燃煤電廠經過超低排放改造之后，煙氣中的SO2濃度能夠達到不超過35 mg/ Nm 3(6%基準氧量，下同)，向大氣中排放的SO2量顯著下降，對于改善大氣環境起到了積極作用。燃煤電廠多采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝處理煙氣中的SOx，早期通常配套建設GGH(Gas-Gas-Heater，煙氣換熱器)。
因為GGH易堵塞、易腐蝕、故障率高、建設和運行費用高，目前國內很多電廠取消或不建設GGH，在采取必要防腐措施的情況下，濕法脫硫后的煙氣采用濕煙囪排放。研究濕煙囪排放條件下煙氣中的SOx究竟以什么樣的形態排出煙囪，有針對性地采取措施控制污染物排放，降低污染物危害水平有著重要的意義。
本文經分析論證認為，濕煙囪出口處SOx主要以硫酸霧的形態排放，而不是以氣態SO2形態排放，硫酸霧和煙氣中的細顆粒物是大氣中硫酸鹽氣溶膠的重要來源物，也是致霾的重要來源。采用GGH提高煙氣溫度、深度脫硫等措施，是減小燃煤電廠煙氣濕煙囪排放硫酸霧致霾的重要治理方法。
1 煙氣脫硫濕煙囪排放的現狀
濕法脫硫后的煙氣排放是否裝設GGH，沒有強制性規定。一般要求，煙氣系統宜裝設煙氣換熱器，設計工況下，脫硫后煙囪入口的煙氣溫度一般應達到80℃及以上排放。在滿足環保要求且煙囪和煙道有完善的防腐和排水措施，經技術經濟比較合理時，也可以不設煙氣換熱器[1]。若考慮不設置煙氣換熱器，應通過建設項目環境影響報告書審查批準[2]。
一般認為，設置GGH有三個作用[3]：1)提高凈煙氣的溫度和抬升煙氣高度，有利于污染物的擴散，降低污染物落地濃度;2)減輕煙氣冒白煙現象;3)降低脫硫系統的水耗。在采用濕煙囪排放的情況下，主要考慮的是如何解決煙囪、煙道防腐問題，沒有考慮GGH對于煙囪出口處SOx排放形態的影響，更沒有考慮濕煙囪條件下SOx的排放形態對于大氣環境的影響。
國際上關于是否取消GGH，目前尚無統一結論。其中，日本由于是一個面積小、地形狹長的島國，為了減輕對其本土的污染，一直采用高煙溫排放，以增強煙氣的擴散能力。因此，在日本幾乎所有的濕法煙氣脫硫系統全部安裝了GGH [3]。
我國是火電(主要是燃煤電廠)占比非常高的國家，根據中國電力網公布的數據[4]，2015年全國全年發電量51536億千瓦時，其中火電占總發電量的75.3%以上。根據國家統計局官網公布的數據[5]，2014年，全國煤炭消費總量411613.50 萬噸，電力、熱力的生產和供應業煤炭消費總量176097.73萬噸，燃煤發電所消耗的煤炭占國內煤炭消費總量的43%。
中國是世界上煤炭使用量最大的國家，根據2016《BP世界能源統計年鑒》[6]，2015年世界煤炭產量為78.61億噸，中國占世界總產量的47.7%，中國是煤炭凈進口國，占全世界煤炭消耗量的將近一半。中國燃煤電廠燃煤消耗量占全球消費量的近1/4，研究清楚濕煙囪出口處的SOx排放形態，研究和實現更理想的SOx超低排放，對于改善大氣環境和治理霧霾具有十分重大的意義。
2 濕煙囪條件下，煙囪出口處SOx基本以硫酸霧形態排放
煙氣經過石灰石-石膏濕法脫硫塔之后，煙氣中的含水量基本是飽和態[3]。在脫硫塔除霧器的脫除作用下，煙氣中的含水量通常不高于50mg/Nm3 [7]。經過超低排放改造后，為保證排放合格，并留有調節裕度，SO2排放濃度一般控制在20 ~30mg/ Nm 3左右。煙氣成分連續監測系統CEMS通常安裝在脫硫塔后水平煙道末端、煙囪之前，新建機組CEMS通常安裝在煙囪內部40～60m高度。
脫硫塔到煙囪的水平煙道通常很短，水平煙道內煙氣流速變化不大，煙氣冷卻程度不大，煙氣溫度下降很小，煙氣中飽和水汽形成的凝結水量不多，SO2溶入凝結液滴的量就比較少，大部分SO2仍以氣態存在，因此，在CEMS系統安裝處，能夠比較準確地測得氣態SO2的濃度。
氣態SO2是無色透明、有毒氣體。強氧化劑可將SO2氧化成SO3，僅在催化劑存在時，氧氣才能使SO2被氧化為SO3 [8] 。因此，一般認為濕煙囪出口處SO2仍以氣態形式排放到大氣環境中。我們認為，濕煙囪出口處SO2不是以氣態形式排放到大氣中，在濕煙囪條件下，SO2和煙氣中飽和水汽冷凝生成的大量H2O液滴反應生成H2SO3，再被O2氧化生成硫酸霧，最終以硫酸霧方式擴散到大氣中。
濕煙囪內生成大量的凝結液滴。燃煤電廠煙囪的高度通常在200m以上，煙囪高度遠遠大于水平煙道長度。飽和濕煙氣在煙囪內的上升過程中，會發生明顯的溫降，包括在煙囪內煙氣絕熱膨脹引起的溫降、溫度較高的煙氣和溫度較低的煙囪內壁接觸換熱引起的溫降。
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