火电厂常用的脱硫脱硝技术有哪些

火电厂脱硫脱硝已成为电力行业绿色转型的核心环节。本文系统梳理火电厂常用的脱硫脱硝技术，从技术原理、适用场景、优缺点对比三维度解析，助力火电企业科学选型，实现高效治污与成本平衡。

一、湿法脱硫技术：成熟高效的主力方案

湿法脱硫以石灰石-石膏法为代表，占据火电厂脱硫市场超80%份额。其原理是利用石灰石浆液与烟气中的SO₂发生化学反应，生成石膏副产物。该技术脱硫效率可达95%以上，适应高硫煤工况，且石膏可外售用于建材行业，实现资源化利用。但需注意设备腐蚀、废水处理难题——需配套防腐材料与废水零排放系统，初期投资较高，适合大型燃煤机组。

湿法脱硫技术的稳定运行需严格控制pH值、液气比等参数，避免结垢堵塞。目前，部分企业已开发双碱法、氨法等变体，通过钠碱/氨液替代石灰石，减少废渣产生，提升系统灵活性。

二、干法/半干法脱硫：中小机组的经济选择

针对中小型火电机组或空间受限场景，干法（如喷雾干燥法）、半干法（如循环流化床法）脱硫技术更具优势。喷雾干燥法通过雾化石灰浆液与SO₂反应，生成干态产物，无需废水处理，系统占地小；循环流化床法则利用床层内活性炭或石灰石吸附SO₂，同步脱除部分NOx。这类技术投资成本低、操作简单，但脱硫效率通常在70%-90%，适用于排放标准较宽松的区域。

干法脱硫技术在老旧机组改造中应用广泛，其与低氮燃烧器的协同使用，可初步降低烟气污染物浓度，为后续深度治理创造条件。

三、SCR脱硝技术：高效还原的核心工艺

选择性催化还原（SCR）是火电厂主流脱硝技术，通过催化剂将NOx还原为N₂和H₂O。其脱硝效率可达90%以上，适应宽负荷运行，是超低排放改造的关键技术。但SCR需严格控制烟气温度（通常300-420℃）、氨氮比，避免催化剂中毒（如SO₂氧化、碱金属中毒）或氨逃逸超标。目前，低温SCR催化剂研发取得突破，可在180-250℃温度区间运行，适用于尾部烟道或联合脱硫装置布置。

SCR脱硝技术的催化剂需定期更换或再生，企业可通过建立活性监测体系，优化喷氨策略，降低运行成本。部分项目采用“SCR+SNCR”组合工艺，在炉膛高温区喷氨初步脱硝，再经SCR深度净化，实现效率与成本的平衡。

四、SNCR与低氮燃烧：源头控制的协同策略

SNCR（选择性非催化还原）技术通过向炉膛或烟道喷射氨水/尿素溶液，在850-1100℃高温下还原NOx，无需催化剂，投资成本低，但效率仅30%-50%，常作为SCR的前置技术或小型机组补充方案。低氮燃烧技术则通过优化燃烧器设计、空气分级、燃料分级等手段，从源头减少NOx生成，可降低30%-60%的排放量，与末端脱硝技术形成“燃烧控制+末端治理”的协同体系。

低氮燃烧技术的改造需结合锅炉型号、煤质特性定制方案，避免影响燃烧稳定性。例如，空气分级燃烧通过主燃区缺氧、燃尽区富氧的设计，抑制热力型NOx生成；燃料分级则通过二次燃料喷射，形成还原性氛围，减少NOx前体物。

五、新兴技术探索：集成化与资源化方向

随着环保要求提升，火电厂脱硫脱硝工艺正朝集成化、资源化演进。例如，活性焦吸附法可同步脱除SO₂和NOx，吸附剂再生后循环使用，副产硫酸；臭氧氧化技术通过强氧化性将NOx转化为高价态，再经碱液吸收，适用于低浓度NOx治理；生物脱硫脱硝则利用微生物代谢作用，实现无害化处理，但尚处于试验阶段。此外，数字孪生、AI算法在脱硫脱硝系统的智能监控、预测性维护中应用日益广泛，通过实时优化参数，降低能耗与物料消耗。

火电厂常用的脱硫脱硝技术需结合政策导向与企业实际，选择经济可行的技术组合。例如，超低排放地区可优先采用“石灰石-石膏法+低温SCR”组合，兼顾效率与成本；资源循环型企业可探索活性焦吸附、副产物综合利用路径，构建绿色生产链。

结语

火电厂脱硫脱硝技术的选择需综合考虑排放标准、煤质特性、机组规模、投资预算等多重因素。当前，湿法脱硫+SCR脱硝仍是主流方案，但干法/半干法、低氮燃烧、新兴集成技术为不同场景提供了灵活选择。企业应通过技术比选、全周期成本分析，制定科学治理方案，同时关注政策动态与技术前沿，推动绿色转型与可持续发展。