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脫硫方法可劃分為燃燒前脫硫、爐內脫硫和煙氣脫硫(FGD)3類
一、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、煤的氣化和液化等。物理洗選煤法脫硫最經濟，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。燃燒前脫硫技術中物理洗選煤技術已成熟，煤的氣化和液化還有待于進一步研究完善。有的技術，如細菌脫硫等正在開發。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。
二、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：
CaCO3CaO＋CO2↑
CaO＋SO2CaSO3
CaSO3＋1／2×O2CaSO4
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，但由于脫硫效率低于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，并取得了一些經驗。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，特別適用于老廠的改造。
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，并在鍋爐空氣預熱器后增設活化反應器，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，于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電站采用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、占地面積小、沒有廢水排放，有利于老電廠改造。
常規煙氣脫硫技術
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，在今后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、占地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
三、干式煙氣脫硫工藝：
該工藝用于電廠煙氣脫硫始于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，并和飛灰相混；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：吸收劑的利用率低于濕式煙氣脫硫工藝；用于高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對干燥過程控制要求很高。
1.噴霧干式煙氣脫硫工藝：噴霧干式煙氣脫硫(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，并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干燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應后生成一種干燥的固體反應物，最后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機組上采用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
2.粉煤灰干式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的干式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首臺粉煤灰干式脫硫設備，處理煙氣量644 000 Nm3／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。
3.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后，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，全美火電廠采用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法占39．6％，石灰石法占47．4％，兩法共占87%；雙堿法占4．1％，碳酸鈉法占3．1％。世界各國(如德國、日本等)，在大型火電廠中，90%以上采用濕式石灰／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，各設備制造廠商采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后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，也不利于煙氣的擴散。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。
四、等離子體煙氣脫硫技術
等離子體煙氣脫硫技術研究始于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等處于激發態、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( CP)
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，并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。
五、海水脫硫
海水通常呈堿性，自然堿度大約為1．2～2．5mmol/L，這使得海水具有天然的酸堿緩沖能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發并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。
快速簡單的測硫儀方法就是選用萬博煤質儀器公司生產的快速智能定硫儀。
國內脫硫試點火電廠簡介
國內7個試點火電廠的脫硫工程情況列于表1。
表1 國內引進的7種煙氣脫硫(FGD)試點工程主要情況簡介
試點電廠 脫硫工藝 脫硫試點
投產日期 設備供應商 脫硫煙氣量
／104Nm3.h－1 煙氣量相當于
機組容量／MW 脫硫率
／％ Ca／S
珞璜電廠 常規濕式
石灰石法 1992年9月和
1993年4月 日本三菱 2×108．72 720 95 1．02～1．05
太原一廠 高速平流
石灰石濕法 1996年10月 日本日立 60 150 80～85 1．1～1．2
黃島電廠 半干法—旋
轉干燥噴霧 1994年10月 日本三菱 30 75 70～75 1．8
成都熱電廠 電子束脫硫 1997年7月 日本荏原
制作所 30 75 ＞80
內江高壩電廠 循環流化床 1996年9月 芬蘭奧斯龍 38 100 90～95 （2．88）
深圳瑪灣電廠 海水脫硫 1998年上半年 挪威A 122 300 ≥90
南京下關電廠 LIFAC-活
化反應器 1998年12月 芬蘭IVO 64 250 70～75 2．5
試點電廠 入口SO2
濃度
／mg.m－3 投資
設備
價 單位千瓦
設備價
／元.kW－1 1996年價脫
1 t硫費用
／元 耗水量
／t.h－1 運行穩定性主要問題
珞璜電廠 10000 3．8億元
（1995年） 528 （1993年2307）
2826 168～200 運行率1995年60％～64％，1996年81％～85％，脫硫塔填料，煙氣加熱器腐蝕，結垢，堵灰，二期作了大量改進。
太原一廠 5714 （1億元) （650） （1996年750） 50～60 未發現過因脫硫設備質量而停用，第一排噴霧器和除霧器有結垢現象。
黃島電廠 5714 約1億元 （1300） （1995年1657）
1773 15．6 1995年運行3795 h，1996年4098h，旋轉噴霧設施易磨，反應塔有結垢，制漿系統易堵。
成都熱電廠 5143 9000萬元 1 000 （1997年
約1 000) 6～7 1997年7月投產，1997年11月后逐步比較穩定。
內江高壩電廠 6914～
7257 3850
美元 1996．11～1997．3改造后能保持100 MW，冷渣器出力偏小，調峰，煤種適應性好，但目前最大單位容量為300 MW。
深圳瑪灣電廠 估計為1828 12m3／s
南京下關電廠 推算為2246 1．5億元 600 33
注：(1) 括號內值是估計值；（2） 脫一噸硫費用，換算到1996年都以年物價系數為1．07換算。
火電廠選擇脫硫設施的幾點想法
選用脫硫工藝的基本原則
美國電力研究所EPRI認為一套先進的脫硫裝置有3個要求：
1.脫硫效率大于95%；
2.可靠性大于99%；
3.能量消耗應小于電站出力的2．5％。
根據我國國情，提出4個選用脫硫工藝的原則：
1.脫硫后排煙中的SO2應符合國家排放標準的規定和建設機組環境評價要求。
2.脫硫設施的經濟性要好。燃煤電廠建設脫硫設施，這是發展的必然趨勢，但由于建設脫硫設施的初投資和運行費用，將造成電價的增加。
按照《電力法》，國家將制定各類發電廠競爭上網的具體辦法，培育發電競爭市場，要有效地控制發電廠的固定成本，從而控制電價。國家電力公司就公平調度上網電力電量提出按上網電價高低的順序調度上網(作者認為國家電力公司在這方面應該優先考慮脫硫設施投入正常運行的電廠)。因此在選擇脫硫工藝時，應對有關脫硫工藝的初投資及運行費用進行詳細的計算比較，優化選用初投資低、運行費用低的脫硫工藝，這樣可以盡量少增加脫硫設施電廠的電價，使其更具有競爭能力。
脫硫設施能穩定運行，具體有下列要求：
脫硫設施運行不影響機組的正常運行；
脫硫設施的脫硫率穩定。主要是指客觀條件或環境發生某些變化，能通過調整脫硫設施某些運行參數，保持脫硫后排煙SO2含量在環保允許范圍內或保持設計的脫硫率；
脫硫設施的維修工作量小。脫硫設施是一套比較復雜的系統，它包括許多子系統，盡量使各個子系統能夠穩定運行，減少維修工作量。
選擇脫硫設施的其它原則：
應優先選用國產化率高且能運行穩定的脫硫工藝。國產化率高不單初投資低，電價低，而且對今后長時間運行備品、技術指導更方便；
耗水量低。隨著工業發展，水源往往會成為工業建設的一項制約因素，尤其是北方缺水地區，應優先選用耗水量低的脫硫工藝；
脫硫劑供應問題。一定要嚴格按規定要求控制脫硫劑的質量，這樣才能保證脫硫設施正常運行；
脫硫灰的處理。脫硫灰盡量考慮綜合利用或進行適當的處理措施，防止污染環境。
選用脫硫工藝綜合意見
根據國內引進的7種煙氣脫硫(FGD)試點工程情況和上述選用脫硫工藝的原則，可以初步歸納出下列幾點看法：
1.從煙氣脫硫工藝成熟性，應優先選用濕法石灰石法，世界上90%煙氣脫硫是采用濕法石灰石法；
2.從運行穩定性、國產化率高和造價、運行費用較低，應優先選用太原一廠簡易的濕法石灰石法，該法主要是省略了煙氣再加熱系統。
3.從油爐改造，利用原有鋼架和場地而不降低機組出力或調峰性能，以及煤種適應性好的要求，應優選循環流化床鍋爐，但初投資大。
4.電子束脫硫工藝流程、海水脫硫、活化反應器等是新工藝，應根據這些新工藝投產后1～2年實際運行情況，再決定其選用程度。
對湖北省電力行業開展脫硫工作的建議
通過上述的分析研究，作者認為湖北省電力行業開展脫硫工作時應注意如下幾個方面：
1.認真吸收國內外火電廠在脫硫工作中已取得的成果和經驗教訓，著重分析研究國內電力行業引進試點廠的情況，針對各火電廠鍋爐的具體情況，選擇經濟性好、能穩定運行的脫硫工藝。
2.對于燃用中、低硫煤，配備水膜除塵器的中、小型鍋爐，可以采用投資較少的爐內噴鈣加煙道增濕活化脫硫工藝，其脫硫率可達80%左右；對于脫硫率要求不高就能滿足環保排放要求的機組，可以利用水膜除塵器的特點，利用灰水(一般為堿性水)來進行脫硫，這方面工作有待進一步探討。
3.對于燃用中、低硫煤的大型鍋爐或新建大型鍋爐，應選擇技術成熟且脫硫效率高的石灰石—石膏濕法脫硫工藝。
4.對于燃用高硫煤的鍋爐，例如：燃用當地煤的松木坪電廠，其煤質含硫高達4％～5％，按照國家環保政策的要求，一是爐前脫硫(可以就地洗煤)，二是改造現有鍋爐，選用循環流化床鍋爐。
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