烟气脱硫脱硝工艺手册(txt+pdf+epub+mobi电子书下载)

作者：周晓猛 主编

出版社：化学工业出版社

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烟气脱硫脱硝工艺手册试读：

前言

大气是人类赖以生存的最基本的环境要素，它不仅通过自身运动进行热量、动量和水资源分布的调节过程，给人类创造了一个适宜的生活环境，并且阻挡过量的紫外线照射地球表面，有效地保护人类和地球上的生物。但是，随着人类生产活动和社会活动的增加，特别是自工业革命以来，由于大量燃料的燃烧、工业废气和汽车尾气的排放，使大气环境质量日趋恶化。在各类大气污染物中，最重要的是燃煤引起的污染。燃煤二氧化硫和氮氧化物污染控制是目前我国大气污染控制领域最紧迫的任务。

大气污染引起的环境问题主要是全球变暖、臭氧层破坏和酸雨。其中酸雨（或称之为酸沉降）是人为和天然排放的SO（SO和x2SO）和NO（NO和NO）所引起的。天然源一般是全球分布的，而3x2人为排放的SO和NO都具有地区性分布的特征。联合国环境规划署xx（UNEP）的最新估算指出，天然硫排放量占全球硫排放总量的50％。但局部地区人为排放量占该地区总排放量的90％以上，而天然源排放量仅占4％，其余的6％来自其他地区。因此，控制人为SOx和NO排放非常重要。x

煤作为我国的主要一次能源，在电站锅炉、工业锅炉、各种相关工业领域的动力设备以及部分城市居民和广大农村居民的日常生活等的能源消耗中占有很大的比例。特别是近年来随着我国经济的发展，对电的需求大幅度地增加，极大地增加了煤的消耗。由于大量煤在燃烧过程中释放出CO、SO、NO、粉尘等污染物而带来严重的环境22x问题，也促进了煤的洁净燃烧技术的研究与发展。1.1.2　污染的排放1.1.2.1　污染的来源

煤、石油、天然气等石化燃料的燃烧会产生二氧化硫（SO）、2氮氧化物（NO）和颗粒物等污染物的排放，其中煤燃烧产生的污染x最为严重，属不清洁能源，而石油、天然气等经过前处理（如脱硫），燃烧产生的污染较轻，属于清洁能源。目前世界各国的能源结构中煤的比例已下降到22.4％，低于天然气的25.5％。随着工业和经济的发展，我国原煤产量由1949年的3200万吨增长至1998年的12.95亿吨，原油产量由12万吨增长至16100万吨，天然气产量由700万立方米增长至233.3亿立方米。能源生产的年平均增长率高达9％。在一次能源消费量及构成中，虽然原煤占能源消费总量的比例与20世纪50～60年代相比，有较大幅度的下降，但至今仍高达70％左右，并且近期内不会有根本性变化。煤为主的能源结构，意味着能源系统的整体效率低下，大量建立在气、液燃料基础上的先进的能源转换和终端利用技术不能适用于煤。煤生产和消费系统既给我国造成了巨大的运输压力，又带来了严重的污染。1.1.2.2　燃煤SO的排放2

煤是一种低品位的化石能源，我国的原煤中灰分、硫分含量较高，大部分煤的灰分在25％～28％之间，硫分含量变化范围较大，从0.1％至10％不等。1995年我国商品煤的平均含硫量为1.13％。煤中的硫根据其存在形态，可分为有机硫、无机硫两大类。有机硫是指与煤的有机结构相结合的硫，如硫醇类化合物（R-SH）、硫醚（R-S-R）、二硫醚酸（R-S-S-R）、噻吩类杂环硫化物和硫醌化合物等。无机硫是以无机物形态存在的硫，通常以晶粒状态夹杂在煤中，如硫铁矿硫和硫酸盐硫，其中以黄铁矿硫（FeS）为主，还有少量的白铁2矿（FeS）、砷黄铁矿（FeAsS）、黄铜矿（CuFeS）、石膏22（CaSO·2HO）、绿矾（FeSO·7HO）、方铅矿（PbS）、闪锌矿4242（ZnS）等。此外，有些煤中还有少量的单质状态存在的单质硫。

根据能否在空气中燃烧，煤中硫又可分为可燃硫和不可燃硫。有机硫（S）、硫铁矿硫（S）和单质硫（S）都能在空气中燃烧，opei属可燃硫。在煤燃烧过程中不可燃硫残留在煤灰中，所以又称固定硫，硫酸盐硫（S）就属于固定硫。煤中各种形态硫的总和称为全硫s（S），即S=S+S+S+S。可燃烧硫及其化合物在高温下与氧发生ttspeio反应生成SO，其反应可用如下方程式表示：2

在空气过剩系数α=1.15时，燃用含硫量为1％～4％的煤，标态下3烟气中SO含量约3143～10000mg/m。一般燃煤烟气中SO的浓度23相当低，即使在贫燃料状态下，生成的SO也只占SO生成量的百分32之几，但它却是决定烟气露点高低的最重要因素。研究表明，当烟气中的SO占0.005％时，可使烟气露点提高到150℃以上。在富燃料状3态下，除生成SO外，还会生成一些其他硫的化合物，如一氧化硫2（SO）及其二聚物［（SO）］，还有少量的一氧化二硫（SO），22但由于它们的化学反应能力强，所以在各种氧化反应中仅以中间体形式出现。

我国SO排放量与煤消耗量有密切关系，1983～1991年两者的相2关系数达到0.96。随着燃煤量的增加，燃煤排放的SO也不断增长，2已超过欧洲和美国，近几年排放量虽有下降，但仍居世界第一位。表1-1为我国近几年的SO排放量。2表1-1　我国近年的SO排放量2

有研究表明，按照我国目前的能源政策，2010年一次性能源供应结构中煤仍将分别占68.3％和63.1％。若不采取有效的削减措施，2020年我国SO排放量将达到3500万吨。我国的耗煤大户主要是火电2厂，其次是工业锅炉和取暖炉。因此，削减和控制燃煤特别是火电厂燃煤SO污染，是我国能源和环境保护部门面临的严峻挑战。21.1.2.3　燃煤NO的排放x

人为排放NO的90％以上来源于煤、石油、天然气等石化燃料的x燃烧过程，其中NO约占90％，其余为NO。燃烧过程生成的NO主2x要有燃料NO、热力NO、快速NO，后两者与燃烧状态有关。我国xxx燃煤电厂在1989年NO的排放量约为130万吨，2000年排放量为290x万吨，再加上其他燃煤排放及机动车排放的NO估计2000年我国的xNO排放量为1170万吨。x1.1.3　控制的策略

在国际公约方面，早在1979年30多个国家以及欧盟签署了长距离跨越国界大气污染物公约，并于1983年生效。根据该协议，1985年21个国家承诺1980～1993年期间，至少削减30％的SO；1994年2经26个国家签署，达成了第二次硫化物议定书，对每个国家设定限值，到2000年欧洲在1980年的水平上，可削减45％的SO，到20102年削减51％；1999年在瑞典哥德堡20个国家签署了缓解酸化、富营养化和地面臭氧议定书，对四种主要污染物制定了2010年国家排放限值，据此，欧洲国家在1990年水平上可削减63％的SO、40％的2NO及挥发性有机化合物（VOC）、17％的氨（NH）。x3

为控制大气污染，我国20世纪70年代就开始制定有关环境空气质量标准和大气污染物排放标准，到目前已建立了较为完善的国家大气污染物排放标准体系。在该体系中，按照综合性排放标准与行业标准不交叉执行的原则，如锅炉执行GB 13271—2014《锅炉大气污染物排放标准》、火电厂执行GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》、炼焦炉执行GB 16171—2012《炼焦化学工业污染物排放标准》等，其他还未有专门标准的污染源排放大气污染物均执行GB 16297—2012《大气污染物综合排放标准》。1.2　洁净煤化工技术1.2.1　煤化工原理

煤炭转化是指用化学方法将煤炭转化为气体或液体燃料、化工原料或产品，主要包括煤炭气化和煤炭液化。作为实现煤炭高效洁净利用的一种途径，煤炭转化不仅广泛用于获取工业燃料、民用燃料和化工原料，也是诸如煤气化联合循环发电、第二代增压流化床联合循环发电（即增压流化床气化-流化床燃烧循环联合发电）以及燃料电池等先进电力生产系统的基础。在煤炭转化过程中，煤中大部分硫将以HS、CS和COS等形式进入煤气。为了满足日趋严格的大气污染物22排放标准，并保护燃用或使用煤炭转化产物的设备，需要进行煤气脱硫。与烟气脱硫相比，煤气脱硫对象是气量小、含硫化合物浓度高的煤气，因而达到同样处理效果时，煤气脱硫更加经济，且易于回收有价值的硫分。1.2.2　煤气化技术

煤的气化是指用水蒸气、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H、CO和CH等可燃混合气体，称作煤气。煤气24可用作城市民用燃料、工业燃料气（工业炉窑、冶金、玻璃等工业的加热炉煤气）、化工原料（制取合成氨、合成甲醇及合成液体燃料的原料气），以及用于煤气化循环发电等。由于除去了煤中的灰分与硫化物，煤气是一种清洁燃料。

根据煤气化的发展过程，煤气化技术可分为三代：第一代煤气化炉型有固体排渣鲁奇（Lurgi）加压移动床，温克勒（Winkler）常压流化床等；第二代气化技术的炉型有德士古（Texaco）熔渣气流床，液态排渣鲁奇炉、西屋干排灰流化床等；第三代气化技术包括催化气化和闪燃氢化热解法等。煤气化过程中，硫主要以HS的形式进2入煤气。大型煤气厂一般先用湿法脱除大部分HS，再用干法脱净其2余部分。煤气湿法脱除HS的主要方法见表1-2。2表1-2　煤气湿法脱硫（HS）2

干法常用氧化铁脱除HS，主要反应为：2

我国已成功掌握了年产8万吨合成氨的德士古炉设计、制造及运行技术；我国引进鲁奇气化炉技术，成功地完成了产气量160×434310m/h的依兰煤气工程和产气量54×10m/h的兰州煤气工程。但是，我国使用较多的煤气化技术是固定床和二段空气气化炉等。1.2.3　煤液化技术

煤液化是将固体煤在适宜的反应条件下，转化为洁净的液体燃料和化工原料的过程。煤和石油都以碳和氢为主要元素成分，不同之处在于煤中氢元素含量只有石油的一半左右，相对分子质量大约是石油的十倍或更高。如褐煤含氢量为5％～6％，而石油的氢含量高达10％～14％。所以，从理论上讲，旨在使煤转化为液态的人造石油的煤炭液化只需改变煤中氢元素的含量，即往煤中加氢使煤中的碳氢比（11～15）降低到接近石油的碳氢比（6～8），使原煤中含氢少的高分子固体物转化为含氢多的液、气态化合物。实际上，由于实现提高煤中含氢量的过程不同，从而产生出不同的煤炭液化工艺，大体分为直接液化、间接液化和由直接液化派生出的煤油共炼三种。但煤液化成本较高，使其应用受到限制，发展缓慢。1.2.4　水煤浆技术

水煤浆（coal water mixture，简称CWM）是20世纪70年代发展起来的一种新型煤基流体洁净燃料。它是由煤、水和化学添加剂等经过一定的加工而制成的一种流体燃料。其外观像油，流动性好，储存稳定，运输方便，能用泵输送，雾化燃烧稳定。既保留了煤的燃烧特性，又具备了类似重油的液态燃烧应用特点，可在工业锅炉、电厂锅炉和工业窑炉上作代油或代气燃料。另外，德士古气化炉亦可用水煤浆做原料造气生产合成氨。

水煤浆是由煤浆燃料派生演变来的，世界上关注煤浆燃料已有数十年的历史了。煤浆燃料是以细的煤粉同水或其他液体状化合物调制而成的，能用作燃烧的燃料。主要有煤油混合物（COM）、煤甲醇混合物（CMM）、煤水混合物（CWM）和煤油水混合物（COWM）等。煤水混合物即水煤浆作为燃料，从发展的种类和用途上又可分为多种，见表1-3。表1-3　水煤浆的种类和用途

水煤浆在加工制备过程中可以达到部分脱灰甚至深度脱灰，也可以脱除部分硫，这为在燃烧过程中实现低污排放提供了有利条件。水煤浆的燃烧温度一般比燃煤粉的温度低100～200℃，有利于降低NOx的生成量和提高固硫率；采用雾化燃烧方式有利于燃烧器和炉内配风的合理布置和调节，使细粒的煤粉燃烧完全，降低烟尘的排放量等。因此，燃用水煤浆在改善大气环境方面有着巨大的潜力。

一般来说，原煤通过洗涤过程可脱除约10％～30％的硫，这与其直接燃烧相比，SO排放量已明显减少。另一方面，由于水煤浆以2液态方式输送，这给加入石灰石粉和石灰与煤浆均匀混合并进行脱硫创造了条件。美国Carbogel公司发展的一种煤浆加石灰石粉技术的试验结果显示，SO的排放明显减少，SO脱除率约50％，如果再加上2x水煤浆制备过程中的硫分降低，总脱硫率可达50％～75％，效果十分可观。该技术为干法脱硫，使用方便。此外，Toqan对水煤浆燃烧火焰中加入钙的脱硫进行了研究，实验结果表明活性较高的醋酸钙［Ca（CHO）］比氢氧化钙具有更高的脱硫效率，当Ca/S比为22322时，醋酸钙的脱硫效率可以达到80％，而相应的氢氧化钙只有50％的脱硫率。1.3　燃煤的脱硫技术1.3.1　燃烧前脱硫技术1.3.1.1　物理脱硫技术

物理选煤主要利用清洁煤、灰分、黄铁矿的密度不同，以去除部分灰分和黄铁矿硫，但不能除去煤中的有机硫。在物理选煤技术中，应用最广泛的是跳汰选煤，其次是重介质选煤和浮选。（1）跳汰选煤

跳汰分选是各种密度、粒度和形状的物料在不断变化的流体作用下的运动过程。跳汰机的种类繁多，用处各有不同。按产生脉动水流的动力源的不同，可分为活塞跳汰机、无活塞跳汰机和隔膜跳汰机。无活塞跳汰机中的水流的脉动是利用压缩空气来推动的。在无活塞跳汰机中，按压缩空气进出的风阀类型分，有立式风阀跳汰机和卧式风阀跳汰机；按风室的布置方式分，有侧鼓式与筛下空气室跳汰机。按筛板是否移动又分为定筛跳汰机和机筛跳汰机。按入选粒度不同可分为块煤跳汰（粒度>13mm）、末煤跳汰（粒度<13）、混合跳汰（<50mm或100mm的混煤）及泥煤跳汰机（<0.5mm或1.0mm的煤泥）等。按跳汰机在流程中的位置不同，可分为主选机和再洗机。按分选产品的数目又可分为一段跳汰机、两段跳汰机和三段跳汰机。按排矸方式不同，可分为顺排矸和逆排矸跳汰机。目前工业上用得最多的是侧鼓卧式风阀跳汰机和筛下空气室跳汰机，它们均属于定筛跳汰机。（2）重介质选煤

重介质选煤的基本原理是阿基米德原理，即浸没在液体中的颗粒所受到的浮力等于颗粒所排开的同体积的液体的重量。因此，如果颗粒的密度大于悬浮液密度，则颗粒将下沉；小于时颗粒上浮；等于时颗粒处于悬浮状态。当颗粒在悬浮液中运动时，除受到重力和浮力作用外，还将受到悬浮液体的阻力作用。对最初相对悬浮液作加速运动的颗粒，最终将以其末速度相对悬浮运动。颗粒越大，相对末速度越大、分选速度越快、分选效率越高。可见重介质选煤是严格按密度分选的，颗粒粒度和形状只影响分选的速度，这也就是重介质选煤之所以是所有重力选煤方法中效率最高的原因。重液由于价格昂贵，回收复杂、困难，在工业上没有应用。目前国内外普遍采用磁铁矿粉与水配置的悬浮液作为选煤的分选介质。（3）浮选选煤

浮选是在气-液-固三相界面的分选过程，它包括在水中的矿粒黏附到气泡上，然后上浮到煤浆液面并被收入泡沫产品的过程。矿粒能否黏附到气泡上取决于水对该矿粒的润湿性。当水对矿粒表面只有很少的润湿性，该表面称为疏水表面，这时气泡就能黏附到该表面上。反之，润湿性强的表面，称为亲水表面，气泡就难以甚至不能黏附在其上面。煤对水有较强的润湿性，具有天然的可浮性，而煤中的灰分和黄铁矿的润湿性和可浮性较弱，通过浮选设备把精煤选出。浮选主要用于处理粒径小于0.5mm的煤粉。浮选原煤的性质和工艺因素对浮选的结果都产生重要的影响。其中最重要的是煤的变质程度或氧化程度、粒度组成、密度组成、矿浆浓度、药剂浓度、浮选机充气搅拌的影响。（4）强磁分离法

在20世纪70年代发达国家开始研究高梯度强磁分离法。煤中所含的有机物硫为逆磁性，而大部分无机硫为顺磁性。干法强磁分离脱硫以空气为载流体，使煤粉均匀分散于空气中，然后使其通过高梯度强磁分离区。在那里顺磁性黄铁矿等被聚磁基质捕获，其他有机物通过分离区后成为精煤产品。湿法强磁分离脱硫是以水（油、甲醇）等作为载流体，基本方法与干法分选相同。由于湿法脱硫具有流程简单，脱硫效果好等优点，因而多采用以水煤浆为原料的工艺。（5）微波辐射法

当微波能照射煤时，煤中黄铁矿中的硫最容易吸收微波，有机硫次之，煤基质基本上不吸收。煤微波脱硫的原理是煤和浸提剂组成的试样在微波电磁场作用下，产生极化效应，从而削弱煤中硫原子和其他原子之间的化学亲和力，促进煤中硫与浸提剂发生化学反应生成可溶性硫化物，通过洗涤从煤中除去。1.3.1.2　化学脱硫技术

煤炭化学脱硫方法可分为物理化学脱硫方法和纯化学脱硫方法。物理化学脱硫即浮选，化学脱硫方法又包括碱法脱硫、气体脱硫、热解与氢化法脱硫等。碱法脱硫是在煤中加入KOH、NaOH或Ca（OH）和苛性碱，在一定反应温度下使煤中的硫生成含硫化合物。该法具2有一定的腐蚀性，但在合适的条件下可脱去全部的黄铁矿硫和70％的有机硫。气体脱硫是在高温下，用能与煤中黄铁矿或有机硫反应的气体处理煤，生成挥发性含硫气体，从而脱去煤中的硫，脱硫率可达86％。热解和氢化脱硫是采用炭化、酸浸提和氢化脱硫三个步骤，将硫转化为硫化钙，进而转化为可溶的硫氢化钙，分离后达到脱硫目的。

氧化法脱硫是在酸性或氢氧化铵存在条件下，将硫化合物在含氧溶液中氧化成易于脱除的硫和硫酸盐，从而使硫与煤分离。在酸性溶液中只能脱除黄铁矿硫，脱除率达90％，在碱性溶液中还可脱掉30％～40％的有机硫。煤的化学法脱硫可获得超低灰低硫分煤，但由于化学选矿法工艺要求苛刻，流程复杂，投资和操作费用昂贵，而且发生化学反应后对煤质有一定的影响，在一定程度上限制了它的推广和应用。1.3.1.3　生物脱硫技术

能脱除无机硫的微生物是一类以铁和硫为能源的自氧菌，存在繁殖缓慢的缺点，在连续脱硫系统中微生物的供给能力，便成为制约煤炭脱硫能力的重要因素。因此，开发研究的重点是微生物的培养，培养出性能优良且能快速繁殖的菌种，同时要注重适宜于有机硫脱除的微生物的基础研究。

浸出脱除法去除无机硫周期较长，一般需数周时间，不适宜连续处理系统应用。但是对于船舶运输或贮煤场等煤炭贮存期较长的场合，宜采用堆积浸出法脱硫。另外，使用高硫煤部门亦适宜建贮煤场并采用此技术脱硫。随着能脱除有机硫的微生物的进一步开发，亦能拓宽浸出法脱硫的应用范围。

表面氧化法采用物理浮选原理，脱硫速度快，在各类微生物脱硫方法中最适于大量煤脱硫处理。该法可以与水煤浆（CWM）技术组合应用，可同时脱硫脱灰。

国外学者对煤炭微生物脱硫技术进行了大量的基础性和应用性开发研究，国内学者进行了实验室规模的研究。主要是脱硫微生物的改良，尤其在探明有机硫脱除机理的基础上，培育出能脱除有机硫的优良菌种，进一步提高微生物脱硫效率，并考虑二次产物的妥善处置。微生物脱硫技术是一种投资少、能耗低、污染少的好方法，对于减少燃煤SO的产生量、拓宽煤炭的应用范围具有重要意义。21.3.2　燃烧中脱硫技术1.3.2.1　技术原理

在煤燃烧过程中加入石灰石或白云石粉作脱硫剂，CaCO、3MgCO受热分解生成CaO、MgO，与烟气中SO反应生成硫酸盐，随32灰分排出。石灰石粉在氧化性气氛中的脱硫反应原理为：

在我国，采用煤燃烧过程脱硫的技术主要有两种：一是型煤固硫；二是循环流化床燃烧脱硫技术。1.3.2.2　型煤固硫技术

将不同的原料经筛分后按一定的比例配煤，粉碎后同经过预处理的黏结剂和固硫剂混合，经机械设备挤压成型并干燥，即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。型煤用固硫剂，按化学形态可分为钙系、钠系及其他三大类。固硫剂选择的基本原则是：①来源广泛，价格低廉；②碱性较强，对SO具有较高的吸收能力；③热化学2稳定性好；④固硫剂与SO反应生成硫酸盐的热稳定性好，在炉膛温2度下不会发生热分解反应；⑤不产生臭味和刺激性有毒的二次污染物；⑥加入固硫剂的量，一般不会影响工业炉窑对型煤发热量的要求。常用的固硫剂见表1-4。表1-4　工业固硫型煤常用固硫剂

石灰石粉、大理石粉、电石渣等是制造工业固硫型煤较好的固硫剂。固硫剂的加入量视煤炭含硫量的高低而定，如石灰石粉加入量一般为2％～3％。应用废液作黏结剂和固硫剂，资源丰富，既可降低成本，又可减少污染。如碱性纸浆黑液既可作黏结剂，也有一定的固硫作用，其固硫成分为NaCO和NaOH。此外，电石渣［Ca（OH）23和CaO］、硫矿渣（FeO和SiO）、盐泥、糖泥、钙渣、烟道灰等，2232也可作为工业固硫型煤的黏结剂和固硫剂。

石灰石的主要成分是碳酸钙（CaCO），大理石的主要成分是方3解石和白云石（CaCO和MgCO），它们均含有大量的CaCO，属于333钙系脱硫剂。在型煤高温燃烧时，其中的固硫剂被煅烧分解为CaO和MgO，烟气中SO即被CaO和MgO吸收，生成CaSO和MgSO。由于233炉膛内有足够的氧气，一小部分生成的CaSO和MgSO会进一步氧33化生成CaSO和MgSO。反应温度、钙硫比以及原煤的粒度等是影44响固硫效率的主要因素。在锅炉炉膛温度下，烟气脱硫主要生成CaSO和MgSO。一般情况下钙系固硫剂的固硫效率随钙硫比的增44加而增加，并且电石渣是制作工业固硫型煤较好的固硫剂。

工业固硫型煤具有反应活性高，燃烧性能好，固灰及固硫能力比原煤好的特点。由于型煤经过破碎和成型的过程，每吨煤成本增加25元左右；添加黏结剂和固硫剂后，每吨煤增加11元左右。但每吨型煤较原煤可节约煤炭170kg，按每吨煤260元计，就可节省44.20元。从经济效益分析，型煤生产成本不会增加或增加不多，如果考虑把用作黏结剂和固硫剂的废渣废液治理的投资补贴到型煤加工中，则型煤成本还可降低10％以上，每吨煤的生产成本为284.40元。

客观上型煤着火有所滞后，对某些炉型的锅炉出力有一定影响，操作使用不当还会造成断火熄炉。同时燃烧温度高，提高固硫率有难度，为此我国作出相应规定：对含硫0.9％以下的原煤，可不必采用固硫措施，对含硫1％～3％的原煤，相应的脱硫率要求为30％～50％。现在使用固硫添加剂的型煤亦能满足这一要求。1.3.2.3　循环流化床燃烧脱硫技术

流化床技术首先作为一种化工处理技术于20世纪20年代由德国人发明，将流化床技术应用于煤的燃烧的研究始于20世纪60年代。由于流化床燃烧技术具有煤种适应性宽、易于实现炉内脱硫和低NOx排放等优点而受到国内外研究单位和生产厂家的高度重视，并能在能源和环境等诸方面显示鲜明的发展优势。如今流化床燃烧作为更清洁、更高效的煤炭利用技术之一，正受到世界各国的普遍关注。

循环流化床锅炉（CFBC）见图1-1，是指利用高温除尘器使飞出的物料又返回炉膛内循环利用的流化燃烧方式。由于它能使飞扬的物料循环回到燃烧室中，因此所采用的流化速度比常规流化床要高，对燃烧粒度、吸附剂粒度的要求也比常规流化床要低。在多物料循环流化床中形成了两种截然不同的床层，底部是由大颗粒物料形成的密相层，上部是由细物料组成的气流床，因此称为多物料循环流化床。当飞扬的物料逸出气流床后便被一个高效初级旋风分离器从烟气中分离出来，并使其流进外置式换热器中，有一部分物料从换热器中再回到燃烧室中，而大部分飞扬的物料溢流至外置式换热器的换热段，被冷却后再循环至燃烧室中。图1-1　循环流化床锅炉

在多物料循环流化床中将石灰石等廉价的原料与煤粉碎成同样的细度，与煤在炉中同时燃烧，在800～900℃时，石灰石受热分解出CO，形成多孔的CaO与SO反应生成硫酸盐，达到脱硫的目的。影22响脱硫效率的主要因素有Ca/S、燃烧温度、运行压力、床深和气体流速、脱硫剂颗粒尺寸及其微孔性质脱硫剂的种类等。通常情况下，当流化速率一定时，脱硫率随Ca/S摩尔比增加而增加；当Ca/S一定时，脱硫率随流化速度降低而升高。

一般地要达到90％的脱硫率，常压循环流化床和增压流化床的Ca/S分别为1.8～2.5和1.5～2.0。750℃以下，石灰石的分解困难，1000℃以上生成的硫酸盐又将分解，因此Ca/S一定时，床层温度以800～850℃为宜。为控制床温，一般在床层内布置一部分管束（内部通水），它既是吸热强度很大的受热面，保证炉内温度适当，不致烧熔炉渣而影响正常运行，又可使NO生成量和灰分中钠、钾的挥发x量大为减少。目前使用的脱硫剂主要为石灰石和白云石，石灰石更为普遍。特别是常压运行时，小的脱硫剂颗粒尺寸、大的颗粒比表面积和孔隙率等物理因素有利于脱硫反应，而流化床运行压力对石灰石的煅烧和微孔性质有较大影响。循环流化床具有以下几方面的特点：

①不仅可以燃用各种类型的煤，而且可以燃烧木材和固体废弃物，还可以实现与液体燃料的混合燃烧；

②由于流化速度较高，使燃料在系统内不断循环，实现均匀稳定的燃烧；

③由于采用循环燃烧的方式，燃料在炉内停留时间较长，使燃烧效率高达99％以上，锅炉效率可达90％以上；

④燃烧温度较低，NO生成量少；x

⑤由于石灰石在流化床内反应时间长，使用少量的石灰石（钙硫比小于1.5）即可使脱硫效率达90％；

⑥燃料制备和给煤系统简单，操作灵活。

国内外经验均显示，循环流化床燃烧是一项极为实用的技术，既能解决SO和NO的污染问题，又能燃用高灰、高硫和低热值煤。目2x前，循环流化床锅炉的发展方向是大型化，以满足电网的需要。由于循环流化床锅炉比传统的燃烧锅炉和常规流化床锅炉有较大的优越性，因此越来越受到重视，可望成为重要的煤洁净燃烧技术。1.4　烟气的脱硫技术1.4.1　烟气脱硫方法

天然气、焦炉煤气、石油化工及煤化工中遇到的脱硫一般脱出的是HS，而烟气脱硫脱出的是SO。我国的能源构成以煤炭为主，其22消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO的22排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO的控制力度就显得非常紧迫和必2要。SO的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫2（即烟气脱硫FGD），目前烟气脱硫被认为是控制SO最行之有效的2途径。烟气脱硫主要为湿法和干法/半干法。

燃煤后烟气脱硫（缩写FGD）是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术。世界各国研究开发的烟气脱硫技术达二百多种，但商业应用的不超过二十种。按脱硫产物是否回收，烟气脱硫可分为抛弃法和回收法，前者是将SO转化为固体残渣抛弃掉，后者则是将烟气2中SO转化为硫酸、硫黄、液体SO、化肥等有用物质回收。回收法22投资大，经济效益低，甚至无利可图或亏损。抛弃法投资和运行费用较低，但存在残渣污染和处理问题，硫资源也未得到回收利用。

按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法三类工艺。湿法脱硫技术成熟，效率高，Ca/S低，运行可靠，操作简单，但脱硫产物的处理比较麻烦，烟温降低不利于扩散，传统湿法的工艺较复杂，占地面积和投资较大；干法、半干法的脱硫产物为干粉状，处理容易，工艺较简单，投资一般低于传统湿法，但用石灰（石灰石）作脱硫剂的干法、半干法的Ca/S高，脱硫效率和脱硫剂的利用率低。

湿法脱硫技术包括石灰石/石灰抛弃法、石灰石/石膏法、双碱法、氧化镁法、韦尔曼-洛德法、氨法、海水脱硫法等，干式、半干式烟气脱硫技术包括旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、循环流化床脱硫技术、荷电干式喷射脱硫法、电子束照射法、脉冲电晕等离子体法等。1.4.2　湿法烟气脱硫

所谓湿法烟气脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca/S=1时，即可达到90％的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。1.4.2.1　石灰石/石灰抛弃法

以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO烟气喷淋洗2涤，使烟气中的SO反应生成CaSO和CaSO，这个反应关键是2342+2++Ca的形成。石灰石系统Ca的产生与H的浓度和CaCO的存在有32+关；而在石灰系统中，Ca的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作pH值为5.8～6.2，而石灰系统的最佳pH值约为8（美国国家环保署）。

石灰石/石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装置组成，其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石/石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积，氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出，反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石/石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。1.4.2.2　石灰石/石膏法

该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO都氧化为CaSO（石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空34气产生了更为均匀的浆液，易于达到90％的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自20世纪80年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石/石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。

石灰石/石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90％）、吸收剂利用率高（可大于90％）、设备运转率高（可达90％以上）、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大、系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物石膏很难处理（由于销路问题只能堆放）、废水较难处理。

采用石灰石/石膏法的烟气脱硫工艺在我国应用较广泛，比较典型的是重庆珞璜电厂。该厂2×360MW机组1990年引进日本三菱公司的两套石灰石/石膏法FGD系统，1993年全部建成投运。其脱硫工艺主要技术参数为：脱硫效率大于95％，进口烟气SO浓度（标况）2310010mg/m，石灰石年消耗量约130kt，副产品石膏纯度不低于90％，年产量约400kt，目前只有少量出售，大部分堆放在灰场。

石灰石/石膏脱硫工艺是一套非常完善的系统，它包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水系统和废水处理系统。系统非常完善和相对复杂也是湿法脱硫工艺一次性投资相对较高的原因，上述脱硫系统的五个大的分系统，只有吸收塔脱硫系统和脱硫剂浆液制备系统是脱硫必不可少的；而烟气换热系统、石膏脱水系统和废水处理系统则可根据各个工程的具体情况简化或取消。国外也有类似的实践，对于不需要回收石膏副产品的电厂，石膏脱水系统和废水处理系统可以不设，直接将石膏浆液打入堆储场地。湿法脱硫工艺简化能使其投资不同程度地降低。根据初步测算，湿法脱硫工艺简化以后，投资最大幅度可降低50％左右，绝对投资可降至简易脱硫工艺的水平，并可进一步提高湿法脱硫工艺的综合经济效益。

液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术是清华大学独立开发的烟气湿法脱硫新技术，是清华大学煤的清洁燃烧国家重点实验室十几年科研成果的结晶。该技术具有如下特点：脱硫效率高；初投资成本低；运行费用低；系统阻力低；脱硫产物为石膏，易于处理；脱硫剂适应性好；燃煤含硫量适应性好。

液柱喷射烟气脱硫除尘集成系统主要由脱硫反应塔、脱硫剂制备系统、脱硫剂产物处理系统、控制系统和烟道系统组成，其中液柱喷射脱硫反应塔（也可以利用水膜除尘器改造）是核心装置。烟气从脱硫反应塔的下部切向进入，在反应塔内上升的过程中与脱硫剂循环液相接触，烟气中SO与脱硫剂发生反应将SO除去，纯净烟气从反应22塔顶部排出。脱硫剂循环液由布置在脱硫反应塔下部的喷嘴向上喷射，在上部散开落下，在这喷上落下的过程中，形成高效率的气液接触而促进了烟气中的SO的去除，同时进一步提高除尘效率。2

液柱喷射烟气脱硫装置的费用大约占电厂总投资的6％。其所能达到的技术经济指标是：脱硫率达85％以上，脱硫剂的利用率90％以上，除尘效率达95％以上；运行成本低，脱硫成本约0.45元/kg SO。脱硫产物主要是CaSO，可以用作建筑材料和盐碱地的改造。24目前已用于沈阳化肥总厂三台10t/h锅炉的脱硫，三台10t/h锅炉共用43一个脱硫塔，其烟气量（标况）为4×10m/h，煤含硫量为1.7％。1.4.2.3　双碱法

双碱法脱硫工艺是为了克服石灰石/石灰法容易结垢的缺点，并进一步提高脱硫效率而发展起来的。它先用碱金属盐类如钠盐的水溶液吸收SO，然后在另一个石灰反应器中用石灰或石灰石将吸收了2SO的吸收液再生，再生的吸收液返回吸收塔再用。而SO还是以亚22硫酸钙和石膏的形式沉淀出来。由于其固体的产生过程不是发生在吸收塔中的，所以避免了石灰石/石灰法的结垢问题。1.4.2.4　氧化镁法

金属氧化物如MgO、MnO和ZnO等都有吸收SO的能力，可利22用其浆液或水溶液作为脱硫剂洗涤烟气脱硫。吸收了SO的亚硫酸盐2和亚硫酸在一定温度下分解产生SO气体，可以用于制造硫酸，而分2解形成的金属氧化物得到了再生，可循环使用。我国氧化镁资源丰富，可考虑此法要求必须对烟气进行预先的除尘和除氯，而且该过程中会有8％的MgO流失，造成二次污染。

氧化镁法是用氧化镁的浆液［Mg（OH）］吸收烟气中SO，得22到含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体吸收产物，经脱水、干燥和煅烧还原后，再生出氧化镁循环脱硫，同时副产高浓度SO气体。该技2术在美国有大规模工业装置运行，我国未见应用的实例。1.4.2.5　韦尔曼-洛德法（Wellman-Lord法）

利用亚硫酸钠溶液的吸收和再生循环过程将烟气中的SO脱除，2又称为亚钠循环法。实际用于含硫量为1％～3.5％的煤时，可达到97％以上的脱硫效率。整个系统烟气阻力损失为4～7kPa，系统可靠，可用率95％以上，该法适合于高硫煤，以尽可能地回收硫的副产品。

Wellman-Lord法是美国Davy-Mckee公司20世纪60年代末开发的亚硫酸钠循环吸收流程。该技术目前在美国、日本、欧洲已经建成31套大型工业化装置，该工艺方法主要用NaCl电解生成的NaOH来吸收烟气中二氧化硫，产生NaHSO和NaSO，通过不同的回收装置324回收液态二氧化硫、硫酸或单质硫。其主要工艺方法如下。

烟气经过文丘里洗涤器进行预处理，除去70％～80％的飞灰和90％～95％的氯化物，预处理的烟气通入三段式填料塔，逆向与亚硫酸钠和补充的氢氧化钠溶液充分接触，除去90％以上的二氧化硫，生成亚硫酸氢钠，溶液逐段回流得以增浓。净化后的烟气经过加热后由121.9m的烟囱排空。洗涤生成的亚硫酸氢钠进入再生系统——强制循环蒸发器，被加热生成亚硫酸钠，释放出二氧化硫气体，电解氯化钠所生成的氢氧化钠与再生的亚硫酸钠一起送入三段式填料塔重新吸收二氧化硫。而回收的二氧化硫可以用98％的浓硫酸干燥，经VO触煤氧化生成SO，用浓硫酸吸收并稀释至93％的工253业硫酸。其剩余的二氧化硫返回吸收塔。根据市场需求还可以将一部分二氧化硫与天然气或丙烷反应生成HS气体，再与另一部分二氧化2硫送入CLAUS装置生产单质硫，也可将单质硫焚烧生产液态二氧化硫和纯净浓硫酸。值得注意的是三段式填料塔在二氧化硫吸收过程中，由于烟气中氧的存在使部分亚硫酸氢钠中有硫酸钠生成，经蒸发器结晶分离出的产品可供造纸业使用，另外由氯化钠电解得到的副产品氯气可供化工企业使用。该工艺方法中氯化钠溶液的电解工艺目前已经非常成熟，同时该方法能够得到多种副产品。1.4.2.6　氨法

氨法原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中SO与氨水反应，生成亚硫酸铵，经与鼓入的强制氧化2空气进行氧化反应，生成硫酸铵溶液，经结晶、离心脱水、干燥后即制得硫酸铵。氨法也是一种技术成熟的脱硫工艺，具有以下主要技术特点：

①副产品硫酸铵的销路和价格是氨法工艺应用的先决条件，这是由于氨法所采用的吸收剂氨水价格远比石灰石高，其吸收剂费用很高，如果副产品无销路或销售价格低，不能抵消大部分吸收剂费用，则不能应用氨法工艺；

②由于氨水与SO反应速率要比石灰石（或石灰）与SO反应速22率大得多，同时氨法不需吸收剂再循环系统，因而系统要比石灰右-石膏法简单，其投资费用比石灰石-石膏法低得多；

③在工艺中不存在石灰石作为脱硫剂时的结垢和堵塞现象；

④氨水来源也是选择此工艺的必要条件；

⑤氨法工艺无废水排放，除化肥硫酸铵外也无废渣排放；

⑥由于只采用NH一种吸收剂，只要增加一套脱硝装置的情况下3就能高效地控制SO和NO的排放。2x1.4.2.7　海水脱硫法

海水具有一定的天然碱度和水化学特性，可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海边电厂。海水脱硫法的原理是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO被海2水吸收成为溶解态SO，溶解态的SO在洗涤液中发生水解和氧化作22用，洗涤液被引入曝气池，提高pH值抑制SO的溢出，鼓入空气使曝2气池中的水溶性SO被氧化成为。2

海水脱硫的主要特点：①工艺简单，无需脱硫剂的制备，系统可靠，可用率高；②脱硫效率高，可达90％以上；③不需要添加脱硫剂，也无废水废料，易于管理；④与其他湿法工艺相比，投资低，运行费用也低；⑤只能用于海边电厂，且只能适用于燃煤含硫量小于1.5％的中低硫煤。1.4.3　半干法烟气脱硫

半干法是利用烟气显热蒸发石灰浆液中的水分，同时在干燥过程中，石灰与烟气中的SO反应生成亚硫酸钙等，并使最终产物为干粉2状。若将袋式除尘器配合使用，能提高10％～15％的脱硫效率。脱硫废渣一般抛弃处理，但德国将此渣成功地用于建材生产，使该法前景更加乐观。半干法中应用最广的是旋转喷雾干燥法（SDA），它是美国JOY公司和丹麦NIRO公司联合开发的新工艺，自1978年在北美安装了第一套工业装置以来，发展迅速，已有十多个国家采用，其世界脱硫市场占有率已超过10％，大多用于中低硫煤的中小容量机组上。目前已开发了用于高硫煤的流程。SDA法的关键设备是高速旋转雾化器，它能将石灰浆液雾化成细小雾滴与烟气进行传热和反应，其转速可达15000～20000r/min。转速与雾化效果及脱硫效率成正比。喷雾干燥法的脱硫率达70％～95％。

烟气循环流化床烟气脱硫技术（CFB-FGD）是20世纪80年代德国鲁奇（Lurgi）公司开发的一种新的脱硫工艺，它以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，延长了吸收剂与烟气的接触时间，大大提高了吸收剂的利用率和脱硫效率，能在较低的钙硫比（Ca/S=1.1～1.2）下，接近或达到湿法工艺的脱硫效率。目前，国外43最大单塔处理能力可达120×10m/h烟气量。德国的Wulff公司在Lurgi的技术基础上，开发了回流式循环流化床烟气脱硫技术。

增湿灰循环脱硫技术（NID）是ABB公司开发的新技术，它借鉴了喷雾干燥法的原理，又克服了此种工艺使用制浆系统和喷浆而产生的种种弊端（如粘壁、结垢等），使开发出的NID技术既有干法简单、价廉的优点，又有湿法的高效率。该技术是将消石灰粉与除尘器收集的循环灰在混合增湿器内混合，并加水增湿至5％的含水量，然后导入烟道反应器内进行脱硫反应。含5％水分的循环灰有较好的流动性，省去了复杂的制浆系统，克服了喷雾过程的粘壁问题。浙江菲达公司向ABB公司购置了该项技术，设计煤的含硫0.96％，用电石渣作脱硫剂，Ca/S=1.3，设计脱硫效率80％。1.4.3.1　旋转喷雾干燥法（SDA法）

旋转喷雾干燥法是美国JOY公司和丹麦NIRO公司联合研制出的工艺。这种脱硫工艺相比湿法烟气脱硫工艺而言，具有设备简单、投资和运行费用低、占地面积小等特点，而且具有75％～90％的烟气脱硫率。过去SDA法只适合中、低硫煤，现在已研制出适合高硫煤的流程。因此，这种脱硫工艺在我国是有应用前景的。

旋转喷雾烟气脱硫是利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态排出。为了把它与炉内喷钙脱硫相区别，又把这种脱硫工艺称作半干法脱硫。旋转喷雾烟气反应过程包含有四个步骤，即：吸收剂制备；吸收剂浆液雾化；雾粒和烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；废渣排出。旋转喷雾烟气脱硫工艺一般用生石灰（主要成分是CaO）作吸收剂。生石灰经熟化变成具有较好反应能力的主要成分是Ca（OH）的熟石灰浆液。熟石灰浆液经装在吸收塔顶部高达150002～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100μm。这些具有很大比表面积的分散微粒一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速地将大部分水分蒸发，形成含水量少的固体灰渣。如果吸收剂颗粒没有完全干燥，则在吸收塔之后的烟道和除尘器中仍可继续发生吸收二氧化硫的化学反应。

旋转喷雾干燥法系统相对简单、投资低、运行费用也不高，而且运行相当可靠，不会产生结垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对于设备的腐蚀性也不高。由于其干式运行，最终产物易于处理，但脱硫效率略低于湿法。山东黄岛电厂引进了此套装置，运行良好。1.4.3.2　炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法与LIMB）

LIFAC法由芬兰IVO公司和TAMPELLA公司联合开发，是在炉内喷钙的基础上发展起来的。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20％～30％，而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器，并喷水增湿促进脱硫反应，使最终的脱硫效率达到70％～75％。LIFAC法比较适合中、低硫煤，其投资及运行费用具有明显优势，较具竞争力。另外由于活化器的安装对机组的运行影响不大，比较适合中小容量机组和老电厂的改造。

LIMB法与LIFAC法实质相同，只是加上多级燃烧器以控制NO的x排放。由于采用分级送风燃烧，使局部温度降低，不但减少NO的生x成，而且使钙基脱硫剂避免受炉内高温烟气的影响，减少了脱硫剂表面的“死烧”，增加了反应表面积，提高了脱硫效率。

LIFAC和LIMB法虽然具有投资与运行费用较低的优势，但其脱硫效率比湿法低。南京下关电厂国产12.5万千瓦机组应用此项技术，脱硫效率为75％。1.4.4　干法烟气脱硫

所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的。主要有喷雾干燥法（也称半干法）、炉内喷钙尾部增湿活化（也称半干法）、循环流化床法、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法（EBA）、脉冲电晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。1.4.4.1　循环流化床脱硫技术

德国鲁奇公司在20世纪70年代开发了循环流化床脱硫技术。原理是在循环流化床中加入脱硫剂石灰石以达到脱硫的目的，由于流化床具有传质和传热的特性，所以在有效吸收SO的同时还能除掉HCl2和HF等有害气体。利用循环床的优点是可通过喷水将床温控制在最佳反应温度下，通过物料的循环使脱硫剂的停留时间增加，大大提高钙利用率和反应器的脱硫效率。用此法可处理高硫煤，在Ca/S为1～1.5时，能达到90％～97％的脱硫效率。

循环床的主要优点是：①与湿法相比，结构简单，造价低，约为湿法投资的50％；②在使用Ca（OH）作脱硫剂时有很高的钙利用2率和脱硫效率，特别适合于高硫煤；③运行可靠，由于采用干式运行，产生的最终固态产物易于处理。

值得注意的是，对于旋转喷雾干燥法、循环流化床法和炉内喷钙尾部增湿活化法，都可以利用飞灰来提高钙利用率和脱硫效率。研究认为飞灰中含有较大量的金属氧化物，对脱硫反应有较强的催化作用。

干式循环流化床烟气脱硫技术是清华大学的独立开发的专利技术，它是在锅炉尾部利用循环流化床技术进行烟气脱硫。以石灰浆作为脱硫剂，锅炉烟气从循环流化床底部进入反应塔，在反应塔内与石灰浆进行脱硫反应，除去烟气中的SO气体，然后烟气携带部分脱硫2剂颗粒（大部分脱硫剂颗粒在反应塔内循环）进入旋风分离器，进行气固分离。经脱硫后的纯净烟气从分离器顶部出去，经除尘装置后排入大气。脱硫剂颗粒由分离器下来后经料腿返回反应塔再次参加反应，反应完全的脱硫剂颗粒从反应塔底部排走。具有如下特点：

①主要以锅炉飞灰作循环物料，反应器内固体颗粒浓度均匀，固体内循环强烈，气固混合，接触良好，气固间传热、传质十分理想；

②向反应器内喷入消石灰浆液，由于大量固体颗粒的存在，使浆液得以附着在固体颗粒表面，造成气液两相间极大的反应表面积；

③固体物料被反应器外的高效旋风分离器收集，再回送至反应器，使脱硫剂反复循环，在反应器内的停留时间延长，从而提高脱硫剂的利用率，降低运行成本；

④通过向反应器内喷水，使烟气温度降至接近水蒸气分压下的饱和温度，提高脱硫效率；

⑤干态脱硫副产物容易处理；

⑥反应器不易腐蚀、磨损，技术简单，节省投资；

⑦反应系统中的粉煤灰对脱硫反应有催化作用。

干式循环流化床烟气脱硫技术是一种高效率的烟气脱硫技术。当燃煤含硫量为2％，钙硫比为1时，脱硫率可达85％以上。在钙硫比适当增加的情况下，脱硫率将达90％以上。它的初投资少，运行费用低，脱硫成本约0.52元/kg SO。干式循环流化床烟气脱硫技术的2适用范围很广，适用于各种规模的烟气量，从35t/h的锅炉到300MW的锅炉都能适用，而且对煤的适应性很好，高、中、低硫煤都能适用。该技术还非常适用于老厂的改造。1.4.4.2　荷电干式喷射脱硫法（CDSI法）

此法是美国ALANCO环境公司开发研制的专利技术。第一套装置在美国亚利桑那州运行。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（负电荷）后，被喷射到烟气流中，扩散形成均匀的悬浊状态。吸收剂粒子表面充分暴露，增加了与SO反2应的机会。同时由于粒子表现的电晕增强了其活性，缩短了反应所需的停留时间，有效提高了脱硫效率，当Ca/S=1.5时，脱硫效率为60％～70％。CDSI法的投资及占地仅为传统湿法的10％～27％。1.4.4.3　电子束照射法（EBA法）

经过20多年的研究开发，已从小试、中试和工业示范逐步走向工业化。其原理为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SO和NO很快氧化，2x产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵化肥。由于烟气温度高于露点，不需再热。

电子束照射法是一种干法处理过程，不产生废水废渣；能同时脱硫脱硝，并可达到90％以上的脱硫率和80％以上的脱硝率；系统简单，操作方便，过程易于控制；对于不同含硫量的烟气和烟气量的变化有较好的适应性和负荷跟踪性；副产品硫铵和硝铵混合物可用作化肥；脱硫成本低于常规方法。

日本荏原公司与四川电力部门合作，于1997年在成都热电厂建成示范装置。实际运行中，燃煤含硫量在0.8％～3.5％之间变化时，脱硫效率在80％以上，脱硝效率在20％左右。设备可靠安全，其副产品硫铵销路良好。1.4.4.4　脉冲电晕等离子体法（PPCP法）

此法是1986年日本专家增田闪一在EBA法的基础上提出的。由于它省去昂贵的电子束加速器，避免了电子枪寿命短和X射线屏蔽等问题，因此该技术一经提出，各国专家便竞相开展研究工作。目前日本、3意大利、荷兰、美国都在积极开展研究，已建成14000m/h的试验装3置，能耗12～15W·h/m。我国许多高等院校及科研单位也纷纷加入3研究行列，进行了小试研究，取得了能耗4W·h/m的国际领先研究成3果，但规模仅为12m/h，尚需扩大。

PPCP法是靠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（5～20eV），由于它只提高电子温度，而不是提高离子温度，能量效率比EBA高二倍。PPCP法设备简单、操作简便、投资是EBA法的60％，因此成为国际上干法脱硫脱硝的研究前沿。

干法烟气脱硫是反应在无液相介入的完全干燥的状态下进行的，反应产物也为干粉状，不存在腐蚀、结露等问题。

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