JP6817741B2 - 地熱発電プラント - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、地熱発電プラントに関する。

図１４は、従来の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図１４の地熱発電プラントは、セパレータ１と、除湿装置２と、蒸気タービン３と、発電機４と、復水器５と、復水ポンプ６と、還元水流路７と、復水流路８と、ガス抽出装置９と、封水セパレータ１０と、冷却塔１１と、ファンスタック１２と、冷却水ポンプ１３と、第１冷却水流路１４と、第２冷却水流路１５と、冷却水分岐流路１６と、封水流路１７と、ガス流路１８とを備えている。本プラントでは、地下水がマグマにより熱せられて生じた蒸気と熱水とを含む地熱流体が、発電に利用される。

地熱井戸（生産井）からの地熱流体は、セパレータ１にて蒸気と熱水とに分離される。分離された蒸気は、除湿装置２にて除湿され水滴などを除去された後、蒸気タービン３の蒸気入口３ａから蒸気タービン３内に流入する。蒸気タービン３内で蒸気が膨張して蒸気タービン３を回転させると、蒸気タービン３に接続された発電機４が回転駆動されて発電を行う。蒸気タービン３の排気は、復水器５内で凝縮して地熱水（復水）となる。

蒸気タービン３の排気が低圧になるほど、排気の熱を有効利用できるため、プラントの効率が向上する。よって、蒸気タービン３の排気は、大気圧より低い圧力に保持され、具体的には真空状態に保持される。復水器５内では、蒸気タービン３の排気が冷却水と間接接触することにより冷却されて凝縮し、その真空状態が保持される。凝縮した地熱水は、復水器５から復水流路８に排出され、復水流路８上の復水ポンプ６により昇圧されて還元水流路７に送られる。還元水流路７や復水流路８は、配管などにより構成されている。これは、後述する他の流路についても同様である。

一方、セパレータ１にて分離された熱水は、還元水として還元水流路７に送られ、除湿装置２からの水滴や復水流路８からの復水と合流する。そして、水滴や復水と合流した還元水は、還元水流路７を介して還元井に送られる。

生産井からの地熱流体は、蒸気の他に不凝縮ガスを含有しているが、不凝縮ガスの含有量は、蒸気に対する重量パーセントで０．１％〜１０％と井戸によって異なる（海外では３０重量％の例もある）。不凝縮ガスは復水器５内で凝縮しないので、ガス抽出装置９により復水器５から排出して、復水器５内の圧力の上昇を防止する必要がある。不凝縮ガスの成分は一般的に、約９０％の炭酸ガス（ＣＯ_２）と、５％〜９％の硫化水素ガス（Ｈ_２Ｓ）と、少量のアンモニアガス、メタンガス、および窒素ガスなどであることが多い。

ガス抽出装置９の方式には、蒸気エゼクター方式、液封式真空ポンプ方式、ガスコンプレッサ方式などがある。しかしながら、これらの方式のガス抽出装置９は、蒸気を消費する、低温の封水が必要でポンプ動力を消費する、初期費用が高価である、など一長一短である。複数の方式を最も経済的なように組み合わせて採用するハイブリッド方式を用いることも多い。

図１４では、ガス抽出装置９として液封式真空ポンプが用いられており、復水器５内に溜まった不凝縮ガスが、真空ポンプであるガス抽出装置９により抽出される。ガス抽出装置９内では、偏芯したインペラが回転して封水の液環（リキッドリング）を構成し、偏芯した液環によりガスが圧縮される。

圧縮後のガスは、ガス抽出装置９の出口に設置された封水セパレータ１０にてガスと封水とに分離される。分離された封水は、封水流路１７を介して復水器５に戻され、復水器５にて回収されて復水流路８経由で還元井に送られる。一方、分離されたガスは、ガス流路１８を介して冷却塔１１のファンスタック１２に送られ、ファンスタック１２の近傍または内部に排出され、ファンスタック１２のファンの風速を利用して高空まで運ばれて拡散する。

冷却水ポンプ１３は、第１冷却水流路１４に設けられており、冷却塔１１から排出された冷却水を第１冷却水流路１４を介して復水器５に供給する。復水器５は、蒸気タービン３から排気された蒸気をこの冷却水により間接接触で冷却する。これにより、冷却水の温度が上昇するので、冷却水が第２冷却水流路１５を介して冷却塔１１に送られて冷却される。冷却塔１１にて冷却された冷却水は、再び第１冷却水流路１４から復水器５に供給される。このように、冷却水は、復水器５と冷却塔１１との間を第１および第２冷却水流路１４、１５を介して循環する。なお、第１冷却水流路１４を流れる冷却水の一部は、冷却水分岐流路１６を介してガス抽出装置９に供給される。

冷却塔１１は、蒸発潜熱を利用する湿式冷却塔が経済的なので、湿式を採用することが多い。冷却塔１１内で冷却水が蒸発すると、冷却水の蒸発分に相当する水（河川水など）が冷却塔１１に補給される。ただし、蒸発分に相当する水だけを補給し続けると、河川水に含まれるカルシウムなどの鉱物や塩分が濃縮されて塩水になってしまうため、少量のブローダウンを行う。

本プラントでは、地熱流体から生じた熱水は還元水流路７により還元井に回収しているが、不凝縮ガスはファンスタック１２から高空で拡散させている。不凝縮ガスは濃度を下げて大気に放出されているが、不凝縮ガスが高濃度の硫化水素ガスを含有しているとプラント近傍で硫黄臭がするおそれがある。また、不凝縮ガスの成分の約９０％は炭酸ガスである。よって、地熱発電プラントは、火力発電プラントに比べれば桁違いにＣＯ_２排出量が少ないとは言え、幾分のＣＯ_２を排出している。地熱発電は、自然エネルギーを利用する再生可能エネルギー発電としての期待が大きいため、地球環境のためにはよりクリーンな地熱発電プラントが望まれる。

特許第３１６６０３３号公報 特開平４−３２１７７５号公報

従って、地熱発電プラントで生じた不凝縮ガスを、セパレータ１からの熱水（還元水）に還元水流路７にて混入させて還元井に戻すことが考えられる。しかしながら、還元水流路７を流れる還元水は高圧であるため、還元水に不凝縮ガスを混入させるには、不凝縮ガスを還元水圧力と同等以上の圧力に昇圧する必要がある。

ここで、セパレータ１からの還元水は、一般に高温・高圧の飽和水である。仮に還元水流路７の還元井入口圧力を減圧すると、高温の還元水の配管内気化現象が起きて、還元水流路７の配管が閉塞するおそれがある。そのため、セパレータ１からの還元水は、高圧のまま還元井に戻されている。これが、還元水流路７を流れる還元水が、上述のように高圧である理由である。

そのため、不凝縮ガスを還元水に混入させる場合には不凝縮ガスが昇圧されるが、不凝縮ガスを昇圧するとプラントでの電力消費量が大きくなる。よって、プラントで発電した電力を送電する前に消費して経済的に不利となり、プラントの経済性を悪化させることが問題となる。

そこで、本発明の実施形態は、復水器から抽出されたガスを少ない消費電力で還元井に戻すことが可能な地熱発電プラントを提供することを課題とする。

一の実施形態によれば、地熱発電プラントは、地熱流体を第１の蒸気と第１の水とに分離するセパレータと、前記第１の水を沸騰気化させ、前記第１の水から得られた第２の蒸気と第２の水とを排出する第１の沸騰気化器とを備える。さらに、前記プラントは、前記第１および第２の蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンからの排気を冷却して凝縮させ、前記排気から得られた復水を排出する復水器と、前記第２の水を含む還元水を還元井に搬送する還元水流路とを備える。さらに、前記プラントは、前記復水器からガスを抽出するガス抽出装置と、前記復水器から抽出された前記ガスを前記還元水流路に供給し、前記還元水に混入させるガス流路とを備える。

第１実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第２実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第３実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第４実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第５実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第６実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第７実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第８実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第９実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第１０実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第１１実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第１２実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 第１３実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。 従来の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。図１から図１４において、同一または類似の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

（第１実施形態）
図１は、第１実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図１の地熱発電プラントは、図１４に示す構成要素に加えて、沸騰気化器２１と、除湿装置２２とを備えている。沸騰気化器２１は、第１の沸騰気化器の例である。

生産井からの地熱流体は、セパレータ１にて一次蒸気と一次熱水とに分離される。一次蒸気は第１の蒸気の例であり、一次熱水は第１の水の例である。一次蒸気は、除湿装置２にて除湿され水滴などを除去された後、蒸気タービン３の第１蒸気入口３ａから蒸気タービン３内に流入する。一方、一次熱水は、除湿装置２からの水滴と共に沸騰気化器２１に流入する。沸騰気化器２１は、一次熱水を低圧で沸騰気化させ、一次熱水から低圧・低温の二次蒸気と低圧・低温の二次熱水とを発生させる。二次蒸気は第２の蒸気の例であり、二次熱水は第２の水の例である。

本実施形態の沸騰気化器２１は、一次熱水を０．１〜０．２ＭＰａの圧力で沸騰気化させる。本実施形態では、一次熱水を絶対圧０．１ＭＰａ以上の圧力で沸騰気化させることで、一次熱水中のシリカが析出することを抑制することが可能となる。また、一次熱水を絶対圧０．２ＭＰａ以下の圧力で沸騰気化させることで、ヒートサイクルとして送電出力の最大化を実現しやすくなる。一次熱水の圧力の例は約５ｂａｒａであり、二次熱水の圧力の例は約１．５ｂａｒａである。沸騰気化器２１は、一次熱水から得られた二次蒸気と二次熱水とを排出する。

二次蒸気は、除湿装置２２にて除湿され水滴などを除去された後、蒸気タービン３の第２蒸気入口３ｂから蒸気タービン３内に流入する。第２蒸気入口３ｂは、第１蒸気入口３ａより下流に設けられている。一次蒸気と二次蒸気は、蒸気タービン３内で合流する。

蒸気タービン３内で一次および二次蒸気が膨張して蒸気タービン３を回転させると、蒸気タービン３に接続された発電機４が回転駆動されて発電を行う。本実施形態の蒸気タービン３は、一次蒸気だけでなく二次蒸気も用いて駆動されるため、一次蒸気だけで駆動される場合に比べて発電機４の発電出力を増加させることができる。すなわち、本実施形態によれば、蒸気タービン３を一次蒸気だけで駆動する場合に比べて、地熱流体のエネルギーを有効利用することが可能となる。

蒸気タービン３の排気は、復水器５内で凝縮して地熱水（復水）となる。復水器５内では、蒸気タービン３の排気が冷却水と間接接触することにより冷却されて凝縮する。凝縮した地熱水は、復水器５から復水流路８に排出され、復水流路８上の復水ポンプ６により昇圧されて還元水流路７に送られる。

一方、二次熱水は、還元水として還元水流路７に送られ、除湿装置２２からの水滴や復水流路８からの復水と合流する。そして、水滴や復水と合流した還元水は、還元水流路７を介して還元井に送られる。

生産井からの地熱蒸気は、蒸気の他に不凝縮ガスを含有しているが、不凝縮ガスは復水器５内で凝縮しない。そのため、ガス抽出装置９は、復水器５内の圧力の上昇を防止するために、復水器５から不凝縮ガスを抽出する。ガス抽出装置９内では、偏芯したインペラが回転して封水の液環を構成し、偏芯した液環によりガスが圧縮される。

圧縮後のガスは、ガス抽出装置９の出口に設置された封水セパレータ１０にてガスと封水とに分離される。分離された封水は、封水流路１７を介して復水器５に戻され、復水器５にて回収されて復水流路８経由で還元井に送られる。一方、分離されたガスは、ガス抽出装置９により還元水圧力と同等以上の圧力に昇圧され、ガス流路１８を介して還元水流路７に送られる。

このように、ガス抽出装置９から排出された不凝縮ガスは、冷却塔１１のファンスタック１２ではなく還元水流路７に送られる。本実施形態の還元水圧力（二次熱水の圧力）は約１．５ｂａｒａであるため、不凝縮ガスも約１．５ｂａｒａまで昇圧される。よって、本実施形態によれば、還元水流路７を流れる還元水に不凝縮ガスを混入させることが可能となる。その結果、不凝縮ガスは、還元水と共に還元井に戻される。

冷却水ポンプ１３は、冷却塔１１から排出された冷却水を第１冷却水流路１４を介して復水器５に供給する。復水器５は、蒸気タービン３からの排気を冷却水により間接接触で冷却する。これにより、冷却水の温度が上昇するので、冷却水が第２冷却水流路１５を介して冷却塔１１に送られて冷却される。このように、冷却水は、復水器５と冷却塔１１との間を第１および第２冷却水流路１４、１５を介して循環する。なお、第１冷却水流路１４を流れる冷却水の一部は、冷却水分岐流路１６を介してガス抽出装置９に供給される。

本実施形態の冷却塔１１は、湿式冷却塔である。冷却塔１１内で冷却水が蒸発すると、冷却水の蒸発分に相当する水（河川水など）が冷却塔１１に補給される。この水は補給水と呼ばれる。

以上のように、本実施形態の地熱発電プラントは、一次熱水を沸騰気化させ、一次熱水から低圧・低温の二次蒸気と低圧・低温の二次熱水とを発生させる沸騰気化器２１を備えており、蒸気タービン３が一次蒸気と二次蒸気により駆動される。よって、本実施形態によれば、蒸気タービン３を一次蒸気だけで駆動する場合に比べて、地熱流体のエネルギーを有効利用することが可能となる。

その結果、本実施形態の還元水は、一次熱水ではなく、一次熱水よりも低圧・低温の二次熱水となる。仮に還元水が一次熱水であるとすると、還元水に不凝縮ガスを混入させるためには、不凝縮ガスを約５ｂａｒａまで昇圧する必要がある。しかしながら、本実施形態の還元水は二次熱水であるため、還元水に不凝縮ガスを混入させるためには、不凝縮ガスを約１．５ｂａｒａまで昇圧すれば十分である。よって、還元水に不凝縮ガスを混入させるための電力消費量を低減し、地熱発電プラントの送電電力を増加させることが可能となる。

従って、本実施形態によれば、還元水を一次熱水から二次熱水に置き換え、かつ、二次蒸気を発電に利用することで、復水器５から抽出された不凝縮ガスを少ない消費電力で還元井に戻すことが可能となる。本実施形態によれば、硫化水素ガスや炭酸ガスを含む不凝縮ガスをファンスタック１２から放出しないゼロエミッションの地熱発電プラントを実現することが可能となる。

（第２実施形態）
図２は、第２実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図２の地熱発電プラントは、図１に示す構成要素に加えて、冷却水分岐流路２３を備えている。

本実施形態では、復水器５から排出された復水が、復水流路８を介して第２冷却水流路１５に送られ、冷却水に混入されている。よって、復水は冷却水と共に冷却塔１１に送られる。

通常、復水器５における復水の発生量は、冷却塔１１における冷却水の蒸発量よりも多い。よって、本実施形態によれば、冷却塔１１の運転を補給水を用いずに継続することが可能となる。これは、補給水の確保が難しい地熱発電プラントに効果的である。冷却水の蒸発量を超える余剰の復水は、冷却水ポンプ１３の出口圧力を利用して冷却水分岐流路２３から還元水流路７に送られる。

一方、復水器５で発生する復水には、不凝縮ガスの成分がわずかに溶解している。そのため、本実施形態では、不凝縮ガスの成分が冷却水に混入する。しかしながら、一般に水は、加熱されると外部に含有気体を放出し、冷却されると外部から気体を取り込む性質を有する。よって、冷却水が冷却塔１１内で冷却される際に、冷却水から不凝縮ガスの成分が放出される量は少なく、不凝縮ガスの成分の多くは冷却水分岐流路２３から還元水流路７に送られることとなる。

なお、第１実施形態では、復水は還元水流路７に送られるため、復水に含まれる不凝縮ガスの成分が冷却水に混入することは回避される。

（第３実施形態）
図３は、第３実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図３の地熱発電プラントでは、図１の冷却塔１１が乾式冷却塔３１に置き換えられ、図１の冷却水分岐流路１６が間接接触式冷却器３２と、封水循環ポンプ３３と、封水分岐流路３４とに置き換えられている。

乾式冷却塔３１では、冷却水と空気との間の熱交換が、冷却水と空気との間接接触により行われる。そのため、冷却水が乾式冷却塔３１内で蒸発により失われることを回避することができる。よって、本実施形態によれば、乾式冷却塔３１の運転を補給水を用いずに継続することが可能となる。これは、補給水の確保が難しい地熱発電プラントに効果的である。

よって、ガス抽出装置９は、冷却水を消費せずに動作することが望ましい。そのため、間接接触式冷却器３２は、第１冷却水流路１４から冷却水を取り込み、封水流路１７を流れる封水を冷却水との間接接触により冷却し、第２冷却水流路１５に冷却水を戻す。冷却された封水の一部は、封水循環ポンプ３３により封水分岐流路３４を介しガス抽出装置９に供給される。このように、本実施形態のガス抽出装置９は、冷却水の代わりに封水を用いて動作する。

ここで、第１実施形態と第３実施形態とを比較する。第１実施形態の地熱発電プラントは、ファンスタック１２から不凝縮ガスを放出していないものの、湿式冷却塔１１から水蒸気を排出している。一方、本実施形態の地熱発電プラントは、ファンスタック１２から不凝縮ガスを放出しないだけでなく、乾式冷却塔３１から水蒸気も排出しない。よって、本実施形態によれば、水蒸気をも放出しない完全ゼロエミッションの地熱発電プラントを実現することが可能となる。

一般に、都会の高層ビルの屋上には湿式冷却塔が設置されて水蒸気を排出しているのに対し、家庭用エアコンの室外機は乾式であり水蒸気を排出しない。本実施形態によれば、後者の場合と同様の効果を得ることができる。

（第４実施形態）
図４は、第４実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図４の地熱発電プラントでは、図３の間接接触式冷却器３２がラジエター３５に置き換えられ、図３の復水器５が空冷復水器３６と、電動ファン３７とに置き換えられている。また、図４の地熱発電プラントでは、図３の乾式冷却塔３１、ファンスタック１２、冷却水ポンプ１３、第１冷却水流路１４、第２冷却水流路１５、および冷却水分岐流路１６が除去されている。

蒸気タービン３の排気は、空冷復水器３６にて空冷されて復水となり、復水流路８を介して還元水流路７に送られる。空冷復水器３６の冷却空気は、電動ファン３７により通風される。また、封水流路１７を流れる封水は、ラジエター３５により冷却される。

本実施形態によれば、第３実施形態と同様に、不凝縮ガスも水蒸気も放出しない完全ゼロエミッションの地熱発電プラントを実現することが可能となる。

（第５実施形態）
図５は、第５実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図５の地熱発電プラントでは、図１の復水器５と、復水ポンプ６と、冷却水ポンプ１３が、直接接触式復水器３８と、ホットウェルポンプ３９と、冷却水ポンプ４０に置き換えられている。

蒸気タービン３の排気は、直接接触式復水器３８にて冷却水との直接接触により冷却される。その結果、蒸気タービン３の排気が復水に変化し、復水は復水器３８内で冷却水と混合される。復水と混合された冷却水は、ホットウェルポンプ３９により第２冷却水流路１５を介して冷却塔１１に送られる。湿式である冷却塔１１では、冷却水の一部が蒸発して潜熱を奪う効果により冷却水が冷却される。冷却塔１１内で冷却された冷却水は、復水器３８の真空に引かれてポンプを使用することなく第１冷却水流路１４から復水器３８に送られ、冷却水として再利用される。

通常、復水器３８における復水の発生量は、冷却塔１１における冷却水の蒸発量よりも多い。よって、本実施形態によれば、冷却塔１１の運転を補給水を用いずに継続することが可能となる。これは、補給水の確保が難しい地熱発電プラントに効果的である。冷却水の蒸発量を超える余剰の復水は、ホットウェルポンプ３９より下流の第２冷却水流路１５から復水流路８を介して還元水流路７に送られる。なお、第１冷却水流路１４を流れる冷却水の一部は、冷却水ポンプ４０により冷却水分岐流路１６を介してガス抽出装置９に供給される。

（第６実施形態）
図６は、第６実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図６の地熱発電プラントは、図１に示す構成要素に加えて、沸騰気化器４１と、除湿装置４２とを備えている。沸騰気化器４１は、第２の沸騰気化器の例である。

生産井からの地熱流体は、セパレータ１にて一次蒸気と一次熱水とに分離される。一次蒸気は第１の蒸気の例であり、一次熱水は第１の水の例である。一次蒸気は、除湿装置２にて除湿され水滴などを除去された後、蒸気タービン３の第１蒸気入口３ａから蒸気タービン３内に流入する。一方、一次熱水は、沸騰気化器２１に流入する前に、除湿装置２からの水滴と共に沸騰気化器４１に流入する。沸騰気化器４１は、一次熱水を低圧（ただし沸騰気化器４１内よりも高圧）で沸騰気化させ、一次熱水から低圧・低温の中間蒸気と低圧・低温の中間熱水とを発生させる。中間蒸気は第３の蒸気の例であり、中間熱水は第３の水の例である。

中間蒸気は、除湿装置４２にて除湿され水滴などを除去された後、蒸気タービン３の第３蒸気入口３ｃから蒸気タービン３内に流入する。第３蒸気入口３ｃは、第１蒸気入口３ａより下流に設けられている。一方、中間熱水は、除湿装置４２からの水滴と共に沸騰気化器２１に流入する。沸騰気化器２１は、中間熱水を低圧で沸騰気化させ、中間熱水から低圧・低温の二次蒸気と低圧・低温の二次熱水とを発生させる。二次蒸気は第２の蒸気の例であり、二次熱水は第２の水の例である。

二次蒸気は、除湿装置２２にて除湿され水滴などを除去された後、蒸気タービン３の第２蒸気入口３ｂから蒸気タービン３内に流入する。第２蒸気入口３ｂは、第３蒸気入口３ｃより下流に設けられている。一次蒸気、二次蒸気、および中間蒸気は、蒸気タービン３内で合流する。

本実施形態の沸騰気化器４１、２１はそれぞれ、一次熱水と中間熱水を０．１〜０．２ＭＰａの圧力で沸騰気化させる。本実施形態では、これらの熱水を絶対圧０．１ＭＰａ以上の圧力で沸騰気化させることで、これらの熱水中のシリカが析出することを抑制することが可能となる。また、これらの熱水を絶対圧０．２ＭＰａ以下の圧力で沸騰気化させることで、ヒートサイクルとして送電出力の最大化を実現しやすくなる。二次熱水の圧力の例は約１．５ｂａｒａである。

蒸気タービン３内で一次、二次、および中間蒸気が膨張して蒸気タービン３を回転させると、蒸気タービン３に接続された発電機４が回転駆動されて発電を行う。本実施形態の蒸気タービン３は、一次および二次蒸気だけでなく中間蒸気も用いて駆動されるため、一次および二次蒸気だけで駆動される場合に比べて発電機４の発電出力を増加させることができる。すなわち、本実施形態によれば、蒸気タービン３を一次および二次蒸気だけで駆動する場合に比べて、地熱流体のエネルギーを有効利用することが可能となる。

なお、セパレータ１に流入する地熱流体の圧力が充分に高い場合には、セパレータ１と沸騰気化器２１との間に、Ｎ台の沸騰気化器４１と、Ｎ台の除湿装置４２とを設けてもよい（Ｎは２以上の整数）。この場合、蒸気タービン３には、Ｎ＋２個の蒸気入口が設けられることとなる。

（第７実施形態）
図７は、第７実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図７の地熱発電プラントでは、図１の還元水流路７と、復水流路８が、第１還元水流路４３と、第２還元水流路４４に置き換えられている。第１還元水流路４３は第１流路の例であり、第２還元水流路４４は第２流路の例である。

沸騰気化器２１内で発生した二次熱水は、還元水として第１還元水流路４３に送られ、除湿装置２２からの水滴と合流する。そして、水滴と合流した還元水は、第１還元水流路４３を介して復水器５に送られ、復水器５内で冷却水により冷却される。その結果、還元水の温度と圧力が低下する。

復水器５内で冷却された還元水は、復水器５内で復水と混合され、第２還元水流路４４に排出される。復水と混合された還元水は、第２還元水流路４４にてガス流路１８からの不凝縮ガスと合流した後、第２還元水流路４４を介して不凝縮ガスと共に還元井に送られる。

本実施形態によれば、還元水の温度と圧力をより低下させることで、不凝縮ガスの昇圧に要する電力を低減することが可能となり、地熱発電プラントの電力消費量を低減することが可能となる。

（第８実施形態）
図８は、第８実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図８の地熱発電プラントでは、図７の地熱発電プラントから沸騰気化器２１と除湿装置２２とが除去されている。よって、セパレータ１にて分離された一次熱水は、還元水として第１還元水流路４３に送られ、除湿装置２からの水滴と合流する。そして、水滴と合流した還元水は、第１還元水流路４３を介して復水器５に送られ、復水器５内で冷却水により冷却される。その結果、還元水の温度と圧力が低下する。

第１〜第７実施形態の地熱発電プラントでは、還元水の圧力を低下させるために、沸騰気化器２１を使用している。しかしながら、生産井からの地熱流体によっては、もともと地熱流体のエネルギーが低い場合もあるため、セパレータ１で分離された一次熱水の圧力が低くなっている場合がある。このような場合は、沸騰気化器２１を使用せず、還元水を復水器５内で冷却および減圧するだけで、還元水の圧力を、抽出された不凝縮ガスを混入可能な圧力とすることができる。よって、本実施形態によれば、沸騰気化器２１を使用せずに還元水に不凝縮ガスを混入させることが可能となり、地熱発電プラントの電力消費量を低減することが可能となる。

なお、第７および第８実施形態では、第１実施形態の地熱発電プラントの構成に第１および第２還元水流路４３、４４を適用しているが、代わりに第２〜第６実施形態の地熱発電プラントの構成に第１および第２還元水流路４３、４４を適用してもよい。

（第９実施形態）
図９は、第９実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図９の地熱発電プラントでは、図１の還元水流路７が、第１還元水流路４３と、第２還元水流路４４と、フラッシュタンク４５とに置き換えられている。フラッシュタンク４５は、沈殿部の例である。

生産井によっては、地熱流体のシリカ含有濃度が高い場合がある。還元水のシリカ含有濃度が高くかつ温度が低いと、還元水中に溶解していたシリカが析出しやすくなる。その結果、第１および第２還元水流路４３、４４の配管や還元井の内壁にシリカが付着して、配管や還元井が閉塞する可能性がある。よって、本実施形態では、シリカの析出対策としてフラッシュタンク４５を設けている。

沸騰気化器２１内で発生した二次熱水は、還元水として第１還元水流路４３に送られ、除湿装置２２からの水滴と合流する。そして、水滴と合流した還元水は、第１還元水流路４３を介してフラッシュタンク４５に流入する。

フラッシュタンク４５は、還元水を低圧で沸騰気化させることで、還元水中のシリカを析出させて沈殿させる。図９は、フラッシュタンク４５の底部に層状に沈殿したシリカ沈殿物４５ａを示している。本実施形態のフラッシュタンク４５は、還元水の圧力を大気圧程度に減圧し、かつ還元水の温度を飽和温度である約１００℃以下まで低下させることで、還元水中のシリカを積極的に析出させて沈殿させる。

本実施形態では、フラッシュタンク４５に溜まった還元水の上澄みが、静水頭またはポンプアップによりフラッシュタンク４５から排出され、第２還元水流路４４に送られる。還元水の上澄みを排出することで、還元水にシリカ沈殿物が混入することを抑制することができる。なお、還元水の上澄みの取水位置は、できるだけ還元水の水面に近い方がよいが、シリカ沈殿物の混入を十分に抑制できれば還元水の水面から離れていてもよい。

本実施形態では、復水器５から排出された復水が、復水流路８を介してフラッシュタンク４５に流入する。よって、フラッシュタンク４５から第２還元水流路４４には、復水を含む還元水が排出される。フラッシュタンク４５から排出された還元水は、第２還元水流路４４にてガス流路１８からの不凝縮ガスと合流した後、第２還元水流路４４を介して不凝縮ガスと共に還元井に送られる。

本実施形態によれば、還元水の温度と圧力をより低下させることで、不凝縮ガスの昇圧に要する電力を低減することが可能となり、地熱発電プラントの電力消費量を低減することが可能となる。

（第１０実施形態）
図１０は、第１０実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図１０の地熱発電プラントでは、図９の地熱発電プラントから沸騰気化器２１と除湿装置２２とが除去されている。よって、セパレータ１にて分離された一次熱水は、還元水として第１還元水流路４３に送られ、除湿装置２からの水滴と合流する。そして、水滴と合流した還元水は、第１還元水流路４３を介してフラッシュタンク４５に送られ、低圧で沸騰気化する。その結果、還元水中のシリカが析出して沈殿する。

第１〜第７および第９実施形態の地熱発電プラントでは、還元水の圧力を低下させるために、沸騰気化器２１を使用している。しかしながら、本実施形態では、第９実施形態と同様に還元水をフラッシュタンク４５内で冷却および減圧することから、沸騰気化器２１を使用しない構成を採用している。よって、本実施形態によれば、沸騰気化器２１を使用せずに還元水に不凝縮ガスを混入させることが可能となり、地熱発電プラントの電力消費量を低減することが可能となる。

なお、第９および第１０実施形態では、第１実施形態の地熱発電プラントの構成にフラッシュタンク４５を適用しているが、代わりに第２〜第６実施形態の地熱発電プラントの構成にフラッシュタンク４５を適用してもよい。

また、第９および第１０実施形態のフラッシュタンク４５は、還元水中のシリカを析出させて沈殿させる還元水水槽や還元水池に置き換えてもよい。還元水水槽や還元水池も、沈殿部の例である。

（第１１実施形態）
図１１は、第１１実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図１１の地熱発電プラントでは、図１の地熱発電プラントからセパレータ１と、沸騰気化器２１と、除湿装置２２が除去されている。

生産井によっては、地熱流体があまり熱水を含まず、地熱流体の熱水含有率が低く蒸気含有率が高い場合がある。このような地熱流体は、蒸気卓越型と呼ばれる。この場合、地熱流体をセパレータ１により蒸気と熱水とに分離する必要性は低い。よって、本実施形態の地熱流体は、セパレータ１を介さずに除湿装置２に導入されている。

除湿装置２は、地熱流体を除湿して地熱流体から水滴を除去し、水滴が除去された蒸気を排出する。この蒸気は、蒸気タービン３の第１蒸気入口３ａから蒸気タービン３内に流入し、蒸気タービン３を回転させる。一方、除湿により得られた水滴は、還元水として還元水流路７に送られ、復水流路８からの復水と合流する。そして、復水と合流した還元水は、還元水流路７を介して還元井に送られる。

この還元水は、大部分は復水からなるため、比較的低圧である。よって、本実施形態では、ガス流路１８からの不凝縮ガスを、還元水流路７を流れる還元水に混入させ、還元水と共に還元井に戻すことができる。

本実施形態によれば、地熱流体が蒸気卓越型の場合に、不凝縮ガスを少ない消費電力で還元井に戻せる地熱発電プラントを簡単な構成で実現することが可能となる。

（第１２実施形態）
図１２は、第１２実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図１２の地熱発電プラントは、図１１に示す構成要素に加えて、弁４６と、ダンプコンデンサ４７とを備えている。

弁４６の例は、除湿装置２と蒸気タービン３との間の主蒸気配管の分岐部分に設けられたバネ式安全弁やバネ式逃し弁である。通常、主蒸気配管などの圧力配管には、配管内の圧力が最高使用圧力を超えたときに全開して配管を保護するバネ式安全弁と、配管内の圧力が常用圧力を超えたときに少しずつ開いて圧力を常用圧力に制御するバネ式逃がし弁が設けられている。圧力配管にバネ式安全弁とバネ式逃し弁の両方を設ける代わりに、これらの弁の機能を兼ねる逃がし安全弁を圧力配管に設ける場合もある。本実施形態では、弁４６はこの逃がし安全弁であるとする。

通常、弁４６を通過した蒸気は大気中に放出される。一方、本実施形態の弁４６を通過した蒸気は、ダンプコンデンサ４７に送られる。ダンプコンデンサ４７は、第１冷却水流路１４から冷却水を取り込み、弁４６からの蒸気を冷却水との間接接触により冷却し、第２冷却水流路１５に冷却水を戻す。ダンプコンデンサ４７は、この蒸気を冷却により凝縮させ、凝縮により生じた水（復水）を復水器５内に回収する。ダンプコンデンサ４７からの水は、復水器５内の復水に混入される。

一方、ダンプコンデンサ４７では、蒸気から水の他に不凝縮ガスが生じる。本実施形態では、この不凝縮ガスをガス抽出装置９に送り、復水器５からの不凝縮ガスと合流させるが、ガス抽出装置９に並列に設置された別系統のガス抽出装置に送ってもよい。ガス抽出装置９または別系統のガス抽出装置から排出された不凝縮ガスは、ガス流路１８を介して還元水流路７に送られ、還元水に混入される。

本実施形態によれば、弁４６からの蒸気を大気中に放出せずにダンプコンデンサ４７等により回収することで、よりクリーンな地熱発電プラントを実現することが可能となる。

（第１３実施形態）
図１３は、第１３実施形態の地熱発電プラントの構成を示す模式図である。

図１３の地熱発電プラントでは、図１２の地熱発電プラントからダンプコンデンサ４７が除去されている。そして、弁４６を通過した蒸気は、復水器５に導入され、復水器５内で蒸気タービン３の排気に混入される。その結果、この蒸気が蒸気タービン３の排気と同様に凝縮して地熱水（復水）となり、復水器５から復水流路８に排出される。一方、この蒸気や蒸気タービン３の排気から生じた不凝縮ガスは、ガス抽出装置９により復水器５から抽出される。

本実施形態によれば、弁４６からの蒸気を大気中に放出せずに復水器５により回収することで、よりクリーンな地熱発電プラントを実現することが可能となる。

なお、第１１〜第１３実施形態では、第１実施形態の地熱発電プラントにセパレータレスの構成を適用しているが、代わりに第２〜第６実施形態の地熱発電プラントにセパレータレスの構成を適用してもよい。

以上、いくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規なプラントは、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明したプラントの形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。添付の特許請求の範囲およびこれに均等な範囲は、発明の範囲や要旨に含まれるこのような形態や変形例を含むように意図されている。

１：セパレータ、２：除湿装置、３：蒸気タービン、
３ａ：第１蒸気入口、３ｂ：第２蒸気入口、３ｃ：第３蒸気入口、
４：発電機、５：復水器、６：復水ポンプ、７：還元水流路、８：復水流路、
９：ガス抽出装置、１０：封水セパレータ、１１：冷却塔、１２：ファンスタック、
１３：冷却水ポンプ、１４：第１冷却水流路、１５：第２冷却水流路、
１６：冷却水分岐流路、１７：封水流路、１８：ガス流路、
２１：沸騰気化器、２２：除湿装置、２３：冷却水分岐流路、
３１：乾式冷却塔、３２：間接接触式冷却器、３３：封水循環ポンプ、
３４：封水分岐流路、３５：ラジエター、３６：空冷復水器、
３７：電動ファン、３８：直接接触式復水器、３９：ホットウェルポンプ、
４０：冷却水ポンプ、４１：沸騰気化器、４２：除湿装置、
４３：第１還元水流路、４４：第２還元水流路、４５：フラッシュタンク、
４５ａ：シリカ沈殿物、４６：弁、４７：ダンプコンデンサ

Claims (1)

1. 地熱流体を第１の蒸気と第１の水とに分離するセパレータと、
   前記第１の蒸気により駆動される蒸気タービンと、
   前記蒸気タービンからの排気を冷却して凝縮させ、前記排気から得られた復水を排出する復水器と、
   前記第１の水を含む第１の還元水を減圧して、前記第１の還元水中のシリカを析出させて沈殿させる沈殿部と、
   前記還元水を還元井に搬送する還元水流路であって、前記還元水を前記沈殿部に供給する第１流路と、前記沈殿部に溜まった前記第１の還元水の上澄みであって前記第１の還元水よりも低圧になった第２の還元水を排出して前記還元井に搬送する第２流路と、を備える還元水流路と、
   前記復水器からガスを抽出するガス抽出装置と、
   前記復水器から抽出された前記ガスを前記第２流路に供給し、前記還元水に混入させるガス流路と、
   を備える地熱発電プラント。