JP2012011317A - System for treating mercury in exhaust gas - Google Patents

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a system for treating mercury in exhaust gas which can further remove residual mercury on the downstream side of a desulfurization device to remove the mercury concentration in the exhaust gas to a very low level.SOLUTION: The system for treating mercury in exhaust gas includes an ammonium chloride solution supply means 16 which sprays an NHCl solution 14 as a reduction-oxidation auxiliary agent into a flue 13 on the downstream of a boiler 11, a reduction-denitrification device 17 which has a denitration catalyst for reducing NOx in exhaust gas 12 with NHgas and oxidizing metal mercury (Hg) in the coexistence of HCl gas, a heat exchanger 18 which performs heat exchange of the denitrated exhaust gas 12, a dust collector 19 which removes soot in the denitrated exhaust gas 12, a wet desulfurization device 21 which removes divalent Hgoxidized in the reduction-denitrification device 17 by using lime gypsum slurry (alkali absorbing liquid) 20, and a finishing mercury removing device 70 which is installed inside or downstream of the wet desulfurization device 21 to remove mercury remaining in the exhaust gas.

Description

本発明は、排ガス中の水銀を極低濃度まで除去することができる排ガス中の水銀処理システムに関する。   The present invention relates to a mercury treatment system in exhaust gas capable of removing mercury in exhaust gas to an extremely low concentration.

石炭焚き排ガスや重質油を燃焼した際に生じる排ガス中には、煤塵、硫黄酸化物(SOx)、窒素酸化物(NOx)のほか、金属水銀(Hg0)が含まれることがある。近年、NOxを還元する脱硝装置、およびアルカリ吸収液をSOx吸収剤とする湿式脱硫装置と組み合わせて、金属水銀(Hg0)を処理する方法や装置について様々な考案がなされてきた。 The exhaust gas generated when burning coal-fired exhaust gas or heavy oil may contain metal mercury (Hg 0 ) in addition to soot, sulfur oxide (SOx), and nitrogen oxide (NOx). In recent years, various devices and methods for treating metallic mercury (Hg 0 ) have been devised in combination with a denitration device that reduces NOx and a wet desulfurization device that uses an alkaline absorbent as an SOx absorbent.

排ガス中の金属水銀(Hg0)を処理する方法として、煙道中、還元脱硝装置の前流工程でNH4Cl溶液を液状で噴霧して煙道内に供給する方法が提案されている(例えば、特許文献1、2参照。)。煙道内にNH4Cl溶液を液状で噴霧すると、NH4Clは解離して、アンモニウム(NH3)ガス、塩化水素(HCl)ガスを生成する。NH3ガスは還元剤として作用し、HClガスは水銀塩素化剤として作用する。即ち、還元脱硝装置に充填されている脱硝触媒上で、NH3は下記式(1)のように排ガス中のNOxと還元反応が進行し、HClは下記式(2)のように排ガス中のHg0と酸化反応が進行する。脱硝触媒上でNH3を還元脱硝すると共に、金属水銀(Hg0)を酸化し、水溶性の塩化水銀(HgCl2)とした後、後流側に設置した湿式の脱硫装置でHgCl2を水に溶解させて排ガス中に含まれる水銀を除去する。
4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H2O・・・(1)
Hg0+1/2O2+2HCl → HgCl2+H2O・・・(2)
As a method for treating metallic mercury (Hg 0 ) in exhaust gas, a method has been proposed in which an NH 4 Cl solution is sprayed in the flue and supplied into the flue in the upstream process of the reducing denitration device (for example, in the flue) (for example, (See Patent Documents 1 and 2.) When the NH 4 Cl solution is sprayed in a liquid state in the flue, NH 4 Cl is dissociated to generate ammonium (NH 3 ) gas and hydrogen chloride (HCl) gas. NH 3 gas acts as a reducing agent, and HCl gas acts as a mercury chlorinating agent. That is, NH 3 undergoes a reduction reaction with NOx in the exhaust gas as represented by the following formula (1) on the denitration catalyst packed in the reducing denitrification apparatus, and HCl is contained in the exhaust gas as represented by the following formula (2). The oxidation reaction proceeds with Hg 0 . NH 3 is reduced and denitrated on the denitration catalyst, and metal mercury (Hg 0 ) is oxidized to form water-soluble mercury chloride (HgCl 2 ), and then HgCl 2 is treated with water by a wet desulfurization device installed on the downstream side. To remove mercury contained in the exhaust gas.
4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O (1)
Hg 0 + 1 / 2O 2 + 2HCl → HgCl 2 + H 2 O (2)

特開2008−142602号公報JP 2008-142602 A 特開2009−202107号公報JP 2009-202107 A

ところで、従来の排ガス中の水銀を除去する提案では、ボイラから排出された排ガス中に、還元脱硝装置の前流工程でNH4Cl溶液を液状で噴霧して、排ガス中の水銀を脱硝装置内で2価の水銀(Hg2+)に酸化した後、除塵装置と脱硫装置で酸化水銀を除去しているが、脱硫装置に流入する排ガス中には、主に金属(元素)水銀(Hg0)と酸化水銀(Hg2+)との二種類の水銀が含まれているが、脱硫装置では水溶性である酸化水銀(Hg2+)しか吸収除去することができず、金属水銀Hg0を除去することが出来ず、煙突から外部に放出される場合がある。
また吸収除去された酸化水銀Hg2+の一部は再度、元素水銀Hg0に還元し、同様に煙突から放出される場合がある。
By the way, in the conventional proposal for removing mercury in the exhaust gas, NH 4 Cl solution is sprayed in liquid form in the upstream process of the reductive denitration device into the exhaust gas discharged from the boiler, and the mercury in the exhaust gas inside the denitration device. After being oxidized to divalent mercury (Hg 2+ ), mercury oxide is removed by a dust removal device and a desulfurization device. However, in the exhaust gas flowing into the desulfurization device, metal (elemental) mercury (Hg 0 ) is mainly used. ), but two kinds of mercury contained in the mercury oxide (Hg 2+), can not be only absorbed and removed mercury oxide (Hg 2+) is water-soluble in the desulfurization apparatus, the metallic mercury Hg 0 It cannot be removed and may be discharged from the chimney.
In addition, part of the mercury oxide Hg 2+ absorbed and removed may be reduced again to elemental mercury Hg 0 and similarly released from the chimney.

そこで、脱硫装置の前流側で水銀酸化したシステムにおいても、脱硫装置の後流側において、さらに残存する水銀を除去し、排ガス中の水銀濃度を極低濃度まで除去することが切望されている。   Therefore, even in a system in which mercury is oxidized on the upstream side of the desulfurization apparatus, it is desired to further remove remaining mercury on the downstream side of the desulfurization apparatus and remove the mercury concentration in the exhaust gas to an extremely low concentration. .

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、脱硫装置の前流側で水銀酸化したシステムにおいても、脱硫装置の後流側において、さらに残存する水銀を除去し、排ガス中の水銀濃度を極低濃度まで除去することができる排ガス中の水銀処理システムを提供することを目的とする。   The present invention has been made in view of the above, and even in a system in which mercury is oxidized on the upstream side of the desulfurization apparatus, the remaining mercury is further removed on the downstream side of the desulfurization apparatus, and the mercury concentration in the exhaust gas An object of the present invention is to provide a mercury treatment system in exhaust gas capable of removing slag to an extremely low concentration.

上述した課題を解決し、目的を達成する第1の発明は、ボイラからの排ガスを排出する煙道内に、気化した際に塩化水素とアンモニアとを生成する還元酸化助剤を含む溶液を噴霧する還元酸化助剤供給手段と、前記排ガス中の窒素酸化物をアンモニアで還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する脱硝触媒を有する還元脱硝装置と、該還元脱硝装置において酸化された水銀をアルカリ吸収液により除去する湿式脱硫装置と、前記湿式脱硫装置の内部又は後流側に設けられ、排ガス中に残存する水銀を除去する仕上げ水銀除去装置とを具備することを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   1st invention which solves the subject mentioned above and achieves an object sprays the solution containing the reduction oxidation auxiliary agent which produces hydrogen chloride and ammonia when it vaporizes in the flue which discharges the exhaust gas from a boiler. A reduction oxidation auxiliary agent supply means, a reduction denitration apparatus having a denitration catalyst that reduces nitrogen oxides in the exhaust gas with ammonia and oxidizes mercury in the presence of hydrogen chloride, and mercury oxidized in the reduction denitration apparatus A wet desulfurization apparatus that removes with an alkali absorbing liquid, and a finish mercury removal apparatus that is provided inside or on the downstream side of the wet desulfurization apparatus and that removes mercury remaining in the exhaust gas. Located in mercury processing system.

第2の発明は、第1の発明において、前記湿式脱硫装置の後流側に設けられる前記仕上げ水銀除去装置が、除塵処理手段、吸着処理手段又は気液接触処理手段の少なくとも一つであることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   According to a second invention, in the first invention, the finishing mercury removal device provided on the downstream side of the wet desulfurization device is at least one of a dust removal treatment device, an adsorption treatment device, or a gas-liquid contact treatment device. It is in the mercury treatment system in the exhaust gas characterized by

第3の発明は、第1の発明において、前記湿式脱硫装置の内部に設けられる前記仕上げ水銀除去装置が、湿式脱硫装置の吸収液中に酸化剤を供給する酸化剤供給手段であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   A third invention is characterized in that, in the first invention, the finishing mercury removing device provided in the wet desulfurization device is an oxidant supply means for supplying an oxidant into the absorbent of the wet desulfurization device. It is in the mercury treatment system in the exhaust gas.

第4の発明は、第1の発明において、前記湿式脱硫装置の内部に設けられる前記仕上げ水銀除去装置が、湿式脱硫装置の吸収液中に活性炭を供給する活性炭供給手段であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   The fourth invention is characterized in that, in the first invention, the finishing mercury removing device provided in the wet desulfurization device is an activated carbon supply means for supplying activated carbon into the absorbent of the wet desulfurization device. It is in the mercury treatment system in exhaust gas.

第5の発明は、第1の発明において、前記還元酸化助剤に、更に還元剤、水銀塩素化剤のいずれか一方又は両方を添加することを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   A fifth invention is the mercury treatment system in exhaust gas according to the first invention, wherein either one or both of a reducing agent and a mercury chlorinating agent is further added to the reducing oxidation aid.

第6の発明は、第1の発明において、前記還元酸化助剤がハロゲン化アンモニウムであることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   A sixth invention is the mercury treatment system in exhaust gas according to the first invention, wherein the reducing oxidation aid is ammonium halide.

第7の発明は、第2又は3の発明において、前記還元剤がアンモニア、又は尿素であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   A seventh invention is the mercury treatment system in exhaust gas according to the second or third invention, wherein the reducing agent is ammonia or urea.

第8の発明は、第2乃至4の何れか一つの発明において、前記水銀塩素化剤がハロゲン化水素であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   An eighth invention is the mercury treatment system in exhaust gas according to any one of the second to fourth inventions, wherein the mercury chlorinating agent is a hydrogen halide.

第9の発明は、第1の発明において、前記湿式脱硫装置から排出される脱硫排水中の固体分と液体分とを分離する固液分離手段と前記脱硫排水中の水銀を除去する水銀除去手段とを有する排水処理装置と、前記排水処理装置で処理した処理排水の少なくとも一部を前記湿式脱硫装置に戻す処理排水返送手段と、を備えることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   According to a ninth invention, in the first invention, a solid-liquid separation means for separating a solid content and a liquid content in the desulfurization effluent discharged from the wet desulfurization apparatus, and a mercury removal means for removing mercury in the desulfurization effluent. And a treatment wastewater return means for returning at least part of the treated wastewater treated by the wastewater treatment device to the wet desulfurization device.

第10の発明は、第9の発明において、前記水銀除去手段は、前記脱硫排水中の固形物を第1の固液分離手段で分離した分離液に凝集助剤を添加することにより前記水銀を固形化して前記脱硫排水から水銀固形物を分離する固液分離手段を有することを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   In a tenth aspect based on the ninth aspect, the mercury removing means adds the aggregation aid to the separated liquid obtained by separating the solid matter in the desulfurization waste water by the first solid-liquid separation means. The mercury treatment system in exhaust gas has solid-liquid separation means for solidifying and separating solid mercury from the desulfurization effluent.

第11の発明は、第9の発明において、前記排水処理装置は、前記脱硫排水中のハロゲンイオンを除去するハロゲンイオン除去手段を有することを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   An eleventh invention is the mercury treatment system in exhaust gas according to the ninth invention, characterized in that the waste water treatment apparatus has halogen ion removal means for removing halogen ions in the desulfurization waste water.

第12の発明は、第9の発明において、前記凝集助剤は硫化物であり、前記排水処理装置は、前記水銀固形物を分離した分離液に含まれる前記凝集助剤の酸化処理を行う助剤酸化手段を有することを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   In a twelfth aspect based on the ninth aspect, the flocculating aid is a sulfide, and the waste water treatment apparatus assists the oxidation treatment of the flocculating aid contained in the separated liquid from which the mercury solids are separated. It exists in the mercury processing system in waste gas characterized by having an agent oxidation means.

第13の発明は、第9の発明において、前記還元脱硝装置と湿式脱硫装置との間に設けられ、前記排ガスの熱を回収するエアヒータと、前記ボイラに燃料を供給する経路、前記ボイラの内部、前記ボイラと前記エアヒータとの間の煙道内部の少なくとも一箇所に設置され、前記排水処理装置で処理した処理排水の一部を供給する排水供給手段と、をさらに備えることを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   According to a thirteenth aspect, in the ninth aspect, an air heater that is provided between the reductive denitration device and the wet desulfurization device, recovers heat of the exhaust gas, a path for supplying fuel to the boiler, and the interior of the boiler An exhaust gas, further comprising: a waste water supply means that is installed in at least one place inside the flue between the boiler and the air heater and supplies a part of the treated waste water treated by the waste water treatment device. In the mercury treatment system.

第14の発明は、第13の発明において、前記還元脱硝装置からの煙道と並列な位置、又は、前記エアヒータからの煙道と並列な位置の少なくとも一方にバイパス管を設け、前記バイパス管に前記排水供給手段を設けたことを特徴とする排ガス中の水銀処理システムにある。   In a fourteenth aspect based on the thirteenth aspect, a bypass pipe is provided in at least one of a position parallel to the flue from the reductive denitration device or a position parallel to the flue from the air heater, and the bypass pipe The mercury treatment system in the exhaust gas is characterized in that the waste water supply means is provided.

本発明によれば、脱硫装置から排出される浄化ガス中の水銀(主に元素水銀Hg0)を効率的に除去するので、排ガス処理システムから放出されるガス中に残存する水銀濃度を極低濃度とすることができる。 According to the present invention, mercury (mainly elemental mercury Hg 0 ) in the purified gas discharged from the desulfurization apparatus is efficiently removed, so that the mercury concentration remaining in the gas discharged from the exhaust gas treatment system is extremely low. It can be a concentration.

図1は、本発明の実施例1に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。FIG. 1 is a schematic diagram showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 1 of the present invention. 図2は、噴霧装置の構成を簡略に示す図である。FIG. 2 is a diagram simply showing the configuration of the spray device. 図3は、本発明の実施例1に係る他の排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。FIG. 3 is a schematic view showing a mercury treatment system in another exhaust gas according to Embodiment 1 of the present invention. 図4は、噴霧装置の構成を簡略に示す図である。FIG. 4 is a diagram simply showing the configuration of the spray device. 図5は、本発明の実施例1に係る他の排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。FIG. 5 is a schematic view showing a mercury treatment system in another exhaust gas according to Embodiment 1 of the present invention. 図6は、本発明の実施例2に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。FIG. 6 is a schematic diagram showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 2 of the present invention. 図7は、本発明の実施例3に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。FIG. 7 is a schematic view showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 3 of the present invention. 図8は、本発明の実施例4に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。FIG. 8 is a schematic view showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 4 of the present invention. 図9は、実施例4における排水処理装置の構成の一例を示す図である。FIG. 9 is a diagram illustrating an example of the configuration of the waste water treatment apparatus according to the fourth embodiment. 図10は、実施例4における他の排水処理装置の構成の一例を示す図である。FIG. 10 is a diagram illustrating an example of the configuration of another wastewater treatment apparatus according to the fourth embodiment. 図11は、実施例4における他の排水処理装置の構成の一例を示す図である。FIG. 11 is a diagram illustrating an example of the configuration of another wastewater treatment apparatus according to the fourth embodiment. 図12は、本発明の実施例5に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。FIG. 12 is a schematic view showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 5 of the present invention.

以下、本発明を好適に実施するための形態(以下、実施例という。)につき、図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、本発明は以下の実施例に記載した内容により限定されるものではない。また、以下に記載した下記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、実質的に同一のもの、いわゆる均等の範囲のものが含まれる。さらに、以下に記載した下記実施例で開示した構成要素は適宜組み合わせることが可能である。   DESCRIPTION OF EMBODIMENTS Hereinafter, modes (hereinafter referred to as examples) for suitably carrying out the present invention will be described in detail with reference to the drawings. In addition, this invention is not limited by the content described in the following Examples. In addition, constituent elements in the following embodiments described below include those that can be easily assumed by those skilled in the art, those that are substantially the same, and those in a so-called equivalent range. Furthermore, the constituent elements disclosed in the following embodiments described below can be appropriately combined.

本発明の実施例1に係る排ガス中の水銀処理システムについて、図面を参照して説明する。図1は、本発明の実施例1に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。図1に示すように、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Aは、ボイラ11からの排ガス12中に含まれるHgを除去するHg除去システムであり、ボイラ11の下流の煙道13内に、還元酸化助剤として塩化アンモニウム(NH4Cl)を含むNH4Cl溶液14を噴霧する塩化アンモニウム(NH4Cl)溶液供給手段(還元酸化助剤供給手段)16と、排ガス12中のNOxをNH3ガスで還元すると共に、HClガス共存下で金属水銀(Hg0)を酸化する脱硝触媒を有する還元脱硝装置(還元脱硝手段)17と、脱硝された排ガス12を熱交換する熱交換器(エアヒータ:AH)18と、脱硝された排ガス12中の煤塵を除去する集塵器(ESP:Electrostatic Precipitator)19と、還元脱硝装置17において酸化された2価のHg2+を石灰石膏スラリー(アルカリ吸収液)20を用いて除去する湿式脱硫装置21と、前記湿式脱硫装置の内部又は後流側に設けられ、排ガス12中に残存する水銀を除去する仕上げ水銀除去装置70とを具備するものである。 A mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 1 of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a schematic diagram showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 1 of the present invention. As shown in FIG. 1, the mercury treatment system 10 </ b> A in the exhaust gas according to the present embodiment is an Hg removal system that removes Hg contained in the exhaust gas 12 from the boiler 11, and in the flue 13 downstream of the boiler 11. In addition, an ammonium chloride (NH 4 Cl) solution supply means (reduction oxidation assistant supply means) 16 for spraying an NH 4 Cl solution 14 containing ammonium chloride (NH 4 Cl) as a reduction oxidation aid, and NOx in the exhaust gas 12 Is reduced with NH 3 gas, and a reduction denitration device (reduction denitration means) 17 having a denitration catalyst that oxidizes metallic mercury (Hg 0 ) in the presence of HCl gas, and a heat exchanger that exchanges heat between the denitrated exhaust gas 12 (Air heater: AH) 18, a dust collector (ESP: Electrostatic Precipitator) 19 that removes soot and dust in the denitrated exhaust gas 12, and a bivalent oxidized in the reducing denitration device 17 The wet desulfurization system 21 be removed using lime gypsum slurry (alkaline absorbing solution) 20 hg 2+, provided inside or rear flow side of the wet desulfurization system, finishing mercury removing mercury remaining in the flue gas 12 And a removing device 70.

尚、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Aにおいては、還元酸化助剤として一例としてNH4Clを用いているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、還元酸化助剤は気化した際に酸化性ガスと還元性ガスとを生成するものであれば用いることができる。また、本実施例においては、還元酸化助剤とは、酸化性ガス共存下で金属水銀(Hg0)を酸化するのに用いられる酸化助剤と、還元性ガスによりNOxを還元する還元剤として機能するものをいう。本実施例では、酸化性ガスとしてHClガスが用いられ、還元性ガスとしてNH3ガスが用いられている。 In the mercury treatment system 10A in the exhaust gas according to the present embodiment, NH 4 Cl is used as an example of the reduction oxidation aid, but this embodiment is not limited to this, and the reduction oxidation aid. Can be used as long as it generates an oxidizing gas and a reducing gas when vaporized. In this embodiment, the reducing oxidation assistant is an oxidation assistant used to oxidize metallic mercury (Hg 0 ) in the presence of an oxidizing gas, and a reducing agent that reduces NOx with the reducing gas. That which functions. In this embodiment, HCl gas is used as the oxidizing gas, and NH 3 gas is used as the reducing gas.

ボイラ11から排出される排ガス12には、NH4Cl溶液供給手段16からNH4Cl溶液14が供給される。NH4Cl溶液供給手段16は、排ガス12中に含まれるHg0を酸化するための噴霧装置23Aと、NH4Cl溶液14を液体状で噴霧装置23Aに供給する塩化アンモニウム(NH4Cl)溶液供給管24と、煙道13内にNH4Cl溶液14を圧縮して噴霧させる空気25を噴霧装置23Aに供給する空気供給管26とを有する。 The flue gas 12 discharged from the boiler 11, solution of NH 4 Cl 14 is supplied from the solution of NH 4 Cl supply unit 16. The NH 4 Cl solution supply means 16 includes a spray device 23A for oxidizing Hg 0 contained in the exhaust gas 12, and an ammonium chloride (NH 4 Cl) solution that supplies the NH 4 Cl solution 14 in a liquid state to the spray device 23A. having a supply pipe 24, and a solution of NH 4 Cl 14 air supply pipe 26 for supplying air 25 to spray compressed into spray device 23A into the flue 13.

噴霧装置23Aは、煙道13に設けられ、NH4Cl溶液14と空気25とを煙道13内に同時に噴射する二流体ノズルである。噴霧装置23Aは、吹込み管27とノズルヘッド28とから構成されている。図2は、噴霧装置23Aの構成を簡略に示す図である。図2に示すように、吹込み管27は、煙道13内に挿入されており、内管29と外管30とからなる二重管構造に形成されている。内管29は、NH4Cl溶液14を送給するために用いる管である。外管30は、内管29の外周を覆うように設けられ、内管29との空間内に空気25を送給するために用いる管である。 The spraying device 23 </ b> A is a two-fluid nozzle that is provided in the flue 13 and injects the NH 4 Cl solution 14 and the air 25 into the flue 13 at the same time. The spraying device 23 </ b> A includes a blowing pipe 27 and a nozzle head 28. FIG. 2 is a diagram simply showing the configuration of the spraying device 23A. As shown in FIG. 2, the blow-in pipe 27 is inserted into the flue 13 and is formed in a double pipe structure including an inner pipe 29 and an outer pipe 30. The inner tube 29 is a tube used for feeding the NH 4 Cl solution 14. The outer tube 30 is a tube that is provided so as to cover the outer periphery of the inner tube 29 and is used to feed the air 25 into the space with the inner tube 29.

NH4Cl溶液14は、NH4Cl溶液タンク38からNH4Cl溶液供給管24を介して吹込み管27に送給される。NH4Cl溶液供給管24から供給されるNH4Cl溶液14の流量は調節弁V1により調整される。NH4Cl溶液14はNH4Cl溶液タンク38内で所定濃度に調整される。NH4Cl溶液14は、塩化アンモニウム(NH4Cl)粉末を水に溶解させて生成することができる。NH4Cl粉末、水の各々の供給量を調整することで所定濃度のNH4Cl溶液14を調整することができる。NH4Cl溶液14は、HCl溶液とNH3溶液とを所定濃度の割合で混合させて生成するようにしてもよい。 The NH 4 Cl solution 14 is fed from the NH 4 Cl solution tank 38 to the blowing pipe 27 through the NH 4 Cl solution supply pipe 24. The flow rate of the NH 4 Cl solution 14 supplied from the NH 4 Cl solution supply pipe 24 is adjusted by the control valve V1. The NH 4 Cl solution 14 is adjusted to a predetermined concentration in the NH 4 Cl solution tank 38. The NH 4 Cl solution 14 can be generated by dissolving ammonium chloride (NH 4 Cl) powder in water. By adjusting the supply amounts of the NH 4 Cl powder and water, the NH 4 Cl solution 14 having a predetermined concentration can be adjusted. The NH 4 Cl solution 14 may be generated by mixing an HCl solution and an NH 3 solution at a predetermined concentration ratio.

空気25は、空気供給部39から空気供給管26を介して吹込み管27に送給され、ノズルヘッド28からNH4Cl溶液14を噴霧する際の圧縮用の空気として用いられる。空気25の気流によりNH4Cl溶液14を微粒化することで、ノズルヘッド28から噴射されるNH4Cl溶液14を煙道13内に微細な液滴として噴霧することができる。空気供給管26から供給される空気25の流量は調節弁V2により調整される。空気供給管26から供給される空気25の流量により、ノズルヘッド28のノズル孔から噴霧されるNH4Cl溶液14の液滴の大きさを調整することができる。また、ノズルヘッド28から噴射される空気25の流量は、例えば気水比100以上10000以下(体積比)とするのが好ましい。これは、ノズルヘッド28から噴射されるNH4Cl溶液14を微細な液滴として煙道13内に噴霧させるようにするためである。 The air 25 is supplied from the air supply unit 39 to the blowing pipe 27 through the air supply pipe 26 and used as compression air when the NH 4 Cl solution 14 is sprayed from the nozzle head 28. By atomizing solution of NH 4 Cl 14 by a gas stream of air 25, a solution of NH 4 Cl 14 ejected from the nozzle head 28 can be sprayed as fine droplets into the flue 13. The flow rate of the air 25 supplied from the air supply pipe 26 is adjusted by the control valve V2. The size of the droplets of the NH 4 Cl solution 14 sprayed from the nozzle holes of the nozzle head 28 can be adjusted by the flow rate of the air 25 supplied from the air supply pipe 26. In addition, the flow rate of the air 25 ejected from the nozzle head 28 is preferably set to, for example, an air / water ratio of 100 to 10,000 (volume ratio). This is because the NH 4 Cl solution 14 ejected from the nozzle head 28 is sprayed into the flue 13 as fine droplets.

空気25は内管29と外管30との間の空間を流れるため、空気25はNH4Cl溶液14の冷却用として働き、煙道13内の排ガス12の熱が空気25によりNH4Cl溶液14に伝達されるのを抑制することができる。NH4Cl溶液14が排ガス12の熱により加熱されるのを抑制することができるため、NH4Cl溶液14が噴射される直前まで液体状態を維持することができる。 Since the air 25 flows through the space between the inner tube 29 and the outer tube 30, the air 25 serves to cool the NH 4 Cl solution 14, and the heat of the exhaust gas 12 in the flue 13 is heated by the air 25 to the NH 4 Cl solution. 14 can be suppressed. Since the NH 4 Cl solution 14 can be suppressed from being heated by the heat of the exhaust gas 12, the liquid state can be maintained until immediately before the NH 4 Cl solution 14 is jetted.

図3は、本発明の実施例1に係る他の排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。図4は、他の形態の噴霧装置の概略図である。図3及び図4に示すように、実施例1に係る他の排ガス中の水銀処理システム10Bは、実施例1にかかる噴霧装置23Aの代わりに、噴霧装置23Bとして、外管30の外側にさらに外筒31を設け、空気の供給を2種類の第1の空気25A、第2の空気25Bを供給するものである。すなわち、外管30と外筒31との間の第2の空気25Bを流入させて、外筒の先端部の隙間から第2の空気25Bを噴射することで、ノズルヘッド28から噴霧されるNH4Cl溶液14の液滴を更に煙道13内に分散させることができる。
なお、空気25A、25Bは、空気供給部39A、39Bから空気供給管26A、26Bを介して吹込み管27に送給されている。
FIG. 3 is a schematic view showing a mercury treatment system in another exhaust gas according to Embodiment 1 of the present invention. FIG. 4 is a schematic view of another form of spraying apparatus. As shown in FIGS. 3 and 4, a mercury treatment system 10B in other exhaust gas according to the first embodiment is further provided outside the outer tube 30 as a spray device 23B instead of the spray device 23A according to the first embodiment. An outer cylinder 31 is provided, and two types of first air 25A and second air 25B are supplied to supply air. That is, NH sprayed from the nozzle head 28 by injecting the second air 25B between the outer tube 30 and the outer cylinder 31 and injecting the second air 25B from the gap at the tip of the outer cylinder. The droplets of 4 Cl solution 14 can be further dispersed in the flue 13.
The air 25A and 25B are supplied from the air supply units 39A and 39B to the blowing pipe 27 via the air supply pipes 26A and 26B.

また、外筒31の先端部の隙間から噴射される第2の空気25Bは、ノズルヘッド28から噴射されるNH4Cl溶液14が外筒31に付着するのを防ぐためと、外筒31内の温度上昇を抑制し、NH4Cl溶液14の沸騰及び塩化アンモニウム粒子の析出を防ぐために用いられる。 The second air 25B injected from the gap at the tip of the outer cylinder 31 prevents the NH 4 Cl solution 14 injected from the nozzle head 28 from adhering to the outer cylinder 31, Is used to prevent boiling of the NH 4 Cl solution 14 and precipitation of ammonium chloride particles.

また、第2の空気25Bは、外筒31と外管30との間を流れるため、NH4Cl溶液14の冷却用の空気として働き、煙道13内の高温の排ガス12の熱が外筒31の外側から外管30内に伝達されるのを防ぐことができる。このため、外筒31内の温度上昇を防止し、NH4Cl溶液14が加熱されるのを防ぐことで、外筒31内でNH4Cl溶液14が沸騰するのを防止することができ、NH4Cl溶液14が噴射される直前まで液体状態を維持することができる。また、ノズルヘッド28腐食も防止することができる。 Further, since the second air 25B flows between the outer cylinder 31 and the outer pipe 30, it acts as air for cooling the NH 4 Cl solution 14, and the heat of the hot exhaust gas 12 in the flue 13 is heated by the outer cylinder. Transmission from the outside of 31 into the outer tube 30 can be prevented. For this reason, it is possible to prevent the NH 4 Cl solution 14 from boiling in the outer cylinder 31 by preventing the temperature rise in the outer cylinder 31 and preventing the NH 4 Cl solution 14 from being heated. The liquid state can be maintained until immediately before the NH 4 Cl solution 14 is jetted. Further, corrosion of the nozzle head 28 can be prevented.

ノズルヘッド28から煙道13内に噴霧されたNH4Cl溶液14の液滴は、排ガス12の高温雰囲気温度により蒸発して気化され、微細なNH4Clの固体粒子を生成し、下記式(3)のように、HClとNH3とに分解し、昇華する。よって、噴霧装置23A(23B)から噴霧されたNH4Cl溶液14は分解されて、HCl、NH3を生じ、NH3ガス、HClガスを煙道13内に供給することができる。
NH4Cl → NH3+HCl ・・・(3)
The droplets of the NH 4 Cl solution 14 sprayed from the nozzle head 28 into the flue 13 are evaporated and vaporized by the high-temperature ambient temperature of the exhaust gas 12 to generate fine NH 4 Cl solid particles. As in 3), it decomposes into HCl and NH 3 and sublimes. Therefore, the NH 4 Cl solution 14 sprayed from the spraying device 23A (23B) is decomposed to generate HCl and NH 3 , and the NH 3 gas and HCl gas can be supplied into the flue 13.
NH 4 Cl → NH 3 + HCl (3)

ノズルヘッド28から噴霧されるNH4Cl溶液14の液滴径は、平均して1nm以上100μm以下の微細な液滴とするのが好ましい。平均して1nm以上100μm以下の微細な液滴を生成することで、噴霧されたNH4Cl溶液14の液滴から生じるNH4Clの固体粒子を排ガス12中に短い滞留時間でNH3、HClに分解し、昇華させることができる。これにより、NH4Cl溶液14を予め加熱しておく必要がないため、煙道13、ノズルヘッド28の低級化、腐食を防止することができる。 The droplet diameter of the NH 4 Cl solution 14 sprayed from the nozzle head 28 is preferably a fine droplet having an average of 1 nm to 100 μm. By generating fine droplets of 1 nm or more and 100 μm or less on average, NH 4 Cl solid particles generated from the droplets of the sprayed NH 4 Cl solution 14 can be converted into NH 3 , HCl in the exhaust gas 12 with a short residence time. It can be decomposed and sublimated. Thereby, since it is not necessary to heat the NH 4 Cl solution 14 in advance, it is possible to prevent the flue 13 and the nozzle head 28 from being lowered and corroded.

NH4Cl溶液14の濃度は、例えば液滴の温度が20℃の場合、20wt%以上30wt%以下とするのが好ましい。表1は、NH4Cl溶液14の液滴の温度と、溶解度、濃度との関係を示す。表1に示すように、NH4Cl溶液14の溶解度は液滴の温度に応じておおよそ決まっているためである。 For example, when the droplet temperature is 20 ° C., the concentration of the NH 4 Cl solution 14 is preferably 20 wt% or more and 30 wt% or less. Table 1 shows the relationship between the temperature of the droplets of the NH 4 Cl solution 14, the solubility, and the concentration. This is because the solubility of the NH 4 Cl solution 14 is roughly determined according to the temperature of the droplet, as shown in Table 1.

Figure 2012011317
Figure 2012011317

煙道13内の排ガス12の温度は、ボイラ11の燃焼条件にもよるが、例えば320℃以上420℃以下が好ましく、320℃以上380℃以下がより好ましく、350℃以上380℃以下が更に好ましい。これはこれらの温度帯において脱硝触媒上でNOxの脱硝反応と、Hgの酸化反応とを効率的に生じさせることができるためである。   Although the temperature of the exhaust gas 12 in the flue 13 depends on the combustion conditions of the boiler 11, it is preferably 320 ° C. or higher and 420 ° C. or lower, more preferably 320 ° C. or higher and 380 ° C. or lower, and further preferably 350 ° C. or higher and 380 ° C. or lower. . This is because NOx denitration reaction and Hg oxidation reaction can be efficiently generated on the denitration catalyst in these temperature zones.

また、図1に示すように、排ガス12は、NH4Cl溶液供給手段16から煙道13内に噴霧されたNH4Cl溶液14の液滴から生じたHClガス、NH3ガスを含んだ後、還元脱硝装置17に送給される。還元脱硝装置17では、NH4Clが分解して生じたNH3ガスはNOxの還元脱硝用に用いられ、HClガスはHgの酸化用に用いられ、NOx及びHgを排ガス12から除去する。 Further, as shown in FIG. 1, the exhaust gas 12 contains HCl gas and NH 3 gas generated from droplets of the NH 4 Cl solution 14 sprayed into the flue 13 from the NH 4 Cl solution supply means 16. Then, it is fed to the reduction denitration device 17. In the reductive denitration device 17, NH 3 gas generated by decomposition of NH 4 Cl is used for reductive denitration of NOx, HCl gas is used for oxidation of Hg, and NOx and Hg are removed from the exhaust gas 12.

即ち、還元脱硝装置17に充填されている脱硝触媒層48に充填されている脱硝触媒上でNH3ガスは、下記式(4)のようにNOxを還元脱硝し、HClガスは、下記式(5)のようにHgを水銀酸化する。
4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H2O ・・・(4)
Hg+1/2O2+2HCl → HgCl2+H2O ・・・(5)
That is, NH 3 gas reduces and denitrates NOx as shown in the following equation (4) on the denitration catalyst filled in the denitration catalyst layer 48 filled in the reduction denitration device 17, and HCl gas expresses the following formula ( Hg is mercury-oxidized as in 5).
4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O (4)
Hg + 1 / 2O 2 + 2HCl → HgCl 2 + H 2 O (5)

還元脱硝装置17は、脱硝触媒層48を1つ備えているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、還元脱硝装置17は、脱硝性能に応じて脱硝触媒層48の数を適宜変更することができる。   The reductive denitration device 17 includes one denitration catalyst layer 48. However, the present embodiment is not limited to this, and the reductive denitration device 17 appropriately determines the number of denitration catalyst layers 48 according to the denitration performance. Can be changed.

排ガス12は、還元脱硝装置17において排ガス12中のNOxの還元とHgの酸化がされた後、エアヒータ18、集塵器(ESP)19を通過して湿式脱硫装置21に送給される。また、エアヒータ18と集塵器(ESP)19との間には熱回収器を設けるようにしてもよい。   The exhaust gas 12 is reduced by NOx in the exhaust gas 12 and oxidized by Hg in the reductive denitration device 17, and then passes through the air heater 18 and the dust collector (ESP) 19 and is supplied to the wet desulfurization device 21. Further, a heat recovery device may be provided between the air heater 18 and the dust collector (ESP) 19.

次に、集塵器(ESP)19で除塵された後、排ガス12は、湿式脱硫装置21に送られ、脱硫処理される。この湿式脱硫装置21では、排ガス12を装置本体49内の底部の壁面側から送給し、アルカリ吸収液として用いられる石灰石膏スラリー20を吸収液送給ライン50により装置本体49内に供給し、ノズル51より塔頂部側に向かって噴流させる。装置本体49内の底部側から上昇してくる排ガス12と、ノズル51から噴流して流下する石灰石膏スラリー20とを対向して気液接触させ、排ガス12中のHgCl、硫黄酸化物(SOx)は石灰石膏スラリー20中に吸収され、排ガス12から分離、除去され、排ガス12は浄化される。石灰石膏スラリー20により浄化された排ガス12は、塔頂部側より排出され、さらに仕上げ水銀除去装置70で残存する水銀を除去し、その後浄化ガス52として煙突53から系外に排出される。   Next, after dust is removed by the dust collector (ESP) 19, the exhaust gas 12 is sent to the wet desulfurization device 21 and subjected to desulfurization treatment. In this wet desulfurization apparatus 21, the exhaust gas 12 is fed from the bottom wall surface inside the apparatus main body 49, and the lime gypsum slurry 20 used as the alkali absorbent is supplied into the apparatus main body 49 through the absorption liquid supply line 50. The nozzle 51 is jetted toward the tower top side. The exhaust gas 12 rising from the bottom side in the apparatus main body 49 and the lime-gypsum slurry 20 jetting down from the nozzle 51 are brought into gas-liquid contact with each other, and HgCl and sulfur oxide (SOx) in the exhaust gas 12 are brought into contact with each other. Is absorbed in the lime gypsum slurry 20, separated and removed from the exhaust gas 12, and the exhaust gas 12 is purified. The exhaust gas 12 purified by the lime gypsum slurry 20 is discharged from the top of the tower, further removes remaining mercury by the finishing mercury removing device 70, and then discharged from the chimney 53 as the purified gas 52 to the outside of the system.

排ガス12の脱硫に用いられる石灰石膏スラリー20は、水に石灰石粉末を溶解させた石灰スラリーCaCO3と、石灰と排ガス12中のSOxが反応し更に酸化させた石膏スラリーCaSO4と、水とを混合させて生成される。石灰石膏スラリー20は、例えば湿式脱硫装置21の装置本体49の塔底部54に貯留した液を揚水したものが用いられる。装置本体49内で排ガス12中のSOxは石灰石膏スラリー20中の石灰(CaCO3)と下記式(6)のような反応を生じる。
CaCO3+SO2+0.5H2O → CaSO3・0.5H2O+CO2 ・・・(6)
The lime gypsum slurry 20 used for the desulfurization of the exhaust gas 12 includes a lime slurry CaCO 3 in which limestone powder is dissolved in water, a gypsum slurry CaSO 4 in which lime and SOx in the exhaust gas 12 are reacted and further oxidized, and water. Produced by mixing. As the lime gypsum slurry 20, for example, a pumped liquid stored in the tower bottom 54 of the apparatus main body 49 of the wet desulfurization apparatus 21 is used. In the apparatus main body 49, SOx in the exhaust gas 12 reacts with lime (CaCO 3 ) in the lime-gypsum slurry 20 as shown in the following formula (6).
CaCO 3 + SO 2 + 0.5H 2 O → CaSO 3 .0.5H 2 O + CO 2 (6)

一方、排ガス12中のSOxを吸収した石灰石膏スラリー20は、装置本体49内に供給される水55と混合され、装置本体49の塔底部54に供給される空気56により酸化処理される。このとき、装置本体49内を流下した石灰石膏スラリー20は、水55、空気56と下記式(7)のような反応を生じる。
CaSO3・0.5H2O+0.5O2+1.5H2O → CaSO4・2H2O ・・・(7)
このようにして、排ガス12中のSOは、湿式脱硫装置21において石膏CaSO・2HOの形で捕獲される。
この際、排ガス12中の塩化水銀(HgCl2)は水溶性であるので、石灰石膏スラリー20側に移行される。
On the other hand, the lime-gypsum slurry 20 that has absorbed SOx in the exhaust gas 12 is mixed with the water 55 supplied into the apparatus main body 49 and oxidized by the air 56 supplied to the tower bottom 54 of the apparatus main body 49. At this time, the lime gypsum slurry 20 that has flowed down in the apparatus main body 49 undergoes a reaction such as the following formula (7) with water 55 and air 56.
CaSO 3 · 0.5H 2 O + 0.5O 2 + 1.5H 2 O → CaSO 4 · 2H 2 O (7)
In this way, SO x in the exhaust gas 12 is captured in the form of gypsum CaSO 4 .2H 2 O in the wet desulfurization apparatus 21.
At this time, since mercury chloride (HgCl 2 ) in the exhaust gas 12 is water-soluble, it is transferred to the lime gypsum slurry 20 side.

湿式脱硫装置21の塔底部54に貯留される脱硫に用いた石灰石膏スラリー20は酸化処理された後、塔底部54より抜き出される。抜き出された石灰石膏スラリー20は、脱水器57に送給された後、塩化水銀(HgCl)を含んだ脱水ケーキ(石膏)58として系外に排出される。脱水器57として、例えばベルトフィルターなどが用いられる。また、脱水したろ液(脱水ろ液)は、例えば脱水ろ液中の懸濁物、重金属の除去、脱水ろ液のpH調整などの排水処理が行われる。この排水処理された脱水ろ液の一部は湿式脱硫装置21に返送され、脱水ろ液の他の一部は排水として処理される。   The lime gypsum slurry 20 used for desulfurization stored in the tower bottom 54 of the wet desulfurization apparatus 21 is extracted from the tower bottom 54 after being oxidized. The extracted lime gypsum slurry 20 is fed to a dehydrator 57 and then discharged out of the system as a dehydrated cake (gypsum) 58 containing mercury chloride (HgCl). As the dehydrator 57, for example, a belt filter or the like is used. Further, the dehydrated filtrate (dehydrated filtrate) is subjected to wastewater treatment such as removal of suspensions in the dehydrated filtrate, heavy metals, and pH adjustment of the dehydrated filtrate. A part of the dewatered filtrate subjected to the wastewater treatment is returned to the wet desulfurization apparatus 21, and the other part of the dehydrated filtrate is treated as wastewater.

本実施例では、アルカリ吸収液として石灰石膏スラリー20を用いているが、排ガス12中のHgClを吸収できるものであれば他の溶液をアルカリ吸収液として用いることができる。   In this embodiment, the lime gypsum slurry 20 is used as the alkali absorbing liquid, but other solutions can be used as the alkali absorbing liquid as long as it can absorb HgCl in the exhaust gas 12.

石灰石膏スラリー20の供給方法は、ノズル51より塔頂部側に向かって噴流させる方法に限定されるものではなく、例えばノズル51から排ガス12と対向するように流下させてもよい。   The supply method of the lime gypsum slurry 20 is not limited to the method of jetting from the nozzle 51 toward the tower top side, and may be caused to flow down from the nozzle 51 so as to face the exhaust gas 12, for example.

噴霧装置23A(23B)の上流側には、排ガス12の流量を計測する流量計61が設けられている。流量計61により排ガス12の流量が測定される。流量計61により測定された排ガス12の流量の値は制御装置62に送られ、排ガス12の流量の値に基づいてノズルヘッド28から噴射するNH4Cl溶液14の流量、角度、初速度などを調整することができる。 A flow meter 61 for measuring the flow rate of the exhaust gas 12 is provided on the upstream side of the spraying device 23A (23B). The flow rate of the exhaust gas 12 is measured by the flow meter 61. The flow rate value of the exhaust gas 12 measured by the flow meter 61 is sent to the control device 62, and the flow rate, angle, initial velocity, etc. of the NH 4 Cl solution 14 injected from the nozzle head 28 based on the flow rate value of the exhaust gas 12 are determined. Can be adjusted.

還元脱硝装置17の入口側と出口側には、NOx濃度計63−1、63−2が設けられている。NOx濃度計63−1,63−2で測定された浄化ガス52中のNOx濃度の値は、制御装置62に伝達される。制御装置62はNOx濃度計63−1、63−2で測定された浄化ガス52中のNOx濃度の値から還元脱硝装置17におけるNOxの還元割合を確認することができる。よって、NOx濃度計63−1、63−2で測定された浄化ガス52中のNOx濃度の値からNH4Cl溶液14のNH4Cl濃度、供給流量などを制御することで、噴霧装置23A(23B)から噴霧されるNH4Cl溶液14のNH4Cl濃度を所定の脱硝性能を満足するようにすることができる。 NOx concentration meters 63-1 and 63-2 are provided on the inlet side and the outlet side of the reductive denitration device 17. The value of the NOx concentration in the purified gas 52 measured by the NOx concentration meters 63-1 and 63-2 is transmitted to the control device 62. The control device 62 can confirm the NOx reduction ratio in the reducing denitration device 17 from the value of the NOx concentration in the purified gas 52 measured by the NOx concentration meters 63-1, 63-2. Therefore, by controlling the NH 4 Cl concentration, supply flow rate, etc. of the NH 4 Cl solution 14 from the value of the NOx concentration in the purified gas 52 measured by the NOx concentration meters 63-1, 63-2, the spray device 23A ( 23B), the NH 4 Cl concentration of the NH 4 Cl solution 14 sprayed can satisfy the predetermined denitration performance.

また、煙道13には、ボイラ11から排出される排ガス12中のHg含有量を測定する水銀(Hg)濃度計64−1、64−2、64−3が設けられている。Hg濃度計64−1は、ボイラ11とノズルヘッド28との間の煙道13に設けられ、Hg濃度計64−2は、還元脱硝装置17と熱交換器18との間に設けられ、Hg濃度計64−3は、湿式脱硫装置21の後流側に設けられている。Hg濃度計64−1、64−2、64−3で測定された排ガス12中のHg濃度の値は、制御装置62に伝達される。制御装置62は、Hg濃度計64−1、64−2、64−3で測定された排ガス12中のHg濃度の値から排ガス12中に含まれるHgの含有量を確認することができる。Hg濃度計64−1、64−2、64−3で測定された排ガス12中のHg濃度の値からNH4Cl溶液14のNH4Cl濃度、供給流量を制御することで、ノズルヘッド28から噴霧されるNH4Cl溶液14のNH4Cl濃度、供給流量を所定の脱硝性能を満足すると共に、Hgの酸化性能を維持するようにすることができる。 The flue 13 is provided with mercury (Hg) concentration meters 64-1, 64-2, and 64-3 for measuring the Hg content in the exhaust gas 12 discharged from the boiler 11. The Hg concentration meter 64-1 is provided in the flue 13 between the boiler 11 and the nozzle head 28, and the Hg concentration meter 64-2 is provided between the reductive denitration device 17 and the heat exchanger 18, and Hg The densitometer 64-3 is provided on the downstream side of the wet desulfurization apparatus 21. The value of the Hg concentration in the exhaust gas 12 measured by the Hg densitometers 64-1, 64-2, and 64-3 is transmitted to the control device 62. The control device 62 can confirm the content of Hg contained in the exhaust gas 12 from the value of the Hg concentration in the exhaust gas 12 measured by the Hg concentration meters 64-1, 64-2, and 64-3. By controlling the NH 4 Cl concentration and supply flow rate of the NH 4 Cl solution 14 from the value of the Hg concentration in the exhaust gas 12 measured by the Hg concentration meters 64-1, 64-2, and 64-3, The NH 4 Cl concentration and the supply flow rate of the sprayed NH 4 Cl solution 14 can satisfy the predetermined denitration performance and maintain the Hg oxidation performance.

また、湿式脱硫装置21の塔底部54には、石灰石膏スラリー20の酸化還元電位を測定する酸化還元電位測定制御装置(ORPコントローラ)66が設けられている。このORPコントローラ66により石灰石膏スラリー20の酸化還元電位の値を測定する。測定された酸化還元電位の値に基づいて湿式脱硫装置21の塔底部54に供給される空気56の供給量を調整する。塔底部54に供給される空気56の供給量を調整することで、湿式脱硫装置21の塔底部54に貯留する石灰石膏スラリー20内に捕集されている酸化されたHgが還元されるのを防止し、煙突53より放散されるのを防止することができる。   Further, an oxidation-reduction potential measurement control device (ORP controller) 66 that measures the oxidation-reduction potential of the lime gypsum slurry 20 is provided at the tower bottom 54 of the wet desulfurization apparatus 21. The ORP controller 66 measures the value of the oxidation-reduction potential of the lime-gypsum slurry 20. Based on the measured oxidation-reduction potential value, the supply amount of the air 56 supplied to the tower bottom 54 of the wet desulfurization apparatus 21 is adjusted. By adjusting the supply amount of the air 56 supplied to the tower bottom 54, the oxidized Hg collected in the lime gypsum slurry 20 stored in the tower bottom 54 of the wet desulfurization apparatus 21 is reduced. And can be prevented from being diffused from the chimney 53.

湿式脱硫装置21内の石灰石膏スラリー20の酸化還元電位は、石灰石膏スラリー20からのHgの再飛散を防止するためには、例えば0mV以上+600mV以下の範囲内にあることが好ましい。これは酸化還元電位が上記範囲内であれば石灰石膏スラリー20中にHgCl2として捕集されたHgが安定な領域であり、大気中への再飛散を防ぐことができるためである。 The oxidation-reduction potential of the lime gypsum slurry 20 in the wet desulfurization apparatus 21 is preferably in the range of, for example, 0 mV or more and +600 mV or less in order to prevent re-scattering of Hg from the lime gypsum slurry 20. This is because, if the oxidation-reduction potential is within the above range, Hg collected as HgCl 2 in the lime-gypsum slurry 20 is a stable region, and re-scattering into the atmosphere can be prevented.

また、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Aにおいては、還元酸化助剤として、NH4Clを用いているが、NH4Cl以外の臭化アンモニウム(NH4Br)、ヨウ化アンモニウム(NH4I)などのハロゲン化アンモニウムを還元酸化助剤として用い、水に溶解した溶液を用いてもよい。 Further, in the mercury treatment system 10A in the exhaust gas according to the present embodiment, NH 4 Cl is used as a reduction oxidation aid, but ammonium bromide (NH 4 Br) other than NH 4 Cl, ammonium iodide ( A solution dissolved in water using ammonium halide such as NH 4 I) as a reduction oxidation aid may be used.

本実施例では、湿式脱硫装置21の後流側に仕上げ水銀除去装置70を設けて、湿式脱硫装置21から排出される排ガス12中に残存する水銀の除去をさらに行うようにしている。
本実施例では、湿式脱硫装置21の上流側において、排ガス12中の金属水銀を酸化させて、塩化水銀(HgCl2)として、2価の水銀Hg2+の形態に変化させて90%程度除去しているが、金属水銀は完全には酸化できないので、約10%程度の金属水銀が残存することとなる。
このように、湿式脱硫装置21で処理できない残存する0価の金属水銀Hg0を仕上げ水銀除去装置70により極低濃度まで除去するものである。
In the present embodiment, a finishing mercury removing device 70 is provided on the downstream side of the wet desulfurization device 21 so as to further remove mercury remaining in the exhaust gas 12 discharged from the wet desulfurization device 21.
In the present embodiment, on the upstream side of the wet desulfurization apparatus 21, the mercury metal in the exhaust gas 12 is oxidized to be converted into a divalent mercury Hg 2+ form as mercury chloride (HgCl 2 ) and removed by about 90%. However, since metallic mercury cannot be completely oxidized, about 10% of metallic mercury remains.
Thus, the remaining zero-valent metallic mercury Hg 0 that cannot be processed by the wet desulfurization apparatus 21 is removed to an extremely low concentration by the finishing mercury removing apparatus 70.

本発明では、前述したように、還元脱硝装置17の前段側で、塩化アンモニウム(NH4Cl)溶液14を供給し、NH4Clが分解して生じたNH3ガスは、還元脱硝装置17でNOxの還元脱硝用に用い、HClガスはHgの酸化用に用いてNOx及びHgを高温排ガス12から除去するようにしている。還元脱硝装置17には脱硝触媒が充填されているので、脱硝触媒上でNH3はNOxを還元脱硝し、HClは金属Hg0を水銀酸化して、塩化水銀(HgCl2)にして、その後湿式脱硫装置21で2価の水銀を除去する。その後残存する0価の金属水銀を仕上げ水銀除去装置70で除去することで、水銀濃度の低減化を図るようにしている。
これにより、湿式脱硫装置21の後流側において、排ガス12中の金属水銀を初めて除去する場合に較べて、その処理装置のコンパクト化、処理費用の低廉化を図ることができる。
In the present invention, as described above, the ammonium chloride (NH 4 Cl) solution 14 is supplied on the upstream side of the reductive denitration device 17, and the NH 3 gas generated by the decomposition of NH 4 Cl is reduced by the reductive denitration device 17. It is used for NOx reductive denitration, and HCl gas is used for Hg oxidation to remove NOx and Hg from the high-temperature exhaust gas 12. Since the reductive denitration device 17 is filled with a denitration catalyst, NH 3 reductively denitrates NOx on the denitration catalyst, HCl oxidizes metal Hg 0 to mercury chloride (HgCl 2 ), and then wet. Divalent mercury is removed by the desulfurization device 21. Thereafter, the remaining zero-valent mercury is removed by the finishing mercury removing device 70, thereby reducing the mercury concentration.
Thereby, compared with the case where metal mercury in the exhaust gas 12 is removed for the first time on the downstream side of the wet desulfurization apparatus 21, the processing apparatus can be made more compact and the processing cost can be reduced.

ここで、仕上げ水銀除去装置70としては、除塵処理手段、吸着処理手段又は気液接触処理手段の少なくとも一つを挙げることができる。   Here, as the finishing mercury removing device 70, at least one of a dust removal processing means, an adsorption processing means, and a gas-liquid contact processing means can be mentioned.

前記除塵処理手段としては、例えば重力で粉塵を気体から分離する重力式集塵処理装置、粉塵を帯電させ逆に帯電した電極板に吸着させる乾式電気集塵処理装置(ESP)又は湿式電気集塵処理装置(WESP)、気体の流れる向きを変化させ慣性で粉塵を分離する慣性式除塵処理装置(ミストエリミネータ、サイクロン)、気体の流れる向きに衝突板等を設けて粉塵を分離する衝突式除塵処理装置(例えば充填塔等)、液体を噴霧し吸着させることにより分離する洗浄集塵装置等を挙げることができるが、本発明はこれらに限定されるものではない。
この除塵処理手段により排ガス中に残存する金属水銀を煤塵と共に除去することで、水銀濃度の低減化を図るようにしている。
Examples of the dust removal processing means include a gravitational dust collection device that separates dust from a gas by gravity, a dry electrostatic dust collection device (ESP) that charges dust and adsorbs it to a reversely charged electrode plate, or wet electrostatic dust collection. Treatment device (WESP), inertia type dust removal processing device (mist eliminator, cyclone) that changes the gas flow direction and separates dust by inertia, collision type dust removal treatment that separates dust by providing a collision plate etc. in the gas flow direction Examples include an apparatus (for example, a packed tower), a cleaning dust collecting apparatus that separates the liquid by spraying and adsorbing the liquid, but the present invention is not limited thereto.
By removing the metallic mercury remaining in the exhaust gas together with soot dust by this dust removal processing means, the mercury concentration is reduced.

また、前記吸着処理手段としては、例えば活性炭処理装置、硫化物系吸着剤処理装置、キレート系吸着剤処理装置等の物理的吸着処理を挙げることができるが、本発明はこれらに限定されるものではない。
この吸着処理手段により排ガス中に残存する金属水銀を吸着除去することで、水銀濃度の低減化を図るようにしている。
Examples of the adsorption treatment means include physical adsorption treatment such as activated carbon treatment equipment, sulfide-type adsorbent treatment equipment, and chelate-type adsorbent treatment equipment, but the present invention is limited to these. is not.
The mercury concentration is reduced by adsorbing and removing the metallic mercury remaining in the exhaust gas by this adsorption processing means.

また、前記気液接触処理手段としては、例えば酸化剤溶液を噴霧するスクラバー装置を挙げることができるが、本発明はこれらに限定されるものではない。他の気液接触処理手段としては、例えば液柱塔、スプレー塔、充填塔、グリッド塔等の種々の接触手段を適用することができる。
また、前記酸化剤としては、酸化剤(次亜塩素酸溶液、過酸化水素溶液)、キレート剤、硫黄系薬剤(S2-化合物)等を含む溶液を例示することができるが、本発明はこれらに限定されるものではない。
Examples of the gas-liquid contact treatment means include a scrubber device that sprays an oxidant solution, but the present invention is not limited to these. As other gas-liquid contact treatment means, various contact means such as a liquid column tower, a spray tower, a packed tower, and a grid tower can be applied.
Examples of the oxidizing agent include a solution containing an oxidizing agent (hypochlorous acid solution, hydrogen peroxide solution), a chelating agent, a sulfur-based agent (S 2 -compound), and the like. It is not limited to these.

仕上げ水銀除去装置70を行った後には、それらの排水処理や無害化処理などの最終処理を最終処理装置により行うようにしている。
この最終処理装置における排水処理としては、硫化物凝集沈殿処理装置、キレート剤処理装置、キレート樹脂処理装置、イオン交換樹脂処理装置、活性炭処理装置などの公知の最終処理を行う装置を適用するようにすればよい。
また、無害化処理装置としては、例えばセメント固化処理装置を挙げることができる。
After the finishing mercury removing device 70 is performed, final processing such as waste water treatment and detoxification processing is performed by the final processing device.
As the waste water treatment in this final treatment device, a known final treatment device such as a sulfide coagulation sedimentation treatment device, a chelating agent treatment device, a chelate resin treatment device, an ion exchange resin treatment device, or an activated carbon treatment device is applied. do it.
Moreover, as a detoxification processing apparatus, a cement solidification processing apparatus can be mentioned, for example.

このように、ボイラ11からの排ガス12中の水銀を処理するに際して、処理システムの前流側においては、排ガス中の水銀を酸化し、水溶性の2価の水銀Hg2+の形態にして、湿式脱硫装置21において、ほぼ90%の水銀を除去し、その後、湿式脱硫装置21の後流側において、さらに仕上げ水銀除去装置70を設け、この仕上げ水銀除去装置70により、湿式硫装置21からの排ガス12中の水銀(主に元素水銀Hg0)を除去することができる。
これにより煙突53から排出される排煙中の水銀濃度を極低濃度まで減じることが可能となる。
Thus, when processing the mercury in the exhaust gas 12 from the boiler 11, on the upstream side of the processing system, the mercury in the exhaust gas is oxidized to form water-soluble divalent mercury Hg 2+ , In the wet desulfurization apparatus 21, approximately 90% of mercury is removed, and then a finishing mercury removal apparatus 70 is further provided on the downstream side of the wet desulfurization apparatus 21. Mercury (mainly elemental mercury Hg 0 ) in the exhaust gas 12 can be removed.
As a result, the mercury concentration in the flue gas discharged from the chimney 53 can be reduced to an extremely low concentration.

前述した仕上げ水銀除去装置70における好適な組み合わせは、1)慣性除塵処理装置(サイクロン,ミストエリミネータ等)と、排水処理との組み合わせ、2)電気集塵機と排水処理との組み合わせ,3)気液接触処理と、排水処理との組合せとするのがよい。
特に、慣性除塵処理装置と排水処理との組み合わせは、電気集塵処理と排水処理のような、電気ロスが少なく、しかも圧力損失も少ないので、経済的が良好である。
A suitable combination in the above-described finishing mercury removal apparatus 70 is 1) a combination of an inertia dust removal treatment apparatus (cyclone, mist eliminator, etc.) and wastewater treatment, 2) a combination of an electrostatic precipitator and wastewater treatment, and 3) gas-liquid contact. A combination of treatment and wastewater treatment is preferable.
In particular, the combination of the inertia dust removal processing device and the waste water treatment is economical because the electrical loss is small and the pressure loss is small as in the case of the electrostatic dust collection treatment and the waste water treatment.

図5は、本発明の実施例1に係る他の排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。
また、図5に示すように、実施例1に係る他の排ガス中の水銀処理システム10Cは、NH4Cl溶液14以外に、NH3溶液81と、HCl溶液82とを液状同士で各々任意の割合で供給し、混合部83で混合して混合液84を調整し、調整された混合液84をボイラ11の煙道13内に供給するものである。
FIG. 5 is a schematic view showing a mercury treatment system in another exhaust gas according to Embodiment 1 of the present invention.
In addition, as shown in FIG. 5, the mercury treatment system 10C in the other exhaust gas according to the first embodiment has an arbitrary NH 3 solution 81 and an HCl solution 82 in addition to the NH 4 Cl solution 14. The liquid mixture 84 is supplied at a ratio, mixed in the mixing unit 83 to adjust the liquid mixture 84, and the adjusted liquid mixture 84 is supplied into the flue 13 of the boiler 11.

(NH4Cl溶液の調整)
まず、還元酸化助剤として用いられる所定濃度のNH4Cl溶液14を調整する。NH4Cl溶液14の濃度は、0wt%よりも大きく43wt%以下が好ましく、10wt%以上23wt%以下がより好ましく、18wt%以上23wt%以下が更に好ましく、20wt%前後が最も好ましい。これは、NH4Cl粉末が少なくとも水に常温(例えば、20℃前後)で溶解している必要があり、NH4Clの水への飽和溶解濃度以下であることが必要だからである。一般に、溶液の温度が0℃前後の時、NH4Cl粉末が水に溶解できる飽和濃度は、23wt%程度であり、100℃前後の時、NH4Cl粉末が水に溶解できる飽和濃度は、43wt%程度である。そのため、NH4Cl溶液14の濃度は、0wt%よりも大きく43wt%以下とする必要がある。
(Preparation of NH 4 Cl solution)
First, an NH 4 Cl solution 14 having a predetermined concentration used as a reduction oxidation aid is prepared. The concentration of the NH 4 Cl solution 14 is greater than 0 wt% and preferably 43 wt% or less, more preferably 10 wt% or more and 23 wt% or less, further preferably 18 wt% or more and 23 wt% or less, and most preferably around 20 wt%. This is because the NH 4 Cl powder needs to be dissolved at least in water at room temperature (for example, around 20 ° C.), and it is necessary that the NH 4 Cl is not more than a saturated dissolution concentration in water. In general, when the solution temperature is around 0 ° C., the saturation concentration at which NH 4 Cl powder can be dissolved in water is about 23 wt%, and when around 100 ° C., the saturation concentration at which NH 4 Cl powder can be dissolved in water is It is about 43 wt%. Therefore, the concentration of the NH 4 Cl solution 14 needs to be greater than 0 wt% and not greater than 43 wt%.

(NH3溶液の調整)
まず、還元剤として用いられるNH3を溶解したNH3溶液81はNH3溶解タンク85で調整される。NH3の濃度としては、例えば0wt%よりも大きく28wt%以下の範囲となるように調整するのが好ましい。
(Preparation of NH 3 solution)
First, NH 3 solution 81 obtained by dissolving NH 3 used as the reducing agent is adjusted by NH 3 dissolving tank 85. The concentration of NH 3 is preferably adjusted to be in the range of greater than 0 wt% and 28 wt%, for example.

(HCl溶液の調整)
まず、還元酸化助剤として用いられるHClを溶解したHCl溶液82はHCl溶解タンク86で調整される。HClの濃度としては、例えば0wt%よりも大きく38wt%以下の範囲となるように調整するのが好ましい。
(Preparation of HCl solution)
First, an HCl solution 82 in which HCl used as a reduction oxidation aid is dissolved is adjusted by an HCl dissolution tank 86. The concentration of HCl is preferably adjusted to be in the range of, for example, greater than 0 wt% and 38 wt% or less.

ここで、NH4Cl溶液14の添加量と、HCl溶液82の供給流量の制御は、NH4Cl溶液14から解離して生じるHClガスと、HCl溶液82が気化して生じるHClガスとを併せて、還元脱硝装置17の出口での水銀酸化率(Hg2+/HgT)が95%以上、又は金属水銀濃度(Hg0)を1μg/Nm3以下となるようにするとよい。なお、HgTとは、全水銀濃度をいい、下記式(8)のように金属水銀(Hg0)濃度と酸化水銀(Hg2+)濃度との和で表される。
HgT=Hg0+Hg2+・・・(8)
Here, the added amount of the NH 4 Cl solution 14 and the supply flow rate of the HCl solution 82 are controlled by combining the HCl gas generated by dissociation from the NH 4 Cl solution 14 and the HCl gas generated by the vaporization of the HCl solution 82. Thus, the mercury oxidation rate (Hg 2+ / Hg T ) at the outlet of the reductive denitration device 17 is preferably 95% or more, or the metal mercury concentration (Hg 0 ) is 1 μg / Nm 3 or less. Hg T refers to the total mercury concentration and is represented by the sum of the metal mercury (Hg 0 ) concentration and the mercury oxide (Hg 2+ ) concentration as shown in the following formula (8).
Hg T = Hg 0 + Hg 2+ (8)

また、ボイラ11で使用される石炭の石炭性状から高温排ガス12中に含まれるNOx、Hg、HClの各々の含有量を求め、NH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82の各々の供給量を決定するようにしてもよい。即ち、ボイラ11で石炭性状が燃焼することで高温排ガス12中に含まれるNOx、Hg、HClの各々の含有量が求められる。そして、ボイラ11で石炭の燃焼を最大にすることで、NOx、Hg、HClが高温排ガス12に含まれる最大量をボイラ11の燃焼量から求めることができる。よって、ボイラ11で使用される石炭の石炭性状から高温排ガス12中に含まれるNOx、Hg、HClの各々の含有量を求め、NH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82の各々の供給量を決定することができる。 Further, the respective contents of NOx, Hg, and HCl contained in the high temperature exhaust gas 12 are determined from the coal properties of the coal used in the boiler 11, and each of the NH 4 Cl solution 14, the NH 3 solution 81, and the HCl solution 82 is obtained. The supply amount may be determined. That is, the contents of NOx, Hg, and HCl contained in the high-temperature exhaust gas 12 are determined by burning the coal properties in the boiler 11. Then, by maximizing the combustion of coal in the boiler 11, the maximum amount of NOx, Hg, HCl contained in the high temperature exhaust gas 12 can be obtained from the combustion amount of the boiler 11. Therefore, the respective contents of NOx, Hg, and HCl contained in the high-temperature exhaust gas 12 are determined from the coal properties of the coal used in the boiler 11, and the NH 4 Cl solution 14, the NH 3 solution 81, and the HCl solution 82 are obtained. The supply amount can be determined.

よって、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Cは、ボイラ11等の燃焼設備から排出される高温排ガス12中のNOx及びHgの濃度のバランスに応じて、煙道13中にNH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82を供給し、HCl又はNH3の必要量を調整して供給することができる。 Therefore, the mercury treatment system 10C in the exhaust gas according to the present embodiment has NH 4 Cl in the flue 13 in accordance with the balance of NOx and Hg concentrations in the high temperature exhaust gas 12 discharged from the combustion equipment such as the boiler 11. The solution 14, the NH 3 solution 81, and the HCl solution 82 can be supplied, and the required amount of HCl or NH 3 can be adjusted and supplied.

(供給量の制御方法)
制御装置62は、NOx濃度計63−1、63−2、Hg濃度計64−1、64−2により測定された高温排ガス12中のNOx濃度、Hg濃度の分析結果に基づいて必要なNH3、HClの量を求める。制御装置62は、求められたNH3、HClの濃度からNH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82の供給量を決定する。制御装置62は、調節弁V1、V3、V4の開閉を制御することで、NH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82の各々の供給量を調節する。また、演算装置62は、流量計61により測定された混合液84の流量に基づいて混合液84の流量、流速を算出し、調節弁V5の開閉を制御することで、混合液84の供給量を調整する。
(Supply amount control method)
The control device 62 determines the required NH 3 based on the analysis results of the NOx concentration and the Hg concentration in the high temperature exhaust gas 12 measured by the NOx concentration meters 63-1, 63-2 and the Hg concentration meters 64-1, 64-2. Determine the amount of HCl. The controller 62 determines the supply amounts of the NH 4 Cl solution 14, the NH 3 solution 81, and the HCl solution 82 from the obtained concentrations of NH 3 and HCl. The control device 62 adjusts the supply amounts of the NH 4 Cl solution 14, NH 3 solution 81, and HCl solution 82 by controlling the opening and closing of the control valves V 1, V 3, V 4 . The computing device 62 calculates the flow rate and flow velocity of the mixed solution 84 based on the flow rate of the mixed solution 84 measured by the flow meter 61, and controls the opening and closing of the control valve V5, thereby supplying the supply amount of the mixed solution 84. Adjust.

また、Hg濃度計64−1、64−2により、水銀酸化率(Hg2+/HgT)が0.95よりも小さい場合、又は金属水銀濃度(Hg0)が1μg/Nm3よりも大きい場合には、HCl添加量を増加させる。HCl添加量は、例えばHCl溶液82の供給量を増加させることにより行なうことができる。 Further, when the mercury oxidation rate (Hg 2+ / Hg T ) is smaller than 0.95 or the metal mercury concentration (Hg 0 ) is larger than 1 μg / Nm 3 by the Hg concentration meters 64-1 and 64-2. In some cases, the amount of HCl added is increased. The addition amount of HCl can be performed by increasing the supply amount of the HCl solution 82, for example.

また、NOx濃度計63−1により、還元脱硝装置17の出口側の高温排ガス12中のNOx濃度、NH3濃度を測定し、測定された高温排ガス12中のNH3濃度が1ppmよりも大きい場合には、NH3添加量を減少させる。また、NOx濃度計63−1で測定された高温排ガス12中のNOx濃度が1ppmよりも小さい場合には、NH3添加量を増加させる。但し、NH3濃度は、高温排ガス12の入口側のNOxモル流速(モル/H)に対して、高温排ガス12のNOxのモル数に対するNH3のモル数の比(NH3/NOxモル比)が、要求脱硝性能に応じて1以下の値となるように設定する。また、NH3添加量は、例えばNH3溶液81の供給量を増減させることにより行なうことができる。 Further, the NOx concentration meter 63-1, NOx concentration in the high-temperature exhaust gas 12 at the outlet side of the reduction denitrator 17, NH 3 concentration is measured, if NH 3 concentration measured during the high temperature exhaust gas 12 is greater than 1ppm For this, the amount of NH 3 added is decreased. Further, when the NOx concentration in the high temperature exhaust gas 12 measured by the NOx concentration meter 63-1 is smaller than 1 ppm, the NH 3 addition amount is increased. However, the NH 3 concentration is the ratio of the number of moles of NH 3 to the number of moles of NOx in the high temperature exhaust gas 12 (NH 3 / NOx mole ratio) with respect to the NOx mole flow rate (mol / H) on the inlet side of the high temperature exhaust gas 12. However, the value is set to 1 or less according to the required denitration performance. The NH 3 addition amount can be performed by increasing or decreasing the supply amount of the NH 3 solution 81, for example.

このように、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Cによれば、NH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82を混合した混合液84を噴霧装置23Aでボイラ11の煙道13内に噴霧することで、NH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82が気化し、HClガス、NH3ガスとなり、脱硝触媒上で高温排ガス12中のHgを酸化すると共に、NOxを還元することができる。また、混合液84中のNH4Cl溶液14、NH3溶液81、HCl溶液82の供給量を調整することで、高温排ガス12のガス性状に応じて還元剤、水銀塩素化剤を適正量として任意に供給することができる。
これにより、排ガス中の水銀濃度に応じた水銀酸化の適正化を図ることができる。
よって、湿式脱硫装置21における水銀除去率の向上を図ることができ、仕上げ水銀除去装置70のコンパクト化を図ることができる。
As described above, according to the mercury treatment system 10C in the exhaust gas according to the present embodiment, the mixed solution 84 obtained by mixing the NH 4 Cl solution 14, the NH 3 solution 81, and the HCl solution 82 is used as the flue of the boiler 11 by the spraying device 23A. By spraying in the gas, the NH 4 Cl solution 14, the NH 3 solution 81, and the HCl solution 82 are vaporized to become HCl gas and NH 3 gas, which oxidizes Hg in the high-temperature exhaust gas 12 on the denitration catalyst and NOx Can be reduced. Further, by adjusting the supply amount of the NH 4 Cl solution 14, NH 3 solution 81, and HCl solution 82 in the mixed solution 84, the reducing agent and the mercury chlorinating agent are set to appropriate amounts according to the gas properties of the high temperature exhaust gas 12. Can be supplied arbitrarily.
Thereby, optimization of mercury oxidation according to the mercury concentration in the exhaust gas can be achieved.
Therefore, the mercury removal rate in the wet desulfurization apparatus 21 can be improved, and the finishing mercury removal apparatus 70 can be made compact.

図6は、本発明の実施例2に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。なお、上述した実施例1と同一の構成には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。図6に示すように、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Dは、湿式脱硫装置21の装置本体49の底部の石灰石膏スラリー20中に水銀酸化剤90を投入する酸化剤供給手段を設けている。この水銀酸化剤90の投入により、石灰石膏スラリー20中における金属水銀が酸化され、2価の水銀となる。
この結果、この液中の金属水銀濃度の低下に伴い、排ガス側へ再飛散する金属水銀の濃度も低下することとなるので、結果として湿式脱硫装置21から排出される排ガス12中の水銀濃度の低下を図ることができる。
ここで、酸化剤としては、例えば次亜塩素酸、過酢酸、過酸化水素水等を挙げることができる。また、酸化剤の代わりにHg吸収液等を投入するようにしてもよい。
FIG. 6 is a schematic diagram showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 2 of the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the structure same as Example 1 mentioned above, and the duplicate description is abbreviate | omitted. As shown in FIG. 6, the mercury treatment system 10 </ b> D in the exhaust gas according to the present embodiment includes an oxidant supply unit that introduces a mercury oxidant 90 into the lime gypsum slurry 20 at the bottom of the apparatus main body 49 of the wet desulfurization apparatus 21. Provided. By introducing the mercury oxidizing agent 90, metallic mercury in the lime-gypsum slurry 20 is oxidized and becomes divalent mercury.
As a result, as the concentration of metallic mercury in the liquid decreases, the concentration of metallic mercury that re-scatters to the exhaust gas side also decreases. As a result, the mercury concentration in the exhaust gas 12 discharged from the wet desulfurization device 21 is reduced. Reduction can be achieved.
Here, examples of the oxidizing agent include hypochlorous acid, peracetic acid, hydrogen peroxide water, and the like. Moreover, you may make it throw in Hg absorption liquid etc. instead of an oxidizing agent.

図7は、本発明の実施例3に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。なお、上述した実施例1〜2と同一の構成には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。図7に示すように、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Eは、湿式脱硫装置21の装置本体49の底部の石灰石膏スラリー20中に活性炭91を添加し、該活性炭91に水銀を吸着させ、脱水器57に送給された後、塩化水銀(HgCl)を含んだ活性炭91を含む脱水ケーキ(石膏)58として系外に排出するようにしてもよい。
この結果、湿式脱硫装置21における石灰石膏スラリー20側の水銀の量を低減させることができ、この液中の水銀濃度の低下に伴い、排ガス12側へ再飛散する金属水銀の濃度も低下することとなるので、結果として湿式脱硫装置21から排出される排ガス12中の水銀濃度の低下を図ることができる。
FIG. 7 is a schematic view showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 3 of the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the structure same as Examples 1-2 mentioned above, and the overlapping description is abbreviate | omitted. As shown in FIG. 7, the mercury treatment system 10 </ b> E in the exhaust gas according to the present embodiment adds activated carbon 91 to the lime gypsum slurry 20 at the bottom of the apparatus main body 49 of the wet desulfurization apparatus 21, and adds mercury to the activated carbon 91. After adsorbing and feeding to the dehydrator 57, the dehydrated cake (gypsum) 58 containing activated carbon 91 containing mercury chloride (HgCl) may be discharged out of the system.
As a result, the amount of mercury on the lime gypsum slurry 20 side in the wet desulfurization apparatus 21 can be reduced, and the concentration of metallic mercury re-scattered to the exhaust gas 12 side also decreases as the mercury concentration in the liquid decreases. As a result, the mercury concentration in the exhaust gas 12 discharged from the wet desulfurization apparatus 21 can be reduced.

図8は、本発明の実施例4に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。なお、上述した実施例1〜3と同一の構成には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。図8に示すように、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Fは、実施例1の係る排ガス中の水銀処理システム10Aにおいて、さらに湿式脱硫装置21から排出される脱硫排水201から水銀等の有害物質を除去する排水処理装置202と、排水処理装置202で処理した処理排水203の少なくとも一部を湿式脱硫装置21に戻す処理排水返送手段である補給水ライン204とを備えて構成されている。
そして、湿式脱硫装置21から排出される脱硫排水201に含まれる水銀等の有害物質を除去処理した後の処理排水203(203A,203B,203C)を湿式脱硫装置21側に戻し、湿式脱硫装置21と排水処理装置202との間で処理排水203を循環させるようにしたものであり、上記構成とすることにより湿式脱硫装置21で用いる吸収液の水銀濃度を低減させるようにしている。
FIG. 8 is a schematic view showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 4 of the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the structure same as Examples 1-3 mentioned above, and the duplicate description is abbreviate | omitted. As shown in FIG. 8, the mercury treatment system 10F in the exhaust gas according to the present embodiment is the same as the mercury treatment system 10A in the exhaust gas according to the first embodiment, such as mercury from the desulfurization waste water 201 discharged from the wet desulfurization apparatus 21. Waste water treatment device 202 for removing the harmful substances, and a replenishment water line 204 which is a treated waste water return means for returning at least a part of the treated waste water 203 treated by the waste water treatment device 202 to the wet desulfurization device 21. Yes.
Then, the treated wastewater 203 (203A, 203B, 203C) after removing harmful substances such as mercury contained in the desulfurization wastewater 201 discharged from the wet desulfurization device 21 is returned to the wet desulfurization device 21 side. The waste water 203 is circulated between the waste water treatment apparatus 202 and the mercury concentration of the absorbent used in the wet desulfurization apparatus 21 is reduced by the above-described configuration.

また、上記のように、石灰石膏スラリー20は、湿式脱硫装置21の塔底部54に貯留した液を揚水したものが用いられるが、この揚水される石灰石膏スラリー20には、湿式脱硫装置21の稼働に伴い、石膏CaSO・2HOが混合される。以下では、この揚水される石灰石膏スラリー(石膏が混合された石灰スラリー)20を吸収液とよぶ。 In addition, as described above, the lime gypsum slurry 20 is obtained by pumping the liquid stored in the tower bottom 54 of the wet desulfurization apparatus 21. With operation, gypsum CaSO 4 .2H 2 O is mixed. Hereinafter, this lime-gypsum slurry (lime slurry mixed with gypsum) 20 to be pumped is referred to as an absorbent.

脱硫に用いた吸収液(石灰石膏スラリー)は、脱硫排水201として湿式脱硫装置21の塔底部54から外部に排出され、脱硫排水ライン205を介して排水処理装置202に送られる。この脱硫排水201には、石膏の他、水銀等の重金属やCl、Br,I,F等のハロゲンイオンが含まれている。 The absorption liquid (lime gypsum slurry) used for desulfurization is discharged to the outside from the tower bottom 54 of the wet desulfurization apparatus 21 as desulfurization drainage 201 and sent to the wastewater treatment apparatus 202 via the desulfurization drainage line 205. In addition to gypsum, the desulfurization waste water 201 contains heavy metals such as mercury and halogen ions such as Cl , Br , I and F .

上述した湿式脱硫装置21においては、生成する石膏CaSO・2HO結晶に水銀Hgが吸着されることにより水銀が除去される。ここで、石膏の生成量に対する水銀除去量の比率は、石灰石の性質、ハロゲンイオン濃度、脱硫装置の運転条件等によりばらつきがあり、およそ1〜10mg/kg(Hg除去量/CaSO・2HO生成量)程度である。そして、重量比が1〜10mg/kg以上の水銀含有比率の高い(又は硫黄含有比率の低い)石炭では、水銀を石膏粒子中に吸着しきれないことがある。この場合、湿式脱硫装置21の内部において、石灰石膏スラリー20の上澄み水中の水銀濃度が増加し、この一部が気液平衡により上澄み水から気相(排ガス)へ飛散する現象が生じる。このため、水銀の飛散を防ぐには上澄み水中の水銀濃度を低減させることが必要である。そこで、以下に説明するように、脱硫排水201を排水処理装置202に送り、固液分離処理と水銀除去処理からなる排水処理工程を行った後、その処理排水203を再度湿式脱硫装置21に戻すように構成し、湿式脱硫装置21と排水処理装置202との間で処理排水203を循環させるようにしたことで、吸収液の水銀濃度を低減させている。 In the above-described wet desulfurization apparatus 21, mercury is removed by adsorbing mercury Hg to the gypsum CaSO 4 .2H 2 O crystal to be generated. Here, the ratio of the mercury removal amount with respect to the amount of gypsum produced varies depending on the properties of limestone, the halogen ion concentration, the operating conditions of the desulfurization apparatus, and the like, and is approximately 1 to 10 mg / kg (Hg removal amount / CaSO 4 · 2H 2. O production amount). And in the high mercury content ratio (or low sulfur content ratio) coal whose weight ratio is 1-10 mg / kg or more, mercury may not be fully adsorbed in the gypsum particles. In this case, the mercury concentration in the supernatant water of the lime gypsum slurry 20 increases in the wet desulfurization apparatus 21, and a part of the mercury scatters from the supernatant water to the gas phase (exhaust gas) due to gas-liquid equilibrium. For this reason, it is necessary to reduce the mercury concentration in the supernatant water in order to prevent the scattering of mercury. Therefore, as described below, the desulfurization wastewater 201 is sent to the wastewater treatment device 202, and after performing a wastewater treatment process including solid-liquid separation treatment and mercury removal treatment, the treated wastewater 203 is returned to the wet desulfurization device 21 again. In this way, the treated wastewater 203 is circulated between the wet desulfurization device 21 and the wastewater treatment device 202, thereby reducing the mercury concentration of the absorption liquid.

図9は、実施例4における排水処理装置202の構成例を示す図である。図9に例示される排水処理装置202Aは、脱硫排水201中の石膏を含む固体分と液体分とを分離する第1の固液分離手段211と、脱硫排水201中に残存する水銀、ホウ素、セレン等の物質を除去する手段214(以下では、「水銀除去手段214」とよぶ)とを有している。   FIG. 9 is a diagram illustrating a configuration example of the waste water treatment apparatus 202 according to the fourth embodiment. The waste water treatment apparatus 202A illustrated in FIG. 9 includes a first solid-liquid separation unit 211 that separates the solid content including gypsum in the desulfurization waste water 201 and the liquid content, mercury, boron remaining in the desulfurization waste water 201, A means 214 for removing a substance such as selenium (hereinafter referred to as “mercury removing means 214”) is included.

第1の固液分離手段211としては、例えばベルトフィルター、遠心分離機、デカンタ型遠心沈降機等が用いられる。湿式脱硫装置21から排出された脱硫排水201は第1の固液分離手段211により石膏212が分離される。その際、脱硫排水201中の塩化水銀は石膏に吸着された状態で石膏212とともに液体と分離される。分離した石膏212は、排ガス中の水銀処理システム10Fの外部(以下、「系外」という)に排出される。一方、分離液213中には、石膏212に吸着しきれなかった微量の水銀やホウ素、セレン等の物質(以下では、水銀に限定して説明する)が含まれる。これらの物質は、次の水銀除去手段214により除去される。   As the first solid-liquid separation means 211, for example, a belt filter, a centrifugal separator, a decanter centrifugal sedimentator, or the like is used. The desulfurization waste water 201 discharged from the wet desulfurization apparatus 21 is separated from the gypsum 212 by the first solid-liquid separation means 211. At that time, mercury chloride in the desulfurization waste water 201 is separated from the liquid together with the gypsum 212 in a state of being adsorbed by the gypsum. The separated gypsum 212 is discharged to the outside of the mercury treatment system 10F in the exhaust gas (hereinafter referred to as “outside of the system”). On the other hand, the separation liquid 213 contains a trace amount of mercury, boron, selenium, or other substances that could not be adsorbed on the gypsum 212 (hereinafter, described only for mercury). These substances are removed by the next mercury removing means 214.

水銀除去手段214では、分離液213に含まれる水銀を固形化し、水銀固形物217等を分離液213から分離する。水銀除去を高精度に行うため、図9に示される例では水銀除去処理を多段階からなる手段で構成してある。水銀除去手段214は、凝集助剤215を混和する助剤混和手段216aと、第2の固液分離手段(濃縮手段)216bと、第3の固液分離手段(脱水手段)216cと、精密処理手段216dとからなる。まず、助剤混和手段216aにおいて、分離液213に凝集助剤215を混和することにより水銀を固形化した後、第2の固液分離手段(濃縮手段)216bにおいて、水銀固形物217や粒子状物質を濃縮する。濃縮手段としては、重力式沈降、砂濾過等が用いられる。次いで、第3の固液分離手段(脱水手段)216cにおいて、濃縮された水銀固形物217や粒子状物質等の脱水を行う。脱水手段としては、遠心分離やベルトフィルター等が用いられる。脱水後の水銀固形物217等は系外に排出される。第3の固液分離手段(脱水手段)216cで生じた分離液218は、第2の固液分離手段(濃縮手段)216bで分離した分離液219と混合されて精密処理手段216dに送られ、分離液219中に残存する微量の水銀固形物220や粒子状物質が除去される。精密処理としては、サイクロンや膜分離等の方法が用いられる。精密処理手段216dで除去された水銀固形物220等は系外に排出される。   The mercury removing unit 214 solidifies mercury contained in the separation liquid 213 and separates the mercury solid material 217 and the like from the separation liquid 213. In order to perform mercury removal with high accuracy, in the example shown in FIG. 9, mercury removal processing is configured by means having multiple stages. The mercury removing unit 214 includes an auxiliary agent mixing unit 216a for mixing the aggregation auxiliary agent 215, a second solid-liquid separation unit (concentration unit) 216b, a third solid-liquid separation unit (dehydration unit) 216c, and precision processing. Means 216d. First, in the auxiliary agent mixing means 216a, mercury is solidified by mixing the coagulating auxiliary agent 215 with the separation liquid 213, and then in the second solid-liquid separation means (concentration means) 216b, the mercury solids 217 and particulates are formed. Concentrate material. As the concentration means, gravity sedimentation, sand filtration or the like is used. Next, in the third solid-liquid separation means (dehydration means) 216c, the concentrated mercury solid 217, particulate matter, and the like are dehydrated. Centrifugation, a belt filter, etc. are used as a dehydrating means. The solid mercury 217 after dehydration is discharged out of the system. The separation liquid 218 produced by the third solid-liquid separation means (dehydration means) 216c is mixed with the separation liquid 219 separated by the second solid-liquid separation means (concentration means) 216b and sent to the precision processing means 216d. A trace amount of mercury solids 220 and particulate matter remaining in the separation liquid 219 are removed. As the precision treatment, a method such as cyclone or membrane separation is used. The mercury solid material 220 and the like removed by the precision processing means 216d is discharged out of the system.

上述した水銀除去手段214により水銀固形物217、220が除去された処理排水203Aは、補給水ライン204を介して湿式脱硫装置21の補給水として湿式脱硫装置21に戻される。湿式脱硫装置21に戻された処理排水203Aは、吸収液として用いられた後、再び排水処理装置202Aで排水処理されることを繰り返す。すなわち、処理排水203Aは湿式脱硫装置21と排水処理装置202との間を循環する。ここで、排水処理装置202Aを通して循環させる処理排水203Aの量(処理排水203Aの戻し量)は、湿式脱硫装置21内の吸収液の水銀濃度やハロゲンイオン濃度をどの程度に設定するかで決まる。例えば、吸収液の水銀濃度を低くする場合には、処理排水203Aの戻し量を多くする。   The treated wastewater 203A from which the mercury solids 217 and 220 have been removed by the mercury removing means 214 described above is returned to the wet desulfurization device 21 as make-up water for the wet desulfurization device 21 via the make-up water line 204. The treated wastewater 203A returned to the wet desulfurization apparatus 21 is used as an absorbing solution, and then repeatedly treated by the wastewater treatment apparatus 202A. That is, the treated wastewater 203 </ b> A circulates between the wet desulfurization device 21 and the wastewater treatment device 202. Here, the amount of treated wastewater 203A to be circulated through the wastewater treatment device 202A (return amount of the treated wastewater 203A) is determined by how much the mercury concentration and halogen ion concentration of the absorbent in the wet desulfurization device 21 are set. For example, when the mercury concentration of the absorbing solution is lowered, the return amount of the treated wastewater 203A is increased.

なお、図9では、排水処理装置202Aで処理した処理排水203Aの一部を後述する噴霧水ライン240に供給しているが、これは後述する例に対応するものであり、本例では、処理排水203Aは噴霧水ライン240には供給されない。   In FIG. 9, a part of the treated wastewater 203A treated by the wastewater treatment apparatus 202A is supplied to the spray water line 240 described later. This corresponds to an example described later. The drainage 203 </ b> A is not supplied to the spray water line 240.

すなわち、実施例4では、排水処理装置202Aで処理された処理排水203Aが、予め設定した補給水量の設定値と同じかあるいはそれを下回る場合には、処理排水203Aをすべて補給水として湿式脱硫装置21に戻す。一方、予め設定した補給水量の設定値よりも処理排水203Aの量が多い場合には、余剰分の処理排水203Aを系外に排出する。   That is, in Example 4, when the treated wastewater 203A treated by the wastewater treatment apparatus 202A is the same as or lower than the preset value of the makeup water amount, the wet desulphurization apparatus uses all the treated wastewater 203A as makeup water. Return to 21. On the other hand, when the amount of the treated wastewater 203A is larger than the preset value of the makeup water amount, the surplus treated wastewater 203A is discharged out of the system.

以上説明したように、本例の排ガス中の水銀処理システム10Fは、湿式脱硫装置21から排出される脱硫排水201中の固体分と液体分とを分離する第1の固液分離手段211と脱硫排水201中の水銀を除去する水銀除去手段214とを有する排水処理装置202と、この排水処理装置202で処理した処理排水203の少なくとも一部を湿式脱硫装置21に戻す補給水ライン204とを備えた構成としている。このように、湿式脱硫装置21から排出される脱硫排水201を排水処理装置202に送って水銀を除去処理し、水銀を除去した後の処理排水203Aの少なくとも一部を湿式脱硫装置21に戻し、湿式脱硫装置21と排水処理装置202との間で処理排水203Aを循環させるようにしたことで、湿式脱硫装置21内の吸収液の水銀濃度を低減させることができる。その結果、湿式脱硫装置21内部で吸収液中の水銀が液相から気相に移り、水銀が排ガス12中に飛散するといった事態を抑制することが可能となる。   As described above, the mercury treatment system 10F in the exhaust gas of this example includes the first solid-liquid separation unit 211 and the desulfurization for separating the solid content and the liquid content in the desulfurization waste water 201 discharged from the wet desulfurization apparatus 21. A waste water treatment device 202 having a mercury removal means 214 for removing mercury in the waste water 201 and a makeup water line 204 for returning at least a part of the treated waste water 203 treated by the waste water treatment device 202 to the wet desulfurization device 21 are provided. It has a configuration. Thus, the desulfurization waste water 201 discharged from the wet desulfurization device 21 is sent to the waste water treatment device 202 to remove mercury, and at least a part of the treated waste water 203A after removing the mercury is returned to the wet desulfurization device 21. Since the treated wastewater 203A is circulated between the wet desulfurization apparatus 21 and the wastewater treatment apparatus 202, the mercury concentration of the absorbent in the wet desulfurization apparatus 21 can be reduced. As a result, it is possible to suppress a situation in which mercury in the absorbing liquid moves from the liquid phase to the gas phase inside the wet desulfurization apparatus 21 and the mercury is scattered in the exhaust gas 12.

次に、排水処理の他の処理システムについて説明する。図10は、他の態様における排水処理装置202Bの構成例を示す図である。図10に示される排水処理装置202Bは、上述した図9に示す排水処理装置202Aの構成に加えて、塩素イオン(Cl-)、臭素イオン(Br-),ヨウ素イオン(I-),フッ素イオン(F-)等のハロゲンイオンを除去する手段230(以下では、「ハロゲンイオン除去手段230」とよぶ)を備えている。 Next, another treatment system for wastewater treatment will be described. FIG. 10 is a diagram illustrating a configuration example of the waste water treatment apparatus 202B according to another aspect. The waste water treatment apparatus 202B shown in FIG. 10 has a chlorine ion (Cl ), bromine ion (Br ), iodine ion (I ), fluorine ion in addition to the configuration of the waste water treatment apparatus 202A shown in FIG. A means 230 for removing halogen ions such as (F ) (hereinafter referred to as “halogen ion removing means 230”) is provided.

上記の塩素イオン(Cl-)、臭素イオン(Br-),ヨウ素イオン(I-),フッ素イオン(F-)等のハロゲンイオンは、湿式脱硫装置21での脱硫工程の際に水銀が石膏に吸着されるのを抑制する性質を持つ。このため、湿式脱硫装置21に返送する処理排水中のハロゲンイオン濃度が高いと、吸収液の上澄み水中の水銀濃度が増加し、この一部が気相(排ガス)へ飛散する現象が生じる。そのため、ハロゲンイオン除去手段230によって、水銀除去手段214で分離した分離液231からハロゲンイオンを除去し、ハロゲンイオン濃度を低減させるのが好ましい。ハロゲンイオン除去手段230としては、逆浸透膜を用いた濃縮手段、イオン交換膜を用いた濃縮手段、電気透析法を用いた濃縮手段、蒸留、晶析等の手段が挙げられる。 The above halogen ions such as chlorine ion (Cl ), bromine ion (Br ), iodine ion (I ), and fluorine ion (F ) are converted into gypsum during the desulfurization process in the wet desulfurization apparatus 21. It has the property of suppressing adsorption. For this reason, if the halogen ion concentration in the treated wastewater returned to the wet desulfurization apparatus 21 is high, the mercury concentration in the supernatant water of the absorption liquid increases, and a phenomenon occurs in which part of the mercury is scattered into the gas phase (exhaust gas). Therefore, it is preferable to remove halogen ions from the separation liquid 231 separated by the mercury removing unit 214 by the halogen ion removing unit 230 to reduce the halogen ion concentration. Examples of the halogen ion removing means 230 include concentrating means using a reverse osmosis membrane, concentrating means using an ion exchange membrane, concentrating means using an electrodialysis method, distillation, crystallization, and the like.

上記のハロゲンイオン除去手段230での処理は、水銀除去手段214から分離液231が供給される都度、毎回行ってもよいが、分離液231のハロゲンイオン濃度を測定し、当該ハロゲンイオン濃度が設定値を上回る場合にのみハロゲンイオンの除去処理を行い、ハロゲンイオン濃度が設定値未満である場合にはハロゲンイオン除去手段230による処理を省略するように構成してもよい。   The processing in the halogen ion removing unit 230 may be performed each time the separation liquid 231 is supplied from the mercury removing unit 214. However, the halogen ion concentration of the separation liquid 231 is measured, and the halogen ion concentration is set. The halogen ion removal process may be performed only when the value exceeds the value, and the process by the halogen ion removal unit 230 may be omitted when the halogen ion concentration is less than the set value.

ハロゲンイオン除去手段230によりハロゲンイオンが濃縮・除去された処理排水203Bは、補給水ライン204を介して、湿式脱硫装置21の補給水として湿式脱硫装置21に戻される。前述したのと同様に、排水処理装置202Bを通して循環される処理排水203Bの量は、湿式脱硫装置21内の吸収液の水銀濃度やハロゲンイオン濃度をどの程度に設定するかで決まる。   The treated wastewater 203B from which the halogen ions have been concentrated and removed by the halogen ion removing means 230 is returned to the wet desulfurization device 21 as make-up water for the wet desulfurization device 21 via the make-up water line 204. As described above, the amount of the treated wastewater 203B circulated through the wastewater treatment device 202B is determined by how much the mercury concentration and the halogen ion concentration of the absorption liquid in the wet desulfurization device 21 are set.

なお、図10では、排水処理装置202Bで処理した処理排水203Bの一部を後述する噴霧水ライン240に供給しているが、これは後述する態様に対応するものであり、本例では、処理排水203Bは噴霧水ライン240には供給されない。また、図10では、ハロゲンイオン除去手段230で生成した濃縮液241を後述する噴霧水ライン240に混合しているが、これも後述する他の例に対応するものであり、本例では、濃縮液241は系外に排出される。   In FIG. 10, a part of the treated wastewater 203B treated by the wastewater treatment apparatus 202B is supplied to the spray water line 240 described later. This corresponds to an aspect described later. The drainage 203B is not supplied to the spray water line 240. In FIG. 10, the concentrated liquid 241 generated by the halogen ion removing means 230 is mixed in the spray water line 240 described later. This also corresponds to another example described later. In this example, the concentrated liquid 241 is concentrated. The liquid 241 is discharged out of the system.

また、前述したのと同様に、排水処理装置202Bで処理された処理排水203Bは、予め設定した補給水量の設定値と同じかあるいはそれを下回る場合には、処理排水203Bをすべて補給水として湿式脱硫装置21に戻す。一方、予め設定した補給水量の設定値よりも処理排水203Bの量が多い場合には、余剰分の処理排水203Bを系外に排出する。   Similarly to the above, when the treated wastewater 203B treated by the wastewater treatment device 202B is equal to or lower than the preset value of the amount of makeup water, all the treated wastewater 203B is wetted as makeup water. Return to the desulfurizer 21. On the other hand, if the amount of the treated wastewater 203B is larger than the preset value of the makeup water amount, the surplus treated wastewater 203B is discharged out of the system.

以上説明したように、本例の排水処理装置202Bは、前述した排水処理装置202Aの構成に加えて、水銀の石膏への吸着を抑制する塩素イオン(Cl-)、臭素イオン(Br-),ヨウ素イオン(I-),フッ素イオン(F-)等のハロゲンイオン除去手段230を備えた構成としている。上記のように構成される排ガス中の水銀処理システム10Fによれば、前述した作用・効果に加えて、さらに処理排水20B3中のハロゲンイオン濃度を低減させることができるため、石膏中への水銀の移行(固形化)を推進するとともに、気相への飛散を抑止することができる。 As described above, the waste water treatment apparatus 202B of the present example has a chlorine ion (Cl ), bromine ion (Br ), The apparatus includes a halogen ion removing means 230 such as iodine ion (I ) or fluorine ion (F ). According to the mercury treatment system 10F in the exhaust gas configured as described above, in addition to the actions and effects described above, the halogen ion concentration in the treated wastewater 20B3 can be further reduced. While promoting the transition (solidification), it is possible to suppress scattering into the gas phase.

次に、排水処理の他の処理システムについて説明する。図11は、他の態様における排水処理装置202Cの構成例を示す図である。図11に示される排水処理装置202Cは、上記図10に示す排水処理装置202Bの構成に加えて、助剤酸化手段250を設けた構成としている。水銀除去手段214の助剤混和工程において、凝集助剤215として硫化水素HS、硫化ナトリウムNaS、硫化水素ナトリウムNaHS,金属硫化物My(Mは金属元素でMn,Feなど、x、yは数)等の硫化物を用いた場合、処理排水203Cを湿式脱硫装置21に戻した際に、処理排水203C中に含まれる凝集助剤215が還元剤となり酸化が阻害される可能性がある。
このため、凝集助剤215として硫化物を用いる場合には、助剤酸化手段250により、精密処理手段216dで分離した分離液231に含まれる凝集助剤215を酸化処理するのが好ましい。酸化処理としては、具体的には、酸化剤を添加し、硫化物と酸化剤とを反応させる処理を行う。酸化剤としては、空気、酸素O、過酸化水素H、オゾンO、塩素酸化合物、マンガン化合物、鉄化合物などを挙げることができる。
Next, another treatment system for wastewater treatment will be described. FIG. 11 is a diagram illustrating a configuration example of a wastewater treatment apparatus 202C according to another aspect. The wastewater treatment apparatus 202C shown in FIG. 11 has a configuration in which an auxiliary agent oxidation means 250 is provided in addition to the configuration of the wastewater treatment apparatus 202B shown in FIG. In the auxiliary agent admixing step of the mercury removing means 214, hydrogen sulfide H 2 S, sodium sulfide Na 2 S, sodium hydrogen sulfide NaHS, metal sulfide M x S y (M is a metal element, such as Mn, Fe, etc.) , X and y are numbers), etc., when the treated wastewater 203C is returned to the wet desulfurization apparatus 21, the coagulant aid 215 contained in the treated wastewater 203C becomes a reducing agent and inhibits oxidation. there is a possibility.
For this reason, when sulfide is used as the agglomeration aid 215, it is preferable to oxidize the agglomeration aid 215 contained in the separation liquid 231 separated by the precision treatment means 216d by the aid oxidation means 250. Specifically, as the oxidation treatment, an oxidant is added, and a treatment of reacting the sulfide with the oxidant is performed. Examples of the oxidizing agent include air, oxygen O 2 , hydrogen peroxide H 2 O 2 , ozone O 3 , chloric acid compound, manganese compound, and iron compound.

上記の助剤酸化手段250での処理を終えた分離液251は、ハロゲンイオン除去手段230でハロゲンイオンが濃縮・除去される。ハロゲンイオンが除去された処理排水203Cは、補給水ライン204を介して、湿式脱硫装置21の補給水として湿式脱硫装置21に戻される。前述したのと同様に、排水処理装置202Cを通して循環される処理排水203Cの量は、湿式脱硫装置21内の吸収液の水銀濃度やハロゲンイオン濃度をどの程度に設定するかで決まる。   Halogen ions are concentrated and removed by the halogen ion removing means 230 from the separation liquid 251 that has been processed by the auxiliary oxidizing means 250. The treated wastewater 203C from which the halogen ions have been removed is returned to the wet desulfurization device 21 as make-up water for the wet desulfurization device 21 via the make-up water line 204. As described above, the amount of the treated wastewater 203C circulated through the wastewater treatment device 202C is determined by how much the mercury concentration and the halogen ion concentration of the absorbent in the wet desulfurization device 21 are set.

なお、図11では、排水処理装置202Cで処理した処理排水203Cの一部を後述する噴霧水ライン240に供給しているが、これは後述する例に対応するものであり、本例では、処理排水203Cは噴霧水ライン240には供給されない。また、図11では、ハロゲンイオン除去処理手段230で生成した濃縮液241を後述する噴霧水ライン240に混合しているが、これも後述する例に対応するものであり、本例では、濃縮液241は系外に排出される。   In FIG. 11, a part of the treated wastewater 203C treated by the wastewater treatment apparatus 202C is supplied to the spray water line 240 described later. This corresponds to an example described later. The drainage 203 </ b> C is not supplied to the spray water line 240. In FIG. 11, the concentrated liquid 241 generated by the halogen ion removing means 230 is mixed in the spray water line 240 described later. This also corresponds to the example described later. 241 is discharged out of the system.

また、前述したのと同様に、排水処理装置202Cで処理された処理排水203Cは、予め設定した補給水量の設定値と同じかあるいはそれを下回る場合には、処理排水203Cをすべて補給水として湿式脱硫装置21に戻す。一方、予め設定した補給水量の設定値よりも処理排水203Cの量が多い場合には、余剰分の処理排水203Cを系外に排出する。   Similarly to the above, when the treated wastewater 203C processed by the wastewater treatment apparatus 202C is equal to or lower than the preset value of the supplementary water amount, all the treated wastewater 203C is wetted as supplementary water. Return to the desulfurizer 21. On the other hand, if the amount of the treated wastewater 203C is larger than the preset value of the makeup water amount, the surplus treated wastewater 203C is discharged out of the system.

以上説明したように、本例の排ガス中の水銀処理システム10Fにおける排水処理装置202Cは、上述した排水処理装置202Bの構成に加えて、凝集助剤215を酸化処理する助剤酸化手段250を備えた構成としている。上記のように構成したことで、前述した作用・効果に加えて、処理排水203Cを湿式脱硫装置21に戻した際に処理排水203C中に含まれる凝集助剤215が還元剤となり酸化が阻害されるといった事態を防止することができる。   As described above, the waste water treatment apparatus 202C in the mercury treatment system 10F in the exhaust gas of the present example includes the auxiliary oxidation means 250 for oxidizing the aggregation aid 215 in addition to the configuration of the waste water treatment apparatus 202B described above. It has a configuration. With the above-described configuration, in addition to the above-described actions and effects, when the treated wastewater 203C is returned to the wet desulfurization apparatus 21, the coagulation aid 215 contained in the treated wastewater 203C becomes a reducing agent and the oxidation is inhibited. Can be prevented.

なお、図9〜図11に例示した排水処理装置202A〜202Cの構成は一例であり、脱硫排水201の性状等に応じて適宜変更可能である。例えば、図9〜図11に示した例では、水銀除去手段214を濃縮工程、脱水工程、精密処理工程の多段階で構成することにより高精度に水銀を除去したが、必ずしも多段階とする必要はなく、これらの工程のうちのいずれかを選択して行ってもよい。例えば、分離液219中の水銀濃度を測定し、当該水銀濃度が閾値未満である場合には精密処理手段216dを省略するように構成してもよい。また、硫化物以外の凝集助剤215を用いた場合には、凝集助剤215の酸化処理(無害化処理)を省略してもよいのはもちろんである。   In addition, the structure of the waste water treatment equipment 202A-202C illustrated in FIGS. 9-11 is an example, and can be suitably changed according to the property etc. of the desulfurization waste water 201. FIG. For example, in the example shown in FIGS. 9 to 11, mercury is removed with high accuracy by configuring the mercury removal means 214 in multiple stages of a concentration process, a dehydration process, and a precision treatment process, but it is not always necessary to have multiple stages. Instead, any one of these steps may be selected and performed. For example, the mercury concentration in the separation liquid 219 may be measured, and when the mercury concentration is less than the threshold value, the precision processing unit 216d may be omitted. Of course, when the coagulation aid 215 other than sulfide is used, the oxidation treatment (detoxification treatment) of the coagulation aid 215 may be omitted.

また、第1の固液分離手段211での処理、水銀除去手段214での処理、ハロゲンイオン除去手段230での処理の順番は、図10に示した例に限定されない。例えば、水銀除去手段214での処理を行った後に第1の固液分離手段211を行ってもよく、また、ハロゲンイオン除去手段230での処理を行った後に水銀除去手段214での処理を行ってもよい。   Further, the order of the processing in the first solid-liquid separation unit 211, the processing in the mercury removing unit 214, and the processing in the halogen ion removing unit 230 is not limited to the example shown in FIG. For example, the first solid-liquid separation unit 211 may be performed after the processing by the mercury removing unit 214, or the processing by the mercury removing unit 214 may be performed after the processing by the halogen ion removing unit 230. May be.

図12は、本発明の実施例5に係る排ガス中の水銀処理システムを示す概略図である。なお、上述した実施例1〜4と同一の構成には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。
図12に示すように、本実施例に係る排ガス中の水銀処理システム10Gは、実施例1の係る排ガス中の水銀処理システム10Aにおいて、処理排水203(203A、203B、203C)の一部を、ボイラ11に燃料Fを供給する経路、ボイラ11の炉内部、ボイラ11とエアヒータ18との間の煙道13の内部、バイパス管13a、13bの内部の少なくとも一箇所に噴霧する構成としている。
FIG. 12 is a schematic view showing a mercury treatment system in exhaust gas according to Embodiment 5 of the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the structure same as Examples 1-4 mentioned above, and the duplicate description is abbreviate | omitted.
As shown in FIG. 12, the mercury treatment system 10G in the exhaust gas according to the present embodiment is a part of the treated wastewater 203 (203A, 203B, 203C) in the mercury treatment system 10A in the exhaust gas according to the first embodiment. The fuel F is supplied to the boiler 11, the inside of the furnace of the boiler 11, the inside of the flue 13 between the boiler 11 and the air heater 18, and at least one place inside the bypass pipes 13a and 13b.

図12に例示される排ガス中の水銀処理システム10Gは、上述したボイラ11、還元脱硝装置17、エアヒータ18、集塵器19、湿式脱硫装置21、排水処理装置202(202A、202B,202C)、補給水ライン204に加えて、噴霧水ライン240及び排水噴霧装置261を備えている。また、還元脱硝装置17からの煙道13と並列な位置には、還元脱硝装置17の上流側と下流側の煙道13を接続するバイパス管13aが設けられている。同様に、エアヒータ18からの煙道13と並列な位置には、エアヒータ18の上流側と下流側の煙道13を接続するバイパス管13bが設けられている。上記構成とすることで、各バイパス管13a、13bの内部を流通する排ガス12中にも処理排水203(203A、203B、203C)を噴霧することができるようになっている。各バイパス管13a、13bは、その内部を流通する排ガス量が煙道13を流通する排ガス量の数%程度となるように構成されている。   The mercury treatment system 10G in the exhaust gas illustrated in FIG. 12 includes the above-described boiler 11, reduction denitration device 17, air heater 18, dust collector 19, wet desulfurization device 21, wastewater treatment device 202 (202A, 202B, 202C), In addition to the makeup water line 204, a spray water line 240 and a drain spray device 261 are provided. Further, a bypass pipe 13 a that connects the upstream side and downstream side flue 13 of the reducing denitration device 17 is provided at a position parallel to the flue 13 from the reduction denitration device 17. Similarly, a bypass pipe 13 b that connects the upstream side and downstream side flue 13 of the air heater 18 is provided at a position parallel to the flue 13 from the air heater 18. By setting it as the said structure, the treated waste_water | drain 203 (203A, 203B, 203C) can be sprayed also in the waste gas 12 which distribute | circulates the inside of each bypass pipe 13a, 13b. Each bypass pipe 13a, 13b is configured such that the amount of exhaust gas flowing through the inside thereof is about several percent of the amount of exhaust gas flowing through the flue 13.

排水処理装置202(202A、202B,202C)で処理される処理排水203(203A、203B,203C)のうち、所定量は補給水ライン204を介して湿式脱硫装置21に戻されるが、処理排水203(203A、203B,203C)を湿式脱硫装置21に戻してもなお余剰の処理排水203(203A、203B,203C)が発生する場合がある。このような場合には、残りの処理排水203A(203B,203C)を噴霧水ライン240に供給し、排水タンク260で貯留し、排水噴霧装置261によってボイラ11に燃料Fを供給する経路、ボイラ11の炉内部、煙道13の内部、バイパス管13a、13b内に供給する。   Of the treated wastewater 203 (203A, 203B, 203C) to be treated by the wastewater treatment apparatus 202 (202A, 202B, 202C), a predetermined amount is returned to the wet desulfurization apparatus 21 via the makeup water line 204, but the treated wastewater 203 Even if (203A, 203B, 203C) is returned to the wet desulfurization apparatus 21, there may still be excess treated wastewater 203 (203A, 203B, 203C). In such a case, the remaining treatment wastewater 203 </ b> A (203 </ b> B, 203 </ b> C) is supplied to the spray water line 240, stored in the drainage tank 260, and a path for supplying the fuel F to the boiler 11 by the wastewater spray device 261. In the furnace, in the flue 13, and in the bypass pipes 13a and 13b.

例えば、排水処理装置202A(202B,202C)で処理された処理排水203A(203B,203C)の量が、予め設定した補給水量の設定値と同じかあるいはそれを下回る場合には、処理排水203A(203B,203C)をすべて補給水として湿式脱硫装置21に戻す。
一方、予め設定した補給水量の設定値よりも処理排水203A(203B,203C)の量が多い場合には、余剰分の処理排水203A(203B,203C)を噴霧水ライン240に供給し、排水噴霧装置261によってボイラ11に燃料Fを供給する経路、ボイラ11、煙道13、バイパス管13a、13b内に供給する。さらに、予め設定した補給水量の設定値と予め設定した噴霧水量の設定値との和よりも、排水処理装置202A(202B,202C)で処理される処理排水203A(203B,203C)の量が多い場合には、余剰分の処理排水203A(203B,203C)を系外に排出する。
For example, when the amount of treated wastewater 203A (203B, 203C) treated by the wastewater treatment apparatus 202A (202B, 202C) is equal to or less than the preset value of the makeup water amount, the treated wastewater 203A ( 203B, 203C) are all returned to the wet desulfurization apparatus 21 as makeup water.
On the other hand, when the amount of the treated wastewater 203A (203B, 203C) is larger than the preset value of the makeup water amount, the surplus treated wastewater 203A (203B, 203C) is supplied to the spray water line 240 to spray the wastewater. The fuel is supplied to the boiler 11 by the device 261, the boiler 11, the flue 13, and the bypass pipes 13a and 13b. Furthermore, the amount of treated wastewater 203A (203B, 203C) to be treated by the wastewater treatment apparatus 202A (202B, 202C) is larger than the sum of the preset value of the makeup water amount and the preset value of the spray water amount. In that case, the surplus treated wastewater 203A (203B, 203C) is discharged out of the system.

ここで、前述したのと同様に、湿式脱硫装置21に戻す処理排水(補給水)203A(203B,203C)の量は、湿式脱硫装置21内の吸収液の水銀濃度やハロゲンイオン濃度をどの程度に設定するかで決まる。一方、ボイラ11の炉内部、煙道13の内部、バイパス管13a、13bの内部に噴霧する処理排水(噴霧水)203A(203B,203C)の量は、処理する排ガス12の量に比例して発生する処理排水203A(203B,203C)の量と、系外に排出できる処理排水203A(203B,203C)の限度量とで決まる。   Here, in the same manner as described above, the amount of treated wastewater (makeup water) 203A (203B, 203C) returned to the wet desulfurization device 21 depends on how much the mercury concentration and the halogen ion concentration of the absorption liquid in the wet desulfurization device 21 are. It depends on the setting. On the other hand, the amount of treated wastewater (spray water) 203A (203B, 203C) sprayed inside the furnace of the boiler 11, inside the flue 13, and inside the bypass pipes 13a, 13b is proportional to the amount of exhaust gas 12 to be treated. It is determined by the amount of the treated wastewater 203A (203B, 203C) generated and the limit amount of the treated wastewater 203A (203B, 203C) that can be discharged out of the system.

排水処理装置202A(202B,202C)は、上述した例(図9〜図11)で説明したいずれかの構成を適用する。例えば、排水処理装置202を図9に示すように第1の固液分離手段211と水銀除去手段214とで構成する場合には、水銀除去手段214で処理した処理排水203Aの一部を噴霧水ライン240に供給する。   The wastewater treatment apparatus 202A (202B, 202C) applies any of the configurations described in the above-described example (FIGS. 9 to 11). For example, when the waste water treatment apparatus 202 is constituted by the first solid-liquid separation means 211 and the mercury removal means 214 as shown in FIG. 9, a part of the treated waste water 203A treated by the mercury removal means 214 is sprayed water. Supply to line 240.

また、排水処理装置202を図10に示すように第1の固液分離手段211と水銀除去手段214とハロゲンイオン除去手段230とで構成する場合には、水銀除去手段214で処理した分離液231、あるいは、この分離液231にハロゲンイオンの濃縮液241を混合した液を処理排水203Bとして噴霧水ライン240に供給する。例えば、処理排水203Bを還元脱硝装置17よりも上流側の煙道13内に噴霧する場合には、図10に示すようにハロゲンイオンの濃縮液241と分離液231との混合液を処理排水203Bとして噴霧水ライン240に供給し、これを煙道13内に噴霧する。これにより、排ガス12中の塩素イオン濃度を増加させることができるため、還元脱硝装置17における塩化水銀の変換効率を上げることができる。
一方、処理排水203Bを還元脱硝装置17よりも下流側の煙道13内やバイパス管13a、13bに噴霧する場合には、ハロゲンイオンの濃縮液241を混合せず、分離液231のみを処理排水203Bとして噴霧水ライン240に供給し、これを煙道13内及びバイパス管13a、13bに噴霧する。排水処理装置202を図11に示すように第1の固液分離手段211と水銀除去手段214と助剤酸化手段250とハロゲンイオン除去手段230とで構成した場合も同様である。
Further, when the waste water treatment apparatus 202 is constituted by the first solid-liquid separation means 211, the mercury removal means 214, and the halogen ion removal means 230 as shown in FIG. 10, the separation liquid 231 treated by the mercury removal means 214 is used. Alternatively, a liquid obtained by mixing the concentrated liquid 241 of halogen ions with the separated liquid 231 is supplied to the spray water line 240 as the treated waste water 203B. For example, when the treated wastewater 203B is sprayed into the flue 13 upstream of the reductive denitration device 17, a mixed liquid of the halogen ion concentrate 241 and the separation liquid 231 is treated with the treated wastewater 203B as shown in FIG. Is supplied to the spray water line 240 and sprayed into the flue 13. Thereby, since the chlorine ion concentration in the exhaust gas 12 can be increased, the conversion efficiency of mercury chloride in the reductive denitration device 17 can be increased.
On the other hand, when the treated wastewater 203B is sprayed into the flue 13 or the bypass pipes 13a and 13b on the downstream side of the reductive denitration device 17, the concentrated solution 241 of halogen ions is not mixed and only the separated solution 231 is treated. It supplies to the spray water line 240 as 203B, and this is sprayed in the flue 13 and bypass pipe 13a, 13b. The same applies to the case where the waste water treatment apparatus 202 is constituted by the first solid-liquid separation means 211, the mercury removal means 214, the auxiliary oxidation means 250, and the halogen ion removal means 230 as shown in FIG.

排水噴霧装置261は、噴霧水ライン240を介して排水処理装置202と接続され、処理排水(噴霧水)203A(203B、203C)を貯留する排水タンク260と、排水タンク260に接続され排水タンク260に貯留された処理排水203A(203B,203C)をボイラ11に燃料Fを供給する経路と、ボイラ11の炉内部と、煙道13の内部と、バイパス管13a,13bの内部にそれぞれ供給する複数の排水供給管(排水供給手段)P0〜P5とを備えている。排水供給管P1〜P5の先端には、処理排水203を噴霧するノズルN1〜N5が設けられている。   The waste water spray device 261 is connected to the waste water treatment device 202 via the spray water line 240, and is connected to the waste water tank 260 for storing treated waste water (spray water) 203A (203B, 203C), and the waste water tank 260. The wastewater 203A (203B, 203C) stored in the boiler is supplied to the boiler 11 with the fuel F, the furnace inside the boiler 11, the flue 13, and the bypass pipes 13a, 13b. Drainage supply pipes (drainage supply means) P0 to P5. Nozzles N1 to N5 for spraying the treated wastewater 203 are provided at the tips of the drainage supply pipes P1 to P5.

排水供給管P0〜P5は、エアヒータ18により熱が回収される前の高温の排ガス12が流通する位置、すなわち、エアヒータ18よりも上流側に設置される。図12に示す例では、排水供給管P1はボイラ11に接続され、ノズルN1はボイラ11の炉内部に設置されている。具体的には、ノズルN1は、炉の側面や炉の上部の炉壁に設置され、当該ノズルN1から炉の中央部の火炎部分又は火炎の上方に向かって脱硫排水201が噴射される。また、排水供給管P2はボイラ11と還元脱硝装置17の間の煙道13に接続され、ノズルN2は煙道13の内部に設置されている。また、排水供給管P3は、還元脱硝装置17の上流側の煙道13と下流側の煙道13を接続するバイパス管13aに接続され、ノズルN3はバイパス管13aの内部に設置されている。また、排水供給管P4は、還元脱硝装置17とエアヒータ18との間の煙道13に接続され、ノズルN4は煙道13の内部に設置されている。また、排水供給管P5は、エアヒータ18の上流側の煙道13と下流側の煙道13を接続するバイパス管13bに接続され、ノズルN5はバイパス管13bの内部に設置されている。   The drainage supply pipes P <b> 0 to P <b> 5 are installed at a position where the high-temperature exhaust gas 12 before the heat is recovered by the air heater 18, that is, upstream of the air heater 18. In the example shown in FIG. 12, the drainage supply pipe P <b> 1 is connected to the boiler 11, and the nozzle N <b> 1 is installed inside the furnace of the boiler 11. Specifically, the nozzle N1 is installed on the side wall of the furnace or the furnace wall at the top of the furnace, and the desulfurization waste water 201 is jetted from the nozzle N1 toward the flame portion in the center of the furnace or above the flame. Further, the drainage supply pipe P <b> 2 is connected to the flue 13 between the boiler 11 and the reduction denitration device 17, and the nozzle N <b> 2 is installed inside the flue 13. The drainage supply pipe P3 is connected to a bypass pipe 13a that connects the upstream side flue 13 and the downstream side flue 13 of the reductive denitration device 17, and the nozzle N3 is installed inside the bypass pipe 13a. Further, the drainage supply pipe P <b> 4 is connected to the flue 13 between the reducing denitration device 17 and the air heater 18, and the nozzle N <b> 4 is installed inside the flue 13. The drainage supply pipe P5 is connected to a bypass pipe 13b connecting the upstream side flue 13 and the downstream side flue 13 of the air heater 18, and the nozzle N5 is installed inside the bypass pipe 13b.

ノズルN1〜N5としては、例えば二流体ノズル、ロータリアトマイザ等が用いられる。また、ノズルN1〜N5のミスト径は、最大粒径が200μm以下、平均粒径が30〜70μmとするのが好ましい。これにより、排ガス12との接触効率が向上し、蒸発効率の向上を図ることができる。   As the nozzles N1 to N5, for example, a two-fluid nozzle, a rotary atomizer, or the like is used. The mist diameters of the nozzles N1 to N5 are preferably a maximum particle diameter of 200 μm or less and an average particle diameter of 30 to 70 μm. Thereby, the contact efficiency with the exhaust gas 12 is improved, and the evaporation efficiency can be improved.

ノズルN1が設置されるボイラ11の炉内の排ガス温度は800℃〜1200℃程度と最も高温であるため、最も多くの処理排水203A(203B,203C)を蒸発させることが可能である。また、ノズルN2が設置される煙道13内部の排ガス温度は500℃程度、ノズルN4が設置される煙道13内部、及び、ノズルN3、N5が設置されるバイパス管13a,13bの排ガス温度はいずれも350℃〜400℃程度であり、ボイラ11の炉内部よりも温度は低下するものの、処理排水203を確実に蒸発させることができる。一方、エアヒータ18を通過した排ガス12の温度は150℃程度まで低下し、処理排水203を十分に蒸発させることができない。   Since the exhaust gas temperature in the furnace of the boiler 11 in which the nozzle N1 is installed is as high as about 800 ° C. to 1200 ° C., it is possible to evaporate the most treated waste water 203A (203B, 203C). The exhaust gas temperature inside the flue 13 where the nozzle N2 is installed is about 500 ° C., and the exhaust gas temperature inside the flue 13 where the nozzle N4 is installed and the bypass pipes 13a and 13b where the nozzles N3 and N5 are installed are In any case, the temperature is about 350 ° C. to 400 ° C., and although the temperature is lower than the inside of the furnace of the boiler 11, the treated wastewater 203 can be reliably evaporated. On the other hand, the temperature of the exhaust gas 12 that has passed through the air heater 18 decreases to about 150 ° C., and the treated wastewater 203 cannot be sufficiently evaporated.

また、排水供給管P0は、ボイラ11に燃料Fを供給する経路に設置されている。ここで、ボイラ11に燃料Fを供給する経路とは、具体的には、燃料供給装置(図示せず)の内部や、燃料供給装置とボイラ11とを接続する配管等である。排水供給管P0から燃料Fに供給された処理排水203は燃料Fと混合され、燃料Fとともにボイラ11に投入された後、ボイラ11内で蒸発する。   Further, the drainage supply pipe P0 is installed in a path for supplying the fuel F to the boiler 11. Here, the path for supplying the fuel F to the boiler 11 is specifically the inside of a fuel supply apparatus (not shown), piping for connecting the fuel supply apparatus and the boiler 11, or the like. The treated wastewater 203 supplied to the fuel F from the wastewater supply pipe P0 is mixed with the fuel F, and is put into the boiler 11 together with the fuel F, and then evaporates in the boiler 11.

上記の排水供給管P0〜P5にはそれぞれ開閉バルブV10〜V15が設置され、これらの開閉バルブV10〜V15の開閉量を制御することにより、排水供給管P0〜P5に供給される処理排水203の流量が調整される。そして、排水タンク260に貯留される処理排水203は、排水供給管P0〜P5を介して、ボイラ11に燃料Fを供給する経路、ボイラ11の炉内部、煙道13内部、バイパス管13a,13b内部にそれぞれ噴霧される。   The drainage supply pipes P0 to P5 are provided with opening / closing valves V10 to V15, respectively. By controlling the opening / closing amounts of these opening / closing valves V10 to V15, the treated wastewater 203 supplied to the drainage supply pipes P0 to P5 is controlled. The flow rate is adjusted. The treated wastewater 203 stored in the drainage tank 260 is a path for supplying the fuel F to the boiler 11 via the drainage supply pipes P0 to P5, inside the furnace of the boiler 11, inside the flue 13, and bypass pipes 13a and 13b. Each is sprayed inside.

ノズルN1〜N5から高温の排ガス12中に噴霧された処理排水203は、蒸発して水蒸気となり、その後、排ガス12とともに湿式脱硫装置21内に送られる。湿式脱硫装置21内の温度は30℃〜50℃程度であるため、湿式脱硫装置21内に導入された水蒸気のほとんどは液化し、塔底部54の石灰石膏スラリー20と混合される。一方、液化しなかった水蒸気は、浄化ガス52とともに煙突53から排出される。   The treated wastewater 203 sprayed into the high-temperature exhaust gas 12 from the nozzles N1 to N5 evaporates to become water vapor, and is then sent into the wet desulfurization device 21 together with the exhaust gas 12. Since the temperature in the wet desulfurization apparatus 21 is about 30 ° C. to 50 ° C., most of the water vapor introduced into the wet desulfurization apparatus 21 is liquefied and mixed with the lime gypsum slurry 20 at the tower bottom 54. On the other hand, the water vapor that has not been liquefied is discharged from the chimney 53 together with the purified gas 52.

上記のように、煙道13の場所により排ガス12の温度が異なり、脱硫排水201の蒸発効率も異なる。そこで、乾燥粒子の搬送効率や排ガス12の蒸発効率等を考慮した上で、開閉バルブV10〜V15の開閉量を最適化する。   As described above, the temperature of the exhaust gas 12 varies depending on the location of the flue 13, and the evaporation efficiency of the desulfurized waste water 201 also varies. Therefore, the open / close amounts of the open / close valves V10 to V15 are optimized in consideration of the dry particle transfer efficiency and the exhaust gas 12 evaporation efficiency.

以上説明したように、実施例5の排ガス中の水銀処理システム10Gでは、実施例1〜4の構成に加えて、ボイラ11に燃料Fを供給する経路、ボイラ11の炉内部、煙道13の内部、バイパス管13a,13bの内部の少なくとも1箇所に、処理排水203A(203B、203C)を供給する排水供給管P0〜P5を設置した構成としている。そして、排水処理装置202で処理した処理排水203の少なくとも一部を、補給水として湿式脱硫装置21に戻す一方、処理排水203の一部を、ボイラ11に燃料Fを供給する経路、ボイラ11の炉内部及び煙道13等に供給する構成としている。すなわち、本実施例では、処理排水203A(203B,203C)を補給水として湿式脱硫装置21に戻すことに加えて、処理排水203A(203B,203C)の一部をボイラ11や煙道13等にも供給するようにしたので、上記実施例1〜4の効果に加えて、排水処理装置202A(202B,202C)で処理した処理排水203A(203B,203C)を最大限に再利用することが可能であり、処理排水203A(203B,203C)のすべてを排ガス中の水銀処理システム10G内で再利用することが可能となる。その結果、系外への排水の放出量を著しく低減もしくは完全無排水化を実現することが可能となる。   As described above, in the mercury treatment system 10G in the exhaust gas of the fifth embodiment, in addition to the configurations of the first to fourth embodiments, the path for supplying the fuel F to the boiler 11, the furnace interior of the boiler 11, the flue 13 It is set as the structure which installed the waste_water | drain supply pipes P0-P5 which supply process waste_water | drain 203A (203B, 203C) in at least one place inside the inside of the bypass pipes 13a and 13b. Then, at least a part of the treated wastewater 203 treated by the wastewater treatment apparatus 202 is returned to the wet desulfurization apparatus 21 as make-up water, while a part of the treated wastewater 203 is supplied to the boiler 11 through a path for supplying the fuel F. The inside of the furnace and the flue 13 are supplied. That is, in this embodiment, in addition to returning the treated wastewater 203A (203B, 203C) to the wet desulfurization apparatus 21 as make-up water, a part of the treated wastewater 203A (203B, 203C) is passed to the boiler 11, the flue 13, and the like. In addition to the effects of the first to fourth embodiments, the treated wastewater 203A (203B, 203C) treated by the wastewater treatment apparatus 202A (202B, 202C) can be reused to the maximum. Thus, all of the treated wastewater 203A (203B, 203C) can be reused in the mercury treatment system 10G in the exhaust gas. As a result, it becomes possible to remarkably reduce the amount of discharged wastewater to the outside of the system or achieve complete drainage.

また、エアヒータ18により熱が回収される前の高温の排ガス12中に処理排水203A(203B,203C)を直接噴霧する構成としているため、ノズルN1〜N5からの処理排水203A(203B,203C)の噴霧量が多くても確実に処理排水203A(203B,203C)を蒸発させることができ、単位時間当たりに煙道13内に戻す処理排水203の量を増大させることができる。その結果、単位時間当たりの脱硫排水201の量を増やすことができるため、従来に比して単位時間当たりの排ガス12の処理量を増やすことが可能となる。   Further, since the treated wastewater 203A (203B, 203C) is directly sprayed into the high-temperature exhaust gas 12 before heat is recovered by the air heater 18, the treated wastewater 203A (203B, 203C) from the nozzles N1 to N5 is sprayed. Even if the spray amount is large, the treated wastewater 203A (203B, 203C) can be reliably evaporated, and the amount of the treated wastewater 203 returned into the flue 13 per unit time can be increased. As a result, since the amount of the desulfurization waste water 201 per unit time can be increased, it is possible to increase the processing amount of the exhaust gas 12 per unit time as compared with the conventional case.

また、還元脱硝装置17と並列な位置とエアヒータ18と並列な位置にそれぞれバイパス管13a、13bを設け、これらのバイパス管13a、13b内部の排ガス12中に処理排水203を噴霧し、蒸発させるようにしたので、処理排水203A(203B,203C)の蒸発に伴い発生する灰等の乾燥粒子が還元脱硝装置17やエアヒータ18の中を通過することにより、これらの装置の働きを低下させるおそれがある場合に、各バイパス管13a、13bを介して、乾燥粒子を効率よく還元脱硝装置17及びエアヒータ18の下流側に搬送することができる。   Further, bypass pipes 13a and 13b are respectively provided at a position parallel to the reducing denitration device 17 and a position parallel to the air heater 18, and the treated wastewater 203 is sprayed and evaporated in the exhaust gas 12 inside the bypass pipes 13a and 13b. As a result, dry particles such as ash generated by the evaporation of the treated wastewater 203A (203B, 203C) pass through the reduction denitration device 17 and the air heater 18 to reduce the function of these devices. In this case, the dry particles can be efficiently conveyed to the downstream side of the reducing denitration device 17 and the air heater 18 via the bypass pipes 13a and 13b.

なお、図12に示した排水噴霧装置261の構成は一例であり、排水供給管P0〜P5の設置本数及び設置位置はこれに限定されるものではなく、処理排水203A(203B,203C)の量や排ガス12の種類等に応じて適宜変更することができる。すなわち、ボイラ11に燃料Fを供給する経路、ボイラ11の炉内部、ボイラ11の出口からエアヒータ18の入口までの煙道13、バイパス管13a,13bのうち、少なくとも一箇所に設置されればよい。   In addition, the structure of the waste_water | drain spraying apparatus 261 shown in FIG. 12 is an example, and the installation number and installation position of the waste_water | drain supply pipes P0-P5 are not limited to this, The quantity of treated waste_water | drain 203A (203B, 203C) It can be appropriately changed according to the type of the exhaust gas 12 or the like. That is, the fuel F may be installed in at least one of the path for supplying the fuel F to the boiler 11, the furnace interior of the boiler 11, the flue 13 from the outlet of the boiler 11 to the inlet of the air heater 18, and the bypass pipes 13a and 13b. .

また、処理排水203A(203B,203C)に含まれる有害物質・固形分が微量であり、還元脱硝装置17やエアヒータ18の上流側の煙道13内に処理排水203A(203B,203C)を噴霧しても、これらの装置の働きを低下させるおそれがない場合には、必ずしもバイパス管13a,13bを設ける必要はない。さらに、図12に示した排水噴霧装置261では、排水処理装置202からの処理排水203を排水タンク260に一旦貯留し、排水タンク260から処理排水203を排水供給管P0〜P5に供給する構成としたが、排水処理装置202から噴霧水ライン240を介して供給される処理排水203を直接、排水供給管P0〜P5に供給する構成としてもよい。   Further, the amount of harmful substances and solids contained in the treated wastewater 203A (203B, 203C) is very small, and the treated wastewater 203A (203B, 203C) is sprayed into the flue 13 upstream of the reductive denitration device 17 and the air heater 18. However, if there is no risk of reducing the function of these devices, the bypass pipes 13a and 13b are not necessarily provided. Furthermore, in the waste water spray device 261 shown in FIG. 12, the treated waste water 203 from the waste water treatment device 202 is temporarily stored in the drain tank 260, and the treated waste water 203 is supplied from the drain tank 260 to the waste water supply pipes P0 to P5. However, the treated wastewater 203 supplied from the wastewater treatment device 202 via the spray water line 240 may be directly supplied to the wastewater supply pipes P0 to P5.

このように、本実施例に係る噴霧装置を適用した排ガス中の水銀処理システム10A〜10Gによれば、湿式脱硫装置の前流側で水銀酸化したシステムにおいても、脱硫装置の後流側において、さらに残存する水銀を除去し、排ガス中の水銀濃度を極低濃度まで除去することが可能となる。   Thus, according to the mercury treatment systems 10A to 10G in the exhaust gas to which the spraying apparatus according to the present embodiment is applied, even in the system oxidized with mercury on the upstream side of the wet desulfurization apparatus, on the downstream side of the desulfurization apparatus, Further, remaining mercury can be removed, and the mercury concentration in the exhaust gas can be removed to an extremely low concentration.

以上のように、本発明に係る排ガス中の水銀処理システムによれば、脱硫装置で用いる吸収液中の水銀濃度を低減させることができるため、脱硫装置内において水銀が排ガス中に飛散するのを大幅に抑制することができる。   As described above, according to the mercury treatment system in the exhaust gas according to the present invention, the mercury concentration in the absorption liquid used in the desulfurization apparatus can be reduced, so that mercury is scattered in the exhaust gas in the desulfurization apparatus. It can be greatly suppressed.

10A〜10G 排ガス中の水銀処理システム
11 ボイラ
12 排ガス
13 煙道
14 塩化アンモニウム(NH4Cl)溶液
16 塩化アンモニウム(NH4Cl)溶液供給手段(還元酸化助剤供給手段)
17 還元脱硝装置(還元脱硝手段)
18 熱交換器(エアヒータ)
19 集塵器
20 石灰石膏スラリー
21 湿式脱硫装置
23A〜23B 噴霧装置
24 塩化アンモニウム(NH4Cl)溶液供給管
25、56 空気
26 空気供給管
27 吹込み管
28 ノズルヘッド
29 内管
30 外管
10A-10G Mercury treatment system in exhaust gas 11 Boiler 12 Exhaust gas 13 Flue 14 Ammonium chloride (NH 4 Cl) solution 16 Ammonium chloride (NH 4 Cl) solution supply means (reduction oxidation aid supply means)
17 Reduction denitration equipment (reduction denitration means)
18 Heat exchanger (air heater)
19 dust collector 20 limestone gypsum slurry 21 wet desulfurization system 23A~23B spray device 24 ammonium chloride (NH 4 Cl) within solution supply pipe 25,56 air 26 air supply pipe 27 blow pipe 28 nozzle head 29 tube 30 outer tube

Claims (14)

ボイラからの排ガスを排出する煙道内に、気化した際に塩化水素とアンモニアとを生成する還元酸化助剤を含む溶液を噴霧する還元酸化助剤供給手段と、
前記排ガス中の窒素酸化物をアンモニアで還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する脱硝触媒を有する還元脱硝装置と、
該還元脱硝装置において酸化された水銀をアルカリ吸収液により除去する湿式脱硫装置と、
前記湿式脱硫装置の内部又は後流側に設けられ、排ガス中に残存する水銀を除去する仕上げ水銀除去装置とを具備することを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
A reduction oxidation aid supply means for spraying a solution containing a reduction oxidation aid that generates hydrogen chloride and ammonia when vaporized in a flue that discharges exhaust gas from the boiler;
A reduction denitration apparatus having a denitration catalyst that reduces nitrogen oxides in the exhaust gas with ammonia and oxidizes mercury in the presence of hydrogen chloride;
A wet desulfurization apparatus for removing mercury oxidized in the reductive denitration apparatus with an alkali absorbing solution;
A mercury treatment system in exhaust gas, comprising a finishing mercury removal device that is provided inside or on the downstream side of the wet desulfurization device and removes mercury remaining in the exhaust gas.
請求項1において、
前記湿式脱硫装置の後流側に設けられる前記仕上げ水銀除去装置が、除塵処理手段、吸着処理手段又は気液接触処理手段の少なくとも一つであることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 1,
The mercury treatment system in exhaust gas, wherein the finishing mercury removal device provided on the downstream side of the wet desulfurization device is at least one of dust removal treatment means, adsorption treatment means, and gas-liquid contact treatment means.
請求項1において、
前記湿式脱硫装置の内部に設けられる前記仕上げ水銀除去装置が、湿式脱硫装置の吸収液中に酸化剤を供給する酸化剤供給手段であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 1,
The mercury treatment system in exhaust gas, wherein the finishing mercury removing device provided in the wet desulfurization device is an oxidant supply means for supplying an oxidant into the absorption liquid of the wet desulfurization device.
請求項1において、
前記湿式脱硫装置の内部に設けられる前記仕上げ水銀除去装置が、湿式脱硫装置の吸収液中に活性炭を供給する活性炭供給手段であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 1,
The mercury treatment system in exhaust gas, wherein the finishing mercury removing device provided in the wet desulfurization device is an activated carbon supply means for supplying activated carbon into the absorption liquid of the wet desulfurization device.
請求項1において、
前記還元酸化助剤に、更に還元剤、水銀塩素化剤のいずれか一方又は両方を添加することを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 1,
One or both of a reducing agent and a mercury chlorinating agent are further added to the reducing oxidation aid, and the mercury treatment system in exhaust gas is characterized in that:
請求項1において、
前記還元酸化助剤がハロゲン化アンモニウムであることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 1,
A mercury treatment system in exhaust gas, characterized in that the reducing oxidation aid is ammonium halide.
請求項2又は3において、
前記還元剤がアンモニア、又は尿素であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 2 or 3,
A mercury treatment system in exhaust gas, wherein the reducing agent is ammonia or urea.
請求項2乃至4の何れか一つにおいて、
前記水銀塩素化剤がハロゲン化水素であることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In any one of Claims 2 thru | or 4,
A mercury treatment system in exhaust gas, wherein the mercury chlorinating agent is hydrogen halide.
請求項1において、
前記湿式脱硫装置から排出される脱硫排水中の固体分と液体分とを分離する固液分離手段と前記脱硫排水中の水銀を除去する水銀除去手段とを有する排水処理装置と、
前記排水処理装置で処理した処理排水の少なくとも一部を前記湿式脱硫装置に戻す処理排水返送手段と、
を備えることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 1,
A wastewater treatment apparatus having solid-liquid separation means for separating solids and liquids in the desulfurization effluent discharged from the wet desulfurization apparatus, and mercury removal means for removing mercury in the desulfurization effluent;
Treated wastewater returning means for returning at least a part of the treated wastewater treated by the wastewater treatment device to the wet desulfurization device;
A mercury treatment system in exhaust gas, comprising:
請求項9において、
前記水銀除去手段は、前記脱硫排水中の固形物を第1の固液分離手段で分離した分離液に凝集助剤を添加することにより前記水銀を固形化して前記脱硫排水から水銀固形物を分離する固液分離手段を有することを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 9,
The mercury removing means solidifies the mercury by adding a coagulant aid to the separated liquid obtained by separating the solid in the desulfurized wastewater by the first solid-liquid separating means, and separates the mercury solid from the desulfurized wastewater. A mercury treatment system in exhaust gas, characterized by having a solid-liquid separation means.
請求項9において、
前記排水処理装置は、
前記脱硫排水中のハロゲンイオンを除去するハロゲンイオン除去手段を有することを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 9,
The waste water treatment device is
A mercury treatment system in exhaust gas, comprising halogen ion removing means for removing halogen ions in the desulfurization waste water.
請求項9において、
前記凝集助剤は硫化物であり、
前記排水処理装置は、前記水銀固形物を分離した分離液に含まれる前記凝集助剤の酸化処理を行う助剤酸化手段を有することを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 9,
The agglomeration aid is a sulfide,
The said waste water treatment apparatus has the auxiliary agent oxidation means which performs the oxidation process of the said coagulant auxiliary agent contained in the separation liquid which isolate | separated the said mercury solid substance, The mercury processing system in waste gas characterized by the above-mentioned.
請求項9において、
前記還元脱硝装置と湿式脱硫装置との間に設けられ、前記排ガスの熱を回収するエアヒータと、
前記ボイラに燃料を供給する経路、前記ボイラの内部、前記ボイラと前記エアヒータとの間の煙道内部の少なくとも一箇所に設置され、前記排水処理装置で処理した処理排水の一部を供給する排水供給手段と、をさらに備えることを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 9,
An air heater provided between the reductive denitration device and the wet desulfurization device, and recovering heat of the exhaust gas;
Waste water that is installed in at least one place inside the boiler, inside the boiler, and inside the flue between the boiler and the air heater, and supplies part of the treated waste water treated by the waste water treatment device. A mercury treatment system in exhaust gas, further comprising a supply means.
請求項13において、
前記還元脱硝装置からの煙道と並列な位置、又は、前記エアヒータからの煙道と並列な位置の少なくとも一方にバイパス管を設け、前記バイパス管に前記排水供給手段を設けたことを特徴とする排ガス中の水銀処理システム。
In claim 13,
A bypass pipe is provided in at least one of a position parallel to the flue from the reduction denitration apparatus or a position parallel to the flue from the air heater, and the drainage supply means is provided in the bypass pipe. Mercury treatment system in exhaust gas.
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