在中国，环保产业协会近日在广州举办了燃煤烟气低排放技术研讨会，吸引了国内多个燃煤电厂的代表参观。其中，他们参观了广州石化动力事业部CFB锅炉的运行情况。这座CFB锅炉主要使用炼油过程中产生的石油焦作为燃料，其含硫量高达6.7%。监测报告显示，这座锅炉的氮氧化物、二氧化硫和粉尘浓度分别为28.5mg/m3、2.85mg/m3和4.62mg/m3，完全符合广州市“50355”要求。
国家发改委、环境保护部和国家能源局联合发布《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，要求让燃煤机组达到燃气机组排放限值。但是，一些地方仍然未能满足这些标准，并提出了更为严格的要求。在这种压力的背景下，燃煤电厂必须进行环保改造。
"50355"是一项由广州市政府在今年2月推出的工作方案，它提出将氮氧化物浓度限制小于50mg/Nm3、二氧化硫浓度小于35 mg/Nm3、烟尘浓度小于5 mg/Nm3。这一要求比《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》中的“503510”更加严格，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。此外，这一行动计划还支持同步开展大气污染物联合协同脱除，以减少三氧化硫等污染物的排放。
随着大气污染治理的加强，不仅广州，还有山西省也推行了类似的政策。山西省规定，从2020年起，全省单机30万千瓦及以上常规燃煤发电机组大气主要污染物排放应达到超低排放标准Ⅰ或Ⅱ，其中超低排放标准Ⅰ为常规燃煤发电机组达到天然气轮机轮廖每小时平均NOx 50 mg/ N, SO₂ 35 mg/ N, TSP 5 mg/ N; 超低排放标准Ⅱ为低热值 煤发电机组基本达到天然气轮廖每小时平均NOx 50 mg/ N, SO₂ 35 mg/ N, TSP 10 mg/.
不断加剧的是对火电企业环保改造所带来的挑战。一位不愿透露姓名的火电企业环保负责人表示：“刚刚完成‘十一五’脱硫收尾工作，就又开始新一轮达标改造。我们预留空间可以满足200 mg/ N 的要求，但没想到限值一下就加严到了100 Mg /Nm³以下。”
除了资金和技术选择之外，更大的难题是有限的地面空间。“标准越来越严格，环保设施越来越多，而前面的就是锅炉汽轮机后面却是长队的人们。”这位负责人说。他还指出，“萝卜快不洗泥”，即使工程质量参差不齐，也要赶紧完工以迎合竞争压力。
早期的大规模脱硫项目虽然削减了二氧化硫，但并没有充分考虑到三氧化硫转换的问题。大部分湿法脱酸装置设计指标为小于200毫克每立方米，如果要满足50毫克每立方米的话，那么几乎所有湿法脱酸塔都需要重新建设或者采用双塔结构，不仅工程量巨大，而且技术难度也很高。而且很多老旧设备因为维护不足而效率下降，让目前的情况变得复杂起来。
马果骏研究员提醒说，“如果我们只关注二 氧 化 硫，我们可能忽略了一些问题，比如三 氧 化 硫转换成PM2.5颗粒的问题。”他解释说，大部分火力发电厂使用的是湿法脱酸工艺，这种工艺能够有效地控制二 氧 化 硫，但是对于三 氧 化 硫却效率较差，只有20%左右。如果再加入SCR脱酸催化学品，可以提高二 氧 化 硫转换成三 氧 化 硫的可能性，因此增加SCR系统后的真空催化学品作用使得二 氧 化 硫向三 氧 化 硸进一步转变，使得总体上PM2.5颗粒增加。
为了解决这个问题，一些项目正在探索其他解决方案，如循环流式半干法系统，该系统能够稳定、高效地处理废水，同时保持良好的经济性。不过，在实施之前，还需要更多科学研究以及实践验证，以确保其可行性和效果。此外，由于成本因素，以及废水处理的问题，有一些地方已经对此表示出担忧。因此，对未来如何实现超洁净 排 放仍存在许多挑战和疑问。
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