JPH08155261A - ガス処理装置 - Google Patents
ガス処理装置Info
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- JPH08155261A JPH08155261A JP6301097A JP30109794A JPH08155261A JP H08155261 A JPH08155261 A JP H08155261A JP 6301097 A JP6301097 A JP 6301097A JP 30109794 A JP30109794 A JP 30109794A JP H08155261 A JPH08155261 A JP H08155261A
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Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【目的】 脱硫処理の際の補給水を不用にする。
【構成】 燃焼機器１からの排ガス等の被処理ガス中の
硫黄分を吸収除去するガス処理装置において、前記被処
理ガスを吸収液と接触させてガス中の硫黄分を吸収液に
吸収除去させる脱硫塔９を設け、その吸収液を、被処理
ガスと接触した際にガス中の水分が凝縮し得る温度に冷
却する冷却手段１４を設ける。
硫黄分を吸収除去するガス処理装置において、前記被処
理ガスを吸収液と接触させてガス中の硫黄分を吸収液に
吸収除去させる脱硫塔９を設け、その吸収液を、被処理
ガスと接触した際にガス中の水分が凝縮し得る温度に冷
却する冷却手段１４を設ける。
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は燃焼機器からの排ガス等
の被処理ガスを精製処理するガス処理装置に関するもの
である。
の被処理ガスを精製処理するガス処理装置に関するもの
である。
【０００２】
【従来の技術】燃焼機器例えばボイラから排出されるガ
スは、ガス中に窒素酸化物、粉塵、硫黄酸化物等が含ま
れているため、ガス処理装置により脱硝、脱塵、脱硫な
どの精製処理をした後、大気に開放される。
スは、ガス中に窒素酸化物、粉塵、硫黄酸化物等が含ま
れているため、ガス処理装置により脱硝、脱塵、脱硫な
どの精製処理をした後、大気に開放される。
【０００３】ガス処理装置は、図４に示すように、脱硝
装置３０，空気予熱器（ＧＡＨ）５，電気集塵機（Ｅ
Ｐ）６，ガスガスヒータ（ＧＧＨ）３１，湿式排煙脱硫
装置３２，ガスガスヒータ（ＧＧＨ）３３等から主に構
成されており、ボイラ１からの排ガスが、例えば選択接
触還元法（ＳＣＲ）を用いた脱硝装置３０で脱硝処理さ
れた後、空気予熱器５において例えば約 370℃から約 1
30〜140 ℃に冷却される。そして、電気集塵機６で脱塵
処理され、さらにガスガスヒータ３１で例えば約90℃に
冷却された後、湿式の排煙脱硫装置３２に導かれてガス
中の硫黄分が吸収液（石灰石スラリ）に吸収除去されて
脱硫処理される。この脱硫処理後のガスがガスガスヒー
タ３３を介して例えば約50℃から約90〜100 ℃に昇温さ
れた後、煙突３から大気に開放される。
装置３０，空気予熱器（ＧＡＨ）５，電気集塵機（Ｅ
Ｐ）６，ガスガスヒータ（ＧＧＨ）３１，湿式排煙脱硫
装置３２，ガスガスヒータ（ＧＧＨ）３３等から主に構
成されており、ボイラ１からの排ガスが、例えば選択接
触還元法（ＳＣＲ）を用いた脱硝装置３０で脱硝処理さ
れた後、空気予熱器５において例えば約 370℃から約 1
30〜140 ℃に冷却される。そして、電気集塵機６で脱塵
処理され、さらにガスガスヒータ３１で例えば約90℃に
冷却された後、湿式の排煙脱硫装置３２に導かれてガス
中の硫黄分が吸収液（石灰石スラリ）に吸収除去されて
脱硫処理される。この脱硫処理後のガスがガスガスヒー
タ３３を介して例えば約50℃から約90〜100 ℃に昇温さ
れた後、煙突３から大気に開放される。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】ところで、前述のガス
処理装置に備えられている排煙脱硫装置は、湿式石灰石
−石膏法で脱硫処理を行うものである。すなわち、脱硫
塔内で排ガスと炭酸カルシウム等のカルシウム系の脱硫
剤を含むスラリ状の吸収液とを気液接触させ、ガス中の
硫黄酸化物を脱硫剤（吸収液）に吸収除去させて排ガス
の脱硫処理を行うものである。このため、脱硫塔では、
ガスガスヒータからの例えば約90℃の排ガスが吸収液と
気液接触して約50℃になるため、脱硫塔内での蒸発水分
が多いので、多くの補給水を脱硫塔等に供給しなければ
ならず、補給水の確保が必要になる。
処理装置に備えられている排煙脱硫装置は、湿式石灰石
−石膏法で脱硫処理を行うものである。すなわち、脱硫
塔内で排ガスと炭酸カルシウム等のカルシウム系の脱硫
剤を含むスラリ状の吸収液とを気液接触させ、ガス中の
硫黄酸化物を脱硫剤（吸収液）に吸収除去させて排ガス
の脱硫処理を行うものである。このため、脱硫塔では、
ガスガスヒータからの例えば約90℃の排ガスが吸収液と
気液接触して約50℃になるため、脱硫塔内での蒸発水分
が多いので、多くの補給水を脱硫塔等に供給しなければ
ならず、補給水の確保が必要になる。
【０００５】そこで、本発明は、このような実情に鑑み
なされたものであり、その目的は、ガスの脱硫処理の際
の補給水を不用にすることができるガス処理装置を提供
することにある。
なされたものであり、その目的は、ガスの脱硫処理の際
の補給水を不用にすることができるガス処理装置を提供
することにある。
【０００６】
【課題を解決するための手段】本発明のガス処理装置
は、前記目的を達成するために、燃焼機器からの排ガス
等の被処理ガス中の硫黄分を吸収除去するガス処理装置
において、前記被処理ガスを吸収液と接触させてガス中
の硫黄分を吸収液に吸収除去させる脱硫塔を設け、その
吸収液を、被処理ガスと接触した際にガス中の水分が凝
縮し得るように冷却する冷却手段を設けたものである
（請求項１）。
は、前記目的を達成するために、燃焼機器からの排ガス
等の被処理ガス中の硫黄分を吸収除去するガス処理装置
において、前記被処理ガスを吸収液と接触させてガス中
の硫黄分を吸収液に吸収除去させる脱硫塔を設け、その
吸収液を、被処理ガスと接触した際にガス中の水分が凝
縮し得るように冷却する冷却手段を設けたものである
（請求項１）。
【０００７】また、燃焼機器からの排ガスを脱硝・脱硫
処理するガス処理装置において、前記排ガスを吸収液と
接触させてガス中の硫黄分を吸収液に吸収除去させる脱
硫塔を設け、その吸収液をＬＮＧと接触させて被処理ガ
スと接触した際にガス中の水分が凝縮し得るように冷却
する冷却手段を設け、その冷却手段で気化したＬＮＧ
を、窒素酸化物の分解に寄与させるべく前記燃焼機器に
供給するＬＮＧ供給手段を設けたものである（請求項
２）。
処理するガス処理装置において、前記排ガスを吸収液と
接触させてガス中の硫黄分を吸収液に吸収除去させる脱
硫塔を設け、その吸収液をＬＮＧと接触させて被処理ガ
スと接触した際にガス中の水分が凝縮し得るように冷却
する冷却手段を設け、その冷却手段で気化したＬＮＧ
を、窒素酸化物の分解に寄与させるべく前記燃焼機器に
供給するＬＮＧ供給手段を設けたものである（請求項
２）。
【０００８】さらに、前記吸収液は水であることが好ま
しい（請求項３）。
しい（請求項３）。
【０００９】
【作用】被処理ガス（排ガス）は、脱硫塔で吸収液と接
触してガス中の硫黄分が吸収液に吸収除去され、脱硫処
理される。この際、吸収液が冷却手段により被処理ガス
と接触した際にガス中の水分が凝縮し得る温度に冷却さ
れているため、被処理ガスと吸収液とが接触しても、脱
硫塔内で水分が蒸発することがなく、逆にガス中の水分
が凝縮する。よって、ガスの脱硫処理の際の補給水を不
用にすることが可能となる（請求項１）。
触してガス中の硫黄分が吸収液に吸収除去され、脱硫処
理される。この際、吸収液が冷却手段により被処理ガス
と接触した際にガス中の水分が凝縮し得る温度に冷却さ
れているため、被処理ガスと吸収液とが接触しても、脱
硫塔内で水分が蒸発することがなく、逆にガス中の水分
が凝縮する。よって、ガスの脱硫処理の際の補給水を不
用にすることが可能となる（請求項１）。
【００１０】また、吸収液を冷却するのにＬＮＧを用
い、この冷却により気化したＬＮＧを燃焼機器例えばボ
イラに供給することで、燃焼機器内で脱硝処理が行われ
る。すなわち、気化したＬＮＧは主成分が還元物質であ
るメタンであるため、このメタンと窒素酸化物（ＮＯ
ｘ）とが反応してＮＯｘが分解されるので、燃焼機器内
で脱硝処理が行われ、例えば選択接触還元法（ＳＣＲ）
を用いた脱硝装置を別途設ける必要がなくなる（請求項
２）。
い、この冷却により気化したＬＮＧを燃焼機器例えばボ
イラに供給することで、燃焼機器内で脱硝処理が行われ
る。すなわち、気化したＬＮＧは主成分が還元物質であ
るメタンであるため、このメタンと窒素酸化物（ＮＯ
ｘ）とが反応してＮＯｘが分解されるので、燃焼機器内
で脱硝処理が行われ、例えば選択接触還元法（ＳＣＲ）
を用いた脱硝装置を別途設ける必要がなくなる（請求項
２）。
【００１１】さらに、吸収液を冷却して脱硫塔内での脱
硫を低温で行うことにより、吸収液が水でも十分に硫黄
分を吸収することが可能となり、炭酸カルシウム等のカ
ルシウム系などの脱硫剤が不用になる（請求項３）。
硫を低温で行うことにより、吸収液が水でも十分に硫黄
分を吸収することが可能となり、炭酸カルシウム等のカ
ルシウム系などの脱硫剤が不用になる（請求項３）。
【００１２】
【実施例】以下、本発明の一実施例を添付図面に基づい
て詳述する。
て詳述する。
【００１３】図１において、１は燃焼機器としてのボイ
ラを示し、このボイラ１には石炭等の燃料を供給する燃
料供給ライン２が接続されている。
ラを示し、このボイラ１には石炭等の燃料を供給する燃
料供給ライン２が接続されている。
【００１４】ボイラ１にはボイラ１からの排ガス（被処
理ガス）を煙突３に導く排ガスライン４が接続され、こ
の排ガスライン４には、ガスの流れ方向に沿って、空気
予熱器（ＧＡＨ）５，ガス中のダスト等の粉塵を捕捉す
る電気集塵機（ＥＰ）６，第１ガスガスヒータ（ＧＧ
Ｈ）７，湿式排煙脱硫装置８の脱硫塔９，第２ガスガス
ヒータ（ＧＧＨ）１０が順次介設されている。
理ガス）を煙突３に導く排ガスライン４が接続され、こ
の排ガスライン４には、ガスの流れ方向に沿って、空気
予熱器（ＧＡＨ）５，ガス中のダスト等の粉塵を捕捉す
る電気集塵機（ＥＰ）６，第１ガスガスヒータ（ＧＧ
Ｈ）７，湿式排煙脱硫装置８の脱硫塔９，第２ガスガス
ヒータ（ＧＧＨ）１０が順次介設されている。
【００１５】空気予熱器５は、ボイラ１からの高温（例
えば約 370℃）の排ガスとボイラ１に供給される空気と
を間接的に熱交換させて空気を予熱すると共に排ガスを
例えば約 130〜140 ℃に冷却するものである。
えば約 370℃）の排ガスとボイラ１に供給される空気と
を間接的に熱交換させて空気を予熱すると共に排ガスを
例えば約 130〜140 ℃に冷却するものである。
【００１６】第１ガスガスヒータ７は、電気集塵機６で
脱塵処理されたガスと熱交換媒体例えば水とを熱交換チ
ューブを介して間接的に熱交換して、 130〜140 ℃の排
ガスを例えば50℃まで冷却し得るように構成する。第２
ガスガスヒータ１０は、排煙脱硫装置８の脱硫塔９を介
した例えば約０℃のガスと第１ガスガスヒータ７からの
熱交換媒体（水）とを熱交換させてガスを例えば約90℃
に昇温するもので、この昇温されたガスが煙突３から大
気に開放される。その熱交換媒体である水は、第１ガス
ガスヒータ７と第２ガスガスヒータ１０との共通の熱交
換媒体であり、第１ガスガスヒータ７では排ガスを冷却
するために、第２ガスガスヒータ１０では排ガスを加熱
するために作用する。
脱塵処理されたガスと熱交換媒体例えば水とを熱交換チ
ューブを介して間接的に熱交換して、 130〜140 ℃の排
ガスを例えば50℃まで冷却し得るように構成する。第２
ガスガスヒータ１０は、排煙脱硫装置８の脱硫塔９を介
した例えば約０℃のガスと第１ガスガスヒータ７からの
熱交換媒体（水）とを熱交換させてガスを例えば約90℃
に昇温するもので、この昇温されたガスが煙突３から大
気に開放される。その熱交換媒体である水は、第１ガス
ガスヒータ７と第２ガスガスヒータ１０との共通の熱交
換媒体であり、第１ガスガスヒータ７では排ガスを冷却
するために、第２ガスガスヒータ１０では排ガスを加熱
するために作用する。
【００１７】排煙脱硫装置８は、脱硫塔９内で排ガスと
吸収液である水とを気液接触させてガス中の硫黄分を水
に吸収除去させ、ガスの脱硫処理を行うものであり、水
にはエチレングリコール等の不凍液が混入されている。
脱硫塔９の内部下方には吸収液（水）を溜める液溜タン
ク１１が設けられ、この液溜タンク１１には、水を脱硫
塔９内上部のスプレーノズル（図示せず）に移送するた
めの循環ポンプ１２を有する循環ライン１３が接続され
ている。
吸収液である水とを気液接触させてガス中の硫黄分を水
に吸収除去させ、ガスの脱硫処理を行うものであり、水
にはエチレングリコール等の不凍液が混入されている。
脱硫塔９の内部下方には吸収液（水）を溜める液溜タン
ク１１が設けられ、この液溜タンク１１には、水を脱硫
塔９内上部のスプレーノズル（図示せず）に移送するた
めの循環ポンプ１２を有する循環ライン１３が接続され
ている。
【００１８】循環ライン１３の循環ポンプ１２の上流側
には、循環液である吸収液（水）とＬＮＧとを接触させ
て、吸収液を排ガスと接触した際に排ガス中の水分が凝
縮し得る温度（所定の温度）に冷却する冷却手段である
冷却器１４が介設されている。冷却器１４は、吸収液を
ＬＮＧにより所定の温度に冷却できるものならばどのよ
うな構造のものでもよく、間接の熱交換器（例えばシェ
ルアンドチューブ型の熱交換器）でも、図２に示すよう
に、吸収液中にＬＮＧ供給ライン１５からのＬＮＧを噴
出ノズル１６から直接注入して吸収液を直接冷却する熱
交換器でもよい。吸収液を冷却する所定の温度とは、ボ
イラ１からの排ガスは約30℃以下の温度にするとガス中
に含まれる約８％の水分が凝縮するので、排ガスが約30
℃以下の温度にし得る温度であり、例えば−５〜−10℃
である。例えば、冷却器１４をＬＮＧにより吸収液が−
５℃の温度に冷却するようにする。これにより、−５℃
の吸収液がスプレーノズルから噴霧され、この噴霧吸収
液と接触した排ガスは０℃以下まで冷却され、排ガス中
の水分が凝縮する。冷却器１４には、吸収液（循環液）
である水にエチレングリコール等の不凍液を混入する不
凍液供給ライン１７が接続され、この不凍液供給ライン
１７からの不凍液の供給量（濃度）は、水が凍結しない
濃度で、例えば、ボイラからの排ガスを処理する場合に
は数 ppmで十分である。
には、循環液である吸収液（水）とＬＮＧとを接触させ
て、吸収液を排ガスと接触した際に排ガス中の水分が凝
縮し得る温度（所定の温度）に冷却する冷却手段である
冷却器１４が介設されている。冷却器１４は、吸収液を
ＬＮＧにより所定の温度に冷却できるものならばどのよ
うな構造のものでもよく、間接の熱交換器（例えばシェ
ルアンドチューブ型の熱交換器）でも、図２に示すよう
に、吸収液中にＬＮＧ供給ライン１５からのＬＮＧを噴
出ノズル１６から直接注入して吸収液を直接冷却する熱
交換器でもよい。吸収液を冷却する所定の温度とは、ボ
イラ１からの排ガスは約30℃以下の温度にするとガス中
に含まれる約８％の水分が凝縮するので、排ガスが約30
℃以下の温度にし得る温度であり、例えば−５〜−10℃
である。例えば、冷却器１４をＬＮＧにより吸収液が−
５℃の温度に冷却するようにする。これにより、−５℃
の吸収液がスプレーノズルから噴霧され、この噴霧吸収
液と接触した排ガスは０℃以下まで冷却され、排ガス中
の水分が凝縮する。冷却器１４には、吸収液（循環液）
である水にエチレングリコール等の不凍液を混入する不
凍液供給ライン１７が接続され、この不凍液供給ライン
１７からの不凍液の供給量（濃度）は、水が凍結しない
濃度で、例えば、ボイラからの排ガスを処理する場合に
は数 ppmで十分である。
【００１９】また、循環ライン１３には、図１に示すよ
うに、吸収液の一部を抜き出し排出する排出ライン１８
が接続され、この排出ライン１８から排出される液の量
を排ガス中の水分が凝縮する水分量にすることにより一
定量の吸収液を循環することが可能となる。このように
排出ライン１８から液が排出されるとこの液中に不凍液
が混入され、この不凍液の濃度は例えば数 ppmと薄いの
でこのまま排出してもよく、また排出ライン１８に不凍
液を分離回収する分離系１９を介設し、この分離回収し
た不凍液を冷却器１４に戻すようにしてもよい。すなわ
ち、分離系１９に、分離回収した不凍液を送るポンプ２
０を有する不凍液戻しライン２１を接続し、この不凍液
戻しライン２１を前記不凍液供給ライン１７に接続す
る。また、分離系１９は、不凍液を分離回収できればど
のような構成でもよく、たとえば図３に示すように、液
（Ｈ2 ＳＯ3 ）を蒸気等の加熱源で加熱すると共に、こ
の加熱により液から放散したＳＯ2 をイナートガスや空
気等のキャリアガスにより放散させる加熱器２４と、加
熱器２４からの液（Ｈ2 Ｏ＋不凍液）を導入し、この液
から不凍液のみを濃縮したり、抽出したりして回収する
回収器２５とから構成され、その回収器２５に不凍液戻
しライン２１が接続されて、回収した不凍液が冷却器１
４に戻される。
うに、吸収液の一部を抜き出し排出する排出ライン１８
が接続され、この排出ライン１８から排出される液の量
を排ガス中の水分が凝縮する水分量にすることにより一
定量の吸収液を循環することが可能となる。このように
排出ライン１８から液が排出されるとこの液中に不凍液
が混入され、この不凍液の濃度は例えば数 ppmと薄いの
でこのまま排出してもよく、また排出ライン１８に不凍
液を分離回収する分離系１９を介設し、この分離回収し
た不凍液を冷却器１４に戻すようにしてもよい。すなわ
ち、分離系１９に、分離回収した不凍液を送るポンプ２
０を有する不凍液戻しライン２１を接続し、この不凍液
戻しライン２１を前記不凍液供給ライン１７に接続す
る。また、分離系１９は、不凍液を分離回収できればど
のような構成でもよく、たとえば図３に示すように、液
（Ｈ2 ＳＯ3 ）を蒸気等の加熱源で加熱すると共に、こ
の加熱により液から放散したＳＯ2 をイナートガスや空
気等のキャリアガスにより放散させる加熱器２４と、加
熱器２４からの液（Ｈ2 Ｏ＋不凍液）を導入し、この液
から不凍液のみを濃縮したり、抽出したりして回収する
回収器２５とから構成され、その回収器２５に不凍液戻
しライン２１が接続されて、回収した不凍液が冷却器１
４に戻される。
【００２０】その冷却器１４には、吸収液を冷却する際
に気化したＬＮＧが流入する気化ＬＮＧライン２２が接
続されている。この気化ＬＮＧライン２２は、ボイラ１
の上方に接続されてＬＮＧ供給手段２３が構成され、気
化したＬＮＧがボイラ（火炉）１の上方に吹き込まれ
て、ボイラ１の燃料の一部となると共に、窒素酸化物の
分解に寄与する還元剤として作用するようにする。
に気化したＬＮＧが流入する気化ＬＮＧライン２２が接
続されている。この気化ＬＮＧライン２２は、ボイラ１
の上方に接続されてＬＮＧ供給手段２３が構成され、気
化したＬＮＧがボイラ（火炉）１の上方に吹き込まれ
て、ボイラ１の燃料の一部となると共に、窒素酸化物の
分解に寄与する還元剤として作用するようにする。
【００２１】次に本実施例の作用を述べる。
【００２２】ボイラ１からの高温例えば約 370℃の排ガ
スは、空気予熱器５で約 130〜140℃に冷却された後、
電気集塵機６で脱塵処理される。そして、第１ガスガス
ヒータ７で例えば約50℃に冷却されてから排煙脱硫装置
８の脱硫塔９に至る。脱硫塔９内の液溜タンク１１内の
吸収液（水）は、循環ポンプ１２により循環ライン１３
を介してスプレーノズルから塔９内に噴霧されて循環す
る。この循環液（吸収液）と排ガスとが気液接触してガ
ス中の硫黄分（硫黄酸化物）が吸収液に吸収除去される
（Ｈ2 Ｏ＋ＳＯ2 →Ｈ2 ＳＯ3 ）。この際、循環する吸
収液は冷却器１４でＬＮＧと接触して例えば−５℃に冷
却されるため、排ガスは吸収液と接触すると０℃以下ま
で冷却される。これにより、硫黄酸化物の低温脱硫が行
われ、吸収液が水でも十分に硫黄酸化物を吸収除去する
ことができる。このため、硫黄分を吸収するための高価
な脱硫剤、例えば炭酸カルシウム等のカルシウム系の脱
硫剤が不用になる。
スは、空気予熱器５で約 130〜140℃に冷却された後、
電気集塵機６で脱塵処理される。そして、第１ガスガス
ヒータ７で例えば約50℃に冷却されてから排煙脱硫装置
８の脱硫塔９に至る。脱硫塔９内の液溜タンク１１内の
吸収液（水）は、循環ポンプ１２により循環ライン１３
を介してスプレーノズルから塔９内に噴霧されて循環す
る。この循環液（吸収液）と排ガスとが気液接触してガ
ス中の硫黄分（硫黄酸化物）が吸収液に吸収除去される
（Ｈ2 Ｏ＋ＳＯ2 →Ｈ2 ＳＯ3 ）。この際、循環する吸
収液は冷却器１４でＬＮＧと接触して例えば−５℃に冷
却されるため、排ガスは吸収液と接触すると０℃以下ま
で冷却される。これにより、硫黄酸化物の低温脱硫が行
われ、吸収液が水でも十分に硫黄酸化物を吸収除去する
ことができる。このため、硫黄分を吸収するための高価
な脱硫剤、例えば炭酸カルシウム等のカルシウム系の脱
硫剤が不用になる。
【００２３】また、排ガスは吸収液によりガス中の水分
が凝縮し得る温度（30℃以下の温度）に冷却されるた
め、ガス中に含まれる水分（排ガス中には約８％の水分
が含まれている）の一部が凝縮する。このように、脱硫
塔９内ではガスと吸収液とが気液接触しても水分が蒸発
することなく、逆にガス中の水分が凝縮するので、脱硫
の際の補給水を不用にすることができる。
が凝縮し得る温度（30℃以下の温度）に冷却されるた
め、ガス中に含まれる水分（排ガス中には約８％の水分
が含まれている）の一部が凝縮する。このように、脱硫
塔９内ではガスと吸収液とが気液接触しても水分が蒸発
することなく、逆にガス中の水分が凝縮するので、脱硫
の際の補給水を不用にすることができる。
【００２４】脱硫処理後のガスは、第２ガスガスヒータ
１０で第１ガスガスヒータ７からの熱交換媒体（水）に
より例えば約０℃から約90〜100 ℃に昇温された後、煙
突３から大気に開放される。この際、ガス温度が約90〜
100 ℃であるので白煙が抑制される。
１０で第１ガスガスヒータ７からの熱交換媒体（水）に
より例えば約０℃から約90〜100 ℃に昇温された後、煙
突３から大気に開放される。この際、ガス温度が約90〜
100 ℃であるので白煙が抑制される。
【００２５】脱硫処理後の吸収液は排出ライン１８によ
り排出されて他の系で処理される。なお、排出ライン１
８に分離系１９が介設されると、排出される液中の不凍
液が回収され、これが不凍液戻しライン２１を介して冷
却器１４に戻される。
り排出されて他の系で処理される。なお、排出ライン１
８に分離系１９が介設されると、排出される液中の不凍
液が回収され、これが不凍液戻しライン２１を介して冷
却器１４に戻される。
【００２６】冷却器１４では吸収液と接触したＬＮＧが
気化し、この気化したＬＮＧ（気化ＬＮＧ）が気化ＬＮ
Ｇライン２２に流入して、そしてボイラ（火炉）１の上
方に吹き込まれる。これにより、気化ＬＮＧは、ボイラ
１の燃料の一部となると共に、窒素酸化物の分解に寄与
する還元剤として作用する。すなわち、気化したＬＮＧ
は主成分が還元物質であるメタンであるため、このメタ
ンと窒素酸化物（ＮＯｘ）とが反応してＮＯｘが分解
（ＣＨ4 ＋４ＮＯ→２Ｎ2 ＋ＣＯ2 ＋２Ｈ2 Ｏ）される
ので、ボイラ１内で脱硝処理が行われる。これにより、
例えば選択接触還元法（ＳＣＲ）を用いた高価な触媒を
必要とする脱硝装置を別途設ける必要がなくなる。
気化し、この気化したＬＮＧ（気化ＬＮＧ）が気化ＬＮ
Ｇライン２２に流入して、そしてボイラ（火炉）１の上
方に吹き込まれる。これにより、気化ＬＮＧは、ボイラ
１の燃料の一部となると共に、窒素酸化物の分解に寄与
する還元剤として作用する。すなわち、気化したＬＮＧ
は主成分が還元物質であるメタンであるため、このメタ
ンと窒素酸化物（ＮＯｘ）とが反応してＮＯｘが分解
（ＣＨ4 ＋４ＮＯ→２Ｎ2 ＋ＣＯ2 ＋２Ｈ2 Ｏ）される
ので、ボイラ１内で脱硝処理が行われる。これにより、
例えば選択接触還元法（ＳＣＲ）を用いた高価な触媒を
必要とする脱硝装置を別途設ける必要がなくなる。
【００２７】従って、脱硫剤が不用になると共に、湿式
排煙脱硫装置８への補給水が不用になる。また、冷却に
使用したＬＮＧをボイラ１の燃料の一部として使用でき
ると共に、脱硝用の還元剤としても使用でき、脱硝装置
が不用になる。
排煙脱硫装置８への補給水が不用になる。また、冷却に
使用したＬＮＧをボイラ１の燃料の一部として使用でき
ると共に、脱硝用の還元剤としても使用でき、脱硝装置
が不用になる。
【００２８】
【発明の効果】以上要するに本発明によれば、次のよう
な優れた効果を奏する。
な優れた効果を奏する。
【００２９】(1) 請求項１の構成によれば、脱硫処理の
際の補給水を不用にできる。
際の補給水を不用にできる。
【００３０】(2) 請求項２の構成によれば、脱硫処理の
際の補給水を不用にできると共に燃焼機器内で脱硝処理
が行える。
際の補給水を不用にできると共に燃焼機器内で脱硝処理
が行える。
【００３１】(3) 請求項３の構成によれば、脱硫剤を不
用にできる。
用にできる。
【図１】本発明の一実施例を示す構成図である。
【図２】本発明の冷却手段の一例を示す構成図である。
【図３】本発明の不凍液を分離回収する分離系の一例を
示す構成図である。
示す構成図である。
【図４】従来のガス処理装置の一例を示す構成図であ
る。
る。
１ ボイラ（燃焼機器） ９ 脱硫塔 １４ 冷却器（冷却手段）
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (51)Int.Cl.6 識別記号 庁内整理番号 ＦＩ 技術表示箇所 Ｂ０１Ｄ 53/34 ＺＡＢ
Claims (3)
- 【請求項１】 燃焼機器からの排ガス等の被処理ガス中
の硫黄分を吸収除去するガス処理装置において、前記被
処理ガスを吸収液と接触させてガス中の硫黄分を吸収液
に吸収除去させる脱硫塔を設け、その吸収液を、被処理
ガスと接触した際にガス中の水分が凝縮し得るように冷
却する冷却手段を設けたことを特徴とするガス処理装
置。 - 【請求項２】 燃焼機器からの排ガスを脱硝・脱硫処理
するガス処理装置において、前記排ガスを吸収液と接触
させてガス中の硫黄分を吸収液に吸収除去させる脱硫塔
を設け、その吸収液をＬＮＧと接触させて被処理ガスと
接触した際にガス中の水分が凝縮し得るように冷却する
冷却手段を設け、その冷却手段で気化したＬＮＧを、窒
素酸化物の分解に寄与させるべく前記燃焼機器に供給す
るＬＮＧ供給手段を設けたことを特徴とするガス処理装
置。 - 【請求項３】 前記吸収液が水である請求項１又は２記
載のガス処理装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP30109794A JP3777623B2 (ja) | 1994-12-05 | 1994-12-05 | ガス処理装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP30109794A JP3777623B2 (ja) | 1994-12-05 | 1994-12-05 | ガス処理装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08155261A true JPH08155261A (ja) | 1996-06-18 |
| JP3777623B2 JP3777623B2 (ja) | 2006-05-24 |
Family
ID=17892823
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP30109794A Expired - Fee Related JP3777623B2 (ja) | 1994-12-05 | 1994-12-05 | ガス処理装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3777623B2 (ja) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008126154A (ja) * | 2006-11-21 | 2008-06-05 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 排気ガスの処理方法及び処理装置 |
| CN101596398B (zh) | 2009-05-08 | 2012-05-23 | 朱学智 | 一种基于循环流化床锅炉烟道的再脱硫方法 |
| CN107174921A (zh) * | 2017-07-26 | 2017-09-19 | 江苏苏高流体机械有限公司 | 一种用于炉内脱硫装置 |
| CN110639348A (zh) * | 2018-06-26 | 2020-01-03 | 北京万信同和能源科技有限公司 | 有色烟羽的处理设备及方法 |
| CN111425877A (zh) * | 2020-04-22 | 2020-07-17 | 大唐环境产业集团股份有限公司 | 一种燃煤电站余热和水回收系统及方法 |
| CN115301062A (zh) * | 2022-09-13 | 2022-11-08 | 重庆市渝江机械设备有限公司 | 一种具有预处理结构的脱硫处理系统 |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106474860A (zh) * | 2015-08-25 | 2017-03-08 | 贺方昀 | 湿法脱硫烟气处理系统及处理方法 |
| CN216557146U (zh) * | 2021-09-28 | 2022-05-17 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 垃圾电厂回转窑燃烧炉烟气低温脱硫脱硝系统 |
-
1994
- 1994-12-05 JP JP30109794A patent/JP3777623B2/ja not_active Expired - Fee Related
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| Publication number | Publication date |
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| JP3777623B2 (ja) | 2006-05-24 |
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