有关专家对湿法脱硫环境影响问题答记者问

2017年9月19日，中国电力企业联合会、中国环保产业协会、清华大学联合在京举行了中国煤电清洁发展与环境影响发布研讨会，发布之后举行了答记者问。清华大学环境学院院长贺克斌院士，中国电力企业联合会王志轩专职副理事长、中国环保产业协会易斌秘书长、国电环保研究院朱法华院长、中国电力工程顾问集团龙辉副总工程师就记者关心的问题进行了解答。以下是根据答记者问实录进行的整理(未经本人审阅)。

燃煤电厂湿法脱硫后烟囱排放白色烟雾现象分析及措施

记者提问：我想请教一下王理事长，我们在平时的生活中经常看到电厂有一些大量的白色烟雾排放出来。有人认为这个是水汽，也有人说这是一个污染。还有一种说法就是干法脱硫是没有白烟排放出来的，我想问一下普通民众有没有办法进行判断？还有这种白色烟气对雾霾影响大吗？

中国电力企业联合会专职副理事长王志轩：

确实让普通民众来判断烟囱里冒出的白烟是水汽还是排放的污染物不容易，即便是专业工程师也不一定能够判断出来。因为烟气的颜色既与烟气的组成、湿度、温度等特性有关，也与环境的温度、湿度有关，比如说同样都是云，但有时候是蓝天白云，有时候是乌云密布，同样，水汽在不同的角度看受光线的影响，也有灰、白等不同颜色的表现。可以这样说，现在中国的燃煤电厂我们能看到的排放的白色的烟雾大部分是水汽。之所以能够看到，是因为烟气中的水分在温度低的时候达到超饱和状态后就会形成很小的液滴的原因。如果烟气温度高于饱温度，形不成液滴，水气是透明的(王志轩整理说明：水蒸发后变成气态水是透明无色的，人们之所以经常能够看到水蒸汽并不是气态的水，而是分散在空气中的微小水的液滴，我们日常看到加湿器喷出的湿气或者蒸锅冒出的汽都是微小液滴魄形成)。

不过，白色烟气可能会产生视觉影响，就是说有的人不喜欢看到。另外，在烟囱周围一些小水滴会降下来，我们也叫烟囱雨。如果除尘效果不好的话，一些脱硫以后形成的石膏也会在烟气中排出形成石膏雨现象。一般情况下烟囱雨的影响在烟囱周围200～300m的范围内。当然有时候你看冷却塔的排放也是白色的烟雨。所以从表面上判断烟气是否污染，还是要看采取了什么样的污染控制措施。没有措施的浓烟滚滚的排放，那肯定是污染物排放。另外干法脱硫或者是半干法脱硫看上去没有白烟，就认为不向空气排水，实际上这也是一种误解，看不到白烟的原因是干法脱硫后烟气温度高没有形成液滴，但水仍然存在。

比如说我们家里蒸馒头，锅开了以后，盖着玻璃盖，馒头、包子看得很清楚，一打开锅盖以后蒸汽出来了，难道锅盖盖着的时候锅里没有水分吗？不是。我们冬天经常在汽车里面看到玻璃上的雾，一加热就没有了，也是这个道理。包括舞台上的白烟效果，并不是喷水了，只是用干冰二氧化碳降低了空气温度，空气里的水凝结成液滴了。烟气中的水从哪里来？是从煤中来的，煤中氢燃烧形成的水以及煤本身的表面水份和内在水分等。总体来说第一，不能靠视觉来判断是否烟气含水的大小，还要看烟气温度。第二，即便含水的白色烟气也不一定是大气污染物。第三，个别的没有达到排放要求的情况下，可能会在烟囱周围会有雨滴或者是石膏雨的情况出现，且对周围居民造成影响的，这种情况是通过达标改造和烟气加热也是可以解决的，但要根据实际情况来采取措施，可以通过环境影响评价和其他方式加以解决。

我国大气污染减排和治理中电力行业做出重大的贡献

记者提问：我想问一下贺教授。刚才您的报告中提到“十一五”、“十二五”期间电力行业大气污染排放量大幅度下降，“十三五”还会继续下降，您怎么样评价电力行业对大气污染减排的贡献呢？

清华大学环境学院院长贺克斌院士：

电力行业对大气污染减排和治理的贡献可以从两方面讲。第一个是直接减排的污染物，我刚才发言里讲到了，在过去“十一五”、“十二五”期间，中国出现二氧化硫和氮氧化物排放量的拐点，就是我们电力增长情况下出现的总排放量下降的拐点主要是电力贡献的，我们其他的非电工业、民用等等有一部分还有所增加。所以减排的幅度比例在报告里都有数据，我就不一一列举了。但是有一个数据就是减了这些污染物以后，对空气质量的贡献是怎么样的？在去年的中国工程院受环保部委托做了一个“大气十条”实施效果评估，组织了一批国内专家评估。从2013年到2015年“大气十条”的中期，PM2.5的浓度改善平均在25%左右。而这25%里贡献最大的是重点污染源的改造，剩下的还有结构调整、扬尘治理、机动车等等都有，但是最大的是重点行业的治理改造，贡献达到了三分之一左右。而重点行业治理改造最大的贡献者就是电力行业。所以从排放量和空气当中的污染物浓度下降这两个指标都可以说明，电力行业是最重要的贡献者。

湿法脱硫排放的可溶盐浓度低对雾霾影响较小

记者提问：我想请教一下朱院长。最近比较热的是有专家说湿法脱硫中烟气中含有可溶性的硫酸盐颗粒物，每年会有很多排到大气当中，是导致雾霾的元凶。但是我也看过朱院长的文章，您说湿法脱硫是治疗雾霾的功臣。到底湿法脱硫是元凶还是功臣，希望您给介绍一下。还有在未来的发展趋势上，湿法脱硫的技术在推广和普及的价值上是怎么样的？或者还有其他的哪些技术值得推广？

国电环保研究院朱法华院长：

我想湿法脱硫大家说的治霾或者是不治霾最关心的就是排放的可溶盐。首先说湿法脱硫里有没有可溶盐？当然有。在湿法脱硫中形成的盐主要是硫酸钙、亚硫酸钙，以及没有反应的碳酸钙。这些盐就和大家在家里吃的盐差不多，它们是不会气化和升华的，这些盐不会自己变成气体跑出来，只能是以固体形式存在或者是溶解在水里面。如果是以固体形式，就是可过滤颗粒物，如果是以液态存在的，就溶解在水里面，就像大家回家以后把盐放在水里会溶掉。我刚才讲到的脱硫过程中形成的硫酸钙、亚硫酸钙以及没有反应的碳酸钙在水里的溶解度比我们吃的盐要低得多，就是不太容易溶解，我们叫它微溶。这是第一个想法。

第二个想告诉大家的，湿法脱硫产生了大量的水汽。50℃左右水汽可溶盐含量应该在112g/m3。所以含的水汽是比较多的，但是就是像大家看的烟囱冒的一样，大量的是水蒸气。根据我们测试，99.6%左右是水蒸气。气态水的水蒸气是不溶解盐的。只有0.4%左右的水是液态水，就是液滴里面可能含溶解盐。所以两者相乘大家就知道湿法脱硫携带的可溶盐不可能多。正是因为不可能多，所以全世界采用湿法脱硫已经有50年的历史，但是没有一个国家制定湿法脱硫排放可溶盐的监测方法，没有湿法脱硫可溶盐排放的标准。所以如果要排放量大的话是一定会有排放标准的。刚才这些都是理论分析，在这个基础上因为大家关切，我们也做了一些工作，对可溶盐里面进行了研究性监测。为什么是研究性监测？因为没有标准的测试方法。所以我们进行了多种方法，在多个电厂进行研究性监测，监测的结果都表明石灰石-石膏湿法脱硫后，排放的可溶盐小于1mg/m3，所以这个浓度很低。折算全国石灰石-石膏湿法脱硫排放的可溶盐也就是约10000t/a，所以这个对霾的影响非常小。这是回答你提的第一个问题。

第二个问题就是推广和其他方法的前景和普及情况。我想在相当长的时间内，湿法脱硫在我国以及在世界其他燃煤电厂为主的国家都是主流技术，但是我们仍然希望有新的技术出现，就是现在国家大气专项里提出研究的，就是资源化技术。怎么把燃煤烟气当中的SO2进行资源化。比如说我们正在开展研究的，也是国家支持的，活性焦脱硫、脱硝、脱汞，把SO2变成硫酸或者是其他硫产品，这个就是一种新技术。当然现在还在研究和示范过程中，我感觉是比较有前景的一种方法。

燃煤电厂湿法脱硫后是否需要安装GGH

记者提问：我想问一下龙总，我们知道脱硫后GGH是加热烟气，是不是发达国家湿法脱硫后都安装了GGH呢？为什么我国大部分电厂没有安装呢？

中国电力工程顾问集团龙辉副总工程师：

刚才美国环保协会的张博士也提到了美国1996年以后的机组基本上不设GGH。美国火电机组主要是以湿烟气为主，他们的大多数机组都是离城区非常远，有几百公里。他们基本上都是不设GGH。另外是在日本，我和日本的三菱、日立公司接触问他们为什么设GGH？因为他们的电厂分布基本上都是在城市密集的地区。他们的第一台燃煤火电机组上脱硫的时候确实没设GGH，但是飘了一些石膏雨或者是白烟，影响了当地居民。所以他们上了一百多台的GGH，日本的阿尔斯通公司的机组全部上了GGH，主要是为了满足当地老百姓的要求。德国在上世纪开始烟气脱硫时有一个排烟温度72℃的要求当时的机组有GGH，2000年左右的大机组脱硫全部采用冷却塔排放烟气，即烟塔合一排放，去掉了GGH。

国内一开始上脱硫脱硝装置的时候，有30%～40%的脱硫塔当时上了回转式GGH，回转式GGH实际运行情况基本上都有1%以上的漏风率，甚至是接近2%。这个要满足我们国家现在的99%以上的脱硫效果的话肯定是不行的。所以大部分的电厂把回转式的换热器都拆除了。再一个就是部分电厂上了MGGH，改成MGGH的电厂是无泄漏式的GGH，这个现在也很多了。五大电力集团都有一些电厂现在都陆续上了MGGH，有些是为了满足城市电厂环保要求，不影响老百姓的生活。

中国电力企业联合会专职副理事长王志轩：

我补充一下，我们国家从开始说要GGH后来又取消，这个过程是中国的环保工程师经过了若干次的讨论。而且我记得很清楚，当时我们在进行湿法脱硫的技术引进之前，用世界银行的贷款，由美国的工程师给中国工程师培训学习。专门讲到GGH的问题，讲了美国的经验，美国是大部分取消了GGH。还有我们和当年的德国技术合作公司合作培训脱硫时，对于设不设GGH和烟气温度的问题都做了非常详细的解释。核心一点，GGH提高烟气温度对扩散有利，但脱硫之后由于污染物大幅度下降，扩散对环境质量的改善微乎其微。

事实上设不设GGH污染物最大落地浓度的点会有变化但是排放总量是没有变化的。但是还有一点很重要，不是说烟气不加热抬升高度就一定低，还要看干烟气的湿度大小和扩散条件。比如说在空气湿度大的时候，湿烟气的抬升比干烟气的抬升还要高，我国有专家专门进行过这方面的研究。

燃煤电厂超低排放后达到天然气电厂排放指标

记者提问：我想问一下贺院士，就是燃煤电厂采用超低排放后比天然气电厂还要干净，您如何评价？

清华大学环境学院院长贺克斌院士：

发电的两种燃料就是煤和气。长期以来大家知道天然气因为燃料特性决定了硫和尘的排放是非常低的，如果氮氧化物不采取任何措施，是有一定的初始浓度的。燃煤电厂是三种污染物都要对付。我们国家1996年的时候二氧化硫的标准是几百上千，但是现在进展到了特别排放限值，然后再到了超低排放，比如SO2从原来的几百变成了几十，然后到现在是35mg/m3的量。氮氧化物从原来的几百变成50mg/m3，颗粒物要求严到了10mg/m3左右。所以实现燃煤电厂的超低排放，还有一个词叫近零排放，就是在硫和尘的指标上已经和天然气的效果是一样的了。但NOx的指标，天然气和煤都要采取措施。有一段时间有人讲天然气跟煤的比较。如果说采取了低氮燃烧加后续的后处理装置，天然气的NOx也会降下来。现在初始浓度下降的水平来看，超低排放采取的措施和没有超低排放采取的措施，使尘、硫、氮三个指标都跟天然气采取了氮的措施之后的那一个指标，三个加在一起对比的时候基本上是一致的。当然说比它还要干净的说法可能不那么绝对，因为不同的案例。但是总体上讲达到相当的水平更准确一些。

燃煤电厂湿法脱硫技术路线选择的主要原则

记者提问：我想问下易会长，燃煤电厂现在用的脱硫工艺90%以上是石灰石-石膏湿法脱硫技术，请问脱硫技术路线现在是怎么选择的？有没有考虑用干法脱硫？

中国环保产业协会易斌秘书长：

为什么使用湿法，刚才几位专家介绍了美国、欧洲和日本的情况，应该说比较清晰了。在我们国家遇到的情况也是类似的，我想主要有几个原因。从早期来讲，八十年代的时候我们国家在很多电厂，包括最早的白马电厂还是做了一些干法的实验，到后来还在一些小规模装置上做了电子束、活性焦的实验。当时追求的目标是考虑到中国当时比较穷，更多的是从经济上考虑，想在这方面有些突破。做了很多年下来的结果最后还是选择了湿法。我们现在真正应用的一个是石灰石石膏法，另外一个是烟气循环流化床，烟气循环流化床刚才王理事长说了，我在报告里特别强调了它是一个半干法。另外一个还有氨法，还有一些大的应用。其实技术路线选择的过程中更多的主要还是从可靠性，要达到比较高的要求，特别是对电厂来讲可靠性是非常重要的。另外还有一个是脱硫副产物资源化利用的问题，等等综合因素的决定，所以电厂主要是选择了湿法。

举一个例子，现在的烟气循环流化床大家看到的是水用的少，其实少多少呢？只是水的用量少了三分之一左右，因为水最后也是以水蒸汽形式排出去的。它最大的问题是对大的机组，要长期稳定可靠不停运行的话是有难度的。另外副产物也是很重要的，副产物不是稳定的，石灰石-石膏法的副产物是比较稳定的石膏，烟气循环流化床的副产物是不太稳定的亚硫酸钙为主，应用过程中有很多问题，工业化的利用也有很多问题。所以现在目前主要还是用在小型的机组，特别是在一些工业上用的比较多。另外，国家的有关政策方面一直都是多方案的选择，我想更多的还是方方面面的原因，一直强调因地制宜、因厂制宜、因煤制宜等等这些因素考虑的，不是简单的说谁非要用这个石灰石-石膏法。

中国电力企业联合会专职副理事长王志轩：

我简单补充一下，首先中国电力行业是不是忽视了干法或者忽略了干法？中国从七十年代末到九十年代，就开展了对于干法的研究及工业实验，一直到现在都没有停止过，为什么？因为我们从20世纪80年代、90年代开始，当时湿法脱硫的成本大致占当时电厂投资的三分之一左右，所以当时我们干不起。但是干法脱硫相对比较便宜，再一个是系统比较简单，另外省一点水。所以说根据当时中国的国情，我们首先选择干法，做了大量的实验室实验、工业实验。如通过中日合作，在山东黄岛电厂有一个半干法的工业实验，当时考虑将来这些方法可能在中国比较适合，因为它的造价比较便宜，脱硫的效率当时按照85%左右设计。在南京下关电厂引进的也是半干法。中国有很多已经进入了商业化的阶段，确实再大的机组，从全世界来说，像今天介绍的日本用活性焦，我也看过，但是一般的半干法在大型机组中用得比较少。我们是通过对半干法的反复实验、研究，包括国际经验，最后得到一个现有的湿法脱硫工艺的选择，更重要的是还要综合效率、稳定性、副产物的处理等因素。

燃煤电厂废水零排放方面相关政策

记者提问：我想问一下王理事长，目前燃煤电厂从大气方面来说脱硫、脱硝、除尘的工艺大家愿意上，而且也是强制性上的，另外废水零排那块，从目前来说国内也只是鼓励和推荐，没有形成强制性，目前会有这方面的政策出台吗？另外如果现在做零排，对水资源的匮乏和环境污染会有很大的影响吗？

中国电力企业联合会专职副理事长王志轩：

首先今天潘主任在发布报告的时候也涉及到燃煤电厂的用水和排水的情况。大家看一度电的时候可能看电是能量单位。但是我们搞环保的、资源的，我们看一度电的时候，它不仅是能量也是资源。比如说当我看一度电的时候我想到它消耗了多少煤、排放了多少污染物。过去我们的一度电要消耗3kg水，但是现在平均是1.3kg，达到了世界先进水平。废水是不是一定要零排放？我个人的意见是首先要从需求出发，零排放一个是从水资源的角度，第二个是从环境治理或者对环境影响的角度，这是最核心的。因为污染物的排放与当地的水的功能是相关的，因为我们现在电厂排放的水的污染对燃煤电厂来说目前主要的还是里面的盐，就是可溶盐，原因主要是湿法脱硫产生的，是煤里面的氯化物通过湿法脱硫过程中的捕集，最后达到脱硫废水中氯离子含量20000mg/L，这么高浓度的含盐废水不能在系统里停留，必须要排出去，但是否允许排放要看当地的水环境质量的要求。

在国际上并不是说全世界湿法脱硫的水都是要零排放，恰恰大部分都是排放的。如果零排放的话，不仅仅要考虑到水，零排放现在的工艺，最后的盐到哪儿去了？如果这部分盐不能够得到有效的利用，或者是它里面的污染物不能得到很好的无害化的处理，也不是真正的零排放。一定要注意到零排放环境的需求、资源的需求和它产生的其他二次污染物综合的影响。对于要求电厂采取废水零排放情况，要严格进行评估，不要出现花了钱最后没有达到预期效果的情况。

中国环保产业协会易斌秘书长：

回答你的第一个问题，据我了解现在从国家的层面没有统一要求电厂都要做零排放，我想短期内也不会有这样的要求。第二，技术的问题和工程的问题，现在是有少量的电厂，包括别的行业在做含盐废水零排放的工作，我们电厂也有建好的，但是主要的问题是不太经济，还是很贵。这是第一个问题。第二个问题，盐的出路问题，如果我们要做零排放，关键是盐要有销路，我们现在很多地方，包括一些煤化工所谓的零排放，盐是做成杂盐，杂盐出来是危险废物。如果做成混合的盐，这条路线可能是有问题的。如果要做一定要分成一个个的单质盐才有可能将来应用。但是单质盐的成本比较高，还有行业接受度的问题，比如说我们不是电厂的，是做煤化工的，将来煤化工回收的是氯化钠还是氯化钾，要在化工行业用，在哪儿找出路现在是一个很难的问题。因为中国不缺盐，电厂的废水里回收的盐也主要是氯化钠。

火电厂调峰运行对环保设施运行的影响

记者提问：我想问一下王理事长。我国火电厂年利用小时数在下降，火电厂调峰任务增多，机组运行不稳定，启停增多，请问环保设施受影响吗？是否会增加空气污染？谢谢。

中国电力企业联合会专职副理事长王志轩：

这个问题问的很专业。我想是这样的，作为脱硫装置来说，包括污染控制设施来说，最希望的是主机稳定运行，最好是投上以后一年运行6000h或者是5500h。所有的工程设计都是按照基本工况设计的。但是现在不可避免的从未来来看燃煤电厂的利用小时数下降这也是个趋势，最主要的原因是燃煤电厂的功能可能会发生一些变化，调峰的任务更加频繁，低负荷运行时间也会增多，特别是启停的时候增多。这些情况毫无疑问对于污染控制设施系统上是有影响的，而且脱硝、除尘、脱硫三个装置之间互相也有影响。我记得日本最早烟气治理技术规范这三个是分开的，后来合在一起，就是要充分考虑它们之间的互相影响。而机组的影响必然造成对环保系统的影响，这需要我们环保产业公司在脱硫工艺考虑的时候要充分考虑到这种影响。因为中国是世界上燃煤电厂全部取消了烟气旁路的国家，烟气旁路取消了就意味着一旦环保设施出了问题的时候，整个机组必须要停，所以说设施的可靠性必须要保证。而且相对处理污染物的容量也要大一些，因为适应它的波动性。

另外，为什么说我们现在脱硫脱硝的技术，在引进消化吸收再创新上又前进了呢，就是要更多地考虑到它波动性的影响。我相信第一有影响。第二有办法可以解决。但是我们的核心还是要考虑这种影响最终对环境质量影响的大小，如果说这种影响对环境质量的影响并不大，我们应该允许它在非正常情况下超过小时浓度限值排放。美国欧盟都是按月平均值评估是否超标的。所以要综合考虑污染控制设施的运行成本与环境质量和经济代价之间的关系，合理确定达标评判依据。

燃煤电厂湿法脱硫后极细颗粒物浓度监测

记者提问：我想请教一下朱法华先生。我之前看到过一次硫酸工业协会关于硫酸的工作简报，就是湿法脱硫后的烟气当中含有可溶性的硫酸盐细颗粒物，他们检测的结果是最高到200mg/m3，一般情况下是30mg/m3，我不知道是不是因为行业的原因所以特别高。我们燃煤电厂的湿法脱硫当中的硫酸盐可溶性因子含量您刚提到大约是0.4%的液态水中含有可溶性盐。看起来排放量不是特别高。但是有一种说法就是这种可溶性盐因子排放到大气中之后会形成一个核，吸附其他的小颗粒，从而形成PM2.5。所以从这个角度来讲，不知道这种烟气是否应该回收处理？另外，我在中国知网的门户中检索发现至少有几十篇各个电力公司工程师们发表的论文，就是关于湿法脱硫之后排气当中检测到了极细颗粒物，它的浓度是增加的，就是PM2.5的处理效果很好，但是这些细颗粒物的浓度增加了，我比较奇怪，像这种情况的出现是因为我们湿法脱硫技术后续过滤的装置和其他处理技术还不够完善，还是因为我们的燃煤有独特性或者是其他什么原因，有没有改善的办法？

国电环保研究院朱法华院长：

谢谢你的问题，很专业。我刚才前面回答的问题是可溶盐，你刚才讲到硫酸工业协会的简报，实际上是讲硫酸物，我前面讲的是盐，盐在常温情况下以及烟气条件下是固态的。硫酸物是指SO3，因为SO3在常温条件下都是气态的，看不见的，但是存在着。但是SO3有水的时候它跟水会接触，有一部分会溶解在水里面，那个在我讲的第一点上的问题，就是硫酸盐里。另外一方面，SO3跟水接触以后呈雾状的，就是气态的。我们要弄清楚SO3是从哪儿来的？实际上SO3是煤燃烧过程中部分硫被氧化成SO3，绝大部分都是氧化成SO2。氧化成SO3比例在0.5%～2%，大数是1%左右。另外，现在选择性催化还原，就是SCR烟气脱硝过程中也会有一部分的SO2被氧化为SO3，这个比例大数也是在1%左右。这个就是氧化形成SO3，所以进行湿法脱硫，有一部分溶解到水里，有一部分是以雾状形式存在。所以首先SO3的产生和湿法脱硫是没有关系的，湿法脱硫不会形成SO3。相反，湿法脱硫可以脱除部分SO3。我们早期测试的结果SO3脱除效率在20%～30%，因为早期的脱硫系统的脱硫效率比较低，现在都测到90%的脱除效率。

为什么脱SO3的效率提高呢？是因为我们现在的湿法脱硫脱SO2的效率高了，就要延长接触时间，进一步增加烟气和浆液的接触，在这个过程中SO3脱除的量也增多了。所以现在一般来说对于复合法脱硫脱除SO3的效率一般在70%以上，所以效果还是很明显的。脱除以后，SO3有没有？还有，所以SO3这块在国内外都有测试方法标准，因为它还是有一定的量的。所以这块我们国家实施的方法标准就是GB/T21508-2008，就是有一个国标，就是燃煤烟气脱硫设备性能测试规范，在这个规范里有附录C是专门测烟气中SO3浓度的。怎么测试？是通过一个水流的装置来采集烟气中的SO3或者是硫酸物进行分析，我们对全国100多台机组进行过测试，在没有搞超低排放之前，SO3浓度平均在不到30mg/m3，超低排放后，湿法脱硫脱除SO3的效率提高很多。所以现在超低排放以后，我们测出来的SO3浓度平均值在8.86mg/m3，后面加了湿式电除尘器机组，SO3浓度平均值是6.6mg/m3。所以实际上超低排放以后SO3的排放量也是大幅下降的。

第二个问题，湿法脱硫以后极细颗粒物浓度增加了，是不是技术不完善或者怎么样？湿法脱硫就像下大暴雨一样，喷淋层在里面一直喷，所以绝大部分湿法脱硫之后总颗粒物浓度以及细颗粒物浓度都是有所下降的。但是在早期的脱硫装置当中，确实存在着总颗粒物浓度和细颗粒物浓度都上升的情况，就像你讲的好多工程师很关注这个事情，为什么关注？它不正常，所以大家关注。就是说通过研究，发现湿法脱硫导致颗粒物浓度增加主要有三方面原因。第一个是除雾器的效果不好，第二个是塔内的烟气流速过大或者不均匀，就是局部过大，第三个是喷淋塔喷淋出来的液滴过小，也会导致细颗粒物浓度增加或者总颗粒物浓度增加。所以现在原因弄得比较清楚了，解决这个问题也比较有针对性。我想2015年以后石膏雨的影响越来越少了，从现在测试的结果来看，湿法脱硫对颗粒物的脱除效果从早期的50%提高到现在的80%，这个结果和日本测试认定的湿法对颗粒物的脱除效果也是比较一致的，甚至有些还会更高，我们86.7%都测到过。所以对细颗粒物的浓度还是有很大改善的。前面讲到电力行业不仅对酸雨改善作出了巨大贡献，对现在雾霾的治理也在发挥重要的作用，所以总量浓度肯定是下降的。粒子可能会变小，但是变小的比例，在总的颗粒物里小的比例是增多了，但是小的绝对值是没有增加的。所以这个技术应该说还是很完善的。

另外，冲洗是一个物理过程，就像下雨的时候，大气当中有什么颗粒，不管什么颗粒都得淋下来。所以跟颗粒的性质没有什么关系，总体来说效果还是很好的。当然，烟气脱硫系统也好，脱硝系统也好，除尘系统也好，不是说没有进一步完善的地方，因为现在实现了超低排放，超低排放是一个系统工程，前面理事长也提到了，日本原来除尘是除尘的规范，脱硫是脱硫的规范，脱硝是脱硝的规范，我们国家也是这样，我们现在正在制定燃煤电厂烟气超低排放工程技术规范，就不是一个一个的了。为什么要组合在一块？就是燃煤电厂超超低排放烟气治理系统是个系统工程，之间相互影响，所以怎么对系统进行优化，可以实现减排的同时还实现节能。这个我们都有工程案例，没有实现超低排放之前，厂用电率比实现超低排放之后还要高，实现超低排放之后厂用电率还下降了。所以可以做到节能和减排，当然这个是需要工程技术人员进一步优化，目前电厂一般人员还很难做到。所以这个应该说也是下一步电力行业烟气治理进一步做到节能减排的一个方向，也是我们院现在正在做的事情。

燃煤电厂烟气脱硝过程中氨逃逸对环境影响

记者提问：刚才介绍一些脱硫和脱硝的技术，我们也看到一些燃煤电厂在烟气脱硝的过程中会用到氨，也有一些案例和报道提到过量的喷氨会产生氨逃逸，我想问一下王理事长过量的氨逃逸会对环境造成哪些影响？会造成哪些污染？

中国电力企业联合会专职副理事长王志轩：

首先是尽可能地控制，不要让氨过量。但是有些措施具体喷氨的工艺等等可能会造成过量，这个过量一般是叫做氨逃逸，氨逃逸主要是在脱硝的工序里多出了一部分氨。逃逸之后并不是直接逃到空气里，是进入到后续系统，所以它和烟气里其他的污染物，比如说形成硫酸氨还有其他污染物，可能会粘在后面的空气预热器和其他的设备上，这个会对系统后面的设备产生堵塞等等各个方面的问题，所以首先从工艺上要进行避免。专门有这样的标准，就是说每立方米里逃逸的氨不能超过规定的限值，这个是技术规范有要求。当然，如果说在规范之内逃出去以后形成氨盐在设备上粘到一些，后面有除尘系统，都会把逃逸的一部分氨拿下来。1992年欧洲经济委员会专门有一个烟气脱硝的工作组，他们在当时就做了大量的分析工作，分析氨逃逸之后到底跑哪儿去了？基本上80%多是到灰里面去了，还有一部分到水里了。

所以我们前面的脱硝，后面脱硫的时候，为什么脱硫废水里面检测出氨氮呢？实际上就是逃逸氨转移的结果。还有一部分是通过烟囱最后排出去了，这一部分对大气环境造成了污染。一部分变成颗粒物了，一部分变成气溶胶了。有时候能看到有一些电厂所谓的蓝色烟雨或者褐色的烟雨，首先是它没有按照规范或者不是按照达标排放标准做的。我们首先谈的前提是说按照技术规范的要求，可以说按技术规范是可以做到的，比如说为什么脱硝的时候要进行流程模拟，要加上喷氨的喷嘴或者格栅的布局，整个系统首先是可以做到的，但是没有做到，那是设计、建造、运行的问题。我想说的是逃出的这部分氨是能够满足污染物排放标准的基本要求。

中国环保产业协会易斌秘书长：

我补充一下。脱硝的国家标准里明确提到氨逃逸浓度大概是3个μL/L，是在脱硝反应器的出口，不是指烟囱的出口，大家一定要把这个概念搞清楚，就是2.28mg/m3，从设计来讲确实这个规范基本上能做到。因为脱硝的反应是个化学反应，要有一定的化学当量比，比脱除的氮氧化物当量还低的话就做不到高效的脱除氮氧化物，所以有一点氨的逃逸是技术工程上的问题。另外，其实进入大气的很少，一个是进入后面除尘系统里80%以上，还有将近20%是形成了铵盐，在系统里，反正不会到烟囱里。前一段时间人家给我提出今年20个电厂测试的结果，我们标准要求是2.8个mg/m3，这些厂家都做到2mg/m3以下，基本上是这么一个水平。

燃煤电厂湿法脱硫后颗粒物浓度

记者提问：我想问一下朱院长，刚才提到PM2.5的浓度和细颗粒物的浓度倒挂的现象，您刚才提到三个原因，这是极个别的现象吗？另一个问题问一下王理事长，现在很多超低排放，在华北、华东地区的一些火电厂出现了预热器堵塞的问题，想问一下您怎么看待这个问题？

国电环保研究院朱法华院长：

湿法脱硫之后颗粒物浓度增加，这种情况应该说在我们国家早期投运的脱硫装置当中也不算是个别现象。应该说当时大家关注的是脱硫，实际上需要获得一定的脱硫效率，对脱硫这块除尘的结果，去除颗粒物的效果不是太关注。再一个，一开始对脱硫技术本身也不是很懂，所以石膏雨在五年前或者更长一点经常听到很多人说它，就像前面的记者问的，他在网上查了很多文章，那个时候是一个比较大的问题，也是一个热点问题，所以大家做了很多研究。弄明白了，解决这个问题也就比较容易了。现在如果说还有这种倾向，那应该是个别的。比如说现在哪个厂脱硫之后颗粒物浓度显著增加，那一定是个别的，而且这个厂的环保电价是拿不到的。为什么拿不到？因为我们现在超低排放火电厂污染防治可行技术指南，这个也是我牵头制定的，环保部5月份发布的标准，这里面我们对湿法脱硫后烟气当中的雾滴浓度规定要小于25mg/m3。

原来的工程技术规范是75mg/m3，所以现在工程质量明显提高了。雾滴浓度低了，里面含的成份，自然而然排放颗粒物的浓度也就少了，因为好多颗粒也是跟着水出去的。所以如果说现在你还能看到哪个厂有这种情况的话，你可以告诉我，我会让环保部去督查他们，一定是这种情况会少见的。这个我觉得也很正常，任何一个技术发展都有一个过程，从不成熟到成熟，从不会用到用得越来越熟练，就像我刚才前面提到的，超低排放工程是一个系统工程，尽管我们现在大量的电厂都实现超低排放了，但实际上目前来说对超低排放系统工程的优化应该说还远不到位。包括前面讲的氨逃逸，要搞超低排放，喷氨量就增多，如果没有完全反应，逃逸的量就会增大，还是说明对它认识不到位。如果喷进去的氨是完全可以反应掉的，所以这个就有优化。实际上这个我们也在做研究，包括流场研究、喷氨精准控制方面的研究，包括温度场的研究等等都在做。总体来说我们现在已经实现超低排放了，下一步会在超低排放的基础上更进一步节能减排，我讲的节能减排包括减少液氨的消耗量，包括减少用电，同时减少二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放。

中国电力企业联合会专职副理事长王志轩：

我用一句话回答一下这个问题，大于20年前我的一位老领导，也是一位老专家，在总结国际上当时普遍应用的脱硫技术经验时说：湿法脱硫的历史就是一部与腐蚀、磨损、堵塞做斗争的历史，今天来看这句话仍然适用，好在我们无论从理论上还是实践上都积累了相当的经验，可以解决这些问题。