WO2003000387A1 - So3 separating and removing equipment for flue gas - Google Patents

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WO2003000387A1
WO2003000387A1 PCT/JP2002/006185 JP0206185W WO03000387A1 WO 2003000387 A1 WO2003000387 A1 WO 2003000387A1 JP 0206185 W JP0206185 W JP 0206185W WO 03000387 A1 WO03000387 A1 WO 03000387A1
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flue gas
water
sodium carbonate
wet desulfurization
flue
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PCT/JP2002/006185
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English (en)
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Inventor
Masaya Kato
Hiroyuki Katayama
Katsutoshi Yata
Hachiro Hirano
Yoichi Mori
Katsuyoshi Yamamoto
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries, Ltd.
Asahi Glass Company, Limited.
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Publication date
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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • B01D53/501—Sulfur oxides by treating the gases with a solution or a suspension of an alkali or earth-alkali or ammonium compound
    • B01D53/502—Sulfur oxides by treating the gases with a solution or a suspension of an alkali or earth-alkali or ammonium compound characterised by a specific solution or suspension
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides

Definitions

  • the present invention relates to S 0 3 minutes remover flue gas, in particular to so 3 minutes removing device for removing sulfur trioxide (SO 3) content in the flue gas from the furnace using a fuel containing sulfur.
  • SO 2 in the flue gas is further oxidized and converted to sulfur trioxide (S ⁇ 3 ) in the boiler and denitration equipment.
  • SO 3 passes through an air preheater, etc., and the flue gas temperature decreases.For example, when it falls below 300 ° C, it reacts with the moisture in the flue gas to form SO 3 + H 20 ⁇ H generating a 2 S 0 4 I Ri H 2 S_ ⁇ 4 gas into the reaction of.
  • the H 2 S 0 4 gas of flue gas temperature to produce a fine sulfate mist becomes below the dew point of sulfuric acid.
  • wet EP forms a water film on the electrode by spraying water or an alkaline solution onto the collecting electrode of the electrostatic precipitator, and cleans and removes the collected sulfuric acid mist from the electrode. It is like that.
  • a device has been devised to prevent the generation of sulfuric acid mist by adding a neutralizing agent for SO 3 to flue gas without using wet EP.
  • a neutralizing agent for SO 3 for SO 3 to flue gas without using wet EP.
  • this type of apparatus for example, there is an apparatus described in JP-A-2000-317720.
  • the apparatus of this publication Ri by the fact that the flue gas with relatively flue gas temperature is high the location of the desulfurization apparatus upstream in the S 0 3 neutralizer introducing alkaline powders, such as carbonate calcium ⁇ beam The SO 3 in the flue gas is removed.
  • Purpose of the present invention has been made in view of the above problems, without causing an increase in plant construction co be sampled by the installation of wet EP, provides SO 3 minutes remover inhibitory available-flue gas to increase in plant operation costs And
  • a flue gas passage which guides flue gas from a furnace for combusting a fuel containing sulfur to a chimney, and which is disposed on the flue gas passage.
  • a sodium carbonate supply device for supplying 2 C 0 3 ), an upstream side of the wet desulfurization device, and a downstream side of a flue gas passage portion to which the sodium carbonate is supplied, for cooling the flue gas.
  • 30 3 component in the flue gas is condensed in liquid form 1 ⁇ 2 30 4, and SO 3 separation device for separating and removing from the flue gas, the flue gas S 0 3 minutes removing device equipped with is provided Te.
  • the supply amount of sodium carbonate is reduced to such an extent that only a part of SO 3 in the flue gas can be removed, instead of removing the entire amount of SO 3 in the flue gas.
  • the remaining SO 3 that could not be removed by the supply of sodium carbonate is removed from the flue gas by installing a separate SO 3 separation device.
  • SO 3 separation equipment of the present invention Ru der those separating and removing S_ ⁇ 3 component from the flue to cool the flue gas.
  • the S 0 3 of I in sea urchin flue gas described above to generate the H 2 SO 4 reacts with moisture in the flue gas when the temperature drops below a certain degree (for example 3 0 0 ° about C).
  • a certain degree for example 3 0 0 ° about C.
  • SO 3 in the flue gas is condensed into liquid H 2 SO 4 and separated from the flue gas. This makes it possible to remove SO 3 in the flue gas in the form of H 2 SO 4 liquid in the SO 3 separation device, and the SO 3 minutes in the flue gas at the inlet of the wet desulfurization device will decrease. .
  • the SO 3 separation device of the present invention removes SO 3 from flue gas by cooling flue gas, it also functions as a heat recovery device from flue gas. Therefore, the heat recovered by the SO 3 separation device is reused (for example, (For example, heating the boiler feed water) can further reduce the plant operating costs.
  • the sodium carbonate supply device supplies sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ) powder into the flue gas and forms sodium carbonate fine particles in the flue gas. You may do it. Bicarbonate isocyanatomethyl Li ⁇ beam powder supplied to the flue gas are shorted with a flue gas heat, 2 N a HCO 3 ⁇ N a 2 CO 3 + C 0 2 + H 2 0 results in decomposition of carbonate diisocyanato Lithium (Na 2 CO 3 ) is produced in the flue gas.
  • the Na 2 CO 3 particles have a porous structure with a high porosity and a large specific surface area because the portion from which CO or H 2 O has been removed becomes voids. Therefore, the resulting N a 2 C 0 3 particles S 0 3 minutes is to be converted to N a 2 SO 4 and SO 3 minutes and efficiently react in the flue gas.
  • a heat exchanger for lowering the flue gas temperature using cooling water may be used for the SO 3 separation device.
  • Ri by the lowering the flue gas temperature using a heat exchanger, condensation of H 2 SO 4 takes place in the heat transfer surface in contact with the flue gas, liquid H 2 SO 4 The generated to adhere to the heat transfer surface become .
  • Liquid H 2 SO 4 adhering to the heat transfer surface can be easily removed by cleaning the heat transfer surface during operation using cleaning water.
  • Ni will this Yo, by lowering the flue gas temperature using a heat exchanger, it is possible that the S 0 3 minutes to remove in the form of aqueous H 2 SO 4 in the flue gas easily and inexpensively in the present invention Becomes
  • the absorbent circulation system of the wet desulfurization system It is preferable to be supplied and used as makeup water.
  • SO 2 in the flue gas is absorbed into the flue gas by atomizing the aqueous solution of the So 2 absorbent into the flue gas.In this process, the flue gas is saturated with water vapor. A considerable amount of water is absorbed together with the smoke
  • the circulation system needs to be constantly replenished with water as it is removed from the tower.
  • the heat exchanger used in the S 0 3 separating apparatus Le a simple structure. Ann De. Tube type heat exchanger and the child is preferred.
  • the inner surface of the casing and the outer surface of the tube as a heat transfer surface which come into contact with the flue gas are made of, for example, a corrosion-resistant material having chemical resistance such as stainless steel, or for example, PTFE (polytetrafluoroethylene).
  • a corrosion-resistant material having chemical resistance such as stainless steel, or for example, PTFE (polytetrafluoroethylene).
  • PTFE polytetrafluoroethylene
  • the wet desulfurization unit is provided with a cooling tower for spraying water into the flue gas to lower the temperature of the flue gas flowing into the absorption tower, and the So 3 separation device is disposed at the top of the cooling tower.
  • the washing device supplies the wastewater after washing the heat transfer surface into the cooling tower and, together with the water sprayed into the cooling tower, turns it into makeup water for the absorbent circulator in the absorption tower. It is also possible to supply by supplying.
  • the flue gas flows into the tower from the flue gas inlet at the top of the cooling tower, and the temperature decreases due to the evaporation of water sprayed into the flue gas while flowing downward in the tower.
  • a considerable amount of the sprayed water evaporates and is removed from the cooling tower together with the flue gas, so it is necessary to replenish the cooling tower with water only for the amount of evaporation. Therefore, the flue gas inlet of the cooling tower upper Ri by the the provision of the S o 3 separation equipment, flue gas temperature flowing into the cooling tower is reduced, the cooling The amount of water evaporating in the tower is reduced.
  • the so 3 separation device since the so 3 separation device is located above the cooling tower, the water after washing the heat transfer surface falls into the cooling tower due to gravity and absorbs the so 2 of the absorption tower from the bottom of the cooling tower together with the sprayed water. It is supplied to the agent circulation device. Therefore, there is no need to separately provide a transfer pump or the like for supplying the washing water to the absorbent circulation device.
  • boiler feedwater as cooling water for the heat exchanger, and to recover the heat of flue gas into the boiler feedwater.
  • a gas / gas heater for exchanging heat between the flue gas supplied to the chimney and the flue gas discharged from the furnace is arranged in the flue gas passage on the upstream side of the SO 3 separation device. It is possible to supply the Na 2 CO 3 to the flue gas passage downstream of the air preheater. By exchanging heat between the flue gas at the outlet of the wet desulfurization unit and the flue gas discharged from the furnace using a gas heater, the temperature of the flue gas discharged from the chimney is raised and the generation of white smoke is prevented. can do.
  • N a HCO 3 powder discharge The supply of Na 2 CO 3 with a porous structure becomes better when supplied to a portion where the smoke temperature is higher. Further, N a 2 C 0 3 is to react with SO 3 and H 2 S 0 4 gaseous in the flue gas, N a 2 C 0 of the third supply as much as possible flue gas temperature is high mist form H 2 preferred for better to supply the part S 0 4 is small to remove the 3 minutes SO.
  • the existing wet desulfurization device is used as described above. Ri due to be made of the S 0 3 minutes removal device, it is possible to produce a very low cost sO 3 minutes removal device.
  • the devices arranged on the flue gas passage between the above-mentioned sodium carbonate supply device and the wet type desulfurization device should be constituted only by devices which do not have a movable member at the contact portion with the flue gas. Is preferred.
  • N a HS 0 4 (acidic sulfate reacts with S 0 3 min in yet some N a HS 0 3 produced evacuated by reacting Generates sodium).
  • the N a HSO 4 is extremely hygroscopic is high when there is a device having a variable dynamic member, such as a blower one or damper attached to the movable portion. In some cases arise problems such as sticking. For this reason, in the flue gas passage between the sodium carbonate supply device and the desulfurization device, devices such as blowers and dampers that have movable members in contact with the flue gas should not be placed and fixed. It is preferable to prevent such problems as occurring.
  • sodium carbonate supply device between the sodium carbonate supply device and the wet desulfurization device, there is provided a sodium carbonate removal device for removing the SO 3 component in the flue gas and the sodium carbonate after the reaction.
  • sodium carbonate supply device It is also possible to configure the device disposed on the smoke exhaust passage between the device and the sodium carbonate removing device only as an appliance having no movable member at the contact portion with the smoke exhaust.
  • the smoke exhaust gas after passing through the removal device has a high hygroscopic N because a HS 0 4 has been removed, problems such as sticking of the movable member of the device on the flue gas passage is prevented.
  • the smoke exhaust passage between the sodium carbonate supply device and the sodium carbonate removal device is provided with movable members such as a propeller damper to prevent problems such as sticking.
  • FIG. 1 (A) is a diagram schematically showing the overall configuration of an embodiment of the SO 3 removal device of the present invention
  • FIG. 1 (B) is a diagram showing the SO 3 concentration in the flue gas at each part in FIG. 1 (A).
  • the ⁇ to bright figures, FIG, 3 to 2 FIG. 1 (a), illustrating the configuration of an embodiment of the SO 3 separation device used in the S 0 3 minutes dividing removed by device (B) is S 0 3 separate shows an arrangement of the apparatus
  • FIG. 4 is an exemplary diagram
  • Figure 5 carbon isocyanatomethyl Li um supply apparatus for use in S 0 3 minutes remover of Figure 1 showing another example of the placement of the S 0 3 separation device
  • Fig. 6 (A) is a diagram illustrating the configuration of the configuration, Fig.
  • FIG. 6 (A) is a diagram showing the device configuration when flue gas treatment is performed using only a wet desulfurization device
  • Fig. 6 (B) is the flue gas in each part of Fig. 6 (A).
  • diagram for explaining the SO 3 concentration in each part of FIG. 7 (a) shows the device configuration of the Hare rows flue gas treatment using only wet desulfurization apparatus
  • FIG. 7 (B) FIG. 7 (a) it is a diagram illustrating the S 0 3 concentration in the flue gas that put on.
  • FIG. 6 (A) is a diagram illustrating a schematic configuration of an apparatus in the case of performing flue gas treatment using only a wet desulfurization apparatus.
  • 1 is the furnace such as a boiler, 3 flue through which combustion flue boiler 1, 7 is a desulfurization apparatus for removing S 0 2 in the flue gas.
  • a desulfurization apparatus 7 general known type wet desulfurization apparatus (eg, calcium hydroxide, in aqueous solution and the form of C a SO 4 by contacting the flue gas of SO 2 absorbent such as calcium carbonate also the removal of S 0 2 present in the flue gas, or by using magnesium hydroxide and hydroxide isocyanatomethyl re um, which removes the SO 2 in the flue gas in the form of M g SO 4 or N a 2 SO 4 ) Is used.
  • the flue gas from which SO 2 has been removed by the desulfurization unit 7 passes through the flue 9 on the downstream side, and is discharged to the atmosphere from the chimney 11.
  • the combustion gas (smoke exhaust) generated by the combustion of heavy oil in the boiler 1 passes through an air preheater (air heater) 5 provided in the flue 3 and exchanges heat with the combustion air supplied to the boiler 1. Then, it is sucked by a desulfurization fan (not shown), flows through the flue 3, and is supplied to the desulfurization unit 7.
  • the flue gas supplied to the wet desulfurization device 7 contains not only SO 2 but also sulfuric acid gas and mist. Since the flue gas temperature drops below the sulfuric acid dew point when passing through the wet desulfurization unit, all sulfuric acid gas in the flue gas is discharged. Sulfuric acid mist will result. Although S 0 2 In wet desulfurization apparatus 7 is removed with high efficiency, since the removal rate of sulfuric acid mists of wet desulfurization system is low, typically, sulfuric acid mist concentration in the flue gas in a wet desulfurization apparatus 7 outlet comparative It is a very high value.
  • FIG. 6 (B) shows the S 0 2 concentration and SO 3 concentration in flue gas temperature and flue gas at the location indicated by III from I in FIG. 6 (A). Note that represents the total concentration of S_ ⁇ 3 gas and mist-like H 2 SO 4 in the flue gas in FIG. 6 (B) as the SO 3 concentration.
  • a sodium carbonate supply device 20 a particle size of 20 microns When injecting sodium bicarbonate powder of less than
  • Relatively low flue temperatures e.g. 6 0 ° or approximately C
  • Ji raw gaseous C 0 2 and between H 2 O and is released carbonate isocyanatomethyl Li um (N a 2 co 3) is generated. Since the portion of the generated sodium carbonate from which the gas has been released remains as voids, the particle size hardly changes from that of the sodium hydrogencarbonate powder, but the porous particles have large porosity.
  • N a 2 S 0 4 This is, N a 2 CO 3 and the particles, and therefore maintained substantially the same diameter, is readily collected by N a 2 C 0 3 particles as well as the desulfurization apparatus 7 unreacted It is. Further, since Na 2 C 0 3 and Na 2 SO 4 are both water-soluble, they can be easily discharged out of the system without generating scale in a desulfurization device. At the same time a small amount as a byproduct N a HSO 4 is also water soluble FIG. 7 (A) system in the case of adding the carbonate Na Application Benefits um supply apparatus shown by reference numeral 2 0 in the apparatus shown in FIG. 6 (A) configuration, FIG.
  • FIG. 7 (B) the flue gas temperature at the location of the III from I in FIG. 7 (a), shows the S 0 2 concentration and SO 3 concentration.
  • Fig. 7 (A) by supplying sodium bicarbonate powder from the sodium carbonate supply device 20 into the exhaust gas downstream of the air preheater 5, the porous Na and generation of 2 CO 3 particles, and the S 0 3-minute removal in the flue gas becomes favorable by N a 2 C 0 3.
  • the configuration of the sodium carbonate supply device 20 will be described later.
  • the removal efficiency of SO 3 in the wet desulfurization unit 7 is equivalent to that in Fig. 6, the SO 3 concentration (in this case, the sulfuric acid mist concentration) at the inlet of the wet desulfurization unit 7 (point II 'in Fig. 7) Need to be reduced to about 2.5 ppm.
  • the amount of N a HC 0 3 to be supplied for this purpose generates a 1.5 from about 5 equivalents N a 2 CO 3 with respect to SO 3 content in the flue 3 You need as much as you need.
  • the present invention avoids reducing the SO 3 concentration in the flue gas to the required concentration with only NaHCO 3 supplied from the sodium carbonate supply device 20 and uses the SO 3 separation device described below. by removing a substantial portion of the S 0 3 present in the flue gas upstream of the wet desulfurization apparatus 7, thereby reducing the bran preparative operation costs by reducing the consumption of N a HCO 3.
  • FIG. 1 is a view similar to FIGS. 6 and 7 showing the configuration of an embodiment of the present invention, and the same reference numerals as those in FIGS. 6 and 7 indicate the same elements.
  • SO 3 is added to the flue between the air preheater 5 and the wet desulfurization device 7.
  • the point that the separating device 10 is provided is different from the case of FIG.
  • the SO 3 separation device 10 should be cooled using a heat exchanger until the flue gas temperature becomes lower than the dew point temperature of the H 2 SO 4 gas. Ri by the one in which to condense S 0 3 present in the flue gas in the form of liquid like H 2 SO 4.
  • Fig. 1 (B) shows the flue gas temperature, SO 2 concentration and SO 3 concentration at each location shown in Fig. 1 (A).
  • the temperature of the flue gas and the SO 2 concentration at the inlet (point II,) of the SO 3 separation device 10 are the same as those in FIG. 6 and FIG. 0 3 concentration as about 4 ppm, and summer considerably lower compared with the case of FIG.
  • the flue gas temperature dropped from 160 ° C to 100 ° C.
  • the dew point of H 2 SO 4 gas is about 110 ° C, and almost all SO 3 in the flue gas condenses in the SO 3 separation device 10 in the form of liquid H 2 SO 4 . Since this condensation occurs on the heat transfer surface of the heat exchanger in the SO 3 separation device 10, most of the condensed H 2 SO 4 adheres to the heat transfer surface and is separated and removed from the flue gas. Become.
  • S 0 3 concentration is reduced from 4 ppm inlet 2. 5 ppm.
  • N a HC 0 3 after supplied from carbonic acid Na Application Benefits um supply equipment 2 0 (FIG. 1, II points) is 2 . Increased from 5 ppm to 4 ppm.
  • Residual SO 3 concentration of becomes more N a HC 0 3 supply increased even more the amount of S 0 3 lower concentration decreased difficulty no longer must increase the SO 3 concentration in order to reduce LPPM N the amount of a HCO 3 residual S 0 3 concentration is increased as the lower. Therefore, when the permissible residual concentration of S 0 3 after N a HC 0 3 supply 2. increases from 5 ppm to 4 ppm, N a HCO 3 supply amount that is required is about 3 0% less.
  • the provision of the so 3 separation device 10 significantly reduces the consumption of NaHCO 3 .
  • FIG. 1 Although in the example of FIG. 1 is provided with air heater 5 to preheat the combustion air and flue gas boiler combustion air is heat exchanged with S 0 3 separation device upstream, wet EP 8 outlets in addition to the air heater 5 Heat exchange between the flue gas at the chimney (or the chimney 11 inlet) and the flue gas upstream of the SO 3 separation device to heat the flue gas discharged from the chimney produces white smoke due to water vapor at the chimney.
  • a gas / gas heater may be provided to prevent this.
  • the SO 3 separation device 10 of the present embodiment includes a casing 10 a through which flue gas passes from above and a lower portion, and a cooling water inside the casing 10 a, which is disposed at a right angle to the flow of the flue gas.
  • a heat exchanger 100 of a shell 'and' tube type consisting of a tube 10b through which the water passes, and a washing device 101 arranged above the group of tubes 10b.
  • the washing device 101 is arranged, for example, in parallel with the tube 10b, and has a header pipe 101a supplied with industrial water, and a plurality of branch pipes extending horizontally from the header to the top of the tube 10b group.
  • 101b nozzles 101c that spray water from each branch pipe toward the tube 10b group
  • header pipes 1 It has an on-off valve 1 Old which controls the supply of water from 01 a to each branch pipe.
  • each branch pipe 101b is provided with two nozzles 101b in total, and a total of 10 nozzles 101c are provided, and each nozzle is shown by a circle centered on each nozzle in FIG. Spray the area with water.
  • the mist circle from each nozzle is sufficiently overlapped with the adjacent spray circle, and is cleaned by the ten nozzles without leaving the outer circumference of all tubes of the heat exchanger. It is possible.
  • the smoke discharged from the upper part of the casing 10a comes into contact with the tube 10b inside the casing 10a, and is discharged on the outer periphery of the low-temperature tube 10b.
  • S 0 3 component condenses as H 2 SO 4 liquid, adhere to.
  • the amount of H 2 SO 4 deposited on the outer circumference of the tube 10 b increases with time and forms scale with the dust in the flue gas.
  • the outer circumference of the tube is periodically cleaned by the cleaning device 101. By washing water with water, it is possible to prevent a decrease in the heat exchange efficiency of the tube due to the accumulation of scale on the outer periphery of the tube 10b, and to reduce the condensed H
  • the 2 S 0 4 are separated and removed from the flue gas.
  • the surface of the tube 10b and the inner surface of the casing 10a are all PTFE (polytetrafluoroethylene) or PFA with high chemical resistance. (4F Tsui-Dani Ethylene Park Mouth Anolequinolenebininoleatenore Copolymer) is applied to prevent corrosion of tube and casing.
  • the casing 10a and the tube 10b may be made of a corrosion-resistant material such as stainless steel having high chemical resistance.
  • boiler feedwater is used as cooling water supplied to the tube 10b.
  • this exhaust heat is supplied to the boiler feed water by the heat exchanger 100.
  • the fuel consumption of the boiler can be significantly reduced.
  • the supply amount of NaHCO 3 from the sodium carbonate supply device 20 is significantly reduced while exhausting smoke. Because it is possible to remove the S 0 3, but that have relatively high sulfur content (for example 2% or more) by using an inexpensive heavy oil it is possible to reduce the operating costs of the boiler , Furthermore, the on to use the heat exchanger 1 0 0 S 0 3 separator 1 0 as Ekonomaiza one for heating the boiler feed water, it is possible to significantly reduce fuel consumption in addition to the I have.
  • the wastewater after the tube 10b surface cleaning contains sulfuric acid adhering to the tube. This Therefore, the wastewater after washing cannot be discharged as it is, and neutralization with sulfuric acid is required.
  • the wastewater after washing the tube 10b is supplied to the absorption tower of the wet desulfurization unit 7 to neutralize the washing wastewater without separately providing a wastewater treatment facility, and to reduce the S o of the absorption tower.
  • the water consumption of the wet desulfurization unit 7 can be reduced by using it as makeup water for the absorbent aqueous solution.
  • FIG. 3 is a diagram schematically showing the arrangement of the SO 3 separation device when the washing wastewater of the SO 3 separation device 10 is used as makeup water for the absorption tower.
  • cooling tower 7 3 reduce the flue gas temperature flowing into the absorption tower 7 3 is intended to improve the absorption efficiency of the S 0 2.
  • cooling tower 7 3 Inside, the flue gas enters the cooling tower from the inlet provided at the top of the cooling tower, flows downward in the tower, and flows into the absorption tower 71 from the flue gas passage 77 provided at the bottom of the cooling tower ⁇ 3 I do.
  • cooling tower 73 industrial water supplied from the outside is sprayed from the cooling nozzle 73a into the flue gas, and a part thereof evaporates to lower the flue gas temperature.
  • the water sprayed from the cooling nozzles 73a is temporarily stored in the water tank 73b below the cooling tower 73, and overflows from the smoke exhaust passages 77 when the water level rises, causing the aqueous solution of the absorbent in the absorption tower to flow. It flows into the circulating water tank 7 1 b.
  • the aqueous solution of the absorbent in the circulating water tank 71b is sprayed into the smoke exhaust from the nozzle 71a at the top of the absorption tower by the circulation pump 75, and the sprayed absorbent exhausts the smoke flowing upward in the absorption tower 71. contact, is recovered, for example, C a S in smoke in the form of SO 4 0 2 absorption to the circulation water tank 7 1 b and.
  • the SO 3 separation device 10 is arranged at the smoke exhaust inlet above the cooling tower 73. Therefore, SO 3 separation device 1 effluent containing H 2 S 0 4 after cleaning the tubes of 0 is to lower the cooling tower 7 3 enters the bottom of the water tank 7 3 b, absorption and further overflows Feed into 7 lb of recirculating water in tower 71. As a result, H 2 SO 4 in the washing wastewater reacts with the SO 2 absorbent (eg, calcium hydroxide) to be neutralized, and the amount of makeup water to the circulating water tank 71 b is reduced. .
  • SO 2 absorbent eg, calcium hydroxide
  • the temperature of the flue gas flowing into the cooling tower 73 is considerably reduced due to passing through the SO 3 separation device 10 (see FIG. 1 (B)). For this reason, the amount of water that evaporates when cooling the exhaust gas in the cooling tower 71 is reduced, and the water consumption itself in the cooling tower is reduced. Therefore, in the present embodiment, the consumption of industrial water in the wet desulfurization apparatus 7 can be significantly reduced in addition to the above-described reduction of the makeup water.
  • the absorption tower 71 has a smoke exhaust passage 77 at the inlet and a cooling nozzle 73a to spray water to discharge smoke. even in a configuration for cooling, it is possible to obtain a reduction effect of the flue gas passage 7 7 top of S 0 3 Ri by the placing the separator 1 0 3 equivalent industrial water.
  • the silo 2 0 as N a HCO 3 powder supply from N a HC 0 3 powder fluidity by increasing large dispensing device in the silo becomes uniform, the flip Yu Daizu air Supplied. Fried soybean air is passed through a free soy blower 204 through an air pipe 205, and through a number of pores of a diffuser plate 203 provided on the bottom wall 201 of the sieve opening 201.Na HCO 3 powder 210 It is shot inside. As a result, the NaHCO 3 powder in the silo 201 flows smoothly without forming lumps and flows into the quantitative supply device 206.
  • N a HC 0 3 supply amount of the powder to flue 3 (flow rate) can be adjusted Ri by the Rukoto changing the operating speed of the dispensing device 2 0 6.
  • S 0 3 separator 1 0 of the present embodiment regardless of the type of wet desulfurization apparatus, FIG. 3, it can be installed on a wet desulfurization system, as shown in FIG. Further, the sodium carbonate supply device 20 of the present embodiment can be easily connected to the flue 3 via the nozzle 315 as shown in FIG. For this reason, for example, as shown in Fig. 6, even existing flue gas treatment equipment that uses only desulfurization equipment to perform flue gas treatment can be easily modified by using existing wet desulfurization equipment as it is. it is possible to perform additional installation of the S 0 3 separation equipment and carbonate isocyanatomethyl Li ⁇ beam feeder 2 0. Therefore, the renovation work using the existing wet desulfurization equipment According to the method of fabricating the SO 3 minutes remover, it is possible to configure a very low cost SO 3 minutes remover.
  • wet EP is not installed at the outlet of the wet desulfurizer.
  • the wet EP is installed at the outlet of the ⁇ desulfurizer 7 in the configuration of FIG. Needless to say, the consumption of ( 3 ) can be further reduced.
  • particles such as sulfuric acid mist in the flue gas are charged, and a dielectric such as water is sprayed on the charged particles.
  • an electrostatic precipitator of the type in which the dielectric is dielectrically polarized by applying a voltage, and fine particles such as sulfuric acid mist charged on the dielectric having a relatively large particle diameter are captured. .
  • the trapping efficiency of submicron particles is achieved by trapping the mist of sulfuric acid particles from the submicron into relatively large dielectric particles and trapping them together with the dielectric particles. Therefore, it is possible to reduce the size of the apparatus while maintaining the same SO 3 removal efficiency as in wet EP.
  • a part of Na HSO 3 generated by the reaction between sodium carbonate supplied in the flue gas and SO 3 further reacts with the SO 3 component in the flue gas to produce N N generating a a HS 0 4 (acidic sulfate isocyanatomethyl Li um), this N a HS_ ⁇ 4 is extremely hygroscopic high, attached to the movable portion when there is a device having a good sea urchin movable member such Purowa Ya damper, Problems such as sticking may occur. For this reason, equipment such as a propel damper that has movable members should not be placed in the flue gas passage between the sodium carbonate supply device and the wet desulfurization device to prevent problems such as adhesion. It is preferred to prevent this from occurring.
  • the reaction product of a carbonate isocyanatomethyl Li um and so 3 If a removable sodium carbonate removal device is provided, no problem such as sticking will occur even if devices with movable members are placed in the smoke exhaust passage downstream of the sodium carbonate removal device. . However, also in this case, equipment having a movable member, such as a propeller damper, should not be placed in the smoke exhaust passage between the sodium carbonate supply device and the sodium carbonate removal device. It is preferable to prevent the occurrence of problems such as sticking. As described above, according to the present invention, it is possible to remove SO 3 from flue gas without increasing the plant operation cost. In addition, by modifying a flue gas treatment system that has an existing wet desulfurization system, it is possible to easily configure an SO 3 removal system, and the cost of the system can be further reduced. To play.

Description

明 細 書 排煙の s o3分除去装置 技術分野
本発明は、 排煙の S 03分除去装置に関し、 詳細には硫黄を含む 燃料を使用する火炉からの排煙中の三酸化硫黄 （ S O3) 分を除去 する s o3分除去装置に関する。 背景技術
重質油等の硫黄を含む燃料を使用するボイラー等の火炉などでは
、 燃料中の硫黄の燃焼によ り排煙中に二酸化硫黄 （s o2) が生成 する。 このため、 重質油を使用する火炉などでは、 排煙を大気に放 出する前に脱硫装置により排煙処理を行い、 s o2を除去するよ う にしている。
ところが、 排煙中の S O2の一部はボイラーゃ脱硝装置内で更に 酸化して三酸化硫黄 （ S〇3) に転換される。 S O3は空気予熱器な どを通過することにより排煙温度が低下して、 例えば 3 0 0 °C程度 以下になると、 排煙中の水分と反応して、 S O3 + H20→H2 S 04 の反応によ り H2 S〇4ガスを生成する。 この H2 S 04ガスは排煙温 度が硫酸の露点以下になると微細な硫酸ミス トを生成する。
脱硫装置、 特に湿式脱硫装置を使用した場合には脱硫装置通過時 に排煙温度が硫酸露点温度以下に低下するため排煙中の H2 S 04ガ スは全て硫酸ミ ス トになるが、 湿式脱硫装置での硫酸ミ ス トの除去 率は低いため、 重質油焚きボイラー等では、 脱硫装置出口の排煙は 比較的多量の硫酸ミ ス トを含むようになる。 硫酸ミス トは、 大気中 に排出されると紫煙を生成するとともに、 酸性降下物と して大気汚 染の原因となる。
排煙中の硫酸ミス トを除去するものと しては、 湿式電気集塵装置
(以下、 「湿式 E P」 という） が一般に使用される。 湿式 E Pは、 電気集塵装置の集塵電極に水またはアル力 リ液を嘖霧することによ り電極上に水膜を形成し、 捕集した硫酸ミス トを電極から洗浄、 除 去するようにしたものである。
また、 湿式 E Pを使用せずに排煙に S O3の中和剤を投入するこ とにより、 硫酸ミス トの生成を防止する装置も考案されている。 この種の装置と しては、 例えば特開 2 0 0 0— 3 1 7 2 6 0号公 報に記載されたものがある。 同公報の装置は、 脱硫装置上流側の比 較的排煙温度が高い場所で排煙中に S 03中和剤と して炭酸カルシ ゥムなどのアルカ リ粉末を投入することによ り、 排煙中の S O3を 除去している。 すなわち、 排煙中に投入された炭酸カルシウム （C a C O3) は、 排煙中の S 03または H2 S 04と反応して C a S O4 を生成するため、 その後排煙温度が低下しても H2 S O4ミス トは生 成しない。 また、 炭酸カルシウムと S 03との反応によ り生成され た C a C 03は腐食性ではないため、 湿式 E Pを用いなく とも通常 の電気集塵装置で容易に捕集することができる。 これにより、 同公 報の装置では湿式 E Pを用いることなく硫酸ミス トの大気への放出 を防止している。 .
ところが、 ボイラー等では、 負荷の変動や使用燃料中の硫黄分濃 度、 ボイラーの汚れなどにより排煙中の S 03量は大きく変動する 。 このため、 湿式 E Pを用いて硫酸ミス トを除去する場合には、 湿 式 E Pの最大処理能力 （捕集能力） は諸条件を考慮した上で最大の S O3発生量に対して更に余裕をみた大きな値に設定する必要があ る。 また、 湿式 E Pは通常大きな設置面積を必要とするため、 湿式 E Pの処理能力を増大させると装置コス ト、 建設コス トが大幅に增 大してしまい、 ボイラープラント全体のコス トが上昇する問題があ る。
また、 上記特開 2 0 0 0— 3 1 7 2 6 0号公報の装置のように、 脱硫装置上流側にアル力リ粉末などの S 03中和剤を投入する方法 では、 湿式 E Pの処理能力増大に伴う建設コス 卜の増大は生じない ものの、 結局 S O3中和後の C a S O4等の粒子を除去するために集 塵機が必要となる。 更には、 同公報の装置ではプラント運転中常に 中和剤を排煙に投入する必要があり、 比較的高価な中和剤の消費量 が大きくなり、 プラント運転コス トの増大が生じる問題がある。 発明の開示
本発明は上記問題に鑑み、 湿式 E Pの設置によるプラント建設コ ス トの増大を生じることなく、 プラント運転コス トの増大を抑制可 能な排煙の S O3分除去装置を提供することを目的としている。 上記目的を達成するために、 本発明によれば、 硫黄分を含む燃科 を燃焼させる火炉からの排煙を煙突に導く排煙通路と、 該排煙通路 上に配置され、 排煙中の二酸化硫黄 （ S O2) 分を除去する湿式脱 硫装置と、 前記脱硫装置上流側の排煙通路に炭酸ナト リ ウム （N a
2 C 03) を供給する炭酸ナ ト リ ウム供給装置と、 前記湿式脱硫装置 上流側、 かつ前記炭酸ナト リ ゥムが供給される排煙通路部分下流側 に配置され、 排煙を冷却して排煙中の 303成分を液状1^2304の 形で凝縮させ、 排煙から分離除去する S O3分離装置と、 を備えた 排煙の S 03分除去装置が提供される。
すなわち、 本発明では湿式 E Pを使用することなく、 湿式脱硫装 置上流側の排煙に炭酸ナト リ ウムを供給することにより、 排煙中の S 03分 （以下の説明では、 ガス状の S O3及び H2 S〇4、 ミス ト状 の H2 S O4とを総称して S 03分と称する） を N a 2 S 04に転換す る。 後述するように N a 2 S〇4は湿式脱硫装置で容易に除去可能な 粒子サイズになるため、 湿式脱硫装置で除去することが可能である 。 しかし、 排煙中の S 03の全量を N a 2 S O4に転換するためには 、 運転中常に比較的多量の炭酸ナト リ ゥムを排煙中に供給する必要 があり、 炭酸ナト リ ゥム消費量の増大のためブラント運転コス トが 上昇する問題がある。
そこで、 本発明では排煙中の S O3の全量を除去するのではなく 、 排煙中の一部の S O3のみを除去可能な程度まで炭酸ナト リ ウム の供給量を低減する。 そして、 炭酸ナト リ ウムの供給により除去で きなかった残りの S O 3については、 別途 S O 3分離装置を設けるこ とによ り排煙から除去するよ うにしている。 本発明の S O3分離装 置は、 排煙を冷却して排煙から S〇3成分を分離除去するものであ る。
前述したよ うに排煙中の S 03は温度がある程度 (例えば 3 0 0 °C程度） 以下に低下すると排煙中の水分と反応して H2 S O4を生成 する。 この H2 S 04ガスは排煙温度が更に低下して H2 S O4ガスの 露点以下になると、 凝縮して液状の H2 S 04になる。 本発明では、 s o3を含む排煙を強制的に冷却することによ り、 排煙中の S O3を 液状の H2 S O4に凝縮させて排煙から分離する。 これにより、 排煙 中の S O3を S O3分離装置で H2 S O4液の形で除去することが可能 となり、 湿式脱硫装置入口の排煙中の S 03分が低下するようにな る。
このため、 排煙に供給する炭酸ナト リ ゥムの供給量が低減され、 プラン トの運転コス トが低下できる。
なお、 本発明の S O3分離装置は排煙を冷却することにより S O3 分を排煙から除去するものであるため、 排煙からの熱回収器として も機能する。 従って、 S O3分離装置で回収した熱を再利用 （例え ばボイラー給水の加熱など） するようにすれば、 更にプラントの運 転コス トを低減することが可能となる。
なお、 炭酸ナト リ ゥム供給装置は炭酸水素ナ ト リ ウム （N a H C O3) の粉末を排煙中に供給し、 排煙中で炭酸ナ ト リ ウムの微粒子 を形成するものを使用するようにしても良い。 排煙中に供給された 炭酸水素ナト リ ゥム粉末は排煙の熱によ り、 2 N a H C O3→N a 2 C O3+ C 02 + H20の分解反応を生じ、 炭酸ナト リ ウム （N a 2 C O3) が排煙中に生成される。 この N a 2 C O3粒子は、 C Oい H2 Oが抜けた部分が空孔となるため空隙率が高く比表面積の大きい多 孔質構造の粒子となる。 このため、 生成した N a 2 C 03粒子は排煙 中の S O3分と効率良く反応して S 03分が N a 2 S O4に転換される ようになる。
また、 上記 S O3分離装置には冷却水を用いて排煙温度を低下さ せる熱交換器を使用するよ うにしても良い。 熱交換器を用いて排煙 温度を低下させることによ り、 H2 S O4の凝縮は排煙と接触する伝 熱面で生じ、 生成した液体 H2 S O4は伝熱面に付着するようになる 。 伝熱面に付着した液状 H2 S O4は洗浄水を用いて運転中に伝熱面 を洗浄することによ り容易に除去可能である。 このよ う に、 熱交換 器を用いて排煙温度を低下させることにより、 本発明では簡易かつ 安価に排煙中の S 03分を H2 S O4水溶液の形で除去することが可 能となる。
さらに、 上記 S 03分離装置に熱交換器を使用する場合には、 熱 交換器の伝熱面を洗浄した後の H2 S O4を含む洗浄水を、 湿式脱硫 装置の吸収剤循環装置に供給されて補給水と して使用することが好 ましい。 湿式脱硫装置の吸収塔では排煙に S o2吸収剤の水溶液を 嘖霧することによ り排煙中の S O2を吸収剤中に吸収するが、 この 過程で排煙が水蒸気で飽和し、 排煙と ともにかなりの量の水が吸収 塔から持去られるため、 循環装置には常時水を補給する必要がある 。 従って、 伝熱面の洗浄水を吸収剤循環装置に供給することによ り 、 補給水の消費を低減することができる。 また、 洗浄水中に含まれ る H 2 S O 4は、 S O 2吸収剤と反応して中和されるため、 これによ り洗浄水の処理のために別途水処理装置を設ける必要がなくなる利 ^力 sめる。
また、 S 0 3分離装置に使用する熱交換器は、 簡易な構成のシ ル . アン ド . チューブ式の熱交換器とするこ とが好ましい。 更に、 排煙と接するケーシング内面と伝熱面としてのチューブ外面は、 例 えば、 ステンレススチール等の耐化学薬品性を有する耐腐食性材料 で構成するか、 又は例えば P T F E (ポリテ トラフルォロエチレン ) や P F A ( 4フッ化工チレンパーク ロ ロアルキノレビニルエーテノレ コポリマー） などの耐化学薬品性を有する耐腐食性材料で被覆する よ うにすれば、 チューブ外面ゃケーシング内面の H 2 S 0 4による腐 食が防止され、 装置の信頼性が向上する。
更に、 上記湿式脱硫装置には、 排煙中に水を噴霧して吸収塔に流 入する排煙温度を低下させる冷却塔を設けると共に、 上記 S o 3分 離装置を前記冷却塔上部の排煙入口部分に配置し、 上記洗浄装置は 上記伝熱面洗浄後の排水を冷却塔内に供給し、 冷却塔内に嘖霧され た水と ともに吸収塔の吸収剤循環装置に補給水と して供給するよう にすることも可能である。
冷却塔内では排煙は冷却塔上部の排煙入口から塔内に流入し、 塔 内を下方に向けて流れつつ排煙内に噴霧された水の蒸発により温度 が低下する。 このとき、 噴霧された水のかなりの量が蒸発し、 排煙 と ともに冷却塔から持去られるため蒸発分だけの水を冷却塔に補給 する必要がある。 このため、 冷却塔上部の排煙入口に S o 3分離装 置を設けることによ り、 冷却塔に流入する排煙温度が低下し、 冷却 塔内で蒸発する水の量が低減される。 また、 so3分離装置は冷却 塔上部に配置されているため、 伝熱面洗浄後の水は重力で冷却塔内 に落下し、 噴霧された水とともに冷却塔下部から吸収塔の s o2吸 収剤循環装置に補給される。 このため、 洗浄水を吸収剤循環装置に 供給するための移送ポンプ等を別途設ける必要がない。
また、 上記熱交換器の冷却水と してボイラー給水を使用し、 排煙 の熱をボイラー給水に回収するよ うにすることも可能である。
これによ り、 s o3を分離するために排煙から奪う熱をボイラー 給水の予熱に使用することが可能となるため、 炭酸ナト リ ゥム供給 装置の N a 2 C O3消費量の低減に加えて、 ボイラー火炉の燃料消費 量が大幅に低減されるようになり、 全体と してのプラ ント運転コス トが低減されるようになる。
更に、 上記 S O3分離装置上流側の排煙通路に、 煙突に供給され る排煙と、 火炉から排出される排煙とを熱交換させるガス/ガスヒ ータを配置して、 炭酸ナト リ ウム供給装置を、 空気予熱器下流側の 排煙通路に N a 2 C O3を供給するようにすることも可能である。 湿式脱硫装置出口の排煙と火炉から排出される排煙とをガス ヒー タを用いて熱交換させることによ り、 煙突から放出される排煙の温 度を上昇させて白煙発生を防止することができる。
また、 排煙に炭酸水素ナト リ ウム （N a H C 03) 粉末を供給し て排煙中に多孔質構造の N a 2 C 03を生成する場合には、 N a H C O3粉末は排煙温度が高い部分に供給した方が多孔質構造の N a 2 C O3の生成が良好になる。 また、 N a 2 C 03は排煙中のガス状の S O3及び H2 S 04と反応するため、 N a 2 C 03の供給はできるだけ 排煙温度が高く ミス ト状の H2 S 04が少ない部分に供給する方が S O3分を除去する上で好ましい。 このため、 ガス/ガスヒータを設 ける場合には炭酸ナト リ ゥム供給装置から空気予熱器下流側の排煙 通路に炭酸水素ナト リ ゥム粉末を供給するよ うにすることによ り、 多孔質構造の N a 2 C〇3の生成が良好になると ともに、 N a 2 C O3 による排煙中の S O3分の除去が効率的に行われる。
更に、 既存の湿式脱硫装置の上流側排煙通路に、 上述した S O3 分離装置と炭酸ナト リ ゥム供給装置とを、 それぞれ新たに追加設置 することによ り排煙の S 03分除去装置を構成するよ うにすること も可能である。
上述した S O3分離装置と炭酸ナト リ ウム供給装置とは、 湿式脱 硫装置であればどの形式の装置にも適用することができるため、 こ のよ うに、 既存の湿式脱硫装置を利用して S 03分除去装置を製作 することによ り、 極めて安価に S O3分除去装置を製作することが 可能となる。
なお、 上述の炭酸ナト リ ゥム供給装置と前記湿式脱硫装置との間 の排煙通路上に配置される機器は、 排煙との接触部に可動部材を有 さない機器のみで構成することが好ましい。
すなわち、 炭酸ナト リ ウムと S O3 分の反応性は高いので、 反応 により生成した N a H S 03 の一部は更に排気中の S 03 分と反応 して N a H S 04 (酸性硫酸ナト リ ウム） を生成する。 この N a H S O4 は極めて吸湿性が高く、 ブロワ一やダンパーなどのように可 動部材を有する機器があると可動部に付着.し、 固着などの問題を生 じる場合がある。 このため、 炭酸ナト リ ウム供給装置と脱硫装置と の間の排煙通路上には、 ブロワ一、 ダンパーなどのように排煙との 接触部に可動部材を有する機器を配置しないようにして固着などの 問題が生じることを防止することが好ましい。
また、 上記炭酸ナ ト リ ゥム供給装置と前記湿式脱硫装置との間に は、 排煙中の S O3 成分と反応後の炭酸ナト リ ウムを除去する炭酸 ナト リ ウム除去装置を設けるようにして、 炭酸ナト リ ゥム供給装置 と炭酸ナト リ ゥム除去装置との間の排煙通路上に配置される機器を 、 排煙との接触部に可動部材を有さない機器のみで構成するように することも可能である。
すなわち、 炭酸ナト リ ウムと排気中の S O3 成分との反応物を排 煙から除去する炭酸ナ ト リ ウム除去装置を設けたことにより、 除去 装置通過後の排煙からは吸湿性の高い N a H S 04 が除去されるた め、 排煙通路上の機器の可動部材の固着などの問題が防止される。 また、 この場合も、 炭酸ナト リ ゥム供給装置と炭酸ナト リ ウム除去 装置との間の排煙通路には、 固着等の問題を防止するために、 プロ ヮーゃダンパーなどのよ うな可動部材を有する機器を配置しないよ うにする。 図面の簡単な説明
図 1 (A) は本発明の S O3分除去装置の一実施形態の全体構成 を模式的に示す図、 図 1 (B) は図 1 (A) の各部における排煙中 の S 03濃度を ^明する図、 図 2は図 1 (A) 、 (B) の S 03分除 去装置に用いる S O3分離装置の一実施形態の構成を説明する図、 図 3は S 03分離装置の配置例を示す図、 図 4は S 03分離装置の配 置の別の例を示す図、 図 5は図 1の S 03分除去装置に用いる炭酸 ナト リ ウム供給装置の一実施形態の構成を説明する図、 図 6 (A) は湿式脱硫装置のみを用いて排煙処理を行う場合の装置構成を示す 図、 図 6 (B) は図 6 ( A) の各部における排煙中の S O3濃度を 説明する図、 図 7 (A) は湿式脱硫装置のみを用いて排煙処理を行 う場合の装置構成を示す図、 図 7 (B) は図 7 ( A) の各部におけ る排煙中の S 03濃度を説明する図である。 発明を実施するた.めの最良の形態 以下、 本発明の実施形態について説明するが、 その前に本発明の
S O3分離装置や炭酸ナト リ ゥム供給装置を設けずに、 湿式脱硫装 置のみを用いて排煙処理を行った場合について説明する。
図 6 (A) は、 湿式脱硫装置のみを用いて排煙処理を行う場合の 装置概略構成を説明する図である。
図 6 ( A) において、 1はボイラー等の火炉、 3はボイラー 1の 燃焼排煙が流れる煙道、 7は排煙中の S 02を除去する脱硫装置で ある。 脱硫装置 7 と しては一般的な公知の形式の湿式脱硫装置 （例 えば、 水酸化カルシウム、 炭酸カルシウム等の S O2吸収剤の水溶 液と排煙とを接触させ C a S O4の形で排煙中の S 02を除去するも の、 或いは水酸化マグネシウムや水酸化ナト リ ウムを使用し、 排煙 中の S O2を M g S O4または N a 2 S O4の形で除去するもの） が使 用される。 脱硫装置 7で S O2を除去された排煙は、 下流側の煙道 9を通り、 煙突 1 1から大気に放出される。
ボイラー 1で重質油の燃焼によ り発生した燃焼ガス （排煙） は、 煙道 3に設けられた空気予熱器 （エアヒータ） 5を通過してボイラ 一に供給される燃焼空気と熱交換した後、 脱硫ファ ン （図示せず） に吸引されて煙道 3を流れ、 脱硫装置 7に供給される。
燃料と して硫黄分を比較的多く （例えば 2 %程度以上） 含む安価 な重質油を使用すると、 硫黄の酸化によ り多量の S O2が生成し、 その一部は更に酸化されて S O3になる。 S O3は、 例えば空気予熱 器 5通過等によ り排煙温度が低下すると、 その一部が排煙中の水分 と反応して、 ガス状または微細ミス ト状の硫酸 （H2 S O4) を生成 する。
従って、 湿式脱硫装置 7に供給される排煙中には S O2のみなら ず硫酸ガス及びミ ス トが含まれている。 湿式脱硫装置通過時には排 煙温度が硫酸露点温度以下に低下するため排煙中の硫酸ガスは全て 硫酸ミス トになる。 湿式脱硫装置 7では S 02は高い効率で除去さ れるものの、 湿式脱硫装置の硫酸ミス トの除去率は低いため、 通常 、 湿式脱硫装置 7出口での排煙中の硫酸ミス ト濃度は比較的高い値 になる。
図 6 (B) は、 図 6 ( A ) に Iから I I I で示した箇所における 排煙温度と排煙中の S 02濃度及び S O3濃度を示している。 なお、 図 6 (B) では排煙中の S〇3とガス及びミス ト状の H2 S O4の合 計濃度を S O3濃度と して表している。
図 6 (B) に示すよ うに、 空気予熱器 5出口 （ I I ) (すなわち 湿式脱硫装置 7入口） では、 排煙中の S 03濃度は 6 0 p p m程度 になっており、 S O2濃度は 2 0 0 0 p p m程度の高い値になって レヽる。
湿式脱硫装置 7出口 （ I I I ) では、 S 02の大部分が脱硫装置 により除去され、 S 02濃度は 4 0 p p m程度まで低下するが、 S O3濃度はあまり低下せず、 図 6の例では 4 8 p p mと比較的高い 値になっている。
このよ う に比較的高い濃度の硫酸ミス トを含む排煙が煙突 1 1か ら直接大気に放出されると、 煙突出口では微細な硫酸ミス トが紫煙 を形成し、 いわゆる 「紫煙がたなびく」 現象が発生する。 また、 硫 酸ミス トが大気に放出されると酸性降下物となり周囲に降下する問 題が生じる。
次に、 図 6 (A) の装置に、 本発明の炭酸ナト リ ウム供給装置 2 0のみを追加した場合について説明する。
炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0は、 煙道 3の空気予熱器 5下流側の 排煙中に炭酸水素ナト リ ウム （重曹、 N a H C 03) 微粉末を注入 することによ り、 '排煙中に N a 2 C O 3粒子を形成するものである。 例えば、 炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0によ り、 粒径 2 0 ミ ク ロン メー トル程度以下の炭酸水素ナト リ ゥム粉末を排煙中に注入すると
、 比較的低い排煙温度 （例えば 6 0 °C程度以上） で炭酸水素ナト リ ゥムの分解反応、 2 N a H C O3→N a 2 C 03 + C 02 + H20を生 じ、 ガス状の C 02と H2 Oとが放出されて炭酸ナト リ ウム （N a 2 co3) が生成される。 生成した炭酸ナト リ ウムは、 ガスが放出さ れた部分が空隙と して残るため、 粒子径は炭酸水素ナト リ ゥム粉末 からほとんど変化しないが、 空隙率が大きな多孔質粒子となる。
このように、 排煙中に空隙率の大きい多孔質粒子からなる N a 2 co3が生成されると、 排煙中のガス状 S O3分 （so3及びガス状 H2 S O4) は粒子の細孔内に吸着されて N a 2 C O3と反応し、
N a 2 C O3+ S O3→N a 2 S 04+ C 02、 または、
N a 2 C O3 + H2 S 04→N a 2 S O4+ C 02 + H20
の反応により、 N a 2 S O4 (硫酸ナト リ ウム） が生成される。 こ の N a 2 S 04は、 N a 2 C O3とほぼ同一の径を維持した粒子となる ため、 未反応の N a2 C 03粒子と同様に脱硫装置 7で容易に捕集さ れる。 また、 N a 2 C 03、 N a 2 S O4はともに水溶性であるため、 脱硫装置でスケールを発生することなく容易に系外に排出すること ができる。 また、 同時に少量副生する N a H S O4 も水溶性である 図 7 (A) は、 図 6 ( A) の装置に参照符号 2 0で示す炭酸ナ ト リ ウム供給装置を付加した場合の装置構成を、 図 7 (B) は図 7 ( A) の Iから I I Iの箇所における排煙温度、 S 02濃度及び S O3 濃度を示している。 図 7 (A) のように、 空気予熱器 5下流側の排 煙中に炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0から炭酸水素ナ ト リ ゥム粉末を 供給することにより、 多孔質構造の N a 2 C O3粒子の生成と、 N a 2 C 03による排煙中の S 03分の除去とが良好になる。 なお、 炭酸 ナト リ ゥム供給装置 2 0の構成については後述する。 一般に煙突からの紫煙の発生を防止するためには煙突 1 1入口で の排煙中の S 03濃度を 2 p p m程度にまで低下させる必要がある 。 従って、 湿式脱硫装置 7における S O3の除去効率が図 6の場合 と同等とすると、 湿式脱硫装置 7入口 （図 7、 I I ' 点） における S O3濃度 （この場合には硫酸ミ ス ト濃度） を 2. 5 p p m程度ま で低下させる必要がある。
種々の条件にもよるが、 このためには供給すべき N a HC 03の 量は、 煙道 3における S O3分量に対して 1 . 5から 5倍当量程度 の N a 2 C O3を生成するだけの量が必要となる。
これだけの量の N a H C O3を炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0から 煙道 3に供給すれば、 湿式脱硫装置 7入口における S O3濃度を 2 . 5 p p m程度まで低下させ、 煙突 1 1から排出される排煙中の S 〇 3濃度を 2 p p m程度まで低下させることが可能となる。
しかし、 N a H C 03微粉末の価格は比較的高いため、 このよ う に多量の N a H C O3微粉末をブラント運転中常時排煙に供給する とプラントの運転コス トの上昇を招く ことになる。
本発明は、 炭酸ナト リ ウム供給装置 2 0から供給する N a H C O 3のみで排煙中の S O3濃度を必要濃度まで低下させることを避けて 、 以下に説明する S O3分離装置を用いて湿式脱硫装置 7の上流側 で排煙中の S 03のかなりの部分を除去することにより、 N a H C O3の消費量を低減してブラン ト運転コス トを低減している。
図 1 は、 本発明の一実施形態の構成を示す図 6、 7 と同様な図で あり、 図 6、 7 と同一の参照符号は同様な要素を示している。
図 1 (A) に示すように、 本実施形態では図 7 ( A) の炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0に加えて空気予熱器 5 と湿式脱硫装置 7 との間 の煙道に S O3分離装置 1 0が設けられている点が、 図 7の場合と 相違している。 本実施形態の S O 3分離装置 1 0の構造については後述するが、 S O 3分離装置 1 0は熱交換器を用いて排煙温度を H2 S O4ガスの 露点温度以下になるまで冷却することによ り、 排煙中の S 03を液 状の H2 S O4の形で凝縮させるものである。 排煙は熱交換器の伝熱 面との接触によ り温度が低下するため、 H2 S O4の凝縮 （結露） は まず伝熱面で生じ、 凝縮した液状 H2 S O4の大部分は伝熱面に付着 する。 このため、 伝熱面に付着した H2 S O4を水で洗い流し排水の 形で除去することによ り、 排煙中の S O3が分離除去されるように なる。
図 1 (B) は図 1 (A) に示す各場所での排煙温度と S O2濃度 及び S O3濃度を示している。 図 1 (B) に示すよ うに、 本実施形 態では、 S O3分離装置 1 0入口 （点 I I , ) の排煙の温度及び S O2濃度は図 6、 図 7 と同一であるが、 S 03濃度は 4 p p m程度と 、 図 7の場合に較べてかなり低くなつている。 また、 S O3分離装 置 1 0出口 （点 I I〃 ） では、 排煙温度は 1 6 0 °Cから 1 0 0 °Cに 低下している。 H 2 S O 4ガスの露点は約 1 1 0 °Cであり、 S O 3分 離装置 1 0内で排煙中の S O3はほぼ全量が液状の H2 S O4の形で 凝縮する。 また、 この凝縮は S O3分離装置 1 0内の熱交換器の伝 熱面で生じるため、 凝縮した H2 S O4の大部分が伝熱面に付着し、 排煙から分離除去されるようになる。
このため、 S 03分離装置出口では、 S 03濃度は入口の 4 p p m から 2. 5 p p mに低下する。
この結果、 湿式脱硫装置 7出口では S 03濃度は 2 p p mとなり 、 図 7の場合と同等の S 03濃度を維持することができる。
図 7の場合と較べると、 本実施形態では、 炭酸ナ ト リ ウム供給装 置 2 0から N a H C 03供給後 （図 1、 I I 点） の排煙中の残留 S 03濃度は 2. 5 p p mから 4 p p mに増大している。 一般に、 残留 S O3濃度が低くなるほど N a H C 03供給量を増大してもそれ 以上 S 03の濃度は低下しにく くなり、 S O3濃度を l p p m低下さ せるために増大しなければならない N a H C O3の量は残留 S 03濃 度が低くなるほど増大する。 このため、 N a H C 03供給後の S 03 の許容残留濃度が 2. 5 p p mから 4 p p mに増大すると、 必要と される N a H C O 3供給量は 3 0 %程度少なくなる。
すなわち、 本実施形態では、 s o3分離装置 1 0を設けたことに より、 N a H C O 3の消費量が大幅に低減されている。
なお、 図 1の例では S 03分離装置上流側に排煙とボイラ燃焼空 気とを熱交換させて燃焼空気を予熱するエアヒータ 5を設けている が、 エアヒータ 5に加えて湿式 E P 8出口 （または煙突 1 1入口） の排煙と S O3分離装置上流側の排煙とを熱交換させて煙突から放 出される排煙を加熱することによ り、 煙突での水蒸気による白煙の 生成を防止するガス/ガス ヒータを設けるようにしてもよい。
次に、 本実施形態の S〇3分離装置 1 0の構成について図 2を用 いて説明する。
本実施形態の S O3分離装置 1 0は、 排煙が上方から下方に向け て通過するケーシング 1 0 a と、 ケーシング 1 0 a内に排煙の流れ と直角に配置された、 内部を冷却水が通過するチューブ 1 0 b とか らなるシェル ' アンド ' チューブ型の熱交換器 1 0 0 と、 チューブ 1 0 b群の上部に配置された洗浄装置 1 0 1 とを備えている。
洗浄装置 1 0 1は、 例えばチューブ 1 0 bに平行に配置され、 ェ 業用水が供給されるヘッダー配管 1 0 1 a と、 ヘッダーからチュー ブ 1 0 b群上部に水平に延びる複数の枝管 （図 2の例では 5本） 1 0 1 b と、 各枝管からチューブ 1 0 b群に向けて水を噴射するノズ ル 1 0 1 c、 及び各枝管に設けられ、 へッダー配管 1 0 1 aから各 枝管への水の供給を制御する開閉弁 1 O l d とを備えている。 本実施形態では、 各枝管 1 0 1 bにそれぞれ 2つずつ、 計 1 0個 のノズル 1 0 1 cが設けられており、 各ノズルは図 2にそれぞれの ノズルを中心と した円で示す範囲に水を噴霧する。 各ノズルからの 嘖霧円 1 0 1 e は隣接する噴霧円と充分に重複しており、 1 0個の ノズルにより熱交換器 1 0 0の全部のチューブ 1 0 bの外周を残す ことなく洗浄可能となっている。
図 2の S O3分離装置 1 0では、 ケーシング 1 0 a上部から流入 する排煙がケーシング 1 0 a内でチューブ 1 0 b と接触して、 低温 のチューブ 1 0 bの外周上に排煙中の S 03成分が液状の H2 S O4 として凝縮、 付着する。 チューブ 1 0 b外周の H2 S O4付着量は時 間と ともに増大し、 排煙中の煤塵と ともにスケールを形成するが、 本実施形態では洗浄装置 1 0 1によ り定期的にチューブ外周を水で 洗浄することにより、 チューブ 1 0 bの外周へのスケールの堆積に よるチューブの熱交換効率の低下を防止すると ともに、 凝縮した H
2 S 04を排煙から分離除去している。
チューブ 1 0 bの洗浄は、 例えば排煙通過中に各枝管 1 0 1 cの 開閉弁 1 0 1 dを 1つずつ順番に一定時間ずつ開弁してノズル 1 0 l cから水を嘖霧することにより行う。 これにより、 チューブ 1 0 bの洗浄は 1度に 2つのノズル 1 0 1 cからの水嘖霧により全表面 の 5分の 1ずつ行われる。 例えば、 本実施形態では 1時間間隔で枝 管を変えて 1 回あたり 2分程度の水噴射を繰返すため、 5時間 1 0 分を 1サイクルと して、 S O 3の分離を継続しながらチューブ 1 0 cの全表面の洗浄が繰返される。
なお、 チューブ 1 0 b表面及びケーシング 1 0 a内面は H2 S O4 ミス ト と接触するため、 強度の腐食環境となる。 このため、 本実施 形態ではチューブ 1 0 b表面とケーシング 1 0 a内面はすべて耐化 学薬品性の高い P T F E (ポリテ トラフルォロエチレン） や P F A ( 4フ ツイ匕エチレンパーク 口 ロ アノレキノレビニノレエーテノレ コポリ マー ) のコーティ ングを行って、 チューブゃケーシングの腐食を防止し ている。 このように、 P T F Eコーティ ングまたは P F Aコーティ ングと水洗浄とを併用することによ り、 熱交換器 1 0の腐食がほぼ 完全に防止される。 なお、 ケーシング 1 0 a、 チューブ 1 0 bを耐 化学薬品性の高いステンレススチール等の耐腐食性材料で構成する ようにしても良い。
更に、 本実施形態ではチューブ 1 0 bに供給する冷却水と して、 ボイラー給水を用いている。 図 1 (B) に示すように、 S O3分離 装置 1 0の熱交換器 1 0 0では排煙の温度降下が比較的大きくなる ため、 この排熱を熱交換器 1 0 0でボイラー給水を加熱するために 使用することにより、 ボイラーの燃料消費を大幅に低減することが 可能となる。 また、 熱交換機 1 0 0で排煙を冷却後の冷却水を用い て煙突入口の排煙を加熱し、 煙突出口での白煙生成を防止すること も可能である。 （この場合は、 煙突入口の排煙と冷却水 （温水） と の熱交換器を設置することになる。 ）
すなわち、 本実施形態では図 1に示すように s o3分離装置 1 0 を設けることにより、 炭酸ナト リ ウム供給装置 2 0からの N a HC O 3供給量を大幅に低減しつつ排煙中の S 03を除去することができ るため、 比較的硫黄含有量の高い (例えば 2 %以上) 安価な重質油 を使用してボイラーの運転コス トを低減することが可能となってい るが、 更に S 03分離装置 1 0の熱交換器 1 0 0をボイラー給水を 加熱するェコノマイザ一として使用することによ り、 上記に加えて 燃料消費量を大幅に低減することが可能となっている。
次に、 S O3分離装置 1 0の洗浄装置 1 0 1でチューブ 1 0 b表 面の洗浄に用いた排水の処理について説明する。 チューブ 1 0 b表 面洗浄後の排水は、 チューブに付着していた硫酸を含んでいる。 こ のため、 洗浄後の排水はそのまま放水することはできず、 硫酸の中 和処理が必要となる。
本実施形態では、 チューブ 1 0 b洗浄後の排水を湿式脱硫装置 7 の吸収塔に供給することにより、 排水処理設備を別途設けることな く洗浄排水を中和処理するとともに、 吸収塔の S o 2吸収剤水溶液 の補給水と して使用することによ り、 湿式脱硫装置 7の水の消費量 を低減することを可能と している。
図 3は、 S O 3分離装置 1 0の洗浄排水を吸収塔の補給水と して 用いる場合の S O 3分離装置の配置を模式的に示す図である。
図 3において、 7 1 は湿式脱硫装置 7の吸収塔、 7 5は 3 0 2吸 収剤 （例えば水酸化カルシゥムなどの S O 2吸収剤水溶液の循環ポ ンプ、 7 3は吸収塔 7 1 の上流側に配置された冷却塔である。 冷却 塔 7 3は、 吸収塔 7 3に流入する排煙温度を低下させて S 0 2の吸 収効率を向上させるためのものである。 冷却塔 7 3内では、 排煙は 冷却塔上部に設けられた入口から冷却塔内に入り、 塔内を下向きに 流れ、 冷却塔 Ί 3下部に設けられた排煙通路 7 7から吸収塔 7 1内 に流入する。
冷却塔 7 3内では、 外部から供給された工業用水が冷却ノズル 7 3 aから排煙中に噴霧され、 その一部が蒸発して排煙温度を低下さ せる。 冷却ノズル 7 3 aから噴霧された水は冷却塔 7 3下部の水槽 7 3 bに一時貯留され、 水位の上昇によ り排煙通路 7 7からオーバ 一フローして吸収塔の吸収剤水溶液の循環水槽 7 1 bに流入する。 循環水槽 7 1 b内の吸収剤水溶液は循環ポンプ 7 5により吸収塔上 部のノズル 7 1 aから排煙中に噴霧され、 噴霧された吸収剤は吸収 塔 7 1内を上方に流れる排煙と接触し、 例えば C a S O 4の形で排 煙中の S 0 2を吸収して循環水槽 7 1 bに回収される。
また、 吸収剤により S 0 2を除去された排煙は吸収塔 7 1上部か ら煙道に流出する。
図 3に示すよ うに、 本実施形態では S O3分離装置 1 0は冷却塔 7 3上部の排煙入口に配置されている。 このため、 S O3分離装置 1 0のチューブを洗浄した後の H2 S 04を含む排水は、 冷却塔 7 3 内を降下して下部の水槽 7 3 bに入り、 更にオーバーフローして吸 収塔 7 1の循環水槽 7 l bに供給される。 これにより、 洗浄排水中 の H2 S O4が S 02吸収剤 （例えば水酸化カルシウムなど） と反応 して中和されると ともに、 循環水槽 7 1 bへの補給水の量が低減さ れる。
更に、 本実施形態では冷却塔 7 3に流入する排煙温度は、 S O3 分離装置 1 0を通過したためにかなり低下している （図 1 (B) 参 照） 。 このため、 冷却塔 7 1内で排煙を冷却する際に蒸発する水の 量が減少し、 冷却塔での水の消費量そのものが低減される。 従って 本実施形態では上述の補給水の低減と併せて湿式脱硫装置 7におけ る工業用水の消費量を大幅に低減することが可能となる。
なお、 図 4に示すよ うに、 独立した冷却塔を備えておらず、 吸収 塔 7 1入口の排煙通路 7 7に冷却ノズル 7 3 a を設けて水を噴射す ることによ り排煙を冷却する構成においても、 排煙通路 7 7上部に S 03分離装置 1 0を配置することによ り図 3の場合と同等の工業 用水の低減効果を得ることができる。
次に、 図 5を用いて本実施形態の炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0の 構成について説明する。
図 5において、 2 0 1は炭酸水素ナト リ ゥム粉末を貯留するサイ 口、 2 1 0はサイ 口 2 0 1内に貯留された N a H C O3粉末を示す 。 サイ ロ 2 0 1の出口部分には、 公知の形式の粉体用定量供給装置 2 0 6が設けられており、 サイ ロ 2 0 1 内の N a H C O3粉末を一 定の流量で輸送配管 2 0 8に供給している。 輸送配管 2 0 8は、 煙 道 3に設けられた噴射ノズル 3 1 5に接続されており、 空気輸送用 ブロワ 2 0 7から供給される搬送空気によ り、 N a H C O3粉末を 煙道 3内に噴射する。 なお、 ノズル 3 1 5は煙道 3内の排煙の流れ
(図 5、 矢印 A) に対して逆向きに N a H C 03を噴射する。 これ によ り嘖射された N a H C O3粉末は煙道内の排煙中に一様に混合 するようになる。
サイロ 2 0 1には、 サイ ロ内での N a H C 03粉末の流動性を増 大させて定量供給装置からの N a H C O3粉末供給量が均一になる ように、 フリ ユ ーダイズ空気が供給されている。 フリ ューダイズ空 気はフリ ユ ーダイズブロワ 2 0 4から空気配管 2 0 5を経て、 サイ 口 2 0 1下部壁面に設けた散気板 2 0 3の多数の細孔から N a H C O3粉末 2 1 0内に嘖射される。 これによ り、 サイ ロ 2 0 1内の N a H C O3粉末は塊を形成することなく滑らかに流動して定量供給 装置 2 0 6に流入するようになる。 フリ ューダイズ空気は、 N a H CO3粉末 2 1 0内を通過後、 サイロ 2 0 1上部に設けた、 パグフ ィルタ 2 0 9を通って外部に放出される。 N a H C 03粉末の煙道 3への供給量 （流量） は定量供給装置 2 0 6の作動速度を変化させ ることによ り調節することができる。
本実施形態の S 03分離装置 1 0は、 湿式脱硫装置の種類を問わ ず、 図 3、 図 4に示すように湿式脱硫装置上に設置することが可能 である。 また、 本実施形態の炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0は、 図 5 に示すよ うに煙道 3にノズル 3 1 5を介して容易に接続することが できる。 このため、 例えば、 図 6に示したように脱硫装置のみを用 いて排煙処理を行っている既存の排煙処理装置においても、 既設の 湿式脱硫装置をそのまま使用して、 簡単な改造工事で S 03分離装 置と炭酸ナト リ ゥム供給装置 2 0 との追加設置を行う ことができる 。 このため、 既設の湿式脱硫装置を利用した改造工事により本発明 の S O3分除去装置を製作する方法によれば、 極めて安価に S O3分 除去装置を構成することが可能となる。
なお、 上記実施形態では湿式脱硫装置出口に湿式 E Pを設置しな い場合を例にとって説明したが、 図 1の構成で、 更に^式脱硫装置 7出口に湿式 E Pを設置すれば、 N a H C O3の消費量を更に低減 可能であることは言うまでもない。 また、 湿式 E Pの代りに、 例え ば、 排煙中の硫酸ミス トなどの粒子を帯電させると ともに、 この帯 電した粒子に水などの誘電体を噴霧し、 嘖霧した誘電体に直流電界 を印加することによ り誘電体を誘電分極させ、 比較的粒径の大きい 誘電体に帯電した硫酸ミス トなどの微細な粒子を補足させる形式の 電気集塵装置を使用することも可能である。 このよ うな電気集塵装 置では、 比較的大きい誘電体粒子にサブミク 口 ンの硫酸ミス ト粒子 を補足させ、 誘電体粒子と ともに捕集するこ とによ り、 サブミクロ ン粒子の捕集効率を大幅に向上させることが可能となり、 湿式 E P と同じ S O3除去効率を維持しながら装置を小型化することが可能 となる。
なお、 上記の実施形態において、 排煙中に供給された炭酸ナト リ ゥムと S O3 との反応により生成した N a H S O3 の一部は更に排 気中の S O3 分と反応して N a H S 04 (酸性硫酸ナト リ ウム） を 生成するが、 この N a H S〇4 は極めて吸湿性が高く、 プロヮーゃ ダンパーなどのよ うに可動部材を有する機器がある と可動部に付着 し、 固着などの問題を生じる場合がある。 このため、 炭酸ナト リ ウ ム供給装置と湿式脱硫装置との間の排煙通路には、 プロヮーゃダン パーなどのよ うな可動部材を有する機器を配置しないよ うにして固 着などの問題を生じることを防止することが好ましい。
また、 炭酸ナト リ ウム供給装置と湿式脱硫装置との間に、 例えば 集塵装置などのよ うに、 炭酸ナト リ ウムと so3 との反応生成物を 除去可能な炭酸ナト リ ゥム除去装置を設けた場合には、 炭酸ナト リ ゥム除去装置下流側の排煙通路には、 可動部材を有する機器を配置 しても固着などの問題は生じない。 しかし、 この場合にも炭酸ナト リ ゥム供給装置と炭酸ナ ト リ ゥム除去装置との間の排煙通路には、 プロヮーゃダンパーなどのような可動部材を有する機器を配置しな いよ うにして、 固着などの問題の発生を防止することが好ましい。 上述のように本発明によれば、 プラント運転コス トの増大を招く ことなく排煙中の S O 3を除去することが可能となる効果を奏する 更に、 本発明によれば、 上記共通の効果に加えて既設の湿式脱硫 装置を有する排煙処理装置を改造することにより簡易に S O 3分除 去装置を構成することが可能となるため、 更に装置コス トを低減す ることが可能となる効果を奏する。

Claims

請 求 の 範 囲
1. 硫黄分を含む燃料を燃焼させる火炉からの排煙を煙突に導く 排煙通路と、
該排煙通路上に配置され、 排煙中の二酸化硫黄 （s o2) 分を除 去する湿式脱硫装置と、
前記脱硫装置上流側の排煙通路に炭酸ナト リ ウム （N a 2 C 03) を供給する炭酸ナト リ ゥム供給装置と、
前記湿式脱硫装置上流側、 かつ前記炭酸ナト リ ゥムが供給される 排煙通路部分下流側に配置され、 排煙を冷却して排煙中の S o3成 分を液状 H2 S O4の形で凝縮させ、 排煙から分離除去する S 03分 離装置と、 を備えた排煙の S 03分除去装置。
2. 前記炭酸ナト リ ゥム供給装置は、 炭酸水素ナト リ ゥム粉末 （ N a H C 03) を前記上流側煙道の排煙中に供給し、 排煙中で炭酸 水素ナ ト リ ウムを多孔質炭酸ナト リ ゥム微粒子に転換する請求項 1 に記載の排煙の S O3分除去装置。
3. 前記 S O3分離装置は、 冷却水と排煙とを伝熱面を介して熱 交換させて排煙を冷却する熱交換器と、 排煙通過中に前記伝熱面の 排煙側表面に凝縮する液状 H2 S O4を水洗浄する洗浄装置と、 を備 えた請求項 1 または 2に記載の排煙の S O3分除去装置。
4. 前記湿式脱硫装置は、 排煙が通過する吸収塔と、 吸収塔内に S O2吸収剤水溶液を噴霧して排煙中の S O2を前記水溶液に吸収し て回収する吸収剤循環装置とを備え、 前記洗浄装置は、 前記伝熱面 を洗浄後の H2 S O4を含む排水を前記吸収剤循環装置に補給水と し て供給する、 請求項 3に記載の排煙の S O3分除去装置。
5. 前記熱交換器は、 内部を排煙が通過するケーシングと、 該ケ 一シング内に配置され内部を冷却水が通過するチューブとを備えた シェル . アン ド . チューブ式熱交換器であり、 前記ケーシング内面 とチューブ外面とは耐腐食性材料で構成、 又は耐腐食性材料でコ ー ティ ングされている、 請求項 4に記載の排煙の S O3分除去装置。
6. 前記湿式脱硫装置は更に、 排煙中に水を嘖霧して前記吸収塔 に流入する排煙温度を低下させる冷却塔を備え、 前記 s o3分離装 置は前記冷却塔上部の排煙入口部分に配置され、 前記洗浄装置は前 記伝熱面洗浄後の排水を冷却塔内に供給し、 冷却塔内に噴霧された 水と ともに前記吸収塔の吸収剤循環装置に補給水と して供給する、 請求項 4または 5のいずれか 1項に記載の排煙の S O3分除去装置
7. 前記熱交換器の冷却水と してボイラー給水を使用し、 排煙の 熱をボイラー給水に回収する、 請求項 3から 6のいずれか 1項に記 載の排煙の S 03分除去装置。
8. 前記 S 03分離装置上流側の排煙通路に、 前記煙突に供給さ れる排煙と、 火炉から排出される排煙とを熱交換させるガス/ガス ヒータを備え、 前記炭酸ナト リ ウム供給装置は、 空気予熱器下流側 の排煙通路に炭酸水素ナト リ ゥム粉末を供給する、 請求填 2に記載 の排煙の S O3分除去装置。
9. 既存の湿式脱硫装置の上流側排煙通路に、 請求項 1から 8の いずれか 1項に記載の S O3分離装置と炭酸ナト リ ゥム供給装置と を、 それぞれ新たに追加設置することによ り排煙の s o3分除去装 置を構成する、 排煙の S O3分除去装置の製作方法。
1 0. 前記炭酸ナト リ ゥム供給装置と前記湿式脱硫装置との間の 排煙通路上に配置される機器は、 排煙との接触部に可動部材を有さ ない機器のみで構成された、 請求項 1 に記載の S O3 分除去装置。
1 1 . 前記炭酸ナト リ ゥム供給装置と前記湿式脱硫装置との間に 、 排煙中の S O3 成分と反応後の炭酸ナト リ ウムを除去する炭酸ナ ト リ ウム除去装置を備え、 前記炭酸ナ ト リ ゥム供給装置と前記炭酸 ナト リ ゥム除去装置との間の排煙通路上に配置される機器は、 排煙 との接触部に可動部材を有さない機器のみで構成された、 請求項 1 に記載の s o 3 分除去装置。
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