脱硫及除尘设备使用方法分析脱硫用石灰石标准
该套F系统设计以2号机组凝汽器循环冷却的海水为脱硫吸收剂，海水流量为12m3/h，凝汽器出口海水温度为27～40℃，海水盐度为2.3%。
沙角发电厂的脱硫系统设计处理A厂5号机组100%烟气量1219000m3/h(标准状态，干态，O2的体积分数为6%)，主要设计煤种含硫的质量分数为0.91%，F系统适应锅炉燃煤含硫的质量分数05%～15%的变化，脱硫后烟气经再热后温度达80℃以上，副产品石膏含水的质量分数小于10%。其主要的设计数据如表1。
深圳西部电厂2号机组引进1套挪威ABB海水脱硫技术和设备，与引进型国产300MW燃煤机组配套，于1996年6月签署合同，1999年投入商业运行。
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1.3连州电厂的简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫
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湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺，是目前世界上最为成熟、应用最广的烟气脱硫工艺，是一种以石灰石为原料、在脱硫过程中形成石膏副产品的脱硫技术。原广东省电力集团公司经过可行性研究，于1999年决定在广东沙角发电A厂5号机组安装1套湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统，以减轻沙角发电总厂地区的燃煤电厂烟气污染，现已完成脱硫装置供货合同签订工作。
电厂设计煤种采用晋北烟煤，含硫的质量分数为0.63%，校核煤种为到货混合煤，含硫的质量分数为0.75%。汽机T-ECR工况时，锅炉实际耗煤量为114.4t/h，锅炉B-MCR工况时，锅炉实际耗煤量为126.9t/h。在T-ECR工况下的锅炉烟气量为1.1×10.6m3/h（标准状态），校核煤种时锅炉B-MCR工况下的烟气量为1.22×10.6m3/h（标准状态），脱硫系统主要设备按锅炉B-MCR工况设计。F系统入口烟气温度为123℃，烟气温度变化范围为104～145℃。
广东连州发电厂是新建电厂，一期工程设有2台125MW汽轮发电机组，设计燃用麻田（湖南白沙煤局）、广东煤田和连州当地硬煤。根据环保要求，电厂与F系统同时投产，连州电厂于1998年10月与奥地利AE环保公司签署了简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术及设备供货的有关合同。
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该F工艺系统的主要技术指标为：在设计工况和校核工况下，F系统脱硫效率不小于90%，曝气池出口处排放海水的pH6.5，电厂排水口的排放海水水质满足《海水水质标准》（GB309782）中的第三类标准。F系统出口烟气温度不小于70℃。
沙角发电A厂5号机组是国产300MW汽轮发电机组，锅炉设计燃煤含硫的质量分数为0.91%，在ECR工况下锅炉燃煤量为131.2t/h，设计排烟温度为120℃，实际运行排烟温度最小为105℃，最大为165℃。
1.1深圳西部电厂海水脱硫
1广东省燃煤电厂几种脱硫系统概况
连州电厂的简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统与典型的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统相比，系统内取消了石灰石粉制备系统和副产品的二次脱水系统，副产品不能综合利用，烟气再加热系统采用蒸汽加热器，减少了设备的初投资。
1.2沙角发电A厂的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫
海水脱硫工艺系统的主要特点是采用天然海水作为吸收剂，不添加任何化学物质，节省了吸收剂制备系统，工艺系统简单；同时由于吸收系统不会产生结垢、堵塞等现象而使系统的可用率高；脱硫后的海水经处理符合环保要求，直接排入大海，不需要设置脱硫渣的处理设施；脱硫效率较高，运行费用较低。
据有关研究资料表明，广东省每年因酸雨而导致森林、建筑物腐蚀和对农作物的损害及耕地面积的减少所造成的损失高达数十亿元，而这尚未包括水生态系统的损失。为此，研究如何控制作为燃煤大户的燃煤电厂的SO2排放的工作就显得尤为重要。
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沙角发电A厂湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统的主要特点是脱硫效率高，技术成熟，吸收剂价格便宜，容易获得，其副产品具有综合利用的商业价值，但其初投资和运行费用高。
连州电厂烟气脱硫装置除石灰石上粉和石膏排放系统外，其它所有系统的设计、设备均由奥地利AE公司提供。该装置设计为处理连州电厂2台机组（2×125MW）所产生的烟气。符合要求的石灰石粉从厂外直接买入，副产品石膏脱水至45%含固率后抛弃。该装置于1999年下半年开始安装，2000年8月开始调试，2000年12月16日完成168h试运行，开始试生产运行，并于2001年7月21日完成性能考核试验。系统主要设计参数及值如表2。
截止2001年8月，广东省已有2套烟气脱硫（F）系统投入运行，1套正在调试，1套已完成招标工作。与这4套脱硫装置配套的机组总容量为1GW，约占火电装机总容量的4.35%。随着环保法规的日趋严格和经济的发展，预计将会有更多的电厂装置脱硫设备。
值及消耗量是按照设计工况（燃煤含硫的质量分数为25%），在100%烟气体积流量、连续运行的条件下的值及消耗量。
