随着国家环保政策的日益严格，对火力发电厂锅炉烟气脱硫、除尘的要求也更加严格，现行超净排放标准一般为粉尘：≤5mg/Nm³，二氧化硫：≤35mg/Nm³；部分地区甚至要求超超净排放，粉尘：≤2mg/Nm³，二氧化硫：≤8mg/Nm³等，如此要求对火力发电厂烟气脱硫、除尘工艺也提出了更高的要求。现行火力发电厂锅炉烟气脱硫工艺主要分为湿法和半干法两种，两种脱硫方式结合不同的除尘工艺，共同组成了烟气脱硫、除尘处理工艺。现就两种不同的工艺路线做出相应比较，明确相关优缺点，可作为工艺路线选取的参考。
渗透印章一、工艺路线比较
1.湿法脱硫主要工艺路线
学习卡石灰石-石膏湿法工艺路线流程见下图：
图1石灰石-石膏湿法工艺路线流程示意图
湿法脱硫采用GaCO3作为脱硫剂，核心装置为脱硫塔，GaCO3粉经制浆系统后，以浆液形式经喷淋系统进入脱硫塔，在脱硫塔内与SO2反应，最终以GaSO4形式将SO2固化脱除。其它系统包含增加脱硫剂利用效率的浆液循环系统，增加GaSO3到GaSO4转化的氧化系统，浆液外排系统，浆液的脱水系统等。
为降低大量粉尘进入脱硫塔，对脱硫循环浆液造成不利影响，一般在烟气进入脱硫塔前，须进行脱尘处理。而又由于湿法脱硫塔顶部仅设有除雾器，对液滴脱除效率不高，要达到
粉尘超净排放，一般需在脱硫塔后配套湿式电除尘器来实现。故整体处理工艺一般如下：
锅炉烟气经SCR脱硝处理后，一级配套高效除尘器（电袋、布袋除尘器、电除尘器）进行脱硫前除尘，保证脱硫入口烟气粉尘浓度满足要求。经一级除尘后烟气进入湿法喷淋塔进行脱除SO2反应。由于湿法脱硫反应环境无法脱除烟气中以细微硫酸雾滴存在的SO阳极钢爪3，在湿法喷淋塔之后必须进一步配套湿式电除尘器来实现脱除。配套的二级湿式电除尘器同时肩负粉尘减排提效作用。由于湿法路线后级脱硫及除尘均在湿式环境下进行，为了提高排烟温度，系统通常还同时配套换热器。石灰石-石膏湿法工艺路线主要有以下几点优点：
（1）脱硫效率高，适用范围广，特别适用于高硫分烟气，特别是配套的单塔双循环或双塔双循环工艺，能处理高含硫烟气。
（2）工艺技术成熟稳定，适用于大型燃煤电厂等对系统稳定性要求高的电厂。
（3）以GaCO3作为脱硫剂，资源丰富、价格便宜，而且利用率高，钙硫比可达到1.03左右。铜工艺
但同时也存在一些其它缺点：
极压高温润滑脂>塑料切粒机（1）整个系统包含了制浆、喷淋、除雾器、氧化、浆液脱水等系统，切大多与浆液相关，整个脱硫系统工艺比较复杂，而且一般还需要配套两级除尘系统。
（2）其工艺特点决定了脱硫设备腐蚀、堵塞严重，对脱硫设备以及风机、烟道、烟筒等设备的防腐提出了很高的要求。
（3）须配套脱硫废水的处理工艺，相当于存在二次污染，而且随着环保标准的提高，脱硫废水的处理也是一大难点。我国大型燃煤电厂大多采用此种工艺。但对于低硫烟气存在资源大量浪费情况。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%，但腐蚀、堵塞严重。虽然该工艺适用于任何含硫浓度的烟气脱硫，但是在对含硫浓度低于1500mg/Nm3的烟气，湿法工艺会存在资源大量浪费的情况。
（4）脱硫出口烟尘浓度高，无法稳定满足粉尘≤5mg/Nm3排放标准。湿法脱硫工艺净烟气出口排放的烟尘由三部分组成：一是脱硫系统入口烟气飞灰未被脱除的部分；二是脱硫系统烟气夹带浆液液滴中的细颗粒；三是脱硫系统产生的SO3气溶胶细颗粒。这几部分烟尘浓度至少在47～57mg/Nm3，明显难以满足标准中要求的5mg/m3。超低排放最终只能依赖湿式电除尘器，湿电除尘器价格昂贵、占地大、运行能耗高、还存在废水处理的问题。
（5）无法协同脱硝，只能采用SCR工艺，存在氨逃逸严重和SO2/SO3氧化率高的问题，造成空预器堵塞和SO3排放量偏高。
（6）整个系统物料处于浆状，制浆、喷淋系统、除雾器、GGH易结垢、堵塞，工艺复杂，系统管理、维护费用较高。
（7）石灰石-石膏法的副产物为石膏，早期主要用于建材产品和水泥缓凝剂。但我国是盛产石膏的国家，石膏的产量已经大幅度上升，而且脱硫石膏品质较低，在现阶段石膏的综合利用已经无优势，辽宁地区更是如此。我国每年石膏消费总量约5000万吨，脱硫石膏年产量达到8000万吨，脱硫石膏产量远超石膏消费总量，脱硫石膏综合利用存在一定的局限性。
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