《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)发布之初，受到了广泛的质疑。电力行业普遍认为标准排放限值过于严格。但随着环境空气污染的日益加重，特别是长三角、珠三角、京津冀等重点区域的灰霾频发，以及国务院《大气污染防治行动计划》的出台，电力行业已逐渐认识到该标准的重要性与必要性，不仅积极采取措施，尽可能实现达标排放，而且有不少集团公司已着手实施燃煤电厂符合燃机排放标准的研究，并进一步提出燃煤电厂超低排放的概念。本文拟从燃煤电厂超低排放的技术集成与对策方面进行研究，分析得出超低排放技术的有效性和可达性。

　　现行烟气排放及治理概况

　　“十一五”以来，火电行业在自身大发展的同时，火电环保实现了跨越式发展，无论是烟气治理还是污染物减排，其成效非常显著，为我国节能减排任务作出了巨大贡献。

　　烟气除尘

　　2012年我国火电行业烟尘排放量为151万吨，同比下降2.58%在我国火电装机容量同比增长7.02%、火力发电量同比增长0.34%的情况下，全国火电厂烟尘平均排放绩效值达到0.4克/千瓦时，基本与2011年持平，与美国同期水平0.15克/千瓦时相比，我国火电厂烟尘平均排放绩效还是偏高。随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)的执行，我国火电烟尘减排还有空间。

　　在我国电力工业快速发展、发电量持续增长、燃煤量不断增加的情况下，随着除尘技术的提高，目前新建电除尘器的效率一般均高于9.8%

　　，燃煤电厂烟尘排放绩效也逐年下降，由1980年的16.5克/千瓦时降至2000年的2.9克/千瓦时、2012年的0.4克/千瓦时。截至2012年，全国燃煤机组安装静电除尘器的比例达到94.0%，袋式除尘器和电袋除尘器的比例分别为5.5%和0.5%。

　　烟气脱硫

　　2012年我国火电行业SO2排放量为883万吨，同比下降3.29%。与2005年相比，2012年火电SO2排放量下降了32.08%。电力行业SO2排放量占全国SO2排放量的比例由2005年的51.0%下降到41.7%。全国电力行业SO2排放绩效值由2005年的6.7克/千瓦时下降到2.3克/千瓦时。单纯从数据比较而言，我国电力SO2排放绩效已好于美国的2.8克/千瓦时。

　　截至2012年底，我国脱硫机组装机容量达到7.18亿千瓦，同比提高13.97%，占全国火电机组的比例达92%，比2011年的美国高30个百分点。其中，2012年新投运的烟气脱硫机组装机总容量达4500万千瓦。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉及计划关停机组，全国脱硫机组装机容量占煤电机组比例已接近100%。

　　2012年全国投运燃煤机组脱硫设施中，脱硫工艺以石灰石-石膏法为主，占91.73%，其次为循环流化床锅炉，占3.52%。此外，海水脱硫工艺占2.71%，氨法脱硫工艺占0.88%，其他工艺方法占1.16%。

　　烟气脱硝

　　2012年我国火电行业NOx排放量为948万吨，同比下降5.48%，首次实现年度电力NOx排放总量下降。电力行业NOx排放量占全国NOx排放量的比例从2011年的46.0%下降至40.6%。全国电力行业NOx排放绩效值由2011年的2.6克/千瓦时下降到2.4克/千瓦时。

　　截至2012年底，有2.26亿千瓦的脱硝机组建成，火电脱硝装机容量占全国火电机组容量的比例从2011年的16.9%提高到27.6%(2013年火电脱硝装机容量已达到4.3亿千瓦)。其中，2012年新投运的烟气脱硝机组装机总容量达9000万千瓦，占全国脱硝机组容量的42.79%；规划及在建的烟气脱硝机组超过4.5亿千瓦。所采用的工艺主要是选择性催化还原法(SCR)，约占脱硝机组总装机容量的95%以上，非选择性催化还原法(SNCR)占5%以下。