煤化工機(jī)組超低排放與超超低排放控制研究

煤化工機(jī)組超低排放與超超低排放控制研究

最近，“零排放”、“超標(biāo)”、“超標(biāo)”和“比氣盤清潔”的低碳排放在中國的發(fā)電行業(yè)中很常見。不僅受到公眾的喜愛，而且受到廣泛的質(zhì)疑。本文試圖從燃煤電廠超低排放的發(fā)展歷程、定義、實施條件、技術(shù)經(jīng)濟(jì)、減排潛力與環(huán)境效益等方面進(jìn)行研究,為客觀看待燃煤電廠的超低排放與環(huán)境改善提供必要的依據(jù)。發(fā)展黑煤排放的過程和定義燃煤電廠濕式電除塵器應(yīng)用背景在2011年《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)發(fā)布前后,該標(biāo)準(zhǔn)受到廣泛質(zhì)疑,認(rèn)為其限值過于嚴(yán)格,沒有可行的技術(shù)經(jīng)濟(jì)支撐該標(biāo)準(zhǔn)的執(zhí)行。因此,2011年前,沒有超低排放的概念。2011年5月27日,環(huán)境保護(hù)部環(huán)境工程評估中心在北京市主持召開燃煤火電項目大氣污染控制措施研討會,提出適應(yīng)特別排放限值的工程措施與管理措施,明確石灰石—石膏濕法脫硫系統(tǒng)通過增加噴淋層數(shù)量、提高液氣比、增大漿液池容積等手段,脫硫效率可以提高到97%以上,實現(xiàn)低硫煤情況下滿足SO2排放小于50毫克/米3的標(biāo)準(zhǔn)。此后,環(huán)保部按特別排放限值要求批復(fù)了一些燃煤電廠。2011年7月18日,環(huán)境保護(hù)部批準(zhǔn)了“史上最嚴(yán)”《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011),并于同年7月29日正式發(fā)布?！痘痣姀S大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)中首次增設(shè)了燃?xì)忮仩t大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn),以前的標(biāo)準(zhǔn)中均沒有燃?xì)怆姀S的排放標(biāo)準(zhǔn)。由于上海市地方政府規(guī)定禁止建設(shè)燃煤電廠,現(xiàn)役的燃?xì)怆姀S不僅成本高,而且氣源保障性差,因此GB13223—2011發(fā)布后,上海某電廠就提出燃煤電廠達(dá)到燃?xì)怆姀S(燃?xì)廨啓C(jī)組)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的要求,是否可以建設(shè)的問題,并在現(xiàn)有1000MW機(jī)組上進(jìn)行了低溫四電場電除塵器改造與余熱回收利用,除塵器出口煙塵濃度從30.5毫克/米3下降到22.8毫克/米3。2012年9月19日在上海召開的論證會上,提出二期擴(kuò)建工程采用低氮燃燒技術(shù)控制NOX產(chǎn)生小于200毫克/米3、五電場低溫電除塵器99.86%的除塵效率、石灰石—石膏濕法脫硫98%的脫硫效率、加裝濕式電除塵器60%的除塵效率,這樣可以保證在基準(zhǔn)含氧量6%的情況下大氣污染物排放滿足燃?xì)怆姀S的排放標(biāo)準(zhǔn),即煙塵小于5毫克/米3、SO2小于35毫克/米3、NOX小于50毫克/米3。此后,許多電廠就燃煤電廠滿足燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行咨詢與研討,并逐步進(jìn)行工程示范,如浙江的舟山電廠、江蘇的濱海電廠等。2013年初湖南益陽電廠300MW燃煤機(jī)組濕式電除塵器正式投運(yùn),測試結(jié)果表明煙塵去除率在70%以上,同時可以消除“石膏雨”現(xiàn)象。此后,濕式電除塵器在全國許多電廠得到應(yīng)用,目前投運(yùn)與在建的數(shù)量已超過世界上其他國家的總和,其中絕大多數(shù)不是為了實現(xiàn)煙塵排放小于5毫克/米3,而是為了實現(xiàn)煙塵排放滿足20毫克/米3的要求與消除“石膏雨”現(xiàn)象。2014年6月浙江嘉華電廠2臺1000MW燃煤機(jī)組、神華國華舟山電廠1臺350MW燃煤機(jī)組先后實現(xiàn)燃煤機(jī)組符合燃?xì)怆姀S排放標(biāo)準(zhǔn)的要求。此后,越來越多的燃煤電廠實施超低排放的環(huán)保改造,并建成投運(yùn)。燃煤機(jī)組的“低排放”時至今日對燃煤電廠的超低排放仍無公認(rèn)的定義,實際應(yīng)用中多種表述共存,如“近零排放”、“零排放”、“超低排放”、“超凈排放”、“超潔凈排放”、“比燃機(jī)排放更清潔”等。筆者認(rèn)為,除“超低排放”外,其他表述均不夠嚴(yán)謹(jǐn)。如“零排放”或“近零排放”,那就是基本不排放,如我們常說的廢水“零排放”,那就是沒有排放口,或者有排放口,但正常情況下不排放廢水。實現(xiàn)超低排放的電廠顯然都還有煙囪或其他排煙設(shè)施(如冷卻塔),且排放煙氣,如果有一天,燃煤機(jī)組實現(xiàn)了富氧燃燒,煙氣中污染物脫除后,只剩下CO2,CO2作為資源回收利用,不對環(huán)境排放,那就真正實現(xiàn)了煙氣“零排放”。再如,燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)機(jī)組,由于天然氣中基本不含塵、硫,即使無任何煙氣處理設(shè)施,其排放煙氣中煙塵基本為零,SO2濃度也很低;即使是NOX排放,目前燃?xì)廨啓C(jī)采用低氮燃燒,均可控制在50毫克/米3以下,如果再采用SCR脫硝(由于煙氣中不含塵等污染物,要比燃煤機(jī)組脫硝容易得多),排放濃度可控制在10毫克/米3,因此,燃煤機(jī)組比燃機(jī)排放還清潔,尚無可行的技術(shù)支撐。既然認(rèn)為“超低排放”的表述是嚴(yán)謹(jǐn)?shù)?那么就應(yīng)說清何為低排放。表1給出了世界主要燃煤國家煤電大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)中的最嚴(yán)標(biāo)準(zhǔn)限值。從表1中可以看出,美國的標(biāo)準(zhǔn)限值非常復(fù)雜,2011年5月3日以前建成投產(chǎn)的燃煤機(jī)組,其排放標(biāo)準(zhǔn)限值與電廠燃煤煤質(zhì)掛鉤,一般以單位耗煤量的熱值輸入量的污染物排放量給出標(biāo)準(zhǔn)限值,也有以單位發(fā)電量的污染物排放給出標(biāo)準(zhǔn)限值,電廠可自己選擇執(zhí)行具體標(biāo)準(zhǔn)限值。因此,美國的標(biāo)準(zhǔn)限值與其他國家以排放濃度表示的標(biāo)準(zhǔn)限值難以直接比較,需要對單位燃煤產(chǎn)生的煙氣量或單位發(fā)電量產(chǎn)生的煙氣量進(jìn)行假定后折算,不同假定結(jié)果會有差異。本研究中假定燃煤電廠燃燒的煤炭1千兆焦熱量產(chǎn)生350立方米標(biāo)態(tài)含氧量為6%的干煙氣量、每300萬kW機(jī)組滿負(fù)荷發(fā)電時小時標(biāo)態(tài)含氧量6%的干煙氣量為100萬立方米,折算得到表1中的結(jié)果。美國2011年5月3日及以后新建與擴(kuò)建投運(yùn)的煤電機(jī)組執(zhí)行的標(biāo)準(zhǔn)更為嚴(yán)格,折算后顆粒物(我國標(biāo)準(zhǔn)中為煙塵,煙塵是顆粒物中的一部分)、SO2、NOX排放標(biāo)準(zhǔn)限值分別為12.3毫克/米3、136.1毫克/米3、95.3毫克/米3,其煙塵排放限值是世界各國煤電機(jī)組現(xiàn)行有效排放標(biāo)準(zhǔn)中的最低限值,SO2高于我國重點(diǎn)地區(qū)的特別排放限值,NOX與我國重點(diǎn)地區(qū)的特別排放限值相當(dāng),都應(yīng)屬于煤電機(jī)組的“低排放”范圍。2014年9月12日國家發(fā)改委、環(huán)保部、能源局聯(lián)合以2093號文發(fā)布的排放限值要求,即煙塵10毫克/米3、SO235毫克/米3、NOX50毫克/米3與包括美國在內(nèi)的所有國家的煤電機(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)限值相比,三項指標(biāo)均是超低的,因此可以認(rèn)為該排放限值要求屬于“超低排放”。以燃機(jī)排放的標(biāo)準(zhǔn)限值(煙塵5毫克/米3、SO235毫克/米3、NOX50毫克/米3)要求燃煤電廠,應(yīng)屬于“超超低排放”。結(jié)合以上分析,本文給出煤電超低排放的定義:在燃用煤質(zhì)較為適宜的情況下、采用技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行的煙氣污染治理技術(shù),使得煙塵、SO2、NOX排放分別小于10毫克/米3、35毫克/米3、50毫克/米3的煤電機(jī)組,稱為超低排放煤電機(jī)組。使得煙塵、SO2、NOX排放分別小于5毫克/米3、35毫克/米3、50毫克/米3的煤電機(jī)組,稱為超超低排放煤電機(jī)組。在技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析中，低碳排放nox控制技術(shù)煙塵控制技術(shù)。國內(nèi)外部分實現(xiàn)煙塵超低排放或超超低排放的煤電機(jī)組控制技術(shù)見表2。從表2中可以看出,要想實現(xiàn)煙塵的超超低5毫克/米3的排放,濕式ESP是必不可少的配置,濕法脫硫(包括石灰石—石膏濕法脫硫、海水脫硫等)前可以采用電除塵器、袋式除塵器、電袋除塵器,如果單獨(dú)采用電除塵器,一般需配套采用電除塵器新技術(shù),包括低低溫電除塵技術(shù)、旋轉(zhuǎn)電極技術(shù)、新型高壓電源與控制技術(shù)等。此外,上述電廠的燃煤灰份均不超過25%,其中有部分電廠燃煤灰份甚至低于15%。SO2控制技術(shù)。相對于常規(guī)的石灰石—石膏濕法脫硫系統(tǒng),實現(xiàn)超低排放的脫硫新技術(shù)主要有雙循環(huán)技術(shù)(包括單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán))、托盤塔技術(shù)(包括單托盤、雙托盤)、增加噴淋層、性能增強(qiáng)環(huán)、添加脫硫增效劑等。NOX控制技術(shù)。NOX控制首先是采用先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù),在不影響鍋爐效率與安全的前提下盡可能低的控制鍋爐出口煙氣中NOX的濃度,然后采用選擇性催化還原SCR煙氣脫硝。與傳統(tǒng)的SCR脫硝相比,超低排放機(jī)組脫硝系統(tǒng)區(qū)別主要在于SCR催化劑的填裝層數(shù)或催化劑的體積,改造工程多將原有的2+1層催化劑直接更改為3層全部填裝,部分電廠采用3+1層SCR催化劑。改造后系統(tǒng)脫硝效率可以達(dá)到85%~90%。煤質(zhì)條件。需要強(qiáng)調(diào)的是,要想實現(xiàn)超低或超超低排放,燃煤煤質(zhì)是前提,最好是低硫、低灰、高揮發(fā)份、高熱值煙煤。如燃煤低位發(fā)熱量4000千卡/千克、灰份35%,除塵前煙氣中煙塵濃度約為53.8克/米3,即使總的除塵效率高達(dá)99.99%,煙塵排放濃度仍大于5毫克/米3的超超低排放要求。又如,燃煤含硫量為3%的煤,其產(chǎn)生煙氣中SO2的濃度在6900毫克/米3左右,脫硫系統(tǒng)的脫硫效率即使長期穩(wěn)定達(dá)到99%,其排放濃度仍高達(dá)69毫克/米3,不能滿足超低排放35毫克/米3的要求。事實上,我國西南地區(qū)有好多電廠脫硫塔進(jìn)口煙氣中SO2濃度高達(dá)上萬毫克/米3;再如,燃用無煙煤的W型火焰鍋爐,采用先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù),鍋爐產(chǎn)生的煙氣NOX濃度可長期穩(wěn)定控制在1000毫克/米3左右,即使SCR脫硝效率提高至90%,NOX排放濃度仍達(dá)到100毫克/米3,是超低排放要求的50毫克/米3的2倍。正因如此,美國燃煤電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)中,即使對2011年5月3日以后建成投產(chǎn)的煤矸石電廠,其煙塵、SO2、NOX的排放標(biāo)準(zhǔn)限值均比常規(guī)燃煤電廠的排放限值寬松50%以上。機(jī)組環(huán)保改造的投資估算對于新建燃煤機(jī)組,在煤質(zhì)適宜的情況下,同步實施超低排放,與執(zhí)行特別排放限值相比,即煙塵排放濃度從20毫克/米3下降至10毫克/米3(不增加濕式ESP)、SO2從50毫克/米3下降至35毫克/米3、NOX從100毫克/米3下降至50毫克/米3,污染物排放量下降30%~50%,平均下降45%,但環(huán)保一次性投資與運(yùn)行費(fèi)用增加基本都在30%左右。如果煙塵執(zhí)行超超低排放5毫克/米3的要求,則必須在濕法脫硫后加裝濕式ESP,其環(huán)保一次性投資與運(yùn)行費(fèi)用又得在超低排放的基礎(chǔ)上再增加10%左右,且消耗氫氧化鈉,產(chǎn)生廢水,可能有些得不償失。也正如此,濕式電除塵器作為燃煤電廠的煙氣凈化深度處理裝置,在國外使用并不普遍。對于現(xiàn)役煤電機(jī)組的環(huán)保改造,不同電廠環(huán)保設(shè)施基礎(chǔ)不同,因此環(huán)保改造的內(nèi)容也有所不同。表3給出了江蘇3個電廠3臺煤電機(jī)組的改造方案與投資比較。從表3中可以看出,對于現(xiàn)役沒有安裝煙氣脫硝SCR裝置的煤電機(jī)組,裝機(jī)容量越大,其單位千瓦環(huán)保改造的投資越低,改造效益越顯著。對于600MW級及以上的現(xiàn)役煤電機(jī)組,實現(xiàn)超超低排放,其環(huán)保改造單位千瓦的投資額在345~439元。另外,根據(jù)部分煤電機(jī)組的環(huán)保改造與運(yùn)行費(fèi)用測算,從特別排放限值到實現(xiàn)超超低排放,對于1000MW機(jī)組,需要增加的成本為0.96分/千瓦時;對于600MW機(jī)組,需要增加的成本為1.43分/千瓦時;對于300MW機(jī)組,需要增加的成本為1.87分/千瓦時。需要指出的是,煤電機(jī)組實現(xiàn)超低排放或超超低排放的成本中,運(yùn)行成本較高,如果沒有相應(yīng)的獎懲措施,燃煤電廠不太可能使煤電機(jī)組長期穩(wěn)定地實現(xiàn)超低排放,因為煙氣脫硝、除塵、脫硫系統(tǒng)都可以通過改變運(yùn)行方式來降低運(yùn)行費(fèi)用,僅滿足排放標(biāo)準(zhǔn)限值要求。如目前能夠?qū)崿F(xiàn)超低排放的某330MW煤電機(jī)組,采用的是單塔雙循環(huán)石灰石—石膏濕法脫硫,共設(shè)置5層噴淋層,一般僅運(yùn)行3層噴淋層,即可滿足特別排放限值50毫克/米3要求,有人參觀時,可隨時投入另外2層噴淋層,實現(xiàn)超低排放。這種情況下,超低排放設(shè)施的建成只是為滿足特別排放限值提供了更大的裕度。分析低碳排放對環(huán)境影響的影響清潔煤炭工段總量污染物排放情況對于全國而言,電廠用煤平均含硫量超過1%、灰份近30%。對于位于重點(diǎn)區(qū)域的燃煤電廠,煤質(zhì)則相對較好,假定至2020年全國重點(diǎn)區(qū)域內(nèi)約4億千瓦的煤電機(jī)組實現(xiàn)超低排放,燃煤平均含硫量1%、灰份25%、低位發(fā)熱量4800千卡/千克,機(jī)組平均年利用5000小時,發(fā)電標(biāo)煤耗降至300克/千瓦時,煙氣量為3.5立方米/千瓦時,NOX產(chǎn)生濃度300毫克/米3,實施不同的排放要求,其總量污染物減排效果見表4。從表4中可以看出,2020年全國重點(diǎn)區(qū)域內(nèi)4億千瓦的煤電機(jī)組全部執(zhí)行特別排放限值后,其煙塵、SO2、NOX的排放量分別低于14萬噸、35萬噸和70萬噸,僅占屆時全國相應(yīng)總量的2.08%、1.86%和3.8%。通過實施超低排放,其增加的減排量分別為7萬噸、10.5萬噸和35萬噸,僅占全國屆時相應(yīng)總量的1.04%、0.56%和1.9%。由此也可預(yù)見,如果“十二五”期間,全國所有燃煤電廠都能夠執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011),“十三五”期間全國污染物減排仍以電力行業(yè)為重點(diǎn)的話,減排效果會很不理想?；鹁嫖廴疚锱欧徘闆r燃煤電廠屬高架源排放,煙囪高度一般大于200米,同等污染物的排放量,其對地面常規(guī)污染物的貢獻(xiàn)濃度遠(yuǎn)低于面源和低架源,同一地區(qū)內(nèi),電廠排放的SO2對地面濃度的貢獻(xiàn)率約為其排放量所占比例的1/4~1/3。由于從特別排放限值到超低排放,污染物減排總量很少,因此,其對地面濃度的改善也很小?！笆晃濉逼陂g,我國各地SO2地面濃度的大幅下降主要是由于大氣氧化性增強(qiáng)導(dǎo)致SO2向硫酸鹽的轉(zhuǎn)化形成PM2.5造成的。根據(jù)2010年與2005年全國與電力行業(yè)煙粉塵、SO2、NOX的排放量及重點(diǎn)環(huán)保城市地面濃度的變化,SO2地面濃度的下降中34.4%是由SO2排放總量下降造成的,其余則是由于SO2被氧化為硫酸鹽形成PM2.5造成的下降?；痣娦袠I(yè)對PM2.5的貢獻(xiàn)中,SO2轉(zhuǎn)化形成PM2.5占火電行業(yè)貢獻(xiàn)的43%、NOX轉(zhuǎn)化形成PM2.5占貢獻(xiàn)的32%、SO3轉(zhuǎn)化形成PM2.5占貢獻(xiàn)的13%、煙塵排放形成的PM2.5占貢獻(xiàn)的12%?？梢?2010年電力行業(yè)氣態(tài)污染物排放貢獻(xiàn)的PM2.5占其貢獻(xiàn)總量的88%。應(yīng)用MM5+CALPUFF耦合大氣模型,結(jié)合2012年江蘇省火電廠大氣污染物排放情況、當(dāng)?shù)氐臍庀筚Y料、地形資料、環(huán)境空氣中NH3、O3等監(jiān)測結(jié)果模擬火電廠大氣污染物排放對環(huán)境空氣中PM2.5的貢獻(xiàn),結(jié)果表明2012年江蘇省火電廠排放的煙塵對13個地級市PM2.5最大日均濃度的貢獻(xiàn)為3.3~5.5微克/米3,平均4.43微克/米3;火電廠排放的所有污染物對PM2.5在各市的最大日均濃度貢獻(xiàn)為27.3~42.9微克/米3,平均35.28微克/米3;煙塵排放對PM2.5的貢獻(xiàn)占火電廠貢獻(xiàn)總量的比例介于10.2%~16.5%,平均12.6%,即江蘇省火電行業(yè)2012年氣態(tài)污染物排放貢獻(xiàn)的PM2.5占其貢獻(xiàn)總量的87.4%。實施超低排放后,江蘇省2012年火電廠大氣污染物排放對江蘇省各地級市環(huán)境空氣中PM2.5總的貢獻(xiàn)濃度均有較大幅度降低,平均從35.28微克/米3下降至9.43微克/米3,平均下降率73.29%。由以上分析可知,將燃煤電廠的煙塵排放從超低排放的10毫克/米3提高到超超低5毫克/米3,不論從總量減排,還是從PM2.5的地面濃度貢獻(xiàn)來分析,均無實質(zhì)性意義。相反,SO2、NOX的減排以及采用低低溫電除塵器、濕式電除塵器對SO3的減排,對PM2.5地面濃度的減排意義更大。因此,在超低排放技術(shù)路線選擇中,建議采用低低溫電除塵器進(jìn)行除塵的,能夠滿足10毫克/米3的排放要求且脫硫系統(tǒng)無“石膏雨”時,無需再加裝濕式電除塵器進(jìn)一步脫除煙塵與SO3。大力實施“煤改氣”重點(diǎn)控制區(qū)4億千瓦的煤電機(jī)組年燃標(biāo)煤6億噸,按平均發(fā)熱量4800千卡折算為原煤8.75億噸,從特別排放限值到實施超低排放,其煙塵、SO2、NOX的減排量分別僅為7萬噸、10.5萬噸和35萬噸。2012年全國工業(yè)鍋爐燃煤量僅4億多噸,但卻排放了410萬噸煙塵、570萬噸SO2和200萬噸的NOX,工業(yè)鍋爐污染物排放量大且貼近地面,對環(huán)境空氣質(zhì)量影響很大。因此,大幅度提高煤炭用于發(fā)電的比例,實施煤電超低排放與“以電代煤”,關(guān)停小鍋爐,是實現(xiàn)環(huán)境改善的根本途徑。目前,我國煤炭用于發(fā)電的比例遠(yuǎn)低于美國、德國、韓國等發(fā)達(dá)國家,是我國大氣環(huán)境污染嚴(yán)重的主要原因之一。河北省邯鄲市2014年通過百日攻堅拆除1650根煙囪、955臺鍋爐,年削減煤炭消耗量僅為165萬噸,但卻減少煙粉塵2.01萬噸、SO23.94萬噸、NOX1.61萬噸,與2013年同期相比,2014年1—6月,邯鄲市環(huán)境空氣中PM2.5濃度同比下降19.6%,PM10濃度同比下降21.4%。蘭州市、烏魯木齊市與5年前相比,環(huán)境空氣質(zhì)量大幅改善,同樣不是因為關(guān)停了燃煤電廠或減少燃煤電廠的運(yùn)行,而是大量關(guān)停燃煤工業(yè)鍋爐的結(jié)果,即大力實施“煤改氣”的結(jié)果。對于絕大多數(shù)沒有天然氣氣源的城市,大力實施現(xiàn)有純凝機(jī)組抽汽供熱或“以電代煤”,關(guān)停小鍋爐,其環(huán)境改善效果可能比“煤改氣”更好。江蘇宿遷電廠2臺135MW純凝煤電機(jī)組,于2009年開始進(jìn)行抽汽供熱與環(huán)保等重大改造,改造后每小時供熱量可達(dá)300噸,供熱距離最長達(dá)24公里,覆蓋宿遷市宿城市經(jīng)濟(jì)區(qū)、宿遷市經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)、洋河新城、洋北鎮(zhèn)區(qū)等300平方公里,替代大量燃煤小鍋爐的同時,電廠增加了煙氣脫硫等環(huán)保設(shè)施,并一舉實現(xiàn)扭虧為盈。燃煤機(jī)組超低排放的環(huán)保改造建議一是在煙氣含氧量為6%的標(biāo)態(tài)干煙氣狀態(tài)下,煤電機(jī)組煙塵排放小于10毫克/米3、SO2排放小于35毫克/米3、NOX排放小于50毫克/米3,全面低于目前世界各國最嚴(yán)的煤電機(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)限值,可以稱之為超低排放。對于煙塵排放小于5毫克/米3、SO2排放小于35毫克/米3、NOX排放小于50毫克/米3的煤電機(jī)組排放,可以稱之為超超低排放。二是超低排放與超超低排放的煤電機(jī)組在國內(nèi)的成功運(yùn)行,不僅表明我國煤電機(jī)組的污染物排放控制已經(jīng)達(dá)到國際先進(jìn)水平,而且為全國各地、各種煤質(zhì)條件下全面實施《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)提供了堅實的、技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行的技術(shù)支撐,同時,也為我國的能源安全提供了重要基礎(chǔ)。