JP5593100B2 - ボイラプラント - Google Patents
ボイラプラント Download PDFInfo
- Publication number
- JP5593100B2 JP5593100B2 JP2010061420A JP2010061420A JP5593100B2 JP 5593100 B2 JP5593100 B2 JP 5593100B2 JP 2010061420 A JP2010061420 A JP 2010061420A JP 2010061420 A JP2010061420 A JP 2010061420A JP 5593100 B2 JP5593100 B2 JP 5593100B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- exhaust gas
- mercury
- boiler plant
- wet desulfurization
- gas discharged
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 154
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 85
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 78
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 78
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims description 72
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 31
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 31
- 229910000474 mercury oxide Inorganic materials 0.000 claims description 29
- UKWHYYKOEPRTIC-UHFFFAOYSA-N mercury(ii) oxide Chemical compound [Hg]=O UKWHYYKOEPRTIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 18
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims description 18
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 18
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 17
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 15
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 13
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 13
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 11
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 claims description 11
- 150000002366 halogen compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 9
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229940126062 Compound A Drugs 0.000 claims 1
- NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N Heterophylliin A Natural products O1C2COC(=O)C3=CC(O)=C(O)C(O)=C3C3=C(O)C(O)=C(O)C=C3C(=O)OC2C(OC(=O)C=2C=C(O)C(O)=C(O)C=2)C(O)C1OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004071 soot Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 25
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 25
- 229940008718 metallic mercury Drugs 0.000 description 12
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 9
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 7
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 7
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- -1 for example Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 4
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- GBAOBIBJACZTNA-UHFFFAOYSA-L calcium sulfite Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])=O GBAOBIBJACZTNA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000010261 calcium sulphite Nutrition 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- GEIAQOFPUVMAGM-UHFFFAOYSA-N ZrO Inorganic materials [Zr]=O GEIAQOFPUVMAGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000012433 hydrogen halide Substances 0.000 description 1
- 229910000039 hydrogen halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
Landscapes
- Chimneys And Flues (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Description
本発明は、ボイラプラントに係り、特に、石炭を富酸素の燃焼用ガスにより燃焼させる酸素燃焼式のボイラの排ガスから水銀を除去する技術に関する。
例えば、特許文献１には、石炭を酸素燃焼して発生した排ガス中の窒素酸化物を脱硝装置で除去し、排ガス中の煤塵を集塵装置で捕集し、排ガス中の硫黄酸化物を脱硫装置で除去し、排ガス中の水分と水蒸気を乾燥装置で除去した後、排ガスを冷却して排ガス中の二酸化炭素を回収するボイラプラントが提案されている。また、石炭を酸素燃焼すると火炎温度が高くなるから、回収した二酸化炭素で酸素を希釈して燃焼用ガスを生成し、火炎温度が高くなることを抑制している。しかし、特許文献１に記載の技術は、排ガス中の水銀を除去することは考慮されていない。
一方、特許文献２には、石炭を空気燃焼して発生した排ガスに含まれる酸化水銀（Ｈｇ２＋）を、湿式脱硫装置の脱硫用吸収液に吸収させて排ガスから除去する技術が提案されている。特に、同文献によれば、湿式脱硫装置で吸収させた酸化水銀（Ｈｇ２＋）が、脱硫用吸収液中の還元性物質により溶解性の低い金属水銀（Ｈｇ０）に還元されて排ガスに再放出するから、湿式脱硫装置から排出された排ガスを水銀酸化触媒が充填された酸化装置に導入し、再放出した金属水銀を水に溶けやすい酸化水銀に酸化した後、ベンチュリスクラバーの吸収液に吸収させて排ガスから除去するようにしている。
しかし、特許文献２のようなベンチュリスクラバーは、排ガス流路を絞って排ガスの流速を上げ、流速を上げたベンチュリー部に吸収液を噴出して高速のガス流により吸収液を微細化させ、吸収液と酸化水銀の接触可能性を上げるものであるから、水銀の除去率を高めるには、ベンチュリー部の排ガスの速度を高くしなければならないので圧力損失が大きいという問題がある。
本発明が解決しようとする課題は、ベンチュリスクラバーを用いることなく、排ガス中の水銀の除去率を向上することにある。
上記の課題を解決するため、本発明のボイラプラントは、石炭を富酸素の燃焼用ガスにより燃焼させる酸素燃焼式のボイラと、ボイラから排出される排ガス中の煤塵を捕集する集塵装置と、集塵装置から排出される排ガス中の硫黄酸化物を除去する湿式脱硫装置と、湿式脱硫装置から排出される排ガスにハロゲン又はハロゲン化合物を添加する添加装置と、添加装置から排出される排ガス中の水銀をハロゲン又はハロゲン化合物と反応させて酸化する触媒層を備える水銀酸化装置と、水銀酸化装置から排出される排ガス中の水分を凝縮させ、少なくとも凝縮水に酸化水銀を吸収させて排ガスから除去する水銀除去装置と、水銀除去装置から排出される排ガス中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置を備えることを特徴とする。
これによれば、水銀除去装置の上流側で排ガス中の金属水銀を酸化して水に溶けやすい酸化水銀に変換しているので、水銀除去装置で排ガス中の水分を凝縮させ、この凝縮水に酸化水銀を吸収させて排ガスから除去できるから、圧力損失が大きいベンチュリスクラバーを用いることなく、排ガス中の水銀の除去率を向上できる。また、湿式脱硫装置の後流側で金属水銀を酸化しているから、湿式脱硫装置で吸収された後、還元されて再放出される金属水銀を除去できる。なお、石炭を酸素燃焼すると火炎温度が高くなるので、例えば、集塵装置の下流側の排ガスを分岐して酸素供給装置から供給される酸素を希釈して燃焼用ガスを生成し、この燃焼用ガスで石炭を燃焼することができる。
また、水銀除去装置は、排ガスを圧縮する圧縮装置と、圧縮装置で圧縮された排ガスを冷却して排ガス中の水分を凝縮させる冷却装置とで構成することができる。
また、水銀除去装置は、湿式脱硫装置を用いることができる。つまり、水銀酸化装置の下流側に他の湿式脱硫装置を配置し、この湿式脱硫装置の脱硫用吸収液と排ガスを接触させ、排ガス中の水分の凝縮水と脱硫用吸収液の混合液に排ガス中の酸化水銀を吸収させて排ガスから除去できる。この場合、脱硫用吸収液に吸収させる硫黄酸化物が多いと、脱硫用吸収液中の亜硫酸の濃度が高くなり酸化水銀が還元され再放出されるので、水銀酸化装置の後段の湿式脱硫装置の硫黄酸化物の吸収量が酸化水銀の還元が抑制される範囲になるように、水銀酸化装置の前段の湿式脱硫装置で硫黄酸化物を除去することが好ましい。
一方、湿式脱硫装置から排出される排ガスの温度が低く排ガス中の水蒸気が飽和状態になると、湿式脱硫装置の後段の水銀酸化装置の触媒層で結露が生じやすくなり、触媒の性能、耐久性の低下等が生じるおそれがある。この場合、水銀酸化装置の前段の湿式脱硫装置から排出される排ガスを水蒸気の飽和温度を超える温度に加熱し、加熱した排ガスを水銀酸化装置に導入することが好ましい。
また、水銀酸化装置から未反応のハロゲン又はハロゲン化合物が排出されると、後流側の配管及び装置が腐食するおそれがあるから、水銀酸化装置から排出される排ガス中の水銀濃度又はハロゲン濃度に基づいてハロゲン又はハロゲン化合物の添加量を調整し、水銀酸化装置から未反応のハロゲン又はハロゲン化合物が排出されることを抑制することが好ましい。
本発明によれば、ベンチュリスクラバーを用いることなく、排ガス中の水銀の除去率を向上できる。
以下、本発明を実施の形態に基づいて説明する。
（実施形態１）
図１に示すように、実施形態１のボイラプラントには、石炭を富酸素の燃焼用ガスにより燃焼させる酸素燃焼式のボイラ１が設けられている。ボイラ１で石炭を燃焼させて発生した水蒸気は、図示していない蒸気タービンに供給されて蒸気タービンを駆動するようになっている。
（実施形態１）
図１に示すように、実施形態１のボイラプラントには、石炭を富酸素の燃焼用ガスにより燃焼させる酸素燃焼式のボイラ１が設けられている。ボイラ１で石炭を燃焼させて発生した水蒸気は、図示していない蒸気タービンに供給されて蒸気タービンを駆動するようになっている。
ボイラ１から排出された排ガスは、燃焼に用いる酸素を希釈する循環排ガスと熱交換して循環排ガスを加熱するエアヒータ３に導かれるようになっている。エアヒータ３から排出された排ガスは、排ガス中の煤塵を捕集する集塵装置５に導かれるようになっている。集塵装置５の下流側の排ガス流路には、排ガスを分岐する分配器６が設けられている。分配器６には、分岐した循環排ガスが通流する排ガス循環ライン７が接続されている。排ガス循環ライン７には、循環用ファン９が設けられている。排ガス循環ライン７はエアヒータ３を介して、排ガス混合器１１に接続されている。排ガス混合器１１は、酸素混合器１３で混合された石炭、例えば、微粉炭と酸素の混合物に循環排ガスを混合して酸素を希釈して燃焼用ガスを生成するようになっている。
集塵装置５から排出され循環排ガスが分岐された残りの排ガスは、排ガス中の硫黄酸化物を除去する湿式脱硫装置１５に導かれるようになっている。湿式脱硫装置１５は、図２に示すように、例えば、縦型筒状の湿式脱硫装置１５であり、底部側の入口ダクト１７から排ガスを導入し、頂部側の出口ダクト１９から排ガスを排出するようになっている。湿式脱硫装置１５内には、排ガスに脱硫用吸収液２１を噴霧するノズル２３が設けられている。ノズル２３には、脱硫用吸収液２１をノズル２３に循環させる循環ポンプ２５が接続され、湿式脱硫装置１５の底部に貯留された脱硫用吸収液２１を循環させるようになっている。湿式脱硫装置１５の脱硫用吸収液２１が貯留される位置には、酸化用空気が供給され、硫黄酸化物と脱硫用吸収液２１との反応により生じた生成物を酸化させるようになっている。湿式脱硫装置１５から排出された排ガスは、排ガス中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置２７に導かれるようになっている。
次に、実施形態１の特徴構成を説明する。湿式脱硫装置１５の下流側には、湿式脱硫装置１５から排出された排ガスを加熱する熱交換器３３が設けられている。熱交換器３３内には、熱媒が通流する熱媒流路３４が設けられている。熱媒流路３４は、エアヒータ３と集塵装置５の間に設けられた熱交換器３５に熱媒を導き、熱交換器３５を通流する排ガスにより加熱された熱媒を熱交換器３３に導くようになっている。
熱交換器３３から排出された排ガスは、ハロゲン又はハロゲン化合物、例えば、塩素を添加する添加装置３７に導かれるようになっている。添加装置３７には、図示していない塩素の添加量を調整する調整装置が備えられている。添加装置３７から排出された排ガスは、排ガス中の金属水銀と塩素を反応させて金属水銀を酸化水銀に酸化する触媒層を備える水銀酸化装置３９に導かれるようになっている。なお、水銀を酸化する触媒層は、例えば、ＴｉＯ２、ＳｉＯ２、ＺｒＯ２、Ａｌ２Ｏ３及びゼオライトのうち少なくとも１つを担体とし、この担体上にＰｔ、Ｒｕ、Ｒｈ、Ｐｄ、Ｉｒ、Ｖ、Ｗ、Ｍｏ、Ｎｉ、Ｃｏ、Ｆｅ、Ｃｒ、Ｃｕ及びＭｎのうち、少なくとも１つを活性成分として担持したものを用いることができる
水銀酸化装置３９から排出された排ガスは、排ガス中の金属水銀の濃度を検出する検出装置４１を通過して、二酸化炭素回収装置２７に導かれるようになっている。検出装置４１は、添加装置３７の図示していない調整装置に接続され、検出した金属水銀濃度に基づいて塩素の添加量を調整するようになっている。二酸化炭素回収装置２７は、圧縮装置４３と、圧縮装置４３から排出された排ガスが導かれる冷却装置４５と、冷却装置４５から排出された排ガスが導かれる圧縮装置４７とにより構成されている。圧縮装置４３は、導入された排ガスを圧縮するようになっている。冷却装置４５は、圧縮装置４３で圧縮された排ガスを冷却して排ガス中の水分を凝縮させるとともに、凝縮水に排ガス中の酸化水銀を吸収させるようになっている。圧縮装置４７は、冷却装置４５を通過した排ガスをさらに圧縮して二酸化炭素を液化して回収するようになっている。
このように構成される実施形態１のボイラプラントの動作を説明する。酸素混合器１３で混合された石炭と酸素の混合物は、排ガス混合器１１に導入され、循環排ガスライン７から供給される循環排ガスと混合される。これにより、循環排ガスで酸素が希釈されて燃焼用ガスが生成される。酸素を希釈する循環排ガス量は、例えば、ボイラ１内の火炎温度が石炭を空気燃焼した場合の火炎温度になる範囲に調整され、例えば、排ガスの７〜８割を循環させて酸素を希釈する。
ボイラ１から排出された排ガスは、エアヒータ３に導入され排ガス循環ライン７を通流する循環排ガスを熱交換により加熱する。エアヒータ３から排出された、例えば、１６０℃〜２００℃に降温された排ガスは、集塵装置５に導入されて排ガス中の煤塵が除去される。集塵装置５から排出された排ガスは、分配器６により循環排ガスが分岐された後、湿式脱硫装置１５に導入される。湿式脱硫装置１５に導入された排ガスには、ノズル２３から脱硫用吸収液２１が噴霧される。脱硫用吸収液２１として、例えば、炭酸カルシウム水溶液を用いると、排ガス中の硫黄酸化物、例えば、二酸化硫黄が脱硫用吸収液２１に吸収されて亜硫酸に変換される。これにより、排ガス中の二酸化硫黄が除去される。脱硫用吸収液２１中の亜硫酸は、脱硫用吸収液２１中の炭酸カルシウムと反応して亜硫酸カルシウムに変換される。この亜硫酸カルシウムは、脱硫用吸収液２１とともに湿式脱硫装置１５の底部に溜まり、底部に供給された酸化用空気により酸化されて硫酸カルシウムに変換される。硫酸カルシウムは、湿式脱硫装置１５の図示していない排出口から排出される。
次に、実施形態１の特徴動作を説明する。湿式脱硫装置１５で、例えば、７０℃に降温した排ガスは、熱交換器３３内を通流する熱媒との熱交換により排ガス中の水蒸気の飽和温度を超える温度に加熱される。これにより、水銀酸化装置３９の触媒層で結露が生じることを抑制できる。熱交換器３３に通流する熱媒は、熱媒流路３４を循環して熱交換器３５に導かれ、排ガスとの熱交換により加熱される。この際、熱媒との熱交換により熱交換器３５から排出される排ガスは、例えば、９０〜１３０℃に降温される。
熱交換器３３から排出された排ガスには、添加装置３７で塩素が添加される。塩素が添加された排ガスは、水銀酸化装置３９の触媒層の存在下で排ガス中の金属水銀が塩素により酸化され、水に溶けやすい酸化水銀に変換される。この際、湿式脱硫装置１５から再放出された金属水銀も酸化水銀に変換される。水銀酸化装置３９から排出された排ガスは、検出装置４１を通過することで排ガス中の金属水銀濃度が検出される。この検出値に基づいて、水銀酸化装置３９から排出される排ガス中の金属水銀濃度が、例えば、０．２μｇ／ｍ３Ｎ以下になるように塩素の添加量が調整される。これにより、過剰の塩素が添加されることを抑制できるので、水銀酸化装置３９から排出される未反応の塩素を低減でき、水銀酸化装置３９の下流側の配管及び装置等が塩素により腐食することを抑制できる。
検出装置４１を通過した排ガスは、二酸化炭素回収装置２７の圧縮装置４３に導入され、所定の圧力になるように圧縮される。圧縮された排ガスは、冷却装置４５に導入され、排ガス中の水分が凝縮する温度に冷却される。この際、排ガス中の酸化水銀は水に溶けやすいので、凝縮水に吸収されて排ガスから除去される。冷却装置４５から排出された排ガスは、圧縮装置４７でさらに圧縮され、排ガス中の二酸化炭素が液化される。この場合、必要ならば冷却装置を設けて、二酸化炭素の液化を促進できる。これにより、ボイラプラントから排出される排ガスの二酸化炭素を低減できる。なお、酸化水銀を吸収した凝縮水は、冷却装置４５から排出されて適宜処理される。
また、冷却装置４５に導入された排ガス中の酸化水銀を凝縮水に吸収させることで、例えば、冷却装置４５内に付着する水銀が低減され、水銀による冷却装置４５の腐食を抑制できる。つまり、金属水銀により腐食される金属、例えば、アルミニウム合金で冷却装置４５を形成すると、アルミニウム合金に水銀が付着してアマルガム化してアルミニウム合金が腐食するから、冷却装置４５の凝縮水に酸化水銀を吸収させることで、アルミニウム合金に水銀が付着して腐食することを抑制できる。
なお、ボイラ１とエアヒータ３の間に脱硝装置を配置し、排ガス中の窒素酸化物を除去する構成とすることができる。
また、塩素分を含む石炭を燃焼すると、排ガス中に塩素が含まれ、この塩素により金属水銀を酸化水銀に変換できるが、排ガス中の塩素が湿式脱硫装置１５で除去されるので、実施形態１のように湿式脱硫装置１５から排出された排ガスに塩素を添加し、湿式脱硫装置１５の下流側に水銀酸化装置３９を配置することが好ましい。
また、添加装置３７から添加されるハロゲンは塩素に限定されず、臭素等を排ガスに添加できる。また、ハロゲン化水素等、金属水銀を酸化水銀に酸化できるハロゲン化合物を排ガスに添加できる。
また、検出装置４１は、排ガス中の金属水銀濃度を検出させているが、これに代えて、排ガス中の塩素濃度を検出し、検出した塩素濃度に基づいて添加装置３７の塩素の添加量を調整できる。この場合、予め排ガス中の塩素濃度と水銀酸化特性との関係を測定し、水銀酸化装置３９から排出される排ガス中の金属水銀濃度が０．２μｇ／ｍ３Ｎ以下になる塩素濃度を求め、求めた塩素濃度と検出された塩素濃度に基づいて塩素の添加量を調整する構成とすることができる。
また、集塵装置５から排出された排ガスを分岐する構成に代えて、湿式脱硫装置１５から排出された排ガスを分岐する構成とすることができる。
また、熱交換器３５の位置は、実施形態１の位置に限定されず、例えば、図３に示すように、湿式脱硫装置１５の上流側であって、分配器６（排ガス分岐部）の下流側に配置することができる。
このように、実施形態１によれば、水銀酸化装置３９から排出される排ガス中の水分を凝縮させ、その凝縮水に排ガス中の酸化水銀を吸収させて排ガスから除去することができる。特に、二酸化炭素回収装置２７の上流側で金属水銀を水に溶けやすい酸化水銀に変換しているから、二酸化炭素回収装置２７の圧縮装置４３と冷却装置４５を水銀除去装置として利用でき、圧力損失が大きいベンチュリースクラバを用いることなく、水銀の除去率を向上できる。
（実施形態２）
図４を用いて、実施形態２のボイラプラントを説明する。実施形態２が実施形態１と相違する点は、湿式脱硫装置１５とは別の湿式脱硫装置５１を水銀酸化装置３９の後段に配置している点である。その他の構成は、実施形態１と同一であるから、同一の符号を付して説明を省略する。
図４を用いて、実施形態２のボイラプラントを説明する。実施形態２が実施形態１と相違する点は、湿式脱硫装置１５とは別の湿式脱硫装置５１を水銀酸化装置３９の後段に配置している点である。その他の構成は、実施形態１と同一であるから、同一の符号を付して説明を省略する。
後段の湿式脱硫装置５１は、排ガスに脱硫用吸収液を噴霧して接触させ、排ガス中の水分の凝縮水と酸化水銀を脱硫用吸収液に吸収させるようになっている。つまり、脱硫用吸収液に排ガス中の水分の凝縮水が吸収されて脱硫用吸収液と凝縮水の混合液となり、この混合液に排ガス中の酸化水銀が吸収されて、排ガスから酸化水銀が除去される。
これによれば、水銀除去装置として、湿式脱硫装置５１を使用できるので、圧力損失の大きなベンチュリスクラバーを用いることなく、排ガス中の水銀の除去率を向上できる。つまり、湿式脱硫装置一台では、硫黄酸化物を吸収して発生した亜硫酸により、脱硫用吸収液に吸収させた酸化水銀が金属水銀に還元されて再放出するから水銀の除去率が悪い。特に、排ガスを循環させる酸素燃焼の場合、排ガスとともに排ガス中の水分して排ガスの水分濃度が高くなり湿式脱硫装置の温度が上がる等の理由により、湿式脱硫装置から再放出する金属水銀が増加する。そこで、水銀酸化装置３９の前段の湿式脱硫装置１５で排ガス中の硫黄酸化物のほとんどを除去し、水銀酸化装置３９の後段の湿式脱硫装置５１の脱硫用吸収液に吸収される硫黄酸化物濃度を低減することで、湿式脱硫装置５１で吸収した酸化水銀が再放出する現象を抑制でき、湿式脱硫装置を水銀除去装置に使用できる。
なお、湿式脱硫装置５１は、湿式脱硫装置１５と同じ構成の湿式脱硫装置を用いることができる。
１ ボイラ
５ 集塵装置
１５ 湿式脱硫装置
２７ 二酸化炭素回収装置
３３ 熱交換器
３７ 添加装置
３９ 水銀酸化装置
４１ 検出装置
４３ 圧縮装置
４５ 冷却装置
５１ 湿式脱硫装置
５ 集塵装置
１５ 湿式脱硫装置
２７ 二酸化炭素回収装置
３３ 熱交換器
３７ 添加装置
３９ 水銀酸化装置
４１ 検出装置
４３ 圧縮装置
４５ 冷却装置
５１ 湿式脱硫装置
Claims (5)
- 石炭を富酸素の燃焼用ガスにより燃焼させる酸素燃焼式のボイラと、該ボイラから排出される排ガス中の煤塵を捕集する集塵装置と、該集塵装置から排出される排ガス中の硫黄酸化物を除去する湿式脱硫装置と、該湿式脱硫装置から排出される排ガスにハロゲン又はハロゲン化合物を添加する添加装置と、該添加装置から排出される排ガス中の水銀を前記ハロゲン又は前記ハロゲン化合物と反応させて酸化する触媒層を備える水銀酸化装置と、該水銀酸化装置から排出される排ガス中の水分を凝縮させ、少なくとも凝縮水に酸化水銀を吸収させて排ガスから除去する水銀除去装置と、該水銀除去装置から排出される排ガス中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置を備えてなるボイラプラント。
- 請求項1に記載のボイラプラントにおいて、
前記水銀除去装置は、排ガスを圧縮する圧縮装置と、該圧縮装置で圧縮された排ガスを冷却して排ガス中の水分を凝縮させる冷却装置を備え、該冷却装置で凝縮させた凝縮水に酸化水銀を吸収させて排ガスから除去することを特徴とするボイラプラント。 - 請求項１に記載のボイラプラントにおいて、
前記水銀除去装置は、前記湿式脱硫装置と別に備えられる他の湿式脱硫装置であり、該他の湿式脱硫装置は、脱硫用吸収液と排ガスを接触させ、排ガス中の水分の凝縮水と脱硫用吸収液の混合液に酸化水銀を吸収させて排ガスから除去することを特徴とするボイラプラント。 - 請求項１乃至３のいずれか１項に記載のボイラプラントにおいて、
前記水銀酸化装置の上流側に前記排ガスを加熱する加熱装置が備えられ、該加熱装置で加熱された排ガスを前記水銀酸化装置に導入することを特徴とするボイラプラント。 - 請求項１乃至４のいずれか1項に記載のボイラプラントにおいて、
前記水銀酸化装置から排出される排ガス中の水銀濃度又はハロゲン濃度を検出する検出装置と、該検出装置の検出値に基づいて前記ハロゲン又は前記ハロゲン化合物の添加量を調整する調整装置を備えてなることを特徴とするボイラプラント。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2010061420A JP5593100B2 (ja) | 2010-03-17 | 2010-03-17 | ボイラプラント |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2010061420A JP5593100B2 (ja) | 2010-03-17 | 2010-03-17 | ボイラプラント |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2011194286A JP2011194286A (ja) | 2011-10-06 |
| JP5593100B2 true JP5593100B2 (ja) | 2014-09-17 |
Family
ID=44873167
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2010061420A Expired - Fee Related JP5593100B2 (ja) | 2010-03-17 | 2010-03-17 | ボイラプラント |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5593100B2 (ja) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO2711067T3 (ja) * | 2012-09-25 | 2018-07-28 | ||
| US9623366B2 (en) | 2013-03-04 | 2017-04-18 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | CO2 recovery system and CO2 recovery method |
| FR3009205B1 (fr) * | 2013-07-31 | 2017-01-27 | Ifp Energies Now | Procede de captation d'un metal lourd contenu dans un gaz humide integrant une compression et une detente autour d'un separateur gaz-liquide. |
| FR3009202B1 (fr) * | 2013-07-31 | 2017-01-27 | Ifp Energies Now | Procede de captation d'un metal lourd contenu dans un gaz humide integrant une pompe a chaleur pour refroidir le gaz avant elimination de l'eau |
| JP6173621B2 (ja) * | 2015-02-24 | 2017-08-02 | 日立造船株式会社 | 燃焼排ガスの処理装置 |
| KR101801530B1 (ko) * | 2015-09-16 | 2017-12-20 | 한국전력공사 | 석탄회 처리 장치 및 이를 이용한 석탄회 처리 방법 |
| JP7615599B2 (ja) * | 2020-10-09 | 2025-01-17 | 株式会社Ihi | 二酸化炭素固定システム |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3068888B2 (ja) * | 1991-05-28 | 2000-07-24 | 株式会社日立製作所 | 燃焼装置及びその運転方法 |
| JP2000325746A (ja) * | 1999-05-19 | 2000-11-28 | Babcock Hitachi Kk | 排ガス中の水銀除去方法および装置 |
| JP4146042B2 (ja) * | 1999-08-02 | 2008-09-03 | 三菱重工業株式会社 | 排煙処理方法 |
| JP4388542B2 (ja) * | 2006-12-07 | 2009-12-24 | 三菱重工業株式会社 | 水銀除去方法及び水銀除去システム |
| DE112008001319T5 (de) * | 2007-05-14 | 2010-06-10 | Babcock-Hitachi K.K. | Staubkohlenkessel, Staubkohle-Verbrennungsverfahren, Staubkohlenbrennstoff-Wärmeleistungserzeugungssystem und Abgasreinigungssystem für Staubkohlenkessel |
| JP5299601B2 (ja) * | 2007-08-15 | 2013-09-25 | 株式会社Ｉｈｉ | 排ガス処理方法及び排ガス処理装置 |
| JP5319934B2 (ja) * | 2008-02-28 | 2013-10-16 | 三菱重工業株式会社 | 排ガス処理方法及び装置 |
-
2010
- 2010-03-17 JP JP2010061420A patent/JP5593100B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2011194286A (ja) | 2011-10-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5593100B2 (ja) | ボイラプラント | |
| JP5717382B2 (ja) | 排煙処理装置及び排煙処理方法 | |
| CA2830701C (en) | A method of treating a carbon dioxide rich flue gas and a flue gas treatment system | |
| JP5275064B2 (ja) | 酸素燃焼用石炭焚ボイラの排ガス処理装置と方法 | |
| KR101998682B1 (ko) | 탈황 가스의 재순환을 갖는 황산 제조 | |
| JP4326276B2 (ja) | ガス浄化装置および排煙脱硫システム | |
| JP2012081451A (ja) | 酸素燃焼式燃焼装置の排ガス処理装置と方法及びそのための湿式排煙脱硫方法と装置 | |
| JP2012143699A (ja) | 排ガス処理システム | |
| KR20180132194A (ko) | 배가스 내 잠열의 회수와 대기오염물질의 제거가 가능한 일체형 배가스 응축기 및 이를 포함하는 가압 순산소 연소 발전 시스템 | |
| JP2008200561A (ja) | 硫黄酸化物を含む排ガスの処理方法 | |
| JP2013154329A (ja) | 海水排煙脱硫システムおよび発電システム | |
| JP5281871B2 (ja) | ボイラプラント | |
| JP2014128775A (ja) | 排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システム | |
| JP5432098B2 (ja) | 酸素燃焼ボイラ | |
| JP5144967B2 (ja) | 排ガス処理システム | |
| EP2760566B1 (en) | Sulphuric acid production with recycle of desulphurized gas | |
| JP2014059104A (ja) | 酸素燃焼式ボイラシステム | |
| JP2012149792A (ja) | 排ガス処理システム | |
| JP5600439B2 (ja) | ボイラプラント | |
| WO2000043658A1 (en) | Gas turbine generating method and generator | |
| JP4658350B2 (ja) | 硫黄化合物の低減方法及びその装置 | |
| CN112930320B (zh) | 生产硫的方法 | |
| JP3868078B2 (ja) | 発電設備 | |
| JP2013158735A (ja) | 酸素燃焼システム用排煙脱硫装置及び酸素燃焼システム | |
| JP2003205222A (ja) | 排煙脱硫装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20130315 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20130826 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20131008 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20140715 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20140804 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5593100 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |