shifa脱硫论文.docx

shifa脱硫论文.docx

《shifa脱硫论文.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《shifa脱硫论文.docx（27页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

shifa脱硫论文

毕业设计（论文）

题目烟气脱硫技术简介

系别动力工程系

专业热能与动力工程

班级

姓名

指导教师

下达日期2011年2月28日

设计时间自2011年2月28日至2011年6月25日

毕业设计（论文）任务书

一、设计题目：

1、题目名称烟气脱硫技术简介

2、题目来源自拟

二、目的和意义

随着经济和社会的发展，二氧化硫排放引起的环境污染日益严重，已经成为全人类共同面临的一大危害，控制二氧化硫的排放刻不容缓。

我国电力工业的发展迅速，特别是大型燃煤电厂的大量建设，使电力工业面临的环境保护形势非常严峻。

据数据显示，我国空气污染仍以煤烟型排放污染为主，主要污染物是二氧化硫。

火电厂采用烟气脱硫（FlueGasDesulphurization，FGD）是减少SO2排放的一个有效措施，其中以石灰石石膏湿法脱硫技术最为成熟。

三、原始资料

1 、《燃煤电站烟气脱硫脱硝工程技术 》       

2 、《湿法脱硫系统安全运行与节能降耗 》       

3 、《湿法脱硫装置维护与检修》        

四、设计说明书应包括的内容

1、毕业设计（论文）任务书；

2、论文题目（标题）；

3、摘要、关键词（中英文）；

4、目录；

5、引言（前言）；

6、正文；

7、结论（总结）；

8、参考文献；

9、附录。

五、设计应完成的图纸

无

六、主要参考资料

[1]张爽．湿法烟气脱硫装置采用湿烟囱排放的探讨[J]．电力建设，2005,26

（1）．

[2]安牧宁，李俊青．300MW机组烟气脱硫系统可行性分析[M]．内蒙古电力技术，2005,23（4）．　　

[3]赵鹏高，马果骏，王宝德，等．石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气换热器[M]．中国电力，2005,38（11）．

[4]杨建祥．对燃煤电厂烟气脱硫装置是否装烟气再热系统的分析[J]．电力勘测设计，2005（5）．

[5]张华，何强，陈振宇，等．湿法烟气脱硫中GGH对污染物扩散影响初探[J]．电力环境保护，2005,21

（2）．

[6]赵华，赖敏，丁经纬．脱硫系统不设烟气再热器方案探讨．[M]热力发电，2005（10）．

[7]周至祥，段建中，薛建明.火电厂湿法烟气脱硫技术手册[M].北京：

中国电力出版社，2006．

[8]李海，管一明，王飞.影响湿式石灰石烟气脱硫系统脱硫效率的因素分析[J].电力环境保护,2007,23

（2）．

[9]曾庭华,杨华,廖永进,等.湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行[M].北京:

中国电力出版社,2008.

[10]周祖飞.湿法石灰石—石膏烟气脱硫系统的工艺和控制[J].环境科学与技术,2005，28（5）．

[11]胡秀丽.湿法烟气脱硫经济运行研究[J].电力设备，2006，7（8）．

[12]杜谦，吴少华，朱群益，等.石灰石/石灰湿法烟气脱硫系统的结垢问题

[J].电站系统工程，2004，20（5）．

[13]张国鑫.石灰石—石膏湿法脱硫技术的实际应用[J].中国电力环保，2006,6（4）．

[14]王小平，蒙照杰.燃煤电厂湿法脱硫中腐蚀环境和防腐技术[J].中国电力，2000，33（10）．

七、进度要求

1、实习阶段第8周（4月11日）至第10周（4月30日）共3周

2、设计阶段第2周（2月28日）至第7周（4月9日）

第11周（5月2日）至第18周（6月25日）共15周

3、答辩日期第18周（2011年6月25日）

八、其它要求

1、毕业设计论文应由word文档排版，按照统一格式在A4纸上打印；

2、设计内容应独立完成，不可抄袭他人成果

烟气脱硫技术简介

摘要

烟气脱硫是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是火力发电厂控制酸雨和二氧化硫污染的主要技术手段，包括干法烟气脱硫、半干法烟气脱硫、湿法烟气脱硫，目前应用最为广泛的脱硫方法是湿法烟气脱硫技术。

湿法烟气脱硫技术虽比较完善，但还有一些问题需要进行讨论，从而得到更好的脱硫效率。

关键字：

烟气脱硫；湿法脱硫；石膏；石灰石

FlueGasDesulfurization

Abstract

Currently，FGD（FlueGasDesulfurization）,includingdryfluegasdesulfurization,halfdryfluegasdesulfurizationandwetfluegasdesulfurization,istheonlywayofdesulfurizationappliedinthecommercialmassively,whichisthemaintechnicalmeanusedbycoal-firedpowerplantstocontroltheacidrainandthepollutionofSO2.Additionally,nowadays,themostwidelyuseddesulphurizationmethodiswetfluegasdesulfurizationtechnology.Eventhoughwetfluegasdesulfurizationtechnologyiscomparativelyperfect,yetsomeproblemsexistedaretobediscussedandgotwellsolved,whichcouldmakedesulfurizationmoreeffectively.

Keywords:

FGD；WFGD；gypsum；limestone

1前言

　我国的能源构成以煤炭为主，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，各国研究的烟气脱硫方法很多，已超过一百种，其中有的进行了中间试验，有的还处于实验室研究阶段，真正能应用于工业生产中的只有十余种。

火电厂锅炉烟气脱硫方法的选择主要取决于锅炉容量、燃料的成分、脱硫剂的供应条件及相应的地理条件、副产品的利用等因素。

1.1脱硫技术简介

　　控制燃烧过程中二氧化硫排放的措施主要包括燃烧前、燃烧中和燃烧后（烟气脱硫）。

1.1.1燃烧前脱硫技术

　　燃烧前脱硫技术主要是煤炭洗选技术。

燃烧前脱硫方法有机械脱硫、化学脱硫、电磁脱硫、细菌脱硫、超声脱硫等。

目前，国内煤炭入选率不到l7％，而美国为42％，英国为94.9％，法国为88.7％，日本为98.2％。

我国曾对微波脱硫和高硫煤强磁分离脱硫进行过小型试验研究，总脱硫率达50％左右。

但由于所需基建投资和运行费用都较高，脱硫后的煤是水煤浆，使用上受到一定限制。

因此，这两项技术没有得到有效推广应用。

发达国家正在进行摩擦电选技术脱硫降灰的研究，将煤粉通过摩擦电选机，分离出无机质（主要是黄铁矿硫）；中国矿业大学也进行了该技术的中试研究。

1.1.2燃烧中脱硫技术

　　燃烧中脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫一般是在燃烧室中和尾部烟道中加入脱硫剂来实现的。

燃烧中脱硫是在燃烧产生的高温气氛下，脱硫剂与SO2气体分子发生化学反应，因此燃烧中脱硫是伴随着燃料燃烧一起完成的，往煤中加入固硫剂，在煤的燃烧过程中，煤中的硫燃烧氧化，再与煤中的碱性物质或固硫剂反应生成硫酸盐而留在渣中，从而减少烟气中的SO2浓度。

这种方法主要在流化床/循环流化床锅炉（FB/CFB）中实现，目前脱硫效率可达80％～90％（Ca/S≥2）。

另外，工业型煤炉前型煤固流成型技术也是解决燃烧中脱硫的有效措施之一。

它不但可以解决型煤堆放占用场地和干燥等问题，而且还具有稳定燃烧，降低燃烧烟尘浓度等特点。

我国从70年代开始进行型煤固硫的研究工作。

目前，美国的型煤固硫率为87％，日本为70％～90％，我国约40％左右。

1.1.3燃烧后脱硫技术

　　烟气脱硫FGD（FlueGasDesulfurization）是当今世界上普遍采用的SO2排放控制方法。

烟气脱硫是指从锅炉排放的烟气中脱除SO2污染物，这种脱硫方法不影响炉内燃烧和换热。

按反应产物的物质形态（液态、固态）可分为湿法、半干法和干法烟气脱硫（Wet，Semi-dryandDryFGD）三种，目前湿法烟气脱硫被认为是最成熟、控制SO2最行之有效的途径。

按副产物的处置方式又分回收和抛弃2种流程。

以湿法烟气脱硫为代表的工艺有：

石灰/石灰石——石膏法、双碱法、氨吸收法、海水法等；其特点是：

技术工艺成熟、脱硫效率高（90％以上），且脱硫副产品大都可回收利用，但其投资和运行费用较高。

半干法脱硫工艺为代表的有：

旋转喷雾干燥法（SDA）、炉内喷钙尾部增湿活化（LIFAC）等；干法脱硫工艺为代表的有：

荷电干式喷射脱硫法（CDSI）、等离子体法（电子束辐射/脉冲电晕）等。

目前，目前湿法烟气脱硫被认为是最成熟、控制SO2最行之有效的途径。

国内除尘以袋式除尘和静电除尘为主；脱硫以湿法脱硫为多。

1.2烟气脱硫技术发展现状

　　湿法烟气脱硫技术的早期发展可追溯到20世纪的60年代中期，而干法烟气脱硫技术的早期发展则是20世纪70年代。

然而，早期的烟气脱硫技术，不论是湿法，还是干法脱硫技术工艺，由于受到当时技术发展条件上的限制，整个脱硫系统建设投资和运行成本相对较高，而且脱硫效率低、系统复杂、运行可靠性能差，使得该技术在电力市场上的应用受到了一定的限制。

经过了30多年的发展，到20世纪90年代，烟气脱硫技术有了长足的进展，特别是湿法烟气脱硫以其工艺的成熟性、运行的高可靠性，以及高的脱硫技术性能等特点，在世界电力市场上得到了广泛的应用。

据英国（伦敦）国际能源机构的煤研究中心1998年的统计结果表明：

在世界范围内，安装烟气脱硫装置的火电机组装机容229484MW。

同时，在已安装的烟气脱硫装置的所有火电机组中，采用湿法脱硫工艺脱硫的机组容量占整个安装烟气脱硫机组容量的86％以上，且其中采用传统的石灰/石灰石的湿法脱硫工艺占据了90％以上的份额。

随着我国经济的快速发展，煤炭消耗量不断增加，二氧化硫的排放量也日趋增多，造成二氧化硫污染和酸雨的严重危害。

据报道，1999年我国二氧化硫排放总量为1857万吨，其中工业来源为1460万吨，生活来源为397万吨。

酸雨区面积占国土面积的30％，主要分布在长江以南、青藏高原以东的广大地区及四川盆地。

对106个城市的降水pH值监测结果统计表明，降水年均pH值低于5.6的有43个城市，占统计城市的40.6％。

统计的59个南方城市中，降水年均pH低于5.6的有41个，占69.5％。

酸雨使得森林枯萎，土壤和湖泊酸化，植被破坏，粮食、蔬菜和水果减产，金属和建筑材料被腐蚀。

空气中的二氧化硫也严重地影响人们的身心健康，它还可形成硫酸酸雾，危害更大。

为了实现酸雨和二氧化硫污染控制目标，要加快国产脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用。

因此研究开发适合我国国情的烟气脱硫技术和装置，吸收消化国外先进的脱硫是当前的迫切任务。

1.3现阶段火电脱硫行业的特点

1.3.1自主技术研发成为潮流

目前，在国内脱硫市场上应用的已有石灰石一石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法等10多种烟气脱硫工艺技术。

其中，石灰石一石膏法烟气脱硫技术仍是主流，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫项目中，这一工艺所占比重达90％以上。

以往这些技术大多依赖国外进口，相当一部分利润也就转手给了国外生产商。

这个现象说明，脱硫行业最重要的是控制核心技术。

近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，火电厂烟气脱硫技术国产化能力已经可以基本满足“十一五”期间二氧化硫减排的需要。

目前我国火电厂脱硫所需配套设备和材料已经基本实现国产化，并且已具备一定的可选择性。

1.3.2行业竞争方式转变

2000年左右，脱硫技术的引进曾使脱硫行业出现爆发式的增长。

在短短几年内，专业烟气脱硫公司已由最初的几家激增到100多家，大量企业的进入造成了市场竞争混乱，脱硫工程竞相压价，报价低价现象迭出，脱硫工程单位价格从2001年的800～1200元／千瓦降至2006年底的80～120元，千瓦。

作为典型的买方市场，客户行为直接导致了脱硫市场的失序。

在国际上，脱硫工程报价常年稳定在100美元／千瓦；而在国内，前几年电力企业压价，导致工程公司不得不想尽一切办法压缩成本。

由于脱硫工程60％以上是设备、材料费，因此脱硫企业降低成本的主要手段就是在设备、材料上做文章。

电力企业对工程质量监管松懈，也造成了有些工程从投运的第一天起，改进和维修就没有间断，有的甚至是一年施工、两年维修。

现阶段，火电脱硫行业在经历了混乱发展期、洗牌期后已步人了成熟发展期，行业内具有竞争力的企业，已从低价竞争走向技术、服务等全方位竞争；从拼技术、拼价格，转变为拼服务、拼管理。

一些原来靠价格战争地盘、技术不过硬的小型脱硫企业自然萎缩、退出或转行；大型企业在扩大市场、技术创新、管理创新等方面也有了更大的动力，行业集中度进一步提高。

1.3.3火电脱硫设施运营成为利润增长点

2007年7月4日，国家发改委办公厅、国家环保总局办公厅发布《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》，要求开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。

此前出台的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》规定，现有燃煤机组完成脱硫改造后，其上网电价在现行上网电价基础上每千瓦时加价1．5分钱。

该项规定对脱硫项目的运营奖罚并举，促进了火电企业对脱硫设施运营的重视。

在此之前，由于在行业爆发时期的脱硫企业良莠不齐且发展迅速，造成已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60％，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。

主要原因：

一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策尚未及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管或监管不到位；四是部分电厂为了经济利益，故意停运脱硫设施。

而现阶段，由于政策的推动，延伸了脱硫公司的业务范围，同时也有利于设备安装的质量保证和正常运营。

2湿法烟气脱硫工艺

湿法烟气脱硫技术的特点是：

整个脱硫系统位于烟道的末端，在除尘系统之后；脱硫过程在溶液中进行，吸附剂和脱硫生成物均为湿态；脱硫过程的反应温度低于露点，脱硫后的烟气一般需经再加热才能从烟囱排出。

湿法烟气脱硫过程是气液反应，其脱硫反应速率快，脱硫效率高，钙利用率高，在钙硫比等于1时，可达到90%以上的脱硫效率，适合于大型燃煤电站锅炉的烟气脱硫。

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。

2.1几种湿法脱硫技术简介

2.1.1石灰石/石膏法

烟气脱硫工艺中的石灰石法，主要采用细度200～300目的石灰石粉与水混合后制成石灰石浆液，然后输送至吸收塔内，再通过喷淋雾化装置使其与烟气接触，并吸收烟气，从而达到脱硫的目的。

该工艺需配备石灰石粉碎与化浆系统。

由于石灰石活性较低，脱硫过程需通过增大吸收液的喷淋量，提高液气比，以保证达到足够的脱硫效率，因此，采用该方法脱硫的运行费用较高。

石灰法是用石灰粉代替石灰石，石灰粉活性大大高于石灰石，可提高脱效率。

石灰法存在的主要问题是塔内容易结垢，引起气液接触器（喷头或塔板）的堵塞。

2.1.2钠碱法

钠碱法采用碳酸钠或氢氧化钠等碱性物质吸收烟气中的SO2，并可副产高浓度SO2气体或Na2SO3，它具有吸收剂不挥发、溶解度大、活性高、吸收系统不堵塞等优点，适合于烟气SO2浓度较高的废气SO2吸收处理。

但同时也存在副产品回收困难、运行费用高等缺点。

2.1.3双碱法

双碱法是在石灰法基础上结合钠碱法，利用钠盐易溶于水，在吸收塔内部采用钠碱吸收SO2。

吸收后的脱硫液在再生池内利用廉价的石灰进行再生，从而使钠离子能循环吸收利用。

该工艺是在综合石灰法与钠碱法的特点基础上通过改进的结果。

主要解决了石灰法在塔内易结垢的问题，又具备钠碱法吸收效率高的优点。

脱硫副产物主要为亚硫酸钙或硫酸钙。

与氧化镁法相比，钙盐不具污染性，因此不产生废渣的二次污染。

2.1.4氧化镁法

氧化镁法采用氧化镁与SO2反应得到亚硫酸镁与硫酸镁，它们通过煅烧可重新分解出氧化镁，同时回收较纯净的SO2气体，脱硫剂可循环使用。

由于氧化镁活性比石灰水高，脱硫效率也较石灰法高。

它的缺点是氧化镁回收过程需煅烧，工艺较复杂，但若直接采用抛弃法，镁盐会导致二次污染，总体运行费用也较高。

2.1.5氨法

氨法采用氨水作为SO2的吸收剂，SO2与NH3反应可产生亚硫酸氨、亚硫酸氢氨与部分因氧化而产生的硫酸氨。

根据吸收液再生方法的不同，氨法可分为氨-酸法、氨-亚硫酸氨法和氨-硫酸氨法。

氨法主要优点是脱硫效率高（与钠碱法相似），副产物可作为农业肥料。

由于氨易挥发，使吸收剂消耗量增加，脱硫剂利用率不高；脱硫对氨水的浓度有一定的要求，若氨水浓度太低，不仅影响脱硫效率，而且水循环系统庞大，使运行费用增大；浓度增大，势必导致蒸发量的增大，对工作环境产生影响。

而且氨易与净化后烟气中的SO2反应，形成气溶胶，使得烟气无法达标排放。

氨法的回收过程也是较为困难的，投资费用较高，需配备制酸系统或结晶回收装置，如中和器、结晶器、脱水机、干燥机等，系统复杂，设备繁多，管理、维护要求高。

2.2石灰石（石灰）—石膏湿法脱硫工艺

在目前的众多湿法脱硫技术中石膏湿法脱硫工艺是应用最为广泛的，脱硫效果也是比较满意的一种脱硫技术，本文主要介绍此脱硫工艺。

2.2.1技术特点

①高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准设计烟气流速达到4.0m/s。

②技术成熟可靠，多用于55,000MWe的湿法脱硫安装业绩。

③最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了SO2去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。

④吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。

从而达到：

　　a.脱硫效率高达95%以上，有利于地区和电厂实行总量控制；

　　b.技术成熟，设备运行可靠性高（系统可利用率达98%以上）；

　　c.单塔处理烟气量大，SO2脱除量大；

　　d.适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫；

　　e.对锅炉负荷变化的适应性强（30%~100%BMCR）；

　　f.设备布置紧凑减少了场地需求；

　　g.处理后的烟气含尘量大大减少；

　　h.吸收剂（石灰石）资源丰富，价廉易得；

　　i.脱硫副产物（石膏）便于综合利用，经济效益显著。

2.2.2工艺流程

石灰石（石灰）——石膏湿法脱硫工艺系统主要有：

烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。

其基本工艺流程简易过程如下图2-1：

图2-1石灰石—石膏湿法脱硫工艺

　　锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH（可选）降温后进入吸收塔。

在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。

循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO2、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏，并消耗作为吸收剂的石灰石。

循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。

每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。

在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。

脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。

经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。

同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。

进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

　　在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46~55℃左右，且为水蒸气所饱和。

通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。

最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。

（具体的工艺流程见图2-2）

2.2.3脱硫过程主反应

①SO2+H2O→H2SO3吸收

②CaCO3+H2SO3→CaSO3+CO2+H2O中和

③CaSO3+1/2O2→CaSO4氧化

④CaSO3+1/2H2O→CaSO3•1/2H2O结晶

⑤CaSO4+2H2O→CaSO4•2H2O结晶

⑥CaSO3+H2SO3→Ca（HSO3）2pH控制

　　同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。

吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5~6.2之间。

图2-2湿法脱硫工艺流程

2.3FGD系统组成

烟气脱硫装置主要由以下子系统组成：

烟气脱硫（FGD）装置采用高效的石灰石/石膏湿法工艺，整套系统由以下子系统组成：

①烟气系统

　　烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气——气加热器（GGH）等关键设备。

吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。

烟气挡板是脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。

前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。

旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。

当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。

旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。

　　经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在46~55℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOx，其携带的硫酸盐和亚硫酸盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。

为此湿法FGD系统通常配有一套气——气换热器（GGH）烟气再热装置。

气——气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。

它用未脱硫的热烟气（一般130~150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。

烟气再热器是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气——气换热器的烟气进出口均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。

　　另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130~150℃，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。

②吸收系统

　　吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置，系统在塔中完成对SO2、SO3等有害气体的吸收。

湿法脱硫吸收塔有许多种结构，如填料塔、湍球塔、喷射鼓泡塔、喷淋塔等等，其中喷淋塔因为具有脱硫效率高、阻力小、适应性、可用率高等优点而得到较广泛的应用，因而目前喷淋塔是石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺中的主导塔型。

喷淋层设在吸收塔的中上部，吸收塔浆液循环泵对应各自的喷淋层。

每个喷淋层都是由一系列喷嘴组成，其作用是将循环浆液