湿法脱硫综述

湿法脱硫分析

摘要

湿法脱硫工艺按照脱硫机理的不同可分为化学吸收法、物理吸收法、物理-化学吸收法和湿式氧化法。湿法脱硫，最大的优点是能脱除气体中绝大部分的硫化物，是一种比较适用和经济的方法，但存在脱有机硫能力差、脱硫精度不高的问题，一般用于含硫高、处理量大的气体脱硫。

一化学吸收法

化学吸收法主要包括醇胺法（对不同天然气组成有广泛的适应性）、热钾碱法（主要用于合成气脱除CO2）。

1.醇胺法

醇胺法是化学吸收法最常用的方法，是天然气净化的主导工艺。醇胺法包括一乙醇胺法（MEA）、二乙醇胺法（DEA）、二甘醇胺法（GDA）、二异丙醇胺法（DIPA）砜胺法（sulfinol），以及具有选择性吸收的改良甲基二乙醇胺法（MDEA）。

1.1.化学过程基本原理

依靠化学溶剂与酸气发生酸碱中和反应而脱除硫化氢等，在升温、降压条件下使溶液析出酸气，溶剂得以再生。

1.2.工艺流程

醇胺法和砜胺法工艺流程图如图所示，包括吸收、闪蒸、换热及再生部分。天

然气自吸收塔底进入与由上而下的醇胺液逆流接触，脱除酸气后从吸收塔顶部出来，成为湿净化气。吸收了硫化氢的醇胺液叫富液，从吸收塔底出来后进入闪蒸罐降压闪蒸，脱除烃类气，再经贫富液换热器升温后进入再生塔解吸，再生完全的醇胺液叫贫液，经降温后泵送回吸收塔顶部继续循环使用。

1.3.醇胺法工艺特点及主要影响因素

MEA在各种胺中碱性最强,与酸气反应最迅速,既可脱除H2S又可脱除CO2，无选择性。与COS及CS2发生不可逆降解，不宜用MEA法。氧的存在也会引起乙醇胺的降解，故含氧气体的脱硫不宜用MEA。

DEA既可脱除H2S,又可脱除CO2,也没有选择性。与MEA不同,DEA可用于原料气中含有COS的场合。虽然DEA的分子量较高,但由于它能适应两倍以上MEA 的负荷,因而它的应用仍然经济。DEA溶液再生之后一般具有较MEA溶液低得多的残余酸气浓度。

MDEA工艺被证实具有对H2S优良的选择脱除能力和抗降解性强、反应热较低、腐蚀倾向小、蒸气压较低等优点。但MDEA工艺对有机硫的脱除效率低，对CO2含量很高的原料气（如注入CO2后采出的油田气）的净化，其选吸性能还不能满足要求。

砜胺法采用的吸收液是具有物理吸收性能的环丁砜、具有化学吸收性能的醇胺以及少量水组成。该工艺具有酸气负荷高，吸收贫液的循环量小，水、电、蒸汽的消耗低，溶剂损失量小，气体的净化度高，对设备的腐蚀性差等优点；但溶剂吸收重烃能力强，溶剂溅漏到管线或设备上会溶解油漆，价格较贵，变质后再生困难。

醇胺法工艺主要影响因素有：温度、压力溶剂浓度、贫液酸性气负荷。

温度低有利于醇胺吸收干气中的硫化氢，温度高则有利于富液再生；压力高气相分压高，有利于吸收硫化氢，但压力过高，设备成本较高。压力低有利用富液再生；溶液浓度高吸收硫含量高，但富液浓度过高，容易发泡，影响运转；贫液酸性气负荷越低吸收硫容量越大，但过低的酸性气负荷，再生蒸汽用量较大，能耗也就越大。

1.4.醇胺法主要脱硫方法的特点

方法MEA DEA 砜胺Ⅱ型MDEA

醇胺浓度/% ≤15 20-30 30-45 20-50 [H2S]净（mg/m3) ＜5 ＜5 ＜5 ＜5-20 [CO2]净/% 0.005 0.005-0.02 0.005-0.02 —

酸气负荷/(mol/mol) ＜0.35 0.3-0.8 0.3-0.9 —

选择脱硫能力无几乎无几乎无有

能耗高较高低低

腐蚀性强强较弱较弱

醇胺降解严重有有微

脱有机硫能力差差好差

烃溶解少少多少

下面以1978年镇海炼油厂144×103m3/d处理量规模，MEA工艺为例考察其主要经济指标：

MEA主要经济指标

项目单位指标

废气处理量m3/d 干气144×103m3/d,酸性气6480m3/d

基建投资万元153.99万元（含12万t液化气脱硫，下同）

运行费用万元/a 12

1.5.天然气脱硫工艺选择原则

天然气脱硫通常情况下，规模较大的装置应首先考虑采用胺法的可能性：

(1)在原料气碳硫比较高(CO2/H2S大于6)，为获得适于克劳斯装置加工的酸气而需要选择性脱除H2S时，以及其他可以选择脱除H2S的工况，应采用MDEA选吸工艺；在脱除H2S同时亦需脱除相当数量CO2时，可采用MDEA和其他醇胺(如DEA)组合的混合胺法；

天然气压力较低，净化气H2S指标要求严格且需要同时脱除CO2时，可采用

MEA法、DEA法或混合胺法；

在高寒或沙漠缺水地区，可选用DGA法。

(2) 原料天然气需脱除有机硫时通常应采用砜胺法

原料气含一定量有机硫需要脱除、且CO2亦需与H2S同时脱除的工况，应选用砜胺Ⅱ型工艺；

需要从原料气中选择性脱除H2S和有机硫、可适当保留CO2的工况，应该选择砜胺Ⅲ型工艺；

H2S分压比较高的天然气以砜胺法处理时，其能耗显著低于胺法；

当砜胺法仍然无法达到所需要的净化气有机硫含量指标时，可继以分子筛法脱硫。

(3) 原料气H2S含量低的情况

在原料气H2S含量低、潜硫量不大、碳硫比高且不需要脱除CO2时可以考虑如下工艺：

潜硫量在0.5～5t/d之间，可考虑选用直接转化法，如络合铁法、ADA法或PDS 法(酞菁钴磺酸盐液相催化法)等；

潜硫量小于0.1t/d时可选用非再生类方法，如固体氧化铁法、氧化铁浆液法；

(4) 高压、高酸气浓度的天然气

主要脱除大量CO2的工况，可考虑选用膜分离法、物理溶剂法或活化MDEA法；

需要同时大量脱除H2S和CO2的工况，可分两步处理，第一步以选择性胺法处理原料气以获得富H2S酸气送克劳斯装置，第二步以混合胺法(Miscellaneous Processes )或常规胺法处理达净化指标；

2.热钾碱法

热钾碱法是采用较高的碳酸钾水溶液做吸收剂，在基本相同的温度下进行二氧化碳的吸收和溶液再生。碳酸钾溶液吸收二氧化碳速度较慢，成本较高，目前工业上已经被催化热钾碱法替代。

3.催化热钾碱法

活化热钾碱法工艺是在热碳酸钾溶液中添加一定量的活化剂加快碳酸钾与CO2的反应速度；并降低见页面上CO2平衡分压，从而提高CO2的吸收速度和气体净化度。该工艺主要用于脱碳，同时能脱除硫化氢、有机硫化物。

二物理吸收法

物理溶剂法应用情况

溶剂多乙二醇

二甲醚

碳酸丙烯

酯

甲醇

N-甲基吡

咯烷酮

多乙二醇甲基

异丙基醚

N-甲酰

吗啉

国外工业装置数>50 11 >100 7 ?

待工业

化

国内应用

情况

合成气合成气煤气无无无

技术拥有

者

美国

Allied化

学

南京化工

研究院

美国

Fluor

杭州化工

研究所

德国

Lurgi

国内化工

设计院

德国

Lurgi

德国BASF

美国

IGT

德国

Krupp

物理吸收法是利用有机溶剂在一定压力下进行物理吸收脱硫，然后减压而释放出硫化物气体，溶剂得以再生。物理溶剂法主要有低温甲醇法（Rectisol）和聚乙二醇二甲醚法(NHD)，此外还有碳酸丙烯酯法（Fluar）和N-甲基吡啶烷酮法（Purisol）等。物理吸收法能耗低，吸收重烃，净化度高，需特殊再生措施，主要用于脱碳。

1.低温甲醇洗

低温甲醇洗工艺以纯甲醇为吸收剂在低于0 ℃，加压下脱除原料气中的高浓度酸性气体，特别适用于以煤、重油、沥青等重质烃类为原料的合成氨、羰基合成气、甲醇合成气、城市煤气等气体净化。

1.1.吸收过程基本原理

依靠亨利定理(C=KP)为工作原理，在高压低温时溶剂吸收酸气，再通过逐级闪蒸释放酸气，溶剂再生。

1.2. 工艺流程

煤或重质烃

根据原料气汽化工艺不同，低温甲醇洗脱除原料气和二氧化碳等杂质可分为一

步法和两步法。典型的装置如图（5-52）和图（5-53）可见，在以煤或减压渣油、沥青等重质烃为原料，气化工艺采用冷激流程时，低温甲醇洗同时脱除变换气中二氧化碳、硫化物和氢氰酸等杂质，这就是一步法。而当原料气气化工艺采用废锅流程时，先在CO 变换前用吸收了二氧化碳的低温甲醇脱除原料气中硫化物、氢氰酸等杂质，然后在变换后用低温甲醇贫液脱除变换气中CO 2，这就是两步法。

1.3. 低温甲醇法工艺特点

低温甲醇法工艺冷甲醇法工艺优点：

1)能吸收各种杂质

2)有良好的选择性，对H2S、COS、CO2的吸收很强，对CH4、CO、H2就显得

很少。

3)净化度高，原料气经过低温甲醇洗涤后，CO2可净化到20ppm以内，总硫可

脱至0.1ppm以内，可适用于对硫含量严格要求的任何工艺。

4)吸收能力强，溶剂循环量小

5)再生能耗低（甲醇沸点仅为64.7℃）

6)溶剂损失小，甲醇在低温下平衡蒸汽压仍很低。

7)溶剂的热稳定性和化学稳定性好。

8)粘度小，吸收剂廉价。

9)流程短，操作简便。

该工艺缺点：

1)毒性强

2)设备材质要求高（压力为5.3～5.4MPa）

3)保冷要求高（-40～-50℃）

4)回收剂回收要求高，流程复杂，汽提再生需要用不含氧气的惰性气体作为汽

提气，对于没有空分装置的工厂有一定困难。

2.聚乙二醇二甲醚法（NHD）

NHD法其商业名称为Selexol，现已建设50余套工业装置，其中大约三分之一用于处理天然气，属于物理吸收净化技术，主要应用于脱碳。该技术广泛应用于天然气、煤气、合成气等原料气的脱CO2和脱硫（H2S和有机硫）。

2.1.吸收过程原理

依靠亨利定理(C=KP)为工作原理，在高压低温时溶剂吸收酸气，再通过逐级闪蒸释放酸气，溶剂再生。

2.2.工艺流程

在脱硫部分，原料气同循环气会合后，经换热冷却后进入H2S吸收塔，H2S和部分CO2、H2等气体在塔中被吸收，进H2S吸收塔的贫液是饱和CO2的。离开H2S 吸收塔的富液减压后在贫富液换热器中被加热，而后进入H2S浓缩塔，在H2S浓缩塔塔底部通入气体（净化后气体或N2气）汽提，将溶液中大部分CO2汽提放出。出H2S浓缩塔低部通入气体（净化后气体或N2气）汽提，将溶液中大部分CO2汽提放出。出H2S浓缩塔底的溶液减压至0.8Mpa左右从溶液中驰放出H2、N2等有价值气体，这些气体被冷却压缩后同H2S浓缩塔塔顶气体混合后循环回到H2S吸收塔。离开闪蒸器的溶液进入H2S汽提塔，溶液在塔中加热用蒸汽汽提，由于大部分CO2已在浓缩塔中放出，在汽提塔顶放出的酸气中H2S含量可高至30%-65%，去硫回收单元制硫磺。出汽提塔的贫液经贫富液换热器冷却后进入CO2吸收部分。

2.3.NHD工艺特点

该工艺对CO2、H2S等均有较强的吸收能力，但对COS的吸收能力较弱。NHD 净化可将CO2脱至0.1%以下，H2S小于1ppm。

该工艺的优点在于设备无腐蚀，可采用碳钢设备，整个工艺投资较少。但NHD 溶液对COS吸收能力差，需增加水解装置，而且该工艺须将脱硫和脱碳分开脱除（脱硫单元采用常温选择性吸收硫化氢、硫化氢浓缩及再生的三塔流程，配以二级闪蒸；脱碳单元采用二级二塔闪蒸流程脱碳塔顶贫液温度0～2℃），使得流程复杂，另外其溶剂昂贵，吸收能力比甲醇低，因而，溶剂循环量大，操作费用较高。

2.4.工艺的主要影响因素

2.4.1.操作压力

脱碳操作压力愈大，愈有利于CO2、H2S等酸性气体的溶解。但压力过高，会增加设备投资，压缩机的能耗也增大。

2.4.2.吸收温度

温度对各种气体在聚乙二醇二甲醚溶剂中的溶解度影响较大。吸收温度降低，会使CO2、H2S等气体在溶剂中的溶解度上升，但H2、N2气在溶剂中的溶解度随温度降低而减少，所以低温操作又可减少H2、N2等有用气体的溶解损失。

2.4.

3.气液比

气液比过大导致净化气中CO2和H2S等气体含量上升，影响质量。气液比过小会造成浪费，成本上升。

2.4.4.溶剂的饱和度

增加填料体积可加大气液相接触面积，从而增加溶剂饱和度，但会导致塔的投资和能耗增大。

3.低温甲醇法与NHD工艺比较

低温甲醇与NHD 投资比较

项目名程 单位 低温甲醇洗 NHD 配克劳斯制硫 NHD 配WSA 制硫酸 能耗 106KJ/h 48.816 72.741 44.817 基建投资

万元

5381.83 2980.36 3596.3 车间管理费 万元/年

134.546

74.259 89.908 车间成本 万元/年 9122.759

9143.357

8963.661

三 湿式氧化法

湿式氧化法脱硫是将硫化氢在液相中氧化成元素硫的一种脱硫方法，这种

方法

的流程比较简单，可以直接得到元素硫。主要用于处理硫化氢浓度较低，而二氧化碳浓度较高的气体，液相氧化法对硫化氢的吸收有一定的选择性。这种脱硫方法的缺点是溶液吸收硫化氢的硫容量低，因此溶液循环量大和回收硫的处理设备大。适用于除去每天少于10吨硫的气体。

目前国内湿式氧化法脱硫应用的仍是以ADA、栲胶及PDS为主。

与醇胺法相比，湿式氧化法具有如下特点：

1)流程较简单、投资较低。醇胺法及砜胺法酸气需以克劳斯装置回收硫磺，甚至

需要尾气处理装置；湿式氧化法本身即可将H

S转化为单质硫，故流程较简单，

2

且工艺装置及配套的公用工程投资均较低。

2)主要脱除H2S，仅吸收少量CO2，故对气流中H2S的变化敏感而对CO2的变化则不

甚敏感。

3)能耗结构不同。醇胺法再生需耗用大量蒸汽，湿式氧化法用蒸汽不多，但因溶

液硫容低、循环量大而电耗高，吸收塔压力高时更为突出。

4)环保方面的问题不同。醇胺法存在硫回收装置尾气SO

达标排放问题，湿式氧化

2

法基本无气相污染问题，但液相因运行中产生Na2S2O3及有机物降解需适量排放以保持溶液性能稳定，故存在废液处理问题。

5)有较多操作问题。在醇胺法装置中可能遇到的操作问题是起泡、腐蚀等，通常

均有相当可靠的措施加以抑制或解决；而湿式氧化法装置，许多操作问题是因溶液中含有固相硫磺导致的非均相性而产生的，如硫磺堵塞、腐蚀-磨蚀等，产生操作故障的可能性较大。

1.蒽醌二磺酸钠法（ADA）

该法主要应用于焦炉气和煤气，是中国目前应用最多的脱硫方法之一。

1.1.化学过程基本原理

1.2.工艺流程

中国使用喷射器再生的ADA法脱硫工艺如图所示。吸收了硫化氢的富液从吸收塔底排出，经溶液循环槽，用富液泵加压送往喷射器，在喷射器中，溶液高速通过喷嘴产生局部负压，将空气吸入，富液与空气混合，在较短时间内完成氧化反应。浮选槽上的硫泡沫送去分离与过滤。

1.3.工艺特点

该工艺优点：

1)脱硫效率高，一般可大于99％，能将H2S从6g／m3，脱至2ppm，只需一次脱

硫即可达到城市煤气标准。

2)该工艺技术成熟，操作稳定，设备和材料均可在国内解决，是一种比较理想的

脱硫脱氰工艺。

该工艺缺点：

1)磺、硫代硫酸钠和硫氰酸钠产品品位不高，操作环境较差，因此综合效益较差；

2)改良ADA脱硫装置位于煤气净化处理末端，腐蚀性较强，对前端设备和管道材

质要求较高；

3)废液处理流程较长，能耗高，致使装置投资费用较高。

ADA法脱硫的工厂操作数据

气源重油裂解气半水煤气变换气天然气焦炉气吸收压力（105Pa）18.6 0.1 18.1 18.2 0.32

气体流量/(m3/h) 45000 27000 41000 28750 12200

进口H2S（g/m3）＜200 2000 150 **** ****

净化气H2S（g/m3）＜15 25 10 0.5 20

2.萘醌法（Takahax）

该法主要在日本应用，中国引用此法用于焦炉气脱硫。

2.1.脱硫原理

萘醌法用萘醌（NQ）作氧载体，最适宜的溶液是1、4萘醌-2磺酸的碱性溶液，碱性介质可以用碳酸钠，也可以用氨，在萘菎法中醌化合物的氧化-还原电位比ADA 法中的萘醌二磺酸高2倍，由于较大的电位促进了H2S迅速转化为元素硫，因此在萘醌溶液中不加钒。

2.2.工艺流程

2.3.工艺特点

该工艺优点：

1)以煤气中的氨和剩余氨水蒸馏出的氨为源，不需外加碱源，降低了装置操作运

行费用；

2)硫铵的产量比其他工艺高

3)在脱硫过程中，元素硫的生产量仅满足生成NH4CNS反应的需要，不析出多余

的元素硫，因此不易堵塞设备管道，操作条件好；

4)废液处理流程简单，占地小。

该工艺缺点是：

1)其它其工艺相比，脱硫脱氰效果低

2)废液处理需要在高温高压和强腐蚀的条件下进行，对设备材质要求较高，增加

了设备制造难度，加大了装置投资

3)吸收所需要的液气比和再生所需要的空气操作压力高，因此装置能耗较高；

4)目前催化剂未实现国产化，催化剂需进口解决。

3.栲胶法(TV法)

栲胶法根据碱源不同分为碱性栲胶（以橡椀栲胶和偏钒酸钠为催化剂）脱硫和氨法栲胶（以氨代替碱）脱硫。栲胶法适用于焦炉气脱硫，焦炉气与半水煤气的区别在于其含萘及煤焦油、HCN较多，而C02较少。因此，只要前工序(静电除尘除焦、脱萘等)正常，使用栲胶法是可行的。栲胶法和改良的ADA法工艺流程完全相同。

3.1.脱硫原理

3.2.工艺特点

1)该工艺优点：

2)原料为野生植物，资源丰富、价格低廉。

3)无堵塔问题。

4)栲胶既是氧化剂又是钒的配合剂，脱硫液组成简单。

5)脱硫液腐蚀性小。

该工艺缺点：

1)管道容易淤积硫。

2)没有脱除有机硫。

3)栲胶需要预处理才能添加到系统中，否则会引起严重的溶液发泡。

4)溶液本身的胶体功能和发泡性对脱硫操作和硫回收不利。

5)脱高硫气体其脱硫效率更低，尤其是有含高挥发组份原料值得的高硫气体。

6)随着副反应生成物增多和其他杂质增加，溶液腐蚀性增大。当溶液中

Na2SO4≥40g/L时，设备开始腐蚀，Na2SO4≥80g/L时设备腐蚀相当严重。

栲胶法脱硫的工厂操作数据

气源半水煤气变换气半水煤气焦炉气吸收压力（105Pa）＜0.2 18 ＜0.1 ＜0.1 气体流量/(m3/h) 50000 31500 10000-12000 10792 进口H2S（g/m3）2-2.3 0.11 1月2日 2.65 净化气H2S（g/m3）0.005-0.01 0.016 ＜0.07 0.058

4.PDS法

PDS工艺主要应用于煤气、焦炉气、合成氨厂、半水煤气、炼厂气等，一般是与ADA法和栲胶法配合使用。只需要在原脱硫液中加微量的PDS即可，消耗费用较低。

4.1.脱硫原理

PDS脱硫催化剂的主要成分是双核钛菁钴磺酸盐，其结构式如下：

其催化脱硫作用机理可分为四步：

1)在碱性溶液中将溶解的氧吸附而活化。

2)将硫化物吸附到高活性离子表面，即钛菁类有机金属化合物原来吸附的活化氧

将硫化物氧化，生成硫和多硫化物，同时也有硫代硫酸盐或二硫化物形成。

3)新产物从活性离子表面解析。

4)脱硫液中活性离子重新吸附氧再生。只要活性大离子在溶液中不与其他物质反

应或溢出系统外，催化剂使用寿命将是相当长久的。

4.2.工艺流程

一般是与ADA法和栲胶法配合使用。

4.3.影响工艺脱硫的主要因素

4.3.1.溶液的PH

溶液PH>8.5，氧化速度下降；PH>10时，生成硫代硫酸钠的副反应加剧；PH 太低，吸收速度和溶液的硫容量降低。故PH选在8.2-8.5最好。

4.3.2.溶液中PDS浓度

随着PDS浓度的提高，吸氧速度加快，生成单体硫的选择性加强。当浓度超过70mg/kg后，其浓度对选择性的影响趋于缓和。所以PDS浓度可在100mg/kg一下选用，一般为5-20mg/kg。由于脱硫液中PDS加入量很少，且容易被硫泡沫带走，如集体加入，势必造成局部过浓而导致PDS未参与反应就被带走，因此必须采取连续少量滴加的方法。

4.3.3.PDS的硫容

PDS脱硫液的硫容，首先随PDS浓度的提高而增大，约100mg/kg时为最大，而后又随PDS浓度的提高略有降低。而PDS的硫容远高于ADA等其他氧化法。PDS 法硫容较高的原因，是因为PDS能催化生成多硫化物。多硫化物的酸性远强于硫化氢的酸性，其相应盐的水解度就较小，气象硫氢化物的平衡分压就较低，在同等残硫的条件下，脱硫液中硫化物的浓度-硫容就较高。

4.4.PDS工艺特点

该工艺优点：

1)适用范同广，能够脱除高含量硫；

2)脱硫脱氰效率高，H2S脱除率可达96％以上，HCN脱除率可达95％以上。对有

机硫的脱除率可达50％以上：

3)生成的单质硫颗粒大，易分离；

4)可脱除部分有机硫；

该工艺缺点：

1)有时脱硫效率不稳定；

2)需要其它成分配合使用。

3)根据国内应用情况来看，该技术用于无机硫脱效果较理想，用于有机硫脱除的

效果不理想。

PDS法脱硫的工厂操作数据

气源半水煤气半水煤气焦炉气半水煤

气

半水煤

气

吸收压力常压常压常压常压加压

气体流量/(m3/h) 28000-30000 21000 15000 5700 25000

进口H2S（g/m3）0.3-1.7 0.68-1.2 10-15 1.5-2.5 1-7

净化气H2S（g/m3）＜0.05 ＜0.05 0.026-0.12 0.07 ≤0.07

5.氨水液相催化法(Perox)

国外主要用于焦炉气的脱硫，中国主要用于合成氨厂的煤气脱硫。

5.1.脱硫原理

该工艺脱硫液组成为氨水溶液中加入0.3g/L的对苯二酚催化剂，氨水溶液吸收硫化氢，生成硫化铵，然后硫化铵被对苯二酚氧化为元素硫，其化学反应式如下：

5.2.工艺流程

氨水催化法脱硫的工厂操作数据

气源焦炉气半水煤气

气体流量/(m3/h)8300011100

进口H2S（mg/m3）300300

净化气H2S（mg/m3） 5.53 2.4-4.1

5.3.工艺特点

该工艺优点：

1)合成氨厂用氨配置脱硫液供应方便，且可以利用废氨水，从而降低脱硫的运行

费用。

2)操作简单、稳定，能满足一般的脱硫要求。

该工艺缺点：

1)脱硫效率不高，特别是气相中CO2分压高时，溶液碳化度升高使脱硫效率下降，

氨易挥发导致脱硫液碱度波动。

2)对二苯酚氧化HS—反应速度慢，反应时间不足时，HS-进入再生器生成硫代硫酸

盐，副反应率高（高于30%）

3)硫容低(约100mg／L)

4)氨耗大

5)易发生硫堵

6.配合铁法(Perox)

配合铁法应用最多的是LO-CAT法，该工艺主要优点是溶液无毒性，在室温条件下操作，脱硫效率最高可达99.99%，目前是目前国外使用较多的一种方法。

脱硫原理

6.1.脱硫原理

配合铁法的原理是H2S在碱性溶液中被配合铁盐氧化成元素硫，被H2S还原了的催化剂可用空气再生，将Fe2+氧化为Fe3+。铁离子在碱性溶液中不稳定，极易沉淀从而从溶液中析出，故须选择合适的配合剂（LO-CAT法加入多聚糖与EDTA复合成双组分配合剂），以使Fe2+和Fe3+稳定存在于溶液中。LO-CAT法

6.2.工艺流程

6.3.工艺特点

LO-CAT法脱硫有以下特点：

1)脱除H2S的效率较高，净化气中H2S含量可达到2mg/m3

2)不需要反应槽。真空脱水后硫膏的固体含量可达80%-90%，高于ADA法的

湿法脱硫原理

石灰石-石膏湿法脱硫原理分析 烟气脱硫发生在吸收塔吸收区内，装液有循环泵抽出，经喷淋层喷嘴雾化喷出，细小的聚液液滴充满整个吸收塔吸收区域，与逆流而上的烟气接触发生传质和化学吸收反应，脱除SO2.整个吸收过程可以假设由两部分组成，一是气态的SO2溶解在装液中的传质过程；而是溶解的SO2在浆液中所发生的化学吸收过程。 （1）气液相间传质过程 系数塔内气液相间的传质过程可用Whitman（1923）提出的双模理论来描述。该理论假设当气液两相接触时，在气体和液体之间存在稳定的相界面，相界面两侧各存在很薄的气模和液膜。气体一份子括但形势从气相主体穿过气模和液膜进入液相主体，在相界面气液两相平衡，且遵循亨利定律；在两膜层以外的中心区，流体勋在充分的湍流，分子浓度均匀。 （2）化学吸收反应过程 1）SO2水解 烟气中的SO2通过喷淋液相后，首先与浆液发生水解反应，反应的方程式： O2+H2O→H+ + HSO3- HSO3-→H+ + SO32- SO2的水解使得液相中的SO2分子减少，破坏了气液相间的分子平衡，以推动S02分子气相主体输送到液相主体，而从上面的方程式S02的水解和H2SO3的电离均是可逆过程，只消耗掉反应生成物，才能推动反应不断的进行，从而不断断的吸收气相中的S02分子，以到烟气脱的目的。 2）氧化反应 SO2水解后，脱硫浆液中会存在大量的HSO3-，由于其具有强还原性，在吸收塔浆液区，易于氧化风机以及烟气中带来的溶解氧反应，氧化反应过程为： HSO3-+O2=HSO4- HSO4-=H++SO42- 氧化反应将HSO3-氧化为SO42-，减少了水解反应的生成物，促进水解反应的进行和气态SO2的吸收，而且将化学特性较不稳定的SO32-氧化成为特性较稳定的SO42-，为下部与CaCO3的结晶反应提供了基础。 3)石膏结晶 在氧化反应阶段后，浆液中存在的SO42-与浆液的Ca2+离子反应生成难溶于水的二水硫酸钙（石膏），这些石膏会被石膏排出泵送出脱硫塔，降低脱硫塔内石膏的浓度，这使得石膏结晶的反应能够源源不断的进行下去。 反应的方程式为 Ca2++SO42-+H2O=CaSO4·2H2O 脱硫浆液中重金属的迁移机理 煤炭中

影响燃煤电厂湿法烟气脱硫效率的主要因素 李钧

影响燃煤电厂湿法烟气脱硫效率的主要因素李钧 发表时间：2019-07-16T13:51:49.263Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：李钧 [导读] 摘要：科学技术的快速发展使我国各行业发展迅速。 （国电宁夏石嘴山发电有限责任公司宁夏回族自治区石嘴山市 753202） 摘要：科学技术的快速发展使我国各行业发展迅速。石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是目前世界上应用最为广泛、工艺最为成熟、适应能力最强的火力发电机组烟气脱硫技术。 关键词：燃煤电厂；湿法烟气脱硫效率；主要因素 引言 我国经济建设的快速发展离不开各行业的大力支持。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭资源在能源结构中始终占据着主导地位。煤炭作为一次能源，最大的缺点在于燃烧过程中排放出的二氧化硫（SO2）、NOx及粉尘等污染物，给人类健康、社会生产、生态环境等造成了巨大的危害。 1燃煤电厂湿法烟气脱硫现状 在这个阶段，人们逐渐增强对生态环境的保护意识。国家逐渐开始强调对于保护环境的重要性。因为新兴技术的发展，烟气脱硫技术得到了快速发展，并且普遍的使用到各种电站企业。经过不完全的调查统计分析，只有百分之十的电站企业在开发过程中不使用烟气脱硫技术。在电站烟气脱硫技术应用中，大多数电站锅炉技术人员通过相关方案的测试，可以满足烟气脱硫的基本要求。我国的烟气脱硫技术处于迷茫的阶段，可以借鉴外国先进的烟气脱硫的经验和技术，并且与我国传统的技术相结合，以达到技术创新的目标。 2影响脱硫效率的主要因素 2.1吸收塔浆液pH值对脱硫效率的影响 吸收塔内浆液pH值的控制是提高脱硫效率，掌控石膏品质的关键环节。浆液pH值在实际运行中对于吸收塔内传质性能有着一定影响，具体表现在以下方面：首先，吸收浆液的pH较高，液相主体传质系数增大，有利于SO2的吸收，对SO2脱除有利，可减少石灰石浆液对设备的腐蚀作用；其次，当pH值越小时，会有利于石灰石的溶解，钙离子的析出，但不利于SO2的反应。随着SO2的吸收，浆液的pH值继续下降，酸度增加，CａCO３的析出量增加。CａCO３细本颗粒表面被析出的CａCO３包围，阻碍了CａCO３的继续分解，继而使pH值继续降低，反而会抑制SO2吸收反应的进行。所以在实际生产作业过程中，一般情况下，石灰石浆液的pH值控制在5.0-5.8比较合适的控制范围。 2.2锅炉投油 目前，脱硫系统取消烟气旁路后，脱硫系统都要在锅炉点火前启动运行，锅炉在开停机和投油稳燃时都将造成大量未完全燃烧的柴油在脱硫系统被吸收沉积，柴油和浆液混合后起到表面活性剂的作用，容易在吸收塔内产生泡沫，妨碍石膏结晶和晶体长大。吸收塔起泡严重时，石膏排出泵入口浆液泡沫增加，泵出口压力降低或压力不稳，无法正常控制石膏流量，浆液流量不稳定，最终导致浆液密度逐渐上升，吸收塔液位难以控制。 2.3入口烟气温度对脱硫效率的影响 燃煤电厂常规FGD入口的温度约为100-160度左右，这个与燃用煤质、锅炉燃烧情况有关。这与SO2的吸收过程是一个放热的过程有关联，若FGD入口温度过高，会造成吸收塔内液面SO2平衡分压上升，导致二氧化硫溶解度下降，脱硫率降低。另外，过高的烟气温度还会降低了吸收塔内某些特种材质的使用寿命。SO2的吸收速率随着温度的升髙而降低，温度的升高还不利于反应向生成石膏过程移动。所以在实际的FGD装置中，通常高温原烟气会经过烟气换热器（GGH）来降低进入吸收塔的原烟气温度或在吸收塔前布置降温装置来降低吸收塔入口温度，提高了脱硫系统的效率。 2.4工艺水水质 根据燃煤电厂典型设计情况，石灰石－石膏湿法脱硫系统工艺水一般来源于电厂循环水排水，而循环水中为了防止凝汽器结垢，往往是连续添加阻垢剂，抑制CａCO３的生成。根据循环水阻垢剂阻垢原理，阻垢剂能起到表面活性剂的作用，会对CａCO３进行包裹，防止晶格长大，并且阻垢剂中的特殊金属有机物会进入CａCO３晶格，使晶格发生畸变，阻止CａCO３晶体长大，而这些阻垢剂进入脱硫浆液系统后同样会抑制CａCO4晶格长大，影响石膏脱水。 2.5入口烟气含尘浓度对脱硫效率的影响 吸收塔在运行中若因除尘器故障等原因会使FGD入口烟尘增加，烟气中约75%的飞灰留在了浆液中，致使从而会降低脱硫效率。烟尘中的HF（氟化氢）进入脱硫塔与水接触，与CａCO３中Ca2+与F-发生反应生成CaF2，同时，飞灰中的铝离子溶解进脱硫塔内的浆液中，生成A1Fn多核络合物阻碍了石灰石的消溶，导致浆液pH值下降。同时灰尘中的重金属离子如Hg、Mg、Cd、Zn等会抑制Ca2+与HSO3-的反应，进而影响脱硫效率和石灰石的利用率。此外，飞灰化合成复合物，形成石灰石颗粒表面包膜，降低活性，也会影响生成石膏副产品的品质。 2.6烟气SO2浓度对传质速率的影响 采用浓度为20%的脱硫剂，在烟气流量为18m3?h-1、脱硫剂循环流量为300mL?min-1时，对SO2浓度为1860~6440mg?m-3的烟气进行了实验探究。将测得的系统出口烟气SO2浓度代入模型，并将计算得出的传质速率与实验所得的传质速率进行比较。模型和实验结果同时表明，传质速率与烟气SO2浓度呈正相关性。传质速率对烟气SO2浓度的变化较为敏感，随着烟气SO2浓度的升高而急剧提高。这可能是由于，烟气SO2浓度的提高增加了一定时间内参与反应的SO2气体的量，增加了反应接触面积的同时，提高了传质的浓度推动力，从而导致了传质速率的提高。 2.7石灰石品质对脱硫效率的影响 石灰石作为吸收剂，品质的优劣影响着脱硫FGD系统的性能、可靠性以及脱硫效率。石灰石纯度低，供应量就大，影响了脱硫反应的速率，增加了吸收塔的负荷，使吸收塔的浆液密度不易控制，生成石膏的纯度下降。石灰石的粒度越细，溶解性就越好，与SO2的反应速度就越快、越充分，石灰石的利用率就越高，脱硫效率就越好。为了确保烟气脱硫效果，通常情况下要求石灰石中CａCO３的质量分数不小于90%，杂质要少，越纯越好，一般石灰石细度在325目，过筛率90%以上最佳，粒径在40-60μm。在整个脱硫SO2吸收及氧化的反应过程

湿法脱硫系统

一、系统介绍 1.1 湿式吸收塔系统 吸收塔采用喷淋塔，每台锅炉配一套湿式吸收塔系统。吸收塔系统至少包括： 1、吸收塔 至少包括：由带有防腐内衬或其它防腐衬层钢制塔体和烟气出口和入口、人孔门、观察孔、法兰、液位控制、溢流管及所有需要的管口与连接件等。 2、浆液循环系统 每套包括：浆池、搅拌器、浆液循环泵、管道、喷雾系统、支撑、加强件和配件等；浆液循环泵采用单元制运行方式，每台循环泵对应一层喷嘴，循环泵不设运行备用。每个吸收塔考虑设一台（最高压头）备用泵叶轮。 吸收塔内部浆液喷雾系统由分配管网和喷嘴组成，喷雾系统的设计能使喷雾流量均匀分布，浆液喷雾系统采用FRP（原材料进口），采用四层喷淋。 每台循环泵与各自的喷雾层连接，不考虑备用循环泵。吸收塔浆液循环泵为离心叶轮泵（无堵塞离心式）。 3、吸收塔氧化风系统 氧化风机为每塔两台，一运一备，流量裕量为10%，压头裕量为20%。氧化风机为罗茨型。吸收塔外部的氧化风管进行保温。 4、除雾器 每塔1套，包括：进出口罩、优化布置的除雾器、冲洗水系统和喷淋系统等。采用屋脊式，塔内设计流速不超过 3.5M/S。除雾器安装在净烟气出口处分离夹带的雾滴，吸收塔出口净烟气携带水滴含量小于75mg/Nm3。 5、石膏浆液输送泵 每塔配2台石膏浆液输送泵（1运1备）。含泵本体、配套电机、联轴器、泵和电机的共用基础底座、法兰、配件以及内衬、冲洗装置等。 6、事故浆液箱 二台机组的FGD岛内设有一个事故浆液箱，其容积满足：不小于一座吸收塔最低运行液位时的浆池容量。 事故浆液箱配备内衬、泵、阀门、管件和控制件，以便将箱体内浆液转送至吸收塔。提供搅拌措施以防止浆液沉淀。 事故浆液箱浆液的传送速度能使箱体内浆液在15个小时内彻底放空，安装

湿法脱硫毕业设计

. . ***学院 毕业设计说明书 年处理1亿M3烟气湿法脱硫工艺设计PROCESSING DESIGN OF THE WET PROCESS FLUE GAS DESULFURIZATION WHICH CAN DISPOSE 1 BILLION M3 EVERY YEAR 系别***系 专业*** 班级**班 学号** 姓名** 指导教师**

. . 摘要 本设计针对毕业设计任务书中所给出的烟气含量和脱硫要求，结合我国烟气脱硫的 技术现状而设计出的一套较完备的烟气脱硫系统。做此设计的目的是为烟气脱硫技术的国产化积极的作准备。 本设计的主要内容： 介绍了现有的烟气脱硫的工艺并进行分析之后决定了系统的脱硫方法为湿式石灰石-石膏法。介绍了一些主要的脱硫装置和类型，比较选择之后确定了吸收塔的类型、流程。对湿式石灰石-石膏烟气脱硫工艺的各个子系统进行了介绍并大致确定了本工艺中选用各子系统的的处理流程、装置和设备。设计了各设备的物料流量，操作压力，做了设备的选型。对所设计的烟气脱硫工艺进行了技术经济分析。 关键词：湿法石灰石－石膏法烟气脱硫物料衡算设备选型技术经济分析

. . Abstract According to the composition of the Flue Gas and the desurfurization request,combining with existing FGD technical process in our nation,this article designed a set of adequate FGD systems.The purpose of this artical is that do some prepares for the designing process of the FGD of our own country. This article's main work are: Analyzed and compared existing FGD technology of domestic and overseas ,chose the Limestone-Gypsum Wet Method Desurfurization Technology for Fume Gas.Introduced main equipment of the desurfurization ,then decided the type and the diagram flow of the absorber.Designed the arrangment of system's popes , design the equipment’s material flow, operating pressure made selection of equipment, Carried out economic and technical analysis of the FGD system designed. Key words: Limestone-Gypsum Wet Method Flue Gas Desulfuration Material Accounting Selection of equipment Technical and Economic Analysis

石灰石石膏湿法脱硫原理 (2)

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石（石灰）－石膏湿法脱硫工艺是湿法脱硫的一种，是目 前世界上应用范围最广、工艺技术最成熟的标准脱硫工艺技术。是当 前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺。它采用价廉易得 的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅 拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制 成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二 氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除， 最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴， 经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。 由于吸收浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。最初这一技术是 为发电容量在100MW以上、要求脱硫效率较高的矿物燃料发电设备配 套的，但近几年来，这一脱硫工艺也在工业锅炉和垃圾电站上得到了 应用. 根据美国EPRI统计，目前已经开发的脱硫工艺大约有近百种，但真正实现工业应用的仅10多种。已经投运或正在计划建设的脱硫系统中，湿法烟气脱硫技术占80%左右。在湿法烟气脱硫技术中，石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱流技术是最主要的技术，其优点是： 1、技术成熟，脱硫效率高，可达95%以上。 2、原料来源广泛、易取得、价格优惠 3、大型化技术成熟，容量可大可小，应用范围广

4、系统运行稳定，变负荷运行特性优良 5、副产品可充分利用，是良好的建筑材料 6、只有少量的废物排放，并且可实现无废物排放 7、技术进步快。 石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱硫工艺，一般布置在锅炉除尘器后尾部烟道，主要有：工艺系统、DCS控制系统、电气系统三个分统。 基本工艺过程 在石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺中，俘获二氧化硫（SO2）的基本工艺过程：烟气进入吸收塔后，与吸收剂浆液接触、进行物理、化学反应，最后产生固化二氧化硫的石膏副产品。基本工艺过程为：（1）气态SO2与吸收浆液混合、溶解 （2） SO2进行反应生成亚硫根 （3）亚硫根氧化生成硫酸根 （4）硫酸根与吸收剂反应生成硫酸盐 （5）硫酸盐从吸收剂中分离 用石灰石作吸收剂时，SO2在吸收塔中转化，其反应简式式如下： CaCO3+2 SO2+H2O ←→Ca(HSO3)2+CO2 在此，含CaCO3的浆液被称为洗涤悬浮液，它从吸收塔的上部喷

湿法脱硫对烟气温度影响)

湿法烟气脱硫后烟温变化对烟囱运行的影响 火电厂加装湿法烟气脱硫装置后，会使烟气温度降低，造成烟囱运行条件偏离设计工况，可能对烟囱产生不良影响。对此，以某发电厂125 Mw 机组湿法烟气脱硫装置为例，分析脱硫后烟温变化可能对烟囱安全性和运行造成的影响。 1 烟囱内温度分布的计算 某发电厂2 台125 MW 机组共用1 座烟囱，烟囱高度为180m 3y6|+Q!]8z:G7i&https://www.wendangku.net/doc/4c12524298.html,，脱硫前满负荷时烟囱入口烟气量为1 230000m3/h（标准状态），温度150℃ ，脱硫后满负荷时烟囱进口烟气量为1 306209m3/h （标准状态）， 温度80℃ 。 .A&a+]7s+a-_9a+H9D能源环保论坛对脱硫装置安装前后满负荷、80％负荷、65％负 荷和50％负荷共8个工况进行分析。 根据能量守恒原理，可计算出烟囱沿高度方向的一维温度分布。由于沿高度方向烟囱直径是变化的，且烟囱较高，所以采用分段计算，并考虑了沿高度位能的变化。将烟囱分为13 段，在计算段内，根据能量守恒可得： 由上式得到脱硫装置安装前后各个工况的温度分布结果见图1 、图2 。

由图1 和图2 可知，脱硫装置安装前后烟囱内进出口烟温降低都不大，但由于脱硫装置安装后烟囱进口烟气温度低，使烟气和烟囱外环境的温差减小，因而烟囱进出口的烟温较未脱硫时小。由于烟气脱硫装置安装后烟囱内烟温低于80℃ ，平均比未脱硫时低70℃ ，因此对于烟气脱硫装置安装后的烟囱必须考虑烟温变化带来的影响。 2 烟气脱硫装置安装前后烟囱内烟气温度分布变化对烟囱的影响 烟囱内烟气温度的变化可能对烟囱带来的影响主要有：(l）由于烟气温度的降低出现酸结露现象，造成烟囱内部腐蚀；(2）由于烟气温度的变化使烟囱的热应力发生改变；(3）由 于烟温降低影响烟气抬升高度， （烟气排出烟囱口之后，由于排出速度和热浮力的作用，上升一段高度后再慢慢扩散，这段高度称为抬升高度。烟气自烟囱排出，即与周围大气发生强烈的能量和热量交换，交换到一定程度，烟气的速度、温度和周围大气十分接近，此时烟气就随着大气运动而浮沉和扩散，烟气浓度逐渐降低，最后和大气融为一体完成整个扩散过程。）从而影响烟气的排放；(4）由于烟温的降低，造成正压区范围扩大。 2.1 烟囱的腐蚀情况 烟气脱硫装置安装后可能使烟气温度低于酸露点，造成对烟囱内衬材料以及钢筋混凝土筒

湿法脱硫运行规程

Q/LH XXXX公司企业标准 QJ/LH 04.40-2016 XXXX湿法脱硫工艺操作规程

实施 2016-12-10 2016-12-10发布公司发布XXXX 1 目录 1.主题内容与适用范围 (1) 2.引用标准 (4) 3.产品说明 (5) 4.工艺系统及设备选型介绍 (9) 5.基本化学反应方程式 (24) 6.原材料及主要化学品规格 (25) 7.岗位职责与范围 (26) 8.开停车步骤及正常运行控制 (29) 9.脱硫装置常见故障、原因及处理措施 (58) 10.主要设备一览表 (65) 11.定期工作安排 (68) 12.检查与考核 (71)

2 XXXX公司企业标准 XXXX湿法脱硫工艺操作规程 QJ/LH 04.40-2016 1 主要内容与适用范围 本标准规定了：XXXXXX公司热电分厂锅炉车间#1—#3锅炉烟气脱硫FGD装置的运行、监控以及日常维护项目要求，适用于所有脱硫运行人员，是指导脱硫运行人员正确运行操作的法规。要求脱硫运行人员必须熟练掌握运行调整、设备启停以及安全规程等事宜。 本标准适用于XXXX公司热电分厂锅炉车间湿法脱硫值班员操作工作。 2 引用标准 引用依据： 《电力工业技术管理法规》

《电力建设施工及验收技术规范》 《电业安全工作规程》 《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011》 《污水综合排放标准GB8978-1996》 《火力发电厂设计技术规程DL 5000-2000》 《火电厂石灰石－石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T997-2006》《设备运行维护手册》 《设备制造厂家使用说明书》 3 《运行维护手册》 《技术协议》及设计院设计图纸资料。 3.产品说明 烟气脱硫系统包括烟气脱硫装置及与其配套的系统，#1、#2锅炉设置1套烟气脱硫装置。#3锅炉单独设置一套脱硫装置。控制室原锅炉间内。脱硫装置按全烟气脱硫设计，脱硫效率≥95%。主要系统有： 3.1.1.SO2吸收系统 SO2吸收系统是石灰－石膏湿式脱硫装置的核心部分，所有脱除SO2的物理、化学反应过程都在吸收塔内进行并完成。 SO2吸收系统由吸收塔（包括壳体、喷淋层、搅拌器、除雾器）、浆液循环泵及管线等组成。

石灰石湿法与循环流化床干法脱硫技术的比较分析

一、石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫主要特点 （1）脱硫效率高。石灰石（石灰）—石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，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。国外火电厂石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫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，石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫工艺都能适应。 (4)占地面积大，一次性建设投资相对较大。石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺比其它工艺的占地面积要大，所以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。作为石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在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。石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。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。近年来国外对石灰石(石灰) /石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，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妥善解决。 二、市场分析 1、从第一套湿式石灰石/石膏法烟气脱硫机组投运至今，全世界目前在运的湿法脱硫机组已有几千套之多（超过30万千瓦的脱硫机组全部采用湿法），其在业内的广泛使用程度及市场认可度都占有压倒性的优势。经过几十年的研究和优化，原有的结垢、堵塞和磨损（湿法中普遍存在）等技术问题已成功解决。湿式石灰石/ 石膏法由于技术成熟度最高，一直以来就是优先选择的烟气脱硫工艺。

石灰石石膏湿法脱硫系统的设计计算

石灰石-石膏湿法脱硫系统 设计 (内部资料) 编制:xxxxx环境保护有限公司 2014年8月

1、石灰石-石膏法主要特点 (1)脱硫效率高,脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少,脱硫效率高达95％以上。 (2)技术成熟,运行可靠性高。国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上,特别就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)对燃料变化的适应范围宽,煤种适应性强。无论就是含硫量大于3％的高硫燃料,还就是含硫量小于1％的低硫燃料,湿法脱硫工艺都能适应。 (4)吸收剂资源丰富,价格便宜。石灰石资源丰富,分布很广,价格也比其它吸收剂便宜。 (5)脱硫副产物便于综合利用。副产物石膏的纯度可达到90％,就是很好的建材原料。 (6)技术进步快。近年来国外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进,可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。 (7)占地面积大,一次性建设投资相对较大。 2、反应原理 (1)吸收剂的反应 购买回来石灰石粉(CaCO3)由石灰石粉仓投加到制浆池,石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。 (2)吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO2,反应如下: SO2(气)+H2O→H2SO3(吸收) H2SO3→H+ +HSO3－ H+ +CaCO3→ Ca2+ +HCO3－(溶解) Ca2+ +HSO3－+2H2O→ CaSO3·2H2O+H+ (结晶) H+ +HCO3－→H2CO3(中与) H2CO3→CO2+H2O 总反应式:SO2＋CaCO3+2H2O→CaSO3·2H2O+CO2 (3)氧化反应 一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化,其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶,反应如下: CaSO3＋1/2O2→CaSO4(氧化) CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O(结晶) (4)其她污染物

探讨影响石灰石-石膏湿法脱硫效率的主要因素

探讨影响石灰石-石膏湿法脱硫效率的主要因素 发表时间：2017-10-24T17:05:53.313Z 来源：《电力设备》2017年第16期作者：孟祥辉 [导读] 应用最为广泛，但是，在实际的操作过程中，因为在经验和认识上的缺乏，很多工业企业利用湿法脱硫工艺进行脱硫处理的时候存在着很多问题，进而导致脱硫效率受到很大影响，所以对石灰石-石膏湿法脱硫效率影响因素的探析是有必要的，（华能长春热电厂吉林省长春市 130216） 摘要：燃煤过程中的二氧化硫排放造成严重的大气污染，控制电力行业二氧化硫排放是实现全国二氧化硫削减目标的关键。目前，在众多火力发电厂的脱硫工艺中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术发展较为成熟，应用最为广泛，但是，在实际的操作过程中，因为在经验和认识上的缺乏，很多工业企业利用湿法脱硫工艺进行脱硫处理的时候存在着很多问题，进而导致脱硫效率受到很大影响，所以对石灰石-石膏湿法脱硫效率影响因素的探析是有必要的，也是非常具有实际价值的。 关键词：二氧化硫；石灰石-石膏湿法脱硫效率；影响因素 1石灰石-石膏湿法烟气脱硫流程及原理 1.1石灰石-石膏湿法烟气脱硫流程 某油田热电厂采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺（FGD）。从锅炉来的烟气经过电除尘器除尘后，经吸风机引入FDG系统，烟气进入吸收塔内自下而上流动，且被从上向下流动的石灰石浆液以逆流方式洗涤除去烟气中的SO2、SO3、HCL和HF等气体，同时生成石膏（CaSO4?2H2O）。用作补给而添加的石灰石浆液进入吸收塔循环泵人口，与吸收塔内的石膏浆液混合，通过循环泵将混合浆液向上输送到吸收塔顶部，再通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得到充分接触，经脱硫净化处理的烟气流经除雾器除去净烟气所携带的浆液微小液滴，直至最后净烟气通过烟道进人210m的烟囱排入大气。石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统流程见图1所示。 1.2石灰石-石膏湿法烟气脱硫原理 烟气流经增压风机，通过GGH换热器冷却之后进入吸收塔，并与石灰石浆液相混合并发生反应。同时浆液中的部分水份蒸发，烟气得到进一步冷却，之后穿过吸收塔顶部的除雾器，除去烟气中的悬浮水滴，离开吸收塔。烟气再次经GGH换热器升温后，进入烟囱排向大气。吸收塔内，烟气从吸收塔下侧进入，浆液由喷淋层通过喷嘴雾化与烟气逆流接触，洗涤烟气中的SO2、HCL和HF等，首先SO2与CaCO3浆液反应生成Ca（HSO3）2，然后与氧化空气氧化结晶生成CaSO4?2H2O，得到脱硫副产品二水石膏。石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术成熟，设备运行可靠性高，脱硫效率可达95%以上，单塔处理烟气量大，适应不同含硫量的煤种，吸收剂资源丰富，脱硫副产物便于利用，目前广泛应用于世界各地。但该工艺投资费用高，设备占地面积大，运行费用较高，且设备易腐蚀。 2影响脱硫效率的主要因素分析 2.1烟气 （1）烟气温度。依据二氧化硫吸收的化学反应原理，温度比较低的情况下，吸收更加有利；温度较高的情况下，则更有利于解析。所以，如果吸收塔内的烟气处于较低温度的时候，将会对二氧化硫的吸收非常有益，进而提升脱硫的效率。（2）烟气流速。如果在脱硫的过程中，其他方面的参数恒定，只考虑到要烟气流速的话，如果烟气流速变大，烟气与石灰石浆液的吸收将会受到影响，直接减薄烟气和吸收液之间的膜厚度，增强气液的传质。（3）二氧化硫浓度。保持其他工况的恒定，随着吸收塔吸收二氧化硫的质量浓度增高，脱硫效率将会逐渐下降。 2.2脱硫浆液 脱硫浆液品质恶化将严重影响脱硫吸收反应，并造成石膏脱水困难。脱硫浆液密度控制在1080～1150kg/m3，过高会增加浆液对设备的磨损，过低则使晶体不容易长大，增加结垢概率，运行中当浆液含固量达到15%～18%时，需要启动石膏外排系统。控制浆液中硫酸盐质量分数＞90%，碳酸盐＜3%，防止过量CaCO3降低其利用效率，不利于结晶过程，影响石膏脱水。控制亚硫酸盐含量＜1%，因为CaSO3?1/2H2O会形成不易长大的致密针状晶体，导致石膏浓缩液中颗粒非常致密，在真空皮带机中难以脱水，并可能造成亚硫酸盐沉积

火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进 张海军

火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进张海军 发表时间：2017-11-07T19:35:38.157Z 来源：《基层建设》2017年第19期作者：张海军 [导读] 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。 神华陕西国华锦界能源有限责任公司 719300 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。在本文中，将就火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进进行一定的研究。 关键词：火电厂；石灰石——石膏湿法脱硫系统；优化；策略改进； 1 引言 在火电厂运行中，脱硫是非常重要的一项工作内容。其中，石灰石—石膏湿法脱硫是我国很多电厂经常使用道的一种方式，但在实际应用当中，还存在着一定的问题，如运行稳定性差以及经济水平较差等，对此，即需要在原有基础上积极做好改进，保障脱硫效果。 2 石灰石—石膏湿法脱硫特点 该技术的特点有：第一，脱硫效率高。就目前来说，该方式在实际脱硫工作中已经具有了较高的完成效率，其完成率在95%左右。但在以该方式脱硫处理时，在完成脱硫后，二氧化碳依然具有较低的浓度，在处理后烟气当中的含尘量大幅度减少。在较大规模机械设备运行中，通过该技术的应用即能够对大幅度对二氧化硫含量进行降低，以此提升电厂与地区总量控制效率；第二，可靠性高。在以该方式生产时，其将具有98%以上的投运率。在我国，大部分电厂都在生产当中对该技术进行应用，可以说该技术在我国具有着较长的发展以及应用历史。该种情况的存在，则使得该技术在我国具有着较为成熟的使用水平，且在技术使用经验方面十分丰富，在脱硫设备实际应用中，也并不会影响导火电厂锅炉的正常运行。而当大机组实际脱硫工艺开展中，其使用寿命相对较长，且部分厂家在实际技术应用时也将获得较好的投资效益；第三，实用性较强。石灰石—石膏湿法脱硫技术具有着较强的实用性。在以该方式开展烟气脱硫处理时，并没有对具体煤种具有较高的要求，即无论是含硫量在1%以下的低硫煤还是含硫量在3%以上的高硫煤，都能够以该方式进行烟气脱硫处理，该种情况的存在，也正是该技术对不同类型煤种良好适应性的表现；第四，资金投入较大。在该技术当中，其需要较多的资金投入，火电厂要想应用该技术进行脱硫处理，即需要通过大量资金的投入用于生产区域面积以及设备购入等。以电厂在使用石灰石—石膏湿法脱硫技术时，需要相对较大物力以及财力的支持。火电厂要想使用该技术，即需要对较多该方面的困难进行良好的克服；第五，副产品利用性强。在石灰石—石膏湿法脱硫技术应用中，将产生一种称之为二水石膏的副产品。该类副产品能够应用在水泥缓凝剂以及建设材料生产当中，以此获得较好的应用价值。可以说，对于脱硫副产品的合理、充分运用，对于火电厂的经济效益将具有积极的作用，在对电厂运行效率进行提升的基础上帮助火电厂实现脱硫副产品处理费用的节约，对于火电厂的可持续运行具有着较好的促进作用；第六，进步效率高。近年来，我国电厂在以该技术实际应用时水平已经较为成熟，无论在技术进步程度还是研究方面度已经达到了较高的应用水平。如在脱硫工艺实际处理时，其已经能够将吸收、氧化以及冷却这几个步骤进行合并处理，在技术不断创新、改进过程中，即能够对该技术实际使用当中存在的问题进行较好的解决。 3 优化策略 3.1 强化技术研究 在以该方式生产当中，pH值是非常关键的一项因素，当pH值过高时，对氧化硫的吸收将具有有利作用，而当pH值较低时，则能够加快石灰石的融解速度。对此，在实际该技术当中即需要能够做好最佳pH值的选择，在最大程度加大传质速率的基础上对脱硫速率以及利用率进行保证，避免生产当中结垢问题的发生。在实际pH值设置中，如4-6是合理范围，则可以在生产当中将其设置在一个较小的区间当中，如5.45-5.6之间，在将脱离效率在一个合理范围当中控制的基础上便于脱硫工艺运行参数的协调稳定，进一步降低脱硫盲区发生概率。同时，在吸收塔浆液当中pH值控制在该区间当中，则能够使脱硫石膏在脱水处理后在品质方面具有了较好的表现，在帮助脱水皮带机器稳定运行的基础上对设备发生的损害进行减少。 3.2 改造应用设备 对技术的应用环境进行创新同样是一项关键内容。在很多火电厂中，其无论是在施工现场建筑质量方面还是脱硫设计方面都存在着不足情况，部分火电厂在对脱硫工艺实际应用时也将出现一定不是很恰当的处理措施。其中，脱硫系统换热器在运行当中更是有较大的几率发生结垢情况，吸收塔、机械密封会出现防腐问题，浆液泵过流部位存在较大程度磨损等，为了避免这部分情况的发生，在石灰石—石膏湿法脱硫方式实际应用时即需要对相关设备的优化引起重视。在对气与气换热器设备开展优化处理时，即需要做好气体种类以及机械设备温度情况的掌握，保证设备在运行当中其内部温度在80℃以内，并做好烟气当中灰尘以及酸性物质的控制优化，避免出现烟气在设备表面附着情况。换热器在实际运行中，当发生结垢现象后，机械内部则将具有更大的压力差值，并因此对换热器的工作效率产生影响。

半干法湿法脱硫工艺对比

半干法与湿法比较 1.投资：半干法投资包括脱硫塔和除尘器，投资高于湿法，湿法投资仅脱硫和脱硫渣处理部分。 2.能耗：半干法整个系统压损设计一般约为4000Pa，增压风机选型大于湿法，运行费用高。 3.操作弹性小：半干法对于烟气状态（烟气温度、流量、SO2含量等）变化比较大的应用场合难以适应。一方面由 于烟气状态的改变将导致石灰浆料不能干燥，容易形成后续除尘器胡袋等生产事故；另一方面，由于SO2浓度波动造成在SO2浓度高峰时净化效率时低下。 4.脱硫效率：半干法稳定运行的效率一般在85%左右，难以达到新的环保要求，湿法稳定运行的效率一般在95%， 能够满足新的环保要求。 5.脱硫剂：脱硫剂，湿法设计钙硫比为1.05，半干法设计钙硫比为1.2-1.3，料耗比较差距在20-30%，湿法使用的 脱硫剂是石灰石，价格约为100-200元/吨，半干法使用的脱硫剂是生石灰，现在市面生石灰的价格约为550元/吨，同时湿法的脱硫剂实用性强，能够采用碱性废渣作为脱硫剂，例如造纸厂白泥或者芒硝厂钙泥等。 6.运行稳定性：湿法运行过程中，主要面对的是设备的易损易耗件更换，半干法运行，由于脱硫剂是生石灰（CaO）， 进入吸收塔的是熟化后的Ca(OH)2，吸水性强，易抱团，结块，甚至是板结，尤其在系统停止后再次开启，输料通道必然堵塞，清堵工作十分麻烦，维运人员工作量较大。且吸收塔内易湿壁湿底（喷枪发生弯曲或雾化颗粒增

大的情况下），造成吸收塔壁结块或堵塞文丘里，造成无法运行。 7.维运成本：布袋除尘器的滤袋一般承诺质保30000小时，但是由于烟气不稳定，导致烟气成分和烟气量波动，喷 枪的喷水量随之波动（尤其在CEMS反应偏慢的情况下），或者是运行人员的自身素质水平等因素，导致进入布袋除尘器的水汽过多，造成糊袋，一般布袋除尘器的滤袋寿命低于20000小时。雾化喷枪由于磨损，一般寿命在1-1.5年就需要更换喷头，2年需要更换喷枪。调节阀使用寿命不到3年。大量的设备磨损较大，一般使用寿命要低于湿法的设备。 8.排烟温度:半干法的排烟温度能够达到80℃，无白雾现象，湿法排烟温度在60℃左右，能看见白雾，但对 环境无影响。 9.脱硫渣：半干法的脱硫渣为干粉状，便于运输，但由于其钙硫比较高，脱硫渣也较多，无法综合利用；湿 法脱硫渣含水率为15%左右，杂质含量少，能够作为石膏综合利用。

焦炉煤气湿法脱硫工艺设计初样

1 绪 论 1.1概述 焦炉煤气粗煤气中硫化物按其化合态可分为两类：无机硫化物，主要是硫化氢（H 2S ），有机硫化物，如二硫化碳（2CS ），硫氧化碳（COS ），硫醇（25C H SH ）和噻吩（44C H S ）等。有机硫化物在温度下进行变换时，几乎全部转化为硫化氢。所以煤气中硫化氢所含的硫约占煤气中硫总量的90%以上，因此，煤气脱硫主要是指脱除煤气中的硫化氢，焦炉煤气中含硫化氢8～15g/m 3 ，此外还含0.5～1.5g/m 3 氰化氢。 硫化氢在常温下是一种带刺鼻臭味的无色气体，其密度为1.539kg/nm 3。硫化氢及其燃烧产物二氧化硫（2SO ）对人体均有毒性，在空气中含有0.1%的硫化氢就能致命。煤气中硫化氢的存在会严重腐蚀输气管道和设备，如果将煤气用做各种化工原料气，如合成氨原料气时，往往硫化物会使催化剂中毒，增加液态溶剂的黏度，影响产品的质量等。因此，必须进行煤气的脱硫。 1.2焦炉煤气净化的现状 煤气的脱硫方法从总体上来分有两种：热煤气脱硫和冷煤气脱硫。在我国，热煤气脱硫现在仍处于试验研究阶段，还有待于进一步完善，而冷煤气脱硫是比较成熟的技术，其脱硫方法也很多。冷煤气脱硫大体上可分为干法脱硫和湿法脱硫两种方法，干法脱硫以氧化铁法和活性炭法应用较广，而湿法脱硫以砷碱法、ADA 、改良ADA 和栲胶法颇具代表性。 湿法脱硫可以处理含硫量高的煤气，脱硫剂是便于输送的液体物料，可以再生，且可以回收有价值的元素硫，从而构成一个连续脱硫循环系统。现在工艺上应用较多的湿法脱硫有氨水催化法、改良蒽醌二磺酸法（A.D.A 法）及有机胺法。其中改良蒽醌二磺酸法的脱除效率高，应用更为广泛。但此法在操作中易发生堵塞，而且药品价格昂贵，近几年来，在改良A.D.A 的基础上开发的栲胶法克服了这两项缺点。它是以纯碱作为吸收剂，以栲胶为载氧体，以2NaVO 为氧化剂。 基于此，在焦炉煤气脱硫工艺的设计中我采用湿式栲胶法脱硫工艺。 1.3栲胶的认识 栲胶是由植物的皮，果，茎及叶的萃取液熬制而成的。其主要成分为丹宁，约占

湿法烟气脱硫的原理(内容清晰)

湿法烟气脱硫的原理 湿法烟气脱硫的原理 1 湿法烟气脱硫的基本原理 （1）物理吸收的基本原理 气体吸收可分为物理吸收和化学吸收两种。如果吸收过程不发生显著的化学反应，单纯是被吸收气体溶解于液体的过程，称为物理吸收，如用水吸收SO2。物理吸收的特点是，随着温度的升高，被吸气体的吸收量减少。 物理吸收的程度，取决于气--液平衡，只要气相中被吸收的分压大于液相呈平衡时该气体分压时，吸收过程就会进行。由于物理吸收过程的推动力很小，吸收速率较低，因而在工程设计上要求被净化气体的气相分压大于气液平衡时该气体的分压。物理吸收速率较低，在现代烟气中很少单独采用物理吸收法。 （2）化学吸收法的基本原理 若被吸收的气体组分与吸收液的组分发生化学反应，则称为化学吸收，例如应用碱液吸收SO2。应用固体吸收剂与被吸收组分发生化学反应，而将其从烟气中分离出来的过程，也属于化学吸收，例如炉内喷钙（CaO）烟气脱硫也是化学吸收。 在化学吸收过程中，被吸收气体与液体相组分发生化学反应，有效的降低了溶液表面上被吸收气体的分压。增加了吸收过程的推动力，即提高了吸收效率又降低了被吸收气体的气相分压。因此，化学吸收速率比物理吸收速率大得多。 物理吸收和化学吸收，都受气相扩散速度（或气膜阻力）和液相扩散速度（或液膜阻力）的影响，工程上常用加强气液两相的扰动来消除气膜与液膜的阻力。在烟气脱硫中，瞬间内要连续不断地净化大量含低浓度SO2的烟气，如单独应用物理吸收，因其净化效率很低，难以达到SO2的排放标准。因此，烟气脱硫技术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫，技术上比较成熟，操作经验比较丰富，实用性强，已成为应用最多、最普遍的烟气脱硫技术。 （3）化学吸收的过程 化学吸收是由物理吸收过程和化学反应两个过程组成的。在物理吸收过程中，被吸收的气体在液相中进行溶解，当气液达到相平衡时，被吸收气体的平衡浓度，是物理吸收过程的极限。被吸收气体中的活性组分进行化学反应，当化学反应达到平衡时，被吸收气体的消耗量，是化学吸收过程的极限。这里用Ca(OH)2溶液吸收SO2加以说明。 SO2（气体）

影响脱硫效率的因素

影响湿法烟气脱硫效率的因素分析 摘要：通过对湿法烟气脱硫工艺过程的分析和系统调试结果，总结出原烟气 中氧量、粉尘、温度等参数的变化和工艺过程控制、设备运行方式的改变对烟气脱硫效率的影响规律，对运行实践有一定的指导意义。 关键词：烟气脱硫；二氧化硫；脱硫率；影响因素 1前言 湿式石灰石－石膏烟气脱硫（以下简称FGD）是目前世界上技术最成熟、实用业绩最多、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率在90％以上，副产品石膏可回收利用。杭州半山发电有限公司采用德国斯泰米勒公司石灰石－石膏湿法工艺，处理4、5号炉2×125 MW机组的全部燃煤烟气，最大处理烟气量1．0×106m3／h（湿），脱硫率在95％以上，FGD出口SO 2 排放浓度＜180 mg／m3，作为烟气脱硫的副产品石膏，其纯度＞90％，含水率＜10％。 湿法烟气脱硫工艺涉及到一系列的化学和物理过程，脱硫效率取决于多种因素。在原料方面，工艺水品质、石灰石粉的纯度和颗粒细度等直接影响脱硫化学反应活性；在工艺控制方面，石灰石粉的制浆浓度、石膏旋流站排出的废水流量设定等都与脱硫率有关，而FGD关键设备的运行和控制方式将决定脱硫效果和终 产物石膏的品质；机组原烟气参数如温度、SO 2 浓度、氧量、粉尘浓度等也不同程度地影响脱硫反应进程。本文旨在探讨原烟气与脱硫剂的接触反应时间、原烟气参数的变动、吸收塔浆液pH值、石膏浆液密度等因素对烟气脱硫效率的影响规律，为优化系统运行、提高脱硫效率提供参考。 2湿法脱硫工艺过程分析 FGD包括增压风机、气－气加热器、吸收塔、石灰石制浆系统、石膏脱水系统和废水处理等部分，其中吸收塔是烟气脱硫反应的关键部分，见图1所示。湿法烟气脱硫工艺的主要原理是以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔（洗涤塔）内 对含有SO 2的烟气进行喷淋洗涤，使SO 2 与浆液中的碱性物质发生化学反应生成 CaSO 3和CaSO 4 而将SO 2 去除，其化学反应如下： 气相部分：SO 2＋H 2 O＋1／2O 2 →H 2 SO 4 液相部分：H 2SO 4 ＋CaCO 3 ＋H 2 O→CaSO 4 ·2H 2 O ＋CO 2 ↑ 吸收塔由两层搅拌器（上、下各3台）、浆液喷淋盘（4层，交错排列）、两级除雾器组成，在添加新鲜石灰石浆液的情况下，石灰石、石膏和水的混合物通过4台循环泵至喷淋盘，浆液经喷嘴雾化成雾滴，从上部向下喷洒。烟气分别从4、5号炉烟道引出，经增压风机至气－气加热器，烟温从135℃降至100℃左右，然 后进入吸收塔下部，在塔内上升过程中与雾滴充分接触，大部分SO 2、SO 3 、HCl