环境保护部等3部委2015年12月11日联合下发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》提出，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放。针对燃煤电厂实施超低排放的必要性和可行性，今日特刊登相关专家文章，以飨读者。
作为毕生从事电力行业环境保护的科技工作者，笔者见证了中国电力行业环保取得的巨大成绩。尤其是环保技术方面，从静电除尘器、脱硫、脱硝等最初完全靠引进，到后来的消化吸收，以及目前依靠自主创新取得了重大技术突破的超低排放。在国家大力推行超低排放、电力企业正在进行大规模超低排放改造时期，有专家学者提出了质疑观点，如煤质特殊要求、单位减排成本不合理、技术简单罗列、增加社会负担等。笔者希望专家学者到电力企业实地考察，以数据为依据，客观公正地发表意见。
我国的煤电技术已经达到世界先进水平，如供电煤耗、可靠性和自动化控制等发电指标。但如果烟气处理系统环保指标达不到世界先进水平，就不能成为名副其实的世界先进水平。发电系统和烟气处理系统都是发电系统的组成部分，如果发电三大主机是“三雄”，而环保三大设施是“三矬”，就不能理直气壮地宣告我国的煤电是世界一流。在我国煤电大规模走向世界的时候，超低排放显得格外重要。坦诚地讲，我国用10年时间将燃煤电厂安装脱硫设施率由14%提高到99%以上，并基本上实现无烟气旁路运行；用5年的时间安装将脱硝设施率由12%提高到92%，取得了世界环保史举世瞩目的成绩。可是，由于规模大、建设速度快，也难免遗留一些急需解决的问题，如烟尘超标、脱硫容量不足、低负荷脱硝退出、石膏雨、三氧化硫出现、氨逃逸和汞排放等。实施超低排放改造不仅是控制二氧化硫、氮氧化物、烟尘3种常规污染物的需求，也为解决这些问题提出的一揽子解决方案，以实现多污染物协同减排。
对于降低单一污染物减排成本等问题可以引起学术上的探讨，如二氧化硫从2000毫克/立方米到200毫克/立方米，以及从200毫克/立方米到35毫克/立方米，减排1吨二氧化硫的成本后者远高于前者。但笔者认为，在同时减排多种污染物时，用单因子减排成本来表征多因子的方法论评价超低排放有失偏颇。更何况，国家1.5分/kwh的加价政策是针对二氧化硫从2000毫克/立方米到200毫克/立方米的减排。而1.0分/kwh的加价政策是针对多种污染物减排。如果针对二氧化硫从200毫克/立方米到35毫克/立方米的减排，也要把1.0分/kwh中有多少用于脱硫的升级改造的百分比搞清楚。
2011年7月，环境保护部颁布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），此标准首次规定了燃气轮机组与燃气发电锅炉大气污染物排放限值。2012年9月，上海漕泾电厂提出燃煤机组满足燃气轮机组的排放标准，能否扩建两台百万千瓦燃煤机组，并在现有百万千瓦机组上进行了有益探索。与此同时，国内首个柔性电极湿式电除尘工程在湖南益阳电厂30万千瓦机组上实施，并获得重大成功。2014年6月，浙能集团嘉华电厂百万千瓦燃煤机组超低排放改造工程、神华舟山电厂新建35万千瓦机组超低排放工程顺利投运。此后，在国家、地方、企业等各方力量的推动下，超低排放技术及工程应用得到了迅猛发展。目前，超低排放工程在从65吨/小时到3000吨/小时的燃煤锅炉上均有应用。截至2015年10月，全国投运的超低排放机组总容量超过8000万千瓦。
超低排放是环保史上的重大技术突破
在氮氧化物控制方面，清华大学牵头完成的“燃煤烟气选择性催化脱硝关键技术研发及应用”是完全具有自主知识产权的重大突破。国家科学技术研究院自主开发的烟气脱硝系统防堵及宽负荷脱硝技术，能够经济、安全地实现各种电力负荷条件下，氮氧化物排放浓度均小于50mg/m3，专家鉴定达到国际领先水平。
在烟尘控制方面，国电环境保护研究院自主开发的基于超微晶材料的高频电源，在电除尘器上得到了广泛应用，达到国际先进水平，被列为科技部等部委确定的“国家重点新产品”。福建龙净研发的电袋复合除尘器可以实现除尘器出口烟尘浓度小于10mg/m3，甚至小于5mg/m3。国电环境保护研究院研发的湿式电除尘技术、福建龙净开发的低低温电除尘技术、浙江菲达环保开发的旋转电极技术均是具有自主知识产权的技术，处于国际先进或领先水平。
在二氧化硫控制方面，国电科学技术研究院牵头开发的凹凸环双相提效技术、双pH值循环脱硫技术，清新环境开发的以旋汇耦合为主的脱硫除尘一体化技术，福建龙净开发的一塔双区技术等，均是国内自主研发技术，工程应用效果处于国际领先水平。
系统集成各种先进技术，统筹考虑污染物协同减排，在实现超低排放的同时，达到节能降耗的目的，更是环保技术组合上的重大突破。回首“十二五”，电力环保人可以很自豪地说，国内的污染控制技术、装备、指标已经与国际先进水平并驾齐驱甚至处于领先地位，关键技术和装备实现了国产化。
