株洲电厂2×125 MW属新建的机组，运行时 间不长。工程未预留脱硫场地，因此对株洲电厂125·81·MW机组进行脱硫改造，不宜采用需要很大脱硫场地的石灰石—石膏法和电子束法。株洲电厂地处株洲市的工业区，需要较高的脱硫效率才能为2×300MW机组扩建提供有利的条件和满足以后更严格的排放标准。采用锅炉喷钙增湿法、GSA或CFB排烟循环法可达到较高的脱硫效率。那一种合理脱硫技术较合理，还是把2种技术联合起来进行脱硫，要进行进一步的技术论证。
根据分析推荐株洲电厂125 MW机组采用GSA或CFB排烟循环法进行烟气脱硫改造。
2．3 耒阳电厂200 MW机组烟气脱硫经济分析
同样计算出耒阳电厂200 MW机组在燃煤含硫1．09％时的几种脱硫技术经济比较结果见表3。
表3说明，采用锅炉喷钙增湿法脱硫1台200 MW机组投资6 949万元，年运行费用684万元；采用GSA或CFB排烟循环法脱硫投资5 528万元，年运行费用701万元；采用石灰石—石膏法投资22 111万元，年运行费用1 079万元；采用电子束法投资17 926万元，年运行费用1 140万元；采用管道喷钙脱硫投资539万元，年运行费用301万元；采用三相流化床投资612万元，年运行费用429万元；采用简易石膏法投资1 100万元，年运行费用539万元。
锅炉喷钙增湿法虽然有投资及运行低的优点，且不增加场地，但也存在以下问题：a．脱硫率不及石灰石—石膏法；b．脱硫过程简单但系统较复杂；c．对脱硫剂粒度要求高；d．喷嘴易磨损，增湿系统的活化器易腐蚀；e．由于脱硫率比石灰石—石膏法低，因此需要的脱硫剂量大，同时产生的灰、渣量也大，如不能综合利用，将加重现有灰场的负担。
烟气循环流化床法（CFB）则有投资及运行费用低的优点，且不增加场地，但也存在以下问题：a．系统排烟温度一般较低，因此设备较易腐蚀及堵塞；b．由于吸收塔内局部烟速很高，吸收塔易磨损；c．由于需要大量的纯度及活性很高的石灰，并且石灰生产也会造成二次污染；d．我国目前还未见有200MW机组的烟气循环硫化床脱硫业绩，该技术是否在200 MW机组上可行，有待进一步论证。
耒阳电厂200 MW机组的运行期还很长，加上正在进行二期2×300 MW扩建工程，环境容量有限。因此为更有利于减少扩建对环境的压力，推荐耒阳电厂的200 MW采用脱硫效率较高、技术较成熟的石灰石—石膏法进行烟气脱硫。
3 结论及建议
综合以上技术经济分析，湖南省125 MW和200 MW火电机组采用石灰石—石膏法、电子束法进行烟气脱硫，具有脱硫效率较高，副产品有一定市场，不增加灰场的负担等优点，但工程投资较大，目前火电厂的投资和管理方较难承担。若采用三相流化床、管道喷钙等简易烟气脱硫法，烟气脱硫效率相对较低，投资较少，对脱硫效率要求不高的火电厂进行脱硫改造较适合。对文丘里水膜除尘器进行三相流化床改造，可以实现除尘脱硫一体化，不仅场地需要很少，且投资最省。因此对文丘里水膜除尘器的火电机组是可以优先考虑的技术改造方案。
总之，不论125 MW和200 MW火电机组，还是其他高温高压机组，在进行烟气脱硫的方案选择时，经济运行是考虑的主要方面之一，但机组安全运行是基础。只有保证机组安全运行的脱硫技术才能在实践中运用。
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