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WO2011152550A1 - 排ガス処理システム及び方法 - Google Patents

排ガス処理システム及び方法 Download PDF

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WO2011152550A1
WO2011152550A1 PCT/JP2011/062870 JP2011062870W WO2011152550A1 WO 2011152550 A1 WO2011152550 A1 WO 2011152550A1 JP 2011062870 W JP2011062870 W JP 2011062870W WO 2011152550 A1 WO2011152550 A1 WO 2011152550A1
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WO
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exhaust gas
mist
desulfurization
gas treatment
electrostatic precipitator
Prior art date
Application number
PCT/JP2011/062870
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English (en)
French (fr)
Inventor
立人 長安
上條　孝
乾　正幸
大石　剛司
長安　弘貢
田中　裕士
琢也 平田
達也 辻内
進 沖野
直行 神山
吉原　清次
Original Assignee
三菱重工業株式会社
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Publication date
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Priority to AU2011259877A priority patent/AU2011259877B2/en
Priority to EP11789950.0A priority patent/EP2578297B1/en
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    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to an exhaust gas treatment system and method for removing CO 2 in exhaust gas.
  • CO 2 absorption tower As the process of removing and recovering CO 2 from flue gas, CO 2 absorption tower (hereinafter, simply referred to as "absorption column”.) And the combustion exhaust gas and the CO 2 absorbing solution in the contacting a, CO 2 absorbing liquid absorbent regenerator that has absorbed CO 2 (hereinafter, simply referred to as “regeneration tower”.) was heated at reproduces the CO 2 absorbing solution with dissipating CO 2
  • a CO 2 recovery device having a step of recirculation and reuse in a CO 2 absorption tower (see, for example, Patent Document 1).
  • CO 2 absorption tower for example, an amine-based CO 2 absorbing solution such as alkanolamine is used for countercurrent contact, and CO 2 in the exhaust gas is absorbed into the CO 2 absorbing solution by a chemical reaction (exothermic reaction), and CO 2 The exhaust gas from which is removed is discharged out of the system.
  • CO 2 absorbent that has absorbed CO 2 is referred to as rich solution.
  • the rich solution is pressurized by the pump, the CO 2 absorbing solution in a high temperature CO 2 in the regeneration tower has been regenerated dissipation (lean solution), heated in the heat exchanger, is supplied to the regenerator.
  • the exhaust gas treatment system the flue gas introduced into the CO 2 absorber that absorbs CO 2 of the CO 2 recovery apparatus, the mist generating material which is a source of mist generated in the absorption tower of the CO 2 recovery apparatus
  • the CO 2 absorbent is entrained by the mist generating substance, and there is a problem that the amount of the CO 2 absorbent that scatters out of the system increases. If there is scattering out of the system such CO 2 absorbing liquid, with leads to a significant loss of the CO 2 absorbing solution, since the supplementing unnecessarily CO 2 absorbing solution, CO out of the system 2 It is necessary to suppress scattering of the absorbing liquid.
  • the present invention provides an exhaust gas treatment system capable of significantly reducing entrainment of a CO 2 absorbent and performing an appropriate exhaust gas treatment when exhausting exhaust gas from which CO 2 has been removed outside the system. It is an object to provide a method.
  • a first invention of the present invention for solving the above-described problems is a desulfurization device that removes sulfur oxides in exhaust gas from a boiler, and sulfur oxidation that is provided on the downstream side of the desulfurization device and remains in the exhaust gas.
  • the cooling tower to lower the gas temperature
  • an absorption tower for removing CO 2 in the flue gas is brought into contact with CO 2 absorbing liquid, the CO 2 to release CO 2 from the CO 2 absorbing solution recovered while the CO 2 recovery apparatus comprising a regenerator to regenerate the CO 2 absorbing solution, in prior to introducing the exhaust gas into the CO 2 recovering apparatus, in the source of mist generated in the absorption tower of the CO 2 recovery apparatus
  • An exhaust gas treatment system comprising a wet electrostatic precipitator for removing a certain mist generating substance.
  • the second invention is an exhaust gas treatment system according to the first invention, comprising a denitration device for removing nitrogen oxides in the exhaust gas and a dry electrostatic precipitator for removing soot and dust.
  • a third invention is the exhaust gas treatment system according to the first or second invention, wherein a desulfurization unit is integrally provided in the cooling tower, and a wet electrostatic precipitator is provided on the downstream side of the desulfurization unit. It is in.
  • a fourth aspect of the invention is wet before downstream side of the CO 2 recovery device for absorbing and removing CO 2 in contact with CO 2 absorbing solution in the exhaust gas, the downstream side of the desulfurization apparatus, the dust and mist contained in the exhaust gas
  • the exhaust gas treatment method is characterized in that the amount of mist generating substances in the exhaust gas removed by an electric dust collector and introduced into the CO 2 recovery device is reduced to a predetermined amount or less.
  • an exhaust gas treatment method which has a desulfurization section and a wet electrostatic precipitator inside the cooling tower, performs desulfurization, and removes dust and mist. .
  • the wet electrostatic precipitator is provided as the mist generating material removing device before being introduced into the CO 2 recovery device, the mist generating material in the exhaust gas when introduced into the CO 2 absorption tower.
  • the amount of is greatly reduced.
  • the amount of the CO 2 absorbent that is accompanied by the mist and scatters out of the system is reduced. Therefore, the loss of the CO 2 absorbing liquid scattered outside the system can be significantly reduced, and an increase in running cost in the exhaust gas treatment can be suppressed.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a conceptual diagram of the mechanism of mist generation.
  • FIG. 3A is a photograph showing the white smoke reduction state in the CO 2 absorption tower.
  • FIG. 3-2 is a photograph showing a white smoke generation state in the CO 2 absorption tower.
  • FIG. 4 is a schematic diagram of the exhaust gas treatment system according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a schematic diagram of another exhaust gas treatment system according to the first embodiment.
  • FIG. 6 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system according to the second embodiment.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
  • the exhaust gas 12 from the boiler 11 is first removed from the nitrogen oxide (NOx) in the exhaust gas 12 by the denitration device 13 and then the air heater AH.
  • NOx nitrogen oxide
  • the air heater AH The air supplied to the boiler 11 by being led to is heated.
  • the exhaust gas 12 is introduced into a dry electrostatic precipitator 14 which is a dust removing device, and dust is removed.
  • the exhaust gas 12 is introduced into the desulfurizer 15 to remove sulfur oxides (SOx).
  • the exhaust gas 12 is cooled by the cooling tower 16, it is introduced into the CO 2 recovery device 17 to remove carbon dioxide, and the purified gas 18 is released from the top of the CO 2 absorption tower to the atmosphere outside the system.
  • the dust removed by the electric dust collector 14 is separately subjected to ash treatment 14a.
  • mist generation substance removing apparatus for removing mist generating substance which is a source of mist generated in a CO 2 absorption tower of the CO 2 recovery apparatus 17 20 Is provided.
  • the exhaust gas treatment system in prior to introducing the CO 2 recovering apparatus 17, is provided with the mist generator substance remover 20, the exhaust gas as it is introduced into the CO 2 absorber of CO 2 recovering apparatus 17
  • the amount of mist generating substances in 12 is greatly reduced.
  • the amount of the CO 2 absorbing liquid hereinafter also referred to as “absorbing liquid”
  • the loss of the absorbing liquid scattered outside the system is greatly reduced, so that it is not replenished more than necessary, and an increase in running cost in exhaust gas treatment can be suppressed.
  • the mist generating material removed by the mist generating material removing apparatus 20 according to the present invention is a SO 3 mist, nitric acid mist, hydrochloric acid mist, water vapor mist, etc., which is a substance that causes mist generation in the CO 2 absorption tower. .
  • the apparatus which performs the removal in the gas state before becoming mist is also included in the mist generating substance removing apparatus 20 according to the present invention.
  • the mist generating substance Since the exhaust gas 12 from the boiler 11 is in a high temperature state, the mist generating substance initially exists in a gas state. Thereafter, the exhaust gas is cooled in the process of passing through the electrostatic precipitator and the desulfurization device, so that the mist generating substance changes from the gas state to the mist state.
  • the mist particle size of the mist generating substance is 3.0 ⁇ m or less.
  • FIG. 2 is a conceptual diagram of the mechanism of the accompanying absorption liquid accompanying the generation of mist.
  • Figure 3-1 photograph showing a white smoke relief state in the CO 2 absorption tower
  • FIG. 3-2 is a photograph showing a white smoke generation state in the CO 2 absorption tower.
  • SO 3 mist will be described as an example, but the same applies to other mists.
  • the exhaust gas 12 from the boiler 11 is subjected to gas purification treatment such as denitration, dust removal and desulfurization, the exhaust gas 12 is cooled by the cooling tower 16, and the gas temperature becomes about 50 ° C. In this temperature state, since it is below the acid dew point, it is SO 3 mist (for example, 0.1 to 1.0 ⁇ m). In the SO 3 mist 50, SO 3 becomes a nucleus 51, and water vapor 52 is taken around the core 51.
  • gas purification treatment such as denitration, dust removal and desulfurization
  • the absorbing liquid is sprayed from the nozzle and falls, and CO 2 is absorbed by the absorbing liquid by bringing the falling absorbing liquid and exhaust gas into countercurrent contact.
  • the exhaust gas 12 is introduced from below the CO 2 absorption tower and discharged upward. At this time, the SO 3 mist 50 is not absorbed by the absorption liquid and rises in the same manner as the gas flow of the exhaust gas 12.
  • the absorbing liquid and water when the absorbing liquid is supplied from the nozzle, the absorbing liquid and water partially evaporate as the absorbing liquid falls, and gaseous absorbing liquid 41G and water vapor 42 are generated. Further, the gaseous absorbent 41G and the water vapor 42 further increase when the temperature of the absorbent rises due to, for example, the exothermic reaction of the absorbent when CO 2 is absorbed.
  • an SO 3 mist (blowing mist) 53 containing an enlarged absorbent for example, about 0.5 to 2.0 ⁇ m
  • the SO 3 mist 50 in the exhaust gas 12 before being introduced into the CO 2 recovery device 17 takes in the gaseous absorbent 41G and the water vapor 42 in the CO 2 absorption tower, and the SO 3 mist 53 containing the absorbent. And accompanying the exhaust gas 12, it is scattered from the top of the CO 2 absorption tower. Therefore, a loss of the absorbing liquid occurs.
  • FIGS. 3-1 and 3-2 The state of white smoke generation in this CO 2 absorption tower is shown in FIGS. 3-1 and 3-2.
  • the mist generating substance removing device 20 provided for the flue gas 12 to be introduced into the CO 2 absorption tower, a case with reduced amount of mist generation material below a predetermined amount, the CO 2 absorber the scattering of sO 3 mist (enlarged mist) 53 containing the absorbing liquid in the inner greatly reduced, showing a state in which generation of white smoke is suppressed.
  • the mist generated in the CO 2 absorption tower refers to SO 3 mist (blowing mist) 53 containing an absorbing solution.
  • SO 3 mist Blowing mist
  • the presence or absence of the generation of this enlarged mist can be confirmed by the presence or absence of generation of white smoke.
  • the generation of white smoke is eliminated, and consequently This prevents the absorption liquid from scattering.
  • the enlarged mist is taken in by the gaseous absorbent 41G alone and the gaseous water vapor 42 alone in the CO 2 absorption tower with respect to the SO 3 mist 50 in the exhaust gas 12.
  • SO 3 mists each containing absorption liquid (enlarged mist) 53A may become an SO 3 mist (enlarged mist) 53B containing water vapor.
  • the mist (blowing mist) 53B containing water vapor although there is no loss of the absorption liquid, there is the generation of white smoke of the purified gas 18 discharged out of the system. Reduction is necessary.
  • mist generated in a CO 2 absorption tower of the CO 2 recovery apparatus 17 SO 3 mists containing absorption liquid is enlarged mist
  • mist generating substance removing device 20 that removes the mist generating substance that is the generation source of the gas, it is possible to significantly reduce the loss of the absorbing liquid scattered from the CO 2 absorption tower to the outside of the system.
  • the mist generating substance removing device 20 is provided on the upstream side of the dry electrostatic precipitator 14, between the dry electrostatic precipitator 14 and the desulfurization device 15, before or after the cooling tower 16, or integrally with the cooling tower 16. You may do it.
  • the SO 3 mist 50 is reduced to 3 ppm or less in order to prevent white smoke in the CO 2 absorption tower and scattering of the absorption liquid. preferable. This is because, when the SO 3 mist 50 is reduced to 3 ppm or less, the prevention of scattering is suppressed and, for example, the amine-based absorption liquid is prevented from being deteriorated by SO 3 .
  • the absorption liquid is prevented from scattering and the absorption liquid is prevented from being deteriorated, it is possible to reduce the number of regeneration processes in the absorption liquid regenerating apparatus (reclaiming apparatus), and further, the absorption liquid loss Is greatly reduced, the amount of replenishment of the absorbent can be reduced. Therefore, the system efficiency of the exhaust gas treatment system can be greatly improved.
  • the electrostatic precipitator has been described as an example of the dust removing device.
  • the present invention is not limited to this as long as it removes the dust in the exhaust gas 12, and other than the electrostatic precipitator. Examples thereof include a bug filter and a venturi scrubber.
  • FIG. 4 is a schematic diagram of the exhaust gas treatment system according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a schematic diagram of another exhaust gas treatment system according to the first embodiment.
  • SO 3 will be described as an example of a mist generating material, but the present invention is not limited to this.
  • the exhaust gas treatment system 10 ⁇ / b> A according to the first embodiment includes a denitration device 13 that removes nitrogen oxides in the exhaust gas 12 from a boiler (for example, a coal fired boiler) 11 and a downstream side of the denitration device 13.
  • a cooling tower 16 having a cooling section 16a for lowering the gas temperature, an absorption tower 17A for removing CO 2 in the exhaust gas 12 by contacting with the absorption liquid, and CO 2 from the absorption liquid to release CO 2.
  • a CO 2 recovery device 17 composed of a regeneration tower 17B for regenerating the absorbing solution.
  • a wet electrostatic precipitator 25 is provided between the desulfurization device 15 and the cooling tower 16 as a measure for removing the mist generating substance before the SO 3 mist is introduced into the CO 2 recovery device 17. is there.
  • the wet electrostatic precipitator 25 according to this embodiment functions as the mist generating substance removing device 20 shown in FIG.
  • the wet electrostatic precipitator 25 is provided on the downstream side of the desulfurization device 15, and the SO 3 mist 50 of the exhaust gas 12 can be charged and removed.
  • the wet electrostatic precipitator 25 is provided in the upstream of the cooling tower 16 (between the desulfurization device 15 and the cooling tower 16).
  • the wet electrostatic precipitator 25 is not limited to this. it may be provided on the downstream side (between the cooling tower 16 and the CO 2 recovery device 17) of the cooling tower 16.
  • the exhaust gas 12 from which dust is removed by the electrostatic precipitator 14 removes sulfur oxides in the exhaust gas 12 by a desulfurization device 15, and the removed sulfur oxides supply limestone (CaCO 3 ) 15a and oxidizing air 15b. Then, the lime / gypsum method is used to make the gypsum 15c, and the desulfurization drainage 15d is treated separately.
  • reference numeral 17a represents a reboiler
  • 17b represents saturated steam
  • 17c represents condensed water
  • 17d represents a separation drum
  • 17e represents recovered CO 2
  • 17f represents a heat exchanger.
  • the exhaust gas 12 desulfurized by the desulfurization device 15 is cooled to an exhaust gas temperature of 50 ° C. or less by a cooling tower 16 and introduced into a CO 2 recovery device 17 composed of an absorption tower 17A and a regeneration tower 17B.
  • CO 2 is removed by, for example, an amine-based absorption liquid 41.
  • the amount of SO 3 mist introduced into the CO 2 recovery device 17 is reduced. Therefore, the generation of white smoke of the purified gas 18 discharged from the absorption tower 17A due to mist is suppressed, and the accompanying of the absorbing liquid 41 is suppressed. As a result, it is possible to provide an exhaust gas treatment system with no loss of absorption liquid.
  • an amine-based absorbent is illustrated as the absorbent, but the absorbent of the present invention is not limited to the amine-based absorbent.
  • the absorbent other than the amine-based absorbent include amino acid-based absorbent, ionic liquid absorbent, and hot potassium carbonate absorbent composed of potassium carbonate and amine.
  • FIG. 5 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system according to a modification of the first embodiment.
  • the exhaust gas treatment system 10 ⁇ / b> B is provided with a finish desulfurization unit 16 b in the lower part of the cooling tower 16, and limestone (CaCO 3 ) 15 a.
  • limestone (CaCO 3 ) 15 a are supplied to form gypsum 15c by the lime / gypsum method.
  • a strong alkaline agent such as sodium hydroxide (NaOH) may be added together with limestone.
  • a liquid column type is used as a method for supplying the absorbing liquid for desulfurization, but the present invention is not limited to this, and any of a watering type, a jet type, and a filling type is used. be able to.
  • a desulfurization absorbing solution used in the finish desulfurization section 16b in addition to limestone (CaCO 3 ), strong alkali such as NaOH, Na 2 CO 3 , NaHCO 3 , Ca (OH) 2 , Mg (OH) 2, etc. Agents can be exemplified.
  • a strong alkali agent By using a strong alkali agent, it is possible to further improve the desulfurization performance.
  • it is effective when the exhaust gas 12 having a high concentration of sulfur oxide is introduced, and the exhaust gas to be introduced into the CO 2 recovery device 17.
  • the concentration of sulfur oxide in 12 can be made extremely low. Compared with the lime / gypsum method, the desulfurization performance is also improved, and even when the concentration of the sulfur oxide in the introduced exhaust gas 12 is high, the desulfurization performance is exhibited, which is preferable.
  • the wet electrostatic precipitator 25 is installed on the upstream side of the cooling tower 16, but the present invention is not limited to this, and is installed on the downstream side of the cooling tower 16. May be.
  • a wet electrostatic precipitator may be integrally provided inside the cooling tower.
  • FIG. 6 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system according to the second embodiment.
  • the exhaust gas treatment system 10C according to the second embodiment has the wet electric dust collection function of the first embodiment inside the cooling tower.
  • the wet type electrostatic precipitator integrated cooling tower 27 provided with the finish desulfurization part 16b which performs the desulfurization finish, and the wet electrostatic precipitator 25a will be constructed.
  • the wet electrostatic precipitator 25a according to the present embodiment functions as the mist generating substance removing device 20. Compared to the system of the first embodiment, it is not necessary to install the wet electrostatic precipitator 25 independently, so that it is not necessary to secure the installation space.
  • the amount of SO 3 mist introduced into the CO 2 recovery unit 17 is reduced as a result of removing SO 3 that is a mist generating substance in the exhaust gas 12 in a mist state. Therefore, the generation of white smoke of the purified gas 18 discharged from the absorption tower 17A due to mist is suppressed, and the accompanying of the absorbing liquid 41 is suppressed. As a result, it is possible to provide an exhaust gas treatment system in which the absorption liquid 41 is not lost.
  • the wet electrostatic precipitator is provided as the mist generating substance removing device 20
  • the absorbent 41 It is possible to provide an exhaust gas treatment system that does not accompany the gas.

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Abstract

ボイラ１１からの排ガス１２中の硫黄酸化物を除去する脱硫装置１５と、脱硫装置１５の後流側に設けられ、排ガス中に残存する硫黄酸化物を除去すると共に、ガス温度を下げる冷却塔１６と、前記排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液に接触させて除去する吸収塔と、ＣＯ2吸収液からＣＯ2を放出してＣＯ2を回収すると共に、ＣＯ2吸収液を再生する再生塔とからなるＣＯ2回収装置１７と、ＣＯ2回収装置に排ガスを導入する以前において、ＣＯ2回収装置の吸収塔内で発生するミストの発生源であるミスト発生物質を除去する湿式電気集塵機２５とを具備する。

Description

排ガス処理システム及び方法
　本発明は、排ガス中のＣＯ２を除去する排ガス処理システム及び方法に関する。
　近年、地球の温暖化現象の原因の一つとして、ＣＯ２による温室効果が指摘され、地球環境を守る上で国際的にもその対策が急務となってきた。ＣＯ２の発生源としては化石燃料を燃焼させるあらゆる人間の活動分野に及び、その排出抑制への要求が一層強まる傾向にある。これに伴い大量の化石燃料を使用する火力発電所などの動力発生設備を対象に、ボイラやガスタービン等、産業設備の燃焼排ガスをアミン系ＣＯ２吸収液と接触させ、燃焼排ガス中のＣＯ２を除去・回収する方法および回収されたＣＯ２を大気へ放出することなく貯蔵する排ガス処理システムが精力的に研究されている。
　前記のようなＣＯ２吸収液を用い、燃焼排ガスからＣＯ２を除去・回収する工程としては、ＣＯ２吸収塔（以下、単に「吸収塔」ともいう。）において燃焼排ガスとＣＯ２吸収液とを接触させる工程と、ＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液を吸収液再生塔（以下、単に「再生塔」ともいう。）において加熱し、ＣＯ２を放散させるとともにＣＯ２吸収液を再生して再びＣＯ２吸収塔に循環して再利用する工程とを有するＣＯ２回収装置が提案されている（例えば、特許文献１を参照）。
　ＣＯ２吸収塔では、例えばアルカノールアミン等のアミン系ＣＯ２吸収液を用いて、向流接触し、排ガス中のＣＯ２は、化学反応（発熱反応）によりＣＯ２吸収液に吸収され、ＣＯ２が除去された排ガスは系外に放出される。ＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液はリッチ溶液とも呼称される。このリッチ溶液はポンプにより昇圧され、再生塔でＣＯ２が放散し再生した高温のＣＯ２吸収液（リーン溶液）により、熱交換器において加熱され、再生塔に供給される。
特開平３−１９３１１６号公報
　しかしながら、排ガス処理システムにおいて、ＣＯ２回収装置のＣＯ２を吸収するＣＯ２吸収塔に導入される排ガス中に、ＣＯ２回収装置の吸収塔内で発生するミストの発生源であるミスト発生物質が含まれる場合、ＣＯ２吸収液がこのミスト発生物質に同伴されるため、系外へ飛散するＣＯ２吸収液の量が増大する、という問題がある。
　このようなＣＯ２吸収液の系外への飛散がある場合には、ＣＯ２吸収液の大幅なロスにつながると共に、ＣＯ２吸収液を必要以上に補充することとなるので、系外へＣＯ２吸収液が飛散することを抑制する必要がある。
　そこで、ＣＯ２吸収塔からのＣＯ２吸収液の飛散を抑制した排ガス処理システムの確立が切望されている。
　本発明は、前記問題に鑑み、系外にＣＯ２を除去した排ガスを排出する際に、ＣＯ２吸収液の同伴を大幅に低減すると共に、適正な排ガス処理を行うことができる排ガス処理システム及び方法を提供することを課題とする。
　上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、ボイラからの排ガス中の硫黄酸化物を除去する脱硫装置と、脱硫装置の後流側に設けられ、排ガス中に残存する硫黄酸化物を除去すると共に、ガス温度を下げる冷却塔と、前記排ガス中のＣＯ２をＣＯ２吸収液に接触させて除去する吸収塔と、ＣＯ２吸収液からＣＯ２を放出してＣＯ２を回収すると共に、ＣＯ２吸収液を再生する再生塔とからなるＣＯ２回収装置と、前記ＣＯ２回収装置に排ガスを導入する以前において、ＣＯ２回収装置の吸収塔内で発生するミストの発生源であるミスト発生物質を除去する湿式電気集塵機とを具備することを特徴とする排ガス処理システムにある。
　第２の発明は、第１の発明において、排ガス中の窒素酸化物を除去する脱硝装置と、煤塵を除去する乾式電気集塵機とを有することを特徴とする排ガス処理システムにある。
　第３の発明は、第１又は２の発明において、前記冷却塔内に脱硫部を一体に有すると共に、該脱硫部の後流側に湿式電気集塵部を有することを特徴とする排ガス処理システムにある。
　第４の発明は、排ガス中のＣＯ２をＣＯ２吸収液に接触させて吸収・除去するＣＯ２回収装置の前流側において、脱硫装置の後流側において、排ガス中の煤塵及びミストを湿式電気集塵機により除去し、前記ＣＯ２回収装置に導入する排ガス中のミスト発生物質の量を所定量以下に低減することを特徴とする排ガス処理方法にある。
　第５の発明は、第４の発明において、冷却塔の内部に脱硫部と湿式電気集塵部を有し、脱硫を行うと共に、煤塵及びミストを除去することを特徴とする排ガス処理方法にある。
　本発明の排ガス処理システムによれば、ＣＯ２回収装置に導入する以前において、ミスト発生物質除去装置として湿式電気集塵機を設けたので、ＣＯ２吸収塔に導入される際の排ガス中のミスト発生物質の量が大幅に低減する。この結果、ミストに同伴されて系外へ飛散するＣＯ２吸収液の量が低減する。よって、系外へ飛散するＣＯ２吸収液のロスを大幅に低減することができると共に、排ガス処理におけるランニングコストの増大を抑制することができる。
図１は、本発明に係る実施形態の排ガス処理システムの概要図である。 図２は、ミスト発生のメカニズムの概念図である。 図３−１は、ＣＯ２吸収塔内での白煙軽減状態を示す写真である。 図３−２は、ＣＯ２吸収塔内での白煙発生状態を示す写真である。 図４は、実施例１に係る排ガス処理システムの概略図である。 図５は、実施例１に係る他の排ガス処理システムの概略図である。 図６は、実施例２に係る排ガス処理システムの概略図である。
　以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施形態及び実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施形態及び実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
　図１は、本発明に係る実施形態の排ガス処理システムの概要図である。
　図１に示すように、本発明に係る実施形態の排ガス処理システム１０において、ボイラ１１からの排ガス１２は、脱硝装置１３で排ガス１２中の窒素酸化物（ＮＯｘ）を除去した後、まずエアヒータＡＨに導かれてボイラ１１に供給される空気を加熱する。その後排ガス１２は、除塵装置である乾式の電気集塵機１４に導入されて煤塵が除去される。次に、排ガス１２は、脱硫装置１５に導入されて硫黄酸化物（ＳＯｘ）が除去される。次いで、排ガス１２は冷却塔１６で冷却された後、ＣＯ２回収装置１７に導入されて、二酸化炭素を除去し、ＣＯ２吸収塔の塔頂部から浄化ガス１８が系外である大気に放出される。なお、電気集塵機１４で除去された煤塵は別途灰処理１４ａされる。
　本発明では、ＣＯ２回収装置１７に排ガス１２を導入する以前において、ＣＯ２回収装置１７のＣＯ２吸収塔内で発生するミストの発生源であるミスト発生物質を除去するミスト発生物質除去装置２０を設けている。
　本発明に係る排ガス処理システムによれば、ＣＯ２回収装置１７に導入する以前において、ミスト発生物質除去装置２０を設けたので、ＣＯ２回収装置１７のＣＯ２吸収塔に導入される際の排ガス１２中のミスト発生物質の量が大幅に低減する。この結果、ミストに同伴されて系外へ飛散するＣＯ２吸収液（以下「吸収液」ともいう）の量を大幅に低減することができる。この結果、系外へ飛散される吸収液のロスが大幅に少なくなるので、必要以上に補充することがなくなり、排ガス処理におけるランニングコストの増大を抑制することができる。
　本発明に係るミスト発生物質除去装置２０で除去するミスト発生物質とは、ＳＯ３ミスト、硝酸ミスト、塩酸ミスト、水蒸気ミスト等であり、ＣＯ２吸収塔内でのミスト発生要因となる物質をいう。なお、ミストとなる以前のガス状態での除去を行う装置においても、本発明に係るミスト発生物質除去装置２０に含まれる。
　ボイラ１１からの排ガス１２は、高温状態であるので、ミスト発生物質は、最初はガス状態で存在する。その後、電気集塵機や脱硫装置を経る過程で、排ガスは冷却されるので、ミスト発生物質はガス状態からミスト状態に変化する。
　本発明でミスト発生物質のミストの粒径は、３．０μｍ以下をいう。
　ＣＯ２回収装置１７のＣＯ２吸収塔内でのミスト発生及び吸収液の同伴の様子について図２、図３−１、図３−２を用いて説明する。
　図２は、ミスト発生に伴う吸収液の同伴のメカニズムの概念図である。図３−１は、ＣＯ２吸収塔内での白煙軽減状態を示す写真、図３−２は、ＣＯ２吸収塔内での白煙発生状態を示す写真である。ミスト発生物質として、ＳＯ３ミストを例にして説明するが、他のミストでも同様である。ボイラ１１からの排ガス１２は、脱硝、煤塵除去及び脱硫等のガス浄化処理がなされ、冷却塔１６で排ガス１２が冷却され、ガス温度は５０℃程度となる。この温度状態では、酸露点以下であるので、ＳＯ３ミスト（例えば０．１~１．０μｍ）となっている。
　このＳＯ３ミスト５０は、ＳＯ３が核５１となり、その周囲に水蒸気５２が取り込まれたものである。
　ＣＯ２吸収塔内では、吸収液がノズルより噴霧されて落下し、この落下する吸収液と排ガスとを向流接触させることでＣＯ２が吸収液に吸収される。一方、排ガス１２はＣＯ２吸収塔の下方から導入され、上方に排出される。この際、ＳＯ３ミスト５０は、吸収液には吸収されず、排ガス１２のガス流と同様に上昇する。
　ここで、ＣＯ２吸収塔内では、ノズルから吸収液を供給すると、吸収液の落下と共に、吸収液及び水分が一部蒸発し、ガス状吸収液４１Ｇ及び水蒸気４２が発生する。
　また、このガス状吸収液４１Ｇ及び水蒸気４２は、ＣＯ２を吸収する際の例えば吸収液の発熱反応により吸収液の温度が上昇することで更に増加する。
　そして、ガス状吸収液４１Ｇ及び水蒸気４２がＳＯ３ミスト５０に取り込まれ、結果として肥大化（例えば０．５~２．０μｍ程度）した吸収液を含むＳＯ３ミスト（肥大化ミスト）５３となる。
　このように、ＣＯ２回収装置１７に導入する以前の排ガス１２中のＳＯ３ミスト５０は、ＣＯ２吸収塔内で、ガス状吸収液４１Ｇ及び水蒸気４２を取り込み、吸収液を含むＳＯ３ミスト５３となり、排ガス１２と同伴してＣＯ２吸収塔の塔頂部から飛散する。そのため、吸収液のロスが発生することとなる。
　このＣＯ２吸収塔内での白煙発生の様子を図３−１、図３−２に示す。
　図３−１では、ＣＯ２吸収塔内に導入する排ガス１２に対してミスト発生物質除去装置２０を設けて、所定量以下にミスト発生物質の量を低減させた場合であり、ＣＯ２吸収塔内での吸収液を含むＳＯ３ミスト（肥大化ミスト）５３の飛散を大幅に低減し、白煙の発生が抑制されている状態を示す。図３−２では、ＣＯ２吸収塔内に導入する排ガス１２に対してミスト発生物質除去装置２０を設けずに、排ガス１２をそのまま導入した場合であり、ＣＯ２吸収塔内での吸収液を含むＳＯ３ミスト（肥大化ミスト）５３の飛散が生じ、白煙が発生している状態を示す。
　すなわち、本発明において、ＣＯ２吸収塔内で発生するミストとは、吸収液を含むＳＯ３ミスト（肥大化ミスト）５３をいう。この肥大化ミストの発生の有無を確認することができるのが、白煙の発生の有無であり、この肥大化ミストをＣＯ２吸収塔内で抑制することで、白煙の発生がなくなり、ひいては吸収液の飛散防止となる。
　また、この肥大化ミストは、図２に示すように、排ガス１２中のＳＯ３ミスト５０に対して、ＣＯ２吸収塔内で、ガス状吸収液４１Ｇ単独、ガス状水蒸気４２単独で取り込まれ、それぞれ吸収液を含むＳＯ３ミスト（肥大化ミスト）５３Ａ、水蒸気を含むＳＯ３ミスト（肥大化ミスト）５３Ｂとなる場合もある。
　この際、水蒸気を含むミスト（肥大化ミスト）５３Ｂの場合には、吸収液のロスは無いものの、系外への排出する浄化ガス１８の白煙の発生があるので、やはり、ミスト発生物質の低減が必要となる。
　よって、本発明によれば、ＣＯ２回収装置１７に導入する以前において、ミスト発生物質除去装置２０を設けることにより、系外にＣＯ２を除去した排ガス１２を排出する際に、ＣＯ２吸収液の同伴を大幅に低減すると共に、適正な排ガス処理を行うことができるものとなる。
　よって、本発明では、ＣＯ２回収装置１７に排ガス１２をその導入する以前において、ＣＯ２回収装置１７のＣＯ２吸収塔内で発生するミスト（肥大化ミストである吸収液を含むＳＯ３ミスト）の発生源であるミスト発生物質を除去するミスト発生物質除去装置２０を設けることにより、ＣＯ２吸収塔からの系外へ飛散する吸収液のロスを大幅に低減することができる。
　このミスト発生物質除去装置２０は、乾式の電気集塵機１４の前流側、乾式の電気集塵機１４と脱硫装置１５との間、前記冷却塔１６の前後のいずれか、若しくは冷却塔１６と一体に設けるようにしてもよい。
　ここで、ＣＯ２回収装置１７に排ガス１２をその導入する以前において、ＳＯ３ミスト５０を３ｐｐｍ以下まで低減するのが、ＣＯ２吸収塔内での白煙防止及び吸収液の飛散防止のために好ましい。これは、ＳＯ３ミスト５０を３ｐｐｍ以下まで低減すると、飛散防止を抑制すると共に、例えばアミン系の吸収液がＳＯ３により劣化するのを防止するためでもある。
　本発明によれば、吸収液の飛散防止と共に、吸収液の劣化が防止されるので、吸収液の再生装置（リクレーミング装置）での再生処理回数の低減を図ることができ、さらに吸収液のロスが大幅に低減されるため、吸収液の補充量の低減を図ることができる。そのため、排ガス処理システムのシステム効率を大幅に向上させることができる。
　なお、本実施例においては、除塵装置として電気集塵機を例として説明したが、排ガス１２中の煤塵を除去するものであれば、本発明はこれに限定されるものではなく、電気集塵機以外には、例えばバグフィルタ、ベンチュリースクラバ等を例示することができる。
　以下の実施例では、ミスト発生物質を除去するミスト発生物質除去装置の具体的態様について説明する。
　本発明による実施例に係るＣＯ２回収装置を備えた排ガス処理システムについて、図面を参照して説明する。図４は、実施例１に係る排ガス処理システムの概略図である。図５は、実施例１に係る他の排ガス処理システムの概略図である。尚、以下の実施例では、ミスト発生物質としてＳＯ３を例示して説明するが、本発明はこれに限定されるものではない。
　図４に示すように、実施例１に係る排ガス処理システム１０Ａは、ボイラ（例えば石炭焚ボイラ）１１からの排ガス１２中の窒素酸化物を除去する脱硝装置１３と、脱硝装置１３の後流側に設けられ、排ガス１２中の煤塵を除去する電気集塵機１４と、電気集塵機１４の後流側に設けられ、排ガス１２中の硫黄酸化物を除去する脱硫装置１５と、脱硫装置１５の後流側に設けられ、ガス温度を下げる冷却部１６ａを有する冷却塔１６と、前記排ガス１２中のＣＯ２を吸収液に接触させて除去する吸収塔１７Ａと、吸収液からＣＯ２を放出してＣＯ２を回収すると共に、吸収液を再生する再生塔１７ＢとからなるＣＯ２回収装置１７とを具備するものである。
　本実施例では、ＳＯ３ミストをＣＯ２回収装置１７に導入する前において、ミスト発生物質を除去する対策として、脱硫装置１５と冷却塔１６との間に、湿式電気集塵機２５を設けたものである。本実施例に係る湿式電気集塵機２５が、図１に示すミスト発生物質除去装置２０として機能している。
　本実施例に係る湿式電気集塵機２５を設けることにより、排ガス中の残存煤塵を除去すると共に、排ガス中のミスト発生物質をミスト状態で除去することができる。
　この湿式電気集塵機２５を脱硫装置１５の後流側に設け、排ガス１２のＳＯ３ミスト５０を荷電して除去することができる。本実施例では、湿式電気集塵機２５を冷却塔１６の前流（脱硫装置１５と冷却塔１６との間）に設けているが、本発明ではこれに限定されることなく、湿式電気集塵機２５を冷却塔１６の後流側（冷却塔１６とＣＯ２回収装置１７との間）に設けるようにしてもよい。
　本実施例では、排ガス１２中のミスト発生物質であるＳＯ３をミスト状態で除去する結果、ＣＯ２回収装置１７へのＳＯ３ミスト５０の導入量の低減を図ることとなる。よって、ミストに起因するＣＯ２吸収塔１７Ａから排出する浄化ガス１８の白煙の発生が抑制されると共に、吸収液４１の同伴を抑制することとなる。この結果、吸収液４１のロスを大幅に低減した排ガス処理システムを提供することができる。
　また、電気集塵機１４で煤塵が除去された排ガス１２は、脱硫装置１５で排ガス１２中の硫黄酸化物を除去し、除去された硫黄酸化物は石灰石（ＣａＣＯ３）１５ａと酸化用空気１５ｂを供給し、石灰・石膏法により石膏１５ｃとすると共に、脱硫排水１５ｄは別途処理される。なお、図中、符号１７ａはリボイラ、１７ｂは飽和水蒸気、１７ｃは凝縮水、１７ｄは分離ドラム、１７ｅは回収ＣＯ２、１７ｆは熱交換器を各々図示する。
　脱硫装置１５で脱硫された排ガス１２は、冷却塔１６で排ガス温度を５０℃以下まで冷却し、吸収塔１７Ａ及び再生塔１７ＢからなるＣＯ２回収装置１７に導入し、ここで、排ガス１２中のＣＯ２を例えばアミン系の吸収液４１により除去している。この際、本実施例では、排ガス１２中のミスト発生物質であるＳＯ３をガス状態で除去する結果、ＣＯ２回収装置１７へのＳＯ３ミストの導入量の低減を図ることとなる。よって、ミストに起因する吸収塔１７Ａから排出する浄化ガス１８の白煙の発生が抑制されると共に、吸収液４１の同伴を抑制することとなる。
　この結果、吸収液のロスの無い排ガス処理システムを提供することができる。
　ここで、本実施例では吸収液として、アミン系吸収液を例示しているが、本発明の吸収液はアミン系吸収液に限定されるものではない。吸収液としてアミン系吸収液以外には、例えばアミノ酸系吸収液、イオン性液体吸収液、炭酸カリウムとアミンとからなる熱炭酸カリ吸収液等を例示することができる。
　図５は、実施例１の変形例の排ガス処理システムの概略図である。図４に示す冷却塔１６では排ガス１２を冷却しているが、図５に示すように、排ガス処理システム１０Ｂは、冷却塔１６の下部において、仕上げ脱硫部１６ｂを設け、石灰石（ＣａＣＯ３）１５ａと酸化用空気１５ｂを供給し、石灰・石膏法により石膏１５ｃとしている。これにより、脱硫装置１５からの排ガス１２に残存している硫黄酸化物を除去するようにして、更に脱硫効率を向上させている。なお、石灰石と共に水酸化ナトリウム（ＮａＯＨ）等の強アルカリ剤を添加するようにしてもよい。
　本実施例では、仕上げ脱硫部１６ｂにおいて、脱硫用吸収液の供給方法として、液柱式を用いているが、本発明はこれに限定されず、散水式、噴流式、充填式のいずれも用いることができる。
　ここで、仕上げ脱硫部１６ｂで用いる脱硫用吸収液としては、石灰石（ＣａＣＯ３）以外には、ＮａＯＨ、Ｎａ２ＣＯ３、ＮａＨＣＯ３、Ｃａ（ＯＨ）２、Ｍｇ（ＯＨ）２等の強アルカリ剤を例示することができる。強アルカリ剤を用いることで、脱硫性能の向上をさらに図ることができ、特に、硫黄酸化物の濃度が高いような排ガス１２を導入する場合には有効となり、ＣＯ２回収装置１７に導入する排ガス１２中の硫黄酸化物の濃度を極低濃度とすることができる。石灰・石膏法に較べて、脱硫性能も高くなり、導入する排ガス１２中の硫黄酸化物の濃度が高いような場合であっても、良好な脱硫性能を発揮するので好ましい。
　なお、本実施例では、湿式電気集塵機２５を冷却塔１６の前流側に設置しているが、本発明はこれに限定されるものではなく、冷却塔１６の後流側に設置するようにしてもよい。
　また、以下の実施例２に示すように、冷却塔の内部に湿式電気集塵部を一体に有するようにしてもよい。
　本発明による実施例に係るＣＯ２回収装置を備えた排ガス処理システムについて、図面を参照して説明する。
　図６は、実施例２に係る排ガス処理システムの概略図である。図６に示すように、実施例２に係る排ガス処理システム１０Ｃは、実施例１の湿式電気集塵機能を冷却塔の内部に有するものである。これにより、脱硫の仕上げを行う仕上げ脱硫部１６ｂと湿式電気集塵部２５ａとを備えた湿式電気集塵機一体型冷却塔２７を構築することとなる。本実施例に係る湿式電気集塵部２５ａが、ミスト発生物質除去装置２０として機能している。実施例１のシステムに較べて、独立して湿式電気集塵機２５を設置することが不要となるので、その設置スペースを確保する必要がなくなる。
　本実施例では、排ガス１２中のミスト発生物質であるＳＯ３をミスト状態で除去する結果、ＣＯ２回収装置１７へのＳＯ３ミストの導入量の低減を図ることとなる。よって、ミストに起因する吸収塔１７Ａから排出する浄化ガス１８の白煙の発生が抑制されると共に、吸収液４１の同伴を抑制することとなる。この結果、吸収液４１のロスの無い排ガス処理システムを提供することができる。
　以上、実施例と共に説明したように、本発明によれば、ミスト発生物質除去装置２０として湿式電気集塵機を設けているので、外部にＣＯ２を除去した排ガス１２を排出する際に、吸収液４１の同伴がない排ガス処理システムを提供することができる。
　１０、１０Ａ~１０Ｃ　排ガス処理システム
　１１　ボイラ
　１２　排ガス
　１３　脱硝装置
　１４　電気集塵機
　１５　脱硫装置
　１６　冷却塔
　１６ａ　冷却部
　１６ｂ　仕上げ脱硫部
　１７　ＣＯ２回収装置
　１７Ａ　吸収塔
　１７Ｂ　再生塔
　１８　浄化ガス
　２０　ミスト発生物質除去装置
　２５　湿式電気集塵機
　２５ａ　湿式電気集塵部
　２７　湿式電気集塵機一体型冷却塔

Claims (5)

  1. 　ボイラからの排ガス中の硫黄酸化物を除去する脱硫装置と、
    　脱硫装置の後流側に設けられ、排ガス中に残存する硫黄酸化物を除去すると共に、ガス温度を下げる冷却塔と、
    　前記排ガス中のＣＯ２をＣＯ２吸収液に接触させて除去する吸収塔と、ＣＯ２吸収液からＣＯ２を放出してＣＯ２を回収すると共に、ＣＯ２吸収液を再生する再生塔とからなるＣＯ２回収装置と、
    　前記ＣＯ２回収装置に排ガスを導入する以前において、ＣＯ２回収装置の吸収塔内で発生するミストの発生源であるミスト発生物質を除去する湿式電気集塵機と
    を具備することを特徴とする排ガス処理システム。
  2. 　請求項１において、
    　排ガス中の窒素酸化物を除去する脱硝装置と、煤塵を除去する乾式電気集塵機とを有することを特徴とする排ガス処理システム。
  3. 　請求項１又は２において、
    　前記冷却塔内に脱硫部を一体に有すると共に、該脱硫部の後流側に湿式電気集塵部を有することを特徴とする排ガス処理システム。
  4. 　排ガス中のＣＯ２をＣＯ２吸収液に接触させて吸収・除去するＣＯ２回収装置の前流側において、
    　脱硫装置の後流側において、排ガス中の煤塵及びミストを湿式電気集塵機により除去し、
    　前記ＣＯ２回収装置に導入する排ガス中のミスト発生物質の量を所定量以下に低減することを特徴とする排ガス処理方法。
  5. 　請求項４において、
    　冷却塔の内部に脱硫部と湿式電気集塵部を有し、脱硫を行うと共に、煤塵及びミストを除去することを特徴とする排ガス処理方法。
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