烟道密封门用什么垫料

问题：

各种脱硫技术方法的比较

半干法烟气脱硫系统

一、半干法脱硫工艺

1、介绍

1997年ABB低投资烟气脱硫（FGD）技术方面的开发工作得到了广泛的报道。这种技术将低投资与优良的性能巧妙地结合，是针对亚洲和东欧的新兴市场开发的。

采用这种脱硫技术，不管燃料中的含硫量是多少，脱硫效率都有可能达到90%以上，此外，该系统适合于已有项目的改造，它的占地面积小。干法烟气脱硫技术常被忽略的一个主要特点是它在不增加投资的情况下提高了除尘效率。从干法烟气脱硫系统排出的烟气可不经加热，通过已有的烟囱排出。

2、半干法工艺过程

半干法工艺是利用含有石灰（氧化钙）的干燥剂或干燥的消石灰（氢氧化钙）吸收二氧化硫的，这两种吸收剂都可使用，也可以使用含适当碱性的飞灰。 任何干法烟气脱硫工艺中，关键的控制参数都是反应区内，即反应器及其后的除尘器内的烟气温度。在相对湿度为40%至50%时，消石灰活性增强，能够非常有效地吸收二氧化硫。烟气的相对湿度是利用给烟气内喷水的方法提高的。在传统的干法烟气脱硫工艺中，水和石灰是以浆液的状态（不论是否循环）注入烟气的，但水分布在粉料微粒的表面，水在其中的含量仅占百分之几。这样，吸收剂的循环量比传统干法烟气脱硫要高得多。即，用于蒸发的表面积非常大。进入烟气的粉料的干燥时间非常短，所以它可以采用比传统喷雾干燥技术小得多的反应器。提高了烟气的相对湿度，足以在典型的干法脱硫操作温度或高于饱和温度10℃~20℃（实践中这一温度范围是65℃~75℃）激活石灰吸收剂二氧化硫。 水在增湿搅拌机中加入吸收剂，然后才注入烟气。半干法技术的独到之处是所有的循环吸收剂都要在搅拌机中增湿，这样做，可以最大限度的利用循环吸收剂。经过活化和干燥之后，烟气中干燥的循环粉料在高效的除尘器，最好是袋式除尘器中被分离出来，进入搅拌机，补充石灰也是在这里加入的。注入搅拌机的水量要保证恒定的烟出口温度。控制系统以烟气的出入口温度为基础，以烟气量为辅助，采用前馈信号控制，并有反馈微调。出口的SO2也采用类似的方法进行控

制：入口和出口的SO2浓度加上烟气流量决定石灰的加入速率。副产品收集在除尘器灰斗内，当达到回斗的最高料位时，副产品溢流排出。

半干法工艺的主要特点：高循环率、干燥迅速、反应器尺寸小、反应剂的利用率高：

半干法工艺的特点是循环率高，这意味着最高限度地利用了反应剂。如上所述，高循环率获得很大的表面积，供水分迅速蒸发，这使得半干法工艺采用的反应/干燥器比采用喷雾干燥技术的干法烟气循环系统的反应器小得多。

此外，在半干法工艺中，也尽可能少采用复杂的专用设备：不采用高速旋转雾化器：也不采用需要压缩空气的双流体喷嘴。在搅拌机内搅拌循环物料和反应剂消耗的电力比传统干法烟气净化系统的相应电耗要低得多。对比可知，旋转喷雾器和双流体喷嘴比半干法的搅拌机复杂得多。采用搅拌机而不采用旋转喷雾器或喷嘴的另一个重要的优点是，所有需要操作人员关照的社备都安排在接近地面的高度，与除尘器公用外罩。这种安排在降低造成价的同时也为维修带来了便利，此外，本系统也没有需要特殊泵的浆液输送系统，水是直接加入搅拌机的。高循环率使系统中循环的都是干物料。由于没有冲击装置内表面的浆液存在，也就不存在烟道接垢的可能。

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二、持续的发展

1、半干法+静电除尘器

有一些情况下，最好用静电除尘器作为半干法的除尘器。对这种组合已作了一些研究与发展，包括空气动力学模拟研究，中试和实际化学机理研究。

试验表明，采用静电除尘器的半干法的脱硫效率要低几个百分点，准确的差值与实际运行条件有关：SO2浓度，氯化物含量等。旧厂改造时，采用静电除尘器的半干法很有用。已有的静电除尘器可作为半干法+静电除尘器的一部分。许多情况下，可能需要增加收尘面积，但是，由于粉尘的比电阻在半干法中大大降低，也许已有的静电除尘器已能完全满足要求。

如果采用静电除尘器，半干法装置的配置应与采用袋式除尘器时有所不同。反应器应作为静电除尘器的入口烟道的组成部分。这就是说，循环飞灰要送回到静电除尘器的入口。飞灰要经过搅拌机后，才能分布到反应器通道里。

2、用于循环流化床锅炉的半干法

将半干法用于循环流化燃烧器(FBC)的工作处于中试阶段。过程原理直接利用FBC的灰作为半干法 系统的吸收剂。这样，仅把少量的石灰注入FBC对付部分硫份。石灰在FNC的温度下，不仅能够去除硫份，它本身也能烧成CaO。这样形成的CaO混合在FBC灰内，再在半干法的除尘器中被分离出来。FBC灰在半干法内循环的过程中，石灰因在半干法搅拌机内加水而活化，这说明无需给半干法系统内加额外的碱。活化通过半干法内反复地增湿/干燥循环完成,有因系统内

的大量循环而增加。

由于部分硫份已在燃烧的过程中被捕集，随后的半干法装置的作用仅仅是“收尾”，以便将排放量限制在极低的水平。测试结果表明，这一原理是可行的。实验过程中，灰在半干法实验装置入口处加入烟气中。

将FBC的脱硫能力与半干法结合，可使脱硫率达到95%以上，应该注意到,将部分脱硫能力移到系统末端，注入FBC的石灰量会减少，FBC的燃料热利用率可更高。

众所周知，将石灰加入FBC会产生大量的灰渣，因为要求的脱硫效率提高了。所以，要保持低排放量，这种结合的配置实在是效率高、成本低的方案；而其主要因素即半干法 的独有特点，是对FBC灰进行过程中活化。

三、结论

半干法技术是一种简洁、低投资、高性能的脱硫系统，占地面积小，容易接近。本系统使用于多种不同的场合，以上讨论了一些，还会有很多。

PW-CFB循环流化床烟气脱硫技术

PW-CFB循环流化床是科林公司与国际知名公司合作开发并拥有自主知识产权的一种新型烟气脱硫技术。与现有的其它脱硫技术相比，该技术装置脱硫效率高、建设投资较少、占地小、结构简单、易于操作，运行费用低，兼有高效除尘和脱HF、HCl功能，适用于在中小型火力发电厂及相关产业的燃煤系统上安装使用。

科林环保工程有限责任公司结合国内外烟气脱硫技术的应用情况和发展趋势，以及我国燃煤电厂燃用煤种、运行条件等方面的特点，开展了大量的试验开发研究。建立了用于循环流化床烟气脱硫技术的研究开发平台，包括热态试验台

和中试试验装置，对反应器内的气、固两相流动进行模化试验研究、对循环流化床烟气脱硫的各技术环节进行全面的研究，开发出多种循环流化床烟气脱硫工艺技术。

开发的脱硫工艺通过15000Nm3/h烟气量的工业试验，能够满足大型化和工程化的需要，可完成关键设备和专用设备的制造，已形成循环流化床烟气脱硫技术的设计、制造和商业化能力。可根据燃煤锅炉及工业锅炉的不同情况和实际要求，提供具体的脱硫装置。目前开发的各种循环流化床烟气脱硫技术已申报国家专利。

工艺过程

来自锅炉的烟气，通过烟道进入反应器底部弯头，经文丘里管进入反应器。在文丘里管的缩径处，来自水系统的水经压缩空气雾化喷入反应器，使烟气降温至70℃左右。与此同时，循环灰和脱硫剂从反应器底部的一侧、文丘里管缩径的上面循环到反应器入口处，在文丘里管缩径处所形成的高速烟气流与循环灰和脱硫剂固体颗粒及液雾滴迅速混合，在反应器中形成气-固-液三相流。循环灰及脱硫剂是以固体颗粒的形式循环流动，并产生高度返混，在外循环的同时，在反应器内形成内循环，提高了脱硫效率。在反应器中，烟气与脱硫剂充分接触，脱硫剂与二氧化硫的反应将二氧化硫脱除。由于循环流化使脱硫剂整体形成非常大的反应表面，脱硫剂与烟气中的酸组分充分接触，所以脱硫效率很高。烟气离开反应器后进入旋风分离器，在此将循环灰分离出来，温度降至65～75℃的烟气进入电除尘器。循环灰进入循环灰箱经循环灰螺旋输送机被再次送入反应器。脱硫剂经脱硫剂给料斗由螺旋输送机送至循环灰螺旋输送机，与循环灰混合后一起送入反应器。

工艺原理

•锅炉排烟通过以脱硫剂为主要床料的循环流化床；

•热烟气与脱硫剂在湍流床内混合；

•SO2被脱硫剂吸收并转化成亚硫酸钙和硫酸钙；

•通过喷水控制最佳反应温度；

•床内粒子碰撞，使吸收剂颗粒表面发生碰撞、磨蚀，不断地去除反应剂表面的反应产物，暴露出新的反应面；

•通过床料在床内反混及外置分离器可实现颗粒多次循环，以提高脱硫剂的利用率。

反应机理 CaO+H2O→Ca(OH)2

 Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2O

 Ca(OH)2+SO3→CaSO4+H2O

 CaSO3·1/2H2O+3/2H2O+1/2O2→CaSO4·2H2O

 Ca(OH)2+CO2→CaCO3+H2O

 Ca(OH)2+2HCl→CaCl2+2H2O

Ca(OH)2+2HF→CaF2+2H2O

技术特点•固体吸收剂粒子停留时间长；

•固体吸收剂与SO2间的传热传质交换强烈；

•脱硫效率高，对高硫煤（含硫3%以上）也能达到90%以上的脱硫效率； •由于床料循环利用，从而提高了吸收剂的利用率；在相同的脱硫效率下，与传统的半干法比较，吸收剂可节省30%；

•锅炉负荷在30～100%范围波动，脱硫效果仍能满足达标要求；

•操作简单，运行可靠，反应温度可降至烟气露点附近；

•结构紧凑，循环流化床反应器不需要很大的空间；

•可实现大型化；

•脱硫产物以固态排放；

•无制浆系统；

•对改造工程的电除尘器无需改造。

主要控制回路

控制系统通过调节加入水量的多少来保证反应器中反应的温度及恒定的烟气出口温度，同时对进出口烟气量连续监测，进口、出口SO2的浓度和烟气流量决定了系统吸收剂的加入量。循环脱硫灰在除尘器的灰斗中得到收集，当高于灰斗最大的料面时，通过溢流方式排出。由于排出的脱硫灰含水率只有2%左右，流动性好，适宜采用气力输送装置外送，也可用水力冲灰或汽车运输等方式送至灰场。

技术经济指标

•钙硫比（Ca/S） <1.6

•物料循环次数 30—100

•脱硫效率 >80%

•SO3脱除效率 >99%

•除尘效率 >99.9%

•系统可利用率 >98%

工程应用PW-CFB循环流化床烟气脱硫技术在赤峰热电厂130T/h锅炉上应用。脱硫主设备位于6号锅炉的电除尘器与7号锅炉电除尘器之间，占地面积约232m2。工程实施后，排空的烟气含硫量由改造前的1400mg/Nm3降至280mg/Nm3。系统的阻力约增加2200Pa，对原有风机改造，更换风机后装机容量增加410KW。目前整套装置正处于试运行阶段。

干法、湿法脱硫技术介绍

福建龙净环保股份有限公司在2001年引进德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）公司具有世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫（CFB-FGD）和石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术许可证后，龙净环保在作为国内唯一机电一体化专业设计制造大型电除尘器、气力输送设备专业厂家的基础上，成为目前国内唯一拥有电除尘器，大型布袋除尘器，气力输送，干、湿法烟气脱硫技术研发、设计、制造、安装综合服务能力的高水平的专业环保企业。

一．烟气循环流化床（CFB－FGD）干法脱硫工艺

1．工艺描述

1．1工艺流程

从工艺流程图表明（见图1）：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，通过一级除尘器（当脱硫渣与粉煤灰须分别处理时），从底部进入吸收塔，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，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），再通过引风机排入烟囱。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，通过再循环系统，返回吸收塔继续反应，如此循环，少量脱硫灰渣通过物料输送至灰仓，最后通过输送设备外排。

1．2 循环流化床脱硫技术特点

1) 塔内没有任何运动部件，磨损小，设备使用寿命长，维护量

小。

2) 脱硫效率高、运行费用低。

3) 加入吸收塔的消石灰和水是相对独立的，没有喷浆系统及浆

液喷嘴，便于控制消石灰用量及喷水量，容易控制操作温度。

4) 单塔处理能力大，已有大型化的应用业绩。吸收塔入口由原

来的单文丘里设计为7个文丘里式复合喷嘴，增强了烟气固体物的混合，降低了喷嘴区的安装高度，提高了单塔的处理能力。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。

5) 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。

6) 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，因此吸收塔及其下游设备不会产生粘结、堵塞、腐蚀。

7) 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。

8) 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。

利用消石灰与氯离子反应机理，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（参见图1），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℃以上温度条件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。

干法烟气脱硫技术应用及其进展

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。

本文主要论述了喷雾干燥法、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几种干法烟气脱硫技术和近几年研究出来的几项半干法烟气脱硫技术及其各种方法在工业方面的应用情况及今后的发展方向。

1、喷雾干燥法烟气脱硫技术

喷雾干燥法烟气脱硫技术是一项发展最成熟的烟道气脱硫技术之一。该技术采用了旋转喷雾器，投资低于湿法工艺，在全世界范围内得到广泛应用，在西欧的德国、意大利等国家利用较多。对中高硫燃料的SO2脱硫率能达到80-90%。 该技术的基本原理是由空气加热器出来的烟道气进入喷雾式干燥器中，与高速旋转喷嘴喷出的充分雾化的石灰、副产品泥浆液相接触，并与其中SOX反应，生成粉状钙化合物的混合物，再经过除尘器和吸风机，然后再将干净的烟气通过烟囱排出，其反应方程式为：

SO2 + Ca(OH)2

SO3 + Ca(OH)2

CaSO3 + H2O CaSO4 + H2O

该技术一般可分为吸收剂雾化、混合流动、反应吸收、水汽蒸发、固性物的分离五个阶段，与其它干燥技术相比其独特之处就在于吸收剂与高温烟气接触前首先被雾化成了细小的雾滴，这样便极大增加了吸收剂的比表面积，使得反应吸

【3】收及传热得以快速进行。其工艺流程如图1所示。该技术安装费用相对较低，

一般是同等规模的石膏法烟气脱硫系统的70%左右。但存在着石灰石用量大、吸收剂利用率低及脱硫后的副产品不能够再利用的难题，故该技术意味着要承担双倍的额外费用，即必须购买更多的石灰石和处理脱硫后的副产品，然后还要将其中的一部分花钱倒掉。

2、活性炭吸附法烟气脱硫技术

采用固体吸附剂吸附净化SO2是干法净化含硫废气的重要方法。目前应用最多的吸附剂是活性炭，在工业上应用已较成熟。其方法原理为：活性炭对烟气中SO2的吸附过程中及有物理吸附又有化学吸附，当烟气中存在着氧气和水蒸气时，化学反应非常明显。因为活性炭表面对SO2与O2的反应有催化作用，反应结果生成SO3，SO3 易溶于水而生成硫酸，从而使吸附量比纯物理吸附时增大许多。 物理吸附过程：

SO2

O2

H2O

化学吸附过程：

SO2* + O2*

SO3*+ H2 O*

2SO3* H2SO4* SO2* O2 * H2O*

吸附SO2 的活性炭，由于其内、外表覆盖了稀硫酸，使活性炭吸附能力下降，因此必须对其再生。再生的方法通常有洗涤再生和加热再生两种，前者是用水洗出活性炭微孔中的硫酸，再将活性炭进行干燥；后者是对吸附有SO2 的活性炭加热，使炭与硫酸发生发应，使H2 SO4还原为SO2，富集后的SO2可用来生产硫酸。

其工艺流程为：对活性炭再生的方法不同，其反应的工艺流程也不同，一般采用加热再生法流程和洗涤再生法流程。洗涤再生法是用水洗出活性炭微孔中的硫酸，再对活性炭进行干燥。加热再生法是对吸附SO2 的活性炭进行加热，使炭与硫酸发生反应，将H2SO4又还原为SO2，富集后的SO2可用来生成硫酸[4]。

该方法的优点是吸附剂价廉，再生简单；缺点是吸附剂磨损大，产生大量的细炭粒被筛出，再加上反应中消耗掉一部分炭，因此吸附剂成分较高，所用设备庞大[5]。

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

3理能力为300000Nm/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]。

脱硫、脱氮反应大致可分为三个过程进行，这三个过程在反应器内相互重叠，相互影响：

a)在辐射场中被加速的电子与分子/离子发生非弹性碰撞，或者发生分子/离子之间的碰撞生成氧化物质和活性基团。

烟气中含有O2、H2O、N2、CO2、SO2、NO、NO2等成分，当电子束照射烟气时,在辐射场中被加速的电子与烟气中气体分子如O2及水分子发生非弹性碰撞，生成具有化学反应活性的活性基团或氧化性物质，可表示为：

O2、H2O + e*

O + O2 + M

b)活性基团与气态污染物发生反应。

活性基团或氧化性物质氧化烟气中的SO2生成SO3，可表示为：

SO2 +·OH

SO2 + O

HSO3 +·OH

SO2 +O2++M

SO4+ + e HSO3 SO3 H2SO4 SO4++M SO3 HO、HO2、HO2· 、H、O2、O2、e O3 + M(M为N2等分子 )

生成的SO3和高价态氮氧化物与水反应生成H2SO4和HNO3。

c)硫酸铵和硝酸铵的生成。

生成的H2SO4和HNO3与加入的NH3进行中和反应，分别生成硫酸铵和硝酸铵微粒，荷电后被捕集。此外，还可能有尚未反应的SO2和NH3，SO2与NH3反应生成硫酸铵。反应为：

H2SO4 + 2NH3

HNO3 + HN3

SO2 + 2NH3+ H2O + 1/2O2

(NH4)2SO4 NH4NO3 (NH4)2SO4

该工艺能同时脱硫脱硝，具有进一步满足我国对脱硝要求的潜力；系统简单，操作方便，过程易于控制，对烟气成分和烟气量的变化具有较好的适应性和跟踪性；副产品为硫铵和硝铵混合肥，对我国目前硫资源缺乏、每年要进口硫磺制造化肥的现状有一定的吸引力，但在是否存在SO2污染物转移、脱硫后副产物捕集

[8]等问题上有待进一步讨论。另外厂耗电力也比较高。

4、填充式电晕法烟气脱硫技术

填充式电晕法是近几年发展起来的一项新技术，该方法设备简单、操作简便、投资是电子束法的60%，因此成为国际上干法脱硫的研究前沿。填充式电晕法脱硫原理为：在高压电晕放电的情况下，由于电场的作用，在烟气中形成大量的非平衡态等离子体。在高能电子的碰撞下，烟气中的HO2、O2、SO2等气体分子活化、裂解或电离，产生大量氧化性强的活化基团，如： OH·、HO2 ·、O、O3、O2+、O2*等。电晕电场的存在源源不断的提供了这些离子的来源。而SO2在其中发生一系列的气体等离子体化学反应，反应过程相对复杂。总体上是在这些基团的作用下，最终使二氧化硫氧化成三氧化硫【9】。

反应途径主要如下：

其实验流程图如图1所示。反应原料气由空气和二氧化硫混合配置而成，经流量计进入反应器进行处理，在反应器前后各设置一个采样口，用大气采样器同时进行采样。采样的样品用碘量法测定其浓度。

5、荷电干式吸收剂喷射脱硫系统（CDSI）

荷电干式吸收剂喷射脱硫系统（CDSI）是美国最新专利技术，它通过在锅炉出口烟道喷入干的吸收剂（通常用熟石灰），使吸收剂与烟气中的SO2 发生反应产生颗粒物质，被后面的除尘设备除去，从而达到脱硫的目的。干式吸收剂喷射是一种传统技术，但由于存在以下两个技术问题没能得到很好的解决，因此效果不明显，工业应用价值不大。一个技术难题是反应温度与滞留时间，在通常的锅炉烟气温度（低于200℃）条件下，只能产生慢速亚硫酸盐化反应，充分反应的时间在4秒以上。而烟气的流速通常为10～15m/s，这样就需要在烟气进入除尘设备之前至少有40～60m的烟道，无论从占地面积还是烟气温度下降等方面考虑均是不现实的。另一个技术难题是即使有足够长的烟道，也很难使吸收剂悬浮在烟气中与SO2发生反应。因为粒度再小的吸收剂颗粒在进入烟道后也会重新聚集在一起形成较大的颗粒，这样反应只发生在大颗粒的表面，反应概率大大降低；并且大的吸收剂颗粒会由于自重的原因落到烟气的底部，对于传统的干式吸收剂喷射技术来说，这两个技术难题很难解决，因此脱硫效率低，很难在工业上得到应用[10]。

CDSI系统利用先进技术使这两个技术难题得到解决，从而使在通常烟气温度下的脱硫成为可能。其荷电干式吸收剂喷射系统包括一个吸收剂喷射单元 、一个吸收剂给料系统（进料控制器，料斗装置）等。吸收剂以高速流过喷射单元产生的高压静电晕充电区，使吸收剂得到强大的静电荷（通常是负电荷）。当吸收剂通过喷射单元的喷管被喷射到烟气流中时，由于吸收剂颗粒都带同一符号电荷，因而相互排斥，很快在烟气中扩散，形成均匀的悬浮状态，使每个吸收剂粒子的表面都充分暴露在烟气中，与SO2完全反应机会大大增加，从而提高了脱硫效率，而且吸收剂粒子表面的电晕还大大提高了吸收剂的活性，降低了同SO2完全反应所需的滞留时间，从而有效地提高了SO2的去除效率。工业应用结果表明：当Ca/S比为1.5左右时，系统脱硫效率可达60％～70％。

除提高吸收剂化学反应速率外，荷电干吸收剂喷射系统对小颗粒的粉尘的清除也有帮助，带电的吸收剂粒子把小颗粒吸附在自己的表面，形成较大颗粒，提

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高了烟气中尘粒的平均粒径，这样就提高了相应除尘设备对亚微米级颗粒的去除效率。

荷电干式吸收剂喷射脱硫系统的优点为投资小、收效大、脱硫工艺简单有效、可靠性强；整个装置占地面积小，不仅可用于新建锅炉的脱硫，而且更适合对现有锅炉的技术改造；CDSI是纯干法脱硫，不会造成二次污染，反应生成物将与烟尘一起被除尘设备除去后统一运出出厂外。其缺点是对脱硫剂要求太高，一般的石灰难以满足其使用要求，而其指定的可用石灰则售价过高，限制了其推广。

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]。

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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]。

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干式循环流化床烟气脱硫技术在烟气中SO2浓度较低的情况下尤其适用。它具备以下特点:

(1)锅炉飞灰作为循环物料，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) 反应塔中由于颗粒的水分蒸发与水分吸附、固体颗粒之间的强烈接触摩擦，造成气 、固、液三相之间极大的反应活性和反应表面积，对于烟气SO2的去除有非常理想的效果 。

(3) 固体物料被反应器外的高效旋风分离器和除尘器收集，再回送至反应塔，使脱除剂 反复循环，在反应器内的停留时间延长，从而提高了脱除剂的利用率，降低了运行成本。

(4) 通过向反应器内喷水，使烟气温度降至接近水蒸汽分压下的饱和温度，提高脱硫效率。

(5) 反应器不易腐蚀、磨损。

(6) 系统中的粉煤灰对脱硫反应有催化作用。

该技术已经在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建立了烟气循环流化床脱硫热态试验装置，为干式循环流化床烟气脱硫技术开发提供了新的理论依据与基础数据。并且2000年底，该项技术已成功应用于清华大学试验电厂的烟气脱硫工程[14]。

目前对现有的机组进行烟气脱硫技术改造方面投入了大量的精力，正在

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多个领域展开研究工作，其中在干法烟气脱硫方面研究较多的是循环流化床烟气脱硫技术及电子射线辐射法烟气脱硫技术，电晕法烟气脱硫技术目前研究的也较多。烟道气脱硫技术最显著改造之一是吸收器规格的增大，采用单个吸收器，据报道安装一台脱硫装置可服务于两台大型锅炉的烟气脱硫装置，以这种方式增大设备规格，大大降低了投资成本。研究与开发出一种新的烟气脱硫装置是烟气脱硫技术的发展趋势之一。其研发方向为SO2脱硫率高、可靠性强、辅助耗电低、采用单个吸收器、副产品可售或可利用，为保障这些技术要求，应该在脱硫技术的工艺、设备和材料方面进行进一步研究。