电站烟气氨回收法脱硫技术应用
1） 完全资源化——变废为宝、化害为利。
氨回收法脱硫技术将回收的二氧化硫、氨全部转化为硫铵、磷铵、硝铵等化肥或硫酸、液化二氧化硫等化学品（一般副产硫铵，也可根据电站当地的条件副产其它产品），不产生二次污染，是一项真正意义上的将污染物全部资源化的技术。
2） 脱硫成本随煤的含硫量增加而下降——可使用高硫煤发电、脱硫费用低。
因为氨回收法脱硫是回收法，副产高附加值的产品，可使氨增值，所以氨回收法脱硫的运行费用小（一般在450元/吨SO2、0.01元/kwh以下），且随脱除硫的量的增加而降低的。故电厂利用价格低廉的高硫煤，既大幅度降低发电成本，又降低了脱硫费用，一举两得。
3） 装置阻力小——方便锅炉系统配置，节省运行电耗。
利用氨法脱硫的高活性，液气比只有1～1.5L/m3（常规湿法脱硫技术的液气比需8-15 L/m3），脱硫塔的阻力为850Pa左右，无加热装置时包括烟道等阻力脱硫岛总阻力在1000Pa左右；配蒸汽加热器时脱硫岛的总设计阻力也仅是1250Pa左右。因此，氨法脱硫装置可以利用原锅炉引风机的潜力，大多无需新配增压风机；即便原风机无潜力，也可适当进行风机改造或增加小压头的风机即可。系统阻力较常规脱硫技术节电50%以上。另，液气比的大幅度下降，使循环泵的功耗降低了近70%。
4） 工艺节能优化——能效高，设备费用低
一般湿法脱硫皆需将烟气降温到50-60℃，脱硫后再热升温到70℃以上。再热的方式多为GGH换热器，因温差小传热速度低，GGH的体积都较大，既占地又需高额投资。而氨回收法利用工艺特点，把进脱硫岛的温度高的烟气热量用于副产品的浓缩，而烟气的再热用蒸汽作热源，这样传热的温差高传热面积可大大减少，再热器的占地缩小了60%以上，设备费节省了75%以上，阻力下降了60%以上，节约了脱硫增压风机或原锅炉引风机的电耗，脱硫岛的总电耗占发电容量的1%以下。
5） 脱硫装置可靠——运行方便、高效。
氨法为气液两相反应，反应物活性强，具有较大的化学反应速率，脱硫剂及脱硫产物皆为易溶性的物质，装置内脱硫液皆为澄清的溶液无积垢无磨损。所以，氨法更容易实现PLC、DCS等自动控制，操作控制简单易行；脱硫效率可稳定在90%以上（有特别要求时可稳定在95%以上）。其次，氨法采用了先进的重防腐技术选用可靠的材料和设备，使装置可靠性高达98.5%，日常维护量少，装置的年维检费仅需总投资的2-3%。
6） 装置配备设备少——占地小，利于总图布置
氨回收法脱硫装置无需原料预处理工序，脱硫副产产物的生产过程相对也较简单，装置总配置的设备在30台套左右；且处理量较少（每吸收1吨二氧化硫只产生2.1吨的硫酸铵），设备选型无需太大。脱硫部分的设备占地与锅炉的规模相关，75t/h—1000t/h的锅炉占地在150m2—500m2左右；脱硫液处理即硫铵工序占地与锅炉的含硫量有关，但相关系数不大，整个硫铵工序正常占地在500m2内。与常规的脱硫技术比较，占地节省50%以上。
7） 既脱硫又脱硝——提前控制NOx的排放，适应环保更高的要求
氨法脱硫的吸收剂是氨，氨对NOx同样具有吸收作用，另外脱硫过程中产生的亚硫铵对NOx还有还原作用，所以氨法脱硫的同时也可实现脱硝的目的。氨回收法脱硫技术一般脱硝效率在60%以上，经强化后可近90%，有利于电厂控制NOx的排放，适应环保更高的要求，避免了二次投资。
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