－石膏法（80％～90％），系统存在磨损堵塞等问题。
1.2.2 NID法该法的原理是以一定细度的石灰粉（CaO）经消化增湿处理后与大倍率的循环灰混合直接喷入反应器，与烟气反应生成固态的亚硫酸钙及少量的硫酸钙，再经器除尘，达到脱硫目的。该技术适合300MW以下的机组使用，脱硫效率可达80％以上。1.2.3固定床水洗解析式活性碳吸附法该法的基本原理是利用活性碳的多孔性吸附烟气中的，，和等成分。脱硫效率可达95％左右，可生产稀硫酸等副产品，无二次污染，占地面积少，过程简单。但存在活性碳消耗量大，运行费用高等不足之处。1.3干法烟气脱硫技术干法烟气脱硫技术 (DFGD)其脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行。该法具有脱硫产物呈干态，无污水废酸排出，设备腐蚀小，烟气在净化过程中无明显温降，净化后烟温高，无需装设烟气再热器，利于烟囱排气扩散等优点。但存在脱硫效率低，反应速度较慢，设备庞大；用于高硫煤时经济性差，飞灰与脱硫产物相混影响综合利用，对干燥过程控制要求高等问题。1.3.1炉内喷钙尾部增湿法该工艺是在炉内喷钙直接脱硫的基础上发展起来的，实际上是炉内喷钙与烟道增湿的组合技术。该法工艺系统简单、占地少，无废水排放。投资和运行费用相对较低，适合用于老锅炉的改造，但脱硫效率不高。1.3.2电子束法此法原理是在烟气进入反应器前先加入氨气，然后在反应器中用电子束照射烟气，使水蒸气和氧等分子激发产生氧化能力很强的自由基，这些自由基能快速的氧化烟气中的，使之生成硫酸，再与氨气反应生成硫酸氨。该工艺流程简单，运行维护方便，对负荷变化的适应能力较强，一次投资和运行费用低于常规方法，同时脱硫脱销（效率分别为90％和80％），处理后的烟气温度高无需再加热排放，占地面积少；但是需要大功率、耐受辐射高温引起腐蚀的电子枪，且须要防辐射屏蔽，运行、维护技术要求高。此外干法脱硫技术还有荷电干式吸收剂喷射脱硫、脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫脱销技术等等。2. 国内外烟气脱硫技术的运用情况要设计脱硫方案，其次要了解国内外各电厂运用烟气脱硫技术的情况。日本是世界上最早大规模应用FGD的国家。其所用技术以湿式石灰石－石膏法为主（占75％以上），由于资源溃乏，大多采用回收流程。日本国内所使用石膏基本上来自于烟气脱硫的产物。日本烟气脱硫技术在取得良好成果的基础上精益求精，80年代以来，日本对美国、德国及发展中国家大量出口FGD技术和装备。在本国排放基本得到控制的基础上，日本开展了烟气同时脱硫脱销技术的研究和开发。美国FGD技术研究略迟与日本，但技术发展迅速。其工艺仍然以石灰石－石膏法为主（占到80％）。由于美国资源丰富，脱硫产物多采用抛弃处理。美国早期建造的燃煤发电厂由于产地限制或者其他原因不适合采用石灰石－石膏法，为此美国EPA组织开发了许多廉价易运转，效率适合这些电厂的脱硫技术。欧洲FGD技术以德国发展较为迅速。德国在引进日美先进技术的同时，立足于本国技术的开发。其烟气脱硫技术同样以湿法石灰石－石膏法为主，回收法是抛弃的2.6倍，75％的工业用石膏来自于脱硫系统。此外，丹麦、芬兰、挪威、奥地利等国对FGD技术也开展了大规模的研究，开发出了许多先进工艺，如丹麦的SDA法，芬兰的LI-FAC法，挪威的NID法和海水脱硫工艺以及奥地利的DCFB循环流化床工艺等，不仅在国内安装了许多FGD装置，还向境外出口技术和装备。我国FGD的研究起步较早，但进展较缓。在“六五”到“九五”20年期间国家投入了大量的人力、物力和财力，对的污染控制技术组织了攻关研究，取得了一系列的成果，但这些成果很少能大规模推广应用。为了促进FGD技术的开发研究，我国也引进了不少的国外先进FGD技术和装置。据不完全统计，至2005年底，我国有50多家脱硫公司先后引进了德国、美国、日本等国的FGD技术和装置，其中绝大部分是湿式石灰石-石膏法。国内已经实施和正在实施的大型火电厂发电机组的烟气脱硫几乎都采用了国外的核心工艺技术，这是德国、日本、美国等国的大型工程公司、技术公司长期在中国进行烟气脱硫商业推广的结果，但也极大地制约中国脱硫产业进一步、高层次的发展。在已投运和在建的火电厂烟气脱硫项目中，拥有国内自主知识产权项目的总装机容量仅占脱硫项目总装机容量的7.4％，自主研发的技术难以投入工业应用。开发具有自主知识产权的核心技术，提出火电厂烟气减排的整体解决方案，逐步实现国内产业化目标，是国家始终倡导和支持的开发计划【1】。3.本章小节从前面的陈述我们可以得到这样的结论：各种烟气脱硫技术都有各自的优缺点，不同的地区，不同的煤质，不同的机组容量等条件都会对不同的烟气脱硫工艺安装的可行性有不同程度的限制。因此，只有综合考虑目标电厂的各种实际情况，才能设计出最经济可行的脱硫方案来。
第二章 某电厂烟气脱硫方案的确定
2.1 脱硫方案选择的技术原则
各种脱硫工艺各有特点，要选择出一套合理可行的方案，首先要遵循一定的原则。
1）、达到环保控制要求。这是选择脱硫装置首先要考虑的问题，所选择的脱硫工艺必须保证脱硫后 的排放量必须削减至当地环境保护法规的要求。其他污染物的要求本论文暂且不做考虑。
2）、工程造价尽量低。选择脱硫设备当然是造价越低越好。为控制工程造价，应尽量考虑设备的国产化，对国内无法生产或达不到技术要求的设备和材料才考虑进口。
3）、脱硫剂的可用性。首先要保证脱硫剂能够长期的供应，其次要求脱硫剂的价格尽量低廉。
4）、脱硫副产物的处理。脱硫副产物的价值很大程度上影响脱硫工艺的选择。选择脱硫工艺时尽可能保证脱硫产物的出路。
5）、水源条件。不同的脱硫工艺对水源有不同的要求。脱硫用水的来源不同直接影响脱硫装置的选择。在水源得到保证的情况下还要尽量考虑节约用水，以及废水的处理。
6）、空间条件的限制。脱硫装置的布置空间是脱硫工艺选择的一个重要条件，不同的脱硫工艺有不同的空间布置要求。只有满足其较小的脱硫场地空间，该脱硫工艺才具备可选择的条件。
7）、对煤质含硫量及变化的适应能力。选择脱硫装置是应确保当锅炉所用煤质含硫量波动时，脱硫性能仍然能够满足有关环保要求。
8）、商业运行经验。商业运用经验越高，表示脱硫工艺越成熟、先进，工业化业绩越多。选用脱硫装置是应优先选择商业经验高的脱硫工艺。
2.2 某电厂的基本情况
各种工艺各有特点，要选择一套合理可行的方案，其次要结合电厂的实际情况。
某电厂位于地处湖南省湘江中下游的湘潭市，该地区年降水量一般在
电厂所处的地区为酸雨控制区，环保要求严格。按照《火电厂污染物排放标准》(征求意见二稿)的要求 允许排放浓度为400 mg/Nm3；该电厂设计燃煤采用山西晋城贫瘦煤和河南平顶山烟煤的混煤，含硫量高达1.5％，为了减少 缴纳排污费，主要求的脱硫率为95％以上。
2.3 烟气脱硫方案的选定
各种工艺各有特点，要选择一套合理可行的方案，最后要进行排除对比筛选确定。
1）、从脱硫效率上排除。前面提到，某电厂业主要求的脱硫效率大于95％，在第一章提到的所有烟气脱硫工艺中，很明显不能达到这一要求的有喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿法、电子束法。
2）、从脱硫剂来源上排除。很明显，湘潭非海滨城市，海水法不应该放进选择的范围。而固定床水洗解析式活性碳吸附法其脱硫剂活性碳消耗量大，在厂区来源不稳定也遭到排除。
3）、从空间限制和适用机组限制上排除。半干法NID工艺该技术适合300MW以下的机组使用，且脱硫效率只达80％以上，可以排除。
剩下的三种脱硫工艺：石灰/石灰石石膏法、双碱法和氨水法我们进一步比较分析。
1）、从脱硫产物出路上比较。三种工艺中，石灰石法和双碱法的副产物都是石膏，不同的是由于Na2SO4的存在，双碱法的石膏质量远不如石灰石法的石膏，基本上都是抛弃处理；而氨法的副产物是硫酸胺，可以用于制造硫酸铵肥料。石膏综合利用范围较广，如果能够找到出路，使用石灰石法石膏回收价值基本上可以抵消脱硫剂的成本；而如果硫酸铵肥料需求量大时，使用氨法脱硫工艺副产品的回收价值将远远超过脱硫剂成本，但是如果没有需求时，使用该法将由于昂贵的脱硫剂费用和脱硫剂处理费用造成脱硫成本大大提高。目前的情况刚好是湖南省内已很少生产和销售硫酸铵肥料了，因此选择双碱法存在很大的风险。
2）、从运行维护费用上比较。不考虑脱硫剂，初期投资成本石灰石法相对较高，其次是双碱法，最少的是氨法。而考虑脱硫剂后情况是：石灰石法用的脱硫剂是石灰石，其来源丰富价格低廉；双碱法由于是间接使用石灰石，在同样的脱硫效率下相比石灰石法不但石灰石用量增加，还需要用钠碱作为第一脱硫剂；而氨法使用的脱硫剂氨水，其价格比石灰石高上几十倍；因此不考虑副产物出路的情况下从运行费用上比较，氨法工艺费用最高，石灰石法和双碱法相差不远。
3）、从商业运行经验上比较。商业运行经验也就是脱硫工艺的商业推广程度，工程成功实例的数量等等方面。其中以石灰/石灰石-石膏法为基准100，其他的FGD技术相对于石灰石法取值。石灰石法是目前最成熟脱硫工艺，国内外有大量的工程实例，大量的运行经验，大量的设备，理所当然经验为100。而双碱法在发电厂大型机组上运用的实例少之又少，其运行经验不到3。氨法脱硫工艺在美国有300MW机组运行实例，但在国内尚没有l00 MW及以上的应用实例，其运行经验还不到两位数。
2.4本章小结
总上所述，我们最终确定某电厂的烟气脱硫方案为湿式石灰/石灰石-石膏法。
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