1.1课题的背景和意义
随着世界和我国经济的高速发展，对各种资源的消耗和利用不断增加，特别是由于燃煤电厂SO2和NOX的排放而造成的世界范围内的酸雨问题，已成为世界各国也是我国日益关注的重点。我国由于二氧化硫年排放总量大大超出了环境自净能力，造成我国近三分之一国土酸雨污染严重，酸雨造成的直接污染损失每年超过1100 亿元，而整个大气污染所造成的损失每年约占我国 GDP 的 2%～3%之间。我国的能源消费以煤为主，一次能源组成中燃煤占 75%左右，目前全国煤炭消费量达到 15.0～19.0 亿吨，预测到 2010 年、2020 年，我国煤炭消耗量将分别达到23亿吨和 30亿吨。电力行业又是燃煤大户，随着经济的发展，社会对电力的需求将稳步上升，火电耗煤占煤炭消费量比例也将逐步增长，燃煤电厂二氧化硫排放占全国工业二氧化硫排放的比例由1998年的 21.6%上升到2002 年的34.6%。电力论文发表
我国已开始在全国尤其对酸雨和二氧化硫控制区，对排污超标又不能限期治理的单位将进行严厉经济处罚，同时大幅度提高二氧化硫排污费征收标准，新的且更严格的环境污染处罚条例即将实施。国家环保总局和国家发改委于2003年12月下文规定“2000 年以后批准建设的新建、改建和扩建烟煤电厂，应在2010年前建成脱硫设施；2000年前建成的机组，通过退役和分批建烟气脱硫装置，使之必须达到和满足环保国家排放标准”。可见燃煤火电机组进行脱硫建设或脱硫改造，必将越来越重要，也将成为新建或能否生存的必要条件之一，也是电力工业可持续发展与追求经济、环保和社会综合效益的必然要求[1]。电力论文发表
控制二氧化硫排放的各种工艺中，烟气脱硫技术是最为广泛采用的一种技术，也是目前世界最大规模商业化应用的脱硫方式，其他方法还不能在技术成熟程度和经济的承受能力等方面与之竞争。因此烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径。全世界烟气脱硫工艺多种多样，很多技术在国外已经很成熟，而我国的火电厂烟气脱硫技术和产业才刚起步，且关键技术及设备均由国外引进，已建成的脱硫设施很多运行不正常。在国内外脱硫工艺中，湿法-石灰石-石膏法烟气脱硫技术较为成熟，工业应用经验丰富，二氧化硫的脱硫效率较高，市场占有率最高，但在商业应用过程中存在设备庞大、投资和运行维护费用昂贵等问题。随着循环流化床烟气脱硫技术向大型化的发展，干法烟气脱硫凭借设备系统简单、工程造价和运行维护费用低等特点，在300MW等级及以下机组上越来越受到业界的重视。但对大型燃煤机组上（尤其单机在600MW及以上机组）最好也只能采用湿法烟气脱硫工艺。
1.2脱硫技术简介及其分类
常见的几种脱硫方法[2]
脱硫方法按控制类型可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫(FGD)三类。目前烟气脱硫被认为是前景最为看好的一类，本文将着重介绍脱硫FGD技术。
燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在燃烧前采用化学和物理方法将煤中的硫去除掉，主要有物理洗选法、化学洗选法、煤的气化液化法等。物理洗选法最为经济，但只能脱除无机硫(主要是黄铁矿硫)。化学洗煤是使有机硫和黄铁矿硫的化学键断裂，生成H2S并碱反应脱硫(可脱去90%的无机硫和70%的有机硫)。用于脱除煤中硫化物的微生物种类较多，主要是氧化亚铁硫杆菌和氧化硫杆菌。
炉内脱硫
炉内脱硫又称燃烧中脱硫，是在煤燃烧过程中使加入的固硫剂与燃烧产生的SO2起反应，从而减少烟气中SO2浓度。炉内脱硫与其它脱硫技术比较，费用较低，适合较小和较旧电厂锅炉的改造。缺点是脱硫效益低;脱硫剂会沉积在换热管壁上，使气流压降增加;未反应的石灰会使静电除尘器的效率降低，严重增加除尘设备的负荷。主要工艺有炉内喷钙技术和型煤固硫技术。电力论文发表
GFD技术按工艺特点可分为湿法、干法、半干法三类。
西方发达国家烟气脱硫技术起步较早，自70年代起就开始烟气脱硫装置的安装，到80年代己陆续完成了电厂脱硫装置的建设，并成功地达到了完善的商业运行阶段。美国自70年代起开始对电厂安装脱硫装置，到2000年以前，所有25M W以上火电站SO2,单位排放率不大于0.52g/MJ。目前日本的电厂已全部安装了烟气脱硫(( FGD)装置，广泛采用的是湿式石灰石一石膏法脱硫装置。德国对FGD也持积极态度，己有90%的机组安装了FGD设备，这些装置的97%都使用石灰或石灰石，87%使用的是湿法工艺。到2000年，美国、日本、德国、芬兰、奥地利等发达国家将有223, 025MW容量的脱硫装置投入运行。
相对于发达国家，中国燃煤电厂的脱硫工作起步较晚，自70年代起才开始以开发、示范为目标，对烟气脱硫进行试验研究，由于科研脱离生产实践，结果是研究开发中止，中国的脱硫产业化无限期延长。到了九十年代，我国采取了国外贷款或成套进口的方式引进国外脱硫技术，国内脱硫工艺处于起步阶段，中国下一步的工作应该是进一步让脱硫技术在中国实现国产化，引进国外技术，建立一些合作项目，逐渐消化吸收国内外技术结合我国的国情实现国产化的脱硫技术。到目前为止，全国建成的脱硫工程较少，上规模的脱硫装置技术都是从国外引进的。电力论文发表
我国的大型火电厂烟气脱硫技术的研究和应用都还处于起步阶段，目前正在运行或计划安装的脱硫装置绝大部分都是采用国外进口技术和关键设备。正在从事烟气脱硫程的设计和设备制造的公司主要有北京龙源环保、清华同方环保、武汉凯迪电力、北京博奇电力、福建龙净环保、浙江菲达环保、山东三融、上海中芬电气、西南电力设计院烟气脱硫工程公司等。电力论文发表
北京龙源环保公司：1998年结合烟气脱硫项目，以技贸结合的方式引进了具有世界先进水平的德国斯坦米勒公司(现为费希亚巴高克环保公司，简称FBF公司)的全过程石灰石/石灰石膏湿法烟气脱硫技术（经原对外贸易合作部授权批准)。由其总承包设计的第一台国产化示范项目山东黄台电厂#8机组(30万等级)石灰石/石灰湿法脱硫土程，已经于2003年底投入运行，效果良好。
清华同方环保公司：采用清华大学热能系的干法循环流化床和石灰——石膏法(液柱喷射)湿法烟气环保脱硫技术。目前引进奥地利能源环境公司的湿式石灰石——石膏法工艺。在国内已有多个大中小(含600MW)各类型机组上，已经投产或正在设计、施工中。电力论文发表
武汉凯迪电力环保公司：引进、消化吸收德国WULLF公司的RCF内循环式干法循环流化床烟气脱硫技术，在国内有一大量30万及以下合同工程，正在设计、施土和调试中。美国巴威公司于2002年向武汉凯迪电力股份有一限公司转让了全套湿式——石灰石/石灰湿法脱硫工艺，井与该公司签订了长期技术合作协议。美国巴威公司的湿法脱硫业绩在全球的占有率是第一位的，武汉凯迪环保公司在国内烟气脱硫市场占有比例也很高。
北京博奇电力科技有一限公司：主要消化引进了全套的日本千代田公司的鼓泡塔湿法和日本川崎公司的喷淋塔湿式石灰石——石膏法烟气脱硫工艺。目前正在设计建设的有广东台山2×600MW，河北定洲2×600MW等项目并即将进入试运行阶段。电力论文发表
福建龙净环保公司：引进了德国鲁奇比晓夫(LLB)公司干法循环流化床烟气脱硫技术，以许可证的方式完全转让，在国内也有很多30万及以下脱硫合同工程，正在设计、施工和调试中。近期也引进了湿法脱硫技术。
浙江菲达环保公司：1998年引进ALSTOM公司循环半干法脱硫技术一一NID技术；2002年引进美国DUCON公司引进湿法脱硫技术一一石灰石一石膏湿式脱硫技术。电除尘从ALSTOM公司引进；大型布袋除尘器从美国DUCON公司引进。
上海中芬电气公司：主要是半干法脱硫(LIFAC)技术:炉内喷钙加尾部烟道增湿活化烟气脱硫土艺。来自芬兰Fortum公司技术许可，适用于老电厂改造及300MW及以下新建机组。近期也引进了德国的循环流化床烟气脱硫技术。电力论文发表
山东三融环保工程公司：引进了德国鲁奇比晓夫(LLB)公司和日本川崎重土株式会社湿法(含海水脱硫)、干法循环流化床(CFB)烟气脱硫技术土艺。
西南电力设计院烟气脱硫工程公司：于1991年完成了四川白马发电厂干法烟气脱琉装置。该装置应用于30万kW以下的机组。该公司与凯迪电力有技术上的合作[3]。
1．4我国烟气脱硫技术的应用存在问题
（1）关键技术和设备国产化问题
我国虽从60年代初开始研究火电厂烟气脱硫技术，但由于技术、经济等多方而的原因，至今还小完全具各20万千瓦以上机组烟气脱硫自主的设计和设备成套能力。目前，国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口技术和关键设各，国内只负责土建、安装和部分设计。
（2）脱硫工程造价与运行成本因素
从国际上看，二氧化硫控制的费用非常高，美国电力研究院对美国121个燃煤电厂进行的统计结果，结果显示，脱硫设备占电厂总投资的10-15%左右，运行费用占总额的12-17%。可见，烟气脱硫设备所需的投资费用非常高。正因如此，在我国，工程造价和运行成本因素将会影响我国燃煤电厂安装烟气脱硫设备的进程，也就是会影响其市场需求[4]。