1.我國的電廠目前還是以燃煤為主，造成了以煤煙為主的空氣污染，產生了大量的煙塵、s02和N0X。這些污染物造成的酸雨、溫室效應和臭氧層破壞等環境污染，嚴重地影響了人類的居住環境，引起了世界各地科學工作者的廣泛關注。在這樣的背景下，出現了多種脫除S02、NO 的方法。
1 煙氣脫硫/脫硝(氮)方法
1.1 煙氣脫硫方法
目前煙氣脫硫的方法很多，能夠實現工業化的也有十幾種。根據不同的分類，煙氣脫硫的方法也不同，如：按照吸收劑的種類，可分為鈣法(石灰/石灰石法)、堿法(鈉鹽法)；按照處理的前后，可分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒后脫硫；按照脫除產物的干濕形態，可分為濕法、干法和半干法。以濕法、干法和半干法為例，又可以具體分為：濕法：石灰石/石灰法、海水法、氨法、雙堿法、鎂法、磷銨肥法和Wellman.Lord.FGD、其他(有機酸鈉一石膏、石灰一鎂、堿式硫酸鋁、氧化鋅、氧化錳法等)；干法：噴霧干燥法、煙道噴鈣法、循環流化床法、荷電法、催化法(干式催化氧化法、孟山都催化氧化法、托普素一阿基坦鈉催化氧化法)、其它(粉煤灰干式脫硫法、熔融鹽吸收脫硫法、堿性鋁酸鹽脫硫法、氧化銅脫硫法)。
國內外燃煤電廠脫硫技術與設備
脫硫技術包括燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒后煙塵脫硫。
2.1 燃燒前脫硫技術
選煤能除去或減少燃煤中所含的硫分、灰分等雜質，并按用戶對煤質的要求，實行分質供應。燃用洗煤可提高熱效率和可靠性。選煤技術分物理法、化學法和微生物法。物理法選煤無論在國外或國內都是十分成熟的技術，通常可除去燃煤中60 灰分和1/3~2/3的黃鐵礦硫。
2.2 燃燒中脫硫技術
循環流化床鍋爐由于湍流混合充分，燃燒熱效率可達85 9/5～90 ，而層燃爐只有709/6，再加入石灰石為主的脫硫劑，鈣硫比達2.0時，脫硫率可達7O ，可以有效地控制SOz的排放。另外，由于燃燒溫度低，NOx排放量比層燃爐降低70 9/6以上。循環流化床燃燒技術在日、美、英、法等國家已作為解決高硫煤燃燒脫硫的主要技術手段，近年來還開發了加壓流化床燃燒方式，使流化床面積縮小，脫硫效率提高，同時發電率提高30 9/6～40 9/6。
國內循環流化床鍋爐(75～200t/h)已開發利用，正不斷地完善和改進趨向成熟。
2.3 煙氣脫硫技術及設備
煙氣脫硫是國外大規模商業應用的脫硫方式。煙氣脫硫技術可分為濕法、半干法和干法。
2.3.1 石灰石(石灰)一石膏濕法煙氣脫硫技術
石灰石/石灰一石膏脫硫系統包括煙氣換熱系統、吸收塔脫硫系統、脫硫漿液制備系統、亞硫酸鈣氧化系統、石膏脫水系統等。該工藝是目前世界上最成熟的工藝，使用最廣泛的脫硫技術。在該工藝中，煙氣經過換熱器溫度降至120℃左右進入脫硫吸收塔，在吸收塔內與209/6～30 9/6的石灰石粉漿料或20 9/5左右的石灰乳濁液接觸，SO2被吸收生成亞硫酸鈣，亞硫酸鈣被氧化成硫酸鈣即石膏。采用CaC()3為脫硫劑其脫硫效率一般在85 9/6以上，適用于SO2濃度為中等偏低的煙氣脫硫；采用Ca(OH)z為脫硫劑，脫硫效率可以達到95 ，適用于SCh濃度較高的煙氣脫硫。通過添加有機酸可使脫硫效率提高到95 9/6以上。石灰石/石灰一石膏濕法脫硫技術及設備分別引自俄國和日本。國內應用的有：北京第一熱電廠、太原第一熱電廠、重慶珞璜電廠、重慶長壽化工廠等。
2.3.2 簡易石灰石(石灰)～ 石膏法煙氣脫硫技術
簡易工藝的原理與傳統石灰石(石灰)一石膏法相同，但通過采取合并預洗、吸收和氧化設備，簡化煙氣熱 換系統，以及部分旁路煙氣等技術措施.在實現中等脫硫效率(709/5～80%)目標的基礎上，可降低約1/4至1/3的設備初投資。
2.3.3 海水煙氣脫硫技術 天然海水含有大量
可溶性鹽，其中主要成分是氯化鈉、氯化鎂、硫酸鹽和可溶性碳酸鹽。海水通常呈堿性，自然堿度約為1.2～2.5mol/I ，使得海水具有天然的酸堿緩沖能力及吸收SO2的能力。
該工藝中，冷卻后含S()2煙氣進入吸收塔，煙氣與海水在塔板上逆向接觸達到去除S()2的目
的。吸收后的煙氣經除霧后排放，吸收了SO2海水，進入曝氣池進行曝氣處理，使海水的水質充分恢復后返回大海。工藝和設備比較簡單，主要設備有換熱降溫塔、吸收塔、曝氣池、煙氣升溫裝置。不需添加任何化學藥劑，也不產生固體廢物，其設備系統簡單、運行穩定、費用低。挪威ABB環境工程公司的海水脫硫工藝已在挪威和國外建成20多套裝置。深圳媽灣電廠海水煙氣脫硫裝置引進挪威ABB環境工程公司技術，配套4號機組，投資2.1億人民幣，處理煙氣量110萬Nm。/h，每年削減S 7000t。
2.3.4 磷銨復合肥法煙氣脫硫技術
該法是利用天然磷礦石和氨為原料.在煙氣脫硫過程中回收副產磷銨復合肥料的脫硫技術。工藝過程主要包括：活性炭一級脫硫并制稀硫酸；稀硫酸萃取磷礦石至稀磷酸溶液；磷酸和氨的中和液二級脫硫；料漿濃縮干燥制磷銨復合肥。
2.3.5 噴霧干燥法煙氣脫硫技術
該法屬半干法脫硫工藝，80年后該技術在美國和歐洲的燃煤電廠實現了商業化。該法利用石灰漿液作吸收劑，以細霧滴噴人反應器，與SO2邊反應邊干燥，在反應器出口，隨著水分蒸發，形成干的顆粒混合物。脫硫效率可達70 9，6～95 。中日合作，在山東黃島發電廠采用噴霧干燥法進行煙氣脫硫示范工程，投資7106萬元人民幣，處理煙氣量25萬Nm。/h，每年削減S024000t。
2.3.6 爐內噴鈣爐后活化干法煙氣脫硫技術
該法屬干法脫硫工藝，其工藝特點爐內噴鈣為一級脫硫，脫硫效率為30 ～40 9，6，爐后活化為二級脫硫，脫硫效率為75%"--85 9，6，鈣硫比為2.5。脫硫的副產品十分穩定，不會造成二次污染，可用于筑路基底材料，建材原料。南京下關電廠采用芬蘭FOUM 公司的I R—FAC工藝，用于兩臺125MW 燃燒機組脫硫.脫硫效率75 。
2.3.7 電子束法煙氣脫硫技術
電子束法是采用高能電子柬照射煙氣，使煙氣中的S02、NOz在輻射時生成的大量自由基、電子等活性物質作用下氧化為SO3和NO2并與水蒸汽反應生成霧狀的硫酸和硝酸，最后與注人反應器的氨生成硫胺和硝胺。至今國外共建煙氣處理量1000Nm。/h以上的各類中試廠14個，波蘭在建一座300萬Nm。/h煙氣處理量的工業示范廠。中日(荏原技術)合作在成都熱電廠建設處理煙氣量30萬m。/h的電子柬脫硫示范工程，脫硫效率80 ～90 9，6.電子束發生
裝置直流高壓電源8ookv×1000mA，電子加速器800kV×400mA×2
1.2 煙氣脫硝方法
通常，電站鍋爐采用的NO 控制方法可以分為以下三大類：煙氣脫硝技術、改進燃燒方法和改善運行條件等新型低污染燃燒技術。煙氣脫硝技術可分為：干法(包括氨選擇性催化還原法和無催化還原法)和濕法(包括氧化吸收法和直接吸收法)。目前，干法脫硝占主流地位。其原因是：N0 與s02相比，缺乏化學活性，難以被水溶液吸收；NO 經還原后成為無毒的N2和02，脫硝的副產品便于處理；NH3對煙氣中的NO可選擇性吸收，是良好的還原劑。濕法與干法相比，主要缺點是裝置復雜且龐大；排水要處理，內襯材料腐蝕，副產品處理較難，電耗大(特別是臭氧法)。
燃煤減少NOx的方法及燃煤煙氣同時脫硫脫硝技術
3.1燃煤減少NOv的方法
一般采用低NOx燃燒技術，利用改變燃燒條件和燃燒方法來控制NOx產生及減少燃料中N向NOw的轉化率。
(1)利用改變燃燒條件的控制方法
降低空氣比，降低燃燒溫度，減少NOv轉化率；減少空氣預熱，降低燃燒溫度，控制NOT的生
成；降低燃燒室熱負荷，即降低燃燒室氣體溫度，而控制NOr生成。
(2)利用改變燃燒方式的控制方法
采用低NOv燃燒器.改變燃料和空氣的混合方式，控制()2的濃度，降低火焰溫度，縮短滯留時間而控制NOx的生成；采用二段燃燒法，控制燃燒溫度而減少NOx的生成；采用煙氣再循環燃燒法，一般循環比在10%～20 9，6；爐內噴水或蒸汽，增加燃燒氣的熱容量，降低燃燒溫度，而降低NOx生成。改進燃燒技術控制NOx效果好，但會降低燃燒效率，且NOv減少不超過75 。如果需求減少NOa’85 以上，只能再進一步采用煙氣脫硝法。濕法脫硝有臭氧氧化吸收法、ClO2氣相氧化吸收還原法、過錳酸鉀KMnO~液相氧化吸收法。干法脫硝有氨選擇性催化還原法和無催化還原法，該法效果好，但費用巨大。流化床燃燒、水煤漿燃燒和
催化燃燒是新型的低NOr燃燒技術。
2 聯合/同時脫硫脫硝方法
2.1 聯合脫硫脫硝技術的出現
進入2O世紀8O年代，人們逐漸認識到單獨使用脫硫脫硝技術，設備復雜，占地面積大，投資和運行費用高，而使用脫硫脫硝一體化工藝則結構緊湊，投資和運行費用低，為了降低煙氣凈化的費用，適應電廠的需要，開發聯合脫硫脫硝的新技術、新設備已成為煙氣凈化的趨勢。從8O年代開始，國外對聯合脫硫脫硝的研究工作很活躍，據美國電力研究所(EPRI)統計的聯合脫硫脫硝的技術至少有60種，這些技術中有的已經實現工業化運行，有的還處于中間試驗或小試階段。
2.2 聯合脫硫脫硝技術的分類
對聯合脫硫脫硝技術的分類很多，目前較通用的分類方法是按照處理的過程，可分為兩大類：一是爐內燃燒過程中同時脫硫脫硝技術。這類方法共同的特點是通過控制燃燒溫度來減少NO 的生成，同時利用鈣吸收劑來吸收燃燒過程中產生的s02，來控制NO 和SO2的排放。如.-循環流化床燃燒法、鈉質吸收劑噴射法等；另一類是燃燒后煙氣聯合脫硫脫硝技術。這類方法是在煙氣脫硫法的基礎上發展起來
的。如下方法被認為具有實際應用價值：活性炭法、SNOX(WSA.SNOX 、、SNRB (SOX—NOX—ROX-BOX)工藝、NOXSO工藝、電子束法等。
燃煤煙氣同時脫硫脫硝技術
煙氣同時脫硫脫硝技術是近年來隨著對S02和NOv日益嚴格的要求時提出的，現大部分處在
實驗或半工業化階段，有些因費用高難以推廣，但其技術發展很快。
3.2.1 活性炭吸收吸附加NH。法
活性炭是一種良好的吸附劑，它吸附排煙中的S02后再被加熱脫硫而被循環使用，分離出的S( 被回收，在煙氣進人吸附器前加人NH。可除去NO.r。也可用泥煤或褐煤低溫碳化所得的焦炭來代替昂貴的活性炭，實驗表明，S0z被吸附90 以上NOT可除去20 9，6～40 9，6。
3.2.2 電子束處理法
將電子束裝置放在石灰噴霧干燥器與布袋除塵器之間，100℃ 左右的低溫煙氣進人噴霧干燥器并把相應的反應劑(水、石灰石、NH。等)噴人其中，然后煙氣進人有電子柬照射的反應室，在煙氣中生成高活性OH、O、H()2等，SO 、NOx被高活性基氧化生成硫酸、硝酸，再
經氨中和而吸收生成硫酸銨和硝酸銨。日本試驗中得出脫硫率94 、脫硝率80 9，6，并已進人實用階段。
3.2.3 脈沖電暈等離子化學法
用毫微秒級的高壓脈沖產生電暈閃射流，加速煙氣中電子與氣體的碰撞，離解出大量的OH、O、H()!等游離活性基團，它們促進S 、NOv轉化成硫酸、硝酸霧，再和NH 作用生成硫酸銨和硝酸銨而收集。該法在較佳條件下，脫硫效率大于97 ，加NHs脫硝率大
于80 .美、日、意等國處在工業試驗階段，其電能與化學藥品消耗較大。
3.2.4 SNOX煙氣雙脫新工藝
該工藝是在凈化換熱約200℃ 煙氣中加入混有空氣的煙氣，在SCR反應器中將NOx生成N：氣并放熱，之后進人CT接觸轉化器，在其中SOz轉化為S03并放熱。從CT器中出來的含SOs熱煙氣經換熱降溫，SO 與水分化合成硫酸蒸汽后冷凝回收。該法效率高，無二次污染，可回收95 的硫酸。美國CCT項目中得出So2減少96 9，6，NOx減少94
國內外煙氣脫硫脫氮研究進展
控制從煙囪排人大氣的SO 含量的方法很多， 主要有燃料脫硫，燃燒脫硫和煙氣脫硫。目前大型機組多用煙氣脫硫。我國燃煤電站煙氣脫硫的研究始于7O年代初，其基本原理主要有吸收法、催化法、吸附法以及
化學反應法，由此先后研究了亞鈉循環法、催化氧化法、碘活性炭法，石灰石一石膏法，噴
霧干燥法和PAFP法(磷銨肥法)等。控制N0 的方法有兩大類，一種是燃燒脫氮，另一是煙氣脫氮。燃燒脫氮就是改進燃燒過程，用低氮燃燒器、分段送風、分段燃燒、降低燃燒溫度、低過剩空氣運行以及煙氣再循環等措施，使燃燒中產生的NO 降到較低水平。盡管燃燒脫氮的許多措施是有效的，但要進一步降低NO 到允許值(有的國家或地區要求極為嚴格) 還應在爐后進行煙氣脫氮處理 煙氣脫氮裝置先是離燃油、燃氣鍋爐上采用，后用于燃煤鍋爐，在日本用得最多，目前在歐美已大量應用。煙氣脫氨方法很多，有干法和濕法。干法是用氣態反應劑使煙氣中的No 還原為N 和H O。干法中最為成熟和用的最多的是選擇性還原法(又稱SCR)。濕法就是用O 、KM nO 、氯酸把NO氧化成NO ，再被水或堿性溶液吸收，實現煙氣脫氮。目前，全世界已有l5個國家和地區應用了FGD 裝置，據統計，1992年全球安裝646套裝置，其中美國占55.3 ，德國占26.4 ，日本占8.6 ，其余國家占9.7 j，每年除去So l 000萬t。日本是世界上最早大規模應用FGD裝
置的國家， 主要采用濕法和回收法，其中濕式石灰石— — 石膏法FGD 流程約占總裝機容量的一半，其次是亞銨法占24 ，雙堿法占16 。現在日本工業科學和技術局資源和環境研究所與言士電器公司共同開發出一種高效清除NO 和SO。的片材，這種片材采用TiO 細粉作為催化劑，只要將片材放在陽光下，就能100 的清除NO 和sO ，用水清除其表面，片材可重復使用，但其脫硫機理尚不明確口]。日本的SO 已基本得到控制，被譽為新一代FGD 技術的EBA 法和PPCP法，最早均有日本專家提出， 并進行大規模研究。
美國的技術研究始于7O年代初，目前其FGD 總裝機容量達0，7～ 1.0億kW ，超過日本已成為世界第一，其工藝8O 是溫式石灰/石灰石一石膏法，以拋棄流程為主，新建電廠已基本都安裝FGD裝置。現在發展的新工藝有：已研究成功利用漿狀P 和堿作為吸收劑脫去煙氣中的SO ，脫去率可達90 以上， 同時獲得磷肥； 勞倫斯貝克實驗室(I BI )以氧化鋁為載體，以鐵基金屬氫化物的混合物為活性組分的催化劑，開發出～ 種經濟的凈化熠道氣中的工藝，新工藝是采用吸附或吸收法將SO 濃縮至一定程度，然后在催化劑的作用下，進一步轉化為元素硫，硫的回收率可達到96.5 。此外， 加拿大的瓦特爾盧大學等單位共
同開發一種煙氣脫硫脫硝工藝，SO 與NO的去除率分別達到95 和75 ，其費用較現在的催化還原脫硫工藝下降lO ～26 。在熱交換器中，將煙氣冷卻至100C左右，用以活性炭為載體的催化劑做填料，在濕壁填料
塔中用水吸收煙氣中的So ，在這種催化劑的作用下，SO 被氧化為SO ， 故可回收H SO。。脫硫后的煙氣加熱到135℃ .通過裝有以活性炭為載體的催化劑床層， 并通人NH ，在反應器中，NHa將No 還原為Nz和歐洲的FGD技術以德國(主要是西德)發展最為迅速，其裝機總量為0.36～0.46億kW ，居世界第三位。西德7O年代后期， 黑森”廣泛被害，使其不得不開展防止sO 的工作，截止1992年，5萬kW 以上的燃煤鍋爐全部安裝FGD裝置，其主要采用的工藝也是濕式石灰/石灰石一石膏法，占9O 以上。回收流程是拋棄流程2.6倍，75 的工業用石膏來自脫硫系統。北歐各國如丹麥、芬蘭等國，對FGD 技術也開展了大規模研究，開發出許多先進工藝，如丹麥的SDA 法，芬蘭的L1FAC 法等。
典型的工藝有干法和濕法：干式工藝包括固相吸收/再生法、氣/固催化工藝、輻射法、堿性噴霧干燥等；而濕式工藝主要是氧化/吸收法和鐵的螯合物吸收法等。
1.1 固相吸收/再生工藝
固相吸收/再生煙氣脫硫脫硝工藝是采用固體吸收劑或催化劑，與煙氣中的SO2/NOx吸收或反應，然后在再生器中硫或氮從吸收劑中釋放出來，吸收劑可重新循環使用，回收的硫可進一步處理，得到元素硫或硫酸等副產物；氮組分通過噴射氨或再循環至鍋爐分解為N，和水。該工藝常用的吸收劑是活性炭、氧化銅、分子篩、硅膠等，具體如下：
1.1、1 活性炭法
活性炭具有較大的比表面積，從19世紀起就已廣泛的用作空氣清潔劑和廢水處理劑。在活性炭吸收脫硫系統中加入氨，也可同時脫除NOx。圖1給出了日本三菱公司流化床活性炭煙氣脫硫脫硝一體化工藝示意圖。該工藝能達到90% 以上的so2脫除率和80%以上的NOx脫除率。
該工藝主要由吸附、解吸和硫回收3部分組成。煙氣首先進入活性炭吸收塔的第1段，在此so2被脫除，爾后煙氣進入吸收塔的第Ⅱ段，活性炭又充當SCR工藝中的催化劑，向煙氣加入氨可除去NOx。濃縮后的so2被轉化成單質硫。日本電力能源公司(EPDC)的350MW 空氣流化床燃燒(Af’BC)鍋爐中安裝了活性炭煙氣凈化工藝，在NH3/NOx化學計量比為0.35時，NOx的脫除率可達到80% ，煙氣so2的排放
量約為6×10一 t
1.1.2 CuO法
CuO作為活性組分同時脫除煙氣SO2/NOx已得到較為深入的研究，其中以ClIO/A1203和CuO/SiO2為主。CuO含量通常占4% 一6%，在300—400℃的溫賡范圍內，與煙氣中的502發生反應，形成的CuSO4和
CuO對SCR法還原NOx有很高的催化活性。吸收飽和的CuSO4，一般用CH4氣體進行還原，釋放的so2可制酸，還原得到的金屬銅或Cu2S再用煙氣或空氣氧化，生成的CuO又重新用于吸收過程，工藝示意圖如圖2所示。該工藝能達到90%以上so2脫除率和75% 80%的NOx脫除率。銅法吸收還原過程是60年代由Shell公司提出的，經過30多年的研究，至今仍沒有工業化的報道，主要原因是由于CuO在不斷的吸收、還原和氧化過程中，物化性能逐步下降，經過多次
循環之后就失去了作用的煙氣反應器泄漏的微量氨氣在脫硫段能得到充分利用，保證凈化后的排煙中殘余氨量非常少。該工藝的脫硫率和脫硝率分別可達到95%和9o% ，其副產品硫酸主要用于生產磷銨肥料的化工原料和鋼鐵工業的酸性試劑。由于該工藝不必使用常規的脫硫吸收劑，故無脫硫廢棄物生成。該技術已于1996年在美國俄亥俄州的Edison’S Niles電廠的一臺108MW機組上采用旁路煙氣的方式進行了規模為35MW的工業示范試驗。目前，該技術已在大型火電機組上得到商業應用。1991年，丹麥的1臺305MW、燃煤含硫量0.5% 一3.0%的機組及意大利1臺30MW燃燒石油焦的機組采用該技術進行煙氣處坪
1.1.3 NOxSO法
NOxSO技術是一種干式、脫硫劑可再生、硫資源回收利用的排煙同時脫硫脫硝技術，它適用于中高硫煤火電機組，其工藝流程見圖3。鍋爐排煙經電除塵器除塵后，進入吸收劑流化床，SO2和NOx在其中被吸附在高比表面積含NaECO3的鋁質吸收劑上，凈化后的煙氣經布袋除塵器除塵后從煙囪排放。吸收劑達到一定的吸收飽和度后，被移至再生器內進行再生。首先，吸收劑被熱空氣加熱而將所吸收的NOx釋放出來，富含NOx的熱風返回至鍋爐燃燒室內進行煙氣的再循環。被吸附的so2在高溫下和甲烷反應生成高濃度的so2和H2S氣體，這些氣體經過硫轉換器而轉換成單質硫。元素硫可深加工成液態so2，也可用于生產其他高附加值的副產品。該工藝的脫硫率和脫硝牢分別可達到98%和75%
1.1.4 SNOXTM同時脫硫脫硝技術
SNOXTM技術也是一種干式同時脫硫脫硝技術，其工藝示意圖見圖4。除塵器出口的排煙進入NOx催化反應器，在存在氨的條件下，NOx被催化還原成的氮氣和水。在第2級催化反應器內，so2被氧化成so3。由于脫硫反應器位于脫硝反應器的后部，因此從脫硝
收
圖4 J、lJ\”’工藝示意圖
1.2 氣/固催化工藝
這類工藝采用如氧化、氫化或SCR的催化反應，SO2/NOx的脫除率能達到90%或更高，比起傳統的SCR工藝，具有更高的NOx脫除率。單質硫作為副產物被回收，具體如下：
1.2.1 DESONOx
DESONOx工藝由I)~russa、Lentjes和Lu曬聯合開發，于1985—1986年在一臺燃燒鍋爐上做了煙氣量為500ma/h的試驗，于1988年在德國Ha：fen Munster電廠規模為31MW的3號爐上運行，工藝示意圖如圖5所示。煙氣離開電除塵器與NH3混合進入反應器，在此NOx被催化還原，隨后so2氧化為so3，并最終冷凝為硫酸
N2和H20
SO3回收
圖5 DESONOX工藝不葸圖
1.2.2 SNRB法
SNRB法(SOx—NOx—ROx—BOx)同時脫硫脫硝除塵技術，該工藝的特點是：利用高溫布袋除塵器達到同時脫硫、脫硝和除塵的目的。煙氣中的so2是通過在布袋除塵器前的煙道內噴人鈣基或鈉基、并利用布袋外表面的過濾層脫除的。NOx的脫除是通過向煙道內噴人氨氣，然后由設置在布袋內部的選擇性催化還原劑(SCR)來實現的。除塵是通過布袋的自身特性完成的，采用陶瓷纖維濾袋和玻璃纖維濾袋都能滿足技術要求。其工藝示意圖見圖6。
規模為5MW的中間試驗已于1995年在俄亥俄州的Edison公司R.E.Burger電站的5號機組上完成。在燃煤含硫量為3% ～4% 、Ca/S為2.0、反應溫度為426～454℃ 的條件下，脫硫率達80%。在氨硝比(NH3/NOx)控制在0.9，反應溫度控制在426～454oC的條件下，脫硝率達90%.日.氨的泄漏鼉不超過4mg/m3。
1.2.3 Parsons法
Parsons工藝已發展到中試階段，處理煙氣量280m3/h，燃煤鍋爐煙氣中的SO2/NOx的脫除率能達到99%以上。該工藝包括以下步驟：(1)在單獨的還原步驟中同時將so2催化還原為H2S，NOx還原為N2，剩余的氧還原為水；(2)從氫化反應器的排氣中回收H2s；(3)從H2s富集氣體中生產單質硫。Parsons工藝示意圖如圖7所示
蒸汽
圖7 Parsons工藝示意圖
1.2.4 Lurgi CFB法
Ln Gmbh開發了使用一臺煙氣循環流化床(cFB)脫除SO=/NOx工藝。在一體化工藝中，CFB反
應器在385 oC運行，脫硫采用消石灰作吸收劑，吸收產物主要是CaSO4(無水)和約10%的CaS 。脫硝反應是使用氨作為還原劑進行選擇催化還原反應，催化劑為具有活性的細粉末化合物FeSO4?7H2O。中試CFB系統建造在德國位于Dettingen的RWE的一個電廠中，圖8給出了中試裝置的工藝示意圖。在Ca/S摩爾比為1.2～1.5時，能達到97%的脫硫率；NI]3/NOx=0.7～1.0時，脫硝率達88%，氨的逸出值
預除塵
煙氣
圖8 CFB工藝示意圖
1.3 濕法工藝
由于NOx的溶解度很低，濕法煙氣脫硫脫硝一體化工藝通常在氣/液段將NO氧化成NO2，或者通過加入添加劑來提高NO的溶解度。濕法煙氣同時脫硫脫硝技術主要包括氯酸氧化工藝和金屬螫合劑絡合吸收法等。
1.3.1 氯酸氧化工藝
氯酸氧化工藝，又稱rift—NOx—NOxSorb工藝，是采用濕式洗滌系統，在一套設備中同時脫除煙氣中的SO2/NOx，并且沒有催化劑中毒、失活、催化能力下降等問題的出現。該工藝采用氧化吸收塔和堿式吸收塔兩段工藝。氧化吸收塔是采用氧化劑HC103來氧化NO和so2及有毒金屬；堿式吸收塔則作為后續工藝采用Na2S及NaOH作為吸收劑，吸收殘余的酸性氣體。該工藝脫除率達95%以上。氯酸氧化法同時脫硫脫氮的工藝示意圖如圖9所示。 ‘該工藝主要技術特點有：(1)對人口煙氣濃度的限制范圍不嚴格；(2)操作溫度低，可在常溫下進行；f 3、對SO~/NOx及有毒余 彳丁較高的脫除率。麗 擁幽
圖9 氯酸氧化工藝示意圖
1.3.2 絡合吸附工藝
Sada等人在1986年就發現一些金屬螫合物，像Fe(Ⅱ)E【rrA等可與溶解的NOx迅速發生反應，具有促進NOx吸收的作用。
1.4 其他工藝
煙氣脫硫脫硝一體化工藝還有吸收劑噴射法、高能電子活化法等工藝，其中的吸收劑噴射法的脫除率主要取決于so2和NOx比、反應時間、吸收劑粒度等。高能電子活化法目前國內外均有商業應用。
1.4.1 電子束法
鍋爐煙氣經除塵后，在進入反應器之前注入氨55氣。在反應器內，煙氣經受高能電子束照射，煙氣中的N2、O2和水蒸汽等發生輻射反應，生成大量的離子、自由基、原子、電子和各種激發態的原子、分子等活性物質，它們將煙氣中的SO2/NOx氧化為SO3/N02。這些高價的硫氧化物和氮氧化物與水蒸汽反應生成霧狀的硫酸和硝酸，這些酸再與事先注入反應器的氨反應，生成硫銨和硝銨。最后用靜電除塵器收集氣溶膠狀的硫銨和硝銨，凈化后的煙氣經煙囪排放。我國的成都熱電廠在200MW機組上采用該工藝，在燃煤含硫量為0.8%～3.5%時，其脫硫率與脫硝率分別在80% 、18% 以上。
1.4.2 爐膛石灰(石)/尿素噴射工藝
該脫硝一體化工藝是把爐膛噴鈣和選擇非催化還原(sNCR)結合起來，實現同時脫除煙氣中的so2/NOx。Gulleti等人采用在14.7kW天然氣燃燒裝置上進行了同時脫硫脫硝實驗研究，實驗表明在Ca/S摩爾比為2、尿素/NOx摩爾比為1時，能脫除80%的so2及NOx。
1.4.3 碳酸氫鈉管道噴射工藝
Verlaeten等人試驗了碳酸氫鈉干噴人煙道同時脫除SO2/NOx的能力。試驗在意大利Rosigrkano的一臺20MW的燃用3%含硫煤的發電機組上進行，在袋式除塵器之前干噴碳酸氫鈉，可脫除60%so2和90%NOx。Ablin等人報道了在100MW Nixon電廠用碳酸氫鈉作為吸收劑噴人袋式除塵器的上游煙道中能達到70%的脫硫率和23%的脫硝率(30天的平均值)。
2 應用前景預測
2.1 硫資源利用方面
硫資源綜合利用型脫硫工藝，如SNOXTM和NOX.So技術，由于其脫硫副產品為硫元素，如硫磺、濃硫酸和液體so2，市場價格較高，市場需求穩定且用途廣泛，在我國西南部高硫煤電廠以及脫硫石膏市場需求不足、脫硫副產品堆放受到限制的城市附近電廠亦有較好的應用前景。
2.2 老機組改造方面
對于機組剩余壽命較短、年運行時間較少，設備改造場地受到限制，對脫硫率要求不高(≤50%)的中小電廠，管道噴鈣技術則是一種簡便易行的環保措施，該技術達到同時脫硫脫硝的目的，預計在我國應有較好的發展前景。
2.3 占地面積負擔方面
同時脫硫脫硝包括除塵一體化技術，如SOx—NOx—ROx—BOx同時脫硫脫硝除塵技術，由于其綜合經濟效益比分別進行脫硫、脫硝、除塵好，且系統較簡單，占地面積也少，一旦在工程技術上取得實質性突破，將具有相當高的競爭力。
