國內(nèi)焦化企業(yè)煙氣脫硫脫硝技術(shù)現(xiàn)狀分析
近年來,隨著氮氧化物、硫化物排放污染的日趨嚴(yán)重,國家環(huán)保部門對工業(yè)煙氣排放的環(huán)保要求越來越高。國家《煉焦化學(xué)工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)定:2015年1月1日起,普通地區(qū)現(xiàn)有企業(yè)和新建企業(yè)執(zhí)行焦?fàn)t煙道氣中的NOx≤500mg/m3、SO2≤50mg/m3。重點(diǎn)控制區(qū)的鋼鐵等六大行業(yè)以及燃煤焦?fàn)t項(xiàng)目執(zhí)行大氣污染物特別排放限值,即要求焦?fàn)t煙道廢氣中的NOx≤150mg/m3、SO2≤30mg/m3。本文通過對國內(nèi)現(xiàn)有主要脫硫脫硝工藝技術(shù)路線及其優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行分析,為相關(guān)焦化企業(yè)選取適宜的脫硫脫硝工藝技術(shù)與工業(yè)裝置提供幫助和借鑒。
1目前國內(nèi)常見的焦?fàn)t煙氣脫硫技術(shù)
目前,煙氣脫硫(FGD)是國內(nèi)工業(yè)行業(yè)大規(guī)模應(yīng)用且效果較好的脫硫方法,其脫硫原理為:通過堿性吸收劑捕集煙氣中含有的SO2氣體,吸收后反應(yīng)轉(zhuǎn)化為較穩(wěn)定的硫化合物或單質(zhì)硫,通過機(jī)械分離的方式從煙氣系統(tǒng)中脫除,從而達(dá)到脫硫的目的。按照硫化物吸收劑及副產(chǎn)品的形態(tài),脫硫技術(shù)可分為濕法脫硫、干法脫硫和吸附催化氧化三大類。
1.1濕法脫硫(WFGD)技術(shù)
采用液體吸收劑洗滌煙氣脫除SO2的方法,稱為濕法脫硫。根據(jù)吸收劑的不同,常見的濕法脫硫技術(shù)分為氨法、石灰/石灰石-石膏法、氧化鎂法、檸檬酸鈉法、海水脫硫法、磷銨肥法、雙堿法等。濕法脫硫具有設(shè)備簡單、易操作、脫硫效率高等優(yōu)點(diǎn),但其脫硫過程的反應(yīng)溫度低于露點(diǎn),后續(xù)管道和設(shè)備腐蝕問題嚴(yán)重。
1.1.1濕式氨法脫硫技術(shù)
該技術(shù)是利用二氧化硫SO2與氨NH3在常溫下反應(yīng),生成亞硫酸銨(NH4)2SO3,然后氧化生成硫酸銨(NH4)2SO4的原理,對煙氣中的二氧化硫進(jìn)行治理。濕式氨法脫硫技術(shù)反應(yīng)原理為:
(a)吸收反應(yīng)過程:
(1)(NH4)OH+SO2=(NH4)HSO3;
(2)2(NH4)OH+SO2=(NH4)2SO3+H2O;
(3)(NH4)2SO3+SO2+H2O=2NH4HSO3
吸收反應(yīng)過程中,產(chǎn)生的酸式鹽(NH4)HSO3對二氧化硫SO2不具備吸收能力,反應(yīng)(3)為濕式氨法脫硫反應(yīng)過程中真正的吸收反應(yīng)過程。(1)反應(yīng)發(fā)生通入氨量較少的情況下;(2)反應(yīng)發(fā)生在通入氨量較多的情況下。隨著吸收過程的進(jìn)行,吸收液中的SO2量增多,吸收能力下降,需要向吸收液中補(bǔ)充氨,使部分酸式鹽(NH4)HSO3轉(zhuǎn)變?yōu)?NH4)2SO3,以保持吸收液的吸收能力。
(b)吸收液轉(zhuǎn)換反應(yīng)過程:(NH4)HSO3+NH4OH=(NH4)2SO3+H2O
(c)副產(chǎn)物氧化反應(yīng)過程:(NH4)2SO3+12O2=(NH4)2SO4
因此,濕式氨法脫硫技術(shù)是利用(NH4)2SO3-(NH4)HSO3溶液不斷循環(huán)轉(zhuǎn)換的過程來吸收煙氣中的SO2,吸收過程中補(bǔ)充的氨并不是主要用來直接吸收SO2,而是使(NH4)2SO3在吸收液中維持一定濃度比例,以保持吸收能力。
濕式氨法脫硫具有如下優(yōu)特點(diǎn):(1)脫硫效率高,可以滿足超低排放要求(;2)脫硫副產(chǎn)物硫酸銨(NH4)2SO4如果達(dá)到純度可作為氮肥銷售,無廢水、廢渣的排放;(3)脫硫效率隨著煙氣含硫量增加而增加,即特別適用于高濃度SO2煙氣處理;(4)脫硫效率高,反應(yīng)速度快,運(yùn)行阻力小;(5)反應(yīng)機(jī)理簡單,技術(shù)成熟,可靠性高,對燃料變化的適應(yīng)性強(qiáng)(;6)脫硫吸收劑氨水,資源豐富,易于采購,儲(chǔ)運(yùn)安全、方便。
濕式氨法脫硫的缺點(diǎn)是:
(1)煙氣溫度降低為60℃~70℃飽和溫度,利用該煙氣熱量蒸發(fā)結(jié)晶反應(yīng)所得硫酸銨溶液,否則就需要額外增設(shè)蒸發(fā)結(jié)晶裝置,使投資及運(yùn)行費(fèi)用增加;
(2)工藝過程中水不平衡,需要補(bǔ)充較大量的蒸發(fā)水;
(3)由于氨的揮發(fā)性,容易在脫硫后的尾氣中逃逸,與剩余二氧化硫及水蒸汽形成氣溶膠(主要為亞硫酸銨),不僅造成氨的損失,而且容易造成二次污染。
1.1.2石灰石—石膏法脫硫
石灰石—石膏法脫硫采用石灰石或石灰作為吸收漿液脫除煙氣中SO2的技術(shù)。具體過程如下:石灰石磨細(xì)成粉末狀后,與水混合制成的吸收漿;煙氣中的SO2在吸收塔內(nèi)與漿液中的CaCO3以及送入的空氣進(jìn)行氧化反應(yīng)生成CaSO4˙2H2O,從而被脫除出煙氣系統(tǒng)。石灰石—石膏法是目前國內(nèi)和國外應(yīng)用最廣泛的一種煙氣脫硫技術(shù)。
本方法優(yōu)點(diǎn):(1)這種脫硫方法源自于電廠脫硫,技術(shù)成熟;(2)原材料石灰石和石灰來源廣泛,價(jià)格便宜;(3)副產(chǎn)品石膏純度高質(zhì)量好,可以作為水泥緩凝劑或加工成建材產(chǎn)品,有一定的經(jīng)濟(jì)效益。
本方法缺點(diǎn):(1)投資費(fèi)用太高、占地面積大,石灰石作為脫硫劑,不溶于水,需配置磨漿系統(tǒng),先將石灰石磨碎然后制漿;(2)石灰雖屬于強(qiáng)堿,但微溶于水,電離度較低,溶解度低,導(dǎo)致相同液氣比下脫硫效率較鈉堿法低,為了提高脫硫效率,循環(huán)量是所有濕法脫硫中最大的,運(yùn)行費(fèi)用最高;(3)脫硫原料和生成物液不易溶于水,容易造成噴頭、除霧器及管線的結(jié)垢堵塞。且由于固體顆粒的存在對管線及泵的磨損較為嚴(yán)重,不利于設(shè)備長期穩(wěn)定運(yùn)行。(4)煙氣溫度降低很大,存在能耗浪費(fèi)問題。
1.1.3氧化鎂法
氧化鎂法與石灰法類似,屬于中強(qiáng)堿,但不易電離,不易溶于水。液氣比高,運(yùn)行費(fèi)用高。管道及泵的磨損較為嚴(yán)重。易造成噴頭及管道的結(jié)垢。富鹽難于提取,易于生成大量廢液。
1.2干法煙氣脫硫技術(shù)(DFGD技術(shù))
普通的干法煙氣脫硫技術(shù),主要包括循環(huán)流化床反應(yīng)器、固定床、電子射線輻射法等。干法煙氣脫硫的特點(diǎn)是脫硫劑以干態(tài)脫硫劑噴入或者反應(yīng)吸收,產(chǎn)生的副產(chǎn)品也為干態(tài),基本無溫降。
本方法具有一次投資省、無需污水和廢酸、設(shè)備腐蝕小的優(yōu)點(diǎn),同時(shí)煙氣在凈化過程中無明顯溫降,凈化后煙溫高、利于煙囪排氣擴(kuò)散,且有利于脫除焦?fàn)t煙氣中其他雜質(zhì)等。不過干法脫硫是固相脫硫劑與氣相SO2接觸,脫硫效率相對濕法偏低,反應(yīng)速度偏慢。
1.3半干法煙氣脫硫技術(shù)(SDFGD技術(shù))
干法/半干法脫硫一般采用NaOH、Na2CO3作為脫硫劑處理含SO2的尾氣.。常見的半干法煙氣脫硫技術(shù)主要包括循環(huán)懸浮式半干法、噴霧干燥法等。本方法優(yōu)點(diǎn)是無污水和廢酸排出、設(shè)備腐蝕小,煙氣凈化后煙溫高、利于煙囪排氣擴(kuò)散;采用鈉基作為堿源相對反應(yīng)活性較高;有利于脫除焦?fàn)t煙氣中其他雜質(zhì)。缺點(diǎn)是脫硫產(chǎn)物為Na2SO3、Na2SO4和其他雜質(zhì)的混合物固廢物;脫硫效率相對濕法較低,反應(yīng)速度較慢,且在脫硫裝置后需增加除塵裝置。
1.4新型催化法脫硫
傳統(tǒng)的炭法煙氣脫硫技術(shù),通過利用活性炭孔隙的吸附作用,吸附富集煙氣中的SO2;飽和后通過加熱解析出高濃度SO2氣體,實(shí)現(xiàn)活性炭再生;解析出的高濃度SO2氣體用于制備硫酸或進(jìn)一步生產(chǎn)液態(tài)SO2。反應(yīng)原理為如下:
新型催化法煙氣脫硫技術(shù)通過在載體上負(fù)載活性催化成分制備成催化劑,采用新型低溫催化劑,在80℃~200℃的煙氣排放溫度條件下,將煙氣中的SO2、H2O、O2選擇性吸附在催化劑的微孔中,通過活性組分催化作用反應(yīng)生成H2SO4,實(shí)現(xiàn)二氧化硫脫除同時(shí)回收硫資源,無二次污染。催化劑在脫硫過程中不消耗,不需持續(xù)添加脫硫劑。
新型催化法煙氣脫硫技術(shù)與傳統(tǒng)炭法比較,催化法脫硫能耗少;變廢為寶,將煙氣中廢物二氧化硫轉(zhuǎn)化為稀硫酸。
不過,此方法催化劑一次投資較大;制備稀硫酸,回用硫胺工段涉及水平衡問題;脫硫效果穩(wěn)定性較差;反應(yīng)溫度需要較為苛刻,裝置后溫度較低,不利于煙囪熱備。
通過比較工藝方案靈活性、工藝技術(shù)的先進(jìn)性和可靠性、主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)、節(jié)能、環(huán)保、安全等方面,對各種脫硫工藝方案進(jìn)行對比,見表1。
基于上述幾種主要脫硫工藝技術(shù)的分析比較,為滿足低溫脫硝適宜溫度和低硫要求、達(dá)到較高的脫硫效率、確保煙囪始終處于熱備狀態(tài)等因素考慮,干法或半干法脫硫較為適合焦?fàn)t煙氣脫硫。
2目前國內(nèi)常見的焦?fàn)t煙氣脫硝技術(shù)
NOx的形成是由于氮與氧在非常高的溫度時(shí)結(jié)合,在通常的燃燒溫度下,煤燃燒生成的NOx中,NO占90%以上,NO2占5%~10%,而N2O只占1%左右。在大氣污染治理領(lǐng)域里,NOx主要指的是NO和NO2。
有關(guān)NOx的控制方法可以從燃料的生命周期的三個(gè)階段入手,即燃燒前、燃燒中和燃燒后。國際上把燃燒中NOx的所有控制措施統(tǒng)稱為一次措施,主要是低NOx燃燒技術(shù);把燃燒后的NOx控制措施稱為二次措施,又稱為煙氣脫硝技術(shù),其中包括選擇性非催化還原技術(shù)(簡稱SNCR)、選擇性催化還原技術(shù)(簡稱SCR)、低氮燃燒改造、固體吸附法、電子束照射法、吸附法等。
2.1燃燒中優(yōu)化加熱源頭控制
通過控制焦?fàn)t加熱來改變?nèi)紵龡l件來控制NOx生成,達(dá)到降低NOx濃度的目標(biāo)。通過優(yōu)化焦?fàn)t加熱,可以提高焦?fàn)t溫度均勻性適當(dāng)降低焦?fàn)t標(biāo)準(zhǔn)溫度、優(yōu)化燃燒空氣系數(shù)、降低廢氣高溫區(qū),從而將煙氣氮氧化物含量控制到500mg/m3。
2.2燃燒后煙氣脫硝方法(還原法)
2.2.1中低溫NH3-SCR法
NH3-SCR法煙氣脫硝反應(yīng)原理是:4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O。SCR脫硝原理如圖1所示,是利用NH3和催化劑(鐵、釩、鉻、鈷或鉬等堿金屬)在溫度為300℃~400℃(中溫)或180℃~300℃(低溫)時(shí)將NOx還原為N2。NH3具有選擇性,只與NOx發(fā)生反應(yīng),基本上不與O2反應(yīng),所以稱為選擇性催化還原脫硝法。
在沒有催化劑的情況下,上述化學(xué)反應(yīng)只是在很窄的溫度范圍內(nèi)(850℃~1100℃)進(jìn)行。SCR技術(shù)采用催化劑,催化作用使反應(yīng)活化能降低,在電廠中,反應(yīng)可在較低的溫度條件(300℃~400℃)下進(jìn)行,相當(dāng)于鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間的煙氣溫度。SCR脫硝效率一般為60%~90%。在焦化廠中,由于煙氣本身溫度很低(200℃~300℃),需采用低溫脫硝催化劑使脫硝反應(yīng)在此溫度期間進(jìn)行。
2.2.2NH3-SNCR法
NH3-SNCR法是在沒有催化劑存在的條件下,利用還原劑將煙氣中的NOX還原為無害的氮?dú)夂退囊环N脫硝方法,該方法首先把含有NH2的還原劑噴入爐膛中800℃~1000℃的區(qū)域,還原劑迅速熱分解成NH3并與煙氣中的NOX進(jìn)行還原反應(yīng)生成N2和水,主要的化學(xué)反應(yīng)為:4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O;
2CO(NH2)2+4NO+O2→4N2+2CO2+4H2O,由于反應(yīng)溫度限制,不適用于焦?fàn)t煙氣脫硝。
2.2.3FO-尿素法脫硝
本技術(shù)原理為是利用臭氧將煙氣中含量較大的NO部分氧化生成NO2,使NO和NO2兩者比例接近1∶1,然后在脫硝塔中NO2、NO與尿素溶液發(fā)生還原反應(yīng),生成可排放的N2、CO2和H2O。反應(yīng)原理為
強(qiáng)制氧化反應(yīng)O3+NO==NO2+O2還原反應(yīng)CO(NH2)2+NO2+NO==CO2+3N2+2H2O
此工藝技術(shù)方案優(yōu)點(diǎn)是:煙氣脫硝過程中不使用催化劑,因此無催化劑的投資及使用過程中的更換成本;
此工藝技術(shù)方案缺點(diǎn)是:該方案本質(zhì)是屬于濕法脫硝技術(shù),操作溫度低,需要在50℃~70℃下穩(wěn)定操作,不能滿足焦?fàn)t煙囪的熱備。
2.3燃燒后煙氣脫硝方法(氧化法)
氧化法脫硝,其原理是利用強(qiáng)制氧化,生成強(qiáng)氧化性O(shè)H基、O原子,這些強(qiáng)氧化基團(tuán)氧化煙氣中的二氧化硫和NOx、生成硫酸和硝酸,再加入氨氣,則生成硫硝銨復(fù)合鹽。目前,該技術(shù)還不成熟,有待進(jìn)一步開發(fā)。
2.4吸附法脫除NOx法
常用的吸附劑有分子篩、活性炭、天然沸石、硅膠及泥煤等,其中有些吸附劑如硅膠、分子篩、活性炭等,兼有催化的性能,能將廢氣中的NO催化氧化成NO2,然后用水或堿吸收而得以回收。吸附法脫硝效率較高,能達(dá)到70%~80%,但是因單位體積吸附劑的NOx吸附量小,吸附劑用量多,設(shè)備龐大,設(shè)備成熟度不高,再生頻繁、投資運(yùn)行費(fèi)用高昂等原因,工業(yè)應(yīng)用不廣泛。
在上述脫硝方法中,選擇性催化還原技術(shù)(SCR)由于脫硝效率最高、最為成熟,因此世界上大多數(shù)國家如美國、日本、歐洲各國等均采用SCR技術(shù)作為鍋爐煙氣脫硝的首選技術(shù),日益成為當(dāng)今脫硝技術(shù)的主流。另外,優(yōu)化加熱技術(shù)可以從源頭有效降低氮氧化物的產(chǎn)生,符合經(jīng)濟(jì)運(yùn)行條件,需要著重考慮。
3目前焦化行業(yè)常見的幾種脫硫脫硝一體化技術(shù)
焦?fàn)t煙氣相比電廠、垃圾處理廠等工廠企業(yè),具有焦?fàn)t煙氣溫度相對較低(一般在200℃~300℃)、焦?fàn)t煙氣成分復(fù)雜(除含有H2O、CO2、N2、O2、SO2、NOX、粉塵顆粒物等組分外,還含有一定濃度的H2S、NH3、CH4、H2、CO、苯系物、焦油、游離碳等組分、含硫不高(200mg/Nm3~500mg/Nm3)等特點(diǎn),同時(shí),焦?fàn)t原煙囪必須始終處于熱備狀態(tài),形成煙囪吸力,以保證焦?fàn)t燃燒系統(tǒng)空氣、廢氣的流通。目前,國內(nèi)已有的焦?fàn)t煙氣脫硫脫硝一體化技術(shù)主要有以下幾種。
3.1升溫+SCR脫硝+(余熱回收+)濕法脫硫+濕式電除塵+加熱空氣熱備
圖2為升溫+SCR脫硝+(余熱回收+)濕法脫硫+濕式電除塵+加熱空氣熱備。此類技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)是技術(shù)成熟,脫硫脫硝工程造價(jià)低。缺點(diǎn)要是能耗高、副產(chǎn)物價(jià)值低、有二次污染。造成能耗高的原因是煙氣本身的熱能在濕法脫硫過程中被大量浪費(fèi),進(jìn)煙囪前還需加熱回來,所以能耗很高。脫硝選用中溫SCR技術(shù),雖然一次性投資較低,但是由于是在適用范圍的下限運(yùn)行,如果NOx本身較高,又需要按特別排放限值控制,脫硝效率很難達(dá)到。而濕法脫硫的脫硫產(chǎn)物可能形成二次污染,脫硫后煙氣排放也有形成白煙污染的風(fēng)險(xiǎn)。此類技術(shù)是目前應(yīng)用較多的技術(shù)之一,由于技術(shù)成熟,用戶使用起來操作風(fēng)險(xiǎn)較低。此類技術(shù)雖然一次性投資較低,但綜合運(yùn)行成本偏高,長期運(yùn)行對企業(yè)成本控制十分不利。
其中僅煙氣加熱和加熱空氣熱備的能源消耗成本就十分高昂,以本項(xiàng)目為例,先升溫的溫差約80℃,加熱空氣(所需氣量一般不少于5~6萬標(biāo)方)用來熱備煙囪溫差約160℃,僅加熱升溫一項(xiàng)噸焦運(yùn)行成本預(yù)計(jì)增加6元~10元。雖然脫硝后可以進(jìn)行一部分余熱回收,但總體還是有溫差的,而且換熱損失也會(huì)讓溫差的數(shù)據(jù)進(jìn)一步加大。綜合起來考慮,預(yù)計(jì)此類技術(shù)的投資成本不低于噸焦30元,運(yùn)行成本噸焦12元~15元,且如果不進(jìn)行余熱利用會(huì)更高。此外,采用加熱空氣的方式采用煙囪熱備,一旦出現(xiàn)停電的特殊情況,短時(shí)間(15s)內(nèi)實(shí)現(xiàn)煙氣的切換不保險(xiǎn)。
3.2SCR脫硝+半干法脫硫+布袋除塵(+升溫?zé)醾?
圖3為SCR脫硝+半干法脫硫+布袋除塵(+升溫?zé)醾?。相比第一種方案,半干法脫硫技術(shù)對煙氣本身的熱能浪費(fèi)要少了許多,可以基本滿足煙囪熱備要求。但是需要新增高溫除塵設(shè)備,以滿足顆粒物的排放要求。同理,先脫硝的工藝存在催化劑中毒的問題。
此類技術(shù)的一次性投資要高于第一類技術(shù),但綜合運(yùn)行成本會(huì)比第一類技術(shù)有較大降幅。綜合評估,預(yù)計(jì)投資成本噸焦>35元,運(yùn)行成本噸焦10元~12元。
3.3半干法脫硫+布袋除塵+升溫+低溫SCR脫硝
圖4為典型半干法脫硫+布袋除塵+升溫+低溫SCR脫硝。這是目前較為先進(jìn)的技術(shù)之一,相對來說對煙氣中的能源利用最高,最終排放溫度也很高,滿足煙囪熱備的要求。綜合預(yù)估投資成本噸焦35元~50元,運(yùn)行成本噸焦10元~12元。
3.4濕法脫硫脫硝一體化技術(shù)
圖5為濕法脫硫脫硝技術(shù)。和第一種方案一樣,最大的問題是煙氣中熱量的浪費(fèi)嚴(yán)重,脫硫脫硝都有副產(chǎn)物需要處理,有白煙污染風(fēng)險(xiǎn),且無法滿足煙囪熱備的要求,綜合運(yùn)行成本仍較高。綜合預(yù)估投資成本噸焦>20元,投資成本噸焦15元~20元。
3.5干法脫硫脫硝一體化技術(shù)
圖6為干法脫硫脫硝一體化技術(shù)。以活性炭(焦)技術(shù)為代表的干法脫硫脫硝一體化技術(shù)應(yīng)該是對煙氣中的熱能利用最多的技術(shù),因此綜合運(yùn)行成本可能是最低的。
此類技術(shù)既不會(huì)浪費(fèi)煙氣中的熱能,也不會(huì)出現(xiàn)顆粒物增加的風(fēng)險(xiǎn),還能滿足煙囪熱備的要求。但活性焦技術(shù)一次性投資較高,脫硫時(shí)再生所需能耗也較高,脫硝的效率有限,生的高濃度SO2氣體也需要有合適的渠道處理。預(yù)估活性焦技術(shù)綜合投資成本噸焦>35元,運(yùn)行成本噸焦12元~15元。
結(jié)語
通過上述國內(nèi)煙氣脫硫、脫硝技術(shù)以及焦?fàn)t煙氣脫硫脫硝一體化技術(shù)的對比分析可以看出,焦?fàn)t煙氣處理的難點(diǎn)在于脫硝,脫硝的難點(diǎn)在溫度和硫干擾,所以脫硝之前需保證先脫硫以及脫硝溫度。同時(shí),由于焦?fàn)t原煙囪必須始終處于熱備狀態(tài),形成煙囪吸力,以保證焦?fàn)t燃燒系統(tǒng)空氣、廢氣的流通,所以為保證焦?fàn)t生產(chǎn)安全,焦?fàn)t煙氣經(jīng)過脫硫、脫硝之后必須回到焦?fàn)t原煙囪,再排放至大氣,使焦?fàn)t煙囪始終處于熱備狀態(tài)。因此,焦化企業(yè)在選取焦?fàn)t煙氣脫硫脫硝技術(shù)方案時(shí),要依據(jù)企業(yè)焦?fàn)t煙道廢氣自身特點(diǎn),既要考慮單獨(dú)脫硫、脫硝、脫硫脫硝一體的煙氣凈化效果,還需兼顧工藝本身存在的溫度、反應(yīng)干擾等長期運(yùn)行的穩(wěn)定性,最終還需統(tǒng)籌不同方案的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行成本。同時(shí),要重視根源治理,通過技術(shù)手段或工藝優(yōu)化從根源降低二氧化硫及氮氧化物的排放,這樣會(huì)有效地降低脫硫脫硝工藝運(yùn)行成本。