针对日益严格火力发电厂烟气污染物排放标准不断提高，火力发电厂烟气污染物排放标准已经向燃机排放标准(烟尘≤5mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3)要求看齐。针对火力发电厂极低排放要求，就必须有高效、环保、节能的辅机设备与之相适应。

通过对我国燃煤电站烟气污染物控制环保设备使用情况及经济性和对国际上已经出现的和正在研究中多种烟气中污染物协同处理技术应用情况介绍，有针对性的提出了我国应采用的技术方案及路线控制火电领域全社会关注污染物控制技术。

随着国家对大气污染物排放控制要求的提高，新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)于2012年1月1日正式实施。新排放标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化及重金属排放控制要求都有了很大的提高，新标准中规定新建火力发电厂烟尘颗粒物≤20mg/Nm3，SO2≤100mg/Nm3，NOX≤100mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3。

而目前国内环保形势仍十分严峻，一些担负国计民生民族企业仍有责任将烟尘、SO2、NOX等污染物排放标准做社会责任裕量考虑，将烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物排放标准向燃机排放标准看齐，力争达到或超过燃机电厂排放标准(烟尘颗粒物≤5mg/Nm3，SO2≤50mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3)。

近年来我国雾霾现象严重，环保要求也越来越高，导致我国火力发电领域环保设备升级，针对火电项目环保设备要求日趋严格。近一段时间国内又要求新建火电项目烟气烟尘、SO2、NOX、Hg等要达到燃机标准，这就要求新建火力发电厂环保设备具有更高的烟尘、SO2、NOX、Hg等主动脱除及环保设备间的协同处理能力。

在燃煤电站建设过程中，应从整体角度考虑燃煤所带来的运行和环境问题，充分掌握燃煤电站烟气中各种污染物之间相互影响、相互关联物理和化学过程，充分利用现有燃煤电厂烟气中烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物脱除设备之间可能存在协同脱除能力，来实现污染物的集成治理，大幅降低燃煤电站环境污染治理成本。从国际技术发展来看，开发高效、经济型多种污染物联合脱除技术并进行系统集成已成为一个热点。

技术原理：SCR 技术，即选择性催化还原技术，目前主要的烟气脱硝技术之一。

烟气进入 SCR 反应器，在一定温度、催化剂催化作用下，NH3与烟气中的 NOx进行

脱硝反应，生成 N2和 H2O。氨水还原 NOx的主要反应为：

4NO+4NH3+O2＞ 4N2 +6H2O

2NO2+ 4NH3 +O2＞3N2 +6H2O

关键技术：氨和烟气的混合程度及均匀性、催化剂的选型。

烟气超净排放技术SCR 技术-脱硝

技术特点∶

陕西脱硫脱硝施工

可应用于燃煤锅炉、燃气锅炉、焦化、各种工业锅炉;脱硝效率高，可达到85%以上;

自主开发喷氨格栅，分布均匀，混合效果好，浓度分布偏差小于10%;

自主开发氨水蒸发系统，可采用氨水作为还原剂，使用安全，并大大降低运行成本;

还原剂投加精确计量，节约还原剂的用量;PLC/DCS独立控制，自动化程度高，操作简单;设备布置紧凑，占地面积小。

烟气超净排放技术SCR 技术-脱硝

环保工程实例：

电厂水泥厂等环保工程案例1

电厂水泥厂等环保工程案例2

项目造价示例：

淄博市临淄热电厂 240t/h 锅炉尾气脱硝治理，烟气参数如下：

淄博市临淄热电厂 240t/h 锅炉尾气脱硝治理工程案例

针对上述烟气工况，我们采用SCR 脱硝技术，对烟气进行处理，处理后烟气成分：氮氧化物出口浓度低于 45mg/Nm3。工程总投资：420 万元。

业绩 2：

北京低碳清洁能源研究所全尺寸装置尾气脱硫+脱硝+脱白+废水零排放一体化工程，烟气参数如下。

北京低碳清洁能源研究所全尺寸装置尾气脱硫+脱硝+脱白+废水零排放一体化工程

针对上述烟气工况，我们采用SCR+双碱法脱硫+低温换热脱白技术，对烟气进行处理， 处理后烟气成分：氮氧化物浓度低于 20 mg/Nm3，SO2 浓度低于 10 mg/Nm3。设备总投资：86 万元。

技术分类：环境保护

技术成熟度：工业化

工程技术：

烟气超净排放技术

VOCs 处理技术

废水污染物处理技术

节能环保装备

承接工程：电厂，水泥厂，烟气进行，脱硫，脱硝 ，除尘，水处理工程承包服务