JP6773549B2

JP6773549B2 - 水蒸気分離装置

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Publication number: JP6773549B2
Application number: JP2016244881A
Authority: JP
Inventors: 健志出; 柴崎　理; 理柴崎; 敏弘今田; 法光阿部; 志村　尚彦; 尚彦志村; 徳介早見; 大介堀川; 俊男太原; 佐野　健二; 健二佐野
Original assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Current assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date: 2016-12-16
Filing date: 2016-12-16
Publication date: 2020-10-21
Anticipated expiration: 2036-12-16
Also published as: JP2018094535A

Description

本発明の実施形態は、水蒸気分離装置に関する。

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１０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ｍ^３／日を必要とする。また、蒸気タービンを動かすボイラー水１３，６００ｍ^３／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６５０ｍ^３／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９２５ｍ^３／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。

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１１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、２５，６５５ｍ^３／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１２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６５０ｍ^３／日）を確保するために所外から上水または工水９２５ｍ^３／日を供給する必要がある。また、図１３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。

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。

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。

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１４に示す排ガス処理システムが備わっている。図１４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。

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。

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。

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。

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。

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。

特開２０００−３３７１０６号公報特開２００６−２３０５３号公報特開２０１４−１２９７３１号公報特開平７−９７９３３号公報特開２０００−４５７１３号公報特開２０１１−１２７７８６号公報特開平９−３３００５号公報特開平１０−１１０６２８号公報特開２００４−３０９０７９号公報特開２０１４−６１４９２号公報実用新案登録第３０８２１８３号公報

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。

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。

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、各モジュールにおける水蒸気分離膜はむき出しの状態になっており、各モジュールは、煙道を流れてくる排ガスが当該むき出しの状態になっている水蒸気分離膜に直接接触するように、前記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るように前記煙道に固定されており、各モジュールは、当該モジュール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、前記煙道に着脱可能である、水蒸気分離装置が提供される。

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。水蒸気回収装置の一例を示す模式図。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。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。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。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。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。第１の実施形態に係る吸気管の配管方法に関する説明図。第１の実施形態に係る吸気管の主蒸気回収管への接続方法及び変形例に関する説明図。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。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。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。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。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。従来の石炭火力発電システムのフロー図。

以下、実施の形態について、図面を参照して説明する。

［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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

なお、上述した図４乃至図６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。

図７は、各モジュール８０から水蒸気分離膜を透過した水蒸気を回収する吸気管８４の配管方法に関する説明図である。

吸気管８４は、煙道（もしくはユニット）の外側に設けられ、また、吸気管８４の長さ方向が鉛直方向を向くように配置され、下方に設置された主蒸気回収管９ｂと接続されている。なお、上方に主蒸気回収管９ｂを設置して、吸気管８４と接続しても構わないが、その場合、吸気管８４の下方にドレン回収管（図示せず）を設けて空冷凝縮器２３の凝縮水配管２３ｄ、２３ｅに接続する。

排ガス煙道中では、排気温度が５０℃のため、分離した水蒸気は結露しない。各モジュールの吸気管８４を煙道の外に配置することで、吸気管８４にて大気により冷却されて分離した水蒸気の一部が凝縮、結露する。その結果、分離した水蒸気を復水する装置を小型化できる。また、吸気管８４の長さ方向が鉛直方向を向くように配置することで吸気管８４中にドレンが溜り吸気管８４の材料を腐食するのを防止できる。

図８に吸気管８４と主蒸気回収管９ｂとの接続方法を示す。

各種の接続方法として、（ａ）モジュール列毎に吸気管８４を主蒸気回収管９ｂに接続する方法、（ｂ）モジュール毎に吸気管８４を主蒸気回収管９ｂに接続する方法、（ｃ）複数の主蒸気回収管９ｂ（図８の例では、主蒸気回収管９ｂを上下に２本設置）を設置し、モジュール列毎に接続する主蒸気回収管９ｂを交互に変える方法、の３つが挙げられる。

圧力計Ｐの設置に関しては、図８の（ａ）や（ｃ）に示されるように、主蒸気回収管９ｂから最も遠い位置の吸気管８４端部と主蒸気回収管９ｂに最も近い位置の吸気管８４端部とに圧力計Ｐを設ける場合と、主蒸気回収管９ｂから最も遠い位置の吸気管８４端部と主蒸気回収管９ｂとに圧力計Ｐを設ける場合とがある。

モジュール８０の数が多くなると、各モジュールの吸気を吸気管８４に接続した場合、吸気管８４内で水蒸気圧差が生じる。水蒸気分離膜の水蒸気分離性能は、排ガス側と吸気側の水蒸気分圧差（フッ素系有機膜の場合は、相対湿度差）に影響されるため、水蒸気圧差が生じると煙道位置（モジュール位置）によって排ガスの除湿率にばらつきが生じ、除湿が不十分になる場合がある。

例えば、図８の（ａ）の場合、主蒸気回収管９ｂから最も離れた煙道の上方を流れる排ガスの除湿率が不十分になる場合がある。その対策として蒸気圧差を小さくするために吸気管８４の径を太くしてもよいが、その場合、モジュール交換時や設置工事（工場あるいは現地）時の作業効率の低下を招くかもしれない。一方、主蒸気回収管９ｂは、径が太いため、配管内での水蒸気圧差が生じにくい。そのため、図８の（ｂ）のようにモジュール毎に吸気管８４を配管することで細い吸気管８４でも十分な水蒸気分離性能を得られながら、モジュール交換や設置工事時の配管作業を容易にし、設置コスト、メンテナンスコストを削減できる。

また、図８の（ｃ）のように主蒸気回収管９ｂを複数設けて、モジュール列毎に吸気管８４を接続する主蒸気回収管９ｂを交互に切り替えることで排ガス中の水蒸気分離性能を均一化でき、除湿率が不十分箇所での煙道中での結露を抑制できる。

中空糸膜が破損した場合、破損検知および破損位置を速やかに特定し交換する必要があるが、図８の（ａ）のように主蒸気回収管９ｂに最も近い位置の吸気管８４端部と主蒸気回収管９ｂから最も遠い位置の吸気管８４端部とに圧力計Ｐを設けるのみでその蒸気圧差から破損したモジュールを特定できる。

また、主蒸気回収管９ｂは径が太く蒸気圧差が生じにくいため、主蒸気回収管９ｂに圧力計Ｐを取り付け、主蒸気回収管９ｂから最も離れた吸気管８４に圧力計Ｐを取り付けることで、膜破損時に破損したモジュールを特定できると共に、（ａ）の設置方法に対して圧力計Ｐの数をほぼ半減させることができ、圧力計Ｐの設置コスト、メンテナンスコストを低減できる。

なお、水蒸気分離膜が設置され煙道の入口側に設置された１列ないし複数列のモジュールに対してのみ、水蒸気分離膜を洗浄する散水装置を設けてもよい。また、代わりに、水蒸気分離膜が設置され煙道の入口側に設置されるモジュールを、ミスト捕獲用として使用されるダミーモジュールにしてもよい。あるいはその代わりに、汚れや熱に対する耐性がより強い水蒸気分離膜を使用したモジュールを設けるようにしてもよい。

また、煙道の入口側に設置される水蒸気分離膜が、出口側の列になるように膜モジュールを定期的に入れ替えるようにしてもよい。

石炭火力発電所の排ガス煙道に水蒸気分離膜を設置する場合は、脱硫装置の後段に設置するため排ガスにミスト、粉塵が多く含まれる。多数の水蒸気分離膜を配置することでそれらの膜表面に粉塵、ミストを補足される。即ち、排ガスからミスト、粉塵を除去でき、大気中に放出される排ガスによる環境汚染を抑制できる。一方、水蒸気分離膜に排ガス中のミスト、粉塵が捕捉される場合、水蒸気分離性能が低下する。また、ミスト捕捉時に排ガス中のＳＯｘと水蒸気が結露、硫酸となって膜モジュールを腐食する場合もある。そのため、膜洗浄用の散水管を設けるのが好ましいが、ミスト、粉塵が捕捉される煙道の上流側のユニットに設置する。或いは、ダミーのモジュールを上流側のユニットに設置する。なお、上流側のモジュールのみ水蒸気透過性能より耐蝕性を考慮した材料、例えば、フッ素系有機材料でできた中空糸膜モジュールを使用するのが好ましい。また、同様に上流側の膜モジュールが劣化しやすいため、定期メンテナンス時に上流側と下流側の膜モジュールを入れ替える場合もある。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

（効果）
第１の実施形態による効果について説明する。

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Ｎｍ^３／ｈの排ガス流量、即ち発電排ガスで最も多く１，８２４ｍ^３／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１，２００ｍ^３／日の水蒸気を回収することができる。結果、約１，２００ｍ^３／日の水蒸気を脱硫排ガスから分離することができる。

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。

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。

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。

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。

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１４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。

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。

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。

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。

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。

また、本実施形態によれば、図４乃至図８を通じて説明したように、各モジュール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ので、より効果的に水蒸気を回収することが可能となる。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を煙道から抜き出したり戻したりすることができるので、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。
［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。

（構成）
図９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。

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。

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。

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。

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８を通じて説明した技術を適用することができる。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

（効果）
第２の実施形態による効果について説明する。

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１９５ｍ^３／日の水の供給が必要である。また、燃焼ガスには、２，１５０ｍ^３／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ｍ^３／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２，１５０ｍ^３／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。

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４乃至図８を通じて説明したように、各モジュール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ので、より効果的に水蒸気を回収することが可能となる。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を煙道から抜き出したり戻したりすることができるので、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。

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。

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。

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、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、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。

Claims

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、
各モジュールにおける水蒸気分離膜はむき出しの状態になっており、各モジュールは、煙道を流れてくる排ガスが当該むき出しの状態になっている水蒸気分離膜に直接接触するように、前記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るように前記煙道に固定されており、
各モジュールは、当該モジュール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、前記煙道に着脱可能である、水蒸気分離装置。
各モジュールの水蒸気分離膜を透過した水蒸気を回収する吸気管を、前記フランジを介して前記煙道の外側に設けた、請求項１に記載の水蒸気分離装置。
前記吸気管を、当該吸気管の長さ方向が鉛直方向を向くように設置するとともに、前記吸気管を、当該吸気管の下方に設置された主蒸気回収管に接続した、請求項２に記載の水蒸気分離装置。
複数の前記モジュールを排ガス流れ方向に対して垂直に配列させたモジュール列を複数配置し、モジュール列毎に前記吸気管を設けて当該吸気管の下方に設置された前記主蒸気回収管に接続した、請求項３に記載の水蒸気分離装置。
前記主蒸気回収管から最も遠い位置の吸気管端部と前記主蒸気回収管に最も近い位置の吸気管端部とに圧力計を設けた、請求項４に記載の水蒸気分離装置。
前記主蒸気回収管から最も遠い位置の吸気管端部と前記主蒸気回収管とに圧力計を設けた、請求項４に記載の水蒸気分離装置。
前記複数のモジュール列のうち、前記煙道の入口側に設置されるモジュール列のモジュールを、前記煙道を流れてくる排ガスに含まれるミストもしくは粉塵を捕獲するミスト捕獲用モジュールにした、請求項４に記載の水蒸気分離装置。
前記複数のモジュール列のうち、前記煙道の入口側に設置された１列ないし複数列のモジュール列のモジュールにおける前記水蒸気分離膜を洗浄する散水装置を設ける、請求項４に記載の水蒸気分離装置。