cps硫回收装置设计

『壹』 80亿元合同 五环海外最大合同总承包项目审查

7月12日至23日，中国五环工程有限公司总承包印度塔奇尔化肥公司（TalcherFertilizer Limited, TFL）煤制化肥项目气化装置、净化装置、硫回收装置通过远程会议方式，召开了为期两周的30%PDMS模型审查会。 会议由设计经理吕庆元主持，业主Talcher、PDIL及五环相关设计人员参加了本次会议。

作为五环公司海外市场签订的最大合同金额的工程总承包项目，印度项目自开工以来便受到国际形势复杂，新冠疫情肆虐等多方面的影响，项目开展过程中遇到的困难较其他工程项目更为复杂多变。但印度项目团队始终积极推动项目，在全体项目成员的努力下，30%PDMS模型审查会得以顺利召开。

审查会期间，双方本着高要求、严把关、细心严谨的态度对3D模型中装置通行、设备吊装、操作检修，重要管线阀门的设置等交流了意见。印度塔奇尔煤制化肥项目30%模型审查会的成功召开，为项目后续工作的稳步推进、为其他装置工作的顺利开展打下坚实基础。

2019年9月17日，中国化学工程获得印度塔奇尔化肥项目煤气化净化标段的正式授标，9月19日又获得合成氨尿素标段的正式授标，累计合同总金额折合人民币约80亿元。该项目位于印度奥里萨邦安古尔地区，是全球单系列产能最大的煤制化肥项目，也是印度第一座现代大型煤制化肥项目，项目规模为73万吨/年合成氨、127万吨/年尿素，是包含专利、设计、采购、施工、开车的全过程EPC交钥匙工程。中国化学工程工作范围为包含备煤、空分、煤气化、净化、合成氨和尿素的全部工艺装置以及循环水和供配电等部分公用工程，工期共计46个月。煤气化工段采用空气产品公司的粉煤气化技术废锅流程来解决当地原料煤高灰高熔点的处理难题。项目共包含两套气化装置，合成气总产能可高达28.4万标立/小时。

『贰』 SF6气体回收装置的工作流程是什么

SF6气体回收装置的充放指将贮存于装置贮存容器内的SF6充至电器设备直至达到所需的工作压力。

SF6气体回收装置管路连接后首先应确定是否需对电器设备及管路抽真空，判断和操作方法见本节1抽真空有关内容。

当贮存容器压力较高时，开V4，直接向电器设备充气，可观察M6压力表值。

当贮存容器压力降低后，无法直接向电器设备充气，在V7处外接气源通过V7、V6直接向电器设备充气；或外接气源压力较低时也利用压缩机将外接气源的SF6充至电器设备内，这时关V6，开V7、V2、V3、SF6压缩机、V4，直至达到SF6气体回收装置所需的工作压力。

SF6气体回收装置停机应将系统内的SF6用压缩机收至贮存容器内，直至吸气口压力（M1）为零表压，关SF6压缩机及有关阀门。

『叁』 sf6气体回收装置

SF6气体回收净化充放装置是用于SF6气体绝缘电器设备的制造厂，使用运行科研等部门， 对各种电内器设备进行抽真空，容对电器设备充入SF6气体，并从使用或试验的电器中回收SF6气体，同时进行净化处理压缩贮存到贮罐。回收装置适用SF6电器及GIS组合电器等。SF6气体回收装置按照DL/T662-1999《六氟化硫充气及回收装置》标准，装置由回收系统、充气系统、抽真空系统、净化系统、气体贮存系统组成。
产品功能
1、对装置本机和SF6开关及GIS抽真空及真空测量
2、对液化罐抽真空及真空测量
3、对装置本身抽真空及真空测量
4、对SF6开关充气
5、对电器设备中的SF6气体进行回收包括水份处理、油份处理6、对回收和回充的SF6气体进行干燥、净化处理
7、对SF6电器中的SF6气体进行回收、液化储存及残压测定
8、可容纳80升容积的贮液罐，在设备本体内。
9、对SF6气体进行压缩液态贮存。
10、该装置为移动式。

『肆』 硫回收工艺原理

硫磺回收装置硫磺回收指将含硫化氢等有毒含硫气体中的硫化物转变为单质硫，从而变废为宝，保护环境的化工过程。
硫磺回收通常采用一种叫做“克劳斯”的工艺来实现。含硫原料气通常称为酸气。首先将酸气与空气或氧气在一台称为燃烧炉的设备中燃烧。严格控制空气或氧气量，使燃烧产物中硫化氢与二氧化硫气体体积比为2：1。之后燃烧气体被冷却，气体中的硫磺冷凝回收。剩余气体经加热后进入一台克劳斯反应器进行反应。反应主要是硫化氢与二氧化硫生产硫磺和水。这一反应需使用催化剂才能实现。反应完后的气体同样需冷却回收硫磺。然后剩余气体在经二级、三级反应。通常硫磺回收装置的硫回收率可达95～98％。
如果需要进一步提高硫磺回收率，则需在装置后附加尾气处理装置。目前最好的SCOT类尾气处理装置可将硫回收率提高到99.9%。
Sulsim是Sulphur Experts公司全流程硫回收模拟软件。
Sulsim采用交互式的图形界面使我们能够对硫回收的全流程和改进的克劳斯过程常用的单元操作，包括焚烧炉和其他一些尾气处理单元，做出完整的设定。交互式的设定功能允许我们在软件所支持的过程中增加或删除操作单元，通常这些过程包括改进克劳斯过程、亚露点克劳斯过程、选择性氧化以及多种尾气处理过程。然后我们所确定的脱硫流程就能够以图形的方式显示在屏幕上。这种高度的灵活性使得我们能很好的模拟与气体处理厂和炼厂相关联的所有的硫回收过程。
在程序中克劳斯反应炉以及下游工艺的任何点都支持多股进料，同时程序也支持工艺气体的循环操作。这使得我们能够对多种进料进行处理，如酸水脱除气、胺厂再生气、燃气以及尾气循环物流。软件采用序贯计算法严格计算从反应炉到焚烧炉或尾气处理单元的物料衡算和热量衡算。
Sulsim支持在一个模拟文件中运行多个并行计算过程（最多4个）以模拟整个硫回收过程。Sulsim也支持全流程的某个局部以模拟过程中的一个单元或若干个单元的任意组合。

『伍』 煤气脱硫塔如何设计及其设计参数

简单说两句：
首先确定设计所必须的条件：
1,煤气处理量xxxxxNM3/H 2,初始H2S含量g/Nm3 3,最终H2S含量g/Nm3 4,当地海拔Km
5,煤气入口温度℃ 6,煤气入口压力Pa 7,煤气入口压力Pa
设计脱硫塔时应考虑的数据：
1,空塔速度 0.4~0.75m/s
2,填料比表面积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
以上是设计的前题然后根据以上数据计算出脱硫塔的塔径及高度。不知道这些东西能不能帮助你.

『陆』 SF6气体回收装置的工作原理是什么

EDHC-38Y-160W型SF6气体回收充气净化
产品概述
◆SF6气体回收净化充放装置是用于SF6气体绝缘电器设备的制造厂，使用运行科研等部门, 对各种电器设备进行抽真空，对电器设备充入SF6气体，并从使用或试验的电器中回收SF6气体,同时进行净化处理压缩贮存到贮罐。◆回收装置适用SF6电器及GIS组合电器等。◆该装置按照DL/T662-1999《六氟化硫充气及回收装置》标准，装置由回收系统、充气系统、抽真空系统、净化系统、气体贮存系统组成。◆具有如下主要功能： ◆对装置本机以及电器设备抽真空和真空度的测量； ◆对电器设备中的气体进行回收； ◆对回收和回充的SF6气体进行干燥、净化处理； ◆对SF6电器进行充气； ◆对电器中SF6气体进行压缩贮存。
主要特点
◆设计先进，功能齐全，结构合理，操作简洁明了。◆压缩系统：采用SF6封闭压缩机，绝无泄漏。◆抽真空系统采用双级旋片式真空泵，在系统中设有自动防止返回油装置。◆净化系统采用日本CKD公司原理过滤器，过滤器采用电加热及内装高效吸附剂，净化效果更显著(无需频繁更换吸附剂)。◆装置电气系统三相电源自动确认、断相自动保护。◆装置控制系统采用最新技术的SF6专用阀门◆贮存系统按用户要求配置100---500KG贮液罐。◆设备采用移动式。
技术指标
◆型式：移动式、制冷式◆工作原理 ◆使用压缩机压力—冷冻液化SF6气体。 ◆干燥器辅助气体回收和回充。 ◆充气时经缓冲气化充入（可加热）。◆工作环境温度： -10℃（-30可选）- +40℃◆主要性能及技术参数 (型号：LH1-38Y-160W型) ◆装置极限真空度＜10Pa ◆装置抽真空速率250m3/h (真空泵极限真空度小于0.06Pa) ◆装置充气初压力＜133 Pa(用户要求自定) ◆装置充气终压力≤0.8M Pa ◆装置充气速率＞15m3/h ◆装置回收初压力≤0.8M Pa ◆装置回收终压力＜100Pa ◆装置回收压缩机速率0-38m3/h ◆装置年泄漏率＜1% ◆装置贮罐最高设计压力3.9M Pa ◆贮罐容积280-500KG ◆外形尺寸约2050mm×1250mm×1650mm ◆贮存方式：汽、液态 ◆噪声≤75dB声压级 ◆干燥过滤器再生方式：真空再生加热活化处理 ◆电源：交流三相380V±10%、50HZ ◆装置总功率＜25KW ◆装置重量：1800公斤 ◆净化：微水60PPm，油份5PPm，微尘≤1微米
主要组成部件及功能
◆装置的主要功能件有 ◆压缩机 ◆真空泵 ◆制冷系统 ◆干燥过滤再生器 ◆加热器 ◆净化器 ◆过滤器 ◆管道 ◆阀门 ◆仪表 ◆电气控制以及结构件 ◆框架面板 ◆走轮 ◆贮罐
主要部件配置参数
◆SF6压缩机：HP-7/35封闭压缩机（美国INGERSOLL LAND公司产品） ◆理论排气量：38m3/h ◆最大排气压力：5.0Mpa ◆最小吸气压力：53Kpa ◆最大吸气压力：0.35-0.8 Mpa ◆功率：7.5KW ◆电源：380V 50HZ ◆抽真空系统采用德国BUSCH旋片式真空泵 ◆真空泵可长时间运行 ◆抽真空速率250m3/h ◆极限真空度0.06pa ◆功率6KW◆制冷系统：法国MANEURCP主机4600 Kcal/h，R22，2.32KW，380V50HZ◆过滤系统（净化系统：采用Danfoss滤芯，过滤器4级过滤，真空活化自再生处理）◆SF6阀门：VP SF6专用德国独资◆压力表、真空表：德国TECSIS 1413◆无油真空泵：8L/S ,10Pa， ◆装置保修一年，终身维护

『柒』 克劳斯法的工艺流程

传统克劳斯法是一种比较成熟的多单元处理技术，其本质上是催化氧化制硫的一种工艺方法。克劳斯工艺发明伊始就成为硫回收工业的标准工艺流程，也是目前应用最为广泛的硫回收工艺之一。改良克劳斯法目前应用的有直流法、分流法和硫循环法三种基本型式。其中前两种应用最为广泛。在这三种基本型式的基础上发展起来了一系列特殊的变形型式，例如超级克劳斯工艺、低温克劳斯工艺、克劳斯直接氧化工艺以及富氧克劳斯工艺等 。 克劳斯硫磺回收法除了直流法和分流法外，还有许多特殊变形，这里介绍几种常见工艺。
（1）超克劳斯工艺（Super Claus）
传统的克劳斯工艺一般采用转化、冷凝、分硫、过程气再热等步骤。常规的三级克劳斯工艺总硫回收率一般可达到96%~97%，但是具有以下局限：受到热力学平衡的限制；过程气流中H2O含量会增加，而H2S、SO2含量减少；在火焰中生成COS和CS2，需要水解，有时还生成硫醇，致使工艺热负荷提高，硫产率降低；O2和H2S的比例要求严格控制为1：2，导致整个过程控制困难。
超级克劳斯工艺结合了两个新概念：空气和酸气比例控制范围增大；采用新型选择性氧化催化剂，使H2S直接生产硫，而不是SO2。其工艺流程有超级克劳斯-99和克劳斯-99.5两种，前者总硫回收率在99%左右，后者总硫回收率可达99.5%。
（2）低温克劳斯工艺
该法特点是在低于硫露点的条件下进行克劳斯反应。已工业化的MCRC法和CBA（冷床吸附）法用于尾气处理后，引起了克劳斯装置设计概念的变化，即转化器操作温度可以低于硫露点以提高转化率。
（3）克劳斯直接氧化工艺
采用常规克劳斯硫磺回收工艺，当酸气中H2S含量很低时，其燃烧不足以维持炉温，装置无法正常运行，这时可采用直接氧化工艺。直接氧化工艺可分为两类：一类是将H2S选择性催化氧化为元素硫，此类工艺在处理克劳斯尾气中获得了良好的应用；另一类是将H2S催化氧化为元素硫及SO2，在氧化段后继之常规克劳斯催化段，此类工艺的典型代表是Selectox工艺。
（4）富氧克劳斯工艺
常规克劳斯装置均以空气作为H2S氧化的催化剂，由于带入了大量的N2等惰性气体稀释了过程气，降低了装置的总硫回收率。为此，20世纪80年代开发了以富氧空气作为H2S氧化剂的富氧克劳斯工艺，能够提高装置效率、扩大装置的处理能力，且延伸了对酸气中H2S含量的适应范围。
由于较低的富氧程度可在较少的投入下获得较多的收益，因此目前富氧克劳斯装置大多在较低的富氧程度下运行。

『捌』 大型工程建设项目投资控制的实践

镇海炼油化工股份有限公司800万吨/年炼油扩建工程投资控制的方法和经验投资的高低直接影响建设项目的技术经济性。项目从决策、设计、采购、施工到竣工投产，投资控制贯彻于整个过程。因此，只有进行全过程、全方位的管理，才能达到投资控制的目标。作者结合所参与的工程项目建设过程，提出了项目在决策、设计、实施各个阶段一些投资控制手段。镇海炼油化工股份有限公司（以下简称：镇海炼化公司）的800万吨/年炼油扩建工程是国家重点建设项目，国家计委批复总投资约107亿元。整个项目分两步建设，第一期工程为：通过新建部分装置和改造原有炼油装置，使公司一次原油加工能力达到1600万吨/年，综合原油加工能力达到1200万吨/年。2001年7月一期工程通过了国家竣工验收。第二步目标为：再新建部分装置及对老装置进行扩能改造，使全公司综合原油加工能力达到1600万吨/年，2000年第二期工程开始启动，预计全部工程将于2003年底建成。第一步工程可研估算约为79亿元，初步设计总概算为43亿，竣工结算实际支出约为30亿，投资控制上较为成功。这里结合该工程项目的建设，从几个关键环节上谈谈投资控制的几点做法，希望能起到抛砖引玉的作用。一、项目决策阶段的投资控制项目决策对整个项目投资影响最大投资控制也最为关键。这一阶段投资控制的重点是合理确定项目的建设规模，选择、优化工艺技术路线，制定最佳的建设目标。1.建设规模和总工艺路线的确定。镇海炼化公司处于沿海经济发达区域，该地区油品消费量大，而且，拥有宁波北仑港可停靠25万吨级油轮的深水泊位，原油可用大吨位油轮从海外直接运输到公司，运费低廉，由此，中石化集团公司决定将镇海炼化公司建设成为高硫原油加工基地。决定新建的锅炉引进了美国FosterWheeler公司的循环流化床锅炉，以高硫石油焦作为锅炉燃料。这样既解决了高硫焦的出路又保护了环境。高硫石油焦的市场价一般为煤的二到三分之一，而其热值是煤的1.4倍，将它作为锅炉的燃料，其发一度电比外购电便宜约0.2元。2.总方案的优化。充分依托原有设施，立足于老装置改造，以降低投资。充分依托企业现有装置，尽量少建新装置、新设施，以“少投入多产出”为宗旨，集团公司多次组织专家论证会论证，将原来打算新建12套装置调整为新建5套、改造7套装置，使增加800万吨/年炼油能力的投资比原新建方案大幅度减少。3.分步实施、滚动发展。扩建800万吨/年炼油工程的总体目标确定后，利用公司原油加工量逐年递增的客观现实，决定整个工程分二步建设。对各子项目的进度，也进行细排，既保证加工能力的扩大能满足原油加工量增加的需要，又能满足不断变化发展的市场需求。效益好的项目加快建设，力争早日投产；市场有变化的项目进行缓建，减缓资金投入的峰值，减少银行贷款，降低利息支出和建设成本。二、计阶段的投资控制设计阶段对投资的影响也非常大。设计阶段投资控制的目标是可行性研究报告的投资估算，投资控制的重点是将项目进行具体的分解落实，设计中做好设计方案的优化，注重技术与经济的结合。1．好总体设计总体设计由一个拿总的设计院来做，将整个项目进行分解，建立统一的代码系统，统一设计规范和标准，明确拿总院和其它设计院之间的分工协作关系。扩建800万吨/年炼油工程（第一步）共分解为43个子项，以每个子项的投资额，作为下一步投资控制的依据。2．强化设计管理在设计时加强技术与经济的有机结合，大力推行限额设计。限额设计就是将上一阶段审定的投资额和工程量进行分解，批准后下达到各设计专业，然后再分解到各单位工程和分部工程。各设计专业负责人针对费用分解目标着重对设备的选型、材质的选择和工程量等方面进行控制。在设计过程中对影响工程造价的较为重大的设计修改，做出相应的经济方案的比较，运用价值工程，从功能和成本两个角度综合评价，从中优选最佳方案。3．充分利用原有设施，优化设计方案在原有装置扩能改造设计中，大量的原有设备尽量不拆除重建，而是加以利用。扩建800万吨/年炼油工程（第一期工程）中有5套装置改造，大批的原有设备及设施得到了重新利用，通过这些精打细算，节约了大量的资金。3．做好关键技术的引进和重大设备的国产化工作本着“积极、稳妥、可靠和实事求是”的原则，对国内尚未开发成功和先进技术，考虑从国外引进。扩建800万吨/年炼油工程中，800万吨/年常减压装置设计引进了美国Petrolite的先进电脱盐技术；7万吨/年硫磺回收装置设计中采用克劳斯硫回收和SCOT尾气净化工艺，并以荷兰STORK公司提供的基础设计为依据开展施工图设计；引进美国FosterWheeler公司的循环流化床锅炉技术，新建了二台220吨/时锅炉。在设备选型时，加强与国内科研院所、制造厂家合作，进行有关项目的国产化设计，尽可能采用国内成熟的先进技术，节省投资。如新建300万吨/年催化裂化—气体分馏联合装置中，三大压缩机组采用了国产化设备。通过与科研院、所的联合技术攻关，加氢裂化装置改造采用国产的催化剂，节省了大量外汇。三、程实施阶段的投资控制工程实施阶段是真正费用大量支出的阶段，这一阶段尽管节约投资的比例比起前几个阶段相对小些，但浪费投资的可能性却很大，因此这一阶段更应强化管理，在各个的环节上采取严格的控制措施。1．设备材料采购的费用控制。设备材料费用控制的目标是审定的初步设计概算中所列相应费用，控制主要手段为限额采购。镇海炼化公司利用自身管理的优势，对工程项目的设备和主要材料实行自主采购。公司建立了物资供应与采购管理等一系列制度，对设备材料的采购实行了招投标制。运用市场竞争法则，选择有资信、有能力、服务好的供货商作为询价对象，通过招标择优选购。800万吨/年炼油扩建工程（第一期）概算中设备费为13.8亿元，实际支出为11亿元左右，节约了20%。2．程招投标和合同管理。镇海炼化公司在工程建设中积极推行招投标制度。公司建立了一套完整的工程招标方法,通过严密、科学的招标操作程序和评标办法来决定工程合同的授予者。将资质高、信誉好、实力强的施工企业作为招标对象，引入竞争机制，通过比质量、比工期、比造价等，择优选定施工单位。坚持以施工图进行工程招标，最大限度地避免和减少工程实施过程中的不确定因素和随意性；严密制定合同文件，合理确定工程合同的界面与工程范围；尽量实施闭口总价合同，锁定建设成本。3．程施工阶段的投资控制。一是抓好施工组织管理，力求缩短建设工期尽可能缩短建设工期，不仅可以使项目早日投产产生效益，还可以节省建设期间的各项费用的支出。公司编制了800万吨/年炼油扩建工程的总体控制网络，应用关键路线法（CPM）确定所有项目的进度安排。在进度控制工作中，以进度大节点作为控制的关键，保证落实大节点目标。建立工程协调制度，定期或不定期地协调各参建单位之间的进度关系，实施工程进度的动态控制，及时调整进度计划。科学的进度规划和有效的进度控制，确保了总进度目标的实现。二是优化施工方案，节省投资施工方案的合理与否，直接影响着建设工程投资，因此要力求施工方案科学、合理、经济。在施工准备阶段，对工程总平面有一个全盘考虑，对设备、材料和大型机械的进场及摆放地点等都尽可能的进行合理安排，尽量减少移动次数，土方要有合理的堆放地点，避免来回倒运。对于那些施工难度较大的改造工程，专门召开专题会来讨论施工组织设计和施工技术方案，确定最合理、最经济的建设方案，节省了大量投资。三是严格控制现场变更和现场签证在施工过程中，对于现场变更和现场签证都必须经严格的手续和有关领导审批方可进行，同时要严格履行签字程序，所有变更和签证要注明工程量与事由。对于违反规定的现场变更和现场签证，一律不得增加费用，不得进入结算。通过严格控制联系单数量，有效地控制了工程造价。四是建立“工程进度款控制台帐”，严格控制工程进度款。建立了“工程进度款控制台帐”作为每次对施工单位支付进度款的一个主要依据，使对各施工单位的进度款项支付动态一目了然。建立的控制台帐充分考虑了工程项目繁多而施工单位相对集中的特点。设置台帐先按工程项目分列，再按施工单位名称分列，然后再详细集中反映名项工程已支付的备料款、工程进度款、甲方供应的材料款及工程合同造价、工程预算造价、工程形象进度等。每次支付进度款前，把施工单位上报的经工程管理部门确认的工程进度与台帐记载的已累计支付款项总额同本工程的合同造价、本工程的预算造价进行比较后，再支付进度款，这样能使付款总额控制在合同造价、预算造价之内，确保按实支付进度款，有效地控制了工程进度款的支付。4．强化“三算”管理，合理确定工程造价。在预决算管理上，严格执行工程预、决算审核制度，合规合法地认真审核施工单位送审的每一份建安工程预、决算书，公正合理地把好经济关。对于设计变更和签证单需由现场各专业施工管理员签字确认实施情况，并由项目经理审核确认后，方可办理结算。公司还建立了项目核销制度，即项目工程预、决算书在通过工程预决算部门审核后，再送公司投资主管部门进行复核检查，通过后方可办理财务决算，从而更有效地控制工程造价。通过以上措施，扩建800万吨/年炼油工程（第一步）初步设计建筑、安装费为15.5亿，实际结算为13.4亿元，节约了8.6%。而费用类中的不可预见及价差预费3.4亿元全部节省了下来。

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『玖』 锅炉烟气脱硫设计(浮阀塔)

硫技术
通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。
其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。
1．1脱硫的几种工艺
（1）石灰石——石膏法烟气脱硫工艺
石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。
（2）旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
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） 磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（ 磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
（4）炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
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。
（5）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摩擦，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。
（6）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。
（7） 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（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨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。
（8）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HCI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，进入脱硫洗涤器。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。
1。2燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆（Coal Water Mixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。
燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。
煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
1．3 燃烧中脱硫，又称炉内脱硫
炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB炉内喷钙技术
早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。
（2） LIFAC烟气脱硫工艺
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。
1．4 燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）
燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
1．3．1干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。
（1） 喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
（2） 粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。
1．3．2 湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。
传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。
湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工艺；氨法等。
在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。
1．5等离子体烟气脱硫技术
等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：
（1） 电子束辐照法(EB)
电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。
（2） 脉冲电晕法(PPCP)
脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。
1．6 海水脱硫
海水通常呈碱性，自然碱度大约为1．2～2．5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。
海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。