JP6813286B2 - 発電排ガス中水蒸気回収システム、火力発電システム、および発電排ガス中水蒸気回収方法 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、発電排ガス中水蒸気回収システム、火力発電システム、および発電排ガス中水蒸気回収方法に関する。

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１４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１５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１６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を上水または工水９２５ｍ^３／日を供給する必要がある。また、図１７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、やはり所外からを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１８に示す排ガス処理システムが備わっている。図１８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じ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。

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

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。

本発明が解決しようとする課題は、排ガス中の水蒸気を不純物が含まれない純水の状態で回収し、しかも、排ガス中の水蒸気回収量のみで当該プラントに必要な水を確保することができる、発電排ガス中水蒸気回収システム、火力発電システム、および発電排ガス中水蒸気回収方法を提供することにある。

実施形態の発電排ガス中水蒸気回収システムは、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であって、前記ボイラーから排出される排ガス中の水蒸気を分離する水蒸気分離装置と、前記水蒸気分離装置により分離された水蒸気を凝縮させる凝縮器と、を備え、前記水蒸気分離装置には予熱された排ガスが供給される。

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の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例を示す概略図。 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。 第３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。 第３の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例を示す概略図。 第４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。 第４の実施形態における排ガス中水蒸気分離装置の説明図。 第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例１を示す概略図。 第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例２を示す概略図。 第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例３を示す概略図。 第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例４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、排ガス中水蒸気回収システム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、微粉炭燃焼ボイラー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１６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、燃焼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、脱硫排ガスと熱交換することで微粉炭燃焼排ガス温度を下げる熱交換器（ＧＧＨ）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、熱交換器（ＧＧＨ）５にて再加熱した脱硫排ガスを加圧する昇圧ファン８、排ガス中水蒸気分離システム１０４の水蒸気分離装置９にて水蒸気を分離した排ガスを大気に放出する煙突１０で構成されている。

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１７と、ボイラーブロー水貯留タンク（池、漕）１８、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１９、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２０で構成されている。

排ガス中水蒸気回収システム１０４は、昇圧ファン８と煙突１０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２１、凝縮水を抽出する凝縮水排出ポンプ、排出された凝縮水を貯留する水蒸気回収水タンク２３、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２４で構成されている。

（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１５ａ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１２ａ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１６ａ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１１ａ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１１ａ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１１ａ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から微粉炭燃焼ボイラー２にボイラー水を供給する。

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（ＧＧＨ）５に送られる。熱交換器（ＧＧＨ）５では、脱硫装置７から排出された脱硫排ガスが排ガス煙道７ａより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て、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℃だった脱硫排ガスは、１００℃程度に加熱されて排ガス煙道５ｂから排出され昇圧ファン（ＢＵＦ）８で昇圧された後、排ガス中水蒸気回収システム１０４の水蒸気分離装置９に送られる。

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％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を通って熱交換器（ＧＧＨ）５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。

熱交換器（ＧＧＨ）５では、１４０℃程度のボイラー排ガスと熱交換されることで５０℃だった脱硫排ガスが１００℃程度に加熱される。加熱されることで湿度が下がり飽和していないが水蒸気を多く含む脱硫ガスが排ガス煙道５ｂから排出され昇圧ファン（ＢＵＦ）８にて昇圧された後、排ガス中水蒸気回収システム１０４の水蒸気分離装置９に送られる。水蒸気分離装置９にて排ガス中に含まれる水蒸気の多くを分離した排ガスは、排ガス煙道９ａ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のから排出される凝縮水の一部を凝縮水配管１４ｄ乃至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）１８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１９ａ、１９ｂを介して脱流水供給ポンプ１９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２０にてその他の発電所用水として利用する。

排ガス中水蒸気回収システム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。

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。

熱交換器（ＧＧＨ）５にて５０℃から１００℃に加熱された脱硫排ガスは、昇圧ファン（ＢＵＦ）８にて排ガス中水蒸気回収システム１０４の水蒸気分離装置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した排ガスは、排ガス煙道９ａ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９ｅに移動した水蒸気は、水蒸気配管９ｂを通って空冷式凝縮器２１に移動する。

空冷式凝縮器２１は、凝縮管２１ａ、２１ｂ、空冷ファン２１ｃで構成されており、水蒸気流路９ｅに移動した水蒸気は、水蒸気配管９ｂより空冷式凝縮器２１内の凝縮管２１ａ、２１ｂに送られ、空冷ファン２１ｃにて凝縮管２１ａ、２１ｂ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２１ａ、２１ｂ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、水蒸気配管９ｂの内部、凝縮管２１ａ、２１ｂ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２１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２１ａ、２１ｂ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２１ａ、２１ｂ、水蒸気配管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２１ａ、２１ｂで生成した凝縮水を凝縮水配管２１ｄ、２１ｅを介して凝縮水排出ポンプ２２で吸引し水蒸気回収水タンク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２４ａ、２４ｂを介してボイラー補給水供給ポンプ２４で加圧し後、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に供給する。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７より下流側の排ガス煙道に設置している。これにより発電規模３００ＭＷの場合、脱硫排ガスは、温度５０℃、相対湿度９９％、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２１ａ、２１ｂ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。

この際、脱硫排ガス（温度５０℃、相対湿度９９％）は、熱交換器（ＧＧＨ）５にて１００℃まで昇温されるため相対湿度が１０％まで低下した状態で水蒸気分離装置９に導入される。そのため、約１００万Ｎｍ^３／ｈの排ガス流量では、排ガス煙道８ａ、水蒸気分離装置９の排ガス流路９ｄの圧力損失があり昇圧ファン８で昇圧しても排ガス中の水蒸気が加圧によって凝縮することなく排ガス流路９ｄを流れることができる。即ち、排ガス流路９ｄに劣悪水質の凝縮水が溜まらず、装置の劣化を抑制でき、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１０ｋＰａである。一方、水蒸気流路９ｅ側は、空冷式凝縮器２１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、本実施形態では、既に図３（ｂ）で説明したように、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。これにより発電規模３００ＭＷの場合、約１００万Ｎｍ^３／ｈの排ガス流量になるが、そのような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。

また、発電規模３００ＭＷの石炭火力で排ガスに含まれる水蒸気量は、脱硫排ガスで１，９２４ｍ^３／日しかない。排ガスの水蒸気を回収した場合では、１，２００ｍ^３／日の水蒸気しか水として回収できない。一方、同規模の石炭火力発電所にボイラー水の復水のために、ボイラー蒸気を海水で冷却した場合、１０５万ｍ^３／日の海水量（図１４）、冷却水を復水器に循環させて、その加熱された冷却水を強制通風冷却する方式、即ちクーリングタワー方式でも、冷却水の蒸発分で２．５万ｍ^３／日以上（図１５）の水を発電所がから供給する必要がある。そのため、排ガスを直接冷却して排ガス中水蒸気のほぼ全量を回収したとしても１，８００ｍ^３／日しか回収できないため、海水冷却方式、クーリングタワー方式で必要な水量が得られないが、ボイラー水の復水のための水を外部から供給する必要のない空冷式復水器を採用し、本実施形態の排ガス中水蒸気回収システム１０４と組み合わせることで、発電所外から水供給が不要で、大量の水確保が難しい内陸部等に、設置場所に関係なく火力発電所を建設可能になる。

なお、空冷式復水器にしても、発電規模３００ＭＷの石炭火力発電所の場合、ボイラーブロー水分の補給水量として６５０ｍ^３／日の純水の供給するため、純水を製造するために９２５ｍ^３／日の水を発電所から供給する必要があるが、排ガス中水蒸気回収システム１０４を設置することでその分の水を発電所内で確保できる。

また、排ガスを直接冷却して排ガス中水蒸気のほぼ全量を回収した場合、排ガス中に残留するＮＯｘ、ＳＯｘ、煤塵等の有害物質が回収水の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、排ガス中水蒸気回収システム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。

［第１の実施形態の変形例］
次に、第１の実施形態の変形例について説明する。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４は第１の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例を示す概略図である。
第１の実施形態の変形例（火力発電システム１０５）では、第１の実施形態（火力発電システム１００）に対して、排ガス処理システム１０２の熱交換器（ＧＧＨ）５が第１の熱交換器（高温系）５ｄと第２の熱交換器（低温系）５ｅで構成されており、また、排ガス中水蒸気回収システム１０４の空冷式凝縮器２１を無くし、発電システム１０１の空冷式復水器１４が空冷式凝縮器２１を兼ねる様に構成されている。

（作用）
次に、第１の実施形態の本変形例に係る火力発電システムの作用について説明する。以下の点が、第１の実施形態と異なる。

排ガス処理システム１０３では、空気予熱器４にて温度が１４０℃に下がったボイラー排ガスが熱交換器５に設置された第１の熱交換器（高温系）に排ガス煙道４ａから導入され、排ガス煙道９ａを介して導入される水蒸気分離装置９にて水蒸気の一部が分離された脱硫排ガス（温度５５℃）と熱交換される。その結果、ボイラー排ガスの温度が９５℃程度まで下がり、一方、脱硫排ガスは１００℃程度に加熱される。９５℃程度までに温度が下がったボイラー排ガスは、第２の熱交換器（低温系）に排ガス煙道５ｆから導入され、排ガス煙道７ａから導入される脱硫装置７から排出された脱硫排ガス（５０℃）と熱交換される。その結果、脱硫排ガスは５５℃程度に加熱され、ボイラー排ガスは９０℃程度に冷却される。

加熱された脱硫排ガスは、排ガス煙道５ｂ、８ａを介して、昇圧ファン８にて水蒸気分離装置９内の排ガス流路９ｄに送られる。一方、９０℃に冷却されたボイラー排ガスは、排ガス煙道９ａより電気集塵装置６に送られる。水蒸気分離装置９では、脱硫排ガスに含まれる水蒸気の多くを分離した後、排ガス煙道９ａより第１の熱交換器（高温系）に送られる。水蒸気分離装置９にて分離した水蒸気は、水蒸気配管９ｂを使って、発電システム１０１内の空冷式復水器１４の凝縮管１４ａと１４ｂに送られる。

空冷式復水器１４に送られた水蒸気の凝縮、その他の作用は、第１の実施形態の空冷式凝縮器２１と空冷式復水器１４の作用と同じである。

（効果）
次に本変形例の効果について説明する。以下の点が、第１の実施形態と異なる。

本変形例にすることで、水蒸気分離装置９に導入される脱硫排ガス温度を１００℃程度から５５℃に下げることができる。脱硫排ガス温度を５５℃に加熱するのみであっても、脱硫装置７から排出される脱硫排ガス（温度５０℃、相対湿度９９％）に対して、相対湿度が６７％に下がるため、約１００万Ｎｍ^３／ｈの排ガス流量による排ガス煙道８ａ、水蒸気分離装置９の排ガス流路９ｄの圧力損失分、即ち昇圧ファン８で昇圧しても排ガス中の水蒸気が加圧によって凝縮することなく排ガス流路９ｄを流すことができる。即ち、排ガス流路９ｄに劣悪水質の凝縮水が溜まらず、装置の劣化を抑制でき、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。

更に本変形例では、脱硫排ガス温度を１００℃から５５℃に下げる分、水蒸気分離装置９、昇圧ファン８の耐熱温度を下げられる。特に、水蒸気分離膜９ｃの耐熱温度を下げることで、水蒸気分離装置９の製造コスト、水蒸気分離膜の交換コストを低減できる。

また、発電規模３００ＭＷの石炭火力の場合、発電システム１０１では、ボイラー水１２，６００ｍ^３／日が循環し微粉炭燃焼ボイラー２で加熱水蒸気となり、発電用の蒸気タービン１１、１２を経た後に空冷式復水器１４にて冷却、復水される。一方、水蒸気分離装置９で分離される水蒸気量は、第１の実施形態と同様に約１，２００ｍ^３／日の水量に相当する水蒸気を凝縮させる。そのため空冷式復水器１４より第１の実施形態の空冷式凝縮器２１の１／１０サイズ規模で済み、水蒸気分離装置９で分離した水蒸気を直接空冷式復水器１４に導入することで、空冷式凝縮器、純水貯水タンク等を省略でき発電システム全体の簡易化、コストダウンが可能である。

［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５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２５、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２６、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２５とガスタービン２６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。

（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２５にて圧縮する。圧縮された空気は、燃料供給管２６ａ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２６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２５、ガスタービン２６、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２５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。

［第３の実施形態］
次に、第３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６は第３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１１０は、石炭を原料として発電する発電システム１１１、排ガス処理システム１１２、水処理システム１１３、排ガス中水蒸気分離システム１１４を有する。

発電システム１１１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１１２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５２、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１６で構成されている。

排ガス処理システム１１２は、発電システム１１１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５１、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１１１の熱交換器５２との間を循環させる循環ポンプ５３が排ガス処理システム１１２の構成に含まれる。

水処理システム１１３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１７と、ボイラーブロー水貯留タンク（池、漕）１８、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１９、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２０で構成されている。

排ガス中水蒸気分離システム１１４は、脱硫装置７と昇圧ファン５１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２１、凝縮水を抽出する凝縮水排出ポンプ２２、排出された凝縮水を貯留する凝縮水タンク２３、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２４で構成されている。

（作用）
次に、第３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１１１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１６ａ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５２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）５２ａ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５２ｄ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５３にて熱媒管（低温）５２ｂ、５２ｃ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１１２の脱硝装置３に送られる。

排ガス処理システム１１２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１１１の熱交換器５２から５０℃程度の熱媒が循環ポンプ５３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５２ａにて発電システム１１１の熱交換器５２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２１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）５１にて吸昇圧された後、排ガス煙道５１ａ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１１３では、発電システム１１１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１１１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１１１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）１８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１９ａ、１９ｂを介して脱流水供給ポンプ１９にて排ガス処理システム１１２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２０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１１４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）５１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２１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）５１にて排ガス煙道５１ａ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、水蒸気配管９ｂ’を通って空冷式凝縮器２１に移動する。

空冷式凝縮器２１は、凝縮管２１ａ、２１ｂ、空冷ファン２１ｃで構成されており、水蒸気流路９ｅ’に移動した水蒸気は、水蒸気配管９ｂ’より空冷式凝縮器２１内の凝縮管２１ａ、２１ｂに送られ、空冷ファン２１ｃにて凝縮管２１ａ、２１ｂ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２１ａ、２１ｂ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’、水蒸気配管９ｂ’の内部、凝縮管２１ａ、２１ｂ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２１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２１ａ、２１ｂ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２１ａ、２１ｂ、水蒸気配管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２１ａ、２１ｂで生成した凝縮水を凝縮水配管２１ｄ、２１ｅを介して凝縮水排出ポンプ２２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２４ａ、２４ｂを介してボイラー補給水供給ポンプ２４で加圧された後、発電システム１１１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１１１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３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８ｆ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２１ａ、２１ｂ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’、５１ａ、吸引加圧ファン（ＢＵＦ）５１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）５１、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’、５１ａ、吸引加圧ファン（ＢＵＦ）５１、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）５１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２１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１８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５２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１１４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１１０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。

［第３の実施形態の変形例］
次に、第３の実施形態の変形例について説明する。ただし、第３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７は第３の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例を示す概略図である。
第３の実施形態の変形例（火力発電システム１１５）では、第３の実施形態（火力発電システム１１０）に対して、排ガス処理システム１１２の熱交換器（排ガス熱回収部）５’にてボイラー排ガスと熱交換することで、同ガスの温度を下げるための熱媒を、発電システム１１１で循環するボイラー水の一部、又は、全量とする。そのため、熱媒管（低温）５３ａ、５３ｂ、熱媒管（高温）５３ｃ、循環ポンプ５３が、熱交換器（排ガス熱回収部）５’と、空冷復水器１４と接続され、空冷復水器１４にて復水されたボイラー水が、熱交換器（排ガス熱回収部）５’内でボイラー排ガスと熱交換されて過熱される。また、排ガス中水蒸気分離システム１１４の空冷式凝縮器２１を無くし、発電システム１１１の空冷式復水器１４が空冷式凝縮器２１を兼ねる様に構成されている。

（作用）
次に、第３の実施形態の本変形例に係る火力発電システムの作用について説明する。以下の点が、第３の実施形態と異なる。

発電システム１１１の空冷復水器１４にて復水されたボイラー水は、外気温が３０℃の時は、およそ３０℃のボイラー水が得られる。そのボイラー水の一部、又は、全量を循環ポンプ５３にて排ガス処理ステム１１２の熱交換器（排ガス熱回収部）５’との間を循環させてボイラー排ガスの熱でボイラー水を５５℃に加熱してからボイラー水供給ポンプ１５にて微粉炭ボイラー２に供給する。

また、排ガス中水蒸気分離システム１１６の水蒸気分離装置９’で、排ガス処理システム１１２の脱硫装置７にて脱硫された脱硫排ガス中の水蒸気の一部が分離される。水蒸気分離装置９’にて分離した水蒸気は、水蒸気配管９ｂ’を使って、発電システム１１１内の空冷式復水器１４の凝縮管１４ａと１４ｂに送られる。

空冷式復水器１４に送られた水蒸気の凝縮、その他の作用は、第３の実施形態の空冷式凝縮器２１と空冷式復水器１４の作用と同じである。

（効果）
次に本変形例の効果について説明する。以下の点が、第３の実施形態と異なる。

本変形例の熱交換器（排ガス熱回収部）５’にてボイラー排ガスと熱交換する熱媒をボイラー水そのものとすることで、第３の実施形態のように専用の熱媒として例えばボイラー水量（発電規模３００ＭＷの石炭火力発電の場合、１２，６００ｔ／日）の１／３〜１倍の量の加圧熱水が不要になり、その分、熱媒や配管等の腐食を防止するための薬品管理、熱媒交換等の維持コストが不要になる。また、熱媒を循環させるためポンプ動力分の消費電力を削減できる。

また、発電規模３００ＭＷの石炭火力発電の場合、発電システム１１１では、ボイラー水１２，６００ｔ／日が循環し微粉炭燃焼ボイラー２で加熱水蒸気となり、発電用の蒸気タービン１１、１２を経た後に空冷式復水器１４にて冷却、復水される。一方、水蒸気分離装置９’で分離される水蒸気量は、第３の実施形態と同様に約１，２００ｔ／日の水量に相当する水蒸気を凝縮させる。そのため空冷式復水器１４の凝縮能力を１０％程度増加させるのみで空冷式凝縮器２１、凝縮水タンク（純水貯水タンク）２３等を省略でき発電システム全体の簡易化、コストダウンが可能である。

［第４の実施形態］
次に、第４の実施形態について説明する。ただし、第２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８は第４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１１７は、天然ガスを原料として発電する発電システム１１８、発電排ガス中の水蒸気を分離回収する排ガス中水蒸気分離システム１１９を有する。

発電システム１１８は、大気中の空気を取り込み圧縮する空気圧縮機２５、圧縮された空気と燃料の天然ガスを導入し燃焼させる燃焼器５４、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２６、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２５とガスタービン２６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、後述する水蒸気分離装置２９’にて水蒸気の一部を分離され排熱回収ボイラー２７から排出される燃焼ガスを大気中に放出する煙突３０で構成されている。

排ガス中水蒸気分離システム１１９は、排熱回収ボイラー２７中のガスタービン排ガスの流れに対して最下流にあたる低圧節炭器の前段、或いは、低圧節炭器の途中に設置され、ガスタービン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’、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凝縮水タンク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、余った凝縮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。

（作用）
次に、第４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１１８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２５にて圧縮する。空気圧縮機２５にて圧縮された空気は、圧縮空気供給管２５ｂを通り、燃料供給管５４ａから供給される燃料である天然ガスと共に燃焼器５４にて混合され燃焼させる。その燃焼排ガスをガスタービン２６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２７ｄ、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。なお、詳細な記載を簡略化しているが、伝熱管２７ｄ、２７ｂにおいては、発電排ガスの流れ方向に対して最も下流側の伝熱管２７ｄを低圧節炭器とし、伝熱管２７ｂを低圧蒸発器、低圧過熱器とし、蒸発器で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。また、高圧蒸気を発生させる伝熱管２７ｃについても、簡略化して記載しているが、高圧節炭器、高圧蒸発器、高圧過熱器で構成されており、発電排ガスの流れ方向に対して低圧系のそれらより上流側に配置されている。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を通過する際、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２５、ガスタービン５４、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２５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。

また、本実施形態では、低圧系と高圧系のみとしているが、中圧系の節炭器、蒸発器、過熱器および、それらと接続する配管、昇圧ポンプ、気液分離器を追加し、低圧タービン３１に代わりに中圧タービンに中圧過熱蒸気を導入し、中圧タービン途中に低圧過熱蒸気を導入するようしても構わない。

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１１８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３６ａからブローしても構わない。発電システム１１８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。

なお、ボイラー水のブロー方法については、循環ボイラーの場合、排熱回収ボイラー２７の本実施形態では図示していない気液分離器（低圧、中圧、高圧）の液側からブローするのが一般的である。本実施形態の場合、復水器の液側からブローする形で説明しているが、特にボイラー水をブローする位置、方法については、本実施形態に記載したものとは限らない。

また、本実施形態の場合、一般的な天然ガスコンバインドサイクル火力発電であり、ガスタービン２６から排出される発電排ガスには水蒸気が９％（蒸気圧８ｋＰａ、露点温度４１℃）程度含まれている。伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）の手前に設置した排ガス中水蒸気分離システム１１９の水蒸気分離装置２９’にて排ガスに含まれる水蒸気が、空冷復水器に空冷温度、すなわち外気温と同等の露点温度に相当する水蒸気量（本実施形態の場合、外気温＝露点温度３０℃：蒸気圧４．２ｋＰａ）になるまで排ガスから分離される。以上、排熱回収ボイラー２７にて、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、水蒸気分離装置２９’にて排ガスに含まれる水蒸気を分離した上で、伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）にてボイラー水を加熱して、一方、排ガス温度を本実施形態の場合、５０℃まで下げてから、排熱回収ボイラー２７から排出されて排ガス煙道２７ａにて煙突３０に送られて大気中に放出される。また、水蒸気分離装置２９’は、低圧節炭器の途中に設置するのが好ましい。通常、低圧節炭器の上流側、即ち、低圧蒸発器の下流側の排ガス温度は、１５０〜２００℃なのに対して、低圧節炭器の途中に設置することで、水蒸気分離する排ガス温度が、１００℃以下、設計排ガス露点温度（本実施形態の場合、外気温３０℃）以上になる。

排ガス中水蒸気分離システム１１９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、図９（ａ）に示すように排ガス流路２９ｃ’内に水蒸気分離膜２９ｂ’が配置されており、水蒸気分離膜２９ｂ’にて排ガスから分離した水蒸気が流れる水蒸気流路２９ａ’で構成されている。

また、本実施形態では、第３の実施形態の場合と同様に、水蒸気分離膜２９ｂ’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、図９（ｂ）に示すようにそれぞれの外側に排ガスを通風し、内側の水蒸気流路２９ｄ’から水蒸気を回収する。

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’を通過する。

水蒸気分離装置２９’では、水蒸気が水蒸気分離膜２９ｂ’を透過して排ガス流路２９ｃ’から水蒸気流路２９ｄ’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、伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）にてボイラー水を加熱して、一方、排ガス温度を本実施形態の場合、５０℃まで下げてから、排熱回収ボイラー２７から排出されて排ガス煙道２７ａにて煙突３０に送られて大気中に放出される。一方、水蒸気流路２９ｄ’に移動した水蒸気は、水蒸気流路２９ａ’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、水蒸気分離装置２９’にて水蒸気流路２９ｄ’に移動した水蒸気は、水蒸気流路２９ａ’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２９ｄ’、水蒸気流路２９ａ’の内部、凝縮管３８ａ、３８ｂ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２９ｄ’と水蒸気流路２９ａ’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２９ｂ’を介して、排ガス流路２９ｃ’から水蒸気流路２９ｄ’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２９ｂ’を排ガス中の気体成分が水蒸気分離膜２９ｂ’を透過し、凝縮管３８ａ、３８ｂ、水蒸気流路２９ａ’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で吸引し凝縮水タンク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１１８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１１８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。余った排ガス中から水蒸気を分離回収した水は、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４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発電規模３００ＭＷの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１９５ｔ／日の水の供給が必要である。また、燃焼ガスには、２，１５０ｔ／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）。本実施形態により、排ガスに含まれる２，１５０ｔ／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分離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、本実施形態では、水蒸気分離装置２９’にて、排ガス中の水蒸気を分離し、露点温度が４２℃だった排ガスの露点温度を３０℃近くまで下げていることから、温度が低いままボイラー水（本実施形態の場合、空冷復水器３５における空冷温度（外気温）３０℃のボイラー水）を排熱回収ボイラーに供給しても低圧節炭器で排ガスに含まれる水蒸気が結露し、排ガス中に含まれるＳＯｘや塩素ガスが結露水に溶解し硫酸や塩酸等になり低圧節炭器を腐食させることを防止できる。また、煙突から排出された排ガスが白煙を発生させること無く、排ガス温度を５０℃まで下げることができる。また、従来の天然ガスコンバインドサイクル火力発電では、排ガス温度が８０〜１００℃で排熱回収ボイラーから排出される。本実施形態の場合、排ガス温度を５０℃に下げることができるため、その分、低圧節炭器にて排ガスが持つ熱でボイラー水を加熱することが可能で、発電規模３００ＭＷの天然ガスコンバインドサイクル火力発電の場合、発電量が５．５ＭＷ増加させることができる。

また、空冷式凝縮器３８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２９’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１１９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、水蒸気分離装置２９’を低圧節炭器の途中に設置することで、水蒸気分離する排ガス温度が１００℃以下、設計排ガス露点温度（本実施形態の場合、外気温３０℃）以上になる。水蒸気分離装置２９’における水蒸気分離膜の水蒸気透過速度は、排ガス側の水蒸気圧と水蒸気流路側の水蒸気圧によって決まる。排熱回収ボイラー２７内部下流側（低圧側）の水蒸気圧は、ほぼ、一定のため、排ガス中の水蒸気が結露しない程度でできる限り、温度が低い方が、水蒸気分離装置２９’の耐熱温度、特に水蒸気分離膜の耐熱温度が下がり、水蒸気分離速度が高い。結果、水蒸気分離膜に安価なポリイミド、フッ素系材料が使え、必要な膜面積も小さくできるため、装置製造コストを低く抑えることができる。

［第４の実施形態の変形例１］
次に、第４の実施形態の変形例１について説明する。ただし、第４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１０は第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例１を示す概略図である。
図１０に示す火力発電システム１２０は、発電システム１１７、排ガス中水蒸気回収システム１２１を有する。

第４の実施形態の変形例１（火力発電システム１２０）では、第４の実施形態（火力発電システム１１７）に対して、排ガス中水蒸気分離システム１１９の空冷式凝縮器３８を無くし、発電システム１１７の空冷式復水器３５が空冷式凝縮器３８を兼ねる様に構成されている。

（作用）
次に、第４の実施形態の本変形例１に係る火力発電システムの作用について説明する。以下の点が、第４の実施形態と異なる。

排熱回収ボイラー２７における排ガスの流れの最下流にある伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）の上流側（又は、低圧節炭器の途中）に設置された、排ガス中水蒸気分離システム１２１の水蒸気分離装置２９’にて、排ガスの温度を下げることなくガスタービン排ガスに含まれる水蒸気の一部を分離後、伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）にて排ガスの温度を下げる。その結果、本実施形態の場合、外気温３０℃とし、排ガスの露点温度を約４２℃から３０℃近くにまで下げられる。水蒸気分離装置２９’にて分離した水蒸気は、水蒸気流路２９ａ’を使って、発電システム１１８内の空冷式復水器３５の凝縮管３５ａと３５ｂに送られる。

空冷式復水器３５に送られた水蒸気の凝縮、その他の作用は、第４の実施形態の空冷式凝縮器３８と空冷式復水器３５の作用と同じである。

（効果）
次に本変形例１の効果について説明する。以下の点が、第４の実施形態と異なる。

発電規模３００ＭＷのコンバインドサイクル発電の場合、発電システム１１８では、ボイラー水７，８７６ｔ／日が循環し排熱回収ボイラー２７で加熱水蒸気となり、発電用の蒸気低圧蒸気タービン３１、高圧蒸気タービン３２を経た後に空冷式復水器３５にて冷却、復水される。一方、水蒸気分離装置２９’で分離される水蒸気量は、第４の実施形態と同様に約１，０００ｔ／日の水量に相当する水蒸気を凝縮させる。そのため空冷式復水器３５の凝縮能力を１３％程度増加させるのみで空冷式凝縮器３８、凝縮水タンク（純水貯水タンク）３９等を省略でき発電システム全体の簡易化、コストダウンが可能である。

［第４の実施形態の変形例２］
次に、第４の実施形態の変形例２について説明する。ただし、第４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１１は第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例２を示す概略図である。
図１１に示す火力発電システム１２２は、発電システム１２３、排ガス中水蒸気回収システム１２４を有する。

第４の実施形態の変形例２（火力発電システム１２２）では、第４の実施形態の変形例１（火力発電システム１２０）に対して、発電システム１１８の空冷復水器３５の代わりに海水冷却復水器５５と海水を取水、循環させるための冷却水循環ポンプ５６が構成されている。

（作用）
次に、第４の実施形態の本変形例２に係る火力発電システムの作用について説明する。以下の点が、第４の実施形態の変形例１と異なる。

低圧蒸気タービン３１にて、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より海水冷却復水器５５に送られる。また、排熱回収ボイラー２７内において、排ガスの流れに対して最下流側にある伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）の上流側（又は、その途中）に設置した排ガス中水蒸気分離システム１２１の水蒸気分離装置２９’にて排ガス温度を下げることなく発電排ガスに含まれる水蒸気の一部を分離後、伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）にて排ガスの温度を下げる。その結果、本実施形態の場合、海水温度が２０℃とすると、２０℃近くまで露点温度を下げられる。水蒸気分離装置２９’にて分離した水蒸気は、水蒸気流路２９ａ’を使って、発電システム１２３内の海水冷却復水器５５に送られる。

また、冷却水循環ポンプ５６にて海水を汲み上げられ、取水管５６ａ、冷却水配管５５ｃを介して海水冷却復水器５５内の冷却管５５ｂに送られ、冷却管５５ｂにて低圧蒸気タービン３１からきた水蒸気と熱交換されて、水蒸気は凝縮、復水され温度が上がった海水は放流管５５ｄより海に放流される。一方、凝縮水はボイラー水給水ポンプ３６にて凝縮水配管５５ａ、ボイラー水供給管３６ａを介して排熱回収ボイラー２７に送られる。海水冷却復水器５５内の圧力は、ほぼ真空（海水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からの排蒸気及び水蒸気分離装置２９’から排ガス中水蒸気が吸引される。ただし、図示していないが、海水冷却復水器５５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。

海水冷却復水器５５内で生成した凝縮水は、凝縮水配管５５ａ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海水冷却復水器５５からボイラー水ブローポンプ３７にて発電システム１２１の外に排出される。

（効果）
次に本変形例２の効果について説明する。以下の点が、第４の実施形態や同変形例１と異なる。

発電規模３００ＭＷのコンバインドサイクル発電の場合、発電システム１１７では、ボイラー水７，８７６ｔ／日が循環し排熱回収ボイラー２７で加熱水蒸気となり、発電用の蒸気低圧蒸気タービン３１、高圧蒸気タービン３２を経た後に空冷式復水器３５にて冷却、復水される。一方、水蒸気分離装置２９’で分離される水蒸気量は、第４の実施形態と同様に約１，０００ｔ／日の水量に相当する水蒸気を凝縮させる。そのため海水冷却復水器５５の凝縮能力を、従来のコンバインドサイクル発電の１３％程度増加させるのみで、排ガス中水蒸気分離システム１２５に排ガスから分離した水蒸気を凝縮させるための凝縮器、純水貯水タンク等を省略でき発電システム全体の簡易化、コストダウンが可能である。その他、第４の実施形態及び同変形例１と同じ効果が得られる。

［第４の実施形態の変形例３］
次に、第４の実施形態の変形例３について説明する。ただし、第４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１２は第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例３を示す概略図である。
図１２に示す火力発電システム１２５は、発電システム１２６、排ガス中水蒸気回収システム１１９を有する。

第４の実施形態の変形例３（火力発電システム１２５）では、第４の実施形態（火力発電システム１１７）に対して、排ガス中水蒸気分離システム１１９にて排ガスに含まれる水蒸気を分離回収し凝縮させた、即ち、空冷凝縮器３８から排出された凝縮水の一部を、ガスタービン発電機において、空気供給ダクト２５ａ途中に噴霧しその気化熱で導入される空気の温度を冷却する噴霧空気冷却装置５８と、凝縮水を噴霧空気冷却装置５８に送る空気冷却水供給ポンプ５７が追加された構成となっている。

（作用）
次に、第４の実施形態の本変形例３に係る火力発電システムの作用について説明する。以下の点が、第４の実施形態と異なる。

発電システム１２６では、排ガス中水蒸気分離システム１１９にて排ガスに含まれる水蒸気を分離回収し凝縮させた、即ち、空冷凝縮器３８から排出された凝縮水の一部を、空気供給ダクト２５ａの途中に設置された噴霧空気冷却装置５８にて大気から取り込まれた空気中に噴霧されて、その気化熱でガスタービンへの供給空気の温度を下げる。その結果、空気密度が大きくなり、空気圧縮機２５に取り込まれる空気量が増加し発電システム１２６の発電量を第４の実施形態の発電システム１１８より増加する。本実施形態では、発電規模３００ＭＷの天然ガスコンバインドサイクル発電とした場合、気温３０℃（湿度７５％）で１５０万Ｎｍ^３／ｈの空気が大気中から取り込まれ、１０ｔ／ｈの凝縮水を噴霧することで吸入空気温度を１０℃程度低下させる。その結果、吸入空気密度が５％程度増加する。２０℃程度に冷却された空気が圧縮機２５に導入され、空気圧縮機２５にて圧縮された空気が圧縮空気供給管２５ｂから供給され、燃料供給管５４ａから供給される燃料と燃焼器５４にて混合されて燃焼される。その燃焼ガスでガスタービン２６を回転させて、その回転エネルギーを発電機３３で電気エネルギーに変換する。

燃焼後の高温排ガスは、ガスタービン２６から排出され排熱回収ボイラー２７に送られる。その他の作用は、第４の実施形態の発電システム１１８の作用と同じである。
（効果）
次に、本変形例３の効果について説明する。以下の点が、第４の実施形態と異なる。

発電システム１２６では、排ガス中水蒸気分離システム１１９にて排ガスに含まれる水蒸気を分離回収し凝縮させた、即ち、空冷凝縮器３８から排出された凝縮水の一部を、空気供給ダクト２５ａに設置された噴霧空気冷却装置５８にて、噴霧することにより、その気化熱で大気から取り込まれる空気の温度を下げ、空気密度を増加させることができる。その結果、空気圧縮機２５に取り込まれる空気量を増加させ発電システム１２６の発電量を第４の実施形態の発電システム１１８より増加させることができ、かつ、取込み空気に水を噴霧させることで排ガス中に含まれる水蒸気量が増加しても、伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）、排ガス煙道２７ａ、煙突３０にて排ガス中の水蒸気を結露させること無く、即ち、排ガス中に含まれるＳＯｘや塩素ガスが結露水に溶解し硫酸や塩酸等になり伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）、排ガス煙道２７ａ、煙突３０を腐食させることを防止できる。また、煙突から排出される排ガスの白煙化を抑制できる。また、排ガス温度を下げることができ、その分、第４の実施形態と同様に発電量が増加する。即ち、本実施形態の場合、伝熱管２７ｄ（低圧節炭器）、排ガス煙道２７ａ、煙突３０にて排ガス中の水蒸気を結露させること無く、また、白煙が発生すること無く、外気温３０℃を２０℃近くまで供給空気を冷却され空気密度および発電量を第４の実施形態より５％程度増加させることができる。

［第４の実施形態の変形例４］
次に、第４の実施形態の変形例４について説明する。ただし、第４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１３は第４の実施形態に係る火力発電システムの構成の変形例４を示す概略図である。
図１３に示す火力発電システム１２６は、発電システム１２７、排ガス中水蒸気回収システム１２８を有する。

第４の実施形態の変形例４（火力発電システム１２６）では、第４の実施形態の変形例２（火力発電システム１２２）に対して、排熱回収ボイラー２７と煙突３０の煙道途中に排ガス中の水蒸気を分離回収する排ガス中水蒸気分離システム１２８を有する様に構成されている。排ガス中水蒸気分離システム１２８は、排熱回収ボイラー２７から排出される排ガスから水蒸気の一部を分離する水蒸気分離装置２９”、排ガスとボイラー水供給配管３８ｃ’にてボイラー供給水と熱交換する熱交換器５９及び熱交換器６０、水蒸気分離装置２９”にて分離した水蒸気を冷却凝縮させる凝縮器３８’を有する。

（作用）
次に、第４の実施形態の本変形例４に係る火力発電システムの作用について説明する。

水蒸気分離装置２９”にて分離された水蒸気は、凝縮器３８’へ送られる。また、水蒸気分離装置２９”にて水蒸気が分離された排ガスは、熱交換器５９を経由して排ガス煙道５９ａへ送られ、煙突３０からそのまま大気中に放出される。凝縮器３８’では、海水冷却復水器５５から排出されたボイラー供給水と熱交換することで、水蒸気分離装置２９”にて分離した水蒸気を冷却凝縮させる。更に、熱交換器６０にてボイラー供給水を加熱する。熱交換器５９と６０との間には熱媒純化ライン５９ｃ、５９ｄが接続されており、ポンプ６１にて熱媒（本実施形態の場合は、熱水）を循環させることで、排ガス中の熱を伝熱管５９ｂおよび伝熱管６０ｂを介してボイラー供給水に移動させて加熱する。その他の構成、作用は、第４の実施形態の変形例２、変形例３と同じである。

（効果）
次に本変形例４の効果について説明する。
従来のコンバインドサイクル発電システム、特に既設の発電プラントに対して、排熱回収ボイラー２７と煙突３０の煙道途中に排ガス中の水蒸気を分離回収する排ガス中水蒸気分離システム１２８を追加することが可能であり、また、熱交換器５９と熱交換器６０は、従来の石炭火力発電の排ガス熱交換器（再加熱）２０７と熱交換器（熱回収）２０４をそのまま或いは一部を改良するのみで、即ち石炭火力発電の排ガス熱交換技術を利用するのみで第２実施形態と同様の効果が得られ、特に発電排ガス熱を有効利用し発電効率を向上させることができる。また、既存の熱交換技術、製品を使えるため、低コストでそれらの効果を実現できる。

以上詳述したように、少なくとも１つの実施形態によれば、排ガス中の水蒸気を不純物が含まれない純水の状態で回収し、しかも、排ガス中の水蒸気回収量のみで当該プラントに必要な水を確保することができる。

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、２８…脱硝装置、４…空気予熱器、５…熱交換器、５’…熱交換器（排ガス熱回収部）、６…電気集塵装置、７…脱硫装置、８…昇圧ファン、９、９’、２９、２９’、２９”…水蒸気分離装置、１０、３０…煙突、１１、３１…低圧蒸気タービン、１２、３２…高圧蒸気タービン、１３、３３…発電機、１４、３５…空冷式復水器、１５、３６…ボイラー水供給ポンプ、１６、３４…昇圧ポンプ、１７、３７…ボイラー水ブローポンプ、１８…ボイラーブロー水貯留タンク、１９…脱硫用水供給ポンプ、２０、４２…用水供給ポンプ、２１、３８…空冷式凝縮器、２２、４０…凝縮水排出ポンプ、２３、３９…水蒸気回収水タンク、２４、４１…ボイラー補給水供給ポンプ、２５…空気圧縮機、２６…ガスタービン、２７…排熱回収ボイラー、３８’…凝縮器、５１…昇圧ファン（ＢＵＦ）、５２…熱交換器、５３…循環ポンプ、５４…燃焼器、５５…復水器、５６…冷却水循環ポンプ、５７…空気冷却水供給ポンプ、５８…噴霧空気冷却装置、５９…ポンプ、６０…熱交換器、１００、１０５、１０６、１１０、１１５、１１７、１２０、１２２、１２５、１２６…火力発電システム、１０１、１０７、１１１、１１８、１２３、１２６、１２７…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、１０８…排ガス中水蒸気回収システム、１００、１０１、１０２…火力発電システム、１１２…排ガス処理システム、１１３…水処理システム、１１４、１１６、１１９、１２１、１２４、１２８…排ガス中水蒸気分離システム。

Claims (20)

1. 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であって、
   前記ボイラーから排出される排ガス中の水蒸気を分離する水蒸気分離装置と、
   前記水蒸気分離装置により分離された水蒸気を凝縮させる凝縮器と、
   を備え、
   前記水蒸気分離装置には予熱された排ガスが供給される、
   発電排ガス中水蒸気回収システム。
2. 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、前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させて復水する復水器と、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であって、
   前記ボイラーから排出される排ガス中の水蒸気を分離する水蒸気分離装置を備え、
   前記水蒸気分離装置は、水蒸気のみを透過する水蒸気分離膜を使って前記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し、
   前記復水器はさらに前記水蒸気分離装置により前記水蒸気分離膜を使って分離された水蒸気を凝縮させる発電排ガス中水蒸気回収システム。
3. 前記凝縮器で凝縮された水は前記ボイラーに供給される請求項１に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
4. 前記復水器で凝縮された水は前記ボイラーに供給される請求項２に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
5. 前記凝縮器は空冷式復水器で実現される請求項１に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
6. 前記復水器は空冷式復水器で実現される請求項２に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
7. 前記水蒸気分離装置は、水蒸気のみを透過する水蒸気分離膜を使って前記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する請求項１、３、５のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
8. 前記水蒸気分離膜は複数本の中空糸膜エレメントで実現され、それぞれの外側に排ガスを通風し、それぞれの内側から水蒸気を回収するように構成されている請求項２、４、６、７のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
9. 前記火力発電システムは前記ボイラーから排出される排ガス中に含まれる硫化物を除去する脱硫装置をさらに有し、
   前記水蒸気分離装置は、前記脱硫装置から排出される排ガス中の水蒸気を分離する請求項１乃至８のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
10. 前記火力発電システムは、前記ボイラーから排出される排ガスの熱を熱源として利用する請求項１乃至９のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
11. 前記ボイラーからの排ガスの温度を下げ、前記ボイラーに供給されるボイラー水を加熱する熱交換器をさらに備えた請求項１乃至１０のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
12. 前記火力発電システムがコンバインドサイクル発電システムであり、前記ボイラーが排熱回収ボイラーであり、前記排熱回収ボイラー内部の伝熱管の一部が低圧節炭器である、請求項１乃至１１のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
13. 前記水蒸気分離装置が、前記排熱回収ボイラー内の前記低圧節炭器の前段又は途中に設けられている請求項１２に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
14. 前記コンバインドサイクル発電システムは、当該コンバインドサイクル発電システムの圧縮機に供給する空気に水を噴霧する噴霧空気冷却装置をさらに備え、
    前記噴霧空気冷却装置に対して凝縮水を供給する空気冷却水供給手段をさらに備えた請求項１２又は１３に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
15. 前記凝縮器は、前記ボイラーへ供給されるボイラー供給水と熱交換することで、前記水蒸気分離装置により分離された水蒸気を冷却凝縮させる請求項１又は３に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
16. 前記水蒸気分離装置から排出される排ガスと前記ボイラーへ供給されるボイラー供給水との間の熱交換を行う熱交換器をさらに備えた請求項１乃至１５のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
17. 前記火力発電システムは、前記ボイラーから排出される排ガスの熱を１００℃以下に下げた上で当該排ガスの熱を熱源として利用する請求項１乃至１６のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システム。
18. 請求項１乃至１７のいずれか１項に記載の発電排ガス中水蒸気回収システムを有する火力発電システム。
19. 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方法であって、
    予熱された排ガスを水蒸気分離装置に供給し、
    前記水蒸気分離装置により、前記ボイラーから排出される排ガス中の水蒸気を分離し、
    凝縮器により、前記水蒸気分離装置により分離された水蒸気を凝縮させる、
    発電排ガス中水蒸気回収方法。
20. 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、前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させて復水する復水器と、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方法であって、
    水蒸気分離装置により、前記ボイラーから排出される排ガス中の水蒸気を分離し、
    前記分離においては、水蒸気のみを透過する水蒸気分離膜を使って前記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し、
    前記復水器により、前記水蒸気分離装置により前記水蒸気分離膜を使って分離された水蒸気を凝縮させる、
    発電排ガス中水蒸気回収方法。