脱硫脱销简介

活性焦脱硫脱硝工艺研究

1.前言

烟气中的SO2和NO是形成酸雨的主要原因，所以如何脱除烟气中的SO2和NO，同时将脱硫与脱硝过程集成在一套装置中进行以节省投资与操作费用，成了烟气净化领域的研究焦点。国内外已开发出多种净化方法和工艺，大体上可概括为湿法和干法。湿法中有代表性的Wet-FGD+SCR 组合技术，Combi NOX 技术和亚铁螯合剂络合吸收技术等；干法工艺主要包括高能辐射化学法和固相吸附法等。各种处理方法的特点如下表：

由上表可以说明，以活性焦作为吸附剂的干式固相吸附法优势明显。总结起来，活性焦脱硫技术的优势在于以下几点：

（1）减排：脱硫效率＞95%，同时具有良好除尘效果，无废水、废渣、废气等产生，不产生二次污染。

（2）节水：脱硫过程基本不耗水。

（3）资源回收：该技术在减排的同时可回收国内紧缺的硫资源，用于农药和化肥等生产，实现综合利用。

（4）脱硫过程烟气温度不降低，不需增加烟气再热系统，减轻设备腐蚀。

2.活性焦脱硫脱硝技术

2.1活性焦脱硫脱硝技术简介

活性焦是以煤炭为原料生产的一种新型炭材料，其比表面一般在

150-400m2/g。其生产过程与活性炭基本相同，由于在活性焦制备过程中形成了大量的脱硫活性点, 使SO2在活性焦表面的吸附，因此其脱硫性能并不低于活性炭。同时由于活性焦比表面比较低, 强度远远高于活性炭, 使其用于电厂大型脱硫装置成为可能。

近年来，日本、德国、美国等国以及我国的煤炭科学研究总院相继开发出了综合强度高、比表面积较小的活性焦。目前，已经开发的脱硫脱硝催化剂及其使用温度见下表：

工业应用的活性焦烟气脱硫脱硝工艺主要有固定床水洗再生工艺和移动床加热再生工艺。固定床水洗再生工艺具有耗水量大、酸浓度低、排烟易产生“白烟”现象等缺点，只适用于小规模、低浓度SO2烟气处理；移动床加热再生工艺有效避免了固定床的缺点，并具有设备简单、占地少、运行稳定可靠、床层阻力稳定、床层利用率高等优点，加热再生产生的富SO2气体可生产硫磺、工业硫酸和液体二氧化硫等产品，副产品转化途径广。移动床加热再生工艺工业应用情况良好。

2.2活性焦脱硫脱硝原理

活性焦对SO2和NOx的吸附有物理吸附和化学吸附两种方式。当烟气中无水蒸气和氧气存在时，主要发生物理吸附，吸附量非常小。当烟气中有足够量的氧气和水蒸气时，发生物理吸附的同时也发生化学吸附和表面反应。活性焦表面的SO2被催化氧化为H2SO4，其反应式为：

2SO2+O2+2H2O→2H2SO4

采用NH3选择性催化还原技术时，在100-150℃下，NH3作为吸附剂，发生如下反应：

4NO+4NH3+O2→4N2＋6H2O

2NO2＋4NH3＋O2→3N2＋6H2O

富含SO2的活性焦加热到350℃以上，可以释放SO2，实现再生：

2H2SO4＋C→2SO2＋CO2＋2H2O

此外，活性焦也会有除尘效果，这是因为重金属一般以多种化合物的形式吸附于活性焦的微孔中，特别是硫酸盐或氯化物。以汞为例，解吸塔高温区解吸出的汞随解吸气一起流向上部低温区，在150℃左右的区域再次被活性焦吸附。因此，整个体系内的汞逐渐富积于解吸塔加热区入口处。日本电源开发株式会社的MasahiroM iya指出，由于活性焦吸附汞的能力很强，一般2~3a才需将该区域的活性焦更换一次，需更换出约100t活性焦。

2.3活性焦烟气联合脱硫脱硝技术工艺流程

活性焦联合脱硫脱硝工艺主要由吸附、解吸和硫回收部分组成,工艺流程参

见下图:

该工艺采用移动床吸附加热再生法。移动床由上下两段组成，反应温度约为100-200℃。活性焦在重力作用下，由移动床上段向下段移动，烟气由下而上流过，在逆向移动中，烟气中SO2先由活性焦吸附脱除。烟气流经上段时间向塔内注入氨气，氨气与NOx在活性焦催化还原作用下生成氮气。吸附饱和的活性焦由吸收塔的底部送入再生反应器。再生反应器也是移动床反应器,用蒸气或热风炉尾气以间接加热的形式把吸附过SO2的活性焦加热到300-500℃,使活性焦得到再生。再生反应器内的活性焦从上往下移动,停留一段时间后排出反应器。经筛分后送回活性焦脱硫反应器循环使用再次产生的高浓度SO2气体用高温离心机抽出，用于生产硫酸或其它化工产品。在一定工艺条件下此套装置脱硫效率可达95%

以上,脱硝效率达70%以上,硫回收率达90%。

2.4工业应用案例

国外方面，德国和日本在这方面应用技术最为先进：

德国BF公司在1987年已经成功地将活性炭（焦）脱硫脱硝工艺用于Arzberg

燃煤电厂第五号和七号机组，两台机组烟气排放量分别为45万和66万m3/h，SO2脱除率达95%以上，Nox脱除率在60%左右。

日本于1985年掌握了活性焦生产技术。目前，日本JFE钢铁株式会社开发出一套采用废木材、废塑料或有机废物为原料生产活性焦的技术。该技术的特点是碳化过程产生的高热质的气体得到有效利用，生产成本低，生产出的杏核状活性焦用于移动床活性焦脱硫脱硝工艺，系统阻力和运行磨耗均降低。

日本电力能源公司的350MW空气流化床燃烧锅炉中安装了活性焦脱除NOx

工艺设备，并于1995年开始运行。该工艺仅采用了1台移动床吸附塔，处理的烟气量为116.3万m3/h，在140℃下，活性焦循环速率为14600kg/h，NOx脱除率达

到80%。由于从锅炉出来的SO2排放浓度很低，所以在SO2被活性焦吸附的同时，

在第一级吸附塔中NOx也能得到有效的脱除。

国内方面，该技术的主要应用案例简介如下：

2001年，煤炭科学研究总院北京煤化工分院和南京电力自动化设备总厂联合承担国家863项目，研制出高性能、低生产成本的活性焦产品。该产品用于贵州宏福实业开发有限公司的工业示范装置，运行效果良好。2005年4月，处理烟气量为20万m3/h的工业示范装置投入运行，脱硫效率95.7%，回收SO21.7t/h。

20世纪90年代初，我国宁夏银川活性炭厂与日本可乐丽公司合作，采用宁夏太西无烟煤为原料联合开发出脱硫用9mm圆柱状活性焦，每年向日本出口数千吨；山西部分活性炭厂家采用日本三井重工或我国煤炭科学研究总院的技术，以山西本地烟煤为原料生产脱硫脱硝用活性焦，也销往日本；河南也有部分活性炭厂家以当地褐煤为原料研制出脱硫活性焦。由此可见，活性焦生产技术在我国已基本成熟，多种煤种可用于生产脱硫活性焦。

提高活性焦的硫容和强度，降低活性焦的生产成本是各国研究的重点和难点。提高活性焦的硫容和强度，降低活性焦的生产成本是各国研究的重点和难点。目前，国内外活性焦研究方向大致可归纳为以下几点：(1)对现有活性焦造粒技术的改进。生产球型颗粒状活性焦，提高其机械强度，降低其运行过程中的磨损和吸附床层的阻力。(2)用低成本原料制备活性焦。用烟煤或褐煤生产活性焦，基本不需添加焦油，烟煤或褐煤价格也较低，同时还可以克服活性焦生产的地域限制，降低运输费用。(3)研制高性能活性焦。通过优化活性焦生产工艺，提高活性焦的硫容和穿透特性，减少活性焦循环解吸次数和吸附反应器尺寸；提高活性焦的催化脱硝性能，使一套装置具有多重净化功能。

2001年底，南京电力自动化设备总厂和煤炭科学研究总院北京煤化所联合承担863项目(2001AA527020)，研制出高性能、低生产成本的活性焦产品，其性能：碘值400~500mg/g，SO2吸附量40~180mg/g，堆密度0.6~0.7g/mL，燃点高于400℃，强度99.0%。该产品用于贵州宏福实业开发有限总公司的工业示范装置，运行效果良好。

3.结语

在众多的脱硫脱硝技术中，活性焦联合脱硫脱硝技术是比较经济有效的一种，这种技术可同时脱除多种污染物，脱除过程基本不耗水，仅消耗以煤为原料的活性焦，特别适用于我国富煤缺水的北方和西部地区，脱硫脱硝效率高，并可回收烟气中的SO2，从而促进我国煤炭、电力和化肥工业的协调发展，有效解决了能源与环境的矛盾，是适合我国国情的脱硫脱硝技术。

活性焦烟气脱硫特性研究

活性焦的扫描电镜分析

采用扫描电镜分别对活性焦原样、吸附和解吸样品分别拍片处理，观察各状态下活性焦的表面微观结构。扫描电镜图片如图7．2、图7．3和图7．4所示。

从图7．2可以看出活性焦原样表面孔结构很发达，孔隙分布不均匀，且形状不规则，图中显示的主要是大孔。从原样放大1000倍的图中可以看出，在样品截面出可以观察到许多大孔，而其它位置被很多微小颗粒堆积，很难观察到孔结构，原因可能是样品在处理过程中产生许多微小堆积物或是在活性焦生产过程中产生的杂质，妨碍了电镜对活性焦孔结构的扫描。由此可以推断在活性焦内部存在很多中孔和小孔，使其拥有很大的吸附容量。而且图中显示的大孔都比较深，有利于气体向活性焦内部扩散，但同时导致其比表面积减小。

比较图7．2和图7 3可以看出，放大5000倍时活性焦吸附样品表面比较平整，这可能是由于活性焦表面吸附了反应产生的H2S04使孔隙变小变窄的缘故。由图7．4可以看出放大1000倍时活性焦解吸样品表面能观察到孔，而放大5000 倍时表面比较均匀，但是可以推断该放大倍数下不易看到的小孔和微孔必然增多，表面积增大，吸附反应更容易进行。吸附、解吸循环实验中第1次解吸后的活性焦硫容有明显增加也证明了这一现象。

7．5活性焦表面官能团分析

前人已发现，活性焦的脱硫能力不仅受其孔结构的影响，而且还与其表面某些具有酸碱性质的活性位有关。许多人从实验中发现，活性焦表面的酸性含氧基团不利于其对S02的吸附，而其表面碱度的提高可以增加其对S02的吸附能力，表面碱性含氧基团是S02吸附转化的活性中心。活性焦表面碱性位数量的增加有益于其脱除烟气中的S02。活性焦的碱性与其表面碱性含氧官能团和石墨微晶的碳原子平面层上的离域n电子的电子给体、受体的相互作用有关。国外的一些学者认为具有吡喃酮或类吡喃酮结构的碱性含氧官能团是S02的化学吸附中心，而中国科学院大连化学物理研究所的赵修松和蔡光宇等利用XPS来研究脱硫活性炭的表面性质，发现羰基官能团与烯酮基官能团的多少与活性焦的脱硫能力有着同样的大小关系．并由此认为在02与水蒸气存在下活性炭吸附氧化烟道气中S02过程中烯酮基官能团是S02转化的活性中心。这些吸附中心的分布密度与孔表面积越大，其量也就越多，活性焦对S02的吸附能力也越高。

目前，活性焦表面的酸性含氧基团的结构形式基本上已被研究清楚，主要有羧基、酚羟基、醌型羰基、内酯基、羧酸酐基及环形过氧基等。但是，由于研究对象种类不同．对其表面碱性氧基团的构成迄今并未获得清楚、一致的认识。大多数研究者认为，表面碱性氧基团的化学结构是色烯结构。经高温脱气的炭在氨气中冷却至室温后，一旦和空气接触，吸附了氧就会形成碱性氧基团。表面碱性氧基团形成量很少，覆盖面积一般比表面酸氧基团少很多。

S02在活性焦上不仅发生物理吸附，而且还发生化学吸附。PaoloDavini对此进行了较为深入的研究，认为S02在活性焦上首先进行的是物理吸附，然后在表面碱性官能团的作用下，其中一部分物理吸附的S02会转变为化学吸附的S02，从而较大地提高了活性焦吸附脱除S02的能力。为了研究S02、02和H20浓度对活性焦脱硫能力的影响，应消除内扩散和外扩散的影响。由于内扩散不受气速变化的影响，完全由活性焦自身粒径的大小决定，而不受外扩散的影响，但是在进行外扩散消除实验时会受到内扩散的影响，因此，研究中先进行内扩散消除实验。4．1内扩散对活性焦吸附硫容的影响

将宁夏宁煤集团生产的柱状活性焦进行粉碎并过筛，分别得到10目～20目、20 目~40目、40目～60目、60目～80目、80目～100目和100目～120目的颗粒状活性焦。在床层温度80℃、S02浓度3000x10-6、水蒸气体积浓度12％、02体积浓度5％，N2为载气的实验条件下，进行2h吸附，得到粒径与硫容的关系曲线，如图4．1所示。从图4．1中可以看出粒径为60目～120目的活性焦，其硫容基本保持一致，可认为此时消除了S02内扩散的影响。但是由于粒径越小，经过床层的气体阻力越大，因此后续实验选用60目～80目的活性焦颗粒。

4．2外扩散对活性焦吸附硫容的影响

采用内扩散消除实验所确定的60目～80目活性焦作为实验研究对象，在床层温度80。C、S02浓度3000x10-6、水蒸气体积浓度12％、02体积浓度5％，N2为

载气的实验条件下，改变模拟烟气的流速，进行2h吸附实验，得到气体流速与硫容的关系曲线，如图4．2所示。从图4．2中可以看出当气体流速大于2m／min时，气体流速的改变对活性焦硫容的影响很小，可认为此时消除了S02外扩

散的影响。

由上可得，消除内、外扩散对实验影响的条件是：活性焦的粒径为60目-80目，混合气流速>2m／min。

4．3床层温度对硫容的影响

采用60目～80目颗粒状活性焦，S02浓度为3000x10-6击，水蒸气体积浓度为12％，02体积浓度为5％，气体流速2．5m／min，N2为载气的实验条件下，改变活性焦床层温度，进行2h吸附实验，得到床层温度与硫容的关系曲线，如图4．3所示。从图4．3中可以看出，床层温度对活性焦的吸附过程影响较大，较低的床层温度下，活性焦的吸附速度和吸附量都比较大，而随着床层温度逐步升高，活性焦的硫容呈线性下降趋势。这是因为各组分在活性焦上的吸附首先是物理吸附，然后才能转变为化学吸附，显然较高的床层温度不利于物理吸附，也同时降低了物理吸附向化学吸附转变的推动力；另一方面，当气相中水蒸气浓度一定时，随着床层温度的升高，产生的硫酸溶液浓度就增加，不利于生成硫酸的吸收，从而降低了活性焦的硫容。由图亦可知，床层温度为80℃时的硫容最高，60℃次之，因为60℃时的水蒸气容易冷却成水滴附着在活性焦表面而阻碍气体向活性焦内部扩散，另外可能发生微小水滴在活性焦微孔内占据了活性位而阻碍了S02的吸附，从而导致硫容的降低。虽然80℃脱硫效率最高，但考虑到燃煤电厂的实际烟气温度在120℃左右，此温度下活性焦吸附的硫容较低，由于要模拟实际烟气温度，后续的实验大多采用120℃床层温度。

4．4 S02浓度对硫容的影响

采用60目～80目颗粒状活性焦，在床层温度120℃、水蒸气体积浓度12％、02 体积浓度5％、气体流速2．5m／min，N2为载气的实验条件下，改变S02浓度，进行2h吸附实验，得到S02浓度与硫容的关系曲线，如图4．4所示。从图4．4中可以看出活性焦吸附的硫容随S02浓度的增加而线性增加，说明烟气中S02的浓度越大，其被活性焦吸附的推动力就越大，从气相向活性焦表面的扩散速度也越快，从而使活性焦的吸附量和吸附速率都增加。

4．5 02浓度对硫容的影响

采用60目～80目颗粒状活性焦，在床层温度120℃、S02浓度3000x10-6、水蒸气体积浓度12％、气体流速2．5m／min，N2为载气的实验条件下，改变02体积浓度，进行2h吸附实验，得到02体积浓度与活性焦硫容的关系曲线，如图4．5所示。从图4．5中可以看出活性焦吸附的硫容随02浓度的增加而增加，可以认为02能显著提高活性焦对S02的吸附能力。当模拟烟气中02浓度较低时，活性焦的硫容较低，原因主要是由于当02浓度较低时，02在活性焦表面的吸附推动力较低，吸附在活性焦表面的02较少，限制了SO2的催化氧化，从而导致硫容较低。当02浓度为20％时硫容达到最大值，再增加02浓度，硫容不会有太大

变化，反而有下降的趋势，原因主要是当02浓度远远大于S02浓度时，其浓度的改变不会再影响活性焦对S02的催化氧化。但是考虑到燃煤电厂实际烟气中02体积浓度一般为5％-10％，因此后续的实验大多采用02体积浓度为8％。

4．6水蒸气浓度对硫容的影响

采用60目～80目颗粒状活性焦，在床层温度120℃、S02浓度3000x10-6、02体积浓度8％、气体流速2．5m／min，N2为载气的实验条件下，改变水蒸气体积浓度，进行2h吸附实验，得到水蒸气体积浓度与活性焦硫容的关系曲线，如图4．6所示。从图4．6中可以看出，当水蒸气浓度在0%--12％的范围内时，水蒸气浓度对活性焦硫容的影响较大，硫容随水蒸气体积浓度的增加而增加；而当水蒸气浓度超过12％时，活性焦的硫容又呈现出下降的趋势，而且浓度越高，下降越明显，这说明过高的水蒸气浓度会制约S02在活性焦表面的催化氧化。原因主要是当水蒸气浓度较低时，一方面活性焦表面形成水膜的速度慢，量也少，不利于S02吸附，另一方面生成的硫酸得不到水的稀释，占据着活性中心，使得活性焦的吸附量降低；而当水蒸气浓度过高时，会在活性焦表面形成过量水膜，堵塞孔道，增大了传质阻力，限制气体组分向活性焦表面的传递，因此活性焦的吸附量降低。

4．7活性焦脱硫效率曲线的测定

根据以上实验结果可得，在无02和水蒸气存在的条件下，活性焦对S02的吸附量是很小的，而在有02或水蒸气的情况下，活性焦的硫容均有增加，但是可以明显看出当S02，02和水蒸气共存时，活性焦硫容的增量更大。结合以上实验结果及实际工程脱硫情况，采用60目-80目颗粒状活性焦，在床层温度120℃、S02浓度3000x 10-6、02体积浓度8％、水蒸气体积浓度12％、气体流速2．5m／min，N2为载气的实验条件下，进行2h吸附实验，每隔20min，采样一次，测定不同时间下脱硫效率变化趋势，得到吸附时间对活性焦脱硫效率的影响曲线，如图4．7所示。从图4．7中可以看出，吸附时间也是影响脱硫效率的重要因素，刚开始吸收的30min内活性焦的脱硫效率可以达到97％以上，后20min内脱硫效率下降速率加快，此时便可认为S02已经穿透活性焦床层。由于采用活性焦的量相对较少，使其较高脱硫效率的保持时间较短。由图亦知，在吸附开始阶段，活性焦的脱硫效果较好。随着时间的推进，脱硫效率下降速率加快。主要原因是吸附初期，活性焦内表面存在较多的活性位，脱硫效果较好，随着吸附的进行，可能是由于活性焦表面吸附H2S04的量不断增加，占据了越来越多的活性位，使活性焦的吸附能力逐渐降低，最终导致脱硫效率下降。

6 活性焦吸附、解吸循环脱硫特性研究

活性焦解吸再生后脱硫性能的优劣，是评价活性焦性能的一个重要的指标。一种性能优良的活性焦不仅在于其具有较好的初始脱硫性能，还在于其在解吸再生的

脱硫性能以及可循环使用次数的多少。实验研究了工业活性焦在循环再生过程中脱硫性能的变化趋势。

6．1循环次数对活性焦硫容的影响

采用60目～80目颗粒状活性焦样品，在床层温度120℃、S02浓度3000xlO-6、

02体积浓度8％、水蒸气体积浓度12％、气体流速2．5m／rain，N2为载气，解吸温度为370℃，解吸气体吸收液为0．1mol／L NaOH溶液的实验条件下，进行吸附．解吸脱硫实验。根据上述实验结果，吸附和解吸实验分别进行2h，吸附实验结束后进行加热解吸，解吸完成后开始下一个循环脱硫，如此交替，共进行5个循环过程。实验可以得到循环次数与硫容的关系曲线，如图6．1所示。

从图6．1可以看出，5次吸附、解吸循环中，活性焦的硫容大小顺序为2>3>4>1>5。第2次循环中活性焦吸附的硫容达到了最大值，原因主要是在第1次的高温解吸过程中，活性焦微孔表面吸附产生的H2S04与表面的碳质材料发生氧化还原反应，消耗了微孔表面的一部分活性焦，从而使微孔表面积相应增大，孔容也随之增大，孔结构更适合S02的充分吸附，因而在第2次循环的吸收阶段活性焦扩大的微孔内可以更多地吸附反应产生的H2S04。由于活性焦氧化S02的能力受其微孔面积的影响，活性焦硫容的变化与其微孔面积近乎成正比关系。而且活性焦的解吸量也与其微孔孔容成正比，这就说明了活性焦的微孔是贮存硫酸的主要场所。而且研究发现能够吸附、催化氧化S02的活性位位于微孔中。因此活性焦的微孔面积越大，其表面吸附氧化S02的活性位可能越多，微孔孔容越大，所能容纳的硫酸就越多，活性焦脱除烟气中S02的性能就越好。从图中亦可看出随着吸附．解吸循环次数的增加，活性焦的硫容在不断减小，原因主要是活性焦的微孔在每次解吸后都得到一定量的扩大，虽然比表面积和孔容面积均有所增加，但是微孔面积占总面积

的份额有所下降，当微孔扩大到一定程度时，微孔的表面积反而会减少，此时的微孔结构就无法使S02得到充分的吸附，而导致硫容随之降低。由此可知，活性焦的微孔面积和孔结构在其将S02氧化为H2S04的过程中起着重要的作用。

6．2 循环次数对活性焦脱硫效率的影响

经过5次吸附．解吸循环实验可以得到循环时间和脱硫效率的关系曲线，如图6．2 所示。

从图6．2可以看出，活性焦的脱硫效率随着循环次数的增加有所降低。活性焦首次的脱硫效率接近97％，经过5次解吸后的活性焦与活性焦原样相比，脱硫效率变化很小，仍能保持96％的脱硫率，这说明活性焦具有良好的再生脱硫活性，能很好地满足工业使用的要求。

6．3循环时间对活性焦脱硫效率的影响

经过5次吸附．解吸循环实验同样可以得到循环时问和脱硫效率的关系曲线，如图6．3所示。从图6．3可以看出，最初5min的脱硫性能几乎没有太大变化；而随着循环时间的增加，5min后的每次循环的脱硫效率均在逐步下降，循环次数越多，脱硫效率下降越明显，但是活性焦仍能保持较高的吸附活性，这同样说明活性焦具有良好的再生脱硫活性。由此可知，如果使用足够量的活性焦，其脱硫时间可以增加到数小时，而且经过数次循环使用后的脱硫效率仍能保持在90％以上，这便能很好地满足工业使用的要求。

6．4循环次数对S02解吸效率的影响

经过5次吸附．解吸循环实验可以得到循环次数和解吸效率的关系曲线，如图6．4 所示。从图6．4可以看出，总体上活性焦的解吸效率随着循环次数的增加而增加。其中第2次循环中活性焦的解吸效率较首次解吸效率有明显增加，达到了最大值，然后出现下降趋势，但是后3次循环的解吸效率几乎没有发生太大变化。主要原因可能是第2次循环中活性焦吸附的硫容达到了最大值，给解吸提供了足够的解吸量，因此第2次循环的解吸效率增加很明显。随着循环次数的增加，活性焦微孔表面积降低，表面的碱性活性基团数量减少，活性位数量办减少，使活性焦的硫容降低，因此活性焦的解吸率也随之降低。

9结论

通过消除活性焦内外扩散的实验条件；各实验条件对活性焦的硫容及脱硫效率的

影响，确定了实验的最佳实验条件；解吸温度与时间对活性焦吸附成分解吸的影响；吸附一解吸循环次数对活性焦硫容及脱硫效率的影响；并分析了活性焦表面性质对脱硫效率的影响，得出以下结论：

(1)在活性焦吸附S02的过程中，活性焦的粒径是影响内扩散消除的主要因素，而烟气流速是影响外扩散消除的主要因素。通过实验得到了消除内外扩散影响的实验条件是：活性焦的粒径为60目～80目，烟气流速大于2m／min；

(2)在活性焦吸附S02的过程中，床层温度、SO2进口浓度、02浓度和水蒸气浓度对活性焦的硫容和脱硫效率都有影响。活性焦硫容随S02进口浓度的增加而增大，但是穿透时间变短；在一定范围内，降低床层温度、增大02和水蒸气的含量均有利于活性焦硫容的增加和脱硫效率的提高。通过吸附实验得到了最佳实验条件：当S02进口浓度为3000x lO-6时，床层温度为80℃，02浓度为20％，水蒸气浓度为12％时活性焦的硫容最高，脱硫效率最好：

(3)在活性焦吸附．解吸循环实验中，循环次数和循环时间对活性焦硫容和脱硫效率均有影响。在5次吸附一解吸循环中，第2次的活性焦硫容达到了最大值，约为6．8％，然后随着循环次数的增加，活性焦的硫容不断减小，最后一次的硫容甚至小于首次的硫容。活性焦的脱硫效率随着循环次数的增加有所降低，但降低的幅度很小，活性焦首次的脱硫效率接近97％，经过5次解吸后的仍能保持约96％的脱硫效率；

(4)采用扫描电镜分析了活性焦样品的表面微观结构得到活性焦表面孔结构很

发达，由于表面吸附了H2S04，活性焦吸附样品的孔隙明显变小变窄，活性焦解吸样品的孔隙增多，更容易进行吸附和脱附反应。

半干法脱硫工艺特点介绍

半干法脱硫工艺的特点： 、工艺原理描述 锅炉尾气在CFB半干法烟气净化系统中得以净化，该系统主要是根据循环流化床理论和喷雾干燥原理，采用悬浮方式，使吸收剂 Ca（OH》在吸收塔内悬浮、反复循环，与烟气中的SO等酸性气体充分接触、反应来实现脱除酸性气体及其它有害物质的一种方法。烟 气脱硫工艺分7个步骤：⑴吸收剂存储和输送；⑵烟气雾化增湿调温；⑶脱硫剂与含湿烟气雾化颗粒充分接触混合；⑷二氧化硫吸收；⑸增湿活化；⑹灰循环；⑺灰渣排除。⑵、⑶、⑷、⑸四个步骤均在吸收塔中进行，其化学、物理过程如下所述。 A .化学过程: H2O 、SO2、H2SO3 反当雾化水经过双流体雾化喷嘴在吸收塔中雾化，并与烟气充分接触，烟气冷却并增湿，氢氧化钙粉颗粒同应生成干粉产 物，整个反应分为气相、液相和固相三种状态反应，反应步骤及方程式如下: ⑴S02被液滴吸收; S02（气）+H2O_^H 2SO3（液） ⑵吸收的S02同溶液的吸收剂反应生成亚硫酸钙； Ca（OH）2（液）+H2SO3（液）—CaSO（液）+2H2O Ca（OH）2（固）+H2SO3（液）—CaSO（液）+2H2O ⑶液滴中CaSO3达到饱和后，即开始结晶析出 CaSO3（液）—CaSO（固） ⑷部分溶液中的CaSQ与溶于液滴中的氧反应，氧化成硫酸钙

CaS03（液）+1/202（液）T CaSO（液） ⑸CaS04（液）溶解度低，从而结晶析出 CaS04（液）T CaS0（固） ⑹对未来得及反应的Ca（0H）2 （固），以及包含在CaS03（固）、CaSO（固）内的Ca（0H）2 （固）进行增湿雾化。 Ca（0H）2 （固）T Ca（0H2 （液） S02（气）+H2CTH 2SO3（液） Ca（0H）2 （液）+H2SO3（液）TCaSO（液）+2H2O CaS03（液）T CaS0（固） CaS03（液）+1/2O2（液）T CaS0（液） CaS04（液）T CaS0（固） ⑺布袋除尘器脱除的烟灰中的未反应的Ca（0H》（固），以及包含在CaSCS固）、CaS0（固）内的CaQH* （固）循环至吸收塔内继续反应。 Ca（0H）2 （固）T Ca（OH2 （液） S02（气）+H2CTH 2S03（液） Ca（0H）2 （液）+H2SO3（液）TCaS0（液）+2H2O CaS03（液）T CaS0（固） CaSQ（液）+1/2O2（液）T CaS0（液） CaSC4（液）T CaS0（固） B .物理过程： 物理过程系指液滴的蒸发干燥及烟气冷却增湿过程，液滴从蒸发开始到干燥所需的时间，对吸收塔的设计和脱硫率都非常重要。

关于电厂脱硫废水的处理

关于电厂脱硫废水的处理 二氧化硫是大气的重要污染物之一,已对农作物、森林、建筑物和人体健康等方面造成了巨大的经济损失,SO2排放的控制十分重要。湿法烟气脱硫(FGD)是目前唯一大规模商业运行的脱硫方式,利用价廉易得的石灰或石灰石作吸收剂。吸收烟气中的SO2生成CaSO3,该工艺脱硫效率高,适应煤种广泛,适合大中小各类机组,负荷变化范围广,运行稳定可靠;技术成熟,运行经验丰富,因此得到广泛应用。湿法烟气脱硫工艺中产生脱硫废水,其pH 值为4～6 ,同时含有大量的悬浮物(石膏颗粒、SiO2、Al 和Fe 的氢氧化物)、氟化物和微量的重金属,如As、Cd、Cr 、Cu、Hg、Ni 、Pb、Sb、Se 、Sn 和Zn 等。直接排放对环境造成严重危害,必须进行处理。 通常脱硫废水处理采用石灰中和法。石灰中和法pH值一般控制在9.5± 0.3，此pH值范围适用于沉淀大多数的重金属（去除率可达99％）。为了沉降石灰中和法难于去除的镉和汞，还需要加入一定量硫化物（有机硫），形成硫化物的沉淀，pH＝8～10为佳。同时，为了消除可能生成的胶体，改善生成物的沉降性能，还需要加入混凝剂和助凝剂。 脱硫废水处理主要反应步骤 我国脱硫废水的处理技术是基于国内的废水的排放性质，采用物化法针对不同种类的污染物，分别创造合宜的理化反应条件，使之予以彻底去除，基本分为如下几个主要反应步骤： 1）先行加入碱液，调整废水pH值，在调整酸碱度的同时，为后续处理工艺环节创造适宜的反应条件； 2）加入有机硫化物、絮凝剂和适量的助凝剂，通过机械搅拌创造合适的反应梯度使废水中的大部分重金属形成沉淀物并沉降下来； 3）通过投加的絮凝剂和适宜的反应条件，使得废水中的大部分悬浮物沉淀下来，通过澄清池（斜板沉淀池）予以去除； 4）加入絮凝剂使沉淀浓缩成为污泥，污泥被送至灰场堆放。废水的pH值和悬浮物达标后直接外排。关于电厂脱硫废水处理的控制系统

火电厂脱硫的几种方法

火电厂脱硫的几种方法(总12 页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除

火电厂脱硫的几种方法(1) 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD),在FGD 技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，2、以MgO为基础的镁法，3、以Na2SO3为基础的钠法，4、以NH3为基础的氨法，5、以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。A、湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。B、干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。C、半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 1脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺

脱硫废水处理t设计方案

脱硫废水处理 设 计 方 案 责任公司 2010年12月

目录前言2 1 总论3 2 工程设计依据、原则和范围3 2.1 设计依据3 2.2 设计原则3 2.3 设计范围4 3 工程设计参数4 3.1 设计处理规模4 3.2 进水水质4 3.3 出水水质4 4 工艺流程选择与确定5 4.1工艺分析与确定5 4.2工艺特点5 4.3工艺流程5 4.4工艺流程说明6 4.5沿程水质变化分析表7 5 各处理工艺设计及计算8 5.1各处理单元参数选择及设计计算8 5.2各单元构/建筑物/设备配置15 6 工程投资估算16 6.1工程投资估算16 6.2土建部分投资估算18 6.3设备投资估算20 7运行费用分析21 7.1主要用电设备21 7.2 运行费用分析21 8 人员培训及售后服务20 8.1人员培训20 8.2售后服务21

前言 。 在污水处理站的建设中，我公司愿意真诚参与，贡献我们的技术和力量。

1 总论 脱硫废水的水质特点如下：a脱硫废水呈弱酸性，pH值一般为4~7。b悬浮物含量高，实验证明脱硫废水中的悬浮物主要是石膏颗粒、二氧化硅、以及铁、铝的氢氧化物。c 脱硫废水中的阳离子为钙、镁、铁、铝、重金属离子。d脱硫废水中的阴离子主要有C1-、SO42-、SO32-、等。e化学耗氧量与通常的废水不同。 2 工程设计依据、原则和范围 2.1 设计依据 《室外排水设计规范》GBJ50014-2006 ； 《建筑给水排水设计规范》GBJ50015-2003； 《国家污水综合排放标准》GB8978-1996； 《辽宁省污水综合排放标准》DB21/1627-2008 《地表水环境质量标准》GB3838-2002； 《废水出水水质的监测与控制符合火力发电厂废水治理设计技术规程》 DL/T5046-2006 《钢制平台扶梯设计规范》DLGJ158-2001 《钢制压力容器》GB150-1998 国内外关于此类废水处理技术资料； 污水处理有关设计和验收规范规程； 国家相关环保政策法规 2.2 设计原则 （1）严格遵守国家有关环保法律法规和技术政策，确保各项出水指标均达到排放水质要求； （2）水处理设备力求简便高效、操作管理方便、占地面积小、造价低廉、运行安全及避免对周围的环境造成污染；

火力发电厂脱硫废水“零排放”处理技术

火力发电厂脱硫废水“零排放”处理技术 随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。本文分析了各种深度处理方法以及具体的应用环境，提出针对不同成分的废水需要有不同的应对处理措施，对于推动脱硫废水处理工作，实现脱硫废水零排放具有重要意义。 一、脱硫废水来源采用湿法脱硫工艺的燃煤电厂在运行中，需要维持脱硫装置（FGD）当中浆液循环系统的平衡度，避免离子等可能对脱硫系统和设备带来的不利影响，同时排放系统中的废水，保持脱硫系统水平衡。从来源上看，脱硫废水主要从石膏旋流器或废水旋流器的溢流处产生。经研究发现，在脱硫废水中，有相当比例的重金属以及各种无机盐等，如果这些含有高浓度盐分的废水不经过有效处理就直接排放到大自然环境中，会严重影响生态健康，也不利于地下水资源的保护。二、脱硫废水进行零排放处理的必要性目前，燃煤电厂烟气脱硫装置应用最广泛的是石灰石-石膏湿法脱硫工艺。为保证脱硫系统的安全运行和保证石膏品质而排放的脱硫废水，其中含有大量的杂质，如悬浮物、无机盐离子、重金属离子等，很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物，需要进行净化处理才能排放水体。国内多数燃煤电厂净化脱硫废水采用的常规处理工艺即“三联箱”技术，采用物理化学方法，通过中和、沉降、絮凝和澄清等过程对脱硫废水进行处理，通常使用的药剂包括氢氧化钙/氢氧化钠、有机硫、铁盐、助凝剂、盐酸等。该工艺能够去除脱硫废水中对环境危害较大的重金属等有害物质和悬浮物，但不能去除氯离子，处理出水为高含盐废水，具有强腐蚀性，无法回收利用。排入自然水系后还会影响环境，潜在环境风险高。随着国家对环境污染的治理日益提速，对废水的排放要求也越来越严格。燃煤电厂在资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，脱硫废水排放已经是燃煤电厂面临的严重的环保问题。传统的脱硫废水处理工艺达到的水质排放标准越来越不符合当下国家越来越严格的环保发展形势，电力企业实现脱硫废水零排放的需求越来越迫切，减排和近零排放成为必然趋势。三、脱硫废水的产生及其水质特点脱硫废水主要来自石膏旋流器或废水旋流器的溢流，是维持脱硫装置浆液循环系统物质平衡，控制石灰石浆液中可溶部分（即Cl-）含量、保证石膏质量的必要工艺环节。废水中所含物质繁杂，大体分为氯化物、氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐、硫化物、悬浮物以及重金属离子（如Hg2+，Pb2+、Cr2+等）、氨氮等。脱硫废水具有污染物成份复杂、波动范围大等特点。pH值较低，呈酸性，水中悬浮物含量高、盐含量高、存在重金属超标的可能，氯根含量很高，腐蚀性很强，是电厂中最难处置的废水。四、脱硫废水深度处理方法1.废水浓缩处理技术目前，国内的脱硫废水浓缩处理主要采用膜浓缩、热法浓缩和烟气浓缩技术路线。（1）膜浓缩技术目前，膜浓缩技术广泛应用于脱硫废水的深度处理和浓缩研究，以减少废水处理系统中蒸发结晶的污水处理量，使得电厂零排放技术更经济可行。（1.1）反渗透（RO）技术。在外界高压力作用下，利用反渗透膜的选择透过性，水溶液中水由高浓度一侧向低浓度一侧移动，使得溶液中的溶质与水得到分离。（1.2）电渗析技术。利用离子交换膜的选择透过性，溶液中的带电阴、阳离子在直流电场作用下定向迁移，实现对废水的浓缩和分离。Cui等利用电渗析法去除脱硫废水中的氯离子，结果表明，在最佳条件下，当氯离子质量浓度为19.2g/Ｌ时，氯离子的去除率为83.3％，得到副产品Cl2、H2和Ca(OH)2，处理成本0.15$/kg。（2）热法浓缩技术热法浓缩技术包括多效蒸发（MED）和机械蒸汽再压缩（MVR）等。（2.1）多效蒸发（MED）技术。将蒸汽的热能进行循环并多次重复利用，以减少热能消耗，降低成本。加热后的盐水在多个串联的蒸发器中蒸发，利用前效蒸发产生的二次蒸汽，作为后效蒸发器的热源，后效中水的沸点温度和压力比前效低，效与效之间的热能再生利用可以重复多次。（2.2）机械蒸汽再压缩（MVR）技术。将蒸发器蒸发产生的原本需要冷却水冷凝的二次蒸汽，经压缩机压缩后，提高压力和饱和温度，增加热焓，再送入蒸发器作为热源，替代新鲜蒸汽循环利用，二次蒸汽的潜热得以充分利用，同时还省去了二次蒸汽冷却水

ogjfiAAA各种脱硫技术简介

o g j f i A A A各种脱硫技术简 介 -标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII

脱硫技术及其发展 一. 湿法脱硫技术 1. 石灰石-石膏湿法（ph=5~6） 该工艺采用石灰石或石灰做脱硫吸收剂，石灰石破碎与水混合，磨细成粉状，制成吸收浆液。在吸收塔内，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3以及鼓入的氧化空气进行化学反应，生成二水石膏，SO2被脱除。吸收塔排出的石膏浆液经脱水装置脱水后回收。脱硫后的烟气经除雾器去水、换热器加热升温后进入烟囱排向大气。 石灰石-石膏湿法烟气脱硫的主要优点是：技术成熟，运行可靠，系统可用率高(≥95% )；已大型化。目前国内烟气脱硫的80%以上采用此法，设备和技术很容易取得；吸收剂利用率很高(90%以上)。 2. 氨法 湿式氨法是目前较成熟的、已工业化的氨法脱硫工艺，并且能同时脱氮。 湿式氨法脱硫技术的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水溶液中的NH3和烟气中的SO2反应，得到亚硫酸铵，其化学反应式为：

SO2+H2O+xNH3=(NH4)X H2-x SO3(x=1. 2~1. 4) 亚硫酸铵通过用空气氧化，得到硫酸铵溶液，其化学反应式为： (NH4)X H2 -x SO3+1/2O2+(2-x)NH3=（NH4）2SO4硫酸铵溶液经蒸发结晶，离心机分离脱水，干燥器干燥后可制得硫酸铵产品。 湿式氨法脱硫的优点在于：1.脱硫效率高，可达到95% ~ 99%； 2.可将回收的SO2和氨全部转化为硫酸铵作为化肥； 3.工艺流程短，占地面积小；运行成本低，尤其适合中高硫煤； 4.无废渣废液排放，不产生二次污染； 5.脱硫过程中形成的亚硫铵对NO X具有还原作用，可同时脱除20%左右的氮氧化物。 但湿式氨法脱硫技术也存在着一些问题，如吸收剂氨水价格高；脱硫系统设备腐蚀大；排气中的氨生成亚硫酸铵、硫酸铵和氯化铵等难以除去的气溶胶，造成氨损失和烟雾排放；副产品的稳定性等问题。这在一定程度上限制了此工艺的应用。 氨法脱硫技术既可利用化工行业的废氨资源又可回收硫资源，具有突出的技术成本优势。随着合成氨工业的不断发展以及对氨法脱硫工艺自身的不断完善和改进，氨法脱硫工艺在我国将拥有广阔的应用前景。

四种脱硫方法工艺简介

一、石灰石/石灰-石膏法脱硫工艺 一）、工作原理 石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，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从而被脱除，最终反应产物为石膏。 二）、反应过程 1、吸收 SO 2+ H 2 O—>H 2 SO 3 SO 3+ H 2 O—>H 2 SO 4 2、中和 CaCO 3+ H 2 SO 3 —>CaSO 3 +CO 2 + H 2 O CaCO 3+ H 2 SO 4 —>CaSO 4 +CO 2 + H 2 O CaCO 3+2HCl—>CaCl 2 +CO 2 + H 2 O CaCO 3+2HF—>CaF 2 +CO 2 + H 2 O 3、氧化 2CaSO 3+O 2 —>2 CaSO 4 4、结晶 CaSO 4+ 2H 2 O—>CaSO 4 〃2H 2 O 三）、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。 四）、工艺流程 锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱 来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO 2 后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。 五）、工艺特点 1、脱硫效率高，可保证95%以上； 2、应用最为广泛、技术成熟、运行可靠性好； 3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤； 4、脱硫剂资源丰富，价格便宜； 5、可起到进一步除尘的作用。 六）、应用领域 燃煤发电锅炉、热电联产锅炉、集中供热锅炉、烧结机、球团窑炉、焦化炉、玻璃窑炉等烟气脱硫。 友情提示：该工艺应用最为广泛，技术成熟，对烟气负荷、煤种变化适应性好，脱硫效率高，对于高硫煤和环保排放要求严格的工况尤为适合，但系统相对复杂，投资费用较高，烟囱需要进行防腐处理。

(完整版)氨法脱硫废水处理工艺流程.(详细方案)

目录 氨法脱硫废水处理工艺流程 (2) 1、废水处理系统 (2) 1.1脱硫废水处理过程 (2) 1.2脱硫废水处理步骤 (2) 2、化学加药及压滤系统 (4) 2.1助凝剂加药系统 (4) 2.2污泥压缩系统 (7) 3、脱硫废水处理系统概述 (8) 3.1脱硫废水处理工艺 (8) 3.2化学加药系统工艺 (11) 4、污泥流程 (14) 5、运行操作及监控 (14) 5.1.1供料准备 (14) 5.1.2仪表及控制器件准备 (15) 5.1.3污泥料位测量 (15) 5.1.4浊度测量 (16) 5.2.运行及监控 (16) 6、维护及保养 (17) 6.1.运行故障及排除 (17) 6.2.机械故障处理 (17)

6.3.设备维护 (20) 6.4.设备停用 (21) 氨法脱硫废水处理工艺流程 脱硫废水处理包括以下三个分系统：废水处理系统，化学加药系统，污泥处理系统及排污系统。 1、废水处理系统 1.1脱硫废水处理过程 脱硫装置产生的废水经由废水输送泵送至废水处理系统，采用化学加药和接触泥浆连续处理废水，沉淀出来的固形物在澄清浓缩器中分离浓缩，清水排入厂区指定排放点，经澄清/浓缩器浓缩排出的泥浆送至板框压滤机脱水后外运。 1.2脱硫废水处理步骤 1）用氢氧化钙/石灰浆［Ca(OH)2］进行碱化处理，通过设定最优的PH值范围，部分重金属以氢氧化物的形式沉淀出来，并中和废水中的酸性物质。

2)通过加入有机硫，使某些重金属，如镉和汞沉淀出来。 3)通过添加絮凝剂及助凝剂，使固体沉淀物以更易沉降的大粒子絮凝物形式絮凝出来。4)在澄清浓缩器中将固形物从废水中分离。 5)将氢氧化物泥浆输送至压滤机进行脱水。 在沉淀系统中，加入絮凝剂以便使沉淀颗粒长大更易沉降，悬浮物从澄清浓缩器中分离出来后，一部分泥浆通过污泥循环泵返回到中和箱，以利于更好地沉降，另一部分则通过污泥输送泵输送至压滤机进行脱水。处理后的清水送至厂区指定的排放点。 1.3脱硫废水处理流程 处理不合格水质回流至中和箱

镁法脱硫废水处理技术初探

氧化镁湿法烟气脱硫废水处理技术探讨 1镁法脱硫技术的发展 氧化镁法在湿法烟气脱硫技术中是仅次于钙法的又一主要脱硫技术。据介绍，氧化镁再生法的脱硫工艺最早由美国开米科公司(Chemico—Basic)在20世纪60年代开发成功，70年代后费城电力公司(PECO)与United&Constructor合作研究氧化镁再生法脱硫工艺，经过几千小时的试运行之后，在三台机组(其中两台分别为150MW和320MW)进行了全规模的FGD系统和两个氧化镁再生系统建设，上述系统于1982年建成并投入运行，1992年以后停运硫酸制造厂，直接将反应产物硫酸镁销售。1980年美国DUCON公司在PHILADELPHAELECTRICEDDYSTONESTATION成功建成实施氧化镁湿法脱硫系统，运行至今，效果良好。随后韩国和台湾地区也发展了自己的湿式镁法脱硫技术，目前在台湾95%的电站采用氧化镁法脱硫。 近几年国内的氧化镁湿法脱硫发展较快，2001年，清华大学环境系承担了国家“863”计划中《大中型锅炉镁法脱硫工艺工业化》的课题，对镁法脱硫的工艺参数、吸收塔优化设计和副产品回收利用等进行了深入的研究，并在4t/h、12t/h锅炉上进行了中试，在35t/h锅炉上进行了工程应用。 湿式镁法脱硫工艺又可分为氧化镁/亚硫酸镁法、氧化镁/硫酸镁抛弃法、氧化镁/硫酸镁回收法等。本文主要介绍应用规模较大、前景广阔的氧化镁/亚硫酸镁工艺中的废水处理工艺。 2脱硫废水处理技术概况 湿法烟气脱硫工艺中存在废水处理问题，虽然有很多电厂的脱硫系统

都配有废水处理系统，但国内目前对脱硫废水的处理工艺研究较少，其中关注最多的是石灰石/石膏法产生的脱硫废水，对于镁法脱硫产生的废水的研究就更少了。镁法脱硫废水处理现在多是引用和借鉴石灰石/石膏法脱硫废水处理经验。为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶物质超过规定值和保证副产物品质，必须从循环系统中排放一定量的废水。因此，没有预处理塔的镁法脱硫和石灰石/石膏法脱硫过程产生的废水均来源于吸收塔的排放水。 3镁法脱硫废水水量和水质 3.1脱硫废水水量 脱硫废水的水量与烟气中的HCl和HF、吸收塔内浆液中的Cl-和SO42-浓度、脱硫用水的水质等有关。当进入吸收塔内的烟气量一定时，废水排放量由以下条件确定: (1)脱硫废水的水量取决于烟气中的HCl(HF)浓度，而烟气中的HCl(HF)主要来自于机组燃烧的煤。煤中Cl(F)的含量越高，烟气中的HCl(HF)浓度就越高，废水排放量也就越大。 (2)脱硫废水的水量关键取决于吸收塔内Cl-的控制浓度。浆液中的Cl-浓度太高，亚硫酸镁品质下降且脱硫效率降低，对设备的抗腐蚀要求提高;对浆液中的Cl-浓度要求过低，脱硫废水的水量增大，废水处理的成本提高。根据经验，脱硫废水中的Cl-浓度控制在10～20g/L为宜。 (3)脱硫废水的水量还取决于吸收塔内SO42-的控制浓度。浆液中SO42-浓度太高，会造成浆液粘性增加，影响亚硫酸镁的结晶，脱硫效率降低;浆液中SO42-的控制浓度过低，SO32-氧化成SO42-的正反应加速，

各种脱硫方法简介

新型脱硫方法简介 1 炭基催化法烟气脱硫技术 2 石灰石——石膏法烟气脱硫工艺 3 旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺 4 磷铵肥法烟气脱硫工艺 5 炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺 6 氨水洗涤法脱硫工艺 7 海水脱硫工艺海水脱硫工艺 炭基催化法烟气脱硫技术 该技术是以四川大学国家烟气脱硫工程技术研究中心多项专利为技术支撑，主要针对目前国内工业生产企业在生产过程中所产生的二氧化硫污染，如化工厂、钢铁厂、冶炼厂、电厂的生产过程及锅炉燃烧过程中排放的含二氧化硫的废气，利用农作物秸秆、菌渣及废旧轮胎等生活及生产废弃物制作炭基催化剂，将废气经除尘、调质后通过炭基催化剂层，使SO2在催化剂表面与O2进行催化反应，最后将其转化为硫酸，从而达到减少污染排放，回收硫资源的目的。 其技术优势在于催化剂原料来源广泛且脱硫效果显著、脱硫工艺集成度高、工艺流程短、副产物为硫酸以及硫酸盐复合肥料，实现了以废治废、清洁脱硫、节能减排的目的，为改变传统的“高开采、高消耗”的污染治理模式提供了一条新的技术模式。目前该技术已被列为国家“当前优先发展的高技术产业化重点领域”项。 石灰石——石膏法烟气脱硫工艺 石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫 比较低，脱硫效率可大于95% 。 旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺 喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。

现运行的各种脱硫工艺流程图汇总

现运行的各种脱硫工艺流程图汇总 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普 遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、 干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态 下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等 优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水 废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、 设备庞大等问题。 半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗 活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾

干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 烧结烟气脱硫 海水脱硫技术

(完整word版)脱硫废水处理方法

脱硫废水处理方法 湿式烟气脱硫装置可净化含有众多杂质的烟气，各种金属及非金属污染物在脱硫吸收塔 中发生反应被去除，生成可溶性物质和固体物质，而未充分处理的烟气脱硫废水直接排放会 对环境造成极大威胁。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺主要处理热力发电厂化石燃料燃烧产生的SO2，由于湿法烟气脱硫工艺优越的性能，其在烟气处理领域得到广泛应用，成为当今世 界燃煤发电厂烟气脱硫的主导工艺。据美国环境署报道，美国已有108座燃煤电厂安装了湿 式烟气脱硫装置，预测到2025年安装湿式烟气脱硫装置的燃煤电厂将占燃煤电厂总数的69%。石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水成分极其复杂，主要为重金属、酸根离子、悬浮物等。目前，各燃煤电厂的脱硫废水成分存在差异，出现这一现象主要是煤源、烟气脱硫吸收塔塔形、锅 炉补给水水质、添加剂类型、操作条件不同导致的。传统的脱硫废水处理工艺采用中和、反应、絮凝及沉淀的处理方式，但对脱硫废水中高浓度的硫酸根及氯离子等未达到良好的去除 效果。 近年来脱硫废水排放问题受到全世界的广泛关注，我国2006年颁布的《火电厂石灰石- 石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997—2006)中虽未对硫酸根和氯离子等排放标准做 出要求，但采用传统工艺处理的脱硫废水已不允许直接排放，所以亟待研究烟气脱硫废水的 处理新工艺。目前我国脱硫废水的处理工艺主要有常规物理化学沉淀法、化学沉淀-微滤膜法、多级过滤+反渗透法。由于脱硫废水水质较差，反渗透及预处理工艺费用高，尚未得到推广。杨培秀等采用零溢流水湿排渣系统处理脱硫废水，但是受到排渣方式的限制。此外，脱硫废 水的各种零排放技术作为有潜力的解决方案被提出，但鉴于零排放技术的高能源消耗强度和 许多尚未解决的技术问题，不能保证其成功地长期使用。对于其他技术如离子交换和人工湿 地也进行了大量探讨，但成功的前景似乎不大。综上所述，该行业仍然在寻找一个可靠的、 低成本和高性能的烟气脱硫废水处理技术。 2 脱硫废水的危害 脱硫废水成分复杂，对设备管道和水体结构都有一定的影响，其危害主要体现在以下方面： (1)脱硫废水中的高浓度悬浮物严重影响水的浊度，并且在设备及管道中易产生结垢现象，影响脱硫装置的运行。

脱硫工艺简介

. 1. 湿法烟气脱硫 石灰石（石灰）—石膏烟气脱硫 是以石灰石或石灰浆液与烟气中的SO2反应，脱硫产物是含水15-20%的石膏。 氧化镁烟气脱硫 是以氧化镁浆液与烟气中的SO2反应，脱硫产物是含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体吸收产物。 氨法烟气脱硫 用亚硫酸铵(NH4)2SO3吸收SO2生成亚硫酸氢铵NH4HSO3，循环槽中用补充的氨使NH4HSO3亚硫酸氢铵再生为(NH4)2SO3亚硫酸铵循环使用。 双碱法烟气脱硫 是利用氢氧化钠溶液作为启动脱硫剂，配制好的氢氧化钠溶液直接打入脱硫塔洗涤脱除烟气中SO2来达到烟气脱硫的目的，然后脱硫产物经脱硫剂再生池还原成氢氧化钠再打回脱硫塔内循环使用 海水法烟气脱硫 海水通常呈弱碱性具有天然的二氧化硫吸收能力，生成亚硫酸根离子和氢离子，洗涤后的海水呈酸性，经过处理合格后排入大海。 2.干法或半干法烟气脱硫 所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的 喷雾法：利用高速旋转雾化器，将石灰浆液雾化成细小液滴与烟气进行传热和反应，吸收烟气中的SO2。 炉内喷钙尾部增湿活化法：将钙基吸收剂如石灰石、白云石等喷入到炉膛燃烧室上部温度低于1200℃的区域，石灰石煅烧成氧化钙，新生成的氧化钙CaO与SO2进行反应生成CaSO4硫酸钙，并随飞灰在除尘器中收集，并且在活化反应器内喷水增湿，促进脱硫反应。 循环流化床法：将干粉吸收剂粉喷入塔内，与烟气中的SO2反应，同时喷入一定量的雾化水，增湿颗粒表面，增进反应，控制塔出口烟气的温度，吸收剂和生成的产物一起经过除尘器的收集，再进行多次循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，大大提高吸收剂的利用率和脱硫效率。 荷电干式喷射脱硫法：吸收剂干粉以高速通过高压静电电晕充电区，使干粉荷上相同的负电荷被喷射到烟气中荷电干粉同电荷相斥，在烟气中形成均匀的悬浊状态，离子表面充分暴露，增加了与SO2的反应机会。同时荷电粒子增强了活性，缩短了反应所需停留时间，提高了脱硫效率。 二、烧结机石灰—石膏湿法脱硫工艺概述 1、烧结机的烟气特点 烧结烟气是烧结混合料点火后，随台车运行，在高温烧结成型过程中产生的含尘废气，烧结烟气的主要特点是： （1）烧结机年作业率较高，达90％以上，烟气排放量大； （2）烟气成分复杂，且根据配料的变化存在多改变性别； （3）烟气温度波动幅度较大，波动规模在90～170 ℃； （4）烟气湿度比较大一般在10％左右； （5）由于烧结原料含硫率关系，引起排放烟气SO2浓度随配料比的变化而发生较大的变化； （6）烧结烟气含氧量高，约占10%～15%左右； （7）含有腐蚀性气体。烧结机点火及混合料的烧结成型过程，均产生一定量的氯化氢（HCl）、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）、氟化氢（HF）等。 2. 石灰-石膏湿法脱硫工艺原理 脱硫剂采用石灰粉（150目以上，含钙率≥80%，筛余量≤5%），脱硫浆液吸收烟气中的S02后，经氧化生成石膏，其反应方程式如下： （1）烟气中SO2及SO3的溶解； 烟气中所含的SO2与吸收剂浆液发生充分的气/液接触，在气—液界面上发生传质过程，烟气中气态的SO2及SO3溶解转变为相应的酸性化合物： SO2＋H2O ←→H2SO3亚硫酸 SO3＋H2O ←→HSO4硫酸氢根 烟气中的一些其他酸性化合物（如：HF（氟化氢）、HCl（氯化氢）等），在烟气与喷淋下来的浆液接触时也溶于浆液中形成氢氟酸、盐酸等。

双碱法脱硫工艺简介

双碱法脱硫装置技术工艺简介 一、常用脱硫法简介 目前主要用于烟气脱硫工艺按形式可分为干法、半干法和湿法三大类。 1.干法 干法常用的有炉内喷钙（石灰/石灰石），金属吸收等，干法脱硫属传统工艺，脱硫率普遍不高（＜50%），工业应用较少。 2.半干法 半干法使用较多的为塔内喷浆法，即将石灰制成石灰浆液，在塔内进行SO2吸收，但由于石灰奖溶解SO2的速度较慢，喷钙反应效率较低，Ca/S比较大，一般在1.5以上（一般温法脱硫Ca/S比较为0.9～1.2）。应用也不是很多。 3.湿法 湿法脱硫为目前使用范围最广的脱硫方法，占脱硫总量的80%。漫法脱硫根据脱硫的原料不同又可分为石灰石/石灰法、氨法、钠碱法、钠钙双碱法、金属氧化物法、碱性硫酸铝法等，其中石灰石/石灰法、氨法、钠碱法、钠钙双碱法以及金属氧化物中的氧化镁法使用较为普遍。 3.1石灰石/石灰法 石灰石法采用将石灰石粉碎成200～300目大小的石灰粉，将其制成石灰浆液，在吸收塔内通过喷淋雾化使其与烟气接触，从而达到脱硫的目的。该工艺需配备石灰石粉碎系统与石灰石粉化浆系统，由于石灰石活性较低，需通过增大吸收液的喷淋量，提高液气比，来保证足够的脱硫效率，因此运行费用较高。石灰法是用石灰粉代替石灰石，石灰活性大大高于石灰石，可提高脱硫效率，石灰法主要存在的问题是塔内容易结垢，引起气液接触器（喷头或塔板）的堵塞。 3.2氨法 氨法采用氨水作为SO2的吸收剂，SO2与NH3反应可产生亚硫酸氨、亚硫酸氢氨与部分因氧化而产生的硫酸氨。根据吸收液再生方法的不同，氨法可分为氨—酸法、氨—亚硫酸氨法和氨——硫酸氨法。 氨法主要优点是脱硫效率高(与钠碱法相同)，副产物可作为农业肥料。 由于氨易挥发，使吸收剂消耗量增加，脱硫剂利用率不高;脱硫对氨水的浓度有一定的要求，若氨水浓度太低，不仅影响脱硫效率，而且水循环系统庞大，使运

脱硫废水处理方案

废水处理系统方案

1．3装置组成及工艺描述 1.3.1 概述 脱硫装置浆液内的水在不断循环的过程中，会富集重金属元素和Cl-等，一方面加速脱硫设备的腐蚀，另一方面影响石膏的品质，因此，脱硫装置要排放一定量的废水，进入废水处理系统，废水偏弱酸性，含有大量的盐类和重金属离子等。本处理工艺主要针对的物质是重金属离子、酸根、卤族离子和SS。采用中和、络合和絮凝沉淀的化学工艺流程，处理后的水排放至电厂的冲灰水池。污泥脱水系统的污泥运至干灰场贮存。 脱硫废水处理主要由以下子系统组成： 1）4套加药系统 2）1套废水系统 3）1套污泥处理系统 1.3.2加药系统 加药系统主要设备由氢氧化钠、有机硫、混凝剂、助凝剂4套计量箱及其后分设的4组计量泵。 NaOH为30%溶液，不再稀释；由槽车加入到NaOH储罐中。碱计量泵加药流量由设在三联箱内的PH测试仪信号经变频柜柜内逻辑控制，通过变频在线调整NaOH 计量泵的加药流量，稳定废水的中和处理于设定的PH值。 有机硫为商品级15%溶液由人工直接计量加入计量箱，每一立方溶液加药40公斤；它的计量泵加药量由进水管路上的流量计的测试信号经变频柜柜内逻辑控制，通过变频在线调整加药流量，维持优化的络合工艺参数。 混凝剂液体聚合铁为按液水比1:1~2由人工直接计量加入计量箱，并兑水稀释；（若为固体原料，根据30％配药比例直接在计量箱内进行配制，若为聚合铝替代，配制成10％溶液）。 助凝剂－阴离子型聚丙烯酰胺(PAM)则由人工加入其计量箱配制成0.3%溶液，然后由助凝剂计量泵泵入三联箱。助凝剂计量泵的加药量由进水管路上的流量计的测试信号经变频柜柜内逻辑控制，通过变频在线调整加药流量，维持优化的混凝工艺参数。

脱硫废水处理

热电厂烟气湿法脱硫废水的处理 xx xx热电厂烟气湿法脱硫废水的处理 [摘要]xx热电厂采用了湿法烟气脱硫技术来去除烟气中的二氧化硫,但烟气脱硫时会产生废水,废水中含有大量的悬浮物、氟化物和重金属,必须进行废水处理。废水经过中和、沉淀、絮凝、澄清等工序;沉积的污泥用压滤机脱水。对该工艺进行了调试,处理后的出水符合排放标准。 [关键词]湿法烟气脱硫废水处理工艺 FGD WasteWater Treatment in WuHai Power Plant Chencungen Nanjing Ease Environment Supply Co.,Ltd [Abstract]xx thermal power plant using wet flue gas desulphurization technology to remove sulfur dioxide from flue gas.However,when the flue gas desulfurization wastewater,waste water contains large amounts of suspended solids,fluoride and heavy metals,waste water treatment must be carried out.Wastewater through neutralization,precipitation, flocculation,clarification process;deposition of sludge dewatering using filter press.The process was debugging,treated effluent to meet emissions standards. [Keywords]wet FGD;waste water;treatment p rocess 为控制我国大型燃煤电厂SO2的排放,大多数电厂采取了烟气脱硫(FGD)措施。目前,我国石灰石-石膏湿式烟气脱硫技术应用较多。这种脱硫工艺所产生的脱硫废水,pH值为4～6,同时含有大量的悬浮物(石膏颗粒、SiO2、Al和Fe的氢氧化物)、氟化物和微量的重金属离子,如As3+、Cd2+、Cr3+、Hg2+等。直接排放将对环境造成严重危害,因而必须对其加以治理才能排放。下面介绍xx热电厂脱硫废水的处理工艺和对其工艺参数的调整。 1烟气湿法脱硫废水的处理工艺 1.1烟气湿法脱硫的工艺流程[1]

各种脱硫技术简介

脱硫技术及其发展 一. 湿法脱硫技术 1. 石灰石-石膏湿法（ph=5~6） 该工艺采用石灰石或石灰做脱硫吸收剂，石灰石破碎与水混合，磨细成粉状，制成吸收浆液。在吸收塔内，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3以及鼓入的氧化空气进行化学反应，生成二水石膏，SO2被脱除。吸收塔排出的石膏浆液经脱水装置脱水后回收。脱硫后的烟气经除雾器去水、换热器加热升温后进入烟囱排向大气。 石灰石-石膏湿法烟气脱硫的主要优点是：技术成熟，运行可靠，系统可用率高(≥95% )；已大型化。目前国内烟气脱硫的80%以上采用此法，设备和技术很容易取得；吸收剂利用率很高(90%以上)。 2. 氨法 湿式氨法是目前较成熟的、已工业化的氨法脱硫工艺，并且能同时脱氮。 湿式氨法脱硫技术的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水溶液中的NH3和烟气中的SO2反应，得到亚硫酸铵，其化学反应式为： SO2+H2O+xNH3=(NH4)X H2-x SO3(x=1. 2~1. 4) 亚硫酸铵通过用空气氧化，得到硫酸铵溶液，其化学反应式为： (NH4)X H2 -x SO3+1/2O2+(2-x)NH3=（NH4）2SO4 硫酸铵溶液经蒸发结晶，离心机分离脱水，干燥器干燥后可制得硫酸铵产品。 湿式氨法脱硫的优点在于：1.脱硫效率高，可达到95% ~ 99%；2.可将回收的SO2和氨全部转化为硫酸铵作为化肥；3.工艺流程短，占地面积小；运行成本低，尤其适合中高硫煤；4.无废渣废液排放，不产生二次污染；5.脱硫过程中形成的亚硫铵对NO X具有还原作用，可同时脱除20%左右的氮氧化物。 但湿式氨法脱硫技术也存在着一些问题，如吸收剂氨水价格高；脱硫系统设

各种脱硫工艺比较

一、煤化工中各种脱硫工艺比较 1、AS煤气净化工艺 AS流程就是以煤气中自身的NH3。为碱源，吸收煤气中的H2S，吸收了NH3。和H2S的富液到脱酸蒸氨工段，解析出NH3。和H2S气体，贫液返回洗涤工段循环使用，氨气送氨分解炉生产低热值煤气后返回吸煤气管线，酸气送克劳斯焚烧炉生产硫磺。 优点：环保效果好、工艺流程短、脱硫效率高、煤气中的氨得到充分利用、加碱效果明显、热能利用高 缺点：洗氨塔后煤气含氨量高、洗液温度对脱硫影响较大、富液含焦油粉尘高、硫回收系统易堵塞（克劳斯焚烧炉生产硫磺） 2、低温甲醇洗(Rectisol,音译为勒克梯索尔法) 低温甲醇洗与NHD法都属于物理吸收法，可以脱硫和脱碳。 低温甲醇洗所选择的洗涤剂是甲醇，在温度低于273 K下操作，因为甲醇的吸收能力在温度降低的情况下会大幅度地增加，并能保持洗涤剂损失量最少。低温甲醇洗适合于分离和脱除酸性气体组分CO2、H2S及COS，因为这些组分在甲醇中具有不同的溶解度，而这种选择性能得到无硫的尾气。例如有尿素合成工序的话，如果遵守环境保护规则，就可以直接排人大气或用于生产CO2。 低温甲醇洗在大型化装置中的生产业绩、工艺气的净化指标、溶剂损耗、消耗和能耗、CO2产品质量有其优势. 3、NHD法脱硫 NHD化学名为聚乙二醇二甲醚是一种新型高效物理吸收溶剂。 NHD法脱硫原理：NHD法脱硫过程具有典型的物理吸收特征。H2S、CO2在NHD中溶解度较好的服从亨利定律，它们岁压力升高、温度降低而增大。因此宜在高压、低温下进行 H2S和CO2的吸收过程，当系统压力降低、温度升高时，溶液中溶解的气体释放出来，实现溶剂的再生过程。 NHD法脱硫工艺特点：能选择性吸收H2S、CO2、COS且吸收能力强；溶剂具有良好的化学稳定性和热稳定性；NHD不起泡，不需要消泡剂；溶剂腐蚀性小；溶剂的蒸汽压极低，挥发损失低；NHD工艺不需添加活化剂，因此流程短。 4、PDS法脱硫（PDS催化剂） 原理：煤气依次进入2台串联的脱硫塔底部，与塔顶喷淋的脱硫液逆向接触，脱除煤气中的大部分H2S。在PDS催化剂的作用下，可脱除无机硫与有机硫，同时促使NaHCO3进一步参加反应。 从2台脱硫塔底排出的脱硫液经液封槽进入溶液循环槽，用循环泵将脱硫液分别送入2台再生塔底部，与再生塔底部鼓入的压缩空气接触使脱硫液再生。再生后的脱硫液从塔上部经液位调节器流回脱硫塔循环使用，浮于再生塔顶部扩大部分的硫泡沫靠液位差自流入硫泡沫槽，用泵将硫泡沫连续送往离心机，离心后的硫膏外运，离心液经过低位槽返回脱硫系统。 脱硫影响因素：煤气及脱硫液的温度控制；脱硫吸收液的碱含量。PDS法脱硫过程的实质就是酸碱中和反应；液气比对脱硫效率的影响；二氧化碳的影响；再生空气量与再生时间；煤气中杂质对脱硫效率的影响。