要想实现燃煤电厂大气污染物超低排放，其烟气治理工程必须统筹考虑，且工程质量不能太差。同时，需加强运行管理，否则就难以保证超低排放长期稳定的效果。但也正因为采取了这些工程措施与管理措施，超低排放在节能节水方面效果显著。

根据66万千瓦机组的实际测试结果，与原来的静电除尘器相比，采用低低温静电除尘器，在同样除尘效率的前提下，可降低电除尘器的比集尘面积20%以上，减少电除尘器的设备投资；节约脱硫系统水耗40吨/小时，年节水超过20万吨；降低整个烟气系统约10%的引风机电耗。同时，烟气余热的利用，可降低电厂的供电煤耗1.85克/千瓦时。仅此一项，一台机组每年就可节约标煤6105吨，相当于减排二氧化碳2.2万吨。

用高频电源供电基本上是电除尘器实现超低排放的标准配置。国电环境保护研究院控股公司生产的高频电源在上海外高桥第三发电有限公司100万千瓦机组上的首次应用表明，实现了电除尘器节能69.5%，提效51.5%。近年来，累计投运的国电环境保护研究院的电除尘器高频电源就达5000套，降低烟尘排放30％～70％。同时，降低电除尘器能耗50％～80％甚至更高，累计节电5.7亿千瓦时，相当于减排二氧化碳67万吨。

国电科学技术研究院开发的凹凸环双相提效脱硫技术在实现综合脱硫效率提高5%～10%的同时，综合能耗降低5%～8%。双pH值循环控制脱硫技术（包括单塔双循环、双塔双循环、一塔双区技术等）、旋汇耦合脱硫除尘一体化技术等技术均可在较低液气比的前提下，大幅度提高脱硫系统的脱硫效率。如大同云冈电厂仅运行3台浆液循环泵（3层喷淋层）就可达到99%以上的脱硫效率，而不是靠增加喷淋层、增加液气比、增加能耗来提高脱硫效率。当然也不排除少数电厂由于不了解超低排放技术，采用措施不当的方法去实现超低排放。

据不完全统计，2014年全国实现超低排放的至少有14个电厂的19台机组，总容量834.5万千瓦，其中有3台百万千瓦燃煤机组。表1显示全国电力行业污染物排放及煤耗指标。

从表1中数据可以看出，2014年与2013年相比，由于实施超低排放等环保改造，电力行业大气污染物排放量大幅下降。与此同时，发电煤耗、供电煤耗、厂用电率也均下降，说明超低排放等环保改造没有造成耗能的明显增加。

表2给出的是上海外高桥第三发电有限公司超低排放改造前、改造后的能耗与排放情况。由表2可见，2015年实现超低排放后，大气污染物下降幅度很大，在全厂负荷率略有下降的情况下，发电煤耗与供电煤耗不但没有上升，反而有所下降。

上海外高桥第三发电有限公司燃用的主要是神华煤，煤质较好。但使用不同煤质的山西大同云冈电厂也同样证明了这样的节能效果。电厂于2014年对3号300MW煤粉炉燃煤机组实施了超低排放改造，工程于2014年10月投入运行。与改造前相比，由于采用了低低温电除尘器，除尘系统能耗从0.41%下降至0.25%，脱硫系统能耗从0.92%上升至1.02%。两者合计从1.33%下降至1.27%，烟气净化系统厂用电率有所下降。低低温省煤器的应用可使发电煤耗下降2g/kWh左右。

由此可见，不论是从单一电厂看，还是从整个电力行业看，在超低排放改造时，统筹考虑节能效果，可以实现节能与减排双赢。

超低排放全面实施的必要性

我国是发展中国家，2014年人均能源消费量为2.2吨油当量，远低于加拿大的9.4、美国的7.1、俄罗斯的4.8、德国的3.8、法国的3.7、日本的3.6，甚至低于南非的人均水平2.4吨油当量。2014年我国的人均用电量约是韩国的1/2，美国的1/3。可见，能源与电力的增长在我国仍然是刚性需求。

2014年我国探明的资源储量，石油仅是世界人均水平的1/17，天然气是世界人均水平的1/10。如果为了改善环境，全面实施煤改气，那么，天然气消费将达到世界人均水平且以自产气为主，我国天然气将在5年之内全面开采完毕。显然这是不现实的，将严重影响我国的能源安全。

根据测算，假定标准煤炭价格以600元/吨计，超低排放后的电价成本为0.466元/kWh；燃气价格以3.6元/m3（标况）计，9F燃气蒸汽联合循环发电成本为0.932元/kWh，燃气锅炉发电成本则为1.0836元/kWh。可见，在我国以天然气代替燃煤发电来改善环境，经济上不具可行性。

统筹考虑能源安全、环境形势和经济承受能力，在我国全面推行燃煤电厂的超低排放是现实、可行的选择。随着燃煤电厂超低排放的普遍实施，电力行业大气污染物排放量将进一步大幅下降，但我国的环境空气质量可能仍不会满足人民群众的需求，主要是因为有50%左右的煤炭在非电行业使用，远远高于其他用煤国家。霾源于煤而止于电，这是世界主要用煤国家的共识，必须大幅度提高煤炭用于发电的比例，在其他领域与行业实施“以电代煤”是改善环境的根本出路。