根据控制SO2排放的工艺在煤炭燃烧过程中的位置，可将脱硫技术分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三种。燃烧前脱硫主要是选煤、煤气化、液化和水煤浆技术；燃烧中脱硫指的是低污染燃烧、型煤和流化床燃烧技术；燃烧后脱硫也即所谓的烟气脱硫技术。烟气脱硫技术是目前在世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，其它方法还不能在经济、技术上与之竞争。1.1国外烟气脱硫技术现状世界各国研究开发和商业应用的烟气脱硫技术估计超过200种。按脱硫产物是否回收，烟气脱硫可分为抛弃法和再生回收法，前者脱硫混合物直接排放，后者将脱硫副产物以硫酸或硫磺等形式回收。按脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法工艺。
1.1国外烟气脱硫技术现状
世界各国研究开发和商业应用的烟气脱硫技术估计超过200种。按脱硫产物是否回收，烟气脱硫可分为抛弃法和再生回收法，前者脱硫混合物直接排放，后者将脱硫副产物以硫酸或硫磺等形式回收。按脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法工艺。
1.1.1湿法烟气脱硫工艺
湿法烟气脱硫工艺绝大多数采用碱性浆液或溶液作吸收剂，其中石灰石或石灰为吸收剂的强制氧化湿式脱硫方式是目前使用最广泛的脱硫技术。石灰石或石灰洗涤剂与烟气中SO2反应，反应产物硫酸钙在洗涤液中沉淀下来，经分离后即可抛弃，也可以石膏形式回收。目前的系统大多数采用了大处理量洗涤塔，300MW机组可用一个吸收塔，从而节省了投资和运行费用。系统的运行可靠性已达99%以上，通过添加有机酸可使脱硫效率提高到95%以上。
其它湿式脱硫工艺包括用钠基、镁基、海水和氨作吸收剂，一般用于小型电厂和工业锅炉。以海水为吸收剂的工艺具有结构简单、不用投加化学品、投资小和运行费用低等特点。氨洗涤法可达很高的脱硫效率，副产物硫酸铵和硝酸铵是可出售的化肥。
1.1.2半干法烟气脱硫工艺
喷雾干燥法属于半干法脱硫工艺。该工艺于70年代初至中期开发成功，第一台电站喷雾干燥脱硫装置于1980年在美国北方电网的河滨电站投入运行，此后该技术在美国和欧洲的燃煤电站实现了商业化。该法利用石灰浆液作吸收剂，以细雾滴喷入反应器，与SO2边反应边干燥，在反应器出口，随着水分蒸发，形成了干的颗粒混合物。该副产物是硫酸钙、硫酸盐、飞灰及未反应的石灰组成的混合物。
喷雾干燥技术在燃用低硫和中硫煤的中小容量机组上应用较多。当用于高硫煤时石灰浆液需要高度浓缩，因而带来了一系列技术问题，同时由于石灰脱硫剂的成本较高，也影响了其经济性。但是近年来，燃用高硫煤的机组应用常规旋转喷雾技术的比例有所增加。喷雾干燥法可脱除70-95%的SO2，并有可能提高到98%，但副产物的处理和利用一直是个难题。
1.1.3干法脱硫工艺
干法脱硫工艺主要是喷吸收剂工艺。按所用吸收剂不同可分为钙基和钠基工艺，吸收剂可以干态、湿润态或浆液喷入。喷入部位可以为炉膛、省煤器和烟道。当钙硫比为2时，干法工艺的脱硫效率可达50-70%，钙利用率达50%。这种方法较适合老电厂改造，因为在电厂排烟流程中不需要增加什么设备，就能达到脱硫目的。
再生工艺有些已具有商业可行性，但尚未被广泛采用。由于反应后的吸收剂需经加热和化学反应后重新使用，产物需要回收，因此成本较高，工艺复杂。
SO2/NOx联合脱除工艺多数处于开发阶段，只是在一些燃中硫或低硫煤电厂得以商业应用。这类工艺可分为固体吸收/再生法，气固催化法，电子束法，喷碱法，湿式SO2/NOx联合脱除技术等。
这里要特别提到的是烟气循环流化床脱硫工艺。该技术在最近几年中已有所发展，不但用户增多，同时单机的烟气处理能力也比过去增大了很多。
该工艺已达到工业化应用的水平，主要是由德国Lurgi公司、德国Wulff公司和丹麦F.L.Smith公司开发的。该工艺流程主要是由吸收剂制备系统、吸收塔吸收系统、吸收剂再循环系统、除尘器以及仪表控制系统等部分组成。锅炉排出的未处理的烟气从流化床的底部进入吸收塔。烟气经过文丘里管后速度加快，并与很细的吸收粉末互相混合。经脱硫后带有大量固体颗粒的烟气由吸收塔的顶部排出。排出的烟气进入吸收剂再循环除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，然后返回吸收塔中被循环使用。该工艺在德国Solvay公司的自备电厂和Siersdorf电厂使用，运行良好。该工艺的主要特点是系统简单可靠性高、脱硫效率高与湿法相当、占地小，特别适用于电厂的改造。
据调查，1992年末全世界17个国家燃煤电厂已安装各种FGD装置646套，总装机容量达167GW，其中美国308套，德国208套，日本51套。湿式脱硫工艺占世界安装FGD的机组总容量的81.8%，其中一半以上副产物是石膏；喷雾干燥法次之，占10.5%；喷吸收剂工艺占3.2%，主要用于中小型锅炉的改造；再生工艺在德国和美国建成17套，共4.7GW；SO2/NOx联合脱除工艺有18套，总容量为3.0GW。
据英国IEA报告统计，湿式工艺用于燃煤含硫量小于1%的装置占23%，用于含硫量1-2%的占28%，用于含硫量大于2%的占48%；喷雾干燥法用于燃煤含硫量小于1%的装置占22%，用于含硫量1-2%的占47%，用于含硫量大于2%的占31%；吸收剂喷射工艺用于燃煤含硫量大于1%的装置占67%，用于含硫量1-2%的占22%，用于含硫量大于2%的占11%。
1.2国内脱硫技术现状
我国电力部门在七十年代就开始在电厂进行烟气脱硫的研究工作，先后进行了亚钠循环法（W-L法）、含碘活性炭吸咐法、石灰石-石膏法等半工业性试验或现场中间试验研究工作。进入八十年代以来，电力工业部门开展了一些较大规模的烟气脱硫研究开发工作。同时，近年来我国也加大了烟气脱硫技术的引进力度。
1.2.1试验研究项目
1.2.1.1湖南省会同发电厂亚钠循环法半工业性试验（1978~1981）
亚钠循环法（W-L法）烟气脱硫工艺是以亚硫酸钠为吸收剂，在低温条件下（<60℃）吸收烟气中SO2，生成亚硫酸氢纳，以实现烟气脱硫。当溶液中的SO2达到一定饱和程度后，加热至140℃以上，亚硫酸氢钠分解，产生SO2。由于水的蒸发而使亚硫酸钠结晶，亚硫酸钠结晶经溶解后再用作吸收剂。因亚硫酸钠循环使用，故称之为“亚钠循环法”。将分解蒸发出的SO2与水蒸汽混合物，经冷凝、冷却、过滤和干燥，除去水份，从而获得纯SO2，以实现SO2回收。
1.2.1.2上海闸北电厂石灰石—石膏法现场中间试验（1977~1979）
该工艺采用石灰石作为吸收剂，副产物为石膏。系统的主要特点是采用了不同pH值进行两级吸收，在低pH值下向槽中鼓入空气，把亚硫酸钙强制氧化成硫酸钙。
1.2.1.3湖北松木坪电厂活性炭吸咐脱硫中间试验（1979~1981）
该工艺是采用含碘0.43%的活性炭吸附烟气中的SO2，在烟气中过剩氧和水作用下，可催化氧化成硫酸。通过水分充分洗涤可获得稀硫酸。
1.2.1.4四川豆坝电厂磷铵肥法烟气脱硫中间试验（1985~1990）
磷铵肥法（PAFP法）烟气脱硫工艺采用二级吸收，第一级采用活性炭吸附，脱除烟气中部分SO2制得30%的稀硫酸。然后，用此硫酸分解磷灰石，用氨中和磷酸，获得复合肥料。再用复合肥料脱除活性炭中未能吸收的SO2，最终产物为磷酸氢二铵和硫铵。
1.2.1.5四川白马电厂旋转喷雾干燥脱硫试验工程（1992~1993）
旋转喷雾干燥（LSD法）脱硫工艺是利用喷雾干燥的原理。吸收剂浆液以雾状形式喷入吸收塔内，吸收剂在与烟气中SO2发生化学反应过程中，不断吸收烟气中的热量，使吸收剂中水份蒸发，脱硫产物以干态形式排放。
1.2.1.6贵阳电厂文丘里水膜除尘器脱硫中间试验（1992~1993）
该工艺是利用现有电厂的水膜除尘器，进行必要的改造，增加脱硫吸收剂制备、喷淋及循环氧化等设施，在同一设备中实施除尘脱硫一体化。
该工艺在文丘里水膜除尘器喉部喷入钙基吸收剂，脱除烟气中部分二氧化硫和粉尘后进入循环氧化槽，再泵入捕滴器内进一步脱硫、除尘。新鲜吸收剂定量补入循环槽内，脱硫产物经强制氧化后排入原有除尘灰系统。
1.2.2工业示范工艺
近年来，我国电力工业部门在烟气脱硫技术引进工作方面加大了力度。对目前世界上电厂锅炉较广泛采用的脱硫工艺建造了示范工程，这些脱硫工艺主要有：
1)石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺
2)简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺
3)旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法）
4)海水烟气脱硫工艺
5)炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法）
6)电子束烟气脱硫工艺（EBA）
7)循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）
1.2.2.1石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺
石灰石（石灰）—石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰作为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加热升温后，由增压风机经烟囱排放，脱硫渣石膏可以综合利用。
该工艺的反应机理为：
（1） 吸收剂为石灰
吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32-
溶解：Ca(OH)2(s) →Ca2++2OH-
CaSO3（s）→Ca2++SO32-
中和：OH-+H+→H2O
OH-+HSO3-→SO32-+H2O
氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H+
SO32-+1/2O2→SO42-
结晶：Ca2++SO32-+1/2H2O→CaSO3•1/2H2O(s)
Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4•2H2O(s)
（2） 吸收剂为石灰石
吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32-
溶解：CaCO3（s）+H+→Ca2++HCO3-
中和：HCO3-+H+→CO2（g）+H2O
氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H+
SO32-+1/2O2→SO42-
结晶：Ca2++SO32-+1/2H2O→CaSO3•1/2H2O(s)
Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4•2H2O(s)
在我国，重庆珞璜电厂首次引进了日本三菱公司的石灰石—石膏湿法脱硫工艺，脱硫装置与两台360MW燃煤机组相配套。机组燃煤含硫量为4.02%，脱硫装置入口烟气二氧化硫浓度为3500ppm，设计脱硫效率大于95%。从最近几年电厂的运行情况来看，该工艺的脱硫效率很高，环境特性很好。不过，设备存在一定的结垢现象，防腐方面的研究也有待加强。该工艺的流程图见下图。
最近，利用德国政府软贷款的重庆、半山和北京第一热电厂脱硫工程的各项工作正有条不紊的展开，预计到2000年底投入运行。
1.2.2.2简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺
简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的脱硫原理和普通湿法脱硫基本相同，只是吸收塔内部结构简单（采用空塔或采用水平布置），省略或简化换热器，因而和普通的湿法相比，具有占地面积小、设备成本低、运行及维护费用少等优点。
我国太原第一热电厂引进了日立高速平流湿法脱硫工艺，处理气量60万m3/h，为来自300MW机组的三分之二烟气量，其入口SO2浓度为2000ppm，吸收剂采用石灰石，系统可达80-90%的脱硫效率，自装置投入运行以来，系统可靠性较好。该工艺的流程图见下图。
另外，重庆市长寿化工总厂引进了日本千代田化工建设株式会社喷气沸腾式简易脱硫装置，吸收剂为废电石渣，装置脱硫效率为70%以上；山东维坊化工总厂热电分厂引进的是日本三菱重工的简易湿式石灰—石膏法，脱硫剂为本厂的废电石渣，脱硫率为82%。
1.2.2.3旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺
旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺也是目前应用较广的一种烟气脱硫技术，其工艺原理是以石灰为脱硫吸收剂，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，与烟气中的二氧化硫发生化学反应生成CaSO3，烟气中的二氧化硫被脱除。该工艺反应机理为：
SO2+H2O→H2SO3
Ca(OH)2+ H2SO3→CaSO3+2H2O
CaSO3在微滴中过饱和沉淀析出：
CaSO3（l）→CaSO3（g）↓
CaSO3氧化成CaSO4：
CaSO3（l）+1/2H2O→CaSO4（l）
CaSO4溶解毒极低会迅速析出：
CaSO4（l）→CaSO4（g）↓
与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来，可以在筑路中用于路基。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分脱硫灰加入制浆系统进行循环利用。流程图见下图。
我国于1984年在四川内江白马电厂建成了第一套旋转喷雾半干法烟气脱硫小型试验装置，处理气量为3400m3N/hr。于1990年1月在白马电厂建成了一套中型试验装置，处理气量70000m3N/hr，进口SO2浓度3000ppm。经连续运行考核，Ca/S为1.4时，脱硫率可达到80%以上。
1993年，日本开始援助山东黄岛电厂4号机组引进三菱重工旋转喷雾干燥脱硫工艺，装置于1994安装制造完毕，1995年开始试车，处理气量为30万m3/h，入口SO2浓度为2000ppm，设计效率为70%。该套设备曾因喷雾干燥脱硫吸收塔内壁出现沉积结垢而造成系统运行故障。通过采取降低处理烟气量等措施，使系统运行恢复正常。
1.2.2.4海水烟气脱硫工艺
海水烟气脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中的二氧化硫的一种脱硫方法。烟气经除尘器除尘后，由增压风机送入气—气换热器中的热侧降温，然后送入吸收塔。在脱硫吸收塔内，与来自循环冷却系统的大量海水接触，烟气中的二氧化硫被吸收反应脱除。脱除二氧化硫后的烟气经换热器升温，由烟道排放。该工艺的反应机理：
SO2+H2O→H2SO3
H2SO3→H++HSO3-
HSO3-→H++SO32-
SO32-+1/2O2→SO42-
H++CO32-→HCO3-
HCO3-+H+→H2CO3→CO2+H2O
洗涤后的海水经处理后排放。此工艺是最近几年才发展起来的新技术。在我国，深圳西部电厂的一台300MW机组海水脱硫工艺，得到了国家环保总局和国家电力公司的批准，作为海水脱硫试验示范项目开始实施，在运行过程中开展相应的跟踪和试验研究工作。目前，该示范工程已投入商业运行，运行的可靠性高。该工艺的流程图见下图。
1.2.2.5炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺
炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（简称LIFAC工艺）是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，收到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。。该工艺的反应机理为：
第一阶段反应（炉内喷钙）：
CaSO3→CaO+CO2
CaO+CO2→CaSO3
CaO+SO2+1/2O2→CaSO4
第二阶段反应（尾部增湿）：
CaO+H2O→Ca(OH)2
SO2+H2O→H2SO3
Ca(OH)2+ H2SO3→CaSO3+2H2O
烟气脱硫后，由于增湿水的加入烟气温度下降（只有55-60℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。由于脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，副产物的综合利用受到一定的影响。
南京下关发电厂2×125MW机组全套引进芬兰IVO公司的LIFAC工艺技术，锅炉的含硫量为0.92%，设计脱硫效率为75%。目前，两台脱硫试验装置已投入商业运行，运行的稳定性及可靠性均较高。该工艺的流程图见下图。
1.2.2.6电子束烟气脱硫工艺（EBA法）
电子束烟气脱硫工艺是一种物理方法和化学方法相结合的高新技术。本工艺的流程是由排烟预除尘、烟气冷却、氨的冲入、电子束照射和副产品捕集工序组成。锅炉所排出的烟气，经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生任何废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中间物硫酸和硝酸。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状颗粒硫酸铵和硝酸铵的混合体。
该工艺的反应机理为：
N2、O2、H2O→•OH、•O、H2O•、N•
SO2+2•OH→H2SO4
SO2+•O+ H2O•→H2SO4
NOx+•O+•OH→HNO3
H2SO4+NH3→(NH4)2SO4
HNO3+ NH3→NH4NO3
反应所生成的硫酸铵和硝酸铵混合微粒被副成品集尘器所分离和捕集，经过净化的烟气升压后向大气排放。
成都热电厂和日本荏原制作所合作建造了的电子束脱硫工艺装置，该装置的处理烟气量为300,000m3N/hr，二氧化硫的浓度为5148mg/m3，设计脱硫率为80%。目前，该工艺装置已投入运行，运行的稳定性及设备状况均较佳。该工艺的流程图见下图。
1.2.2.7循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）
循环流化床锅炉脱硫工艺是近年来迅速发展起来的一种新型煤燃烧脱硫技术。其原理是燃料和作为吸收剂的石灰石粉送入燃烧室中部送入，气流使燃料颗粒、石灰石粉和灰一起在循环流化床强烈扰动并充满燃烧室，石灰石粉在燃烧室内裂解成氧化钙，氧化钙和二氧化硫结合成亚硫酸钙，锅炉燃烧室温度控制在850℃左右，以实现反应最佳。
该工艺的反应机理为：
S+O2→SO2
CaCO3→CaO+CO2
Ca+SO2→CaSO3
反应的Ca/S达到2.0左右时，脱硫率可达90%以上。
四川内江高坝电厂引进了芬兰的410t/hr循环流化床锅炉，目前已投入了运行。
第二章 脱硫工艺的技术经济分析
世界各国研究开发的烟气脱硫技术已有很多种，而真正投入商业运行的脱硫工艺只有十几种，其中最为常见的是石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺、简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺、烟气循环流化床脱硫工艺（常规CFB）、旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺、海水烟气脱硫工艺、炉内喷钙加尾部增湿活化工艺、电子束烟气脱硫工艺、循环流化床锅炉脱硫工艺等。根据这些工艺的运行情况，对其进行技术经济分析比较，可以看出各种工艺之间的差异。
2.1烟气脱硫的技术分析
可以在很多方面对各种烟气脱硫工艺技术进行分析。一般情况下，烟气脱硫工艺的技术分析将依据技术成熟度、技术性能和环境特性等三个方面。
技术成熟度指标根据该技术目前所处的开发阶段，分为实验室、中试、示范和商业化四个阶段。技术性能指标反映技术的综合性能，对烟气脱硫而言，还包括脱硫效率、处理能力、技术复杂程度、占地面积、再热需要和副产品利用等。环境特性根据处理后烟气的二氧化硫排放量进行评价，按其平均值与排放标准进行比较分为很好、好、中等和不好四个等级，低于标准的评为很好，达到标准的为好，接近标准的为中等，达不到标准的为不好。对各种脱硫工艺的技术进行了综合评价，具体情况见表2.1、表2.2。
从表2.1和表2.2可以看出，我国已加大了烟气脱硫技术的引进工作。目前已有好几套脱硫工艺在可靠、有效地运行。从技术的角度来说，引进的脱硫技术都比较成熟，流程比较合理，但是在脱硫效率、副产品的利用、电耗以及占地面积等方面有所不同。石灰石-石膏湿法脱硫工艺占地面积较多、电耗也很大，但是它的脱硫效率很高；干法/半干法工艺较简单，电耗低、占地面积也小；海水脱硫工艺电耗较高，但是流程简单，使用海水作吸收剂，大大节省了运行费用。
表2.1 烟气脱硫技术的综合评价（1）
表2.2烟气脱硫技术的综合评价（2）
2.2烟气脱硫的经济分析
国内目前大约只有2500MW燃煤机组安装了烟气脱硫装置，所配备的装置大多从国外引进，处于示范阶段，报道的各种技术的经济参数缺乏统一的基准。通过建立统一的评价方法和指标体系，根据脱硫费用现有资料，综合考虑贴现、涨价等经济因素，对各种技术作出的初步经济分析见表2.3。表中费用已折合为1998年价。
表2.3 烟气脱硫技术经济分析
* 分号前的数值表示机组产生的烟气量，后面的数值表示经过脱硫处理的烟气量。
另外，通过对烟气脱硫经济性指标分析也可以看出各种工艺之间的差异。烟气脱硫经济性指标是指对煤炭燃烧和转化技术选用折合为每吨煤每年的初投资和每吨煤的加工费用，对烟气脱硫选用FGD占电站装机总投资的比例和单位脱硫成本作为综合经济性能评价的标准。各种烟气脱硫工艺的经济性能的比较见表2.4。
表2.4 脱硫工艺的经济性能比较
通过对FGD投资-运行费用的参数敏感性分析表明，脱硫机组燃煤含硫量在1.5%至3.5%间变化时，各种技术的投资和对电力成本的影响大小见图2.1和图2.2。
平均而言，湿式石灰石—石膏法投资占电厂投资的比例最高，约为16%，最低的是炉内喷钙尾部增湿工艺，只占5%；每脱一吨二氧化硫的运行成本，湿法为1100元左右，干法/半干法为800元左右，而再生法要高一些，但有副产品回收。电厂脱硫将造成电力生产成本的提高，机组安装湿式FGD后的单位发电成本要增加0.02-0.03元/kWh，安装干式FGD后的单位发电成本要增加0.01-0.02元/kWh。
脱硫资金和脱硫造成的运行费用可通过提高电价以及提高取暖收费等方式转嫁给用户，由用户承担。就全国情况看，发电成本取上限0.03元/kWh计，考虑到2000年安装脱硫机组容量达3080万kW（发电量为1727亿度），相应的年新增脱硫成本为51.8亿元。若将此新增成本摊入整个电网系统，按规划到2000年发电机组总容量为2.9亿度kW，全国发电量为1.3万亿度，则相当于电网成本增加了0.004元/kWh。电价上涨0.004元/kWh不会对工业和居民生活带来严重的影响。
通过以上的技术、经济和综合分析，燃煤二氧化硫控制的可用技术应优先考虑以下的几项脱硫工艺技术。
1）简易湿法/干法脱硫技术：湿法技术包括简易石灰石-石膏和水膜除尘器简易脱硫工艺两大类，一般可达60-70%脱硫效率，同时它们投资小、占地面积小，尤其后者适用于老机组的改造。干法主要是指烟气循环流化床脱硫工艺。该工艺系统简单可靠性好、脱硫效率高可与湿法相当、锅炉负荷变化时常规CFB系统仍能正常工作、占地面积小，特别适用老机组的改造，脱硫副产品不会造成二次污染。
2）吸收剂喷射脱硫：吸收剂喷射脱硫技术按喷射位置可分为炉内喷射、省煤器喷射和烟道喷射（包括喷吸收剂并增湿和烟道喷浆），以及这些工艺的组合。这类工艺投资较低、占地小，主要用于老厂的改造。
3）旋转喷雾干燥脱硫：用旋转喷雾器向脱硫塔内喷射石灰浆脱硫，一般用于中、低硫煤，也可用于高硫煤，脱硫效率90%左右。
4）湿法石灰石-石膏法：该技术是目前国外应用最广的烟气脱硫工艺，其特点是脱硫效率高（大于90%），吸收剂利用率高（大于90%），设备运转率高，但初投资和运转费比干法和半干法和简易湿法高得多。
5）循环流化床燃烧脱硫技术：该技术在国外已属商业化技术，在国内已进行示范和应用。
第三章 火电厂烟气脱硫工艺的选择
3.1脱硫工艺的选择
对任何一个需要进行脱硫工程的电厂，应该根据工程项目的要求和相关的约束条件，在充分考虑电厂的实际情况（如：场地条件、空间条件、机组状况、资源状况等）的基础上，进行烟气脱硫工艺方案的选择。
3.1.1确定工艺的基础参数
脱硫工艺的基础参数主要包括烟气量、烟温、二氧化硫的含量、脱硫效率、排烟温度等。根据工程的具体情况说明主要工艺参数和裕度的选取原则和依据。
3.1.2脱硫工艺方案的选择
提出烟气脱硫工艺方案可供选择的几种方案，进行技术经济比较后，提出推荐方案。根据工程具体情况，必要时应对原煤洗煤、循环流化床燃烧、炉内脱硫和烟气脱硫等进行多方案的比较，并编写专题报告。
在脱硫工艺方案的选择中，应主要考虑的方面如下：
1、吸收剂的利用率；
2、吸收剂：可获得性、操作性、危害性等
3、副产品：可利用性、操作性等；
4、对现有设备的影响：锅炉、灰收集及处理系统、风机、烟囱；
5、对机组运行方式的适应性，适用性、能耗；
6、场地布置、占用的场地、场地的改造难度；
7、对环境的影响、废水的排放、灰场的占用、周围生态环境；
8、工艺的成熟程度等。
3.2脱硫工艺的选择举例
3.2.1贵溪发电厂1号炉125MW机组脱硫示范工程
3.2.1.1项目概况
贵溪发电厂1号炉脱硫试验工程是国家“九五”科技攻关课题“中小型燃煤电站水膜除尘器脱硫技术与装备研究”的全尺寸工业性试验工程，是目前我国拥有自主知识产权、在燃煤电厂中应用的、装机容量最大的（125MW）烟气脱硫工程。其配套的脱硫工艺是由国家电力公司电力环保研究所根据我国中小型燃煤机组脱硫技术的发展方向，经过近10年的研究开发，历经实验室研究、关键设备的攻关、工艺参数的优化研究、小型试验、中间工业性试验等，最终形成的以文丘里水膜除尘器为基础、集脱硫除尘于一体的简易湿法烟气脱硫工艺。
3.2.1.2建设条件
一期工程4台锅炉均为上海锅炉厂制造的SG-400/140型超高压中间再热式锅炉，蒸发量400吨/小时。汽机为N125-135/550/550型，出力125MW。发电机为QFS-125-2，出力125MW。每台炉配4台文丘里喷管湿式麻石除尘器，文丘里喉管截面尺寸为1700×650mm，捕滴器内径4100mm。单台处理气量为177000～213000m3/h，设计除尘效率为95%。现4号炉4台水膜除尘器已改为电除尘器。每炉配2台Y-73-11№28D型引风机，额定风量410000m3/h，全压405mmH2O。四台炉合用一座烟囱，高180米，出口内径5.79米。
电厂现有四台煤粉炉均为水力排渣槽排渣。1、2、3号炉为文丘里水膜除尘器除尘。4号炉为电除尘器除尘，目前主要采用干除湿排，部分排灰用来制砖，年综合利用灰量约为6500吨。
全厂输灰系统采用水力输灰，灰渣混排。灰渣浆经灰渣沟混合自流至灰浆池，再汇入经中和池中和的化学废水及生产区生活用水，由灰渣泵输送至灰场。全厂灰渣排量为92.6吨/小时，灰水量约1897.6吨/小时，灰水比1:20。灰渣泵型号为250ZJ-75，设计流量1100m3/h，扬程91.9米。灰管直径为φ530×10mm，管内灰水呈弱酸性，灰场排出水，有时呈碱性，pH值在9左右，灰管无结垢现象。
3.2.1.3工艺选择
工艺的选择主要从以下几个方面考虑：
1、吸收剂的利用率；
2、吸收剂：可获得性、操作性、危害性等
3、副产品：可利用性、操作性等；
4、对现有设备的影响：锅炉、灰收集及处理系统、风机、烟囱；
5、对机组运行方式的适应性，适用性、能耗；
6、场地布置、占用的场地、场地的改造难度；
7、对环境的影响、废水的排放、灰场的占用、周围生态环境；
8、工艺的成熟程度等。
综合考虑，确定贵溪发电厂1号炉125MW机组脱硫示范工程工艺采用文丘里水膜除尘器简易湿法脱硫工艺，吸收剂采用石灰。
3.2.2南昌电厂2×125MW机组脱硫工程
3.2.2.1项目概况
南昌发电厂位于南昌市东北郊七里街，赣江南岸，距市中心3公里。有专门的公路相通，水路交通以赣江为主。地理位置优越，水陆交通十分便利。
电厂总装机容量为250MW（2×125MW），是华中电网主力厂之一，它配 2台420吨/小时燃煤锅炉。该电厂燃用中低硫煤，但由于电厂装机容量较大，烟气污染源集中。另外，南昌发电厂属于城市电厂，随着新的《火电厂污染物排放标准》的实施，火电厂污染物的排放要求越来越严格。江西省电力公司、南昌发电厂认识到在南昌发电厂实施脱硫的必要性和重要性，与国电环境保护研究所合作，针对南昌发电厂10号炉和11号炉的现状立项进行脱硫试验工程可行性研究。
3.2.2.2建设条件
南昌发电厂原有9炉8机，均为中压机组1957年投产，现在都已超期报废。电厂扩建10、11号两台高压机组，分别于1988年和1989年投入运行，容量均为125MW，为该厂主力机组。
南昌发电厂10号、11号燃煤机组采用的是上海锅炉厂生产的SG420/13.73-540/540-416M型中间再热超高压锅炉，蒸发量420t/h，配125MW汽轮发电机组。两台锅炉尾部配两台兰州电力修造厂生产的LDI/LC-94.5-3单室单供电区三电场电除尘器。烟气从空气预热器两侧引出后，分别经单进口烟箱进入各自的甲、乙两台电除尘器，除尘后的烟气经单出口烟箱进入甲、乙两台引风机排入两台炉共用的烟囱，引风机型号各自为Y4-73-11NO.28D，风量455000m3/h，风压4010Pa，烟囱高210米，出口直径为5.5m。
3.2.2.3工艺选择
根据烟气脱硫工艺的选择原则，并结合南昌电厂的实际情况，该电厂脱硫工艺的选择上可得出以下的结论：
1）海水脱硫工艺在具备海水取排水条件和稳定的海水水质条件时才能获得较高的脱硫效率。南昌电厂为内陆电厂，没有取用海水的条件，故不能采用海水脱硫工艺。
2）电子束法脱硫工艺目前尚处于试验研究阶段，在成都热电厂进行的烟气脱硫试验装置的规模仅相当于100MW，还没有在更大型机组上应用的业绩和经验。从当地条件来看，该工艺也不太适合南昌发电厂的烟气脱硫工程。
3）LIFAC工艺适用于对脱硫效率要求不高的中小型燃煤机组脱硫，同时对锅炉炉膛要做必要的改造。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟，工艺流程较为简单、系统可靠性较高，在吸收剂品位满足要求且容易获得时投资和运行费用相对较低的特点。该工艺已具有在大型发电机组上应用的业绩，脱硫效率可以达到85%，但是在南昌地区用作喷雾干燥法脱硫的吸收剂的供应与产物的处理和利用难以实现。
4）石灰石-石膏湿法脱硫工艺是目前国内外应用最广的烟气脱硫工艺，其特点是脱硫效率高（大于95%），吸收剂利用率高（大于90%），设备运转率高。由于场地、资金等问题，该工艺一般情况下不太适用于老机组的改造。
5）循环流化床燃烧脱硫技术：该技术在国外已属商业化技术，在国内已进行示范和应用，该工艺具有燃料适应性强、NOX排放量低、和灰渣便于综合利用等优点，但是该工艺的一次性投资太大，一般不太适用于电厂的老机组的改造。
6）简易湿法烟气脱硫工艺投资小、占地面积小，特别适用于老机组的改造，系统脱硫效率大于90%，系统可靠性较好。
根据南昌电厂的实际情况，建议电厂2×125MW机组的脱硫试验工程采用简易湿法脱硫工艺。方案按两种考虑，一种为两台机组共用一座吸收塔（简称二机一套）；另一种10号炉机组实施简易湿法（简称一机一套）。吸收剂采用石灰石。
第四章 可行研究报告的编写
4.1 概述
4.1.1 项目概况
报告编制依据，项目性质及建设规模，项目建议书审批情况，以及环保要求。
4.1.2 研究范围
本阶段可行性研究的工作范围，以及有关专题研究项目或要求委托外单位专门研究的项目。
4.1.3 主要技术原则。
4.1.4 工作简要过程
工作时间、地点及过程、参加单位及工作人员的职务、职称、组织形式与分工等。
4.2 电厂状况
4.2.1 电厂概况
电厂规模、机组状况、电厂总体布置
4.2.2 区域环境状况
厂址概述、交通运输、工程地质
4.2.3 燃料
燃料来源、燃料种类、耗量及燃料元素分析。
4.2.4 水源
电厂用水水源、水质状况及分析。
4.2.5 污染物排放状况
污染物排放状况、污染物处理
4.3 建设条件
4.3.1建设场地
建设场地的位置、面积、搬迁条件、工程地质等。
4.3.2工程建设条件
工程建设用电、水、汽、气等情况
4.3.3药剂
处理污染物所需药剂及药剂的供应条件。
4.3.4副产物
污染物处理及副产物综合利用的条件。
4.4 工艺方案的选择
4.4.1 设计基础参数
主要设计参数，根据工程具体情况说明主要设计参数和裕度的选取原则和依据。
4.4.2 工艺方案的选择
提出可供选择的几种方案，进行技术经济比较后，提出推荐方案。根据工程具体情况，必要时应进行多方案比选，并编写专题报告。
4.5 工程设想
提出所选定的工艺方案及主要技术原则与布置方案，并作为本项目进行投资估算和经济效益分析的基础。
4.5.1 总体布置
根据发电厂总体布置规划，提出工程用地范围，主要建（构）筑物位置以及辅助、附属建筑物、施工区的总体规划等。
4.5.2 工艺系统及设备
拟定原则性工艺系统，确定主要设备与布置，列出有关计算成果表。
4.5.3 工艺用水、汽、气。
4.5.4 电气部分
拟定供电系统方案，选择主要设备和布置方案等。
4.5.5 仪表和控制
提出拟采用的主要控制方式，控制水平和控制室的布置。
4.5.6 土建部分
说明主要建（构）筑物的建筑形式及布置，结构选型与基础状况，对复杂地基要提出处理方案。
4.5.7 进口设备
需要进口设备的工程，应根据进口设备的特点，提出工程招标书编制原则（包括设计范围、分包范围和反包范围的具体划分），供业主和主管部门审批。
4.6 环境效益和社会效益
4.6.1 周围环境的影响进行分析和评估
根据国家现行污染物排放标准及有关地方标准，对周围环境的影响进行分析和评估。
4.6.2 处理效果分析评估
对处理效果进行分析评估。
4.6.3 工程实施后社会效益
描述工程实施后的社会效益。
4.7 节约和合理利用能源
工程设计中认真贯彻节约和合理利用能源的要求，在主要工艺系统设计中拟定出应采取的节约能源（节电、节水）的措施。
4.8 劳动安全和工艺卫生
结合工程的特点，应提出防火、防爆、防电伤、防机械、防尘及其它可能发生的伤害、防噪声、防暑降温等的防治措施。
4.9 定员
提出工程建成后所需的运行和管理人员数量、及各岗位的工作职责。
4.10 工程项目轮廓进度
应包括：设计前期工作，现场勘测、工程设计、工程审批、施工准备、土建施工、设备安装、调试、生产准备及投产等。
4.11 投资估算及经济评价
4.11.1 投资估算
4.11.1.1编制说明
包括编制的原则、依据、主要工艺系统技术特性及采用主要设备价格来源等。
4.11.1.2投资估算
根据工程设想的主要工艺系统、主要技术原则与方案编制工程建设项目的投资估算。
4.11.1.3 各专业汇总估算表
通过单位工程结算表，编制各专业汇总估算表，其它费用计算表及总估算表。对于有进口设备的工程，应列出所用外汇额度、汇率、用途及其使用范围，并参考类似工程编制投资估算，作为指导招标工作的基础。表的格式及内容视具体的工程项目而定。
4.11.1.4 工程投资估算与同类工程的实际造价对比分析
将工程投资估算与同类工程的实际造价进行对比分析。
4.11.2 工程项目的经济评价
经济评价时应考虑污染物排放收费的因素。
4.12 结论
4.12.1 结论、存在的问题及建议
综合上述工程建设项目可行性研究各章节研究的问题，应提出专业结论意见及总的评价、存在的问题和建议。
4.12.2 主要技术经济指标
包括下列内容：
4.13 附件及附图
4.13.1 附件
（1）国家、部、省（市）主管部门对“环境影响报告书”的审批文件；
（2）国家、部、省（市）主管部门对项目建议书的审批文件；
（3）主体工程的审查意见；
（4）副产物的综合利用协议；
（5）其它有关的协议或同意文件。
4.13.2 附图
（1）厂区总平面布置图
（2）工艺原则性系统图
（3）系统总平面布置图
（4）副产物处置原则性系统图
（5）系统供电原则接线图
（6）装置平面布置图
（7）装置剖面布置图
（8）车间平剖面布置图（需要时）
（9）施工场地总平面布置图
