干法脱硫塔的工作原理

第一篇：干法脱硫塔的工作原理

干法脱硫塔的工作原理

说到干法脱硫塔坑大家都不太了解，一般工厂企业采用湿法脱硫塔的比较多一些，所以大家对干法脱硫塔都不太了解，甚至有些人都不知道什么是干法脱硫塔，下面就随着小编来了解一些吧！

什么是干法脱硫塔?

干法脱硫塔也算是玻璃钢脱硫塔其中的一种，干法脱硫塔是采用固体脱硫剂对烟气中的硫化氢和有机硫化物进行脱除的。干法脱硫塔优点是既能脱除硫化氢又能脱除有机硫，干法脱硫塔和湿法脱硫塔相比净化度要高一些，可将气体中硫化物脱至1PPm以下，流程短而简单.干法脱硫塔工作原理

干法脱硫是用固体脱硫剂脱除原料气中少量的硫化氢和有机硫化物。优点是既能脱除硫化氢、又能脱除有机硫,净化度较湿法脱硫高,可将气体中硫化物脱至1PPm以下，流程短而简单。常用的干法脱硫有活性炭法、氧化铁法、氧化锌。

因该项目是在原有湿法脱硫后串干法脱硫，客户要求：

1、煤气进口H2S为100mg/Nm³;

2、煤气出口H2S为20mg/Nm³，根据上述数据氧化铁法脱硫完全能够满足要求，它的脱硫效果好，反应速度快，净化度高且流程短而简单。

氧化铁脱硫法

1基本原理

氧化铁脱硫剂具有强度高、遇水不粉化、不影响脱硫、孔隙率大、硫容量大、脱硫效率高等特点。当煤气中O2/H2S比值大于2.5时，脱硫和再生可同步进行，会显示出更高的硫容量。

1)脱硫反应：

2Fe(OH)3·XH2O+3H2S=Fe2S3+(6+X)H2O

2Fe2O3·XH2O+3H2S=Fe2S3+(3+X)H2O

Fe2O3= 2FeS+S

2)再生反应：

Fe2S3 +XH2O+3/2O2= Fe2O3·XH2O +3S

2FeS +XH2O+3/2O2= Fe2O3·XH2O +2S

烟气脱硫塔工作原理：

烟气脱硫塔是一种脱硫效率高、压力损失低兼能除尘的脱硫除尘设备，设备由塔体、喷淋装置、旋流板、脱水除雾装置等组成。

锅炉内烟尘及硫氧化物通过进口烟道进入塔体，塔体内碱液从脱硫塔上部喷嘴喷出，形成与烟气逆向的多排高速雾化水幕，增加烟尘、硫氧化物与水的碰撞机率，并充分利用雾化液滴的速度来造成很高的气液相对速度，以保证脱硫塔除尘和脱硫效率;同时气体经旋流板时对板上的液层产生鼓泡作用，增加了气液传质的表面积和湍动状态，提高了传质速率，二氧化硫与碱液发生气液传质，从而进一步提高了脱硫除尘效果，净化后的气体通过塔体上部经除雾器除雾后排出，从而达到除尘、脱硫目的。烟气脱硫塔特点：

☆脱硫效率鬲：脱硫效率高达95%以上。

☆使用寿命长：中间浇筑混凝土，内部砌衬防腐材料，防腐耐磨，使用寿命十年以上。

☆无二次污染、耗水量少.采用循环水模式，污水不外排。

☆运行成本低：采用多层喷淋，根据现场实际情况启停喷淋装置。

第二篇：脱硫塔原理

JBP喷射鼓泡脱硫塔

JBP喷射鼓泡脱硫塔是邯郸市汇滋环保热能有限公司的工程技术人员根据日本千代田公司专利技术而研制开发的一种高效脱硫设备，它集烟气降温塔、脱硫塔、氧化罐、气气换热器等各种脱硫设备功能于一身。使整个脱硫工程的投资费用大幅度降低。

JBP喷射鼓泡脱硫塔可以允许石灰石吸收浆液在PH=3.5~4.5 之间的超低PH状态下运行，这个状态下的低PH值可以加速石灰石的溶解，提高了石灰石的利用效率。

超低PH的石灰石浆液有利于亚硫酸的氧化，是石膏的生成速率更快，生成的石膏晶粒大，容易脱水。同时，解决了浆液结垢和堵塞的问题。

网址：www.teniu.cc zht0310@126.com 单位：邯郸市汇滋环保热能有限公司 电话：0310-6091266 *** 传真：0310-6093359

JBP喷射鼓泡脱硫塔的结构图见图1：

结构简介：

JBP喷射鼓泡脱硫塔由一个上下都有筛板的空心容器组成，烟气被强制送入安装在下面的筛板的喷射分布器，分布器被淹没在安装在下部的反应池中搅动的浆液液面之下，烟气在分布器中流动上升过程中形成气泡，从而促进二氧化硫的吸收。烟气通过安装在上部和下部筛板的烟气上升管上升，而后进入除雾区，经过两个安装在吸收塔上部的旋流除雾器将烟气携带的雾滴脱除，干净的烟气排空。

技术特点：

1、节省再循环泵和喷淋装置，降低了动力消耗，减少了维护维修的工作量，保证了设备的运转率。

2、工程投资少，运行费用低。

3、可以在浆液PH较低（PH=3.5~4.5）条件下运行。有利于亚硫酸的氧化，而且解决了结垢和堵塞的问题。

4、生成的石膏晶粒大，容易脱水。

5、较低的PH能加速石灰石的溶解，提高了石灰石的利用率。

6、脱硫效率可以控制调整，通过调整反应池液位高度即可实现。

性能参数：

1、脱硫效率：90%~96%。

2、压力损失：小于1500Pa。

3、烟气进脱硫塔温度：200~3000C。烟气出脱硫塔温度：800C。

4、防腐材料：镍合金不锈钢，硅酸盐胶泥。

5、设计使用寿命10年。

脱硫系统工艺流程示意图：见图2。

运行控制：

1、塔内吸收浆液的PH=3.5~4.5。

2、塔内吸收浆液液面：淹没喷射管100~300mm。根据脱硫效率确定。

3、脱硫塔内温度和PH的测定探头应该定时检查和清洗。

4、启动循序：首先必须确保脱硫塔底部氧化池内吸收浆液液位正确，然后启动罗茨鼓风机，再启动引风机。

5、浆液泵和石膏泵连锁控制，保持脱硫塔内液面平稳、恒定。

安装和运输要求：

1、脱硫塔在安装时必须确保塔体的垂直度，整个塔体的倾斜度不得大于10mm。

2、脱硫塔在运输和安装的过程中，不允许有冲击和敲击脱硫塔壳体的情况，防止防腐层出现裂痕。

3、保证各烟气管道和吸收浆液管道、水管道、石膏管道的气密性。

第三篇：干法脱硫

.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。

第四篇：干法脱硫交流

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。

第五篇：干法脱硫

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

[1]程亮，刘宇，李华民.循环流化床脱硫技术在我国的应用[J].江西能源，2008（1）：56-59.[2]麻瑜.循环流化床干法烟气脱硫技术分析[J].电力学报，2007（2）：58-60.[3]王凤印，王翠苹.循环流化床烟气脱硫技术的研究现状[J].电力环境保护，2005（4）：15-18.[4]王忠喜，高霞红.循环流化床烟气脱硫技术及其环境经济可行性探讨[J].污染防治技术，