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【摘 要】 火电厂是我国主要的电力生产方式，而我国火电厂的能源主要是以煤炭为主，大量煤的燃烧不可避免的带来了比较严重的环境问题。煤炭在燃烧过程中释放的二氧化硫是一种严重的大气污染气体，二氧化硫和雨水结合就会引起酸雨，酸雨对人体、对植物、对建筑等都是有害的。烟气脱硫是减少二氧化硫排放的有效方法。本文主要探讨了国内目前5种主要的烟气脱硫工艺及烟气脱硫工艺选择原则。
【关键词】 火电厂；烟气脱硫；工艺现状；发展；选择原则
在我国一次能源构成和消费中，煤炭所占的比例高达70%，其中燃煤电厂又是我国耗煤和二氧化硫及氮氧化物排放的大户。因此控制燃煤电厂排放的二氧化硫及氮氧化物，是目前我国大气污染控制领域最为紧迫的任务之一。
1 火电厂烟气脱硫工艺现状及发展
1.1石灰石—石膏法烟气脱硫工艺
石灰石—石膏法烟气脱硫技术是脱硫工程建设主流技术，该技术主要采用石灰石浆液作为二氧化硫吸收剂，脱硫副产品为石膏（CaSO4·2H2O），由于该技术的脱硫效率高，采用的石灰石吸收剂价格便宜，容易获取，副产品石膏成分稳定不造成二次污染，且综合利用市场广阔，可添加在水泥中作为缓凝剂，也可开发深加工做石膏建材等特点，从而得到电力系统的青睐。
国内最早成立的专业脱硫公司在引进的基础上通过自主创新开发的石灰石—石膏法湿式脱硫技术已承接建设了90台机组，76套烟气脱硫装置，累计装机容量3027万kW，其中，2006年内已投运26台机组，装机容量达到980万kW，投运机组的各项技术经济性能指标符合设计要求，脱硫系统的国产化率达到90%以上。
近期研发的卧式平流吸收塔是一项具有原创性的科研成果，可实现脱硫紧凑布置，并已在江苏徐州电厂2×300MW发电机组得到应用，运行情况良好，该工程造价和运行电耗指标达到国际领先水平。
通过几年来的实践，我国主要脱硫企业基本掌握了从工艺设计到运行调试全过程相关的技术，积累了一定的工程实践经验，设备国产化方面也取得了长足的发展，部分脱硫工程企业自主再开发的脱硫工程配套设备的国产化率已提高到90%以上，使脱硫工程造价大幅度降低。
1.2烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫技术以消石灰粉为脱硫剂，在脱硫塔内烟气中的酸性气体与加入的消石灰、循环灰及工艺水发生反应，以去除SO2和SO3气体，排烟无需再加热，整个系统无需采取防腐措施，同时为了使脱硫塔在低负荷运行时保持最佳工作状态，设置了洁净烟气再循环系统，以保证塔内烟气流量的稳定性。该技术在引进的基础上已扩延到山西华能榆社电厂二期扩建工程中的2台300MW机组上应用。该工程是当今世界上最大容量的烟气循环流化床法脱硫技术工程，脱硫装置运行稳定，经东北电力科学院测试：当钙硫比在1.21时～1.24时，脱硫效率大于91%，并已出口至巴西、印度等的火电厂机组上运用。目前，河北省邯峰电厂的2×600MW机组正在安装该型脱硫装置。在技术引进的基础上开发的利用锅炉烟道作为反应器，将吸收剂、再循环灰和工艺水在紧靠烟道反应器外的混合槽内按一定比例先行混合喂入烟道内进行脱硫的半干法脱硫技术，具有工艺流程简单、占地面积小等特点。该技术已在浙江衢州化工厂自备电厂、河南焦作电厂发电机组以及有些地区的垃圾焚烧炉的烟气净化中应用，脱硫效率可达到90%以上。该技术的研究成果曾获得“国家科技进步二等奖”。
1.3海水脱硫工艺
该技术主要利用海水的天然碱度（碳酸根和碳酸氢根）在吸收塔中与烟气中的SO2发生反应，生成亚硫酸根，通入空氣后，氧化成硫酸根，脱硫后产生的酸性水被海水中的碱度中和，产生的二氧化碳被鼓入的空气排走，并使海水的PH值得以恢复，从而达到脱除烟气中二氧化硫的目的。海水法烟气脱硫技术系统主要由海水输送系统、烟气系统、吸收系统、海水水质恢复系统和监控调节系统等组成。系统可不设烟气旁路及增压风机，也不对脱硫后烟气加热。
深圳西部电厂的300MW机组上应用该技术已积累了多年的运行经验。福建后石电厂采用的是海水脱硫技术，已应用于装机容量600MW的发电机组上，其脱硫效率大于90%。
烟气海水脱硫技术的特点是比较适合于燃烧中、低硫煤的海边电厂，其工艺比较简单，投资及运行费用较低，不存在脱硫产生的废弃物处理问题，且脱硫效率较高。该技术当前存在的主要问题是：排放的脱硫废水对海洋生态环境影响问题还需长期连续观测和论证。
1.4烟气氨法脱硫工艺
湿式氨法脱硫工艺是采用一定浓度的氨水作为吸收剂，在吸收塔内洗涤烟气中的二氧化硫，达到烟气净化的目的，具有脱硫副产物是可做农用肥的硫酸铵，不产生废水和其他废物，脱硫率高等特点。该技术已于河南三门峡电厂的5万kW机组上试用，工艺流程已打通，副产物-硫酸铵达到合格农用肥要求。
国内有关公司自主研发的流光放电半湿法烟气脱硫脱硝技术，利用高电压激发的富能电子，离解氧气、氮气、水等分子，产生离子体自由基，与喷入吸收塔的氨产生反应，以吸收烟气中的二氧化硫和氮氧化物气体，其副产物是农用铵肥。该工艺主要特点是：在脱硫的同时还可以脱硝，并采用等离子抑雾技术可把氨的逸出浓度控制在5ppm以下。该技术已完成了每小时处理12000m3烟气量的中间试验，在国家“863”计划的支持下，准备在10万kW机组上开展工业性试验。由于氨的价格贵，脱硫后的生产的副产物硫铵的质量以及氨的储运安全、氨逃逸等问题有待进一步采取措施予以解决，致使氨法脱硫技术在国内还未得到很好地应用和推广。
1.5烟气镁法脱硫工艺
氧化镁法烟气脱硫是用氧化镁的浆液吸收二氧化硫，生成含水亚硫酸镁和少量硫酸镁，该法具有脱硫效率高，运行稳定可靠，不易堵塞，投资少，工艺简单的特点，因此，镁法脱硫技术的发展较快，并已有200MW及以下机组投入运行。 2 火电厂烟气脱硫工艺选择原则
火电厂烟气脱硫工艺选择应遵循经济有效、完全可靠、资源节约、综合利用的总体原则，在满足排放标准的前提下，因地制宜地综合考虑选择最优脱硫工艺。
2.1电厂自身的场地条件
以前我国对环保要求不高，国内大多数已建的燃煤火电厂在当时设计时并未考虑脱硫装置的场地因素及要求，现在场地问题已经成为许多电厂选择脱硫工艺的制约条件。因此在选择脱硫工艺时，应根据现有电厂可利用场地的情况、工艺系统布置和烟气系统设备等因素综合考虑。
2.2燃煤含硫量和机组容量
燃煤含硫量和机组容量直接决定着SO2和烟气的产生量。燃煤含硫量高（>1%）或机组容量大（>200MW）的电厂，应考虑选择系统稳定、吸收剂利用率高、脱硫效率高、烟气处理能力大的脱硫装置。如采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术；而燃煤含硫量低（<1%）或机组容量小（<200MW）的电厂，应考虑选择系统简单、投资少、能耗低、运行灵活、脱硫效率适中的脱硫装置，如采用干法、半干法或其他一次性投资较低的成熟工艺。
2.3自然环境和地理优势
结合电厂当地的自然环境和地理位置优势选择适合自身电厂的脱硫工艺。如燃煤硫分小于1%的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查，并经全面技术经济比较后，可以考虑海水法脱硫工艺。
2.4吸收劑来源及副产物
脱硫工艺所需要的吸收剂要有稳定可靠的来源，且满足脱硫的需要。任何的脱硫装置都会产生含硫的副产品，方便处理所产生的副产品，并且能合理利用脱硫工艺产生的废水，避免造成二次污染。副产品要可用性强，增加经济收入，以便降低和控制整体运行费用。
2.5机组运行特性
目前世界各国为便于电网负荷平衡的调整都将机组划分为带基本负荷机组和调峰机组两种。带基本负荷机组由于容量较大、运行较稳定，选择脱硫工艺时应考虑系统运行可靠、稳定、脱硫效率高的成熟工艺。调峰机组由于容量较小、起停频繁，选择时应考虑系统简单、运行灵活、效率适中的脱硫工艺。
2.6初投资和年运行费用
不同脱硫工艺装置在初投资和年运行费用上差别很大，要根据实际可用资金情况，对两项作仔细的比较分析，这是脱硫装置经济运行的重要一环。从而选择更经济有效的脱硫工艺。
3 结语
中国的火电厂脱硫工程已在20世纪末启动，在本世纪初的10～20年中，将是我国火电厂脱硫工作的关键时期。若解决不好环境问题，会给国家发展和人民生活带来严重问题。脱硫问题解决之时也就是环保产业强大之日，届时我国的脱硫技术和设备将达到世界一流水平。
参考文献：
[1]王振宁.燃煤电厂的除尘、脱硫、脱硝技术[J].环境保护科学，2005（1）
[2]董佩杰.火电厂烟气脱硫技术的探讨[J].山西电力，2006，（4）
[3]周玉新，刘建章.烟气脱硫技术现状与发展趋势[J].化学工程师，2007，（10）
【关键词】 火电厂；烟气脱硫；工艺现状；发展；选择原则
在我国一次能源构成和消费中，煤炭所占的比例高达70%，其中燃煤电厂又是我国耗煤和二氧化硫及氮氧化物排放的大户。因此控制燃煤电厂排放的二氧化硫及氮氧化物，是目前我国大气污染控制领域最为紧迫的任务之一。
1 火电厂烟气脱硫工艺现状及发展
1.1石灰石—石膏法烟气脱硫工艺
石灰石—石膏法烟气脱硫技术是脱硫工程建设主流技术，该技术主要采用石灰石浆液作为二氧化硫吸收剂，脱硫副产品为石膏（CaSO4·2H2O），由于该技术的脱硫效率高，采用的石灰石吸收剂价格便宜，容易获取，副产品石膏成分稳定不造成二次污染，且综合利用市场广阔，可添加在水泥中作为缓凝剂，也可开发深加工做石膏建材等特点，从而得到电力系统的青睐。
国内最早成立的专业脱硫公司在引进的基础上通过自主创新开发的石灰石—石膏法湿式脱硫技术已承接建设了90台机组，76套烟气脱硫装置，累计装机容量3027万kW，其中，2006年内已投运26台机组，装机容量达到980万kW，投运机组的各项技术经济性能指标符合设计要求，脱硫系统的国产化率达到90%以上。
近期研发的卧式平流吸收塔是一项具有原创性的科研成果，可实现脱硫紧凑布置，并已在江苏徐州电厂2×300MW发电机组得到应用，运行情况良好，该工程造价和运行电耗指标达到国际领先水平。
通过几年来的实践，我国主要脱硫企业基本掌握了从工艺设计到运行调试全过程相关的技术，积累了一定的工程实践经验，设备国产化方面也取得了长足的发展，部分脱硫工程企业自主再开发的脱硫工程配套设备的国产化率已提高到90%以上，使脱硫工程造价大幅度降低。
1.2烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫技术以消石灰粉为脱硫剂，在脱硫塔内烟气中的酸性气体与加入的消石灰、循环灰及工艺水发生反应，以去除SO2和SO3气体，排烟无需再加热，整个系统无需采取防腐措施，同时为了使脱硫塔在低负荷运行时保持最佳工作状态，设置了洁净烟气再循环系统，以保证塔内烟气流量的稳定性。该技术在引进的基础上已扩延到山西华能榆社电厂二期扩建工程中的2台300MW机组上应用。该工程是当今世界上最大容量的烟气循环流化床法脱硫技术工程，脱硫装置运行稳定，经东北电力科学院测试：当钙硫比在1.21时～1.24时，脱硫效率大于91%，并已出口至巴西、印度等的火电厂机组上运用。目前，河北省邯峰电厂的2×600MW机组正在安装该型脱硫装置。在技术引进的基础上开发的利用锅炉烟道作为反应器，将吸收剂、再循环灰和工艺水在紧靠烟道反应器外的混合槽内按一定比例先行混合喂入烟道内进行脱硫的半干法脱硫技术，具有工艺流程简单、占地面积小等特点。该技术已在浙江衢州化工厂自备电厂、河南焦作电厂发电机组以及有些地区的垃圾焚烧炉的烟气净化中应用，脱硫效率可达到90%以上。该技术的研究成果曾获得“国家科技进步二等奖”。
1.3海水脱硫工艺
该技术主要利用海水的天然碱度（碳酸根和碳酸氢根）在吸收塔中与烟气中的SO2发生反应，生成亚硫酸根，通入空氣后，氧化成硫酸根，脱硫后产生的酸性水被海水中的碱度中和，产生的二氧化碳被鼓入的空气排走，并使海水的PH值得以恢复，从而达到脱除烟气中二氧化硫的目的。海水法烟气脱硫技术系统主要由海水输送系统、烟气系统、吸收系统、海水水质恢复系统和监控调节系统等组成。系统可不设烟气旁路及增压风机，也不对脱硫后烟气加热。
深圳西部电厂的300MW机组上应用该技术已积累了多年的运行经验。福建后石电厂采用的是海水脱硫技术，已应用于装机容量600MW的发电机组上，其脱硫效率大于90%。
烟气海水脱硫技术的特点是比较适合于燃烧中、低硫煤的海边电厂，其工艺比较简单，投资及运行费用较低，不存在脱硫产生的废弃物处理问题，且脱硫效率较高。该技术当前存在的主要问题是：排放的脱硫废水对海洋生态环境影响问题还需长期连续观测和论证。
1.4烟气氨法脱硫工艺
湿式氨法脱硫工艺是采用一定浓度的氨水作为吸收剂，在吸收塔内洗涤烟气中的二氧化硫，达到烟气净化的目的，具有脱硫副产物是可做农用肥的硫酸铵，不产生废水和其他废物，脱硫率高等特点。该技术已于河南三门峡电厂的5万kW机组上试用，工艺流程已打通，副产物-硫酸铵达到合格农用肥要求。
国内有关公司自主研发的流光放电半湿法烟气脱硫脱硝技术，利用高电压激发的富能电子，离解氧气、氮气、水等分子，产生离子体自由基，与喷入吸收塔的氨产生反应，以吸收烟气中的二氧化硫和氮氧化物气体，其副产物是农用铵肥。该工艺主要特点是：在脱硫的同时还可以脱硝，并采用等离子抑雾技术可把氨的逸出浓度控制在5ppm以下。该技术已完成了每小时处理12000m3烟气量的中间试验，在国家“863”计划的支持下，准备在10万kW机组上开展工业性试验。由于氨的价格贵，脱硫后的生产的副产物硫铵的质量以及氨的储运安全、氨逃逸等问题有待进一步采取措施予以解决，致使氨法脱硫技术在国内还未得到很好地应用和推广。
1.5烟气镁法脱硫工艺
氧化镁法烟气脱硫是用氧化镁的浆液吸收二氧化硫，生成含水亚硫酸镁和少量硫酸镁，该法具有脱硫效率高，运行稳定可靠，不易堵塞，投资少，工艺简单的特点，因此，镁法脱硫技术的发展较快，并已有200MW及以下机组投入运行。 2 火电厂烟气脱硫工艺选择原则
火电厂烟气脱硫工艺选择应遵循经济有效、完全可靠、资源节约、综合利用的总体原则，在满足排放标准的前提下，因地制宜地综合考虑选择最优脱硫工艺。
2.1电厂自身的场地条件
以前我国对环保要求不高，国内大多数已建的燃煤火电厂在当时设计时并未考虑脱硫装置的场地因素及要求，现在场地问题已经成为许多电厂选择脱硫工艺的制约条件。因此在选择脱硫工艺时，应根据现有电厂可利用场地的情况、工艺系统布置和烟气系统设备等因素综合考虑。
2.2燃煤含硫量和机组容量
燃煤含硫量和机组容量直接决定着SO2和烟气的产生量。燃煤含硫量高（>1%）或机组容量大（>200MW）的电厂，应考虑选择系统稳定、吸收剂利用率高、脱硫效率高、烟气处理能力大的脱硫装置。如采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术；而燃煤含硫量低（<1%）或机组容量小（<200MW）的电厂，应考虑选择系统简单、投资少、能耗低、运行灵活、脱硫效率适中的脱硫装置，如采用干法、半干法或其他一次性投资较低的成熟工艺。
2.3自然环境和地理优势
结合电厂当地的自然环境和地理位置优势选择适合自身电厂的脱硫工艺。如燃煤硫分小于1%的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查，并经全面技术经济比较后，可以考虑海水法脱硫工艺。
2.4吸收劑来源及副产物
脱硫工艺所需要的吸收剂要有稳定可靠的来源，且满足脱硫的需要。任何的脱硫装置都会产生含硫的副产品，方便处理所产生的副产品，并且能合理利用脱硫工艺产生的废水，避免造成二次污染。副产品要可用性强，增加经济收入，以便降低和控制整体运行费用。
2.5机组运行特性
目前世界各国为便于电网负荷平衡的调整都将机组划分为带基本负荷机组和调峰机组两种。带基本负荷机组由于容量较大、运行较稳定，选择脱硫工艺时应考虑系统运行可靠、稳定、脱硫效率高的成熟工艺。调峰机组由于容量较小、起停频繁，选择时应考虑系统简单、运行灵活、效率适中的脱硫工艺。
2.6初投资和年运行费用
不同脱硫工艺装置在初投资和年运行费用上差别很大，要根据实际可用资金情况，对两项作仔细的比较分析，这是脱硫装置经济运行的重要一环。从而选择更经济有效的脱硫工艺。
3 结语
中国的火电厂脱硫工程已在20世纪末启动，在本世纪初的10～20年中，将是我国火电厂脱硫工作的关键时期。若解决不好环境问题，会给国家发展和人民生活带来严重问题。脱硫问题解决之时也就是环保产业强大之日，届时我国的脱硫技术和设备将达到世界一流水平。
参考文献：
[1]王振宁.燃煤电厂的除尘、脱硫、脱硝技术[J].环境保护科学，2005（1）
[2]董佩杰.火电厂烟气脱硫技术的探讨[J].山西电力，2006，（4）
[3]周玉新，刘建章.烟气脱硫技术现状与发展趋势[J].化学工程师，2007，（10）