbine, 33 ... Generator, 34 ... Booster pump, 35 ... Air-cooled condenser, 36 ... Boiler water supply pump, 37 ... Boiler water Blow pump, 38 ... Air-cooled condenser, 40 ... Condensate discharge pump, 39 ... Steam recovery water tank, 41 ... Boiler make-up water supply pump, 42 ... Water supply pump, 43 ... Air compressor, 44 ... Gas turbine, 80 Water vapor separation membrane module, 81A, 81B ... Metal plate, 82 ... Flange, 83A ... Upper plate, 83B ... Lower plate, 83C ... Side plate, 84 ... Intake pipe, 90 ... Hollow fiber 91 ... Hollow fiber holder connection part, 92 ... Resin sealing part, 95 ... Connection holder, 96 ... Hollow fiber holder fixing rod, 100 ... Thermal power generation system, 101 ... Power generation system, 102 ... Exhaust gas treatment system, 103 ... Water Treatment system 104 ... Steam separation system in exhaust gas, 106 ... Thermal power generation system, 107 ... Power generation system, 108 ... Steam recovery system in exhaust gas.

Claims (8)

燃料を燃焼することで生じる熱を使って高温高圧の蒸気を発生させるボイラーと、前記ボイラーで発生した蒸気が持つエネルギーを発電機の駆動力に変換する蒸気タービンと、を有する火力発電システムに適用される発電排ガス中水蒸気回収システムの水蒸気分離装置であって、
１つ又は複数のモジュールを含み、
各モジュールは、水蒸気のみを透過する水蒸気分離膜を備え、当該水蒸気分離膜を用いて排ガス中に含まれる水蒸気以外の成分と水蒸気とを分離させるものであり、
前記水蒸気分離膜は、複数本の中空糸膜を束ねたエレメントで構成されており、
前記エレメントは、当該エレメントの長手方向の強度を補強する中空糸ホルダーに保持されており、
前記中空糸ホルダーは、排ガスが前記エレメントに直接接触するように開口している部分を有する、水蒸気分離装置。 Applied to a thermal power generation system having a boiler that generates high-temperature and high-pressure steam using heat generated by burning fuel, and a steam turbine that converts the energy of the steam generated in the boiler into the driving force of a generator A steam separator for a steam recovery system in a power generation exhaust gas,
One or more modules,
Each module is provided with a water vapor separation membrane that transmits only water vapor, and uses the water vapor separation membrane to separate water vapor from components other than water vapor contained in the exhaust gas.
The water vapor separation membrane is composed of an element in which a plurality of hollow fiber membranes are bundled,
The element is held by a hollow fiber holder that reinforces the longitudinal strength of the element,
The said hollow fiber holder is a water vapor | steam separator which has a part opened so that waste gas may contact the said element directly. 前記中空糸ホルダーは、前記エレメントの長手方向に沿って延びる支持部材を有する、請求項１に記載の水蒸気分離装置。   The water vapor separator according to claim 1, wherein the hollow fiber holder includes a support member extending along a longitudinal direction of the element. 前記支持部材は板状であり、前記エレメントに排ガスが当たる方向と平行となるように配置されている、請求項２に記載の水蒸気分離装置。   The steam separation device according to claim 2, wherein the support member has a plate shape and is disposed so as to be parallel to a direction in which exhaust gas hits the element. 前記中空糸ホルダーは、前記エレメントの周囲において前記エレメントの長手方向に沿って延びる開口部を備えた支持壁を有する、請求項１に記載の水蒸気分離装置。   The water vapor separator according to claim 1, wherein the hollow fiber holder has a support wall having an opening extending along a longitudinal direction of the element around the element. 前記中空糸ホルダーに保持されたエレメントは、横断面の形状が四角形である、請求項１乃至４のいずれか１項に記載の水蒸気分離装置。   The steam separator according to any one of claims 1 to 4, wherein the element held by the hollow fiber holder has a quadrangular cross-sectional shape. 前記モジュール内にて前記中空糸ホルダーを取り付ける部分はテーパー形状を成している、請求項１乃至５のいずれか１項に記載の水蒸気分離装置。   The steam separator according to any one of claims 1 to 5, wherein a portion of the module to which the hollow fiber holder is attached has a tapered shape. 前記モジュール内にて前記中空糸ホルダーを取り付ける部分にＯリングが使用される、請求項１乃至６のいずれか１項に記載の水蒸気分離装置。   The water vapor separation device according to any one of claims 1 to 6, wherein an O-ring is used in a portion where the hollow fiber holder is attached in the module. 前記中空糸ホルダーの端部が別の中空糸ホルダーの端部とアタッチメントで直列に接続されている、請求項１乃至７のいずれか１項に記載の水蒸気分離装置。   The water vapor separator according to any one of claims 1 to 7, wherein an end of the hollow fiber holder is connected in series with an end of another hollow fiber holder through an attachment.
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