有观点认为是火电厂排放“白烟”所致，进而希望能够进行“消白”。究竟“白烟”是不是罪魁祸首？对此，一些业内人士给出了答案。
成分以水雾为主
不影响环境质量
“白烟”就是火电厂湿法脱硫后排放的湿烟气，经常可以看到从火电厂的烟囱里冒出来，有人认为这些可能会对空气造成污染。“白烟”又称“白色烟羽”，因其外形呈羽毛状而得名，业内也将之称为湿烟羽。
中国电力企业联合会副理事长王志轩对此解释说，火电厂产生的“白烟”是采用了湿法脱硫工艺，烟气温度可达45℃—52℃。这些烟气排放时与温度相对较低的外环境空气接触而冷凝，所形成的大量雾状水汽对光线产生了折射或散射。由于天空背景色和天空光照、观察角度等因素发生了颜色的细微变化，通常呈现出白色、灰白色或蓝色等。其中，“白色烟羽”较为常见。
另有数据显示，截至2018年年底，我国发电装机容量190012万千瓦，其中火电装机容量114408万千瓦，火电发电量49249亿千瓦时，比未实施超低排放的2013年增长16%，但2018年全国火电烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量比2013年分别下降了86%、87%、88%，为常规大气污染物的总量减排做出了重要贡献，得到广泛认可。
根据华东地区3个火电大省99台各种容量等级的超低排放煤电机组烟气排放连续监测数据的统计，烟尘介于1-5毫克每立方米，平均2毫克每立方米，二氧化硫介于8-24毫克每立方米，平均16毫克每立方米，氮氧化物介于22-44毫克每立方米，平均33毫克每立方米，单位发电量的污染物当量数小于燃气电厂。
“对于环保治理设施合格的超低排放机组来说，烟羽的成分以水雾为主，污染物浓度很低，对环境质量没有直接影响，属于视觉污染”，王志轩说。“即使电厂环保设施全部满足环保要求并稳定运行，但是烟流在不同光线、时间和角度下还是会呈现不同颜色。就如同云，有时是白云，有时是乌云，有时是彩霞”，王志轩指出。
王志轩强调，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，仅仅能起到消除视觉影响的作用。
治理“白烟”成本高昂
得不偿失
是否需要对烟气进行“消白”，业内人士指出，应该考虑减排效果、对环境的改善效果、经济投入与运行费用、技术可行性以及运行可靠性与稳定性等相关问题。
燃煤电厂排放的一次颗粒物实质上包括可过滤颗粒物(FPM)与可凝结颗粒物(CPM)。有业内相关人士表示，将烟气中CPM平均排放水平按10mg/m3计算，中国燃煤电厂排放的CPM总量约12万吨/年，占全国PM2.5总量不到1%，影响微乎其微。
国电环境保护研究院院长、国家环境保护大气物理模拟与污染控制重点实验室主任朱法华指出，我国燃煤电厂的烟气治理技术经历了引进、消化、吸收、创新、跨越式发展的过程，吸收了全世界烟气治理的经验，自主研发出世界领先的治理技术与工艺路线。近年来，我国燃煤电厂的超低排放技术及产品不仅在国内得到广泛使用，而且出口美国、德国、日本、土耳其、印度等40多个国家，推动了清洁煤电技术的全球应用。
按照朱法华的分析，烟气“消白”单位千瓦的投资一般在70元左右，全国燃煤电厂进行烟气“消白”约需700亿元，每年的运行费用大约在200亿元左右，另外每年还会增加标煤消耗400-1200万吨。
根据多个完成烟气“消白”的电厂调研，烟气“消白”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。可能会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。
朱法华说，烟气直接加热“消白”增加大气污染物排放，烟气冷凝再加热“消白”，基本不减少大气污染物排放，但投资与运行费用均不低，治理的边际成本太高，从环境保护角度来看就是劳民伤财。
据中国电力企业联合会统计，以2018年为估算年份，天津、上海、河北等已实施湿烟羽治理政策的地区，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320亿—680亿元，年增加运维费用约120亿元。同时，增加标准煤消耗约230万—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，增加二氧化碳排放量约600万—1500万吨。
王志轩认为，在火电厂普遍实现超低排放的基础上再进行消除湿烟羽治理，总体上是盲目的，得不偿失。
他建议，应科学认识湿烟羽的基本情况，运行好现有的环保设施，减少二次污染物的产生。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。
