（1）石灰石粉系统包括石灰石粉的制备、计量、运输、贮存、分配和喷射等设备。

（2）水利化反就器系统包括水利化水雾化、烟气与水混合反应、下部碎渣与除渣、器壁防垢等设备。

（3）脱硫灰再循环系统包括电除尘器下部集灰、贮存、输送等装置。

（4）烟气再热系统包括烟气再热装置和主烟气混合用喷嘴等。

炉膛内喷钙脱硫的基本原理：石灰石粉借助气力喷入炉膛内850~1150度（摄氏）烟温区，石英钟灰石煅烧分解成CaO和CO2，部分CaO与烟气中的SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2。反应生成CaSO4，脱除烟气中一部分SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2脱除率随煤种、石灰石粉特性、炉型及其空气动力场和温度场特性等因素而改变，一般在20%~50%。

活化器内脱硫的基本原理：烟气增湿活化售硫反应的机理主要是由于脱硫剂颗粒和水滴相碰撞以后，在脱硫剂颗粒表面形成一层水膜，脱硫剂及SO2气体均向其中溶解，从而使脱硫反应由原来的气-固反应转化成水膜中的离子反应，烟气中大部分未及时在炉膛内参与反应的CaO与烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4。活化反应器内的脱硫效率通常在40%~60%，其高低取决于雾化水量、液滴粒径、水雾分布和烟气流速、出口烟温，最主要的控制因素是脱硫剂颗粒与水滴碰撞的概率。

由于活化反应器出口烟气中还有一部分可利用的钙化物，为了提高钙的利用率，可以将电除尘器收集下来的粉尘返回一部分到活化反应器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法，将烟气温度提高至露点以上10~15度（摄氏）加热工质可用蒸气或热空气，也可用未经活化器的烟气。

整个LIFAC工艺系统的脱硫效率η为炉膛脱硫效率η和活化器脱硫效率η之和，即η=η1 （1-η1）η2，一般为60%~85%。LIFAC脱硫方法适用于燃用含硫量为0.6%~2.5%的煤种、容量为50~300MW燃煤锅炉。与湿式烟气脱硫技术相比，投资少，占地面积小，适合于现有电厂的改造。

LIFAC工艺即在燃煤锅炉内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LIFAC(炉内喷钙及未反应氧化钙活化)是一种先进的烟气脱硫工艺,自八十年代以来,在世界各地的燃煤电厂得到了广泛的应用。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。

目前,中芬电气通过下关电厂和浙江钱清电厂的125MW机组烟气脱硫工程已经具体地掌握了芬兰的LIFAC技术,再加上有多年独立研究开发的基础,国内在大中型机组实施喷钙脱硫成套技术有成功的把握。在国内LIFAC喷钙脱硫成套技术开发的攻关成果得到了有关部门的充分肯定,1996年获国家环保局科学进步三等奖,国家计委、国家科委、国家财务部“八五”科技攻关重大科技成果奖,国家环保局示范工程荣誉证书,1997年获国家环保局环保科技成果转化项目证书,1998年获得国家环保总局环保实用技术推广计划项目证书,机械工业部科学技术进步三等奖等。

“九五”以来,(原)国家科委,国家环保总局支持进行电站锅炉喷钙脱硫成套技术工程化开发,不但进行了有关工程化问题的物理模拟试验,而且开发了一系列计算机数值模拟程序,对35t/h、130t/h、420t/h煤粉锅炉实施喷钙脱硫成套技术进行了可行性研究,并做出设计方案。与此同时,国内还配合南京下关电厂引进同类型的芬兰LIFAC技术专门开发了新型的420t/h锅炉。

LIFAC脱硫的主要工艺有三个阶段：炉内喷钙 活化及干灰再循环 灰浆再循环

第一步、炉内喷钙

其主要特征为在炉膛上部恰当的高温区域喷脱硫剂石灰石粉，使之与烟气中的 SO2 进行化学反应。

第二步、活化及干灰再循环

在炉膛中未反应的石灰粉和 SO2 进入到布置在锅炉后面的烟气增湿－－活化反应塔内作进一步的化学反应,大大提高了脱硫效率。(按电厂的实际情况,推荐采用前面两个脱硫阶段,即可获得满意的效率。)在捷克2×362MW的电厂中,只运用第二步就可稳定经济地实现85%的脱硫效率。

第三步、灰浆再循环

是把ESP和活化器下面灰斗中部分的灰加水成灰浆后,再循环到活化器中脱除SO2,以进一步提高脱硫效率,使脱硫效率可达90% 。

主要设备有：

喷钙设备、活化反应器、灰处理设备及颗粒收集器。2100433B

孙志宽，神华能源集团公司，一直致力于烟气脱硫系统检修与运行相关工作，结合自己多年的工作经验，对烟气脱硫系统的启动、停止、调整、运行维护、定期试验和事故处理等内容做了较系统的阐述

《烟气脱硫系统检修运行管理标准系列丛书》首次定义了脱硫系统检修等级、检修工期、检修内容和检修工艺及质量要求，创新性地建立了烟气脱硫系统运行导则、检修导则和检修费用定额为一体的管理系统。 本书为《烟气脱硫系统检修运行管理标准系列丛书》的一个分册。本书以《火电厂石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统检修导则》（以下简称《脱硫导则》）为基础，对设备进行了详细分类划项，与《脱硫导则》内容相衔接，基本以其标准项目为计算依据，把脱硫设备检修技术与经济管理有机结合起来，解决了以往两者脱节的现象；采取基础定额费用与取费标准分、合的编制，既能适用于检修工程总费用招投标制或包工不包料，又能满足发电厂（公司）内部核算、指标考核等多种形式的工程成本管理，解决了定额使用的灵活性问题。此外，基础费用定额可按企业实际灵活取舍、组合，更加灵活用于项目费用调整，并可采用不同的价格和取费标准，对相关费用项目进行调整，应用计算机操作。本书紧密结合火电厂烟气脱硫系统实际，具有很强的针对性和可操作性，为集团公司、发电企业和检修施工企业脱硫检修项目的计算、预（决）算和招投标等管理工作提供了科学依据。

烟气自现有的烟囱烟道到达FGD系统的新烟道。热烟气通过该烟道，经增压风机送达脱硫(FGD)系统。现有烟道可作为旁路烟道将烟气直接排至烟囱，这意味着烟气可以100%经旁路烟道被旁路。脱硫系统可通过双百叶窗式挡板与旁路烟道分离。

烟道将未处理的原烟气引至升压风机，经烟气换热器(GGH)将热原烟气中的热量蓄积并加热吸收塔出来净化后的冷烟气。原烟气温度由150℃降至113℃经过吸收塔的入口向上流动穿过托盘及喷淋层，在此，烟气被冷却、饱和，烟气中的SO2被吸收。经过喷淋洗涤的冷烟气进入烟气换热器(GGH)的冷端，离开GGH后被加热至82℃，加热后的冷烟气通过烟道进入烟囱。

FGD装置配有1台回转再生式烟气换热器，以使净烟气在烟囱进口的最低温度高于80℃。该装置是利用锅炉出来的原烟气来加热经脱硫之后的净烟气，使之温度大于酸露点温度后排放到烟囱。为防止GGH传热面间的沉积结垢，需用清洗设备进行清洗，清洗设备一般用喷枪。在换热器的原烟气部分“热侧”有一个喷枪，“冷侧”有一个喷枪。用压缩空气每天冲洗换热器，或当压降超过给定最大值时，用高压工艺水冲洗。但用高压工艺水冲洗只能在运行时进行（一年约12次，根据装置的运行情况）。当FGD装置停运时，可用低压水冲洗换热器。

升压风机用于克服FGD装置造成的烟气压降。采用静叶可调轴流式风机，FGD系统共设一台升压风机。升压风机将根据正常运行和异常情况可能发生的最大流量、最高温度和最大压损设计，还将考虑事故情况。升压风机在容量、设计和构造上将保证从零到满负荷时都能运行，除了满足锅炉在MCR工况下的运行要求外，还将满足FGD最差的设计条件。即：

a. 基本风量按锅炉燃用设计煤种和BMCR工况下升压风机入口的烟气量考虑。

b. 风量裕量不低于10%，另加10℃的温度裕量。

c. 压头裕量不低于20%。

来自锅炉的烟气分别从与烟囱相连的钢烟道中引出后，进入升压风机，经升压风机增压后，依次通过烟气换热器（GGH）降温侧、吸收塔、GGH升温侧接入烟囱。FGD系统的风压损失由升压风机提供。烟气经GGH降温侧冷却后流入吸收塔。在吸收塔中，烟气首先经托盘将气体均匀分布，调整烟气流速。均匀分布的烟气逐渐上升，与从吸收塔内喷淋管组喷出的悬浮液滴逆向接触，使烟气中的SO2、SO3、HCl、HF、飞灰和其他污染物得到去除。从吸收塔顶部出来的净烟气经GGH升温侧再热后，从烟囱排放到大气中。烟道上设有挡板系统，以便于FGD系统旁路运行，包括1个进口挡板（原烟气挡板），1个旁路挡板和1个FGD出口挡板（净烟气）。所有挡板都配有密封系统，以保证“零”泄露。在正常运行时，两个旁路挡板门关闭，每个旁路挡板门的差压通过升压风机的可调叶片控制为0kPa。

在故障情况下，开启烟气旁路挡板门，烟气通过旁路烟道绕过FGD系统直接排到烟囱。