王志轩：消除烟囱“白烟”是舍本求末得不偿失

需要强调是，中国火电厂大气污染物控制的排放标准要求、控制的技术措施等，是充分吸收了全世界大气污染控制经验而形成的，其关键技术、核心设备也是先从发达国家引进逐步形成自有知识产权技术的，工艺路线具有高度的同源性和可比性。如选择石灰石湿法脱硫技术、取消GGH等也是在汲取了美国等发达国家的经验，结合中国的教训和经验，经过充分论证来推进的。根本不是一些人主观臆测电力行业为了少花钱而取消的。

全面开展火电厂湿烟羽控制是盲目措施

2017年以来，全国多地相继出台一些地方标准和行政文件，规定对主要工业源排放湿烟羽颜色、温度和措施进行控制。如，不同地方环保部门规定“燃煤发电锅炉应采取烟温控制及其他有效措施消除石膏雨、有色烟羽等现象”，再如 “燃煤锅炉应采取相应技术降低烟气排放温度，通过收集烟气中液滴和饱和水蒸气中水分的方式，减少溶解性盐类和可凝结颗粒物的排放”，还有“位于环境空气敏感区的燃煤电厂应采取烟温控制或其他有效措施消除石膏雨、有色烟羽等现象”等 。系统分析这些要求，结合一些发表的言论，对消除烟羽问题提出几点上人看法。

一是对湿烟羽形成和影响认识不清，判据缺乏严谨性。火电厂的产生湿烟羽是由于普遍采用的湿法脱硫工艺（脱硫出口烟气一般为处于饱和或接近饱和状态，烟气温度一般在45～52℃）后，烟气经烟囱排放到大气中，与温度相对较低的环境空气接触而冷凝及凝结，所形成的大量雾状水汽对光线产生折射、散射，因天空背景色和天空光照、观察角度等原因发生颜色的细微变化，通常呈现出白色、灰（白）色或蓝色等。其中，“白色烟羽”较为常见，饱和湿烟气直接经烟囱进入大气环境，遇冷凝结成微小液滴而产生，对于治理设施质量合格的超低排放机组来说，其成分以水雾为主，污染物浓度很低，对环境质量无直接影响，属视觉污染。“灰（白）色烟羽”是在较暗光线下，光线经大量雾状水汽或反射或折射，视觉上感觉“发暗、发黑”，当然也不排除是由于除尘效果不好所致。“蓝色烟羽”可能是烟气中主要含有以三氧化硫/硫酸气溶胶为代表的可凝结颗粒物在浓度较高时形成，此种情况很少，根据发电企业测试数据，燃煤硫分约1.5%的超低排放电厂，烟气中三氧化硫浓度已经降至5 mg/m3左右，其它溶解盐含量一般在1 mg/m3左右；而其它燃用更低硫分煤炭的电厂，三氧化硫排放已到1 mg/m3以下。同时，湿烟羽也会发生在燃用含水量较高的褐煤电厂；更会体出现在机械式湿式除尘器如在上世纪八九十年代火电厂普遍采用的文丘里湿式除尘器上。

不同地方环保机构对数点湿烟羽的看法和治理要求并不统一，有的将“白色烟羽”“灰色烟羽”“蓝色烟羽”统称为“有色烟羽”，有的则认为治理湿烟羽只是针对“消白”。由于认识上不一致，所以提出“观测法”和“排烟温度法”不同的判定依据缺乏严谨性。如，“观测法”要求观察者在观测条件下未见明显有色烟羽即可视为有色烟羽消除，但在执法中存在一定干扰因素，如，光线、观察角度、观察者主观判断等；而“排烟温度法”针对不同控制措施、季节等提出排烟温度限值，通过烟气在线监测系统（CEMS）可监管排烟温度，但“颜色”“控温”与“环境质量”不存在对应关系，因此也无法有效反映湿烟羽控制效果。图2中的3张图是我在内蒙古一个电厂所摄，电厂环保设施稳定运行，全部满足环保要求，但烟流在不同光线、不同时间、不同角度下呈现不同颜色。实际上生活常识告诉我们，即便是云有时是“白云”有些则是“乌云”有时更是“彩霞”。

二是治理措施及效果与环境质量脱节。现行火电企业实施的湿烟羽治理措施，本质上是通过调整烟气温度、湿度改变烟气排入环境后水汽凝结状态，主要目的还是消除“白色烟羽”视觉影响。其中，烟气加热消白的方式并不能削减烟气中已有污染物排放，相反烟气加热需要消耗能量，增加能源消耗，这意味着总体上增加了污染物排放；烟气冷凝消白的方式（包括烟气冷凝再热方式）通过回收烟气中凝结水对减少烟气中污染物排放有一定效果，但在普遍实现烟气超低排放情况下这种效果有限，对改善环境空气质量收效甚微。有的地方执法部门甚至规定只要电厂加装了消白装置并连续运行则可以免予监督，不管是否有消白效果，显然是为做工程而行政执法。可以看出，火电厂湿烟羽治理本质上与改善环境质量无关，从政策目标、监管要求和治理措施上看，仅能起到消除视觉影响的作用。

三是湿烟羽治理措施对原有设备或系统造成影响，增加系统运维潜在风险。据已完成技改的电厂反映，湿烟羽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。

四是湿烟羽治理措施投入大、运行成本高，技术经济性和环境效益差。以目前普遍采用的烟气冷凝法为例，实施两台30万千瓦火电机组改造，需要投资4000万元左右，增加运行成本超过1000万元，同时增加煤耗约1～1.5克/千瓦时。根据电力企业测算，影响湿烟羽改造工程成本经济性最大因素为机组利用小时数，其次为工程静态投资，电价和水价也有一定的影响。根据中电联统计，以2018年为估算年份，天津、上海、河北等已实施湿烟羽治理政策的地区中，涉及燃煤机组约4.5亿千瓦，按照典型湿烟羽技术改造工艺，估算改造投资费用约320~680亿元，年增加运维费用约120亿元。同时，增加标准煤消耗约230~600万吨，相当于向大气多排放烟尘、二氧化硫、氮氧化物累计约3200～8400吨，还增加二氧化碳排放量约600~1500万吨。随着可再生能源发电比例的不断提升，火电厂灵活性改造将持续推进，煤电利用小时数将难以提高，“消白”的成本将会进一步增大。从全社会来看，这些大量的投资最终必然要传导到全社会层面成为全社会成本。在燃煤电厂普遍实现超低排放基础上再进行消除湿烟羽，总体上是盲目的、得不偿失。

编辑： 赵凡