烟气脱硫脱硝技术ppt.ppt
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燃煤烟气脱硫脱硝技术,1、烟气脱硫技术,2、烟气脱硝技术,3、联合脱硫脱硝技术,一、烟气脱硫技术FGD,FlueGasDesulfurization,1、SO2的生成,烟气中的硫以SO2为主烟气中SO3通常较少，0.55过量空气系数1.15，含硫量14%时，标准状况下烟气中SO2的含量约为3.14310g/m3。
2、烟气脱硫工艺的类型和主流工艺,脱硫反应物干湿状态湿法：
石灰石石灰石膏湿法氦洗涤脱硫和海水洗涤脱硫干法：
炉内喷钙、电子束辐照烟气脱硫脱氮半干法：
喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法,1）类型,脱硫产物处理方式回收法脱硫剂的再生使用。
流程较复杂，运行难度较大，投资和运行费用均较高。
抛弃法设备简单，操作容易，投资及运行费用较低。
废渣需要占用场地堆放，容易造成二次污染。
当烟气中SO2浓度较低、脱硫产物无回收价值或投资有限，且大气污染物排放控制严格时，多采用抛弃法。
脱硫剂：
钙法（石灰石/石灰法）、氨法、镁法、钠法、碱铝法、氧化铜/锌法、活性炭法、磷铵法,净化原理：
吸收法、吸附法、催化氧化法、催化还原法,石灰石石膏湿法，80%以上喷雾干燥法炉内喷钙加尾部增湿活化（LIFAC）烟气循环流化床法（CFDB）电子束辐照烟气脱硫脱氮净化工艺海水洗涤脱硫氨洗涤,2）目前主要的脱硫工艺,FGD发展现状,石灰/石灰石湿法工艺为主，占82%喷雾干燥法，占11%，其余为氧化镁法、氨法、CFB以及LIFAC美国：
石灰/石灰石湿法工艺，抛弃法占85%左右；日本：
石灰/石灰石湿法工艺，回收法占95%以上；德国、瑞典、芬兰等国，喷雾干燥法、LIFAC、CFB法应用较广中国：
技术引进和自主开发。
基本掌握300MW以上的石灰石-石膏法，100-300MW容量的喷雾干燥法。
4、脱硫剂的种类与性质,钙基脱硫剂钙基脱硫剂主要是石灰石、石灰和消石灰，具有资源丰富，开采容易，价格相对低廉等特点。
（1）石灰石石灰石的主要成分是CaCO3，石灰石在大自然中的储量非常丰富。
石灰石无毒、无害。
在处置和使用过程中十分安全，是有效地吸收烟气中SO2的理想吸收刘，但石灰石不能有效地脱除SO3。
石灰石做脱硫剂使用时，必须磨制成颗粒粉末，或者再制成浆液。
主要类型：
钙基脱琉剂、氨基脱硫剂和钠基脱硫剂，还有其他碱性物质、活性炭等,
（2）石灰石灰的主要成分是CaO，自然界没有天然的石灰资源。
气脱硫使用的石灰都是将石灰石煅烧后而成的。
石灰的优劣完全取决于燃烧过程中的质量控制，否则会混有大量的欠烧或过烧的杂质，影响脱硫效率和运行费用由于煅烧过程是一吸热反应，因此，要消耗一定量燃料，同则会产生SO2等有害气体。
石灰有很强的吸湿性，遇水后会发生剧烈的水合反应，对人体皮肤、眼睛有强烈的烧灼和刺激作用，应采取措施防止在石灰的处理过程中产生的危害和对环境的不良影响。
石灰作为吸收剂，比石灰心具有更高的活性，其分子虽比石灰石几乎小50，因此、单价质量酌脱硫效率比石灰石高约一倍，是一种高效的吸收SO2，同时也能吸收SO3的脱硫剂。
石灰容易吸收空气中的水分。
在储运时应注意防潮。
石灰主要用在石灰一石膏湿法脱硫、喷雾干燥半干法脱疏和循环流化风烟气脱硫工艺等。
（3）消石灰消石灰是石灰加水经消化反应后的生成物，主要成分是Ca（OH）2在消化过程中石灰粉化成约10um粒径的粉末状，作为吸收剂无须再经过磨粉工艺。
Ca（OH）2的分子量比CaO大，即单位质量中Ca的含量比CaO少。
消石灰容易吸收空气中的CO2，还原成活性低的CaCO3。
在温度较低时具有很高的与SO2及SO3反应活性，在脱除SO2的同时，几乎能够脱除烟气中全部的SO3。
消石灰一般应用在旋转喷雾干燥、炉内喷钙加尾部增湿活化、烟气循环流化床脱硫等工艺，也可作为管道喷射脱硫工艺的吸收剂。
氨基脱硫剂氨一般以氨水或液氨的形式作为脱硫的吸收剂，主要用于氨洗涤工艺和电子束辐照脱硫工艺。
氨基脱硫剂的活性很好，因此，在同样条件下，用量要比其他脱硫剂少。
采用氨基脱硫剂的脱硫工艺的副产品为硫酸铵可用做农用化肥。
氨成品的价格较高，来源受限，并存在氨的泄露会造成环境污染等问题。
钠基脱硫剂用作脱硫剂的钠基化合物包括Na2SO3，Na2CO3、NaHCO3等应用于湿法洗涤烟气脱硫工艺和用于炉内喷射与管道喷射等工艺的脱硫吸收剂，脱硫效果好，并且兼有一定的脱氮作用。
钠基脱硫剂可以再生，以循环利用。
使用钠基脱硫剂的主要问题是脱硫剂的来源困难，价格相对较高；另外，脱硫产物中钠盐易溶于水，造成灰场水体的污染。
活性炭吸附剂活性炭是一种具有优异吸附和解吸性能的含碳物质，具有稳定的物理化学性能。
活性炭孔隙结构优良，比表面积大，吸附其他物质的容量大，且具有催化作用，一方面能使被吸附的物质在其孔隙内积聚；另一方面又能够在一定的条件下将其解吸出来，并保持碳及其基团的反应能力，使活性炭得到再生。
活性炭可单独用来脱硫或脱氮（借助于氨），或用来联合脱硫脱氮，近年来已经开始应用于火电厂的烟气净化。
其他脱硫吸收剂某些脱硫工艺采用低廉的碱性物质（如火电厂排放的废弃物）作为脱硫剂，比如，利用飞灰中的碱性物质（CaO，MgO）脱除SO2，当飞灰中的碱性物质的含量大于8时，可以取得比较有经济价值的脱硫效率（大于50）。
采用电厂冲灰水进行简易烟气脱硫。
这类脱硫方法的脱硫效率较低，但具有以废治废的优越性。
其他被采用的碱性物质还有：
碱性硫酸铝Al2（SO4）3Al2O3，某些金属氧化物等。
5、烟气脱硫工艺的主要技术、经济和环境指标,1）烟气脱硫效率,脱硫效率是考核烟气脱硫设备运行状况的重要指标，是计算SO2排放量的基本参数。
对于连续运行的脱硫设备，入口SO2的浓度是随时间变化的，而且变化幅度有时很大。
某一监测时段内设备的脱硫效率，应取整个时段内脱硫效率的平均值。
在计算脱硫效率时，只计入SO2的脱除率，而通常不考虑SO3的脱除率。
2）钙硫摩尔比（Ca/S）理论上只要有一个钙基吸收剂分子就可以吸收一个SO2分子，或者说，脱除1mol的硫需要1mol的钙。
在实际反应设备中，反应的条件并不处于理想状态，需要增加脱硫剂的量来保证吸收过程的进行。
钙硫摩尔比表示达到一定脱硫效率时所需要钙基吸收剂的过量程度，说明在用钙基吸收剂脱硫时钙的有效利用率。
一般用钙与硫的摩尔比值表示，即CaS比，所需的CaS越高，钙的利用率则越低。
湿法脱硫工艺的反应是在气相、液相和固相之间进行的，反应条件比较理想，因此，在脱硫效率为90以上时，其钙硫摩尔比略大于1，一般为1.11.2，最佳状态可达1.0l1.02。
半干法在脱硫率为85时，钙硫摩尔比为1.51.6。
干法在脱硫效率为70时钙硫摩尔比可达22.5。
湿法脱硫上艺的脱硫剂利用率最高，达90以上，干法脱硫工艺最低，为30左右。
3）脱硫装置的出力工程上采用脱硫装置在设计的脱硫率和钙硫比下所能连续稳定处理的烟气量来表示其出力。
通常用折算到标准状态下每小时处理的烟气量，即采用m3h来表示。
主要经济指标1）工程总投资和单位容量造价2）年运行费用3）脱除每吨SO2的成本4）售电电价增加,环境评估脱硫系统可能产生的环境问题主要是废水和废渣等。
某些脱硫工艺在吸收剂制备过程中还产生噪声和粉尘等。
1）废水几乎所有的湿法脱硫工艺均会产生废水湿法脱硫产物的脱水和浆液槽罐等设备的冲洗水等废水。
脱硫废水的主要超标项目是pH值、COD、悬浮物及汞、铜、镍、锌、砷、氯、氟等在整体工艺中需考虑相应的废水处理措施。
2）固体废弃物脱硫副产品采用抛弃堆放等处理方式对堆放场的底部进行防渗处理，以防污染地下水对表面进行固化处理，以防扬尘。
1、湿法烟气脱硫技术,烟气与含有脱硫剂溶液接触，发生脱硫反应，其脱硫生成物的生成和处理均在湿态下进行。
优点气液反应，脱硫速度快；煤种适应性好脱硫效率和脱硫剂利用率高，Ca/S1时，脱硫率可达90缺点脱硫后烟气温度低（一般低于露点），需进行烟气再热废水二次污染,
（1）石灰石石膏湿法脱硫,钙基湿法脱硫工艺（石灰石/石灰洗涤法）-是应用最广、技术最为成熟且运行最为可靠的FGD工艺回收法：
通过强制氧化使CaSO3转化为石膏CaSO4进行回收抛弃法,石灰石石膏脱硫基本原理烟气在吸收塔内同石灰石浆料进行反应，生成亚硫酸钙，再用空气强制氧化得到石膏，石膏经过脱湿后作为副产品回收利用。
五个组成部分石灰石浆液制备烟气净化再热吸收和氧化石膏回收和储备污水处理,石灰石浆液洗涤脱硫系统工艺流程,化学反应机理,SO2、SO3和HCl的吸收,烟气中的SO2和SO3溶于石灰石浆液的液滴中，SO2被水吸收后生成亚硫酸，亚硫酸电离成H+和HSO3，一部分HSO3被烟气中的氧氧化成H2SO4；SO3溶于水生成H2SO4；HCl也极容易溶于水。
溶于浆液液滴中的SO2、SO3和HCl与浆液中的石灰石的反应，此步反应的关键是Ca2+的生成,2、与石灰石的反应,再进一步反应,在吸收塔下部是装有搅拌反应器的再循环浆液池，向循环浆液中鼓入空气，使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，同时将生成的CO2排出。
3、氧化反应,由于浆液在反应器内有足够的停留时间，可以促成硫酸钙晶体CaSO42H2O的增长。
浆液中所有残余的HSO3被空气氧化生成H2SO4后，再被浆液中的中和形成CaSO42H2O。
4、CaSO4晶体生成,吸收反应,氧化反应,化学反应方程式,中和反应,由于湿法脱硫工艺的全部化学反府均是在脱硫塔（包括下部浆池）中的喷淋洗涤过程中进行的，加上脱硫浆液的循环和强烈的搅拌，而且脱硫过程的反应温度均低于露点，温度适中，具有气、液、固三相反应的特点，并有足够的停留时间，因此，脱硫反应速度快，脱硫效率高，钙的利用率高。
在CaS略大于1时，脱硫效率可达如90以上。
该工艺易于大型化，适合于大型电站锅炉的烟气脱硫。
由脱硫过程的反应温度均低于露点即均在湿态下进行，所以，锅炉来的烟气一般需要冷却降温，脱硫后的烟气需经再加热后才能从烟囱排出，否则将会造成下游设备的腐蚀和影响烟气抬升高度。
有废水处理问题。
化学反应的特点,石灰石石膏脱硫系统主要由以下各子系统组成：
石灰石浆液制备系统烟气输送和热交换系统SO2吸收系统（包括浆液循环及氧化）石膏处理系统废水处理系统,石灰石石膏脱硫系统的组成,
（2）氨法AMASOX工艺,以氨水或液氨的形式用于氨式湿法和电子束氨法脱硫工艺,氨亚铵法,氨硫氨法,氨法工艺特点活性高，脱硫率高，对烟气条件变化的适应性强脱硫产物为0.20.6mm的硫酸铵晶体，可作农用肥料不产生废水、废渣，能耗低氨的价格高，且氨气有毒，会引起环境问题,（3）钠法,钠碱吸收法钠基碱性化合物（NaOH、Na2CO3、NaHCO3）对SO2亲和力超过钙基脱硫剂。
Na2SO3和NaHSO3适于吸收和再生循环，并且不产生固体残渣，避免结垢和堵塞。
亚钠循环法利用Na2SO3溶液的吸收和再生循环过程脱除SO2的技术,吸收反应,加热再生反应,亚钠循环工艺特点循环吸收液无腐蚀性吸收剂再生和脱硫渣的沉淀在吸收塔外进行，减少塔内结垢系统相对复杂，运行费用高再生费用较高,（4）海水脱硫法,天然海水中含有大量可溶性盐（主要为氯化钠和硫酸盐），且海水通常呈碱性，具有吸收SO2的能力。
系统包括：
烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统（曝气池）。
典型工艺：
挪威ABB的FlaktHydro和Bechtel工艺1998年，深圳西部电厂引进FlaktHydro工艺特点工艺简单，投资和运行费用低无需废物和废水处理系统研究表明，硫酸盐对海洋环境影响小,2、干法/半干法烟气脱硫技术,-脱硫产物为干态。
-脱硫剂-干态：
炉内喷钙法；CFB烟气脱硫法；干式催化脱硫-湿态：
喷雾干燥法；炉内喷钙尾部增湿法（LIFAC）-特点-脱硫过程以干态为主-烟气温度降低较少，无需除雾和再热,优点投资费用低设备不易腐蚀、结垢和堵塞耗能低缺点脱硫剂利用率,
（1）喷雾干燥法脱硫技术,基本原理将脱硫剂浆液在吸收塔内进行雾化，然后与烟气中SO2反应，同时发生传热反应，使雾化液滴不断蒸发干燥，最后脱硫产物以干态沉在塔底或随烟气离开。
工艺流程：
脱硫剂浆液制备、浆液雾化、SO2吸收和液滴的干燥、灰渣再循环和捕集,
（2）炉内喷钙尾部增湿技术LIFAC,基本原理保留炉内喷钙的脱硫系统，在尾部烟道增设一个独立的活化反应器，将炉内未反应完的CaO通过雾化水进行活化后再次脱出烟气中的SO2。
增湿脱硫反应,（3）烟气循环流化床脱硫技术,基本原理以流化床为原理，通过物料在反应塔内的内循环和高倍率的外循环，形成含固量很高的烟气流化床，从而强化脱硫剂和气体之间的接触与传热传质，延长脱硫剂停留时间，提高脱硫剂的利用率和脱硫效率。
Ca/S为1.11.5时，系统脱硫率90%，与石灰石石膏法相当。
（4）干法催化烟气脱硫技术,基本原理在催化剂作用下，通过将烟气中SO2氧化为SO3，从而回收硫酸或还原为H2S，通过克劳斯法回收流的工艺。
催化氧化、催化还原法。
催化氧化法,催化还原法,烟气脱氮是用反应吸收剂与烟气接触，以除去或减少烟气中的NOx的工艺过程，亦称为烟气脱硝。
无论从技术的难度、系统的复杂程度，还是投资和运行维护费用等方面，烟气脱氮均远远高于烟气脱硫，使烟气脱氮技术在燃煤电站锅护烟气净化上的应用和推广受到很大的影响和限制，加之世界各国对NOx的排放限制尚不如对SO2的排放限制得那么严格，因此，目前烟气脱氮装置在火电厂的应用也少得多，技术和装置也欠成熟，设备投资和运行费用居高不下。
目前，已经研制和开发的烟气脱氮工艺有50余种，大致可归纳为干法烟气脱氮和湿法烟气脱氮两大类,2、烟气脱硝（氮）技术,特征：
用气态反应剂使烟气中的NOx还原为N2和H2O。
主要有选择性催化还原法、非选择性催化还原法和选择性无催化还原法，其中选择性催化还原法被采用的较多。
其他干法脱氮技术还有氧化铜法、活性炭法等。
特点：
反应物质是干态，多数工艺需要采用催化剂，并要求在较高温度下进行。
该类烟气处理工艺不会引起烟气温度的显著下降，无须烟气再加热系统。
干法烟气脱氮技术,
（1）选择性催化还原法（SCR法）,用氨（NH3）作为还原剂，在催化剂的存在下将烟气中的NOx还原成N2，脱氮率可达90以上根据所采用的催化剂的不同，其适宜的反应温度范围也不同，一般为300340。
由于所采用的还原剂NH3只与烟气中的NOx发生反应，而一般不与烟气中的氧发生反应，所以，将这类有选择性的化学反应称为选择性催化还原法。
基本原理又称喷氨法，向炉膛喷氨基还原剂（氨或尿素等），在一定条件下将NOx转化为N2和H2O，降低NOx的排放。
氨法,尿素法,用甲烷CH4、CO或H2等作为还原剂，在烟温550800范围内及催化剂的作用下，将NOx还原成N2。
但是这类还原剂除了与烟气中的NOx反应以外，还与烟气中的残余氧反应，生成水或二氧化碳，因此，还原剂的消耗量比选样性催化还原法高出45倍。
另外，该反应要放出热量使烟气温度上升。
这两种还原NOx的方法均以催化反应为主要特征，因此，都需要在烟道的合适位置设置催化反应器，系统比较复杂。
（2）非选择性催化还原法（NSCR法）,在不采用催化剂的条件下，将氨作为还原剂还原NOx的反应只能在9501100这一温度范围内进行，因此，需将氨气喷射注入炉膛出口区域相应温度范围内的烟气中，将NOx还原为N2利H2O。
也称为高温非催化还原法或炉膛喷氨脱氮法。
如果加入添加剂（比如氢），可以扩大其反应温度的范围。
当以尿素（H4N2CO）为还原剂时，脱氮效果与氨相当，但其运输和使用比NH3安全方便。
但是采用尿素作还原剂时，可能会有N2O生成。
（3）选择性非催化还原法（SNCR法）,这类脱氮方法的脱氮效率为4060，而且对反应所处的温度范围很敏感，高于1100时，NH3会与O2反应生成NO，反而造成NOx的排放量增加；低于700，则反应速率下降，会造成未反应的氨气随烟气进入下游烟道，这部分氨气会与烟气中的SO2发生反应生成硫酸铵。
在较高温度下，硫酸铵呈酸性，很容易造成空气预热器的堵塞并存在腐蚀现象，另外，也使排入大气中的氨量显著增加，造成环境污染。
为了适应电站锅炉的负荷变化而造成炉膛内烟气温度的变化，需要在炉膛上部沿高度开设多层氨气喷射口，以使氨气在不同的负荷工况下均能喷入所要求的温度范围的烟气中。
该法的主要特点是无需采用催化反应器，系统简单。
催化剂一般使用TiO2为载体的V2O5/WO3及MoO3等金属氧化物。
载体：
TiO2、活性炭或沸石等多孔介质。
布置位置：
除尘器前、除尘器后发展方向改善反应器的反应条件：
控制NH3浓度与泄漏完善催化剂性能寻找中低温工况下具有高活性的催化剂,选择性催化还原NOx工艺,目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是前述的三种干法脱氮技术，其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法。
该法脱氮效率高，无需排水处理，无副产品，但脱氮装置的运行成本很高，系统复杂，烟气侧的阻力会增加。
化学反应原理,以上各个反应均需在催化条件下才能达到所要求的反应速度,
（2）选择性催化还原法的系统组成和布置,主要由催化反应器、催化组件和氨储存及喷射系统组成。
当采用不同的催化剂来催化NH3和NOx的还原反应时，其适应的反应温度范围也不同。
在应用于电站锅炉时，为了适应化学反应的最佳烟温范围，催化反应器需布置在锅炉尾部的不同位置。
NOx选择性催化还原反应器,A、350的温度区间（省煤器出口和空气预热器进口之间）,这一布置方案的温度范围适合于多数催化剂的反应温度，因此，被采用得较为广泛。
主要问题：
存在烟气中的飞灰对催比剂的污染、腐蚀、磨损和堵塞，需要选择高活性的催化剂，合理布置催化元件，减轻腐蚀和磨损。
另一个问题是烟气中SO2的存在对脱氮设备的运行所产生的不利影响。
省煤器出口烟气中的SO2的浓度，对选择性催化还原工艺的运行存在一个温度下限，在这一温度以下，氨与烟气中的SO2将形成酸性硫酸铵、这一反应产物会对催化剂造成堵塞，使其失效。
这一温度下限随采用的催化剂的不同而不同，采用铂作为催化剂时，温度下限为225250，采用铜、铬等催化剂时为350以下。
在这种布置方式下，脱氮装置的催化剂基本是在无尘、无SO2的干净烟气条件下工作，可以防止催化剂的中毒和避免催化反应器的堵塞、腐蚀，基本不存在催化剂的污染和失效，催化剂的工作寿命可以大大增加。
但是，由于脱硫后的烟气温度仅为50左右，因此，在烟气进入脱氮催化反应器之的必须采取利用外来热源加热烟气的方法，将烟温提升到所需的反应温度。
显然，这将使系统更加复杂，并影响系统的综合效率。
B、布置在烟气脱硫装置后,（3）催化剂和催化反应器的形式,选择性催化还原法使用的催化剂是用Al2O3，或钛作为载体，通常制成板状、蜂窝状的催化元件，在其表面上沉积铂、钯、铑等贵重金属（约占催化元件总质量的0.5），再将催化元件制成催化剂组件，组件排列在催化反应器的框架内，构成催化剂层。
铜、钒、铬、锰、锌、铁、铈等金属氧化物也可作为催化剂，这类催化剂的反应温度为300400，但活性比铂、钯、铑等贵重金属低。
催化剂还可以制成颗粒状等，以颗粒固定床形式充填在催化反应容器中使用。
活性炭也可作为催化剂，其所需的反应温度为100150。
采用活性炭时，需预失对烟气进行严格的除尘和脱硫。
如上所述，当烟气中存在飞灰、二氧化硫等物质时，会使催化剂受到污染而失效，导致脱氮效率下降。
在干净烟气的条件下，催化剂的工作寿命可达35年。
由于锅炉排烟中的NOx主要是NO，而NO极难溶干水，所以，采用湿法脱除烟气中的NOx时，不能像脱除SO2那样采用简单的直接洗涤方法进行吸收，必须先将NO氧化为NO2，然后再用水或其他吸收剂进行吸收脱除，因此，湿法脱氮的工艺过程要比湿法脱硫复杂得多。
湿法脱氮的工艺过程包括氧化和吸收，并反应生成可以利用或无害的物质，因此，必须设置烟气氧化、洗涤和吸收装置，工艺系统比较复杂。
湿法脱氮大多具有同时脱硫的效果。
湿法的主要特点是，脱氮反应的局部或全部过程在湿态下进行，需使烟气增湿、降温，因此，一般需将脱氮后的烟气除湿和再加热后经烟囱排放至大气。
主要有气相氧化液相吸收法、液相氧化吸收法等。
湿法烟气脱氮技术,1、气相氧化液相吸收法,向烟气中加入强氧化剂（ClO2、O2等），将NO氧化成容易被吸收的NO2和N2O5等，然后用吸收剂（碱、水或酸等液态吸收剂）吸收，脱氮效率可达90以上。
2、液相氧化吸收法,用KMnO4-KOH溶液洗涤烟气。
KMnO4将NO氧化成易被KOH吸收的组分，生成KNO3和MnO2沉淀，MnO2沉淀经再生处理，生成KMnO4重复使用。
湿法脱氮的效率虽然很高但系统复杂，氧化和吸收剂费用较高，而且用水量大，并会产生水的污染问题，因此，在燃煤锅炉上很少采用。
3、烟气同时脱硫脱硝技术,烟气联合脱硫、脱氮是近年来国内外竞相研制和开发的新型烟气净化工艺，它的技术和经济性明显优于单独脱硫和单独脱氮技术，因此，是一种更有发展前途和推广价值的新一代烟气净化技术。
联合脱硫、脱氮技术仍处于试验研究或工业装置示范阶段，世界上只有很少的联合脱硫、脱氮装置投入商业化运行，工艺系统复杂和运行费用昂贵。
在环保标准仅要求烟气脱硫的状况下，通常这种联合脱除工艺与常规单一脱除工艺相比没有竞争力，但是，当火电厂烟气SO2NOx排放立法均要求更严格时，联合脱硫、脱氮工艺的技术和经济优势将相当显著。
目前，大部分联合脱疏、脱氮技术是在工艺流程上将脱硫和脱氮这两种工艺串联起来，是在不同的反应器中分别实现脱硫和脱氮过程，所以，并非本质上的联合脱硫、脱氮工艺。
分类烟气脱硫、脱硝工艺的结合，在同一反应器内联合脱除烟气中SO2NOx的工艺。
比如，电子束烟气辐照脱硫、脱氮工艺。
；特定条件下，吸收剂（含吸附剂）实现同时脱硫脱硝；将SO2和NOx进行氧化或生成螯合物，再同时脱除。
一、电子束辐照氨法烟气脱硫、脱氮工艺,核心电子束法、脉冲电晕法。
这类技术基于物理和化学相结合的原理，在烟气中同时脱硫、脱氮，两种方法进行烟气脱硫、脱氮的原理是相同的。
脉冲电晕放电技术是利用脉冲放电在极间产生活化电子，而电子束技术是利用电子加速器来产生高能电子。
目前，已经达到工业示范阶段的主要是电子束辐照氨法烟气脱硫、脱氮工艺。
电子束辐照氨法烟气脱硫、脱氮技术的初投资和运行费用均较高，但仍低于石灰石石膏湿法烟气脱硫，如果考虑联合脱硫、脱氮的效果以及产品的价值，其经济性还是比较好的。
电子束辐照氨法烟气脱疏、脱氮技术是一种无排水型干式排烟处理技术，始于20世纪70年代。
该技术通过向锅炉排烟照射电子束和喷人氨气，能够同时除去排烟中含有的硫氧化物（SO2）、氮氧比物（NOx），可分别达到90和80的脱除效率。
能直接回收有用的氮肥（硫酸铵及硝酸铵混合物），无二次污染产生。
1、电子束辐照氨法烟气脱硫、脱氮工艺流程,组成：
烟气预除尘烟气加湿冷却喷氨电子束照射副产品收集副产品处置,电子束辐照烟气示意图,2、电子束辐照氨法烟气脱硫、脱氮的反应机理,烟气在电子加速器产生的电子束辐照下将呈现非平衡等离子体状态，烟气中的H2O和O2被裂解成强氧化性的过氧化物（HO，HO2）和原子态氧（O）等活性自由基SO2及NOx在这些自由基的作用下，在极短的时间内被氧化，并与水生成中间产物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）硫酸与硝酸和共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒，即硫酸铵（NH4）2SO4，和硝酸铵（NH4NO3）的混合粉体。
A、自由基（或称活性基团）的生成,煤等燃料的燃烧产物由氮（N2），氧（O2），水蒸气（H2O），二氧化碳（CO2）等主要成分及SO2，NOx等有害气体组成。
当电子束照射烟气时，被加速的电子与烟气中N2、O2、H2O等分子碰撞，这些分子获得电子的能量、生成氧化反应力极强的活性自由基团（OH基，O原子，HO2基）；其反应式为,B、SO2及NOx的氧化,烟气中的SO2和NOx与电子束照射生成的OH基、O原子、HO2基在极短的时间内进行氧化反应，并与水化合分别生成为硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。
其反应式为：
C、硫酸铵和硝酸铵的生成,前一阶段生成的硫酸、硝酸与电子束照射以前充入的气态氨（NH3）进行中和反应，分别生成硫酸铵（NH4）2SO4和硝酸铵（NH4NO3）的粉体微粒。
3、电子束辐照氨法烟气脱硫、脱氨技术的特点,能够
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