火电厂污染防治可行技术指南HJ2301-2017

5.3.2.4主要工艺参数及效果

石灰石-石膏湿法脱硫主要工艺参数及效果见表7。

表7石灰石-石膏湿法脱硫主要工艺参数及效果

5.3.3烟气循环流化床脱硫技术

5.3.3.1技术原理

利用循环流化床反应器，通过吸收塔内与塔外的吸收剂的多次循环，增加吸收剂与烟气接触时间，提高脱硫效率和吸收剂的利用率。

5.3.3.2技术特点及适用性

a)技术特点

烟气循环流化床脱硫技术具有工艺流程简洁、占地面积小、节能节水、排烟无需再热、烟囱无需特殊防腐、无废水产生等特点。副产物为干态，便于处理处置。

b)技术适用性

该技术适用于燃用中低硫煤或有炉内脱硫的循环流化床机组，特别适合缺水地区。

c)影响性能的主要因素

烟气循环流化床脱硫效率受吸收剂品质、钙硫比、反应温度、喷水量、停留时间等多种因素影响。其中，吸收剂品质对脱硫效率影响较大，一般要求生石灰粉细度小于2mm，氧化钙含量不小于80%，加适量水后4min内温度可升高到60℃。

d)污染物排放与能耗

烟气循环流化床脱硫技术脱硫效率为93%～98%。烟气循环流化床吸收塔入口SO2浓度低于3000mg/m3时可实现达标排放，低于1500mg/m3时可实现超低排放。能耗主要为风机、吸收剂输送及再循环系统等消耗的电能，可占对应机组发电量的0.5%～1.0%。

e)存在的主要问题

脱硫剂生石灰需由石灰石煅烧而成，对脱硫剂品质要求较高，且煅烧过程会增加能耗及污染物排放。脱硫副产物中CaO、SO3含量较高，综合利用受到一定限制。

5.3.3.3技术发展与应用

a)循环氧化吸收协同脱硝技术(CirculatingOxidationandAbsorption，简称COA)是在烟气循环流化床脱硫技术的基础上，利用循环流化床激烈湍动的、巨大表面积的颗粒作为反应载体，通过烟气自身或外加氧化剂的氧化作用，将烟气中NO转化为NO2，再与碱性吸收剂发生中和反应实现脱硝，协同脱硝效率一般控制在40%～60%。

b)COA技术在实现烟气脱硫的同时可单独用作电厂炉后的烟气脱硝，也可与SCR或选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术组合应用，作为烟气NOX超低排放的工艺选配。

5.3.3.4主要工艺参数及效果

烟气循环流化床脱硫技术的主要工艺参数及效果见表8。

表8烟气循环流化床脱硫技术主要工艺参数及效果

5.3.4氨法脱硫技术

5.3.4.1技术原理

氨法脱硫技术是溶解于水中的氨与烟气中的SO2发生反应，最终副产品为硫酸铵。

5.3.4.2技术特点及适用性

a)技术特点

氨水碱性强于石灰石浆液，可在较小的液气比条件下实现95%以上的脱硫效率。采用空塔喷淋技术，系统运行能耗低，且不易结垢。该技术要求入口烟气含尘量小于35mg/m3。副产品硫酸铵作为化肥原料，可实现资源回收利用。

b)技术适用性

氨法脱硫对煤中硫含量的适应性广，适用于电厂周围200km范围内有稳定氨源，且电厂周围没有学校、医院、居民密集区等环境敏感目标的300MW级及以下的燃煤机组。

c)影响性能的主要因素

氨法脱硫效率主要受浆液pH值、液气比、停留时间、吸收剂用量、塔内气流分布等多种因素影响。

d)污染物排放与能耗

氨法脱硫效率为95.0%～99.7%，入口烟气浓度小于12000mg/m3时，可实现达标排放;入口浓度小于10000mg/m3时，可实现超低排放。能耗主要为循环泵、风机等电耗，可占对应机组发电量的0.4%～1.3%。

e)存在的主要问题

液氨、氨水属于危险化学品，其装卸、运输与贮存须严格遵守相关的管理与技术规定。当燃煤、工艺水中氯、氟等杂质偏高时会导致杂质在脱硫吸收液中逐渐富集，影响硫酸铵结晶形态和脱水效率，因此，浆液需定期处理，不得外排。脱硫过程中容易产生氨逃逸(包括硫酸铵、硫酸氢铵等)，需要严格控制。副产品硫酸铵具有腐蚀性，吸收塔及下游设备应选用耐腐蚀材料。

5.3.4.3技术发展与应用

a)氨法脱硫技术目前主要采用多段复合型吸收塔氨法脱硫工艺，对煤种适应性好，在低、中、高含硫烟气治理上的脱硫效率达99%以上。

b)氨法脱硫技术主要用于工业企业的自备电厂，最大单塔氨法脱硫烟气量与300MW燃煤发电机组烟气量相当。

5.3.4.4主要工艺参数及效果

氨法脱硫技术的主要工艺参数及效果见表9。

表9氨法脱硫主要工艺参数及效果

延伸阅读：

电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)(发布稿)

燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南(试行) HJ-BAT-001

【火电】GB-13223-2011火电厂大气污染物排放标准