文章摘要：
于上个世纪80年代，喷雾干燥法脱硫工艺国内外几乎同时起步试验研究工作。20多年过去了，目前国内对喷雾干燥法脱硫工艺的认识和了解，与世界发达国家的实际发展水平和应用情况存在较大差别，实际上该工艺在欧美已经成为应用在大型机组高脱硫率的成熟工艺。本文介绍了旋转喷雾干燥法脱硫工艺的基本原理、化学过程、主要设备、控制、脱硫副产物、系统运行与维护等，并与石灰石－石膏湿脱硫工艺、烟气循环流化床工艺进行了特点比较。给出了脱硫系统投资及运行费用的简单计算比较。针对旋转喷雾干燥法脱硫工艺在中国应用存在的问题进行了粗浅的探讨思考。期望通过本文的介绍使更多的人进一步了解这一先进的脱硫工艺。
正文：
1、前言
喷雾干燥吸收工艺源于浆液的喷雾干燥加工工艺。在过去的75年里，喷雾干燥被广泛应用于液态进料固态粉末出料的几乎所有现代加工工业中，如化工、制药、食品等。丹麦Niro公司是专业制造旋转雾化器的厂家，其旋转喷雾干燥法脱硫工艺的研究开发始于20世纪70年代。经过30多年的不断改进和应用，使该脱硫工艺成为一项十分成熟的、在世界范围应用业绩仅次于石灰石－石膏湿法工艺的脱硫系统。其脱硫效率与石灰石－石膏湿法工艺相当，但其占地面积、投资和运行费用却低的多。因此，旋转喷雾干燥法脱硫工艺在中国电站脱硫市场应当成为一种有竞争力的选择。
国内，1984年在四川白马电厂建立了容量为1MW的旋转喷雾干燥法脱硫小型试验装置，处理烟气量为34,000Nm3/h。之后进行了容量为25MW、处理烟气量为70,000 Nm3/h的中试，作为国家科委“七五”攻关项目，从1989年起运行了约10年。该试验装置的主要参数为：燃煤含硫3.5%，在Ca/S为1.4的条件下，脱硫率可达80%。攻关项目通过了国家的验收。
上个世纪90年代，中日合作在山东黄岛电厂建设了100MW级的旋转喷雾干燥法脱硫试验装置。试验装置处理来自电厂4号220MW机组的300,000 Nm3/h烟气，烟气入口SO2浓度5720mg/Nm3，脱硫吸收剂为CaO含量为70%的生石灰，当Ca/S为1.4的条件下，脱硫率可达70%以上。试验装置经过调试、改进，于1999年由国家电力公司组织验收时提出的基本描述为：
由于反应塔几何尺寸的原因，存在塔壁结垢积灰导致不能长期稳定运行。
经过采取提高反应塔出口烟气温度到超过饱和温度18℃、改进石灰消化的条件等措施后，系统基本能稳定运行。
系统设计布置紧凑，能耗低。如作为商业装置推广还需要进一步完善。由于以上过程，旋转喷雾干燥法脱硫工艺在国内环保脱硫行业中形成了一个不正确的认识，即：旋转喷雾干燥法脱硫工艺不成熟、运行不可靠、脱硫率不高、只能在200MW及以下机组上有条件的应用等。这些不正确的认识对旋转喷雾干燥法脱硫工艺在中国的应用带来非常不利的影响，同时也不利于中国的环保事业。
实际上，在欧美等发达国家和地区的大量应用业绩和成功运行经验表明，旋转喷雾干燥法脱硫工艺是一项技术成熟、高可靠性、高脱硫率、可以在300MW以上机组容量上应用的先进的脱硫技术。据资料介绍，在美国电站脱硫项目中，80%采用石灰石－石膏湿脱硫工艺，其余20%份额中绝大部分采用旋转喷雾干燥法脱硫工艺。
鉴于此，为了让更多的人了解和重新认识旋转喷雾干燥法脱硫工艺，有必要将该工艺系统的基本情况进行较详细的介绍。
2、工艺系统简介
2.1喷雾干燥吸收工艺（SDA）基本原理
烟气脱硫喷雾干燥吸收工艺非常简单，工艺系统基本组成为：吸收剂浆液制备系统、喷雾干燥吸收塔、布袋除尘器或电除尘器等。
未处理的热烟气通过气体分布器进入喷雾干燥吸收塔，与细小的石灰浆液/吸收剂液滴（平均液滴直径约50微米）接触。烟气中的酸性组分迅速被细小的碱性液滴中和，同时，水分被蒸发。合理的控制烟气分布、浆液流量和液滴尺寸，以确保液滴在接触喷雾干燥吸收塔塔壁之前被干燥。一部分干燥产物，包括飞灰和吸收反应产物，落入吸收塔底部，进入粉尘输送系统。处理后的烟气进入颗粒收集器（布袋除尘器或电除尘器），固体颗粒被收集下来。从颗粒收集器出来的烟气通过引风机送入烟囱排放。大多数喷雾干燥吸收工艺设一个脱硫灰循环回路，将部分回收的干燥颗粒作为吸收剂送回吸收塔。尽管物料循环回路具有诸多优点，但并不是所有的喷雾干燥吸收工艺都采用。物料循环虽然可减少石灰的消耗，但是根据烟气量和烟气中SO2含量的不同，有时回路的设计增加了投资和维护的成本，使得脱硫系统并非经济合理。通常在SO2排放浓度要求严格的情况下，多采用脱硫灰循环回路。
2.2工艺化学过程
烟气中酸性组分（SO2、SO3、HCl和HF）与碱性浆液，Ca(OH)2的主要反应发生在紧邻雾化器喷嘴的区域，该区域具有传热和传质的最适宜条件。 主要反应为：
SO2 +Ca(OH)2→CaSO2+H2O
一小部分SO2会进行如下反应：
SO2+1/2O2+ Ca(OH)2 +H2O
CaSO3+1/2O2→CaSO4
其它组分，如：SO3，HCl和HF与碱的反应也在进行。当石灰作为吸收剂时，化学反应产物为亚硫酸钙/硫酸钙、氯化钙和氟化钙。从整个吸收反应来看，SO2和其它酸性组分的吸收反应主要发生在浆液雾滴还未被干燥之前的气—液两相之间，但干燥之后的气－固两相接触仍然会发生吸收反应，即：SO2与烟气中悬浮的喷淋干燥后的多孔颗粒进行的反应，气－固反应在下游的颗粒收集器中还在进行。特别是布袋除尘器中，吸收反应更为显著。
在吸收过程中CO2被认为可能会争相与碱性物质反应，然而，尽管CO2分压是SO2分压的50—200倍，分析干态反应产物的结果表明，只有少量的CO2被吸收。其原因是：与CO2相比，SO2是强酸；还有CO2较SO2溶解度低且反应速度慢。出于同样原因，HCl、HF和SO3是比SO2更强的酸，易于优先被吸收。事实证明，这些酸性强但微量的组份几乎全部被吸收。
在喷雾干燥吸收（SDA）工艺中，氯化物的存在对降低石灰的消耗是有利的。无论这些氯化物来自烟气还是来自含氯的水质较差的工艺水，如冷却塔排水、海水或处理后的污水，这种作用基本相同。缺少这种含氯工艺水的一些工艺系统可通过其它方法添加氯化物，如：添加氯化钙溶液。但是，即使没有含氯工艺水，SDA工艺也可正常工作。
2.3主要设备介绍
喷雾干燥吸收塔
喷雾干燥吸收塔在脱硫系统中同时兼有反应吸收和干燥两项功能。烟气在吸收塔内停留约10－12秒，以保证这两项功能的完成所需时间。按照SDA系统所有吸收塔只配一个雾化器的设计原则，单个雾化器的最大出力为450MW，也就是450MW及以下的脱硫机组均可配备一个吸收塔，用来处理机组100%的烟气量。450MW以上更大机组可按2个吸收塔设计。
吸收塔内的核心设备和部件是旋转雾化器和烟气分布器
吸收塔由圆柱体和圆锥体上下部两部分组成，壳体全部由碳钢制作。
SDA工艺吸收采用两点排放系统，即吸收塔内飞灰和反应产物固体，大部分在布袋除尘器中被收集，另有大约5％－10％的干燥固体物从吸收塔底部排出。两点排放系统的优点是可以避免烟道堵塞，甚至在运行不正常时也同样可以避免烟道堵塞。脱落的塔壁沉积物、潮湿的结块或甚至是过量的浆液，都落到吸收塔底部，经过破碎后排出系统。
锅炉烟气中含有的少量SO3凝结在碱性液滴上，形成硫酸钙，在喷雾干燥器中被完全吸收。对出口烟气成分的多次测定均证明，SO3的浓度低于检测值，也就是说绝大部分被吸收了。喷雾干燥吸收塔及其下游设备的材料仅选择普通碳钢即可，不必采用贵的合金钢或橡胶衬里。因此喷雾干燥吸收塔投资和维护费显著低于湿法脱硫吸收塔。
旋转雾化器
SDA工艺的核心设备是采用Niro公司防磨轴专利技术的旋转雾化器。经过多年的开发，该雾化器已具有绝对可靠、连续工作、维护量最少的特性和优势。
雾化器的设计雾化出力可以满足达450MW大机组脱硫的需要，可以处理相当大的浆液量并保证雾化液滴尺寸分布均匀一致。从而，在已运行的SDA工艺中，随着烟气流量、温度和组分的动态变化，相应的吸收浆液供应也随之变化，但不会改变雾化器的雾化效果（即：液滴尺寸）。一个持续不变的喷雾雾化效果是吸收反应的基础，加上持续的吸收和干燥过程，为整个系统最终的脱硫效果提供可靠的保证。在所有吸收塔中只安装一个雾化器、良好的雾化效果、系统在超过饱和温度10－20℃运行以及采用独特的烟气分布系统，这些条件的组合确保最稳定、最有效的烟气/喷雾的连续混合，确保不会在吸收塔塔壁上形成湿的沉积物。
雾化器由上下两部分组成，中间被圆形支撑板分离开来。雾化器的上部分由带有润滑系统的齿轮箱和上部的油箱组成。放置在齿轮箱顶部的立式法兰连接电机供给雾化器能量，该能量通过弹性联轴器传输给立式齿轮箱输入轴。
专利的雾化器旋转轮的设计原理是：**露于浆液的腐蚀/磨损部件采用抗磨损设计，并可替换。在运行期间，圆柱部分的内壁会形成一层浆液/反应产物的覆盖层。这样，磨损会发生在这个覆盖层上，而不是柱体本体部分。通常旋转雾化器不会发生机械故障，但是如果发生了故障，更换也非常简单，只要将雾化器提上来，进行维修或安****用雾化器。这一操作可在线进行，无需停机，大约需要三十分钟。
当雾化器的喷嘴内孔磨损到了一定程度时，通过转动这些喷嘴的角度多次使用达三次。
烟气分布器用于喷雾干燥器的烟气分布器由低碳钢制做。Niro采用标准型号的烟气分布器设计，通常用于处理燃煤烟气的喷雾干燥塔的是一种屋脊式烟气分布器，带有可调节导向叶片。对含有高浓度腐蚀性飞灰的烟气，需使用特殊防腐的屋脊式烟气分布器，这种烟气分布器常用于很多市政固体垃圾焚烧厂的喷雾干燥吸收塔中。用来处理超过400,000Nm3/h大烟气量的吸收塔，通常采用复合式烟气分布器。这种分布器由两部分组成，一部分为屋脊部分，另一部分为中心部分。烟气被分成两股，其中60％的通过屋脊烟气分布器由吸收塔顶部进入塔内，而剩余的40%通过中心烟气分布器进入塔内。带有这种烟气分布器的吸收塔用在大多数燃煤电厂的SDA工艺系统中。
吸收剂浆液制备系统设备
包括石灰制备系统和可选的循环物料浆液制备系统。定量控制加进消化/混合罐的石灰或循环物料，在罐中物料与一定的水混合达到一个设定的固体浓度。在消化/混合罐中，浆液通过震动筛筛分去除大颗粒固体物分别重力自流至石灰浆罐和循环物料浆液罐中。罐中的石灰浆液和循环浆液被泵送到雾化器上方供浆罐中。
吸收剂浆液制备系统主要设备有石灰消化器（罐）、浆液罐、浆液泵、计量仪表及振动筛等。
颗粒收集器
收集器布置于吸收塔后，用来收集经脱硫产生的固体颗粒产物和烟气中的灰分。吸收塔下游的收集器通常采用布袋除尘器或电除尘器。由于脱硫副产物固体颗粒与燃煤飞灰的物理性质相近，吸收塔出口烟气条件（温度、烟尘浓度等）与燃煤锅炉下游的除尘器入口条件相当，几乎可以与很多燃煤锅炉使用的除尘器一样设计。甚至由于吸收塔出口烟气温度更低、颗粒物粒径更大等原因，吸收塔下游烟气更容易除尘，除尘器设计更容易，除尘器尺寸更小。
通常在SDA/布袋除尘器的工艺系统中，有10-20%的SO2脱除率是在布袋除尘器内实现的。当对SO2脱除效率要求较高时，采用布袋除尘器是必要的。此时，布袋除尘器肩负着二级吸收的作用，但设计时应偏重考虑厚灰层和低的过滤速度。
虽然SDA/电除尘器工艺中的电除尘器在作为下游除尘器时，进一步的吸收反应的能力与SDA/布袋除尘器工艺中的布袋除尘器有相当的差距，但采用电除尘器时仍可获得10%左右附加的SO2脱除率。
2.4系统控制
系统控制非常简单。整个SDA工艺系统主要由两个控制回路组成，分别是：
吸收塔出口烟气温度的控制
SO2去除效率的控制
虽然两个回路之间有一定的结合点，但每个控制回路是通过各自的给料管来调节给料流量进行控制的。
在不设物料循环回路的SDA工艺系统中通过简单调节供给雾化器的水量，控制吸收塔出口烟气温度。另一个控制回路是通过监测烟囱SO2浓度，来调节供给雾化器的新鲜吸收剂浆液量。控制系统可以根据运行条件迅速调节雾化器给料成份。实际上就是对石灰乳和水的比例进行不断地自动调节。
在设有物料循环回路的SDA工艺系统中大部分燃煤电厂的SDA工艺采用物料循环回路。这些系统常采用稍有不同的控制逻辑：石灰浆和循环浆液在雾化器上方的小供浆罐内进行混合，吸收塔出口烟气温度通过一个给料控制阀来进行调节。此时设计的出口烟气温度较低，但它仍为高于绝热饱和温度的安全温度，确保生成干态易流动的产物，并对系统设备无腐蚀性。另一个控制回路是通过监测烟囱SO2浓度，来调节供新鲜吸收剂给供浆液量。系统可以按理想状态进行自动控制，并能承受负荷的快速变化。工业装置的实际运行经验表明，负荷适应能力每分种大于8%，系统能在烟气量20%-120%负荷下安全运行。系统非常容易实现启/停操作，如果运行需要，系统能在一至两个小时内开启，也可以在一至两个小时内停机，启/停过程不会发生任何问题。
2.5最终产物
SDA工艺没有废液产生，它最终产生便于运送的干态产物，处理特性跟煤的飞灰相似。
SDA工艺系统生成的干态产物主要含有飞灰和亚硫酸钙，但同时也包括一定量的硫酸钙和剩余的未发生反应的吸收剂Ca(OH)2。全世界SDA工艺的最终产物多被用在建筑工业、矿井填埋以及开垦荒地为目的将其作为S-Ca肥料，或在同时建有石灰石－石膏湿法脱硫的FGD电厂，将SDA副产物作为该湿法脱硫的吸收剂加以利用，在这种情况下，SDA副产物中的亚硫酸钙成分被强制氧化成为石膏。在丹麦已有成功的应用实例。
2.6 SDA工艺系统运行、维护及维修
由于SDA系统相对简单的多，因此脱硫系统的运行、维护和维修相对石灰石－石膏湿法脱硫简单的多。
系统可以按理想状态进行自动控制，并能承受负荷的快速变化。系统能在一至两个小时内实现启/停不会发生任何问题。
在极端情况下，脱硫系统出现故障不能运行时，锅炉及烟气系统可照常运行，不会对锅炉机组的正常运行带来任何影响。因此整个脱硫系统不必设置旁路。
SDA工艺的核心设备采用Niro防磨轮专利技术的旋转雾化器，经过多年的开发、实际运行考验，证明该雾化器已具有绝对可靠、连续工作、最少维护量的特性和优势。
Niro旋转雾化器使用寿命可达30年以上，其中需要定期检查或更换的是雾化器喷嘴。一般来说，在雾化器连续运行4000小时左右时，需要对喷嘴进行检查，如发现喷嘴磨损达到一定程度时，需要将喷嘴转动90度角，以便另一侧面接触浆液。这样转动三次之后才需要将喷嘴更换下来。因此喷嘴的寿命一般可达20000小时之多。喷嘴的检查或更换一般需要2个人操作，时间约30分钟，期间不影响脱硫系统运行。
3、工艺特点
以下给出了旋转喷雾干燥法脱硫工艺分别与石灰石/石膏湿法和烟气循环流化床/烟气悬浮吸收脱硫工艺技术特点比较。
SDA工艺特点（与石灰石/石膏湿法比较）
脱除SO2效率同样可达95%以上。
SO3几乎全部去除。
系统非常简单，可用率更高，通常可达97%－99%
投资费用低得多(低20%以上)。
没有腐蚀，吸收塔及后部设备、烟囱不用防腐。
不用GGH加热烟气。
没有废水排放。
运行、维护费用低得多(和湿法相比低30%以上)。
低水耗。
低电耗（30%以上）。
占地面积小。
SDA工艺特点（与CFB/GSA-FGD比较）。
两段吸收过程：气/液反应；气/固反应。
液滴在绝热温度条件下反应区域大。
适应锅炉负荷的变化，无须烟气循环。负荷适应能力大于8%/分种，能在烟气量20%-120%负荷下安全运行。系统启/停速度快，过程安全可靠。
对吸收剂石灰质量敏感度低。
低压降。
吸收塔出口烟尘浓度低，后部除尘器可采用标准设计，滤袋磨损小。
石灰湿消化后可获得更高的颗粒细度，增加比表面积。可用率更高。
更适合在大机组上应用，到目前为止在大机组上应用业绩更多，单机达450MW。
最大机组为900MW。
4、应用情况
自二十世纪七十年代丹麦Nrio公司喷雾干燥脱硫技术问世以来，它就以其诸多明显的技术优势被世界范围内的燃煤电厂烟气脱硫所采用。通过多年不断研发，改进了传统喷雾干燥脱硫技术与湿法脱硫技术相比脱硫效率较低的唯一竞争弱势，以其高脱硫效率、低运行和维护成本，广泛应用于电厂烟气脱硫、垃圾焚烧厂尾气处理等各个领域。目前SDA技术已经在57个电厂脱硫项目、122个喷雾干燥吸收塔、超过20,000MW的电厂和工业燃煤锅炉、74个垃圾发电系统上成功获得了应用，在350MW到900MW的电厂机组烟气脱硫市场上也占据主导地位。
为切实可靠并全面引进Nrio公司旋转喷雾干燥（SDA）烟气脱硫技术，我们组织部分专家对丹麦Fynsv?rket 电厂#7机组和Studstrupv?rket 电厂#3机组运行的SDA烟气脱硫系统进行了实地考察，考察结果非常令人满意。为此，我公司与Niro公司正式签订了技术转让协议。这两个电厂的烟气脱硫系统均已运行了15年以上。目前，其SDA脱硫系统的运行状况仍非常良好，运行和维护工作量小，旋转雾化器的性能稳定可靠。两个电厂SDA烟气脱硫系统设计运行数据如下：
Fynsv?rket 电厂#7机组烟气脱硫系统
脱硫装置启动时间
1991
机组
410MW（350MW + 450MJ/s区域供暖）
燃料
煤或油
脱硫前烟气数据
烟气量
Nm3/h
1,100,000
SO2
mg/dNm3,6%O2
1200-5600
HCl
mg/dNm3,6%O2
127
粉尘(预除尘器之后)
mg/Nm3
400
脱硫效率
%
95（最大硫基脱硫效率保证值）
运行参数
吸收塔后烟气温度
℃
高于绝热饱和温度10℃
石灰耗量
t/h
约5
水耗量
t/h
47（其中大部分补充水采用海水）
电耗
kW
约3000
产品
t/h
13
系统特点
采用海水作为工艺水
立式磨消化机
性能测试结果
硫基
%
2.12
2.45
SDA入口烟气 SO2
mg/Nm3
4019
4386
SDA入口烟气 HCl
mg/Nm3
66
76
SDA出口烟气 SO2
mg/Nm3
127
225
SDA出口烟气HCl
mg/Nm3
< 1
< 1
SO2脱硫率
测量值%
96.8
94.8
保证值%
>96.5
>94
Studstrupv?rket 电厂#3机组烟气脱硫系统
机组
#3 机组
#4 机组
脱硫装置启用时间
1989.5
1990.5
机组
MW
350
350
蒸汽量
t/h
1080
1080
燃料类型
煤/油
煤/油
烟气量
Nm3/h
1,242,000
1,242,000
烟气温度
℃
125-150
125-150
烟气数据
SDA入口烟气
飞灰
g/Nm3
0.3
0.3
SO2
mg/Nm3
3080/2000
3080/2000
（设计含硫量为0.9％，变化范围为0.5-2.8％）
SDA出口烟气
飞灰
mg/Nm3
50
50
SO2去除率
%
90/92
90/92
运行数据
石灰耗量
kg/h
5000
5000
水耗量
kg/h
41000
41000
（包括作为补充水的废水）
电耗
kW
2950
2950
SDA-产物
kg/h
11500
11500
电厂煤质：
灰分%
水分%
挥发分%
总硫%
氯%
低位发热量MJ/kg
设计
13.5
9
30
0.9
0.06-0.2
24.68
电厂煤场
10-17
6-14
20-40
0.5-2.8
0.06-0.2
23-24.68
5、投资及运行费用
现以2×300MW机组为例，将旋转喷雾干燥工艺与湿法石灰石/石膏工艺进行一般性经济比较：
锅炉额定蒸发量： 1,025 t/h
出口烟气量： 1,112,000 Nm3/h
燃煤含硫量： 1 %
系统脱硫率： 95%
旋转喷雾干燥工艺与湿法石灰石/石膏工艺经济比较一览表
项目名称
单 位
旋转喷雾
干燥法
石灰石/石膏
湿法
差 距
备 注
单位投资
元/KW
150左右
200左右
低约35%
厂用电率
%
0.61左右
1.2左右
低40%左右
耗水量
t/h
约80
约90
有GGH时相当
生石灰耗量
t/h
约5.7
石灰石耗量
t/h
约7.6
运行及维护人员
人
10
15
较少
年运行时间
小时
7500
7500
年运行费用
万元/年
1800左右
2600左右
低约25%
已考虑吸收剂差价
通过比较分析可以看出旋转喷雾干燥工艺具有比较明显的优势，主要表现在：
（1）总投资费用低约20%—40%。
（2）耗电量低40%以上。
（3）运行费用低，且机组容量越大，差距越大。
6、问题及思考
6.1 SDA工艺的缺点和局限性
和所有脱硫工艺一样，SDA也存在诸多缺点，在应用上受到一定条件的限制。主要缺点有：
副产品利用价值不高
吸收塔塔体直径大，有时受到场地的限制
适用于燃用中低硫煤（硫含量不超过3%）的电厂脱硫
可以看出，在脱硫石膏利用前景较好的地区，石灰石－石膏湿法脱硫的副产品石膏是一种可有效利用的资源，因此在以副产品利用为重点考虑的情况下，这类地区应优先选用湿法脱硫；SDA吸收塔直径偏大，在一些场地偏紧的老厂改造项目上，吸收塔后再布置除尘器、增压风机就非常困难。从这个意义上看，SDA并不一定适合老厂改造项目；由于受到吸收塔出口烟气温度等条件的限制，烟气中能够容纳的吸收浆液量受到限制。因此，SDA系统同其它干法/半干法脱硫工艺一样不适合高硫煤烟气脱硫。
6.2 SDA工艺在国内应用的问题及思考
（1）对SDA工艺认识上的问题
如前所述，多年来国内进行的旋转喷雾干燥法脱硫工艺的试验研究、国家攻关课题，包括中日合作进行的脱硫试验项目等并未取得令人满意的结果，还远远没有达到能够在工业装置上推广应用的程度。国外拥有旋转喷雾干燥法脱硫技术的公司，如丹麦的Niro，在前些年一直没有大力推广这项先进的脱硫技术。以致国内环保脱硫行业并不真正了解该工艺在欧美的实际应用情况。对旋转喷雾干燥法脱硫工艺认识还仅仅停留在：不成熟、运行不可靠、脱硫率不高、只能在200MW及以下机组上有条件的应用等概念上。
（2）对半干法、干法的认识问题
近年，烟气循环流床、烟气悬浮吸收工艺在国内取得了一些脱硫工程业绩。特别是烟气循环流化床工艺，在多台300MW级机组上得到应用，取得了长足的发展。但这些属于半干法、干法脱硫工艺中的某些项目，由于各种原因，出现过一些问题。这些问题导致了国内环保脱硫行业对半干法、干法工艺的负面评价。
（3）技术政策上的问题
从原国家电力部关于火电厂脱硫工艺选择技术路线到火电厂脱硫设计规程再到燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策（2002），诸多指导性文件都作了内容相同的规定：燃用含硫量＜2%煤的中小锅炉（＜200MW），或是剩余寿命低于10年的老机组建设脱硫设施时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求的前提下，宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟技术。
由这一技术路线的引导，喷雾干燥法这样先进成熟的半干法脱硫工艺理所当然的被排除在新建大型机组之外。
（4）思考与建议
据资料介绍，目前我国已投入运行的和在建的火电厂脱硫项目中，采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺的占95%之多。这一比例大大高于发达国家湿法脱硫的比例关系。这一统计数字表明，我国火电厂脱硫工艺选择过分强调了湿法脱硫的优点，其产生的结果并不是非常科学合理的。
石灰石－石膏湿脱硫工艺具有技术成熟、脱硫率高、运行稳定可靠等优点。但也有明显的缺点：系统比较复杂、占地和投资大等。在应用上也有一定的局限性，并非适用所有的火电厂脱硫情况。比如在一些低硫煤地区，有些电厂燃煤含硫在0.5%以下，脱硫系统照样选择整套的石灰石－石膏法脱硫，这在经济和技术上都是不合理的。在另外一些脱硫石膏不能利用，必须抛弃的地区，湿法脱硫也并不是最好的选择。
总的来说，本人认为项目脱硫工艺的选择原则应该是：满足排放要求、因地制宜、技术成熟可行、经济合理、百花齐放。
无论如何，旋转喷雾干燥法脱硫技术是一项值得在中国推广应用的先进脱硫技术，相信该脱硫技术的应用会给中国的脱硫事业带来显著的效益。
关键词：脱硫雾化器、脱硫雾化盘、进口雾化器、丹麦NIRO
