第一篇：干法脫硫

干法脫硫技術及應用

我國是燃煤大國，連續多年SO2排放總量超過2000萬t，已成為世界上最大的排放國。煙氣脫硫是控制SO2排放最有效、最經濟的手段。目前，我國大型火電廠煙氣脫硫主要采用國外應用較成熟、業績較多的石灰石／石膏濕法工藝，但由于濕法工藝系統復雜、投資較大、占地面積大、耗水較多、運行成本較高，國內企業迫切需要投資少、運行成本低、效率高的脫硫技術。奧地利AEE集團(LLAG)公司在上世紀70年代末率先將循環流化床工藝用于煙氣脫硫，開發了一種煙氣循環流化床干法脫硫工藝(Circu．1ating Fluidized Bed nue GasDesulphurization，簡稱CFB— FGD)。經過近30年的不斷改進(主要是在90年代中后期)，解決負荷適應性、煤種變化、物料流動性、可靠性、大型化應用等方面的技術問題，至今運行業績達到40多臺套。

遼寧萬和環保有限責任公司于2009年10月在國內率先引進了德國LLAG公司的CFB—FGD技術。2002年底，華能國際電力有限公司在經過多次論證和招標后，為其下屬撫順新鋼鐵燒結機的2 X 300MW機組配套由遼寧萬和環保股份有限公司負責設計、制造的CFB—FGD裝置。

l 工程概況

撫順新鋼鐵位于遼寧省中部地區的撫順市，是個典型的多煤地區，距沈陽東南方向150km。一期已建2X 100MW燃煤機組，2002年新建二期工程，安裝2 X 300MW空冷燃煤發電機組，配置2臺1053t／h'~粉鍋爐。

榆社電廠2 X 300MW機組配套煙氣循環流化床脫硫系統于2003年4月開始設計，2003年12月開始安裝。2004年10月初和11月中旬，兩套脫硫系統分別與鍋爐同步投運。脫硫效率高達90％以上，運行可靠，成功地將國外先進技術與國內的吸收、消化和工程管理相結合，取得了較好的技術經濟性能，使之成為目前世界上單機容量最大的干法脫硫系統。2 工程設計 2．1 煤質特性

榆社電廠二期工程燃用貧煤，主要的煤質特性

2．3 吸收劑分析(1)吸收劑名稱：生石灰

(2)吸收劑品質要求：軟煅生石灰粒徑≤lmm，氧化鈣(CaO)含量≥70％，生石灰消化速度Voo<4min(檢驗標準為DIN EN459—2)。2．4 工藝原理

CFB—FGD工藝以循環流化床原理為基礎，采用消石灰為脫硫劑。該技術工藝流程如圖1所示，主要由吸收塔、脫硫除塵器、吸收劑制備、物料再循環及排放、工藝水、儀表控制系統等6個部分組成。

燒結機排放煙氣通過文丘里管的加速從吸收塔的底部與加入的吸收劑和脫硫灰混合后而懸浮起來，形成激烈的湍動狀態，使顆粒與煙氣之間具有很大的相對滑落速度，顆粒反應界面不斷摩擦、碰撞更新，從而極大地強化了氣固間的傳熱、傳質。同時通過向吸收塔內噴水，濕潤顆粒表面，煙氣冷卻到最佳的化學反應溫度。此時煙氣中的SO2 和幾乎全部的SO3、HCI、HF等酸性成分被吸收而除去，生成CaSO3·1／2H2O等副產物。主要化學反應是： Ca(OH)2+S02 = CaSO3·1／2H20+1／2H20 Ca(OH)2+SO3 = CaSO4·1／2H20+1／2H20 CaSO3·1／2H2O +1／202 = CaSO4·1／2H2O 2Ca(OH)2+2HCI = CaCI2·Ca(OH)2·2H20 Ca(OH)2+2HF = CaF2+2H20 Ca(OH)2+C02 = CaCO3+H20 為了降低吸收劑的耗量和穩定流化床的運行，除塵器收集到的脫硫產物和未反應的吸收劑循環回吸收塔進一步參加反應。由于吸收塔內擁有較高顆粒的床層密度，使得床內的Ca／S比高達50以上，S02可以得到充分反應。通過控制吸收劑的加入量以及物料與煙氣的接觸時間，可獲得90％～98％的穩定SO2脫除效率以及99％的SO3、HCI、HF脫除效率。2．5 設計參數

脫硫除塵島的設計要求同時滿足燒結機燃用設計煤種和校核煤種兩種情況，具體設計參數如表3。3 系統組成 3．1 吸收塔

吸收塔為文丘里空塔結構，是整個脫硫反應的核心。由于煙氣中幾乎所有的SO3都被脫除以及始終在煙氣露點溫度20℃ 以上，吸收塔內部不需要任何防腐內襯，塔體由普通碳鋼制成。為適應大型化應用，吸收塔流化床的入口采用4個文丘里管結構。

吸收塔的流化床反應段的直徑為7.5m，吸收塔總高度為35m。3．2 脫硫除塵器

脫硫除塵器采用布袋除塵器(也可以用電除塵器)，由于物料的不斷循環使脫硫除塵器的人口粉塵濃度高達6O0～1000g／Nm3，是常規電站電除塵器的20～30倍，為了滿足環保煙塵濃度50mg／Nm3的要求。脫硫除塵器的除塵效率必須到達99．98％以上，但由于通過吸收塔的噴水增濕、降溫，十分有利于脫硫效率的提高。萬和環保采用德國魯奇Bs型高濃度電除塵技術，通過有效的結構設計以滿足脫硫工藝的要求。脫硫除塵器采用雙室四電場，型號為BS470／2—4／38／400／15．425／4×11一LC，本體阻力250Pa，陽極板采用ZI24型，陰極線為V型線，設計效率為99．99％。3．3 吸收劑制備系統

CFB—FGD所需的脫硫劑一般為Ca(OH)2，其來源有兩種方式：一是直接采購符合要求的消石灰Ca(OH)2粉，二是采購滿足要求的粉狀CaO由密封罐車運到脫硫島并泵人生石灰倉。然后經過安裝在倉底的干式石灰消化器生成Ca(OH)2干粉，通過氣力輸送進人消石灰倉儲存。根據脫硫需要，通過計量系統向吸收塔加入Ca(OH)干粉。

本項目的生石灰倉和消石灰倉的有效容積分別為300m3、500m3，滿足滿負荷運行7天用量。干式石灰消化器采用意大利進口產品，其結構為臥式雙軸攪拌式消化器，設計消化能力為10t／h，消石灰粉含水率低于1.5％。

3．4 物料再循環及排放系統

脫硫除塵器收集的脫硫灰大部分通過空氣斜槽返回吸收塔進行再循環，該項目設有兩條循環空氣斜槽，通過控制循環灰量即可調節吸收塔的壓降。在脫硫除塵器的灰斗設有2個外排灰點，采用正壓濃相氣力輸送方式，輸送能力按實際灰量的200％設計，對應配套兩條輸送管道將脫硫灰輸送到脫硫灰庫貯存。3．5 工藝水系統

脫硫除塵島的工藝用水包括吸收塔脫硫反應用水和石灰消化用水。前者通過高壓水泵以一定的壓力通過回流式噴嘴注人吸收塔內，在回流管上設有回水調節閥，用以跟蹤和調節水量。高壓水泵的流量為60m3／h，壓力為4．0MPa。石灰消耗用水采用計量泵根據生石灰的加人量進行控制。3．6 控制系統

CFB—FGD的工藝控制過程主要有3個控制回路，這3個回路相互獨立，互不影響。(1)SO2控制：根據吸收塔人口SO2、ESP2排放SO2濃度和煙氣量控制吸收劑的加入量，以保證達到按要求的SO2排放濃度；(2)吸收塔反應溫度的控制：通過控制噴水量可以控制吸收塔內的反應溫度在最佳反應溫度70～80~C；(3)吸收塔壓降控制：通過控制循環物料量，控制吸收塔整體壓降在1600～2000Pa左右。榆社項目采用SIEMENS的DCS系統，操作簡單，畫面豐富，準確靈活，與鍋爐主機通訊可靠暢通。4 工藝布置

榆社電廠2×300MW機組CFB—FGD脫硫除塵島內各個分系統均獨立設置，所有的工藝、電氣設備均為一爐一套。脫硫除塵島沿鍋爐中心軸，順煙氣方向成一字形布置，即原煙氣主煙道中心線、預電除塵器、吸收塔中心線、脫硫電除塵器中心線、鍋爐引環保技術風機、煙囪在一條直線上。主要輔助工藝設施如工藝水系統、吸收劑制備系統就近圍繞吸收塔，各設備的平面和空間組合，既做到工作分區明確，又做到合理、緊湊、方便，外觀造型美觀，整體性好，并與電廠其他建筑群體相協調，同時最大限度地節省用地。脫硫除塵島內的建構筑物主要有預電除塵器、吸收塔、脫硫電除塵器、生石灰倉、消石灰倉、脫硫控制樓等。脫硫控制樓布置在兩臺爐的中間，兩臺爐脫硫除 島照片見圖2所示__ 5 運行情況

2004年10月初和11月中旬，兩套脫硫系統分別與鍋爐同步投運，經過1個多月的試運行后，于12月上旬兩臺爐脫硫除塵島順利通過了78h的滿負荷運行考核，并移交給電廠運行。由于榆社電廠燃用貧煤和混煤，實際含硫量高于設計和校核煤種，約為2．5％，在考核運行時，脫硫除塵島的人口SO2濃度最高達到近7000mg／Nm3，但通過加大Ca／S，可以確保90％以上的脫硫效率，最高達到98．4％(參見圖3)，同時脫硫后電除塵器出口粉塵排放在20～50mg／Nm3之間，滿足環保要求。而在考核運行中采用的吸收劑生石灰的純度只有70％，活性 為10min左右 本次考核的運行參數如表4。7 結束語

撫順新鋼鐵燒結機2×300MW機組煙氣循環流化床干法脫硫系統是目前世界上投運成功的處理煙氣量最大，同時也是配套燒結機機組容量最大的干法脫硫裝置。通過運行證明，CFB—FGD脫硫工藝可以滿足大型燒結機機組煙氣脫硫、除塵的需要。不僅脫硫率可達到90％以上，而且脫硫電除塵器出口粉塵排放也能滿足50 mg／Nm3的環保要求。同時，CFB—FGD脫硫工藝可以滿足高硫煤的脫硫需要，為我國高硫煤地區的脫硫工藝選擇增加一種技術、經濟性良好的比選工藝。

中電投遠達環保工程有限公司

摘 要：綜述了國內外燃煤電廠干法煙氣脫硫技術及其應用現狀。其中對循環流化床煙氣脫硫技術的特點及其在國內脫硫工程中的應用進行了詳細介紹，并對比了濕法與干法脫硫技術的投資及運行成本。經分析發現，循環流化床法煙氣脫硫技術是目前技術較成熟、運行可靠的干法脫硫技術。

關鍵詞：干法脫硫技術；循環流化床；經濟性概述

目前國內外應用的干法（半干法）脫硫技術大致分為如下幾種：循環流化床脫硫技術（CFB）、活性炭（焦）法、NID半干法脫硫技術、SDA旋轉噴霧半干法脫硫技術、LIFAC技術和電子束法等。其中在國內火力發電廠應用較多的干法技術為循環流化床（CFB）脫硫和NID脫硫，前者單塔脫硫能力可達300MW（最大應用業績為600MW機組），后者為50MW（最大應用業績為200MW機組）。LIFAC技術主要用于前幾年較多的CFB鍋爐的脫硫整改。活性炭技術目前在國內應用并不多，基本集中在神華集團的自備電廠，國外的最大應用業績為600MW機組；電子束法和SDA旋轉噴霧法在國內外都未有較多應用。

現主要介紹國內火力發電廠應用較多的循環流化床法，另對活性炭脫硫技術也進行了介紹。

國內外應用現狀

循環流化床煙氣脫硫技術是目前國內外應用比較成熟的干法煙氣脫硫技術[1，2]。與濕法脫硫相比，優點是：耗水量少（約為濕法的50%左右）、占地面積小（約為濕法的60%左右，布置較為靈活，爐前爐后均可）、運行成本比濕法略低等優點；缺點是：負荷適應性較差，對運行人員要求較高，吸收劑利用率為60%~80%（濕法為97%），脫硫副產品不穩定，難以綜合利用，通常脫硫效率為85%~90%，適用于硫含量小于2%的機組，目前單塔最大處理能力為300MW，國內最大應用業績為華能邯峰2×600MW機組，采用一爐兩塔方式。

國外環保公司掌握此項技術的主要有；奧地利能源&環境工程有限公司（AEE）、德國魯奇能捷斯公司（LLAG）、德國Wulff公司和美國艾尼克公司。

國內環保公司掌握此項技術的主要有；遠達環保公司（技術來源—奧地利能源&環境工程有限公司），福建龍凈和山東三融公司（技術來源—德國魯奇能捷斯公司），武漢凱迪公司（技術來源—德國Wulff公司），甘肅龍源公司（技術來源—美國艾尼克公司）。工藝技術簡介

循環流化床法煙氣脫硫技術的工藝流程如圖1所示，根據循環流化床的原理，通過物料在反應塔內的內循環和高倍率的外循環，形成含固量很高的氣固流化床，從而強化了脫硫吸收劑顆粒之間、煙氣SO2、SO3、HCl、HF等氣體與脫硫吸收劑的接觸時間和傳熱傳質性能，并延長了固體物料在反應塔內的停留時間，提高了SO2與脫硫劑的利用率和脫硫效率[3，4]。

循環流化床煙氣脫硫的技術特點如下：

（1）塔內沒有運動部件，磨損較小，設備使用壽命長，維護量小，運行費用較低。

（2）無需防腐。吸收塔內具有優良的傳質傳熱條件，使塔內的水分迅速蒸發，并且可同步脫除SO3，HCl，HF等酸性氣體，煙氣溫度高于露點20℃左右，因此吸收塔及其下游設備不會產生粘結、堵塞、腐蝕。

循環流化床煙氣脫硫技術的應用情況

遠達公司于2006年11月與奧地利能源&環境集團公司（AEE）完成了技術裝讓，目前應用于江西南昌發電廠2×125MW機組、吉林渾江發電廠#5/#6機組（2×200MW）、吉林松花江電廠2×125MW機組、吉林四平電廠2×125MW機組、上海城投危廢焚燒項目，其中江西南昌電廠2×125MW機組已于2007年8月完成了初步驗收，渾江#6機組正在進行熱態調試。上海城投危廢項目為亞洲最大的危廢焚燒線。

江西南昌發電廠為遠達公司的第一個干法項目，在實施過程中發現一些問題，#11爐順利通過96小時試運行，而10#爐則多次出現塔內結垢問題，經反復調試發現，CEMS在線分析系統和溫度控制系統非常重要，其直接影響到加水量的多少，這是循環流化床是否產生結垢的關鍵，故對CEMS、霧化噴槍和調節閥進行了一些改進。

福建龍凈于2001年10月引進了魯奇公司干法技術，次年山東三融環保也引進了魯奇技術，德國Wulff公司的技術于2002年轉讓給武漢凱迪。

福建龍凈于2004年4月投運了當時最大的2×300MW干法機組（山西榆社，國產化試點項目），運行效果不是很好，后經過多次整改，于2006年基本運行正常。該公司目前承接了華能邯峰2×600MW機組（一爐兩塔），目前正在實施。

山東三融的干法項目主要集中在河南和山東的中小型機組，包括焦作、聊城等項目，最大為聊城2×300MW機組。

武漢凱迪早期引進的Wulff技術應用并不理想，在廣東實施的恒運項目基本是失敗的，雙方合作不是很好。北京紫泉公司在遠達公司的技術支持下，與Wulff合作的山西河坡電廠2×100MW（兩爐一塔）運行較為良好。

甘肅龍源與美國艾尼克公司合作的吉林四平電廠項目#3爐項目，歷經2年，期間調試并不理想，后來增加了再循環煙道，基本運行正常。投資及運行成本分析

目前，國內干法脫硫EPC工程單位千瓦造價均在200元/KW以上（中小型機組居多），福建龍凈公司正在實施的華能邯峰2×600MW電廠EPC工程造價為2.4億元，單千瓦造價200元/KW（含硫率1.5%，一爐兩塔）；山東三融公司實施的山東聊城2×300MW循環流化床煙氣脫硫工程EPC造價1.6億元，單千瓦造267元/KW（含硫率1%，一爐一塔）。

下面以2×200MW機組為例，就某技改項目（干法脫硫）和某新建項目（濕法脫硫）的經濟性作以下比較。

5.1 EPC工程造價比較

（1）干法項目EPC工程造價。項目概況：某電廠2×200MW技改工程，含硫率0.8%，低位發熱量16MJ/kg，以下數據按二臺一爐一塔方案進行計算，脫硫率90%。

EPC工程總造價9500萬元（其中靜電除塵器設備本體及相應建安工程共計約3030萬元），單千瓦造價237.5元/KW。如果新建項目，主機除塵器采用雙電場或單電場方式，可減少主機除塵器設備費用約600萬元。折算到新建項目2×200MW干法脫硫EPC工程總造價為8900萬元，單千瓦造價222.5元/KW。

（2）濕法項目EPC工程造價。項目概況：某新建項目一期工程2×200MW煙氣脫硫工程，含硫率0.8%，低位發熱量19MJ/kg，采用二爐一塔的濕法脫硫方式，脫硫率95%。

EPC工程總造價7500萬元，千瓦造價187.5元/KW。

干法脫硫裝置比濕法脫硫裝置的EPC工程費用增加1400萬，千瓦造價增加35元/KW。

5.2項目運行成本比較

（1）干法FGD項目的運行成本。年運行成本，2398.10萬元，單位脫硫成本為：13.32元/MWh；

（2）濕法FGD項目的運行成本。年運行成本，2457.86萬元，單位脫硫成本為：13.65元/MWh。

目前干法脫硫的初投資較濕法較高（因機組容量較小），運行成本較濕法脫硫略低。耗水量約為濕法的50%左右。結論 從干法脫硫裝置的運行情況來看，技術比較成熟、運行可靠的干法脫硫技術是循環流化床干法脫硫工藝。參考文獻

[1]程亮，劉宇，李華民.循環流化床脫硫技術在我國的應用[J].江西能源，2008（1）：56-59.[2]麻瑜.循環流化床干法煙氣脫硫技術分析[J].電力學報，2007（2）：58-60.[3]王鳳印，王翠蘋.循環流化床煙氣脫硫技術的研究現狀[J].電力環境保護，2005（4）：15-18.[4]王忠喜，高霞紅.循環流化床煙氣脫硫技術及其環境經濟可行性探討[J].污染防治技術，

第二篇：干法脫硫交流

脫硫工藝方案

工藝流程描述：循環流化床干法脫硫工藝系統主要由生石灰消化輸送系統、循環流化床吸收塔、噴水增濕系統、返料系統、氣力輸送系統、灰庫、脫硫除塵器以及儀表控制系統組成，如圖1-1。

圖1-1

循環干法工藝流程示意圖

工藝簡介：

CFB煙氣脫硫工藝是八十年代末德國魯奇(Lurgi)公司開發的一種新的干法脫硫工藝，這種工藝以循環流化床原理為基礎，通過吸收劑的多次再循環，延長吸收劑與煙氣的接觸時間，大大提高了吸收劑的利用率。它不但具有干法工藝的許多優點，如流程簡單、占地少，投資小以及副產品可以綜合利用等，而且能在很低的鈣硫比（Ca/S＝1.1~1.3）情況下達到濕法工藝的脫硫效率，即95%以上。實踐證明，CFB煙氣脫硫工藝處理能力大，對負荷變動的適應能力很強，運行可靠，維護工作量少，且具有很高的脫硫效率。

我公司在自主知識產權干法脫硫技術的基礎上，結合本公司在大型火電廠煙氣脫硫工程實踐中積累的豐富經驗，并消化吸收國外先進技術，開發的干法循環流化床脫硫工藝，具有較高的性價比。該工藝系統由脫硫系統、除塵系統和輸灰系統等組成。是目前國內干法類脫硫技術中處理能力大、脫硫綜合效益優越的一種脫硫工藝。

煙氣經過預除塵后由反應塔下部經過整流后進入反應塔，與消石灰顆粒充分混合，HCL、HF、SO2、SO3和其他有害氣體與消石灰反應，生成CaCL2·2H2O、CaF2、CaSO3·1/2H2O、CaSO4·2H2O和CaCO3。反應產物由煙氣從反應塔上部帶出。經后布袋除塵器收集。分離出的固體絕大部分被送回流化床反應器，以延長吸收劑的作用時間，提高利用效率。將水直接噴入反應器下部，使反應溫度盡可能接近露點溫度，以提高脫硫效率。

該煙氣脫硫工藝的吸收劑可以直接用生石灰干消化所得的氫氧化鈣細粉，由于這種消石灰顆粒很細，因此無須磨細，即節省了購買磨機等大型設備的投資費用，也減少了能源消耗，使運行費用大為降低。

脫硫副產品呈干粉狀，其化學組成與噴霧干燥工藝的副產品相類似，主要有飛灰、CaCl2、CaSO3、CaSO4、CaF2以及未反應的吸收劑等組成，其處置方法與噴霧干燥的副產品基本相同。工藝原理：

循環干法工藝的原理是Ca(OH)2粉末和煙氣中的SO2和幾乎全部的SO3、HCl、HF等酸性氣體，在Ca(OH)2粒子的液相表面發生反應，反應如下：

在循環干法工藝的循環流化床內，Ca(OH)2粉末、煙氣及噴入的水分，在流化狀態下充分混合，并通過Ca(OH)2粉末的多次再循環，使得床內參加反應的Ca(OH)2量遠遠大于新投加的Ca(OH)2量，即實際反應的吸收劑與酸性氣體的摩爾比遠遠大于表觀摩爾比，從而使HCl、HF、SO2、SO3等酸性氣體能被充分地吸收，實現高效脫硫。

工藝流程描述：

從鍋爐的空氣預熱器出來的煙氣溫度約150℃左右，直接從底部進入吸收塔，煙氣通過吸收塔底部的文丘里管的加速，進入循環流化床體，物料在循環流化床里進行反應；含有大量粉塵的煙氣進入袋除塵器，經袋除塵器除塵凈化的煙氣通過脫硫除塵器后引風機從煙囪排放；采用消石灰作為吸收劑，外購消石灰先存入消石灰儲倉內，再經計量系統加入反應塔；而經袋除塵器捕集下來的固體顆粒，一部分循環回吸收塔進一步參加反應，一部分經倉泵輸送至灰庫，工藝流程附圖。

進入吸收塔的煙氣通過吸收塔底部的文丘里管的加速，進入循環流化床體，物料在循環流化床里，氣固兩相由于氣流的作用，產生激烈的湍動與混合，充分接觸，在上升的過程中，不斷形成聚團物向下返回，而聚團物在激烈湍動中又不斷解體重新被氣流提升，使得氣固間的滑移速度高達單顆粒滑移速度的數十倍。這樣的循環流化床內氣固兩相流機制，極大地強化了氣固間的傳質與傳熱，為實現高脫硫率提供了保證。

在文丘里的出口擴管段設一套噴水裝置，噴入霧化水以降低脫硫反應器內的煙溫，使煙溫降至高于煙氣露點20℃左右，從而使得SO2與Ca(OH)2的反應轉化為可以瞬間完成的離子型反應。吸收劑、循環脫硫灰在文丘里段以上的塔內進行第二步的充分反應，生成副產物CaSO3·1/2H2O，還與SO3、HF和HCl反應生成相應的副產物CaSO4·1/2H2O、CaF2、CaCl2·Ca(OH)2·2H2O等。

煙氣在上升過程中，顆粒一部分隨煙氣被帶出吸收塔，一部分因自重重新回流到循環流化床內，進一步增加了流化床的床層顆粒濃度和延長吸收劑的反應時間，從而有效地保證了脫硫效率。

噴入用于降低煙氣溫度的水，通過以激烈湍動的、擁有巨大表面積的顆粒作為載體，在塔內得到充分蒸發，保證了進入后續除塵器中的灰具有良好的流動性能。

由于SO3幾乎全部得以去除，加上排煙溫度始終控制在高于露點溫度20℃，因此煙氣不需要再加熱，同時整個系統也無須任何防腐處理。

凈化后的含塵煙氣從吸收塔頂部側向排出，然后轉向進入脫硫后除塵器，再通過鍋爐風機排入煙囪。經除塵器捕集下來的固體顆粒，通過除塵器下的再循環系統，返回吸收塔繼續參加反應，如此循環，多余的少量脫硫灰渣經倉泵輸送至灰庫再通過罐車外運。我公司循環干法煙氣脫硫技術的工藝、結構特點如下：

1)設備使用壽命長、維護量小。

塔內完全沒有任何運動部件和支撐桿件，煙氣流速合理，塔內磨損小，沒有堆積死角，設備使用壽命長、檢修方便。

2)煙氣、物料、水在劇烈的摻混升降運動中接觸時間長、接觸充分，脫硫效率高。由于設計選擇最佳的煙氣流速，使得氣固兩相流在吸收塔內的滑移速度最大，脫硫反應區床層密度高，顆粒在吸收塔內單程的平均停留時間長，煙氣在塔內的氣固接觸時間高達6秒以上，使得脫硫塔內的氣固混合、傳質、傳熱更加充分，優化了脫硫反應效果，從而保證了達到較高的脫硫效率。

3)控制簡單。

工藝控制過程主要通過三個回路實現（如下圖1-2），這三個回路相互獨立，互不影響。脫硫劑給料量控制

根據脫硫反應塔入口和出口煙氣中SO2濃度控制消石灰粉的給料量，以確保煙囪排煙中SO2的排放值達到標準。

循環灰量控制

干法吸收塔內的固/氣比（固體顆粒濃度）是保證其良好運行的重要參數。沿床高度的固/氣比可以通過沿床高度底部和頂部的壓差△P來表示。固/氣比越大，表示固體顆粒濃度越大，因而床的壓力損失越大。根據沿床高度底部和頂部的壓差△P來控制反應器進口的回灰量，將△P控制在一定范圍內，從而保證床內必需的固/氣比，使反應器始終處于良好的運行工況。△P的最大值由鍋爐引風機所能克服的最大阻力和電除塵器的除塵效率所決定。

脫硫煙溫控制 根據反應塔頂部處的煙氣溫度直接控制反應器底部的噴水量。以確保反應器內的溫度處于最佳反應溫度范圍內。噴水量的調節方法一般采用回水調節閥，通過調節回流水壓來調節噴水量。

霧化噴嘴噴嘴型式可根據具體情況選單相噴嘴和兩相流兩種型式。

圖1-2 循環干法工藝控制回路圖

4)單塔處理能力大，已有大型化的應用業績。

通過采用一個塔內配置多個文丘里管的結構，單塔理論上最高可處理2.5×106Nm3/h的煙氣。同類型配置單個文丘里單塔流化床系統已在山西××電廠（200MW燃煤機組）上得到成功運行。

為克服單個大文丘里噴嘴的缺點，以便適于處理大煙氣量，在該工藝中采用一種入口為多個文丘里噴嘴的吸收塔，其優點：一是減少單個噴嘴的高度和自由射流區的長高，由于在自由射流區內顆粒物的含量較低，減少其長度，可增大有效反應空間；使煙氣與固體顆粒物的混合得到加強。

5）采用計算機直接模擬底部進氣結構，保證了脫硫塔入口氣流分布均勻。

為了適應處理大煙氣量，必須采用一塔多個文丘里噴嘴結構的吸收塔，還必須使進入塔內的煙氣流場分布較為均勻，否則因各個噴嘴流速差異較大，可能導致固體顆粒物從某個噴嘴向下滑落。

為了解決布氣不均勻造成塔內形成不均勻的固體顆粒分布的問題，我們采用了直接數值模擬的蒙特卡洛方法（DSMC）對脫硫塔內的氣固兩相流動進行直接模擬。通過計算機全尺寸直接模擬，來確定脫硫塔底部進氣結構，從而保證了脫硫塔入口氣流分布均勻。

6）無須防腐。

吸收塔內具有優良的傳質傳熱條件，使塔內的水分迅速蒸發，并且可脫除幾乎全部的SO3，煙氣溫度高于露點20℃以上，可確保吸收塔及其下游設備不會產生腐蝕。

7）良好的入口煙氣二氧化硫濃度變化適應性。

當煤的含硫量或要求的脫硫效率發生變化時，無需增加任何工藝設備，僅需調節脫硫劑的耗量便可以滿足更高的脫硫率的要求。

其它

在燃用煤種符合設計和校核煤種的要求下，脫硫布袋除塵器出口煙溫≥70℃，脫硫效率≥90％工況下，脫硫劑、工藝水、電耗量、物耗總價格不超過我方保證值。

脫硫除塵裝置系統總阻力(脫硫塔入口到引風機入口)不超過我方保證值。系統總阻力≤3200Pa。脫硫裝置本體漏風率應至少達到≤2%；布袋除塵器本體漏風率應至少達到≤2%，總漏風率≤4%。鈣硫比為1.3。

脫硫劑消耗量約為1.27t/h。煙塵排放指標

煙塵排放濃度保證值≤50mg/Nm3。脫硫裝置可用率

脫硫裝置可用率保證值≥95%。氣力除灰系統綜合出力

氣力除灰系統在鍋爐BMCR工況下能夠長期連續穩定運行，系統綜合出力滿足業主方需要。

第三篇：干法脫硫技術（推薦）

干法脫硫技術

摘要：本文主要論述了干法脫除煙氣中SO2的各種技術應用及其進展情況，對煙氣脫硫技術的發展進行展望，即研究開發出優質高效、經濟配套、性能可靠、不造成二次污染、適合國情的全新的煙氣污染控制技術勢在必行。

關鍵詞：煙氣脫硫 二氧化硫 干法

前言：我國的能源以燃煤為主，占煤炭產量75%的原煤用于直接燃燒，煤燃燒過程中產生嚴重污染，如煙氣中CO2是溫室氣體，SOx可導致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元兇之一，同時在一定條件下還可破壞臭氧層以及產生光化學煙霧等。總之燃煤產生的煙氣是造成中國生態環境破壞的最大污染源之一。中國的能源消費占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全國總排放量的87%。中國煤炭一年的產量和消費高達12億噸，SO2的年排放量為2000多噸，預計到2010年中國煤炭量將達18億噸，如果不采用控制措施，SO2的排放量將達到3300萬噸。據估算，每削減1萬噸SO2的費用大約在1億元左右，到2010年，要保持中國目前的SO2排放量，投資接近1千億元，如果想進一步降低排放量，投資將更大[1]。為此1995年國家頒布了新的《大氣污染防治法》，并劃定了SO2污染控制區及酸雨控制區。各地對SO2的排放控制越來越嚴格，并且開始實行SO2排放收費制度。隨著人們環境意識的不斷增強，減少污染源、凈化大氣、保護人類生存環境的問題正在被億萬人們所關心和重視，尋求解決這一污染措施，已成為當代科技研究的重要課題之一。因此控制SO2的排放量，既需要國家的合理規劃，更需要適合中國國情的 低費用、低耗本的脫硫技術。

煙氣脫硫技術是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一，按工藝特點主要分為濕法煙氣脫硫、干法煙氣脫硫和半干法煙氣脫硫。

濕法脫硫是采用液體吸收劑洗滌SO2煙氣以脫除SO2。常用方法為石灰/石灰石吸收法、鈉堿法、鋁法、催化氧化還原法等，濕法煙氣脫硫技術以其脫硫效率高、適應范圍廣、鈣硫比低、技術成熟、副產物石膏可做商品出售等優點成為世界上占統治地位的煙氣脫硫方法。但由于濕法煙氣脫硫技術具有投資大、動力消耗大、占地面積大、設備復雜、運行費用和技術要求高等缺點，所以限制了它的發展速度。

干法脫硫技術與濕法相比具有投資少、占地面積小、運行費用低、設備簡單、維修方便、煙氣無需再熱等優點，但存在著鈣硫比高、脫硫效率低、副產物不能商品化等缺點。

自20世紀80年代末，經過對干法脫硫技術中存在的主要問題的大量研究和不斷的改進，現在已取得突破性進展。有代表性的噴霧干燥法、活性炭法、電子射線輻射法、填充電暈法、荷電干式吸收劑噴射脫硫技術、爐內噴鈣尾部增濕法、煙氣循環流化床技術、爐內噴鈣循環流化床技術等一批新的煙氣脫硫技術已成功地開始了商業化運行，其脫硫副產物脫硫灰已成功地用在鋪路和制水泥混合材料方面。這一些技術的進步，迎來了干法、半干法煙氣脫硫技術的新的快速發展時期。

傳統的石灰石/石膏法脫硫與新的干法、半干法煙氣脫硫技術經濟指標的比較見表1。表1說明在脫硫效率相同的條件下，干法、半干法脫硫技術與濕法相比，在單位投資、運行費用和占地面積的方面具有明顯優勢，將成為具有產業化前景的煙氣脫硫技術。

3、電子射線輻射法煙氣脫硫技術

電子射線輻射法是日本荏原制作所于1970年著手研究，1972年又與日本原子能研究所合作，確立的該技術作為連續處理的基礎。1974年荏原制作所處理重油燃燒廢氣，進行了1000Nm3/h規模的試驗，探明了添加氨的輻射效果,穩定了脫硫脫硝的條件，成功地捕集了副產品和硝銨。80年代由美國政府和日本荏原制作所等單位分擔出資在美國印第安納州普列斯燃煤發電廠建立了一套最大處理高硫煤煙氣量為24000Nm3/h地電子束裝置，1987年7月完成，取得了較好效果，脫硫率可達90％以上，脫硝率可達80％以上。現日本荏原制作所與中國電力工業部共同實施的“中國EBA工程”已在成都電廠建成一套完整的煙氣處理能力為300000Nm3/h的電子束脫硫裝置，設計入口SO2濃度為1800ppm，在吸收劑化學計量比為0.8的情況下脫硫率達80％，脫硝率達10％[6]。

該法工藝由煙氣冷卻、加氨、電子束照射、粉體捕集四道工序組成，其工藝流程圖如圖2所示。溫度約為150℃左右的煙氣經預除塵后再經冷卻塔噴水冷卻道60～ 70℃左右，在反應室前端根據煙氣中SO2及NOX的濃度調整加入氨的量，然后混合氣體在反應器中經電子束照射，排氣中的SO2和NOX受電子束強烈作用，在很短時間內被氧化成硫酸和硝酸分子，被與周圍的氨反應生成微細的粉粒（硫酸銨和硝酸銨的混合物），粉粒經集塵裝置收集后，潔凈的氣體排入大氣[7]。

6、爐內噴鈣尾部增濕煙氣脫硫技術

爐內噴鈣尾部增濕也作為一種常見的干法脫硫工藝而被廣泛應用。雖然噴鈣尾部增濕脫硫的基本工藝都是將CaCO3粉末噴入爐內，脫硫劑在高溫下迅速分解產生CaO，同時與煙氣中的SO2反應生成CaSO3。由于單純爐內噴鈣脫硫效率往往不高（低于20％～50％），脫硫劑利用率也較低，因此爐內噴鈣還需與尾部增濕配合以提高脫硫效率。該技術已在美國、日本、加拿大和歐洲國家得到工業應用，是一種具有廣闊發展前景的脫硫技術。目前，典型的爐內噴鈣尾部增濕脫硫技術有美國的爐內噴鈣多級燃燒器（LIMB）技術、芬蘭的爐內噴石灰石及氧化鈣活化反應（LIFAC）技術、奧地利的灰循環活化（ARA）技術等，下面介紹一下LIFAC技術[11]。

LIFAC脫硫技術是由芬蘭的Tampella公司和IVO公司首先開發成功并投入商業應用的該技術是將石灰石于鍋爐的800℃～1150℃部位噴入，起到部分固硫作用，在尾部煙道的適當部位（一般在空氣預熱器與除塵器之間）裝設增濕活化反應器，使爐內未反應的CaO和水反應生成Ca(OH)2,進一步吸收SO2,提高脫硫率。

LIFAC技術是將循環流化床技術引入到煙氣脫硫中來，是其開創性工作，目前該技術脫硫率可達90％以上，這已在德國和奧地利電廠的商業運行中得到實現。

LIFAC技術具有占地小、系統簡單、投資和運行費用相對較、無廢水排放等優點，脫硫率為60％～80％；但該技術需要改動鍋爐，會對鍋爐的運行產生一定影響。我國南京下關電廠和紹興錢清電廠從芬蘭引進的LIFAC脫硫技術和設備目前已投入運行。

7、爐內噴鈣循環流化床反應器煙氣脫硫技術

爐內噴鈣循環流化床反應器脫硫技術是由德國Sim-mering Graz Pauker/Lurgi GmbH公司開發的。該技術的基本原理是：在鍋爐爐膛適當部位噴入石灰石，起到部分固硫作用，在尾部煙道電除塵器前裝設循環流化床反應器，爐內未反應的CaO隨著飛灰輸送到循環流化床反應器內，在循環硫化床反應器中大顆粒CaO被其中湍流破碎，為SO2反應提供更大的表面積，從而提高了整個系統的脫硫率[12]。

該技術將循環流化床技術引入到煙氣脫硫中來，是其開創性工作，目前該技術脫硫率可達90％以上，這已在德國和奧地利電廠的商業運行中得到證實。在此基礎上，美國EEC(Enviromental Elements Corporation)和德國Lurgi公司進一步合作開發了一種新型煙氣的脫硫裝置。在該工藝中粉狀的Ca(OH)2和水分別被噴入循環流化床反應器內，以此代替了爐內噴鈣。在循環流化床反應器內，吸收劑被增濕活化，并且能充分的循環利用，而大顆粒吸收劑被其余粒子碰撞破碎，為脫硫反應提供更大反應表面積。

本工藝流程的脫硫效率可達95％以上，造價較低，運行費用相對不高，是一種較有前途的脫硫工藝。

8、干式循環流化床煙氣脫硫技術

干式循環流化床煙氣脫硫技術是20世紀80年代后期發展起來的一種新的干法煙氣脫硫技術，該技術具有投資少、占地小、結構簡單、易于操作，兼有高效除塵和煙氣凈化功能，運行費用低等優點。因而，國家電站燃燒工程技術研究中心和清華大學煤的清潔燃燒技術國家重點實驗室分別對該技術的反應機理、反應過程的數學模型等進行了理論和實驗研究。其工藝流程如圖3示，從煤粉燃燒裝置產生的實際煙氣通過引風機進入反應器，再經過旋風除塵器，最后通過引風機從煙囪排出。脫硫劑為從回轉窯生產的高品質石灰粉，用螺旋給粉機按給定的鈣硫比連續加入。旋風除塵器除下的一部分脫硫灰經循環灰斗和螺旋給灰機進入反應器中再循環。在文丘里管中有噴水霧化裝置，通過調節水量來控制反應器內溫度[13]。

摘 要 本文針對工業煙氣的脫硫技術的研究現狀及研究方向進行綜合性分析。關鍵詞 煙氣 脫硫 技術 研究

前言

SO2是造成大氣污染的主要污染物之一，有效控制工業煙氣中SO2是當前刻不容緩的環保課題。

據國家環保統計，每年各種煤及各種資源冶煉產生二氧化硫（SO2）達2158.7萬t，高居世界第一位，其中工業來源排放量1800萬t，占總排放量的83％。其中我國目前的一次能源消耗中，煤炭占76％，在今后若干年內還有上升的趨勢。我國每年排入大氣的87％的SO2來源于煤的直接燃燒。隨著我國工業化進程的不斷加快，SO2的排放量也日漸增多。

2、煙氣脫硫技術進展

目前，煙氣脫硫技術根據不同的劃分方法可以分為多種方法；其中最常用的是根據操作過程的物相不同，脫硫方法可分為濕法、干法和半干法[1]。

2.1 濕法煙氣脫硫技術

優點：濕法煙氣脫硫技術為氣液反應，反應速度快，脫硫效率高，一般均高于90％，技術成熟，適用面廣。濕法脫硫技術比較成熟，生產運行安全可靠，在眾多的脫硫技術中，始終占據主導地位，占脫硫總裝機容量的80％以上[2]。

缺點：生成物是液體或淤渣，較難處理，設備腐蝕性嚴重，洗滌后煙氣需再熱，能耗高，占地面積大，投資和運行費用高。系統復雜、設備龐大、耗水量大、一次性投資高，一般適用于大型電廠。

分類：常用的濕法煙氣脫硫技術有石灰石-石膏法、間接的石灰石-石膏法、檸檬吸收法等。

A 石灰石／石灰-石膏法：

原理：是利用石灰石或石灰漿液吸收煙氣中的SO2，生成亞硫酸鈣，經分離的亞硫酸鈣（CaO3S）可以拋棄，也可以氧化為硫酸鈣（CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技術最成熟、運行狀況最穩定的脫硫工藝，脫硫效率達到90％以上。

B 間接石灰石-石膏法: 常見的間接石灰石-石膏法有：鈉堿雙堿法、堿性硫酸鋁法和稀硫酸吸收法等。原理：鈉堿、堿性氧化鋁(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液與石灰石反應而得以再生，并生成石膏。該法操作簡單，二次污染少，無結垢和堵塞問題，脫硫效率高，但是生成的石膏產品質量較差。

C 檸檬吸收法：

原理：檸檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有較好的緩沖性能，當SO2氣體通過檸檬酸鹽液體時，煙氣中的SO2與水中H發生反應生成H2SO3絡合物,SO2吸收率在99％以上。這種方法僅適于低濃度SO2煙氣，而不適于高濃度SO2氣體吸收，應用范圍比較窄[3]。

另外，還有海水脫硫法、磷銨復肥法、液相催化法等濕法煙氣脫硫技術。

2.2 干法煙氣脫硫技術

優點：干法煙氣脫硫技術為氣同反應，相對于濕法脫硫系統來說，設備簡單，占地面積小、投資和運行費用較低、操作方便、能耗低、生成物便于處置、無污水處理系統等。

缺點：但反應速度慢，脫硫率低，先進的可達60-80％。但目前此種方法脫硫效率較低，吸收劑利用率低，磨損、結垢現象比較嚴重，在設備維護方面難度較大，設備運行的穩定性、可靠性不高，且壽命較短，限制了此種方法的應用。

分類：常用的干法煙氣脫硫技術有活性碳吸附法、電子束輻射法、荷電干式吸收劑噴射法、金屬氧化物脫硫法等。

典型的干法脫硫系統是將脫硫劑(如石灰石、白云石或消石灰)直接噴入爐內。以石灰石為例，在高溫下煅燒時，脫硫劑煅燒后形成多孔的氧化鈣顆粒，它和煙氣中的SO2反應生成硫酸鈣，達到脫硫的目的。

A 活性碳吸附法：

原理：SO2被活性碳吸附并被催化氧化為三氧化硫(SO3)，再與水反應生成H2SO4，飽和后的活性碳可通過水洗或加熱再生，同時生成稀H2SO4或高濃度SO2。可獲得副產品H2SO4，液態SO2和單質硫，即可以有效地控制SO2的排放，又可以回收硫資源。該技術經西安交通大學對活性炭進行了改進，開發出成本低、選擇吸附性能強的ZL30，ZIA0，進一步完善了活性炭的工藝，使煙氣中SO2吸附率達到95.8％，達到國家排放標準[4]。

B 電子束輻射法：

原理：用高能電子束照射煙氣，生成大量的活性物質，將煙氣中的SO2和氮氧化物氧化為SO3和二氧化氮(NO2)，進一步生成H2SO4和硝酸(NaNO3)，并被氨(NH3)或石灰石(CaCO3)吸收劑吸收

C 荷電干式吸收劑噴射脫硫法(CD．SI):

原理：吸收劑以高速流過噴射單元產生的高壓靜電電暈充電區，使吸收劑帶有靜電荷，當吸收劑被噴射到煙氣流中，吸收劑因帶同種電荷而互相排斥，表面充分暴露，使脫硫效率大幅度提高。此方法為干法處理，無設備污染及結垢現象，不產生廢水廢渣，副產品還可以作為肥料使用，無二次污染物產生，脫硫率大于90％[7]，而且設備簡單，適應性比較廣泛。但是此方法脫硫靠電子束加速器產生高能電子；對于一般的大型企業來說，需大功率的電子槍，對人體有害，故還需要防輻射屏蔽，所以運行和維護要求高。四川成都熱電廠建成一套電子脫硫裝置，煙氣中SO2的脫硫達到國家排放標準。

D 金屬氧化物脫硫法：

原理：根據SO2是一種比較活潑的氣體的特性，氧化錳(MnO)、氧化鋅(ZnO)、氧化鐵(Fe3O4)、氧化銅(CuO)等氧化物對SO2具有較強的吸附性，在常溫或低溫下，金屬氧化物對SO2起吸附作用，高溫情況下，金屬氧化物與SO2發生化學反應，生成金屬鹽。然后對吸附物和金屬鹽通過熱分解法、洗滌法等使氧化物再生。這是一種干法脫硫方法，雖然沒有污水、廢酸，不造成污染，但是此方法也沒有得到推廣，主要是因為脫硫效率比較低，設備龐大，投資比較大，操作要求較高，成本高。該技術的關鍵是開發新的吸附劑。

以上幾種SO2煙氣治理技術目前應用比較廣泛的，雖然脫硫率比較高，但是工藝復雜，運行費用高，防污不徹底，造成二次污染等不足，與我國實現經濟和環境和諧發展的大方針不相適應，故有必要對新的脫硫技術進行探索和研究。

2.3 半干法煙氣脫硫技術

半干法脫硫包括噴霧干燥法脫硫、半干半濕法脫硫、粉末一顆粒噴動床脫硫、煙道噴射脫硫等。

A 噴霧干燥法[5]：

噴霧干燥脫硫方法是利用機械或氣流的力量將吸收劑分散成極細小的霧狀液滴，霧狀液滴與煙氣形成比較大的接觸表面積，在氣液兩相之間發生的一種熱量交換、質量傳遞和化學反應的脫硫方法。一般用的吸收劑是堿液、石灰乳、石灰石漿液等，目前絕大多數裝置都使用石灰乳作為吸收劑。一般情況下，此種方法的脫硫率65％～85％。其優點：脫硫是在氣、液、固三相狀態下進行，工藝設備簡單，生成物為干態的CaSO、CaSO，易處理，沒有嚴重的設備腐蝕和堵塞情況，耗水也比較少。缺點：自動化要求比較高，吸收劑的用量難以控制，吸收效率不是很高。所以，選擇開發合理的吸收劑是解決此方法面臨的新難題。B 半干半濕法：

半干半濕法是介于濕法和干法之間的一種脫硫方法，其脫硫效率和脫硫劑利用率等參數也介于兩者之間，該方法主要適用于中小鍋爐的煙氣治理。這種技術的特點是：投資少、運行費用低，脫硫率雖低于濕法脫硫技術，但仍可達到70％tn，并且腐蝕性小、占地面積少，工藝可靠。工業中常用的半干半濕法脫硫系統與濕法脫硫系統相比，省去了制漿系統，將濕法脫硫系統中的噴入Ca(OH)：水溶液改為噴入CaO或Ca(OH)：粉末和水霧。與干法脫硫系統相比，克服了爐內噴鈣法SO2和CaO反應效率低、反應時間長的缺點，提高了脫硫劑的利用率，且工藝簡單，有很好的發展前景。

C 粉末一顆粒噴動床半千法煙氣脫硫法:

技術原理：含SO2的煙氣經過預熱器進入粉粒噴動床，脫硫劑制成粉末狀預先與水混合，以漿料形式從噴動床的頂部連續噴人床內，與噴動粒子充分混合，借助于和熱煙氣的接觸，脫硫與干燥同時進行。脫硫反應后的產物以干態粉末形式從分離器中吹出。這種脫硫技術應用石灰石或消石灰做脫硫劑。具有很高的脫硫率及脫硫劑利用率，而且對環境的影響很小。但進氣溫度、床內相對濕度、反應溫度之間有嚴格的要求，在漿料的含濕量和反應溫度控制不當時，會有脫硫劑粘壁現象發生。

D 煙道噴射半干法煙氣脫硫:

該方法利用鍋爐與除塵器之間的煙道作為反應器進行脫硫，不需要另外加吸收容器，使工藝投資大大降低，操作簡單，需場地較小，適合于在我國開發應用。半干法煙道噴射煙氣脫硫即往煙道中噴人吸收劑漿液，漿滴邊蒸發邊反應，反應產物以干態粉末出煙道。新興的煙氣脫硫方法以及當前研究的熱點

最近幾年，科技突飛猛進，環境問題已提升到法律高度。我國的科技工作者研制出了一些新的脫硫技術，但大多還處于試驗階段，有待于進一步的工業應用驗證。

3．1 硫化堿脫硫法

由Outokumpu公司開發研制的硫化堿脫硫法主要利用工業級硫化納作為原料來吸收SO2工業煙氣，產品以生成硫磺為目的。反應過程相當復雜，有Na2SO4、Na2SO3、Na2S203、S、Na2Sx等物質生成，由生成物可以看出過程耗能較高，而且副產品價值低，華南理工大學的石林經過研究表明過程中的各種硫的化合物含量隨反應條件的改變而改變，將溶液pH值控制在5.5—6.5之間，加入少量起氧化作用的添加劑TFS，則產品主要生成Na2S203，過濾、蒸發可得到附加值高的5H 0·Na2S203，而且脫硫率高達97％，反應過程為：SO2+Na2S=Na2S203+S。此種脫硫新技術已通過中試，正在推廣應用。

3．2 膜吸收法

以有機高分子膜為代表的膜分離技術是近幾年研究出的一種氣體分離新技術，已得到廣泛的應用，尤其在水的凈化和處理方面。中科院大連物化所的金美等研究員創造性地利用膜來吸收脫出SO2氣體，效果比較顯著，脫硫率達90％。過程是：他們利用聚丙烯中空纖維膜吸收器，以NaOH溶液為吸收液，脫除SO2氣體，其特點是利用多孔膜將氣體SO2氣體和NaOH吸收液分開，SO2氣體通過多孔膜中的孔道到達氣液相界面處，SO2與NaOH迅速反應，達到脫硫的目的。此法是膜分離技術與吸收技術相結合的一種新技術，能耗低，操作簡單，投資少。

3．3 微生物脫硫技術

根據微生物參與硫循環的各個過程，并獲得能量這一特點，利用微生物進行煙氣脫硫，其機理為：在有氧條件下，通過脫硫細菌的間接氧化作用，將煙氣中的SO2氧化成硫酸，細菌從中獲取能量。

生物法脫硫與傳統的化學和物理脫硫相比，基本沒有高溫、高壓、催化劑等外在條件，均為常溫常壓下操作，而且工藝流程簡單，無二次污染。國外曾以地熱發電站每天脫除5t量的H：S為基礎；計算微生物脫硫的總費用是常規濕法50％[6]。無論對于有機硫還是無機硫，一經燃燒均可生成被微生物間接利用的無機硫SO2，因此，發展微生物煙氣脫硫技術，很具有潛力。四川大學的王安等人在實驗室條件下，選用氧化亞鐵桿菌進行脫硫研究，在較低的液氣比下，脫硫率達98％。

4、煙氣脫硫技術發展趨勢

目前已有的各種技術都有自己的優勢和缺陷，具體應用時要具體分析，從投資、運行、環保等各方面綜合考慮來選擇一種適合的脫硫技術。隨著科技的發展，某一項新技術韻產生都會涉及到很多不同的學科，因此，留意其他學科的最新進展與研究成果，并把它們應用到煙氣脫硫技術中是開發新型煙氣脫硫技術的重要途徑，例如微生物脫硫、電子束法脫硫等脫硫新技術，由于他們各自獨特的特點都將會有很大的發展空間。隨著人們對環境治理的日益重視和工業煙氣排放量的不斷增加，投資和運行費用少、脫硫效率高、脫硫劑利用率高、污染少、無二次污染的脫硫技術必將成為今后煙氣脫硫技術發展的主要趨勢。

各種各樣的煙氣脫硫技術在脫除SO2的過程中取得了一定的經濟、社會和環保效益，但是還存在一些不足，隨著生物技術及高新技術的不斷發展，電子束脫硫技術和生物脫硫等一系列高新、適用性強的脫硫技術將會代替傳統的脫硫方法。

參考文獻:

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[3] 郭小宏，等．利用活性炭治理華光實業社會福利冶煉廠可行研究報告[R]．2002，6．

[4] 石林，等．硫化堿溶液脫除工業煙氣中的二氧化硫[J]，中山大學學報論叢，1997，5．

[5] 孫勝奇，陳榮永等．我國二氧化硫煙氣脫硫技術現狀及進展[J]．2005，29（1）：44-47 干法煙氣脫硫是反應在無液相介入的完全干燥的狀態下進行，反應產物也為干粉狀，不存在腐蝕、結露等問題。干法主要有爐內噴鈣煙氣脫硫、爐內噴鈣尾部煙氣增濕活化脫硫、活性炭吸附—再生煙氣脫硫等技術。

(1)爐內噴鈣煙氣脫硫技術

爐內噴鈣煙氣脫硫是把鈣基吸收劑如石灰石、白云石等噴到爐膛燃燒室上部溫度低于1200℃的區域，隨后石灰石瞬時煅燒生成CaO，新生的CaO與SO2進行硫酸鹽化反應生成CaSO4，并隨飛灰在除塵器中收集。該反應過程是非常復雜的，主要由石灰石的煅燒、CaO/SO2硫酸鹽化反應和CaCO3/SO2直接硫酸化反應等組成。曾經認為是簡單反應的CaO/SO2硫酸鹽化反應，現在被認為是復雜的高溫、瞬時的多相反應。吸收劑的類型、新生CaO的微孔結構、溫度、時間等諸多參數影響著硫酸鹽化反應過程。因此，爐內噴鈣煙氣脫硫仍是一個值得研究的課題。爐內噴鈣煙氣脫硫技術的特點是投資省、占地面積小、易于在老鍋爐上改造，不足之處是脫硫效率低，鈣利用率低。為此，可以通過加裝一些設備提高爐內噴鈣的SO2脫除率。最簡單的方法是在除塵器之前向煙道內噴水，這能使脫硫率提高10%。反應產物再循環也是提高脫硫率和石灰石利用率的有效方法。被除塵設備（ESP或布袋除塵器）收集下來的反應產物經過一些調整后，噴入爐膛或管道并循環數次，使脫硫率達到70%以上。

(2)爐內噴鈣尾部煙氣增濕活化脫硫技術

爐內噴鈣在除塵裝置如ESP之前噴水增濕，使未反應的CaO活化，提高煙氣中SO2的脫除效率。芬蘭IVO公司把煙氣增濕這一概念進行了擴展，開發出爐內噴鈣尾部煙氣增濕活化脫硫工藝（LIFAC）。該工藝除了保留爐內噴射石灰石粉脫硫系統，在爐后煙道上增設了一個獨立的活化反應器，將爐內未反應完的CaO通過霧化水進行活化后再次脫除煙氣中的SO2。LIFAC工藝可以分步實施，以滿足用戶在不同階段對脫硫效率的要求。可分三步實施：石灰石爐內噴射→煙氣增濕及干灰再循環→加濕灰漿再循環。第一步通過石灰石粉噴入爐膛可得到25%~35%的脫硫率，該步的投資需要量很小，一般為整個脫硫系統費用的10%。在第二步中活化塔是核心，煙氣要進行增濕和脫硫灰再循環，可使脫硫效率達到75%，該步的投資大約是脫硫系統總費用的85%。增加第三步灰漿再循環后脫硫效率可增至85%，而投資費用僅為總費用的5%。分步實施可以在原有鍋爐上進行。這樣非常獨特的優點使得用戶在計劃自己的投資和滿足排放標準方面有更大的靈活性。該工藝1985年在芬蘭建成了第1套工業化裝置后短短幾年，就在多個國家應用。南京下關電廠引進芬蘭IVO公司全套LIFAC技術，配套125MW機組，燃煤含硫0.92%時，脫硫率為75%左右，該脫硫工程已于1998年投入運行。

(3)活性炭吸附－再生煙氣脫硫技術

活性炭吸附－再生煙氣脫硫技術最早出現在19世紀70年代后期，已有數種工藝在日本、德國、美國等得到工業應用，其代表方法有日立法、住友法、魯奇法、BF法及Reidluft法等。目前已由火電廠擴展到石油化工、硫酸及肥料工業等領域。

活性炭脫硫的主要特點：過程比較簡單，再生過程中副產物很少；吸附容量有限，須在低氣速（0.3～1.2m/s）下運行，因而吸附器體積較大；活性炭易被廢氣中的O2氧化而導致損耗；長期使用后，活性炭會產生磨損，并因微孔堵塞喪失活性。

一般認為當煙氣中沒有氧和水蒸氣存在時，用活性炭吸附SO2僅為物理吸附，吸附量較小，而當煙氣中有氧和水蒸氣存在時，在物理吸附過程中，還會發生化學吸附。這是由于活性炭表面具有催化作用，使吸附的SO2被煙氣中的O2氧化為SO3，SO3再與水蒸氣反應生成硫酸，使其吸附量大為增加，該過程可表示為：SO2→SO2*(物理吸附)，O2→O2*(物理吸附)，H2O→H2O*(物理吸附)，2SO2*+ O2*→2SO3*(化學吸附)，SO3*+ H2O*→H2SO4*(化學吸附)，H2SO4*+ nH2O*→H2SO4?H2O*(化學吸附)。

活性炭吸附SO2后，在其表面形成的硫酸存在于活性炭的微孔中，降低其吸附能力，因此需把存在于微孔中的硫酸取出，使活性炭再生。再生方法包括洗滌再生和加熱再生兩種。兩種方法中，以洗滌再生較為簡單、經濟。洗滌再生法是通過洗滌活性炭床層使炭孔內的酸液不斷排出炭層，從而恢復炭的催化活性。因為脫硫過程在炭內形成的稀硫酸幾乎全部以離子形態形式存在，而活性炭有吸附選擇性能，對這些離子化物質的吸著力非常薄弱，可以通過洗滌造成濃度差擴散使炭得到再生，該再生法常常用于固定床吸附流程中。對于固定床，其流程為煙氣經除塵后，送入吸附塔。吸附塔可以并聯或串聯運行。并聯時的脫硫效率為80%左右，串聯可達到90%。各塔吸附SO2達飽和后，輪流進行水洗，用水量為活性炭重量的4倍，水洗時間為10h，可得到濃度為10%～20%的硫酸，稀硫酸可用浸沒燃燒裝置濃縮至70%。

活性炭加熱再生常采用移動床吸附脫硫流程。該流程為煙氣送入吸附塔與活性炭錯流接觸，SO2被活性炭吸附而脫除，凈化煙氣經煙囪排入大氣。吸附了SO2的活性炭被送入脫附塔，先在換熱器內預熱至300℃，再與300℃的過熱水蒸氣接觸，活性炭上的硫酸被還原成SO2放出。脫硫后的活性炭與冷空氣進行熱交換而被冷卻至150℃后，送至空氣處理槽，與預熱過的空氣接觸，進一步脫除SO2，然后送入吸附塔循環使用。從脫附塔產生的SO2、CO2和水蒸氣經過換熱器除去水汽后，送入硫酸廠，此工藝脫硫率可達90%以上。吸附法常用的吸附劑除活性炭外，還有用活性焦、分子篩、硅膠等吸附介質。活性焦比活性炭的經濟性要好，表現出較大的應用潛力。活性炭或活性焦吸附法煙氣脫硫能否得到應用的關鍵是解決副產物稀硫酸的應用市場及提高它們吸附性能。

隨著循環經濟理念不斷地擴展，國內外對活性炭或活性焦吸附－再生煙氣脫硫技術表現出濃厚的興趣，該技術特別適合于缺水、脫硫石膏無法綜合利用的區域。因此，國內已有多家單位正在開展該技術的工業試驗，有望今后能在大型機組上應用。

第四篇：干法脫硫工藝技術分析

干法脫硫工藝技術分析

摘 要：火電廠排放的二氧化硫形成的酸雨已嚴重危害人類的生存環境，國家強制要求火電廠必須安裝煙氣脫硫裝置。但是，受技術和經濟等條件的限制，必須發展脫硫率高、系統可利用率高、流程簡化、系統電耗低、投資和運行費用低的脫硫技術和工藝。在這種形勢下，干法脫硫工藝應運而生。為此，結合國內外目前比較成熟、大型商業化運行的幾種干法、半干法脫硫工藝，分析了干法、半干法脫硫工藝在大型化發展、控制調節、預除塵器和脫硫除塵器設置的技術要點，最后指出干法脫硫工藝具有廣闊的應用前景。

關鍵詞：煙氣脫硫；干法脫硫工藝;技術要點；前景

1煙氣脫硫技術的發展和現狀

世界上煙氣脫硫技術的發展經歷了以下3個階段：

a)20世紀70年代，以石灰石濕法為代表第一代煙氣脫硫。

b)20世紀80年代，以干法、半干法為代表的第二代煙氣脫硫。主要有噴霧干燥法、爐內噴鈣加爐后增濕活化（LIFAC）、煙氣循環流化床（CFB）、循環半干法脫硫工藝（NID）等。這些脫硫技術基本上都采用鈣基吸收劑，如石灰或消石灰等。隨著對工藝的不斷改良和發展，設備可靠性提高，系統可用率達到97%，脫硫率一般為70%～95%，適合燃用中低硫煤的中小型鍋爐

c)20世紀90年代，以濕法、半干法和干法脫硫工藝同步發展的第三代煙氣脫硫。

由于技術和經濟上的原因，一些煙氣脫硫工藝已被淘汰，而主流工藝，如石灰石-石膏濕法、煙氣循環流化床、爐內噴鈣加爐后增濕活化、噴霧干燥法、氣體懸浮吸收脫硫工藝（GSA）以及改進后的NID卻得到了進一步的發展，并趨于成熟。這些煙氣脫硫工藝的優點是：脫硫率高(可達95%以上)；系統可利用率高；工藝流程簡化；系統電耗低；投資和運行費用低。從20世紀90年代開始，中國先后從國外引進了各種類型的脫硫技術，建成了6個示范工程項目，涉及濕法、半干法和干法煙氣脫硫技術，見表1。

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本文根據幾種干法、半干法脫硫工藝的基本原理，對干法工藝的幾個重要方面進行分析。

2脫硫塔大型化的要點

2.1盡量使用單塔脫硫

隨著機組容量的增大，脫硫塔的直徑也隨著增大。在能使用單塔的情況下，盡量不要使用雙塔和多塔，因為單一吸收塔技術提高了系統的可靠性和脫硫率，而且初期投資費可降低30%～50%。脫硫副產品回收利用的研究開發，也拓寬了其商業應用的途徑。

2.2脫硫塔大型化的主要問題

脫硫塔大型化最主要的問題是要保證塔內流場中溫度的均勻性和調節的靈敏性。

a)塔內流場中溫度均勻性的要求

在塔的高度方向的各個斷面上，各點的溫度趨于一致，不能有高、低溫差異太大的情況出現。因為高溫處的SO2吸收反應效果較差，高溫時吸收劑的活性較小，反應溫度與煙氣露點溫度的差值較大（AST），反應率就低；而低溫處，尤其出現低于露點溫度，即AST＜0時，容易出現局部的結露、粘連和筒壁腐蝕，這就是為什么有些脫硫工藝需要在反應塔內加裝內襯的原因，其實，這種情況的危害性較大，反應塔可以通過內襯防腐，但煙氣下游的設備和煙氣管道卻難以防腐，且花費較大。

b)脫硫塔調節的靈敏性要求

隨著負荷、工況的變化，各參數的負荷應變時間短，較少滯后，使脫硫效率隨著工況的變化而變化，從而保證各種工況下脫硫率穩定。 2.3循環流化床煙氣脫硫塔

為保證脫硫反應塔溫度的均勻性和調節靈敏性，要求塔內有良好的傳質特性。物料的傳質往往比傳熱更重要，而且能更快達到更好的效果，單純的傳熱速度較慢，而且熱力場有熱力梯度，很難使各點的溫度在短時間內很均勻，利用循環流化床的原理而設計的脫硫塔，在這一方面比較能夠達到這一要求，它使反應塔內的傳熱傳質非常強烈。 2.3.1循環流化床脫硫塔的特點

根據循環流化床原理而設計制造的脫硫反應塔，其煙氣進入反應塔底部時，塔內文丘里的加速，將噴入塔內的吸收劑和循環回流的物料吹起，形成沸騰床體，氣體和物料無論處于流化床的過渡段還是穩定段，都處于強烈的紊流狀態，物料之間的碰撞、摩擦、反應、傳熱等物理化學過程非常強烈，任何工況變化所引起的波動都會在這個強烈的傳熱傳質狀態下迅速達到新的平衡。這樣，布置在塔頂的溫度測點產生假信號或幾個測點的溫度信號不一致而使控制系統無法及時進行各種物料的調節的可能性大為減少，同時也使脫硫設備出現低溫、結露、腐蝕的概率大為減少。

2.3.2回流式循環流化床煙氣脫硫塔的特點

尤其是德國WULFF公司的回流式煙氣循環流化床（RCFB），其獨特的流場和塔頂結構設計，在RCFB吸收塔中，煙氣和吸收劑顆粒的向上運動中會有一部分因回流（Reflux）而從塔頂向下返回塔中。這股向下的回流固體與煙氣的方向相反，而且，它是一股很強的內部湍流，從而增強了煙氣與吸收劑的接觸時間。實際上可以認為這是一種與外部再循環相似的內部再循環。在內部再循環的作用下，RCFB工藝的脫硫效率得到了優化。也許很多脫硫工藝都很難避免腐蝕情況的出現，但這種概率和趨向則可以把握。 2.4脫硫塔內煙氣濕度的控制

溫度的控制，實質上是對煙氣濕度的控制。脫硫工藝中，煙氣的濕度對脫硫效率的影響很大。例如爐內噴鈣尾部增濕工藝，其爐內噴鈣脫硫效率為25%～35%，尾部增濕效率為40%～50%，總效率為75%左右，這說明了煙氣濕度對脫硫效率的影響。在相對濕度為40%～50%時，消石灰活性增強，能夠非常有效地吸收SO2，煙氣的相對濕度是利用向爐內給煙氣噴水的方法來提高。半干法煙氣脫硫工藝中，水和石灰以漿液的狀態注入煙氣，漿液中固態物的質量分數為35%～50%，而干法脫硫工藝，如RCFB和NID，加入的水量相同，但水分布在粉料微粒的表面，用于蒸發的表面積很大。煙氣濕度的提高，可以使煙氣脫硫操作溫度接近或高于露點溫度10～20 ℃(實踐中，這一溫度范圍為65～75 ℃)，激活消石灰吸收SO2。SO2是煙氣中反應較慢的成分，保持床溫接近露點溫度（即較高的相對濕度），可以保持微粒表面的濕膜有較長的停留時間，促進SO2和Ca2化學成分之間的反應，使吸收的程度和石灰的利用率達到最佳。SO3和鹵化酸類（HCl、HF等）的酸性比SO2強，所以SO3，HCL，HF成分在裝置中的去除率達99%，因其活性強，幾乎能全部與SO2同時被吸收，適量的鹵化酸類因鈣的吸濕性、因霧滴在濕潤環境中的干燥時間較長，有助脫除SO2，這也是采用接近露點溫度的另一好處。

3干法脫硫工藝的運行調節

干法脫硫工藝的系統控制和調節主要取以下3個信號，用以前饋或反饋到各個調節回路，相互配合，達到脫硫的最佳工況條件，保證脫硫的效果。3.1控制好脫硫塔內的溫度及高度重視塔內的加水方式

a)監測脫硫塔內的溫度，以此來調節噴水系統的開度和噴水量的大小，保持適當的AST值，使床溫在各種負荷和工況條件下，煙氣的酸露點溫度始終保持在較高處，這樣，吸收劑的活性最佳，能夠較好地捕捉SO2，并發生化學反應，提高脫硫率。

在大型化商業運行的脫硫塔中，溫度的控制是比較困難的，它是制約脫硫裝置大型化發展的主要因素之一。當脫硫塔直徑越來越大時，要各個大面積截面上的溫度保持均勻性，需采取大量的有效措施，目前，干法、半干法脫硫裝置還沒有在較大容量機組上使用的業績，與此有很大關系。較為成熟的脫硫技術，如旋轉噴霧法，GSA法，其單塔容量一般都在100 MW機組以下，單塔直徑4 500 mm以下，而NID法則做得更小一些。各國公司都在圍繞干法、半干法脫硫裝置大型化發展進行開發和研究，德國WULFF公司利用流化床和帶內回流的循環流化床技術（RCFB），在解決傳熱傳質這一問題上，取得了一定的成績，效果明顯。目前，RCFB單塔用于奧地利1臺300 MW機組煙氣脫硫并獲得成功。

b)給脫硫塔內加水的方式頗為講究。在旋轉噴霧，GSA半干法中，由于吸收劑以漿液形式噴入時帶有水，運行時又需加調節，造成由溫度信號而引起的水路調節變得復雜化，因為在噴漿工藝中，所加入的水與吸收劑的量有比例關系，使噴水調節受其它因素影響。NID法的水完全與吸收劑、再循環料一道加入反應塔（視垂直煙道為反應塔）。RCFB法吸收劑直接以干粉形態噴入，水路另外單獨噴入，就噴水調溫而言，RCFB法顯然要更方便一些。 3.2監測SO2排放量

監測SO2排放量信號，用于調節脫硫劑的加入量。當SO2排放量較大時，就應加入更多的吸收劑去吸收更多的SO2；當SO2的排放量較小時，就應減少吸收劑的使用，使系統運行經濟合理，降低成本。3.3監測吸收塔的壓降

監測吸收塔的壓降，用于調節再循環量的大小，使脫硫渣的循環量和循環次數控制在設計范圍之內，這樣既可控制下游脫硫除塵器的入口灰塵的質量濃度和煙囪煙塵質量濃度的排放，又可提高吸收劑的利用率，降低堿酸比。

控制這三個監測量及其相關的信號去調節各運行回路，使脫硫系統的運行達到最優化，這是干法、半干法脫硫工藝控制系統的基本要求。就控制的靈敏性、可靠性而言，如果三個控制回路能完全獨立，各行其是，互不影響則最理想，而RCFB技術的控制原理最能符合這一要求，由于其吸收劑、水和脫硫渣的再循環是獨立加入到脫硫塔的，這樣就避免了其它工藝三者的互相牽連，避免了增加脫硫劑時附加了水而使溫度下降或加水降溫時附加了脫硫劑，從而增加再循環量而增大堿酸比的情況。當然，以上三個參數總是相互影響、協同調節的，但三路系統的參數分別調節，會更方便靈活一些。

4預除塵器設置的探討

對于是否使用預除塵器，很多文獻或資料并沒有詳細說明。據國外一些資料指出，一般干法或半干法都設有預除塵器，但國內很多電廠沒有設預除塵器。不設預除塵器，筆者認為起碼會影響以下2方面。 4.1不利于燃料灰和脫硫灰的再循環

根據計算，鍋爐燃煤產生的燃料灰的量比較多，而用于脫硫產生的脫硫灰的量比較少，通常前者是后者的三倍左右。以200 MW機組為例，耗煤量約95 t/h，產生的燃料灰約22 t（灰分的質量分數以25%計），而脫硫灰量（硫的質量分數以0.85%計）約7 t；以300 MW機組為例，耗煤量約140 t/h，產生的燃料灰約32 t，而脫硫灰量約11 t。這就是說，如果沒有預除塵器，當脫硫灰和燃料灰混在一起再循環時，將有75%的再循環物是燃料灰，而這些大量的燃燒灰對提高脫硫率和降低堿酸比值并沒有幫助，還會減少吸收劑、脫硫灰與SO2的接觸，消耗動力，增大反應塔容量；由于再循環量變大，還會提高煙氣噴射的初始速度以達到同樣的流化狀態，這一初始速度的提高，還會帶來以下2個問題：

a)減小煙氣在塔內的停留時間，使氣體很快通過吸收塔，降低了塔內的反應率，將部分脫硫反應留在了下游設備中。

b)一般燃料灰比脫硫灰要粗一些，燃料灰的平均粒徑大致為15μm±5μm，脫硫灰的平均粒徑大致為10μm±5μm；燃料灰的體積質量一般為700～1 000 kg/m3，而脫硫灰的體積質量一般為500～1 000 kg/m3，煙氣流速的加大，將大量的細微粒帶出了反應塔，不利于吸收劑的有效利用，影響了堿酸比。 4.2影響脫硫塔下游的脫硫除塵器

是否設置預除塵器，對脫硫塔下游的脫硫除塵器會產生較大的影響。如果沒有預除塵，大量燃煤灰混在脫硫灰中一起循環，使得循環量變大，脫硫除塵器的入口質量濃度也隨之增大，在除塵器排放指標一定的情況下，脫硫除塵器的入口質量濃度是有限度的，太高的入口粉塵質量濃度也會使除塵器的造價上升，這樣勢必減少循環次數，降低吸收劑利用率，使堿酸比值變大。如果有預除塵器，這一情況將得到改善。這就可以解釋GSA，NID脫硫工藝，在沒有預除塵器時，循環次數只有30～50次；而CFB，RCFB脫硫工藝，由于設置了預除塵器，循環次數就可以達到100～150次。

5脫硫除塵器的設置

干法、半干法脫硫用的除塵器有別于火力發電廠的常規除塵器，大型火力發電廠一般1臺爐配2臺除塵器，而脫硫裝置如果是配單塔脫硫，則通常只配一臺除塵器。除了設備數量的不同使得脫硫除塵器變大外，其差別還主要在于除塵器入口質量濃度的不同。火力發電廠所配除塵器的入口質量濃度通常在35 g/m3左

3右（標準狀態），若煙塵排放標準以200 mg/m計（標準狀態），則效率通常為99.4%左右，而脫硫除塵器的入口質量濃度由于脫硫渣的多次再循環而變得很大，3通常達到0.6～1 kg/m（標準狀態）。要達到相同的排放質量濃度，除塵效率通常要求達到99.97%以上。如使用RCFB技術的廣州恒運集團公司的以大代小1×210 MW機組的煙氣脫硫系統，脫硫除塵器的入口質量濃度為800 g/m3（標準狀態），除塵效率要求達99.975%；使用NID技術的浙江巨化股份有限公司的230 t/h煙

3氣脫硫用除塵器的入口質量濃度為1 kg/m（標準狀態），除塵效率要求達99.98%。凡利用循環技術進行干法、半干法脫硫的工藝，其脫硫除塵器的入口質量濃度都很高。如GSA，NID等工藝，由于循環量較大，一般循環次數為30～40次時，脫

3硫除塵器的入口質量濃度便達到了1 kg/m（標準狀態）。如采用預除塵器，由于再循環量減少了大約70%，其循環次數在100～150次左右時，脫硫除塵器的3入口質量濃度可達到600～800 g/m（標準狀態），如RCFB工藝。對于高粉塵質量濃度的除塵器，國外有用布袋式的，也有用靜電式的。由于布袋除塵價格較高，檢修強度較大，更換頻率快，且系統壓降較大，廠用電高，我國趨向于使用靜電除塵器。靜電除塵器處理高質量濃度粉塵在結構上有其特殊的地方，各種工藝所采取的辦法也不盡相同，如GSA工藝，在煙氣進靜電除塵器之前，先通過旋風分離器進行機械預除塵；NID脫硫工藝，在靜電除塵器上加一段機械預除塵和小灰斗；lurgi公司采用上進氣方式，通過煙氣回轉折流預除塵；德國WULFF公司在進口及第一電場采取預除塵措施的同時，又在振打清灰，改善放電極線形式，加大放電強度，提高放電電流強度，防止二次飛揚等方面做工作，并取得了較好的效果，獲得了很高的除塵效率。盡管脫硫除塵器的入口質量濃度很高，但由于脫硫灰分的組成主要是鈣的化合物，不會有燃煤灰中的Al2O3和游離SiO2等難以捕捉的物質，且脫硫灰的粉塵較細、比電阻較小，含濕量相對高一些、溫度較低等因素，還是對除塵有利。但是，脫硫除塵器是干法、半干法脫硫工藝一個非常主要的設備。因為不僅有部分脫硫反應在除塵器中完成，而且除塵器還與脫硫塔的再循環聯系在一起。嚴格意義上講，脫硫除塵器是干法、半干法脫硫工藝的一個組成部分，與脫硫塔密不可分，實際上，國外所講的干法脫硫工藝系統，就包括了脫硫除塵器。

6結論

由于干法脫硫工藝在占地、造價、操作、調節、維護、副產品無二次污染等方面的優點，這種工藝越來越受到業主方的廣泛青睞。現在各國都在積極研究干法脫硫技術，并使之逐步向設備大型化、系統簡單化、控制自動化發展，所以國內干法、半干法應用的比例也在逐步提高。隨著對干法脫硫工藝的深入認識、研究和改進以及對脫硫灰綜合利用的開發，干法脫硫工藝將會有更加廣闊的應用前景。

參考文獻

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第五篇：干法脫硫工藝技術分析（xiexiebang推薦）

干法脫硫工藝技術分析

摘要：現代社會的發展，社會各界對于能源的需求十分巨大，天然氣作為優質的清潔能源，其產業在良好的社會形勢下，得到了快速穩定的發展。科學技術的提升，促進了其各項技術的發展，其中脫硫工藝技術語天然氣生產過程中極為重要的技術之一，其對于天然氣的質量有著決定性的作用。基于此，本文就干法脫硫工藝技術進行分析與研究。

關鍵詞：干法；脫硫工藝；技術

一、堿法脫硫技術

堿法脫硫技術屬于化學脫硫法的一種，是指使用酸堿度在9至11之間的強堿弱酸鹽溶液作為吸收劑，將硫元素吸收，較為典型的即是碳酸鹽法。如果是以碳酸鈉作為溶液，在吸收塔內把原料氣和碳酸鈉溶液進行融合入，使之發生化學反應，其會生成碳酸氫鈉（NaHCO3）及硫氫化鈉（NaHS）。先將富液吸收大量的硫化氫，再采用真空碳酸鹽法，利用蒸汽對其進行蒸餾，再次形成溶液，將該方法和克勞斯法有機結合，硫磺純度可以達到99.6%左右，該過程中需要使用蒸汽及大量冷卻水，能耗較大。熱碳酸鹽法是指在減少壓力的情況下，利用蒸汽對其進行加熱再生，使之透析出硫化氫氣體，并生成碳酸鈉（Na2CO3），如果原料中的氧氣及二氧化碳較為豐富，即可以使用該方法。

二、物理吸收法

1.工藝概況

物理吸收法的吸收劑一般是使用較為特殊的有機復合物，其對于硫化氫等氣體具有良好的溶解性，可以實現脫硫的目的。現代較為常用的物理吸收法有多乙二醇二甲醚法、低溫甲醇法、N甲基吡咯烷酮法等，其中低溫甲醇法的優勢十分顯著，運用的較為廣泛。其又稱為冷甲醇法，其基本原理是由于低溫條件下，甲醇能夠有效的吸收硫化氫等酸性氣體，如果溫度由20℃降低至零下40℃，二氧化碳在其中的溶解度會提升6倍左右；如果溫度保持在零下40至零下50℃，硫化氫的溶解度則要超過二氧化碳，約為二氧化碳的6倍左右，可以利用該性質分別吸收硫化氫及二氧化碳。該工藝在脫硫的過程中不僅能夠實現后期的凈化目標，并能夠分別將其中需要處理的各種成分一一進行回收處理，包括二氧化碳、硫化氫、羰基硫等，將二氧化碳進行回收后可以英語制作尿素；利用克勞斯法可以在硫化氫溶液中回收硫磺，充分利用資源。該方式對于天然氣的凈化效果十分限制，能夠將硫含量降低至0.1μL/L以內，且反應的過程中不會出現氣泡的現象，因此不會造成設備的腐蝕。但是由于甲醇具有一定的鍍鋅，應在設備中設置制冷裝備，使得操作及維修工作存在一定的難度。

2.主要流程

首先需要把原料天然氣中二氧化碳的含量控制到一定范圍內，有計劃的將硫化氫除去，并使用閃蒸再生塔系統脫去酸性組成成分，該工藝能夠較為自主的選擇脫去其中的有機硫，還可以改變天然氣的烴露點，使之更加符合要求。

三、生物脫硫法

生物脫硫法是較為新型的天然氣處理技術，主要是先利用某些微生物、細菌的特點，把硫化氫轉變為單質硫，最后將其回收處理。現代使用的生物脫硫方法一般是在良好的環境中，使用有機微生物或酶，對硫成分形成催化反應，使得非水溶性硫化物轉變為水溶性化合物，再脫去其中的硫成分。有學者運用Bio-SR工藝，將鐵鹽的吸收作用和氧化亞鐵硫桿菌相結合，進行了硫化氫的脫除實驗，實驗效果較為良好，脫除效率高達98.4%。但是該項技術尚未成熟，在國內尚處于實驗探索的過程中，如果將其應用于工業方面，其需要較長的時間進行初始化運行，微生物穩定也有難度，需要較高的技術。

四、煙氣脫硫傳統工藝

（一）濕法脫硫技術

煙氣濕法脫硫技術是世界上廣為應用的脫硫技術。到目前為止，可供選擇的濕法脫硫技術較多，主要有石灰石/石灰—石膏法、氫氧化鎂（氧化鎂）法、氫氧化鈉法、亞硫酸鈉法、氨法、海水法等。其中，石灰石/石灰—石膏法因其工藝具有技術成熟、效率較高（﹥90%）、運行可靠、操作簡單、煙氣中的粉塵對脫硫過程影響小，以及原料來源豐富、成本低廉、運行可靠和鈣利用率高（﹥90%）等優點，其裝機容量占現有工業脫硫裝置總容量的85%。但是，目前我國大型煙氣脫硫裝置一般采用國外低PH漿液空塔噴淋技術，運行過程液氣比高、PH低，投資及維護成本高。除此之外還存在吸收劑消耗量大、生成物難處理、易產生二次污染等問題。除此之外，該方法易在設備內形成積垢，且存在堵塞、腐蝕與磨損的弊端。以500MW燃煤電廠為例，采用石灰石/石灰—石膏法每年消耗石灰6.1萬t（或石灰石13.2萬t），生成廢渣43.8萬t。即使是改良后的雙堿法也由于Ｎa2SO4難以再生，需要不斷向系統補充NaOH或Na2Co3，造成堿的消耗增多。

超重力脫硫技術是北京化工大學開發的一種濕法脫硫新工藝，于2010年在巨化硫酸廠實現工業化應用，形成了20萬t/a硫酸工業尾氣SO2深度脫除與資源化利用成套產業化裝置和工藝。超重力技術利用強化宏觀傳質和微觀混合過程的方法，減少設備內物料的停留時間，大幅縮小設備的尺寸與質量，生產強度得到提高、易于操作，開停車、維護與檢修方便。超重力脫硫在巨化硫酸廠的運行結果表明：其脫硫效率高達98%以上，尾氣排放的SO2濃度低于200mg/m3，是一種值得推廣的濕法煙氣脫硫技術，應用前景廣闊。

（二）干法脫硫技術

干法脫硫工藝是在完全干燥、沒有液相參與的狀態下，通過應用一定的技術手段將煙氣中的SO2分解或固定下來，以減少SO2的排放。

傳統的干法煙氣脫硫技術是將固體狀態的石灰粉料直接噴射到爐膛或反應塔內，通過化學反應，吸收固定煙氣中的SO2。干法煙氣脫硫反應物和反應產物均為固態干粉，不存在腐蝕、結垢及廢水處理等問題。傳統的干法脫硫流程還具備設備簡單、投資小、占地少、施工周期短、反應過程煙氣溫降小和有利于煙囪排氣擴散等優點。但是由于反應發生在氣固界面，受到擴散環節限制，其脫硫效率較低（一般僅有30%~60%）

（三）半干法脫硫技術

在濕法和干法脫硫技術基礎上，結合濕法脫硫工藝反應充分、效率高，干法脫硫工藝投資少，無需廢水處理的優勢，開發出了半干法脫硫技術。它是除了濕法脫硫工藝之外，應用最廣的脫硫技術，占市場份額的10%。半干法脫硫技術是將石灰漿液噴入反應塔中，借助煙氣自身熱量使吸收液中的水絕熱蒸發后隨煙氣排出，煙氣中SO2則以亞硫酸鈣/硫酸鈣的形式固定后外排。文獻以氧化鋅煙塵為吸收劑，漿化后吸收鋅冶煉揮發窯煙氣，二氧化硫以亞硫酸鹽和硫酸鹽的形式回收，二氧化硫回收率達到90%以上。

半干法工藝中，旋轉噴霧干燥法使用最為廣泛。該方法由美國JOY公司和丹麥NIRO公司合作開發，其核心設備噴霧干燥塔可以同時實現反應吸收和干燥兩方面作用。為了保證干燥和吸收過程的充分進行，一般需保證煙氣在塔中停留10~12s 結束語

由于干法脫硫工藝在占地、造價、操作、調節、維護、副產品無二次污染等方面的優點，這種工藝越來越受到業主方的廣泛青睞。現在各國都在積極研究干法脫硫技術，并使之逐步向設備大型化、系統簡單化、控制自動化發展，所以國內干法、半干法應用的比例也在逐步提高。隨著對干法脫硫工藝的深入認識、研究和改進以及對脫硫灰綜合利用的開發，干法脫硫工藝將會有更加廣闊的應用前景。

參考文獻：

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