中电联党组成员、专职副理事长 王志轩
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。
其次，对于烟气排放温度提出标准的主要是德国，上世纪德国在大型燃烧装置法规中对排烟温度有不低于72摄氏度的要求，但对于通过冷却塔排放烟气的没有温度要求，而冷却塔的排水量比烟囱要大得多，所以后来德国的一些电厂采用了将烟气通入冷却塔排放的方式，即烟塔合一技术。烟塔合一技术在我国已有大机组在应用。德国在后来执行了欧盟的统一排放标准后也就没有了烟气温度的要求。再有美国的湿法脱硫后烟气大部分是不加热的，我国之所以不加热排放很大程度上是吸收了美国的经验。
用加热的方法来消除腐蚀实际上也收效不大，除非加热到酸露点以上（大约110摄氏度以上），因为三氧化硫的酸露点大致在100摄氏度左右，加热到72或80摄氏度作用有限，只是腐蚀点有所变化。而且，烟气加热主要是用于解决“白烟”的观感问题以及在电厂附近有居民时解决“烟囱雨”的问题，所以加热与否要看周围环境。即使烟气加热到80甚至100摄氏度，在环境温度低于10摄氏度时，还是能看到明显的白色烟羽，与不加热排放差不多。
还有一点需要说明，一般情况下采用GGH加热除了耗能增加、故障增加外，由于回转式GGH漏风，没有脱硫的烟气会在冷热烟气间形成短路，大约会有每立方米几十毫克到上百毫克的二氧化硫直接排放，直接影响脱硫效率。
需要进一步说明的是，研究证实空气湿度大（含水多）对雾霾的形成有促进作用，所以我也曾经上书建议北京市取消洒水治霾的措施得到采纳（当然更重要的是再生水中含有大量的可溶性盐类，其干燥后又形成新颗粒物），但决定空气湿度大小的主要是自然因素，从水气对雾霾形成的作用看，电厂排放湿烟气中的水与空气中的水比较起来可以忽略不计。
电力行业在治理雾霾方面作出巨大贡献
在环评批复中，对电厂烟囱高度是有明确规定的。在设计规范中，燃煤电厂烟囱高度是由多方面条件约束的，如不能低于周围建筑的2.5倍等，我国燃煤电厂烟囱高度普遍在240米、210米，有些项目采取脱硫脱硝后烟囱高度有所降低，但普遍在210米以上。
有关氨逃逸的问题。SCR工艺脱硝后，确实有氨逃逸，特别是超低排放时，由于要加大还原剂的氨量，氨逃逸问题更为严重，这也是脱硝工艺、设备选择和设施建造的难点，但不是不能解决的问题。氨逃逸问题主要在于脱硝后氨的过量或与烟气中的污染物反应形成盐类粘附在下游设备中，如形成的铵盐对空预器产生影响。所以按照脱硝工艺要求氨逃逸浓度一般控制在3ppm以下。长期过量的氨逃逸对于污染治理系统来说是不可持续的，因为脱硝、除尘、脱硫等设备串联在烟气系统中，任何一个设备出了大问题，则整个系统就要停运。对于短期和少量进入下游设备中的氨，由于后续还有除尘脱硫设施，对氨有较高效率的协同脱除作用，所以通过烟囱排放的氨极少，不应当成为对环境质量产生影响的重大问题。
人类从事的一切生产实践活动，主观上都是趋利避害的，尽量增大正向作用，减少负面作用。虽然我们仍然在污染控制的法规、政策、技术、管理方面存在一些问题，但这些问题都不能抹杀电力行业在大气污染控制上取得的巨大成就。
如果一定要评价脱硫脱硝对治理雾霾影响的正作用和副作用比例的话，我认为应当是99比1的问题，即99的成绩是压倒性的，1的副作用会增加霾，即可能增加一些难以去除的气溶胶排放等，但这种增加微乎其微，对环境质量中PM2.5的影响比例几乎可以忽略。
电力大气污染控制仍任重道远
尽管电力在控制污染排放方面取得了巨大成就，但污染控制仍任重道远。一方面当前的污染控制技术、工艺和设备选择、建造和运行中仍然存在大量问题，如贫煤、无烟煤的氮氧化物控制问题、二氧化硫由于脱硝催化剂选择问题而过多被催化为三氧化硫，进而增加下游设备的故障及排放烟气中的气溶胶问题、系统能耗过高问题、除雾器的效果不好等问题；另一方面，由于燃煤电厂调峰任务加重，在额定负荷下运行的时间减少，低负荷运行和机组启停频率加大，对烟气治理系统稳定运行造成影响，尤其是在烟气温度的降低造成脱硝催化剂不能正常发挥作用，脱硝效率降低等问题。还有一些是烟气连续监测系统的方法、设备、运行、数据传输问题等。这些问题有些是超低排放技术应用中新发现的问题，有些是原有技术本身的特性或者是世界性共性问题。这些问题对电力企业、环保产业以及环保监管都提出了新的挑战，需要共同协作才能逐步解决。但总体来说，这些问题是在高污染控制水平下的问题，是精益求精的问题，是环保要求更高目标下的问题，也是需要不断创新和解决的问题，但不能将这些问题与低污染治理水平甚至没有污染治理下的问题混为一谈。
对于电力企业和行业，当前要按照国家环境保护要求，严格自律，继续提高环保设施可靠性水平，全面做到达标排放。环保主管部门应根据技术发展的情况、电力转型中煤电角色的转变和运行状态的变化以及环保监管改革的需要，进一步完善污染物排放标准。环保产业应当按照法律法规要求，坚持科学创新，不断提高污染治理设施的技术水平、可靠性、经济性，尽量减少二次污染的产生。
