WO2015115275A1 - ガス吸収・再生装置及びその運転方法 - Google Patents

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岡本　真一
勝 千代丸
田中　裕士
長安　弘貢
琢也 平田
大石　剛司
大輔 島田
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三菱重工業株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a gas absorption / regeneration apparatus and a method of operating the same.
  • the required absorption performance (the recovered amount or absorption rate of H 2 S or CO 2 ) of the required absorbing gas is achieved, and regeneration is achieved.
  • An operation of energy reduction which minimizes the amount of heat such as saturated steam supplied to the reboiler of the column is desired.
  • the present invention is a gas absorption / regeneration device capable of achieving the required absorption performance of absorbed gas and minimizing the amount of heat such as saturated steam supplied to the reboiler of the regenerator. It is an object to provide the driving method.
  • an absorption tower for absorbing a gas to be absorbed from an introduced gas containing a gas to be absorbed using an absorption liquid circulating in a closed system
  • an absorption tower An absorbent regenerator that releases absorbed gas from an absorbent that has absorbed absorbent gas, and an absorbent that absorbs absorbed gas in the absorber are extracted as a rich solution from the absorbent tower, and A rich solution supply line to be introduced, an absorption solution regenerated by the absorption solution regeneration tower is extracted as a lean solution from the absorption solution regeneration tower, and a lean solution supply line introduced to the absorption tower, the lean solution supply A first collection unit for collecting a lean solution sample in the vicinity of the inlet of the absorption tower in a line, and a second collection unit for collecting a rich solution sample in the vicinity of the outlet of the absorption tower for the rich solution supply line; Previous And an analyzer for analyzing the lean solution sample and the rich solution
  • the gas absorbing and regenerating apparatus according to the first aspect, wherein the concentration of the absorbing liquid in the lean liquid sample and the rich liquid sample is measured by an analyzer.
  • a gas discharge line for discharging the exhaust gas from which the absorbed gas has been removed from the top of the absorber, and the vicinity of the outlet of the absorber in the gas discharge line.
  • a third sampling unit for sampling a gas sample, wherein the sampling of the gas in the third sampling unit is conducted in the same time zone as the sampling of the lean liquid sample and the rich liquid sample, and in the exhaust gas
  • a gas absorbing and regenerating apparatus is characterized in that the concentration of the accompanying absorbing solution is measured and the gas absorbing and regenerating operation is controlled based on the measurement result.
  • a fourth invention uses the gas absorbing and regenerating apparatus according to any one of the first to third inventions, wherein the introduced gas is a boiler exhaust gas containing CO 2 and the absorbing liquid is an amine absorbing liquid.
  • the introduced gas is a boiler exhaust gas containing CO 2
  • the absorbing liquid is an amine absorbing liquid.
  • a fifth invention uses the gas absorbing / regenerating apparatus according to any one of the first to third inventions, wherein the introduced gas is a gasified gas containing H 2 S and CO 2 , and the absorbing liquid is an amine absorbing liquid
  • the concentration of H 2 S at a predetermined value is determined by simultaneously grasping the CO 2 concentration of both the lean solution and the rich solution and the concentration of the amine absorbing solution of at least one or both of the lean solution and the rich solution.
  • it is an operation method of a gas absorption / regeneration apparatus characterized by minimizing CO 2 absorption.
  • the required absorption performance of the absorbed gas can be achieved, and the amount of heat such as saturated steam supplied to the reboiler of the regenerator can be minimized.
  • FIG. 1 is a schematic view of a gas absorption / regeneration apparatus according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic view of a gas absorption / regeneration apparatus according to a second embodiment.
  • FIG. 3 is a schematic view of a gas absorption / regeneration apparatus according to a third embodiment.
  • FIG. 1 is a schematic view of a gas absorption / regeneration apparatus according to a first embodiment.
  • a boiler exhaust gas including a CO 2 gas as a gas to be absorbed as an introduced gas will be described.
  • the gas absorption / regeneration apparatus 10A absorbs CO 2 gas from the exhaust gas 11 containing CO 2 which is an absorbed gas, using the absorption liquid 12 circulating in a closed system.
  • an absorption tower 13, and absorbing solution regeneration tower 14 to release the CO 2 gas from the rich solution 12A is an absorption solution which has absorbed CO 2 gas in this absorption tower 13, the absorbing solution that has absorbed CO 2 gas in the absorption tower 13 together withdrawn from the bottom 13b of the absorption column 13 as rich solution 12A, the rich-solution supply line L 1 to be introduced into the absorbent regenerator 14 side, the absorbing solution regenerated in the absorbent regenerator 14 as a lean solution 12B, absorption together withdrawn from the bottom 14b of the liquid regeneration column 14, the collecting and lean-solution supply line L 2 to be introduced, the lean solution sample 101 at the inlet portion near the lean-solution supply line L 2 of the absorption tower 13 to the absorption tower 13 1 and collecting section X, the analysis for analyzing a second sampling unit Y for collecting rich liquid sample 102 at the exit portion near the rich-solution supply line L 1 of the absorption tower 13, the lean solution sample 101 and the rich liquid sample 102 collected A lean liquid sample 101 in the first
  • the lean-solution supply line L 2 is interposed at the intersection of the rich solution supply line L 1, comprises a heat exchanger 16 for exchanging heat between the rich solution 12A and lean solution 12B
  • CO 2 is removed by the heat of the reboiler 15 in the absorbent regenerator 14, and the regenerated absorbent (lean solution) 12 B is reused.
  • the absorbing solution 12 is recycled in a closed system in the gas absorbing and regenerating apparatus 10A, and after absorbing the CO 2 gas in the absorption tower 13, it is referred to as a rich solution 12A. After releasing the CO 2 by the above, it is referred to as a lean solution 12B. Depending on the state of deterioration, it is regenerated by the reclaiming device and, if necessary, replenishment of the absorbing liquid is performed.
  • control device 104 As a method of controlling the operation of gas absorption and regeneration by the control device 104 in the present embodiment, for example, control of the flow rate of the liquid introduced into the absorption tower 13 of the lean solution 12B, the reboiler heat load, and the like.
  • the operating condition of the gas absorption / regeneration may be controlled by executing the operation by the operator without using the control device 104.
  • the gas absorption / regeneration apparatus 10A of the exhaust gas (introduction gas) 11 containing this CO 2 it is sent to a gas cooling apparatus (not shown) before being introduced into the absorption tower 13, where it is cooled by cooling water.
  • the temperature is adjusted to a predetermined temperature and introduced into the absorption tower 13.
  • the absorption column 13 is provided with a filling portion 13A inside the column, and when passing through the filling portion 13A, the counter contact efficiency between the introduced gas 11 and the lean solution 12B which is an absorbing liquid is improved.
  • a plurality of filling parts may be provided, and in addition to the filling method, for example, the introduced gas 11 and the absorbing liquid 12 are brought into opposite contact with each other by a spray method, a liquid column method, a tray method or the like.
  • the introduced gas 11 is in countercurrent contact with, for example, the lean solution 12B which is an amine-based absorbing solution, and the CO 2 in the introduced gas 11 is absorbed on the absorbing solution side by a chemical reaction and the CO 2 is removed.
  • the exhausted gas 11A is released out of the system.
  • a cleaning unit 13B for cleaning the exhaust gas 11A with the cleaning water 41 is provided above the filling unit 13A (gas flow downstream side), and the absorption liquid entrained in the exhaust gas 11A is washed away and absorbed. It prevents the discharge of the solution to the outside.
  • the cleaning unit 13B with the wash water 41 circulating through the circulation line L 4 it is circulated by the circulating pump P 3, which is cooled by cooling water in heat exchanger 42, to clean the exhaust gas 11A that emits to the outside There is.
  • the CO 2 is the CO 2 concentration is high rich solution 12A which is absorbed at the rich solvent pump P 1 through the rich solution supply line L 1, is supplied to the absorbing solution regeneration tower 14 side, absorption with a fill section 14A When introduced into the tower from near the tower top 14 a of the liquid regenerator 14 and flowing down the column, an endothermic reaction is caused by the steam 22 indirectly heated by the saturated steam 23 in the reboiler 15, and most of the CO Release 2 and be regenerated.
  • the CO 2 gas 25 accompanied by the water vapor released from the rich solution 12 ⁇ / b > A in the column is derived.
  • the steam is condensed by the cooling unit 26 in the CO 2 gas 25 accompanied by the steam, the water is separated as the condensed water 28 by the separation drum 27, and the CO 2 gas is released out of the system and recovered.
  • the condensed water 28 separated by the separation drum 27 is supplied to the upper portion of the absorbent regenerator 14 or the like to adjust the water balance in the closed system.
  • the CO 2 absorption performance (CO 2 recovery amount and absorptivity) required for operation of the gas absorption / regeneration apparatus 10A for recovering CO 2 in exhaust gas using an amine-based absorption liquid as an absorption liquid It is desirable to operate to minimize the amount of heat such as saturated steam 23 supplied to the reboiler 15 of the absorbent regenerator 14.
  • the amount of CO 2 absorbed by the amine-based absorbent which is the absorbent, is determined by the concentration of the absorbent (the amine-based absorbent) in the lean solution 12B and the lean solution 12B introduced into the absorber 13 at the time of absorption operation. It is influenced by the CO 2 concentration of the absorbent (the amine-based absorbent) in the lean solution 12B and the lean solution 12B introduced into the absorber 13 at the time of absorption operation. It is influenced by the CO 2 concentration of
  • the absorption rate into the amine-based absorption liquid CO 2 decreases, the absorption tower 13, the efficiency Absorption process may be impaired.
  • the absorption of CO 2 is decreased, the rich solution 12A is discharged from the absorption tower 13 while the CO 2 concentration in the rich solution 12A was reduced, this remains rich solution 12A is introduced into the absorbent regenerator 14.
  • the reason why the concentration of CO 2 in both the lean solution 12B and the rich solution 12A is monitored at both points of the first collecting unit X and the second collecting unit Y as described above is as follows.
  • the CO 2 concentration in the lean solution 12 B obtained in the regeneration tower 14, which is the step of regenerating the rich solution 12 A, is saturated to be supplied to the reboiler 15 of the regeneration tower 14 under the same conditions as the rich solution 12 A supplied to the regeneration tower 14. It is controlled by the amount of heat such as water vapor 23.
  • CO 2 CO 2 concentration in the rich solution 12A obtained in the absorption column 13 is an absorption process gases in the lean solution 12B properties the same conditions supplied to the absorption tower 13, the lean solution 12B supplied to the absorption tower 13 It is controlled by the flow rate of the
  • the flow rate of the lean solution 12 B in the absorption tower 13 and the saturated steam in the reboiler 15 It is necessary to find an optimum combination condition regarding the supplied heat flow rate, etc., and in order to do so, it is necessary to grasp the CO 2 concentration in the lean solution 12B and the rich solution 12A in the same time zone.
  • the lean liquid sample 101 in the first collecting section X and the rich liquid sample 102 in the second collecting section Y are respectively in the same time zone
  • the concentration of absorbed liquid and concentration of CO 2 in lean liquid sample 101 and rich liquid sample 102 are measured, and when it is introduced into absorption tower 13 (X) at the time of discharge from lean solution 12B and absorption tower 13 (
  • the CO 2 concentration in the rich solution 12A of Y) and the amine concentration of at least one or both of the lean solution 12B and the rich solution 12A are grasped in the same time zone, and based on these measurement results, good gas absorption and regeneration
  • the controller 104 executes, for example, control of the flow rate of the lean solution, the reboiler heat load, and the like for various operations. As a result, while maintaining the CO 2 recovery performance from within the exhaust gas 11, an operation that minimizes the amount of heat of the saturated steam 23 supplied to the rebo
  • the% of the recovered amount and the value of% of the absorbent concentration are merely examples for the purpose of explanation, and the present invention is not limited to these.
  • the gas absorption / regeneration apparatus 10A recovers CO 2 in a steady state.
  • An exhaust gas containing CO 2 from a boiler or the like is introduced as an introduced gas 11 into the absorption tower 13.
  • the concentration of CO 2 in the introduced gas 11 is constant (for example, 10%)
  • the CO 2 recovery rate is set to 90%.
  • the CO 2 concentration in the exhaust gas 11A is 1%.
  • the reboiler load in the reboiler 15 and the liquid circulation amount of the absorbent 12 are determined so that the CO 2 recovery rate (recovery rate of 90%) is obtained in consideration of the performance of the absorbent used.
  • the CO 2 recovery rate changes due to, for example, fluctuations in the operating load of the boiler, deterioration due to long-term operation of the absorbing liquid, and the like.
  • the lean solution sample 101 is removed from the lean solution 12B of the absorbing solution introduced into the absorption tower 13 and circulated from the lean solution 12B, and the analyzer 103 is used to measure the CO 2 concentration in the lean solution sample 101.
  • the collected sample is diluted to a predetermined concentration and analyzed by a total organic carbon (TOC) analyzer.
  • TOC total organic carbon
  • the control device 104 can issue a command to the reboiler 15 to reduce the load and minimize the required energy.
  • the concentration of CO 2 in the lean solution 12B introduced into the absorption tower 13 is high. It is necessary to increase the supply amount of saturated steam 23 in the reboiler 15 of the absorbent regenerator 14 to dissipate CO 2 .
  • the control unit 104 executing instructions on one or both of the rich solvent pump P 1 and a lean solvent pump P 2, to increase the circulation amount, the supply amount of the lean solution 12B into absorption tower 13 It is intended to increase CO 2 recovery performance by increasing it.
  • the rich solution sample 102 is removed from the rich solution 12A of the absorbing solution discharged from the absorption tower 13 at the Y point in the same time zone as the collection of the sample of the lean solution 12B at the X point.
  • the analyzer 103 analyzes the CO 2 concentration.
  • the predetermined optimum value ( ⁇ 0 ) is, for example, the concentration of CO 2 after absorbing CO 2 properly in the absorption tower 13 as the rich solution 12A for achieving 90% recovery.
  • the control device 104 increases the liquid circulation amount of the rich solvent pump P 1 and the lean solvent pump P 2 to maintain the CO 2 recovery rate, and the reboiler 15 load according to the circulation amount. To minimize energy requirements.
  • the required absorption performance of the absorbed gas (for example, CO 2 recovery rate of 90%) is achieved, and the saturated water vapor 23 etc. supplied to the reboiler 15 of the absorbent regenerator 14 It is possible to operate a process that can minimize the amount of heat.
  • the lean solution sample 101 is removed from the lean solution 12 B of the absorbing solution introduced into the absorption tower 13 and circulated from the lean solution 12 B, and the analyzer 103 analyzes the amine concentration in the lean solution sample 101.
  • the amine concentration is the amount of the amine absorbent that is the absorbent in the lean solution 12B.
  • the analyzer 103 for analyzing the amine concentration in the absorbing liquid the collected sample is diluted to a predetermined concentration and analyzed by an ion chromatography (IC) analyzer.
  • IC ion chromatography
  • the predetermined optimum value ( ⁇ 0 ) is, for example, the concentration (for example, 30%) of the amine absorbent appropriately contained as the lean solution 12B for achieving, for example, 90% CO 2 recovery. With this amine concentration being appropriate, the recovery rate is maintained.
  • the amine concentration fluctuates (decreases) from a predetermined optimum value ( ⁇ 1 ⁇ 0 )
  • the temperatures of the introduced gas 11 and the exhaust gas 11A introduced to the absorption tower 13 are adjusted according to the fluctuation.
  • the amine concentration is adjusted by measuring with a total (T 1 , T 2 ), and adjusting the water balance in the absorption tower 13 with the level meter 31 based on these results.
  • the amount of circulation of the absorbing solution is increased to maintain, for example, 90% CO 2 recovery even when the amine concentration decreases.
  • the circulation flow rate of the absorbent may be adjusted to ensure the desired absorption performance
  • the gas residence time in the absorber 13 ie, the contact time between the gas and the absorbent
  • the adjustment of the circulating flow rate of the absorbent simply in proportion to the amount of gas is not optimal. Therefore, as in the present embodiment, the required absorption performance is achieved and the required energy is minimized by changing the process operating conditions in consideration of the properties of both the lean solution 12B and the rich solution 12A. Is possible.
  • the required energy can be reduced by appropriately changing the CO 2 concentration in the lean solution 12B.
  • the efficiency of the regeneration step in the regeneration tower 14 is affected by the CO 2 concentration in the rich solution 12A, so that the CO 2 concentration in the rich solution 12A does not cause the performance deterioration of the regeneration step.
  • the required absorption performance is achieved by changing the process operating conditions in consideration of the properties of both the lean solution 12B and the rich solution 12A. And it becomes possible to minimize the required energy.
  • FIG. 2 is a schematic view of a gas absorption / regeneration apparatus according to a second embodiment.
  • the same members as those of the apparatus of the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and redundant description will be omitted.
  • the exhaust gas 11A for discharging the exhaust gas 11A from which the absorbed gas has been removed is further discharged from the top 13a of the absorber 13.
  • the concentration of the absorbing solution entrained in the exhaust gas 11A is measured in the same time zone as the collection of the rich solution sample 102, and the gas absorption / regeneration operation is controlled based on the measurement result.
  • the exhaust gas 11A comes in contact with the absorbing liquid 12 in the absorption tower 13, so that the amine absorbent is entrained. Since this entrainment reduces the amine concentration, in order to prevent this, it is necessary to confirm that the amount of entrained amine is less than a predetermined amount.
  • the operation as it is is maintained, but when it becomes the amine carrying amount above the predetermined amount, the temperature of the washing water 41 in the washing section 13B is lowered, Reduce the entrainment amount of amine-based absorbing liquid by reducing the entrainment amount and controlling the circulating amount of the absorbing liquid 12 circulating in the absorption tower 12 and the absorbing liquid regenerator 14 and the reboiler heat load corresponding thereto.
  • the lean liquid sample 101 and the rich liquid sample 102 are collected in the first collecting unit X and the second collecting unit Y and analyzed by the analyzer 103. Can be achieved, and the amount of heat such as saturated steam 23 supplied to the reboiler 15 of the absorbent regenerator 14 can be minimized.
  • FIG. 3 is a schematic view of a gas absorption / regeneration apparatus according to a third embodiment.
  • the present invention is applied to a gas absorbing and regenerating apparatus for removing H 2 S contained in coal gasification gas as the introduced gas 11.
  • the apparatus structure of Example 1 is the same, the same code
  • the gas absorption / regeneration apparatus 10C according to the present embodiment is an amine-based absorption of sulfur compounds contained in the generated gas (gasification gas) from the coal gasification furnace. It is applied to the gas purification device which removes by the reaction absorption-emission method using the agent.
  • An amine absorption liquid is used as the absorption liquid, and H 2 S in the gasification gas is removed in the gas purification apparatus. At the same time as the removal of H 2 S, CO 2 contained in the gasification gas is also removed.
  • the gas purification apparatus that is reduced in the amount of CO 2 absorbed simultaneously when removing sulfur compounds is the gas It is preferable because the decrease in the amount of gas supplied to the turbine, that is, the decrease in the power generation efficiency can be suppressed.
  • the absorption selectivity of the sulfur compound and CO 2 in the gas in the gas absorbing and regenerating apparatus 10 C is in addition to the property including the CO 2 concentration of the lean solution supplied to the gas purifying apparatus. because also be affected by the flow rate and the gas flow rate of lean solution 12B supplied to the absorption tower 13 of the apparatus 10C, in the same manner as in example 1, by optimizing the operating conditions of the gas absorption and reproducing apparatus 10C, for CO 2 It becomes possible to improve the selectivity of sulfur compounds.
  • the gas purification device is excessive. Since it is possible that CO 2 is absorbed by the carbon dioxide, the CO 2 absorption amount is adjusted by adjusting the operating conditions of the gas absorption / regeneration device 10 C (circulating flow rate of absorbent and input heat amount for regeneration of absorbent). Minimizing enables efficient power generation.
  • the CO 2 in the lean solution 12B supplied to the absorption tower 13 of the gas absorption / regeneration apparatus 10C is a factor that inhibits the ability to absorb sulfur compounds, so the concentration of CO 2 in the lean solution 12B is excessively high. Need to be monitored to avoid
  • the operating conditions of the gas absorbing and regenerating apparatus 10C are changed while grasping the CO 2 concentration in the lean solution 12B and the rich solution 12A in the same time zone in the first collecting unit X and the second collecting unit Y. Therefore, maintenance of the sulfur compound removal performance will be ensured.
  • the range in which the monitoring concentration of the sulfur compound in the introduced gas 11 which is the coal gasification gas treated in the absorption tower 13 satisfies the requirement The CO 2 concentration in the lean solution 12 B and the rich solution 12 A will be monitored within the operation conditions to minimize the CO 2 absorption amount calculated from the difference between those CO 2 concentrations and the circulating flow rate of the absorbent.
  • the circulation flow rate of the absorbent and the input heat amount for the purpose of absorbent regeneration it becomes possible to improve the selectivity of the sulfur compound to CO 2 .

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Abstract

　吸収塔１３と吸収液再生塔１４とを閉鎖系で循環する吸収液１２を用いて被吸収ガスであるＣＯ2を含む排ガス１１からＣＯ2ガスの吸収を行う際、リーン溶液供給ラインＬ2の吸収塔１３の入口部近傍でリーン液試料１０１を採取する第１採取部Ｘと、リッチ溶液供給ラインＬ1の吸収塔１３の出口部近傍でリッチ液試料１０２を採取する第２採取部Ｙと、採取したリーン液試料１０１及びリッチ液試料１０２を分析する分析装置１０３と、第１採取部Ｘでのリーン液試料１０１と、第２採取部Ｙでのリッチ液試料１０２を各々同時間帯で採取し、リーン液試料１０１及びリッチ液試料１０２中のＣＯ2ガスの濃度を計測し、これらの計測結果に基づき、ガス吸収・再生の運転を制御するものである。

Description

ガス吸収・再生装置及びその運転方法
　本発明は、ガス吸収・再生装置及びその運転方法に関するものである。
　近年、地球の温暖化現象の原因の一つとして、ＣＯ2による温室効果が指摘され、地球環境を守る上で国際的にもその対策が急務となってきた。ＣＯ2の発生源としては化石燃料を燃焼させるあらゆる人間の活動分野に及び、その排出抑制への要求が一層強まる傾向にある。これに伴い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アミン系ＣＯ2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。
　また、このようなＣＯ2吸収液を用い、燃焼排ガスからＣＯ2を除去・回収する工程としては、吸収塔において燃焼排ガスとＣＯ2吸収液とを接触させる工程、ＣＯ2を吸収した吸収液を再生塔において加熱し、ＣＯ2を遊離させると共に吸収液を再生して再び吸収塔に循環して再使用するものが採用されている（例えば、特許文献１参照）。
　また、排ガス中のＣＯ2を回収する以外に、例えば石炭ガス化ガス中のＨ2Ｓをガス化ガス精製システムで回収する場合においても、吸収塔で石炭ガス化ガス中のＨ2Ｓを吸収すると共に、再生塔で吸収液を再生して循環再利用するものが採用されている（例えば、特許文献２参照）。
特開平３－１９３１１６号公報 特開２０１１－１５７４８６号公報
　これらの吸収・再生方式のガス吸収プロセスにおいては、要求されるガス吸収性能及びプロセスに必要となるエネルギー低減の側面から好適な運転条件を見出すことが必要となるが、現時点では効率的なものはいまだ確立されていない。
　また、ガス中のＨ2Ｓ又はＣＯ2を回収する回収装置の運転にあたっては、要求される被吸収ガスの吸収性能(Ｈ2Ｓ又はＣＯ2の回収量や吸収率)を達成し、且つ再生塔のリボイラへ供給される飽和水蒸気等の熱量を最小限とするエネルギー低減の運転が望まれる。
　本発明は、前記問題に鑑み、要求される被吸収ガスの吸収性能を達成し、且つ再生塔のリボイラへ供給される飽和水蒸気等の熱量を最小限とすることができるガス吸収・再生装置及びその運転方法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、閉鎖系で循環する吸収液を用いて被吸収ガスを含む導入ガスから被吸収ガス吸収を行う吸収塔と、前記吸収塔で被吸収ガスを吸収した吸収液から被吸収ガスを放出する吸収液再生塔と、前記吸収塔で被吸収ガスを吸収した吸収液をリッチ溶液として前記吸収塔から抜出すと共に、前記吸収液再生塔に導入するリッチ溶液供給ラインと、前記吸収液再生塔で再生された吸収液をリーン溶液として、前記吸収液再生塔から抜出すと共に、前記吸収塔に導入するリーン溶液供給ラインと、前記リーン溶液供給ラインの前記吸収塔の入口部近傍でリーン液試料を採取する第１採取部と、前記リッチ溶液供給ラインの前記吸収塔の出口部近傍でリッチ液試料を採取する第２採取部と、採取した前記リーン液試料及び前記リッチ液試料を分析する分析装置と、を備え、前記第１採取部での前記リーン液試料と、前記第２採取部での前記リッチ液試料を各々同時間帯で採取し、前記リーン液試料及び前記リッチ液試料中の被吸収ガスの濃度を計測し、これらの計測結果に基づき、ガス吸収・再生の運転状況を制御することを特徴とするガス吸収・再生装置にある。
　第２の発明は、第１の発明において、前記リーン液試料及び前記リッチ液試料中の吸収液の濃度を分析装置で計測することを特徴とするガス吸収・再生装置にある。
　第３の発明は、第１又は２の発明において、前記吸収塔の塔頂部から、被吸収ガスが除去された排出ガスを排出するガス排出ラインと、前記ガス排出ラインの吸収塔の出口部近傍でガス試料を採取する第３採取部と、を備え、前記第３採取部でのガスの採取を、前記リーン液試料及びリッチ液試料の採取と同時間帯で採取し、前記排出ガス中に同伴する吸収液の濃度を計測し、この計測結果に基づき、ガス吸収・再生運転を制御することを特徴とするガス吸収・再生装置にある。
　第４の発明は、第１乃至３の発明のいずれか一つのガス吸収・再生装置を用い、前記導入ガスがＣＯ2を含むボイラ排ガスであると共に、吸収液がアミン吸収液の場合、前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の両者のＣＯ2濃度と、前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の少なくとも一方又は両者のアミン吸収液の濃度を同時に把握し、ＣＯ2吸収回収率が所定の回収率を満足する場合、リボイラ熱量を低減することを特徴とするガス吸収・再生装置の運転方法にある。
　第５の発明は、第１乃至３の発明のいずれか一つのガス吸収・再生装置を用い、前記導入ガスがＨ2Ｓ及びＣＯ2を含むガス化ガスであると共に、吸収液がアミン吸収液の場合、前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の両者のＣＯ2濃度と、前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の少なくとも一方又は両者のアミン吸収液の濃度を同時に把握し、Ｈ2Ｓの濃度が所定値を満足する場合、ＣＯ2吸収量を最小化することを特徴とするガス吸収・再生装置の運転方法にある。
　本発明によれば、要求される被吸収ガスの吸収性能を達成し、且つ再生塔のリボイラへ供給される飽和水蒸気等の熱量を最小限とすることができる。
図１は、実施例１に係るガス吸収・再生装置の概略図である。 図２は、実施例２に係るガス吸収・再生装置の概略図である。 図３は、実施例３に係るガス吸収・再生装置の概略図である。
　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に係るガス吸収・再生装置の概略図である。
　ここで、本実施例では、導入ガスとして被吸収ガスとしてＣＯ2ガスを含むボイラ排ガスについて説明する。
　図１に示すように、本実施例に係るガス吸収・再生装置１０Ａは、閉鎖系で循環する吸収液１２を用いて被吸収ガスであるＣＯ2を含む排ガス１１からＣＯ2ガスの吸収を行う吸収塔１３と、この吸収塔１３でＣＯ2ガスを吸収した吸収液であるリッチ溶液１２ＡからＣＯ2ガスを放出する吸収液再生塔１４と、吸収塔１３でＣＯ2ガスを吸収した吸収液をリッチ溶液１２Ａとして吸収塔１３の底部１３ｂから抜出すと共に、吸収液再生塔１４側に導入するリッチ溶液供給ラインＬ1と、吸収液再生塔１４で再生された吸収液をリーン溶液１２Ｂとして、吸収液再生塔１４の底部１４ｂから抜出すと共に、吸収塔１３に導入するリーン溶液供給ラインＬ2と、リーン溶液供給ラインＬ2の吸収塔１３の入口部近傍でリーン液試料１０１を採取する第１採取部Ｘと、リッチ溶液供給ラインＬ1の吸収塔１３の出口部近傍でリッチ液試料１０２を採取する第２採取部Ｙと、採取したリーン液試料１０１及びリッチ液試料１０２を分析する分析装置１０３と、を備え、第１採取部Ｘでのリーン液試料１０１と、第２採取部Ｙでのリッチ液試料１０２を各々同時間帯で採取し、リーン液試料１０１及びリッチ液試料１０２中のＣＯ2の濃度を計測し、これらの計測結果に基づき、ガス吸収・再生の運転を制御するものである。
　なお、本実施例では、リーン溶液供給ラインＬ2と、リッチ溶液供給ラインＬ1との交差部に介装され、リッチ溶液１２Ａとリーン溶液１２Ｂとを熱交換する熱交換器１６を備えており、このシステムでは、吸収液再生塔１４でＣＯ2をリボイラ１５の熱により除去し、再生された吸収液（リーン溶液）１２Ｂは再利用される。
　ここで、吸収液１２は、ガス吸収・再生装置１０Ａ内の閉鎖系で循環再利用されており、吸収塔１３でＣＯ2ガスを吸収した後は、リッチ溶液１２Ａと称し、吸収液再生塔１４でＣＯ2を放出した後は、リーン溶液１２Ｂと称している。劣化状況に応じて、リクレーミング装置で再生すると共に、必要に応じて、吸収液の補充がなされている。
　本実施例でガス吸収・再生の運転を制御装置１０４で制御する方法としては、例えばリーン溶液１２Ｂの吸収塔１３内に導入する液流量や、リボイラ熱量負荷の制御等である。ここで、本実施例のように、制御装置１０４を用いずに、作業員による操作を実行することで、ガス吸収・再生の運転状況を制御するようにしてもよい。
　このＣＯ2を含む排ガス（導入ガス）１１のガス吸収・再生装置１０Ａでは、吸収塔１３に導入される前に、ガス冷却装置（図示せず）に送られ、ここで冷却水により冷却され、所定の温度に調整されて吸収塔１３に導入される。
　吸収塔１３は、塔内部に充填部１３Ａが設けられ、この充填部１３Ａを通過する際、導入ガス１１と吸収液であるリーン溶液１２Ｂとの対向接触効率を向上させている。なお、充填部は複数設けてもよく、充填法以外に、例えばスプレー法、液柱法、棚段法等により導入ガス１１と吸収液１２とを対向接触させるようにしている。
　前記吸収塔１３において、導入ガス１１は例えばアミン系の吸収液であるリーン溶液１２Ｂと対向流接触し、導入ガス１１中のＣＯ2は、化学反応により吸収液側に吸収され、ＣＯ2が除去された排出ガス１１Ａは系外に放出される。なお、充填部１３Ａの上方(ガス流れ後流側)には、洗浄水４１により、排出ガス１１Ａを洗浄する洗浄部１３Ｂが設けられ、排出ガス１１Ａに同伴される吸収液を洗浄除去し、吸収液の外部への排出を防止している。洗浄部１３Ｂでは、循環ラインＬ4を循環する洗浄水４１が循環ポンプＰ3により循環されると共に、熱交換部４２で冷却水により冷却されており、外部に放出する排出ガス１１Ａを洗浄している。
　このＣＯ2が吸収されたＣＯ2濃度が高いリッチ溶液１２Ａは、リッチ溶液供給ラインＬ1を介してリッチソルベントポンプＰ1にて、吸収液再生塔１４側へ供給され、充填部１４Ａを有する吸収液再生塔１４の塔頂部１４ａ近傍から塔内に導入され、塔内を流下する際に、リボイラ１５で飽和水蒸気２３により間接的に加熱された水蒸気２２による吸熱反応を生じて、大部分のＣＯ2を放出し、再生される。
　また、吸収液再生塔１４の塔頂部１４ａからは、塔内においてリッチ溶液１２Ａから放出された水蒸気を伴ったＣＯ2ガス２５が導出される。そして、水蒸気を伴ったＣＯ2ガス２５は、冷却部２６により水蒸気が凝縮され、分離ドラム２７にて水が凝縮水２８として分離され、ＣＯ2ガスが系外に放出されて回収される。分離ドラム２７にて分離された凝縮水２８は吸収液再生塔１４の上部等に供給され、閉鎖系統内の水バランスを調整している。
　この吸収液再生塔１４で再生されたＣＯ2濃度が低いリーン溶液１２Ｂは、熱交換器１６にてリッチ溶液１２Ａと熱交換されて冷却され、つづいてリーンソルベントポンプＰ2にて昇圧され、さらにリーンソルベントクーラ３０にて冷却された後、再び吸収塔１３に供給され、吸収液として循環再利用される。
　ここで、吸収液としてアミン系吸収液を用いて、排ガス中のＣＯ2を回収するガス吸収・再生装置１０Ａの運転にあたっては、要求されるＣＯ2吸収性能(ＣＯ2の回収量や吸収率)を達成し、且つ吸収液再生塔１４のリボイラ１５へ供給される飽和水蒸気２３等の熱量を最小限とする運転が望まれる。
　ここで、吸収剤であるアミン系吸収液へのＣＯ2吸収量は、リーン溶液１２Ｂ中の吸収液（アミン系吸収剤）の濃度と、吸収操作時に吸収塔１３に導入されるリーン溶液１２Ｂ中のＣＯ2濃度に影響される。
　例えばリーン溶液１２Ｂ中のＣＯ2濃度が高い場合、ＣＯ2とアミン系吸収液との反応速度低下に伴い、ＣＯ2のアミン系吸収液への吸収速度が低下するため、吸収塔１３において、効率的な吸収工程が損なわれる場合がある。
　そして、ＣＯ2の吸収が低下すると、リッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度が低下したまま吸収塔１３からリッチ溶液１２Ａが排出され、このままリッチ溶液１２Ａが吸収液再生塔１４に導入される。
　この結果、所望のＣＯ2回収率を達成する運転が実施できないこととなる。
　すなわち、ＣＯ2を所定量回収運転として、導入ガス１１であるボイラ排ガス中のＣＯ2を９０％回収することを目標とする場合、回収率９０％を達成することができないものとなる。
　よって、本実施例では、リーン溶液供給ラインＬ2の吸収塔１３の入口部近傍で第１採取部Ｘにおいて、リーン液試料１０１を採取すると共に、この採取と同時間帯において、リッチ溶液供給ラインＬ1の吸収塔１３の出口部近傍で第２採取部Ｙにおいて、リッチ液試料１０２を採取するようにしている。
　そして、吸収塔１３に導入するリーン溶液１２Ｂ及びリッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度を監視し、最適な運転条件を選定するようにしている。
　最適な運転条件とは、例えば吸収液再生塔１４内でのリボイラ１５負荷の変動により、リッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2の低減をすると共に、吸収液の循環量の調整をリーンソルベントポンプＰ2の流量変動により、循環量の増大をする。
　このように第１採取部Ｘ及び第２採取部Ｙの両地点において、リーン溶液１２Ｂとリッチ溶液１２Ａの両者のＣＯ2濃度を監視するのは、以下の理由による。
　リッチ溶液１２Ａの再生工程である再生塔１４で得られるリーン溶液１２Ｂ中のＣＯ2濃度は、再生塔１４へ供給するリッチ溶液１２Ａの性状が同じ条件では、再生塔１４のリボイラ１５へ供給する飽和水蒸気２３等の熱量によって調節される。
　ＣＯ2ガスの吸収工程である吸収塔１３で得られるリッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度は、吸収塔１３へ供給するリーン溶液１２Ｂの性状が同じ条件では、吸収塔１３内に供給するリーン溶液１２Ｂの流量（吸収液の循環量）によって調節される。
　このように、ガス吸収・再生装置１０ＡにおけるＣＯ2吸収性能と所要エネルギー低減を両立する最適運転条件設定のためには、吸収塔１３内でのリーン溶液１２Ｂの流量と、リボイラ１５における飽和水蒸気２３等の供給熱流量に関する最適な組み合わせ条件を見出す必要があり、その為には、リーン溶液１２Ｂとリッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度を同時間帯において、把握する必要がある。
　以上より、アミン法によるガス吸収・再生装置１０Ａを効率的に運転するには、第１採取部Ｘでのリーン液試料１０１と、第２採取部Ｙでのリッチ液試料１０２を各々同時間帯で採取し、リーン液試料１０１及びリッチ液試料１０２中の吸収液の濃度及びＣＯ2の濃度を計測し、吸収塔１３に導入時（Ｘ）のリーン溶液１２Ｂ及び吸収塔１３からの排出時（Ｙ）のリッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度と、リーン溶液１２Ｂ及びリッチ溶液１２Ａ中の少なくとも一方又は両方のアミン濃度を同時間帯で把握し、これらの計測結果に基づき、ガス吸収・再生の良好な運転のための例えばリーン溶液の流量、リボイラ熱量負荷の制御等を制御装置１０４で実行する。
　これにより、排ガス１１中からのＣＯ2回収性能を維持しつつ、リボイラ１５へ供給される飽和水蒸気２３の熱量を最小限とする運転が可能となる。
　以下、本実施例におけるガス吸収・再生装置１０Ａを用いた運転制御の一例について、説明する。なお、以下において、回収量の％や吸収液濃度の％の値は、説明のための一例であり、本発明は何らこれらに限定されるものではない。
　先ず、ガス吸収・再生装置１０Ａが定常状態でのＣＯ2回収がなされることを確認する。吸収塔１３には、ボイラ等からのＣＯ2を含む排ガスが導入ガス１１として導入される。
　ここで、導入ガス１１中のＣＯ2濃度が一定（例えば１０％）と仮定した場合、ＣＯ2回収率を９０％と設定する。この場合には、排出ガス１１Ａ中のＣＯ2濃度は１％となる。そして、用いる吸収液の性能を考慮して、前記ＣＯ2回収率（回収率９０％）となるように、リボイラ１５でのリボイラ負荷と、吸収液１２の液循環量が決定される。
　この決定された定常状態での運転を行っていると、例えばボイラの運転負荷変動や、吸収液の長期間の運転による劣化等の要因により、ＣＯ2回収率が変化することとなる。
　そこで、本実施例では、吸収塔１３に導入して循環する吸収液のリーン溶液１２ＢからＸ地点において、リーン液試料１０１を抜いて、このリーン液試料１０１中のＣＯ2濃度について、分析装置１０３で分析する。吸収液中のＣＯ2を分析する分析装置１０３としては、採取試料を所定濃度に希釈して全有機炭素（Ｔｏｔａｌ　Ｏｒｇａｎｉｃ　Ｃａｒｂｏｎ；ＴＯＣ）分析装置で分析する。
　この分析の結果、ＣＯ2濃度が所定の最適値（α0）の場合には、そのまま定常運転を続行する。所定の最適値（α0）とは、例えば９０％回収率を達成するための、リーン溶液１２Ｂとして適正に吸収塔１３内に導入する際のＣＯ2濃度である。
　これに対して、ＣＯ2濃度が所定の最適値（α0）よりも低下している場合（α1＜α0）には、吸収液再生塔１４のリボイラ１５における飽和水蒸気２３のリボイラ量が高くて、無駄にＣＯ2を放散している結果となるので、リボイラ負荷が増大していると判断する。
　このような場合には、制御装置１０４により、リボイラ１５に対して指令を行い負荷の低減を実施して、所要エネルギーの最小化を図ることができる。
　また、ＣＯ2濃度が所定の最適値（α0）よりも増加している場合（α2＞α0）には、吸収塔１３に導入されるリーン溶液１２Ｂ中のＣＯ2濃度が高いので、吸収液再生塔１４のリボイラ１５における飽和水蒸気２３の供給量を増大して、ＣＯ2を放散するようにする必要がある。
　また、同時に制御装置１０４において、リッチソルベントポンプＰ1及びリーンソルベントポンプＰ2のいずれか一方又は両方に指令を行い、循環量を増大させて、吸収塔１３内へのリーン溶液１２Ｂの供給量を増大させて、ＣＯ2回収性能の回復を図るようにしている。
　また、リーン溶液１２ＢのＸ地点での試料の採取と同時間帯において、吸収塔１３から排出する吸収液のリッチ溶液１２ＡからＹ地点で、リッチ液試料１０２を抜いて、このリッチ液試料１０２のＣＯ2濃度について、分析装置１０３で分析する。
　この分析の結果、リッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度が所定の最適値（β0）の場合には、そのまま定常運転を続行する。所定の最適値（β0）とは、例えば９０％回収率を達成するための、リッチ溶液１２Ａとして適正に吸収塔１３内でＣＯ2を吸収した後のＣＯ2濃度である。
　これに対して、ＣＯ2濃度が所定の最適値（β0）よりも低下している場合（β1＜β0）には、吸収塔１３内でのＣＯ2吸収割合が低下しているので、よりＣＯ2を吸収させるために、吸収液の循環量を増大する運転を行う必要がある。
　このような場合には、制御装置１０４において、リッチソルベントポンプＰ1、リーンソルベントポンプＰ2の液循環量を増大させ、ＣＯ2回収率を維持するようにし、この循環量に応じたリボイラ１５負荷を調整し、所要エネルギーが最小化となるようにしている。
　これは、特にボイラ負荷が上昇したような場合、導入ガス１１中のＣＯ2濃度が増加することとなる。このような場合には、ＣＯ2吸収率が悪くなるので、液循環量を増大することで、ＣＯ2回収率を向上させている。
　この結果、本実施例によれば、要求される被吸収ガスの吸収性能（例えばＣＯ2回収率９０％）を達成し、且つ吸収液再生塔１４のリボイラ１５へ供給される飽和水蒸気２３等の熱量を最小限とすることができるプロセスの運転が可能となる。
　さらに、吸収塔１３に導入して循環する吸収液のリーン溶液１２ＢからＸ地点において、リーン液試料１０１を抜いて、このリーン液試料１０１中のアミン濃度について、分析装置１０３で分析する。ここで、アミン濃度とは、リーン溶液１２Ｂ中の吸収剤であるアミン吸収液の存在量である。吸収液中のアミン濃度を分析する分析装置１０３としては、採取試料を所定濃度に希釈してイオンクロマトグラフィー（Ｉｏｎ　Ｃｈｒｏｍａｔｏｇｒａｐｈｙ；ＩＣ)分析装置で分析する。
　この分析の結果、アミン濃度が所定の最適値（γ0）の場合には、そのまま定常運転を続行する。所定の最適値（γ0）とは、例えば９０％ＣＯ2回収率を達成するための、リーン溶液１２Ｂとして適正に含有するアミン吸収剤の濃度（例えば３０％）である。
　このアミン濃度が適正であることで、回収率を維持することとなる。
　また、このアミン濃度が所定の最適値より変動（低下）する場合（γ1＜γ0）には、その変動に応じて、吸収塔１３に導入する導入ガス１１と排出ガス１１Ａの温度を温度計（Ｔ1、Ｔ2）で計測し、これらの結果より例えば吸収塔１３内の水バランスをレベル計３１により調整することでアミン濃度を調整する。または、吸収液の液循環量を増大して、アミン濃度が低下した場合でも例えば９０％ＣＯ2回収率を維持するようにしている。
　例えば、ボイラ排ガス中のＣＯ2ガス吸収プロセスにおいて、処理すべき導入ガス１１量が変動(ボイラ負荷変動）する場合においては、吸収剤の循環流量を調整して所望する吸収性能を確保することが必要になるが、吸収塔１３内でのガス滞留時間、すなわちガスと吸収剤の接触時間も変わるため、単にガス量に比例した吸収剤の循環流量調整が最適とはならない。このため、本実施例のように、リーン溶液１２Ｂとリッチ溶液１２Ａの双方の性状も考慮してプロセス運転条件を変更することによって、要求される吸収性能を達成し且つ所要エネルギーを最小化することが可能となる。
　例えば、ＣＯ2ガス吸収プロセスにおいて、処理すべき導入ガス１１中のＣＯ2ガス成分濃度の変動やＣＯ2ガス成分の要求除去率が変更される場合においては、吸収塔１３を経た排出ガス１１ＡのＣＯ2ガス成分の除去要求濃度が変わるため、リーン溶液１２Ｂ中のＣＯ2濃度を適切に変更することにより、所要エネルギーの低減が図れる。
　その際には、再生塔１４での再生工程の効率は、リッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度によって影響されるため、リッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度が再生工程の性能悪化を引き起こさない範囲でのプロセス運転条件の変更が必要となるが、本実施例のように、リーン溶液１２Ｂとリッチ溶液１２Ａの双方の性状も考慮してプロセス運転条件を変更することによって、要求される吸収性能を達成し且つ所要エネルギーを最小化することが可能となる。
　図２は、実施例２に係るガス吸収・再生装置の概略図である。実施例１の装置と同一部材については、同一符号を付して重複する説明は省略する。図２に示すように、本実施例に係るガス吸収・再生装置１０Ｂでは、実施例１において、さらに吸収塔１３の塔頂部１３ａから、被吸収ガスが除去された排出ガス１１Ａを排出するガス排出ラインＬ3と、ガス排出ラインＬ3の吸収塔１３の出口部近傍でガス試料１０５を採取する第３採取部Ｚと、この第３採取部Ｚでのガスの採取を、リーン液試料１０１及びリッチ液試料１０２の採取と同時間帯で採取し、排出ガス１１Ａ中に同伴する吸収液の濃度を計測し、この計測結果に基づき、ガス吸収・再生運転を制御するようにしている。
　排出ガス１１Ａは、吸収塔１３内で吸収液１２と接触するので、アミン系吸収剤が同伴することとなる。この同伴により、アミン濃度が低減するので、これを防止するために、所定量以下のアミン同伴量となっていることを確認することが必要となる。
　そして、所定量以下のアミン同伴量の場合には、そのままの運転を維持するが、所定量以上のアミン同伴量となった場合には、洗浄部１３Ｂでの洗浄水４１の温度を下げて、同伴量の低減を図ると共に、吸収塔１２と吸収液再生塔１４とを循環する吸収液１２の循環量、及びそれに見合うリボイラ熱量負荷の制御等を実施し、アミン系吸収液の同伴を低減するモードでの運転とする。この場合においても、実施例１のように、第１採取部Ｘ及び第２採取部Ｙにおいて、リーン液試料１０１及びリッチ液試料１０２を採取して、分析装置１０３で分析することで、要求される被吸収ガスの吸収性能を達成し、且つ吸収液再生塔１４のリボイラ１５へ供給される飽和水蒸気２３等の熱量を最小限とすることができる。
　図３は、実施例３に係るガス吸収・再生装置の概略図である。本実施例では、導入ガス１１として、例えば石炭ガス化ガス中に含まれるＨ2Ｓを除去するガス吸収・再生装置に適用した場合である。なお、実施例１の装置構成は同一であるので、装置構成における同じ符号を付して重複する説明は省略する。
　図３に示すように、本実施例に係るガス吸収・再生装置１０Ｃは、ＩＧＣＣガス精製装置では、石炭ガス化炉からの生成ガス（ガス化ガス）中に含まれる硫黄化合物を、アミン系吸収剤を用いた反応吸収－放散法で除去するガス精製装置に適用される。
　吸収液としてはアミン吸収液を用いて、ガス精製装置において、ガス化ガス中のＨ2Ｓを除去している。なお、このＨ2Ｓの除去と共に、ガス化ガス中に含まれるＣＯ2も併せて除去される。
　ここで、ガス精製装置を経た石炭ガス化ガスは、ガスタービンでの発電に供されるため、ガス精製装置にて、硫黄化合物を除去する際に同時吸収されるＣＯ2量は少ない方がガスタービンへの供給ガス量低下つまり発電効率低下を抑制できるため好ましい。
　ガス精製装置であるガス吸収・再生装置１０Ｃにおけるガス中の硫黄化合物とＣＯ2の吸収選択性は、ガス精製装置に供給されるリーン溶液のＣＯ2濃度を含む性状に加えて、ガス吸収・再生装置１０Ｃの吸収塔１３に供給するリーン溶液１２Ｂの流量及びガス流量にも影響されるため、実施例１と同様に、ガス吸収・再生装置１０Ｃの運転条件を最適化することによって、ＣＯ2に対する硫黄化合物の選択性を向上することが可能となる。
　さらに、ガス吸収・再生装置１０Ｃで処理された石炭ガス化ガス中の硫黄酸化物への要求を満足する状態において、リッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度が高い場合には、ガス精製装置にて過大にＣＯ2が吸収されていることが考えられるため、ガス吸収・再生装置１０Ｃの運転条件(吸収剤の循環流量及び吸収剤再生を目的とした投入熱量)を調整して、ＣＯ2吸収量を最小化することで、効率的な発電をすることが可能となる。
　加えて、ガス吸収・再生装置１０Ｃの吸収塔１３に供給されるリーン溶液１２Ｂ中のＣＯ2は、硫黄化合物の吸収能力の阻害要因となるため、リーン溶液１２Ｂ中のＣＯ2濃度が過度に高くならないように監視する必要が生じる。
　このため、第１採取部Ｘ及び第２採取部Ｙにおいて、同時間帯でのリーン溶液１２Ｂ及びリッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度を把握しながらガス吸収・再生装置１０Ｃの運転条件変更を行うことで、硫黄化合物除去性能の維持を確保することとなる。
　このように、本実施例によれば、ガス吸収・再生装置の運転において、吸収塔１３で処理した石炭ガス化ガスである導入ガス１１中の硫黄化合物に関するモニタリング濃度が要求を満足している範囲内で、リーン溶液１２Ｂ及びリッチ溶液１２Ａ中のＣＯ2濃度を監視し、それらのＣＯ2濃度の差分と、吸収剤の循環流量から算出されるＣＯ2吸収量を最小とする運転条件となるように、吸収剤の循環流量及び吸収剤再生を目的とした投入熱量を調整することで、ＣＯ2に対する硫黄化合物の選択性を向上することが可能となる。
　１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ　ガス吸収・再生装置
　１１　導入ガス
　１２　吸収液
　１２Ａ　リッチ溶液
　１２Ｂ　リーン溶液
　１３　吸収塔
　１４　吸収液再生塔（再生塔）
　１５　リボイラ
　１６　熱交換器

Claims (5)

  1. 　閉鎖系で循環する吸収液を用いて被吸収ガスを含む導入ガスから被吸収ガス吸収を行う吸収塔と、
    　前記吸収塔で被吸収ガスを吸収した吸収液から被吸収ガスを放出する吸収液再生塔と、
    　前記吸収塔で被吸収ガスを吸収した吸収液をリッチ溶液として前記吸収塔から抜出すと共に、前記吸収液再生塔に導入するリッチ溶液供給ラインと、
    　前記吸収液再生塔で再生された吸収液をリーン溶液として、前記吸収液再生塔から抜出すと共に、前記吸収塔に導入するリーン溶液供給ラインと、
    　前記リーン溶液供給ラインの前記吸収塔の入口部近傍でリーン液試料を採取する第１採取部と、
    　前記リッチ溶液供給ラインの前記吸収塔の出口部近傍でリッチ液試料を採取する第２採取部と、
    　採取した前記リーン液試料及び前記リッチ液試料を分析する分析装置と、を備え、
    　前記第１採取部での前記リーン液試料と、前記第２採取部での前記リッチ液試料を各々同時間帯で採取し、前記リーン液試料及び前記リッチ液試料中の被吸収ガスの濃度を計測し、これらの計測結果に基づき、ガス吸収・再生の運転状況を制御することを備えることを特徴とするガス吸収・再生装置。
  2. 　請求項１において、
    　前記リーン液試料及び前記リッチ液試料中の吸収液の濃度を分析装置で計測することを特徴とするガス吸収・再生装置。
  3. 　請求項１又は２において、
    　前記吸収塔の塔頂部から、被吸収ガスが除去された排出ガスを排出するガス排出ラインと、
    　前記ガス排出ラインの吸収塔の出口部近傍でガス試料を採取する第３採取部と、を備え、
    　前記第３採取部でのガスの採取を、前記リーン液試料及びリッチ液試料の採取と同時間帯で採取し、
    　前記排出ガス中に同伴する吸収液の濃度を計測し、この計測結果に基づき、ガス吸収・再生運転を制御することを特徴とするガス吸収・再生装置。
  4. 　請求項１乃至３のいずれか一つのガス吸収・再生装置を用い、
    　前記導入ガスがＣＯ2を含むボイラ排ガスであると共に、吸収液がアミン吸収液の場合、
    　前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の両者のＣＯ2濃度と、
    　前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の少なくとも一方又は両者のアミン吸収液の濃度を同時に把握し、ＣＯ2吸収回収率が所定の回収率を満足する場合、リボイラ熱量を低減することを特徴とするガス吸収・再生装置の運転方法。
  5. 　請求項１乃至３のいずれか一つのガス吸収・再生装置を用い、
    　前記導入ガスがＨ2Ｓ及びＣＯ2を含むガス化ガスであると共に、吸収液がアミン吸収液の場合、
    　前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の両者のＣＯ2濃度と、
    　前記リーン溶液及び前記リッチ溶液の少なくとも一方又は両者のアミン吸収液の濃度を同時に把握し、Ｈ2Ｓの濃度が所定値を満足する場合、ＣＯ2吸収量を最小化することを特徴とするガス吸収・再生装置の運転方法。
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