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    幾種典型的脫硫脫硝一體化技術的經濟分析
    更新時間:2018-09-28 18:27:46 字號:T|T
    由于排煙循環流化床是屬于燃燒中進行脫硫脫硝,處理方法不同于組合法、電子束法、活性焦吸附法三種方法(燃燒后煙氣處理),所以不列入經濟比
    由于排煙循環流化床是屬于燃燒中進行脫硫脫硝,處理方法不同于組合法、電子束法、活性焦吸附法三種方法(燃燒后煙氣處理),所以不列入經濟比較之內。
     
          根據美國能源部(DOE)報告,一個500MW的火力發電廠,用濕法脫硫(FGD)其設備費用為175/kw,運行費用18mille/kWh;在其后,組合SCR法脫硝,設備費為125/kw,運行費為6.2mille/kWh(催化劑使用壽命按6年計算,若按4年壽命則為7.6mille/kWh,因此合計起來該組合法脫硫脫硝的設備費用為300/kw,運行費為24.2mille/kWh。
     
          活性焦吸附法按300MW規模的火電廠煙氣脫硫脫硝一體化,其設備費用為175~225/kw,運行費用為10.8mille/kWh。
     
          電子束法100MW規模的電廠,煙氣脫硫脫硝一體化,根據美國能源部報告的數據,設備費用是247/kw,運行費是21.6mille/kWh。根據日本資料報道,電子束法用于500MW規模的電廠,設備費是組合法的70%~80%,運行費是組合法的90%,由此計算,500MW規模的電廠,電子束法的設備費是210~240/kw,運行費是1.7mille/kWh,這個數值與美國能源部報告的數值是一致的。
     
          經濟分析結果表明,活性焦吸附法的設備費用和運行費用都是一樣的,需要的建設空間也小,所以活性焦吸附法在經濟上具有競爭力。
     
          活性焦吸附法雖然開發歷史較短,但是進展速度非???,日本在1981年開始進行了1000/Nm3h-1煙氣脫硫脫硝試驗,到1989年即在西德建立了32/萬Nm3h-1的電廠燃煤煙氣處理裝置,處理效果非常好。相比之下,電子束法盡管開發的歷史較早(1970年),在技術上也有許多優點,但是由于大容量的電子加速器功率較大,耗電高,******昂貴,建設燃煤電廠大型的實用規模的處理裝置比較困難,因此實際進展速度并不快。
     
          活性焦吸附法脫硫脫硝有完整的工藝系統,***終可以得到高質量的副產品,隨著我國經濟的快速發展,對環境質量要求將愈來愈高,必將對二氧化硫、氮氧化物制定更加嚴格的排放標準,所以一方面可以滿足當前對SO2控制的要求,又要為控制NOx作技術準備。因此,這種技術即屬于超前性,又具有推動環境可持續發展的戰略意義。
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