WO2013114488A1 - Ｃｏ２回収装置 - Google Patents

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WO2013114488A1
WO2013114488A1 PCT/JP2012/006940 JP2012006940W WO2013114488A1 WO 2013114488 A1 WO2013114488 A1 WO 2013114488A1 JP 2012006940 W JP2012006940 W JP 2012006940W WO 2013114488 A1 WO2013114488 A1 WO 2013114488A1
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exhaust gas
recovery
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flow rate
recovery device
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PCT/JP2012/006940
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陽介 中川
石橋　直彦
長安　弘貢
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三菱重工業株式会社
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    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
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    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Definitions

  • the present invention relates to a CO 2 recovery device that can cause a recovery rate to follow fluctuations in the amount of exhaust gas that accompanies fluctuations in the load of a device located on the upstream side.
  • CO 2 carbon dioxide
  • the CO 2 recovery device includes an absorption tower that absorbs CO 2 in a gas in an absorption liquid and a regeneration tower that separates CO 2 from the absorption liquid as basic components.
  • the amount of exhaust gas required to achieve the target is determined, and the exhaust gas is supplied to the CO 2 recovery device (for example, Patent Document 1).
  • the amount of exhaust gas from the exhaust gas source (boiler or gas turbine installed upstream of the CO 2 recovery device) and the CO 2 concentration in the exhaust gas are measured, and operating parameters necessary for achieving the target CO 2 recovery rate are determined (for example, Patent Document 2).
  • Gas from the exhaust gas source, not treated with the CO 2 recovery apparatus, the gas flow rate or gas composition to be released into the atmosphere is measured through the chimney, so as not to cause flow as flowing from the atmosphere into the stack, the CO 2 recovery apparatus
  • the amount of exhaust gas to be supplied to the vehicle is determined (for example, Patent Document 3)
  • Patent Document 1 the exhaust gas flow rate necessary for recovering the target CO 2 recovery amount is calculated, and the exhaust gas is sent to the CO 2 recovery device. Therefore, when a certain rate of exhaust gas is treated in a plant such as a power plant where the load fluctuates, it is necessary to set a target value each time the target CO 2 recovery amount also fluctuates. End up. Further, in order to achieve both CO 2 emission reduction and cost, it is desired for the CO 2 apparatus to be able to treat a part of the exhaust gas and collect CO 2 (partial treatment).
  • the proposals in Patent Documents 2 and 3 only show a method of controlling the amount of exhaust gas when all the exhaust gas is drawn into the CO 2 recovery device, and the proposal is a partial process for treating a part of the exhaust gas.
  • An object of the present invention is to provide a CO 2 recovery device that can treat exhaust gas.
  • the CO 2 recovery apparatus of the present invention includes a CO 2 absorption tower that removes CO 2 in the exhaust gas by bringing the exhaust gas containing CO 2 into contact with an absorption liquid, and a rich solution that has absorbed CO 2 in the CO 2 absorption tower. And a regeneration tower that removes the CO 2 and regenerates, and the absorption liquid, which is a lean solution from which CO 2 has been removed by the regeneration tower, is reused in the CO 2 absorption tower.
  • the CO 2 recovery apparatus of the present invention sets the exhaust gas treatment rate R G1 and CO 2 recovery rate R CO2 shown below as operating parameters of the CO 2 recovery apparatus.
  • the target processing amount of the exhaust gas to be processed by the CO 2 recovery device is specified based on the product of the actual flow rate of the exhaust gas discharged from the exhaust gas generation source toward the CO 2 recovery device and the exhaust gas treatment rate RG1 .
  • CO 2 based on the product of the actual amount of CO 2 contained in the exhaust gas discharged from the exhaust gas generation source toward the CO 2 recovery device, the exhaust gas treatment rate R G1, and the CO 2 recovery rate R CO2.
  • a target recovery amount of CO 2 recovered by the recovery device is specified.
  • the actual flow rate of the exhaust gas and the actual amount of CO 2 contained in the exhaust gas can be obtained directly by measuring the exhaust gas.
  • the actual flow rate of the exhaust gas is based on the flow rate of the fuel supplied to the exhaust gas generation source and the flow rate of the combustion gas, and the actual amount of CO 2 contained in the exhaust gas is the flow rate of the fuel and the combustion gas. It can also be determined indirectly by calculation based on the composition.
  • the CO 2 recovery apparatus of the present invention when the load of the exhaust gas generation source fluctuates to a predetermined value or more, data in which the load on the exhaust gas generation source and the flow rate of the exhaust gas are associated with each other, and the load on the exhaust gas generation source It is preferable to obtain the actual flow rate of the exhaust gas by comparing the command signal and specify the target CO 2 recovery amount. By doing so, the followability to the load fluctuation is improved.
  • an upper limit can be set for the CO 2 recovery amount based on the load of the exhaust gas generation source.
  • the power source of the CO 2 recovery apparatus for example when using steam consumed in the upstream side of the plant, the amount of steam consumed by the CO 2 recovery apparatus is too high, it can be consumed in the upstream side of the plant by that amount The amount may be insufficient. Therefore, by providing an upper limit on CO 2 recovery amount of CO 2 recovery apparatus, it limits the amount of steam consumed in the CO 2 recovery apparatus.
  • the target value of the absorption liquid circulation flow rate can be set based on the load of the exhaust gas generation source. By doing so, even when the exhaust gas flow rate fluctuates rapidly, the load followability can be improved by changing the absorption liquid circulation flow rate following this flow rate.
  • a CO 2 recovery device capable of keeping the recovery rate constant and partially processing exhaust gas even when the upstream load changes and the amount of exhaust gas changes. Is done.
  • a CO 2 recovery device (hereinafter simply referred to as a recovery device) 10 includes, for example, an exhaust gas G1 containing CO 2 and O 2 discharged from a boiler 11 constituting a power plant 40 using fossil fuel.
  • the absorption liquid AL is contacted with an absorption tower 13 for removing CO 2 from the exhaust gas G1, a regeneration tower 14 which to release CO 2 from the rich solution RL is absorbent that has absorbed CO 2 to play the absorption liquid AL and As a main component.
  • the lean solution RAL which is the regenerated absorbent from which CO 2 has been removed by the regenerator 14, is reused as the absorbent AL by the absorber 13.
  • the collection device 10 also includes a collection control unit 30.
  • the recovery control unit 30 keeps the CO 2 recovery rate constant even when the load of the power plant 40 located on the upstream side fluctuates and the exhaust gas amount fluctuates, and realizes partial exhaust gas processing. Function.
  • the exhaust gas G ⁇ b > 1 containing CO 2 from the boiler 11 is sent to the absorption tower 13 through a flow path F ⁇ b > 1 that connects the boiler 11 and the absorption tower 13.
  • a main valve 12 for adjusting the amount of exhaust gas G1 supplied to the absorption tower 13 is provided on the flow path F1.
  • the flow path F2 branches from the flow path F1, and the front-end
  • the exhaust gas G1 is discharged from the chimney 15 through the flow path F2.
  • the branch valve 16 adjusts the discharge amount of the exhaust gas G1 from the chimney 15.
  • the exhaust gas flow sensor 24 for measuring the flow rate of all exhaust gas G1 discharged from the boiler 11 (actual exhaust gas flow rate, measurement V G1 ), and the concentration (measurement) of CO 2 contained in the exhaust gas G1
  • a CO 2 concentration sensor 25 for measuring Y CO2 is provided.
  • information (measurement V G1 , measurement Y CO2 ) measured by the exhaust gas flow rate sensor 24 and the CO 2 concentration sensor 25 is continuously transferred to the recovery control unit 30.
  • the actual amount of CO 2 contained in the exhaust gas G1 can be obtained by multiplying the measurement V G1 and the measurement Y CO2 .
  • the present invention does not prevent the provision of other elements such as a blower for boosting the exhaust gas, a cooling tower for cooling the exhaust gas G1, and a denitration / desulfurization device between the boiler 11 and the absorption tower 13.
  • the exhaust gas G ⁇ b > 1 is in countercurrent contact with an absorbent liquid AL based on an amine solution, for example, and CO 2 in the exhaust gas G ⁇ b > 1 is absorbed by the absorbent liquid AL by a chemical reaction.
  • the exhaust gas G2 from which CO 2 has been removed comes into gas-liquid contact with the condensed water containing the absorption liquid AL supplied to the absorption tower 13, and the absorption liquid AL accompanying the exhaust gas G2 is recovered. Released outside.
  • the rich solution RL that has absorbed CO 2 is pressurized by the rich solvent pump 17, and is a lean solution that is an absorbent regenerated in the regeneration tower 14 in the rich / lean solvent heat exchanger 19 via the rich solvent valve 18.
  • the absorption tower 13 and the regeneration tower 14 are connected by a flow path F3.
  • a rich solvent pump 17, a rich solvent valve 18, and a rich / lean solvent heat exchanger 19 are provided in the flow path F3 in this order from the absorption tower 13 side. It has been.
  • the rich solution RL that has absorbed CO 2 is supplied to the regeneration tower 14 through the flow path F3.
  • the rich solution RL released from the top of the regeneration tower 14 generates an endothermic reaction and releases most of CO 2 .
  • the absorbing solution from which a part or most of CO 2 has been released in the regeneration tower 14 is referred to as a semi-lean solution RAL.
  • the semi-lean solution RAL becomes an absorbing solution from which almost all of the CO 2 has been removed, that is, the lean solution RAL when reaching the lower portion of the regeneration tower 14.
  • the lean solution RAL is superheated by the steam S in the regeneration superheater 22 and supplied to the inside of the regeneration tower 14 as steam. For example, the steam S supplied to the regenerative superheater 22 is circulated with the power plant 40.
  • the supply amount of the steam S supplied to the regeneration superheater 22 is controlled by a steam valve 23 provided on the flow path F5.
  • CO 2 gas (CO 2 ) accompanied by water vapor released from the rich solution RL and the semi-lean solution RAL is led out from the top of the regeneration tower 14.
  • water vapor is condensed by a condenser and water is separated by a separation drum, and then the CO 2 gas is discharged out of the system and collected separately.
  • the recovered CO 2 gas is injected into an oil field or stored in an aquifer based on an enhanced oil recovery (EOR) method to prevent global warming.
  • EOR enhanced oil recovery
  • the regenerated absorbent (lean solution RAL) is pumped by the lean solvent pump 20 and sent to the rich / lean solvent heat exchanger 19 via the lean solvent valve 21.
  • the lean solution RAL is cooled by the rich solution RL in the rich / lean solvent heat exchanger 19 and then supplied to the absorption tower 13.
  • the regeneration tower 14 and the absorption tower 13 are connected by a flow path F4.
  • a lean solvent pump 20, a lean solvent valve 21, and a rich / lean solvent heat exchanger 19 are provided in the flow path F4 in this order from the regeneration tower 14 side. Is provided.
  • the lean solution RAL is returned to the absorption tower 13 through the flow path F4.
  • the recovery apparatus 10 continuously recovers CO 2 from the exhaust gas G1 discharged from the boiler 11.
  • the recovery control unit 30 controls the amount of exhaust gas G1 (exhaust gas treatment rate) to be processed by the recovery device 10 by adjusting the opening degree of the main valve 12 and the branch valve 16. Further, the recovery control unit 30 adjusts the operation and opening of the rich solvent pump 17, rich solvent valve 18, lean solvent pump 20, lean solvent valve 21, and steam valve 23, so that the absorption tower 13 and the regeneration tower 14 controlling the amount of the recovered CO 2 (CO 2 recovery amount).
  • Each of the first to fifth embodiments described below is characterized by the contents of this control. However, in either case, even if the exhaust gas flow rate fluctuates as the load of the power plant 40 upstream of the recovery device 10 fluctuates, the exhaust gas recovery rate is made to follow constant, and the exhaust gas is partially exhausted. It is common in that it can be achieved.
  • the configuration of the power plant 40 is arbitrary, a high-pressure turbine that guides and drives steam generated in the boiler 11, and a medium-pressure turbine that guides and drives reheat steam that has been returned from the high-pressure turbine and heated again in the boiler 11, and A low-pressure turbine that generates power by an intermediate-pressure turbine and guides and drives the reduced-pressure steam, and a condenser that generates power by the low-pressure turbine and condenses the reduced-pressure steam.
  • the collection control unit 30 includes a setting unit 31 that sets operation parameters and others, a calculation unit 32, and a drive control unit 33. See also FIG. 2 below.
  • the setting unit 31 receives and sets the exhaust gas treatment rate R G1 and the CO 2 recovery rate R CO2 as operation parameters (steps S101 and 103 in FIG. 2).
  • the exhaust gas treatment rate R G1 is a set value obtained by the following equation, where V G1 is the flow rate of the exhaust gas G1 discharged from the boiler 11 and T CO2 is the amount of the exhaust gas G1 processed by the recovery device 10.
  • R G1 T CO2 / V G1
  • the recovery control unit 30 continuously acquires information related to the actual flow rate (measurement V G1 ) of the exhaust gas G1 discharged from the boiler 11 from the exhaust gas flow rate sensor 24 (step S105 in FIG. 2). Further, the recovery control unit 30 continuously obtains information on the CO 2 concentration (measurement Y CO2 ) contained in the exhaust gas G1 discharged from the boiler 11 from the CO 2 concentration sensor 25 ((FIG. 2 step) S109)).
  • the recovery controller 30 multiplies the measurement V G1 acquired from the exhaust gas flow rate sensor 24 by the exhaust gas flow rate sensor 24 and the exhaust gas treatment rate R G1 set as a parameter, and targets the exhaust gas G1 to be processed by the CO 2 recovery device 10.
  • the flow rate is set (FIG. 2, step S107). Based on this set value, the drive control unit 33 controls the opening degree of the main valve 12 and the branch valve 16 (flow rate controller) (step S113 in FIG. 2).
  • the main valve 12 is fully opened while the branch valve 16 is fully closed in order to process the entire amount of the measurement V G1 with the recovery device 10. To do. By doing so, even if the load of the power plant 40 fluctuates and the flow rate of the exhaust gas G1 discharged from the boiler 11 changes, all of the exhaust gas G1 is supplied to the absorption tower 13 through the flow path F1. .
  • the exhaust gas treatment rate R G1 is set to 50%
  • 50% of the measurement V G1 is processed by the recovery device 10 and the remaining 50% is discharged outside the system via the chimney 15. Is done. Therefore, for example, the opening degree of the main valve 12 is set to 50%, while the opening degree of the branch valve 16 is set to 50%.
  • the exhaust gas treatment rate R G1 and the CO 2 recovery rate RCO 2 are multiplied by 4 to obtain a target value of the amount of CO 2 to be processed and recovered by the recovery device 10 (step S111 in FIG. 2).
  • the calculation unit 32 calculates an absorption liquid circulation flow rate and a steam supply flow rate, which are operation parameters of the recovery device 10.
  • the absorption liquid circulation flow rate is controlled by adjusting the rich solvent pump 17, the rich solvent valve 18, the lean solvent pump 20 and the lean solvent valve 21, and the steam supply flow rate is adjusted by adjusting the water vapor valve 23.
  • the drive control unit 33 determines the discharge amount of the rich solvent pump 17, the lean solvent pump 20, the rich solvent valve 18, the lean solvent valve 21 and the like based on the absorption liquid circulation flow rate and the steam supply flow rate calculated by the calculation unit 32.
  • the amount of CO 2 to be recovered is controlled by adjusting the opening of the water vapor valve 23 (step S115 in FIG. 2).
  • the above control procedure is continuously executed until there is an operation stop command for the power plant 40 (step S116 in FIG. 2).
  • the CO 2 recovery rate is kept constant. And exhaust gas can be partially treated.
  • the CO 2 recovery device 110 of the second embodiment is obtained by calculation without measuring the flow rate (measurement V G1 ) of the exhaust gas G1 discharged from the boiler 11 and the concentration of CO 2 contained therein (measurement Y CO2 ). Except for this point, the second embodiment is the same as the first embodiment. Therefore, below, it demonstrates centering around difference with 1st Embodiment.
  • 2nd Embodiment measures the combustion air flow volume (measurement Va) supplied to the boiler 11, and the fuel flow volume (measurement Vf) instead of measurement V G1 , and these total values (measurement) are shown in FIG. Vf + measurement Va) is used as an alternative value for measurement V G1 (actual flow rate of exhaust gas G1) of the first embodiment.
  • set values setting Va and setting Vf can be used as an alternative to the measurement Va and measurement Vf.
  • the CO 2 concentration is obtained by calculating the gas composition after combustion, and the first embodiment It is used as an alternative value for the measurement YCO2 in the embodiment.
  • the flow rate of the exhaust gas G1 can be directly obtained by measurement as in the first embodiment, and the combustion air flow rate (measurement Va, setting Va) and the fuel flow rate (measurement) as in the second embodiment.
  • Vf, setting Vf) can be obtained indirectly by calculation.
  • the CO 2 concentration can be obtained directly by measurement as in the first embodiment, or can be obtained by calculation based on the composition of air and fuel supplied as in the second embodiment. Since the exhaust gas actual flow rate and CO 2 concentration obtained by calculation have sufficient accuracy as an alternative to the exhaust gas flow rate and CO 2 concentration obtained by measurement, the second embodiment also differs from the first embodiment. Similar effects can be obtained.
  • the actual flow rate of the exhaust gas G1 from the boiler 11 that is generally difficult to measure accurately can be obtained from the air flow rate and the fuel flow rate that are relatively easy to measure in the second embodiment.
  • the composition can be determined relatively easily by calculation.
  • the recovery device 120 of the third embodiment is intended to improve followability when the load on the boiler 11 that is the upstream equipment fluctuates greatly.
  • the third embodiment uses the target value of power generation output control in the power plant 40 as a load command signal, and prepares table data in which this load command signal is associated with the CO 2 amount V CO2 contained in the exhaust gas G1. To do.
  • This table data is stored in the setting unit 31 of the collection control unit 30 as shown in FIG. This table data is given as, for example, the following function.
  • V CO2 FA (L SIG ) L SIG : Load command signal
  • the collection control unit 30 acquires the load command signal L SIG from the power plant 40.
  • CO 2 target recovery amount FA (L SIG ) ⁇ exhaust gas treatment rate R G1 ⁇ CO 2 recovery rate R CO2
  • the recovery device 120 uses the above estimated value as the amount of CO 2 to be recovered while the load on the boiler 11 fluctuates greatly. Otherwise, the first embodiment (second embodiment). Should be applied. Therefore, the collection device 120 employs the following procedure. As shown in FIGS. 4 and 5, the recovery control unit 30 acquires the load set value B1 of the boiler 11 and also acquires the load measurement value B2 of the boiler 11 (step S201 in FIG. 5). In addition, the load measurement value of the boiler 11 can be calculated
  • the collection control unit 30 further obtains a difference ⁇ MW1 (absolute value) between the load setting value B1 and the load measurement value B2, and compares the difference ⁇ MW1 with a predetermined value x (step S203 in FIG. 5). If the difference ⁇ MW1 between the load setting value B1 and the load measurement value B2 is large, it is determined that the load on the boiler 11 has fluctuated greatly. If the difference is less than the predetermined value x, the process proceeds to step S101 in FIG. 2, and the operation of the collection apparatus 10 is performed in the same procedure as in the first embodiment.
  • ⁇ MW1 absolute value
  • the recovery control unit 30 determines the amount of CO 2 in the exhaust gas G1 from the table data (FA (L SIG )) based on the acquired load command signal (step S205 in FIG. 5). V CO2 is specified (step S207 in FIG. 5). Thereafter, the process proceeds to step S101 in FIG. 2, and the recovery apparatus 120 is operated in the same procedure as in the first embodiment. However, table data (FA (L SIG )) is used instead of the CO 2 target recovery amount calculation (step S111 in FIG. 2).
  • the recovery device 10 according to the third embodiment has the same effect as that of the first embodiment, and can set the CO 2 target recovery amount in advance, so that it can cope with the load fluctuation of the boiler 11.
  • followability is improved.
  • the recovery apparatus 10 uses a part of steam generated by the power plant 40, more specifically, the boiler 11, as a supply destination of steam necessary for the regeneration tower 14. Therefore, when the amount of steam supplied to the regeneration tower 14 increases, there is a risk that the power generation capacity of the power plant 40 is impaired by that amount. Therefore, in the fourth embodiment, when necessary, the upper limit value of the CO 2 recovery amount that can be recovered by the recovery device 130 is determined, that is, the load of the recovery device 130 is limited, thereby ensuring the power generation capability of the power plant 40. .
  • the recovery control unit 30 acquires a target value for power generation output control as a load command signal B SIG for the boiler 11 as shown in FIG. 6. Further, the collection control unit 30 holds the maximum load B max of the boiler 11. For example, if the value of the power generation output is close to the maximum load B max of the boiler 11, it can be said that the remaining power that can be divided from the load of the boiler 11 to the recovery device 130 is small. Therefore, the recovery control unit 30 determines a difference ⁇ MW2 between the maximum load B max of the boiler 11 and the load command signal B SIG in order to determine the remaining capacity of the boiler 11. The larger the difference is, the larger the remaining capacity of the boiler 11 is.
  • the recovery device 130 obtains the process-recoverable amount of CO 2 in accordance with this difference.
  • the collection control unit 30 stores in the setting unit 31 table data in which the difference is associated with the amount of CO 2 that can be collected.
  • This table data is given as, for example, the following function.
  • CO 2 max FB ( ⁇ MW2)
  • the collection control unit 30 sets the obtained CO 2 amount to the collected amount upper limit CO 2 max by referring to the table data while sequentially obtaining the difference ⁇ MW2. As CO 2 recovery amount obtained in the first embodiment or the second embodiment does not exceed the recovery amount upper limit CO 2 max, recovery controller 30 of the fourth embodiment a limit.
  • the collection control unit 30 of the fourth embodiment operates the collection apparatus 10 in the procedure shown in FIG.
  • the recovery control unit 30 obtains the load command signal B SIG from the power plant 40 and obtains a difference ⁇ MW2 from the maximum load B max of the boiler 11 held by itself (steps S301 and S303 in FIG. 7).
  • the collection control unit 30 specifies CO 2 max corresponding to the difference ⁇ MW2 obtained by referring to the table data (step S305 in FIG. 7).
  • the recovery control unit 30 compares the target value C CO2 with the recovery amount upper limit value CO 2 max (step S307 in FIG. 7). If the target value C CO2 is less than the upper limit value CO 2 max (Fig.
  • step S307 Yes it is determined that there is a margin in the boiler 11, controls the absorption liquid circulation rate and the steam supply flow rate based on the target value C CO2 (FIG. 7 Step S309). If the target value C CO2 upper limit CO 2 max or more (FIG. 7 step S307 No), the absorbing solution on the basis of the upper limit CO 2 max without judges there is no available capacity in the boiler 11, to adopt a target value C CO2 The circulation flow rate and the steam supply flow rate are controlled (step S311 in FIG. 7).
  • the same effect as that of the first embodiment is provided, and when the power generation output is to be prioritized, the set value of the CO 2 target recovery amount can be automatically lowered. . Further, even when the exhaust gas treatment rate is erroneously set to a high value, the power plant 40 can be operated without reducing the power generation output.
  • the absorption liquid circulation flow set value CL is multiplied by the exhaust gas treatment rate and the CO 2 recovery rate.
  • the absorption liquid circulation flow rate is controlled by adjusting the rich solvent pump 17, the rich solvent valve 18, and the like. Any method of the first to third embodiments may be used for the calculation of the CO 2 target recovery amount.
  • the boiler 11 has the same effect as the first embodiment, and even if the flow rate of the exhaust gas G1 fluctuates abruptly, by changing the absorption liquid circulation amount following the flow rate variation, the boiler 11 The followability with respect to the load fluctuation is improved. At this time, the CO 2 recovery rate in the absorption tower 13 does not decrease.
  • G1 G2 exhaust gas 10, 110, 120, 130, 140 CO 2 recovery device 11 boiler 12 main valve 13 absorption tower 14 regeneration tower 15 chimney 16 branch valve 17 rich solvent pump 18 rich solvent valve 19 rich / lean solvent heat exchanger 20 Lean solvent pump 21 Lean solvent valve 22 Regenerative superheater 23 Steam valve 24 Exhaust gas flow sensor 25 CO 2 concentration sensor 30 Recovery control unit 31 Parameter setting unit 32 Calculation unit 33 Drive control unit 40 Power plant

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Abstract

　排ガスの発生源からＣＯ２回収装置に向けて排出される排ガスの実流量と排ガス処理率ＲＧ１の積に基づいて処理する排ガスの目標処理量を特定し、かつ、排ガスの発生源から排出される前記排ガスに含まれるＣＯ２の実量と、排ガス処理率ＲＧ１と、ＣＯ２回収率ＲＣＯ２と、の積に基づいて前記回収装置で回収するＣＯ２の目標回収量を特定する。　ＲＧ１＝ＴＣＯ２／ＶＧ１　ＶＧ１：排ガスの発生源から排出される排ガスの流量　ＴＣＯ２：回収装置で処理する排ガスの量　ＲＣＯ２＝ＣＣＯ２／ＶＣＯ２　ＶＣＯ２：回収装置で処理する排ガスに含まれるＣＯ２の量　ＣＣＯ２：回収装置で回収するＣＯ２の量

Description

ＣＯ２回収装置
　本発明は、上流側に位置する装置の負荷の変動に伴う排ガス量の変動に対して回収率を追従させることのできるＣＯ２回収装置に関する。
　近年、地球の温暖化現象の原因の一つとして、二酸化炭素（以下、ＣＯ２）が指摘されている。そこで、例えば大量の化石燃料を使用する火力発電所などの動力発生設備を対象に、ボイラの燃焼排ガスを吸収液と接触させ、燃焼排ガス中のＣＯ２を除去、回収する方法及び回収されたＣＯ２を大気へ放出することなく貯蔵する方法が精力的に研究されている。
　ＣＯ２回収装置は、ガス中のＣＯ２を吸収液に吸収させる吸収塔と、吸収液からＣＯ２を分離する再生塔と、を基本的な構成要素として備えている。これまで、ＣＯ２回収装置を適正に運転するために、以下に示すようないくつかの提案がなされている。
　目標のＣＯ２回収量と排ガス中のＣＯ２濃度から、目標達成に必要な排ガス量を決定し、ＣＯ２回収装置へ排ガスを供給する（例えば，特許文献１）。
　排ガス源（ＣＯ２回収装置の上流に設置されるボイラやガスタービン）からの排ガス量と排ガス中のＣＯ２濃度を計測し、目標ＣＯ２回収率達成に必要な運転パラメータを決定する（例えば，特許文献２）。
　排ガス源からのガスで、ＣＯ２回収装置で処理されず、煙突を通じて大気放出されるガス流量またはガス組成を計測し、大気から煙突へ流入するような流れが生じないように、ＣＯ２回収装置へ供給する排ガス量を決定する（例えば，特許文献３）
特開２０１１－５２７号公報 特開２０１１－５２８号公報 特開２０１０－１７６１７号公報
　ところが、特許文献１では、目標ＣＯ２回収量を回収するために必要な排ガス流量を算出し、排ガスをＣＯ２回収装置に送り込んでいる。そのために、発電所のように負荷が変動するプラントで、一定率の排ガスを処理する場合には，目標ＣＯ２回収量も変動するのにあわせて、その都度目標値を設定する必要が生じてしまう。
　また、ＣＯ２排出量削減とコストを両立するために、排ガスの一部を処理してＣＯ２を回収（部分処理）できることがＣＯ２装置に望まれている。しかし、特許文献２、３の提案は、排ガス全てをＣＯ２回収装置に引きこむ場合の排ガス量を制御する方法を示しているだけであり、当該提案は排ガスの一部を処理する部分的な排ガスの処理に対応することができない。
　本発明は、このような技術的課題に基づいてなされたもので、上流側の負荷が変動し、排ガス量が変動しても、ＣＯ２の回収率を一定に追従させることができるとともに、部分的に排ガスを処理することができるＣＯ２回収装置を提供することを目的とする。
　本発明のＣＯ２回収装置は、ＣＯ２を含有する排ガスと吸収液とを接触させて排ガス中のＣＯ２を除去するＣＯ２吸収塔と、ＣＯ２吸収塔でＣＯ２を吸収したリッチ溶液中のＣＯ２を除去し、再生する再生塔と、を備え、再生塔でＣＯ２を除去したリーン溶液である吸収液をＣＯ２吸収塔で再利用するものである。
　本発明のＣＯ２回収装置は下記に示す排ガス処理率ＲＧ１、ＣＯ２回収率ＲＣＯ２をＣＯ２回収装置の運転パラメータとして設定する。
　そして、排ガスの発生源からＣＯ２回収装置に向けて排出される排ガスの実流量と排ガス処理率ＲＧ１の積に基づいてＣＯ２回収装置で処理する排ガスの目標処理量を特定する。
　また、排ガスの発生源からＣＯ２回収装置に向けて排出される排ガスに含まれるＣＯ２の実量と、排ガス処理率ＲＧ１と、ＣＯ２回収率ＲＣＯ２と、の積に基づいてＣＯ２回収装置で回収するＣＯ２の目標回収量を特定する。
　ＲＧ１＝ＴＣＯ２／ＶＧ１
　　　　ＶＧ１：排ガスの発生源から排出される排ガスの流量
　　　　ＴＣＯ２：ＣＯ２回収装置で処理する排ガスの量
　ＲＣＯ２＝ＣＣＯ２／ＶＣＯ２
　　　　ＶＣＯ２：ＣＯ２回収装置で処理する排ガスに含まれるＣＯ２の量
　　　　ＣＣＯ２：ＣＯ２回収装置で回収するＣＯ２の量
　本発明のＣＯ２回収装置において、排ガスの実流量及び排ガスに含まれるＣＯ２の実量は、当該排ガスを計測することにより直接的に求めることができる。また、排ガスの実流量は、排ガスの発生源に供給される燃料の流量及び燃焼ガスの流量に基づいて、また、排ガスに含まれるＣＯ２の実量は、前記燃料及び前記燃焼ガスの流量および組成に基づいて、計算により間接的に求めることもできる。
　本発明のＣＯ２回収装置において、排ガスの発生源の負荷が所定値以上に変動すると、排ガスの発生源への負荷と排ガスの流量とが対応付けられたデータと、排ガスの発生源への負荷指令信号と、を照合することにより排ガスの実流量を求め、ＣＯ２の目標回収量を特定することが好ましい。
　そうすることで、負荷変動に対する追従性が向上する。
　本発明のＣＯ２回収装置において、排ガスの発生源の負荷に基づいて、ＣＯ２の回収量に上限を設定することができる。
　ＣＯ２回収装置の動力源に、例えば上流側のプラントで消費される蒸気を用いる場合に、ＣＯ２回収装置で消費される蒸気量が多くなりすぎると、その分だけ上流側のプラントで消費できる量が不足するおそれがある。そこで、ＣＯ２回収装置におけるＣＯ２回収量に上限を設けることで、ＣＯ２回収装置で消費される蒸気量を制限する。
　本発明のＣＯ２回収装置において、排ガスの発生源の負荷に基づいて、吸収液循環流量の目標値を設定することができる。
　そうすることで、排ガス流量が急激に変動した場合でも，この流量に追従して吸収液循環流量を変動させることで，負荷追従性を向上できる。
　本発明によれば、上流側の負荷が変動し、排ガス量が変動した場合でも、回収率を一定に追従させることができるとともに、部分的に排ガスを処理することができるＣＯ２回収装置が提供される。
第１実施形態によるＣＯ２回収装置の構成を示す図である。 第１実施形態によるＣＯ２回収装置の制御手順を示すフロー図である。 第２実施形態によるＣＯ２回収装置の構成を示す図である。 第３実施形態によるＣＯ２回収装置の構成を示す図である。 第３実施形態によるＣＯ２回収装置の制御手順を示すフロー図である。 第４実施形態によるＣＯ２回収装置の構成を示す図である。 第４実施形態によるＣＯ２回収装置の制御手順を示すフロー図である。 第５実施形態によるＣＯ２回収装置の構成を示す図である。
［ＣＯ２回収装置の基本構成］
　以下、本発明のいくつかの実施形態を説明するが、いずれの実施形態も適用されるＣＯ２回収装置の基本的な構成は同じである。そこで、はじめにそのＣＯ２回収装置について説明する。
　図１に示すように、ＣＯ２回収装置（以下、単に回収装置）１０は、例えば化石燃料を用いる発電プラント４０を構成するボイラ１１から排出されたＣＯ２とＯ2とを含有する排ガスＧ１と吸収液ＡＬとを接触させて排ガスＧ１からＣＯ２を除去する吸収塔１３と、ＣＯ２を吸収した吸収液であるリッチ溶液ＲＬからＣＯ２を放出させて吸収液ＡＬを再生する再生塔１４とを主構成要素として備えている。
そして、この回収装置１０では、再生塔１４でＣＯ２を除去した再生吸収液であるリーン溶液ＲＡＬは吸収塔１３で吸収液ＡＬとして再利用する。
　回収装置１０は、また、回収制御部３０を備える。回収制御部３０は、上流側に位置する発電プラント４０の負荷が変動し、排ガス量が変動した場合でもＣＯ２の回収率を一定に追従させるとともに、部分的な排ガスの処理を実現するために機能する。
　回収装置１０において、ボイラ１１からのＣＯ２を含んだ排ガスＧ１がボイラ１１と吸収塔１３を繋ぐ流路Ｆ１を通じて吸収塔１３に送られる。この流路Ｆ１上には、排ガスＧ１が吸収塔１３に供給される量を調整する主バルブ１２が設けられている。
　流路Ｆ１から流路Ｆ２が分岐しており、分岐バルブ１６が設けられた流路Ｆ２の先端は煙突１５に繋がれている。ボイラ１１から排出される排ガスＧ１の中の一部を吸収塔１３に送らずに系外に排出する際に、流路Ｆ２を介して煙突１５から排ガスＧ１が排出される。分岐バルブ１６は、煙突１５からの排ガスＧ１の排出量を調整する。
　流路Ｆ１上には、ボイラ１１から排出されるすべての排ガスＧ１の流量（実排ガス流量，計測ＶＧ１）を計測する排ガス流量センサ２４、及び、その排ガスＧ１に含まれるＣＯ２の濃度（計測ＹＣＯ２）を計測するＣＯ２濃度センサ２５を備えている。発電プラント４０、ボイラ１１の運転中、排ガス流量センサ２４及びＣＯ２濃度センサ２５で計測された情報（計測ＶＧ１、計測ＹＣＯ２）は回収制御部３０に継続的に転送される。排ガスＧ１に含まれるＣＯ２の実量は、計測ＶＧ１と計測ＹＣＯ２とを乗ずることにより求めることができる。
　なお、ボイラ１１と吸収塔１３の間に、排ガスを昇圧させる送風機、排ガスＧ１を冷却する冷却塔、脱硝・脱硫装置など他の要素を設けることを本発明は妨げない。
　吸収塔１３において、排ガスＧ１は例えばアミン系溶液をベースとする吸収液ＡＬと向流接触し、排ガスＧ１中のＣＯ２は、化学反応により吸収液ＡＬに吸収される。一方で、ＣＯ２が除去された後の排ガスＧ２は、吸収塔１３に供給される吸収液ＡＬを含む凝縮水と気液接触して、排ガスＧ２に同伴する吸収液ＡＬが回収され、その後系外に放出される。
　また、ＣＯ２を吸収したリッチ溶液ＲＬは、リッチソルベントポンプ１７により昇圧され、リッチソルベントバルブ１８を介してリッチ／リーンソルベント熱交換器１９において、再生塔１４で再生された吸収液であるリーン溶液ＲＡＬにより加熱され、再生塔１４に供給される。吸収塔１３と再生塔１４は、流路Ｆ３で繋がれており、流路Ｆ３には吸収塔１３側から順に、リッチソルベントポンプ１７、リッチソルベントバルブ１８及びリッチ／リーンソルベント熱交換器１９が設けられている。ＣＯ２を吸収したリッチ溶液ＲＬは、この流路Ｆ３を通って再生塔１４に供給される。
　再生塔１４の上部から内部に放出されたリッチ溶液ＲＬは、吸熱反応を生じて、大部分のＣＯ２を放出する。再生塔１４内で一部または大部分のＣＯ２を放出した吸収液はセミリーン溶液ＲＡＬと称される。このセミリーン溶液ＲＡＬは、再生塔１４の下部に至る頃には、ほぼ全てのＣＯ２が除去された吸収液、つまりリーン溶液ＲＡＬとなる。リーン溶液ＲＡＬは再生過熱器２２で水蒸気Ｓにより過熱され、再生塔１４の内部に蒸気として供給される。再生過熱器２２に供給される水蒸気Ｓは、例えば発電プラント４０との間で循環させる。そして、再生過熱器２２に供給される水蒸気Ｓは、流路Ｆ５上に設けられた水蒸気バルブ２３により供給量が制御される。
　一方、再生塔１４の頭頂部からは塔内においてリッチ溶液ＲＬおよびセミリーン溶液ＲＡＬから放出された水蒸気を伴ったＣＯ２ガス（ＣＯ２）が導出される。このＣＯ２ガスは、例えばコンデンサにより水蒸気が凝縮され、分離ドラムにて水を分離した後に、系外に放出されて別途回収される。この回収されたＣＯ２ガスは、石油増進回収法（ＥＯＲ：Enhanced Oil Recovery）に基づいて油田中に圧入するか、帯水層へ貯留し、温暖化対策を図っている。なお、分離された水は再生塔１４の上部に供給される。
　再生された吸収液（リーン溶液ＲＡＬ）は、リーンソルベントポンプ２０により圧送され、リーンソルベントバルブ２１を介してリッチ／リーンソルベント熱交換器１９に向けて送られる。そして、リーン溶液ＲＡＬはリッチ／リーンソルベント熱交換器１９においてリッチ溶液ＲＬにより冷却された後に、吸収塔１３に供給される。再生塔１４と吸収塔１３とは、流路Ｆ４で繋がれており、流路Ｆ４には再生塔１４側から順に、リーンソルベントポンプ２０、リーンソルベントバルブ２１及びリッチ／リーンソルベント熱交換器１９が設けられている。リーン溶液ＲＡＬは、この流路Ｆ４を通って吸収塔１３に戻される。
　以上の一連のサイクルを繰り返すことで、回収装置１０は、ボイラ１１から排出される排ガスＧ１からＣＯ２を連続的に回収する。その過程で、回収制御部３０は、主バルブ１２、分岐バルブ１６の開度を調整することで、回収装置１０で処理する排ガスＧ１の量（排ガス処理率）を制御する。また、回収制御部３０は、リッチソルベントポンプ１７、リッチソルベントバルブ１８、リーンソルベントポンプ２０、リーンソルベントバルブ２１、水蒸気バルブ２３の運転、開度を調整することで、吸収塔１３、再生塔１４により回収されるＣＯ２の量（ＣＯ２回収量）を制御する。以下説明する第１実施形態～第５実施形態の各々は、この制御の内容に特徴を有している。ただし、いずれも、回収装置１０よりも上流側の発電プラント４０の負荷が変動するのにともなって排ガス流量が変動しても、排ガス回収率を一定に追従させること、及び、部分的に排ガスを処理すること、を達成できる点で共通する。
　発電プラント４０の構成は任意であり、ボイラ１１で発生した蒸気を導いて駆動する高圧タービンと、高圧タービンから戻されてボイラ１１で再度加熱された再熱蒸気を導いて駆動する中圧タービンと、中圧タービンで動力を発生して減圧された蒸気を導いて駆動する低圧タービンと、低圧タービンで動力を発生して減圧された蒸気を復水する復水器と、を備えることができる。
〔第１実施形態〕
　第１実施形態による回収制御部３０は、図１に示すように、運転パラメータ、その他を設定する設定部３１と、演算部３２と、駆動制御部３３と、を備えている。以下、図２も参照されたい。
　設定部３１には、運転パラメータとして、排ガス処理率ＲＧ１とＣＯ２回収率ＲＣＯ２が入力、設定される（図２　ステップＳ１０１，１０３）。
　排ガス処理率ＲＧ１は、ボイラ１１から排出される排ガスＧ１の流量をＶＧ１とし、回収装置１０で処理する排ガスＧ１の量をＴＣＯ２とすると、以下の式により求められる設定値である。
　ＲＧ１＝ＴＣＯ２／ＶＧ１
　また、ＣＯ２回収率ＲＣＯ２は、回収装置１０で処理する排ガスＧ１に含まれるＣＯ２の量をＶＣＯ２、回収するＣＯ２の量をＣＣＯ２とすると、以下の式により求められる設定値である。
　ＲＣＯ２＝ＣＣＯ２／ＶＣＯ２
　回収制御部３０は、排ガス流量センサ２４から、ボイラ１１から排出される排ガスＧ１の実流量（計測ＶＧ１）に関する情報を継続して取得している（図２　ステップＳ１０５）。また、回収制御部３０は、ＣＯ２濃度センサ２５から、ボイラ１１から排出される排ガスＧ１に含まれるＣＯ２の濃度（計測ＹＣＯ２）に関する情報を継続して取得している（（図２　ステップＳ１０９））。
　回収制御部３０は、演算部３２が、排ガス流量センサ２４から取得した計測ＶＧ１と、パラメータとして設定されている排ガス処理率ＲＧ１とを乗じ、ＣＯ２回収装置１０で処理する排ガスＧ１の目標流量を設定する（図２　ステップＳ１０７）。この設定値に基づいて、駆動制御部３３が主バルブ１２及び分岐バルブ１６（流量制御器）の開度を制御する（図２　ステップＳ１１３）。
　例えば、排ガス処理率ＲＧ１が１００％と設定されている場合には、計測ＶＧ１の全量を回収装置１０で処理するために、主バルブ１２を全開にする一方、分岐バルブ１６を全閉にする。そうすることで、発電プラント４０の負荷が変動してボイラ１１から排出される排ガスＧ１の流量が変動しても、排ガスＧ１は、そのすべてが流路Ｆ１を通って吸収塔１３に供給される。
　また、例えば排ガス処理率ＲＧ１が５０％と設定されている場合には、計測ＶＧ１の５０％の量を回収装置１０で処理し、残りの５０％が煙突１５を介して系外に排出される。そのために、例えば、主バルブ１２の開度を５０％にする一方、分岐バルブ１６の開度を５０％にする。そうすることで、発電プラント４０の負荷が変動してボイラ１１から排出される排ガスＧ１の流量が変動しても、排ガスＧ１の５０％だけが流路Ｆ１を通って吸収塔１３に供給されるので、設定された排ガス処理率ＲＧ１を維持しつつ部分的な排ガスの処理を実現する。
　また、回収制御部３０は、演算部３２が、ＣＯ２濃度センサ２５から取得した計測ＹＣＯ２（排ガス中のＣＯ２濃度）と、排ガス流量センサ２４から取得した計測ＶＧ１と、パラメータとして設定されている排ガス処理率ＲＧ１及びＣＯ２回収率ＲＣＯ２の４つを乗じ、回収装置１０で処理・回収するＣＯ２量の目標値とする（図２　ステップＳ１１１）。さらにこの設定値に基づいて、演算部３２は、回収装置１０の運転パラメータである吸収液循環流量及び蒸気供給流量を算出する。ここで、吸収液循環流量は、リッチソルベントポンプ１７、リッチソルベントバルブ１８、リーンソルベントポンプ２０及びリーンソルベントバルブ２１を調整することにより制御し、また、蒸気供給流量は水蒸気バルブ２３を調整することにより制御できる。したがって、駆動制御部３３は、演算部３２で算出された吸収液循環流量及び蒸気供給流量に基づいて、リッチソルベントポンプ１７、リーンソルベントポンプ２０の吐出量、リッチソルベントバルブ１８、リーンソルベントバルブ２１及び水蒸気バルブ２３の開度を調整することで、回収するＣＯ２量を制御する（図２　ステップＳ１１５）。
　以上の制御手順は、発電プラント４０の運転停止指令があるまで継続して実行される（図２　ステップＳ１１６）。
　以上説明したように、第１実施形態によると、回収装置１０よりも上流側の装置であるボイラ１１の負荷が変動し、排ガスＧ１の流量が変動しても、ＣＯ２回収率を一定に追従させることができるとともに、部分的に排ガスを処理することができる。
〔第２実施形態〕
　第２実施形態のＣＯ２回収装置１１０は、ボイラ１１から排出される排ガスＧ１の流量（計測ＶＧ１）及びそこに含まれるＣＯ２の濃度（計測ＹＣＯ２）を計測することなく、計算により求める点を除けば第１実施形態と同様である。したがって、以下では第１実施形態との相違点を中心に説明する。
　第２実施形態は、計測ＶＧ１の代わりに、図３に示すように、ボイラ１１に供給される燃焼空気流量（計測Ｖａ）及び燃料流量（計測Ｖｆ）を計測し、これらの合計値（計測Ｖｆ＋計測Ｖａ）を第１実施形態の計測ＶＧ１（排ガスＧ１の実流量）の代替値として用いる。
　または、ボイラ１１に供給される燃焼空気及び燃料は、予め設定されているのが通常であるから、計測Ｖａ及び計測Ｖｆの代替として設定値（設定Ｖａ及び設定Ｖｆ）を用いることもできる。
　また、第２実施形態は、図３に示すように、ボイラ１１に供給される燃料及び空気の組成が既知の場合は、燃焼後のガス組成を計算することによりＣＯ２濃度を求め、第１実施形態の計測ＹＣＯ２の代替値として用いる。
　以上の通りであり、排ガスＧ１の流量は、第１実施形態のように計測により直接求めることができるし、第２実施形態のように燃焼空気流量（計測Ｖａ，設定Ｖａ）及び燃料流量（計測Ｖｆ，設定Ｖｆ）から計算により間接的に求めることができる。同様に、ＣＯ２濃度は、第１実施形態のように計測により直接求めることができるし、第２実施形態のように供給される空気及び燃料の組成に基づいて計算により求めることができる。そして、計算により求められる排ガス実流量、ＣＯ２濃度は、計測により求められる排ガス流量、ＣＯ２濃度の代替として十分な精度を有しているので、第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を得ることができる。
　加えて、正確に計測することは一般的には難しいボイラ１１からの排ガスＧ１の実流量を、第２実施形態では、計測が比較的容易な空気流量・燃料流量から求めることできる利点がある。これは、ボイラ１１からの排ガスＧ１に含まれるＣＯ２濃度についても同様であり、ＣＯ２濃度を連続して計測することが難しくかつ、組成がほぼ一定の燃料及び空気からボイラ１１からの排ガスの組成を、計算により比較的容易に求めることができる。
〔第３実施形態〕
　第３実施形態の回収装置１２０は、上流設備であるボイラ１１の負荷が大きく変動した場合の追従性を向上させることを目的としている。そのために、第３実施形態は、発電プラント４０における発電出力制御の目標値を負荷指令信号とし、この負荷指令信号と排ガスＧ１に含まれるＣＯ２の量ＶＣＯ２が対応付けられたテーブルデータを用意する。このテーブルデータは、図４に示すように、回収制御部３０の設定部３１に記憶させておく。このテーブルデータは、例えば、以下の関数として与えられる。
　ＶＣＯ２＝ＦＡ（ＬＳＩＧ）　　ＬＳＩＧ：負荷指令信号
　回収装置１２０は、回収制御部３０が発電プラント４０から負荷指令信号ＬＳＩＧを取得する。回収制御部３０は、負荷指令信号ＬＳＩＧを取得しながら上記テーブルデータを参照することで、ＣＯ２量（ＶＣＯ２＝ＦＡ（ＬＳＩＧ）を特定する。そうすると、演算部３２は、以下の式に基づいて、ＣＯ２目標回収量（推測値）を求める。
　ＣＯ２目標回収量＝ＦＡ（ＬＳＩＧ）×排ガス処理率ＲＧ１×ＣＯ２回収率ＲＣＯ２
　第３実施形態による回収装置１２０が、回収するＣＯ２量として以上の推測値を用いるのは、ボイラ１１の負荷が大きく変動する間であり、それ以外では第１実施形態（第２実施形態）を適用すればよい。そのために、回収装置１２０は以下の手順を採用する。
　図４、図５に示すように、回収制御部３０は、ボイラ１１の負荷設定値Ｂ１を取得するとともに、ボイラ１１の負荷計測値Ｂ２を取得する（図５　ステップＳ２０１）。なお、ボイラ１１の負荷計測値は、燃料流量及び蒸気発生量などから計算により求めることができる。
　回収制御部３０は、さらに、負荷設定値Ｂ１と負荷計測値Ｂ２の差分ΔＭＷ１（絶対値）を求めるとともに、この差分ΔＭＷ１と既定値ｘを比較する（図５　ステップＳ２０３）。負荷設定値Ｂ１と負荷計測値Ｂ２の差分ΔＭＷ１が大きければ、ボイラ１１の負荷が大きく変動していると判断する。
　差分が既定値ｘ未満であれば、図２のステップＳ１０１に進み、以下は第１実施形態と同様の手順で回収装置１０の運転が行われる。
　一方、差分が既定値ｘ以上であれば、回収制御部３０は、取得した負荷指令信号（図５　ステップＳ２０５）に基づいて、テーブルデータ（ＦＡ（ＬＳＩＧ））より排ガスＧ１中のＣＯ２量ＶＣＯ２を特定する（図５　ステップＳ２０７）。
　以後は、図２のステップＳ１０１に進み、第１実施形態と同様の手順で回収装置１２０の運転が行われる。ただし、ＣＯ２目標回収量演算(図２　ステップＳ１１１)の代わりにテーブルデータ（ＦＡ（ＬＳＩＧ））を用いる。
　以上説明のように、第３実施形態による回収装置１０は、第１実施形態と同様の効果を備えるとともに、ＣＯ２目標回収量を先行的に設定することができるので、ボイラ１１の負荷変動に対する追従性が向上する。
〔第４実施形態〕
　回収装置１０は、再生塔１４に必要な蒸気の供給先を発電プラント４０、より具体的にはボイラ１１で生成した蒸気の一部を用いている。したがって、再生塔１４に供給する蒸気の量が多くなると、その分だけ発電プラント４０における発電能力を損なう恐れがある。そこで、第４実施形態では、必要な時には回収装置１３０において回収可能なＣＯ２回収量の上限値を定める、つまり回収装置１３０の負荷に制限を設けることにより、発電プラント４０の発電能力を担保する。
　そのために、第４実施形態の回収制御部３０は、図６に示すように、発電出力制御の目標値をボイラ１１の負荷指令信号ＢＳＩＧとして取得する。また、回収制御部３０は、ボイラ１１の最大負荷Ｂｍａｘを保持する。
　例えば、ボイラ１１の最大負荷Ｂｍａｘに対して発電出力の値が近くなれば、ボイラ１１の負荷から回収装置１３０に割ける余力は小さいといえる。そこで回収制御部３０は、ボイラ１１の余力を判断するために、ボイラ１１の最大負荷Ｂｍａｘと負荷指令信号ＢＳＩＧの差分ΔＭＷ２を求める。この差分が大きいほどボイラ１１の余力が大きく、逆に、差分が小さいほどボイラ１１の余力は小さくなる。そして、この差分に応じて回収装置１３０が処理・回収可能なＣＯ２量を求める。そのために、回収制御部３０は、当該差分と回収可能なＣＯ２量とが対応付けられたテーブルデータを設定部３１に記憶させておく。このテーブルデータは、例えば、以下の関数として与えられる。
　ＣＯ２ｍａｘ＝ＦＢ（ΔＭＷ２）
　回収制御部３０は、差分ΔＭＷ２を逐次求めながら、テーブルデータを参照することで、求められたこのＣＯ２量を回収量上限値ＣＯ２maxに設定する。そして、第１実施形態又は第２実施形態で求められるＣＯ２回収量が回収量上限値ＣＯ２maxを超えないように、第４実施形態の回収制御部３０は制限を設ける。
　第４実施形態の回収制御部３０は、図７に示す手順で回収装置１０を運転する。
　回収制御部３０は、負荷指令信号ＢＳＩＧを発電プラント４０から取得するとともに、自己が保持しているボイラ１１の最大負荷Ｂｍａｘとの差分ΔＭＷ２を求める（図７　ステップＳ３０１，Ｓ３０３）。
　次いで、回収制御部３０は、テーブルデータを参照することで求められた差分ΔＭＷ２に対応するＣＯ２maxを特定する（図７　ステップＳ３０５）。
　次に、回収制御部３０は、目標値ＣＣＯ２と回収量上限値ＣＯ２maxの大小を比較する（図７　ステップＳ３０７）。目標値ＣＣＯ２が上限値ＣＯ２max未満（図７　ステップＳ３０７　Ｙｅｓ）であれば、ボイラ１１に余力があると判断し、目標値ＣＣＯ２に基づいて吸収液循環流量及び蒸気供給流量を制御する（図７　ステップＳ３０９）。目標値ＣＣＯ２が上限値ＣＯ２max以上（図７　ステップＳ３０７　Ｎｏ）であれば、ボイラ１１に余力がない判断し、目標値ＣＣＯ２を採用することなく上限値ＣＯ２maxに基づいて吸収液循環流量及び蒸気供給流量を制御する（図７　ステップＳ３１１）。
　以上説明したように、第４実施形態によると、第１実施形態と同様の効果を備えるとともに、発電出力を優先させたい場合に、自動的にＣＯ２目標回収量の設定値を下げることができる。また、排ガス処理率を誤って高い値に設定した場合でも、発電出力を低下させることなく発電プラント４０を運転できる。
〔第５実施形態〕
　第５実施形態の回収装置１４０は、回収制御部３０の設定部３１が、ボイラ負荷指令（燃料流量設定値，空気流量設定値）ＢＳＩＧと吸収液循環流量ＣＬとを対応付けたテーブルデータを保持する。このテーブルデータは以下の関数として与えられる。
　ＣＬ＝ＦＣ（ＢＳＩＧ）
　回収制御部３０は、図８に示すように、ボイラ負荷指令ＢＳＩＧを取得するとともに、設定部３１のテーブルデータ（ＣＬ＝ＦＣ（ＢＳＩＧ））を参照することで、吸収液循環流量設定値ＣＬを特定し、実際の吸収液循環流量が設定値となるように制御する。ただし、吸収液循環流量設定値ＣＬは、排ガス処理率及びＣＯ２回収率を乗じたものとする。吸収液循環流量は、リッチソルベントポンプ１７、リッチソルベントバルブ１８等を調節することにより制御される。ＣＯ２目標回収量の演算は第１実施形態～第３実施形態のいずれの方法を用いてもよい。
　第５実施形態によると、第１実施形態と同様の効果を備えるとともに、排ガスＧ１の流量が急激に変動しても，この流量変動に追従して吸収液循環量を変動させることで、ボイラ１１の負荷変動に対する追従性が向上する。このとき、吸収塔１３におけるＣＯ２回収率は低下しない。
　上記実施形態では、発電プラント４０のボイラ１１で発生するＣＯ２を回収する例について説明したが、本発明の対象はこれに限らず、ＣＯ２を発生するいかなる装置、設備についても適用することができる。
　また、吸収液の循環流量を制御する手段として、リッチソルベントポンプ１７、リーンソルベントポンプ２０等を示したが、これもまた一例であり、吸収液の循環流量を制御できる手段を広く適用することができる。
　また、吸収液回収のための蒸気の供給源は発電プラント４０に限らず、個別に設けることができる。
　これ以外にも、本発明の主旨を逸脱しない限り、上記実施の形態で挙げた構成を取捨選択したり、他の構成に適宜変更することが可能である。
Ｇ１，Ｇ２　排ガス
１０，１１０，１２０，１３０，１４０　ＣＯ２回収装置
１１　ボイラ
１２　主バルブ
１３　吸収塔
１４　再生塔
１５　煙突
１６　分岐バルブ
１７　リッチソルベントポンプ
１８　リッチソルベントバルブ
１９　リッチ／リーンソルベント熱交換器
２０　リーンソルベントポンプ
２１　リーンソルベントバルブ
２２　再生過熱器
２３　水蒸気バルブ
２４　排ガス流量センサ
２５　ＣＯ２濃度センサ
３０　回収制御部
３１　パラメータ設定部
３２　演算部
３３　駆動制御部
４０　発電プラント

Claims (6)

  1. 　ＣＯ２を含有する排ガスと吸収液とを接触させて排ガス中のＣＯ２を除去するＣＯ２吸収塔と、
    　前記ＣＯ２吸収塔でＣＯ２を吸収したリッチ溶液中のＣＯ２を除去し、再生する再生塔と、を備え、
    　前記再生塔でＣＯ２を除去したリーン溶液である吸収液をＣＯ２吸収塔で再利用するＣＯ２回収装置であって、
    　下記に示す排ガス処理率ＲＧ１、ＣＯ２回収率ＲＣＯ２を前記ＣＯ２回収装置の運転パラメータとして設定し、
    　前記排ガスの発生源から前記ＣＯ２回収装置に向けて排出される前記排ガスの実流量と前記排ガス処理率ＲＧ１の積に基づいて前記ＣＯ２回収装置で処理する排ガスの目標処理量を特定し、かつ、
    　前記排ガスの発生源から前記ＣＯ２回収装置に向けて排出される前記排ガスに含まれるＣＯ２の実量と、排ガス処理率ＲＧ１と、前記ＣＯ２回収率ＲＣＯ２と、の積に基づいて前記ＣＯ２回収装置で回収するＣＯ２の目標回収量を特定する、
    ことを特徴とするＣＯ２回収装置。
    　ＲＧ１＝ＴＣＯ２／ＶＧ１
    　　　　ＶＧ１：排ガスの発生源から排出される排ガスの流量
    　　　　ＴＣＯ２：ＣＯ２回収装置で処理する排ガスの量
    　ＲＣＯ２＝ＣＣＯ２／ＶＣＯ２
    　　　　ＶＣＯ２：ＣＯ２回収装置で処理する排ガスに含まれるＣＯ２の量
    　　　　ＣＣＯ２：ＣＯ２回収装置で回収するＣＯ２の量
  2. 　前記ＣＯ２回収装置に向けて排出される前記排ガスの実流量及び前記排ガスに含まれるＣＯ２の実量は、当該排ガスを計測することにより求められる、
    請求項１に記載のＣＯ２回収装置。
  3. 　前記排ガスの実流量は、前記排ガスの発生源に供給される燃料の流量及び燃焼ガスの流量に基づいて計算により求められ、かつ、
    　前記排ガスに含まれるＣＯ２の実量は、前記燃料及び前記燃焼ガスの流量および組成に基づいて、計算により求められる、
    請求項１に記載のＣＯ２回収装置。
  4. 　前記排ガスの発生源の負荷が所定値以上に変動すると、
    　前記排ガスの発生源への負荷と前記排ガスの流量とが対応付けられたデータと、前記排ガスの発生源への負荷指令信号と、を照合することにより前記排ガスの実流量を求め、前記ＣＯ２の回収量を特定する、
    請求項１に記載のＣＯ２回収装置。
  5. 　前記排ガスの発生源の負荷に基づいて、前記ＣＯ２の回収量の上限値が設定される、
    請求項１に記載のＣＯ２回収装置。
  6. 　前記排ガスの発生源の負荷に基づいて、吸収液循環量の目標値が設定される、
    請求項１に記載のＣＯ２回収装置。
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