排ガス脱硫

排ガス脱硫装置が導入される前は、ニューメキシコ州のフォーコーナーズ発電所からの排出物には大量の二酸化硫黄が含まれていました。
GGアレン蒸気ステーションのスクラバー（ノースカロライナ州）

排ガス脱硫（FGD）は、化石燃料発電所の排気ガスや、廃棄物焼却、石油精製所、セメント窯、石灰窯など のその他の硫黄酸化物排出プロセスからの排出物から二酸化硫黄（SO2 ）を除去するために使用される一連の技術です。

方法

多くの国で二酸化硫黄（SO2 ）の排出を制限する厳しい環境規制が制定されているため、排ガス中のSO2は様々な方法で除去されています。一般的な方法は以下の通りです。

典型的な石炭火力発電所では、排ガス脱硫（FGD）によって排ガス中のSO2の90％以上を除去できる可能性がある。 [ 2 ]

歴史

ボイラーや炉の排ガスから二酸化硫黄を除去する方法は150年以上研究されてきました。排ガス脱硫に関する初期のアイデアは、 1850年頃にイギリスで確立されました。

1920年代にイギリスで大規模な発電所が建設されると、一箇所から大量の二酸化硫黄（SO2 ）が排出されることに伴う問題が人々の懸念を呼ぶようになった。SO2排出問題は、1929年に貴族院がマンチェスター市のバートン電力会社に対し、二酸化硫黄の排出による土地の損害を主張する地主の訴えを認めるまで、あまり注目されていませんでした。その後まもなく、ロンドン市内での発電所建設に反対する報道キャンペーンが開始されました。この抗議は、二酸化硫黄の排出制限の導入につながりました。2こうした発電所すべてに規制をかける。[ 3 ]

公益事業における最初の大規模なFGDユニットは、1931年にロンドン電力会社が所有するバタシー発電所に設置されました。1935年には、バタシーに設置されたものと同様のFGDシステムがスウォンジー発電所で稼働を開始しました。3番目の大規模なFGDシステムは1938年にフラム発電所に設置されました。これらの初期の大規模FGD設備3つは、特徴的な白い蒸気の煙が敵機による位置特定に役立つ可能性があるため、第二次世界大戦中は休止されていました。 [ 4 ] バタシーのFGDプラントは戦後再開され、ロンドン市の向かいにある新しいバンクサイドB発電所のFGDプラントとともに、それぞれ1983年と1981年に閉鎖されるまで稼働していました。 [ 5 ]大規模FGDユニットが公益事業に再び登場したのは1970年代で、そのほとんどの設置は米国と日本で行われました。[ 3 ]

1970年大気浄化法（CAA）とその改正は、FGDの導入に影響を与えてきました。[ 6 ] 2017年には、改訂版PTC 40規格が発行されました。この改訂版規格（PTC 40-2017）は、乾式および再生式FGDシステムをカバーし、より詳細な不確実性分析セクションを提供しています。この規格は現在、世界中の企業で使用されています。

1973年6月の時点で、稼働中のFGDユニットは42基あり、そのうち36基は日本、6基は米国で、容量は5MWから 250MWに及んでいた。[ 7 ] 1999年から2000年頃の時点で、FGDユニットは27か国で使用されており、678基のFGDユニットが稼働しており、発電所の総容量は約229ギガワットであった。FGD容量の約45％は米国、24％はドイツ、11％は日本、20％はその他の国であった。約199ギガワットのユニットの約79％は、石灰または石灰岩湿式洗浄を使用していた。約18％（25ギガワット）は、スプレードライスクラバーまたは吸着剤注入システムを使用していた。[ 8 ] [ 9 ] [ 10 ]

船舶のFGD

国際海事機関（IMO ）は、MARPOL条約附属書VIの硫黄規制への遵守を確保するため、船舶における排気ガススクラバー（排気ガス浄化システム）の承認、設置、使用に関するガイドラインを採択している。[ 11 ]

船舶で広く使用されているのはオープンループスクラバーで、海水を用いて排気ガスを噴霧し、その汚染された洗浄水を直接海に排出します。このシステムは海洋生態系に有害な影響を与えるため、環境問題として大きな批判を呼んでいます。[ 12 ] [ 13 ] [ 14 ]

旗国はこうしたシステムを承認する必要があり、港湾国は（港湾国検査の一環として）こうしたシステムが正しく機能していることを確認することができます。スクラバーシステムが適切に機能していない場合（かつ、そのような不具合に関するIMOの手順が遵守されていない場合）、港湾国は船舶に制裁を科すことができます。また、国連海洋法条約は、港湾国に対し、港湾および内水域におけるオープンループスクラバーシステムの使用を規制（さらには禁止）する権利を与えています。[ 15 ]

硫酸ミストの形成

石炭や石油などの化石燃料には、かなりの量の硫黄が含まれている場合があります。化石燃料を燃焼させると、通常、硫黄の約95%以上が二酸化硫黄（SO 2 ）に変換されます。このような変換は、通常の温度条件と排気ガス中の酸素濃度条件下で起こります。しかし、このような反応が起こらない状況もあります。

SO 2 は、過剰酸素が存在し、ガス温度が十分に高い場合、さらに酸化されて三酸化硫黄( SO 3 ) になることがあります。約 800 °C では、 SO 3の形成が促進されます。SO 3が形成されるもう 1 つの方法は、燃料内の金属による触媒作用です。この反応は、大量のバナジウムが存在する重油で特に顕著です。SO 3 がどのように生成されるかにかかわらず、 SO 2のようには動作せず、硫酸( H 2 SO 4 ) ミストと呼ばれる、除去が非常に困難な液体エアロゾルを形成します。通常、二酸化硫黄の約 1% がSO 3に変換されます。硫酸ミストは、煙道ガスが消散するときによく見られる青いもやの原因であることがよくあります。この問題は、湿式電気集塵機の使用によって対処されることが増えています。

FGD化学

原則

ほとんどのFGDシステムは、フライアッシュ除去とSO 2除去の2段階で構成されています。フライアッシュとSO 2 の両方を1つの洗浄槽で除去する試みも行われてきました。しかし、これらのシステムは深刻なメンテナンス上の問題と低い除去効率という問題を抱えていました。湿式洗浄システムでは、通常、排ガスはまず電気集塵機またはバグハウスなどのフライアッシュ除去装置を通過し、次にSO 2吸収装置に送られます。一方、乾式注入法またはスプレードライ法では、まずSO 2を石灰と反応させ、その後排ガスは微粒子制御装置を通過します。

湿式FGDシステムに関連するもう一つの重要な設計上の考慮事項は、吸収塔から排出される排ガスが水で飽和状態にあり、依然として少量のSO 2を含んでいることです。これらのガスは、ファン、ダクト、煙突などの下流機器に対して非常に腐食性があります。腐食を最小限に抑える2つの方法は、(1) ガスを露点以上に再加熱するか、(2) 機器が腐食条件に耐えられるような構造材料と設計を採用することです。どちらの方法も費用がかかります。エンジニアは、現場ごとにどちらの方法を採用するかを決定します。

アルカリ固体または溶液で洗浄する

FGD吸収体の概略設計

SO 2は酸性ガスであるため、排ガスからSO 2 を除去するために使用される一般的な吸着剤スラリーやその他の物質はアルカリ性です。CaCO 3（石灰石）スラリーを用いた湿式洗浄では、反応により亜硫酸カルシウム（CaSO 3）が生成されます。これは簡略化された乾燥状態では次のように表されます。

CaCO 3 +SO 2 → CaSO 3 + CO 2

湿式洗浄はCa(OH) 2 (消石灰)とMg(OH) 2を使用して行うことができます。

M(OH) 2 + SO 2 → MSO 3 + H 2 O (M = Ca、Mg)

FGD設置費用の一部を相殺するため、特に乾式吸着剤注入システムなどの設計では、CaSO 3（亜硫酸カルシウム）をさらに酸化して、壁板などの製品に使用できるほど高品質なCaSO 4 ·2H 2 O（石膏）を生成します。この合成石膏を生成するプロセスは、強制酸化とも呼ばれます。

2CaSO 3 + 2H 2 O + O 2 → 2 CaSO 4・2H 2 O

SO2を吸収するのに使える天然のアルカリとして海水があります。SO2は海水に吸収され、酸素を加えると反応して硫酸イオンSOを形成します。2−4そして遊離H +。余剰のH +は海水中の炭酸塩によって相殺され、炭酸塩平衡が押し上げられCO 2ガスが放出されます。

SO 2 + H 2 O + O →H 2 SO 4
HCO−3+ H + → H 2 O + CO 2

工業的には苛性ソーダ（NaOH ）がSO2の洗浄によく使われ、亜硫酸ナトリウムが生成される。[ 16 ]

2 NaOH + SO 2 → Na 2 SO 3 +H 2 O

FGDで使用される湿式スクラバーの種類

ガスと液体の接触面積と滞留時間を最大限に高めるために、スプレー塔、ベンチュリー塔、プレート塔、モバイルパックドベッドなど、様々な湿式スクラバー設計が採用されてきました。スケールの蓄積、目詰まり、浸食はFGDの信頼性と吸収塔の効率に影響を与えるため、複雑なスクラバーではなく、スプレー塔などのシンプルなスクラバーが使用される傾向にあります。塔の構成は垂直または水平で、排ガスは液体に対して並流、向流、または直交流で流れます。スプレー塔の主な欠点は、他の吸収塔設計と比較して、同等のSO 2除去を実現するために、より高い液ガス比が必要となることです。

FGDスクラバーは、米国連邦排出規制を満たすための処理を必要とするスケーリング廃水を生成します。[ 17 ]しかし、イオン交換膜と電気透析システムの技術的進歩により、EPAの排出制限を満たすFGD廃水を高効率で処理することが可能になりました。[ 18 ]この処理方法は、他の高度にスケーリングされた産業廃水の場合も同様です。

ベンチュリロッドスクラバー

ベンチュリスクラバーは、ダクトの収束部と発散部を兼ねた部分です。収束部はガス流を高速に加速します。液体流が最高速度点であるスロート部に注入されると、ガス流の高速化によって生じる乱流によって液体が微細な液滴に霧化され、物質移動に必要な表面積が形成されます。ベンチュリスクラバーにおける圧力降下が大きいほど、液滴は小さくなり、表面積は大きくなります。ただし、消費電力は大きくなります。

SO2とフライアッシュの同時除去には、ベンチュリスクラバーを使用できます。実際、多くの産業用ナトリウムベースの使い捨てシステムは、もともと粒子状物質の除去を目的として設計されたベンチュリスクラバーです。これらの装置は、ナトリウムベースの洗浄液を注入できるように若干の改造が加えられています。粒子とSO2の両方を1つの容器で除去することは経済的ですが、高い圧力損失の問題や、大量のフライアッシュを除去するための洗浄媒体の選定を考慮する必要があります。しかし、石油燃焼ユニットなど、粒子濃度が低い場合は、粒子とSO2を同時に除去する方が効果的です。

充填床スクラバー

パックドスクラバーは、内部に充填材を充填した塔で構成されています。この充填材は、鞍型、リング型、あるいは汚れたガスと液体の接触面積を最大化するために設計された特殊な形状をしています。パックドタワーは通常、ベンチュリスクラバーよりも圧力損失がはるかに低いため、運転コストが低くなります。また、一般的にSO2除去効率も高くなります。欠点は、排気流中に過剰な粒子が存在すると、詰まりやすくなることです。

スプレータワー

スプレータワーは最もシンプルなタイプのスクラバーです。スプレーノズルを備えたタワーで構成され、表面接触用の液滴を生成します。スプレータワーは、通常、スラリーを循環させる際に使用されます（下記参照）。ベンチュリー管の高速回転は浸食の問題を引き起こし、充填塔はスラリーを循環させると目詰まりを起こします。

向流充填塔は、集められた粒子によって詰まったり、石灰や石灰石の洗浄スラリーを使用するとスケールが発生したりする傾向があるため、あまり使用されません。

洗浄試薬

上で説明したように、アルカリ性吸着剤は排ガスを洗浄してSO2 を除去するために使用されます。用途によって異なりますが、最も重要な2つは石灰と水酸化ナトリウム(苛性ソーダとしても知られています) です。石灰は苛性ソーダよりもはるかに安価であるため、発電所にあるような大規模な石炭または石油ボイラーで通常使用されます。問題は、溶液ではなくスラリーがスクラバーを循環することです。これにより、機器に負担がかかります。この用途では、通常、スプレータワーが使用されます。石灰を使用すると、廃棄する必要がある亜硫酸カルシウム ( CaSO 3 ) のスラリーが発生します。亜硫酸カルシウムは酸化されて副産物の石膏 ( CaSO 4 ·2H 2 O ) を生成することができ、これは建築製品業界で使用するために市場性があります。

苛性ソーダは石灰よりも高価なため、小規模な燃焼装置に限られますが、スラリーではなく溶液を形成するという利点があります。これにより操作が容易になります。苛性ソーダは、亜硫酸ナトリウム/亜硫酸水素ナトリウム（pH値による）、または硫酸ナトリウムの「使用済み苛性ソーダ」溶液を生成しますが、これは廃棄する必要があります。これは、例えばクラフトパルプ工場では回収サイクルへの補充化学物質の供給源となるため、 問題にはなりません。

亜硫酸ナトリウム溶液でこする

亜硫酸ナトリウムの冷溶液を用いることで二酸化硫黄を除去することができ、亜硫酸水素ナトリウム溶液を生成します。この溶液を加熱することで、反応を逆転させ、二酸化硫黄と亜硫酸ナトリウム溶液を生成することができます。亜硫酸ナトリウム溶液は消費されないため、再生処理と呼ばれます。この反応の応用は、ウェルマン・ロード法としても知られています。

これは、ある意味では、キセノンやラドンなどの不活性ガス（あるいは抽出中に化学変化を起こさない他の溶質）を水から別の相へ可逆的に液液抽出する過程に似ていると考えることができます。ガス混合物から二酸化硫黄を抽出する際には化学変化が起こりますが、抽出平衡は化学試薬の使用ではなく、温度変化によって変化します。

気相酸化とそれに続くアンモニアとの反応

IAEAは、新たな排ガス脱硫技術について発表した。[ 19 ]これは、強力な電子ビームを排ガスに照射すると同時にアンモニアを添加する放射線技術である。中国の成都発電所は1998年に100MW規模の排ガス脱硫装置を稼働させた。ポーランドのポモルジャニ発電所も同様の規模の装置を2003年に稼働させており、硫黄酸化物と窒素酸化物の両方を除去している。両発電所とも順調に​​稼働していると報告されている。[ 20 ] [ 21 ]しかし、工業条件下での連続運転には、加速器の設計原理と製造品質のさらなる改善が必要である。[ 22 ]

このプロセスでは放射能は必要とされず、また放射能も発生しません。電子ビームは、テレビの電子銃に似た装置によって生成されます。この装置は加速器と呼ばれます。これは、放射線の物理的効果を利用して物質を処理する 放射線化学プロセス[ 21 ]の一例です。

電子線の作用は、二酸化硫黄を硫黄(VI)化合物に酸化することを促進することです。アンモニアは生成された硫黄化合物と反応して硫酸アンモニウムを生成します。これは窒素肥料として使用できます。さらに、排ガス中の窒素酸化物含有量を低減することもできます。この方法は工業プラント規模で実施されています。[ 20 ] [ 23 ]

事実と統計

このセクションの情報は、米国EPAが発行したファクトシートから得たものです。[ 24 ]

排ガス脱硫スクラバーは、5MWから1,500MWの規模の石炭および石油燃焼ユニットに適用されています。スコティッシュ・パワーは、2,000MWを超える発電容量を持つロンガネット発電所にFGDを設置するために4億ポンドを投じています。300MW未満のユニットには、一般的に乾式スクラバーとスプレースクラバーが適用されています。

RWE npower 社は海水プロセスを使用して南ウェールズの アバーソー発電所にFGD を設置し、1,580 MW の発電所で正常に稼働しています。

米国に設置されている排ガス脱硫装置の約 85% は湿式スクラバー、12% はスプレードライ システム、3% は乾式注入システムです。

SO2除去効率は湿式スクラバーが最も高く（90%以上）、乾式スクラバーが最も低く（80%未満）なります。しかし、最近の乾式スクラバーの設計では、 90%程度の効率を達成することが可能となっています。

スプレー乾燥および乾式注入システムでは、下流の装置への湿った固形物の堆積やバグハウスの詰まりを防ぐために、最初に排気ガスを断熱飽和温度より約 10 ～ 20 °C 高い温度まで冷却する必要があります。

除去されるSO2 1ショートトンあたりの資本コスト、運用コスト、メンテナンスコスト（2001年米ドル）は次のとおりです。

  • 400MWを超える湿式スクラバーの場合、コストは1トンあたり200ドルから500ドルです。
  • 400MW未満の湿式スクラバーの場合、コストは1トンあたり500ドルから5,000ドルです。
  • 200MWを超えるスプレードライスクラバーの場合、コストは1トンあたり150ドルから300ドルです。
  • 200MW未満のスプレードライスクラバーの場合、コストは1トンあたり500ドルから4,000ドルです。

二酸化硫黄排出量を削減する代替方法

燃焼後の排ガスから 硫黄を除去する代替手段として、燃焼前または燃焼中に燃料から硫黄を除去する方法があります。燃料の水素化脱硫は、燃料油の使用前の処理に用いられてきました。 流動床燃焼では、燃焼中に燃料に石灰が添加されます。石灰はSO 2と反応して硫酸塩を形成し、灰の一部となります。

この元素硫黄は分離され、最終的にプロセスの最後に回収され、例えば農産物への利用に供されます。この方法の最大の利点の一つは安全性です。これは、プロセス全体が大気圧・常温で行われるためです。この方法は、シェル・グローバル・ソリューションズとPaquesの合弁会社であるPaqellによって開発されました。[ 25 ]

参照

参考文献

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