摘　 要：火力发电厂是我国最主要的烟气排放源,会产生大量的SO2 及NOx，给大气环境造成了很大的危害。介绍了目前几种常见的烟气脱硫技术,并对一些新兴脱硫技术进行了展望。
　
　　引　言
　　人为排放到大气中的SO2 和NOx 主要来源于化石燃料燃烧产生的烟气。长期以来，在中国能源的生产与消费结构中，煤炭一直占主导地位，这种格局在比较长的一段时间内不会改变。煤炭燃烧产生大量的含SO2 及NOx 的烟气。我国目前燃煤SO2 排放量占SO2 排放总量的90%以上，而火力发电厂又是最主要的烟气排放源。随着火电厂装机容量的逐年增加及工业持续快速发展，SO2 污染未能得到有效控制，NOx的控制也刚刚起步，因此，加快脱硫脱硝技术和设备的研究、开发、推广和应用成为当前大气污染控制工作的一个重点。本文介绍了目前常见的几种烟气脱硫技术。
　　1、几种常见的烟气脱硫技术
　　目前，工业应用的烟气脱硫技术可分为干法(含半干法) 脱硫和湿法脱硫。干法脱硫是使用固体吸收剂、吸附剂或催化剂除去废气中的SO2 ，常用的方法有活性炭吸附法、分子筛吸附法、氧化法和金属氧化物吸收法等。干法脱硫的最大优点是治理中无废水、废酸的排出,减少了二次污染;缺点是脱硫效率低，设备庞大。湿法脱硫采用液体吸收剂洗涤烟气以除去SO2 ，常用的方法有石灰石/ 石膏法、钠碱吸收法、氨吸收法、铝法、催化氧化和催化还原法等。
　　湿法脱硫所用设备比较简单，操作容易，脱硫效率高。但脱硫后烟气温度较低，不利于烟气的扩散。
　　1.1石灰石/ 石膏湿法脱硫
　　石灰石/ 石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最成熟的SO2 脱除技术，约占已安装FGD 机组容量的70%。该工艺具有脱硫效率高、运行可靠性高、吸收剂利用率高、能适应大容量机组和高浓度SO2 烟气条件、对煤种适应性强、吸收剂廉价、钙硫比低(一般小于1.05) 以及副产品具有综合利用的商业价值等特点，其主要缺点是基建投资费用高、占地面积大、耗水量大及脱硫副产品为湿态，因此难以处理，而且脱硫产生的废水需要经过处理才能排放。
　　1. 2海水烟气脱硫
　　海水烟气脱硫是目前惟一一种不需要添加任何化学药剂的工艺，也不产生固体废弃物，脱硫效率大于92%，运行稳定，系统可用率高达100%；用海水冷却水脱硫，经济性好，运行及维护费用较低；压力损失小，一般在0.98kPa～2.16kPa；结构简单，操作简便，易于实现自动化。
　　海水烟气脱硫工艺受地域限制，仅适用于有丰富海水资源的工程，特别适用于海水作循环冷却水的火电厂；用于脱硫的海水碱度、pH 和盐度等水质指标要求比较高；只适用于燃用中低硫煤的电厂，对燃用高硫煤的电厂其脱硫除尘器成本显著增加；需要采取专门的防腐设计，妥善解决吸收塔内部、吸收塔排水管沟及其后部烟道、烟囱、曝气池和曝气装置的防腐问题。
　　1. 3喷雾干燥工艺
　　喷雾干燥工艺(SDA) 是一种半干法烟气脱硫技术，其市场占有率仅次于湿法。该法是将吸收剂浆液Ca (OH) 2 在反应塔内喷雾,雾滴在吸收烟气中SO2 的同时被热烟气蒸发，生成固体并由电除尘器捕集。SDA 法较适于中、低硫煤地区，当钙硫比为1.3～1.6 时，脱硫效率可达80%～90%。其主要缺点是利用消石灰乳作为吸收剂，系统易结垢和堵塞，而且需要专门设备进行吸收剂的制备，因而投资费用偏大；脱硫效率和吸收剂利用率也不如石灰石/ 石膏法高。该工艺在欧洲应用较多，国内有四川白马电厂的工业性中试和青岛黄岛电厂的脱硫示范工程。
　　1. 4烟气循环流化床脱硫工艺
　　烟气循环流化床脱硫工艺(CFB2FGD) 常采用消石灰作为吸收剂，其脱硫原理与喷雾干燥法类似。来自空气预热器的烟气通过循环流化床反应器的底部,向上与塔内的石灰反应,大量的反应产物与飞灰由烟气携带进入反应塔后部的预除尘器和ESP ,大部分固体物料返回流化床,最终的产物为干态的粉末状钙基混合物。与传统的石灰石/ 石膏法脱硫装置相比,CFB2FGD 具有系统简单,工程投资、维修和运行费用低,占地面积小等特点,适于现有电厂及工业锅炉的改造。经济分析表明:1) CFB2FGD 工艺的单位容量投资加运行费用仅为石灰石/ 石膏法的60% ,初投资为喷雾干燥法的80%。2) 吸收剂采用Ca (OH) 2 和循环粉煤灰,粉煤灰可以作为Ca (OH) 2 的载体,增大吸收剂与烟气的接触面积,提高吸收剂的利用率,减少石灰用量。同时,吸收剂在流化床内多次循环,气固间剧烈紊流混合可以使未反应的消石灰不断暴露出来,而且吸收剂与烟气的接触时间长,因此脱硫效率和吸收剂的利用率较高。3) 可以通过喷水将床温控制在最佳反应温度条件下,排烟温度可在烟气露点温度以上,不需常规脱硫工艺的烟温调整。4) 对煤种适应性强,对