燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南(试行) HJ-BAT-001

4.2.1.2.3技术适用性及特点

氨法脱硫技术适应性强，对煤种、负荷变化均具有较强的适应性；从经济技术角度综合考虑，主要适用于有可靠氨源且氨肥能得到有效利用的电厂，对能以废氨水为脱硫吸收剂的电厂尤为适用。

该技术可去除烟气中的部分SO2、HCI、HF、颗粒物和重金属(如汞)，占地面积小，同时具有部分脱硝功能。

4.2.1.3镁法脱硫技术(回收型)

4.2.1.3.1工艺原理

镁法脱硫技术可分为氧化镁法和氢氧化镁法，分别以氧化镁和氢氧化镁为吸收剂。国内目前没有应用回收型镁法脱硫技术的连续稳定运行的燃煤电厂。

氧化镁法脱硫工艺流程是烟气经预处理后进入吸收塔，在塔内SO2与吸收液Mg(OH)2和MgSO3反应，MgO被转化成MgSO3和MgSO4，然后将其溶液脱除干燥。干燥后的MgSO3在850℃条件下，再用焦炭还原再生。

氢氧化镁法脱硫工艺流程是烟气中的SO2经过水洗涤生成酸性液，酸性液与再循环浆液中的MgSO3反应生成Mg(HSO3)2，其再与Mg(OH)2反应生成MgSO3，经氧化生成无害的MgSO4。

4.2.1.3.2消耗及污染物排放

镁法脱硫运行需要消耗脱硫剂和电能，应有可靠的脱硫剂来源。

镁法脱硫技术的脱硫效率可在95％以上，应选择活性好的脱硫剂；脱硫系统阻力一般在2000Pa--3000Pa：脱硫系统的运行温度一般在50℃左右。当电厂燃煤含硫量在2.0％以下时，SO2排放浓度可控制在200mg/m3以下。

镁法脱硫会产生脱硫废水和脱硫副产物硫酸镁。

4.2.1.3.3技术适用性及特点

镁法脱硫技术具有比较广泛的适用性，对煤种、负荷变化等的适应性强：从技术经济角度考虑，适用于镁资源比较丰富的地区；较适用于排放要求严格的地区。

该技术可去除烟气中的部分SO3、HCI、HF、颗粒物和重金属(如汞)。镁法脱硫的副产物应同收，否则会造成资源浪费及对水体的二次污染。

4.2.1.4海水脱硫技术

4.2.1.4.1工艺原理

海水脱硫是利用海水的天然碱度来吸收烟气中的SO2，再用空气强制氧化为硫酸盐溶于海水中。

4.2.1.4.2消耗及污染物排放

脱硫系统的运行电耗占发电量的1.0％以下。

脱硫系统排水水质需满足《海水水质标准》GB3097中的三类标准，凝汽器出口海水温度应控制在40℃以下。海水脱硫系统阻力一般在900Pa~2200Pa：脱硫系统入口烟气的温度一般在110"C~130℃，海水出口温度在28"C~40℃300MW机组海水脱硫的海水耗量为32400t/h~43200t/h，脱硫海水必须经充分强制曝气后外排。

海水脱硫的脱硫效率一般在90％以上，SO2排放浓度可控制在150mg/m3～250mg/m3。

电厂燃用煤种的含硫量在1.0％以下时，SO2排放浓度可控制在250mg/m3；无脱硫废水产生。一般应采用袋式除尘器除尘。

脱硫系统会产生脱硫副产物、风机噪声和水泵噪声。

4.2.2.2.3技术适用性及特点

增湿灰循环烟气脱硫技术适用于煤种含硫量在1.0％以下的中低硫煤脱硫；从技术经济角度考虑，该技术特别适用于机组容量为200MW及以下的中小容量机组脱硫。

该技术可去除烟气中的部分SO3、HCl、HF和重金属(如汞)。

4.2.3脱硫新技术

4.2.3.1等离子体烟气脱硫脱硝技术

等离子体烟气脱硫脱硝技术采用烟气中高压脉冲电晕放电产生的高能活性粒子,将烟气中的SO2和NO3氧化为高价态的硫氧化物和氮氧化物，最终与水蒸气和注入反应器的氨反应生成硫酸铵和硝酸铵，属干法脱硫技术。

等离子体烟气脱硫脱硝技术的特点是工程投资及运行费用低，能同时脱硫脱硝、产物可作为肥料，无二次污染。

4.2.3.2活性焦吸附脱硫脱硝技术

活性焦脱硫脱硝技术原理是：当烟气中有氧和水蒸气时，由于活性焦表面具有催化作用，使其吸附的SO2被烟气中的O2氧化为SO3，SO3再和水蒸气反应生成硫酸，使其吸附量大为增加。活性焦吸附SO2后.在其表面形成的硫酸存在于活性焦的微孔中，降低其吸附能力，因此需要把存在于微孔中的硫酸取出，使活性焦再生。再生方法包括洗涤和加热再生。活性焦脱硫技术通过加入NH3可实现脱硝功能，即在活性焦的选择性催化作用下，使氮氧化物发生还原反应生成氮气和水。

活性焦脱硫脱硝技术特点是：工艺过程简单，再生过程副反应少，吸附容量有限，常需在低气速(0.3m/s～1.2m/s)下运行，因而吸附体积较大：活性焦易被废气中的O2氧化而导致损耗；长期使用后，活性焦会产生磨损，并因微孔堵塞丧失活性。

4.2.3.3生物脱硫技术

生物脱硫与传统脱硫法最大的区别是：从工艺上不是将烟气中的二氧化硫转移到固体废物中，而是以具有经济价值的单质硫的形式分离回收。由于单质硫具有较高的应用价值，因此在消除环境污染的同时还能产生良好的经济效益。同时，生物脱硫的运行成本较传统脱硫方式运行费用至少低30％以上。

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