水蒸气和水溶性离子排放对雾霾暴发的影响分析

2.2水蒸气排放源对周边相对湿度的影响分析

水蒸气排放和工业布局直接相关，通常呈现点状、带状分布。以2台1000兆瓦煤电机组为例，设定冬季的日平均负荷率为75%，日发电量为36000兆瓦时，对应水蒸气排放量77400吨。环境温度为0℃、高湿、静稳气象条件下，设大气边界层高度为500米，水蒸气平均扩散，可导致310平方公里面积内的空气相对湿度1日内提高10%。

2.3在北京市局部区域内的冬季，水蒸气排放量对相对湿度有明显影响

北京市2016年天然气消费量162.3亿立方米，2015年火力发电量411亿千瓦时。北京市煤电机组基本作为应急备用机组使用。北京市冬季每日天然气消耗约1亿立方米，燃烧产生1.5亿公斤水蒸气随烟气排放[14]。燃气发电冷却塔的循环水流量小，每千瓦时发电量按照0.75公斤冷却塔水蒸气排放量、冬季按照每日1.33亿千瓦时发电量估算，冷却塔排放约1亿公斤水蒸气。北京市冬季使用天然气每日排放的水蒸气量约在2.5亿公斤。燃气锅炉的烟囱高度远低于燃煤电厂。设定该部分水蒸气排放只影响北京市的1401平方公里建成区[15]部分、平均分布在高度为500米的大气边界层内，每日可提高每立方米空气含湿量0.36克， 在-10℃的时候，可提高大气相对湿度17.1%。北京市冬季大量使用天然气对于本地区相对湿度有明显影响。

3、大气中水溶性离子颗粒物的来源分析

大气污染物排放标准中没有对水溶性离子颗粒物排放作出规定，水溶性离子颗粒物排放未能得到有效控制。水溶性离子颗粒物对大气环境的影响已经引起关注[5,16-19]。

3.1大气中水溶性离子的存在形式

通常，水溶性离子以溶解于凝结液滴、雾化液滴、微小冰晶，或者以干态气溶胶方式自 排放源排入大气中成为大气颗粒物，是PM2.5的重要组成部分[20]。本文中将可凝结颗粒物并入水溶性离子考虑[16]。

对含水溶性离子的微小液滴或冰态颗粒物，称之为湿态水溶性离子颗粒物。对液态结合水量少，水溶性离子主要以结晶盐形式存在的固体颗粒物，称之为干态水溶性离子颗粒物。干态和湿态水溶性离子颗粒物在结合水量变化的情况下可相互转化。

干态水溶性离子颗粒物的质量非常小，不容易沉降，消光作用不明显[21-23]。干态水溶性离子颗粒物具有较强的吸湿特性。在指定湿度下，大气颗粒物从环境中吸收水蒸气发生潮解 和吸湿增长的能力主要取决于颗粒物的化学成分。一般来说，可溶性无机盐对大气颗粒物吸 湿增长贡献最大。相当一部分霾粒在70%相对湿度已经吸湿潮解并以液滴存在。在95%相对湿度的情况下，硫酸铵、硝酸钠的吸湿增长因子分别为1.97，2.5，这意味着两种颗粒的体积分别增大了6.6和16.6倍[23]。吸收长大后的湿态细颗粒物下坠，导致大气边界层高度变小[24]。

当水溶性离子存在于冷凝液滴、雾化液滴中排放至大气中时，或干态水溶性离子颗粒物 吸湿长大后，或结合水结冰[25]情况下，以湿态水溶性离子颗粒物形式存在。

3.2中国能源消费仍以化石能源为主，排放烟气中含一定量水溶性离子颗粒物

2016年，中国能源消费总量是43.6亿吨标准煤，其中，煤炭、石油、天然气消费总量分别是27.0、8.0、2.8亿吨标准煤，占能源消费总量的86.7%。我国以化石能源为主的状况短时间内不可能根本转变。

燃煤使用时排放烟气中，含有一定量的水溶性离子。燃煤烟气多以湿法工艺脱除二氧化硫，2012年以后，燃煤电厂通常不再设置GGH（Gas-Gas-Heater），烟气多以饱和湿烟气形式排放[26-28]。烟气中包含有可凝结颗粒物，可凝结颗粒物主要为水溶性离子颗粒物[16-19]。燃煤电厂烟气排放中，三氧化硫是主要的可凝结颗粒物，国内仅上海等少数地方出台地方标准进行控制[29]。采用MGGH（Media Gas-Gas-Heater）加热烟气，仍存在可凝结颗粒物排放问题[30]。

湿法脱硫后烟气中微小粒径的雾滴经除雾器（包括湿式电除尘器）时存在逃逸现象。雾滴浓度指的是逃逸的脱硫浆液量，脱硫浆液中含有较高浓度的水溶性离子。运行中，雾滴浓度尚未实施监测[2]。湿法脱硫工艺不同，脱硫浆液中的水溶性离子浓度差别很大。燃煤电厂湿法脱硫主要是石灰石-石膏法，副产石膏的溶解度较低，脱硫浆液中水溶性离子浓度较低。 钠法、氨法、镁法脱硫工艺的副产物溶解度均远高于硫酸钙，雾滴中携带水溶性离子量大。氨法脱硫存在氨逃逸问题[31]。

3.3饱和湿烟气排放时，常规污染物在脱硫后的烟囱烟道内生成水溶性离子

常温常压环境中，二氧化硫难以氧化为三氧化硫后再生成硫酸雾。有液态水存在的情况 下，二氧化硫容易和水反应后再氧化生成硫酸[26,32-33]。

3.3.1冷凝液滴和二氧化硫间的反应

脱硫塔内脱硫浆液的雾化粒径按2毫米[30,33]估算，1台1000兆瓦煤电机组通常每小时形成的脱硫浆液雾化液滴表面积约1亿多平方米，可实现99%左右的脱硫效率。

在燃煤电厂湿法脱硫之后的烟道、烟囱内通流面积变小，烟气流速加快导致绝热膨胀， 饱和湿烟气压力下降后温度降低，以微小粒径的可过滤颗粒物为凝结核形成大量的冷凝液滴。冷凝液滴粒径在1微米左右[30,33]，1吨冷凝液滴的表面积约600万平方米。1台600兆瓦煤电机组烟囱烟道内每小时形成的冷凝液滴量大约在5吨左右[34]，形成的冷凝液滴表面积可达3000万平方米左右。冷凝液滴吸收二氧化硫并发生化学反应，生成水溶性离子排放。二氧化硫的吸收反应式为：

2H2O+2SO2+O2=2H2SO4

二氧化硫在液态水中的溶解度比较高，常压下，50℃时的溶解度为50克/升。烟气中的氧气含量约6%，液滴中金属离子可作为亚硫酸氧化的催化剂[26,33,35]。冷凝液滴表面积大、在烟气中分布均匀、烟气流速快、反应时间长、冷凝液滴的初始pH值高等，均有助于二氧化硫的吸收反应[26]。

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