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由于燃煤烟气中含有粉尘、二氧化硫和氮氧化物等有害成分，我们国家十分重视在火力发电发展进程中不断推进煤炭高效清洁利用，高度重视大气污染物的控制。火电厂大气污染控制技术有两个发展趋势，一方面是脱硫、脱硝单项控制技术向高效、高可靠性、高适用性、高经济性方向发展；另一方面，单项控制技术向多污染物协同控制、一体化、可资源化治理方向发展。目前，火电机组已普遍安装了高效的烟气治理设施，对烟尘、 SO 2 、 NOX 等主要污染物的排放进行了有效控制，但尚缺乏真正意义上的一体化、高能效的多种污染物的综合控制技术及装备。实现燃煤电站多种污染物的综合控制，是电力行业在 “十四五”期间亟待研究突破的难题。

活性焦脱硫脱硝的基本原理是烟气中的污染物在活性焦内完成物理吸附及化学吸附反应，从而实现烟气的脱硫脱硝。该技术具有节水、无废水排放、设备腐蚀少、烟羽可见性降低（改善环境观感）、脱硫效率高、无石膏雨产生和脱硫副产品可实现高附加值回收利用等优点，同时该技术也有一定的脱硝能力，因此，它是一种极具潜力的硫、硝一体化干法脱除技术。在国外，活性焦脱硫脱硝技术主要用于冶金、电力等行业的烟气脱硫。在国内，该技术在钢铁、冶金行业应用较多。目前，全世界已建成的活性焦烟气净化工业装置已有几十套。

“干式炭基催化法多污染物协同控制技术”是在传统活性焦脱硫脱硝技术的基础上，通过提升催化剂性能、改进工艺系统、优化关键设备而形成的一种新型烟气多污染物协同控制和硫资源高值化利用技术。

1. 工艺系统的组成

干式炭基催化法多污染物协同控制与资源化工程的整套工艺系统由四大部分组成：炭基催化法脱硫脱硝系统、再生热源系统、烟气降温系统及资源化利用系统，其中炭基催化法脱硫脱硝系统是工艺方案的主体部分，由烟气系统、脱硫脱硝塔系统、物料循环系统、再生塔系统、粉尘收集系统、喷氨系统、氮气系统及催化剂卸料及存储系统这八个子系统构成。再生热源系统、烟气降温系统及资源化利用系统为辅助系统。

2. 大型燃煤电站应用的约束条件

（1）投资（与SCR+湿法脱硫+湿式电除尘+湿法脱硫废水处理）具有可比性。SCR+湿法脱硫+湿式电除尘+湿法脱硫废水处理是目前主流的大型燃煤电站烟气净化技术，因此，是否能够在大型燃煤电站应用的前提，就是投资是否能比已有技术更低或者具有可比性。

（2）占地不能过大。在技术经济合理的条件下，积极采用有利于节约与集约用地的先进设备和生产工艺流程及结构型式，满足《电力工程项目建设用地指标》的规定。

（3）运行成本与传统技术具有可比性。除投资外，运行成本也是考量新的环保技术是否能够应用于大型燃煤电站的重要指标之一，因此，该环保技术运行成本应比传统技术更低或者具有可比性。

（4）电能消耗有严格限制。厂用电率是衡量火力发电机组经济性能的主要经济技术指标之一，同类型机组的厂用电率指标的差异，可真实地反映发电企业的生产运营管理水平，各发电企业也是把降低厂用电率作为强化生产管理、提高企业效益的一项重要任务和目标。

（5）污染物脱除效率要求高。

（6）装置、系统可靠性要求高。随着我国环保政策的日趋严格，大型燃煤电站环保技术的装置、系统可靠性要求也逐步提高。如脱硫系统的正常运行已纳入与锅炉、汽机系统同等重要的可靠性管理，并将脱硫系统纳入全国电力可靠性信息管理系统。充分考虑电厂运行成本，在设计裕度和安全运行允许的条件下，应选择可靠性较高的环保技术方案、装置和系统。

3. 工艺集成优化原则

（1）保证脱除效率。本工艺采用新型炭基催化剂，并在脱硫脱硝塔运用了多分层结构和多级喷氨结构，可以有效保证污染物脱除效率。

（2）降低投资成本和运行成本。通过降低系统阻力和减少再生热源消耗，可有效降低投资成本和运行成本。

（3）降低系统阻力。降低系统阻力对改善烟气流场、降低系统能耗及减少设备投资运行成本起到至关重要的作用。

（4）减少再生热源消耗。炭基催化剂再生是一个高能耗的过程，对于燃煤电站，电加热是最易获得的热源之一，虽然电能属于清洁能源且系统简单，但作为一种高品质的能量，大量消耗会使得厂用电率急剧增长，经济性较差。采用燃煤电站较低品位的热源-烟气以及中低压蒸汽，可节约高品位能量的消耗。

（5）提高系统可靠性。

4. 性能指标

干式炭基催化法多污染物协同控制工艺烟气污染物排放指标需达到：

SO2浓度≤35mg/Nm 3 ； NOx浓度≤50mg/Nm 3 ；

烟尘浓度≤5mg/Nm 3 ；同时，脱除反应器脱硫效率达到 98% 。