一、當前脫硫技術存在的一些問題
（1）實際運行鍋爐系統參數與設計值偏離太大（如煤質劣化、鍋爐漏風、煙氣溫度變化、粉塵濃度過高等），出現效率降低、結垢堵塞、石膏結晶困難、無法滿負荷運行等問題，不得不進行脫硫煙氣系統的改造，如擴大漿液結晶槽的容量、新增脫硫塔或改變脫硫劑等措施，代價很高。
（2）脫硫塔入口煙道設計不合理，脫硫塔入口出流場分布不均，周邊出現漩渦回流，導致脫硫塔入口積灰。特別是當入口煙氣粉塵濃度較高時，可產生嚴重的積灰問題，直接影響脫硫系統的運行可靠性和效率。因此，應特別注意脫硫塔入口及其相關入口煙道的設計，盡可能延長脫硫塔入口煙道平直段，在脫硫塔入口煙道拐彎處布置導流板，減小脫硫塔入口煙道兩側的擴散角和傾角，保證流場分布的均勻性是解決此問題的關鍵。
（3）由于漿液里的有機物及微細粉塵富集，脫硫塔冒泡嚴重。除消除誘因外，必要時需要添加消泡劑，每次添加根據經驗確定，一次添加不宜太多，太多同樣容易冒泡。
（4）旁路擋板的鉛封或取消旁路擋板，本人認為應慎重。實際上，脫硫煙氣系統和脫硫塔吸收系統的故障率很低，即使出現故障，一般也能在24h內排除，對環境的污染有限，反之，如強迫停爐，在鍋爐重啟點火過程中，不但浪費能源，還可能會帶來更大的污染。此外，在鍋爐點火啟爐階段，大量的油煙進入脫硫塔，對脫硫系統不利。對于負責的企業，旁路擋板是否鉛封是沒有影響的，對于不負責的企業，即使鉛封也沒用，如一些干法、半干法脫硫系統，幾乎不噴任何脫硫劑，整個脫硫煙氣系統成了常規的煙風道。
（5）脫硫廢水處理難以達標，部分業主干脆取消了脫硫廢水處理系統，或即使建設了也未運行，這種做法存在污染轉移的風險。
（6）脫硫石膏產生堆積如山，未能得到有效地利用，存在造成二次污染的危險。一些干法、半干法脫硫系統的副產物摻入爐渣、鋼渣中作建材用，為建筑安全帶來隱患。
（7）含重金屬（如汞、砷等）較高的煤種，脫硫副產物的應用安全性仍有待研究。
（8）濕煙囪下雨，即所謂的“石膏雨”問題。脫硫系統取消GGH（煙氣換熱器）后，煙氣的排放工況發生變化，比較容易出現下雨現象。“石膏雨”的出現，一方面反應了脫硫塔除霧效率不佳，另一方面，也說明脫硫塔的出口粉塵濃度并不低。如何解決這個問題，再次回歸到脫硫系統增加問題多的GGH方案是不明智的，關鍵是要在脫硫塔除塵、除霧上下功夫。
目前，絕大多數的脫硫塔采用常規的折板式除霧器，而單純依靠常規的折板式除霧器無法解決“石膏雨”問題，需增加離心式除霧器。離心式除霧器可將5μm以上的液滴去除，比折板式除霧器（一般極限粒徑為24μm）高得多。若脫硫系統單設濕煙囪排放，可采用無腐煙囪，可大大減少下石膏雨的可能性，提高煙羽的抬升高度。
為進一步降低濕法排放煙囪下雨的可能性，降低脫硫塔入口煙溫也是一個很有效的方法。脫硫塔入口煙溫降低，脫硫塔蒸發水量減少，煙溫與周圍環境溫差減小，濕煙氣冷凝水量大為降低。采用單邊換熱器（即僅在脫硫塔入口煙道上加換熱器）即可有效降低脫硫塔的入口煙溫，達到余熱利用的目的。同時，脫硫塔入口煙溫降低，還可提高脫硫效率3.5%～5%。可延長脫硫塔防腐內襯的使用壽命，減少維護量。特別是對于某些采暖爐、燒結機和催化裂化煙氣，排煙溫度高達140～220℃，在脫硫塔入口前增加單邊換熱器作用更大。
優化的煙氣系統工藝流程是：在常規系統設計中，增加單邊換熱器、離心式除霧器、管式冷卻除霧器，煙氣經塔頂或無腐煙囪排放。
（9）高硫煤及煤矸石的燃燒，產生的二氧化硫濃度高達6000～15000mg/m3（標準，下同），無論采用何種方法，代價都是非常高昂的，給脫硫行業帶來新的挑戰。當然，此類煤種更應列入“不適宜燃燒的物質”范圍。
（10）氣溶膠問題。目前除石灰石（石灰）-石膏法外，另一種應用較多的是氨法。氨法適合用于二氧化硫濃度高、不含粉塵的燃氣或化工行業，一般要求二氧化硫濃度高于5000mg/m3、粉塵低于30mg/m3。但在燃煤鍋爐、燒結機脫硫中，目前仍面臨諸多問題。
①銨鹽逃逸量大，得銨率低，有些脫硫項目銨鹽和逃逸的氨組成的氣溶膠達500～700mg/m3，造成嚴重的二次污染。
②生成的亞硫酸銨難以氧化，導致副產物——硫銨中含有大量的亞硫酸銨，腐蝕性強，煙氣中含有重金屬進入產物中，綜合利用困難。
③煙氣中的粉塵盡管量很低，但運行一段時間后會富集，造成漿液黏稠，系統無法運行。
④廢氨水很難結晶，需采用高純度的液氨或氨水，達不到以廢治廢效果。此外，銨鹽氧化不以及可能含有毒物質，這些均影響副產物利用的安全性。以上是造成氨法無法推廣應用的主要原因。有機溶劑法脫硫存在的問題與氨法類似，煙氣中的粉塵、K+、Cl-富集，溶劑損耗大，再生能耗大，長周期運行困難。
（11）環保要求過高，造成脫硫系統不經濟甚至無法達到。例如，要求石灰石-石膏法脫硫效率大于98%。一般地，石灰石-石膏法的脫硫效率超過95%以后，所需的液氣比呈指數增加，即能耗大大增加，是不經濟的。不如適當降低脫硫效率，將節省下來的資金再建設一套脫硫系統，達到污染總量減少的效果。又如，某些地方提出濕法脫硫后粉塵含量為10mg/m3的要求，個人認為很難達到。首先，目前的電袋除塵器的出口粉塵濃度要穩定在10mg/m3以下也不容易，其次，目前性能除霧器也只能保證脫硫后的凈煙氣在設計工況下游離水含量小于75mg/m3，實際運行中，凈煙氣中游離水含量要遠大于75mg/m3，凈煙氣中的游離水絕非一塵不染的干凈液體，而是含固量為12%～18%的“漿液”，固體成分主要為石膏，在凈煙氣中將以“粉塵”形式存在。因此，吸收塔在脫除了部分粉塵的同時，又因煙氣中攜帶的“游離水”而增加粉塵含量，在電袋除塵系統后的濕式脫硫系統往往出現除塵效率為負的現象。
（12）不同的行業對脫硫技術的掌握程度不一，缺乏規范引導。如近幾年開始的燒結機脫硫，幾乎重走電廠脫硫走過的彎路，各種已被電廠鍋爐脫硫淘汰的技術又粉墨登場，給燒結機脫硫帶來重大負面效應。
（13）部分業主采取低價中標的原則，脫硫公司之間惡性競爭，導致脫硫系統設備質量、施工質量變差，進而影響脫硫工程的長周期穩定運行性和可用率。
二、對脫硫技術的展望
隨著環保意識的增強和技術的進一步發展，發達國家大氣污染物排放控制的重點已轉向氮氧化物及其它污染物的控制，美國從2004年開始著手煙氣中以汞為代表的重金屬去除的研究，微細粉塵的去除也成為研究熱點。現有脫硫脫硝措施是安裝兩套龐大的污染物治理裝置，占地面積大，經濟性較差。可以預計，同時脫硫脫硝及其它污染物（如汞、微細粉塵等）的設備必將成為未來發展方向。
1．濕法脫硫脫硝一體化煙氣脫硝技術主要有三種：SCR、SNCR和催化氧化／還原法，前二者屬于干法，后者屬于濕法。目前，應用最多的是SCR法。但SCR法存在以下問題：工程費用極其昂貴，運行費用也非常高，占地面積大；所用液氨為國家二級危險品，管理維護要求嚴格；所產生的固體催化劑廢物處理困難；副反應產生的硫酸銨、亞硫酸氫銨等易在空氣預熱器表面黏附，影響空氣預熱器的傳熱效果；煙氣流經SCR催化劑后，煙氣中的三氧化硫濃度增加，而后續的濕式脫硫系統對它的去除能力很低（如噴淋塔幾乎為零），造成煙氣中排放的硫總量增加；對老鍋爐改造時，需改造煙道、空氣預熱器，難度大，費用高；對于我國高硫、高灰分煤，催化劑的磨損、中毒等問題也大大增加，嚴重影響催化劑的使用壽命和鍋爐的運行安全。此外，大規模增設SCR脫硝裝置后，作為還原劑的氨的來源也將成問題。
催化氧化／還原法是新興的脫硝技術，其核心技術是脫硝劑，由強氧化劑、少量的催化劑、活化劑組成，一般首先采用脫硝劑將煙氣中的NO氧化成較易吸收的NO2，氧化度達到60%左右即可獲得較好的脫硝效果，產物為硝酸鈣。脫硫脫硝一體化中，脫硫效率可達99%，但由于二氧化硫和亞硫酸鹽的競爭作用，氧化劑耗量大一些，脫硫所需的氧化風量可以減少。脫硫生成的硝酸鈣對水體是富營養化物質，不能直接排放，但它是良好的葉面肥料。脫硫脫硝塔內也分隔成兩部分，下部脫硫，上部脫硝，采用富含氧化劑的硝酸吸收，最終產物為硝酸。對于一些老電廠，設計時未預留SCR的安裝空間；對于供熱采暖鍋爐和燒結機脫硝，煙氣量和溫度變化都很大，SCR催化劑所需的溫度窗口和均勻的流場均很難滿足要求，因此，采用SCR法進行脫硝是不適宜的，建議采用脫硫脫硝一體化裝置。
2．脫硫脫硝聯合二氧化碳封存一體化技術海藻作為海洋植物的主體，在光合作用下迅速繁衍生息。海藻的繁殖力，24h即能繁殖新的一代，生長周期短、生物產量高，自身合成油脂能力強，含油率一般在20%～70%，是陸地植物遠遠達不到的，不僅可生產生物柴油或乙醇，還有望成為生產H2的新原料。在使用秸稈生產乙醇汽油之后，利用微藻生產生物柴油則是現在的綠色燃油技術。從海藻中提取的油脂，成分與植物油相似，可作為生物柴油替代石油，用于工業和柴油發動機。這對中國缺油、少氣、多煤的能源結構調整以及能源安全的保證，都將發揮巨大的作用。
海藻在進行光合作用時需要CO2，每生產1t海藻生物柴油可消耗7t CO2。在發展海藻生物柴油的同時，還可減少大氣中CO2的排放。可以說，海藻是一種優質的生物質能源。微藻資源豐富，不會因收獲而破壞生態系統，可大量培養而不占用耕地。美國的Earthrise公司還在加利福尼亞州的淺海區域培殖藍綠藻，這種水藻的蛋白質成分很高，營養價值豐富，是地球上最能有效吸收CO2并釋放出O2的植物。它所需要的高濃度CO2來自工廠所排放的廢氣。濕法煙氣脫硝后副產物硝酸鈣可作為海藻的肥料，而脫硫脫硝后煙氣中的二氧化碳可作為海藻進行光合作用所需的二氧化碳，不但達到了脫硫脫硝聯合二氧化碳封存的目的，而且可生產綠色燃料。我國有大片的鹽堿地，離海洋很近，可以建造人工池塘，在養殖海藻的同時改造鹽堿地。
3．脫硫聯合脫汞如果利用現有的濕式脫硫裝置在脫除SO2的同時，也能除去汞，將具有重大的意義。
目前的研究方向主要集中于幾方面：一是測試技術，以便更好地確定不同煤種中汞的形態，鍋爐運行工次和SCR與FGD的設計；二是研究添加劑，將其加入濕式FGD系統中，以防止汞的二次揮發；三是研究含鹵素的化合物，將其加入燃料或鍋爐中，以增加煙氣中氧化態汞的含量；四是研究低溫催化劑，促進汞的氧化；五是開發預測模型，用于預測汞在SCR和FGDS中的氧化還原以及捕捉情況，包括以經驗為基礎的動力模型和CFD模型。由于Hg2+是水溶性的，濕式FGD對汞的去除是有效的，然而現場測試表明，即使入口煙氣中大部分的汞為水溶性的Hg2+，濕式脫硫裝置的除汞率從未有超過70%的。數據分析表明，煙氣經過濕式脫硫裝置后，單質汞的濃度還有所增加，這說明，有部分二價汞被還原成了單質汞。因此，需要了解脫硫裝置內汞的再揮發原因及其防止技術。
Hg的再排放認為是由以下反應造成的：脫硫漿液中的汞主要存在于FGD固體物中，具體原因尚不清楚，但可能是汞吸附于雜質中，也可能是汞易于在細顆粒物中濃縮。使Hg2+在進行再排放反應之前，一般采用有機硫或硫化物予以固定，生成難溶的汞的硫化物，將其固定沉淀下來。大多數添加劑包括硫化物官能團，典型的添加劑有TMT-15（德因薩）、Nalco、NaHS（B&W）、Solucorp、PRAVO等。這些添加劑在不同的實驗中作用相差很大，仍有許多工作需要進行研究。在使用石膏板的干燥過程中，溫度升高，存在Hg再次逸出的可能。
4．脫硫聯合微細粉塵去除技術固體微粒按大小分有三個界點，分別是1μm、2.5μLm和10μm粒徑，小于1μm的稱為煙；粒徑大于1μm的稱為塵；粒徑小于2.5μm的稱為細顆粒；粒徑大于2.5μm的稱為粗顆粒；粒徑小于10μm的由于能被人和動物呼吸系統吸入稱為可吸入顆粒，又由于其重量輕，在空氣中的飄浮時間長而稱為飄塵；粒徑大于10μm的因其重力作用可迅速下沉而稱為降塵。單純采用噴淋法對微細粉塵的去除率是很低的，一般不超過10%，需要在塔內設置內部構件，局部形成速度和壓力的驟變，達到以微細粉塵為核心的凝并聚合的目的，為微細粉塵的去除創造條件。
