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脱硫技术资料
脱硫技术资料
脱硫技术
第一章现有可用的脱硫技术
根据控制排放的工艺在煤炭燃烧过程中的位置，可将脱硫技术分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三种。
燃烧前脱硫主要是选煤、煤气化、液化和水煤浆技术；燃烧中脱硫指的是低污染燃烧、型煤和流化床燃烧技术；燃烧后脱硫也即所谓的烟气脱硫技术。
烟气脱硫技术是目前在世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，其它方法还不能在经济、技术上与之竞争。
1.1国外烟气脱硫技术现状
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。
1.1.1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，其中石灰石或石灰为吸收剂的强制氧化湿式脱硫方式是目前使用最广泛的脱硫技术。
石灰石或石灰洗涤剂与烟气中反应，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，机组可用一个吸收塔，从而节省了投资和运行费用。
系统的运行可靠性已达以上，通过添加有机酸可使脱硫效率提高到以上。
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。
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。
1.1.2半干法烟气脱硫工艺
喷雾干燥法属于半干法脱硫工艺。
该工艺于年代初至中期开发成功，第一台电站喷雾干燥脱硫装置于年在美国北方电网的河滨电站投入运行，此后该技术在美国和欧洲的燃煤电站实现了商业化。
该法利用石灰浆液作吸收剂，以细雾滴喷入反应器，与边反应边干燥，在反应器出口，随着水分蒸发，形成了干的颗粒混合物。
该副产物是硫酸钙、硫酸盐、飞灰及未反应的石灰组成的混合物。
喷雾干燥技术在燃用低硫和中硫煤的中小容量机组上应用较多。
当用于高硫煤时石灰浆液需要高度浓缩，因而带来了一系列技术问题，同时由于石灰脱硫剂的成本较高，也影响了其经济性。
但是近年来，燃用高硫煤的机组应用常规旋转喷雾技术的比例有所增加。
喷雾干燥法可脱除的，并有可能提高到，但副产物的处理和利用一直是个难题。
1.1.3干法脱硫工艺
干法脱硫工艺主要是喷吸收剂工艺。
按所用吸收剂不同可分为钙基和钠基工艺，吸收剂可以干态、湿润态或浆液喷入。
喷入部位可以为炉膛、省煤器和烟道。
当钙硫比为时，干法工艺的脱硫效率可达，钙利用率达。
这种方法较适合老电厂改造，因为在电厂排烟流程中不需要增加什么设备，就能达到脱硫目的。
再生工艺有些已具有商业可行性，但尚未被广泛采用。
由于反应后的吸收剂需经加热和化学反应后重新使用，产物需要回收，因此成本较高，工艺复杂。
联合脱除工艺多数处于开发阶段，只是在一些燃中硫或低硫煤电厂得以商业应用。
这类工艺可分为固体吸收再生法，气固催化法，电子束法，喷碱法，湿式联合脱除技术等。
这里要特别提到的是烟气循环流化床脱硫工艺。
该技术在最近几年中已有所发展，不但用户增多，同时单机的烟气处理能力也比过去增大了很多。
该工艺已达到工业化应用的水平，主要是由德国公司、德国公司和丹麦公司开发的。
该工艺流程主要是由吸收剂制备系统、吸收塔吸收系统、吸收剂再循环系统、除尘器以及仪表控制系统等部分组成。
锅炉排出的未处理的烟气从流化床的底部进入吸收塔。
烟气经过文丘里管后速度加快，并与很细的吸收粉末互相混合。
经脱硫后带有大量固体颗粒的烟气由吸收塔的顶部排出。
排出的烟气进入吸收剂再循环除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，然后返回吸收塔中被循环使用。
该工艺在德国公司的自备电厂和电厂使用，运行良好。
该工艺的主要特点是系统简单可靠性高、脱硫效率高与湿法相当、占地小，特别适用于电厂的改造。
据调查，年末全世界个国家燃煤电厂已安装各种装置套，总装机容量达，其中美国套，德国套，日本套。
湿式脱硫工艺占世界安装的机组总容量的，其中一半以上副产物是石膏；喷雾干燥法次之，占；喷吸收剂工艺占，主要用于中小型锅炉的改造；再生工艺在德国和美国建成套，共；联合脱除工艺有套，总容量为。
据英国报告统计，湿式工艺用于燃煤含硫量小于的装置占，用于含硫量的占，用于含硫量大于的占；喷雾干燥法用于燃煤含硫量小于的装置占，用于含硫量的占，用于含硫量大于的占；吸收剂喷射工艺用于燃煤含硫量大于的装置占，用于含硫量的占，用于含硫量大于的占。
1.2国内脱硫技术现状
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（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，电力工业部门开展了一些较大规模的烟气脱硫研究开发工作。
同时，近年来我国也加大了烟气脱硫技术的引进力度。
1.2.1试验研究项目
1.2.1.1湖南省会同发电厂亚钠循环法半工业性试验（1978~1981）
亚钠循环法（法）烟气脱硫工艺是以亚硫酸钠为吸收剂，在低温条件下（℃）吸收烟气中SO2，生成亚硫酸氢纳，以实现烟气脱硫。
当溶液中的SO2达到一定饱和程度后，加热至140℃以上，亚硫酸氢钠分解，产生SO2。
由于水的蒸发而使亚硫酸钠结晶，亚硫酸钠结晶经溶解后再用作吸收剂。
因亚硫酸钠循环使用，故称之为“亚钠循环法”。
将分解蒸发出的SO2与水蒸汽混合物，经冷凝、冷却、过滤和干燥，除去水份，从而获得纯SO2，以实现SO2回收。
1.2.1.2上海闸北电厂石灰石—石膏法现场中间试验（1977~1979）
该工艺采用石灰石作为吸收剂，副产物为石膏。
系统的主要特点是采用了不同值进行两级吸收，在低值下向槽中鼓入空气，把亚硫酸钙强制氧化成硫酸钙。
1.2.1.3湖北松木坪电厂活性炭吸咐脱硫中间试验（1979~1981）
该工艺是采用含碘的活性炭吸附烟气中的，在烟气中过剩氧和水作用下，可催化氧化成硫酸。
通过水分充分洗涤可获得稀硫酸。
1.2.1.4四川豆坝电厂磷铵肥法烟气脱硫中间试验（1985~1990）
磷铵肥法（法）烟气脱硫工艺采用二级吸收，第一级采用活性炭吸附，脱除烟气中部分制得的稀硫酸。
然后，用此硫酸分解磷灰石，用氨中和磷酸，获得复合肥料。
再用复合肥料脱除活性炭中未能吸收的，最终产物为磷酸氢二铵和硫铵。
1.2.1.5四川白马电厂旋转喷雾干燥脱硫试验工程（1992~1993）
旋转喷雾干燥（法）脱硫工艺是利用喷雾干燥的原理。
吸收剂浆液以雾状形式喷入吸收塔内，吸收剂在与烟气中发生化学反应过程中，不断吸收烟气中的热量，使吸收剂中水份蒸发，脱硫产物以干态形式排放。
1.2.1.6贵阳电厂文丘里水膜除尘器脱硫中间试验（1992~1993）
该工艺是利用现有电厂的水膜除尘器，进行必要的改造，增加脱硫吸收剂制备、喷淋及循环氧化等设施，在同一设备中实施除尘脱硫一体化。
该工艺在文丘里水膜除尘器喉部喷入钙基吸收剂，脱除烟气中部分二氧化硫和粉尘后进入循环氧化槽，再泵入捕滴器内进一步脱硫、除尘。
新鲜吸收剂定量补入循环槽内，脱硫产物经强制氧化后排入原有除尘灰系统。
1.2.2工业示范工艺
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建造了示范工程，这些脱硫工艺主要有：
1）石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺
2）简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺
3）旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法）
4）海水烟气脱硫工艺
5）炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法）
6）电子束烟气脱硫工艺（EBA）
7）循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）
我国于年在四川内江白马电厂建成了第一套旋转喷雾半干法烟气脱硫小型试验装置，处理气量为。
于年月在白马电厂建成了一套中型试验装置，处理气量，进口浓度。
经连续运行考核，为时，脱硫率可达到以上。
1993年，日本开始援助山东黄岛电厂4号机组引进三菱重工旋转喷雾干燥脱硫工艺，装置于1994安装制造完毕，1995年开始试车，处理气量为30万m3/h，入口SO2浓度为2000ppm，设计效率为70%。
该套设备曾因喷雾干燥脱硫吸收塔内壁出现沉积结垢而造成系统运行故障。
通过采取降低处理烟气量等措施，使系统运行恢复正常。
1.2.2.4海水烟气脱硫工艺
海水烟气脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中的二氧化硫的一种脱硫方法。
烟气经除尘器除尘后，由增压风机送入气—气换热器中的热侧降温，然后送入吸收塔。
在脱硫吸收塔内，与来自循环冷却系统的大量海水接触，烟气中的二氧化硫被吸收反应脱除。
脱除二氧化硫后的烟气经换热器升温，由烟道排放。
该工艺的反应机理：
→
→
→
→
→
→→
洗涤后的海水经处理后排放。
此工艺是最近几年才发展起来的新技术。
在我国，深圳西部电厂的一台机组海水脱硫工艺，得到了国家环保总局和国家电力公司的批准，作为海水脱硫试验示范项目开始实施，在运行过程中开展相应的跟踪和试验研究工作。
目前，该示范工程已投入商业运行，运行的可靠性高。
该工艺的流程图见下图。
1.2.2.5炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺
炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（简称工艺）是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。
该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。
由于反应在气固两相之间进行，收到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。
在尾部增湿活化反应内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca（OH）2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。
当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。
。
该工艺的反应机理为：
第一阶段反应（炉内喷钙）：
→
→
→
第二阶段反应（尾部增湿）：
→
→
→
烟气脱硫后，由于增湿水的加入烟气温度下降（只有℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
由于脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，副产物的综合利用受到一定的影响。
南京下关发电厂机组全套引进芬兰公司的工艺技术，锅炉的含硫量为，设计脱硫效率为。
目前，两台脱硫试验装置已投入商业运行，运行的稳定性及可靠性均较高。
该工艺的流程图见下图。
1.2.2.6电子束烟气脱硫工艺（EBA法）
电子束烟气脱硫工艺是一种物理方法和化学方法相结合的高新技术。
本工艺的流程是由排烟预除尘、烟气冷却、氨的冲入、电子束照射和副产品捕集工序组成。
锅炉所排出的烟气，经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。
烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生任何废水。
通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中间物硫酸和硝酸。
然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状颗粒硫酸铵和硝酸铵的混合体。
该工艺的反应机理为：
、、→、、、
→
→
→
→
→
反应所生成的硫酸铵和硝酸铵混合微粒被副成品集尘器所分离和捕集，经过净化的烟气升压后向大气排放。
成都热电厂和日本荏原制作所合作建造了的电子束脱硫工艺装置，该装置的处理烟气量为300,000m3N/hr，二氧化硫的浓度为5148mg/m3，设计脱硫率为80%。
目前，该工艺装置已投入运行，运行的稳定性及设备状况均较佳。
该工艺的流程图见下图。
1.2.2.7循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）
循环流化床锅炉脱硫工艺是近年来迅速发展起来的一种新型煤燃烧脱硫技术。
其原理是燃料和作为吸收剂的石灰石粉送入燃烧室中部送入，气流使燃料颗粒、石灰石粉和灰一起在循环流化床强烈扰动并充满燃烧室，石灰石粉在燃烧室内裂解成氧化钙，氧化钙和二氧化硫结合成亚硫酸钙，锅炉燃烧室温度控制在℃左右，以实现反应最佳。
该工艺的反应机理为：
→
→
→
反应的达到左右时，脱硫率可达以上。
四川内江高坝电厂引进了芬兰的410t/hr循环流化床锅炉，目前已投入了运行。
第二章脱硫工艺的技术经济分析
世界各国研究开发的烟气脱硫技术已有很多种，而真正投入商业运行的脱硫工艺只有十几种，其中最为常见的是石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺、简易石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺、烟气循环流化床脱硫工艺（常规）、旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺、海水烟气脱硫工艺、炉内喷钙加尾部增湿活化工艺、电子束烟气脱硫工艺、循环流化床锅炉脱硫工艺等。
根据这些工艺的运行情况，对其进行技术经济分析比较，可以看出各种工艺之间的差异。
2.1烟气脱硫的技术分析
可以在很多方面对各种烟气脱硫工艺技术进行分析。
一般情况下，烟气脱硫工艺的技术分析将依据技术成熟度、技术性能和环境特性等三个方面。
技术成熟度指标根据该技术目前所处的开发阶段，分为实验室、中试、示范和商业化四个阶段。
技术性能指标反映技术的综合性能，对烟气脱硫而言，还包括脱硫效率、处理能力、技术复杂程度、占地面积、再热需要和副产品利用等。
环境特性根据处理后烟气的二氧化硫排放量进行评价，按其平均值与排放标准进行比较分为很好、好、中等和不好四个等级，低于标准的评为很好，达到标准的为好，接近标准的为中等，达不到标准的为不好。
对各种脱硫工艺的技术进行了综合评价，具体情况见表、表。
从表和表可以看出，我国已加大了烟气脱硫技术的引进工作。
目前已有好几套脱硫工艺在可靠、有效地运行。
从技术的角度来说，引进的脱硫技术都比较成熟，流程比较合理，但是在脱硫效率、副产品的利用、电耗以及占地面积等方面有所不同。
石灰石石膏湿法脱硫工艺占地面积较多、电耗也很大，但是它的脱硫效率很高；干法半干法工艺较简单，电耗低、占地面积也小；海水脱硫工艺电耗较高，但是流程简单，使用海水作吸收剂，大大节省了运行费用。
表2.1烟气脱硫技术的综合评价
（1）
表2.2烟气脱硫技术的综合评价
（2）
2.2烟气脱硫的经济分析
国内目前大约只有2500MW燃煤机组安装了烟气脱硫装置，所配备的装置大多从国外引进，处于示范阶段，报道的各种技术的经济参数缺乏统一的基准。
通过建立统一的评价方法和指标体系，根据脱硫费用现有资料，综合考虑贴现、涨价等经济因素，对各种技术作出的初步经济分析见表2.3。
表中费用已折合为1998年价。
表2.3烟气脱硫技术经济分析
*分号前的数值表示机组产生的烟气量，后面的数值表示经过脱硫处理的烟气量。
另外，通过对烟气脱硫经济性指标分析也可以看出各种工艺之间的差异。
烟气脱硫经济性指标是指对煤炭燃烧和转化技术选用折合为每吨煤每年的初投资和每吨煤的加工费用，对烟气脱硫选用占电站装机总投资的比例和单位脱硫成本作为综合经济性能评价的标准。
各种烟气脱硫工艺的经济性能的比较见表。
表2.4脱硫工艺的经济性能比较
通过对投资运行费用的参数敏感性分析表明，脱硫机组燃煤含硫量在至间变化时，各种技术的投资和对电力成本的影响大小见图和图。
平均而言，湿式石灰石—石膏法投资占电厂投资的比例最高，约为，最低的是炉内喷钙尾部增湿工艺，只占；每脱一吨二氧化硫的运行成本，湿法为元左右，干法半干法为元左右，而再生法要高一些，但有副产品回收。
电厂脱硫将造成电力生产成本的提高，机组安装湿式后的单位发电成本要增加元，安装干式后的单位发电成本要增加元。
脱硫资金和脱硫造成的运行费用可通过提高电价以及提高取暖收费等方式转嫁给用户，由用户承担。
就全国情况看，发电成本取上限元计，考虑到年安装脱硫机组容量达万（发电量为亿度），相应的年新增脱硫成本为亿元。
若将此新增成本摊入整个电网系统，按规划到年发电机组总容量为亿度，全国发电量为万亿度，则相当于电网成本增加了元。
电价上涨元不会对工业和居民生活带来严重的影响。
通过以上的技术、经济和综合分析，燃煤二氧化硫控制的可用技术应优先考虑以下的几项脱硫工艺技术。
1）简易湿法/干法脱硫技术：
湿法技术包括简易石灰石-石膏和水膜除尘器简易脱硫工艺两大类，一般可达60-70%脱硫效率，同时它们投资小、占地面积小，尤其后者适用于老机组的改造。
干法主要是指烟气循环流化床脱硫工艺。
该工艺系统简单可靠性好、脱硫效率高可与湿法相当、锅炉负荷变化时常规CFB系统仍能正常工作、占地面积小，特别适用老机组的改造，脱硫副产品不会造成二次污染。
2）吸收剂喷射脱硫：
吸收剂喷射脱硫技术按喷射位置可分为炉内喷射、省煤器喷射和烟道喷射（包括喷吸收剂并增湿和烟道喷浆），以及这些工艺的组合。
这类工艺投资较低、占地小，主要用于老厂的改造。
3）旋转喷雾干燥脱硫：
用旋转喷雾器向脱硫塔内喷射石灰浆脱硫，一般用于中、低硫煤，也可用于高硫煤，脱硫效率90%左右。
4）湿法石灰石-石膏法：
该技术是目前国外应用最广的烟气脱硫工艺，其特点是脱硫效率高（大于90%），吸收剂利用率高（大于90%），设备运转率高，但初投资和运转费比干法和半干法和简易湿法高得多。
5）循环流化床燃烧脱硫技术：
该技术在国外已属商业化技术，在国内已进行示范和应用。
第三章火电厂烟气脱硫工艺的选择
3.1脱硫工艺的选择
对任何一个需要进行脱硫工程的电厂，应该根据工程项目的要求和相关的约束条件，在充分考虑电厂的实际情况（如：
场地条件、空间条件、机组状况、资源状况等）的基础上，进行烟气脱硫工艺方案的选择。
3.1.1确定工艺的基础参数
脱硫工艺的基础参数主要包括烟气量、烟温、二氧化硫的含量、脱硫效率、排烟温度等。
根据工程的具体情况说明主要工艺参数和裕度的选取原则和依据。
3.1.2脱硫工艺方案的选择
提出烟气脱硫工艺方案可供选择的几种方案，进行技术经济比较后，提出推荐方案。
根据工程具体情况，必要时应对原煤洗煤、循环流化床燃烧、炉内脱硫和烟气脱硫等进行多方案的比较，并编写专题报告。
在脱硫工艺方案的选择中，应主要考虑的方面如下：
1、吸收剂的利用率；
2、吸收剂：
可获得性、操作性、危害性等
3、副产品：
可利用性、操作性等；
4、对现有设备的影响：
锅炉、灰收集及处理系统、风机、烟囱；
5、对机组运行方式的适应性，适用性、能耗；
6、场地布置、占用的场地、场地的改造难度；
7、对环境的影响、废水的排放、灰场的占用、周围生态环境；
8、工艺的成熟程度等。
3.2脱硫工艺的选择举例
3.2.1贵溪发电厂1号炉125MW机组脱硫示范工程
3.2.1.1项目概况
贵溪发电厂1号炉脱硫试验工程是国家“九五”科技攻关课题“中小型燃煤电站水膜除尘器脱硫技术与装备研究”的全尺寸工业性试验工程，是目前我国拥有自主知识产权、在燃煤电厂中应用的、装机容量最大的（125MW）烟气脱硫工程。
其配套的脱硫工艺是由国家电力公司电力环保研究所根据我国中小型燃煤机组脱硫技术的发展方向，经过近10年的研究开发，历经实验室研究、关键设备的攻关、工艺参数的优化研究、小型试验、中间工业性试验等，最终形成的以文丘里水膜除尘器为基础、集脱硫除尘于一体的简易湿法烟气脱硫工艺。
3.2.1.2建设条件
一期工程4台锅炉均为上海锅炉厂制造的SG-400/140型超高压中间再热式锅炉，蒸发量400吨/小时。
汽机为N125-135/550/550型，出力125MW。
发电机为QFS-125-2，出力125MW。
每台炉配4台文丘里喷管湿式麻石除尘器，文丘里喉管截面尺寸为1700×650mm，捕滴器内径4100mm。
单台处理气量为177000～213000m3/h，设计除尘效率为95%。
现4号炉4台水膜除尘器已改为电除尘器。
每炉配2台Y-73-11№28D型引风机，额定风量410000m3/h，全压405mmH2O。
四台炉合用一座烟囱，高180米，出口内径5.79米。
电厂现有四台煤粉炉均为水力排渣槽排渣。
1、2、3号炉为文丘里水膜除尘器除尘。
4号炉为电除尘器除尘，目前主要采用干除湿排，部分排灰用来制砖，年综合利用灰量约为6500吨。
全厂输灰系统采用水力输灰，灰渣混排。
灰渣浆经灰渣沟混合自流至灰浆池，再汇入经中和池中和的化学废水及生产区生活用水，由灰渣泵输送至灰场。
全厂灰渣排量为92.6吨/小时，灰水量约1897.6吨/小时，灰水比1:
20。
灰渣泵型号为250ZJ-75，设计流量1100m3/h，扬程91.9米。
灰管直径为φ530×10mm，管内灰水呈弱酸性，灰场排出水，有时呈碱性，pH值在9左右，灰管无结垢现象。
3.2.1.3工艺选择
工艺的选择主要从以下几个方面考虑：
1、吸收剂的利用率；
2、吸收剂：
可获得性、操作性、危害性等
3、副产品：
可利用性、操作性等；
4、对现有设备的影响：
锅炉、灰收集及处理系统、风机、烟囱；
5、对机组运行方式的适应性，适用性、能耗；
6、场地布置、占用的场地、场地的改造难度；
7、对环境的影响、废水的排放、灰场的占用、周围生态环境；
8、工艺的成熟程度等。
综合考虑，确定贵溪发电厂1号炉125MW机组脱硫示范工程工艺采用文丘里水膜除尘器简易湿法脱硫工艺，吸收剂采用石灰。
3.2.2南昌电厂2×125MW机组脱硫工程
3.2.2.1项目概况
南昌发电厂位于南昌市东北郊七里街，赣江南岸，距市中心3公里。
有专门的公路相通，水路交通以赣江为主。
地理位置优越，水陆交通十分便利。
电厂总装机容量为250MW（2×125MW），是华中电网主力厂之一，它配2台420吨/小时燃煤锅炉。
该电厂燃用中低硫煤，但由于电厂装机容量较大，烟气污染源集中。
另外，南昌发电厂属于城市电厂，随着新的《火电厂污染物排放标准》的实施，火电厂污染物的排放要求越来越严格。
江西省电力公司、南昌发电厂认识到在南昌发电厂实施脱硫的必要性和重要性，与国电环境保护研究所合作，针对南昌发电厂10号炉和11号炉的现状立项进行脱硫试验工程可行性研究。
3.2.2.2建设条件
南昌发电厂原有9炉8机，均为中压机组1957年投产，现在都已超期报废。
电厂扩建10、11号两台高压机组，分别于1988年和1989年投入运行，容量均为125MW，为该厂主力机组。
南昌发电厂10号、11号燃煤机组采用的是上海锅炉厂生产的SG420/13.73-540/540-416M型中间再热超高压锅炉，蒸发量420t/h，配125MW汽轮发电机组。
两台锅炉尾部配两台兰州电力修造厂生产的LDI/LC-94.5-3单室单供电区三电场电除尘器。
烟气从空气预热器两侧引出后，分别经单进口烟箱进入各自的甲、乙两台电除尘器，除尘后的烟气经单出口烟箱进入甲、乙两台引风机排入两台炉共用的烟囱，引风机型号各自为Y4-73-11NO.28D，风量455000m3/h，风压4010Pa，烟囱高210米，出口直径为5.5m。
3.2.2.3工艺选择
根据烟气脱硫工艺的选择原则，并结合南昌电厂的实际情况，该电厂脱硫工艺的选择上可得出以下的结论：
1）海水脱硫工艺在具备海水取排水条件和稳定的海水水质条件时才能获得较高的脱硫效率。
南昌电厂为内陆电厂，没有取用海水的条件，故不能采用海水脱硫工艺。
2）电子束法脱硫工艺目前尚处于试验研究阶段，在成都热电厂进行的烟气脱硫试验装置的规模仅相当于100MW，还没有在更大型机组上应用的业绩和经验。
从当地条件来看，该工艺也不太适合南昌发电厂的烟气脱硫工程。
3）LIFAC工艺适用于
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