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[摘 要]的排放直接影响到环境，危害人类的健康，而燃煤电厂的排放量一直是我国大气污染的主要来源，因此，对燃煤电厂进行脱硫意义重大。本文首先对燃煤电厂烟气脱硫的现状进行了概述，对燃煤电厂脱硫技术尤其是石灰石-石膏湿法脱硫技术进行了详细探讨，对烟气脱硫技术发展中应注意的问题提出了一些看法，最后对烟气脱硫技术的发展前景进行了展望。
[关键词]燃煤电厂；脱硫技术；机理
中图分类号：TU855 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）20-0132-01
前言
目前世界各国研究开发的SO2控制技术已达200多种。这些技术概括起来可分为三大类，即燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫，其中烟气脱硫技术是目前燃煤电厂控制排放最有效和应用最广的一项脱硫技术。烟气脱硫技术按工艺特性一般可分为湿法（WFGD）、干法（DFGD）、半干法（SDFGD） 三类。石灰石-石膏湿法脱硫方法是迄今为止最科学、最行之有效的企业脱硫技术。
1 燃煤电厂脱硫现状概述
（1）脱硫技术的消化吸收、创新能力不足。由于我国对电厂烟气脱硫技术研究较晚，目前尚未完全掌握国际上比较成熟的脱硫工艺的设计、制造技术，还要依赖国外的脱硫设备，不仅技术上依赖他人，且无形中增加了投资费用。
（2）脱硫工艺转变了污染形式。目前国际上主要通过抛弃法和回收法来处理脱硫副产品，多数火电厂对于脱硫产物的综合利用水平不高，只能利用废弃的方法。被抛弃的脱硫产物会产生二次污染。
（3）脱硫设备未完全利用。一些火电厂没有完全掌握核心脱硫技术，对国外装置依赖度高，不能对出现故障的设备及时维修；一些火电厂为了提高经济效益，停止运行脱硫装置；环境保护部门对火电厂的脱硫设备是否正常运行缺乏严格的监管。这些因素的存在，使得国内投产的烟气脱硫设备实际投运率不足60%，没有完全发挥脱硫设备的作用。
（4）部分脱硫装置在高效稳定运行方面存有一定难度。许多脱硫设备都是针对锅炉燃用设计煤种而安置的，但是实际燃用煤种和设计煤种存在着很大的差异，这就对脱硫装置的运行产生影响，使其不能够达到设计的脱硫效率。脱硫效率会随着进入吸收塔内烟气中含量的增加而显著下降；此外，随着进入吸收塔浆液中的摩尔系数的增加，导致吸收塔内吸收和氧化反应的时间和空间不足，降低了浆液的PH 值，从而影响脱硫设备的安全性能。同时，浆液中亚硫酸钙质量浓度增高，影响石膏脱水系统的正常运行。当进入吸收塔的质量数增大到一定数值后，整个吸收塔的动态平衡将被破坏，脱硫系统将无法维持运行。
（5）脱硫装置无法随机组负荷变化进行协调运行工作。当机组负荷增加时，燃煤量增加，排烟量随之增加，如果脱硫装置运行不变，必然导致脱硫效率降低；当机组负荷减小时，燃煤量减少，排烟量随之减少，如果脱硫装置运行不变，必然导致浪费脱硫能力。
2 燃煤电厂脱硫技术分析
近年来，随着国家环保要求的提高和脱硫技术的发展，国内新建燃煤电厂主流工艺也有了一些变化，脱硫系统不设旁路，不设GGH，增压风机与引风机合并等。旁路取消导致脱硫系统需稳定运行才能确保主机安全运行。燃煤电厂主流脱硫技术为石灰石-石膏湿法脱硫工艺。该工艺的化学反应方程式如下：
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺系统（以下简称FGD）主要包括以下9个子系统：烟气系统、石灰石制备系统、吸收系统、石膏脱水和储运系统、排放系统、废水处理系统、公用系统、事故冷却系统和电气与监测控制系统。9个子系统中以吸收系统为核心，首先通过石灰石制备系统制备一定浓度的石灰石浆液输送至吸收系统，原烟气经烟气系统进入吸收系统后，烟气中SO2与吸收系统内石灰石浆液反应后生成石膏浆液，净烟气经过吸收系统后经烟囱排放至大气中。吸收系统中产生的石膏浆液通过石膏脱水系统产出脱硫副产物石膏和排出部分脱硫废水进入废水处理系统处理达标后排放。在整个脱硫过程中，公用系统提供吸收系统和其他子系统需要的水、汽等；电气与检测控制系统提供各子系统的动力及控制吸收系统和其他子系统正常运转。排放系统则将吸收系统设备的冷却水、机械密封水等收集后再次送至吸收系统。另外，排放系统和事故冷却系统在检修或事故状态下保护吸收系统。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺脱硫效率高，技术成熟，运行可靠。影响脱硫效率的关键因数有很多，而且它们之间又相互影响，如果只追求高脱硫效率，在改变一些关键因数时会增大整个FGD的投资成本。在保证脱硫效率的前提下，可通过提高石灰石品质、根据不同工况调整浆液循环泵数量和保持合适的吸收塔浆液密度等措施优化脱硫系统。
脱硫系统运行中，在保证脱硫效率的同时，可以采用以下优化措施保护脱硫装置和降低脱硫装置电耗。
1.提高石灰石品质
作为脱硫系统的吸收剂，石灰石的品质关系到整个系统的正常运行。首先，提高石灰石的纯度有利于提高脱硫效率；其次，石灰石中的杂质会加大对脱硫设备、管道和阀门的磨损，减少脱硫设备的寿命，威胁脱硫系统的正常运行。所以，提高石灰石品质对于优化脱硫系统意义重大。
2 根据不同工况调整浆液循环泵运行数量
脱硫系统中浆液循环泵的设计一般是满足BMCR工况并留有一定余量，而实际上，很多燃煤电厂由于电网限制或其他因素无法保持满负荷运行。当机组低负荷运行时，浆液循环泵不需要全部投运即可满足脱硫效率。另外，当燃用非设计煤种时且原烟气中SO2含量较低时，也可以在保证脱硫效率的前提下减少浆液循环泵的运行数量，降低脱硫电耗。
3 保持合适的吸收塔浆液密度
目前烟气脱硫工艺多达几十种，每种工艺适合的情况不同，且工程造价比较昂贵，所以，根据电厂自身的情况选择合理的脱硫技术，显得非常重要。烟气脱硫技术的选择涉及技术、经济、总量减排等多方面因素，一般选择一种脱硫工艺，应考虑以下因素：
（1） 烟气脱硫工艺必须满足达标排放的要求。
（2）应满足国家相关烟气脱硫技术政策、工程技术规范等要求。
（3）选择脱硫工艺时应考虑脱硫所需吸附剂在当地容易获得，及脱硫用水的来源和处理情况。
（4） 选择脱硫工艺时应考虑机组容量的大小和燃用煤种的含硫情况。机组容量大的电厂，应考虑使用脱硫效率高、运行稳定的脱硫技术；机组容量小的电厂，应考虑使用脱硫效率适中、经济性好的脱硫技术。
（5）电厂脱硫预算。包括初投资费用和年运行费用。
（6）对于容量较大的带基本负荷的机组应考虑选择脱硫效率高、系统稳定的工艺。对于容量较小的调峰机组，应考虑选择系统运用灵活、脱硫效率适中的工艺。
（7）脱硫装置安装时的难易程度、是否稳定运行和可拓展性。脱硫装置是否运行稳定直接关系到火电机组的运行稳定性。
4 烟气脱硫技术展望
理想的烟气脱硫技术应能使脱硫剂可以再生循环利用， 无二次污染， 能回收高质量、广阔应用市场的脱硫副产品。同时， 开发烟气脱硫技术也应该结合我国的实际国情。基于以上考虑， 建议重视以下几方面的研究。
（1）副产物的综合利用研究。避免烟气处理技术副产物的二次污染或者考虑副产物的综合利用是提高脱硫竞争力的重要方面。
（2）开发副产品为单质硫的脱硫技术研究。单质硫、液态SO2和硫酸是采用硫回收的烟气脱硫技术常用的回收产品形式。
（3）开展同时脱硫脱硝一体化技术的研究，与脱硝工艺结合，提高脱硫效率。烟气脱硫脱硝一体化技术与可资源化烟气脱硫技术是目前人们十分关注的课题， 也是未来烟气净化技术主要的发展方向。
参考文献
[1] 李建伟，张卫彬.火电厂脱硫工艺发展研究[J].科技创新与应用，2013（05）：8.
[2] 李华波.火电厂脱硫技术与应用[J].能源与节能，2013（10）：118-120.
[3] 姜正雄，魏宇.燃煤电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术概述[J].新技术新产品，2012（2）：60-65.
[关键词]燃煤电厂；脱硫技术；机理
中图分类号：TU855 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）20-0132-01
前言
目前世界各国研究开发的SO2控制技术已达200多种。这些技术概括起来可分为三大类，即燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫，其中烟气脱硫技术是目前燃煤电厂控制排放最有效和应用最广的一项脱硫技术。烟气脱硫技术按工艺特性一般可分为湿法（WFGD）、干法（DFGD）、半干法（SDFGD） 三类。石灰石-石膏湿法脱硫方法是迄今为止最科学、最行之有效的企业脱硫技术。
1 燃煤电厂脱硫现状概述
（1）脱硫技术的消化吸收、创新能力不足。由于我国对电厂烟气脱硫技术研究较晚，目前尚未完全掌握国际上比较成熟的脱硫工艺的设计、制造技术，还要依赖国外的脱硫设备，不仅技术上依赖他人，且无形中增加了投资费用。
（2）脱硫工艺转变了污染形式。目前国际上主要通过抛弃法和回收法来处理脱硫副产品，多数火电厂对于脱硫产物的综合利用水平不高，只能利用废弃的方法。被抛弃的脱硫产物会产生二次污染。
（3）脱硫设备未完全利用。一些火电厂没有完全掌握核心脱硫技术，对国外装置依赖度高，不能对出现故障的设备及时维修；一些火电厂为了提高经济效益，停止运行脱硫装置；环境保护部门对火电厂的脱硫设备是否正常运行缺乏严格的监管。这些因素的存在，使得国内投产的烟气脱硫设备实际投运率不足60%，没有完全发挥脱硫设备的作用。
（4）部分脱硫装置在高效稳定运行方面存有一定难度。许多脱硫设备都是针对锅炉燃用设计煤种而安置的，但是实际燃用煤种和设计煤种存在着很大的差异，这就对脱硫装置的运行产生影响，使其不能够达到设计的脱硫效率。脱硫效率会随着进入吸收塔内烟气中含量的增加而显著下降；此外，随着进入吸收塔浆液中的摩尔系数的增加，导致吸收塔内吸收和氧化反应的时间和空间不足，降低了浆液的PH 值，从而影响脱硫设备的安全性能。同时，浆液中亚硫酸钙质量浓度增高，影响石膏脱水系统的正常运行。当进入吸收塔的质量数增大到一定数值后，整个吸收塔的动态平衡将被破坏，脱硫系统将无法维持运行。
（5）脱硫装置无法随机组负荷变化进行协调运行工作。当机组负荷增加时，燃煤量增加，排烟量随之增加，如果脱硫装置运行不变，必然导致脱硫效率降低；当机组负荷减小时，燃煤量减少，排烟量随之减少，如果脱硫装置运行不变，必然导致浪费脱硫能力。
2 燃煤电厂脱硫技术分析
近年来，随着国家环保要求的提高和脱硫技术的发展，国内新建燃煤电厂主流工艺也有了一些变化，脱硫系统不设旁路，不设GGH，增压风机与引风机合并等。旁路取消导致脱硫系统需稳定运行才能确保主机安全运行。燃煤电厂主流脱硫技术为石灰石-石膏湿法脱硫工艺。该工艺的化学反应方程式如下：
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺系统（以下简称FGD）主要包括以下9个子系统：烟气系统、石灰石制备系统、吸收系统、石膏脱水和储运系统、排放系统、废水处理系统、公用系统、事故冷却系统和电气与监测控制系统。9个子系统中以吸收系统为核心，首先通过石灰石制备系统制备一定浓度的石灰石浆液输送至吸收系统，原烟气经烟气系统进入吸收系统后，烟气中SO2与吸收系统内石灰石浆液反应后生成石膏浆液，净烟气经过吸收系统后经烟囱排放至大气中。吸收系统中产生的石膏浆液通过石膏脱水系统产出脱硫副产物石膏和排出部分脱硫废水进入废水处理系统处理达标后排放。在整个脱硫过程中，公用系统提供吸收系统和其他子系统需要的水、汽等；电气与检测控制系统提供各子系统的动力及控制吸收系统和其他子系统正常运转。排放系统则将吸收系统设备的冷却水、机械密封水等收集后再次送至吸收系统。另外，排放系统和事故冷却系统在检修或事故状态下保护吸收系统。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺脱硫效率高，技术成熟，运行可靠。影响脱硫效率的关键因数有很多，而且它们之间又相互影响，如果只追求高脱硫效率，在改变一些关键因数时会增大整个FGD的投资成本。在保证脱硫效率的前提下，可通过提高石灰石品质、根据不同工况调整浆液循环泵数量和保持合适的吸收塔浆液密度等措施优化脱硫系统。
脱硫系统运行中，在保证脱硫效率的同时，可以采用以下优化措施保护脱硫装置和降低脱硫装置电耗。
1.提高石灰石品质
作为脱硫系统的吸收剂，石灰石的品质关系到整个系统的正常运行。首先，提高石灰石的纯度有利于提高脱硫效率；其次，石灰石中的杂质会加大对脱硫设备、管道和阀门的磨损，减少脱硫设备的寿命，威胁脱硫系统的正常运行。所以，提高石灰石品质对于优化脱硫系统意义重大。
2 根据不同工况调整浆液循环泵运行数量
脱硫系统中浆液循环泵的设计一般是满足BMCR工况并留有一定余量，而实际上，很多燃煤电厂由于电网限制或其他因素无法保持满负荷运行。当机组低负荷运行时，浆液循环泵不需要全部投运即可满足脱硫效率。另外，当燃用非设计煤种时且原烟气中SO2含量较低时，也可以在保证脱硫效率的前提下减少浆液循环泵的运行数量，降低脱硫电耗。
3 保持合适的吸收塔浆液密度
目前烟气脱硫工艺多达几十种，每种工艺适合的情况不同，且工程造价比较昂贵，所以，根据电厂自身的情况选择合理的脱硫技术，显得非常重要。烟气脱硫技术的选择涉及技术、经济、总量减排等多方面因素，一般选择一种脱硫工艺，应考虑以下因素：
（1） 烟气脱硫工艺必须满足达标排放的要求。
（2）应满足国家相关烟气脱硫技术政策、工程技术规范等要求。
（3）选择脱硫工艺时应考虑脱硫所需吸附剂在当地容易获得，及脱硫用水的来源和处理情况。
（4） 选择脱硫工艺时应考虑机组容量的大小和燃用煤种的含硫情况。机组容量大的电厂，应考虑使用脱硫效率高、运行稳定的脱硫技术；机组容量小的电厂，应考虑使用脱硫效率适中、经济性好的脱硫技术。
（5）电厂脱硫预算。包括初投资费用和年运行费用。
（6）对于容量较大的带基本负荷的机组应考虑选择脱硫效率高、系统稳定的工艺。对于容量较小的调峰机组，应考虑选择系统运用灵活、脱硫效率适中的工艺。
（7）脱硫装置安装时的难易程度、是否稳定运行和可拓展性。脱硫装置是否运行稳定直接关系到火电机组的运行稳定性。
4 烟气脱硫技术展望
理想的烟气脱硫技术应能使脱硫剂可以再生循环利用， 无二次污染， 能回收高质量、广阔应用市场的脱硫副产品。同时， 开发烟气脱硫技术也应该结合我国的实际国情。基于以上考虑， 建议重视以下几方面的研究。
（1）副产物的综合利用研究。避免烟气处理技术副产物的二次污染或者考虑副产物的综合利用是提高脱硫竞争力的重要方面。
（2）开发副产品为单质硫的脱硫技术研究。单质硫、液态SO2和硫酸是采用硫回收的烟气脱硫技术常用的回收产品形式。
（3）开展同时脱硫脱硝一体化技术的研究，与脱硝工艺结合，提高脱硫效率。烟气脱硫脱硝一体化技术与可资源化烟气脱硫技术是目前人们十分关注的课题， 也是未来烟气净化技术主要的发展方向。
参考文献
[1] 李建伟，张卫彬.火电厂脱硫工艺发展研究[J].科技创新与应用，2013（05）：8.
[2] 李华波.火电厂脱硫技术与应用[J].能源与节能，2013（10）：118-120.
[3] 姜正雄，魏宇.燃煤电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术概述[J].新技术新产品，2012（2）：60-65.