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1、第14章典型的干法烟气脱硫技术,主讲：苏昭桂 副教授电话：0311-88632391 手机：13831170025E-mail：,烟气循环流化床脱硫技术旋转喷雾干燥法脱硫技术炉内固硫炉后脱硫技术荷电干式吸收剂喷射脱硫技术固相吸附再生脱硫技术等离子体烟气脱硫技术,主要内容,概 述,所谓干法烟气脱硫，是指无论加入的脱硫剂是干态的或湿态的，也无论脱硫反应是干态的或湿态的，只要脱硫的最终反应产物是干态的即称干法。优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并与飞灰相混；无须装设除雾器及烟气再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。缺点：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺，用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相
2、混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求低。,整个烟气循环流化床脱硫系统由石灰浆制备系统、脱硫反应系统和除尘引风系统三个系统组成。包括石灰贮仓、灰槽、灰浆泵、水泵、反应器、旋风分离器、除尘器和引风机等设备。烟气循环流化床脱硫技术的主要控制参数有床料循环倍率；流化床床料浓度；烟气在反应器及旋风分离器中驻留时间；脱硫效率；钙硫比；反应器内操作温度。,第一节 烟气循环流化床脱硫技术,一、鲁奇（Lurgi）型循环流化床脱硫技术,1.工艺流程,主要设备为流化床反应器、带有特殊预除尘装置的电除尘器、水及蒸汽喷入装置。,一、鲁奇（Lurgi）型循环流化床脱硫技术,2.主要工艺特点l）没有喷浆系统及浆液喷嘴，只
3、喷入水和蒸汽；2）新鲜石灰与循环床料混合进入反应器，依靠烟气悬浮，喷水降温反应；3）床料有98%参与循环，新鲜石灰在反应器内停留时间累计可达到30min以上，使石灰利用率可达99；4）反应器内烟气流速为1.836.1m/s，烟气在反应器内驻留时间约3s，可以满足锅炉负荷从30%100范围内的变化；5）含硫6%的煤，脱硫率可达92%；6）基建投资相对较低，不需专职人员进行操作和维护；7）存在的问题是生成的亚硫酸钙比硫酸钙多，亚硫酸钙经处理可以成为硫酸钙。,二、回流式烟气循环流化床脱硫技术,1.工艺过程,回流式烟气循环流化床脱硫系统主要由吸收剂制备、吸收塔、吸收剂再循环系统、除尘器以及控制设备几个
4、部分组成,二、回流式烟气循环流化床脱硫技术,从炉膛出来的烟气流经空气预热器，经冷风冷却到248356，从除尘器前或后引入吸收塔（取决于对脱硫副产品的要求）。吸收塔底部为一文丘里装置，烟气流经时被加速并与很细的吸收剂相混合。吸收剂与烟气中的SO2产生反应，生成亚硫酸钙。带有大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，然后进入吸收剂再循环于除尘器中，在此烟气中大部分颗粒被分离出来，经过一个中间仓返回吸收塔，如此多次循环。,2.工艺特点,二、回流式烟气循环流化床脱硫技术,1）与常规的循环流化床及喷雾吸收塔脱硫技术相比，石灰耗量（费用）有极大降低；2）维修工作量很少，设备可用率很高；3）运动灵活性很高，可适用
5、不同的SO2含量（烟气）及负荷变化要求；4）不需增加锅炉运行人员；5）由于设计简单，石灰耗量少，维修工作量小，投资与运行费用较低，约为石灰一石膏工艺技术的60%；6）占地面积小，适合新机组，特别是中、小机组烟气脱硫改造。,三、气体悬浮吸收（GSA）烟气脱硫工艺,工艺部分包括圆柱形反应器、用于分离床料循环使用的旋风分离器、石灰石浆制备系统（包括喷浆用喷嘴）三个部分,从锅炉出来的烟气进入GSA反应器的底部与雾化的石灰浆混合，反应器内的石灰浆在干燥过程中与烟气中的二氧化硫及其他酸性气体进行中和反应。烟气经旋风分离器分离粉尘后进人电除尘器或滤袋式除尘器，然后符合标准的清洁气经烟囱排放到大气中。,三、气
6、体悬浮吸收（GSA）烟气脱硫工艺,GSA系统的主要工艺特点是：1）床料高倍率循环（约100倍），因此保证吸收剂与烟气充分接触，提高吸收剂的利用率；2）流化床床料浓度高5002000g/m3，约为普通流化床床料浓度的50100倍；3）烟气在反应器及旋风分离器中驻留时间短（35s）；4）脱硫效率高达90%以上；5）吸收剂利用率高，消耗量少，Ca/S1：1.2（摩尔比）；6）运行可靠，操作简便，维护工作量少，基建投资相对较低；7）喷浆用喷嘴为专利设备。,四、NID工艺,NID工艺是以CaO或Ca(OH)2为吸收剂。脱硫原理与常规的烟气循环流化床脱硫工艺类似，即大量经增湿的吸收剂喷入除尘器上游的小型反
7、应器内，反应后吸收剂进入除尘器被收集后进行二次反应（使用布袋除尘器效果好）。收集的吸收剂与补充的新吸收剂在混湿增湿装置中调湿后循环使用。,1.NID技术原理,四、NID工艺,NID的技术原理为利用干反应剂石灰粉吸收烟气中SO2，反应机理为：,CaO+H2O Ca(OH)2Ca(OH)2+SO2 CaSO3H2OCaSO31/2H2O+3/2H2O+1/2O2 CaSO42H2O,2.工艺,四、NID工艺,NID采用干式吸收剂，也可使用碱性较强的飞灰。在常规干式吸收工艺中，将石灰悬浮液喷入巨大反应器内的烟气中，而NID工艺中雾状吸收剂的含水量极低。含水量应足以激活石灰并冷却气体，工作温度至少应比
8、露点温度高1020，以确保SO2的分离。实际温度为6575。,2.工艺,四、NID工艺,在散播到烟气中以前，必要的水分将在增湿机中与吸收剂混合。在干燥循环物料的同时将烟气冷却到反应温度，然后在高效分离器内进行飞灰分离，首先应考虑选用袋式过滤器。再循环的物料再次与新石灰进入增湿机。失效的吸收剂由溢流装置排出。NID工艺特点是工艺用水不是添加到排气中，而是添加到排气流以外加湿器再循环的飞灰中。由于再循环率较高，吸收剂能充分加以利用。,3.NID工艺特点,四、NID工艺,l）高比例吸收剂的循环和吸收剂的高温度，在吸收剂很大的面积作用和高温度下，烟气温度快速下降，吸收剂水分蒸发，脱硫效率可达到90%。
9、2）由于水分蒸发时间很短，使反应器容积减小，通常只有喷雾干燥塔或循环流化床塔的20%以下。3）能与除尘器组合为一体，占地面积很小。4）混湿增湿装置使吸收剂增湿后，含湿量为5%，呈自由流动状态。经过反应器和除尘器后，吸收剂湿度降为3%，因此NID工艺可称为干法工艺。5）系统应用情况该技术在中国浙江巨化集团热电厂70 MW机组上已得到应用。,五、影响烟气循环流化床脱硫效率的因素,影响烟气循环流化床脱硫效率的主要因素有床层温度、钙硫比、脱硫剂的粒度和反应活性等。,根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量，以保证按要求的脱硫效率所必需的钙硫比。,循环流化床作为脱硫反应器的最大优
10、点是：可以通过喷水将床温控制在最佳反应温度下，达到最好的气固间紊流混合并不断暴露出未反应消石灰的新表面，而通过固体物料的多次循环使脱硫剂具有很长的停留时间，因此大大提高了脱硫剂的钙利用率和反应器的脱硫效率。因此，循环流化床干法烟气脱硫系统能够处理高硫煤的脱硫，并在钙硫比1.31.5时达到90%以上的脱硫效率。,五、影响烟气循环流化床脱硫效率的因素,循环流化床内的固气比或固体颗粒浓度是保证其良好运行的重要参数。在运行中调节床内的固气比的方法是通过调节分离器和除尘器下所收集的飞灰排灰量，以控制送回反应器的再循环干灰量，从而保证床内必需的固气比。,五、影响烟气循环流化床脱硫效率的因素,六、烟气循环流
11、化床脱硫工艺的优缺点,1.优势,1）脱硫效率高：在钙硫比为1.31.5时，脱硫效率可达90%以上。2）工程投资、运行费用和脱硫成本较低。3）工艺流程简单，系统设备少，且转动部件少，从而提高了系统的可靠性，降低了维护和检修费用。4）占地面积小，且系统布置灵活，非常适合现有机组的改造和场地紧缺的新建机组。5）能源消耗低，如电耗、水耗等。6）排烟温度较高，对反应塔及其下游的烟道、烟囱等设备的腐蚀性较小，可不采用烟气再热器，对现有的烟囱可不进行防腐处理，直接使用干烟囱排放脱硫烟气。7）无废水排放，脱硫副产品呈干态。,2.缺点,六、烟气循环流化床脱硫工艺的优缺点,1）必须采用高品位的石灰作为吸收剂。2）
12、脱硫副产品综合利用。副产品中含有一定量的亚硫酸钙。3）系统的压力降低较大（约15002500Pa）。一般现有电厂引风机的压力裕量难以克服如此大的压降，需要增加新的脱硫风机。高的压力损失还使得运行费用有所增加。4）反应塔的压力降波动较大。由于反应塔内大量物料不断地湍动，因此反应塔和压力降有较大波动，对锅炉炉膛内负压的稳定性有一定影响。5）脱硫后除尘负荷大大增加，烟尘特性改变大，烟道磨损增加，除尘难度加大，投资和运行费用增加。,第二节 旋转喷雾干燥法脱硫技术,1.原理,一、工艺流程,旋转喷雾干燥法脱硫是利用喷雾干燥原理，在吸收剂喷入吸收塔以后，一方面吸收剂与烟气中的SO2发生化学反应，生成固体灰渣
13、；另一方面烟气将热量传递给吸收剂，使之不断干燥，在塔内脱硫反应后形成的废渣为固体粉尘状态，一部分在塔内分离，由锥体出口排出，另一部分随脱硫后烟气进入电除尘器。,2.工艺流程,一、工艺流程,旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺流程包括：（1）吸收剂制备；（2）吸收剂浆液雾化；（3）雾粒与烟气的接触混合；（4）液滴蒸发与SO2吸收；（5）废渣排出。其中（2）（4）在喷雾干燥吸收塔内进行。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粒，雾粒直径可小于100m。这些具有很大表面积的分散微粒，一经与烟气接触，就发生强烈的热交换和化学反应，迅速将大部分水分蒸发掉，形成含水量很少
14、的固体灰渣。由于吸收剂微粒没有完全干燥，在吸收塔之后的烟道和除尘器中仍可继续发生一定程度的吸收SO2的化学反应。,一、工艺流程,在吸收塔内SO2的吸收主要分为两个阶段进行：,一、工艺流程,第一阶段为恒速干燥阶段。在这一阶段由于表面水分的存在，为吸收剂与SO2的反应创造了良好的条件，传质交换呈液相反应，反应速度大，约50%的吸收反应发生在这一阶段，其所需的时间仅为12s。从反应过程可以看出，首先是SO2传递到气液界面即气相传质。然后，溶于水的SO2离解成HSO3或SO32一，迅速与溶解于水的Ca(OH)2发生化学反应，即液相传质，所生成的反应物CaSO3又必须从反应区扩散出来，才能使反应继续进行
15、，由于分子在液体中的扩散系数比在气体中小得多（约为1/10000），因此起控制作用的是液相传质。此阶段的持续时间称为临界干燥时间，此时间的长短与雾粒直径、含固量等因素有关，雾粒直径越小或含固量越高，临界干燥时间就越短。,当液滴表面出现固体时，蒸发受到水分限制，开始第二干燥阶段，即降速干燥阶段。此阶段的特点是蒸发速度降低，液滴温度升高。当接近烟气温度时，水分扩散距离增加，干燥速度继续降低，由于表面含水量的下降，SO2的吸收反应逐渐减弱。干法烟气脱硫装置的烟气相对湿度较高，降速干燥阶段可以维持较长时间。,一、工艺流程,在吸收塔内SO2的吸收主要分为两个阶段进行：,二、主要设备与分析,吸收塔系统、除
16、尘设备、雾化器及料、浆制备系统、干燥处理及输送,喷雾干燥法FGD系统主要由以下4部分组成。,1.吸收塔系统,石灰浆液在其中雾化，并与烟气中的SO2反应脱硫，同时液滴干燥生成能自由流动的粉末（亚硫酸钙，硫酸钙及飞灰）。,2.除尘设备,二、主要设备与分析,（l）袋式除尘器 袋式除尘器优点：沉积在袋上的未反应的石灰可与烟气中残余SO2反应，脱硫率可达到系统总脱硫率的1530%。由于烟气都必须穿过滤袋上的尘层，因此滤袋可以看成一个固定床反应器。,二、主要设备与分析,袋式除尘器用于喷雾干燥FGD系统中有良好的效果。作为喷雾干燥脱硫系统尾部设备的袋式除尘器，其压力降与单纯除尘时基本相同，尽管粉尘负荷增加了
17、5倍或更多，但滤袋压力降低并没有出现较大变化，其原因是，喷雾干燥的固态生成物的粒径大于煤飞灰，这些粗颗粒形成了具有良好阻力特性的过滤层。烟层反吹袋式除尘器用于喷雾干燥FGD系统具有良好的粉尘控制性能，其排放量低于0.013 mg/kJ。,（l）袋式除尘器,二、主要设备与分析,人孔门周围、保温薄弱的局部位置和烟气流速较低的区域会产生腐蚀，腐蚀原因是冷空气漏入后局部温度低于露点，因而造成结露，为此要求：外壁保温层厚度100 mm；内壁用76 mm厚的保温材料夹在两层5 mm钢板中间；壳体肋板位于内壁面上，所以保温材料可以直接敷设在外壁面上；灰斗、叉状支撑柱需要保温；需要设置内部通道，且每一层设有人
18、孔门，可以检查每一条滤袋。,（l）袋式除尘器,二、主要设备与分析,喷雾干燥FG D系统袋式除尘器的入口温度在60110，在该温度及化学抗腐条件下，只有少数袋料适用，常使用一种具有保护涂层的玻璃纤维袋，该滤袋适于260以下的温度工作、聚醋和聚丙烯不适用于此大的系统，采用反吹式袋式除尘器，气布比为2:1，使用带支撑环的滤袋；较小的系统一般采用脉冲清灰，使用网笼上支撑毡滤袋，气布比一般为3:16:1。,（l）袋式除尘器,（2）电除尘器（ESP）,二、主要设备与分析,喷雾干燥FGD可以加装在现有ESP前面。由于烟气在ESP中有一定的滞留时间，一部分脱硫可在其中实现。在这段滞留时间里，使烟气和吸收剂相接
19、触有两条途径：烟气流经阳极板，阳极板上沉积一层飞灰和吸收剂颗粒；烟气通过ESP时，吸收剂颗粒荷电，经电场力驱动，移向阳极板，其移动方向与烟气流向垂直。通过中间试验，已保证ESP脱硫率占总脱硫率的10%15%。,3.雾化器及料浆制备系统,二、主要设备与分析,包括吸收剂的处理、制浆，在大多数制浆系统中还包括灰渣再循环，再循环又包括灰渣的处理，再制浆与新石灰的混合。当前，采用较多的雾化器有喷雾型（又称“空气一浆液”两相液雾化器，或称二流体喷嘴和旋转离心雾化器两种。,（1）喷嘴雾化器,二、主要设备与分析,雾化的能量由490630 kPa压缩空气提供。空气压力越高，产生液滴越细，但能耗也越大。这种喷嘴所
20、产生的锥形雾化器与离心雾化器相比，锥角狭小，吸收塔柱体部分相对较长，高径比在1.52之间（不包括锥体高度）。优点是可平行安装，切换方便，各喷嘴可独立运行，可以在线维护，喷嘴设计简单，但缺点是要求高速浆液摩擦的表面耐磨性高，在采用再循环系统时要求特别耐磨，因为飞灰比石灰浆液磨损更为厉害。对于大容量机组，喷嘴数量要求多，其能耗大，维护检修复杂。,二、主要设备与分析,（2）旋转离心雾化器,二、主要设备与分析,由旋转盘或雾化轮使浆液分裂成微小液滴。用碳酸钠作吸收剂时，采用旋转盘进行雾化，而雾化石灰浆液，则采用耐磨的雾化轮，雾化轮转速为1000020000 r/min，浆液雾粒大小为25200m。旋转离
21、心雾化器所产生的液滴大小与浆液流量关系不大，所以，旋转离心雾化器具有较好的调节能力，所得到的雾化区域也较喷嘴型宽得多，即雾化区的锥角大，高径比通常为0.70.9（不包括下部锥体高度），这种雾化器具有很高的雾化容量，雾化液体量可达100g/s，一般一个吸收塔只需一个雾化器。雾化轮直径为200400 mm，线速度为175250 m/s。,4.干燥处理及输送,二、主要设备与分析,喷雾干燥装置由吸收塔筒体、烟气分配器和雾化器组成。吸收塔筒体上部柱体一般设计成60o锥体容器以便为烟气提供大约112 s的滞留时间，以保证液滴在进入除尘器前有足够的反应时间和干燥时间。烟气分布器使烟气沿圆周分布均匀并降低压力
22、损失。雾化器将吸收剂雾化成非常细小的液滴（约25200m），以提供足够大的表面积与SO2接触，加快脱硫反应和干燥过程。,5.系统的运行控制,二、主要设备与分析,喷雾干燥法脱硫对烟气量及烟气中的SO2浓度的波动适应性较大。为了保证高的脱硫率及脱硫剂利用率，必须根据烟气中SO2的浓度、干燥吸收器进出口的烟温来调节脱硫浆液的用量，因此整个系统要求自动控制。运行中，脱硫效率和脱硫剂利用率必须综合考虑。对于低硫煤，由于不要求很高的脱硫效率，因此可以在较低的钙硫比下得到较高的脱硫剂利用率。,二、主要设备与分析,另外一个参数是喷雾干燥吸收器的液气比。从脱硫角度考虑，液气比越高越好，但液气比的大小限度取决于干
23、燥吸收器出口的烟气温度。温度越接近露点脱硫反应速度越高，但对设备的腐蚀也会加重。,5.系统的运行控制,1.基本工艺参数在设计中，一般考虑烟气在脱硫塔中的停留时间为812s，塔的高径比一般为0.7 0.9。吸收塔烟气出口温度是脱硫系统的主要运行参数之一，一般用吸收塔出口温度与相同状态下的绝热饱和温度之差T来表示。在美国T一般在1018之间，最高不超过30。仅在含硫量低且脱硫要求不高的装置上才采用较高的T，而对含硫量高且脱硫要求也高的装置，T一般为1015。,三、基本工艺参数及影响脱硫效率的主要因素,2.影响脱硫效率的主要因素,三、基本工艺参数及影响脱硫效率的主要因素,（1）钙硫比随着钙硫比的增加
24、，脱硫率也增大，其增加幅度由大到小，最后趋于平稳。当钙硫比小于1，即所提供的氢氧化钙份额不足以使SO2完全反应时，Ca(OH)2的喷入量起控制作用，随吸收剂的增加所脱除的SO2量几乎成正比的增加；当喷入的Ca(OH)2过量后（即钙硫比大于1），在Ca(OH)2增加的同时，进料率、含固量、年度、反应生成物浓度也同时增大，这些因素都有碍于SO2的脱除反应，故脱硫率的增加逐渐减缓，最后趋于饱和。,三、基本工艺参数及影响脱硫效率的主要因素,（2）吸收塔出口烟温温度愈低脱硫率愈高。当其他条件接近时，吸收塔出口烟温越低，说明浆液的含水量越大。SO2脱除反应的基本条件是吸收剂雾滴必须含有水分。当水分含量高时
25、，料雾与烟气一接触即迅速降低了烟气的温度，从而使蒸发率降低，延长了化学反应时间，有利于SO2的吸收；另一方面，雾滴的干燥速度还受到烟气中水蒸气分压的影响，当水蒸气分压接近于相同温度下的饱和蒸汽压时，吸收SO2的时间可大幅度增加，使脱硫率有明显增加。,2.影响脱硫效率的主要因素,三、基本工艺参数及影响脱硫效率的主要因素,（3）灰渣再循环 在吸收剂浆液中掺入一部分脱硫之后的灰渣（即灰渣再循环），能进一步提高吸收剂的利用率，同时改善了传质热条件，有利于雾粒干燥，从而改善了吸收塔塔壁结垢的趋势。,2.影响脱硫效率的主要因素,炉内固硫如果得到应用，可以简化炉后烟气脱硫的难度，根据实际情况的要求，炉内和炉
26、后脱硫可以灵活结合，结合得好的话，可使炉内和炉后技术都很容易达到，在满足脱硫要求条件下，以达到投资降低之目的。,第三节 炉内固硫炉后脱硫技术,一、炉内喷钙炉后增湿活化脱硫技术（LIFAC）,1.典型工艺,典型的炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺主要有LIFAC、LIMB和LIDS三种。LIFA C（Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium Oxide炉内喷和氧化钙活化）；LIMB（Limestone Injecton Multistage Burner炉内喷射石灰石和多级燃烧器）；LIDS（石灰石注入和干式洗涤脱硫）,1
27、.LIFAC方法,一、炉内喷钙炉后增湿活化脱硫技术（LIFAC）,（1）工艺流程,LIFAC工艺可以分步实施，以满足用户在不同阶段对脱硫效率的要求。分步实施的三步为：石灰石炉内喷射烟气增湿及干灰再循环加湿灰浆再循环。,第一步通过石灰石粉喷入炉膛可得到约25%35%的脱硫率。投资需要量很小，一般为整个脱硫系统费用的10%。活化塔是整个脱硫系统的核心，在第二步中烟气要进行增湿和脱硫灰再循环，使脱硫效率可达到75%。第二步的投资大约是整体系统费用的85。增加第三步灰浆再循环后脱硫效率可增至85%，而投资费用仅为总系统费用的5%。,1.LIFAC方法,（2）LIFAC系统主要工艺参数,a.炉膛喷射石灰
28、石的位置和粒度 在炉膛燃烧器上方温度为950 1150的范围内喷射石灰石粉。对石灰石粉的要求是：CaCO3含量大于90%，80%以上的粒度小于40m，此时炉内脱硫反应达到的脱硫率为2030%。b.活化器内反应温度活化器内的脱硫反应要求烟气温度越接近露点越好，但不应引起活化器壁、除尘器和引风机结露。c.Ca/S d.其他：脱硫渣和灰含有一部分未反应的CaO和Ca(OH)2,（2）LIFAC系统主要工艺参数,（2）LIFAC系统主要工艺参数,（3）LIFAC工艺的特点和适用范围,a.适用于燃煤含硫量0.6%2.5%之间的锅炉脱硫。Ca/S1.52时，采用干灰再循环或灰浆再循环，总脱硫效率可达758
29、0%。b.采用LIFAC工艺的最佳锅炉容量为50300 MW。c.工艺简单，投资及运行费用低。LIFAC系统的设备投资费仅为湿法脱硫系统投资的32%，运行费为湿法脱硫的78%。d.占地面积少，适用于现有电厂的改造。e.无二次污染或污水排放，最终固态废物可作为建筑和筑路材料。,2.LIMB方法,（1）工艺流程,LIMB方法在脱硫方面的实质和LIFAC方法是相同的，所不同的是，它增加了多级燃烧器来控制氮氧化物的排放。由于采用了分级送风，使炉内局部温度降低，不仅减少了氮氧化物的生成还减少了脱硫剂表面的“烧死”，增加了反应表面积，提高了脱硫效率。,（2）LIMB系统主要工艺参数,2.LIMB方法,a.
30、Ca/S和脱硫剂,LIMB系统脱硫效率与所用脱硫剂密切相关。在钙硫比2.0且不增湿条件下，石灰的脱硫率为53%61%，方解石为51%58%，白云石为45%52%，而筛分80%小于325目的石灰石为22%25%，筛分100%小于325目的石灰石可达32%。,b.脱硫剂粒度,（2）LIMB系统主要工艺参数,c.增湿程度,（2）LIMB系统主要工艺参数,对LIMB系统而言，若炉后增湿至烟气温度与露点温度差11时，系统总效率可提高10%。,3.LIDS方法,（1）工艺流程,3.LIDS方法,（2）主要工艺参数,在钙硫比等于2，T为15，LIDS系统的总脱硫效率可以达到90%。LIDS系统适合于燃煤锅炉
31、的容量在50100 MW之间的中小型电厂脱硫。,二、炉内催化氧化固硫炉后活化脱硫技术,1.炉内强化固硫炉后烟道增湿活化脱硫技术,这一技术是将炉内喷入的普通钙系脱硫剂，改为加入添加剂的改性脱硫剂，使炉内固硫效率提高到50%60%，炉后增湿活化不增设活化塔，而是在现有的烟道中完成，如果锅炉烟气出口至原干式除尘器距离太短，可延长烟道或弯形成为一简化增湿活化器，使这段的脱硫效率达到40%50%，即可使综合脱硫效率达到70%80%。对于使用较低硫煤的锅炉和排放标准较宽的地区，这种技术已得到应用。,2.炉内强化固硫炉后湿式除尘脱硫技术,二、炉内催化氧化固硫炉后活化脱硫技术,当原锅炉的除尘器为湿式除尘时（如
32、麻石水膜除尘、水浴式除尘器等），便可利用原湿式除尘器活化脱硫，即使不加任何改造，也可使脱硫效率达到70%以上；如将原湿式除尘器做些脱硫技术的简单改造，则可使得最后综合脱硫效率提高到80%以上。,3.炉内强化固硫炉后循环活化脱硫技术,二、炉内催化氧化固硫炉后活化脱硫技术,所谓炉后烟气循环活化，包括前面叙述的LIFAC技术和典型的烟气循环流化床脱硫技术等。因为LIFAC的烟气增湿活化技术，烟气循环流化床技术的脱硫效率一般为80%左右，再提高效率就比较困难，费用也增大。如果在这些成熟技术前增加炉内强化固硫，就可能提高综合脱硫效率达到90%左右。对于烟气循环流化床脱硫技术而言，虽增加了炉内脱硫剂，但可
33、通过减少流化床内吸收塔的脱硫剂的量来予以抵消，从而不会增加运行中脱硫剂的费用。,第四节 荷电干式吸收剂喷射脱硫技术,荷电干式吸收剂喷射脱硫技术（CDSI）是美国阿兰柯环境公司开发的一项脱硫技术。在美国，CDSI技术已应用于112 MW发电机组及沥青窑炉的烟气脱硫等工程项目。CDSI系统自1993年介绍到中国以来，已在德州热电厂及杭州钢铁厂自备热电厂上安装了两套CDSI装置，第一套已于1995年下半年投入运行，第二套在1996年年底投入运行。,1.CDSI系统工作原理,传统的干粉喷射技术是在烟气中喷入碱性吸收剂，与烟气中的SO2发生化学反应，生成硫酸盐或亚硫酸盐的颗粒物质，从而达到去除SO2的作
34、用。在一般烟气温度下，固体与气体发生化学反应的可能性较小，反应所需的时间较长，粉粒之间易团聚减小了反应表面，因此传统干粉喷射技术的脱硫效率也比较低，一般在20以下。,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）及SO2检测器和计算机控制的系统等。吸收剂以高速流过喷射单元产生的高压静电电晕充电区，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，吸收剂颗粒由于都带同一符号电荷，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的反应机会大大增加，从而提高了脱硫效率。
35、而且荷电吸收剂粒子的活性大大提高，降低了同SO2完全反应所需的滞留时间，一般在2秒钟左右即可完成化学反应，从而有效地提高了SO2的去除率，并缩短了反应时间。,1.CDSI系统工作原理,除提高吸收剂化学反应成效外，荷电干式吸收剂喷射系统对小颗粒（亚微米级PM10）粉尘的清除效率也很有帮助，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。,1.CDSI系统工作原理,2.CDSI工艺流程,第五节 固相吸附再生脱硫技术,活性炭脱硫的主要特点：过程比较简单，再生过程副反应很少；吸附容量有限，常需在低气速（0.31.2
36、m/s）下运行，因而吸附体积较大；活性炭易被废气中的O2氧化而导致损耗；长期使用后，活性炭会产生磨损，并因微孔堵塞丧失活性。,一、活性炭脱硫原理,1.脱硫,当烟气中没有氧和水蒸气存在时，用活性炭吸附SO2仅为物理吸附，吸附量较小，而当烟气中有氧和水蒸气存在时，在物理吸附过程中，还发生化学吸附。这是由于活性炭表面具有催化作用，使吸附的SO2被烟气中的O2氧化为SO3，SO3再和水蒸气反应生成硫酸，使其吸附量大为增加，见图4 69。,一、活性炭脱硫原理,SO2在球状活性炭上的吸附转化，得出以下结论：不同比表面积的沥青基球状活性炭（PSAC）经氧化再在高温下热处理后吸附转化模拟烟气中SO2的能力不同
37、，较大比表面积的PSAC具有较强的脱除SO2的能力，但SO2及（SO2十O2）在PSAC上的吸附量并不随比表面积的变化而显示较大差别。可能是由于氧化造成了不同比表面积的PSAC具有种类和数目相近的含氧官能团，从而使得在高温热处理后PSAC上吸附SO2或（SO2十O2）的活性中心数目没有显著的差别。水蒸气的吸附量随比表面积增大而增大。模拟烟气中的SO2在PSAC上吸附转化后单位孔体积中蓄积的硫酸量随比表面积增大而减少。可认为水的吸附量是影响PSAC上H2SO4蓄积量的一个重要因素，吸水量大有利于硫酸的洗脱，这样可空出反应位有利于SO2的继续吸附，使SO2的吸附转化过程连续不断地进行。,2.再生,
38、活性炭吸附SO2后，在其表面上形成的硫酸存在于活性炭的微孔中，降低其吸附能力，因此需把存在于微孔中的硫酸取出，使活性炭再生。再生方法包括洗涤再生和加热再生两种。两种方法中以洗涤再生较为简单、经济。洗涤再生法是通过洗涤活性炭床层使炭孔内的酸液不断排出炭层，从而恢复炭的催化活性。因为脱硫过程在炭内形成的稀硫酸几乎全部以离子态形式存在，而活性炭有吸附选择性能，对这些离子化物质的吸附力非常薄弱，所以可以通过洗涤造成浓度差扩散使炭得到再生。,二、工艺流程,常见的工艺流程有固定床吸附流程和移动床流程。,（1）固定床吸附脱硫流程图4-70为活性炭固定床吸附脱除烟气中SO2的典型流程。自动力厂来的烟气经文丘里
39、洗涤器除尘，使其含尘量降至0.010.02g/m3后送入吸附塔。吸附塔可以并联或串联运行。并联时的脱硫效率为80%，串联可达90%。各塔吸附SO2达饱和后，轮流进行水洗，用水量为活性炭重量的4倍，水洗时间为10 h，可得到浓度为10%20%的硫酸，稀硫酸可用浸没燃烧装置浓缩至70%。,烟气送入吸附塔与活性炭错流接触，SO2被活性炭吸附而脱除，净化气经烟囱排入大气。吸附了SO2的活性炭被送入脱附塔，先在废气流换热器内预热至300，再与300的过热水蒸气接触，活性炭上的硫酸被还原成SO2放出。,（2）移动床吸附脱硫流程,脱硫后的活性炭与冷空气进行热交换而被冷却至150后，送至空气处理槽，与预热过的空气接触，进一步脱除SO2然后送入吸附塔循环使用。从脱附塔产生的SO2、CO2和水蒸气经过换热器除去水汽后送入硫酸厂。此法脱硫率为86.7。,第六节 等离子体烟气脱硫技术,等离子体烟气脱硫技术的基本原理是利用高能电子使烟气中的H2O、O2、N2等分子激活、电离或裂解，生成大量的强氧化性的离子、自由基、原子、电子和各种激发态的原子、分子等活性物质，然后对烟气中的SO2，NOx二进行等离子体催化氧化，生成SO3 和 NO2或相应的酸、盐类，而脱除烟气中的SO2。目前，电子束辐射技术、脉冲电晕技术、流光放电技术是主要的三种等离子体烟气脱硫脱氮技术,一、,1.,
