TWI488682B - Seawater desulfurization system and power generation system - Google Patents
Seawater desulfurization system and power generation system Download PDFInfo
- Publication number
- TWI488682B TWI488682B TW102103575A TW102103575A TWI488682B TW I488682 B TWI488682 B TW I488682B TW 102103575 A TW102103575 A TW 102103575A TW 102103575 A TW102103575 A TW 102103575A TW I488682 B TWI488682 B TW I488682B
- Authority
- TW
- Taiwan
- Prior art keywords
- seawater
- gas desulfurization
- flue gas
- sulfur
- absorption tower
- Prior art date
Links
- 239000013535 sea water Substances 0.000 title claims description 303
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 title claims description 165
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 title claims description 165
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims description 15
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 122
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 121
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 120
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 107
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 106
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 106
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 44
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 9
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 9
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims description 6
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000002817 coal dust Substances 0.000 claims description 3
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 17
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 10
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 9
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 7
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 5
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 4
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 238000006114 decarboxylation reaction Methods 0.000 description 2
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010742 number 1 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/50—Sulfur oxides
- B01D53/507—Sulfur oxides by treating the gases with other liquids
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
- F01D25/002—Cleaning of turbomachines
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
- F01D25/32—Collecting of condensation water; Drainage ; Removing solid particles
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/10—Oxidants
- B01D2251/11—Air
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/10—Inorganic absorbents
- B01D2252/103—Water
- B01D2252/1035—Sea water
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Description
本發明係關於一種對吸收硫成分海水進行氧化處理之海水排煙脫硫系統及發電系統，且上述吸收硫成分海水係使用海水對廢氣中所含之硫成分進行脫硫處理而產生。
於以煤或原油等作為燃料之發電設備中，藉由燃燒煤等石化燃料而於自鍋爐排出之燃燒廢氣(以下，稱為「廢氣」)中包含硫氧化物(SOx)等硫成分。因此，廢氣係於經脫硫處理而去除廢氣中所含之二氧化硫(SO2
)等硫氧化物(SOx)之後向大氣中排出。作為此種脫硫處理方法，存在石灰石膏法、噴霧乾燥器(spray dryer)法及海水法等。
發電廠等係由於需要大量之冷卻水故而建設於面向海之場所之情形較多。因此，就抑制脫硫處理所需之運轉成本等觀點而言，提出使用有將海水用作吸收廢氣中之硫氧化物之吸收液而進行脫硫之海水脫硫的海水排煙脫硫裝置。
海水排煙脫硫裝置係藉由對使大致圓筒之類之筒形狀或角形狀縱向放置之脫硫塔(吸收塔)之內部供給海水及鍋爐廢氣，使海水作為吸收液進行氣液接觸而去除SOx。於脫硫塔內用作吸收劑之脫硫後之海水(吸收硫成分海水)被供給至氧化槽。於氧化槽內流動之吸收硫成分海水經與未用於脫硫之海水混合而稀釋。又，吸收硫成分海水係藉由自設置於氧化槽之底面之曝氣裝置(空氣配給裝置)流出之微細氣泡而進行脫羧(曝氣)(例如，參照專利文獻1)。藉此，吸收硫成分海水經
SO3
之氧化與CO2
之曝氣處理，於滿足地域之環境基準後放流。
[專利文獻1]日本專利特開2007-125474號公報
氧化槽通常為寬度20 m~40 m、長度100 m~200 m左右之上部經開放之較長之水槽(Seawater Oxidation Treatment System(海水氧化處理系統)；SOTS)，需要廣泛之設置面積。於氧化槽中，自設置於氧化槽之底部之空氣配給裝置向氧化槽之底部之大致整個表面以空氣之狀態供給氧。
先前以來所使用之氧化槽係自氧化槽之底部整個表面起對在氧化槽內流動之吸收硫成分海水以空氣之狀態供給氧，故而氧化槽之運轉所需之動力成本較高。又，亦存在供給吸收硫成分海水中之SO3
之氧化與CO2
之曝氣所必需之氧以上之氧之場所，且超過需要地供給氧，從而未有效率地進行吸收硫成分海水中之SO3
之氧化與CO2
之曝氣。
因此，謀求有高效地進行吸收硫成分海水之處理，並使氧化槽之大小更小之海水排煙脫硫系統。
本發明係鑒於上述課題，其課題在於提供一種高效地進行吸收硫成分海水之處理，並實現氧化槽之大小之減小之海水排煙脫硫系統及發電系統。
用以解決上述課題之本發明之第1發明係一種海水排煙脫硫系統，其特徵在於包括：排煙脫硫吸收塔，其使廢氣與海水進行氣液接觸而洗淨上述廢氣；氧化槽，其設置於上述排煙脫硫吸收塔之後流
側，具備對包含硫成分之吸收硫成分海水供給空氣之空氣供給機構，且進行上述吸收硫成分海水之水質恢復處理；海水供給線，其將上述海水供給至上述排煙脫硫吸收塔；及空氣分支線，其將供給至上述氧化槽之空氣之一部分供給至上述排煙脫硫吸收塔之塔底部。
第2發明係如第1發明之海水排煙脫硫系統，其特徵在於具有：稀釋海水供給線，其自上述海水供給線分支，且將上述海水之一部分作為稀釋海水供給至上述排煙脫硫吸收塔之塔底部。
第3發明係如第1發明之海水排煙脫硫系統，其特徵在於：SO2
吸收量相對於供給至上述排煙脫硫吸收塔之上述海水之總量為3mmol/l以下。
第4發明係如第1發明之海水排煙脫硫系統，其特徵在於：上述吸收硫成分海水之溫度為5℃以上且55℃以下。
第5發明係如第1發明之海水排煙脫硫系統，其特徵在於：上述海水之pH值為5.5以上。
第6發明係如第1發明之海水排煙脫硫系統，其特徵在於包括：SO2
濃度計，其用以於上述排煙脫硫吸收塔之上述廢氣之入口及出口測定上述廢氣之入口SO2
濃度及出口SO2
濃度；海水循環線，其使上述排煙脫硫吸收塔內之上述吸收硫成分海水於上述海水供給線上循環；及流量計，其設置於上述海水循環線上，且測定自上述排煙脫硫吸收塔抽出之上述吸收硫成分海水之流量；基於上述廢氣之入口SO2
濃度及出口SO2
濃度而算出上述排煙脫硫吸收塔中之脫硫率，且調整經由上述稀釋海水供給線供給至上述氧化槽之海水之供給量。
第7發明係一種發電系統，其特徵在於包括：鍋爐；蒸氣渦輪，其將自上述鍋爐排出之廢氣用作蒸氣產生用之熱源，並且使用所產生之蒸氣來驅動發電機；第1發明之海水排煙脫硫系統；冷凝器，其將上述蒸氣渦輪中凝結之水回收，並使其循環；排煙脫硝裝置，其進行
自上述鍋爐排出之廢氣之脫硝；及集塵裝置，其去除上述廢氣中之煤塵。
根據本發明，可高效地進行吸收硫成分海水之處理，並實現氧化槽之大小之減小。
10‧‧‧海水排煙脫硫系統
11‧‧‧排煙脫硫吸收塔
11a‧‧‧吸收塔槽
12‧‧‧氧化槽
14‧‧‧吸收硫成分海水
21‧‧‧海水
22‧‧‧海
21a‧‧‧吸收海水
21b、21c‧‧‧稀釋海水
22a~22e‧‧‧泵
25、61‧‧‧廢氣
26‧‧‧噴霧噴嘴
28‧‧‧淨化氣體
29‧‧‧空氣
32a、32b‧‧‧SO2
濃度計
33‧‧‧流量計
34‧‧‧控制裝置
41‧‧‧曝氣裝置(空氣配給裝置)
42‧‧‧氧化用空氣鼓風機
43‧‧‧散氣管
44‧‧‧氧化空氣用噴嘴
45‧‧‧水質恢復海水
50‧‧‧發電系統
51‧‧‧鍋爐
52‧‧‧蒸氣渦輪
53‧‧‧冷凝器
54‧‧‧排煙脫硝裝置
55‧‧‧集塵裝置
56‧‧‧燃料
57‧‧‧空氣預熱器(AH)
58‧‧‧空氣
59‧‧‧壓入風扇
60‧‧‧蒸氣
62‧‧‧水
63‧‧‧發電機
65‧‧‧抽氣風扇
66‧‧‧熱交換器
67‧‧‧煙囪
L11‧‧‧海水供給線
L12‧‧‧空氣分支線
L13、L14、L19‧‧‧稀釋海水供給線
L15‧‧‧淨化氣體排出通路
L16‧‧‧海水循環線
L17‧‧‧吸收硫成分海水排出線
L18‧‧‧海水排出線
圖1係表示本發明之實施例1之海水排煙脫硫系統的構成之概略圖。
圖2係表示本發明之實施例2之發電系統的構成之概略圖。
以下，一面參照圖式一面對本發明進行詳細說明。再者，本發明並不受下述實施例所限定。又，於下述實施例中之構成要素中，包含業者可容易假定者、實質上相同者、所謂均等之範圍者。進而，下述實施例中揭示之構成要素可進行適當組合。
參照圖式，對本發明之實施例1之海水排煙脫硫系統進行說明。圖1係表示本發明之實施例1之海水排煙脫硫系統的構成之概略圖。如圖1所示，本實施例之海水排煙脫硫系統10具有：排煙脫硫吸收塔11、氧化槽12、海水供給線L11、及空氣分支線L12。
海水21係自海22藉由泵22a汲上至海水供給線L11，海水21之一部分係作為吸收海水21a並藉由泵22b經由海水供給線L11供給至排煙脫硫吸收塔11。海水21之一部分係作為稀釋海水21b並經由稀釋海水供給線L13輸送至氧化槽12，稀釋海水21b之一部分係作為稀釋海水21c並經由稀釋海水供給線L14供給至排煙脫硫吸收塔11。於稀釋海水供給線L13、L14內流動之稀釋海水21b、21c係藉由泵22c、22d而調整供給量。
海水21係使用自海22藉由泵22a直接汲上之海水，但本實施例並不限定於此，亦可使用自未圖示之冷凝器排出之海水21之排液等。
排煙脫硫吸收塔11係使廢氣25與吸收海水21a進行氣液接觸而淨化廢氣25之塔。於排煙脫硫吸收塔11中，吸收海水21a藉由噴霧噴嘴26向上方呈液柱狀地噴出，使廢氣25與經由海水供給線L11供給之吸收海水21a進行氣液接觸，進行廢氣25中之硫成分之脫硫。於本實施例中，噴霧噴嘴26係向上方呈液柱狀地噴出之噴霧噴嘴，但並不限定於此，亦可向下方呈淋浴狀地進行噴霧。
於本說明書中，所謂硫成分，係指將烴油中所含之全部硫化合物之濃度進行硫原子換算之硫濃度(質量ppm或質量ppb)，具體而言，例如可列舉SO2
、SO3
等SOx或亞硫酸根離子(SO3 -
)等。
即，於排煙脫硫吸收塔11中使廢氣25與吸收海水21a進行氣液接觸，產生下述式(I)所示之反應，使廢氣25中之以SO2
等形態含有之SOx等硫成分經吸收海水21a吸收，使用吸收海水21a去除廢氣25中之硫成分。
SO2
(g)+H2
O → H2
SO3
(l) → HSO3 -
+H+
(I)
藉由利用該海水脫硫而使吸收海水21a與廢氣25氣液接觸而產生之H2
SO3
解離，氫離子(H+
)於吸收海水21a中游離，故而pH值下降，吸收硫成分海水14高濃度地包含硫成分。此時，作為吸收硫成分海水14之pH值，例如成為3~6左右。而且，排煙脫硫吸收塔11中吸收硫成分之吸收硫成分海水14蓄積於排煙脫硫吸收塔11之塔底部。
又，排煙脫硫吸收塔11中經脫硫之淨化氣體28係經由淨化氣體排出通路L15向大氣中排出。
本實施例之海水排煙脫硫系統10具有空氣分支線L12，其將供給至氧化槽12之空氣29之一部分供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部。藉由將經空氣分支線L12抽出之空氣29供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底
部(吸收塔槽)11a，可於排煙脫硫吸收塔11內提高吸收硫成分海水14中之溶氧量。因此，於設置於排煙脫硫吸收塔11之後流側之氧化槽12中，可高效地進行吸收硫成分海水14之處理，且可縮短進行吸收硫成分海水14之水質恢復處理所需之空氣29之吹入距離。因此，藉由縮短氧化槽12內之空氣29之吹入距離，吸收硫成分海水14之流動方向即氧化槽12之長度方向之距離可縮短，故而可減小氧化槽12之大小。
經空氣分支線L12抽出之空氣29藉由泵22e供給至排煙脫硫吸收塔11。又，經由空氣分支線L12向氧化槽12供給空氣29之方法並不限定於泵22e，亦可將空氣分支線L12之與氧化槽12連結之連結部之附近設為流孔形狀而將空氣29供給至氧化槽12內。
本實施例之海水排煙脫硫系統10具有稀釋海水供給線L14，其自稀釋海水供給線L13分支，且將供給至氧化槽12之稀釋海水21b之一部分作為稀釋海水21c供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部。通常，排煙脫硫吸收塔11內之pH值較低，故而溶解於吸收硫成分海水14中之亞硫酸根離子等硫成分未氧化，故而藉由將稀釋海水21c直接供給至排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a，而可使吸收硫成分海水14之pH值上升，且促進溶解於吸收塔槽11a所蓄積之吸收硫成分海水14中之亞硫酸根離子等硫成分之氧化。又，藉由對排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a供給稀釋海水21c，並稀釋吸收硫成分海水14，而可利用吸收硫成分海水14之落下時之空氣捲入，於吸收硫成分海水14內取入氧，從而可獲得促進溶解於吸收硫成分海水14中之亞硫酸根離子等硫成分之氧化之效果。因此，藉由對排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a內供給稀釋海水21c，與未對排煙脫硫吸收塔11內供給稀釋海水21c之情形相比，排煙脫硫吸收塔11內之氧化提高例如20%~100%，從而促進排煙脫硫吸收塔11內之氧化，且可縮短設置於排煙脫硫吸收塔11之後流側之氧化槽12之長度。藉此，可減小氧化槽12之大小。
SO2
吸收量相對於經由海水供給線L11、L13供給至排煙脫硫吸收塔11之吸收海水21a、稀釋海水21b之總量(△ToS(SO2
吸收量/海水總量))較佳為3 mmol/l以下，更佳為2 mmol/l以下，進而較佳為1 mmol/l以下。於△ToS為3 mmol/l以下之情形時，吸收硫成分海水14之pH值為4.0以上，可獲得促進溶解於吸收硫成分海水14中之亞硫酸根離子等硫成分之氧化之效果，若△ToS為2 mmol/l以下則促進硫成分之氧化之效果變高，若△ToS為1 mmol/l以下則其效果進一步變高。
海水之溫度較佳為5℃以上且55℃以下，更佳為15℃以上，進而較佳為30℃以上。於海水之溫度為5℃以上之情形時，可獲得藉由溫度上升而使氧化速度上升之效果，於海水之溫度為15℃以上之情形時，由於氧化速度進一步上升，故而進一步可獲得使氧化速度上升之效果，於海水之溫度為30℃以上之情形時，可獲得進一步較高之效果。
吸收硫成分海水14之pH值較佳為4.0以上且8.3以下，更佳為5.5以上。若吸收硫成分海水14之pH值為4.0以上，則可獲得促進溶解於吸收硫成分海水14中之亞硫酸根離子等硫成分之氧化之效果，於吸收硫成分海水14之pH值為5.5以上之情形時可獲得進一步較高之效果。
於排煙脫硫吸收塔11之廢氣25之入口側及出口側，設置有用以測定廢氣25之入口SO2
濃度及出口SO2
濃度之SO2
濃度計32a、32b。又，於排煙脫硫吸收塔11中，設置有使排煙脫硫吸收塔11內之吸收硫成分海水14於海水供給線L11上循環之海水循環線L16。於海水循環線L16上，設置有測定自排煙脫硫吸收塔11抽出之吸收硫成分海水14之流量之流量計33。以SO2
濃度計32a、32b、流量計33測定之測定結果被傳遞至控制裝置34。再者，於本實施例中，雖設置有海水循環線L16，但並不限定於此，亦可不設置。
控制裝置34係基於以SO2
濃度計32a、32b測定之廢氣25之入口
SO2
濃度及出口SO2
濃度而算出排煙脫硫吸收塔11中之脫硫率，流量計33係測定在排煙脫硫吸收塔11內循環之吸收硫成分海水14之循環流量。廢氣25之脫硫率係藉由供給至排煙脫硫吸收塔11之廢氣25中之出口SO2
濃度與入口SO2
濃度之比(出口SO2
濃度/入口SO2
濃度)等而進行調整。
控制裝置34係調整經由海水供給線L11供給至排煙脫硫吸收塔11之吸收海水21a與供給至氧化槽12之稀釋海水21c之供給量及經由空氣供給線L12供給至排煙脫硫吸收塔11的空氣29之供給量。藉此，可實現對排煙脫硫吸收塔11內以泵22b、22d供給吸收海水21a、稀釋海水21c所需之動力、對排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a以泵22e供給空氣29之動力之降低。
因此，藉由對排煙脫硫吸收塔11之塔底部吹入空氣29，可於排煙脫硫吸收塔11內提高吸收硫成分海水14中之溶氧量，故而可減少後流之氧化槽12中之空氣吹入距離，可縮短氧化槽12之長度方向，故而可減小氧化槽12之大小。
如此，蓄積於排煙脫硫吸收塔11之塔底部之吸收硫成分海水14經由吸收硫成分海水排出線L17輸送至氧化槽12。
又，吸收硫成分海水排出線L17與稀釋海水供給線L14連結，亦可將吸收硫成分海水排出線L17內之吸收硫成分海水14與吸收海水21b混合，進行稀釋。藉由將吸收硫成分海水14與吸收海水21b混合並進行稀釋，可使吸收硫成分海水排出線L17內之吸收硫成分海水14之pH值上升，防止SO2
氣體之再擴散。又，藉由防止於吸收硫成分海水排出線L17中SO2
擴散而向外部洩漏，而可防止排放刺激氣味。
又，亦可於吸收硫成分海水排出線L17上設置將吸收硫成分海水14與稀釋海水21b稀釋、混合之稀釋混合槽。藉由將吸收硫成分海水14與稀釋海水21b混合並進行稀釋，可使稀釋混合槽內之吸收硫成分
海水14之pH值上升，防止SO2
氣體之再擴散。又，藉由防止於稀釋混合槽中SO2
擴散而向外部洩漏，而可防止排放刺激氣味。
而且，吸收硫成分海水14被輸送至設置於排煙脫硫吸收塔11之後流側之氧化槽12。氧化槽12係設置於排煙脫硫吸收塔11之後流側，且進行吸收硫成分海水14之水質恢復處理之槽。氧化槽12係具有對吸收硫成分稀釋海水14供給空氣29之曝氣裝置(空氣配給裝置)41作為空氣供給機構之槽。
曝氣裝置41係設置於氧化槽12內，且對吸收硫成分海水14供給空氣29者。於本實施例中，曝氣裝置41包括：氧化用空氣鼓風機42，其供給空氣29；散氣管43，其輸送空氣29；及氧化空氣用噴嘴44，其對氧化槽12內之吸收硫成分海水14供給空氣29。藉由氧化用空氣鼓風機42，外部之空氣29經由散氣管43自氧化空氣用噴嘴44送入至氧化槽12內，產生如下述式(II)之氧之溶解。於氧化槽12內吸收硫成分海水14中之硫成分與空氣29接觸，產生如下述式(III)~(V)之亞硫酸氫根離子(HSO3 -
)之氧化反應、與重碳酸根離子(HCO3 -
)之脫羧反應，吸收硫成分海水14經水質恢復而成為水質恢復海水45。再者，氧化空氣用噴嘴44之數量並無特別限定，根據氧化槽12內部之大小而適當設置。
O2
(g) → O2
(l) (II)
HSO3 -
+1/2O2
→ SO4 2-
+H+
(III)
HCO3 -
+H+
→ CO2
(g)+H2
O (IV)
CO3 2-
+2H+
→ CO2
(g)+H2
O (V)
藉此，可使吸收硫成分海水14之pH值上升並且降低COD(Chemical Oxygen Demand，化學需氧量)，且可將水質恢復海水45之pH值、溶氧濃度、COD設為可放流海水之級別而排出。又，即便於在氧化槽12中進行吸收硫成分海水14之水質恢復時產生氣體，該產生之氣體亦可以滿足SO2
環境基準濃度之方式於氧化槽12中擴散。
水質恢復海水45係經由海水排出線L18向海22放流。
本實施例之海水排煙脫硫系統10係藉由對排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a供給稀釋海水21b與空氣29，而可於排煙脫硫吸收塔11內提高吸收硫成分海水14中之溶氧量，故而可減少氧化槽12中之空氣吹入距離，可縮短氧化槽12之長度方向，故而減小氧化槽12之大小。
將空氣之供給比率及稀釋海水之供給比率、與氧化槽之長度之關係之一例示於表1。再者，表1中，所謂吸收塔底部，係表示供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部(吸收塔槽)11a之空氣29、稀釋海水21c之供給量之比率，所謂氧化槽，係表示供給至氧化槽12之空氣29、稀釋海水21b之供給量之比率。
如表1所示，藉由將供給至氧化槽12之空氣29之一部分供給至排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a，與僅對氧化槽12供給空氣29之情形相比，可縮短氧化槽12之長度(參照試驗例1~試驗例8、比較例1、2)。
又，於將供給至氧化槽12之空氣29之一部分供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a之情形時，即便較僅對氧化槽12供給空氣29之情
形減少對排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a及氧化槽12之空氣29之供給量，亦可縮短氧化槽12之長度(參照試驗例4、7、8、比較例1、2)。
又，藉由將供給至排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a之稀釋海水21c與供給至氧化槽12之稀釋海水21b設為等量，即便減輕供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a之空氣量，亦可縮短氧化槽12之長度至與對排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a及氧化槽12等量供給空氣29之情形大致相同之程度，且可獲得減小氧化槽12之大小之效果(參照試驗例1~6)。
又，於將供給至排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a與氧化槽12之空氣29設為等量之情形時，即便減輕供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a之稀釋海水21c及供給至氧化槽12之稀釋海水21b之總量，亦與僅對氧化槽12供給空氣29、稀釋海水21b之情形相比，可縮短氧化槽12之長度，且可獲得減小氧化槽12之大小之效果(參照試驗例5、6、比較例1)。
因此，藉由對排煙脫硫吸收塔11之吸收塔槽11a預先供給被供給至氧化槽12之空氣29之一部分，可於排煙脫硫吸收塔11內提高吸收硫成分海水14中之溶氧量。藉此，可減少氧化槽12內之空氣29之吹入距離，可縮短氧化槽12之長度方向，故而可減小氧化槽12之大小。
如此，本實施例之海水排煙脫硫系統10係藉由將供給至氧化槽12之空氣29之一部分將空氣29供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a，並且將供給至氧化槽12之稀釋用海水21b之一部分供給至排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a，而可減少氧化槽12內之空氣吹入距離，且可縮短氧化槽12之長度方向，故而可減小氧化槽12之大小。又，由於可降低對氧化槽12供給空氣29所需之動力，故而可高效地對在外開放型之氧化槽12中流動之吸收硫成分海水14進行氧化處理而進行水質恢
復。
因此，根據本實施例之海水排煙脫硫系統10，可提供一種可將自排煙脫硫吸收塔11排出之吸收硫成分海水14於氧化槽12中，高效地處理吸收硫成分海水14而進行水質恢復處理並實現氧化槽12大小之減小，且可靠性較高之海水排煙脫硫系統。
又，於本實施例中，對進行在排煙脫硫吸收塔11中使用吸收海水21a進行海水脫硫產生之吸收硫成分海水14之處理的海水排煙脫硫系統進行了說明，但本發明並不限定於此。海水排煙脫硫系統可應用於對自例如各種產業中之工廠、大型、中型火力發電廠等發電廠、電力企業用大型鍋爐或一般產業用鍋爐、煉鐵廠、精煉廠等排出之廢氣中所含之硫氧化物進行海水脫硫之海水排煙脫硫裝置。
又，於本實施例中，排煙脫硫吸收塔11、氧化槽12係作為各自分別之槽而獨立，並以吸收硫成分海水排出線L17連結排煙脫硫吸收塔11與氧化槽12，但本實施例並不限定於此，亦可將排煙脫硫吸收塔11、氧化槽12設為一體而以一個槽構成。
參照圖式對本發明之實施例2之發電系統進行說明。對本實施例之發電系統所應用之海水排煙脫硫系統使用有實施例1之海水排煙脫硫系統。再者，對與實施例1相同之構件標註同一符號並省略其說明。
圖2係表示本發明之實施例2之發電系統的構成之概略圖。如圖2所示，本實施例之發電系統50係包括鍋爐51、蒸氣渦輪52、冷凝器53、排煙脫硝裝置54、集塵裝置55、及海水排煙脫硫系統10者。再者，於本實施例中，如上所述，所謂吸收硫成分海水14，係指於海水排煙脫硫系統10中吸收有SO2
等硫成分之已使用之海水。
鍋爐51係使自油槽或煤研磨機等供給之燃料56與經空氣預熱器
(AH，Air Heater)57預熱之空氣58一起自燃燒器(未圖示)噴射燃燒。自外部供給之空氣58係藉由壓入風扇59而輸送至空氣預熱器57進行預熱。燃料56與經空氣預熱器57預熱之空氣58係供給至上述燃燒器，燃料56於鍋爐51中燃燒。藉此，產生用以驅動蒸氣渦輪52之蒸氣60。
於鍋爐51內燃燒產生之廢氣61輸送至排煙脫硝裝置54。又，廢氣61與自冷凝器53排出之水62進行熱交換，用作用以產生蒸氣60之熱源。蒸氣渦輪52係使用該產生之蒸氣60驅動發電機63。而且，冷凝器53將蒸氣渦輪52中凝結之水62進行回收，並再次送回至鍋爐51，使其循環。
自鍋爐51排出之廢氣61係於排煙脫硝裝置54內進行脫硝，於以空氣預熱器57與空氣58進行熱交換之後，輸送至集塵裝置55，去除廢氣61中之煤塵。然後，經集塵裝置55除塵之廢氣61藉由抽氣風扇65而供給至排煙脫硫吸收塔11內。此時，廢氣61係於熱交換器66中，於與經排煙脫硫吸收塔11脫硫排出之淨化氣體28進行熱交換之後，供給至排煙脫硫吸收塔11內。又，廢氣61亦可不於熱交換器66中與淨化氣體28進行熱交換而是直接供給至排煙脫硫吸收塔11。
又，熱交換器66係包含熱回收器、與再加熱器者，且熱介質於上述熱回收器與上述再加熱器之間循環。上述熱回收器係設置於抽氣風扇65與排煙脫硫吸收塔11之間，對自鍋爐51排出之廢氣61與上述熱介質進行熱交換。上述再加熱器係設置於排煙脫硫吸收塔11之後流側，對自排煙脫硫吸收塔11排出之淨化氣體28與上述熱介質進行熱交換，並對淨化氣體28進行再加熱。
海水排煙脫硫系統10係上述實施例1之海水排煙脫硫裝置。即，海水排煙脫硫系統10包括排煙脫硫吸收塔11、氧化槽12、海水供給線L11、及空氣分支線L12。
於海水排煙脫硫系統10中，如上所述，使用自海22汲上之海水
21對廢氣61中所含有之硫成分進行海水脫硫。又，海水21係於自海22藉由泵22a汲上，並於冷凝器53中進行熱交換之後，一部分之吸收海水21a經由海水供給線L11並藉由泵22b輸送至海水排煙脫硫系統10。又，稀釋海水21b經由稀釋海水供給線L13供給至氧化槽12內之上游側。於排煙脫硫吸收塔11中使廢氣61與吸收海水21a進行氣液接觸，使廢氣61中之硫成分吸收於吸收海水21a中。經海水排煙脫硫系統10淨化之廢氣61成為淨化氣體28並經由淨化氣體排出通路L15自煙囪67向外部排出。
又，對排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a供給稀釋海水21c與空氣29。因此，可於排煙脫硫吸收塔11內提高吸收硫成分海水14中之溶氧量，故而如下所述，可減少氧化槽12內之空氣吹入距離，且可縮短氧化槽12之長度方向，故而可減小氧化槽12之大小。
吸收有硫成分之吸收硫成分海水14係於自排煙脫硫吸收塔11排出之後，輸送至氧化槽12之上游側。於氧化槽12內之上游側與吸收海水21b混合，進行稀釋。
又，自海22汲上之海水21係於在冷凝器53中進行熱交換之後，輸送至海水排煙脫硫系統10，用於海水脫硫，但亦可不使自海22汲上之海水21於冷凝器53中進行熱交換而是直接輸送至海水排煙脫硫系統10，用於海水脫硫。
於在氧化槽12之前遊側將吸收硫成分海水14與吸收海水21b混合之後，進行氧化處理。於本實施例中，如上所述，對排煙脫硫吸收塔11之塔底部11a供給稀釋海水21c與空氣29，於排煙脫硫吸收塔11內提高吸收硫成分海水14中之溶氧量，故而可減少氧化槽12內之空氣吹入距離，且可縮短氧化槽12之長度方向，故而可減小氧化槽12之大小。又，於氧化槽12中，可降低供給至氧化槽12內之總空氣量，故而可降低對氧化槽12供給空氣29所需之動力，且可高效地對在外開放型之氧
化槽12中流動之吸收硫成分海水14進行氧化處理而進行水質恢復。
以上述方式於氧化槽12中對吸收硫成分海水14進行水質恢復，獲得水質恢復海水45。氧化槽12中所獲得之水質恢復海水45係將pH值、溶氧濃度、COD設為可放流海水之級別而自氧化槽12經由海水排出線L18向海22放流。
又，亦可自海水供給線L11將海水21之一部分經由稀釋海水供給線L19供給至氧化槽12內之水質恢復海水45之後流側。藉此，可進一步稀釋水質恢復海水45。藉此，可使水質恢復海水45之pH值上升，使海水排液之pH值上升至接近海水為止，滿足海水排液之pH值之排水基準(pH值6.0以上)，並且降低COD，且可將水質恢復海水45之pH值、COD設為可放流海水之級別而排出。
如此，根據本實施例之發電系統50，藉由於排煙脫硫吸收塔11中對其塔底部11a供給空氣29，而可將自排煙脫硫吸收塔11排出之吸收硫成分海水14於氧化槽12中，高效地進行吸收硫成分海水14之處理，減少氧化槽12內之空氣吹入距離，且可減小氧化槽12之大小。又，可降低在氧化槽12中對吸收硫成分海水14供給空氣29之動力，實現運轉成本之抑制。因此，本實施例之發電系統50可提供一種能夠高效地穩定處理吸收硫成分海水14並進行水質恢復處理，且安全性及可靠性較高之發電系統。
於本實施例中，對海水排煙脫硫系統10進行對自鍋爐51排出之廢氣61於排煙脫硫吸收塔11中使用吸收海水21a進行海水脫硫而產生之吸收硫成分海水14的處理之情形進行了說明，但本發明並不限定於此。海水排煙脫硫系統10係例如，可用於藉由對自各種產業中之工廠、大型、中型火力發電廠等發電廠、電力企業用大型鍋爐或一般產業用鍋爐等排出之廢氣中所含之硫氧化物進行海水脫硫而產生的吸收硫成分溶液中之硫成分之去除。
10‧‧‧海水排煙脫硫系統
11‧‧‧排煙脫硫吸收塔
11a‧‧‧吸收塔槽
12‧‧‧氧化槽
14‧‧‧吸收硫成分海水
21‧‧‧海水
21a‧‧‧吸收海水
21b、21c‧‧‧稀釋海水
22‧‧‧海
22a~22e‧‧‧泵
25‧‧‧廢氣
26‧‧‧噴霧噴嘴
28‧‧‧淨化氣體
29‧‧‧空氣
32a、32b‧‧‧SO2
濃度計
33‧‧‧流量計
34‧‧‧控制裝置
41‧‧‧曝氣裝置(空氣配給裝置)
42‧‧‧氧化用空氣鼓風機
43‧‧‧散氣管
44‧‧‧氧化空氣用噴嘴
45‧‧‧水質恢復海水
L11‧‧‧海水供給線
L12‧‧‧空氣分支線
L13、L14‧‧‧稀釋海水供給線
L15‧‧‧淨化氣體排出通路
L16‧‧‧海水循環線
L17‧‧‧吸收硫成分海水排出線
L18‧‧‧海水排出線
Claims (6)
- 一種海水排煙脫硫系統，其特徵在於包括：排煙脫硫吸收塔，其使廢氣與海水進行氣液接觸而洗淨上述廢氣；氧化槽，其設置於上述排煙脫硫吸收塔之後流側，具備對包含硫成分之吸收硫成分海水供給空氣之空氣供給機構，且進行上述吸收硫成分海水之水質恢復處理；海水供給線，其將上述海水供給至上述排煙脫硫吸收塔；空氣分支線，其將供給至上述氧化槽之空氣之一部分供給至上述排煙脫硫吸收塔之塔底部；及稀釋海水供給線，其將上述海水之一部分作為稀釋海水供給至上述排煙脫硫吸收塔之塔底部。
- 如請求項1之海水排煙脫硫系統，其中SO2 吸收量相對於供給至上述排煙脫硫吸收塔之上述海水之總量為3mmol/l以下。
- 如請求項1之海水排煙脫硫系統，其中上述吸收硫成分海水之溫度為5℃以上且55℃以下。
- 如請求項1之海水排煙脫硫系統，其中上述海水之pH值為5.5以上。
- 如請求項1之海水排煙脫硫系統，其包括：SO2 濃度計，其用以於上述排煙脫硫吸收塔之上述廢氣之入口及出口測定上述廢氣之入口SO2 濃度及出口SO2 濃度；海水循環線，其使上述排煙脫硫吸收塔內之上述吸收硫成分海水於上述海水供給線中循環；及流量計，其設置於上述海水循環線上，且測定自上述排煙脫 硫吸收塔抽出之上述吸收硫成分海水之流量；基於上述廢氣之入口SO2 濃度及出口SO2 濃度而算出上述排煙脫硫吸收塔中之脫硫率，且調整經由上述稀釋海水供給線供給至上述氧化槽之海水之供給量。
- 一種發電系統，其特徵在於包括：鍋爐；蒸氣渦輪，其將自上述鍋爐排出之廢氣用作蒸氣產生用之熱源，並且使用所產生之蒸氣來驅動發電機；如請求項1之海水排煙脫硫系統；冷凝器，其將上述蒸氣渦輪中凝結之水回收，並使其循環；排煙脫硝裝置，其進行自上述鍋爐排出之廢氣之脫硝；及集塵裝置，其去除上述廢氣中之煤塵。
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2012019079A JP2013154329A (ja) | 2012-01-31 | 2012-01-31 | 海水排煙脱硫システムおよび発電システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| TW201338847A TW201338847A (zh) | 2013-10-01 |
| TWI488682B true TWI488682B (zh) | 2015-06-21 |
Family
ID=48905147
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| TW102103575A TWI488682B (zh) | 2012-01-31 | 2013-01-30 | Seawater desulfurization system and power generation system |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2013154329A (zh) |
| CN (1) | CN204073811U (zh) |
| IN (1) | IN2014DN06216A (zh) |
| MY (1) | MY167653A (zh) |
| TW (1) | TWI488682B (zh) |
| WO (1) | WO2013115107A1 (zh) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP6269844B2 (ja) * | 2014-09-02 | 2018-01-31 | 富士電機株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理装置の排水処理方法 |
| WO2016140018A1 (ja) * | 2015-03-05 | 2016-09-09 | 富士電機株式会社 | バイナリ発電システム、制御装置およびプログラム |
| US9630864B2 (en) * | 2015-06-17 | 2017-04-25 | General Electric Technology Gmbh | Seawater plant with inclined aeration and mixed auto recovery |
| EP3124096B1 (de) * | 2015-07-30 | 2019-03-13 | Steinmüller Babcock Environment GmbH | Kalkstein/kalkhydrat-rauchgasreinigungsanlage mit reingas-bypasskanal und sumpferweiterungssystem |
| EP3144051B1 (en) * | 2015-09-15 | 2019-04-17 | General Electric Technology GmbH | Mercury control in a seawater flue gas desulfurization system |
| CN109985492A (zh) * | 2017-03-28 | 2019-07-09 | 三菱日立电力***株式会社 | 船舶用脱硫装置及船舶 |
| US11110391B2 (en) * | 2018-01-25 | 2021-09-07 | Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. | System for simultaneously removing nitrogen oxides (NOx) and sulfur oxides (SOx) from exhaust gas |
| JP2019190280A (ja) * | 2018-04-18 | 2019-10-31 | 株式会社神戸製鋼所 | 熱エネルギ回収装置及び熱エネルギ回収装置の設置方法 |
| JP2020049465A (ja) * | 2018-09-28 | 2020-04-02 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | 水処理システム及び水処理方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0738537A2 (en) * | 1995-04-21 | 1996-10-23 | Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha | Flue gas treating system |
| JP2005066505A (ja) * | 2003-08-26 | 2005-03-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 排ガス処理装置および処理方法 |
| JP2010240624A (ja) * | 2009-04-09 | 2010-10-28 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 排煙脱硫装置及び排ガス処理方法 |
| TW201231146A (en) * | 2011-01-21 | 2012-08-01 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Aeration apparatus, seawater flue gas desulphurization apparatus including the same, and operation method of aeration apparatus |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3968457B2 (ja) * | 1997-09-30 | 2007-08-29 | バブコック日立株式会社 | 湿式排煙脱硫方法 |
| JP5259964B2 (ja) * | 2007-02-28 | 2013-08-07 | 三菱重工業株式会社 | 海水排煙脱硫システム |
| MY169823A (en) * | 2009-04-06 | 2019-05-16 | Mitsubishi Hitachi Power Sys Ltd | Seawater desulfurization/oxidation treatment apparatus, method of treating desulfurization seawater, and power generating system employing the same |
-
2012
- 2012-01-31 JP JP2012019079A patent/JP2013154329A/ja active Pending
-
2013
- 2013-01-25 MY MYPI2014702010A patent/MY167653A/en unknown
- 2013-01-25 WO PCT/JP2013/051639 patent/WO2013115107A1/ja active Application Filing
- 2013-01-25 IN IN6216DEN2014 patent/IN2014DN06216A/en unknown
- 2013-01-25 CN CN201390000228.XU patent/CN204073811U/zh not_active Expired - Lifetime
- 2013-01-30 TW TW102103575A patent/TWI488682B/zh not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0738537A2 (en) * | 1995-04-21 | 1996-10-23 | Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha | Flue gas treating system |
| JP2005066505A (ja) * | 2003-08-26 | 2005-03-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 排ガス処理装置および処理方法 |
| JP2010240624A (ja) * | 2009-04-09 | 2010-10-28 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 排煙脱硫装置及び排ガス処理方法 |
| TW201231146A (en) * | 2011-01-21 | 2012-08-01 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Aeration apparatus, seawater flue gas desulphurization apparatus including the same, and operation method of aeration apparatus |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MY167653A (en) | 2018-09-21 |
| CN204073811U (zh) | 2015-01-07 |
| JP2013154329A (ja) | 2013-08-15 |
| WO2013115107A1 (ja) | 2013-08-08 |
| TW201338847A (zh) | 2013-10-01 |
| IN2014DN06216A (zh) | 2015-10-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| TWI488682B (zh) | Seawater desulfurization system and power generation system | |
| JP5773687B2 (ja) | 海水排煙脱硫システムおよび発電システム | |
| JP2012179521A5 (zh) | ||
| CN102387850B (zh) | 海水脱硫氧化处理装置、脱硫海水的处理方法及应用该方法的发电*** | |
| JP6057545B2 (ja) | 排ガス処理装置 | |
| TWI531538B (zh) | Oxidation tank, seawater desulfurization system and power generation system | |
| CN102361825B (zh) | 氧化槽、海水处理装置及海水脱硫*** | |
| US10247414B2 (en) | Coal-fired boiler exhaust gas treatment apparatus and coal-fired boiler exhaust gas treatment method | |
| JP2012101158A (ja) | 排ガス処理方法と装置 | |
| JP2007263078A (ja) | 船舶用排煙処理装置及び船舶用排煙処理方法 | |
| JP2012073106A (ja) | ガス分析装置、水銀除去システム、ガス分析方法及び排ガス中の水銀除去方法 | |
| TWI519338B (zh) | Desulphurization seawater treatment system | |
| JP3937356B1 (ja) | 排ガス処理方法および設備 | |
| KR102170276B1 (ko) | 탈황용 액상촉매의 제조방법과 이를 이용한 바이오가스 전처리 장치 | |
| JP2005152745A (ja) | 湿式排煙脱硫方法及び装置 | |
| JP5392676B2 (ja) | 排気ガスの処理方法および処理装置 | |
| JP2013034965A (ja) | 湿式排煙処理装置と方法 | |
| JP3813835B2 (ja) | 燃焼排ガスからの水回収システム | |
| CN105056741A (zh) | 一种还原吸收处理天然气锅炉烟气中污染物的方法及装置 | |
| JP2013244465A (ja) | 排煙脱硫システム | |
| JP2013198836A (ja) | 排煙脱硫装置及び排煙脱硫装置の脱硫吸収液供給方法 | |
| JP2023020129A (ja) | 排ガス処理装置 | |
| JP6047436B2 (ja) | ガス精製装置並びにこれを備えた石炭ガス化システム及び石炭ガス化発電プラント | |
| CN114250088A (zh) | 一种用于脱除高炉煤气中羰基硫的复合型溶剂及其应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Annulment or lapse of patent due to non-payment of fees |