截至2013年底，我国投运的1000MW容量机组已达60台，几乎都是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，而且运行情况较好，脱硫效率能够达到设计值。随着环保标准的提高，新建电厂脱硫工艺以采用双循环为主，已建电厂则以脱硫系统的增效改造为主。珞璜电厂一期2×360MW机组烟气脱硫改造，将格栅填料塔改为托盘塔，脱硫效率从95%提高到97.2%；广西合山1、2号2×330MW机组脱硫增效改造，采用串联双塔技术，脱硫效率从96%提高到98.2%；广西永福电厂使用的双塔双循环技术脱硫效率达到99%左右。

　　氮氧化物控制技术

　　为达到NOx排放低于50毫克/立方米，技术路线可以选择为：炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术。一方面控制低氮燃烧后的NOx产生浓度，另一方面控制SCR烟气脱硝效率。例如，低氮燃烧后的NOx产生浓度为250毫克/立方米，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度为37.5毫克/立方米；燃用挥发份较高的烟煤时，采用先进的低氮燃烧后，NOx产生浓度在200毫克/立方米以下，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度降至30毫克/立方米以下。

　　其中，低氮燃烧技术是该技术路线的核心。要采用最新的低氮燃烧技术，确保低氮燃烧后NOx排放浓度在250毫克/立方米以下。目前，我国部分电厂采用了该技术，NOx的产生浓度降低效果明显。例如，上海外高桥电厂1000MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米；浙江北仑电厂1000MW、600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度分别为230、250毫克/立方米；江苏望亭电厂660MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米；浙江乐清电厂600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为200毫克/立方米等。

　　针对SCR烟气脱硝技术中低负荷下的投运问题，可以采用两段式省煤器技术、加装省煤器烟道旁路、加装省煤器给水旁路、增加一个给水加热装置等方式提高低负荷条件下省煤器的出口烟温，保证烟气脱硝装置的正常运行。上海外高桥第三发电厂采用“弹性回热技术”(即增加一个给水加热装置)实现了全负荷脱硝，使脱硝系统投运率接近100%。2011年，上海外高桥第三发电厂脱硝系统全年投运率达98.54%，2012年全年投运率达98.89%，2012年，该电厂平均NOx排放浓度为48.58毫克/立方米；2013年1—5月，其平均排放值更降至27.25毫克/立方米。

　　推进大气污染物超低排放技术的建议

　　在上述对燃煤电厂大气污染物超低排放技术的有效性和可达性分析基础上，针对该技术的实行条件和保障要求，从重点区域规划范围内电厂环保措施、燃煤电厂环保电价政策、电厂运行管理等三方面提出对策建议。

　　重点区域电厂环保措施建议

　　根据《重点区域大气污染防治“十二五”规划》，将规划区域划分为重点控制区和一般控制区，并实施差异化的控制要求，制定有针对性的污染防治策略。对重点控制区，实施更严格的环境准入条件，执行重点行业污染物特别排放限值，采取更有力的污染治理措施。

　　结合上述燃煤电厂超低排放的技术路线，建议在重点控制区，无论新建、改建、扩建燃煤电厂，均同步采用湿式电除尘器；对于由于煤质不容易收尘的煤种，同时采用旋转电极式电除尘器并加装低低温电除尘器；在一般控制区预留湿式电除尘器场地；在灰霾频发地区，新建、改建、扩建燃煤电厂需同步采用湿式电除尘器，进一步降低燃煤电厂对PM2.5的贡献，同时可消除“石膏雨”现象。

　　燃煤电厂环保电价政策建议

　　燃煤电厂排放的SO2和NOx对二次PM2.5的形成贡献较大。虽然全国脱硫机组装机容量占煤电机组的比例已接近100%，但是由于管理存在问题，2012年全国脱硫效率只有77.2%，其减排空间很大。因此，国家在加强脱硫、脱硝设施建设的同时，一定要出台相应的经济政策，引导企业主动运行好环保设施。