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共护蓝天的引领者
发表时间 2018-04-03 11:10 来源 本站原创
  ——燃煤的污染与破解
  导语:为打赢蓝天保卫战,我国坚持了全民共治与源头防治相结合的方针。经大力推进燃煤污染治理,狠抓重点行业提标改造,特别是强化了在重点区域的联防联控、减煤、改气,……大气污染程度已有明显的改善。
  但,如何既能用好煤资源,又能保蓝天,其中的关键是污染防治攻坚,这需要科技创新的强劲支撑。我国大批科技工作者,砥志研思辛勤工作奉献自己的智慧,发挥着科技创新在大气治理中的引领和支撑的作用。蔡伟民教授就是其中的一位。
  蔡伟民,上海交通大学环境科学与工程学院教授。曾先后任哈尔滨工业大学环境工程系主任、学科点负责人;上海交通大学环境科学与工程学院院长、校学术委员会委员。先后获国家发明奖、国防科技进步一等奖、以及省部级自然科学奖、发明专利奖、科技进步奖(一/二/三等)共12项;发表SCI论文171篇,总被引频次6188次,个人H因子41。连续4年入选全球科技检索机构爱思唯尔(Elservier)统计的中国大陆地区环境科学学科高被引学者榜单的前列。
  他撰写的论文《创新保煤保蓝天——燃煤的污染与破解》既具高的理论水准,又具有强的实践指导意义,对当前大气整治领域尤其是火电厂以及钢铁、水泥等燃煤企业的烟气净化,实现烟气深度脱硫脱硝脱汞中效率具有积极指导意义。遂刊登此文,以飨读者。
  一、丰蕴的煤炭储量是我国得天独厚的基础能源优势,无可替代更不可或缺
  国家统计局数据显示,2015年我国煤炭探明量15663.1亿吨,按照2015年我国煤炭消费量33.8亿吨估算,可资连续使用近500年。拥有如此巨量的能源资源,无疑是我国当然的基础能源。
  但燃煤烟气中粉尘(SS)、二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)、汞(Hg)及其它金属元素以及温室气体(CO2)的连续排出,使燃煤戴实了“最肮脏能源”的帽子;特别是我国连续多年的大区域雾霾肆虐,使燃煤痛遭诟病,一时言论汹汹,使种种“清洁能源”、“煤改气(天然气)”、“减煤”甚至“弃煤”成为热词,大有非弃煤不能除雾霾保蓝天之势。但“富煤贫油缺气”是我国国情,作为基础能源的煤在中华民族的伟大复兴事业中不可或缺、也难以替代。这倒逼我们去思考破解之道:如何在保煤前提下“打赢蓝天保卫战”,实现“既有金山银山、也有碧水蓝天”的美好愿景。
  二、燃煤污染原因分析
  煤储量丰富、且热值高。但燃煤烟气污染大气,确是问题。国内外历经几十年研究与技改,烟气净化技术得到了很大程度的提高与改善。但目前仅除尘(SS ,采用布袋除尘/电除尘)技术与装置已基本上可满足我国超低排放标准(10mg/m3)要求外;其他几项(SO2、NOx、Hg 等)均尚难达标:
  SO2≤35mg/m3、NOx≤50mg/m3、Hg及其他重/贵金属尚无标准。因此,煤就这样背着“肮脏”的骂名。为此,烟气净化中的脱硫(S)脱硝(NOx)技术为世界各国家所关注、在我国更是因必需而要引起格外地重视。
  2.1 现有烟气脱硫(S)技术及其存在的问题
  烟气中的SO2来源于煤本身。煤中所含的硫(S)在炉膛的高温下被空气中氧气(O2)氧化而以SO2形式随烟气排出(一般情况下,含硫量1%的煤燃烧后烟气中SO2浓度约为2000mg/m3)。为防止所排SO2对大气的污染,我国很早就禁止含硫高的煤(含S>1%)入炉,并已有相关限制政策与规定。但实际情况仍有例外,我国西南省份盛产高硫煤(高的可达12-13%),由于运输与价格等因素,当地企业往往仍会选用地产煤,以至烟气中含SO2浓度可达2000mg/m3(甚至更多);近年,京津冀地区被雾霾倒逼,曾有规定把入炉的燃煤含硫量限制在0.5%以下(此时烟气中含SO2可≤1000mg/m3)。
  2.1.1 难堪大任的现行脱硫技术与工艺——湿法工艺简介
  在烟气脱硫问题上,湿法脱硫技术工艺是目前国内外现行的主流技术。我国在近三个五年计划中已对约 以上的煤电或工业锅炉进行了脱硫装置建设并投运,采用的即是此技术。
  湿法工艺的基本原理是利用了烟气中的SO2(酸性气体)与碱液(一般为Ca(OH)2)间的反应SO2+Ca(OH)2→CaSO3+H2O: ;再利用空气中的氧气将CaSO3氧化为CaSO4而稳定化。具体实施过程如下:
  在脱硫塔的上方喷入碱性的雾滴向下淋落(直到塔底的浆液槽内),烟气则从底部入塔上行,在相向而行中,SO2分子和碱性雾滴碰撞并被吸附在表面而固定,再随雾滴落入塔底的浆液槽内而被从烟气中除去。此过程中,SO2分子与雾滴之间可以有两种情况发生:
  (1)吸附在表面的SO2随雾滴落入塔底。在这个过程中,烟气中SO2净化利用的是雾滴的表面能,当雾滴吸附了一定量的SO2而不再有裸露的表面(表面能耗尽)时,即不再有继续吸附净化的能力。而吸附在表面的SO2与Ca(OH)2的反应(SO2+Ca(OH)2→CaSO3+H2O),以及CaSO3进一步稳定化的反应(CaSO3+O2→CaSO4)只能在一起落入塔底浆液槽中后才完成。这个过程中雾滴内部绝大多数的Ca(OH)2分子都只是徒然随雾滴淋落走了一遍,只能等待在被循环利用(即由浆液循环泵再次从塔底吸入并从塔顶部喷进塔内)中起作用。
  (2)吸附在表面的SO2分子被吸收进入雾滴内部,并与Ca(OH)2分子反应而被固定(生成CaSO3)。此种情况,雾滴此处的表面得到更新(重新裸露)而可用于再吸附。显而易见,从提高“脱硫效率”上看,(2)明显优于(1)。
  2.1.2 湿法脱硫工艺用于燃煤烟气存在的缺陷
  相关科技人员在近20多年中对湿法脱硫工艺进行了不懈努力和改进,使其工艺日臻完善:科技人员在减小雾滴粒径(增大比表面积使单位质量的浆液能吸附更多的 SO2分子),喷出更致密的雾滴、改善喷雾方式(提高气/液碰撞概率,减少或防止烟气中的 SO2从雾滴间漏穿而逃逸),增加喷雾层数(目前已有增至4-5层的报道)、加大喷雾量以及提高塔高……做了大量的工作。但,这些只是对技术的改造与进步,仅是基于反应原理的完善,因万变没离其宗,其依据的反应原理仍是气相的 SO2分子与液相中的 Ca(OH)2分子间的“气/液反应”。而气/液反应得以实现的前提是气体分子必须穿过气/液“界面”进入液相。气/液界面是由极薄的气膜与液膜构成的,其中的液相薄膜属于“层流膜”。即,任何气相分子要穿越此膜的唯一的动力是该分子在此“层流膜”(液相)中的“浓差扩散”;而浓差扩散的速度又只取决于该气相分子在此液相中的溶解度大小。而本案(脱硫)中,气体分子是 SO2,液相主体(溶剂)是水。由于 SO2在水中的溶解度不大,因此它穿过此层以水为主体的“层流膜”时,耗时较长。这,在上述湿法脱硫工艺中就表现为——即使实现了大量细微的碱性雾滴均匀致密地淋落下,在与上行烟气相向而行的过程中,每一个SO2分子都有机会碰撞到雾滴,但雾滴表面一旦吸附饱和(表面能耗尽),即使以后还有机会与其它的SO2分子邂逅碰撞,也已无缘被吸附了。原因是雾滴表面先前吸附的SO2分子来不及在雾滴淋落到塔底的有限的时间内,及时穿越此层“层流膜”而使表面更新。基于此原因,即使通过改进工艺:喷出更细、更密、更多的雾滴以期给塔内创造更多的气/液碰撞机会,也是徒劳;又,喷入的雾滴再细小,也是由无数 Ca(OH)2分子集合而成,其中位于表面的分子只能是全部雾滴内总分子数中的很少部分,因此与吸附在表面的SO2分子直接发生反应的Ca(OH)2 分子数量是有限的。即:雾滴在塔内淋落的时间内,喷入的浆液中的Ca(OH)2的利用率是很低的,浆液中大多数 分子只是徒劳地在塔内走了一趟,没能得到及时充分地利用。这就是湿法脱硫技术工艺效率难以再提高的一个关键原因。
  再,湿法脱硫工艺中,塔底浆液槽内还设有一个鼓风(空气)曝气系统。其功能有二:a.搅拌浆液(靠鼓入空气搅拌),加速实现此前被雾滴吸附在表面而带入的 SO2与雾滴内未反应的Ca(OH)2的反应 [SO2+Ca(OH)2→CaSO3+H2O];b.利用鼓入的空气中的氧分子氧化CaSO3为CaSO4而稳定化(2CaSO3+O2→2CaSO4)。在上述搅拌过程中,由于空气中占78%的氮气(N2)不参与反应最终全部从浆液中以气泡溢出,而空气中含量21%的氧气(O2)本身在水中溶解度比 SO2还小,因此相当数量的氧气其实也没能来得及穿透气/液界面的液膜进入浆液内(与Ca(OH)2 反应),而随着氮气(N2)一起最终从浆液中溢出。这种气泡溢出过程,对浆液中亚稳态的CaSO3(没来得及继续氧化为CaSO4而稳定)有促进分解(CaSO3→CaO+SO2)的作用。这反应(本质上是脱硫反应的逆反应)会在塔底浆液槽中重新释放出SO2 进入烟气中而降低脱硫塔的总脱硫效率。这是湿法工艺脱硫效率难以进一步提高的第二个重要原因。
  综上所述,湿法工艺中用碱液吸收SO2并转化为CaSO3、以及用空气氧化CaSO3为 CaSO4这两个反应,都属于气/液反应,都存在一个气相反应物必须穿越界面的层流膜才可与液相(雾滴或浆液)中的另一反应物质 [Ca(OH)2/ CaSO3] 反应的传质速度“瓶颈”。这传质速度“瓶颈”必然造成反应速率与反应效率低下。这是湿法工艺本身固有的“基因性”缺陷,非前所述的技术改造与进步所能弥补和改善的。
  我国最初引进湿法技术时,限制燃煤中含硫量为1%(此时烟气中的 浓度约为2000mg/m3),并依此制订了烟气中SO2的排放标准为400mg/m3,这是根据湿法工艺在经济可行下恰当的净化能力(80%左右)而制订的标准。此后,随着经济发展、燃煤总量的快速增长,我国大气环境容量日益减小,此排放标准从 400→200→100→50mg/m3一路从严,最新的超低排放标准已降低到了35 。这是国情(能源、环境)的需要。但现有技术的脱硫能力因存在先天缺陷而跟不上。因此,国内绝大多数相关企业虽已建有湿法脱硫装置,但大都难以达到新的排放标准要求。此外,在湿法脱硫的同时,巨量水蒸气被带入大气(200MW机组电厂锅炉排入大气的水可高达3000-4000吨/天),这极大提高近地空气湿度已成了事实上雾霾发生的帮凶。
  此外,巨量脱硫石膏的排出已成“固废”难题,而巨量水蒸气的排出其实质既是水耗、也是能耗。
  因此,湿法技术工艺在以燃煤为主的我国,实在难堪大任。
  2.2 不接地气的现行脱硝技术(SCR法)工艺简介
  燃煤中本无氮元素,烟气中NOx是炉中燃煤时鼓入空气(N2:78%,O2:21%)中的O2与N2在高温(>900 ℃)自发氧化反应而生成的。且此反应随温度升高反应速率快速提高(如,在1200℃的高温窑炉烟气中NO有时可高达1000mg/m3以上)。在高温下NOx只以NO形态存在。
  2.2.1 SCR法简介
  目前国内外主流的烟气脱硝NO技术工艺是“选择性催化还原”(SCR)法。
  美国在1957年申请并获得了一份脱硝催化剂的专利授权:以陶瓷或二氧化钛作基材制成蜂窝孔道块状,再在孔道内壁涂上五氧化二矾+钨及其它贵金属薄膜为催化剂层,当氨或尿素(含负3价的氮元素)的蒸汽与烟气中NO(含正2价的氮元素)分子通过孔道、且同时撞击在催化剂同一活性位点上时,就会在催化剂作用下互相氧化或还原对方转化为0价N的氮气(N2)。以此用于烟气中NO的净化。这项专利最终由日本获得,并于1978年实现了产业化。目前已成为国内外烟气脱硝的主流技术工艺(即SCR法)。我国则把它用于燃煤烟气中(近年建设及投运的脱硝装置基本都采用了此SCR工艺)。但此专利技术在用于我国燃煤烟气脱硝时出现了诸多问题,使我国燃煤烟气脱硝净化问题陷入了困境。
  2.2.2 SCR法用于燃煤烟气存在的问题及分析
  1. 催化剂涂层易中毒且不耐磨损,催化反应需保证较高的温度,两者很难协调
  此催化剂有两个特点:a.由于催化剂薄层涂在蜂窝孔道的内壁上(厚度仅几微米甚至几百纳米),而烟气高速通过孔道时任何细微颗粒都会对此薄层造成磨损而失效;b.反应需要保证300-400℃,低于此温度,反应或不发生,或效率低下。
  燃煤烟气出炉后具有很高的温度,但夹带了很多粉尘。为不致磨损催化剂涂层,就得先除尘,因此脱硝工段最好设置在除尘之后。而国内外工业除尘主流技术是布袋除尘法(我国建成并投运的几乎都是此法),由于布袋材质的耐温性一般为≯150℃,因此入除尘前的烟气必须通过换热先降温到150℃以下,但因脱硝工序中SCR的反应温度是350℃左右,因此先除尘然后进脱硝工段,则必须对烟气重新加热升温,而对烟气的升温能耗很大,所以一般不被采纳;又,烟气中含高浓度SO2,如果随烟气一起被带入SCR脱硝工段,则会影响催化剂活性。而再把SCR法脱硝工段接在湿法脱硫工段后再经升温进入SCR脱硝,则又因会带入脱硫后烟气中夹带的大量水蒸气和部分Ca(OH)2以及脱硫石膏的细雾而污染催化剂层、缩短它的使用寿命。因此,给脱硝工段在烟气净化工艺中的位置排布带来困难。目前国内主流工艺流程中是把SCR脱硝工段放在布袋除尘前,因此带来了催化剂的频繁更换,而催化剂成本约可占到总建设成本的1/3左右,催化剂块的频繁更换既会大幅度提高运行成本,也会次生出大量废的催化剂块(属难处置的固体危废污染物)而带来处置的难题。
  2. 大量氨水/尿素的消耗及储运
  SCR法每脱除1当量的NO就要消耗等当量的氨(或尿素)。虽烟气中NO浓度不高(一般<1000mg/m3 ),但烟气连续排放总量大,因此氨水/尿素的长期持续的消耗量就很大,这既带来运行成本的问题,而且大量氨水(或尿素)的输运与存放本身也是危险而困难的题目。
  综上,选用SCR法用于我国燃煤烟气脱硝处理,实在是在超低排放标准( NOx<50mg/m3)倒逼下的不得已的选择。SCR法脱硝用于我国燃煤烟气净化,完全不接地气。
  目前国内外暂无可达标(小于50mg/m3)且工业化的燃煤烟气脱硝技术工艺。
  2.3 烟气脱汞及重金属
  燃煤中本身含汞及一些微量的其它贵/重金属成分,在高温燃烧中都或以各种形态的单质、或以金属氧化物微粒形式随烟气排出而成为污染。由于我国燃煤量大,烟气造成的汞污染等已被世界各国关注多年。但因缺少可用技术等种种原因,此前未被列入国家计划。近,由科技部牵头已列入了2018年“20个国家重点研发计划40个重点专项”中。
  烟气脱汞也有相当难度,国内外尚缺成功的工业化技术。
  三、创新烟气深度净化技术——新概念的脱硫、脱硝、脱汞一体化技术
  目前我国新建或建成投运的燃煤烟气净化工艺,极大多数工艺都是脱硫、脱硝分离成2个独立单元串联成的(脱汞目前尚无工业化案例)。即便这样,仍难满足面对国家深度净化排放的目标。
  那么能否换一种角度去思考呢?
  3.1 新概念净化技术设计的创新思维
  3.1.1SO3转化法脱硫
  SO2在水中溶解度低,因此在用碱液吸收的气/液反应中通过气/液界面中的液膜(层流膜)时存在传质速率慢这一 “瓶颈”,导致反应速率慢、净化效率低。但若能预先把SO2 转化为SO3,则SO3+H2O→H2SO4是一个自发的、反应速率很快的水合反应;而且可用极少量的水吸收巨量的SO3( SO3+H2O→H2SO4)。若依此,则可望发明出一种快速、高效、深度脱硫的全新概念的烟气脱硫净化技术。
  为便于理解,下面以可长期稳定的98%的浓硫酸为例做进一步说明:
  
  若把此比照于烟气脱硫,即相当仅用20g的水,就可吸收80000mgSO3并可长期稳定。也即是说,如果烟气中SO2浓度为1000mg/m3,如能预先使SO2→SO3,则喷入20g水即可高速自发地吸收80m3烟气中的SO2
  由此,烟气脱硫将不是难题。
  因此,环境工程中脱硫的关键难题,就转化为如何实现SO2→SO3常温高速转化的化学问题了。
  3.1.2 NO2转化法脱硝
  其实,2NO+ O2→2NO2这一反应从热力学看是相当容易发生的;如果再结合用水/碱液吸收NO2(也是一个容易发生的反应)。若把此反应原理应用于工程中,脱硝就简单了。那么,为什么在烟气脱硝中不能用此技术呢?原因是上述热力学结论只适用于高浓度的 的氧化反应;低浓度 虽然也有热力学的可能性,实际反应却很难发生。原因是2NO+ O2→2NO2是一个三分子反应。即,当仅当2个NO分子同时各自撞到同一个O2分子的两个氧原子上时,此反应才能发生。在NO浓度高时,这种“各自”“同时”撞上的概率较大,因此,高浓度的NO气体中充入氧气瞬间就会有NO2气体产生;但,当 浓度低于1000mg/m3时,这种三分子碰撞的概率急剧下降。如下图所示。
  
  不同浓度下NO与O2反应
  而在实际燃煤的烟气中,NO的浓度大多都<1000mg/m3,而排放标准更低到50mg/m3,这使本从热力学上看很容易发生的反应变得极难实现。由于目前国内外再无可工程化的脱硝技术与工程案例,万般无奈,在环境工程的脱硝净化中只得把SCR法引用于烟气脱硝。
  所以,如果能实现低浓度下的NO→NO2的高速转化,则下述3个反应:
  
  其中任何一个都可直接发生,应用于烟气净化脱硝也就不是难题了。
  因此,环境工程中烟气脱硝的难题,也可以通过研究NO→NO2的高效高速氧化问题而得到解决。
  3.1.3 脱汞及其它贵/重金属
  若在通过氧化法进行脱硫与脱硝,则在过程中产生的浓硫酸/浓硝酸与烟气中的汞等同处一个有限空间环境中,因此汞等金属成分很容易生成其盐类而被固定净化。因此脱汞难题在上述氧化法脱硫、脱硝中,即可顺手牵羊一并解决。
  综上,若能发现一种可以在工程上实现的SO2→SO3、NO→NO2的高级氧化原理,就可能发明出一种全新概念的高效脱硫、脱硝、脱汞一体化的烟气净化技术与工艺。
  3.2 脱硫脱硝脱汞一体化——全新概念的燃煤烟气净化技术
  某些过渡金属氧化物晶体微粒的表面,由于相邻的金属原子与氧原子间电负性差异而形成“表面能谷”。当此能谷达到一定值,且此类晶型的颗粒表面的金属原子与氧原子间的距离(晶格尺寸)适宜时,就会对吸附在其表面的某类分子或官能团上的相关原子间的相互作用发生影响,削弱该被吸附的分子自身的相关原子间的吸引力,甚至断键而分别成为质子、又各自被吸附在晶粒表面的相关原子上——即,在此金属氧化物微粒的表面重构了一个不同于此前的全新的表面。
  我们科研团队利用了这种由表面能谷引发的对晶体微粒表面进行修饰改性的手段,实现了烟气中的氧分子在过渡金属氧化物表面的解离,并分别被吸附(超分子化学缔合——非共价键结合)在相应的原子上,从而把原晶体微粒的表面修饰成了一个有氧化功能的活性表面;再应用修饰在这活性表面的原子氧去氧化烟气中的SO2及NO,即实现了在50-250℃的常/低温下、高速(<0.5秒)、高效实现SO2→SO3、NO→NO2的氧化转化,再用少量的水(或碱性液体)吸收新产生的SO3/NO2生成硫酸/硝酸(或硫酸盐/硝酸盐)而被固定在颗粒表面;同时在微粒表面生成的浓硫酸(H2SO4)与浓硝酸(HNO3)又与烟气中以不同形态存在的汞及其他金属元素及其氧化物反应成盐,因此也被固定。依此,我们实现了在常/低温下对SO2、NOx及汞的同步净化。经对不同浓度(SO2:6900-1000mg/m3,NO:1000=100mg/m3)烟气的净化处理实验,均可达到超净(低于国家超低排放标准:SO2≤35mg/m3、NOx≤50mg/m3)甚至近零排放。此成果已获发明专利授权。
  在历经近20多年的坚持中,通过对问题的深入分析,并结合超级计算机进行了对各反应阶段的可行性、以及发生概率及条件参数的优化和理论计算……,最终确定了相关反应的环境条件与工艺参数,结合工艺的需要设计了各相关装备,完成了设备结构设计……及全系统的工艺流程及装备设计与制作,先在实验室内完成了含高、中、低浓度SO2(6900-1000mg/m3)、含高、中、低浓度NO(1000=100mg/m3)的烟气,以及混合烟气的实验室模拟[2m3(烟气)/h]的净化试验,均获得了远低于“超净排放”(SO2≤35mg/m3、NOx≤50mg/m3)标准,出口SO2/NOx浓度均实现了近“0”排放 [SO2<1mg/m3(检出限以下),NOx<10mg/m3]的结果。而且在烟气净化剂的洗脱液中检测到了有微克数量级的Hg2SO4/HgNO3存在。这些结果,都证实了这种全新概念的利用表面能引发的活性氧氧化SO2→SO3、NO→NO2反应的有效发生。
  3.3 工业化研究
  依3.2实验室研究成果,已在10吨(蒸汽)/h的燃煤锅炉(链条炉)(出口SO2:1600mg/m3、NO:460mg/m3)上做了23000m3/h烟气的工业化放大示范试验,达到了高效、高速脱硫、脱硝、脱汞一体化的满意结果。经第三方检测,出口SO2浓度<5mg/m3、NO<10mg/m3、NOx<80mg/m3;且在净化剂洗脱液中检测到有μg/L数量级的汞盐存在。这些都证明了前述技术与工艺工业化的可行性,进一步的工艺、装备优化还在进行中。
  上述研究成果的相关理论成果已在EST(ENVIRONMENTAL SCIENCE & TECHNOLOGY)发表;涉及到的关键技术工艺,已获中国发明专利授权(ZL201310251886.2)。目前在100吨(蒸汽)/h级的燃煤锅炉上的烟气净化的工程示范、高硫煤(12%含硫)烟气的脱硫工程示范,以及燃气(天然气)锅炉及垃圾焚烧炉的脱NOx工程试验,也已在同步推进中。
  结尾建言:
  实现中华民族伟大复兴的中国梦,能源是基础。我国自己拥有巨量的煤炭资源自给自足可用500年,乃天佑中华!但燃煤烟气有污染,会加重甚至引发雾霾也是实情。但,这不是燃煤之过,更无当“诛”之罪,该批判的是已有烟气净化技术与工艺,我们应寻它之“过”、革它之“命”,才是正道。
  前些年各种挂着“清洁”帽子的能源(光伏、核电、风电、生物质发电……)呼啸而上,有些还已投建甚至运行多年,但或至今仍靠政府补贴维持生存,或发电过程“清洁”却在制造过程中的污染已使它先天就不清洁,或存在长期隐患,或规模有限……而难当大任。近来呼声最高的是弃煤改气(天然气),各级政府也已先后发布了很多相关政策、规定、计划与措施……并已在一定区域中推广。但已出现了一系列的问题。除了巨量的锅炉拆、建的改造费用、天然气的供应能力(管网、气源)、相同供热能力下的能源差价、烟气的 污染及会排出更多的水蒸气等显性问题以外,最大的问题是在我们“富煤贫油缺气”的国情下弃煤是暴殄天物,天天买气烧更是自耗国家发展动力。此外,为保此“气”能源的安全,国家的内政、外交、军事、科技等相关政策也必然会围绕它展开而误入歧途。因此,大范围的弃煤改气目前国情下断不可行。
  我国具有集中力量办大事的特质。正因如此,对重大共性问题的科学、精准的认识与决策就特别重要。万不可好不容易爬上了房,才发现梯子搭错了墙。