燃煤电厂脱硫脱硝并加剧雾霾？看王志轩如何说！

来源：新能源网

时间：2017-01-19 12:32:51

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燃煤电厂脱硫脱硝并加剧雾霾？看王志轩如何说！由于我国能源生产长期以来以煤为主，电力也是以煤电为主，所以燃煤电厂的大气污染物控制历来是国家要求的重点。改革开放以来，我国燃煤发电发展

由于我国能源生产长期以来以煤为主，电力也是以煤电为主，所以燃煤电厂的大气污染物控制历来是国家要求的重点。改革开放以来，我国燃煤发电发展很快，与1980年相比，2015年火电发电量增长16．5倍，电煤消耗量增长14．7倍，燃煤中约有50％用于发电。

我国对燃煤电厂大气污染物的控制是分阶段进行的，这也与发达国家的控制过程类似。先是以高烟囱扩散来解决环境污染问题，逐步通过加装污染控制设备提高污染物去除效率，以降低烟气中颗粒物、二氧化硫、氮氧化物的排放。根据中国电力企业联合会分析数据，电力颗粒物（烟尘）排放量由1980年的约每年400万吨（峰值），降至2015年的40万吨左右，下降了90％；二氧化硫排放量由2006年的约1350万吨排放峰值降至2015年的200万吨左右，下降85％，比1980年的245万吨下降18％；氮氧化物排放量由2011年的约1000万吨峰值降至2015年的180万吨左右，下降82％。从3项污染物的排放之和看，2006年到2010年间的峰值期约2700万吨下降约80％，比1980年排放之和下降约50％。

由于污染物是霾形成的元凶，从上述数据来看，说电力是近年来雾霾形成和加重的原因是站不住脚的。而且由于热电联产机组大规模采用，污染控制技术大为提高，在替代了大量城市供热锅炉、提高煤炭利用效率的同时，大大减少了污染物排放，对治霾起到了重要作用。

烟气湿度增加不会增加污染物排放量

由于我国《火电厂大气污染物排放标准》为世界最严，而我国的电煤质量又相对较差，需要更高的污染控制技术水平来支撑。几十年来我国火电厂大气污染物控制主要是在引进国际先进除尘、脱硫、脱硝技术基础上进行消化、吸收、再创新发展起来的，当然也有完全自主知识产权的环保技术，总体来看处于世界先进水平。

一台具体机组污染物治理设施的效率，由排放限值和环境影响评价来决定，具体选择何种技术也要经过环境、技术、经济论证。但总体来说，在锅炉燃烧阶段采用低氮氧化物措施后再经烟气脱硝总体效率大致为80％～90％，除尘效率一般都在99．9％以上，脱硫效率一般都在95％以上。

污染物排放量大小是考量污染物排放治理的核心和环境影响的核心，当然，通过烟囱排放的烟气温度和湿度也是考虑对环境质量影响大小和范围的必然因素。我国对燃煤电厂环境影响评价实际上始于上世纪80年代中期，尤其是90年代后电厂环境影响评价执行率几乎达到百分之百。对每一个电厂的环境影响评价都会将之对大气环境质量的影响作为重中之重。预测落地浓度是否满足环境质量要求，必然要考虑烟气抬升以及扩散后对空气质量的影响，这是大气环评的基本内容，也是环保部门批复污染防治措施的基本依据。烟气温度是考量污染物扩散的核心参数，事实上，大气环评不仅对烟气温度有所考虑，对燃煤电厂烟囱高度等都提出了明确要求。对烟气湿度考虑比较少，主要是因为没有太大必要，在采取严格的污染治理措施后，污染物排放大幅度减少，采用扩散方式满足环境质量要求的做法已位于次要方面。加热不加热烟气只是影响到污染物扩散后对某固定点的浓度变化和浓度等值线范围的变化，通俗讲，烟气加热后烟气抬升高，离烟囱周围近如2～5千米的地方污染物浓度低些，但影响的范围大，烟气不加热时情况相反。但对于PM2．5这种大范围影响的环境问题来说，烟气加热与否产生的影响可以忽略。

脱硫后湿烟气不加热会加重雾霾的说法是错误的

首先要明确，脱硫塔内的脱硫化学反应是吸收──氧化还原反应，而不是“吸附和收集”，吸附和收集主要是物理方法的活性炭等干法脱硫工艺。

而且，经过湿法脱硫后的烟气要经过一个很重要的去除水滴和雾滴的设备──除雾器后再进入烟囱。通过除雾器后，烟气是饱和（对水而言）烟气或轻微的过饱和烟气，烟气中的水主要是气态水当然还有水雾。所谓的烟气加热，不论是采用GGH还是其他方式加热都是对脱硫后的饱和烟气进行加热。如果加热，饱和烟气进入烟囱后排出，其排放烟气中的水汽──“白烟”减少了，甚至在温度高时看不到烟气了，但烟气中含水量并没有减少，仍然是排到了空气中。

而没有加热过的烟气，由于通过烟囱时还要进一步降温，此时，一部分水汽和水雾则凝结成水流到烟囱底部回收，排出烟囱中的烟气──“白烟”仍然明显，但烟气带入空气中的总水量反而是减少了。因此，不论加热与否，污染物排放量没有增加，不加热时由于冷凝水中含有一部分颗粒物，排放到空气中的颗粒物反而减少了。