在“超洁净排放”改造的热潮面前，我国各大发电集团、环保公司等对烟尘、二氧化硫和氮氧化物的超低排放控制进行了一系列的探索研究，逐步摸索出一些改造的技术路线图。

在除尘方面，主要采取包括低温电除尘、电除尘器配高效电源+湿式电除尘器和电袋复合高效除尘器+湿法脱硫+高效除雾器等工艺路线。

在脱硫技术上，相对于常规的石灰石—石膏湿法脱硫系统，实现超低排放的脱硫新技术主要有双循环技术(包括单塔双循环、双塔双循环)、托盘塔技术(包括单托盘、双托盘)、增加喷淋层、增加性能增强环、提升石灰石品质、添加脱硫增效剂等。

脱硝技术上，一方面是在不影响锅炉效率与安全的前提下，控制低氮燃烧后的NOx产生浓度，另一方面提高现有SCR的脱硝效率，通常通过增加SCR催化剂的填装层数或催化剂的体积，改造工程多将原有的2+1层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂采用3+1层SCR催化剂等措施实现运行提效。

然而，从上述主要采用的“超洁净排放”技术来看，除尘、脱硫、脱硝的基本技术并没有重大突破，主要是通过多种技术的进一步组合(或串联)，对烟气治理过程的延长(或处理次数的增加)。概而言之就是提高处理强度，但是组合后设备增多，其整体效率和稳定性等都有待考究。

要算好“超洁净排放”经济与环境账

“超洁净排放”从产生一开始，就伴随着各种质疑声，其中异议最多的当属这种改造在经济上是否可行?其产生的环境效益是否被夸大?

为了解答这两个问题，笔者以广东省116个12.5万千瓦以上燃煤机组为样本，从珠三角与非珠三角两个层面对燃煤发电机组实施“超洁净排放”进行了评估。

在经济可行性方面，对于现役煤电机组的环保改造，不同电厂环保设施基础不同，环保改造的内容也有所不同，因此改造的经济费用不尽相同。从特别排放限值到实现燃机标准，技术改造工作需要较大的投资。改造费用主要来自于湿式电除尘器的建设费用，当前国内1000、600、300MW湿式电除尘器投资中标价，分别相应≥48-60、≥60-70、≥80-90元/千瓦。珠三角地区62台12.5万千瓦以上燃煤机组，按125～350MW机组改造费90元/千瓦，600～700MW(1MW=1000千瓦)机组70元/千瓦，1000MW机组60元/千瓦进行估算，珠三角燃煤机组的改造投资约19.22亿元。非珠三角地区54台12.5万千瓦以上燃煤机组机容量为2414.5万千瓦，从现有锅炉标准达到燃机排放限值的改造费用，按300元/千瓦的废气治理设施改造投资计，共需投资约72.44亿元。

投入巨资改造达到的“超洁净排放”，能够给环境减少多少的负担呢?笔者根据广东省116个12.5万千瓦以上燃煤机组2013年废气排放情况，采用额定烟气量对燃煤发电机组达到“超洁净排放”环境效益进行评估，结果可以看出，珠三角地区62台燃煤机组实施该排放限值后，与特别排放限值相比，烟尘、SO2和NOx的减排效果不明显，改造后其减排比例分别为1.84 %、1.07 %和2.27 %。

与珠三角地区相比，全省116台燃煤机组实施该排放限值后，烟尘、SO2和NOx的减排效果较为显著，改造后其减排比例分别为5.26 %、12.06 %、4.37 %，其主要原因是非珠三角地区目前执行的大气污染物排放限值相对宽松。

由此可见，煤电机组满足“超洁净排放”技改工作，应有条件、有选择性地稳步推进。鼓励部分重点区域(企业)根据环境空气质量、经济发展情况、区域大气改善要求，因地制宜、因煤制宜、因炉制宜确定合适的技改工艺路线。