国外燃煤电厂烟气脱硫技术综述

烟气脱硫系统概述

烟气脱硫系统概述 烟气脱硫（Flue gas desulfurization,简称FGD ）是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法，是控制酸雨和二氧化硫污染最为有效和主要的技术手段。 石灰石/石膏湿法FGD 工艺技术是目前最为先进、成熟、可靠的烟气脱硫技术，更由于其具有吸收剂资源丰富，成本低廉等优点，成为世界上应用最多的一种烟气脱硫工艺，也是我国行业内推荐使用的烟气脱硫技术。 我公司烟气脱硫系统采用石灰石—石膏就地强制氧化脱硫工艺。吸收塔采用单回路四层喷淋、二级除雾装置，脱硫剂为（CaCO 3）。在吸收塔内，烟气中的SO 2与石灰石浆液反应后生成亚硫酸钙，并就地强制氧化为石膏（CaSO 4·2H 2O ），石膏经二级脱水处理后外售或抛弃。其主要化学反应如下： CaCO 3+ SO 2+ H 2O CaSO 3·H 2O+CO 2 CaSO 3·H 2O+21O 2+2H 2O CaSO 4·H 2O+H 2O FGD 工艺系统主要有如下设备系统组成：烟气系统；吸收塔系统；石灰石浆液制备系统；石膏脱水系统；工艺水系统；氧化空气系统；压缩空气系统；事故浆液系统等。 工艺流程描述为： 由锅炉引风机来的热烟气进入喷淋吸收塔进行脱硫。在吸收塔内，烟气与石灰石/石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，

生成亚硫酸钙和硫酸钙，烟气中的HCL、HF也与烟气中的石灰石反应被吸收。脱硫后的烟气温度约50℃，经吸收塔顶部除雾器除去夹带的雾滴后进入烟囱。氧化风机将空气鼓入吸收塔浆池，将亚硫酸钙氧化成硫酸钙，过饱和的硫酸钙溶液结晶生成石膏，产生的石膏浆液通过石膏浆液排出泵连续抽出，通过石膏旋流器、真空皮带脱水机二级脱水后贮存在石膏间或者进行抛弃处理。

关于火电厂脱硫技术的研究探讨

关于火电厂脱硫技术的研究探讨 发表时间：2017-12-18T11:41:53.827Z 来源：《电力设备》2017年第24期作者：罗彦波1 熊新荣2 于轩2 [导读] 摘要：十八大以来，国家对环境保护问题越来越重视，出台了一系列政策。 （1新疆电力建设调试所 830000；2国网新疆电力公司电力科学研究院）摘要：十八大以来，国家对环境保护问题越来越重视，出台了一系列政策。但是，目前我国能源还是以火电为主，而火电厂发电会消耗煤产生大量的二氧化硫，造成环境污染。因此，对火电厂脱硫技术进行研究就显得尤为迫切。本文作者对此进行了简单探讨。 关键词：火电厂；脱硫技术；问题；对策 伴随着经济的发展，环境问题日益突出，严重危害人们的身体健康与社会的可持续发展，已经成为威胁生存和发展的重大社会问题。据统计我国是世界上污染物排放量最大的国家之一，在我国每年因为城市污染造成的超额死亡人数达到17.8万人。而我国能源以煤炭为主，燃煤过程产生大量的二氧化硫，对空气造成很大的污染。特别是环保部在2014年颁布了《火电厂大气污染物排放标准》，其中有关脱硫的相关规定与之前颁布的标准相比，不管是从减排力度还是完成时间周期限制上都有明显的提高，因此在这种形势下对火电厂脱硫技术进行研究就显得尤为重要。下面，本人结合多年工作和理论研究经验，现就火电厂脱硫技术方面浅谈几点个人体会，谨供同行参考。 1当前火电厂常用的脱硫技术 当前应用较为广泛的脱硫技术主要有：湿式石灰石/石膏法、氨法脱硫、烟气循环流化床法（包括NID法）、旋转喷雾半干法、炉内喷钙－尾部加湿活化法等。 1.1 湿式石灰石/石膏法 该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺。该法脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上，脱硫剂来源丰富，副产品石膏利用前景较好。不足之处是系统较复杂，占地面积大，初投资及厂用电较高，脱硫废水需进行处理。 工艺特点：采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理，形成副产品石膏。脱硫石膏经脱水后可综合利用。 1.2 氨法脱硫 2009年9月18日，由中国电力企业联合会组织召开，国家发展改革委环资司、国家环保部科技司等主管部门及五大电力集团参加的江南氨法脱硫技术现场评议会在广西南宁召开。与会专家经考察认为，氨法脱硫技术是一项真正可实现循环经济的绿色脱硫工艺，尤其适宜于燃煤含硫量高的电厂锅炉和工业炉窑烟气脱硫新建及改造项目。 工艺特点：氨法烟气脱硫技术是以液氨或氨水作为原料，与烟气中的SO2发生酸碱反应，最终生成副产物硫酸铵，脱硫效率大于90 %。 1.3 烟气循环流化床干法脱硫 该技术是20世纪80年代后期由德国鲁奇公司研究开发的。 工艺特点：石灰粉经过石灰干消化器消化后进入两级串联旋风筒，消石灰仓中消石灰以干态的形式从仓室以一定的控制速度送入吸收塔。在塔内与经过预除尘后的烟气中的SO2发生反应进行脱硫，脱硫效率达85 %以上。 1.4 NID干法脱硫技术 NID技术是原理为石灰粉经过石灰消化器消化后进入反应器，与烟气中的SO2发生化学反应，生成CaSO3和CaSO4，烟气中的SO2被脱除，用于中小型容量机组，脱硫效率可达80 %。 1.5 简易湿式石灰石/石膏法 简易湿式石灰石/石膏法脱硫装置的基本原理与湿法基本相同，但装置的容量相应减小，并取消烟气加热装置（GGH）。该装置总的烟气脱硫率可达70%。 1.6 旋转喷雾半干法脱硫技术 旋转喷雾半干法工艺是采用石灰粉制浆作为脱硫剂，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和CaSO4，烟气中的SO2被脱除。脱硫剂利用率低，脱硫效率一般在70%左右。 1.7 炉内喷钙-尾部加湿活化法脱硫技术 该工艺以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850～1 150 ℃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SO2反应，生成CaSO3。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SO2反应，脱硫效率一般达75 %左右。 2火电厂脱硫技术应用中存在的问题 我国虽然已经有部分火电厂按照监管和环保要求，购置了相关的脱硫设备。但是经统计发现，这些设备的运行率并不高，脱硫效率也不尽人意。常见的问题如下： 2.1由于缺乏自主知识产权，一些从事脱硫业务的企业往往依赖国外相关的设备和技术。这就导致了，一些进口的设备没人可以操作，设备出了故障没人可以修复的现象出现。 2.2脱硫设备的运行成本非常高。出于降低成本，增加效益的考虑，一些电厂经常私自关停脱硫设备，只在有关部门检查的时候开机应付。 2.3随着中国政府在环境保护方面的政策扶持力度越来越大，对企业的环保标准要求越来越高，脱硫市场的份额也在高速增长。在利益的驱动下，很多良莠不齐的涉及脱硫业务的企业纷纷出现。由于相关部门还没有针对该行业建立完善的准入机制和监控体系，这些企业的相关资质和能力也就无法得到有效的考核和监管。脱硫工程质量低劣，商业过程不透明等都是经常出现的问题。 2.4发电设备制造商在设备设计和制造过程中，并没有充分考虑到后期可能安装脱硫或其他设备所带来的负荷要求以及相关的安全要求。许多燃煤电厂在安装脱硫设备后，发电设备的运行出现了很多问题，导致大大降低了设备的使用效果。 2.5电厂脱硫的成本较高，而相关部门针对采用脱硫技术的电厂扶持政策体系不完善。不能够较好的弥补电厂在脱硫技术应用方面的固定投资和运行成本。这在一定程度上影响了电厂脱硫的积极性。

火电厂脱硫的几种方法

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火电厂脱硫的几种方法(1) 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：1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，2、以MgO为基础的镁法，3、以Na2SO3为基础的钠法，4、以NH3为基础的氨法，5、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。A、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。B、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。C、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脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺

国外燃煤电厂烟气脱硫技术综述

国外燃煤电厂烟气脱硫技术综述 【摘要】国外燃煤电厂烟气脱硫技术取得了较大的发展。湿法脱硫技术使用较广，约占85%左右，其它如喷雾干燥式脱硫技术等也有较好的业绩。美国、德国、日本等工业发达国家的燃煤电厂普遍采用了脱硫措施，并制定了严格的环境保护法律、法规；对燃煤电厂规定了烟气的SO2排放标准，减轻了对周围环境的污染。 【关键词】燃煤电厂环境保护脱硫技术烟气SO2 1．国外常用的脱硫技术 近年来，世界各发达国家在烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）方面均取得了很大的进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200610MW的FGD处理容量。 目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有： （1）湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰-石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%； （2）喷雾干燥脱硫技术，约占8.4%； （3）吸收剂再生脱硫法，约占3.4%； （4）炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%； （5）海水脱硫技术； （6）电子束脱硫技术； （7）脉冲等离子体脱硫技术； （8）烟气循环流化床脱硫技术等。 以湿法脱硫为主的国家有：日本（约占98%）、美国（约占92%）和德国（约占90%）等。 1.1 湿法石灰石/石灰烟气脱硫工艺技术 这种技术在70年代因其投资大、运行费用高和腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响了其在火电厂中的应用，经过多年的实践和改进，工作性能和可靠性大为提高，投资

与运行费用显著减少。突出的优点是：（1）脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）；（2）吸收剂利用率高，可大于90%；（3）设备运转率高（可达90%以上）。 目前从设计上综合考虑加强反应控制，强制氧化和加入氧化剂，从而减少吸收塔和附属设备体积、降低电耗，减小基建投资和运行费用；选用耐腐蚀材料，提高吸收塔及出口烟道、挡板、除雾装置等处的使用寿命，提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔等因素，对此项技术作了进一步改进和提高。 1.2喷雾干燥烟气脱硫技术 这种技术属于半干法脱硫技术，多数采用旋转喷雾器，技术成熟、投资低于湿法工艺。在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多，美国也有15套装置（总容量5000MW）正在运行。燃煤含硫量一般不超过1.5%，脱硫效率均低于90%。 1.3吸收剂再生烟气脱硫工艺 主要有氧化镁法、双碱法、WELLMEN LORD法。虽然脱硫效率可达95%左右，但系统复杂，投资大，运行成本高，仅在特定条件下应用，目前应用不多。双碱法用的石灰可用石灰石代替，使成本降低。加拿大正在建设一个采用此法脱硫的大型电厂。 1.4炉内喷吸收剂/增湿活化烟气脱硫工艺 为寻求有中等脱硫效率、投资和运行费较低的工艺，以减轻脱硫带来的巨大经济压力，这种工艺方法现在又开始受到注意，并在短时期内取得了重大进展。目前，该工艺在德国、法国、奥地利、芬兰等国已有工业运行装置，美国、加拿大等国亦正在研究。为了克服喷射吸收剂后，烟尘比电阻升高，影响除尘效果及脱硫效率不够高的弊端，芬兰IVO公司开发了LIFAC（Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium）——炉内喷石灰石（钙）/活化脱硫工艺。即在锅炉尾部烟道上安装活化反应器，将烟气增湿，延长滞留时间，使剩余的吸收剂和SO2发生反应。它适用于中、低硫煤锅炉，当Ca/S=2.5时，脱硫效率可达80%，其工艺流程见图1。

燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术研究 王耀华

燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术研究王耀华 发表时间：2018-06-14T09:40:58.843Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：王耀华 [导读] 摘要：进入工业革命以后，由于科技的不断进步，需要的能源也越来越多。 （中国电建甘肃能源投资有限公司甘肃省 744000） 摘要：进入工业革命以后，由于科技的不断进步，需要的能源也越来越多。根据国家统计局发布的《2016年国民经济和社会发展统计公报》中，可知用于燃烧的煤炭超过43.6×108t，约占年开采量的55%，其中大部分用于热力发电，这严重污染了我们赖以生存的家园。由SO2和NOx等组成的锅炉烟气，对当地大气环境造成了一定的程度的污染。有些污染严重的地方甚至可能会产生酸雨，腐蚀人们的身心健康，污染河流。所以控制SO2和NOx的排放刻不容缓。 关键词：烟气；脱硫脱硝一体化；发展前景 作为火力发电的主要分支，燃煤电厂是利用煤作为燃料，产生能量推动发发电机产生电能的工厂，其主要组成部分包括汽水系统、发电系统和燃烧系统等，是现代社会电力发展的主力大军。但是，燃煤电厂所排放的烟气中，包含着多种有毒的成分，直接排放会对大气造成严重伤害，因此在对大气污染的治理中，燃煤电厂对烟气排放的有效处理十分重要。对脱硫脱硝技术科学应用，可对烟气中的有害物质有效治理，同时还能将其转化为其他化学原料，促进自身生产效益提高的同时，为治理大气污染添砖加瓦。 1烟气排放组成及危害影响 煤炭经历上亿年物理、化学变化而逐渐形成，包含碳、氮、硫和氧等多种元素，通过燃烧会产生大量烟气，其主要成分包括二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫、二氧化氮以及许多杂质和矿物质微粒。当前部分燃煤电厂，已经针对自身的生产情况对其环保策略开展研究工作，比如说使用发电专用特种锅炉、将可吸收碳元素、硫元素的物质添加至燃烧的煤炭原料中等方法，以起到促进降低排放烟气中有害物质的含量。然而，相比其他工厂，燃煤电力工厂是依靠蒸汽发电作为动力来源，因此额定的蒸发量要相比其他工厂大，继而产生的有害气体量巨也巨大。煤炭燃烧后产生的烟气中的有害微小颗粒，进入到大气后，造成大气质量下降，导致工农业生产的严重损失同时，还会对社会人群带来呼吸道疾病的隐患、困扰。在煤炭燃烧排放烟气中的二氧化碳、二氧化硫等物质会与大气中所含的水蒸气结合，致使雨水的pH值降低，继而形成酸雨。另外，燃煤电厂排放烟气中的微小颗粒，是促进空气中雾霾形成的重要原因。酸雨会导致地下水变质、土壤编制，影响农业的发展雾霾中包含20多种会的有毒、有害物质，对人体的健康危害极大，进入人体支气管，会导致肺部炎症，呼吸道、脑血管等多种病症。 2燃煤电厂烟气脱硫技术分析 燃煤电厂内部生产环节之重，脱硫的作用点技术分别在燃煤燃烧前、燃煤燃烧中以及燃烧后三点。燃烧前采用物理性的脱硫方法，让煤粉首先通过磁力筛选，利用矿物质的磁性减少燃煤原料中所含的硫元素。燃烧阶段，将硅酸盐加入到燃烧中的燃煤煤炭中，通过化学反应将硫元素固化，进而进行脱硫处理。脱硫的过程为燃煤中含硫化合物在高温下与固硫剂（碳酸、硅酸类化合物）产生化学反应，进而形成化学性质较稳定的硫酸盐，不会变成烟气飘向大气，而是随残渣一起排出。在燃烧之后，该阶段脱硫技术是为确保二氧化硫不会进入大气循环的措施，使碱性物质与含硫氧化合物产生反映形成亚硫酸盐、硫酸盐，存留在溶液之中。 脱硫的方法包含湿法脱硫，干法脱硫以及半干法脱硫，其中湿法脱硫应用最为广泛，过程是将添加碳酸钙的强碱性溶液作为二氧化硫吸收液，来吸收大量的二氧化硫。该方法适合对含硫煤燃烧生产的烟气进行脱硫处理。湿法脱硫主要分为两种方式。 2.1湿式石灰石-石灰/石膏法 工艺广泛应用于大中型燃煤锅炉中，在我国有着高达85%的使用率。其原理是先用石灰石（CaCO3）或石灰粉（CaO）和水混合而成石灰浆液充入吸收塔中，洗涤并去除烟气中的SO2。其工艺流程主要分为三步，首先在烟气的进气口安装除尘器消除未燃烧的粉尘，使吸收塔底部进入烟气并向上流动，然后使SO2与由塔顶向下喷淋的石灰石或石灰浆液充分接触并最终氧化为硫酸根离子，与Ca2+生成CaSO3和CaSO4，最后沉淀物分离，烟气由烟囱排出。该法经过多年的检验技术成熟，化学材料易得，脱硫效率高，反应原理简单、性能可靠。但是，该工艺占地面积及耗水量巨大，前期基础设置投资高，仅适用于大型的燃煤电厂，而且此法易结垢，设备易被磨损和腐蚀。石灰石的投放过剩，会产生二次污染，所以加大了维护成本。 2.2抛弃法 该方法的脱硫原理为：通过石灰石或是石灰的浆液作为脱硫剂，在吸收塔中喷淋洗涤SO2，致使烟气中的SO2通过反应，进而生成CaSO3和CaSO4，在这个反应中会生生成Ca2+。在石灰系统中。Ca2+与CaO的存在有着密切的关联，但是抛弃法的主要应用方式，需要脱硫剂的制备装置和吸收塔脱硫后的废弃物处理装置组成，其最大问题是易于结垢和堵塞，因为其浆液中的水分蒸发会使固体沉积以及硫酸钙或者氢氧化钙沉积、结晶析出，因此脱硫后的固体废弃物处理，是抛弃法的一大弊端，所以，多数使用抛弃法进行脱硫的火电厂，目前都采用石膏法将其代替。 3燃煤电厂烟气脱硝工艺 电厂燃烧煤炭所产生的烟气中不仅含有SO2，还有NOX。排放烟气中NO和NO2是大气的主要污染物，而且在紫外线的照射下，NOX 与CHX发生反应形成光化学烟雾，著名的“洛杉矶烟雾”令人民谈“雾”色变，对环境的危害巨大，所到之处寸草不生。本文主要论述选择性非催化还原法（SNCR）脱硝。 非催化还原法（SNCR）： SNCR其原理是在无外加催化剂的情况下，将NH3、尿素等其他的还原物质喷入炉膛中。NOX在850~1100℃的高温炉膛时极快地分解成NH3，并且再与烟气中的NOX反应生成N2。NH3还原NOX的主要反应为：NH3为还原剂：4NH3+4NO+O2==4N2+6H2OSNCR的主要优点在于SNCR工艺的优点是工程造价低，占地面积小，适用于燃煤NOX排放量低的机组。可是SNCR特殊的炉内喷射工艺，漏洞百出，导致脱硝效率无法提高，用NH3做还原剂时，因为其逃逸率较高，所以利用率也偏低。目前，由于技术的成熟，越来越多的锅炉采用了联合法就是将SNCR和SCR工艺统一组合。这样就把SNCR工艺同SCR工艺的优点两者高效结合起来，节省成本，提高了新型工艺的脱硝率。 3脱硫脱硝技术的发展趋势 随着人们环保意识的不断提高，我国对脱硫脱硝技术的研究也在不断深入。目前，我国对脱硫脱硝技术的研究比较关注干法，今后对

2010燃煤电厂脱硫技术

燃煤电厂脱硫技术 我国燃煤电厂排放的二氧化硫占全国二氧化硫总排放量约50%，预计2010年电厂二氧化硫排放量占总排放量的三分之二，因此我国的二氧化硫总量控制重点是燃煤电厂。近年来，国内外燃煤电厂脱硫技术取得较大发展，把这些新技术介绍如下。 控制燃煤电厂污染大气途经有三种，即燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制。 1、燃烧前脱硫技术 以前燃烧前脱硫是采用物理、化学或生物方法将煤中硫脱除，工艺投资大、成本高，尚未积极推广应用。近几年随科学技术发展，人们提出要从源头控制二氧化硫，主要方法是洗煤和集成 煤气联合循环技术（IGCC）。 1998年1月，国务院在"关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复"中提出禁止新建煤层含硫份大于3%的矿井，同时，对已建成的生产煤层含硫份大于3%的矿井，逐步实行限产或关停。新建、改造含硫份大于1.5%的煤矿，应当配套建设相应规模的煤碳诜选设施。这就是说高硫煤禁止开采，中硫矿必须诜选，这是从源头解决脱硫问题，可有效控制二氧化硫。发达国家80%-90%的煤炭都经诜选，一方面脱掉煤中硫，另一方面提高资源利用，减少运输量。我国一年生产的12亿吨煤炭中仅22%-25%经过诜选，为了控制二氧化硫，国家应全力支持煤矿建设诜煤厂，同时要促使用户用诜精煤代替原煤，减少燃煤电厂对周围环境的污染。 20世纪未开发的集成煤气联合循环技术，将煤气化，然后煤气燃烧推动燃气透平进行发电。这种技术优点：热效率高，煤中硫可脱掉98%，二氧化碳可以回收，产生固渣很少，同时技术上成熟，可以大规模生产（装置可达30万kW规模），发电成本与常规粉煤蒸汽锅炉差不多。只是投资贵一些。因脱硫效果好是发展方向，美国的Wabasb Rcver和Tampa、荷兰的Demkolec、西班牙的Paertolfano等。已建成4座大型IGCC电站，分别采用水煤浆加压气化和干粉进料加压 喷流床气化技术，装置规模在25-30kW。 我国浙江大学岑可清莱入提高的多联产煤综合利用系统是一个独创的热力循环系统，它将煤的气化炉和粉煤燃烧锅炉联合组成一套流化床循环系统，其锅炉燃烧效率可达88%，并用蒸汽透 平取代燃气透平，是一项煤清洁生产工艺。 2、燃烧中脱硫技术 燃烧中脱硫是指燃烧与脱硫同时进行。它除了脱硫减少二氧化硫排放，还能提高热效率，降低燃料消耗，目前比较成熟有硫化床燃烧脱硫技术和炉内喷钙技术。 流化床燃烧脱硫技术分循环流化床燃烧技术（CFBC）和增压流化床燃烧技术（PFBC）。CFBC

氨法烟气脱硫技术综述_徐长香

氨法烟气脱硫技术综述 Review on ammonia flue gas desulfurization 徐长香,傅国光 (镇江江南环保工程建设有限公司,江苏镇江212009) 摘要:简述了多种氨法烟气脱硫的原理和技术特点。主要介绍了湿式氨法烟气脱硫技术,为烟气脱硫技术的选择提供参考。 关键词:氨法;烟气脱硫;回收法;湿式氨法 Abstract:Am monia s crubbing technology has been developed over the last few years.Wet amm onia flue gas desulfu-rization(FGD)process offers an unique advantage of an attractive amm onium sulfate by-product that can be used as fertilizer. Key words:flue gas desulfurization;recoverable process,wet am monia FGD process. 中图分类号:X701.3 文献标识码:B 文章编号:1009-4032(2005)03-0017-04 1　氨法脱硫的发展 20世纪70年代,日本、意大利等国开始研究氨法脱硫工艺并相继获得成功。由于氨法脱硫工艺主体部分属化肥工业范筹,当时该技术未能在电力行业得到广泛应用。随着合成氨工业的不断发展以及对氨法脱硫工艺的不断完善和改进,进入90年代后,氨法脱硫工艺逐步得到推广。 国外研究氨法脱硫技术的企业主要有:美国的GE、Marsulex、Pircon、Babcock&Wilcox;德国的Lentjes Bischoff、Kr upp Koppers;日本的NKK、IHI、千代田、住友、三菱、荏原等。 目前在国内成功应用的湿式氨法脱硫装置大多从硫酸尾气治理中发展而来,主要的技术供应商有江南环保工程建设有限公司、华东理工大学等。现国内湿式氨法脱硫最大的应用项目是天津永利电力公司的60MW机组烟气脱硫装置。 近年来出现的磷铵法、电子束法、脉冲电晕放电等离子体法等烟气脱硫脱硝技术皆是氨法的演变与发展,改进之处在于降低水耗、改进氧化及后处理、降低装置压降、提高脱硝能力等,以求氨法烟气脱硫技术更加经济、更加适应锅炉的运行。 2　氨法脱硫的技术原理 2.1　氨法脱硫工艺特点 氨法脱硫工艺是以氨作为吸收剂脱除烟气中的SO2。其特点是:①氨的碱性强于钙基吸收剂;②氨吸收烟气中SO2是气—液或气—气反应,反应速度快,完全,吸收剂利用率高,可以达到很高的脱硫效率。相对于其他钙基脱硫工艺来说,系统简单、设备体积小、能耗低。另外,其脱硫副产品硫酸铵是一种常用的化肥,副产品的销售收入能大幅度降低运行成本。 根据氨与SO2、H2O反应的机理,氨法脱硫工艺主要有湿式氨法、电子束氨法、脉冲电晕氨法、简易氨法等。 2.2　电子束氨法(EBA法)与脉冲电晕氨法(PPC P 法) EB A与PPCP法分别是用电子束和脉冲电晕照射70℃左右、已喷入水和氨的烟气。在强电场作用下,部分烟气分子电离,成为高能电子,高能电子激活、裂解、电离其他烟气分子,产生OH、O、H O2等多种活性粒子和自由基。在反应器中,SO2、NO被活性粒子和自由基氧化成SO3、NO2,它们与烟气中的H2O相遇形成H2SO4和HNO3,在有NH3或其他中和物存在的情况下生成(NH4)2SO4/NH4NO3气溶胶,再由收尘器收集。 脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝反应器的电场还具有除尘功能。 这两种氨法能耗和效率尚需改善,主要设备如大功率的电子束加速器和脉冲电晕发生装置还在研制阶段。 EB A法脱硫工艺流程见图1。 17

燃煤电厂脱硫技术进展 蒋松辉

燃煤电厂脱硫技术进展蒋松辉 发表时间：2018-08-21T14:26:38.000Z 来源：《电力设备》2018年第14期作者：蒋松辉[导读] 摘要：为满足社会生产生活对电力资源的需求，燃煤电厂机组容量不断增大，这样产生的烟气总量也逐渐增多，为实现绿色发展，必须基于现状，采取有效措施对烟气进行处理，将其含有的有毒有害物质控制到允许排放的标准内，以免造成生态污染。以烟气脱硫技术作为对象进行分析，确定不同技术应用条件与效果，根据燃煤电厂实际生产需求综合对比和科学选择，保证可以维持在最佳生产状态。 （华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂黑龙江哈尔滨 150024）摘要：为满足社会生产生活对电力资源的需求，燃煤电厂机组容量不断增大，这样产生的烟气总量也逐渐增多，为实现绿色发展，必须基于现状，采取有效措施对烟气进行处理，将其含有的有毒有害物质控制到允许排放的标准内，以免造成生态污染。以烟气脱硫技术作为对象进行分析，确定不同技术应用条件与效果，根据燃煤电厂实际生产需求综合对比和科学选择，保证可以维持在最佳生产状态。 关键词：燃煤电厂；脱硫技术；应用 1.燃煤电厂特点 燃煤发电是主要发电形式，生产技术已经比较成熟，但是因为煤炭燃烧过程中不仅可以产生热量，还会伴随着大量烟气，其中含有灰尘颗粒及氮氧化合物，还有氯化物、氟化物，如果直接排放到大气中，将会产生严重的大气污染。并且，燃煤电厂产生的烟气所含各类有毒有害物质含量受煤炭特性的影响大，对于不同设计参数的锅炉设备，最终燃煤产生的烟气总量与质量不同。就中国燃煤电厂生产现状来看，烟气排放总量持高不下，且温度一般均在1200℃以上，配套处理设备不完善，缺少专业的处理技术作为支持，导致烟气排放产生大气污染，形成雾霾、酸雨等，对生态环境影响严重。因此，必须加强对燃煤电厂烟气的处理研究，针对脱硫要求，选择合适的技术进行优化，争取烟气达到排放标准。 2.燃煤电厂脱硫处理技术 2.1回流式循环流化床烟气脱硫 这种技术一般来说是像石灰粉，已及时将液作为吸收剂，主要的操作方法首先是从底部开始对没有经过处理的烟气使其倒流吸收到回收塔中，在回来的过程当中进行加速处理，形成流化床，灰粉末产生摩擦，形成流化床。然后降低其反应温度，使得二氧化硫与烟体中的颗粒物发生反应，最后实现分离，以此来净化烟气，最后将洁净的烟气排放到空气当中，这种方法的效果比较明显，而且工艺相对比较简单，在回流式循环流化床脱硫技术当中是一种比较常用的选择方式。 2.2湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺 这种方法能够将石桨料以及石灰作为主要的原材料，对塔里边的烟气可以进行洗涤和吸收，这种方法可以起到去除二氧化硫的作用。该项技术的使用，主要要遵循以下的工艺流程，对于除粉尘烟气的处理方法，主要是由下而上吸入到塔中，与此同时，需要让石灰桨，或者烟气中的二氧化硫发生一定的反应，接着将反应的硫化物沉淀到池底，在最后将这些硫化物排放到大气当中，在这个具体的操作过程当中，需要注意使用该方法形成的成电物含有水压硫酸钙，这种物质极容易形成沉垢，而且处理困难。 2.3电子束辐照技术 应用电子束辐照技术对燃煤电厂烟气进行脱硫处理，即利用高能电子束照射烟气，促使烟气内所含有的O2、N2、H2O等生成强氧化性活性物质，与SO2和NOx氧化反应生成硝酸与硫酸，然后继续与烟气内NH3反应形成盐，达到、脱硫处理效果。电子束辐照技术对燃煤电厂烟气脱硫处理效率高，并且系统复杂度低，整个脱除过程控制难度小，反应后最终形成副产物NH4NO3与（NH4）2SO4经过处理后可以作为化肥重新利用。此种技术已经被应用到燃煤电厂生产中，就实际应用效果来看，发达国家电子束系统可以去除烟气内超过95%的SO2，且NOx去除率可以达到80%，而中国仅为80%与20%，去除率相差甚远，还需要在现有基础上对电子束辐照技术进行深入研究，生产制造可靠性高的电子加速器，并有效隔离X射线辐射，避免对操作人员产生影响，同时降低环境污染。 2.4旋转喷雾干燥法 这种方法的原理是将石灰当成硫化剂来形成烟气的脱硫目的，在使用之前首先要消化石灰石，同时将其转化为石灰桨。其次，与此同时，需要借助快速离心喷雾机将石灰变成细小的喷雾，然后与空气当中的二氧化硫发生化学反应，从而生成固定的物质，最后被除尘器进行收集处理，相比较来说，这种方法使用起来比较成熟，而且脱硫的效率很高，最主要的是操作流程简单，需要的操作范围也比较小，在具体的操作过程当中，也不会产生二次污染。 2.5直接烟道蒸发技术 直接烟道蒸发技术，系统流程为：脱硫废水→水箱→高压泵→烟道蒸发。一般喷入烟道位置设置在低温省煤器至除尘器之前的烟道中，通过实验数据表明，控制烟气温度降低5°以内，对后续的除尘及脱硫影响较小。该系统可以充分利用电厂外排烟气的余热热能，达到脱硫废水蒸发零排放的目的。该系统的优点是：处理系统极大简化，废水处理流程短，添加药品少，设备投资少，占地面积少，操作检修简单。可利用除尘器去除废水蒸发后产生的粉尘。缺点是：（1）为了防止对烟道及后续设备的腐蚀，锅炉烟气排烟温度需控制在烟气酸露点以上。系统不能设置低低温省煤器；（2）为保证废水的完全汽化，通常对烟道直管段长度有所要求，在目前超洁净排放配置的情况下，直管段长度通常满足不了要求；（3）锅炉负荷波动大时，不利于直接烟道蒸发。鉴于以上的技术特点，一般烟道直接蒸发技术较多的应用在旧机组的改造中，较少用于新建超洁净排放要求的机组。 3.燃煤电厂脱硫技术发展趋势 3.1技术创新 为促使燃煤电厂持续发展，需要基于燃煤电厂脱硫技术要求进行分析，积极应用高效的专业技术实现脱硫处理，保证排放的烟气不会造成生态污染。因此，在发展过程中需要基于现状，不断优化和更新烟气处理技术，改进存在的缺陷和不足，最大程度上降低烟气中有害物质的含量，达到最佳的烟气处理效果，实现健康排放。电厂需要加大对烟气处理技术的研究力度，可与专业机构或相关高校合作，密切关注废气治理技术的研究成果，争取及时对老旧技术更新换代，通过洁净煤技术与烟气治理技术，以最少的资源投入获得最高效的治理效果。 3.2设备更新

14种燃煤电厂烟气脱硫技术

14种燃煤电厂烟气脱硫技术 国内外已经建成的烟气脱硫设施以燃煤电厂居多，脱硫技术的研究也以电厂为主，石油炼化企业脱硫技术研究可在一定程度上借鉴电厂烟气脱硫已有的成熟技术。目前，按副产物的形态，烟气脱硫技术可分为湿法、干法、半干法三种。 湿法烟气脱硫技术（WFGD） 吸收剂在液态下与SO2反应，脱硫产物也为液态。该法脱硫效率高、运行稳定，但投资和运行维护费用高、系统复杂、脱硫后产物较难处理、易造成二次污染。 湿法烟气脱硫技术优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快、脱硫效率高，一般均高于90%，技术成熟、适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的 80% 以上。缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高、系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。分类: 常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 石灰石/石灰-石膏法 是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的 SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaO3S）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（ CaSO4），以石膏形式回收。这是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到 90% 以上。 间接石灰石-石膏法 常见的间接石灰石-石膏法有: 钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理: 钠碱、碱性氧化铝（Al2O3˙nH2O）或稀硫酸（H2SO4）吸收 SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 柠檬吸收法

电厂脱硫脱硝培训试题

电厂烟气脱硫试题 一、选择题（每小题2分，共20分，选出唯一正确的选项） 1湿法石灰石石膏脱硫过程的化学反应主要包括（） A、SO2的吸收 B、石灰石的溶解 C、亚硫酸钙的氧化与二水硫酸钙的结晶 D、石膏脱水 2湿法石灰石石膏脱硫系统主要组成不包括（） A、烟气系统与吸收系统 B、石灰石浆液制备系统与石膏脱水系统 C、工艺水和压缩空气系统 D、事故浆液系统与吸收剂再生系统 3湿法石灰石石膏脱硫技术主要采用的吸收塔型式中最为流行的是（） A、喷淋空塔 B、填料塔 C、液柱塔 D、鼓泡塔 4湿法石灰石石膏脱硫工艺的主要特点有（） A、脱硫效率高但耗水量大 B、钙硫比低且吸收剂来源广及格低 C、煤种适应性好 D、副产品不易处理易产生二次污染 5下面属于湿法石灰石石膏脱硫系统中采用的主要防腐技术有（） A、玻璃鳞片或橡胶衬里 B、陶瓷/耐酸转 C、碳钢+橡胶衬里/合金 D、碳钢+玻璃鳞片/合金 6 我国的湿法石灰石石膏脱硫系统将逐渐取消GGH对净化后烟气再热的原因不包括（） A、强制燃烧低硫煤 B、GGH本身的腐蚀令人头疼 C、脱硫技术的巨大进步 D、从经济性考虑 7湿法石灰石石膏脱硫系统会停止运行(保护动作停)的原因中不包括（） A、入烟温高于设定的160℃或者锅炉熄火 B、循环泵全部停或者6kv电源中断 C、进出口挡板未打开和增压风机跳闸 D、出现火灾事故或者除雾器堵塞 8 脱硫效率低的故障现象可能发生的原因中不包括（） A、SO2测量不准 B、pH值测量不准 C、液气比过低 D、除雾器结垢 9. 按有无液相介入对烟气脱硫技术进行分类，大致可分为（） A、湿法、半干法、干法、电子束法和海水法 B、钙法、镁法、氨法和钠法 C、炉前法、炉中法和炉后法 D、物理法、化学法、生物法和物理化学法

燃煤电厂脱硫废水零排放技术研究进展

燃煤电厂脱硫废水零排放技术研究进展 发表时间：2018-05-15T09:43:31.130Z 来源：《电力设备》2017年第34期作者：张立超 [导读] 摘要：随着社会的发展，我国的用电量不断增加，燃煤电厂也越来越多。 （神华国能宁夏煤电有限公司宁夏灵武 751400） 摘要：随着社会的发展，我国的用电量不断增加，燃煤电厂也越来越多。目前，国内外燃煤电厂脱硫废水主要采用混凝沉淀处理工艺，水质达到《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T997-2006）要求后直接排放或者送往灰场、渣场用作喷淋水。电厂脱硫废水的排放关系到环境的可持续发展，废水零排放可以实现环境减排目标和污水回用，对治理水污染和缓解水资源短缺困境有重要意义。本文从技术与管理双重角度对零排放处理进行了分析。 关键词：脱硫废水；零排放；膜法浓缩；蒸发固化 2015年国务院颁布了《水污染防治行动计划》（水十条），对企业用水提出了新的要求=。燃煤电厂作为用水大户，应当积极响应国家政策的要求，开展节水提效工作，实现全厂水资源分级利用和水污染防治。脱硫废水因其具有高含盐量、成分复杂、腐蚀性和结垢性的特征，回用困难，成为制约燃煤电厂废水“零排放”实现的关键因素之一=。本文在分析脱硫废水特点基础上，总结国内正在使用的3种脱硫废水零排放技术，以期为燃煤电厂实现脱硫废水实现零排放提供技术借鉴。 1 脱硫废水处理现状 根据废水来源，燃煤电厂废水一般包括生活污水、循环水排污水、脱硫废水和各种再生废水等。燃煤电厂脱硫废水具有如下水质特性：1）呈酸性，pH在4.5～6.5之间；2）含盐量高，且浓度变化范围极广，一般在20～50g/L；3）硬度（钙镁离子浓度）高，结构风险高；4）悬浮物高，一般在20～60g/L；5）成分复杂，水质波动大；6）氯离子含量高，腐蚀性强且回用困难。脱硫废水因这些特性成为燃煤电厂最复杂和最难处理的一股废水，是实现燃煤电厂废水零排放的关键。传统脱硫废水处理方法包括灰场处置、煤场喷洒、灰渣闭式循环系统及三联箱法等。灰场处置、煤场喷洒、灰渣闭式循环系统所需水量较少，且会造成系统设备的腐蚀，对电厂的安全运行造成隐患；三联箱法经过简单中和、絮凝和沉淀澄清后，虽可有效去除悬浮固体、重金属离子和F-等污染物，但该工艺难以有效去除Na+、Cl-、SO42-、Ca2+和Mg2+等离子，出水含盐量仍很高，回用困难。脱硫废水水质复杂，要达到零排放的目的，就要根据不同污染物的特征，进行分段处理。脱硫废水零排放处理过程分为3段：预处理、浓缩减量和蒸发固化。 2 废水零排放处理技术 2.1预处理软化技术 根据脱硫废水水质，选择合适的处理工艺，去除Ca2+、Mg2+、Si等，避免后续处理系统的结垢。常用的预处理软化技术通过添加化学药剂去除Ca2+、Mg2+离子，有石灰-碳酸钠软化、氢氧化钠-碳酸钠软化等。 2.2脱硫废水的浓缩减量 2.2.1热浓缩 (1)MED MED是废水被蒸发系统余热预热后，依次进入一效或多效蒸发器进行蒸发浓缩；最末效浓盐水经增稠器和离心机进行固液分离，分离出的液体回到系统再循环处理。多效蒸发是前一级蒸发器产生的二次蒸汽作为后一级蒸发器的热源，将蒸汽热能多次利用，故而热能利用率较高。 （2）MVR MVR是将蒸发器排出的二次蒸汽通过压缩机经绝热压缩后送入蒸发器的加热室。MVR浓缩液总悬浮固体（TDS）可达250g/L，电耗高达20～46.34kWh/m3废水。MVR相较于MED，具有占地面积小、运行成本较低、效率高的优势，更适用于零排放蒸发器。 2.2.2膜浓缩 （1）RO RO过程能耗较低、适用性强、应用范围广，已广泛用于脱硫废水处理。然而，RO易发生膜污染与结垢。为防止RO膜污染与结垢，可采用超频震荡膜技术或高效RO工艺，但这需更强的预处理和更高pH，会提高运行成本；此外，即使采用震荡膜技术，经RO浓缩的浓水TDS只能达到90g/L，其TDS质量浓度远低于可实现结晶固化的250g/L水平，故单凭RO不能将盐水浓缩至可结晶固化水平。 （2）ED ED因耐受钙镁结垢能力较低，工程应用常用采用倒电极的方法减少ED的膜污染，该工艺称为倒极式电渗析（EDR）。与RO相比，ED和EDR所需预处理较少，且对含硅废水的耐受性较强。此外，ED和EDR能将盐水浓缩至120g/L以上，甚至达到200g/L的水平，通常电耗介于7～15kWh/m3废水。为避免浓差极化，如LOGANATHAN等报道EDR的淡水ρ(TDS)＞10g/L，或使直接回用受限，但ED和EDR所产的淡水可以耦合其它方法加以回用。 （3）FO FO属自发过程，但是汲取液的再生需额外能量。浙江长兴某电厂2×600MW机组是首个采用正渗透方法处理脱硫废水的工程案例，系统处理水量为22m3/h，其中脱硫废水18m3/h，经FO浓缩后的TDS可高达220g/L以上；同时，将FO产水与汲取液回收系统相结合，再经RO进一步除盐后，最终产水可回用于锅炉补给水。但是，汲取液的再生复杂，整个工艺路线长，系统复杂，投资成本高。 （4）MD 非挥发溶质水溶液的MD，仅水蒸汽能透过膜。MD可以利用火力发电厂丰富的低品质废热，且能近100%地截留非挥发性溶质。溶质若易结晶，则能被浓缩至过饱和而产生结晶。MD能耗与操作方式息息相关，实际应用中，直接接触式膜蒸馏海水淡化的能耗可达40～45kWh/m3产水。但是，由于火力发电厂丰富的低品质热源，热驱动的MD不能与电驱动技术直接比较能耗。此外，目前尚缺少性能可靠，能够长时间稳定运行的商业化蒸馏膜。 2.3固化处理技术 2.3.1蒸发结晶 （1）多效蒸发结晶：多效蒸发结晶系统由相互串联的多个蒸发器组成，前一个蒸发器的二次蒸汽作为下一个蒸发器的加热蒸汽，下

浅谈燃煤电厂脱硫与环保

浅谈燃煤电厂脱硫与环保 经济在快速的发展，社会在不断的进步，人们对于能量的需求在不断的加大，据统计”十一五”末期全国火电厂的装机容量相比较于”十五”的末期翻了一倍。我国是一个产煤大国，目前，全国的发电站依然是以燃煤火力发电为主，国内的很多的煤矿之中含有大量的硫化物和氧化物，如果不对煤炭进行脱硫处理，会给生态环境带来巨大的污染，影响人与自然环境的构建。文章就国内国外的脱硫技术进行阐述、比较和分析，并对干法脱硫技术、半干法脱硫技术、湿法脱硫技术法脱硫三种脱硫方法。对这种煤炭硫元素的萃取方法进行综合的分析和探讨，最终得出湿法脱硫是最适合煤炭进行脱硫的方法，且这种方法能够有效的降低生产的成本，且用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的效率极高，反应速率也是相当的高，被我国大多数的煤电企业所采用。此方法的副产物为脱硫石膏，与普通的石膏相比无论在物理性质还是化学性质方面都是极为类似的，可以被合理的利用。但是，我国目前的湿法脱硫技术依然存在很多问题，比如脱硫效率低、脱硫石膏利用率低等问题，还有很大的提升空间。 标签：燃煤电厂;脱硫;环保;湿法脱硫 引言 我国是一个产煤大国是人所共知的，然而，伴随知识与技术密集产业的繁荣，人们也就越来越需要能量。当前来看，我国的发电站是以传统的燃煤发电为主要的发电形式，国内的大量煤矿里面会有很多硫化物（电正性很强的金属或非金属与硫形成的一类化合物）和氧化物（氧元素与另外一种化学元素组成的二元化合物）。倘若对燃煤过程中产生的危害置之不理，那么则会给自然环境造成很大的危害，会让人与自然的和谐发展受到阻碍。所以说，对于电力行业尤其是传统的发电厂来说，去硫工艺已经成为了它们技术研发的重头戏。 1脱硫废水来源 现在，在国内和国外燃煤电厂应用最為广泛的脱硫技术就是石灰石-石膏方式，其原理非常简单，可以有效脱除二氧化硫气体，并且还能对控制液体当中的颗粒浓度进行有效控制。但是为了维持内部的物质平衡，必然产生一些废水的排放，即脱硫废水，其中含有悬浮物、过饱和的硫酸盐、亚硫酸盐及重金属等污染物，其中很多的物质都是国家在环保标准中重要提出要处理的污染物，脱硫废水对环境造成了严重的影响，由此可见对于燃煤电厂的脱硫废水零排放十分必要。 2燃煤电厂脱硫与环保 2.1干法、半干法、湿法脱硫技术 一般来说，脱硫方法是以脱硫剂进入脱硫系统的水溶状态来进行分类的，总体可分三类，即干法、半干法和湿法三种。其中，煤炭的脱硫的技术方法有着极