点击上方蓝字关注中国电力报发电报道

全文字数：4361

阅读时间：14分钟

电厂烟气“消白”治霾是劳民伤财

中国燃煤电厂可凝结颗粒物排放世界领先

2013年1月有4次雾霾笼罩在中国大部分地区，京津冀、长三角、珠三角等地区都被雾霾笼罩，随着“大气十条”、“打赢蓝天保卫战”等政策的实施，大气环境逐年好转。但2020年的1月下旬在疫情期间，雾霾再次袭击京津冀地区，引起人们广泛思考。每次雾霾来袭，很多人都会想到电力行业对雾霾的贡献，因为电力行业消耗了全国46.5%的煤炭。

电力行业常规污染物大幅下降

截至2018年年底，全国发电装机容量190012万千瓦，其中火电装机容量114408万千瓦，火电发电量49249亿千瓦时，比未实施超低排放的2013年增长16%，但2018年全国火电烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量比2013年分别下降了86%、87%、88%，为常规大气污染物的总量减排做出了重要贡献，得到广泛认可。

根据华东地区3个火电大省99台各种容量等级的超低排放煤电机组烟气排放连续监测数据的统计，烟尘介于1~5毫克每立方米，平均2毫克每立方米，二氧化硫介于8~24毫克每立方米，平均16毫克每立方米，氮氧化物介于22~44毫克每立方米，平均33毫克每立方米，单位发电量的污染物当量数小于燃气电厂。

我国煤电发电量约占火电发电量的91%，美国煤电发电量约占火电发电量的50%（其余为燃气发电），在这种情况下，2015年以后我国单位火电发电量的烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放量，即排放绩效全面低于美国，进一步说明我国燃煤电厂的低排放。

据生态环境部公布，截至2019年底，全国实现超低排放的煤电机组约8.9亿千瓦。中国火电厂大气污染物控制技术与管理水平已处于世界先进行列，大幅削减了常规大气污染物排放，对改善大气环境质量发挥了重要作用。

可凝结颗粒物排放世界领先

燃煤电厂排放的一次颗粒物实质上包括可过滤颗粒物 (FPM) 与可凝结颗粒物 (CPM) , 目前我国燃煤电厂排放标准中的烟尘实际为FPM。美国环境署（EPA）对CPM的定义为:该物质在烟道温度状况下在采样位置为气态, 离开烟道后在环境状况下降温数秒内凝结成为液态或固态, 该类物质通常以冷凝核的形式存在, 空气动力学直径小于1μm, 属于微细颗粒物。到目前为止，世界上尚无任何国家出台燃煤电厂的可凝结颗粒物排放标准。

为了弄清超低排放后燃煤电厂烟气中可凝结颗粒物的排放，清华大学、国电科学技术研究院有限公司等单位对京津冀地区的14座燃煤电厂烟气中的CPM按照美国EPA规定的标准方法（Method 202）进行了检测，结果表明14座燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫入口的CPM平均值为13.38毫克每立方米，脱硫出口为6.68毫克每立方米，对外排放的平均值为5.62毫克每立方米。没有发现石灰石-石膏湿法脱硫大量产生CPM的现象，相反湿法脱硫对CPM有一定的脱除效果，平均脱除效率为50%。

通过整理上海市环境监测中心和中国环境科学研究院等单位对上海、陕西、山西、新疆、浙江等13台超低排放燃煤机组CPM的监测结果，平均值为10.20毫克每立方米，最大值为19.86毫克每立方米。清华大学环境学院邓建国等人对国内5座超低排放电厂可凝结颗粒物的测试，结果表明均小于2毫克每立方米。

美国EPA公布的188台锅炉烟气中CPM的排放数据平均值为18.61毫克每立方米，最大值为197.43毫克每立方米，在CPM的成分中无机组分占82.46%，有机组分占17.54%。可见，不论是京津冀地区还是全国，中国燃煤电厂可凝结颗粒物的排放水平均是世界领先的，京津冀地区14座电厂烟气中CPM平均值仅是美国相应平均值的30.2%。

燃煤电厂的烟气治理技术国际公认

中国是发展中大国，燃煤电厂的烟气治理技术经历了引进、消化、吸收、创新、跨越式发展的过程，吸收了全世界烟气治理的经验，自主研发出世界领先的治理技术与工艺路线，如在国外石灰石-石膏湿法脱硫技术的基础上，研发出高效的pH值分区脱硫技术 （包括单塔双pH值、双塔双pH值、单塔双区等）和复合塔技术（包括旋汇耦合、沸腾泡沫、旋流鼓泡、双托盘、湍流管栅等），不仅将脱硫效率从原来的95%提高到99.7%以上，更为重要的是在抑制可凝结颗粒物生成的同时，高效脱除可凝结颗粒物。国电环境保护研究院对山西某电厂的旋汇耦合湿法脱硫系统的测试表明，旋汇耦合的石灰石-石膏湿法脱硫对可凝结颗粒物中的主要成分三氧化硫的脱除效率高达87%。

大量的测试结果表明，用于超低排放的干式电除尘、湿法脱硫、湿式电除尘等对CPM都有一定的脱除效果，与早期的烟气治理技术相比，CPM的综合脱除效果可提高90%以上。近年来，我国燃煤电厂的超低排放技术及产品不仅在国内得到广泛使用，而且出口美国、德国、日本、土耳其、印度等40多个国家，推动了清洁煤电技术的全球应用。不仅“一带一路”沿线国家的新建燃煤电厂采用中国的烟气治理技术，而且欧美等发达国家燃煤电厂的改造也采用中国的烟气治理技术，且普遍采用湿烟气排放。

湿烟气排放是污染物低排放的通行做法

世界各国燃煤电厂普遍采用湿法脱硫，湿法脱硫后均是湿烟气，是否需对湿烟气进行加热排放，主要取决于污染物排放及景观要求。众所周知，干烟气抬升高度大，有利于大气污染物在更大范围内扩散，因此在没有进行烟气脱硝时，由于烟气中氮氧化物排放浓度高、排放总量大，湿烟气排放会造成氮氧化物地面浓度超标，必须对湿烟气进行加热后排放，这就是为什么早期的湿法脱硫都增加了烟气加热装置，为减少能源消耗，用原烟气加热脱硫后的净烟气，俗称GGH（Gas Gas Heater）。

安装烟气脱硝装置后，烟气中氮氧化物排放大幅下降，不需要借助烟气抬升来对氮氧化物进行稀释扩散，因此不需要对烟气进行加热，在烟气安装烟气脱硝装置的同时取消湿法脱硫系统中的GGH，这是世界各国的通行做法。如美国的燃煤电厂在安装烟气脱硝装置后，一般都取消湿法脱硫系统的GGH。德国在安装脱硝装置后，一般将处理后的烟气通过冷却塔排放，我国的河北三河电厂、江苏徐州电厂等数十座电厂也采用了该种方法，即超低排放后的烟气通过冷却塔排放。实践证明取消GGH后，湿烟气通过烟囱或冷却塔排放都没有引起局地污染物地面浓度超标，相反由于取消了GGH，脱硫系统故障率与能耗明显下降，在节能的同时，减少了污染物的排放。

只有所有污染物都低的烟气才能采取湿烟气排放，否则必然会引起某种或某些污染物局地浓度超标，项目环境影响评价不可能获得批复。

湿烟气“消白”减少污染物是得不偿失

尽管中国燃煤电厂烟气中CPM处于世界领先水平，京津冀地区燃煤电厂烟气中CPM的排放平均值为5.62毫克每立方米，仅是美国相应平均值的30.2%，但依然有人将其与超低排放限值中的烟尘排放限值10毫克每立方米相比较，以说明深度治理CPM的必要性，如果这么容易确定是否需要进行深度治理也太简单、太容易了。治理必须明确治理对象、排放标准、可行技术及实施环境效果，事实上现在有些地方政府除了要求燃煤电厂消除白色烟羽的视觉污染外，对治理的污染物、排放标准、环境效果等是一无所知。

依法决策应是各级政府必须遵守的准绳，《中华人民共和国大气污染防治法》第九条明确规定：“国务院生态环境主管部门或者省、自治区、直辖市人民政府制定大气污染物排放标准，应当以大气环境质量标准和国家经济、技术条件为依据”。因此，是否进行烟气“消白”，应至少弄清烟气“消白”污染物的减排效果、对环境的改善效果、经济投入与运行费用、技术可行性及运行可靠性与稳定性等相关问题。

即使全国燃煤电厂烟气中CPM的平均排放水平按10毫克每立方米考虑，全国燃煤电厂每年排放的CPM总量大约只有12万吨，占全国PM2.5的总量不及1%，因此即使燃煤电厂的CPM实现零排放，区域性雾霾也不会有所改善。针对具体的电厂而言，无论通过什么样的大气模式，10毫克每立方米的CPM排放对地面PM2.5的影响都是微不足道的。可见，对于排放白色烟羽的超低排放电厂进行烟气“消白”对大气环境改善毫无意义。

烟气“消白”可以采用直接加热或者烟气冷凝再加热的方式，直接加热不减少任何污染物的排放，相反由于烟气加热增加能源消耗，反而增加污染物排放。烟气冷凝再加热，冷凝过程中会有部分CPM溶入冷凝水中而脱除，但由于总的CPM排放浓度很低，即使较高的脱除效率，脱除的总量依然很小。烟气加热及烟气“消白”过程中的阻力增加一般会提高供电煤耗1-3克每千瓦时。即使在超低排放条件下，也会使相应排放的总PM2.5浓度提高0.6-1.8毫克每立方米。多个实施烟气“消白”的燃煤电厂测试结果表明，超低排放后燃煤电厂的烟气“消白”，边际成本很高，得不偿失。

烟气“消白”单位千瓦的投资一般在70元左右，全国燃煤电厂进行烟气“消白”约需700亿元，每年的运行费用大约在200亿元左右，另外每年还会增加标煤消耗400-1200万吨。

根据多个完成烟气“消白”的电厂调研，烟气“消白”治理工艺和设备稳定性差，且对生产设备和系统造成多方面影响。如采用浆液冷凝技术存在影响脱硫系统水平衡问题、换热器易冲刷磨损造成泄漏问题、泄漏后消除故障难度大工期长问题，影响脱硫系统设备正常运行进而影响脱硫效率问题等，采用管式烟气换热器时，存在管束磨损、积灰、腐蚀等问题。

可见，烟气直接加热“消白”增加大气污染物排放，烟气冷凝再加热“消白”，基本不减少大气污染物排放，但投资与运行费用均不低，治理的边际成本太高，从环境保护角度来看，真是劳民伤财。

需要强调的是，个别三氧化硫排放浓度较高，在晴天烟气呈现蓝色的电厂，烟气是应该深度治理的，如河北某电厂的“蓝色烟羽”治理，要求治理后三氧化硫排放浓度小于5毫克每立方米，其环境效果就较为明显。

点赞生态环境部

生态环境部在委托生态环境部环境工程评估中心等单位对多个电厂进行现场实测、综合评估的基础上，收集了国内所有权威单位对超低排放电厂非常规污染物的监测结果，通过多次论证，以监测结果和实际调研结果为依据，进行环境、经济、技术综合决策，勇于担当，在生态环境部牵头印发的《京津冀及周边地区2019-2020年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》（简称“行动方案”）中明确规定：对稳定达到超低排放要求的电厂，不得强制要求治理“白色烟羽”。值得点赞。

毫无疑问，这一“行动方案”严重影响了“白色烟羽”治理企业的经济效益，召来一些人的非议，不足为怪。期待地方各级政府能够按照“行动方案”的要求，推行大气污染综合治理，而不能病急乱投医，受骗上当，让燃煤电厂无故买单。更希望有能力的地方政府，委托国内外权威单位深入系统地研究，按照《大气污染防治法》的要求，以大气环境质量标准和国家经济、技术条件为依据，进行科学地综合决策。

综上所述，中国燃煤电厂污染物排放全面领先，烟气超低排放技术、CPM抑制与脱除技术国际公认，建成了世界上最大的清洁煤电供应体系，为雾霾治理做出了重要贡献。湿烟气排放是污染物低排放的通行做法，湿烟气“消白”减少污染物排放得不偿失、劳民伤财，生态环境部明确“对稳定达到超低排放要求的电厂，不得强制要求治理‘白色烟羽’”是有担当的科学决策。燃煤电厂应继续努力，保障烟气治理系统高效、安全、稳定运行，为大气环境改善持续作出应有的贡献。

作者简介

朱法华

国电环境保护研究院院长，国家环境保护大气物理模拟与污染控制重点实验室主任，研究员级高工，博士生导师，国务院政府特殊津贴专家，从事电力环保工作30年。

公众号ID：zhongguodianlibao

《中国电力报》发电报道

关注发电领域

主编：冯义军

执行主编：赵坤

责任编辑：邓卓昆

联系电话：010-63414115

联系微信：18511161188

投稿信箱：1873545519@qq.com

所投稿件将择优在相关平台上发表