1 脱硫的形势要求
在目前我国电力能源的构成中，煤电约占3／4，而且在今后相当长的时期不会有很大的变化。燃煤火电厂在将一次能源煤炭转换为二次能源电力的过程中，会产生废气、废水、灰渣及噪声等污染物，其废气中的SO2是大气的主要污染物之一。
根据国家环保局统计，目前我国每年排放的SO2超过2 090万t，因酸雨造成的损失每年超过1 100亿元，相当于每吨SO2造成的损失近5 000元。我国目前的燃煤火电厂机组容量超过1．5亿kW，据测算，每年排放的SO2超过600万t。
为实现我国国民经济的可持续发展战略，政府已将环境保护提高到日益重要的位置，在环境保护的近期奋斗目标和远期规划中都有明确要求，并相继出台了一些政策和法规，主要是用经济手段促使企业采取措施对SO2的排放进行治理。作为SO2排放大户的燃煤火电厂，治理SO2应首当其冲。对此，相关机构和部门都加快了研究和开发的步伐，一些燃煤火电厂已相继安装了脱硫装置，更多的电厂是在筹划准备实施之中。
2 脱硫技术简况
我国的脱硫技术虽已发展了十多年，但由于经济原因，一直未发展起来。西方一些发达国家及日本、韩国等，脱硫技术已相当成熟，且种类很多，现已超过200种，归纳起来主要有4大类：（1）燃烧前脱硫（原煤净化工艺，主要除无机硫）；（2）燃烧中脱硫［包括流化床燃烧（CFB）和炉内喷吸收剂等］；（3）燃烧后脱硫（包括石灰石湿法、石灰石半干法、石灰石干法、海水法、氨碱法、电子束照射法和吸收剂再生等）；（4）联合脱硫（包括炉内喷吸收剂加尾部增湿活化法和煤气化联合循环等）。目前应用最多的是燃烧后脱硫，其中石灰石—石膏法占目前现有脱硫工艺技术的70％，其它工艺随技术的进步也逐渐被较多地应用。
3 国内应用脱硫技术的现状及主要技术特点
80年代以来，我国逐步开展了对燃煤火电厂烟气脱硫的研究，相继安装了一些脱硫装置。
3．1 石灰石—石膏法
重庆珞璜电厂一、二期，太原第一热电厂，重庆电厂，杭州半山电厂，陕西韩城二电厂都选择了该法。
重庆珞璜电厂应用的是日本三菱公司的工艺技术，4台360 MW机组，投资73 050．9万人民币，燃煤含硫量4．02％，入口SO2浓度约3 500mg／m3，脱硫效率95％以上。
重庆电厂应用德国的工艺技术，2台200MW机组，投资7 444．3万马克，脱硫效率也在95％以上。
该法的主要特点：（1）系统稳定可靠，效率高，一般可达95％以上，工业化应用广泛；（2）烟气处理量大，煤种适应性强，对高硫煤大容量机组优势突出；（3）吸收剂价廉、易得且利用率高，钙硫比一般在1．03左右；（4）对除尘器没有影响，对粉煤灰的品质没有影响；（5）副产品为二水石膏，便于利用；（6）投资大，占地面积大，耗水量相对较大，有少量污水排放；（7）副产品品质要求高，要求除尘器效率高。
3．2 喷雾干燥法
四川白马电厂和山东黄岛电厂都选择了该法。
四川白马电厂是我国自行设计建成的一套中型试验装置，投资950万元人民币，处理烟气量7万Nm3／h，进口SO2浓度3 000 mg／m3，当钙硫比为1．4时，效率可达80％以上。
山东黄岛电厂应用日本三菱公司的工艺技术，投资16亿日元，处理烟气量30万Nm3／h，效率70％左右。
该法的主要特点：（1）一般用石灰作吸收剂，利用率中等，钙硫比一般在1．3～1．6左右；（2）系统稳定可靠，效率较高，一般可达90％以上；（3）投资较大，占地面积较大，耗水量较小，无污水排放；（4）在燃煤含硫量不高的中小容量机组中应用优势突出；（5）副产品大部分为CaSO3，不好利用，且与粉煤灰裹附在一起，影响粉煤灰的综合利用；（6）增加了除尘器除灰量，塔壁易积灰，塔底易堵灰。
3．3 炉内喷钙尾部增湿活化法
南京下关电厂，浙江钱清电厂，辽宁抚顺电厂都选择了该法，应用的是芬兰富腾公司LIFAC工艺技术。
南京下关电厂2台125 MW机组，投资1．235亿人民币，净占地面积约600 m2，燃煤含硫量0．92％，单台烟气量60万Nm3／h，钙硫比2．5，效率75％以上。
浙江钱清电厂1台125 MW机组，投资5000万人民币，燃煤含硫量（0．9～1．2 ）％ ，要求脱硫效率65％。
该法的主要特点：（1）工艺简单灵活，投资少，占地面积小，能耗低；（2）吸收剂一般为石灰石，利用率较低，约2．5％；（3）脱硫效率中等，一般为（75～85）％；（4）耗水量小，无污水排放，在燃煤含硫量不高的中小容量机组中应用优势突出；（5）对锅炉和烟气处理系统略有影响；（6）副产品为CaSO3和CaSO4，对粉煤灰利用有影响。
3．4 电子束照射法
四川成都热电厂选择了该法，应用的是日本荏原株式会社的工艺技术，机组容量90 MW，投资9 000万人民币，处理烟气量30万Nm3／h，SO2浓度1 800 mg／m3，NOX浓度400 mg／m3，脱硫率80％，脱硝率10％。
该法的主要特点：（1）能够同时高效地脱除烟气中的SO2和NOX，脱硫率可达90％以上，脱硝率可达80％以上；（2）工艺简单灵活，耗水量小，无污水排放；（3）投资较大，占地面积大，能耗高；（4）副产品为硫酸铵和硝酸铵，是利用价值较高的农业肥料；（5）需要一定量的氨水，副产品销路不好，运行成本较高。
3．5 海水脱硫法
深圳西部电厂选择了该法。应用挪威ABB的工艺技术。机组容量300 MW，投资1．964 7亿人民币，处理烟气量122万Nm3／h，燃煤含硫量0．63％，脱硫率90％。
该法的主要特点：（1）电厂附近要有足够的海水资源；（2）工艺简单，运行维护费用低；（3）投资较大，占地面积大，处理烟气量大，脱硫效率高；（4）不需要其它添加剂，无需陆地处理的废弃排放物；（5）节省淡水；（6）电厂的燃煤含硫量不宜过高，约1％为宜，除尘效率要求高，否则会对海洋造成污染。
3．6 荷电干式喷射法
山东德州热电厂、兰州热电厂、杭州钢铁集团第二热电厂选择了该法。
山东德州热电厂应用美国阿兰柯环境资源公司的工艺技术，处理烟气量相当75 t／h锅炉排烟量，钙硫比1．4，脱硫率70％，投资200万人民币。
该法的主要特点：（1）工艺简单，投资少，占地面积小，运行成本低，脱硫效率中等；（2）吸收剂一般为干粉状熟石灰，利用率中等，为1．2％～1．5％；（3）增加了除尘器除灰量，对烟气系统和粉煤灰的利用有影响。
3．7 新氨法烟气脱硫工艺（NADS法）
该法是华东理工大学承接的国家“九五”重点科技攻关项目。在四川内江发电厂和四川银山化工集团股份有限公司的配合下，于1999年8月完成了10万Nm3／h烟气量的中间试验，1999年9月通过了国家有关部门组织的成果鉴定和专题验收。目前准备在北京筹划进行20～30 MW机组的工业化试验。
该法的主要特点：（1）以合成氨为吸收剂，生成很有价值的中间体亚硫铵，与化工厂联合可生产有价值的化工产品，产生较高的经济效益，是适合我国国情的新型工艺技术；（2）投资少，占地面积小，能耗低，效率高，一般可达90％以上；（3）副产品要有销路，否则运行成本亦较高；（4）目前缺乏工业化应用业绩。
以上国内应用的脱硫工艺技术都是比较成熟的，应用较为广泛和具有发展前途的工艺技术。
4 选择脱硫工艺时应考虑的因素
4．1 当地的自然资源和社会环境
选择脱硫工艺时应结合当地的自然资源和社会环境。脱硫工艺所需要的吸收剂在当地容易获得，自然资源丰富、储量大、产量高、品质好（如石灰石、石灰，海水，氨水等），以满足脱硫的需要，可降低运行成本。所产生的副产品容易处理，可用性好的副产品（当地自然资源缺乏）社会需求量大（如石膏，优质粉煤灰，农用肥，化工原料等），以增加经济收入，整体降低运行费用。
以大同地区为例，大同地区石灰石资源储量丰富，品质好，产量高，而天然石膏资源缺乏，社会需求量大。据调查，大同地区仅水泥厂就有大小十余家，仅大同水泥厂一家年产水泥150万t，需石膏约6万t，从太原购进价约100元／t；年产石灰石粉5万t，售价约25元／t。若大同第二发电厂1台200 MW机组采用石灰石—石膏脱硫装置，脱硫效率95％，经计算，年需石灰石约1．56万t，年产石膏约3万t。副产品的售出收入减去吸收剂的购进费用，年产生经济效益为：3万t×100元／t－1．56万t×25元／t＝261万元，可有效地降低脱硫装置的运行费用。若2台机共用1套脱硫装置，效果将更加明显。
4．2 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。要维持相同的大气质量，燃煤含硫量高或机组容量大的电厂，应考虑选择系统稳定、吸收剂利用率高、效率高、烟气处理能力大的脱硫装置；燃煤含硫量低或机组容量不大的电厂，应考虑选择系统简单、投资少、能耗低、运行灵活、效率适中的脱硫装置。比如前述的大同第二发电厂，虽然从当地的自然资源和社会环境方面考虑适宜采用石灰石—石膏脱硫工艺，但由于其燃煤含硫量（约1％）低，机组容量小，选择该法合适否还应进行多方面的比较。
4．3 现有电厂的条件
由于以前对环保要求不高，我国大多数已建的燃煤火电厂在设计时并未考虑脱硫装置的场地条件及要求，成为选择脱硫工艺的制约因素。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，结合机组寿命和烟气系统设备等因素综合考虑。
4．4 环境、地理位置和环保的要求
西方许多国家在选择脱硫效率时，电厂所在地的地势、地形、风向、风速也是要考虑的因素。我国各地的环保要求不同，地势低、靠近大城市、人口密集的地区环保要求相对较高，地势高、偏远、人口稀少的地区环保要求相对较低。在环保要求较低的地区，可考虑选择效率较低的脱硫工艺，环保要求较高的地区，可考虑选择效率较高的脱硫工艺，同时应尽可能考虑能同时脱除NOX的工艺，因为大气中的SO2在大量除掉后，NOX就要成为主要控制目标。
4．5 副产品的处理和利用
所有的脱硫装置都产生含硫的副产品。在石灰石、石灰的脱硫装置中，副产品一般是CaSO3、CaSO4、过量吸收剂和部分飞灰组成的固态混合物，可利用性较差，选择时要考虑二次污染、储存场地和费用问题。副产品可用性较好的脱硫工艺，要依据当地的产业结构进行选择，避免造成由于副产品销路不畅，而提高整体运行费用。
4．6 不应对原有的综合利用造成影响
对电厂原有的粉煤灰利用，世界各地的市场都发展起来了。我国的粉煤灰综合利用率也在逐步提高，优质的粉煤灰不但不再造成环境的二次污染，还可创造较高的经济效益。在我国的一些大城市，粉煤灰的需求还呈供不应求的局面，因此在选择脱硫工艺时，应尽可能避免使其受到影响。
4．7 对锅炉和现有烟气系统的影响
有些脱硫工艺可能对锅炉的燃烧、炉管磨损和结渣、空气预热器磨损和堵塞、烟道积灰和腐蚀、除尘器效率和腐蚀、引风机负荷和腐蚀、烟囱腐蚀有影响，选择时应考虑这些因素。
4．8 机组运行特性
为便于电网负荷平衡的调整，各国都将机组划分为带基本负荷机组和调峰机组。带基本负荷机组由于容量较大、运行稳定，选择时应考虑系统稳定可靠、效率高的脱硫工艺。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。
4．9 初投资和年运行费用
同其他技术一样，选择脱硫工艺时也要在初投资和年运行费用之间作平衡比较。各脱硫装置在初投资和年运行费用上差别很大，要根据可用资金情况，考虑以上因素，作仔细的分析比较，这是脱硫装置经济运行的重要一环。
4．10 应用新工艺
各国都在不断探索、研究和开发低投资、低运行成本、能够变废为宝的高科技新型工艺技术。如电子束照射法、NADS法、生物脱硫法等，这些都是能够变废为宝，有效降低运行成本，甚至能够产生经济效益的高科技工艺技术，是未来脱硫技术的发展方向。
5 小结
目前我国的经济相对较落后，是发展中国家。不能生搬硬套西方发达国家的脱硫模式、方法，要在吸收他们先进技术和经验的基础上，结合我国的国情、地理资源、社会环境及企业的既有条件，因地制宜，进行多方面的权衡论证比较。在保护环境的同时，最大程度地减少发电成本增幅，以保证企业的经济效益。
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