石灰石湿法脱硫

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摘要

目前，控制二氧化硫排放的工艺除了采用洗煤、型煤、循环流化床燃烧等技术措施外，烟气脱硫技术是最为广泛采用的一种技术，其他方法还不能在技术成熟程度和经济的承受能力等方面与之竞争。烟气脱硫工艺技术颇多，湿式脱硫除尘技术是其中的一种工艺，它是在传统的湿式除尘技术的基础上发展起来的一种符合中国国情的实用技术，特别适用于大、中型工业锅炉烟气的除尘和脱硫。

湿法脱硫技术是采用液体吸收剂如水或碱溶液洗涤含 SO

的烟气，通过吸收去除烟气

2

的技术。该技术具有所用设备简单，操作容易，脱硫效率高，运行可靠，应用广泛中SO

2

等优点，是目前国内外研究最多，应用最广的脱硫技术。但它也存在脱硫后烟气温度较低，于烟囱排烟扩散不利，以及设备腐蚀、堵塞、结垢和废水后处理等问题。

本文通过对典型石灰石湿法烟气脱硫技术和简易石灰石湿法脱硫技术与ABB公司生产的LS---2的三套工艺加以比较，来说明现在石灰石烟气脱硫的现状，再通过各国在烟气脱硫工艺的应用和我国的中小型燃煤锅炉烟气脱硫技术发展前景与我国燃煤电厂锅炉烟气脱硫技术发展前景来说明其工艺的优越性。

关键词：工艺流程设备现状应用前景

目录

中文摘要------------------------------------------------------------------------------------（1）

第一章引言---------------------------------------------------------------（2）第二章.石灰石湿法脱硫的发展现状-----------------------------------（8）

第2.1节石灰石湿法烟气脱硫的优点---------------------------------------------- -（8 ）

第2.2节石灰石烟气湿法脱硫的反应原理------------------------------------------（9 ）

第2.3节典型与简易式石灰石烟气脱硫工艺的工艺流程与设备的比较------（10 ）

第2.4节先进，低价，高效湿式脱硫系统------------------------------------------（18 ）

第三章．石灰石湿法烟气脱硫的应用前景--------------------------------------------（20）

第3.1节我国燃煤烟气脱硫技术的发展前景------------------------------------- --（20）

第3.2节湿法石灰石/石灰脱硫系统应用情况------------------------------ ---（21）

结论-------------------------------------------------------------（24）

参考文献--------------------------------------------------------------------------------（25）

1 引言

中国是燃煤大国，煤炭占一次能源消费总量的75%，连续多年超过2000万t，已居世界

首位，致使酸雨和SO

2污染日趋严重。目前已有62%的城市环境空气SO

2

平均浓度超过二级标

准，日平均浓度超过国家《环境空气质量标准》三级标准。

根据1998年中国环境状况公报：“我国的大气环境污染仍然以煤烟型为主，主要污染是

SO

2和烟尘。酸雨问题依然严重。1998年SO

2

排放总量为2090万t，其中工业来源的排放量为

1593万t，占76.2%，生活来源的排放量497万t。在工业排放的SO

2

中，县及县以上工业企业

排放1172万t，占73.6%；乡镇企业排放421万t。”

1998年全国发电装机容量达到27700万kW，比上年增长9.07%，发电量达到11577亿kW?h，比1997年增长2.07%。其中火电装机容量为20988万kW，占75.7%，火电发电量为9388亿kW?h，

占81%。据初步推算，1998年全国火电厂排放的约为780万t，占全国SO

2

排放量的37.3%。对

SO

2

如不加以控制，对城市污染及酸雨面积加速蔓延将对人民生命和财产造成严重损害。

2 石灰石湿法脱硫的发展现状

第一套湿式洗涤烟气脱硫装置出现在70年代。在发展初期，湿式石灰/石灰石法主要采

用石灰作脱硫剂。CaO或经消化后的PH大于6.0，因而对于SO

2

有很强的吸收能力，脱硫率高，

脱硫生成的主要产物是CaSO

3.CaSO

3

在高PH时较难氧化可排入堆场，如有堆放场地，该工艺

就可得到推广和哟应用。日本和德国因缺少堆放场地。70年代初就开始研究将CaSO

3

氧化成

CaSO

4的方法。最初是将脱硫塔排出的含CaSO

3

的浆液引入一个专门的压力氧化槽中，并添加

H 2SO

4

，将PH值降到3-4后鼓风氧化。若控制不好，易出现石膏的过饱和，系统中时常发生结

垢和堵塞问题。70年代的商用湿式烟气脱硫装置就是采用这种体外强制氧化工艺。

此外，工艺进一步发展，将氧化系统组合在吸收塔底部的浆池内，利用大容量浆池完成石膏的结晶过程。因亚硫酸盐（SO

3

2-）在PH=5.0条件下氧化，此外的亚硫酸盐基本以酸

化的（HSO

3-）的形式存在，即Ca（HSO

3

）2被氧化成CaSO

4

，故不需添加H

2

SO

4

。这就演变成现

在普通采用的吸收，氧化在同一吸收塔内进行的工艺。

吸收塔能在PH=4.5—5.5范围内工作，为利用廉价但反应速度慢的石灰石开辟了新途径。延长脱硫剂在浆池内的停留时间，提高石灰石研磨细度和就地强制氧化是将石灰石利用率提高到95%-99%的前提条件。向浆池鼓风使石灰石溶解时释放的CO

2

从浆池中驱出，保

证石灰石溶解反应不断进行。

早期的脱硫装置中设置独立的预冷却洗涤塔，采用水洗涤去除烟气中的HCI，HF，H

2SO

4

和飞灰，即可提高石膏质量，也能满足工艺要求。因为烟气中的HCl会使脱硫系统中生成

CaCl

2

（特别是当然用氯含量高的煤时），从而影响石灰石的溶解速度，降低脱硫剂的碱度。现在预洗涤塔仅在个别场合小采用。当前的脱硫吸收塔已成为集与洗涤，冷却，吸收，氧化于一体的装置，从而减少了系统投资，运行费用和占地面积，增强了适应机组负荷变动的能力，大大提高了可靠性。

2.1 石灰石湿法烟气脱硫的优点

在众多的SO

2

控制工程工艺中，湿式石灰石烟气脱硫工艺是当今燃煤电厂应用最为广泛的烟气脱硫工艺。该脱硫法的主要特点如下

（1）效率高

该工艺脱硫率高达95%以上，脱硫后的烟气不但SO

2

浓度很低，而且烟气含尘量也大大

减少。大机组采用湿法脱硫工艺，SO

2

除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。

（2）技术成熟，运行可靠性好

国外这种装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。

（3）对煤种变化的适应性强

该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%的低硫煤。

（4）占地面积大，一次性建设投资相对较大

该工艺比其它工艺的占地面积要大，现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度，其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。

（5）吸收剂资源丰富，价格便宜

作为该工艺吸收剂的石灰石在我国分布很广，资源丰富，品位也很好，碳酸钙含量多在90%以上，优者可达95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。

（6）脱硫副产物便于综合利用该工艺的脱硫副产物为无水石膏。

在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万t和350万t，基本上都能综合利用，主要用于生产建材和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。

（7）技术进步快

近年来国外对工艺进行了深入的研究与不断改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到解决。石灰石（石灰）—石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，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及以上。

2.2 石灰石烟气湿法脱硫的反应原理湿式石灰石烟气脱硫工艺采

用廉价的石灰石作为吸收剂，与烟气中的反应，经历吸收和氧化2个主要反应步骤，生成副产品石膏；

（1）吸收

SO

2+H

2

O------H++HSO

3

CaCO

3+2H+----Ca

2

++H

2

O+CO

2

（2）氧化

HSO

3-+1/2O

2

---H++SO

4

2-

Ca2++SO

42-+H

2

O----CaSO

4

+2H

2

O

脱硫产物可作抛弃处置，也可回收利用，应视其体情况，如有无堆放场地，回收石膏是否有商用市场因素而定。

工艺主要由吸收剂制备系统，吸收和氧化系统，烟气在加热系统和脱硫产物处理系。

2.3 典型与简易式石灰石烟气脱硫工艺的工艺流程与设备的比较

下面两个图为两个不同的工艺流程。

图2—1是典型的湿式石灰石烟气脱硫工艺流程，主要由石灰石制备系统，吸收，氧化系统烟气再加热系统和石膏脱水系统组成。

图2—2是简易湿式石灰石烟气脱硫工艺流程，主要由吸收剂制备系统，吸收，氧化系

统，烟气再加热系统，渣水处理系统及电气，仪表控制系统组成。

通过介绍此两种不同的典型设备来说明烟气脱硫的现状。

图2—1为湿式石灰石烟气脱硫工艺流程

图2—2为简易湿式石灰石烟气脱硫工艺流程

2.3.1石灰石制备系统（吸收剂）系统

图2—1的是石灰石制备系统是将块状石灰石用干磨或湿磨方式制成石灰石粉，或从石粉制造厂购进所要求的石灰石粉，由罐车运到料仓存储，然后通过给料机，输粉机将石灰石粉输入浆池，加水制备成固体质量分数为10%-15%的浆液。对石灰石粉细度的一般要求是90%通过25目筛或250目筛。石灰石纯度须大于90%。工艺对其活性，可磨性也有一定要求。

而图2—2是吸收剂制备系统，该系统由石灰粉料仓、变频螺旋给料机、化灰浆池等组成。

外购的石灰粉由罐车运到料仓存储，然后通过变频螺旋给料机定量将石灰粉输入化灰浆池，化灰浆池设在地面上，容积可供系统4-6h使用。化灰浆池配有搅拌器，石灰与工艺

浆液，浓度可达10-15%，化灰用水为工艺用水（也可用经水充分混合后成稠细的Ca（OH）

2

处理的碱性锅炉废水和冲渣水），工艺水的补给量与系统耗水量（烟气冷却蒸发、雾沫夹带，自然蒸发，灰渣夹带）基本平衡。化灰后的石灰浆通过自流方式进入循环池，在进入循环池之前，需经过滤网过滤，防止大颗粒进入循环池。

2.3.2吸收氧化系统

吸收塔是脱硫装置的核心设备，采用集冷却、吸收、除雾于一体的喷淋空塔。脱硫塔由塔筒体、吸收器、除雾器、冲洗系统等组成。按其功能分为喷淋区。除雾区和氧化区（又叫氧化槽）。

常见的吸收塔有4种，见图2—3。

图2—3 吸收塔类型

（1）填料塔。由日本三菱重工开发，采用塑料格栅作填料，相对延长了气液两相的接触时间，从而保证较高的脱硫率。采用顺流方式布置，可在较高流速下运行，压降较逆流下。缺点是结垢倾向较大。华能珞璜电厂一期就采用此种塔型，设计空塔流速为4.3m/s，2层填料，采用低水头涌泉式喷嘴。

（2）双回路塔。最早由美国Rbsearch--Conttrell公司开发，又称为Noell-Krc工艺，在美国，德国有应用业绩。这类吸收塔被一个集液斗体分成2个回路；下段作为预冷却区，并进行一级脱硫，控制较低的PH值（4.0-5.0），有利于氧化和石灰石的溶解，防止结垢和提高吸收剂的利用率；上段为吸收区，其排水经集液斗引入塔外另设的加料槽，在此加入新鲜石灰石浆液，维持较高的PH值（6.0左右），以获得较高的脱硫率。

（3）喷射喷泡塔。由千代田公司开发研制，又称千代田工艺（CT—121）。工艺采用喷射鼓泡反应器，烟气通过喷射分配器以一定压力进入吸收液中，形成一定高度的喷射气泡层，可省去再循环泵和喷淋装置。净化后的烟气经上升管进入混合室，除雾后排放。此塔型的特点是系统可在低PH值下运行，一般为3.5-4.5；生成的石膏晶体颗粒大，易于脱水；脱硫率的高低与系统的压降有关，可通过增大喷射管的浸没深度来提高压降，提高脱硫率。脱硫率为95%时，系统压降在3000Pa左右。

（4）喷淋空塔。是湿法工艺的主流塔型，湿法脱硫中普遍采用喷淋空塔。吸收塔设计成逆流式，吸收液从由防腐耐磨材料制成的喷头喷出，喷嘴均匀布置塔内横截面上，喷射出来的浆液可以覆盖整个横截面，在满足吸收所需的比表面积的同时，把喷淋造成的压力损失减少到最小。吸收段内设3-6个喷淋层（根据燃煤含硫量、脱硫率变化而变化），每个喷淋层都装有多个雾化喷嘴，交叉布置，覆盖率达200-300%。吸收段高度为6-10ｍ，传质时间为2-3ｓ。喷嘴是本净化装置关键的部件这一，它具有以下特点：①能产生实心锥型形状的浆液，喷射区域为圆形，喷射角为90°～120°；②喷嘴内液体流道大而畅通，具有良好的防堵性能；采用特种合金材料制作，具有很好的防腐耐磨性能；③喷雾液滴直径分布均匀，比表面积大，但又不易引起带水；④喷嘴体积小，安装清洗方便。

而我们这里所说的图2—1和图2—2的吸收塔基本一致。

2.3.3 除雾器

湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10-60μｍ的“雾”。“雾”不仅含有水分，它还

溶有硫酸、硫酸盐、SO

2等，如不妥善解决，任何进入烟囱的“雾”，实际就是把SO

2

排放到大

气中，同时也造成引风机的严重腐蚀。因此，工艺上对吸收设备有除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前进行除雾，通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。在图2—1中净烟气出口设除雾器，通常为二级除雾器，装在塔的圆筒顶部（垂直布置）或塔出口弯道后的平直烟道上（水平布置）。后者允许烟气流速高于前者。并设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。其要求冷烟气中残余水分一般不能超过100mg/m3，更不允许超过200mg/m3，否则会沾污热交换器，烟道和风机等。而在图2—2中，除雾器主要有旋流式、折流式两种。旋流式制作、安装方便，费用低，但对细液滴的去除性能较差。旋流式的旋流除雾板一般设计成倾斜角度为25-30°。空塔的烟气流速控制在3-5ｍ/ｓ，旋流板的动能因子FO控制在10-14。折流式

除雾器除雾效果好，但制作要求高，费用大，是目前国外湿法脱硫中主要除雾方式，目前在国内的湿法脱硫中也越来越广泛使用。折流式除雾器的板间距一般控制在35-50ｍｍ范围内，折流板形状以正弦曲线为好；气速选用3.5-5.5ｍ/ｓ。

2.3.4 氧化系统

图2—1的氧化系统叫氧化槽其功能是接受和储存脱硫剂，溶解石灰石，鼓风氧化CaSO

3

，结晶生成石膏。循环的吸收剂在氧化槽内的设计停留时间一般为4-8min，与石灰石反应性能有关。石灰石反应性越差，为使之完全溶解，则要求它在池内滞留时间越长。氧化空气

采用罗茨风机或离心风机鼓入，压力约5×104-8.6×104Pa，一般氧化1molSO

2需要1molO

2

.

而图2—2的氧化系统由循环池、循环泵、氧化风机、搅拌器等组成。循环池可设在吸收塔下部，也可单独设置在地面下，循环浆液在循环池中设计停留的时间为10-20min。氧化空气采用罗茨风机或离心风机鼓入，压力约500-800mmH

2

O。为了保证有良好的氧化效果，池中应设搅拌器，中和、氧化和石膏结晶等步骤同在循环池中完成，这不仅降低了投资，而且布置紧凑，占地少。为了保证稳定的脱硫效率，在回流沟中设置PH计，当PH值低于设计值时，就发出提示信号，需加大浆液量。循环浆液由循环泵打入吸收塔，与烟气逆流接触后，由底部自流回循环池。流量在1000m3/h以下国产的高分子塑料防腐耐磨循环泵能基本满足工程需求，但使用寿命与密封性能还存在一定的欠缺。

2.3.5 防止结垢和堵塞

脱硫系统的结垢和堵塞是湿法工艺中最严重的问题，可造成吸收塔，氧化槽，管道，

喷嘴，除雾器甚至换热器结石膏垢。其原因是烟气中的氧气将CaSO

3氧化成为CaSO

4

（石膏），

并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化和抑制氧化。

强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气，将几乎全部CaSO

3

氧化成石膏，并保持足够的浆液含固量（大于12%），以提供石膏结晶所需的晶种。此时，石膏晶体的生长占优势，可有效控制结垢。

图2—1与图2—2的工艺相同。

2.3.6 防腐措施

烟气中除含有大量的SO

2以外，还有少量的SO

3

2-（浓度为10-40mg/l），由于烟气中含有

水（4%-12%），生成的SO 32-瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸附着在设

备的内壁上，或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。

吸收塔、烟道的材质、内衬或涂层均受影响。在图一的工艺湿法脱硫中吸收塔体可用高（或

低）合金钢、碳钢、碳钢内衬橡胶、碳钢内衬有机树脂或玻璃钢。美国因劳动力昂贵，一

般选用合金钢。德国普通采用碳钢内衬橡胶（溴橡胶或氯丁橡胶），设备使用寿命可达10

年。磨蚀特别严重的如浆池底河喷雾区，采用双层衬胶，可延长寿命25%。ABB 早期C-276

合金钢制吸收塔，单位造价为62美元/KW ，现采用碳钢内衬橡胶，降为22美元/KW 。烟道用

碳钢，采取何种防护措施取决于烟气温度（是否在酸露点或水蒸气饱和温度以上）及其成

分（尤其是SO 2和会水含量）。

德国Babcock 对脱硫洗涤塔和烟道采取的防护措施如下表。

日本日立公司的防护措施是；烟气

再热器，吸收塔入口烟道，吸收塔烟气

进口段用耐热玻璃鳞片树脂涂层，吸收

塔喷淋区用不锈钢橡胶衬里，除雾器段，

氧化槽用玻璃鳞片树脂涂层或橡胶衬

里。

但是此法造价太高，显然不适合简

易湿法脱硫系统。简易湿法脱硫系统中

的吸收塔普遍采用防腐、耐磨性能优良

的花岗石（麻石）砌筑而成，其寿命可达20年以上。烟道、换热器采用碳钢加有机树脂涂

层，管道普遍采用承压U-PVC 或ABS 管。

2.3.7 渣水分离系统（石膏脱水系统）

渣水分离系统由抽吸泵、水力旋流分离器与临时堆场等组成。

在湿式脱硫系统中叫石膏脱水系统，由吸收塔底部排出的石膏浆舀经过浓缩和脱水2

个过程。浆液浓缩在水利旋流器或浓缩器中进行，经分离浓缩后，浆液中固体物质量分数

一般为40%-60%。然后，浓缩的石膏浆液进入真空皮带脱水机或离心脱水机，脱水后的石膏

含水量为10%。德国普遍采用水利旋流分离器加真空皮带退税机系统，可用率达99%

，以用

表 2—1德国Babcoc 推荐FGD 装置防腐措施

水清洗除去石膏中的Cl-，德国要求脱硫后石膏中Cl-小于100mg/L。用圆筒式离心机脱水可使石膏含水量降到50%。但运行费用高，日本有采用这种石膏系统的FGD装置。但采用此系统对燃煤含硫率、FGD系统运行时间及系统的自动程度等有很高的要求且运行费用也偏高，显然此系统不适合简易湿法脱硫。

2.3.8 烟气再热系统

吸收塔出口烟气被冷却到45-55℃（视烟气入口温度和湿度而定），达饱和含水量。是否要对脱硫烟气再加热，取决于各国环保要求。德国《大型燃烧设备法》中明确规定，烟气入口最低温度为72℃，以保证烟气扩散，防止冷烟雾下沉。因吸收塔出口与烟囱入口之间的散热损失约为5-10℃，故吸收塔出口烟气至少要加热到77-82℃。据ABB和B&W公司介绍，美国一般不采用烟气再加热系统，而对烟囱采取防腐措施。如脱硫效率仅要求75%时，可引出25%的未处理旁路烟气来加热75%的净化烟气，德国第一台湿法脱硫装置就采用这种方法。德国现在还把净化烟气引入自然通风冷却塔排放的脱硫装置，籍烟气动量（质量*速度）和携带热量的提高，使烟气扩散的更好。

烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热式2种形式。蓄热式换热器又分为转式烟气换热器，板式换热器和管式换热器均通过载热器或载热介质将烟气的热量传递给冷烟气。回转式烟气换热器气的热量传递给净化后的冷烟气，缺点是热烟气会泄露到冷烟气中。板式换热器中，热烟气与冷烟气逆流或交叉流动，热交换通过薄板进行，这种系统基本不泄露。管式加热器是通过中间载体水将热烟气的热量传递给冷烟气，无烟气泄露问题，用于年满负荷运行在4000-6500H的脱硫装置。珞璜电厂采用的烟气再加热器是管式GGH.日本日立公司在Shinchi电厂1号机的1000MW的脱硫装置上第一次成功地采用了热管型GGH，靠中间介质水的蒸发和冷凝传递热量，提高传热效率。

非蓄热式换热器通过蒸气，天然气等冷烟气重新加热，又分为直接加热和间接加热。直接加热是燃烧加热部分冷烟气，然后冷热烟气混合达到所需温度；间接式加热是用低压蒸汽（>2×105Pa）通过热交换器加热冷烟气。这种加热方式投资省但能耗大，适用于脱硫装置年利用率<4000H的电厂。

但这两种形式，投资都较大，所以在简易湿法脱硫考虑到工程投资、运行费用、占地面积等方面的综合因素，采取以下两种方式来提高烟气排放温度：一是简易烟气换热器，

即用待净化的高温烟气来加热已净化的低温烟气，这样经降温的待净化烟气进入脱硫吸收

塔后更有利于吸收，而已净化的低温烟气经升温后能达到烟气排放温度的要求；二是采用

高温烟气与低温烟气直接混合的方法，即从原始烟气中引出一小部分的未处理旁通烟气来

加热已净化的低温烟气，这样只要适当提高脱硫系统的脱硫率就能达到烟气的SO 2排放浓度

与排放温度的要求。

2.3.9 脱硫风机

装设烟气脱硫装置后，整个脱硫系统的烟气阻力约为2940Pa ，但靠原有锅炉引风机

（IDF ）不足以克服这些阻力，需设一助推风机，或称脱硫风机（BUF ），脱硫风机有4种布

置方案（上图3）。4种布置方案的比较见上表

方案A 中BUF 处于高温区，风机容量大，整个脱硫系统在正压下运行，难免有泄露，系

统运行费与投资费用最大。

方案B 中BUF 处烟气和容量均较"A"小，烟气尚未经脱硫净化，烟温接近露点，风机有受

酸腐蚀危险，脱硫塔与GGH 再热段仍处于正压运行。

方案C 中BUF 处于低温烟气段，风机容量小，电耗省，但风机是在最不利的湿烟气（接

近饱和湿度）状态运行，风机材质防腐要求高，因而风机投资大，运行条件也差，要求有

良好的运行管理

方案D 中BUF 也处于较低烟温段，风机容量与“B ”方案相当，由于风机位于再热气后，烟

气中湿分已得到改散，对风机腐蚀无特殊要求，因而风机投资大，运行条件也差，要求有

良好的运行管理。

方案D 中BUF 也处于较低烟温段，风机容量与“B ”方案，由于风机位于再热器后，烟气中

湿分已得到改散，对风机防腐无特殊要求。此外，脱硫系统在负压下运行，有利于环保。

图2—4脱硫风机布置方案

表 2—2脱硫风机不同布置方案比较

从投资和运行费用总和来看，这是各布置方案中最好的。珞璜电厂脱硫装置中风机的布置

就选用了方案D 。

而简易石灰石烟气脱硫工艺其阻力小加以个引风机即可。

2.3.10 废水处理系统

简易石灰石烟气脱硫工艺无此设备，但湿法工艺不可避免的要产生废水，废水排放量

已氯离子含量有关，一般应控制氯离子质量浓度小于20000 mg/L 。脱硫废水呈酸性

（PH=4-6），悬浮物质量分数为9000-12700mg/L 含汞，铜，铅，镍，锌等重金属以及砷，氟

等非金属污染物。

典型废水处理系统见图2—5。先在

废水中加入石灰乳，将PH 值调整至6-7，

去除氟化物（产生CaF 2沉淀）和部分重金

属，然后继续加入石灰乳，有机硫和絮

凝剂，将PH 值升高至8-9，使重金属以氢

氧化物和硫化物的形式沉淀。 2.3.11 电气、仪表控制系统

随着计算机的发展，一些自动化程序的应用，使一些复杂的过程都可被计算机程序控

制，使其更合理的进行运行。简易石灰石脱硫装置的控制系统控制对象包括：脱硫剂的加

料系统、循环系统、出渣系统的运行状态以及断、满、堵等联锁保护装置。控制系统主要

实现了以下的功能：液位控制、pH 值控制、循环槽内循环液温度控制、自动给料控制、二

氧化硫在线监测系统的应用、手动／自动切换功能。系统控制时，主要靠已获得的经验控

制参数。根据出口烟气量、SO 2浓度的测量值与设定值的对比，或根据脱硫废液pH 值、脱硫

效率与设定值的对比，控制碱液供应量，改变液气比，控制石灰浆液的添加量，改变碱液

浓度等手段保证出口废液pH 值或SO 2浓度、脱硫率稳定在设定值范围内。

2.3.12 两种工艺的性能与技术综合评价比较

可用下面两个表格清楚的看出其差别，及其适用范围。

图2—5脱硫废水处理流程

表 2—3简易湿法与常规湿法性能比较

表 2—4烟气脱硫技术综合评价

烟气脱硫是直接经济效益不显著的环境工程。因此在满足系统安全、可靠运行及环保要求的前提下，必须尽可能地减少工程投资及运行费用。简易湿法烟气脱硫技术更适合我国中小型燃煤锅炉、电厂锅炉的特点及企业的经济条件。

2.4 先进，低价，高效湿式脱硫系统

尽管各国对湿法石灰石脱硫工艺已作了改进和提高，基建投资，运行费用一大幅度地下降，但耗资仍然巨大，因此为了低湿法工艺装置和运行费用。不少厂家如巴威，日立，川崎和ABB等公司在80年代末和90年代初处于实验室和中试规模研究阶段，现在已进入工业示范试验阶段。开发新一代的湿法石灰石工艺即保持传统湿法的高脱硫效率，高石膏质量，通过提高空塔烟气留宿，采用超细石灰石粉，提高喷雾效果等改进措施，进一步降低设备投资和运行费用，称为先进，低价，高效湿式脱硫系统。

ABB公司开发的LS—2脱硫系统已在Ohioedisonniles电厂建成了工业示范装置。LS—2装置与该厂2台容量均为108MW的锅炉相连接，设计处理烟气量为1台108MW锅炉的烟气量，燃煤含硫量3.5%。与两台锅炉连接便于在试验中最大限度地增加处理烟气量，维持脱硫装

置在高负荷率下运行。装置于1995年投入运行，1996年调试完毕，一直运行良好LS —2的设

计特点是：

（1）在逆流空塔工艺的基础上，进一步提高烟气流速，从常规的3m/s 提高到

5.54-

6.1m/s 。ABB 尺寸的高流速试验和EPRI 高硫煤研究中心试验证实，体改吸收塔流速可

大大增加脱硫的传质流速，在脱硫效率不变的条件小，烟速从2.3m/s 提高到4.3m/s 时，总

能耗可下降25%

（2）为适应空塔烟气流速，采用了新型的ABB 专利喷淋系统，专为烟速大于4.57m/s

设计，最高可达5.49m/s 具有较高的喷淋密度，可减少喷雾层，缩短吸收塔高度。

（3）降低吸收塔底部氧化槽容积。常规氧化槽设计停留时间为6min 而LS —2停留时间

按3min 设计。为保证石灰石粉溶解，吸收剂采用超细石灰石粉，其粒度要求95%通过325目

（44微米）筛。

（4）采用ABB 开发的专利喷雾器。LS —2系统设二级除雾器，在水平烟道内装一级通道

常规卧式人字型除雾器，后者的设计烟速为6.10m/s 。

（5）石膏脱水采用水利旋流器加离心脱水机，石膏含水量可达6%-7%。

改进后的LS —2系统吸收塔与最新的400MW

常规吸收塔的比例列于表 2—5、表2—6。

3 石灰石湿法烟气脱硫的应用前景

在目前和今后相当长的一段时期内，中国的能源结构是以煤为主，煤炭在中国能源结

构中的比重高70%，而且中高硫煤也较多。据统计，中国SO 2年排放量已超过1600万吨，燃

煤产生的SO 2占绝大部分，其中燃煤电厂锅炉排放的SO 2约占总排放量的1/4

，中小型燃煤锅

表 2—5 LS —2系统 吸收塔与常规吸收塔比较

表 2—6 LS —2脱硫系统工业示范试验结果

炉排放的SO

2

占总排放量的近40%。中国的大气污染特征也是由于大量燃煤而形成的煤烟型污染。

大气环境中的SO

2

及其形成的酸沉降，是当代人类面临的重大环境问题之一。监测和研究表明，中国华南、西南地区的降水酸度上升较快，酸雨频率也在增加，酸雨区面积仍在扩大。酸雨不仅严重腐蚀建筑物和工交设施，而且毁坏大面积的森林和农作物，对生态环境产生严重的影响，每年给中国造成的经济损失超过150亿元。

为了控制酸雨污染，中国对燃煤锅炉排放的SO

2

规定了最高允许排放浓度，并开始征收

工业燃煤SO

2排污费。对于我国煤炭含硫量和SO

2

排放量的地理分布、SO

2

污染的控制战略等

方面进行了深入研究[2-4]，为开发和推行燃煤烟气脱硫技术，提供了强有力的推动作用。

3.1 我国燃煤烟气脱硫技术的发展前景

为保护环境，实现我国政府控制SO2排放量的目标，我国将持续开展节能降耗，研究推广高效减污燃烧装置，开发清洁能源，推行区域集中供热和热电联供，改变目前煤炭利用效率低的现状。同时，我国将扩大原煤洗选比例，开发高硫煤洗选脱硫技术和装备，研究微波脱硫和磁分离脱硫技术和装备以及生物脱硫技术，进一步研究煤炭液化和气化技术，降低进入烟气中的SO

2

数量。

3.1.1 我国中小型燃煤锅炉烟气脱硫技术发展前景

目前我国中小型燃煤锅炉烟气脱硫除部分可就近采用废碱液脱硫外，大部分锅炉均采用湿法脱硫，而且脱硫和除尘同时进行。从理论上分析，只有气液或气固二相流动的烟气脱硫技术较好，因为二相流动相对而言控制容易，脱硫产物也容易分离，不会产生废水的二次污染。考虑到目前我国中小型燃煤锅炉烟气脱硫一般是与除尘同时进行，我们认为中小型燃煤锅炉烟气脱硫技术的发展趋势是干法烟气脱硫，国内已经开展了这方面的研究。但目前烟气干法脱硫技术仍处于研究阶段，近期内难以推广应用。所以，近期内中小型燃煤锅炉烟气脱硫仍然继续发展和完善适合的脱硫技术和装备。

3.1.2我国燃煤电厂锅炉烟气脱硫技术发展前景

目前，湿法烟气脱硫装置还占多数，但湿法也有不少缺点，除投资高（如石灰石—石膏法一次性投资高达20%～30%）外，还产生设备堵塞、结垢、腐蚀、泄漏以及淤泥的后处理等问题。自从丹麦Niro公司开发喷雾干燥法以来，该方法由于克服了湿法脱硫的许多缺

点，因而得到了迅速推广应用[5]。该方法有五个步骤即吸收剂制备、吸收浆液雾化、雾滴与烟气接触混合、SO

吸收—蒸发干燥和脱硫渣排出，其中的两个关键步骤即吸收—干燥和

2

脱硫渣的排出都是成熟技术。尽管中国国内的高速离心喷雾机可靠性还有待提高，但已通过引进国际先进的设备制造技术加以解决。该方法的主要优点还包括：（1）流程简单，设备少，生成物是脱硫渣和飞灰混合的干燥粉末，易处理，占地面积也小；（2）脱硫设备投资可控制在电厂总投资的10%以内；（3）运用费用低，烟气可以不加热直接排放，电力消耗仅为湿法的25%～50%，操作与维修人员少；（4）消除了结垢堵塞现象，腐蚀较轻。所以国内认为对于燃煤含硫量小于3.5%容量小于300MW的电厂，喷雾干燥法是烟气脱硫的优先选用技术和发展方向。但该工艺设备的单机容量还不够大，因为目前大量建设的电厂，其单机容量大部分已在300MW以上。对于大容量和燃烧高硫煤电站锅炉，目前仍需选用石灰石-石膏法。

3.2 湿法石灰石/石灰脱硫系统应用情况

排放最有效和应用最广的技术。目前全世界已有15个国家和地烟气脱硫是目前控制SO

2

区应用了FGD装置，其设备容量相当于2～2.5亿kW（电站装机容量），每年去除SO

达到1000

2

万t。

3.2.1 美国的应用情况

烟气脱硫技术用于燃煤发电厂约有50多年的历史。美国是从1970年开始应用，有意义的大量应用是从1976年开始的。美国采用的脱硫技术中80%是湿法石灰石/石灰-石膏法，以抛弃流程为主。美国湿法石灰石/石灰脱硫系统应用统计如下表所示。

表3—1美国湿法石灰石/石灰脱硫系统应用情况

3.2.2 德国应用情况

由于1983年大型燃烧装置环保法规（GEFA-VO）的实施，迄今为止，德国已约有41000MW 容量的火电厂装备有烟气脱硫装置[1]。湿法脱硫，尤其是石灰石洗涤法（回收石膏），现

排放量已从150万t降至已得到最大限度利用。由于烟气脱硫装置的采用，德国西部地区SO

2

20万t。德国主要采用的石灰石湿法技术是70年代未发展起来的。石灰石/石灰系统占原西

德脱硫设备容量的90%。吸收塔是内部构件较少的典型喷射塔，脱硫设备的利用率一般都保证在97.5%以上，通常采用石石作为脱硫剂。由于德国石灰石场的磨制能力很大，因此所供应的基本上都是石灰石粉。脱硫系统一般都是美国常用的单回路式，所用的石膏生产系统主要是采用强制氧化。氧化过程一般在吸收塔的灰池内进行，而且与厂外氧化不同，不必加硫酸来控制pH值。洗涤过的烟气一般都用回热加热器加热后经烟囱排放或通过冷却塔排放。所生产的石膏大多销售。脱硫系统的高含氯废水需经处理，除去其中微量金属和灰粒

后才能排放。

3.2.3 日本的应用情况

日本是世界上最早大规模应用FGD装置的国家。FGD装置的应用在日本已有近30年在历史。截止1990年，其装置达1900多套，总装机容量达0.5～0.6亿kW。应用技术以湿式石灰石/石灰-石膏法为主，占75%以上，其脱硫效率可达90%以上。由于日本资源匮乏，因此大多采用回收流程。日本国内所用石膏基本来自烟气脱硫的回收产物。从1993年起，日本电源开发公司的矶子、高砂和竹原等火电站均应用湿法脱硫装置。目前包括合办火电站在内的48台燃煤火电机组中已有39台机组采用湿法技术脱硫。早期的脱硫装置是采用引进技术的文丘里型或多孔板型吸收塔，由于其压损过大以及易引起结垢事故，现已改为喷淋塔、砂砾塔式喷

射鼓泡塔形式。

3.2.4 中国的应用情况

我国烟气脱硫起步较早，始于50年代，但是发展相当缓慢，而且仅限于有色冶金行业废气净化和硫酸工业尾气净化。近年来，一些火电厂从国外引进了烟气脱硫装置，具体应用情况下表所示。

表3—2 目前国内火电厂烟气脱硫工程应用情况统计

根据以下表格我们可知石灰石湿法烟气脱硫的前景很好

表3—3 脱硫工艺比较表项

结论

虽然人们在新能源的研究已有很多，但事实告诉我们，世界上在能源方面自1860年至