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，厘清雾霾形成的根本原因，把握正确的治霾方向。
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。
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，但真正的完成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，满足燃煤电厂排放规定要求、经济可行、运行稳定的脱硫技术慢慢的变少。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、简单易操作，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，煤炭大多数都用在发电，对烟囱的烟气排放温度从来就没要求，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特别大程度上取决于当地居民。
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，其实就是指可过滤颗粒物，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”现象慢慢的变少，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规定要求，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。
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相关。日本电厂的测试根据结果得出，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，测试根据结果得出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，甚至会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规定要求的电厂，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度提高。大量电厂的测试根据结果得出，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。
湿法脱硫排放的可溶性盐可大致分为二部分，一部分是烟气中的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。
不管是干法脱硫还是湿法脱硫，排放烟气中均存在三氧化硫，排入大气中会形成盐，其颗粒粒径小于2.5微米（PM2.5）。需要明确的是，湿法脱硫本身不产生三氧化硫，相反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，湿法脱硫对烟气中三氧化硫的脱除效率在20%-90%之间，超低排放机组一般在70%以上，脱除效率与脱硫塔的形式有关，复合塔的脱除效率明显高于空塔。实现超低排放的机组多采用复合塔脱硫技术，超低排放机组烟气中三氧化硫测试结果的平均值8.86毫克每立方米，其中加装湿式电除尘器的20台机组平均值6.6毫克每立方米。实现超低排放之前，烟气中三氧化硫的排放浓度平均不超过30毫克每立方米。
2016年煤电机组容量8.98亿千瓦，湿法脱硫机组容量8.76亿千瓦（含海水脱硫、氨法脱硫等），年平均利用小时取4500小时，可以算出所有湿法脱硫煤电机组没有超低之前，年排放三氧化硫约36万吨，全部折算成硫酸铵约为59.4万吨；全部实现超低排放后，年排放三氧化硫约10.6万吨，全部折算成硫酸铵约为17.5万吨
根据国内现有工程的测试结果，超低排放条件下湿法脱硫协同脱除三氧化硫的效率一般在70%以上，高于干法脱硫的56.6%（介于48.5%-64.2%）。
湿法脱硫过程中会产生液滴随烟气上升，为减少这些液滴排放，湿法脱硫系统中均设有除雾器，除雾器后的湿烟气中仍会含有液态水，环保标准中称之为雾滴。雾滴浓度与除雾器的除雾效果紧密关联，2005年颁布实施的环保标准《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》中规定：在正常运行工况下，烟气中的雾滴浓度应低于75毫克每立方米。2017年颁布实施的环保标准《火电厂污染防治可行技术指南》中要求超低排放烟气中雾滴浓度低于25毫克每立方米。
雾滴浓度不是指烟气中实际排放的液态水浓度或液滴浓度，而是指折算到相应湿法脱硫浆液中镁离子浓度条件下，标准状态干烟气中的雾滴总质量浓度，包括雾滴中的液态水及其溶解的盐。
据国电环境保护研究院近三年对燃煤电厂烟气中的雾滴监测结果，26台超低排放机组排放烟气中雾滴浓度介于1.1-19.7毫克每立方米,平均6.6毫克每立方米；其中10台超低排放机组，湿法脱硫后湿式电除尘器前烟气中雾滴浓度介于4.0-43.4毫克每立方米,平均16.8毫克每立方米。未实现超低排放但达标排放的9台机组，湿法脱硫出口烟气中雾滴浓度介于10.5-71.4毫克每立方米,平均38.5毫克每立方米。由此可见，规范建设、运行的湿法脱硫装置，其排放烟气中的雾滴浓度均是满足环保规定要求的。
除雾器后烟气中的液态水溶液，包括湿法脱硫过程中形成的随烟气上升的液滴、除雾器冲洗水形成的液滴、烟气中气态水冷凝形成的液滴、以及烟气中的三氧化硫与二氧化硫等气态物质部分溶入液态水中。
湿烟气液态水中可溶盐含量的测定，目前尚无标准测试方法，国内外的测试结果均很少。根据上海3台超低排放机组烟囱液（顺着烟囱内壁流下的烟气中的液态水）中离子组份的测定，发现烟囱液中离子组分与脱硫浆液、脱硫废水的成分有很大的差异，烟囱液的pH值低至2左右，成分中以硫酸根与钙离子为主，硫酸根占阴离子摩尔浓度的99.8%-100%，平均99.9%；钙离子占阳离子（钙、镁、铝、铁）摩尔浓度的32%-64%，平均50%；可溶盐浓度介于501.8-869.2毫克每升，平均677.1毫克每升。同时采用国家标准方法测试了相应机组烟气中大于3微米的液滴浓度，7次测试结果介于216.5-640.2毫克每立方米，平均409.6毫克每立方米。据此可计算出液态水排放携带的可溶盐浓度平均为0.28毫克每立方米。考虑到小于3微米的液滴（目前无标准的采集方法）中溶解的盐，实际排放的可溶盐浓度会稍大。
需要特别强调的是液态水中才有可溶盐，气态水中没有可溶盐。如上所述，湿烟气中的液态水平均浓度为409.6毫克每立方米，气态水含量在100克每立方米以上，可见液态水占总水量的比例小于千分之四。
由以上计算结果能看出，湿法脱硫排放的可溶盐对大气中PM2.5的影响较小。综合对比湿法脱硫对三氧化硫的协同脱除量、湿烟气中液态水携带的可溶盐，湿法脱硫对大气中PM2.5的减少具有较大的贡献。
湿法脱硫后湿烟气中的水汽（包括气态水与液态水）排放量可达到100克每标准立方米以上，但以气态水蒸汽为主。烟囱排放水汽总量，与相同规模电厂冷却塔排放的水汽总量相比，约是其四分之一到五分之一。我国北方的燃煤电厂普遍建有湿式冷却塔，仅在2007年以后国家才要求北方缺水地区应采用空气冷却方式，不建湿式冷却塔。百年来湿式冷却塔的水汽一直在排放，且其排放的水汽量远远高于烟囱排放的水汽量，没有对大气的湿度产生影响，北方空气的湿度依然远低于南方。
事实上，干法脱硫排放的烟气中一样含有大量的水蒸汽，所不同的是由于干法脱硫排烟温度较高，烟温越高，饱和烟气中的水蒸汽含量越大，只是肉眼看不见而已。根据计算及实际测试，石灰石-石膏湿法脱硫排放烟气的含水量比干法脱硫排放的烟气含水量仅高10%左右。
此外，对湿烟气进行加热到75℃左右后排放，可以消除湿烟气排放形成的“大白烟”，但并不减少细颗粒物的排放；加热烟气需要消耗大量能源，实际上会增加污染物排放。采用先对烟气冷却析出大量水，再对烟气加热升温5℃左右的方式，既可消除“大白烟”，又可节水节能。
燃煤电厂湿法脱硫排放的水汽总量与区域地面蒸发量、大气中的水汽总量相比基本可以忽略，因此湿烟气排放对大气湿度的影响也可以忽略。
影响烟气抬升高度的主要因素是热力抬升与动力抬升，就同一烟气脱硫工程而言，大气环境温度是影响干、湿烟气排放烟气抬升高度差异的主要影响因素，即环境温度越高，烟气温度与环境温度的差值越小，越不利于烟气抬升与扩散。根据计算，当环境温度低于10℃时，湿法脱硫后干、湿烟气的抬升高度相差无几，地面浓度的差异基本可以忽略。因此，湿烟气在我国北方冬季排放，对大气环境的影响与干烟气基本没有差别。在夏季，由于烟气温度与环境温度相差较小，烟气抬升高度较小，对地面浓度的影响较大。
根据美国公布的统计结果，美国2010年主要污染物排放量与2000年相比，PM10削减了5%，硫氧化物削减了50%，氮氧化物削减了41%，VOC了削减35%，最终导致PM2.5年均地面浓度削减了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。
在欧洲经济区（EEA）的32个地区内，2009年主要污染物排放量与1990年相比，PM10削减了27%，硫氧化物削减了80%，氮氧化物削减了44%，VOC削减了55%，最终导致PM2.5年均地面浓度削减了34%。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5.3倍。
不论是美国还是欧洲，PM2.5年均地面浓度削减幅度均远远小于硫氧化物、氮氧化物、VOC排放量的削减幅度。我国北京PM2.5年均地面浓度约是环境空气质量标准的2倍，要想满足标准要求，意味着要再下降50%，对区域硫氧化物、氮氧化物、VOC排放量的削减就需要更大的幅度。
日本1983年1月统计的烟气脱硫设施共1366台，电厂仅为64台，占4.7%。脱硫设施数目以造纸厂、化工厂最多，其次是纺织业，合起来占总数的48.8%。供热、供汽和公共浴室因为基本上都用液化天然气，故用到烟气脱硫的只是个别单位，数目极少。就处理能力来看，则电厂最高，占全部处理能力的33.3%，因为电厂的排烟量最大；其次是造纸厂和化工厂，占27.9%。平均脱硫效率以供气、供热和金属加工行业最高，在96%以上；玻璃厂和废弃物焚烧厂的脱硫效率较低，各为63.9%和73.7%，造纸厂脱硫设施的平均脱硫效率为83.2%，电厂为90.8%。全国烟气脱硫设施加权平均效率为86.4%。
由此可见，为了减少雾霾频发，我国硫氧化物、氮氧化物、VOC的减排任重道远，光靠主要行业减排是不行的，必须动员全社会力量。
总而言之，尽管国内外开发了100多种的烟气脱硫技术，但真正实现工业化应用的只有几种，其中以石灰石-石膏湿法脱硫应用最多。除日本由于人口过于密集，对湿烟气进行加热排放，消除“大白烟”视觉污染外，其他国家一般均采用湿烟气排放。湿烟气中除常规污染物外，还有可凝结颗粒物、液态水及其溶解盐、气态水。湿法脱硫本身不产生三氧化硫等可凝结颗粒物，与干法脱硫相比，可更多地减少烟气中三氧化硫等可凝结颗粒物的排放。湿法脱硫排放的湿烟气中99.6%以上的水是以气态形式存在的，不含有污染物，以液态形式存在的液滴溶解的可溶盐量很小。湿烟气排放对大气湿度的影响可以忽略，低温排放对烟气抬升高度与扩散的影响夏季远大于冬季，北方冬季干、湿烟气排放的抬升高度相差无几。环境空气中PM2.5地面浓度的消减幅度要远小于硫氧化物、氮氧化物和VOC的削减幅度，电力行业的湿法脱硫及超低排放尽管是雾霾治理的“功臣”，但仅靠电力行业的减排远远不能消散雾霾，需要动员全社会力量，每一个企业、每一个单位、每一个人都需为消散雾霾做出自己的贡献。
（作者系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）
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。
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。
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。
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。
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。
湿法脱硫排放的可溶性盐可以分为二部分，一部分是烟气中的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。
不管是干法脱硫还是湿法脱硫，排放烟气中均存在三氧化硫，排入大气中会形成盐，其颗粒粒径小于2.5微米（PM2.5）。需要明确的是，湿法脱硫本身不产生三氧化硫，相反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，湿法脱硫对烟气中三氧化硫的脱除效率在20%-90%之间，超低排放机组一般在70%以上，脱除效率与脱硫塔的形式有关，复合塔的脱除效率明显高于空塔。实现超低排放的机组多采用复合塔脱硫技术，超低排放机组烟气中三氧化硫测试结果的平均值8.86毫克每立方米，其中加装湿式电除尘器的20台机组平均值6.6毫克每立方米。实现超低排放之前，烟气中三氧化硫的排放浓度平均不超过30毫克每立方米。
2016年煤电机组容量8.98亿千瓦，湿法脱硫机组容量8.76亿千瓦（含海水脱硫、氨法脱硫等），年平均利用小时取4500小时，可以算出所有湿法脱硫煤电机组没有超低之前，年排放三氧化硫约36万吨，全部折算成硫酸铵约为59.4万吨；全部实现超低排放后，年排放三氧化硫约10.6万吨，全部折算成硫酸铵约为17.5万吨
根据国内现有工程的测试结果，超低排放条件下湿法脱硫协同脱除三氧化硫的效率一般在70%以上，高于干法脱硫的56.6%（介于48.5%-64.2%）。
湿法脱硫过程中会产生液滴随烟气上升，为减少这些液滴排放，湿法脱硫系统中均设有除雾器，除雾器后的湿烟气中仍会含有液态水，环保标准中称之为雾滴。雾滴浓度与除雾器的除雾效果密切相关，2005年颁布实施的环保标准《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》中规定：在正常运行工况下，烟气中的雾滴浓度应低于75毫克每立方米。2017年颁布实施的环保标准《火电厂污染防治可行技术指南》中要求超低排放烟气中雾滴浓度低于25毫克每立方米。
雾滴浓度不是指烟气中实际排放的液态水浓度或液滴浓度，而是指折算到相应湿法脱硫浆液中镁离子浓度条件下，标准状态干烟气中的雾滴总质量浓度，包括雾滴中的液态水及其溶解的盐。
据国电环境保护研究院近三年对燃煤电厂烟气中的雾滴监测结果，26台超低排放机组排放烟气中雾滴浓度介于1.1-19.7毫克每立方米,平均6.6毫克每立方米；其中10台超低排放机组，湿法脱硫后湿式电除尘器前烟气中雾滴浓度介于4.0-43.4毫克每立方米,平均16.8毫克每立方米。未实现超低排放但达标排放的9台机组，湿法脱硫出口烟气中雾滴浓度介于10.5-71.4毫克每立方米,平均38.5毫克每立方米。由此可见，规范建设、运行的湿法脱硫装置，其排放烟气中的雾滴浓度均是满足环保标准要求的。
除雾器后烟气中的液态水溶液，包括湿法脱硫过程中形成的随烟气上升的液滴、除雾器冲洗水形成的液滴、烟气中气态水冷凝形成的液滴、以及烟气中的三氧化硫与二氧化硫等气态物质部分溶入液态水中。
湿烟气液态水中可溶盐含量的测定，目前尚无标准测试方法，国内外的测试结果均很少。根据上海3台超低排放机组烟囱液（顺着烟囱内壁流下的烟气中的液态水）中离子组份的测定，发现烟囱液中离子组分与脱硫浆液、脱硫废水的成分有很大的差异，烟囱液的pH值低至2左右，成分中以硫酸根与钙离子为主，硫酸根占阴离子摩尔浓度的99.8%-100%，平均99.9%；钙离子占阳离子（钙、镁、铝、铁）摩尔浓度的32%-64%，平均50%；可溶盐浓度介于501.8-869.2毫克每升，平均677.1毫克每升。同时采用国家标准方法测试了相应机组烟气中大于3微米的液滴浓度，7次测试结果介于216.5-640.2毫克每立方米，平均409.6毫克每立方米。据此可计算出液态水排放携带的可溶盐浓度平均为0.28毫克每立方米。考虑到小于3微米的液滴（目前无标准的采集方法）中溶解的盐，实际排放的可溶盐浓度会稍大。
需要特别强调的是液态水中才有可溶盐，气态水中没有可溶盐。如上所述，湿烟气中的液态水平均浓度为409.6毫克每立方米，气态水含量在100克每立方米以上，可见液态水占总水量的比例小于千分之四。
由以上计算结果能够准确的看出，湿法脱硫排放的可溶盐对大气中PM2.5的影响较小。综合对比湿法脱硫对三氧化硫的协同脱除量、湿烟气中液态水携带的可溶盐，湿法脱硫对大气中PM2.5的减少具有较大的贡献。
湿法脱硫后湿烟气中的水汽（包括气态水与液态水）排放量可达到100克每标准立方米以上，但以气态水蒸汽为主。烟囱排放水汽总量，与相同规模电厂冷却塔排放的水汽总量相比，约是其四分之一到五分之一。我国北方的燃煤电厂普遍建有湿式冷却塔，仅在2007年以后国家才要求北方缺水地区应采用空气冷却方式，不建湿式冷却塔。百年来湿式冷却塔的水汽一直在排放，且其排放的水汽量远高于烟囱排放的水汽量，没有对大气的湿度产生一定的影响，北方空气的湿度依然远低于南方。
事实上，干法脱硫排放的烟气中一样含有大量的水蒸汽，所不同的是由于干法脱硫排烟温度比较高，烟温越高，饱和烟气中的水蒸汽含量越大，只是肉眼看不见而已。根据计算及实测，石灰石-石膏湿法脱硫排放烟气的含水量比干法脱硫排放的烟气含水量仅高10%左右。
此外，对湿烟气加热到75℃左右后排放，可以消除湿烟气排放形成的“大白烟”，但并不减少细颗粒物的排放；加热烟气需要消耗大量能源，实际上会增加污染物排放。采用先对烟气冷却析出大量水，再对烟气加热升温5℃左右的方式，既可消除“大白烟”，又可节水节能。
燃煤电厂湿法脱硫排放的水汽总量与区域地面蒸发量、大气中的水汽总量相比基本能忽略，因此湿烟气排放对大气湿度的影响也可忽略。
影响烟气抬升高度的重要的因素是热力抬升与动力抬升，就同一烟气脱硫工程而言，大气环境和温度是影响干、湿烟气排放烟气抬升高度差异的主要影响因素，即环境和温度越高，烟气温度与环境和温度的差值越小，越不利于烟气抬升与扩散。根据计算，当环境和温度低于10℃时，湿法脱硫后干、湿烟气的抬升高度相差无几，地面浓度的差异基本能忽略。因此，湿烟气在我国北方冬季排放，对大气环境的影响与干烟气基本没有差别。在夏季，由于烟气温度与环境温度相差较小，烟气抬升高度较小，对地面浓度的影响较大。
根据美国公布的统计结果，美国2010年主要污染物排放量与2000年相比，PM10削减了5%，硫氧化物削减了50%，氮氧化物削减了41%，VOC了削减35%，最终导致PM2.5年均地面浓度削减了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。
在欧洲经济区（EEA）的32个地区内，2009年主要污染物排放量与1990年相比，PM10削减了27%，硫氧化物削减了80%，氮氧化物削减了44%，VOC削减了55%，最终导致PM2.5年均地面浓度削减了34%。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5.3倍。
不论是美国还是欧洲，PM2.5年均地面浓度削减幅度均远远小于硫氧化物、氮氧化物、VOC排放量的削减幅度。我国北京PM2.5年均地面浓度约是环境空气质量标准的2倍，要想满足标准要求，意味着要再下降50%，对区域硫氧化物、氮氧化物、VOC排放量的削减就需要更大的幅度。
日本1983年1月统计的烟气脱硫设施共1366台，电厂仅为64台，占4.7%。脱硫设施数目以造纸厂、化工厂最多，其次是纺织业，合起来占总数的48.8%。供热、供汽和公共浴室因为基本上都用液化天然气，故用到烟气脱硫的只是个别单位，数目极少。就处理能力来看，则电厂最高，占全部处理能力的33.3%，因为电厂的排烟量最大；其次是造纸厂和化工厂，占27.9%。平均脱硫效率以供气、供热和金属加工行业最高，在96%以上；玻璃厂和废弃物焚烧厂的脱硫效率较低，各为63.9%和73.7%，造纸厂脱硫设施的平均脱硫效率为83.2%，电厂为90.8%。全国烟气脱硫设施加权平均效率为86.4%。
由此可见，为了减少雾霾频发，我国硫氧化物、氮氧化物、VOC的减排任重道远，光靠主要行业减排是不行的，必须动员全社会力量。
总而言之，尽管国内外开发了100多种的烟气脱硫技术，但真正实现工业化应用的只有几种，其中以石灰石-石膏湿法脱硫应用最多。除日本由于人口过于密集，对湿烟气进行加热排放，消除“大白烟”视觉污染外，其他国家一般均采用湿烟气排放。湿烟气中除常规污染物外，还有可凝结颗粒物、液态水及其溶解盐、气态水。湿法脱硫本身不产生三氧化硫等可凝结颗粒物，与干法脱硫相比，可更多地减少烟气中三氧化硫等可凝结颗粒物的排放。湿法脱硫排放的湿烟气中99.6%以上的水是以气态形式存在的，不含有污染物，以液态形式存在的液滴溶解的可溶盐量很小。湿烟气排放对大气湿度的影响可忽略，低温排放对烟气抬升高度与扩散的影响夏季远大于冬季，北方冬季干、湿烟气排放的抬升高度相差无几。环境空气中PM2.5地面浓度的消减幅度要远小于硫氧化物、氮氧化物和VOC的削减幅度，电力行业的湿法脱硫及超低排放尽管是雾霾治理的“功臣”，但仅靠电力行业的减排远远不能消散雾霾，需要动员全社会力量，每一个企业、每一个单位、每一个人都需为消散雾霾做出自己的贡献。
（作者系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）