中国电力报：国家煤电节能减排示范电站全扫描（嘉华发电）
编者按：9月12日，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划 （2014—2020年）》，提出推行更严格能效环保标准，加快燃煤发电升级与改造，打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”。
10月9日，全国煤电节能减排升级与改造动员电视电话会议召开。会议宣读了《关于授予 “煤电节能减排示范电站和示范基地”称号的通知》，并授予浙江浙能嘉华电厂、河北国华三河电厂、内蒙古国电布连电厂“国家煤电节能减排示范电站”称号，授予上海申能外高桥第三电厂 “国家煤电节能减排示范基地”称号。
为什么是这些电厂？他们取得了怎样的节能减排成绩？又是怎么做的？为了将他们的实践经验向全行业介绍推广，本报记者分别深入各示范电站现场一探究竟（由于此前本报对上海外三电厂已进行详实报道，其报道从略）
嘉华电厂
5月30日，我国首套燃煤机组烟气超低排放装置在浙能嘉华电厂8号机组投入运行。
近日，记者走进浙能嘉华电厂，最深刻的感受是，作为处于浙江这样的经济社会发达地区和环境容量脆弱地区的火电经营者，其感受到的环保压力远大于其他地区。自我加压实施煤电节能环保升级改造，是浙能不得不做的理性选择。
浙能超低排放技术路线
浙能嘉华电厂超低排放的技术路线是采用多种污染物高效协同脱除集成技术，对脱硫脱硝及除尘系统进行深度提效改造，达到超低排放的效果。脱硝提效采用低氮燃烧器和高效SCR工艺；脱硫提效则根据燃煤含硫量来选择提效工艺，如多效脱硫添加剂、多层均流增效盘、单塔双循环等；而除尘提效可选用低低温电除尘、配置旋转电极的干式电除尘、湿式电除尘等技术来达到超低排放限值，同时可消除烟囱冒“白烟”的现象. 其中，高效脱硝、脱硫和除尘是超低排放技术路线的三个核心。
高效脱硝技术集成了锅炉低氮燃烧器技术和选择性催化还原技术（SCR）。
低氮燃烧器技术可以使燃煤锅炉出口烟气的氮氧化物排放浓度降低至300毫克/立方米以下，即使对于燃用贫煤的W型锅炉，也可以降至400毫克/立方米以下；这为下游的SCR脱硝创造了良好的条件。这个技术已成熟并在国内广泛应用。
高效湿法脱硫技术有单塔双层均流增效板和双层错列式喷淋技术、单塔双循环技术、单塔多层喷淋技术、双塔技术、脱硫增效剂技术等。例如，原煤含硫量在1%以下的浙能嘉华百万机组、浙能六横百万机组、滨海30万机组，采用单塔双层均流增效板和错列式喷淋技术超低 排放装置的成功投运，证明了湿法脱硫装置达到98.5%以上的脱硫效率是完全可行的；原煤含硫量在2%左右的云南曲靖电厂采用单塔高效脱硫技术 （加脱硫增效剂），其二氧化硫的排放浓度为23.2毫克/立方米,效率达到了99.48%。
超低排放通过低低温电除尘器、湿式电除尘器实现烟尘高效脱除，其技术在日本燃煤机组上已有多年的成功运行经验。烟气经过管式换热器（或低温省煤器）后温度大幅下降，进入低低温电除尘器后，比电阻和体积流量同时降低，从而可以实现比传统干式静电除尘器更高的效率；经监测，低低温电除尘器除尘效率可达99.9%。湿式电除尘器的除尘效率可达85%，尤其是对PM2.5的脱除效率可达70%以上，三氧化硫也有65%以上的脱除效果。
超低排放成本分析
浙能嘉华电厂厂长戚国水向记者介绍了超低排放的成本测算。实施超低排放将增加燃煤机组的投资和运行成本，其费用与技术路线、改造还是新建、改造前的排放水平等因素有关。根据国内超低排放试点企业的情况来看，干烟气排放的百万机组改造费用约为200元/千瓦时，运行成本约为0.015元/千瓦时；湿烟气排放的百万机组改造费用会大幅下降至150元/千瓦时，同时还可降低锅炉散热损失，从而降低机组供电煤耗，其运行成本约为0.01元/千瓦时。新建机组实施超低排放的新增投资仅为改造机组的三分之一左右，运行成本还可以进一步降低。
戚国水向记者对比了天然气发电、风电、太阳能发电等清洁能源的电价。例如，浙江省的天然气发电上网电价约为0.904元/千瓦时、风电约为0.8元/千瓦时、太阳能发电约为1元/千瓦时，而超低排放煤机的上网电价不超过0.5元/千瓦时，“相比而言，清洁煤电具有明显的成本优势。”戚国水说。