在过去的十年里，全球沿海地区的煤炭和重油燃烧锅炉火力发电站的大量使用，使得海水脱硫技术的应用显著增加。考虑到2006年的生产能力，大约有超过31000兆瓦（MW）的排气系统采用了海水脱硷法处理，其中富士化水工业公司的表现占据了大约9500兆瓦。在通常情况下，沿海岸边的火力发电厂会利用丰富的海水作为冷却塔冷却用的冷却剂。当冷却时，流出的海水和原始状态相同，不变。如果将脱硷装置用于吸收排气中的SO2，那么在返回大洋之前，可以进行中和利用。相比之下，海水脱硷系统主要优势是运营成本低廉且运行方法简单（不需要添加任何化学品）。该公司已经考虑到了对于用户来说，如火力发电厂等单位所带来的各种优点。目标是减少运营成本，并对排气与接触部分（吸收部分）进行新的开发。现有的海水脱硷装置采用的是无堰式多孔板，而新开发的技术则结合了无堰式多孔板与充填物。这项技术旨在最大化气体与液体接触表面积，以提高效率。在泰国沿岸的一座火力发电厂上，我们设置了一台试验装置，对于燃煤锅炉排放出的烟雾进行实际实验。以下是我们新开发的地面及试验结果：（1）原理、特长及试验设备
传统上，海水pH值介于7.6至8.4之间，但略有不同，其碱度约为100-120毫克/升CaCO3。大多数情况下，这种离子的组成包括重碳酸盐离子(HCO3-)以及碳酸盐离子(CO32-), HCO3-数量远超CO32-. 这两种离子与吸收SO2后的酸性sea water反应，将放出sea water进行中和处理。
我们的系统由鼓风机(两个)、吸收塔、sea water处理槽、吸收部分、高温器、烟囱以及雾化分离器等构成。排气从吸收塔底部引入，从冷凝器流出的sea water主要从上方注入。在absorption tower中心位置，即absorption part区域内，由此形成gas phase and liquid phase movement, 使得SO2被有效地去除。
为了确保高去除率，我们采用了无堰式多孔板这种设计，这种结构能够促进活泼的气体液体移动现象。此外，我们还将充填物插入于多孔板间隙以进一步改善其性能，这一创新设计可以最大限度地扩大gas phase and liquid phase接触表面积。
具体来看，在泰国某个燃煤锅炉火力发电厂安装的一个试验装置中，我们发现主反应机构涉及到的关键化学反应包括SO2相关反应(式[1]~[2])以及CO23-related reactions (式[3]~[4]). 排放中的SO2被absorption part中的sea water捕捉生成HSO3-(见式[1]), 并根据条件也可能产生sulfite ion(SO23-). 在这过程中，由于存在氧氣(O2), 根据氧氣與SO2浓度, 一些S02會自然氧化為sulfate ions(SO42-)見式([5]),但完全氧化則需額外提供oxygen.
因此，我们通过雾化分離器將新產生的water mist曝露於空氣中，然后在tower bottom tank 和 sea water handling tank 中進行強制曝氣處理。在這兩個工序中，由於同時發生H+生成(見式[1]~[5]), 被捕獲後變成了酸性water(pH= 2.5 ~ 4.0).
一般來說,cold condenser outputted sea water數量遠超過detoxification absorption tower所需amount of sea water。但是在handling tank 中我們將acidic sea water與未使用cold condenser outputted sea 水混合並進行曝氣處理，以恢復pH值并回归大洋。此过程通过曝気還能對pH值恢复产生顯著提升效果。而且，這種方法還能幫助提高放出big ocean 的DOC(Dissolved Organic Carbon)含量。
相較於常規電廠採用的石灰石膏法(such as limestone-gypsum method)， 海水法脱硷系統具有眾多優點，尤其是在設備費用與運營費用方面都有明顯優勢。此外，因為它不需要藥品或副產品，所以無需附加設備（如藥品溶解系統、藥品儲存罐及其相關設施），總體而言，這種系統非常簡單且便宜。此外，它們操作簡單維護也便宜。（二）試驗結果
为了比较两种不同的absorption system - namely the traditional plate-and-frame design known as "(1)" and our new innovative design combining plates with fill materials called "(2)", we set up a test facility near an existing seawater flue gas desulfurization system at a coal-fired power plant in Thailand, where the SOx concentration in the flue gas was around 800 ppm-dry using L/G ratio variations to discuss detox efficiency.
Comparing L/G ratios for both designs while maintaining identical conditions but achieving over 90% detox efficiency, we found that "(2)" required less seawater volume than "(1)". For example, at a detox efficiency of 95%, "(2)" used approximately half the amount of seawater compared to "(1)". This means that adopting the new design can reduce operational costs without compromising effectiveness.
In conclusion, this new innovation has shown significant promise for future applications in various industries such as power generation by reducing operation costs and improving performance through more efficient use of resources like seawater.
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