【発明の詳細な説明】

【０００１】

【産業上の利用分野】本発明は、ＬＮＧ、石炭、石油製品等の、化石燃料を燃料とする蒸気発生器（ボイラー）
を有する総てのプラントシステムに適用され、例えばＬ
ＮＧ専焼の火力発電プラント等に好適な造水装置に関する。

【０００２】

【従来の技術】例えばＬＮＧ専焼の火力発電所では大量の純水を必要とする。 このような火力発電所は一般に蒸気タービンにより発電機を回転させて電気を発生させるものであり、蒸気タービン用給水、所内機器冷却等用水、所内生活用水および所内空調用水等として通常１０
０万Ｋｗ級の発電所で、数千トンに上る大量の水を使用する。

【０００３】これらの水源として、河川水、工業用水、
市水（上水）等を処理して、純水にして利用している。
しかし、これらの水源の利用では水の購入費が高く、純水製造にも高コストを必要とする。

【０００４】さらに、河川水や工業用水は水質が悪く、
純水処理としては高度処理が必要となる。 また、市水（上水）は、比較的水質が良いが、非常に高価である。
また、水不足の時は、供給制限を受ける虞がある。 さらに、天候により水不足となった時は、供給元である自治体から水の供給制限を受ける。 水の供給制限を受けた場合には、発電所の運転に重大な支障を来し、運転停止に至る虞もある。

【０００５】特にＬＮＧ専焼を含むＬＮＧを燃料とする火力発電所では、原理的に成分である炭化水素が燃焼して、多量の水蒸気が発生している。

【０００６】一般に、炭化水素が完全燃焼する化学式は、以下の通りである。

【０００７】

【化１】

【０００８】ここで、ＬＮＧ専焼の火力発電所の場合、
ＬＮＧの成分が殆ど純メタンガスのため、下記の反応が行われる。

【０００９】

【化２】

【００１０】現状の火力発電所では、燃焼生成された水蒸気を、全てスタックから炭酸ガスや窒素ガスと共に放出しているが、この水を回収する装置は存在していない。

【００１１】図６は、従来の代表的な発電所の一例として、ＬＮＧ専焼の火力発電所であるガスタービンコンバインドサイクル（ＣＣ）発電所を示している。

【００１２】一般に、ＣＣ発電所は、ガスタービン１、
発電機２、蒸気タービン３、排熱回収ボイラー４、空気調和機５、スタック（煙突）６および燃焼器７を備えて構成されている。

【００１３】さらに、ＬＮＧを燃料として使用する発電所は、ＬＮＧ貯槽８と、そこに貯槽された−１６２℃の液体ＬＮＧを常温にまで昇温し、気化させるための気化器９とを近隣に有している。

【００１４】燃料であるＬＮＧは、ＬＮＧ貯槽８から出て、気化器９により常温に昇温されて気化する。 この気化されたＬＮＧは、空気圧縮機５によって高圧に圧縮された空気と混合され、燃焼器７に導かれて着火される。

【００１５】１０００℃を超える燃焼ガスのエネルギーは、ガスタービン１に回転エネルギーとして消費され、
ガスタービン１に接続された発電機２によって発電され、電気を発生する。 発生した電気は、変圧器２４、開閉所２５を介し、送電線２６によって送電される。

【００１６】ガスタービン１から出た排気ガスは約５０
０℃となり、脱硝装置４ａを介して排熱回収ボイラー４
に流れる。 排熱回収ボイラー４は、５００℃の排気ガスの熱エネルギーにより蒸気を発生させる熱交換方式の蒸気発生装置である。

【００１７】排熱回収ボイラー４で発生した蒸気は、蒸気タービン３に導入され、蒸気タービン３を回転させる。 蒸気タービン３は発電機２にガスタービン１と同軸で直結されている。

【００１８】かくして、ガスタービン１と蒸気タービン３とは、発電機２を同時に回転させ、電気を効率よく生じさせる。

【００１９】排熱回収ボイラー４からの排気ガスは、スタック（煙突）６を通じて約１２０℃になり、大気に放出される。 この最終大気放出排気ガス中には、（２）式で示したように、水蒸気が含まれている。

【００２０】

【発明が解決しようとする課題】上述したように、従来では燃焼生成した水蒸気がスタックから無駄に放出されている。

【００２１】本発明はこのような事情に鑑みてなされたもので、その目的は、水蒸気を液化して回収し、火力発電所の所内使用水として有効に利用するための造水装置を提供することにある。 即ち、具体的には、ＬＮＧ等の化石燃料から、ボイラーにより発生した最終排気ガスを冷却して、凝縮水を回収し、発電所の使用に供すること、ガスタービンコンバインドサイクル発電所のスタックから大気に放出される排気ガスを冷却して、その排気ガス中に含まれる水蒸気を凝縮し回収すること、水蒸気の凝縮に際して冷却効果を増大させるため、冷却媒体の温度をできるだけ下げるとともに、排気ガスとの接触面積を増大させること、およびスタックからの排気を大気への拡散効果を増すために、できるだけ高温にすること等にある。

【００２２】

【課題を解決するための手段】前記の目的を達成するために、請求項１記載の発明に係る造水装置は、化石燃料の燃焼によって蒸気を発生させ、その蒸気を用いて発電を行う火力発電プラントで、蒸気を最終的に大気に排気するものにおいて、排気用の煙突の上流側に設置され排気ガスを導いて冷却し接触式冷却塔にて凝縮処理された排気ガスを昇温させて煙突へ導くガス−ガス熱交換器と、このガス−ガス熱交換器で冷却された被冷却ガスを循環水を直接接触させて凝縮させる接触式冷却塔と、この接触式冷却塔から導かれた循環水を冷却する冷却熱交換器と、この冷却熱交換器から導かれ温度低下した水を排水する回収水排水装置とを備えたことを特徴とする。

【００２３】請求項２記載の発明は、請求項１記載の造水装置において、液体燃料を常温にまで昇温して気化させ燃焼器に送る気化器と、この気化器で使用された海水を冷却熱交換器に冷却水として給水する取水配管および海水循環ポンプと、前記冷却熱交換器から海水を放流するための放流配管とを備えたことを特徴とする。

【００２４】請求項３記載の発明は、化石燃料の燃焼によって蒸気を発生させ、その蒸気を用いて発電を行う火力発電プラントで、蒸気を最終的に大気に排気するものにおいて、排気用の煙突の上流側に設置され排気ガスを導いて冷却し接触式冷却塔にて凝縮処理された排気ガスを昇温させて煙突へ導くガス−ガス熱交換器と、このガス−ガス熱交換器で冷却された被冷却ガスを循環水を直接接触させて凝縮させる接触式冷却塔と、この接触式冷却塔の循環冷却水として使用される燃料の気化器の被冷却水である淡水を前記接触式冷却塔と気化器との間で循環させるための淡水循環用の配管と、この配管に設けられ淡水を前記接触式冷却塔に供給する淡水入力循環ポンプと、前記配管に設けられ前記接触式冷却塔から排出した淡水を前記気化器に供給する淡水出力循環ポンプとを備えたことを特徴とする。

【００２５】請求項４記載の発明は、化石燃料の燃焼によって蒸気を発生させ、その蒸気を用いて発電を行う火力発電プラントで、蒸気を最終的に大気に排気するものにおいて、排気用の煙突の上流側に設置され排気ガスを導いて冷却し接触式冷却塔にて凝縮処理された排気ガスを昇温させて煙突へ導くガス−ガス熱交換器と、このガス−ガス熱交換器で冷却された被冷却ガスを循環水を直接接触させて凝縮させる接触式冷却塔と、前記ガス−ガス熱交換器の下流側に設けられた燃料の気化器と、この気化器の底部に滞溜する凝縮水を系外に排出する排水ポンプとを備えたことを特徴とする。

【００２６】

【作用】本発明においては、排熱回収ボイラーの排気ガスをガス−ガス熱交換器で冷却した後、接触式冷却塔で凝縮させ、さらに凝縮水を冷却熱交換器で温度低下させて、回収水排水装置で所定場所に排水する。

【００２７】したがって、本発明によれば、排気ガスから淡水が効率よく製造でき、発電所の水購入費用の低減が図れ、また水供給制限への不安と、それによる発電所の運転停止の危険の回避が図れる。

【００２８】しかも、電力施設内での水系統の閉鎖サイクルが構築し易くなる。

【００２９】さらに、工業用水を水源とする施設では、
純水処理に伴う汚泥の発生量及び処理用薬物が大幅に低減でき、環境負荷と発電所の廃棄物処理コストの大幅な低減化が可能となる。

【００３０】さらにまた、海水淡水化装置との組み合せにより、他の水源施設（河川水、工業用水、市水（上水）等）からの供給が軽減でき、あるいは全く不要となる。

【００３１】また、例えばＬＮＧの冷熱を利用できることにより、熱の効率利用が可能であり、環境影響度への低減化に寄与できる。

【００３２】

【実施例】以下、本発明の実施例を図面を参照して説明する。

【００３３】 実施例１（図１および図２）本実施例の造水装置は、燃焼器を有する火力発電所において、最終的に大気に排気するスタック６の上流側（ガスタービン側）に設置される装置で、ガス−ガス熱交換器（排熱回収ボイラーに最も近い位置に設定される熱交換器）１０、接触式冷却塔（ガス−ガス熱交換器１０の下流側に設置される熱交換器）１１、冷却熱交換器（接触式冷却塔１１の下流側に設置される熱交換器）１２、
回収水排水装置１３、配管および弁類１４、循環ポンプ１５、制御装置１６等の装置から構成される。

【００３４】排熱回収ボイラー４から排気された排気ガスは、式（２）により、主として、窒素、水蒸気、炭酸ガスで構成される、約１２０℃（以下、説明の簡略化のために、「約」は省略する。）の混合ガスである（これを排気ガスＡと称する）。 この排気ガスＡをガス−ガス熱交換器１０の被冷却側に導く。

【００３５】ガス−ガス熱交換器（ＧＧＨ）１０の冷却媒体は、スプレイノズル１１ａを有する接触式冷却塔１
１で冷却され混合ガス中の水蒸気を凝縮除去された４５
℃の窒素、水蒸気および炭酸ガスの混合ガスＢである。

【００３６】このガス−ガス熱交換器１０により、１２
０℃の被冷却ガスは７０℃に冷却され、接触式冷却塔１
１に導かれる（この７０℃の排気ガスをＣと称する）。
排気ガスＣは混合ガスＢを暖め、混合ガスＢは排気ガスＣを冷却することになる。

【００３７】なお、スタック６から最終排気ガスＤを放出するためには、最終排気ガスＤはできる限り、高温の方が好ましい。 排気ガスＤが大気中で拡散し易くするためである。 つまり、４５℃の混合ガスＢが７０℃以上に再熱するためには、ガス−ガス熱交換器１０はこの位置に設置される必然性がある。

【００３８】排気ガスＣは接触式冷却塔１１に入り、配管および弁類１４を循環している３５℃の循環水Ｅに直接接触し、排気ガスＣ中の水蒸気は凝縮して、５０℃の凝縮水Ｆになる。

【００３９】接触式冷却塔１１を直接接触式にした理由は、排気ガスＣと循環水Ｅの接触面積をできる限り確保し、熱交換率を高めるためである。

【００４０】凝縮水Ｆは冷却熱交換器１２に導かれ、海水で冷却されて、循環水Ｅになる。 凝縮水Ｆは循環水Ｅ
より流量が多い。 凝縮水Ｆと循環水Ｅの流量差が即ち接触式冷却塔１１によって冷却され、排気ガスＣと混合ガスＢの温度差に基づく、絶対温度差による凝縮水であり、その流量差を回収水排水装置１３によって回収し、
系外に排出水（回収水）Ｇとして排出（回収）する。

【００４１】一例として、排気ガスＣの冷却温度（つまり混合ガスＢの温度）と回収水量の関係を図２に示す。
図２から明らかなように、混合ガスＢの温度が低いほど回収水量が多くなる。

【００４２】接触式冷却塔１１は、この造水装置では、
中心的かつ重要な熱交換器であり、ここで排気ガスから凝縮水として淡（純）水が製造される。

【００４３】循環水Ｅ、凝縮水Ｆは循環ポンプ１５により配管，ポンプ類を循環する。 循環水Ｅの温度はできる限り低い方が接触式冷却塔１１での凝縮水量が増加するので良い。

【００４４】そこで、冷却熱交換器１２を接触式冷却塔１１の下流側に設置して、凝縮水Ｆの温度を循環水Ｅの温度３５℃まで低下させる。 このため接触式冷却塔１１
と冷却熱交換器１２の前後関係は、必然性がある。

【００４５】以上の実施例によれば、発電所の水購入費用が低減できるとともに、水供給制限への不安とそれによる発電所の運転停止の危険性が回避できる。

【００４６】また、電力施設内での水系統の閉鎖サイクルが構築し易くなり、しかも、工業用水を水源とする施設では、純水処理に伴う汚泥の発生量、及び処理用薬物が大幅に低減でき、環境負荷と発電所の廃棄物処理コストの大幅な低減化が可能となる。

【００４７】さらに、海水淡水化装置との組み合せにより、他の水源施設（河川水、工業用水、市水（上水）
等）からの供給が軽減あるいは全く不要となる。

【００４８】また、応用例のようにＬＮＧの冷熱を利用できることにより、熱の効率利用が可能であり、環境影響度への低減化に寄与できる。

【００４９】 実施例２（図３）本実施例では図３に示すように、冷却熱交換器１２の海水冷却水として、ＬＮＧの気化器の被冷却水である海水を使用するようにしている。 なお、ＬＮＧは通常−１６
２℃であり、これに海水をかけて、常温まで、昇温させる。 この時、海水は、例えば、０℃近くまでＬＮＧにより、冷却される。

【００５０】本実施例の造水装置は、気化器９でＬＮＧ
により冷却された海水が冷却熱交換器１２に入る断面積の海水取水配管１７と、冷却熱交換器１２から出る海を循環させて海に放流するための放流配管１８と、取水配管１７を循環する海水のための海水循環ポンプ１９とを備えた構成とされている。

【００５１】このような構成において、ＬＮＧ貯槽８から汲み上げられた液体ＬＮＧは、気化器９を通る時、気化器９で海水と熱交換されて昇温し、常温になる。

【００５２】一方、海水は同時にＬＮＧの冷熱によって冷却されて、０℃程度の低温の海水Ｈとなる。

【００５３】海水Ｈは冷却熱交換器１２で凝縮水Ｆからエネルギーを奪って暖められ、ほぼ循環水Ｅの温度の海水Ｊになり、海に放流される。 つまり、凝縮水Ｆは海水Ｈにより冷却され循環水Ｅになる。

【００５４】このような実施例２の造水装置によると、
冷却熱交換器１２の冷却効果が優れており、循環水Ｅの温度を低下でき、接触式冷却塔１１により排気ガスＣからの凝縮水量が効果的に増大する。

【００５５】また、特別な冷却装置を不要とし、安価で造水効果が優れている。

【００５６】 実施例３（図４）本実施例は、冷却熱交換器１２を使用する代りに、ＬＮ
Ｇの気化器の被冷却水である淡水を、配管および弁類１
４を循環する循環水として、直接使用するようにしたものである。 なお、ＬＮＧは通常、−１６２℃であり、これに淡水をかけて常温まで昇温させる。 この時、淡水は、例えば、０℃近くまでＬＮＧにより、冷却される。

【００５７】即ち、本実施例の造水装置は、気化器９でＬＮＧにより冷却された循環水Ｌが接触式冷却塔１１に入るための循環用の配管および弁類１４、気化器９と接触式冷却塔１１とに水が循環できるように設置された淡水出力循環ポンプ２０、淡水入力循環ポンプ２１、ＬＮ
Ｇ貯槽８、および気化器９とを備えた構成とされている。

【００５８】このような実施例３の造水装置においては、ＬＮＧ貯槽８から汲み上げられた液体ＬＮＧが、気化器９を通る時に気化器９で淡水出力循環ポンプ２０から送られてきた凝縮水Ｋと熱交換されて昇温し、常温になる。

【００５９】一方、凝縮水Ｋは同時にＬＮＧの冷熱に冷却されて、０℃程度の低温の循環水Ｌとなる。

【００６０】循環水Ｌは気化器９で熱交換により冷却され、淡水入力循環ポンプ２１で汲み上げられ、接触式冷却塔１１に流入する。 接触式冷却塔１１では、混合ガスＣが循環水Ｌに直接接触し、混合ガスＣ中の水蒸気は凝縮して、５０℃の水となる。 接触式冷却塔１１で排気ガスＣの水蒸気を凝縮した循環水Ｌは、凝縮水Ｋとなって気化器９に導かれる。

【００６１】循環水Ｌは０℃の低温淡水なので、排気ガスＣを低温に冷却し、凝縮効果が高い。 ここで、排気ガスＣの排気ガス中の水蒸気は凝縮する。 凝縮水は、循環水Ｌに淡水の増加分として付加され、凝縮水Ｋとなる。

【００６２】凝縮水Ｋと循環水Ｌとの流量差分が、接触式冷却塔１１によって冷却され、排気ガスＣと混合ガスＢの温度差に基づく絶対湿度差による凝縮水である。 その流量差を、回収水排水装置１３によって回収し、系外に排出水Ｇとして排出する。

【００６３】以上の実施例によれば、接触式冷却塔１１
の冷却効果が優れており、効果的に排気ガスＣからの凝縮水量が増大する。 また、特別な冷却装置を不要とし、
安価で造水効果が優れている。

【００６４】 実施例４（図５）本実施例は、ガス−ガス熱交換器１０の下流側に、ＬＮ
Ｇの気化器としてのＬＮＧ気化器２２を設置し、排熱回収ボイラー４からガス−ガス熱交換器１０を通ってきた排熱回収ボイラーの排気ガスＣの熱エネルギーを奪い、
排気ガスＣの中に含まれる水蒸気を凝縮し、水分を回収するようにしたものである。 ＬＮＧは通常−１６２℃であり、これに排気ガスＣを通して常温まで昇温させる。
この時、７０℃の排気ガスＣは、例えば４５℃までＬＮ
Ｇにより冷却される。

【００６５】即ち、本実施例の造水装置は、排熱回収ボイラーの排気ガスＣを４５℃の最終排気ガスとして冷却し、排気ガスＣの水蒸気を凝縮させ、淡水として回収するためのＬＮＧ気化器２２、ＬＮＧ気化器２２の底部に滞溜する排気ガスＣからの凝縮水を系外に排出する回収水排水装置１３、およびＬＮＧ気化器２２の底部に滞溜する排気ガスＣからの凝縮水を系外に排出する排水ポンプ２３を備えた構成とされている。

【００６６】このような実施例４の造水装置においては、排気ガスＣは、ＬＮＧ気化器２２に導かれてＬＮＧ
気化器２２により−１６２℃の液体ＬＮＧに冷却され、
これにより４５℃の混合ガスＢになる。

【００６７】この時、この温度差による絶対温度の差に相当する湿分が凝縮し、ＬＮＧ気化器２２の底部に淡水となって滞溜する。 これを凝縮水Ｍとする。

【００６８】ＬＮＧは、ＬＮＧ気化器２２によって、排気ガスＣから熱エネルギーを吸収し、常温のガスに転換し、燃焼器７へ導かれる凝縮水Ｍは排水ポンプ２３により回収水排水装置１３を経て、系外に排出される。 これを回収して、再利用することが可能となる。

【００６９】以上の実施例４によれば、ＬＮＧ気化器を近傍に有する火力発電所では、気化のために大量の海水を利用するが、この設備費に換えて造水装置を設置でき、これによって設備費の節減に寄与することができる。

【００７０】

【発明の効果】以上の実施例で詳述したように、本発明によれば、発電所の水購入費用の低減が図れ、また水供給制限への不安と、それによる発電所の運転停止の危険の回避が図れる。

【００７１】しかも、電力施設内での水系統の閉鎖サイクルが構築し易くなる。

【００７２】さらに、工業用水を水源とする施設では、
純水処理に伴う汚泥の発生量及び処理用薬物が大幅に低減でき、環境負荷と発電所の廃棄物処理コストの大幅な低減化が可能となる。

【００７３】さらにまた、海水淡水化装置との組み合せにより、他の水源施設（河川水、工業用水、市水（上水）等）からの供給が軽減でき、あるいは全く不要となる。

【００７４】また、例えばＬＮＧの冷熱を利用できることにより、熱の効率利用が可能であり、環境影響度への低減化に寄与できる。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明に係る造水装置の実施例の構成を示す系統図。

【図２】同実施例の作用説明図。

【図３】本発明の第２実施例に係る造水装置の構成を示す系統図。

【図４】本発明の第３実施例に係る造水装置の構成を示す系統図。

【図５】本発明の第４実施例に係る造水装置の構成を示す系統図。

【図６】従来例を説明するための発電プラントの系統図。

【符号の説明】

１ ガスタービン ２ 発電機 ３ 蒸気タービン ４ 排熱回収ボイラー ４ａ 脱硝装置 ５ 空気圧縮機 ６ スタック（煙突） ７ 燃焼器 ８ ＬＮＧ貯槽 ９ 気化器 １０ ガス−ガス熱交換器（排熱回収ボイラーに最も近い位置に設定される熱交換器） １１ 接触式冷却塔（ガス−ガス熱交換器１０の下流側に設置される熱交換器） １２ 冷却熱交換器（接触式冷却塔１１の下流側に設置される熱交換器） １３ 回収水排水装置 １４ 配管および弁類 １５ 循環ポンプ １６ 制御装置 １７ 海水取水配管 １８ 放流配管 １９ 海水循環ポンプ ２０ 淡水出力循環ポンプ ２１ 淡水入力循環ポンプ ２２ ＬＮＧ気化器 ２３ 排水ポンプ ２４ 変圧器 ２５ 開閉所 ２６ 送電線