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截至2018年3月，全国已完成超低排放改造的燃煤发电机组容量已达700吉瓦，约占煤电总装机容量的71%。 电力行业SO2、NOx、烟尘等常规烟气污染物排放量大幅减少。 ，为改善我国大气环境质量做出了巨大贡献。 随着污染防治认识的加深和环保管理要求的提高，特别是“湿法脱硫致雾霾”引发的巨大舆论浪潮，一些潜在问题日益凸显。 越来越多的地区关注燃煤电厂的“黑色金属”。 《羽流》提出治理要求，进一步补充和延伸了超低排放理念。

通过对燃煤电厂排放的各种形态颗粒物及国内外相关标准的研究，提出控制有色烟羽的关键是SO3等可凝性颗粒物的控制。 分析现行环境管理政策中存在的问题，有助于完善环境管理政策。 为燃煤电厂有色烟羽的环境管理提供了政策建议。

1 燃煤电厂颗粒物类型及相关标准

1.1 颗粒物类型和形态

燃煤电厂的烟气污染物来源于锅炉燃烧和二次烟气处理过程。 主要包括SO2、NOx、Hg及其化合物、CO、NH3（脱硝注氨逃逸）等颗粒物和气态污染物[1]。 《火电厂大气污染物排放标准》（-2011年）规定了前四项污染物的排放限值，国家也颁布了相应的测试方法标准。 此外，烟气中还含有液态雾滴、气态水等物质。 其含量随脱硫方法、除雾效果、烟气排放温度的不同而不同。 国内燃煤电厂大多采用湿法烟气脱硫工艺。 排出的烟气为湿烟气。

在中国，颗粒物被定义为悬浮在废气中的固体和液体颗粒物[2-3]。 现行《固定污染源废气中颗粒物和气态污染物采样方法》（GB/T 16157-1996）和《固定污染源废气中低浓度颗粒物测定重力法》（GB/T 16157-1996）等测试标准（ HJ 836-2017）都是根据利用过滤膜（筒）对烟气中颗粒物进行过滤、捕集、干燥、称重的原理进行测量[3-4]。

事实上，燃煤电厂排放的烟气中的颗粒物不仅包括燃煤产生的烟气，还包括脱硫脱硝过程中烟气液滴中携带的未溶解的硫酸盐、亚硫酸盐和未反应的吸收剂，可以通过膜过滤。 过滤后的颗粒物[1]（FPM），也会有颗粒物因粒径小于采样过滤膜的截留直径而穿透滤膜逃逸到大气中，并由于以下原因而形成：温度、压力、湿度等物理状态的变化[5] （不包括大气环境中SO2和NOx复杂化学反应产生的二次颗粒物）。 一种是美国 EPA 定义的可冷凝颗粒物 (CPM)，它在烟道采样位置呈气相。 透过过滤膜后冷却凝结成大气中的液体或固体颗粒物[6]，主要是SO3/H2SO4等分子或亚微米气溶胶污染物； 另一类是离子硫酸盐、亚硫酸盐、氯化物和其他溶解在渗透过滤膜的细小液滴中的可溶性固体。 离开烟道后，经过稀释、干燥、冷却、冷凝等过程，大气失去水分，变成细颗粒的可溶性固形物[5]。

1.2 国内外检测标准

美国EPA于2008年开始将CPM纳入颗粒物排放源，并于2010年12月颁布202修正案[7]。 ），安装干式冲击瓶。 烟气冷却后，颗粒物被过滤膜捕获。 冲击瓶吸收的颗粒物和过滤膜收集的颗粒物之和就是CPM。 测量图如图1所示[8]。 202还明确，当烟气温度低于30℃时，不再测量CPM。 对于FPM的测量，17和201A显然不适用于含有雾滴的湿烟气，而在采样过滤器前面带有加热装置的5则适用[9-11]，因为后者需要加热到120±14 ℃去除了液态水，因此雾滴中存在的溶解固体也会失去水分并变成固体颗粒并被过滤器捕获[7]。 国内外研究也表明，上述少量可溶性固形物会形成PM0.3，可直接逃逸滤料的捕获，成为可凝颗粒物[12-13]。

因此，对于燃煤电厂湿烟气FPM测试，美国EPA要求的5项测试的FPM结果已经包含了我国环境标准中定义的颗粒物和大部分溶解固体。 与202配合使用时，测试结果增加。 每千次展示费用。 根据美国EPA的检测标准，溶解固体并不是颗粒物的单独形式，而是分布在FPM和CPM中，后两者完全构成了EPA所谓的初级总颗粒物[7]。 但我国现行的GB/T 16157-1996和HJ 836-2017并没有考虑CPM的测量，也没有强制要求在颗粒物采样时对烟气进行加热。 因此，颗粒物的定义与美国EPA定义的可过滤颗粒物的内涵不一致。 溶解 作为颗粒物质的一种形式，可溶性固体不包括在可过滤颗粒物质中。 因此，目前我国燃煤电厂颗粒物检测结果缺少CPM和溶解性固体。 图2为我国燃煤烟气中各类颗粒物形态及现行检测标准得到的检测结果。

根据文献[5]，对燃煤电厂、供热锅炉、工业锅炉等洁净烟气中颗粒物排放浓度的测试结果表明，烟气中CPM和溶解固体的排放浓度可以达到膜过滤法检测的FPM排放量。 0.7～5.7倍浓度。 目前，我国在固定源污染物监测或大气污染管控方面，忽视了CPM和溶解性固体。

2 有色烟羽及燃煤电厂环境管理现状

2.1 与彩色烟羽相关的概念

锅炉燃烧会从燃料中的硫中产生SO2和少量的SO3。 我国燃煤电厂普遍采用SCR烟气脱硝工艺和石灰石-石膏法等湿法烟气脱硫工艺。 SCR脱硝中的钒钛系列催化剂也会产生烟气。 空气中的一小部分SO2被氧化成SO3，由于湿法烟气脱硫系统中浆液喷雾的快速冷却，SO3会凝结形成SO3/H2SO4气溶胶。 它们由于粒径小（主要在0.1μm以下）而不易被吸收。 浆料洗涤和去除[14-15]。 这些脱硫后的饱和湿烟气（约50℃）还含有大量的气态水和微小的水滴。 在烟囱口排入大气的过程中，由于温度的降低，会不断发生凝结，在烟囱口处形成含有较多雾状水蒸气和SO3气溶胶的羽流，由于颜色的变化，颜色会发生微妙的变化。由于天空背景颜色、天空光照度、观察角度等原因，称为“彩色羽流”。 其中，白色和灰白色烟羽主要是雾状水蒸气形成的视觉冲击，而蓝色烟羽由于含有较高的SO3等CPM，对环境的污染影响更大：首先，它们在大气中停留一段时间。很久; 污染传播距离很远； 其次，它对环境有剧毒，是酸雨的主要成分； 第三，它呈强酸性，很容易与大气中的NH3反应生成硫酸盐加热烟，而硫酸盐是PM2.5的重要组成部分。

此外，烟气携带的雾滴中溶解的固体也会在大气中失去水分，变成细小的颗粒。 这就是“湿法烟气脱硫造成雾霾”的原因。 根据文献[5]和[16]的研究，这些溶解固体最终进入大气的量与液滴浓度和脱硫副产物的溶解度高度相关。 采用石灰石-石膏烟气脱硫的燃煤电厂溶解度固体排放浓度明显低于采用钠、镁工艺的燃煤供热锅炉。 石灰石-石膏脱硫工艺排出的烟气携带的雾滴中还会含有一些不溶解的硫酸钙（石膏）、亚硫酸钙、碳酸钙（吸收剂）等可过滤颗粒。 当流速过快时，大气温度或压力相对较低的不利条件下会出现“石膏雨”现象。 近年来，环保公司采用烟气协同处理技术，降低脱硫后烟气中的液滴含量，减少石膏等的携带，实现颗粒物超低排放。 ，这也从源头上减少了“石膏雨”现象的发生[17]。

由于我国95%以上的湿法脱硫燃煤机组采用石灰石-石膏脱硫工艺，实现超低排放后雾滴排放浓度明显降低，因此可以认为溶解性固体并不是颗粒物的来源中国燃煤电厂的排放。 关键问题还可以参考5.解决溶解性固体测试结果部分缺失的问题； “石膏雨”在排放源头得到有效抑制，实行超低排放，大大降低了发生的可能性。 经过超低排放改造，我国燃煤机组的SO2、NOx和可过滤颗粒物排放量已降至很低水平。 但对大气环境影响更大的SO3并未纳入颗粒物检测结果，也没有排放。 限值要求，这是一个亟待解决的问题，也是消除燃煤电厂有色烟羽的关键。

2.2 有色烟羽环境管理现状

目前世界上还没有国家对有色烟羽提出环保控制要求，但美国有22个州对燃煤电厂烟气中SO3提出了排放限值，其中14个州已提出排放限值低于6 mg/m3； 德国对燃煤电厂SO3排放限值没有单独的标准加热烟，但SO2和SO3的综合排放限值为50mg/m3； 日本将SO3/H2SO4纳入颗粒物限值进行控制[18]。 近年来，我国电力行业广泛应用的低温电除尘器、复合塔脱硫、湿式电除尘器等超低排放技术，对SO3具有良好的协同去除效果[14, 19]，成为综合治理SO3发电的基础。 CPM打下了良好的基础。

2017年以来，中国越来越多的省份出台了地方政策或标准，希望通过控制有色烟羽来改善当地的空气质量（见表1）。

此外，江苏省徐州市、连云港市、山西省临汾市、大同市、浙江省绍兴市等城市也针对燃煤电厂有色烟羽提出了相关政策要求。

3 彩色烟羽环境管理的不足及建议

3.1 现行政策的缺陷

国内部分省市出台了有色羽流治理相关政策，表明烟气中CPM的环境危害已引起当地管理部门的高度重视并采取了措施，这对指导有色羽流治理具有积极意义。羽流和 CPM。 但由于对彩色烟羽的形成机理和关键影响研究不够深入，这些文献没有抓住控制彩色烟羽的关键是对SO3等提出控制要求，并有以下几点：缺点。

(1))治理目标和方向不明确。 例如，一些省市提出的彩色烟羽治理的主要目标只是消除燃煤电厂烟羽的视觉影响。 如果采用他们所要求的直接加热烟气白化消除技术，并不会减少燃煤电厂CPM和其他排放物的排放。 相反，这会导致设备投资和运行成本增加，而且烟气加热带来的能源消耗甚至可能造成负面的环境效益。

（二）没有结合燃煤电厂实际情况开展工作。 例如，在海水脱硫燃煤电厂中，废气温度通常在30℃左右[20]。 根据美国EPA的要求，烟气中的CPM不需要考虑。 除非环境温度足够低，否则通常很难看到彩色烟羽。 进行彩色烟羽管理和观察尚待讨论； 对于低硫燃煤电厂，通过湿式静电除尘器等措施已有效控制SO3排放，继续要求烟气冷却对于减少污染排放意义不大； 对于采用整体烟塔排放烟气的燃煤电厂来说，在燃煤电厂中，燃煤烟气与冷却塔水蒸气混合排放。 如何有效控制和观察彩色烟羽是目前无法解决的问题。

（3）在基本概念不明确的情况下，要求各行业在短时间内大规模开展有色烟羽治理。 例如，如上所述，燃煤电厂一般采用石灰石-石膏法进行脱硫。 雾滴中含有较少的可溶性盐类，其大规模处理仍有待商榷。 目前，市场上的技术种类较多，治理效果尚未经过科学测试和评估。 如果情况不明，大规模引进很容易导致治理不力和资源浪费。

3.1完善环境管理政策的相关建议

基于上述国内外相关标准以及地方现行环境管理标准和政策的分析，为我国完善燃煤电厂有色烟羽环境管理提出以下政策建议。

(1))完善颗粒物定义，建立CPM检测标准。 美国EPA明确规定，固定污染源排放到环境空气中的颗粒物总量应为FPM和CPM之和（两者均包括溶解固体）。 其发布的第5级和第202级也分别执行了两个级别的要求。 准确的测试。 然而，中国现行的排放标准和检测标准仅代表烟气中的FPM（相比之下，美国对FPM的定义缺少一些溶解固体），并不包括CPM。 固定污染源监管仍存在漏洞。

—2018年 虽然我国现行标准体系明确了燃煤电厂排放颗粒物成分为FPM、CPM和溶解性固体，但目前国内缺乏CPM的检测标准。 应尽快研究编制适合我国国情的固定污染源CPM。 检测标准，完善固定污染源环境标准体系。 对于可溶性固体，HJ 836-2017提出，为保证在高湿度、低烟温条件下正常采样，应选用具有加热采样头固定装置功能的采样管，并建议正常影响烟气中的水分采样时开启加热装置，但标准没有规定开启加热的条件。 请参考5、燃煤电厂颗粒物采样时强制开启加热至一定条件，以改善检测结果缺失的问题。

（2）查明燃煤电厂有色烟羽治理重点，开展相关政策和技术研究。

参考欧美发达国家的经验，应该清楚，现阶段我国燃煤电厂控制有色烟羽的关键是控制以SO3为代表的CPM。 现有超低排放项目实测数据显示，部分项目SO3排放浓度仍可达到10 mg/m3以上[14]，高于美国和德国大部分州的相关标准。 如果参照国外标准严格控制，还需要采取进一步措施。 治理措施。

应根据燃煤电厂煤质、烟气治理技术、区域环境质量等实际情况，因地制宜，有针对性地研究制定SO3管理政策，并制定实施路线图和时间表。被认为提供科学和技术支持。

根据技术可行性和控制必要性的研究成果，修订《火电厂大气污染物排放标准》（-2011年）时应及时考虑SO3排放限值。 根据我国环境空气质量现状，有区域、有条件、分级开展燃煤电厂SO3治理工作，并进一步共享和延伸到钢铁、焦化、化工等行业。

4。结论

(1)分析了国内外标准对颗粒物定义和检测的差异，指出我国目前在固定源污染物监测或大气污染管控方面忽略了CPM和溶解性固体。

(2)结合目前超低排放烟气治理技术的发展现状，明确指出以SO3为代表的CPM控制是我国燃煤电厂有色烟羽环境治理的关键问题。

（3）系统梳理了国内部分省市有色烟羽治理的环境管理政策，指出目前治理重点和方向不明确，没有结合燃煤电厂实际情况进行综合考虑，大规模科学要求各行业在短时间内开展治理。 性疑虑和其他问题。

（四）提出完善颗粒物定义、建立CPM检测标准、开展燃煤电厂有色烟羽控制政策与技术研究、开展SO3对环境空气质量影响研究等政策建议；及时修订国家排放标准。

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