(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
ガスタービンと、ガスタービンから排出した燃焼排ガスを熱源として供給して蒸気を発生する排熱回収ボイラと、
この排熱回収ボイラの下流側に設置されて該排熱回収ボイラから流下した燃焼排ガスと水との気液直接接触により燃焼排ガス中の湿分を凝縮して回収する水回収装置と、
水回収装置で回収した回収水の一部をこの水回収装置に供給して循環水として循環させる回収水系統と、
水回収装置で回収した回収水の他の一部を給水として前記排熱回収ボイラに供給する給水系統と、
回収水系統に設置され、この回収水系統を流れる循環水を第１のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第１のｐＨ調整装置と、
給水系統に設置され、この給水系統を流れる給水を第２のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第２のｐＨ調整装置と、
第１のｐＨ調整装置及び第２のｐＨ調整装置からそれぞれ注入するｐＨ調整剤の量を制御する制御装置が備えられていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項２】
請求項１に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
第１のｐＨ調整装置及び第２のｐＨ調整装置は、ｐＨ調整用の薬剤を注入する薬剤注入装置と、循環水又は給水のｐＨ値を検出するｐＨ検出器からそれぞれ構成されていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項３】
請求項１に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記第１のｐＨの値が、６．０から８．０の範囲の値であり、前記第２のｐＨの値が、８．０から１２．０の範囲の値であることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項４】
請求項１に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記給水系統の給水を第２のｐＨの値に調整する第２のｐＨ調整装置の上流側となる前記給水系統に、給水の水質を浄化する水質浄化装置を備えたことを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項５】
請求項４に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記水質浄化装置には、イオン交換樹脂が備えられていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項６】
請求項４に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記水質浄化装置には、逆浸透膜が備えられていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項７】
請求項４に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記水質浄化装置には、脱炭酸塔が備えられていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項８】
請求項１及び請求項３乃至請求項７の何れか１項に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記火力発電設備には、排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部が注入される湿分利用ガスタービンが備えられており、
前記回収水系統に設置された第１のｐＨ調整装置は、薬剤注入装置と回収水系統を循環する循環水のｐＨを検出するｐＨ検出器から構成されており、
前記給水系統に設置された第２のｐＨ調整装置は、排熱回収ボイラの脱気器に接続したドラムに至る配管の経路にそれぞれ設置された薬剤注入装置と給水のｐＨを検出するｐＨ検出器から構成されていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項９】
請求項１及び請求項３乃至請求項７の何れか１項に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記火力発電設備には、排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部が注入される湿分利用ガスタービンが備えられており、
前記回収水系統に設置された第１のｐＨ調整装置は、薬剤注入装置とｐＨ検出器から構成されており、
前記給水系統に設置された第２のｐＨ調整装置は、排熱回収ボイラの脱気器に接続したドラムからエコノマイザに至る配管の経路にそれぞれ設置された薬剤注入装置とｐＨ検出器から構成されていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項１０】
請求項１及び請求項３乃至請求項７の何れか１項に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備において、
前記火力発電設備には、排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部が注入される湿分利用ガスタービンが備えられており、
前記回収水系統に設置された第１のｐＨ調整装置は、薬剤注入装置とｐＨ検出器から構成されており、
前記給水系統には給水を外部から供給するタンクが設置されており、
前記給水系統に設置された第２のｐＨ調整装置は、前記タンクにそれぞれ設置された薬剤注入装置とｐＨ検出器から構成されていることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備。
【請求項１１】
ガスタービンと、ガスタービンから排出した燃焼排ガスを熱源として蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラの下流側に設置されて該排熱回収ボイラから流下した燃焼排ガスと水との気液直接接触により燃焼排ガス中の湿分を凝縮させて回収する水回収装置と、水回収装置で回収した回収水の一部をこの水回収装置に供給して循環水として循環させる回収水系統と、水回収装置で回収した回収水の他の一部を給水として前記排熱回収ボイラに供給する給水系統と、回収水系統に設置されて該回収水系統を流れる循環水を第１のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第１のｐＨ調整装置と、給水系統に設置されて該給水系統を流れる給水を第２のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第２のｐＨ調整装置と、第１のｐＨ調整装置及び第２のｐＨ調整装置からそれぞれ注入するｐＨ調整剤の量を制御する制御装置を備えた排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法であって、
前記制御装置の制御によって第１のｐＨ調整装置から回収水系統に注入する薬剤の量を調節して回収水系統を循環して流れる循環水を第１のｐＨ値に調整し、
前記制御装置の制御によって第２のｐＨ調整装置から給水系統に注入する薬剤の量を調節して給水系統を流れる給水を第２のｐＨ値に調整することを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法。
【請求項１２】
請求項１１に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法において、
前記制御装置は、回収水系統を循環して流れる循環水のｐＨを測定する第１のｐＨ検出器の検出値と目標値との偏差に基づいて第１のｐＨ調整装置を操作して回収水系統に注入する薬剤の量を調節すると共に、給水系統を流れる給水のｐＨを測定する第２のｐＨ検出器の検出値と目標値との偏差に基づいて前記第２のｐＨ調整装置を操作して給水系統に注入する薬剤の量を調節することを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法。
【請求項１３】
請求項１１又は請求項１２に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法において、
前記第１のｐＨ調整装置によって前記回収水系統を循環して流れる循環水を調節する第１のｐＨの値が、６．０から８．０の範囲の値であり、前記第２のｐＨ調整装置によって前記給水水系統を流れる給水を調節する前記第２のｐＨの値が、８．０から１２．０の範囲の値であることを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法。
【請求項１４】
請求項１１又は請求項１２に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法において、
給水系統を流れる給水を第２のｐＨの値に調整する第２のｐＨ調整装置の上流側となる給水系統に備えた水質浄化装置によって、この水質浄化装置を経て給水系統を流れる給水の水質を浄化するようにしたことを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法。
【請求項１５】
請求項１１又は請求項１２に記載の排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法において、
前記火力発電設備には、排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部が注入される湿分利用ガスタービンが備えられており、
前記給水系統には給水を外部から供給するタンクが設置されており、
前記回収水系統に設置された第１のｐＨ調整装置は薬剤注入装置とｐＨ検出器から構成され、前記給水系統に設置された第２のｐＨ調整装置は前記タンクにそれぞれ設置された薬剤注入装置とｐＨ検出器から構成されており、
前記制御装置の制御によって第１のｐＨ調整装置から回収水系統に注入する薬剤を調節して回収水系統を循環して流れる循環水を第１のｐＨ値に調整すると共に、第２のｐＨ調整装置から給水系統に注入する薬剤の量を調節して給水系統を流れる給水を第２のｐＨ値に調整して排ガスから湿分を回収した回収水を処理することを特徴とする排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、燃焼排ガス中に含まれる湿分を回収して再利用する火力発電設備に係わり、特に、燃焼用空気に水蒸気を噴射する蒸気噴射ガスタービンを備えて、燃焼排ガス中から湿分を回収して排熱回収ボイラへの給水として再利用する排ガスから湿分を回収する火力発電設備及び火力発電設備の回収水の処理方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
ガスタービンの燃焼器に水蒸気を噴射し、タービンに流入する燃焼ガスの流量を増大させ、かつ燃焼ガスの比熱を増大させてタービンの出力を増大させるようにした湿分利用ガスタービンシステムとして、特開２０００−０５４８５４号公報（特許文献１）、及び、技術文献の、Vladimir V. Lupandinほか、DESIGN, DEVELOPMENT AND TESTING OF A GAS TURBINE STEAM INJECTION AND WATER RECOVERY SYSTEM, Proceedings of ASME TURBO EXPO 2001,2001-GT-0111 (2001)（非特許文献１）に記載された技術がある。
【０００３】
水蒸気の噴射に要する補給水の量は、ガスタービンの吸気質量流量の数％から１０数％であり、通常の火力発電システムと比較して多量であるため、補給水の確保が課題となっている。
【０００４】
前記特許文献１には、ガスタービンから排出した排ガスを熱源として蒸気を生成する排熱回収ボイラから排出される排ガスを凝縮器に導いて排ガスを除湿し、排ガス中の凝縮水を分離して回収水として回収する水回収装置が開示されている。
【０００５】
この水回収装置で回収された回収水は、除塵フィルタと脱気器、必要に応じてイオン交換装置により混入物を除去する処理がなされたのち、処理水を前記排熱回収ボイラに給水することが開示されている。
【０００６】
前記非特許文献１にも、排熱回収ボイラから排出される排ガスを冷却して凝縮させる水回収装置が開示されている。この回収水は脱気器により溶解しているガスを分離除去した後に、排熱回収ボイラに給水することが開示されている。
【０００７】
前記非特許文献１によると、回収水の溶存酸素濃度はボイラへの給水としての基準を満たしており、二酸化窒素、ナトリウムイオン、マグネシウムイオン、カルシウムイオン、鉄イオン、銅イオンなどの不純物の影響は無視できると記載されている。
【０００８】
また、特開２００９−１６２１００号公報（特許文献２）には、高湿分空気利用ガスタービンの排ガスから回収した回収水を、圧縮空気の加湿装置に供給して再利用し、この加湿装置から一部抜き出した回収水を浄化して水回収装置に供給する構成が開示されている。
【０００９】
この特許文献２に記載された技術は、回収水のｐＨを調整する目的ではなく、不純物の濃縮を抑制する目的で水質浄化装置が設置されている。さらに、この特許文献２には、排ガス中に含まれる二酸化炭素、窒素酸化物などが水回収装置の回収水中に吸収され、回収水が酸性となることも開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１０】
【特許文献１】特開２０００−０５４８５４号公報
【特許文献２】特開２００９−１６２１００号公報
【非特許文献】
【００１１】
【非特許文献１】Vladimir V. Lupandinほか、DESIGN, DEVELOPMENT AND TESTING OF A GAS TURBINE STEAM INJECTION AND WATER RECOVERY SYSTEM, Proceedings of ASME TURBO EXPO 2001,2001-GT-0111 (2001)
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１２】
特許文献１および非特許文献１には、排熱回収ボイラの蒸気圧力が開示されていないが、排熱回収ボイラの蒸気圧力が高くなる場合には、ボイラへの給水に要求される水質基準が厳しくなる。
【００１３】
ＪＩＳ Ｂ ８２２３によると、常用圧力が１０ＭＰａ(ゲージ圧力)以下の排熱回収ボイラの場合には、ｐＨ(水素イオン濃度指数)を８．５〜９．７の給水水質とすることが望ましいとされている。
【００１４】
同時に、不純物イオンの総量の指標である電気伝導率も、揮発性物質処理の場合には６ｍＳ／ｍ以下とすることが望ましいとされている。
【００１５】
しかしながら、排ガス中に含まれる二酸化炭素、窒素酸化物などが回収水中に吸収され、回収水が酸性となるため、回収水のｐＨを上昇させてアルカリ性にするには、多量の中和剤を注入する必要がある。
【００１６】
回収水に多量の中和剤を注入する場合、中和剤の購入費が上昇して経済性が悪化する問題と、不純物イオンの総量が増加して電気伝導率が上昇する課題がある。
【００１７】
特許文献２に開示されているように、回収水のｐＨは調整せず、不純物の濃縮のみを防止する方式の場合は、回収水が接触する部分を耐腐食性の材料で構成する必要があり、設備の建設費用が上昇する課題がある。
【００１８】
本発明の目的は、燃焼排ガスとの気液直接接触により酸性となった回収水系統の循環水と、ボイラへの給水として再利用する給水系統の給水を必要なｐＨにそれぞれ調整して、設備全体で使用するｐＨ調整剤の量を低減し、火力発電設備の経済性を向上した排ガスから湿分を回収する火力発電設備及びその火力発電設備の回収水の処理方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１９】
本発明の排ガスから湿分を回収する火力発電設備は、ガスタービンと、ガスタービンから排出した燃焼排ガスを熱源として供給して蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラの下流側に設置されて該排熱回収ボイラから流下した燃焼排ガスと水との気液直接接触により燃焼排ガス中の湿分を凝縮して回収する水回収装置と、水回収装置で回収した回収水の一部をこの水回収装置に供給して循環水として循環させる回収水系統と、水回収装置で回収した回収水の他の一部を給水として前記排熱回収ボイラに供給する給水系統と、回収水系統に設置され、この回収水系統を流れる循環水を第１のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第１のｐＨ調整装置と、給水系統に設置され、この給水系統を流れる給水を第２のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第２のｐＨ調整装置と、第１のｐＨ調整装置及び第２のｐＨ調整装置からそれぞれ注入するｐＨ調整剤の量を制御する制御装置が備えられていることを特徴とする。
【００２０】
また、本発明の排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法は、ガスタービンと、ガスタービンから排出した燃焼排ガスを熱源として蒸気を発生する排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラの下流側に設置されて該排熱回収ボイラから流下した燃焼排ガスと水との気液直接接触により燃焼排ガス中の湿分を凝縮させて回収する水回収装置と、水回収装置で回収した回収水の一部をこの水回収装置に供給して循環水として循環させる回収水系統と、水回収装置で回収した回収水の他の一部を給水として前記排熱回収ボイラに供給する給水系統と、回収水系統に設置されて該回収水系統を流れる循環水を第１のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第１のｐＨ調整装置と、給水系統に設置されて該給水系統を流れる給水を第２のｐＨ（水素イオン濃度指数）の値に調整する第２のｐＨ調整装置と、第１のｐＨ調整装置及び第２のｐＨ調整装置からそれぞれ注入するｐＨ調整剤の量を制御する制御装置を備えた排ガスから湿分を回収する火力発電設備の回収水の処理方法であって、  前記制御装置の制御によって第１のｐＨ調整装置から回収水系統に注入する薬剤の量を調節して回収水系統を循環して流れる循環水を第１のｐＨ値に調整し、前記制御装置の制御によって第２のｐＨ調整装置から給水系統に注入する薬剤の量を調節して給水系統を流れる給水を第２のｐＨ値に調整することを特徴とする。
【発明の効果】
【００２１】
本発明によれば、燃焼排ガスとの気液直接接触により酸性となった回収水系統の循環水と、ボイラへの給水として再利用する給水系統の給水を必要なｐＨ値にそれぞれ調整して、設備全体で使用するｐＨ調整剤の量を低減し、火力発電設備の経済性を向上した排ガスから湿分を回収する火力発電設備及びその火力発電設備の回収水の処理方法が実現できる。
【図面の簡単な説明】
【００２２】
【図１】本発明の第１実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムを示す概略系統図。
【図２】本発明の第１実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムにおけるｐＨ調整値と、必要なｐＨ調整剤の濃度との関係を示す特性図。
【図３】本発明の第２実施例の火力発電設である備排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムを示す概略系統図。
【図４】本発明の第３実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムを示す概略系統図。
【発明を実施するための形態】
【００２３】
本発明の実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムについて図面を引用して以下に説明する。
【実施例１】
【００２４】
先ず、本発明の第１実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムについて図１を用いて説明する。
【００２５】
図１は本発明の第１実施例の火力発電設備であって、ガスタービンの燃焼器に蒸気を供給してタービンの出力を増大させるように構成した湿分利用ガスタービンシステムを示す概略系統図である。
【００２６】
図１に示した本発明の第１実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムにおいて、ガスタービン本体は、吸気ダクト３から吸入した空気を圧縮して吐出する圧縮機２と、圧縮機２で圧縮した圧縮空気と燃料９５とを混合して燃焼する燃焼器４と、燃焼器４で生成する高温の燃焼ガスによって駆動されるタービン１を備えている。
【００２７】
タービン１は、高圧タービン６と低圧タービン７で構成されており、高圧タービン６はシャフト５を介して圧縮機２と連結されている。
【００２８】
低圧タービン７は図示しない減速機により発電機１９に接続されており、低圧タービン７を回転させて発電機１９を駆動し、この発電機１９で発電した電力を図示しない電力系統に送電可能となっている。
【００２９】
低圧タービン７を駆動した後に該低圧タービン７から排出される排ガス１３は、低圧タービン７の下流側に配設されて排ガス１３を熱源として蒸気を発生させる排熱回収ボイラ２６と、排熱回収ボイラ２６を流下した排ガス１３に含まれた湿分を回収する水回収装置１７を順次経由して、スタック５４から大気中に放出される構成となっている。
【００３０】
前記排熱回収ボイラ２６は、排ガス１３が流下する下流側から上流側に向かって脱気器２２、エコノマイザ２３、蒸発器２４、及び過熱器２５を備えた構成となっており、脱気器２２および蒸発器２４には、蒸気を生成するドラム４７、ドラム４８がそれぞれ設置されている。
【００３１】
排熱回収ボイラ２６に給水を供給する給水系統には、タンク５５の保有水をポンプ９１により移送して脱気器２２のドラム４７に供給可能な配管３３と、脱気器のドラム４７の保有水をポンプ９３により加圧してエコノマイザ２３に供給可能な配管４６と、エコノマイザ２３で加熱された熱水を蒸発器２４のドラム４８に供給可能な配管３７と、蒸発器２４のドラム４８から水蒸気を過熱器２５に送出可能な配管４５がそれぞれ配設されている。
【００３２】
さらに、脱気器のドラム４７には、給水から脱気したガスをドラム４７から弁５８を介して外部に排出可能にする配管４４が配設されている。
【００３３】
また、蒸発器２４のドラム４８には、水中に濃縮した不純物をドラム４８から弁５７を介して外部に排出可能にする配管３６が配設されている。
【００３４】
前記排熱回収ボイラ２６の排ガス１３が流下する最上流側に設置された前記過熱器２５には、過熱器２５で生成した過熱された蒸気を該過熱器２５から燃焼器４に供給可能にする弁６０を備えた配管４１が配設されている。
【００３５】
なお、本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムにおいて、蒸気を燃焼器４に供給することが意味しているのは、燃焼器４の内部に蒸気を供給することを意味するだけでなく、圧縮機２から燃焼器４に圧縮空気が流下する流路、又は、燃焼器４から高圧タービン６に燃焼ガスが流下する流路に対して水蒸気を供給することも意味するものである。
【００３６】
排熱回収ボイラ２６の下流側に設置された水回収装置１７は、この水回収装置１７の下部に設置された回収水容器１８で保有する水を、配管３１に設置されたポンプ９２で加圧して該配管３１を通じて冷却器８５に供給し、この冷却器８５で前記水を冷却したのち、前記冷却器８５から配管３２を通じて、再び水回収装置１７の内部に設置された液分散器７１に供給して水回収装置１７の内部に散布する構成となっている。
【００３７】
水回収装置１７の内部の液分散器７１の下方には、充填物８８が設置され、排熱回収ボイラ２６から排出される排ガスと液分散器７１から散布された循環水が気液接触可能となるように構成されている。
【００３８】
水回収装置１７の内部の液分散器７１の上方には、ミストを除去するミスト除去器６６が設置されている。
【００３９】
前記冷却器８５はファン２７により周辺の大気を導入して水を冷却する空冷式冷却器である。また、冷却器８５で冷却された循環水の一部は、弁５９を有する配管３４を経由してタンク５５へ循環水が供給される構成となっている。
【００４０】
さらに、タンク５５には、外部から補給水が供給可能となるように、配管３５が配設されている。
【００４１】
本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、水回収装置１７の回収水が回収水容器１８から冷却器８５、配管３２を経由して前記水回収装置１７の内部に設置された液分散器７１から散布され、該水回収装置１７の内部に設置された充填物８８を流下して再び回収水容器１８まで循環する系統を回収水系統と称する。
【００４２】
さらに本実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、前記回収水系統から循環水を分岐する配管３４から排熱回収ボイラ２６の蒸発器２４のドラム４８に至るまでの系統を給水系統と称する。
【００４３】
本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムで特徴となる構成要素は、回収水系統の回収水容器１８から冷却器８５に回収水を供給する配管３１に設置されており、循環水のｐＨを第１のｐＨ値に調整する薬剤注入装置４９と、前記冷却器８５から分岐した一方の配管３２に設置されたｐＨ検出器７４と、給水系統の配管３３に設置されており、脱気器２２のドラム４７に供給する給水のｐＨを第二のｐＨ値に調整する薬剤注入装置５０と、前記冷却器８５から分岐した他方の配管３２に設置された配管３３の前記薬剤注入装置５０の下流側に設置されたｐＨ検出器７５と、前記ｐＨ検出器７４及びｐＨ検出器７５で検出したｐＨ検出値に基づいて循環水のｐＨを調節する薬剤注入装置４９及び給水のｐＨを調節する薬剤注入装置５０をそれぞれ制御する制御装置１００である。
【００４４】
本実施例の火力発電設備である上記構成の湿分利用ガスタービンシステムでは、水蒸気を生成するために多量の水を消費する。そこで、ガスタービン１から排出された燃焼排ガス１３から該燃焼排ガス１３に含まれた湿分を回収し、回収された湿分を排熱回収ボイラ２６で再利用することが行われる。
【００４５】
燃焼排ガス１３から湿分を回収した回収水は、燃焼排ガス１３中の窒素酸化物や二酸化炭素などの不純物を吸収して酸性となっている。
【００４６】
水蒸気を生成する排熱回収ボイラ２６にこの回収水を供給する給水は、排熱回収ボイラ２６の伝熱管の腐食を防止するため、薬剤の注入等により溶存酸素濃度や水素イオン濃度指数（ｐＨ）が調整される。
【００４７】
そこで、本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムにおいては、ｐＨの調整方法を工夫することにより、必要な薬剤の注入量を可及的に低減するようにしたものである。
【００４８】
次に図１を用いて、本発明の第１実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムの動作について説明する。
【００４９】
図１に示された第１実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムにおいて、ガスタービンの吸気ダクト３から圧縮機２に吸入された大気は、前記圧縮機２で圧縮され、高温の圧縮空気となって該圧縮機２から吐出される。
【００５０】
圧縮機２から吐出された圧縮空気は、ガスタービンケーシング内の流路を経由して燃焼器４に導かれる。
【００５１】
燃焼器４に導入された圧縮空気は、前記燃焼器４において燃料９５および配管４１から供給される過熱水蒸気と混合して燃焼し、燃焼器４にて高温高圧の燃焼ガスを生成する。
【００５２】
燃焼器４で生成した高温高圧の燃焼ガスは、前記燃焼器４からタービン１の高圧タービン６に供給され、この高圧タービン６の内部で膨張して、熱エネルギーが動力エネルギーに変換される。
【００５３】
高圧タービン６と圧縮機２は共通のシャフト５によって連結されており、この高圧タービン６によって熱エネルギーが変換された動力エネルギーは、前記シャフト５と連結された圧縮機２を駆動することに消費される。
【００５４】
高圧タービン６の内部で膨張した後の燃焼ガスは、高圧タービン６から低圧タービン７に供給され、低圧タービン７の内部で膨張することにより熱エネルギーが動力エネルギーに変換される。
【００５５】
低圧タービン７によって熱エネルギーが変換された動力エネルギーは、この低圧タービン７に連結された発電機１９を駆動することにより電気エネルギーに変換されて取り出される。
【００５６】
本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、燃焼器４にて燃料とともに燃焼させる空気に、排熱回収ボイラ２６の排熱回収で生成した水蒸気を湿分として添加しているため、燃焼器４からタービン１に供給される燃焼ガスの流量が、水蒸気を添加している分だけ通常のシンプルサイクルガスタービンよりも多くなる。
【００５７】
さらに、水蒸気の単位質量当たりの熱エネルギーは、圧縮空気と比較して大きいため、通常のガスタービンと比較して、より多くのエネルギーを取り出すことができ、ガスタービン全体として出力と熱効率が向上する。
【００５８】
低圧タービン７での膨張過程を経てこの低圧タービン７から排出された排ガス１３は、ガスタービン１の下流側に設置された排熱回収ボイラ２６に熱源として導かれる。
【００５９】
排熱回収ボイラ２６においては、配管３３を通じて供給された給水を、排熱回収ボイラ２６内の排ガスの流れ方向の最下流側に配置された脱気器２２によって排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３を熱源にして加熱し、前記給水に含まれた酸素や二酸化炭素など水中の溶存ガス成分をこの脱気器２２で気相にして、前記脱気器２２から配管４４を通じて外部に放出する。
【００６０】
また、前記脱気器２２で排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３によって加熱された給水は、排熱回収ボイラ２６内でこの脱気器２２の排ガスの流れ方向の上流側に配置されたエコノマイザ２３に供給され、このエコノマイザ２３によって前記給水は排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３を熱源にして加熱される。
【００６１】
前記エコノマイザ２３で排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３によって加熱された給水は、排熱回収ボイラ２６内でこのエコノマイザ２３の排ガスの流れ方向の上流側に配置された蒸発器２４に供給され、この蒸発器２４によって前記給水は排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３を熱源にして加熱される。
【００６２】
更に、前記蒸発器２４で排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３によって加熱された給水は、排熱回収ボイラ２６内でこの蒸発器２４の排ガスの流れ方向の最上流側に配置された過熱器２５に供給され、この過熱器２５によって排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３を熱源にして更に加熱される。
【００６３】
そして、上記したように、排熱回収ボイラ２６内のエコノマイザ２３、蒸発器２４、過熱器２５で順次加熱して高温高圧の蒸気を生成し、この生成された高温高圧の蒸気を前記過熱器２５から弁６０を備えた配管４１を通じて前記ガスタービンの燃焼器４に供給する。
【００６４】
前記排熱回収ボイラ２６に設置した脱気器２２は、例えば０.２ＭＰａ程度の低い圧力で運転し、水中の溶存ガス成分を気相に排出しやすい状態で動作させる。その後、配管４６に設置したポンプ９３によって給水を約３ＭＰａに加圧して、前記脱気器２２から配管４６を通じて蒸発器２４に供給し、この蒸発器２４によって排熱回収ボイラ２６内を流下する排ガス１３で加熱して高温高圧の蒸気を生成可能にしている。
【００６５】
そして、前記蒸発器２４のドラム４８から、給水中に含まれる濃縮した不純物を、弁５７を備えた配管３６により系外に抜き出すことにより、蒸発器２４の伝熱管内部に保有する給水の不純物濃度を制限する。
【００６６】
過熱器２５で生成した高温高圧の蒸気は、弁６０を備えた配管４１を通じて燃焼器４に供給して、ガスタービンの出力、効率向上に寄与する。
【００６７】
排熱回収ボイラ２６から排出された排ガス１３は、排熱回収ボイラ２６の下流側に設置された水回収装置１７へ導かれる。
【００６８】
前記水回収装置１７では、水回収装置１７の内部の下部空間に設けた回収水容器１８に貯蔵された回収水が、配管３１に備えられたポンプ９２によって該配管３１を通じて冷却器８５に供給され、この冷却器８５で大気との熱交換により回収水が、例えば３５℃まで冷却され、前記冷却器８５から配管３２を通じて水回収装置１７の内部に設置された液分散器７１に供給されて散布される。
【００６９】
この液分散器７１から散布される散布水は、水回収装置１７の内部で該液分散器７１の下方に設置された充填物８８の表面を流下する過程で、該充填物８８の下方から供給される排ガス１３と気液直接接触し、排ガス１３に含まれる湿分が凝縮して、回収水として水回収装置１７の回収水容器１８に回収される。
【００７０】
充填物８８の表面で気液接触した後の排ガス１３は、散布水との気液接触の際に生じた微細な液滴を、回収装置１７の内部で該液分散器７１の上方に設置されたミスト除去器６６で除去した後に、この回収装置１７の上方に連通するスタック５４を通じて大気中に排出される。
【００７１】
このとき、スタック５４から排出される排ガス１３は、液分散器７１から散布される散布水により冷却された湿りガス（例えば４０℃以下の湿りガス）であり、大気に放出された後、大気中で湿分が凝縮して白煙となる場合がある。
【００７２】
美観上の理由から大気中での白煙発生を抑制したい場合には、ミスト除去器６６の下流側に、排ガスを加熱する加熱手段を設けても良い。
【００７３】
水回収装置１７の回収水容器１８で回収された回収水の一部は、配管３１の冷却器８５の下流側から分岐され、一方は前記冷却器８５から配管３２を経由して前記液分散器７１に供給されて水回収装置１７の内部に散布され、他方は前記冷却器８５から弁５９を備えた配管３４を経由して補給水を供給するタンク５５に供給される。
【００７４】
水回収装置１７の回収水容器１８の水位は、排ガス１３の凝縮により回収された水量と、分岐された配管３４を通じて給水を補給するタンク５５に供給される給水の水量とのバランスにより変化する。
【００７５】
そこで、前記配管３４に設置した弁５９の開度を調整して、回収水容器１８の水位を所定の値に維持する。
【００７６】
タンク５５に蓄えられた補給水は、配管３３に備えられたポンプ９１を駆動することによって前記脱気器２２と接続したドラム４７に給水され、ガスタービンを加湿するための水蒸気の生成に用いられる。
【００７７】
この時、水回収装置１７で回収してタンク５５に供給される水の量が、排熱回収ボイラ２６に給水される給水の量よりも少ない場合には、タンク５５の水位が低下するため、配管３５を通じて外部から前記タンク５５に補給水を供給してタンク５５の水位を維持する。
【００７８】
次に、本発明の第１実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムにおける特徴的な構成要素の動作について説明する。
【００７９】
図１に示した第１実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムには制御装置１００が設置されており、この制御装置１００には配管３２に設置されて該配管３２を流れる回収水のｐＨを検出するｐＨ検出器７４、及び配管３３に設置されて該配管３３を流れる給水のｐＨを検出器７５で検出したｐＨの出力値がそれぞれ入力されている。
【００８０】
そして、前記制御装置１００では、前記ｐＨ検出器７４で検出した配管３２を流れる回収水である循環水のｐＨの検出値と、目標とするｐＨ値の偏差に基づいて、前記制御装置１００から配管３１に設置された薬剤注入装置４９に指令信号を出力して前記薬剤注入装置４９から配管３１を流れる循環水に注入する薬剤の注入制御を行う。
【００８１】
この薬剤の注入制御は、比例積分制御と呼ばれる公知の技術である。目標とする循環水のｐＨ値は、本実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、ｐＨ＝７．０とした。
【００８２】
また、本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、回収水系統において、配管３１に設置された薬剤注入装置４９から循環水に薬剤を注入制御してｐＨ値を調整する薬剤は、モルホリン(Ｃ４Ｈ９ＯＮ)を選定した。モルホリンはｐＨ調整剤としてボイラの水質調整に一般的に用いられる塩基性の有機化合物である。
【００８３】
排熱回収ボイラ２６に供給する給水は、ＪＩＳ Ｂ ８２２３により、ｐＨ値を８．５〜９．７とすることが望ましいとされている。それにも関わらず、この回収水系統の循環水のｐＨ値を７．０に調整する理由は、以下の通りである。
【００８４】
排ガスと配管３２を流れる回収水である循環水が水回収装置１７で常時気液直接接触する結果、化学式（１） および化学式（２）の反応により循環水中には、排ガス中の二酸化炭素が大量の遊離炭酸として溶解している。
【００８５】
本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムの場合は、燃焼排ガス中の二酸化炭素濃度と、気液平衡の係数であるヘンリ定数を用いて、遊離炭酸濃度は４．８０Ｅ−４ ［ｍｏｌ／Ｌ］となる。なお、これらの化学式（１） 及び化学式（２）式で、(g)は気体中の分子を、(l)は液体中に溶解している分子を示す。
【００８６】
溶解した遊離炭酸は化学式（３）の反応により水中で解離し、炭酸水素イオンとなる。炭酸水素イオンの濃度は、化学式（３）の平衡定数である酸解離定数Ｋａにより決まる。
【００８７】
本実施例の湿分利用ガスタービンシステムの場合は、表１に示すように、遊離炭酸濃度が４．８０Ｅ−４ ［ｍｏｌ／Ｌ］の状況で、酸解離定数Ｋａが４．４７Ｅ−７ ［ｍｏｌ／Ｌ］より、ｐＨ＝４.８の酸性の状態となる。
【００８８】
その状態に中和剤であるモルホリンを投入した場合、モルホリンは化学式（４）の反応により水素イオンを受け取って水酸化物イオンを生成するため、水素イオン濃度が小さくなりｐＨ値が上昇する。
【００８９】
一方、化学式（３）では水素イオン濃度が減少したことから、化学式（３）の解離定数Ｋａに従い反応が化学式（３）の右に進み、炭酸水素イオン濃度が増加する。
【００９０】
このように、ｐＨ調整剤を投入して水素イオン濃度を減少させても、遊離炭酸が解離し新たに炭酸水素イオンが生じるため、ｐＨ値を上昇させるにはｐＨ調整剤の投入量が膨大となる。
【００９１】
【化１】
0006420729.tif 000002
【００９２】
【化２】
0006420729.tif 000003
【００９３】
【化３】
0006420729.tif 000004
【００９４】
【化４】
0006420729.tif 000005
【表１】
0006420729.tif 000006
【００９５】
表２に、回収水系統においてｐＨ＝４.８の酸性の状態から、ｐＨを上昇させる場合に必要なｐＨ調整剤のモル濃度の計算結果を示す。
【００９６】
回収水系統の循環水は水回収装置１７で常に排ガスと接触していることから、遊離炭酸濃度は常に一定のままとなる。その結果、ｐＨを上昇、すなわちｐＨ調整剤により水素イオン濃度を減少させる場合、化学式（３）の反応が右に進み、炭酸水素イオン(ＨＣＯ３-)の濃度が上昇する。
【００９７】
回収水系統の循環水を目標のｐＨ値である７．０とするためには、炭酸水素イオン濃度が１．４６Ｅ−５［ｍｏｌ／Ｌ］から２．１５Ｅ−３［ｍｏｌ／Ｌ］まで増加することになり、必要なｐＨ調整剤のイオン濃度はこの差分に相当する２．１３Ｅ−３［ｍｏｌ／Ｌ］となる。
【００９８】
ｐＨ調整剤も投入分の全てがイオンとなるわけではなく、化学式（４）の塩基解離定数Ｋｂに従いイオン化するため、ｐＨが大きくなるにつれて水酸化物イオンの濃度が大きくなると、解離割合が減少していく。
【００９９】
前記表２に示すように、ｐＨ＝７．０ではモルホリンの解離割合が９６．９％であり、必要なモルホリンの濃度は２．２０Ｅ−３［ｍｏｌ／Ｌ］となる。
【０１００】
仮に、この回収水系統の循環水をｐＨ＝１０まで調整するには、同様に７．１６Ｅ＋１［ｍｏｌ／Ｌ］のｐＨ調整剤が必要となり、ｐＨ＝７．０に調整する場合の約３３００倍のモルホリンの濃度が必要となる。
【０１０１】
これは、経済的でないことは明らかである。さらに、排熱回収ボイラ２６の給水にはｐＨ値以外にも電気伝導率の要求基準があり、中和剤を大量投入することは電気伝導率の増加に繋がるため望ましくない。
【０１０２】
この回収水系統の循環水のｐＨ値を４．８のまま放置せず、７．０に調整する理由は、回収水系統の金属部材の健全性を保つためである。
【０１０３】
炭素鋼は、ｐＨ値が低下すると腐食量が増加する性質がある。また、銅合金は、ｐＨ値が７．０近傍であれば腐食しないことが知られている。
【０１０４】
本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、回収水系統の接液部材は、炭素鋼の部分は塗装や樹脂ライニングを施し、冷却器８５には銅合金のチューブを用いるとともに、ｐＨ値を７．０に調整することで、回収水系統の金属部材の健全性を保ちつつ、ｐＨ調整剤の投入量を低減して設備を経済的に運用することができる。
【０１０５】
【表２】
0006420729.tif 000007
【０１０６】
同様に、前記制御装置１００では、ｐＨ検出器７５で検出した配管３３を流れる給水のｐＨの検出値と、目標とするｐＨ値の偏差に基づいて、配管３３に設置された薬剤注入装置５０に指令信号を出力して前記薬剤注入装置５０から配管３３を流れる給水に注入する薬剤の注入制御を行う。
【０１０７】
本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、この給水系統においても、配管３３に設置された薬剤注入装置５０から給水に注入してｐＨ値を調整する薬剤は、モルホリン(Ｃ４Ｈ９ＯＮ)を選定した。但し、目標とする給水のｐＨ値は回収水系統の循環水と異なり、ｐＨ＝１０．０とした。
【０１０８】
薬剤注入装置５０で配管３３を流れる給水にｐＨ調整剤を注入すると、給水中の炭酸水素イオンは減少するため、化学式（３）の反応は右向きに進む。しかし、回収水系統の薬剤注入装置４９の場合と異なり、化学式（３）の左辺の遊離炭酸の濃度が低いことと、遊離炭酸が減少しても新たに排ガスから炭酸ガスを吸収することができないため、遊離炭酸濃度は減少する。
【０１０９】
表３に、給水系統においてｐＨ＝７．０の状態から、ｐＨを上昇させる場合に必要なｐＨ調整剤の量のモル濃度の計算結果を示す。化学式（３）の左辺の遊離炭酸が右辺の炭酸水素イオンに変化するため、前記表３に示すように、ｐＨを上昇させると炭酸水素イオン濃度は増加するが、増加する量は前記表２の回収水系統の場合と比較して非常に少ない。
【０１１０】
ｐＨ＝７の状態からｐＨ＝１０．０の状態までｐＨを上昇させるのに必要なモルホリンの濃度は、１．６０Ｅ−２［ｍｏｌ／Ｌ］であり、回収水系統で同じ範囲の調整を実施する場合の２００００倍以上少ない量のｐＨ調整剤で調整可能となる。
【０１１１】
【表３】
0006420729.tif 000008
【０１１２】
図２の特性図に表２および表３の計算結果を比較して示す。この図２の特性図は、ｐＨ＝４．８の回収水のｐＨを上昇させるために必要なｐＨ調整剤の濃度を示したものである。
【０１１３】
この図２の特性図では、ｐＨ＝４．８の状態から回収水系統においてｐＨ＝７．０まで調整する部分は実線で示してある。
【０１１４】
その後、回収水のｐＨ値をさらに上昇させる場合、回収水系統でｐＨ調整剤を注入した場合には、図２に実線で示したようにｐＨ調整剤の濃度が指数関数的に増加するが、給水系統でｐＨ調整剤を注入した場合には破線で示したようにｐＨ調整剤の濃度が緩やかに増加する。
【０１１５】
本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムで記載されたように、回収水系統でのｐＨ調整値と給水系統でのｐＨ調整値を区分して２段階でｐＨ値を調整することにより、全体のｐＨ調整剤の使用量を大幅に低減することができ、回収水系統の金属部材の健全性を保ちつつ、設備を経済的に運用することができる。
【０１１６】
このように、薬剤注入装置５０による薬剤の注入によってｐＨを調整された給水は、配管３３を通じて排熱回収ボイラ２６のドラム４７へ供給され、ドラム４７の保有水は該ドラム４７が接続した排熱回収ボイラ２６の脱気器２２において加熱される。
【０１１７】
給水が脱気器２２によって加熱されることにより気液平衡定数が変化することから、化学式（１）の反応が左へ進み、化学式（２）の反応も左へ進むことから、遊離炭酸がガスとして系外に排出される。
【０１１８】
また、水中の溶存酸素も同様の機構により排出されるため溶存酸素濃度が低くなり、排熱回収ボイラ２６の伝熱管の腐食を抑制しつつ、設備を運転することが可能となる。
【０１１９】
なお、本実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、薬剤としてはｐＨ調整剤のみに着目して説明しているが、使用するボイラの仕様、使用する水の水質に応じて、脱酸素剤、清缶剤、防錆剤などボイラの水質管理に一般的に用いられる他の薬剤を併用しても実施可能であることは言うまでもない。
【０１２０】
本実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、ｐＨ調整剤としてモルホリンを例示したが、アンモニア、苛性ソーダ、第２リン酸ソーダ、第３リン酸ソーダなど、モルホリン以外のｐＨ調整作用を持つ薬剤でも同様に実施可能である。
【０１２１】
本実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、回収水系統でのｐＨ調整値は７．０を例示したが、回収水系統を流れる循環水のｐＨ調整値は、６．０から８．０の範囲の値にするのが良い。
【０１２２】
ｐＨ＝６．０未満では、ｐＨ調整剤の使用量が低減できるが、冷却器８５等で銅製の部材を使用する場合に、長期間にわたり部材の健全性を維持できない可能性がある。
【０１２３】
ｐＨ＝８．０以上では、ｐＨ調整剤の使用量がｐＨ値に対して指数関数的に多くなり、経済性を損なう可能性がある。
【０１２４】
本実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、給水系統でのｐＨ調整値は１０．０を例示したが、給水系統を流れる給水のｐＨ調整値は、８．０から１２．０の範囲の値にするのが良い。
【０１２５】
ｐＨ＝８．０では、ｐＨ調整剤の使用量が低減できるが、排熱回収ボイラの接液部材料によっては、長期間にわたり部材の健全性を維持できなくなる可能性がある。
【０１２６】
ｐＨ＝１２以上では、ｐＨ調整剤を注入後に下流側の機器でｐＨ値が低下した場合にも、金属材料の腐食を確実に防止できるが、ｐＨ調整剤の使用量がｐＨ値に対して指数関数的に多くなり、経済性を損なう可能性がある。
【０１２７】
なお、薬剤注入装置４９およびｐＨ検出器７４の設置位置は、本実施例の湿分利用ガスタービンシステムで例示する箇所に限定されるものではない。薬剤注入装置４９およびｐＨ検出器７４の設置位置は、回収水系統、すなわち、水回収装置１７の内部空間、回収水容器１８、配管３１、配管３２の何れかの箇所に設置すれば、これらは何れも水回収装置１７を循環する循環水の経路に含まれており、薬剤が注入されてｐＨ値が変化した結果を知ることができ、注入量を制御することができる。
【０１２８】
以上の説明から明らかなように、本実施例によれば、燃焼排ガスとの気液直接接触により酸性となった回収水系統の循環水と、ボイラへの給水として再利用する給水系統の給水を必要なｐＨにそれぞれ調整して、設備全体で使用するｐＨ調整剤の量を低減し、火力発電設備の経済性を向上した排ガスから湿分を回収する火力発電設備及びその火力発電設備の回収水の処理方法が実現できる。
【実施例２】
【０１２９】
図３を用いて本発明の第２実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムについて説明する。
【０１３０】
図３に示した第２実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムは、図１に示した第１実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムと基本的な構成及び作用は同じである。従って、第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムと共通な構成についての説明は省略し、相違する部分についてのみ以下に説明する。
【０１３１】
図３に示した本発明の第２実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムにおいて、図１に示した第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムとの構成上の相違点は、図１の第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、薬剤注入装置５０とｐＨ検出器７５が配管３３に設置されているのに対して、図３に示した第２実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、薬剤注入装置５０とｐＨ検出器７５が脱気器２２のドラム４７からエコノマイザ２３へ給水する配管４６に設置されている構成が相違している。
【０１３２】
次に、図３を用いて第２実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムにおける特徴的な構成要素の動作について説明する。
【０１３３】
第２実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、給水を供給するタンク５５の保有水は、第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムと同様に、ｐＨ＝７.０となるように回収水系統において調整されている。
【０１３４】
この保有水を排熱回収ボイラ２６内の最下流側に設置された脱気器２２に接続したドラム４７に給水し、このドラム４７の保有水が脱気器２２で排熱回収ボイラ２６内を流下する熱源の排気ガス１３によって加熱される。
【０１３５】
給水が加熱されることにより気液平衡定数が変化することから、化学式（１）の反応が左へ進み、化学式（２）の反応も左へ進むことから、脱気器２２と接続したドラム４７から遊離炭酸がガスとして弁５８を備えた配管４４を通じて系外に排出される。
【０１３６】
この遊離炭酸がガスとしてドラム４７から系外に排出された後の給水は、脱気器２２の前記ドラム４７からエコノマイザ２３へ給水する配管４６に設置されたｐＨ検出器７５によって給水のｐＨ値が検出される。
【０１３７】
そして前記制御装置１００では、このｐＨ検出器７５で検出した配管４６を流れる給水のｐＨの検出値と、目標とするｐＨ値の偏差に基づいて、配管４６に設置された薬剤注入装置５０に指令信号を出力し、この薬剤注入装置５０から配管４６を流下する給水に薬剤を注入することによって、配管４６を流下する給水のｐＨがｐＨ＝１０．０に調整される。
【０１３８】
脱気器２２の作用により、薬剤注入装置５０を作用させる前の給水の遊離炭酸濃度が第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムの場合よりも小さいため、本実施例の湿分利用ガスタービンシステムの場合では、第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムの場合よりも少ない量のｐＨ調整剤で給水のｐＨが調整可能となる。
【０１３９】
一方、本実施例の湿分利用ガスタービンシステムの場合、脱気器２２に供給される給水のｐＨは７．０であるため、ドラム４７を含む脱気器２２の構成材料に制約が生じる。
【０１４０】
このように、本実施例の湿分利用ガスタービンシステムにおいても、回収水系統でのｐＨ調整値と給水系統でのｐＨ調整値を区分して２段階でｐＨ値を調整することにより、全体のｐＨ調整剤の使用量を大幅に低減することができ、回収水系統の金属部材の健全性を保ちつつ、設備を経済的に運用することができる。  
なお、図１に示した第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムと、図３に示した第２実施例の湿分利用ガスタービンシステムとで、薬剤注入装置５０とｐＨ検出器７５の設置位置が異なる場合を２種類示したが、これらの各装置の設置位置は給水系統のいずれかの位置であれば、図１や図３で示した各実施例の湿分利用ガスタービンシステムにおける薬剤注入装置５０とｐＨ検出器７５の設置位置以外となる設置位置であっても同様の効果を得ることができる。
【０１４１】
以上の説明から明らかなように、本実施例によれば、燃焼排ガスとの気液直接接触により酸性となった回収水系統の循環水と、ボイラへの給水として再利用する給水系統の給水を必要なｐＨにそれぞれ調整して、設備全体で使用するｐＨ調整剤の量を低減し、火力発電設備の経済性を向上した排ガスから湿分を回収する火力発電設備及びその火力発電設備の回収水の処理方法が実現できる。
【実施例３】
【０１４２】
図４を用いて本発明の第３実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムを説明する。
【０１４３】
図４に示した第３実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムは、図１に示した第１実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムと基本的な構成及び作用は同じである。従って、第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムと共通な構成についての説明は省略し、相違する部分についてのみ以下に説明する。
【０１４４】
図４に示した本発明の第３実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムにおいて、図１に示した第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムとの構成の相違点は、図１の第１実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、薬剤注入装置５０とｐＨ検出器７５が配管３３に設置されているのに対して、図４に示した第３実施例の湿分利用ガスタービンシステムでは、薬剤注入装置５０とｐＨ検出器７５が給水を供給するタンク５５に設置されている構成が相違している。
【０１４５】
前記薬剤注入装置５０は、薬剤がタンク５５の内部に注入されるように設置されており、前記ｐＨ検出器７５は、タンク５５の保有水のｐＨ値を測定可能なように設置されている。
【０１４６】
また、タンク５５の内部には、図示しない攪拌装置が設けられ、タンク５５内の保有水が均等に混合するように運転されている。
【０１４７】
さらに、配管３１に設置された前記冷却器８５の下流側から分岐して、回収水系統から抜き出した回収水の一部を給水として給水系統の前記タンク５５に供給する配管３４に、水質浄化装置２８が設置されている。
【０１４８】
本実施例の湿分利用ガスタービンシステムではタンク５５の上流側に設置された前記水質浄化装置２８は、水中の不純物イオンを除去可能な混床式のイオン交換樹脂で構成される。
【０１４９】
次に、図４を用いて第３実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムにおける特徴的な構成要素の動作について説明する。  
第３実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、水回収装置１７で回収された回収水の一部は、冷却器８５の下流側から分岐して、給水系統の前記タンク５５に供給する配管３４を通じて前記タンク５５の上流側に設置された水質浄化装置２８に供給される。
【０１５０】
水質浄化装置２８では、排ガス１３中の二酸化炭素を起源として回収水中に吸収されて生成した炭酸水素イオンが除去される。
【０１５１】
その結果、化学式（３）の反応が右に進むが、水質浄化装置２８の内部の水は排ガスと接していないため水中の遊離炭酸は減少し化学式（３）の左辺の濃度と右辺の濃度がどちらも減少する。その結果、水質浄化装置２８を出た給水のｐＨは上昇し、電気伝導度は低下する。
【０１５２】
そこで、水質浄化装置２８を経た給水が供給される前記タンク５５では、該タンク５５に設置したｐＨ検出器７５で測定した給水のｐＨ値が、ｐＨ＝１０．０になるまで、前記制御装置１００から薬剤注入装置５０に指令信号を出力し、タンク５５に設置した薬剤注入装置５０によって給水中にｐＨ調整剤を注入する。
【０１５３】
この時、前記タンク５５の保有水は、タンク５５の上流側に設置した前記水質浄化装置２８の作用によってｐＨが上昇しているため、必要なｐＨ調整剤の量を図１の第１実施例の湿分利用ガスタービンシステムと比較して低減することができる。
【０１５４】
また、第３実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、タンク５５の内部で薬剤注入装置５０から注入したｐＨ調整剤を攪拌するため、ｐＨ調整剤と水を他の実施例よりも均等に混合することが可能であり、より正確にｐＨ値を調整できる利点がある。
【０１５５】
このように、本実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムによっても、回収水系統でのｐＨ調整値と給水系統でのｐＨ調整値を区分して２段階でｐＨ値を調整することにより、全体のｐＨ調整剤の使用量を大幅に低減することができ、回収水系統の金属部材の健全性を保ちつつ、設備を経済的に運用することができる。
【０１５６】
また、第３実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムでは、水質浄化装置２８は、イオン交換樹脂で構成したが、逆浸透膜（ＲＯ膜）でも同様の効果を得ることができる。
【０１５７】
逆浸透膜の場合は、イオン交換樹脂で必要となる樹脂の再生処理が不要となる長所があるが、分離の際に不純物が濃縮した水を常時排出する必要があり、利用できる回収水の量が減少する制約がある。
【０１５８】
さらに、水質浄化装置２８は、脱炭酸塔で構成してもよい。脱炭酸塔とは水中に二酸化炭素が溶解する水を充填物等の表面を落下させ、新鮮な空気を対向して流すことにより気液接触させ、水中の二酸化炭素を気相側に放散させる装置である。
【０１５９】
第３実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムの水質浄化装置２８に上記した脱炭酸塔を採用した場合でも、化学式（１）、化学式（２）および化学式（３）の反応が全て左に進むことにより水中の炭酸水素イオンが炭酸ガスとして放出されることから、水中の不純物イオンが除去され、イオン交換樹脂を設置した場合と類似の効果が得られる。
【０１６０】
なお、本発明は前記した各実施例の火力発電設備である湿分利用ガスタービンシステムに限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。
【０１６１】
また、前記した火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムの実施例の構成の一部を他の実施例の湿分利用ガスタービンシステムの構成の一部に置き換えることが可能であり、また、前記した実施例の湿分利用ガスタービンシステムの構成の一部に他の実施例の構成の一部を追加、削除、置換することも可能である。
【０１６２】
前記した実施例の火力発電設備である排ガスから湿分を回収する湿分利用ガスタービンシステムでは、火力発電設備に適用した例として湿分利用ガスタービンシステムを想定したが、燃焼排ガス中に含まれる湿分を回収して再利用する火力発電設備であれば、その火力発電設備にも本発明は同様に適用可能であり、また同様の発明の効果を得ることができる。
【０１６３】
以上の説明から明らかなように、本実施例によれば、燃焼排ガスとの気液直接接触により酸性となった回収水系統の循環水と、ボイラへの給水として再利用する給水系統の給水を必要なｐＨにそれぞれ調整して、設備全体で使用するｐＨ調整剤の量を低減し、火力発電設備の経済性を向上した排ガスから湿分を回収する火力発電設備及びその火力発電設備の回収水の処理方法が実現できる。
【符号の説明】
【０１６４】
１：タービン、２：圧縮機、３：吸気ダクト、４：燃焼器、５：シャフト、６：高圧タービン、７：低圧タービン、１３：排気ガス、１７：水回収装置、１８：回収水容器、１９：発電機、２２：脱気器、２３：エコノマイザ、２４：蒸発器、２５：過熱器、２６：排熱回収ボイラ、２７：ファン、２８：水質浄化装置、３１、３２、３３、３４、３５、３６、３７、４１、４５、４４、４６：配管、４７、４８：ドラム、４９、５０：薬剤注入装置、５４：スタック、５５：タンク、５７、５８、５９、６０：弁、６６：ミスト除去器、７１：液分散器、７４、７５：ｐＨ検出器、８５：冷却器、８８：充填物、９１、９２、９３：ポンプ、９５：燃料。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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