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【摘 要】 本文通过我国脱硫技术的发展入手，介绍了火电厂脱硫等环保设施存在的主要问题，最后对环保进行了分析。介绍国内外火电厂几种常见的烟气脱硫技术，并进行了技术性能和运行特点的分析比较，结合我国5个火电厂烟气脱硫示范工程的具体情况，进行了经济分析比较，得出了综合评价脱硫技术的各种影响因素以及合理选用脱硫技术的原则与方法。
【关键词】 脱硫技术；环保措施；环境效益
1.我国脱硫技术的发展及控制二氧化硫排放的主要途径
1.1关于脱硫技术的发展。脱硫技术是在引进国外先进技术的基础上，进行再吸收并创新，脱硫技术水平得到很大提高，然而脱硫方法比较单一，其中石灰石—石膏法占了很大的比例，已建成和在建脱硫项目中，石灰石—石膏法的比例超过了百分之九十，而对于脱硫过程的副产物石膏的处置及综合利用还没够足够重视，抛弃或堆放，既占用了场地浪费了资源，同时还会造成二次污染。我国应用最为广泛的烟气脱硫技术也存在一些问题。上世纪八十年代，我国开始从国外引进或自主开发烟气脱硫技术，建成了几个大型的示范工程，取得了很大的环境与社会效益，但是仍存在很多问题。
1.2二氧化硫排放的主要途径。目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有：煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。
2.火电厂脱硫等环保设施存在的主要问题
2.1脱硫设施建设问题
2.1.1脱硫工程质量差异大。由于脱硫技术种类多，各脱硫公司的技术、工程水平参差不齐，对引进工艺的理解和掌握不够全面，加上脱硫工程项目多、工期紧，造成有经验的设计人员不足，设备制造跟不上，施工队伍与脱硫公司尚需磨合，以及资金周转困难等，造成有的脱硫工程项目工期拖延，系统和设备问题多，投运后不能达到设计要求，使得脱硫设施存在先天不足的缺陷。
2.1.2脱硫市场低价竞争制约脱硫产业的良性发展。由于脱硫设施的建设普遍采用低价中标原则，脱硫工程造价不到200元/kW，约为发达国家20%。如此低的价格，总承包方只有通过在设计、设备采购和施工等各个方面进行成本控制。在设计上，采取降低设计标准、裕度、可用率，减少设计内容，降低设备、材料规格等方法；在设备采购上，压低设备采购价格，缩短供货周期，增加苛刻的付款条件，将压力转嫁给设备制造厂家，所以出现设备质量差等问题；在施工上，工程管理水平低，转包给低价施工公司，降低施工人员、材料、工期等的投入，造成许多脱硫工程的施工质量差。
2.2脱硫设施运行问题
2.2.1旁路运行。目前，火电厂脱硫设施旁路运行现象较为普遍。旁路运行的主要原因为：设计原因，如有的电厂因场地紧缺，旁路烟道设计在垂直烟道上，需要定期开启旁路；燃煤硫分/S02浓度高于设计值，超过脱硫设施的处理能力；GGH堵灰严重，系统阻力增大；旁路运行虽然可节省脱硫装置的运行成本，电厂短期内可获得一定的经济效益，但不能实现s02的减排任务，不符合国家的相关环保要求，既存在被环保部门查处的风险，又掩盖了脱硫设施存在的缺陷，不利于电厂的可持续发展。
2.2.2 GGH堵塞。脱硫设施运行中普遍存在GGH堵灰现象，造成系统阻力增大，靠常规吹灰仍无法降低阻力时，脱硫设施被迫退出运行，严重影响脱硫设施的投运率。新建脱硫设施一般不设GGH，提高了脱硫设施的可用率。此方法虽然提高脱硫设施的可靠性和投运率，并降低厂用电率，但也应充分重视由此带来的不利影响：原烟气向净烟气的渗漏，造成脱硫效率的下降，且随着GGH腐蚀的加剧，脱硫效率可能进一步降低。应充分重视烟囱的防腐问题，并进行必要的防腐改造。
2.2.3除尘器出口烟尘浓度过大。除尘器出口烟尘浓度不能满足脱硫设施人口的要求，脱硫吸收塔常常被当成第二级除尘器，特别是老厂改造时这一问题尤为严重和突出。保证除尘器出口烟尘浓度的重要性已得到越来越多的重视，对于新建机组要求FGD进口烟尘浓度小于50mg/m3，对于Ⅰ时段和Ⅱ时段的电厂也应严格控制，以保证脱硫设施的稳定、高效运行，不增加额外的负担。
2.2.4烟气连续监测系统（CEMS）测量数据不准确。CEMS存在两方面问题：一是安装位置不符合要求，即没有在脱硫后的混合烟道上安装CEMS二是测量的数据不能真实反映实际情况，既影响脱硫设施的系统控制，又掩盖了设备可能存在的缺陷，存在被环保部门查处的风险。分析其主要原因包括：受场地条件的限制，CEMS安装位置不理想，造成测量偏差大；运行维护不及时，造成测量不准确；电厂对CEMS的测量数据进行调整。
3.火电厂的环保分析
3.1控制大气污染物。国家对火电厂排放大气污染物制定了相关的法规，从颗粒物、SO2到氮氧化物，各种大气污染物都有严格的排放标准。火电厂各装置排放的固体颗粒物浓度都不得超过50mg/m3。属于第一时段的，烟尘的排放不得超过300mg/m3，第二時段不得超过600mg/m3。使用燃料的发热量小于12550千焦/千克的火电厂，烟尘排放限定在200mg/m3以内。目前，火电厂降低颗粒物的排放主要方法是提高烟气的除尘效率或者增加脱硫塔进口烟气的含湿量。同时，还要保证烟气中所含的SO2质量浓度不超过2000mg/m3，每天的排放量不得超过500吨。燃煤的发电厂的氮氧化物排放值需控制在750mg/m3，若电厂的原料煤种所含的挥发组分在10%以下，排放值可达1500mg/m3。燃油电厂的是460mg/m3，燃气电厂为320mg/m3，燃气涡轮机的最大氮氧化物排放值为125mg/m3。目前，火电厂的脱硝技术主要有几种：低NOX燃烧技术；炉膛喷射法；烟气处理法；选择性催化还原法（SCR）等等，其中选择性催化还原法（SCR）脱硝效率最高，最为成熟。
3.2控制废水的排放。火电厂废水排放的地方不同，执行的标准也不一样。若是排放的地方属于GB3838类或是GB3097类海域，则排放标准按一级标准执行；若是属于GB3838的4、5类以及GB3097类海域，则排放标准按二级标准执行。一级与二级排放标准的细则如表1。
火电厂降低废水排放的主要方法就是安装废水处理设备，对废水进行分类处理、分级处理，最终达到排放标准。
3.3减少噪音。火电厂的噪音对附近的居民、教育机构等都有很大的影响。火电厂降低噪音污染的主要方法就是安装消音设备，在厂房外设置堵墙，或者在厂房周围种植树木。
4.结语
综上，火电厂的脱硫技术可以减少排放的气体中SO2的含量，降低对环境造成的伤害。因此每个火电厂都可以根据自身的情况，选择最有效的脱硫方法。
参考文献：
[1]张炜.谈火电厂环保工程项目成本和进度集成控制[J].大观周刊，2012（24）.
[2]许月阳，薛建明，管一明，等.火电厂环保设施运行状态及性能评价技术研究[J].电力科技与环保，2011（5）.
[3]饶崇辉.火电厂应用活性焦烟气脱硫技术分析[J].能源与节能，2013（4）.
[4]张安鑫.火电厂330MW机组脱硫设备检修[J].通信电源技术，2013（2）
【关键词】 脱硫技术；环保措施；环境效益
1.我国脱硫技术的发展及控制二氧化硫排放的主要途径
1.1关于脱硫技术的发展。脱硫技术是在引进国外先进技术的基础上，进行再吸收并创新，脱硫技术水平得到很大提高，然而脱硫方法比较单一，其中石灰石—石膏法占了很大的比例，已建成和在建脱硫项目中，石灰石—石膏法的比例超过了百分之九十，而对于脱硫过程的副产物石膏的处置及综合利用还没够足够重视，抛弃或堆放，既占用了场地浪费了资源，同时还会造成二次污染。我国应用最为广泛的烟气脱硫技术也存在一些问题。上世纪八十年代，我国开始从国外引进或自主开发烟气脱硫技术，建成了几个大型的示范工程，取得了很大的环境与社会效益，但是仍存在很多问题。
1.2二氧化硫排放的主要途径。目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有：煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。
2.火电厂脱硫等环保设施存在的主要问题
2.1脱硫设施建设问题
2.1.1脱硫工程质量差异大。由于脱硫技术种类多，各脱硫公司的技术、工程水平参差不齐，对引进工艺的理解和掌握不够全面，加上脱硫工程项目多、工期紧，造成有经验的设计人员不足，设备制造跟不上，施工队伍与脱硫公司尚需磨合，以及资金周转困难等，造成有的脱硫工程项目工期拖延，系统和设备问题多，投运后不能达到设计要求，使得脱硫设施存在先天不足的缺陷。
2.1.2脱硫市场低价竞争制约脱硫产业的良性发展。由于脱硫设施的建设普遍采用低价中标原则，脱硫工程造价不到200元/kW，约为发达国家20%。如此低的价格，总承包方只有通过在设计、设备采购和施工等各个方面进行成本控制。在设计上，采取降低设计标准、裕度、可用率，减少设计内容，降低设备、材料规格等方法；在设备采购上，压低设备采购价格，缩短供货周期，增加苛刻的付款条件，将压力转嫁给设备制造厂家，所以出现设备质量差等问题；在施工上，工程管理水平低，转包给低价施工公司，降低施工人员、材料、工期等的投入，造成许多脱硫工程的施工质量差。
2.2脱硫设施运行问题
2.2.1旁路运行。目前，火电厂脱硫设施旁路运行现象较为普遍。旁路运行的主要原因为：设计原因，如有的电厂因场地紧缺，旁路烟道设计在垂直烟道上，需要定期开启旁路；燃煤硫分/S02浓度高于设计值，超过脱硫设施的处理能力；GGH堵灰严重，系统阻力增大；旁路运行虽然可节省脱硫装置的运行成本，电厂短期内可获得一定的经济效益，但不能实现s02的减排任务，不符合国家的相关环保要求，既存在被环保部门查处的风险，又掩盖了脱硫设施存在的缺陷，不利于电厂的可持续发展。
2.2.2 GGH堵塞。脱硫设施运行中普遍存在GGH堵灰现象，造成系统阻力增大，靠常规吹灰仍无法降低阻力时，脱硫设施被迫退出运行，严重影响脱硫设施的投运率。新建脱硫设施一般不设GGH，提高了脱硫设施的可用率。此方法虽然提高脱硫设施的可靠性和投运率，并降低厂用电率，但也应充分重视由此带来的不利影响：原烟气向净烟气的渗漏，造成脱硫效率的下降，且随着GGH腐蚀的加剧，脱硫效率可能进一步降低。应充分重视烟囱的防腐问题，并进行必要的防腐改造。
2.2.3除尘器出口烟尘浓度过大。除尘器出口烟尘浓度不能满足脱硫设施人口的要求，脱硫吸收塔常常被当成第二级除尘器，特别是老厂改造时这一问题尤为严重和突出。保证除尘器出口烟尘浓度的重要性已得到越来越多的重视，对于新建机组要求FGD进口烟尘浓度小于50mg/m3，对于Ⅰ时段和Ⅱ时段的电厂也应严格控制，以保证脱硫设施的稳定、高效运行，不增加额外的负担。
2.2.4烟气连续监测系统（CEMS）测量数据不准确。CEMS存在两方面问题：一是安装位置不符合要求，即没有在脱硫后的混合烟道上安装CEMS二是测量的数据不能真实反映实际情况，既影响脱硫设施的系统控制，又掩盖了设备可能存在的缺陷，存在被环保部门查处的风险。分析其主要原因包括：受场地条件的限制，CEMS安装位置不理想，造成测量偏差大；运行维护不及时，造成测量不准确；电厂对CEMS的测量数据进行调整。
3.火电厂的环保分析
3.1控制大气污染物。国家对火电厂排放大气污染物制定了相关的法规，从颗粒物、SO2到氮氧化物，各种大气污染物都有严格的排放标准。火电厂各装置排放的固体颗粒物浓度都不得超过50mg/m3。属于第一时段的，烟尘的排放不得超过300mg/m3，第二時段不得超过600mg/m3。使用燃料的发热量小于12550千焦/千克的火电厂，烟尘排放限定在200mg/m3以内。目前，火电厂降低颗粒物的排放主要方法是提高烟气的除尘效率或者增加脱硫塔进口烟气的含湿量。同时，还要保证烟气中所含的SO2质量浓度不超过2000mg/m3，每天的排放量不得超过500吨。燃煤的发电厂的氮氧化物排放值需控制在750mg/m3，若电厂的原料煤种所含的挥发组分在10%以下，排放值可达1500mg/m3。燃油电厂的是460mg/m3，燃气电厂为320mg/m3，燃气涡轮机的最大氮氧化物排放值为125mg/m3。目前，火电厂的脱硝技术主要有几种：低NOX燃烧技术；炉膛喷射法；烟气处理法；选择性催化还原法（SCR）等等，其中选择性催化还原法（SCR）脱硝效率最高，最为成熟。
3.2控制废水的排放。火电厂废水排放的地方不同，执行的标准也不一样。若是排放的地方属于GB3838类或是GB3097类海域，则排放标准按一级标准执行；若是属于GB3838的4、5类以及GB3097类海域，则排放标准按二级标准执行。一级与二级排放标准的细则如表1。
火电厂降低废水排放的主要方法就是安装废水处理设备，对废水进行分类处理、分级处理，最终达到排放标准。
3.3减少噪音。火电厂的噪音对附近的居民、教育机构等都有很大的影响。火电厂降低噪音污染的主要方法就是安装消音设备，在厂房外设置堵墙，或者在厂房周围种植树木。
4.结语
综上，火电厂的脱硫技术可以减少排放的气体中SO2的含量，降低对环境造成的伤害。因此每个火电厂都可以根据自身的情况，选择最有效的脱硫方法。
参考文献：
[1]张炜.谈火电厂环保工程项目成本和进度集成控制[J].大观周刊，2012（24）.
[2]许月阳，薛建明，管一明，等.火电厂环保设施运行状态及性能评价技术研究[J].电力科技与环保，2011（5）.
[3]饶崇辉.火电厂应用活性焦烟气脱硫技术分析[J].能源与节能，2013（4）.
[4]张安鑫.火电厂330MW机组脱硫设备检修[J].通信电源技术，2013（2）