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燃煤电厂烟气脱硫技术简介摘要：现阶段，社会经济发展速度显著加快，一定程度上提升了人们物质生活水平，使煤炭资源紧张程度加剧，且可持续发展思想与环保理念深入人心。
火电厂污染物的排放量大，对于能源的消耗也更多，因而有必要加大控制力度，对脱硫脱硝与烟气防尘技术进行优化与改善，使污染物的实际排放量得以降低，全面优化能源的利用效果。
由此可见，深入研究并分析火电厂锅炉脱硫脱硝与烟气除尘技术十分有必要。
关键词：燃煤；电厂；烟气脱硫技术引言通过燃烧煤炭、天然气、石油等能源物质实现由化学能向电能的转化，是中国现阶段最主要的电力生产方式。
随着人们生活水平的提升，对于电能的需求也在不断增加，进而导致了较为严重的烟气污染问题。
在这样的情况下，有必要围绕电厂实际运行情况落实完善的锅炉烟气脱硫、脱硝及烟气除尘技术，同时进一步提升对于烟气污染的治理能力，确保可以在发电过程中有效落实可持续发展的绿色理念。
1燃煤电厂烟气脱硫技术各国从脱硫技术的要求出发，已经开发了很多燃煤锅炉控制SO2排量技术，并应用于工程中。
这些技术总结起来分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。
利用化学、物理或生物方法脱去煤中硫被称为燃烧前脱硫，因其工艺成本高，尚未得到广泛应用。
在燃烧过程中对煤进行脱硫称为燃烧中脱硫，主要有循环流化床锅炉燃烧脱硫技术和炉内喷钙技术。
燃烧后脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）是对燃烧后的烟气进行脱硫，主要有海水法、石灰石—石膏法、氨吸收法和双碱法，是目前世界范围内应用最广泛、规模最大的脱硫技术。
西安某火电厂1#、2#机组（2×300MW）采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，使用石灰石作为脱硫剂，工艺上将其研磨成细粉与水混合制成吸收浆，吸收浆与烟气在吸收塔内混合接触，浆液中的碳酸钙与烟气中SO2、空气混合接触并发生氧化反应，最终生成二水石膏。
脱硫后的烟气经换热器加热升温后排入空气，余下的石膏浆经脱水处理后回收并循环利用。
目前广泛使用的5种脱硫工艺技术方案简介目录目前广泛使用的5种脱硫工艺技术方案简介 (1)1、湿法烟气脱硫工艺 (1)2、半干法烟气脱硫工艺 (3)3、烟气循环流化床脱硫工艺 (4)4、干法脱硫工艺 (5)5、NID半干法烟气脱硫 (6)目前世界上燃煤电厂烟气脱硫工艺方法很多，这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和含硫量的多少、脱硫率、脱硫剂的供应条件及电厂的地理条件、副产品的利用等因素。
近年来，我国电力工业部门在烟气脱硫技术引进工作方面加大了力度，对目前世界上电厂锅炉较广泛采用的脱硫工艺都有成功运行工程，主要有湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。
现将目前应用较为广泛的几种脱硫工艺原理、特点及其应用状况简要说明如下：1、湿法烟气脱硫工艺湿法烟气脱硫包括石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫、海水烟气脱硫和用钠基、镁基、氨作吸收剂，一般用于小型电厂和工业锅炉。
氨洗涤法可达很高的脱硫效率，副产物硫酸铵和硝酸铵是可出售的化肥。
以海水为吸收剂的工艺具有结构简单、不用投加化学品、投资小和运行费用低等特点。
而以石灰石/石灰－石膏法湿法烟气脱硫应用最广。
《石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫工程设计规范》中关于湿法烟气脱硫工艺的选择原则为：燃用含硫量Sar≥2%煤的机组或大容量机组（200MW及以上）的电厂锅炉建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，脱硫率应保证在96%以上。
湿法烟气脱硫工艺采用碱性浆液或溶液作吸收剂，其中石灰石/石灰－石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广，运行最可靠的脱硫工艺方法，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收剂浆液；也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液。
石灰石或石灰浆液在吸收塔内，与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏，经脱水装置脱水后可抛弃，也可以石膏形式回收。
由于吸收剂浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
烟气脱硫技术的发展及应用现状的论文摘要：我国是一个能源消耗大国，同时我国的燃料组成结构主要以煤炭为主，这样在煤炭的燃烧过程中会有大量的SO2产生并排放到大气中，使大气中所含有的SO2超过标定的标准，所以针对这类污染源，需要做好燃气排放过程中的SO2的脱硫工作，从而改善其对大气的污染程度。
文中针对当前脱硫技术发展及应用现状进行了分析，以供参考。
关键词：烟气脱硫技术；发展趋势；应用现状SO2随烟气排入大气会形成酸雨，造成环境污染，破坏生态系统，危害人类健康和建筑物。
煤炭和石油燃烧过程排出的SO2约占世界总SO2排放量的90%，因此采取有效方法脱除燃煤、石油烟气中的SO2是控制SO2污染的主要途径。
虽然国内外为防治SO2污染进行了长期和大量的工作，提出了近200种烟气脱硫方法，但真正实施工业化的也仅10多种。
探求技术上先进、经济上合理的烟气脱硫技术是现阶段环保领域广泛关注的焦点之一。
1我国烟气脱硫技术的发展现状目前我国许多工厂在生产工艺流程中都加入了烟气脱硫技术，近年来，许多地方的大气污染都得到了不同程度的改善。
而不同的地区，不同的工厂中，所使用的烟气脱硫技术也有所不同，目前的发展阶段最为常用的是湿法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术以及半干法烟气脱硫技术这三类。
1.1湿法烟气脱硫技术。
湿法烟气脱硫技术在当今的许多工业生产领域都非常常用，很多工厂有着较为成熟的技术应用基础，并且脱硫效果与脱硫效率非常好，技术工艺相对来说也并不困难。
在脱硫过程中，主要采用液体的吸收剂去除掉二氧化硫气体，液体吸收剂的主要成分为石灰石以及水，脱硫原理为工业生产气体在通过液体吸收剂时，二氧化硫与碳酸钙发生反应，从而形成了硫酸钙以及二氧化碳，达到了脱硫的目的。
通常湿法烟气脱硫技术的具体工艺可以分为直接使用石灰石脱硫以及间接使用石灰石脱硫两类，根据工业生产过程中的具体条件选择合适的脱硫方法。
1.2干法烟气脱硫技术。
相对于湿法脱硫来说，干法烟气脱硫技术具有更加鲜明的特点，在当今的许多工厂中得到了非常广的应用。
脱硫塔发展现状分析脱硫塔是一种用于减少工业烟气中硫化物含量的环境保护设备，目前在我国已经得到广泛应用。
脱硫塔的发展现状可以从技术进步、市场需求和政策引导等方面进行分析。
首先，技术进步是推动脱硫塔发展的重要因素。
随着科技的不断进步，脱硫塔的技术不断创新，逐渐形成了多种工艺和设备。
传统的湿式石灰石-石膏法脱硫塔已经成熟并被广泛应用，同时还涌现出了干法脱硫、半干法脱硫和吸附法等多种新技术。
这些新技术不仅能够更有效地吸附和转化硫化物，还具有高效、节能、环保等特点，能够更好地满足市场需求。
其次，市场需求是脱硫塔发展的重要动力。
随着环境保护意识的提升，对于工业烟气排放的要求越来越严格，尤其是对硫化物排放的限制。
脱硫塔作为减少硫化物排放的主要手段，受到了广大企业和政府的重视。
特别是在煤电行业，由于煤炭燃烧会产生大量的二氧化硫，因此脱硫塔在这个行业有着广阔的市场需求。
此外，电力、钢铁、化工等行业也对脱硫塔有着较大的需求，因此市场潜力巨大，为脱硫塔的发展提供了广阔的空间。
最后，政策引导也对脱硫塔的发展起到了积极的推动作用。
我国近年来出台了一系列的环境保护政策和法规，对于工业烟气排放硫化物的限制更加严格。
例如，《大气污染防治法》和《大气污染物排放标准》等，都明确规定了对工业企业硫化物排放的限制要求。
这些政策的出台促使企业加大了对脱硫塔的投资力度，推动了脱硫塔设备的市场需求和技术创新。
总之，脱硫塔在我国的发展现状呈现出技术不断进步、市场需求增大和政策引导的态势。
随着环境保护意识的提高和政府部门对于工业烟气排放的限制加大，脱硫塔的市场前景广阔，有着较大的发展潜力。
同时，脱硫塔的技术创新也将进一步提高其脱硫效率和节能水平，为环境保护作出更大的贡献。
《我国城镇污水处理厂脱氮除磷工艺的应用现状》篇一一、引言随着工业化和城市化的快速发展，我国面临着日益严重的环境污染问题，其中水体富营养化已成为我国城市水环境面临的重要问题。
为解决这一问题，城镇污水处理厂成为了治理的关键环节。
而脱氮除磷工艺作为污水处理的关键技术，其应用效果直接影响着水质的好坏。
本文旨在分析我国城镇污水处理厂脱氮除磷工艺的应用现状，以探究其优化及改进方向。
二、脱氮除磷工艺概述脱氮除磷工艺是指通过物理、化学及生物方法，去除水中的氮、磷等营养物质的过程。
这一工艺对于防治水体富营养化、改善水质具有重要意义。
常见的脱氮除磷技术包括生物法、物理化学法等，其中生物法因其成本低、效果好而得到广泛应用。
三、我国城镇污水处理厂脱氮除磷工艺的应用现状1. 工艺应用范围及普及程度近年来，我国城镇污水处理厂普遍采用了脱氮除磷工艺。
大中城市的新建和改扩建污水处理厂几乎都配备了脱氮除磷设施。
然而，由于地区经济发展水平、政策支持力度及技术水平的差异，脱氮除磷工艺的应用程度在不同地区存在差异。
总体来看，东部沿海地区及一线城市的应用程度较高，而中西部地区及内陆城市的应用程度相对较低。
2. 工艺技术特点及优势脱氮除磷工艺技术具有以下特点及优势：一是可以有效去除水中的氮、磷等营养物质，降低水体富营养化的风险；二是采用生物法为主，成本较低，运行费用相对较低；三是技术成熟，操作管理相对简单。
然而，脱氮除磷工艺也存在一定的局限性，如对进水水质要求较高，对寒冷地区的适应性较差等。
3. 实际应用中的问题及挑战在实际应用中，脱氮除磷工艺面临以下问题及挑战：一是部分污水处理厂的设备陈旧，技术水平较低，导致脱氮除磷效果不理想；二是部分地区的水质特点与现有工艺不匹配，导致处理效果不佳；三是运行管理不善，导致设备维护不及时，影响处理效果。
四、优化及改进方向针对我国城镇污水处理厂脱氮除磷工艺的应用现状，我们提出以下优化及改进方向：1. 提升技术水平，推广先进工艺。
烟气脱硫脱硝技术的现状及其发展探讨摘要：烟气脱硫脱销技术是烟气污染治理中的一个研究热点。
本文对当前我国工业生产中烟气脱硫脱销技术的现状及其难点展开了分析，并对烟气脱硫脱硝技术的发展进行了展望，旨在促进烟气脱硫脱销技术水平的提升。
关键词：烟气脱硫脱硝；关键技术；未来发展国家能源局指出，2020年我国实现了CO2、SO2、NOx分别减排17.9亿t、86.4万t与79.8万t的效果，其不仅说明我国环保工作获得了良好的工作成效，也为生态文明建设奠定了坚实基础。
但是，环境保护工作作为一种持续性工作内容，应研发和运用各类新型技术手段，保障环境保护工作成效的进一步提升。
据此，本文将以烟气脱硫脱硝关键技术研发为视角进行分析研究，介绍某公司所采用的选择性催化还原法关键技术研发及发展情况，以期为我国烟气脱硫脱硝关键技术研发及运用提供一定理论参考。
1烟气脱硫脱硝主要工艺技术发展现状现阶段，国际上各类烟气脱硝技术种类繁多，并且相关技术手段在多年研究及发展过程中已经相对成熟，其中SCR法和选择性非催化还原法更是在诸多大型燃煤火电厂中得到广泛运用。
SCR法具有脱除率高、几乎无二次污染、相关技术成熟等优势，已成为我国燃煤火电厂烟气脱硝的重要技术手段之一。
随着国际社会对于环境保护工作的日益重视，一些联合脱硫脱硝工艺也开始逐步兴起，如活性炭吸附法、脉冲电晕放电等离子体法、等离子体法及SNAP法等，相关工艺可以实现SOx和NOx的联合脱除效果。
相对于传统烟气脱硫和SCR工艺，联合脱硫脱硝工艺不仅脱除效率更高，而且更具经济性，促使各类联合脱硫脱硝工艺也得到普及运用。
工业化联合脱硫脱硝组合工艺的运用范围较为广泛，其主要是采用FGD系统脱除SOx，通过SCR工艺脱除NOx。
结合实际运用情况来看，此工艺可以实现80%以上的NOx脱除和90%以上的SOx脱除效果。
虽然是联合脱硫脱硝工艺，但在实际运用过程中FGD系统和SCR工艺仍然是属于相对独立式运作，其实际运用优势便在于即便是脱硫脱硝系统入口处SOx和NOx的比例出现变化，此工艺仍旧可以保证最佳的脱除效果。
循环流化床烟气脱硫技术1.引言我国是以燃煤为主的国家，据统计，1995年煤炭消耗量为12.8亿吨，且逐年递增，二氧化硫的排放量达2370万吨，超过美国2100万吨的排放量，成为世界二氧化硫排放第一大国。
目前全国62%以上的城市SO2浓度超过国家环境质量二级标准，占全国面积40%左右的地区受到SO2大量排放引起的酸雨污染，因此控制SO2的污染势在必行。
1996年我国颁布的《新大气法》针对我国酸雨和SO2污染日趋加重的情况，规定对已经产生和可能产生酸雨的地区和其他SO2污染严重地区划定酸雨控制区或者SO2控制区，控制区内新建的不能燃用低硫煤的火电厂和其他大中型企业必须配套建设脱硫和除尘装置，或者采用相应控制SO2的措施；已建成的不能燃用低硫煤的企业应采取控制SO2排放和除尘措施。
国家环保局要求在两控区内，要把治理措施作为当地规划的重点内容。
因此高效脱硫设备的研究开发任重道远。
2.国内外研究现状目前，国内外应用的SO2的控制途径有三种：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫(即烟气脱硫)。
其中，烟气脱硫(FGD即FlueGasDesulfuration)是目前世界唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制SO2污染和酸雨的主要技术手段。
全世界已有15个国家和地区应用了 FGD装置，其设备总装机容量相当于2-2.5 亿Kw，每年去除SO21000万吨。
据统计，1992年，全球安装了FGD装置646套，其中美国占55.3%，德国占26.4%，日本占8.6%，其余国家占9.7%。
由于上述三国大规模应用FGD装置，且成效显著，虽然近年三国电站的装机容量不断增加，但SO2 排放总量却逐年减少。
日本是世界上最早大规模应用FGD装置的国家。
截止1990年，该装置达1900多套，总装机容量达0.5—0.6亿Kw。
目前，日本的SO2已基本得到控制。
自70年代初开始，特别是1978年美国重新修改了环境法规，否决了高烟囱排放，使FGD技术发展迅速。
烟气脱硫石膏（简称脱硫石膏或FGD 石膏），是对火力发电厂燃煤烟气进行脱硫净化处理产生的工业副产物，其主要成分是二水硫酸钙。
正常技术条件下，火力发电厂烟气脱硫过程中，每脱除1t 二氧化硫约生成2.7t 脱硫石膏。
随着我国电厂烟气脱硫工艺的全面普及，作为工业副产物的脱硫石膏，其产量呈现逐年大幅提高的趋势。
据有关部门数据估计，2021年我国脱硫石膏产量约为1.61亿t ，而利用量约1.16亿t ，利用率仅为65%，与日本、德国、美国等国家相比较还存在很大差距。
弃置不用的脱硫石膏会占用大量土地资源，其中的有害物质会随雨水进入地下水系，极易造成土壤和水环境的污染。
国家相关部门已出台相关激励政策，促进脱硫石膏的资源化综合利用。
按照国家发改委关于“十四五”大宗固体废弃物综合利用的指导意见，国家支持利用脱硫石膏等工业副产石膏生产新型建材产品、制备石膏晶须等新材料，鼓励绿色建筑使用以脱硫石膏为原料生产的新型墙体材料、装饰装修材料，要求扩大脱硫石膏的高附加值的资源化综合利用规模。
1脱硫石膏理化性能电厂产生的原状脱硫石膏的外观颜色多呈灰色或黄色，pH 值为中性或略偏碱性，无放射性；其晶体的微观形貌多为短柱状细颗粒，晶体长径比在1.5~2.5之间；原状脱硫石膏的主要成分为二水硫酸钙，含量一般在93%以上，游离水含量一般在10%~15%范围内，所含杂质多为飞灰、有机碳、碳酸钙、亚硫酸钙及由钠、钾、镁的硫酸盐或氯化物组成的可溶性盐。
脱硫石膏是一种高纯度的工业副产石膏，其与天然石膏在物理及化学性能上存在着诸多异同之处，具体比较如下：（1）脱硫石膏与天然石膏性能上的相同点①脱硫石膏和天然石膏的主要物相组成均为二水硫酸钙，晶形转化后的五种形态（二水石膏、半水石膏、I 型硬石膏、II 型硬石膏、III 硬石膏）、七种变体（二水石膏、α半水石膏、β半水石膏、I 型硬石膏、II 型硬石膏、α-III 硬石膏、β-III 硬石膏）的理化性能相同。
2024年FGD空气质量控制系统市场调研报告1. 研究背景空气质量作为一个重要的环境指标，受到了社会各界的高度重视。
随着工业化进程的快速发展，工业废气的排放成为了重要的空气污染源之一。
为了减少工业废气对环境的负面影响，空气质量控制系统应运而生。
FGD空气质量控制系统作为其中的重要一环，被广泛应用于各个工业领域。
本报告旨在对FGD空气质量控制系统市场进行调研，揭示其现状和发展趋势，为相关产业提供参考依据。
2. 市场规模及发展趋势2.1 市场规模根据调研数据显示，FGD空气质量控制系统市场在过去几年中保持了稳定的增长趋势。
在2019年，全球FGD空气质量控制系统市场规模达到了XX亿美元，预计在未来几年中将保持约X%的年均增长率。
2.2 发展趋势从技术角度来看，FGD空气质量控制系统市场呈现出以下几个发展趋势：•技术持续创新：随着科技的不断进步，FGD空气质量控制系统的技术日益成熟。
目前，越来越多的新技术被引入到FGD空气质量控制系统中，以提高其效率和性能。
•节能减排：环境保护要求的不断提高，促使FGD空气质量控制系统在节能减排方面进行更多的努力。
新一代的FGD空气质量控制系统在节能方面有了显著的突破，使其在市场中更具竞争力。
•自动化控制：随着工业自动化技术的广泛应用，越来越多的FGD空气质量控制系统具备了自动化控制能力，从而提高了系统的稳定性和可靠性，并减少了人工操作的需求。
3. 市场主要参与者3.1 市场竞争格局FGD空气质量控制系统市场存在较为激烈的竞争格局，主要参与者包括：•公司A：作为市场领导者，公司A拥有自主研发的高性能FGD空气质量控制系统，并具备广泛的市场渗透力。
公司A以其卓越的技术和优质的服务赢得了众多客户的认可。
•公司B：公司B是FGD空气质量控制系统市场的重要参与者，其产品覆盖了多个工业领域。
公司B注重技术创新和产品质量，以满足不同用户的需求。
•公司C：公司C是FGD空气质量控制系统市场的新兴参与者，致力于开发更节能环保的系统。
第26卷第4期电站系统工程V ol.26 No.4 2010年7月Power System Engineering 1 文章编号：1005-006X(2010)04-0001-02国内外烟气脱硫技术综述Summary of Domestic and Abroad FGD Technology嫩江县海信热电有限责任公司张秀云 郑继成近年来，世界各发达国家在烟气脱硫（FGD）方面均取得了很大的进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200610 MW的FGD处理容量。
目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有：①湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰石石膏法约占36.7%；②雾干燥脱硫技术，约占8.4%；③吸收剂再生脱硫法，约占3.4%；④炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%；⑤海水脱硫技术；⑥电子束脱硫技术；⑦脉冲等离子体脱硫技术；⑧烟气循环流化床脱硫技术。
1 主要烟气脱硫技术1.1 湿法脱硫技术湿法脱硫工艺应用最多，占脱硫总装机容量85%。
而其中占主导地位的石灰石-石膏法是目前技术上最成熟、实用业绩最多、运行状况最稳定的脱硫工艺，已有近30年的运行经验，其脱硫效率在90%以上，副产品石膏可回收利用，也可抛弃处置。
20世纪70年代末，石灰石-石膏法FGD技术在美国、德国和英国基本过关，开始大规模推向市场，到80年代中期，这些国家的FGD市场渐趋饱和。
各供应商在完成项目的过程中不断积累经验，形成了各自的特点，但从总体上看，还是大同小异，共性大于个性。
值得一提是德国的SHU 公司（全称黑尔环境工程公司）的工艺，在吸收剂石灰石浆液中加入少量甲酸（HCOOH即蚁酸），效果很好；脱硫反应中间生成物不是难溶的CaSO3而是易溶的Ca(HSO3)2，避免了一般石灰石/石灰-石膏法操作不当时出现CaSO3结垢和堵塞现象；石灰石的溶解度增加80～1000倍，可使液气比减少25%～75%。
我国FGD技术应用现状1 国内烟气脱硫技术的发展起步于1961年，当时仅为防止锅炉尾部受热面的低温的浓度，降低烟气酸腐蚀，采用在过热器前喷入白云石粉的措施，以减少烟气中SO2露点，保护低温段空预器不受腐蚀．表1给出了国内开发的烟气脱硫技术发展及应用，表2给出了引进的国外烟气脱硫技术在国内的应用现状（不完全统计）。
表1 国内开发的烟气脱硫技术发展及应用表2 国外FGD技术在国内的应用2FGD技术介绍2.1 石灰石/石灰-石膏法其典型的工艺流程如图 2.1-1所示，它主要包括：烟气系统（烟道档板、烟气再热器、增压风机等）、吸收系统（吸收塔、循环泵、氧化风机、除雾器等）、吸收剂制备系统（石灰石储仓、磨石机、石灰石浆液罐、浆液泵等）、石膏脱水及储存系统（石膏浆泵、水力旋流器、真空脱水机等）、废水处理系统及公用系统（工艺水、电、压缩空气等）等。
图2.1-1 典型的石灰石-石膏湿法FGD 系统(1) 日本三菱公司的填料塔和液柱塔日本三菱公司在重庆珞璜电厂一期2×360MW 机组上采用采用了单回路、顺流、格栅填料塔(Vertical CO Current Grid Packed Tower)；二期2×360MW 机组脱硫的吸收塔采用双接触、顺/逆流、组合型液柱塔(Double Contact Flow Scrubber)，如图 2.1-2所示。
图2.1-2 重庆珞璜电厂FGD 系统的填料塔和液柱塔图2.2.1-16 液柱塔吸收特性图2.1-3 液柱原理(1) 日本Babcock-Hitachi(日立)公司的高速水平流FGD技术1996年1月，作为日本政府“绿色援助计划”的一个项目，在山西太原第一热电厂的高速水平流简易湿式石灰石FGD系统投运。
图2.1-3 水平流吸收塔系统示意图 2.1-4 热加换器的热回收部分放置在ESP 前的流程图图 2.1-5 GGH的布置原流程图(3) 日本川崎喷雾塔脱硫技术,见幻灯片 图 2.1-6是其改进前后吸收塔的比较。
图2.1-6 川崎喷雾塔的改进(4)千代田CT-121(5) 美国B&W 公司的合金托盘技术由于采用了托盘，使得烟气均匀分布，气液接触面积大，在保证脱硫率的情况下液气比可降低27%，总能量节约710kW。
图2.1-7 合金多孔托盘及现场照片(6) 美国DUCON公司的文丘里湿式石灰石/石膏技术DUCON公司是一家美国的专业环保公司，主要产品为烟气脱硫、脱硝、垃圾焚烧、布袋除尘器、水处理等。
该公司专利设计的文丘里格栅既具有填料塔高气液传质功能，液气比低，运行能耗低；同时由于文丘里棒层在烟气气流冲击下能自转，不结垢，另外，文丘里棒层还有在塔截面上均匀分布气流的作用。
文丘里吸收塔内设有一层两排的文丘里棒栅，上层为固定栅，下层可活动。
文丘里层吸收塔示意图如下图2.1-8。
图 2.1-8 文丘里吸收塔示意图此技术在美洲、东南亚等地有近40套业绩，浙江菲达公司于2002年5月独家引进该项专有技术。
(7) 德国比晓夫公司的技术德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）公司除石灰石－石膏湿法脱硫工艺系统的一般特点外，还具有如下突出的特点，如图2.1-9所示：（a）应用脉冲悬浮系统，避免安装机械搅拌器；（b）采用池分离器技术，可以分别为氧化和结晶提供最佳反应条件；（c）采用特殊的屋脊型除雾器布置方式；（d）优化喷淋层喷嘴布置。
图2.1-9比晓夫公司吸收塔系统示意图2.2 海水脱硫法（1）不添加任何化学物质，用纯海水作为吸收液的工艺，以挪威ABB公司开发的Flakt-Hydro工艺为代表。
深圳市能源集团西部电厂4号机（300MW）已成功地从挪威ABB引进了一套纯海水脱硫系统，并于1998年底竣工,于1999年3月8日顺利通过72小时的连续运行并移交生产。
另外，福建漳州后石电厂6×600MW海水FGD系统也同机组一起投入运行，其中#1、#2FGD系统早在1999年11月和2000年6月分别投入运行。
后石电厂由台塑美国公司投资兴建，由华阳电业有限公司建设和运行。
海水烟气脱硫系统是由日本富士化水株式会社设计。
图.2.2-1 后厂电厂海水脱硫工艺流程示意图2.3 干法、半干法2.3.1 电子束法1996年，日本茬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理能力为300000Nm3/h的电子束脱硫装置，设计入口二氧化硫浓度为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%，1998年5月28日通过国家竣工验收签证。
2002年底杭州热电厂的3台75t/h共用一台电子束脱硫装置也投入运行。
图2.3.1-1 EBA电子束FGD法该法存在以下问题：耗电大，运行费中电费占的比例高；烟气辐射装置目前还未达到大型火电厂锅炉要求的规模；处理后烟气中是否还存在排放微量氨、硫酸和N2O 的可能性有待进一步确证；另外电子加速器高电压（705keV）有以下主要缺点：①产生X射线。
工业应用时必须设置有屏蔽设备；②冷却窗用压缩空气冷却，点子线照射产生臭氧，对装置有腐蚀，对周围环境也有害。
采用低电压的电子加速器（150～300keV）和多个低能量的电子线源，如同长又同宽的电子发射窗的低能量电子枪，这种结构使电子枪简单，寿命增长，提高了烟气处理能力。
可减少X射线，降低屏蔽费用（可以用铅板），使电子射线源能移动。
EBA法生成的硫铵和硝铵混合物中除含有未反应的硫酸或酸性硫酸铵外，还含有副产物氨基磺酸系化合物。
酸性肥料吸湿性大，输送、装卸困难，氨基磺酸系化合物影响植物的发芽和生长，应予除掉。
肥料中规定，游离硫酸含量不得超过0.5%，氨基磺酸含量不超过0.1%。
因此日本采取在工艺中添加OH·基捕捉剂或清洗气体对收集下来的硫铵和硝铵进行清洗。
OH·基捕捉剂除了可以控制有害的氨基磺酸系化合物外，还可提高脱硫脱硝率。
2.3.2 荷电干式吸收剂喷射脱硫系统(CDSI)广州造纸厂2.3.3 炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺LIFAC（Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium）脱硫技术是由芬兰的Tempella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的。
LIFAC工艺主要包括三步：①向高温炉膛喷射石灰石粉；②炉后活化器中用水或灰浆增湿活化；③灰浆或干灰再循环，工艺流程见图所示。
图2.3.3-1 LIFAC工艺流程示意图(湿灰再循环)炉内喷钙的脱硫率约25％～35％，投资占整个脱硫系统总投资的10％左右。
活化器是整个脱硫系统的心脏，烟气经过加水增湿活化和干灰再循环，可使系统的总脱硫率达到75％以上。
加水增湿活化部分的投资约占整个系统总投资的85％。
第三步，将电除尘器捕集的部分物料加水制成灰浆喷入活化器增湿活化，可使系统总脱硫率提高到85％。
这一步增加的投资约占整个脱硫系统总投资的5％。
LIFAC工艺自1986年在芬兰3MW机组上进行中试以来，已在芬兰、加拿大、俄罗斯、美国和中国的10多台45～222MW机组上应用，中国南京下关电厂两台125MW机组和浙江绍兴钱清电厂的1台125MW机组分别于1998、2002年投运。
据Fortum公司介绍，LIFAC工艺的投资比传统湿法减少50％，南京下关发电厂2套LIFAC系统分别于1998年6月和12月投入运行。
浙江省钱清电厂#1炉LIFAC系统于1999底年投运，设计含硫量1.06%（0.9～1.2%），处理锅炉163℃的原烟气550000Nm3/h，系统脱硫率≥65％，系统的平均电负荷＜735kW，活化器的出口烟温＞55℃，活化器的压力损失＜1200Pa。
图2.3.3-2为LIFAC系统的总貌。
图2.3.3-2 钱清电厂#1炉LIFAC系统总貌2.3.4 烟气循环流化床FGD技术2.3.4.1 Lurgi 型CFB-FGD技术该技术在德国、奥地利等国有20多台锅炉的业绩，其中最大的是安装在波多黎各的AES电厂的2台燃硬煤的CFB锅炉上，处理烟气量972000Nm3/h，SO2含量360mg/Nm3，脱硫率达92%，2002年5月投运。
在我国，广州中绿公司与东南大学热能工程研究所合作，实现了整套CFB-FGD技术的国产化。
于1999年成功应用于无锡化工集团公司新建的一台65t/h锅炉上2.3.4.2 RCFB-FGD技术恒运电厂以大代小热电技改（C）厂#7机组容量210MW，配一台680t/h超高压煤粉炉，该装置是目前亚洲最大的干法脱硫装置。
2.3.5GSA(Gas Suspension Absorption)脱硫装置丹麦Smith Müller公司开发了气体悬浮吸收烟气脱硫工艺，简称GSA（Gas Suspension Absorber），其工艺流程如下图 2.3.5-1，它与CFB-FGD工艺思路相近。
GSA的目前工业应用最大的是在瑞典的一台135MW燃煤机组，处理烟气量为359×103 Nm3/h。
2000年，我国云南小龙潭发电厂在6号炉100MW机组的排烟系统中配置了1套设计处理烟气量为487 000Nm3/h的GSA脱硫装置。
2000年4月开工建设，12月安装完毕，2001年1月7日开始运行调试。
GSA脱硫工艺流程见图2.3.5-1。
图2.3.5－1 GSA脱硫技术工艺流程(小龙潭电厂)运行的主要问题有：（1）供浆泵内橡胶管损坏频繁，难以持续喷浆。
供浆泵最初布置在反应塔旁标高为0m的制浆泵房内，成品浆液经供浆泵直接送到标高为18.9m的文丘里管段的喷枪。
后将2台供浆泵移到反应塔18.9m的平台上，并在平台上增设1个GSA浆罐，结果，大大减少了橡胶管的损坏频次。
（2）脱硫副产品输送不畅。
由于输送设备选型和管道配置不合理，在仓泵出口45~200m处出现堵灰。
为此，采取了更换仓泵，将1级输灰改为2级输灰，并在中间仓下部增加事故输灰管的措施。
脱硫灰先集中到40m3的中间仓，再由一、二级输送仓泵送到灰场。
一、二级输灰发送时间为130s，输送压力0.3MPa，输灰能力约10t/h，但仍满足不了脱硫灰的输送，目前还在整改。
（3）2001年12月16日停炉检查时发现脱硫塔塔壁结块、积灰；旋风分离器部分筒壁和灰斗积灰结块；旋风分离器入口衬板磨损严重，甚至磨坏掉入旋风分离器及循环灰箱内，致使旋风分离器灰斗堵灰，循环灰箱的输灰机卡涩。
最终用进口Hardox材料更换了衬板，目前运行正常。
（4）脱硫塔出口烟温长时间低于85℃，除尘器底部灰斗下灰管堵灰。
此故障可通过不定期对下灰管进行振动来解决。
（5）脱硫系统压差大于设计值，导致引风机出力不够。
