中国火电脱硫将有大进展，电力行业7年内减排二氧化碳35.6亿吨

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　　近期，中国电力企业联合会和美国环保协会共同编著完成的《中国电力减排研究2013》( 以下简称“报告”)在北京发布。从2006年到2012年，中国电力行业通过发展非化石能源，降低供电煤耗和降低线损率等措施减排CO2成效显著。以2005年为基准年，累计减排二氧化碳35.6亿吨，碳减排量逐年提高。

　　本年度报告的研究主题选定为“霾、PM2.5与火电厂细颗粒物控制”，向读者系统介绍了霾和细颗粒物的科学知识及电力行业细颗粒物排放控制的基本情况。

　　相关数据可参见：点击这里查看【各地区 PM2.5（微米颗粒物，可入肺颗粒物）及空气质量指数(AQI)】

　　火电脱硫设施运营模式有两种：业主自己运营、特许经营模式(第三方专业运营)。2007年7月4日，国家发改委、国家环保总局联合印发了《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》，在五大发电集团开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。火电脱硫特许经营试点取得良好效果，特许经营成为政府鼓励的运营模式。截止2012年底，环保公司累计签订的特许经营合同容量为0.84亿千瓦，约占火电脱硫机组规模的11%，火电脱硫特许经营规模仍有很大提升空间。

　　截至2012年底， 中国发电装机总量和发电量分别达到 11.44 亿千瓦和4.98万亿千瓦时; 清洁能源装机容量约占中国总装机容量的28.5%，发电量约占总发电量的21.5%，增速高于火电。

　　过去一年，中国6000千瓦及以上火电机组平均供电标准煤耗为325克/ 千瓦时，同比下降4克/ 千瓦时。全国脱硫机组容量达到6.8亿千瓦，占煤电机组容量的90%。已投运烟气脱硝机组容量约2.3亿千瓦，约占火电机组容量的28.1%。

　　鉴于电力燃煤约占全国煤炭消费总量的一半左右，电力行业必然在防霾治霾中发挥重要作用。 相关负责人表示，经过多年积累，电力行业已经有效控制烟尘和SO2排放总量， 正大规模开展烟气脱硝，未来电力行业污染控制将从单一控制向协同控制转变。

　　随着已投运脱硝机组规模的增加，脱硝运营市场规模也在逐年上升。按照0.008元/度的脱硝补贴电价计算，火电机组脱硝运营市场规模在2016年时将达到370亿元。

　　在火电脱硝领域，目前特许经营规模仍然较小，截止2012年底，各企业签订的火电脱硝特许经营规模为7500MW，仅占火电脱硝合同规模的3%，特许经营市场参与者仅有5家。我们预计，随着火电脱硝行业的快速发展，特许经营模式也将逐渐得到推广。

《中国电力减排研究》今年已经是连续第七年发布。该系列报告重点关注中国电力行业发展及节能减排现状，并提出供政府决策， 企业选择的最优方案，达到节约资源、保护环境、降低费用的综合效果。

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　　将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧时生成SO2，通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。

　　其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。

　　世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。

　　湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。

　　干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。

　　半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。

　　特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

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