电力环保设备产业发展前景
第一节 产业规划与市场预测
一、锅炉脱硫设备市场未来光明
我国的燃煤工业锅炉，主要分为蒸发量≥1t/h生产、采暖锅炉；量大面广的茶浴炉、公福灶及千家万户的炊事灶；工业生产窑炉。
1、≥1t/h的生产、采暖锅炉这部分锅炉一般为机械燃烧方式，燃烧完全，尾部安装除尘设备。在运行管理好的情况下，能达到国家锅炉大气污染物排放标准。其中1～<10t/h的燃煤锅炉，多采用多管旋风除尘器，除尘效率一般在90%～95%，对细微粉尘的分级效率dc50在5μm左右；≥10t/h的燃煤锅炉，多采用麻石文丘里水膜除尘器，除尘效率一般在95%以上，对细微粉尘的分级效率dc50在3μm左右。
2、茶浴炉、公福灶、炊事民用小煤炉这些炉灶量大面广，又是低烟囱排放，锅炉燃烧效率低。近几年来，这些小炉灶，在大城市采用改变燃料结构及改烧型煤，大大减少了污染物的排放。但是在中小城镇，特别是农村，民用采暖、炊事仍直接燃用原煤，污染物排放浓度高。
3、工业用炉窑主要用于加热，锻造、烘干、型砂，多为手烧炉，因此在加煤、捅火阶段，黑烟滚滚。近几年虽然在能源结构改造方面做了大量工作，但在许多地区，这部分炉窑的排烟浓度大，林格曼黑度在二级以上，仍急待开发窑炉污染治理设备。
工业锅炉烟气脱硫
通过“九五”攻关项目，促进了我国工业锅炉烟气脱硫技术的进一步发展。“湿式脱硫除尘工艺和装备
研究”是针对我国中小型燃煤锅炉量大面广、燃用煤种差异性大、是影响我国城市大气环境质量的主要污染源的现状而展开的科技项目。它是在“八五”科技攻关的基础上
研究开发的五种型号的系列化产品和典型脱硫工艺，并已在工程中得到应用。具有适用范围广、性能稳定、投资运行费用低等特点，同时解决了国内普遍存在的灰水污染水体、使用寿命较短、设备带水严重和钙基脱硫系统易结垢等共性问题。其整体
研究具国际先进水平，并获得中国专利四项，是一项适合我国国情的实用性技术。
当前，我国<10t/h的燃煤锅炉多采用优质煤及尾部湿式简易脱硫技术，优质煤含硫<0、5%，灰分在10%左右，简易脱硫效率一般在30%～50%；≥10t/h的燃煤锅炉多采用麻石水膜脱硫除尘器，脱硫效率一般在30%～60%，除尘效率在96%以上。
电站锅炉脱硫——二氧化硫排放及污染现状
我国二氧化硫排放量居世界首位，已连续多年超过2000万吨，其中火电厂排放二氧化硫接近总量的50%，两控区二氧化硫排放量占总量的60%。我国酸雨和二氧化硫污染严重，酸雨面积已经占国土面积的30%，酸雨和二氧化硫污染造成经济损失每年在1000亿元以上。我国能源结构的特点决定了控制燃煤二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点，而控制火电厂二氧化硫排放量又是控制燃煤二氧化硫污染的关键。目前我国主要采用了使用低硫煤、关停小火电机组以及部分火电厂安装烟气脱硫装置等措施控制火电厂二氧化硫排放，其中使用低硫煤贡献最大。受我国国情决定，未来控制火电厂二氧化硫污染最主要的方法是烟气脱硫。
但到目前为止，我国还不完全具备20万千瓦以上机组烟气脱硫设计和设备成套能力。由于技术、经济及政策等方面的原因，目前我国烟气脱硫工程已投入运行的火电厂装机总容量才510.5万千瓦，仅占全国火电厂装机容量的2.1%，火电厂烟气脱硫工程进展缓慢。根据烟气脱硫国际经验以及国家有关部门的脱硫技术政策，未来我国烟气脱硫的技术路线是以湿法脱硫为主、其他方法为辅。
火电厂烟气脱硫
行业有几个典型特征：脱硫投资、运行成本高，而主要的收益是环境效益；属典型的政策引导型
行业，国家有关政策有巨大的影响。
目前国内主要烟气脱硫企业
（1）龙源环保（国电电力）引进了德国所坦米勒公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术。公司先后参与了多个中外合作示范工程，如中日合作的山东黄岛电厂与太原第一热电厂、中德合作的重庆电厂、浙江半山电厂、云南小龙潭电厂等示范工程，在脱硫领域处于相对领先地位。龙源环保2001年6月总承包北京京能热电股份公司4号炉（200MW）脱硫改造工程，是公司第一次独立完全承揽的脱硫工程。
（2）浙江菲达浙江菲达是电除尘器领域的骨干企业，公司出资3000多万元从瑞典引进ABB公司荷电干法烟气脱硫（NID）法，并且完成一台中型机组（浙江巨州化学工业公司自备电厂70MW机组）脱硫项目，目前运行状况良好。由于公司在烟气处理领域多年，具有相当经验，再加上公司在烟气脱硫领域进展较快，因此在该领域综合竞争力较强。
（3）龙净环保该公司是我国环境保护产业的重点骨干企业，位居电除尘器
行业前十强，在烟气处理（除尘）方面有丰富经验。龙净环保计划利用新股募集资金1、624亿元投资烟气脱硫产业，目前技术合作方为美国GE公司。龙净公司与中国节能投资公司合资成立福建省龙岩市龙净脱硫工程有限公司，注册资本3960万元，公司持股比例为80%。龙净脱硫公司主要从事脱硫、除尘设备的设计制造、咨询服务及工程承包业务，承担着1999年国债专项资金建设燃煤电站烟气除尘脱硫装置国产化项目。龙净环保目前还处于烟气脱硫技术引进的前期。
（4）凯迪电力公司投资4900万元从德国WULL公司引进RCFB-FGB干法烟气脱硫技术，生产与单机30万千瓦以下的电站锅炉配套的脱硫装置，并拥有国内第一台具有全部自主知识产权的旋转喷雾干燥法烟气脱硫试验装置。2000年7月19日凯迪电力等六家单位联合组成的武汉市烟气脱硫环保产业基地正式挂牌成立。目前公告拟增发新股引进湿法脱硫技术，这将扩大公司承接烟气脱硫领域的范围。
（5）九龙电力主营电力生产及电力技术服务。公司通过新股募集资金控股重庆远达环保（集团）公司（注册资本5000万元）进入烟气脱硫
行业，采用的是日本三菱重工的石灰石-石膏湿法脱硫技术，将组织实施国家计委（计高技［1999］1297号文）下达的总投资为1、65亿元的“烟气脱硫技术及装置高科技技术产业化示范工程建设项目”。
（6）清华同方公司具自有知识产权的干式循环流化床烟气脱硫技术，该技术适用于300MW以下的机组，目前正应用于清华大学试验电厂的烟气脱硫示范工程。公司还开发了液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术，目前应用于沈阳化肥总厂的烟气脱硫示范工程。经过三个月的调试运行，已经通过了有关部门的鉴定。
从各公司脱硫技术进展状况，以及未来开拓烟气脱硫市场的潜力进行综合评分，由于得到国家电力公司大力支持，目前龙源环保在烟气脱硫
行业中最具实力。
二、我国火电厂脱硫前景预测
我国将会进一步加大火电厂二氧化硫排放控制力度，重点在二氧化硫超标排放电厂、燃煤硫份大于1%的电厂、重点城市周边电厂、以及新建电厂实施排烟脱硫。
据初步统计，现有火电厂中约有3000万千瓦机组SO2排放超标。为实现达标排放，除采取换烧低硫煤和关停小火电机组外，预计约有1/4的机组需进行排烟脱硫，以满足大中型城市改善环境的要求，对于现有二氧化硫排放不超标但位于城市附近的火电厂以及部分燃煤含硫量大于1.00%的火电厂，预计将有部分机组需配备脱硫设施。“十一五”期间新投产的煤电装机约4500万千瓦左右规模，为满足国家环保要求，预计约有1/4容量新建煤电机组需配备脱硫装置（含洁净煤发电技术）。
根据初步估计，现有机组和新、扩、建机组投运和在建脱硫机组（含循环流化床锅炉、增压循环流化床锅炉、整体煤气化联合循环等洁净煤发电机组）装机容量可能达到3000万千瓦，新投运脱硫机组规模预计能达到1000万千瓦。
三、2005-2015年我国烟气脱硫装置投运和建设
规划
（一）华电集团黄桷庄电厂2×200MW机组烟气脱硫工程
2005年4月30日，华电集团宜宾黄桷庄发电厂两台20万千瓦机组烟气脱硫主体工程开工仪式隆重举行。该工程的建设将彻底解决火电厂二氧化硫对大气环境的影响，为宜宾电力企业可持续发展奠定了坚实基础。中国华电集团公司，四川省环保局，宜宾市政府等有关负责人出席开工仪式。
黄桷庄电厂投产于九十年代初期。该厂依靠科学技术，不断加大环保综合治理力度，先后建起了灰场、电除尘等环保设施，2004年9月实施了灰水闭式循环工程建设，较好解决了废水、废气、废渣等工业污染源对环境的影响，实现了经济效益与社会效益的协调发展。据了解，黄桷庄电厂2×200MW机组脱硫工程总投资达2亿元人民币，采用国际上最为成熟的石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术，其脱硫效率达95%以上，工程将于2006年投入商业运行。
（二）上海华电电力发展有限公司烟气脱硫、节水改造两大环保工程
2005年月28日，上海华电电力发展有限公司望亭发电厂烟气脱硫、节水改造两大环保工程开工仪式隆重举行，标志着两工程进入全面加速建设阶段，同时也标志着该厂在建设清洁发电、循环生产的高效环保电厂，实现企业可持续发展方面迈出关键的一步。
上海华电电力发展有限公司历来重视环境保护工作，在推进企业大发展的过程中，认真落实科学发展观，始终坚持以“绿色”谋发展的环保理念，走可持续发展之路。据悉，两大环保工程投资约2亿多元人民币，是华电集团公司清洁发电、循环生产的试点工程，预计今年12月烟气脱硫完成主体工程，2006年8月通过168移交试生产，2006年11月节水改造项目工程全部完工。
两项环保工程的实施，对苏南地区的环境保护意义重大。通过脱硫改造，上海华电电力发展有限公司望亭电厂二氧化硫的年排放量将明显减少，不仅完全能达到国家和地方环保法规的要求，而且能实现全厂二氧化硫总量控制的目标，有利于改善区域环境质量。通过节水改造，每年可节约用水350万吨，将对缓解水资源紧张的严峻局面产生积极明显的成效。
（三）华电国际邹县发电厂烟气脱硫项目
2005年4月24日，山东省首个60万千瓦机组烟气脱硫工程在华电国际邹县发电厂开工。这也是山东省首个被列入国产化示范的国债项目。
与煤炭、石油相比，电力被认为是清洁的能源。但对山东省99%以上的电厂来说，由于发电需要燃烧煤炭，必然伴生着大量的二氧化硫，并由此产生不间断的酸雨。
邹县发电厂目前拥有4台33.5万千瓦发电机组和2台60万千瓦机组，总装机容量达254万千瓦，是山东省最大的发电厂。为避免燃煤机组在提供清洁能源的同时，伴生淅沥酸雨，邹县发电厂首先对两台60万千瓦机组采用烟气脱硫。工程总投资4.5亿元人民币，采用国际上最为成熟的石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术，并享受国债资金扶持。
（四）大唐淮南田家庵发电厂30万千瓦技改二期烟气脱硫工程
2005年1月16日9：58，大唐淮南田家庵发电厂30万千瓦技改二期烟气脱硫工程正式动工兴建。
该项烟气脱硫工程采用国内广泛采用的石灰石——石膏湿法脱硫工艺，工程安装一套FGD装置，以满足机组启停和在网调控需要，烟气脱硫工程将于2005年11月底与30万千瓦技改二期机组同步投入运行。
据了解，火电厂等燃煤企业排放的二氧化硫是目前大气污染的主要污染物，每燃烧1亿吨煤，就会产生200万吨二氧化硫。大气中的二氧化硫含量过高是形成酸雨的直接诱因。此次开工建设的30万千瓦烟气脱硫工程竣工投入运行后，烟气中95%的二氧化硫将被排除，使该厂粉尘、二氧化硫排放总量比国家环境保护局对环评报告的批复和安徽省环保局的要求有所降低。
据悉该工程是安徽基建项目“建设、投产、环保”三同时的项目，火力发电厂实施烟气脱硫，是保护生态环境、造福百姓、实施经济和社会协调发展的迫切要求，对减少大气污染，促进安徽经济和社会可持续发展，具有重要作用。
内蒙古华电卓资电厂4×200MW空冷机组工程烟气脱硫装置
2005年1月8日，内蒙古华电卓资电厂4×200MW空冷机组工程烟气脱硫装置总承包合同签字仪式隆重举行。工程由北京龙源环保工程有限公司、上海国大环境有限公司联合承包。
卓资电厂脱硫工程是卓资生态县建设的重要工程，是卓资人民翘首企盼的民心工程。该项工程的顺利实施，必将有效地改善区域环境质量，促进生态工业与清洁生产建设，打造“绿色卓资”，不断提升城市综合竞争力和可持续发展力。
卓电4台20万千瓦机组脱硫工程采用石灰石——石膏湿法脱硫工艺，脱硫率大于90%，年二氧化硫排放量减少2.5万吨左右。与此同时，卓电脱硫工程每小时将生产“副产品”——纯度达90%以上的石膏20吨左右，这对于石膏资源贫乏的内蒙古建材
行业来说，无疑提供了一座“富矿”。
尽管卓资电厂脱硫工程的社会效益显而易见，但是发电成本将大大增加，对于卓电来说担子不轻。
第二节 技术发展方向与应用预测
一、燃煤烟气脱硫技术发展及其应用前景
1 前言
我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70%左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。加强 环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2的控制力度 就显得非常紧迫和必要。SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫 即烟气脱硫（FGD），目前烟气脱硫被认为是控制SO2最行之有效的途径。烟气脱硫主要为 干法/半干法和湿法。
2 各种烟气脱硫技术的开发与应用
2.1湿法烟气脱硫技术
所谓湿法烟气脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca/S=1时，即可达到90%的脱 硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。
2.1.1石灰石/石灰抛弃法
以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成CaCO3和CaSO4，这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关；而在石灰系统中，Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作PH值为5.8—6.2，而石灰系统的最佳PH值约为8（ 美国国家环保局）。
石灰石/石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装 置组成。其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石/石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于：溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积：氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出；反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍 流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性 最差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石/石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回 填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。由于以上的缺点，石灰石/石灰抛弃 法已被石灰石/石膏法所取代。
2.1.2石灰石/石膏法
该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4（石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自8 0年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石/石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。
石灰石/石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时 ，脱硫效率大于90%）、吸收剂利用率高（可大于90%）、设备运转率高（可达90%以上） 、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。但是 石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大、 系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物—石膏很难处理（由于销路问题只能 堆放）、废水较难处理。
采用石灰石/石膏法的烟气脱硫工艺在我国应用较广泛，比较典型的是重庆珞璜电厂 。该厂2×360MW机组1990年引进日本三菱公司的两套石灰石/石膏法FGD系统，93年全部建 成投运。其脱硫工艺主要技术参数为：脱硫效率大于95%，进口烟气SO2浓度10010mg/Nm3，石灰石年消耗量约130kt，副产品石膏纯度不低于90%，年产量约400kt，目前只有少量出售，大部分堆放在灰场。
石灰石/石膏脱硫工艺是一套非常完善的系统，它包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系 统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水系统和废水处理系统。系统非常完善和相对复杂也是湿 法脱硫工艺一次性投资相对较高的原因，上述脱硫系统的四个大的分系统，只有吸收塔脱硫系统和脱硫剂浆液制备系统是脱硫必不可少的；而烟气换热系统、石膏脱水系统和废水处理系统则可根据各个工程的具体情况简化或取消。国外也有类似的实践，对于不需要回收石膏副产品的电厂，石膏脱水系统和废水处理系统可以不设，直接将石膏浆液打入堆储场地。湿法脱硫工艺简化能使其投资不同程度地降低。根据初步测算，湿法脱硫工艺简化以后，投资最大幅度可降低50%左右，绝对投资可降至简易脱硫工艺的水平，并可进一步提高湿法脱硫工艺的综合经济效益。
液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术是清华大学独立开发的烟气湿法脱硫新技术，是清华 大学煤的清洁燃烧国家重点实验室十几年科研成果的结晶。该技术具有如下特点：脱硫 效率高；初投资成本低；运行费用低；系统阻力低；脱硫产物为石膏，易于处理；脱硫剂适 应性好；燃煤含硫量适应性好。
液柱喷射烟气脱硫除尘集成系统主要由脱硫反应塔、脱硫剂制备系统、脱硫剂产物处 理系统、控制系统和烟道系统组成，其中液柱喷射脱硫反应塔（也可以利用水膜除尘器改造 ）其核心装置。如下图所示，烟气从脱硫反应塔的下部切向进入，在反应塔内上升的过程中 与脱硫剂循环液相接触，烟气中SO2与脱硫剂发生反应，将SO2除去，纯净烟气从反应塔顶部排出。脱硫剂循环液由布置在脱硫反应塔下部的喷嘴向上喷射，在上部散开，落下，在这喷上落下的过程中，形成高效率的气液接触而促进了烟气中的SO2的去除，同时进一步提高除尘效率。
液柱喷射烟气脱硫装置的费用大约占电厂总投资的6%。其所能达到的技术经济指标是：脱硫率达85%以上，脱硫剂的利用率90%以上，除尘效率达95%以上；运行成本低，脱 硫成本约0.45元/公斤二氧化硫。脱硫产物主要是CaSO4，可以用作建筑材料和盐碱地的 改造。该技术适用范围很广，适用于各种规模的烟气量，各种燃煤锅炉从35t/h到300MW都能适用，而且对煤的适应性很好，高、中、低硫煤都能适用。该技术还非常适用于老厂的改造 。目前已用于沈阳化肥总厂三台10t/h锅炉的脱硫，三台10t/h锅炉共用一个脱硫反应塔，其烟气量为4×104Nm3/h，煤含硫量为1.7%。
2.1.3双碱法
实际上双碱法脱硫工艺是为了克服石灰石/石灰法容易结垢的缺点，并进一步提高脱硫效率而发展起来的。它先用碱金属盐类如纳盐的水溶液吸收SO2，然后在另一个石灰反应器中用灰石或石灰石将吸收了SO2的吸收液再生，再生的吸收液返回吸收塔再用。而SO2还是以亚硫酸钙和石膏的形式沉淀出来。由于其固体的产生过程不是发生在吸收塔中的，所以避免了石灰石/石灰法的结垢问题。
2.1.4氧化镁法
一些金属氧化物如MgO、MnO2和ZnO等都有吸收SO2的能力，可利用其浆液或水溶液作为脱硫剂洗涤烟气脱硫。吸收了SO2的亚硫酸盐和亚硫酸在一定温度下分解产生SO2气体，可以用于制造硫酸，而分解形成的金属氧化物得到了再生，可循环使用。我国氧化镁资源丰富，可考虑此法要求必须对烟气进行预先的除尘和除氯，而且该过程中会有8%的MgO流 失，造成二次污染。
2.1.5韦尔曼—洛德法（Wellman-Lord法）
利用亚硫酸钠溶液的吸收和再生循环过程将烟气中的SO2脱除，又成为亚纳循环法。实际的使用效果为：用于含硫量为l%～3.5%的煤时，可达到97%以上的脱硫效率。整个系统烟气阻力损失为4～7kPa，系统可靠，可用率95%以上，该法适合于高硫煤，以尽可能地回收硫的副产品。
Wellman-lord法是美国Davy-Mckee公司60年代末开发的亚硫酸钠循环吸收流程。该技术目前在美国、日本、欧洲已经建成31套大型工业化装置，该工艺方法主要用NaCl电解生成的NaOH来吸收烟气中二氧化硫，产生NaHSO3和Na2SO4，通过不同的回收装置回收液态二氧化硫、硫酸或单质硫。其主要工艺方法如下：
烟气经过文丘里洗涤器进行预处理，除去70%～80%的飞灰和90%～95%的氯化物，预处理的烟气通入三段式填料塔，逆向与亚硫酸钠和补充的氢氧化钠溶液充分接触，除去90%以上的二氧化硫，生成亚硫酸氢钠，溶液逐段回流得以增浓。净化后的烟气经过加热 后由121.9m的烟囱排空。洗涤生成的亚硫酸氢钠进入再生系统—强制循环蒸发器，被加热 生成亚硫酸钠，释放出二氧化硫气体，电解氯化钠所生成的氢氧化钠与再生的亚硫酸钠一起 送入三段式填料塔重新吸收二氧化硫。而回收的二氧化硫可以用98%的浓硫酸干燥，经V2O5触煤氧化生成SO3，用浓硫酸吸收并稀释至93%的工业酸。其剩余的二氧化硫返回吸收 塔。根据市场需求还可以将一部分二氧化硫与天然气或丙烷反应生成H2S气体，再与另一部分二氧化硫送入CLAUS装置生产单质硫，也可将单质硫焚烧生产液态二氧化硫和纯净浓硫酸。值得注意的是三段式填料塔在二氧化硫吸收过程中，由于烟气中氧的存在使部分亚硫酸氢钠中有硫酸钠生成，经蒸发器结晶分离出的产品可供造纸业使用，另外由氯化钠电解 得到的副产品氯气可供化工企业使用。该工艺方法中氯化钠溶液的电解工艺目前已经非常成熟，同时该方法能够得到多种副产品。
2.1.6氨法
氨法原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中SO2与氨水反应，生成亚硫酸铵，经与鼓入的强制氧化空气进行氧化反应，生成硫酸铵溶液，经 结晶、离心机脱水、干燥器干燥后即制得化学肥料硫酸铵。
氨法也是一种技术成熟的脱硫工艺，其主要技术特点有：
a 副产品硫酸铵的销路和价格是氨法工艺应用的先决条件，这是由于氨法所采用的吸收剂氨水价格远比石灰石高，其吸收剂费用很高，如果副产品无销路或销售价格低，不能抵消大部分吸收剂费用，则不能 应用氨法工艺；
b 由于氨水与SO2反应速度要比石灰石（或石灰）与SO2反应速度大得多，同时氨法不 需吸收剂再循环系统，因而系统要比石灰右—石膏法小、简单，其 投资费用比石灰石—石膏法低得多；
c 在工艺中不存在石灰石作为脱硫剂时的结垢和堵塞现象；
d 氨水来源也是选择此工艺的必要条件；
e 氨法工艺无废水排放，除化肥硫酸氨外也无废渣排放；
f 由于只采用NH3一种吸收剂，只要增加一套脱硝装置的情 况下就能高效地控制SO2和NOX的排放。
2.1.7海水脱硫法
海水具有一定的天然碱度和水化学特性，可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海边电厂。海水脱硫法的原理是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO2被海水吸收成为液态SO2，液态的SO2在洗涤液中发生水解和氧化作用，洗涤液被引入曝气池，用提高PH值抑制了SO2气体的溢出，鼓入空气，使曝气 池中的水溶性SO2被氧化成为SO42-。
海水脱硫的主要特点：
a工艺简单，无需脱硫剂的制备，系统可靠可用率高，根据国外经验，可用率保持在100% ；
b脱硫效率高，可达90%以上；
c不需要添加脱硫剂，也无废水废料，易于管理；
d与其他湿法工艺相比，投资低，运行费用也低；
e只能用于海边电厂，且只能适用于燃煤含硫量小于1.5%的中低硫煤。
2.2干法、半干法烟气脱硫
所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的。主要有喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化、循环流化床法、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法（EBA）、脉冲电 晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。
2.2.1旋转喷雾干燥法（SDA法）
旋转喷雾干燥法是美国JOY公司和丹麦NIRO公司联合研制出的工艺。这种脱硫工艺相比湿法烟气脱硫工艺而言，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且具有75%-90%的烟气脱硫率。过去SDA法只适合中、低硫煤，现在已研制出适合高硫煤的流程。因此，这种脱硫工艺在我国是有应用前景的。
旋转喷雾烟气脱硫是利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中水分蒸发干燥。完成脱硫反应后的废渣以干态排出。为了把它与炉内喷钙脱硫相区别，又把这 种脱硫工艺称作半干法脱硫。旋转喷雾烟气反应过程包含有四个步骤，即：吸收剂制备；吸 收剂浆液雾化；雾粒和烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；废渣排出。旋转喷雾烟气脱硫 工艺一般用生石灰（主要成分是CaO）作吸收剂。生石灰经熟化变成具有较好反应能力的熟 石灰（主要成分是Ca（HO）2）浆液。熟石灰浆液经装在吸收塔顶部的高达15000-20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100μm。这些具有很大表面 积的分散微粒，一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速地将大部分水分蒸 发，形成含水量少的固体灰渣。如果吸收剂颗粒没有完全干燥，则在吸收塔之后的烟道和除 尘器中仍可继续发生吸收二氧化硫的化学反应。
旋转喷雾干燥法系统相对简单、投资低、运行费用也不高，而且运行相当可靠，不会产生结垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对于设备的腐蚀性也不高。由于其干式运行，最终产物易于处理，但脱硫效率略低于湿法。山东黄岛电厂引进了此套装置，运行良好。
2.2.2炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法与LIMB）
LIFAC法由芬兰IVO公司和TAMPELLA公司联合开发，是在炉内喷钙的基础上发展起来的。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20%-30%，而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化 反应器，并喷水增湿，促进脱硫反应，使最终的脱硫效率达到70%-75%。
LIFAC法比较适合中、低硫煤，其投资及运行费用具有明显优势，较具竞争力。另外由于活化器的安装对机组的运行影响不大，比较适合中小容量机组和老电厂的改造。
LIMB法与LIFAC法实质相同，只是加上多级燃烧器以控制NOX的排放。由于采用分级送风燃烧，使局部温度降低，不但减少NOX的生成，而且使钙基脱硫剂避免受炉内高温烟气的影响，减少了脱硫剂表面的“死烧”，增加了反应表面积，提高了脱硫效率。
LIFAC和LIMB法虽然具有投资与运行费用较低的优势，但其脱硫效率比湿法低。南京下关电厂国产12.5万千瓦机组应用此项技术，脱硫效率为75%。
2.2.3循环流化床脱硫技术
德国鲁奇公司在70年代开发了循环流化床脱硫技术。原理是在循环流化床中加入脱硫剂石灰石以达到脱硫的目的，由于流化床具有传质和传热的特性，所以在有效吸收SO2的同时还能除掉HCL和HF等有害气体。利用循环床的一大优点是，可通过喷水将床稳控制在最佳反应温度下，通过物料的循环使脱硫剂的停留时间增加，大大提高钙利用率和反应器的脱硫效率。用此法可处理高硫煤，在Ca/S为1-1.5时，能达到90-97%的脱硫效率。
循环床的主要优点是：与湿法相比，结构简单，造价低，约为湿法投资的50%；在使用Ca（OH）2作脱硫剂时有很高的钙利用率和脱硫效率，特别适合于高硫煤；运行可靠，由于采用干式运行，产生的最终固态产物易于处理。
值得注意的是，对于旋转喷雾干燥法、循环流化床法和炉内喷钙尾部增湿活化法，都可以利用飞灰来提高钙利用率和脱硫效率。
研究认为飞灰中含有较大量的金属氧化物，对脱硫反应有较强的催化作用。
干式循环流化床烟气脱硫技术是清华大学的独立开发的专利技术，它是在锅炉尾部利用循环流化床技术进行烟气脱硫。以石灰浆作为脱硫剂，锅炉烟气从循环流化床底部进入反应塔，在反应塔内与石灰浆进行脱硫反应，除去烟气中的SO2气体，然后烟气携带部分 脱硫剂颗料（大部分脱硫剂颗粒在反应塔内循环）进入旋风分离器，进行气固分离。经脱硫 后的纯净烟气从分离器顶部出去，经除尘装置后排入大气。脱硫剂颗粒由分离器下来后经料腿返回反应塔再次参加反应，反应完全的脱硫剂颗粒从反应塔底部排走。它具有如下技术特点：
a 主要以锅炉飞灰作循环物料，反应器内固体颗粒浓度均匀，固体内循环强烈，气固混合，接触良好，气固间传热、传质十分理想；
b 向反应器内喷入消石灰浆液，由于大量固体颗粒的存在，使浆液得以附着在固体颗粒表面，造成气液两相间极大的反应表面积；
c 固体物料被反应器外的高效旋风分离器收集，再回送至反应器，使脱硫剂反复循环 ，在反应器内的停留时间延长，从而提高脱硫剂的利用率，降低运行成本；
d 通过向反应器内喷水，使烟气温度降至接近水蒸汽分压下的饱和温度，提高脱硫效率；
e 干态脱硫副产物容易处理；
f 反应器不易腐蚀、磨损，技术简单，节省投资；
g 反应系统中的粉煤灰对脱硫反应有催化作用。
干式循环流化床烟气脱硫技术是一种高效率的烟气脱硫技术。当燃煤含硫量为2%，钙硫比为1：1时，脱硫率可达85%以上。在钙硫比适当增加的情况下，脱硫率将达90%以上。它的初投资少，运行费用低，脱硫成本约0.52元/公斤二氧化硫。脱硫产物呈干态，可以用于盐碱地的改造。干式循环流化床烟气脱硫技术的适用范围很广，适用于各种规模的烟气量，从35t/h的锅炉到300MW的锅炉都能适用，而且对煤的适应性很好，高、中、低硫 煤都能适用。该技术还非常适用于老厂的改造。目前该技术正在应用于清华大学试验电厂的烟气脱硫示范工程中。
2.2.4荷电干式喷射脱硫法（CDSI法）
此法是美国ALANCO环境公司开发研制的专利技术。第一套装置在美国亚历桑那州运行。其技术核心是：吸收剂以高速通过高压静电电晕充电区，得到强大的静电荷（负电荷）后，被喷射到烟气流中，扩散形成均匀的悬浊状态。吸收剂粒子表面充分暴露，增加了与SO2反应的机会。同时由于粒子表现的电晕，增强了其活性，缩短了反应所需的滞留时间 ，有效提高了脱硫效率，当Ca/s=1.5时，脱硫效率为60%-70%。CDSI法的投资及占地 仅为传统湿法的10%和27%。对现有电厂改造尤为适用。
2.2.5电子束照射法（EBA法）
这是一种较新的脱硫工艺，经过20多年的
研究开发，已从小试、中试和工业示范逐步走向工业化。其原理为在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生的电子束照烟气，使水蒸气与氧等分子激发产生氧化能力强的自由基，这些自由基使烟气中的SO2和NOX很快氧化，产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和销酸铵化肥。由于烟气温度高于露点，不需再热。
其主要特点：是一种干法处理过程，不产生废水废渣；能同时脱硫脱硝，并可达到90% 以上的脱硫率和80%以上的脱硝率；系统简单，操作方便，过程易于控制；对于不同含硫量的烟气和烟气量的变化有较好地适应性和负荷跟踪性；副产品硫铵和销铵混合物可用作化肥；脱硫成本低于常规方法。
日本荏原公司与四川电力局合作，于97年在成都热电厂建成示范装置。实际运行中，燃煤含 硫量在0.8%-3.5%之间变化时，脱硫效率在80%以上，脱硝效率在20%左右。设备可靠安全 ，其副产品硫铵销路良好。
2.2.6脉冲电晕等离子体法（PPCP法）
此法是1986年日本专家增田闪一在EBA法的基础上提出的。由于它省去昂贵的电子束加速器，避免了电子枪寿命短和X射线屏蔽等问题，因此该技术一经提出，各国专家便竞相开展
研究工作。目前日本、意大利、荷兰、美国都在积极开展
研究，已建成14000Nm3/h 的试验装置，能耗12-15Wh/Nm3。我国许多高等院校及科研单位也纷纷加入
研究行列，进行了小试
研究，取得了能耗4Wh/Nm3的国际领先
研究成果，但规模仅为12Nm3/h，尚需扩大。
PPCP法是靠脉冲高压电源在普通反应器中形成等离子体，产生高能电子（5-20eV），由于它只提高电子温度，而不是提高离子温度，能量效率比EBA高二倍。PPCP法设备简单 、操作简便、投资是EBA法的60%，因此成为国际上干法脱硫脱硝的
研究前沿。
3 烟气脱硫方法比较与选择
几种FDG工艺经济性能比较
我国引进FGD装置情况
无论何种脱硫工艺，其环境效益是明显的，但在经济效益是亏损的。许多脱硫方法都能获得较高的脱硫效益，但脱硫效率的高低并不是评价脱硫方法优劣的唯一标准，除了看脱硫效率外，还要看该方法的综合技术经济情况。总的来说，要从以下几个方面进行考虑：脱硫效率首先要满足环保要求；选择技术成熟，运行可靠的工艺；选择投资省，运行费用低的工艺；要考虑废料的处置和二次污染问题；吸收剂要有稳定的来源，并且质优价廉，这是一个 非常重要的影响因素。相对而言，我国石灰石资源比较丰富，纯度高，分布广，而高纯度石 膏的供应就很困难；副产品处置要有场地，综合利用要有市场；燃用煤种的含硫量也是影响 脱硫技术选择的重要因素，必须根据燃煤含硫量来选择恰当的脱硫方法。
二、袋式与湿法脱硫除尘技术的发展前景
煤的燃烧和利用引发的资源和环境问题，已成为制约我国国民经济和社会可持续发展的一个重要影响因素。鉴于烟尘和二氧化硫为主要污染物的煤烟型污染是我国大气污染防治的重要内容，脱硫除尘技术的研发显得十分重要。
除尘技术主要有袋式除尘、机械式除尘、电除尘；脱硫技术主要有湿法脱硫、干法脱硫和半干法脱硫。目前，国内除尘以袋式除尘和静电除尘为主；脱硫以湿法脱硫为多。
从趋势看，袋式除尘器是一种能够满足严格的环保要求且可信赖的除尘设备。它运行可靠稳定，结构比较简单，操作维护方便，使用灵活，除尘效率高达99.9%%以上，出口处气体的含尘浓度可达20～30mg/m3，对亚微米粒径的细尘有较高的分级除尘效率，最小可以捕集0.1微米左右的粉尘，处理气体量的范围大，并可处理高浓度含烟尘气；造价和运行费用低于电除尘器，对粉尘的特性不敏感，不受粉尘比电阻的影响。发达国家从上世纪70年代开始将袋式除尘器用于烟气净化，迄今已基本走完了用袋式除尘器取代和改造高压静电除尘器或其它种类除尘器的过程。那么，袋式除尘器为何至今尚未在我国得到广泛应用？主要是设计不合理、滤料选用不当和使用不得法而造成的。
鉴于这一现状，浙江华特环保设备实业公司总工程师陈鸣楼
研究员带头
研究发明了袋式湿法脱硫除尘系统工艺技术，并获得了发明专利（专利号：ZL01100061.9）。这一在国内领先的技术是袋式除尘技术和湿法脱硫除尘技术的有机串联。其袋式除尘器是利用多孔过滤介质（滤袋）分离捕集含尘气体中固体粉尘的净化装置，由进出风管路、过滤箱、净气室、清灰装置、灰斗及卸灰机构等组成。含尘气体由进风管进入风道经导向隔板转向，其中粗颗粒粉尘由于惯性作用落入灰斗，细小粉尘随气流折返进入装有滤袋的过滤箱体，粉尘被阻留在滤袋表面，透过滤袋的净化气体经由净气室、出风管由风机排放，从而使粉尘粒子与气流分离，达到除尘目的。随着过滤的不断进行，阻留在滤袋表面的粉尘逐渐增厚，除尘器阻力也逐渐增大，当达到一定值时，清灰装置通过振落滤袋表面的积尘而使滤袋内外压差恢复到初始状态，粉尘沉落灰斗，由卸灰机构输送至灰库储藏待用。
2及利用离心力实现气液分离脱水的装置，
由文丘里管、喷淋装置、捕滴分离器、旋流装置、溢流装置、供水系统、除渣箱装置、过滤装置、氧化装置、脱水装置及出烟管等组成。含尘气体进入湿法脱硫除尘设备，当气流高速通过文丘里管时，其烟气遇到含［Ca（OH）2碱性水］的雾化液体，产生气、液、固的相互碰撞接触并充分混合。混合烟气流沿蜗线方向被甩至旋流装置及多级混合分离器内，沿旋流板在离心筒柱之间螺旋上升，从溢流装置中形成的水膜体从分离器内壁沿隙线下降，混合烟气流与水膜体形成对流，尘粒与污水滴在惯性力、重力和离心力的作用下向外侧分离，遇到水膜随流向将灰水滴抛入旋流板夹隙被截流捕集，一起沉降至水封排出，从而达到脱硫除尘的目的。净化后的烟气经引风机引至烟囱排出，其含沉渣污水经水循环系统处理后循环使用。
多家重要应用企业的使用表明，该系统通过多种机制的联合作用，结构及功能上的优化组合设计，实现了袋式除尘和湿法脱硫除尘两种优质工艺的有机结合，兼具袋式和湿法两者的长处而克服单一机制的除尘和脱硫设备所具有的局限性，具有明显的综合经济技术优势，强化了系统的整体功能。
燃煤锅炉烟气脱硫途径通常可分为三种：1，燃烧前脱硫，如机械浮选法、强磁分离法等；2，燃烧中脱硫，如炉内喷钙以及采用CFBC等；3，燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD），这是当今世界上普遍采用的方法。而烟气脱硫按反应产物的物质形态（液态、固态）可分为湿式、半干式和干式三种，湿法烟气脱硫技术占85%左右，其中石灰石石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%；喷雾干燥脱硫技术约占8.4%；吸收剂再生脱硫法约占3.4%；炉内喷射吸收剂及尾部增湿活化脱硫法约占1.9%；其它烟气脱硫形式有电子束脱硫、海水脱硫、循环流化床烟气脱硫等。由于对环境保护的日益重视和大气污染物排放量的更加严格控制，我国新建大型火电厂和现役电厂主力机组必须安装相应的烟气脱硫装置以达到国家环保排放标准。
就我国的烟气脱硫技术而言，西南电力设计院早在80年代就完成了旋转喷雾干燥法烟气脱硫技术的
研究，并在四川白马电厂建立了处理烟气量为70000Nm3/h的旋转喷雾干燥法脱硫工业试验装置，1991年正式移交生产运行。“八五”期间电力部门在有关部门的支持下进行了华能珞璜电厂2台360MW机组石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、山东黄岛电厂旋转喷雾干燥法烟气脱硫、山西太原第一热电厂高速水平流简易石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、南京下关电厂2台125MW机组的炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、四川成都热电厂电子束烟气脱硫、深圳西部电厂300MW机组海水脱硫等不同工艺的中外合作示范项目或商业化试点脱硫项目。国家经贸委在《“九五”国家重点技术开发指南》中确定了燃煤电厂脱硫主要技术开发内容有1，石灰/石灰石洗涤法脱硫技术；2，喷雾干燥法脱硫技术；3，炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫技术；4，排烟循环流化床脱硫技术，这给我国烟气脱硫技术的
研究与开发指明了方向。其中湿式石灰/石灰石洗涤法脱硫技术已经由国家电力公司引进国外技术消化吸收并形成国产化；喷雾干燥法脱硫技术我国通过多年的
研究和试验已基本掌握设计、制造100MW机组烟气脱硫技术的实力。
纵观当今烟气脱硫技术的现状，目前世界上大机组脱硫以湿法脱硫占主导地位，选用湿法脱硫装置的机组容量占总数的85%，但湿法脱硫一次性投资昂贵、设备运行费用较高。随着经济的发展，发展中国家的环保形势越来越严重，为适应这些国家脱硫市场的需要，许多国家都在致力开发高效干法脱硫技术。本文简单介绍目前有广泛市场前景的几种干式烟气脱硫技术，结合这些脱硫方法的特点和我国特别是上海地区的实际情况，提出并着手
研究开发高钙粉煤灰增湿活化脱硫和循环流化床烟气脱硫，并建立国内规模较大的多功能烟气脱硫试验台。
1，炉内喷钙及尾部增湿润活化脱硫技术
LIFAC（Limestone Injecyion into Furnace and Activation of Unreacted Calcium）烟气脱硫工艺即锅炉炉膛内喷射石灰石粉，并配合采用锅炉尾部烟道增活化反应器，使未反就的CaO通过雾化水进行增湿活化的烟气脱硫工艺。目前世界许多厂商
研究开发的以石灰石喷射为基础的干法脱硫工艺中，芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺最为典型，并于1986年首先投入商业性运行。
LIFAC工艺主要包括以下几个子系统：
（1） 石灰石粉系统 包括石灰石粉的制备、计量、运输、贮存、分配和喷射等设备。
（2） 水利化反就器系统 包括水利化水雾化、烟气与水混合反应、下部碎渣与除渣、器壁防垢等设备。
（3） 脱硫灰再循环系统 包括电除尘器下部集灰、贮存、输送等装置。
（4） 烟气再热系统 包括烟气再热装置和主烟气混合用喷嘴等。
LIFAC脱硫工艺的基本原理如下：
炉膛内喷钙脱硫的基本原理：石灰石粉借助气力喷入炉膛内850～1150度（摄氏）烟温区，石英钟灰石煅烧分解成CaO和CO2，部分CaO与烟气中的SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2。反应生成CaSO4，脱除烟气中一部分SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2脱除率随煤种、石灰石粉特性、炉型及其空气动力场和温度场特性等因素而改变，一般在20%～50%。
活化器内脱硫的基本原理：烟气增湿活化售硫反应的机理主要是由于脱硫剂颗粒和水滴相碰撞以后，在脱硫剂颗粒表面形成一层水膜，脱硫剂及SO2气体均向其中溶解，从而使脱硫反应由原来的气-固反应转化成水膜中的离子反应，烟气中大部分未及时在炉膛内参与反应的CaO与烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4。活化反应器内的脱硫效率通常在40%～60%，其高低取决于雾化水量、液滴粒径、水雾分布和烟气流速、出口烟温，最主要的控制因素是脱硫剂颗粒与水滴碰撞的概率。
由于活化反应器出口烟气中还有一部分可利用的钙化物，为了提高钙的利用率，可以将电除尘器收集下来的粉尘返回一部分到活化反应器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法，将烟气温度提高至露点以上10～15度（摄氏）加热工质可用蒸气或热空气，也可用未经活化器的烟气。
整个LIFAC工艺系统的脱硫效率η为炉膛脱硫效率η和活化器脱硫效率η之和，即η=η1+（1-η1）η2，一般为60%～85%。LIFAC脱硫方法适用于燃用含硫量为0.6%～2.5%的煤种、容量为50～300MW燃煤锅炉。与湿式烟气脱硫技术相比，投资少，占地面积小，适合于现有电厂的改造。
2 新型一体化脱硫技术
NID技术是瑞典ABB公司80年代初开发的新颖脱硫技术，借鉴了旋转雾干燥法的脱硫原理又克服了使用制浆系统的种种弊端，既具有干法的廉价、简单等优点，又有湿法的高脱硫效率，且原料消耗和能耗都比喷雾干燥法有大幅度下降。1996年在波兰的2*125MW样板机上运行成功，进一步拓展了它在欧洲的垃圾焚烧、煤粉炉及其它工业炉中的脱硫市场份额，迄今已有10套装置在欧洲各国运行。
NID烟气脱硫系统，从锅炉或除尘器排出的未经处理的热烟气，经烟气分布器后进入NID掇应器，与增湿的可自由流动的灰和石灰混合粉接触，其中的活性组份立即被子混合粉中折碱性组份吸收，同时，水分蒸发使烟气达到有效吸收SO需要的温度。对烟气的分布、混合粉的供给速率及分布和增湿用水量进行有效控制，可以达到最佳期脱硫效率。经处理的烟气进入除尘器（布袋除满面春风器或静电除尘器）除去其中的粉尘，再经引风机排入烟囱。除尘器除掉的粉尘经增湿后进入NID反应器，灰斗的灰位计控制副产品的排出。
NID系统可以采用生石灰（CaO）或消石（Ca（OH）作为吸收剂。采用生石灰时，，生石灰要在一体式的消化器中消化。如果采用消石灰，则不需提供石灰消化器。加入NID系统的水量取决于进入和排出NID反应器的烟气温度差（即喷水降温量）。温差越大，需要蒸发的水量也越大。一般情况下，吸收效率和石灰石利用率与离开反应器的烟气的相对湿度有关。出口温度低限受最终产物的输送特性限制，最佳状态是将“接近温度”保持在15～20度（摄氏）。
增湿润搅拌机是NID工艺的主要部件之一，增湿搅拌机根据控制出口烟气温度和SO脱除效率的要求，按需要的比例混合石灰、循环飞灰和水。培湿搅拌机独特的设计，保证在搅拌时间很短的情况下能达到良好的搅拌效果。加入的水在粉料微粒表面上形成一层几μm的水膜，从而增大了酸性气体与碱性粉料的接触表面。大面积的密切接触保证了吸收剂和SO之间几乎是瞬间的高效反应，所以可以将反应器的体积保持在最小。二氧化硫与氢氧化钙反应生成容易处理的亚硫酸钙/硫酸钙。
NID技术的显著特点有：
（1） NID工艺取消了喷雾干燥工艺中制浆系统，实行CaO的消化及循环增湿一体化设计，克服了单独消化时出现的漏风、堵管等问题，而且消化时产生的蒸汽都能利用，增加了烟气的湿度，对脱硫有利。
（2） 鉴于其它干法、半干法工艺脱硫剂利用率不高的问题，此工艺实行脱硫灰多次循环，循环倍率高达30～50倍，使脱硫剂的利用率提高到95%以上，大大降低了运行成本。
（3） 脱硫效率高，当Ca/S=1.1时，脱硫效率确保大于80%，当Ca/S=1.2～1.4时，脱硫效率可达90%～99%。
（4） 整个装置结构紧凑、占用空间小，投资少，约为湿法脱硫投资的1/3，而且运行成本较低。
（5） 脱硫无需烟气再加热。
3 循环流化床烟气脱硫技术
循环流化床烟气脱硫技术是近几年国际上新兴起的比较先进的烟气脱硫技术，它具有投资相对较低的优点，因此非常适合发展中国家使用，正引起掳来越多国家的重视。在国际上掌握此项技术比较成熟的公司有德国的Lurgi公司CFB、德国Wulff公司的RCFB（Reflux Fluidized Bed）和丹麦FLS.moljo公司的GSA（Gas Suspension Absorber）系统，美国已将此项技术纳入其洁净煤计划中.我国清华大学煤高效低污染燃烧国家重点实验室做了400m/h烟气量的机理性实验
研究工作.此项技术在国外已基本成熟，但我国对这项技术的掌握还不具备完全工业化的条件，还有许多尚待解决的问题，需进一步地
研究.
循规蹈矩环流化床烟气脱硫技术主要是根据循环流化床的工作原理，使吸收剂在流化床反应来实现脱硫的一种方法.整个循环流化床烟气脱硫系统由石灰浆制备系统\脱硫反应系统和收尘引风系统组成，包括石灰贮仓化灰槽、灰浆泵、水泵、活化反应器、旋风分离器、除尘器和引风机等设备。GSA系统工艺流程，从锅炉或焚烧炉出来的烟气进入活化反应器，与雾化的石灰浆混合，反应器内的石灰浆在干燥过程中与烟气中SO及其它酸性气体进行中和反应。烟气经旋风分离器分离粉尘后进入静电除尘器或布袋除尘器，符合排放标准的清洁烟气经烟囱排放到大气中。含有脱硫灰和未反应完全的石灰石的流化床床料在旋风分离器中分离，其中99%的床料经调节器速螺旋装置送回反应器中循环，只有大约1%的床料作为副产品脱灰排出系统。脱硫灰的循环可以最大限度地利用石灰浆和脱硫灰，减少了新鲜石灰的用量。
循环流化床烟气脱硫技术的主要控制参数有床料循环倍率、流化床床料浓度、烟气及脱硫吸收剂在反应器及旋风分离器中停留时间、反应器内操作温度、钙硫比、脱硫效率等。
利用循环流化床作为脱硫反应器的最大优点是，可以通过喷水将床温控制在最佳期反应温度下，达到最好的气固紊流混合并不断暴露出未反应消石灰的新表面，而通过固体物料的多次循规蹈矩环使脱硫剂具有很长的停留时间，从而大大提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。因此，循环流化床烟气脱硫能够处理高硫煤的脱硫，并且Ca/S在1.1～1.5之间时，脱硫效率可达90%～97%以上。与湿法烟气脱硫相比，具有系统简单、造价较低，而且运行可靠，所产生的最终固态产物易于处理等优点。因此，循环流化床烟气脱硫技术是一项具有广泛应用前景的脱硫技术。
面对国外开发的众多烟气脱硫技术，我国的煤粉炉脱硫应针对具体的情况（如煤中含硫量、必须达到的脱硫效率、电厂所在位置及容量等）因地制宜地采用合适技术方案。湿法烟气脱硫技术脱硫率高，技术成熟、应用最广，但投资成本和运行费用较高。
随着我国经济的快速发展，我国的环保形势越来越严重，开发高效、低成本的干式烟气脱技术的特点和我国特别是上海地区的实际情况，
研究开发具有自主知识产权的高效、低成本的干式烟气脱硫技术显得任重道远。
上海地区新建成电厂石洞口二厂、吴泾电厂六期工程以及正在建设中的外高桥电厂等锅炉都燃用东胜神木煤，燃用神木煤锅炉的装机容量将达上海地区总装机容量的2/3。该煤种的特点为高钙低硫，钙在灰中含量可达20%以上。因此设想利用神木煤中的钙，在炉内进行自身燃烧脱硫，在燃烧中把一部分硫与这些钙基化合物反应固定在灰中；同时利用煤灰中的高钙在烟道内喷水增湿，活化未反应的氧化钙，在烟道内进行二次脱硫。即煤自身燃烧脱硫及增湿活化工艺。这一方法具有投资低、工艺简单、有效的特点，预计脱硫率在50%～60%，对燃用神木煤为主的上海地区电厂有很重要的实用意义。对上海地区燃用低硫煤而言，二氧化硫能控制在700mg/Nm左右，基本达到当前一些西方发达国家环保要求（美国为1238mg/Nm，加拿大为700mg/Nm），所以完全能满足达到我国未来相当长时间内二氧化硫排放控制要求，减少了二氧化硫在大气的排放而且烟气增湿能降低飞灰电阻率，对烟气静电除尘也大有好处。因此，煤自身燃烧脱硫及增湿化技术是一种适合我国国情的脱硫方法，具有巨大的社会效益和良好的经济效益。另外，循环流化床烟气脱硫技术具有脱硫效率高、投资成本低等突出优点，是适合于中高硫燃煤锅炉的干法烟气脱硫技术。目前我国在这方面的基础
研究工作已经起步，但距离工业实施还有一定差距。因此，有必要加强
研究，并进行半工业和工业试验，以使我国的脱硫技术接近或达到世界先进水平。
在以上
分析的基础上，上海交通大学目前已建立了国内规模较大的多功能烟气脱硫试验台，对高钙粉煤灰增湿活化脱硫和循环流化床烟气脱硫技术进行
研究和开发。试验台系统由模拟烟气产生系统、增湿活化反应器、可调喷水雾化系统、自动给料系统和除尘系统组成。系统通过燃烧城市煤气产生热烟气，向系统管道中加入一定量的SO气和掺入一定量的电厂锅炉尾部烟道中的真实烟气成分，并调节活化器进口烟气温度和流量。在活化器中采用Y型喷嘴喷水增湿活化脱硫吸收剂颗粒，通过调节雾化水和压缩空气的流量和压力以得到不同的雾化液滴粒径。在活化反应器进出口和沿活化反应器的高度方向布置了若干测点，测量烟气温度和SO浓度，
研究各种因素对脱硫效率的影响。试验台高度为6m，现采用Π型结构布置，保证反应器内脱硫剂颗粒理论停留时间在4min以上，处理烟气量为2000Nm/h。配有分离式雾化液滴粒径标定台，并采用激光衍射测粒仪，可对喷嘴的雾化特性进行测定，从而可对影响脱硫反应的关键因素——增湿液雾粒径的影响进行详细的试验
研究。试验台上已预装了旋风分离器，可改造为上出气的循环流化床烟气脱硫试验台，以便对循环流化床烟气脱硫进行详细的试验
研究。在试验
研究的基础上将在国内某电厂300MW机组抽取一定量的烟气，在烟道旁路上进行。
第三节 产业前景与发展趋势
一、电力产业向环保化方向发展
自1995年以来，我国电力工业保持了较快发展速度，企业规模有所扩大，效率有所提高。从1995年到2003年，我国发电量年均增长8.34%.其中：火电年均增长8.84%；水电年均增长5.10%，火电比水电高出3.74个百分点；核电年均增长12.34%，是发展最快的电力品种。但同时，电力生产企业还存在着布局分散，结构不合理，低效率企业多等现象。
除核能以外，新能源发展建设比较缓慢，由于火力发电受到煤炭、交通运输发展条件的制约，我国应当努力改变电源结构，调整和优化能源结构，加大对新能源的科技开发力度，并从
产业政策、投资信贷、市场推广等方面提供有力支持。
加大水电建设力度 重点开发西部资源
据有关资料，我国水力资源可开发利用能力达378亿千瓦，位居世界第一。其中西南地区水力资源非常丰富，约占全国可开发总量的68%，目前开发利用不到10%.开发西南水电可以带动相关的交通、水泥、钢材、机电制造等
行业的发展。p积极稳妥地实施西电东送，在补充东部地区发展电力需求的同时，也可以优化东部地区的用电结构，改善区域的生态环境。
优化火电结构 保护生态环境
火力发电的建设重点应转移到山西、内蒙西部、陕西、宁夏的矿口电厂。由于我国火电以燃煤为主，应通过技术改造、产业升级和更新，进一步优化火电结构。通过压缩低效率、高污染的小火电，限制常规小火电的发展，提高规模适度机组和高性能机组的比重，并根据条件和需要，安排"以大代小"项目的建设，加快电力工业的重组力度，向资产配置优化，企业效率提高，改善地区结构的方向努力。由于东部沿海地区能源匮乏，应结合西气东输工程，改造传统的火力发电企业，发展以气代煤技术，在有条件的东部地区，利用天然气等优质能源发电，适当建设天然气发电项目。
加强新能源开发力度 加速发展新能源发电
根据我国未来的可持续发展战略的要求，国家应充分重视可再生能源的发电利用。可再生能源包括水电、太阳能、风能、地热能、海洋能等。应通过设立新能源开发基金，解决新能源的资金需求问题，同时结合城市建设，加大太阳能在市政建设工程和住宅建设中的应用，城市照明、取暖、供热分期分批引入太阳能技术，尽快形成我国新能源的开发、生产建设格局。由于我国对国际石油市场的过度依赖，这对我国的能源安全极为不利。国家要从宏观上、微观上为形成在未来新能源在我国电力工业构成中占有一席之地创造有利条件，结合我国实际制定可再生能源利用的政策法规，推动产业发展。
国家有关决策部门应充分认识到新能源开发的重要性和紧迫性，加大对新兴能源的资金投入和技术攻关，通过自我开发、引进技术和人才，消化吸收世界先进技术和工艺，使我国新能源产业无论在开发能力、技术水平、生产规模、自动化程度等方面取得跳跃式发展，力争尽快缩小和国际先进水平的差距。通过制定一系列
产业政策，激励与新能源技术相关的产业活动。重点在中西部地区和城市建设中发展推广太阳能发电和风力发电，在东部沿海地区着重发展海洋能技术，形成不同区域具有不同特点的能源构成结构。
加大节能力度 降低第二产业比重
国家应当根据我国工业发展的现实情况，重点解决黑色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学制品制造业、电力、热力的生产和供应业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业五大
行业的高耗能问题，通过一系列技术攻关，降低煤炭、石油、电力在这些
行业的消耗，提高能源利用效率，使我国工业向可持续、高效率、低消耗、高产出的方向发展。
我国应当压缩高耗能产业在工业结构中的所占比重，调整传统产业结构的布局，加速发展高附加值、低消耗的产业，淘汰设备、技术、工艺落后和浪费资源的企业，建立科学的能源消耗指标评价体系，监控各
行业和地区电力的运行，在电力工业发展保持适度增长的同时，切实转变电力增长方式，实现从增加数量和规模到重视提高质量和效率的转变。
二、国产化是我国烟气脱硫设备发展方向
火电厂烟气脱硫是控制二氧化硫污染的重要措施，烟气脱硫关键技术与设备国产化是降低工程造价，加快火电厂二氧化硫治理速度，提高机电制造企业竞争能力，培育新的经济增长点的需要。
我国煤炭占一次能源消费总量的75%，随着煤炭消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫连续多年超过2000万吨，居世界首位，造成我国酸雨和二氧化硫污染日益严重。
但至今，我国还不完全具备20万千瓦以上机组烟气脱硫的设计和设备成套能力。随着我国环境保护法律、法规和标准的日益严格及执法力度的加大，未来10年内至少有4000万千瓦以上的火电装机容量需要安装烟气脱硫装置，因此，必须加快实现火电厂烟气脱硫技术和设备的国产化。
我国烟气脱硫国产化的目标是，到2001年末，初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术。启动火电厂烟气脱硫国产化示范工程，湿法烟气脱硫设备国产化率达80%左右。同时，选择其它若干种烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程，编制国产化实施方案。
到2003年末，具备独立完成火电厂湿法脱硫工艺设计的能力，开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺、湿法烟气脱硫设备国产化率达90%以上。组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程，并具备相应的设计能力。
到2005年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上。其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化。
到2010年，湿法烟气脱硫设备国产化率达 100%。其它若干种烟气脱硫工艺的设备国产化率达95%以上。
实施火电厂烟气脱硫国产化的主要措施是：加强组织领导，国家经贸委将会同有关部门建立火电厂烟气脱硫关键技术和设备国产化协调会议制度，及时解决国产化工作中的重大问题；组织实施烟气脱硫国产化示范工程；积极扶持脱硫设备的生产和供应；实行招投标制度，加强规范化管理；培育和扶持有实力的脱硫工程公司；
研究制定促进火电厂烟气脱硫国产化的配套政策。
三、我国电力环保产业潜力无穷
如果说过去一年中，在环保方面出现了哪些已经或即将对电力
行业产生重要影响事件的话，非循环经济可持续发展理论以及《京都议定书》的签署生效莫属。虽然电力
行业目前正在不遗余力地推进环保进程，但不可否认的事实是随着火电厂的不断投产，环保压力将越来越大。
目前电力环保领域面临着5个难题及挑战。一是我国已经核准了《京都议定书》，其中“清洁发展机制（CDM）”，在我国具有较为广阔的前景，电力
行业应当积极做好实施CDM的准备工作。二是改革给电力工业带来了体制和机制上的活力。从近期审批及建设的大部分电力项目的环保水平来看，其总体水平基本上与发达国家持平，而且根据以新带老的原则，电力环保欠账也在逐步清还。三是综合国力逐步增强，公众环境意识有所提高，奠定了解决环保问题的基础。四是已初步具备法规、政策上的保障。新颁布的《排污费征收使用管理条例》所体现的在收费上对污染源普遍收取，在使用上集中有限资金用于重点污染源防治的精神，对于电力企业申请使用治理二氧化硫的资金是十分有利的。五是后发优势和技术进步为加快电力环保问题的解决提供了可行的技术支撑。
以经济换气候
2004年11月18日，当俄罗斯常驻联合国代表在肯尼亚首都内罗毕，将俄罗斯加入《京都议定书》的正式批件交到联合国秘书长安南手上的时候，《京都议定书》进入了90天的倒计时——就是说，2005年2月16日，《京都议定书》正式生效。
从总量上看，目前我国二氧化碳排放量已位居世界第二，甲烷等温室气体的排放量也居世界前列。从排放强度来看，由于技术和设备相对陈旧、落后，能源消费强度大，我国单位国内生产总值的温室气体排放量也比较高，故而中国被认为是世界上CDM潜力最大的卖家之一。有报道透露，我国从现在到2012年打算新建562座电厂，占世界总数的近一半，新建电站产生的温室气体排放量将是《京都议定书》减少排放目标量的5倍。
世界银行的
研究表明，中国是最有潜力、最大的CDM项目供给市场，中国将可以提供世界清洁发展机制所需项目的一半以上，约合1～2亿吨二氧化碳当量的温室气体。按照目前每吨5～7欧元的价格，这批项目最高可以为中国带来约100多亿人民币的收益。有消息称，华能集团目前正和意大利国家电力公司接洽，有知情人士透露，二者接洽主要是为了合作即将在中国全面推广的CDM机制。
按照《京都议定书》的规定，中国在前8年里不用承担二氧化碳的限排义务。科技部一位专家表示，中国的能源企业如果不抓住这个机会，利用发达国家的资金和技术提高自身处理污染的能力，不仅错失了一个获得收益、提升自我技术实力的机会，到了中国要受到排放量限制的时候，中国污染较大的能源企业压力会非常大。
走绿色电力之路
近年来，燃煤电厂排放的二氧化硫、氮氧化物、烟尘已成为我国大气污染的主要来源。据统计，燃煤电厂二氧化硫排放量占我国工业二氧化硫排放总量的40%左右。燃煤电厂的氮氧化物、烟尘排放也是我国大气污染的主要来源，占氮氧化物排放量的80%。
究竟如何打破电力环保瓶颈，怎样实现可持续发展？有关专家指出，首先要开发绿色电力。所谓“绿色电力”，指的是通过太阳能、风能、水能、生物能、地热能等可再生能源发电。能源基金会中国首席代表杨富强博士指出，中国环境污染是典型的能源消费型污染，能源“绿色”了，环境改善的作用就非常大。
国家发改委能源
研究所可再生能源中心主任李京京说，中国几乎所有的地方都可以找到合适的“绿色电力”资源。虽然太阳能、风能等资源是免费的、可再生的，但是利用这些资源的技术当前尚不够成熟，需要较大的研发和推广投入，很多技术还带有“实验性”。关键是让用户在消费理念上接受“环保电”的新概念。
此外，还要改变现有电力环保体制，实现电力部门和环保部门的对接。据了解，目前我国电力环保仍是“两张皮”，电力企业和环保部门各管各的，环保法规的实施与电力市场的改革计划严重脱节。电力领域的管理者往往为过严的环境标准伤脑筋，而环保部门总是把工作的重点局限在如何执行环境标准的问题上，没有积极谋求与电力部门的合作。
环保专家指出，一旦电力领域的经济管理者能够与环保部门通力合作，电力体制的改革者能在进行电力市场的改革过程中更好地遵守环保法规，而环保部门又能为新电厂的开发商提供建设性的指导，使开发商在电厂的建设过程中更好地遵守环保法规，则电力建设和环境保护必能实现协调发展。
（一）酸雨问题导致对烟气脱硫设备的需求
酸雨污染是我国主要的环境问题之一。在 80 年代，中国的酸雨主要发生在以重庆、贵阳和柳州为代表的西南地区，酸雨区面积约为 170 万平方公里。到 90 年代中期，酸雨已发展到长江以南、青藏高原以东及四川盆地的广大地区，酸雨区面积扩大了 100 多万平方公里，其区域面积已占全国面积的 30% 左右。我国酸雨的发展速度十分惊人，目前仍呈逐年加重的趋势。
酸雨的形成主要与二氧化硫的排放有关，而我国的火电厂的二氧化硫排放占了整个二氧化硫排放量的大部分。据统计，1998 年电力煤气排放的二氧化硫占我国二氧化硫排放量的 41%，估计火电厂的排放量将占总体排放量的三分之一。这和我国的能源结构有很大的关系。我国的能源结构基本以煤炭为主，煤炭在我国能源结构中占到 70% 以上。以煤炭为主的一次能源结构和以火力发电为主的电源结构导致我国二氧化硫排放量日益增加。预计在未来几年，我国的能源结构不会发生大的变化，据国泰君安证券
研究所《煤炭
行业研究报告》，未来十年我国的能源供给结构大致为：原煤 69.4%，原油 13.2%，天然气 5.4%，一次电力 12%。这就是说，我国的二氧化硫排放依然是我国未来必须要面临的环境问题。
正是由于我国的 SO2 排放仍然是我国未来必然要面临的环境问题，而火电厂又是 SO2 的主要排放源之一，这就为火电厂烟气脱硫设备提供了市场空间。
（二）烟气脱硫设备的市场有多大？
由于我国的酸雨问题日趋严重，因此，我国的法律、法规都对二氧化硫的排放进行了限制。1995 年的《大气污染防治法》、1996 年的《火电厂大气污染物排放标准》以及 1998 年的《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》都对二氧化硫的排放进行了规定。国家经贸委根据国家的政策要求以及现有火电厂的现状预计，到 2010 年，国家电力公司所属火电厂有 120 台机组需要安装烟气脱硫装置，装机容量 28000MW。目前国家电力公司所属火电厂占全国火电装机容量的 63.6%，以此推算全国至少有 44000MW 的火电装机容量需安装烟气脱硫装置。目前国际上平均二氧化硫的脱除费用为每 KW1000 元，考虑到我国的实际情况，即使按国际平均价的 50%，其未来的市场容量也有 200 亿元人民币。
（三）烟气脱硫设备的供给状况
1、国外企业占主导地位
世界上各发达国家均十分重视火电厂的烟气脱硫排放问题。目前日本的电厂已全部安装了烟气脱硫装置，德国已有 90% 的机组装设了烟气脱硫设备，美国、芬兰等国亦正在火电厂中大力推广脱硫技术。我国的大型火电厂烟气脱硫应用还处于起步阶段，目前正在运行或计划安装的脱硫装置绝大部分都是采用国外的技术。
2、国内厂商处于起步阶段
目前国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备，国内负责土建和安装。正在生产或打算生产该设备的公司主要有西南电力设计院烟气脱硫工程公司、凯迪电力、龙源电力、九龙电力、清华同方、福建龙净环保等。
西南电力设计院烟气脱硫工程公司于 1991 年完成了四川白马发电厂干法烟气脱硫装置。该装置应用于 30万KW 以下的机组。由于西南电力设计院为凯迪电力的股东之一，该公司与凯迪电力有技术上的合作。
九龙电力在招股时通过控股远达集团进入电力环保
行业。其项目技术为石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术，属于国家重点发展技术。一期投资总额达 16550 万元，建设期为 2 年，预计投产后年销售收入 12250 万元，年利润 2152.58 万元，投资利润率 12.73%，投资回收期 7.79 年。项目完工后将实现设计、自动控制、水泵、橡胶、风机等五个方面的国产化。
凯迪电力在招股时募集资金投向之一为生产烟气脱硫设备项目，该项目主要生产与单机 30万KW 以下的电站锅炉配套的脱硫装置，项目总投资 7156 万元，该项目建设期 1 年，投产后可年新增销售收入 15040 万元，利润 2870 万元，投资回收期 5.24 年，投资利润率 20.62%。项目技术为旋转喷雾干法脱硫技术。
龙源电力的主营业务为环保工程项目，包括工艺设计、设备采购、制造、安装及施工管理等；环保及综合利用设备的技术开发；技术引进，技术服务及相关的咨询服务。截止 1999 年 12 月 31 日，该公司总资产 3369.4 万元，负债 2012.6 万元，所有者权益 1356.8 万元；1999 年度该公司实现主营业务收入 1970.8 万元，净利润 100.2 万元。其技术路线也为湿法脱硫。
福建龙净环保股份有限公司引进了湿法脱硫项目。该项目年产 2 套 30万KW 发电机组配套湿法烟气脱硫装置，项目总投资 6360 万元，其中国家计委提供 800 万元国债资金，计划用 23 个月建设完成。
五、燃煤脱硫：21世纪的朝阳产业
在中国，烟气脱硫是一个前程远大的朝阳
行业。由于二氧化硫过度排放所产生的酸雨污染问题愈来愈受到官方的重视，到去年底，全国约有2000万千瓦装机的烟气脱硫设施建成，未来十年，还将有约3亿千瓦脱硫装置陆续投产。
另一种说法是，近几年全国烟气脱硫市场每年将有200亿元左右的需求。按照国家
规划，到2020年，中国脱硫和脱硝等电力环保市场规模将达1万亿元左右。
而作为最早进场的企业之一，蓝天环保的衡水发电厂一台机组脱硫工程已于上月通过验收交付使用，另一台也将于本月完工。但实际上蓝天环保这两年并没有接下太多的新项目。他们把原因归结为企业间的价格战。黄辉敏说，现在的脱硫招标中价格压得太低，接单越多可能亏得越多。
在近期的招投标中，执行一个2台30万千瓦机组的脱硫项目价格已经从过去的300元/千瓦左右降到了200元/千瓦。“正常运作的话，每千瓦时要250元，如果再低很难保证合理利润率。”浙江大学从事脱硫
研究的高翔教授说。
资金压力大的另一个原因在于不菲的工程垫资。一个2台30万千瓦脱硫项目的总体费用要1.5亿到2亿左右，按照电厂对工程公司前期仅支付10%预付款的规则，工程公司一个项目至少要垫上二三千万元。
市场很快将会经历一轮洗牌。国家发改委最新印发的一份火电厂烟气脱硫管理意见要求，通过三年时间，建立健全火电厂烟气脱硫产业化市场监管体系，完善火电厂烟气脱硫技术标准体系。
免责申明：本文仅为中经纵横
市场研究观点，不代表其他任何投资依据或执行标准等相关行为。如有其他问题，敬请来电垂询：4008099707。特此说明。
