第一篇：XPII脫硫除塵技術在燃煤工業鍋爐上的應用

XPII脫硫除塵技術在燃煤工業鍋爐上的應

用

北京北辰熱力廠 汪盾 劉紅承 孫鳳娟

摘 要：燃煤鍋爐的脫硫除塵問題關系到首都的藍天，如何積極面對新標準的實施與貫徹，是北京市供熱燃煤企業的頭等大事。

關鍵字：脫硫 除塵 應用

1、前言

燃煤鍋爐的脫硫除塵問題，直接影響到北京的藍天質量。隨著北京市《鍋爐污染物綜合排放標準》(DB11/139—2007II時段)將于奧運會前開始實施，標志著供熱燃煤鍋爐的脫硫除塵已經進入了一個深度階段，它與以往的脫硫除塵從指標、技術、管理上有很大區別，若不從工藝、技術、管理各方面有較大創新是不能高效維系燃煤鍋爐的合格排放的。

縱觀國內外脫硫除塵技術的發展及應用，美國、日本、德國等先進技術在我國大型電廠成熟地應用，目前已有靜電除塵配合石灰石—石膏法等各種煙氣脫硫工藝，成功地控制了燃煤電廠的二氧化硫、煙塵的排放。但對于供熱所用燃煤工業鍋爐的煙氣二氧化硫、煙塵脫除治理，國內外的先進技術因其系統設備復雜、投資運行費用高、占地面積大而難以在工業鍋爐上推廣，極大地影響了環境治理。

然而，在目前這個階段，要達到新標準的要求又勢在必行，必須走適合我國供熱燃煤鍋爐自己的脫硫除塵之路。北京北辰熱力廠與北京利德衡環保工程公司、湘潭大學、清華大學等機構一起，經過近幾年不斷的摸索、實踐，在2007年12月開始在8#、9#爐上安裝并運行了XPII型脫硫除塵裝置，取得了初步的良好效果。

2、

第二篇：燃煤脫硫技術小結（范文）

燃煤脫硫技術小結

論文作者：袁棟棟

摘要：我國是世界上最大的煤炭生產和消費國，也是世界上少數幾個以煤為主要能源的國家之一。我國排放的二氧化硫90%來自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超過2370萬噸，超過歐美，位居世界第一。而二氧化硫排放會造成酸雨，對人及生態環境造成嚴重的危害，為此我國積極推行脫硫技術，減少二氧化硫的排放。目前減少二氧化硫排放的措施主要有燃燒前煤脫硫技術、燃燒中煤脫硫技術、燃燒后煙氣脫硫技術。下面進行具體的介紹。

關鍵詞：燃煤 煙氣脫硫

我國是世界上最大的煤炭生產和消費國，也是世界上少數幾個以煤為主要能源的國家之一。我國排放的二氧化硫90%來自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超過2370萬噸，超過歐美，位居世界第一。而二氧化硫排放會造成酸雨，對人及生態環境造成嚴重的危害，為此我國積極推行脫硫技術，減少二氧化硫的排放。目前減少二氧化硫排放的措施主要有燃燒前煤脫硫技術、燃燒中煤脫硫技術、燃燒后煙氣脫硫技術。下面進行具體的介紹。

一、燃燒前煤脫硫技術

主要為煤炭洗選脫硫，即在燃燒前對煤進行凈化，去除原煤中部分硫分和灰分。分為物理法、化學法和微生物法等。

1、物理法：主要指重力選煤，利用煤中有機質和硫鐵礦的密度差異而使它們分離。該法的影響因素主要有煤的破碎粒度和硫的狀態等。主要方法有跳汰選煤，重介質選煤，風力選煤等。

2、化學法：可分為物理化學法和純化學法。物理化學法即浮選；化學法又包括堿法脫硫，氣體脫硫，熱解與氫化脫硫，氧化法脫硫等。

3、微生物法：在細菌浸出金屬的基礎上應用于煤炭工業的一項生物工程新技術，可脫除煤中的有機硫和無機硫。

我國當前的煤炭入洗率較低，大約在 20％ 左右，而美國為 42％，英國為94．9％，法國為 88．7％，日本為 98．2％。提高煤炭的入洗率有望顯著改善燃煤 二氧化硫污染。然而，物理選洗僅能去除煤中無機硫的 80％，占煤中硫總含量的 15％～30％，無法滿足燃煤二氧化硫污染控制要求，故只能作為燃煤脫硫的一種輔助手段。

二、燃燒中煤脫硫技術

煤燃燒過程中加入石灰石或白云石作脫硫劑，碳酸鈣、碳酸鎂受熱分解生成氧化鈣、氧化鎂，與煙氣中二氧化硫反應生成硫酸鹽，隨灰分排出。在我國采用的燃燒過程中脫硫的技術主要有兩種：型煤固硫和流化床燃燒脫硫技術。

1、型煤固硫技術：將不同的原料經篩分后按一定比例配煤，粉碎后同經過預處理的粘結劑和固硫劑混合，經機械設備擠壓成型及干燥，即可得到具有一定強度和形狀的成品工業固硫型煤。固硫劑主要有石灰石、大理石、電石渣等，其加入量視含硫量而定。燃用型煤可大大降低煙氣中二氧化硫、一氧化碳和煙塵濃度，節約煤炭，經濟效益和環境效益相當可觀，但工業實際應用中應解決型煤著火滯后、操作不當會造成的斷火熄爐等問題。

2、流化床燃燒脫硫技術：把煤和吸附劑加入燃燒室的床層中，從爐底鼓風使床層懸浮進行流化燃燒，形成了湍流混合條件，延長了停留時間，從而提高了燃燒效率。其反應過程是煤中硫燃燒生成二氧化硫，同時石灰石煅燒分解為多孔狀氧化鈣，二氧化硫到達吸附劑表面并反應，從而達到脫硫效果。流化床燃燒脫硫的主要影響因素有鈣硫比，煅燒溫度，脫硫劑的顆粒尺寸孔隙結構和脫硫劑種類等。為提高脫硫效率，可采用以下方法：

（1）改進燃燒系統的設計及運行條件（2）脫硫劑預煅燒（3）運用添加劑，如碳酸鈉，碳酸鉀等（4）開發新型脫硫劑

三、燃燒后煙氣脫硫技術

煙氣脫硫的基本原理是酸堿中和反應。煙氣中的二氧化硫是酸性物質，通過與堿性物質發生反應，生成亞硫酸鹽或硫酸鹽，從而將煙氣中的二氧化硫脫除。最常用的堿性物質是石灰石、生石灰和熟石灰，也可用氨和海水等其它堿性物質。共分為濕法煙氣脫硫技術、干法煙氣脫硫技術、半干法煙氣脫硫技術三類，分別介紹如下：

1、濕法煙氣脫硫技術

濕法煙氣脫硫技術是指吸收劑為液體或漿液。由于是氣液反應，所以反應速度快，效率高，脫硫劑利用率高。該法的主要缺點是脫硫廢水二次污染；系統易結垢，腐蝕；脫硫設備初期投資費用大；運行費用較高等。

（1）石灰石—石膏法煙氣脫硫技術

該技術以石灰石漿液作為脫硫劑，在吸收塔內對煙氣進行噴淋洗滌，使煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣，同時向吸收塔的漿液中鼓入空氣，強制使亞硫酸鈣轉化為硫酸鈣，脫硫劑的副產品為石膏。該系統包括煙氣換熱系統、吸收塔脫硫系統、脫硫劑漿液制備系統、石膏脫水和廢水處理系統。由于石灰石價格便宜，易于運輸和保存，因而已成為濕法煙氣脫硫工藝中的主要脫硫劑，石灰石—石膏法煙氣脫硫技術成為優先選擇的濕法煙氣脫硫工藝。該法脫硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但該法易堵塞腐蝕，脫硫廢水較難處理。

（2）氨法煙氣脫硫技術

該法的原理是采用氨水作為脫硫吸收劑，氨水與煙氣在吸收塔中接觸混合，煙氣中的二氧化硫與氨水反應生成亞硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，經結晶、脫水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。該法的反應速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在結構和堵塞現象。

另外，濕法煙氣脫硫技術中還有鈉法、雙堿脫硫法和海水煙氣脫硫法等，應根據吸收劑的來源、當地的具體情況和副產品的銷路實際選用。

2、半干法煙氣脫硫技術

主要介紹旋轉噴霧干燥法。該法是美國和丹麥聯合研制出的工藝。該法與煙氣脫硫工藝相比，具有設備簡單，投資和運行費用低，占地面積小等特點，而且煙氣脫硫率達75%—90%。

該法利用噴霧干燥的原理，將吸收劑漿液霧化噴入吸收塔。在吸收塔內，吸收劑在與煙氣中的二氧化硫發生化學反應的同時，吸收煙氣中的熱量使吸收劑中的水分蒸發干燥，完成脫硫反應后的廢渣以干態形式排出。該法包括四個在步驟：1）吸收劑的制備；2)吸收劑漿液霧化；3）霧粒與煙氣混合，吸收二氧化硫并被干燥；4）脫硫廢渣排出。該法一般用生石灰做吸收劑。生石灰經熟化變成具有良好反應能力的熟石灰，熟石灰漿液經高達15000～20000r/min的高速旋轉霧化器噴射成均勻的霧滴，其霧粒直徑可小于100微米，具有很大的表面積，霧滴一經與煙氣接觸，便發生強烈的熱交換和化學反應，迅速的將大部分水分蒸發，產生含水量很少的固體廢渣。

3、干法煙氣脫硫技術

干法采用固體粉末或顆粒為吸附劑，干法脫硫后煙氣仍具有較高的溫度（100℃），排出后易擴散。主要有爐內噴鈣法和活性炭法。由于爐內噴鈣法的吸收劑及反應原理與濕法有些相似，這里不再詳述，只介紹一下活性炭法。活性炭法是利用活性炭的活性與較大的比表面積使煙氣中的二氧化硫在活性炭表面上與氧及水蒸氣反應生成硫酸而被吸附。吸附過的活性炭經再生，可以獲得硫酸，液體二氧化硫，單質硫等產品。該法不僅可以控制二氧化硫的排放，還能回收硫資源，是一種發展前景較好的脫硫工藝。

以上是我對脫硫技術的小結，選擇脫硫技術時，除了考慮脫硫效果外，還應看該方法的綜合技術經濟指標，從投資額、技術成熟程度、廢料和二次污染處置的難易程度和吸收劑的來源是否廣泛和價格高低等方面考慮，選擇最適宜的方法。

第三篇：簡易脫硫除塵一體化技術方案的研究及其應用

簡易脫硫除塵一體化技術方案的研究及其應用

國民經濟的持續增長，對電力的需求越來越大。我國電力構成以煤電為主，因此煤炭消耗量及二氧化硫排放量也迅速增加。隨著我國環保事業的不斷發展和環保法規的不斷完善，國家對二氧化硫排放提出更加嚴格的標準，火電廠逐步采取脫硫措施已勢在必行，這將是今后一個時期內的重點治理對象。

目前對于控制二氧化硫排放污染，國外已積累了較為成熟的經驗，但是由于財力、物力有限，引進這些先進的工藝和設備，工程投資和運行費用都非常昂貴。我們必須結合國情和網情，在消化吸收國內外各種脫硫技術的基礎上，尋求以簡單、高效，既滿足環保要求，又減少投資和運行費用為目標的脫硫方案。

針對東北電網所屬火電廠煤質含硫量低，濕式除塵器多的特點，我們經過大量調查研究和比較，提出并論證了簡易脫硫除塵一體化技術方案，以赤峰熱電廠6號爐作藍本進行了可行性研究和初步設計。該方案以爐內噴鈣和尾部濕式除塵器改造為核心，在降低二氧化硫排放的同時兼顧減少粉塵排放，從而達到污染物排放全面達標的目標。1 脫硫工藝比較從理論上講，降低燃煤產生的SOx排放主要有3個途徑：原煤爐前處理和凈化技術；爐內燃燒中脫硫；燃燒后的煙氣脫硫。燃燒前脫硫是采用物理、化學或生物方法將煤中硫脫除，投資大、成本高，尚未推廣應用。燃燒中脫硫是指燃燒與脫硫同時進行，作為最經濟、最簡便的工藝，隨著近年來的不斷改進，正愈來愈受到重視。燃燒后的煙氣脫硫被認為是運行可靠、脫硫效率最高的方法，屬于比較成熟的工業化方法，但因昂貴的投資和運行費用而在實際應用中受到限制。要對各種脫硫工藝進行綜合評估和技術經濟比較是相當困難的，因此在選擇時，需要參考別人經驗，更需要根據本國本地情況對脫硫方案進行綜合評估。表1列出了幾種較成熟的脫硫技術粗略比較。從比較結果看，LIFAC工藝更為適合東北電網脫硫的實際情況和要求。2 簡易脫硫除塵一體化方案2.1 東北電網火電廠概況

經過調查，東電直屬火電廠有2個特點：煤質含硫量低，平均為0.68%，個別大于1%，煙氣中SO2含量約為700×10-6～800×10-6，脫硫效率達到50%以上即可滿足環保要求；濕式除塵器多，出口煙溫較低(60～90 ℃)，煙氣濕度大(水分約10%～15%)，除塵效率低。因此，在確定煙氣脫硫方案時，既要考慮到煤質特點，又要兼顧濕式除塵器，把脫硫和除塵問題結合起來，力求全面達標，這對當前面臨的老電廠環保改造問題具有實際意義。表1脫硫技術綜合比較脫硫方案濕法煙氣脫硫噴霧干燥法循環流化床

干法煙氣脫硫爐內噴鈣/尾部

增濕(LIFAC)裝置占電站總投資/%12～2515126～8脫硫效率/%Ca/S=1.5Ca/S=1.5～

1.8Ca/S=1.1～1.5Ca/S=1.5～2.0 ≥9080～9090～9760～80運行費用較高中等較低較低適用范圍(1)中、高硫煤；(2)用于電廠改造困難較大的情況(1)中、低硫煤；(2)條件適合時可用于現有電廠改造(1)中、高硫煤；(2)條件適合時可用于現有電廠改造(1)中、低硫煤；(2)適用于300 MW以下機組電廠改造脫硫后煙氣溫度低于露點,再熱可控,不需再熱可控,不需再熱可控,不需再熱占地面積大大小小負荷變化適應范圍/%0～10040～10040～1000～100技術成熟性完全成熟近期已近成熟有示范機組已接近成熟目前國際應用情況占實際的90%占6%～7% 有一定應用

第四篇：我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策

我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策

[摘要]在我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在著很多問題,影響到脫硫設施的運行。本文分析了在脫硫技術應用中存在的問題并提出了相應的對策。

[關鍵詞]燃煤電廠 脫硫 問題及對策前言

我國電力行業環境保護問題較為突出,一次能源以煤炭為主的狀況對環境產生的污染和生態的影響已經嚴重制約了電力工業的發展。據統計,目前我國煤炭產量約有50%用于電力生產,電力80%是由煤炭燃燒生產的。這種以煤電為主的格局在今后相當長的一段時期內將繼續保持下去。為了控制污染、保護環境,我國政府及相關部門出臺了一系列環境保護法律、法規。國家電力行業管理部門也制定了多項有關電力環保的管理規定。這些要求,形成了對火電廠脫硫強大的法規上的壓力。

然而,在我國燃煤電廠脫硫技術應用和脫硫設備的運行中存在著很多問題,嚴重影響了這些技術和設施的脫硫效果,本文將介紹燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題,最后提出相應的對策。存在的問題及原因分析

在我國已經安裝或進行了脫硫改造的燃煤電廠有相當部分的脫硫設施難以高效穩定運行。據業內人士反映,目前已建成投產的煙氣脫硫設施實際投運率不足60%,減排二氧化硫的作用沒有完全發揮。分析產生這種現象的原因,主要有以下幾個方面。

(1)有些脫硫公司對國外技術和設備依賴度較高,沒有完全掌握工藝技術,系統設計先天不足,個別設備出現故障后難以及時修復;

(2)由于脫硫設備的運行費用很高,將使發電成本大幅上升,部分電廠為降低成本,提高經濟效益,常常停運脫硫設施。在部分老電廠中這一現象更為嚴重。

(3)近幾年,由于脫硫市場急劇擴大,一批從事脫硫的環保公司如雨后春筍般誕生。但行業準入缺乏監管,對脫硫公司資質、人才、業績、融資能力等方面無明確規定,脫硫公司良莠不齊,一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質量不過關。另外,對煙氣脫硫工程招投標的監管不到位或監管不力,部分工程招投標存在走過場現象。

(4)安裝脫硫設施后,對發電設備的運行產生很多不良影響,影響到發電設備的高效運行。這主要是由于在發電設備的設計制造過程中并沒有考慮到安裝脫硫設備所帶來的各種設備負荷和安全方面的需求,致使設備不能達到設計的運行指標。

(5)國家對電廠脫硫的電價政策不夠完善,存在一定的問題,影響了電廠脫硫的積極性。雖然現在有一定的電價政策,但對于脫硫費用高的電廠來說,仍很難彌補脫硫設備投入和運行的高額費用。對策

(1)加大脫硫技術自主創新力度。國家加大資金投入,支持煙氣脫硫的自主創新。對于引進的脫硫技術,創新的重點是降低工程造價和降低系統能源消耗。對于原始創新的,特別是已完成5萬千瓦及以上機組試驗工程的脫硫技術,創新的重點是適用于更大裝機容量的脫硫技術。對于已有工程業績的脫硫技術,創新的重點是副產品的有效利用和完全處置。對于關鍵設備,創新的重點是提高設備可靠性和使用壽命。

(2)脫硫設備國產化。我國20世紀90年代后建成的工業脫硫裝置和大型工業示范性工程,其技術和設備絕大多數是引進的。今后我國環保企業的主要任務應是消化吸收國外的先

進技術,大幅度提高設備的國產化率。只有這樣才能顯著降低脫硫成本。我國應借鑒發達國家的經驗,對征收排污費標準逐年大比例提高,這樣可督促企業加快s0 治理的步伐。(3)加強脫硫產業化管理。嚴格市場準入,實行脫硫公司資質管理制度,通過市場競爭實現優勝劣汰;細化相關規定,加強對招投標活動的管理和監督;加強脫硫工程后評估,并將后評估結果作為脫硫公司資質審核的重要內容。建立健全煙氣脫硫工藝設計、制造、安裝、調試、運行、檢修、后評估等技術標準和規范,提高煙氣脫硫整體技術水平。

(4)電廠脫硫技術應用是一個系統工程,不能僅僅是建立在對現有發電設備的改造上,而應該從電廠的建設和發電設備的設計開始,到發電設備和脫硫設備等各種環保設施的運行,形成一個高效運行的系統。從我國燃煤電廠在今后很長時間內占有主要地位的情況來說,這一點是非常有意義的。

(5)脫硫資金。脫硫設備的建設和運行均需要較大投資,這筆費用僅靠企業自身是難以解決的。從我國國情考慮,國家在短期內也不可能為此拿出巨額資金。而環境保護關系到我們每個人和子孫后代的切身利益。所以,目前唯一可行的辦法是通過提高電費籌措資金。無論采用哪種煙氣脫硫方法,每度電的脫硫運行費用大約為2分錢左右,加上設備折舊、還銀行貸款等因素大致費用是4分錢左右。按此標準調整電價,相當于提高電價10%左右,這對于我國居民應該是可以接受的。

(6)充分發揮政府、行業組織、企業在二氧化硫控制中的作用?；痣姀S二氧化硫控制涉及政府、行業組織、企業等各個方面,必須充分發揮各方面的作用。政府部門要堅持依法行政,同時確保引導性政策如電價政策到位。加強對煙氣連續監測系統的建設和管理,對煙氣脫硫設施運行進行有效監督,加大對二氧化硫超標排放企業的處罰力度。企業是實施煙氣脫硫工程的主體,必須按照法律、法規和標準的要求,確保二氧化硫穩定達標排放。進一步發揮行業協會等中介組織的作用,建立有效的行業自律體系。結束語

本文首先對燃煤電廠脫硫技術進行了綜述,對我國燃煤電廠脫硫技術和脫硫設施的應用狀況和存在的問題進行了分析,并提出了相應的對策。對于提高脫硫技術的應用,規范脫硫產業的發展,國家制定相應的政策法規以及電廠采用脫硫技術和設施有一定的參考價值。

第五篇：我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策

我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策前言

我國電力行業環境保護問題較為突出,一次能源以煤炭為主的狀況對環境產生的污染和生態的影響已經嚴重制約了電力工業的發展。據統計,目前我國煤炭產量約有50%用于電力生產,電力80%是由煤炭燃燒生產的。這種以煤電為主的格局在今后相當長的一段時期內將繼續保持下去。為了控制污染、保護環境,我國政府及相關部門出臺了一系列環境保護法律、法規。國家電力行業管理部門也制定了多項有關電力環保的管理規定。這些要求,形成了對火電廠脫硫強大的法規上的壓力。然而,在我國燃煤電廠脫硫技術應用和脫硫設備的運行中存在著很多問題,嚴重影響了這些技術和設施的脫硫效果,本文將介紹燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題,最后提出相應的對策。存在的問題及原因分析

在我國已經安裝或進行了脫硫改造的燃煤電廠有相當部分的脫硫設施難以高效穩定運行。據業內人士反映,目前已建成投產的煙氣脫硫設施實際投運率不足60%,減排二氧化硫的作用沒有完全發揮。分析產生這種現象的原因,主要有以下幾個方面。

(1)有些脫硫公司對國外技術和設備依賴度較高,沒有完全掌握工藝技術,系統設計先天不足,個別設備出現故障后難以及時修復;

(2)由于脫硫設備的運行費用很高,將使發電成本大幅上升,部分電廠為降低成本,提高經濟效益,常常停運脫硫設施。在部分老電廠中這一現象更為嚴重。

(3)近幾年,由于脫硫市場急劇擴大,一批從事脫硫的環保公司如雨后春筍般誕生。但行業準入缺乏監管,對脫硫公司資質、人才、業績、融資能力等方面無明確規定,脫硫公司良莠不齊,一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質量不過關。另外,對煙氣脫硫工程招投標的監管不到位或監管不力,部分工程招投標存在走過場現象。

(4)安裝脫硫設施后,對發電設備的運行產生很多不良影響,影響到發電設備的高效運行。這主要是由于在發電設備的設計制造過程中并沒有考慮到安裝脫硫設備所帶來的各種設備負荷和安全方面的需求,致使設備不能達到設計的運行指標。

(5)國家對電廠脫硫的電價政策不夠完善,存在一定的問題,影響了電廠脫硫的積極性。雖然現在有一定的電價政策,但對于脫硫費用高的電廠來說,仍很難彌補脫硫設備投入和運行的高額費用。對策

(1)加大脫硫技術自主創新力度。國家加大資金投入,支持煙氣脫硫的自主創新。對于引進的脫硫技術,創新的重點是降低工程造價和降低系統能源消耗。對于原始創新的,特別是已完成5萬千瓦及以上機組試驗工程的脫硫技術,創新的重點是適用于更大裝機容量的脫硫技術。對于已有工程業績的脫硫技術,創新的重點是副產品的有效利用和完全處置。對于關鍵設備,創新的重點是提高設備可靠性和使用壽命。

(2)脫硫設備國產化。我國20世紀90年代后建成的工業脫硫裝置和大型工業示范性工程,其技術和設備絕大多數是引進的。今后我國環保企業的主要任務應是消化吸收國外的先進技術,大幅度提高設備的國產化率。只有這樣才能顯著降低脫硫成本。我國應借鑒發達國家的經驗,對征收排污費標準逐年大比例提高,這樣可督促企業加快s0 治理的步伐。

(3)加強脫硫產業化管理。嚴格市場準入,實行脫硫公司資質管理制度,通過市場競爭實現優勝劣汰;細化相關規定,加強對招投標活動的管理和監督;加強脫硫工程后評估,并將后評估結果作為脫硫公司資質審核的重要內容。建立健全煙氣脫硫工藝設計、制造、安裝、調試、運行、檢修、后評估等技術標準和規范,提高煙氣脫硫整體技術水平。

(4)電廠脫硫技術應用是一個系統工程,不能僅僅是建立在對現有發電設備的改造上,而應該從電廠的建設和發電設備的設計開始,到發電設備和脫硫設備等各種環保設施的運行,形成一個高效運行的系統。從我國燃煤電廠在今后很長時間內占有主要地位的情況來說,這一點是非常有意義的。

(5)脫硫資金。脫硫設備的建設和運行均需要較大投資,這筆費用僅靠企業自身是難以解決的。從我國國情考慮,國家在短期內也不可能為此拿出巨額資金。而環境保護關系到我們每個人和子孫后代的切身利益。所以,目前唯一可行的辦法是通過提高電費籌措資金。無論采用哪種煙氣脫硫方法,每度電的脫硫運行費用大約為2分錢左右,加上設備折舊、還銀行貸款等因素大致費用是4分錢左右。按此標準調整電價,相當于提高電價10%左右,這對于我國居民應該是可以接受的。

(6)充分發揮政府、行業組織、企業在二氧化硫控制中的作用?；痣姀S二氧化硫控制涉及政府、行業組織、企業等各個方面,必須充分發揮各方面的作用。政府部門要堅持依法行政,同時確保引導性政策如電價政策到位。加強對煙氣連續監測系統的建設和管理,對煙氣脫硫設施運行進行有效監督,加大對二氧化硫超標排放企業的處罰力度。企業是實施煙氣脫硫工程的主體,必須按照法律、法規和標準的要求,確保二氧化硫穩定達標排放。進一步發揮行業協會等中介組織的作用,建立有效的行業自律體系。結束語

本文首先對燃煤電廠脫硫技術進行了綜述,對我國燃煤電廠脫硫技術和脫硫設施的應用狀況和存在的問題進行了分析,并提出了相應的對策。對于提高脫硫技術的應用,規范脫硫產業的發展,國家制定相應的政策法規以及電廠采用脫硫技術和設施有一定的參考價值。