几种脱硫工艺选择
1脱硫工艺的选择
目前国外脱硫技术已有多种，而应用较为广泛的主要有：湿式石灰石/石膏法、烟气循环流化床法、新型一体化脱硫（NID）工艺、旋转喷雾半干法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等。国内目前通过引进技术、合资以及自行开发已基本掌握了以上几种脱硫技术，并使这几种脱硫技术在国内不同容量机组上均有应用。
1.1 湿式石灰石/石膏法
湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。其不足之处是系统比较复杂，占地面积大，初投资及厂用电较高，一般需进行废水处理。该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达1000MW。在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂三个分别相当于300MW脱硫容量的机组使用。引进技术国内脱硫工程公司总承包完成的北京石景山热电厂、太原第二热电厂五期、贵州安顺（300MW）电厂、广东台山电厂（600MW）、河北定州电厂（600MW）等也均已投入运行。且国内有近20台600MW机组湿法脱硫正在实施中。其基本原理与系统图如下：
1.2 烟气循环流化床干法
烟气循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)技术是世界著名环保公司德国鲁奇·能捷斯·比肖夫（LLB）公司开发的世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫技术。CFB-FGD是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力较大、脱硫综合效益较为优越的一种方法。该工艺已经先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰等国家得到广泛应用，最大已运行单机、单塔机组容量为300MW，采用该技术设计的单塔处理烟气量可达到2800000Nm3/h。目前LLB公司的CFB-FGD技术的应用业绩达32台套，投入运行的CFB-FGD中其最高设计脱硫效率为99.7%。
该技术已由福建龙净环保科技公司引进，并实施于华能榆社电厂二期2×300MW燃煤机组上（煤种含硫量1.2％），且于2004年11月投入运行，实际脱硫效率不低于90%。此外，山东三融环保有限责任公司、国华荏原环境工程有限责任公司也引进了该项技术。
德国的Wulff公司在该技术基础上开发了回流式循环流化床（RCFB-FGD）烟气脱硫工艺。RCFB-FGD与CFB-FGD相比，在脱硫吸收塔上部出口区域布置了回流装置，旨在造成烟气流中固体颗粒的回流。通过这种方式，固体颗粒在塔内的停留时间获得了
延长，同时改进了气固间的混合。此外，新开发的RCFB脱硫装置还在吸收塔底部装有
紊流装置，这也强化了气固间的混合。因此，RCFB-FGD除了具有CFB-FGD优良的传热、传质特点外，还提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。
由于塔内部无检修件，烟气循环流化床脱硫系统停运时，吸收塔可以直接作为旁路烟道使用。
德国WULFF公司最大单塔业绩为奥地利Theiss2000(EVN)电厂300MW机组RCFB脱硫装置，烟气量1,000,000 Nm3/h，烟气温度160～180℃，负荷变化范围45～100%。武汉凯迪电力股份公司引进德国WULFF公司RCFB-FGD技术，应用于广州恒运210MW机组烟气脱硫工程，该项目已通过广州环保局的验收。另外，山西漳山发电有限责任公司一期工程2×300MW燃煤空冷机组和古交发电厂2×300MW燃煤空冷机组工程的烟气脱硫均采用RCFB-FGD引进技术（其中漳山电厂已于2004年11月投入运行）。
1.3 NID干法
NID（New Integrated Desulfurization）技术是ABB-ALSTOM公司在半干法DRYPAC系统上发展而成的烟气脱硫方法，它借鉴了DRYPAC技术的脱硫原理，又克服了此种技术需要制浆而产生的弊端，其原理为石灰粉经过石灰消化器（LDH）消化后进
入反应器，与烟气中的SO
2发生化学反应，生成CaSO
3
和CaSO
4
，烟气中的SO
2
被脱除，
因而具有投资低，方便可行的特点，用于中小型容量机组，当煤中含硫量<2%时，脱硫效率至少可达80%。NID技术既具有干法的廉价、简单、可靠等优点，又有湿法的高脱硫效率，且原料消耗和能耗都比喷雾干燥法有大幅度下降。1996年在波兰安装的两台125MW样板机组运行一直很成功；在台湾Mai Liao电厂的150MW机组已调试完成，性能试验结果良好；目前正在安装和设计中的项目有美国Sward电厂2×250MW机组和美国Gibert3电厂285MW机组。迄今NID应用在世界各国的燃油炉、煤粉炉、垃圾焚烧炉上共有近20套。
浙江菲达环保科技股份有限公司与ABB-ALSTOM公司合作，将NID干法烟气脱硫技术应用于浙江巨化热电厂80MW机组上，已投入运行。并参与了漳山工程和榆社工程300MW机组烟气脱硫的投标。此外，武汉凯迪兰天环保公司、辽宁科林环保工程有限责任公司也引进了该项技术。
烟气循环流化床干法与NID法原理基本类似，从下面二张图即可看出。
烟气循环流化
1.4 旋转喷雾半干法
旋转喷雾半干法工艺是采用生石灰粉制浆作为脱硫剂，生石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，利用高速旋转的喷雾器喷入蒸发反应塔，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的
SO
2发生化学反应，生成CaSO
3
和CaSO
4
，烟气中的SO
2
被脱除。与此同时，吸收剂带入
的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低，脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥颗粒物形式随烟气带出吸收塔，利用锅炉配置的除尘器将脱硫灰与飞灰一起捕集下来。其特点是系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，占地较少。缺点是脱硫剂利用率低，脱硫效率一般在70%左右。该工艺在美国及西欧一些国家应用较为广泛，国外已有300MW容量机组使用。国内已有内江发电总厂（原白马电厂）70000Nm3/h和黄岛电厂200MW机组使用。
1.5 炉内喷钙-尾部加湿活化法
炉内喷钙-尾部加湿活化法是在炉膛内喷入石灰石粉脱除部分SO2，再在锅炉尾
部烟道设置的活化反应器喷入增湿水，使未利用的石灰石粉进一步得到利用以提高脱
硫效率，利用锅炉配置的除尘器将脱硫灰与飞灰一起捕集下来。该工艺以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二
。由于反应在气固两相之间进行，受氧化碳，氧化钙与烟气中的SO2反应，生成CaSO
3
到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触，生成氢氧化钙进而与烟气中的SO2反应。其特点是系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，占地也较少。但其脱硫剂利用率低，脱硫效率一般达75%左右，且对锅炉效率和磨损积灰有一定的影响。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到较多应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达300MW。国内目前使用的电厂有南京下关电厂和浙江钱清电厂125MW 机组。
下图为南京下关电厂炉后增湿活化部分布置示意图
1.6其它脱硫工艺
此外还有电子束法、氨法等脱硫工艺。其中电子束法目前尚处于试验研究阶段，在成都热电厂曾安装相当于100MW烟气脱硫试验装置。而氨法脱硫工艺还没有在大机组上应用的业绩和经验。而且从当地现有的条件看，电子束法、氨法脱硫所需的吸收剂液氨和氨水也难以保证供应，所以，这二种工艺均不适合本工程的情况。在此不作详述。
1.7国内外脱硫装置的生产制造能力
脱硫装置在国外是一种成熟的产品，可设计生产制造的厂家很多，主要集中在美、德、日、芬兰等国，在此不做一一介绍。国内也已经有几十家脱硫公司引进了国外技术。并在引进消化国外技术的基础上，已有多个公司形成了一定的生产能力。
国电龙源电力环保技术公司在北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂采用德国STEINMILLER技术设备的基础上，引进了湿法脱硫技术。其总承包的石景山热电厂工程已经投入运行，目前承担的北京一热、黄台300MW容量级机组、大同二电厂2X600MW机组湿法脱硫均已分别进入安装或调试阶段。日本石川岛播磨工业株式会社通过与上海电气（集团）总公司等合资组建了上海石川岛脱硫工程有限公司，能够提供湿法脱硫的整套工程设计、设备成套供货和技术服务。日本川崎公司提供技术与山东三融环保公司合作取得了贵州安顺电厂2×300MW、鸭溪电厂2×300MW以及山西霍州二电厂2x300MW机组的合同，现又引进了德国LLB（鲁奇－能捷斯－毕肖夫）公司湿法技术。武汉凯迪电力股份公司利用美国B&W公司技术获得了太原二热电厂五期技改工程1×200MW、广西合山电厂2×300MW、四川广安电厂2×300MW以及常熟电厂2×600MW机组的合同。重庆远达环保有限公司引进日本三菱重工技术，取得鸭溪电厂2×300MW合同，现又与奥地利能源（AE）公司合作，并中标河津、永济300MW机组。上海龙净环保科技工程公司、国华荏原环境工程有限责任公司等均引进德国LLB技术并具有工程总承包能力。其中上海龙净现已取得黄埔电厂2X300MW、镇江高姿2X600MW 机组的合同。
除此之外，浙大兰天、浙大网新、浙江天地环保、江苏苏源、国电南环所、东方锅炉厂、中国华电、北京博奇等脱硫公司均已有200-600MW机组的中标业绩。
“七五”期间，以西南电力设计院为主，在白马电厂完成了处理70000Nm3/h的旋转喷雾半干法脱硫工业试验，积累了科研、设计、设备制造、安装、调试及生产运行方面的经验。通过对黄岛电厂200MW机组中日合作旋转喷雾半干法项目的跟踪甚至改进，西南电力设计院已具备开发大型装置的能力。另外，广州市天赐三和环保工程有限公司也引进丹麦尼鲁公司旋转喷雾半干法技术，并也有运行业绩。
炉内喷钙-尾部加湿活化法在国外比较成熟，国内目前在南京下关电厂和浙江钱清电厂的125MW机组上使用，锅炉均为国产。哈尔滨锅炉厂早在“七五”计划期间，就在国家环保局组织下开始进行“喷钙脱硫成套技术开发”工作，目前已经完成了大至125MW锅炉的报价设计和技术设计，并为南京下关电厂提供了锅炉，通过该工程实践积累了大量的经验和技术储备。
国内有丹麦史密斯公司在云南小龙潭电厂已经运行的125MW机组、由武汉凯迪电力技术公司引进德国WULFF公司技术在广州恒运电厂210MW燃煤机组上实施，并投入运行。中标我省漳山工程2×300MW机组的脱硫除尘岛总承包项目，也已投入运行。
龙净环保公司也引进了德国LLB技术，中标我省华能榆社电厂2×300MW机组的脱硫除尘岛项目，且于2004年11月投入运行。此外，山东三融环保有限责任公司、国华荏原环境工程有限责任公司也引进了该项技术。
NID一体化工艺由我国浙江菲达机电集团公司引进ALSTOM技术，目前已在巨化集团自备电厂280t/h煤粉炉以及多台垃圾电站锅炉上使用，包头二电厂2X200MW机组也已投产发电。另外，辽宁科林环保工程有限责任公司、武汉凯迪兰天环保公司也与ALSTOM公司合作推广NID技术。NID技术也多次竞标国内300MW机组的干法脱硫除尘岛项目。
1.8脱硫方案比较
从上述多种脱硫方案的技术经济比较看出，多数脱硫装置能达到90%以上效率。几种方法的初步比较如下表。
脱硫方案比较表
湿式石灰石/石膏法，其脱硫效率高，煤种适应性广，技术成熟稳定，国内目前绝大多数300MW及以上机组项目均采用此种脱硫工艺。
旋转喷雾半干法脱硫工艺，已由国内制造商引入国外技术，并逐步消化吸收，具有脱硫效率高、占地面积小、运行费用低等特点，但国外业绩较多，国内的业绩较少；而循环流化床干法（CFB）、回流式循环流化床干法（RCFB）、以及新型一体化NID脱硫工艺，已由国内制造商引入国外技术，并逐步消化吸收。具有脱硫效率高、占地面积小、运行费用低等特点。而且在国内大容量机组上也均取得了成功运行业绩。
2 干法脱硫工艺介绍
2.1 CFB-FGD脱硫工艺介绍
2.1.1 概述
CFB-FGD干法脱硫技术是世界著名环保公司德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）公司开发的世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫技术。CFB-FGD是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力较大、脱硫综合效益较为优越的一种方法。该工艺已经先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰等国家得到广泛应用，最大已运行单机、单塔机组容量为300MW，采用该技术设计的单塔处理烟气量可达到2800000Nm3/h。
德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式---多依奇公式，就是该公司的职员多依奇先生发明的）。LLB于上世纪七十年代初，首创将循环流化床技术（CFB）用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断完善和提高，目前其烟气循环流化床干法脱硫技术居于世界先进水平。
1970-1972年，LLB公司将CFB烟气净化工艺在德国Grevenbroich电解铝厂首次获得试验成功，用于脱除电解铝烟气中的HF有害气体。在电解铝烟气净化工艺中，用氧化铝粉作吸收剂，吸收了HF后的氧化铝粉被送入电解炉中进行电解，生产电解铝。1978年，世界上第一台商业CFB 烟气净化装置用于炼铝行业，吸附HF，处理风量：2×300000Nm3/h ，HF脱除率达到98%。2002年，单机单塔300MW的CFB-FGD投入实际
工业运行，处理风量为97.2万Nm3/h。2002年，目前设计脱硫效率最高的CFB-FGD投入运行，设计脱硫效率为99.7%。
目前LLB公司的CFB-FGD技术的应用业绩达32台套，拥有单机单塔烟气量相当于300MW级的最大容量实际应用业绩。榆社二期工程使用该工艺进行脱硫，已于去年投入运行。
2.1.2工艺流程及原理说明：
CFB-FGD系统由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、脱硫除尘器以及仪表控制系统等组成，其工艺流程见图F0211E1K-V-01。
从工艺流程图可以看出，一个典型的CFB-FGD系统由吸收塔、除尘器、吸收剂制备系统、物料输送系统、喷水系统、脱硫灰输送及存储系统、电气控制系统等构成。
来自锅炉的空气预热器出来的烟气温度一般为120～180℃左右，通过预除尘器或者不通过除尘器从底部进入吸收塔（当脱硫渣与粉煤灰须分别处理时，可将烟气先通过预除尘器，否则烟气可直接进入脱硫塔），在此处高温烟气与加入的吸收剂、循环脱硫灰充分预混合，进行初步的脱硫反应，然后通过吸收塔底部的文丘里管的加速，吸收剂、循环脱硫灰受到气流的冲击作用而悬浮起来，形成流化床，进行第二步充分的脱硫反应。
在这一区域内流体处于激烈的湍动状态，循环流化床内的Ca/S值可达到40～50，颗粒与烟气之间具有很大的滑落速度（LLB技术所实现的气固滑落速度是目前几种干法脱硫中最大的），颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，极大地强化了脱硫反应的传质与传热。
在文丘里的出口扩管段设一套喷水装置，喷入的雾化水一是增湿颗粒表面，二是使烟温降至高于烟气露点20℃左右，创造了良好的脱硫反应温度，吸收剂在此与SO
2
充分反应，生成副产物CaSO
3·1/2H
2
O，还与SO
3
、HF和HCl反应生成相应的副产物
CaSO
4·1/2H
2
O、CaF
2
、CaCl
2
等。净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向
进入脱硫除尘器（可根据需要选用布袋除尘器或电除尘器），再通过锅炉风机排入烟囱。由于排烟温度高于露点温度20℃左右，因此烟气不需要再加热，同时整个系统无须任何的防腐。
经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器下的再循环系统，返回吸收塔继续参加反应，如此循环，多余的少量脱硫灰渣通过物料输送至仓泵，再通过罐车或二级输送设备外排。
CFB-FGD的化学反应原理是烟气中的SO
2和几乎全部的SO
3
，HCl，HF等，在Ca
（OH）
2
粒子的液相表面发生化学反应，主要化学反应方程式如下：
Ca(OH)
2 + SO
2
= CaSO
3
·1/2 H
2
O +1/2 H
2
O
Ca(OH)
2 + SO
3
= CaSO
4
·1/2 H
2
O +1/2 H
2
O
CaSO
3·1/2 H
2
O + 1/2O
2
= CaSO
4
·1/2 H
2
O
Ca(OH)
2 + CO
2
= CaCO
3
+ H
2
O
Ca(OH)
2 + 2HCl = CaCl
2
·2H
2
O
Ca(OH)
2 + 2HF = CaF
2
+ 2H
2
O
2.1.3龙净许可证引进的CFB-FGD的工艺特点：
设备使用寿命长、维护量小。塔内完全没有任何运动部件。塔内磨损小，设备使用寿命长。
脱硫效率高、运行费用低。容易选择最佳CFB操作气速，使得气固两相流在CFB 内的滑落速度最大，脱硫反应区床层密度高，颗粒在吸收塔的停留时间长达25秒以上，强化了塔内的气固混合、传质、传热效率，优化了脱硫反应效果，从而保证了达到较高的脱硫效率。
控制简单，没有制浆系统及浆液喷嘴，加入吸收塔的消石灰和水是相对独立的，便于控制消石灰用量及喷水量，容易控制操作温度。
单塔处理能力大，已有大型化的应用业绩。通过采用一个塔内配置结构，单塔最高可处理28×105Nm3/h。配置7个文丘里单塔CFB-FGD系统已在300MW燃煤机组得到成功运行。
对于处理大烟气量的吸收塔，如果采用单个文丘里喷嘴，仅仅机械地放大其尺寸，并同时保持文丘里管的角度及其高度与直径的比率，则吸收塔会造得很高，其造价也会相应增加。如果为控制造价而降低吸收塔的高度，则会减少烟气与固体颗粒剧
烈混合的反应区的有效高度，并在塔内形成典型的不均匀的固体颗粒分布，从而影响脱硫率。
为克服单个大文丘里喷嘴的缺点，以便适于处理大烟气量，LLB公司设计了一种入口为7个文丘里喷嘴的吸收塔，其优点：一是减少单个喷嘴的高度和自由流体（由进入吸收塔低部的原烟气形成）的长度，由于在自由流体内颗粒物的含量较低，减少其长度，则可增强传热与传质；二是多个文丘里喷嘴的圆周总长度远大于单个大文丘里喷嘴（约7：3）。沿喷嘴圆周进入的原烟气首先与固体颗粒物接触混合形成流化床。喷嘴圆周长度长，则使烟气与固体颗粒物的混合得到加强，循环流化床更容易形成。这就有可能在保证脱硫率的前提下适当降低吸收塔的高度。
负荷适应性好。由于采用了清洁烟气再循环技术，以及脱硫灰渣循环等措施，可以满足不同的锅炉负荷要求。锅炉负荷在10%～110%范围内变化，脱硫系统可正常运行。
采用多个文丘里烟气喷嘴的吸收塔，必须使进入塔内的烟气流场分布较为均匀，否则因各个喷嘴流速差异较大，可能导致固体颗粒物从某个喷嘴向下滑落。
如果按照较高负荷时的烟气量文丘里烟气喷嘴的流速，则在低负荷时，由于进入吸收塔的烟气量减少，文丘里喷嘴流速降低，压降减少，塔内不均匀两相流效应就会增加，将严重影响脱硫效率和脱硫系统的稳定工作。如果按低负荷时的烟气量设计文丘里喷嘴的流速，则正常工况烟气量时脱硫塔内文丘里喷嘴的流速将大大超出正常反应的要求，系统的能耗及运行费用将明显增加，而且脱硫率还很难得到保证。
为此，龙净环保引进的LLB的CFB-FGD技术，利用吸收塔进口烟道的静压低于引风机出口静压，不需要另外安装抽气风机，通过再循环烟道将引风机下游的部分净化烟气，根据负荷变化情况，调节烟道风挡来调节再循环到吸收塔进口烟道中的净化烟气的流量，使文丘里喷嘴的流速保持相对稳定。这一技术已在CFB-FGD项目中得到广泛应用，特别是调峰机组和多炉共用一个吸收塔的工艺布置。
无须防腐。CFB吸收塔内具有优良的传质传热条件，使塔内的水分迅速蒸发，并
，烟气温度高于露点20℃左右，吸收塔及其下游设备不会产且可脱除几乎全部的SO
3
生粘结、堵塞、腐蚀。
良好的操作弹性。当煤的含硫量增加或要提高脱硫效率时，无需增加任何工艺设备，仅增加脱硫剂的耗量就可以满足更高的脱硫率的要求。
脱硫剂利用率高、脱硫副产物排放少；脱硫副产物流动性好：易于处理。由于塔内充分的脱硫反应和除尘器收集的全部脱硫灰均有机会返回塔内再循环，只有少量的脱硫灰外排，灰综合处理成本较低。
如果在脱硫塔的低温段（70~80℃温度）注入吸收剂和循环脱硫副产物，消石灰与
氯离子反应生成易吸潮的氯化钙（CaCl
2.·2H
2
O），一是易造成塔内物料粘壁、二是灰
的流动性下降，不利于脱硫副产物的处置。
为此，龙净环保引进的脱硫技术，为了提高脱硫副产品的流动性，避免粘结效应，改善脱硫系统的运行条件，利用消石灰与氯离子在不同反应温度段的反应生成物不同的特点，创造性地将吸收剂与脱硫再循环灰的加入口，改到吸收塔上游烟道处，其作用：一是使吸收剂与再循环脱硫灰提前与烟气中SO
2
等酸性气体接触反应；二是利用烟气热量加热和快速干燥再循环灰；三是使消石灰和氯离子在烟道内120℃以上
温度下反应生成吸潮性较差、不易凝结的碱式氯化钙（CaCl
2·Ca(OH)
2
·H
2
O）。
该项技术从1996年就开始在捷克PILSEN电厂成功投入商业运行，至今已有十多套采用该项技术进行设计与应用。这一技术已申请了专利。
CFB-FGD的主要工艺控制特点：
CFB-FGD的工艺控制过程较其它的干法、半干法脱硫技术简单。它的控制主要通过三个回路实现，这三个回路相互独立，互不影响。
SO
2排放控制：根据吸收塔进口烟气流量及SO
2
浓度控制消石灰粉的给料量，吸收
塔出口的SO
2
浓度，则用来作为校核和精确地调节消石灰粉给料量的辅助调控参数，以保证达到按要求的脱硫效率。
温度控制：为了促进消石灰和SO
2
的反应，通过向吸收塔内喷水来降低烟气的温度，同时增加吸收剂颗粒的含水量。为了防止结露和有利于烟气的排放扩散，通常选取的吸收塔出口温度高于水的露点温度20℃到30℃。
通过对吸收塔出口温度的测定，控制回流喷嘴向吸收塔内的喷水量，以使温度降低到设定值。工艺水通过高压水泵以一定的压力注入，回流喷嘴布置在吸收塔的扩管
处，可以在CFB运行过程中进行调节，维修和更换。脱硫系统停止运行时，系统内压力降低到设定值，工艺水会自动停止注入。
吸收塔的压降控制：吸收塔的压降由烟气压降和固体颗粒压降两部分组成。由于循环流化床内的固体颗粒浓度（或称固-气比）是保证流化床良好运行的重要参数，在运行中只有通过控制吸收塔的压降来实现调节床内的固-气比，以保证反应器始终处于良好的运行工况，它是通过调节除尘器灰斗下料进空气斜槽的物料量，以控制送回吸收塔的再循环量，从而保证了床内脱硫反应所需的固体颗粒浓度。
2.1.2 NID脱硫工艺介绍
2.1.2.1 概述
NID干法烟气脱硫是ALSTOM公司在其120套干法（半干法）脱硫装置基础上开发的一种新型脱硫技术，系列中的每个反应器都是得到实际工程验证的，在电力和其它工业领域的各种机组上得到了应用，目前在建的大型机组有美国Seward和Gilbert电厂的3台250MW机组（1000000 Nm3）。NID反应器的选用是得到工程验证的模块化设计，可根据机组和除尘装置的具体情况进行针对性的设计和选型，单个反应器的最大处理烟气量可达300000Nm3。经过大量的工程业绩证实，NID脱硫技术是一种布置灵活、运行可靠、技术先进的干法脱硫技术。
通过与国内公司合作，ALSTOM的NID工艺装置在我国已有80MW机组锅炉上应用，并参与漳山工程和榆社工程300MW机组投标。国内在白马电厂进行过半工业性试验，日本在我国黄岛电厂210MW机组抽炉烟进行半工业性试验。
2.1.2.2 NID脱硫技术原理说明
NID工艺的原理是利用干CaO或Ca(OH)
2粉吸收烟气中的SO
2
，反应式为：
CaO+H
2O →Ca(OH)
2
Ca(OH)
2+SO
2
→CaSO
3
·1/2H
2
O+1/2H
2
O
Ca(OH)
2+2HCl+2 H
2
O→CaCl
2
·4H
2
O
CaSO
3·1/2H
2
O+3/2H
2
O+1/2O
2
→ CaSO
4
·2H
2
O
NID常用的脱硫剂为CaO，其实真正与SO
2反应的物质为Ca(OH)
2
。故也可以直接
用Ca(OH)
2
粉作脱硫剂。如果电厂周围有电石渣等废料，就能做到以废治废(如菲达公司在浙江巨化热电厂脱硫工程中应用的即是电石渣)。如以CaO作脱硫剂，则要求最大
粒径不大于2mm，这与喷雾干燥法、CFB等工艺用的是同一种石灰，石灰在一个专利设
，然后与从除尘器及机械除尘器除下的大量的循环灰计的消化器中加水消化成Ca(OH)
2
相混合进入增湿器，在此加水增湿使混合灰的水份含量从2%增湿到5%左右，然后以流化风为动力借助烟道负压的引力导向进入直烟道反应器，含5%水份的循环灰由于有极好的流动性，省去了喷雾干燥法复杂的制浆系统，克服了普通半干法活化反应器中可能出现的粘壁问题。大量的脱硫循环灰进入反应器后，由于有极大的蒸发表面，水份蒸发很快，在极短的时间内使烟气温度从130℃左右冷却到70℃左右，烟气相对湿度则很快增加到40~50%,这是较好的脱硫工况。首先，因烟气温度的下降及湿度的增加，减慢另外吸收剂表面水分的蒸发，这对提高脱硫效率是非常有利的，可使烟气中等酸性气体分子更易在吸收剂的表面冷凝、吸着，并离子化；其次，由于循环
的SO
2
灰中颗粒间的剧烈摩擦，使得被钙盐硬壳所包埋的未反应的部分吸收剂重新裸露出来继续参加反应（表面更新作用），又因吸收剂是不断循环的（平均停留时间长达20-30分钟），故吸收剂的有效利用率是很高的；最后，新鲜吸收剂的连续补充和大量脱硫灰的循环，又经过增湿混合，使得吸收剂在反应器中维持着较高的有效活性浓度，这就确保了高的脱硫效率。
最终产物则由气力输送装置外送；也可用水力冲灰或汽车运输等方式去灰场。此灰根据当地具体情况，可作以下几方面的综合利用：
?水泥混合材和缓凝剂。
?筑路、矿床回填、平整。
?海涂围垦、填埋。
?肥料，盐碱地改良。
?码头等的砌筑料。
?免烧砖。
纵观此技术的显著特点有：
a)、鉴于传统干法（半干法）脱硫技术吸收剂消化系统的复杂性及应用中产生的一系列粘结、堵塞等问题，NID工艺取消了制浆系统，实行CaO的消化及灰循环增湿的一体化设计，且能保证新鲜消化的高质量的Ca(OH)
马上参与循环脱硫，对提高脱
2
硫效率十分有利。
b)、鉴于其它干法工艺脱硫剂的利用率不高的问题，此工艺实行脱硫灰多次循环，循环比达到30~150倍，使脱硫剂的利用率提高到95%以上。
c)、整个装置结构紧凑、体积小（反应器的体积仅为Drypac的15%左右），运行可靠。装置通过反应器内设置特殊构件，即使锅炉负荷降到设计负荷的20%，系统运行也不受影响。
d)、投资少，仅相当于湿法的30%左右；运行成本低，相当于湿法的30~50%左右。
e)、属循环半干法、系统无污水产生，终产物适宜用气力输送。
f)、脱硫后烟气不必再加热，可直接排放，可节省因用GGH的大量投资，并可节省大量空间。
g)、脱硫剂要求不高，就地都能解决。
h)、脱硫效率高，当Ca/S=1.25时，脱硫效率大于85%, 当Ca/S=1.3~1.4时，效率可达90%以上。
2.1.2.3 NID工艺系统组成
整个系统有以下八部分组成：
a）一级除尘器
为更充分地利用吸收剂，降低运行成本；以及综合利用粉煤灰，增加电厂综合效益，一般考虑在脱硫反应器前设置一个一电场预除尘器，设计除尘效率约80%，这样就使脱硫循环灰中粉煤灰的成分大大减少。吸收剂的循环次数就可以大大增加，在同样的灰/水比下，反应器中有效的Ca/S将比不设预除尘器时有较大提高，吸收剂消耗量将有所减少，灰的特性及运行经验表明其对系统的运行及除尘效率没有影响。由于空预器的水平出口处有送风机房，所以一级除尘器的进口封头选用平进风。本工程电厂现有的电除尘器作为一级除尘器使用。
b) 吸收剂的储存及输送计量装置
考虑到北方地区的气候比较干燥，对CaO的潮解风化一般可以忽略，因为CaO的
反应失活的量也可忽略不计，因为CaO 潮解风化是一个较慢的过程，另外CaO与CO
2
粉的运输用的是密封罐装车，在现场储仓储存时把空气置换掉，仓内的CaO仅表面一层与空气接触，几乎与空气隔绝，因此也不存在失活的问题。已成粒径小于2mm
（100％）的粉状CaO由密封罐车运输到现场并泵入现场脱硫剂高位料仓。每只高位料仓下设抽板阀，粉料经过变频螺旋给料机、电子螺旋秤的称量计量，再由石灰分配器均匀地把CaO分配到两只分布器内。分布器是一个用流化风作动力的石灰均布装置，其作用是使CaO沿消化器轴向均匀分布，从而使CaO能均匀的分布到消化器的整个轴线上。CaO在消化器中经表面雾化产生水化反应，在消化器的搅拌作用下，可以使其转化率达到90%左右。CaO在消化器中的停留时间为23-28分钟，消化后的Ca（OH）
2的平均比表面积在15-25m2/g，平均细度约50μm。由于在消化器中消化生成的Ca 比较轻，从而可以浮在消化器上层并通过溢流方式进入增湿混合器。
（OH）
2
c) 反应器
反应器采用的是从ALSTOM公司进口的专利产品，是一种经特殊设计的矩形反应器，反应器所占的体积较小。在反应器中，由于增湿灰具有极好的流动性，混合物的干燥则相对均匀，能确保反应器中稳定的工况，正常运行时几乎没有灰的沉降。只有极少数因增湿结团而变得较粗的颗粒在重力的作用下落在反应器底部(不超过总量的0.5%，松散粉状物质，含湿量少，不结块，适宜于用气力输送系统输送)，粗料则经反应器底部螺旋输送机排出，并经电动锁气器排出到输送系统。反应器内部有一层特殊材料的内衬(内衬寿命确保大于4年)，能耐因混合物的剧烈摩擦而对反应器内壁的磨损，反应器内壁没有粘壁的可能，物料在反应器中的停留时间约1秒左右，反应器中的烟气温度从进口的130～140℃冷却到出口的65～73℃左右。反应器上装有两只压差检测仪，以监测反应器的运行状况。反应器出口的高浓度含尘烟气经一个机械分离器预分离后进入二级电除尘器，二级电除尘器电场入口粉尘浓度500g/Nm3左右。
d）二级除尘器
由于国内电除尘器的制造技术比较成熟，且价格及运行成本都比布袋除尘器便宜，因此国内大多采用电除尘器。巨化热电厂70MW机组脱硫配套的电除尘器，在进口粉尘浓度高达1000g/Nm3时，电除尘器出口粉尘浓度实测仅有68.21 mg/Nm3，并经多次赴ALSTOM培训及现场调试，已培养了一批具有丰富实际工程经验的科技队伍。由于在脱硫过程中脱硫灰的循环比高达30倍以上，故脱硫后的除尘器入口粉尘浓度较大，可以保证粉尘排放小于100mg/Nm3，原因及采取的相应措施如下：
?由于经增湿，脱硫灰粒径增粗，很容易用机械方式捕集，所以在电除尘器的进口封头中加有机械预除尘器（效率为50%左右），并设气流分布板及电动振打系统。
?因为烟气增湿，烟温下降，烟气湿度增大，粉尘的比电阻下降到1010~1011Ω.cm，很容易被电除尘器捕集。
?根据一、二、三电场粉尘浓度大、粒径粗的特点，而四电场粉尘浓度低、粒径
细的情况，菲达公司采取了一系列针对性措施以确保细粉尘捕集。
另外二级除尘器的底部需制成槽形，这样有利于和流化斜槽的连接。除尘器的船
形灰斗上装有电加热装置，确保除尘器壁温大于露点温度以上15℃。电除尘器的一、
二、三电场下由于灰量较大，故下设流化槽；四电场由于灰量极少，为节省电耗，同
时考虑粉尘的二次飞扬，设计成8只间断工作螺旋输送机。
由于本工程脱硫除尘器出口粉尘浓度要求不大于50mg/Nm3，故本工程脱硫除尘器
选用布袋除尘器。
e) 消化器、增湿混合器及出灰系统
消化器、增湿混合器及流化输送装置构成了生石灰的消化、脱硫灰的循环（循环
灰）、新鲜脱硫剂（消石灰）与循环灰的混合、增湿系统。电除尘器中收集的脱硫循
环灰在增湿器中加水增湿，使灰的含湿量达到5%左右，此增湿器具有体积小（可安装
在除尘器封头下方）、维修方便等优点。消化器是一个独特设计的装置，消化水以水
。消化雾的形式洒到生石灰的表面，并配以搅拌，从而使约90%的CaO转化为Ca(OH)
2
器配有温度检测仪器，并设定安全温度。消石灰进入增湿混合器，与循环灰在此混
合、增湿成为混合灰。由于混合灰具有较好的流动性，因此消石灰不仅能与循环灰在
此均匀混合，而且未消化部分的生石灰可在此继续得到消化，故混合增湿器具有良好
的工作特性。最后，混合灰借助流化风的动力和烟道负压的引导进入反应器，与烟气
中的SO
反应生成脱硫灰，脱硫灰部分作为循环灰参与循环，多余部分则作为脱硫渣2
排出系统，从而完成脱硫过程。另外，为保证流化斜槽、流化底仓等不致于在系统冷
启动和临时停车时受酸冷凝腐蚀，在流化斜槽、流化底仓和除尘器底部螺旋输送机的
外侧增设电加热装置，功率为220KW，工作状态为：流化槽、流化底仓部份仅在锅炉
冷启动和临时停车时使用，FGD正常投运时关闭；除尘器底螺旋外侧部份常开。
系统共设两只流化底仓，每只流化底仓设两个出灰口，一个为工作状态，另一个为备用状态，用电动锁气器控制出料。
f) 流化风系统
流化风由三台性能良好的高压风机提供，按3×50%配置（两开一备）。在风机进口设置有过滤器和消音器，不同用气部位的用气量可根据孔板差压流量计测得，并可以用手动蝶阀加以调节以达到设计风量。
g) 增湿、消化水系统
由于消化器和增湿器上都用的是压力式喷嘴，因此水中的颗粒不能太大，在水
2-、Cl- 泵、水箱前必须加过滤器。另外为了避免石灰的额外消耗，还应对水中的SO
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等离子浓度提出要求，因为Cl- 浓度太高不仅增加吸收剂的消耗量，而且将提高NID 的操作温度，对提高脱硫效率不利。另外，由于消化器和增湿器的喷嘴的设计及制作特别，并有流化风保护以改善其工作环境，因而可以确保其使用寿命。北方地区气温较低，裸露的水管在设计时将考虑必要的保护措施。
h) 烟气脱硫电气、仪表控制系统及设备
为了体现设备的高性价比、先进性、适用性，我们根据本项目的烟气环保要求，采用“一级除尘器+NID循环半干法烟气脱硫——二级电除尘器”的工艺流程NID工艺的关键部件是ALSTOM公司供货的的专利产品：包括反应器、反应器底螺旋、增湿器、消化器、分布器、循环灰给料机、电除尘器底螺旋、二级除尘器进口封头、流化斜槽、流化底仓及专用控制软件。脱硫装置的主控制系统采用进口DCS系统，核心分析部件采用ALSTOM进口的NIDIC分析仪，并留有与机炉分散控制系统（DCS）的通讯接口。控制的对象包括：脱硫剂的加料及称量系统、反应器、流化风系统、消化水、增湿水系统、系统出灰和烟气监测系统等，并有20处断、满、堵等联锁保护装置。
脱硫控制系统可在无需现场人员配合的条件下，在脱硫控制室内完成对脱硫系统脱硫剂的输送、计量、水泵、风机、灰循环系统等启停控制，完成对运行参数的监视、记录、打印及事故处理，完成对运行参数的调节。
脱硫的主要控制回路有两条：一条是监测除尘器后的温度以反馈调节增湿水的加
浓度及出口烟气量反馈调节脱硫剂的加入量；辅入量；另一条是监测除尘器后的SO
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火电厂脱硫的几种方法
火电厂脱硫的几种方法(总12 页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除
火电厂脱硫的几种方法(1) 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD),在FGD 技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，2、以MgO为基础的镁法，3、以Na2SO3为基础的钠法，4、以NH3为基础的氨法，5、以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。A、湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。B、干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。C、半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 1脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺
脱硫脱硝工艺总结
大纲： 脱硫脱硝的发展趋势 常见脱硫工艺 常见脱硝工艺 常见脱硫脱硝一体化工艺 0脱硫脱硝的发展趋势 目前，脱硫脱硝行业的主要收入来源是在电站锅炉领域；钢铁行业将全面展开脱硫脱硝是必然趋势，其在脱硫脱硝行业市场中的占有率将会大幅提升；全国水泥企业将进行环保整改，因此未来脱硝产业在水泥行业也将有很好的市场前景。总之，电站锅炉是现在脱硫脱硝的主体，钢铁行业和水泥行业是未来新的增长点。 1常见脱硫工艺 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产
各种湿法脱硫工艺比较
各种湿法脱硫工艺比较标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]
电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 所属频道:关键词: :随着我国环境压力逐年增大，国家排放要求进一步收紧，电厂技术也得到了快速发展。目前烟气种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前，湿法烟气脱硫技术最为成熟，已得到大规模工业化应用，但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题，但脱硫率远低于技术，一般单想电厂都不会选用，须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高，但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益，接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则： 1、脱硫技术相对成熟，脱硫效率高，能达到环保控制要求，已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理，包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理，最好不造成二次污染，或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响，及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应，且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术，最大的优点是反应速度快、脱硫效率高，最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟，也是我国使用最广泛的，据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。
四种脱硫方法工艺简介
一、石灰石/石灰-石膏法脱硫工艺 一）、工作原理 石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。 二）、反应过程 1、吸收 SO 2+ H 2 O—>H 2 SO 3 SO 3+ H 2 O—>H 2 SO 4 2、中和 CaCO 3+ H 2 SO 3 —>CaSO 3 +CO 2 + H 2 O CaCO 3+ H 2 SO 4 —>CaSO 4 +CO 2 + H 2 O CaCO 3+2HCl—>CaCl 2 +CO 2 + H 2 O CaCO 3+2HF—>CaF 2 +CO 2 + H 2 O 3、氧化 2CaSO 3+O 2 —>2 CaSO 4 4、结晶 CaSO 4+ 2H 2 O—>CaSO 4 〃2H 2 O 三）、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。 四）、工艺流程 锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱 来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO 2 后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。 五）、工艺特点 1、脱硫效率高，可保证95%以上； 2、应用最为广泛、技术成熟、运行可靠性好； 3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤； 4、脱硫剂资源丰富，价格便宜； 5、可起到进一步除尘的作用。 六）、应用领域 燃煤发电锅炉、热电联产锅炉、集中供热锅炉、烧结机、球团窑炉、焦化炉、玻璃窑炉等烟气脱硫。 友情提示：该工艺应用最为广泛，技术成熟，对烟气负荷、煤种变化适应性好，脱硫效率高，对于高硫煤和环保排放要求严格的工况尤为适合，但系统相对复杂，投资费用较高，烟囱需要进行防腐处理。
脱硫工艺的选择
脱硫工艺的选择 针对某新建燃煤锅炉，由于地理位置毗邻北京，对新建机组实施严格的排放限制是必然的，简单地说，粉尘排放限值≤10mg/Nm3，SO2排放限值≤35mg/Nm3，NO X排放限值≤50mg/Nm3。 一、烟气脱硫技术现状 烟气脱硫（FGD）的发展历程已有30多年、上百种工艺，适合电厂燃煤锅炉使用的有10多种。目前，各种类型的烟气脱硫装置在世界各国的燃煤电厂都得到了应用，很多工艺已经成为成熟而且稳定的技术，并不断取得发展。 在诸多工艺中，湿法工艺应用最为广泛，约占全球商业FGD的85%以上，又以石灰石—石膏法脱硫工艺为主流。其它工艺中，烟气循环流化床工艺（CFB-FGD）通过多年发展取得了长足的进步，具有一定的市场占有率，但是这两年环保要求的日益严格，瓶颈凸显，很难发展。此外，NO X的控制使得氨法脱硫工艺也日益得到广泛的关注，发展迅猛。 先进FGD的发展正走向高脱硫效率、高可用率、工艺流程简化、投资经济和低运行维护成本之路。 二、主流脱硫工艺的特点 要建设“适用、实用、低成本”的FGD，必须根据电厂现实情况，遵循一定的程序结合科学的方法进行合理的选择。 脱硫工艺选择的主要原则，我们简单归纳一下主要有以下几点： 1、脱硫效率满足环保要求，在使用周期内能适应今后环保要求的进一步提 高； 2、技术先进成熟、设备可靠，运行、维护简单，可用率高，市场占有率高； 3、脱硫装置的启停及运行不影响机组运行的安全，对机组负荷、燃煤硫份 等有较好的适应性； 4、吸收剂价廉易得，运行危害性低； 5、脱硫副产品应有良好的处置方式，不造成二次污染。 根据上述选择原则，针对本案潜在的几种脱硫工艺（石灰石—石膏法、烟气循环流化床工艺、氨法）做如下评价，供参考。
烟气同时脱硫脱硝的六种方法
烟气同时脱硫脱硝的六种方法 脱硫脱硝的六种方法： 1）活性炭法 该工艺主体设备是一个类似于超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器内，烟气中的SO2被氧化成SO3并溶于水中，产生稀硫酸气溶胶，随后由活性炭吸附。向吸附塔内注入氨，氨与NOx在活性炭催化还原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可进入脱附器中加热再生。 2）SNOx（WSA-SNOx）法 WSA-SNOx法是湿式洗涤并脱除NOx技术。在该工艺中烟气首先经过SCR 反应器，NOx在催化剂作用下被氨气还原为N2，随后烟气进入改质器中，SO2在此被固相催化剂氧化为SO3，SO3经过烟气再热器GGH后进入WSA冷凝器被水吸收转化为硫酸。 采用SNOx技术，SO2和NOx的脱除率可达95%。SNOx技术除消耗氨气外，不消耗其他的化学品，不产生其他湿法脱硫产生的废水、废弃物等二次污染，不产生石灰石脱硫产生的CO2，不足之处是能耗较大，投资费用较高，而且浓硫酸的储存及运输较困难。 3）NOxSO法 在电除尘器（EP）下游设置流化床吸收塔（FB），用硫酸钠浸渍过的γ
－Al2O3圆球作为吸收剂，吸收剂吸收NOx、SO2后，在高温下用还原性气体（CO、CH4等）进行还原，生成H2S和N2。 4）高能粒子射线法 高能粒子射线法包括电子束（EBA）工艺和等离子体工艺，原理是利用高能粒子（离子）将烟气中的部分分子电离，形成活性自由基和自由电子等，氧化烟气中的NOx。这种技术不仅能去除烟气中的NOx和SO2，还能同时去除重金属等物质。 典型工艺过程依次包括:游离基的产生，脱硫脱硝反应，硫酸铵、硝酸铵的产生。主要有电子束照射技术和脉冲电晕等离子体技术。电子束照射技术脱硝率可达到75%以上，不产生废水和废渣。脉冲电晕等离子体技术可同时脱硫、脱硝和除尘，但是耗能较大，目前对其反应机理还缺乏全面的认识。 5）湿式FGD加金属螯合物法 仲兆平等发明了喷射鼓泡法用烟气脱硫脱硝吸收液，包括石灰或石灰石浆液、占石灰或石灰石浆液%～%（质量分数）的水溶性有机酸和占石灰或石灰石浆液%～%（质量分数）的铁系或铜系金属螯合物。金属螯合物工艺的缺点是螯合物的循环利用比较困难，因为在反应中螯合物有损失，造成运行费用很高。 6）氯酸氧化法
各种脱硫工艺比较
一、煤化工中各种脱硫工艺比较 1、AS煤气净化工艺 AS流程就是以煤气中自身的NH3。为碱源，吸收煤气中的H2S，吸收了NH3。和H2S的富液到脱酸蒸氨工段，解析出NH3。和H2S气体，贫液返回洗涤工段循环使用，氨气送氨分解炉生产低热值煤气后返回吸煤气管线，酸气送克劳斯焚烧炉生产硫磺。 优点：环保效果好、工艺流程短、脱硫效率高、煤气中的氨得到充分利用、加碱效果明显、热能利用高 缺点：洗氨塔后煤气含氨量高、洗液温度对脱硫影响较大、富液含焦油粉尘高、硫回收系统易堵塞（克劳斯焚烧炉生产硫磺） 2、低温甲醇洗(Rectisol,音译为勒克梯索尔法) 低温甲醇洗与NHD法都属于物理吸收法，可以脱硫和脱碳。 低温甲醇洗所选择的洗涤剂是甲醇，在温度低于273 K下操作，因为甲醇的吸收能力在温度降低的情况下会大幅度地增加，并能保持洗涤剂损失量最少。低温甲醇洗适合于分离和脱除酸性气体组分CO2、H2S及COS，因为这些组分在甲醇中具有不同的溶解度，而这种选择性能得到无硫的尾气。例如有尿素合成工序的话，如果遵守环境保护规则，就可以直接排人大气或用于生产CO2。 低温甲醇洗在大型化装置中的生产业绩、工艺气的净化指标、溶剂损耗、消耗和能耗、CO2产品质量有其优势. 3、NHD法脱硫 NHD化学名为聚乙二醇二甲醚是一种新型高效物理吸收溶剂。 NHD法脱硫原理：NHD法脱硫过程具有典型的物理吸收特征。H2S、CO2在NHD中溶解度较好的服从亨利定律，它们岁压力升高、温度降低而增大。因此宜在高压、低温下进行 H2S和CO2的吸收过程，当系统压力降低、温度升高时，溶液中溶解的气体释放出来，实现溶剂的再生过程。 NHD法脱硫工艺特点：能选择性吸收H2S、CO2、COS且吸收能力强；溶剂具有良好的化学稳定性和热稳定性；NHD不起泡，不需要消泡剂；溶剂腐蚀性小；溶剂的蒸汽压极低，挥发损失低；NHD工艺不需添加活化剂，因此流程短。 4、PDS法脱硫（PDS催化剂） 原理：煤气依次进入2台串联的脱硫塔底部，与塔顶喷淋的脱硫液逆向接触，脱除煤气中的大部分H2S。在PDS催化剂的作用下，可脱除无机硫与有机硫，同时促使NaHCO3进一步参加反应。 从2台脱硫塔底排出的脱硫液经液封槽进入溶液循环槽，用循环泵将脱硫液分别送入2台再生塔底部，与再生塔底部鼓入的压缩空气接触使脱硫液再生。再生后的脱硫液从塔上部经液位调节器流回脱硫塔循环使用，浮于再生塔顶部扩大部分的硫泡沫靠液位差自流入硫泡沫槽，用泵将硫泡沫连续送往离心机，离心后的硫膏外运，离心液经过低位槽返回脱硫系统。 脱硫影响因素：煤气及脱硫液的温度控制；脱硫吸收液的碱含量。PDS法脱硫过程的实质就是酸碱中和反应；液气比对脱硫效率的影响；二氧化碳的影响；再生空气量与再生时间；煤气中杂质对脱硫效率的影响。
几种脱硫工艺选择
1脱硫工艺的选择 目前国外脱硫技术已有多种，而应用较为广泛的主要有：湿式石灰石/石膏法、烟气循环流化床法、新型一体化脱硫（NID）工艺、旋转喷雾半干法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等。国内目前通过引进技术、合资以及自行开发已基本掌握了以上几种脱硫技术，并使这几种脱硫技术在国内不同容量机组上均有应用。 1.1 湿式石灰石/石膏法 湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。其不足之处是系统比较复杂，占地面积大，初投资及厂用电较高，一般需进行废水处理。该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达1000MW。在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂三个分别相当于300MW脱硫容量的机组使用。引进技术国内脱硫工程公司总承包完成的北京石景山热电厂、太原第二热电厂五期、贵州安顺（300MW）电厂、广东台山电厂（600MW）、河北定州电厂（600MW）等也均已投入运行。且国内有近20台600MW机组湿法脱硫正在实施中。其基本原理与系统图如下：
1.2 烟气循环流化床干法 烟气循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)技术是世界著名环保公司德国鲁奇·能捷斯·比肖夫（LLB）公司开发的世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫技术。CFB-FGD是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力较大、脱硫综合效益较为优越的一种方法。该工艺已经先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰等国家得到广泛应用，最大已运行单机、单塔机组容量为300MW，采用该技术设计的单塔处理烟气量可达到2800000Nm3/h。目前LLB公司的CFB-FGD技术的应用业绩达32台套，投入运行的CFB-FGD中其最高设计脱硫效率为99.7%。 该技术已由福建龙净环保科技公司引进，并实施于华能榆社电厂二期2×300MW燃煤机组上（煤种含硫量1.2％），且于2004年11月投入运行，实际脱硫效率不低于90%。此外，山东三融环保有限责任公司、国华荏原环境工程有限责任公司也引进了该项技术。 德国的Wulff公司在该技术基础上开发了回流式循环流化床（RCFB-FGD）烟气脱硫工艺。RCFB-FGD与CFB-FGD相比，在脱硫吸收塔上部出口区域布置了回流装置，旨在造成烟气流中固体颗粒的回流。通过这种方式，固体颗粒在塔内的停留时间获得了延长，同时改进了气固间的混合。此外，新开发的RCFB脱硫装置还在吸收塔底部装有
脱硫脱硝工艺总结
---------------------------------------------------------------最新资料推荐------------------------------------------------------ 脱硫脱硝工艺总结 大纲：脱硫脱硝的发展趋势常见脱硫工艺常见脱硝工艺常见脱硫脱硝一体化工艺0 脱硫脱硝的发展趋势目前，脱硫脱硝行业的主要收入来源是在电站锅炉领域；钢铁行业将全面展开脱硫脱硝是必然趋势，其在脱硫脱硝行业市场中的占有率将会大幅提升；全国水泥企业将进行环保整改，因此未来脱硝产业在水泥行业也将有很好的市场前景。 总之，电站锅炉是现在脱硫脱硝的主体，钢铁行业和水泥行业是未来新的增长点。 1 常见脱硫工艺通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等 3 类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称 FGD），在 FGD 技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以 CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以 MgO 为基础的镁法，以 Na2SO3 为基础的钠法，以 NH3 为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。 世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在 90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。 湿法 FGD 技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和 1/ 28
处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法 FGD 技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法 FGD 技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。 特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。 按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。
各种脱硫方法简介
新型脱硫方法简介 1 炭基催化法烟气脱硫技术 2 石灰石——石膏法烟气脱硫工艺 3 旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺 4 磷铵肥法烟气脱硫工艺 5 炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺 6 氨水洗涤法脱硫工艺 7 海水脱硫工艺海水脱硫工艺 炭基催化法烟气脱硫技术 该技术是以四川大学国家烟气脱硫工程技术研究中心多项专利为技术支撑，主要针对目前国内工业生产企业在生产过程中所产生的二氧化硫污染，如化工厂、钢铁厂、冶炼厂、电厂的生产过程及锅炉燃烧过程中排放的含二氧化硫的废气，利用农作物秸秆、菌渣及废旧轮胎等生活及生产废弃物制作炭基催化剂，将废气经除尘、调质后通过炭基催化剂层，使SO2在催化剂表面与O2进行催化反应，最后将其转化为硫酸，从而达到减少污染排放，回收硫资源的目的。 其技术优势在于催化剂原料来源广泛且脱硫效果显著、脱硫工艺集成度高、工艺流程短、副产物为硫酸以及硫酸盐复合肥料，实现了以废治废、清洁脱硫、节能减排的目的，为改变传统的“高开采、高消耗”的污染治理模式提供了一条新的技术模式。目前该技术已被列为国家“当前优先发展的高技术产业化重点领域”项。 石灰石——石膏法烟气脱硫工艺 石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫 比较低，脱硫效率可大于95% 。 旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺 喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
脱硫工艺比较样本
第二章几种脱硫工艺比较 烟气脱硫通过了近30年发展已经成为一种成熟稳定技术，在世界各国燃煤电厂中各种类型烟气脱硫装置已经得到了广泛应用。烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨有效手段之一，依照脱硫工艺脱硫率高低，可以分为高脱硫率工艺、中档脱硫率工艺和低脱硫率工艺；最惯用是按照吸取剂和脱硫产物状态进行分类可以分为三种：湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。 1) 干法烟气脱硫工艺是采用吸取剂进入吸取塔，脱硫后所产生脱硫副产品是干态工艺流程，干法脱硫技术与湿法相比具备投资少、占地面积小、运营费用低、设备简朴、维修以便、烟气无需再热等长处，但存在着钙硫比高、脱硫反映速度慢，设备庞大，脱硫效率低、副产物不能商品化等缺陷。 干法烟气脱硫技术中，炉内喷钙长处同样有无污水和废酸排放，设备腐蚀小，净化后烟气烟温高，利于烟囱排放扩散，投资省占地少易于国产化等。但是也有比较明显缺陷，它只适合煤种含硫量《2%，脱硫率低，脱硫率大概只有70%－90%，不能适应当前对SO2排放限制越来越严环保规定。与常规煤粉炉相比，由于脱硫剂加入和增湿活化使用，会对锅炉运营产生一定影响，例如结灰结渣，对锅炉受热面磨损加重，也使锅炉效率减少。该技术还需要改动锅炉，这些都会影响锅炉运营。对既有除尘器也产生了响，由于灰量增长，除尘器效率应提高。 2) 半干法烟气脱硫工艺是采用吸取剂以浆液状态进入吸取塔（洗涤塔），脱硫后所产生脱硫副产品是干态工艺流程。 常用半干法烟气脱硫技术重要涉及循环悬浮式半干法、喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺等。其中循环悬浮式半干法烟气脱硫
技术较为成熟，应用也较为广泛。 3) 湿法烟气脱硫（FGD）基本原理是碱性物质吸取并固定酸性二氧化硫。重要有两种办法，一种是石灰石（碳酸钙），即钙法；一种是氨，即氨法。 钙法烟气脱硫工艺是采用石灰石（碳酸钙）洗涤SO2烟气以脱除SO2。钙法烟气脱硫技术以其脱硫效率较高、适应范畴广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等长处成为世界上占统治地位烟气脱硫办法。 氨法脱硫（FGD）系统，是当今最先进SO2排放控制技术。它不但脱除烟气中95％以上SO2，并且生产出高附加值硫酸铵化肥产品。该系统运用各种浓度氨水（或液氨）作为脱硫剂，生成硫酸铵浆液，输送到浓缩脱水解决系统。FGD系统中使用氨水需要量，由PH控制阀来自动调节，并由流量计进行测定。硫酸铵结晶体在脱硫塔中被饱和硫酸铵浆液结晶出来，生成3－5％重量比左右悬浮粒子。这些浆液通过初级和二级脱水，然后，再送到硫铵分离及固体硫铵制备工段进行进一步脱水、干燥、冷凝和存储。 流程图如下：
各种烟气脱硝工艺的比较.
各种烟气脱硝工艺的比较 更新时间：09-4-28 15:32 我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硝工艺，必须因地制宜，进行技术、经济比较。在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以下原则： 1、NO x的排放浓度和排放量满足有关环保标准； 2、技术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达到90％以上； 3、对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内变化； 4、尽可能节省建设投资； 5、布置合理，占地面积较小； 6、吸收剂和、水和能源消耗少，运行费用低； 7、吸收剂来源可靠，质优价廉； 8、副产物、废水均能得到合理的利用或处置。主要烟气脱硝工艺比较如下表： 脱硝工艺适应性特点优缺点脱硝率投资 SCR 适合排气量大，连 续排放源 二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备 投资高，关键技术难度大 80％～90％较高 SNCR 适合排气量大，连 续排放源 不用催化剂，设备和运行费用少；NH3用量大， 二次污染，难以保证反应温度和停留时间 30％～60％较低 液体吸收法处理烟气量很小 的情况下可取 工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方 法能够回收NO x；效率低，副产物不易处理， 目前常用的方法不适于处理燃煤电厂烟气 效率低较低 微生物法适应范围较大工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、 无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍 处于研究阶段 80%低 活性炭吸附法排气量不大同时脱硫脱硝，回收NOx和SO2，运行费用低； 吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝效 率低，再生频繁 80％～ 90％ 高 电子束法适应范围较大同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高， 关键设备技术含量高，不易掌握 85%高 只有SCR和SNCR法在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95％的烟气脱硝装置采用
脱硫方法
脱硫方法大全 (1)吸附剂载体以偏硅酸钠、硫酸铝为基本原料，采用凝胶法按偏硅酸钠、硫酸铝、导向剂、 黏结剂顺序加料，在90℃晶化条件下制备；吸附剂以M2为活性组分，在浸渍温度为70o C，浸渍时间为4 h，焙烧温度为350℃，焙烧时问为6 h的条件下制备。按此条件所制备的吸附剂吸附效率达99％-100％，吸附容量达76～83g／kg，烟气经过吸附处理后硫体积分数降低到0.O1％以下，达到GB13271—91的最高要求。经过5个循环稳定性实验，吸附剂的吸附率仍保持在99．O％以上，吸附容量在76 g／kg以上。 (吸附再生干法烟气脱硫吸附剂的制备) (2)利用粉煤灰、CaO及添加剂在一定条件下反应而生成水合硅酸钙,从而合成脱硫剂,并通过 对所制得的脱硫剂进行脱硫性能试验,研究高效脱硫剂的制备工艺,包括配比、添加剂的种类、添加量、反应温度、反应时间等参数. 粉煤灰(简称FA) 是电厂的副产品,是煤经高温燃烧后的产品,主要化学成分是 Al2O3 ,SiO2 ,Fe2O3 ,CaO 等,CaO 本身是脱硫剂,而Al2O3 ,SiO2 ,Fe2O3具有催化作用.利用粉煤灰、CaO与水发生消化作用,由于粉煤灰可以发生火山灰效应生成水合硅酸钙和水化铝酸钙,其反应如下: mCa(OH)2 + SiO2 +(n-1)H2O = mCa·SiO2·nH2O mCa(OH)2 + Al2O3+(n-1)H2O = mCa·Al2O3·nH2O 这一系列水化产物以不化硅酸钙为主,其产物孔隙率高,比表面积也大,因而在反应中活性比Ca(OH)2高,与此同时,飞灰在碱性环境中溶出物可增加钙对SO2的吸附活性,从而提高了钙的利用率和对SO2的吸收效率. (高效干法脱硫剂的研究与开发) (3)有机脱硫剂： 单乙醇胺（MEA）在醇胺中碱性最强。它与酸性组分反应迅速, 能很容易地使H2S含量降至5mg/m3以下。它既可脱除H2S,也可脱除CO2。一般情况下, 对两者无选择性。因分子量相对较小, 故具有最大的酸气负荷。化学性质较稳定, 但在脱硫过程中能和CO2发生副反应, 使溶剂部分丧失脱硫能力。还可与COS或CS2发生不可逆反应, 造成溶剂损失和某种固体副产物在溶液中的积累。 二乙醇胺（DEA）是仲醇胺,它和MEA的主要差别是它COS及CS2的反应速度比MEA 慢, 因而由与有机硫化物反应而造成的溶剂损失可降低。用于炼厂气及人造煤气脱硫较为
烧结烟气联合脱硫脱硝工艺的比较
烧结烟气联合脱硫脱硝工艺的比较 陈妍 唐山钢铁集团有限责任公司河北唐山 063016 摘要：钢铁行业SO2和NOX的排放主要来自于烧结过程，传统脱硫脱硝技术会造成烟气净化系统复杂和治理成本提高，因此联合脱硫脱硝技术应运而生。鉴于烧结烟气的脱硫脱硝技术是目前国内外脱硫脱硝研究的一大热点,介绍了典型的可用于烧结烟气脱硫脱硝技术以及目前国内外新兴的烟气同时脱硫脱硝技术,并对各种技术的优缺点进行了分析。 关键词：烧结烟气;脱硫脱硝;氨法脱硫 中图分类号：C35 文献标识码： A 前言：钢铁联合企业中烧结生产的特点是物流量大、能耗高、污染严重，所产生的固体废弃物、烟气、噪音等对环境的破坏已引起社会的广泛关注。多年来，我国烧结厂在烟气除尘方面做了大量的工作，成果显著。但是对于烟气中的有害组分，如SO2、NOx、二英等的脱除有些尚处于起步阶段，而有的至今没有采取任何措施而直接排放。分析结果显示，在钢铁冶炼过程中约48%的NOx，及51%～62%的SOx来自铁矿烧结工艺,可见烧结厂已是SO2和NOx的最大产生源[1]。随着钢铁企业的快速发展，烧结矿产量大幅度增加，SO2和NOx排放量随之增大，烧结厂环境保护的压力也随之增加。 一、钢铁行业烧结烟气的概述和特点 钢铁工业是国民经济的重要支柱产业，其SO2和NOX排放量分别占全国总排放量的8.8%及8%，均仅次于电力行业，位居全国第二。钢铁企业中有约80%的SO2和50%的NOX来自铁矿烧结工艺，烧结烟气已成为钢铁企业SO2和NOX的最大产生源。 钢铁行业烧结过程是一个高温燃烧条件下的复杂物理、化学过程，在高温烧结过程中产生含有SO2、NOX、HCl、HF、CO2、CO、二噁英等多种污染物和粉尘的废气。由于烧结工艺及原料成分和配比的不稳定性，致使烟气成分复杂，烟气
《脱硫方法综合比较说明书》
脱硫方法综合比较说明书（钙法、镁法、氨法） 2015年5月21日
目录 1 脱硫方法简介 (1) 2 脱硫方法工艺技术简介 (2) 2.1湿式钙法脱硫 (2) 2.1.1钙法脱硫工艺原理 (2) 2.1.2钙法脱硫工艺流程 (2) 2.1.3钙法脱硫工艺简图 (5) 2.2 氧化镁法脱硫 (5) 2.2.1氧化镁法脱硫原理 (5) 2.2.2氧化镁法脱硫工艺流程 (6) 2.2.3氧化镁法脱硫工艺简图 (9) 2.3 湿式氨法脱硫 (9) 2.3.1 湿式氨法脱硫原理 (9) 2.3.2 湿式氨法脱硫工艺简述 (10) 2.3.3 湿式氨法脱硫工艺简图 (11) 3 脱硫方法优缺点比较 (12) 3.1 石灰（石）/石膏法湿法脱硫 (12) 3.1.1钙法工艺主要优点 (12) 3.1.2钙法工艺主要缺点 (12) 3.2 氧化镁法脱硫 (14) 3.2.1 氧化镁法脱硫优点 (14) 3.2.2 氧化镁法脱硫缺点 (15) 3.3氨法脱硫 (16) 3.3.1 氨法脱硫主要优点 (16) 3.3.2 氨法脱硫主要缺点 (18) 4实例分析不同脱硫方法的技术经济性 (19) 4.1 技术经济性对比 (19) 4.2 运行费用对比 (20) 5 结论 (21)
1 脱硫方法简介 目前，工业应用的烟气脱硫技术可分为干法（含半干法）脱硫和湿法脱硫。 干法脱硫是使用固体吸收剂、吸附剂或催化剂除去废气中的SO2，常用的方法有活性炭吸附法、分子筛吸附法、氧化法和金属氧化物吸收法等。 干法脱硫的最大优点是治理中无废水、废酸的排出,减少了二次污染；缺点是脱硫效率低，设备庞大。 湿法脱硫采用液体吸收剂洗涤烟气以除去SO2，常用的方法有石灰石/石膏法、氧化镁吸收法、氨吸收法等。湿法脱硫所用设备比较简单，操作容易，脱硫效率高。目前多数火电厂、焦化厂等烟气脱硫采用湿法脱硫。 本技术方案主要针对湿法脱硫中常用的钙法、氧化镁法、氨法等技术在工艺特点、设备投资、运行费用等方面做综合比较。
国内几种常用脱硫工艺比较
国内几种常用烟气脱硫工艺比较 1 概述 燃煤锅炉烟气脱硫是我国现阶段污染控制的重点，脱硫工艺的选择有诸多影响因素，国家也多次出台相关政策提出指导意见，指导业主从投资、占地、系统可利用率、运行可靠性以及运行成本等方面做出合理选择。 以下将对国内几种常用脱硫工艺从投资、占地、系统可利用率、运行可靠性以及运行成本等方面做出比较，利于业主结合自身实际选择经济适用、性能优越的脱硫技术。 2 国内几种常用脱硫工艺 2.1国内烟气脱硫技术现状 世界各国研究开发和商业应用的烟气脱硫技术估计超过200种。按脱硫产物是否回收，烟气脱硫可分为抛弃法和再生回收法，前者脱硫混合物直接排放，后者将脱硫副产物以硫酸或硫磺等形式回收。按脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法工艺。我国电力部门在七十年代就开始在电厂进行烟气脱硫的研究工作，先后进行了亚钠循环法（W-L法）、含碘活性炭吸咐法、石灰石-石膏法等半工业性试验或现场中间试验研究工作。进入八十年代以来，在引进吸收消化国外技术的同时，开展了一些较大规模的烟气脱硫研究开发工作，并自主开发了适合中国国情的烟气脱硫技术。
2.1.1湿法烟气脱硫工艺 湿法烟气脱硫工艺绝大多数采用碱性浆液或溶液作吸收剂，其中石灰石（石灰）－石膏法是目前使用最广泛的脱硫技术。该工艺是用石灰石或石灰为吸收剂的强制氧化湿式脱硫方式。石灰石或石灰洗涤剂与烟气中SO2反应，反应产物硫酸钙在洗涤液中沉淀下来，经分离后即可抛弃，也可以石膏形式回收。目前的系统大多数采用了大处理量洗涤塔，从而节省了投资和运行费用。系统的运行可靠性已达99%以上，通过添加有机酸可使脱硫效率提高到95%以上。 下图是重庆珞璜电厂首次引进了日本三菱公司的石灰石—石膏湿法脱硫工艺流程图： 石灰石—石膏法工艺流程图
火电厂脱硫的几种方法
火电厂脱硫的几种方法 Hessen was revised in January 2021
火电厂脱硫的几种方法(1) 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD),在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，2、以MgO为基础的镁法，3、以Na2SO3为基础的钠法，4、以NH3为基础的氨法，5、以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。A、湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。B、干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。C、半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，
或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 1脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺 石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。 它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。
各种湿法脱硫工艺比较
电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 北极星电力网新闻中心来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 我要投稿 北极星火力发电网讯:随着我国环境压力逐年增大，国家排放要求进一步收紧，电厂烟气脱硫技术也得到了快速发展。目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前，湿法烟气脱硫技术最为成熟，已得到大规模工业化应用，但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题，但脱硫率远低于湿法脱硫技术，一般单想电厂都不会选用，须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高，但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益，接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则： 1、脱硫技术相对成熟，脱硫效率高，能达到环保控制要求，已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理，包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理，最好不造成二次污染，或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响，及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应，且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术，最大的优点是反应速度快、脱硫效率高，最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟，也是我国使用最广泛的，据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。 1 石灰石—石膏湿法脱硫工艺 工艺流程
石油化工脱硫方法
石油化工脱硫方法 随着环保和市场对石化产品中硫含量要求越来越苛刻，石油化工中硫化物脱除，尤其是较难脱除的有机硫化物脱除方法已成为各石化企业和研究者关注的热点。本文就近年来有机硫化物脱除方法的研究进展进行综述，介绍了加氢转化、生物脱除技术、超生婆脱硫、沸石脱硫、液相吸附脱硫、离子液脱硫等，展望了有机硫脱除技术发展远景。 关键词：有机硫；脱除；石油化工 随着世界范围环保要求日益严格，人们对石油产品质量要求也越来越苛刻，尤其是对燃烧后形成SO2、SO3继而与大气中水结合形成酸雾、酸雨严重影响生态环境和人们日常生活的硫化物含量限制。世界各国对燃油中的硫提出了越来越严格的限制，以汽油为例，2005年欧美要求含硫质量分数降低到30×10-6～50×10-6，至2006年，欧洲、德国、日本、美国等国家和地区要求汽油中硫含量低于10～50μg/g，甚至提出生产含硫质量分数为5×10-6～10×10-6的“无硫汽油；”自2005年起，我国供应北京、上海的汽油招待相当于欧洲Ⅲ排放标准的汽油规格，即含硫质量分数低于150×10-6。为了满足人们对石油产品高质量的要求和维护生产安全稳定进行，石油化工各生产企业不断改进生产过程中的脱硫工气。石油化工生产过程中涉及到的硫化物可分为无机硫化物和有机硫化物，无机硫化物较容易脱除，本文就比较难脱除的有机硫脱除技术新进展进行综述。 1 加氢转化脱硫
天然气、液化气、炼厂气、石脑油及重油中常含有二硫化碳、硫醇、硫醚、羰基硫和噻吩等有机硫化物，热分解温度较高，且不易脱除。加氢转化脱硫技术是最有效的脱除手段之一。有机硫在加氢转化催化剂作用下加氢分解生成硫化氢（H2S）和相应的烷烃或芳烃，生成的H2S可由氧化锌等脱硫剂脱除达到很好的脱除效果。近年来，国外开发出几种典型的催化裂化（FCC）汽油脱硫新工艺，如ExxonMobil公司的SCANFining工艺和OCTGAIN工艺、LFP公司的Prime-G+工艺和UOP公司的ISAL工艺；在中内，中国石化抚顺石油化工研究院（FRIPP）针对我国FCC汽油的不同特点，开发出了OCT-M、FRS和催化裂化（FCC）汽油加氢脱硫/降烯烃技术并在国内石化企业得到成功应用；还开发了FH-DS柴油深度加氢脱硫催化剂，成功应用于福建炼油化工有限公司柴油加氢装置[1，2]，此外洛阳石油化工工程公司工程研究院开发出催化裂化汽油加氢脱硫及芳构化工气技术Hydro-GAP[3]。但加氢脱硫技术存在设备投资大，操作费用高，需要大量氢等局限，对于一些没有氢气或氢气资源紧张的中小型炼油企业而言，投资成本太大，转而寻求非加氢脱硫技术。 2 生物脱硫技术 加氢脱硫法对化石燃料中含有的典型有机硫化合物—二笨并噻吩（DBT）及其衍生物无能为力。许多研究人员认为生物脱硫技术是化石燃料精度技术的替代或补充，可以运用需氧或厌氧细菌来完成微生物脱硫工艺过程。生物催化的操作温度比较温和，大多数条件下都可以实现，具有很高的选择性，可降低能耗，减少排放物，不产生