现在国家大型的火电厂都有哪几家？他们所利用的脱硫技术都是什么啊？所用的脱硫技术都有什么特点？

火电厂脱硫有几种方法 烟气脱硫的原理是什么~

脱硫方法有很多
（1）石灰石——石膏法烟气脱硫工艺
石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
（2）旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
（3） 磷铵肥法烟气脱硫工艺
（4）炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
（5）烟气循环流化床脱硫工艺
（6）海水脱硫工艺
（7） 电子束法脱硫工艺
（8）氨水洗涤法脱硫工艺

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。

脱硫技术分类（按相对燃烧过程的位置）

燃烧前的脱硫

1） 煤的洗选（可脱硫30-60%）

2） 其他原料煤的脱硫技术（化学法，物理法，微波法，生物法。。。。。。）

3） 煤的转化（液化，气化，高纯水煤浆，燃气-蒸汽联合循环[wiki]IGCC[/wiki]）

4） 燃料电池，等离子。。。。。。

燃烧中脱硫

1） 型煤

2） 流化床燃烧: 鼓泡床(BFBC)，循环床(CFBC)，增压床合循环（PFBC-CC）

3） 炉内喷钙

燃烧后烟气脱硫（FGD）

1) 干法烟气脱硫

a） 炉内喷钙+尾部增湿活化（LIFAC）--下关，钱清，沾化

b） 旋转喷雾法（SDA）—白马，黄岛

c） 循环流化床烟气脱硫（CFB-FGD）恒运，漳山，榆社

d） 增湿灰循环法（NID）--衢州[wiki]化工[/wiki]

e） 荷电干粉喷射法（CDSI）--德州, 杭钢二热

f） 其他

2）湿法烟气脱硫

a) 石灰石/石灰—抛弃/石膏法—珞璜，太原。。。。。。

b) 海水法—深圳西，后石

c) 氨法—内江

d) 镁法---

e) 磷氨法—豆坝

f) 其他

3）其他脱硫法 （同时脱硫和脱硝）

a) 电子束—成都

b) 脉冲电晕

c)活性炭

（3）烟气的预冷却

大多数含硫烟气的温度为120~185℃或更高，而吸收操作则要求在较低的温度下（60℃左右）进行。低温有利于吸收，高温有利于解吸。因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却。通常，将烟气冷却到60℃左右较为适宜。常用冷却烟气的方法有：应用热交换器间接冷却；应用直接增湿（直接喷淋水）冷却；用预洗涤塔除尘增湿降温，这些都是较好的方法，也是目前使用较广泛的方法。通常，国外湿法烟气脱硫的效率较高，其原因之一就是对高温烟气进行增湿降温。

我国目前已开发的湿法烟气脱硫技术，尤其是燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术，高温烟气未经增湿降温直接进行吸收操作，较高的吸收操作温度，使SO2的吸收效率降低，这就是目前我国燃煤工业锅炉湿法烟气脱硫效率较低的主要原因之一。

（4）结垢和堵塞

在湿法烟气脱硫中，设备常常发生结垢和堵塞。设备结垢和堵塞，已成为一些吸收设备能否正常长期运行的关键问题。为此，首先要弄清楚结构的机理，影响结构和造成堵塞的因素，然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

一些常见的防止结垢和堵塞的方法有：在工艺操作上，控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量；控制溶液的PH值；控制溶液中易于结晶的物质不要过饱和；保持溶液有一定的晶种；严格除尘，控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量，设备结构要作特殊设计，或选用不易结垢和堵塞的吸收设备，例如流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞；选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备。

脱硫系统的结构和堵塞，可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器设置热交换器结垢和堵塞。其原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成为CaSO4（石膏），并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化和抑制氧化。 强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气，几乎将全部CaSO3氧化成CaSO4，并保持足够的浆液含固量（大于12%），以提高石膏结晶所需要的晶种。此时，石膏晶体的生长占优势，可有效控制结垢。

抑制氧化系统采用氧化抑制剂，如单质硫，乙二胺四乙酸（EDTA）及其混合物。添加单质硫可产生硫代硫酸根离子，与亚硫酸根自由基反应，从而干扰氧化反应。EDTA则通过与过渡金属生成螯合物和亚硫酸根反应而抑制氧化反应。（5）腐蚀及磨损

煤炭燃烧时除生成SO2以外，还生成少量的SO3，烟气中SO3的浓度为10~40ppm。由于烟气中含有水（4%~12%），生成的SO3瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上，或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。解决方法主要有：采用耐腐蚀材料制作吸收塔，如采用不锈钢、环氧玻璃钢、硬聚氯乙烯、陶瓷等制作吸收塔及有关设备；设备内壁涂敷防腐材料，如涂敷水玻璃等；设备内衬橡胶等。

含有烟尘的烟气高速穿过设备及管道，在吸收塔内同吸收液湍流搅动接触，设备磨损相当严重。解决的主要方法有：采用合理的工艺过程设计，如烟气进入吸收塔前要进行高效除尘，以减少高速流动烟尘对设备的磨损；采用耐磨材料制作吸收塔及其有关设备，以及设备内 壁内衬或涂敷耐磨损材料。近年来，我国燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术中，吸收塔的防腐及耐磨损已取得显著进展，致使烟气脱硫设备的运转率大大提高。

吸收塔、烟道的材质、内衬或涂层均影响装置的使用寿命和成本。吸收塔体可用高（或低）合金钢、碳钢、碳钢内衬橡胶、碳钢内衬有机树脂或玻璃钢。美国因劳动力昂贵，一般采用合金钢。德国普遍采用碳钢内衬橡胶（溴橡胶或氯丁橡胶），使用寿命可达10年。腐蚀特别严重的如浆池底和喷雾区，采用双层衬胶，可延长寿命25%。ABB早期用C-276合金钢制作吸收塔，单位成本为63[wiki]美元[/wiki]/KW，现采用内衬橡胶，成本为22美元/KW。烟道应用碳钢制作时，采用何种防腐措施取决于烟气温度（是否在酸性[wiki]露点[/wiki]或水蒸汽饱和温度以上）及其成分（尤其是SO2和H2O含量）。

日本日立公司的防腐措施是：烟气再热器、吸收塔入口烟道、吸收塔烟气进口段，采用耐热玻璃鳞片树脂涂层，吸收塔喷淋区用不锈钢或碳钢橡胶衬里，除雾器段和氧化槽用玻璃鳞片树脂涂层或橡胶衬里。

（6）除雾

湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10~60m的“雾”。“雾”不仅含有水分，它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等，如不妥善解决，任何进入烟囱的“雾”，实际就是把SO2排放到大气中，同时也造成引风机的严重腐蚀。因此，工艺上对吸收设备提出除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾。通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。

目前，我国相当一部分吸收塔尚未设置除雾器，这不仅造成SO2的二次污染，对引风机的腐蚀也相当严重。脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器，通常为二级除雾器，安装在塔的圆筒顶部（垂直布置）或塔出口的弯道后的平直烟道上（述评布置）。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，更不允许超过200mg/m3，否则含沾污和腐蚀热交换器、烟道和风机。

（7）净化后气体再加热

在处理高温含硫烟气的湿法烟气脱硫中，烟气在脱硫塔内被冷却、增湿和降温，烟气的温度降至60℃左右。将60℃左右的净化气体排入大气后，在一定的气象条件下将会产生“白烟”。由于烟气温度低，使烟气的抬升作用降低。特别是在净化处理大量的烟气和某些不利的气象条件下，“白烟”没有远距离扩散和充分稀释之前就已降落到污染源周边的地面，容易出现高浓度的SO2污染。为此，需要对洗涤净化后的烟气进行二次再加热，提高净化气体的温度。被净化的气体，通常被加热到105~130℃。为此，要增设燃烧炉。燃烧炉燃烧天然气或轻柴油，产生1000~1100℃的高温燃烧气体，再与净化后的气体混对。这里应当指出，不管采用何种方法对净化气体进行二次加热，在将净化气体的温度加热到105~130℃的同时，都不能降低烟气的净化效率，其中包括除尘效率和脱硫效率。为此，对净化气体二次加热的方法，应权衡得失后进行选择。

吸收塔出口烟气一般被冷却到45~55℃（视烟气入口温度和湿度而定），达饱和含水量。是否要对脱硫烟气再加热，取决于各国环保要求。德国《大型燃烧设备法》中明确规定，烟囱入口最低温度为72℃，以保证烟气扩散，防止冷烟雾下沉。因吸收塔出口与烟囱入口之间的散热损失约为5~10℃，故吸收塔出口烟气至少要加热到77~82℃。据ABB或B&W公司介绍，美国一般不采用烟气再加热系统，而对烟囱采取防腐措施。如脱硫效率仅要求75%时，可引出25%的未处理的旁通烟气来加热75%的净化烟气，

德国第1台湿法脱硫装置就采用这种方法。德国现在还把净化烟气引入自然通风冷却塔排放的脱硫装置，籍烟气动量（质量 速度）和携带热量的提高，使烟气扩散的更好。

烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热式两种形式。蓄热式工艺利用未脱硫的热烟气加热冷烟气，统称GGH。蓄热式换热器又可分为回转式烟气换热器、板式换热器和管式换热器，均通过载热体或热介质将热烟气的热量传递给冷烟气。回转式换热器与电厂用的回转式空气预热器的工作原理相同，是通过平滑的或者带波纹的金属薄片载热体将热烟气的热量传递给净化后的冷烟气，缺点是热烟气会泄露到冷烟气中。板式换热器中，热烟气与冷烟气逆流或交*流动，热交换通过薄板进行，这种系统基本不泄露。管式加热器是通过中间载体水将热烟气的热量传递给冷烟气，无烟气泄露问题，用于年满负荷运行在4000~6500h的脱硫装置。 非蓄热式换热器通过蒸汽、天然气等将冷烟气重新加热，又分为直接加热和间接加热。直接加热是燃烧加热部分冷烟气，然后冷热烟气混合达到所需温度；间接加热是用低压蒸汽（≥2×105Pa）通过热交换器加热冷烟气。这种加热方式投资省，但能耗大，使用于脱硫装置年运行时间4000h-6500h的脱硫装置。

（8）脱硫风机位置的选择

安装烟气脱硫装置后，整个脱硫系统的烟气阻力约为2940Pa，单*原有锅炉引风机（IDF）不足以克服这些阻力，需设置一助推风机，或称脱硫风机（BUF）。脱硫风机有四种布置方案。脱硫引风机处于低烟温段，风机容量相当，由于风机位于再热器后，烟气中水份得到改善，对风机防腐无特殊要求。脱硫系统在负压下运行，有利于环境保护。（9）石灰石制备系统

将块状石灰石应用干磨或湿磨研磨成石灰石粉，或从石粉制造厂购进所需要的石灰石粉，由罐车运到料仓存储，然后通过给料机、输粉机将石灰石粉输入浆池，加水制备成固体质量分数为10%-15%的浆液。对石灰石粉粒度要求一般是90%通过325目筛（45m）或250目筛。石灰石纯度须大于90%。工艺对其活性、可磨性也有一定的要求。

（10）氧化槽

氧化槽的功能是接受和储存脱硫剂、溶解石灰石，鼓风氧化CaSO3，结晶生成石膏。循环的吸收剂在氧化槽内的设计停留时间一般为4-8min，与石灰石反应性能有关。石灰石反应性能越差，为使之完全溶解，则要求它在池内滞留时间越长。氧化空气采用罗茨风机或离心风机鼓入，压力约5×104-8.6×104Pa一般氧化1mo1SO2需要1mo1 O2。

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火电厂有很多，光湖南就不少。
脱硫技术：
近年来，随着机动车的增多，汽车尾气已成为主要的大气污染源，酸雨也因此更加频繁，严重危害到了建筑物、土壤和人类的生存环境。因此，世界各国纷纷提出了更高的油品质量标准，进一步限制油品中的硫含量、烯烃含量和苯含量，以更好地保护人类的生存空间。
随着对含硫原油加工量的增加及重油催化裂化的普及，油品含硫量超标及安定性不好的现象也越来越严重。由于加氢脱硫在资金及氢源上的限制，对中小型炼油厂来说进行非加氢精制的研究具有重要的意义。本文简单介绍了非加氢脱硫技术进展及未来的发展趋势。
2 燃料油中硫的主要存在形式及分布
原油中有数百种含硫烃，目前已验证并确定结构的就有200余种，这些含硫烃类在原油加工过程中不同程度地分布于各馏分油中。
燃料油中的硫主要有两种存在形式：通常能与金属直接发生反应的硫化物称为“活性硫”，包括单质硫、硫化氢和硫醇；而不与金属直接发生反应的硫化物称为“非活性硫”，包括硫醚、二硫化物、噻吩等。对于汽油馏分而言，含硫烃类以硫醇、硫化物和单环噻吩为主，其主要来源于催化裂化(简称FCC)汽油。因此，要使汽油符合低硫汽油的指标必须对FCC汽油原料进行预处理或对FCC汽油产品进行后处理。而柴油馏分中的含硫烃类有硫醇、硫化物、噻吩、苯并噻吩和二苯并噻吩等，其中二苯并噻吩的4，6位烷基存在时，由于烷基的位阻作用而使脱硫非常困难，而且随着石油馏分沸点的升高，含硫化合物的结构也越来越复杂。
3 生产低硫燃料油的方法
3.1 酸碱精制
酸碱精制是传统的方法，目前仍有部分炼厂使用。由于酸碱精制分离出的酸碱渣难以处理，而且油品损失较大，从长远来看，此技术必将遭到淘汰。
(1)酸精制
该法用一定浓度的硫酸、盐酸等无机酸从石油产品中除去硫醚和噻吩，从而达到脱硫的目的。反应如下所示：
R2S+H2SO4 R2SH++HSO-4
(2) 碱精制
NaOH水溶液可以抽提出部分酸性硫化物，在碱中加入亚砜、低级醇等极性溶剂或提高碱的浓度可以提高萃取效率。如用40%的NaOH可除去柴油中60%以上的硫醇及90%的苯硫酚，其中苯硫酚对油品的安定性影响很大。
3.2 催化法
在酞菁催化剂法中，目前工业上应用较多是聚酞菁钴(CoPPC)和磺化酞菁钴(CoSPc)催化剂。此催化剂在碱性溶液中对油品进行处理，可以除去其中的硫醇。夏道宏认为聚酞菁钴(CoPPC)和磺化酞菁钴(CoSPc)在碱液中的溶解性不好，因而降低了催化剂的利用率，为此合成出了一种水溶性较好的新型催化剂——季铵磺化酞菁钴(CoQAHPc)n，该催化剂分子内有氧化中心和碱中心，二者产生的协同作用使该催化剂的活性得到了明显的提高〔1〕。此外，金属螯合剂法和酸性催化剂法都能使有机硫化物转化成硫化氢，从而有效的去除成品油中的硫化物〔2〕。
以上这几种催化法脱硫效率虽然较高，但都存在着催化剂投资大、制备条件苛刻、催化活性组分易流失等缺点。目前炼厂使用此方法的其经济效益都不是很好，要想大规模的应用催化法脱硫技术，尚需克服一些技术上的问题。
3.3 溶剂萃取法
选择适当的溶剂通过萃取法可以有效地脱除油品中的硫化物。一般而言，萃取法能有效地把油品中的硫醇萃取出来，再通过蒸馏的方法将萃取溶剂和硫醇进行分离，得到附加值较高的硫醇副产品，溶剂可循环使用。在萃取的过程中，常用的萃伞液是碱液，但有机硫化物在碱液和成品油中的分配系数并不高，为了提高萃取过程中的脱硫效率，可在碱液中添加少量的极性有机溶剂，如MDS、DMF、DMSOD等，这样可以大大提高萃取过程中的脱硫效率。夏道宏等人提出了MDS-H2O-KOH化学萃取法，用这三种萃取剂对FCC汽油进行了萃取率及回收率的实验，结果表明该方法在同一套装置中既能把油品中的硫醇萃取出来，还可以高效回收萃取液中的单一硫醇以及混合硫醇，得到高纯度的硫醇副产品，具有很高的经济效益和社会效益〔3〕。福建炼油化工公司把萃取和碱洗两种工艺结合起来，采用甲醇-碱洗复合溶剂萃取法显著提高了FCC柴油的储存安定性，萃取溶剂经蒸馏回收甲醇后可循环使用。此种方法投资低，脱硫效率高，具有较高的应用价值〔4〕。
3.4 催化吸附法
催化吸附脱硫技术是使用吸附选择性较好且可再生的固体吸附剂，通过化学吸附的作用来降低油品中的硫含量。它是一种新出现的、能够有效脱除FCC汽油中硫化物的方法。与通常的汽油加氢脱硫相比，其投资成本和操作费用可以降低一半以上，且可以从油品中高效地脱除硫、氮、氧化物等杂质，脱硫率可达90%以上，非常适合国内炼油企业的现状。由于吸附脱硫并不影响汽油的辛烷值和收率，因此这种技术已经引起国内外的高度重视。
Konyukhova〔5〕等把一些天然沸石(如丝光沸石、钙十字石、斜发沸石等)酸性活化后用于吸附油品中的乙基硫醇和二甲基硫，ZSM-5和NaX沸石则分别用于对硫醚和硫醇的吸附。Tsybulevskiy〔5〕研究了X或Y型分子筛进行改性后对油品的催化吸附性能。Wismann〔5〕考察了活性炭对油品的催化吸附性能。而在这些研究中普遍在着脱硫深度不够，吸附剂的硫容量较低，脱硫剂的使用周期短，且再生性能不好，因而大大限制了其工业应用。据报道，菲利浦石油公司开发的吸附脱硫技术于2001年应用于258 kt/a的装置，经处理后的汽油平均硫含量约为30 μg/g，是第一套采用吸附法脱除汽油中硫化物的工业装置，并准备将这一技术应用于柴油脱硫。
国内的催化吸附脱硫技术尚处于研究阶段。徐志达、陈冰等〔6〕用聚丙烯腈基活性炭纤维(NACF)吸附油品中的硫醇，结果只能把油品中的一部分硫醇脱除。张晓静等〔7〕以13X分子筛为吸附剂对FCC汽油的全馏分和重馏分(＞90℃)进行了研究，初步结果表明对硫含量为1220 μg/g的汽油的全馏分和重馏分进行精制后，与未精制的轻馏分(＜90℃)混合可得到硫含量低于500 μg/g的汽油。张金岳等〔8〕对负载型活性炭催化吸附脱硫进行了深入的研究。
总之，催化吸附脱硫技术在对油品没有影响的条件下能有效的脱除油品中的硫化物，且投资费用和操作费用远远低于其他(加氢精制、溶剂萃取，催化氧化等)脱硫技术。因此，研究催化吸附脱硫技术具有非常重要的意义。
3.5 络合法
用金属氯化物的DMF溶液来处理含硫油品时可使有机硫化物与金属氯化物之间的电子对相互作用，生成水溶性的络合物而加以除去。能与有机硫化物生成络合物的金属离子非常多，其中以CdCl2的效果最好。下面列举了不同金属氯化物与有机硫化物的络合反应活性顺序为：Cd2+>Co2+>Ni2+> Mn2+>Cr3+>Cu2+>Zn2+>Li+>Fe3+。由于络合法不能脱除油品中的酸性组分，因此在实际应用中经常采用络合萃取与碱洗精制相结合的办法，其脱硫效果非常显著，且所得油品的安定性好，具有较好的经济效益。
3.6生物脱硫技术
生物脱硫，又称生物催化脱硫(简称BDS)，是一种在常温常压下利用需氧、厌氧菌除去石油含硫杂环化合物中结合硫的一种新技术。早在1948年美国就有了生物脱硫的专利，但一直没有成功脱除烃类硫化物的实例，其主要原因是不能有效的控制细菌的作用。此后有几个成功的“微生物脱硫”报道，但却没有多少应用价值，原因在于微生物尽管脱去了油中的硫，但同时也消耗了油中的许多炭而减少了油中的许多放热量〔9〕。科学工作者一直对其进行了深入的研究，直到1998年美国的Institute of Gas Technology(IGT)的研究人员成功的分离了两种特殊的菌株，这两种菌株可以有选择性的脱除二苯并噻吩中的硫，去除油品中杂环硫分子的工业化模型相继产生，1992年在美国分别申请了两项专利(5002888和5104801)。美国Energy BioSystems Corp (EBC)公司获得了这两种菌株的使用权，在此基础上，该公司不仅成功地生产和再生了生物脱硫催化剂，并在降低催化剂生产成本的同时也延长了催化剂的使用寿命。此外该公司又分离得到了玫鸿球菌的细菌，该细菌能够使C-S键断裂，实现了脱硫过程中不损失油品烃类的目的〔10〕。现在，EBC公司已成为世界上对生物脱硫技术研究最广泛的公司。此外，日本工业技术研究院生命工程工业技术研究所与石油产业活化中心联合开发出了柴油脱硫的新菌种，此菌种可以同时脱除柴油中的二苯并噻吩和苯并噻吩中的硫，而这两种硫化物中的硫是用其它方法难以脱除的〔11〕。
BDS过程是以自然界产生的有氧细菌与有机硫化物发生氧化反应，选择性氧化使C-S键断裂，将硫原子氧化成硫酸盐或亚硫酸盐转入水相，而DBT的骨架结构氧化成羟基联苯留在油相，从而达到脱除硫化物的目的。BDS技术从出现至今已发展了几十年，目前为止仍处于开发研究阶段。由于BDS技术有许多优点，它可以与已有的HDS装置有机组合，不仅可以大幅度地降低生产成本，而且由于有机硫产品的附加值较高，BDS比HDS在经济上有更强的竞争力。同时BDS还可以与催化吸附脱硫组合，是实现对燃料油深度脱硫的有效方法。因此BDS技术具有广阔的应用前景，预计在2010年左右将有工业化装置出现。
4 新型的脱硫技术
4.1 氧化脱硫技术
氧化脱硫技术是用氧化剂将噻吩类硫化物氧化成亚砜和砜，再用溶剂抽提的方法将亚砜和砜从油品中脱除，氧化剂经过再生后循环使用。目前的低硫柴油都是通过加氢技术生产的，由于柴油中的二甲基二苯并噻吩结构稳定不易加氢脱硫，为了使油品中的硫含量降到10 μg/g，需要更高的反应压力和更低的空速，这无疑增加了加氢技术的投资费用和生产成本。而氧化脱硫技术不仅可以满足对柴油馏分10 μg/g的要求，还可以再分销网点设置简便可行的脱硫装置，是满足最终销售油品质量的较好途径。
(1) ASR-2氧化脱硫技术
ASR-2〔12〕氧化脱硫技术是由Unipure公司开发的一种新型脱硫技术，此技术具有投资和操作费用低、操作条件缓和、不需要氢源、能耗低、无污染排放、能生产超低硫柴油、装置建设灵活等优点，为炼油厂和分销网点提供了一个经济、可靠的满足油品硫含量要求的方法。
在实验过程中，此技术能把柴油中的硫含量由7000 μg/g最终降到5 μg/g。此外该技术还可以用来生产超低硫柴油，来作为油品的调和组分，以满足油品加工和销售市场的需要。目前ASR-2技术正在进行中试和工业实验的设计工作。其工艺流程如下：含硫柴油与氧化剂及催化剂的水相在反应器内混合，在接近常压和缓和的温度下将噻吩类含硫化合物氧化成砜；然后将含有待生催化剂和砜的水相与油相分离后送至再生部分，除去砜并再生催化剂；含有砜的油相送至萃取系统，实现砜和油相分离；由水相和油相得到的砜一起送到处理系统，来生产高附加值的化工产品。
尽管ASR-2脱硫技术已进行了多年的研究，但一直没有得到工业应用，主要是由于催化剂的再生循环、氧化物的脱除等一些技术问题还没有解决。ASR-2技术可以使柴油产品的硫含量达到5 μg/g，与加氢处理技术柴油产品的硫含量分别为30 μg/g和15 μg/g时相比，硫含量和总处理费用要少的多。因此，如果一些技术性问题能够很好地解决，那么ASR-2氧化脱硫技术将具有十分广阔的市场前景。
(2) 超声波氧化脱硫技术
超声波氧化脱硫 (SulphCo)〔13〕技术是由USC和SulphCo公司联合开发的新型脱硫技术。此技术的化学原理与ASR-2技术基本相同，不同之处是SulphCo技术采用了超声波反应器，强化了反应过程，使脱硫效果更加理想。其流程描述为：原料与含有氧化剂和催化剂的水相在反应器内混合，在超声波的作用下，小气泡迅速的产生和破灭，从而使油相与水相剧烈混合，在短时间内超声波还可以使混合物料内的局部温度和压力迅速升高，且在混合物料内产生过氧化氢，参与硫化物的反应；经溶剂萃取脱除砜和硫酸盐，溶剂再生后循环使用，砜和硫酸盐可以生产其他化工产品。
SulphCo在完成实验室工作后，又进行了中试放大实验，取得了令人满意的效果，即不同硫含量的柴油经过氧化脱硫技术后硫含量均能降低到10 μg/g以下。目前Bechtel公司正在着手SulphCo技术的工业试验。
4.2 光、等离子体脱硫技术〔14〕
日本污染和资源国家研究院、德国Tubingen大学等单位研究用紫外光照射及等离子体技术脱硫。其机理是：二硫化物是通过S-S键断裂形成自由基，硫醚和硫醇分别是C-S和S-H键断裂形成自由基，并按下列方式进行反应：
无氧化剂条件下的反应：
CH3S- + -CH3 CH4+CH2 ==== S
CH3S- + CH3CH2R CH3SH+CH2 ==== SCH2R
CH3S- + CH3S- CH3SSCH3
CH3S- + CH2 ==== S CH3SCH2S- -CH3 CH3SCH2SCH3
有氧化剂条件下的反应：
CH3S- + O2 CH3SOO- RH CH3SOOH + R-
SO3+ -CH3
CH3SOOH Rr CH3SO- + -OH
CH3SO- + RH CH3SOH + R-
3CH3SOOH CH3SOOSCH3 + CH3SO3H
此技术以各类有机硫化物和含粗汽油为对象，根据不同的分子结构，通过以上几种方式进行反应，产物有烷烃、烯烃、芳烃以及硫化物或元素硫，其脱硫率可达20%～80%。若在照射的同时通入空气，可使脱硫率提高到60%～100%，并将硫转化成SO3、SO2或硫磺，水洗即可除去。
5 低硫化的负面影响
汽油和柴油的低硫化大大减轻了环境污染，特别是各国对燃料油低硫化政策已达成共识。但是在燃料油低硫化的进程中，出现了人们未曾预料到的负面效应，主要表现为：
(1)润滑性能下降，设备的磨损加大。1991年，瑞典在使用硫含量为0.00%的柴油时，发现燃料泵产生的烧结和磨损甚至比普通柴油的磨损还要严重。日本也对不同硫含量的柴油作了台架试验，结果也确认了柴油润滑性能下降的问题。其主要原因是在脱硫的同时把存在于油品中具有润滑性能的天然极性化合物也脱除了，从而导致润滑性能下降，设备的磨损加大。
(2)柴油安定性变差，油品色相恶化。当柴油的硫含量降到0.05%以下时，过氧化物的增加会加速胶状物和沉淀物的生成，影响设备的正常运转，并导致排气恶化。其主要原因是由于原本存在于柴油中的天然抗氧化组分在脱硫时也被脱除掉了。同时随着柴油中硫含量的降低，油品的颜色变深，给人以恶感。
6 结论及建议
鉴于石油产品在生产和生活中的广泛应用，脱除其中危害性的硫是非常重要的。目前工业上使用的非加氢脱硫方法有酸碱精制、溶剂萃取和吸附脱硫，而这几种脱硫方法都存在着缺陷和不足。其中酸碱精制有大量的废酸废碱液产生，会造成严重的环境污染；溶剂萃取脱硫过程能耗大，油品收率低；吸附法中吸附剂的吸附量小，且需经常再生。其它的非加氢脱硫技术还处在试验阶段，其中生物脱硫、氧化脱硫和光及等离子体脱硫的应用前景十分诱人，可能是实现未来清洁燃料油生产的有效方法。由于降低燃料油中的硫含量、减少大气污染是一个复杂的过程，因此实施时应考虑各种因素，提高技术的可靠性，以取得最佳的经济效益和环保效益。

五大发电公司及所属电厂，基本列举了全国的发电厂家。各地热电企业、自备电厂、地方所属电厂不在其中。

五大发电公司：中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国电力投资集团

华能集团所属电厂：
华能丹东电厂 华能大连电厂 华能上安电厂 华能德州电厂 华能威海电厂 华能济宁电厂 华能日照电厂 华能太仓电厂 华能淮阴电厂 华能南京电厂 华能南通电厂 华能上海石洞口第一电厂 华能上海石洞口第二电厂 华能长兴电厂 华能福州电厂 华能汕头燃煤电厂 华能汕头燃机电厂 华能玉环电厂 华能沁北电厂 华能榆社电厂 华能辛店电厂 华能重庆分公司 华能井冈山电厂 华能平凉电厂 华能岳阳电厂 华能营口电厂 华能邯峰电厂

大唐集团所属：
长山热电厂 湖南省石门电厂 鸡西发电厂 洛阳首阳山电厂 洛阳热电厂 三门峡华阳发电公司 河北马头电力公司 唐山发电总厂 北京大唐张家口发电总厂 兰州西固热电有限公司 合肥二电厂 田家庵发电厂 北京大唐高井发电厂 永昌电厂 北京大唐陡河电厂 南京下关发电厂 安徽淮南洛河发电厂 保定热电厂 略阳发电厂 微水发电厂 峰峰发电厂含岳城电站 天津大唐盘山发电公司 内蒙大唐托克托发电公司 保定余热电厂 华源热电有限责任公司 阳城国际发电有限公司 辽源热电有限责任公司 四平发电运营中心 长春第二热电有限公司 晖春发电有限责任公司 鸡西热电有限责任公司 佳木斯第二发电厂 台河第一电厂 江苏徐塘发电有限公司 安徽省淮北发电厂 安徽淮南洛能发电公司 安阳华祥电力有限公司 许昌龙岗发电有限公司 华银电力株洲发电厂 华银株洲发电公司 金竹山电厂 华银金竹山火力发电厂 湘潭发电有限责任公司 湖南省耒阳发电厂 灞桥热电有限责任公司 灞桥热电厂 陕西渭河发电厂 陕西延安发电厂 陕西韩城发电厂 永昌发电厂 甘肃甘谷发电厂 甘肃八0三发电厂 甘肃连城发电厂 甘肃兰西热电有限公司 广西桂冠电力股份公司 桂冠大化水力发电总厂 广西岩滩水电厂 陈村水力发电厂 王快水电厂 张家界水电开发公司 贺龙水电厂 鱼潭水电厂 陕西石泉水力发电厂 石泉发电有限责任公司 甘肃碧口水电厂 百龙滩电厂

华电所属：
1 中国华电工程(集团)有限公司2 华电煤业集团有限公司3 华电财务有限公司4 华电招标有限公司5 华信保险经纪有限公司6 北京华信保险公估有限公司7 河北热电有限责任公司8 包头东华热电有限公司（在建） 9 内蒙古华电乌达热电有限公司（在建）10 华电国际电力股份有限公司 11 华电国际电力股份有限公司邹县发电厂（扩建）12 华电国际电力股份有限公司莱城发电厂13 华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂14 华电青岛发电有限公司（扩建）15 华电淄博热电有限公司16 华电章丘发电有限公司（扩建）17 华电滕州新源热电有限公司
18 四川广安发电有限责任公司（扩建）19 安徽池州九华发电有限公司（在建）20 宁夏中宁发电有限公司（在建）21 华电能源股份有限公司
22 华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂23 华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂24 哈尔滨热电有限责任公司（扩建）25 中国华电集团哈尔滨发电有限公司26 铁岭发电厂27 安徽华电六安发电有限公司（在建）28 安徽华电宿州发电有限公司（在建）29 江苏华电扬州发电有限公司（扩建）30 江苏华电戚墅堰发电有限公司（扩建）31 杭州半山发电有限公司（扩建）32 福建华电投资有限公司33 福建华电邵武发电有限公司34 福建棉花滩水电开发有限公司35 闽东水电开发有限公司36 福建漳平发电有限公司37 湖北华电黄石发电股份有限公司38 湖北西塞山发电有限公司39 湖北华电襄樊发电有限公司（在建）40 湖南华电长沙发电有限公司（在建）41 湖南华电石门发电有限公司（在建）42 华电新乡发电有限公司（在建）43 四川华电宜宾发电有限责任公司（在建） 44 四川黄桷庄发电有限责任公司 45 成都华电三源热力有限责任公司 46 四川华电杂谷脑水电开发有限责任公司（在建）47 四川华电高坝发电有限公司 48 四川华电珙县发电有限公司49 四川紫兰坝水电开发有限责任公司（在建）50 四川华电西溪河水电开发有限公司（在建）51 陕西华电蒲城发电有限责任公司52 新疆华电喀什发电有限责任公司 53 新疆华电哈密发电有限责任公司 54 新疆华电苇湖梁发电有限责任公司55 新疆华电红雁池发电有限责任公司56 新疆华电昌吉热电有限责任公司（扩建）57 新疆华电吐鲁番发电有限责任公司（在建）58 青海华电大通发电有限公司（在建）59 云南华电巡检司发电有限公司（扩建）60 云南华电怒江水电开发有限公司（在建）61 贵州乌江水电开发有限公司62 贵州乌江水电开发有限公司洪家渡电站建设公司63 贵州乌江水电开发有限公司乌江渡发电厂64 贵州乌江水电开发有限公司东风发电厂65 贵州黔源电力股份公司66 贵州黔源电力股份公司引子渡水电站67 贵州黔源电力股份公司普定发电公司68 贵州黔源电力股份公司水城发电厂69 中国华电集团公司贵州头步发电厂70 贵州大方发电有限公司（在建）
还有全资部分1 华电开发投资有限公司2 华电(北京)热电有限公司3 北京华电水电有限公司4 内蒙古华电包头发电有限公司（在建）5 内蒙古华电卓资发电有限公司（在建）6 山东黄岛发电厂(1#2#机)7 黑龙江华电佳木斯发电有限公司8 上海华电电力发展有限公司9 华电福建发电有限公司10 福建永安火电厂11 福建华电漳平电厂12 福建省厦门电厂13 福建省古田溪水力发电厂14 中国华电集团福建南靖水力发电厂15 中国华电集团公司福建华安水力发电厂16 福建省安砂水力发电厂17 福建省池潭水力发电厂18 中国华电集团公司福建莆田湄洲湾电厂运行分公司19 福建华电可门发电有限公司20 湖北华电青山热电有限公司21 湖北华电武昌热电厂 22 华电四川发电有限公司23 中国华电集团公司宜宾发电总厂24 中国华电集团公司内江发电总厂25 中国华电集团公司四川宝珠寺水力发电厂26 四川华电攀枝花发电公司27 四川华电五通桥发电厂28 四川华电磨房沟发电厂29 云南华电昆明发电有限公司（在建）30 中国华电集团公司云南以礼河发电厂31 贵州清镇发电厂32 遵义发电总厂33 贵州华电大龙发电有限公司34 中国华电集团贵港发电有限公司

中电投所属：
通辽发电总厂 辽宁发电厂 北票发电厂 大连发电总厂 大连第一热电有限公司 阜新发电厂 抚顺发电厂 元通火力发电有限公司 赤峰热电厂 长兴岛第二发电厂 郑州热电厂 南阳电厂 新乡火电厂平顶山鸿翔热电公司 开封火电厂 马迹塘水力发电厂 鲤鱼江电厂 洪泽热电有限公司 芜湖发电厂
青铜峡水电厂（ 八盘峡水电厂 盐锅峡水电厂 大坝管理中心 洪江水电站 碗米坡水电站
近尾洲水电站 凌津滩水电站 五强溪水力发电厂 南市发电厂 闵行发电厂 杨树浦发电厂 吴泾热电厂 上海外高桥发电有限责任公司 上海吴泾第二发电有限责任公司 漳泽发电厂 河津发电厂 重庆九龙电厂 白鹤发电厂 狮子滩水力发电总厂

国电集团所属：

国电滦河发电厂 国电天津第一热电厂 国电一五○发电厂 国电霍州发电厂 国电太原第一热电厂 国电吉林热电厂 国电谏壁发电厂 温州东屿发电厂 国电岷江发电厂 温州梅屿发电厂 国电万安水力发电厂 国电九江发电厂 松木坪电厂 万源发电厂 国电成都热电厂 国电华蓥山发电厂 国电大武口发电厂 国电石嘴山发电厂 国电凯里发电厂 国电红枫水力发电厂 国电贵阳发电厂 国电大寨水力发电厂 国电六郎洞水力发电厂 国电小龙潭发电厂 国电合山发电厂 国电南河水力发电厂
国电电力大同第二发电厂 国电电力朝阳发电厂 国电电力大连开发区热电厂 国电电力桓仁发电厂 国电电力太平哨发电厂 邯郸热电厂 国电长源荆门热电厂 国电长源沙市热电厂 国电长源富水水力发电厂 国电长源南河水力发电厂 国电白马电厂 新疆风力发电厂 沈阳热电厂

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米波达肝： 内蒙古托克托电厂位于呼和浩特市南约70KM的托克托县境内.托克托电厂全称为内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,公司由大唐国际发电股份有限公司、北京能源投资(集团)有限公司和内蒙古蒙电华能热电股份有限公司三家股东分别...

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米波达肝： 内蒙古锡林郭勒盟华能上都发电公司原设计480万千瓦现一期2*60万,二期2*66万,三期2*66万均已发电,四期2*100万国家发改委已批准,目前正在可研.

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米波达肝： 大唐国际托克托发电厂八台60万机组!

北塘区15066113327： 国内最大的火力发电厂在哪里? - ？
米波达肝： 内蒙古大唐国际托克托发电公司总装机容量540万千瓦,是目前全国最大在役火力发电厂.一体化管理10台机组,总装机容量540万千瓦,每年的发电量接近北京用电总负荷的1/3.该公司8台60万千瓦亚临界火电机组通过500千伏升压站接入京津唐电网,2台30万千瓦机组通过220千伏升压站接入蒙西电网. 其次是国电北仑电厂.三期扩建工程第2台百万千瓦超超临界机组正式投入商业运行,7台燃煤机组、500万千瓦装机容量、275亿年设计发电量.

北塘区15066113327： 中国大型发电机(水电、火电)生产商有哪几家? - ？
米波达肝： 我国目前比较大型的有:东方电机股份有限公司哈尔滨电机厂有限责任公司其它的都较小,比如:湖南零陵恒远发电设备有限公司去网上查查都有的.

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米波达肝： 在华电国际电力股份有限公司成立十周年之际,国家“十一五”重点工程、国内首批百万千瓦等级火电机组--华电国际邹县发电厂四期扩建项目主机签字仪式在邹县发电厂举行. 山东省邹城市 邹县发电厂 在华电国际电力股份有限公司成立十周...