几种脱硫工艺选择 - 图文

1脱硫工艺的选择

目前国外脱硫技术已有多种，而应用较为广泛的主要有：湿式石灰石/石膏法、烟气循环流化床法、新型一体化脱硫（NID）工艺、旋转喷雾半干法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等。国内目前通过引进技术、合资以及自行开发已基本掌握了以上几种脱硫技术，并使这几种脱硫技术在国内不同容量机组上均有应用。 1.1 湿式石灰石/石膏法

湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。其不足之处是系统比较复杂，占地面积大，初投资及厂用电较高，一般需进行废水处理。该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达1000MW。在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂三个分别相当于300MW脱硫容量的机组使用。引进技术国内脱硫工程公司总承包完成的北京石景山热电厂、太原第二热电厂五期、贵州安顺（300MW）电厂、广东台山电厂（600MW）、河北定州电厂（600MW）等也均已投入运行。且国内有近20台600MW机组湿法脱硫正在实施中。其基本原理与系统图如下：

1.2 烟气循环流化床干法

烟气循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)技术是世界著名环保公司德国鲁奇·能捷斯·比肖夫（LLB）公司开发的世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫技术。CFB-FGD是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力较大、脱硫综合效益较为优越的一种方法。该工艺已经先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰等国家得到广泛应用，最大已运行单机、单塔机组容量为300MW，采用该技术设计的单塔处理烟气量可达到2800000Nm3/h。目前LLB公司的CFB-FGD技术的应用业绩达32台套，投入运行的CFB-FGD中其最高设计脱硫效率为99.7%。

该技术已由福建龙净环保科技公司引进，并实施于华能榆社电厂二期2×300MW燃煤机组上（煤种含硫量1.2％），且于2004年11月投入运行，实际脱硫效率不低于90%。此外，山东三融环保有限责任公司、国华荏原环境工程有限责任公司也引进了该项技术。

德国的Wulff公司在该技术基础上开发了回流式循环流化床（RCFB-FGD）烟气脱硫工艺。RCFB-FGD与CFB-FGD相比，在脱硫吸收塔上部出口区域布置了回流装置，旨在造成烟气流中固体颗粒的回流。通过这种方式，固体颗粒在塔内的停留时间获得了延长，同时改进了气固间的混合。此外，新开发的RCFB脱硫装置还在吸收塔底部装有

紊流装置，这也强化了气固间的混合。因此，RCFB-FGD除了具有CFB-FGD优良的传热、传质特点外，还提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。

由于塔内部无检修件，烟气循环流化床脱硫系统停运时，吸收塔可以直接作为旁路烟道使用。

德国WULFF公司最大单塔业绩为奥地利Theiss2000(EVN)电厂300MW机组RCFB脱硫装置，烟气量1,000,000 Nm3/h，烟气温度160～180℃，负荷变化范围45～100%。武汉凯迪电力股份公司引进德国WULFF公司RCFB-FGD技术，应用于广州恒运210MW机组烟气脱硫工程，该项目已通过广州环保局的验收。另外，山西漳山发电有限责任公司一期工程2×300MW燃煤空冷机组和古交发电厂2×300MW燃煤空冷机组工程的烟气脱硫均采用RCFB-FGD引进技术（其中漳山电厂已于2004年11月投入运行）。 1.3 NID干法

NID（New Integrated Desulfurization）技术是ABB-ALSTOM公司在半干法DRYPAC系统上发展而成的烟气脱硫方法，它借鉴了DRYPAC技术的脱硫原理，又克服了此种技术需要制浆而产生的弊端，其原理为石灰粉经过石灰消化器（LDH）消化后进入反应器，与烟气中的SO2发生化学反应，生成CaSO3和CaSO4，烟气中的SO2被脱除，因而具有投资低，方便可行的特点，用于中小型容量机组，当煤中含硫量<2%时，脱硫效率至少可达80%。NID技术既具有干法的廉价、简单、可靠等优点，又有湿法的高脱硫效率，且原料消耗和能耗都比喷雾干燥法有大幅度下降。1996年在波兰安装的两台125MW样板机组运行一直很成功；在台湾Mai Liao电厂的150MW机组已调试完成，性能试验结果良好；目前正在安装和设计中的项目有美国Sward电厂2×250MW机组和美国Gibert3电厂285MW机组。迄今NID应用在世界各国的燃油炉、煤粉炉、垃圾焚烧炉上共有近20套。

浙江菲达环保科技股份有限公司与ABB-ALSTOM公司合作，将NID干法烟气脱硫技术应用于浙江巨化热电厂80MW机组上，已投入运行。并参与了漳山工程和榆社工程300MW机组烟气脱硫的投标。此外，武汉凯迪兰天环保公司、辽宁科林环保工程有限责任公司也引进了该项技术。

烟气循环流化床干法与NID法原理基本类似，从下面二张图即可看出。

烟气循环流化

NID干法脱1.4 旋转喷雾半干法

旋转喷雾半干法工艺是采用生石灰粉制浆作为脱硫剂，生石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，利用高速旋转的喷雾器喷入蒸发反应塔，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应，生成CaSO3和CaSO4，烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低，脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥颗粒物形式随烟气带出吸收塔，利用锅炉配置的除尘器将脱硫灰与飞灰一起捕集下来。其特点是系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，占地较少。缺点是脱硫剂利用率低，脱硫效率一般在70%左右。该工艺在美国及西欧一些国家应用较为广泛，国外已有300MW容量机组使用。国内已有内江发电总厂（原白马电厂）70000Nm3/h和黄岛电厂200MW机组使用。 1.5 炉内喷钙-尾部加湿活化法

炉内喷钙-尾部加湿活化法是在炉膛内喷入石灰石粉脱除部分SO2，再在锅炉尾部烟道设置的活化反应器喷入增湿水，使未利用的石灰石粉进一步得到利用以提高脱

硫效率，利用锅炉配置的除尘器将脱硫灰与飞灰一起捕集下来。该工艺以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的SO2反应，生成CaSO3。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触，生成氢氧化钙进而与烟气中的SO2反应。其特点是系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，占地也较少。但其脱硫剂利用率低，脱硫效率一般达75%左右，且对锅炉效率和磨损积灰有一定的影响。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到较多应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达300MW。国内目前使用的电厂有南京下关电厂和浙江钱清电厂125MW机组。

下图为南京下关电厂炉后增湿活化部分布置示意图

1.6其它脱硫工艺

此外还有电子束法、氨法等脱硫工艺。其中电子束法目前尚处于试验研究阶段，在成都热电厂曾安装相当于100MW烟气脱硫试验装置。而氨法脱硫工艺还没有在大机组上应用的业绩和经验。而且从当地现有的条件看，电子束法、氨法脱硫所需的吸收剂液氨和氨水也难以保证供应，所以，这二种工艺均不适合本工程的情况。在此不作详述。

1.7国内外脱硫装置的生产制造能力

脱硫装置在国外是一种成熟的产品，可设计生产制造的厂家很多，主要集中在美、德、日、芬兰等国，在此不做一一介绍。国内也已经有几十家脱硫公司引进了国外技术。并在引进消化国外技术的基础上，已有多个公司形成了一定的生产能力。

国电龙源电力环保技术公司在北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂采用德国STEINMILLER技术设备的基础上，引进了湿法脱硫技术。其总承包的石景山热电厂工程已经投入运行，目前承担的北京一热、黄台300MW容量级机组、大同二电厂2X600MW机组湿法脱硫均已分别进入安装或调试阶段。日本石川岛播磨工业株式会社通过与上海电气（集团）总公司等合资组建了上海石川岛脱硫工程有限公司，能够提供湿法脱硫的整套工程设计、设备成套供货和技术服务。日本川崎公司提供技术与山东三融环保公司合作取得了贵州安顺电厂2×300MW、鸭溪电厂2×300MW以及山西霍州二电厂2x300MW机组的合同，现又引进了德国LLB（鲁奇－能捷斯－毕肖夫）公司湿法技术。武汉凯迪电力股份公司利用美国B&W公司技术获得了太原二热电厂五期技改工程1×200MW、广西合山电厂2×300MW、四川广安电厂2×300MW以及常熟电厂2×600MW机组的合同。重庆远达环保有限公司引进日本三菱重工技术，取得鸭溪电厂2×300MW合同，现又与奥地利能源（AE）公司合作，并中标河津、永济300MW机组。上海龙净环保科技工程公司、国华荏原环境工程有限责任公司等均引进德国LLB技术并具有工程总承包能力。其中上海龙净现已取得黄埔电厂2X300MW、镇江高姿2X600MW机组的合同。

除此之外，浙大兰天、浙大网新、浙江天地环保、江苏苏源、国电南环所、东方锅炉厂、中国华电、北京博奇等脱硫公司均已有200-600MW机组的中标业绩。

“七五”期间，以西南电力设计院为主，在白马电厂完成了处理70000Nm3/h的旋转喷雾半干法脱硫工业试验，积累了科研、设计、设备制造、安装、调试及生产运行方面的经验。通过对黄岛电厂200MW机组中日合作旋转喷雾半干法项目的跟踪甚至改进，西南电力设计院已具备开发大型装置的能力。另外，广州市天赐三和环保工程有限公司也引进丹麦尼鲁公司旋转喷雾半干法技术，并也有运行业绩。

炉内喷钙-尾部加湿活化法在国外比较成熟，国内目前在南京下关电厂和浙江钱清电厂的125MW机组上使用，锅炉均为国产。哈尔滨锅炉厂早在“七五”计划期间，就在国家环保局组织下开始进行“喷钙脱硫成套技术开发”工作，目前已经完成了大至125MW锅炉的报价设计和技术设计，并为南京下关电厂提供了锅炉，通过该工程实践积累了大量的经验和技术储备。

国内有丹麦史密斯公司在云南小龙潭电厂已经运行的125MW机组、由武汉凯迪电力技术公司引进德国WULFF公司技术在广州恒运电厂210MW燃煤机组上实施，并投入运行。中标我省漳山工程2×300MW机组的脱硫除尘岛总承包项目，也已投入运行。

龙净环保公司也引进了德国LLB技术，中标我省华能榆社电厂2×300MW机组的脱硫除尘岛项目，且于2004年11月投入运行。此外，山东三融环保有限责任公司、国华荏原环境工程有限责任公司也引进了该项技术。

NID一体化工艺由我国浙江菲达机电集团公司引进ALSTOM技术，目前已在巨化集团自备电厂280t/h煤粉炉以及多台垃圾电站锅炉上使用，包头二电厂2X200MW机组也已投产发电。另外，辽宁科林环保工程有限责任公司、武汉凯迪兰天环保公司也与ALSTOM公司合作推广NID技术。NID技术也多次竞标国内300MW机组的干法脱硫除尘岛项目。 1.8脱硫方案比较

从上述多种脱硫方案的技术经济比较看出，多数脱硫装置能达到90%以上效率。几种方法的初步比较如下表。

脱硫方案比较表

序号 1 项 目 技术方案 湿式石灰石/石膏法 烟气循环 流化床 内 容 新型一体化 NID 炉内喷钙-尾部活化LIFAC 喷雾干燥法

序号 1 项 目 技术方案 湿式石灰石/石膏法 湿法 中高硫煤 美、德、日多家公司 较高 1300 引进技术、与国外合作、自行开发（已有多家） 烟气循环 流化床 干法 中低硫煤 德LLB和WULFF 高 270 引进技术、与国外合作、自行开发（已有四家） 内 容 新型一体化 NID 干法 中低硫煤 ALSTOM 高 125 引进技术（浙江菲达集团） 炉内喷钙-尾部活化LIFAC 干法 中低硫 芬兰IVO 中 300 与国外合作、自行开发（哈尔滨锅炉厂） 喷雾干燥法 2 3 4 5 6 7 工艺路线 适用煤种 拥有先进技术 技术成熟度 国外运行最大机组MW 国内技术掌握情况 半干法 高中低硫 丹麦、美国 高 938 自行开发（西南电力设计院） 引进技术与国外合作（广州天赐） 内江发电总厂、黄岛电厂 8 国内已有项目 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 国内现有装置容量（最大）MW 脱硫效率% 钙硫摩尔比 脱硫剂 脱硫剂利用率% 脱硫产物及性状 脱硫产物利用 占地 初投资占常规机组费用% 国产化率 用水量（t/h） 耗电量（kW） 需运行人员 每年脱硫量 脱硫装置年运行费用 珞璜电厂、北京一热、安顺、贵阳、广安、合山、黄台、台山、定州等等 600 云南小龙潭电厂、广州恒运银川、彭城、漳山、古交、榆社 300 浙江巨化集南京下关、团自备电厂 浙江钱清 80 125 83.3 >95 1.05 石灰石 较高 石膏、湿 好 大 高（8） 较低 大 大 多 大 高 >90 1.2 石灰粉（CaO） 较高 灰渣、干 一般 少 中（5.5） 高 少 少 少 大 低 >90 1.3 石灰粉（CaO） 较高 灰渣、干 一般 少 中（6） 中 少 少 少 大 低 ＞70 2.5 石灰石粉CaCO3 低 灰渣、干 难 中 中（5） 高 中 多 中 少 中 >90 1.4 石灰粉（CaO） 中 灰渣、干 一般 中 中（5） 高 少 少 少 大 低

湿式石灰石/石膏法，其脱硫效率高，煤种适应性广，技术成熟稳定，国内目前绝大多数300MW及以上机组项目均采用此种脱硫工艺。

旋转喷雾半干法脱硫工艺，已由国内制造商引入国外技术，并逐步消化吸收，具有脱硫效率高、占地面积小、运行费用低等特点，但国外业绩较多，国内的业绩较少；而循环流化床干法（CFB）、回流式循环流化床干法（RCFB）、以及新型一体化NID脱硫工艺，已由国内制造商引入国外技术，并逐步消化吸收。具有脱硫效率高、占地面积小、运行费用低等特点。而且在国内大容量机组上也均取得了成功运行业绩。

2 干法脱硫工艺介绍 2.1 CFB-FGD脱硫工艺介绍 2.1.1 概述

CFB-FGD干法脱硫技术是世界著名环保公司德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）公司开发的世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫技术。CFB-FGD是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力较大、脱硫综合效益较为优越的一种方法。该工艺已经先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰等国家得到广泛应用，最大已运行单机、单塔机组容量为300MW，采用该技术设计的单塔处理烟气量可达到2800000Nm3/h。

德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式---多依奇公式，就是该公司的职员多依奇先生发明的）。LLB于上世纪七十年代初，首创将循环流化床技术（CFB）用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断完善和提高，目前其烟气循环流化床干法脱硫技术居于世界先进水平。

1970-1972年，LLB公司将CFB烟气净化工艺在德国Grevenbroich电解铝厂首次获得试验成功，用于脱除电解铝烟气中的HF有害气体。在电解铝烟气净化工艺中，用氧化铝粉作吸收剂，吸收了HF后的氧化铝粉被送入电解炉中进行电解，生产电解铝。1978年，世界上第一台商业CFB 烟气净化装置用于炼铝行业，吸附HF，处理风量：2×300000Nm3/h ，HF脱除率达到98%。2002年，单机单塔300MW的CFB-FGD投入实际

工业运行，处理风量为97.2万Nm3/h。2002年，目前设计脱硫效率最高的CFB-FGD投入运行，设计脱硫效率为99.7%。

目前LLB公司的CFB-FGD技术的应用业绩达32台套，拥有单机单塔烟气量相当于300MW级的最大容量实际应用业绩。榆社二期工程使用该工艺进行脱硫，已于去年投入运行。

2.1.2工艺流程及原理说明：

CFB-FGD系统由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、脱硫除尘器以及仪表控制系统等组成，其工艺流程见图F0211E1K-V-01。

从工艺流程图可以看出，一个典型的CFB-FGD系统由吸收塔、除尘器、吸收剂制备系统、物料输送系统、喷水系统、脱硫灰输送及存储系统、电气控制系统等构成。

来自锅炉的空气预热器出来的烟气温度一般为120～180℃左右，通过预除尘器或者不通过除尘器从底部进入吸收塔（当脱硫渣与粉煤灰须分别处理时，可将烟气先通过预除尘器，否则烟气可直接进入脱硫塔），在此处高温烟气与加入的吸收剂、循环脱硫灰充分预混合，进行初步的脱硫反应，然后通过吸收塔底部的文丘里管的加速，吸收剂、循环脱硫灰受到气流的冲击作用而悬浮起来，形成流化床，进行第二步充分的脱硫反应。

在这一区域内流体处于激烈的湍动状态，循环流化床内的Ca/S值可达到40～50，颗粒与烟气之间具有很大的滑落速度（LLB技术所实现的气固滑落速度是目前几种干法脱硫中最大的），颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，极大地强化了脱硫反应的传质与传热。

在文丘里的出口扩管段设一套喷水装置，喷入的雾化水一是增湿颗粒表面，二是使烟温降至高于烟气露点20℃左右，创造了良好的脱硫反应温度，吸收剂在此与SO2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等。净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫除尘器（可根据需要选用布袋除尘器或电除尘器），再通过锅炉风机排入烟囱。由于排烟温度高于露点温度20℃左右，因此烟气不需要再加热，同时整个系统无须任何的防腐。

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通过物料输送至仓泵，再通过罐车或二级输送设备外排。

CFB-FGD的化学反应原理是烟气中的SO2和几乎全部的SO3，HCl，HF等，在Ca（OH）2粒子的液相表面发生化学反应，主要化学反应方程式如下：

Ca(OH)2 + SO2

= CaSO3·1/2 H2O +1/2 H2O

Ca(OH)2 + SO3 = CaSO4·1/2 H2O +1/2 H2O CaSO3·1/2 H2O + 1/2O2 Ca(OH)2 + CO2 Ca(OH)2 + 2HCl Ca(OH)2 + 2HF

= CaSO4·1/2 H2O

= CaCO3 + H2O = CaCl2·2H2O = CaF2 + 2H2O

2.1.3龙净许可证引进的CFB-FGD的工艺特点：

设备使用寿命长、维护量小。塔内完全没有任何运动部件。塔内磨损小，设备使用寿命长。

脱硫效率高、运行费用低。容易选择最佳CFB操作气速，使得气固两相流在CFB内的滑落速度最大，脱硫反应区床层密度高，颗粒在吸收塔的停留时间长达25秒以上，强化了塔内的气固混合、传质、传热效率，优化了脱硫反应效果，从而保证了达到较高的脱硫效率。

控制简单，没有制浆系统及浆液喷嘴，加入吸收塔的消石灰和水是相对独立的，便于控制消石灰用量及喷水量，容易控制操作温度。

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结构，单塔最高可处理28×105Nm3/h。配置7个文丘里单塔CFB-FGD系统已在300MW燃煤机组得到成功运行。

对于处理大烟气量的吸收塔，如果采用单个文丘里喷嘴，仅仅机械地放大其尺寸，并同时保持文丘里管的角度及其高度与直径的比率，则吸收塔会造得很高，其造价也会相应增加。如果为控制造价而降低吸收塔的高度，则会减少烟气与固体颗粒剧

烈混合的反应区的有效高度，并在塔内形成典型的不均匀的固体颗粒分布，从而影响脱硫率。

为克服单个大文丘里喷嘴的缺点，以便适于处理大烟气量，LLB公司设计了一种入口为7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流体（由进入吸收塔低部的原烟气形成）的长度，由于在自由流体内颗粒物的含量较低，减少其长度，则可增强传热与传质；二是多个文丘里喷嘴的圆周总长度远大于单个大文丘里喷嘴（约7：3）。沿喷嘴圆周进入的原烟气首先与固体颗粒物接触混合形成流化床。喷嘴圆周长度长，则使烟气与固体颗粒物的混合得到加强，循环流化床更容易形成。这就有可能在保证脱硫率的前提下适当降低吸收塔的高度。

负荷适应性好。由于采用了清洁烟气再循环技术，以及脱硫灰渣循环等措施，可以满足不同的锅炉负荷要求。锅炉负荷在10%～110%范围内变化，脱硫系统可正常运行。

采用多个文丘里烟气喷嘴的吸收塔，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。

如果按照较高负荷时的烟气量文丘里烟气喷嘴的流速，则在低负荷时，由于进入吸收塔的烟气量减少，文丘里喷嘴流速降低，压降减少，塔内不均匀两相流效应就会增加，将严重影响脱硫效率和脱硫系统的稳定工作。如果按低负荷时的烟气量设计文丘里喷嘴的流速，则正常工况烟气量时脱硫塔内文丘里喷嘴的流速将大大超出正常反应的要求，系统的能耗及运行费用将明显增加，而且脱硫率还很难得到保证。

为此，龙净环保引进的LLB的CFB-FGD技术，利用吸收塔进口烟道的静压低于引风机出口静压，不需要另外安装抽气风机，通过再循环烟道将引风机下游的部分净化烟气，根据负荷变化情况，调节烟道风挡来调节再循环到吸收塔进口烟道中的净化烟气的流量，使文丘里喷嘴的流速保持相对稳定。这一技术已在CFB-FGD项目中得到广泛应用，特别是调峰机组和多炉共用一个吸收塔的工艺布置。

无须防腐。CFB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℃左右，吸收塔及其下游设备不会产生粘结、堵塞、腐蚀。

良好的操作弹性。当煤的含硫量增加或要提高脱硫效率时，无需增加任何工艺设备，仅增加脱硫剂的耗量就可以满足更高的脱硫率的要求。

脱硫剂利用率高、脱硫副产物排放少；脱硫副产物流动性好：易于处理。由于塔内充分的脱硫反应和除尘器收集的全部脱硫灰均有机会返回塔内再循环，只有少量的脱硫灰外排，灰综合处理成本较低。

如果在脱硫塔的低温段（70~80℃温度）注入吸收剂和循环脱硫副产物，消石灰与氯离子反应生成易吸潮的氯化钙（CaCl2.·2H2O），一是易造成塔内物料粘壁、二是灰的流动性下降，不利于脱硫副产物的处置。

为此，龙净环保引进的脱硫技术，为了提高脱硫副产品的流动性，避免粘结效应，改善脱硫系统的运行条件，利用消石灰与氯离子在不同反应温度段的反应生成物不同的特点，创造性地将吸收剂与脱硫再循环灰的加入口，改到吸收塔上游烟道处，其作用：一是使吸收剂与再循环脱硫灰提前与烟气中SO2等酸性气体接触反应；二是利用烟气热量加热和快速干燥再循环灰；三是使消石灰和氯离子在烟道内120℃以上温度下反应生成吸潮性较差、不易凝结的碱式氯化钙（CaCl2·Ca(OH)2·H2O）。

该项技术从1996年就开始在捷克PILSEN电厂成功投入商业运行，至今已有十多套采用该项技术进行设计与应用。这一技术已申请了专利。

CFB-FGD的主要工艺控制特点：

CFB-FGD的工艺控制过程较其它的干法、半干法脱硫技术简单。它的控制主要通过三个回路实现，这三个回路相互独立，互不影响。

SO2排放控制：根据吸收塔进口烟气流量及SO2浓度控制消石灰粉的给料量，吸收塔出口的SO2浓度，则用来作为校核和精确地调节消石灰粉给料量的辅助调控参数，以保证达到按要求的脱硫效率。

温度控制：为了促进消石灰和SO2的反应，通过向吸收塔内喷水来降低烟气的温度，同时增加吸收剂颗粒的含水量。为了防止结露和有利于烟气的排放扩散，通常选取的吸收塔出口温度高于水的露点温度20℃到30℃。

通过对吸收塔出口温度的测定，控制回流喷嘴向吸收塔内的喷水量，以使温度降低到设定值。工艺水通过高压水泵以一定的压力注入，回流喷嘴布置在吸收塔的扩管

处，可以在CFB运行过程中进行调节，维修和更换。脱硫系统停止运行时，系统内压力降低到设定值，工艺水会自动停止注入。

吸收塔的压降控制：吸收塔的压降由烟气压降和固体颗粒压降两部分组成。由于循环流化床内的固体颗粒浓度（或称固-气比）是保证流化床良好运行的重要参数，在运行中只有通过控制吸收塔的压降来实现调节床内的固-气比，以保证反应器始终处于良好的运行工况，它是通过调节除尘器灰斗下料进空气斜槽的物料量，以控制送回吸收塔的再循环量，从而保证了床内脱硫反应所需的固体颗粒浓度。 2.1.2 NID脱硫工艺介绍 2.1.2.1 概述

NID干法烟气脱硫是ALSTOM公司在其120套干法（半干法）脱硫装置基础上开发的一种新型脱硫技术，系列中的每个反应器都是得到实际工程验证的，在电力和其它工业领域的各种机组上得到了应用，目前在建的大型机组有美国Seward和Gilbert电厂的3台250MW机组（1000000 Nm3）。NID反应器的选用是得到工程验证的模块化设计，可根据机组和除尘装置的具体情况进行针对性的设计和选型，单个反应器的最大处理烟气量可达300000Nm3。经过大量的工程业绩证实，NID脱硫技术是一种布置灵活、运行可靠、技术先进的干法脱硫技术。

通过与国内公司合作，ALSTOM的NID工艺装置在我国已有80MW机组锅炉上应用，并参与漳山工程和榆社工程300MW机组投标。国内在白马电厂进行过半工业性试验，日本在我国黄岛电厂210MW机组抽炉烟进行半工业性试验。 2.1.2.2 NID脱硫技术原理说明

NID工艺的原理是利用干CaO或Ca(OH)2粉吸收烟气中的SO2，反应式为： CaO+H2O →Ca(OH)2

Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2O Ca(OH) 2+2HCl+2 H2O→CaCl2·4H2O CaSO3·1/2H2O+3/2H2O+1/2O2 → CaSO4·2H2O

NID常用的脱硫剂为CaO，其实真正与SO2反应的物质为Ca(OH)2。故也可以直接用Ca(OH)2粉作脱硫剂。如果电厂周围有电石渣等废料，就能做到以废治废(如菲达公司在浙江巨化热电厂脱硫工程中应用的即是电石渣)。如以CaO作脱硫剂，则要求最大

粒径不大于2mm，这与喷雾干燥法、CFB等工艺用的是同一种石灰，石灰在一个专利设计的消化器中加水消化成Ca(OH)2，然后与从除尘器及机械除尘器除下的大量的循环灰相混合进入增湿器，在此加水增湿使混合灰的水份含量从2%增湿到5%左右，然后以流化风为动力借助烟道负压的引力导向进入直烟道反应器，含5%水份的循环灰由于有极好的流动性，省去了喷雾干燥法复杂的制浆系统，克服了普通半干法活化反应器中可能出现的粘壁问题。大量的脱硫循环灰进入反应器后，由于有极大的蒸发表面，水份蒸发很快，在极短的时间内使烟气温度从130℃左右冷却到70℃左右，烟气相对湿度则很快增加到40~50%,这是较好的脱硫工况。首先，因烟气温度的下降及湿度的增加，减慢另外吸收剂表面水分的蒸发，这对提高脱硫效率是非常有利的，可使烟气中的SO2等酸性气体分子更易在吸收剂的表面冷凝、吸着，并离子化；其次，由于循环灰中颗粒间的剧烈摩擦，使得被钙盐硬壳所包埋的未反应的部分吸收剂重新裸露出来继续参加反应（表面更新作用），又因吸收剂是不断循环的（平均停留时间长达20-30分钟），故吸收剂的有效利用率是很高的；最后，新鲜吸收剂的连续补充和大量脱硫灰的循环，又经过增湿混合，使得吸收剂在反应器中维持着较高的有效活性浓度，这就确保了高的脱硫效率。

最终产物则由气力输送装置外送；也可用水力冲灰或汽车运输等方式去灰场。此灰根据当地具体情况，可作以下几方面的综合利用：

?水泥混合材和缓凝剂。 ?筑路、矿床回填、平整。 ?海涂围垦、填埋。 ?肥料，盐碱地改良。 ?码头等的砌筑料。 ?免烧砖。

纵观此技术的显著特点有：

a)、鉴于传统干法（半干法）脱硫技术吸收剂消化系统的复杂性及应用中产生的一系列粘结、堵塞等问题，NID工艺取消了制浆系统，实行CaO的消化及灰循环增湿的一体化设计，且能保证新鲜消化的高质量的Ca(OH)2马上参与循环脱硫，对提高脱硫效率十分有利。

b)、鉴于其它干法工艺脱硫剂的利用率不高的问题，此工艺实行脱硫灰多次循环，循环比达到30~150倍，使脱硫剂的利用率提高到95%以上。

c)、整个装置结构紧凑、体积小（反应器的体积仅为Drypac的15%左右），运行可靠。装置通过反应器内设置特殊构件，即使锅炉负荷降到设计负荷的20%，系统运行也不受影响。

d)、投资少，仅相当于湿法的30%左右；运行成本低，相当于湿法的30~50%左右。

e)、属循环半干法、系统无污水产生，终产物适宜用气力输送。

f)、脱硫后烟气不必再加热，可直接排放，可节省因用GGH的大量投资，并可节省大量空间。

g)、脱硫剂要求不高，就地都能解决。

h)、脱硫效率高，当Ca/S=1.25时，脱硫效率大于85%, 当Ca/S=1.3~1.4时，效率可达90%以上。

2.1.2.3 NID工艺系统组成

整个系统有以下八部分组成： a）一级除尘器

为更充分地利用吸收剂，降低运行成本；以及综合利用粉煤灰，增加电厂综合效益，一般考虑在脱硫反应器前设置一个一电场预除尘器，设计除尘效率约80%，这样就使脱硫循环灰中粉煤灰的成分大大减少。吸收剂的循环次数就可以大大增加，在同样的灰/水比下，反应器中有效的Ca/S将比不设预除尘器时有较大提高，吸收剂消耗量将有所减少，灰的特性及运行经验表明其对系统的运行及除尘效率没有影响。由于空预器的水平出口处有送风机房，所以一级除尘器的进口封头选用平进风。本工程电厂现有的电除尘器作为一级除尘器使用。

b) 吸收剂的储存及输送计量装置

考虑到北方地区的气候比较干燥，对CaO的潮解风化一般可以忽略，因为CaO的潮解风化是一个较慢的过程，另外CaO与CO2反应失活的量也可忽略不计，因为CaO粉的运输用的是密封罐装车，在现场储仓储存时把空气置换掉，仓内的CaO仅表面一层与空气接触，几乎与空气隔绝，因此也不存在失活的问题。已成粒径小于2mm

（100％）的粉状CaO由密封罐车运输到现场并泵入现场脱硫剂高位料仓。每只高位料仓下设抽板阀，粉料经过变频螺旋给料机、电子螺旋秤的称量计量，再由石灰分配器均匀地把CaO分配到两只分布器内。分布器是一个用流化风作动力的石灰均布装置，其作用是使CaO沿消化器轴向均匀分布，从而使CaO能均匀的分布到消化器的整个轴线上。CaO在消化器中经表面雾化产生水化反应，在消化器的搅拌作用下，可以使其转化率达到90%左右。CaO在消化器中的停留时间为23-28分钟，消化后的Ca（OH）2的平均比表面积在15-25m2/g，平均细度约50μm。由于在消化器中消化生成的Ca（OH）2比较轻，从而可以浮在消化器上层并通过溢流方式进入增湿混合器。

c) 反应器

反应器采用的是从ALSTOM公司进口的专利产品，是一种经特殊设计的矩形反应器，反应器所占的体积较小。在反应器中，由于增湿灰具有极好的流动性，混合物的干燥则相对均匀，能确保反应器中稳定的工况，正常运行时几乎没有灰的沉降。只有极少数因增湿结团而变得较粗的颗粒在重力的作用下落在反应器底部(不超过总量的0.5%，松散粉状物质，含湿量少，不结块，适宜于用气力输送系统输送)，粗料则经反应器底部螺旋输送机排出，并经电动锁气器排出到输送系统。反应器内部有一层特殊材料的内衬(内衬寿命确保大于4年)，能耐因混合物的剧烈摩擦而对反应器内壁的磨损，反应器内壁没有粘壁的可能，物料在反应器中的停留时间约1秒左右，反应器中的烟气温度从进口的130～140℃冷却到出口的65～73℃左右。反应器上装有两只压差检测仪，以监测反应器的运行状况。反应器出口的高浓度含尘烟气经一个机械分离器预分离后进入二级电除尘器，二级电除尘器电场入口粉尘浓度500g/Nm3左右。

d）二级除尘器

由于国内电除尘器的制造技术比较成熟，且价格及运行成本都比布袋除尘器便宜，因此国内大多采用电除尘器。巨化热电厂70MW机组脱硫配套的电除尘器，在进口粉尘浓度高达1000g/Nm3时，电除尘器出口粉尘浓度实测仅有68.21 mg/Nm3，并经多次赴ALSTOM培训及现场调试，已培养了一批具有丰富实际工程经验的科技队伍。由于在脱硫过程中脱硫灰的循环比高达30倍以上，故脱硫后的除尘器入口粉尘浓度较大，可以保证粉尘排放小于100mg/Nm3，原因及采取的相应措施如下：

? 由于经增湿，脱硫灰粒径增粗，很容易用机械方式捕集，所以在电除尘器的进口封头中加有机械预除尘器（效率为50%左右），并设气流分布板及电动振打系统。

? 因为烟气增湿，烟温下降，烟气湿度增大，粉尘的比电阻下降到1010~1011Ω.cm，很容易被电除尘器捕集。

? 根据一、二、三电场粉尘浓度大、粒径粗的特点，而四电场粉尘浓度低、粒径细的情况，菲达公司采取了一系列针对性措施以确保细粉尘捕集。

另外二级除尘器的底部需制成槽形，这样有利于和流化斜槽的连接。除尘器的船形灰斗上装有电加热装置，确保除尘器壁温大于露点温度以上15℃。电除尘器的一、二、三电场下由于灰量较大，故下设流化槽；四电场由于灰量极少，为节省电耗，同时考虑粉尘的二次飞扬，设计成8只间断工作螺旋输送机。

由于本工程脱硫除尘器出口粉尘浓度要求不大于50mg/Nm3，故本工程脱硫除尘器选用布袋除尘器。

e) 消化器、增湿混合器及出灰系统

消化器、增湿混合器及流化输送装置构成了生石灰的消化、脱硫灰的循环（循环灰）、新鲜脱硫剂（消石灰）与循环灰的混合、增湿系统。电除尘器中收集的脱硫循环灰在增湿器中加水增湿，使灰的含湿量达到5%左右，此增湿器具有体积小（可安装在除尘器封头下方）、维修方便等优点。消化器是一个独特设计的装置，消化水以水雾的形式洒到生石灰的表面，并配以搅拌，从而使约90%的CaO转化为Ca(OH)2。消化器配有温度检测仪器，并设定安全温度。消石灰进入增湿混合器，与循环灰在此混合、增湿成为混合灰。由于混合灰具有较好的流动性，因此消石灰不仅能与循环灰在此均匀混合，而且未消化部分的生石灰可在此继续得到消化，故混合增湿器具有良好的工作特性。最后，混合灰借助流化风的动力和烟道负压的引导进入反应器，与烟气中的SO2反应生成脱硫灰，脱硫灰部分作为循环灰参与循环，多余部分则作为脱硫渣排出系统，从而完成脱硫过程。另外，为保证流化斜槽、流化底仓等不致于在系统冷启动和临时停车时受酸冷凝腐蚀，在流化斜槽、流化底仓和除尘器底部螺旋输送机的外侧增设电加热装置，功率为220KW，工作状态为：流化槽、流化底仓部份仅在锅炉冷启动和临时停车时使用，FGD正常投运时关闭；除尘器底螺旋外侧部份常开。

系统共设两只流化底仓，每只流化底仓设两个出灰口，一个为工作状态，另一个为备用状态，用电动锁气器控制出料。

f) 流化风系统

流化风由三台性能良好的高压风机提供，按3×50%配置（两开一备）。在风机进口设置有过滤器和消音器，不同用气部位的用气量可根据孔板差压流量计测得，并可以用手动蝶阀加以调节以达到设计风量。

g) 增湿、消化水系统

由于消化器和增湿器上都用的是压力式喷嘴，因此水中的颗粒不能太大，在水泵、水箱前必须加过滤器。另外为了避免石灰的额外消耗，还应对水中的SO42-、Cl- 等离子浓度提出要求，因为Cl- 浓度太高不仅增加吸收剂的消耗量，而且将提高NID的操作温度，对提高脱硫效率不利。另外，由于消化器和增湿器的喷嘴的设计及制作特别，并有流化风保护以改善其工作环境，因而可以确保其使用寿命。北方地区气温较低，裸露的水管在设计时将考虑必要的保护措施。

h) 烟气脱硫电气、仪表控制系统及设备

为了体现设备的高性价比、先进性、适用性，我们根据本项目的烟气环保要求，采用“一级除尘器+NID循环半干法烟气脱硫——二级电除尘器”的工艺流程

NID工艺的关键部件是ALSTOM公司供货的的专利产品：包括反应器、反应器底螺旋、增湿器、消化器、分布器、循环灰给料机、电除尘器底螺旋、二级除尘器进口封头、流化斜槽、流化底仓及专用控制软件。脱硫装置的主控制系统采用进口DCS系统，核心分析部件采用ALSTOM进口的NIDIC分析仪，并留有与机炉分散控制系统（DCS）的通讯接口。控制的对象包括：脱硫剂的加料及称量系统、反应器、流化风系统、消化水、增湿水系统、系统出灰和烟气监测系统等，并有20处断、满、堵等联锁保护装置。

脱硫控制系统可在无需现场人员配合的条件下，在脱硫控制室内完成对脱硫系统脱硫剂的输送、计量、水泵、风机、灰循环系统等启停控制，完成对运行参数的监视、记录、打印及事故处理，完成对运行参数的调节。

脱硫的主要控制回路有两条：一条是监测除尘器后的温度以反馈调节增湿水的加入量；另一条是监测除尘器后的SO2浓度及出口烟气量反馈调节脱硫剂的加入量；辅

式中：R SO2为SO2吸收率，Kg为传质系数；A为表面积；P SO2为SO2的分压。

获得高吸收率的主要原因是：

a、由于烟气和液滴以160-200m/s较高的相对速率脱离雾化器，因此传质系数Kg

值较大。

B、液体雾化效果好，表面积A也很大，在雾化过程中每升被雾化的碱性浆液形成了200m2的表面积。

虽然SO2主要被液滴吸收，但还有部分SO2被悬浮在烟气中已雾化干燥的微粒吸收发生气固反应。在吸收过程中，应该考虑CO2与SO2的竞争吸收，但即使CO2的分压是SO2的50-200倍，最后对干的反应产物进行分析发现只有少量的CO2被吸收。

CO2低吸收率的原因是，SO2是一种比CO2更强的酸，而且其溶解性也更强，因此，当液滴被干燥的时候碱性物质也只跟SO2起反应。同理，HCl和SO3与SO2相比，更易被吸收。实际上，这些微量的强酸几乎被完全吸收。 2、氯化物对吸收过程的影响

在SDA工艺中，氯化物的影响较为明显。主要原因是氯化物具有较强的吸湿性，有助于延长雾化液滴的保湿时间，从而提高反应效率。绝大部分反应就是在这种情况下发生的。

当氯化物存在时，吸湿的CaCl2盐比CaSO3、CaSO4更难以干燥，这样经雾化后的液滴还没完全干燥，就相应地延长了吸收时间。 3、烟气中气态汞的去除

近年来，燃烧过程中散发产生的各种重金属越来越引起人们的重视。利用SDA工艺能去除90%的气态汞，这是因为有很多干的灰粒形成了许多能吸收或吸附汞的载体。奥地利等国已经利用动力设备测量法对这些现象进行了核实，丹麦、瑞典和荷兰的许多研究机构也对此发表了不少论文。 4、影响石灰利用的物理和化学因素 a、物理因素

大部分吸收发生在喷雾干燥吸收室内。烟气温度在1s内降到出口温度值Tout，同时雾化液滴温度增至烟气的绝热饱和温度Tadsat，并一直保持在这个水平直至水分扩散成为蒸发的限制性因数。在干燥过程的首要阶段，干燥率与ΔTadsat（Tout- Tadsat）成正

比，ΔTadsat越大，干燥率就越高。ΔTadsat越高，雾化液滴的保湿时间越短。由于液滴在湿的状态下具有较强的反应活性，因此保湿时间对于有效利用石灰非常重要。

最优化的SDA工艺应该是使ΔTadsat降到最低程度，且避免吸收器壁面上的水分凝结，以确保操作安全。

b、化学因素

本工艺以石灰浆液作为吸收剂。为了得到适合的反应活性的石灰浆液，将新鲜生石灰熟化后，其浆液反应活性最为理想。

2.1.4.3 NIRO喷雾干燥法（SDA）脱硫工艺系统组成

喷雾干燥烟气脱硫是利用喷雾干燥的原理，在吸收剂喷入吸收塔后，一方面吸收剂与烟气中发生化学反应生成固体产物，另一方面烟气将热量传递给吸收剂，使之不断干燥，因而塔内脱硫后形成的产物为干粉。产物部分在塔内分离，由锥体出口排出，另一部分随脱硫后烟气进入布袋除尘器收集。

系统工艺流程主要包括：吸收剂制备系统、吸收塔设备系统、灰渣再循环系统。 A、吸收剂制备系统：

石灰仓内贮存的粉状石灰（或块状石灰研磨后粒径小于100μm）经螺旋输送机送入消化槽消化，并制成高浓度浆液（固体物含量不超过50％），然后进入配浆槽经稀释到需要的浓度（20％左右）。配浆槽上设有过滤器，以清除大颗粒杂质。制备好的石灰乳用泵送到吸收剂贮罐，再经供给泵送到吸收塔顶部的高位罐备用。 B 吸收塔系统：

安装于吸收塔顶部的离心喷雾机具有很高的转速，吸收剂浆液在离心力作用下喷射成均匀的雾滴。这些具有大比表面积的分散颗粒同烟气接触后，发生了强烈的热交换和化学反应，迅速将大部分水分蒸发掉，形成含水量较少的固态产物——CaSO3、CaSO4、飞灰和未反应CaO的混合物。

由于这一脱硫产物未完全干燥，在烟道和除尘器内烟气中的SO2将与其中未反应的CaO继续反应，因此，系统的脱硫效率有一定的提高。 C 灰渣再循环系统：

从喷雾干燥吸收塔和除尘器底部收集的灰渣中含有相当数量未反应的CaO，而且大多燃煤飞灰中也含有一定量的碱性物质，因而可将部分脱硫灰渣再循环，以减少脱硫剂的消耗。同时灰渣再循环提高了系统入口处脱硫剂与SO2的化学计量比，有利于脱硫反应的进行，可使系统脱硫率提高10％～15％。而且灰渣的再循环改善了传质传热条件，有利于雾滴干燥，从而改善吸收塔塔壁结垢的趋势。 2.1.4.4 NIRO喷雾干燥法（SDA）脱硫工艺技术特点

NIRO喷雾干燥吸收法脱硫系统具有下列工艺技术特点： 1、工艺简单，投资低，维修容易，占地面积小； 2、脱硫效率高，可达95％；

3、技术成熟，设备运行可靠性高（超过97％）；

4、启、停快捷容易，具有良好的负载承担能力，操作温度稳定； 5、对废气量和热度变化反应灵敏，可间歇操作；

6、适用于各类含硫煤种的烟气脱硫（含硫量可高达5％），突破了传统喷雾吸收法用于中低硫煤的限制；

7、除尘效率高、处理后烟气含尘量大大减少； 8、干态脱硫产物易于处理，无废水产生，无二次污染；

9、排放烟气温度高，不需要再热。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/ldld.html