排ガス脱硫

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SO2_排出を制限する厳しい環境規制が制定されているため、SO2_はさまざまな方法で排気ガスから除去されています。一般的に使用される方法は次のとおりです。

• ガスを除去するために、通常は石灰石または石灰などのアルカリ性吸着剤のスラリー、または海水を使用する湿式洗浄。
• 同様の吸着スラリーを使用したスプレードライ洗浄。
• 湿式硫酸プロセスは、硫黄を商業品質の硫酸の形で回収します。
• SNOX 排ガス脱硫は、排ガスから二酸化硫黄、窒素酸化物、粒子状物質を除去します。
• 乾燥吸着剤注入システムは、排気ダクトに粉末状の水和石灰（または他の吸着剤）を導入し、プロセス排出物から_SO2とSO3を_除去^{します。 [1]}

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 ^]

ボイラーや炉の排気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ました。煙道ガスの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SO2_が排出されることによる問題が世間の関心を集め始めた。SO
₂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てSO2排出による土地の損害を主張する地主の訴えを支持するまで、あまり注目されませんでした。その後すぐに、ロンドンの敷地内に発電所を建設すること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、 _SO2排出禁止法の施行につながりました。
₂こうした発電所すべてに規制を設ける。^[3]

公益事業体における最初の大規模なFGD装置は、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基は、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プラントは戦後再稼働し、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ユニットは1970年代まで公益事業体に再登場せず、そのほとんどの設置は米国と日本で行われました。^[3]

1970年の大気浄化法（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基は日本で、6基は米国で稼働しており、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。ユニットの約79％、つまり約199ギガワットの容量は、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]}

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実にするために、船舶への排ガススクラバー（排ガス洗浄システム）の承認、設置、使用に関するガイドラインを採択しました。^{[11]旗国はそのようなシステムを承認する必要があり、港湾国は（}港湾国管理の一環として）そ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適切に機能していない場合（およびそのような故障に対する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。国連海洋法条約はまた、港湾国に港湾および内水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。^[12]

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可能性があります。化石燃料を燃焼すると、通常、硫黄の約 95 パーセント以上が二酸化硫黄( SO ₂ ) に変換されます。このような変換は、温度と排気ガス中の酸素が通常の条件下で発生します。ただし、このような反応が発生しない状況もあります。

SO _{2 は}、酸素が過剰にあり、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、燃料中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}どのように形成されるにせよ、 SO ₂のようには動作せず、硫酸( H ₂ SO ₄ ) ミストと呼ばれる液体エアロゾルを形成し、これを除去するのは非常に困難です。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、煙道ガスの煙が消散するときによく現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対処されるようになっています。

ほとんどの FGD システムでは、フライアッシュ除去とSO2除去の2 段階を採用しています。フライアッシュと_SO2の両方を 1 つの洗浄容器で除去する試みがなされてきました。しかし、これらのシステムでは、深刻なメンテナンス上の問題と低い除去効率が問題となっていました。湿式洗浄システムでは、通常、排気ガスは最初にフライアッシュ除去装置 (電気集塵機またはバグハウス) を通過し、次に SO2 吸収装置に入ります_。ただし、乾式注入または噴霧乾燥操作では、最初にSO2_が石灰と反応し、次に排気ガスが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 1 つの重要な設計上の考慮事項は、吸収装置から排出される排ガスが水で飽和しており、依然として若干のSO2_が含まれていることです。これらのガスは、ファン、ダクト、煙突などの下流の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使用するかです。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使用するかを決定します。

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またはその他の材料はアルカリ性です。CaCO ₃ (石灰石) スラリーを使用した湿式洗浄で起こる反応により亜硫酸カルシウム( CaSO ₃ ) が生成され、簡略化された乾燥形式で次のように表すことができます。

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 →CaSO ₃ + H ₂ O (M = Ca、Mg)

FGD 設置の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、CaSO ₃ (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、市場性のあるCaSO ₄ ·2H ₂ O (石膏) を生成します。この合成石膏が生成されるプロセスは、強制酸化とも呼ばれます。

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

SO2_{を吸収する}のに使用できる天然アルカリは海水です。SO2は水中に吸収され、酸素が加えられると反応して硫酸イオンSOを形成します。2−4そして自由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_の洗浄によく使用され、亜硫酸ナトリウムが生成される。^[13]

2 NaOH + SO ₂ → Na ₂ SO ₃ +H ₂ O

ガスと液体の表面積と滞留時間を最大限にするために、スプレー塔、ベンチュリー管、プレート塔、移動式充填床など、さまざまな湿式スクラバー設計が使用されてきました。スケールの蓄積、目詰まり、浸食は FGD の信頼性と吸収装置の効率に影響するため、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を使用する傾向があります。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、または横流に流れます。スプレー塔の主な欠点は、同等の SO2除去_を実現するために、他の吸収装置設計よりも高い液体対ガス比が必要になることです。

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。^[14]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できるようになりました。^[15]処理方法は、他のスケーリングの激しい産業廃水の場合も同様です。

ベンチュリスクラバーは、ダクトの収束/発散セクションです。収束セクションは、ガス流を高速に加速します。液体流が最大速度のポイントであるスロートに注入されると、高速ガスによって生じる乱流により、液体が小さな液滴に霧化され、物質移動に必要な表面積が形成されます。ベンチュリ内の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、消費電力は増加します。

SO2とフライアッシュを同時に除去するには、ベンチュリスクラバーを使用できます。_実際、工業用ナトリウムベースの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。これらのユニットは、ナトリウムベースの洗浄液を注入するようにわずかに改造されています。1 つの容器で粒子とSO2_の両方を除去すると経済的ですが、圧力降下が大きいことや、大量のフライアッシュを除去するための洗浄媒体を見つけることを考慮する必要があります。ただし、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。

パックド スクラバーは、内部にパッキング材が入ったタワーで構成されています。このパッキング材は、サドル、リング、または汚れたガスと液体の接触面積を最大化するように設計された高度に特殊な形状にすることができます。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降下がはるかに少ないため、運用コストが安くなります。また、通常、SO2 除去効率も高くなります_。欠点は、排気流に粒子が過剰に存在すると、詰まりやすくなることです。

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、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ときに使用されます (下記参照)。ベンチュリの高速化により浸食の問題が生じますが、充填されたタワーではスラリーを循環させると詰まってしまいます。

向流充填塔は、集められた粒子によって詰まったり、石灰や石灰岩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。

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（苛性ソーダとも呼ばれます）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型の石炭または石油ボイラーで一般的に使用されます。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、亜硫酸カルシウム（CaSO ₃）のスラリーが生成され、これを処分する必要があります。幸いなことに、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）を生成でき、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、小型の燃焼ユニットに限定されますが、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、操作が簡単になります。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」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、たとえばクラフト パルプ工場では問題にはなりません。クラフト パルプ工場では、苛性ソーダが回収サイクルの補充化学物質の供給源になることがあります。

亜硫酸ナトリウムの冷たい溶液を使用して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が形成されます。この溶液を加熱すると、反応が逆転して二酸化硫黄と亜硫酸ナトリウム溶液が形成されます。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（または抽出中に化学変化を起こさない他の溶質）を水から別の相に可逆的に液液抽出するのと似ていると考えられます。ガス混合物から二酸化硫黄を抽出する際に化学変化は起こりますが、抽出平衡は化学試薬の使用ではなく、温度の変化によって変化します。

IAEAは、新たな排ガス脱硫技術について発表した。^[16]これは、アンモニアをガスに加え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、このプラントは硫黄酸化物と窒素酸化物の両方を除去している。両プラントとも順調に​​稼働していると報告されている。^{[17] [18]}しかし、工業環境での連続運転には、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。^[19]

このプロセスでは放射能は不要であり、また放射能も生成されません。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^{[18]の一例です。}

電子ビームの作用は、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ある。アンモニアはこうして形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、排気ガス中の窒素酸化物含有量を下げるためにも使用できる。この方法は工業プラント規模にまで達している。^{[17] [20]}

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。^[21]

排ガス脱硫スクラバーは、5MWから1,500MWの規模の石炭や石油を燃焼する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4億ポンドを費やしています。乾式スクラバーとスプレースクラバーは、一般的に300MW未満のユニットに適用されています。

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。

最高のSO2除去効率 (90% 以上) は湿式スクラバーによって達成され、最低の_SO2除去効率 (80% 未満) は乾式スクラバーによって達成されます。ただし、乾式スクラバーの新しい設計では、90% 程度の効率を達成できます。

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200～500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。

燃焼後の排ガスから 硫黄を除去する別の方法は、燃焼前または燃焼中に燃料から硫黄を除去することです。燃料の水素化脱硫は_、使用前に燃料油を処理するために使用されてきました。 流動床燃焼では、燃焼中に燃料に石灰が追加されます。石灰はSO2と反応して硫酸塩を形成し、灰の一部になります。

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、農産物などに再利用されます。プロセス全体が大気圧と常温で行われるため、安全性がこの方法の最大の利点の1つです。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。^[22]

• 焼却
• スクラバー
• 化石燃料の燃焼による排気ガス排出
• 排気ガススタック
• ウェルマン・ロード法

• FGDプラントの概略プロセスフロー
• 5000 MW FGDプラント（詳細なプロセスフロー図を含む）
• アルストムによる大気汚染制御に関する UN-ECE へのプレゼンテーション (乾式、湿式、海水 FGD のプロセス フロー図を含む)
• 塩化水素、三酸化硫黄、水銀などのその他の重金属粒子の除去を含む排気ガス処理品。
• クリーンエア企業協会 – 排出ガス制御メーカーを代表する全国業界団体