据相关报道:通过对燃煤发电厂进行烟气脱硫技术工艺的分析对比，为火力发电厂的环保管理和脱硫技术选择提供依据和决策服务。

我国空气污染问题的形成与二氧化硫排放总量居高不下密切相关，中国排放二氧化硫的90%、氮氧化物的70%来自燃煤，而其中的50%左右来自火电厂。中国目前一年的SO2的年排放量为2000多万吨，如果不采用控制措施，2010年，SO2的排放量将达到3300万吨。

为此国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区，安装在线监测系统，并且开始实行SO2排放收费制度。同时，国家出台了脱硫加价政策，规定脱硫电厂上网电价每千瓦时提高1.5分钱。因此控制SO2的排放量，探索适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。已成为当代科技研究的重要课题之一。

世界燃煤电厂控制SO2排放最有效、应用最广的技术为燃后脱硫即烟气脱硫，该法可达到很高的脱硫率，技术比较成熟。而烟气脱硫工艺达数百种，以下介绍几种国内拥有运行业绩的烟气脱硫工艺。

石灰石/石膏湿法脱硫工艺采用石灰石或石灰做脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆。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

化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去细小液滴，经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。石灰石/石膏湿法脱硫主要特点如下：

优点：脱硫效率高达95%，引进技术早，技术成熟，可靠性高。国外火电厂石灰石/石膏湿法脱硫装置投运率可达98%以上。该工艺适用于任何含硫量煤种的烟气脱硫，但是在对含硫量低于1%的低硫煤，会存在资源大量浪费的情况。吸收剂石灰石在我国资源丰富，价格便宜。脱硫副产物（二水石膏）主要用于建材产品和水泥缓凝剂，脱硫副产物综合利用，不仅可以增加电厂效益、还可延长灰场使用年限。

缺点：系统复杂，占地面积较大，一次性建设投资相对较大。后期处理复杂，二次污染严重。该工艺需要配置废水处理系统，烟气再热系统GGH，烟道和烟囱必须防腐蚀等，均是石灰石/石膏湿法脱硫工艺无法避免的。

该工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂。锅炉排出的未经处理的烟气从底部进入吸收塔，烟气经吸收塔底文丘里结构加速后与加入的消石灰、循环灰及水发生反应，除去烟气中的SO2等气体。烟气中夹带的吸收剂和脱硫灰，在通过吸收塔下部的文丘里管时，受到气流的加速而悬浮起来，形成激烈的湍动状态，携带大量吸收剂和反应产物的烟气从吸收塔顶部侧向下行进入脱硫除尘器，进行气固分离，经气固分离后的烟气含尘量不超过50mg/Nm3。烟气循环流化床（CFB）工艺特点：

①综合造价低，系统简单，维护工作量低，维护费用占总投资的1%。

②不需要考虑防腐。烟气循环流化床脱硫工艺脱除了几乎全部的HCl、HF和SO3，烟气温度高于露点25℃以上，因此不存在腐蚀问题。

③工艺简单可靠，不受燃煤含硫量限制。

NID工艺是ALSTOM公司于90年代中期开发的一种干法脱硫工艺。其主要利用石灰或消石灰为脱硫剂，把电除尘器捕集下来的飞灰和加入的脱硫剂进行混合、增湿后，作为吸收剂注入除尘器入口烟道，使之均匀地分布在烟气中。

通过烟气的冷却、增湿，烟气中的SO2、HCl等在随后的烟道和除尘器中被吸收，最终生成CaSO3˙1/2H2O和CaCl2˙4H2O。被除尘器捕集下来的终产物和未反应的吸收剂，再部分注入混合增湿装置，并补充新鲜吸收剂后进行再循环，达到提高吸收剂利用率的目的。

①工艺流程简单，设备组成少，投资省，占地面积小。

②运行费用低。约占流化床脱硫工艺80%。

③维护工作量小。

④能耗低。电耗、水耗均低于石灰石/石膏湿法和流化床脱硫工艺。