《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。
现行烟气治理存在的主要问题
我国电力行业烟气治理措施虽然在机理和技术上已经很成熟，但从目前已投运的烟气治理设施运行情况来看，仍有很多电厂由于受系统设计
、设备质量、安装、调试以及运行管理等因素的影响，尤其是随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)的执行，实际运行时脱除效率的提高及排放浓度的下降仍有空间。
烟尘超标问题
部分电厂烟尘排放不稳定，存在超标现象。主要原因包括：由于设计原因，目前运行的电除尘器比收尘面积偏小，其除尘器的除尘效率和烟尘排放浓度不能满足更严格的标准限值；实际燃煤煤质偏离设计煤质，除尘设施不能适应煤质的变化，引起运行性能下降；设备老化，运行维护不及时，影响电除尘器电场的投运率等。
脱硫系统问题
部分电厂存在燃煤硫份偏离设计值的情况。电厂实际燃煤硫份和热值偏离设计值是脱硫装置存在的普遍问题之一，直接造成脱硫设施入口烟气量和SO2浓度超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行。部分电厂的实际燃煤硫份较设计值有较大幅提高，有的甚至超过设计值的1倍以上。
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