李壮，胡妲，王建峰，孙海峰，朱跃

(华电电力科学研究院，杭州 310030)

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根据2014年国家三部委颁发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》相关要求，到2020年，东部地区的现役300 MW以上机组改造后的大气污染物排放质量浓度应达到燃气轮机组排放限值要求。2015年国家环保部提出，燃煤电厂超低排放改造要“提速扩围”，明确提出由东部地区扩围至全国，有条件的企业将计划2020年完成改造提速至2017年完成[1]。在新的环保政策要求下，燃煤机组正在逐步实施烟气超低排放改造。燃煤硫分的选择直接影响脱硫超低排放改造路线、投资以及运行成本。通常情况下，高硫煤的购煤成本相对较低[2]，但脱硫超低排放改造初投资以及增加的运行、维护费用相对较高，对电厂而言，寻找购煤费用与脱硫改造初投资、增加运行成本平衡点所需时间对电厂选择煤质硫分具有指导意义。

由于煤炭市场复杂多变，我国大部分燃煤电厂采用混煤掺烧方式，不同掺烧方式对燃煤硫分影响较大，对脱硫超低排放改造也有较大影响。已有部分学者对燃煤掺烧和脱硫超低排放改造进行了相关研究。陈刚等对入厂煤进行跟踪和调配，将堆煤、配煤、取煤、燃烧各环节耦合，结合智能算法，使燃煤掺烧达到安全、经济和环保效果[3]。张双武提出了基于燃煤发热量和硫分的发电成本模型，为发电企业燃煤掺烧成本测算提供参考[4]。朱法华提出了原烟气SO2质量浓度不同时的脱硫超低排放改造技术路线[5]。……