1火電廠SO2排放狀況
我國是 燃煤大國，煤炭占一次能源消費總量的73%，連續多年超過2000萬t，致使酸雨和SO2污染日趨嚴重目前已有62%的城市環境空氣SO2平均濃度超過二級標準，日平均濃度超過國家《環境空氣質量標準》三級標準。
2火電廠煙氣脫硫是 控制S02排放的主要途徑
目前火電廠減排SO2的主要途徑有：煤炭洗選、煤燃燒技術燃用低硫煤和煙氣脫硫煤炭洗選目前僅能除去煤炭中的部分無機硫，鍋爐單機除塵器對于煤炭中的有機硫尚無經濟可行的去除技術。我國高硫煤產區的煤中有機硫成分都較高，很難用煤炭洗選的方法達到有效控制SO2排放的目的。
 煤燃燒技術在國際上是 近10年開發的新技術，目前工業發達國家成熟的已經商業化運行的有：循環流化床鍋爐(CFBC)，加壓循環流化床鍋爐(PFBC)燃氣蒸汽聯合循環發電(IGCC)但單機容量都不大國內目前尚處于引進技術和示范試驗階段后兩種煤燃燒技術投資大，技術要求高，難以在短時間內在國內大面積推廣使用。循環流化床鍋爐(CFBC)具有可燃用劣質煤、調峰能力強、可摻燒石灰石脫硫、控制爐溫減少氮氧化物排放等特點，盡管建設費用較高，但其技術已趨于成熟，具備條件的5~30萬kW機組可因地制宜有計劃地選用。
煤炭發電技術由于其煤炭燃燒主式與常規鍋爐差別很大，因此，在不更換鍋爐的情況下，煤發電技術難以用于解決現役電廠的環保問題，在可預見的將來，煤技術在電力結構中所占比例仍較低因此，控制火電廠SO2的排放，在未來較長的時間內，其主流和根本有效的手段仍將是 煙氣脫硫。
我國煤炭含硫量在現以下的低硫煤約占70%，含硫量小于0.3%的比例較低，大部分低硫煤資源分布在內蒙古西A山西和陜西北部、新疆等地根據我國的能源政策，低硫煤主要保證民用和用作工業原料的需要。如果用煤量尤技術裝備水平較高的燃煤電廠燃用低硫煤，則不僅將造成全國低硫煤資源供應的緊缺，而且將導致中高硫煤轉移到技術裝備水平較差的其它工業爐窯或民用方面使用，從而增加全國SO2排放控制的難度和治理SO2污染所付出的經濟代價。
煙氣脫硫是 目前國際上廣泛采用的控制SO2的成熟技術因地制宜采用不同的煙氣脫硫工藝可有效地控制火電廠SO2的排放，滿足國家和地區環境質量標準的要求。由于火電廠用煤量大，鍋爐熱效率和煤炭轉換成電能的效率較高，脫硫工藝本身對環境的影響可有效加以控制，因此采取煙氣脫硫治理火電廠SO2污染，其環境效益顯著。根據我國國情，煙氣脫硫應是 火電廠控制S02排放的主要途徑。
3煙氣脫硫工藝的選擇
目前，世界上燃煤或燃油電站所采用的煙氣脫硫工藝達數百種之多，有的技術較為成熟，已經達到商業化應用的水平，有的尚處于試驗研究階段。據統計，到1995年燃煤電廠已有近千臺煙氣脫硫裝置，總裝機容量已達240GW目前應用較為廣泛的煙氣脫硫工藝有以下幾種。
3.1石灰石(石灰下石膏濕法脫硫工藝
該單機布袋除塵設備工藝采用價廉易得的石灰石或石灰作脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌成吸收漿液當采用石灰為吸收劑時，石灰粉經消化處理后加水攪拌制成吸收漿在吸收塔內，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的SOz與漿液中的碳酸鈣進行化學反應，再通過鼓入空氣氧化，較終產物為石膏。
脫硫后的煙氣經除霧器除去帶出的細小液滴，經換熱器加熱升溫后排入煙鳳脫硫石膏漿經脫水裝置脫水后回收由于吸收漿液循環利用，脫硫吸收劑的利用率很高。
該脫硫法的主要特點如下：
(1)效率高
該工藝脫硫率高達98%以上，脫硫后的煙氣不但SO2濃度很低，而且煙氣含塵量也大大減少。大機組采用濕法脫硫工藝，SO2除量大，有利于地區和電廠實行總量控制。
(2)技術成熟，運行可靠性好
國外這種裝置投運率一般可達98%以上，由于其發展歷史長，技術成熟，運行經驗多，因此不會因脫硫設備而影響鍋爐的正常運行。特別是 新建的大機組采用濕法脫硫工藝，使用壽命長，可取得良好的投資效益。
(3)對煤種變化的適應性強
該脈沖單機布袋除塵器工藝適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫，無論是 含硫量大于3%的高硫煤，還是 含硫量低于1%的低硫煤。
(4)占地面積大廠節丸性建設投資相對較大該工藝比其它工藝的占地面積要大，現有電廠在沒有預留脫硫場地的情況下采用該工藝有一定的難度，其一次性建設投資比其它工藝也要高一些。
(5)吸收劑資源豐富，價格便宜
作為該工藝吸收劑的石灰石在我國分布很廣，資源豐富，品位也很好，碳酸鈣含量多在90%以上，優者可達95%以上。在脫硫工藝的各種吸收劑中，石灰石價格較便宜，破碎磨細較簡單，鈣利用率較高。
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