WO2013115107A1 - 海水排煙脱硫システムおよび発電システム - Google Patents

海水排煙脱硫システムおよび発電システム Download PDF

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WO2013115107A1
WO2013115107A1 PCT/JP2013/051639 JP2013051639W WO2013115107A1 WO 2013115107 A1 WO2013115107 A1 WO 2013115107A1 JP 2013051639 W JP2013051639 W JP 2013051639W WO 2013115107 A1 WO2013115107 A1 WO 2013115107A1
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WO
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seawater
flue gas
gas desulfurization
absorption tower
sulfur
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PCT/JP2013/051639
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Inventor
貴志 吉元
晴治 香川
康浩 竹内
Original Assignee
三菱重工業株式会社
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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
    • B01D53/507—Sulfur oxides by treating the gases with other liquids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/002—Cleaning of turbomachines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/32—Collecting of condensation water; Drainage ; Removing solid particles
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/10—Oxidants
    • B01D2251/11—Air
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/10—Inorganic absorbents
    • B01D2252/103—Water
    • B01D2252/1035—Sea water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases

Definitions

  • the present invention relates to a seawater flue gas desulfurization system and a power generation system that oxidize sulfur-absorbed seawater generated by desulfurizing sulfur contained in exhaust gas using seawater.
  • exhaust gas combustion exhaust gas
  • SOx sulfur oxide
  • SO 2 sulfur dioxide
  • Seawater flue gas desulfurization equipment supplies seawater and boiler exhaust gas into a desulfurization tower (absorption tower) that has a cylindrical shape or a rectangular shape such as a substantially cylindrical shape placed vertically, and makes seawater gas-liquid contact as an absorption liquid. SOx is removed. Seawater after desulfurization (sulfur content-absorbing seawater) used as an absorbent in the desulfurization tower is supplied to the oxidation tank. The sulfur-absorbing seawater flowing in the oxidation tank is diluted with seawater that is not used for desulfurization.
  • a desulfurization tower that has a cylindrical shape or a rectangular shape such as a substantially cylindrical shape placed vertically, and makes seawater gas-liquid contact as an absorption liquid. SOx is removed.
  • Seawater after desulfurization (sulfur content-absorbing seawater) used as an absorbent in the desulfurization tower is supplied to the oxidation tank. The sulfur-absorbing seawater flowing in the oxidation tank is diluted with seawater that is not used for des
  • the sulfur-absorbing seawater is decarboxylated (aerated) by fine bubbles flowing out from an aeration apparatus (aeration apparatus) installed on the bottom surface of the oxidation tank (see, for example, Patent Document 1).
  • an aeration apparatus as an installed on the bottom surface of the oxidation tank (see, for example, Patent Document 1).
  • the sulfur-absorbing seawater is discharged after being oxidized with SO 3 and aerated with CO 2 so as to satisfy local environmental standards.
  • An oxidation tank is generally a long water channel (Seawater Oxidation Treatment System: SOTS) with a width of 20 m to 40 m and a length of about 100 m to 200 m, and requires a large installation area.
  • SOTS Seawater Oxidation Treatment System
  • oxygen is supplied in the state of air from the aeration apparatus provided at the bottom of the oxidation tank to almost the entire bottom of the oxidation tank.
  • Conventionally used oxidation tanks supply oxygen in the state of air to sulfur-absorbing seawater flowing through the oxidation tank from the entire bottom surface of the oxidation tank, so the power cost required to operate the oxidation tank is high. .
  • oxygen more than necessary for the oxidation of SO 3 in the sulfur-absorbing seawater and the aeration of CO 2 is supplied, and oxygen is supplied more than necessary. The oxidation of 3 and the aeration of CO 2 are not performed efficiently.
  • an object of the present invention is to provide a seawater flue gas desulfurization system and a power generation system that efficiently process sulfur-absorbing seawater and reduce the size of the oxidation tank.
  • the first invention of the present invention for solving the above-mentioned problems is a flue gas desulfurization absorption tower that cleans the flue gas by contacting the exhaust gas and seawater in a gas-liquid manner, and a downstream side of the flue gas desulfurization absorption tower.
  • an air supply means for supplying air to sulfur-absorbing seawater containing sulfur, and supplying the sulfur-absorbing seawater to the flue gas desulfurization absorption tower, an oxidation tank for performing water quality recovery treatment of the sulfur-absorbing seawater
  • a seawater flue gas desulfurization system comprising: a seawater supply line; and an air branch line for supplying a part of the air supplied to the oxidation tank to the bottom of the flue gas desulfurization absorption tower.
  • 2nd invention has the diluted seawater branch line which branches from the said seawater supply line in 1st invention, and supplies a part of said seawater to the tower bottom part of said flue gas desulfurization absorption tower as diluted seawater.
  • This is a seawater flue gas desulfurization system.
  • the third invention is the first or second aspect of the present invention, SO 2 absorption amount to the total amount of the seawater supplied to the flue gas desulfurization absorber tower, seawater flue gas to equal to or less than 3 mmol / l Desulfurization system.
  • a fourth invention is the seawater flue gas desulfurization system according to any one of the first to third inventions, wherein the temperature of the sulfur-absorbing seawater is 5 ° C or higher and 55 ° C or lower.
  • the fifth invention is the seawater flue gas desulfurization system according to any one of the first to fourth inventions, wherein the pH of the seawater is 5.5 or more.
  • any one of the first to fifth inventions for measuring an inlet SO 2 concentration and an outlet SO 2 concentration of the exhaust gas at the exhaust gas inlet and outlet of the flue gas desulfurization absorption tower.
  • An SO 2 concentration meter a seawater circulation line that circulates the sulfur-absorbing seawater in the flue gas desulfurization absorption tower to the seawater supply line, and the seawater circulation line that is extracted from the flue gas desulfurization absorption tower
  • the seventh invention uses a boiler, a steam turbine that uses the exhaust gas discharged from the boiler as a heat source for generating steam, drives a generator using the generated steam, and any one of first to sixth A seawater flue gas desulfurization system of one invention, a condenser that collects and circulates water condensed by the steam turbine, a flue gas denitration device that denitrates exhaust gas discharged from the boiler, It is a power generation system characterized by having a dust collector which removes soot and dust.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the configuration of a seawater flue gas desulfurization system according to Example 1 of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram illustrating a configuration of a power generation system according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the configuration of a seawater flue gas desulfurization system according to Example 1 of the present invention.
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 includes a flue gas desulfurization absorption tower 11, an oxidation tank 12, a seawater supply line L11, and an air branch line L12.
  • the seawater 21 is pumped from the sea 22 to the seawater supply line L11 by the pump 22a, and a part of the seawater 21 is supplied to the flue gas desulfurization absorption tower 11 via the seawater supply line L11 as the absorption seawater 21a by the pump 22b.
  • a part of the seawater 21 is supplied as diluted seawater 21b to the oxidation tank 12 via the diluted seawater supply line L13, and a part of the diluted seawater 21b is supplied as diluted seawater 21c via the diluted seawater supply line L14.
  • 11 is supplied.
  • the supply amounts of the diluted seawaters 21b and 21c flowing in the diluted seawater supply lines L13 and L14 are adjusted by the pumps 22c and 22d.
  • seawater 21 uses the seawater pumped directly from the sea 22 by the pump 22a, the present embodiment is not limited to this, and uses the drainage of the seawater 21 discharged from a condenser (not shown). You may do it.
  • the flue gas desulfurization absorption tower 11 is a tower for purifying the exhaust gas 25 by bringing the exhaust gas 25 and the absorbed seawater 21a into gas-liquid contact.
  • the absorbed seawater 21a is ejected upward in the form of a liquid column by the spray nozzle 26, and the exhaust gas 25 and the absorbed seawater 21a supplied via the seawater supply line L11 are brought into gas-liquid contact.
  • the spray nozzle 26 is a spray nozzle that ejects upward in the form of a liquid column, but is not limited thereto, and may be sprayed downward in the form of a shower.
  • the sulfur content refers to a sulfur concentration (mass ppm or mass ppb) obtained by converting the concentration of all sulfur compounds contained in hydrocarbon oil into a sulfur atom, and specifically, for example, SO 2 , SOx such as SO 3 and sulfite ion (SO 3 ) can be used.
  • H 2 SO 3 generated by gas-liquid contact between the absorbed seawater 21a and the exhaust gas 25 is dissociated and hydrogen ions (H + ) are released into the absorbed seawater 21a.
  • H + hydrogen ions
  • the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 is about 3 to 6, for example.
  • the sulfur content absorption seawater 14 which absorbed the sulfur content in the flue gas desulfurization absorption tower 11 is stored in the tower bottom part of the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the purified gas 28 desulfurized by the flue gas desulfurization absorption tower 11 is released into the atmosphere through the purified gas discharge passage L15.
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 has an air branch line L12 that supplies a part of the air 29 supplied to the oxidation tank 12 to the tower bottom of the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • an air branch line L12 that supplies a part of the air 29 supplied to the oxidation tank 12 to the tower bottom of the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the blowing distance of the air 29 can be shortened. Therefore, by shortening the blowing distance of the air 29 in the oxidation tank 12, the distance in the length direction of the oxidation tank 12 that is the flow direction of the sulfur-absorbing seawater 14 can be shortened, so the size of the oxidation tank 12 is reduced. can do.
  • the air 29 extracted to the air branch line L12 is supplied to the flue gas desulfurization absorption tower 11 by the pump 22e.
  • the method of supplying the air 29 to the oxidation tank 12 via the air branch line L12 is not limited to the pump 22e, and the vicinity of the connecting portion connected to the oxidation tank 12 of the air branch line L12 is an orifice shape. Alternatively, the air 29 may be supplied into the oxidation tank 12.
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 branches from the diluted seawater supply line L13, and a part of the diluted seawater 21b supplied to the oxidation tank 12 is used as diluted seawater 21c at the bottom of the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • a diluted seawater branch line L14 is provided.
  • sulfur content such as sulfite ions dissolved in the sulfur content absorption seawater 14 is not oxidized, but diluted seawater 21c is added to the absorption tower tank 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 is increased, and the oxidation of sulfur such as sulfite ions dissolved in the sulfur-absorbing seawater 14 stored in the absorption tower tank 11a can be promoted. . Further, by supplying the diluted seawater 21c to the absorption tower tank 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11 and diluting the sulfur-absorbing seawater 14, the sulfur-absorbing seawater 14 is caused by air entrainment when the sulfur-absorbing seawater 14 falls. Oxygen can be taken in, and the effect of promoting the oxidation of sulfur components such as sulfite ions dissolved in the sulfur-absorbing seawater 14 can be obtained.
  • the oxidation in the flue gas desulfurization absorption tower 11 is compared with the case where the diluted seawater 21c is not supplied into the smoke desulfurization absorption tower 11.
  • the oxidation in the flue gas desulfurization absorption tower 11 is promoted, and the length of the oxidation tank 12 provided on the downstream side of the flue gas desulfurization absorption tower 11 can be shortened. Thereby, the magnitude
  • the SO 2 absorption amount ( ⁇ ToS (SO 2 absorption amount / sea water total amount)) with respect to the total amount of absorbed seawater 21a and diluted seawater 21b supplied to the flue gas desulfurization absorption tower 11 via the seawater supply lines L11 and L13 is 3 mmol / l. Or less, more preferably 2 mmol / l or less, and still more preferably 1 mmol / l or less.
  • ⁇ ToS is 3 mmol / l or less
  • the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 is 4.0 or more, and an effect of promoting the oxidation of sulfur components such as sulfite ions dissolved in the yellow-absorbing seawater 14 is obtained.
  • ⁇ ToS is 2 mmol / l or less, the effect of promoting the oxidation of the sulfur content is high, and if ⁇ ToS is 1 mmol / l or less, the effect is further enhanced.
  • the temperature of the seawater is preferably 5 ° C or higher and 55 ° C or lower, more preferably 15 ° C or higher, and further preferably 30 ° C or higher.
  • the temperature of the seawater is 5 ° C. or higher, an effect of increasing the oxidation rate is obtained by the temperature increase, and when the temperature of the seawater is 15 ° C. or higher, the oxidation rate is further increased. An effect is more acquired and a higher effect is acquired when the temperature of seawater is 30 degreeC or more.
  • the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 is preferably 4.0 or more and 8.3 or less, and more preferably 5.5 or more. If the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 is 4.0 or more, the effect of promoting the oxidation of sulfur such as sulfite ions dissolved in the sulfur-absorbing seawater 14 can be obtained. When the value is 5.5 or more, a higher effect can be obtained.
  • SO 2 concentration meters 32 a and 32 b for measuring the inlet SO 2 concentration and the outlet SO 2 concentration of the exhaust gas 25 are provided on the inlet side and the outlet side of the exhaust gas 25 of the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the flue gas desulfurization absorption tower 11 is provided with a seawater circulation line L16 for circulating the sulfur-absorbing seawater 14 in the flue gas desulfurization absorption tower 11 to the seawater supply line L11.
  • the seawater circulation line L16 is provided with a flow meter 33 for measuring the flow rate of the sulfur-absorbing seawater 14 extracted from the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the measurement results measured by the SO 2 concentration meters 32 a and 32 b and the flow meter 33 are transmitted to the control device 34.
  • the seawater circulation line L16 is provided, it is not limited to this and does not need to provide.
  • the control device 34 calculates the desulfurization rate in the flue gas desulfurization absorption tower 11 based on the inlet SO 2 concentration and the outlet SO 2 concentration of the exhaust gas 25 measured by the SO 2 concentration meters 32a and 32b.
  • the circulation flow rate of the sulfur-absorbing seawater 14 that circulates in the desulfurization absorption tower 11 is measured.
  • the desulfurization rate of the exhaust gas 25 is adjusted by the ratio (exit SO 2 concentration / inlet SO 2 concentration) between the inlet SO 2 concentration and the outlet SO 2 concentration in the exhaust gas 25 supplied to the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the controller 34 supplies the amount of the absorption seawater 21a supplied to the flue gas desulfurization absorption tower 11 via the seawater supply line L11 and the amount of the diluted seawater 21c supplied to the oxidation tank 12 and the flue gas desulfurization via the air supply line L12.
  • the supply amount of the air 29 supplied to the absorption tower 11 is adjusted.
  • the power required to supply the absorbed seawater 21a and diluted seawater 21c with the pumps 22b and 22d into the flue gas desulfurization absorption tower 11, and the air 29 is supplied to the tower bottom 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11 with the pump 22e.
  • the power can be reduced.
  • the downstream oxidation tank 12 since the amount of dissolved oxygen in the sulfur-absorbing seawater 14 can be increased in the flue gas desulfurization absorption tower 11 by blowing air 29 into the bottom of the flue gas desulfurization absorption tower 11, the downstream oxidation tank 12. Therefore, the length of the oxidation tank 12 can be shortened and the size of the oxidation tank 12 can be reduced.
  • the sulfur content absorption seawater 14 stored at the bottom of the flue gas desulfurization absorption tower 11 is fed to the oxidation tank 12 through the sulfur content absorption seawater discharge line L17.
  • the sulfur content absorption seawater discharge line L17 may be connected to the diluted seawater supply line L14, and the sulfur content absorption seawater 14 in the sulfur content absorption seawater discharge line L17 may be mixed with the absorption seawater 21b and diluted.
  • the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 in the sulfur-absorbing seawater discharge line L17 can be increased, and re-emission of SO 2 gas can be prevented. Further, by preventing SO 2 from being diffused and leaking outside in the sulfur content absorption seawater discharge line L17, it is possible to prevent the emission of an irritating odor.
  • the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 in the dilution mixing tank can be raised, and re-emission of SO 2 gas can be prevented.
  • SO 2 from being diffused and leaking to the outside in the diluting / mixing tank, it is possible to prevent emitting an irritating odor.
  • the sulfur-absorbing seawater 14 is fed to the oxidation tank 12 provided on the downstream side of the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the oxidation tank 12 is a tank that is provided on the downstream side of the flue gas desulfurization absorption tower 11 and performs a water quality recovery process for the sulfur-absorbing seawater 14.
  • the oxidation tank 12 is a tank having an aeration apparatus (aeration apparatus) 41 that supplies air 29 to the sulfur content absorption diluted seawater 14 as air supply means.
  • the aeration apparatus 41 is provided in the oxidation tank 12 and supplies air 29 to the sulfur-absorbing seawater 14.
  • the aeration apparatus 41 includes an oxidation air blower 42 that supplies air 29, an air diffuser 43 that supplies air 29, and an oxidation that supplies air 29 to the sulfur-absorbing seawater 14 in the oxidation tank 12. And an air nozzle 44.
  • the external air 29 is sent from the oxidizing air nozzle 44 into the oxidation tank 12 through the air diffuser 43 by the oxidizing air blower 42, and the oxygen is dissolved as shown in the following formula (II).
  • the sulfur content in the sulfur-absorbing seawater 14 comes into contact with the air 29, and an oxidation reaction of bisulfite ions (HSO 3 ⁇ ) as shown in the following formulas (III) to (V) and bicarbonate ions (HCO 3 - produce and decarboxylation), sulfur absorbing seawater 14 is water recovered, the water recovery seawater 45.
  • the number of the oxidizing air nozzles 44 is not particularly limited, and is appropriately provided according to the size of the inside of the oxidation tank 12.
  • the pH of the sulfur-absorbing seawater 14 can be raised and the COD can be reduced, and the pH, dissolved oxygen concentration, and COD of the water quality recovery seawater 45 can be released to a level at which seawater can be discharged.
  • the generated gas can be diffused in the oxidation tank 12 so as to satisfy the SO 2 environmental standard concentration.
  • the water quality recovery seawater 45 is discharged to the sea 22 via the seawater discharge line L18.
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 supplies the diluted seawater 14b in the flue gas desulfurization absorption tower 11 by supplying diluted seawater 21b and air 29 to the absorption tower tank 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11. Since the amount of dissolved oxygen in the inside can be increased, the air blowing distance in the oxidation tank 12 can be reduced, and the length direction of the oxidation tank 12 can be shortened, so the size of the oxidation tank 12 is reduced. Is done.
  • Table 1 shows an example of the relationship between the supply ratio of air and the supply ratio of diluted seawater and the length of the oxidation tank.
  • the absorption tower bottom means the ratio of the supply amount of air 29 and diluted seawater 21c supplied to the tower bottom (absorption tower tank) 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11, and the oxidation tank
  • the ratio of the supply amount of the air 29 supplied to the oxidation tank 12 and the diluted seawater 21b is shown.
  • the absorption tower tank 11 a of the flue gas desulfurization absorption tower 11 and the oxidation tank 12 are supplied.
  • the length of the oxidation tank 12 can be shortened even if the supply amount of the air 29 is less than when supplying the air 29 only to the oxidation tank 12 (see Test Examples 4, 7, 8, and Comparative Examples 1 and 2). .
  • the diluted seawater 21c supplied to the absorption tower tank 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11 and the diluted seawater 21b supplied to the oxidation tank 12 are made equal to each other so as to be supplied to the tower bottom 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11. Even if the amount of air is reduced, the length of the oxidation tank 12 can be shortened to substantially the same extent as when air 29 is supplied in an equal amount to the bottom 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11 and the oxidation tank 12. The effect of reducing the size of the oxidation tank 12 is obtained (see Test Examples 1 to 6).
  • the sulfur content absorption seawater 14 in the flue gas desulfurization absorption tower 11 is supplied.
  • the amount of dissolved oxygen can be increased.
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 supplies part of the air 29 supplied to the oxidation tank 12 to the tower bottom 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11, and also the oxidation tank. 12 is supplied to the bottom 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11, the air blowing distance in the oxidation tank 12 can be reduced, and the length of the oxidation tank 12 is increased. Since the direction can be shortened, the size of the oxidation tank 12 can be reduced. Further, since the power required to supply the air 29 to the oxidation tank 12 can be reduced, the sulfur-absorbing seawater 14 that has flowed into the open-open oxidation tank 12 can be efficiently oxidized to recover the water quality. it can.
  • the sulfur content absorption seawater 14 discharged from the flue gas desulfurization absorption tower 11 is efficiently treated in the oxidation tank 12 by treating the sulfur content absorption seawater 14 with water quality.
  • a recovery process can be performed to reduce the size of the oxidation tank 12, and a highly reliable seawater flue gas desulfurization system can be provided.
  • a seawater flue gas desulfurization system for treating the sulfur-absorbing seawater 14 generated by the seawater desulfurization using the absorption seawater 21a in the flue gas desulfurization absorption tower 11 has been described. It is not limited to. Seawater flue gas desulfurization system is included in exhaust gas discharged from factories in various industries, power plants such as large and medium-sized thermal power plants, large boilers for electric utilities or general industrial boilers, steelworks, smelters, etc. The present invention can be applied to a seawater flue gas desulfurization apparatus that desulfurizes sulfur oxides.
  • the flue gas desulfurization absorption tower 11 and the oxidation tank 12 are independent as separate tanks, and the flue gas desulfurization absorption tower 11 and the oxidation tank 12 are connected by a sulfur content absorption seawater discharge line L17.
  • the present embodiment is not limited to this, and the flue gas desulfurization absorption tower 11 and the oxidation tank 12 may be integrated into a single tank.
  • a power generation system according to Example 2 of the present invention will be described with reference to the drawings.
  • the seawater flue gas desulfurization system according to the first embodiment is used for the seawater flue gas desulfurization system applied to the power generation system according to the present embodiment.
  • symbol is attached
  • FIG. 2 is a schematic diagram illustrating a configuration of a power generation system according to Embodiment 2 of the present invention.
  • the power generation system 50 includes a boiler 51, a steam turbine 52, a condenser 53, a flue gas denitration device 54, a dust collector 55, and a seawater flue gas desulfurization system. 10.
  • the sulfur-absorbing seawater 14 is used seawater that has absorbed sulfur such as SO 2 in the seawater flue gas desulfurization system 10.
  • the boiler 51 injects and burns fuel 56 supplied from an oil tank or a coal mill from a burner (not shown) together with air 58 preheated by an air preheater (AH) 57.
  • the air 58 supplied from the outside is supplied to the air preheater 57 by the pushing fan 59 and preheated.
  • the fuel 56 and the air 58 preheated by the air preheater 57 are supplied to the burner, and the fuel 56 is combusted in the boiler 51. Thereby, the steam 60 for driving the steam turbine 52 is generated.
  • the exhaust gas 61 generated by combustion in the boiler 51 is sent to the flue gas denitration device 54. Further, the exhaust gas 61 is used as a heat source for exchanging heat with water 62 discharged from the condenser 53 and generating steam 60.
  • the steam turbine 52 uses this generated steam 60 to drive the generator 63.
  • the condenser 53 collects the water 62 condensed by the steam turbine 52 and returns it to the boiler 51 for circulation.
  • the exhaust gas 61 discharged from the boiler 51 is denitrated in the flue gas denitration device 54, exchanged heat with the air 58 by the air preheater 57, and then sent to the dust collector 55 to remove the dust in the exhaust gas 61.
  • the exhaust gas 61 removed by the dust collector 55 is supplied into the flue gas desulfurization absorption tower 11 by the induction fan 65.
  • the exhaust gas 61 is heat-exchanged by the heat exchanger 66 with the purified gas 28 that is desulfurized and discharged by the flue gas desulfurization absorption tower 11, and then supplied into the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the exhaust gas 61 may be directly supplied to the flue gas desulfurization absorption tower 11 without exchanging heat with the purified gas 28 by the heat exchanger 66.
  • the heat exchanger 66 includes a heat recovery device and a reheater, and a heat medium is circulated between the heat recovery device and the reheater.
  • the heat recovery unit is provided between the induction fan 65 and the flue gas desulfurization absorption tower 11, and exchanges heat between the exhaust gas 61 discharged from the boiler 51 and the heat medium.
  • the reheater is provided on the downstream side of the flue gas desulfurization absorption tower 11, exchanges heat between the purified gas discharged from the flue gas desulfurization absorption tower 11 and the heat medium, and reheats the purified gas. To do.
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 is the seawater flue gas desulfurization apparatus according to Example 1 described above. That is, the seawater flue gas desulfurization system 10 includes a flue gas desulfurization absorption tower 11, an oxidation tank 12, a seawater supply line L11, and an air branch line L12.
  • seawater desulfurization is performed using the seawater 21 pumped up from the sea 22 by the sulfur content contained in the exhaust gas 61. Further, the seawater 21 is pumped up from the sea 22 by the pump 22a, and after heat exchange by the condenser 53, a part of the absorbed seawater 21a is supplied to the seawater flue gas desulfurization system 10 by the pump 22b via the seawater supply line L11. Is done. Moreover, the diluted seawater 21b is supplied to the upstream side in the oxidation tank 12 through the diluted seawater supply line L13.
  • the exhaust gas 61 and the absorbed seawater 21a are brought into gas-liquid contact, and the sulfur content in the exhaust gas 61 is absorbed by the absorption seawater 21a.
  • the exhaust gas 61 purified by the seawater flue gas desulfurization system 10 becomes the purified gas 28 and is discharged to the outside from the chimney 67 through the purified gas discharge passage L15.
  • diluted seawater 21c and air 29 are supplied to the tower bottom 11a of the flue gas desulfurization absorption tower 11. Therefore, since the amount of dissolved oxygen in the sulfur-absorbing seawater 14 can be increased in the flue gas desulfurization absorption tower 11, it becomes possible to reduce the air blowing distance in the oxidation tank 12, as will be described later. Therefore, the size of the oxidation tank 12 can be reduced.
  • the sulfur-absorbing seawater 14 that has absorbed the sulfur component is discharged from the flue gas desulfurization absorption tower 11 and then fed upstream of the oxidation tank 12. It is mixed with the absorption seawater 21b on the upstream side in the oxidation tank 12 and diluted.
  • the seawater 21 pumped from the sea 22 is heat-exchanged by the condenser 53 and then sent to the seawater flue gas desulfurization system 10 and used for seawater desulfurization.
  • the seawater 21 pumped from the sea 22 is condensed into the condensate. It is also possible to directly feed the seawater flue gas desulfurization system 10 without heat exchange in the vessel 53 and use it for seawater desulfurization.
  • the sulfur-absorbing seawater 14 After the sulfur-absorbing seawater 14 is mixed with the absorbing seawater 21b on the upstream side of the oxidation tank 12, it is oxidized.
  • the diluted seawater 21c and the air 29 are supplied to the tower bottom portion 11a of the smoke desulfurization absorption tower 11, and the amount of dissolved oxygen in the sulfur content absorption seawater 14 is increased in the flue gas desulfurization absorption tower 11. Therefore, the air blowing distance in the oxidation tank 12 can be reduced, and the length direction of the oxidation tank 12 can be shortened, so that the size of the oxidation tank 12 can be reduced.
  • the power required to supply the air 29 to the oxidation tank 12 can be reduced, and the open-type
  • the sulfur-absorbing seawater 14 that has flowed into the oxidation tank 12 can be efficiently oxidized to recover the water quality.
  • the water content of the sulfur-absorbing seawater 14 is recovered in the oxidation tank 12 to obtain the water quality recovered seawater 45.
  • the water quality recovery seawater 45 obtained in the oxidation tank 12 is discharged from the oxidation tank 12 to the sea 22 via the seawater discharge line L18 with pH, dissolved oxygen concentration, and COD at a level at which seawater can be discharged.
  • a part of the seawater 21 may be supplied from the seawater supply line L11 to the downstream side of the water quality recovery seawater 45 in the oxidation tank 12 via the diluted seawater supply line L19.
  • the water quality recovery seawater 45 can be further diluted.
  • the pH of the water quality recovery seawater 45 is increased, the pH of the seawater drainage is increased to near the seawater, the drainage standard for the pH of the seawater drainage (pH 6.0 or more) is satisfied, and COD is reduced. It is possible to release the pH and COD of the water quality recovery seawater 45 as a level at which seawater can be discharged.
  • the sulfur-absorbing seawater 14 can be efficiently processed, the air blowing distance in the oxidation tank 12 can be reduced, and the size of the oxidation tank 12 can be reduced.
  • the motive power which supplies the air 29 to the sulfur content absorption seawater 14 in the oxidation tank 12 can be reduced, and the running cost can be suppressed. Therefore, the power generation system 50 according to the present embodiment can efficiently and stably process the sulfur-absorbing seawater 14 and perform water quality recovery processing, and can provide a power generation system with high safety and reliability. .
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 treats the sulfur-absorbing seawater 14 generated by desulfurizing the exhaust gas 61 discharged from the boiler 51 using the absorbed seawater 21a in the flue gas desulfurization absorption tower 11.
  • the seawater flue gas desulfurization system 10 is configured to remove sulfur oxides contained in exhaust gas discharged from, for example, factories in various industries, power plants such as large and medium-sized thermal power plants, large boilers for electric utilities, or general industrial boilers. It can be used to remove sulfur content in the sulfur content absorption solution produced by seawater desulfurization.

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Abstract

　本発明に係る海水排煙脱硫システム１０は、排ガス２５と吸収海水２１ａとを気液接触して排ガス２５を洗浄する排煙脱硫吸収塔１１と、排煙脱硫吸収塔１１の後流側に設けられ、硫黄分を含んだ硫黄分吸収海水１４に空気２９を供給する曝気装置４１を備え、硫黄分吸収海水１４の水質回復処理を行う酸化槽１２と、海水２１を排煙脱硫吸収塔１１に供給する海水供給ラインＬ１１と、酸化槽１２に供給される空気２９の一部を、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに供給する空気分岐ラインＬ１２と、を有することを特徴とする。

Description

海水排煙脱硫システムおよび発電システム
　本発明は、海水を用いて排ガスに含まれる硫黄分を脱硫処理して生じた硫黄分吸収海水を酸化処理する海水排煙脱硫システムおよび発電システムに関する。
　石炭や原油等を燃料とする発電プラントにおいて、石炭等の化石燃料を燃焼することでボイラから排出される燃焼排気ガス（以下、「排ガス」という）には硫黄酸化物（ＳＯｘ）など硫黄分が含まれる。そのため、排ガスは、脱硫処理され、排ガス中に含まれている二酸化硫黄（ＳＯ2）等の硫黄酸化物（ＳＯｘ）を除去してから大気に放出される。このような脱硫処理方法として、石灰石膏法、スプレードライヤー法及び海水法等がある。
　発電所などは大量の冷却水を必要とするため海に面した場所に建設される場合が多い。そのため、脱硫処理に要する稼動コストを抑えることなどの観点から、海水を排ガス中の硫黄酸化物を吸収する吸収液として利用して脱硫を行う海水脱硫を用いた海水排煙脱硫装置が提案されている。
　海水排煙脱硫装置は、略円筒のような筒形状又は角形状を縦置きにした脱硫塔（吸収塔）の内部に海水及びボイラ排ガスを供給し、海水を吸収液として気液接触させることでＳＯｘを除去している。脱硫塔内で吸収剤として使用した脱硫後の海水（硫黄分吸収海水）は、酸化槽に供給される。酸化槽内を流れる硫黄分吸収海水は脱硫に用いていない海水と混合して希釈される。また、硫黄分吸収海水は、酸化槽の底面に設置した曝気装置（エアレーション装置）から流出される微細気泡によって脱炭酸（曝気）される（例えば、特許文献１参照）。これにより、硫黄分吸収海水は、ＳＯ3の酸化とＣＯ2の曝気処理がされて、地域の環境基準を満足するようにした後に放流される。
特開２００７－１２５４７４号公報
　酸化槽は、一般に、幅２０ｍ～４０ｍ、長さ１００ｍ～２００ｍ程度の上部が開放された長い水路（Seawater　Oxidation　Treatment　System；ＳＯＴＳ）であり、広い設置面積が必要である。酸化槽では、酸化槽の底部に設けたエアレーション装置から酸化槽の底部のほぼ全面に空気の状態で酸素を供給するようにしている。
　従来から用いられている酸化槽は、酸化槽の底部全面から酸化槽内を流れる硫黄分吸収海水に空気の状態で酸素を供給するようにしているため、酸化槽の運転に要する動力コストが高い。また、硫黄分吸収海水中のＳＯ3の酸化とＣＯ2の曝気に必要な酸素以上の酸素を供給している場所もあり、酸素を必要以上に供給しており、硫黄分吸収海水中のＳＯ3の酸化とＣＯ2の曝気が効率的に行われていない。
　そのため、硫黄分吸収海水の処理を効率良く行い、酸化槽の大きさをより小さくした海水排煙脱硫システムが求められている。
　本発明は、前記課題に鑑み、硫黄分吸収海水の処理を効率良く行い、酸化槽の大きさの低減を図った海水排煙脱硫システムおよび発電システムを提供することを課題とする。
　上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、排ガスと海水とを気液接触して前記排ガスを洗浄する排煙脱硫吸収塔と、前記排煙脱硫吸収塔の後流側に設けられ、硫黄分を含んだ硫黄分吸収海水に空気を供給する空気供給手段を備え、前記硫黄分吸収海水の水質回復処理を行う酸化槽と、前記海水を前記排煙脱硫吸収塔に供給する海水供給ラインと、前記酸化槽に供給される空気の一部を、前記排煙脱硫吸収塔の塔底部に供給する空気分岐ラインと、を有することを特徴とする海水排煙脱硫システムである。
　第２の発明は、第１の発明において、前記海水供給ラインから分岐し、前記海水の一部を希釈海水として前記排煙脱硫吸収塔の塔底部に供給する希釈海水分岐ラインを有することを特徴とする海水排煙脱硫システムである。
　第３の発明は、第１又は第２の発明において、前記排煙脱硫吸収塔に供給される前記海水の総量に対するＳＯ2吸収量は、３ｍｍｏｌ／ｌ以下であることを特徴とする海水排煙脱硫システムである。
　第４の発明は、第１から第３の何れか１つの発明において、前記硫黄分吸収海水の温度は５℃以上５５℃以下であることを特徴とする海水排煙脱硫システムである。
　第５の発明は、第１から第４の何れか１つの発明において、前記海水のｐＨは５．５以上であることを特徴とする海水排煙脱硫システムである。
　第６の発明は、第１から第５の何れか１つの発明において、前記排煙脱硫吸収塔の前記排ガスの入口及び出口に、前記排ガスの入口ＳＯ2濃度および出口ＳＯ2濃度を測定するためのＳＯ2濃度計と、前記排煙脱硫吸収塔内の前記硫黄分吸収海水を前記海水供給ラインに循環させる海水循環ラインと、前記海水循環ラインに設けられ、前記排煙脱硫吸収塔から抜き出された前記硫黄分吸収海水の流量を測定する流量計と、を有し、前記排ガスの入口ＳＯ2濃度および出口ＳＯ2濃度に基づいて前記排煙脱硫吸収塔における脱硫率を算出し、前記希釈海水分岐ラインを介して前記酸化槽に供給される海水の供給量を調整することを特徴とする海水排煙脱硫システムである。
　第７の発明は、ボイラと、前記ボイラから排出される排ガスを蒸気発生用の熱源として使用すると共に、発生した蒸気を用いて発電機を駆動する蒸気タービンと、第１から第６の何れか１つの発明の海水排煙脱硫システムと、前記蒸気タービンで凝縮した水を回収し、循環させる復水器と、前記ボイラから排出される排ガスの脱硝を行う排煙脱硝装置と、前記排ガス中の煤塵を除去する集塵装置と、を有することを特徴とする発電システムである。
　本発明によれば、硫黄分吸収海水の処理を効率良く行い、酸化槽の大きさの低減を図ることができる。
図１は、本発明による実施例１に係る海水排煙脱硫システムの構成を示す概略図である。 図２は、本発明による実施例２に係る発電システムの構成を示す概略図である。
　以下、本発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、下記の実施例により本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、実質的に同一のもの、いわゆる均等の範囲のものが含まれる。さらに、下記実施例で開示した構成要素は適宜組み合わせることが可能である。
　本発明の実施例１に係る海水排煙脱硫システムについて、図面を参照して説明する。図１は、本発明による実施例１に係る海水排煙脱硫システムの構成を示す概略図である。図１に示すように、本実施例に係る海水排煙脱硫システム１０は、排煙脱硫吸収塔１１と、酸化槽１２と、海水供給ラインＬ１１と、空気分岐ラインＬ１２と、を有する。
　海水２１は海２２からポンプ２２ａにより海水供給ラインＬ１１に汲み上げられ、海水２１の一部は吸収海水２１ａとしてポンプ２２ｂにより海水供給ラインＬ１１を介して排煙脱硫吸収塔１１に供給される。海水２１の一部は希釈海水２１ｂとして希釈海水供給ラインＬ１３を介して酸化槽１２に送給され、希釈海水２１ｂの一部は希釈海水２１ｃとして希釈海水供給ラインＬ１４を介して排煙脱硫吸収塔１１に供給される。希釈海水供給ラインＬ１３、Ｌ１４内を流れる希釈海水２１ｂ、２１ｃは、ポンプ２２ｃ、２２ｄにより供給量は調整される。
　海水２１は、海２２からポンプ２２ａにより直接汲み上げた海水を用いているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、図示しない復水器から排出される海水２１の排液などを用いるようにしてもよい。
　排煙脱硫吸収塔１１は、排ガス２５と吸収海水２１ａとを気液接触して排ガス２５を浄化する塔である。排煙脱硫吸収塔１１では、吸収海水２１ａは噴霧ノズル２６により上方に液柱状に噴出させ、排ガス２５と海水供給ラインＬ１１を介して供給される吸収海水２１ａとを気液接触させて、排ガス２５中の硫黄分の脱硫を行っている。本実施例では、噴霧ノズル２６は、上方に液柱状に噴出させる噴霧ノズルであるが、これに限定されるものではなく、下方にシャワー状に噴霧するようにしてもよい。
　本明細書において、硫黄分とは、炭化水素油中に含まれる全硫黄化合物の濃度を硫黄原子換算にした硫黄濃度（質量ｐｐｍあるいは質量ｐｐｂ）をいい、具体的には、例えば、ＳＯ2、ＳＯ3等のＳＯｘや亜硫酸イオン（ＳＯ3）などが挙げられる。
　即ち、排煙脱硫吸収塔１１において排ガス２５と吸収海水２１ａとを気液接触させて、下記式（I）に示すような反応を生じさせ、排ガス２５中のＳＯ2などの形態で含有されているＳＯｘなどの硫黄分を吸収海水２１ａに吸収させ、排ガス２５中の硫黄分を、吸収海水２１ａを用いて除去している。
ＳＯ2（ｇ）　＋　Ｈ2Ｏ　→　Ｈ2ＳＯ3（ｌ）　→　ＨＳＯ3 -　＋　Ｈ＋　　　・・・（I）
　この海水脱硫により吸収海水２１ａと排ガス２５との気液接触により発生したＨ2ＳＯ3が解離して水素イオン（Ｈ+）が吸収海水２１ａ中に遊離するためｐＨが下がり、硫黄分吸収海水１４は硫黄分を高濃度に含んでいる。このとき、硫黄分吸収海水１４のｐＨとしては、例えば３～６程度となる。そして、排煙脱硫吸収塔１１で硫黄分を吸収した硫黄分吸収海水１４は、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部に貯留される。
　また、排煙脱硫吸収塔１１で脱硫された浄化ガス２８は浄化ガス排出通路Ｌ１５を介して大気中に放出される。
　本実施例に係る海水排煙脱硫システム１０は、酸化槽１２に供給される空気２９の一部を排煙脱硫吸収塔１１の塔底部に供給する空気分岐ラインＬ１２を有する。空気分岐ラインＬ１２に抜き出される空気２９を排煙脱硫吸収塔１１の塔底部（吸収塔タンク）１１ａに供給することで、排煙脱硫吸収塔１１内で硫黄分吸収海水１４中の溶存酸素量を高めることができる。このため、排煙脱硫吸収塔１１の後流側に設けられる酸化槽１２では、硫黄分吸収海水１４の処理を効率良く行うことができ、硫黄分吸収海水１４の水質回復処理を行うために要する空気２９の吹き込み距離を短くすることができる。よって、酸化槽１２内の空気２９の吹き込み距離を短くすることで、硫黄分吸収海水１４の流れ方向である酸化槽１２の長さ方向の距離は短くできるため、酸化槽１２の大きさを低減することができる。
　空気分岐ラインＬ１２に抜き出した空気２９はポンプ２２ｅにより排煙脱硫吸収塔１１に供給される。また、空気分岐ラインＬ１２を介しての酸化槽１２への空気２９の供給方法は、ポンプ２２ｅに限定されるものではなく、空気分岐ラインＬ１２の酸化槽１２と連結する連結部の近傍をオリフィス形状として空気２９を酸化槽１２内に供給するようにしてもよい。
　本実施例に係る海水排煙脱硫システム１０は、希釈海水供給ラインＬ１３から分岐し、酸化槽１２に供給される希釈海水２１ｂの一部を希釈海水２１ｃとして排煙脱硫吸収塔１１の塔底部に供給する希釈海水分岐ラインＬ１４を有する。一般に、排煙脱硫吸収塔１１内はｐＨが低いため、硫黄分吸収海水１４に溶解している亜硫酸イオンなど硫黄分は酸化しないが、排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａに希釈海水２１ｃを直接供給することにより、硫黄分吸収海水１４のｐＨを上昇させ、吸収塔タンク１１ａに貯留されている硫黄分吸収海水１４に溶解している亜硫酸イオンなど硫黄分の酸化を促進させることができる。また、排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａに希釈海水２１ｃを供給し、硫黄分吸収海水１４を希釈することで、硫黄分吸収海水１４の落下時の空気巻き込みにより、硫黄分吸収海水１４内に酸素を取り込むことができ、硫黄分吸収海水１４に溶解している亜硫酸イオンなど硫黄分の酸化を促進する効果を得ることができる。よって、煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａ内に希釈海水２１ｃを供給することで、煙脱硫吸収塔１１内に希釈海水２１ｃを供給しない場合に比べ、排煙脱硫吸収塔１１内での酸化が例えば２０％～１００％向上し、排煙脱硫吸収塔１１内での酸化が促進され、排煙脱硫吸収塔１１の後流側に設けられる酸化槽１２の長さを短くすることができる。これにより、酸化槽１２の大きさを低減することができる。
　海水供給ラインＬ１１、Ｌ１３を介して排煙脱硫吸収塔１１に供給される吸収海水２１ａ、希釈海水２１ｂの総量に対するＳＯ2吸収量（ΔＴｏＳ（ＳＯ2吸収量／海水総量））は、３ｍｍｏｌ／ｌ以下であることが好ましく、より好ましくは２ｍｍｏｌ／ｌ以下であり、更に好ましくは１ｍｍｏｌ／ｌ以下である。ΔＴｏＳが３ｍｍｏｌ／ｌ以下の場合には、硫黄分吸収海水１４のｐＨが４．０以上であり、黄分吸収海水１４に溶解している亜硫酸イオンなど硫黄分の酸化を促進する効果を得ることができ、ΔＴｏＳが２ｍｍｏｌ／ｌ以下であれば硫黄分の酸化を促進する効果が高く、ΔＴｏＳが１ｍｍｏｌ／ｌ以下であればさらにその効果が高くなる。
　海水の温度は５℃以上５５℃以下であることが好ましく、より好ましくは１５℃以上であり、更に好ましくは３０℃以上である。海水の温度が５℃以上の場合には、温度上昇により酸化速度を上昇させる効果が得られ、海水の温度が１５℃以上の場合には、酸化速度がより上昇するため、酸化速度を上昇させる効果がより得られ、海水の温度が３０℃以上の場合には、更に高い効果が得られる。
　硫黄分吸収海水１４のｐＨは４．０以上８．３以下であることが好ましく、より好ましくは５．５以上である。硫黄分吸収海水１４のｐＨは４．０以上であれば、硫黄分吸収海水１４に溶解している亜硫酸イオンなど硫黄分の酸化を促進する効果を得ることができ、硫黄分吸収海水１４のｐＨが５．５以上の場合には更に高い効果が得られる。
　排煙脱硫吸収塔１１の排ガス２５の入口側および出口側には、排ガス２５の入口ＳＯ2濃度および出口ＳＯ2濃度を測定するためのＳＯ2濃度計３２ａ、３２ｂが設けられている。また、排煙脱硫吸収塔１１には、排煙脱硫吸収塔１１内の硫黄分吸収海水１４を海水供給ラインＬ１１に循環させる海水循環ラインＬ１６が設けられている。海水循環ラインＬ１６には、排煙脱硫吸収塔１１から抜き出された硫黄分吸収海水１４の流量を測定する流量計３３が設けられている。ＳＯ2濃度計３２ａ、３２ｂ、流量計３３で測定された測定結果は、制御装置３４に伝達される。なお、本実施例では、海水循環ラインＬ１６が設けられているが、これに限定されるものではなく、設けなくてもよい。
　制御装置３４は、ＳＯ2濃度計３２ａ、３２ｂで測定された排ガス２５の入口ＳＯ2濃度および出口ＳＯ2濃度に基づいて排煙脱硫吸収塔１１における脱硫率を算出し、流量計３３は排煙脱硫吸収塔１１内を循環させる硫黄分吸収海水１４の循環流量を測定する。排ガス２５の脱硫率は、排煙脱硫吸収塔１１に供給される排ガス２５中の入口ＳＯ2濃度と出口ＳＯ2濃度との比（出口ＳＯ2濃度／入口ＳＯ2濃度）などにより調整される。
　制御装置３４は、海水供給ラインＬ１１を介して排煙脱硫吸収塔１１に供給される吸収海水２１ａと酸化槽１２に供給される希釈海水２１ｃの供給量及び空気供給ラインＬ１２を介して排煙脱硫吸収塔１１に供給される空気２９の供給量を調整する。これにより、排煙脱硫吸収塔１１内にポンプ２２ｂ、２２ｄで吸収海水２１ａ、希釈海水２１ｃを供給するために要する動力、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａにポンプ２２ｅで空気２９を供給する動力の低減を図ることができる。
　よって、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部に空気２９を吹き込むことにより、排煙脱硫吸収塔１１内で硫黄分吸収海水１４中の溶存酸素量を高めることができるため、後流の酸化槽１２での空気吹き込み距離を減らすことが可能となり、酸化槽１２の長さ方向を短くすることができるため、酸化槽１２の大きさを低減することができる。
　このように、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部に貯留された硫黄分吸収海水１４は、硫黄分吸収海水排出ラインＬ１７を介して酸化槽１２に送給される。
　また、硫黄分吸収海水排出ラインＬ１７は希釈海水供給ラインＬ１４と連結し、硫黄分吸収海水排出ラインＬ１７内の硫黄分吸収海水１４を吸収海水２１ｂと混合し、希釈するようにしてもよい。硫黄分吸収海水１４を吸収海水２１ｂと混合し、希釈することで、硫黄分吸収海水排出ラインＬ１７内の硫黄分吸収海水１４のｐＨを上昇させ、ＳＯ2ガスの再放散を防ぐことができる。また、硫黄分吸収海水排出ラインＬ１７においてＳＯ2が放散され、外部に漏洩するのを防止することで、刺激臭を放つのを防止することができる。
　また、硫黄分吸収海水排出ラインＬ１７には硫黄分吸収海水１４を希釈海水２１ｂと希釈・混合する希釈混合槽を設けるようにしてもよい。硫黄分吸収海水１４を希釈海水２１ｂと混合し、希釈することで、希釈混合槽内の硫黄分吸収海水１４のｐＨを上昇させ、ＳＯ2ガスの再放散を防ぐことができる。また、希釈混合槽においてＳＯ2が放散され、外部に漏洩するのを防止することで、刺激臭を放つのを防止することができる。
　そして、硫黄分吸収海水１４は、排煙脱硫吸収塔１１の後流側に設けられている酸化槽１２に送給される。酸化槽１２は、排煙脱硫吸収塔１１の後流側に設けられ、硫黄分吸収海水１４の水質回復処理を行う槽である。酸化槽１２は、空気供給手段として、硫黄分吸収希釈海水１４に空気２９を供給する曝気装置（エアレーション装置）４１を有する槽である。
　曝気装置４１は、酸化槽１２内に設けられ、硫黄分吸収海水１４に空気２９を供給するものである。本実施例では、曝気装置４１は、空気２９を供給する酸化用空気ブロア４２と、空気２９を送給する散気管４３と、空気２９を酸化槽１２内の硫黄分吸収海水１４に供給する酸化空気用ノズル４４とを有する。酸化用空気ブロア４２により外部の空気２９が散気管４３を介して酸化空気用ノズル４４から酸化槽１２内に送り込まれ、下記式（II）のような酸素の溶解を生じる。酸化槽１２において硫黄分吸収海水１４中の硫黄分が空気２９と接触して下記式（III）～（V）のような亜硫酸水素イオン（ＨＳＯ3 -）の酸化反応と、重炭酸イオン（ＨＣＯ3 -）の脱炭酸反応とを生じ、硫黄分吸収海水１４は水質回復され、水質回復海水４５となる。なお、酸化空気用ノズル４４の数は特に限定されるものではなく、酸化槽１２内部の大きさに応じて適宜設けるようにする。
Ｏ2(ｇ)　→　Ｏ2（ｌ）・・・（II）
ＨＳＯ3 -　＋　１／２Ｏ2　→　ＳＯ4 2-　＋　Ｈ＋　・・・（III）
ＨＣＯ3 -　＋　Ｈ＋　→　ＣＯ2（ｇ）　＋　Ｈ2Ｏ　・・・（IV）
ＣＯ3 2-　＋２Ｈ＋　→　ＣＯ2（ｇ）　＋　Ｈ2Ｏ　・・・（V）
　これにより、硫黄分吸収海水１４のｐＨを上昇させると共に、ＣＯＤを低減することができ、水質回復海水４５のｐＨ、溶存酸素濃度、ＣＯＤを海水放流可能なレベルとして放出することができる。また、酸化槽１２で硫黄分吸収海水１４の水質回復を行う際にガスが発生しても、この発生するガスはＳＯ2環境基準濃度を満たすようにして酸化槽１２で放散させることができる。水質回復海水４５は海水排出ラインＬ１８を介して海２２へ放流される。
　本実施例に係る海水排煙脱硫システム１０は、排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａに希釈海水２１ｂと空気２９を供給することにより、排煙脱硫吸収塔１１内で硫黄分吸収海水１４中の溶存酸素量を高めることができるため、酸化槽１２での空気吹き込み距離を減らすことが可能となり、酸化槽１２の長さ方向を短くすることができるため、酸化槽１２の大きさが低減される。
　空気の供給割合及び希釈海水の供給割合と、酸化槽の長さとの関係の一例を表１に示す。なお、表１中、吸収塔底部とは、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部（吸収塔タンク）１１ａに供給される空気２９、希釈海水２１ｃの供給量の割合を示し、酸化槽とは、酸化槽１２に供給される空気２９、希釈海水２１ｂの供給量の割合を示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　表１に示すように、酸化槽１２に供給していた空気２９の一部を排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａに供給することで、酸化槽１２のみに空気２９を供給する場合に比べ、酸化槽１２の長さを短くすることができる（試験例１～試験例８、比較例１、２参照）。
　また、酸化槽１２に供給していた空気２９の一部を排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに供給する場合には、排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａ及び酸化槽１２への空気２９の供給量を酸化槽１２のみに空気２９を供給する場合より少なくしても酸化槽１２の長さを短くすることができる（試験例４、７、８、比較例１、２参照）。
　また、排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａに供給する希釈海水２１ｃと酸化槽１２に供給する希釈海水２１ｂを等量とすることで、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに供給する空気量を軽減しても排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａおよび酸化槽１２に空気２９を等量供給している場合と略同じ程度にまで酸化槽１２の長さを短くすることができ、酸化槽１２の大きさを低減する効果が得られる（試験例１～６参照）。
　また、排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａと酸化槽１２に供給する空気２９を等量としている場合には、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに供給する希釈海水２１ｃ及び酸化槽１２に供給する希釈海水２１ｂの総量を軽減しても酸化槽１２のみに空気２９、希釈海水２１ｂを供給する場合に比べ、酸化槽１２の長さを短くすることができ、酸化槽１２の大きさを低減する効果が得られる（試験例５、６、比較例１参照）。
　よって、排煙脱硫吸収塔１１の吸収塔タンク１１ａに酸化槽１２に供給される空気２９の一部を予め供給しておくことで、排煙脱硫吸収塔１１内で硫黄分吸収海水１４中の溶存酸素量を高めることができる。これにより、酸化槽１２での空気２９の吹き込み距離を減らすことができ、酸化槽１２の長さ方向を短くすることができるため、酸化槽１２の大きさを低減することができる。
　このように、本実施例に係る海水排煙脱硫システム１０は、酸化槽１２に供給される空気２９の一部を排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに空気２９を供給すると共に、酸化槽１２に供給される希釈用海水２１ｂの一部を排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに供給することで、酸化槽１２での空気吹き込み距離を減らすことが可能となり、酸化槽１２の長さ方向を短くすることができるため、酸化槽１２の大きさを低減することができる。また、酸化槽１２に空気２９を供給するために要する動力を低減することができるため、外開放型の酸化槽１２に流れた硫黄分吸収海水１４を効率良く酸化処理し水質回復を行うことができる。
　したがって、本実施例に係る海水排煙脱硫システム１０によれば、排煙脱硫吸収塔１１から排出される硫黄分吸収海水１４を酸化槽１２において、硫黄分吸収海水１４を効率良く処理して水質回復処理を行い、酸化槽１２の大きさの低減を図ることができ、信頼性の高い海水排煙脱硫システムを提供することができる。
　また、本実施例においては、排煙脱硫吸収塔１１で吸収海水２１ａを用いて海水脱硫して生じた硫黄分吸収海水１４の処理をする海水排煙脱硫システムについて説明したが、本発明はこれに限定されるものではない。海水排煙脱硫システムは、例えば各種産業における工場、大型、中型火力発電所などの発電所、電気事業用大型ボイラ又は一般産業用ボイラ、製鉄所、精錬所等から排出される排ガス中に含まれる硫黄酸化物を海水脱硫する海水排煙脱硫装置に適用することができる。
　また、本実施例においては、排煙脱硫吸収塔１１、酸化槽１２は各々別々の槽として独立しており、排煙脱硫吸収塔１１と酸化槽１２とを硫黄分吸収海水排出ラインＬ１７で連結するようにしているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、排煙脱硫吸収塔１１、酸化槽１２を一体として一つの槽で構成してもよい。
　本発明の実施例２に係る発電システムについて、図面を参照して説明する。本実施例に係る発電システムに適用される海水排煙脱硫システムには、実施例１に係る海水排煙脱硫システムが用いられる。なお、実施例１と同様の部材については、同一符号を付してその説明は省略する。
　図２は、本発明の実施例２に係る発電システムの構成を示す概略図である。図２に示すように、本実施例に係る発電システム５０は、ボイラ５１と、蒸気タービン５２と、復水器５３と、排煙脱硝装置５４と、集塵装置５５と、海水排煙脱硫システム１０とを有するものである。尚、本実施例において、上述のように、硫黄分吸収海水１４とは、海水排煙脱硫システム１０においてＳＯ2など硫黄分を吸収した使用済み海水をいう。
　ボイラ５１は、油タンクまたは石炭ミルなどから供給される燃料５６を空気予熱器（ＡＨ）５７で予熱された空気５８と共にバーナ（不図示）から噴射して燃焼させる。外部から供給される空気５８は押込みファン５９により空気予熱器５７に送給され予熱される。燃料５６と空気予熱器５７で予熱された空気５８とは前記バーナに供給され、燃料５６はボイラ５１で燃焼される。これにより、蒸気タービン５２を駆動するための蒸気６０を発生する。
　ボイラ５１内で燃焼して発生する排ガス６１は排煙脱硝装置５４に送給される。また、排ガス６１は復水器５３から排出される水６２と熱交換し、蒸気６０を発生するための熱源として使用される。蒸気タービン５２はこの発生した蒸気６０を用いて発電機６３を駆動している。そして、復水器５３は蒸気タービン５２で凝縮した水６２を回収し、再びボイラ５１に戻し、循環させている。
　ボイラ５１から排出された排ガス６１は排煙脱硝装置５４内で脱硝され、空気予熱器５７で空気５８と熱交換した後、集塵装置５５に送給され、排ガス６１中の煤塵を除去する。そして、集塵装置５５で除塵された排ガス６１は、誘引ファン６５により排煙脱硫吸収塔１１内に供給される。この時、排ガス６１は熱交換器６６で、排煙脱硫吸収塔１１で脱硫され排出される浄化ガス２８と熱交換された後、排煙脱硫吸収塔１１内に供給される。また、排ガス６１は熱交換器６６で浄化ガス２８と熱交換することなく排煙脱硫吸収塔１１に直接供給するようにしてもよい。
　また、熱交換器６６は、熱回収器と、再加熱器とを含むものであり、前記熱回収器と前記再加熱器との間を熱媒体が循環している。前記熱回収器は、誘引ファン６５と排煙脱硫吸収塔１１との間に設けられ、ボイラ５１から排出される排ガス６１と前記熱媒体とを熱交換する。前記再加熱器は、排煙脱硫吸収塔１１の後流側に設けられ、排煙脱硫吸収塔１１から排出される浄化ガス２８と前記熱媒体とを熱交換して、浄化ガス２８を再加熱する。
　海水排煙脱硫システム１０は、上述の実施例１に係る海水排煙脱硫装置である。すなわち、海水排煙脱硫システム１０は、排煙脱硫吸収塔１１と、酸化槽１２と、海水供給ラインＬ１１と、空気分岐ラインＬ１２と、を有する。
　海水排煙脱硫システム１０では、上述の通り、排ガス６１中に含有されている硫黄分を海２２から汲み上げられた海水２１を用いて海水脱硫を行っている。また、海水２１は海２２からポンプ２２ａにより汲み上げられ、復水器５３で熱交換した後、一部の吸収海水２１ａは海水供給ラインＬ１１を介してポンプ２２ｂにより海水排煙脱硫システム１０に送給される。また、希釈海水２１ｂは希釈海水供給ラインＬ１３を介して酸化槽１２内の上流側に供給される。排煙脱硫吸収塔１１において排ガス６１と吸収海水２１ａとを気液接触させて、排ガス６１中の硫黄分を吸収海水２１ａに吸収している。海水排煙脱硫システム１０で浄化された排ガス６１は、浄化ガス２８となって浄化ガス排出通路Ｌ１５を介して煙突６７から外部に排出される。
　また、排煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに希釈海水２１ｃと空気２９を供給している。そのため、排煙脱硫吸収塔１１内で硫黄分吸収海水１４中の溶存酸素量を高めることができるため、後述するように、酸化槽１２での空気吹き込み距離を減らすことが可能となり、酸化槽１２の長さ方向を短くすることができるため、酸化槽１２の大きさを低減することができる。
　硫黄分を吸収した硫黄分吸収海水１４は排煙脱硫吸収塔１１から排出された後、酸化槽１２の上流側に送給される。酸化槽１２内の上流側で吸収海水２１ｂと混合し、希釈される。
　また、海２２から汲み上げられた海水２１は復水器５３で熱交換した後、海水排煙脱硫システム１０に送給し、海水脱硫に用いているが、海２２から汲み上げた海水２１を復水器５３で熱交換させずに海水排煙脱硫システム１０に直接送給し、海水脱硫に用いるようにしてもよい。
　酸化槽１２の前流側で硫黄分吸収海水１４を吸収海水２１ｂと混合した後、酸化処理される。本実施例では、上述のように、煙脱硫吸収塔１１の塔底部１１ａに希釈海水２１ｃと空気２９を供給し、排煙脱硫吸収塔１１内で硫黄分吸収海水１４中の溶存酸素量を高めているため、酸化槽１２での空気吹き込み距離を減らすことが可能となり、酸化槽１２の長さ方向を短くすることができるため、酸化槽１２の大きさを低減することができる。また、酸化槽１２において、酸化槽１２内に供給される総空気量を低減することができるため、酸化槽１２に空気２９を供給するために要する動力を低減することができ、外開放型の酸化槽１２に流れた硫黄分吸収海水１４を効率良く酸化処理し、水質回復を行うことができる。
　このようにして酸化槽１２で硫黄分吸収海水１４を水質回復し、水質回復海水４５を得る。酸化槽１２で得られた水質回復海水４５は、ｐＨ、溶存酸素濃度、ＣＯＤを海水放流可能なレベルとして酸化槽１２から海水排出ラインＬ１８を介して海２２へ放流される。
　また、海水供給ラインＬ１１から海水２１の一部を、希釈海水供給ラインＬ１９を介して酸化槽１２内の水質回復海水４５の後流側に供給するようにしてもよい。これにより、水質回復海水４５を更に希釈することができる。これにより、水質回復海水４５のｐＨを上昇させ、海水排液のｐＨを海水近くにまで上昇させ、海水排液のｐＨの排水基準（ｐＨ６．０以上）を満たすと共に、ＣＯＤを低減することができ、水質回復海水４５のｐＨ、ＣＯＤを海水放流可能なレベルとして放出することができる。
　このように、本実施例に係る発電システム５０によれば、排煙脱硫吸収塔１１においてその塔底部１１ａに空気２９を供給することで、排煙脱硫吸収塔１１から排出される硫黄分吸収海水１４を酸化槽１２において、硫黄分吸収海水１４の処理を効率良く行い、酸化槽１２での空気吹き込み距離を減らすことが可能となり、酸化槽１２の大きさを低減することができる。また、酸化槽１２において硫黄分吸収海水１４へ空気２９を供給する動力を低減し、ランニングコストの抑制を図ることができる。したがって、本実施例に係る発電システム５０は、硫黄分吸収海水１４を効率良く安定して処理し、水質回復処理を行うことができ、安全性および信頼性の高い発電システムを提供することができる。
　本実施例においては、海水排煙脱硫システム１０は、ボイラ５１から排出された排ガス６１を排煙脱硫吸収塔１１で吸収海水２１ａを用いて海水脱硫して生じた硫黄分吸収海水１４の処理をする場合について説明したが、本発明はこれに限定されるものではない。海水排煙脱硫システム１０は、例えば、各種産業における工場、大型、中型火力発電所などの発電所、電気事業用大型ボイラ又は一般産業用ボイラ等から排出される排ガス中に含まれる硫黄酸化物を海水脱硫することで生じる硫黄分吸収溶液中の硫黄分の除去に利用することができる。
　１０　海水排煙脱硫システム
　１１　排煙脱硫吸収塔
　１１ａ　吸収塔タンク
　１２　酸化槽
　１４　硫黄分吸収海水
　２１　海水
　２２　海
　２１ａ　吸収海水
　２１ｂ、２１ｃ　希釈海水
　２２ａ～２２ｅ　ポンプ
　２５、６１　排ガス
　２６　噴霧ノズル
　２８　浄化ガス
　２９　空気
　３２ａ、３２ｂ　ＳＯ2濃度計
　３３　流量計
　３４　制御装置
　４１　曝気装置（エアレーション装置）
　４２　酸化用空気ブロア
　４３　散気管
　４４　酸化空気用ノズル
　４５　水質回復海水
　５０　発電システム
　５１　ボイラ
　５２　蒸気タービン
　５３　復水器
　５４　排煙脱硝装置
　５５　集塵装置
　５６　燃料
　５７　空気予熱器（ＡＨ）
　５８　空気
　５９　押込みファン
　６０　蒸気
　６２　水
　６３　発電機
　６５　誘引ファン
　６６　熱交換器
　６７　煙突
　Ｌ１１　海水供給ライン
　Ｌ１２　空気分岐ライン
　Ｌ１３、Ｌ１４、Ｌ１９　希釈海水供給ライン
　Ｌ１５　浄化ガス排出通路
　Ｌ１６　海水循環ライン
　Ｌ１７　硫黄分吸収海水排出ライン
　Ｌ１８　海水排出ライン

Claims (7)

  1. 　排ガスと海水とを気液接触して前記排ガスを洗浄する排煙脱硫吸収塔と、
    　前記排煙脱硫吸収塔の後流側に設けられ、硫黄分を含んだ硫黄分吸収海水に空気を供給する空気供給手段を備え、前記硫黄分吸収海水の水質回復処理を行う酸化槽と、
    　前記海水を前記排煙脱硫吸収塔に供給する海水供給ラインと、
    　前記酸化槽に供給される空気の一部を、前記排煙脱硫吸収塔の塔底部に供給する空気分岐ラインと、
    を有することを特徴とする海水排煙脱硫システム。
  2. 　請求項１において、
    　前記海水供給ラインから分岐し、前記海水の一部を希釈海水として前記排煙脱硫吸収塔の塔底部に供給する希釈海水分岐ラインを有することを特徴とする海水排煙脱硫システム。
  3. 　請求項１又は２において、
    　前記排煙脱硫吸収塔に供給される前記海水の総量に対するＳＯ2吸収量は、３ｍｍｏｌ／ｌ以下であることを特徴とする海水排煙脱硫システム。
  4. 　請求項１から３の何れか１つにおいて、
    　前記硫黄分吸収海水の温度は５℃以上５５℃以下であることを特徴とする海水排煙脱硫システム。
  5. 　請求項１から４の何れか１つにおいて、
    　前記海水のｐＨは５．５以上であることを特徴とする海水排煙脱硫システム。
  6. 　請求項１から５の何れか１つにおいて、
    　前記排煙脱硫吸収塔の前記排ガスの入口及び出口に、前記排ガスの入口ＳＯ2濃度および出口ＳＯ2濃度を測定するためのＳＯ2濃度計と、
    　前記排煙脱硫吸収塔内の前記硫黄分吸収海水を前記海水供給ラインに循環させる海水循環ラインと、
    　前記海水循環ラインに設けられ、前記排煙脱硫吸収塔から抜き出された前記硫黄分吸収海水の流量を測定する流量計と、
    を有し、
    　前記排ガスの入口ＳＯ2濃度および出口ＳＯ2濃度に基づいて前記排煙脱硫吸収塔における脱硫率を算出し、
    　前記希釈海水分岐ラインを介して前記酸化槽に供給される海水の供給量を調整することを特徴とする海水排煙脱硫システム。
  7. 　ボイラと、
    　前記ボイラから排出される排ガスを蒸気発生用の熱源として使用すると共に、発生した蒸気を用いて発電機を駆動する蒸気タービンと、
    　請求項１から６の何れか１つの海水排煙脱硫システムと、
    　前記蒸気タービンで凝縮した水を回収し、循環させる復水器と、
    　前記ボイラから排出される排ガスの脱硝を行う排煙脱硝装置と、
    　前記排ガス中の煤塵を除去する集塵装置と、
    を有することを特徴とする発電システム。
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