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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