湿法脱硫：雾霾元凶 or 治霾功臣？

湿法脱硫究竟是治霾功臣，还是雾霾元凶？这一争论自2013年我国开始大力度治霾时便已有之，今年尤其激烈，8月份环保部专门召开专家研讨会对此进行讨论，中国电力企业联合会等机构也先后组织多场讨论会，然而，“批湿派”与“挺湿派”最终还是谁也没有说服谁。

湿法脱硫是我国燃煤电厂锅炉普遍采用的脱硫方法，其工作原理是：把大量的水与石灰石粉或生石灰粉混合，形成石灰石或熟石灰碱性乳液，从脱硫塔的上部喷洒；在风机作用下，含有大量二氧化硫的酸性烟气则从下向上流动，与碱性液滴中的石灰石或熟石灰相遇反应生成石膏及其他硫酸盐，随液滴坠落到脱硫塔塔底，收集去除。“批湿派”与“挺湿派”争论的核心问题是，在湿法脱硫过程中，是否向大气中排放了大量硫酸盐颗粒物，以及湿法脱硫是否应该被（半）干法脱硫工艺取代。

年终将至，雾霾问题依旧牵挂人心。本刊特约今年“批湿派”代表性人物中德可再生能源合作中心执行主任陶光远与“挺湿派”代表人物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，总结各自阵营的观点，以期对读者真正了解问题症结与争论原委有所帮助。

陶光远：

有环保专家确认，在我国，硫酸盐颗粒物已经成为当前大气中PM2.5的第一大组成部分。非采暖季，硫酸盐颗粒物占大气PM2.5的比例为2/3左右；采暖季的平均占比在1/3左右。

有观点认为，这些硫酸盐颗粒物主要是大气中的二氧化硫与氨气合成的。但近年来，我国大气中二氧化硫浓度大幅下降，氨气的主要来源农业尿素的用量也在下降，大气中由二氧化硫和氨气合成的硫酸盐颗粒物应该同步下降才对。那么，浓度不降反升的硫酸盐颗粒物该如何解释？

答案只有一个：湿法脱硫工艺。

二次颗粒很要命

在湿法脱硫的脱硫塔内，脱硫乳液中的石灰石或熟石灰，以及其他少量的碱性元素，如镁、铝、铁、氨等，与二氧化硫反应生成石膏及其他硫酸盐。由于石膏在水中的溶解率很低，因此收集落到塔底的乳液，将其中的石膏分离出来，剩下的就是含有大量可溶性硫酸盐的污水，这些硫酸盐包括硫酸镁、硫酸铁、硫酸铝等。

问题就出在这些硫酸盐身上。脱硫过程中，并非所有乳液都落到了塔底，因为进入脱硫塔的烟气温度很高，将大量乳液液滴蒸发，由于蒸发速度很快，一些微小液滴中的可溶性硫酸盐来不及结晶，于是析出了大量极细的硫酸盐固体颗粒，平均粒径很小，很大一部分颗粒物直径在1微米以下。这些含有硫酸钙颗粒和可溶盐的乳液蒸发量非常巨大，对应一台100万千瓦的燃煤发电机组，脱硫塔乳液蒸发量每小时高达100吨左右，因此析出的极细颗粒物数量也很大。这些颗粒物随着烟气向脱硫塔上部流动，大部分被从上部滴落的液滴吸附，但仍有可观的残留颗粒物随着烟气从塔顶排出。

近年来，随着深度脱硝工作的推进，又产生了一种不可忽视的颗粒物，即硫酸铵。在燃煤锅炉烟气污染物减排流程中，第一道工艺是脱硝，第二道是除尘，第三道才是脱硫，脱硝工艺中以氨水或尿素水作为还原剂，有可能发生氨逃逸。氨逃逸量与氨喷射和控制技术有关，同时与氮氧化物的排放上限成反比，在技术相同的情况下，要求排放的氮氧化物越少，氨的使用量就越多，逃逸量也就越多。如果在脱硝环节逃逸了10毫克/立方米的氨，在湿法脱硫环节90%的氨与二氧化硫合成硫酸铵，则可以产生约36毫克/立方米的硫酸铵。全国每年煤炭消耗近20亿吨的燃煤电厂采用脱硝加湿法脱硫工艺，硫酸铵生成量将高达72万吨/年。

湿法脱硫后的烟气经过烟囱排放到大气中，脱硫过程中产生的大量二次颗粒物也随之排放到了大气中。其中石膏颗粒物粒径较大，于是跌落在距烟囱不远的周围，被称为石膏雨；而那些粒径较小的可溶盐则随风飘向远方，并逐渐沉降，提高了广大地区大气中颗粒物的浓度。

经测算，脱硫后烟气中的硫酸盐颗粒物常常会达到几百毫克/立方米，比起脱硫前烟气中的颗粒物浓度，增加了好几倍甚至几十倍，它们全都变成了PM2.5。这就是经过最近几年大规模燃煤烟气处理后，大气中的PM2.5浓度并没有大幅度下降的原因所在。

老设备老办法，新设备新办法

去除湿法脱硫环节产生的二次颗粒物，关乎我国大气污染治理的成败，不得不重视。根据德国等发达国家的经验，一般是老设备采用老办法，新设备采用新办法，即对于已经投入运行、设计使用年限还未到的湿法脱硫设备，主要用打补丁的方式减少颗粒物排放；而对于新上马的燃煤锅炉，则直接改用（半）干法脱硫工艺。

给湿法脱硫打补丁的具体措施主要包括，第一，加装湿式静电除尘器，用静电吸附颗粒物和液滴。第二，利用烟气冷凝去除颗粒物，如果在烟气从脱硫塔出来后对其冷凝，会均匀地冷凝出大量水滴，及时地与邻近的颗粒物结合，以冷凝水形式从冷凝器排出，从而将颗粒物大量清除；也可以在烟气进入湿法脱硫环节之前就将其冷却，这样烟气中能够容纳的饱和蒸汽量会大大降低，脱硫塔中没有大量液滴蒸发，也就不会析出大量的硫酸盐颗粒物了。第三，烟气再加热，经过湿法脱硫的烟气温度较低，排放到大气中之后上升高度较低，大量颗粒物散落在烟囱周围，严重影响烟囱周围的大气环境，如果将烟气加温，烟气上升高度增加，颗粒物的散落范围将扩大，但是这种操作并没有减少大气中颗粒物总量。第四，通过烟气再加热装置将烟气加热到消除水雾的温度后，再通过袋式除尘器除尘。

前些年，我国的燃煤电厂很少采用上述任何一种工艺，近几年可能是因为发现了极细颗粒物排放问题，才陆陆续续加装第一项湿式静电除尘器。然而，问题在于，如果仅采用第一项工艺，对硫酸盐颗粒物的去除效果有限。因为颗粒物越小，其表面积与质量之比越大，颗粒物在空气里运动时的摩擦阻力就越大，运动到静电除尘器极板上的速度很慢，很大比例的极细颗粒物没有被这道工艺去除。实际上，颗粒物越小，在空气中漂浮时间就越长，对大气污染的影响也就越大。而如果再安装第二项或者第四项工艺，可以大大减少二次颗粒物的排放量，但随之带来的是设备投资的大量增加，对小一点儿的燃煤锅炉，烟气处理装置甚至超过了对锅炉系统的投资，且运行费用很高，企业根本承受不起。

所以在新建锅炉上，建议干脆摒弃湿法脱硫工艺，采用（半）干法烟气综合处理技术。德国目前比较成功的是APS （Activated Powder Spray，活性粉末喷洒）烟气处理工艺，可以综合脱硫、硝、重金属和二恶英，在脱硫过程中不产生新增的极细颗粒物，而且它没有污水需要处理，从而节约运行成本。实践经验表明，采用这种系统，颗粒物排放浓度可以达到1毫克/立方米左右，二氧化硫排放可以达到5毫克/立方米左右，大大低于当前我国的超低排放标准。由于（半）干法脱硫的优势很明显，所以目前德国新建的锅炉，尤其是在垃圾焚烧厂，基本上都是采用这种工艺。

朱法华：

从2003年颁布《火电厂大气污染物排放标准》，到2014年发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》，我国对燃煤电厂污染物排放的治理已经走了十多个年头，其中，湿法脱硫是主要环节之一。当前，我国燃煤发电机组几乎100%加装了烟气脱硫装置，或者使用具有脱硫作用的循环流化床锅炉。因为这些努力，与2010年相比，我国电力行业2016年的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别下降了88.6%、81.6%和85.2%。

然而，有部分观点将煤电行业的湿法脱硫认作了雾霾的元凶之一，认为其导致了大气中硫酸盐颗粒物占比的大量升高。对此，首先要认识到，湿法脱硫是治理大气污染的重要手段，如果最终让污染更为严重，不符合逻辑；其次需要明确，大气中硫酸盐颗粒物占比上升，不等于总量上升。从近几年的监测数据来看，我国大气中的硫酸盐颗粒物平均浓度是逐年下降的，这要归功于湿法脱硫工艺。

湿法脱硫是治霾功臣

湿法脱硫工艺加重了大气中PM2.5浓度的观点，肯定是站不住脚的。对于这个问题，要从两方面理解。

其一，如果没有湿法脱硫，大量燃煤产生的二氧化硫直接排放到空气中会是什么后果？我国燃煤电厂产生的烟气，在未经脱硫之前二氧化硫浓度平均在2200毫克/立方米左右，如果直接排放到空气中，经测定，将有10%以上转化为硫酸盐颗粒物，假设生成的全部为硫酸铵，浓度将超过450毫克/立方米。在当前大气氧化性逐年增强的情况下，实际转化率绝对不止10%，加之严重的酸雨威胁，如果没有湿法脱硫，燃煤造成的大气污染是不可承受的。

其二，就湿法脱硫环节本身而言，究竟是增加了还是减少了颗粒物的浓度，需要进行具体的分析与测定。湿法脱硫后的湿烟气中，会对大气PM2.5浓度造成影响的成分有三种，即可凝结颗粒物、可过滤颗粒物和可溶盐。

可凝结颗粒物，是指在烟道温度状况下为气态，离开烟道后在环境状况下降温数秒后凝结成为液态或固态的物质，燃煤电厂湿烟气中的可凝结颗粒物主要是三氧化硫。毋庸置疑，三氧化硫进入大气后会与碱性组分反应生成硫酸盐，增加PM2.5浓度，但是，湿法脱硫本身并不产生三氧化硫，相反，它可以协同脱除部分三氧化硫，即湿法脱硫对减少烟气中三氧化硫排放形成的PM2.5是有贡献的。根据国内近百台燃煤机组的实测结果，湿法脱硫对三氧化硫的脱除效率在20%～90%之间。

可过滤颗粒物，包括除尘器未能完全收集的烟尘及脱硫、脱硝过程中产生的、未被捕集的次生颗粒物，如石膏颗粒等。在湿法脱硫环节，脱硫塔内有多层喷淋层，类似于下大暴雨，正常情况下会将烟气中的颗粒物淋洗下来。在我国，大量电厂的测试结果表明，湿法脱硫对可过滤颗粒物的脱除效率与日本燃煤电厂效率相近，在70%～80%，甚至更高。

湿烟气中可溶盐的含量，是争议最大的部分。湿法脱硫排放的可溶盐可以分为二部分，一部分是烟气中三氧化硫排入大气中形成的盐，另一部分是液态水中溶解的盐。需要特别强调的是，只有液态水中才有可溶盐，气态水中没有可溶盐。对湿烟气液态水中可溶盐含量的测定，目前尚无标准方法，国内外的测试结果均很少，原因就在于业内普遍认同，湿烟气中携带的液态水及可溶盐对大气污染的影响是微乎其微的。根据上海3台超低排放机组的测定，湿法脱硫后，湿烟气中大于3微米的液滴平均浓度为409.6毫克/立方米，气态水含量在100克/立方米以上，可见液态水占总水量的比例小于千分之四。同时，其携带的可溶盐浓度平均为677.1毫克/升，据此可以计算出，湿烟气中携带的可溶盐浓度平均为0.28毫克/立方米。若考虑到小于3微米的液滴中溶解的盐，湿法脱硫实际排放的可溶盐浓度会稍大一些，但总量依然是很小的。

综合分析湿法脱硫对三氧化硫、可过滤颗粒物的协同脱除，湿烟气中液态水携带的可溶盐含量，湿法脱硫环节本身对大气中PM2.5的减少具有正面贡献。而如果加上大量脱除二氧化硫的贡献，湿法脱硫绝对是治霾的功臣。

湿法脱硫是历史的选择

当然，早期的湿法脱硫工程，由于工程投资、运行管理等方面的原因，“石膏雨”现象较为普遍，但随着工艺的不断成熟、管理流程的不断完善，以及超低排放的实施，“石膏雨”现象越来越少。此外，“石膏雨”中的石膏均是大颗粒，均会在烟囱周围500米范围内降落到地面，所以与大气中的PM2.5无关。我们不能以个别不满足环保标准要求的电厂湿法脱硫后可过滤颗粒物或PM2.5浓度稍有增加的案例，来否定湿法脱硫工艺。

其实，我国燃煤电厂以及大多数其他燃煤企业之所以选择湿法脱硫，是经过了反复实验与论证的。从上世纪70年代末开始到现在，我国对于（半）干法脱硫的工业实验一直都没有停止过，但经过反复实验、研究，包括对国际经验的借鉴，最终选择了湿法脱硫工艺，因为它的脱硫效率更高、运行更稳定、副产物处理也更为方便。湿法脱硫是燃煤电厂脱硫的主要技术，这是世界各国环保工程师和科学家经过多年的研发应用后所达成的普遍共识，当前，湿法脱硫工艺在我国电厂中占比为91%，世界平均水平为85%。

多年来，湿法脱硫工艺也在不断的完善过程中。我国燃煤电厂现在逐步推行烟气超低排放，在此之前，脱硫环节有脱硫环节的规范，脱硝环节有脱硝环节的规范，但是发展到超低排放工程技术规范，就不能对每个子系统进行单独评定了，因为超低排放烟气治理是一个系统工程，各子系统之间会相互影响，如何对整个系统进行优化，在实现减排的同时更为节能，是下一步烟气治理的研究与突破方向。

至于很多人关心的雾霾治理成效问题，应该认识到，并不是说硫氧化物、氮氧化物以及挥发性有机化合物（VOC）排放量降下来，大气PM2.5浓度就会同比例地下降。根据美国公布的数据，与2000年相比，美国2010年排放的硫氧化物削减了50%、氮氧化物削减了41%、VOC削减了35%，但最终导致PM2.5年均地面浓度仅减少了27%。硫氧化物、氮氧化物、VOC排放量的削减幅度之和是PM2.5地面浓度削减幅度的4.7倍，在欧洲也有类似的统计结果。由此可见，为了缓解雾霾天气频发问题，我国硫氧化物、氮氧化物、VOC的减排任重而道远。为此，我们需要进一步推广并优化包含湿法脱硫在内的超低排放烟气治理系统。