“十二五”期间，二氧化硫要实现减排8％的约束性指标。根据国家“十二五”环境保护规划，要实现这一目标，我国二氧化硫排放量要从2010年的 2267.8万吨降低到2015年的2086.4万吨。与此同时，我国煤炭消费量预计将由2010年的30亿吨增长到2015年的38亿吨。因此，二氧化硫减排任务十分艰巨。
“十二五”的脱硫工作该如何继续？“十一五”期间，我国火电脱硫工作取得很大进展，相关工艺技术的发展情况如何？这些脱硫工艺在实际运行中还有哪些问题需要解决？对环保企业而言，这意味着巨大的市场需求。烟气脱硫企业既面临工艺技术发展的挑战，又在迎来难得的历史发展机遇。
面对新标准脱硫怎么调整？
要满足具有更稳定高效的脱硫效率、脱硫副产物可资源化的需求
《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》(国发〔2011〕35号)中指出，要对电力行业实行二氧化硫排放总量控制，继续加强燃煤电厂脱硫工作，新建燃煤机组应同步建设脱硫脱硝设施；对钢铁行业实行二氧化硫排放总量控制；强化水泥、石化、煤化工行业二氧化硫和氮氧化物治理。
火电厂是我国二氧化硫的主要排放源，也是二氧化硫减排的主战场。今年1月1日开始，《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)正式实施，其中规定新建燃煤电厂二氧化硫排放限值为100mg/m3(高硫煤地区为200mg/m3)；现有电厂改造执行200mg/m3(高硫煤地区执行 400mg/m3)；重点地区燃煤电厂执行50mg/m3。以上排放限值的严厉程度与欧美相当，这是我国二氧化硫排放基数太大、环境容量有限的必然选择。
据测算，要满足新标准要求，燃煤硫分在3％以上的高硫煤机组，配套设施的脱硫效率必须达到98％左右，老机组的脱硫效率必须达到95％以上；对燃煤硫分1％~3％的中硫煤机组，大部分地区新建机组必须选择达到96％以上脱硫效率的工艺，而老机组可选择95％左右的工艺；对燃煤硫分在0.6％~1％的低硫煤机组来说，新建机组脱硫效率必须达到93％以上，老机组可在90％左右。在重点地区，脱硫效率必须达到97~99％才能满足50mg/m3的排放要求。
烟气脱硫环保政策和新排放标准的实施，将对烟气脱硫市场及工艺技术发展方向产生重要引领作用。
目前，我国火电厂脱硫领域的主流工艺是石灰石—石膏法，占市场份额的90％以上；钢铁行业烧结机脱硫以石灰石—石膏法、氨法、循环流化床法为主，多种工艺都有应用；在化工行业中，氨法占据了较大的市场份额。
随着我国大气污染物排放标准日趋严格及发展循环经济的需要，我国烟气脱硫工艺技术路线格局将逐步发生微妙变化，呈现由石灰石—石膏法占据绝对主导地位向多种烟气脱硫工艺技术路线共同发展的趋势。满足更严格排放标准要求、具有更稳定高效的脱硫效率、脱硫副产物可资源化的烟气脱硫工艺技术将代表未来发展方向，并将得到更多工程应用。
去年12月，环境保护部发布了《“十二五”主要污染物总量减排核算细则》，其中对各种脱硫工艺的综合脱硫效率取值规定为:石灰石/石灰—石膏法、海水法和氨法脱硫综合脱硫效率最高可达到95％；循环流化床等半干法脱硫工艺、镁法和双碱法脱硫工艺综合脱硫效率原则上不超过80％。据介绍，这实际是对目前我国脱硫工艺脱硫效率和实际运行情况的经验总结。
根据相关技术政策，石灰石/石灰—石膏法脱硫工艺和氨法脱硫工艺属于湿法脱硫，脱硫效率高，减排效果显著，是国家重点鼓励和支持发展的工艺技术路线。
工艺技术选择应考虑哪些因素？
运行可靠、符合循环经济要求的工艺技术才能满足新形势要求
烟气脱硫工艺技术路线选择涉及技术、经济、总量减排、法律法规等多方面因素，专家建议应重点参考以下几个方面:
第一，排放标准要求。满足排放标准是基本要求。不论是新修订的火电厂排放标准，还是现行或即将修订的钢铁、水泥行业排放标准，都是国家强制性标准，烟气脱硫工艺必须满足达标排放的要求。
第二，技术政策要求。应满足国家相关烟气脱硫技术政策、工程技术规范等要求，以便在项目立项、可研、环评、设计各阶段顺利通过环境保护审批。
第三，总量控制和按排污量收费要求。企业扩大规模、各地招商引资发展经济的热情不减，但项目建设的前提之一是有环境容量指标。而指标有富余的地区或企业越来越少，总量指标只有靠进一步减排来获得。根据排污权可转让的原则，减少二氧化硫排放可获得明显的经济收益。因此，最大可能提高脱硫效率也是工艺选择的重要考虑因素。
我国目前排污收费原则是排污即收费，二氧化硫排污费已上涨到1260元/吨。一座中型火电厂每年产生的二氧化硫以10万吨计算，脱硫效率每增加1％，可减少排放量1000吨，减少排污收费126万元。因此，提高脱硫效率对改善企业的运行效益有明显影响。
第四，可靠性要求。环境保护部环办〔2010〕91号文明确要求火电企业铅封或取消烟气旁路，作为提高二氧化硫减排效果的主要措施，并将在“十二五” 期间得到进一步贯彻执行。这对脱硫装置运行的可靠性提出了更高要求。没有大型工程化业绩、没有连续稳定运行可靠数据的脱硫工艺也难以得到市场认可。
第五，循环经济要求。发展循环经济将是我国今后长期的科学发展之路。脱硫工艺的选择应在去除二氧化硫的同时，尽量避免或少产生二次污染，实现副产物综合利用将是对脱硫工艺的更高要求。传统大量产生固废的脱硫工艺不符合循环经济要求，其发展也将在“十二五”期间受到一定制约。
总之，脱硫效率高、运行可靠、符合循环经济要求的脱硫工艺技术才能满足“十二五”新形势的要求。
脱硫工艺应用状况如何？
干法、半干法及湿法技术还有一些问题需要解决
上世纪70年代中期，我国开始对控制二氧化硫排放的工艺技术进行研究，经过30多年自主研发与引进，国内投入工业运行的脱硫工艺技术多达几十种。
脱硫工艺根据脱硫剂形态分为干法、半干法及湿法。干法和半干法具有投资小、能耗低的特点，在中小型燃煤锅炉领域占据一定市场份额，但脱硫效率通常不高于90％。面对国家日趋严格的排放要求，市场空间受到限制，只适用于燃煤硫含量较低的条件。
湿法脱硫可达到95％以上的脱硫效率，将是今后我国脱硫工艺技术发展的主要方向。根据脱硫剂性质，湿法可分为石灰石—石膏法、海水法、氨法、双碱法、镁法、有机胺法等。
1、石灰石—石膏法
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺最早从国外引进，因工艺成熟、脱硫剂便宜易得等优点成为我国的主流脱硫工艺，在全国已投运的烟气脱硫机组中占90％以上的市场份额。但这一工艺每年产生石膏达7000万吨，综合利用率只有40％左右，其他只能作为固废堆存，由此产生了二次污染问题，也加大了安全隐患。
根据工信部发布的《大宗工业固体废物综合利用“十二五”规划》，石膏固废是我国第一大固废，2010年产生量达到1.25亿吨，而综合利用量只有5000万吨。2015年，国家要将石膏固废的产生量控制在1.5亿吨以下，综合利用量目标1亿吨，任务非常艰巨。
这一工艺以石灰石浆作为脱硫剂，受反应活性、料浆吸收能力等因素限制，要稳定实现96~98％的脱硫效率有一定困难。
2、海水法
海水烟气脱硫技术在国际上已有近40年成功应用的历史。上世纪90年代末，福建后石电厂1×600MW机组、深圳妈湾电厂1×300MW机组引进这一技术并投入运行。因为具有系统简单、维护方便、不需添加脱硫剂等优点，越来越受到滨海电厂的青睐。
目前，我国已有10多个电厂海水脱硫装置投入运行或在建。这一技术适宜于我国东、南部沿海地区及脱硫后海水排放海域扩散条件良好、燃用含硫量小于1％的煤种、200MW及以上新建燃煤发电锅炉建设烟气脱硫设施时选用。这一工艺的最大争议是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响，需要长时间观察才能得出结论。因此，在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域要慎重考虑。
3、氨法
氨法脱硫工艺以液氨或氨水为脱硫剂，与烟气中二氧化硫反应并通过空气氧化，最终产物为硫酸铵。氨是碱性强、纯度高的化学品，吸收烟气中的二氧化硫是气 —液两相反应。因此，氨法反应速率快、反应完全，吸收剂利用率高，对二氧化硫的吸收能力高于其他工艺。工程实例表明，即使对于中高硫煤，氨法脱硫也可以达到97~99％的脱硫效率。
氨完全溶于水，在不改变液气比的情况下，很容易增加吸收剂的吸收能力，满足燃煤硫份波动时的脱硫要求。这对燃煤来源较多、煤质不稳定的电厂有一定吸引力。
氨法脱硫的另一优势在于，运行成本低，并可与脱硝实现协同控制。据介绍，氨法脱硫系统阻力低、液气比小，因此，脱硫装置的小时电耗比石灰石—石膏法低40％以上。
氨法脱硫副产物为硫酸铵，其品质可以满足农用化肥要求。1吨氨可脱除约两吨二氧化硫，生产约3.8吨硫酸铵。作为一种农用化肥，硫酸铵有较高的经济价值，能够显著降低装置运行费用。煤含硫量越高，副产品硫酸铵产量越大，脱除单位二氧化硫的运行费用越低，同时煤炭采购费用也将降低。
据研究，氨法脱硫同时具有20％左右的脱硝效果，还可与SCR脱硝工艺共用一套液氨供应系统，减少占地和投资。
氨法的脱硫剂、中间副产物及最终产物都易溶于水，对设备磨损以及引起的堵塞风险都明显降低。因为没有制粉、制浆、废水处理等工序，流程更为简洁，更容易实现长周期稳定运行。
据介绍，液氨是我国最大宗的煤化工产品，2010年产能超过6500万吨，产量接近5500万吨。我国有近500家合成氨企业广泛分布于全国各地，目前在建的合成氨装置产能仍有数百万吨。我国氨源供应条件优越，完全可以满足脱硫脱硝等行业对工业氨的需求。
硫酸铵是含有硫养分的氮肥，深受我国缺硫地区以及复混肥生产企业的喜爱。中国化工信息中心的研究表明，我国硫酸铵市场需求潜力在1000万吨以上，而目前产量只有300万吨左右。
国外氨法脱硫先后有近10套装置投运，但受液氨供应不便等因素限制没有大范围推广。我国目前已有40多家企业，投运了近百套氨法脱硫装置，分布于热电联产机组、电厂、钢铁等行业，还有30多家企业的氨法脱硫装置正在建设中。
4、其他脱硫工艺
双碱法工艺是为了克服石灰石—石膏法易结垢的缺点发展起来的，理论上可达到97％以上的脱硫效率。但这一工艺流程较长，而且石膏中会残留部分烧碱或纯碱，增加了综合利用的难度。目前，国内有部分中小工业企业自备电站采用这一工艺。
镁法脱硫也可达到97％以上的脱硫效率。日本等地建设有多套镁法脱硫装置，但大都采取抛弃法，即将脱硫副产物亚硫酸镁抛弃到海里，造成运行成本较高。我国硫酸镁的市场空间较小，年消费量不足30万吨，而工业硫酸镁的产量高达70万~80万吨。回收型镁法脱硫需要解决脱硫副产物的市场去向问题。
有机胺法是在化工行业脱除硫化氢的工艺上发展起来的，也可达到97％以上的脱硫效率。目前，我国第一套工业化有机胺脱硫工程正在贵州福泉电厂(2X660MW级机组)建设，预计今年内投产，总投资近8亿元。这一工艺流程长，需配套下游硫酸装置，一次投资较大，经济性和运行可靠性有待工程投产后检验。如果技术取得成功，比较适合高硫煤及电厂附近有较大硫酸需求的场合。
生物脱硫是将烟气中二氧化硫通过水膜除尘器或吸收塔溶于水并转化为亚硫酸盐、硫酸盐，在厌氧环境及有外加碳源的条件下，硫酸盐还原菌(SRB)将亚硫酸盐、硫酸盐还原成硫化物，然后在好氧条件下通过好氧微生物的作用将硫化物转化为单质硫，从而将硫从系统中去除。
生物脱硫在我国已有成功的工程应用案例，且技术发展很具潜力。需要关注的问题是，如何合理解决烟气温度较高和生物法脱硫常温操作之间的矛盾，培育更适于烟气脱硫的耐高温脱硫菌。
