WO2009093576A1 - 石炭焚ボイラの排ガス処理システム及びその運転方法 - Google Patents

石炭焚ボイラの排ガス処理システム及びその運転方法 Download PDF

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Nobuyuki Ukai
Shintaro Honjo
Susumu Okino
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Mitsubishi Heavy Industries, Ltd.
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Definitions

  • the present invention relates to an exhaust gas treatment system for a coal fired boiler that removes mercury from the exhaust gas of a boiler, and an operation method thereof.
  • a boiler is provided with a wet desulfurization device for removing sulfur content in exhaust gas.
  • a desulfurization device for removing sulfur content in exhaust gas.
  • chlorine (Cl) content in the exhaust gas increases, the proportion of divalent metal mercury soluble in water increases. It is widely known that mercury is easily collected by the desulfurization apparatus.
  • Patent Document 1 a method and apparatus for treating metallic mercury in combination with a denitration apparatus that reduces NOx and a wet desulfurization apparatus that uses an alkaline absorbent as an SOx absorbent.
  • the conventional exhaust gas treatment system includes a denitration device 13 that removes nitrogen oxides in the exhaust gas from the coal fired boiler 11 by adding ammonia 12, and heat in the gas after the removal of nitrogen oxides.
  • the air preheater 14 to be recovered, the dust collector 15 to remove the dust in the gas after the heat recovery, and the sulfur oxide in the gas after the dust removal are removed by the lime / gypsum method and the mercury oxide is removed.
  • a liquid contact type desulfurization device 16 and a chimney 17 for discharging the purified gas after desulfurization and mercury removal to the outside are provided.
  • activated carbon 22a is supplied into the gas passage so as to adsorb and remove mercury in the gas.
  • reference numeral 18 denotes air. By supplying the air 18, the oxidation-reduction potential in the desulfurization device 16 is adjusted.
  • the installation cost of the activated carbon spraying device for removing mercury and the operating cost for 10 years are compared, it may be more expensive than purchasing a separate mercury emission right. This is because activated carbon that has adsorbed mercury is separated by a bag filter, but its disposal cost is high.
  • the present invention can efficiently remove mercury in exhaust gas from a coal-fired boiler and can reduce the operating cost, and an operation method for the exhaust gas treatment system of a coal-fired boiler.
  • the purpose is to provide.
  • a first invention of the present invention for solving the above-mentioned problems is a denitration device that removes nitrogen oxides in exhaust gas from a coal fired boiler, and an air preheat that recovers heat in the gas after removal of nitrogen oxides ,
  • a dust collector that removes dust in the gas after heat recovery, and a gas-liquid contact type desulfurization device that removes sulfur oxide in the gas after dust removal by the lime / gypsum method and removes mercury oxide
  • an exhaust gas treatment system comprising a chimney that discharges the gas after desulfurization to the outside, spraying hydrogen chloride on the upstream side of the denitration device, and spraying activated carbon on the downstream side of the dust collector, It is in an exhaust gas treatment system for a coal fired boiler characterized by adsorbing mercury in the gas.
  • the second invention is a denitration device that removes nitrogen oxides in exhaust gas from a coal fired boiler, an air preheater that recovers heat in the gas after removal of nitrogen oxides, and dust in the gas after heat recovery.
  • a dust collector that removes dust, sulfur oxide in the gas after dust removal is removed by the lime / gypsum method, a gas-liquid contact type desulfurization device that removes mercury oxide, and the gas after desulfurization is discharged to the outside
  • hydrogen chloride is sprayed on the upstream side of the denitration device, and activated carbon is sprayed on the downstream side of the dust collector to adsorb mercury in the gas, and in the desulfurization device
  • the exhaust gas treatment system of a coal fired boiler is characterized in that the oxidation-reduction potential of the absorption liquid is 150 mV or more.
  • a third invention is characterized in that in the first or second invention, the slurry absorbing liquid containing mercury is extracted to the outside, a flocculant is added before separating the gypsum, and the mercury is agglomerated and removed. Located in boiler exhaust gas treatment system.
  • the separation liquid from which gypsum is separated is brought into contact with at least one of activated carbon, a chelate resin, an ion exchange resin, or a sulfide-supporting carrier to adsorb mercury. It is in the exhaust gas treatment system of a coal fired boiler characterized by removing.
  • the 5th invention uses the exhaust gas processing system of any one of the 1st thru
  • the method of operating an exhaust gas treatment system of a coal fired boiler is characterized in that mercury concentration is monitored on the downstream side of the desulfurization unit and activated carbon is sprayed according to the result.
  • the operating cost can be reduced, and mercury can be stably adsorbed and immobilized over a long period of time.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system for a coal fired boiler according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a graph showing the relationship between ⁇ Hg / ⁇ CaSO 4 and mercury removal performance (gas mercury concentration at the gas-liquid contact tower outlet) in the gas-liquid contact tower.
  • FIG. 3 is a summary chart of Hg / S ratios for 30 specimens of bituminous coal of US coal.
  • FIG. 4 is a summary chart of Hg / S ratios for 30 samples of PRB coal of US coal.
  • FIG. 5 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system for a coal fired boiler according to a second embodiment.
  • FIG. 6 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system for a coal fired boiler according to a third embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic diagram of an exhaust gas treatment system of a conventional coal fired boiler.
  • FIG. 1 is a schematic view of an exhaust gas treatment system for a coal fired boiler according to the present invention.
  • the HCl spray device 32 sprays the hydrogen chloride 33 on the exhaust gas from the coal fired boiler 11 using coal as the fuel F, and the ammonia 12 is added to the exhaust gas after the hydrogen chloride spray to remove nitrogen oxides by ammonia denitration.
  • the exhaust gas treatment system for a coal fired boiler of the present embodiment has an HCl spray device 32 for spraying hydrogen chloride 33 on the upstream side of the denitration device 13, and sprays the hydrogen chloride 33 into the flue to remove the denitration.
  • Mercury oxidation (Hg 0 ⁇ Hg 2+ ) on the denitration catalyst in the apparatus 13 is promoted.
  • mercury oxide (Hg 2 ) is more easily adsorbed on activated carbon than zero-valent mercury (Hg 0 ), increasing the amount of mercury adsorbed (kgHg / kg activated carbon) and decreasing the amount of activated carbon used (kg activated carbon). Because it can.
  • the activated carbon that has adsorbed mercury is collected by the bag filter 21 and disposed of separately.
  • the oxidation-reduction potential (ORP) of the absorbing solution in the desulfurization apparatus 16 is measured by the ORP meter 19, and the measured value of the oxidation-reduction potential is set to 150 mV or more.
  • mercury oxide (Hg 2+ ) is absorbed in the gas absorption liquid (limestone, gypsum slurry) by gas-liquid contact in the desulfurization apparatus 16, and at that time, the ORP value is 150 mV or more, preferably 200 This is because the reduction (Hg 2+ ⁇ Hg 0 ) of absorbed mercury oxide (Hg 2+ ) can be suppressed by adjusting to ⁇ 300 mV. Thereby, it is possible to prevent mercury from being released again from the gas absorption liquid into the gas.
  • the bag filter 21 is installed. However, the bag filter 21 is not installed and is introduced into the desulfurization device 16 as it is, and when gypsum is removed from the absorbent by the lime / gypsum method, You may make it discharge
  • the mercury concentration is monitored on the downstream side of the desulfurization unit.
  • the operation method of the exhaust gas treatment system of the coal fired boiler that forcibly sprays the activated carbon 22 according to the above may be used.
  • Hg / S molar ratio 1.3 ⁇ 10 ⁇ 6 or less.
  • the mercury in the exhaust gas can be removed only by supplying the hydrogen chloride 33 and controlling the ORP meter.
  • the type of coal coal changes and the Hg / S molar ratio becomes 1.3 ⁇ 10 ⁇ 6 or more.
  • the control by the ORP meter 19 cannot cope with the rapid removal of mercury.
  • the mercury concentration in the exhaust gas rises, so that the activated carbon is forcibly sprayed to temporarily prevent mercury from being scattered outside. Can do.
  • ⁇ Hg / ⁇ CaSO 4 2 mgHg / kgCaSO 4 is converted as follows.
  • the molecular weight of mercury (Hg) is 200.59
  • the molecular weight of sulfur (S) is 32.066
  • the molecular weight of gypsum (CaSO 4 ) is 136.144.
  • ⁇ Hg / ⁇ CaSO 4 2 mgHg / kgCaSO 4 corresponds to 1.36 ⁇ 10 ⁇ 6 molHg / molS.
  • the threshold value of the Hg / S molar ratio is defined as 1.3 ⁇ 10 ⁇ 6, and if this is exceeded, the mercury removal performance will deteriorate, and it is necessary to take measures to remove mercury. Become.
  • FIG.3 and FIG.4 shows the relationship diagram of the content ratio (Hg / S) of coal in bituminous coal and PRB coal, and frequency.
  • FIGS. 3 and 4 summarize the Hg / S ratios of 30 samples of bituminous coal and PRB coal of US coal, and the ratio of 1.36 ⁇ 10 ⁇ 6 molHg / molS or less is about 70% for bituminous coal. It was about 27% for PRB charcoal. Even when bituminous coal is used alone or in combination, mercury can be efficiently removed by supplying hydrogen chloride and controlling ORP. Even when the type of coal changes, it is possible to cope with a sudden increase in mercury concentration by spraying activated carbon.
  • FIG. 5 is a schematic view of another exhaust gas treatment system for a coal fired boiler according to the present invention.
  • the exhaust gas treatment system of the present embodiment includes a denitration device 13 that removes nitrogen oxides in the exhaust gas from the coal fired boiler 11 by adding ammonia 12, and an air preheater that recovers heat in the gas after the removal of nitrogen oxides. 14, a dust collector 15 for removing dust in the gas after heat recovery, and a gas-liquid contact type desulfurization method for removing sulfur oxide in the gas after dust removal by the lime / gypsum method and removing mercury oxide.
  • an exhaust gas treatment system comprising an apparatus 16 and a chimney 17 that discharges purified gas after desulfurization / mercury removal, before the slurry absorbing liquid containing mercury from the desulfurization apparatus 16 is extracted to the outside and the gypsum is separated.
  • An aggregating agent is added to the material to agglomerate and remove mercury.
  • a flocculant is added to the slurry-absorbing liquid containing mercury extracted from the desulfurization device 16, the mercury is aggregated in the flocculant, and the gypsum 24 is separated and removed by the solid-liquid separation device 41. At the same time, the flocculant is separated together with the gypsum 24 so that the mercury concentration in the separated water is lowered.
  • the flocculant may be added inside the desulfurizer 16 (40A) or on the upstream side (40B) of the solid-liquid separator 41.
  • the concentration of zero-valent mercury (Hg 0 ) in the separated water returned to the desulfurization device 16 can be reduced, and re-scattering of mercury in the desulfurization device 16 can be prevented.
  • FIG. 6 is a schematic view of another exhaust gas treatment system for a coal fired boiler according to the present invention.
  • the exhaust gas treatment system of the present embodiment includes a denitration device 13 that removes nitrogen oxides in the exhaust gas from the coal fired boiler 11 by adding ammonia 12, and an air preheater that recovers heat in the gas after the removal of nitrogen oxides. 14, a dust collector 15 for removing dust in the gas after heat recovery, and a gas-liquid contact type desulfurization method for removing sulfur oxide in the gas after dust removal by the lime / gypsum method and removing mercury oxide.
  • a slurry absorbing liquid containing mercury from the desulfurization apparatus 16 is extracted to the outside, and a solid-liquid separation apparatus 41 Then, the gypsum 24 is separated, and the supernatant water 23 from which the gypsum 24 has been separated is brought into contact with a mercury adsorbing material such as activated carbon, a chelate resin, an ion exchange resin, or a sulfide-supporting carrier in a mercury adsorption / removal device 42. Silver are to be adsorbed and removed.
  • the concentration of zero-valent mercury (Hg 0 ) in the separated water returned to the desulfurization device 16 can be reduced, and re-scattering of mercury in the desulfurization device 16 can be prevented.
  • mercury re-scattering is reduced, so that mercury removal efficiency can be improved, and mercury emission in exhaust gas is regulated. It is suitable for use in exhaust gas treatment.

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Abstract

　本発明の石炭焚ボイラの排ガス処理システムは、燃料（Ｆ）として石炭を用いる石炭焚ボイラ（１１）からの排ガスに塩化水素（３３）を噴霧するＨＣｌ噴霧装置（３２）と、塩化水素噴霧後の排ガス中にアンモニア（１２）を添加してアンモニア脱硝により窒素酸化物を除去すると共に、水銀を酸化する脱硝装置（１３）と、窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器（１４）と、ガス中の煤塵を除去する集塵器（１５）と、除塵後のガス中に活性炭（２２ａ）を噴霧する活性炭噴霧装置（２２）と、水銀を吸着した活性炭を捕集するバグフィルタ（２１）と、活性炭除去後の排ガス中の硫黄酸化物を除去する脱硫装置（１６）と、脱硫後のガスを外部に排出する煙突（１７）と、脱硫装置（１６）内のスラリ吸収液に空気を供給するために酸化還元電位を計測するＯＲＰ計（１９）とを具備する。

Description

石炭焚ボイラの排ガス処理システム及びその運転方法
　本発明は、ボイラの排ガス中から水銀を除去する石炭焚ボイラの排ガス処理システム及びその運転方法に関するものである。
　火力発電所等の燃焼装置であるボイラから排出される排ガスには毒性の高い水銀が含まれるため、従来から排ガス中の水銀を除去するためのシステムが種々検討されてきた。
　通常、ボイラには排ガス中の硫黄分を除去するための湿式の脱硫装置が設けられている。このようなボイラに排ガス処理装置として脱硫装置が付設されてなる排煙処理設備においては、排ガス中の塩素（Ｃｌ）分が多くなると、水に可溶な２価の金属水銀の割合が多くなり、前記脱硫装置で水銀が捕集しやすくなることが、広く知られている。
　そこで、近年、ＮＯｘを還元する脱硝装置、および、アルカリ吸収液をＳＯｘ吸収剤とする湿式脱硫装置と組み合わせて、この金属水銀を処理する方法や装置について様々な考案がなされてきた（特許文献１）。
　排ガス中の金属水銀を処理する方法としては、活性炭やセレンフィルター等の吸着剤による除去方法が知られているが、特殊な吸着除去手段が必要であり、発電所排ガス等の大容量排ガスの処理には適していない（特許文献２）。
　ここで、図７に石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略構成図を示す。
　図７に示すように、従来の排ガス処理システムは、石炭焚ボイラ１１からの排ガス中の窒素酸化物をアンモニア１２の添加により除去する脱硝装置１３と、窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器１４と、熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器１５と、除塵後のガス中の硫黄酸化物を石灰・石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する気液接触式の脱硫装置１６と、脱硫・水銀除去後の浄化ガスを外部に排出する煙突１７とを具備すると共に、集塵器１５の後流側にバグフィルタ２１を設置し、活性炭噴霧装置２２から活性炭２２ａをガス通路内に供給するようにして、ガス中の水銀を吸着除去するようにしている。なお、図中、符号１８は空気である。該空気１８を供給することで脱硫装置１６内の酸化還元電位を調整するようにしている。
特開２００７－７６１２号公報 特開２００５－２３０８１０号公報
　ところで、水銀除去のために活性炭吸着方法を用いる場合には、活性炭噴霧装置及びそれを捕集するバグフィルタの設備費が大きく、また噴霧する粉末活性炭の費用が大きい、という問題がある。
　例えば、その水銀除去の活性炭噴霧装置の設置設備費と１０年間の運転経費とを比較すると、別途水銀の排出権を購入するよりも高額となる場合がある。
　これは、水銀を吸着した活性炭はバグフィルタで分離されるが、その廃棄費用が高額となるからである。
　よって、活性炭吸着法による排ガス中の水銀除去対策として、運転費用の低廉化が切望されている。
　本発明は、以上の課題に鑑み、石炭焚きボイラからの排ガス中の水銀を効率的に除去することができ、運転費用の低廉化を図ることができる石炭焚ボイラの排ガス処理システム及びその運転方法を提供することを目的とする。
　上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、石炭焚ボイラからの排ガス中の窒素酸化物を除去する脱硝装置と、窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器と、熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器と、除塵後のガス中の硫黄酸化物を石灰・石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する気液接触式の脱硫装置と、脱硫後のガスを外部に排出する煙突とを具備する排ガス処理システムにおいて、脱硝装置の前流側で塩化水素を噴霧すると共に、前記集塵器の後流側で活性炭を噴霧して、ガス中の水銀を吸着することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システムにある。
　第２の発明は、石炭焚ボイラからの排ガス中の窒素酸化物を除去する脱硝装置と、窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器と、熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器と、除塵後のガス中の硫黄酸化物を石灰・石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する気液接触式の脱硫装置と、脱硫後のガスを外部に排出する煙突とを具備する排ガス処理システムにおいて、脱硝装置の前流側で塩化水素を噴霧すると共に、前記集塵器の後流側で活性炭を噴霧して、ガス中の水銀を吸着させ、脱硫装置内の吸収液の酸化還元電位を１５０ｍＶ以上とすることを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システムにある。
　第３の発明は、第１又は２の発明において、水銀を含有するスラリ吸収液を外部に抜き出し、石膏を分離する前に凝集剤を添加し、水銀を凝集除去することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システムにある。
　第４の発明は、第１乃至３のいずれか一つの発明において、石膏を分離した分離液と、活性炭、キレート樹脂、イオン交換樹脂、又は硫化物担持担体の少なくとも一つと接触させ、水銀を吸着除去することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システムにある。
　第５の発明は、第１乃至４のいずれか一つの石炭焚ボイラの排ガス処理システムを用いて、石炭の水銀（Ｈｇ）／硫黄（Ｓ）のモル比が１．３×１０-6以上である場合に、脱硫装置の後流側で水銀濃度を監視し、その結果に応じて活性炭を噴霧することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システムの運転方法にある。
　本発明によれば、活性炭を噴霧する場合においても運転費用の低廉化を図ることができ、長期間にわたって、安定して水銀の吸着・固定化を行うことができる。
図１は、実施例１に係る石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略図である。 図２は、気液接触塔におけるΔＨｇ／ΔＣａＳＯ4と水銀除去性能（気液接触塔出口でのガス中水銀濃度）の関係図である。 図３は、米国石炭の瀝青炭の各３０検体のＨｇ／Ｓ比の集計図である。 図４は、米国石炭のＰＲＢ炭の各３０検体のＨｇ／Ｓ比の集計図である。 図５は、実施例２に係る石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略図である。 図６は、実施例３に係る石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略図である。 図７は、従来の石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略図である。
符号の説明
　１１　石炭焚ボイラ
　１２　アンモニア
　１３　脱硝装置
　１４　空気予熱器
　１５　集塵器
　１６　脱硫装置
　１７　煙突
　２１　バグフィルタ
　２２ａ　活性炭
　２２　活性炭噴霧装置
　２３　上澄水
　２４　石膏
　４１　固液分離装置
　以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
　本発明による実施例１に係る石炭焚ボイラの排ガス処理システムについて、図面を参照して説明する。
　図１は本発明の石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略図である。
　燃料Ｆとして石炭を用いる石炭焚ボイラ１１からの排ガスに塩化水素３３を噴霧するＨＣｌ噴霧装置３２と、塩化水素噴霧後の排ガス中にアンモニア１２を添加してアンモニア脱硝により窒素酸化物を除去すると共に、水銀を酸化する脱硝装置１３と、窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器１４と、熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器１５と、除塵後のガス中に活性炭２２ａを噴霧する活性炭噴霧装置２２と、水銀を吸着した活性炭を捕集するバグフィルタ２１と、活性炭除去後の排ガス中の硫黄酸化物を気液接触による石灰－石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する脱硫装置１６と、脱硫後のガスを外部に排出する煙突１７と、脱硫装置１６内のスラリ吸収液に空気を供給するために酸化還元電位を計測するＯＲＰ計１９とを具備するものである。
　本実施例の石炭焚ボイラの排ガス処理システムは、前記脱硝装置１３の前流側で塩化水素３３を噴霧するＨＣｌ噴霧装置３２を有しており、煙道内に塩化水素３３を噴霧して、脱硝装置１３内の脱硝触媒上での水銀の酸化（Ｈｇ0→Ｈｇ2+）を促進するようにしている。
　これは、酸化水銀（Ｈｇ2)は０価水銀(Ｈｇ0）よりも活性炭に吸着し易く、水銀吸着量（ｋｇＨｇ／ｋｇ活性炭）を増加させ、活性炭使用量（ｋｇ活性炭）を減少させることができるからである。
　水銀を吸着した活性炭はバグフィルタ２１により回収され、別途廃棄処理される。
　また、脱硫装置１６における吸収液の酸化還元電位（ＯＲＰ）をＯＲＰ計１９で計測し、その酸化還元電位の計測値を１５０ｍＶ以上とするようにしている。
　これは、酸化水銀(Ｈｇ2+)は、脱硫装置１６内において気液接触によりガス吸収液（石灰石、石膏スラリ）に吸収されるが、その際に、ＯＲＰ値を１５０ｍＶ以上、好適には２００～３００ｍＶに調整することで、吸収された酸化水銀(Ｈｇ2+)の還元(Ｈｇ2+→Ｈｇ0)を抑制することができるからである。
　これによって、ガス吸収液から水銀がガスに再度放出されることを防止することができる。
　また、既存の活性炭噴霧設備を備えた排ガス処理システムにおいても、活性炭の使用量の低減を図るために、脱硝装置の前流側で塩化水素を供給する塩化水素供給装置と、脱硫装置のガス吸収液のＯＲＰ計を設置することにより、水銀の吸着効率を向上させることとなり、簡易な設備変更により長期的な活性炭噴霧量の低減を図り、その結果、廃棄活性炭量の低減が図れ、排ガス処理システムの運転費用の大幅な低廉化を促進することができる。
　また、本実施例ではバグフィルタ２１を設置しているが、バグフィルタ２１を設置せずに、そのまま脱硫装置１６内に導入し、石灰・石膏法による吸収液から石膏を除去する際に、同時に排出するようにしてもよい。
　また、石炭の炭の種類により、水銀（Ｈｇ）／硫黄（Ｓ）のモル比が１．３×１０-6以上である場合において、脱硫装置の後流側で水銀濃度を監視し、その結果に応じて活性炭２２を強制的に噴霧する石炭焚ボイラの排ガス処理システムの運転方法をとるようにしてもよい。
　これは、通常、水銀の含有量が小さい石炭では、その「水銀（Ｈｇ）／硫黄（Ｓ）のモル比（Ｈｇ／Ｓモル比という）」が１．３×１０-6以下である場合に、塩化水素３３の供給とＯＲＰ計の制御だけで、排ガス中の水銀を除去することができるが、石炭の炭の種類が変化してＨｇ／Ｓモル比が１．３×１０-6以上に急激に変化したような場合には、ＯＲＰ計１９による制御では、迅速に水銀を除去することへの対応ができない。
　このような場合において、ＯＲＰ計１９による制御が安定する間は、排ガス中の水銀濃度が上昇するので、活性炭を強制的に噴霧することで、一時的に外部への水銀の飛散を防止することができる。
　これは、石炭中の水銀（Ｈｇ）／硫黄（Ｓ）モル比が１．３×１０-6以上（ｍｏｌＨｇ／ｍｏｌＳ）の場合には、水銀（Ｈｇ）の除去速度に対して石膏（ＣａＳＯ4）の生成速度が不足することとなるからである。
　次に、Ｈｇ／Ｓモル比が１．３×１０-6と規定した理由を説明する。
　先ず、ΔＨｇ／ΔＣａＳＯ4＝Δ水銀除去量／Δ石膏生成量の関係から、脱硫装置１６である気液接触塔におけるΔＨｇ／ΔＣａＳＯ4と水銀除去性能（気液接触塔出口でのガス中水銀濃度）の関係を図２に示す。
　このグラフよりΔＨｇ／ΔＣａＳＯ4が２ｍｇＨｇ／ｋｇＣａＳＯ4以下で、水銀除去性能を維持できることが判明する。
　水銀（Ｈｇ）と石膏（ＣａＳＯ4）に含まれる硫黄（Ｓ）は、最上流の石炭に起因する。
　ここで、ΔＨｇ／ΔＣａＳＯ4＝２ｍｇＨｇ／ｋｇＣａＳＯ4を換算すると、以下のようになる。
　Ｈｇｍｏｌ／Ｓｍｏｌ＝２ｍｇＨｇ／ｋｇＣａＳＯ4 × 〔（１／２００．５９）×１０-3 ｍｏｌＨｇ／ｍｇＨｇ〕／（１／１３６．１４４）×１０3ｍｏｌＳ／ｋｇＣａＳＯ4〕
＝１．３５７×１０-6 ｍｏｌＨｇ／ｍｏｌＳ
　なお、水銀（Ｈｇ）の分子量を２００．５９、硫黄（Ｓ）の分子量を３２．０６６、石膏（ＣａＳＯ4）の分子量を１３６．１４４とする。
　よって、ΔＨｇ／ΔＣａＳＯ4 ２ｍｇＨｇ／ｋｇＣａＳＯ4は、１．３６×１０-6ｍｏｌＨｇ／ｍｏｌＳに相当することとなる。
　この結果、Ｈｇ／Ｓモル比の閾値として１．３×１０-6と規定し、これを上回る場合には、水銀除去性能が低下することになるので、水銀除去対策を講じる必要があることとなる。
　さらに、瀝青炭とＰＲＢ炭とにおける石炭の含有量比（Ｈｇ／Ｓ）と頻度との関係図を図３及び図４に示す。
　図３及び図４は、米国石炭の瀝青炭及びＰＲＢ炭の各３０検体のＨｇ／Ｓ比を集計したものであり、１．３６×１０-6 ｍｏｌＨｇ／ｍｏｌＳ以下の比率は、瀝青炭では約７０％であり、ＰＲＢ炭では約２７％であった。
　このような、瀝青炭を単独で又は混合して用いるような場合においても、塩化水素の供給とＯＲＰの制御で水銀の除去を効率よく行うことができる。また、石炭の種類が変化する場合においても、活性炭を噴霧することで急激な水銀濃度の上昇があっても対応が可能となる。
　図５は本発明の他の石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略図である。
　本実施例の排ガス処理システムは、石炭焚ボイラ１１からの排ガス中の窒素酸化物をアンモニア１２の添加により除去する脱硝装置１３と、窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器１４と、熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器１５と、除塵後のガス中の硫黄酸化物を石灰・石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する気液接触式の脱硫装置１６と、脱硫・水銀除去後の浄化ガスを外部に排出する煙突１７とを具備する排ガス処理システムにおいて、脱硫装置１６からの水銀を含有するスラリ吸収液を外部に抜き出し、石膏を分離する前に凝集剤を添加し、水銀を凝集除去するものである。
　すなわち、図５に示すように、脱硫装置１６から抜き出した水銀を含有するスラリ吸収液に凝集剤を添加し、該凝集剤に水銀を凝集させ、固液分離装置４１で石膏２４を分離除去する際に、石膏２４と共に、凝集剤も分離して、分離水中の水銀濃度を低下するようにしている。
　凝集剤の添加は脱硫装置１６の内部（４０Ａ）又は固液分離装置４１の前流側（４０Ｂ）において行えばよい。
　この結果、脱硫装置１６に戻される分離水中の０価の水銀（Ｈｇ0)の濃度を減少することができ、脱硫装置１６内での水銀の再飛散を防止することができる。
　図６は本発明の他の石炭焚ボイラの排ガス処理システムの概略図である。
　本実施例の排ガス処理システムは、石炭焚ボイラ１１からの排ガス中の窒素酸化物をアンモニア１２の添加により除去する脱硝装置１３と、窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器１４と、熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器１５と、除塵後のガス中の硫黄酸化物を石灰・石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する気液接触式の脱硫装置１６と、脱硫・水銀除去後の浄化ガスを外部に排出する煙突１７とを具備する排ガス処理システムにおいて、脱硫装置１６からの水銀を含有するスラリ吸収液を外部に抜き出し、固液分離装置４１で石膏２４を分離し、石膏２４を分離した上澄水２３に対し、水銀吸着除去装置４２内で活性炭、キレート樹脂、イオン交換樹脂、又は硫化物担持担体等の水銀吸着材と接触させ、水銀を吸着除去するようにしている。
　この結果、脱硫装置１６に戻される分離水中の０価の水銀（Ｈｇ0)の濃度を減少することができ、脱硫装置１６内での水銀の再飛散を防止することができる。
　なお、本実施例は、図５の実施例２の凝集剤の添加と組み合わせて、さらに水銀除去効果を向上させるようにしてもよい。
　以上のように、本発明に係る排ガス処理システム及び運転方法によれば、水銀の再飛散が軽減されるので、水銀除去効率を向上させることができ、排ガス中の水銀排出量が規制される場合の排ガス処理に用いて適している。

Claims (5)

  1. 　石炭焚ボイラからの排ガス中の窒素酸化物を除去する脱硝装置と、
    　窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器と、
    　熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器と、
    　除塵後のガス中の硫黄酸化物を石灰・石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する気液接触式の脱硫装置と、
    　脱硫後のガスを外部に排出する煙突とを具備する排ガス処理システムにおいて、
    　脱硝装置の前流側で塩化水素を噴霧すると共に、
    　前記集塵器の後流側で活性炭を噴霧して、ガス中の水銀を吸着することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システム。
  2. 　石炭焚ボイラからの排ガス中の窒素酸化物を除去する脱硝装置と、
    　窒素酸化物除去後のガス中の熱を回収する空気予熱器と、
    　熱回収後のガス中の煤塵を除去する集塵器と、
    　除塵後のガス中の硫黄酸化物を石灰・石膏法により除去すると共に、酸化水銀を除去する気液接触式の脱硫装置と、
    　脱硫後のガスを外部に排出する煙突とを具備する排ガス処理システムにおいて、
    　脱硝装置の前流側で塩化水素を噴霧すると共に、
    　前記集塵器の後流側で活性炭を噴霧して、ガス中の水銀を吸着させ、
    　脱硫装置内の吸収液の酸化還元電位を１５０ｍＶ以上とすることを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システム。
  3. 　請求項１又は２において、
    　水銀を含有するスラリ吸収液を外部に抜き出し、石膏を分離する前に凝集剤を添加し、水銀を凝集除去することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システム。
  4. 　請求項１乃至３のいずれか一つにおいて、
    　石膏を分離した分離液と、活性炭、キレート樹脂、イオン交換樹脂、又は硫化物担持担体の少なくとも一つと接触させ、水銀を吸着除去することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システム。
  5. 　請求項１乃至４のいずれか一つの石炭焚ボイラの排ガス処理システムを用いて、
    　石炭の水銀（Ｈｇ）／硫黄（Ｓ）のモル比が１．３×１０-6以上である場合に、脱硫装置の後流側で水銀濃度を監視し、その結果に応じて活性炭を噴霧することを特徴とする石炭焚ボイラの排ガス処理システムの運転方法。

     
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