技術介紹
將煤中的硫元素用鈣基等方法固定成為固體防止燃燒時生成SO2，通過對國內外脫硫技術以及國內電力行業引進脫硫工藝試點廠情況的分析研究，目前脫硫方法一般可劃分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒後脫硫等3類。其中燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Fluegasdesulfurization，簡稱FGD），在FGD技術中，按脫硫劑的種類劃分，可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機鹼為基礎的有機鹼法。世界上普遍使用的商業化技術是鈣法，所占比例在90%以上。按吸收劑及脫硫產物在脫硫過程中的乾濕狀態又可將脫硫技術分為濕法、乾法和半乾（半濕）法。濕法FGD技術是用含有吸收劑的溶液或漿液在濕狀態下脫硫和處理脫硫產物，該法具有脫硫反應速度快、設備簡單、脫硫效率高等優點，但普遍存在腐蝕嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。乾法FGD技術的脫硫吸收和產物處理均在乾狀態下進行，該法具有無污水廢酸排出、設備腐蝕程度較輕，煙氣在淨化過程中無明顯降溫、淨化後煙溫高、利於煙囪排氣擴散、二次污染少等優點，但存在脫硫效率低，反應速度較慢、設備龐大等問題。半乾法FGD技術是指脫硫劑在乾燥狀態下脫硫、在濕狀態下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態下脫硫、在乾狀態下處理脫硫產物（如噴霧乾燥法）的煙氣脫硫技術。特別是在濕狀態下脫硫、在乾狀態下處理脫硫產物的半乾法，以其既有濕法脫硫反應速度快、脫硫效率高的優點，又有乾法無污水廢酸排出、脫硫後產物易於處理的優勢而受到人們廣泛的關注。按脫硫產物的用途，可分為拋棄法和回收法兩種。
工藝種類
石膏法
濕法脫硫工藝流程圖石灰石——石膏法脫硫工藝是世界上套用最廣泛的一種脫硫技
術，日本、德國、美國的火力發電廠採用的煙氣脫硫裝置約90%採用此工藝。
它的工作原理是：將石灰石粉加水製成漿液作為吸收劑泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及從塔下部鼓入的空氣進行氧化反應生成硫酸鈣，硫酸鈣達到一定飽和度後，結晶形成二水石膏。經吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水，使其含水量小於10%，然後用輸送機送至石膏貯倉堆放，脫硫後的煙氣經過除霧器除去霧滴，再經過換熱器加熱升溫後，由煙囪排入大氣。由於吸收塔內吸收劑漿液通過循環泵反覆循環與煙氣接觸，吸收劑利用率很高，鈣硫比較低，脫硫效率可大於95%。
系統組成：
（1）石灰石儲運系統
（2）石灰石漿液製備及供給系統
（3）煙氣系統
（4）SO2 吸收系統
（5）石膏脫水系統
（6）石膏儲運系統
（7）漿液排放系統
（8）工藝水系統
（9）壓縮空氣系統
（10）廢水處理系統
（11）氧化空氣系統
（12）電控制系統
技術特點：
⑴、吸收劑適用範圍廣：在FGD裝置中可採用各種吸收劑，包括石灰石、石灰、鎂石、廢蘇打溶液等；
⑵、燃料適用範圍廣：適用於燃燒煤、重油、奧里油，以及石油焦等燃料的鍋爐的尾氣處理；
⑶、燃料含硫變化範圍適應性強：可以處理燃料含硫量高達8%的煙氣；
⑷、機組負荷變化適應性強：可以滿足機組在15～100%負荷變化範圍內的穩定運行；
⑸、脫硫效率高：一般大於95%，最高達到98%；
⑹、專利托盤技術：有效降低液/氣比，有利於塔內氣流均布，節省物耗及能耗，方便吸收塔內件檢修；
⑺、吸收劑利用率高：鈣硫比低至1.02～1.03；
⑻、副產品純度高：可生產純度達95%以上的商品級石膏；
⑼、燃煤鍋爐煙氣的除塵效率高：達到80%～90%；
⑽、交叉噴淋管布置技術：有利於降低吸收塔高度。
推薦的適用範圍：
⑴、200MW及以上的中大型新建或改造機組；
⑵、燃煤含硫量在0.5～5%及以上；
⑶、要求的脫硫效率在95%以上；
⑷、石灰石較豐富且石膏綜合利用較廣泛的地區
噴霧乾燥法
半乾法脫硫工藝流程噴霧乾燥法脫硫工藝以石灰為脫硫吸收劑，石灰經消化並加水製成消石灰乳，消
石灰乳由泵打入位於吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的SO2發生化學反應生成CaSO3，煙氣中的SO2被脫除。與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發而乾燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫反應產物及未被利用的吸收劑以乾燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來。脫硫後的煙氣經除塵器除塵後排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分除塵器收集物加入製漿系統進行循環利用。該工藝有兩種不同的霧化形式可供選擇，一種為鏇轉噴霧輪霧化，另一種為氣液兩相流。
噴霧乾燥法脫硫工藝具有技術成熟、工藝流程較為簡單、系統可靠性高等特點，脫硫率可達到85%以上。該工藝在美國及西歐一些國家有一定套用範圍（8%）。脫硫灰渣可用作制磚、築路，但多為拋棄至灰場或回填廢舊礦坑。
磷銨肥法
脫硫流程磷銨肥法煙氣脫硫技術屬於回收法，以其副產品為磷銨而命名。該工藝
過程主要由吸附（活性炭脫硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷礦萃取磷酸）、中和（磷銨中和液製備）、吸收（磷銨液脫硫制肥）、氧化（亞硫酸銨氧化）、濃縮乾燥（固體肥料製備）等單元組成。它分為兩個系統：
煙氣脫硫系統——煙氣經高效除塵器後使含塵量小於200mg/Nm3，用風機將煙壓升高到7000Pa，先經文氏管噴水降溫調濕，然後進入四塔並列的活性炭脫硫塔組（其中一隻塔周期性切換再生），控制一級脫硫率大於或等於70%，並製得30%左右濃度的硫酸，一級脫硫後的煙氣進入二級脫硫塔用磷銨漿液洗滌脫硫，淨化後的煙氣經分離霧沫後排放。
肥料製備系統——在常規單槽多漿萃取槽中，同一級脫硫製得的稀硫酸分解磷礦粉（P2O5 含量大於26%），過濾後獲得稀磷酸（其濃度大於10%），加氨中和後製得磷氨，作為二級脫硫劑，二級脫硫後的料漿經濃縮乾燥製成磷銨複合肥料。
爐內噴鈣尾部增濕法
煙氣脫硫工藝流程爐內噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850~1150℃
溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由於反應在氣固兩相之間進行，受到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應器內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成氫氧化鈣進而與煙氣中的二氧化硫反應。當鈣硫比控制在2.0~2.5時，系統脫硫率可達到65~80%。由於增濕水的加入使煙氣溫度下降，一般控制出口煙氣溫度高於露點溫度10~15℃，增濕水由於煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的吸收劑、反應產物呈乾燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。
該脫硫工藝在芬蘭、美國、加拿大、法國等國家得到套用，採用這一脫硫技術的最大單機容量已達30萬千瓦。
煙氣循環流化床法
石灰 石膏法脫硫工藝流程煙氣循環流化床脫硫工藝由吸收劑製備、吸收塔、脫硫灰再循環、除塵
器及控制系統等部分組成。該工藝一般採用乾態的消石灰粉作為吸收劑，也可採用其它對二氧化硫有吸收反應能力的乾粉或漿液作為吸收劑。
由鍋爐排出的未經處理的煙氣從吸收塔（即流化床）底部進入。吸收塔底部為一個文丘里裝置，煙氣流經文丘里管後速度加快，並在此與很細的吸收劑粉末互相混合，顆粒之間、氣體與顆粒之間劇烈摩擦，形成流化床，在噴入均勻水霧降低煙溫的條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應生成CaSO3 和CaSO4。脫硫後攜帶大量固體顆粒的煙氣從吸收塔頂部排出，進入再循環除塵器，被分離出來的顆粒經中間灰倉返回吸收塔，由於固體顆粒反覆循環達百次之多，故吸收劑利用率較高。
此工藝所產生的副產物呈乾粉狀，其化學成分與噴霧乾燥法脫硫工藝類似，主要由飛灰、CaSO3、CaSO4和未反應完的吸收劑Ca(OH)2等組成，適合作廢礦井回填、道路基礎等。
典型的煙氣循環流化床脫硫工藝，當燃煤含硫量為2%左右，鈣硫比不大於1.3時，脫硫率可達90%以上，排煙溫度約70℃。此工藝在國外目前套用在10~20萬千瓦等級機組。由於其占地面積少，投資較省，尤其適合於老機組煙氣脫硫。
海水脫硫
CAN電漿煙氣脫硫工藝海水脫硫工藝是利用海水的鹼度達到脫除煙氣中二氧化硫的一種脫硫方法
。在脫硫吸收塔內，大量海水噴淋洗滌進入吸收塔內的燃煤煙氣，煙氣中的二氧化硫被海水吸收而除去，淨化後的煙氣經除霧器除霧、經煙氣換熱器加熱後排放。吸收二氧化硫後的海水與大量未脫硫的海水混合後，經曝氣池曝氣處理，使其中的SO32-被氧化成為穩定的SO42-，並使海水的PH值與COD調整達到排放標準後排放大海。海水脫硫工藝一般適用於靠海邊、擴散條件較好、用海水作為冷卻水、燃用低硫煤的電廠。海水脫硫工藝在挪威比較廣泛用於煉鋁廠、煉油廠等工業爐窯的煙氣脫硫，先後有20多套脫硫裝置投入運行。近幾年，海水脫硫工藝在電廠的套用取得了較快的進展。此種工藝最大問題是煙氣脫硫後可能產生的重金屬沉積和對海洋環境的影響需要長時間的觀察才能得出結論，因此在環境質量比較敏感和環保要求較高的區域需慎重考慮。
電子束法
脫硫設備該工藝流程有排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的充入、電子束照射和副產品捕
集等工序所組成。鍋爐所排出的煙氣，經過除塵器的粗濾處理之後進入冷卻塔，在冷卻塔內噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合於脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內完全得到蒸發，因此，不產生廢水。通過冷卻塔後的煙氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨水、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決於SOx濃度和NOx濃度，經過電子束照射後，SOx和NOx在自由基作用下生成中間生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然後硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀微粒（硫酸氨(NH4）2SO4與硝酸氨NH4NO3的混合粉體）。這些粉狀微粒一部分沉澱到反應器底部，通過輸送機排出，其餘被副產品除塵器所分離和捕集，經過造粒處理後被送到副產品倉庫儲藏。淨化後的煙氣經脫硫風機由煙囪向大氣排放。
氨水洗滌法
煙氣脫硫設備該脫硫工藝以氨水為吸收劑，副產硫酸銨化肥。鍋爐排出的煙氣經煙氣換
熱器冷卻至90~100℃，進入預洗滌器經洗滌後除去HCI和HF，洗滌後的煙氣經過液滴分離器除去水滴進入前置洗滌器中。在前置洗滌器中，氨水自塔頂噴淋洗滌煙氣，煙氣中的SO2被洗滌吸收除去，經洗滌的煙氣排出後經液滴分離器除去攜帶的水滴，進入脫硫洗滌器。在該洗滌器中煙氣進一步被洗滌，經洗滌塔頂的除霧器除去霧滴，進入脫硫洗滌器。再經煙氣換熱器加熱後經煙囪排放。洗滌工藝中產生的濃度約30%的硫酸銨溶液排出洗滌塔，可以送到化肥廠進一步處理或直接作為液體氮肥出售，也可以把這種溶液進一步濃縮蒸發乾燥加工成顆粒、晶體或塊狀化肥出售。
燃燒前脫硫法
燃燒前脫硫就是在煤燃燒前把煤中的硫分脫除掉，燃燒前脫硫技術主要有物理洗選煤法、化學洗選煤法、添加固硫劑、煤的氣化和液化、水煤漿技術等。洗選煤是採用物理、化學或生物方式對鍋爐使用的原煤進行清洗，將煤中的硫部分除掉，使煤得以淨化並生產出不同質量、規格的產品。微生物脫硫技術從本質上講也是一種化學法，它是把煤粉懸浮在含細菌的氣泡液中，細菌產生的酶能促進硫氧化成硫酸鹽，從而達到脫硫的目的；微生物脫硫技術目前常用的脫硫細菌有：屬硫桿菌的氧化亞鐵硫桿菌、氧化硫桿菌、古細菌、熱硫化葉菌等。添加固硫劑是指在煤中添加具有固硫作用的物質，並將其製成各種規格的型煤，在燃燒過程中，煤中的含硫化合物與固硫劑反應生成硫酸鹽等物質而留在渣中，不會形成SO2。煤的氣化，是指用水蒸汽、氧氣或空氣作氧化劑，在高溫下與煤發生化學反應，生成H2、CO、CH4等可燃混合氣體（稱作煤氣）的過程。煤炭液化是將煤轉化為清潔的液體燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一種先進的潔淨煤技術。水煤漿（Coal Water Mixture，簡稱CWM）是將灰份小於10%，硫份小於0.5%、揮發份高的原料煤，研磨成250~300μm的細煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和約1%的添加劑的比例配製而成，水煤漿可以像燃料油一樣運輸、儲存和燃燒，燃燒時水煤漿從噴嘴高速噴出，霧化成50~70μm的霧滴，在預熱到600~700℃的爐膛內迅速蒸發，並拌有微爆，煤中揮發分析出而著火，其著火溫度比干煤粉還低。
燃燒前脫硫技術中物理洗選煤技術已成熟，套用最廣泛、最經濟，但只能脫無機硫；生物、化學法脫硫不僅能脫無機硫，也能脫除有機硫，但生產成本昂貴，距工業套用尚有較大距離；煤的氣化和液化還有待於進一步研究完善；微生物脫硫技術正在開發；水煤漿是一種新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一樣的流動性和穩定性，被稱為液態煤炭產品，市場潛力巨大，目前已具備商業化條件。
煤的燃燒前的脫硫技術儘管還存在著種種問題，但其優點是能同時除去灰分，減輕運輸量，減輕鍋爐的沾污和磨損，減少電廠灰渣處理量，還可回收部分硫資源。
爐內脫硫
爐內脫硫是在燃燒過程中，向爐內加入固硫劑如CaCO3等，使煤中硫分轉化成硫酸鹽，隨爐渣排除。其基本原理是：
CaCO3==高溫==CaO+CO2↑
CaO+SO2====CaSO3
2CaSO3+O2====2CaSO4
⑴LIMB爐內噴鈣技術
早在本世紀60年代末70年代初，爐內噴固硫劑脫硫技術的研究工作已開展，但由於脫硫效率低於10%～30%，既不能與濕法FGD相比，也難以滿足高達90%的脫除率要求。一度被冷落。但在1981年美國國家環保局EPA研究了爐內噴鈣多段燃燒降低氮氧化物的脫硫技術，簡稱LIMB，並取得了一些經驗。Ca/S在2以上時，用石灰石或消石灰作吸收劑，脫硫率分別可達40%和60%。對燃用中、低含硫量的煤的脫硫來說，只要能滿足環保要求，不一定非要求用投資費用很高的煙氣脫硫技術。爐內噴鈣脫硫工藝簡單，投資費用低，特別適用於老廠的改造。
⑵LIFAC煙氣脫硫工藝
LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉，並在鍋爐空氣預熱器後增設活化反應器，用以脫除煙氣中的SO2。芬蘭Tampella和ⅣO公司開發的這種脫硫工藝，於1986年首先投入商業運行。LIFAC工藝的脫硫效率一般為60%～85%。
加拿大最先進的燃煤電廠Shand電站採用LIFAC煙氣脫硫工藝，8個月的運行結果表明，其脫硫工藝性能良好，脫硫率和設備可用率都達到了一些成熟的SO2控制技術相當的水平。中國下關電廠引進LIFAC脫硫工藝，其工藝投資少、占地面積小、沒有廢水排放，有利於老電廠改造。
煙氣脫硫
簡介
（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）
燃煤的煙氣脫硫技術是當前套用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今後一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為：脫硫效率高、裝機容量大、技術水平先進、投資省、占地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
乾式脫硫
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈乾態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程控制要求很高。
⑴噴霧乾式煙氣脫硫工藝：噴霧乾式煙氣脫硫（簡稱乾法FGD)，最先由美國JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣套用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物，最後連同飛灰一起被除塵器收集。中國曾在四川省白馬電廠進行了鏇轉噴霧乾法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用鏇轉噴霧乾法煙氣脫硫最佳化參數的設計提供了依據。
⑵粉煤灰乾式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的乾式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰乾式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3/h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1/4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
濕法工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石（CaCO3）、石灰（CaO）或碳酸鈉（Na2CO3）等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高（90%～98%），機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局（EPA）的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法占39.6%，石灰石法占47.4%，兩法共占87%；雙鹼法占4.1%，碳酸鈉法占3.1%。世界各國（如德國、日本等），在大型火電廠中，90%以上採用濕式石灰/石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。
石灰或石灰石法主要的化學反應機理為：
石灰法：SO2+CaO+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O
石灰石法：SO2+CaCO3+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2
其主要優點是能廣泛地進行商品化開發，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰/石灰石法是世界上套用最多的一種FGD工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上。
傳統的石灰/石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現為設備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設備製造廠商採用了各種不同的方法，開發出第二代、第三代石灰/石灰石脫硫工藝系統。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫後的煙氣一般溫度較低（45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，套用較多的是技術上成熟的再生（迴轉）式煙氣熱交換器（GGH）。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水餘熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
電漿煙氣脫硫
電漿煙氣脫硫技術研究始於70年代，目前世界上已較大規模開展研究的方法有2類：
電子束法
電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時，會使煙氣中的分子如O2、H2O等處於激發態、離子或裂解，產生強氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對煙氣中的SO2和NO進行氧化，分別變成SO3和NO2或相應的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達到脫硫脫硝的目的。
脈衝法
脈衝電暈放電脫硫脫硝的基本原理和電子束輻照脫硫脫硝的基本原理基本一致，世界上許多國家進行了大量的實驗研究，並且進行了較大規模的中間試驗，但仍然有許多問題有待研究解決。
海水脫硫
海水通常呈鹼性，自然鹼度大約為1．2～2．5mmol/L，這使得海水具有天然的酸鹼緩衝能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發並成功地套用海水洗滌煙氣中的SO2，達到煙氣淨化的目的。
海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統等組成。
美嘉華技術
脫硫系統中常見的主要設備為吸收塔、煙道、煙囪、脫硫泵、增壓風機等主要設備，美嘉華技術在脫硫泵、吸收塔、煙道、煙囪等部位的防腐蝕、防磨效果顯著，現分別敘述。
套用1
濕法煙氣脫硫環保技術（FGD）因其脫硫率高、煤質適用面寬、工藝技術成熟、穩定運轉周期長、負荷變動影響小、煙氣處理能力大等特點，被廣泛地套用於各大、中型火電廠，成為國內外火電廠煙氣脫硫的主導工藝技術。但該工藝同時具有介質腐蝕性強、處理煙氣溫度高、SO2吸收液固體含量大、磨損性強、設備防腐蝕區域大、施工技術質量要求高、防腐蝕失效維修難等特點。因此，該裝置的腐蝕控制一直是影響裝置長周期安全運行的重點問題之一。
濕法煙氣脫硫吸收塔、煙囪內筒防腐蝕材料的選擇必須考慮以下幾個方面：
（1）滿足複雜化學條件環境下的防腐蝕要求：煙囪內化學環境複雜，煙氣含酸量很高，在內襯表面形成的凝結物，對於大多數的建築材料都具有很強的侵蝕性，所以對內襯材料要求具有抗強酸腐蝕能力；
（2）耐溫要求：煙氣溫差變化大，濕法脫硫後的煙氣溫度在40℃~80℃之間，在脫硫系統檢修或不運行而機組運行工況下，煙囪內煙氣溫度在130℃~150℃之間，那么要求內襯具有抗溫差變化能力，在溫度變化頻繁的環境中不開裂並且耐久；
（3）耐磨性能好：煙氣中含有大量的粉塵，同時在腐蝕性的介質作用下，磨損的實際情況可能會較為明顯，所以要求防腐材料具有良好的耐磨性；
（4）具有一定的抗彎性能：由於考慮到一些煙囪的高空特性，包括是地球本身的運動、地震和風力作用等情況，煙囪尤其是高空部位可能會發生搖動等角度偏向或偏離，同時煙囪在安裝和運輸過程中可能會發生一些不可控的力學作用等，所以要求防腐材料具有一定的抗彎性能；
（5）具有良好的粘結力：防腐材料必須具有較強的粘結強度，不僅指材料自身的粘結強度較高，而且材料與基材之間的粘結強度要高，同時要求材料不易產生龜裂、分層或剝離，附著力和衝擊強度較好，從而保證較好的耐蝕性。通常我們要求底塗材料與鋼結構基礎的粘接力能夠至少達到10MPa以上
套用2
脫硫漿液循環泵是脫硫系統中繼換熱器、增壓風機後的大型設備，通常採用離心式，它直接從塔底部抽取漿液進行循環，是脫硫工藝中流量最大、使用條件最為苛刻的泵，腐蝕和磨蝕常常導致其失效。其特性主要有：
（1）強磨蝕性
脫硫塔底部的漿液含有大量的固體顆粒，主要是飛灰、脫硫介質顆粒，粒度一般為0～400µm、90%以上為20～60µm、濃度為5%～28%（質量比）、這些固體顆粒（特別是Al2O3、SiO2顆粒）具有很強的磨蝕性
（2）強腐蝕性
在典型的石灰石（石灰）-石膏法脫硫工藝中，一般塔底漿液的pH值為5～6，加入脫硫劑後pH值可達6～8.5（循環泵漿液的pH值與脫硫塔的運行條件和脫硫劑的加入點有關）；Cl-可富集超過80000mg/L，在低pH值的條件下，將產生強烈的腐蝕性。
（3）氣蝕性
在脫硫系統中，循環泵輸送的漿液中往往含有一定量的氣體。實際上，離心循環泵輸送的漿液為氣固液多相流，固相對泵性能的影響是連續的、均勻的，而氣相對泵的影響遠比固相複雜且更難預測。當泵輸送的液體中含有氣體時泵的流量、揚程、效率均有所下降，含氣量越大，效率下降越快。隨著含氣量的增加，泵出現額外的噪聲振動，可導致泵軸、軸承及密封的損壞。泵吸入口處和葉片背面等處聚集氣體會導致流阻阻力增大甚至斷流，繼而使工況惡化，必須氣蝕量增加，氣體密度小，比容大，可壓縮性大，流變性強，離心力小，轉換能量性能差是引起泵工況惡化的主要原因。試驗表明，當液體中的氣量（體積比）達到3%左右時，泵的性能將出現徒降，當入口氣體達20%～30%時，泵完全斷流。離心泵允許含氣量（體積比）極限小於5%。
高分子複合材料現場套用的主要優點是：常溫操作，避免由於焊補等傳統工藝引起的熱應力變形，也避免了對零部件的二次損傷等；另外施工過程簡單，修復工藝可現場操作或設備局部拆裝修復；美嘉華材料的可塑性好，本身具有極好的耐磨性及抗沖刷能力，是解決該類問題最理想的套用技術。
方程
SO2被液滴吸收方程
SO2（氣）+H2O→H2SO3（液）
⑵ 吸收的SO2同溶液的吸收劑反應生成亞硫酸鈣；
Ca(OH)2（液）+H2SO3（液）→CaSO3（液）+2H2O
Ca(OH)2 （固） +H2SO3（液）→CaSO3（液）+2H2O
⑶ 液滴中CaSO3達到飽和後，即開始結晶析出；
CaSO3（液）→CaSO3（固）
⑷ 部分溶液中的CaSO3與溶於液滴中的氧反應，
氧化成硫酸鈣；
CaSO3（液）+1/2O2（液）→CaSO4（液）
⑸ CaSO4（液）溶解度低，從而結晶析出
CaSO4（液）→CaSO4（固）
SO2與剩餘的Ca(OH)2 及循環灰的反應
Ca(OH)2 （固） →Ca(OH)2 （液）
SO2（氣）+H2O→H2SO3（液）
Ca(OH)2 （液）+H2SO3（液）→CaSO3（液）+2H2O
CaSO3（液）→CaSO3（固）
CaSO3（液）+1/2O2（液）→CaSO4（液）
CaSO4（液）CaSO4（固）
雙鹼法方程
2NaOH+SO2→Na2SO3+H2O
Na2SO3+SO2+H2O→2NaHSO3
Ca(OH)2 + Na2SO3 → 2 NaOH + CaSO3
4NaHSO3+2Ca(OH)2→2Na2SO3+2CaSO3·H2O+H2O
2Na2SO3+O2 +2Ca(OH)2+4H2O→4NaOH+2CaSO4·2H2O
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