超低排放后 对火电厂“消白”是舍本求末
对这次雾霾成因，有些“锅”电力行业、电力环保人不应该背。
文/王志轩
在全国人民抗击新型冠状病毒感染肺炎的特殊时期，有关春节期间雾霾天气形成原因的分析文章在新媒体平台大量传播。仔细一看，一些具有显著误导性的文章（论点）只是换了个标题老调重谈。这些文章发布是否合乎时宜，读者自有评判，但如果不正本清源，必然会对社会产生不良影响。
从这些文章的内容不难看出有以下共性：一是以偏概全、移花接木，把复杂的雾霾形成原因简单化为火电厂或其他固定污染源采用湿法脱硫后排放的湿烟气（简称“白烟”或者“有色烟羽”）所为。二是怀疑甚至否认中国火电厂大气污染物控制成就，认为花费了巨大经济代价没有得到相应效果，指责政府治霾不力；三是对中国引进先进湿法脱硫技术后的优化措施污名化，如认为是“为了省事”取消了烟气换热设备（GGH）或给电力行业戴上行业保护的帽子贴上了只讲经济效益不重视环保实效的标签；四是推荐认为有很好效果的特定企业的脱硫或烟气“脱白”技术、设备。
孟哲在2月11日人民网环保频道上发布了“京津冀及周边地区再现重污染五位专家集中解答污染成因”的报道，对这次雾霾成因起到了一定的正本清源的作用。但是从发电行业来看，作为一个长期从事电力环保专业者，笔者以为还有一些问题必须进一步澄清，有些“锅”电力行业、电力环保人不应该背。
电力结构调整显著，大气污染物排放控制成效巨大
据中国电力企业联合会快报，截至2019年底，全国发电装机容量20.1亿千瓦。其中，水电3.6亿千瓦，火电11.9亿千瓦（其中煤电10.4亿千瓦），核电4874万千瓦，并网风电2.1亿千瓦，并网太阳能发电2.0亿千瓦。2019年，全国全口径发电量73253亿千瓦时。其中，水电13019亿千瓦时，火电50450亿千瓦时（其中煤电45607亿千瓦时），核电3487亿千瓦时，并网风电4057亿千瓦时，并网太阳能发电2238亿千瓦时。
2019年，全国非化石能源发电量同比增长10.4%，占全口径发电量比重为32.6%。同时，火电装机容量占全国发电总装机容量的59.2%，发电量占全口径发电量的68.9%（其中，煤电装机占比52%，发电量占比62.3%；燃气发电装机占比4.5%，发电量占比3.2%）。中国30万千瓦及以上火电机组装机容量占全国火电装机容量的比重由1978年的3.8%提升至2018年的80.1%，并且火电单机100万千瓦及以上容量等级机组从无到占比达10%。
2019年，全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗306.9克/千瓦时，比1978年的471克/千瓦时下降了164.1克/千瓦时。2018年，单位发电量耗水量1.23千克/千瓦时，相比2000年的4.1千克/千瓦时，降幅约70%；与世界主要煤电国家相比，我国煤电效率与日本基本持平，总体上优于德国、美国。
此外，电力行业大气污染物排放控制也取得了巨大成效。煤电烟尘排放量由1978年约600万吨，降至2018年的21万吨左右，降幅超过96%；二氧化硫排放量由2006年峰值约1350万吨，降至2018年的99万吨左右，相比峰值下降约93%；氮氧化物排放量由2011年峰值1000万吨左右，降至2018年的96万吨左右，相比峰值下降约90%。
与1978年相比，2018年污染物排放强度即单位发电量煤电烟尘（颗粒物）、二氧化硫、氮氧化物排放量，分别由约26克/千瓦时、10克/千瓦时、3.6克/千瓦时，下降到0.04克/千瓦时、0.20克/千瓦时和0.19克/千瓦时，达到世界领先水平。由图1可以看出，随着火电发电量的增长，污染物排放量呈现先升后降的态势，并在近10多年来加快下降，这表明我国污染控制技术不断进步和力度不断强化。
图1 1978年至2018年火电发电量增长与大气污染物排放变化
电力行业污染控制水平达世界先进
衡量污染控制水平首先是排放标准的对比。中国对火电厂大气污染物排放控制的污染因子主要为烟尘（颗粒物）、二氧化硫、氮氧化物3项，与全世界对燃煤电厂的控制要求是相同的。法定控制要求主要通过大气污染物排放标准来约束。从1974年有国家排放标准以来，国家火电厂大气污染物排放标准又经历了四次制定和修订，现行的标准是2011年修订的。标准变化的过程就是不断严格污染物控制的过程，标准的修订频次在世界上是最高的，标准要求的限值及考核要求（以小时浓度均值考核）在世界上也是最严的。在实际执行过程中，国家有关部门通过制定超低排放文件，部分地方政府制定了更加严格的管控要求，对大部分电厂提出的要求比国家排放标准的要求更严。
火电厂排放的污染物对大气环境质量的影响主要有直接影响和间接影响。直接影响是指由生产工艺过程中产生的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物（一次污染物），经过环保设备排放到环境后，经大气扩散、稀释对受影响的地区在一定时间段内，增加了空气中污染物浓度的现象。间接影响是指排放的一次污染物或者在治理过程中产生的新污染物（二次污染物）在大气中发生大气化学反应又生成了新的污染物或者一次污染物、二次污染物通过物理凝聚形成新的污染现象。
显然，要做到有效控制污染必须从减少一次污染物和二次污染两方面着手。不论从大气污染控制理论还是实践来看，燃煤电厂核心和首要问题是减少一次污染物排放，同时在选择污染控制工艺时必须考虑减少二次污染物的产生。可以说，几十年来，我国火电厂大气污染物控制的历史和实践就是一部不断减少一次污染物排放和限制二次污染物产生和排放的历史。
近年来，火电厂大规模提高除尘、脱硫、脱硝装置的效率，使电力行业一次污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放总量和单位发电量排放量（排放强度）不断下降，极大地降低了一次污染物的直接影响并减少形成二次污染物的机会，这一点从我国酸雨改善的程度就可以得到证明。同时，通过污染治理工艺的选择和技术措施以及技术规范性的限制等，尽量减少新形成的二次污染物。
生态环境部公布称，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。
需要强调的是，中国火电厂大气污染物控制的排放标准要求、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然后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。例如，选择石灰石—石膏湿法脱硫技术、取消烟气换热器（GGH）等，也是在汲取了美国等发达国家的经验，再结合中国的教训和经验，为了提高脱硫系统的脱硫效率和可靠性，降低能耗，在满足环境质量要求的前提下，经过充分论证来推进的，并非电力行业为了“省事”或者少花钱而取消的。而且没有安装GGH也是美国燃煤电厂脱硫的普遍做法。
全面开展火电厂湿烟羽控制是舍本求末
2017年以来，全国多地相继出台了一些地方标准和行政文件，对主要工业源排放湿烟羽颜色、温度和措施进行控制。例如，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”，又如“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”，再如“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看法。
一是对湿烟羽形成和影响认识不清，缺乏严谨性。
火电厂产生湿烟羽，是因为普遍采用湿法脱硫工艺（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，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，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、除雾器效果不好所致。当烟气中含有以三氧化硫/硫酸气溶胶为代表的可凝结颗粒物浓度较高时也可能产生“蓝色烟羽”，但这种情况较少。同时，湿烟羽也会发生在燃用含水量较高的褐煤电厂，还会出现在机械式湿式除尘器上，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。
不同地方环保机构对湿烟羽的看法和治理要求不同，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”。因为认识上的不一致，所以目前提出的关于“观测法”和“排烟温度法”判定依据也缺乏严谨性。例如，“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）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张图是笔者在2019年7月5日内蒙古自治区某一电厂所摄，该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。图4是2018年9月13日在加拿大阿尔伯塔省的一座具有脱硝装置的燃机联合循环电厂所拍摄，浓浓的水雾笼罩周围。
图32019年7月5日内蒙古自治区某一电厂不同时间的烟流颜色及彩云（王志轩摄）
图42018年9月13日加拿大阿尔伯塔省的一座具有脱硝装置的燃机联合循环电厂（王志轩摄）
二是显著甚至是无限放大了电厂排放的可凝结颗粒物对环境质量的影响，缺乏科学性。
清华大学及国家环境保护大气复合污染与控制重点实验室蒋靖坤……郝吉明等人在《环境科学》2019年12月发表的《固定污染源可凝结颗粒物测量方法》一文中提出：“固定源排放的颗粒物不仅包括直接以液体或固体颗粒存在于烟气中的可过滤颗粒物( filterable particle matter，FPM) ，还包括烟气温度下为气态、从烟道中排入大气后短时间内凝结为固态或液态颗粒的可凝结颗粒（condensable particle matter，CPM)”。文章显示，用“冷凝法”“稀释间接法”“稀释直接法”同时测量了6个燃煤电厂（其中4个600MW、2个300MW，烟气温度50℃）。结果表明：6 个电厂CPM 冷凝法测量的平均结果为(6. 5 ± 3. 5) 毫克每立方米、稀释间接法测得的结果为( 2. 4 ± 1. 7) 毫克每立方米、稀释直接法测得的结果为( 2. 8 ± 0. 9) 毫克每立方米。文章的结论中提出：“稀释间接法能模拟污染源烟气排入大气中PM 的形成过程，测得的结果更接近真实排放”。从这些结果可以看法，超低排放后的燃煤电厂排放大气中的可凝结颗粒物小于5毫克每立方米。显然，可凝结颗粒物并不是我国一些地方标准和行政文件中所指的水雾、水滴、“石膏雨”，甚至也不能与“可溶性盐”划等号。且可凝结颗粒物必须是在规范测试方法下才有可比较的意义。
有资料表明，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。由于锅炉情况、机组运行维护水平、污染治理系统不同，直接比较测试结果是不科学的。但是，作为宏观分析还是可以得出中国燃煤电厂CPM排放水平均是世界领先的结论，这与中国燃煤电厂采用的污染控制技术比美国的水平显著要高的实际情况也是一致的。由于全世界对燃煤电厂颗粒物排放标准都是采用质量浓度（毫克每立方米）表示而不是用颗粒物的个数浓度表示，因此，当包含了CPM在内的中国燃煤电厂的颗粒物排放情况不会对达标排放或者是达到超低排放要求有显著性和改变排放性质的影响。且由于各国及世界卫生组织（WHO）的环境空气质量标准中PM2.5表示也是质量浓度，且PM2.5中已经包含了PM1.0，因此，中国燃煤电厂排放的可凝结颗粒物对环境质量中PM2.5浓度的影响甚微。
三是治理措施及效果与环境质量脱节，缺乏针对性。
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包括CPM的排放，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）是通过回收烟气中凝结水，对减少烟气中污染物包括CPM排放有一定效果，但在普遍实现烟气超低排放的情况下，对改善环境空气质量收效甚微。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。
四是湿烟羽治理措施增加原有设备运维潜在风险。
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。例如，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。
五是湿烟羽治理措施投入增加大，运行成本高。
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克/千瓦时～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。
根据中国电力企业联合会统计，以2018年为估算年份，在天津、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，总体上是得不偿失的。
六是在没有足够科学论证和执行严格的法律程序下，不应该大面积实施湿烟羽治理。
根据《环境保护法》，省、自治区、直辖市人民政府对国家污染物排放标准中已作规定的项目，可以制定严于国家污染物排放标准的地方污染物排放标准。但法律同时明确规定污染物排放标准要依据国家环境质量标准和经济技术条件来制定。在标准制定的程序要求和实质要求方面，国家都有明确、严格要求，要经过充分科学论证和充分听取有关方面的意见。因此，在没有足够科学论证和严格的法定程序下，不应该大面积实施湿烟羽治理。
2019年9月和11月，由生态环境部、发展改革委、工业和信息化部、公安部、财政部、住房城乡建设部、交通运输部、商务部、市场监管总局、能源局、北京市人民政府、天津市人民政府、河北省人民政府、山西省人民政府、山东省人民政府、河南省人民政府、陕西省人民政府，先后联合发布了先后联合发布了京津冀及周边地区、汾渭平原2019-2020年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案（简称攻坚方案）。攻坚方案明确，对稳定达到超低排放的电厂不得强制要求治理“白色烟羽”。笔者认为，一方面地方已经出台一些与攻坚方案相抵触的规定和要求应当纠正，另一方面非攻坚方案覆盖范围的地区也应当参照执行。还需要强调的是，即便不是超低排放电厂，即便不是“白色烟羽”，也不能简单认为治理“白色”或“有色”烟羽就是可行与合法的，应在充分科学论证的基础上依照法定程序提出要求。
科学认识湿烟羽，加强科普宣传
一是科学认识湿烟羽的基本问题。湿烟羽对环境影响的基本问题应当是可知、已知范围的事情，现在主要的问题是要防止那些把小问题甚至是没有的问题放大成大问题、把个别技术问题放大成社会问题、把不确定性问题放大到既成事实的问题的不当言论。
二是运行好现有环保设施，减少二次污染物的产生。值得注意的是，为达到氮氧化物超低排放要求，一些电厂在脱硝装置中增加催化剂用量，提高了三氧化硫转化率及排放；运行中增加还原剂氨喷入量，造成过量氨逃逸；机组和烟气治理系统运行协调不好，也会造成一部分氨盐、三氧化硫以气溶胶态排放到空气中形成蓝色或者黄色烟羽。
此外，个别电厂的脱硫塔中除雾器存在设计、制造、运行等问题，除雾效率达不到设计要求，经烟囱排入大气时白色烟羽加浓，甚至烟囱周围有“石膏雨”现象。但此类问题的产生属于污染治理系统设计、运行或管理不当造成的二次污染问题，应加强对这些电厂的监管，不断优化工艺系统。
但也要认识到，一些电厂由于技术、设备或者运行管理的原因所产生的二次污染问题，不宜笼统划归为正常情况下的湿烟羽问题，更不宜盲目对某一电厂解决具体问题的措施变成普遍性、强制性的政策或标准要求。从现有的技术和设备的基本情况来看，只要按技术要求控制好氨逃逸，运行好除雾器，白色或者有色烟羽不会成为形成雾霾的原因，更不会对环境造成不可接受的影响。
三是进行评估和执法检查。对已完成湿烟羽技改的典型电厂开展系统性评估，综合考虑环境、技术和经济等因素。执法检查不仅检查企业执行法律的情况，也应检查地方政府出台相关要求是否符合法定要求的情况。应进一步明确地方政府制定污染物排放标准的基本条件，防止出现不科学、损害企业合法权益的情况。
四是建议对先行试点湿烟羽治理的发电企业给予适当政策补偿。湿烟羽治理政策是对现有火电企业环保行政许可的变更，根据相关法律法规，应对按地方政府要求进行湿烟羽治理的发电企业给予经济补偿，坚持依法治理污染的同时依法维护企业的合法权益。
五是加强宣传，提高公众对火电厂污染物治理情况的知情度。火电行业在环保管理和污染物控制方面开展了大量工作，但成效并不为公众所了解，建议有条件的火电厂实行“开放日”，鼓励附近居民走进电厂、了解电厂，减少不必要的误解。行业组织及政府部门也应加强火电厂环保治理成效的科普宣传，提高公众对火电厂污染物治理的认知。
（作者单位：中国电力企业联合会）