湿式与干式静电除尘技术：从PM10到PM2.5的控制边界

基于Siemens Energy在ICESP XIII上的对比研究，看煤电与工业烟气治理技术路线的再划分

关键词
Electrostatic Precipitator; Wet ESP; Dry ESP; PM2.5; Sulfuric Acid Mist; Mercury Control; 煤电超低排放; 烟羽消除

在近十年来的大气污染治理实践中，静电除尘器（ESP）几乎出现在所有高烟气量、高粉尘负荷的工况现场。随着PM2.5和酸雾排放限值不断趋严，传统只依赖干式静电除尘器的配置方案，已经难以完全覆盖细颗粒物、硫酸酸雾与冷凝颗粒的治理需求。如何在干式ESP与湿式ESP之间做出合理分工与组合，成为燃煤电厂、水泥、石化与冶金等行业的新技术焦点。

在ICESP XIII（2013年，印度班加罗尔）上，Siemens Energy Inc. 的Sankar Seetharama、Aaron Benedict和James “Buzz” Reynolds发表了题为《COMPARISON OF WET AND DRY ELECTROSTATIC PRECIPITATOR (ESP) TECHNOLOGIES》的研究报告[1]，系统比较了湿式ESP与干式ESP在工艺机理、结构布置、工况适应性以及多污染物协同控制方面的差异。这项工作为当前“干＋湿”组合工艺日益普及提供了重要技术依据，也给我国煤电超低排放改造与水泥窑协同治理带来清晰的技术路线信号。

从颗粒粒径分布来看，Siemens团队首先回到问题本源：PM10与PM2.5在数量和表面积上的巨大差异。以同样1立方米烟气为例，当颗粒直径从10 μm减小到1 μm时，颗粒数量可增加约1000倍，总表面积提升约10倍。现场实测的烟尘粒径分布数据表明，在燃煤机组湿法脱硫出口，按质量分布看，5～100 μm和0.1～1 μm颗粒的质量占比接近，但若按数量统计，0.1 μm以下的超细颗粒远远占据主导。这直接解释了为何在“看上去”颗粒物总量不高的情况下，仍然会出现明显可见烟羽与高Opacity现象。

研究指出，真正对可见烟羽影响最大的，并非传统意义上的PM10，而是0.1～1 μm区间的亚微米颗粒及硫酸酸雾气溶胶，尤其是粒径约0.5 μm的颗粒，其对光的散射最为显著。典型煤电机组配置干式ESP加湿法烟气脱硫后，若缺乏终端收集手段，0.1～1 μm细颗粒和H2SO4酸雾即可形成高可见度的白色或蓝白色羽流。Siemens给出的工程数据表明，对于同一煤种和硫含量，排气林格曼黑度或Opacity与出口硫酸酸雾浓度近似成正比增长，即使在低硫煤（例如排放5 ppmv或以下的H2SO4）条件下，酸雾仍能贡献可观的可视烟羽。这正是湿式ESP近几年在燃煤电厂与水泥窑尾“消白”和酸雾控制领域迅速扩张的现实基础。

在机理层面，湿式ESP和干式ESP的高压极线—极板布置及荷电—迁移—捕集这三大基本步骤是相同的，根本差别来自“如何把已经捕集到极板上的颗粒或液滴从设备中移走”。干式静电除尘器依靠振打或敲击，使在集尘极板上的粉尘层周期性脱落，进入灰斗，再通过干式输灰系统外送。这种粉尘层周期堆积—脱落的机制意味着颗粒物长期停留在极板上，电阻率对电场传导与粉尘层电荷积累的影响极大，高电阻率粉尘易发生反电晕，低电阻率粉尘又会在振打后严重二次飞扬。因此，在干式ESP设计中，粉尘电阻率是最核心的设计参数之一，往往需要结合煤种组成、飞灰化学成分及运行温度获得合理取值[7]。

与之形成鲜明对比的是，湿式静电除尘器通过持续或间歇的水膜冲洗，使颗粒物或气溶胶在刚刚沉积到极板表面后就被冲刷带走，不形成厚粉尘层。正因如此，湿式ESP无需为粉尘电阻率“发愁”，反电晕几乎可以忽略，同时也不存在振打产生的二次扬尘问题。设备可在较高的气速（6–10 ft/s，即约1.8–3.0 m/s）下运行，所需比集尘面积（SCA）显著低于干式ESP（通常在50–200 m²/(m³/s)区间，而干式ESP往往需300–800 m²/(m³/s)）。但湿式ESP的代价在于材料和水：其长期工作在接近饱和的低温酸性湿烟气中，多采用不锈钢、合金钢或FRP等耐腐材料，投资成本与维护复杂度均高于常规碳钢干式ESP，同时必须配置相应的工艺水与废水处理或回用系统。

在工艺布置上，Siemens的研究用一张典型煤电机组空气质量控制系统（AQCS）示意图，将干式静电除尘器与湿式静电除尘器清晰地放在了两个“极端”位置：干式ESP位于空预器之后、脱硫塔之前，作为首级颗粒物控制设备，处理高负荷、高温、未饱和的烟气；湿式ESP则布局在湿法脱硫塔之后、烟囱之前的饱和区段，承担终端“抛光机”的角色，目标是PM2.5、冷凝颗粒物、液滴和H2SO4酸雾。对比温度区间可以更直观地反映二者边界：干式ESP通常运行在120–175℃（冷端）乃至最高400℃以上的工况，而湿式ESP典型工况低于65℃，烟气接近或达到水蒸汽饱和状态。

二者在颗粒物控制对象上的差异也在该文中给出定量总结：干式ESP对PM10的去除效率稳定可达99%以上，对可滤PM2.5一般可达到90%以上，但对于仍处于气相的冷凝组分（包括硫酸雾前体）则几乎无能为力。湿式ESP则面向总PM2.5（包含可滤与冷凝部分），以及液滴和酸雾，测试数据显示可实现99%以上的总PM2.5及H2SO4去除率[2–3]。随着监管机构对细颗粒物毒性及其人体健康风险认知的加深，尤其是粒径越小毒性与肺部沉积越严重这一事实逐步被纳入标准制定，湿式ESP开始从传统硫酸行业的“工艺设备”转型为广泛的烟气治理“环保设备”。

值得注意的是，该研究还专门讨论了湿式ESP中的电流抑制问题：当进入湿式ESP的颗粒负荷中超细颗粒物浓度较高时，即便总质量浓度只有0.1 gr/ACF（约0.2 g/m³）量级，也可能对电晕电流形成明显抑制，从而降低捕集效率。对此，Siemens与其他主流供应商均采用高强度放电电极结构，以提高电场强度和电流密度，减弱超细粒子云对电流的屏蔽作用，这是当前湿式ESP设计的一项关键技术路径。

在多污染物协同控制方面，论文给出了一组带有代表性的实机排放数据。四个大型燃煤机组分别配置了“干式ESP＋湿法脱硫＋湿式ESP”或“袋式除尘＋湿法脱硫＋湿式ESP”等组合，部分还配合石灰干粉喷入和活性炭喷入等工艺，用于SO2、酸雾及汞排放控制[8]。测试结果表明，在干式ESP或袋滤器已经实现高效除尘之后，终端加装湿式ESP仍可将过滤性颗粒物排放控制在0.0007–0.007 lb/MMBtu这一极低水平，总颗粒物（含冷凝部分）维持在0.005–0.020 lb/MMBtu量级。同时，出口硫酸酸雾可被压低至0.0001–0.0047 lb/MMBtu，烟羽肉眼几乎不可见；总汞排放控制在10⁻⁷ lb/MMBtu量级。更有意思的是，测试发现湿式ESP内部产生的少量臭氧能将一小部分单质汞（Hg⁰）氧化为二价汞（Hg²⁺），从而在湿法脱硫或后续液相中被额外吸收，实现一定的“免费协同脱汞效应”。

从工程经济性角度看，这项对比研究并未简单给出“二选一”的结论，而是强调合理分工与工艺协同。干式ESP仍然是高负荷PM10控制、适配各种燃料与粉尘电阻率的主力设备，在多数煤电和水泥窑系统中，其成本可控、设备成熟、维护经验丰富，是首级颗粒物治理的首选。而湿式ESP的价值，在于解决干式ESP与湿法脱硫无法彻底覆盖的PM2.5、冷凝酸雾和可见烟羽问题，特别是在低硫煤、低负荷、超低排放工况下，其对“看不见、测得出”的细颗粒物和“看得见、投诉多”的白烟羽，均具有独特优势。因此，当前被广泛采用的技术路径并非“干式或湿式二选一”，而是“干式＋湿式”的阶梯式组合，使干式ESP聚焦PM10和大颗粒，湿式ESP专注于PM2.5和冷凝酸雾，配合脱硫脱硝与活性炭喷射等技术，以最小的边际成本实现近零排放与未来CO2捕集的低污染物入口需求。

对于正在推进超低排放、近零排放以及CCUS预制工艺条件的电力与工业企业而言，这篇研究的启示是明确的：
一是要在系统层面重新梳理ESP在整套空气质量控制系统中的定位，避免单一依赖干式ESP承担全部颗粒物和酸雾控制任务；
二是在进行湿式ESP选型与改造时，应充分利用其对粉尘电阻率不敏感、高PM2.5与酸雾去除效率的特点，并同步考虑水系统与耐腐材料配置；
三是在汞与多污染物协同治理设计中，应将湿式ESP视作一个增益单元，有针对性地叠加前端活性炭喷入、石灰喷入与高效湿法脱硫工艺，从整体投资与运行成本上优化决策，而不是孤立比对单台设备的去除效率。

随着国家与地方对超细颗粒物、硫酸雾滴和可见烟羽提出更严格的排放与环境质量要求，湿式静电除尘器与干式静电除尘器的“分工合作”将成为煤电、水泥、钢铁、石化等行业烟气治理的主流技术趋势。Siemens Energy在ICESP XIII上的这一系统对比研究，为行业提供了一套相对成熟且经工程验证的配置思路：在保证传统干式静电除尘优势不被削弱的前提下，通过合理引入湿式ESP作为终端精细控制单元，为实现近零颗粒物与酸雾排放乃至未来CO2捕集工艺预留条件。

Keywords: Electrostatic Precipitator, Wet ESP, Dry ESP, PM2.5, Sulfuric Acid Mist, Mercury Control, 煤电超低排放, 烟羽消除

参考文献
[1] Seetharama S, Benedict A, Reynolds J. Comparison of Wet and Dry Electrostatic Precipitator (ESP) Technologies[C]//Proceedings of ICESP XIII. Bangalore, India, September 2013. Siemens Energy Inc., Environmental Systems & Services.
[2] Altman R, Buckley W, Ray I. Application of Wet Electrostatic Precipitation Technology in the Utility Industry for Multiple Pollutant Control Including Mercury[C]//Coal-Gen Conference, 2003.
[3] Walsh P M, McCain J D, Cushing K M. Evaluation and Mitigation of Visible Acidic Aerosol Plumes from Coal Fired Power Boilers[R]. 2006.
[4] Triscori R. The Evolution of Wet Electrostatic Precipitators[C]//APC Round Table & Expo, 2009.
[5] Hardman R, et al. Estimating Sulfuric Acid Aerosol Emissions from Coal-Fired Power Plants[C]//U.S. DOE-FETC Conference on Formation, Distribution, Impact and Fate of Sulfur Trioxide in Utility Flue Gas Streams, 1998.
[6] Verhoff F, Banchero J. Predicting Dew Points of Flue Gases[J]. Chemical Engineering Progress, 1974, 70: 71–79.
[7] Electric Power Research Institute (EPRI). Electrostatic Precipitator Maintenance Guide[R]. Final Report, February 2003.
[8] Reynolds J. Multi-Pollutant Control Using Membrane-Based Up-flow Wet Electrostatic Precipitation[R]. NETL Report on Wet ESP Performance at FirstEnergy’s Bruce Mansfield Plant, 2004.
[9] White H. Industrial Electrostatic Precipitation[M]. Addison-Wesley Publishing Company, 1963.

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