双碱法脱硫技术方案doc.docx
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双碱法脱硫技术方案doc
2×75t/h燃煤锅炉
烟气脱硫技术方案
二OO七年五月
1基本概况
1.1国内中小型锅炉脱硫技术现状
我国大气污染以煤烟型为主，首要污染物是二氧化硫。
我国二氧化硫年排放量2000万吨以上，居世界首位。
主要由二氧化硫排放所致的硫酸型酸雨污染危害面积达国土面积30％，全国因此每年损失上千亿元。
二氧化硫污染已成为制约我国经济、社会可持续发展的要因素，控制二氧化硫污染势在必行。
控制二氧化硫的排放是减少酸雨的主要途径。
为此，国家也制定并完善了相应的法规政策，并实施适当的经济政策来控制二氧化硫的排放。
其中，火电厂是控制二氧化硫排放的主要行业。
预计2005年底，仅火电行业产生二氧化硫量为1800万吨，约占全国产生量的60%。
其中，中小型燃煤锅炉因其数量多、范围广、治理难度大及投资限制等诸多因素成为控制二氧化硫排放的老大难。
中小型锅炉主要是针对220t/h以下的燃煤锅炉。
国内的大型燃煤锅炉（220t/h以上）脱硫技术大都是电力系统内部脱硫环保公司引进国外先进的脱硫技术，然后消化吸收，走国产化的道路。
大型锅炉采用国外技术并且关键脱硫设备需要进口，系统完善，投资数额巨大，是中小型锅炉无力承担的。
针对中小锅炉占全国燃煤锅炉70％的国情，我国探索了中小型燃煤锅炉二氧化硫污染控制的多种途径，如低硫燃料、型煤固硫等技术的同时，针对中小锅炉特点，开发了一批简易烟气脱硫技术。
目前这类技术申请的专利已达几十种，应用数百套。
简易烟气脱硫除尘技术一般是在各类除尘设备的基础上，采用石灰、冲渣水等碱性浆液为吸收剂，应用水膜除尘、文丘里除尘、旋风除尘的机理和旋流塔、筛板塔、鼓泡塔、喷雾塔吸收等机理相结合同时除尘脱硫。
已形成冲激旋风除尘脱硫技术、湿式旋风除尘脱硫技术、麻石水膜除尘脱硫技术、脉冲供电除尘脱硫技术、多管喷雾除尘脱硫技术、喷射鼓泡除尘脱硫技术、旋流板脱硫除尘一体化等在同一设备内进行除尘脱硫的烟气脱硫技术，还有清华大学开发的在除尘基础上的液柱喷射脱硫技术等。
上述这些简易脱硫方法的共同特点是设备少、流程短、操作简便、维护方便、投资少、运行费用低，一般除尘效率70％～90％，脱硫效率30％～85％，基本能够满足所使用地区的当地排放标准。
但由于这类工程普遍存在投入资金不足、系统不完整、运用国内设备等原因，出现了不少问题，诸如结垢、堵塞、烟气带水造成风机及烟道腐蚀严重、脱硫产物不处理直接排放造成二次污染等等一系列问题。
尽管如此，简易湿法仍因脱硫成本相对较低、针对中小型燃煤锅炉进行脱硫性价比好等优点而得到广泛使用。
另外，很多科研院所及环保公司开发了中小型锅炉半干法及干法脱硫技术，来避免烟气升温、烟气带水及脱硫产物的处理问题，也取得了较好的脱硫效果。
例如目前广泛采用的回流式循环流化床半干法脱硫技术在相对较低的钙硫比运行情况下，能达到较高的脱硫效率。
1.2建设方概况
龙山热电厂位于即墨市龙山工业园，现有两台无锡锅炉厂生产的75t/h循环流化床锅炉，均配有四电场电除尘器。
本方案为现有两台75t/h循环流化床锅炉配套烟气脱硫设施的技术方案。
2设计依据及设计原则
2.1设计依据
GB13271－2001《锅炉大气污染物排放标准》
GB13223－2003《火电厂大气污染物排放标准》
GB16297－1996《大气污染物综合排放标准》
HJ/T75－2001《火电厂烟气排放连续监测技术规范》
GB12348－90《工业企业厂界噪声标准》
DL/T5196－2004《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》
DL5000－2000《火力发电厂设计技术规程》
DL/T5094－1999《火力发电厂建筑设计规程》
DL/T5072－1997《火力发电厂保温油漆设计规程》
DL/T5121－2000《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》
DLGJ158－2001《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》
GBJ17－91《钢结构设计规范》
GB150－98《钢制压力容器》
GB50054－95《钢结构施工及验收技术规范》
GBJ10－89《混凝土结构设计规范》
GBJ7－89《建筑地基基础设计规范》
GB50009－2001《建筑结构荷载规范》
GB50054－95《低压配电设计规范》
GB50055－93《通用用电设备配电设计规范》
GB50254－96《电器装置安装工程低压电气施工和验收规范》
GB50217－95《电力工程电缆设计规范》
DL400－91《继电保护和安全自动装置技术规程》
DL/T5136－2001《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》
NDGJ16－89《火力发电厂热工自动化设计技术规定》
HGJ229－91《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》
DL123－88《火力发电厂热力设备和管道保温材料技术检验方法》
SDJ66－82《火力发电厂耐火材料技术条件和检验方法》
GB0198－97《热工仪表及控制装置施工及验收规范》
HGJ209－83《钢结构、管道涂装技术规程》
GB50150－91《电气装置安装工程电器设备交接试验规程》
DL/T657－1998《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》
DL/T658－1998《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》
DL/T659－1998《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》
DL5007－92《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接篇）
SDJ69－87《电力建设施工及验收技术规范》（建筑施工篇）
DL/T5047－95《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）
SDJ280－90《电力建设施工及验收技术规范》（水工工程篇）
SDJ279－90《电力建设施工及验收技术规范》（热工仪表及控制篇）
DL5031－94《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）
DL/T5048－1996《电力建设施工及验收技术规范》（管道焊接接头超声波检验篇）
DL/T5069－1996《电力建设施工及验收技术规范》（钢制承压管道对接焊接接头射线检验篇）
GB50168－92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》
GB50169－92《电气装置安装工程接地线路施工及验收规范》
GB50170－92《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》
GB50171－92《电气安装工程盘柜二次接线施工及验收规范》
GB50172－92《电气安装工程蓄电池施工及验收规范》
GB50182－92《电气装置安装工程电梯装置施工及验收规范》
GBJ149－90《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》
2.2工程主要原始资料
2.2.1锅炉
锅炉型式：
75t/h循环流化床锅炉
锅炉型号：
ZLG75/5.30-M19
锅炉台数：
2台
2.2.2除尘器
四电场静电除尘器
2.2.3烟气参数
烟气量≤160000m3/h
烟气温度∽110℃
2.2.4燃煤含硫量
燃煤含硫量≤3%
2.3设计原则
（1）脱硫系统能够安全可靠运行。
（2）具有足够的脱硫效率，保证达标排放。
（3）投资少、运行成本低。
（4）脱硫剂来源可靠，副产品处置合理。
（5）降低脱硫系统对锅炉的影响。
（6）采取适当措施避免脱硫系统结垢、腐蚀、和堵塞的发生。
（7）提高整套系统的自动化程度。
（8）充分考虑场地要求，使整套脱硫系统结构紧凑，减少占地面积。
（9）脱硫系统设置旁路烟道、事故排空管道和检修通道，便于系统维护和检修。
3设计范围及要求
3.1设计范围
本项烟气脱硫系统的设计范围为：
两台75t/h循环流化床锅炉自引风机出口至烟囱入口的整套脱硫系统。
包括脱硫剂贮存、制浆系统、脱硫塔及吸收循环系统、烟气系统、脱硫产物的处理处置系统的整套设计。
3.2主要技术要求
本工程不考虑征地，利用原厂用地，不能严重影响生产。
采用成熟的脱硫工艺，要求技术安全可靠、经济合理。
副产品的处理，不应产生二次污染。
SO2排放达到环保局规定排放标准，并具有可满足更高标准的调节裕量。
系统采用PLC自动控制，可与主机DCS联网。
4工艺选择
4.1国内外脱硫现状
为了控制大气中二氧化硫，早在19世纪人类就开始进行有关的研究，但大规模开展脱硫技术的研究和应用是从二十世纪50年代开始的。
经过多年研究目前已开发出的200余种SO2控制技术。
这些技术按脱硫工艺与燃烧的结合点可分为：
（1）燃烧前脱硫（如洗煤，微生物脱硫）;
（2）燃烧中脱硫（工业型煤固硫、炉内喷钙）；（3）燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FlueGasDesulfurization,简称FGD）。
FGD是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制酸雨和二氧化硫污染的最主要技术手段。
烟气脱硫技术主要利用各种碱性的吸收剂或吸附剂捕集烟气中的二氧化硫，将之转化较为稳定且易机械分离的硫化合物或单质硫，从而达到脱硫的目的。
FGD的方法按脱硫剂和脱硫产物含水量的多少可分为两类：
（1）湿法，即采用液体吸收剂如水或碱性溶液（或脱硫液）等洗涤以除去二氧化硫。
（2）干法，用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂以除去二氧化硫。
按脱硫产物是否回用可分为回收法和抛弃法。
按照吸收二氧化硫后吸收剂的处理方式可分为再生法和非再生法（抛弃法）。
4.1.1国外烟气脱硫现状
国外烟气脱硫研究始于1950年，经过多年的发展，至今为止，世界上已有2500多套FGD装置，总能力已达200000MW（以电厂的发电能力计），处理烟气量700Mm3/h,一年可脱二氧化硫近10Mt，这些装置的90%在美国、日本和德国。
尽管各国开发的FGD方法很多，但真正进行工业应用的方法仅是有限的十几种。
其中湿式洗涤法（含抛弃法及石膏法）占总装置数的73.4%，喷雾干燥法占总装置数的17.7%，其它方法占9.3%。
美国的FGD系统中抛弃法占大多数。
在湿法中，石灰/石灰石法占90%以上。
可见，湿式石灰/石灰石法在当今FGD系统中占主导地位。
尽管各国在FGD方面都取得了很大的进步，但运行费用相当惊人，而且各种方法均有其局限性，因此，至今许多研究者仍在不断研究开发更先进、更经济的FGD技术。
目前工业化的主要技术有：
a）湿式石灰/石灰石——石膏法该法用石灰或石灰石的脱硫液吸收烟气中的SO2，生成半水亚硫酸钙或再氧化成石膏。
其技术成熟程度高，脱硫效率稳定，达90%以上，是目前国外的主要方法。
b）喷雾干燥法该法是采用石灰乳作为吸收剂喷入脱硫塔内，经脱硫及干燥后为粉状脱硫渣排出，属半干法脱硫，脱硫效率80%左右，投资比湿式石灰石—石膏法低。
目前主要应用在美国。
c）吸收再生法主要有氧化镁法、双碱法、W—L法。
脱硫效率可达95%左右，技术较成熟。
d）炉内喷钙—增湿活化脱硫法该法是一种将粉状钙质脱硫剂（石灰石）直接喷入燃烧炉炉膛的脱硫技术，适用于中、低硫煤锅炉，脱硫效率约70%。
4.1.2国内烟气脱硫现状
我国废气脱硫技术早在1950年就在硫酸工业和有色冶金工业中进行，对电厂锅炉燃烧产生烟气二氧化硫的脱除技术在二十世纪70年代开始起步并在国家“六五”至“九五”期间有了长足的进步。
先后有60多个高校、科研和生产单位对多种除尘脱硫工艺进行了试验研究。
尽管我国对FGD系统的研究开始得很早，涉及的面也很宽，但大部分技术只停留在小试或中试阶段，远未达到大面积工业化应用的程度。
而投入巨资引进的示范工程虽然设备先进、运行稳定，但投资巨大，运行费用也相当高。
因此加快对国外先进技术的消化吸收，使其国产化、低成本化，是当前重要而艰巨的任务。
下表列出了我国引进的部分FGD装置情况。
最近十几年来，我国加大了FGD技术研究的投入，“八五”、“九五”期间不断有大课题立项支持这方面的研究，取得了可喜的成绩。
表4-1我国引进的部分FGD装置
引进的单位
工艺流程
烟气量（锅炉吨位或装机容量）Nm3/h
脱硫剂
效率
投运时间
胜利油田南华工厂
氨—硫铵法
2100000
NH3、H2SO4
90%
1979
重庆珞璜电厂
湿式石灰石—石膏法
1087000
石灰石浆
95%
1992-1993
山东德州电厂
荷电干吸收剂喷射法
75t/h
Ca（OH）2
60～70%
1995
山东潍坊化工厂
简易石灰石膏法
100000
消石灰浆
70%
1995
山东黄岛电厂
简易喷雾干燥法
300000
生石灰、石膏、煤灰
70%
1995
太原发电厂
小型高速平流法
600000
石灰石
80%
1996
广西南宁化工厂
简易石灰石石膏法
50000
Ca（OH）2
70%
1996
南京下关电厂
炉内喷钙增湿活化法
795000
石灰石
75%
1997
成都热电厂
电子束法
300000
NH3
80%
1997
杭州半山发电厂
湿式石灰石—石膏法
2×410t/h
石灰石
90%
2000
深圳西部电厂
海水洗涤
300MW
海水
1999
浙江钱清电厂
炉内喷钙增湿活化法
795000
石灰石
65%
2000
4.2广泛应用的脱硫工艺
目前，世界上燃煤或燃油电站所采用的烟气脱硫工艺多种多样，达数百种之多。
在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，已经达到商业化应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。
目前应用较为广泛的烟气脱硫工艺的以下几种：
1．石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺
石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液。
当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆。
在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经换热器加热升温后排入烟囱。
脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。
由于吸收浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫主要特点如下：
（1）脱硫效率高。
石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。
大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。
（2）技术成熟，运行可靠性好。
国外火电厂石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长、技术成熟、运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。
特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。
（3）对煤种变化的适应性强。
该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺都能适应。
（4）占地面积大，一次性建设投资相对较大。
石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺比其它工艺的占地面积要大，所以现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度，其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。
（5）吸收剂资源丰富，价格便宜。
作为石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上。
在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。
（6）脱硫副产物便于综合利用。
石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。
在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。
脱硫副产物综合利用，有不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。
（7）技术进步快。
近年来国外对石灰石（石灰）-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。
通过技术进步和创新，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。
石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%以上，应用的单机容量已达100万千瓦。
2．喷雾干燥法脱硫工艺
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内的雾化装置，在吸收塔内，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范围（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．炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内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内，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。
4．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磨擦，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。
5．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。
在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，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。
6．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，在冷却塔内喷射冷却水，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内完全得到蒸发，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（硫酸铵（NH4）2SO4与硝酸铵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。
7．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HCl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，进入烟道。
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。
因脱硫副产物亚硫铵和硫铵不能直接排放，必须制取副产品固体硫铵或制取复合肥料，以防止产生二次污染，为此工艺中应具有：
1能制取高浓度的亚硫铵溶液。
2需采取相应措施，将亚硫铵氧化制取硫酸铵，一般情况下，氧化反应速率较慢。
3采用蒸发结晶、离心分离、干燥制取固体硫铵。
由此可见，氨法脱硫除要求脱除烟气中的SO2外，还必须对脱硫副产物进行回收，增加了大量投资。
8.氧化镁法
氧化镁作脱硫剂的脱硫方法中，以美国化学基础公司的氧化镁浆洗-再生（Chemico-Basic法）发展较快。
工业应用较好，该法脱硫率达90%以上，经吸收生成的MgSO3和MgSO4在900℃下煅烧，再生MgO后循环使用，煅烧气含SO210%～、13%，可用于制硫酸或硫磺。
镁法可处理大气量的烟气，脱硫率高无结垢问题，可连续长期运转。
目前国内开发的氧化镁法，以氧化镁（纯度为80～85％）为脱硫剂，与水混合制成MgO乳液送至脱硫塔中与烟气中SO2反应生成亚硫酸镁，一部分循环并与MgO乳液混合后送入塔内吸收，一部分送至曝气池氧化，使亚硫酸镁氧化成硫酸镁，经处理后再排放。
镁法脱硫率高，无结垢问题，但脱硫剂的价格要高些，因此运行成本相对较高。
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