脱硝市场分析及前景分析

PAGE4脱硝市场现状及前景分析1我国脱硝形势严峻我国以煤炭为主的能源结构，导致了大气中NOx污染物比较多。但我国对NOx的控制却基本处于缺位状态，NOx排放量逐年增多，危害增加。要控制NOx排放，应该从第一大污染源——火电行业人手。烟气脱硝是继烟气脱硫之后国家控制火电厂污染物排放的又一个重点领域。电站烟气脱硝主要是处理氮氧化物，主要由一氧化氮和二氧化氮构成。一氧化氮原本无毒无害，当发生反应转化成为二氧化氮后，对环境就造成了极大的污染，并严重危害身体健康。氮氧化物的大量排放，一是增加了空气中氮氧化物的浓度，导致城市或区域灰霾、光化学烟雾等复合型空气污染如重；二是增加了酸雨的污染程度；三是通过干、湿沉降的作用，加重了水体富营养化的影响。随着全国各个电厂脱硫设施的建设，二氧化硫的治理效果显现，氮氧化物正逐渐成为第一大酸性污染气体。据统计，2000-2005年我国氮氧化物排放从1100万t增加到1900万t，年均增长10％。2005年后，空气中氮氧化物浓度仍在不断上升。我国氮氧化物排放主要集中在东部地区。据测算，全国80%以上的氮氧化物排放量来自于人口密集、工业集中、经济发展较快的中东部地区。数据显示，我国氮氧化物排放量超过100万t的省份依次为广东、山东、河北、江苏和河南，这5省的排放量占全国排放总量的43.5％。从单位面积排放强度来看，排放量最大的地区依次是上海、天津和北京。而且，这些地区大气中二氧化氮的总负荷呈快速增长的趋势。统计数据显示，我国氮氧化物排放量主要来自火电、交通部门及工业部门。2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万t，比2003年的597.3万t增加了近40.6％．约占全国氮氧化物排放总量的40%。我国目前火电脱硝机组只有4000万Kw左右，占火电装机容量仅6％左右，未来市场前景巨大。截至2008年底，我国发电装机规模已达79253万Kw，其中火电机组容量为60132万Kw，占总装机规模的75.87％。如果到2010年、2015年和2020年火电装机容量分别达到71780万Kw、101700万Kw和121900万Kw计，火电行业NOx排放量到2010年、2015年和2020年将分别达到1038万t、1310万t和1452万t。以安装高效低氮燃烧器和SCR计，单位造价在200到250元/Kw之间，则到2015年需总投资为602亿元至868亿元，到2020年零总投资634亿元至934亿元。数据显示，在2015年以前，脱硝行业每年平均规模可达100亿元以上，市场容量巨大。未来5年将带来的SCR脱硝催化剂市场需求为178亿元、44.5万1113，平均每年36亿元、8.9万m3。脱硝市场容量中，36%左右是SCR脱硝催化剂市场。2国家政策大力推动脱销行业大发展随着我国对环境保护的日益重视，环保产业也迎来一次又一次的大发展。环保政策的每一次变迁，犹如接力棒一般，催生了环保市场的连续爆发。2004年1月1日实施的《火电厂大气污染物排放标准》，首次规定了火电厂氮氧化物的排放限值，并按时段和不同燃料及其特性分别规定了不同限值。2009年3月23日，环境保护部办公厅印发了《2009—2010年全国污染防治工作要点》。文件第九条规定：“全面开展氮氧化物污染防治。以火电行业为重点，开展工业氮氧化物污染防治。在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。研究扶持政策，提高氮氧化物污染防治技术水平。”2009年5月12日，国务院发布了《装备制造业调整和振兴规划》（规划期为2009-2011年）。规划提出，适应环境保护和社会民生需要，大力发展污水污泥处理设备、脱硝脱硫设备、余热余气循环再利用设备、环境在线监测仪器仪表等。规划还提出鼓励使用首台（套）的政策，即第一台（套）能满足工程需要的国产设备，在国家重点工翟、重点项目优先使用。这打破了以往环保设备需要有业绩、运行多年才能参加竞投标的机制。2009年7月，国家环境保护部发布了《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）。对比新标准和旧标准(CB13223-2003)，在烟尘、二氧化硫和氮氧化物三个主要污染物的排放量限制方面，新标准均做出了更为严格的规定。在脱硝方面，新标准规定了到2015年所有火电机组都将执行氮氧化物排放浓度在重点地区不高于200mg/m3、非重点地区400mg/m3的限值。重点地区的新增机组从2010年开始直接执行200mg/m3的排放限值。新标准的出台将推动脱硝行业的快速启化物排放的要求较低，火电厂只要采用低氮燃烧技术就可以达到国家要求的排放标准，没有减排压力；二是没有相应经济政策的支持，没有减排动力。4促进我国脱硝市场的良性发展4.1建立市场准入制度为避免恶性竞争、确保工程质量、提高运行可靠性与稳定性，建议由国家相关部门组织专家或委托行业协会对从事烟气脱硝工程建设和相关产业领域的企业从注册资金、资质、业绩、市场信誉等方面，设立脱硝的行业准入门槛，制定准人办法，进行资格准入。从事火电厂烟气脱硝工程昀总承包公司，必须是具有法人资格的经济实体；所具有的脱硝技术应是先进的、完整的、成熟的，具有合法使用该项技术的权力和能力；具有相应的脱硝工程设计、工程承包的能力；具有履行项目工程承包所必需的经济实力，财务状况良好；内部组织机构完善、管理体系健全、专业技术人员和管理人员配备齐全，有组织工程建设和现场施工管理的经验，有完整的质量保证体系。建议建立国家鼓励的脱硝工艺设备名录制度，引导脱硝产业和技术的良性发展。依托国家实施环保技术管理体系建设工程，增强脱硝技术创新能力，在相关工艺设备方面实行优胜劣汰。通过发布国家鼓励或者限制发展的脱硝装备目录，筛选推广质量较好的脱硝设备，发展脱硝设备产业链。4.2建立经济补贴政策旧经济补贴要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，如排污权交易政策；要使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，使电力成本真正体现资源和环境成本；收取的氮氧化物排污费要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老电厂低氮燃烧器改造奖励、烟气脱硝奖励；对一时不能实现国产化的设备要有免税或减税措施；通过国家环保专项资金补助或中央预算内投资资金补助对现役电厂建设姻气脱硝装置。烟气脱硝电价的计算是以脱除的氮氧化物多少来确定，或以地区为单位计算脱硝的社会平均成本来确定，还是按煤质（挥发份）情况来确定，需要进行系统研究，最好是纳入电价机制的改革方案之中统筹解决。在电价机制不做大的改革之前，可以像脱硫电价一样结合考虑煤质（挥发份）情况给脱硝企业每度电量一定的电价进行补贴；也可以地区或地市为单元计算当地脱除氮氧化物平均成本，以平均成本和企业实际脱除的氮氧化物量为依据，计算各企业烟气脱硝成本，然后通过电价支付给脱硝企业。根据前面的计算，在目前的的技术水平总的污染物排放总量，即为CEMS总的排放量。由此，经过换算，得到脱硫效率、投运率、二氧化硫排放量等，生成各种符合国家相关标准的日、月、年报表，并监视现场设备的运行状况，保存在上位计算机中。4.3工程总结在原有脱硫系统中，只设置了脱硫后CEMS系统，并不能满足现有的环保排放要求，均须对原有设施进行整改。对湿法烟气脱硫系统和烟气循环流化床脱硫系统，均要纪录烟气进口和出口二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数。通过此改造工程及长期的使用情况，总结如下：(1)由于是改造工程，测点的选取及设备的布置都受到现场实际情况的限制。但环保要求规定，测定位置应避开烟道弯头和断面急剧变化的部位，测定点需设置在距弯头、阀门、变径管下游方向不小于4倍直径，和距上述部件上游方向不小于2倍直径处。当安装位置不能满足要求时，应尽可能选择气流稳定的断面，但测定点的前直管段长度必须大于测定点的后直管段长度。所以改造工程中，现场的平台、扶梯设置等工程量更大。如果在新建工程中，可以统筹考虑。(2)在脱硫控制系统的选型上应尽可能的采用DCS系统，或采用PLC的以太网结构。随着国家更严格的排敖控制及企业对脱硫设备的管理需要，脱硫信息均需接入企业管理系统或接入互联网等，以太网可以接入广域网(WAN)，他的冗余结构、交换技术等可以使数据的通信更便捷。(3)在CEMS的实际使用中，还应该严格遵守运行维护规程，这是正常使用的关键。如果感觉数值不准确，就应重新校准及标定分析仪。在使用过程中，应定期检查过滤器、采样探头、管路等是否有结灰、冷凝水等情况，对某些部件，应定期更换。另外由于机组也可能阶段性采用高硫煤或其他焚烧物，CEMS的量程设置需及时做出调整。5主要的脱硝技术烟气脱硝技术按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、离子体活化法等。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。其中，选择性催化还原法和非选择性催化还原法技术较为成熟，且选择性催化还原法（SCR）在实际应用中最多。5.1选择性催化还原脱硝技术(SCR)介绍(1)SCR技术原理以氨为还原剂的SCR反应如下：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O第一个反应是主要的，因为烟气中几乎95%的NOx以NO的形式存在。在没有催化剂的情况下，上述化学反应只在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，即选择性非催化还原（SNCR）。通过选择合适的催化剂，反应温度可以降低，并且可以扩展到适合电厂实际使用的290-430℃范围。最常用的金属催化剂含有氧化矾、氧化钛、氧化钼、氧化钨等。在反应条件改变时，还可能发生以下副反应：4NH3+3O2→2N2+6H2O+1267.1J2NH3→N2+3H2-91.9J4NH3+5O2→4NO+6H2O+907.3J发生氨分解的反应和氨氧化为NO的反应都在350℃以上才能进行，450℃以上开始激烈。反应温度在300℃以下时仅有氨氧化为N2的副反应可能发生。(2)SCR系统布置SCR脱硝反应系统在火电厂置于锅炉之后，其布置方式有三种，即高温高尘布置方式、高温低尘布置方式以及低温低尘布置方式。（如下图）第一种布置的优点是进入反应器的烟气温度达300-500℃，多数催化剂在此温度范围内有足够的活性，烟气不需要加热可获得好的NOX净化效果。但催化剂处于高尘烟气中，寿命会受到下列因素影响：①飞灰中K、Na、Ca、Si、As会使催化剂污染或中毒；②飞灰磨损反应器并使蜂窝状催化剂堵塞；③若烟气温度过高会使催化剂烧结或失效。第二种布置将反应器布置在省煤器后的高温电除尘与空气预热器之间，该方式可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和反应器的磨损和堵塞，但是一般的电除尘器在300-400℃的高温下很难正常运行，可靠性不高，一般不采用。第三种布置将反应器布置在FGD系统之后，催化剂不受飞灰和SO3等气态毒物的影响，但由于烟温低，一般需用GGH或加设燃油或天然气的燃烧器将烟温提高到催化剂的活化温度，势必增加能源消耗和运行费用。因此，工业应用中普遍采用高温高尘布置方式。有垂直气流布置和水平气流布置两种形式，在燃煤锅炉中，由于烟气中的含尘量较高，一般采用垂直气流方式。(3)SCR系统中使用的催化剂按使用温度范围,分成高温、中温和低温三类。中温300-400℃；高温大于400℃；低温小于300℃。沸石催化剂(zeolite):345-590℃.氧化钛基催化剂:300-400℃.氧化铁基催化剂:380-430℃.活性碳/焦催化剂:100-150℃.目前工程中应用最多的催化剂是氧化钛基催化剂。且市场上主流的SCR催化剂有三种形式，分别为蜂窝式，板式与波纹板式。蜂窝式催化剂元件（陶瓷）是通过挤压工具整体成型的，由催化活性材料如V2O5，WO3,TiO2等组成，经干燥、烧结、切割成满足要求的元件，这些元件被装配入钢框架内从而形成一个易于操作的催化剂模块。蜂窝式催化剂在世界催化剂市场占70%左右，主要供应商有德国的ARGILLON、KWH、BASF、DEGUSSA;美国的CORMETECH;奥地利的CERAM;日本的CCIC；韩国的SK等。板式催化剂是采用金属板作为基材浸渍烧结成型。在世界催化剂市场占25%左右，主要供应商有德国的Argillon和日本的BHK。波纹式催化剂是采用玻璃纤维板或陶瓷板作为基材浸渍烧结成型。在世界催化剂市场占5%左右，主要供应商有丹麦的HaldorTopsoe及日本的HitachiZosen。(4)SCR系统中的还原剂烟气脱硝用还原剂为氨气，氨气可直接来源于液氨汽化，也可通过氨水蒸发或者尿素分解间接制备。（a）液氨是有毒化学品，生产场所超过10吨或者储存量超过100吨时，属于重大危险源，是当前普遍采用的烟气脱硝还原剂制备工艺。（b）氨水也是《危险化学物品名表GB12268-90》规定的危险品，含氨10%~35%的氨水为82503号危险品。（c）尿素不属于危险产品，尿素受热分解成氨气。液氨储存及供应系统流程（如下图）：氨站工艺流程示意图5.2选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)介绍(1)SNCR技术原理在炉膛800~1250℃这一温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可在有氧的气情况下、选择性地还原烟气中的NOx，据此发展了SNCR法。主要反应为：尿素为还原剂:2NO+CO(NH2)2+½O2→2N2+CO2+2H2O氨或氨水为还原剂:4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O(2)SNCR脱硝技术应用SNCR技术的应用已有二十几年(例如FuelTech)。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为15%~45%，受锅炉结构尺寸影响很大，可用作低NOx燃烧技术的联合处理技术。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在80年代开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在10GW以上。(3)SNCR技术的特点a.SNCR与SCR相比，系统简单，炉膛就是反应器；b.投资少；c.但脱硝效率低，一般大型锅炉上为15-45%;使用的广泛性不及SCR，由于，所佔空間小、不会产生SO3，并且造成空气预热器的堵塞或腐蚀的可能性小，可用于对氮氧化物排放要求不高的锅炉。d.SNCR是一项实践已经证明很久又可信的技术。e.SNCR从1974年开始在美国商业应用，已在电厂锅炉，工业锅炉，城市垃圾焚烧炉及其他燃烧装置上得到广泛运用。5.3混合型烟气脱硝技术(SCR+SNCR)混合法的工艺除了SNCR/SCR之外还有许多种。SNCR+SCR混合烟气脱硝技术是应用在燃煤电站锅炉上的相对成熟烟气脱硝技术。混合SNCR+SCR是一种联体工艺，非SCR与SNCR工艺共用。它是在SCR工艺的基础上，结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的的特点而发展起来的一种新颖的、技术成熟的SCR改进工艺之一。资料介绍SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到50~80%的脱硝效率。6加强排放标准建设我国氮氧化物行业排放标准制订工作起步较晚，目前在工业炉窑和炼焦炉的大气污染排放标准中仍没有规定氮氧化物的排放限值。而在仅有的《火电厂大气污染物排放标准》、《水泥厂大气污染物排放标准》、《锅炉大气污染物排放标准》中，虽然规定了氮氧化物浓度限值，但这些标准普遍存在过于宽松的问题。当前迫切需要修订和完善一批行业氮氧化物排放标准，以推