设计烟气脱硫装置

1. 锅炉烟气脱硫设计(浮阀塔)

硫技术
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。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。
1．1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% 。
（2）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。
（3） 磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（ 磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
（4）炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多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氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，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二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。
（5）烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。
典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。
（6）海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。
（7） 电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
（8）氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
1。2燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆（Coal Water Mixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。
燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。
煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
1．3 燃烧中脱硫，又称炉内脱硫
炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB炉内喷钙技术
早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。
（2） LIFAC烟气脱硫工艺
LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。
加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。
1．4 燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）
燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
1．3．1干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。
（1） 喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
（2） 粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。
1．3．2 湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。
传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。
湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工艺；氨法等。
在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。
1．5等离子体烟气脱硫技术
等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：
（1） 电子束辐照法(EB)
电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。
（2） 脉冲电晕法(PPCP)
脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。
1．6 海水脱硫
海水通常呈碱性，自然碱度大约为1．2～2．5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。
海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。

2. 袋式除尘器烟气脱硫工艺及原理

袋式除尘器由含尘气体入口至净化烟气出口，本体结构由进气管路、进气室、袋室、灰斗、排灰阀、出口管道及反吹风系统和清灰控制系统所组成。

袋式除尘器本体为全钢结构，并设计由防热膨胀机构措施，外壳采用轻质岩棉板双层保温，外表用0.5镀锌板防护，并采用抽拉铆钉新工艺安装，花板用冷冲压压延滚压成型工艺，既增加强度又保证设备质量。

袋式除尘器采用的是经特殊处理的耐高温玻纤布袋，其抗折性、耐磨性、强度及热冲击性能均较好,并可根据不同的烟气特性，对玻纤进行相应的处理，达到需方使用要求和排放标准。

脱硫除尘器是通过控制二氧化硫排放的技术，除尘器不仅能脱除烟气中的二氧化硫，并能生产出高附加值的硫酸氨化肥产品。该锅炉除尘设备利用一定浓度(此处以28%为例)的氨水作为脱硫剂，生成的硫酸氨浆液，输送到化肥厂处理系统。脱硫过程中使用的氨水需要量，由预设PH控制阀来自动调节，并由流量计进行测定。硫酸氨结晶体在脱硫除尘器中被饱和的硫酸氨浆液结晶出来，生成35%重量比左右的悬浮粒子。这些浆液被子泵送到处理场，经过初级和二级脱水，然后，再送到化肥厂进行进一步脱水、干燥、冷凝和存储，通过锅炉除尘设备对烟气脱硫的同时，锅炉除尘器还生成了可观的副产品，达到一定的经济效益。

袋式除尘器

3. 谁有火电厂锅炉烟气脱硫除尘系统设计

我们单位是做锅炉辅机的，这是一种脱硫装置，主要就是喷淋脱硫。但是没有具体设计，因为设计具体需要计算、选型，才能设计的。不是广告哈，只是无意发现，希望能帮你。需要M我。

4. 寻求高浓度SO2烟气烟道式脱硫工艺

山东国舜建设集团有限公司30年的脱硫

5. 急急急~锅炉烟气脱硫设计方案

现在有很多脱硫的方法 最常见的就是干法和湿法两种
上海科格思过滤材料有限公司
我们是成产除尘布袋的厂家
宋旭
电话021-61506009
硫技术
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。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。
1．1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% 。
（2）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。
（3） 磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（ 磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
（4）炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多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氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，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二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。
（5）烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。
典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。
（6）海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。
（7） 电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
（8）氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
1。2燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆（Coal Water Mixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。
燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。
煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
1．3 燃烧中脱硫，又称炉内脱硫
炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB炉内喷钙技术
早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。
（2） LIFAC烟气脱硫工艺
LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。
加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。
1．4 燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）
燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
1．3．1干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。
（1） 喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
（2） 粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。
1．3．2 湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。
传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。
湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工艺；氨法等。
在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。
1．5等离子体烟气脱硫技术
等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：
（1） 电子束辐照法(EB)
电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。
（2） 脉冲电晕法(PPCP)
脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。
1．6 海水脱硫
海水通常呈碱性，自然碱度大约为1．2～2．5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。
海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。

6. 湿法脱硫技术的原理、工艺流程等

湿法脱硫工艺技术原理、流程：

烟气进入脱硫装置的湿式吸收塔，与自上而下喷淋的碱性石灰石浆液雾滴逆流接触，其中的酸性氧化物SO2以及其他污染物HCL、HF等被吸收，烟气得以充分净化；吸收SO2后的浆液反应生成CaSO3，通过就地强制氧化、结晶生成CaSO4•2H2O，经脱水后得到商品级脱硫副产品—石膏，最终实现含硫烟气的综合治理。

(6)设计烟气脱硫装置扩展阅读：

技术优势：

1集消烟、脱硫、脱氮、除尘、脱水一体化同时完成的技术设计，结构简单紧凑、工艺流程合理，内部不易结垢堵塞，烟气不带水设计；

2设备内部有效面积使用率达100%设计，用烟尘在整个净化过程中全部完全溶于碱性水溶液，达到高效传质的效果；

3应用高效外溅喷射雾化设计，设备内部无易损件设计，保证最高效的脱硫与除尘；

4构成烟气与碱性溶液最充分的传质过程、以保证达到最高效的脱硫与除尘；

5制造材料可选用天然耐磨蚀的花岗石制成，解决了环保设备长期以来不耐磨、不抗腐蚀、寿命短等缺点；

6保证一定的液气化、稳定的二氧化硫吸收速率、控制ph值在10左右25%的稀碱液作为二氧化硫吸收剂。不易挥发、损失小，实现脱硫效率高、效果稳定，还有效地解决了设备内部积灰、结垢问题；

7设备内部畅通的烟气通道设计、烟气走向没有死角，降低烟气热态阻力，保证设计工况下的效果，不影响锅炉等燃烧设备的运行；

8简易高效的循环双碱法脱硫原理，充分利用了工厂生产的废碱液、以废治废、综合利用、降低运行成本、碱性水闭路循环使用、废水利用率100%、实现无二次废水污染排放

7. 烟气组分的分析计算对整个脱硫系统设计有用吗

发个资料给你，希望对你有帮助。这是一位国内树脂类防腐专家写的。 热电厂脱硫系统防腐技术 1 脱硫系统简介 图1 脱硫系统示意图 热电厂脱硫系统是与电厂主体从功能、结构、运行方式都完全不同的相对独立的系统，可以认为，脱硫系统是电厂内部的一个小化工厂或是化工车间，它的原料是从锅炉出来的原烟气和石灰石浆液（或其他吸收剂），产品是净烟气和石膏（或其他产品）。反应原理如下： a 吸收反应： so2+h2o→h2so3 h2so3→h++so3－ b 氧化反应： so3－+1/2o2→hso4－ hso4－→h++so42－ c 中和反应： ca2++co32—+2h++so42－+h2o→caso4·2h2o+co2 总反应： so2+2h2o+1/2o2+caco3→caso4·2h2o+co2 2 脱硫系统腐蚀环境 按腐蚀介质的不同，可以把脱硫系统再划分为烟气系统、浆液系统和吸收塔。 2.1 烟气系统 从锅炉出来的原烟气，经过气体换热器（ggh）降温后进入吸收塔，脱硫后的净烟气经除雾器除雾后，再经ggh升温后，经烟道进入烟囱进行排放。凡主要与烟气接触的烟道和设备，均可归入烟气系统，包括原烟气烟道、挡板门、ggh、除雾器、净烟气烟道、烟囱等。 原烟气中含有so2、co2、nox、hf等腐蚀性气体，进入ggh之前的原烟气温度高、湿度小，腐蚀性很小，经过ggh降温后，腐蚀性增加，经过吸收塔后的净烟气湿度大、温度低，加上残留的so2等，使得净烟气腐蚀性最强。 2.2 浆液系统 凡与浆液接触的管道和设备，包括吸收剂制备系统和吸收系统中与浆液接触的管道和泵、搅拌器、过滤器（滤网）、浆液箱（罐、池）均属于浆液系统。 在湿法脱硫（石灰石－石膏）中，随着吸收剂caco3的加入，吸收塔浆液将达到某一ph值。高ph值的浆液环境有利于so2的吸收，而低ph则有助于ca2+的析出，二者互相对立。在一定范围内随着吸收塔浆液ph值的升高，脱硫率一般呈上升趋势，但当ph值到达一定值（邻界值）时，脱硫率不会继续升高；这时再提高ph值，脱硫率反而会降低，并且石膏浆液中caco3的含量会增加，而caso4·2h2o含量会降低，显然此时so2与脱硫剂的反应不彻底，既浪费了石灰石，又降低了石膏的品质。因此选择合适的ph值对烟气脱硫反应至关重要。最佳ph值应综合考虑防垢、脱硫效率和吸收剂caco3的利用率。根据工艺设计和经验一般控制吸收塔浆液的ph值在5.0～5.4之间。因此，吸收塔中的浆液呈酸性。 另外，如果将脱硫石膏脱水后储存或运走，从石膏中分离出的水要利用，并送到吸收剂制备系统，以利于caco3中ca2+的析出。 2.3 吸收塔 吸收塔是湿法脱硫系统（fgd）的心脏，原烟气在吸收塔内经过石灰石浆液的喷淋清洗，脱除二氧化硫，达到符合环保排放标准的净烟气。 浆液中的吸收剂和烟气中的二氧化硫在吸收塔交汇发生反应，浆液喷淋对塔壁有冲刷磨损，高温烟气经喷淋温度降低，有温度交变的冲击，因此吸收塔是腐蚀作用最强的环境。 3 脱硫系统防腐技术 3.1 烟气系统 3.1.1 烟道 高温原烟气腐蚀性很低，不做防腐。凡与净烟气及低温烟气接触的烟道，即从烟气换热器（ggh）原烟道侧入弯头处直至烟囱的烟道（包括烟道内的导流板），均应采取防腐措施。对于没有装设烟气换热器的脱硫装置，应从距离吸收塔入口至少5米处开始采取防腐措施。 烟道的防腐一般采用乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料或衬镍基合金的方式；导流板直接用镍基合金；烟囱一般采用乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料、贴玻璃砖或衬镍基合金的方式。 吸收塔入口处的烟道，一般采用乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料加瓷砖或直接采用镍基合金。 3.1.2 设备 烟气系统主要设备有换热器、挡板门、除雾器。 a 换热器 换热器的壳体内表面的防腐一般是采用乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料； 换热组件一般为涂搪瓷。 b 挡板门： 需要防腐的挡板门是脱硫出口挡板门和旁路挡板门。 其框架、叶片、轴、螺栓和密封片均应采用镍基合金。 c 除雾器： 除雾器的框架、除雾板、螺拴、冲洗水管及喷嘴等均可聚丙烯等塑料。 3.2 浆液系统 由于从石膏分离出来的水去浆液制备系统循环利用，所以凡与浆液接触的管道和设备，包括吸收剂制备系统和吸收系统中与浆液接触的管道和泵、搅拌器、过滤器（滤网）、浆液箱（罐、池）均处于酸性液体介质腐蚀环境，均应进行防腐。 3.2.1 管道 a 浆液输送管道： 浆液输送管道的防腐一般采用碳钢管衬丁基橡胶或聚丙烯塑料，或采用玻璃钢管 b 吸收塔内部管道： 吸收塔内部管道一般采用玻璃钢管（frp）。 3.2.2 设备 浆液系统主要设备有泵、搅拌器、过滤器（滤网）、浆液箱（罐、池）。 a 泵 与浆液接触的泵的外壳一般为钢衬胶，而叶轮一般为耐酸、耐磨合金钢。 b 搅拌器： 侧进式搅拌器的叶片可以是合金钢，也可以是钢衬胶；轴应为合金钢；顶进式搅拌器的叶片和轴都可以是钢衬胶。 c 过滤器（滤网）： 过滤器的外壳一般采用钢衬胶或乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料，而滤网采用镍基合金。 d 浆液箱（罐、池）： 储存浆液的箱、罐、池，都要进行防腐。防腐措施一般是衬胶或采用乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料。 3.3 吸收塔 脱硫反应在吸收塔进行，既有最强的腐蚀介质，又有冷热交变，还有喷淋冲刷，是最为恶劣的腐蚀环境，因此，防腐措施除要求耐强腐蚀外，还要求耐冷热冲击、耐磨，一般是采用乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料、衬胶或直接采用镍基合金，在被浆液冲刷较严重的地方和浆池底部防腐层要加厚。 4 xxxx系列烟道涂料 4.1 产品简介 脱硫系统中除设备、浆液管道外，其余部位防腐均可采用乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料。 乙烯基酯树脂是由环氧树脂与丙烯酸和甲基丙烯酸反应而来的，通过与苯乙烯交联成立体结构，对酯基进行空间保护，具有耐酸、碱、盐、有机化合物腐蚀的性能及突出的耐温性能。除耐碱性不如环氧树脂外，耐其他腐蚀介质能力和耐温性能均优于环氧树脂，附着力、力学机械性能等与环氧树脂相近，缺点是固化收缩率大，标准乙烯基酯树脂固化后体积收缩率约6％，酚醛乙烯基酯树脂可达11％左右。配方选择不当、施工质量控制不严格容易造成涂层收缩开裂，严重时会大面积脱落，这是这类产品以往应用中容易发生的质量事故。 xxx系列烟道涂料通过加入各类助剂，将体积收缩率降低至2％以下，与环氧树脂类产品相当，若能严格按施工工艺要求进行施工，可完全避免发生收缩开裂的问题。根据使用环境温度不同，开发了xxx-1、xxx-2两个系列产品，每个系列均有底漆、（i）型、（ii）型、m型（耐磨面漆）4个产品。xxxx－1系列采用标准型乙烯基酯树脂，耐温180℃以下，短时可耐220℃（1小时）；xxxx－2系列采用酚醛型乙烯基酯树脂，耐温200℃以下，短时可耐260℃（1小时），耐腐蚀性也优于xxx－1系列。产品技术指标见表1和表2。 表1 xxx－1脱硫烟道涂料技术要求 序号项目指标xxx－1dxxx－1（i）xxx－1（ii）xxx－1m1容器中状态浅褐色透明液体深灰色粘稠液体，无硬块，搅拌后呈均匀状态白色粘稠液体，无硬块，搅拌后呈均匀状态黑色粘稠液体，无硬块，搅拌后呈均匀状态2漆膜颜色及外观无色或浅褐色，漆膜平整深灰色，漆膜致密白色，漆膜致密黑色，漆膜致密3密度，g/ml1.061.351.151.364粘度，组分a，s≥15≥60≥60≥605抗流挂性，μm—≥1006固体含量，组份a，wt%≥60≥807干燥时间（23℃），h表干时间实干时间≤1≤24≤2≤248适用期（23℃），h1≥29柔韧性，mm≤1－10耐磨性（g,1kg500r）—≤0.06≤0.06≤0.0411附着力（拉开法），mpa≥5—12人工加速老化b—500h不起泡、不脱落，不龟裂、不粉化13耐水性，72h漆膜不起泡、无剥落、无锈斑14耐盐水性，72h漆膜不起泡、无剥落、无锈斑15浸水24h吸水率≤1%16耐热性220℃±5℃恒温1h，冷却涂层无裂纹、起泡、剥落17耐腐蚀性，80℃，15d40%硫酸浸泡后，涂层无裂纹、起泡、剥落18耐冻融循环性，次50℃±2℃/-23℃±2℃，各恒温3h，循环10次，涂层无裂纹、起泡、剥落19耐急冷、急热220℃±5℃/23℃±2℃＋吹风，各恒温1h，循环5次，涂层无裂纹、起泡、剥落注：1、13～19项涂层体系为：xxx－1d：30μm xxx－1（i）：800μm xxx－1（ii）：100μm xxx-1m：100μm 总厚度约1000μm。 2、人工加速老化的技术指标为保证项目，不作为出厂检验和型式检验项目。 表2 xxx－2脱硫烟道涂料技术要求 序号项目指标xxx－2dxxx－2（i）xxx－2（ii）xxx－2m1容器中状态浅褐色透明液体深灰色粘稠液体，无硬块，搅拌后呈均匀状态白色粘稠液体，无硬块，搅拌后呈均匀状态黑色粘稠液体，无硬块，搅拌后呈均匀状态2漆膜颜色及外观无色或浅褐色，漆膜平整深灰色，漆膜致密白色，漆膜致密黑色，漆膜致密3密度，g/ml1.061.351.151.364粘度，组分a，s≥15≥60≥60≥605抗流挂性，μm—≥1006固体含量，组份a，wt%≥60≥807干燥时间（23℃），h表干时间实干时间≤1≤24≤2≤248适用期（23℃），h1≥29柔韧性，mm≤1—10耐磨性（g,1kg500r）—≤0.06≤0.06≤0.0411人工加速老化b—500h不起泡、不脱落，不龟裂、不粉化12附着力（拉开法），mpa≥5—13耐水性，72h漆膜不起泡、无剥落、无锈斑14耐盐水性，72h漆膜不起泡、无剥落、无锈斑15浸水24h吸水率≤1%16耐热性250℃±5℃恒温1h，冷却涂层无裂纹、起泡、剥落17耐腐蚀性，80℃，15d50%硫酸浸泡后，涂层无裂纹、起泡、剥落18耐冻融循环性，次50℃±2℃/-23℃±2℃，各恒温3h，循环10次，涂层无裂纹、起泡、剥落19耐急冷、急热250℃±5℃/23℃±2℃＋吹风，各恒温1h，循环5次，涂层无裂纹、起泡、剥落注：1、13～19项涂层体系为：xxx－2d：30μm xxx－2（i）：800μm xxx－2（ii）：100μm xxx-2m：100μm 总厚度约1000μm。 2、人工加速老化的技术指标为保证项目，不作为出厂检验和型式检验项目。 4.2 施工方案和工艺 4.2.1 施工方案 材料选择和厚度按设计要求。 涂层中间加1－2道玻璃布加强。 4.2.2 施工工艺 （1） 环境要求 冬季施工时，应采取保温措施，防止凝露；建议采取加热措施，使环境温度在15℃以上。 遇有雨、雾、雪、霜、大的风砂等天气不宜施工。 （2） 表面处理 钢材表面要求喷砂处理至国标sa2.5级以上，除去粉尘及油污。 （3） xxx－1d、xxx－2d施工 刷涂或滚涂，两组分比例a：b＝100：1～2，按适用期调整a、b的比例，使适用期在1小时以上，搅拌均匀。根据施工人员多少和刷涂速度决定配料量，要求在适用期内用完，建议每人每次配料量1kg左右为宜。底漆以润湿基材形成连续涂膜为宜，理论涂布量为35g/m2（30 μm ），实际涂布量可达80～100g/m2。 表干时间：约1小时（23℃），实干24小时。施工8小时后即可进行下一道涂层施工。 （4） xxx－1（i）、xxx－2（i）施工 刮涂或抹涂，两组分比例a：b＝100：1～2，按适用期调整a、b的比例，使适用期在1小时以上，搅拌均匀。根据施工人员多少和刮涂速度决定配料量，要求在适用期内用完，建议每人每次配料量1kg左右为宜。（i）型粘度大，要求反复刮抹几次，赶尽气泡并使鳞片铺平。 在（i）型中间加玻璃布加强。 理论涂布量：1350g/m2（1mm)，实际涂布量可达1400～1600g/m2。 表干时间：约1小时（23℃），实干24小时。施工8小时后即可进行下一道涂层施工。 （5） xxx－1（ii）、xxx－2（ii）施工 刮涂、刷涂、或滚涂，两组分比例a：b＝100：1～2，按适用期调整a、b的比例，使适用期在1小时以上，搅拌均匀 。根据施工人员多少和刷涂速度决定配料量，要求在适用期内用完，建议每人每次配料量1kg左右为宜。 理论涂布量：115g/m2（100 μm ），实际涂布量可达120～140g/m2。 表干时间：约1小时（23℃），实干24小时。实干后即可投入使用。 （6） xxx－1m、xxx－2m施工 刮涂、刷涂、或滚涂，两组分比例a：b＝100：1～2，按适用期调整a、b的比例，使适用期在1小时以上，搅拌均匀 。根据施工人员多少和涂装速度决定配料量，要求在适用期内用完，建议每人每次配料量1kg左右为宜。 理论涂布量：136g/m2（100 μ m ），实际涂布量可达140～160g/m2。 表干时间：约1小时（23℃），实干24小时。实干后即可投入使用。 （7） 涂层质量检查 外观 平整致密，无气孔、流挂等缺陷。 厚度 用磁性测厚仪检查涂层厚度，每平米测量5点以上，最小厚度不应低于设计厚度的80％，平均厚度应不低于设计厚度。 漏点 用电火花扫描仪检查涂层漏点。扫描电压5000v，全面扫描，整个涂层不应有漏点。 （8） 修补 对于厚度不够和漏点部位，将面层用砂纸打掉，刮涂xxx－1（i）或xxx－2（i）至设计厚度，再涂面漆。修补后仍需对涂层作全面检查，直至合格为止。 （9） 安全卫生 涂装施工时，现场应有醒目的严禁烟火标牌，备有干粉灭火器等消防工具。现场严禁吸烟及使用明火。 施工现场应保持通风良好。施工时应戴布手套，穿工作服，粘在皮肤上的涂料等应及时擦掉并用水冲洗。 涂料溅入眼、口腔时，应立即用水冲洗。施工现场禁止取食，离开现场应更换工作服，将手洗干净。 现场施工人员不许穿拖鞋和带钉子鞋，可穿平底胶鞋、布鞋等。

8. 热电厂烟气脱硫设计方案

烟气脱硫系统设计

摘 要

烟气脱硫是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是火力发电厂控制酸雨和二氧化硫污染的主要技术手段。烟气脱硫装置的投资要花费巨大的资金，国内火力发电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备，国内只负责安装。利用国外技术和设备必然使得工程的造价十分昂贵，若实现技术和设备国产化，就可以大大降低烟气脱硫工程造价，从而使得烟气脱硫装置在我国大规模应用成为可能。
本设计针对毕业设计任务书中所给出的烟气含量和脱硫要求，结合我国烟气脱硫的技术现状而设计出的一套较完备的烟气脱硫系统。做此设计的目的是为烟气脱硫技术的国产化积极的作准备。
本设计的主要工作为：
介绍了现有的烟气脱硫的工艺并进行分析之后决定了系统的脱硫方法为湿式石灰石-石膏法。
介绍了一些主要的脱硫装置和类型，比较选择之后确定了吸收塔的类型、流程。
对湿式石灰石-石膏烟气脱硫工艺的各个子系统进行了介绍并大致确定了本工艺中选用各子系统的的处理流程、装置和设备。
设计了系统的管路通风图，包括烟道、装置和烟囱。据此逐段计算了管道的压损、流量、温降等，并根据以上数据对脱硫风机和石灰石浆液再循环泵进行了选型。
对所设计的烟气脱硫工艺进行了技术经济分析。
最后得出总的结论，并提出了工艺中存在的主要问题和几点建议。
关键字： 湿法石灰石－石膏法 烟气脱硫系统的构成 管道计算 技术经济分析

Abstract

FGD(Fume Gas Desulfuration) is only cosmically cmmercial desulfuration type in the world. It is dominating technology measure to control acid rain and sulfur dioxide pollution.FGD equipment cost huge fund. Most equipment of FGD project in fire power plants in our nation are imported. We only take charge installation.Overseas technology and equipment are too costly,If it is made in our country,FGD project's cost will be decreased consumedly,accordingly it will become possible to apply FGD equipment cosmically in our nation.
According to the composition of the Fume Gas and the desurfurization request,combining with existing FGD technical process in our nation,this article designed a set of adequate FGD systems.The purpose of this artical is that do some prepares for the designing process of the FGD of our own country.
This article's main work are:
Analyzed and compared existing FGD technology of domestic and overseas ,chose the Limestone-Gypsum Wet Method Desurfurization Technology for Fume Gas.
Introced main equipment of the desurfurization ,then decided the type and the diagram flow of the absorber.
Designed the arrangment of system's popes ,including chinmney、relevant equipment and so on.
Calculated the pressure loss, the Fume Gas volume and temperature decrease of these draw popes.
Carried out economic and technical analysis of the FGD system designed by writer.
Drawn out the conclusion of the article ,pointed out some questions that existed in practical application and given my own advice.

Key words: Limestone-Gypsum Wet Method Desurfurization Technology Compose of the desurfurization system Calculation of the draw popes Technical and Economic Analysis

目 录
第1章 前言----------------------------------------------1
1.1烟气脱硫技术的现状------------------------------------2
1.1.1烟气脱硫经典工艺------------------------------------2
1.1.2新工艺发展现状------------------------------4
1.2国外烟气脱硫技术简介--------------------------------6
1.3烟气脱硫技术的发展趋势与前景-----------------------6
1.3.1新工艺发展趋势-------------------------------6
1.3.2烟气脱硫技术发展的前景------------------------7
第2章 系统脱硫方案的确定和净化设备的选择----------8
2.1 系统脱硫方案的确定----------------------------8
2.1.1 烟气脱硫技术的各个种类的特点--------------------8
2.1.2 选择工艺方案时所考虑的因素------------------9
2.1.3 FGD工艺的比较与选择----------------------10
2.1.4 吸收塔工艺模式的选择---------------------12
2.1.5 氧化工艺的比较与选择--------------------13
2.2 湿法石灰石－石膏的脱硫工艺原理----------------14
2.2.1 脱硫机理----------------------------------------14
2.2.2 SO2吸收-----------------------------------15
2.2.3 硫酸盐的形成---------------------------15
2.2.4 石膏结晶-----------------------------16
2.2.5 石灰石溶解--------------------------16
2.2.6 小结-------------------------------17
2.3 石灰石－石膏湿法烟气脱硫净化装置的选择-------------17
2.3.1 脱硫塔的类型及选择----------------------17
2.3.2 喷淋吸收塔工艺的进一步确定---------------18
2.3.3 小结--------------------------------19
第3章 石灰石－石膏烟气脱硫系统的构成--------------21
3.1 石灰石浆制备系统----------------------------------21
3.2 烟气再热系统----------------------------------23
3.2.1 蓄热式气－气热交换器（GGH）---------------------24
3.2.2 冷却塔排放烟气------------------------24
3.2.3 旁路烟气法-----------------------------25
3.2.4 再生再热法-------------------------------25
3.2.5 小结-----------------------------------26
3.3 SO2 吸收系统-----------------------------------26
3.4 石膏制备及处置系统---------------------------27
3.5 脱硫风机---------------------------------------29
3.6 废水处理-------------------------------------30
3.7 公共系统-------------------------------------31
3.8 小结----------------------------------------------31
第4章 设计计算和配用设施的选择------------------33
4.1 概述--------------------------------33
4.2 设计计算------------------------------33
4.2.1 基本数据-----------------------------33
4.2.2 确定吸收塔、再热器和烟囱的位置及管道的布置-34
4.2.3 管段计算-----------------------------------35
4.3 风机、电动机和循环泵的选择-----------------43
4.3.1 风机和电动机选择及计算----------------43
4.3.2 吸收塔循环泵的选择--------------------45
第5章 系统的技术经济分析-----------------47
5.1 技术经济分析的目的和意义---------------------47
5.2 系统技术分析-----------------------------------47
5.2.1 系统技术指标及其分析---------------------47
5.2.2 烟气脱硫装置对锅炉和烟气系统的影响---------48
5.2.3 烟气脱硫装置的占地面积--------------------49
5.2.4 烟气脱硫装置的流程复杂程度---------------49
5.2.5 烟气脱硫装置的成熟程度-------------------49
5.3 经济评价------------------------------49
5.4 小结----------------------------------50
第6章 结论与建议-------------------------------------51
6．1 结论----------------------------------------------51
6．2 问题与建议----------------------------------------52
6．2．1 存在的问题-----------------------------------52
6．2．2 几点建议-------------------------------------52
毕业设计结论--------------------------------------54
致谢-----------------------------------------------------55
参考文献------------------------------------------56
第1章 前言
随着我国经济的快速发展，煤炭消耗量不断增加，二氧化硫的排放量也日趋增多，造成二氧化硫污染和酸雨的严重危害。据最新报道[1]，1999年我国二氧化硫排放总量为1857万吨，其中工业来源为1460万吨，生活来源为397万吨。酸雨区面积占国土面积的30％，主要分布在长江以南、青藏高原以东的广大地区及四川盆地。对106个城市的降水pH值监测结果统计表明，降水年均pH值低于5.6的有43个城市，占统计城市的40.6％。统计的59个南方城市中，降水年均pH低于5.6的有41个，占69.5％。
酸雨使得森林枯萎，土壤和湖泊酸化，植被破坏，粮食、蔬菜和水果减产，金属和建筑材料被腐蚀[2]。空气中的二氧化硫也严重地影响人们的身心健康[3]，它还可形成硫酸酸雾，危害更大。
为防止二氧化硫和酸雨污染，1990年12月，国务院环委会第19次会议通过了《关于控制酸雨发展的意见》。自1992年在贵州、广东两省，重庆、宜宾、等九个城市进行征收二氧化硫排污费的试点工作。1995年8月，全国人大常委会通过了新修订的《大气污染防治法》。1998年2月17日，国家环保局召开了酸雨和二氧化硫污染综合防治工作会议。这都说明我国政府高度重视酸雨和二氧化硫污染的防治。
国家环保局局长解振华指出[4]：“成熟的二氧化硫污染控制技术和设备是实现两控区控制目标的关键因素。”他同时指出：为了实现酸雨和二氧化硫污染控制目标，要加快国产脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用。因此研究开发适合我国国情的烟气脱硫技术和装置，吸收消化国外先进的脱硫是当前的迫切任务。
二氧化硫控制方法多种多样，可以分为三大类：
（1）燃烧前脱硫，如洗煤等[5]。
（2）燃烧中脱硫，如型煤固硫、炉内喷钙[6]等。
（3）燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD），是目前应用最广、效率最高的脱硫技术。

1.1 烟气脱硫技术的现状
1.1.1 烟气脱硫经典工艺
烟气脱硫(FGD)是目前世界上唯一大规模商业应用的脱硫方式,也是最经济切实可行的方法。迄今为止,世界各国研究开发的FGD技术估计超过了200多种,目前成熟可行的有十多种。通常按照脱硫剂和脱硫产物的干湿状态分为湿法、半干法和干法[7]。
1.1.1.1 湿法脱硫
这是目前较成熟、运行较稳定的方法。由于是气液反应,脱硫反应速率快、效率高、脱硫剂利用率高。但其废水处理量大,运行成本
也较高。
(1)石灰石－石灰法
是以石灰石或石灰的浆液为脱硫剂,在吸收塔内对SO2烟气进行洗涤吸收的方法,其产物为CaSO3和CaSO4。
(2)石灰石－石膏法
是以空气鼓入吸收塔,使得CaSO3氧化为CaSO4(石膏),由于其鼓入气体使料液更为均匀,脱硫率更高,其堵塞和结垢的几率大大降低。
(3)双碱法
此法种类较多,主要是钠碱双碱法。即采用NaCO3或NaOH溶液为第一吸收液,再用石灰石或石灰溶液为第二碱液使之再生,再生后溶液继续循环使用。此法得到的SO2仍以CaSO3 和CaSO4的形式沉淀出来。
(4)钠碱吸收法
本法是用NaOH、Na2CO3和Na2SO3的水溶液为吸收剂,吸收烟气中的SO2。其中使用最多的是威尔曼－洛德(Wellman-Lord)法,是美国和日本应用较多的脱硫方法。此法实际上是采用Na2CO3和NaHSO3混合液为吸收剂。当吸收剂中NaHSO3浓度达到80%-90%时,就要对吸收剂进行再生,可获得较高浓度的SO2和Na2CO3。再生后的Na2CO3可用于循环使用, SO2可用于生产硫酸。对烟气的吸收效率可达到90%以上。
除以上方法外,湿法还包括氧化镁吸收法、氨法、碱式硫酸铝法
等。这些方法由于吸收效率不高,应用范围较窄。
1.1.1.2半干法脱硫
(1)炉内喷钙式活化(LIFAC)法
是在传统炉内喷钙法基础上增加了活化反应器,并促进喷水增湿。脱硫效率可达到75%-80%左右。
(2)旋转喷雾干燥(SDA)法
此法是利用喷雾干燥的原理,将吸收剂(如石灰浆液)雾化喷入吸收塔内,使得吸收剂与烟气中的SO2发生化学反应。得到的固体以废渣形式排出。
1.1.1.3干法脱硫
传统是用石灰苏打(CaO-Na2CO3)干粉来除去烟道内废气所含的SO2。从而得到干粉状钙盐和钠盐及未反应的干燥粉尘的混合产物的方法。
1.1.2 新工艺发展现状
由于传统工艺存在效率低、操作复杂等特点,在科技的发展和环保要求下,许多国家已不局限于传统经典工艺。所以,新工艺不断被研究开发出来。
(1)荷电干式喷射脱硫(CDSI)法。
此法是美国ALANCO公司开发的专利技术。其技术核心是吸收剂以高速通过高压静电电晕充电区,得到强大的静电荷后,被喷射到烟气中,扩散形成均匀的悬浮状态。此法投资及占地仅为传统湿法的10%~27%。但脱硫效率相对较低。
(2)电子束照射(EBA)法
其原理是在烟气进入反应器之前先加入氨气,然后在反应器中用电子加速器产生的电子束照射烟气,使水蒸气与氧等分子激发产生氧化能力强的自由基,这些自由基使烟气中的SO2很快氧化,产生硫酸。再和氨气反应形成硫酸氨。其主要特点是系统简单,操作方便,过程易于控制,副产物可用于生产化肥。脱硫成本低于传统方法。但此法需要大功率、长期温度的电子枪,同时需要防辐射屏蔽。
(3)脉冲电晕等离子体(PPCP)法。
是日本专家增田闪一在EBA法的基础上提出的。它是*脉冲高压电源在普通反应器中形成等离子体,产生高能电子。此法设备简单,操作简便,投资是EBA法的60%。
除以上介绍的以外,近年发展的新工艺还有ABB公司开发的新型集成半干式脱硫(NID)法,适合于海边工厂的海水脱硫工艺、常温精脱硫工艺[8]等。

1.2 国外主要的几种烟气脱硫技术简介
(1) LIFAC脱硫工艺[9]
（1.1.1.2半干法脱硫中已经提到）芬兰IVO公司和Tampella公司开发了LIFAC脱硫工艺,这项技术是改进的石灰石喷射工艺,进一步提高了脱硫率。它的主要优点是,耗电量小,经济效益高,工艺设备简单,投资明显低于湿式和雾化干式脱硫方法,且无废水排放。同时维修较方便,占地面积小。
(2) 尿素法[10]
尿素法净化烟气工艺由俄罗斯门捷列夫化学工艺学院等单位联合开发,可同时去除SO2和NOX,SO2的脱除率可达99%～100%,NOX脱除率大于95%。对设备无腐蚀作用, NOX,SO2的脱除率与烟气中NOX,SO2的浓度无关,尾气可直接排放,吸收液经处理后可回收硫酸铵。
此外还有丹麦开发的SNOX技术[9，11]和微生物烟气脱硫技术。

1.3 烟气脱硫技术的发展趋势与前景
1.3.1 新工艺发展趋势
各项资料显示,国外最新脱硫技术研究主要有以下几个特点。
(1)除尘、脱硫、脱氮一体化
由于硫氧化物、氮氧化物同是国家限制排放的污染物,而分开处理明显增加了设备的投资和空间的占用。
(2)自动化技术更加明显
最新的几个脱硫工艺更多的是向干法脱硫方向发展,而干法脱硫是最容易达到自动化目的。这也是向社会不断发展的电子技术*拢。相应的,其科技含量也将越来越高。
(3)生产成本不断下降
新工艺的脱硫成本相对较低,在这个讲究经济效益的时代要想不被淘汰,其各项成本应越低越好。
1.3.2烟气脱硫技术发展的前景
在未来十几年内，循环流化床烟气脱硫装置在我国电厂脱硫应用中将会有巨大的潜力和应用前景，同时海水烟气脱硫装置在我国沿海电厂，海水资源方便的地区将会有不可替代的优势。
微生物法用于烟气脱硫将具有不需高温、高压、催化剂,均为常温常压下操作,操作费用低、设备要求简单,利用微生物脱硫,营养要求低,无二次污染等特点。因此,微生物烟气脱硫是实用性强、技术新颖的生物工程技术,具有诱人的应用前景,应引起重视,加速开发。
我国FGD技术进展我国烟气脱硫技术基本处于试验阶段。从试验结果看,有几项技术已接近世界水平,如清华大学煤清洁燃烧工程研究中心开发的干式循环流化床烟气脱硫技术、液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术已受到广泛重视。