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第三章 燃煤脱硫技术
§ 3.1 前言中国城市的大气污染的 特征煤烟型大气污染,主要是硫排放,其中 90%来自煤炭煤中硫的 存在形式,
无机硫 ( 黄铁矿和硫酸盐 ）
有机硫 （ 硫醇和硫醚 ）
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中国的 动力煤资源全硫的加权平均含量为 1.15%
含硫量为小于 0.5%的超低硫煤 占 39.35%
含硫量在 0.5~1.0% 的低硫煤 占 16.46%
含硫量在 1.0~1.5%的中低硫煤 占 16.68%
含硫量在 1.5~2.0% 的中硫煤 占 9.49%
含硫量为 2.0~3.0% 的中高硫煤 占 7.85%
含硫量分别为 3.0~5.0% 的高硫煤和大于 5.0%的特高硫煤 占 7.05%
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我国二氧化硫的排放量以每年 （ 3~4） %的速度不断增长有 55%的城市二氧化硫超过标准二氧化硫的排放会导致严重的 环境问题,
(1) 酸雨会造成森林,水生物生态平衡破坏,土壤酸性贫瘠,腐蚀金属材料,破坏建筑,文物古迹,影响人体健康 。
我国的酸性降雨为硫酸型的 。
(2)二氧化硫对人体健康有极大的危害 。
SO2对人体的呼吸器官有很强的毒害作用,会造成鼻炎,支气管炎,哮喘,肺气肿,肺癌等 。
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(3)SO2 会给植物带来严重的危害 。
(1~2)× 10-6容积浓度的 SO2 在几个小时内即可引起叶片组织的局部损坏
0.3× 10-6容积浓度以上的浓度能使某些最敏感的植物发生慢性中毒一些城市燃用 1 吨煤所产生的二氧化硫和酸雨造成的经济损失达 (50~70) 元 。 据不完全统计,我国在,七五,期间仅两广,四川,贵州四省因酸雨造成的直接和间接经济损失就达每年 160亿元 。
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我国政府制定的政策和法规
1990年 12月,国务院环委会决定着手对酸沉降污染控制问题采取控制措施
1991年 10月 29日国家环保局于发布了,燃煤电厂大气污染物排放标准,
在 1991~1992年国家环保局组织有关单位进行了工业燃煤二氧化硫收费标准及实施方案的研究,并于 1992年 2月 21日由国务院发出通知,在广东,贵州两省和柳州,南宁,桂林,
杭州,青岛,重庆,长沙,宜昌和宜宾等九个城市进行征收工业燃煤二氧化硫排污费和酸雨的综合防治工作 。
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1995年 8月 29日经全国人代会批准颁布了,中华人民共和国污染防治法,修正案,首次对燃煤二氧化硫控制作出了明确的 规定
,在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其它大中型企业,属于新建项目不能用低硫煤的,必须建设配套的脱硫,除尘装置或采取其它控制二氧化硫排放,除尘的措施；属于已建企业不用低硫煤的,应当采取控制二氧化硫排放,除尘的措施；国家鼓励企业采用先进的脱硫,除尘技术 。,
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NLCC《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》
国家经贸委制定 （ 1999）
国产化目标分为四步：
,至 2001年,初步掌握火电厂 湿 法脱硫设计技术,启动火电厂脱硫国产化示范工程,湿法烟气脱硫设备国产化率达 80%左右 。 同时,选择若干种其它烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程,编制国产化实施方案 。
,至 2003末,具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力,开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺,湿法烟气脱硫设备国产化率达 90%以上 。 组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程,并具有相应的设计能力 。
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《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》
国家经贸委制定 （ 1999）
国产化目标分为四步：
,至 2005年末,湿法烟气脱硫设备国产化率达 95%以上 。 其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化 。
,至 2010年,湿法烟气脱硫设备国产化率达 100%。 掌握其它若干种烟气脱硫工艺的设计,设备国产化率达到 95%以上 。
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《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》
国家经贸委制定 （ 1999）
实施火电厂烟气脱硫国产化的措施是：
,加强火电厂烟气脱硫国产化的组织领导；
,组织实施烟气脱硫国产化示范工程；
,积极扶植脱硫设备的生产和供应；实行招投标制度
,加强规范化管理；
,培育和扶持有实力的脱硫工程公司；
,研究制定促进火电厂 脱硫国产化的配套政策 。
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脱硫技术可划分为：
燃烧前脱硫原煤在投入使用前,用物理,物理化学,化学及微生物等方法,将煤中的硫份脱除掉 。
炉前脱硫还能除去灰份,减轻运输量,减轻锅炉的粘污和磨损,减少灰渣处理量,还可回收部分硫资源 。
物理选煤：
利用黄铁矿硫和煤的密度不同而通过重力分选和水选将黄铁矿硫和部分矿物质除去 。 这样可使煤的含硫量降低 40%，
灰份降低 70%左右 。
化学选煤技术：
加氢脱硫,加氧脱硫,用碱液浸煤后用微波照射等,适合于含硫量很高的洗中煤微生物方法,细菌脱硫
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炉内脱硫在燃烧过程中,在炉内加入固硫剂,使煤中硫份转化为硫酸盐,随炉渣排除 。
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烟气脱硫 (FGD)技术：
从 生成物的状态 划分干法脱硫湿法脱硫从 生成物的利用与否 划分抛弃法回收法美国环保局和联邦动力委员会通过三年的研究,得出的 结论
,FGD是目前世界上最有效的,最可行,最佳 SO2 排放控制技术,
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§ 3.2炉内喷钙脱硫炉内喷钙脱硫：
在煤的燃烧过程中加入钙基固硫剂而达到脱除烟气中二氧化硫的目的特点：
投资小工艺简单易操作占地省
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1.炉内喷钙技术原理钙基脱硫剂,主要为石灰石 (CaCO3),熟石灰 (Ca(OH)2)、
白云石 (CaCO3- MgCO3)
煅烧反应为,
CaCO3→CaO+CO2↑
Ca(OH)2→CaO+H2O↑
CaCO3-MgCO3→CaO+MgO+2CO2↑
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影响煅烧反应和脱硫率的 主要因素 -微孔结构孔性质：比表面积,孔容积,空隙率,孔径分布比表面积及空隙率：白云石最大,Ca(OH)2次之,CaCO3 为最小 。
煅烧产物 CaO与 SO2 可发生如下的反应：
CaO+SO2→CaSO3
CaSO3+1/2CaO2→CaSO4
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CaO对 SO2的吸收包括如下几个过程：
（ 1） SO2 从主气流向颗粒外表面转移的气相传质；
（ 2） SO2在多孔介质内的扩散；
（ 3） SO2在孔壁上的吸附；
（ 4） SO2与 CaO的化学反应以及产物层的形成；
（ 5） SO2通过产物层向未反应 CaO表面的扩散 。
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2.炉内喷钙脱硫技术的现状炉内喷钙脱硫在煤粉炉未广泛应用的原因：
炉内温度太高烟气中含有较多的 CO2和 H2O
—— 炉内喷入的脱硫剂容易发生烧结表面积快速减少反应活性和反应速率降低当温度超过 1300℃ 时,所产生的产物 CaSO4 会,易于分解成 CaO和 SO2。
脱硫率较低 ((10~30)%)
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新的研究进展
提高吸收剂的活性,改善 SO2的扩散过程以有机钙盐代替石灰石以有机固体废弃物和石灰为燃料制备的有机钙混合物优点,
方便地用于现有锅炉的脱硫脱硝,使锅炉达到环保要求有效地回收和利用城市固体废弃物,进一步改善环境有机钙具有一定的热值,使用后能降低锅炉的煤耗
改变吸收剂的喷入位置,避免吸收剂的烧结失活
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3.LIFAC 烟气脱硫技术
LIFAC烟气脱硫工艺在燃煤锅炉炉内喷钙的基础上再配合在锅炉空气预热器后增加活化反应器进行烟气进一步脱硫
Limestone Injection into the Furnace and Activation Calcium
Oxide
1986 年由芬兰的 Tampella和 IVO 公司开发投入运行
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图 LIFAC工艺的工艺流程
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活化器内的 脱硫原理,
CaO+H2O→Ca(OH)2 （ 水合反应 ）
Ca(OH)2+SO2→CaSO3+H2O
CaSO3→1/2CaSO4
影响活化器内脱硫效率的 因素雾化水量液滴粒径水雾分布出口烟温等
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活化器脱硫效率通常在 40%~60%之间 。
整个 LIFAC工艺系统的脱硫效率 h,
h=h1+(1-h1)h2
通常整个 LIFAC 工艺系统的脱硫率为 60%~ 85%
脱硫灰再循环工艺将从电除尘下来的粉尘返回一部分到活化器中再次利用原因,活化器的出口烟气中含有一部分可加于利用的钙化物
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烟气再加热目的,将烟气温度提高到比露点高 10~15℃
原因,雾化水的蒸发导致活化水出口烟温的降低加热工质,蒸气,空气或未经活化器的烟气特点：
系统简单
投资低
中等脱硫效率
对机组影响不大
运行维护方便
适用于中,小容量机组和老电厂的改造 。
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LIFAC的应用对锅炉运行的 影响,
（ 1） 炉膛内在喷射石灰石后不会造成受热面的结焦,腐蚀和严重积灰,对受热面有时会出现轻微的积灰,采用常规吹灰器就可以消除；
（ 2） 由于烟气量,烟气温度,粉尘浓度和粉尘特性的改变,电除尘器的除尘效率将略有下降；
（ 3） 增加活化器后烟道阻力将增加；
（ 4） 石灰石粉和载气,混合空气吹入炉膛后的化学反应对锅炉效率的影响将随钙硫比和脱硫效率而异,在一般情况下热量损失不超过总燃料量的 0.3%；
（ 5） 由于增加了脱硫装置会导致厂用电的增加,其增加量约为总发电量的 0.5~0.7%,其中以石灰石粉制备系统耗能最多
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§ 10.3干法烟气脱硫技术干法烟气脱硫所得到得脱硫产物是干态形式特点：
投资较湿法低
无需装设除雾器及烟气再热器
适合于含硫量中等,有高品位石灰石来源的电厂应用
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1.喷雾干法烟气脱硫工艺图 典型的干法脱硫工艺流程
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主要系统
（ 1） 石灰浆制备系统将生石灰制成粒度为 50mm,具有较高活性的石灰乳浆
（ 2） 脱硫系统石灰乳浆在吸收塔内被雾化成 <100mm 的雾粒,与烟气接触混合,完成烟气脱硫的化学反应
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该工艺 化学物理原理 为：
CaO+H2O→Ca(OH)2
SO2+H2O→H2SO3
Ca(OH)2+H2SO3→CaSO3+H2O
CaSO3(液 )+1/2O2→CaSO4(液 )
CaSO3(液 )→CaSO3(固 )
CaSO4(液 )→CaSO4(固 )
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该工艺的主要 优点
投资和占地面积相对较小
无废水排放
技术较为成熟缺点
对吸收剂的质量要求较高
脱硫副产品大部分是 CaSO3,难于进行综合利用 。
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吸收塔的温度要求足够地低,以满足脱硫化学反应的要求；
要求保证高于露点,以防止设备和烟道的腐蚀 。
在钙硫比不变的情况下,通过水量的变化来控制吸收塔的出口温度 。
影响喷雾干燥干法烟气脱硫效率的主要因素：
（ 1） 钙硫比随着钙硫比的增加,脱硫率也增大,但其增大的幅度由大到小,最后趋于平稳 。
（ 2） 吸收塔出口烟温温度越低,脱硫率越高 。
SO2脱除反应的基本条件是吸收剂雾滴必须含有水分 。
（ 3） 灰渣再利用提高钙的利用率,改善传热传质条件,改善吸收塔塔壁结垢的趋势 。
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2.粉煤灰干式烟气脱硫技术将煤灰,石灰和石膏以一定比例混合,经蒸汽熟化增加活性后干燥成直径约为 6mm,长约为 3~10mm 的圆柱形颗粒组成日本北海道电力公司
1985年开始进行研究
1988 年 底 完 成 工 业 实 用 化 研 究 （ 处 理 烟 气 量 为
50000Nm3/h）
1991年首台煤灰脱硫装置 （ 1/2 容量,处理烟气量
644000Nm3/h） 年投入运行
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该项技术的 特点：
（ 1） 脱硫率可以达到 90% 以上,且性能稳定,达到了一般湿法脱硫的水平；
（ 2） 脱硫剂成本低,有益于环境保护；
（ 3） 用水量少,无需排水处理和排气再加热,设备总费用比湿法低 1/4；
（ 4） 煤灰脱硫剂可以重复利用,或可另作它用；
（ 5） 没有料浆系统,维护比较容易,设备简单可靠 。
粉煤灰烟气脱硫的 基本反应式 为：
粉煤灰 + 石灰 + 石膏 +SO2→煤灰 +石膏
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NLCC特殊的效果：
（ 1） 煤灰和石膏能加速脱硫化学反应,使反应完全
（ 2） 脱硫效率超过活性炭,同时还具有脱硝的能力
（ 3） 反应温度低,对脱硫有利,但会使水分的不利影响增大 。
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图 煤灰干式烟气脱硫基本原理及工艺流程
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第一台大型实用的设备地点：日本的占东厚真电厂 。
运行参数为：
处理烟气量 644000Nm3/h
入口 SO2 浓度 2288mg/m3
入口烟气含尘浓度 200mg/Nm3,
脱硫率大于 90%，
Ca利用率大于 80%，
占地面积为 5000m2。
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§ 10.4湿法烟气脱硫湿法烟气脱硫工艺使用石灰石,石灰或碳酸钠等浆液作为洗涤剂,在吸收塔内对烟气进行洗涤,从而除去烟气中的 SO2
湿法烟气脱硫的 优点 为：
（ 1） 脱硫效率高,有的装置在 Ca/S约等于 1 时,脱硫效率大于 90%；
（ 2） 吸收剂利用率高,可超过 90%；
（ 3） 煤种适应性强,副产品易于回收；
（ 4） 设备运转率高,已达 90% 以上缺点：
（ 1） 但是该工艺装置的基建投资大 (约占电厂投资的
11~18%)
（ 2） 运行费用高 （ 约占电厂总运行费用的 8~18%） 。
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1.石灰或石灰石法从除尘器出来的烟气在吸收塔内经过洗涤,脱去 SO2。
反应机理,
石灰法,
SO2+CaO+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O
石灰石法,
SO2+CaCO3+1/3H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2
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图 美国燃烧工程公司湿法石灰 /石灰石工艺流程 1QA、
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NLCC该工艺的 特点
工艺简单
经济性较好
运行维护工作量小
可用率在 90%以上
废渣既可抛弃,也可作为商品石膏回收
是世界上应用最多的一种烟气脱硫技术 。
在美国,采用该工艺的电厂占电厂烟气脱硫装机总容量的 80%以上 。 单机容量在 20~920MW范围内 。 对高硫煤,脱硫率可达 90%以上,对低硫煤,脱硫率可在 95%以上 。
传统的石灰 / 石灰石工艺潜在的 缺陷设备的积垢,堵塞,腐蚀与磨损 1QA、
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工艺改进 主要有：
在吸收浆液中加入少量的甲酸等添加剂,以使吸收剂的可溶性增加几个数量级
（ 1） 在吸收塔的气液界面,出口烟道,闸板门,挡板及消雾装置等处,选用适当的材料,以防止腐蚀 。
（ 2） 采用双循环回路吸收系统 。 它将吸收塔内部分为两个区域,一个为低 pH值区,另一个为高 pH值区低 pH值 (4.5~5.0)回路主要目的：为了最大限度地利用石灰石,并除去烟气中的氯离子 Cl-1,以减少它对塔身的腐蚀,同时可脱除烟气中 35~40%
的 SO2。
高 pH值 （ 6.0~7.0） 的回路的目的：获得较高的 SO2脱除率 。
特点：
100%地利用了吸收剂避免由于过饱和而产生的结垢和堵塞问题
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2.氨法烟气脱硫工艺氨法脱硫就是以氨水作为 SO2的吸收剂,所产生的副产品为亚硫酸氨图 氨法烟气脱硫工艺流程
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（ 1） 吸收过程,烟气依次经过三个吸收塔,其中的 SO3
被吸收液吸收,并生成亚硫酸氨和硫酸氢氨；
（ 2） 中和结晶,由吸收反应产生的高浓度亚硫酸氨与硫酸氢氨吸收液,先经过灰渣过滤器除去烟尘,再在结晶反应器内与氨起中和反应,同时用水间接冷却,使亚硫酸氨结晶析出；
（ 3） 结晶分离,由结晶分离器底部出来的含亚硫酸氨结晶悬浮物进入离心机,分离出固体结晶体作为副产品,
剩下的滤液再回到吸收塔内重复使用 。
该脱硫工艺的 优点脱硫效率可达到 99%
可得到副产品作化肥无废水和废弃物排放
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3.海水脱硫基本原理
—— 自然界海水呈碱性,pH值 8.0-8.3
—— SO2为海水吸收后,生成可溶性硫酸盐
—— 恢复硫自然循环
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图 硫 的循环路径
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图 F-FGD工艺流程
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F-FGD工艺过程的特点
—— 工艺简单，系统可靠；
—— 脱硫效率及其保证率高，脱硫效率可达
90%以上；
—— 不产生任何固态或液态废弃物；
—— 投资省，运行费用低，占电厂总投资的（
7-8） %；
—— 直接运行费用表现为系统电耗（占机组发电量的（ 1-1.5)%
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我国的脱硫技术应用现状
旋转喷雾半干法脱硫中试装置
70000m3/h,1991年投运,四川白马电厂
湿法烟气脱硫
2× 360MW,1992年 投运,华能重庆珞璜电厂
2× 100MW 北京一热,2× 200MW 重庆 电厂
2× 125MW 半 山电厂 1998年签定合同
炉内喷钙脱硫加尾部增湿活化脱硫
125MW,1999年投运,江苏下关电厂
海水脱硫技术
300MW,1998年投运,深圳西部电厂
2× 600MW,正在施工,福建漳州电厂
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技术经济分析脱硫率与脱硫总投资关系
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技术经济分析脱硫率与脱硫成本分析
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技术经济分析控制 SO2排放浓度与脱硫率关系
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技术经济分析
FGD比投资与机组单机容量关系
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技术经济分析
FGD比投资与煤含硫量关系
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技术经济分析
FGD运行 费用与机组单机容量关系
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技术经济分析
FGD运行 费用与煤含硫量关系
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第三章 燃煤脱硫技术
§ 3.1 前言中国城市的大气污染的 特征煤烟型大气污染,主要是硫排放,其中 90%来自煤炭煤中硫的 存在形式,
无机硫 ( 黄铁矿和硫酸盐 ）
有机硫 （ 硫醇和硫醚 ）
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中国的 动力煤资源全硫的加权平均含量为 1.15%
含硫量为小于 0.5%的超低硫煤 占 39.35%
含硫量在 0.5~1.0% 的低硫煤 占 16.46%
含硫量在 1.0~1.5%的中低硫煤 占 16.68%
含硫量在 1.5~2.0% 的中硫煤 占 9.49%
含硫量为 2.0~3.0% 的中高硫煤 占 7.85%
含硫量分别为 3.0~5.0% 的高硫煤和大于 5.0%的特高硫煤 占 7.05%
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我国二氧化硫的排放量以每年 （ 3~4） %的速度不断增长有 55%的城市二氧化硫超过标准二氧化硫的排放会导致严重的 环境问题,
(1) 酸雨会造成森林,水生物生态平衡破坏,土壤酸性贫瘠,腐蚀金属材料,破坏建筑,文物古迹,影响人体健康 。
我国的酸性降雨为硫酸型的 。
(2)二氧化硫对人体健康有极大的危害 。
SO2对人体的呼吸器官有很强的毒害作用,会造成鼻炎,支气管炎,哮喘,肺气肿,肺癌等 。
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(3)SO2 会给植物带来严重的危害 。
(1~2)× 10-6容积浓度的 SO2 在几个小时内即可引起叶片组织的局部损坏
0.3× 10-6容积浓度以上的浓度能使某些最敏感的植物发生慢性中毒一些城市燃用 1 吨煤所产生的二氧化硫和酸雨造成的经济损失达 (50~70) 元 。 据不完全统计,我国在,七五,期间仅两广,四川,贵州四省因酸雨造成的直接和间接经济损失就达每年 160亿元 。
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我国政府制定的政策和法规
1990年 12月,国务院环委会决定着手对酸沉降污染控制问题采取控制措施
1991年 10月 29日国家环保局于发布了,燃煤电厂大气污染物排放标准,
在 1991~1992年国家环保局组织有关单位进行了工业燃煤二氧化硫收费标准及实施方案的研究,并于 1992年 2月 21日由国务院发出通知,在广东,贵州两省和柳州,南宁,桂林,
杭州,青岛,重庆,长沙,宜昌和宜宾等九个城市进行征收工业燃煤二氧化硫排污费和酸雨的综合防治工作 。
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1995年 8月 29日经全国人代会批准颁布了,中华人民共和国污染防治法,修正案,首次对燃煤二氧化硫控制作出了明确的 规定
,在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其它大中型企业,属于新建项目不能用低硫煤的,必须建设配套的脱硫,除尘装置或采取其它控制二氧化硫排放,除尘的措施；属于已建企业不用低硫煤的,应当采取控制二氧化硫排放,除尘的措施；国家鼓励企业采用先进的脱硫,除尘技术 。,
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NLCC《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》
国家经贸委制定 （ 1999）
国产化目标分为四步：
,至 2001年,初步掌握火电厂 湿 法脱硫设计技术,启动火电厂脱硫国产化示范工程,湿法烟气脱硫设备国产化率达 80%左右 。 同时,选择若干种其它烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程,编制国产化实施方案 。
,至 2003末,具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力,开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺,湿法烟气脱硫设备国产化率达 90%以上 。 组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程,并具有相应的设计能力 。
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《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》
国家经贸委制定 （ 1999）
国产化目标分为四步：
,至 2005年末,湿法烟气脱硫设备国产化率达 95%以上 。 其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化 。
,至 2010年,湿法烟气脱硫设备国产化率达 100%。 掌握其它若干种烟气脱硫工艺的设计,设备国产化率达到 95%以上 。
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《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》
国家经贸委制定 （ 1999）
实施火电厂烟气脱硫国产化的措施是：
,加强火电厂烟气脱硫国产化的组织领导；
,组织实施烟气脱硫国产化示范工程；
,积极扶植脱硫设备的生产和供应；实行招投标制度
,加强规范化管理；
,培育和扶持有实力的脱硫工程公司；
,研究制定促进火电厂 脱硫国产化的配套政策 。
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脱硫技术可划分为：
燃烧前脱硫原煤在投入使用前,用物理,物理化学,化学及微生物等方法,将煤中的硫份脱除掉 。
炉前脱硫还能除去灰份,减轻运输量,减轻锅炉的粘污和磨损,减少灰渣处理量,还可回收部分硫资源 。
物理选煤：
利用黄铁矿硫和煤的密度不同而通过重力分选和水选将黄铁矿硫和部分矿物质除去 。 这样可使煤的含硫量降低 40%，
灰份降低 70%左右 。
化学选煤技术：
加氢脱硫,加氧脱硫,用碱液浸煤后用微波照射等,适合于含硫量很高的洗中煤微生物方法,细菌脱硫
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炉内脱硫在燃烧过程中,在炉内加入固硫剂,使煤中硫份转化为硫酸盐,随炉渣排除 。
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烟气脱硫 (FGD)技术：
从 生成物的状态 划分干法脱硫湿法脱硫从 生成物的利用与否 划分抛弃法回收法美国环保局和联邦动力委员会通过三年的研究,得出的 结论
,FGD是目前世界上最有效的,最可行,最佳 SO2 排放控制技术,
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§ 3.2炉内喷钙脱硫炉内喷钙脱硫：
在煤的燃烧过程中加入钙基固硫剂而达到脱除烟气中二氧化硫的目的特点：
投资小工艺简单易操作占地省
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1.炉内喷钙技术原理钙基脱硫剂,主要为石灰石 (CaCO3),熟石灰 (Ca(OH)2)、
白云石 (CaCO3- MgCO3)
煅烧反应为,
CaCO3→CaO+CO2↑
Ca(OH)2→CaO+H2O↑
CaCO3-MgCO3→CaO+MgO+2CO2↑
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影响煅烧反应和脱硫率的 主要因素 -微孔结构孔性质：比表面积,孔容积,空隙率,孔径分布比表面积及空隙率：白云石最大,Ca(OH)2次之,CaCO3 为最小 。
煅烧产物 CaO与 SO2 可发生如下的反应：
CaO+SO2→CaSO3
CaSO3+1/2CaO2→CaSO4
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CaO对 SO2的吸收包括如下几个过程：
（ 1） SO2 从主气流向颗粒外表面转移的气相传质；
（ 2） SO2在多孔介质内的扩散；
（ 3） SO2在孔壁上的吸附；
（ 4） SO2与 CaO的化学反应以及产物层的形成；
（ 5） SO2通过产物层向未反应 CaO表面的扩散 。
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2.炉内喷钙脱硫技术的现状炉内喷钙脱硫在煤粉炉未广泛应用的原因：
炉内温度太高烟气中含有较多的 CO2和 H2O
—— 炉内喷入的脱硫剂容易发生烧结表面积快速减少反应活性和反应速率降低当温度超过 1300℃ 时,所产生的产物 CaSO4 会,易于分解成 CaO和 SO2。
脱硫率较低 ((10~30)%)
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新的研究进展
提高吸收剂的活性,改善 SO2的扩散过程以有机钙盐代替石灰石以有机固体废弃物和石灰为燃料制备的有机钙混合物优点,
方便地用于现有锅炉的脱硫脱硝,使锅炉达到环保要求有效地回收和利用城市固体废弃物,进一步改善环境有机钙具有一定的热值,使用后能降低锅炉的煤耗
改变吸收剂的喷入位置,避免吸收剂的烧结失活
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3.LIFAC 烟气脱硫技术
LIFAC烟气脱硫工艺在燃煤锅炉炉内喷钙的基础上再配合在锅炉空气预热器后增加活化反应器进行烟气进一步脱硫
Limestone Injection into the Furnace and Activation Calcium
Oxide
1986 年由芬兰的 Tampella和 IVO 公司开发投入运行
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图 LIFAC工艺的工艺流程
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活化器内的 脱硫原理,
CaO+H2O→Ca(OH)2 （ 水合反应 ）
Ca(OH)2+SO2→CaSO3+H2O
CaSO3→1/2CaSO4
影响活化器内脱硫效率的 因素雾化水量液滴粒径水雾分布出口烟温等
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活化器脱硫效率通常在 40%~60%之间 。
整个 LIFAC工艺系统的脱硫效率 h,
h=h1+(1-h1)h2
通常整个 LIFAC 工艺系统的脱硫率为 60%~ 85%
脱硫灰再循环工艺将从电除尘下来的粉尘返回一部分到活化器中再次利用原因,活化器的出口烟气中含有一部分可加于利用的钙化物
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烟气再加热目的,将烟气温度提高到比露点高 10~15℃
原因,雾化水的蒸发导致活化水出口烟温的降低加热工质,蒸气,空气或未经活化器的烟气特点：
系统简单
投资低
中等脱硫效率
对机组影响不大
运行维护方便
适用于中,小容量机组和老电厂的改造 。
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LIFAC的应用对锅炉运行的 影响,
（ 1） 炉膛内在喷射石灰石后不会造成受热面的结焦,腐蚀和严重积灰,对受热面有时会出现轻微的积灰,采用常规吹灰器就可以消除；
（ 2） 由于烟气量,烟气温度,粉尘浓度和粉尘特性的改变,电除尘器的除尘效率将略有下降；
（ 3） 增加活化器后烟道阻力将增加；
（ 4） 石灰石粉和载气,混合空气吹入炉膛后的化学反应对锅炉效率的影响将随钙硫比和脱硫效率而异,在一般情况下热量损失不超过总燃料量的 0.3%；
（ 5） 由于增加了脱硫装置会导致厂用电的增加,其增加量约为总发电量的 0.5~0.7%,其中以石灰石粉制备系统耗能最多
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§ 10.3干法烟气脱硫技术干法烟气脱硫所得到得脱硫产物是干态形式特点：
投资较湿法低
无需装设除雾器及烟气再热器
适合于含硫量中等,有高品位石灰石来源的电厂应用
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1.喷雾干法烟气脱硫工艺图 典型的干法脱硫工艺流程
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主要系统
（ 1） 石灰浆制备系统将生石灰制成粒度为 50mm,具有较高活性的石灰乳浆
（ 2） 脱硫系统石灰乳浆在吸收塔内被雾化成 <100mm 的雾粒,与烟气接触混合,完成烟气脱硫的化学反应
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该工艺 化学物理原理 为：
CaO+H2O→Ca(OH)2
SO2+H2O→H2SO3
Ca(OH)2+H2SO3→CaSO3+H2O
CaSO3(液 )+1/2O2→CaSO4(液 )
CaSO3(液 )→CaSO3(固 )
CaSO4(液 )→CaSO4(固 )
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该工艺的主要 优点
投资和占地面积相对较小
无废水排放
技术较为成熟缺点
对吸收剂的质量要求较高
脱硫副产品大部分是 CaSO3,难于进行综合利用 。
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吸收塔的温度要求足够地低,以满足脱硫化学反应的要求；
要求保证高于露点,以防止设备和烟道的腐蚀 。
在钙硫比不变的情况下,通过水量的变化来控制吸收塔的出口温度 。
影响喷雾干燥干法烟气脱硫效率的主要因素：
（ 1） 钙硫比随着钙硫比的增加,脱硫率也增大,但其增大的幅度由大到小,最后趋于平稳 。
（ 2） 吸收塔出口烟温温度越低,脱硫率越高 。
SO2脱除反应的基本条件是吸收剂雾滴必须含有水分 。
（ 3） 灰渣再利用提高钙的利用率,改善传热传质条件,改善吸收塔塔壁结垢的趋势 。
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2.粉煤灰干式烟气脱硫技术将煤灰,石灰和石膏以一定比例混合,经蒸汽熟化增加活性后干燥成直径约为 6mm,长约为 3~10mm 的圆柱形颗粒组成日本北海道电力公司
1985年开始进行研究
1988 年 底 完 成 工 业 实 用 化 研 究 （ 处 理 烟 气 量 为
50000Nm3/h）
1991年首台煤灰脱硫装置 （ 1/2 容量,处理烟气量
644000Nm3/h） 年投入运行
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该项技术的 特点：
（ 1） 脱硫率可以达到 90% 以上,且性能稳定,达到了一般湿法脱硫的水平；
（ 2） 脱硫剂成本低,有益于环境保护；
（ 3） 用水量少,无需排水处理和排气再加热,设备总费用比湿法低 1/4；
（ 4） 煤灰脱硫剂可以重复利用,或可另作它用；
（ 5） 没有料浆系统,维护比较容易,设备简单可靠 。
粉煤灰烟气脱硫的 基本反应式 为：
粉煤灰 + 石灰 + 石膏 +SO2→煤灰 +石膏
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NLCC特殊的效果：
（ 1） 煤灰和石膏能加速脱硫化学反应,使反应完全
（ 2） 脱硫效率超过活性炭,同时还具有脱硝的能力
（ 3） 反应温度低,对脱硫有利,但会使水分的不利影响增大 。
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图 煤灰干式烟气脱硫基本原理及工艺流程
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第一台大型实用的设备地点：日本的占东厚真电厂 。
运行参数为：
处理烟气量 644000Nm3/h
入口 SO2 浓度 2288mg/m3
入口烟气含尘浓度 200mg/Nm3,
脱硫率大于 90%，
Ca利用率大于 80%，
占地面积为 5000m2。
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§ 10.4湿法烟气脱硫湿法烟气脱硫工艺使用石灰石,石灰或碳酸钠等浆液作为洗涤剂,在吸收塔内对烟气进行洗涤,从而除去烟气中的 SO2
湿法烟气脱硫的 优点 为：
（ 1） 脱硫效率高,有的装置在 Ca/S约等于 1 时,脱硫效率大于 90%；
（ 2） 吸收剂利用率高,可超过 90%；
（ 3） 煤种适应性强,副产品易于回收；
（ 4） 设备运转率高,已达 90% 以上缺点：
（ 1） 但是该工艺装置的基建投资大 (约占电厂投资的
11~18%)
（ 2） 运行费用高 （ 约占电厂总运行费用的 8~18%） 。
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1.石灰或石灰石法从除尘器出来的烟气在吸收塔内经过洗涤,脱去 SO2。
反应机理,
石灰法,
SO2+CaO+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O
石灰石法,
SO2+CaCO3+1/3H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2
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图 美国燃烧工程公司湿法石灰 /石灰石工艺流程 1QA、
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NLCC该工艺的 特点
工艺简单
经济性较好
运行维护工作量小
可用率在 90%以上
废渣既可抛弃,也可作为商品石膏回收
是世界上应用最多的一种烟气脱硫技术 。
在美国,采用该工艺的电厂占电厂烟气脱硫装机总容量的 80%以上 。 单机容量在 20~920MW范围内 。 对高硫煤,脱硫率可达 90%以上,对低硫煤,脱硫率可在 95%以上 。
传统的石灰 / 石灰石工艺潜在的 缺陷设备的积垢,堵塞,腐蚀与磨损 1QA、
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工艺改进 主要有：
在吸收浆液中加入少量的甲酸等添加剂,以使吸收剂的可溶性增加几个数量级
（ 1） 在吸收塔的气液界面,出口烟道,闸板门,挡板及消雾装置等处,选用适当的材料,以防止腐蚀 。
（ 2） 采用双循环回路吸收系统 。 它将吸收塔内部分为两个区域,一个为低 pH值区,另一个为高 pH值区低 pH值 (4.5~5.0)回路主要目的：为了最大限度地利用石灰石,并除去烟气中的氯离子 Cl-1,以减少它对塔身的腐蚀,同时可脱除烟气中 35~40%
的 SO2。
高 pH值 （ 6.0~7.0） 的回路的目的：获得较高的 SO2脱除率 。
特点：
100%地利用了吸收剂避免由于过饱和而产生的结垢和堵塞问题
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2.氨法烟气脱硫工艺氨法脱硫就是以氨水作为 SO2的吸收剂,所产生的副产品为亚硫酸氨图 氨法烟气脱硫工艺流程
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（ 1） 吸收过程,烟气依次经过三个吸收塔,其中的 SO3
被吸收液吸收,并生成亚硫酸氨和硫酸氢氨；
（ 2） 中和结晶,由吸收反应产生的高浓度亚硫酸氨与硫酸氢氨吸收液,先经过灰渣过滤器除去烟尘,再在结晶反应器内与氨起中和反应,同时用水间接冷却,使亚硫酸氨结晶析出；
（ 3） 结晶分离,由结晶分离器底部出来的含亚硫酸氨结晶悬浮物进入离心机,分离出固体结晶体作为副产品,
剩下的滤液再回到吸收塔内重复使用 。
该脱硫工艺的 优点脱硫效率可达到 99%
可得到副产品作化肥无废水和废弃物排放
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3.海水脱硫基本原理
—— 自然界海水呈碱性,pH值 8.0-8.3
—— SO2为海水吸收后,生成可溶性硫酸盐
—— 恢复硫自然循环
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图 硫 的循环路径
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图 F-FGD工艺流程
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F-FGD工艺过程的特点
—— 工艺简单，系统可靠；
—— 脱硫效率及其保证率高，脱硫效率可达
90%以上；
—— 不产生任何固态或液态废弃物；
—— 投资省，运行费用低，占电厂总投资的（
7-8） %；
—— 直接运行费用表现为系统电耗（占机组发电量的（ 1-1.5)%
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我国的脱硫技术应用现状
旋转喷雾半干法脱硫中试装置
70000m3/h,1991年投运,四川白马电厂
湿法烟气脱硫
2× 360MW,1992年 投运,华能重庆珞璜电厂
2× 100MW 北京一热,2× 200MW 重庆 电厂
2× 125MW 半 山电厂 1998年签定合同
炉内喷钙脱硫加尾部增湿活化脱硫
125MW,1999年投运,江苏下关电厂
海水脱硫技术
300MW,1998年投运,深圳西部电厂
2× 600MW,正在施工,福建漳州电厂
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技术经济分析脱硫率与脱硫总投资关系
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技术经济分析脱硫率与脱硫成本分析
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技术经济分析控制 SO2排放浓度与脱硫率关系
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技术经济分析
FGD比投资与机组单机容量关系
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技术经济分析
FGD比投资与煤含硫量关系
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技术经济分析
FGD运行 费用与机组单机容量关系
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技术经济分析
FGD运行 费用与煤含硫量关系
