我国是一个以煤炭为主要能源的国家，约占全国一次能源总产量的74％，在相当长的时间内燃煤火力发电仍将在我国发电领域占主导地位，由于燃煤电厂所排放的烟气中含有大量的二氧化硫和粉尘，对环境造成污染。1996年国家环保局颁布修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB-1996），对二氧化硫排放浓度及排放量提出了较严格的要求，1998年国务院批文确定了酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的划定范围及控制目标，并对今后新建、改造电厂凡燃煤含硫量大于1％的必须建立脱硫设施，现有电厂亦要分期分批建立脱硫设施或采取其他具有相应效果的减排二氧化硫措施。

目前我国已采用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有以下几种：

1.   湿法脱硫技术

它是目前世界上应用最多，技术最为成熟的脱硫方式，具有脱硫效率高（可达90％以上），适用范围宽，吸收剂利用率高等优点。缺点是投资大，运行费用高，并有腐蚀、结垢等问题，湿法脱硫技术中以石灰石——石膏法最为常用。我国现已投入商业运行的最大容量烟气脱硫装置为重庆珞璜电厂一期工程2×360MW机组全容量湿法烟气脱硫装置，由日本三菱公司设计并供货，1992年投运。现二期2×360MW机组亦已安装完毕，正逐步投运中。此外使用石灰石——石膏湿法脱硫技术的还有北京第一热电厂2×100MW级锅炉、重庆电厂2×200MW和浙江半山电厂2×125MW机组。由于我国对该技术研究开发较晚，目前尚依赖进口，现正进行设计技术的引进、吸收和消化工作。

2.   旋转喷雾干燥法脱硫技术

这种技术属于半干法烟气脱硫技术，多数采用旋转喷雾器，用生石灰作为吸收剂，利用喷雾干燥的原理，将石灰浆液以雾状形式喷入吸收塔内，吸收剂雾粒在与烟气中的二氧化硫发生化学反应过程中，又不断吸收烟气中的热量使雾粒中水份蒸发干燥，最后完成脱硫后的废渣以干态灰渣形式排出。我国在八十年代初在四川白马电厂建立了一套处理烟气量70000m³/h（相当于25MW）旋转喷雾半干法烟气脱硫中试装置，于1991年投运至今，各项技术指标均满足设计要求。1993年与日本合作，在山东黄岛电厂搞了一个旋转喷雾半干法脱硫项目示范工程。处理烟气量300,000 m³/h，脱硫效率大于70％（钙硫比1.4），已于1999年2月通过了国家电力公司的验收。现在我国已基本掌握了半干法烟气脱硫工艺的设计和设备制造技术。具备了设计、制造100MW级机组烟气脱硫技术的能力。

3.炉内喷吸收剂加尾部增湿活化脱硫技术

为寻求有中等脱硫效率、投资和运行费较低的工艺，提出这种工艺方法。通过直接在炉内喷吸收剂(石灰石)脱硫，节省设备，为了克服喷吸收剂后，烟尘比电阻升高，影响除尘效果及脱硫效率不够高的弊端，芬兰IVO公司开发了炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫技术，即在锅炉尾部烟道上安装活化反应器，将烟气增湿，延长滞留时间，使剩余的吸收剂和二氧化硫发生反应。提高脱硫效率。我国现已在江苏下关电厂安装一套由芬兰IVO公司生产制造的125MW设备，投入运行。

4.海水烟气脱硫技术

这是一种投资省、运行费用低，易管理的脱硫工艺，脱硫效率达90％以上，因而已在国外建成了20多套装置，它适用燃煤含硫量不高，并以海水为循环冷却水的电厂。作为试点我国已在深圳西部电厂2号300MW机组安装一套由挪威引进的300MW机组海水脱硫装置，1998年底已投入运行。福建漳州后石电厂2台600MW机组海水脱硫装置，由日本富士公司承包，现正在建设中。

5.电子束烟气脱硫技术

  这是一种不产生二次污染并能实现资源综合利用的脱硫技术，主要特征为：（1）能同时脱硫、脱硝，脱除率分别可达90％和80％以上，而目前任何一种其它方法一次只能脱除其中一种。影响脱硫、脱硝的主要原因是辐射剂量和烟气湿度；（2）处理过程为干法，不产生需进一步处理的废水、废渣；（3）副产品硫铵、硝铵可作为化肥使用；（4）流程简单、运行可靠、操作方便、无堵塞、腐蚀和泄漏等问题，对负荷变化的适应能力较强；（5）处理后的烟气可直接经烟囱排放。本工艺由烟气冷却、氨添加、电子束照射反应和副产品收集处理等部分组成，主要设备有冷却塔——冷却水喷射式完全蒸发型；反应器——卧式侧面3级照射方式；电子束发生器——800KV×2台；副产品回收装置——干式电除尘器；副产品处理装置——钢管干燥回转式冷却器（见图1）。该项技术最早由日本荏原公司开发成功，并和我国合作，在成都热电厂一台200MW燃煤机组（对其一半烟气量进行处理）上建立了电子束脱硫工业示范装置。现已投运。

此外，在山西太原市第一发电厂还建立了一套200MW级烟气量的简易湿法脱硫装置，其他还有许多烟气脱硫装置正在招标或审查批准中。如广东粤连电厂，石洞口电厂，赣城第二发电厂等。现将已建或在建的主要脱硫项目列在下表中。

表1  已投入运行及正在建设的主要脱硫项目