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排煙脱硫（FGD）は、化石燃料発電所の排煙や、廃棄物焼却、石油精製、セメント窯、石灰窯などの硫黄酸化物を排出する他の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。
多くの国で二酸化硫黄（SO₂ ）排出量を制限する厳しい環境規制が施行されて以来、様々な方法で排ガスからSO₂が除去されている。一般的に用いられている方法は以下のとおりである。
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年以上にわたって研究されてきた。排ガス脱硫に関する初期の構想は、 1850年頃にイギリスで確立された。
1920年代にイギリスで大規模な発電所が建設されると、単一の場所から大量の二酸化硫黄（SO₂ ）が発生することに関連する問題が、一般の人々の懸念事項となり始めた。二酸化硫黄（SO₂ ）排出問題は、1929年に貴族院がマンチェスター市営バートン発電所に対する地主のSO₂排出による土地の損害賠償請求を認めるまで、あまり注目されなかったSO₂排出規制の導入につながった。これらの発電所すべてに2つの制御装置が設置されている。 [ 3 ]
電力会社における最初の大規模な排煙脱硫装置（FGD）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3つの初期の大規模FGD設備は、特徴的な白い蒸気の噴煙が敵機の位置特定に役立つ可能性があるため、第二次世界大戦中に停止されました。 [ 4 ] バタシーのFGDプラントは戦後再稼働し、ロンドン市街地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年に発電所が閉鎖されるまで稼働しました。 [ 5 ]大規模なFGDユニットが電力会社に再び登場したのは1970年代になってからで、そのほとんどが米国と日本で設置されました。[ 3 ]
1970年の大気浄化法（CAA）とその改正は、排煙脱硫（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システムを対象とし、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月時点で、FGDユニットは42基稼働しており、うち36基は日本、6基は米国にあり、容量は5MWから250MWまでであった。[ 7 ] 1999年頃から2000年頃にかけて、FGDユニットは27か国で使用され、総発電容量約229ギガワットで678基のFGDユニットが稼働していた。FGD容量の約45%は米国、24%はドイツ、11%は日本、20%はその他の国々にあった。ユニットの約79%（容量約199ギガワット）は石灰または石灰石湿式スクラバーを使用していた。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 ]
国際海事機関（IMO ）は、MARPOL条約附属書VIの硫黄規制への準拠を確保するため、船舶への排ガススクラバー（排ガス浄化システム）の承認、設置、使用に関するガイドラインを採択した。[ 11 ]
船舶で主流となっているのは、海水を使って排気ガスを噴射し、その結果生じた汚染された洗浄水を直接海に排出するオープンループスクラバーです。これらのシステムは、海洋生態系に悪影響を与えるため、環境面で大きな批判を受けています。[ 12 ] [ 13 ] [ 14 ]
旗国はこのようなシステムを承認しなければならず、寄港国は（寄港国管理の一環として）このようなシステムが正しく機能していることを確認できます。スクラバーシステムが正しく機能していない場合（そして、このような不具合に対するIMOの手順が遵守されていない場合）、寄港国は船舶に制裁を科すことができます。国連海洋法条約はまた、寄港国に港湾および内水域内での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 ]
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。化石燃料が燃焼すると、一般的に硫黄の約95％以上が二酸化硫黄（SO₂ ）に変換される。このような変換は、通常の温度と排ガス中の酸素濃度条件下で起こる。しかし、このような反応が起こらない場合もある。
二酸化硫黄 ( SO₂ ) は、過剰な酸素が存在し、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( SO₃ ) になります。約 800 °C では、SO₃の生成が促進されます。SO₃ が生成されるもう 1 つの方法は、燃料中の金属による触媒作用です。このような反応は、バナジウムが多量に存在する重油で特に顕著です。SO₃ がどのように生成されるかにかかわらず、 SO₂とは異なり、硫酸( H₂SO₄ )ミストと呼ばれる液体エアロゾルを形成し、除去が非常に困難です。一般的に、二酸化硫黄の約 1% がSO₃に変換されます。硫酸ミストは、排ガスが消散する際によく見られる青いもやの原因とな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ますます対処されています。
ほとんどの排煙脱硫（FGD）システムは、飛灰除去と二酸化硫黄（SO₂ ）除去の2段階を採用しています。飛灰とSO₂の両方を1つのスクラビング容器で除去する試みも行われてきました。しかし、これらのシステムでは、メンテナンス上の問題が深刻で、除去効率が低いという問題がありました。湿式スクラビングシステムでは、通常、排ガスはまず電気集塵機またはバグハウスのいずれかの飛灰除去装置を通過し、次にSO₂吸収装置に入ります。しかし、乾式噴射または噴霧乾燥操作では、まずSO₂が石灰と反応し、次に排ガスが粒子制御装置を通過します。
湿式排煙脱硫（FGD）システムにおけ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しており、さらに少量の二酸化硫黄（SO₂ ）を含んでいることです。これらのガスは、ファン、ダクト、煙突などの下流側の機器に対して非常に腐食性が高いです。腐食を最小限に抑える方法としては、（1）ガスを露点以上に再加熱する方法、または（2）腐食性条件に耐えられるような構造材料と設計を用いる方法の2つが考えられます。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。
SO₂は酸性ガスであるため、排ガスからSO₂を除去するために一般的に使用される吸着剤スラリーやその他の材料はアルカリ性である。CaCO₃ （石灰石）スラリーを用いた湿式スクラビングで起こる反応は亜硫酸カルシウム（CaSO₃ ）を生成し、簡略化された乾式形式では次のように表すことができる。
湿式洗浄は、Ca(OH) 2（水酸化カルシウム）とMg(OH) 2を用いて行うことができます。
FGD設備の設置コストを部分的に相殺するために、一部の設計、特に乾式吸着剤注入システムでは、CaSO₃（亜硫酸カルシウム）をさらに酸化して、壁板やその他の製品に使用できるほど高品質のCaSO₄・2H₂O（石膏）を販売可能にする。この合成石膏の製造プロセスは、強制酸化とも呼ばれる。
二酸化硫黄（SO₂ ）を吸収するのに利用できる天然のアルカリ性物質は海水です。SO₂は海水に吸収され、酸素が加わると反応して硫酸イオンSO₄²⁻と遊離水素イオン（H⁺ ）を生成します。海水中の炭酸塩が過剰なH⁺を相殺し、炭酸塩平衡を押し上げて二酸化炭素（CO₂ ）ガスを放出します。
工業では、 SO 2を除去して亜硫酸ナトリウムを生成するために苛性ソーダ( NaOH ) がよく使用されます。[ 16 ]
気液接触面積と滞留時間を最大化するために、スプレータワー、ベンチュリ、プレートタワー、移動式充填層など、さまざまな湿式スクラバー設計が用いられてきました。スケールの蓄積、目詰まり、または浸食は排煙脱硫装置の信頼性と吸収効率に影響を与えるため、より複雑なスクラバーではなく、スプレータワーなどのシンプルなスクラバーを使用する傾向にあります。タワーの構成は垂直または水平にすることができ、排ガスは液体に対して同時流、向流、または交差流で流れることができます。スプレータワーの主な欠点は、他の吸収装置設計と同等のSO2除去を行うには、より高い液気比が必要となることです。
FGDスクラバーはスケール生成廃水を生成するため、米国の連邦排出規制を満たすには処理が必要です。[ 17 ]しかし、イオン交換膜と電気透析システムの技術進歩により、EPAの排出制限を満たす高効率のFGD廃水処理が可能になりました。[ 18 ]他のスケール生成量の多い産業廃水についても、処理方法は同様です。
ベンチュリスクラバーは、収束部と拡散部からなるダクトです。収束部ではガス流が高速に加速されます。最大速度となるスロート部で液体が噴射されると、高速ガス流によって生じる乱流により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確保されます。ベンチュリ管内の圧力降下が大きいほど、液滴は小さくなり、表面積も大きくなります。ただし、その代償として消費電力が増加します。
二酸化硫黄と飛灰を同時に除去するには、ベンチュリスクラバーが使用できます。実際、工業用ナトリウム系使い捨てシステムの多くは、もともと粒子状物質を除去するために設計されたベンチュリスクラバーです。これらの装置は、ナトリウム系洗浄液を注入できるようにわずかに改造されています。粒子と二酸化硫黄の両方を1つの容器で除去することは経済的ですが、高い圧力損失や、大量の飛灰を除去するための洗浄媒体を見つけるといった問題を考慮する必要があります。しかし、石油燃焼装置などから発生する粒子濃度が低い場合は、粒子と二酸化硫黄を同時に除去する方が効果的な場合があります。
充填式スクラバーは、内部に充填材を詰めた塔で構成されています。この充填材は、サドル型、リング型、あるいは汚染ガスと液体との接触面積を最大化するために設計された特殊な形状など、様々な形状があります。充填式塔は、ベンチュリスクラバーに比べて圧力損失がはるかに低いため、運転コストが安くなります。また、SO₂除去効率も一般的に高くなります。欠点は、排気流中に粒子が過剰に存在すると目詰まりを起こしやすいことです。
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ており、ノズルから液滴が生成されて表面に接触します。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）。ベンチュリ管の高速流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ようとすると目詰まりを起こします。
向流式充填塔は、石灰や石灰石の洗浄スラリーを使用した場合に、堆積した粒子によって目詰まりしたり、スケールが付着したりする傾向があるため、あまり使用されない。
前述のように、アルカリ吸着剤は排ガスからSO₂を除去するためにスクラビングに使用されます。用途に応じて、最も重要な2つは石灰と水酸化ナトリウム（苛性ソーダとも呼ばれる）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型の石炭または石油燃焼ボイラーで一般的に使用されます。問題は、スクラバー内を溶液ではなくスラリーが循環することになることです。これにより、装置への負担が大きくなります。この用途には通常、スプレータワーが使用されます。石灰を使用すると、廃棄しなければならない亜硫酸カルシウム（CaSO₃）のスラリーが生成されます。亜硫酸カルシウムは酸化されて副産物の石膏（CaSO₄・2H₂O ）が生成され、これは建築製品業界で使用できます。
苛性ソーダは石灰よりも高価なため、小規模な燃焼装置での使用に限られますが、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、 pHに応じて亜硫酸ナトリウム／重亜硫酸ナトリウム、または硫酸ナトリウムからなる「使用済み苛性ソーダ」溶液を生成するため、廃棄する必要があります。ただし、例えばクラフトパルプ工場では、この使用済み苛性ソーダは回収サイクルにおける補充薬品の供給源となるため、問題にはなりません。
亜硫酸ナトリウムの冷溶液を用いることで二酸化硫黄を除去することが可能です。この溶液は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。この反応を利用した方法は、ウェルマン・ロード法としても知られています。
ある意味では、これはキセノンやラドンなどの不活性ガス（また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のと似ていると考えることができる。二酸化硫黄をガス混合物から抽出する際には化学変化が起こるが、抽出平衡は化学試薬を用いるのではなく、温度変化によってシフトされるという点が異なる。
IAEAは、新しい排煙脱硫技術について説明している。[ 19 ]これは、アンモニアを排ガスに添加すると同時に、強力な電子ビームを排ガスに照射する放射線技術である。中国の成都発電所は、1998年に100MW規模のこのような排煙脱硫装置を稼働させた。ポーランドのポモジャニ発電所も2003年に同様の規模の装置を稼働させ、この発電所は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のためには、加速器の設計原理と製造品質をさらに改善する必要がある。[ 22 ]
このプロセスでは放射能は必要とされず、また発生もしません。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の一例です[ 21 ] 。
電子ビームの作用は、二酸化硫黄の酸化を促進して硫黄(VI)化合物を生成することである。アンモニアは、このようにして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、これは窒素肥料として使用できる。さらに、排ガス中の窒素酸化物含有量を低減するためにも使用できる。この方法は工業プラント規模に達している。[ 20 ] [ 23 ]
排煙脱硫装置は、石炭や石油を燃料とする5MWから 1,500MW規模の燃焼装置に適用されている 。スコティッシュ・パワー社は、2,000MWを超える発電容量を持つロンガネット発電所 に排煙脱硫装置を設置するために4億ポンドを投じている。乾式スクラバーとスプレー式スクラバーは、一般的に300MW未満の発電装置に適用されている。
RWE npower社は、南ウェールズのアバソウ発電所に海水を利用した排煙脱硫装置（FGD）を設置し、1,580MW の発電所で正常に稼働している。
米国に設置されている排煙脱硫装置のうち、約85%が湿式スクラバー、12%がスプレードライシステム、3%がドライインジェクションシステムである。
二酸化硫黄の除去効率は、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い（80%未満）という。しかし、最新の乾式スクラバーでは、90%程度の効率を達成できるものもある。
噴霧乾燥システムや乾式注入システムでは、下流の機器への湿性固形物の付着やバグフィルターの目詰まりを防ぐため、まず排ガスを断熱飽和温度 より約10～20℃高い温度まで冷却する必要がある。
除去された二酸化硫黄1ショートトンあたりの設備投資、運転、および維持管理費用（2001年米ドル換算）は以下のとおりです。
燃焼後に排ガスから 硫黄を除去する代わりに、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る。燃料の水素化脱硫は、燃料油を使用前に処理するために用いられてきた。 流動床燃焼では、燃焼中に燃料に石灰が添加される。石灰はSO₂と反応して硫酸塩を生成し、それが灰の一部となる。
この元素硫黄は分離され、プロセスの最後に回収されて、例えば農産物などに再利用されます。この方法の最大の利点の1つは安全性で、プロセス全体が大気圧と常温で行われます。この方法は、シェル・グローバル・ソリューションズとパケスの合弁会社であるパケルによって開発されました。[ 25 ]
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