低品位炭を改質する際に発生する改質排ガスまたは乾留油の何れか一方または両方をボイラで燃焼して発生したボイラ排ガスを処理する排ガス処理装置であって、前記改質排ガスまたは前記乾留油の何れか一方または両方を燃焼するボイラと、前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を脱硝する脱硝手段と、前記ボイラ排ガス中にアルカリ金属塩、アルカリ土類金属塩の何れか一方又は両方を供給するアルカリ供給手段と、前記アルカリ供給手段の前流側と後流側とそれらの間との少なくとも一つで活性炭を噴霧して前記ボイラ排ガス中の水銀を吸着させる活性炭吸着手段と、脱硫で生成した化合物と水銀を吸着した前記活性炭を捕集して除去する捕集除去手段と、を有することを特徴とする排ガス処理装置。脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元する還元剤、塩化水素共存下で水銀を酸化する酸化助剤、脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元すると共に塩化水素共存下で水銀を酸化する還元酸化助剤の何れか一つ以上を前記ボイラの煙道内に供給させる薬剤供給部と、前記ボイラ排ガス中の窒素酸化物を還元剤で還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する脱硝触媒を有する還元脱硝装置と、を有することを特徴とする請求項1に記載の排ガス処理装置。低品位炭を乾燥する乾燥炉と、乾燥した乾燥炭を乾留する乾留炉と、請求項1又は2に記載の排ガス処理装置と、を有することを特徴とする石炭改質プロセス設備。低品位炭を改質する際に発生する改質排ガスまたは乾留油の何れか一方または両方をボイラで燃焼して発生したボイラ排ガスを処理する排ガス処理方法であって、前記改質排ガスまたは前記乾留油の何れか一方または両方を燃焼するボイラと、前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を脱硝する脱硝工程と、前記ボイラ排ガス中にアルカリ金属塩、アルカリ土類金属塩の何れか一方又は両方を供給するアルカリ供給工程と、前記アルカリ供給工程の前と後と該工程中との少なくとも1回、活性炭を噴霧して前記ボイラ排ガス中の水銀を吸着させる活性炭吸着工程と、脱硫で生成した化合物と水銀を吸着した前記活性炭を捕集して除去する捕集除去工程と、を有することを特徴とする排ガス処理方法。脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元する還元剤、塩化水素共存下で水銀を酸化する酸化助剤、脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する還元酸化助剤の何れか一つ以上を前記ボイラの煙道内に供給させる薬剤供給工程と、前記ボイラ排ガス中の窒素酸化物を還元剤で還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する脱硝触媒を有する還元脱硝工程と、を有することを特徴とする請求項4に記載の排ガス処理方法。石炭焚きボイラから発生する排ガスと石炭改質プロセスから発生する改質排ガスとは、排ガス中に含まれる成分の含有量に大きな差がある。石炭改質プロセスから発生する改質排ガスは、石炭焚きボイラの排ガスに比べ、特に水分H2O濃度が約3倍、酸素O2濃度が約1/3倍、窒素酸化物NOx濃度が約4~5倍、水銀Hg濃度が約4倍程度である。活性炭吸着により改質排ガス中の水銀を除去する場合、共存する成分の影響により水銀除去性能が低下する恐れがある。特許文献1に記載の排ガス処理方法は、石炭改質プロセスから発生する排ガス中の煤塵などを除去する集塵工程だけを含むものであるため、石炭改質プロセスから発生する排ガス中のNOx、SOx、Hg等を除去することができない、という問題がある。また石炭改質プロセスの熱効率を向上させるために、低品位炭を改質する際に発生する乾燥ガス、乾留ガス、乾留オフガスの何れか一つを含む改質排ガスと石炭乾燥炭を乾留して発生する乾留油を自家発電用ボイラで燃焼させて自家発電しているものがあるがボイラで燃焼したボイラ排ガスを処理するための処理装置を備えているものは存在しない。そこで、石炭改質プロセスから発生する改質排ガス及びボイラ排ガス中の煤塵を除去するだけでは環境汚染を防止することができないため改質排ガス及びボイラ排ガス中のNOx、SOx、Hg等を除去することが望まれている。また内陸部に設置される石炭改質プロセス設備では湿式脱硫装置の脱硫排水を外部に排水しないための無排水処理等をすることが望まれている。本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、石炭改質プロセスから発生する改質排ガスと乾留油をボイラで燃焼して発生したボイラ排ガス中のNOx、SOx、Hgを除去することができる排ガス処理装置及び処理方法、石炭改質プロセス設備を提供することを目的とする。上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明の請求項1に係る排ガス処理装置は、低品位炭を改質する際に発生する改質排ガスまたは乾留油の何れか一方または両方をボイラで燃焼して発生したボイラ排ガスを処理する排ガス処理装置であって、前記改質排ガスまたは前記乾留油の何れか一方または両方を燃焼するボイラと、前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を脱硝する脱硝手段と、前記ボイラ排ガス中にアルカリ金属塩、アルカリ土類金属塩の何れか一方又は両方を供給するアルカリ供給手段と、前記アルカリ供給手段の前流側と後流側とそれらの間との少なくとも一つで活性炭を噴霧して前記ボイラ排ガス中の水銀を吸着させる活性炭吸着手段と、脱硫で生成した化合物と水銀を吸着した前記活性炭を捕集して除去する捕集除去手段と、を有することを特徴とする。また、本発明の請求項2に係る排ガス処理装置は、上記請求項1において、脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元する還元剤、塩化水素共存下で水銀を酸化する酸化助剤、脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元すると共に塩化水素共存下で水銀を酸化する還元酸化助剤の何れか一つ以上を前記ボイラの煙道内に供給させる薬剤供給部と、前記ボイラ排ガス中の窒素酸化物を還元剤で還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する脱硝触媒を有する還元脱硝装置と、を有することを特徴とする。また、本発明の請求項3に係る石炭改質プロセス設備は、低品位炭を乾燥する乾燥炉と、乾燥した乾燥炭を乾留する乾留炉と、請求項1又は2に記載の排ガス処理装置と、を有することを特徴とする。また、本発明の請求項4に係る排ガス処理方法は、低品位炭を改質する際に発生する改質排ガスまたは乾留油の何れか一方または両方をボイラで燃焼して発生したボイラ排ガスを処理する排ガス処理方法であって、前記改質排ガスまたは前記乾留油の何れか一方または両方を燃焼するボイラと、前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を脱硝する脱硝工程と、前記ボイラ排ガス中にアルカリ金属塩、アルカリ土類金属塩の何れか一方又は両方を供給するアルカリ供給工程と、前記アルカリ供給工程の前と後と該工程中との少なくとも1回、活性炭を噴霧して前記ボイラ排ガス中の水銀を吸着させる活性炭吸着工程と、脱硫で生成した化合物と水銀を吸着した前記活性炭を捕集して除去する捕集除去工程と、を有することを特徴とする。また、本発明の請求項5に係る排ガス処理方法は、上記請求項4において、脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元する還元剤、塩化水素共存下で水銀を酸化する酸化助剤、脱硝触媒で前記ボイラ排ガス中に含まれる窒素酸化物を還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する還元酸化助剤の何れか一つ以上を前記ボイラの煙道内に供給させる薬剤供給工程と、前記ボイラ排ガス中の窒素酸化物を還元剤で還元すると共に、塩化水素共存下で水銀を酸化する脱硝触媒を有する還元脱硝工程と、を有することを特徴とする。本発明の排ガス処理装置及び処理方法、石炭改質プロセス設備によれば、石炭改質プロセスから発生する改質排ガスと乾留油をボイラで燃焼して発生したボイラ排ガス中のNOx、SOx、Hgを除去することができるという効果を奏する。以下に、本発明に係る排ガス処理装置を有する石炭改質プロセス設備の実施例を図面に基づいて詳細に説明する。なお、本発明は以下の実施例に記載した内容により限定されるものではない。また、以下に記載した下記実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、実質的に同一のもの、いわゆる均等の範囲のものが含まれる。さらに以下に記載した下記実施例で開示した構成要素は適宜組み合わせることが可能である。<石炭改質プロセス設備>本発明の実施例に係る排ガス処理装置を有する石炭改質プロセス設備について、図面を参照して説明する。図1は、本発明の実施例に係る排ガス処理装置を有する石炭改質プロセス設備の構成を示す図である。図1に示すように石炭改質プロセス設備10は、石炭改質装置11と、排ガス処理装置30とを備えて構成されている。[石炭改質装置]石炭改質装置11は、低品炭12を乾燥させる乾燥手段である乾燥炉16と、乾燥炭13を乾留する乾留手段である乾留炉17と、乾留炭14を粉砕する粉砕手段である粉砕機18と、粉砕した乾留炭14を圧縮成型する成型手段である成型機19と、成型した改質炭15を冷却して不活性化させる冷却器20と、を備えて構成されている。本実施例においては、石炭改質装置11で低品位炭12を改質する際に発生する乾燥ガス16a、乾留ガス17a、乾留オフガス17bを改質排ガス27という。また、低品位炭12を改質する際に発生する乾燥ガス16a、乾留ガス17a、乾留オフガス17bの何れか一つを含む改質排ガス27と、乾燥炭13を乾留して発生する乾留油25aをボイラ28で燃焼して発生した排ガスをボイラ排ガス29という。低品炭12を供給する石炭供給手段であるホッパ不図示は乾燥炉16の受入口に接続している。乾燥炉16の送出口は乾留炉17の受入口に接続している。乾留炉17の送出口は粉砕機18の受入口に接続している。粉砕機18の送出口は成型機19の受入口に接続している。成型機19の送出口は冷却器20に接続している。冷却器20の送出口からは製品である改質炭15が排出される。乾留炉17のガス排出口は、乾留によって乾燥炭13から生成するガス状の乾留油25aを乾留ガス17aから分離回収するオイルスクラバ25のガス受入口に接続すると共に、乾留用燃料供給手段である循環ブロア24のガス受入口に接続している。循環ブロア24のガス送出口は、乾留用燃焼ガス発生手段である乾留用燃焼炉22の加熱ガス供給経路に接続している。オイルスクラバ25で回収した乾留油25aは、乾留用燃焼炉22と乾燥用燃焼炉21と自家発電用ボイラ28に供給される。オイルスクラバ25のガス排出口はミスト状の乾留油25aを分離するミストセパレータ26に接続している。ミストセパレータ26で分離された乾留オフガス17bの一部は、乾留用燃焼炉22と乾燥用燃焼炉21に供給される。その他は、自家発電用ボイラ28に供給される。自家発電用ボイラ28は、蒸気タービン等を備えた自家発電装置不図示に接続している。乾燥炉16のガス排出口は、乾燥用燃料供給手段である循環ブロア23のガス受入口に接続している。循環ブロア23のガス送出口は、自家発電用ボイラ28に接続すると共に、乾燥用燃焼ガス発生手段である乾燥用燃焼炉21の加熱ガス供給経路に接続している。自家発電用ボイラ28で燃焼した後のボイラ排ガス29は、石炭改質プロセス設備10の排ガス処理装置30でボイラ排ガス29中のNOx、SOx、Hg等を除去されて煙突36から排出される。以下、石炭改質プロセス設備10の改質排ガス処理装置を排ガス処理装置ということがある。本実施例に係る石炭改質プロセス設備10においては、低品炭12がホッパ内に投入されると、ホッパが低品炭12を乾燥炉16に定量ずつ供給する。乾燥炉16に供給された低品炭12は、乾燥用燃焼炉21からの乾燥用の加熱ガス約150°C~350°Cで加熱されて水分を除去されることにより、乾燥炭13となって乾留炉17に移送される。乾留炉17に移送された乾燥炭13は、乾留用燃焼炉22からの乾留用の燃焼ガス約350°C~550°Cで加熱されて乾留されることにより、乾留ガス17aや乾留油25a等の成分を取り除かれて乾留炭14となって粉砕機18に移送される。粉砕された乾留炭14は成型機19に移送される。成型機19に移送された乾留炭14は、圧縮成型されることにより、ブリケット状等の形状をなす改質炭15となる。成型された改質炭15は冷却器20で冷却されて不活性化処理されて製品の改質炭15となる。一方、乾留炉17で生成した乾留ガス17aはその一部が循環ブロア24によって乾留用燃焼炉22の加熱ガス供給経路に送給される。オイルスクラバ25で回収された乾留油25a及びミストセパレータ26で分離されたガス状の乾留油乾留オフガス:約300°C~350°C17bは、その一部が乾留用燃焼炉22に送給されて燃焼されることにより、乾留用の燃焼ガス約350°C~550°Cとなって乾留炉17に供給される。他方、乾留油25aの一部と乾留オフガス17bの一部は乾燥用燃焼炉21に送給されて燃焼されることにより、乾燥用の燃焼ガス約150°C~350°Cとなって乾燥炉16に供給される。乾燥炉16で乾燥に使用された燃焼ガス乾燥ガス16a、約90°C~150°Cの一部は、循環ブロア23によって、乾燥用燃焼炉16からの燃焼ガスと共に乾燥炉16に再び送給されて再利用され、その他の乾燥ガス16aは自家発電用ボイラ28に供給される。乾留オフガス17bの一部は改質排ガス27として自家発電用ボイラ28に送給される。また乾留油25aの一部は自家発電用ボイラ28に送給される。改質排ガス27と乾留油25aは燃料として燃焼され、ボイラ排ガス29として排ガス処理装置30へ導入される。そしてNOx、SOx、Hg等を除去されて系外へ排出される。一方、自家発電用ボイラ28で発生した蒸気は、自家発電装置不図示へ送給され、蒸気タービンを動かすことにより、電力を発生させる。この自家発電装置で発生した電力は、石炭改質プロセス設備10における電力使用機器で使用されると共に、余剰分が売電される。[排ガス処理装置]次に、本実施例に係る排ガス処理装置30の構成について説明する。図2は、本実施例に係る石炭改質プロセス設備の排ガス処理装置の概略構成図である。図2に示すように、本実施例に係る排ガス処理装置30は、石炭改質装置11から発生する改質排ガス27と、乾燥炭13を乾留して発生する乾留油25aを自家発電用ボイラ以下、ボイラという28で燃焼して発生したボイラ排ガス29中に含まれるNOx、SOx、Hgを除去する排ガス処理装置30である。ボイラ28から排出されるボイラ排ガス29は、還元脱硝装置32、空気予熱器33、スプレードライヤアルカリ供給手段34およびバグフィルタ捕集除去手段35の各装置での工程を経て浄化された後、煙突36から屋外に排出される。本実施例に係る排ガス処理装置30は、図示しない脱硝手段と、薬剤供給部40と、還元脱硝装置32と、空気予熱器AH33と、スプレードライヤアルカリ供給手段34と、バグフィルタ捕集除去手段35と、活性炭吸着手段活性炭噴霧装置38とを有するものである。薬剤供給部薬剤供給部40は、図示しない酸化助剤溶液供給手段と、図示しない還元剤溶液供給手段と、図示しない還元酸化助剤供給手段とを有する。酸化助剤溶液供給手段は、酸化助剤41として塩化水素HClを含むHCl溶液を供給する。還元剤溶液供給手段は、還元剤42としてアンモニアNH3を含むNH3溶液を供給する。酸化還元助剤供給手段は、還元酸化助剤43として塩化アンモニウムNH4Clを含むNH4Cl溶液を供給するものである。薬剤供給部40は、HCl溶液と、NH3溶液と、NH4Cl溶液とを、それぞれ溶液タンク内で所定濃度に調整された各溶液をボイラ28の後流側で還元脱硝装置32の前流側である煙道31内に供給するものである。本実施例においては、還元酸化助剤43とは、酸化性ガス共存下で金属水銀Hg0を酸化するのに用いられる酸化助剤と、還元性ガスによりNOxを還元する還元剤として機能するものをいう。本実施例では、酸化性ガスとしてHClガスが用いられ、還元性ガスとしてNH3ガスが用いられている。また、還元剤42とは、脱硝触媒でボイラ排ガス29中に含まれるNOxを還元するものをいう。また、酸化助剤41とは、脱硝触媒上においてHClガス共存下で排ガス中に含まれる金属水銀Hg0を酸化Hg0→Hg2するものをいう。ボイラ28から排出されるボイラ排ガス29には、図示しない酸化助剤溶液供給手段からHCl溶液が供給される。HCl溶液供給手段は、HCl溶液をボイラ排ガス29に液体状で噴霧し、ボイラ排ガス29中に含まれるHg0を酸化Hg0→Hg2する。噴霧装置のノズルヘッドから煙道31内に噴霧されたHCl溶液の液滴は、ボイラ排ガス29の高温雰囲気温度により蒸発して気化されHClガスを煙道31内に供給することができる。HClガスは下記式1のようにHgを酸化する。Hg1/2O22HCl→HgCl2H2O1本実施例に係る排ガス処理装置30においては、酸化助剤41としてHClを用いているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、酸化助剤41は気化した際に酸化性ガスを生成するものであれば用いることができる。例えば、臭化水素HBr、ヨウ化水素HIなどのハロゲン化水素などを挙げることができる。また、酸化助剤41は液体として説明したが、これに限ることはなく気体例えば、塩化水素ガスを供給してもよい。また、ボイラ28から排出されるボイラ排ガス29には、図示しない還元剤溶液供給手段からNH3溶液が供給される。NH3溶液供給手段は、NH3溶液をボイラ排ガス29に液体状で噴霧し、ボイラ排ガス29中に含まれるNOxを還元する。噴霧装置のノズルヘッドから煙道31内に噴霧されたNH3溶液の液滴は、ボイラ排ガス29の高温雰囲気温度により蒸発して気化されNH3ガスを煙道31内に供給することができる。NH3ガスは還元脱硝装置32に充填されている脱硝触媒層に充填されている脱硝触媒上で下記式2のようにNOxを還元脱硝する。4NO4NH3O2→4N26H2O2本実施例に係る排ガス処理装置30においては、還元剤42としてNH3を用いているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、還元剤42は気化した際に還元性ガスを生成するものであれば用いることができる。例えば、尿素NH22COなどを挙げることができる。また、還元剤42は液体として説明したが、これに限ることはなく気体例えば、アンモニアガスを供給してもよい。また、ボイラ28から排出されるボイラ排ガス29には、図示しない還元酸化助剤供給手段からNH4Cl溶液が供給される。NH4Cl溶液供給手段は、NH4Cl溶液をボイラ排ガス29に液体状で噴霧し、還元脱硝装置32に充填されている脱硝触媒層に充填されている脱硝触媒上でボイラ排ガス29中に含まれるNOxを還元すると共に、Hg0を酸化する。噴霧装置のノズルヘッドから煙道31内に噴霧されたNH4Cl溶液の液滴は、ボイラ排ガス29の高温雰囲気温度により蒸発して気化され、微細なNH4Clの固体粒子を生成し、下記式3のように、HClとNH3とに分解し、昇華する。よって、噴霧装置から噴霧されたNH4Cl溶液は分解されて、HCl、NH3を生じ、NH3ガス、HClガスを煙道31内に供給することができる。NH4Cl→NH3HCl3HClガスは上記式1のようにHgを酸化する。またNH3ガスは還元脱硝装置32に充填されている脱硝触媒層に充填されている脱硝触媒上で上記式2のようにNOxを還元脱硝する。また、本実施例に係る排ガス処理装置30においては、還元酸化助剤43としてNH4Clを用いているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、還元酸化助剤43は気化した際に酸化性ガスと還元性ガスとを生成するものであれば用いることができる。NH4Cl以外の臭化アンモニウムNH4Br、ヨウ化アンモニウムNH4Iなどのハロゲン化アンモニウムを還元酸化助剤43として用い、水に溶解した溶液を用いてもよい。さらに、NH4Clとアンモニア水、または塩酸の混合液を用いてもよい。また、還元酸化助剤43は液体として説明したが、これに限ることはなく気体例えば、塩化水素ガスとアンモニアガスを供給してもよい。HCl溶液と、NH3溶液と、NH4Cl溶液をボイラ28の煙道31内に供給する手段は、例えば二流体ノズル等を用いるようにすればよい。なお本実施例はこれに限定されるものではなく、通常の液体噴霧用の噴射ノズルを用いてもよい。またHCl溶液、NH3溶液及びNH4Cl溶液の供給量は任意に調整することができる。煙道31内のボイラ排ガス29の温度は、ボイラ28の燃焼条件にもよるが、例えば320°C以上420°C以下が好ましく、320°C以上380°C以下がより好ましく、350°C以上380°C以下が更に好ましい。これはこれらの温度帯において脱硝触媒上でNOxの脱硝反応と、Hgの酸化反応とを効率的に生じさせることができるためである。本実施例では、酸化助剤HCl溶液41と、還元剤NH3溶液42と、還元酸化助剤NH4Cl溶液43との何れか一つ以上をボイラ28の後流側で還元脱硝装置32の前流側である煙道31内に供給している。例えば、ボイラ排ガス29成分の含有量によって、NH4Cl溶液でHCl成分が足りない場合には、NH4Cl溶液とHCl溶液の二つを供給してもよいし、HN3成分が足りない場合には、NH4Cl溶液とNH3溶液の二つを供給してもよい。また、HCl溶液とNH3溶液の二つを供給してもよい。さらにNH4Cl溶液、HCl溶液、NH3溶液の三つを供給してもよい。また、還元酸化助剤NH4Cl溶液43の供給だけでNOx、SOx、Hgの除去が可能な場合は、還元酸化助剤NH4Cl溶液43一つを供給してもよい。よって、本実施例に係る排ガス処理装置は、HCl溶液、NH3溶液、NH4Cl溶液の各々の供給量は、ボイラ排ガス29中に含まれるNOx、SOx、Hgの各々の含有量を求めて、その値によって調整することができる。また図2においては、酸化助剤HCl溶液41と、還元剤NH3溶液42と、還元酸化助剤NH4Cl溶液43とを、それぞれ供給するような構成を示しているが、これに限ることはなく、上記の3つの溶液を混合して供給するようにしてもよい。また、HCl溶液、NH3溶液、NH4Cl溶液の他に、還元酸化助剤43を溶解させた溶液、還元剤42を溶解させた溶液、酸化剤水銀塩素化剤41を溶解させた溶液を更に、複数混合させて供給するようにしてもよい。還元脱硝装置還元脱硝装置32は、ボイラ排ガス29中のNOxをNH3ガスで還元すると共に、HClガス共存下で金属水銀Hg0を酸化する脱硝触媒不図示を有するものである。図2に示すように、ボイラ排ガス29は、例えば、NH4Cl溶液供給手段43から煙道31内に噴霧されたNH4Cl溶液の液滴から生じたHClガス、NH3ガスを含んだ後、還元脱硝装置32に送給される。還元脱硝装置32では、NH4Clが分解して生じたNH3ガスはNOxの還元脱硝用に用いられ、HClガスはHgの酸化用に用いられ、NOx及びHgをボイラ排ガス29から除去する。即ち、還元脱硝装置32に充填されている脱硝触媒層に充填されている脱硝触媒上でNH3ガスは、下記式4のようにNOxを還元脱硝し、HClガスは、下記式5のようにHgを酸化塩素化する。4NO4NH3O2→4N26H2O4Hg1/2O22HCl→HgCl2H2O5還元脱硝装置32は、脱硝触媒層を1つ備えているが、本実施例はこれに限定されるものではなく、還元脱硝装置32は、脱硝性能に応じて脱硝触媒層の数を適宜変更することができる。ボイラ排ガス29は、還元脱硝装置32においてボイラ排ガス29中のNOxの還元とHgの酸化がされた後、ボイラ排ガス29中の熱を回収する空気予熱器33を通過してスプレードライヤアルカリ供給手段34に送給され、脱硫処理される。また、本実施例においては、上記の還元脱硝装置32を備えない構成とし、脱硝手段を有する構成とすることもできる。脱硝手段を有する構成の場合、脱硝手段としては、例えば低NOxバーナー、低NOx運転、炉内脱硝などを挙げることができる。低NOx運転としては、例えば、二段燃焼や排ガス再循環燃焼、低空気比燃焼がある。燃焼用空気や燃焼排ガスの供給量を制御することで、ボイラ28内の酸化還元雰囲気と燃焼温度を制御し、NOxの生成を抑止することができる。なお脱硝手段としてはこれに限ることはなく、NOxの生成を抑制する低NOx化が可能な従来の脱硝技術を適用することができる。スプレードライヤスプレードライヤアルカリ供給手段34は、ボイラ排ガス29中のSOxを、アルカリ金属塩やアルカリ土類金属塩、例えば、消石灰スラリCaOH2スラリ37と反応させて除去するものである。アルカリ金属塩としては、例えば、ナトリウム塩として重炭酸ソーダNaHCO3、苛性ソーダNaOH等を挙げることができる。アルカリ土類金属塩としては、例えば、水酸化カルシウムCaOH2、CaO、CaCO3等を挙げることができる。スプレードライヤアルカリ供給手段34は、アルカリ金属塩、アルカリ土類金属塩の何れか一方又は両方を供給するようにする。図2に示すように、スプレードライヤでは、ボイラ排ガス29は、消石灰スラリ37供給手段からスプレードライヤ34内に噴霧された消石灰スラリ37と気液接触させ、ボイラ排ガス29中のSOxと、酸化された水銀HgCl2の一部は消石灰スラリ37中に吸収される。そして生成した石膏や亜硫酸カルシウムは後流側のバグフィルタ捕集除去手段35により捕集され、ボイラ排ガス29から分離、除去されてボイラ排ガス29は浄化される。消石灰スラリ37により浄化されたボイラ排ガス29は、浄化ボイラ排ガス29aとして煙突36から系外に排出される。ボイラ排ガス29の脱硫反応に用いられる消石灰スラリ37は、消石灰スラリ37供給ライン37aからスプレードライヤ34に供給される。消石灰スラリ37は、生石灰CaOに水を混合して生成される。消石灰スラリ37はスプレードライヤ34内に噴霧することで、ボイラ排ガス29中のSOxは下記式6及び下記式7のような脱硫反応と石灰の乾燥が同時に生じ、石膏CaSO42H2Oや亜硫酸カルシウムCaSO30.5H2Oの混合粒子となる。この粒子は後流側の捕集除去手段バグフィルタ35により捕集され回収される。CaOH2SO2→CaSO30.5H2O0.5H2O6CaSO30.5H2O0.5O21.5H2O→CaSO42H2O7このようにして、ボイラ排ガス29中のSOxは、スプレードライヤ内34において石膏CaSO42H2Oや亜硫酸カルシウムCaSO30.5H2Oの形で捕獲される。この際、ボイラ排ガス29中の塩化水銀HgCl2は水溶性であるので一部の塩化水銀HgCl2は、消石灰スラリ37側に移行される。なおアルカリ供給手段34としてのスプレードライヤ34は従来のスプレードライヤを用いることができる。スプレードライヤ34内で脱硫反応で生成した石膏CaSO42H2Oや亜硫酸カルシウムCaSO30.5H2Oの混合粒子は、ボイラ排ガス29と共にバグフィルタ35に送られ、捕集除去される。バグフィルタ35により捕集され回収された石膏、亜硫酸カルシウム、塵埃などは廃棄物として処理される。廃棄物の無害化処理としては、例えばセメント固化処理などを挙げることができる。なお捕集除去手段35としてのバグフィルタ35は従来のバグフィルタを用いることができる。消石灰スラリ37の供給方法は、上述した、消石灰スラリ37と空気をスプレードライヤ34内に同時に噴射する二流体ノズルを用いることができる。なお本実施例はこれに限定されるものではなく、通常の液体噴霧用の噴射ノズルを用いてもよい。ノズルよりボイラ排ガス29の流れに対して下流側に水平方向に噴流させる方法に限定されるものではなく、例えばボイラ排ガス29の流れと対向するように上流側に水平方向に噴流させてもよい。活性炭吸着手段活性炭噴霧装置38は活性炭吸着手段であり、ボイラ排ガス29中の酸化した水銀を吸着除去するものである。図2に示すように、活性炭噴霧装置活性炭吸着手段38では、スプレードライヤアルカリ供給手段34の前流側と後流側とそれらの間との少なくとも一つで、ボイラ排ガス29中に活性炭を噴霧して酸化した水銀HgCl2を吸着させる。そして、酸化した水銀を吸着した活性炭は後流側のバグフィルタ捕集除去手段35により捕集され、ボイラ排ガス29から分離、除去されてボイラ排ガス29は浄化される。活性炭により浄化されたボイラ排ガス29は、浄化ガスとして煙突36から系外に排出される。活性炭の供給方法は、例えば、上述した二流体ノズル等を用いるようにすればよい。ノズルよりボイラ排ガス29の流れに対して下流側に水平方向に噴霧させる方法に限定されるものではなく、例えばボイラ排ガス29の流れと対向するように上流側に水平方向に噴霧させてもよいし、装置上部側から下部側に流下させるように噴霧してもよい。なお、活性炭の噴霧方法については、これに限ることはなく従来の方法を用いることができる。活性炭の供給位置としては、スプレードライヤ34の前流側39aの煙道31内と、スプレードライヤ34内39bと、バグフィルタ35の前流側であってスプレードライヤ34の後流側39cの煙道31内と、バグフィルタ35の前室内との何れか一つに供給するようにする。または何れか二つ以上に供給することにより酸化した水銀の吸着除去率を向上させることができる。また供給する活性炭は、性質の異なる2種類以上を併用することがより好ましい。これは、複数種の活性炭を組み合わせて使用することにより、水銀の除去と同時に、その他の物質、例えばSOx、NOx、有害成分等の吸着も可能となるからである。バグフィルタ捕集除去手段35により捕集され回収された活性炭、塵埃などは廃棄物として処理される。廃棄物の無害化処理としては、例えばセメント固化処理などを挙げることができる。なお捕集除去手段35としてのバグフィルタは従来のバグフィルタを用いることができる。また、本実施例で処理する石炭改質プロセス設備10のボイラ排ガス29は、石炭焚きボイラの排ガスに比べ、特に水分濃度H2Oが約3倍、酸素濃度O2が約1/3倍、窒素酸化物NOx濃度が約4~5倍、水銀Hg濃度が約4倍程度である。水分濃度H2Oが高く、酸素濃度O2と塩化水素濃度HClが低い場合、共存成分のため活性炭による水銀除去性能が低下するおそれがある。そこで、本実施例では、活性炭による水銀除去性能を低下させないために還元脱硝装置32の上流側の煙道31内に噴霧する塩化水素濃度HClを増加させるようにする。本実施例では酸化助剤溶液供給手段と還元酸化助剤供給手段塩化アンモニウムNH4Cl溶液供給手段で供給するHCl溶液、NH4Cl溶液の濃度を増加させるようにする。なお、HClガスを供給するようにしてもよい。煙道31内に供給する塩化水素濃度としては、好ましくは1ppm以上1000ppm以下、さらに好ましくは10ppm以上200ppm以下の範囲である。塩化水素濃度が上記の範囲内であれば、改質排ガス27中に含まれる水銀を活性炭噴霧装置活性炭吸着手段38により吸着除去することができる。以上説明したように、本実施例に係る排ガス処置装置30は、ボイラ28の後流側で還元脱硝装置32の前流側である煙道31内に、酸化助剤41、還元剤42、還元酸化助剤43の何れか一つ以上を供給する薬剤供給部40と、ボイラ排ガス29中のNOxをNH3ガスで還元すると共に、HClガス共存下でHg0を酸化する還元脱硝装置32と、還元脱硝装置32においてSOxと酸化された2価のHg2の一部を除去するスプレードライヤアルカリ供給手段34と、活性炭により酸化した水銀HgCl2を吸着除去する活性炭噴霧装置活性炭吸着手段38と、脱硫で生成した石膏や亜硫酸カルシウム、及び酸化した水銀を吸着した活性炭を捕集除去するバグフィルタ捕集除去手段35とを有する構成としている。このように、本実施例に係る排ガス処理装置30によれば、ボイラ28で燃焼して発生したボイラ排ガス29中に含まれるNOxを還元脱硝装置32で除去し、SOxと還元脱硝装置32において酸化された2価のHg2をスプレードライヤアルカリ供給手段34と活性炭噴霧装置活性炭吸着手段38とバグフィルタ捕集除去手段35とで除去するようにしたことで改質排ガス27及びボイラ排ガス29中に含まれるNOx、SOx、Hgを除去することが可能となる。また本実施例において還元脱硝装置32を備えない構成の場合、脱硝手段を有することによりNOxを脱硝することができる。さらに湿式脱硫装置を必要としないので脱硫排水を外部に排出することがない無排水処理の石炭改質プラントとすることが可能である。