1.4　烟气的脱硫技术

1.4.1　烟气脱硫方法

天然气、焦炉煤气、石油化工及煤化工中遇到的脱硫一般脱出的是H2S，而烟气脱硫脱出的是SO2。我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫（即烟气脱硫FGD），目前烟气脱硫被认为是控制SO2最行之有效的途径。烟气脱硫主要为湿法和干法/半干法。

燃煤后烟气脱硫（缩写FGD）是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术。世界各国研究开发的烟气脱硫技术达二百多种，但商业应用的不超过二十种。按脱硫产物是否回收，烟气脱硫可分为抛弃法和回收法，前者是将SO2转化为固体残渣抛弃掉，后者则是将烟气中SO2转化为硫酸、硫黄、液体SO2、化肥等有用物质回收。回收法投资大，经济效益低，甚至无利可图或亏损。抛弃法投资和运行费用较低，但存在残渣污染和处理问题，硫资源也未得到回收利用。

按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法三类工艺。湿法脱硫技术成熟，效率高，Ca/S低，运行可靠，操作简单，但脱硫产物的处理比较麻烦，烟温降低不利于扩散，传统湿法的工艺较复杂，占地面积和投资较大；干法、半干法的脱硫产物为干粉状，处理容易，工艺较简单，投资一般低于传统湿法，但用石灰（石灰石）作脱硫剂的干法、半干法的Ca/S高，脱硫效率和脱硫剂的利用率低。

湿法脱硫技术包括石灰石/石灰抛弃法、石灰石/石膏法、双碱法、氧化镁法、韦尔曼-洛德法、氨法、海水脱硫法等，干式、半干式烟气脱硫技术包括旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、循环流化床脱硫技术、荷电干式喷射脱硫法、电子束照射法、脉冲电晕等离子体法等。

1.4.2　湿法烟气脱硫

所谓湿法烟气脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca/S=1时，即可达到90％的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。

1.4.2.1　石灰石/石灰抛弃法

以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4，这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关；而在石灰系统中，Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作pH值为5.8～6.2，而石灰系统的最佳pH值约为8（美国国家环保署）。

石灰石/石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装置组成，其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石/石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积，氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出，反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石/石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。

1.4.2.2　石灰石/石膏法

该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4（石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90％的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自20世纪80年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石/石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。

石灰石/石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90％）、吸收剂利用率高（可大于90％）、设备运转率高（可达90％以上）、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大、系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物石膏很难处理（由于销路问题只能堆放）、废水较难处理。

采用石灰石/石膏法的烟气脱硫工艺在我国应用较广泛，比较典型的是重庆珞璜电厂。该厂2×360MW机组1990年引进日本三菱公司的两套石灰石/石膏法FGD系统，1993年全部建成投运。其脱硫工艺主要技术参数为：脱硫效率大于95％，进口烟气SO2浓度（标况）10010mg/m3，石灰石年消耗量约130kt，副产品石膏纯度不低于90％，年产量约400kt，目前只有少量出售，大部分堆放在灰场。

石灰石/石膏脱硫工艺是一套非常完善的系统，它包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水系统和废水处理系统。系统非常完善和相对复杂也是湿法脱硫工艺一次性投资相对较高的原因，上述脱硫系统的五个大的分系统，只有吸收塔脱硫系统和脱硫剂浆液制备系统是脱硫必不可少的；而烟气换热系统、石膏脱水系统和废水处理系统则可根据各个工程的具体情况简化或取消。国外也有类似的实践，对于不需要回收石膏副产品的电厂，石膏脱水系统和废水处理系统可以不设，直接将石膏浆液打入堆储场地。湿法脱硫工艺简化能使其投资不同程度地降低。根据初步测算，湿法脱硫工艺简化以后，投资最大幅度可降低50％左右，绝对投资可降至简易脱硫工艺的水平，并可进一步提高湿法脱硫工艺的综合经济效益。

液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术是清华大学独立开发的烟气湿法脱硫新技术，是清华大学煤的清洁燃烧国家重点实验室十几年科研成果的结晶。该技术具有如下特点：脱硫效率高；初投资成本低；运行费用低；系统阻力低；脱硫产物为石膏，易于处理；脱硫剂适应性好；燃煤含硫量适应性好。

液柱喷射烟气脱硫除尘集成系统主要由脱硫反应塔、脱硫剂制备系统、脱硫剂产物处理系统、控制系统和烟道系统组成，其中液柱喷射脱硫反应塔（也可以利用水膜除尘器改造）是核心装置。烟气从脱硫反应塔的下部切向进入，在反应塔内上升的过程中与脱硫剂循环液相接触，烟气中SO2与脱硫剂发生反应将SO2除去，纯净烟气从反应塔顶部排出。脱硫剂循环液由布置在脱硫反应塔下部的喷嘴向上喷射，在上部散开落下，在这喷上落下的过程中，形成高效率的气液接触而促进了烟气中的SO2的去除，同时进一步提高除尘效率。

液柱喷射烟气脱硫装置的费用大约占电厂总投资的6％。其所能达到的技术经济指标是：脱硫率达85％以上，脱硫剂的利用率90％以上，除尘效率达95％以上；运行成本低，脱硫成本约0.45元/kg SO2。脱硫产物主要是CaSO4，可以用作建筑材料和盐碱地的改造。目前已用于沈阳化肥总厂三台10t/h锅炉的脱硫，三台10t/h锅炉共用一个脱硫塔，其烟气量（标况）为4×104m3/h，煤含硫量为1.7％。

1.4.2.3　双碱法

双碱法脱硫工艺是为了克服石灰石/石灰法容易结垢的缺点，并进一步提高脱硫效率而发展起来的。它先用碱金属盐类如钠盐的水溶液吸收SO2，然后在另一个石灰反应器中用石灰或石灰石将吸收了SO2的吸收液再生，再生的吸收液返回吸收塔再用。而SO2还是以亚硫酸钙和石膏的形式沉淀出来。由于其固体的产生过程不是发生在吸收塔中的，所以避免了石灰石/石灰法的结垢问题。

1.4.2.4　氧化镁法

金属氧化物如MgO、MnO2和ZnO等都有吸收SO2的能力，可利用其浆液或水溶液作为脱硫剂洗涤烟气脱硫。吸收了SO2的亚硫酸盐和亚硫酸在一定温度下分解产生SO2气体，可以用于制造硫酸，而分解形成的金属氧化物得到了再生，可循环使用。我国氧化镁资源丰富，可考虑此法要求必须对烟气进行预先的除尘和除氯，而且该过程中会有8％的MgO流失，造成二次污染。

氧化镁法是用氧化镁的浆液［Mg（OH）2］吸收烟气中SO2，得到含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体吸收产物，经脱水、干燥和煅烧还原后，再生出氧化镁循环脱硫，同时副产高浓度SO2气体。该技术在美国有大规模工业装置运行，我国未见应用的实例。

1.4.2.5　韦尔曼-洛德法（Wellman-Lord法）

利用亚硫酸钠溶液的吸收和再生循环过程将烟气中的SO2脱除，又称为亚钠循环法。实际用于含硫量为1％～3.5％的煤时，可达到97％以上的脱硫效率。整个系统烟气阻力损失为4～7kPa，系统可靠，可用率95％以上，该法适合于高硫煤，以尽可能地回收硫的副产品。

Wellman-Lord法是美国Davy-Mckee公司20世纪60年代末开发的亚硫酸钠循环吸收流程。该技术目前在美国、日本、欧洲已经建成31套大型工业化装置，该工艺方法主要用NaCl电解生成的NaOH来吸收烟气中二氧化硫，产生NaHSO3和Na2SO4，通过不同的回收装置回收液态二氧化硫、硫酸或单质硫。其主要工艺方法如下。

烟气经过文丘里洗涤器进行预处理，除去70％～80％的飞灰和90％～95％的氯化物，预处理的烟气通入三段式填料塔，逆向与亚硫酸钠和补充的氢氧化钠溶液充分接触，除去90％以上的二氧化硫，生成亚硫酸氢钠，溶液逐段回流得以增浓。净化后的烟气经过加热后由121.9m的烟囱排空。洗涤生成的亚硫酸氢钠进入再生系统——强制循环蒸发器，被加热生成亚硫酸钠，释放出二氧化硫气体，电解氯化钠所生成的氢氧化钠与再生的亚硫酸钠一起送入三段式填料塔重新吸收二氧化硫。而回收的二氧化硫可以用98％的浓硫酸干燥，经V2O5触煤氧化生成SO3，用浓硫酸吸收并稀释至93％的工业硫酸。其剩余的二氧化硫返回吸收塔。根据市场需求还可以将一部分二氧化硫与天然气或丙烷反应生成H2S气体，再与另一部分二氧化硫送入CLAUS装置生产单质硫，也可将单质硫焚烧生产液态二氧化硫和纯净浓硫酸。值得注意的是三段式填料塔在二氧化硫吸收过程中，由于烟气中氧的存在使部分亚硫酸氢钠中有硫酸钠生成，经蒸发器结晶分离出的产品可供造纸业使用，另外由氯化钠电解得到的副产品氯气可供化工企业使用。该工艺方法中氯化钠溶液的电解工艺目前已经非常成熟，同时该方法能够得到多种副产品。

1.4.2.6　氨法

氨法原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中SO2与氨水反应，生成亚硫酸铵，经与鼓入的强制氧化空气进行氧化反应，生成硫酸铵溶液，经结晶、离心脱水、干燥后即制得硫酸铵。氨法也是一种技术成熟的脱硫工艺，具有以下主要技术特点：

①副产品硫酸铵的销路和价格是氨法工艺应用的先决条件，这是由于氨法所采用的吸收剂氨水价格远比石灰石高，其吸收剂费用很高，如果副产品无销路或销售价格低，不能抵消大部分吸收剂费用，则不能应用氨法工艺；

②由于氨水与SO2反应速率要比石灰石（或石灰）与SO2反应速率大得多，同时氨法不需吸收剂再循环系统，因而系统要比石灰右-石膏法简单，其投资费用比石灰石-石膏法低得多；

③在工艺中不存在石灰石作为脱硫剂时的结垢和堵塞现象；

④氨水来源也是选择此工艺的必要条件；

⑤氨法工艺无废水排放，除化肥硫酸铵外也无废渣排放；

⑥由于只采用NH3一种吸收剂，只要增加一套脱硝装置的情况下就能高效地控制SO2和NOx的排放。

1.4.2.7　海水脱硫法

海水具有一定的天然碱度和水化学特性，可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海边电厂。海水脱硫法的原理是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO2被海水吸收成为溶解态SO2，溶解态的SO2在洗涤液中发生水解和氧化作用，洗涤液被引入曝气池，提高pH值抑制SO2的溢出，鼓入空气使曝气池中的水溶性SO2被氧化成为。

海水脱硫的主要特点：①工艺简单，无需脱硫剂的制备，系统可靠，可用率高；②脱硫效率高，可达90％以上；③不需要添加脱硫剂，也无废水废料，易于管理；④与其他湿法工艺相比，投资低，运行费用也低；⑤只能用于海边电厂，且只能适用于燃煤含硫量小于1.5％的中低硫煤。

1.4.3　半干法烟气脱硫

半干法是利用烟气显热蒸发石灰浆液中的水分，同时在干燥过程中，石灰与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙等，并使最终产物为干粉状。若将袋式除尘器配合使用，能提高10％～15％的脱硫效率。脱硫废渣一般抛弃处理，但德国将此渣成功地用于建材生产，使该法前景更加乐观。半干法中应用最广的是旋转喷雾干燥法（SDA），它是美国JOY公司和丹麦NIRO公司联合开发的新工艺，自1978年在北美安装了第一套工业装置以来，发展迅速，已有十多个国家采用，其世界脱硫市场占有率已超过10％，大多用于中低硫煤的中小容量机组上。目前已开发了用于高硫煤的流程。SDA法的关键设备是高速旋转雾化器，它能将石灰浆液雾化成细小雾滴与烟气进行传热和反应，其转速可达15000～20000r/min。转速与雾化效果及脱硫效率成正比。喷雾干燥法的脱硫率达70％～95％。

烟气循环流化床烟气脱硫技术（CFB-FGD）是20世纪80年代德国鲁奇（Lurgi）公司开发的一种新的脱硫工艺，它以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，延长了吸收剂与烟气的接触时间，大大提高了吸收剂的利用率和脱硫效率，能在较低的钙硫比（Ca/S=1.1～1.2）下，接近或达到湿法工艺的脱硫效率。目前，国外最大单塔处理能力可达120×104m3/h烟气量。德国的Wulff公司在Lurgi的技术基础上，开发了回流式循环流化床烟气脱硫技术。

增湿灰循环脱硫技术（NID）是ABB公司开发的新技术，它借鉴了喷雾干燥法的原理，又克服了此种工艺使用制浆系统和喷浆而产生的种种弊端（如粘壁、结垢等），使开发出的NID技术既有干法简单、价廉的优点，又有湿法的高效率。该技术是将消石灰粉与除尘器收集的循环灰在混合增湿器内混合，并加水增湿至5％的含水量，然后导入烟道反应器内进行脱硫反应。含5％水分的循环灰有较好的流动性，省去了复杂的制浆系统，克服了喷雾过程的粘壁问题。浙江菲达公司向ABB公司购置了该项技术，设计煤的含硫0.96％，用电石渣作脱硫剂，Ca/S=1.3，设计脱硫效率80％。

1.4.3.1　旋转喷雾干燥法（SDA法）

旋转喷雾干燥法是美国JOY公司和丹麦NIRO公司联合研制出的工艺。这种脱硫工艺相比湿法烟气脱硫工艺而言，具有设备简单、投资和运行费用低、占地面积小等特点，而且具有75％～90％的烟气脱硫率。过去SDA法只适合中、低硫煤，现在已研制出适合高硫煤的流程。因此，这种脱硫工艺在我国是有应用前景的。

旋转喷雾烟气脱硫是利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态排出。为了把它与炉内喷钙脱硫相区别，又把这种脱硫工艺称作半干法脱硫。旋转喷雾烟气反应过程包含有四个步骤，即：吸收剂制备；吸收剂浆液雾化；雾粒和烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；废渣排出。旋转喷雾烟气脱硫工艺一般用生石灰（主要成分是CaO）作吸收剂。生石灰经熟化变成具有较好反应能力的主要成分是Ca（OH）2的熟石灰浆液。熟石灰浆液经装在吸收塔顶部高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100μm。这些具有很大比表面积的分散微粒一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速地将大部分水分蒸发，形成含水量少的固体灰渣。如果吸收剂颗粒没有完全干燥，则在吸收塔之后的烟道和除尘器中仍可继续发生吸收二氧化硫的化学反应。

旋转喷雾干燥法系统相对简单、投资低、运行费用也不高，而且运行相当可靠，不会产生结垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对于设备的腐蚀性也不高。由于其干式运行，最终产物易于处理，但脱硫效率略低于湿法。山东黄岛电厂引进了此套装置，运行良好。

1.4.3.2　炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法与LIMB）

LIFAC法由芬兰IVO公司和TAMPELLA公司联合开发，是在炉内喷钙的基础上发展起来的。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20％～30％，而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器，并喷水增湿促进脱硫反应，使最终的脱硫效率达到70％～75％。LIFAC法比较适合中、低硫煤，其投资及运行费用具有明显优势，较具竞争力。另外由于活化器的安装对机组的运行影响不大，比较适合中小容量机组和老电厂的改造。

LIMB法与LIFAC法实质相同，只是加上多级燃烧器以控制NOx的排放。由于采用分级送风燃烧，使局部温度降低，不但减少NOx的生成，而且使钙基脱硫剂避免受炉内高温烟气的影响，减少了脱硫剂表面的“死烧”，增加了反应表面积，提高了脱硫效率。

LIFAC和LIMB法虽然具有投资与运行费用较低的优势，但其脱硫效率比湿法低。南京下关电厂国产12.5万千瓦机组应用此项技术，脱硫效率为75％。

1.4.4　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。主要有喷雾干燥法（也称半干法）、炉内喷钙尾部增湿活化（也称半干法）、循环流化床法、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法（EBA）、脉冲电晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。

1.4.4.1　循环流化床脱硫技术

德国鲁奇公司在20世纪70年代开发了循环流化床脱硫技术。原理是在循环流化床中加入脱硫剂石灰石以达到脱硫的目的，由于流化床具有传质和传热的特性，所以在有效吸收SO2的同时还能除掉HCl和HF等有害气体。利用循环床的优点是可通过喷水将床温控制在最佳反应温度下，通过物料的循环使脱硫剂的停留时间增加，大大提高钙利用率和反应器的脱硫效率。用此法可处理高硫煤，在Ca/S为1～1.5时，能达到90％～97％的脱硫效率。

循环床的主要优点是：①与湿法相比，结构简单，造价低，约为湿法投资的50％；②在使用Ca（OH）2作脱硫剂时有很高的钙利用率和脱硫效率，特别适合于高硫煤；③运行可靠，由于采用干式运行，产生的最终固态产物易于处理。

值得注意的是，对于旋转喷雾干燥法、循环流化床法和炉内喷钙尾部增湿活化法，都可以利用飞灰来提高钙利用率和脱硫效率。研究认为飞灰中含有较大量的金属氧化物，对脱硫反应有较强的催化作用。

干式循环流化床烟气脱硫技术是清华大学的独立开发的专利技术，它是在锅炉尾部利用循环流化床技术进行烟气脱硫。以石灰浆作为脱硫剂，锅炉烟气从循环流化床底部进入反应塔，在反应塔内与石灰浆进行脱硫反应，除去烟气中的SO2气体，然后烟气携带部分脱硫剂颗粒（大部分脱硫剂颗粒在反应塔内循环）进入旋风分离器，进行气固分离。经脱硫后的纯净烟气从分离器顶部出去，经除尘装置后排入大气。脱硫剂颗粒由分离器下来后经料腿返回反应塔再次参加反应，反应完全的脱硫剂颗粒从反应塔底部排走。具有如下特点：

①主要以锅炉飞灰作循环物料，反应器内固体颗粒浓度均匀，固体内循环强烈，气固混合，接触良好，气固间传热、传质十分理想；

②向反应器内喷入消石灰浆液，由于大量固体颗粒的存在，使浆液得以附着在固体颗粒表面，造成气液两相间极大的反应表面积；

③固体物料被反应器外的高效旋风分离器收集，再回送至反应器，使脱硫剂反复循环，在反应器内的停留时间延长，从而提高脱硫剂的利用率，降低运行成本；

④通过向反应器内喷水，使烟气温度降至接近水蒸气分压下的饱和温度，提高脱硫效率；

⑤干态脱硫副产物容易处理；

⑥反应器不易腐蚀、磨损，技术简单，节省投资；

⑦反应系统中的粉煤灰对脱硫反应有催化作用。

干式循环流化床烟气脱硫技术是一种高效率的烟气脱硫技术。当燃煤含硫量为2％，钙硫比为1时，脱硫率可达85％以上。在钙硫比适当增加的情况下，脱硫率将达90％以上。它的初投资少，运行费用低，脱硫成本约0.52元/kg SO2。干式循环流化床烟气脱硫技术的适用范围很广，适用于各种规模的烟气量，从35t/h的锅炉到300MW的锅炉都能适用，而且对煤的适应性很好，高、中、低硫煤都能适用。该技术还非常适用于老厂的改造。

1.4.4.2　荷电干式喷射脱硫法（CDSI法）

此法是美国ALANCO环境公司开发研制的专利技术。第一套装置在美国亚利桑那州运行。其技术核心是吸收剂以高速通过高压静电电晕充电区，得到强大的静电荷（负电荷）后，被喷射到烟气流中，扩散形成均匀的悬浊状态。吸收剂粒子表面充分暴露，增加了与SO2反应的机会。同时由于粒子表现的电晕增强了其活性，缩短了反应所需的停留时间，有效提高了脱硫效率，当Ca/S=1.5时，脱硫效率为60％～70％。CDSI法的投资及占地仅为传统湿法的10％～27％。

1.4.4.3　电子束照射法（EBA法）

经过20多年的研究开发，已从小试、中试和工业示范逐步走向工业化。其原理为在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生的电子束照烟气，使水蒸气与氧等分子激发产生氧化能力强的自由基，这些自由基使烟气中的SO2和NOx很快氧化，产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵化肥。由于烟气温度高于露点，不需再热。

电子束照射法是一种干法处理过程，不产生废水废渣；能同时脱硫脱硝，并可达到90％以上的脱硫率和80％以上的脱硝率；系统简单，操作方便，过程易于控制；对于不同含硫量的烟气和烟气量的变化有较好的适应性和负荷跟踪性；副产品硫铵和硝铵混合物可用作化肥；脱硫成本低于常规方法。

日本荏原公司与四川电力部门合作，于1997年在成都热电厂建成示范装置。实际运行中，燃煤含硫量在0.8％～3.5％之间变化时，脱硫效率在80％以上，脱硝效率在20％左右。设备可靠安全，其副产品硫铵销路良好。

1.4.4.4　脉冲电晕等离子体法（PPCP法）

此法是1986年日本专家增田闪一在EBA法的基础上提出的。由于它省去昂贵的电子束加速器，避免了电子枪寿命短和X射线屏蔽等问题，因此该技术一经提出，各国专家便竞相开展研究工作。目前日本、意大利、荷兰、美国都在积极开展研究，已建成14000m3/h的试验装置，能耗12～15W·h/m3。我国许多高等院校及科研单位也纷纷加入研究行列，进行了小试研究，取得了能耗4W·h/m3的国际领先研究成果，但规模仅为12m3/h，尚需扩大。

PPCP法是靠脉冲高压电源在普通反应器中形成等离子体，产生高能电子（5～20eV），由于它只提高电子温度，而不是提高离子温度，能量效率比EBA高二倍。PPCP法设备简单、操作简便、投资是EBA法的60％，因此成为国际上干法脱硫脱硝的研究前沿。

干法烟气脱硫是反应在无液相介入的完全干燥的状态下进行的，反应产物也为干粉状，不存在腐蚀、结露等问题。

1.4.5　烟气脱硫选择

表1-5列出了几种工艺成熟、应用较广的烟气脱硫方法，并进行了经济性能比较。

表1-6列出了我国引进的FGD装置的情况。

无论何种脱硫工艺，其环境效益是明显的，但经济效益是亏损的。许多脱硫方法都能获得较高的脱硫效益，但脱硫效率的高低并不是评价脱硫方法优劣的唯一标准，除了看脱硫效率外，还要看该方法的综合技术经济情况。总的来说，要从以下几个方面进行考虑：①脱硫效率首先要满足环保要求；②选择技术成熟，运行可靠的工艺；③选择投资省，运行费用低的工艺；④要考虑废料的处置和二次污染问题；⑤吸收剂要有稳定的来源，并且质优价廉，这是一个非常重要的影响因素，相对而言，我国石灰石资源比较丰富，纯度高，分布广；⑥副产品处置要有场地，综合利用要有市场；⑦燃用煤种的含硫量也是影响脱硫技术选择的重要因素，必须根据燃煤含硫量来选择恰当的脱硫方法。