干法（半干法）脱硫工艺特点

在干法和半干法烟道气脱硫系统中，固体碱 收剂被喷入烟道气流中，或通过让烟气穿过碱 收剂床的方式使其与烟道气相接触。无论哪种情况，脱硫脱硝厂，烟气中的SO2都是与固体碱性物质反应，脱硫脱硝设备，生成相应的亚 盐和 盐。为了使这种反应能够进行，固体碱性物质必须是十分疏松或相当细碎。在半干法烟道气脱硫系统中，水被加入到烟道气中，以在碱性物质颗粒物表面形成一层液膜，SO2溶入液膜，加速了与固体碱性物质的反应。干法脱硫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、利于烟囱排气扩散等优点，但存在脱硫效率低、脱硫剂利用率低、反应速度较慢、设备庞大、反应后烟气含尘量大需要增加除尘装置等问题。

 

火电厂燃煤锅炉脱硫脱硝一体化技术经济分析

由于排烟循环流化床是属于燃烧中进行脱硫脱硝，处理方法不同于其他三种方法(燃烧后烟气处理)，所以不列入经济比较之内。

根据美国能源部(DOE)报告，一个500MW的火力发电厂，玻璃窑烟气脱硫脱硝工程，用湿法脱硫(FGD)其设备费用为175/kw，运行费用18mille/kWh;在其后，组合SCR法脱硝，设备费为125/kw，运行费为6.2mille/kWh(催化剂使用寿命按6年计算，若按4年寿命则为7.6mille/kWh[10]，因此合计起来该组合法脱硫脱硝的设备费用为300/kw，运行费为24.2mille/kWh。

 

活性焦吸附法按300MW规模的火电厂烟气脱硫脱硝一体化，其设备费用为175～225/kw，运行费用为10.8mille/kWh。

电子束法100MW规模的电厂，烟气脱硫脱硝一体化，根据美国能源部报告的数据，设备费用是247/kw，运行费是21.6mille/kWh。根据日本资料报道，电子束法用于500MW规模的电厂，设备费是组合法的70%～80%，运行费是组合法的90%，由此计算，500MW规模的电厂，电子束法的设备费是210～240/kw，运行费是1.7mille/kWh，这个数值与美国能源部报告的数值是一致的。

金属氧化物脱硫法：

原理：根据SO2是一种比较活泼的气体的特性，氧化锰（MnO）、氧化锌（ZnO）、氧化铁（Fe3O4）、氧化铜（CuO）等氧化物对SO2具有较强的吸附性，在常温或低温下，金属氧化物对SO2起吸附作用，高温情况下，金属氧化物与SO2发生化学反应，生成金属盐。然后对吸附物和金属盐通过热分解法、洗涤法等使氧化物再生。这是一种干法脱硫方法，虽然没有污水、废酸，玻璃窑烟气脱硫脱硝价格，不造成污染，但是此方法也没有得到推广，主要是因为脱硫效率比较低，设备庞大， 比较大，操作要求较高，成本高。该技术的关键是开发新的吸附剂。