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desulfuración de gases de combustión

Antes de la instalación del sistema de desulfuración de gases de combustión, las emisiones de la central eléctrica Four Corners en Nuevo México contenían una cantidad significat...

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Antes de la instalación del sistema de desulfuración de gases de combustión, las emisiones de la central eléctrica Four Corners en Nuevo México contenían una cantidad significativa de dióxido de azufre.
El depurador de la estación de vapor GG Allen (Carolina del Norte)

La desulfuración de gases de combustión ( FGD , por sus siglas en inglés) es un conjunto de tecnologías utilizadas para eliminar el dióxido de azufre ( SO₂ ) de los gases de escape de las centrales eléctricas que utilizan combustibles fósiles , y de las emisiones de otros procesos que emiten óxidos de azufre , como la incineración de residuos , las refinerías de petróleo y los hornos de cemento y cal.

Métodos

Dado que en muchos países se han promulgado estrictas regulaciones ambientales que limitan las emisiones de SO₂ , este se elimina de los gases de combustión mediante diversos métodos. Métodos comunes utilizados:

Para una central eléctrica típica alimentada con carbón , la desulfuración de gases de combustión (FGD) puede eliminar el 90 por ciento o más del SO 2 en los gases de combustión. [ 2 ]

Historia

Los métodos para eliminar el dióxido de azufre de los gases de escape de calderas y hornos se han estudiado durante más de 150 años. Las primeras ideas para la desulfuración de gases de combustión se establecieron en Inglaterra alrededor de 1850.

Con la construcción de centrales eléctricas a gran escala en Inglaterra en la década de 1920, los problemas asociados con los grandes volúmenes de SO₂ provenientes de un solo sitio comenzaron a preocupar al público. El SO₂El problema de las emisiones de SO₂ no recibió mucha atención hasta 1929, cuando laCámara de los Loresconfirmó la demanda de un terrateniente contra la Barton Electricity Works de laCorporación de Manchesterpor los daños causados ​​a su terreno pordeSO₂. Poco después, se lanzó una campaña de prensa contra la construcción de centrales eléctricas dentro de los límites de Londres. Esta protesta condujo a la imposición de la normativa sobre emisiones deSO₂2 controles en todas esas centrales eléctricas. [ 3 ]

La primera unidad importante de desulfuración de gases de combustión (FGD) en una central eléctrica se instaló en 1931 en la central eléctrica de Battersea , propiedad de London Power Company . En 1935, un sistema FGD similar al instalado en Battersea entró en servicio en la central eléctrica de Swansea. El tercer sistema FGD importante se instaló en 1938 en la central eléctrica de Fulham . Estas tres primeras instalaciones FGD a gran escala se suspendieron durante la Segunda Guerra Mundial , porque las características columnas de vapor blanco habrían facilitado la localización por parte de los aviones enemigos. [ 4 ] La planta FGD de Battersea se reactivó después de la guerra y, junto con la planta FGD de la nueva central eléctrica Bankside B , frente a la City de Londres, funcionó hasta que las centrales cerraron en 1983 y 1981, respectivamente. [ 5 ] Las unidades FGD a gran escala no reaparecieron en las centrales eléctricas hasta la década de 1970, donde la mayoría de las instalaciones se realizaron en Estados Unidos y Japón . [ 3 ]

La Ley de Aire Limpio de 1970 (CAA) y sus enmiendas han influido en la implementación de la desulfuración de gases de combustión (FGD). [ 6 ] En 2017, se publicó la norma PTC 40 revisada. Esta norma revisada (PTC 40-2017) abarca los sistemas de FGD secos y regenerables y proporciona una sección de análisis de incertidumbre más detallada. Esta norma se utiliza actualmente en empresas de todo el mundo.

En junio de 1973, había 42 unidades FGD en funcionamiento, 36 en Japón y 6 en Estados Unidos, con capacidades que oscilaban entre 5 MW y 250 MW. [ 7 ] Hacia 1999 y 2000, las unidades FGD se utilizaban en 27 países, y había 678 unidades FGD en funcionamiento con una capacidad total de planta de energía de aproximadamente 229 gigavatios . Alrededor del 45% de la capacidad FGD se encontraba en Estados Unidos, el 24% en Alemania , el 11% en Japón y el 20% en otros países. Aproximadamente el 79% de las unidades, que representaban unos 199 gigavatios de capacidad, utilizaban lavado húmedo con cal o piedra caliza. Alrededor del 18% (o 25 gigavatios) utilizaban lavadores de secado por pulverización o sistemas de inyección de sorbente. [ 8 ] [ 9 ] [ 10 ]  

FGD en barcos

La Organización Marítima Internacional ( OMI ) ha adoptado directrices sobre la aprobación, instalación y uso de depuradores de gases de escape (sistemas de limpieza de gases de escape) a bordo de los buques para garantizar el cumplimiento de la normativa sobre azufre del Anexo VI del Convenio MARPOL . [ 11 ]

El tipo más común en los barcos son los depuradores de circuito abierto, que utilizan agua de mar para rociar los gases de escape y luego descargan el agua de lavado contaminada resultante directamente al océano. Estos sistemas han generado importantes críticas ambientales debido a su impacto perjudicial en los ecosistemas marinos. [ 12 ] [ 13 ] [ 14 ]

Los Estados de abanderamiento deben aprobar dichos sistemas y los Estados del puerto pueden (como parte de su control portuario ) garantizar su correcto funcionamiento. Si un sistema de depuración no funciona correctamente (y no se cumplen los procedimientos de la OMI para tales fallos), los Estados del puerto pueden sancionar al buque. La Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar también otorga a los Estados del puerto el derecho a regular (e incluso prohibir) el uso de sistemas de depuración de circuito abierto en puertos y aguas interiores. [ 15 ]

Formación de niebla de ácido sulfúrico

Los combustibles fósiles, como el carbón y el petróleo, pueden contener una cantidad significativa de azufre. Al quemarse, aproximadamente el 95 % o más del azufre se convierte en dióxido de azufre ( SO₂ ). Esta conversión se produce en condiciones normales de temperatura y de oxígeno en los gases de combustión . Sin embargo, existen circunstancias en las que esta reacción puede no ocurrir.

El SO₂ puede oxidarse aún más a trióxido de azufre ( SO₃ ) cuando hay exceso de oxígeno y las temperaturas del gas son suficientemente altas. A unos 800 ° C, se favorece la formación de SO₃ . Otra forma en que se puede formar SO₃ es mediante la catálisis por metales en el combustible. Esta reacción es particularmente cierta para el fuelóleo pesado, donde hay una cantidad significativa de vanadio . Cualquiera que sea la forma en que se forme el SO₃ , no se comporta como el SO₂ , ya que forma un aerosol líquido conocido como niebla de ácido sulfúrico ( H₂SO₄ ) que es muy difícil de eliminar. Generalmente, alrededor del 1 % del dióxido de azufre se convertirá en SO₃ . La niebla de ácido sulfúrico suele ser la causa de la neblina azul que a menudo aparece cuando se disipa la columna de gases de combustión. Cada vez más, este problema se está abordando mediante el uso de precipitadores electrostáticos húmedos . 

Química de la desulfuración de gases de combustión

Principios

La mayoría de los sistemas FGD emplean dos etapas: una para la eliminación de cenizas volantes y otra para la eliminación de SO₂ . Se han realizado intentos para eliminar tanto las cenizas volantes como el SO₂ en un mismo recipiente de lavado. Sin embargo, estos sistemas presentaron graves problemas de mantenimiento y baja eficiencia de eliminación. En los sistemas de lavado húmedo, los gases de combustión normalmente pasan primero por un dispositivo de eliminación de cenizas volantes, ya sea un precipitador electrostático o un filtro de mangas, y luego por el absorbedor de SO₂ . Sin embargo, en las operaciones de inyección en seco o secado por pulverización, el SO₂ reacciona primero con la cal, y luego los gases de combustión pasan por un dispositivo de control de partículas.

Otra consideración importante en el diseño de sistemas de desulfuración de gases de combustión húmedos es que los gases que salen del absorbedor están saturados de agua y aún contienen SO₂ . Estos gases son altamente corrosivos para cualquier equipo posterior , como ventiladores, conductos y chimeneas. Dos métodos para minimizar la corrosión son: (1) recalentar los gases por encima de su punto de rocío , o (2) utilizar materiales de construcción y diseños que permitan que los equipos soporten las condiciones corrosivas. Ambas alternativas son costosas. Los ingenieros determinan qué método utilizar en función de cada caso particular.

Lavado con un sólido o solución alcalina

Diseño esquemático del absorbedor de un FGD

El SO₂ es un gas ácido y, por lo tanto, las típicas suspensiones adsorbentes u otros materiales utilizados para eliminar el SO₂ de los gases de combustión son alcalinos. La reacción que tiene lugar en el lavado húmedo con una suspensión de CaCO₃ ( piedra caliza ) produce sulfito de calcio ( CaSO₃ ) y puede expresarse en su forma seca simplificada como:

CaCO 3 +SO 2 → CaSO 3 + CO 2

El lavado húmedo se puede realizar con Ca(OH) 2 ( cal hidratada ) y Mg(OH) 2 :

M(OH) 2 + SO 2 → MSO 3 + H 2 O (M = Ca, Mg)

Para compensar parcialmente el costo de la instalación del sistema de desulfuración de gases de combustión (FGD), algunos diseños, en particular los sistemas de inyección de adsorbente seco, oxidan aún más el CaSO₃ ( sulfito de calcio) para producir CaSO₄ · 2H₂O ( yeso ) comercializable , con la calidad suficiente para su uso en paneles de yeso y otros productos. El proceso mediante el cual se crea este yeso sintético también se conoce como oxidación forzada.

2 CaSO 3 + 2 H 2 O + O 2 → 2 CaSO 4 · 2H 2 O

Un alcalino natural que puede absorber SO₂ es el agua de mar. El SO₂ se absorbe en el agua y, al añadir oxígeno, reacciona para formar iones sulfato SO₄²⁻ y H⁺ libre . El exceso de H⁺ se compensa con los carbonatos presentes en el agua de mar , lo que desplaza el equilibrio de carbonatos y libera gas CO₂ .

SO₂ + H₂O + O → H₂SO₄​
HCO − 3 + H + → H 2 O + CO 2

En la industria, la sosa cáustica ( NaOH ) se usa a menudo para eliminar el SO2 , produciendo sulfito de sodio : [ 16 ]

2 NaOH + SO 2 → Na 2 SO 3 +H 2 O

Tipos de depuradores húmedos utilizados en FGD

Para promover la máxima superficie de contacto gas-líquido y tiempo de residencia, se han utilizado diversos diseños de depuradores húmedos, como torres de pulverización, venturis, torres de placas y lechos empacados móviles . Debido a la acumulación de incrustaciones, obstrucciones o erosión, que afectan la fiabilidad de la desulfuración de gases de combustión (FGD) y la eficiencia del absorbedor, la tendencia es utilizar depuradores sencillos, como las torres de pulverización, en lugar de otros más complejos. La configuración de la torre puede ser vertical u horizontal, y los gases de combustión pueden fluir en paralelo, a contracorriente o transversalmente con respecto al líquido. El principal inconveniente de las torres de pulverización es que requieren una mayor relación líquido-gas para una eliminación equivalente de SO₂ que otros diseños de absorbedores.

Los depuradores FGD producen aguas residuales con alta incrustación que requieren tratamiento para cumplir con las regulaciones federales de descarga de EE. UU. [ 17 ] Sin embargo, los avances tecnológicos en membranas de intercambio iónico y sistemas de electrodiálisis han permitido un tratamiento de alta eficiencia de las aguas residuales FGD para cumplir con los límites de descarga de la EPA. [ 18 ] El enfoque de tratamiento es similar para otras aguas residuales industriales con alta incrustación.

Depuradores de varilla Venturi

Un depurador Venturi es una sección convergente/divergente de un conducto. La sección convergente acelera el flujo de gas a alta velocidad. Cuando el flujo de líquido se inyecta en la garganta, que es el punto de máxima velocidad, la turbulencia causada por la alta velocidad del gas atomiza el líquido en pequeñas gotas, lo que crea la superficie necesaria para que se produzca la transferencia de masa. Cuanto mayor sea la caída de presión en el Venturi, menores serán las gotas y mayor la superficie. El inconveniente reside en el consumo de energía.

Para la eliminación simultánea de SO₂ y cenizas volantes, se pueden utilizar depuradores Venturi. De hecho, muchos de los sistemas industriales desechables a base de sodio son depuradores Venturi diseñados originalmente para eliminar partículas. Estas unidades se modificaron ligeramente para inyectar un líquido de depuración a base de sodio. Si bien la eliminación de partículas y SO₂ en un solo recipiente puede ser económica, deben considerarse los problemas de las altas caídas de presión y la dificultad de encontrar un medio de depuración para eliminar grandes cantidades de cenizas volantes. Sin embargo, en casos donde la concentración de partículas es baja, como en unidades que utilizan petróleo como combustible, puede ser más eficaz eliminar partículas y SO₂ simultáneamente .

Fregadoras de lecho empaquetado

Un depurador de relleno consta de una torre con material de relleno en su interior. Este material puede tener forma de soportes, anillos o formas altamente especializadas diseñadas para maximizar el área de contacto entre el gas contaminado y el líquido. Las torres de relleno suelen operar con caídas de presión mucho menores que los depuradores Venturi y, por lo tanto, son más económicas de operar. Además, generalmente ofrecen una mayor eficiencia en la eliminación de SO₂ . La desventaja es que tienen una mayor tendencia a obstruirse si hay un exceso de partículas en el flujo de aire de escape.

Torres de pulverización

Una torre de pulverización es el tipo más sencillo de depurador. Consiste en una torre con boquillas de pulverización que generan las gotas para el contacto con la superficie. Las torres de pulverización se utilizan normalmente para la circulación de lodos (véase más abajo). La alta velocidad de un venturi provocaría problemas de erosión, mientras que una torre de relleno se obstruiría si intentara circular un lodo.

Las torres de decantación a contracorriente se utilizan con poca frecuencia porque tienden a obstruirse con las partículas acumuladas o a incrustarse cuando se utilizan lodos de lavado de cal o piedra caliza .

Reactivo de limpieza

Como se explicó anteriormente, los sorbentes alcalinos se utilizan para depurar los gases de combustión y eliminar el SO₂ . Según la aplicación, los dos más importantes son la cal y el hidróxido de sodio (también conocido como sosa cáustica ). La cal se usa típicamente en grandes calderas de carbón o petróleo, como las que se encuentran en las centrales eléctricas, ya que es mucho menos costosa que la sosa cáustica. El problema es que produce una suspensión que circula a través del depurador en lugar de una solución. Esto daña el equipo. Generalmente se utiliza una torre de pulverización para esta aplicación. El uso de cal produce una suspensión de sulfito de calcio ( CaSO₃ ) que debe eliminarse. El sulfito de calcio se puede oxidar para producir yeso ( CaSO₄ · 2H₂O ) , un subproducto comercializable para su uso en la industria de materiales de construcción .

La sosa cáustica se limita a unidades de combustión pequeñas debido a su mayor costo en comparación con la cal, pero tiene la ventaja de que forma una solución en lugar de una suspensión, lo que facilita su operación. Produce una solución residual de sulfito /bisulfito de sodio (según el pH) o sulfato de sodio, que debe eliminarse. Esto no representa un problema en una fábrica de pulpa kraft , por ejemplo, donde puede ser una fuente de reactivos para el ciclo de recuperación.

Lavado con solución de sulfito de sodio

Es posible eliminar el dióxido de azufre mediante una solución fría de sulfito de sodio , que forma una solución de bisulfito de sodio. Calentando esta solución, se revierte la reacción para formar dióxido de azufre y la solución de sulfito de sodio. Dado que la solución de sulfito de sodio no se consume, se denomina tratamiento regenerativo. La aplicación de esta reacción también se conoce como proceso Wellman-Lord .

En cierto modo, esto puede considerarse similar a la extracción líquido-líquido reversible de un gas inerte como el xenón o el radón (u otro soluto que no experimente un cambio químico durante la extracción) del agua a otra fase. Si bien se produce un cambio químico durante la extracción del dióxido de azufre de la mezcla gaseosa, el equilibrio de extracción se desplaza al cambiar la temperatura, en lugar de utilizar un reactivo químico.

Oxidación en fase gaseosa seguida de reacción con amoníaco.

El OIEA ha descrito una nueva tecnología emergente de desulfuración de gases de combustión . [ 19 ] Se trata de una tecnología de radiación en la que se dispara un haz intenso de electrones hacia los gases de combustión al mismo tiempo que se les añade amoníaco . La central eléctrica de Chengdu, en China, puso en marcha una unidad de desulfuración de gases de combustión de 100  MW en 1998. La central eléctrica de Pomorzany, en Polonia, también puso en marcha una unidad de tamaño similar en 2003, que elimina tanto los óxidos de azufre como los de nitrógeno. Se informa que ambas centrales operan con éxito. [ 20 ] [ 21 ] Sin embargo, los principios de diseño del acelerador y la calidad de fabricación requieren mejoras adicionales para su funcionamiento continuo en condiciones industriales. [ 22 ]

En este proceso no se requiere ni se genera radiactividad . El haz de electrones se genera mediante un dispositivo similar al cañón de electrones de un televisor. Este dispositivo se denomina acelerador. Este es un ejemplo de un proceso de radioquímica [ 21 ] en el que se utilizan los efectos físicos de la radiación para procesar una sustancia.

La acción del haz de electrones promueve la oxidación del dióxido de azufre a compuestos de azufre(VI). El amoníaco reacciona con los compuestos de azufre así formados para producir sulfato de amonio , que puede utilizarse como fertilizante nitrogenado . Además, puede emplearse para reducir el contenido de óxidos de nitrógeno en los gases de combustión. Este método se ha implementado a escala industrial. [ 20 ] [ 23 ]

Datos y estadísticas

La información de esta sección se obtuvo de una hoja informativa publicada por la EPA de EE. UU. en 2003. [ 24 ]

Los desulfurizadores de gases de combustión se han aplicado a unidades de combustión que utilizan carbón y petróleo con potencias que oscilan entre 5  MW y 1500  MW. Scottish Power está invirtiendo 400  millones de libras esterlinas en la instalación de un sistema de desulfurización de gases de combustión (FGD) en la central eléctrica de Longannet , que tiene una capacidad de más de 2000  MW. Los desulfurizadores secos y los desulfurizadores por pulverización se han aplicado generalmente a unidades de menos de 300  MW.

RWE npower ha instalado un sistema de desulfuración de gases de combustión (FGD) en la central eléctrica de Aberthaw, en el sur de Gales, utilizando el proceso de agua de mar, y este sistema funciona correctamente en la  planta de 1.580 MW.

Aproximadamente el 85% de las unidades de desulfuración de gases de combustión instaladas en EE. UU. son lavadores húmedos, el 12% son sistemas de secado por pulverización y el 3% son sistemas de inyección en seco.

Las eficiencias más altas en la eliminación de SO₂ (superiores al 90%) se logran con lavadores húmedos, mientras que las más bajas (inferiores al 80%) se consiguen con lavadores secos. Sin embargo, los diseños más recientes de lavadores secos son capaces de alcanzar eficiencias del orden del 90%.

En los sistemas de secado por pulverización e inyección en seco, los gases de combustión deben enfriarse primero a unos 10-20  °C por encima de la saturación adiabática para evitar la deposición de sólidos húmedos en los equipos posteriores y la obstrucción de los filtros de mangas.

Los costos de capital, operación y mantenimiento por tonelada corta de SO₂ eliminada (en dólares estadounidenses de 2001) son:

  • Para depuradores húmedos de más de 400  MW, el costo es de $200 a $500 por tonelada.
  • Para los depuradores húmedos de menos de 400  MW, el costo es de $500 a $5,000 por tonelada.
  • Para los depuradores de secado por pulverización de más de 200  MW, el costo es de $150 a $300 por tonelada.
  • Para los depuradores de secado por pulverización de menos de 200  MW, el costo es de $500 a $4000 por tonelada.

Métodos alternativos para reducir las emisiones de dióxido de azufre

Una alternativa para eliminar el azufre de los gases de combustión después de la quema es eliminarlo del combustible antes o durante la combustión. La hidrodesulfuración del combustible se ha utilizado para tratar los fuelóleos antes de su uso. La combustión en lecho fluidizado añade cal al combustible durante la combustión. La cal reacciona con el SO₂ para formar sulfatos que pasan a formar parte de las cenizas .

Este azufre elemental se separa y finalmente se recupera al final del proceso para su posterior uso, por ejemplo, en productos agrícolas. La seguridad es una de las mayores ventajas de este método, ya que todo el proceso se lleva a cabo a presión atmosférica y temperatura ambiente. Este método ha sido desarrollado por Paqell, una empresa conjunta entre Shell Global Solutions y Paques. [ 25 ]

Véase también

Referencias

  1. ↑ "Tecnología de inyección de adsorbente seco | Sistemas de control de NOx" .
  2. ↑ Compositech Products Manufacturing Inc. "Desulfuración de gases de combustión – Tratamiento de aguas residuales FGD | Fabricante de filtros Compositech" . www.compositech-filters.com . Consultado el 30 de marzo de 2018 .
  3. 1 2 Biondo, SJ; Marten, JC (octubre de 1977). "Historia de los sistemas de desulfuración de gases de combustión desde 1850". Journal of the Air Pollution Control Association . 27 (10): 948– 61. doi : 10.1080/00022470.1977.10470518 .
  4. ↑ Sheail, John (1991). Power in Trust: The environmental history of the Central Electricity Generating Board . Oxford: Clarendon Press. p. 52. ISBN  0-19-854673-4.
  5. ↑ Murray, Stephen (2019). "La política y la economía de la tecnología: la central eléctrica de Bankside y el medio ambiente, 1945-81". The London Journal . 44 (2): 113– 32. doi : 10.1080/03058034.2019.1583454 . S2CID 159395306 . 
  6. ↑ "Regla interestatal de aire limpio" . EPA. 2016.
  7. ↑ Beychok, Milton R., Cómo lidiar con el SO₂ , Chemical Engineering/Deskbook Issue, 21 de octubre de 1974
  8. ↑ Nolan, Paul S., Tecnologías de desulfuración de gases de combustión para centrales eléctricas de carbón , The Babcock & Wilcox Company, EE. UU., presentado por Michael X. Jiang en la Conferencia Internacional Coal-Tech 2000, noviembre de 2000, Yakarta, Indonesia.
  9. ↑ Rubin, Edward S.; Yeh, Sonia; Hounshell, David A.; Taylor, Margaret R. (2004). "Curvas de experiencia para tecnologías de control de emisiones de centrales eléctricas" . International Journal of Energy Technology and Policy . 2 ( 1– 2): 52– 69. doi : 10.1504/IJETP.2004.004587 . S2CID 28265636 . {{cite journal}}: CS1 maint: servicio de archivado obsoleto ( enlace )
  10. ↑ Beychok, Milton R., Economía comparativa de procesos avanzados regenerables de desulfuración de gases de combustión , EPRI CS-1381, Electric Power Research Institute, marzo de 1980
  11. ↑ «Índice de resoluciones y directrices del MEPC relacionadas con el Anexo VI del MARPOL» . Archivado del original el 18 de noviembre de 2015.
  12. ↑ "Revisión bibliográfica de depuradores de circuito abierto" (PDF) . Puertos británicos .
  13. ↑ Lunde Hermansson, Anna; Hassellöv, Ida-Maja; Grönholm, Tiia; Jalkanen, Jukka-Pekka; Fridell, Erik; Parsmo, Rasmo; Hassellöv, Jesper; Ytreberg, Erik (junio de 2024). "Fuertes incentivos económicos de los depuradores de buques que promueven la contaminación" . Sostenibilidad de la Naturaleza . 7 (6): 812– 822. doi : 10.1038/s41893-024-01347-1 . ISSN 2398-9629 . 
  14. ↑ "Informe: El lavado de los depuradores perjudica al Báltico mientras los armadores obtienen beneficios con el HFO" . The Maritime Executive . Consultado el 22 de julio de 2025 .
  15. ↑ Jesper Jarl Fanø (2019). Aplicación de la legislación marítima internacional sobre contaminación atmosférica a través de la UNCLOS . Hart Publishing.
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  17. ↑ "Directrices sobre efluentes para la generación de energía termoeléctrica – Norma final de 2015" . EPA. 30 de noviembre de 2018.
  18. ↑ "Reducción de costos y residuos en el tratamiento de aguas residuales mediante desulfuración de gases de combustión" . Power Mag . Electric Power. Marzo de 2017. Consultado el 6 de abril de 2017 .
  19. ↑ Ficha informativa del OIEA sobre la planta piloto en Polonia.
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  22. ↑ Chmielewski, Andrzej G. (2005). "Aplicación de la radiación ionizante a la protección del medio ambiente" (PDF) . Nukleonika . 50 (Supl. 3). Varsovia, Polonia: Instituto de Química y Tecnología Nuclear: S17– S24. ISSN 0029-5922 . 
  23. ↑ Planta industrial para el tratamiento de gases de combustión con acelerador de electrones de alta potencia de AG Chmielewski, Universidad Tecnológica de Varsovia, Polonia.
  24. ↑ "Hoja informativa sobre tecnología de control de la contaminación atmosférica: desulfuración de gases de combustión" (PDF) . Centro de Tecnología de Aire Limpio . EPA. 2003. EPA 452/F-03-034. Archivado del original (PDF) el 2 de mayo de 2004.
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  • Primeros 5000 MW de desulfuración de gases de combustión de KEPCO (1998) (archivado) (incluye un diagrama de flujo de proceso detallado )
  • Presentación de Alstom ante la CEPE de las Naciones Unidas sobre el control de la contaminación atmosférica (2003) (archivada) (incluye diagrama de flujo del proceso para la desulfuración de gases de combustión en seco, húmedo y con agua de mar).
  • Instituto de Empresas de Aire Limpio (ICAC) – Asociación comercial nacional de EE. UU. que representa a los fabricantes de sistemas de control de emisiones.