脱硫工艺论文大全11篇

脱硫工艺论文篇（1）

1.焦煤入焦炉前脱硫

1.1无机硫的脱除

无机硫脱除一般以物理法为主，它主要以硫铁矿和硫酸盐的形态存在于煤的夹层中，以地质结合为主，由于国内原煤洗选工艺一般以脱灰为主，原煤中无机硫的脱除率一般在40%左右，如将原煤洗选粒度降至一定程度，硫铁矿的脱除率可大幅提高，因此只要将部分洗煤设备和工艺加以改进，即可有效的提高无机硫的脱除效率，目前，国内外已有成熟的设备，通过优化洗选工艺，脱除原煤中的硫铁矿。它工艺可靠，脱除效率高、投资省、运行成本低，已得到洗煤行业的高度重视，一些专业的洗煤厂商已将脱除无机硫做为设计重点，主要采用重力法、浮选法、磁选法等几种工艺。

重力法是按煤和硫铁矿比重差异进行脱硫，这是目前焦煤脱硫的主要手段，使用重介质旋流器可以实现低密度，高精度的分选，分选粒度下限可以达到 0.1-0.2mm，能有效地排除未充分解离的中间密度的硫铁矿与煤的连生体，而获得较高回收率的低灰低硫精煤，高密度的硫铁矿使用重介工艺可使煤与硫铁矿进行有效的分离，且脱除率较高。

浮选法主要处理重介质分选粒度下限微未级的细微粒煤，上限可以达到0.3mm 以上，弥补了重介质分选的粒度范围，在该粒度状况下，煤与硫铁矿连生体已基本被分离，只要选用合适的浮选制，利用颗粒表面润湿差异和空气微泡有条件吸附而形成的表面张力就能有效的分离出硫铁矿和灰分，微泡浮选柱具有明显的去硫除灰能力，而且对微末级的极细粒煤效果非常好。

磁选法主要利用硫铁矿自身的磁性对其进行脱硫，它是根据煤效组份与硫铁矿的磁性差异进行脱硫。它是浮选法的工艺补充，主要针对 0.3mm 以下的泥煤中的硫铁矿，但因硫铁矿磁性较小，虽然显顺磁性的，需专用的磁选机和较复杂的流程，因此国内洗选厂家选用有限。

1.2 有机硫脱除

有机硫的脱除是一个复杂的氧化还原过程，一般的工艺条件很难有效的脱除，目前，理论上论证、试验较多的工艺有：氧化法、硝化法、氯解法、热解法，碱液法等多种化学脱硫方法，且综合脱硫效率能达到 20-60%。如：利用浓氨水渗透打断与煤分子的有机结合健，再经过洗选分离出无机硫；利用热碱液浸泡焦煤8个小时以上（需加热进行恒温），生成硫代硫酸盐再分离；在密封容器中和一定的高温、高压条件下，加入空气氧化煤中有机硫；用NO2有选择性的氧化煤中的硫分，并以热碱液处理后水洗；氯乙稀液萃取煤中硫组份；高温加氢法等。虽然化学脱硫方法较多，且脱硫效率也较高。但装置投资大，生产费用高，处理煤量规模小，易造成二次污染，生产条件要求高等弊端，很难规模化生产，只能用于超净化煤的处理。但有机硫含量高的原煤，一般含灰量较低，价格也偏低，可做为煤焦的配煤，控制焦炭中的总硫和总灰份。

1.3 生物脱硫

煤的生物脱硫工艺比较简单，是所有脱硫工艺中投资和运行费用最低的一种方法，它利用某一种针对性强的好氧菌的氧化特性，将煤中的硫铁矿，硫酸盐及煤分子中的噻吩硫氧化成离子状态、单质硫（生成硫酸）达到脱硫的目的，且对煤质不产生影响。

2.炭化过程脱硫

煤在炭化过程脱硫，是提高焦炭质量的一项重要的措施，目前有二种方法，一种是传统的缚硫焦，使用钙基和钡基缚硫剂使焦炭中的硫份降低 0.1～0.2 个百分点，效果明显，但缺陷是增加了焦炭中的灰份，需使用灰份较低的煤，在焦煤资源日趋紧张的今天，该方法已基本被淘汰。另一种方法煤是在炭化室结焦的过程中、适时、适量、适温的通入氢气或焦炉煤气（含氢55%左右），氢与硫铁矿发生还原反应，生成 H2S 和 Fe，与噻吩类硫化物反应生成碳氢化合物和硫化氢。根据可行性研究表明，在新建焦炉设计时增加一个加氢（焦炉煤气）系统是可行的，但实际应用时的脱硫效果还需进一步验证，要实现煤在炭化过程脱硫的可行性，需具备以下几方面条件。

2.1参与反应的氢气量（焦炉煤气）

它取决于焦炭中总硫的控制，经净化的回炉煤气量应占总量的20%。这部分煤气取至回炉煤气预热器，温度 80℃左右。煤气压力1500～2000pa 即可满足工艺条件。

2.2回炉煤气温度

因冷煤气可使炉温降低，延长结焦时间，因此需要利用焦炉蓄热室设计一套加热系统，将煤气加热至500度左右，该系统如在已建焦炉改造，难度很大，但新建焦炉就比较容易的实现。

2.3 选择合适的炭化室温度通入煤气脱硫

根据理论计算和试验结果显示，氢气脱硫最佳炭化室温度为 900 度左右，即焦饼中心出现孔隙时的结焦后期，挥发份逸出 80～85%时，焦饼中S与H2反应的推动力最大。

2.4氢化脱硫反应时间控制

反应时间的控制，取决于炉型，煤质，氢气的温度、压力和量，顶装煤焦炉，焦饼结焦中后期，炉墙还承受焦饼一定的侧压力，阻力较大，后期收缩后焦饼孔、隙较大，有利于 H2S 反应。

3.煤气脱硫

煤气脱硫成熟的工艺较多，下面作一简单的技术分析：

3.1以氨为碱源的 HPF 脱硫工艺的特点是脱硫效率高，脱硫后的煤气含硫量小于 200mg，但有难处理的盐类废液，易造成二次污染；生产尾气含氨量高也易造成二次污染；脱硫产品硫磺的纯度低，质量差，脱硫成本高；由于再生塔排出尾气和废液带氨量较大，可使氨的损失达15%，不但污染了环境，也浪费了氨源；一次性投资大，设备能耗高，生产成本增加，因此新设计的脱硫装置装重点考虑节能减排。

3.2 AS 法脱硫工艺：该工艺虽然脱硫过程不产生污染且硫磺纯度高，但脱硫效率较低，煤气含硫不易达标，且设备材料防腐要求高，生产成本高，推广使用受到一定限制。

3.3 真空碳酸钾脱硫工艺：该工艺特点是元素硫质量好，效益好于其它工艺，但需外购碱源、脱硫效率低，脱硫后煤气含硫较高，另外该脱硫装置放在洗苯塔后，故存在一定的污染和腐蚀问题。

3.4 FAS 氨为碱源湿式吸收工艺：该工艺是在 HPF 法基础上优化创新的一种工艺，该工艺增大了脱硫塔传质面积，脱硫效率高；在脱酸前增加脱氰装置，提高了脱氰效率；装置回收的硫磺纯度高，系统无废液产生，工艺比较先进，但设备较多，一次性投资偏大。

综合煤气脱硫工艺，虽然脱硫效率、二次污染、一次性投资、生产成本、工艺复杂程度有差异，但脱硫效率都能达到或接近国家指标要求，因此，处理的工艺难度要小于固态脱硫。

4.结论

随着大型钢铁企业对焦炭质量要求不断提高和低硫炼焦煤资源储量的日趋减少，寻求高硫煤炼焦的有效应用工艺的确定还有许多技术问题需要解决，它需要相关行业的共同努力，以便加快新的、高效的脱硫工艺工业化。

【参考文献】

脱硫工艺论文篇（2）

燃煤锅炉在油田注汽中应用较广泛。目前，国内锅炉设备所用燃料以煤为主，排出的污染物主要有烟气和二氧化硫等气体，随着近年环保标准的不断提高，加之SO2减排任务的日益艰巨，通过对烟气除尘脱硫系统进行技术改造和升级，保留了锅炉尾部多管陶瓷除尘器，在原多管陶瓷除尘器的旁边安装烟气脱硫除尘设备，使SO2 和烟气排放指标达标。

1除尘工艺

1.1选用原则

燃煤锅炉燃烧过程中产生的烟气是由黑烟和飞尘构成的。其中，黑烟是煤受热分解而成的微小碳颗粒在炉膛内未完全燃烧形成的，而飞尘则是由灰颗粒和部分未燃尽的焦炭细颗粒组成。QXL23吨燃煤锅炉构造较为完善，在正常情况下，燃烧工况较好，所以其排烟以飞尘（>5?m）为主要成分，其烟气出口烟尘浓度一般在2000mg/m3―5000 mg/m3，所以，选用多管陶瓷除尘器处理工艺。

1.2基础参数

基础参数见表1.锅炉出口SO2质量浓度按煤含量的1.5%计算，多管陶瓷除尘器出口烟尘质量浓度按除尘效率90%计算。

1.3湿式脱硫除尘器

工作温度t≤200℃，烟气处理量Q≤57700 m3/h，烟气阻力P≤1000Pa，除尘效率≥90%，脱硫效率≥70%。

1.4脱硫工艺

根据国家环保总局文件（环发【2002】26号《燃煤二氧化碳排放污染防治技术标准》的要求，综合考虑本单位的建设用地面积、脱硫剂的来源、脱硫后产物的消化处理，治理目标，在比较各种脱硫工艺后，决定采用双碱法脱硫工艺，具体流程为：锅炉的烟气进入脱硫除尘设备后，先经多个特制的喷头逆向喷向来自锅炉的烟气，使烟气与除尘器的水面没有接触前就与脱硫液进行较好的结合，同时脱硫液与烟气中的二氧化硫进行充分反应，除掉烟气中大部分SO2，经过进一步反应，烟气与脱硫液接触并冲击水面，将脱硫液雾化成直径0.1-1.0mm的液滴，形成良好的雾化吸收区。烟气与脱硫液在雾化区充分接触反应，完成烟气的脱硫和进一步除尘，经脱硫除尘的烟气向上通过除尘器的出风口直接进入风机并由烟囱排放到大气中。

众所周知，除尘是从烟气中分离颗粒物质的物理过程，而脱硫则是涉及气液传质和化学反应吸收过程，即烟气中二氧化硫的脱硫过程分两部分完成：1）气液传质和水合过程，即烟气中的二氧化硫与水接触时，溶解在水中，并与水反应生成亚硫酸；2）硫酸与溶解在水中的碱性脱硫剂作用生成亚硫酸盐。

以上三式视吸收液酸碱度不同而异，碱性较高（PH值>9）以（2）为主要反应；碱性略有降低时以（1）式为主要反应；碱性到中性甚至酸性时（5

2.应用效果

我公司两台锅炉经过技术改造后，气液在雾化反应区得到了充分接触并延长了反应时间，提高了吸收效果。对两台锅炉烟气脱硫除尘系统效果进行了对比（表2），脱硫除尘效果明显，达到了国家排放标准。

3.结论

（1）本除尘与脱硫工艺的理论分析是可行的，工艺改造是合理的，且结构简单，使用方便。

（2）本改造工艺应用于QXL23吨燃煤锅炉，但是对其它锅炉也有借鉴作用，经过一年多的运行，效果非常可靠，达到了改造的预期目的，且运行成本低，非常适合在油田注汽锅炉中推广使用。

脱硫工艺论文篇（3）

中图分类号：TF704.3文献标识码：A

我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等。总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的 低费用、低耗本的脱硫技术。

烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一，按工艺特点主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。)_ P:S"F-V*B,e4J:随着我国环保产业在烟气脱硫技术方面取得的巨大进步，烟气的脱硫已形成了许多成熟工艺，常见的脱硫工艺主要包括：

*`5z A2I X,M+Y*e,C%m _'h,L5|-a"r#m6i分享信息,提高技术水平,优化工程质量石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺；

简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺； 分享信

旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法）； 能源环保论坛0z'T

海水烟气脱硫工艺； 能源环保论坛0C.u1A%W7

炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法）；

'T8{2e7V3m:J;o能源环保论坛电子束烟气脱硫工艺（EBA）； 能源环保论坛 P$v+l1|!G%`(

循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）；

一、石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺

石灰石（石灰）—石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的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制成吸收浆液。当采用石灰作为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。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吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加热升温后，由增压风机经烟囱排放，脱硫渣石膏可以综合利用。

二、简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺

简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的脱硫原理和普通湿法脱硫基本相同，只是吸收塔内部结构简单（采用空塔或采用水平布置），省略或简化换热器，因而和普通的湿法相比，具有占地面积小、设备成本低、运行及维护费用少等优点。

我国太原第一热电厂引进了日立高速平流湿法脱硫工艺，处理气量60万m3/h，为来自300MW机组的三分之二烟气量，其入口SO2浓度为2000ppm，吸收剂采用石灰石，系统可达80-90%的脱硫效率，自装置投入运行以来，系统可靠性较好。

三、旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺

旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺也是目前应用较广的一种烟气脱硫技术，其工艺原理是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，与烟气中的二氧化硫发生化学反应生成CaSO3，烟气中的二氧化硫被脱除。7t&~ _6g8t能源环保论坛与此同时，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，可以在筑路中用于路基。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，一般将部分脱硫灰加入制浆系统进行循环利用。

四、海水烟气脱硫工艺

海水烟气脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中的二氧化硫的一种脱硫方法。烟气经除尘器除尘后，由增压风机送入气—气换热器中的热侧降温，然后送入吸收塔。在脱硫吸收塔内，与来自循环冷却系统的大量海水接触，烟气中的二氧化硫被吸收反应脱除。脱除二氧化硫后的烟气经换热器升温，由烟道排放。

五、炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺

炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（简称LIFAC工艺）是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，收到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。

)v-L+v6E#w$E.g)W能源环保论坛烟气脱硫后，由于增湿水的加入烟气温度下降（只有55-60℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。由于脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，副产物的综合利用受到一定的影响。

六、电子束烟气脱硫工艺（EBA法）

电子束烟气脱硫工艺是一种物理方法和化学方法相结合的高新技术。本工艺的流程是由排烟预除尘、烟气冷却、氨的冲入、电子束照射和副产品捕集工序组成。锅炉所排出的烟气，经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生任何废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中间物硫酸和硝酸。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状颗粒硫酸铵和硝酸铵的混合体。

七、循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）

%y8w3c'Y#x$M#s8f0o Y能源环保论坛循环流化床锅炉脱硫工艺是近年来迅速发展起来的一种新型煤燃烧脱硫技术。其原理是燃料和作为吸收剂的石灰石粉送入燃烧室中部送入，气流使燃料颗粒、石灰石粉和灰一起在循环流化床强烈扰动并充满燃烧室，石灰石粉在燃烧室内裂解成氧化钙，氧化钙和二氧化硫结合成亚硫酸钙，锅炉燃烧室温度控制在850℃左右，以实现反应最佳。

以上，是近年来在我国广泛应用和推广的脱硫技术。上述脱硫技术，在国内各大电厂和大型燃煤设备的烟气脱硫工程中，均有应用。从各类工艺的运行情况来看，都实现了较高的脱硫效率，环境特性良好。对于产生和排放二氧化硫的设备和设施，在设计脱硫措施时，可依据自身特点和环境特性，因地制宜的选择适宜的脱硫工艺。

参考文献：

[1] 蒋文举，《烟气脱硫脱硝技术手册》，化工出版社，2007.3（参考页码：1-75）

脱硫工艺论文篇（4）

中图分类号：TQ113.7+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）24-0307-01

近年来，我国经济的快速发展和人们物质生活水平的不断提高，对生态环境产生了严重的破坏，如土地荒漠化、水体污染、大气污染、酸雨等环境污染问题接连涌现，已严重制约了我国经济发展，影响了人民生活，环境治理，环境保护已刻不容缓。目前，影响我国环境空气质量的主要污染物有：烟尘、总悬浮颗粒物、氮氧化物、二氧化硫等。如何削减SO2排放量，控制大气污染，提高环境质量，是目前及未来我国环境保护的重要课题和研究方向。本文针对工业烟气氨法脱硫工艺运行中存在的问题，提出优化措施进行并就其可行性进行探讨，从而为环保达标排放提供有力理论支持。

1 烟气氨法脱硫工艺概述

1.1 氨法脱硫原理

SO2+H2O+xNH3=（NH4） xH2-xSO3 （1）

（NH4） xH2-xSO3+1/2O2+（2-x）NH3=（NH4）2SO4 （2）

1.2 脱硫工艺流程

烯烃一分公司烟气氨法脱硫装置共设置六套烟气脱硫系统（五运一备），采用6炉6塔配置模式。锅炉来原烟气进入脱硫吸收塔，经洗涤降温、吸收 SO2、除雾后的净烟气通过烟囱直接排放。吸收和浓缩循环系统主要设备有：脱硫塔、一级循环泵、二级循环泵、三级循环泵、循环槽等。在此过程中含氨吸收剂的循环液将烟气中的SO2吸收，反应生成亚硫酸铵;含亚硫酸铵的液体再与氧化空气进行氧化反应，将亚硫酸铵氧化成硫酸铵，形成硫酸铵稀溶液;在脱硫塔的浓缩段，利用高温烟气的热量将硫铵溶液进一步浓缩、结晶后，得到固含量为10%-15%左右的硫铵浆液送至硫酸铵处理系统，经旋流、离心分离、干燥包装后得到成品硫酸铵[1]。烟气氨法脱硫工艺流程图详见下图1。

2 烟气氨法脱硫运行中存在问题及优化措施

2.1 氨逃逸

氨逃逸实际是氨气、亚硫酸铵、硫酸铵的阴阳离子发生的挥发性损失。

2.1.1氨逃逸高的原因

⑴液气比小。⑵温度高，氨的气相浓度高。⑶亚硫酸铵氧化率低。

2.1.2氨逃逸高的危害：⑴脱硫反应效率低，可能造成出口SO2超标排放。⑵液氨有效利用率低，造成物料浪费。⑶容易形成气溶胶，造成脱硫塔内除雾器堵塞，影响系统的正常运行。

2.1.3降低氨逃逸的优化措施：⑴根据烟气中SO2含量，合理控制液氨的投加量，避免加氨量过大而造成氨的挥发。⑵提供喷淋吸收段的雾化效果，高效喷淋洗涤烟气中的SO2，确保除雾器填料及喷头运行状态良好。⑶加强监控烟气温度、吸收液pH、浓度、液气比等工艺参数，提高液氨的利用率。

2.2 气溶胶

2.2.1原因分析：⑴在氨法烟气脱硫过程中，烟囱排出的烟气所夹带的氨水挥发逃逸出气态氨与烟气中未脱除的二氧化硫通过气相反应，生产亚硫酸氢铵、硫酸铵等组分形成气溶胶。⑵液氨吸收烟气中二氧化硫后脱硫液滴被烟气携带出，由于蒸发、烟气气体流速过快等作用，析出亚硫酸氢铵固体结晶形成气溶胶[2]。

2.2.2危害：所谓的气溶胶即“气拖尾”现象。⑴亚硫酸铵和亚硫酸氢铵气溶胶随净烟气排放，造成氨的损耗，成为氨法脱硫技术发展的瓶颈。⑵堵塞除雾器，对脱硫装置正常生产运行造成影响。

2.2.3优化措施：⑴采用低温度的工艺水等措施来降低烟气携带的亚硫酸铵反应产物，以净化烟气排出的环境质量，降低烟气携带水分。⑵严格控制脱硫系统的热、水平衡，使烟气排出温度控制在45℃-50℃。⑶严格控制烟气进入脱硫塔吸收段温度

2.3 脱硫塔超温现象

2.3.1原因分析：二级循环泵入口过滤器频繁堵塞、二级喷淋量小易造成吸收塔超温。在超温时蒸发量小、补水量增大，造成吸收塔液位高而无法正常冲洗、稀硫铵副线无法正常开启。

2.3.2危害：⑴长期超温，会严重损坏塔内件。⑵降低脱硫效率，对整个脱硫系统运行造成恶性循环。

2.3.3优化措施：建议在泵入口过滤器前增加一个导淋，增加一股冲洗水。或者对过滤器孔径根据工艺运行实际情况进行选型。

2.4 脱硫塔内壁上部出现硫酸铵结晶挂壁现象

在调试阶段，脱硫系统原始开车初次上液后，虽然脱硫液的pH控制在5～6，但脱硫液中无硫酸铵结晶沉淀。打开人孔检查发现：在脱硫塔塔体上部有近30mm厚的硫酸铵结晶挂壁，有的已经脱离塔壁落人塔底。

2.4.1原因分析

除雾器冲洗次数及冲洗水量过多，且液氨未能连续补给，使得脱硫液中的液氨浓度降低，造成脱硫效率低，导致烟气带出的气相氨与高含量的SO2，反应生成硫酸铵，附着在塔壁上。此外还存在其他原因，如：⑴氧化风分布异常，导致氧化率下降，硫酸铵结晶差。⑵加氨量过大，造成脱硫塔pH偏高，硫酸氨结晶变细，离心机无法分离出料。⑶灰分、油分等杂质对硫酸铵的晶型和结晶过程存在复杂影响。

2.4.2危害

脱硫塔内壁产生硫酸铵结晶会导致后处理系统出料不畅，造成脱硫塔超温将影响整个脱硫系统的正常运行。

2.4.3优化措施

用便携式气体检测仪每天检测脱硫塔出口净烟气中SO2含量;其次，及时加氨并合理控制除雾器冲洗次数及水量，保证脱硫效率。按优化措施处理后，烟气脱硫系统运行5天后便出现了硫酸铵结晶沉淀。

2.5 脱硫液浓度高、硫酸铵晶体小

2.5.1原因分析及危害

在运行中，取脱硫液分析，其结果显示硫酸铵结晶质量浓度达20%，但将脱硫液送入离心机又分离不出硫酸铵，且还会造成离心机振动严重。由于脱硫液中固含量过大，阻碍硫酸铵晶体长大[3]，使得硫铵处理系统无法出料，造成脱硫塔超温、脱硫效率降低等后果。

2.5.2优化措施

操作人员每班需测脱硫塔浓缩段硫酸铵浆液的固含量，当脱硫塔内的硫铵结晶浆液浓度约为5～15%（含固量）时，及时安排出料。

2.6 电除尘运行效率低

因静电除尘器的除尘效果不好，导致进入脱硫塔的烟尘含量严重超标，硫酸铵饱和液的晶体不能较好地聚集成核，氧化段、浓缩段、循环槽底部沉积大量的淤泥，致使硫酸铵系统无法正常出料。经借鉴经验和长期摸索，将循环槽、氧化段的浓液需经过滤泵再进入压滤机过滤，清液返回脱硫塔[4]，同时加强电除尘运行的管理，以保证副产品合格。

3 结论

烟气氨法脱硫工艺属于回收法，将烟气中的SO2作为资源，回收生产使用价值较高的硫酸铵，减少污染，变废为宝，达到了以废治废的目的，且无二次污染，通过在运行过程中逐步优化工艺、改进设备，并且采取设备的防腐、防磨措施，可进一步提高脱硫效率，提升经济和环境双重效益，实现清洁生产。

参考文献

[1] 靳亚琼.湿法烟气脱硫技术研究现状及进展[J]，科技与企业（221）.

[2] 徐启明.氨法脱硫装置存在问题及解决方案[J]，大氮肥，2013，36（2）.

[3] 高建强，罗翔启.浅析氨法脱硫脱硫结晶存在的问题及处理措施[J]，大氮肥，2016（2）：102-105.

脱硫工艺论文篇（5）

前言

焦炉气制甲醇具有成本优势，目前，伴随着对焦炉气制甲醇的认识度越来越高，利用焦炉气生产甲醇的企业也越来越多。但是焦炉气中硫化物成本比较复杂，容易造成设备腐蚀，对环境也造成污染，而且焦炉气制甲醇装置中，容易造成下游甲醇合成催化剂中毒失活。

焦炉气中甲烷的转化有催化转化和非催化转化两种方法，目前，国内多采用催化转化方法，焦炉气中家硫化物的脱除使用的是高温加氢脱硫工艺，将有机硫转化为容易脱除的H2S再进行脱除，然后送入转化炉。而采用非催化转化方法的装置中，转化后的合成气自湿法脱硫和脱碳后，经压缩气体温度达到90～150℃，如果采用高温精脱硫路线，需要将气体温度提到350～400℃。能耗较高，如果采用常温精脱硫路线，又需要将气体温度冷却至常温来操作，然后提温进入甲醇合成塔。不管是高温路线还是常温路线，都会造成精脱硫工艺流程复杂，带来能源的附加消耗，因此开发适合于该工况的中温精脱硫新工艺具有十分重要的意义。

一、中温精脱硫新工艺及精脱硫剂的介绍

（一）中温精脱硫新工艺的简介

中温精脱硫新工艺由DJ-1多功能净化剂串EZ-3精脱硫剂组成，DJ-1多功能净化剂的作用是将焦炉气中的COS转化为H2S，EZ-3精脱硫剂作用是将H2S脱除。该工艺具有以下特点。

1.净化度高。

2.DJ-1多功能净化剂可以抗微量氨干扰。微量氨短时冲击后，可以恢复活性，脱硫效率不受影响。

3.该工艺使用温度范围宽，90～220℃工况下都能达到净化指标要求。

3.使用空速大。

精脱硫剂简介

1.精脱硫剂物理指标。见表一

表一 脱硫剂物理指标

2.反应原理

（1）DJ-1多功能净化剂

二、中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用

（一）工艺参数

1.焦炉气制合成气气体组分

2.中温精脱硫段工艺指标

（二）工艺流程

工艺流程，如图一

三、中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用

中温精脱硫新工艺脱硫精度高，反应速度快，工作硫容大，强度和耐水轻度好，使用化工原料的精脱除，在具体的焦炉气非催化转化制甲醇装置中应用稳定，在实践中取得了很好的成效，相比其它的精脱硫工艺有比较明显的优势，目前已经被广泛的推广和应用。中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用，自系统研制运行以来，取得了很好的成绩，精脱硫系统开车以来，运行平稳，脱硫效果好，能够有效的满足企业需求，据精脱硫系统运行的相关数据表明，中温精脱硫新工艺净化度高，出口总硫≤0.1×10^6，保证了甲醇装置长周期的稳产高产。如表二

三、结语

该工艺是在传统高温及常温精脱硫工艺路线的基础上，实现中温精脱硫新工艺。中温精脱硫新工艺净化程度高，出口总硫≤0.1×10^6，经多年实践运行经验表明其无流醇、硫醚等生成的副反应，完全满足市场对精脱硫的基本要求，同时它又改变了以往硫含量过高的问题，保护了甲醇合成催化剂，为企业稳定、增长起到了重要的作用，为其它合成气精脱硫中的应用提供了借鉴依据。

参考文献

[1]巨涛.甲醇合成系统精脱硫技术改造总结[J].化工设计通讯.2012.

[2]李树长；；焦炉气精脱硫指标及保证措施[J]；河北化工；2010年03期

[3]刘敬尧；何畅；李；李秀喜；钱宇；；以合成气为核心的多联供多联产集成能源化工系统[J]；煤炭学报；2010年02期

[4]王清涛；丁心悦；杨大庆；刘文芳；张洪涛；；焦炉煤气无水氨脱氨净化技术的国产化[J]；煤化工；2010年05期

脱硫工艺论文篇（6）

中图分类号X5 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）58-0118-02

0 引言

当前，电厂烟气脱硫已经步入大范围的推广应用阶段，国内很多企业都投身到了脱硫市场。煤燃烧的直接产物就是SO2，大量排放SO2会造成降雨被酸化，使建筑物、森林和植被受到腐蚀，人类的生存环境遭到破坏。部分地区当地的大气自净能力已无法处理SO2排放的浓度，导致的煤烟型污染很严重，对人类的健康造成了直接的危害。因此，保护环境的重要任务之一就是对SO2的排放进行控制，使酸雨的产生减少。

1 脱硫技术的基本原理

1）氧化性。SO2 接触到CO和CH4等还原剂时，会被还原为硫元素；2）还原性。存在氧和催化剂或接触到强氧化剂时，会被氧化为SO3，使用吸收剂可以吸收；3）在水中SO2具有中等的溶解度， 溶解后可生成H2SO3，氧化为难挥发的H2SO4或再和其余的阳离子生成稳定的盐；4）和碱性土族元素如钙等生成难溶的物质；5）酸性。SO2是酸性氧化物（中等强度），使用碱性物质可吸收，生成稳定的盐。

2 脱硫技术的分类

根据脱硫产物和吸收剂和状态进行分类是最常用的分类方法，通常能够分成3类：干法工艺、半干法及湿法。

1）干法工艺。干法烟气脱硫工艺是指，吸收剂以干粉形式进入吸收塔，所产生的脱硫副产品（脱硫后）是干态的工艺流程；2）半干法工艺。半干法烟气脱硫工艺是指，吸收剂以浆液形式进入吸收塔，所生成的脱硫副产品（脱硫后）是干态的工艺流程；3）湿法工艺。湿法烟气脱硫工艺就是指，吸收剂以浆液形式进入吸收塔，所生成的脱硫副产品（脱硫后）是湿态的工艺流程。

3 根据我国国情，提出几个选用脱硫工艺的原则

3.1脱硫设施应具有一定的要求，可以稳定的运行

维修脱硫设施的工作量要小，脱硫设施包括很多子系统，它是一套较为复杂的系统，应尽力保证各子系统的运行稳定，尽量使维修的工作量减少；脱硫设施的脱硫率要稳定，主要是说客观环境或条件出现某些变化时，可以通过对脱硫设施的一些运行参数进行调整，从而使脱硫后排烟SO2的含量保持设计的脱硫率或保持在环保许可的范围内；不能使脱机组的正常运行受到硫设施运行的影响。

3.2要注意脱硫设施的经济性

对选择脱硫工艺时有着影响的主要因素之一就是脱硫装置的社会经济效益和投资费用。经济评价应对经济效益、年运行费用及投资费用等主要因素进行考虑。在技术性能相差不多或相当的前提下，应首选经济性较好的脱硫工艺。

3.3排烟中的SO2（脱硫后）必须符合机组建设的环境评价要求及国家关于排放标准的规定

3.4脱硫设施选择的其他一些原则

为了防止环境污染，处理脱硫灰，尽量考虑对脱硫灰采取合适的处理措施或者进行综合利用；供应脱硫剂的方面，为了充分保障脱硫设施的运行正常，必须对脱硫剂的质量严格按要求和规定进行控制；耗水量要低，由于工业的快速发展，在工业建设中水源将会成为一项重要的制约因素，特别是北方缺水的地区，一定要对耗水量低的脱硫工艺优先选用；要优先选取可以稳定运行且国产化率高的脱硫工艺，国产化率高有利于日后长时间的技术指导和运行备品，另外，电价低，初始投资低。

4 燃煤电厂脱硫工艺的选择

应该合理的评价脱硫工艺的环境影响、脱硫工艺的经济指标、脱硫工艺的技术性能及建设脱硫工程内外部的资源条件以后再对脱硫工艺进行选择。

4.1 环境评估

在进行脱硫工艺的选择时，为了保证建设脱硫工程的环境效益，必须在建设脱硫装置时进行环境评估。作为一个建设项目，脱硫工程同样也属于环保工程，也存在着一定的环境影响，如果不进行全面周到的考虑，就会造成二次污染。在利用相关副产品、所占市场份额、运行费用、工程投资、脱硫效率、脱硫吸收剂、单机应用规模以及适用范围等方面，石灰石―石膏湿法工艺具有良好的环境效益及经济效益，占据着较大的优势。目前其他的脱硫措施的运行费用较高，所占的市场份额较小，而且对单机容量和适用煤种都具有一定的要求。

4.2 技术比较

1）钙硫比

钙硫比是对脱硫效率有着影响的重要因素，是指所需的钙基吸收剂在达到一定脱硫效率时的过量程度。通常，钙硫比越大，脱硫效率就越高，脱硫的工艺费用也就越高。因此，在比较不同脱硫工艺的脱硫性能或选择脱硫的工艺时，一定要注意实现此脱硫效率所需要的钙硫比。

2）脱硫效率

控制SO2排放的水平，即环保标准和法规等对脱硫项目减少SO2排放量的实际要求是烟气脱硫工艺选择时应该首要考虑的因素。利用SO2的削减量对脱硫项目的最低脱硫效率进行计算。脱硫效率和脱硫装置所要求的工艺系统之间有着密切的关系，要求实现的控制SO2的水平不同，选择脱硫装置的结果存在较大差异。

4.3 脱硫条件

1）建设条件

包含施工周期、施工条件和场地等。选择脱硫工艺的一个重要条件就是布置脱硫装置的空间，布置的不同脱硫工艺空间具有不同的要求，必须足够满足其最小的布置空间，才具备成立该脱硫工艺的条件。

2）资源条件

脱硫工艺的选择受脱硫吸收剂来源的直接影响。此外，作为脱硫吸收剂的载体，脱硫用水的水质水源也有着很重要的作用。所以，脱硫工艺的选择也受脱硫用水及吸收剂来源的直接影响。

3）机组条件

必须准确设计含尘量、漏风率、燃煤硫分、剩余寿命、机组容量及老机组或新机组等参数。

5 结论

虽然目前的烟气脱硫无直接的经济效益可言，但是具有良好的环境效益和社会效益。一定要对SO2的污染进行有效的控制，加快脱硫技术的经济化和产业化研究，从而更好的保护惟一的人类赖以生存的地球。

参考文献

[1]徐有宁，关多娇.燃煤电厂烟气脱硫技术及脱硫工艺选择[J].东北电力技术，2008(6).

脱硫工艺论文篇（7）

中图分类号:TM61文献标识码:A

1 引言

目前我国燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90%以上,其中发电约占一半,电力工业已成为酸雨和二氧化硫污染严重的行业之一。所以,电厂SO2的治理是当务之急。

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建造了示范工程,这些脱硫工艺主要有:石灰石-石膏湿法、简易石灰石-石膏湿法、旋转喷雾半干法、海水烟气脱硫、炉内喷钙加尾部增湿活化工艺、电子束烟气脱硫工艺、循环流化床脱硫工艺等。各项工艺都有其独特的技术经济特性,对于每项技术应重视技术经济分析,为开发和利用符合我国电厂实际的脱硫技术提供指导。

2经济效果评价指标

经济效果评价是投资项目评价的核心内容。经济效果评价的指标很多,主要有净现值、净年值、费用现值、费用年值、内部收益率、投资回收期等,它们从不同的角度反映项目的经济性。对于电厂脱硫来说,其所带来的最大收益就是减少了SO2排放,改善了生态环境,此外还有一些副产品带来的现金流入,但这些收益与所发生的投资相比,实在微乎其微。由于其收益的多少难以量化,所以在评价脱硫效益方面只考虑其投资和费用,也就是现金流出。此外各个电厂的设备运行年限也不尽相同,不易采用现值和比例性指标进行评价。所以,本文中采用费用年值这个指标。

费用现值(PC)指标是对投资项目进行动态评价的重要指标之一,它是按一定的折现率将各年所发生的费用折现到同一时点(通常是期初)的现值累加值。

费用年值是通过资金等值换算将项目费用现值分摊到寿命期内各年(从第1年到第n年)的等额年值。

费用现值和费用年值指标用于多个方案的比选,其判别准则是:费用现值或费用年值最小的方案为优。

3脱硫工艺的技术评价

从技术的角度说,以上几种脱硫技术都比较成熟,但是在脱硫效率、副产品的利用、电耗以及占地面积等方面都有所不同。从技术性能来看,石灰石-石膏湿法研究开展较早,技术最为成熟,运行经验丰富,脱硫率高,吸收剂价廉易得,副产物便于利用,煤种适应范围宽,但占地面积大。从经济角度上看,其投资也最大;炉内喷钙增湿活化法的主要问题是脱硫效率低,脱硫的副产品――灰渣的处理量太大;电子束法的加速器价格较高,厂用电消耗过大是制约这项技术推广应用的主要问题。

4经济分析

4.1脱硫投资与费用

电厂脱硫的投资和费用,主要是FGD的初投资、运行维护费用这两项。

初投资:FGD的初投资主要由工程建设费、不可预见费、工程设计费和其它杂项费用4种费用组成。

运行维护费用:FGD运行维护费用包括原材料的费用,主要包括吸收剂、工业水、动力、蒸汽、燃料等;劳动力费用,包括生产人员和管理人员的工资; 维修费用,即每年检修和大修费用。

4.2经济分析

以某300 MW 机组为例,燃煤含硫量以1.5%和2.5%计,并且忽略了脱硫副产品带来的收益。假设建设期为2年,建设期每年投资额为总投资额的50%,折现率为5%。各种脱硫工艺的投资、运行费用如下:

注:以上数据来源于2005年《电力学报》

PC= +C

AC= PC

其中:I――总投资;C――年运行费用;――折现率;n――运行年限

由上述数据可以看出,电厂烟气脱硫是一项相当大的投资,其投资额根据所采用的脱硫工艺不同,其投资额也相距甚远,大约在电厂总投资比重的3%-20%范围内。但是在选择脱硫工艺时并不能够只根据它的初投资大小来取舍,必须比较各种工艺运行的经济性。

虽然脱硫的初投资巨大,但是随着运行年限的增加,它的年运行费用是逐渐降低的。传统的湿式石灰石-石膏法初投资最大,电子束法次之,炉内喷钙尾部增湿法最小。而电子束法的运行费用最高,湿式石灰石-石膏法的年运行费用次之,简易石灰石-石膏法的运行费用最小。这一点是不同电厂选择脱硫工艺的依据。其次,燃煤含硫量的大小也直接影响着脱硫费用,燃煤含硫量的变化,脱硫费用也不同程度的在增加。虽然有些脱硫工艺的初投资对燃煤含硫量大小的不是很敏感,但是其运行费用对含硫量的敏感度却是很大的,如电子束法脱硫工艺和喷钙增湿法,随着燃煤含硫量的提高,运行费用的上升幅度就大(如上图)。当脱硫设备的运行年限超过一定的时间后,喷钙增湿法的运行费用还会超过简易石灰石-石膏法。

脱硫费用的高低并不是绝对不变的,在某此特殊的环境条件下,一些脱硫工艺经济效益是随着设备运行年限的增加开始显现出来(曲线交叉)。而且在此分析过程中忽略了副产品带来的经济效益,若考虑这些因素,对以上脱硫费用进行修正,某些脱硫工艺综合经济效益增加的优势将会愈发明显。因此电厂在选择脱硫工艺时必须考虑各种脱硫工艺的综合经济性。

5结论

从经济上看,石灰石一石膏湿法脱硫,由于其脱硫的投资额巨大,一般不适合小电厂及老电厂,但此工艺最为成熟,脱硫效率高,对于大型的机组,如300 MW 及以上燃煤电站锅炉比较适合,而且也应用得最为广泛。电子束照射法虽然脱硫费用高,但与湿式石灰石一石膏法相比具有占地面积小、处理过程中不产生废水废渣、能同时脱硫脱硝、系统对负荷的变化有较好的适应性等优点,因此在运行费用允许的条件下应优先考虑。随着技术的完善、电子枪造价的降低,电子束法会在大型燃煤电站得到广泛的应用。而对于投资较少的炉内喷钙尾部增湿活化脱硫技术,比较适合中型机组,特别是100 MW 以上,300 MW 以下容量的机组和易于改造原有锅炉相关设施的电厂,此外在采用此技术时应考虑燃用煤种的含硫量是否符合要求,要尽可能燃用含硫较低的煤种,这样会更有利于电厂的经济运行。当然对于中型机组,湿法脱硫和简易脱硫工艺亦可选用,但要以综合效益为标准,慎重而择之。

在以上的分析中,只是对300 MW 机组,燃煤含硫量为1。5%和2.5%的时候进行的经济分析,而且忽略了脱硫副产品带来的收益等多种因素,这些因素也会对脱硫的经济效益产生一定的影响。电厂在具体选用FGD工艺时,应该根据工程项目的要求,不仅要考虑技术因素,还要考虑实际存在的问题,如对环境变化的适应、政府的规划以及电厂自身的财务状况等。努力做到既满足环保的要求,又达到技术上、经济上合理性。

参考文献

[1] 郝艳红,邱丽霞,王永耀.燃煤锅炉烟气脱硫技术经济分析及应用[J].电力学报,2005.

[2] 罗传奎,沈又幸等.大中型燃煤电厂脱硫工艺的确定与技术经济分析[J].动力工程,1999.

[3] 李朝杰.燃煤电厂脱硫工艺的比较及选择[J].贵州电力技术,2004(12).

脱硫工艺论文篇（8）

中图分类号：X752 文献标识码：A

1迁移规律

1.1 煤中硫的存在形态

煤中的硫主要以无机硫和有机硫两种形态存在,无机硫的主要形态是硫化物(大部分以黄铁矿FeS2 硫形态存在) 、硫酸盐(主要为硫酸钙和硫酸铁等) 和元素硫(微量) ; 无机硫中以硫铁矿形式存在的硫占绝大部分, 并以大块团聚或是非常精细的小颗粒(直径0.1～0.6μm) 镶嵌在煤的大分子结构里; 以硫酸盐形态存在的硫数量很少超过煤总量的0.1 % , 在一些风化煤里还可能发现少量的元素硫, 它是黄铁矿氧化后的产物,一般在新开采的原煤里很少发现。

煤中的有机硫绝大多数属于煤质大分子结构的一部分, 以桥键形式连接煤质大分子的各个环, 与煤的大分子网络结构交联在一起。煤中的有机硫约占总硫的1/3～1/2 左右, 按其结构可以分为脂肪族硫、芳香族和杂环族硫三类, 包括硫醚(脂肪族或芳基) 、硫醇(脂肪族或芳基) 、噻吩、环硫醚等。最主要的几种有机硫为二苯并噻吩、噻吩、脂肪族硫醚等。含硫官能团的反应性与和硫原子相连的取代基结构有关。硫醇、硫醚比较活泼, 在成煤过程中, 硫醇依次向硫醚、噻吩结构转化。

1.2 煤热解过程中硫的迁移

煤在焦炉中的热解温度约为1000～1100 ℃, 煤中的无机硫中的硫酸盐的分解温度约为1350 ℃, 所以硫酸盐硫基本上不分解而进入了焦碳中, 而硫化铁硫、元素硫和各类有机硫在800 ℃时可完全分解, 所以硫化铁硫及各类有机含硫化合物逐渐分解, 一部分以气体形式释放, 少量冷凝在焦油中, 热解过程中释放的H2S气体大部分来源于硫铁矿和脂肪族硫的分解, 程序升温热解试验表明, 400 ℃以下H2S 的释放来源于脂肪族硫化物的热分解, 400～700 ℃范围内H2S 的释放则对应于芳香族硫的分解, 部分H2S 由于传质限制在高温下进一步与煤中有机质发生反映生成更稳定的有机硫,从而进入焦碳的碳硫复合体, 如噻吩存在于煤焦中,发性硫成分复杂, 达数十种之多, 其中H2S 和焦油硫在所有产物中所占比例最大, 是重要的挥发性硫。

炼焦用煤就全国平均来说有机硫与硫铁矿硫的比例约为4∶6 , 硫酸盐硫所占比例甚微(不同地区所产精煤比例会有不同, 本文仅就平均而言) , 根据以上硫元素迁移转化规律, 我们总结为:

煤中的硫份在热解过程中约60 %～70 %最终固定于焦碳中, 由焦碳带出, 约小于1 %固定于焦油中, 由焦油带出, 其余部分转入煤气中, 其形式复杂, 但绝大多数是以H2 S的形式存在, H2 S硫约占煤气含硫的90 %以上。焦炉荒煤气经脱硫后绝大多数硫元素以单体硫的形式脱出, 煤气再经硫胺及脱苯等工序, 剩余的少数硫由粗苯等产品部分带出; 净化后的净煤气部分回炉燃烧, 其内的H2S 最终被氧化以SO2 形式排放,剩余净煤气可用于锅炉、粗苯管式炉、发电或作为化工原料使用, 如果用于发电或锅炉等燃烧工艺, 则最终硫元素以SO2 形式排放。

荒煤气在冷鼓及蒸氨工序极少数硫元素被氨水吸收以硫化物形式进入蒸氨废水, 从而进入水体; 由于焦炉为正压, 由炉顶、炉门等处泄漏的炉气中的H2S在高温的作用下, 遇氧气大部分被氧化为SO2 并无组织排放; 热装热出焦炉在装煤和出焦过程中, 在高温的作用下, 炉气中的H2S 也大部分被氧化为SO2 , 并无组织排放。

2 硫的去向

物料平衡是工程分析常用的计算方法之一, 其特点是污染物分析全面, 计算结果准确性高, 但所需的资料多, 过程复杂, 难度较大, 且需要对生产工艺有较深刻的了解。硫平衡就是根据该计算方法分析得出的, 它是在对工艺全过程生产及管理全过程有深入的了解并进行充分分析的前提下, 根据物质守恒定律,对生产过程的物料( 原料和燃料) 、投入和产品产出(包括主要产品、副产品和其他伴生物质等) 的平衡关系来确定各个工艺过程硫的去向。

焦化生产工艺流程简述。焦化工程生产工艺为外购原煤经过洗选, 洗出精煤、中煤、矸石和煤泥, 中煤和煤泥外售, 洗精煤配合、粉碎后, 送入焦炉炭化室内高温干馏炼焦制气,焦炭筛分后外售。炼焦过程中产生的荒煤气经冷凝、鼓风、电捕焦油、脱硫及硫回收、硫铵、洗脱苯后,作为焦炉、发电、锅炉等使用, 或外供其他工业用户使用, 在煤气净化过程中回收的焦油、粗苯、硫磺、硫铵外售。

3 焦化生产工艺中硫污染减排分析

焦化企业硫污染减排途径主要有以下几种:

(1) 原料煤的选择。焦化项目排入大气中的二氧化硫全部来源于原煤中的含硫, 无论是降低煤中的有机硫或无机硫, 首先要降低煤中的全硫含量。要实现这一目标, 首要的是要选用低硫煤, 其次通过原煤洗选可将煤中灰份降低, 从而降低煤中无机硫的含量, 通过以上措施可将洗精煤含硫量控制在0. 5 %左右, 从而有效实现二氧化硫大幅度减排。

(2) 高烟囱排放。目前企业中采用较多的方法是高烟囱排放, 增加出口处烟气排放速率, 利用大气稀释扩散能力, 降低SO2 落地浓度, 减少其对地面上人和动植物等的危害。该法存在扩大污染面、形成酸雨区、对控制排放总量没有贡献等弊病。同时烟道的造价与高度平方成正比, 所以此法只能作为一种辅助和过度的方式, 或在局部区域内使用有效。

(3) 采用清洁生产工艺及先进生产设备。焦炉生产过程中炉体的无组织排放如炉门、炉顶、装煤、出焦会产生大量的无组织污染物排放, 要彻底解决这一问题首先要采用大型全自动化、全程控机械化焦炉, 大型焦炉都有专项设计以解决这些问题, 同时应配套干熄焦系统以减少污染物的排放。其次, 针对装煤、出焦要同步配套高捕集率除尘脱硫地面站, 变无组织排放为有组织排放, 从而有效实现二氧化硫的减排。

(4) 荒煤气脱硫技术。煤中约三分之一的硫以气态形式进入荒煤气中,因此荒煤气脱硫就成为二氧化硫减排的关键措施。焦炉煤气脱硫工艺有干法、湿法脱硫两大类。干法脱硫多用于精脱硫, 对无机硫和有机硫都有较高的净化度。不同的干法脱硫剂, 在不同的温区工作, 由此可划分低温(常温和低于100 ℃) ; 中温( 100 ～ 400 ℃) ; 高温( >400 ℃) 脱硫剂。

干法脱硫由于脱硫催化剂硫容小, 设备庞大, 一般用于小规模的煤气厂脱硫或用于湿法脱硫后的精脱硫,对低浓度H2S 具有较好脱硫效果, 脱硫效率可达到99 %。

当煤气量大于3000Nm3/h时主要采用湿法脱硫。焦炉煤气湿法脱硫方法的选择首先是碱源的选择, 碱源有氨、纯碱、有机溶剂醇类如二乙醇胺等。

目前我国已经建成( 包括引进) 的焦化工程采用的具有代表性的湿法脱硫工艺有以下几种:

湿式氧化工艺:

TH 法以氨为碱源

FRC 法以氨为碱源

ADA 法以钠为碱源

HPF 法以氨为碱源

湿式吸收工艺:

索尔菲班法;单乙醇胺法AS 法;氨硫联合洗涤法。

总之, 荒煤气脱硫无论干法或湿法工艺, 都已广泛应用于我国焦化领域中, 技术成熟可靠。对于焦化企业来说, 关键是要根据企业的实际情况, 针对性地同步配套煤气脱硫设施, 杜绝荒煤气直排。

脱硫工艺论文篇（9）

中图分类号TM6 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）58-0105-02

0 引言

当前，人们重点关注的问题之一就是电厂的烟气脱硫，同时这也是我国保护环境得非常艰巨的任务之一。本文将力所能及的调访情况以及手头现有的资料进行综合整理后，对电厂的烟气脱硫技术及一些成熟的脱硫工艺提出了如下一些看法。

1 电厂烟气脱硫技术的一般情况

1.1 国外电厂烟气脱硫技术的发展概述

在本世纪初产生了最早的电厂烟气脱硫技术。人们针对烟气的脱硝和脱硫在近二十多年来进行了很多研究。在一些工业发达的国家，电厂的烟气脱硫装置应用的发展速度非常快，例如，一些西欧国家和美国都纷纷投入了财力和人力对烟气的脱硫技术进行了研究和开发，同时形成了自身的特点。直到1998年，德、美、日等国已经成功建成的烟气脱硫装置可达数千套。又如，1970年日本安装的各类烟气脱硫装置还没达到100套，但到了1998年，就建成了1 400台套大型的烟气脱硫装置，处理烟气量可达1.3亿Nm3/h。经过这些大量装置的建设，烟气脱硫已经逐步形成了产业，每年各国用在烟气脱硫方面的投资也在逐步的增加。

1.2 国内电厂烟气脱硫技术的发展现状

目前我国还不能像发达国家一样投入大量的财力和人力，因其技术条件和经济条件还不允许，另外，至今我国还仍处在摸索阶段，在治理二氧化硫的方面起步也很晚，所以，一些国内电厂的烟气脱硫装置只能处理很小的烟气量，远远不够成熟，大多数也是试验性的或者引入的是国外的技术。

1.3 电厂烟气脱硫技术的分类

世界上的烟气脱硫技术种类目前可达数百种，根据处理产物的形式和脱硫的方式进行划分，可分成三大类：湿法、半干法和干法。

1）干法工艺。干法烟气脱硫工艺是指，吸收剂以干粉形式进入吸收塔,所产生的脱硫副产品（脱硫后）是干态的工艺流程；2）半干法工艺。半干法烟气脱硫工艺是指，吸收剂以浆液形式进入吸收塔,所生成的脱硫副产品（脱硫后）是干态的工艺流程；3）湿法工艺。湿法烟气脱硫工艺就是指，吸收剂以浆液形式进入吸收塔,所生成的脱硫副产品（脱硫后）是湿态的工艺流程。

2 几种较为成熟的脱硫工艺

结合调查情况和有关资料以及我国的具体国情，本文认为适合国内引进，推广并应用的有如下几种脱硫工艺。

2.1 循环流化床反应器脱硫工艺

此种技术是分别把水分与粉状的Ca(OH)2喷入到循环流化床的反应器里，使得吸收剂被增湿活化，而且可以得到充分的循环利用，同时能使大颗粒的吸收剂被其他粒子碰撞破碎，提供更大的反应面积给脱硫反应。此类工艺的缺点是：增大了灰场的面积，副产品需要废弃，没有什么用处；该工艺的优点是：适用于改造老电厂、占地面积比较小、需要的运行费用和造价较低、脱硫效率高可达93%以上。在研究和开发此项技术方面，丹麦的FLS公司形成了自身的特点，与我国的国情比较适合，有一定的发展前途。

2.2 NID脱硫工艺

为了对东欧和亚洲地区的新兴市场进行开拓，ABB公司开发出了(FGD)-MD技术，此项烟气脱硫技术投资较低，是一项电厂烟气中二氧化硫污染排放治理的先进技术，使用该项技术的脱硫效率能达到90%以上，而且不会受到燃煤中硫含量多少的限制。与其它烟气的脱硫工艺相比，此技术比较适合中国目前的国情以及老电厂的技术改造，具有投资费用少(在中国东方电气集团公司，ABB公司总部的相关人员在对NID烟气脱硫技术进行介绍时称，此项技术的造价比湿法石灰-石膏法脱硫技术的1/2还要低)、占地面积小、系统结构紧凑等优点，此外，此工艺在改造已建项目中也适用，同时在不需要加大投资的前提下，还能够提高除尘的效率，无需再加热就可以使排出的净化烟气通过已有的烟囱排出去。所以，NID脱硫技术的造价较低，在国内外具有广阔的发展前景。

2.3 石灰石-石膏脱硫工艺

这种烟气脱硫技术比较成熟，它是利用石灰石浆液和石灰将烟气中的SO2除掉。浆液pH值和烟气流量的控制是此项工艺的关键所在。此项技术的缺点是：需要较高的运行费用、需要场地堆放处理（石膏无法利用的情况下）、耗费的石灰量或石灰石量比较大、存在酸性废水的二次污染、存在较为严重的设备腐蚀；此项技术的优点是：设备运行比较可靠、工艺较为成熟、脱硫效率高达90%以上。当前，在比较了解的一些外商中，本文认为奥地利能源及环境公司与日本川崎公司研发的湿式石灰石-石膏法技术相对适合于我国的国情，具有造价较低、工艺成熟等优点，具备一定的推广价值。

2.4 其它脱硫工艺

再者，还有一些脱硫技术也在我国境内进行了试验性的研究，本文列举两种:

1）海水烟气脱硫技术

通常海水呈现碱性，这就使得海水具备了天然的吸收SO2的能力及酸碱缓冲的能力，经过海水洗涤，烟气中的SO2就会被海水所吸收，然后再将海水经处理后流回至海里,这是此项技术的基本原理。我国广东省的西部电厂采用了该项脱硫工艺，关于此技术是否会导致海水污染的问题，据说国家环境保护部门和海洋管理部门持保留意见。

2）磷铵肥法烟气脱硫技术

这项脱硫技术是由国内自行开发的，这种脱硫方法是在烟气脱硫的过程中采用氨和天然磷矿石作为原料将磷铵复合肥料直接生成。

3 结论

由于我国的国民经济受大气污染而导致的影响及损失愈来愈大，所以环境污染已引起了社会和国家的重点关注，国家也加大了对环境污染控制的重视，同时逐渐加大了保护环境的力度。在我国国内已经开始形成了环保产业，而且可能会成为新的经济增长点和投资热点。本文认为，我们可以结合国内具体的项目，对国外先进技术进行有选择的引进，然后逐渐的吸收消化，实现国产化。

参考文献

[1]李力.我国火电脱硫市场分析[J].中国环保产业，2004(12).

脱硫工艺论文篇（10）

中图分类号 S216.4 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2013）012-0152-02

由生物质发酵产生的沼气一般含甲烷50～70%，其余为二氧化碳和少量的氮、氢和硫化氢等。其特性与天然气相似。经过提纯处理去除其中的硫化氢、二氧化碳及其他成份后，可获得和天然气品质相同或高于天然气品质的优质燃料气体。

1 沼气净化提纯方案选择

1.1 沼气提纯工艺概述

沼气是由微生物产生的一种可燃性混合气体，其主要成分是甲烷，甲烷在沼气中的含量大约占60%；其次是二氧化碳，大约占35%；由于发酵原料是养殖场的粪便所以沼气中含硫化氢的量较高约为0.5%，水蒸汽占1.5%，其余氮、氢和一氧化碳气体占到2%左右。结合本工程的气体情况，要达到车用天然气质量要求的产品，必须设置脱硫和脱碳系统。气体中的含水量也较大，所以要设置脱水系统进行气体干燥处理。

1.2 脱硫工艺选择

根据投料的成份不同，沼气中的H2S含量略有差异，对于以养殖场粪便为原料的沼气工程，在恒温情况下发酵浓度对沼气中的硫化氢含量有很大影响，根据研究表明各浓度处理的发酵液所产沼气中H2S含量随着发酵时间的延长，均出现下降的变化趋势，这是由于发酵时间越长，有机物分解越完全，则所产沼气中CH4，CO2含量越来越多，H2S含量就会越来越少。对比三种发酵浓度（6%；8%；10%）又能看出，H2S含量大小次序为：试验处理3 > 处理2>处理1，说明浓度越大，所产沼气中H2S含量越高。其原因可能是高浓度的发酵液在发酵过程中更易产生较多的硫醇、吲哚和硫化氢。

本工程发酵工艺是按照10%的进料浓度，HRT为20d，根据上图可以看出，按照这种发酵方式硫化氢浓度可能大于7g/m3，而车用天然气的要求是20mg/ m3。所以脱硫的负荷比较重。目前脱除硫化氢的方法主要有以下几种：

1.2.1 干法脱硫

干法脱硫是在圆柱状脱硫塔内装填一定高度的脱硫剂，沼气自下而上通过脱硫剂，H2S被去除，实现脱硫过程。此类脱硫方法又为吸附法和催化转化法。干法脱硫剂一般不适用于含高浓度硫化氢的脱硫工艺，在高于其穿透硫容的情况下无法正常工作。且使用干法脱硫的成本很高，脱硫剂更换频率高，脱硫剂再生必须在塔外进行，且再生困难，脱硫剂如不处理会造成污染。脱硫过程中会放出大量的热，容易引起脱硫剂燃烧。但将干法脱硫应用到精脱硫工艺时，由于这时气体中大部分硫化氢都以脱除，这时干法脱硫工艺具有脱硫精度高的优点。因此可将干法脱硫工艺应用于气体的精脱硫过程。

1.2.2 湿法脱硫

湿法脱硫剂为液体，一般用于含硫高，处理量大的气体的脱硫。按其脱硫机理又可分为化学吸收法、物理吸收法、物理-化学吸收法和湿式氧化法。这四种方法中湿式氧化法是工业上用来吸收含硫化氢气体的常用方法，这种方法用于脱除高含硫气体的能力强，溶液可循环使用，硫磺经处理后可回收，纯度将达到80%。可以提供一部分附加价值，此种方法无二次污染。湿法脱硫的应用于沼气工程的问题是设备占地较大，需要自动化控制。

1.2.3 生物脱硫

生物脱硫是利用无色硫细菌，如氧化硫硫杆菌、氧化亚铁硫杆菌等，在微氧条件下将H2S氧化成单质硫。这种脱硫方法已在德国沼气脱硫中广泛使用，在国内某些工程中采用。其优点是：不需要催化剂、不需处理化学污泥，产生很少生物污泥、能耗低。这种技术的关键是如何根据硫化氢的浓度来控制反应中供给的溶解氧浓度。

生物脱硫主要的缺点是脱硫精度不高，硫磺成型程度不好，启动时间长，稳定性也比较差。目前大规模的工业化应用在国内很少成熟度不高。

综合比较上述脱硫方法，结合本工程的气量大、含硫高的特点选择经济高效的湿式氧化法和干法精脱硫相结合的脱硫工艺。

1.3 脱硫工艺方案

1.3.1 湿法脱硫

1）原料气组成：①气体量： 30000Nm3/T，②气体温度：～30℃，③气体压力：9Kpa，④沼气气体组成：CH460%、CO235%、惰性气体、H2S（8g/m3）B、技术要求

为满足生产需要，需要对该原料气体进行湿法脱硫处理，要求脱硫后气体中无机硫含量≤30mg/m3。

2）工艺流程。本脱硫设计采用湿式氧化法进行脱硫，选用DDS脱硫剂，工艺流程简图如下：

前工段来的沼气经加压风机加压后由一级脱硫塔底部进入到脱硫塔，和塔顶来的脱硫液进行逆向接触，脱硫后气体由脱硫塔顶部排出，进入二级脱硫塔进行脱硫，脱硫后气体经由塔顶去往脱水塔脱水，脱水后的气体进入干法脱硫塔进行精脱硫使脱硫后的气体硫化氢含量降至5mg/m3。吸收了硫化氢的脱硫液进入富液槽内，经再生泵加压后在再生槽内进行氧化再生，再生后的脱硫液转变为贫液，流入到贫液槽中，经脱硫泵加压后打入到一二级脱硫塔中循环使用。

1.3.2 干法精脱硫

1）气体成份。经过湿法脱硫的气体脱水后，气体中的硫化氢大幅度降低，正常运行情况下为30mg/m3以下，这时的气体可以用干式脱硫塔进行进一步的脱除。

2）技术要求。做为最后一步脱硫步骤，气体中的硫化氢必须降低到20mg以下，精脱硫剂选用氧化铁脱硫剂。

3）工艺流程。沼气经过湿法脱硫后气体成份中的硫化氢大大降低，为了防止气体成分中的硫化氢超标配备精脱硫装置。气体经湿法脱硫后，会从湿法系统中带走部分水份，在进入干式脱硫前必须降低气体中的含水量，故气体先通过脱水塔，脱水塔中充填填料和丝网除沫装置，经过脱水塔脱水后气体进入干式脱硫塔中进行精脱硫过程。

1.4 脱碳工艺方案

1.4.1 常用脱碳方法对比

目前工业上常用的脱碳方法主要有变压吸附法、压力水洗法、物理溶剂法和选择性分离法，各种脱碳方法的对比见表1。

使用化学溶剂吸收法的投资较少，甲烷逃逸率低，操作压力低，能耗较少，适用于沼气工程做提纯使用，所以选择化学吸收法进行沼气脱碳是较为合理的。

1.4.2 脱碳工艺方案

本工程采用活化热碳酸钾法进行脱碳，热碳酸钾法是人们熟悉的广泛用于脱除合成气中CO2的方法，国内也常称为热钾碱法，由于溶液中常加入促进CO2吸收的活化剂，所以亦成为活化热钾碱法。在热钾碱法中，Benfield法是应用最广的工艺，Catacarb法次之，国内开发的热钾碱法也获得了工业应用。考虑到工程的成熟可靠本工程将采用Benfild法DEA做为活化剂的脱碳技术。工艺流程简图如图1。

根据对CO2净化度的要求安排了使用热碳酸钾法相应的工艺流程。

由于沼气中的CO2浓度较高，所以采用贫液分流流程；从再生塔的中部取出3/4左右的半贫液送至吸收塔中部，而余下的1/4获得更好再生的贫液送入吸收塔塔顶。为了获得更好的净化度，此股贫液也可进一步冷却后入塔。从吸收塔顶出来的净化气被用来加热原料气，此种流程的优点是可降低能耗。

脱硫工艺论文篇（11）

烟气是气体和烟尘的混合物，是污染居民区大气的主要原因。烟气的成分很复杂，气体中包括SO2、CO、CO2、碳氢化合物以及氮氧化合物等，烟尘包括燃料的灰分、煤粒、油滴以及高温裂解产物等。因此烟气对环境的污染是多种毒物的复合污染。烟尘对人体的危害性与颗粒的大小有关，对人体产生危害的多是直径小于10微米的飘尘，尤其以1～2.5微米的飘尘危害性最大。烟尘对空气的污染与气象条件关系密切，风、大气稳定度、湍流等与大气污染状况关系密切，此外光化学、生物化学对烟气的污染亦有一定影响。

一、烟气脱硫的方法

（一）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。

（二）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　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。

（三）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。

（四）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（CaC3）、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：

石灰石法：

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，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），而GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。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。

二、烟气脱硫产物应用

（一）注意产物稳定

在脱硫的过程中，一定要注意拉引量的稳定、燃料性能的稳定以及燃料的添加大的问题等，还要稳定住脱硫时烟气的输入量，保证整个脱硫过程的稳定，增加过程的效率，这样做才能使烟气经脱硫后所得到的产物状态更加稳定。

（二）制作脱硫石膏

烟气经过脱硫后的副产物可以通过加工制作出能被建筑业应用的脱硫石膏，其中包括建筑石膏，其是由二水脱硫石膏在不饱和水蒸汽中经130℃高温脱水后，干燥制成的；高强石膏，它是由二水脱硫石膏在饱和水蒸汽中经过150℃高温脱水后，干燥制成的；粉刷石膏，这种石膏是在常规石膏的起初上混合了30%到70%的脱硫石膏制成的；还有其它的建筑材料，诸如：卫生间、通风道内的瓷砖、建筑的内墙和棚顶以及保温材料等。这些建筑材料在建筑工程施工过程中有着很大的作用，也可有效节约成本。

（三）用于农业领域

经过脱硫后所得到的副产物还可以运用到农业领域，可以被制成化肥，也可以改善土质。在我国农业中，对于氮肥的施用存在着严重过度现象，导致了植物对硫元素的吸收不够，而经过脱硫处理后得到的副产物中含有大量的以硫酸铵和硫酸钙形式存在的硫元素，这些硫元素不但可以为作物施加硫肥，使作物的营养比例均衡，而且在施用硫肥的过程中国也使得土壤的酸碱度发生了变化，尤其有利于我国北方的黑土地这种碱性过高的土质。

三、结论

对烟气进行脱硫工作不但可以改善我国现有的空气质量，而且还可以对脱硫后产生的副产物进行回收再利用，节约了国家的资源，减小了相关产业的成本，提高了环保工作的效率。它是一种值得在中国推广应用的好方法。

参考文献

[1]杜.单碱法在剥离工厂烟气脱硫处理中的应用于探讨［J］.建材世界，2009（2）