cps硫回收裝置設計

『壹』 80億元合同 五環海外最大合同總承包項目審查

7月12日至23日，中國五環工程有限公司總承包印度塔奇爾化肥公司（TalcherFertilizer Limited, TFL）煤制化肥項目氣化裝置、凈化裝置、硫回收裝置通過遠程會議方式，召開了為期兩周的30%PDMS模型審查會。 會議由設計經理呂慶元主持，業主Talcher、PDIL及五環相關設計人員參加了本次會議。

作為五環公司海外市場簽訂的最大合同金額的工程總承包項目，印度項目自開工以來便受到國際形勢復雜，新冠疫情肆虐等多方面的影響，項目開展過程中遇到的困難較其他工程項目更為復雜多變。但印度項目團隊始終積極推動項目，在全體項目成員的努力下，30%PDMS模型審查會得以順利召開。

審查會期間，雙方本著高要求、嚴把關、細心嚴謹的態度對3D模型中裝置通行、設備吊裝、操作檢修，重要管線閥門的設置等交流了意見。印度塔奇爾煤制化肥項目30%模型審查會的成功召開，為項目後續工作的穩步推進、為其他裝置工作的順利開展打下堅實基礎。

2019年9月17日，中國化學工程獲得印度塔奇爾化肥項目煤氣化凈化標段的正式授標，9月19日又獲得合成氨尿素標段的正式授標，累計合同總金額摺合人民幣約80億元。該項目位於印度奧里薩邦安古爾地區，是全球單系列產能最大的煤制化肥項目，也是印度第一座現代大型煤制化肥項目，項目規模為73萬噸/年合成氨、127萬噸/年尿素，是包含專利、設計、采購、施工、開車的全過程EPC交鑰匙工程。中國化學工程工作范圍為包含備煤、空分、煤氣化、凈化、合成氨和尿素的全部工藝裝置以及循環水和供配電等部分公用工程，工期共計46個月。煤氣化工段採用空氣產品公司的粉煤氣化技術廢鍋流程來解決當地原料煤高灰高熔點的處理難題。項目共包含兩套氣化裝置，合成氣總產能可高達28.4萬標立/小時。

『貳』 SF6氣體回收裝置的工作流程是什麼

SF6氣體回收裝置的充放指將貯存於裝置貯存容器內的SF6充至電器設備直至達到所需的工作壓力。

SF6氣體回收裝置管路連接後首先應確定是否需對電器設備及管路抽真空，判斷和操作方法見本節1抽真空有關內容。

當貯存容器壓力較高時，開V4，直接向電器設備充氣，可觀察M6壓力表值。

當貯存容器壓力降低後，無法直接向電器設備充氣，在V7處外接氣源通過V7、V6直接向電器設備充氣；或外接氣源壓力較低時也利用壓縮機將外接氣源的SF6充至電器設備內，這時關V6，開V7、V2、V3、SF6壓縮機、V4，直至達到SF6氣體回收裝置所需的工作壓力。

SF6氣體回收裝置停機應將系統內的SF6用壓縮機收至貯存容器內，直至吸氣口壓力（M1）為零表壓，關SF6壓縮機及有關閥門。

『叄』 sf6氣體回收裝置

SF6氣體回收凈化充放裝置是用於SF6氣體絕緣電器設備的製造廠，使用運行科研等部門， 對各種電內器設備進行抽真空，容對電器設備充入SF6氣體，並從使用或試驗的電器中回收SF6氣體，同時進行凈化處理壓縮貯存到貯罐。回收裝置適用SF6電器及GIS組合電器等。SF6氣體回收裝置按照DL/T662-1999《六氟化硫充氣及回收裝置》標准，裝置由回收系統、充氣系統、抽真空系統、凈化系統、氣體貯存系統組成。
產品功能
1、對裝置本機和SF6開關及GIS抽真空及真空測量
2、對液化罐抽真空及真空測量
3、對裝置本身抽真空及真空測量
4、對SF6開關充氣
5、對電器設備中的SF6氣體進行回收包括水份處理、油份處理6、對回收和回充的SF6氣體進行乾燥、凈化處理
7、對SF6電器中的SF6氣體進行回收、液化儲存及殘壓測定
8、可容納80升容積的貯液罐，在設備本體內。
9、對SF6氣體進行壓縮液態貯存。
10、該裝置為移動式。

『肆』 硫回收工藝原理

硫磺回收裝置硫磺回收指將含硫化氫等有毒含硫氣體中的硫化物轉變為單質硫，從而變廢為寶，保護環境的化工過程。
硫磺回收通常採用一種叫做「克勞斯」的工藝來實現。含硫原料氣通常稱為酸氣。首先將酸氣與空氣或氧氣在一台稱為燃燒爐的設備中燃燒。嚴格控制空氣或氧氣量，使燃燒產物中硫化氫與二氧化硫氣體體積比為2：1。之後燃燒氣體被冷卻，氣體中的硫磺冷凝回收。剩餘氣體經加熱後進入一台克勞斯反應器進行反應。反應主要是硫化氫與二氧化硫生產硫磺和水。這一反應需使用催化劑才能實現。反應完後的氣體同樣需冷卻回收硫磺。然後剩餘氣體在經二級、三級反應。通常硫磺回收裝置的硫回收率可達95～98％。
如果需要進一步提高硫磺回收率，則需在裝置後附加尾氣處理裝置。目前最好的SCOT類尾氣處理裝置可將硫回收率提高到99.9%。
Sulsim是Sulphur Experts公司全流程硫回收模擬軟體。
Sulsim採用互動式的圖形界面使我們能夠對硫回收的全流程和改進的克勞斯過程常用的單元操作，包括焚燒爐和其他一些尾氣處理單元，做出完整的設定。互動式的設定功能允許我們在軟體所支持的過程中增加或刪除操作單元，通常這些過程包括改進克勞斯過程、亞露點克勞斯過程、選擇性氧化以及多種尾氣處理過程。然後我們所確定的脫硫流程就能夠以圖形的方式顯示在屏幕上。這種高度的靈活性使得我們能很好的模擬與氣體處理廠和煉廠相關聯的所有的硫回收過程。
在程序中克勞斯反應爐以及下游工藝的任何點都支持多股進料，同時程序也支持工藝氣體的循環操作。這使得我們能夠對多種進料進行處理，如酸水脫除氣、胺廠再生氣、燃氣以及尾氣循環物流。軟體採用序貫計演算法嚴格計算從反應爐到焚燒爐或尾氣處理單元的物料衡算和熱量衡算。
Sulsim支持在一個模擬文件中運行多個並行計算過程（最多4個）以模擬整個硫回收過程。Sulsim也支持全流程的某個局部以模擬過程中的一個單元或若干個單元的任意組合。

『伍』 煤氣脫硫塔如何設計及其設計參數

簡單說兩句：
首先確定設計所必須的條件：
1,煤氣處理量xxxxxNM3/H 2,初始H2S含量g/Nm3 3,最終H2S含量g/Nm3 4,當地海拔Km
5,煤氣入口溫度℃ 6,煤氣入口壓力Pa 7,煤氣入口壓力Pa
設計脫硫塔時應考慮的數據：
1,空塔速度 0.4~0.75m/s
2,填料比表面積95~120m-1
3,溶液入口流速2~3.5m/s
4,溶液出口流速0.2~1.2m/s
以上是設計的前題然後根據以上數據計算出脫硫塔的塔徑及高度。不知道這些東西能不能幫助你.

『陸』 SF6氣體回收裝置的工作原理是什麼

EDHC-38Y-160W型SF6氣體回收充氣凈化
產品概述
◆SF6氣體回收凈化充放裝置是用於SF6氣體絕緣電器設備的製造廠，使用運行科研等部門, 對各種電器設備進行抽真空，對電器設備充入SF6氣體，並從使用或試驗的電器中回收SF6氣體,同時進行凈化處理壓縮貯存到貯罐。◆回收裝置適用SF6電器及GIS組合電器等。◆該裝置按照DL/T662-1999《六氟化硫充氣及回收裝置》標准，裝置由回收系統、充氣系統、抽真空系統、凈化系統、氣體貯存系統組成。◆具有如下主要功能： ◆對裝置本機以及電器設備抽真空和真空度的測量； ◆對電器設備中的氣體進行回收； ◆對回收和回充的SF6氣體進行乾燥、凈化處理； ◆對SF6電器進行充氣； ◆對電器中SF6氣體進行壓縮貯存。
主要特點
◆設計先進，功能齊全，結構合理，操作簡潔明了。◆壓縮系統：採用SF6封閉壓縮機，絕無泄漏。◆抽真空系統採用雙級旋片式真空泵，在系統中設有自動防止返回油裝置。◆凈化系統採用日本CKD公司原理過濾器，過濾器採用電加熱及內裝高效吸附劑，凈化效果更顯著(無需頻繁更換吸附劑)。◆裝置電氣系統三相電源自動確認、斷相自動保護。◆裝置控制系統採用最新技術的SF6專用閥門◆貯存系統按用戶要求配置100---500KG貯液罐。◆設備採用移動式。
技術指標
◆型式：移動式、製冷式◆工作原理 ◆使用壓縮機壓力—冷凍液化SF6氣體。 ◆乾燥器輔助氣體回收和回充。 ◆充氣時經緩沖氣化充入（可加熱）。◆工作環境溫度： -10℃（-30可選）- +40℃◆主要性能及技術參數 (型號：LH1-38Y-160W型) ◆裝置極限真空度＜10Pa ◆裝置抽真空速率250m3/h (真空泵極限真空度小於0.06Pa) ◆裝置充氣初壓力＜133 Pa(用戶要求自定) ◆裝置充氣終壓力≤0.8M Pa ◆裝置充氣速率＞15m3/h ◆裝置回收初壓力≤0.8M Pa ◆裝置回收終壓力＜100Pa ◆裝置回收壓縮機速率0-38m3/h ◆裝置年泄漏率＜1% ◆裝置貯罐最高設計壓力3.9M Pa ◆貯罐容積280-500KG ◆外形尺寸約2050mm×1250mm×1650mm ◆貯存方式：汽、液態 ◆雜訊≤75dB聲壓級 ◆乾燥過濾器再生方式：真空再生加熱活化處理 ◆電源：交流三相380V±10%、50HZ ◆裝置總功率＜25KW ◆裝置重量：1800公斤 ◆凈化：微水60PPm，油份5PPm，微塵≤1微米
主要組成部件及功能
◆裝置的主要功能件有 ◆壓縮機 ◆真空泵 ◆製冷系統 ◆乾燥過濾再生器 ◆加熱器 ◆凈化器 ◆過濾器 ◆管道 ◆閥門 ◆儀表 ◆電氣控制以及結構件 ◆框架面板 ◆走輪 ◆貯罐
主要部件配置參數
◆SF6壓縮機：HP-7/35封閉壓縮機（美國INGERSOLL LAND公司產品） ◆理論排氣量：38m3/h ◆最大排氣壓力：5.0Mpa ◆最小吸氣壓力：53Kpa ◆最大吸氣壓力：0.35-0.8 Mpa ◆功率：7.5KW ◆電源：380V 50HZ ◆抽真空系統採用德國BUSCH旋片式真空泵 ◆真空泵可長時間運行 ◆抽真空速率250m3/h ◆極限真空度0.06pa ◆功率6KW◆製冷系統：法國MANEURCP主機4600 Kcal/h，R22，2.32KW，380V50HZ◆過濾系統（凈化系統：採用Danfoss濾芯，過濾器4級過濾，真空活化自再生處理）◆SF6閥門：VP SF6專用德國獨資◆壓力表、真空表：德國TECSIS 1413◆無油真空泵：8L/S ,10Pa， ◆裝置保修一年，終身維護

『柒』 克勞斯法的工藝流程

傳統克勞斯法是一種比較成熟的多單元處理技術，其本質上是催化氧化制硫的一種工藝方法。克勞斯工藝發明伊始就成為硫回收工業的標准工藝流程，也是目前應用最為廣泛的硫回收工藝之一。改良克勞斯法目前應用的有直流法、分流法和硫循環法三種基本型式。其中前兩種應用最為廣泛。在這三種基本型式的基礎上發展起來了一系列特殊的變形型式，例如超級克勞斯工藝、低溫克勞斯工藝、克勞斯直接氧化工藝以及富氧克勞斯工藝等 。 克勞斯硫磺回收法除了直流法和分流法外，還有許多特殊變形，這里介紹幾種常見工藝。
（1）超克勞斯工藝（Super Claus）
傳統的克勞斯工藝一般採用轉化、冷凝、分硫、過程氣再熱等步驟。常規的三級克勞斯工藝總硫回收率一般可達到96%~97%，但是具有以下局限：受到熱力學平衡的限制；過程氣流中H2O含量會增加，而H2S、SO2含量減少；在火焰中生成COS和CS2，需要水解，有時還生成硫醇，致使工藝熱負荷提高，硫產率降低；O2和H2S的比例要求嚴格控制為1：2，導致整個過程式控制制困難。
超級克勞斯工藝結合了兩個新概念：空氣和酸氣比例控制范圍增大；採用新型選擇性氧化催化劑，使H2S直接生產硫，而不是SO2。其工藝流程有超級克勞斯-99和克勞斯-99.5兩種，前者總硫回收率在99%左右，後者總硫回收率可達99.5%。
（2）低溫克勞斯工藝
該法特點是在低於硫露點的條件下進行克勞斯反應。已工業化的MCRC法和CBA（冷床吸附）法用於尾氣處理後，引起了克勞斯裝置設計概念的變化，即轉化器操作溫度可以低於硫露點以提高轉化率。
（3）克勞斯直接氧化工藝
採用常規克勞斯硫磺回收工藝，當酸氣中H2S含量很低時，其燃燒不足以維持爐溫，裝置無法正常運行，這時可採用直接氧化工藝。直接氧化工藝可分為兩類：一類是將H2S選擇性催化氧化為元素硫，此類工藝在處理克勞斯尾氣中獲得了良好的應用；另一類是將H2S催化氧化為元素硫及SO2，在氧化段後繼之常規克勞斯催化段，此類工藝的典型代表是Selectox工藝。
（4）富氧克勞斯工藝
常規克勞斯裝置均以空氣作為H2S氧化的催化劑，由於帶入了大量的N2等惰性氣體稀釋了過程氣，降低了裝置的總硫回收率。為此，20世紀80年代開發了以富氧空氣作為H2S氧化劑的富氧克勞斯工藝，能夠提高裝置效率、擴大裝置的處理能力，且延伸了對酸氣中H2S含量的適應范圍。
由於較低的富氧程度可在較少的投入下獲得較多的收益，因此目前富氧克勞斯裝置大多在較低的富氧程度下運行。

『捌』 大型工程建設項目投資控制的實踐

鎮海煉油化工股份有限公司800萬噸/年煉油擴建工程投資控制的方法和經驗投資的高低直接影響建設項目的技術經濟性。項目從決策、設計、采購、施工到竣工投產，投資控制貫徹於整個過程。因此，只有進行全過程、全方位的管理，才能達到投資控制的目標。作者結合所參與的工程項目建設過程，提出了項目在決策、設計、實施各個階段一些投資控制手段。鎮海煉油化工股份有限公司（以下簡稱：鎮海煉化公司）的800萬噸/年煉油擴建工程是國家重點建設項目，國家計委批復總投資約107億元。整個項目分兩步建設，第一期工程為：通過新建部分裝置和改造原有煉油裝置，使公司一次原油加工能力達到1600萬噸/年，綜合原油加工能力達到1200萬噸/年。2001年7月一期工程通過了國家竣工驗收。第二步目標為：再新建部分裝置及對老裝置進行擴能改造，使全公司綜合原油加工能力達到1600萬噸/年，2000年第二期工程開始啟動，預計全部工程將於2003年底建成。第一步工程可研估算約為79億元，初步設計總概算為43億，竣工結算實際支出約為30億，投資控制上較為成功。這里結合該工程項目的建設，從幾個關鍵環節上談談投資控制的幾點做法，希望能起到拋磚引玉的作用。一、項目決策階段的投資控制項目決策對整個項目投資影響最大投資控制也最為關鍵。這一階段投資控制的重點是合理確定項目的建設規模，選擇、優化工藝技術路線，制定最佳的建設目標。1.建設規模和總工藝路線的確定。鎮海煉化公司處於沿海經濟發達區域，該地區油品消費量大，而且，擁有寧波北侖港可停靠25萬噸級油輪的深水泊位，原油可用大噸位油輪從海外直接運輸到公司，運費低廉，由此，中石化集團公司決定將鎮海煉化公司建設成為高硫原油加工基地。決定新建的鍋爐引進了美國FosterWheeler公司的循環流化床鍋爐，以高硫石油焦作為鍋爐燃料。這樣既解決了高硫焦的出路又保護了環境。高硫石油焦的市場價一般為煤的二到三分之一，而其熱值是煤的1.4倍，將它作為鍋爐的燃料，其發一度電比外購電便宜約0.2元。2.總方案的優化。充分依託原有設施，立足於老裝置改造，以降低投資。充分依託企業現有裝置，盡量少建新裝置、新設施，以「少投入多產出」為宗旨，集團公司多次組織專家論證會論證，將原來打算新建12套裝置調整為新建5套、改造7套裝置，使增加800萬噸/年煉油能力的投資比原新建方案大幅度減少。3.分步實施、滾動發展。擴建800萬噸/年煉油工程的總體目標確定後，利用公司原油加工量逐年遞增的客觀現實，決定整個工程分二步建設。對各子項目的進度，也進行細排，既保證加工能力的擴大能滿足原油加工量增加的需要，又能滿足不斷變化發展的市場需求。效益好的項目加快建設，力爭早日投產；市場有變化的項目進行緩建，減緩資金投入的峰值，減少銀行貸款，降低利息支出和建設成本。二、計階段的投資控制設計階段對投資的影響也非常大。設計階段投資控制的目標是可行性研究報告的投資估算，投資控制的重點是將項目進行具體的分解落實，設計中做好設計方案的優化，注重技術與經濟的結合。1．好總體設計總體設計由一個拿總的設計院來做，將整個項目進行分解，建立統一的代碼系統，統一設計規范和標准，明確拿總院和其它設計院之間的分工協作關系。擴建800萬噸/年煉油工程（第一步）共分解為43個子項，以每個子項的投資額，作為下一步投資控制的依據。2．強化設計管理在設計時加強技術與經濟的有機結合，大力推行限額設計。限額設計就是將上一階段審定的投資額和工程量進行分解，批准後下達到各設計專業，然後再分解到各單位工程和分部工程。各設計專業負責人針對費用分解目標著重對設備的選型、材質的選擇和工程量等方面進行控制。在設計過程中對影響工程造價的較為重大的設計修改，做出相應的經濟方案的比較，運用價值工程，從功能和成本兩個角度綜合評價，從中優選最佳方案。3．充分利用原有設施，優化設計方案在原有裝置擴能改造設計中，大量的原有設備盡量不拆除重建，而是加以利用。擴建800萬噸/年煉油工程（第一期工程）中有5套裝置改造，大批的原有設備及設施得到了重新利用，通過這些精打細算，節約了大量的資金。3．做好關鍵技術的引進和重大設備的國產化工作本著「積極、穩妥、可靠和實事求是」的原則，對國內尚未開發成功和先進技術，考慮從國外引進。擴建800萬噸/年煉油工程中，800萬噸/年常減壓裝置設計引進了美國Petrolite的先進電脫鹽技術；7萬噸/年硫磺回收裝置設計中採用克勞斯硫回收和SCOT尾氣凈化工藝，並以荷蘭STORK公司提供的基礎設計為依據開展施工圖設計；引進美國FosterWheeler公司的循環流化床鍋爐技術，新建了二台220噸/時鍋爐。在設備選型時，加強與國內科研院所、製造廠家合作，進行有關項目的國產化設計，盡可能採用國內成熟的先進技術，節省投資。如新建300萬噸/年催化裂化—氣體分餾聯合裝置中，三大壓縮機組採用了國產化設備。通過與科研院、所的聯合技術攻關，加氫裂化裝置改造採用國產的催化劑，節省了大量外匯。三、程實施階段的投資控制工程實施階段是真正費用大量支出的階段，這一階段盡管節約投資的比例比起前幾個階段相對小些，但浪費投資的可能性卻很大，因此這一階段更應強化管理，在各個的環節上採取嚴格的控制措施。1．設備材料采購的費用控制。設備材料費用控制的目標是審定的初步設計概算中所列相應費用，控制主要手段為限額采購。鎮海煉化公司利用自身管理的優勢，對工程項目的設備和主要材料實行自主采購。公司建立了物資供應與采購管理等一系列制度，對設備材料的采購實行了招投標制。運用市場競爭法則，選擇有資信、有能力、服務好的供貨商作為詢價對象，通過招標擇優選購。800萬噸/年煉油擴建工程（第一期）概算中設備費為13.8億元，實際支出為11億元左右，節約了20%。2．程招投標和合同管理。鎮海煉化公司在工程建設中積極推行招投標制度。公司建立了一套完整的工程招標方法,通過嚴密、科學的招標操作程序和評標辦法來決定工程合同的授予者。將資質高、信譽好、實力強的施工企業作為招標對象，引入競爭機制，通過比質量、比工期、比造價等，擇優選定施工單位。堅持以施工圖進行工程招標，最大限度地避免和減少工程實施過程中的不確定因素和隨意性；嚴密制定合同文件，合理確定工程合同的界面與工程范圍；盡量實施閉口總價合同，鎖定建設成本。3．程施工階段的投資控制。一是抓好施工組織管理，力求縮短建設工期盡可能縮短建設工期，不僅可以使項目早日投產產生效益，還可以節省建設期間的各項費用的支出。公司編制了800萬噸/年煉油擴建工程的總體控制網路，應用關鍵路線法（CPM）確定所有項目的進度安排。在進度控制工作中，以進度大節點作為控制的關鍵，保證落實大節點目標。建立工程協調制度，定期或不定期地協調各參建單位之間的進度關系，實施工程進度的動態控制，及時調整進度計劃。科學的進度規劃和有效的進度控制，確保了總進度目標的實現。二是優化施工方案，節省投資施工方案的合理與否，直接影響著建設工程投資，因此要力求施工方案科學、合理、經濟。在施工准備階段，對工程總平面有一個全盤考慮，對設備、材料和大型機械的進場及擺放地點等都盡可能的進行合理安排，盡量減少移動次數，土方要有合理的堆放地點，避免來回倒運。對於那些施工難度較大的改造工程，專門召開專題會來討論施工組織設計和施工技術方案，確定最合理、最經濟的建設方案，節省了大量投資。三是嚴格控制現場變更和現場簽證在施工過程中，對於現場變更和現場簽證都必須經嚴格的手續和有關領導審批方可進行，同時要嚴格履行簽字程序，所有變更和簽證要註明工程量與事由。對於違反規定的現場變更和現場簽證，一律不得增加費用，不得進入結算。通過嚴格控制聯系單數量，有效地控制了工程造價。四是建立「工程進度款控制台帳」，嚴格控制工程進度款。建立了「工程進度款控制台帳」作為每次對施工單位支付進度款的一個主要依據，使對各施工單位的進度款項支付動態一目瞭然。建立的控制台帳充分考慮了工程項目繁多而施工單位相對集中的特點。設置台帳先按工程項目分列，再按施工單位名稱分列，然後再詳細集中反映名項工程已支付的備料款、工程進度款、甲方供應的材料款及工程合同造價、工程預算造價、工程形象進度等。每次支付進度款前，把施工單位上報的經工程管理部門確認的工程進度與台帳記載的已累計支付款項總額同本工程的合同造價、本工程的預算造價進行比較後，再支付進度款，這樣能使付款總額控制在合同造價、預算造價之內，確保按實支付進度款，有效地控制了工程進度款的支付。4．強化「三算」管理，合理確定工程造價。在預決算管理上，嚴格執行工程預、決算審核制度，合規合法地認真審核施工單位送審的每一份建安工程預、決算書，公正合理地把好經濟關。對於設計變更和簽證單需由現場各專業施工管理員簽字確認實施情況，並由項目經理審核確認後，方可辦理結算。公司還建立了項目核銷制度，即項目工程預、決算書在通過工程預決算部門審核後，再送公司投資主管部門進行復核檢查，通過後方可辦理財務決算，從而更有效地控制工程造價。通過以上措施，擴建800萬噸/年煉油工程（第一步）初步設計建築、安裝費為15.5億，實際結算為13.4億元，節約了8.6%。而費用類中的不可預見及價差預費3.4億元全部節省了下來。

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『玖』 鍋爐煙氣脫硫設計(浮閥塔)

硫技術
通過對國內外脫硫技術以及國內電力行業引進脫硫工藝試點廠情況的分析研究，目前脫硫方法一般可劃分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒後脫硫等3類。
其中燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）,在FGD技術中,按脫硫劑的種類劃分,可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機鹼為基礎的有機鹼法。世界上普遍使用的商業化技術是鈣法，所佔比例在90%以上。按吸收劑及脫硫產物在脫硫過程中的干濕狀態又可將脫硫技術分為濕法、干法和半干（半濕）法。濕法FGD技術是用含有吸收劑的溶液或漿液在濕狀態下脫硫和處理脫硫產物，該法具有脫硫反應速度快、設備簡單、脫硫效率高等優點，但普遍存在腐蝕嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。干法FGD技術的脫硫吸收和產物處理均在干狀態下進行，該法具有無污水廢酸排出、設備腐蝕程度較輕，煙氣在凈化過程中無明顯降溫、凈化後煙溫高、利於煙囪排氣擴散、二次污染少等優點，但存在脫硫效率低，反應速度較慢、設備龐大等問題。半干法FGD技術是指脫硫劑在乾燥狀態下脫硫、在濕狀態下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物（如噴霧乾燥法）的煙氣脫硫技術。特別是在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物的半干法，以其既有濕法脫硫反應速度快、脫硫效率高的優點，又有干法無污水廢酸排出、脫硫後產物易於處理的優勢而受到人們廣泛的關注。按脫硫產物的用途，可分為拋棄法和回收法兩種。
1．1脫硫的幾種工藝
（1）石灰石——石膏法煙氣脫硫工藝
石灰石——石膏法脫硫工藝是世界上應用最廣泛的一種脫硫技術，日本、德國、美國的火力發電廠採用的煙氣脫硫裝置約90%採用此工藝。
它的工作原理是：將石灰石粉加水製成漿液作為吸收劑泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及從塔下部鼓入的空氣進行氧化反應生成硫酸鈣，硫酸鈣達到一定飽和度後，結晶形成二水石膏。經吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水，使其含水量小於10%，然後用輸送機送至石膏貯倉堆放，脫硫後的煙氣經過除霧器除去霧滴，再經過換熱器加熱升溫後，由煙囪排入大氣。由於吸收塔內吸收劑漿液通過循環泵反復循環與煙氣接觸，吸收劑利用率很高，鈣硫比較低，脫硫效率可大於95% 。
（2）旋轉噴霧乾燥煙氣脫硫工藝
噴霧乾燥法脫硫工藝以石灰為脫硫吸收劑，石灰經消化並加水製成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位於吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的SO2發生化學反應生成CaSO3,煙氣中的SO2被脫除。與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發而乾燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫反應產物及未被利用的吸收劑以乾燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來。脫硫後的煙氣經除塵器除塵後排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分除塵器收集物加入制漿系統進行循環利用。該工藝有兩種不同的霧化形式可供選擇，一種為旋轉噴霧輪霧化，另一種為氣液兩相流。
噴霧乾燥法脫硫工藝具有技術成熟、工藝流程較為簡單、系統可靠性高等特點，脫硫率可達到85%以上。該工藝在美國及西歐一些國家有一定應用范圍（8%）。脫硫灰渣可用作制磚、築路，但多為拋棄至灰場或回填廢舊礦坑。
（3） 磷銨肥法煙氣脫硫工藝
磷銨肥法煙氣脫硫技術屬於回收法，以其副產品為磷銨而命名。該工藝過程主要由吸附（活性炭脫硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷礦萃取磷酸）、中和（磷銨中和液制備）、吸收（ 磷銨液脫硫制肥）、氧化（亞硫酸銨氧化）、濃縮乾燥（固體肥料制備）等單元組成。它分為兩個系統：
煙氣脫硫系統——煙氣經高效除塵器後使含塵量小於200mg/Nm3，用風機將煙壓升高到7000Pa，先經文氏管噴水降溫調濕，然後進入四塔並列的活性炭脫硫塔組（其中一隻塔周期性切換再生），控制一級脫硫率大於或等於70%，並製得30%左右濃度的硫酸，一級脫硫後的煙氣進入二級脫硫塔用磷銨漿液洗滌脫硫，凈化後的煙氣經分離霧沫後排放。
肥料制備系統——在常規單槽多漿萃取槽中，同一級脫硫製得的稀硫酸分解磷礦粉（P2O5 含量大於26%），過濾後獲得稀磷酸（其濃度大於10%），加氨中和後製得磷氨，作為二級脫硫劑，二級脫硫後的料漿經濃縮乾燥製成磷銨復合肥料。
（4）爐內噴鈣尾部增濕煙氣脫硫工藝
爐內噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850~1150℃溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由於反應在氣固兩相之間進行，受到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應器內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成氫氧化鈣進而與煙氣中的二氧化硫反應。當鈣硫比控制在2.0~2.5時，系統脫硫率可達到65~80%。由於增濕水的加入使煙氣溫度下降，一般控制出口煙氣溫度高於露點溫度10~15℃，增濕水由於煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的吸收劑、反應產物呈乾燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。
該脫硫工藝在芬蘭、美國、加拿大、法國等國家得到應用，採用這一脫硫技術的最大單機容量已達30萬千瓦。
（5）煙氣循環流化床脫硫工藝
煙氣循環流化床脫硫工藝由吸收劑制備、吸收塔、脫硫灰再循環、除塵器及控制系統等部分組成。該工藝一般採用干態的消石灰粉作為吸收劑，也可採用其它對二氧化硫有吸收反應能力的乾粉或漿液作為吸收劑。
由鍋爐排出的未經處理的煙氣從吸收塔（即流化床）底部進入。吸收塔底部為一個文丘里裝置，煙氣流經文丘里管後速度加快，並在此與很細的吸收劑粉末互相混合，顆粒之間、氣體與顆粒之間劇烈摩擦，形成流化床，在噴入均勻水霧降低煙溫的條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應生成CaSO3 和CaSO4。脫硫後攜帶大量固體顆粒的煙氣從吸收塔頂部排出，進入再循環除塵器，被分離出來的顆粒經中間灰倉返回吸收塔，由於固體顆粒反復循環達百次之多，故吸收劑利用率較高。
此工藝所產生的副產物呈乾粉狀，其化學成分與噴霧乾燥法脫硫工藝類似，主要由飛灰、CaSO3、CaSO4和未反應完的吸收劑Ca(OH)2等組成，適合作廢礦井回填、道路基礎等。
典型的煙氣循環流化床脫硫工藝，當燃煤含硫量為2%左右，鈣硫比不大於1.3時，脫硫率可達90%以上，排煙溫度約70℃。此工藝在國外目前應用在10~20萬千瓦等級機組。由於其佔地面積少，投資較省，尤其適合於老機組煙氣脫硫。
（6）海水脫硫工藝
海水脫硫工藝是利用海水的鹼度達到脫除煙氣中二氧化硫的一種脫硫方法。在脫硫吸收塔內，大量海水噴淋洗滌進入吸收塔內的燃煤煙氣，煙氣中的二氧化硫被海水吸收而除去，凈化後的煙氣經除霧器除霧、經煙氣換熱器加熱後排放。吸收二氧化硫後的海水與大量未脫硫的海水混合後，經曝氣池曝氣處理，使其中的SO32-被氧化成為穩定的SO42-，並使海水的PH值與COD調整達到排放標准後排放大海。海水脫硫工藝一般適用於靠海邊、擴散條件較好、用海水作為冷卻水、燃用低硫煤的電廠。海水脫硫工藝在挪威比較廣泛用於煉鋁廠、煉油廠等工業爐窯的煙氣脫硫，先後有20多套脫硫裝置投入運行。近幾年，海水脫硫工藝在電廠的應用取得了較快的進展。此種工藝最大問題是煙氣脫硫後可能產生的重金屬沉積和對海洋環境的影響需要長時間的觀察才能得出結論，因此在環境質量比較敏感和環保要求較高的區域需慎重考慮。
（7） 電子束法脫硫工藝
該工藝流程有排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的充入、電子束照射和副產品捕集等工序所組成。鍋爐所排出的煙氣，經過除塵器的粗濾處理之後進入冷卻塔，在冷卻塔內噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合於脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內完全得到蒸發，因此，不產生廢水。通過冷卻塔後的煙氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨水、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決於SOx濃度和NOx濃度，經過電子束照射後，SOx和NOx在自由基作用下生成中間生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然後硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀微粒（硫酸氨(NH4)2SO4與硝酸氨NH4NO3的混合粉體）。這些粉狀微粒一部分沉澱到反應器底部，通過輸送機排出，其餘被副產品除塵器所分離和捕集，經過造粒處理後被送到副產品倉庫儲藏。凈化後的煙氣經脫硫風機由煙囪向大氣排放。
（8）氨水洗滌法脫硫工藝
該脫硫工藝以氨水為吸收劑，副產硫酸銨化肥。鍋爐排出的煙氣經煙氣換熱器冷卻至90~100℃，進入預洗滌器經洗滌後除去HCI和HF，洗滌後的煙氣經過液滴分離器除去水滴進入前置洗滌器中。在前置洗滌器中，氨水自塔頂噴淋洗滌煙氣，煙氣中的SO2被洗滌吸收除去，經洗滌的煙氣排出後經液滴分離器除去攜帶的水滴，進入脫硫洗滌器。在該洗滌器中煙氣進一步被洗滌，經洗滌塔頂的除霧器除去霧滴，進入脫硫洗滌器。再經煙氣換熱器加熱後經煙囪排放。洗滌工藝中產生的濃度約30%的硫酸銨溶液排出洗滌塔，可以送到化肥廠進一步處理或直接作為液體氮肥出售，也可以把這種溶液進一步濃縮蒸發乾燥加工成顆粒、晶體或塊狀化肥出售。
1。2燃燒前脫硫
燃燒前脫硫就是在煤燃燒前把煤中的硫分脫除掉，燃燒前脫硫技術主要有物理洗選煤法、化學洗選煤法、煤的氣化和液化、水煤漿技術等。洗選煤是採用物理、化學或生物方式對鍋爐使用的原煤進行清洗，將煤中的硫部分除掉，使煤得以凈化並生產出不同質量、規格的產品。微生物脫硫技術從本質上講也是一種化學法，它是把煤粉懸浮在含細菌的氣泡液中，細菌產生的酶能促進硫氧化成硫酸鹽，從而達到脫硫的目的；微生物脫硫技術目前常用的脫硫細菌有：屬硫桿菌的氧化亞鐵硫桿菌、氧化硫桿菌、古細菌、熱硫化葉菌等。煤的氣化，是指用水蒸汽、氧氣或空氣作氧化劑，在高溫下與煤發生化學反應，生成H2、CO、CH4等可燃混合氣體（稱作煤氣）的過程。煤炭液化是將煤轉化為清潔的液體燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一種先進的潔凈煤技術。水煤漿（Coal Water Mixture，簡稱CWM）是將灰份小於10%，硫份小於0.5%、揮發份高的原料煤，研磨成250~300μm的細煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和約1%的添加劑的比例配製而成，水煤漿可以像燃料油一樣運輸、儲存和燃燒，燃燒時水煤漿從噴嘴高速噴出，霧化成50~70μm的霧滴，在預熱到600~700℃的爐膛內迅速蒸發，並拌有微爆，煤中揮發分析出而著火，其著火溫度比干煤粉還低。
燃燒前脫硫技術中物理洗選煤技術已成熟，應用最廣泛、最經濟，但只能脫無機硫；生物、化學法脫硫不僅能脫無機硫，也能脫除有機硫，但生產成本昂貴，距工業應用尚有較大距離；煤的氣化和液化還有待於進一步研究完善；微生物脫硫技術正在開發；水煤漿是一種新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一樣的流動性和穩定性，被稱為液態煤炭產品，市場潛力巨大，目前已具備商業化條件。
煤的燃燒前的脫硫技術盡管還存在著種種問題，但其優點是能同時除去灰分，減輕運輸量，減輕鍋爐的沾污和磨損，減少電廠灰渣處理量，還可回收部分硫資源。
1．3 燃燒中脫硫，又稱爐內脫硫
爐內脫硫是在燃燒過程中，向爐內加入固硫劑如CaCO3等，使煤中硫分轉化成硫酸鹽，隨爐渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB爐內噴鈣技術
早在本世紀60年代末70年代初，爐內噴固硫劑脫硫技術的研究工作已開展，但由於脫硫效率低於10%～30％，既不能與濕法FGD相比，也難以滿足高達90%的脫除率要求。一度被冷落。但在1981年美國國家環保局EPA研究了爐內噴鈣多段燃燒降低氮氧化物的脫硫技術，簡稱LIMB，並取得了一些經驗。Ca／S在2以上時，用石灰石或消石灰作吸收劑，脫硫率分別可達40%和60%。對燃用中、低含硫量的煤的脫硫來說，只要能滿足環保要求，不一定非要求用投資費用很高的煙氣脫硫技術。爐內噴鈣脫硫工藝簡單，投資費用低，特別適用於老廠的改造。
（2） LIFAC煙氣脫硫工藝
LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉，並在鍋爐空氣預熱器後增設活化反應器，用以脫除煙氣中的SO2。芬蘭Tampella和IVO公司開發的這種脫硫工藝，於1986年首先投入商業運行。LIFAC工藝的脫硫效率一般為60%～85％。
加拿大最先進的燃煤電廠Shand電站採用LIFAC煙氣脫硫工藝，8個月的運行結果表明，其脫硫工藝性能良好，脫硫率和設備可用率都達到了一些成熟的SO2控制技術相當的水平。我國下關電廠引進LIFAC脫硫工藝，其工藝投資少、佔地面積小、沒有廢水排放，有利於老電廠改造。
1．4 燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）
燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今後一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為：脫硫效率高、裝機容量大、技術水平先進、投資省、佔地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
1．3．1乾式煙氣脫硫工藝
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈干態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程式控制制要求很高。
（1） 噴霧乾式煙氣脫硫工藝：噴霧乾式煙氣脫硫(簡稱干法FGD)，最先由美國JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣應用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物，最後連同飛灰一起被除塵器收集。我國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
（2） 粉煤灰乾式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的乾式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰乾式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3／h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1／4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
1．3．2 濕法FGD工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸鈉(Na2CO3)等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%～98％)，機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局(EPA)的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法佔39.6％，石灰石法佔47.4％，兩法共佔87%；雙鹼法佔4.1％，碳酸鈉法佔3.1％。世界各國(如德國、日本等)，在大型火電廠中，90%以上採用濕式石灰／石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。
石灰或石灰石法主要的化學反應機理為：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要優點是能廣泛地進行商品化開發，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上應用最多的一種FGD工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上。
傳統的石灰／石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現為設備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設備製造廠商採用了各種不同的方法，開發出第二代、第三代石灰／石灰石脫硫工藝系統。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫後的煙氣一般溫度較低(45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，應用較多的是技術上成熟的再生(回轉)式煙氣熱交換器(GGH)。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水余熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
1．5等離子體煙氣脫硫技術
等離子體煙氣脫硫技術研究始於70年代，目前世界上已較大規模開展研究的方法有2類：
（1） 電子束輻照法(EB)
電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時，會使煙氣中的分子如O2、H2O等處於激發態、離子或裂解，產生強氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對煙氣中的SO2和NO進行氧化，分別變成SO3和NO2或相應的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達到脫硫脫硝的目的。
（2） 脈沖電暈法(PPCP)
脈沖電暈放電脫硫脫硝的基本原理和電子束輻照脫硫脫硝的基本原理基本一致，世界上許多國家進行了大量的實驗研究，並且進行了較大規模的中間試驗，但仍然有許多問題有待研究解決。
1．6 海水脫硫
海水通常呈鹼性，自然鹼度大約為1．2～2．5mmol/L，這使得海水具有天然的酸鹼緩沖能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發並成功地應用海水洗滌煙氣中的SO2，達到煙氣凈化的目的。
海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統等組成。