火电中脱硫是指什么?谢谢了,大神帮忙啊

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脱硫：将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧时生成SO2；脱硫系统属于火电厂的辅助控制设备.通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究,目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类.其中燃烧后脱硫,又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization,简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法,以MgO为基础的镁法,以Na2SO3为基础的钠法,以NH3为基础的氨法,以有机碱为基础的有机碱法.世界上普遍使用的商业化技术是钙法,所占比例在90%以上.按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法.湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物,该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点,但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题.干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行,该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻,烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点,但存在脱硫效率低,反应速度较慢、设备庞大等问题.半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程）,或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术.特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法,以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点,又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注.按脱硫产物的用途,可分为抛弃法和回收法两种.脱硫工艺包括：石灰石/石膏法烟气脱硫工艺；旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺；旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺；炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺；烟气循环流化床脱硫工艺；海水脱硫工艺；电子束法脱硫工艺；氨水洗涤法脱硫工艺 脱硫法的方程式：(1) SO2被液滴吸收； SO2(气)+H2O→H2SO3(液) (2) 吸收的SO2同溶液的吸收剂反应生成亚硫酸钙； Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O Ca(OH)2 (固) +H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O (3) 液滴中CaSO3达到饱和后,即开始结晶析出； CaSO3(液)→CaSO3(固) (4) 部分溶液中的CaSO3与溶于液滴中的氧反应,氧化成硫酸钙； CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液) (5) CaSO4(液)溶解度低,从而结晶析出 CaSO4(液)→CaSO4(固) SO2与剩余的Ca(OH)2 及循环灰的反应 Ca(OH)2 (固) →Ca(OH)2 (液) SO2(气)+H2O→H2SO3(液) Ca(OH)2 (液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O CaSO3(液)→CaSO3(固) CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液) CaSO4(液)→CaSO4(固) 双碱法 2NAOH+SO2=NA2SO3+H2O NA2SO3+SO2+H2O=2NAHSO3 2NA2SO3+O2=2NA2SO4 2NAHSO3+CA(OH)2=NA2SO3+CASO4·1/2H2O+3/2H2O NA2SO3+CA(OH)2+H2O+NAOH+CASO4·H2O 2007年,国家发改委颁布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》,规定现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理"十一五"规划》要求完成脱硫改造.燃煤机组安装脱硫设施后,其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策（电厂使用的煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省、自治区、市,脱硫加价标准可由省级价格主管部门单独制定,并报国家发展改革委审批）.安装脱硫设施的燃煤发电企业,持国家或省级环保部门出具的脱硫设施验收合格文件,报省级价格主管部门审核后,自验收合格之日起执行燃煤机组脱硫标杆上网电价或脱硫加价.电网企业因此增加的购电成本,通过调整终端用户销售电价解决.脱硫电价政策的实施,有效地调动了发电企业安装脱硫设施的积极性,减少了电力行业二氧化硫的排放.截至2008年底,国家电网公司经营区域内脱硫发电机组装机容量已达2.79亿千瓦,是2004年底的10.33倍,预计到2010年将达到4.41亿千瓦.2008年全国二氧化硫排放量2321.2万吨,比上年下降5.95%,其中：电力企业二氧化硫排放量1049万吨,比上年减少178万吨左右,同比下降14.5%；五大电力集团二氧化硫排放量563.2万吨,比上年减少17.81%.电网企业积极履行社会责任,坚决执行节能减排电价政策,对符合条件的燃煤发电机组均执行了脱硫加价政策.但由于销售电价调整,与脱硫设施投运执行脱硫加价政策时间上不同步,在销售电价未相应调整到位的情况下,电网企业按规定垫付了大量脱硫加价补贴资金.近几年,由于脱硫新机集中投产和老机组加快脱硫改造,导致垫付脱硫加价补贴资金压力急剧加大.2009年1-8月份,仅国家电网公司向发电公司支付脱硫加价补贴就增加购电费149.8亿元,扣除已在销售电价疏导部分,已垫付额度达81.5亿元；预计全年将达到224.96亿元,预计垫付额度达到122.22亿元.电网企业本身不排放二氧化硫,只是脱硫电价政策执行中的资金运转平台,在亏损的情况下,电网企业垫支脱硫费用的意愿也在下降.如果不及时解决这一问题,导致脱硫电价政策不能执行到位,进而影响到"十一五"二氧化硫减排战略的实施,因此脱硫补贴资金问题亟需通过电价调整予以解决.