WO2019162992A1 - 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 - Google Patents

排ガス処理装置及び排ガス処理方法 Download PDF

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田中　裕士
琢也 平田
上條　孝
達也 辻内
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Definitions

  • the present invention relates to an exhaust gas treatment apparatus and an exhaust gas treatment method, for example, an exhaust gas treatment apparatus and an exhaust gas treatment method for treating combustion exhaust gas discharged from a power generation facility.
  • an exhaust gas treatment apparatus including a plurality of exhaust gas flow paths including an exhaust heat recovery boiler that is connected to each of a plurality of gas turbines and recovers exhaust heat of combustion exhaust gas discharged from the gas turbine (for example, Patent Document 1).
  • the exhaust heat from the combustion exhaust gas discharged from each gas turbine is recovered by an exhaust heat recovery boiler provided in each exhaust gas passage.
  • the flue gas in each flue gas passage from which the exhaust heat is recovered is integrated into an integrated flue gas, and then the carbon dioxide (CO 2 ) in the integrated flue gas is converted into a CO 2 absorbent by the CO 2 recovery device. Is recovered by.
  • nitrogen oxides contained in the combustion exhaust gas e.g., nitrogen dioxide (NO 2)
  • NO 2 nitrogen dioxide
  • a nitrogen oxide removing device for removing nitrogen oxide in the exhaust gas is provided.
  • the gas turbine is in a low power generation load state during operation, the emission amount of nitrogen oxides in the combustion exhaust gas significantly increases. Even if a nitrogen oxide removal device is provided in front of the CO 2 recovery device, the combustion exhaust gas The nitrogen oxides in the inside may not always be sufficiently removed.
  • the nitrogen oxides remaining in the flue gas, reclaiming the storage component due to nitrogen oxides accumulate in the CO 2 absorbing solution for CO 2 recovery apparatus, to remove accumulated components due to nitrogen oxides from the CO 2 absorbing solution
  • the frequency of processing may increase and the operating cost may increase.
  • An object of the present invention is to provide an exhaust gas treatment apparatus and an exhaust gas treatment method that can reduce the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in a CO 2 absorbent and reduce the operating cost.
  • the exhaust gas treatment apparatus of the present invention includes a first exhaust gas passage through which the first combustion exhaust gas discharged from the first power generation facility flows, a second exhaust gas passage through which the second combustion exhaust gas discharged from the second power generation facility flows, The first combustion exhaust gas flowing from the first exhaust gas flow channel and the first combustion exhaust gas channel, which is branched from at least one of the first exhaust gas flow channel and the second exhaust gas flow channel and flows through the first exhaust gas flow channel.
  • a nitrogen oxide removing unit that removes nitrogen oxide in the combustion exhaust gas
  • an integrated exhaust heat recovery unit that collects exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas from which nitrogen oxide has been removed by the nitrogen oxide removing unit
  • heat Waste heat in yield portion is characterized by comprising a CO 2 recovery unit for recovering by a CO 2 CO 2 recovery liquid in the integrated flue gas recovered.
  • the exhaust gas treatment apparatus can adjust the concentration of nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing unit to a concentration range suitable for the decomposition treatment of nitrogen oxides. It becomes possible to efficiently decompose and remove the nitrogen oxides therein. Therefore, it is possible to realize an exhaust gas treatment apparatus that can reduce the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent and reduce the operating cost.
  • the exhaust gas treatment apparatus of the present invention preferably includes an exhaust exhaust heat recovery section that recovers exhaust heat of exhaust combustion exhaust gas flowing through the exhaust gas exhaust passage.
  • the exhaust gas treatment device can recover the exhaust heat of the combustion exhaust gas flowing through at least one of the first exhaust gas channel and the second exhaust gas channel in the exhaust exhaust heat recovery unit. 2 It becomes possible to effectively utilize the exhaust heat of the combustion exhaust gas.
  • the exhaust gas treatment apparatus controls the flow rates of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas introduced into the integrated exhaust heat recovery unit, thereby reducing the power generation load of the first power generation facility and the second power generation facility. Since at least a part of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas discharged from at least one can be discharged to the outside, the concentration of nitrogen oxide in the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removal unit It can be easily adjusted to a concentration range suitable for the decomposition treatment.
  • the control unit is configured to introduce the first combustion exhaust gas and the second exhaust gas to be introduced into the integrated exhaust heat recovery unit based on power generation loads of the first power generation facility and the second power generation facility. It is preferable to control the flow rate of the combustion exhaust gas.
  • the exhaust gas treatment apparatus can discharge at least a part of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas discharged from at least one of the first power generation facility and the second power generation facility whose power generation load is reduced,
  • the concentration of nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing section can be easily adjusted to a concentration range suitable for the nitrogen oxide decomposition treatment.
  • the control unit introduces the first combustion introduced into the integrated exhaust heat recovery unit based on the power generation outputs of the first power generation facility and the second power generation facility as the power generation load. It is preferable to control the flow rates of the exhaust gas and the second combustion exhaust gas.
  • the exhaust gas treatment apparatus can discharge at least a part of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas discharged from at least one of the first power generation facility and the second power generation facility whose power generation output is reduced,
  • the concentration of nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing section can be easily adjusted to a concentration range suitable for the nitrogen oxide decomposition treatment.
  • the control unit as the power generation load, has a flow rate of the first combustion exhaust gas flowing through the first exhaust gas flow channel, and a flow rate of the second combustion exhaust gas flowing through the second exhaust gas flow channel.
  • the flow rates of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas introduced into the integrated exhaust heat recovery unit are controlled based on at least one of the flow rates of the exhaust combustion exhaust gas flowing through the exhaust gas exhaust passage.
  • the exhaust gas treatment apparatus is capable of at least one of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas discharged from at least one of the first power generation facility and the second power generation facility in which the flow rates of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas are reduced. Since a part can be discharged to the outside, the concentration of nitrogen oxide in the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing unit can be easily adjusted to a concentration range suitable for the decomposition treatment of nitrogen oxide.
  • the control unit when the power generation load becomes a predetermined threshold value or less, based on the exhaust gas load calculated based on the following formula (1), the integrated exhaust heat recovery. It is preferable to control the flow rates of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas introduced into the section. With this configuration, the exhaust gas treatment device controls the flow rates of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas to be introduced into the integrated exhaust heat recovery unit based on the exhaust gas load.
  • At least part of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas discharged from at least one of the second power generation facilities can be discharged to the outside, and the concentration of nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removal unit It can be easily adjusted to a concentration range suitable for nitrogen oxide decomposition treatment.
  • Exhaust gas load (%) the flow rate of the first combustion exhaust gas or the second combustion exhaust gas flowing through the first exhaust gas channel or the second exhaust gas channel to be measured / the first flow through the first exhaust gas channel or the second exhaust gas channel Rated flow rate of combustion exhaust gas or second combustion exhaust gas x 100 (1)
  • the flow rates of the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing unit are adjusted, and the temperature of the integrated combustion exhaust gas is set to 300 ° C. or more and 400 ° C. or less. It is preferable that a control unit for controlling is provided. With this configuration, since the gas temperature of the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing portion can below 400 ° C. 300 ° C. or higher which is suitable for decomposition treatment of the nitrogen oxides, to the CO 2 recovering solution in the CO 2 recovery unit It is possible to efficiently reduce the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated.
  • the nitrogen oxide removing unit is provided in the integrated exhaust heat recovery unit.
  • the integrated exhaust heat recovery unit and the nitrogen oxide removal unit can be integrated, so that the equipment of the exhaust gas treatment device can be downsized and simplified.
  • the nitrogen oxide removing unit includes a nitrogen oxide removing catalyst for removing nitrogen oxides and a reducing agent injecting unit for injecting a reducing agent.
  • the exhaust gas treatment apparatus further includes a control unit that controls the supply amount of the reducing agent based on the gas flow rate and nitrogen oxide concentration of the integrated combustion exhaust gas introduced into the CO 2 recovery unit. .
  • the nitrogen oxide in the integrated combustion exhaust gas introduced into the CO 2 recovery unit can be controlled to a desired concentration range.
  • the integrated exhaust heat recovery unit drives a CO 2 compression unit that compresses CO 2 discharged from the CO 2 recovery unit by the exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas from which the nitrogen oxides have been removed. generates use steam, it is preferable to supply the generated CO 2 compression unit driving steam to CO 2 compression unit.
  • the exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas can be effectively utilized as the CO 2 compression unit driving steam, and the operating cost of the exhaust gas treatment device can be reduced.
  • the integrated exhaust heat recovery unit generates turbine driving steam by exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas from which the nitrogen oxides have been removed, and the generated turbine driving steam is used as a steam turbine. It is preferable to supply. With this configuration, the exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas can be effectively utilized as turbine driving steam, and the operating cost of the exhaust gas treatment device can be reduced.
  • the temperature and gas flow rate of the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing unit are measured and supplied to the combustor of the power generation facility based on the measured temperature and gas flow rate. It is preferable to provide a control unit that controls at least one of the amount of fuel to be supplied and the amount of steam supplied to the steam turbine. With this configuration, it is possible to control the temperature and flow rate of the integrated combustion exhaust gas introduced into the nitrogen oxide removing unit within a desired range.
  • At least one of the first power generation facility and the second power generation facility includes an existing power generation facility.
  • the exhaust gas treatment method of the present invention is such that when at least one power generation load of the first power generation facility and the second power generation facility is less than a predetermined threshold, the power generation load is lower than the predetermined threshold. At least a part of the first combustion exhaust gas discharged and the second combustion exhaust gas discharged from the second power generation facility are discharged to the outside, and at least a part of the combustion exhaust gas discharge process is discharged to the outside.
  • a nitrogen oxide removal step of integrating the first combustion exhaust gas and the second combustion exhaust gas to remove nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas; and the integrated combustion exhaust gas from which nitrogen oxides have been removed in the nitrogen oxide removal step ingredients and integrated heat recovery step and a CO 2 recovery step of recovering the CO 2 in the integrated flue gas waste heat is recovered in the integrated heat recovery process by CO 2 recovery liquid for recovering the waste heat Characterized in that it.
  • the exhaust gas treatment device can adjust the concentration of nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas to a concentration range suitable for the decomposition treatment of nitrogen oxides, so that the nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas are efficiently decomposed. It can be removed. Therefore, it is possible to realize an exhaust gas treatment method that can reduce the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent and reduce the operating cost.
  • an exhaust gas treatment apparatus and an exhaust gas treatment method that can reduce the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent and reduce the operating cost.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing an example of an exhaust gas treatment apparatus according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram of the power generation facility according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a diagram showing the relationship between the exhaust gas load and the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing another example of the exhaust gas treatment apparatus according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing another example of the exhaust gas treatment apparatus according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a schematic view showing another example of the exhaust gas treatment apparatus according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating an accumulation amount of nitrogen oxide-derived components in the CO 2 absorbent of the exhaust gas treatment apparatus according to the example and the comparative example.
  • the inventors have focused on the fact that nitrogen oxides in the combustion exhaust gas discharged from the power generation facility significantly increase when the power generation load of the power generation facility decreases. Then, the present inventors have conceived that, among a plurality of power generation facilities, exhaust of combustion exhaust gas in which the power generation load is reduced and nitrogen oxides are increased through the exhaust gas exhaust passage. Accordingly, the present inventors to reduce the nitrogen oxides concentration in the integrated combustion exhaust gas that integrates the combustion exhaust gas discharged from a plurality of power generation equipment becomes possible, the nitrogen oxide component due to the CO 2 absorbing solution It has been found that the amount of accumulation can be reduced and the operating cost can be reduced, and the present invention has been completed.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing an example of an exhaust gas treatment apparatus 1 according to an embodiment of the present invention.
  • the exhaust gas treatment apparatus 1 according to this embodiment, power plant flue gas (first combustion gas) discharged from the (first power plant) 10-1 which generates the flue gas G 11 G
  • the integrated exhaust heat recovery boiler 12 After the exhaust heat of the combustion exhaust gas (second combustion exhaust gas) G 11-2 discharged from 11-1 and the power generation facility (second power generation facility) 10-2 is recovered by the integrated exhaust heat recovery boiler 12, the integrated combustion exhaust gas G21 CO 2 contained in is recovered by the CO 2 recovery unit 13 and discharged.
  • Exhaust gas treatment apparatus 1 includes a power generation equipment 10-1 for discharging the combustion exhaust gas G 11-1, a power generation equipment 10-2 for discharging the combustion exhaust gas G 11-2, power generation equipment in the flow direction of the combustion exhaust gas G 11 10- an exhaust heat recovery boiler 11 and the integrated heat recovery steam generator 12 is provided in one of the subsequent, the CO 2 recovery unit 13 disposed downstream of the integrated heat recovery boiler 12, provided downstream of the CO 2 recovery unit 13 The CO 2 compression unit 14 is provided.
  • a chimney 15 for discharging a part of the combustion exhaust gas G 11 is provided at the rear stage of the exhaust exhaust heat recovery boiler 11.
  • FIG. 2 is a schematic diagram of the power generation facilities 10-1 and 10-2 according to the present embodiment.
  • the power generation facilities 10-1 and 10-2 are shown as the power generation facility 10 because they have the same configuration.
  • the power generation facility 10 is a single-shaft combined power generation facility (gas turbine combined cycle) in which a gas turbine 210, a steam turbine 220, and a generator 230 are configured as a single shaft.
  • the gas turbine 210 includes a compressor 211 that compresses the air A, a combustor 212 that combusts the air A compressed by the compressor together with the fuel F, and a turbine 213 that is rotationally driven by the combustion gas generated in the combustor 212.
  • the compressor 211 and the turbine 213 are connected via a turbine shaft 240.
  • the steam turbine 220 is a medium-pressure / high-pressure steam in which a low-pressure steam turbine 221 that is rotationally driven by low-pressure steam, an intermediate-pressure steam turbine 222A that is rotationally driven by medium-pressure steam, and a high-pressure steam turbine 222B that is rotationally driven by high-pressure steam.
  • the low-pressure steam turbine 221 and the intermediate-pressure / high-pressure steam turbine 222 are connected to the generator 230 via the turbine shaft 240 and are connected to the gas turbine 210.
  • the generator 230 generates power by rotating the gas turbine 210 and the steam turbine 220 via the turbine shaft 240.
  • the power generation facility 10-1 discharges the combustion exhaust gas G 11-1 generated by the power generation to the exhaust gas line (first exhaust gas flow path) L 11-1 .
  • the exhaust gas line L 11-1 supplies the combustion exhaust gas G 11-1 discharged from the power generation facility 10-1 toward the integrated exhaust heat recovery boiler 12.
  • the exhaust gas line L 11-1, the flow control valve V 11-1 for adjusting the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-1 through the exhaust gas line L 11-1 are provided.
  • the exhaust gas line L 11-1 includes an exhaust gas exhaust line that branches from the exhaust gas line L 11-1 downstream of the flow control valve V 11-1 between the power generation facility 10-1 and the integrated exhaust heat recovery boiler 12.
  • An exhaust gas exhaust flow path) L 12-1 is provided.
  • the exhaust gas exhaust line L 12-1 is provided with a flow control valve V 12-1 , an exhaust exhaust heat recovery boiler 11 and a chimney 15 in this order.
  • the flow rate control valve V 12-1 adjusts the flow rate of the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 flowing through the exhaust gas exhaust line L 12-1 .
  • the exhaust exhaust heat recovery boiler 11 recovers exhaust heat of the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 flowing through the exhaust gas exhaust line L 12-1 , and supplies the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 recovered from the exhaust heat to the chimney 15.
  • the chimney 15 discharges the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 from which the exhaust heat has been recovered to the outside. Note that the exhaust exhaust heat recovery boiler 11 is not necessarily provided.
  • the power generation facility 10-2 discharges the combustion exhaust gas G 11-2 generated by the power generation to the exhaust gas line (second exhaust gas flow path) L 11-2 .
  • the exhaust gas line L 11-2 supplies the combustion exhaust gas G 11-2 discharged from the power generation facility 10-2 toward the integrated exhaust heat recovery boiler 12.
  • the exhaust gas line L 11-2, the flow control valve V 11-2 for adjusting the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-1 through the exhaust gas line L 11-1 are provided.
  • the exhaust gas line L 11-2 includes an exhaust gas exhaust line that branches from the exhaust gas line L 11-2 downstream of the flow control valve V 11-2 between the power generation facility 10-2 and the integrated exhaust heat recovery boiler 12 ( An exhaust gas exhaust flow path) L 12-2 is provided.
  • This exhaust gas exhaust line L 12-2, the flow control valve V 12-2 for adjusting the flow rate of the exhaust combustion exhaust gas G 12-2 through the gas exhaust line L 12-2 are provided. Further, the exhaust gas exhaust line L 12-2 is connected to the exhaust gas exhaust line L 12-1 to become an integrated exhaust gas exhaust line L 31 .
  • Integration heat recovery boiler 12 is integrated flue gas G21 which the combustion exhaust gas G 11-2 through the combustion exhaust gas G 11-1 and the exhaust gas line L 11-2 through the exhaust gas line L 11-1 are integrated is supplied .
  • the integrated exhaust heat recovery boiler 12 recovers the exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas G21.
  • the integrated exhaust heat recovery boiler 12 is provided with a nitrogen oxide removing unit 120 for reducing and removing nitrogen oxides such as nitrogen monoxide and nitrogen dioxide contained in the integrated combustion exhaust gas G21.
  • the nitrogen oxide removing unit 120 is not necessarily provided integrally with the integrated exhaust heat recovery boiler 12, and may be provided outside the integrated exhaust heat recovery boiler 12.
  • the nitrogen oxide removing unit 120 is provided downstream of the reducing agent supply unit 121 that injects a reducing agent that reduces nitrogen oxides into the integrated combustion exhaust gas G21, and the reducing agent supply unit 121, and selectively reduces nitrogen oxides. And a selective catalytic reduction (SCR) portion 122 filled with a denitration catalyst.
  • the reducing agent in the reducing agent supply unit 121 is not particularly limited as long as it can decompose and remove nitrogen oxides such as nitrogen monoxide and nitrogen dioxide.
  • the denitration catalyst of the selective catalyst reduction unit 122 is not particularly limited as long as it can decompose and remove nitrogen oxides such as nitrogen monoxide and nitrogen dioxide.
  • the integrated exhaust heat recovery boiler 12 supplies the reducing agent from the reducing agent supply unit 121 into the integrated combustion exhaust gas G21 in the nitrogen oxide removing unit 120, and decomposes the nitrogen oxide supplied with the reducing agent in the selective catalyst reduction unit 122. Process. Further, the integrated exhaust heat recovery boiler 12 recovers exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas G21 in which nitrogen oxides are decomposed, and supplies the integrated combustion exhaust gas G21 recovered from the exhaust heat to the CO 2 recovery unit 13.
  • CO 2 recovery unit 13 the CO 2 absorption tower in which carbon dioxide in the integrated flue gas G21 of (CO 2) is recovered by the CO 2 absorbing liquid, by heating the CO 2 absorbing solution which has absorbed CO 2 CO 2 absorbing solution And a CO 2 regeneration tower for releasing CO 2 from the reactor.
  • the CO 2 recovery liquid is not particularly limited as long as it can recover carbon dioxide (CO 2 ) in the integrated combustion exhaust gas G21.
  • an amine-based absorption liquid can be used.
  • the CO 2 recovery unit 13 discharges the integrated combustion exhaust gas G21 from which CO 2 has been recovered to the outside, and supplies the recovered CO 2 to the CO 2 compression unit 14.
  • the CO 2 compression unit 14 compresses and discharges CO 2 supplied from the CO 2 recovery unit 13.
  • the exhaust gas treatment apparatus 1 includes a first exhaust gas measurement unit 16 that measures the gas flow rate and temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12, and an integrated combustion exhaust gas that is introduced into the CO 2 recovery unit 13.
  • a second exhaust gas measurement unit 17 that measures the gas flow rate and nitrogen oxide concentration of G21; the flow rates of combustion exhaust gases G 11-1 and G 11-2 that are introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12; and the fuel F to the power generation facility 10
  • a control unit 18 for controlling the supply amount of the reducing agent supplied from the reducing agent supply unit 121 into the integrated combustion exhaust gas G21, and the combustion exhaust gas G 11- flowing through the exhaust gas lines L 11-1 and L 11-2.
  • a flow rate measuring unit 19 for measuring the flow rate of G 11-2 and the flow rate of exhaust combustion exhaust gas G 12-1 and G 12-2 flowing through the exhaust gas exhaust lines L 12-1 and L 12-2 ;
  • an output measuring unit 20 that measures the power generation output of 1,10-2. Measurement of gas flow rate and temperature in the first exhaust gas measurement unit 16, measurement of gas flow rate and nitrogen oxide concentration in the second exhaust gas measurement unit 17, combustion exhaust gases G 11-1 and G 11-2 and exhaust combustion in the flow rate measurement unit 19 The measurement of the flow rates of the exhaust gases G 12-1 and G 12-2 and the measurement of the power generation output of the power generation facilities 10-1 and 10-2 in the output measuring unit 20 are performed by a conventionally known method.
  • the control unit 18 controls the flow rate control valves V 11-1 , V 11-2 , V 12-1 , V 12-2. And the amount of fuel supplied to the power generation facility 10 are adjusted. Further, the control unit 18 flows through the exhaust gas line L 11-1 , the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-1 , the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-2 flowing through the exhaust gas line L 11-2 , and the exhaust gas exhaust line L 12-1 . Based on at least one of the flow rate of the exhaust combustion exhaust gas G 12-1, the flow rate of the exhaust combustion exhaust gas G 12-2 flowing through the exhaust gas exhaust line L 12-2 , and the power generation output of the power generation equipment 10-1, 10-2.
  • the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-1 and G 11-2 introduced into the exhaust heat recovery boiler 12 is controlled. Further, the control unit 18 controls the supply amount of the fuel F to the power generation facility 10 based on the gas flow rate and the nitrogen oxide concentration of the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the second exhaust gas measurement unit 17.
  • the control unit 18 adjusts the opening degree of the flow rate control valves V 11-1 , V 11-2 , V 12-1 , and V 12-2 based on the power generation load of the power generation facilities 10-1 and 10-2, and exhaust gas.
  • the flow rate of the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 and G 12-2 flowing through the exhaust lines L 12-1 and L 12-2 is controlled.
  • the control unit 18 controls the flow rate control valve V 11-1. Is controlled at least one of the reduction of the opening degree and the increase of the opening degree of the flow control valve V12-1 .
  • the combustion exhaust gas G 11-1 having an increased concentration of nitrogen oxides due to a decrease in the power generation output can be discharged as the exhaust combustion exhaust gas G 12-1. Therefore, the concentration of nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21 Can be reduced. As a result, it is possible to reduce the introduction amount of nitrogen oxides in the integrated heat recovery steam 12, it is possible to reduce the storage amount of nitrogen oxides due components in the CO 2 recovery liquid CO 2 recovery unit 13 .
  • the control unit 18 increases the opening degree of the flow control valve V11-1 and sets the flow control valve V12-1 . Control at least one of the reduction of the opening.
  • the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 having a reduced nitrogen oxide concentration due to an increase in power generation output can be introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12 as the combustion exhaust gas G 11-1 , so that the integrated exhaust heat recovery boiler 12 The amount of exhaust heat recovered at 12 can be increased.
  • the control unit 18 controls the flow rate control valve V 11. At least one of the reduction of the opening of -2 and the increase of the opening of the flow control valve V12-2 are controlled.
  • the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 having an increased concentration of nitrogen oxides due to a decrease in power generation output can be discharged as the exhaust combustion exhaust gas G 12-2 , so that the nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21 The concentration can be reduced.
  • the control unit 18 increases the opening degree of the flow control valve V11-2 and sets the flow control valve V12-2 . Control at least one of the reduction of the opening.
  • the exhaust combustion exhaust gas G 12-2 in which the concentration of nitrogen oxides is reduced by increasing the power generation output can be introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12 as the combustion exhaust gas G 11-2. The amount of exhaust heat recovered at 12 can be increased.
  • the control unit 18 At least one of the reduction of the opening degree of the flow control valve V 11-1 and the increase of the opening degree of the flow control valve V 12-1 is controlled.
  • the flow rate decreases as the power generation output decreases, and the combustion exhaust gas G 11-1 having an increased concentration of nitrogen oxides can be discharged as the exhaust combustion exhaust gas G 12-1. Therefore, the integrated combustion exhaust gas G21 The concentration of nitrogen oxides therein can be reduced.
  • the control unit 18 increases the opening degree of the flow control valve V 11-1 and At least one of the reductions in the opening degree of the flow control valve V 12-1 is controlled. As a result, the flow rate increases as the power generation output increases, and the combustion exhaust gas G 11-1 with reduced nitrogen oxides can be introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12. The amount of exhaust heat recovered can be increased.
  • the control unit 18 At least one of the reduction of the opening degree of the flow control valve V 11-2 and the increase of the opening degree of the flow control valve V 12-2 are controlled.
  • the flow rate decreases as the power generation output decreases, and the combustion exhaust gas G 11-2 having an increased nitrogen oxide concentration can be discharged as the exhaust combustion exhaust gas G 12-2.
  • the concentration of nitrogen oxides therein can be reduced.
  • the control unit 18 increases the opening degree of the flow control valve V 11-2 and At least one of the reductions in the opening degree of the flow control valve V 12-2 is controlled.
  • the flow rate increases as the power generation output increases, and the introduction amount of the combustion exhaust gas G 11-2 having a reduced concentration of nitrogen oxides into the integrated exhaust heat recovery boiler 12 can be increased.
  • the amount of exhaust heat recovered by the exhaust heat recovery boiler 12 can be increased.
  • the control unit 18 for example, the combustion exhaust gas to be introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12 based on the exhaust gas load calculated based on the following formula (1). It is preferable to control the flow rates of G 11-1 and G 11-2 .
  • the rated flow rate is the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-1 and G 11-2 flowing through the exhaust gas lines L 11-1 and L 11-2 during the normal operation of the power generation facilities 10-1 and 10-2. is there.
  • the exhaust gas line to be measured is a line in which combustion exhaust gas is supplied to the integrated exhaust gas line L 21 .
  • Exhaust gas load (%) flow rate of combustion exhaust gas G 11-1 and G 11-2 flowing through exhaust gas lines L 11-1 and L 11-2 to be measured / flowing through exhaust gas lines L 11-1 and L 11-2
  • the control unit 18 reduces the opening degree of the flow control valves V 11-1 and V 11-2 and controls the flow rate. It controls at least one of the increase of the opening degree of the valves V 12-1 and V 12-2 .
  • the combustion exhaust gases G 11-1 and G 11-2 whose nitrogen oxide concentration increases with a decrease in exhaust gas load can be discharged as exhaust combustion exhaust gases G 12-1 and G 12-2 .
  • the concentration of nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21 can be reduced. As a result, it is possible to reduce the introduction amount of nitrogen oxides in the integrated heat recovery steam 12, it is possible to reduce the storage amount of nitrogen oxides due components in the CO 2 recovery liquid CO 2 recovery unit 13 .
  • the control unit 18 increases the opening degree of the flow control valves V 11-1 and V 11-2 and the flow rate. Control of at least one of the opening reductions of the control valves V 12-1 and V 12-2 is performed. As a result, it is possible to increase the introduction amount of the combustion exhaust gases G 11-1 and G 11-2 in which the concentration of nitrogen oxides decreases with an increase in the exhaust gas load into the integrated exhaust heat recovery boiler 12. The amount of exhaust heat recovered by the heat recovery boiler 12 can be increased.
  • FIG. 3 is a diagram showing the relationship between the exhaust gas load and the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent.
  • the accumulation amount of the nitrogen oxide-derived component in the CO 2 absorbent decreases as the exhaust gas load calculated by the above formula (1) increases.
  • the exhaust gas load is 60% and the accumulated amount of nitrogen oxide-derived components is about 0.28 times that of the case where the nitrogen oxide removing unit 120 is not provided, and 70% is not provided with the nitrogen oxide removing unit 120. About 0.17 times the case.
  • the exhaust gas load is less than 60%, the accumulation amount of the nitrogen oxide-derived component is remarkably increased, and when the exhaust gas load is 70% or more, the rate of decrease in the accumulation amount of the nitrogen oxide-derived component is reduced.
  • the reduction rate becomes the maximum in the range of% or less. Further, as the exhaust gas load approaches 100%, the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent decreases.
  • the threshold value of the exhaust gas load to be set in advance is 60% or more from the viewpoint of reducing the operation amount of the exhaust gas treatment device 1 by reducing the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent. Preferably, 70% or more is more preferable, and 100% or less is preferable.
  • control unit 18 adjusts at least one of the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-1 and G 11-2 introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12 and the amount of fuel supplied to the power generation facility 10 to measure the first exhaust gas.
  • the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the unit 16 is controlled to be 300 ° C. or higher and 400 ° C. or lower.
  • the exhaust gas treatment device 1 can set the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 supplied to the nitrogen oxide removal unit 120 of the integrated exhaust heat recovery boiler 12 to a temperature suitable for decomposition and removal of nitrogen oxides. Therefore, the nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21 can be decomposed and removed more efficiently.
  • the control unit 18 When the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the first exhaust gas measurement unit 16 is less than 300 ° C., the control unit 18 is connected to the power generation facilities 10-1 and 10-2 whose exhaust gas load or power generation output has decreased. and exhaust gas line L 11-1, the flow control valve V 11-1 of L 11-2, reducing the opening of the V 11-2 and the exhaust gas line L 11-1, the exhaust gas exhaust line L branching from L 11-2
  • the exhaust gas G 11-1 and G 11-2 in the integrated combustion exhaust gas G21 are controlled by at least one of the increase control of the flow control valves V 12-1 and V 12-2 of the flow control valves 12-1 and L 12-2.
  • the control unit 18 is connected to the power generation facilities 10-1 and 10-2 having high exhaust gas load or power generation output. has been the exhaust gas line L 11-1, the flow control valve V 11-1 of L 11-2, reducing the opening of the V 11-2 and the exhaust gas line L 11-1, the exhaust gas exhaust line branched from L 11-2
  • the combustion exhaust gases G 11-1 and G 11- in the integrated combustion exhaust gas G21 are controlled by at least one of the increase of the opening degree of the flow control valves V 12-1 and V 12-2 of L 12-1 and L 12-2. Reduce the ratio of 2 .
  • the amount of the exhaust gas G 11-1 and G 11-2 introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12 can be reduced because the exhaust gas load or the power generation output in the integrated combustion exhaust gas G21 is high and the temperature rises.
  • the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the first exhaust gas measurement unit 16 decreases.
  • the control unit 18 maintains the opening degree of the flow control valves V 11-1 , V 11-2 , V 12-1 , and V 12-2 to generate the power generation equipment 10-1,
  • the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 may be increased by decreasing the supply amount of the fuel F to 10-2.
  • control unit 18 adjusts the supply amount of the reducing agent supplied from the reducing agent supply unit 121, and the nitrogen oxide concentration in the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the second exhaust gas measurement unit 17 is less than or equal to a predetermined value. Control to be. When the nitrogen oxide concentration in the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the second exhaust gas measurement unit 17 exceeds a predetermined value, the control unit 18 increases the supply amount of the reducing agent from the reducing agent supply unit 121. Further, when the nitrogen oxide concentration in the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the second exhaust gas measurement unit 17 is less than a predetermined value, the supply amount of the reducing agent from the reducing agent supply unit 121 is maintained or reduced.
  • Such control exhaust gas treatment apparatus since the concentration of nitrogen oxides in the integrated flue gas G21 introduced into the CO 2 recovery unit 13 can be controlled to a predetermined value or less, is discharged from the CO 2 recovery unit 13 CO 2 Nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21 after recovery can be efficiently reduced.
  • the combustion exhaust gas G 11-1 discharged from the power generation facility 10-1 is supplied to the integrated exhaust gas line L 21 via the exhaust gas line L 11-1 .
  • the power generation output of the power generation facility 10-1 and the exhaust gas load and at least part of the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-1 flowing through the exhaust gas line L 11-1 are reduced, and the nitrogen oxidation in the combustion exhaust gas G 11-1 is reduced.
  • the concentration of the substance increases, at least a part of the combustion exhaust gas G 11-1 branches to the exhaust gas exhaust line L 12-1 and flows as exhaust combustion exhaust gas G 12-1 .
  • the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 flowing through the exhaust gas exhaust line L 12-1 is supplied to the integrated exhaust gas exhaust line L 31 after the exhaust heat is recovered by the exhaust exhaust heat recovery boiler 11. Further, the combustion exhaust gas G 11-2 discharged from the power generation facility 10-2 is supplied to the integrated exhaust gas line L 21 via the exhaust gas line L 11-2 .
  • the power generation output of the power generation facility 10-2, the exhaust gas load, and at least part of the flow rate of the combustion exhaust gas G 11-2 flowing through the exhaust gas line L 11-2 are reduced, and the nitrogen oxidation in the combustion exhaust gas G 11-2 is reduced.
  • the concentration of the substance increases, at least a part of the combustion exhaust gas G 11-2 branches to the exhaust gas exhaust line L 12-2 and flows as exhaust combustion exhaust gas G 12-2 .
  • the exhaust combustion exhaust gas G 12-2 flowing through the exhaust gas exhaust line L 12-2 is supplied to the integrated exhaust gas exhaust line L 31 .
  • the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 and G 12-2 supplied to the integrated exhaust gas exhaust line L 31 are integrated into the integrated exhaust combustion exhaust gas G 31 and discharged from the chimney 15.
  • the combustion exhaust gases G 11-1 and G 11-2 supplied to the integrated exhaust gas line L 21 are integrated and supplied to the integrated exhaust heat recovery boiler 12 as an integrated combustion exhaust gas G 21.
  • the control unit 18 controls the valve opening degrees of the flow rate control valve V 11-1 and the flow rate control valve V 11-2 and the supply amount of fuel supplied to the power generation facility 10 as necessary.
  • the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 is controlled to be a predetermined temperature (for example, 300 ° C. or more and 400 ° C. or less).
  • the integrated combustion exhaust gas G21 supplied to the integrated exhaust heat recovery boiler 12 is supplied with a reducing agent by the reducing agent supply unit 121 of the nitrogen oxide removing unit 120 and decomposed and removed by the selective catalyst reducing unit 122.
  • the control unit 18 includes the reducing agent supply unit 121 in the integrated combustion exhaust gas G21 so that the nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21 supplied to the CO 2 recovery unit 13 become a predetermined value or less as necessary.
  • the amount of reducing agent supplied to the is controlled.
  • the integrated combustion exhaust gas G21 supplied to the CO 2 recovery unit 13 is discharged to the outside of the exhaust gas treatment device 1 after CO 2 is recovered by the CO 2 absorbent.
  • the exhaust gas treatment apparatus 1 can adjust the concentration of nitrogen oxide in the integrated combustion exhaust gas G21 introduced into the nitrogen oxide removing unit 120 to a concentration range suitable for the decomposition treatment of nitrogen oxide, It becomes possible to efficiently decompose and remove nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21. Therefore, it is possible to realize the exhaust gas treatment apparatus 1 that can reduce the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent and reduce the operating cost.
  • the configuration in which the exhaust exhaust heat recovery boiler 11 is provided in the integrated exhaust gas exhaust line L 31 has been described.
  • the exhaust exhaust heat recovery boiler 11 is as in the exhaust gas treatment device 2 illustrated in FIG. may be provided in an exhaust gas exhaust line L 12-1 may be provided on the exhaust gas exhaust line L 12-2, the exhaust gas exhaust line L 12-1, it may be provided on both the L 12-2.
  • the exhaust exhaust heat recovery boiler 11 is not necessarily provided.
  • the exhaust gas line L 11-1 respectively exhaust gas exhaust line L 12-1 to L 11-2, an example has been described to provide a L 12-2, the exhaust gas exhaust line L 12-1, At least one of L 12-2 may be provided.
  • the exhaust gas exhaust line L 12-1 is connected to the exhaust gas line L 11-1 of the power generation facility 10-1 under an operating condition in which the power generation output tends to decrease.
  • the exhaust gas line L 11-2 of the power generation facility 10-2, in which the power generation output is less likely to decrease may not be provided with the exhaust gas exhaust line L 12-2 .
  • the power generation facilities 10-1 and 10-2 may be existing power generation facilities or newly installed power generation facilities.
  • the power generation facilities 10-1 and 10-2 are existing power generation facilities, it is only necessary to provide an exhaust gas exhaust line with respect to the existing exhaust gas line.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing another example of the exhaust gas treatment apparatus 1 according to the above embodiment.
  • the integrated exhaust heat recovery boiler 12 includes a steam generation unit 123 provided at the subsequent stage of the nitrogen oxide removal unit 120.
  • the steam generation unit 123 includes a turbine drive steam generation unit 123A provided at the rear stage of the nitrogen oxide removal unit 120 in the flow direction of the integrated combustion exhaust gas G21 and a CO 2 provided at the rear stage of the turbine drive steam generation unit 123A.
  • a compression unit driving steam generation unit 123B is a compressor driving steam generation unit 123B.
  • the turbine driving steam generator 123 ⁇ / b> A generates the turbine driving steam S 1 that is low-pressure steam that drives the low-pressure steam turbine 21 by collecting exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas G ⁇ b> 21 from which nitrogen oxides have been removed. Further, the turbine driving steam generation unit 123 ⁇ / b> A supplies the turbine driving steam S 1 generated via the steam supply line L 12 to the low pressure steam turbine 21.
  • the low-pressure steam turbine 21 may be provided outside the exhaust gas treatment device 3, or the low-pressure steam turbine 221 of the power generation facility 10 shown in FIG. Low pressure steam turbine 21 generates power by the rotation to the generator (not shown) by a turbine driving steam S 1.
  • the exhaust gas treatment apparatus 3 can generate electric power by exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas G21 recovered by the integrated exhaust heat recovery boiler 12, it is possible to reduce steam necessary for driving the low-pressure steam turbine 21. . Further, low-pressure steam turbine 21 supplies the CO 2 recovery unit 13 the turbine driving steam S 1 after the turbine driven via the steam discharge line L 13 as the CO 2 absorbing solution regeneration steam S 2.
  • the CO 2 compressor drive steam generator 123B recovers the exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas G21 from which nitrogen oxides have been removed, and the CO 2 compressor drive steam S, which is a low pressure steam that drives the CO 2 compressor 14. 3 is generated. Further, the CO 2 compression unit driving steam generation unit 123B supplies the CO 2 compression unit driving steam S 3 generated via the steam supply line L 14 to the CO 2 compression unit 14. CO 2 compression section 14, the CO 2 compressor unit driving the steam S 3 to drive the CO 2 compressor to compress the CO 2. Thereby, since the exhaust gas treatment apparatus 3 can compress CO 2 by the exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas G21 recovered by the integrated exhaust heat recovery boiler 12, it is possible to reduce the steam necessary for CO 2 compression. it can. Moreover, CO 2 compression section 14, the CO 2 recovery unit 13 the CO 2 compression unit driving the steam S 3 after CO 2 compressor driven through a steam discharge line L 15 as the CO 2 absorbing solution regeneration steam S 4 Supply.
  • the CO 2 recovery unit 13 is a turbine driving steam generation unit 123A of the integrated exhaust heat recovery boiler 12 using the condensed water W condensed with the CO 2 absorbent regeneration steams S 2 and S 4 used in the reboiler of the CO 2 absorption tower. and CO 2 compression unit for supplying a driving steam generating unit 123B.
  • the control unit 18 determines the amount of fuel supplied to the combustor of the power generation facility 10 based on the temperature and gas flow rate of the integrated combustion exhaust gas G21 introduced into the nitrogen oxide removal unit 120 measured by the first exhaust gas measurement unit 16.
  • the supply amount of the turbine driving steam S 1 supplied to the low-pressure steam turbine 21 and the supply amount of the CO 2 compression unit driving steam S 3 supplied to the CO 2 compression unit 14 are controlled.
  • the control unit 18 increases the fuel F supplied to the combustor 212 of the power generation facility 10 when the temperature and gas flow rate of the integrated combustion exhaust gas G21 introduced into the nitrogen oxide removing unit 120 are less than the predetermined range.
  • the control unit 18 decreases the fuel F supplied to the combustor 212 of the power generation facility.
  • the control unit 18 when the temperature and the gas flow integrated combustion exhaust gas G21 introduced into the nitrogen oxide removing portion 120 is greater than the predetermined range, the flow control valve V 12 and provided on the steam supply line L 12 increase least one opening of the flow control valve V 14 provided in the steam supply line L 14, CO 2 supplied to the turbine driving steam S 1 and CO 2 compression unit 14 is supplied to the low pressure steam turbine 21 the supply amount of the compression unit driving steam S 3 of increasing at least one.
  • the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 introduced into the nitrogen oxide removal unit 120 can be controlled within a range suitable for the decomposition and removal of nitrogen oxides, so that the nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas can be efficiently reduced. can do.
  • the turbine driving steam generation unit 123A and the CO 2 compression unit driving steam generation unit 123B of the integrated exhaust heat recovery boiler 12 can reduce the pressure of the low-pressure steam turbine 21. required for reproduction of the need to become turbine driving steam S 1, vapor CO 2 compressor unit drive is required to compress the CO 2 S 3 and CO 2 absorbing solution to a rotary drive the CO 2 absorbing solution regeneration steam S 2 since S 4 is obtained, it is possible to reduce the amount of steam in the entire exhaust gas treatment apparatus 3.
  • FIG. 6 is a schematic diagram illustrating another example of the exhaust gas treatment apparatus 1 according to the present embodiment.
  • the exhaust gas treatment device 4 includes combustion exhaust gases G 11-1 and G 11- discharged from five power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4 , and 10-5.
  • the exhaust gas treatment device 4 includes a power generation facility 10-1 for discharging the combustion exhaust gas G 11-1 , a power generation facility 10-2 for discharging the combustion exhaust gas G 11-2, and a power generation facility 10 for discharging the combustion exhaust gas G 11-3.
  • a power generation facility 10-4 for discharging the combustion exhaust gas G 11-4 a power generation facility 10-5 for discharging the combustion exhaust gas G 11-5 , and power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4, 10-5, an integrated exhaust heat recovery boiler 12 provided downstream, a CO 2 recovery unit 13 provided downstream of the integrated exhaust heat recovery boiler 12, and a CO 2 recovery unit 13 downstream. And a CO 2 compression unit 14.
  • the power generation facilities 10-3, 10-4, and 10-5 discharge the combustion exhaust gas G 11-3 generated by power generation to the exhaust gas lines L 11-3 , L 11-4 , and L 11-5 , respectively.
  • the exhaust gas lines L 11-3 , L 11-4 , L 11-5 are combustion exhaust gases G 11-3 , G 11-4 , G 11- discharged from the power generation facilities 10-3, 10-4, 10-5. 5 are respectively supplied to the integrated exhaust heat recovery boiler 12.
  • the exhaust gas lines L 11-3 , L 11-4 , and L 11-5 are connected to the combustion exhaust gases G 11-3 , G 11-4 , G that flow through the exhaust gas lines L 11-3 , L 11-4 , and L 11-5.
  • the flow control valve V 11-3 for adjusting the flow rate of 11-5, V 11-4, V 11-5, respectively.
  • a flow control valve V 11 between the power generation facilities 10-3, 10-4, and 10-5 and the integrated exhaust heat recovery boiler 12 is provided in the exhaust gas lines L 11-3 , L 11-4 , and L 11-5 .
  • -3 , V 11-4 , V 11-5 , exhaust gas exhaust lines L 12-3 , L 12-4 , L 12 branch from exhaust gas lines L 11-3 , L 11-4 , L 11-5 respectively.
  • -5 is provided.
  • the exhaust gas exhaust lines L 12-3 , L 12-4 , and L 12-5 include flow control valves V 12-3 , V 12-4 , V 12-5 , an exhaust exhaust heat recovery boiler 11, and a chimney 15.
  • the flow control valves V 12-3 , V 12-4 , V 12-5 are exhaust combustion exhaust gases G 12-3 , G 12-4 flowing through the exhaust gas exhaust lines L 12-3 , L 12-4 , L 12-5. , G 12-5 are adjusted respectively.
  • the exhaust exhaust heat recovery boiler 11 recovers exhaust heat of exhaust combustion exhaust gas G 12-3 , G 12-4 , G 12-5 flowing through the exhaust gas exhaust lines L 12-3 , L 12-4 , L 12-5 , respectively. Then, the exhaust combustion exhaust gases G 12-3 , G 12-4 , and G 12-5 that have recovered the exhaust heat are supplied to the chimney 15.
  • the chimney 15 discharges the exhaust combustion exhaust gases G 12-3 , G 12-4 and G 12-5 from which the exhaust heat has been recovered to the outside. Note that the exhaust exhaust heat recovery boiler 11 is not necessarily provided.
  • the integrated exhaust heat recovery boiler 12 includes combustion exhaust gases G 11-1 , G 11-2 , G 11 flowing through the exhaust gas lines L 11-1 , L 11-2 , L 11-3 , L 11-4 , L 11-5.
  • An integrated combustion exhaust gas G21 in which 11-3 , G11-4 , and G11-5 are integrated is supplied.
  • the integrated exhaust heat recovery boiler 12 recovers the exhaust heat of the integrated combustion exhaust gas G21.
  • the exhaust gas treatment device 4 is provided with a flow rate of combustion exhaust gas G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 , G 11-5 to be introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12, power generation equipment 10- Control unit for controlling the supply amount of fuel F to 1, 10-2, 10-3, 10-4, and 10-5 and the supply amount of the reducing agent supplied from the reducing agent supply unit 121 into the integrated combustion exhaust gas G21 18 and combustion exhaust gases G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11 flowing through the exhaust gas lines L 11-1 , L 11-2 , L 11-3 , L 11-4 , L 11-5 -4 , G 11-5 and exhaust gas exhaust lines L 12-1 , L 12-2 , L 12-3 , L 12-4 , L 12-5 , exhaust combustion exhaust gas G 12-1 , G 12- 2, G 12-3, G 12-4, flow measuring the flow rate of the G 12-5 It comprises a tough 19, and an output measuring unit 20 for measuring the power output of the power generation facility 10-1,10-2,10-3,
  • Measurement of gas flow rate and temperature in the first exhaust gas measurement unit 16 measurement of gas flow rate and nitrogen oxide concentration in the second exhaust gas measurement unit 17, combustion exhaust gas G 11-1 , G 11-2 , G 11 in the flow rate measurement unit 19 -3 , G 11-4 , G 11-5 and the exhaust combustion exhaust gas G 12-1 , G 12-2 , G 12-3 , G 12-4 , G 12-5 , and output measurement unit 20
  • the measurement of the power generation output of the power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4, and 10-5 is performed by a conventionally known method.
  • the control unit 18 controls the flow rate control valves V 11-1 , V 11-2 , V 11-3 , V 11-4. , V 11-5 , V 12-1 , V 12-2 , V 12-3 , V 12-4 , V 12-5 and the power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10- Adjust the amount of fuel supplied to 4,10-5.
  • control unit 18 controls the exhaust gas lines L 11-1 , L 11-2 , L 11-3 , L 11-4 , L 11-5 and the exhaust gas exhaust lines L 12-1 , L 12-2 , L 12- 3 , L 12-4 , L 12-5 , combustion exhaust gas G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 , G 11-5 flow rate and power generation equipment 10-1, 10- Combustion exhaust gases G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , which are introduced into the integrated exhaust heat recovery boiler 12 based on at least one of the power generation outputs 2, 10-3, 10-4, 10-5 The flow rates of G 11-4 and G 11-5 are controlled.
  • control unit 18 generates power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4 based on the gas flow rate and nitrogen oxide concentration of the integrated combustion exhaust gas G21 measured by the second exhaust gas measurement unit 17. , 10-5, the supply amount of fuel F is controlled. Since the specific control of each part by the control part 18 and other structures are the same as those in the exhaust gas treatment apparatus 1 shown in FIG.
  • Combustion exhaust gas G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 , G 11- discharged from the power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4 , 10-5 5 is supplied to the integrated exhaust gas line L 21 via the exhaust gas lines L 11-1 , L 11-2 , L 11-3 , L 11-4 , L 11-5 .
  • at least part of the power generation load of the power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4, 10-5 is reduced, and the concentration of nitrogen oxides in the combustion exhaust gas G 11-1 is reduced.
  • At least a part of the combustion exhaust gases G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 , G 11-5 are exhaust gas exhaust lines L 12-1 , L 12-2 , The flow branches into L 12-3 , L 12-4 , and L 12-5 .
  • Combustion exhaust gas G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 flowing through the exhaust gas exhaust lines L 12-1 , L 12-2 , L 12-3 , L 12-4 , L 12-5 , G 11-5 is supplied to the integrated exhaust gas exhaust line L 31 after the exhaust heat is recovered by the exhaust exhaust heat recovery boiler 11.
  • Combustion exhaust gas G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 , G 11-5 supplied to the integrated exhaust gas exhaust line L 31 are integrated into the integrated combustion exhaust gas G 21 from the chimney 15. Discharged.
  • Combustion exhaust gas G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 , G 11-5 supplied to the integrated exhaust gas line L 21 are integrated and integrated exhaust heat recovery as an integrated combustion exhaust gas G21. It is supplied to the boiler 12.
  • the control unit 18 adjusts the valve opening of the flow control valves V 11-1 , V 11-2 , V 11-3 , V 11-4 , V 11-5 and the power generation equipment 10-1 as necessary.
  • 10-2, 10-3, 10-4, and 10-5 the temperature of the integrated combustion exhaust gas G21 is controlled to a predetermined temperature (for example, 300 ° C. or more and 400 ° C. or less).
  • the integrated combustion exhaust gas G21 supplied to the integrated exhaust heat recovery boiler 12 is supplied with a reducing agent by the reducing agent supply unit 121 of the nitrogen oxide removing unit 120 and decomposed and removed by the selective catalyst reducing unit 122. , Supplied to the CO 2 recovery unit 13.
  • the control unit 18 is supplied from the reducing agent supply unit 121 into the integrated combustion exhaust gas G21 so that the nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21 supplied to the CO 2 recovery unit 13 are equal to or lower than a predetermined value. Control the amount of reducing agent.
  • the integrated combustion exhaust gas G21 supplied to the CO 2 recovery unit 13 is discharged to the outside of the exhaust gas treatment device 4 after CO 2 is recovered by the CO 2 absorbent. CO 2 integrated combustion exhaust gas G21 recovered by the CO 2 absorbing solution, after being dissipated from the CO 2 absorbing solution by heating, are discharged is compressed is fed to the CO 2 compression section 14.
  • the combustion exhaust gas G 11-1 discharged from at least one of the power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4, 10-5 .
  • the exhaust gas exhaust lines L 12-1 , L 12-2 , L 12-3 , L 12 -4 and L 12-5 through at least one of the combustion exhaust gases G 11-1 , G 11-2 , G 11-3 , G 11-4 , G 11-5 having an increased concentration of nitrogen oxides One can be discharged to the outside as exhaust combustion exhaust gas G 12-1 , G 12-2 , G 12-3 , G 12-4 , G 12-5 .
  • the exhaust gas treatment apparatus 4 can adjust the concentration of nitrogen oxide in the integrated combustion exhaust gas G21 introduced into the nitrogen oxide removing unit 120 to a concentration range suitable for the decomposition treatment of nitrogen oxide, It becomes possible to efficiently decompose and remove nitrogen oxides in the integrated combustion exhaust gas G21. Therefore, it is possible to realize the exhaust gas treatment device 4 that can reduce the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent and reduce the operating cost.
  • the configuration of the exhaust gas treatment device 4 can be obtained by simply installing the power generation facilities 10-3, 10-4, and 10-5. can do.
  • the power generation load and the exhaust gas load of the existing two power generation facilities 10-1 and 10-2 tend to be lower than the three new power generation facilities 10-3, 10-4, and 10-5
  • the concentration of the product can be adjusted to a concentration range suitable for the decomposition treatment of nitrogen oxides.
  • the exhaust gas treatment device 4 among the plurality of power generation facilities 10-1, 10-2, 10-3, 10-4, and 10-5, the power generation load and the exhaust gas load that are likely to decrease are exhausted.
  • Exhaust combustion exhaust gases G 12-1 , G 12-2 , G 12-3 , G 12- are provided by providing exhaust lines L 12-1 , L 12-2 , L 12-3 , L 12-4 , L 12-5. 4 , by operating while switching the flow rate of G 12-5, the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent can be reduced, and the exhaust gas treatment device 4 capable of reducing operating costs can be realized.
  • Example The present inventors have examined in detail the effect of reducing the amount of nitrogen oxide (NO 2 ) -derived components accumulated in the CO 2 absorbent in the exhaust gas treatment apparatus according to the above embodiment. The contents examined by the inventors will be described below.
  • NO 2 nitrogen oxide
  • FIG. 7 is an explanatory diagram of the amount of nitrogen oxide-derived components accumulated in the CO 2 absorbent of the exhaust gas treatment apparatus according to the example and the comparative example.
  • the exhaust gas treatment apparatus 1 according to the above embodiment by the exhaust gas treatment apparatus 1 according to the above embodiment, the accumulated amount of nitrogen oxide-derived components (see the example) when the exhaust gas lines L 11-1 and L 11-2 are provided, and the exhaust gas line The amount of accumulation of nitrogen oxide-derived components (see Comparative Example) when L 11-1 and L 11-2 are not provided is shown in comparison.
  • FIG. 7 by providing the exhaust gas lines L 11-1 and L 11-2 , it becomes possible to reduce the accumulation amount of nitrogen oxide-derived components in the CO 2 absorbent by about 0.5 times. . From this result, according to the exhaust gas treatment apparatus 1 according to the above-described embodiment, it is possible to significantly reduce nitrogen oxides accumulated in the CO 2 absorbent, and to reduce the operating cost of the exhaust gas treatment apparatus. I understand that.
  • Exhaust gas treatment apparatus 10-1, 10-2, 10-3, 10-4, 10-5 Power generation equipment 11 Exhaust exhaust heat recovery boiler 12 Integrated exhaust heat recovery boiler 13 CO 2 recovery section 14 CO 2 compression section 15 chimney 16 first exhaust gas measuring unit 17 second exhaust gas measuring unit 18 control unit 19 flow measuring unit 20 outputs the measurement unit 21 low pressure steam turbine 210 gas turbine 211 compressor 212 combustor 213 turbine 221 low pressure steam turbine 222 Medium pressure / high pressure steam turbine 222A Medium pressure steam turbine 222B High pressure steam turbine 230 Generator 240 Turbine shaft A Air F Fuel G11-1 , G11-2 , G11-3 , G11-4 , G11-5 combustion exhaust gas G 12-1, G 12-2, G 12-3 , G 12-4, G 12-5 exhaust combustion exhaust gas G 21 integrated retardant Baked exhaust gas G 31 integrated exhaust flue L 11-1, L 11-2, L 11-3 , L 11-4, L 11-5 exhaust gas line L 12-1, L 12-2, L 12-3 , L 12-4 , L 12-5 exhaust gas exhaust line L 21 integrated exhaust

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Abstract

排ガス処理装置１は、発電設備１０－１の燃焼排ガスＧ１１－１が流れる排ガスラインＬ１１－１と、発電設備１０－２の燃焼排ガスＧ１１－２が流れる排ガスラインＬ１１－２と、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２から分岐して設けられ、燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の一部を排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２として排出する排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２と、燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２を統合した統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去部１２０と、統合燃焼排ガスＧ２１の排熱を回収する統合排熱回収ボイラ１２と、統合燃焼排ガスＧ２１中のＣＯ２をＣＯ２回収液によって回収するＣＯ２回収部１３とを具備する。

Description

排ガス処理装置及び排ガス処理方法
　本発明は、排ガス処理装置及び排ガス処理方法に関し、例えば、発電設備から排出される燃焼排ガスを処理する排ガス処理装置及び排ガス処理方法に関する。
　従来、複数のガスタービンにそれぞれ接続され、ガスタービンから排出される燃焼排ガスの排熱を回収する排熱回収ボイラを含む複数の排ガス流路を備えた排ガス処理装置が提案されている（例えば、特許文献１参照）。この排ガス処理装置においては、各ガスタービンから排出された燃焼排ガスは、各排ガス流路に設けられた排熱回収ボイラで排熱が回収される。そして、排熱が回収された各排ガス流路の燃焼排ガスは、それぞれ統合されて統合燃焼排ガスとされた後、ＣＯ２回収装置で統合燃焼排ガス中の二酸化炭素（ＣＯ２）がＣＯ２吸収液によって回収される。
特許第５２９１４４９号公報
　ところで、排ガス処理装置では、燃焼排ガス中に含まれる窒素酸化物（例えば、二酸化窒素（ＮＯ２））に起因する成分がＣＯ２吸収液に蓄積成分として蓄積するので、ＣＯ２回収装置の前段に排ガス中の窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去装置が設けられる。一方で、ガスタービンが運転時に低発電負荷状態となると、燃焼排ガス中の窒素酸化物の排出量が顕著に増大し、ＣＯ２回収装置の前段に窒素酸化物除去装置を設けても、燃焼排ガス中の窒素酸化物を必ずしも十分に除去できないことがある。燃焼排ガス中に窒素酸化物が残存すると、窒素酸化物に起因する蓄積成分がＣＯ２回収装置のＣＯ２吸収液に蓄積し、ＣＯ２吸収液から窒素酸化物に起因する蓄積成分を除去するリクレーミング処理の頻度が増えて運転費が増大する場合がある。
　本発明は、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能な排ガス処理装置及び排ガス処理方法を提供することを目的とする。
　本発明の排ガス処理装置は、第１発電設備から排出される第１燃焼排ガスが流れる第１排ガス流路と、第２発電設備から排出される第２燃焼排ガスが流れる第２排ガス流路と、前記第１排ガス流路及び前記第２排ガス流路の少なくとも一方から分岐して設けられ、前記第１排ガス流路を流れる前記第１燃焼排ガス及び前記第２排ガス流路を流れる前記第２燃焼排ガスの少なくとも一方の少なくとも一部を排気燃焼排ガスとして排出する排ガス排気流路と、前記第１排ガス流路を流れる第１燃焼排ガスと前記第２排ガス流路を流れる第２燃焼排ガスとを統合した統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去部と、前記窒素酸化物除去部で窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱を回収する統合排熱回収部と、前記統合排熱回収部で排熱が回収された前記統合燃焼排ガス中のＣＯ２をＣＯ２回収液によって回収するＣＯ２回収部とを具備することを特徴とする。
　この構成によれば、第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方から排出される燃焼排ガス中の窒素酸化物が増大した際に、排ガス排気流路を介して、窒素酸化物の濃度が増大した第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの少なくとも一方を外部に排出することが可能となる。これにより、排ガス処理装置は、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガス中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に調整することができるので、統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を効率良く分解除去することが可能となる。したがって、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能な排ガス処理装置を実現できる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記排ガス排気流路を流れる排気燃焼排ガスの排熱を回収する排気排熱回収部を備えたことが好ましい。この構成により、排ガス処理装置は、第１排ガス流路及び第２排ガス流路の少なくとも一方を流れる燃焼排ガスの排熱を排気排熱回収部で回収することができるので、第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの排熱を有効に活用することが可能となる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御する制御部を備えたことが好ましい。この構成により、排ガス処理装置は、統合排熱回収部に導入する第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御することにより、発電負荷が低下した第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方から排出された第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの少なくとも一部を外部に排出できるので、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガス中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に容易に調整することができる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記制御部は、前記第１発電設備及び前記第２発電設備の発電負荷に基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御することが好ましい。この構成により、排ガス処理装置は、発電負荷が低下した第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方から排出された第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの少なくとも一部を外部に排出できるので、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガス中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に容易に調整することができる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記制御部は、前記発電負荷として、前記第１発電設備及び前記第２発電設備の発電出力に基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御することが好ましい。この構成により、排ガス処理装置は、発電出力が低下した第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方から排出された第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの少なくとも一部を外部に排出できるので、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガス中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に容易に調整することができる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記制御部は、前記発電負荷として、前記第１排ガス流路を流れる前記第１燃焼排ガスの流量、前記第２排ガス流路を流れる前記第２燃焼排ガスの流量及び前記排ガス排気流路を流れる前記排気燃焼排ガスの流量の少なくとも一つに基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御することが好ましい。この構成により、排ガス処理装置は、第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの流量が低下した第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方から排出された第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの少なくとも一部を外部に排出できるので、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガス中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に容易に調整することができる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記制御部は、前記発電負荷が所定の閾値以下となった際に、下記式（１）に基づいて算出される排ガス負荷に基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御することが好ましい。この構成により、排ガス処理装置は、排ガス負荷に基づいて、統合排熱回収部に導入する第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御するので、排ガス負荷が低下した第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方から排出された第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの少なくとも一部を外部に排出でき、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガス中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に容易に調整することができる。
　排ガス負荷（％）＝測定対象となる第１排ガス流路又は第２排ガス流路を流れる第１燃焼排ガス又は第２燃焼排ガスの流量／第１排ガス流路又は第２排ガス流路を流れる第１燃焼排ガス又は第２燃焼排ガスの定格流量×１００・・・式（１）
　本発明の排ガス処理装置においては、前記窒素酸化物除去部に導入される前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を調整し、前記統合燃焼排ガスの温度を３００℃以上４００℃以下に制御する制御部を備えたことが好ましい。この構成により、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガスのガス温度を窒素酸化物の分解処理に適した３００℃以上４００℃以下にできるので、ＣＯ２回収部におけるＣＯ２回収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を効率良く低減することが可能となる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記統合排熱回収部内に前記窒素酸化物除去部が設けられたことが好ましい。この構成により、統合排熱回収部及び窒素酸化物除去部を一体化できるので、排ガス処理装置の設備の小型化及び簡素化が可能となる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記窒素酸化物除去部は、窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去触媒と還元剤を注入する還元剤注入部とを備えたことが好ましい。この構成により、還元剤及び窒素酸化物除去触媒により、統合燃焼ガス中に含まれる窒素酸化物をより一層効率良く分解除去することが可能となる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記ＣＯ２回収部に導入される統合燃焼排ガスのガス流量及び窒素酸化物濃度に基づいて、前記還元剤の供給量を制御する制御部を備えたことが好ましい。この構成により、ＣＯ２回収部に導入される統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を所望の濃度範囲に制御することができる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記統合排熱回収部は、前記窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱によってＣＯ２回収部から排出されたＣＯ２を圧縮するＣＯ２圧縮部駆動用蒸気を生成し、生成したＣＯ２圧縮部駆動用蒸気をＣＯ２圧縮部に供給することが好ましい。この構成により、統合燃焼排ガスの排熱をＣＯ２圧縮部駆動用蒸気として有効に活用することが可能となり、排ガス処理装置の運転費を削減することが可能となる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記統合排熱回収部は、前記窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱によってタービン駆動用蒸気を生成し、生成したタービン駆動用蒸気を蒸気タービンに供給することが好ましい。この構成により、統合燃焼排ガスの排熱をタービン駆動用蒸気として有効に活用することが可能となり、排ガス処理装置の運転費を削減することが可能となる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記窒素酸化物除去部に導入される前記統合燃焼排ガスの温度及びガス流量を測定し、測定した温度及びガス流量に基づいて、前記発電設備の燃焼器に供給する燃料の量及び前記蒸気タービンへの蒸気供給量の少なくとも一方を制御する制御部を備えることが好ましい。この構成により、窒素酸化物除去部に導入される統合燃焼排ガスの温度及び流量を所望の範囲に制御することが可能となる。
　本発明の排ガス処理装置においては、前記第１発電設備及び前記第２発電設備の少なくとも一方が、既存発電設備を含むことが好ましい。この構成により、既存発電設備に対しても、第１排ガス流路及び第２排ガス流路を設けることにより、統合燃焼排ガスに含まれる窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解除去に適した範囲に調整できるので、設備費の増大の低減も可能となる。
　本発明の排ガス処理方法は、第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方の発電負荷が所定の閾値未満となった際に、当該発電負荷が所定の閾値より低くなった第１発電設備から排出される第１燃焼排ガス及び第２発電設備から排出される第２燃焼排ガスの少なくとも一部を外部に排出する燃焼排ガス排出工程と、前記燃焼排ガス排出工程で少なくとも一部を外部に排出された前記第１燃焼排ガスと前記第２燃焼排ガスとを統合し統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去工程と、前記窒素酸化物除去工程で窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱を回収する統合排熱回収工程と、前記統合排熱回収工程で排熱が回収された前記統合燃焼排ガス中のＣＯ２をＣＯ２回収液によって回収するＣＯ２回収工程とを具備することを特徴とする。
　この方法によれば、第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方から排出される燃焼排ガス中の窒素酸化物が増大した際に、窒素酸化物の濃度が増大した第１燃焼排ガス及び第２燃焼排ガスの少なくとも一方を外部に排出することが可能となる。これにより、排ガス処理装置は、統合燃焼排ガス中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に調整することができるので、統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を効率良く分解除去することが可能となる。したがって、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能な排ガス処理方法を実現できる。
　本発明によれば、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能な排ガス処理装置及び排ガス処理方法を実現できる。
図１は、本発明の実施の形態に係る排ガス処理装置の一例を示す模式図である。 図２は、本発明の実施の形態に係る発電設備の模式図である。 図３は、排ガス負荷とＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量との関係を示す図である。 図４は、本発明の実施の形態に係る排ガス処理装置の他の例を示す模式図である。 図５は、本発明の実施の形態に係る排ガス処理装置の他の例を示す模式図である。 図６は、本発明の実施の形態に係る排ガス処理装置の他の例を示す模式図である。 図７は、実施例及び比較例に係る排ガス処理装置のＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を示す図である。
　本発明者らは、従来の排ガス処理装置では、発電設備の発電負荷が低下すると発電設備から排出される燃焼排ガス中の窒素酸化物が顕著に増大することに着目した。そして、本発明者らは、複数の発電設備のうち、排ガス排気流路を介して発電負荷が低下して窒素酸化物が増大した燃焼排ガスを排気することを着想した。これにより、本発明者らは、複数の発電設備から排出される燃焼排ガスを統合した統合燃焼排ガス中の窒素酸化物濃度を低減するが可能となり、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能となることを見出し、本発明を完成させるに至った。
　以下、本発明の一実施の形態について、添付図面を参照して詳細に説明する。なお、本発明は、以下の各実施の形態に限定されるものではなく、適宜変更して実施可能である。
　図１は、本発明の実施の形態に係る排ガス処理装置１の一例を示す模式図である。図１に示すように、本実施の形態に係る排ガス処理装置１は、燃焼排ガスＧ１１を発生する発電設備（第１発電設備）１０－１から排出される燃焼排ガス（第１燃焼排ガス）Ｇ１１－１及び発電設備（第２発電設備）１０－２から排出される燃焼排ガス（第２燃焼排ガス）Ｇ１１－２の排熱を統合排熱回収ボイラ１２で回収した後、統合燃焼排ガスＧ２１に含まれるＣＯ２をＣＯ２回収部１３によって回収して排出するものである。排ガス処理装置１は、燃焼排ガスＧ１１－１を排出する発電設備１０－１と、燃焼排ガスＧ１１－２を排出する発電設備１０－２と、燃焼排ガスＧ１１の流れ方向における発電設備１０－１の後段に設けられた排気排熱回収ボイラ１１及び統合排熱回収ボイラ１２と、統合排熱回収ボイラ１２の後段に設けられたＣＯ２回収部１３と、ＣＯ２回収部１３の後段に設けられたＣＯ２圧縮部１４とを備える。排気排熱回収ボイラ１１の後段には、燃焼排ガスＧ１１の一部を排出する煙突１５が設けられている。
　図２は、本実施の形態に係る発電設備１０－１，１０－２の模式図である。なお、図２おいては、発電設備１０－１，１０－２は、それぞれ同様の構成を有するので、発電設備１０として示している。図２に示すように、発電設備１０は、ガスタービン２１０と、蒸気タービン２２０と、発電機２３０とが一軸で構成されてなる一軸型の複合発電設備（ガスタービンコンバインドサイクル）である。ガスタービン２１０は、空気Ａを圧縮する圧縮機２１１と、圧縮機で圧縮された空気Ａを燃料Ｆと共に燃焼させる燃焼器２１２と、燃焼器２１２で発生した燃焼ガスにより回転駆動するタービン２１３とを備える。圧縮機２１１とタービン２１３とは、タービン軸２４０を介して連結されている。
　蒸気タービン２２０は、低圧蒸気によって回転駆動する低圧蒸気タービン２２１と、中圧蒸気によって回転駆動する中圧蒸気タービン２２２Ａ及び高圧蒸気によって回転駆動する高圧蒸気タービン２２２Ｂとが連結された中圧・高圧蒸気タービン２２２とを備える。低圧蒸気タービン２２１及び中圧・高圧蒸気タービン２２２は、タービン軸２４０を介して発電機２３０と接続されると共に、ガスタービン２１０に連結されている。発電機２３０は、タービン軸２４０を介したガスタービン２１０及び蒸気タービン２２０の回転駆動により発電する。
　発電設備１０－１は、発電によって発生した燃焼排ガスＧ１１－１を排ガスライン（第１排ガス流路）Ｌ１１－１に排出する。排ガスラインＬ１１－１は、発電設備１０－１から排出された燃焼排ガスＧ１１－１を統合排熱回収ボイラ１２に向けて供給する。排ガスラインＬ１１－１には、排ガスラインＬ１１－１を流れる燃焼排ガスＧ１１－１の流量を調整する流量制御弁Ｖ１１－１が設けられている。また、排ガスラインＬ１１－１には、発電設備１０－１と統合排熱回収ボイラ１２との間の流量制御弁Ｖ１１－１の後段に排ガスラインＬ１１－１から分岐する排ガス排気ライン（排ガス排気流路）Ｌ１２－１が設けられている。この排ガス排気ラインＬ１２－１には、流量制御弁Ｖ１２－１、排気排熱回収ボイラ１１及び煙突１５がこの順に設けられている。流量制御弁Ｖ１２－１は、排ガス排気ラインＬ１２－１を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－１の流量を調整する。排気排熱回収ボイラ１１は、排ガス排気ラインＬ１２－１を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－１の排熱を回収し、排熱を回収した排気燃焼排ガスＧ１２－１を煙突１５に供給する。煙突１５は、排熱が回収された排気燃焼排ガスＧ１２－１を外部に排出する。なお、排気排熱回収ボイラ１１は、必ずしも設ける必要はない。
　発電設備１０－２は、発電によって発生した燃焼排ガスＧ１１－２を排ガスライン（第２排ガス流路）Ｌ１１－２に排出する。排ガスラインＬ１１－２は、発電設備１０－２から排出された燃焼排ガスＧ１１－２を統合排熱回収ボイラ１２に向けて供給する。排ガスラインＬ１１－２には、排ガスラインＬ１１－１を流れる燃焼排ガスＧ１１－１の流量を調整する流量制御弁Ｖ１１－２が設けられている。また、排ガスラインＬ１１－２には、発電設備１０－２と統合排熱回収ボイラ１２との間の流量制御弁Ｖ１１－２の後段に排ガスラインＬ１１－２から分岐する排ガス排気ライン（排ガス排気流路）Ｌ１２－２が設けられている。この排ガス排気ラインＬ１２－２には、排ガス排気ラインＬ１２－２を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－２の流量を調整する流量制御弁Ｖ１２－２が設けられている。また、排ガス排気ラインＬ１２－２は、排ガス排気ラインＬ１２－１と接続されて統合排ガス排気ラインＬ３１となる。
　統合排熱回収ボイラ１２には、排ガスラインＬ１１－１を流れる燃焼排ガスＧ１１－１及び排ガスラインＬ１１－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－２が統合された統合燃焼排ガスＧ２１が供給される。統合排熱回収ボイラ１２は、統合燃焼排ガスＧ２１の排熱を回収する。統合排熱回収ボイラ１２には、内部に統合燃焼排ガスＧ２１中に含まれる一酸化窒素及び二酸化窒素などの窒素酸化物を還元除去する窒素酸化物除去部１２０が設けられている。このように、統合排熱回収ボイラ１２内に窒素酸化物除去部１２０を設けることにより、排ガス処理装置１を小型化することが可能となる。なお、窒素酸化物除去部１２０は、必ずしも統合排熱回収ボイラ１２と一体に設ける必要はなく、統合排熱回収ボイラ１２の外部に設けてもよい。
　窒素酸化物除去部１２０は、統合燃焼排ガスＧ２１に窒素酸化物を還元する還元剤を噴射する還元剤供給部１２１と、還元剤供給部１２１の後段に設けられ、窒素酸化物を選択的に還元する脱硝触媒が充填された選択触媒還元（ＳＣＲ：Selective　Catalytic　Reduction）部１２２とを含む。還元剤供給部１２１の還元剤としては、一酸化窒素及び二酸化窒素などの窒素酸化物を分解除去できるものであれば特に制限はない。また、選択触媒還元部１２２の脱硝触媒としては、一酸化窒素及び二酸化窒素などの窒素酸化物を分解除去できるものであれば特に制限はない。
　統合排熱回収ボイラ１２は、窒素酸化物除去部１２０で統合燃焼排ガスＧ２１中に還元剤供給部１２１から還元剤を供給し、還元剤が供給された窒素酸化物を選択触媒還元部１２２で分解処理する。また、統合排熱回収ボイラ１２は、窒素酸化物が分解処理された統合燃焼排ガスＧ２１の排熱を回収し、排熱を回収した統合燃焼排ガスＧ２１をＣＯ２回収部１３に供給する。
　ＣＯ２回収部１３は、統合燃焼排ガスＧ２１中の二酸化炭素（ＣＯ２）をＣＯ２吸収液により回収するＣＯ２吸収塔と、ＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液を加熱してＣＯ２吸収液からＣＯ２を放散させるＣＯ２再生塔とを含む。ＣＯ２回収液としては、統合燃焼排ガスＧ２１中の二酸化炭素（ＣＯ２）を回収できるものであれば特に制限はなく、例えば、アミン系吸収液などを用いることができる。また、ＣＯ２回収部１３は、ＣＯ２を回収した統合燃焼排ガスＧ２１を外部に排出すると共に、回収したＣＯ２をＣＯ２圧縮部１４に供給する。ＣＯ２圧縮部１４は、ＣＯ２回収部１３から供給されるＣＯ２を圧縮して排出する。
　また、排ガス処理装置１は、統合排熱回収ボイラ１２に導入される統合燃焼排ガスＧ２１のガス流量及び温度を測定する第１排ガス測定部１６と、ＣＯ２回収部１３に導入される統合燃焼排ガスＧ２１のガス流量及び窒素酸化物濃度を測定する第２排ガス測定部１７と、統合排熱回収ボイラ１２に導入する燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の流量、発電設備１０への燃料Ｆの供給量及び還元剤供給部１２１から統合燃焼排ガスＧ２１中に供給される還元剤の供給量を制御する制御部１８と、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の流量及び排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２の流量を測定する流量測定部１９と、発電設備１０－１，１０－２の発電出力を測定する出力測定部２０とを備える。第１排ガス測定部１６におけるガス流量、温度の測定、第２排ガス測定部１７におけるガス流量、窒素酸化物濃度の測定、流量測定部１９における燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２及び排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２の流量の測定、及び出力測定部２０における発電設備１０－１，１０－２の発電出力の測定は、従来公知の方法により行われる。
　制御部１８は、第１排ガス測定部１６で測定された統合燃焼排ガスＧ２１のガス流量及び温度に基づいて、流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２，Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度及び発電設備１０への燃料の供給量を調整する。また、制御部１８は、排ガスラインＬ１１－１を流れる燃焼排ガスＧ１１－１の流量、排ガスラインＬ１１－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－２の流量、排ガス排気ラインＬ１２－１を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－１の流量及び排ガス排気ラインＬ１２－２を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－２の流量及び発電設備１０－１，１０－２の発電出力の少なくとも一つに基づいて、統合排熱回収ボイラ１２に導入する燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の流量を制御する。また、制御部１８は、第２排ガス測定部１７で測定された統合燃焼排ガスＧ２１のガス流量及び窒素酸化物濃度に基づいて、発電設備１０への燃料Ｆの供給量を制御する。
　制御部１８は、発電設備１０－１，１０－２の発電負荷に基づいて流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２，Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度を調整して排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２の流量を制御する。制御部１８は、発電負荷として、例えば、出力測定部２０で測定された発電設備１０－１の発電出力が予め設定された所定の閾値未満となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－１の開度の低減及び流量制御弁Ｖ１２－１の開度の増大の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の低下によって、窒素酸化物の濃度が増大した燃焼排ガスＧ１１－１を排気燃焼排ガスＧ１２－１として排出することができるので、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を低減することができる。この結果、統合排熱回収ボイラ１２への窒素酸化物の導入量を低減することができるので、ＣＯ２回収部１３のＣＯ２回収液における窒素酸化物起因成分の蓄積量を減少させることができる。制御部１８は、発電設備１０－１の発電出力が予め設定された所定の閾値以上となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－１の開度の増大及び流量制御弁Ｖ１２－１の開度の低減の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の増大により窒素酸化物の濃度が減少した排気燃焼排ガスＧ１２－１を燃焼排ガスＧ１１－１として統合排熱回収ボイラ１２へ導入することができるので、統合排熱回収ボイラ１２での排熱の回収量を増やすことができる。
　また、制御部１８は、発電負荷として、例えば、出力測定部２０で測定された発電設備１０－２の発電出力が予め設定された所定の閾値未満となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－２の開度の低減及び流量制御弁Ｖ１２－２の開度の増大の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の低下によって、窒素酸化物の濃度が増大した排気燃焼排ガスＧ１２－１を排気燃焼排ガスＧ１２－２として排出することができるので、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を低減することができる。この結果、統合排熱回収ボイラ１２への窒素酸化物の導入量を低減することができるので、ＣＯ２回収部１３のＣＯ２回収液における窒素酸化物起因成分の蓄積量を減少させることができる。制御部１８は、発電設備１０－２の発電出力が予め設定された所定の閾値以上となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－２の開度の増大及び流量制御弁Ｖ１２－２の開度の低減の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の増大により窒素酸化物の濃度が減少した排気燃焼排ガスＧ１２－２を燃焼排ガスＧ１１－２として統合排熱回収ボイラ１２へ導入することができるので、統合排熱回収ボイラ１２での排熱の回収量を増やすことができる。
　制御部１８は、発電負荷として、例えば、流量測定部１９で測定された排ガスラインＬ１１－１を流れる燃焼排ガスＧ１１－１の流量が予め設定した所定の閾値未満となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－１の開度の低減及び流量制御弁Ｖ１２－１の開度の増大の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の低下に伴って流量が低下すると共に、窒素酸化物の濃度が増大した燃焼排ガスＧ１１－１を排気燃焼排ガスＧ１２－１として排出することができるので、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を低減することができる。この結果、統合排熱回収ボイラ１２への窒素酸化物の導入量を低減することができるので、ＣＯ２回収部１３のＣＯ２回収液における窒素酸化物起因成分の蓄積量を減少させることができる。制御部１８は、排ガス排気ラインＬ１２－１を流れる燃焼排ガスＧ１１－１の流量が予め設定した所定の閾値以上となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－１の開度の増大及び流量制御弁Ｖ１２－１の開度の低減の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の増大に伴って流量が増大すると共に、窒素酸化物が減少した燃焼排ガスＧ１１－１を統合排熱回収ボイラ１２へ導入することができるので、統合排熱回収ボイラ１２での排熱の回収量を増やすことができる。
　制御部１８は、発電負荷として、例えば、流量測定部１９で測定された排ガスラインＬ１１－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－２の流量が予め設定した所定の閾値未満となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－２の開度の低減及び流量制御弁Ｖ１２－２の開度の増大の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の低下に伴って流量が低下すると共に、窒素酸化物の濃度が増大した燃焼排ガスＧ１１－２を排気燃焼排ガスＧ１２－２として排出することができるので、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を低減することができる。この結果、統合排熱回収ボイラ１２への窒素酸化物の導入量を低減することができるので、ＣＯ２回収部１３のＣＯ２回収液における窒素酸化物起因成分の蓄積量を減少させることができる。制御部１８は、排ガス排気ラインＬ１２－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－２の流量が予め設定した所定の閾値以上となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－２の開度の増大及び流量制御弁Ｖ１２－２の開度の低減の少なくとも一方の制御をする。これにより、発電出力の増大に伴って流量が増大すると共に、窒素酸化物の濃度が減少した燃焼排ガスＧ１１－２の統合排熱回収ボイラ１２への導入量を増大することができるので、統合排熱回収ボイラ１２での排熱の回収量を増やすことができる。
　また、制御部１８は、発電負荷が所定の閾値以下となった際に、例えば、下記式（１）に基づいて算出される排ガス負荷に基づいて、統合排熱回収ボイラ１２に導入する燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の流量を制御することが好ましい。ここでの定格流量とは、発電設備１０－１，１０－２の通常運転の際の排ガスラインＬ１1－１，Ｌ１1－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の流量である。また、測定対象となる排ガスラインは、統合排ガスラインＬ２1への燃焼排ガスの供給があるラインとする。
　排ガス負荷（％）＝測定対象となる排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の流量／排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の定格流量×１００・・・式（１）
　制御部１８は、上記式（１）で算出された排ガス負荷が設定した所定の閾値未満となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２の開度の低減及び流量制御弁Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度の増大の少なくとも一方の制御をする。これにより、排ガス負荷の低下に伴って窒素酸化物の濃度が増大した燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２を排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２として排出することができるので、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を低減することができる。この結果、統合排熱回収ボイラ１２への窒素酸化物の導入量を低減することができるので、ＣＯ２回収部１３のＣＯ２回収液における窒素酸化物起因成分の蓄積量を減少させることができる。制御部１８は、上記式（１）で算出された排ガス負荷が予め設定した所定の閾値以上となった場合には、流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２の開度の増大及び流量制御弁Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度の低減の少なくとも一方の制御をする。これにより、排ガス負荷の増大に伴って窒素酸化物の濃度が減少した燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の統合排熱回収ボイラ１２への導入量を増大することができるので、統合排熱回収ボイラ１２での排熱の回収量を増やすことができる。
　図３は、排ガス負荷とＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量との関係を示す図である。図３に示すように、排ガス処理装置１では、上記式（１）で算出される排ガス負荷の増大に伴って、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量が減少する。この排ガス負荷は、６０％で窒素酸化物起因成分の蓄積量が、窒素酸化物除去部１２０を設けない場合に対して約０．２８倍となり、７０％で窒素酸化物除去部１２０を設けない場合に対して約０．１７倍となる。また、排ガス負荷は、６０％未満の範囲では窒素酸化物起因成分の蓄積量が著しく増大し、７０％以上の範囲では窒素酸化物起因成分の蓄積量の低下率が低下し、６０％以上７０％以下の範囲で減少率が最大となる。また、排ガス負荷は、１００％に近くなるほどＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量が減少する。以上を考慮すると、予め設定する排ガス負荷の閾値としては、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を減少させて排ガス処理装置１の運転費を低減する観点から、６０％以上が好ましく、７０％以上がより好ましく、また１００％以下が好ましい。
　また、制御部１８は、統合排熱回収ボイラ１２に導入する燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の流量及び発電設備１０への燃料の供給量の少なくとも一方を調整して第１排ガス測定部１６で測定される統合燃焼排ガスＧ２１の温度が３００℃以上４００℃以下となるように制御する。このような制御により、排ガス処理装置１は、統合排熱回収ボイラ１２の窒素酸化物除去部１２０に供給される統合燃焼排ガスＧ２１の温度を窒素酸化物の分解除去に適した温度にすることができるので、より一層効率良く統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物を分解除去することが可能となる。
　制御部１８は、第１排ガス測定部１６で測定される統合燃焼排ガスＧ２１の温度が３００℃未満の場合には、排ガス負荷又は発電出力が低下した発電設備１０－１，１０－２に接続された排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２の流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２の開度の低減及び当該排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２から分岐した排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２の流量制御弁Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度の増大の少なくとも一方の制御により、統合燃焼排ガスＧ２１中における燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の割合を低下させる。これにより、統合燃焼排ガスＧ２１中における排ガス負荷又は発電出力が低下して温度が低下した燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の統合排熱回収ボイラ１２への導入量を減少させることができるので、第１排ガス測定部１６で測定される統合燃焼排ガスＧ２１の温度が増大する。また、制御部１８は、流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２，Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度を維持して、排ガス負荷又は発電出力が低下した発電設備１０－１，１０－２への燃料Ｆの供給量を増大させて統合燃焼排ガスＧ２１の温度を上げてもよい。
　また、制御部１８は、第１排ガス測定部１６で測定される統合燃焼排ガスＧ２１の温度が４００℃超えの場合には、排ガス負荷又は発電出力が高い発電設備１０－１，１０－２に接続された排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２の流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２の開度の低減及び当該排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２から分岐した排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２の流量制御弁Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度の増大の少なくとも一方の制御により、統合燃焼排ガスＧ２１中における燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の割合を低下させる。これにより、統合燃焼排ガスＧ２１中における排ガス負荷又は発電出力が高くて温度が上昇した燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の統合排熱回収ボイラ１２への導入量を減少させることができるので、第１排ガス測定部１６で測定される統合燃焼排ガスＧ２１の温度が減少する。また、制御部１８は、流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２，Ｖ１２－１，Ｖ１２－２の開度を維持して、排ガス負荷又は発電出力が高い発電設備１０－１，１０－２への燃料Ｆの供給量を減少させて統合燃焼排ガスＧ２１の温度を上げてもよい。
　また、制御部１８は、還元剤供給部１２１から供給される還元剤の供給量を調整し、第２排ガス測定部１７で測定される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物濃度が所定値以下となるように制御する。制御部１８は、第２排ガス測定部１７で測定される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物濃度が所定値超えの場合には、還元剤供給部１２１からの還元剤の供給量を増やす。また、第２排ガス測定部１７で測定される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物濃度が所定値未満の場合には、還元剤供給部１２１からの還元剤の供給量を維持又は減少させる。このような制御により、排ガス処理装置１は、ＣＯ２回収部１３に導入される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物濃度を所定値以下に制御できるので、ＣＯ２回収部１３から排出されるＣＯ２回収後の統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物を効率良く低減することができる。
　次に、本実施の形態に係る排ガス処理装置１の全体動作について説明する。発電設備１０－１から排出された燃焼排ガスＧ１１－１は、排ガスラインＬ１１－１を介して統合排ガスラインＬ２１に供給される。ここでは、発電設備１０－１の発電出力及び排ガス負荷及び排ガスラインＬ１１－１を流れる燃焼排ガスＧ１１－１の流量の少なくとも一部が低下して、燃焼排ガスＧ１１－１中の窒素酸化物の濃度が増大した場合には、燃焼排ガスＧ１１－１の少なくとも一部が、排ガス排気ラインＬ１２－１に分岐して排気燃焼排ガスＧ１２－１として流れる。排ガス排気ラインＬ１２－１を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－１は、排気排熱回収ボイラ１１で排熱が回収された後、統合排ガス排気ラインＬ３１に供給される。また、発電設備１０－２から排出された燃焼排ガスＧ１１－２は、排ガスラインＬ１１－２を介して統合排ガスラインＬ２１に供給される。ここでは、発電設備１０－２の発電出力及び排ガス負荷及び排ガスラインＬ１１－２を流れる燃焼排ガスＧ１１－２の流量の少なくとも一部が低下して、燃焼排ガスＧ１１－２中の窒素酸化物の濃度が増大した場合には、燃焼排ガスＧ１１－２の少なくとも一部が、排ガス排気ラインＬ１２－２に分岐して排気燃焼排ガスＧ１２－２として流れる。排ガス排気ラインＬ１２－２を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－２は、統合排ガス排気ラインＬ３１に供給される。統合排ガス排気ラインＬ３１に供給された排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２は、統合排気燃焼排ガスＧ３１に統合されて煙突１５から排出される。
　統合排ガスラインＬ２１に供給された燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２は、統合されて統合燃焼排ガスＧ２１として、統合排熱回収ボイラ１２に供給される。ここでは、制御部１８が、必要に応じて、流量制御弁Ｖ１１－１及び流量制御弁Ｖ１１－２のバルブ開度、並びに、発電設備１０に供給される燃料の供給量を制御することにより、統合燃焼排ガスＧ２１の温度が所定温度（例えば、３００℃以上４００℃以下）となるように制御する。統合排熱回収ボイラ１２に供給された統合燃焼排ガスＧ２１は、窒素酸化物除去部１２０の還元剤供給部１２１で還元剤が供給され、選択触媒還元部１２２で窒素酸化物が分解除去された後、ＣＯ２回収部１３に供給される。ここでは、制御部１８は、必要に応じてＣＯ２回収部１３に供給される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物が所定値以下となるように、還元剤供給部１２１から統合燃焼排ガスＧ２１中に供給される還元剤の量を制御する。ＣＯ２回収部１３に供給された統合燃焼排ガスＧ２１は、ＣＯ２吸収液によってＣＯ２が回収された後、排ガス処理装置１の外部に排出される。ＣＯ２吸収液によって回収された統合燃焼排ガスＧ２１中のＣＯ２は、加熱によってＣＯ２吸収液から放散された後、ＣＯ２圧縮部１４に供給されて圧縮されて排出される。
　以上説明したように、上記実施の形態によれば、発電設備１０－１，１０－２の少なくとも一方から排出される燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２中の窒素酸化物が増大した際に、排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２の少なくとも一方を介して、窒素酸化物の濃度が増大した燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２の少なくとも一方を外部に排出することが可能となる。これにより、排ガス処理装置１は、窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に調整することができるので、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物を効率良く分解除去することが可能となる。したがって、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能な排ガス処理装置１を実現できる。
　なお、上述した実施の形態では、統合排ガス排気ラインＬ３１に排気排熱回収ボイラ１１を設けた構成について説明したが、排気排熱回収ボイラ１１は、図４に示す排ガス処理装置２のように、排ガス排気ラインＬ１２－１に設けてもよく、排ガス排気ラインＬ１２－２に設けてもよく、排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２の双方に設けてもよい。なお、排気排熱回収ボイラ１１は、必ずしも設けなくともよい。
　また、上述した実施の形態では、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２にそれぞれ排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２を設ける例について説明したが、排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２は、少なくとも一方を設ければよい。この場合、発電設備１０－１，１０－２の性能に応じて、例えば、発電出力が低下しやすい運転条件の発電設備１０－１の排ガスラインＬ１１－１に排ガス排気ラインＬ１２－１を設ける一方、発電出力が低下しにくい発電設備１０－２の排ガスラインＬ１１－２には、排ガス排気ラインＬ１２－２を設けない構成としてもよい。これにより、発電設備１０－１の発電出力のみが低下して燃焼排ガスＧ１１－１中の窒素酸化物濃度が増大した場合であっても、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物を低減することができる。また、発電設備１０－１，１０－２は、既存の発電設備であってもよく、新設した発電設備であってもよい。発電設備１０－１，１０－２が、既存の発電設備の場合には、既存の排ガスラインに対して、排ガス排気ラインを設けるだけでよい。
　また、上述した実施の形態における統合排熱回収ボイラ１２の構成は適宜変更可能である。図５は、上記実施の形態に係る排ガス処理装置１の他の例を示す模式図である。図５に示す排ガス処理装置３では、統合排熱回収ボイラ１２は、窒素酸化物除去部１２０の後段に設けられた蒸気生成部１２３を備える。蒸気生成部１２３は、統合燃焼排ガスＧ２１の流れ方向における窒素酸化物除去部１２０の後段に設けられたタービン駆動用蒸気生成部１２３Ａと、タービン駆動用蒸気生成部１２３Ａの後段に設けられたＣＯ２圧縮部駆動用蒸気生成部１２３Ｂとを備える。
　タービン駆動用蒸気生成部１２３Ａは、窒素酸化物が除去された統合燃焼排ガスＧ２１の排熱を回収して低圧蒸気タービン２１を駆動する低圧蒸気であるタービン駆動用蒸気Ｓ１を生成する。また、タービン駆動用蒸気生成部１２３Ａは、蒸気供給ラインＬ１２を介して生成したタービン駆動用蒸気Ｓ１を低圧蒸気タービン２１に供給する。低圧蒸気タービン２１としては、排ガス処理装置３の外部に設けられたものであってもよく、図２に示した発電設備１０の低圧蒸気タービン２２１であってもよい。低圧蒸気タービン２１は、タービン駆動用蒸気Ｓ１によって回転駆動して発電機（不図示）により発電する。これにより、排ガス処理装置３は、統合排熱回収ボイラ１２で回収した統合燃焼排ガスＧ２１の排熱によって発電を行うことができるので、低圧蒸気タービン２１の駆動に必要な蒸気を削減することができる。また、低圧蒸気タービン２１は、蒸気排出ラインＬ１３を介してタービン駆動後のタービン駆動用蒸気Ｓ１をＣＯ２吸収液再生用蒸気Ｓ２としてＣＯ２回収部１３に供給する。
　ＣＯ２圧縮部駆動用蒸気生成部１２３Ｂは、窒素酸化物が除去された統合燃焼排ガスＧ２１の排熱を回収してＣＯ２圧縮部１４を駆動する低圧蒸気であるＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３を生成する。また、ＣＯ２圧縮部駆動用蒸気生成部１２３Ｂは、蒸気供給ラインＬ１４を介して生成したＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３をＣＯ２圧縮部１４に供給する。ＣＯ２圧縮部１４は、ＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３によってＣＯ２圧縮機を駆動してＣＯ２を圧縮する。これにより、排ガス処理装置３は、統合排熱回収ボイラ１２で回収した統合燃焼排ガスＧ２１の排熱によってＣＯ２の圧縮を行うことができるので、ＣＯ２の圧縮に必要な蒸気を削減することができる。また、ＣＯ２圧縮部１４は、蒸気排出ラインＬ１５を介してＣＯ２圧縮機駆動後のＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３をＣＯ２吸収液再生用蒸気Ｓ４としてＣＯ２回収部１３に供給する。
　ＣＯ２回収部１３は、ＣＯ２吸収液再生用蒸気Ｓ２，Ｓ４をＣＯ２再生塔のリボイラに供給し、ＣＯ２を回収したＣＯ２吸収液からＣＯ２の放散を行う。これにより、排ガス処理装置３は、ＣＯ２吸収塔のリボイラに用いる蒸気を削減することができる。ＣＯ２回収部１３は、ＣＯ２吸収塔のリボイラで用いられたＣＯ２吸収液再生用蒸気Ｓ２，Ｓ４が凝縮した凝縮水Ｗを統合排熱回収ボイラ１２のタービン駆動用蒸気生成部１２３Ａ及びＣＯ２圧縮部駆動用蒸気生成部１２３Ｂに供給する。
　制御部１８は、第１排ガス測定部１６によって測定される窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１の温度及びガス流量に基づいて、発電設備１０の燃焼器に供給する燃料の量、低圧蒸気タービン２１へ供給するタービン駆動用蒸気Ｓ１の供給量及びＣＯ２圧縮部１４に供給するＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３の供給量を制御する。制御部１８は、窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１の温度及びガス流量が所定範囲未満の場合には、発電設備１０の燃焼器２１２に供給する燃料Ｆを増大させる。また、制御部１８は、窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１の温度及びガス流量が所定範囲を超える場合には、発電設備の燃焼器２１２に供給する燃料Ｆを減少させる。また、制御部１８は、窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１の温度及びガス流量が所定範囲未満の場合には、蒸気供給ラインＬ１２に設けられた流量制御弁Ｖ１２及び蒸気供給ラインＬ１４に設けられた流量制御弁Ｖ１４の少なくとも一方の開度を減らして、低圧蒸気タービン２１に供給されるタービン駆動用蒸気Ｓ１及びＣＯ２圧縮部１４に供給されるＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３の供給量の少なくとも一方を減少させる。また、制御部１８は、窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１の温度及びガス流量が所定範囲超えの場合には、蒸気供給ラインＬ１２に設けられた流量制御弁Ｖ１２及び蒸気供給ラインＬ１４に設けられた流量制御弁Ｖ１４の少なくとも一方の開度を増やして、低圧蒸気タービン２１に供給されるタービン駆動用蒸気Ｓ１及びＣＯ２圧縮部１４に供給されるＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３の供給量の少なくとも一方を増大させる。このような制御により、窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１の温度を窒素酸化物の分解除去に適した範囲に制御できるので、統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を効率良く低減することができる。
　このように、上記実施の形態に係る排ガス処理装置３によれば、統合排熱回収ボイラ１２のタービン駆動用蒸気生成部１２３Ａ及びＣＯ２圧縮部駆動用蒸気生成部１２３Ｂによって、低圧蒸気タービン２１の回転駆動に必要となるタービン駆動用蒸気Ｓ１、ＣＯ２の圧縮に必要となるＣＯ２圧縮部駆動用蒸気Ｓ３及びＣＯ２吸収液の再生に必要となるＣＯ２吸収液再生用蒸気Ｓ２，Ｓ４が得られるので、排ガス処理装置３全体における蒸気の使用量を削減することができる。
　また、図１に示した排ガス処理装置１においては、排ガス処理装置１が２つの発電設備１０－１，１０－２の燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２を処理する例について説明したが、第２発電設備及び第２排ガス流路は複数であってもよく、より多数の発電設備の燃焼排ガスを処理することも可能である。図６は、本実施の形態に係る排ガス処理装置１の他の例を示す模式図である。図６に示すように、排ガス処理装置４は、５つの発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５から排出される燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の排熱を統合排熱回収ボイラ１２で回収した後、燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５に含まれるＣＯ２をＣＯ２回収部１３によって回収するものである。排ガス処理装置４は、燃焼排ガスＧ１１－１を排出する発電設備１０－１と、燃焼排ガスＧ１１－２を排出する発電設備１０－２と、燃焼排ガスＧ１１－３を排出する発電設備１０－３と、燃焼排ガスＧ１１－４を排出する発電設備１０－４と、燃焼排ガスＧ１１－５を排出する発電設備１０－５と、発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５の後段に設けられた統合排熱回収ボイラ１２と、統合排熱回収ボイラ１２の後段に設けられたＣＯ２回収部１３と、ＣＯ２回収部１３の後段に設けられたＣＯ２圧縮部１４とを備える。
　発電設備１０－３，１０－４，１０－５は、発電によって発生した燃焼排ガスＧ１１－３を排ガスラインＬ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５にそれぞれ排出する。排ガスラインＬ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５は、発電設備１０－３，１０－４，１０－５から排出された燃焼排ガスＧ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５を統合排熱回収ボイラ１２に向けてそれぞれ供給する。排ガスラインＬ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５には、排ガスラインＬ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５を流れる燃焼排ガスＧ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の流量を調整する流量制御弁Ｖ１１－３，Ｖ１１－４，Ｖ１１－５がそれぞれ設けられている。また、排ガスラインＬ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５には、発電設備１０－３，１０－４，１０－５と統合排熱回収ボイラ１２との間の流量制御弁Ｖ１１－３，Ｖ１１－４，Ｖ１１－５の後段に排ガスラインＬ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５からそれぞれ分岐する排ガス排気ラインＬ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５が設けられている。この排ガス排気ラインＬ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５には、流量制御弁Ｖ１２－３，Ｖ１２－４，Ｖ１２－５、排気排熱回収ボイラ１１及び煙突１５がこの順に設けられている。流量制御弁Ｖ１２－３，Ｖ１２－４，Ｖ１２－５は、排ガス排気ラインＬ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５の流量をそれぞれ調整する。排気排熱回収ボイラ１１は、排ガス排気ラインＬ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５の排熱をそれぞれ回収し、排熱を回収した排気燃焼排ガスＧ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５をそれぞれ煙突１５に供給する。煙突１５は、排熱が回収された排気燃焼排ガスＧ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５を外部に排出する。なお、排気排熱回収ボイラ１１は、必ずしも設ける必要はない。
　統合排熱回収ボイラ１２には、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２，Ｌ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５が統合された統合燃焼排ガスＧ２１が供給される。統合排熱回収ボイラ１２は、統合燃焼排ガスＧ２１の排熱を回収する。
　また、排ガス処理装置４は、統合排熱回収ボイラ１２に導入する燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の流量、発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５への燃料Ｆの供給量及び還元剤供給部１２１から統合燃焼排ガスＧ２１中に供給される還元剤の供給量を制御する制御部１８と、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２，Ｌ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の流量及び排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２，Ｌ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５を流れる排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２，Ｇ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５の流量を測定する流量測定部１９と、発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５の発電出力を測定する出力測定部２０とを備える。第１排ガス測定部１６におけるガス流量、温度の測定、第２排ガス測定部１７におけるガス流量、窒素酸化物濃度の測定、流量測定部１９における燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５及び排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２，Ｇ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５の流量の測定、及び出力測定部２０における発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５の発電出力の測定は、従来公知の方法により行われる。
　制御部１８は、第１排ガス測定部１６で測定された統合燃焼排ガスＧ２１のガス流量及び温度に基づいて、流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２，Ｖ１１－３，Ｖ１１－４，Ｖ１１－５，Ｖ１２－１，Ｖ１２－２，Ｖ１２－３，Ｖ１２－４，Ｖ１２－５の開度及び発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５への燃料の供給量を調整する。また、制御部１８は、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２，Ｌ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５及び排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２，Ｌ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の流量及び発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５の発電出力の少なくとも一つに基づいて、統合排熱回収ボイラ１２に導入する燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の流量を制御する。また、制御部１８は、第２排ガス測定部１７で測定された統合燃焼排ガスＧ２１のガス流量及び窒素酸化物濃度に基づいて、発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５への燃料Ｆの供給量を制御する。制御部１８による各部の具体的な制御及びその他の構成については、図１に示した排ガス処理装置１と同様であるため説明を省略する。
　次に、本実施の形態に係る排ガス処理装置４の全体動作について説明する。発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５から排出された燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５は、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２，Ｌ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５を介して統合排ガスラインＬ２１に供給される。ここでは、発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５の発電負荷の少なくとも一部が低下して、燃焼排ガスＧ１１－１中の窒素酸化物の濃度が増大した場合には、燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の少なくとも一部が排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２，Ｌ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５に分岐して流れる。排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２，Ｌ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５を流れる燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５は、排気排熱回収ボイラ１１で排熱が回収された後、統合排ガス排気ラインＬ３１に供給される。統合排ガス排気ラインＬ３１に供給された燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５は、統合燃焼排ガスＧ２１に統合されて煙突１５から排出される。
　統合排ガスラインＬ２１に供給された燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５は、統合されて統合燃焼排ガスＧ２１として、統合排熱回収ボイラ１２に供給される。ここでは、制御部１８が、必要に応じて、流量制御弁Ｖ１１－１，Ｖ１１－２，Ｖ１１－３，Ｖ１１－４，Ｖ１１－５のバルブ開度及び発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５に供給される燃料Ｆの供給量を制御することにより、統合燃焼排ガスＧ２１の温度が所定温度（例えば、３００℃以上４００℃以下）となるように制御する。統合排熱回収ボイラ１２に供給された統合燃焼排ガスＧ２１は、窒素酸化物除去部１２０の還元剤供給部１２１で還元剤が供給され、選択触媒還元部１２２で窒素酸化物が分解除去された後、ＣＯ２回収部１３に供給される。ここでは、制御部１８は、ＣＯ２回収部１３に供給される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物が所定値以下となるように、還元剤供給部１２１から統合燃焼排ガスＧ２１中に供給される還元剤の量を制御する。ＣＯ２回収部１３に供給された統合燃焼排ガスＧ２１は、ＣＯ２吸収液によってＣＯ２が回収された後、排ガス処理装置４の外部に排出される。ＣＯ２吸収液によって回収された統合燃焼排ガスＧ２１中のＣＯ２は、加熱によってＣＯ２吸収液から放散された後、ＣＯ２圧縮部１４に供給されて圧縮されて排出される。
　以上説明したように、上記実施の形態によれば、発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５の少なくとも一つから排出される燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５中の窒素酸化物が増大した際に、排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２，Ｌ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５の少なくとも一方を介して、窒素酸化物の濃度が増大した燃焼排ガスＧ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５の少なくとも一つを排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２，Ｇ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５として外部に排出することが可能となる。これにより、排ガス処理装置４は、窒素酸化物除去部１２０に導入される統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に調整することができるので、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物を効率良く分解除去することが可能となる。したがって、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能な排ガス処理装置４を実現できる。しかも、例えば、２つの発電設備１０－１，１０－２が既存発電設備の場合には、発電設備１０－３，１０－４，１０－５を新設するだけで、排ガス処理装置４の構成とすることができる。この場合、新設する３つの発電設備１０－３，１０－４，１０－５に対して、既存の２つの発電設備１０－１，１０－２の発電負荷及び排ガス負荷が低下しやすい場合には、必ずしも排ガス排気ラインＬ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５を設ける必要はなく、排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２を設けるだけで、統合燃焼排ガスＧ２１中の窒素酸化物の濃度を窒素酸化物の分解処理に適した濃度範囲に調整することもできる。このように、排ガス処理装置４によれば、複数の発電設備１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５の中で発電負荷及び排ガス負荷の低下しやすいものについて排ガス排気ラインＬ１２－１，Ｌ１２－２，Ｌ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５を設けて排気燃焼排ガスＧ１２－１，Ｇ１２－２，Ｇ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５の流量を切替えながら運転することにより、ＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量を低減でき、運転費の低減が可能な排ガス処理装置４を実現できる。
（実施例）
　本発明者らは、上記実施の形態に係る排ガス処理装置におけるＣＯ２吸収液への窒素酸化物（ＮＯ２）起因成分の蓄積量の低減効果について詳細に調べた。以下、本発明者らが調べた内容について説明する。
　図７は、実施例及び比較例に係る排ガス処理装置のＣＯ２吸収液への窒素酸化物起因成分の蓄積量の説明図である。図７においては、上記実施の形態に係る排ガス処理装置１により、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２を設けた場合の窒素酸化物起因成分の蓄積量（実施例参照）と、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２を設けない場合の窒素酸化物起因成分の蓄積量（比較例参照）とを対比して示している。図７に示すように、排ガスラインＬ１１－１，Ｌ１１－２を設けることにより、ＣＯ２吸収液における窒素酸化物起因成分の蓄積量を約０．５倍に低減することが可能となる。この結果から、上記実施の形態に係る排ガス処理装置１によれば、ＣＯ２吸収液に蓄積する窒素酸化物を大幅に低減することが可能となり、排ガス処理装置の運転費の低減が可能になることが分かる。
　１，２，３，４　排ガス処理装置
　１０，１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５　発電設備
　１１　排気排熱回収ボイラ
　１２　統合排熱回収ボイラ
　１３　ＣＯ２回収部
　１４　ＣＯ２圧縮部
　１５　煙突
　１６　第１排ガス測定部
　１７　第２排ガス測定部
　１８　制御部
　１９　流量測定部
　２０　出力測定部
　２１　低圧蒸気タービン
　２１０　ガスタービン
　２１１　圧縮機
　２１２　燃焼器
　２１３　タービン
　２２１　低圧蒸気タービン
　２２２　中圧・高圧蒸気タービン
　２２２Ａ　中圧蒸気タービン
　２２２Ｂ　高圧蒸気タービン
　２３０　発電機
　２４０　タービン軸
　Ａ　空気
　Ｆ　燃料
　Ｇ１１－１，Ｇ１１－２，Ｇ１１－３，Ｇ１１－４，Ｇ１１－５　燃焼排ガス
　Ｇ１２－１，Ｇ１２－２，Ｇ１２－３，Ｇ１２－４，Ｇ１２－５　排気燃焼排ガス
　Ｇ２１　統合燃焼排ガス
　Ｇ３１　統合排気燃焼排ガス
　Ｌ１１－１，Ｌ１１－２，Ｌ１１－３，Ｌ１１－４，Ｌ１１－５　排ガスライン
　Ｌ１２－１，Ｌ１２－２，Ｌ１２－３，Ｌ１２－４，Ｌ１２－５　排ガス排気ライン
　Ｌ２１　統合排ガスライン
　Ｌ３１　統合排ガス排気ライン
　Ｖ１１－１，Ｖ１１－２，Ｖ１１－３，Ｖ１１－４，Ｖ１１－５　流量制御弁

Claims (16)

  1. 　第１発電設備から排出される第１燃焼排ガスが流れる第１排ガス流路と、
    　第２発電設備から排出される第２燃焼排ガスが流れる第２排ガス流路と、
    　前記第１排ガス流路及び前記第２排ガス流路の少なくとも一方から分岐して設けられ、前記第１排ガス流路を流れる前記第１燃焼排ガス及び前記第２排ガス流路を流れる前記第２燃焼排ガスの少なくとも一方の少なくとも一部を排気燃焼排ガスとして排出する排ガス排気流路と、
    　前記第１排ガス流路を流れる第１燃焼排ガスと前記第２排ガス流路を流れる第２燃焼排ガスとを統合した統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去部と、
    　前記窒素酸化物除去部で窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱を回収する統合排熱回収部と、
    　前記統合排熱回収部で排熱が回収された前記統合燃焼排ガス中のＣＯ２をＣＯ２回収液によって回収するＣＯ２回収部とを具備することを特徴とする、排ガス処理装置。
  2. 　前記排ガス排気流路を流れる排気燃焼排ガスの排熱を回収する排気排熱回収部を備えた、請求項１に記載の排ガス処理装置。
  3. 　前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御する制御部を備えた、請求項１又は請求項２に記載の排ガス処理装置。
  4. 　前記制御部は、前記第１発電設備及び前記第２発電設備の発電負荷に基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御する、請求項３に記載の排ガス処理装置。
  5. 　前記制御部は、前記発電負荷として、前記第１発電設備及び前記第２発電設備の発電出力に基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御する、請求項４に記載の排ガス処理装置。
  6. 　前記制御部は、前記発電負荷として、前記第１排ガス流路を流れる前記第１燃焼排ガスの流量、前記第２排ガス流路を流れる前記第２燃焼排ガスの流量及び前記排ガス排気流路を流れる前記排気燃焼排ガスの流量の少なくとも一つに基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御する、請求項４に記載の排ガス処理装置。
  7. 　前記制御部は、前記発電負荷が所定の閾値以下となった際に、下記式（１）に基づいて算出される排ガス負荷に基づいて、前記統合排熱回収部に導入する前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を制御する、請求項４から請求項６のいずれか１項に記載の排ガス処理装置。
    　排ガス負荷（％）＝測定対象となる第１排ガス流路又は第２排ガス流路を流れる第１燃焼排ガス又は第２燃焼排ガスの流量／第１排ガス流路又は第２排ガス流路を流れる第１燃焼排ガス又は第２燃焼排ガスの定格流量×１００・・・式（１）
  8. 　前記窒素酸化物除去部に導入される前記第１燃焼排ガス及び前記第２燃焼排ガスの流量を調整し、前記統合燃焼排ガスの温度を３００℃以上４００℃以下に制御する制御部を備えた、請求項１から請求項７のいずれか１項に記載の排ガス処理装置。
  9. 　前記統合排熱回収部内に前記窒素酸化物除去部が設けられた、請求項１から請求項８のいずれか１項に記載の排ガス処理装置。
  10. 　前記窒素酸化物除去部は、窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去触媒と還元剤を注入する還元剤注入部とを備えた、請求項１から請求項９のいずれか１項に記載の排ガス処理装置。
  11. 　前記ＣＯ２回収部に導入される統合燃焼排ガスのガス流量及び窒素酸化物濃度に基づいて、前記還元剤の供給量を制御する制御部を備えた、請求項１０に記載の排ガス処理装置。
  12. 　前記統合排熱回収部は、前記窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱によってＣＯ２回収部から排出されたＣＯ２を圧縮するＣＯ２圧縮部駆動用蒸気を生成し、生成したＣＯ２圧縮部駆動用蒸気をＣＯ２圧縮部に供給する、請求項１から請求項１１のいずれか１項に記載の排ガス処理装置。
  13. 　前記統合排熱回収部は、前記窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱によってタービン駆動用蒸気を生成し、生成したタービン駆動用蒸気を蒸気タービンに供給する、請求項１から請求項１２のいずれか１項に記載の排ガス処理装置。
  14. 　前記窒素酸化物除去部に導入される前記統合燃焼排ガスの温度及びガス流量を測定し、測定した温度及びガス流量に基づいて、前記第１発電設備及び前記第２発電設備の燃焼器に供給する燃料の量及び前記蒸気タービンへの蒸気供給量の少なくとも一方を制御する制御部を備えた、請求項１３に記載の排ガス処理装置。
  15. 　前記第１発電設備及び前記第２発電設備の少なくとも一方が、既存発電設備を含む、請求項１から請求項１４のいずれか１項に記載の排ガス処理装置。
  16. 　第１発電設備及び第２発電設備の少なくとも一方の発電負荷が所定の閾値未満となった際に、当該発電負荷が所定の閾値より低くなった第１発電設備から排出される第１燃焼排ガス及び第２発電設備から排出される第２燃焼排ガスの少なくとも一部を外部に排出する燃焼排ガス排出工程と、
    　前記燃焼排ガス排出工程で少なくとも一部を外部に排出された前記第１燃焼排ガスと前記第２燃焼排ガスとを統合し統合燃焼排ガス中の窒素酸化物を除去する窒素酸化物除去工程と、
    　前記窒素酸化物除去工程で窒素酸化物を除去した前記統合燃焼排ガスの排熱を回収する統合排熱回収工程と、
    　前記統合排熱回収工程で排熱が回収された前記統合燃焼排ガス中のＣＯ２をＣＯ２回収液によって回収するＣＯ２回収工程とを具備することを特徴とする、排ガス処理方法。
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