脱硫脱硝工艺总结Word文档下载推荐.docx

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经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。

由于吸收塔吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95%。

（2）旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺

喷雾干燥法脱硫工艺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的雾化装置，在吸收塔，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3，烟气中的SO2被脱除。

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。

脱硫反应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。

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，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。

该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。

喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。

该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用围（8%）。

脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。

（3）磷铵肥法烟气脱硫工艺

磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。

该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。

它分为两个系统：

烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm３，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。

肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复料。

（4）炉喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺

炉喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉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，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。

在尾部增湿活化反应器，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。

当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。

由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度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。

该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。

（5）烟气循环流化床脱硫工艺

烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。

该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。

吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3和CaSO4。

脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca（OH）2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。

典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。

此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。

由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。

（6）海水脱硫工艺

海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。

在脱硫吸收塔，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。

吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。

海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。

海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。

近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。

此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。

（7）电子束法脱硫工艺

该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。

锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔喷射冷却水，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完全得到蒸发，因此，不产生废水。

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水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。

然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨（NH4）2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。

这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。

净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。

（8）氨水洗涤法脱硫工艺

该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。

锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。

在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。

在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。

再经烟气换热器加热后经烟囱排放。

洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。

1.3燃烧前脱硫

燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。

洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。

微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；

微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：

属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。

煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。

煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。

水煤浆（CoalWaterMixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。

燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；

生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；

煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；

微生物脱硫技术正在开发；

水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。

煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。

1.4燃烧中脱硫，又称炉脱硫

炉脱硫是在燃烧过程中，向炉加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。

其基本原理是：

CaCO3→CaO＋CO2↑

CaO＋SO2→CaSO3

CaSO3＋1／2O2→CaSO4

（1）LIMB炉喷钙技术

早在本世纪60年代末70年代初，炉喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。

一度被冷落。

但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。

Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。

对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。

炉喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。

（2）LIFAC烟气脱硫工艺

LIFAC工艺即在燃煤锅炉适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。

芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。

LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。

加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。

我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。

1.5燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，简称FGD）

燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。

对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期，FGD将是控制SO2排放的主要方法。

目前国外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：

脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。

1.5.1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。

（1）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SO2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。

（2）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。

1.5.2湿法FGD工艺

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理小异，主要是使用石灰石（CaCO3）、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：

SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3·

1／2H2O

石灰石法：

SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3·

1／2H2O＋CO2

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，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。

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）。

GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。

近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。

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，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。

1.5.3等离子体烟气脱硫技术

等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：

（1）电子束辐照法（EB）

电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。

这些自由基对烟气中的SO2和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。

在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。

（2）脉冲电晕法（PPCP）

脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。

1.5.4海水脱硫

海水通常呈碱性，自然碱度大约为1.2～2.5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。

国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。

海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。

脱硫法以及脱硫法的方程式：

（1）SO2被液滴吸收；

SO2（气）+H2O→H2SO3（液）

（2）吸收的SO2同溶液的吸收剂反应生成亚硫酸钙；

Ca（OH）2（液）+H2SO3（液）→CaSO3（液）+2H2O

Ca（OH）2（固）+H2SO3（液）→CaSO3（液）+2H2O

（3）液滴中CaSO3达到饱和后，即开始结晶析出；

CaSO3（液）→CaSO3（固）

（4）部分溶液中的CaSO3与溶于液滴中的氧反应，

氧化成硫酸钙；

CaSO3（液）+1/2O2（液）→CaSO4（液）

（5）CaSO4（液）溶解度低，从而结晶析出

CaSO4（液）→CaSO4（固）

SO2与剩余的Ca（OH）2及循环灰的反应

Ca（OH）2（固）→Ca（OH）2（液）

Ca（OH）2（液）+H2SO3（液）→CaSO3（液）+2H2O

2常见脱硝工艺

常见的脱硝技术中，根据氮氧化物的形成机理，降氮减排的技术措施可以分为两大类：

一类是从源头上治理。

控制煅烧中生成NOx。

其技术措施：

①采用低氮燃烧器；

②分解炉和管道的分段燃烧，控制燃烧温度；

③改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。

另一类是从末端治理。

控制烟气中排放的NOx，其技术措施：

①“分级燃烧+SNCR”，国已有试点；

②选择性非催化还原法（SNCR），国已有试点；

③选择性催化还原法（SCR），目前欧洲只有三条线实验；

③SNCR/SCR联合脱硝技术，国水泥脱硝还没有成功经验；

④生物脱硝技术（正处于研发阶段）。

国的脱硝技术，尚属探索示阶段，还未进行科学总结。

各种设计工艺技术路线和装备设施是否科学合理、运行是否可靠？

脱硝效率、运行成本、能耗、二次污染物排放有多少等都将经受实践的检验。

脱硝技术具体可以分为：

燃烧前脱硝：

1）加氢脱硝

2）洗选

燃烧中脱硝

1）低温燃烧

2）低氧燃烧

3）FBC燃烧技术

4）采用低NOx燃烧器

5）煤粉浓淡分离

6）烟气再循环技术

燃烧后脱硝

1）选择性非催化还原脱硝（SNCR）

2）选择性催化还原脱硝（SCR）

3）活性炭吸附

4）电子束脱硝技术

其中SNCR脱硝效率在大型燃煤机组中可达25%～40%，对小型机组可达80%。

由于该法受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。

其工程造价低、布置简易、占地面积小，适合老厂改造，新厂可以根据锅炉设计配合使用。

而选择性催化还原技术（SCR）是目前最成熟的烟气脱硝技术，它是一种炉后脱硝方法，最早由日本于20世纪60~70年代后期完成商业运行，是利用还原剂（NH3，尿素）在金属催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2氧化，故称为“选择性”。

目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR两种。

3常见脱硫脱硝一体化工艺

一体化工艺是指将脱硫脱硝技术合并在同一个设备中进行。

许多发达国家已开发出多种烟气脱硫脱硝一体化装置，但其中能实现工业化应用的较少，大部分尚处于中间试验阶段。

这些技术按照脱除机理的不同可分为两大类：

联合脱硫脱硝（CombinedSO2/NOxRemoval）技术和同时脱硫脱硝（SimultaneousSO2/NOxRemoval）技术。

特别指出，这里所提及的联合、同时脱硫脱硝技术都是在同一个反应设备中完成的。

而二者的差异在于能否只用一种反应剂并在不添加氨的条件下直接达到脱除的目的。

联合脱硫脱硝技术实质上还是分两个工艺流程分别脱除SO2和NOx，采用氨作为还原剂。

而同时脱硫脱硝技术才是真正意义上的一体化脱除技术，用一种反应剂在一个过程将烟气中的SO2和NOx并脱除。

3.1联合脱硫脱硝技术

3.1.1炭质材料吸附法

炭质吸附材料主要是指活性炭和活性焦。

其实，活性焦与活性炭制法相似，但前者的突出特点是比表面积小，强度高，且细孔结构独特，与活性炭相比具有更好的脱硫、脱硝性能。

烟气中的SO2在活性焦微孔的吸附催化作用下生成硫酸；

NOx则在加氨的条件下经活性焦的催化还原生成水和N2。

该工艺主要由吸附、解吸和再生三部分组成。

烟气首先进入活性焦吸收塔的第I段，在此SO2被脱除，流经吸收塔的第II段时，喷入氨以除去NOx。

其工艺流程如图1所示。

图1活性焦吸附法工艺流程图

3.1.2CuO吸附法

CuO吸收还原法一般采用负载型的CuO作为吸收剂，常见的有CuO/Al2O3。

该法的脱硫脱硝过程为：

在烟气中注入适量的NH3，混合后的烟气通过装填有CuO/Al2O3吸收剂的床层时，CuO会与SO2在氧化性气氛中反应生成CuSO4，而CuSO4及CuO对氨气选择还原NOx具有很高的催化活性。

吸收饱和后的吸附剂被送去再生，再生出的SO2可通过Claus装置进行回收。

其简易工艺流程如图2所示。

图2CuO吸附法工艺流程图

CuO/Al2O3法的优点是可联合脱硫脱硝，不产生干的或湿