JP2012024718A - Ｃｏ２除去設備を有する排ガス処理システム - Google Patents
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Abstract
【課題】燃焼排ガス中のCO2を除去する脱CO2設備の運転において環境負荷の低減を図ると同時に、プレスクラバの設備コストやユーティリティコストを極力抑えることができる燃焼排ガス中の脱CO2設備および方法を提供する。
【解決手段】燃焼排ガス中の二酸化炭素（CO2）をアミン類の吸収液によって吸収、除去するCO2除去設備を設けた排ガス処理システムであって、該CO2除去設備の上流側に排ガスを海水と接触させるプレスクラバを設けた排ガス処理システム。
【選択図】 図１
【解決手段】燃焼排ガス中の二酸化炭素（CO2）をアミン類の吸収液によって吸収、除去するCO2除去設備を設けた排ガス処理システムであって、該CO2除去設備の上流側に排ガスを海水と接触させるプレスクラバを設けた排ガス処理システム。
【選択図】 図１
Description
本発明は、燃焼排ガス中の二酸化炭素（CO2）を化学吸収法により除去する装置及び方法に関し、更に詳しくはアミン等の塩基をCO2吸収剤として使用する、燃焼排ガス中の脱CO2設備を有する排ガス処理システムに関する。
近年、火力発電設備やボイラ設備では、多量の化石燃料及び重油等を燃料として用いており、大気汚染及び地球温暖化防止の見地から、大気中へのCO2の排出抑制について、世界的に検討が進められている。CO2の大量発生源となっている火力発電設備や化学プラント等の排ガスから、CO2を分離回収する技術の一つとして、アルカノールアミン等のアミン水溶液をCO2の吸収液に用いる化学吸収法が広く知られている。
従来の脱CO2設備を含む発電プラントの一例を図２に示す。発電プラントは、主にボイラ1、脱硝装置2、エアヒータ3、GGH(熱回収器)4、電気集塵装置5、湿式脱硫装置6、プレスクラバ7、CO2除去設備8、およびGGH(再加熱器)9から構成される。また、ボイラ蒸気11はタービン設備に供給され、タービンが回転することにより連結した発電機が回転し発電する。タービンで仕事をした蒸気は冷却されて給水12となり、再度ボイラに供給される。ボイラ1は石炭等を燃焼することにより、排ガスを生成する。脱硝装置2では、ボイラ1から排出されたガスに含まれる窒素酸化物(NOx)を分解する。その後、脱硝装置2から排出されたガスの温度をエアヒータ3で130〜150℃に調整し、GGH熱回収器4で排ガスの熱を回収した後、電気集塵装置5で煤塵を除去する。除塵されたガスは、湿式脱硫装置6に供給されて二酸化硫黄(SO2)を除去され、プレスクラバ7でガス中SO2濃度が数ppm以下となるよう、更に高効率の脱硫が行われる。プレスクラバ7出口の排ガスはCO2除去設備8に供給され、CO2を吸収除去された後、GGH再加熱器9で排ガスを80〜90℃に加熱した後、煙突10から大気に放出される。
従来の脱CO2設備を含む発電プラントの一例を図２に示す。発電プラントは、主にボイラ1、脱硝装置2、エアヒータ3、GGH(熱回収器)4、電気集塵装置5、湿式脱硫装置6、プレスクラバ7、CO2除去設備8、およびGGH(再加熱器)9から構成される。また、ボイラ蒸気11はタービン設備に供給され、タービンが回転することにより連結した発電機が回転し発電する。タービンで仕事をした蒸気は冷却されて給水12となり、再度ボイラに供給される。ボイラ1は石炭等を燃焼することにより、排ガスを生成する。脱硝装置2では、ボイラ1から排出されたガスに含まれる窒素酸化物(NOx)を分解する。その後、脱硝装置2から排出されたガスの温度をエアヒータ3で130〜150℃に調整し、GGH熱回収器4で排ガスの熱を回収した後、電気集塵装置5で煤塵を除去する。除塵されたガスは、湿式脱硫装置6に供給されて二酸化硫黄(SO2)を除去され、プレスクラバ7でガス中SO2濃度が数ppm以下となるよう、更に高効率の脱硫が行われる。プレスクラバ7出口の排ガスはCO2除去設備8に供給され、CO2を吸収除去された後、GGH再加熱器9で排ガスを80〜90℃に加熱した後、煙突10から大気に放出される。
図３は、図２の従来技術における発電プラントの詳細な機器構成の一例を示している。プレスクラバ7は、系内に供給する吸収剤13、吸収剤を循環する循環ポンプ14、循環する吸収剤を冷却する冷却器15、スクラバー内で吸収剤を排ガスと向流接触するようにスプレするスプレ部16から構成されている。プレスクラバ7に供給される湿式脱硫装置6出口排ガスには、SO2が40ppm〜80ppm程度含まれているが、SO2はアミン吸収液の劣化要因であるため、プレスクラバ7により除去(プレスクラバ出口で1〜数ppm程度)するとともに、吸収剤によりガスを冷却し、その後プレスクラバ出口ガス17として吸収塔18に導入される。
吸収塔18内では、排ガス中のCO2をアミン吸収液で吸収させる反応がおこる充填層19と、吸収液をスプレする吸収液スプレ部20とにより、CO2をアミン吸収液に吸収させる。その際、CO2を吸収する発熱反応により、温度が上昇した脱CO2排ガス21を冷却・水洗するため、脱CO2排ガス21に同伴するアミン吸収液を洗浄除去する水洗部22および水洗スプレ部23と、水洗した水を溜める水洗水溜め部24及び循環する水洗水を冷却する冷却器25と、水洗水を循環する水洗ポンプ26とが設置されている。また、水洗部上部にはデミスタ27が設置され、水洗部をくぐり抜けた吸収液のミストが除去される。吸収塔出口から排出される処理ガス28は、GGH再加熱器9で80〜90℃に昇温されて、煙突10から排出される。また、CO2を吸収したアミン液は、吸収塔18下部の液溜めから、吸収塔抜出しポンプ29により再生塔液供給配管30を通り、再生塔31に送液される。その後、再生塔31中間部にある充填層32の上部において、スプレ部33から噴霧される吸収液が、下部から上昇する蒸気と気液接触することにより、吸収液に含まれたCO2が脱気される。次いで、脱気されたCO2ガスは水洗部34及び水洗スプレ35により洗浄され、ガスに同伴して水洗部をすり抜けたミストをデミスタ36で捕集し、CO2ガス37として再生塔上部より排出される。CO2ガス37は冷却器38で40℃まで冷却された後、CO2分離器39でガスと凝縮した水に分離され、分離後のCO2ガスは図に示していないCO2液化設備へ導入さる。また、凝縮した水はドレンポンプ40によって水洗スプレ35に供給される。一方、CO2を脱気したアミン液は、再生塔液溜め部41に溜められた後、リボイラ液供給配管42を通ってリボイラ43に送液される。リボイラ43内部には伝熱管等が設置されており、スチーム供給配管によって供給されるスチーム44でアミン液が間接加熱されることにより、リボイラから蒸気が蒸気供給配管45を通って、再生塔に供給される。また、再生塔下部の液溜めから、アミン吸収液が再生塔液抜出し配管46を通り、熱交換器47で冷却されて吸収塔に導入される。
吸収塔18内では、排ガス中のCO2をアミン吸収液で吸収させる反応がおこる充填層19と、吸収液をスプレする吸収液スプレ部20とにより、CO2をアミン吸収液に吸収させる。その際、CO2を吸収する発熱反応により、温度が上昇した脱CO2排ガス21を冷却・水洗するため、脱CO2排ガス21に同伴するアミン吸収液を洗浄除去する水洗部22および水洗スプレ部23と、水洗した水を溜める水洗水溜め部24及び循環する水洗水を冷却する冷却器25と、水洗水を循環する水洗ポンプ26とが設置されている。また、水洗部上部にはデミスタ27が設置され、水洗部をくぐり抜けた吸収液のミストが除去される。吸収塔出口から排出される処理ガス28は、GGH再加熱器9で80〜90℃に昇温されて、煙突10から排出される。また、CO2を吸収したアミン液は、吸収塔18下部の液溜めから、吸収塔抜出しポンプ29により再生塔液供給配管30を通り、再生塔31に送液される。その後、再生塔31中間部にある充填層32の上部において、スプレ部33から噴霧される吸収液が、下部から上昇する蒸気と気液接触することにより、吸収液に含まれたCO2が脱気される。次いで、脱気されたCO2ガスは水洗部34及び水洗スプレ35により洗浄され、ガスに同伴して水洗部をすり抜けたミストをデミスタ36で捕集し、CO2ガス37として再生塔上部より排出される。CO2ガス37は冷却器38で40℃まで冷却された後、CO2分離器39でガスと凝縮した水に分離され、分離後のCO2ガスは図に示していないCO2液化設備へ導入さる。また、凝縮した水はドレンポンプ40によって水洗スプレ35に供給される。一方、CO2を脱気したアミン液は、再生塔液溜め部41に溜められた後、リボイラ液供給配管42を通ってリボイラ43に送液される。リボイラ43内部には伝熱管等が設置されており、スチーム供給配管によって供給されるスチーム44でアミン液が間接加熱されることにより、リボイラから蒸気が蒸気供給配管45を通って、再生塔に供給される。また、再生塔下部の液溜めから、アミン吸収液が再生塔液抜出し配管46を通り、熱交換器47で冷却されて吸収塔に導入される。
従来技術では、湿式脱硫装置6の出口ガス温度は50℃であり、CO2除去性能を維持するため、上記で述べたプレスクラバ7において、CO2吸収塔入口のガス温度を40℃程度に低下させる必要があり、吸収剤の冷却器が必要であった。更に、高効率で脱硫を行なうためには、水酸化ナトリウム（NaOH）等のような高コストの塩基性薬剤を用いる必要があり、また排ガス冷却のための冷却システムの設置、さらにそれに伴う脱硫排水の処理量の増加といった、ユーティリティコスト及びプレスクラバのコストの低減が課題であった。
上記従来技術では、脱CO2設備のプレスクラバにおける脱硫吸収剤として、水酸化ナトリウム等の塩基性薬剤を使用する必要があり、コストの増加が問題であった。また、プレスクラバによって脱硫排水が増加するため、排水処理に関わるユーティリティコストが増加するという問題があった。更に、脱CO2設備における効率維持のため、プレスクラバにおいて排ガスの冷却(例えば50℃から40℃以下)を行う必要があるが、この冷却システムでは大量の冷却水を使用する必要があった。
本発明の課題は、燃焼排ガス中のCO2を除去する脱CO2設備の運転において環境負荷の低減を図ると同時に、プレスクラバの設備コストやユーティリティコストを極力抑えることができる燃焼排ガス中の脱CO2設備および方法を提供することである。
本発明の課題は、燃焼排ガス中のCO2を除去する脱CO2設備の運転において環境負荷の低減を図ると同時に、プレスクラバの設備コストやユーティリティコストを極力抑えることができる燃焼排ガス中の脱CO2設備および方法を提供することである。
上記課題は、燃焼排ガス中のCO2を吸収除去する脱CO2設備のプレスクラバにおける脱硫吸収剤として、海水を使用することにより達成される。すなわち、本願で特許請求される発明は以下のとおりである。
（１）燃焼排ガス中の二酸化炭素（CO2）をアミン類の吸収液によって吸収、除去するCO2除去設備を設けた排ガス処理システムであって、該CO2除去設備の上流側に排ガスを海水と接触させるプレスクラバを設けたことを特徴とする排ガス処理システム。
（２）前記排ガス処理システムは、湿式排煙脱硫装置を有し、前記プレスクラバは、前記湿式排煙脱硫装置の後流に設けられていて、前記湿式排煙脱硫装置出口排ガスを冷却する機能を有することを特徴とする（１）記載の排ガス処理システム。
本発明では、脱CO2設備前流のプレスクラバにおけるSO2吸収剤として海水を使用することにより、従来のNaOH等の吸収剤が不要になるため、コスト低減が可能となる。なお、通常の海水脱硫では排ガス中に含まれる水銀(Hg)といった有害物質の排出が問題となるが、本発明（請求項２）においてはプレスクラバ前流にある石灰石膏法脱硫装置により、それら有害物質が除去されるため、二次公害が発生する可能性は低い。
更に、常時20〜30℃である海水をプレスクラバに供給することで、プレスクラバの冷却システムを省略し、設備コストや冷却水の使用量、及びそれに関わるユーティリティコストを低減することができる。
（１）燃焼排ガス中の二酸化炭素（CO2）をアミン類の吸収液によって吸収、除去するCO2除去設備を設けた排ガス処理システムであって、該CO2除去設備の上流側に排ガスを海水と接触させるプレスクラバを設けたことを特徴とする排ガス処理システム。
（２）前記排ガス処理システムは、湿式排煙脱硫装置を有し、前記プレスクラバは、前記湿式排煙脱硫装置の後流に設けられていて、前記湿式排煙脱硫装置出口排ガスを冷却する機能を有することを特徴とする（１）記載の排ガス処理システム。
本発明では、脱CO2設備前流のプレスクラバにおけるSO2吸収剤として海水を使用することにより、従来のNaOH等の吸収剤が不要になるため、コスト低減が可能となる。なお、通常の海水脱硫では排ガス中に含まれる水銀(Hg)といった有害物質の排出が問題となるが、本発明（請求項２）においてはプレスクラバ前流にある石灰石膏法脱硫装置により、それら有害物質が除去されるため、二次公害が発生する可能性は低い。
更に、常時20〜30℃である海水をプレスクラバに供給することで、プレスクラバの冷却システムを省略し、設備コストや冷却水の使用量、及びそれに関わるユーティリティコストを低減することができる。
以上述べたごとく、本発明によれば、脱CO2設備に導入する排ガスの前処理として、プレスクラバにおいて脱硫吸収剤に代えて海水を使用することにより、冷却器の省略、脱硫排水処理負荷の低減が可能であり、設備コスト及びユーティリティコストを低減することができる。また、プレスクラバ前流の脱硫装置により、水銀を始めとした有害物質がほとんど除去されるため、使用した海水の排出による二次公害の発生可能性は低い。
本発明の一実施例を図１と共に説明する。本発明における脱CO2設備の構成は、図３に示した従来設備と同じであるが、プレスクラバ7のみ異なっている。すなわち、プレスクラバ7は、吸収剤である海水48を供給する海水供給用ポンプ49と、吸収剤を排ガスと向流接触するようにスプレするスプレ部16とから構成されている。湿式脱硫装置6を出た排ガスは、プレスクラバ7に供給され、ここで海水48によりSO2を除去すると同時に40℃程度までガスが冷却され、プレスクラバ出口ガス17として吸収塔18に導入され、一方、SO2を吸収した海水は、海へそのまま排出される。
CO2の吸収塔18および再生塔31の構成は図３の従来装置と同じである。
CO2の吸収塔18および再生塔31の構成は図３の従来装置と同じである。
1‥ボイラ、2‥脱硝装置、3‥エアヒータ、4‥GGH(熱回収器)、5‥電気集塵装置、6‥湿式脱硫装置、7‥プレスクラバ、8‥CO2除去設備、9‥GGH(再加熱器)、10‥煙突、11‥ボイラ蒸気、18‥吸収塔、29‥吸収塔抜出しポンプ、30‥再生塔液供給配管、31‥再生塔、32‥充填層、33‥スプレ部、36‥デミスタ、38‥冷却器、39‥CO2分離器、42‥リボイラ液供給配管、43‥リボイラ、47‥熱交換器
Claims (2)
- 燃焼排ガス中の二酸化炭素（CO2）をアミン類の吸収液によって吸収、除去するCO2除去設備を設けた排ガス処理システムであって、該CO2除去設備の上流側に排ガスを海水と接触させるプレスクラバを設けたことを特徴とする排ガス処理システム。
- 前記排ガス処理システムは、湿式排煙脱硫装置を有し、前記プレスクラバは、前記湿式排煙脱硫装置の後流に設けられていて、前記湿式排煙脱硫装置出口排ガスを冷却する機能を有することを特徴とする請求項１記載の排ガス処理システム。
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