• Resources Recycling
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• v.25 no.5
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• pp.44-49
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• 2016

Flue gas desulfurization(FGD) is an effective technique to remove $SO_2$ gases of coal-fired plants. Limestone is usually used as desulfurizing agent. In this study, we use the limestone sludge which is a by-product of steel industry in order to replace desulfurizing agent of FGD process. Physical and chemical characteristics analysis of desulfurizing agent was conducted. Desulfurizing agent using limestone sludge was fabricated by pre-treatment process and, then the agent was used on FGD process. Consequently, the tendency on the $SO_2$ concentration did not appear. And limestone sludge was considered as possible alternative agent for flue gas desulfurization process through absorber control system.

• Proceedings of the Korea Air Pollution Research Association Conference
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• 2003.11a
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• pp.487-488
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• 2003

우리나라 대기환경기준이 점차 강화되고 있고, 국민의 욕구수준 또한 선진국 수준으로 강화될 계획으로 있어 이에 따른 대기오염 방지시설의 설치 또는 보완이 요구되고 있다 특히, 배기가스 중 황산화물 및 질소산화물 배출농도 강화로 울산화력발전소에서는 최신의 배연탈황ㆍ탈질설비를 가동중에 있으나 황산 Mist가 주요원인으로 추정되는 Plume Opacity가 발생되어 오염물질 배출농도는 법적규제기준 이내로 배출되더라도 민원이 발생되고 있다. 이에 대한 대책으로 현장에 적합한 연료첨가제 주입으로 Plume Opacity 발생원인을 제거함과 동시에 배연탈황설비에서 발생된 저온부식 현상을 개선하고, 보일러 내 고온부식 등 연소장애 현상 개선을 통한 열효율 향상 방안에 대해 연구하였다. (중략)

• Plant Journal
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• v.11 no.4
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• pp.38-46
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• 2015

중유를 연소하는 D 발전소 탈황설비는 운전시간의 경과에 따라 흡수탑 중간층에 석고가 쌓이고 가스분사 파이프 내에 경질석고 스케일이 부착됨으로써 발전설비 및 탈황설비의 정상적인 운전이 어렵게 된다. 흡수탑 내부에 발생된 스케일을 제거하지 않을 경우에는 탈황효율의 저하에 따른 SO2 배출농도의 증가로 발전가능 최대출력의 하향조정이 발생되고 나아가 발전정지를 초래한다. 스케일 제거를 위한 탈황설비 세정은 발전가능 최대출력의 하향조정이 발생하는 시점으로 결정할 수 있다. 본 연구에서는 탈황설비의 운전 자료를 분석하여 발전가능 최대출력의 하향조정이 발생되기 6주 전은 탈황설비 출구 SO2 농도값이 130ppm을 초과하고 동시에 흡수탑 차압은 380mmH2O을 초과하며, 직전 흡수탑 세정 이후 44주가 경과된 시점이 됨을 확인하였다. 그리고 흡수탑의 세정시기는 세정준비기간 6주와 발전가능 최대출력 하향이 발생되기 6주 전까지의 운전경과일수 44주를 더하여 직전 세정시점으로부터 50주가 경과된 시점임을 예측하였다.

• Proceedings of the Korea Air Pollution Research Association Conference
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• 1999.10a
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• pp.451-452
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• 1999

석탄이나 석유와 같은 화석연료의 연소 시 대기 중에 발생되는 황산화물의 배출저감 방법으로서 사용연료의 황 함유량을 감소시키는 연소 전 처리방법과 연소과정 중 제거방법, 연소 후 제거하는 방법으로 구분할 수 있다. 본 논문에서는 전기 생산능력 40만 kW 급 중유화력 발전소의 연료 연소 후 배기가스 중 황 성분을 제거하는 방법으로 석회석 슬러리와 배기가스를 효과적으로 접촉시켜 SOx 와 먼지 등의 환경오염물질을 제거하고 부산물로 재활용 가능한 고순도의 석고를 생산하게 되는 JBR (Jet Bubbling Reactor) 형식의 습식 석회석-석고법 배연탈황 시스템을 소개하고자 한다.(중략)

• Economic and Environmental Geology
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• v.52 no.2
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• pp.119-128
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• 2019

About 300,000 tones of oyster shell are annually produced in Korea and, thus, a massive recycling plan is required. Many desulfurizing studies using oyster shells with chemical composition of $CaCO_3$ have been performed so far; however, most of them have focused on dry desulfurization. This study investigates the possibility of using oyster shells for wet desulfurization after calcination. For this, a simulated wet desulfurization facility of spray type was devised and compared the SOx-stripping characteristics of calcined oyster shell with those of limestone. The calcined oyster shell slurry indicate a better desulfurizability than the slurries of raw shell or limestone because the oyster shell transformed to a more reactive phase ($Ca(OH)_2$) by the calcination and hydration. Because of this reason, when the calcined oyster shell slurries were used, the reaction residue showed the higher gypsum ($CaSO_4{\cdot}2H_2O$) contents than any other cases. In the continuous desulfurization experiments, calcined oyster shell slurry showed a wider pH variation than limestone or raw oyster shell slurries, another clear indication of high reactivity of calcined oyster shells for $SO_2$ absorption. Our study also shows that the efficiency of wet desulfurization can be improved by the use of calcined oyster shells.

• Proceedings of the Korea Air Pollution Research Association Conference
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• 1999.10a
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• pp.260-261
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• 1999

산업시설 및 대형 발전설비에서 배출되는 아황산가스 및 질소산화물은 대기환경에 직접적으로 악영향을 미칠 뿐만 아니라, 오존의 생성과 고갈, 산성비의 출현등으로 지구 온난화와 같은 기후변화에 크게 기여하는 것으로 보고되고 있다. 기존의 습식 석회/석회석 탈황공정(FGD) 및 선택적 촉매/비촉매 탈질기술(SCR/SNCR)은 효과적인 상용기술로서 널리 연구개발되어 왔으나, 대단위 시설투자와 고비용, 2차 오염물질의 배출이 단점으로 지적되고 있다(Nam, 1999).(중략)

• Proceedings of the Korea Air Pollution Research Association Conference
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• 2000.11a
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• pp.273-273
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• 2000

우리나라 대기환경기준은 이미 선진국 수준으로 강화되었거나 강화될 계획으로 있어 이에 따른 대기오염 방지시설의 설치 또는 보완이 요구되고 있다. 특히, 배기가스 중 황산화물 배출농도 강화로 황산화물 저감을 위한 배연탈황설비 설치ㆍ가동중에 있으나 황산 Mist가 주요원인으로 추정되는 Plume Opacity가 발생되어 대기 중에서 색깔을 띄게됨에 따라 오염물질 배출농도는 법적 규제기준 이내로 배출되더라도 인간의 심리적 불안감을 유발할 수 있어, 그 발생원인을 규명함과 동시에 현장여건에 적합한 최적의 황산 Mist 저감방법을 연구하고자 하였다. (중략)

• Applied Chemistry for Engineering
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• v.18 no.1
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• pp.29-35
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• 2007

Recently, due to narrow margin on design factor of flue gas desulfurization (FGD) systems or aging of systems, some problems such as decrease of $SO_2$ removal efficiency and difficulty on coping with unstable state are arising on FGD systems. On this study, to cope with these problems several methods such as adjustment of reagent pH, inlet $SO_2$ concentration, variation of units of operation pump, installation of liquid distribution ring (LDR) were attempted to increase the $SO_2$ removal using spray type simulated FGD system. Also, sulfite and Al/Fx ion effects on limestone blinding were experimented. When three absorber recirculation pumps were operated, $SO_2$ removal was increased by 12% in comparison with that of two pumps operation. $SO_2$ removal was increased by 2~7% after installation of LDR. Dissolved oxygen increased up to 0.5 ppm and limestone binding effect was alleviated after injection of dibasic acid (DBA) with the concentration of 500 and 1,000 ppm. When $Al^{3+}$ and $F^-$ ions were coexisting, the dissolution rate of limestone was decreased by 20%.

• Plant Journal
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• v.12 no.1
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• pp.24-28
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• 2016

In desulfurization facilities of oil-fired power plant, gypsum scale is attached in the absorber inner surface as the operating time increases. For this reason, the maximum possible load of the power generation is set down, resulting in further generation stop. Cleaning of absorber for scale removal can be determined at the time of setting down of the maximum possible load. In this study, 6 weeks before the maximum possible load of the power generation was down set, at the same time and desulfurization facilities outlet $SO_2$ concentration value was more than 130ppm, absorber differential pressure exceeded $380mmH_2O$, it was confirmed to be the time that has elapsed 44 weeks after the previous absorber cleaning. Cleaning time of the absorber was predicted to be a time which has elapsed 50 weeks from the previous cleaning time.

• Plant Journal
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• v.16 no.1
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• pp.38-43
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• 2020

In this study, Seochon Thermal Power Plant No.1 for anthracite coal was tested to find the proper operation range of limestone slurry pH in the absorber tower which can be operated continuously in compliance with the Air Quality Preservation Act and Seocheon Thermal Power Division's internal regulation, sulfur dioxide average emission regulation. When operating the sulfur dioxide concentration [ppm] in the combustion gas flowing into the desulfurization absorption tower at 370, 400, 460 and 550 ppm while the main operating elements such as the flow rate of the combustion gas were fixed, the proper slurry pH Were 4.4, 4.5, 4.8 and 5.1, respectively. Therefore, it is recommended to operate with the correlation equation, R_pH=0.004×C_in+2.93 derived using sulfur dioxide and the appropriate slurry pH.