KR20200048608A - High-throughput two-stage dry apparatus for removing acidic gas - Google Patents
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Abstract
Description
본 발명은 산성가스 제거효율이 높은 2단 건식 산성가스 제거 방법 및 장치를 제공하는 것이다. The present invention provides a two-stage dry acid gas removal method and apparatus with high acid gas removal efficiency.
기존의 건식 산성가스 제거 장치는 CaCO3 또는 중탄산 나트륨을 오염된 가스에 건식으로 분사하여, 가스 중 HCl, SOx 등과 반응시킨 다음, 후단의 백필터(Bag Filter)에서 애쉬(Ash) 형태로 상기 반응물을 포집하여 제거하는 방식이다. 상기 방식은 SOx 제거율 60%, HCl 제거율 80%로, SDA(Spray Dry Absorption, SOx 제거율 85% 이상, HCl 제거율 90% 이상)방식 및 WS(Wet Scrubber, SOx 제거율 95% 이상, HCl 제거율 95% 이상)방식에 비해 산성가스와 반응 효율이 떨어진다.Existing dry acid gas removal apparatus dryly sprays CaCO 3 or sodium bicarbonate onto contaminated gas to react with HCl, SOx, etc. in the gas, and then react the reactants in the form of ash in a bag filter at the rear end. It is a way to collect and remove. The above methods are SOx removal rate 60%, HCl removal rate 80%, SDA (Spray Dry Absorption, SOx removal rate 85% or higher, HCl removal rate 90% or higher) and WS (Wet Scrubber, SOx removal rate 95% or higher, HCl removal rate 95% or higher ) Compared to the method, acid gas and reaction efficiency are inferior.
또한 비교적 제거 효율이 높고 경제적으로 우수한 SDA 방식도 수도권 등 타 지역에 비해 배출기준이 강화된 지역에서는 산성가스 제거율이 부족하여, 현재 산성가스 제거 방식은 기존의 건식+WS의 방식으로 2단 구성하여 처리 효율을 높이는 방안을 적용하고 있다. 다만, 상기 WS는 처리효율은 높지만 많은 양의 공정수가 필요하고, 산성가스와 반응된 다량의 알칼리 폐수를 처리해야 하며, 하수처리장과 인접해 용수 공급과 폐수 처리가 원활한 시설에 적용해야 하는 등 설치, 운영 시 제한이 있으며, 상기 SDA 및 WS는 시설이 과대하여 부지확보가 필요하다는 문제가 있다. In addition, the relatively high removal efficiency and the economically superior SDA method have insufficient acid gas removal rates in regions with enhanced emission standards compared to other regions such as the metropolitan area, and the current acid gas removal method consists of two stages of the existing dry + WS method. A method of increasing processing efficiency is applied. However, the WS has high treatment efficiency, but requires a large amount of process water, needs to treat a large amount of alkaline wastewater reacted with acid gas, is installed adjacent to a sewage treatment plant, and must be applied to a facility where water supply and wastewater treatment are smooth. , There are limitations in operation, and the SDA and WS have a problem in that the facility is excessive and the site needs to be secured.
나아가, 공개특허 제2016-0077378호와 같이, 습식 스크러버 및 이온교환 스크러버를 이용한 산성가스 제거 방법 및 장치가 연구되고 있으나, 종래 산성가스 제거장치의 문제점을 최소화하며, 산성가스와 반응하는 반응제를 현저히 줄이기 위한 연구는 아직 미흡하다.Furthermore, as disclosed in Patent Publication No. 2016-0077378, an acid gas removal method and apparatus using a wet scrubber and an ion exchange scrubber are being studied, but minimize the problems of the conventional acid gas removal apparatus, and react reagents reacting with acid gas. Research to significantly reduce is still insufficient.
본 발명은 산성가스 제거 방법 및 장치를 제공하는 것이다. 보다 구체적으로, 본 발명은 종래 산성가스 제거 방법 및 장치에 비해 현저히 적은 양의 산성가스 반응제 및 활성탄을 사용하여 기존의 건식 + WS 방식과 동등 이상의 효율을 유지할 수 있는 고효율의 2단 건식 산성가스 제거 방법 및 장치를 제공하는 것이다.The present invention provides an acid gas removal method and apparatus. More specifically, the present invention uses a significantly less amount of acid gas reactant and activated carbon than the conventional acid gas removal method and apparatus, and is a high-efficiency two-stage dry acid gas capable of maintaining an efficiency equal to or higher than that of the existing dry + WS method. It is to provide a removal method and apparatus.
본 발명의 일 견지에 따르면, 본 발명은 산성가스를 포함하는 배가스에 산성가스 반응제를 주입하여 산성가스를 제거하는 제1 제거단계; 상기 제1 제거단계에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly Ash)로 포집하고 산성가스가 제거된 배가스를 배출하는 제1 포집단계; 상기 제1 포집단계에서 배출된 배가스에 산성가스 반응제를 주입하여 잔존하는 산성가스를 제거하는 제2 제거단계; 및 상기 제2 제거단계에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬로 포집하고 잔존하는 산성가스가 제거된 배가스를 배출하는 제2 포집단계를 포함하며, 상기 제1 및 제2 포집단계의 애쉬를 물과 혼합하여 각각 상기 제1 및 제2 제거단계의 산성가스 반응제로 재사용하는 재사용단계를 포함하는 산성가스 제거 방법을 제공한다.According to one aspect of the present invention, the present invention is a first removal step of removing the acid gas by injecting an acid gas reactant to the flue gas containing the acid gas; A first collecting step of collecting unreacted reagents among the acid gas reactants used in the first removal step with fly ash and discharging the exhaust gas from which the acid gas has been removed; A second removal step of removing residual acid gas by injecting an acid gas reactant into the exhaust gas discharged in the first collecting step; And a second collecting step of collecting unreacted reagents among the acidic gas reactants used in the second removal step with fly ash and discharging the residual acid gas from which the remaining acidic gas is removed, and the first and second collecting steps. It provides an acid gas removal method comprising a reuse step of mixing the ash of the water with the acid gas reactants of the first and second removal steps, respectively.
본 발명의 다른 견지에 따르면, 본 발명은 산성가스 반응제를 포함하며, 슬러지 소각 시 발생하는 배가스로부터 산성가스를 제거하는 제1 제거부; 상기 제1 제거부에서 사용한 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly Ash)로 포집하는 제1 포집부; 상기 제1 포집부의 애쉬를 물과 혼합하여 제1 제거부에 주입하는 제1 순환부; 산성가스 반응제를 포함하며, 상기 제1 포집부에서 배출된 가스로부터 산성가스를 제거하는 제2 제거부; 상기 제2 제거부에서 사용한 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬로 포집하는 제2 포집부; 상기 제2 포집부의 애쉬를 물과 혼합하여 제2 제거부에 주입하는 제2 순환부; 및 상기 제2 포집부에서 배출되는 가스가 주입되는 선택적촉매환원부를 포함하는 산성가스 제거 장치를 제공한다.According to another aspect of the present invention, the present invention includes an acid gas reactant, a first removal unit for removing acid gas from flue gas generated during sludge incineration; A first collection unit for collecting unreacted reagents among the acid gas reactants used in the first removal unit with fly ash; A first circulation unit for mixing the ash of the first collection unit with water and injecting it into the first removal unit; A second removing part comprising an acid gas reactant and removing acid gas from the gas discharged from the first collecting part; A second collecting portion for collecting unreacted reagents among the acidic gas reactants used in the second removing portion with fly ash; A second circulation part in which the ash of the second collection part is mixed with water and injected into the second removal part; And a selective catalytic reduction unit through which gas discharged from the second collecting unit is injected.
본 발명은 산성가스 제거 방법 및 장치에 주입되는 배가스의 온도를 종래의 SDA 방식의 산성가스 제거 방법 및 장치보다 낮출 수 있어 폐열보일러의 열회수량이 증가될 수 있으며, 종래의 건식+WS 방식의 산성가스 제거 방법 및 장치와 동등한 수준의 산성가스 제거율을 유지하면서, 현저히 낮은 함량의 산성가스 반응제 및 활성탄을 사용할 수 있다.The present invention can lower the temperature of the exhaust gas injected into the acid gas removal method and apparatus than the conventional SDA method acid gas removal method and apparatus, so that the heat recovery amount of the waste heat boiler can be increased, and the conventional dry + WS method acid gas While maintaining an acidic gas removal rate equivalent to that of the removal method and apparatus, a remarkably low amount of acidic gas reactant and activated carbon can be used.
도 1은 본 발명의 산성가스 제거 방법의 개략적인 흐름도를 나타낸다.1 shows a schematic flow diagram of a method for removing acidic gases of the present invention.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 형태를 설명한다. 그러나, 본 발명의 실시 형태는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 이하 설명하는 실시 형태로 한정되는 것은 아니다. Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings. However, embodiments of the present invention may be modified in various other forms, and the scope of the present invention is not limited to the embodiments described below.
본 발명은 종래 산성가스 제거 방법 및 장치와 동등한 수준의 산성가스 제거율을 보이면서, 사용되는 산성가스 반응제의 양을 현저히 줄일 수 있는 산성가스 제거 방법 및 장치를 제공하는 것이다.The present invention provides an acid gas removal method and apparatus capable of significantly reducing the amount of an acid gas reactant used while showing an acid gas removal rate equivalent to that of a conventional acid gas removal method and apparatus.
구체적으로, 본 발명은 산성가스를 포함하는 배가스에 산성가스 반응제를 주입하여 산성가스를 제거하는 제1 제거단계; 상기 제1 제거단계에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly Ash)로 포집하고 산성가스가 제거된 배가스를 배출하는 제1 포집단계; 상기 제1 포집단계에서 배출된 배가스에 산성가스 반응제를 주입하여 잔존하는 산성가스를 제거하는 제2 제거단계; 및 상기 제2 제거단계에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬로 포집하고 잔존하는 산성가스가 제거된 배가스를 배출하는 제2 포집단계를 포함하며, 상기 제1 및 제2 포집단계의 애쉬를 물과 혼합하여 각각 상기 제1 및 제2 제거단계의 산성가스 반응제로 재사용하는 재사용단계를 포함하는 산성가스 제거 방법을 제공한다.Specifically, the present invention is a first removal step of removing the acid gas by injecting an acid gas reactant to the flue gas containing the acid gas; A first collecting step of collecting unreacted reagents among the acid gas reactants used in the first removal step with fly ash and discharging the exhaust gas from which the acid gas has been removed; A second removal step of removing residual acid gas by injecting an acid gas reactant into the exhaust gas discharged in the first collecting step; And a second collecting step of collecting unreacted reagents among the acidic gas reactants used in the second removal step with fly ash and discharging the residual acid gas from which the remaining acidic gas is removed, and the first and second collecting steps. It provides an acid gas removal method comprising a reuse step of mixing the ash of the water with the acid gas reactants of the first and second removal steps, respectively.
또한, 본 발명은 산성가스 반응제를 포함하며, 슬러지 소각 시 발생하는 배가스로부터 산성가스를 제거하는 제1 제거부; 상기 제1 제거부에서 사용한 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly Ash) 형태로 포집하는 제1 포집부; 상기 제1 포집부의 애쉬를 물과 혼합하여 제1 제거부에 주입하는 제1 순환부; 산성가스 반응제를 포함하며, 상기 제1 포집부에서 배출된 가스로부터 산성가스를 제거하는 제2 제거부; 상기 제2 제거부에서 사용한 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬 형태로 포집하는 제2 포집부; 상기 제2 포집부의 애쉬를 물과 혼합하여 제2 제거부에 주입하는 제2 순환부; 및 상기 제2 포집부에서 배출되는 가스가 주입되는 선택적촉매환원부를 포함하는 산성가스 제거장치를 제공한다.In addition, the present invention includes an acid gas reactant, a first removal unit for removing acid gas from flue gas generated during sludge incineration; A first collection unit for collecting unreacted reagents in the form of fly ash among the acid gas reactants used in the first removal unit; A first circulation unit for mixing the ash of the first collection unit with water and injecting it into the first removal unit; A second removing part comprising an acid gas reactant and removing acid gas from the gas discharged from the first collecting part; A second collecting portion for collecting unreacted reagents in the form of a fly ash among the acidic gas reactants used in the second removing portion; A second circulation part in which the ash of the second collection part is mixed with water and injected into the second removal part; And it provides an acidic gas removal apparatus including a selective catalyst reduction unit is injected with the gas discharged from the second collecting portion.
상기 배가스는 황산화물 및 HCl로 이루어진 군에서 선택되는 하나 이상을 포함한다. The exhaust gas includes at least one selected from the group consisting of sulfur oxides and HCl.
이 때, 종래 SDA(Spray Dry Absorption) 방식의 경우 산성가스 반응제의 포화 온도보다 80℃이상 높은 220℃ 부근에서 실시하며, 다이옥신 재합성 등의 문제로 200℃ 이하로는 실시하지 않는다. 또한 종래 SDA 방식은 화학반응으로 산성가스를 제거하기 때문에 물 사용량이 많으나, 본 발명은 흡착반응으로 산성가스를 제거하기 때문에 물을 거의 사용하지 않는다. 그러므로 본 발명의 산성가스 제거장치의 상기 배가스는 종래의 SDA 방식 보다 주입되는 수분량이 적어 상기 제1 제거부에 배가스 주입 시 120 내지 170℃로 주입될 수 있다. 따라서, 종래 산성가스 제거 방법 및 장치에 비해 보다 많은 폐열의 회수가 가능하다.At this time, in the case of the conventional SDA (Spray Dry Absorption) method, it is carried out near 220 ° C., which is 80 ° C. or higher, higher than the saturation temperature of the acid gas reactant, and is not performed at 200 ° C. or lower due to problems such as dioxin resynthesis. In addition, the conventional SDA method uses a lot of water because it removes the acid gas through a chemical reaction, but the present invention uses little water because it removes the acid gas through an adsorption reaction. Therefore, the exhaust gas of the acidic gas removal apparatus of the present invention has a smaller amount of water injected than the conventional SDA method, and thus may be injected at 120 to 170 ° C when the exhaust gas is injected into the first removal unit. Therefore, it is possible to recover more waste heat than the conventional acid gas removal method and apparatus.
또한, 상기 산성가스 반응제는 탄산수소나트륨(NaHCO3), 탄산칼슘(CaCO3), 수산화칼슘(Ca(OH)2) 및 탄산나트륨(Na2CO3)로 이루어진 군에서 선택되는 하나 이상을 포함한다.In addition, the acid gas reactant includes at least one selected from the group consisting of sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ), calcium carbonate (CaCO 3 ), calcium hydroxide (Ca (OH) 2 ) and sodium carbonate (Na 2 CO 3 ). .
상기 산성가스 제거 방법의 제1 제거단계 및 제2 제거단계; 및 상기 산성가스 제거 장치의 제1 제거부 및 제2 제거부는 산성가스 반응제와 산성가스를 반응시키는 것으로 산성가스 반응제가 많을수록 더 많은 산성 가스를 제거할 수 있으나, 과량의 산성가스 반응제를 주입하는 것은 경제적인 효율이 떨어지는 문제가 있다. 따라서 본 발명의 산성가스 제거 방법 및 장치는 산성가스 제거효율은 높일 수 있는 것이며, 사용되는 산성가스 반응제의 양을 현저히 감소시킬 수 있는 것이다.A first removal step and a second removal step of the acid gas removal method; And the first and second removers of the acid gas removal device, which react an acid gas reactant and an acid gas. As the acid gas reactant increases, more acid gas can be removed, but an excessive amount of acid gas reactant is injected. Doing so has the problem of reduced economic efficiency. Therefore, the acid gas removal method and apparatus of the present invention can increase the acid gas removal efficiency, and can significantly reduce the amount of the acid gas reactant used.
상기 산성가스 제거 방법의 제1 포집단계 및 제2 포집단계; 및 상기 산성가스 제거 장치의 제1 포집부 및 제2 포집부는 한정되지 않으나 백필터(Bag Filter)로 실시할 수 있으며, 활성탄을 포함할 수 있다. 예를 들어, 활성탄을 포함하는 제1 포집부는 제1 제거부에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly ash) 형태로 포집할 수 있다. A first collecting step and a second collecting step of the acid gas removal method; And the first collection portion and the second collection portion of the acid gas removal device is not limited, it may be implemented as a bag filter (Bag Filter), may include activated carbon. For example, the first collection portion including activated carbon may collect unreacted reagents in the form of fly ash among the acid gas reactants used in the first removal portion.
상기 산성가스 제거 방법의 재사용단계 및 상기 산성가스 제거 장치의 제1 순환부 및 제2 순환부는 애쉬를 물과 혼합하여 산성가스 반응제를 슬러리 형태로 재사용할 수 있다.The reuse step of the acid gas removal method and the first circulation portion and the second circulation portion of the acid gas removal device may reuse the acid gas reactant in a slurry form by mixing ash with water.
상기 산성가스 제거 방법의 재사용단계 및 상기 산성가스 제거 장치의 제1 순환부 및 제2 순환부로 인해, 상기 애쉬 내 미반응된 산성가스 반응제를 재사용하므로, 기존의 건식 산성가스 제거 장치에 비해 사용되는 산성가스 반응제의 양이 70% 정도로 감소할 수 있다. 나아가, 슬러리 형태로 제1 제거부 및 제2 제거부에 주입되기 때문에, 산성가스의 제거효율이 90%까지 향상될 수 있다. Due to the reuse step of the acid gas removal method and the first circulation section and the second circulation section of the acid gas removal apparatus, the unreacted acid gas reactant in the ash is reused, so it is used compared to the existing dry acid gas removal apparatus. The amount of acid gas reactants to be reduced can be as low as 70%. Furthermore, since it is injected into the first removal portion and the second removal portion in the form of a slurry, the removal efficiency of acid gas can be improved up to 90%.
본 발명은 상기 산성가스 제거 방법에서 상기 제2 포집단계에서 배출된 배가스 중 일부를 제1 포집단계에서 배출된 배가스와 혼합하여 제2 제거단계를 수행하는 단계를 포함할 수 있으며, 또한, 상기 산성가스 제거장치에서 제2 포집부에서 배출되는 가스 중 일부를 제2 제거부에 주입하는 가스 순환부를 추가로 포함할 수 있다. The present invention may include the step of performing a second removal step by mixing a part of the exhaust gas discharged from the second capture step with the exhaust gas discharged from the first capture step in the acid gas removal method. The gas removal device may further include a gas circulation part that injects some of the gas discharged from the second collection part into the second removal part.
상기 산성가스 제거 방법에서 상기 제2 포집단계에서 배출된 배가스 중 일부를 제1 포집단계에서 배출된 배가스와 혼합하여 제2 제거단계를 수행하므로, 최종 산성가스 처리효율은 기존의 산성가스 처리 방법과 동등한 수준을 보일 수 있다. 마찬가지로, 상기 산성가스 제거 장치의 가스 순환부를 통해 제2 제거부로 주입되는 가스와 제1 포집부에서 처리된 가스의 혼입(Back-mixing)하여, 산성가스 농도를 낮춘 후 제2 제거부에서 산성가스를 처리하므로, 최종 산성가스 처리효율은 기존의 산성가스 처리 장치와 동등한 수준을 보일 수 있다.In the acid gas removal method, a part of the exhaust gas discharged in the second capture step is mixed with the exhaust gas discharged in the first capture step to perform the second removal step, so the final acid gas treatment efficiency is the same as the existing acid gas treatment method. Equal levels can be shown. Likewise, by mixing the gas injected into the second removal unit through the gas circulation unit of the acidic gas removal unit and the gas processed in the first collection unit (Back-mixing), the acidic gas concentration is lowered and then the acidity is removed from the second removal unit. Since the gas is treated, the final acid gas treatment efficiency may be equivalent to that of the existing acid gas treatment device.
이하, 구체적인 실시예를 통해 본 발명을 보다 구체적으로 설명한다. 하기 실시예는 본 발명의 이해를 돕기 위한 예시에 불과하며, 본 발명의 범위가 이에 한정되는 것은 아니다.Hereinafter, the present invention will be described in more detail through specific examples. The following examples are only examples for helping the understanding of the present invention, and the scope of the present invention is not limited thereto.
실시예Example
실시예1Example 1
하수 처리장 슬러지의 소각 시 발생하는 배가스에 포함되는 산성가스를 제거함에 있어서, 도 1에 보여지는 바와 같은 산성가스 제거 장치를 사용하였다. 구체적인 산성가스 제거 공정은 다음과 같다.In removing the acid gas contained in the flue gas generated during incineration of the sewage treatment plant sludge, an acid gas removal device as shown in FIG. 1 was used. The specific acid gas removal process is as follows.
먼저, 산성가스 반응제를 포함하는 제1 제거부에 상기 배가스를 주입하고, 제1 제거부에서 반응한 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly Ash) 형태로 제1 포집부에서 포집한다. 상기 애쉬는 물과 혼합하여 제1 순환부를 통해 제1 제거부로 순환된다. First, the flue gas is injected into the first removal portion containing the acid gas reactant, and unreacted reagents among the acid gas reactants reacted in the first removal portion are collected in the first collection portion in the form of fly ash. do. The ash is mixed with water and circulated through the first circulation portion to the first removal portion.
상기 제1 제거부에서 미반응된 배가스는 제1 포집부를 거쳐, 산성가스 반응제를 포함하는 제2 제거부로 주입하고, 제2 제거부에서 반응한 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬 형태로 제2 포집부에서 포집한다. 상기 애쉬는 물과 혼합하여 제2 순환부를 통해 제2 제거부로 순환된다.The unreacted flue gas from the first removal part passes through the first collection part, is injected into the second removal part containing the acidic gas reactant, and the fly ash is removed from the unreacted reactant among the acid gas reactants reacted by the second removal part. It is collected in the second collecting part in the form. The ash is mixed with water and circulated through the second circulation portion to the second removal portion.
상기 제2 포집부를 거친 미반응된 배가스 중 일부는 가스 순환부를 통해 제2 제거부로 주입되며, 이로 인해 제1 포집부를 거친 미반응된 배가스와 가스 순환부를 통해 주입된 미반응된 배가스가 혼입(Back-mixing)되어, 제2 제거부에 주입되는 배가스의 산성가스 농도를 낮춘다. Some of the unreacted flue gas that has passed through the second collection portion is injected into the second removal portion through the gas circulation portion, whereby unreacted flue gas that has passed through the first collection portion and unreacted flue gas injected through the gas circulation portion are mixed ( Back-mixing) to lower the acid gas concentration of the exhaust gas injected into the second removal unit.
이때, 상기 제1 제거부에 주입되는 배가스는 시간 당 8,912Nm3였으며, 상기 배가스 중 황산화물의 농도는 820ppm, HCl의 농도는 450ppm이었으며, 제1 제거부 주입 전(이코노마이저 후단)에서의 배가스 온도는 170℃이었다.At this time, the exhaust gas injected into the first removal unit was 8,912 Nm 3 per hour, the concentration of sulfur oxide in the exhaust gas was 820 ppm, and the concentration of HCl was 450 ppm, and the exhaust gas temperature before the injection of the first removal unit (after the economizer) Was 170 ° C.
또한, 산성가스 반응제는 분말소석회(Ca(OH)2)를 사용하였고, 제1, 2 포집부에 각각 활성탄을 사용하였다. 상기 분말소석회 및 활성탄은 황산화물의 제거율이 99% 이상이 되고, HCl의 제거율이 98% 이상이 되도록 사용하였다.In addition, powdery lime (Ca (OH) 2 ) was used as the acid gas reactant, and activated carbon was used in the first and second collection portions, respectively. The powdered lime and activated carbon were used so that the removal rate of sulfur oxides was 99% or more, and the removal rate of HCl was 98% or more.
비교예1Comparative Example 1
기존의 건식 + 습식 스크러버(WS) 방식을 혼합한 산성가스 제거장치를 사용하였다.An acidic gas removal device using a conventional dry + wet scrubber (WS) method was used.
이때, 상기 기존의 건식 + 습식 스크러버(WS) 방식을 혼합한 산성가스 제거 장치에 주입되는 배가스는 상기 실시예1와 동일한 배가스를 사용하였다.At this time, the exhaust gas injected into the acidic gas removal device by mixing the conventional dry + wet scrubber (WS) method was used the same exhaust gas as in Example 1.
또한, 상기 기존의 건식 방식에서 사용된 분말소석회 및 활성탄, 상기 습식 스크러버(WS) 방식에서 사용된 NaCl은 황산화물의 제거율이 99% 이상이 되고, HCl의 제거율이 98% 이상이 되도록 사용하였다.In addition, the powdered lime and activated carbon used in the conventional dry method and NaCl used in the wet scrubber (WS) method were used so that the removal rate of sulfur oxides was 99% or more and the removal rate of HCl was 98% or more.
<산성가스 제거 장치의 산성가스 농도 측정><Measurement of acid gas concentration in acid gas removal system>
실시예1의 제1 제거부 전단, 제1 포집부 후단, 제2 제거부 전단, 제2 포집부 후단, 가스 순환부 및 선택적촉매환원부에서의 산성가스 농도를 하기 표 1에 나타내었다. Table 1 shows the concentration of acidic gases in the front end of the first removal unit, the rear end of the first collection unit, the front end of the second removal unit, the rear end of the second collection unit, the gas circulation unit, and the selective catalyst reduction unit of Example 1.
상기 표 1에 보여지는 바와 같이, 상기 실시예1은 제1 제거부 및 제1 포집부에서 황산화물을 초기 배가스의 90%정도 제거할 수 있었으며, HCl은 81.1%정도를 제거할 수 있음을 알 수 있었다.또한, 제2 제거부 및 제2 포집부에서 황산화물은 초기 배가스의 99.4%정도 제거할 수 있었으며, HCl은 97.8%정도를 제거할 수 있음을 알 수 있었다. As shown in Table 1, Example 1 was able to remove about 90% of the initial exhaust gas from the first removal unit and the first collection unit, and HCl was able to remove about 81.1%. In addition, it was found that in the second removal unit and the second collection unit, sulfur oxides were able to remove about 99.4% of the initial flue gas, and HCl could remove about 97.8%.
나아가, 실시예1 및 비교예1에서의 산성가스 제거 정도를 비교하여, 각 장치의 산성가스 제거율과 사용된 산성가스 반응제 및 활성탄의 양을 하기 표 2에 나타내었다. Furthermore, the degree of acid gas removal in Example 1 and Comparative Example 1 was compared, and the amount of acid gas removed and the amount of acid gas reactant and activated carbon used in each device are shown in Table 2 below.
상기 표 2에 나타난 바와 같이, 본 발명의 실시예1은 비교예1과 동등한 수준의 산성가스 제거율을 보임을 알 수 있었다. 나아가, 본 발명의 실시예1은 비교예1에 비해 NaCl을 사용하지 않고, 현저히 적은 양의 시간당 분말소석회, 활성탄을 사용함을 알 수 있었다.As shown in Table 2, it was found that Example 1 of the present invention showed the same level of acid gas removal rate as Comparative Example 1. Furthermore, it was found that Example 1 of the present invention does not use NaCl as compared to Comparative Example 1, but uses a significantly smaller amount of powdered lime per hour and activated carbon.
보다 구체적인 비교를 위해, 본 발명의 실시예1에서 제1 포집부까지의 산성가스 제거율과 비교예1 중 건식 산성가스 제거 장치의 산성가스 제거율을 하기 표 3에서 비교하였다. For a more specific comparison, the acid gas removal rate from Example 1 to the first collection part of the present invention and the acid gas removal rate of the dry acid gas removal device in Comparative Example 1 were compared in Table 3 below.
상기 표 3에 보이는 바와 같이, 비교예1 중 건식 산성가스 제거 장치의 산성가스 제거효율은 황산화물 및 HCl이 각각 70% 및 60%를 보인 반면, 본 발명의 실시예1 중 제1 제거부, 제1 포집부 및 제1 순환부로 이루어진 장치의 산성가스 제거효율은 황산화물 및 HCl이 각각 90% 및 81.1%로 종래 건식 산성가스 제거장치에 비해서도 산성가스 제거율이 현저히 높아짐을 알 수 있었다.나아가, 본 발명의 실시예1을 20년간 가동할 경우 및 비교예1을 20년간 가동할 경우에 사용되는 약품비를 하기 표 4에 정리하였다.As shown in Table 3, the acidic gas removal efficiency of the dry acidic gas removal device in Comparative Example 1 showed 70% and 60%, respectively, of sulfur oxides and HCl, whereas the first removal unit of Example 1 of the present invention, The acid gas removal efficiency of the device consisting of the first collection part and the first circulation part was 90% and 81.1%, respectively, of sulfur oxides and HCl, and it was found that the acid gas removal rate was significantly higher than that of the conventional dry acid gas removal device. Table 4 summarizes the drug costs used when Example 1 of the present invention is operated for 20 years and when Comparative Example 1 is operated for 20 years.
상기 표 4에 보이는 바와 같이, 본 발명의 실시예1에 따른 산성가스 제거 장치는 20년간 운영 시, 사용되는 소석회, 활성탄 및 NaCl을 비교예1에 따른 산성가스 제거장치에 비해 현저히 감소시킬 수 있다.As shown in Table 4, the acid gas removal apparatus according to Example 1 of the present invention can significantly reduce the slaked lime, activated carbon and NaCl used in operation for 20 years compared to the acid gas removal apparatus according to Comparative Example 1 .
이상에서 본 발명의 실시예에 대하여 상세하게 설명하였지만 본 발명의 권리범위는 이에 한정되는 것은 아니고, 청구범위에 기재된 본 발명의 기술적 사상을 벗어나지 않는 범위 내에서 다양한 수정 및 변형이 가능하다는 것은 당 기술분야의 통상의 지식을 가진 자에게는 자명할 것이다.Although the embodiments of the present invention have been described in detail above, the scope of rights of the present invention is not limited thereto, and it is possible that various modifications and variations are possible without departing from the technical spirit of the present invention as set forth in the claims. It will be apparent to those of ordinary skill in the field.
Claims (9)
상기 제1 제거단계에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly Ash)로 포집하고 산성가스가 제거된 배가스를 배출하는 제1 포집단계;
상기 제1 포집단계에서 배출된 배가스에 산성가스 반응제를 주입하여 잔존하는 산성가스를 제거하는 제2 제거단계; 및
상기 제2 제거단계에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬로 포집하고 잔존하는 산성가스가 제거된 배가스를 배출하는 제2 포집단계를 포함하며,
상기 제1 및 제2 포집단계의 애쉬를 물과 혼합하여 각각 상기 제1 및 제2 제거단계의 산성가스 반응제로 재사용하는 재사용단계를 포함하는, 산성가스 제거 방법.
A first removal step of removing the acid gas by injecting an acid gas reactant into the flue gas containing the acid gas;
A first collecting step of collecting unreacted reagent from among the acid gas reactants used in the first removal step with fly ash and discharging the exhaust gas from which the acid gas has been removed;
A second removal step of removing residual acid gas by injecting an acid gas reactant into the exhaust gas discharged from the first collection step; And
And a second collecting step of collecting unreacted reagent from the acidic gas reactant used in the second removing step with fly ash and discharging the exhaust gas from which the remaining acidic gas is removed,
And a reuse step of mixing the ash of the first and second collecting steps with water and reusing the acid and gas reactants of the first and second removal steps, respectively.
The method of claim 1, wherein a second removal step is performed by mixing a part of the exhaust gas discharged in the second capture step with the exhaust gas discharged in the first capture step.
The method of claim 1, wherein the exhaust gas comprises at least one selected from the group consisting of sulfur oxides and HCl.
The method of claim 1, wherein the acid gas reactant is one selected from the group consisting of sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ), calcium carbonate (CaCO 3 ), calcium hydroxide (Ca (OH) 2 ) and sodium carbonate (Na 2 CO 3 ). A method for removing acidic gas, comprising the above.
상기 제1 제거부에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬(Fly Ash)로 포집하는 제1 포집부;
상기 제1 포집부의 애쉬를 물과 혼합하여 제1 제거부에 주입하는 제1 순환부;
산성가스 반응제를 포함하며, 상기 제1 포집부에서 배출된 가스로부터 산성가스를 제거하는 제2 제거부;
상기 제2 제거부에서 사용된 산성가스 반응제 중 미반응제를 플라이 애쉬로 포집하는 제2 포집부;
상기 제2 포집부의 애쉬를 물과 혼합하여 제2 제거부에 주입하는 제2 순환부; 및
상기 제2 포집부에서 배출되는 가스가 주입되는 선택적촉매환원부를 포함하는 산성가스 제거장치.
It includes an acid gas reactant, a first removal unit for removing acid gas from the flue gas generated during sludge incineration;
A first collection unit for collecting unreacted reagents among the acid gas reactants used in the first removal unit with fly ash;
A first circulation unit for mixing the ash of the first collection unit with water and injecting it into the first removal unit;
A second removing part comprising an acid gas reactant and removing acid gas from the gas discharged from the first collecting part;
A second collection portion for collecting unreacted reagents among the acid gas reactants used in the second removal portion with fly ash;
A second circulation part in which the ash of the second collection part is mixed with water and injected into the second removal part; And
Acidic gas removal apparatus including a selective catalyst reduction unit is injected with the gas discharged from the second collecting portion.
The apparatus for removing acidic gases according to claim 5, comprising a gas circulation part for injecting some of the gas discharged from the second collecting part into the second removing part.
According to claim 1, The exhaust gas comprises at least one selected from the group consisting of sulfur oxides and HCl, acid gas removal device.
The method of claim 1, wherein the acid gas reactant is one selected from the group consisting of sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ), calcium carbonate (CaCO 3 ), calcium hydroxide (Ca (OH) 2 ) and sodium carbonate (Na 2 CO 3 ). An acid gas removal device comprising the above.
According to claim 1, The exhaust gas is injected at 120 to 170 ℃, acidic gas removal device.
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