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几种最常用烟气脱硫技术的优缺点中脱硫率工艺脱硫率70%~90%路博环保中等脱硫技术包括三种工艺：炉内喷钙加增湿活化工艺（LIFAC），烟气循环流化床（CFB，包括喷钙和常规）和喷雾干燥工艺。
与低脱硫效率的工艺相比，脱硫效率有所提高，运行费用相对减少，设备较复杂，因而投资费用增加。
与高效率的湿法工艺相比具有启停方便，负荷跟踪能力强的特点。
适用于燃用中低含硫量的现有机组的脱硫改造。
(1)LIFAC脱硫技术是由芬兰的Tampella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的该技术是将石灰石于锅炉的800℃～1150℃部位喷入，起到部分固硫作用，在尾部烟道的适当部位（一般在空气预热器与除尘器之间）装设增湿活化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2,进一步吸收SO2,提高脱硫率。
LIFAC技术是将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到实现。
LIFAC技术具有占地小、系统简单、投资和运行费用相对较、无废水排放等优点，脱硫率为60％～80％；但该技术需要改动锅炉，会对锅炉的运行产生一定影响。
我国南京下关电厂和绍兴钱清电厂从芬兰引进的LIFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。
(2)炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术是由德国Sim-meringGrazPauker/LurgiGmbH公司开发的。
该技术的基本原理是：在锅炉炉膛适当部位喷入石灰石，起到部分固硫作用，在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器，炉内未反应的CaO随着飞灰输送到循环流化床反应器内，在循环硫化床反应器中大颗粒CaO 被其中湍流破碎，为SO2反应提供更大的表面积，从而提高了整个系统的脱硫率。
该技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到证实。
在此基础上，美国EEC(EnviromentalElementsCorporation)和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气的脱硫装置。
热电厂多是以燃烧煤作为发电的能源，煤中含有硫，燃烧出二氧化硫，会污染空气产生酸雨，所以常用的脱硫方法是石灰石—石膏湿法脱硫。
石灰石被磨碎，制成石灰石浆液，石灰石浆液与烟气中的二氧化硫反应生成石膏，这个过程就脱除了二氧化硫，接下来就为大家详细的讲解一下，希望对大家有所帮助。
1、脱硫原理。
石灰石—石膏湿法脱硫技术是将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。
经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量减小，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。
由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率高。
2、技术和经济性。
石灰石—石膏法脱硫工艺流程简单、技术先进又可靠，脱硫效率高以上，是
目前国内外烟气脱硫应用广泛的脱硫工艺。
但是系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。
3、适用范围。
单塔处理脱硫量大，适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，对锅炉的适应性强，一般在大型电厂或大功率锅炉使用。
正如上文所介绍的，使用石灰石—石膏湿法脱硫技术更加适合大型电厂等废弃排放量大的惬意，而且脱硫原料石灰石的价格也很便宜。
浙江钙科机械设备有限公司，于2014年三月注册成立，注册资金4500万元。
本公司与合肥水泥设计院合作，致力于石灰生产工艺研究，以改革目前我国石灰生产工艺为研究目标，为配套企业提供石灰原料。
目前广泛使用的5种脱硫工艺技术方案简介目录目前广泛使用的5种脱硫工艺技术方案简介 (1)1、湿法烟气脱硫工艺 (1)2、半干法烟气脱硫工艺 (3)3、烟气循环流化床脱硫工艺 (4)4、干法脱硫工艺 (5)5、NID半干法烟气脱硫 (6)目前世界上燃煤电厂烟气脱硫工艺方法很多，这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和含硫量的多少、脱硫率、脱硫剂的供应条件及电厂的地理条件、副产品的利用等因素。
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都有成功运行工程，主要有湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。
现将目前应用较为广泛的几种脱硫工艺原理、特点及其应用状况简要说明如下：1、湿法烟气脱硫工艺湿法烟气脱硫包括石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫、海水烟气脱硫和用钠基、镁基、氨作吸收剂，一般用于小型电厂和工业锅炉。
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。
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。
而以石灰石/石灰－石膏法湿法烟气脱硫应用最广。
《石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫工程设计规范》中关于湿法烟气脱硫工艺的选择原则为：燃用含硫量Sar≥2%煤的机组或大容量机组（200MW及以上）的电厂锅炉建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，脱硫率应保证在96%以上。
湿法烟气脱硫工艺采用碱性浆液或溶液作吸收剂，其中石灰石/石灰－石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广，运行最可靠的脱硫工艺方法，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收剂浆液；也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液。
石灰石或石灰浆液在吸收塔内，与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏，经脱水装置脱水后可抛弃，也可以石膏形式回收。
由于吸收剂浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
烟气脱硫方式汇总对比1、火电厂脱硫方式从煤使用的进程上来分，燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫三种。
（1）燃烧前主要是煤炭洗选，这样只能脱掉煤炭中的部分无机硫，对于有机硫还没有经济可行的去除方法；（2）燃烧中—洁净煤燃烧技术—CFBC技术：燃烧过程中脱硫，具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点。
（3）燃烧后—烟气脱硫（FDG）：在锅炉尾部电除尘后至烟囱之间的烟道处加装脱硫设备,目前95％以上的燃煤锅炉采用此方式实施脱硫,是控制二氧化硫和酸雨污染最有效、最主要的技术手段。
2、按照脱硫系统有无液相介入进行烟气脱硫方法分类（1）湿法脱硫：进入湿吸收剂，排出湿物质，湿法是利用碱性溶液为脱硫剂，应用吸收原理在气、液、固三相中进行脱硫的方法，脱硫产物和残液混合在一起，为稀糊状的流体。
湿法脱硫的操作温度在44－55ºC。
（2）半干法脱硫：进入湿吸收剂，排出干物质，半方法是指在有液相和气相介入脱硫方法，脱硫产物为干粉状。
半方法的操作温度控制在60－80ºC。
（3）干法脱硫：进入干吸收剂，排出干物质。
干法是指无液相介入完全在干燥状态下进行脱硫的方法。
如向炉内喷干燥的生石灰或石灰石粉末，即脱硫产物为粉状。
干法的操作温度在800－1300ºC。
（4）电子束法：是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉冲产生电晕对烟气实施脱硫的方法。
电子束法使用的脱硫剂为合成氨，目前仅限于吨位不大的燃煤锅炉烟气脱硫。
（5）海水法：采用海水对烟气脱硫的方法，此方法受地域条件限制。
且有氯化物严重腐蚀设备的问题。
脱硫残液PH很低，必须配置参数合理的水质恢复系统，才能达到环保要求的排放条件。
3、按照脱硫剂来分类：（1）以石灰石、生石灰为基础的钙法：效率》95%，原料丰富，每吨SO2消耗1.8—1.9吨石灰石，325目石灰石市场价约170元/吨，副产品为石膏，每吨SO2产石膏2.6吨，每吨价格60元，这样每处理一吨SO2，成本为150元；（2）以氧化镁为基础的镁法：效率》95%，原料有限，每吨SO2消耗0.36吨氧化镁，市场价约1100元/吨，副产品做为石膏废水排掉，这样每处理一吨SO2，成本为398元；（3）以合成氨为基础的氨法：效率》95%，合成原料丰富，每吨SO2消耗2.6吨碳铵，农用级碳铵市场价约1200元/吨，副产品为化肥硫酸铵，每吨SO2产化肥2吨，每吨价格600元，这样每处理一吨SO2，成本为1920元；（4）以有机碱为基础的碱法；（5）以亚硫酸钠、氢氧化钠为基础的钠法：效率》95%，合成原料有限，每吨SO2消耗1.7吨纯碱，纯碱市场价约1200元/吨，副产品为硫酸钠，抛弃，这样每处理一吨SO2，成本为2040元；。
各类脱硫方法的技术经济比较美国阿兰柯环境技术（北京）有限公司陈德放A Techno-Economic Comparison Between Various DesulphurizingProcessesAlanco Environmental Resource (Beijing) Companychen Defang摘要本文叙述了锅炉各类脱硫方法的运行成本核算、脱硫原理、技术特点及适用范围等。
目前，关于脱硫方法成本核算方面的文章较多，但相互之间缺乏可比性，究其原因，主要是由于计算时所包括的项目不尽相同所致。
本文以中国计算运行成本（如：材料消耗、动力消耗、维修与管理、人工、折旧、大修、偿还投资贷款等。
）的规定为计算基础，将中国正在运行的或即将投产的较大的脱硫工程进行了运行成本的计算与相互比较。
除了比较运行成本外，还进行了技术、经济综合指标的分析，以及选择脱硫方法时的注意事项。
AbstractThis paper relates the operating cost accounting, desulphurization principles, technical characteristics and applicable scopes of various desulphurizing processes of the glue gas after boilers. Up to now, there have been many articles on the cost accounting of desulphurizing processes. But their results have little comparability because they do not cover the same items. In this paper, operating costs of, such as, materials consumption, power consumption, maintenance, management, manpower, depreciation, overhaul, pay the loan, etc. the relatively large desulphurization projects in and to be put into service in China are calculated in accordance with the Chinese provisions for operating cost calculation and the results are compared. In addition to the comparision, the technical-economical indices of various processes are analyzed andmatters requiring attention to be paid in selecting a desulphurizing process are discussed.1. 概述中国的能源结构以煤炭为主，是世界上最大的煤炭生产国和消费国。
国内几种烟气脱硫方法利弊分析中国脱硫市场现况：根据环境质量公告，我国二氧化硫排放总量位居世界第一，超出大气环境容量80%，至2005年底，中国有50多家脱硫公司先后引进了德国、美国、日本、瑞典、意大利、奥地利、韩国等国的烟气脱硫技术装备。
但现在我国引进的脱硫技术装备，都是发达国家上个世纪30年代应用至今的落后的脱硫技术，绝大部分是湿式石灰石/石灰-石膏法工艺（例：以含硫4%的燃煤脱硫计算成本，每吨燃煤脱硫需石灰石/石灰的耗用和脱硫系统运行等费用合计高达92元人民币，如此高昂的脱硫成本，很多企业是不情愿的，政府不的不进行脱硫电价补偿，每发电一度补偿费用为1-1.5分人民币（补偿费用约为企业脱硫费用的20－40％）。
中国国内已经实施和正在实施大型火电发电机组的烟气脱硫几乎都采用了国外的核心工艺包技术，这是德国、日本、美国（美国政府2007年10月向国内电力集团，开出了世界上最大的一张环保罚款单，高达数百亿美元，原因是电力集团燃煤污染物二氧化硫致使美国产生大面积酸雨？）等国的大型工程公司、技术公司长期在中国进行脱硫技术商业推广的成果，这样就极大地制约了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%。
开发具有自主知识产权的核心技术，提出火电厂烟气SO2减排的整体解决方案，逐步实现国内产业化目标，是国家环境保护部和电力主管部门始终倡导和支持的开发计划。
火电厂工业锅炉脱硫发展存在的问题：1. 石灰石一石膏法脱硫；2. 氨法脱硫；3. 循环流化床脱硫；4. 双碱法脱硫。
现分析叙述如下：1.优化淘汰—石灰石一石膏法脱硫（1）投资成本大。
以一个装机容量60万千瓦的中型电厂为例，安装脱硫设备的投资约1.2至1.5亿元人民币。
（现有燃煤机组还需安装约1.3亿千瓦装机的烟气脱硫设施，“十一五”时期又约有3亿千瓦燃煤机组需要安装烟气脱硫设施），现有的燃煤机组和“十一五”时期的燃煤机组共计约4.3亿千瓦装机的烟气需安装脱硫设施，建设4.3亿千瓦装机的烟气脱硫设施国家将耗资约1100亿元人民币。
火电厂烟气脱硫装置成本费用的研究1前言随着国家对环境保护工作的日益重视，环境标准的相应提高，对于火电厂锅炉的烟气脱硫（FGD ）工作提出了更高的要求。
截至2005年底，全国已投运脱硫装置的机组容量达到5300万千瓦，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。
火电厂烟气脱硫装置的建设，不仅需要大量的投资费用，装置建成投入运行后还需要大量的运行维护费用。
但对于脱硫装置的成本，我国还缺少全面的统计和研究。
广东省是我国开展火电厂烟气脱硫工作较早和较广泛的省份之一，目前脱硫装置投运的机组容量已超过1070万千瓦。
本文选取了广东省已投运及在建的16个脱硫工程进行了成本研究。
16个脱硫工程中，11个已投运，3个已部分投运。
各工程包括了多种不同的情况，既有各种具代表性的脱硫技术（石灰石 -石膏湿法，简易石灰石湿法，海水法，烟气循环流化床法）；机组容量也从125MW直到700MW ;脱硫机组从1台到4台；既有1台锅炉配1个吸收塔，也有2台锅炉配1个吸收塔；燃料中既有低硫煤（含硫0.52% ），也有高硫燃料（含硫2.85% ）;同时脱硫装置的配置也有所不同。
本文希望通过对各脱硫工程脱硫成本的统计、计算和分析，得到影响脱硫成本的各项主要因素，为脱硫技术政策的制定和火电厂开展脱硫工程提供参考。
2脱硫装置成本费用的构成和计算参数的确定脱硫装置的总成本费用由生产成本和财务费用构成。
生产成本主要包括生产期间的物耗（如脱硫剂消耗、水耗、电耗、蒸汽消耗等）、人工费、修理费、运营管理费、保险费、固定资产折旧费等。
财务费用主要包括长期贷款利息、短期贷款利息和流动资金贷款利息等。
其中固定资产折旧费取决于脱硫工程的动态投资。
脱硫工程的动态投资由静态投资（包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费及其它费用）和建设期贷款利息构成。
对脱硫装置的经济性评价主要分为两个方面，一是单位供电量的脱硫成本，一般以元/MW.h表示；二是脱除单位质量二氧化硫的成本费用，一般以元/kg表示。
电厂烟气脱硫成本及收益一览表
电厂烟气脱硫设施的投资成本较大，其费用成本主要包括生产成本和财务费用成本。
生产成本不仅包括生产期间的物资消耗，比如脱硫剂消耗、水耗、电耗等。
还包括了人工费、修理费、运营管理费、固定资产折旧费等。
财务费用成本则包括了长期贷款利息、短期贷款利息以及流动资金贷款利息等。
虽然电厂烟气脱硫前期投资成本较大，但其脱硫收益也是十分可观的。
下面以2x600MW的机组容量为例来计算电厂烟气脱硫成本及其收益，以供大家参考！
电厂烟气脱硫成本及收益一览表
由上表可知：以2x600MW的机组容量来计算，电厂安装烟气脱硫系统后，除去各项投资成本，每年均能从脱硫中获得近5000万元的收益。
除此之外，电厂烟气脱硫还可减少污染物排放，改善空气质量，创造可观的生态效益。
因此，电厂安装烟气脱硫系统拥有巨大的可行性与经济性。
分析不同烟气脱硫技术及经济性1烟气脱硫技术目前国内外的脱硫工艺有几十种。
按脱硫工艺在生产中所处的部位可分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫;按脱硫方法来分有湿法、半干法和干法;目前，烟气脱硫有数10种，主要有湿法和干法两种。
湿法脱硫根据使用的脱硫剂不同可分为钙法、钠法、镁法、氨法和海水脱硫等。
因条件限制，海水脱硫只在少数地区采用;钠法的脱硫剂价格昂贵、运行费用高，产出废液要加以进-步处理.-般也较少采用。
下面就石灰石-石膏湿法脱硫、LCFB-FGD循环流化床脱硫、MgO 湿法烟气脱硫、氨-肥法烟气脱硫、可再生胺脱硫工艺的技术经济进行比较说明。
1.1石灰石-石膏湿法烟气脱硫石灰石-石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺。
该工艺以石灰石浆液作为吸收剂，通过石灰石浆液在吸收塔内对烟气进行洗涤，发生反应，以去除烟气中的SO2，反应产生的亚硫酸钙通过强制氧化生成含两个结晶水的硫酸钙（石膏），脱硫后的烟气从烟囱排放。
（1）优点：①技术成熟，运行可靠，目前国内烟气脱硫的80%以上采用该法，设备和技术很容易取得;②脱硫剂石灰石易得，价格便宜，且周边已有制粉企业;副产品-石膏目前有-定的市场。
（2）缺点：①占地面积较大，脱硫塔设备投资稍高;②脱硫塔循环量大，耗电量较高;③系统有发生结垢、堵塞的倾向;④石膏纯度须在94%以上才有出路。
1.2 LCFB—FGD循环流化床脱硫技术工艺流程主要由脱硫剂制备系统流化床反应塔、电除尘器、吸收剂循环设备以及电气自控系统组成。
锅炉排出的烟气直接进入流化床反应塔与塔内高浓度的脱硫剂反应，完成脱硫。
（1）优点：①系统阻力低，确保锅炉正常运行;②断面风速高，床体瘦长，占地少，有利于现有电站锅炉的烟气脱硫剂技术改造;③负荷调节比例大，负荷调节快，适合负荷波动大的场合。
（2）缺点：①脱硫效率相对较低，国内目前运行的系统中脱硫效率基本在80%左右;②适应范围较小，适用范围为-炉-塔或二炉-塔，对多炉-塔则系统的稳定性较差;③脱硫产物由于含量复杂，基本无法利用。
烧结烟气脱硫方案综合比较2008年8-10月，规划设计组对收集到的烧结脱硫资料进行认识筛选、分析，最终委托成都华西工业气体有限公司、大连绿诺环境工程科技有限公司、武汉都市环保工程技术股份有限公司为我公司烧结机烟气脱硫工程做初步设计方案。
现对上述三公司设计方案的工艺、经济指标、消耗、成本及优缺点进行比较，结果如下：（一）、成都华西“离子液”法脱硫：该法以成都华西工业气体有限公司自主研发的“离子液”作为脱硫剂（约5.5万元/吨）。
该工艺主要分为：脱硫-离子液再生-制酸三个系统。
脱硫系统：经增压风机增压后的烧结烟气进入吸收塔下部洗涤段，与从吸收塔中部喷淋下来的洗涤凉水逆流接触，将烟气中的粉尘和部分SO3等杂质洗涤下来，烟气温度被降低至约40℃，进入吸收塔上部吸收区，与从吸收塔上部进入的脱硫贫液逆流接触，气体中的SO2被吸收。
未被吸收的净化气从吸收塔顶引出，经塔顶烟筒放空。
吸收了二氧化硫的离子液进入富液槽缓冲，然后经富液泵打入贫富液换热器升温至约100℃，进入再生塔再生。
离子液再生系统：进入再生塔顶部的吸收了SO2的离子液与从再生塔底部上升的水蒸气和SO2气体逆向接触，温度进一步升高，同时解吸出部分SO2气体。
随后离子液进入再沸器进一步升温到约110℃，SO2气体全部解吸出来。
从再沸器出来的气液混合物在再生塔底部分离，液体从底部出口流出，进入贫富液换热器；SO2气体和水蒸气向上流动，从顶部出口出来后进入再生气冷却器降温到约40℃，然后进入再生气分离器进行气液分离，分离出的高纯度SO2气体作为制酸原料进入制酸系统；液体经冷凝水泵增压后回流至再生塔顶部。
制酸系统：空气和SO2气体一并进入干燥塔，经金属丝网除沫器除雾、除沫后由SO2鼓风机送至转化工段。
经一次转化后的气体进入吸收塔，用98%H2SO4吸收其中的SO3，经塔顶的金属丝网除沫器除沫、除雾后，去主系统。
干燥、吸收工段有93%、98%硫酸的串酸管线，产品酸由98% H2SO4酸冷却器冷却后产出。
目前最常用的几种烟气脱硫技术的优缺点摘要：本文阐述了烟气脱硫当中的几中脱硫技术之间的优缺点。
关键词：烟气脱硫高脱硫率工艺中脱硫率工艺低脱硫率工艺前言我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等，伦敦正是由于光化学烟雾的原因，整天被雾所笼罩着，所以才会有雾都之称。
总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。
中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。
中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。
据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大。
为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。
各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。
随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。
因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。
正文烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术，在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。
从烟气脱硫技术的种类来看，除了湿式洗涤工艺得到了进一步的发展和完善外，其他许多脱硫工艺也进行了研究，并有一部分工艺在燃煤电厂得到了使用。
烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一，根据脱硫工艺脱硫率的高低，可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺；最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类可以分为三种：湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。
1 前言随着国家对环境保护工作的日益重视，环境标准的相应提高，对于火电厂锅炉的烟气脱硫（FGD）工作提出了更高的要求。
截至2005年底，全国已投运脱硫装置的机组容量达到5300万千瓦，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。
火电厂烟气脱硫装置的建设，不仅需要大量的投资费用，装置建成投入运行后还需要大量的运行维护费用。
但对于脱硫装置的成本，我国还缺少全面的统计和研究。
广东省是我国开展火电厂烟气脱硫工作较早和较广泛的省份之一，目前脱硫装置投运的机组容量已超过1070万千瓦。
本文选取了广东省已投运及在建的16个脱硫工程进行了成本研究。
16个脱硫工程中，11个已投运，3个已部分投运。
各工程包括了多种不同的情况，既有各种具代表性的脱硫技术（石灰石－石膏湿法，简易石灰石湿法，海水法，烟气循环流化床法）；机组容量也从125MW直到700MW；脱硫机组从1台到4台；既有1台锅炉配1个吸收塔，也有2台锅炉配1个吸收塔；燃料中既有低硫煤（含硫%），也有高硫燃料（含硫%）；同时脱硫装置的配置也有所不同。
本文希望通过对各脱硫工程脱硫成本的统计、计算和分析，得到影响脱硫成本的各项主要因素，为脱硫技术政策的制定和火电厂开展脱硫工程提供参考。
2 脱硫装置成本费用的构成和计算参数的确定脱硫装置的总成本费用由生产成本和财务费用构成。
生产成本主要包括生产期间的物耗（如脱硫剂消耗、水耗、电耗、蒸汽消耗等）、人工费、修理费、运营管理费、保险费、固定资产折旧费等。
财务费用主要包括长期贷款利息、短期贷款利息和流动资金贷款利息等。
其中固定资产折旧费取决于脱硫工程的动态投资。
脱硫工程的动态投资由静态投资（包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费及其它费用）和建设期贷款利息构成。
对脱硫装置的经济性评价主要分为两个方面，一是单位供电量的脱硫成本，一般以元/表示；二是脱除单位质量二氧化硫的成本费用，一般以元/kg表示。
要得到脱硫装置的各项成本，需确定以下各项数据：脱硫装置的投资费用、机组容量、脱硫装置的建设周期、脱硫设备年利用小时数、机组厂用电率、机组耗煤量、煤中硫含量、系统脱硫率、脱硫剂的耗量、脱硫剂的价格、系统电耗、机组电价、系统水耗、水价、系统汽耗、汽价、装置定员、年人均工资及福利、保险费率、预提修理费率、运营管理费用、装置生产运营期、自有资金比例、建设期贷款利率、贷款偿还年限、流动资金贷款利率、固定资产形成率等。
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几种脱硫方案的对比1、烧结机各种烟气处理工艺方案比选目前世界上烟气脱硫工艺技术（FGD）有上百种，但是具有实用价值的仅十几种，它们分别适用于不同的场合和要求。
按脱硫过程及产物的干湿形态，烟气脱硫技术可分为湿法、半干法和干法等工艺。
干法/半干法烟气脱硫技术主要有旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿法、循环流化床烟气脱硫技术、循环悬浮式半干法等，由于其副产品（脱硫灰）与粉煤灰在理化性质上的不同，只能得到低级的利用，因此通常把这些技术都归属于抛弃法的范畴。
传统的干法/半干法烟气脱硫技术的脱硫剂利用率较低，相对湿法脱硫技术，干法/半干法的脱硫效率较低，一般为70％左右，对于SO2排放标准较严的地区适用性较差。
湿法烟气脱硫技术为目前使用范围较广泛的方法，占脱硫设施总量的80％以上，它具有脱硫效率高、吸收剂利用率高等优点。
由于碱性吸收剂的不同，又可细分为石灰石/石灰－石膏法、氧化镁法、氨法等。
1.1常用烟气脱硫技术简介1、石灰石/石灰－石膏湿法石灰石/石灰－石膏法湿法脱硫工艺是目前世界上实用业绩最多、运行状况比较稳定的脱硫技术，占目前全世界烟气脱硫装置总量的36.7％，其脱硫效率最高可达到95％。
石灰-石膏法是用石灰粉代替石灰石，石灰活性大大高于石灰石，可提高脱硫效率。
大机组多采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，其特点是技术成熟，吸收剂来源广泛，适用于各种煤种，该法的缺点在于设备易腐蚀、磨损，系统易发生结垢、堵塞等长期存在的技术难点还没有得到较为满意的解决，其建设投资和运行费用较高。
此外，副产品脱硫石膏的产生量较大，目前还没有需要量大而又稳定的用户，我国是一个天然石膏藏量丰富的国家，脱硫石膏与它缺乏竞争上的优势，这也是不得不把它列为抛弃法的原因。
具体的工艺如下：从电除尘器出来的烟气通过增压风机（BUF）进入换热器（GGH），烟气被冷却后进入吸收塔（Abs），并与石灰石浆液相混合。
浆液中的部分水份蒸发掉，烟气进一步冷却。
国内⼏种常⽤脱硫⼯艺⽐较gg国内⼏种常⽤烟⽓脱硫⼯艺⽐较1 概述燃煤锅炉烟⽓脱硫是我国现阶段污染控制的重点，脱硫⼯艺的选择有诸多影响因素，国家也多次出台相关政策提出指导意见，指导业主从投资、占地、系统可利⽤率、运⾏可靠性以及运⾏成本等⽅⾯做出合理选择。
以下将对国内⼏种常⽤脱硫⼯艺从投资、占地、系统可利⽤率、运⾏可靠性以及运⾏成本等⽅⾯做出⽐较，利于业主结合⾃⾝实际选择经济适⽤、性能优越的脱硫技术。
2 国内⼏种常⽤脱硫⼯艺2.1国内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。
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，在引进吸收消化国外技术的同时，开展了⼀些较⼤规模的烟⽓脱硫研究开发⼯作，并⾃主开发了适合中国国情的烟⽓脱硫技术。
2.1.1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（⽯灰）－⽯膏法是⽬前使⽤最⼴泛的脱硫技术。
该⼯艺是⽤⽯灰⽯或⽯灰为吸收剂的强制氧化湿式脱硫⽅式。
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，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。
下图是重庆珞璜电⼚⾸次引进了⽇本三菱公司的⽯灰⽯—⽯膏湿法脱硫⼯艺流程图：⽯灰⽯—⽯膏法⼯艺流程图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。
几种石化企业电厂烟气脱硫成本比较及适用条件李成益(中国石化扬子石油化工有限公司发展计划部,南京210048)摘要：文章从石化企业自备电厂的特点入手，对石化企业自备电厂烟气脱硫成本构成进行分析，根据国内石化企业已建或在建的烟气脱硫装置的实际情况对脱硫成本进行了计算，对各方案的适用条件进行了计算分析，提出了不同条件下的烟气脱硫解决方案。
关键词：烟气脱硫脱硫成本硫酸铵石膏硫酸镁随着《火电厂大气污染物排放标准》的实施，大多数电厂的燃煤锅炉需要进行烟气脱硫改造。
2005年5月国家发展与改革委员会发布了《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》，该意见对火电厂烟气脱硫的技术路线选择提出了原则性意见。
目前，80%以上的网上大型火电厂采用了石灰石—石膏法。
而对于化工和石化行业，由于其机组能力偏小（一般为60MW、锅炉蒸发能力220吨/时）不在《意见》规定的范围内，加上这些企业在原料和副产品的综合利用、产品销售等方面有一定的优势，在化工生产运行及管理方面也没有障碍，因此，化工及石化行业自备电厂的烟气脱硫技术有更多的选择余地。
正由于可选择的方法多，技术经济评价指标也多，有文章[1]、[2]对不同的烟气脱硫方案的成本进行了比较。
随着中石化投入运行的烟气脱硫装置数量的增加，不同工艺的烟气脱硫条件下为便于比较，按照《中国石油化工集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据2007》，对中国石化已建和在建的几套烟气脱硫装置的脱硫成本进行了测算，为今后同类装置的技术路线比选提供依据。
1 石化企业自备电厂的特点目前，网上电厂的脱硫成本计算均采用单位发电量的脱硫成本，即：烟气脱硫增加的成本分摊到单位发电量。
这是由于网上火电厂采用的是单元制模式，无论机组采用哪种类型（超高压、亚临界或超临界），其锅炉蒸发量和机组的发电量基本上是对应的。
网上火电厂的机组能力均朝着大型化方向发展。
石化企业自备电厂一般都采用热—电联产方式，即：在夏季用电高峰期多发电，在冬季用汽高峰期则多抽蒸汽，因此，为实现蒸汽能量的分级利用，汽轮机均采用分级抽出。
石化企业自备电厂多采用母管制，锅炉与发电机不是一一对应。
另外，为灵活调节、避免对下游蒸汽用户的影响，企业自备电厂的锅炉数量多、单台锅炉蒸发量也小。
以中国石化为例，29家企业共有锅炉近200台，总蒸发量36000吨/时，其中220吨/时锅炉50台，410吨/时锅炉24台，扣除燃气（油）锅炉后，220吨/时和410吨/时燃煤锅炉的蒸发能力占60%以上，。
本文对中国石化已建和在建的220吨/时锅炉和410吨/时锅炉的烟气脱硫装置的脱硫成本进行了研究，对其他热电厂烟气脱硫方案选择具有一定的意义。
2 烟气脱硫脱硫成本的构成及计算依据由于企业自备电厂的特点，决定了自备电厂的单位脱硫成本计算方法也应有别于网上电厂。
采用单位二氧化硫的脱硫成本计算方法更能直观反映行业特点。
这是因为：网上电厂的脱硫成本对应于脱硫电价补贴，而大部分企业自备电厂得不到这部分补贴，对应的是二氧化硫排污费。
2.1 烟气脱硫成本构成烟气脱硫的总成本主要由以下几部分组成：主要原材料、辅助材料、燃料及动力、工资及福利、制造费用、管理费用、财务费用、销售费用。
副产品处理费用（销售收入或处理费用）。
主要原材料：指脱硫剂（氨或氨水、石灰石粉、氧化钙粉或熟石灰、氧化镁粉等）； 辅助材料：各类助剂、催化剂、产品包装材料；燃料及动力：主要指由装置外提供的水、循环水、电、蒸汽、风及燃料、氮气等。
工资及福利：指直接从事本装置的操作人员的工资及福利； 制造费用：包括折旧、检修维修、其它制造费用； 管理费用：按装置定员计算。
财务费用：因本项目为环保项目，不具有赢利能力，固定资产投资和流动资产投资均一次投入，不计贷款利息。
副产品销售收入（或处置费用）：副产品出厂价格或副产品委托处理的费用。
销售费用：副产品有销售收入的按销售收入的0.5%计算。
2.2 烟气脱硫成本的计算依据有资料[1][2]介绍了相关的烟气脱硫机理及工艺流程，因硫化钠-硫磺法报道的极少，这里做补充说明如下。
硫化钠-硫磺法的基本反应方程式如下：422222SO Na S S Na SO +→+ （吸收） 224244CO S Na CO SO Na +→+ （再生） 烟气脱硫成本计算的原材料价格均按照到厂价格计算，副产品处理价格均按出厂价格计算。
氨-肥法和镁-肥法所产副产品均按照肥料价格计算。
脱硫剂和副产品的品质与价格见表1。
工资及福利：按3万元/人·年计算。
装置年操作时间：8000小时。
折旧平均按14年计算，检修维修费用按固定资产原值的3%计算，其他制造费按固定资产原值的0.4%计算,摊销按10年平均计算。
管理费用：按装置定员25000元/人·年计算。
销售费用：副产品有销售收入的按销售收入的0.5%计算。
燃料动力消耗价格：均按含税价计算，其中：电0.59元/kwh ；水2.34元/t ；蒸汽113元/t 。
流转税及附加：根据财税[2004]25号《关于部分资源综合利用产品增值税政策的补充通知》，对燃煤电厂烟气脱硫副产品实行增值税即征即退的政策。
根据计算，在所选的几种方法中，进项税均大于销项税，也就是说不用交纳城建维护税和教育费附加，也不交纳增值税。
2.3 几种烟气脱硫方法的脱硫成本计算结果根据上述各参数可计算出不同烟气脱硫方案的脱硫成本，见图1。
由图1可见，烟气脱硫成本除了与技术路线选择有关外，还与烟气中的二氧化硫含量有关。
随着烟气中的二氧化硫含量的升高，脱硫成本均呈现下降的趋势。
在不同SO 2含量区间，烟气中的SO 2含量低于800mg/Nm 3时，以半干法成本最低；SO 2含量在800-26000mg/Nm 3时，镁—肥法的成本最低，氨—肥法次之；当烟气中的SO 2含量在大于2600mg/Nm 3时，硫化钠-硫磺法显示出低成本优势，镁-肥法、氨-肥法依次垫后。
在抛弃法中，半干法的脱硫成本略低于氧化镁（抛弃法）；氧化镁（抛弃法）的成本略低于石灰石—石膏法，而SO 2含量高于1400mg/Nm 3时氧化镁（抛弃法）的成本则略高于石灰石—石膏法。
由图1还可以看出，有些方法的脱硫成本比较优势随烟气中的SO 2含量变化发生交替变化（先低后高或先高后低），这说明各种工艺均存在一定的适用范围。
0.001.002.003.004.005.006.007.008.006008001000120014001600180020002200240026002800300032003400360038004000烟气中SO 2含量, mg/Nm 3脱硫成本, 元/k g S O 2图1 烟气脱硫成本表1中的脱硫剂消耗系数为设计消耗系数，而实际生产中由于各种原因，脱硫剂的实际消耗量会高于设计系数，在烟气中SO 2含量在为2100mg/Nm 3时几种烟气脱硫方法的脱硫成本变化如图2。
0.501.001.502.002.503.0011.11.21.31.41.51.6脱硫剂消耗系数脱硫成本, 元/K g S O 2图2 脱硫剂实际消耗系数对脱硫成本的影响由图2可见，氨—肥法和镁—肥法的脱硫成本对脱硫剂的消耗系数较敏感。
3 各种脱硫方法的适用条件在上述讨论的6种烟气脱硫方案中，除了氧化镁（抛弃法）和半干法的副产品抛弃处置外，其它4种方案的产品均为再利用，因此对烟气组成和脱硫剂的组成有一定的要求。
3.1 对烟气尘含量的要求由于湿法脱硫能将烟气中携带的部分灰尘洗涤下来而进入副产品，因此在脱硫系统中如没有增设除尘过滤设施，烟气中的尘含量将影响副产品的质量。
根据实际生产经验，烟气中约60%的粉尘在脱硫过程中随喷淋液捕捉下来进入副产品石膏中，硫酸钙在水中的溶解度稍小，要在石灰石-石膏法工艺过程中去除粉尘较困难。
另外，石灰石粉中也带有一定数量的杂质，同样影响着石膏的产品质量（含量和色泽）。
在原料中的CaCO 3含量为93%时，为满足产品中的CaSO 4含量达到93%以上，烟气中的最高尘含量如图3。
硫酸铵、硫酸镁在水中的溶解度较高，烟气中的尘虽对产品质量有影响，但可以通过增设沉降分离等设施将尘从系统中分离出来。
因此，烟气中的尘含量将直接影响其质量在不设尘分离设施的情况下，尘含量对产品质量的影响如图3。
由图3可见，烟气中的允许尘含量与SO 2含量呈一定的对应关系，即：SO 2含量越高、尘含量的允许值相应提高。
国家标准GB2449-92中硫磺合格品的灰份含量要求小于0.02%(w/w)，按此计算，烟气中的尘含量要求控制在很低的水平（一般在0.58～4.1mg/Nm 3以下，图3中很难标注清楚）。
因此系统中必须设置尘过滤系统。
200400600800100012001400160060080010001200140016001800200022002400260028003000320034003600380040004200烟气中SO 2含量,mg/Nm 3尘最高含量，m g /N m3图3 脱硫副产品对烟气中尘含量的要求说明：①硫酸铵合格品的氮含量按20.5%计算； ②硫酸铵一级品的氮含量按21.0%计算；③石灰石中的CaCO 3含量按93%，石膏中的CaSO 4含量按93%计算；④镁肥法的硫镁肥颗粒料的含量（酸溶MgO ）为≥25%，脱硫剂中的水不溶物不计； ⑤镁肥法的硫镁肥粉末料的含量（酸溶MgO ）为≥27%，脱硫剂中的水不溶物不计；⑥镁肥法的硫镁肥颗粒料的含量（酸溶MgO ）为≥25%，脱硫剂中的水不溶物按5%计； 3.2 氯的影响氨—肥法和镁—肥法的副产品均作为肥料，氨—肥法的副产品硫酸铵的质量标准（无论是国家标准GB535-1995还是行业标准DL/T808-2002）中对氯没有质量要求。
而目前国内硫酸镁肥料的质量标准为企业标准。
肥料级一水硫酸镁的主要质量标准见表2。
表2 肥料级一水硫酸镁的主要质量标准一般为：在不考虑脱硫剂本身带入氯的情况下，镁—肥法对烟气中的氯含量与烟气中的SO 2含量关系如图4。
随着烟气中SO 2含量提高，氯含量的允许值亦提高。
石膏中的残留氯要求小于100ppm ，如没有废水排放，烟气中的氯含量应控制在2mg/Nm 3以下。
当然，石膏中可熔物（Mg+Na+K ）的质量指标也使得石灰石-石膏法必须通过废水排放，同时解决氯和可熔物两个问题。
因此，在副产品回收的方法中，必须高度重视烟气中氯含量，同时在脱硫剂采购中考虑氯含量对后系统的影响。
无论哪种技术路线，系统中的氯离子含量高将导致设备腐蚀加剧。
5010015020025030035060080010001200140016001800200022002400260028003000320034003600380040004200烟气中SO 2含量,mg/Nm 3烟气中的氯含量,m g /N m3图4 烟气中氯最高含量3.3烟气中其他杂质的影响氨—肥法和镁—肥法的副产品均作为肥料。
