PL244189B1 - Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych - Google Patents
Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych Download PDFInfo
- Publication number
- PL244189B1 PL244189B1 PL432863A PL43286320A PL244189B1 PL 244189 B1 PL244189 B1 PL 244189B1 PL 432863 A PL432863 A PL 432863A PL 43286320 A PL43286320 A PL 43286320A PL 244189 B1 PL244189 B1 PL 244189B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- mercury
- na2s
- exhaust gases
- na2co3
- absorber
- Prior art date
Links
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 52
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 51
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 64
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 39
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 22
- QXKXDIKCIPXUPL-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenemercury Chemical class [Hg]=S QXKXDIKCIPXUPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 31
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 11
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 8
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 4
- -1 sulfide ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 3
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- VCTOKJRTAUILIH-UHFFFAOYSA-N manganese(2+);sulfide Chemical class [S-2].[Mn+2] VCTOKJRTAUILIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002730 mercury Chemical class 0.000 description 1
- BQPIGGFYSBELGY-UHFFFAOYSA-N mercury(2+) Chemical compound [Hg+2] BQPIGGFYSBELGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940008718 metallic mercury Drugs 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- ZOCLAPYLSUCOGI-UHFFFAOYSA-M potassium hydrosulfide Chemical compound [SH-].[K+] ZOCLAPYLSUCOGI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DPLVEEXVKBWGHE-UHFFFAOYSA-N potassium sulfide Chemical compound [S-2].[K+].[K+] DPLVEEXVKBWGHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M sodium hydrosulfide Chemical compound [Na+].[SH-] HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Przedmiotem wynalazku jest sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych i redukcji ponownej emisji rtęci z absorberów, należących do instalacji odsiarczania spalin. Sposób polega na tym, że gazy spalinowe przesyłane do absorbera w kanale spalin, poddaje się bezpośrednio działaniu, rozpylonej na krople o średnicy poniżej 120 μm, mieszaniny wodnych roztworów Na2S i Na2CO3. Korzystnie stosuje się proporcję składników aktywnych 2 części masowe Na2S na 1 część masową Na2CO3. Przy czym krople rozpylonego przez dysze dwuczynnikowe roztworu Na2S i Na2CO3, kontaktuje się przed absorberem ze spalinami w temperaturze 110 — 220°C, co najmniej przez 1,5 s.
Description
Opis wynalazku
Przedmiotem wynalazku jest sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych, obejmujący obniżanie zawartości rtęci i zapobieganie ponownej emisji rtęci z absorberów należących do Instalacji Mokrego Odsiarczania Spalin (IMOS).
Elektrownie opalane węglem są największymi emitorami wysoko toksycznej rtęci, którą zwykle usuwa się ze spalin za pomocą związków węgla, w mieszaninie z zasadowym materiałem pochłaniającym. W wielu metodach obniżania emisji rtęci do atmosfery, proces spalania węgla prowadzony jest w obecności substancji utleniających z udziałem adsorpcyjnych popiołów lotnych. W stosowanych metodach redukcji rtęci w gazach, do spalanych materiałów dodaje się substancje utleniające rtęć Hg0 do Hg2+, sorbenty, a także katalizatory procesów utleniania rtęci.
Z opisu patentowego US 8110163 znany jest sposób wyłapywania i redukcji zawartości rtęci z przemysłowych gazów powstających w trakcie spalania paliw kopalnych poprzez wprowadzanie do skrubera poliditiokarbaminianów. W innym rozwiązaniu według EP 1742719 usuwanie gazowej rtęci (Hg) z gazów odlotowych polega na kontaktowaniu gazu odlotowego z sulfotlenkami organicznymi lub ich emulsją w wodzie. W wynalazku ujawnionym w patencie US 9797598, kontrolę emisji gazowej rtęci w gazach spalinowych prowadzi się poprzez ciągłe dostosowywanie dawek utleniacza rtęci, który jest dodawany do węgla w celu utlenienia rtęci elementarnej i wodnego środka strącającego rtęć, w postaci politiowęglanu sodu, dodawanego do zawiesiny sorpcyjnej mokrego odsiarczania spalin (FGD), w celu wytrącenia utlenionej rtęci i jej usuwania w postaci stałej.
Jednym ze sposobów dostarczania źródła siarki do reakcji z utlenioną rtęcią są wodne jony siarczkowe, umożliwiające uzyskanie nierozpuszczalnej formy rtęci w postaci siarczku rtęci. W sposobie znanym z patentu US 9073008 rtęć usuwa się w płuczce gazowej przy pomocy alkalicznej ciekłej zawiesiny cząstek siarczku żelazawego, które umożliwiają utworzenie siarczku rtęciowego, w postaci łatwego do usunięcia osadu.
Zgodnie z patentem US 7037474 roztwór siarczków w zawiesinie sorpcyjnej rozpylany jest w półsuchej instalacji odsiarczania oraz w instalacji mokrego odsiarczania spalin. Do cieczy sorpcyjnej w specjalnym reaktorze dostarcza się aktywny środek usuwający rtęć, taki jak: siarczek sodu, siarczek potasu, wodorosiarczek sodu, wodorosiarczek potasu, siarkowe ścieki lub ługi siarczanowe. Zgodnie ze sposobem w reaktorze oczyszczany gaz miesza się z roztworem aktywnego środka w celu wytrącenia rtęci zawartej w gazie i sekwestracji rtęci w zbiorniku reaktora; z którego odbierany jest gaz wolny od rtęci.
W innym patencie US 6855859 opisano sposób polegający na obróbce gazów spalinowych w płuczce w celu przekształcenia rtęci elementarnej w rtęć utlenioną przy pomocy chloru; a po etapie obróbki chlorem zawiesiny sorpcyjnej wytrącaniu z niej siarczku rtęci, przy pomocy siarkowodoru i uwodnionego siarczku i jego usuwaniu z płuczki. Wprowadzanie roztworu siarczków do zawiesiny sorpcyjnej jest sposobem skutecznym, ale wymaga nieproporcjonalnego nadmiaru aktywnego środka usuwającego rtęć, ponieważ siarczek reaguje też z innymi kationami występującymi w zawiesinie, zwłaszcza z Mn2+, którego stężenie jest zazwyczaj dwieście razy większe niż stężenie Hg2+. Sposób jest niestety dość kosztowny, ze względu na to, że do skutecznego związania jonów rtęci konieczne jest stosowanie dużego nadmiaru jonów siarczkowych, których większość tworzy siarczki manganu.
Sposób usuwania rtęci z gazu spalinowego, według innego patentu US 6214304, polega na podawaniu do spalin o temperaturze około 300°C, wodnego alkalicznego roztworu, zwłaszcza roztworu siarczku sodu uprzednio podgrzanego do temperatury od 100-200°C, w celu przekształcenia rtęci w siarczek rtęci, który usuwany jest w separatorze pyłu. Kłopotliwa w przypadku tego rozwiązania jest wzmożona emisja H2S z podgrzewanego roztworu, a zastosowanie do rozpylania gorącej pary lub powietrza wymaga dodatkowych nakładów na jego realizację, zwłaszcza nadzorowanie dodatkowych operacji. Znany z patentu chińskiego nr CN101850212 sposób polega na dodawaniu roztworu Na2S do roztworu zraszającego absorber SO2.
Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych wyposażonych w instalacje mokrego odsiarczania spalin (IMOS) polega na tym, że oczyszczone w odpylaczu gazy spalinowe, przesyłane do absorbera, w kanale spalin, przed absorberem, poddaje się bezpośrednio działaniu, rozpylonej mieszaniny wodnych roztworów siarczku sodu (Na2S) i węglanu sodu (Na2CO3), w której korzystnie proporcja składników aktywnych wynosi 2 części masowe Na2S na 1 część masową Na2CO3. Przy czym krople rozpylonego roztworu Na2S i Na2CO3, mające średnicę poniżej 120 μm, kontaktuje się przed absorberem ze spalinami o temperaturze 110-220°C, co najmniej przez 1,5 s. Korzystnie mieszaninę 10 procentowego roztworu Na2S i 5 procentowego roztworu Na2CO3 rozpyla się w kanale spalin, przez dysze dwuczynnikowe zasilane sprężonym powietrzem, w temperaturze otoczenia.
W kanale spalin z gazów zanieczyszczonych rtęcią HgT (HgT rtęć całkowita = Hg2+ rtęć utleniona + Hg0 rtęć metaliczna) i dwutlenkiem siarki (SO2), w wyniku kontaktu z wodnym roztworem mieszaniny Na2S i Na2CO3, w każdej kropli jony utlenionej rtęci Hg2+ w reakcji z Na2S przechodzą w siarczek rtęci (HgS), a dwutlenek siarki (SO2) tworzy z wodą kwas siarkawy, który neutralizowany jest przez Na2CO3, co pozwala na utrzymanie stężenia Na2S na poprzednim poziomie i wykorzystanie nadmiaru do powstania HgS. Następnie w absorberze instalacji mokrego odsiarczania spalin (IMOS), z kierowanych do niego spalin usuwa się produkty reakcji (HgS, Na2SO3, Na2SO4 i H2S), przy zwiększającym się samoistnie pH środowiska reakcji, wykluczającym reemisję wychwyconej w absorberze rtęci.
Wynalazek dzięki rozpylaniu Na2S w kanale spalin, rozwiązuje skutecznie problem usuwania rtęci z gazów spalinowych bez zwiększania kosztów, a dzięki udziałowi Na2CO3 wyklucza się emisję siarkowodoru do atmosfery, gdyż ewentualny nadmiar wydzielającego się H2S, który pozostał po związaniu Hg0 i Hg2+, podlega absorpcji w absorberze.
Zaletą sposobu jest również to, że proces eliminowania rtęci poprzez kontakt z aktywnym środkiem usuwania rtęci, realizowany jest głównie w kanale spalin przed absorberem (IMOS), a dzięki zastosowaniu Na2CO3 wpływa na zwiększenie pH zawiesiny w absorberze i ogranicza ponowną emisję rtęci do atmosfery z absorberów SO2.
Problemu reemisji rtęci w procesach usuwania jonów rtęci prowadzonych tylko w absorberach, nie rozwiązują znane i stosowane dotychczas metody, ze względu na to, że sole rtęci utlenionej są dobrze rozpuszczalne w zawiesinie sorpcyjnej. Tych niedogodności pozbawiony jest sposób według wynalazku, ponieważ całkowicie eliminuje ponowną emisję rtęci z absorberów w instalacji odsiarczania spalin, do których kierowane są spaliny zawierające trudno rozpuszczalny HgS, a podwyższone pH znacznie zwiększa skuteczność usuwania zarówno Hg2+, jaki SO2.
Dodatkową korzyścią z podawania roztworu Na2S i Na2CO3, do spalin a nie do zawiesiny sorpcyjnej jest prawie 3 krotnie mniejsze zużycie Na2S, sposób nie wymaga istotnych zmian w konwencjonalnych instalacjach i nie powoduje wtórnego zanieczyszczenia środowiska, przy znacznie niższych kosztach usuwania rtęci.
Sposób według wynalazku został przedstawiony w przykładach realizacji i na rysunku ilustrującym miejsce wtrysku mieszaniny Na2S i Na2CO3 dla bloku węglowego.
Przykład 1
Do strumienia spalin ze spalania węgla brunatnego (1 900 000 m3u/h) o temperaturze 185°C zawierających 32 μg/m3u HgT i 6200 mg SO2/m3u, rozpyla się pod ciśnieniem powietrza rozpylającego wynoszącym 3 bary, przez dysze dwuczynnikowe 500 dm3/h, mieszaninę wodnych roztworów Na2S i Na2CO3, w której zawartość Na2S wynosi 10%, a Na2CO3 5%. Roztwór rozpyla się na krople, których średnica Sautera utrzymana jest na poziomie 100 μm i mierzy się w sposób ciągły stężenie HgT w spalinach przed i za absorberem SO2. W absorberze spaliny zraszane są zawiesiną CaCO3 o pH=5,6 przy stosunku L/G=20. Eksperyment prowadzi się przez 24 godziny. Średnie stężenie HgT w spalinach przed absorberem wynosiło 32 μg/m3u, a po kontakcie z mieszaniną Na2S i Na2CO3 za absorberem spadało do 8,7 μg/m3u, co odpowiada skuteczności oczyszczania na poziomie 73%. Dla porównania bez dozowania mieszaniny Na2S i Na2CO3 stężenie HgT na wylocie do atmosfery wynosiło 19,5 μg/m3u, co odpowiada skuteczności usuwania rtęci na poziomie 39%.
Miejsce dozowania mieszaniny do spalin przedstawiono na Fig. 1. Podczas procesu, w kanale spalin gazy zanieczyszczone rtęcią (Hg2+ i Hg0) i dwutlenkiem siarki SO2 kontaktuje się z wodnym roztworem mieszaniny Na2S i Na2CO3. W kanale spalin wytrąca się siarczek rtęci, w wyniku reakcji siarczku sodu z jonami utlenionej rtęci (Na2S + Hg2+ ^ HgS + 2Na+). Ponadto w każdej kropli kwas siarkawy, utworzony z usuwanego ze spalin dwutlenku siarki (SO2) i wody (SO2 + H2O ^ H2SO3) reagując z siarczkiem sodu H2SO3 + Na2S ^ H2S + Na2SO3 dostarcza siarkowodór, którym wytrąca się usuwaną Hg0 w wyniku reakcji Hg0 + H2S ^ HgS + 2H+.
W absorberze zachodzi reakcja Na2SO4 + Ca2+ = Ca2SO4 + 2Na+, co zwiększa pH zawiesiny. W efekcie w absorberze instalacji odsiarczania spalin (IMOS), z kierowanych do niego spalin usuwa się szkodliwe zanieczyszczenia HgS, Na2SO3, Na2SO4 i H2S.
Przykład 2
Sposób jak w przykładzie 1, z tą różnicą, że w kanale spalin do strumienia spalin (1 144 000 m3u/h) o temperaturze 159°C zawierających 24 μg/m3u HgT i 4650 mg SO2/m3u, ze spalania węgla brunatnego wprowadza się przez dysze dwuczynnikowe 500 dm3/h, przy ciśnieniu powietrza rozpylającego 6 bar i średnicy Sautera kropel cieczy na poziomie 80 μm, mieszaninę zawierająca 5% roztwór Na2S i 2,5% roztwór Na2CO3 i mierzy się w sposób ciągły stężenie HgT w spalinach przed i za absorberem SO2. W absorberze spaliny zraszane są zawiesiną CaCO3 o pH = 6,5 przy stosunku L/G=20. Eksperyment prowadzi się przez 24 godziny. Średnie stężenie HgT w spalinach przed absorberem wynosiło 24 μg/m3u, a po kontakcie z mieszaniną Na2S i Na2CO3 za absorberem spadało do 2,4 μg/m3u, co odpowiada skuteczności oczyszczania na poziomie 90%. Dla porównania bez dozowania mieszaniny Na2S i Na2CO3 stężenie HgT na wylocie do atmosfery wynosiło 14,3 μg/m3u, co odpowiada skuteczności usuwania rtęci na poziomie 40,4%.
Przykład 3
Analogicznym sposobem jak w przykładzie 1, do strumienia spalin (2 117 693 m3u/h) o temperaturze 190°C ze spalania węgla brunatnego wprowadza się przez dysze dwuczynnikowe 500 dm3/h mieszaninę zawierająca 12% roztwór Na2S i 6% roztwór Na2CO3. Stosuje się w dyszy ciśnienie powietrza rozpylającego 2 bar i średnicę Sautera kropel cieczy na poziomie 120 μm, i mierzy się w sposób ciągły stężenie HgT w spalinach przed i za absorberem SO2. Dodatkowo wykonano pomiary stężenia Hg0 i Hg2+ w spalinach metodą Ontario-Hydro, przed i po dozowaniu mieszaniny Na2S i Na2CO3. W absorberze spaliny zrasza się zawiesiną CaCO3 o pH = 5,3, przy stosunku L/G=20. Eksperyment prowadzi się przez 24 godziny. Średnie stężenie HgT w spalinach przed absorberem wynosiło 43 μg/m3u, a po kontakcie z mieszaniną Na2S i Na2CO3 za absorberem spadało do 1,9 μg/m3u, co odpowiada skuteczności oczyszczania na poziomie 96%. Dla porównania bez dozowania mieszaniny Na2S i Na2CO3 stężenie HgT na wylocie do atmosfery wynosiło 36 μg/m3u co odpowiada skuteczności usuwania rtęci na poziomie 16,2%. W celu zbadania skuteczności ograniczenia reemisji rtęci z absorbera należącego do instalacji mokrego odsiarczania spalin (IMOS), wykonano pomiar stężenia Hg0 w spalinach przed i za absorberem w przypadku gdy nie rozpylano mieszaniny Na2S i Na2CO3 w kanale spalin. W tym przypadku stężenie Hg0 przed absorberem wynosiło 29 μg/m3u, a za absorberem 35,5 μg/m3u co świadczy, że reemisja rtęci z absorbera wynosiła 18,3%. Natomiast gdy zgodnie z wynalazkiem wprowadzano mieszaninę Na2S i Na2CO3 do spalin - stężenie Hg0 przed absorberem wynosiło 27,4 μg/m3u a za absorberem 1,7 μg/m3u, co oznacza, że zjawisko reemisji zostało ograniczone.
Claims (4)
1. Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych, obejmujący redukcję ponownej emisji rtęci z absorberów, należących do instalacji mokrego odsiarczania spalin, polegający na tworzeniu nierozpuszczalnych siarczków rtęci (HgS), znamienny tym, że gazy spalinowe przed absorberem, w kanale spalin, w temperaturze 110 - 220°C, poddaje się bezpośrednio działaniu, rozpylonej na krople o średnicy poniżej 120 μm, mieszaniny wodnych roztworów Na2S i Na2CO3.
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że proporcja składników aktywnych w roztworze wynosi 2 części masowe Na2S na 1 część masową Na2CO3.
3. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że czas kontaktu kropel roztworu Na2S i Na2CO3 ze spalinami wynosi minimum 1,5 s.
4. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że roztwór Na2S i Na2CO3 rozpyla się w spalinach przed absorberem, przez dysze dwuczynnikowe zasilane sprężonym powietrzem w temperaturze otoczenia.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PL432863A PL244189B1 (pl) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PL432863A PL244189B1 (pl) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL432863A1 PL432863A1 (pl) | 2021-08-09 |
PL244189B1 true PL244189B1 (pl) | 2023-12-11 |
Family
ID=77560892
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL432863A PL244189B1 (pl) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
PL (1) | PL244189B1 (pl) |
-
2020
- 2020-02-07 PL PL432863A patent/PL244189B1/pl unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
PL432863A1 (pl) | 2021-08-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
FI104413B (fi) | Menetelmä myrkyllisten komponenttien poistamiseksi savukaasuista | |
US8007749B2 (en) | Method for scavenging mercury | |
WO2010132563A2 (en) | Combustion flue gas nox treatment | |
US8425868B2 (en) | Method for preventing re-emission of mercury from a flue gas desulfurization system | |
MXPA06012284A (es) | Control de contaminacion de aire. | |
AU2008331589B2 (en) | Process for promoting mercury retention in wet flue gas desulfurization systems | |
CN101219328A (zh) | 一种二氧化硫盐泥吸收剂 | |
MX2008005635A (es) | Proceso de desulfuracion de gas combustible utilizando peroxido de hidrogeno. | |
US20100145130A1 (en) | Treatment Method for Stabilizing Selenium in Coal Combustion Ash | |
CN109908719A (zh) | 一种脱除烟气中重金属铅的工艺方法 | |
KR101287730B1 (ko) | 소각 플랜트에서 산화질소 및 할로겐화된 유기 화합물을 감소시키기 위한 공정 및 장치 | |
CN1768904A (zh) | 燃煤锅炉烟气臭氧氧化除汞方法 | |
US9073008B2 (en) | Use of ferrous sulfide suspension for the removal of mercury from flue gases | |
CN104437031A (zh) | 一种冶铁烟气处理方法 | |
PL244189B1 (pl) | Sposób usuwania rtęci ze spalin emitowanych z elektrowni węglowych | |
CN102131562B (zh) | 用于从燃气中去除重金属的方法及组合物 | |
US5034204A (en) | Flue gas desulfurization process | |
CN103877840A (zh) | 一种烧结烟气污染物的一体化净化工艺 | |
JPH0557139A (ja) | 石灰吹き込み脱硫方法 | |
KR100225474B1 (ko) | 연소 기체로부터 이산화황과 산화질소를 제거하기 위한 방법 | |
CS274269B2 (en) | Method of sulphur dioxide removal from fue gases | |
KR20040067443A (ko) | 습식 배연탈황방법 | |
FI111608B (fi) | Savukaasujen puhdistusprosessi | |
KR20090056691A (ko) | 황산화물 및 이산화탄소 제거 방법 | |
CN106621753B (zh) | 陶瓷工业窑炉脱硫处理方法 |