干法脱硫技术（推荐）新版多篇范文

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干法脱硫交流 篇一

脱硫工艺方案

工艺流程描述：循环流化床干法脱硫工艺系统主要由生石灰消化输送系统、循环流化床吸收塔、喷水增湿系统、返料系统、气力输送系统、灰库、脱硫除尘器以及仪表控制系统组成，如图1-1。

图1-1

循环干法工艺流程示意图

工艺简介：

CFB烟气脱硫工艺是八十年代末德国鲁奇(Lurgi)公司开发的一种新的干法脱硫工艺，这种工艺以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，大大提高了吸收剂的利用率。它不但具有干法工艺的许多优点，如流程简单、占地少，投资小以及副产品可以综合利用等，而且能在很低的钙硫比（Ca/S＝1.1~1.3）情况下达到湿法工艺的脱硫效率，即95%以上。实践证明，CFB烟气脱硫工艺处理能力大，对负荷变动的适应能力很强，运行可靠，维护工作量少，且具有很高的脱硫效率。

我公司在自主知识产权干法脱硫技术的基础上，结合本公司在大型火电厂烟气脱硫工程实践中积累的丰富经验，并消化吸收国外先进技术，开发的干法循环流化床脱硫工艺，具有较高的性价比。该工艺系统由脱硫系统、除尘系统和输灰系统等组成。是目前国内干法类脱硫技术中处理能力大、脱硫综合效益优越的一种脱硫工艺。

烟气经过预除尘后由反应塔下部经过整流后进入反应塔，与消石灰颗粒充分混合，HCL、HF、SO2、SO3和其他有害气体与消石灰反应，生成CaCL2·2H2O、CaF2、CaSO3·1/2H2O、CaSO4·2H2O和CaCO3。反应产物由烟气从反应塔上部带出。经后布袋除尘器收集。分离出的固体绝大部分被送回流化床反应器，以延长吸收剂的作用时间，提高利用效率。将水直接喷入反应器下部，使反应温度尽可能接近露点温度，以提高脱硫效率。

该烟气脱硫工艺的吸收剂可以直接用生石灰干消化所得的氢氧化钙细粉，由于这种消石灰颗粒很细，因此无须磨细，即节省了购买磨机等大型设备的投资费用，也减少了能源消耗，使运行费用大为降低。

脱硫副产品呈干粉状，其化学组成与喷雾干燥工艺的副产品相类似，主要有飞灰、CaCl2、CaSO3、CaSO4、CaF2以及未反应的吸收剂等组成，其处置方法与喷雾干燥的副产品基本相同。工艺原理：

循环干法工艺的原理是Ca(OH)2粉末和烟气中的SO2和几乎全部的SO3、HCl、HF等酸性气体，在Ca(OH)2粒子的液相表面发生反应，反应如下：

在循环干法工艺的循环流化床内，Ca(OH)2粉末、烟气及喷入的水分，在流化状态下充分混合，并通过Ca(OH)2粉末的多次再循环，使得床内参加反应的Ca(OH)2量远远大于新投加的Ca(OH)2量，即实际反应的吸收剂与酸性气体的摩尔比远远大于表观摩尔比，从而使HCl、HF、SO2、SO3等酸性气体能被充分地吸收，实现高效脱硫。

工艺流程描述：

从锅炉的空气预热器出来的烟气温度约150℃左右，直接从底部进入吸收塔，烟气通过吸收塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床体，物料在循环流化床里进行反应；含有大量粉尘的烟气进入袋除尘器，经袋除尘器除尘净化的烟气通过脱硫除尘器后引风机从烟囱排放；采用消石灰作为吸收剂，外购消石灰先存入消石灰储仓内，再经计量系统加入反应塔；而经袋除尘器捕集下来的固体颗粒，一部分循环回吸收塔进一步参加反应，一部分经仓泵输送至灰库，工艺流程附图。

进入吸收塔的烟气通过吸收塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床体，物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成聚团物向下返回，而聚团物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑移速度高达单颗粒滑移速度的数十倍。这样的循环流化床内气固两相流机制，极大地强化了气固间的传质与传热，为实现高脱硫率提供了保证。

在文丘里的出口扩管段设一套喷水装置，喷入雾化水以降低脱硫反应器内的烟温，使烟温降至高于烟气露点20℃左右，从而使得SO2与Ca(OH)2的反应转化为可以瞬间完成的离子型反应。吸收剂、循环脱硫灰在文丘里段以上的塔内进行第二步的充分反应，生成副产物CaSO3·1/2H2O，还与SO3、HF和HCl反应生成相应的副产物CaSO4·1/2H2O、CaF2、CaCl2·Ca(OH)2·2H2O等。

烟气在上升过程中，颗粒一部分随烟气被带出吸收塔，一部分因自重重新回流到循环流化床内，进一步增加了流化床的床层颗粒浓度和延长吸收剂的反应时间，从而有效地保证了脱硫效率。

喷入用于降低烟气温度的水，通过以激烈湍动的、拥有巨大表面积的颗粒作为载体，在塔内得到充分蒸发，保证了进入后续除尘器中的灰具有良好的流动性能。

由于SO3几乎全部得以去除，加上排烟温度始终控制在高于露点温度20℃，因此烟气不需要再加热，同时整个系统也无须任何防腐处理。

净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫后除尘器，再通过锅炉风机排入烟囱。经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器下的再循环系统，返回吸收塔继续参加反应，如此循环，多余的少量脱硫灰渣经仓泵输送至灰库再通过罐车外运。我公司循环干法烟气脱硫技术的工艺、结构特点如下：

1)设备使用寿命长、维护量小。

塔内完全没有任何运动部件和支撑杆件，烟气流速合理，塔内磨损小，没有堆积死角，设备使用寿命长、检修方便。

2)烟气、物料、水在剧烈的掺混升降运动中接触时间长、接触充分，脱硫效率高。由于设计选择最佳的烟气流速，使得气固两相流在吸收塔内的滑移速度最大，脱硫反应区床层密度高，颗粒在吸收塔内单程的平均停留时间长，烟气在塔内的气固接触时间高达6秒以上，使得脱硫塔内的气固混合、传质、传热更加充分，优化了脱硫反应效果，从而保证了达到较高的脱硫效率。

3)控制简单。

工艺控制过程主要通过三个回路实现（如下图1-2），这三个回路相互独立，互不影响。脱硫剂给料量控制

根据脱硫反应塔入口和出口烟气中SO2浓度控制消石灰粉的给料量，以确保烟囱排烟中SO2的排放值达到标准。

循环灰量控制

干法吸收塔内的固/气比（固体颗粒浓度）是保证其良好运行的重要参数。沿床高度的固/气比可以通过沿床高度底部和顶部的压差△P来表示。固/气比越大，表示固体颗粒浓度越大，因而床的压力损失越大。根据沿床高度底部和顶部的压差△P来控制反应器进口的回灰量，将△P控制在一定范围内，从而保证床内必需的固/气比，使反应器始终处于良好的运行工况。△P的最大值由锅炉引风机所能克服的最大阻力和电除尘器的除尘效率所决定。

脱硫烟温控制 根据反应塔顶部处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量。以确保反应器内的温度处于最佳反应温度范围内。喷水量的调节方法一般采用回水调节阀，通过调节回流水压来调节喷水量。

雾化喷嘴喷嘴型式可根据具体情况选单相喷嘴和两相流两种型式。

图1-2 循环干法工艺控制回路图

4)单塔处理能力大，已有大型化的应用业绩。

通过采用一个塔内配置多个文丘里管的结构，单塔理论上最高可处理2.5×106Nm3/h的烟气。同类型配置单个文丘里单塔流化床系统已在山西××电厂（200MW燃煤机组）上得到成功运行。

为克服单个大文丘里喷嘴的缺点，以便适于处理大烟气量，在该工艺中采用一种入口为多个文丘里喷嘴的吸收塔，其优点：一是减少单个喷嘴的高度和自由射流区的长高，由于在自由射流区内颗粒物的含量较低，减少其长度，可增大有效反应空间；使烟气与固体颗粒物的混合得到加强。

5）采用计算机直接模拟底部进气结构，保证了脱硫塔入口气流分布均匀。

为了适应处理大烟气量，必须采用一塔多个文丘里喷嘴结构的吸收塔，还必须使进入塔内的烟气流场分布较为均匀，否则因各个喷嘴流速差异较大，可能导致固体颗粒物从某个喷嘴向下滑落。

为了解决布气不均匀造成塔内形成不均匀的固体颗粒分布的问题，我们采用了直接数值模拟的蒙特卡洛方法（DSMC）对脱硫塔内的气固两相流动进行直接模拟。通过计算机全尺寸直接模拟，来确定脱硫塔底部进气结构，从而保证了脱硫塔入口气流分布均匀。

6）无须防腐。

吸收塔内具有优良的传质传热条件，使塔内的水分迅速蒸发，并且可脱除几乎全部的SO3，烟气温度高于露点20℃以上，可确保吸收塔及其下游设备不会产生腐蚀。

7）良好的入口烟气二氧化硫浓度变化适应性。

当煤的含硫量或要求的脱硫效率发生变化时，无需增加任何工艺设备，仅需调节脱硫剂的耗量便可以满足更高的脱硫率的要求。

其它

在燃用煤种符合设计和校核煤种的要求下，脱硫布袋除尘器出口烟温≥70℃，脱硫效率≥90％工况下，脱硫剂、工艺水、电耗量、物耗总价格不超过我方保证值。

脱硫除尘装置系统总阻力（脱硫塔入口到引风机入口）不超过我方保证值。系统总阻力≤3200Pa。脱硫装置本体漏风率应至少达到≤2%；布袋除尘器本体漏风率应至少达到≤2%，总漏风率≤4%。钙硫比为1.3。

脱硫剂消耗量约为1.27t/h。烟尘排放指标

烟尘排放浓度保证值≤50mg/Nm3。脱硫装置可用率

脱硫装置可用率保证值≥95%。气力除灰系统综合出力

气力除灰系统在锅炉BMCR工况下能够长期连续稳定运行，系统综合出力满足业主方需要。

干法脱硫技术（推荐 篇二

干法脱硫技术

摘要：本文主要论述了干法脱除烟气中SO2的各种技术应用及其进展情况，对烟气脱硫技术的发展进行展望，即研究开发出优质高效、经济配套、性能可靠、不造成二次污染、适合国情的全新的烟气污染控制技术势在必行。

关键词：烟气脱硫 二氧化硫 干法

前言：我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等。总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大[1]。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的 低费用、低耗本的脱硫技术。

烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一，按工艺特点主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。

湿法脱硫是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。但由于湿法烟气脱硫技术具有投资大、动力消耗大、占地面积大、设备复杂、运行费用和技术要求高等缺点，所以限制了它的发展速度。

干法脱硫技术与湿法相比具有投资少、占地面积小、运行费用低、设备简单、维修方便、烟气无需再热等优点，但存在着钙硫比高、脱硫效率低、副产物不能商品化等缺点。

自20世纪80年代末，经过对干法脱硫技术中存在的主要问题的大量研究和不断的改进，现在已取得突破性进展。有代表性的喷雾干燥法、活性炭法、电子射线辐射法、填充电晕法、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、炉内喷钙尾部增湿法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等一批新的烟气脱硫技术已成功地开始了商业化运行，其脱硫副产物脱硫灰已成功地用在铺路和制水泥混合材料方面。这一些技术的进步，迎来了干法、半干法烟气脱硫技术的新的快速发展时期。

传统的石灰石/石膏法脱硫与新的干法、半干法烟气脱硫技术经济指标的比较见表1。表1说明在脱硫效率相同的条件下，干法、半干法脱硫技术与湿法相比，在单位投资、运行费用和占地面积的方面具有明显优势，将成为具有产业化前景的烟气脱硫技术。

3、电子射线辐射法烟气脱硫技术

电子射线辐射法是日本荏原制作所于1970年着手研究，1972年又与日本原子能研究所合作，确立的该技术作为连续处理的基础。1974年荏原制作所处理重油燃烧废气，进行了1000Nm3/h规模的试验，探明了添加氨的辐射效果，稳定了脱硫脱硝的条件，成功地捕集了副产品和硝铵。80年代由美国政府和日本荏原制作所等单位分担出资在美国印第安纳州普列斯燃煤发电厂建立了一套最大处理高硫煤烟气量为24000Nm3/h地电子束装置，1987年7月完成，取得了较好效果，脱硫率可达90％以上，脱硝率可达80％以上。现日本荏原制作所与中国电力工业部共同实施的“中国EBA工程”已在成都电厂建成一套完整的烟气处理能力为300000Nm3/h的电子束脱硫装置，设计入口SO2浓度为1800ppm，在吸收剂化学计量比为0.8的情况下脱硫率达80％，脱硝率达10％[6]。

该法工艺由烟气冷却、加氨、电子束照射、粉体捕集四道工序组成，其工艺流程图如图2所示。温度约为150℃左右的烟气经预除尘后再经冷却塔喷水冷却道60～ 70℃左右，在反应室前端根据烟气中SO2及NOX的浓度调整加入氨的量，然后混合气体在反应器中经电子束照射，排气中的SO2和NOX受电子束强烈作用，在很短时间内被氧化成硫酸和硝酸分子，被与周围的氨反应生成微细的粉粒（硫酸铵和硝酸铵的混合物），粉粒经集尘装置收集后，洁净的气体排入大气[7]。

6、炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫技术

炉内喷钙尾部增湿也作为一种常见的干法脱硫工艺而被广泛应用。虽然喷钙尾部增湿脱硫的基本工艺都是将CaCO3粉末喷入炉内，脱硫剂在高温下迅速分解产生CaO，同时与烟气中的SO2反应生成CaSO3。由于单纯炉内喷钙脱硫效率往往不高（低于20％～50％），脱硫剂利用率也较低，因此炉内喷钙还需与尾部增湿配合以提高脱硫效率。该技术已在美国、日本、加拿大和欧洲国家得到工业应用，是一种具有广阔发展前景的脱硫技术。目前，典型的炉内喷钙尾部增湿脱硫技术有美国的炉内喷钙多级燃烧器（LIMB）技术、芬兰的炉内喷石灰石及氧化钙活化反应（LIFAC）技术、奥地利的灰循环活化（ARA）技术等，下面介绍一下LIFAC技术[11]。

LIFAC脱硫技术是由芬兰的Tampella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的该技术是将石灰石于锅炉的800℃～1150℃部位喷入，起到部分固硫作用，在尾部烟道的适当部位（一般在空气预热器与除尘器之间）装设增湿活化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2,进一步吸收SO2,提高脱硫率。

LIFAC技术是将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到实现。

LIFAC技术具有占地小、系统简单、投资和运行费用相对较、无废水排放等优点，脱硫率为60％～80％；但该技术需要改动锅炉，会对锅炉的运行产生一定影响。我国南京下关电厂和绍兴钱清电厂从芬兰引进的LIFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。

7、炉内喷钙循环流化床反应器烟气脱硫技术

炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术是由德国Sim-mering Graz Pauker/Lurgi GmbH公司开发的。该技术的基本原理是：在锅炉炉膛适当部位喷入石灰石，起到部分固硫作用，在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器，炉内未反应的CaO随着飞灰输送到循环流化床反应器内，在循环硫化床反应器中大颗粒CaO被其中湍流破碎，为SO2反应提供更大的表面积，从而提高了整个系统的脱硫率[12]。

该技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到证实。在此基础上，美国EEC(Enviromental Elements Corporation)和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气的脱硫装置。在该工艺中粉状的Ca(OH)2和水分别被喷入循环流化床反应器内，以此代替了炉内喷钙。在循环流化床反应器内，吸收剂被增湿活化，并且能充分的循环利用，而大颗粒吸收剂被其余粒子碰撞破碎，为脱硫反应提供更大反应表面积。

本工艺流程的脱硫效率可达95％以上，造价较低，运行费用相对不高，是一种较有前途的脱硫工艺。

8、干式循环流化床烟气脱硫技术

干式循环流化床烟气脱硫技术是20世纪80年代后期发展起来的一种新的干法烟气脱硫技术，该技术具有投资少、占地小、结构简单、易于操作，兼有高效除尘和烟气净化功能，运行费用低等优点。因而，国家电站燃烧工程技术研究中心和清华大学煤的清洁燃烧技术国家重点实验室分别对该技术的反应机理、反应过程的数学模型等进行了理论和实验研究。其工艺流程如图3示，从煤粉燃烧装置产生的实际烟气通过引风机进入反应器，再经过旋风除尘器，最后通过引风机从烟囱排出。脱硫剂为从回转窑生产的高品质石灰粉，用螺旋给粉机按给定的钙硫比连续加入。旋风除尘器除下的一部分脱硫灰经循环灰斗和螺旋给灰机进入反应器中再循环。在文丘里管中有喷水雾化装置，通过调节水量来控制反应器内温度[13]。

摘 要 本文针对工业烟气的脱硫技术的研究现状及研究方向进行综合性分析。关键词 烟气 脱硫 技术 研究

前言

SO2是造成大气污染的主要污染物之一，有效控制工业烟气中SO2是当前刻不容缓的环保课题。

据国家环保统计，每年各种煤及各种资源冶炼产生二氧化硫（SO2）达2158.7万t，高居世界第一位，其中工业来源排放量1800万t，占总排放量的83％。其中我国目前的一次能源消耗中，煤炭占76％，在今后若干年内还有上升的趋势。我国每年排入大气的87％的SO2来源于煤的直接燃烧。随着我国工业化进程的不断加快，SO2的排放量也日渐增多。

2、烟气脱硫技术进展

目前，烟气脱硫技术根据不同的划分方法可以分为多种方法；其中最常用的是根据操作过程的物相不同，脱硫方法可分为湿法、干法和半干法[1]。

2.1 湿法烟气脱硫技术

优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上[2]。

缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。

分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。

A 石灰石／石灰-石膏法：

原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaO3S）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。

B 间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。

C 柠檬吸收法：

原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物，SO2吸收率在99％以上。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄[3]。

另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。

2.2 干法烟气脱硫技术

优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。

缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80％。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。

分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。

典型的干法脱硫系统是将脱硫剂（如石灰石、白云石或消石灰）直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。

A 活性碳吸附法：

原理：SO2被活性碳吸附并被催化氧化为三氧化硫(SO3)，再与水反应生成H2SO4，饱和后的活性碳可通过水洗或加热再生，同时生成稀H2SO4或高浓度SO2。可获得副产品H2SO4，液态SO2和单质硫，即可以有效地控制SO2的排放，又可以回收硫资源。该技术经西安交通大学对活性炭进行了改进，开发出成本低、选择吸附性能强的ZL30，ZIA0，进一步完善了活性炭的工艺，使烟气中SO2吸附率达到95.8％，达到国家排放标准[4]。

B 电子束辐射法：

原理：用高能电子束照射烟气，生成大量的活性物质，将烟气中的SO2和氮氧化物氧化为SO3和二氧化氮(NO2)，进一步生成H2SO4和硝酸(NaNO3)，并被氨(NH3)或石灰石(CaCO3)吸收剂吸收

C 荷电干式吸收剂喷射脱硫法(CD．SI):

原理：吸收剂以高速流过喷射单元产生的高压静电电晕充电区，使吸收剂带有静电荷，当吸收剂被喷射到烟气流中，吸收剂因带同种电荷而互相排斥，表面充分暴露，使脱硫效率大幅度提高。此方法为干法处理，无设备污染及结垢现象，不产生废水废渣，副产品还可以作为肥料使用，无二次污染物产生，脱硫率大于90％[7]，而且设备简单，适应性比较广泛。但是此方法脱硫靠电子束加速器产生高能电子；对于一般的大型企业来说，需大功率的电子枪，对人体有害，故还需要防辐射屏蔽，所以运行和维护要求高。四川成都热电厂建成一套电子脱硫装置，烟气中SO2的脱硫达到国家排放标准。

D 金属氧化物脱硫法：

原理：根据SO2是一种比较活泼的气体的特性，氧化锰(MnO)、氧化锌(ZnO)、氧化铁(Fe3O4)、氧化铜(CuO)等氧化物对SO2具有较强的吸附性，在常温或低温下，金属氧化物对SO2起吸附作用，高温情况下，金属氧化物与SO2发生化学反应，生成金属盐。然后对吸附物和金属盐通过热分解法、洗涤法等使氧化物再生。这是一种干法脱硫方法，虽然没有污水、废酸，不造成污染，但是此方法也没有得到推广，主要是因为脱硫效率比较低，设备庞大，投资比较大，操作要求较高，成本高。该技术的关键是开发新的吸附剂。

以上几种SO2烟气治理技术目前应用比较广泛的，虽然脱硫率比较高，但是工艺复杂，运行费用高，防污不彻底，造成二次污染等不足，与我国实现经济和环境和谐发展的大方针不相适应，故有必要对新的脱硫技术进行探索和研究。

2.3 半干法烟气脱硫技术

半干法脱硫包括喷雾干燥法脱硫、半干半湿法脱硫、粉末一颗粒喷动床脱硫、烟道喷射脱硫等。

A 喷雾干燥法[5]：

喷雾干燥脱硫方法是利用机械或气流的力量将吸收剂分散成极细小的雾状液滴，雾状液滴与烟气形成比较大的接触表面积，在气液两相之间发生的一种热量交换、质量传递和化学反应的脱硫方法。一般用的吸收剂是碱液、石灰乳、石灰石浆液等，目前绝大多数装置都使用石灰乳作为吸收剂。一般情况下，此种方法的脱硫率65％～85％。其优点：脱硫是在气、液、固三相状态下进行，工艺设备简单，生成物为干态的CaSO、CaSO，易处理，没有严重的设备腐蚀和堵塞情况，耗水也比较少。缺点：自动化要求比较高，吸收剂的用量难以控制，吸收效率不是很高。所以，选择开发合理的吸收剂是解决此方法面临的新难题。B 半干半湿法：

半干半湿法是介于湿法和干法之间的一种脱硫方法，其脱硫效率和脱硫剂利用率等参数也介于两者之间，该方法主要适用于中小锅炉的烟气治理。这种技术的特点是：投资少、运行费用低，脱硫率虽低于湿法脱硫技术，但仍可达到70％tn，并且腐蚀性小、占地面积少，工艺可靠。工业中常用的半干半湿法脱硫系统与湿法脱硫系统相比，省去了制浆系统，将湿法脱硫系统中的喷入Ca(OH)：水溶液改为喷入CaO或Ca(OH)：粉末和水雾。与干法脱硫系统相比，克服了炉内喷钙法SO2和CaO反应效率低、反应时间长的缺点，提高了脱硫剂的利用率，且工艺简单，有很好的发展前景。

C 粉末一颗粒喷动床半千法烟气脱硫法:

技术原理：含SO2的烟气经过预热器进入粉粒喷动床，脱硫剂制成粉末状预先与水混合，以浆料形式从喷动床的顶部连续喷人床内，与喷动粒子充分混合，借助于和热烟气的接触，脱硫与干燥同时进行。脱硫反应后的产物以干态粉末形式从分离器中吹出。这种脱硫技术应用石灰石或消石灰做脱硫剂。具有很高的脱硫率及脱硫剂利用率，而且对环境的影响很小。但进气温度、床内相对湿度、反应温度之间有严格的要求，在浆料的含湿量和反应温度控制不当时，会有脱硫剂粘壁现象发生。

D 烟道喷射半干法烟气脱硫:

该方法利用锅炉与除尘器之间的烟道作为反应器进行脱硫，不需要另外加吸收容器，使工艺投资大大降低，操作简单，需场地较小，适合于在我国开发应用。半干法烟道喷射烟气脱硫即往烟道中喷人吸收剂浆液，浆滴边蒸发边反应，反应产物以干态粉末出烟道。新兴的烟气脱硫方法以及当前研究的热点

最近几年，科技突飞猛进，环境问题已提升到法律高度。我国的科技工作者研制出了一些新的脱硫技术，但大多还处于试验阶段，有待于进一步的工业应用验证。

3．1 硫化碱脱硫法

由Outokumpu公司开发研制的硫化碱脱硫法主要利用工业级硫化纳作为原料来吸收SO2工业烟气，产品以生成硫磺为目的。反应过程相当复杂，有Na2SO4、Na2SO3、Na2S203、S、Na2Sx等物质生成，由生成物可以看出过程耗能较高，而且副产品价值低，华南理工大学的石林经过研究表明过程中的各种硫的化合物含量随反应条件的改变而改变，将溶液pH值控制在5.5—6.5之间，加入少量起氧化作用的添加剂TFS，则产品主要生成Na2S203，过滤、蒸发可得到附加值高的5H 0·Na2S203，而且脱硫率高达97％，反应过程为：SO2+Na2S=Na2S203+S。此种脱硫新技术已通过中试，正在推广应用。

3．2 膜吸收法

以有机高分子膜为代表的膜分离技术是近几年研究出的一种气体分离新技术，已得到广泛的应用，尤其在水的净化和处理方面。中科院大连物化所的金美等研究员创造性地利用膜来吸收脱出SO2气体，效果比较显著，脱硫率达90％。过程是：他们利用聚丙烯中空纤维膜吸收器，以NaOH溶液为吸收液，脱除SO2气体，其特点是利用多孔膜将气体SO2气体和NaOH吸收液分开，SO2气体通过多孔膜中的孔道到达气液相界面处，SO2与NaOH迅速反应，达到脱硫的目的。此法是膜分离技术与吸收技术相结合的一种新技术，能耗低，操作简单，投资少。

3．3 微生物脱硫技术

根据微生物参与硫循环的各个过程，并获得能量这一特点，利用微生物进行烟气脱硫，其机理为：在有氧条件下，通过脱硫细菌的间接氧化作用，将烟气中的SO2氧化成硫酸，细菌从中获取能量。

生物法脱硫与传统的化学和物理脱硫相比，基本没有高温、高压、催化剂等外在条件，均为常温常压下操作，而且工艺流程简单，无二次污染。国外曾以地热发电站每天脱除5t量的H：S为基础；计算微生物脱硫的总费用是常规湿法50％[6]。无论对于有机硫还是无机硫，一经燃烧均可生成被微生物间接利用的无机硫SO2，因此，发展微生物烟气脱硫技术，很具有潜力。四川大学的王安等人在实验室条件下，选用氧化亚铁杆菌进行脱硫研究，在较低的液气比下，脱硫率达98％。

4、烟气脱硫技术发展趋势

目前已有的各种技术都有自己的优势和缺陷，具体应用时要具体分析，从投资、运行、环保等各方面综合考虑来选择一种适合的脱硫技术。随着科技的发展，某一项新技术韵产生都会涉及到很多不同的学科，因此，留意其他学科的最新进展与研究成果，并把它们应用到烟气脱硫技术中是开发新型烟气脱硫技术的重要途径，例如微生物脱硫、电子束法脱硫等脱硫新技术，由于他们各自独特的特点都将会有很大的发展空间。随着人们对环境治理的日益重视和工业烟气排放量的不断增加，投资和运行费用少、脱硫效率高、脱硫剂利用率高、污染少、无二次污染的脱硫技术必将成为今后烟气脱硫技术发展的主要趋势。

各种各样的烟气脱硫技术在脱除SO2的过程中取得了一定的经济、社会和环保效益，但是还存在一些不足，随着生物技术及高新技术的不断发展，电子束脱硫技术和生物脱硫等一系列高新、适用性强的脱硫技术将会代替传统的脱硫方法。

参考文献:

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[2] 林永明，韦志高．湿法石灰石／石灰一石膏脱硫技术应用综述[J]．广西电力工程，2000．4：92-98．

[3] 郭小宏，等．利用活性炭治理华光实业社会福利冶炼厂可行研究报告[R]．2002，6．

[4] 石林，等．硫化碱溶液脱除工业烟气中的二氧化硫[J]，中山大学学报论丛，1997，5．

[5] 孙胜奇，陈荣永等．我国二氧化硫烟气脱硫技术现状及进展[J]．2005，29（1）：44-47 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，反应产物也为干粉状，不存在腐蚀、结露等问题。干法主要有炉内喷钙烟气脱硫、炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫、活性炭吸附—再生烟气脱硫等技术。

（1）炉内喷钙烟气脱硫技术

炉内喷钙烟气脱硫是把钙基吸收剂如石灰石、白云石等喷到炉膛燃烧室上部温度低于1200℃的区域，随后石灰石瞬时煅烧生成CaO，新生的CaO与SO2进行硫酸盐化反应生成CaSO4，并随飞灰在除尘器中收集。该反应过程是非常复杂的，主要由石灰石的煅烧、CaO/SO2硫酸盐化反应和CaCO3/SO2直接硫酸化反应等组成。曾经认为是简单反应的CaO/SO2硫酸盐化反应，现在被认为是复杂的高温、瞬时的多相反应。吸收剂的类型、新生CaO的微孔结构、温度、时间等诸多参数影响着硫酸盐化反应过程。因此，炉内喷钙烟气脱硫仍是一个值得研究的课题。炉内喷钙烟气脱硫技术的特点是投资省、占地面积小、易于在老锅炉上改造，不足之处是脱硫效率低，钙利用率低。为此，可以通过加装一些设备提高炉内喷钙的SO2脱除率。最简单的方法是在除尘器之前向烟道内喷水，这能使脱硫率提高10%。反应产物再循环也是提高脱硫率和石灰石利用率的有效方法。被除尘设备（ESP或布袋除尘器）收集下来的反应产物经过一些调整后，喷入炉膛或管道并循环数次，使脱硫率达到70%以上。

（2）炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫技术

炉内喷钙在除尘装置如ESP之前喷水增湿，使未反应的CaO活化，提高烟气中SO2的脱除效率。芬兰IVO公司把烟气增湿这一概念进行了扩展，开发出炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫工艺（LIFAC）。该工艺除了保留炉内喷射石灰石粉脱硫系统，在炉后烟道上增设了一个独立的活化反应器，将炉内未反应完的CaO通过雾化水进行活化后再次脱除烟气中的SO2。LIFAC工艺可以分步实施，以满足用户在不同阶段对脱硫效率的要求。可分三步实施：石灰石炉内喷射→烟气增湿及干灰再循环→加湿灰浆再循环。第一步通过石灰石粉喷入炉膛可得到25%~35%的脱硫率，该步的投资需要量很小，一般为整个脱硫系统费用的10%。在第二步中活化塔是核心，烟气要进行增湿和脱硫灰再循环，可使脱硫效率达到75%，该步的投资大约是脱硫系统总费用的85%。增加第三步灰浆再循环后脱硫效率可增至85%，而投资费用仅为总费用的5%。分步实施可以在原有锅炉上进行。这样非常独特的优点使得用户在计划自己的投资和满足排放标准方面有更大的灵活性。该工艺1985年在芬兰建成了第1套工业化装置后短短几年，就在多个国家应用。南京下关电厂引进芬兰IVO公司全套LIFAC技术，配套125MW机组，燃煤含硫0.92%时，脱硫率为75%左右，该脱硫工程已于1998年投入运行。

（3）活性炭吸附－再生烟气脱硫技术

活性炭吸附－再生烟气脱硫技术最早出现在19世纪70年代后期，已有数种工艺在日本、德国、美国等得到工业应用，其代表方法有日立法、住友法、鲁奇法、BF法及Reidluft法等。目前已由火电厂扩展到石油化工、硫酸及肥料工业等领域。

活性炭脱硫的主要特点：过程比较简单，再生过程中副产物很少；吸附容量有限，须在低气速（0.3～1.2m/s）下运行，因而吸附器体积较大；活性炭易被废气中的O2氧化而导致损耗；长期使用后，活性炭会产生磨损，并因微孔堵塞丧失活性。

一般认为当烟气中没有氧和水蒸气存在时，用活性炭吸附SO2仅为物理吸附，吸附量较小，而当烟气中有氧和水蒸气存在时，在物理吸附过程中，还会发生化学吸附。这是由于活性炭表面具有催化作用，使吸附的SO2被烟气中的O2氧化为SO3，SO3再与水蒸气反应生成硫酸，使其吸附量大为增加，该过程可表示为：SO2→SO2*（物理吸附），O2→O2*（物理吸附），H2O→H2O*（物理吸附），2SO2*+ O2*→2SO3*（化学吸附），SO3*+ H2O*→H2SO4*（化学吸附），H2SO4*+ nH2O*→H2SO4•H2O*（化学吸附）。

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。再生方法包括洗涤再生和加热再生两种。两种方法中，以洗涤再生较为简单、经济。洗涤再生法是通过洗涤活性炭床层使炭孔内的酸液不断排出炭层，从而恢复炭的催化活性。因为脱硫过程在炭内形成的稀硫酸几乎全部以离子形态形式存在，而活性炭有吸附选择性能，对这些离子化物质的吸着力非常薄弱，可以通过洗涤造成浓度差扩散使炭得到再生，该再生法常常用于固定床吸附流程中。对于固定床，其流程为烟气经除尘后，送入吸附塔。吸附塔可以并联或串联运行。并联时的脱硫效率为80%左右，串联可达到90%。各塔吸附SO2达饱和后，轮流进行水洗，用水量为活性炭重量的4倍，水洗时间为10h，可得到浓度为10%～20%的硫酸，稀硫酸可用浸没燃烧装置浓缩至70%。

活性炭加热再生常采用移动床吸附脱硫流程。该流程为烟气送入吸附塔与活性炭错流接触，SO2被活性炭吸附而脱除，净化烟气经烟囱排入大气。吸附了SO2的活性炭被送入脱附塔，先在换热器内预热至300℃，再与300℃的过热水蒸气接触，活性炭上的硫酸被还原成SO2放出。脱硫后的活性炭与冷空气进行热交换而被冷却至150℃后，送至空气处理槽，与预热过的空气接触，进一步脱除SO2，然后送入吸附塔循环使用。从脱附塔产生的SO2、CO2和水蒸气经过换热器除去水汽后，送入硫酸厂，此工艺脱硫率可达90%以上。吸附法常用的吸附剂除活性炭外，还有用活性焦、分子筛、硅胶等吸附介质。活性焦比活性炭的经济性要好，表现出较大的应用潜力。活性炭或活性焦吸附法烟气脱硫能否得到应用的关键是解决副产物稀硫酸的应用市场及提高它们吸附性能。

随着循环经济理念不断地扩展，国内外对活性炭或活性焦吸附－再生烟气脱硫技术表现出浓厚的兴趣，该技术特别适合于缺水、脱硫石膏无法综合利用的区域。因此，国内已有多家单位正在开展该技术的工业试验，有望今后能在大型机组上应用。

干法脱硫 篇三

。干法脱硫

干法脱硫多用于精脱硫，对无机硫和有机硫都有较高的净化度。不同的干法脱硫剂，在不同的温区工作，由此可划分低温（常温和低于100℃）；中温（100~400℃）；高温（>400℃）脱硫剂。我国有关院所开发成功多种型号的低温、中温脱硫剂，西北化工研究院开发成功高温脱硫剂。

4、脱硫方法的选择

选择脱硫方法的原则是，在满足生产需要的前提下，价格尽量便宜。根据不同原料气中硫化物的形态，将不同的脱硫方法进行排列组合，构成不同的脱硫工艺，以达到脱硫效果最佳，运行费用最低。例如煤气和半水煤气中硫的形态主要为H2S和COS，传统的方法是采用高温钴钼加氢转化，再用ZnO精脱。该工艺的缺点是需要高温热源，能耗高，费用高，目前可采用的流程是，湿法脱硫→COS水解→常温精脱工艺。其优点是能耗低、硫容高，与常温ZnO脱硫相比价格便宜的多。再如焦炉气中硫成分复杂，可采用湿法脱硫→钴钼加氢转化→锰矿→中温精脱工艺。天然气中若只含有少量的H2S及RSH，可以单独使用ZnO脱硫剂。若含有RSR C4H4S等复杂的有机硫化物，则应采用钴钼加氢转化后加ZnO精脱，如果总硫含量较高，应先用湿法脱硫工艺脱除大部分H2S，然后用钴钼加氢转化，再用锰矿脱去大部分的RSH，最后用ZnO精脱。

今后应根据不同工况，不同原料气，不同形态的硫化物和不同的技术要求，开发出更优化的脱硫新工艺，提高脱硫的技术水平，提高经济效益，这也是要研究的大课题。

干法脱硫工艺技术分析 篇四

干法脱硫工艺技术分析

摘 要：火电厂排放的二氧化硫形成的酸雨已严重危害人类的生存环境，国家强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置。但是，受技术和经济等条件的限制，必须发展脱硫率高、系统可利用率高、流程简化、系统电耗低、投资和运行费用低的脱硫技术和工艺。在这种形势下，干法脱硫工艺应运而生。为此，结合国内外目前比较成熟、大型商业化运行的几种干法、半干法脱硫工艺，分析了干法、半干法脱硫工艺在大型化发展、控制调节、预除尘器和脱硫除尘器设置的技术要点，最后指出干法脱硫工艺具有广阔的应用前景。

关键词：烟气脱硫；干法脱硫工艺；技术要点；前景

1烟气脱硫技术的发展和现状

世界上烟气脱硫技术的发展经历了以下3个阶段：

a)20世纪70年代，以石灰石湿法为代表第一代烟气脱硫。

b)20世纪80年代，以干法、半干法为代表的第二代烟气脱硫。主要有喷雾干燥法、炉内喷钙加炉后增湿活化（LIFAC）、烟气循环流化床（CFB）、循环半干法脱硫工艺（NID）等。这些脱硫技术基本上都采用钙基吸收剂，如石灰或消石灰等。随着对工艺的不断改良和发展，设备可靠性提高，系统可用率达到97%，脱硫率一般为70%～95%，适合燃用中低硫煤的中小型锅炉

c)20世纪90年代，以湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展的第三代烟气脱硫。

由于技术和经济上的原因，一些烟气脱硫工艺已被淘汰，而主流工艺，如石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、炉内喷钙加炉后增湿活化、喷雾干燥法、气体悬浮吸收脱硫工艺（GSA）以及改进后的NID却得到了进一步的发展，并趋于成熟。这些烟气脱硫工艺的优点是：脱硫率高（可达95%以上）；系统可利用率高；工艺流程简化；系统电耗低；投资和运行费用低。从20世纪90年代开始，中国先后从国外引进了各种类型的脱硫技术，建成了6个示范工程项目，涉及湿法、半干法和干法烟气脱硫技术，见表1。

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本文根据几种干法、半干法脱硫工艺的基本原理，对干法工艺的几个重要方面进行分析。

2脱硫塔大型化的要点

2.1尽量使用单塔脱硫

随着机组容量的增大，脱硫塔的直径也随着增大。在能使用单塔的情况下，尽量不要使用双塔和多塔，因为单一吸收塔技术提高了系统的可靠性和脱硫率，而且初期投资费可降低30%～50%。脱硫副产品回收利用的研究开发，也拓宽了其商业应用的途径。

2.2脱硫塔大型化的主要问题

脱硫塔大型化最主要的问题是要保证塔内流场中温度的均匀性和调节的灵敏性。

a)塔内流场中温度均匀性的要求

在塔的高度方向的各个断面上，各点的温度趋于一致，不能有高、低温差异太大的情况出现。因为高温处的SO2吸收反应效果较差，高温时吸收剂的活性较小，反应温度与烟气露点温度的差值较大（AST），反应率就低；而低温处，尤其出现低于露点温度，即AST＜0时，容易出现局部的结露、粘连和筒壁腐蚀，这就是为什么有些脱硫工艺需要在反应塔内加装内衬的原因，其实，这种情况的危害性较大，反应塔可以通过内衬防腐，但烟气下游的设备和烟气管道却难以防腐，且花费较大。

b)脱硫塔调节的灵敏性要求

随着负荷、工况的变化，各参数的负荷应变时间短，较少滞后，使脱硫效率随着工况的变化而变化，从而保证各种工况下脱硫率稳定。 2.3循环流化床烟气脱硫塔

为保证脱硫反应塔温度的均匀性和调节灵敏性，要求塔内有良好的传质特性。物料的传质往往比传热更重要，而且能更快达到更好的效果，单纯的传热速度较慢，而且热力场有热力梯度，很难使各点的温度在短时间内很均匀，利用循环流化床的原理而设计的脱硫塔，在这一方面比较能够达到这一要求，它使反应塔内的传热传质非常强烈。 2.3.1循环流化床脱硫塔的特点

根据循环流化床原理而设计制造的脱硫反应塔，其烟气进入反应塔底部时，塔内文丘里的加速，将喷入塔内的吸收剂和循环回流的物料吹起，形成沸腾床体，气体和物料无论处于流化床的过渡段还是稳定段，都处于强烈的紊流状态，物料之间的碰撞、摩擦、反应、传热等物理化学过程非常强烈，任何工况变化所引起的波动都会在这个强烈的传热传质状态下迅速达到新的平衡。这样，布置在塔顶的温度测点产生假信号或几个测点的温度信号不一致而使控制系统无法及时进行各种物料的调节的可能性大为减少，同时也使脱硫设备出现低温、结露、腐蚀的概率大为减少。

2.3.2回流式循环流化床烟气脱硫塔的特点

尤其是德国WULFF公司的回流式烟气循环流化床（RCFB），其独特的流场和塔顶结构设计，在RCFB吸收塔中，烟气和吸收剂颗粒的向上运动中会有一部分因回流（Reflux）而从塔顶向下返回塔中。这股向下的回流固体与烟气的方向相反，而且，它是一股很强的内部湍流，从而增强了烟气与吸收剂的接触时间。实际上可以认为这是一种与外部再循环相似的内部再循环。在内部再循环的作用下，RCFB工艺的脱硫效率得到了优化。也许很多脱硫工艺都很难避免腐蚀情况的出现，但这种概率和趋向则可以把握。 2.4脱硫塔内烟气湿度的控制

温度的控制，实质上是对烟气湿度的控制。脱硫工艺中，烟气的湿度对脱硫效率的影响很大。例如炉内喷钙尾部增湿工艺，其炉内喷钙脱硫效率为25%～35%，尾部增湿效率为40%～50%，总效率为75%左右，这说明了烟气湿度对脱硫效率的影响。在相对湿度为40%～50%时，消石灰活性增强，能够非常有效地吸收SO2，烟气的相对湿度是利用向炉内给烟气喷水的方法来提高。半干法烟气脱硫工艺中，水和石灰以浆液的状态注入烟气，浆液中固态物的质量分数为35%～50%，而干法脱硫工艺，如RCFB和NID，加入的水量相同，但水分布在粉料微粒的表面，用于蒸发的表面积很大。烟气湿度的提高，可以使烟气脱硫操作温度接近或高于露点温度10～20 ℃（实践中，这一温度范围为65～75 ℃），激活消石灰吸收SO2。SO2是烟气中反应较慢的成分，保持床温接近露点温度（即较高的相对湿度），可以保持微粒表面的湿膜有较长的停留时间，促进SO2和Ca2化学成分之间的反应，使吸收的程度和石灰的利用率达到最佳。SO3和卤化酸类（HCl、HF等）的酸性比SO2强，所以SO3，HCL，HF成分在装置中的去除率达99%，因其活性强，几乎能全部与SO2同时被吸收，适量的卤化酸类因钙的吸湿性、因雾滴在湿润环境中的干燥时间较长，有助脱除SO2，这也是采用接近露点温度的另一好处。

3干法脱硫工艺的运行调节

干法脱硫工艺的系统控制和调节主要取以下3个信号，用以前馈或反馈到各个调节回路，相互配合，达到脱硫的最佳工况条件，保证脱硫的效果。3.1控制好脱硫塔内的温度及高度重视塔内的加水方式

a)监测脱硫塔内的温度，以此来调节喷水系统的开度和喷水量的大小，保持适当的AST值，使床温在各种负荷和工况条件下，烟气的酸露点温度始终保持在较高处，这样，吸收剂的活性最佳，能够较好地捕捉SO2，并发生化学反应，提高脱硫率。

在大型化商业运行的脱硫塔中，温度的控制是比较困难的，它是制约脱硫装置大型化发展的主要因素之一。当脱硫塔直径越来越大时，要各个大面积截面上的温度保持均匀性，需采取大量的有效措施，目前，干法、半干法脱硫装置还没有在较大容量机组上使用的业绩，与此有很大关系。较为成熟的脱硫技术，如旋转喷雾法，GSA法，其单塔容量一般都在100 MW机组以下，单塔直径4 500 mm以下，而NID法则做得更小一些。各国公司都在围绕干法、半干法脱硫装置大型化发展进行开发和研究，德国WULFF公司利用流化床和带内回流的循环流化床技术（RCFB），在解决传热传质这一问题上，取得了一定的成绩，效果明显。目前，RCFB单塔用于奥地利1台300 MW机组烟气脱硫并获得成功。

b)给脱硫塔内加水的方式颇为讲究。在旋转喷雾，GSA半干法中，由于吸收剂以浆液形式喷入时带有水，运行时又需加调节，造成由温度信号而引起的水路调节变得复杂化，因为在喷浆工艺中，所加入的水与吸收剂的量有比例关系，使喷水调节受其它因素影响。NID法的水完全与吸收剂、再循环料一道加入反应塔（视垂直烟道为反应塔）。RCFB法吸收剂直接以干粉形态喷入，水路另外单独喷入，就喷水调温而言，RCFB法显然要更方便一些。 3.2监测SO2排放量

监测SO2排放量信号，用于调节脱硫剂的加入量。当SO2排放量较大时，就应加入更多的吸收剂去吸收更多的SO2；当SO2的排放量较小时，就应减少吸收剂的使用，使系统运行经济合理，降低成本。3.3监测吸收塔的压降

监测吸收塔的压降，用于调节再循环量的大小，使脱硫渣的循环量和循环次数控制在设计范围之内，这样既可控制下游脱硫除尘器的入口灰尘的质量浓度和烟囱烟尘质量浓度的排放，又可提高吸收剂的利用率，降低碱酸比。

控制这三个监测量及其相关的信号去调节各运行回路，使脱硫系统的运行达到最优化，这是干法、半干法脱硫工艺控制系统的基本要求。就控制的灵敏性、可靠性而言，如果三个控制回路能完全独立，各行其是，互不影响则最理想，而RCFB技术的控制原理最能符合这一要求，由于其吸收剂、水和脱硫渣的再循环是独立加入到脱硫塔的，这样就避免了其它工艺三者的互相牵连，避免了增加脱硫剂时附加了水而使温度下降或加水降温时附加了脱硫剂，从而增加再循环量而增大碱酸比的情况。当然，以上三个参数总是相互影响、协同调节的，但三路系统的参数分别调节，会更方便灵活一些。

4预除尘器设置的探讨

对于是否使用预除尘器，很多文献或资料并没有详细说明。据国外一些资料指出，一般干法或半干法都设有预除尘器，但国内很多电厂没有设预除尘器。不设预除尘器，笔者认为起码会影响以下2方面。 4.1不利于燃料灰和脱硫灰的再循环

根据计算，锅炉燃煤产生的燃料灰的量比较多，而用于脱硫产生的脱硫灰的量比较少，通常前者是后者的三倍左右。以200 MW机组为例，耗煤量约95 t/h，产生的燃料灰约22 t（灰分的质量分数以25%计），而脱硫灰量（硫的质量分数以0.85%计）约7 t；以300 MW机组为例，耗煤量约140 t/h，产生的燃料灰约32 t，而脱硫灰量约11 t。这就是说，如果没有预除尘器，当脱硫灰和燃料灰混在一起再循环时，将有75%的再循环物是燃料灰，而这些大量的燃烧灰对提高脱硫率和降低碱酸比值并没有帮助，还会减少吸收剂、脱硫灰与SO2的接触，消耗动力，增大反应塔容量；由于再循环量变大，还会提高烟气喷射的初始速度以达到同样的流化状态，这一初始速度的提高，还会带来以下2个问题：

a)减小烟气在塔内的停留时间，使气体很快通过吸收塔，降低了塔内的反应率，将部分脱硫反应留在了下游设备中。

b)一般燃料灰比脱硫灰要粗一些，燃料灰的平均粒径大致为15μm±5μm，脱硫灰的平均粒径大致为10μm±5μm；燃料灰的体积质量一般为700～1 000 kg/m3，而脱硫灰的体积质量一般为500～1 000 kg/m3，烟气流速的加大，将大量的细微粒带出了反应塔，不利于吸收剂的有效利用，影响了碱酸比。 4.2影响脱硫塔下游的脱硫除尘器

是否设置预除尘器，对脱硫塔下游的脱硫除尘器会产生较大的影响。如果没有预除尘，大量燃煤灰混在脱硫灰中一起循环，使得循环量变大，脱硫除尘器的入口质量浓度也随之增大，在除尘器排放指标一定的情况下，脱硫除尘器的入口质量浓度是有限度的，太高的入口粉尘质量浓度也会使除尘器的造价上升，这样势必减少循环次数，降低吸收剂利用率，使碱酸比值变大。如果有预除尘器，这一情况将得到改善。这就可以解释GSA，NID脱硫工艺，在没有预除尘器时，循环次数只有30～50次；而CFB，RCFB脱硫工艺，由于设置了预除尘器，循环次数就可以达到100～150次。

5脱硫除尘器的设置

干法、半干法脱硫用的除尘器有别于火力发电厂的常规除尘器，大型火力发电厂一般1台炉配2台除尘器，而脱硫装置如果是配单塔脱硫，则通常只配一台除尘器。除了设备数量的不同使得脱硫除尘器变大外，其差别还主要在于除尘器入口质量浓度的不同。火力发电厂所配除尘器的入口质量浓度通常在35 g/m3左

3右（标准状态），若烟尘排放标准以200 mg/m计（标准状态），则效率通常为99.4%左右，而脱硫除尘器的入口质量浓度由于脱硫渣的多次再循环而变得很大，3通常达到0.6～1 kg/m（标准状态）。要达到相同的排放质量浓度，除尘效率通常要求达到99.97%以上。如使用RCFB技术的广州恒运集团公司的以大代小1×210 MW机组的烟气脱硫系统，脱硫除尘器的入口质量浓度为800 g/m3（标准状态），除尘效率要求达99.975%；使用NID技术的浙江巨化股份有限公司的230 t/h烟

3气脱硫用除尘器的入口质量浓度为1 kg/m（标准状态），除尘效率要求达99.98%。凡利用循环技术进行干法、半干法脱硫的工艺，其脱硫除尘器的入口质量浓度都很高。如GSA，NID等工艺，由于循环量较大，一般循环次数为30～40次时，脱

3硫除尘器的入口质量浓度便达到了1 kg/m（标准状态）。如采用预除尘器，由于再循环量减少了大约70%，其循环次数在100～150次左右时，脱硫除尘器的3入口质量浓度可达到600～800 g/m（标准状态），如RCFB工艺。对于高粉尘质量浓度的除尘器，国外有用布袋式的，也有用静电式的。由于布袋除尘价格较高，检修强度较大，更换频率快，且系统压降较大，厂用电高，我国趋向于使用静电除尘器。静电除尘器处理高质量浓度粉尘在结构上有其特殊的地方，各种工艺所采取的办法也不尽相同，如GSA工艺，在烟气进静电除尘器之前，先通过旋风分离器进行机械预除尘；NID脱硫工艺，在静电除尘器上加一段机械预除尘和小灰斗；lurgi公司采用上进气方式，通过烟气回转折流预除尘；德国WULFF公司在进口及第一电场采取预除尘措施的同时，又在振打清灰，改善放电极线形式，加大放电强度，提高放电电流强度，防止二次飞扬等方面做工作，并取得了较好的效果，获得了很高的除尘效率。尽管脱硫除尘器的入口质量浓度很高，但由于脱硫灰分的组成主要是钙的化合物，不会有燃煤灰中的Al2O3和游离SiO2等难以捕捉的物质，且脱硫灰的粉尘较细、比电阻较小，含湿量相对高一些、温度较低等因素，还是对除尘有利。但是，脱硫除尘器是干法、半干法脱硫工艺一个非常主要的设备。因为不仅有部分脱硫反应在除尘器中完成，而且除尘器还与脱硫塔的再循环联系在一起。严格意义上讲，脱硫除尘器是干法、半干法脱硫工艺的一个组成部分，与脱硫塔密不可分，实际上，国外所讲的干法脱硫工艺系统，就包括了脱硫除尘器。

6结论

由于干法脱硫工艺在占地、造价、操作、调节、维护、副产品无二次污染等方面的优点，这种工艺越来越受到业主方的广泛青睐。现在各国都在积极研究干法脱硫技术，并使之逐步向设备大型化、系统简单化、控制自动化发展，所以国内干法、半干法应用的比例也在逐步提高。随着对干法脱硫工艺的深入认识、研究和改进以及对脱硫灰综合利用的开发，干法脱硫工艺将会有更加广阔的应用前景。

参考文献

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干法脱硫 篇五

干法脱硫技术及应用

我国是燃煤大国，连续多年SO2排放总量超过2000万t，已成为世界上最大的排放国。烟气脱硫是控制SO2排放最有效、最经济的手段。目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的石灰石／石膏湿法工艺，但由于湿法工艺系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，国内企业迫切需要投资少、运行成本低、效率高的脱硫技术。奥地利AEE集团(LLAG)公司在上世纪70年代末率先将循环流化床工艺用于烟气脱硫，开发了一种烟气循环流化床干法脱硫工艺(Circu．1ating Fluidized Bed nue GasDesulphurization，简称CFB— FGD)。经过近30年的不断改进（主要是在90年代中后期），解决负荷适应性、煤种变化、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的技术问题，至今运行业绩达到40多台套。

辽宁万和环保有限责任公司于2009年10月在国内率先引进了德国LLAG公司的CFB—FGD技术。2002年底，华能国际电力有限公司在经过多次论证和招标后，为其下属抚顺新钢铁烧结机的2 X 300MW机组配套由辽宁万和环保股份有限公司负责设计、制造的CFB—FGD装置。

l 工程概况

抚顺新钢铁位于辽宁省中部地区的抚顺市，是个典型的多煤地区，距沈阳东南方向150km。一期已建2X 100MW燃煤机组，2002年新建二期工程，安装2 X 300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053t／h'~粉锅炉。

榆社电厂2 X 300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统于2003年4月开始设计，2003年12月开始安装。2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉同步投运。脱硫效率高达90％以上，运行可靠，成功地将国外先进技术与国内的吸收、消化和工程管理相结合，取得了较好的技术经济性能，使之成为目前世界上单机容量最大的干法脱硫系统。2 工程设计 2．1 煤质特性

榆社电厂二期工程燃用贫煤，主要的煤质特性

2．3 吸收剂分析(1)吸收剂名称：生石灰

（2）吸收剂品质要求：软煅生石灰粒径≤lmm，氧化钙(CaO)含量≥70％，生石灰消化速度Voo<4min（检验标准为DIN EN459—2）。2．4 工艺原理

CFB—FGD工艺以循环流化床原理为基础，采用消石灰为脱硫剂。该技术工艺流程如图1所示，主要由吸收塔、脱硫除尘器、吸收剂制备、物料再循环及排放、工艺水、仪表控制系统等6个部分组成。

烧结机排放烟气通过文丘里管的加速从吸收塔的底部与加入的吸收剂和脱硫灰混合后而悬浮起来，形成激烈的湍动状态，使颗粒与烟气之间具有很大的相对滑落速度，颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，从而极大地强化了气固间的传热、传质。同时通过向吸收塔内喷水，湿润颗粒表面，烟气冷却到最佳的化学反应温度。此时烟气中的SO2 和几乎全部的SO3、HCI、HF等酸性成分被吸收而除去，生成CaSO3·1／2H2O等副产物。主要化学反应是： 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 为了降低吸收剂的耗量和稳定流化床的运行，除尘器收集到的脱硫产物和未反应的吸收剂循环回吸收塔进一步参加反应。由于吸收塔内拥有较高颗粒的床层密度，使得床内的Ca／S比高达50以上，S02可以得到充分反应。通过控制吸收剂的加入量以及物料与烟气的接触时间，可获得90％～98％的稳定SO2脱除效率以及99％的SO3、HCI、HF脱除效率。2．5 设计参数

脱硫除尘岛的设计要求同时满足烧结机燃用设计煤种和校核煤种两种情况，具体设计参数如表3。3 系统组成 3．1 吸收塔

吸收塔为文丘里空塔结构，是整个脱硫反应的核心。由于烟气中几乎所有的SO3都被脱除以及始终在烟气露点温度20℃ 以上，吸收塔内部不需要任何防腐内衬，塔体由普通碳钢制成。为适应大型化应用，吸收塔流化床的入口采用4个文丘里管结构。

吸收塔的流化床反应段的直径为7.5m，吸收塔总高度为35m。3．2 脱硫除尘器

脱硫除尘器采用布袋除尘器（也可以用电除尘器），由于物料的不断循环使脱硫除尘器的人口粉尘浓度高达6O0～1000g／Nm3，是常规电站电除尘器的20～30倍，为了满足环保烟尘浓度50mg／Nm3的要求。脱硫除尘器的除尘效率必须到达99．98％以上，但由于通过吸收塔的喷水增湿、降温，十分有利于脱硫效率的提高。万和环保采用德国鲁奇Bs型高浓度电除尘技术，通过有效的结构设计以满足脱硫工艺的要求。脱硫除尘器采用双室四电场，型号为BS470／2—4／38／400／15．425／4×11一LC，本体阻力250Pa，阳极板采用ZI24型，阴极线为V型线，设计效率为99．99％。3．3 吸收剂制备系统

CFB—FGD所需的脱硫剂一般为Ca(OH)2，其来源有两种方式：一是直接采购符合要求的消石灰Ca(OH)2粉，二是采购满足要求的粉状CaO由密封罐车运到脱硫岛并泵人生石灰仓。然后经过安装在仓底的干式石灰消化器生成Ca(OH)2干粉，通过气力输送进人消石灰仓储存。根据脱硫需要，通过计量系统向吸收塔加入Ca(OH)干粉。

本项目的生石灰仓和消石灰仓的有效容积分别为300m3、500m3，满足满负荷运行7天用量。干式石灰消化器采用意大利进口产品，其结构为卧式双轴搅拌式消化器，设计消化能力为10t／h，消石灰粉含水率低于1.5％。

3．4 物料再循环及排放系统

脱硫除尘器收集的脱硫灰大部分通过空气斜槽返回吸收塔进行再循环，该项目设有两条循环空气斜槽，通过控制循环灰量即可调节吸收塔的压降。在脱硫除尘器的灰斗设有2个外排灰点，采用正压浓相气力输送方式，输送能力按实际灰量的200％设计，对应配套两条输送管道将脱硫灰输送到脱硫灰库贮存。3．5 工艺水系统

脱硫除尘岛的工艺用水包括吸收塔脱硫反应用水和石灰消化用水。前者通过高压水泵以一定的压力通过回流式喷嘴注人吸收塔内，在回流管上设有回水调节阀，用以跟踪和调节水量。高压水泵的流量为60m3／h，压力为4．0MPa。石灰消耗用水采用计量泵根据生石灰的加人量进行控制。3．6 控制系统

CFB—FGD的工艺控制过程主要有3个控制回路，这3个回路相互独立，互不影响。(1)SO2控制：根据吸收塔人口SO2、ESP2排放SO2浓度和烟气量控制吸收剂的加入量，以保证达到按要求的SO2排放浓度；(2)吸收塔反应温度的控制：通过控制喷水量可以控制吸收塔内的反应温度在最佳反应温度70～80~C；(3)吸收塔压降控制：通过控制循环物料量，控制吸收塔整体压降在1600～2000Pa左右。榆社项目采用SIEMENS的DCS系统，操作简单，画面丰富，准确灵活，与锅炉主机通讯可靠畅通。4 工艺布置

榆社电厂2×300MW机组CFB—FGD脱硫除尘岛内各个分系统均独立设置，所有的工艺、电气设备均为一炉一套。脱硫除尘岛沿锅炉中心轴，顺烟气方向成一字形布置，即原烟气主烟道中心线、预电除尘器、吸收塔中心线、脱硫电除尘器中心线、锅炉引环保技术风机、烟囱在一条直线上。主要辅助工艺设施如工艺水系统、吸收剂制备系统就近围绕吸收塔，各设备的平面和空间组合，既做到工作分区明确，又做到合理、紧凑、方便，外观造型美观，整体性好，并与电厂其他建筑群体相协调，同时最大限度地节省用地。脱硫除尘岛内的建构筑物主要有预电除尘器、吸收塔、脱硫电除尘器、生石灰仓、消石灰仓、脱硫控制楼等。脱硫控制楼布置在两台炉的中间，两台炉脱硫除 岛照片见图2所示__ 5 运行情况

2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉同步投运，经过1个多月的试运行后，于12月上旬两台炉脱硫除尘岛顺利通过了78h的满负荷运行考核，并移交给电厂运行。由于榆社电厂燃用贫煤和混煤，实际含硫量高于设计和校核煤种，约为2．5％，在考核运行时，脱硫除尘岛的人口SO2浓度最高达到近7000mg／Nm3，但通过加大Ca／S，可以确保90％以上的脱硫效率，最高达到98．4％（参见图3），同时脱硫后电除尘器出口粉尘排放在20～50mg／Nm3之间，满足环保要求。而在考核运行中采用的吸收剂生石灰的纯度只有70％，活性 为10min左右 本次考核的运行参数如表4。7 结束语

抚顺新钢铁烧结机2×300MW机组烟气循环流化床干法脱硫系统是目前世界上投运成功的处理烟气量最大，同时也是配套烧结机机组容量最大的干法脱硫装置。通过运行证明，CFB—FGD脱硫工艺可以满足大型烧结机机组烟气脱硫、除尘的需要。不仅脱硫率可达到90％以上，而且脱硫电除尘器出口粉尘排放也能满足50 mg／Nm3的环保要求。同时，CFB—FGD脱硫工艺可以满足高硫煤的脱硫需要，为我国高硫煤地区的脱硫工艺选择增加一种技术、经济性良好的比选工艺。

中电投远达环保工程有限公司

摘 要：综述了国内外燃煤电厂干法烟气脱硫技术及其应用现状。其中对循环流化床烟气脱硫技术的特点及其在国内脱硫工程中的应用进行了详细介绍，并对比了湿法与干法脱硫技术的投资及运行成本。经分析发现，循环流化床法烟气脱硫技术是目前技术较成熟、运行可靠的干法脱硫技术。

关键词：干法脱硫技术；循环流化床；经济性概述

目前国内外应用的干法（半干法）脱硫技术大致分为如下几种：循环流化床脱硫技术（CFB）、活性炭（焦）法、NID半干法脱硫技术、SDA旋转喷雾半干法脱硫技术、LIFAC技术和电子束法等。其中在国内火力发电厂应用较多的干法技术为循环流化床（CFB）脱硫和NID脱硫，前者单塔脱硫能力可达300MW（最大应用业绩为600MW机组），后者为50MW（最大应用业绩为200MW机组）。LIFAC技术主要用于前几年较多的CFB锅炉的脱硫整改。活性炭技术目前在国内应用并不多，基本集中在神华集团的自备电厂，国外的最大应用业绩为600MW机组；电子束法和SDA旋转喷雾法在国内外都未有较多应用。

现主要介绍国内火力发电厂应用较多的循环流化床法，另对活性炭脱硫技术也进行了介绍。

国内外应用现状

循环流化床烟气脱硫技术是目前国内外应用比较成熟的干法烟气脱硫技术[1，2]。与湿法脱硫相比，优点是：耗水量少（约为湿法的50%左右）、占地面积小（约为湿法的60%左右，布置较为灵活，炉前炉后均可）、运行成本比湿法略低等优点；缺点是：负荷适应性较差，对运行人员要求较高，吸收剂利用率为60%~80%（湿法为97%），脱硫副产品不稳定，难以综合利用，通常脱硫效率为85%~90%，适用于硫含量小于2%的机组，目前单塔最大处理能力为300MW，国内最大应用业绩为华能邯峰2×600MW机组，采用一炉两塔方式。

国外环保公司掌握此项技术的主要有；奥地利能源&环境工程有限公司（AEE）、德国鲁奇能捷斯公司（LLAG）、德国Wulff公司和美国艾尼克公司。

国内环保公司掌握此项技术的主要有；远达环保公司（技术来源—奥地利能源&环境工程有限公司），福建龙净和山东三融公司（技术来源—德国鲁奇能捷斯公司），武汉凯迪公司（技术来源—德国Wulff公司），甘肃龙源公司（技术来源—美国艾尼克公司）。工艺技术简介

循环流化床法烟气脱硫技术的工艺流程如图1所示，根据循环流化床的原理，通过物料在反应塔内的内循环和高倍率的外循环，形成含固量很高的气固流化床，从而强化了脱硫吸收剂颗粒之间、烟气SO2、SO3、HCl、HF等气体与脱硫吸收剂的接触时间和传热传质性能，并延长了固体物料在反应塔内的停留时间，提高了SO2与脱硫剂的利用率和脱硫效率[3，4]。

循环流化床烟气脱硫的技术特点如下：

（1）塔内没有运动部件，磨损较小，设备使用寿命长，维护量小，运行费用较低。

（2）无需防腐。吸收塔内具有优良的传质传热条件，使塔内的水分迅速蒸发，并且可同步脱除SO3，HCl，HF等酸性气体，烟气温度高于露点20℃左右，因此吸收塔及其下游设备不会产生粘结、堵塞、腐蚀。

循环流化床烟气脱硫技术的应用情况

远达公司于2006年11月与奥地利能源&环境集团公司（AEE）完成了技术装让，目前应用于江西南昌发电厂2×125MW机组、吉林浑江发电厂#5/#6机组（2×200MW）、吉林松花江电厂2×125MW机组、吉林四平电厂2×125MW机组、上海城投危废焚烧项目，其中江西南昌电厂2×125MW机组已于2007年8月完成了初步验收，浑江#6机组正在进行热态调试。上海城投危废项目为亚洲最大的危废焚烧线。

江西南昌发电厂为远达公司的第一个干法项目，在实施过程中发现一些问题，#11炉顺利通过96小时试运行，而10#炉则多次出现塔内结垢问题，经反复调试发现，CEMS在线分析系统和温度控制系统非常重要，其直接影响到加水量的多少，这是循环流化床是否产生结垢的关键，故对CEMS、雾化喷枪和调节阀进行了一些改进。

福建龙净于2001年10月引进了鲁奇公司干法技术，次年山东三融环保也引进了鲁奇技术，德国Wulff公司的技术于2002年转让给武汉凯迪。

福建龙净于2004年4月投运了当时最大的2×300MW干法机组（山西榆社，国产化试点项目），运行效果不是很好，后经过多次整改，于2006年基本运行正常。该公司目前承接了华能邯峰2×600MW机组（一炉两塔），目前正在实施。

山东三融的干法项目主要集中在河南和山东的中小型机组，包括焦作、聊城等项目，最大为聊城2×300MW机组。

武汉凯迪早期引进的Wulff技术应用并不理想，在广东实施的恒运项目基本是失败的，双方合作不是很好。北京紫泉公司在远达公司的技术支持下，与Wulff合作的山西河坡电厂2×100MW（两炉一塔）运行较为良好。

甘肃龙源与美国艾尼克公司合作的吉林四平电厂项目#3炉项目，历经2年，期间调试并不理想，后来增加了再循环烟道，基本运行正常。投资及运行成本分析

目前，国内干法脱硫EPC工程单位千瓦造价均在200元/KW以上（中小型机组居多），福建龙净公司正在实施的华能邯峰2×600MW电厂EPC工程造价为2.4亿元，单千瓦造价200元/KW（含硫率1.5%，一炉两塔）；山东三融公司实施的山东聊城2×300MW循环流化床烟气脱硫工程EPC造价1.6亿元，单千瓦造267元/KW（含硫率1%，一炉一塔）。

下面以2×200MW机组为例，就某技改项目（干法脱硫）和某新建项目（湿法脱硫）的经济性作以下比较。

5.1 EPC工程造价比较

（1）干法项目EPC工程造价。项目概况：某电厂2×200MW技改工程，含硫率0.8%，低位发热量16MJ/kg，以下数据按二台一炉一塔方案进行计算，脱硫率90%。

EPC工程总造价9500万元（其中静电除尘器设备本体及相应建安工程共计约3030万元），单千瓦造价237.5元/KW。如果新建项目，主机除尘器采用双电场或单电场方式，可减少主机除尘器设备费用约600万元。折算到新建项目2×200MW干法脱硫EPC工程总造价为8900万元，单千瓦造价222.5元/KW。

（2）湿法项目EPC工程造价。项目概况：某新建项目一期工程2×200MW烟气脱硫工程，含硫率0.8%，低位发热量19MJ/kg，采用二炉一塔的湿法脱硫方式，脱硫率95%。

EPC工程总造价7500万元，千瓦造价187.5元/KW。

干法脱硫装置比湿法脱硫装置的EPC工程费用增加1400万，千瓦造价增加35元/KW。

5.2项目运行成本比较

（1）干法FGD项目的运行成本。年运行成本，2398.10万元，单位脱硫成本为：13.32元/MWh；

（2）湿法FGD项目的运行成本。年运行成本，2457.86万元，单位脱硫成本为：13.65元/MWh。

目前干法脱硫的初投资较湿法较高（因机组容量较小），运行成本较湿法脱硫略低。耗水量约为湿法的50%左右。结论 从干法脱硫装置的运行情况来看，技术比较成熟、运行可靠的干法脱硫技术是循环流化床干法脱硫工艺。参考文献

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