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技术路线的选择
自2014年开始，国内燃煤电厂已陆续实施超低排放改造，从已完成改造的电厂来看，选用的超低排放改造技术主要仍以电袋除尘器、湿法脱硫技术、选择性催化还原技术为主，随着超低排放改造工作的全面推进，新型的超低排放技术将快速发展，结合现场使用实践中积累的经验对超低排放改造技术不断完善和优化，超低排放技术将会越来越成熟，同时改造成本也会逐渐降低。
以“十一五”末投产的某电厂为例，该电厂单机容量为600MW，锅炉为前后墙对冲燃烧方式，采用低氮燃烧技术，同步建设脱硫设施，按照环评批复该电厂烟气中主要污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)第3时段限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于50、400、450mg/m3)。2011年7月《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)颁布后，该电厂在2012年至2014年期间投资约1.6亿元增设了烟气脱硝系统，对电除尘实施了“高频电源+低低温省煤器”改造(该机组脱硫设计富余量相对较大未做改造)，通过达标改造后该电厂烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物2015年的平均排放浓度分别为18、65、60mg/m3。
超低排放改造工作启动后，该电厂选派技术人员对改造技术路线进行了详细考察，结合现场设备系统情况，改扩建空间小等实际情况，并依据目前该机组三项污染物的排放浓度进行综合分析得出，在降低氮氧化物方面只需增加备用层催化剂即可满足排放要求，重点对降低烟尘、二氧化硫的改造技术路线要结合实际进行选择，通过对以上改造技术路线的比较，“脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加备用层+吸收塔扩容”具有改造资金投资少、停机施工期短、占地小等优点，被该电厂确定为本次改造的技术路线。根据测算单台机组完成改造投资约0.6亿元，完成改造后烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别可达6、25、35mg/m3以下，可满足超低排放的要求。
改造产生的效益
燃煤电厂进行超低排放改造，对电厂本身产生不了经济效益，但是，改造产生的环境效益非常明显，对改善区域环境空气质量意义重大。
经济效益
以上述电厂为例，1台600MW机组实施超低排放改造需投入资金约0.6亿元。按照对典型的燃煤电厂项目进行测算(按20年运行周期)，进行超低排放改造后，典型的600MW等级机组运营成本增加约1.08分/kWh，因此，进行超低排放改造不仅要投入大量的资金，而且增加了电厂的运营成本，对电厂产生的经济效益是负值。
环境效益
根据有关资料统计，按照2014年全国燃煤电厂燃煤量、煤质为基准，以单机容量600MW的机组参数为参照，经初步测算，与达标排放限值相比，达到超低排放情况下，全国燃煤电厂每年烟尘、SO2、NOX三项污染物排放量可以再削减132万吨左右，其中烟尘量可下降10万吨左右。以某电厂单机容量为600MW为例，该电厂目前机组运行期间污染物排放情况(以环保部门最近一次的监督性监测数据为例)如表1所示。
将该电厂监督性监测数据与正在编制的《可研报告》中预测的数据进行比较，三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度、减排量见表2。
由此看出，该电厂完成超低排放改造后，一台600MW机组按设计利用小时计每年可减排三项污染物1088.7吨，污染物排放量下降约55%;按照当地2015燃煤发电机组实际平均利用小时3502小时计，实际每年减排三项污染物693.2吨，减排效果非常显著，有效改善区域的环境空气质量，尤其烟尘的减排比例高达68.4%，对降低区域空气中的PM2.5贡献重大，将产生良好的环境效益。
“十三五”是我国环保工作的关键时期，环保工作将面临很大的挑战。超低排放改造加大了电厂的运营成本，影响了电厂效益，但是，做为排污主体责任的企业有义务、有责任对排放的污染物进行治理，我们要不计成本打造绿色环保企业，为使天更蓝、水更绿的生态文明建设贡献力量。
【PPT】燃劣质煤火电机组烟气治理技术应用及超低排放技术路线选择
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