燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南(试行) HJ-BAT-001

8.3.2.3烟气循环流化床脱硫技术

8.3.2.3.1最佳可行工艺参数

烟气循环流化床法的脱硫效率应在90％以上；生石灰细度应在2mm以下，加适量水后4分钟内温度可升高到60'C，CaO含量80％以上；系统阻力应在3500Pa以下(包括吸收塔和除尘器)；脱硫系统烟气入口温度一般为110℃～130℃，烟气出口温度一般为70℃～80℃：Ca/S摩尔比为1.3～15；脱硫系统装置漏风率小于6％；脱硫系统后应采用袋式除尘器。

8.3.2.3.2污染物削减和排放

烟气循环流化床脱硫系统后的袋式除尘器对烟气中的SO2、SO3、HCl、HF和重金属(如汞)等有一定的去除作用；当燃煤含硫量在1.5％以下时,锅炉SO2初始浓度为1500mg/m3~3000mg/m3，SO2排放浓度为150mg/m3～300mg/m3。

8.3.2.3.3二次污染及防治措施

脱硫产生的脱硫渣应外运综合利用。脱硫系统风机等设备应采用隔声处理。

8.3.2.3.4技术经济适用性

烟气循环流化床脱硫技术适用于缺水地区燃用中低硫煤的600MW及以下机组脱硫，该技术的一次投资约为l50元/kw，脱硫电价成本为0.01元/kW˙h～0.02元/kW˙h。

8.3.2.4燃煤电厂SO2排放控制最佳可行技术适用性

石灰石/石灰-石膏法、回收型氨法及烟气循环流化床法脱硫技术是燃煤电厂SO2排放控制的最佳可行技术，其技术适用性见表11。

表11 SO2排放控制最佳可行技术适用性

8.3.2.5燃煤电厂SO2污染防治最佳可行技术排放水平

燃煤电厂SO2污染防治最佳可行技术及其排放水平见表12。

表12燃煤电厂SO2污染防治最佳可行技术及排放水平

8.3.2.6最佳环境管理实践

为保证最佳可行技术的应用效果，采取如下最佳环境管理实践：

●氨法脱硫应保证副产物硫酸铵的氧化率不小于95％；氨的逃逸量控制在10mg/m3以下。

●脱硫装置的可用率应保证在95％以上：新建机组不宜设置烟气旁路。

●燃煤电站锅炉脱硫系统进出口均应按规定安装烟气连续监测系统。

●加强人员培训工作。

●加强对脱硫装置的运行管理。

●建立健全记录和档案制度。

8.3.3NOx排放控制最佳可行技术

8.3.3.1选择性催化还原脱硝技术

8.3.3.1.1最佳可行工艺参数

选择性催化还原脱硝技术(SCR)脱硝效率应在70％以上，系统阻力为800Pa--1400Pa；烟气入口温度应为300℃～400℃；系统漏风率应在0.4％以下；NH3/NOx摩尔比为0.6～1.1：NH3逃逸控制在2.5mg/m3以下。

当采用液氨作为氨气来源时，应保证氨含量在99.5％以上，储氨罐容量宣不小于设计工况下5天的氨气消耗量。氨区要求设置一定的安全距离。

8.3.3.1.2污染物削减和排放

燃煤电厂锅炉采用低氮燃烧装置后燃用烟煤、贫煤和褐煤的NOx初始浓度为250mg/m3～650mg/m3，燃用无烟煤的NOx初始浓度为1300mg/m3左右，当脱硝效率为80％时，NOx的排放浓度可控制为50mg/m3～260mg/m3。脱硝装置的运行会增加电耗，占发电量的0.1％～0.3％。

8.33.1，3二次污染及防治措施

使用选择性催化还原脱硝技术会产生氨逃逸。应采取措施将氨逃逸控制在2.5mg/m3以下。

失效催化剂应尽可能再生处理，无法再生的失效催化剂按《危险废物安全填埋污染控制标准》(GBl8598)的要求进行处理。

脱硝系统稀释空气风机等设备应采用隔声处理。

延伸阅读：

电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)(发布稿)

河北《燃煤电厂大气污染物排放标准》DB13/2209-2015

【火电】GB-13223-2011火电厂大气污染物排放标准

锅炉大气污染物排放标准 GB 13271-2014