JP2014130115A - ガス化ガス中の硫化水素計測装置及びそれを備えたガス化燃料電池複合発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】ガス化ガス中の硫化水素計測装置及びそれを備えたガス化燃料電池複合発電システムを提供する。
【解決手段】硫化水素（Ｈ₂Ｓ）を含む高圧ガス化ガス１１の一部を分岐した分岐ガス１１ａのガス圧力を低下させる調圧弁５３と、レーザ送光部１３からのレーザ光１４をレーザ計測装置本体１２の長手方向に沿って導入し、内部に導入された分岐ガス１１ａのガス組成の吸収度合いを受光部１５で計測すると共に、レーザ光が透過する透過窓１６Ａ、１６Ｂを装置本体の両端部に有するレーザ計測装置１７Ａとを具備し、レーザ計測装置１７Ａは、その装置本体の長手方向中央の側壁面に設けられ、そのレーザ計測装置本体の内部に分岐ガスを導入するガス導入口１２ａと、ガス導入口１２ａと１８０度対向する側壁面であって、レーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃとの近傍に各々設けられ、分岐ガスを排出するガス排出口１２ｄ、１２ｅとを有する。
【選択図】図１

Description

本発明は、ガス化ガス中の硫化水素計測装置及びそれを備えたガス化燃料電池複合発電システムに関する。

石炭の有効利用が着目されており、今後、石炭のクリーンな利用プロセスの需要が増加することが予測される。石炭を付加価値の高いエネルギー媒体に変換するためには、石炭をガス化する技術やガス化したものを精製する技術など、高度な技術が用いられる。

このようなシステムにおいて対応技術の一つと注目される石炭をガス化した石炭ガス化ガス（ガス化ガス）を精製して得られた精製ガスを、タービン用のガスとして適用する発電プラントや、メタノール、アンモニア等の化成品を合成するための原料として用いる化成品合成プラントが提案されている。ガス化ガスを用いて発電に適用する発電プラント設備として、例えば、石炭ガス化複合発電（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｃａｌ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ：ＩＧＣＣ）システムが提案されている（例えば、特許文献１、２参照）。ＩＧＣＣシステムとは、石炭を高温高圧のガス化炉で可燃性ガスに転換してガス化ガスを生成し、そのガス化ガスを燃料としてガスタービンと蒸気タービンとにより複合発電を行うシステムをいう。

特開２００４−３３１７０１号公報 特開２０１１−１５７４８６号公報 特開２０１２−１５９０３１号公報

ところで、近年石炭ガス化ガスをタービン以外にさらに燃料電池を組み合わせて、ガスタービン、蒸気タービン、燃料電池の３種の発電形態を組み合わせて、トリプル複合発電を行い、送電端効率の向上をはかる石炭ガス化燃料電池複合発電（ＩＧＦＣ）システムの提案がある（特許文献３参照）。

しかしながら、石炭ガス化ガス中には、硫化水素が含まれているので、ＩＧＣＣ設備に設置されている公知の脱硫手段で脱硫した後のガス化ガス中の硫化水素の濃度を確認し、燃料電池に用いる触媒の触媒被毒発生の防止を図るために、ガス化ガス中の微量の硫化水素濃度を効率よく、しかもオンラインで計測することができる計測装置の出現が切望されている。

そこで、ガス化ガス中の硫化水素濃度をオンラインで計測できるガス化ガス中の硫化水素計測装置及びそれを備えたガス化燃料電池複合発電システムを提供することを課題とする。

上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、硫化水素（Ｈ₂Ｓ）を含む高圧ガス化ガスの一部の分岐ガスを分岐する分岐管と、前記分岐管に介装され、分岐ガスのガス圧力を低下させる調圧弁と、レーザ送光部からのレーザ光をレーザ計測装置本体の長手方向に沿って導入し、内部に導入された分岐ガスのガス組成の吸収度合いを受光部で計測すると共に、レーザ光が透過する透過窓を装置本体の両端部に有するレーザ計測装置と、を具備し、前記レーザ計測装置は、そのレーザ計測装置本体の長手方向中央の側壁面に設けられ、前記分岐管の一端が接続され、そのレーザ計測装置本体の内部に分岐ガスを導入するガス導入口と、前記ガス導入口と、対向する側壁面であって、レーザ光導入端部とレーザ光送出端部との近傍に各々設けられ、内部に導入された分岐ガスを排出するガス排出口とを有することを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置にある。

第２の発明は、第１の発明において、前記ガス導入口から導入された分岐ガスは、装置本体の両端部近傍に設けたガス排出口間の距離分広がると共に、前記レーザ光の光路長がガス排出口間の距離であることを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置にある。

第３の発明は、第１又は２の発明において、前記装置本体の両端部に設けた透過窓の内面を清浄化するパージガスを導入するパージガス導入部を有することを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置にある。

第４の発明は、第３の発明において、前記装置本体の内部のパージガス導入部近傍に設けられ、パージガスと分岐ガスとを分離しつつ、レーザ光を通過する通過孔を有する隔壁を有することを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置にある。

第５の発明は、燃料をガス化させるガス化炉と、ガス化した高圧のガス化ガス中の硫黄分を除去する脱硫手段と、前記脱硫後のガス化ガス中に残存する硫化水素を計測する請求項１乃至４のいずれか一つのガス化ガス中の硫化水素計測装置と、脱硫後のガス化ガスを燃料として用いて発電する燃料電池と、脱硫後のガス化ガスは燃料電池からの排燃料ガスのいずれか一方又は両方を用いて発電するタービン設備とを具備するガス化燃料電池複合発電システムにある。

本発明によれば、ガス化ガス中の微量の硫化水素濃度をオンラインで計測できることにより、燃料電池の触媒被毒を事前に防止することが可能となる。

図１は、実施例１に係るレーザ計測装置を有するガス化ガス中の硫化水素計測装置の概略図である。 図２は、実施例１に係る他のレーザ計測装置の概略図である。 図３は、実施例１に係る他のレーザ計測装置の概略図である。 図４は、実施例２に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。 図５−１は、実施例２のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。 図５−２は、実施例２のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。 図６は、ガス化ガスの供給時間とＨ₂Ｓ量との関係図である。 図７は、実施例３に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。 図８は、ガス化ガスの供給時間と、触媒通過Ｈ₂Ｓ量との関係図である。 図９は、ガス化ガスの供給時間と、Ｈ₂Ｓ触媒被毒量との関係図である。 図１０−１は、実施例３のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。 図１０−２は、実施例３のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。 図１１は、ガス化ガスの供給時間と、触媒の吸着されるＨ₂Ｓ量と、脱離されるＨ₂Ｓ量との関係図である。

以下に添付図面を参照して、本発明の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。

図１は、実施例１に係るレーザ計測装置を有するガス化ガス中の硫化水素計測装置の概略図である。図２及び３は、実施例１に係る他のレーザ計測装置の概略図である。

図１に示すように、本実施例に係るガス化ガス中の硫化水素計測装置１０は、硫化水素（Ｈ₂Ｓ）を含む高圧ガス化ガス１１の一部の分岐ガス１１ａを母管５４より分岐する分岐管５２と、前記分岐管５２に介装され、分岐ガス１１ａのガス圧力を低下させる調圧弁５３と、レーザ送光部１３からのレーザ光１４をレーザ計測装置本体（以下、「装置本体」という）１２の長手方向に沿って導入し、内部に導入された分岐ガス１１ａのガス組成の吸収度合いを受光部１５で計測すると共に、レーザ光１４が透過する透過窓１６Ａ、１６Ｂを装置本体の両端部に有するレーザ計測装置１７Ａと、を具備し、前記レーザ計測装置１７Ａは、その装置本体１２の長手方向中央の側壁面に設けられ、前記分岐管５２の一端５２ａが接続され、その装置本体１２の内部に分岐ガス１１ａを導入するガス導入口１２ａと、前記ガス導入口１２ａと、１８０度対向する側壁面であって、レーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃとの近傍に各々設けられ、内部に導入された分岐ガス１１ａを排出するガス排出口１２ｄ、１２ｅとを有するものである。

本実施例では、装置本体１２の長手方向中央の側壁面に設けられたガス導入口１２ａから導入される分岐ガス１１ａは、分岐管５２中に介装された調圧弁５３によりその圧力を低下させ、一定にさせている。

ここで、圧力の変動が発生する場合、特に高圧側に変動がおこると、吸収スペクトルのブロードニング（広がり）という現象が発生し、レーザ光の吸収スペクトル形状が変化がおこり、測定精度が悪化するので、一定とするようにしている。

分岐ガス１１ａは、装置本体１２の側壁面から導入され、レーザ光１４と直交し、１８０度対向する位置に設けたガス排出部１２ｄ、１２ｅに向かって、層流状態で流れる。この層流状態の分岐ガス１１ａを、送光部１３からのレーザ光１４が装置本体１２の長手方向に沿って送光する際、分岐ガス１１ａ中の硫化水素（Ｈ₂Ｓ）を吸収し、この吸収したレーザ光を、半導体レーザ吸収分光法によりガス中のＨ₂Ｓ濃度を受光部１５で計測するようにしている。

本実施例では、レーザ光１４の送光方向と直交する方向の層流とする際、分岐ガス１１ａは、装置本体１２の両端部近傍に設けたガス排出口１２ｄ、１２ｅに向かって排出するので、ガス排出口１２ｄ、１２ｅ間の距離だけガス流れ広がることとなる。この結果、この分岐ガス１１ａ中を通過する前記レーザ光１４の光路長Ｌがガス排出口１２ｄ、１２ｅ間の距離と略同一となる。

これは、硫化水素の検出感度は低い（例えば３ｐｐｍ／ｍ）ので、０．５ｐｐｍを検出する場合に、少なくとも装置本体のレーザ光１４の光路長Ｌを６ｍ程度とする必要があることによる。

ここで、半導体レーザとしては、レーザ光１４の波長が１μｍ〜９μｍの範囲とすればよく、好適には１．２μｍ〜２．０μｍの範囲とするとよい。

硫化水素を計測するレーザ装置としては、半導体（ＩｎＧａＡｓ）レーザ等を例示することができる。
なお、半導体レーザ装置に限定されず、赤外域（２〜９μｍ）に発振領域をもつ例えば量子カスケードレーザ等を適用することもできる。この量子カスケードレーザを用いる場合には、その出力はおよそ１ｍＷ程度とすればよい。

ここで、レーザ光１４が入射及び出射する際に透過する透過窓１６Ａ、１６Ｂは、例えば石英窓を用いることができる。
この透過窓１６Ａ、１６Ｂは、装置本体１２内の導入するガスが石炭ガス化ガスであり、煤塵が多く浮遊しているので、透過窓１６Ａ、１６Ｂの内面を清浄化するために、パージガス（Ｎ₂）を導入するようにしている。
このパージガスとしては、窒素（Ｎ₂）ガスを用いており、装置本体１２の内部のレーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃ近傍に、各々設けたパージガス導入部１８ａ、１８ｂから内部に導入している。なお、パージガスとしては窒素（Ｎ₂）ガス以外に不活性ガスであればよく、希ガス類などを例示できる。

ここで、図２に示すように、パージガス導入部１８ａ、１８ｂは、ガス排出口１２ｄ、１２ｅよりもレーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃ側に設けることで、パージガスと混合することによる分岐ガス１１ａの希釈を防止している。
また、パージガス導入部１８ａ、１８ｂの先端部は、透過窓１６Ａ、１６Ｂに向かって斜めに設置され、パージガスが直接透過窓１６Ａ、１６Ｂの内面に当たるようにしている。窓のシール性が確保されるのであれば、ガス導入部１８ａ、１８ｂの先端部を、透過窓１６Ａ、１６Ｂと平行に設置してもよい。

また、図３に示すように、装置本体１２の内部のパージガス導入部１８ａ、１８ｂ近傍に設けられ、パージガス（Ｎ₂）と分岐ガス１１ａとを分離しつつ、レーザ光１４を通過する通過孔１９ａ、１９ｂを有する隔壁１９、１９を設けるようにしてもよい。

ここで、隔壁１９、１９は、ガス排出口１２ｄ、１２ｅよりもレーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃ側に設けることで、パージガスは光路長領域内に流入することなく、パージガスと混合することによる分岐ガス１１ａの希釈を防止している。

次に、実施例２に係るガス化燃料電池複合発電システムについて説明する。
図４は、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。
本実施例では、実施例１のガス化ガス中の硫化水素計測装置１０を、ガス化燃料電池複合発電システムに組み入れたものである。なお、実施例１に示すガス化ガス中の硫化水素計測装置と同一の構成部材については、同一の符号を付して重複した説明は省略する。

図４に示すように、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システム５０Ａは、燃料である石炭をガス化させるガス化炉５１と、ガス化した高圧のガス化ガス１１中の硫黄分を除去する脱硫手段５５と、脱硫手段５５での脱硫後のガス化ガス１１中に残存する硫化水素を、燃料電池の入口側で計測する第１のガス化ガス中の硫化水素計測装置（以下「入口側Ｈ₂Ｓ計」という）１０−１と、脱硫後のガス化ガス１１を燃料ガスとして用いて発電する２系統の燃料電池６０Ａ、６０Ｂと、燃料電池からの排燃料ガス１１Ａを用いて発電するタービン設備（ガスタービン、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）、蒸気タービンからなる）７０とを具備する。
図４中、符号Ｌ₃、Ｌ₄及びＬ₅は燃料電池からの排燃料ガスをタービン設備７０側へ排出する排燃料ガスラインを図示する。

図５−１乃至図５−２は、本実施例のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。
先ず、図５−１に示すように、２系統ある燃料電池（ＳＯＦＣ）６０Ａ、６０Ｂの内、第１のＳＯＦＣ６０Ａを用いて発電を行っている場合について説明する。
脱硫手段５５で脱硫後のガス化ガス１１は、燃料ガスとして、第１のＳＯＦＣ６０Ａに第１の燃料供給ラインＬ₁を介して、供給される。
この際、第１の燃料ラインＬ₁に介装された開閉弁Ｖ₁は開いており、ガス化ガス１１を第１のＳＯＦＣ６０Ａに導入していると共に、第２の燃料ラインＬ₂に介装された開閉弁Ｖ₃は閉じており、ガス化ガス１１の第２のＳＯＦＣ６０Ｂへの導入を停止している。

このような状態で、第１のＳＯＦＣ６０Ａに燃料ガスとして、ガス化ガス１１を供給する際、入口側に設けた入口側Ｈ₂Ｓ計１０−１で計測することで、第１のＳＯＦＣ６０Ａへ導入するガス化ガス１１中のＨ₂Ｓの総量をオンラインで計測することができる。

図６は、ガス化ガスの供給時間とＨ₂Ｓ量との関係図であり、閾値が破線で示されている。
図６に示すような時間と共に、Ｈ₂Ｓの総量が増加し、所定の閾値となった場合に、第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒が被毒されていると判断する。
ここで、Ｈ₂Ｓの総量の導出は、単位時間あたりの「Ｈ₂Ｓ量＝Ｈ₂Ｓ濃度×計測時間」にてあらわされ、その計測総時間にて積分したものをＨ₂Ｓ総量としている。

この第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒被毒と判断すると、図５−２に示すように、第２のラインＬ₂に介装された開閉弁Ｖ₃を開いてガス化ガス１１を、第２のＳＯＦＣ６０Ｂに導入する。これと共に、第１の燃料供給ラインＬ₁に介装された開閉弁Ｖ₁を閉じ、ガス化ガス１１の第１のＳＯＦＣ６０Ａへの導入を停止する。

次いで、図５−２に示すように、パージガスとして窒素（Ｎ₂）ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａへ供給するために、パージガス供給ラインＬ₁₁に介装された開閉弁Ｖ₁₁を開き、窒素ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａ内に導入する。なお、パージガスは、パージガス排出ラインＬ₁₂に介装された開閉弁Ｖ₁₂を開放することで、排気ガスとして排出される。

この窒素ガスのパージにより、被毒された触媒に付着している硫化水素が脱離され、触媒再生がなされる。
この結果、第１のＳＯＦＣ６０Ａでの触媒被毒された触媒が再生され、復活することとなるので、再度燃料電池として使用することができることとなる。
これは、パージガスとして供給される窒素ガスのガス分圧の関係から、吸着していた硫化水素が脱離することにより、触媒再生がなされることとなるからである。

なお、窒素ガス以外に、還元ガスとして例えば水素ガスを用いることで、触媒金属の還元が進行し、触媒再生を施すようにしてもよい。

また、窒素ガスと還元ガスとを併用し、脱離と触媒還元作用とを同時に行うようにしてもよい。

第１のＳＯＦＣ６０Ａを再生する間は、図５−２に示すように、第２のＳＯＦＣ６０Ｂを用いて燃料電池発電を行うと共に、引き続き入口側Ｈ₂Ｓ計１０−１で計測することで、第２のＳＯＦＣ６０Ｂへ導入するガス化ガス１１中のＨ₂Ｓの総量をオンラインで計測する。
そして、第１のＳＯＦＣ６０Ａと同様に、図６に示すような時間と共に、Ｈ₂Ｓの総量が増加し、所定の閾値となった場合に、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒が被毒されていると判断する。
そして、先ほどの第１のＳＯＦＣ６０Ａの再生手順と同様に操作して、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒再生を実施する。

次に、実施例３に係るガス化燃料電池複合発電システムについて説明する。
図７は、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。なお、実施例２に示すガス化燃料電池複合発電システムと同一の構成部材については、同一の符号を付して重複した説明は省略する。

図７に示すように、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システム５０Ｂは、燃料電池の出口側でも硫化水素の濃度を計測する第２のガス化ガス中の硫化水素計測装置（以下「出口側Ｈ₂Ｓ計」という）１０−２Ａ、１０−２Ｂを設けている。
図１０−１乃至図１０−２は、本実施例のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。

先ず、図１０−１に示すように、２系統ある燃料電池（ＳＯＦＣ）６０Ａ、６０Ｂの内、第１のＳＯＦＣ６０Ａを用いて発電を行っている場合について説明する。
脱硫手段５５で脱硫後のガス化ガス１１は、燃料ガスとして第１のＳＯＦＣ６０Ａに第１の燃料供給ラインＬ₁を介して、供給される。
この際、第１の燃料供給ラインＬ₁に介装された開閉弁Ｖ₁は開いており、ガス化ガス１１を第１のＳＯＦＣ６０Ａに導入していると共に、第２の燃料供給ラインＬ₂に介装された開閉弁Ｖ₃は閉じており、ガス化ガス１１の第２のＳＯＦＣ６０Ｂへの導入を停止している。

このような状態で、第１のＳＯＦＣ６０Ａに燃料ガスとして、ガス化ガス１１を供給する際、入口側に設けた入口側Ｈ₂Ｓ計１０−１で計測することで、第１のＳＯＦＣ６０Ａへ導入するガス化ガス１１中のＨ₂Ｓの総量をオンラインで計測することができる。

実施例２では、図６に示すように、時間と共に、Ｈ₂Ｓの総量が増加し、所定の閾値となった場合に、第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒が被毒されていると判断していた。
ところで、硫化水素の総和で触媒被毒を判断する場合、実際に被毒しているか否かは、被毒量を判断するほうが望ましい。

そこで、本実施例では、第１のＳＯＦＣ６０Ａの出口側の排燃料ラインＬ₃においても、第１の出口側Ｈ₂Ｓ計１０−２Ａを設け、第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒を通過した硫化水素の通過量を計測する。

図８は、ガス化ガスの供給時間と、触媒通過Ｈ₂Ｓ量との関係図である。
この図８の触媒通過したＨ₂Ｓ量を、図６に示すＨ₂Ｓ総和量から引くことで、実際に触媒に付着したＨ₂Ｓ被毒量が推定される。

図９は、ガス化ガスの供給時間と、Ｈ₂Ｓ触媒被毒量との関係図である。
そして、Ｈ₂Ｓ触媒被毒量の閾値を予め決定しておき、この閾値に達したと判断した際に、第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒が被毒されていると判断する。
これにより実施例２よりも触媒被毒の判定が確実となる。
すなわち、実施例２では、Ｈ₂Ｓの総量のみで判断していたので、実際に被毒していない場合にも、触媒再生を実施することとなる。
これに対し、本実施例では、触媒被毒量の閾値に達した場合に、触媒再生を実施するので、触媒被毒の判断が確実となり、適切な触媒再生を実施することができる。

この第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒被毒と判断すると、図１０−２に示すように、第２の燃料供給ラインＬ₂に介装された開閉弁Ｖ₃を開いてガス化ガス１１を、第２のＳＯＦＣ６０Ｂに導入する。これと共に、第１の燃料供給ラインＬ₁に介装された開閉弁Ｖ₁を閉じ、ガス化ガス１１の第１のＳＯＦＣ６０Ａへの導入を停止する。

次いで、パージガスとして窒素（Ｎ₂）ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａへ供給するために、パージガス供給ラインＬ₁₁に介装された開閉弁Ｖ₁₁を開き、窒素ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａ内に導入する。なお、パージガスは、パージガス排出ラインＬ₁₂に介装された開閉弁Ｖ₁₂を開放することで、排気ガスとして排出される。

この窒素ガスのパージにより、被毒された触媒に付着している硫化水素が脱離され、触媒再生がなされる。
この結果、第１のＳＯＦＣ６０Ａでの触媒被毒された触媒が再生され、復活することとなるので、再度燃料電池として使用することができることとなる。
これは、パージガスとして供給される窒素ガスのガス分圧の関係から、吸着していた硫化水素が脱離することにより、触媒再生がなされることとなるからである。

本実施例では、この窒素パージが確実になされているかを判断するために、第１のＳＯＦＣ６０Ａの出口側の排燃料ガスラインＬ₃に設置された出口側Ｈ₂Ｓ計１０−２Ａを用いて、パージにより脱離された硫化水素の総量を計測している。
図１１は、ガス化ガスの供給時間と、触媒の吸着されるＨ₂Ｓ量と、脱離されるＨ₂Ｓ量との関係図である。
この図１１により、実際に脱離されたＨ₂Ｓ量を把握することができ、パージの終了を確認することができる。

すなわち、パージ終了以降、窒素パージをしても、脱離する硫化水素がないので、無駄なパージとなり、燃料電池の稼働時間も減少するからである。
この結果、パージの終了が確認でき、適正なパージ時間を図ることができる。

なお、第１のＳＯＦＣ６０Ａを再生する間は、実施例２と同様にして、第２のＳＯＦＣ６０Ｂを用いて燃料電池発電を行うと共に、引き続き入口側Ｈ₂Ｓ計１０−１で計測することで、第２のＳＯＦＣ６０Ｂへ導入するガス化ガス１１中のＨ₂Ｓの総量をオンラインで計測する。その際、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの出口側においても、排燃料ガスラインＬ₄に第２の出口側Ｈ₂Ｓ計１０−２Ｂを設置することで、触媒パージのタイミングを把握することができる。
そして、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒が被毒されていると判断した場合には、第１のＳＯＦＣ６０Ａの再生手順と同様に操作して、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒再生を実施する。

１０ ガス化ガス中の硫化水素計測装置
１０−１ 入口側Ｈ₂Ｓ計
１０−２Ａ 第１の出口側Ｈ₂Ｓ計
１０−２Ｂ 第２の出口側Ｈ₂Ｓ計
１１ 硫化水素（Ｈ₂Ｓ）を含む高圧ガス化ガス
１１ａ 分岐ガス
１２ レーザ計測装置本体（装置本体）
１３ レーザ送光部
１４ レーザ光
１５ 受光部
１６Ａ、１６Ｂ 透過窓
１７Ａ〜１７Ｃ レーザ計測装置
５０Ａ、５０Ｂ ガス化燃料電池複合発電システム
５１ ガス化炉
５５ 脱硫手段
６０ 燃料電池（ＳＯＦＣ）
６０Ａ 第１のＳＯＦＣ
６０Ｂ 第２のＳＯＦＣ

Claims (5)

1. 硫化水素（Ｈ₂Ｓ）を含む高圧ガス化ガスの一部の分岐ガスを分岐する分岐管と、
   前記分岐管に介装され、分岐ガスのガス圧力を低下させる調圧弁と、
   レーザ送光部からのレーザ光をレーザ計測装置本体の長手方向に沿って導入し、内部に導入された分岐ガスのガス組成の吸収度合いを受光部で計測すると共に、レーザ光が透過する透過窓を装置本体の両端部に有するレーザ計測装置と、を具備し、
   前記レーザ計測装置は、
   そのレーザ計測装置本体の長手方向中央の側壁面に設けられ、前記分岐管の一端が接続され、そのレーザ計測装置本体の内部に分岐ガスを導入するガス導入口と、
   前記ガス導入口と、対向する側壁面であって、レーザ光導入端部とレーザ光送出端部との近傍に各々設けられ、内部に導入された分岐ガスを排出するガス排出口とを有することを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置。
2. 請求項１において、
   前記ガス導入口から導入された分岐ガスは、装置本体の両端部近傍に設けたガス排出口間の距離分広がると共に、
   前記レーザ光の光路長がガス排出口間の距離であることを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置。
3. 請求項１又は２において、
   前記装置本体の両端部に設けた透過窓の内面を清浄化するパージガスを導入するパージガス導入部を有することを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置。
4. 請求項３において、
   前記装置本体の内部のパージガス導入部近傍に設けられ、パージガスと分岐ガスとを分離しつつ、レーザ光を通過する通過孔を有する隔壁を有することを特徴とするガス化ガス中の硫化水素計測装置。
5. 燃料をガス化させるガス化炉と、
   ガス化した高圧のガス化ガス中の硫黄分を除去する脱硫手段と、
   前記脱硫後のガス化ガス中に残存する硫化水素を計測する請求項１乃至４のいずれか一つのガス化ガス中の硫化水素計測装置と、
   脱硫後のガス化ガスを燃料として用いて発電する燃料電池と、
   脱硫後のガス化ガスは燃料電池からの排燃料ガスのいずれか一方又は両方を用いて発電するタービン設備とを具備するガス化燃料電池複合発電システム。

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