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1火电厂SO2排放状况
我国是 燃煤大国，煤炭占一次能源消费总量的73%，连续多年超过2000万t，致使酸雨和SO2污染日趋严重目前已有62%的城市环境空气SO2平均浓度超过二级标准，日平均浓度超过国家《环境空气质量标准》三级标准。
2火电厂烟气脱硫是 控制S02排放的主要途径
目前火电厂减排SO2的主要途径有：煤炭洗选、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，锅炉袋式除尘设备对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区的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SO2排放的目的。
煤燃烧技术在国际上是 近10年开发的新技术，目前工业发达国家成熟的已经商业化运行的有：循环流化床锅炉(CFBC)，加压循环流化床锅炉(PFBC)燃气蒸汽联合循环发电(IGCC)但单机容量都不大国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段后两种煤燃烧技术投资大，技术要求高，难以在短时间内在国内大面积推广使用。循环流化床锅炉(CFBC)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，尽管建设费用较高，但其技术已趋于成熟，具备条件的5~30万kW机组可因地制宜有计划地选用。
煤炭发电技术由于其煤炭燃烧主式与常规锅炉差别很大，因此，在不更换锅炉的情况下，煤发电技术难以用于解决现役电厂的环保问题，在可预见的将来，煤技术在电力结构中所占比例仍较低因此，控制火电厂SO2的排放，在未来较长的时间内，其主流和根本有效的手段仍将是 烟气脱硫。
我国煤炭含硫量在现以下的低硫煤约占70%，含硫量小于0.3%的比例较低，大部分低硫煤资源分布在内蒙古西A山西和陕西北部、新疆等地根据我国的能源政策，低硫煤主要保证民用和用作工业原料的需要。如果用煤量尤技术装备水平较高的燃煤电厂燃用低硫煤，则不仅将造成全国低硫煤资源供应的紧缺，而且将导致中高硫煤转移到技术装备水平较差的其它工业炉窑或民用方面使用，从而增加全国SO2排放控制的难度和治理SO2污染所付出的经济代价。
烟气脱硫是 目前国际上广泛采用的控制SO2的成熟技术因地制宜采用不同的烟气脱硫工艺可有效地控制火电厂SO2的排放，满足国家和地区环境质量标准的要求。由于火电厂用煤量大，锅炉热效率和煤炭转换成电能的效率较高，脱硫工艺本身对环境的影响可有效加以控制，因此采取烟气脱硫治理火电厂SO2污染，其环境效益显著。根据我国国情，烟气脱硫应是 火电厂控制S02排放的主要途径。
3烟气脱硫工艺的选择
目前，世界上燃煤或燃油电站所采用的烟气脱硫工艺达数百种之多，有的技术较为成熟，已经达到商业化应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。据统计，到1995年燃煤电厂已有近千台烟气脱硫装置，总装机容量已达240GW目前应用较为广泛的烟气脱硫工艺有以下几种。
3.1石灰石(石灰下石膏湿法脱硫工艺
该单机袋式除尘器工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SOz与浆液中的碳酸钙进行化学反应，再通过鼓入空气氧化，较终产物为石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经换热器加热升温后排入烟凤脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收由于吸收浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
该脱硫法的主要特点如下：
(1)效率高
该工艺脱硫率高达98%以上，脱硫后的烟气不但SO2浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，SO2除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。
(2)技术成熟，运行可靠性好
国外这种装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是 新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。
(3)对煤种变化的适应性强
该脉冲单机布袋除尘器工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是 含硫量大于3%的高硫煤，还是 含硫量低于1%的低硫煤。
(4)占地面积大厂节丸性建设投资相对较大该工艺比其它工艺的占地面积要大，现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度，其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。
(5)吸收剂资源丰富，价格便宜
作为该工艺吸收剂的石灰石在我国分布很广，资源丰富，品位也很好，碳酸钙含量多在90%以上，优者可达95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格较便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。
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