JPS6111124A - 排ガスの脱硫方法 - Google Patents
排ガスの脱硫方法Info
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- JPS6111124A JPS6111124A JP59133586A JP13358684A JPS6111124A JP S6111124 A JPS6111124 A JP S6111124A JP 59133586 A JP59133586 A JP 59133586A JP 13358684 A JP13358684 A JP 13358684A JP S6111124 A JPS6111124 A JP S6111124A
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- liquid
- desulfurization
- ratio
- absorption
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Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
産業上の利用分野
本発明は、炭酸カルシウム（ＣａＣ０３）と、消石灰（
Ｃａ（ＯＨ）２） 捷だは／および生石灰（Ｃａ Ｏ）
とをモ）ｖ比が２／１〜１／６の範囲になるように用い
て排ガス中の亜硫酸ガス（ＳＯ２）を効率よくかつ低コ
ヌトで除去する方法に関するものである。
Ｃａ（ＯＨ）２） 捷だは／および生石灰（Ｃａ Ｏ）
とをモ）ｖ比が２／１〜１／６の範囲になるように用い
て排ガス中の亜硫酸ガス（ＳＯ２）を効率よくかつ低コ
ヌトで除去する方法に関するものである。
従来の技術
従来の湿式排煙脱硫装置においては、主としてカルシウ
ムベースの吸収剤、すなわちＣａＣＯ３またはＣａ （
ＯＨ）２、ＣａＯが用いられてきだが、これらの吸収剤
はナトリウムベースの吸収剤、たとえばＮａＯＨに比べ
て安価ではあるが、吸収能力が劣るだめ、所定のＳＯ２
吸収率を達成するためには吸収塔における液ガス比を大
きくとらなければならず、したがって電力消費がＮａ
ＯＨを吸収剤とする場合よりかなり多くなっていた。
ムベースの吸収剤、すなわちＣａＣＯ３またはＣａ （
ＯＨ）２、ＣａＯが用いられてきだが、これらの吸収剤
はナトリウムベースの吸収剤、たとえばＮａＯＨに比べ
て安価ではあるが、吸収能力が劣るだめ、所定のＳＯ２
吸収率を達成するためには吸収塔における液ガス比を大
きくとらなければならず、したがって電力消費がＮａ
ＯＨを吸収剤とする場合よりかなり多くなっていた。
発明が解決しようとする問題点
カルシウムベースの吸収剤として、たとえばＣａ（ＯＨ
）２を用いる場合のＳＯ２吸収反応を簡単に示すと次式
のようになる。
）２を用いる場合のＳＯ２吸収反応を簡単に示すと次式
のようになる。
ＳＯ２＋ＳＯ３−＋Ｈ２０＃２Ｈ８Ｏ３−なお５０３−
は吸収液中に含まれている。したがってＳＯ□吸収反応
は、５０３−とＨ３Ｏ３−の濃度比が大きいほど、よく
なることが予想される。５０３＝対Ｈ３Ｏ３−の濃度比
は第２図に示すように、吸収液のｐＨに対して一義的な
関係があり、ｐＨが一定であればＳＯ３”／Ｈ３Ｏ３−
のモル比もほぼ一定となる。
は吸収液中に含まれている。したがってＳＯ□吸収反応
は、５０３−とＨ３Ｏ３−の濃度比が大きいほど、よく
なることが予想される。５０３＝対Ｈ３Ｏ３−の濃度比
は第２図に示すように、吸収液のｐＨに対して一義的な
関係があり、ｐＨが一定であればＳＯ３”／Ｈ３Ｏ３−
のモル比もほぼ一定となる。
それ故、吸収塔のヌプレイノズルに供給される吸収液の
ｐＨが一定に維持されている場合には、吸収塔内での気
液接触過程における吸収液のｐＨ低下が小さいほど、脱
硫率がよくなる。そして吸収液に含マレル（Ｈ８０３−
＋５Ｏ３＝）′ａ度カ高イホト、一定量のＳ０２を吸収
した後のｐＨ低下は小さくなることが予想される。なぜ
ならば、Ｓ０２の吸収によるｓｏ、７の減少とＨ３Ｏ３
−の増加がＳＯ３一対Ｈ８０３−の比に与える影響は、
もとの吸収液中に含まれている５ｏ３＝濃度およびＨ３
Ｏ３−濃度（その比はｐＨにより定まるので、その和（
Ｈ８Ｏ３−＋５Ｏ３−）を基準として用いるのが合理的
である）が高いほど、小さくなるからである。それ故、
（Ｈ８０３−＋５Ｏ３＝）濃度の高い吸収液はど、同−
ｐＨのもとでは高い脱硫率が得られるはずである。
ｐＨが一定に維持されている場合には、吸収塔内での気
液接触過程における吸収液のｐＨ低下が小さいほど、脱
硫率がよくなる。そして吸収液に含マレル（Ｈ８０３−
＋５Ｏ３＝）′ａ度カ高イホト、一定量のＳ０２を吸収
した後のｐＨ低下は小さくなることが予想される。なぜ
ならば、Ｓ０２の吸収によるｓｏ、７の減少とＨ３Ｏ３
−の増加がＳＯ３一対Ｈ８０３−の比に与える影響は、
もとの吸収液中に含まれている５ｏ３＝濃度およびＨ３
Ｏ３−濃度（その比はｐＨにより定まるので、その和（
Ｈ８Ｏ３−＋５Ｏ３−）を基準として用いるのが合理的
である）が高いほど、小さくなるからである。それ故、
（Ｈ８０３−＋５Ｏ３＝）濃度の高い吸収液はど、同−
ｐＨのもとでは高い脱硫率が得られるはずである。
事実、本発明者らが２５０ ＭＷ石炭火力用排煙脱硫装
置を用いて試験した結果によれば、第３図に示すように
、吸収液中の（Ｈ３Ｏ３＋ Ｓ’Ｏ：）濃度が高い場合
の脱硫率は、（Ｈ６Ｏ３＋ ｓｏ３″）濃度の低い場合
の脱硫率と比較して相当高くなっており、前記の推論と
符合している。なお第８図において、Ｌ／Ｇは液ガス比
（１，ｈｄＮ ＞を示し、実線は（Ｈ６Ｏ３＋ ５Ｏａ
＝）濃度の高い場合、破線は（Ｈ８Ｏ３＋５Ｏ３＝）濃
度の低い場合を示している。また吸収剤はＣａ（ＯＨ）
２ノみを使用した。（Ｈ８Ｏ，’ ＋ ５Ｏａ＝）濃度
の差異は、吸収液の酸化率およびＭｇ＋＋濃度の違いに
よるものである。
置を用いて試験した結果によれば、第３図に示すように
、吸収液中の（Ｈ３Ｏ３＋ Ｓ’Ｏ：）濃度が高い場合
の脱硫率は、（Ｈ６Ｏ３＋ ｓｏ３″）濃度の低い場合
の脱硫率と比較して相当高くなっており、前記の推論と
符合している。なお第８図において、Ｌ／Ｇは液ガス比
（１，ｈｄＮ ＞を示し、実線は（Ｈ６Ｏ３＋ ５Ｏａ
＝）濃度の高い場合、破線は（Ｈ８Ｏ３＋５Ｏ３＝）濃
度の低い場合を示している。また吸収剤はＣａ（ＯＨ）
２ノみを使用した。（Ｈ８Ｏ，’ ＋ ５Ｏａ＝）濃度
の差異は、吸収液の酸化率およびＭｇ＋＋濃度の違いに
よるものである。
したがって吸収液中にＥ（ＳＯ３−＋ ＳＯ３−の双方
が存在するｐＨ領域においては、吸収液中の（Ｈ８Ｏ３
＋５Ｏ３＝）濃度が高いほど、同−ｐＨのもとで高い脱
硫率が得られることが結論づけられる。
が存在するｐＨ領域においては、吸収液中の（Ｈ８Ｏ３
＋５Ｏ３＝）濃度が高いほど、同−ｐＨのもとで高い脱
硫率が得られることが結論づけられる。
本発明者らは、吸収液中の（Ｈ３Ｏ３７＋ ５ｏ３＝）
濃度を高めて脱硫率を向上させるだめの種々のテストを
実施し、この過程において、吸収剤ＣａＣＯ３とｃａ
（ＯＨ）２をある比率で用いると、それらを単独で用い
る場合よりも（Ｈ８Ｏ３−＋５０３＝）濃度が格段に高
くなる現象を知見し、本発明を完成するに至った。
濃度を高めて脱硫率を向上させるだめの種々のテストを
実施し、この過程において、吸収剤ＣａＣＯ３とｃａ
（ＯＨ）２をある比率で用いると、それらを単独で用い
る場合よりも（Ｈ８Ｏ３−＋５０３＝）濃度が格段に高
くなる現象を知見し、本発明を完成するに至った。
本発明は、ＣａＣＯ３とＣａ（ＯＨ）２の双方を適当な
割合で用いることによる吸収液の、（Ｅ（ｓｏ３＋ Ｓ
Ｏ３”）濃度の上昇効果を利用して脱硫性能、すなわち
脱硫率を向上させ、しかも循環ポンプ容量や吸収塔の寸
法などを小さくして電力消費量や設備費を大幅に低減す
るようにした排ガスの脱硫方法の提供を目的とするもの
である。
割合で用いることによる吸収液の、（Ｅ（ｓｏ３＋ Ｓ
Ｏ３”）濃度の上昇効果を利用して脱硫性能、すなわち
脱硫率を向上させ、しかも循環ポンプ容量や吸収塔の寸
法などを小さくして電力消費量や設備費を大幅に低減す
るようにした排ガスの脱硫方法の提供を目的とするもの
である。
問題点を解決するだめの千゛段および作用本発明の排ガ
スの脱硫方法は、亜硫酸ガスを含む排ガスと亜硫酸ガス
吸収液とを接触させて排ガス中の亜硫酸ガスを除去する
方法において、炭酸カルシウムと、消石灰または／およ
び生石灰とをモル比が２／１〜１／６の範囲の比率にて
亜硫酸ガス吸収液に加えることを特徴としている。
スの脱硫方法は、亜硫酸ガスを含む排ガスと亜硫酸ガス
吸収液とを接触させて排ガス中の亜硫酸ガスを除去する
方法において、炭酸カルシウムと、消石灰または／およ
び生石灰とをモル比が２／１〜１／６の範囲の比率にて
亜硫酸ガス吸収液に加えることを特徴としている。
本発明にオイテ、ＣａＣ０，／Ｃａ（ＯＨ）２−１＝
７１ｚ比を２／１〜１／６と限定するのは、Ｃａ Ｃ０
３／Ｃａ （ＯＨ） ２ モ＃比が２／１を越えるとき
は、後述の実施例および比較例の結果（表および第４図
参照）に示すように、ＣａＣＯ３のみを用いる場合に比
べて吸収液の（Ｈ３Ｏ。
７１ｚ比を２／１〜１／６と限定するのは、Ｃａ Ｃ０
３／Ｃａ （ＯＨ） ２ モ＃比が２／１を越えるとき
は、後述の実施例および比較例の結果（表および第４図
参照）に示すように、ＣａＣＯ３のみを用いる場合に比
べて吸収液の（Ｈ３Ｏ。
＋５Ｏ３−）濃度がそれほど大きくならず、一方、Ｃａ
Ｃ○３／Ｃａ（ＯＨ）２モ／Ｌ／比力１／６未満のとき
は、Ｃａ（ＯＨ）２のみを用いる場合に比べて吸収液の
（Ｈ３Ｏ３＋ｓｏ。
Ｃ○３／Ｃａ（ＯＨ）２モ／Ｌ／比力１／６未満のとき
は、Ｃａ（ＯＨ）２のみを用いる場合に比べて吸収液の
（Ｈ３Ｏ３＋ｓｏ。
）濃度がそれほど大きくならないからである。
以下、第１図に基づいて詳細に説明する。第１図は従来
の石灰・石こう法ないし石灰石・石こう法排煙脱硫装置
に本発明を適用した例を示している。ＳＯ２を含む排ガ
スは吸収塔１の下部から吸収塔へ入り、塔内に噴霧され
た吸収液と接触してＳ０２が除去された後、吸収塔１を
出た後、ミストエリミネータや再加熱装置など（図示せ
ず）を通って煙突から大気へ放出される。Ｓ０２を吸収
した吸収液は、循環ポンプ２によってその大部分は吸収
塔内へ循環されヌプレイされるが、一部は酸化塔８へ送
られる。吸収液中に固形分として含まれる亜硫酸カルシ
ウム（’ ＣａＳＯ３・１／２８２０）は、プロワ４に
より酸化塔３の底部に供給される空気によって酸化され
て石こう（ＣａＳＯ４・２ｎ２ｏ）となる。酸化塔３か
らオーバーフローした石こうスラリーは、石こうスラリ
ータンク５に溜められた後、石こうスラリーポンプ６に
よシ分離機７へ供給され、そこで石こうと炉液とに固液
分離される。ｐ液はろ液タンク８に溜められた後、ろ液
ポンプ９によりその大部分は吸収塔１へ返送され、残シ
は吸収剤であるＣａＣＯ３やＣａ（ＯＨ）２の粉末のス
ラリー化に利用される。
の石灰・石こう法ないし石灰石・石こう法排煙脱硫装置
に本発明を適用した例を示している。ＳＯ２を含む排ガ
スは吸収塔１の下部から吸収塔へ入り、塔内に噴霧され
た吸収液と接触してＳ０２が除去された後、吸収塔１を
出た後、ミストエリミネータや再加熱装置など（図示せ
ず）を通って煙突から大気へ放出される。Ｓ０２を吸収
した吸収液は、循環ポンプ２によってその大部分は吸収
塔内へ循環されヌプレイされるが、一部は酸化塔８へ送
られる。吸収液中に固形分として含まれる亜硫酸カルシ
ウム（’ ＣａＳＯ３・１／２８２０）は、プロワ４に
より酸化塔３の底部に供給される空気によって酸化され
て石こう（ＣａＳＯ４・２ｎ２ｏ）となる。酸化塔３か
らオーバーフローした石こうスラリーは、石こうスラリ
ータンク５に溜められた後、石こうスラリーポンプ６に
よシ分離機７へ供給され、そこで石こうと炉液とに固液
分離される。ｐ液はろ液タンク８に溜められた後、ろ液
ポンプ９によりその大部分は吸収塔１へ返送され、残シ
は吸収剤であるＣａＣＯ３やＣａ（ＯＨ）２の粉末のス
ラリー化に利用される。
所定の脱硫率を維瞠するためには、吸収塔１を循環する
吸収液のｐＨを一定に維持しなければならないが、これ
はＣａＣＯ３とＣａ（ＯＨ）２を一定比率で吸収塔１へ
供給することによって行う。すなわちＣａＣＯ３の粉末
は炉液とともに一定比率で炭Ｍ’ａカルシウムスラリー
タンク１０に供給され、所定スラリー濃度の炭酸カルシ
ウムスラリーとして貯えられ、炭酸力ルシウムヌラリー
ボンプ１１によって吸収塔１へ送液される。またＣａ（
ＯＨ）、、の粉末は、ｐ液とともに消石灰スラリータン
ク１２に一定比率で供給され、所定スラリー濃度の消石
灰スラリーとして貯えられ、消石灰スラリーポンプ１３
によって吸収塔１へ送液される。
吸収液のｐＨを一定に維持しなければならないが、これ
はＣａＣＯ３とＣａ（ＯＨ）２を一定比率で吸収塔１へ
供給することによって行う。すなわちＣａＣＯ３の粉末
は炉液とともに一定比率で炭Ｍ’ａカルシウムスラリー
タンク１０に供給され、所定スラリー濃度の炭酸カルシ
ウムスラリーとして貯えられ、炭酸力ルシウムヌラリー
ボンプ１１によって吸収塔１へ送液される。またＣａ（
ＯＨ）、、の粉末は、ｐ液とともに消石灰スラリータン
ク１２に一定比率で供給され、所定スラリー濃度の消石
灰スラリーとして貯えられ、消石灰スラリーポンプ１３
によって吸収塔１へ送液される。
いま消石灰スラリーの流量は、吸収塔の循環ポンプ２の
出口に設置イしたｐＨ計１４の指示値が一定の値になる
ように制御し、寸だ炭酸カルシウムスラリー流量は、常
に消石灰スラリー流量に対し一定比率となるように制御
する。このようなシステムを採用すれば、吸収塔ｌへ供
給されるＣａＣＯ３とＣａ（ＯＨ）２のモル比率を２／
１〜１／６の範−で最も望ましい、すなわち脱硫率が最
大となる値に維持することが容易に行える。１５は水バ
ランス調整のための補給水供給管である。
出口に設置イしたｐＨ計１４の指示値が一定の値になる
ように制御し、寸だ炭酸カルシウムスラリー流量は、常
に消石灰スラリー流量に対し一定比率となるように制御
する。このようなシステムを採用すれば、吸収塔ｌへ供
給されるＣａＣＯ３とＣａ（ＯＨ）２のモル比率を２／
１〜１／６の範−で最も望ましい、すなわち脱硫率が最
大となる値に維持することが容易に行える。１５は水バ
ランス調整のための補給水供給管である。
なお炉液ポンプ９により消石灰スラリータンク１２へ供
給されるｐ液中には少量のＭｇＳＯ４が含まれている（
たとえばＭｇ”： ５０００ｐｐｍ程度）場合もあるが
、この場合はＭｇ５Ｏ，とＣａ（ＯＨ）２の一部とが次
式のように反応してＭｇ（，０ｎ）ｚが生成する。
給されるｐ液中には少量のＭｇＳＯ４が含まれている（
たとえばＭｇ”： ５０００ｐｐｍ程度）場合もあるが
、この場合はＭｇ５Ｏ，とＣａ（ＯＨ）２の一部とが次
式のように反応してＭｇ（，０ｎ）ｚが生成する。
Ｃａ（ＯＨ）２＋ＭｇＳＯ４＋ ２Ｈ２０−＋ＣａＳＯ
４−２Ｈ２０＋Ｍｇ（ＯＨ）２したがッテＣａＣＯ３／
Ｃａ（ＯＨ）２のモｙ比を２／１〜１／６で吸収塔１内
の吸収液に加えるためには、ＭｇＳＯ４との反応分だけ
余゛分にＣａ’（ＯＨ）２を消石灰スラリータンク１２
に供給しなければならない。
４−２Ｈ２０＋Ｍｇ（ＯＨ）２したがッテＣａＣＯ３／
Ｃａ（ＯＨ）２のモｙ比を２／１〜１／６で吸収塔１内
の吸収液に加えるためには、ＭｇＳＯ４との反応分だけ
余゛分にＣａ’（ＯＨ）２を消石灰スラリータンク１２
に供給しなければならない。
第１図において、炭酸カルシウムスラリータンクｌＯお
よび炭酸カルシウムスラリーポンプ１１を省略し、Ｃａ
ＣＯ３の粉末をＣａ（ＯＨ）２供給量に対し一定の比率
を保ちながら、消石灰スラリータンク１２へ直接供給し
てもよく、また逆に消石灰スラリータンク１２および消
石灰スラリーポンプ１３を省略し、Ｃａ （ＯＨ） ２
の粉末をＣａＣＯ３供給量に対し一定の比率を保ちなが
ら、炭酸カルシウムスラリータンク１０へ直接供給して
もよい。さらに予め山元などにおいてＣａＣＯ３とＣａ
、（ＯＨ）２とを所定の比率に調合した後、このＣａＣ
Ｏ３−Ｃ１ｉ （ＯＨ）２混合粉体ヲＣａ（ＯＨ）２ま
だはＣａＣＯ３の代りに消石灰スラリータンク１２また
は炭酸カルシウムスラリータンク１０へ直接供給しても
よい。
よび炭酸カルシウムスラリーポンプ１１を省略し、Ｃａ
ＣＯ３の粉末をＣａ（ＯＨ）２供給量に対し一定の比率
を保ちながら、消石灰スラリータンク１２へ直接供給し
てもよく、また逆に消石灰スラリータンク１２および消
石灰スラリーポンプ１３を省略し、Ｃａ （ＯＨ） ２
の粉末をＣａＣＯ３供給量に対し一定の比率を保ちなが
ら、炭酸カルシウムスラリータンク１０へ直接供給して
もよい。さらに予め山元などにおいてＣａＣＯ３とＣａ
、（ＯＨ）２とを所定の比率に調合した後、このＣａＣ
Ｏ３−Ｃ１ｉ （ＯＨ）２混合粉体ヲＣａ（ＯＨ）２ま
だはＣａＣＯ３の代りに消石灰スラリータンク１２また
は炭酸カルシウムスラリータンク１０へ直接供給しても
よい。
上記の例ではＣａＣＯ３とＣａ（ＯＨ）２を用いる場合
を説明したが、Ｃａ（ＯＨ）２Ｏ代りにＣａＯ、または
ＣａＯとＣａ （ＯＨ）２との混合物を用いることもで
きる。
を説明したが、Ｃａ（ＯＨ）２Ｏ代りにＣａＯ、または
ＣａＯとＣａ （ＯＨ）２との混合物を用いることもで
きる。
実施例
実施例１
１４の水をビー力に入れ、７００ ｒｔｒｅ／ｗｉｎで
空気をバグリングさせながら、ｐＨ６，０に保ちっつＣ
ａＣＯ３およびＣａ（ＯＨ）２をＣａ００３／ Ｃａ
（０Ｈ）２−ａ ｙｖ比１／２で投入し、同時にＳＯ□
の吹込を行い、ヌラリー濃度約１０％の吸収液スラリー
を作成して、液中の（Ｈ８０３−十５０３＝）濃度を測
定した。吸収液はＭｇ＋＋濃度０、Ｃ工濃度０およびＭ
ｇ 濃度５０００ｐｐｌＴ］、Ｃ１濃度５０００ｐｐ
ｍの２種類を作成した。ｃ ａ、ｃ ｏ ３およびＣａ
（ＯＨ）２は同一山元から入手したものを用い、ＣａＣ
Ｏ３ノ粒度は４４μ７７Ｘ以下９５％以上、Ｃａ（ＯＨ
）２Ｏ粒度はＪ工Ｓ １級、ただし５μｍ以下４０％以
上であった。なお吸収液の温度は４０〜５０°Ｃ１圧力
は大気圧であった。
空気をバグリングさせながら、ｐＨ６，０に保ちっつＣ
ａＣＯ３およびＣａ（ＯＨ）２をＣａ００３／ Ｃａ
（０Ｈ）２−ａ ｙｖ比１／２で投入し、同時にＳＯ□
の吹込を行い、ヌラリー濃度約１０％の吸収液スラリー
を作成して、液中の（Ｈ８０３−十５０３＝）濃度を測
定した。吸収液はＭｇ＋＋濃度０、Ｃ工濃度０およびＭ
ｇ 濃度５０００ｐｐｌＴ］、Ｃ１濃度５０００ｐｐ
ｍの２種類を作成した。ｃ ａ、ｃ ｏ ３およびＣａ
（ＯＨ）２は同一山元から入手したものを用い、ＣａＣ
Ｏ３ノ粒度は４４μ７７Ｘ以下９５％以上、Ｃａ（ＯＨ
）２Ｏ粒度はＪ工Ｓ １級、ただし５μｍ以下４０％以
上であった。なお吸収液の温度は４０〜５０°Ｃ１圧力
は大気圧であった。
また１） Ｈ５，５に保ちつつ同様のテストを行った。
結果は次表および第４図に示す如くであった。
実施例２
実施例１において、ＣａＣ○ｓ／ Ｃａ（ＯＨ）２モル
比を１／１とした。結果は次表および第４図に示す如く
であった。
比を１／１とした。結果は次表および第４図に示す如く
であった。
実施例３
実施例１において、Ｃａ００３／ Ｃａ（ＯＨ）２−Ｅ
： ／し比を２／１とした。結果は次表および第４図に
示す如くであった。
： ／し比を２／１とした。結果は次表および第４図に
示す如くであった。
実施例４
実施例１において、ＣａＣ０，３／Ｃａ（ＯＨ）２−Ｅ
： ｉｖ比を１／６としだ。結果は次表および第４図に
示す如くであった。
： ｉｖ比を１／６としだ。結果は次表および第４図に
示す如くであった。
比較例１
実施例１において、ＣａＣＯ３のみを用いた。結果は次
表および第４図に示す如くであった。
表および第４図に示す如くであった。
比較例２
実施例１において、Ｃａ（０５）２のみを用いた。結果
は次表および第４図に示す如くであった。
は次表および第４図に示す如くであった。
比較例３
実施例１において、ＣａＣＯ３／Ｃａ（ＯＨ）２モｔｂ
比を４／１とした。結果は次表および第４図に示す如く
であった。
比を４／１とした。結果は次表および第４図に示す如く
であった。
比較例４
実施例１にオイて、ＣａＣＯ３／ Ｃａ （ＯＨ）、、
モ／Ｌ／比をｌ／１４とした。結果は次表および第４
図に示す如くであった。
モ／Ｌ／比をｌ／１４とした。結果は次表および第４
図に示す如くであった。
（以下余白）
前者および第４図から、たとえば吸収液中のＭｇ＋＋濃
度が５０００ｐｐｍ、 Ｃ１ｍ度が５０００ｐｐｍの場
合、ＣａＣ０３とＣａ（ＯＨ）２をモ／し比で１：２の
割合で吸収液に加えれば、これらをそれぞれ単独で用い
る場合に比べて脱硫率が大幅に改善されることがわかる
。
度が５０００ｐｐｍ、 Ｃ１ｍ度が５０００ｐｐｍの場
合、ＣａＣ０３とＣａ（ＯＨ）２をモ／し比で１：２の
割合で吸収液に加えれば、これらをそれぞれ単独で用い
る場合に比べて脱硫率が大幅に改善されることがわかる
。
発明の効果
脱硫性能、すなわち脱硫率（Ｓ０２吸収率）は主＋＋
として吸収液のｐＨ，Ｍｇ 濃度、Ｃ工濃度、吸収塔
の設計、入口Ｓ０２濃度および吸収塔の液ガス比によっ
て影響される。これらの諸条件がすべて同一の場合、本
発明の方法によれば従来のＣａＣ０３ｊたはＣａ（ＯＨ
）２を単独で使用する方法に比べて、脱硫率を大幅に向
上させることができる。
の設計、入口Ｓ０２濃度および吸収塔の液ガス比によっ
て影響される。これらの諸条件がすべて同一の場合、本
発明の方法によれば従来のＣａＣ０３ｊたはＣａ（ＯＨ
）２を単独で使用する方法に比べて、脱硫率を大幅に向
上させることができる。
また他の条件は同一として、吸収塔の液ガス比のみを変
える場合、本発明の方法によれば、液ガヌ比を従来法よ
り大幅に下げても同−脱硫率を得ることが可能となり、
吸収塔循環液流量が少なくてすみ、それだけ循環ポンプ
の容量や吸収塔の寸法が小さくなシ、設備費と電力消費
量を大幅に下げることができるなどの効果を奏する。
える場合、本発明の方法によれば、液ガヌ比を従来法よ
り大幅に下げても同−脱硫率を得ることが可能となり、
吸収塔循環液流量が少なくてすみ、それだけ循環ポンプ
の容量や吸収塔の寸法が小さくなシ、設備費と電力消費
量を大幅に下げることができるなどの効果を奏する。
第１図は本発明の方法を実施する排煙脱硫装置の一例を
示すフローシート、第２図は吸収液のｐＨと、Ｈ８Ｏこ
ＳＯ３：のモル分率との関係を示すグラフ、第３図は
吸収液のｐＨと、吸収液の（ｍｓｏ、＋ｓ○３＝）濃度
および吸収塔の脱硫率との関係を示すグラフ、第４図は
実施例および比較例の結果を示し、ＣａＣＯ３／ Ｃａ
（ＯＨ）２モｗ比と吸収液ノ（Ｈ８Ｏ；＋ｓＯ：）濃度
との関係を示すグラフである。
示すフローシート、第２図は吸収液のｐＨと、Ｈ８Ｏこ
ＳＯ３：のモル分率との関係を示すグラフ、第３図は
吸収液のｐＨと、吸収液の（ｍｓｏ、＋ｓ○３＝）濃度
および吸収塔の脱硫率との関係を示すグラフ、第４図は
実施例および比較例の結果を示し、ＣａＣＯ３／ Ｃａ
（ＯＨ）２モｗ比と吸収液ノ（Ｈ８Ｏ；＋ｓＯ：）濃度
との関係を示すグラフである。
Claims (1)
- １ 亜硫酸ガスを含む排ガスと亜硫酸ガス吸収液とを接
触させて排ガス中の亜硫酸ガスを除去する方法において
、炭酸カルシウムと、消石灰または／および生石灰とを
モル比が２／１〜１／６の範囲の比率にて亜硫酸ガス吸
収液に加えることを特徴とする排ガスの脱硫方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP59133586A JPS6111124A (ja) | 1984-06-28 | 1984-06-28 | 排ガスの脱硫方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP59133586A JPS6111124A (ja) | 1984-06-28 | 1984-06-28 | 排ガスの脱硫方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS6111124A true JPS6111124A (ja) | 1986-01-18 |
Family
ID=15108266
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP59133586A Pending JPS6111124A (ja) | 1984-06-28 | 1984-06-28 | 排ガスの脱硫方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS6111124A (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0248021A (ja) * | 1988-08-09 | 1990-02-16 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 排ガスの処理方法 |
-
1984
- 1984-06-28 JP JP59133586A patent/JPS6111124A/ja active Pending
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0248021A (ja) * | 1988-08-09 | 1990-02-16 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 排ガスの処理方法 |
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