湿法烟气脱硫

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。

工艺介绍
1干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。

其缺点是：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；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。

喷雾干式烟气脱硫工艺
喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。

该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。

我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。

粉煤灰干式烟气脱硫技术
日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。

其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。

湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。

这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。

据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。

世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。

石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。

目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。

传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。

为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。

湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国DavyMckee公司Wellman-LordFGD工艺；氨法等。

在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。

因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。

所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。

目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。

GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。

近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。

前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。

工艺历史
1927年英国为了保护伦敦高层建筑的需要，在泰吾士河岸的巴特富安和班支赛德两电厂（共120MW），首先采用石灰石脱硫工艺。

据统计，1984年有SO2控制工艺189种，目前已超过200种。

主要可分为四类：（1）燃烧前控制-原煤净化（2）燃烧中控制-硫化床燃烧（CFB）和炉内喷吸收剂（3）燃烧后控制-烟气脱硫（4）新工艺（如煤气化/联合循环系统、液态排渣燃烧器）其中大多数国家采用燃烧后烟气脱硫工艺。

烟气脱硫则以湿式石灰石/石膏法脱硫工艺作为主流。

自本世纪30年代起已经进行过大量的湿式石灰石/石膏法研究开发，60年代末已有装置投入商业运行。

ABB公司的第一套实用规模的湿法烟气脱硫系统于1968年在美国投入使用。

1977年比晓夫公司制造了欧洲第一台石灰/石灰石石膏法示范装置。

IHI（石川岛播磨）的首台大型脱硫装置1976年在矶子火电厂1、2号机组应用，采用文丘里管2塔的石灰石石膏法混合脱硫法。

三菱重工于1964年完成第一套设备，根据其运转实绩，进行烟气脱硫装置的开发。

第一代FGD系统：在美国和日本从70年代开始安装。

早期的FGD系统包括以下一些流程：石灰基流质；钠基溶液；石灰石基流质；碱性飞灰基流质；双碱（石灰和钠）；镁基流质；Wellman-Lord流程。

采用了广泛的吸收类型，包括通风型、垂直逆流喷射塔、水平喷射塔，并采用了一些内部结构如托盘、填料、玻璃球等来增进反应。

第一代FGD的效率一般为70%~85%
除少数外，副产品无任何商用价值只能作为废料排放，只有镁基法和Wellman-Lord法产出有商用价值的硫和硫酸。

特征是初投资不高，但运行维护费高而系统可靠性低。

结垢和材料失效是最大的问题。

随着经验的增长，对流程做了改进，降低了运行维护费提高可靠性。

第二代FGD系统
在80年代早期开始安装。

为了克服第一代系统中的结垢和材料问题，出现了干喷射吸收器，炉膛和烟道喷射石灰和石灰石也接近了商业运行。

然而占主流的FGD技术还是石灰基、石灰石基的湿清洗法，利用填料和玻璃球等的通风清洗法消失了。

改进的喷射塔和淋盘塔是最常见的。

流程不同其效率也不同。

最初的干喷射FGD可达到70%~80%，在某些改进情形下可达到90%，炉膛和烟道喷射法可达到30%~50%，但反应剂消耗量大。

随着对流程的改进和运行经验的提高，可达到90%的效率。

美国所有第二代FGD系统的副产物都作为废物排走了。

然而在日本和德国，在石灰石基湿清洗法中把固态副产品强制氧化，得到在某些工农业领域中有商业价值的石膏。

第二代FGD系统在运行维护费用和系统可靠性方面都有所进步。

第三代FGD系统
炉膛和烟道喷射流程得到了改进，而LIFAC和流化床技术也发展起来了。

通过广泛采用强制氧化和钝化技术，影响石灰、石灰石基系统可靠性的结垢问题基本解决了。

随着对化学过程的进一步了解和使用二基酸（DBA）这样的添加剂，这些系统的可靠性可以达到95%以上。

钝化技术和DBA都应用于第二代FGD系统以解决存在的问题。

许多这些系统的脱硫效率达到了95%或更高。

有些系统的固态副产品可以应用于农业和工业。

在德国和日本，生产石膏已是电厂的一个常规项目。

随着设备可靠性的提高，设置冗余设备的必要性减小了，单台反应器的烟气处理量越来越大。

在70年代因投资大、运行费用高和存在腐蚀、结垢、堵塞等问题，在火电厂中声誉不佳。

经过15年实践和改进，工作性能与可靠性有很大提高，投资和运行费用大幅度降低，使它的下列优点较为突出：（1）有在火电厂长期应用的经验；（2）脱硫效率和吸收利用率高（有的机组在Ca/S接近于1时，脱硫率超过90%）；（3）可用性好（最近安装的机组，可用性已超过90%）。

人们对湿法的观念，从而发生转变。

目前它是应用最广，技术最成熟的工艺，运行可靠、检修周期长，采用经济实用、廉价的石灰石细粉作为吸收剂，与烟气中的SO2反应，经过几个反应步骤，生成副产品石膏。

椐统计，全世界现有烟气脱硫装置中，湿法约占85%（其中石灰石/石膏系统为36.7%，其它湿法48.3%），喷雾干燥系统8.4%，吸收剂再生系统3.4%，烟道内喷吸收剂1.9%。

湿法烟气脱硫
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）
||
SO2（液体）+Ca(OH)2 → CaSO3+H2O
←
化学吸收过程中，被吸收气体的气液平衡关系，即应服从相平衡关系，又应服从化学平衡关系。

（4）化学吸收过程的速率及过程阻力
化学吸收过程的速率，是由物理吸收的气液传质速度和化学反应速度决定的。

化学吸收过程的阻力，也是由物理吸收气液传质的阻力和化学反应阻力决定的。

在物理吸收的气液传质过程中，被吸收气体气液两相的吸收速率，主要取决于气相中被吸收组分的分压，和吸收达到平衡时液相中被吸收组分的平衡分压之差。

此外，也和传质系数有关，被吸收气体气液两相间的传质阻力，通常取决于通过气膜和液膜分子扩散的阻力。

烟气脱硫通常是在连续及瞬间内进行，发生的化学反应是极快反应、快反应和中等速度的反应，如NaOH、Na2CO3、和Ca(OH)2等碱液吸收SO2。

为此，被吸收气体气液相间的传质阻力，远较该气体在液相中与碱液进行反应的阻力大得多。

对于极快不可逆反应，吸收过程的阻力，其过程为传质控制，化学反应的阻力可忽略不计。

例如，应用碱液或氨水吸收SO2时，化学吸收过程为气膜控制，过程的阻力为气膜传质阻力。

液相中发生的化学反应，是快反应和中等速度的反应时，化学吸收过程的阻力应同时考虑传质阻力和化学反应阻力。

（5）碱液浓度对传质速度的影响
研究得出，应用碱液吸收酸性气体时，碱液浓度的高低对化学吸收的传质速度有很大的影响。

当碱液的浓度较低时，化学传质的速度较低；当提高碱液浓度时，传质速度也随之增大；当碱液浓度提高到某一值时，传质速度达到最大值，此时碱液的浓度称为临界浓度；当碱液浓度高于临界浓度时传质速度并不增大。

为此，在烟气脱硫的化学吸收过程中，当应用碱液吸收烟气中的SO2时，适当提高碱液的浓度，可以提高对SO2的吸收效率。

但是，碱液的浓度不得高于临界浓度。

超过临界浓度之后，进一步提高碱液的浓度，脱硫效率并不能提高。

可以得出，在烟气脱硫中，吸收SO2的碱液浓度，并非愈高愈好。

碱液的最佳浓度为临界浓度，此时脱硫效率最高。

（6）主要化学反应
在湿法烟气脱硫中，SO2和吸收剂的主要化学反应如下
（7）同水的反应
SO2溶于水形成亚硫酸
H2O+SO2 ──→ H2SO3 ──→ H+HSO3 ──→ 2H+ + SO32
←── ←── ←──
温度升高时，反应平衡向左移动。

（8）同碱反应
SO2及易与碱性物质发生化学反应，形成亚硫酸盐。

碱过剩时生成正盐；SO2过剩时形成酸式盐。

2MeOH+SO2 ─→Me2SO3+H2O
Me2SO3+SO2+H2O ─→ 2MeHSO3
Me2SO3+MeOH ─→ Me2SO4+H2O
亚硫酸盐不稳定，可被烟气中残留的氧气氧化成硫酸盐：
Me2SO3+1/2O2─→MeSO4
（9）同弱酸盐反应
SO2易同弱酸盐反应生成亚硫酸，继之被烟气中的氧气氧化成稳定的硫酸盐。

如同石灰石反应：
CaCO3+SO2+1/2H2O ─→CaSO3•1/2H2O+CO2↑
2CaSO3•1/2H2O+O2+3H2O ─→2CaSO4•2H2O
（10）同氧化剂反应
SO2同氧化剂反应生成SO3
SO2+1/2O2 催化剂 SO3
─────→
在催化剂的作用下，可加速SO2氧化成SO3的反应。

在水中，SO2经催化剂作用被迅速氧化成SO3，并生成H2SO4：
SO2+1/2O+H2O 催化剂 H2SO4
─────→
1.6.5 同金属氧化物的反应
金属氧化物，如MgO、ZnO、MnO、CuO等，对SO2均有吸收能力，然后再用加热的方法使吸收剂再生，并得到高浓度的SO2。

这里以MgO为例加以说明：
MgO+H2O ─→Mg(OH)2
Mg(OH)2+SO2+5H2O ─→MgSO3•6H2O
MgSO3•6H2O △ MgSO3+6H2O↑
───→
MgSO3 △ MgO+SO2
───→
吸收剂再生后可循环使用，并可回收SO2，达到高浓度的气态SO2。

经液化后得到液态SO2。

湿法烟气脱硫用脱硫剂
在化学吸收烟气脱硫中，吸收剂的性能从根本上决定了SO2吸收操作的效率，因而对吸收剂的性能有一定的要求。

（1）吸收能力高
要求对SO2具有较高的吸收能力，以提高吸收速率，减少吸收剂的用量，减少设备体积和降低能耗。

（2）选择性能好
要求对SO2具有良好的选择性能，对其他组分不吸收或吸收能力很低，确保对SO2具有较高的吸收能力。

（3）挥发性低，无毒，不易燃烧，化学稳定性好，凝固点低，不发泡，易再生，粘度小，比热小。

（4）不腐蚀或腐蚀小，以减少设备投资及维护费用。

（5）来源丰富，容易得到，价格便宜。

（6）便于处理及操作，不易产生二次污染。

完全满足上述要求的吸收剂是很难选择到的。

只能根据实际情况，权衡多方面的因素有所侧重地加以选择。

石灰（CaO）、氢氧化钙[Ca（OH）2、碳酸钙（CaCO3），是烟气脱硫较为理想的吸收剂，因而在国内外烟气脱硫中获得最广泛地应用。

工业上利用废碱液吸收燃煤工业锅炉烟气中的SO2，利用锅炉冲渣水和湿法除尘循环水在除尘的同时吸收SO2等，已有成功的范例。

从资源综合利用，以废治废，避免和减轻二次水污染角度出发来选择吸收剂，具有更重要的意义。

湿法烟气脱硫的类型及工艺过程
（1）类型
根据各种不同的吸收剂，湿法烟气脱硫可分为石灰石/石膏法、氨法、钠碱法、铝法、金属氧化镁法等，每一类型又因吸收剂不同。

（2）工艺过程
湿法烟气脱硫的工艺过程多种多样，但他们也具有相似的共同点：含硫烟气的预处理（如降温、增湿、除尘），吸收，氧化，富液处理（灰水处理），除雾（气水分离），被净化后的气体再加热，以及产品浓缩和分离等。

石灰石/石灰——石膏法，是燃煤煤电厂应用最广泛、最多的典型的湿法烟气脱硫技术。

我国燃煤锅炉湿法烟气脱硫工艺过程较多，其中较典型的工艺过程为旋流塔板高效脱硫除尘工艺过程和湿法氧化镁延期脱硫工艺过程。

湿法烟气脱硫主要设备
湿法烟气脱硫主要设备是指脱硫塔（或洗涤塔、洗涤器）和脱硫除尘器。

对脱硫塔和脱硫除尘器的要求
用于燃煤发电厂烟气脱硫的大型脱硫装置称为脱硫塔，而用于燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫的小型脱硫除尘装置多称为脱硫除尘器。

在脱硫塔和脱硫尘器中，应用碱液洗涤含SO2的烟气，对烟气中的SO2进行化学吸收。

为了强化吸收过程，提高脱硫效率，降低设备的投资和运行费用，脱硫塔和脱硫除尘器应满足以下的基本要求：
（1）气液间有较大的接触面积和一定的接触时间；
（2）气液间扰动强烈，吸收阻力小，对SO2的吸收效率高；
（3）操作稳定，要有合适的操作弹性；
（4）气流通过时的压降要小；
（5）结构简单，制造及维修方便，造价低廉，使用寿命长；
（6）不结垢，不堵塞，耐磨损，耐腐蚀；
（7）能耗低，不产生二次污染。

SO2吸收净化过程，处理的是低浓度SO2烟气，烟气量相当可观，要求瞬间内连续不断地高效净化烟气。

因而，SO2参加的化学反应应为极快反应，它们的膜内转化系数值较大，反应在膜内发生，因此选用气相为连续相、湍流程度高、相界面较大的吸收塔作为脱硫塔和脱硫除尘器比较合适。

通常，喷淋塔、填料塔、喷雾塔、板式塔、文丘里吸收塔等能满足这些要求。

其中，填料塔因其气液接触时间和气液比均可在较大的范围内调节，结构简单，在烟气脱硫中获得广泛地应用。

常见吸收塔的性能
目前国内外燃煤电厂常用的脱硫塔，主要有喷淋空塔、填料塔、双回路塔及喷射鼓炮塔等四种。

脱硫除尘器
近年来，我国许多部门对燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术进行了研究及开发。

为了经济简便起见，常常将烟气除尘及脱硫一体化处理，即在同一个设备内处理。

为此，将脱硫除尘一体化设备成为脱硫除尘器。

我国中小型燃煤锅炉常用的脱硫除尘器，主要有旋流塔板脱硫除尘器、空心塔脱硫除尘器、填料塔脱硫除尘器以及流化床脱硫除尘器等。

湿法烟气脱硫技术的应用
（1）湿法烟气脱硫在燃煤发电厂及中小型燃煤锅炉上获得广泛的应用，成为当今世界上燃煤发电厂采用的脱硫主导工艺技术。

这是由于湿法烟气脱硫效率高、设备小、易控制、占地面积小以及适用于高中低硫煤等。

目前，在国内外燃煤发电厂中，湿法烟气硫占总烟气脱硫的85%左右，并有逐年增加的趋势。

在我国中小型燃煤锅炉中，湿法烟气脱硫占98%以上，接近100%。

（2）在国内外燃煤发电厂中，湿法烟气脱硫中，石灰石/石灰——石膏法、石灰石/石灰抛弃法烟气脱硫，占烟气脱硫总量的83%左右，其中石灰石/石灰——石膏法占45%以上，并有逐年增加的趋势，而石灰石/石灰-石膏抛弃法呈逐年下降的趋势。

这是由于石灰石/石灰——石膏法副产建筑材料石膏，对环境不造成二次污染所致。

在我国中小型燃煤锅炉上，石灰抛弃法烟气脱硫占主导地位，SO2一般不回收，多以硫酸盐或亚硫酸盐抛弃。

（3）湿法石灰石/石灰——石膏烟气脱硫中，由于石灰石来源丰富，价格比石灰低得多，多年来形成了湿法石灰石——石膏烟气脱硫技术，并在国内外燃煤发电厂中获得广泛的应用，其应用量有逐年增加的趋势。

（4）湿法石灰石/石灰工艺可适用于高中低硫煤种。

（5）湿法烟气脱硫技术，尤其是石灰石/石灰烟气脱硫技术，除在燃煤发电厂获得广泛应用外，在硫酸工业、钢铁工业、有色冶金工业、石油化工以及燃煤工业窑炉等烟气脱硫中也获得广泛的应用。

（6）美国烟气脱硫工程的基本建设投资费用，占电厂总投资的10~20%。

我国珞璜电厂已运行的2台36万KW机组，湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫总投资为2.26亿元，占电厂同期总投资的11.15%，年运行费用为8319万元，脱除每吨SO2的费用为945元。

可见，削减SO2的排放量，防治大气SO2污染，需要投入大量的资金和人力。

因此，实施严格的排放标准，必须以高额的环保投资为代价。

湿法烟气脱硫存在的问题及解决。

湿法烟气脱硫通常存在富液难以处理、沉淀、结垢及堵塞、腐蚀及磨
损等等棘手的问题。

这些问题如解决的不好，便会造成二次污染、运转效
率低下或不能运行等。

（1）富液的处理
用于烟气脱硫的化学吸收操作，不仅要达到脱硫的要求，满足国家及
地区环境法规的要求，还必须对洗后 SO2的富液（含有烟尘、硫酸盐、亚
硫酸盐等废液）进行合理的处理，既要不浪费资源，又要不造成二次污染。

合理处理废液，往往是湿法烟气脱硫烟气脱硫技术成败的关键因素之一。

因此，吸收法烟气脱硫工艺过程设计，需要同时考虑SO2吸收及富液
合理的处理。

所谓富液合理处理，是指不能把碱液从烟气中吸收SO2形成的硫酸盐
及亚硫酸盐废液未经处理排放掉，否则会造成二次污染。

回收和利用富液
中的硫酸盐类，废物资源化，才是合理的处理技术。

例如，日本湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫，成功地将富液中的硫酸盐类转化成优良的建筑材料——石膏。

威尔曼洛德钠法烟气脱硫，把
富液中的硫酸盐类转化成高浓度高纯度的液体SO2，可作为生产硫酸的原料。

亚硫酸钠法烟气脱硫，将富液中的硫酸盐转化成为亚硫酸钠盐。

上述这些湿法烟气脱硫技术，对吸收SO2后的富液都进行了妥善处理，既节省了资源，又不造成二次污染，不会污染水体。

对于湿法烟气脱硫技术，一般应控制氯离子含量小于2000mg/L。

脱硫
废液呈酸性（PH4~6）,悬浮物质量分数为9000~12700mg/L，一般含汞、铅、镍、锌等重金属以及砷、氟等非金属污染物。

典型废水处理方法为：先在废水中加入石灰乳，将PH值调至6~7，去
除氟化物（产品CaF2沉淀）和部分重金属；然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂，将PH升至8~9，使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。

（2）烟气的预处理
含有SO2的烟气，一般都含有一定量的烟尘。

在吸收SO2之前，若能
专门设置高效除尘器，如电除尘器和湿法除尘器等，除去烟尘，那是最为
理想的。

然而，这样可能造成工艺过程复杂，设备投资和运行费用过高，在经
济上是不太经济的。

若能在SO2吸收时，考虑在净化SO2的过程中同时除
去烟尘，那是比较经济的，是较为理想的，即除尘脱硫一机多用或除尘脱
硫一体化。

例如，有的采取在吸收塔前增设预洗涤塔、有的增设文丘里洗涤器。

这样，可使高温烟气得到冷却，通常可将120~180℃的高温烟气冷却到80℃左右，并使烟气增湿，有利于提高SO2的吸收效率，又起到了除尘作用，
除尘效率通常为95%左右。