1.我国的电厂目前还是以燃煤为主，造成了以煤烟为主的空气污染，产生了大量的烟尘、s02和N0X。这些污染物造成的酸雨、温室效应和臭氧层破坏等环境污染，严重地影响了人类的居住环境，引起了世界各地科学工作者的广泛关注。在这样的背景下，出现了多种脱除S02、NO 的方法。
目前烟气脱硫的方法很多，能够实现工业化的也有十几种。根据不同的分类，烟气脱硫的方法也不同，如：按照吸收剂的种类，可分为钙法(石灰/石灰石法)、碱法(钠盐法)；按照处理的前后，可分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫；按照脱除产物的干湿形态，可分为湿法、干法和半干法。以湿法、干法和半干法为例，又可以具体分为：湿法：石灰石/石灰法、海水法、氨法、双碱法、镁法、磷铵肥法和Wellman.Lord.FGD、其他(有机酸钠一石膏、石灰一镁、碱式硫酸铝、氧化锌、氧化锰法等)；干法：喷雾干燥法、烟道喷钙法、循环流化床法、荷电法、催化法(干式催化氧化法、孟山都催化氧化法、托普素一阿基坦钠催化氧化法)、(粉煤灰干式脱硫法、熔融盐吸收脱硫法、碱性铝酸盐脱硫法、氧化铜脱硫法)。
选煤能除去或减少燃煤中所含的硫分、灰分等杂质，并按用户对煤质的要求，实行分质供应。燃用洗煤可提高热效率和可靠性。选煤技术分物理法、化学法和微生物法。物理法选煤无论在国外或国内都是十分成熟的技术，通常可除去燃煤中60 灰分和1/3~2/3的黄铁矿硫。
循环流化床锅炉由于湍流混合充分，燃烧热效率可达85 9/5～90 ，而层燃炉只有709/6，再加入石灰石为主的脱硫剂，钙硫比达2.0时，脱硫率可达7O ，可以有效地控制SOz的排放。另外，由于燃烧温度低，NOx排放量比层燃炉降低70 9/6以上。循环流化床燃烧技术在日、美、英、法等国家已作为解决高硫煤燃烧脱硫的主要技术手段，近年来还开发了加压流化床燃烧方式，使流化床面积缩小，脱硫效率提高，同时发电率提高30 9/6～40 9/6。
石灰石/石灰一石膏脱硫系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫浆液制备系统、亚硫酸钙氧化系统、石膏脱水系统等。该工艺是目前世界上最成熟的工艺，使用最广泛的脱硫技术。在该工艺中，烟气经过换热器温度降至120℃左右进入脱硫吸收塔，在吸收塔内与209/6～30 9/6的石灰石粉浆料或20 9/5左右的石灰乳浊液接触，SO2被吸收生成亚硫酸钙，亚硫酸钙被氧化成硫酸钙即石膏。采用CaC()3为脱硫剂其脱硫效率一般在85 9/6以上，适用于SO2浓度为中等偏低的烟气脱硫；采用Ca(OH)z为脱硫剂，脱硫效率可以达到95 ，适用于SCh浓度较高的烟气脱硫。通过添加有机酸可使脱硫效率提高到95 9/6以上。石灰石/石灰一石膏湿法脱硫技术及设备分别引自和日本。国内应用的有：北京第一热电厂、太原第一热电厂、重庆珞璜电厂、重庆长寿化工厂等。
简易工艺的原理与传统石灰石(石灰)一石膏法相同，但通过采取合并预洗、吸收和氧化设备，简化烟气热 换系统，以及部分旁路烟气等技术措施.在实现中等脱硫效率(709/5～80%)目标的基础上，可降低约1/4至1/3的设备初投资。
可溶性盐，其中主要成分是氯化钠、氯化镁、硫酸盐和可溶性碳酸盐。海水通常呈碱性，自然碱度约为1.2～2.5mol/I ，使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。
的。吸收后的烟气经除雾后排放，吸收了SO2海水，进入曝气池进行曝气处理，使海水的水质充分恢复后返回大海。工艺和设备比较简单，主要设备有换热降温塔、吸收塔、曝气池、烟气升温装置。不需添加任何化学药剂，也不产生固体废物，其设备系统简单、运行稳定、费用低。挪威ABB环境工程公司的海水脱硫工艺已在挪威和国外建成20多套装置。深圳妈湾电厂海水烟气脱硫装置引进挪威ABB环境工程公司技术，配套4号机组，投资2.1亿人民币，处理烟气量110万Nm。/h，每年削减S 7000t。
该法是利用天然磷矿石和氨为原料.在烟气脱硫过程中回收副产磷铵复合肥料的脱硫技术。工艺过程主要包括：活性炭一级脱硫并制稀硫酸；稀硫酸萃取磷矿石至稀磷酸溶液；磷酸和氨的中和液二级脱硫；料浆浓缩干燥制磷铵复合肥。
该法属半干法脱硫工艺，80年后该技术在美国和欧洲的燃煤电厂实现了商业化。该法利用石灰浆液作吸收剂，以细雾滴喷人反应器，与SO2边反应边干燥，在反应器出口，随着水分蒸发，形成干的颗粒混合物。脱硫效率可达70 9，6～95 。中日合作，在山东黄岛发电厂采用喷雾干燥法进行烟气脱硫示范工程，投资7106万元人民币，处理烟气量25万Nm。/h，每年削减S024000t。
该法属干法脱硫工艺，其工艺特点炉内喷钙为一级脱硫，脱硫效率为30 ～40 9，6，炉后活化为二级脱硫，脱硫效率为75%--85 9，6，钙硫比为2.5。脱硫的副产品十分稳定，不会造成二次污染，可用于筑路基底材料，建材原料。南京下关电厂采用芬兰FOUM 公司的I R—FAC工艺，用于两台125MW 燃烧机组脱硫.脱硫效率75 。
电子束法是采用高能电子柬照射烟气，使烟气中的S02、NOz在辐射时生成的大量自由基、电子等活性物质作用下氧化为SO3和NO2并与水蒸汽反应生成雾状的硫酸和硝酸，最后与注人反应器的氨生成硫胺和硝胺。至今国外共建烟气处理量1000Nm。/h以上的各类中试厂14个，波兰在建一座300万Nm。/h烟气处理量的工业示范厂。中日(荏原技术)合作在成都热电厂建设处理烟气量30万m。/h的电子柬脱硫示范工程，脱硫效率80 ～90 9，6.电子束发生
通常，电站锅炉采用的NO 控制方法可以分为以下三大类：烟气脱硝技术、改进燃烧方法和改善运行条件等新型低污染燃烧技术。烟气脱硝技术可分为：干法(包括氨选择性催化还原法和无催化还原法)和湿法(包括氧化吸收法和直接吸收法)。目前，干法脱硝占主流地位。其原因是：N0 与s02相比，缺乏化学活性，难以被水溶液吸收；NO 经还原后成为无毒的N2和02，脱硝的副产品便于处理；NH3对烟气中的NO可选择性吸收，是良好的还原剂。湿法与干法相比，主要缺点是装置复杂且庞大；排水要处理，内衬材料腐蚀，副产品处理较难，电耗大(特别是臭氧法)。
一般采用低NOx燃烧技术，利用改变燃烧条件和燃烧方法来控制NOx产生及减少燃料中N向NOw的转化率。
采用低NOv燃烧器.改变燃料和空气的混合方式，控制()2的浓度，降低火焰温度，缩短滞留时间而控制NOx的生成；采用二段燃烧法，控制燃烧温度而减少NOx的生成；采用烟气再循环燃烧法，一般循环比在10%～20 9，6；炉内喷水或蒸汽，增加燃烧气的热容量，降低燃烧温度，而降低NOx生成。改进燃烧技术控制NOx效果好，但会降低燃烧效率，且NOv减少不超过75 。如果需求减少NOa’85 以上，只能再进一步采用烟气脱硝法。湿法脱硝有臭氧氧化吸收法、ClO2气相氧化吸收还原法、过锰酸钾KMnO~液相氧化吸收法。干法脱硝有氨选择性催化还原法和无催化还原法，该法效果好，但费用巨大。流化床燃烧、水煤浆燃烧和
进入2O世纪8O年代，人们逐渐认识到单独使用脱硫脱硝技术，设备复杂，占地面积大，投资和运行费用高，而使用脱硫脱硝一体化工艺则结构紧凑，投资和运行费用低，为了降低烟气净化的费用，适应电厂的需要，开发联合脱硫脱硝的新技术、新设备已成为烟气净化的趋势。从8O年始，国外对联合脱硫脱硝的研究工作很活跃，据美国电力研究所(EPRI)统计的联合脱硫脱硝的技术至少有60种，这些技术中有的已经实现工业化运行，有的还处于中间试验或小试阶段。
对联合脱硫脱硝技术的分类很多，目前较通用的分类方法是按照处理的过程，可分为两大类：一是炉内燃烧过程中同时脱硫脱硝技术。这类方法共同的特点是通过控制燃烧温度来减少NO 的生成，同时利用钙吸收剂来吸收燃烧过程中产生的s02，来控制NO 和SO2的排放。如.-循环流化床燃烧法、钠质吸收剂喷射法等；另一类是燃烧后烟气联合脱硫脱硝技术。这类方法是在烟气脱硫法的基础上发展起来
活性炭是一种良好的吸附剂，它吸附排烟中的S02后再被加热脱硫而被循环使用，分离出的S( 被回收，在烟气进人吸附器前加人NH。可除去NO.r。也可用泥煤或褐煤低温碳化所得的焦炭来代替昂贵的活性炭，实验表明，S0z被吸附90 以上NOT可除去20 9，6～40 9，6。
将电子束装置放在石灰喷雾干燥器与布袋除尘器之间，100℃ 左右的低温烟气进人喷雾干燥器并把相应的反应剂(水、石灰石、NH。等)喷人其中，然后烟气进人有电子柬照射的反应室，在烟气中生成高活性OH、O、H()2等，SO 、NOx被高活性基氧化生成硫酸、硝酸，再
经氨中和而吸收生成硫酸铵和硝酸铵。日本试验中得出脱硫率94 、脱硝率80 9，6，并已进人实用阶段。
用毫微秒级的高压脉冲产生电晕闪射流，加速烟气中电子与气体的碰撞，离解出大量的OH、O、H()!等游离活性基团，它们促进S 、NOv转化成硫酸、硝酸雾，再和NH 作用生成硫酸铵和硝酸铵而收集澳门·新葡萄新京6663。该法在较佳条件下，脱硫效率大于97 ，加NHs脱硝率大
该工艺是在净化换热约200℃ 烟气中加入混有空气的烟气，在SCR反应器中将NOx生成N：气并放热，之后进人CT接触转化器，在其中SOz转化为S03并放热。从CT器中出来的含SOs热烟气经换热降温，SO 与水分化合成硫酸蒸汽后冷凝回收。该法效率高，无二次污染，可回收95 的硫酸。美国CCT项目中得出So2减少96 9，6，NOx减少94
控制从烟囱排气的SO 含量的方法很多， 主要有燃料脱硫，燃烧脱硫和烟气脱硫。目前大型机组多用烟气脱硫。我国燃煤电站烟气脱硫的研究始于7O年代初澳门·新葡萄新京6663，其基本原理主要有吸收法、催化法、吸附法以及
雾干燥法和PAFP法(磷铵肥法)等。控制N0 的方法有两大类，一种是燃烧脱氮，另一是烟气脱氮。燃烧脱氮就是改进燃烧过程，用低氮燃烧器、分段送风、分段燃烧、降低燃烧温度、低过剩空气运行以及烟气再循环等措施，使燃烧中产生的NO 降到较低水平。尽管燃烧脱氮的许多措施是有效的，但要进一步降低NO 到允许值(有的国家或地区要求极为严格) 还应在炉后进行烟气脱氮处理 烟气脱氮装置先是离燃油、燃气锅炉上采用，后用于燃煤锅炉，在日本用得最多，目前在欧美已大量应用。烟气脱氨方法很多，有干法和湿法。干法是用气态反应剂使烟气中的No 还原为N 和H O。干法中最为成熟和用的最多的是选择性还原法(又称SCR)。湿法就是用O 、KM nO 、氯酸把NO氧化成NO ，再被水或碱性溶液吸收，实现烟气脱氮。目前，全世界已有l5个国家和地区应用了FGD 装置，据统计，1992年全球安装646套装置，其中美国占55.3 ，德国占26.4 ，日本占8.6 ，其余国家占9.7 j，每年除去So l 000万t。日本是世界上最早大规模应用FGD装
置的国家， 主要采用湿法和回收法，其中湿式石灰石— — 石膏法FGD 流程约占总装机容量的一半，其次是亚铵法占24 ，双碱法占16 。现在日本工业科学和技术局资源和环境研究所与言士电器公司共同开发出一种高效清除NO 和SO。的片材，这种片材采用TiO 细粉作为催化剂，只要将片材放在阳光下，就能100 的清除NO 和sO ，用水清除其表面，片材可重复使用，但其脱硫机理尚不明确口]。日本的SO 已基本得到控制，被誉为新一代FGD 技术的EBA 法和PPCP法，最早均有日本专家提出， 并进行大规模研究。
美国的技术研究始于7O年代初，目前其FGD 总装机容量达0，7～ 1.0亿kW ，超过日本已成为世界第一，其工艺8O 是温式石灰/石灰石一石膏法，以抛弃流程为主，新建电厂已基本都安装FGD装置。现在发展的新工艺有：已研究成功利用浆状P 和碱作为吸收剂脱去烟气中的SO ，脱去率可达90 以上， 同时获得磷肥； 劳伦斯贝克实验室(I BI )以氧化铝为载体，以铁基金属氢化物的混合物为活性组分的催化剂，开发出～ 种经济的净化熠道气中的工艺，新工艺是采用吸附或吸收法将SO 浓缩至一定程度，然后在催化剂的作用下，进一步转化为元素硫，硫的回收率可达到96.5 。此外， 加拿大的瓦特尔卢大学等单位共
同开发一种烟气脱硫脱硝工艺，SO 与NO的去除率分别达到95 和75 ，其费用较现在的催化还原脱硫工艺下降lO ～26 。在热交换器中，将烟气冷却至100C左右，用以活性炭为载体的催化剂做填料，在湿壁填料
塔中用水吸收烟气中的So ，在这种催化剂的作用下，SO 被氧化为SO ， 故可回收H SO。。脱硫后的烟气加热到135℃ .通过装有以活性炭为载体的催化剂床层， 并通人NH ，在反应器中，NHa将No 还原为Nz和欧洲的FGD技术以德国(主要是西德)发展最为迅速，其装机总量为0.36～0.46亿kW ，居世界第三位。西德7O年代后期， 黑森”广泛被害，使其不得不开展防止sO 的工作，截止1992年，5万kW 以上的燃煤锅炉全部安装FGD装置，其主要采用的工艺也是湿式石灰/石灰石一石膏法，占9O 以上。回收流程是抛弃流程2.6倍，75 的工业用石膏来自脱硫系统。北欧各国如丹麦、芬兰等国，对FGD 技术也开展了大规模研究，开发出许多先进工艺，如丹麦的SDA 法，芬兰的L1FAC 法等。
典型的工艺有干法和湿法：干式工艺包括固相吸收/再生法、气/固催化工艺、辐射法、碱性喷雾干燥等；而湿式工艺主要是氧化/吸收法和铁的螯合物吸收法等。
固相吸收/再生烟气脱硫脱硝工艺是采用固体吸收剂或催化剂，与烟气中的SO2/NOx吸收或反应，然后在再生器中硫或氮从吸收剂中释放出来，吸收剂可重新循环使用，回收的硫可进一步处理，得到元素硫或硫酸等副产物；氮组分通过喷射氨或再循环至锅炉分解为N，和水。该工艺常用的吸收剂是活性炭、氧化铜、分子筛、硅胶等，具体如下：
活性炭具有较大的比表面积，从19世纪起就已广泛的用作空气清洁剂和废水处理剂。在活性炭吸收脱硫系统中加入氨，也可同时脱除NOx。图1给出了日本三菱公司流化床活性炭烟气脱硫脱硝一体化工艺示意图。该工艺能达到90% 以上的so2脱除率和80%以上的NOx脱除率。
该工艺主要由吸附、解吸和硫回收3部分组成。烟气首先进入活性炭吸收塔的第1段，在此so2被脱除，尔后烟气进入吸收塔的第Ⅱ段，活性炭又充当SCR工艺中的催化剂，向烟气加入氨可除去NOx。浓缩后的so2被转化成单质硫。日本电力能源公司(EPDC)的350MW 空气流化床燃烧(Af’BC)锅炉中安装了活性炭烟气净化工艺，在NH3/NOx化学计量比为0.35时，NOx的脱除率可达到80% ，烟气so2的排放
CuO作为活性组分同时脱除烟气SO2/NOx已得到较为深入的研究，其中以ClIO/A1203和CuO/SiO2为主。CuO含量通常占4% 一6%，在300—400℃的温赓范围内，与烟气中的502发生反应，形成的CuSO4和
CuO对SCR法还原NOx有很高的催化活性。吸收饱和的CuSO4，一般用CH4气体进行还原，释放的so2可制酸，还原得到的金属铜或Cu2S再用烟气或空气氧化，生成的CuO又重新用于吸收过程，工艺示意图如图2所示。该工艺能达到90%以上so2脱除率和75% 80%的NOx脱除率。铜法吸收还原过程是60年代由Shell公司提出的，经过30多年的研究，至今仍没有工业化的报道，主要原因是由于CuO在不断的吸收、还原和氧化过程中，物化性能逐步下降，经过多次
循环之后就失去了作用的烟气反应器泄漏的微量氨气在脱硫段能得到充分利用，保证净化后的排烟中残余氨量非常少。该工艺的脱硫率和脱硝率分别可达到95%和9o% ，其副产品硫酸主要用于生产磷铵肥料的化工原料和钢铁工业的酸性试剂。由于该工艺不必使用常规的脱硫吸收剂，故无脱硫废弃物生成。该技术已于1996年在美国俄亥俄州的Edison’S Niles电厂的一台108MW机组上采用旁路烟气的方式进行了规模为35MW的工业示范试验。目前，该技术已在大型火电机组上得到商业应用。1991年，丹麦的1台305MW、燃煤含硫量0.5% 一3.0%的机组及意大利1台30MW燃烧石油焦的机组采用该技术进行烟气处坪
NOxSO技术是一种干式、脱硫剂可再生、硫资源回收利用的排烟同时脱硫脱硝技术，它适用于中高硫煤火电机组，其工艺流程见图3。锅炉排烟经电除尘器除尘后，进入吸收剂流化床，SO2和NOx在其中被吸附在高比表面积含NaECO3的铝质吸收剂上，净化后的烟气经布袋除尘器除尘后从烟囱排放。吸收剂达到一定的吸收饱和度后，被移至再生器内进行再生。首先，吸收剂被热空气加热而将所吸收的NOx释放出来，富含NOx的热风返回至锅炉燃烧室内进行烟气的再循环。被吸附的so2在高温下和甲烷反应生成高浓度的so2和H2S气体，这些气体经过硫转换器而转换成单质硫。元素硫可深加工成液态so2，也可用于生产其他高附加值的副产品。该工艺的脱硫率和脱硝牢分别可达到98%和75%
SNOXTM技术也是一种干式同时脱硫脱硝技术，其工艺示意图见图4。除尘器出口的排烟进入NOx催化反应器，在存在氨的条件下，NOx被催化还原成的氮气和水。在第2级催化反应器内，so2被氧化成so3。由于脱硫反应器位于脱硝反应器的后部，因此从脱硝
这类工艺采用如氧化、氢化或SCR的催化反应，SO2/NOx的脱除率能达到90%或更高，比起传统的SCR工艺，具有更高的NOx脱除率。单质硫作为副产物被回收，具体如下：
DESONOx工艺由I)~russa、Lentjes和Lu晒联合开发，于1985—1986年在一台燃烧锅炉上做了烟气量为500ma/h的试验，于1988年在德国Ha：fen Munster电厂规模为31MW的3号炉上运行，工艺示意图如图5所示。烟气离开电除尘器与NH3混合进入反应器，在此NOx被催化还原，随后so2氧化为so3，并最终冷凝为硫酸
SNRB法(SOx—NOx—ROx—BOx)同时脱硫脱硝除尘技术，该工艺的特点是：利用高温布袋除尘器达到同时脱硫、脱硝和除尘的目的。烟气中的so2是通过在布袋除尘器前的烟道内喷人钙基或钠基、并利用布袋外表面的过滤层脱除的。NOx的脱除是通过向烟道内喷人氨气，然后由设置在布袋内部的选择性催化还原剂(SCR)来实现的。除尘是通过布袋的自身特性完成的，采用陶瓷纤维滤袋和玻璃纤维滤袋都能满足技术要求。其工艺示意图见图6。
规模为5MW的中间试验已于1995年在俄亥俄州的Edison公司R.E.Burger电站的5号机组上完成。在燃煤含硫量为3% ～4% 、Ca/S为2.0、反应温度为426～454℃ 的条件下，脱硫率达80%。在氨硝比(NH3/NOx)控制在0.9，反应温度控制在426～454oC的条件下，脱硝率达90%.日.氨的泄漏鼍不超过4mg/m3。
Parsons工艺已发展到中试阶段，处理烟气量280m3/h，燃煤锅炉烟气中的SO2/NOx的脱除率能达到99%以上。该工艺包括以下步骤：(1)在单独的还原步骤中同时将so2催化还原为H2S，NOx还原为N2，剩余的氧还原为水；(2)从氢化反应器的排气中回收H2s；(3)从H2s富集气体中生产单质硫。Parsons工艺示意图如图7所示
Ln Gmbh开发了使用一台烟气循环流化床(cFB)脱除SO=/NOx工艺。在一体化工艺中，CFB反
应器在385 oC运行，脱硫采用消石灰作吸收剂，吸收产物主要是CaSO4(无水)和约10%的CaS 。脱硝反应是使用氨作为还原剂进行选择催化还原反应，催化剂为具有活性的细粉末化合物FeSO4•7H2O。中试CFB系统建造在德国位于Dettingen的RWE的一个电厂中，图8给出了中试装置的工艺示意图。在Ca/S摩尔比为1.2～1.5时，能达到97%的脱硫率；NI]3/NOx=0.7～1.0时，脱硝率达88%，氨的逸出值
由于NOx的溶解度很低，湿法烟气脱硫脱硝一体化工艺通常在气/液段将NO氧化成NO2，或者通过加入添加剂来提高NO的溶解度。湿法烟气同时脱硫脱硝技术主要包括氯酸氧化工艺和金属螫合剂络合吸收法等。
氯酸氧化工艺，又称rift—NOx—NOxSorb工艺，是采用湿式洗涤系统，在一套设备中同时脱除烟气中的SO2/NOx澳门·新葡萄新京6663，并且没有催化剂中毒、失活、催化能力下降等问题的出现。该工艺采用氧化吸收塔和碱式吸收塔两段工艺。氧化吸收塔是采用氧化剂HC103来氧化NO和so2及有毒金属；碱式吸收塔则作为后续工艺采用Na2S及NaOH作为吸收剂，吸收残余的酸性气体。该工艺脱除率达95%以上。氯酸氧化法同时脱硫脱氮的工艺示意图如图9所示。 ‘该工艺主要技术特点有：(1)对人口烟气浓度的限制范围不严格；(2)操作温度低，可在常温下进行；f 3、对SO~/NOx及有毒余 彳丁较高的脱除率。丽 拥幽
Sada等人在1986年就发现一些金属螫合物，像Fe(Ⅱ)E【rrA等可与溶解的NOx迅速发生反应，具有促进NOx吸收的作用。
烟气脱硫脱硝一体化工艺还有吸收剂喷射法、高能电子活化法等工艺，其中的吸收剂喷射法的脱除率主要取决于so2和NOx比、反应时间、吸收剂粒度等。高能电子活化法目前国内外均有商业应用。
锅炉烟气经除尘后，在进入反应器之前注入氨55气。在反应器内，烟气经受高能电子束照射，烟气中的N2、O2和水蒸汽等发生辐射反应，生成大量的离子、自由基、原子、电子和各种激发态的原子、分子等活性物质，它们将烟气中的SO2/NOx氧化为SO3/N02。这些高价的硫氧化物和氮氧化物与水蒸汽反应生成雾状的硫酸和硝酸，这些酸再与事先注入反应器的氨反应，生成硫铵和硝铵。最后用静电除尘器收集气溶胶状的硫铵和硝铵，净化后的烟气经烟囱排放。我国的成都热电厂在200MW机组上采用该工艺，在燃煤含硫量为0.8%～3.5%时，其脱硫率与脱硝率分别在80% 、18% 以上。
该脱硝一体化工艺是把炉膛喷钙和选择非催化还原(sNCR)结合起来，实现同时脱除烟气中的so2/NOx。Gulleti等人采用在14.7kW天然气燃烧装置上进行了同时脱硫脱硝实验研究，实验表明在Ca/S摩尔比为2、尿素/NOx摩尔比为1时，能脱除80%的so2及NOx。
Verlaeten等人试验了碳酸氢钠干喷人烟道同时脱除SO2/NOx的能力。试验在意大利Rosigrkano的一台20MW的燃用3%含硫煤的发电机组上进行，在袋式除尘器之前干喷碳酸氢钠，可脱除60%so2和90%NOx。Ablin等人报道了在100MW Nixon电厂用碳酸氢钠作为吸收剂喷人袋式除尘器的上游烟道中能达到70%的脱硫率和23%的脱硝率(30天的平均值)。
硫资源综合利用型脱硫工艺，如SNOXTM和NOX.So技术，由于其脱硫副产品为硫元素，如硫磺、浓硫酸和液体so2，市场价格较高，市场需求稳定且用途广泛，在我国西南部高硫煤电厂以及脱硫石膏市场需求不足、脱硫副产品堆放受到限制的城市附近电厂亦有较好的应用前景。
对于机组剩余寿命较短、年运行时间较少，设备改造场地受到限制，对脱硫率要求不高(≤50%)的中小电厂，管道喷钙技术则是一种简便易行的环保措施，该技术达到同时脱硫脱硝的目的，预计在我国应有较好的发展前景。
同时脱硫脱硝包括除尘一体化技术，如SOx—NOx—ROx—BOx同时脱硫脱硝除尘技术，由于其综合经济效益比分别进行脱硫、脱硝、除尘好，且系统较简单，占地面积也少，一旦在工程技术上取得实质性突破，将具有相当高的竞争力。澳门·新葡萄新京6663安全管理网
