中國電力報：國家煤電節能減排示范電站全掃描（嘉華發電）
編者按：9月12日，國家發展改革委、環境保護部、國家能源局聯合印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃 （2014—2020年）》，提出推行更嚴格能效環保標準，加快燃煤發電升級與改造，打造高效清潔可持續發展的煤電產業“升級版”。
10月9日，全國煤電節能減排升級與改造動員電視電話會議召開。會議宣讀了《關于授予 “煤電節能減排示范電站和示范基地”稱號的通知》，并授予浙江浙能嘉華電廠、河北國華三河電廠、內蒙古國電布連電廠“國家煤電節能減排示范電站”稱號，授予上海申能外高橋第三電廠 “國家煤電節能減排示范基地”稱號。
為什么是這些電廠？他們取得了怎樣的節能減排成績？又是怎么做的？為了將他們的實踐經驗向全行業介紹推廣，本報記者分別深入各示范電站現場一探究竟（由于此前本報對上海外三電廠已進行詳實報道，其報道從略）
嘉華電廠
5月30日，我國首套燃煤機組煙氣超低排放裝置在浙能嘉華電廠8號機組投入運行。
近日，記者走進浙能嘉華電廠，最深刻的感受是，作為處于浙江這樣的經濟社會發達地區和環境容量脆弱地區的火電經營者，其感受到的環保壓力遠大于其他地區。自我加壓實施煤電節能環保升級改造，是浙能不得不做的理性選擇。
浙能超低排放技術路線
浙能嘉華電廠超低排放的技術路線是采用多種污染物高效協同脫除集成技術，對脫硫脫硝及除塵系統進行深度提效改造，達到超低排放的效果。脫硝提效采用低氮燃燒器和高效SCR工藝；脫硫提效則根據燃煤含硫量來選擇提效工藝，如多效脫硫添加劑、多層均流增效盤、單塔雙循環等；而除塵提效可選用低低溫電除塵、配置旋轉電極的干式電除塵、濕式電除塵等技術來達到超低排放限值，同時可消除煙囪冒“白煙”的現象. 其中，高效脫硝、脫硫和除塵是超低排放技術路線的三個核心。
高效脫硝技術集成了鍋爐低氮燃燒器技術和選擇性催化還原技術（SCR）。
低氮燃燒器技術可以使燃煤鍋爐出口煙氣的氮氧化物排放濃度降低至300毫克/立方米以下，即使對于燃用貧煤的W型鍋爐，也可以降至400毫克/立方米以下；這為下游的SCR脫硝創造了良好的條件。這個技術已成熟并在國內廣泛應用。
高效濕法脫硫技術有單塔雙層均流增效板和雙層錯列式噴淋技術、單塔雙循環技術、單塔多層噴淋技術、雙塔技術、脫硫增效劑技術等。例如，原煤含硫量在1%以下的浙能嘉華百萬機組、浙能六橫百萬機組、濱海30萬機組，采用單塔雙層均流增效板和錯列式噴淋技術超低 排放裝置的成功投運，證明了濕法脫硫裝置達到98.5%以上的脫硫效率是完全可行的；原煤含硫量在2%左右的云南曲靖電廠采用單塔高效脫硫技術 （加脫硫增效劑），其二氧化硫的排放濃度為23.2毫克/立方米,效率達到了99.48%。
超低排放通過低低溫電除塵器、濕式電除塵器實現煙塵高效脫除，其技術在日本燃煤機組上已有多年的成功運行經驗。煙氣經過管式換熱器（或低溫省煤器）后溫度大幅下降，進入低低溫電除塵器后，比電阻和體積流量同時降低，從而可以實現比傳統干式靜電除塵器更高的效率；經監測，低低溫電除塵器除塵效率可達99.9%。濕式電除塵器的除塵效率可達85%，尤其是對PM2.5的脫除效率可達70%以上，三氧化硫也有65%以上的脫除效果。
超低排放成本分析
浙能嘉華電廠廠長戚國水向記者介紹了超低排放的成本測算。實施超低排放將增加燃煤機組的投資和運行成本，其費用與技術路線、改造還是新建、改造前的排放水平等因素有關。根據國內超低排放試點企業的情況來看，干煙氣排放的百萬機組改造費用約為200元/千瓦時，運行成本約為0.015元/千瓦時；濕煙氣排放的百萬機組改造費用會大幅下降至150元/千瓦時，同時還可降低鍋爐散熱損失，從而降低機組供電煤耗，其運行成本約為0.01元/千瓦時。新建機組實施超低排放的新增投資僅為改造機組的三分之一左右，運行成本還可以進一步降低。
戚國水向記者對比了天然氣發電、風電、太陽能發電等清潔能源的電價。例如，浙江省的天然氣發電上網電價約為0.904元/千瓦時、風電約為0.8元/千瓦時、太陽能發電約為1元/千瓦時，而超低排放煤機的上網電價不超過0.5元/千瓦時，“相比而言，清潔煤電具有明顯的成本優勢。”戚國水說。