技术路线比较
为满足“超低排放”的要求，需要对烟气处理系统进行改进：
(1)一般地区
对于一般地区，采用常规烟气治理技术路线，低氮燃烧+SCR脱硝+电除尘器+石灰石-石膏湿法脱硫装置即可满足要求。NOx的控制采用低氮燃烧技术+SCR脱硝设施，脱硝效率η>70%;除尘系统采用三室五电场静电除尘器，除尘效率η>99.8%;脱硫系统采用常规石灰石-石膏湿法脱硫装置，脱硫效率η>96%。
(2)重点地区
在重点地区，需要提高脱硫、除尘效率，需要将常规电除尘器改为低低温电除尘器或者旋转电极式电除尘器，脱硫系统需要采用单塔双循环、托盘技术、增效环技术等。NOx的控制措施采用低氮燃烧技术+SCR脱硝设施，脱硝效率η>70%;除尘系统采用低低温三室五电场电除尘器，除尘效率η>99.9%;脱硫系统采用单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫，脱硫效率η>98%。
(3)超低排放
为达到“超低排放”，需要提高脱硫系统的除尘能力，脱硝系统需增大催化剂的接触面积，将常规的2层催化剂+1层备用改为3层催化剂+1层备用。烟气处理系统中脱硝系统采用低氮燃烧+SCR催化剂脱硝，采用3层催化剂+1层备用，η>85%;除尘系统采用低低温三室五电场电除尘器，η>99.9%;脱硫系统采用单塔双循环湿法脱硫，并提高除尘效率，η>98.5%。
3 “超低排放”经济效益
在计算“超低排放”时，假定煤质资料如表1(略)所示，分析采用不同排放方案时的经济效益。
目前燃煤电厂主要机组包括1000MW级、600MW级和300MW级3种，本文考虑两台机组，分3个方案进行比较。燃煤机组在设计时即满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)，加装脱硝装置和除尘装置，分别以一般地区和重点地区排放标准作为基础，计算“超低排放”经济效益。
采用“超低排放”设计后，增加的投资成本主要包括基础投资和运行费用两部分。其中，基础投资包括设备的采购和安装;运行费用主要包括燃料费用、运行电耗费用、水耗费用、液氨费用、石灰石粉费用、碱耗费用和年运行维护费用，按10年固定资产折旧，年利用小时数按5000h计，各项消耗品单价暂按如下：标煤价900元/t、厂用电价0.4元/(kW˙h)、水价0.5元/t、液氨价格3000元/t、石灰石粉价100元/t。
(1)2×1000MW新建机组
以目前国内百万千瓦新建超超临界燃煤机组为例，烟气治理措施采用上文提供的方案，一般地区采用“超低排放”设计后，总投资增加1.6亿元，其中设备购置增加1.4亿元、建筑安装增加2000万元;年运行费用增加8000万元;污染物排放共减少0.7t/h，排污费减少200万元，为达到“超低排放”限值处理污染物增加的运行成本为23元/kg。
重点地区采用“超低排放”后，总投资增加6000万元，其中设备购置增加5000万元、建筑安装增加1000万元;年运行费用增加2500万元;污染物共减少0.4t/h，排污费减少120万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为13元/kg。
(2)2×600MW新建机组
计算两台新建60万千瓦机组采用“超低排放”设计后的经济效益，烟气治理措施同上，一般地区总投资增加1.2亿元，其中设备费用为1.1亿元、建筑安装增加1000万元;年运行费用增加6000万元;污染物排放速率减少0.5t/h，排污费减少140万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为26元/kg。
重点地区总投资增加7000万元，其中设备费用为6500万元、建筑安装费用500万元;年运行费用增加2700万元;污染物削减量为0.3t/h，排污费减少100万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为21元/kg。