当前环保压力日益增大，我国加快了环境治理步伐，国家环境保护部2011年7月发布新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），各大发电集团积极响应新的国家环保政策，积极承担社会责任，为进一步大幅度削减燃煤电厂污染物排放总量，主动提出将燃煤电厂污染物排放标准向“燃气轮机排放标准”看齐，即：烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项排放限值分别为5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，通常在业内将此限值定义为燃煤锅炉“超净排放”标准。
1、国内外燃煤电厂污染物排放限值及现状对比
由于不同国家国情各异，基于环境保护的前提条件和基础不同而颁布的国家排放标准也不尽相同，主要有三方面不同：
“标准修订频次、针对重点、修订依据。
我国火电厂现行排放标准远高于主要发达国家，具体污染物排放限值见对比表1。
注：
[1]中国在重点地区执行大气污染特别排放限值，S02、N0X及烟尘（mg/m3）的排放浓度分别为100、50、20。
[2]日本对二氧化硫的排放实行K值控制，在120个特别地区以及其他非特别地区中，K值在3.0～17.5范围内分成16个级别，相当于172mg/m3～3575mg/m3。
从图1中美两国电力污染物排放绩效看，各类污染物排放绩效随年份呈下降趋势。中国排放标准修订频次高和限值更严格，排放绩效下降幅度更大（这可从曲线斜率中国更大看出），随着新建和在役机组环保设施逐步改造完成后，排放绩效下降幅度变小（从2009年后曲线斜率渐小，逐步趋于平缓看出）。若需进一步降低排放绩效，需实施更加高效的超净排放协同控制技术。
2、燃煤电厂大气污染物控制技术现状分析
截止2013年底，全国电力总装机12.47亿千瓦，其中火电装机容量8.62亿千瓦，占比69%，火力发电在可预见时间内仍将占据主要地位。现有燃煤电厂为满足新标准GB13223-2011规定污染物排放限值要求，对SO2、NOX和烟尘三种主要污染物采取如下控制技术措施：
2.1SO2控制技术
目前国内外普遍采用的SO2控制技术基本上分为三类：
“燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD）。
燃烧前脱硫指通过物理或化学方法对原煤进行洗选，除去或减少原煤中的硫分、灰分等杂质。采用的方法包括选煤、气化、水煤浆和型煤加工等。但该方法只能脱除煤中部分硫（主要是无机硫），不能根本上解决SO2对大气的污染问题；燃烧中脱硫是指向炉膛内喷入石灰CaO/CaCO3吸收剂，以此固化S02/SO3来脱硫，采用的方法有炉内喷钙、流化床掺烧石灰石脱硫；燃烧后脱硫即烟气脱硫技术（FGD）指在锅炉尾部烟道加装脱硫设备，利用脱硫剂对烟气进行脱硫，包括湿法、干法（半干法）脱硫工艺。
“目前我国火电厂应用的烟气脱硫技术主要有：石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床法、海水法、氨法及其它方法。
其中：石灰石-石膏湿法被认为是当前控制SO2排放最行之有效的途径。各技术在已投运的烟气脱硫机组中分布情况见图2。（注：数据来源于中电联发布2013年度火电厂烟气脱硫、脱硝、除尘产业信息）
2.2NOX控制技术
NOX控制技术主要分为两类：低NOX燃烧技术、烟气脱硝技术。
“低NOX燃烧技术指在锅炉燃烧过程中改变燃烧条件来抑制NOX的生成，主要技术有：空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、低过剩空气燃烧（LEA）、浓淡燃烧和低NOX燃烧器。
烟气脱硝技术指从烟气中脱除生成的氮氧化物，主要技术有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、（SNCR/SCR）联合烟气脱硝技术、活性炭吸附法、电子束法（EBA）、脉冲电源法（PPCP）、液体吸收法、液膜法、微波法及微生物法。
目前现役燃煤机组主要采用低氮燃烧技术或SCR烟气脱硝技术。其中：截止2013年SCR、SNCR及SCR+SNCR法在参加2013年度产业登记的脱硝公司累计投运火电厂烟气脱硝机组容所占比例分别为96.4%、3.4%、0.2%。（注：数据来源于中电联发布2013年度火电厂烟气脱硫、脱硝、除尘产业信息）
2.3烟尘控制技术
我国燃煤电厂烟气除尘技术经历由初级到高级的发展过程（见图3）。由初期旋风除尘器、多管除尘器、水膜除尘器等到20世纪80年代起广泛使用静电除尘器，近年来随着袋式除尘器滤袋材料性能及排放标准严格，布袋除尘器及电袋复合式除尘器应用呈现上升趋势，但截止目前，布袋除尘器在百万燃煤机组上仍无应用业绩。
燃煤电厂普遍采用的高效除尘装置有：静电除尘器、布袋除尘器以及电袋复合式除尘器，目前仍以静电除尘器为主，其占除尘方式的比例如图4所示。
综述，当前锅炉环保技术存在的主要问题有：
脱硫方面：
一是由于实际燃煤含硫量增大以及脱硫装置设计裕量偏小，
二是现有脱硫装置运行性能下降，脱硫效率不能满足国家标准要求，
三是，目前普遍采用的FGD湿法脱硫由于除雾器效率不高，在取消GGH后，加剧了“石膏雨”的形成；脱硝方面：
一是锅炉产生的NOX排放浓度偏高，导致尾部SCR脱硝投资与运行成本增大，
二是部分锅炉在实施脱硝改造后，导致锅炉排烟中的飞灰可燃物与CO含量增加，导致锅炉热效率下降；烟尘方面：
一是现有除尘器受实际燃煤和场地限制，大多难以达标排放，
二是电袋除尘器等运维费用高、废旧滤袋难以处理
总之，目前各污染物排放技术没有实现整体优化，未形成一体化、协同控制。
原标题：国内外燃煤电厂排放标准的对比及控制技术总结
