活性焦吸附法脫硫脫氮的優點：

①具有很高的脫硫率(98%)。

②能除去濕法難以除去的SO3。

③能除去廢氣中的HCl、HF、砷、硒、汞，是深度處理的技術。

④在低溫下(100～200℃)能得到高的脫氮率(80%)，因而不需要廢氣升溫裝置。

⑤具有除塵功能。

⑥過程中不用水，無需廢水處理裝置，沒有二次污染問題。

⑦堿、鹽類對活性焦炭沒有影響，不存在吸附劑中毒問題。

⑧建設費用低，使用動力小則運行費用低。

⑨廠地面積小也可以建設。

⑩可以回收副產品，高純硫磺(99.95%)或濃硫酸(98%)或高純液態SO2，其中任選一副產品。

活性焦吸附法脫硫脫氮的主要問題：

①固態的熱吸收劑循環使用，是機械的方式，操作較復雜。

②吸附劑在運行中有磨損消耗，是成本的主要部分。

③煙氣通過吸附床有較大的壓力降由于以上特點，因此在美國政府調查報告中認為，該技術是最先進的煙氣脫硫脫氮技術〔9〕

3、經濟分析

由于排煙循環流化床是屬于燃燒中進行脫硫脫氮，處理方法不同于其他三種方法(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，在其后組合進SCR法脫氮，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)〔10〕，因此合計起來該組合法脫硫脫氮的設備費用為300/kw，運行費為24.2mille/kwh。

活性焦吸附法按300MW規模的火電廠煙氣同時脫硫脫氮，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，煙氣同時脫硫脫氮，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21.7mille/kwh，這個數值與美國能源部報告的數值是一致的。

通過以上分析這三種方法的經濟比較結果見表1。

表1　三種脫硫脫氮方法的經濟比較

項目 組合處理法 電子束法 活性焦吸附法

設備占的空間比例 100% 40% 較小

設備費$/kw 300 210~240 175~225

(占的比例) 100% 70%~80% 65%~75%

運行費用mille/kwh 24.2 21.7 10.8

(占的比例) 100% 90% 45%

電廠規模MW 500 500 300

注：活性焦吸附法是按300MW計算的，若按500MW同樣規模比較，經濟效益會更好。

根據表1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比較低，需要的建設空間也小，尤其是運行費用是電子束法的50%，所以活性焦吸附法在經濟上具有競爭力。

4、結語

活性焦吸附法雖然開發歷史較短，但是進展速度非常快，日本在1981年開始進行了1000/Nm3h-1煙氣脫硫脫氮試驗，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，價格昂貴，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氮有完整的工藝系統，最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。