环境影响评价师

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2012年环境影响评价工程师考试案例分析讲义汇总四

5.3二氧化硫控制技术

湿法脱硫技术

湿法脱硫技术，特别是石灰石-石膏工艺，石灰石/石灰-石膏法脱硫技术能适应大容量机组、高浓度SO2的烟气脱硫；技术成熟，脱硫效率高，但设备阻力较 大；设备一次投资及占地面积较大，更适用于大容量机组或燃用中高硫煤电厂脱硫；运行费用相对较低，吸收剂石灰石和电石渣价廉易得， 脱硫副产物为石膏， 且高质量的石膏具有综合利用的商业价值。

海水脱硫技术

海水脱硫技术原理是利用海水的天然碱度来脱除烟气中的 SO2。海水脱硫法不产生固体废物和废水，但脱硫后会引起局部海水的温升其对海洋生态环境的影响由具体电厂的位置决定， 因此沿海电厂选址是否合理十分重要。应仔细考察当地条件（如海水状况、潮汐、临近脱硫器出水口的海生/水生环境等），脱硫海水仅限于 GB3097中规定的第三类和第四类海域，并且要求海水的碱度适宜（pH 值应在 8.0 左右），海水扩散条件好，周围无敏感区。

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。

氨法脱硫技术

氨法烟气脱硫工艺是采用氨作吸收剂去除烟气中SO2的工艺。

干法（半干法）脱硫技术

干法（半干法）烟气脱硫技术是采用湿态吸收剂，在吸收装置中吸收剂被烟气的热量所干燥，并在干燥过程中与 SO2 反应生成干粉状脱硫产物。半干法脱硫工艺较简单，干态产物易于处理，无废水产生，投资一般低于湿法，但脱硫效率和脱硫剂的利用率低，一般适用于低、中硫煤 烟气脱硫。

烟气循环流化床脱硫技术是以石灰浆作为脱硫剂， 锅炉烟气从循环流化床底部进入反应塔，在反应塔内与石灰浆进行脱硫反应，除去烟气中的 SO2气体。

炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫技术是一种改进的炉内喷钙工艺， 除了保留炉内喷射石灰石粉脱硫系统外，还在炉后烟道上增设了一个独立的活化反应器，

5.4氮氧化物控制

1氮氧化物控制技术的选择原则

燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定。

低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。

当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不足总量要求时，应建设烟气脱硝设施。

2烟气脱硝还原剂的选择

还原剂的选择应综合考虑经济、 安全、 环保等多方面因素。  选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》（GB18218）及《建筑设计防火规范》（GB50016）中的有关规定。

在《重大危险源辨识》中规定，当生产场所氨量在 40 吨以上，储存区氨量在 100 吨以上时属重大危险源。因此 SCR 技术必须加强对氨的逃逸、 氨的储运安全方面的管理， 应注意液氨储罐液位正常， 罐内压力和温度正常，氨区应无漏氨，并设置必要的卫生防护距离。为保证脱硝效率，应确保达到反应

位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。

3选择性催化还原法（SCR） ：在有催化剂存在的条件下，将还原剂从300℃～400℃烟温处喷入，还原烟气中氮氧化物的一种脱硝方法。选择性催化还原法脱硝技术的脱硝效率一般在60%-90%之间 。

4选择性非催化还原法（SNCR） ：在不采用催化剂的条件下，将还原剂从800℃～1100℃烟气高温区喷入， 还原烟气中的氮氧化物的一种脱硝方法。SNCR脱硝技术的脱硝效率一般在30%-50%，

5选择性非催化还原与选择性催化还原联合法（SNCR－SCR） ：

还原剂喷入炉膛脱除部分氮氧化物，逸出的NH3 再与未脱除的氮氧化物进行催化还原反应的一种脱硝方法。

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（责任编辑：中大编辑）

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