WO2016035297A1 - ガスタービン設備 - Google Patents

ガスタービン設備 Download PDF

Info

Publication number
WO2016035297A1
WO2016035297A1 PCT/JP2015/004326 JP2015004326W WO2016035297A1 WO 2016035297 A1 WO2016035297 A1 WO 2016035297A1 JP 2015004326 W JP2015004326 W JP 2015004326W WO 2016035297 A1 WO2016035297 A1 WO 2016035297A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
carbon dioxide
mixed fluid
separator
gas turbine
gas
Prior art date
Application number
PCT/JP2015/004326
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
祥範 秋山
健一 嘉手苅
高橋　武雄
敦夫 木下
斎藤　隆
Original Assignee
株式会社 東芝
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社 東芝 filed Critical 株式会社 東芝
Publication of WO2016035297A1 publication Critical patent/WO2016035297A1/ja

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/60—Simultaneously removing sulfur oxides and nitrogen oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/42—Treatment of water, waste water, or sewage by ion-exchange
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/08—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases

Definitions

  • Embodiments of the present invention relate to gas turbine equipment.
  • the combustion reaction between fuel and oxygen occurs in carbon dioxide in a supercritical state, and combustion gas containing carbon dioxide and water vapor is generated.
  • a high-temperature mixed fluid in which carbon dioxide and water vapor are mixed is supplied from the combustor to the turbine, and the turbine is driven.
  • the mixed fluid discharged from the turbine as exhaust gas is sequentially cooled in a heat exchanger and a cooler, and then separated into carbon dioxide gas and liquid phase water in which carbon dioxide is dissolved in a brackish water separator.
  • the carbon dioxide gas separated by the brackish water separator is pressurized to a supercritical state by a compressor, a pump, and the like, and then supplied to the heat exchanger.
  • heat exchanger heat exchange is performed between carbon dioxide, which is a supercritical fluid, and the mixed fluid discharged from the turbine. Then, the supercritical carbon dioxide heated by the heat exchange is supplied to the combustor. In the combustor, combustion gas is generated by burning fuel in the heated supercritical carbon dioxide. As described above, the mixed fluid containing the combustion gas is supplied to the turbine as a working medium.
  • the fuel supplied to the combustor in the gas turbine facility includes incombustible substances such as sulfur compounds in addition to combustible substances such as hydrocarbons (methane and the like).
  • the oxygen supplied as an oxidant to the combustor is one that has been separated from the atmosphere at a high concentration by an air separation device, but contains impurities such as nitrogen (N 2 ). For this reason, impurities such as sulfur oxide (SOx) and nitrogen oxide (NOx) may be contained in the combustion gas generated in the combustor.
  • the combustion gas may contain impurities such as carbon monoxide due to incomplete combustion.
  • solid impurities such as rust and scale may accumulate in the flow path through which the working medium flows in the gas turbine equipment.
  • the problem to be solved by the present invention is to provide a gas turbine facility capable of suppressing the occurrence of reduction in efficiency, equipment deterioration, equipment damage, and the like due to impurities. .
  • the gas turbine equipment of the embodiment includes a combustor, a turbine, a heat exchanger, a cooler, a separator, and a pressurizing unit.
  • a combustor produces
  • the turbine is driven by a mixed fluid supplied from a combustor.
  • the mixed fluid discharged from the turbine passes through the heat exchanger.
  • the cooler cools the mixed fluid that has passed through the heat exchanger.
  • the separator separates the mixed fluid cooled by the cooler into carbon dioxide gas and liquid phase water in which carbon dioxide is dissolved.
  • the pressurizing unit pressurizes the carbon dioxide gas supplied from the separator so as to be in a supercritical state, and supplies it to the heat exchanger.
  • heat exchanger heat exchange is performed between the carbon dioxide pressurized in the pressurizing unit and the mixed fluid discharged from the turbine, and the carbon dioxide subjected to the heat exchange is in a supercritical state in the combustor.
  • the separator is configured to remove impurities from the mixed fluid.
  • FIG. 1 is a system diagram schematically showing the gas turbine equipment according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a separator in the gas turbine equipment according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a system diagram schematically showing a gas turbine facility according to a modification of the first embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating a separator in a gas turbine facility according to a modification of the first embodiment.
  • FIG. 5 is a system diagram schematically showing the gas turbine equipment according to the second embodiment.
  • FIG. 6 is a system diagram schematically showing the gas turbine equipment according to the third embodiment.
  • FIG. 1 is a system diagram schematically showing the gas turbine equipment according to the first embodiment.
  • each part which comprises gas turbine equipment is shown typically, and the fluid which flows through each part which comprises gas turbine equipment is shown using the solid line arrow.
  • the gas turbine equipment 1 includes a combustor 10, a turbine 20, a heat exchanger 30, a cooler 40, a separator 50, a compressor 60 (pressurizing unit), and a distributor. 70, a carbon dioxide separator 80, a solid impurity removing device 81, a water quality treatment device 82, and a water quality management device 83. Each part is formed using a metal material.
  • the gas turbine equipment 1 of the present embodiment is a supercritical carbon dioxide circulation power generation system, and uses a part of the exhaust gas discharged from the turbine 20 by circulating it as a working medium.
  • the combustor 10 is supplied with fuel F1 and oxygen F2.
  • the fuel F1 is, for example, natural gas and contains a hydrocarbon such as methane as a combustible gas.
  • the fuel F1 may be coal gasification gas or the like.
  • the oxygen F2 separated from the atmosphere using an air separation device (not shown) is supplied to the combustor 10, for example.
  • Each of the fuel F1 and the oxygen F2 is supplied to the combustor 10 after the flow rate is adjusted by a flow rate adjusting valve (not shown).
  • the combustor 10 is supplied with carbon dioxide F30b in a supercritical state heated by the heat exchanger 30.
  • a combustion reaction between the fuel F1 and the oxygen F2 occurs in the heated supercritical carbon dioxide F30b, and a combustion gas containing carbon dioxide and water vapor is generated.
  • a high-temperature mixed fluid F10 in which carbon dioxide and water vapor are mixed is supplied from the combustor 10 to the turbine 20.
  • Turbine 20 The turbine 20 is driven when the mixed fluid F ⁇ b> 10 is supplied from the combustor 10. Specifically, in the turbine 20, a turbine rotor (not shown) is accommodated in a casing (not shown), and the supplied mixed fluid F10 expands and performs work in the casing. The turbine rotor rotates. In the turbine 20, a rotating shaft of a generator (not shown) is connected to the turbine rotor, and the generator is driven by the rotation of the turbine rotor to generate power.
  • the low-pressure mixed fluid F20 in which carbon dioxide and water vapor are mixed is discharged from the turbine 20 to the heat exchanger 30 as exhaust gas.
  • Heat exchanger 30 The mixed fluid F20 discharged from the turbine 20 as exhaust gas flows into the heat exchanger 30. At the same time, one carbon dioxide F70b distributed by the distributor 70 out of the carbon dioxide F60 pressurized so as to be in a supercritical state in the compressor 60 flows into the heat exchanger 30. In the heat exchanger 30, heat exchange is performed between the mixed fluid F ⁇ b> 20 supplied from the turbine 20 and the carbon dioxide F ⁇ b> 70 b supplied from the distributor 70.
  • the mixed fluid F20 supplied from the turbine 20 is cooled in the heat exchanger 30 and flows out from the heat exchanger 30 to the cooler 40 as a low-temperature mixed fluid F30a.
  • the carbon dioxide F70b supplied from the distributor 70 is heated in the heat exchanger 30 and flows out from the heat exchanger 30 to the combustor 10 as high-temperature supercritical carbon dioxide F30b.
  • Cooler 40 The cooler 40 cools the mixed fluid F30a supplied from the heat exchanger 30. Specifically, in the cooler 40, the mixed fluid F30a flows from the heat exchanger 30, and the mixed fluid F30a is cooled by heat exchange with a cooling medium (not shown). Thereby, the water vapor contained in the mixed fluid F30a is condensed into liquid phase water.
  • a mixed fluid F40 gas-liquid two-phase fluid containing carbon dioxide gas and liquid phase water flows out from the cooler 40 to the separator 50.
  • the separator 50 separates the mixed fluid F40 (gas-liquid two-phase fluid) supplied from the cooler 40 into carbon dioxide gas F50a and liquid phase water F50b in which carbon dioxide is dissolved.
  • the separator 50 is, for example, a brackish water separator (separator).
  • the separator 50 is configured to remove impurities from the mixed fluid F40 supplied from the cooler 40.
  • Compressor 60 pressure unit
  • the compressor 60 pressurizes the carbon dioxide gas F50a supplied from the separator 50.
  • the compressor 60 performs pressurization so that the supplied carbon dioxide gas F50a is in a supercritical state.
  • the compressor 60 is, for example, a centrifugal compressor.
  • the carbon dioxide F60 in the supercritical state flows out from the compressor 60 to the distributor 70.
  • A-7 Distributor 70 The distributor 70 distributes the supercritical carbon dioxide F60 supplied from the compressor 60.
  • the distributor 70 discharges a part of the carbon dioxide F60 supplied from the compressor 60 to the outside.
  • the amount of carbon dioxide F70a discharged from the distributor 70 to the outside corresponds to the amount of carbon dioxide generated in the combustor.
  • the remaining carbon dioxide F70b is supplied to the heat exchanger 30.
  • the carbon dioxide F70b is heated in the heat exchanger 30 and flows out from the heat exchanger 30 to the combustor 10 as high-temperature supercritical carbon dioxide F30b.
  • Carbon dioxide separator 80 The carbon dioxide separator 80 is supplied with liquid phase water F50b in which carbon dioxide is dissolved from the separator 50. Then, the carbon dioxide separator 80 separates the liquid phase water F50b into the carbon dioxide gas F80a and the liquid phase water F80b from which carbon dioxide has been removed.
  • the carbon dioxide separator 80 is, for example, a flasher.
  • the carbon dioxide gas F80a separated by the carbon dioxide separator 80 is supplied to the combustor 10 together with the carbon dioxide gas F50a separated by the separator 50.
  • the liquid phase water F80b separated by the carbon dioxide separator 80 is supplied to the solid impurity removing device 81.
  • Solid impurity removing device 81 removes solid impurities from the liquid phase water F80b discharged from the carbon dioxide separator 80. Specifically, the solid impurity removing device 81 has a filter (not shown), allows the liquid phase water F80b to pass through the filter, and captures solid impurities contained in the liquid phase water F80b. Solid impurities are removed from the phase water F80b.
  • the liquid phase water F81 from which the solid impurities are removed by the solid impurity removing device 81 flows out to the water quality treatment device 82.
  • Water quality treatment device 82 performs a process of removing sulfur oxide (SOx) and nitrogen oxide (NOx) for the liquid phase water F81 supplied from the solid impurity removal device 81.
  • the sulfur oxide is removed by an ion exchange method. Specifically, sulfur dioxide (SO 2 ) and water react to generate sulfurous acid (H 2 SO 3 ), and sulfur trioxide (SO 3 ) and water react to generate sulfuric acid (H 2 SO 4 ). Is done. Then, sulfurous acid (H 2 SO 3 ) is removed by, for example, an ion exchange method.
  • the water quality treatment apparatus 82 removes nitrogen oxides by, for example, an ion exchange method. Specifically, nitric acid (HNO 3 ) and nitrous acid (HNO 2 ) are generated by the reaction between nitrogen dioxide (NO 2) and water. The nitrate nitrogen in the form of nitric acid is removed using, for example, an ion exchange resin.
  • Water quality management device 83 manages the liquid phase water F82 supplied from the water quality treatment device 82.
  • the water quality management device 83 includes a sensor (not shown) and a calculator (not shown).
  • the sensor detects the concentration of impurities such as solid impurities, sulfur oxides, and nitrogen oxides in the liquid phase water F82, and outputs a detection signal.
  • the computing unit determines whether or not the impurity concentration of the liquid phase water F82 is equal to or less than a preset value.
  • the arithmetic unit issues an alarm from the alarm device, for example, by operating an alarm device (not shown). From this alarm, it can be seen that an operation for replacing the filter, the ion exchange resin, or the like is necessary.
  • FIG. 2 is a diagram showing a separator in the gas turbine equipment according to the first embodiment.
  • FIG. 2 schematically shows the configuration of the separator 50.
  • the configuration of the separator shown in FIG. 2 is an example, and other configurations may be used.
  • the separator 50 includes a container 51, a first porous plate portion 52, a second porous plate portion 53, a first spraying portion 54, and a second spraying portion 55.
  • a container 51 a container 51, a first porous plate portion 52, a second porous plate portion 53, a first spraying portion 54, and a second spraying portion 55.
  • the container 51 has a trunk portion 510, an upper plate portion 511, and a bottom plate portion 512, and a supply port 51A, an exhaust port 51B, and a drain port 51C are formed.
  • the trunk portion 510 is cylindrical and has a central axis along the vertical direction, and a supply port 51A is formed.
  • the upper plate portion 511 is provided on the upper side of the trunk portion 510, and an exhaust port 51B is formed.
  • the bottom plate portion 512 is provided on the lower side of the trunk portion 510, and a drain port 51C is formed.
  • the interior of the container 51 is subjected to a corrosion resistance treatment, for example, by installing a lining, performing a corrosion resistant coating, using a corrosion resistant material, or neutralizing.
  • a corrosion resistance treatment for example, by installing a lining, performing a corrosion resistant coating, using a corrosion resistant material, or neutralizing.
  • a corrosion resistant material for example, rubber lining or polyethylene lining is performed.
  • the anti-corrosion coating for example, polytetrafluoroethylene (such as Teflon (registered trademark)) is coated.
  • stainless steel such as SUS304 is used.
  • neutralization treatment neutralization treatment using an alkaline aqueous solution such as a sodium hydroxide aqueous solution is performed.
  • the first perforated plate portion 52 is disposed between the upper plate portion 511 and the bottom plate portion 512 inside the container 51, and is fixed to the inner peripheral surface of the trunk portion 510.
  • the first perforated plate portion 52 includes a perforated plate and is located above the supply port 51A.
  • the second porous plate portion 53 is disposed between the upper plate portion 511 and the bottom plate portion 512 inside the container 51, and is formed on the inner peripheral surface of the trunk portion 510. It is fixed.
  • the second perforated plate portion 53 includes a perforated plate and is located above the first perforated plate portion 52.
  • the first spray unit 54 includes a spray, and is disposed between the first perforated plate portion 52 and the second perforated plate portion 53 inside the container 51.
  • the second spray unit 55 includes a spray, like the first spray unit 54, and is disposed below the second perforated plate unit 53 inside the container 51.
  • a mixed fluid F40 gas-liquid two-phase fluid (see FIG. 1) is supplied into the container 51 through the supply port 51A.
  • the mixed fluid F40 gas-liquid two-phase fluid
  • the carbon dioxide gas F50a moves upward through the first porous plate portion 52 and the second porous plate portion 53 in the inside of the container 51.
  • the carbon dioxide gas F50a is discharged from the inside of the container 51 to the outside through the exhaust port 51B.
  • the liquid phase water F50b in which carbon dioxide is dissolved moves downward in the container 51 and is stored in the lower part of the container 51. Then, the liquid phase water F50b is discharged from the inside of the container 51 to the outside through the drain port 51C.
  • pure water F5 is sprayed from the first spray section 54 inside the container 51.
  • the pure water F5 sprayed by the first spraying part 54 moves downward through the first porous plate part 52 and the second porous plate part 53 in order inside the container 51.
  • the sprayed pure water F5 dissolves sulfur oxides and nitrogen oxides present inside the container 51.
  • the sprayed pure water F5 is mixed into the liquid phase water F50b accumulated in the lower part of the container 51.
  • the liquid phase water F50b accumulated in the lower part of the container 51 is sprayed from the second spray unit 55 inside the container 51.
  • the liquid phase water F50b accumulated in the lower part of the container 51 is supplied to the second spray unit 55 via the pump P50 and sprayed from the second spray unit 55.
  • the liquid phase water F50b sprayed by the second spray part 55 moves downward through the second porous plate part 53 inside the container 51.
  • the sprayed liquid phase water F50b dissolves sulfur oxides and nitrogen oxides present inside the container 51.
  • the sprayed liquid phase water F50b is mixed into the liquid phase water F50b accumulated in the lower part of the container 51.
  • the separator 50 sprays and circulates the separated liquid phase water F50b inside the container 51 to which the mixed fluid F40 (gas-liquid two-phase fluid) is supplied from the cooler 40.
  • the combustor 10 is configured to remove sulfur oxides and nitrogen oxides generated by combustion.
  • the gas turbine equipment 1 of the present embodiment circulates and uses a part of the exhaust gas discharged from the turbine 20 as a working medium.
  • a high-temperature mixed fluid F20 in which carbon dioxide and water vapor are mixed is supplied from the combustor 10 to the turbine 20 and the turbine 20 is driven.
  • the mixed fluid F20 discharged from the turbine 20 as exhaust gas is sequentially cooled in the heat exchanger 30 and the cooler 40, and then in the separator 50, the carbon dioxide gas F50a and the liquid phase water F50b in which carbon dioxide is dissolved. And separated.
  • the liquid phase water F50b in which carbon dioxide is dissolved is separated in a carbon dioxide separator 80 into carbon dioxide gas F80a and liquid phase water F80b from which carbon dioxide has been removed.
  • the carbon dioxide gas F50a separated by the separator 50 and the carbon dioxide gas F80a separated by the carbon dioxide separator 80 are merged and pressurized by the compressor 60 so as to be in a supercritical state. After that, it is supplied to the heat exchanger 30 via the distributor 70.
  • heat exchanger 30 heat exchange is performed between the carbon dioxide F70b, which is a supercritical fluid, and the mixed fluid F20 discharged from the turbine 20.
  • the supercritical carbon dioxide F30b heated by the heat exchange is supplied to the combustor 10.
  • the fuel F1 is burned in the heated supercritical carbon dioxide F30b, thereby generating combustion gas.
  • the mixed fluid F10 containing the combustion gas is supplied to the turbine 20 as a working medium.
  • the separator 50 is configured to remove impurities from the mixed fluid F40 cooled by the cooler 40 in addition to performing gas-liquid separation.
  • the separator 50 scatters and circulates the separated liquid phase water F50b inside the container 51 to which the mixed fluid F40 is supplied, thereby oxidizing sulfur produced by combustion in the combustor 10. And nitrogen oxides are removed from the mixed fluid F40.
  • the gas turbine equipment 1 of the present embodiment can suppress an increase in the ratio of sulfur oxides and nitrogen oxides in the working medium, such as a reduction in efficiency, equipment deterioration, equipment damage, and the like. Can be prevented from occurring.
  • the gas turbine equipment 1 of the present embodiment can effectively reduce the amount of carbon dioxide discharged to the outside.
  • the solid impurity removal device 81 removes solid impurities from the liquid phase water F80b separated by the carbon dioxide separation device 80.
  • the liquid phase water F80b separated by the carbon dioxide separator 80 is supplied to the water quality treatment device 82 via the solid impurity removal device 81, and the water quality treatment device 82 is sulfur with respect to the liquid phase water F80b. A treatment for removing oxide and nitrogen oxide is performed.
  • the liquid phase water F80b separated by the carbon dioxide separator 80 is supplied to the water quality management device 83 via the solid impurity removal device 81 and the water quality treatment device 82, and the water quality management device 83 Liquid phase water F80b is managed. For this reason, the gas turbine equipment 1 of the present embodiment can suppress an increase in the ratio of solid impurities, sulfur oxides, and nitrogen oxides in the working medium. It is possible to prevent the equipment from being damaged.
  • FIG. 3 is a system diagram schematically showing a gas turbine facility according to a modification of the first embodiment.
  • each part constituting the gas turbine equipment is schematically shown, and the fluid flowing through each part constituting the gas turbine equipment is indicated by solid line arrows.
  • both the cooler 40B and the pump 61 may be interposed between the compressor 60 and the distributor 70.
  • the cooler 40B cools the carbon dioxide F60 pressurized by the compressor 60.
  • the pump 61 boosts the carbon dioxide F40B cooled by the cooler 40B.
  • the pump 61 boosts the carbon dioxide F60 whose pressure is lower than the critical pressure so that the pressure becomes equal to or higher than the critical pressure. Then, the carbon dioxide F 61 whose pressure has been increased by the pump 61 is supplied to the distributor 70.
  • the water quality management device 83 has been described with respect to the case where the arithmetic unit (not shown) issues an alarm by operating the alarm device (not shown), but is not limited thereto.
  • the water quality management device 83 operates the switching valve (not shown) according to the result of the computing unit judging whether or not the impurity concentration of the liquid phase water F82 is equal to or less than a preset value. You may be comprised so that the flow path of the liquid phase water F82 may be switched.
  • the flow path is switched so as to discharge the liquid phase water F83a having a low impurity concentration to the outside.
  • the flow path is switched so that the liquid phase water F83b having a high impurity concentration is merged upstream of the solid impurity removing device 81. That is, the liquid phase water F83b having a high impurity concentration is sequentially passed through the solid impurity removing device 81 and the water quality treatment device 82 and circulated.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating a separator in a gas turbine facility according to a modification of the first embodiment.
  • FIG. 4 schematically shows the configuration of the separator 50 as in FIG.
  • the separator 50 may be configured to agitate the separated liquid phase water F ⁇ b> 50 b inside the container 51. That is, the separator 50 may be provided with the stirrer 57.
  • the stirrer 57 has a stirring rod 571 and a stirring blade 572.
  • the stirrer 57 has a stirring blade 572 fixed to one end side of the stirring rod 571.
  • the stirrer 57 rotates the stirring rod 571 by a rotation mechanism (not shown), thereby rotating the stirring blade 572 inside the container 51 to stir the liquid phase water F50b.
  • solid impurities such as rust and metal strips
  • the solid impurities can be easily discharged to the outside of the container 51.
  • FIG. 5 is a system diagram schematically showing the gas turbine equipment according to the second embodiment.
  • each part which comprises gas turbine equipment is typically shown, and the fluid which flows through each part which comprises gas turbine equipment is shown using the solid line arrow.
  • the gas turbine equipment 1b of this embodiment includes a combustor 10, a turbine 20, a heat exchanger 30, a cooler 40, a separator 50, and a compressor 60 (pressurizing unit). And a distributor 70.
  • the gas turbine equipment 1b of the present embodiment differs from the carbon dioxide separator 80, the solid impurity removal device 81, the water quality treatment device 82, The water quality management device 83 is not provided.
  • the gas turbine equipment 1b of the present embodiment includes a filter 91, an oxidation treatment unit 92, and a desulfurization and denitration device 93. This embodiment is the same as the case of the first embodiment except for the above points and related points. For this reason, in the present embodiment, the description overlapping with the case of the first embodiment is omitted as appropriate.
  • the filter 91 is configured to remove solid impurities (such as rust) contained as impurities in the mixed fluid F30a supplied from the heat exchanger 30.
  • the filter 91 is a metal filter, and removes solid impurities from the mixed fluid F30a by capturing solid impurities contained in the mixed fluid F30a when the mixed fluid F30a passes through. . Then, the mixed fluid F91 from which solid impurities have been removed by the filter 91 flows out to the oxidation treatment unit 92.
  • the oxidation treatment unit 92 has an oxidation catalyst and is configured to oxidize carbon monoxide contained as an impurity in the mixed fluid F91 supplied from the filter 91.
  • the oxidation catalyst is, for example, a noble metal catalyst such as ruthenium (Ru).
  • Ru ruthenium
  • the desulfurization and denitration apparatus 93 removes sulfur oxides and nitrogen oxides contained as impurities in the mixed fluid F92 supplied from the oxidation treatment unit 92.
  • the desulfurization denitration apparatus 93 is configured to remove sulfur oxides by, for example, a wet lime gypsum method.
  • the desulfurization and denitration apparatus 93 is configured to remove nitrogen oxides by, for example, an ammonia selective catalytic reduction method. Then, the mixed fluid F93 from which sulfur oxides and nitrogen oxides have been removed by the desulfurization denitration apparatus 93 flows out to the cooler 40.
  • the mixed fluid F93 that has passed through the desulfurization and denitrification apparatus 93 is cooled in the cooler 40, and then separated in the separator 50 into carbon dioxide gas F50a and liquid phase water F50b in which carbon dioxide is dissolved.
  • the liquid phase water F50b separated by the separator 50 is discharged to the outside of the gas turbine equipment 1b.
  • the carbon dioxide gas F50a separated by the separator 50 is pressurized so as to be in a supercritical state by the compressor 60 and then supplied to the heat exchanger 30 via the distributor 70. .
  • heat exchanger 30 heat exchange is performed between the carbon dioxide F70b, which is a supercritical fluid, and the mixed fluid F20 discharged from the turbine 20.
  • the supercritical carbon dioxide F30b heated by heat exchange in the heat exchanger 30 is supplied to the combustor 10.
  • the fuel F1 is combusted in the heated supercritical carbon dioxide F30b to generate combustion gas, and the mixed fluid F10 containing the combustion gas is supplied to the turbine 20 as a working medium.
  • the desulfurization denitration apparatus 93 may be arranged at a position other than the above position.
  • a denitration apparatus (not shown) that removes nitrogen oxides by an ammonia selective catalytic reduction method is generally treated at a temperature of about 350 ° C., for example, the heat exchanger 30 It may be arranged in the channel in the middle of the.
  • FIG. 6 is a system diagram schematically showing the gas turbine equipment according to the third embodiment.
  • each part constituting the gas turbine equipment is schematically shown, and the fluid flowing through each part constituting the gas turbine equipment is indicated by solid line arrows.
  • the flow of the electric signal is indicated by using a dashed-dotted arrow.
  • the gas turbine equipment 1c of the present embodiment is similar to the second embodiment in the combustor 10, the turbine 20, the heat exchanger 30, the cooler 40, and the separator 50. And a compressor 60 (pressurizing unit) and a distributor 70.
  • the gas turbine equipment 1c of this embodiment includes a filter 91, an oxidation treatment unit 92, and a desulfurization / denitration device 93, as in the case of the second embodiment.
  • the gas turbine equipment 1c of this embodiment is provided with a plurality of desulfurization and denitration devices 93.
  • a plurality of valves V93 are provided, and a sensor 94 and a control unit 95 are further provided.
  • This embodiment is the same as the case of the second embodiment except for the above points and related points. For this reason, in this embodiment, the description overlapping with the case of the second embodiment is omitted as appropriate.
  • each of the plurality of desulfurization and denitration apparatuses 93 is configured to generate sulfur oxides and nitrogen oxides contained as impurities in the mixed fluid F92 supplied from the oxidation treatment unit 92, as in the second embodiment. Configured to remove.
  • the first desulfurization denitration apparatus 93 ⁇ / b> A, the second desulfurization denitration apparatus 93 ⁇ / b> B, and the third desulfurization denitration apparatus 93 ⁇ / b> C are installed as the desulfurization denitration apparatus 93.
  • the first desulfurization denitration apparatus 93A, the second desulfurization denitration apparatus 93B, and the third desulfurization denitration apparatus 93C are arranged in parallel with each other in the flow path of the mixed fluid F92 supplied from the oxidation treatment unit 92. It is installed as follows.
  • each of the plurality of valves V93 is provided at a position upstream of each of the plurality of desulfurization and denitration apparatuses 93.
  • the first valve V93A, the second valve V93B, and the third valve V93C are respectively upstream of the first desulfurization denitration apparatus 93A, the second desulfurization denitration apparatus 93B, and the third desulfurization denitration apparatus 93C.
  • Each is installed.
  • the opening / closing operation of each of the first valve V93A, the second valve V93B, and the third valve V93C is controlled based on the control signal S95 output from the control unit 95.
  • the sensor 94 detects the concentration of impurities such as sulfur oxides and nitrogen oxides in the mixed fluid F93 that has passed through the desulfurization and denitration device 93. Then, the sensor 94 outputs a detection signal S94 to the control unit 95 based on the detection result.
  • the mixed fluid F94 that has passed through the sensor 94 flows out to the cooler 40 and flows through each part in the same manner as in the second embodiment.
  • the control unit 95 includes an arithmetic unit, and outputs a control signal S95 based on the detection signal S94 output from the sensor 94, thereby opening one of the plurality of valves V93, Keep other valves closed.
  • the controller 95 determines whether or not the impurity concentration of the mixed fluid F93 that has passed through the desulfurization denitration apparatus 93 is equal to or less than a preset value. To do. Then, the control unit 95 sequentially selects and opens one of the plurality of valves V93 by outputting a control signal S95 to each of the plurality of valves V93 according to the determination result.
  • control unit 95 presets the impurity concentration of the mixed fluid F93 that has passed through one desulfurization / denitration device 93 when the one desulfurization / denitration device 93 is opened among the plurality of desulfurization / denitration devices 93.
  • the mixed fluid F92 supplied from the oxidation treatment unit 92 is switched so as to pass through another desulfurization denitration apparatus 93.
  • control unit 95 first opens the first valve V93A and closes the second valve V93B and the third valve V93C, whereby the mixed fluid supplied from the oxidation processing unit 92 is supplied. Control is performed so that F92 passes through the first desulfurization denitration apparatus 93A. In this state, when it is determined that the impurity concentration of the mixed fluid F93 that has passed through the first desulfurization denitration apparatus 93A exceeds a preset value, the control unit 95 closes the first valve V93A and the second valve V93B is opened.
  • the control unit 95 switches the state where the mixed fluid F92 passes through the first desulfurization denitration device 93A to the state where the mixed fluid F92 passes through the second desulfurization denitration device 93B.
  • the control unit 95 closes the second valve V93B, and The valve V93C is opened.
  • the control unit 95 switches the state where the mixed fluid F92 passes through the second desulfurization denitration device 93B to the state where the mixed fluid F92 passes through the third desulfurization denitration device 93C. In this way, the control unit 95 sequentially switches between the first desulfurization denitration apparatus 93A, the second desulfurization denitration apparatus 93B, and the third desulfurization denitration apparatus 93C.
  • the sensor 94 that has a plurality of desulfurization and denitration devices 93 and detects sulfur oxides and nitrogen oxides contained in the mixed fluid F93 that has passed through the desulfurization and denitration devices 93 is provided.
  • the several desulfurization denitration apparatus 93 can be switched and utilized.
  • it is possible to effectively suppress an increase in the ratio of impurities in the working medium, and it is possible to prevent a decrease in efficiency, equipment deterioration, equipment damage, and the like. is there. Along with this, it is possible to easily realize a long life of the equipment.
  • the desulfurization and denitration apparatus 93 (93A to 93C) is arranged downstream of the oxidation treatment unit 92 has been described, but the present invention is not limited to this.
  • the desulfurization and denitration apparatus 93 (93A to 93C) may be disposed at a position other than the above position.
  • a denitration apparatus (not shown) that removes nitrogen oxides by an ammonia selective catalytic reduction method is generally treated at a temperature of about 350 ° C.
  • the heat exchanger 30 may be disposed in the flow path in the middle.
  • water quality management device 91 ... filter, 92 ... oxidation treatment 93, desulfurization denitration apparatus, 93A ... first desulfurization denitration apparatus, 93B ... second desulfurization denitration apparatus, 93C ... third desulfurization denitration apparatus, 94 ... sensor, 95 ... control unit, 510 ... trunk, 511 ... upper plate Part, 512 ... bottom plate part, 571 ... De, 572 ... stirring blade, V93 ... valve, V93A ... first valve, V93B ... second valve, V93C ... third valve.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)

Abstract

　効率の低下、機器の劣化、および、機器の損傷等が発生することを抑制可能な、ガスタービン設備を提供する。実施形態のガスタービン設備は、燃焼器とタービンと熱交換器と冷却器と分離器と加圧部とを有する。熱交換器は、タービンから排出された混合流体が通過し、冷却器は、熱交換器を通過した混合流体を冷却する。分離器は、冷却器で冷却された混合流体を、二酸化炭素ガスと、二酸化炭素が溶存した液相水とに分離する。加圧部は、分離器から供給された二酸化炭素ガスを超臨界状態になるように加圧して、熱交換器へ供給する。熱交換器では、加圧部において加圧された二酸化炭素と、タービンから排出された混合流体との間において熱交換が行なわれ、その熱交換が行なわれた二酸化炭素が超臨界状態で燃焼器に供給される。また、分離器は、混合流体から不純物を除去するように構成されている。

Description

ガスタービン設備
　本発明の実施形態は、ガスタービン設備に関する。
　ガスタービン設備においては、タービンから排出された排気ガスの一部を作動媒体として循環させて利用する技術が提案されている（たとえば、特許文献１，２参照）。
　具体的には、上記のガスタービン設備では、燃焼器において、燃料と酸素との燃焼反応が超臨界状態の二酸化炭素中で生じ、二酸化炭素と水蒸気とを含む燃焼ガスが生成される。そして、二酸化炭素と水蒸気とが混合した高温な混合流体が、燃焼器からタービンへ供給されて、タービンが駆動する。タービンから排気ガスとして排出された混合流体は、たとえば、熱交換器と冷却器とにおいて順次冷却された後に、汽水分離器において、二酸化炭素ガスと、二酸化炭素が溶存した液相水とに分離される。そして、汽水分離器で分離された二酸化炭素ガスは、圧縮器、ポンプなどによって超臨界状態になるように加圧された後に、熱交換器に供給される。熱交換器では、超臨界流体である二酸化炭素と、タービンから排出された混合流体との間において熱交換が行なわれる。そして、その熱交換によって加熱された超臨界状態の二酸化炭素が、燃焼器に供給される。燃焼器では、その加熱された超臨界状態の二酸化炭素中において燃料が燃焼されることによって、燃焼ガスが生成される。そして、上述したように、その燃焼ガスを含む混合流体がタービンに作動媒体として供給される。
　上記のガスタービン設備では、燃焼器で生成された二酸化炭素に相当する量の二酸化炭素が、作動媒体の流路から外部に排出される。そして、ガスタービン設備において外部に排出されずに残った二酸化炭素は、作動媒体の流路を循環する。
特開２０１０－１８０８６８号公報 特開２０１１－２０２６６８号公報
　ガスタービン設備において燃焼器に供給される燃料には、炭化水素（メタンなど）などの可燃性物質の他に、硫黄化合物などの不燃性物質が含まれる。また、燃焼器に酸化剤として供給される酸素は、空気分離装置によって大気から高濃度に分離されたものが用いられるが、窒素（Ｎ２）などの不純物を含む。このため、燃焼器で生成される燃焼ガスにおいては、硫黄酸化物（ＳＯｘ）、窒素酸化物（ＮＯｘ）などの不純物が、含有する場合がある。また、燃焼ガスにおいては、不完全燃焼によって、一酸化炭素などの不純物が含有する場合がある。その他、ガスタービン設備において作動媒体が流れる流路には、錆やスケールなどの固体不純物が堆積する場合がある。
　上述したように、上記のガスタービン設備においては、タービンから排気ガスとして排出された混合流体の一部が作動媒体の流路を循環する。このため、上述した不純物の割合が作動媒体において増加し、効率の低下、機器の劣化、および、機器の損傷等が発生する場合がある。
　したがって、本発明が解決しようとする課題は、不純物に起因して、効率の低下、機器の劣化、および、機器の損傷等が発生することを抑制可能な、ガスタービン設備を提供することである。
　実施形態のガスタービン設備は、燃焼器とタービンと熱交換器と冷却器と分離器と加圧部とを有する。燃焼器は、燃料を燃焼させることによって燃焼ガスを生成し、二酸化炭素と水蒸気とを含む混合流体を排出する。タービンは、燃焼器から混合流体が供給されることによって駆動する。熱交換器は、タービンから排出された混合流体が通過する。冷却器は、熱交換器を通過した混合流体を冷却する。分離器は、冷却器で冷却された混合流体を、二酸化炭素ガスと、二酸化炭素が溶存した液相水とに分離する。加圧部は、分離器から供給された二酸化炭素ガスを超臨界状態になるように加圧して、熱交換器へ供給する。熱交換器では、加圧部において加圧された二酸化炭素と、タービンから排出された混合流体との間において熱交換が行なわれ、その熱交換が行われた二酸化炭素が超臨界状態で燃焼器に供給される。また、分離器は、混合流体から不純物を除去するように構成されている。
図１は、第１実施形態に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。 図２は、第１実施形態に係るガスタービン設備において、分離器を示す図である。 図３は、第１実施形態の変形例に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。 図４は、第１実施形態の変形例に係るガスタービン設備において、分離器を示す図である。 図５は、第２実施形態に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。 図６は、第３実施形態に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。
　実施形態について、図面を参照して説明する。
＜第１実施形態＞
［Ａ］ガスタービン設備１の構成
　図１は、第１実施形態に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。図１においては、ガスタービン設備を構成する各部を模式的に示すと共に、ガスタービン設備を構成する各部を流れる流体について、実線の矢印を用いて示している。
　図１に示すように、ガスタービン設備１は、燃焼器１０と、タービン２０と、熱交換器３０と、冷却器４０と、分離器５０と、圧縮器６０（加圧部）と、分配器７０と、二酸化炭素分離装置８０と、固形不純物除去装置８１と、水質処理装置８２と、水質管理装置８３とを有する。各部は金属材料を用いて形成されている。
　詳細については後述するが、本実施形態のガスタービン設備１は、超臨界二酸化炭素循環発電システムであって、タービン２０から排出された排気ガスの一部を作動媒体として循環させて利用する。
　ガスタービン設備１を構成する各部について順次説明する。
［Ａ－１］燃焼器１０
　燃焼器１０は、燃料Ｆ１と酸素Ｆ２とが供給される。燃料Ｆ１は、例えば、天然ガスであって、メタンなどの炭化水素を可燃性ガスとして含有する。燃料Ｆ１は、石炭ガス化ガス等でもよい。酸素Ｆ２は、たとえば、空気分離装置（図示省略）を用いて大気から分離されたものが、燃焼器１０に供給される。燃料Ｆ１および酸素Ｆ２のそれぞれは、流量調整弁（図示省略）によって流量が調整されて、燃焼器１０に供給される。
　この他に、燃焼器１０は、熱交換器３０で加熱された超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂが供給される。そして、燃焼器１０では、その加熱された超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂ中において、燃料Ｆ１と酸素Ｆ２との間の燃焼反応が生じ、二酸化炭素と水蒸気とを含む燃焼ガスが生成される。
　そして、二酸化炭素と水蒸気とが混合した高温な混合流体Ｆ１０が、燃焼器１０からタービン２０へ供給される。
［Ａ－２］タービン２０
　タービン２０は、燃焼器１０から混合流体Ｆ１０が供給されることによって駆動する。具体的には、タービン２０は、ケーシング（図示省略）の内部にタービンロータ（図示省略）が収容されており、ケーシングの内部において、その供給された混合流体Ｆ１０が膨張して仕事を行うことによって、タービンロータが回転する。タービン２０は、タービンロータに発電機（図示省略）の回転軸が連結されており、タービンロータの回転によって発電機が駆動し、発電が行われる。
　そして、二酸化炭素と水蒸気とが混合した低圧な混合流体Ｆ２０が、タービン２０から排気ガスとして熱交換器３０へ排出される。
［Ａ－３］熱交換器３０
　熱交換器３０は、タービン２０から排気ガスとして排出された混合流体Ｆ２０が流入する。これと共に、熱交換器３０は、圧縮器６０において超臨界状態になるように加圧された二酸化炭素Ｆ６０のうち、分配器７０によって分配された一方の二酸化炭素Ｆ７０ｂが流入する。そして、熱交換器３０では、タービン２０から供給された混合流体Ｆ２０と、分配器７０から供給された二酸化炭素Ｆ７０ｂとの間において、熱交換が行われる。
　タービン２０から供給された混合流体Ｆ２０は、熱交換器３０において冷却され、低温な混合流体Ｆ３０ａとして熱交換器３０から冷却器４０に流出する。この一方で、分配器７０から供給された二酸化炭素Ｆ７０ｂは、熱交換器３０において加熱され、高温な超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂとして、熱交換器３０から燃焼器１０に流出する。
［Ａ－４］冷却器４０、
　冷却器４０は、熱交換器３０から供給された混合流体Ｆ３０ａを冷却する。具体的には、冷却器４０においては、熱交換器３０から混合流体Ｆ３０ａが流入し、その混合流体Ｆ３０ａが冷却媒体（図示省略）との熱交換によって冷却される。これにより、混合流体Ｆ３０ａに含まれる水蒸気が凝縮されて、液相水になる。
　そして、二酸化炭素ガスと液相水とを含む混合流体Ｆ４０（気液二相流体）が、冷却器４０から分離器５０へ流出する。
［Ａ－５］分離器５０
　分離器５０は、冷却器４０から供給された混合流体Ｆ４０（気液二相流体）を、二酸化炭素ガスＦ５０ａと、二酸化炭素が溶存した液相水Ｆ５０ｂとに分離する。分離器５０は、たとえば、汽水分離器（セパレータ）である。
　詳細については後述するが、分離器５０は、冷却器４０から供給された混合流体Ｆ４０から不純物を除去するように構成されている。
［Ａ－６］圧縮器６０（加圧部）
　圧縮器６０は、分離器５０から供給された二酸化炭素ガスＦ５０ａを加圧する。ここでは、圧縮器６０は、その供給された二酸化炭素ガスＦ５０ａが超臨界状態になるように加圧を行う。圧縮器６０は、たとえば、遠心圧縮器である。
　そして、超臨界状態の二酸化炭素Ｆ６０が圧縮器６０から分配器７０へ流出する。
［Ａ－７］分配器７０
　分配器７０は、圧縮器６０から供給された超臨界状態の二酸化炭素Ｆ６０を分配する。
　具体的には、分配器７０は、圧縮器６０から供給された二酸化炭素Ｆ６０の一部を外部に排出する。分配器７０から外部へ排出される二酸化炭素Ｆ７０ａの量は、燃焼器で生成される二酸化炭素の量に相当する。この一方で、圧縮器６０から供給された二酸化炭素Ｆ６０のうち、残りの二酸化炭素Ｆ７０ｂは、熱交換器３０へ供給される。上述したように、その二酸化炭素Ｆ７０ｂは、熱交換器３０において加熱され、高温な超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂとして、熱交換器３０から燃焼器１０に流出する。
［Ａ－８］二酸化炭素分離装置８０
　二酸化炭素分離装置８０は、二酸化炭素が溶存した液相水Ｆ５０ｂが、分離器５０から供給される。そして、二酸化炭素分離装置８０は、その液相水Ｆ５０ｂを、二酸化炭素ガスＦ８０ａと、二酸化炭素が除去された液相水Ｆ８０ｂとに分離する。二酸化炭素分離装置８０は、たとえば、フラッシャである。
　二酸化炭素分離装置８０で分離された二酸化炭素ガスＦ８０ａは、分離器５０で分離された二酸化炭素ガスＦ５０ａと共に、燃焼器１０に供給される。この一方で、二酸化炭素分離装置８０で分離された液相水Ｆ８０ｂは、固形不純物除去装置８１に供給される。
［Ａ－９］固形不純物除去装置８１
　固形不純物除去装置８１は、二酸化炭素分離装置８０から排出された液相水Ｆ８０ｂから固形の不純物を除去する。具体的には、固形不純物除去装置８１は、フィルタ（図示省略）を有し、液相水Ｆ８０ｂをフィルタに通過させ、液相水Ｆ８０ｂに含まれる固形の不純物をフィルタが捕捉することによって、液相水Ｆ８０ｂから固形の不純物を除去する。
　そして、固形不純物除去装置８１で固形の不純物が除去された液相水Ｆ８１は、水質処理装置８２に流出する。
［Ａ－１０］水質処理装置８２
　水質処理装置８２は、固形不純物除去装置８１から供給された液相水Ｆ８１について、硫黄酸化物（ＳＯｘ）および窒素酸化物（ＮＯｘ）を除去する処理を行う。
　水質処理装置８２では、たとえば、イオン交換法によって、硫黄酸化物の除去を行う。具体的には、二酸化硫黄（ＳＯ２）と水との反応によって亜硫酸（Ｈ２ＳＯ３）が生成され、三酸化硫黄（ＳＯ３）と水との反応によって硫酸（Ｈ２ＳＯ４）が生成される。そして、亜硫酸（Ｈ２ＳＯ３）について、たとえば、イオン交換法によって除去される。これ同様に、水質処理装置８２では、たとえば、イオン交換法によって、窒素酸化物の除去を行う。具体的には、二酸化窒素（ＮＯ２）と水との反応によって硝酸（ＨＮＯ３）と亜硝酸（ＨＮＯ２）が生成される。そして、硝酸の形になっている硝酸性窒素は、たとえば、イオン交換樹脂を用いて除去される。
　そして、水質処理装置８２で硫黄酸化物および窒素酸化物が除去された液相水Ｆ８２は、水質管理装置８３に流出する。
［Ａ－１１］水質管理装置８３
　水質管理装置８３は、水質処理装置８２から供給された液相水Ｆ８２を管理する。
　具体的には、水質管理装置８３は、センサ（図示省略）と演算器（図示省略）とを有する。水質管理装置８３において、センサは、液相水Ｆ８２において、固形不純物、硫黄酸化物、および窒素酸化物などの不純物が含まれる濃度を検出し、検出信号を出力する。そして、その検出信号に基いて、液相水Ｆ８２の不純物濃度が予め設定した値以下であるか否かを演算器が判断する。そして、その判断結果に応じて、演算器が、たとえば、警報器（図示省略）を操作することによって、警報器から警報を発する。この警報によって、フィルタやイオン交換樹脂などを交換する作業が必要であることがわかる。
［Ｂ］分離器５０の詳細
　図２は、第１実施形態に係るガスタービン設備において、分離器を示す図である。図２においては、分離器５０の構成に関して模式的に示している。なお、図２に示す分離器はの構成は、一例であって、他の構成であってもよい。
　図２に示すように、分離器５０は、容器５１と、第１の多孔板部５２と、第２の多孔板部５３と、第１の噴霧部５４と、第２の噴霧部５５とを有する。
　分離器５０を構成する各部について順次説明する。
　分離器５０のうち、容器５１は、胴部５１０と上板部５１１と底板部５１２とを有し、供給口５１Ａと排気口５１Ｂと排水口５１Ｃとが形成されている。容器５１において、胴部５１０は、円筒状であって中心軸が鉛直方向に沿っており、供給口５１Ａが形成されている。上板部５１１は、胴部５１０の上側に設けられており、排気口５１Ｂが形成されている。底板部５１２は、胴部５１０の下側に設けられており、排水口５１Ｃが形成されている。容器５１の内部は、たとえば、ライニングの設置、耐食コーティングの実施、耐食材料の使用、中和処理等によって、耐食処理が施されている。具体的には、ライニングの設置では、たとえば、ゴムライニングあるいはポリエチレンライニング等を行う。耐食コーティングの実施では、たとえば、ポリテトラフルオロエチレン（テフロン（登録商標）など）のコーティングを行う。耐食材料の使用では、ＳＵＳ３０４などのステンレス鋼を使用する。中和処理では、水酸化ナトリウム水溶液などのアルカリ性水溶液を用いた中和処理を行う。
　第１の多孔板部５２は、容器５１の内部において上板部５１１と底板部５１２との間に配置されており、胴部５１０の内周面に固定されている。第１の多孔板部５２は、多孔板を含み、供給口５１Ａよりも上方に位置している。
　第２の多孔板部５３は、第１の多孔板部５２と同様に、容器５１の内部において上板部５１１と底板部５１２との間に配置されており、胴部５１０の内周面に固定されている。第２の多孔板部５３は、多孔板を含み、第１の多孔板部５２よりも上方に位置している。
　第１の噴霧部５４は、スプレーを含み、容器５１の内部において第１の多孔板部５２と第２の多孔板部５３との間に配置されている。
　第２の噴霧部５５は、第１の噴霧部５４と同様に、スプレーを含み、容器５１の内部において第２の多孔板部５３の下方に配置されている。
　以下より、分離器５０を流れる各流体について説明する。
　分離器５０においては、混合流体Ｆ４０（気液二相流体）（図１参照）が供給口５１Ａを介して容器５１の内部に供給される。その混合流体Ｆ４０（気液二相流体）は、容器５１の内部において、二酸化炭素ガスＦ５０ａと、二酸化炭素が溶存した液相水Ｆ５０ｂとに分離される。二酸化炭素ガスＦ５０ａは、容器５１の内部において第１の多孔板部５２と第２の多孔板部５３とを順次介して上方へ移動する。そして、二酸化炭素ガスＦ５０ａは、排気口５１Ｂを介して容器５１の内部から外部へ排出される。この一方で、二酸化炭素が溶存した液相水Ｆ５０ｂは、容器５１の内部において下方へ移動し、容器５１の下部で貯留する。そして、その液相水Ｆ５０ｂは、排水口５１Ｃを介して容器５１の内部から外部へ排出される。
　本実施形態の分離器５０では、容器５１の内部において、第１の噴霧部５４から純水Ｆ５が噴霧される。第１の噴霧部５４によって噴霧された純水Ｆ５は、容器５１の内部において、第１の多孔板部５２と第２の多孔板部５３とを順次介して、下方へ移動する。このとき、噴霧された純水Ｆ５は、容器５１の内部に存在する硫黄酸化物および窒素酸化物が溶解する。そして、その噴霧された純水Ｆ５は、容器５１の下部に溜まっている液相水Ｆ５０ｂに混入する。
　この他に、本実施形態の分離器５０では、容器５１の内部において、第２の噴霧部５５から、容器５１の下部に溜まっている液相水Ｆ５０ｂが噴霧される。ここでは、容器５１の下部に溜まっている液相水Ｆ５０ｂは、ポンプＰ５０を介して、第２の噴霧部５５に供給され、第２の噴霧部５５から噴霧される。第２の噴霧部５５によって噴霧された液相水Ｆ５０ｂは、容器５１の内部において、第２の多孔板部５３を介して、下方へ移動する。このとき、噴霧された液相水Ｆ５０ｂは、容器５１の内部に存在する硫黄酸化物および窒素酸化物が溶解する。そして、その噴霧された液相水Ｆ５０ｂは、容器５１の下部に溜まっている液相水Ｆ５０ｂに混入する。
　このように、本実施形態において、分離器５０は、冷却器４０から混合流体Ｆ４０（気液二相流体）が供給される容器５１の内部において、分離した液相水Ｆ５０ｂを散布して循環させることによって、燃焼器１０において燃焼で生じた硫黄酸化物および窒素酸化物を除去するように構成されている。
［Ｃ］まとめ
　以上のように、本実施形態のガスタービン設備１は、タービン２０から排出された排気ガスの一部を作動媒体として循環させて利用する。具体的には、本実施形態のガスタービン設備１では、二酸化炭素と水蒸気とが混合した高温な混合流体Ｆ２０が、燃焼器１０からタービン２０へ供給されて、タービン２０が駆動する。タービン２０から排気ガスとして排出された混合流体Ｆ２０は、熱交換器３０と冷却器４０とにおいて順次冷却された後に、分離器５０において、二酸化炭素ガスＦ５０ａと、二酸化炭素が溶存した液相水Ｆ５０ｂとに分離される。二酸化炭素が溶存した液相水Ｆ５０ｂは、二酸化炭素分離装置８０において、二酸化炭素ガスＦ８０ａと、二酸化炭素が除去された液相水Ｆ８０ｂとに分離される。そして、分離器５０で分離された二酸化炭素ガスＦ５０ａと、二酸化炭素分離装置８０で分離された二酸化炭素ガスＦ８０ａとの両者は、合流し、圧縮器６０によって超臨界状態になるように加圧された後に、分配器７０を介して、熱交換器３０に供給される。熱交換器３０では、超臨界流体である二酸化炭素Ｆ７０ｂと、タービン２０から排出された混合流体Ｆ２０との間において熱交換が行なわれる。そして、その熱交換によって加熱された超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂが、燃焼器１０に供給される。燃焼器１０では、その加熱された超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂ中において燃料Ｆ１が燃焼されることによって、燃焼ガスが生成される。そして、上述したように、その燃焼ガスを含む混合流体Ｆ１０がタービン２０に作動媒体として供給される。
　本実施形態のガスタービン設備１において、分離器５０は、気液分離を行う他に、冷却器４０で冷却された混合流体Ｆ４０から不純物を除去するように構成されている。ここでは、分離器５０は、上述したように、混合流体Ｆ４０が供給される容器５１の内部において、分離した液相水Ｆ５０ｂを散布し循環させることによって、燃焼器１０において燃焼で生じた硫黄酸化物および窒素酸化物を混合流体Ｆ４０から除去する。このため、本実施形態のガスタービン設備１は、硫黄酸化物および窒素酸化物の割合が作動媒体において増加することを抑制可能であって、効率の低下、機器の劣化、および、機器の損傷等が発生することを防止可能である。これと共に、本実施形態のガスタービン設備１は、二酸化炭素を外部へ排出する量を効果的に低減することが可能である。
　また、本実施形態のガスタービン設備１では、固形不純物除去装置８１が、二酸化炭素分離装置８０で分離された液相水Ｆ８０ｂから固形の不純物を除去する。また、本実施形態では、二酸化炭素分離装置８０で分離された液相水Ｆ８０ｂが固形不純物除去装置８１を介して水質処理装置８２に供給され、水質処理装置８２が、その液相水Ｆ８０ｂについて硫黄酸化物および窒素酸化物を除去する処理を行う。さらに、本実施形態では、二酸化炭素分離装置８０で分離された液相水Ｆ８０ｂが固形不純物除去装置８１と水質処理装置８２とを介して水質管理装置８３に供給され、水質管理装置８３が、その液相水Ｆ８０ｂを管理する。このため、本実施形態のガスタービン設備１は、固形の不純物、硫黄酸化物、および窒素酸化物の割合が作動媒体において増加することを抑制可能であって、効率の低下、機器の劣化、および、機器の損傷等が発生することを防止可能である。
［Ｄ］変形例
［Ｄ－１］変形例１－１
　図３は、第１実施形態の変形例に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。図３においては、図１と同様に、ガスタービン設備を構成する各部を模式的に示すと共に、ガスタービン設備を構成する各部を流れる流体について、実線の矢印を用いて示している。
　図３に示すように、圧縮器６０と分配器７０との間に、冷却器４０Ｂとポンプ６１（加圧部）との両者が介在していてもよい。この場合には、圧縮器６０で加圧された二酸化炭素Ｆ６０を冷却器４０Ｂが冷却する。そして、その冷却器４０Ｂで冷却された二酸化炭素Ｆ４０Ｂをポンプ６１が昇圧する。ポンプ６１は、たとえば、圧力が臨界圧よりも低い二酸化炭素Ｆ６０を、圧力が臨界圧以上になるように昇圧する。そして、そのポンプ６１で昇圧された二酸化炭素Ｆ６１が分配器７０に供給される。
　また、上記の実施形態では、水質管理装置８３は、演算器（図示省略）が警報器（図示省略）を操作することによって警報を発する場合について説明したが、これに限らない。水質管理装置８３は、液相水Ｆ８２の不純物濃度が予め設定した値以下であるか否かを演算器が判断した結果に応じて、演算器が切替弁（図示省略）を操作することによって、液相水Ｆ８２の流路を切り替えるように構成されていてもよい。
　具体的には、液相水Ｆ８２の不純物濃度が予め設定した値（排出基準値）以下である場合には、その不純物濃度が低い液相水Ｆ８３ａを外部へ排出するように流路を切り替える。この一方で、液相水Ｆ８２の不純物濃度が予め設定した値よりも高い場合には、その不純物濃度が高い液相水Ｆ８３ｂを固形不純物除去装置８１の上流に合流させるように流路を切り替える。つまり、その不純物濃度が高い液相水Ｆ８３ｂを、固形不純物除去装置８１と水質処理装置８２とに順次通過させて、循環させる。
［Ｄ－２］変形例１－２
　図４は、第１実施形態の変形例に係るガスタービン設備において、分離器を示す図である。図４においては、図２と同様に、分離器５０の構成に関して模式的に示している。
　図４に示すように、分離器５０は、容器５１の内部において、分離した液相水Ｆ５０ｂを撹拌するよう構成されていてもよい。つまり、分離器５０は、撹拌機５７が設置されていてもよい。
　撹拌機５７は、撹拌ロッド５７１と撹拌羽根５７２とを有する。撹拌機５７は、撹拌ロッド５７１の一端側に撹拌羽根５７２が固定されている。撹拌機５７は、回転機構（図示省略）で撹拌ロッド５７１を回転させることによって、容器５１の内部において撹拌羽根５７２を回転させて、液相水Ｆ５０ｂを撹拌する。これにより、容器５１の下部に固形不純物（錆、金属剥離物など）が堆積せず、固形不純物が容器５１の外部へ容易に排出可能である。
［Ｄ－３］変形例１－３
　上記の実施形態では、二酸化炭素分離装置８０で分離された二酸化炭素ガスＦ８０ａが、分離器５０で分離された二酸化炭素ガスＦ５０ａと共に、燃焼器１０に供給される場合について説明したが、これに限らない。二酸化炭素分離装置８０で分離された二酸化炭素ガスＦ８０ａを、燃焼器１０に供給せずに、系外へ排出してもよい。ここでは、二酸化炭素ガスＦ８０ａを単独で系外へ排出してもよい。この他に、その二酸化炭素ガスＦ８０ａを、分配器７０から排出された二酸化炭素Ｆ７０ａに合流させた後に、系外へ排出してもよい。
＜第２実施形態＞
［Ａ］ガスタービン設備１の構成
　図５は、第２実施形態に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。図５においては、図１と同様に、ガスタービン設備を構成する各部を模式的に示すと共に、ガスタービン設備を構成する各部を流れる流体について、実線の矢印を用いて示している。
　図５に示すように、本実施形態のガスタービン設備１ｂは、燃焼器１０と、タービン２０と、熱交換器３０と、冷却器４０と、分離器５０と、圧縮器６０（加圧部）と、分配器７０とを有する。
　しかし、本実施形態のガスタービン設備１ｂは、上記の第１実施形態の場合（図１などを参照）と異なり、二酸化炭素分離装置８０と、固形不純物除去装置８１と、水質処理装置８２と、水質管理装置８３とを有していない。本実施形態のガスタービン設備１ｂは、上記の第１実施形態の場合と異なり、フィルタ９１と、酸化処理部９２と、脱硫脱硝装置９３とを有する。本実施形態は、上記の点、及び、関連する点を除き、第１実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において第１実施形態の場合と重複する個所については、適宜、記載を省略する。
　ガスタービン設備１ｂにおいて、フィルタ９１は、熱交換器３０から供給される混合流体Ｆ３０ａに不純物として含まれる固形の不純物（錆など）を除去するように構成されている。具体的には、フィルタ９１は、金属フィルタであって、混合流体Ｆ３０ａが通過するときに、その混合流体Ｆ３０ａに含まれる固形の不純物を捕捉することによって、混合流体Ｆ３０ａから固形の不純物を除去する。そして、フィルタ９１によって固形の不純物が除去された混合流体Ｆ９１は、酸化処理部９２に流出する。
　ガスタービン設備１ｂにおいて、酸化処理部９２は、酸化触媒を有し、フィルタ９１から供給される混合流体Ｆ９１に不純物として含まれる一酸化炭素を酸化するように構成されている。酸化触媒は、たとえば、ルテニウム（Ｒｕ）などの貴金属触媒である。酸化処理部９２において、一酸化炭素は、混合流体Ｆ９１に含まれる酸素と反応することによって、二酸化炭素になる。そして、酸化処理部９２において一酸化炭素が酸化した混合流体Ｆ９２は、脱硫脱硝装置９３に流出する。
　ガスタービン設備１ｂにおいて、脱硫脱硝装置９３は、酸化処理部９２から供給される混合流体Ｆ９２に不純物として含まれる硫黄酸化物および窒素酸化物を除去する。具体的には、脱硫脱硝装置９３は、たとえば、湿式石灰石こう法によって、硫黄酸化物の除去を行うように構成されている。これと共に、脱硫脱硝装置９３は、たとえば、アンモニア選択接触還元法によって、窒素酸化物の除去を行うように構成されている。そして、脱硫脱硝装置９３で硫黄酸化物および窒素酸化物が除去された混合流体Ｆ９３は、冷却器４０に流出する。
　そして、脱硫脱硝装置９３を通過した混合流体Ｆ９３は、冷却器４０において冷却された後に、分離器５０において、二酸化炭素ガスＦ５０ａと、二酸化炭素が溶存した液相水Ｆ５０ｂとに分離される。分離器５０で分離された液相水Ｆ５０ｂは、ガスタービン設備１ｂの外部へ排出される。これに対して、分離器５０で分離された二酸化炭素ガスＦ５０ａは、圧縮器６０によって超臨界状態になるように加圧された後に、分配器７０を介して、熱交換器３０に供給される。熱交換器３０では、超臨界流体である二酸化炭素Ｆ７０ｂと、タービン２０から排出された混合流体Ｆ２０との間において熱交換が行なわれる。熱交換器３０での熱交換によって加熱された超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂは、燃焼器１０に供給される。燃焼器１０では、その加熱された超臨界状態の二酸化炭素Ｆ３０ｂ中において燃料Ｆ１が燃焼されることによって、燃焼ガスが生成され、その燃焼ガスを含む混合流体Ｆ１０がタービン２０に作動媒体として供給される。
［Ｂ］まとめ
　以上のように、本実施形態では、熱交換器３０を通過した混合流体Ｆ３０ａは、フィルタ９１と酸化処理部９２と脱硫脱硝装置９３とのそれぞれによって、不純物が除去される。このため、本実施形態は、不純物の割合が作動媒体において増加することを抑制可能であって、効率の低下、機器の劣化、および、機器の損傷等が発生することを防止可能である。その結果、設備の長寿命化を容易に実現することができる。
［Ｃ］変形例
　上記の実施形態では、脱硫脱硝装置９３が酸化処理部９２の下流に配置される場合について説明したが、これに限らない。脱硫脱硝装置９３に流入する流体の温度に応じて、脱硫脱硝装置９３を、上記の位置以外の位置に配置してもよい。たとえば、脱硫脱硝装置９３のうち、アンモニア選択接触還元法によって窒素酸化物の除去を行う脱硝装置（図示省略）については、一般に、３５０℃程度の温度で処理を行うので、たとえば、熱交換器３０の途中の流路に、配置されてもよい。
＜第３実施形態＞
　図６は、第３実施形態に係るガスタービン設備について模式的に示す系統図である。図６においては、図５と同様に、ガスタービン設備を構成する各部を模式的に示すと共に、ガスタービン設備を構成する各部を流れる流体について、実線の矢印を用いて示している。この他に、図６においては、電気信号の流れについて、一点鎖線の矢印を用いて示している。
　図６に示すように、本実施形態のガスタービン設備１ｃは、第２実施形態の場合と同様に、燃焼器１０と、タービン２０と、熱交換器３０と、冷却器４０と、分離器５０と、圧縮器６０（加圧部）と、分配器７０とを有する。この他に、本実施形態のガスタービン設備１ｃは、第２実施形態の場合と同様に、フィルタ９１と、酸化処理部９２と、脱硫脱硝装置９３とを有する。
　しかし、本実施形態のガスタービン設備１ｃは、上記の第２実施形態の場合（図５などを参照）と異なり、脱硫脱硝装置９３が複数設けられている。また、本実施形態では、複数の弁Ｖ９３が設けられていると共に、センサ９４と制御部９５とが更に設けられている。本実施形態は、上記の点、及び、関連する点を除き、第２実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において第２実施形態の場合と重複する個所については、適宜、記載を省略する。
　ガスタービン設備１ｃにおいて、複数の脱硫脱硝装置９３のそれぞれは、第２実施形態の場合と同様に、酸化処理部９２から供給される混合流体Ｆ９２に不純物として含まれる硫黄酸化物および窒素酸化物を除去するように構成されている。本実施形態では、第１脱硫脱硝装置９３Ａ、第２脱硫脱硝装置９３Ｂ、および、第３脱硫脱硝装置９３Ｃが、脱硫脱硝装置９３として設置されている。ここでは、第１脱硫脱硝装置９３Ａと、第２脱硫脱硝装置９３Ｂと、第３脱硫脱硝装置９３Ｃとのそれぞれは、酸化処理部９２から供給される混合流体Ｆ９２の流路において、互いに並列に並ぶように設置されている。
　ガスタービン設備１ｃにおいて、複数の弁Ｖ９３のそれぞれは、複数の脱硫脱硝装置９３のそれぞれよりも上流側の位置に設けられている。本実施形態では、第１脱硫脱硝装置９３Ａと第２脱硫脱硝装置９３Ｂと第３脱硫脱硝装置９３Ｃとのそれぞれの上流に、第１の弁Ｖ９３Ａと第２の弁Ｖ９３Ｂと第３の弁Ｖ９３Ｃとのそれぞれが設置されている。第１の弁Ｖ９３Ａと第２の弁Ｖ９３Ｂと第３の弁Ｖ９３Ｃとのそれぞれは、制御部９５から出力された制御信号Ｓ９５に基いて、開閉動作が制御される。
　ガスタービン設備１ｃにおいて、センサ９４は、脱硫脱硝装置９３を通過した混合流体Ｆ９３において、硫黄酸化物および窒素酸化物などの不純物が含まれる濃度を検出する。そして、センサ９４は、その検出結果に基いて検出信号Ｓ９４を制御部９５へ出力する。センサ９４を通過した混合流体Ｆ９４は、第２実施形態の場合と同様に、冷却器４０に流出し、各部を順次流れる。
　ガスタービン設備１ｃにおいて、制御部９５は、演算器を含み、センサ９４から出力された検出信号Ｓ９４に基いて制御信号Ｓ９５を出力することによって、複数の弁Ｖ９３のうち、一の弁を開け、他の弁を閉めた状態にする。ここでは、制御部９５は、センサ９４から出力された検出信号Ｓ９４に基いて、脱硫脱硝装置９３を通過した混合流体Ｆ９３の不純物濃度が予め設定した値以下であるか否かを演算器が判断する。そして、制御部９５は、その判断結果に応じて、複数の弁Ｖ９３のそれぞれに制御信号Ｓ９５を出力することによって、複数の弁Ｖ９３のうち、一の弁を順次選択して開ける。すなわち、制御部９５は、複数の脱硫脱硝装置９３のうち、一の脱硫脱硝装置９３を開けた状態のときに、その一の脱硫脱硝装置９３を通過した混合流体Ｆ９３の不純物濃度が予め設定した値を超えた場合には、酸化処理部９２から供給される混合流体Ｆ９２が、他の脱硫脱硝装置９３を通過するように切り替える。
　具体的には、制御部９５は、まず、第１の弁Ｖ９３Ａを開け、第２の弁Ｖ９３Ｂおよび第３の弁Ｖ９３Ｃを閉めた状態にすることによって、酸化処理部９２から供給される混合流体Ｆ９２が第１脱硫脱硝装置９３Ａを通過するように制御を行う。その状態において、第１脱硫脱硝装置９３Ａを通過した混合流体Ｆ９３の不純物濃度が予め設定した値を超えたと判断した場合には、制御部９５は、第１の弁Ｖ９３Ａを閉め、第２の弁Ｖ９３Ｂを開けた状態にする。これにより、制御部９５は、第１脱硫脱硝装置９３Ａを混合流体Ｆ９２が通過する状態から、第２脱硫脱硝装置９３Ｂを混合流体Ｆ９２が通過する状態に切り替える。そして、その状態において、第２脱硫脱硝装置９３Ｂを通過した混合流体Ｆ９３の不純物濃度が予め設定した値を超えたと判断した場合には、制御部９５は、第２の弁Ｖ９３Ｂを閉め、第３の弁Ｖ９３Ｃを開けた状態にする。これにより、制御部９５は、第２脱硫脱硝装置９３Ｂを混合流体Ｆ９２が通過する状態から、第３脱硫脱硝装置９３Ｃを混合流体Ｆ９２が通過する状態に切り替える。このように、制御部９５は、第１脱硫脱硝装置９３Ａと第２脱硫脱硝装置９３Ｂと第３脱硫脱硝装置９３Ｃとを順次切り替える。
［Ｂ］まとめ
　以上のように、本実施形態では、複数の脱硫脱硝装置９３を有すると共に、脱硫脱硝装置９３を通過した混合流体Ｆ９３に含まれる硫黄酸化物および窒素酸化物を検出するセンサ９４を有する。このため、本実施形態では、混合流体Ｆ９３に含まれる硫黄酸化物および窒素酸化物の濃度に応じて、複数の脱硫脱硝装置９３を切り替えて利用することができる。その結果、本実施形態では、不純物の割合が作動媒体において増加することを効果的に抑制可能であって、効率の低下、機器の劣化、および、機器の損傷等が発生することを防止可能である。そして、これに伴って、設備の長寿命化を容易に実現することができる。
［Ｃ］変形例
　上記の実施形態においては、センサ９４から出力された検出信号Ｓ９４に基いて、制御部９５が複数の脱硫脱硝装置９３を自動的に切り替えて利用する場合について説明したが、これに限らない。制御部９５を設置せずに、センサ９４で得られた検出データに応じてマニュアルで複数の脱硫脱硝装置９３を切り替えるように構成してもよい。
　また、上記の実施形態では、脱硫脱硝装置９３（９３Ａ～９３Ｃ）が酸化処理部９２の下流に配置される場合について説明したが、これに限らない。脱硫脱硝装置９３（９３Ａ～９３Ｃ）に流入する流体の温度に応じて、脱硫脱硝装置９３（９３Ａ～９３Ｃ）を、上記の位置以外の位置に配置してもよい。たとえば、脱硫脱硝装置９３（９３Ａ～９３Ｃ）のうち、アンモニア選択接触還元法によって窒素酸化物の除去を行う脱硝装置（図示省略）については、一般に、３５０℃程度の温度で処理を行うので、たとえば、熱交換器３０の途中の流路に、配置されてもよい。
＜その他＞
　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…ガスタービン設備、１ｂ…ガスタービン設備、１ｃ…ガスタービン設備、１０…燃焼器、２０…タービン、３０…熱交換器、４０…冷却器、４０Ｂ…冷却器、５０…分離器、５１…容器、５１Ａ…供給口、５１Ｂ…排気口、５１Ｃ…排水口、５２…第１多孔板部、５３…第２多孔板部、５４…第１噴霧部、５５…第２噴霧部、５７…撹拌機、６０…圧縮器、６１…ポンプ、７０…分配器、８０…二酸化炭素分離装置、８１…固形不純物除去装置、８２…水質処理装置、８３…水質管理装置、９１…フィルタ、９２…酸化処理部、９３…脱硫脱硝装置、９３Ａ…第１脱硫脱硝装置、９３Ｂ…第２脱硫脱硝装置、９３Ｃ…第３脱硫脱硝装置、９４…センサ、９５…制御部、５１０…胴部、５１１…上板部、５１２…底板部、５７１…撹拌ロッド、５７２…撹拌羽根、Ｖ９３…弁、Ｖ９３Ａ…第１弁、Ｖ９３Ｂ…第２弁、Ｖ９３Ｃ…第３弁。

Claims (12)

  1. 　燃料を燃焼させることによって燃焼ガスを生成し、二酸化炭素と水蒸気とを含む混合流体を排出する燃焼器と、
    　前記燃焼器から前記混合流体が供給されることによって駆動するタービンと、
    　前記タービンから排出された前記混合流体が通過する熱交換器と、
    　前記熱交換器を通過した前記混合流体を冷却する冷却器と、
    　前記冷却器で冷却された前記混合流体を、二酸化炭素ガスと、二酸化炭素が溶存した液相水とに分離する分離器と、
    　前記分離器から供給された前記二酸化炭素ガスを超臨界状態になるように加圧して、前記熱交換器へ供給する加圧部と
    　を有し、
    　前記熱交換器では、前記加圧部において加圧された二酸化炭素と、前記タービンから排出された前記混合流体との間において熱交換が行なわれ、当該熱交換が行われた二酸化炭素が超臨界状態で前記燃焼器に供給され、
    　前記分離器は、前記混合流体から不純物を除去するように構成されていることを特徴とする、
    　ガスタービン設備。
  2. 　前記分離器は、前記混合流体が供給される容器の内部において、前記液相水を散布し循環させることによって、前記燃焼器において燃焼で生じた硫黄酸化物および窒素酸化物を前記混合流体から除去する、
    　請求項１に記載のガスタービン設備。
  3. 　前記分離器は、前記容器の内部が耐食処理されている、
    　請求項２に記載のガスタービン設備。
  4. 　前記分離器は、前記容器の内部において前記液相水を撹拌するよう構成されている、
    　請求項２または３に記載のガスタービン設備。
  5. 　前記分離器から前記液相水が供給され、当該液相水を、二酸化炭素ガスと、二酸化炭素が除去された液相水とに分離する二酸化炭素分離装置
    　を有する、
    　請求項１から４のいずれかに記載のガスタービン設備。
  6. 　前記二酸化炭素分離装置において分離された二酸化炭素ガスは、前記分離器において分離された二酸化炭素ガスと共に、前記燃焼器に供給される、
    　請求項５に記載のガスタービン設備。
  7. 　前記二酸化炭素分離装置から排出された前記液相水から固形の不純物を除去する固形不純物除去装置
    　を有する、
    　請求項５または６に記載のガスタービン設備。
  8. 　前記二酸化炭素分離装置から排出された前記液相水について、硫黄酸化物および窒素酸化物を除去する処理を行う水質処理装置
    　を有する、
    　請求項５から７のいずれかに記載のガスタービン設備。
  9. 　前記二酸化炭素分離装置から排出された前記液相水を管理する水質管理装置
    　を有する、
    　請求項５から８のいずれかに記載のガスタービン設備。
  10. 　前記熱交換器を通過した前記混合流体から固形の不純物を除去するフィルタ
    　を有する、
    　請求項１から請求項９のいずれかに記載のガスタービン設備。
  11. 　前記熱交換器を通過した前記混合流体に含まれる一酸化炭素を酸化する酸化触媒を有する酸化処理部
    　を有する、
    　請求項１から請求項１０のいずれかに記載のガスタービン設備。
  12. 　前記熱交換器を通過した前記混合流体について、硫黄酸化物および窒素酸化物を除去する処理を行う脱硫脱硝装置
    　を有する、
    　請求項１から請求項１１のいずれかに記載のガスタービン設備。
PCT/JP2015/004326 2014-09-05 2015-08-27 ガスタービン設備 WO2016035297A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2014180810A JP2016056685A (ja) 2014-09-05 2014-09-05 ガスタービン設備
JP2014-180810 2014-09-05

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016035297A1 true WO2016035297A1 (ja) 2016-03-10

Family

ID=55439381

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2015/004326 WO2016035297A1 (ja) 2014-09-05 2015-08-27 ガスタービン設備

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP2016056685A (ja)
WO (1) WO2016035297A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108579383A (zh) * 2018-05-09 2018-09-28 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 二氧化碳气源预净化系统及提纯系统
CN108686479A (zh) * 2018-05-23 2018-10-23 长沙埃比林环保科技有限公司 一种高硫氮氧化物废气的处理方法
CN108816032A (zh) * 2018-07-07 2018-11-16 山东瑞嘉通风环保科技有限公司 一种烟气洁净排放的脱硫及低温脱硝系统及工艺
WO2023013015A1 (ja) * 2021-08-06 2023-02-09 日揮グローバル株式会社 二酸化炭素サイクル発電設備を用いた二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システム

Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH02207813A (ja) * 1989-02-07 1990-08-17 Mitsui Toatsu Chem Inc 排ガス処理装置及び排ガスの処理方法
JPH03100331A (ja) * 1989-09-11 1991-04-25 Japan Atom Energy Res Inst Ｃｏレヒートガスタービン・コンバインドサイクルによる発電方法
JP2001017824A (ja) * 1999-07-05 2001-01-23 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 湿式排煙脱硫装置
JP2001276560A (ja) * 2000-03-31 2001-10-09 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 排ガス処理装置
JP2002136965A (ja) * 2000-11-07 2002-05-14 Ube Material Industries Ltd 排水の処理方法
JP2007516835A (ja) * 2003-12-31 2007-06-28 ザ・ビーオーシー・グループ・インコーポレーテッド 廃水のクロマトグラフィー分離によるフッ化物及びアンモニアの選択的除去
JP2008036554A (ja) * 2006-08-08 2008-02-21 Central Res Inst Of Electric Power Ind 水銀除去装置及び方法
JP2008121981A (ja) * 2006-11-13 2008-05-29 Noritz Corp 給湯機用脱窒装置及び給湯機
JP2012245467A (ja) * 2011-05-27 2012-12-13 Nippon Electric Glass Co Ltd 排ガス処理装置、及び排ガス処理方法
JP2013520597A (ja) * 2010-01-28 2013-06-06 パルマー ラボ，エルエルシー 二酸化炭素循環作動流体を用いた高効率発電のためのシステムおよび方法
JP2013543550A (ja) * 2010-09-21 2013-12-05 パルマー ラボ，エルエルシー 高効率発電方法、組立体、及びシステム
JP2014148934A (ja) * 2013-02-01 2014-08-21 Hitachi Ltd 火力発電システム
US20140230401A1 (en) * 2012-08-30 2014-08-21 Enhanced Energy Group LLC Cycle turbine engine power system

Patent Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH02207813A (ja) * 1989-02-07 1990-08-17 Mitsui Toatsu Chem Inc 排ガス処理装置及び排ガスの処理方法
JPH03100331A (ja) * 1989-09-11 1991-04-25 Japan Atom Energy Res Inst Ｃｏレヒートガスタービン・コンバインドサイクルによる発電方法
JP2001017824A (ja) * 1999-07-05 2001-01-23 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 湿式排煙脱硫装置
JP2001276560A (ja) * 2000-03-31 2001-10-09 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 排ガス処理装置
JP2002136965A (ja) * 2000-11-07 2002-05-14 Ube Material Industries Ltd 排水の処理方法
JP2007516835A (ja) * 2003-12-31 2007-06-28 ザ・ビーオーシー・グループ・インコーポレーテッド 廃水のクロマトグラフィー分離によるフッ化物及びアンモニアの選択的除去
JP2008036554A (ja) * 2006-08-08 2008-02-21 Central Res Inst Of Electric Power Ind 水銀除去装置及び方法
JP2008121981A (ja) * 2006-11-13 2008-05-29 Noritz Corp 給湯機用脱窒装置及び給湯機
JP2013520597A (ja) * 2010-01-28 2013-06-06 パルマー ラボ，エルエルシー 二酸化炭素循環作動流体を用いた高効率発電のためのシステムおよび方法
JP2013543550A (ja) * 2010-09-21 2013-12-05 パルマー ラボ，エルエルシー 高効率発電方法、組立体、及びシステム
JP2012245467A (ja) * 2011-05-27 2012-12-13 Nippon Electric Glass Co Ltd 排ガス処理装置、及び排ガス処理方法
US20140230401A1 (en) * 2012-08-30 2014-08-21 Enhanced Energy Group LLC Cycle turbine engine power system
JP2014148934A (ja) * 2013-02-01 2014-08-21 Hitachi Ltd 火力発電システム

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108579383A (zh) * 2018-05-09 2018-09-28 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 二氧化碳气源预净化系统及提纯系统
CN108686479A (zh) * 2018-05-23 2018-10-23 长沙埃比林环保科技有限公司 一种高硫氮氧化物废气的处理方法
CN108816032A (zh) * 2018-07-07 2018-11-16 山东瑞嘉通风环保科技有限公司 一种烟气洁净排放的脱硫及低温脱硝系统及工艺
WO2023013015A1 (ja) * 2021-08-06 2023-02-09 日揮グローバル株式会社 二酸化炭素サイクル発電設備を用いた二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システム

Also Published As

Publication number Publication date
JP2016056685A (ja) 2016-04-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016035297A1 (ja) ガスタービン設備
JP5674281B2 (ja) ガスタービンＮＯｘの乾式三元触媒還元法
JP5773687B2 (ja) 海水排煙脱硫システムおよび発電システム
JP5215185B2 (ja) 少なくとも１つのガスタービンにより製造される酸素含有ガスを用いて合成ガスを製造するための方法
TWI488682B (zh) Seawater desulfurization system and power generation system
EA017140B1 (ru) Способ (варианты) и система для извлечения сероводорода из потока высокосернистого газа
EA039851B1 (ru) Система и способ выработки энергии с использованием частичного окисления
JP2012179521A5 (ja)
AU2013264029A1 (en) Discharge gas treatment device
JP2013108108A (ja) 直接還元鉄製造システム
JP5441029B2 (ja) 排気ガスの処理方法および処理装置
US11198828B2 (en) Process for hydrogen sulfide scrubbing and method for ferric ion regeneration
WO2013115108A1 (ja) 酸化槽、海水排煙脱硫システムおよび発電システム
CA3043669A1 (en) Removal of impurities from a process stream by contacting it with an oxidant and with an aqueous stream
Long et al. Desulfurization scrubbing in a squared spray column for a 720 kW marine diesel engine: design, construction, simulation, and experiment
JP2012087794A (ja) 発電プラント
JP2021505364A (ja) 硫黄回収ユニットのテールガス処理システム
EP2851344B1 (en) Method and system for seawater foam control
JP2013173898A (ja) Ｃｏシフト反応装置及びガス化ガス精製システム
JP5392676B2 (ja) 排気ガスの処理方法および処理装置
EP4331709A1 (en) Ship
JP2012152658A (ja) エアレーション装置及びこれを備えた海水排煙脱硫装置、エアレーション装置の運転方法
JP2020531262A (ja) 酸性ガスの処理および発電のプロセス
KR102538599B1 (ko) 선박의 휘발성 유기화합물 처리 시스템
US9616374B2 (en) Multi-stage temperature based separation of gas impurities

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15837315

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15837315

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1