⑴ 急急急~鍋爐煙氣脫硫設計方案
現在有很多脫硫的方法 最常見的就是干法和濕法兩種
上海科格思過濾材料有限公司
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宋旭
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硫技術
通過對國內外脫硫技術以及國內電力行業引進脫硫工藝試點廠情況的分析研究，目前脫硫方法一般可劃分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒後脫硫等3類。
其中燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）,在FGD技術中,按脫硫劑的種類劃分,可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機鹼為基礎的有機鹼法。世界上普遍使用的商業化技術是鈣法，所佔比例在90%以上。按吸收劑及脫硫產物在脫硫過程中的干濕狀態又可將脫硫技術分為濕法、干法和半干（半濕）法。濕法FGD技術是用含有吸收劑的溶液或漿液在濕狀態下脫硫和處理脫硫產物，該法具有脫硫反應速度快、設備簡單、脫硫效率高等優點，但普遍存在腐蝕嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。干法FGD技術的脫硫吸收和產物處理均在干狀態下進行，該法具有無污水廢酸排出、設備腐蝕程度較輕，煙氣在凈化過程中無明顯降溫、凈化後煙溫高、利於煙囪排氣擴散、二次污染少等優點，但存在脫硫效率低，反應速度較慢、設備龐大等問題。半干法FGD技術是指脫硫劑在乾燥狀態下脫硫、在濕狀態下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物（如噴霧乾燥法）的煙氣脫硫技術。特別是在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物的半干法，以其既有濕法脫硫反應速度快、脫硫效率高的優點，又有干法無污水廢酸排出、脫硫後產物易於處理的優勢而受到人們廣泛的關注。按脫硫產物的用途，可分為拋棄法和回收法兩種。
1．1脫硫的幾種工藝
（1）石灰石——石膏法煙氣脫硫工藝
石灰石——石膏法脫硫工藝是世界上應用最廣泛的一種脫硫技術，日本、德國、美國的火力發電廠採用的煙氣脫硫裝置約90%採用此工藝。
它的工作原理是：將石灰石粉加水製成漿液作為吸收劑泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及從塔下部鼓入的空氣進行氧化反應生成硫酸鈣，硫酸鈣達到一定飽和度後，結晶形成二水石膏。經吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水，使其含水量小於10%，然後用輸送機送至石膏貯倉堆放，脫硫後的煙氣經過除霧器除去霧滴，再經過換熱器加熱升溫後，由煙囪排入大氣。由於吸收塔內吸收劑漿液通過循環泵反復循環與煙氣接觸，吸收劑利用率很高，鈣硫比較低，脫硫效率可大於95% 。
（2）旋轉噴霧乾燥煙氣脫硫工藝
噴霧乾燥法脫硫工藝以石灰為脫硫吸收劑，石灰經消化並加水製成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位於吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的SO2發生化學反應生成CaSO3,煙氣中的SO2被脫除。與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發而乾燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫反應產物及未被利用的吸收劑以乾燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來。脫硫後的煙氣經除塵器除塵後排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分除塵器收集物加入制漿系統進行循環利用。該工藝有兩種不同的霧化形式可供選擇，一種為旋轉噴霧輪霧化，另一種為氣液兩相流。
噴霧乾燥法脫硫工藝具有技術成熟、工藝流程較為簡單、系統可靠性高等特點，脫硫率可達到85%以上。該工藝在美國及西歐一些國家有一定應用范圍（8%）。脫硫灰渣可用作制磚、築路，但多為拋棄至灰場或回填廢舊礦坑。
（3） 磷銨肥法煙氣脫硫工藝
磷銨肥法煙氣脫硫技術屬於回收法，以其副產品為磷銨而命名。該工藝過程主要由吸附（活性炭脫硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷礦萃取磷酸）、中和（磷銨中和液制備）、吸收（ 磷銨液脫硫制肥）、氧化（亞硫酸銨氧化）、濃縮乾燥（固體肥料制備）等單元組成。它分為兩個系統：
煙氣脫硫系統——煙氣經高效除塵器後使含塵量小於200mg/Nm3，用風機將煙壓升高到7000Pa，先經文氏管噴水降溫調濕，然後進入四塔並列的活性炭脫硫塔組（其中一隻塔周期性切換再生），控制一級脫硫率大於或等於70%，並製得30%左右濃度的硫酸，一級脫硫後的煙氣進入二級脫硫塔用磷銨漿液洗滌脫硫，凈化後的煙氣經分離霧沫後排放。
肥料制備系統——在常規單槽多漿萃取槽中，同一級脫硫製得的稀硫酸分解磷礦粉（P2O5 含量大於26%），過濾後獲得稀磷酸（其濃度大於10%），加氨中和後製得磷氨，作為二級脫硫劑，二級脫硫後的料漿經濃縮乾燥製成磷銨復合肥料。
（4）爐內噴鈣尾部增濕煙氣脫硫工藝
爐內噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850~1150℃溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由於反應在氣固兩相之間進行，受到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應器內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成氫氧化鈣進而與煙氣中的二氧化硫反應。當鈣硫比控制在2.0~2.5時，系統脫硫率可達到65~80%。由於增濕水的加入使煙氣溫度下降，一般控制出口煙氣溫度高於露點溫度10~15℃，增濕水由於煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的吸收劑、反應產物呈乾燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。
該脫硫工藝在芬蘭、美國、加拿大、法國等國家得到應用，採用這一脫硫技術的最大單機容量已達30萬千瓦。
（5）煙氣循環流化床脫硫工藝
煙氣循環流化床脫硫工藝由吸收劑制備、吸收塔、脫硫灰再循環、除塵器及控制系統等部分組成。該工藝一般採用干態的消石灰粉作為吸收劑，也可採用其它對二氧化硫有吸收反應能力的乾粉或漿液作為吸收劑。
由鍋爐排出的未經處理的煙氣從吸收塔（即流化床）底部進入。吸收塔底部為一個文丘里裝置，煙氣流經文丘里管後速度加快，並在此與很細的吸收劑粉末互相混合，顆粒之間、氣體與顆粒之間劇烈摩擦，形成流化床，在噴入均勻水霧降低煙溫的條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應生成CaSO3 和CaSO4。脫硫後攜帶大量固體顆粒的煙氣從吸收塔頂部排出，進入再循環除塵器，被分離出來的顆粒經中間灰倉返回吸收塔，由於固體顆粒反復循環達百次之多，故吸收劑利用率較高。
此工藝所產生的副產物呈乾粉狀，其化學成分與噴霧乾燥法脫硫工藝類似，主要由飛灰、CaSO3、CaSO4和未反應完的吸收劑Ca(OH)2等組成，適合作廢礦井回填、道路基礎等。
典型的煙氣循環流化床脫硫工藝，當燃煤含硫量為2%左右，鈣硫比不大於1.3時，脫硫率可達90%以上，排煙溫度約70℃。此工藝在國外目前應用在10~20萬千瓦等級機組。由於其佔地面積少，投資較省，尤其適合於老機組煙氣脫硫。
（6）海水脫硫工藝
海水脫硫工藝是利用海水的鹼度達到脫除煙氣中二氧化硫的一種脫硫方法。在脫硫吸收塔內，大量海水噴淋洗滌進入吸收塔內的燃煤煙氣，煙氣中的二氧化硫被海水吸收而除去，凈化後的煙氣經除霧器除霧、經煙氣換熱器加熱後排放。吸收二氧化硫後的海水與大量未脫硫的海水混合後，經曝氣池曝氣處理，使其中的SO32-被氧化成為穩定的SO42-，並使海水的PH值與COD調整達到排放標准後排放大海。海水脫硫工藝一般適用於靠海邊、擴散條件較好、用海水作為冷卻水、燃用低硫煤的電廠。海水脫硫工藝在挪威比較廣泛用於煉鋁廠、煉油廠等工業爐窯的煙氣脫硫，先後有20多套脫硫裝置投入運行。近幾年，海水脫硫工藝在電廠的應用取得了較快的進展。此種工藝最大問題是煙氣脫硫後可能產生的重金屬沉積和對海洋環境的影響需要長時間的觀察才能得出結論，因此在環境質量比較敏感和環保要求較高的區域需慎重考慮。
（7） 電子束法脫硫工藝
該工藝流程有排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的充入、電子束照射和副產品捕集等工序所組成。鍋爐所排出的煙氣，經過除塵器的粗濾處理之後進入冷卻塔，在冷卻塔內噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合於脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內完全得到蒸發，因此，不產生廢水。通過冷卻塔後的煙氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨水、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決於SOx濃度和NOx濃度，經過電子束照射後，SOx和NOx在自由基作用下生成中間生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然後硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀微粒（硫酸氨(NH4)2SO4與硝酸氨NH4NO3的混合粉體）。這些粉狀微粒一部分沉澱到反應器底部，通過輸送機排出，其餘被副產品除塵器所分離和捕集，經過造粒處理後被送到副產品倉庫儲藏。凈化後的煙氣經脫硫風機由煙囪向大氣排放。
（8）氨水洗滌法脫硫工藝
該脫硫工藝以氨水為吸收劑，副產硫酸銨化肥。鍋爐排出的煙氣經煙氣換熱器冷卻至90~100℃，進入預洗滌器經洗滌後除去HCI和HF，洗滌後的煙氣經過液滴分離器除去水滴進入前置洗滌器中。在前置洗滌器中，氨水自塔頂噴淋洗滌煙氣，煙氣中的SO2被洗滌吸收除去，經洗滌的煙氣排出後經液滴分離器除去攜帶的水滴，進入脫硫洗滌器。在該洗滌器中煙氣進一步被洗滌，經洗滌塔頂的除霧器除去霧滴，進入脫硫洗滌器。再經煙氣換熱器加熱後經煙囪排放。洗滌工藝中產生的濃度約30%的硫酸銨溶液排出洗滌塔，可以送到化肥廠進一步處理或直接作為液體氮肥出售，也可以把這種溶液進一步濃縮蒸發乾燥加工成顆粒、晶體或塊狀化肥出售。
1。2燃燒前脫硫
燃燒前脫硫就是在煤燃燒前把煤中的硫分脫除掉，燃燒前脫硫技術主要有物理洗選煤法、化學洗選煤法、煤的氣化和液化、水煤漿技術等。洗選煤是採用物理、化學或生物方式對鍋爐使用的原煤進行清洗，將煤中的硫部分除掉，使煤得以凈化並生產出不同質量、規格的產品。微生物脫硫技術從本質上講也是一種化學法，它是把煤粉懸浮在含細菌的氣泡液中，細菌產生的酶能促進硫氧化成硫酸鹽，從而達到脫硫的目的；微生物脫硫技術目前常用的脫硫細菌有：屬硫桿菌的氧化亞鐵硫桿菌、氧化硫桿菌、古細菌、熱硫化葉菌等。煤的氣化，是指用水蒸汽、氧氣或空氣作氧化劑，在高溫下與煤發生化學反應，生成H2、CO、CH4等可燃混合氣體（稱作煤氣）的過程。煤炭液化是將煤轉化為清潔的液體燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一種先進的潔凈煤技術。水煤漿（Coal Water Mixture，簡稱CWM）是將灰份小於10%，硫份小於0.5%、揮發份高的原料煤，研磨成250~300μm的細煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和約1%的添加劑的比例配製而成，水煤漿可以像燃料油一樣運輸、儲存和燃燒，燃燒時水煤漿從噴嘴高速噴出，霧化成50~70μm的霧滴，在預熱到600~700℃的爐膛內迅速蒸發，並拌有微爆，煤中揮發分析出而著火，其著火溫度比干煤粉還低。
燃燒前脫硫技術中物理洗選煤技術已成熟，應用最廣泛、最經濟，但只能脫無機硫；生物、化學法脫硫不僅能脫無機硫，也能脫除有機硫，但生產成本昂貴，距工業應用尚有較大距離；煤的氣化和液化還有待於進一步研究完善；微生物脫硫技術正在開發；水煤漿是一種新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一樣的流動性和穩定性，被稱為液態煤炭產品，市場潛力巨大，目前已具備商業化條件。
煤的燃燒前的脫硫技術盡管還存在著種種問題，但其優點是能同時除去灰分，減輕運輸量，減輕鍋爐的沾污和磨損，減少電廠灰渣處理量，還可回收部分硫資源。
1．3 燃燒中脫硫，又稱爐內脫硫
爐內脫硫是在燃燒過程中，向爐內加入固硫劑如CaCO3等，使煤中硫分轉化成硫酸鹽，隨爐渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB爐內噴鈣技術
早在本世紀60年代末70年代初，爐內噴固硫劑脫硫技術的研究工作已開展，但由於脫硫效率低於10%～30％，既不能與濕法FGD相比，也難以滿足高達90%的脫除率要求。一度被冷落。但在1981年美國國家環保局EPA研究了爐內噴鈣多段燃燒降低氮氧化物的脫硫技術，簡稱LIMB，並取得了一些經驗。Ca／S在2以上時，用石灰石或消石灰作吸收劑，脫硫率分別可達40%和60%。對燃用中、低含硫量的煤的脫硫來說，只要能滿足環保要求，不一定非要求用投資費用很高的煙氣脫硫技術。爐內噴鈣脫硫工藝簡單，投資費用低，特別適用於老廠的改造。
（2） LIFAC煙氣脫硫工藝
LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉，並在鍋爐空氣預熱器後增設活化反應器，用以脫除煙氣中的SO2。芬蘭Tampella和IVO公司開發的這種脫硫工藝，於1986年首先投入商業運行。LIFAC工藝的脫硫效率一般為60%～85％。
加拿大最先進的燃煤電廠Shand電站採用LIFAC煙氣脫硫工藝，8個月的運行結果表明，其脫硫工藝性能良好，脫硫率和設備可用率都達到了一些成熟的SO2控制技術相當的水平。我國下關電廠引進LIFAC脫硫工藝，其工藝投資少、佔地面積小、沒有廢水排放，有利於老電廠改造。
1．4 燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）
燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今後一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為：脫硫效率高、裝機容量大、技術水平先進、投資省、佔地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
1．3．1乾式煙氣脫硫工藝
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈干態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程式控制制要求很高。
（1） 噴霧乾式煙氣脫硫工藝：噴霧乾式煙氣脫硫(簡稱干法FGD)，最先由美國JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣應用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物，最後連同飛灰一起被除塵器收集。我國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
（2） 粉煤灰乾式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的乾式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰乾式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3／h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1／4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
1．3．2 濕法FGD工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸鈉(Na2CO3)等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%～98％)，機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局(EPA)的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法佔39.6％，石灰石法佔47.4％，兩法共佔87%；雙鹼法佔4.1％，碳酸鈉法佔3.1％。世界各國(如德國、日本等)，在大型火電廠中，90%以上採用濕式石灰／石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。
石灰或石灰石法主要的化學反應機理為：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要優點是能廣泛地進行商品化開發，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上應用最多的一種FGD工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上。
傳統的石灰／石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現為設備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設備製造廠商採用了各種不同的方法，開發出第二代、第三代石灰／石灰石脫硫工藝系統。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫後的煙氣一般溫度較低(45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，應用較多的是技術上成熟的再生(回轉)式煙氣熱交換器(GGH)。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水余熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
1．5等離子體煙氣脫硫技術
等離子體煙氣脫硫技術研究始於70年代，目前世界上已較大規模開展研究的方法有2類：
（1） 電子束輻照法(EB)
電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時，會使煙氣中的分子如O2、H2O等處於激發態、離子或裂解，產生強氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對煙氣中的SO2和NO進行氧化，分別變成SO3和NO2或相應的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達到脫硫脫硝的目的。
（2） 脈沖電暈法(PPCP)
脈沖電暈放電脫硫脫硝的基本原理和電子束輻照脫硫脫硝的基本原理基本一致，世界上許多國家進行了大量的實驗研究，並且進行了較大規模的中間試驗，但仍然有許多問題有待研究解決。
1．6 海水脫硫
海水通常呈鹼性，自然鹼度大約為1．2～2．5mmol/L，這使得海水具有天然的酸鹼緩沖能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發並成功地應用海水洗滌煙氣中的SO2，達到煙氣凈化的目的。
海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統等組成。
⑵ 煙氣脫硫工藝流程
脫硫工藝技術原理：
煙氣進入脫硫裝置的濕式吸收塔，與自上而下噴淋的鹼性石灰石漿液霧滴逆流接觸，其中的酸性氧化物SO2以及其他污染物HCL、HF等被吸收，煙氣得以充分凈化；吸收SO2後的漿液反應生成CaSO3，通過就地強制氧化、結晶生成CaSO4•2H2O，經脫水後得到商品級脫硫副產品—石膏，最終實現含硫煙氣的綜合治理。
(2)煙氣脫硫裝置設計說明書擴展閱讀：
脫硫,泛指燃燒前脫去燃料中的硫分以及煙道氣排放前的去硫過程。是防治大氣污染的重要技術措施之一。
目前脫硫方法一般有燃燒前、燃燒中和燃燒後脫硫等三種。隨著工業的發展和人們生活水平的提高，對能源的渴求也不斷增加，燃煤煙氣中的SO2 已經成為大氣污染的主要原因。減少SO2 污染已成為當今大氣環境治理的當務之急。不少煙氣脫硫工藝已經在工業中廣泛應用，其對各類鍋爐和焚燒爐尾氣的治理也具有重要的現實意義。
⑶ 煙氣脫硫工藝的主要技術原則
石灰石/石灰—石膏法
石灰石/石灰—石膏法是技術最成熟、應用最多、運行狀況最穩定的方法,其脫硫效率在95%以上。石灰石/石灰—石膏濕法是300MW及以上機組中最廣泛採用的脫硫方式。世界各國(如德國、日本等)在大型火電廠中,90%以上採用濕式石灰石/石灰—石膏法煙氣脫硫工藝。目前,石灰石/石灰法是世界上應用最多的一種FGD工藝,對高硫煤,脫硫率可在90%以上,對低硫煤,脫硫率可在95%以上。
噴霧乾燥法
噴霧乾燥法煙氣脫硫最先由美國JOY公司和丹麥NiroAtomier公司共同開發的脫硫工藝,20世紀70年代中期得到發展,第1台電站噴霧乾燥脫硫裝置於1980年在美國北方電網河濱電站投入運行,並在電力工業迅速推廣應用。該工藝目前已基本成熟,在歐洲應用較多,法國、奧地利、丹麥、瑞典、芬蘭等國家均建有這種設備。
爐內噴鈣爐後增濕活化法
LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉,並在鍋爐空氣預熱器後增設活化反應器,用以脫除煙氣中的SO2。爐內噴鈣脫硫技術早在20世紀50年代中期就已開始研究,但由於脫硫效率不高(只有15%～40%),鈣利用率低(15%)而被擱置。到20世紀70年代又重新研究,80年代初,芬蘭Tampella和IVO公司以爐內噴鈣為基礎,開發附加尾部增濕活化的煙氣脫硫工藝,即爐內噴鈣爐後增濕活化工藝(LIFAC),使脫硫效率和脫硫劑利用率都有了較大提高。
煙氣循環流化床法
循環流化床煙氣脫硫工藝是德國魯奇(Lurgi)公司開發的一種新的干法脫硫工藝。該工藝以循環流化床原理為基礎,通過脫硫劑的多次再循環,延長脫硫劑與煙氣的接觸時間,大大提高了脫硫劑的利用率。該法主要優點是脫硫劑反應停留時間長、對鍋爐負荷變化適應性強。目前已研製出第三代技術,即內迴流循環流化床法
⑷ 煙氣脫硫方法有哪些
煙氣脫硫 指從煙道氣或其他工業廢氣中除去硫氧化物(SO2和SO3)。
目錄
1工藝簡介
2基本原理
3工藝方法
▪ 方法簡介
▪ 乾式脫硫
▪ 噴霧脫硫
▪ 煤灰脫硫
▪ 濕法脫硫
4工藝歷史
5脫硫的防腐保護
1工藝簡介編輯
煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）,[1]在FGD技術中,按脫硫劑的種類劃分,可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機鹼為基礎的有機鹼法。[1]
2基本原理編輯
化學原理：煙氣中的SO2 實質上是酸性的，[2]可以通過與適當的鹼性物質反應從煙氣中脫除SO2。煙道氣脫最常用的鹼性物質是石灰石(碳酸鈣)、生石灰(氧化鈣，Cao)和熟石灰(氫氧化鈣)。石灰石產量豐富，因而相對便宜，生石灰和熟石灰都是由石灰石通過加熱來製取。有時也用碳酸納(純鹼)、碳酸鎂和氨等其它鹼性物質。所用的鹼性物質與煙道氣中的SO2發生反應，產生了一種亞硫酸鹽和硫酸鹽的混合物(根據所用的鹼性物質不同，這些鹽可能是鈣鹽、鈉鹽、鎂鹽或銨鹽)。亞硫酸鹽和硫酸鹽間的比率取決於工藝條件，在某些工藝中，所有亞硫酸鹽都轉化成了硫酸鹽。SO2與鹼性物質間的反應或在鹼溶液中發生(濕法煙道氣脫硫技術)，或在固體鹼性物質的濕潤表面發生(干法或半干法煙道氣脫硫技術)。
在濕法煙氣脫硫系統中，鹼性物質(通常是鹼溶液，更多情況是鹼的漿液)與煙道氣在噴霧塔中相遇。煙道氣中SO2溶解在水中，形成一種稀酸溶液，然後與溶解在水中的鹼性物質發生中和反應。反應生成的亞硫酸鹽和硫酸鹽從水溶液中析出，析出情況取決於溶液中存在的不同鹽的相對溶解性。例如，硫酸鈣的溶解性相對較差，因而易於析出。硫酸納和硫酸銨的溶解性則好得多。SO2在干法和半干法煙道氣脫硫系統中，固體鹼性吸收劑或使煙氣穿過鹼性吸收劑床噴入煙道氣流中，使其與煙道氣相接觸。無論哪種情況，SO2都是與固體鹼性物質直接反應，生成相應的亞硫酸鹽和硫酸鹽。為了使這種反應能夠進行，固體鹼性物質必須是十分疏鬆或相當細碎。在半干法煙道氣脫硫系統中，水被加入到煙道氣中，以在鹼性物質顆粒物表面形成一層液膜，SO2溶入液膜，加速了與固體鹼性物質的反應。
3工藝方法編輯
方法簡介
世界上普遍使用的商業化技術是鈣法，所佔比例在90%以上。按吸收劑及脫硫產物在脫硫過程中的干濕狀態又可將脫硫技術分為濕法、干法和半干（半濕）法。濕法FGD技術是用含有吸收劑的溶液或漿液在濕狀態下脫硫和處理脫硫產物，該法具有脫硫反應速度快、設備簡單、脫硫效率高等優點，但普遍存在腐蝕嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。干法FGD技術的脫硫吸收和產物處理均在干狀態下進行，該法具有無污水廢酸排出、設備腐蝕程度較輕，煙氣在凈化過程中無明顯降溫、凈化後煙溫高、利於煙囪排氣擴散、二次污染少等優點，但存在脫硫效率低，反應速度較慢、設備龐大等問題。半干法FGD技術是指脫硫劑在乾燥狀態下脫硫、在濕狀態下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物（如噴霧乾燥法）的煙氣脫硫技術。特別是在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物的半干法，以其既有濕法脫硫反應速度快、脫硫效率高的優點，又有干法無污水廢酸排出、脫硫後產物易於處理的優勢而受到人們廣泛的關注。按脫硫產物的用途，可分為拋棄法和回收法兩種。
目前，國內外常用的煙氣脫硫方法按其工藝大致可分為三類：濕式拋棄工藝、濕式回收工藝和干法工藝。其中變頻器在設備中的應用為節約能源做出了巨大貢獻。[3]
乾式脫硫
乾式煙氣脫硫工藝
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈干態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程式控制制要求很高。
噴霧脫硫
噴霧乾式煙氣脫硫工藝
噴霧乾式煙氣脫硫(簡稱干法FGD)，最先由美國JOY公司和丹麥NiroAtomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣應用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物，最後連同飛灰一起被除塵器收集。我國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
煤灰脫硫
粉煤灰乾式煙氣脫硫技術
日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的乾式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰乾式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3/h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1/4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
濕法脫硫
FGD工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸鈉(Na2CO3)等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%～98%)，機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局(EPA)的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法佔39.6%，石灰石法佔47.4%，兩法共佔87%；雙鹼法佔4.1%，碳酸鈉法佔3.1%。在中國的火電廠鋼廠，90%以上採用濕式石灰/石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。但是在中國台灣，日本等脫硫處理較早的國家和地區基本採用鎂法脫硫，佔到95%以上。
濕式鎂法主要的化學反應機理為：
其主要優點是脫硫效率高，同步運行率高，且其吸收劑的資源豐富，副產品可吸收，商業價值高。目前，鎂法脫硫在日本等煙氣控制嚴格的地區引用較多，尤其最早進行脫硫開發的日本地區有100多例應用，台灣電站有95%以上是用的鎂法。對硫煤要求不高，適應性好。無論是高硫煤還是低硫煤都有很好的脫出率，可達到98%以上。
鎂法脫硫主要的問題是吸收劑單價較高，副產品設備復雜。但是優點是高脫除率，高運行率，副產品經濟效益好等。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：海水法；氫氧化鈉法；美國DavyMckee公司Wellman-LordFGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫後的煙氣一般溫度較低(45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，應用較多的是技術上成熟的再生(回轉)式煙氣熱交換器(GGH)。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水余熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
4工藝歷史編輯
1927年英國為了保護倫敦高層建築的需要，在泰吾士河岸的巴特富安和班支賽德兩電廠（共120MW），首先採用石灰石脫硫工藝。
據統計，1984年有SO2控制工藝189種，目前已超過200種。主要可分為四類：（1）燃燒前控制-原煤凈化（2）燃燒中控制-硫化床燃燒（CFB）和爐內噴吸收劑（3）燃燒後控制-煙氣脫硫（4）新工藝（如煤氣化/聯合循環系統、液態排渣燃燒器）其中大多數國家採用燃燒後煙氣脫硫工藝。煙氣脫硫則以濕式石灰石/石膏法脫硫工藝作為主流。
自本世紀30年代起已經進行過大量的濕式石灰石/石膏法研究開發，60年代末已有裝置投入商業運行。ABB公司的第一套實用規模的濕法煙氣脫硫系統於1968年在美國投入使用。1977年比曉夫公司製造了歐洲第一台石灰/石灰石石膏法示範裝置。IHI（石川島播磨）的首台大型脫硫裝置1976年在磯子火電廠1、2號機組應用，採用文丘里管2塔的石灰石石膏法混合脫硫法。三菱重工於1964年完成第一套設備，根據其運轉實績，進行煙氣脫硫裝置的開發。
第一代FGD系統：在美國和日本從70年代開始安裝。早期的FGD系統包括以下一些流程：石灰基流質；鈉基溶液；石灰石基流質；鹼性飛灰基流質；雙鹼（石灰和鈉）；鎂基流質；Wellman-Lord流程。採用了廣泛的吸收類型，包括通風型、垂直逆流噴射塔、水平噴射塔，並採用了一些內部結構如托盤、填料、玻璃球等來增進反應。
第一代FGD的效率一般為70%~85%
除少數外，副產品無任何商用價值只能作為廢料排放，只有鎂基法和Wellman-Lord法產出有商用價值的硫和硫酸。特徵是初投資不高，但運行維護費高而系統可靠性低。結垢和材料失效是最大的問題。隨著經驗的增長，對流程做了改進，降低了運行維護費提高可靠性。
第二代FGD系統
在80年代早期開始安裝。為了克服第一代系統中的結垢和材料問題，出現了干噴射吸收器，爐膛和煙道噴射石灰和石灰石也接近了商業運行。然而佔主流的FGD技術還是石灰基、石灰石基的濕清洗法，利用填料和玻璃球等的通風清洗法消失了。改進的噴射塔和淋盤塔是最常見的。流程不同其效率也不同。最初的干噴射FGD可達到70%~80%，在某些改進情形下可達到90%，爐膛和煙道噴射法可達到30%~50%，但反應劑消耗量大。隨著對流程的改進和運行經驗的提高，可達到90%的效率。美國所有第二代FGD系統的副產物都作為廢物排走了。然而在日本和德國，在石灰石基濕清洗法中把固態副產品強制氧化，得到在某些工農業領域中有商業價值的石膏。第二代FGD系統在運行維護費用和系統可靠性方面都有所進步。
第三代FGD系統
爐膛和煙道噴射流程得到了改進，而LIFAC和流化床技術也發展起來了。通過廣泛採用強制氧化和鈍化技術，影響石灰、石灰石基系統可靠性的結垢問題基本解決了。隨著對化學過程的進一步了解和使用二基酸（DBA）這樣的添加劑，這些系統的可靠性可以達到95%以上。鈍化技術和DBA都應用於第二代FGD系統以解決存在的問題。許多這些系統的脫硫效率達到了95%或更高。有些系統的固態副產品可以應用於農業和工業。在德國和日本，生產石膏已是電廠的一個常規項目。隨著設備可靠性的提高，設置冗餘設備的必要性減小了，單台反應器的煙氣處理量越來越大。在70年代因投資大、運行費用高和存在腐蝕、結垢、堵塞等問題，在火電廠中聲譽不佳。經過15年實踐和改進，工作性能與可靠性有很大提高，投資和運行費用大幅度降低，使它的下列優點較為突出：（1）有在火電廠長期應用的經驗；（2）脫硫效率和吸收利用率高（有的機組在Ca/S接近於1時，脫硫率超過90%）；（3）可用性好（最近安裝的機組，可用性已超過90%）。人們對濕法的觀念，從而發生轉變。
5脫硫的防腐保護編輯
脫硫系統中常見的主要設備為吸收塔、煙道、煙囪、脫硫泵、增壓風機等主要設備，濕法脫硫等工藝具有介質腐蝕性強、處理煙氣溫度高、SO2吸收液固體含量大、磨損性強、設備防腐蝕區域大、施工技術質量要求高、防腐蝕失效維修難等特點。因此，該裝置的腐蝕控制一直是影響裝置長周期安全運行的重點問題之一。脫硫的防腐主要有以下幾個方面：
1、吸收塔、煙囪中的應用
2、雙流式塔盤防腐保護
某電廠在2010年對洗滌器升級時安裝了新型雙流式塔盤。在2011年的檢驗中表明，在塔盤較低表面上形成的沉積物區域下面，基底金屬產生了較深的點蝕。用高壓水將沉積物清洗干凈，改變流量噴嘴試著控制結垢。被腐蝕的區域現在需要進行塗層保護，以防止進一步的破壞。採用阿克-20防腐塗層為塔盤替換下來的陳舊的「碗狀物」進行塗層，效果非常好。
3、煙道脫硫防腐保護
研發新陰極防腐系統，可用於燃燒系統的廢氣處理或者空氣污染控制設施的保護–有效控制(電流控制)高溫/極酸腐蝕環境(150ºC,pH-2)薄塗層解決方案。[4]
⑸ 脫硫塔設計-漿液循環泵使用
第十一屆全國燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技術「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交漉會 －３５１? 脫硫吸收塔漿液循環泵的汽蝕周立年 （許繼聯華國際環境工程有限責任公司，北京 １０００８５） 摘要循環泵的汽蝕在濕法脫硫工藝經常出現，但並沒有引起重視。本文從汽蝕原理上分析出循環 泵汽蝕極容易發生，指出了避免汽蝕現象發生的一些措施。 石灰石一石膏法煙氣脫硫工藝中，循環泵的工作效率關繫到吸收塔內漿液噴淋效果，影響到脫硫效率和耗電量。通常對循環泵的腐蝕和磨蝕比較注意，循環泵的汽蝕現象不容易發現而沒有 引起足夠的重視。我們在脫硫作業中發現循環泵葉輪葉片出現一些坑坑點點損壞現象，循環泵電流下降，脫硫效率降低，經過仔細分析認為是汽蝕作用比較大，同時存在的腐蝕、磨蝕現象，也 加重了循環泵葉輪葉片的損壞。為此，我們必須對循環泵的汽蝕作認真的研究，避免或者減輕汽蝕現象的發生。 一、汽蝕機理 汽蝕現象是當水泵內液體流通時水汽化成汽泡，汽泡再凝結成水的過程中，對水泵流通金屬表面的破壞，這種現象稱為汽蝕或空蝕。 在一個標准大氣壓時，水加熱到１００℃會沸騰，產生大量氣泡。當容器內壓力小於一個標准 大氣壓時，降低一定溫度水也會沸騰。例如，當水溫在５０℃時，水面上的壓降到１２．３ ｋＰａ，水 會開始汽化而沸騰，當水面上的壓力升到大於１２．３ ｋＰａ時，水就會停止汽化沸騰。所以水和汽 在溫度一定時，通過變化壓力可以互相轉化。 循環泵的運轉過程中，泵各處的流速和壓力變化巨大，在葉輪進漿處壓力最低。這個地方的漿液溫度為５０℃，當這個地方漿液壓力小於或等於１２．３ ｋＰａ時，漿液就會汽化，形成許多細小 的汽泡，有些汽泡會附著在葉輪葉片和泵殼內壁上，同時溶解在漿液中的ＳＯ：、０：、ＣＩ等腐蝕性 氣體會因為壓力降低而逸出，這些氣體腐蝕性極強。由於吸收塔內漿液加入了大量的氧化空氣， 所以吸收塔內是一個充滿大量空氣汽泡的石膏一石灰石漿液混合液體，在進入循環泵之前，已經充滿了氣體，更加有利於汽化現象發生。 漿液中ＳＯ：、０：、ＣＩ氣體在總壓力（氣體和汽體）等於１０１．３３ ｋＰａ時溶解於ｌＯＯｇ水中的氣體質量為：Ｓ０２：６．４７ 是一種強腐蝕性氣體。 循環泵葉輪邊緣是泵體內壓力最低和最高的切換點，漿液中瞬間形成許多蒸汽和氣體混合的 小氣泡，當小氣泡隨水流到達壓力較高區域時，汽泡急劇凝結而消失，同時，汽泡周圍的漿液以 很高的速度填充汽泡空間。 從汽泡產生到消失，時間極短。估計這段時間，如葉輪葉片進口處漿液的相對速度為３０ｍ／ Ｓ，葉輪葉片汽蝕破壞部位與葉片進口邊的距離為３ｃｍ，汽泡從產生到消失的時間約為０．００１Ｓ。 汽泡在短暫的時間內消失，會產生很強的水錘壓強，局部壓強可達到２００ＭＰａ以上，這樣高的瞬 時沖擊壓強作用在葉輪葉片上足以使表面上微觀裂縫處產生破壞作用。同時，汽泡中的ＳＯ：、 ０：、ＣＩ等腐蝕性氣體，也會藉助汽泡凝結及氣體壓強而產生的熱量，加快葉輪葉片表面的化學 腐蝕破壞作用。所以葉輪葉片表面首先出現坑坑點點的「點蝕」損壞現象。ｇ；０２：０．００３１ ｇ；ＣＩ：０．４５９ ｇ。漿液中ｓ０２、ｃＩ氣體含量大於０２含量， ?３５２? 「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交流會（２００７） 二、循環泵產生汽蝕的現象 ２．１對循環泵過流部件產生破壞作用汽蝕破壞最嚴重的是葉輪，及葉輪上的葉片部件，葉輪口環間隙處會產生汽蝕破壞現象。 ２．２產生雜訊和振動 汽蝕發生時，會有汽泡的破滅產生的各種頻率的雜訊，如炒豆子的燥裂聲，同時機組會有振 動現象。 ２．３循環泵效率下降 循環泵汽蝕嚴重時，由於漿液中有大量汽泡，實際上改變了漿液的密度，葉片表面充滿了汽 泡，造成脫流，造成泵實際揚送的充滿汽體的漿液，而不是單純的漿液，使循環泵的功率、揚程 和效率均會迅速下降，如圖所示： 三、汽蝕的界限Ｐｎ ３．１、泵汽蝕餘量ＮＰＳＨ， 泵汽蝕餘量Ａｈｒ是由泵本身的特性決定的， 是表示泵本身抗汽蝕性能的參數，與泵本身的設 計、製造和泵的使用轉速有關。泵的汽蝕餘量Ａｈｒ越低，說明泵的抗汽蝕性能越好，反之，泵 的抗汽蝕性能越差。 ３．２、裝置汽蝕餘量ＮＰＳＨ。：圖１Ｑ 裝置汽蝕餘量是由外界的吸入裝置特性決定 汽蝕對特性曲線的影響 的，是表示裝置汽蝕性能的參數，（例如吸收塔漿液循環泵吸人裝置的裝置汽蝕餘量是由塔內液 面高度及管道系統阻力所決定的）。裝置汽蝕餘量越高，泵越不容易汽蝕，反之，泵越容易 汽蝕。 ３．３、泵產生汽蝕的界限： 泵產生汽蝕的界限是泵汽蝕餘量ＮＰＳＨ，等於裝置汽蝕餘量ＮＰＳＨ。。當裝置汽蝕餘量低到等 於泵汽蝕餘量ＮＰＳＨ，時，泵就己經開始汽蝕，換言之，泵的汽蝕餘量高到等於裝置汽蝕餘量時，泵就已開始汽蝕。 四、裝置汽蝕餘量計算為使循環泵不發生汽蝕，裝置汽蝕餘量（ＮＰＳＨ。）必須大於泵的汽蝕餘量（ＮＰＳＨ，），為了 安全還應增加１ｍ的安全餘量即：ＮＰＳＨ。≥ＮＰＳＨ，＋１ ｍ 裝置汽蝕餘量是指泵入口處單位重量液體所具有的高於汽化壓力能頭的能量。影響循環泵裝 置汽蝕餘量的條件有：吸收塔內漿液高度與循環泵入口高度之差，泵人ｌＺｌ管道直徑、長度、形 式、閥門，入口管道內壁光潔度，當地絕對標高，漿液溫度，以及漿液中汽體含量和汽泡大 小等。 泵的汽蝕餘量為循環泵的結構的設計參數所決定，由泵廠商在泵試驗中確定。 裝置汽蝕餘量的計算如下式： ＮＰＳＨ。＝（Ｈ砒ｍ—Ｈ，。。）／１０ｐｐ＋Ｈｓ 式中：Ｈ。——泵安裝地點的環境壓力，ｋＰａ； Ｈ，。。——漿液汽化壓力，ｋＰａ； 第十一屆全國燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技術「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交流會 『３５３? Ｈｓ——泵入口總水頭，ｍ； ｐｐ——漿液密度，ｔ／ｍ３ 泵入口總水頭計算如下式：Ｈ。＝Ｚｌ～Ｈｎｌ—Ｈｉｉ ｚ。——循環泵實際提升高度（吸收塔內漿液面與循環泵中心線之差），ｍ； Ｈ。．——循環泵進口管段沿程水頭損失，ｍ； Ｈｉｉ——循環泵進口管段局部水頭損失之和，ｍ；Ｈｎｌ＝ｆ×Ｌ／Ｄ×Ｖ２／２９ Ｆ——泵進口管內壁摩擦系數； Ｌ——泵進口管當量長度，ｌＩｌ； Ｄ——泵進口管內徑，ｉｎ； Ｖ——泵進口管漿液流速，ｍ／ｓ； ｇ——重力加速度，ｇ＝９．８１ｍ／ｓ２；Ｈｉｉ＝Ｈ＾一ＨＢ—Ｈｃ—ＨＤ ＨＡ——泵進口管過濾網水頭損失，ｉｎ； Ｈ。——泵進口管蝶閥水頭損失，ｍ； Ｈ。——泵進Ｉ＝Ｉ管收縮段水頭損失，ｍ； Ｈ。——泵進Ｉ＝Ｉ管與吸收塔接頭型式水頭損失，ｍ； 五、泵的汽蝕餘量計算泵的汽蝕餘量的計算如下式：ＮＰＳＨ，＝Ｖ０２／２９＋ｈＷ０２／２９ 由泵的汽蝕餘量計算公式可以看出，減少泵的汽蝕餘量，提高泵的汽蝕性能應該採取以下措施： 降低泵的轉速，採用低轉速泵。 入值採用求導方式取最小值點，加大葉輪進口直徑，符合ＫＯ值在４．５—５．５之間，為高汽蝕餘量泵。 增加葉片進口寬度，從而減小Ｖｏ和Ｗｏ。 增加了蓋板進口部分曲率半徑，採用兩段圓弧設計，從而減低Ｖｏ值。葉片數量最少，排擠系數小。 葉片進口沖角在保證效率的情況，採用正沖角。 葉片進口採用自然流線角度，流體阻力小。 加大平衡孔設計，進出口壓力得到平衡，減小泄流量。 採用能耐酸腐蝕、耐磨蝕、強度高、韌性大的金屬材料。國際和國內通用材料有：Ａ４９（雙 相耐磨白口鐵）或１．４５１７、１．４４６０、１．４５３９、１．４５２９等雙相鋼，也可以採用襯膠方式，均表現 出比較良好的耐腐蝕、耐磨損性能。 六、循環泵汽蝕實例計算某６００ＭＷ機組脫硫吸收塔，循環泵漿液輸送量為９８００ｍ３／ｈ，吸收塔漿液面與泵進１２１之差為９．６ｍ，進口管直徑為１．２ｍ，進１２１管幾何長度為６．２６ｍ，石膏漿液比重１．１５ ｔ／ｍ３，循環泵必需汽 蝕餘量ＮＰＳＨ，＝８．７ ｍ。 ｍ。 根據當地標高，Ｈａｔｍ為９０ ｋＰａ，Ｈｖａｐ為１３ ｋＰａ。ＰＰ為１．１５ ｔ／ｍ３。經過計算，Ｈｓ＝９．７ 「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交流會（２００７） ＮＰＳＨ。＝（Ｈａｔｍ—Ｈｖａｐ）／１０ｐｐ＋Ｈｓ＝（９０—１３）／１０×１．１５＋９．７＝１５．７ 由於ＮＰＳＨ。＋１＝８．７＋１＝９．７ｍ ｍ 該泵的裝置汽蝕餘量大於泵的汽蝕餘量加ｌ米的數值，滿足汽蝕餘量的要求，不會發生汽蝕現象。 七、循環泵避免汽蝕現象的措施改進循環泵的內部結構和參數。 循環泵進口管道適當加粗，減少彎曲和變徑，改進管道與吸收塔的介面形式。 減少循環泵進口管道長度。 調試及正常生產時，降低吸收塔低液位的使用頻率，保持正常液位操作，保持較高的裝置汽蝕餘量與泵的汽蝕餘量的差值。 吸收塔內氧化空氣管出口盡量設計在較高的位置上，減少漿液中的空氣含量。 在石灰石進入制漿前設篩子或者過濾裝置，提高石灰石的純度，減少石灰石中的ＳｉＯ：及異物，避免進入吸收塔內造成對循環泵葉輪葉片的損壞。 在石膏排放泵出口設過濾器，在往塔內回輸時可以凈化石膏漿液，減少ＳｉＯ：及異物在漿液 中循環，減少對泵的損壞。 脫硫裝置開始運行時嚴格檢查煙道及漿液系統的雜質和異物。 使用質量良好的漿液噴頭，減少破損噴頭對泵的損傷。 八、結論濕法脫硫工程中循環泵極容易形成汽蝕，和循環漿液中充滿大量氧化空氣、漿液溫度較高有 關，同時漿液中有大量腐蝕性氣體，加劇了循環泵葉輪葉片的破壞。在循環泵外部配置設計時應 充分注意，改善各種裝置的外部條件，避免汽蝕的發生。對泵生產廠商要求漿液泵在研製和生產 時，採取專門的防範措施，避免汽蝕、腐蝕、磨蝕對泵的損傷。參考文獻 《選礦設計手冊》冶金工業出版社 《水泵原理、運行維護與泵站管理》化學工業出版社 《鍋爐設計手冊》機械工業出版社 《化學分析手冊》化學工業出版社 脫硫吸收塔漿液循環泵的汽蝕作者： 作者單位： 周立年 許繼聯華國際環境工程有限責任公司,北京,100085 相似文獻(10條) 1.會議論文 王乃華.魯天毅 石灰石/石膏濕法煙氣脫硫金屬漿液循環泵國產化研究及實踐 2006 本文介紹了襄樊五二五泵業有限公司成功開發煙氣脫硫金屬漿液循環泵的有關情況.包括:泵的水力模型、結構、機械密封、材料的研究成果,經工業 性考核和鑒定該泵已達國際先進水平,完全可實現我國火電機組濕法脫硫裝置的各種金屬漿液循環泵的國產化. 2.會議論文 孫克勤.徐海濤.徐延忠 利用自主工藝包實施WFGD核心設備國產化 2004 本文對石灰石-石膏濕法煙氣脫硫關鍵設備吸收塔漿液輸送及分配系統——漿液循環泵及FRP噴林管道進行國產化研究及工程實施的過程進行了介紹 。試驗數據表明,由江蘇蘇源環保工程股份有限公司與連雲港中復連眾復合材料集團公司聯合開發的FRP噴淋管道及與石家莊泵業集團有限公司聯合開發 的大流量漿液循環泵完全滿足600MW等級火電廠濕法煙氣脫硫工程的需要,部分指標已達到或接近世界先進水平,此兩項設備已成功應用於太倉港環保發電 有限公司一二期煙氣脫硫工程中,其成功開發將對推動我國煙氣脫硫技術及裝備的國產化產生深遠的意義。 3.會議論文 龍輝.鍾明慧 影響600MW機組濕法煙氣脫硫廠用電率主要因素分析 2005 針對影響600MW機組濕式石灰石—石膏法脫硫島廠用電率的主要因素,對煤收到基硫分高低、煙氣量大小、採用的不同脫硫設備等對脫硫廠用電率的 影響進行了詳細分析,結論是應根據工程具體煤種情況核算硫系統主要6kV設備(增壓風機、漿液循環泵、磨粉機、真空泵、氧化風機等)的軸功率,在初步 設計(預設計)階段對可能出現的廠用電率計算後,完成濕式石灰石—石膏法脫硫島硫部分廠用變容量的選擇. 4.會議論文 王乃華 石灰石(石灰)/石膏濕法煙氣脫硫裝置用泵及其國產化 2003 為了實現石灰石(石灰)/石膏濕法煙氣脫硫裝置用泵國產化,滿足市場用泵需求,襄樊五二五泵業有限公司根據輸送漿液的腐蝕磨蝕特性,在引進技術 基礎上進行了大量研發工作,並取得了良好的應用業績,實現了煙氣脫硫裝置中吸收塔循環泵、各種渣漿泵、長軸液下泵以及攪拌機等多種設備的國產化. 5.會議論文 朱晨曦.吳志宏 煙氣脫硫漿液循環泵國產化研究 2006 本文介紹了濕法煙氣脫硫裝置(WFGD)脫硫漿液循環泵國產化的研究過程，將成果轉化為產品並應用於實際工位，達到了設計參數要求，同時填補國 內濕法脫硫大型石膏漿液循環泵(合金泵)空白，突破與掌握了脫硫大型漿液循環泵創新技術和關鍵技術。 6.會議論文 黃河 FGD漿液循環泵葉輪葉片斷裂原因分析及防範措施 2008 針對石灰石-石膏濕法脫硫系統漿液循環泵保證壽命期內葉輪葉片斷裂的現象，探討了其斷裂的因素。結合斷樣金相組織分析、斷面能譜成分和掃描 電鏡分析結果，提出了該位置斷裂的原因及防範措施。 7.期刊論文 趙芳.黃魁 煙氣濕法脫硫優化運行討論 -科技信息2009,""(34) 從分析煙氣濕法脫硫系統的運行特性出發,提出合理控制吸收塔內漿液的pH值、石膏漿液的密度和石灰石粉的顆粒度,優化漿液循環泵的運行,加強煙 氣、廢水系統的管理等控制策略.結合脫硫單耗調控、能耗排序優化、入爐煤的合理摻混,並結合系統和設備改造與完善,最終達到優化運行的目的. 8.期刊論文 周祖飛.ZHOU Zu-fei 燃煤電廠煙氣脫硫系統的運行優化 -浙江電力2008,27(5) 介紹了燃煤電廠石灰石-石膏濕法脫硫系統運行優化的研究成果,主要內容有以吸收塔漿液pH值控制為核心的脫硫化學反應工藝的細調,增壓風機和 GGH等設備及系統運行方式的調整優化,以及循環泵的節能組合投運等提高脫硫運行經濟性的措施. 9.會議論文 龍輝.於永志 影響600MW機組濕法煙氣脫硫裝置廠用電率主要因素分析 2006 針對影響600MW機組濕式石灰石-石膏法脫硫島廠用電率的主要因素,對煤收到基硫分高低、煙氣量大小、採用的不同脫硫設備等對脫硫廠用電率的影 響進行了詳細分析,國內現設計的600MW機組採用濕法煙氣脫硫工藝時,設計煤種為高熱值,低硫分(硫分低於0.7％),並且脫硫煙氣系統不設GGH或設GGH時 ,脫硫廠用電率為1.0％～1.1％;當採用低熱值,高水分設計煤種,脫硫廠用電率在1.7％以上.當採用高硫分(硫分高於4％)、中等熱值的煤種時,脫硫廠用 電率最高可達1.98％.應根據工程具體煤種情況核算脫硫系統主要設備(增壓風機、漿液循環泵、磨粉機、真空泵、氧化風機等主要設備)的軸功率,在初 步設計階段核算脫硫部分廠用電率後,完成濕式石灰石-石膏法脫硫島脫硫部分廠用變容量的選擇. 10.學位論文 杜謙 並流有序降膜組脫除煙氣中SO<,2>過程的研究 2004 在當前的濕法煙氣脫硫技術中佔主導地位的是噴霧型石灰石—石膏法煙氣脫硫.噴霧型吸收塔具有許多優點,但也存在一些問題.如因噴霧的要求,循 環泵能耗較大、對噴嘴的要求高;霧滴被氣體包夾,脫水除霧困難,塔內難實現高氣速,且煙氣帶水對尾部設備腐蝕較嚴重等.隨著對脫硫過程的深入了解 ,吸收塔內的化學過程能得到很好的控制,結垢問題基本得到解決.本文針對噴霧型吸收塔存在的問題及塔內結垢問題得到解決的基礎上,提出了新型並流 有序降膜式濕法煙氣脫硫工藝,旨在利用降膜反應器的一系列優點,如塔內降膜能提供充分有效的氣液接觸反應面,是一種高效的氣液反應器;塔內氣、液 膜互不貫通,可防止脫硫後煙氣中攜帶霧滴,可省卻除霧器,簡化系統設備,同時可減輕尾部設備的腐蝕;塔內能實現高氣速,可縮小塔體;塔內氣相壓降小 ,降膜通過布液器採用溢流方式形成,且可實現低液氣比,系統能耗低等特點,從而降低脫硫裝置投資及運行成本;同時本文旨在利用並流有序降膜塔內氣、 液接觸的表面積相對已知,是一種良好的研究脫硫過程機理的反應器的特點,對濕式石灰石-石膏法脫硫過程進行比較准確的研究,以便更深入了解濕法脫 硫過程,為合理設計和運行脫硫設備提供理論依據.本文最後對新型並流有序降膜式濕法煙氣脫硫過程進了數值模擬,並將模擬結果與試驗結果進行了比較 分析.結果表明,模型能較准確地對並流降膜式濕法煙氣脫硫過程進行模擬,能較准確地對系統脫硫率、漿液中剩餘石灰石含量及各離子濃度進行預測.
⑹ 石灰/石灰石吸收法煙氣脫硫
我國煙氣脫硫技術與應用
時間：2008-6-16 13:49:00 閱讀： 次
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我國電力部門在七十年代就開始在電廠進行煙氣脫硫的研究工作，先後進行了亞鈉循環法（W-L法）、含碘活性炭吸咐法、石灰石-石膏法等半工業性試驗或現場中間試驗研究工作。進入八十年代以來，電力工業部門開展了一些較大規模的煙氣脫硫研究開發工作。同時，近年來我國也加大了煙氣脫硫技術的引進力度。
1.2.1試驗研究項目
1.2.1.1湖南省會同發電廠亞鈉循環法半工業性試驗（1978~1981）
亞鈉循環法（W-L法）煙氣脫硫工藝是以亞硫酸鈉為吸收劑，在低溫條件下（<60℃）吸收煙氣中SO2，生成亞硫酸氫納，以實現煙氣脫硫。當溶液中的SO2達到一定飽和程度後，加熱至140℃以上，亞硫酸氫鈉分解，產生SO2。由於水的蒸發而使亞硫酸鈉結晶，亞硫酸鈉結晶經溶解後再用作吸收劑。因亞硫酸鈉循環使用，故稱之為「亞鈉循環法」。將分解蒸發出的SO2與水蒸汽混合物，經冷凝、冷卻、過濾和乾燥，除去水份，從而獲得純SO2，以實現SO2回收。
1.2.1.2上海閘北電廠石灰石—石膏法現場中間試驗（1977~1979）
該工藝採用石灰石作為吸收劑，副產物為石膏。系統的主要特點是採用了不同pH值進行兩級吸收，在低pH值下向槽中鼓入空氣，把亞硫酸鈣強制氧化成硫酸鈣。
1.2.1.3湖北松木坪電廠活性炭吸咐脫硫中間試驗（1979~1981）
該工藝是採用含碘0.43%的活性炭吸附煙氣中的SO2，在煙氣中過剩氧和水作用下，可催化氧化成硫酸。通過水分充分洗滌可獲得稀硫酸。
1.2.1.4四川豆壩電廠磷銨肥法煙氣脫硫中間試驗（1985~1990）
磷銨肥法（PAFP法）煙氣脫硫工藝採用二級吸收，第一級採用活性炭吸附，脫除煙氣中部分SO2製得30%的稀硫酸。然後，用此硫酸分解磷灰石，用氨中和磷酸，獲得復合肥料。再用復合肥料脫除活性炭中未能吸收的SO2，最終產物為磷酸氫二銨和硫銨。
1.2.1.5四川白馬電廠旋轉噴霧乾燥脫硫試驗工程（1992~1993）
旋轉噴霧乾燥（LSD法）脫硫工藝是利用噴霧乾燥的原理。吸收劑漿液以霧狀形式噴入吸收塔內，吸收劑在與煙氣中SO2發生化學反應過程中，不斷吸收煙氣中的熱量，使吸收劑中水份蒸發，脫硫產物以干態形式排放。
1.2.1.6貴陽電廠文丘里水膜除塵器脫硫中間試驗（1992~1993）
該工藝是利用現有電廠的水膜除塵器，進行必要的改造，增加脫硫吸收劑制備、噴淋及循環氧化等設施，在同一設備中實施除塵脫硫一體化。
該工藝在文丘里水膜除塵器喉部噴入鈣基吸收劑，脫除煙氣中部分二氧化硫和粉塵後進入循環氧化槽，再泵入捕滴器內進一步脫硫、除塵。新鮮吸收劑定量補入循環槽內，脫硫產物經強制氧化後排入原有除塵灰系統。
1.2.2工業示範工藝
近年來，我國電力工業部門在煙氣脫硫技術引進工作方面加大了力度。對目前世界上電廠鍋爐較廣泛採用的脫硫工藝建造了示範工程，這些脫硫工藝主要有：
1)石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝
2)簡易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝
3)旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝（LSD法）
4)海水煙氣脫硫工藝
5)爐內噴鈣加尾部增濕活化工藝（LIFAC法）
6)電子束煙氣脫硫工藝（EBA）
7)循環流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB）
1.2.2.1石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝
石灰石（石灰）—石膏濕法煙氣脫硫工藝主要是採用廉價易得的石灰石或石灰作為脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌製成吸收漿液。當採用石灰作為吸收劑時，石灰粉經消化處理後加水攪拌製成吸收漿液。在吸收塔內，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被吸收脫除，最終產物為石膏。脫硫後的煙氣依次經過除霧器除去霧滴，加熱器加熱升溫後，由增壓風機經煙囪排放，脫硫渣石膏可以綜合利用。
該工藝的反應機理為：
（1）吸收劑為石灰
吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32-
溶解：Ca(OH)2(s)→Ca2++2OH-
CaSO3（s）→Ca2++SO32-
中和：OH-+H+→H2O
OH-+HSO3-→SO32-+H2O
氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H
⑺ 脫硫脫硝
1．選擇性低溫氧化技術（LoTOx）+EDV（Electro-Dynamic Venturei）洗滌系統
原理：臭氧同時脫硫脫硝主要是利用臭氧的強氧化性將 NO氧化為高價態氮氧化物，然後在洗滌塔內將氮氧化物和二氧化硫同時吸收轉化為溶於水的物質，達到脫除的目的。
效果：在典型煙氣溫度下，臭氧對NO的氧化效率可達84%以上，結合尾部濕法洗滌，脫硫率近100%，脫硝效率也在O3/NO摩爾比為0.9時達到86.27%。也有研究將臭氧通進煙氣中對NO進行氧化，然後採用Na2S和NaOH溶液進行吸收，終極將NOx轉化為N2，NOx的往除率高達 95%，SO2往除率約為100%。但是吸收液消耗比較大。
影響因素：主要有摩爾比、反應溫度、反應時間、吸收液性質等
1） 在 0.9≤O3/NO＜1的情況下，脫硝率可達到85%以上，有的甚至幾乎達到100%。
2） 溫度控制在150℃
3） 臭氧在煙氣中的停留時間只要能夠保證氧化反應的完成即可.關鍵反應的反應平衡在很短時間內即可達到，不需要較長的臭氧停留時間。
4） 常見的吸收液有Ca(OH)2、NaOH等鹼液，用水吸掃尾氣時，NO和SO2的脫除效率分別達到86.27%和100%。用Na2S和NaOH溶液作為吸收劑，NOx的往除率高達95%，SO2往除率約為100%，但存在吸收液消耗量大的問題。
優點：較高的NOX脫除率，典型的脫除范圍為70%～90%，甚至可達到95%，並且可在不同的NOX濃度和NO、NO2的比例下保持高效率；由於未與NOX反應的O3會在洗滌器內被除往，所以不存在類似SCR中O3的泄漏題目；除以上優點外，該技術應用中 SO2和CO的存在不影響NOX的往除，而LoTOx也不影響其他污染物控制技術，它不存在堵塞、氨泄漏，運行費用低。
2．半干法煙氣脫硫技術
主要介紹旋轉噴霧乾燥法。該法是美國和丹麥聯合研製出的工藝。該法與煙氣脫硫工藝相比，具有設備簡單，投資和運行費用低，佔地面積小等特點，而且煙氣脫硫率達75%—90%。該法利用噴霧乾燥的原理，將吸收劑漿液霧化噴入吸收塔。在吸收塔內，吸收劑在與煙氣中的二氧化硫發生化學反應的同時，吸收煙氣中的熱量使吸收劑中的水分蒸發乾燥，完成脫硫反應後的廢渣以干態形式排出。該法包括四個在步驟：1）吸收劑的制備；2）吸收劑漿液霧化；3）霧粒與煙氣混合，吸收二氧化硫並被乾燥； 4）脫硫廢渣排出。該法一般用生石灰做吸收劑。生石灰經熟化變成具有良好反應能力的熟石灰，熟石灰漿液經高達15000～20000r/min的高速旋轉霧化器噴射成均勻的霧滴，其霧粒直徑可小於100微米，具有很大的表面積，霧滴一經與煙氣接觸，便發生強烈的熱交換和化學反應，迅速的將大部分水分蒸發，產生含水量很少的固體廢渣。
干法煙氣脫硫是指應用粉狀或粒狀吸收劑、吸附劑或催化劑來脫除煙氣中的SO2。干法煙氣脫硫定義：噴入爐膛的CaCO3高溫煅燒分解成CaO，與煙氣中的SO2發生反應，生成硫酸鈣；採用電子束照射或活性炭吸附使SO2轉化生成硫酸氨或硫酸，統稱為干法煙氣脫硫技術。
優缺點：
它的優點是工藝過程簡單，無污水、污酸處理問題，能耗低，特別是凈化後煙氣溫度較高，有利於煙囪排氣擴散，不會產生「白煙」現象，凈化後的煙氣不需要二次加熱，腐蝕性小；其缺點是脫硫效率較低，設備龐大、投資大、佔地面積大，操作技術要求高。因此不主推干法脫硫。
對於脫硫最常用的就是燃燒後脫硫，也就是煙氣脫硫。常用的有濕法和干法。
濕法脫硫：濕法煙氣脫硫技術是指吸收劑為液體或漿液。由於是氣液反應，所以反應速度快，效率高，脫硫劑利用率高。該法的主要缺點是脫硫廢水二次污染；系統易結垢，腐蝕；脫硫設備初期投資費用大；運行費用較高等。常見的有兩種：
⑴石灰石—石膏法煙氣脫硫技術 該技術以石灰石漿液作為脫硫劑，在吸收塔內對煙氣進行噴淋洗滌，使煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣，同時向吸收塔的漿液中鼓入空氣，強制使亞硫酸鈣轉化為硫酸鈣，脫硫劑的副產品為石膏。該系統包括煙氣換熱系統、吸收塔脫硫系統、脫硫劑漿液制備系統、石膏脫水和廢水處理系統。由於石灰石價格便宜，易於運輸和保存，因而已成為濕法煙氣脫硫工藝中的主要脫硫劑，石灰石—石膏法煙氣脫硫技術成為優先選擇的濕法煙氣脫硫工藝。該法脫硫效率高（大於95%），工作可靠性高，但該法易堵塞腐蝕，脫硫廢水較難處理。具體原理如下：
1．SO2和SO3的吸收 SO2十H2O→H++HSO3- ；SO3十H2O→H2SO4
SO2和SO3吸收的關鍵是提高其他水中的溶解度，PH值越高，水的表面積越大，氣相湍流度越高，SO2和SO3的溶解量越大。
2．與石灰石漿液反應 CaCO3十 2H+ +HSO3-→Ca2+十HSO3- + H2O十CO2
CaCO3十H2SO4 → CaSO4+H2O十CO2
3．CaCO3 +2HCl→CaCl2+H2O十CO2 本步驟的關鍵是提高CaCO3的溶解度，PH值越低，溶解度越大。
石灰石-石膏濕法脫硫的優點：
1、工藝成熟，最大單機容量超過1000MW； 2、脫硫效率高≥95%,Ca/S≤1.03； 3、系統運行穩定，可用率≥95%； 4、脫硫劑—石灰石，價廉易得； 5、脫硫副產品—石膏，可綜合利用； 6、建設期間無需停機。
缺點：系統復雜，佔地面積大；造價高，一次性投資大；運行較多、運行費用高，副產品處理問題。
⑵氨法煙氣脫硫技術 該法的原理是採用氨水作為脫硫吸收劑，氨水與煙氣在吸收塔中接觸混合，煙氣中的二氧化硫與氨水反應生成亞硫酸氨，氧化後生成硫酸氨溶液，經結晶、脫水、乾燥後即可製得硫酸氨（肥料）。該法的反應速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在結垢和堵塞現象，但投入較大。
三、問題形成的主要原因及對策
濕法煙氣脫硫技術特別適用於大、中型工業鍋爐煙氣的脫硫除塵，並且還具有設備簡單、易操作、脫硫率高等優點，其中用得最多的是石灰石－石膏法，它主要以技術成熟、適用煤種廣、脫硫率高、脫硫劑來源廣等優點，現已成為我國重點提倡的一種濕法脫硫方法，但在實踐中，存在著結垢堵塞、腐蝕、廢液處理等問題，而要徹底解決這些問題則是改進濕法脫硫技術的核心一環。
（一）結垢堵塞
在濕法煙氣脫硫中，管道與設備是否結垢堵塞，已成為脫硫裝置能否正常運行的關鍵問題，要解決結垢堵塞問題，我們需弄清結垢的機理，以及影響和造成結垢堵塞的因素，然後才能有針對性地從工藝設計、設備結構、操作控制等方面著手解決。
對於造成結垢堵塞的原因，肖文德等人認為主要有如下3種方式：（1）因溶液或料漿中水分蒸發，導致固體沉積；（2）Ca（OH）2或CaCO3沉積或結晶析出，造成結垢；（3）CaSO3或CaSO4從溶液中結晶析出，石膏晶種沉澱在設備表面並生長而造成結垢。但在操作中出現的人為因素也是需重視的原因，如：（1）沒有嚴格按操作規程，加入的鈣質脫硫劑過量，引起洗滌液pH值過高，促進了CO2的吸收，生成過多的CaCO3，CsSO4等沉澱物質；（2）將含塵多的煙氣沒經嚴格除塵就進入吸收塔脫硫。
現在還沒有完善的方法能能絕對地解決此問題。目前，一些常見的防止結垢堵塞的方法有：（1）在工藝操作上，控制吸收液中水分蒸發速度和蒸發量；（2）適當控制料漿的pH值。因為隨pH值的升高，CaSO3溶解度明顯下降。所以料漿的pH越低就越不易造成結垢。但是，若pH值過低，溶液中有較多的CaSO3，易使石灰石粒子表面鈍化而抑制了吸收反應的進行，並且過低還易腐蝕設備，所以漿液的pH值應控制適當，一般採用石灰石漿液時，pH值控制為5.8～6.2；（3）溶液中易於結晶的物質不能過飽和，保持溶液有一定的晶種；（4）在吸收液中加入CaSO4·2H2O或CaSO3晶種來控制吸收液過飽和並提供足夠的沉積表面，使溶解鹽優先沉澱在上面，減少固體物向設備表面的沉積和增長；（5）對於難溶的鈣質吸收劑要採用較小的濃度和較大的液氣化。如：石灰石漿液的濃度一般控制小於15%；（6）嚴格除塵，控制煙氣中的煙塵量；（7）設備結構要作特殊設計，盡量滿足吸收塔持液量大、氣液相間相對速度高、有較大的氣液接觸面積、內部構件少、壓力降小等條件。另外還要選擇表面光滑、不易腐蝕的材料製作吸收設備，在吸收塔的選型方面也應注意。例如：流動床洗滌塔比固定填充洗滌塔不易結垢和堵塞；（8）使用添加劑也是防止設備結垢的有效方法。目前使用的添加劑有CaCl2，Mg（OH）2，已二酸等。
另一種結垢原因是煙氣中的O2將CaSO3氧化成為CaSO4（石膏），並使石膏過飽和。這種現象主要發生在自然氧化的濕法系統中。其控制措施是通過強制氧化和抑制氧化的調節手段。既要將全部CaSO3氧化成為CaSO4，又要使其在非飽和狀態下形成的結晶，可有效地控制結垢。
（二）腐蝕
設備腐蝕的原因十分復雜，它與多種因素有關。如：溶液的溫度、pH值、煤種燃燒狀態、氯離子濃度等。燃煤燃燒過程中除生成SO2以外，還生成少量的SO3，而SO3可與煙氣中的水分（4%～12%）生成硫酸霧。當溫度較低時，硫酸霧凝結成硫酸除著在設備的內壁上，或溶解於洗滌液中，這就是濕法吸收塔及有關設備腐蝕相當嚴重的主要原因。
目前，對濕式脫硫系統各部位合理的選擇防腐材料及在設備內外塗防腐材料是解決腐蝕問題的主要方法。如：經受高溫、腐蝕、磨損較快的部位，可採用麻石、陶瓷或改性高硅鑄鐵；經受中低溫和腐蝕、磨損不嚴重的部位，可採用防腐防磨塗料作表面處理。日本日立公司的防腐措施是：在煙氣再熱器、吸收塔入口煙道、吸收塔煙氣進口段，均採用耐熱玻璃鱗片樹脂塗層，在吸收塔噴淋區採用不銹鋼或碳鋼橡膠襯里。另外可適當控制pH值來避免腐蝕，如：石灰石料漿的pH值一般控制在6.5～6.8。
（三）煙氣脫水
濕法吸收塔在運行過程中，易產生粒徑為10～60μm的「霧」。「霧」不僅含有水分，它還溶有硫酸、硫酸鹽、SO2等。如不妥善解決，將使煙氣帶水，腐蝕管道和風機，並使風機葉輪粘灰、結垢，引起風機震動，縮短風機使用壽命。因此，濕法除塵必須配置除備的設備，其性能直接影響到濕法煙氣脫硫系統能否連續可靠運行。
除霧器通常由除霧器本體及沖洗系統構成。除霧器本體作用是捕集煙氣中的液滴及少量粉塵，減少煙氣帶水，防止風機振動；沖洗系統是定期沖洗由除霧器葉片捕集的液滴、粉塵，防止葉片結垢，維持系統正常運行。除霧器多設在吸收塔的頂部。通常應設二級除霧器，使得凈化除霧後煙氣中殘余的水分一般不得超過100mg/m3，否則將腐蝕熱交換器、煙道和風機。
（四）廢水的處理
鹼液吸收煙氣中的SO2後，主要生成含有煙塵、硫酸鹽、亞硫酸鹽等的呈膠體懸浮狀態的廢渣液，其pH值低於5.7，呈弱酸性。所以，這類廢水必須適當處理，達標後才能外排。否則會造成二次污染。廢水的合理處理應該是能回收和綜合利用廢水中的硫酸鹽類，使廢物資源化。如：日本和德國由於石膏資源缺乏，所以在濕法石灰石/石灰－石膏法煙氣脫硫中，成功地將廢水中的硫酸鹽類轉化成石膏；也可將廢水中的硫酸鹽類轉化成高濃度高純度的液體SO2，作為生產硫酸的原料。現在，國內外電廠對石灰石－石膏法的脫硫廢水主要以化學處理為主。先將廢水在緩沖池中經空氣氧化，使低價金屬離子氧化成高價（其目的是使金屬離子更易於沉澱去除），然後進入中和池，在中和池中加入鹼性物質石灰乳，使金屬離子在中和池中形成氫氧化物沉澱，部分金屬離子得以去除。但是，還有一些金屬的氫氧化物（如Fe，Cr，Ni）為兩性化合物，隨著pH值的升高，其溶解度反而增大，因而，中和後的廢水通常採用硫化物進行沉澱處理，使廢水中的金屬離子更有效地去除。廢水經反應池形成的金屬硫化物後進入絮凝池，加入一定的混凝劑使細小的沉澱物絮凝沉澱。然後將混凝後的廢水進入沉掌政池進行固液分離，分離出來的污泥一部分送到污泥處理系統，進行污泥脫水處理，而另一部分則迴流到中和池，提供絮凝的結晶核，沉澱池出水的pH值較高，需進行處理達標後才能排放。
四、結語
目前，我國中小型燃煤鍋爐煙氣脫硫大部分已採用濕式脫硫，但目前它還存在一些問題，嚴重的影響它的總體效率及利用范圍，所以找出合理的方法來解決這些問題勢在必行。
（一）對於設備的結垢堵塞問題，主要以提供沉積表面、精簡設備內部構件和使用添加劑來防止。
（二）對於腐蝕問題，則主要以改善設備的材料來考慮。
（三）對於脫硫廢水的處理問題，主要是防止二次污染。首先應分離出廢水中的有用物質，如將其中的硫轉化為硫磺或石膏等，廢水經處理後再回用。
脫硝
1、SCR（選擇性催化還原脫硝）技術：
SCR 是目前最成熟的煙氣脫硝技術, 它是一種爐後脫硝方法, 最早由日本於 20 世紀 60~70 年代後期完成商業運行, 是利用還原劑(NH3, 尿素)在金屬催化劑作用下, 選擇性地與 NOx 反應生成 N2 和H2O, 而不是被 O2 氧化, 故稱為「 選擇性」 。選擇性非催化還原法是一種不使用催化劑，在 850～1100℃溫度范圍內還原NOx的方法。最常使用的葯品為氨和尿素。氨氣作為脫硝劑被噴入高溫煙氣脫硝裝置中,在催化劑的作用下將煙氣中NOx 分解成為N2和H2O,其反應公式如下:
4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O ； NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O ；
一般通過使用適當的催化劑,上述反應可以在200 ℃～450 ℃的溫度范圍內有效進行, 在NH3 /NO = 1的情況下,可以達到80～90%的脫硝效率。 煙氣中的NOx 濃度通常是低的,但是煙氣的體積相對很大,因此用在SCR裝置的催化劑一定 是高性能。因此用在這種條件下的催化劑一定滿足燃煤鍋爐高可靠性運行的要求。一般來說，SNCR脫硝效率對大型燃煤機組可達 25%～40% ,對小型機組可達 80%。由於該法受鍋爐結構尺寸影響很大，多用作低氮燃燒技術的補充處理手段。其工程造價低、布置簡易、佔地面積小，適合老廠改造，新廠可以根據鍋爐設計配合使用。
2、SNCR（選擇性非催化還原脫硝）技術
SNCR脫硝技術原理
SNCR工藝以爐膛作為反應器，是目前舊機組脫硝技術改造時主要採用的脫硝技術。一般可獲得30%~50%的NOx脫除率，所用的還原劑一般為氨、氨水和尿素等。由於尿素比氨具有更好的鍋爐內分布性能，且尿素是一般化學葯品，運輸存儲簡單安全、貨源易得，而氨屬於危險化學葯品，SNCR一般採用尿素作為還原劑。選擇性非催化還原（SNCR）脫除NOx技術是把含有NHx基的還原劑，噴入爐膛，該還原劑迅速熱分解成NH3選擇性地與煙氣中的NOx反應生成N2、CO2、H2O等無害氣體。
流程說明：將滿足要求的尿素固體顆粒卸至尿素儲料倉，由計量給料裝置進入配液池，在加熱的條件下，用工藝水將尿素固體顆粒配製成尿素溶液，經配料輸送泵送至溶液儲罐，儲罐中的尿素溶液通過加壓泵和輸送管道送到爐前噴射系統，經布置在鍋爐四周的霧化噴嘴噴入爐膛900~1100℃的溫度區域。儲罐輸出的尿素溶液，可和工藝水混合配製成不同濃度的尿素溶液以滿足鍋爐不同負荷的要求；噴嘴可布置多層以滿足不同溫度區域的要求。適用范圍：新建、擴建、改建機組或現役的舊機組，受場地限制，要求脫硝效率不太高的機組。
SNCR工藝特點：
以爐膛作為反應器，不需要催化劑，投資運行成本較低；
脫硝效率中等，一般為30%--50%，與低氮燃燒技術組合效果更好，可達到70％的脫硝率；
造成空氣預熱器和靜電除塵器的堵塞和腐蝕比SCR低。
⑻ 鍋爐煙氣脫硫設計(浮閥塔)
硫技術
通過對國內外脫硫技術以及國內電力行業引進脫硫工藝試點廠情況的分析研究，目前脫硫方法一般可劃分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒後脫硫等3類。
其中燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）,在FGD技術中,按脫硫劑的種類劃分,可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機鹼為基礎的有機鹼法。世界上普遍使用的商業化技術是鈣法，所佔比例在90%以上。按吸收劑及脫硫產物在脫硫過程中的干濕狀態又可將脫硫技術分為濕法、干法和半干（半濕）法。濕法FGD技術是用含有吸收劑的溶液或漿液在濕狀態下脫硫和處理脫硫產物，該法具有脫硫反應速度快、設備簡單、脫硫效率高等優點，但普遍存在腐蝕嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。干法FGD技術的脫硫吸收和產物處理均在干狀態下進行，該法具有無污水廢酸排出、設備腐蝕程度較輕，煙氣在凈化過程中無明顯降溫、凈化後煙溫高、利於煙囪排氣擴散、二次污染少等優點，但存在脫硫效率低，反應速度較慢、設備龐大等問題。半干法FGD技術是指脫硫劑在乾燥狀態下脫硫、在濕狀態下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物（如噴霧乾燥法）的煙氣脫硫技術。特別是在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物的半干法，以其既有濕法脫硫反應速度快、脫硫效率高的優點，又有干法無污水廢酸排出、脫硫後產物易於處理的優勢而受到人們廣泛的關注。按脫硫產物的用途，可分為拋棄法和回收法兩種。
1．1脫硫的幾種工藝
（1）石灰石——石膏法煙氣脫硫工藝
石灰石——石膏法脫硫工藝是世界上應用最廣泛的一種脫硫技術，日本、德國、美國的火力發電廠採用的煙氣脫硫裝置約90%採用此工藝。
它的工作原理是：將石灰石粉加水製成漿液作為吸收劑泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及從塔下部鼓入的空氣進行氧化反應生成硫酸鈣，硫酸鈣達到一定飽和度後，結晶形成二水石膏。經吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水，使其含水量小於10%，然後用輸送機送至石膏貯倉堆放，脫硫後的煙氣經過除霧器除去霧滴，再經過換熱器加熱升溫後，由煙囪排入大氣。由於吸收塔內吸收劑漿液通過循環泵反復循環與煙氣接觸，吸收劑利用率很高，鈣硫比較低，脫硫效率可大於95% 。
（2）旋轉噴霧乾燥煙氣脫硫工藝
噴霧乾燥法脫硫工藝以石灰為脫硫吸收劑，石灰經消化並加水製成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位於吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的SO2發生化學反應生成CaSO3,煙氣中的SO2被脫除。與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發而乾燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫反應產物及未被利用的吸收劑以乾燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來。脫硫後的煙氣經除塵器除塵後排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分除塵器收集物加入制漿系統進行循環利用。該工藝有兩種不同的霧化形式可供選擇，一種為旋轉噴霧輪霧化，另一種為氣液兩相流。
噴霧乾燥法脫硫工藝具有技術成熟、工藝流程較為簡單、系統可靠性高等特點，脫硫率可達到85%以上。該工藝在美國及西歐一些國家有一定應用范圍（8%）。脫硫灰渣可用作制磚、築路，但多為拋棄至灰場或回填廢舊礦坑。
（3） 磷銨肥法煙氣脫硫工藝
磷銨肥法煙氣脫硫技術屬於回收法，以其副產品為磷銨而命名。該工藝過程主要由吸附（活性炭脫硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷礦萃取磷酸）、中和（磷銨中和液制備）、吸收（ 磷銨液脫硫制肥）、氧化（亞硫酸銨氧化）、濃縮乾燥（固體肥料制備）等單元組成。它分為兩個系統：
煙氣脫硫系統——煙氣經高效除塵器後使含塵量小於200mg/Nm3，用風機將煙壓升高到7000Pa，先經文氏管噴水降溫調濕，然後進入四塔並列的活性炭脫硫塔組（其中一隻塔周期性切換再生），控制一級脫硫率大於或等於70%，並製得30%左右濃度的硫酸，一級脫硫後的煙氣進入二級脫硫塔用磷銨漿液洗滌脫硫，凈化後的煙氣經分離霧沫後排放。
肥料制備系統——在常規單槽多漿萃取槽中，同一級脫硫製得的稀硫酸分解磷礦粉（P2O5 含量大於26%），過濾後獲得稀磷酸（其濃度大於10%），加氨中和後製得磷氨，作為二級脫硫劑，二級脫硫後的料漿經濃縮乾燥製成磷銨復合肥料。
（4）爐內噴鈣尾部增濕煙氣脫硫工藝
爐內噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850~1150℃溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由於反應在氣固兩相之間進行，受到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應器內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成氫氧化鈣進而與煙氣中的二氧化硫反應。當鈣硫比控制在2.0~2.5時，系統脫硫率可達到65~80%。由於增濕水的加入使煙氣溫度下降，一般控制出口煙氣溫度高於露點溫度10~15℃，增濕水由於煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的吸收劑、反應產物呈乾燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。
該脫硫工藝在芬蘭、美國、加拿大、法國等國家得到應用，採用這一脫硫技術的最大單機容量已達30萬千瓦。
（5）煙氣循環流化床脫硫工藝
煙氣循環流化床脫硫工藝由吸收劑制備、吸收塔、脫硫灰再循環、除塵器及控制系統等部分組成。該工藝一般採用干態的消石灰粉作為吸收劑，也可採用其它對二氧化硫有吸收反應能力的乾粉或漿液作為吸收劑。
由鍋爐排出的未經處理的煙氣從吸收塔（即流化床）底部進入。吸收塔底部為一個文丘里裝置，煙氣流經文丘里管後速度加快，並在此與很細的吸收劑粉末互相混合，顆粒之間、氣體與顆粒之間劇烈摩擦，形成流化床，在噴入均勻水霧降低煙溫的條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應生成CaSO3 和CaSO4。脫硫後攜帶大量固體顆粒的煙氣從吸收塔頂部排出，進入再循環除塵器，被分離出來的顆粒經中間灰倉返回吸收塔，由於固體顆粒反復循環達百次之多，故吸收劑利用率較高。
此工藝所產生的副產物呈乾粉狀，其化學成分與噴霧乾燥法脫硫工藝類似，主要由飛灰、CaSO3、CaSO4和未反應完的吸收劑Ca(OH)2等組成，適合作廢礦井回填、道路基礎等。
典型的煙氣循環流化床脫硫工藝，當燃煤含硫量為2%左右，鈣硫比不大於1.3時，脫硫率可達90%以上，排煙溫度約70℃。此工藝在國外目前應用在10~20萬千瓦等級機組。由於其佔地面積少，投資較省，尤其適合於老機組煙氣脫硫。
（6）海水脫硫工藝
海水脫硫工藝是利用海水的鹼度達到脫除煙氣中二氧化硫的一種脫硫方法。在脫硫吸收塔內，大量海水噴淋洗滌進入吸收塔內的燃煤煙氣，煙氣中的二氧化硫被海水吸收而除去，凈化後的煙氣經除霧器除霧、經煙氣換熱器加熱後排放。吸收二氧化硫後的海水與大量未脫硫的海水混合後，經曝氣池曝氣處理，使其中的SO32-被氧化成為穩定的SO42-，並使海水的PH值與COD調整達到排放標准後排放大海。海水脫硫工藝一般適用於靠海邊、擴散條件較好、用海水作為冷卻水、燃用低硫煤的電廠。海水脫硫工藝在挪威比較廣泛用於煉鋁廠、煉油廠等工業爐窯的煙氣脫硫，先後有20多套脫硫裝置投入運行。近幾年，海水脫硫工藝在電廠的應用取得了較快的進展。此種工藝最大問題是煙氣脫硫後可能產生的重金屬沉積和對海洋環境的影響需要長時間的觀察才能得出結論，因此在環境質量比較敏感和環保要求較高的區域需慎重考慮。
（7） 電子束法脫硫工藝
該工藝流程有排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的充入、電子束照射和副產品捕集等工序所組成。鍋爐所排出的煙氣，經過除塵器的粗濾處理之後進入冷卻塔，在冷卻塔內噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合於脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內完全得到蒸發，因此，不產生廢水。通過冷卻塔後的煙氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨水、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決於SOx濃度和NOx濃度，經過電子束照射後，SOx和NOx在自由基作用下生成中間生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然後硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀微粒（硫酸氨(NH4)2SO4與硝酸氨NH4NO3的混合粉體）。這些粉狀微粒一部分沉澱到反應器底部，通過輸送機排出，其餘被副產品除塵器所分離和捕集，經過造粒處理後被送到副產品倉庫儲藏。凈化後的煙氣經脫硫風機由煙囪向大氣排放。
（8）氨水洗滌法脫硫工藝
該脫硫工藝以氨水為吸收劑，副產硫酸銨化肥。鍋爐排出的煙氣經煙氣換熱器冷卻至90~100℃，進入預洗滌器經洗滌後除去HCI和HF，洗滌後的煙氣經過液滴分離器除去水滴進入前置洗滌器中。在前置洗滌器中，氨水自塔頂噴淋洗滌煙氣，煙氣中的SO2被洗滌吸收除去，經洗滌的煙氣排出後經液滴分離器除去攜帶的水滴，進入脫硫洗滌器。在該洗滌器中煙氣進一步被洗滌，經洗滌塔頂的除霧器除去霧滴，進入脫硫洗滌器。再經煙氣換熱器加熱後經煙囪排放。洗滌工藝中產生的濃度約30%的硫酸銨溶液排出洗滌塔，可以送到化肥廠進一步處理或直接作為液體氮肥出售，也可以把這種溶液進一步濃縮蒸發乾燥加工成顆粒、晶體或塊狀化肥出售。
1。2燃燒前脫硫
燃燒前脫硫就是在煤燃燒前把煤中的硫分脫除掉，燃燒前脫硫技術主要有物理洗選煤法、化學洗選煤法、煤的氣化和液化、水煤漿技術等。洗選煤是採用物理、化學或生物方式對鍋爐使用的原煤進行清洗，將煤中的硫部分除掉，使煤得以凈化並生產出不同質量、規格的產品。微生物脫硫技術從本質上講也是一種化學法，它是把煤粉懸浮在含細菌的氣泡液中，細菌產生的酶能促進硫氧化成硫酸鹽，從而達到脫硫的目的；微生物脫硫技術目前常用的脫硫細菌有：屬硫桿菌的氧化亞鐵硫桿菌、氧化硫桿菌、古細菌、熱硫化葉菌等。煤的氣化，是指用水蒸汽、氧氣或空氣作氧化劑，在高溫下與煤發生化學反應，生成H2、CO、CH4等可燃混合氣體（稱作煤氣）的過程。煤炭液化是將煤轉化為清潔的液體燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一種先進的潔凈煤技術。水煤漿（Coal Water Mixture，簡稱CWM）是將灰份小於10%，硫份小於0.5%、揮發份高的原料煤，研磨成250~300μm的細煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和約1%的添加劑的比例配製而成，水煤漿可以像燃料油一樣運輸、儲存和燃燒，燃燒時水煤漿從噴嘴高速噴出，霧化成50~70μm的霧滴，在預熱到600~700℃的爐膛內迅速蒸發，並拌有微爆，煤中揮發分析出而著火，其著火溫度比干煤粉還低。
燃燒前脫硫技術中物理洗選煤技術已成熟，應用最廣泛、最經濟，但只能脫無機硫；生物、化學法脫硫不僅能脫無機硫，也能脫除有機硫，但生產成本昂貴，距工業應用尚有較大距離；煤的氣化和液化還有待於進一步研究完善；微生物脫硫技術正在開發；水煤漿是一種新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一樣的流動性和穩定性，被稱為液態煤炭產品，市場潛力巨大，目前已具備商業化條件。
煤的燃燒前的脫硫技術盡管還存在著種種問題，但其優點是能同時除去灰分，減輕運輸量，減輕鍋爐的沾污和磨損，減少電廠灰渣處理量，還可回收部分硫資源。
1．3 燃燒中脫硫，又稱爐內脫硫
爐內脫硫是在燃燒過程中，向爐內加入固硫劑如CaCO3等，使煤中硫分轉化成硫酸鹽，隨爐渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB爐內噴鈣技術
早在本世紀60年代末70年代初，爐內噴固硫劑脫硫技術的研究工作已開展，但由於脫硫效率低於10%～30％，既不能與濕法FGD相比，也難以滿足高達90%的脫除率要求。一度被冷落。但在1981年美國國家環保局EPA研究了爐內噴鈣多段燃燒降低氮氧化物的脫硫技術，簡稱LIMB，並取得了一些經驗。Ca／S在2以上時，用石灰石或消石灰作吸收劑，脫硫率分別可達40%和60%。對燃用中、低含硫量的煤的脫硫來說，只要能滿足環保要求，不一定非要求用投資費用很高的煙氣脫硫技術。爐內噴鈣脫硫工藝簡單，投資費用低，特別適用於老廠的改造。
（2） LIFAC煙氣脫硫工藝
LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉，並在鍋爐空氣預熱器後增設活化反應器，用以脫除煙氣中的SO2。芬蘭Tampella和IVO公司開發的這種脫硫工藝，於1986年首先投入商業運行。LIFAC工藝的脫硫效率一般為60%～85％。
加拿大最先進的燃煤電廠Shand電站採用LIFAC煙氣脫硫工藝，8個月的運行結果表明，其脫硫工藝性能良好，脫硫率和設備可用率都達到了一些成熟的SO2控制技術相當的水平。我國下關電廠引進LIFAC脫硫工藝，其工藝投資少、佔地面積小、沒有廢水排放，有利於老電廠改造。
1．4 燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）
燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今後一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為：脫硫效率高、裝機容量大、技術水平先進、投資省、佔地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
1．3．1乾式煙氣脫硫工藝
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈干態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程式控制制要求很高。
（1） 噴霧乾式煙氣脫硫工藝：噴霧乾式煙氣脫硫(簡稱干法FGD)，最先由美國JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣應用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物，最後連同飛灰一起被除塵器收集。我國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
（2） 粉煤灰乾式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的乾式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰乾式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3／h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1／4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
1．3．2 濕法FGD工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸鈉(Na2CO3)等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%～98％)，機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局(EPA)的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法佔39.6％，石灰石法佔47.4％，兩法共佔87%；雙鹼法佔4.1％，碳酸鈉法佔3.1％。世界各國(如德國、日本等)，在大型火電廠中，90%以上採用濕式石灰／石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。
石灰或石灰石法主要的化學反應機理為：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要優點是能廣泛地進行商品化開發，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上應用最多的一種FGD工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上。
傳統的石灰／石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現為設備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設備製造廠商採用了各種不同的方法，開發出第二代、第三代石灰／石灰石脫硫工藝系統。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫後的煙氣一般溫度較低(45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，應用較多的是技術上成熟的再生(回轉)式煙氣熱交換器(GGH)。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水余熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
1．5等離子體煙氣脫硫技術
等離子體煙氣脫硫技術研究始於70年代，目前世界上已較大規模開展研究的方法有2類：
（1） 電子束輻照法(EB)
電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時，會使煙氣中的分子如O2、H2O等處於激發態、離子或裂解，產生強氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對煙氣中的SO2和NO進行氧化，分別變成SO3和NO2或相應的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達到脫硫脫硝的目的。
（2） 脈沖電暈法(PPCP)
脈沖電暈放電脫硫脫硝的基本原理和電子束輻照脫硫脫硝的基本原理基本一致，世界上許多國家進行了大量的實驗研究，並且進行了較大規模的中間試驗，但仍然有許多問題有待研究解決。
1．6 海水脫硫
海水通常呈鹼性，自然鹼度大約為1．2～2．5mmol/L，這使得海水具有天然的酸鹼緩沖能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發並成功地應用海水洗滌煙氣中的SO2，達到煙氣凈化的目的。
海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統等組成。