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几种典型的脱硫脱硝一体化技术的经济分析

所属分类:行业新闻    发布时间: 2020-01-14    作者:
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由于排烟循环流化床是属于燃烧中进行脱硫脱硝,处理方法不同于组合法、电子束法、活性焦吸附法三种方法(燃烧后烟气处理),所以不列入经济比较之内。


根据美国能源部(DOE)报告,一个500MW的火力发电厂,用湿法脱硫(FGD)其设备费用为175/kw,运行费用18mille/kWh;在其后,组合SCR法脱硝,设备费为125/kw,运行费为6.2mille/kWh(催化剂使用寿命按6年计算,若按4年寿命则为7.6mille/kWh,因此合计起来该组合法脱硫脱硝的设备费用为300/kw,运行费为24.2mille/kWh。


活性焦吸附法按300MW规模的火电厂烟气脱硫脱硝一体化,其设备费用为175~225/kw,运行费用为10.8mille/kWh。


电子束法100MW规模的电厂,烟气脱硫脱硝一体化,根据美国能源部报告的数据,设备费用是247/kw,运行费是21.6mille/kWh。根据日本资料报道,电子束法用于500MW规模的电厂,设备费是组合法的70%~80%,运行费是组合法的90%,由此计算,500MW规模的电厂,电子束法的设备费是210~240/kw,运行费是1.7mille/kWh,这个数值与美国能源部报告的数值是一致的。


经济分析结果表明,活性焦吸附法的设备费用和运行费用都是最低的,需要的建设空间也小,所以活性焦吸附法在经济上具有竞争力。


活性焦吸附法虽然开发历史较短,但是进展速度非常快,日本在1981年开始进行了1000/Nm3h-1烟气脱硫脱硝试验,到1989年即在西德建立了32/万Nm3h-1的电厂燃煤烟气处理装置,处理效果非常好。相比之下,电子束法尽管开发的历史较早(1970年),在技术上也有许多优点,但是由于大容量的电子加速器功率较大,耗电高,价格昂贵,建设燃煤电厂大型的实用规模的处理装置比较困难,因此实际进展速度并不快。


活性焦吸附法脱硫脱硝有完整的工艺系统,最终可以得到高质量的副产品,随着我国经济的快速发展,对环境质量要求将愈来愈高,必将对二氧化硫、氮氧化物制定更加严格的排放标准,所以一方面可以满足当前对SO2控制的要求,又要为控制NOx作技术准备。因此,这种技术即属于超前性,又具有推动环境可持续发展的战略意义。


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