湿法脱硫技术及设备系统介绍
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4) 烟气在烟囱中的凝结水量会比较大，对脱硫后 净烟气引起的尾部烟道和烟囱的腐蚀问题必须 予以足够的重视。
烟气挡板
旁路挡板保护开启条件：
FGD进口烟气温度高或低； FGD进口烟气含尘量高； 锅炉投油时； 锅炉MFT； 进口挡板关； 循环泵全部跳闸； 增压风机跳闸； 出口挡板异常关闭； GGH故障停运
石灰石-石膏湿法脱硫 工艺及系统设备介绍
目录
1. 脱硫技术概述 2. 石灰石-石膏湿法脱硫的理论基础 3. 石灰石-石膏湿法脱硫系统组成及
主要设备介绍 4. 湿法脱硫的主要工艺参数辨识 5. 湿法脱硫装置运行中常见的问题
依据
HJ/T 179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石 /石灰-石膏法》
日本川崎
23-25%
Bischoff 、AE 15%
半山、北京一热
浙江天地、武汉 凯迪、江苏太仓 国华宁海 广东连州
3 石灰石-石膏湿法脱硫系统 的组成及主要设备
典型石灰石-石膏湿法脱硫系统的组成：
（1）SO2吸收系统 （2）烟气系统 （3）石灰石浆液制备系统 （4）石膏脱水系统 （5）供水和排放系统 （6）废水处理系统
《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》
1) 燃用含硫量大于1％煤且容量大于200MW（含200MW）的机组， 应重点考虑采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺技术。
2) 燃用含硫量小于1％煤并且容量小于200MW的机组，可考虑 采用干法、半干法或其它一次性投资较低的成熟技术。
3) 在200MW及以上机组采用干法、半干法或其它一次性投资较 低的成熟技术，应进行充分论证，并提供国内外已有相同 或更大容量的烟气脱硫设施成功投运的实例。
2. 设备评估。重点评估脱硫主设Hale Waihona Puke Baidu及主要辅助设备的国产 化情况、设备参数选择合理性；事故、故障、维修状况； 磨损、积垢、腐蚀情况等。
3. 系统性能评估。重点评估系统匹配程度、装置布置和设 备参数选择合理性、系统可靠性、物耗水平、副产品品 质及利用、废水排放量及水质、二次污染等。
4. 经济性评估。重点评估工程及设备造价、运行费用等。 5. 管理水平评估。重点评估使用方对脱硫装置管理、运行、
去除率【％】
SO2去除率与燃料S量的关系
92.0
设计点
91.0
90.0
89.0
校核点
88.0
87.0 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40
燃料含S量【％】
（２）石灰石粉品质
CaCO3纯度、MgO、Al2O3、 SiO2 颗粒度
pH与结垢；随着pH的升高， CaSO3·1/2H2O的溶解度显著下降， 而CaSO4·2H2O的溶解度略为上升。
pH与脱硫盲区（石灰石闭塞）
吸收塔浆液密度控制值
脱硫公司
密度设计值
实例
marsulex
14.5-15.5% 广东沙角A
SteinmÜller 、 13-15%
B&W、 IHI 17-19%
Nm3
/
min)
吸收塔中浆液体积 浆液停留时间=
石膏排出泵的流量
石膏过饱和度 α= C/C*×100% 相对过饱和度 β= （C-C*）/C* C-----浆液中的石膏实际浓度 C*------工艺条件下石膏的平衡浓度
pH对HSO3-氧化速率的影响
高pH有利于SO2的吸收，低pH有利 于石灰石的溶解和CaSO3·1/2H2O的 氧化；
DL/T5196-2004 《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》 DL/T 943-2005 《烟气湿法脱硫用石灰石粉反应速率的
测定》 DL/T 986-2005 《湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规
范》 DL/T997-2006《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质
控制指标》06-10-1实行 DL/T998-2006《石灰石-石膏湿法脱硫装置性能验收试
验规范》06-10-1实行
国家经贸委2000年2月《火电厂烟气脱硫 关键技术与设备国产化规划要点》
——脱硫工艺的选择 ——设计、设备国产化的目标
国家发改委2005年5月《关于加快火电厂 烟气脱硫产业化发展的若干意见》
——规范脱硫市场 ——开展后评估
后评估的主要内容
1. 工艺技术评估。重点评估工艺技术的先进性、可靠性和 适用性。
300MW以下——高效离心风机 300MW——1台轴流风机 600-700MW——1或2台动叶可调轴流风机 800-1000MW——2台动叶可调轴流风机 增压风机的风量应为锅炉满负荷工况下烟气量
的110%，压头应考虑10℃温度裕量下阻力 的120%
气-气再热器
经GGH后的烟气温度不低于80℃； 采用回转式GGH的漏风率不大于1%； GGH的受热面应有防腐、防磨、防堵塞、
52.5% 51.5%
51.554.88%
50-52%
0.2% 0.4-0.9% 0.19-0.43% 2%
SiO2 1.5%
颗粒度 325目 90%
0.474.2%
40um
0.47-4.2% 0.27%
40um 80%
44um 90%
（３）运行控制与脱硫率
1) 浆液pH（ Ca/S）； 2) 液气比（L/G）、浆液循环量； 3) 浆液停留时间、过饱和度（1.2～
不安装GGH带来的问题
1) FGD系统的工艺水耗要增加30-40%左右；
2) 在环境空气中的水分接近饱和、气象扩散条件 不好时，烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴， 形成所谓“烟囱雨”现象；
3) 必须对在取消GGH之后的NOx的落地浓度和最大 落地浓度点离烟囱的距离进行核算，并取得有 关环保部门的批准；
SO2吸收系统的主要设备
吸收塔（喷淋） 浆液循环泵（卧式单吸离心泵） 氧化风机（罗茨风机） 除雾器 浆液搅拌装置
烟气系统的主要设备
way 1 (by-pass damper open) way 2 (by-pass damper closed)
absorber
《石灰石-石膏湿法脱硫技术规范》 中有关增压风机的要求
1.3）； 4) 脱硫副反应（Mg、Al、Cl)
脱硫率
单位时间内烟气脱硫系统脱除SO2的量与进入脱 硫系统时烟气中的SO2量之比
脱硫率 C2 C1 100% C2
C2——脱硫前烟气中SO2的折算浓度（mg/m3, 过剩空气系数燃煤取1.4,燃油、气取1.2）;
C1——脱硫后烟气中SO2的折算浓度（mg/m3, 过剩空气系数燃煤取1.4,燃油、气取1.2）;
注，液注在上升与下落过程中重复 接触烟气
华能珞璜二期
将烟气直接通到浆液中，通过烟气 日本川崎
在浆液中鼓起的气泡与浆液进行接 触反应
广东台山电厂
2 石灰石-石膏湿法脱硫工艺 的理论基础
工艺过程
化学反应
向吸收塔添加石灰石浆液 石灰石溶解
浆液喷淋或鼓泡 向吸收塔鼓入氧化空气
SO2的吸收 亚硫酸盐的氧化
浆液循环、搅拌
硫酸盐的形成及 石膏结晶
主要化学反应：
吸收： SO2＋H2O H+＋HSO3-H+＋SO32-
溶解： CaCO3 ＋ H+ Ca2+ ＋HCO3-
中和： HCO3- ＋ H+ CO2＋ H2O
氧化： SO32- ＋O2 SO42-
结晶： Ca2+ ＋SO32- ＋ H2O CaSO3·1/2H2O Ca2+ ＋SO42- ＋ H2O CaSO4·2H2O
系统可用率
指脱硫装置每年正常运行时间与发电机组 每年总运行时间的百分比。
A -B
可用率 =
x100%
A
A：发电机组每年的总运行时间，h B:脱硫装置每年因脱硫系统故障导致的停运时间,h
液气比、浆液停留时间、过饱和度
液气比
单位时间内浆液喷淋量(L / min) 单位时间内吸收塔入口的湿烟气体积流量(
低硫煤250目（55 μm ），90%过筛率 高硫煤325目（44μm），90%过筛率 活性（反应速率） 1）pH =5.5，转化分数=80%； 2）pH = 5.5，6小时； 3) 恒定加酸，比较pH变化曲线
石灰石成分要求
CaO MgO
江苏太仓 国华宁海
B&W、 SteinmÜller
广东沙角A
双循环回路运行。下循环pH值低， 美国Research有利于氧化反应及石膏生成，上循 Cottrell公司和德国 环pH值高，有利于吸收反应进行 诺尔－克尔兹公司
浆液池分上下两个区，上部氧化区 低pH值运行；下部新加入吸收剂， 山东三融 pH值较高，有利于吸收反应
浆液从下往上喷射，形成树状的液 日本三菱重工，
钙硫比
投入脱硫系统中钙基吸收剂与脱除的SO2摩尔数之比
St .
M SO2 mCaCO3
V RG (cSO2 ,原 cSO2 ,净 )M CaCO3
St-----Ca/S
mCaCO3-----石灰石耗量，kg/h VRG－烟气流量（标态, 干态, 6%O2），m3/h CSO2－烟气中SO2含量（标态, 干态, 6%O2），mg/m3 MCaCO3－CaCO3摩尔质量，100.09 MSO2－ SO2摩尔质量，64.06
石膏脱水系统
一级脱水（石膏旋流站） 二级脱水（真空皮带机）
吸收塔排出浆液（18%）
底流（45%） 溢流（5%）
石膏（90%）
滤液 废水（1-2%）
脱硫废水处理系统
排放的必要性（废水越多，脱硫反应越有利） 废水特性：
(1)pH值较低； (2)含有大量的悬浮物； (3)第一类污染物如Hg、Cr、As、Pb等浓度较 高。废水中Cl-、SO42－ 、Fe3＋ 、Ca2＋ 、Mg2+ 等 离子浓度也较高。 （4）COD较高
影响脱硫效率的因素
一、参与脱硫反应的物质（烟气、石灰石粉、 工艺水）
二、运行控制（pH,停留时间）
（1）烟气与脱硫效率
▪ FGD入口SO2浓度 ▪ HCl、HF浓度
CaCO3 +2 HCl<==>CaCl2+ CO2 +H2O CaCO3 +2 HF <==>CaF2 + CO2 +H2O ▪ 烟尘 ▪ 烟温
维护的能力和效果；供应商的技术实力、管理水平、合 同执行情况、售后服务、信誉等。
1 脱硫技术概述
《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》 中推荐的烟气脱硫技术
干法及 半干法
湿法
方法名称
旋转喷雾干燥法 LIFAC法 循环流化床 电子束照射法 氨水洗涤法 海水脱硫 石灰石-石膏湿法
工程实例
山东黄岛 钱清、南京下关 云南大唐开远300MW 杭州协联热电 天津碱厂（60MW） 深圳妈湾、漳州后石 华能珞璜、杭州半山
通行的钙硫比计算公式
xCaCO3
St 1
M CaCO3
x x CaSO4 •2H2O
CaSO3 •0.5H2O
M M CaSO4 •2H2O
CaSO3 •0.5H2O
St－ Ca/S摩尔比
XCaCO3－石膏中CaCO3 含量，% XCaSO4·2H2O －石膏中CaSO4·2H2O 含量，% XCaSO3·0.5H2O －石膏中CaSO3·0.5H2O含量，% MCaCO3—CaCO3的摩尔质量 100.09 MCaSO4·2H2O －CaSO4·2H2O的摩尔质量，172.18 MCaSO3·0.5H2O － CaSO３·0.5H2O的摩尔质量，129.15
4) 燃用含硫量小于1％煤的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要 求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查，并经全面 技术经济比较后，可以考虑采用海水法脱硫工艺。
石灰石-石膏湿法脱硫的主要特点
1) 脱硫效率高。脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大 减少。
2) 技术成熟，运行可靠性好。国外投运率一般可达 98%以上，
防沾污等措施，不安装GGH的系统应从距 离吸收塔至少5m处开始采取防腐措施； GGH下部烟道应装设疏水系统
安装GGH带来的问题
▪ 优点：1）提高排烟温度和抬升高度； 2）减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题
▪ 缺点 ：1）投资和运行费用增加 ； 2）降低脱硫效率 ； 3）脱硫系统运行故障增加 ； 4）增加相应的能耗、水耗
3) 对煤种适应性强。 4) 占地面积大，一次性建设投资相对较大。 5) 吸收剂资源丰富，价格便宜。 6) 脱硫副产物便于综合利用。 7) 技术进步快。
塔型
单回路 喷淋塔 双回路 喷淋塔
比晓夫塔
液柱塔
鼓泡塔
特点
实例
塔的上部是喷淋层； 塔的中部为吸收区； 浆液池下部为氧化区
IHI、B&W、 SteinmÜller、AE、 ABB、MASULEX
烟气挡板
旁路挡板保护开启条件：
FGD进口烟气温度高或低； FGD进口烟气含尘量高； 锅炉投油时； 锅炉MFT； 进口挡板关； 循环泵全部跳闸； 增压风机跳闸； 出口挡板异常关闭； GGH故障停运
石灰石-石膏湿法脱硫 工艺及系统设备介绍
目录
1. 脱硫技术概述 2. 石灰石-石膏湿法脱硫的理论基础 3. 石灰石-石膏湿法脱硫系统组成及
主要设备介绍 4. 湿法脱硫的主要工艺参数辨识 5. 湿法脱硫装置运行中常见的问题
依据
HJ/T 179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石 /石灰-石膏法》
日本川崎
23-25%
Bischoff 、AE 15%
半山、北京一热
浙江天地、武汉 凯迪、江苏太仓 国华宁海 广东连州
3 石灰石-石膏湿法脱硫系统 的组成及主要设备
典型石灰石-石膏湿法脱硫系统的组成：
（1）SO2吸收系统 （2）烟气系统 （3）石灰石浆液制备系统 （4）石膏脱水系统 （5）供水和排放系统 （6）废水处理系统
《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》
1) 燃用含硫量大于1％煤且容量大于200MW（含200MW）的机组， 应重点考虑采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺技术。
2) 燃用含硫量小于1％煤并且容量小于200MW的机组，可考虑 采用干法、半干法或其它一次性投资较低的成熟技术。
3) 在200MW及以上机组采用干法、半干法或其它一次性投资较 低的成熟技术，应进行充分论证，并提供国内外已有相同 或更大容量的烟气脱硫设施成功投运的实例。
2. 设备评估。重点评估脱硫主设Hale Waihona Puke Baidu及主要辅助设备的国产 化情况、设备参数选择合理性；事故、故障、维修状况； 磨损、积垢、腐蚀情况等。
3. 系统性能评估。重点评估系统匹配程度、装置布置和设 备参数选择合理性、系统可靠性、物耗水平、副产品品 质及利用、废水排放量及水质、二次污染等。
4. 经济性评估。重点评估工程及设备造价、运行费用等。 5. 管理水平评估。重点评估使用方对脱硫装置管理、运行、
去除率【％】
SO2去除率与燃料S量的关系
92.0
设计点
91.0
90.0
89.0
校核点
88.0
87.0 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40
燃料含S量【％】
（２）石灰石粉品质
CaCO3纯度、MgO、Al2O3、 SiO2 颗粒度
pH与结垢；随着pH的升高， CaSO3·1/2H2O的溶解度显著下降， 而CaSO4·2H2O的溶解度略为上升。
pH与脱硫盲区（石灰石闭塞）
吸收塔浆液密度控制值
脱硫公司
密度设计值
实例
marsulex
14.5-15.5% 广东沙角A
SteinmÜller 、 13-15%
B&W、 IHI 17-19%
Nm3
/
min)
吸收塔中浆液体积 浆液停留时间=
石膏排出泵的流量
石膏过饱和度 α= C/C*×100% 相对过饱和度 β= （C-C*）/C* C-----浆液中的石膏实际浓度 C*------工艺条件下石膏的平衡浓度
pH对HSO3-氧化速率的影响
高pH有利于SO2的吸收，低pH有利 于石灰石的溶解和CaSO3·1/2H2O的 氧化；
DL/T5196-2004 《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》 DL/T 943-2005 《烟气湿法脱硫用石灰石粉反应速率的
测定》 DL/T 986-2005 《湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规
范》 DL/T997-2006《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质
控制指标》06-10-1实行 DL/T998-2006《石灰石-石膏湿法脱硫装置性能验收试
验规范》06-10-1实行
国家经贸委2000年2月《火电厂烟气脱硫 关键技术与设备国产化规划要点》
——脱硫工艺的选择 ——设计、设备国产化的目标
国家发改委2005年5月《关于加快火电厂 烟气脱硫产业化发展的若干意见》
——规范脱硫市场 ——开展后评估
后评估的主要内容
1. 工艺技术评估。重点评估工艺技术的先进性、可靠性和 适用性。
300MW以下——高效离心风机 300MW——1台轴流风机 600-700MW——1或2台动叶可调轴流风机 800-1000MW——2台动叶可调轴流风机 增压风机的风量应为锅炉满负荷工况下烟气量
的110%，压头应考虑10℃温度裕量下阻力 的120%
气-气再热器
经GGH后的烟气温度不低于80℃； 采用回转式GGH的漏风率不大于1%； GGH的受热面应有防腐、防磨、防堵塞、
52.5% 51.5%
51.554.88%
50-52%
0.2% 0.4-0.9% 0.19-0.43% 2%
SiO2 1.5%
颗粒度 325目 90%
0.474.2%
40um
0.47-4.2% 0.27%
40um 80%
44um 90%
（３）运行控制与脱硫率
1) 浆液pH（ Ca/S）； 2) 液气比（L/G）、浆液循环量； 3) 浆液停留时间、过饱和度（1.2～
不安装GGH带来的问题
1) FGD系统的工艺水耗要增加30-40%左右；
2) 在环境空气中的水分接近饱和、气象扩散条件 不好时，烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴， 形成所谓“烟囱雨”现象；
3) 必须对在取消GGH之后的NOx的落地浓度和最大 落地浓度点离烟囱的距离进行核算，并取得有 关环保部门的批准；
SO2吸收系统的主要设备
吸收塔（喷淋） 浆液循环泵（卧式单吸离心泵） 氧化风机（罗茨风机） 除雾器 浆液搅拌装置
烟气系统的主要设备
way 1 (by-pass damper open) way 2 (by-pass damper closed)
absorber
《石灰石-石膏湿法脱硫技术规范》 中有关增压风机的要求
1.3）； 4) 脱硫副反应（Mg、Al、Cl)
脱硫率
单位时间内烟气脱硫系统脱除SO2的量与进入脱 硫系统时烟气中的SO2量之比
脱硫率 C2 C1 100% C2
C2——脱硫前烟气中SO2的折算浓度（mg/m3, 过剩空气系数燃煤取1.4,燃油、气取1.2）;
C1——脱硫后烟气中SO2的折算浓度（mg/m3, 过剩空气系数燃煤取1.4,燃油、气取1.2）;
注，液注在上升与下落过程中重复 接触烟气
华能珞璜二期
将烟气直接通到浆液中，通过烟气 日本川崎
在浆液中鼓起的气泡与浆液进行接 触反应
广东台山电厂
2 石灰石-石膏湿法脱硫工艺 的理论基础
工艺过程
化学反应
向吸收塔添加石灰石浆液 石灰石溶解
浆液喷淋或鼓泡 向吸收塔鼓入氧化空气
SO2的吸收 亚硫酸盐的氧化
浆液循环、搅拌
硫酸盐的形成及 石膏结晶
主要化学反应：
吸收： SO2＋H2O H+＋HSO3-H+＋SO32-
溶解： CaCO3 ＋ H+ Ca2+ ＋HCO3-
中和： HCO3- ＋ H+ CO2＋ H2O
氧化： SO32- ＋O2 SO42-
结晶： Ca2+ ＋SO32- ＋ H2O CaSO3·1/2H2O Ca2+ ＋SO42- ＋ H2O CaSO4·2H2O
系统可用率
指脱硫装置每年正常运行时间与发电机组 每年总运行时间的百分比。
A -B
可用率 =
x100%
A
A：发电机组每年的总运行时间，h B:脱硫装置每年因脱硫系统故障导致的停运时间,h
液气比、浆液停留时间、过饱和度
液气比
单位时间内浆液喷淋量(L / min) 单位时间内吸收塔入口的湿烟气体积流量(
低硫煤250目（55 μm ），90%过筛率 高硫煤325目（44μm），90%过筛率 活性（反应速率） 1）pH =5.5，转化分数=80%； 2）pH = 5.5，6小时； 3) 恒定加酸，比较pH变化曲线
石灰石成分要求
CaO MgO
江苏太仓 国华宁海
B&W、 SteinmÜller
广东沙角A
双循环回路运行。下循环pH值低， 美国Research有利于氧化反应及石膏生成，上循 Cottrell公司和德国 环pH值高，有利于吸收反应进行 诺尔－克尔兹公司
浆液池分上下两个区，上部氧化区 低pH值运行；下部新加入吸收剂， 山东三融 pH值较高，有利于吸收反应
浆液从下往上喷射，形成树状的液 日本三菱重工，
钙硫比
投入脱硫系统中钙基吸收剂与脱除的SO2摩尔数之比
St .
M SO2 mCaCO3
V RG (cSO2 ,原 cSO2 ,净 )M CaCO3
St-----Ca/S
mCaCO3-----石灰石耗量，kg/h VRG－烟气流量（标态, 干态, 6%O2），m3/h CSO2－烟气中SO2含量（标态, 干态, 6%O2），mg/m3 MCaCO3－CaCO3摩尔质量，100.09 MSO2－ SO2摩尔质量，64.06
石膏脱水系统
一级脱水（石膏旋流站） 二级脱水（真空皮带机）
吸收塔排出浆液（18%）
底流（45%） 溢流（5%）
石膏（90%）
滤液 废水（1-2%）
脱硫废水处理系统
排放的必要性（废水越多，脱硫反应越有利） 废水特性：
(1)pH值较低； (2)含有大量的悬浮物； (3)第一类污染物如Hg、Cr、As、Pb等浓度较 高。废水中Cl-、SO42－ 、Fe3＋ 、Ca2＋ 、Mg2+ 等 离子浓度也较高。 （4）COD较高
影响脱硫效率的因素
一、参与脱硫反应的物质（烟气、石灰石粉、 工艺水）
二、运行控制（pH,停留时间）
（1）烟气与脱硫效率
▪ FGD入口SO2浓度 ▪ HCl、HF浓度
CaCO3 +2 HCl<==>CaCl2+ CO2 +H2O CaCO3 +2 HF <==>CaF2 + CO2 +H2O ▪ 烟尘 ▪ 烟温
维护的能力和效果；供应商的技术实力、管理水平、合 同执行情况、售后服务、信誉等。
1 脱硫技术概述
《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》 中推荐的烟气脱硫技术
干法及 半干法
湿法
方法名称
旋转喷雾干燥法 LIFAC法 循环流化床 电子束照射法 氨水洗涤法 海水脱硫 石灰石-石膏湿法
工程实例
山东黄岛 钱清、南京下关 云南大唐开远300MW 杭州协联热电 天津碱厂（60MW） 深圳妈湾、漳州后石 华能珞璜、杭州半山
通行的钙硫比计算公式
xCaCO3
St 1
M CaCO3
x x CaSO4 •2H2O
CaSO3 •0.5H2O
M M CaSO4 •2H2O
CaSO3 •0.5H2O
St－ Ca/S摩尔比
XCaCO3－石膏中CaCO3 含量，% XCaSO4·2H2O －石膏中CaSO4·2H2O 含量，% XCaSO3·0.5H2O －石膏中CaSO3·0.5H2O含量，% MCaCO3—CaCO3的摩尔质量 100.09 MCaSO4·2H2O －CaSO4·2H2O的摩尔质量，172.18 MCaSO3·0.5H2O － CaSO３·0.5H2O的摩尔质量，129.15
4) 燃用含硫量小于1％煤的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要 求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查，并经全面 技术经济比较后，可以考虑采用海水法脱硫工艺。
石灰石-石膏湿法脱硫的主要特点
1) 脱硫效率高。脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大 减少。
2) 技术成熟，运行可靠性好。国外投运率一般可达 98%以上，
防沾污等措施，不安装GGH的系统应从距 离吸收塔至少5m处开始采取防腐措施； GGH下部烟道应装设疏水系统
安装GGH带来的问题
▪ 优点：1）提高排烟温度和抬升高度； 2）减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题
▪ 缺点 ：1）投资和运行费用增加 ； 2）降低脱硫效率 ； 3）脱硫系统运行故障增加 ； 4）增加相应的能耗、水耗
3) 对煤种适应性强。 4) 占地面积大，一次性建设投资相对较大。 5) 吸收剂资源丰富，价格便宜。 6) 脱硫副产物便于综合利用。 7) 技术进步快。
塔型
单回路 喷淋塔 双回路 喷淋塔
比晓夫塔
液柱塔
鼓泡塔
特点
实例
塔的上部是喷淋层； 塔的中部为吸收区； 浆液池下部为氧化区
IHI、B&W、 SteinmÜller、AE、 ABB、MASULEX