朱法华：煤电湿法脱硫是治霾功臣

    近年来国家持续加大污染治理力度，环境质量总体有所改善，但冬季京津冀地区雾霾仍然频发，引起不少人质疑治霾措施的正确性。有观点认为，由于燃煤电厂的湿法脱硫排放大量的可溶盐，未对烟气加热排放，导致低温、高湿度的烟气难以扩散，进而得出“湿法脱硫治理燃煤污染或是雾霾形成的重要原因”的结论，并极力推行干法脱硫。因此，有必要全面认识湿法脱硫，厘清雾霾形成的主要原因，把握正确的治霾方向。

    01烟气脱硫及其减排效益

    2003年我国颁布的《火电厂大气污染物排放标准》首次对燃煤含硫量大于1%的新、扩、改建电厂提出了烟气脱硫的要求;2011年我国出台了“史上最严”的新版《火电厂大气污染物排放标准》，极大地推动了燃煤电厂的烟气脱硫与脱硝;2014年，国家发改委、环保部、能源局等印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》，拉开了燃煤电厂实施超低排放的序幕。

    截至2015年底，全国已投运的烟气脱硫机组容量约8.2亿千瓦，占全国火电机组容量的81.55%，占全国煤电机组容量的91.20%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%。

    截至2016年底，全国已投运的超低排放煤电机组容量达4.4亿千瓦，占煤电机组总容量的49%。与2010年相比，2016年电力行业烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别下降88.6%、81.6%和85.2%。污染物减排的环境效益相当显著，全国酸雨面积下降70%，重点城市(包括京津冀、长三角、珠三角)2016年的PM2.5浓度与2013年相比下降30%左右。由于全国总量减排任务主要是靠电力行业减排完成的，电力行业无疑对上述环境改善贡献最大。

    02湿法脱硫及湿烟气排放是世界实践结果

    发达国家自20世纪50年代就开始研究燃煤电厂的烟气脱硫，先后开发出100多种脱硫技术，但真正实现工业化应用的技术很少。依据脱硫产物的形态，烟气脱硫分为湿法和干法，湿法包括石灰石-石膏湿法、海水法、氨法、亚钠循环法、氧化镁法、双碱法等，干法包括烟气循环流化床法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙增湿活化法、电子束法、活性炭吸附法等。

    日本、德国等主要燃煤发达国家对燃煤电厂的烟气脱硫始于20世纪70年代初，在10-20年的时间里，基本完成了燃煤电厂的烟气脱硫，如德国1983年颁布的《大型燃烧装置法》规定：到1993年德国所有燃煤、燃油电厂都需进行烟气脱硫。美国燃煤电厂的烟气脱硫也始于70年代初，但由于其推行排污权交易，燃煤电厂的烟气脱硫是逐步推广的，早期的电厂脱硫主要在燃煤含硫量高的大机组上进行，直至2012年底，美国燃煤电厂安装烟气脱硫的机组容量占煤电机组容量的63.7%。如1990年12月美国燃煤电厂的烟气脱硫共159台机组，容量达7178.2万千瓦，燃煤平均含硫量1.87%。据1998年的统计资料，全世界烟气脱硫设施中，湿法脱硫约占85%，其中烟气脱硫设施较多的日本湿法脱硫约占98%、美国约占92%、德国约占90%。

    美国燃煤电厂1985年底共有135台机组5789.9万千瓦安装了烟气脱硫设施，其中湿法脱硫占92%;1990年底共有159台机组7178.2万千瓦安装了烟气脱硫设施，其中湿法脱硫占91%;2007年底共有582台机组13081.5万千瓦安装了烟气脱硫设施，其中湿法脱硫占85%。湿法脱硫的比例在下降，与此同时，安装脱硫设施机组的单机容量下降得更快，从1990年到2007年，安装脱硫设施的机组平均单机容量从45.1万千瓦下降到22.5万千瓦，说明新增的脱硫机组单机容量普遍较小，采用干法脱硫比例的相对较多，这与干法更适用于中小机组的改造以及小机组的排放要求较为宽松有很大关系。

    在1992年到2002年期间，德国、美国、日本、挪威、荷兰、加拿大等各种不同的烟气脱硫技术在我国开展广泛试验，经过10余年的实践，满足燃煤电厂排放标准要求、经济可行、运行稳定的脱硫技术越来越少。湿法脱硫，特别是石灰石-石膏湿法脱硫，因脱硫效率高、运行可靠、操作简单，得到了广泛应用。

    据电力行业2015年底的统计数据，各种脱硫工艺市场占比中，石灰石-石膏湿法占92.87%，海水法占2.58%，氨法占1.81%，烟气循环流化床法占1.80%，其它脱硫工艺占0.93%。可见，湿法脱硫占比达到97.26%，且以石灰石-石膏湿法为主，因此以下除特别注明外，湿法脱硫均指石灰石-石膏湿法。

    美国是世界上第二大煤炭消费国，煤炭主要用于发电，对烟囱的烟气排放温度从来没有要求，以湿烟气排放为主。德国在2002年以前要求烟囱的排烟温度大于72℃，2002年废除了该项规定，此后对烟气排放温度没有要求。日本由于人口密度大，电厂附近的居民不接受湿烟气排放，所以燃煤机组加装加热装置排放烟气非常普遍，日本企业的排放要求很大程度上取决于当地居民。

    03湿烟气中的主要成分

    湿法脱硫后排放的湿烟气中除氮气、氧气、二氧化碳、一氧化碳外，还有常规污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物，此外，还有可凝结颗粒物、液态水及其溶解盐、气态水。

    烟尘，实际上是指可过滤颗粒物，包括除尘器未能完全收集的烟尘及烟气脱硫、脱硝过程中产生的未被捕集的次生颗粒物，如石膏颗粒等。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，但随着超低排放的实施，“石膏雨”现象越来越少，因为“石膏雨”严重的电厂，其烟尘(可过滤颗粒物)排放浓度不可能满足排放标准要求，更不用说满足超低排放要求了。此外，“石膏雨”中石膏均是大颗粒，在烟囱周围500米范围内降落到地面，所以与雾霾表征因子PM2.5无关。

    依据美国环保署的定义，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内凝结成为液态或固态，此类物质通常以凝结核的形式存在，空气动力学直径小于1微米。燃煤电厂湿烟气中可凝结颗粒物主要是气雾状的三氧化硫等。

    湿烟气中的液态水是指在烟道温度状况下呈液态形式存在的水，其中会溶解部分盐，排入大气中蒸发后，溶解的盐即形成PM2.5。

    湿烟气中的气态水是指在烟道温度状况下呈气态形式存在的水，俗称水蒸气，气态水中基本不含任何污染物，对PM2.5无贡献。

    毋庸置疑，湿法脱硫极大地减少了烟气中二氧化硫及可过滤颗粒物的排放，但三氧化硫及液态水中的可溶盐排放会增加大气中的PM2.5，因为三氧化硫排入大气中会与碱性组分反应生成硫酸盐。

    04湿法脱硫可减少烟气中的可过滤颗粒物

    湿法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。湿法脱硫对烟气中烟尘(可过滤颗粒物)的去除效率与颗粒物的初始浓度和粒径、脱硫系统的液气比、流场均匀性、烟气流速、除雾器的除雾效果等许多因素有关。

    日本电厂的测试结果表明，湿法脱硫对烟气中可过滤颗粒物的去除效率一般在70%-80%。我国早期的湿法脱硫工程，由于脱硫效率较低，测试结果表明湿法脱硫对可过滤颗粒物的脱除效率一般在50%左右，新建电厂环评报告编制过程中湿法脱硫对烟尘的去除效果均是按50%进行计算的。

    对于少数除雾器效果较差、“石膏雨”现象严重的电厂，甚至出现脱硫后可过滤颗粒物浓度增加的现象，这些电厂排放烟气中的雾滴浓度均不满足2005年颁布的国家环保标准《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》的要求。但不能以个别早期不满足环保标准要求的电厂，烟气脱硫后可过滤颗粒物或PM2.5质量浓度稍有增加的案例来否定湿法脱硫对可过滤颗粒物的脱除效果。

    2014年以后，随着超低排放的大力推进，燃煤电厂湿法脱硫工程的脱硫效率及除雾器的除雾效率均大幅提高。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的测试结果相近，在70%-80%，甚至更高。

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