PAGE4脫硝市場現(xiàn)狀及前景分析1我國脫硝形勢嚴峻我國以煤炭為主的能源結(jié)構(gòu)，導致了大氣中NOx污染物比較多。但我國對NOx的控制卻基本處于缺位狀態(tài)，NOx排放量逐年增多，危害增加。要控制NOx排放，應該從第一大污染源——火電行業(yè)人手。煙氣脫硝是繼煙氣脫硫之后國家控制火電廠污染物排放的又一個重點領(lǐng)域。電站煙氣脫硝主要是處理氮氧化物，主要由一氧化氮和二氧化氮構(gòu)成。一氧化氮原本無毒無害，當發(fā)生反應轉(zhuǎn)化成為二氧化氮后，對環(huán)境就造成了極大的污染，并嚴重危害身體健康。氮氧化物的大量排放，一是增加了空氣中氮氧化物的濃度，導致城市或區(qū)域灰霾、光化學煙霧等復合型空氣污染如重；二是增加了酸雨的污染程度；三是通過干、濕沉降的作用，加重了水體富營養(yǎng)化的影響。隨著全國各個電廠脫硫設施的建設，二氧化硫的治理效果顯現(xiàn)，氮氧化物正逐漸成為第一大酸性污染氣體。據(jù)統(tǒng)計，2000-2005年我國氮氧化物排放從1100萬t增加到1900萬t，年均增長10％。2005年后，空氣中氮氧化物濃度仍在不斷上升。我國氮氧化物排放主要集中在東部地區(qū)。據(jù)測算，全國80%以上的氮氧化物排放量來自于人口密集、工業(yè)集中、經(jīng)濟發(fā)展較快的中東部地區(qū)。數(shù)據(jù)顯示，我國氮氧化物排放量超過100萬t的省份依次為廣東、山東、河北、江蘇和河南，這5省的排放量占全國排放總量的43.5％。從單位面積排放強度來看，排放量最大的地區(qū)依次是上海、天津和北京。而且，這些地區(qū)大氣中二氧化氮的總負荷呈快速增長的趨勢。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，我國氮氧化物排放量主要來自火電、交通部門及工業(yè)部門。2007年火電廠排放的氮氧化物總量已增至840萬t，比2003年的597.3萬t增加了近40.6％．約占全國氮氧化物排放總量的40%。我國目前火電脫硝機組只有4000萬Kw左右，占火電裝機容量僅6％左右，未來市場前景巨大。截至2008年底，我國發(fā)電裝機規(guī)模已達79253萬Kw，其中火電機組容量為60132萬Kw，占總裝機規(guī)模的75.87％。如果到2010年、2015年和2020年火電裝機容量分別達到71780萬Kw、101700萬Kw和121900萬Kw計，火電行業(yè)NOx排放量到2010年、2015年和2020年將分別達到1038萬t、1310萬t和1452萬t。以安裝高效低氮燃燒器和SCR計，單位造價在200到250元/Kw之間，則到2015年需總投資為602億元至868億元，到2020年零總投資634億元至934億元。數(shù)據(jù)顯示，在2015年以前，脫硝行業(yè)每年平均規(guī)模可達100億元以上，市場容量巨大。未來5年將帶來的SCR脫硝催化劑市場需求為178億元、44.5萬1113，平均每年36億元、8.9萬m3。脫硝市場容量中，36%左右是SCR脫硝催化劑市場。2國家政策大力推動脫銷行業(yè)大發(fā)展隨著我國對環(huán)境保護的日益重視，環(huán)保產(chǎn)業(yè)也迎來一次又一次的大發(fā)展。環(huán)保政策的每一次變遷，猶如接力棒一般，催生了環(huán)保市場的連續(xù)爆發(fā)。2004年1月1日實施的《火電廠大氣污染物排放標準》，首次規(guī)定了火電廠氮氧化物的排放限值，并按時段和不同燃料及其特性分別規(guī)定了不同限值。2009年3月23日，環(huán)境保護部辦公廳印發(fā)了《2009—2010年全國污染防治工作要點》。文件第九條規(guī)定：“全面開展氮氧化物污染防治。以火電行業(yè)為重點，開展工業(yè)氮氧化物污染防治。在京津冀、長三角和珠三角地區(qū)，新建火電廠必須同步建設脫硝裝置，2015年年底前，現(xiàn)役機組全部完成脫硝改造。研究扶持政策，提高氮氧化物污染防治技術(shù)水平。”2009年5月12日，國務院發(fā)布了《裝備制造業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃》（規(guī)劃期為2009-2011年）。規(guī)劃提出，適應環(huán)境保護和社會民生需要，大力發(fā)展污水污泥處理設備、脫硝脫硫設備、余熱余氣循環(huán)再利用設備、環(huán)境在線監(jiān)測儀器儀表等。規(guī)劃還提出鼓勵使用首臺（套）的政策，即第一臺（套）能滿足工程需要的國產(chǎn)設備，在國家重點工翟、重點項目優(yōu)先使用。這打破了以往環(huán)保設備需要有業(yè)績、運行多年才能參加競投標的機制。2009年7月，國家環(huán)境保護部發(fā)布了《火電廠大氣污染物排放標準》（征求意見稿）。對比新標準和舊標準(CB13223-2003)，在煙塵、二氧化硫和氮氧化物三個主要污染物的排放量限制方面，新標準均做出了更為嚴格的規(guī)定。在脫硝方面，新標準規(guī)定了到2015年所有火電機組都將執(zhí)行氮氧化物排放濃度在重點地區(qū)不高于200mg/m3、非重點地區(qū)400mg/m3的限值。重點地區(qū)的新增機組從2010年開始直接執(zhí)行200mg/m3的排放限值。新標準的出臺將推動脫硝行業(yè)的快速啟化物排放的要求較低，火電廠只要采用低氮燃燒技術(shù)就可以達到國家要求的排放標準，沒有減排壓力；二是沒有相應經(jīng)濟政策的支持，沒有減排動力。4促進我國脫硝市場的良性發(fā)展4.1建立市場準入制度為避免惡性競爭、確保工程質(zhì)量、提高運行可靠性與穩(wěn)定性，建議由國家相關(guān)部門組織專家或委托行業(yè)協(xié)會對從事煙氣脫硝工程建設和相關(guān)產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域的企業(yè)從注冊資金、資質(zhì)、業(yè)績、市場信譽等方面，設立脫硝的行業(yè)準入門檻，制定準人辦法，進行資格準入。從事火電廠煙氣脫硝工程昀總承包公司，必須是具有法人資格的經(jīng)濟實體；所具有的脫硝技術(shù)應是先進的、完整的、成熟的，具有合法使用該項技術(shù)的權(quán)力和能力；具有相應的脫硝工程設計、工程承包的能力；具有履行項目工程承包所必需的經(jīng)濟實力，財務狀況良好；內(nèi)部組織機構(gòu)完善、管理體系健全、專業(yè)技術(shù)人員和管理人員配備齊全，有組織工程建設和現(xiàn)場施工管理的經(jīng)驗，有完整的質(zhì)量保證體系。建議建立國家鼓勵的脫硝工藝設備名錄制度，引導脫硝產(chǎn)業(yè)和技術(shù)的良性發(fā)展。依托國家實施環(huán)保技術(shù)管理體系建設工程，增強脫硝技術(shù)創(chuàng)新能力，在相關(guān)工藝設備方面實行優(yōu)勝劣汰。通過發(fā)布國家鼓勵或者限制發(fā)展的脫硝裝備目錄，篩選推廣質(zhì)量較好的脫硝設備，發(fā)展脫硝設備產(chǎn)業(yè)鏈。4.2建立經(jīng)濟補貼政策舊經(jīng)濟補貼要綜合運用各種經(jīng)濟手段推進火電廠的氮氧化物控制工作，以最小的成本換取最大的環(huán)境效益，如排污權(quán)交易政策；要使脫硝的環(huán)境保護成本傳導到電價中去，使電力成本真正體現(xiàn)資源和環(huán)境成本；收取的氮氧化物排污費要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老電廠低氮燃燒器改造獎勵、煙氣脫硝獎勵；對一時不能實現(xiàn)國產(chǎn)化的設備要有免稅或減稅措施；通過國家環(huán)保專項資金補助或中央預算內(nèi)投資資金補助對現(xiàn)役電廠建設姻氣脫硝裝置。煙氣脫硝電價的計算是以脫除的氮氧化物多少來確定，或以地區(qū)為單位計算脫硝的社會平均成本來確定，還是按煤質(zhì)（揮發(fā)份）情況來確定，需要進行系統(tǒng)研究，最好是納入電價機制的改革方案之中統(tǒng)籌解決。在電價機制不做大的改革之前，可以像脫硫電價一樣結(jié)合考慮煤質(zhì)（揮發(fā)份）情況給脫硝企業(yè)每度電量一定的電價進行補貼；也可以地區(qū)或地市為單元計算當?shù)孛摮趸锲骄杀?，以平均成本和企業(yè)實際脫除的氮氧化物量為依據(jù)，計算各企業(yè)煙氣脫硝成本，然后通過電價支付給脫硝企業(yè)。根據(jù)前面的計算，在目前的的技術(shù)水平總的污染物排放總量，即為CEMS總的排放量。由此，經(jīng)過換算，得到脫硫效率、投運率、二氧化硫排放量等，生成各種符合國家相關(guān)標準的日、月、年報表，并監(jiān)視現(xiàn)場設備的運行狀況，保存在上位計算機中。4.3工程總結(jié)在原有脫硫系統(tǒng)中，只設置了脫硫后CEMS系統(tǒng)，并不能滿足現(xiàn)有的環(huán)保排放要求，均須對原有設施進行整改。對濕法煙氣脫硫系統(tǒng)和煙氣循環(huán)流化床脫硫系統(tǒng)，均要紀錄煙氣進口和出口二氧化硫、煙塵、氮氧化物濃度等參數(shù)。通過此改造工程及長期的使用情況，總結(jié)如下：(1)由于是改造工程，測點的選取及設備的布置都受到現(xiàn)場實際情況的限制。但環(huán)保要求規(guī)定，測定位置應避開煙道彎頭和斷面急劇變化的部位，測定點需設置在距彎頭、閥門、變徑管下游方向不小于4倍直徑，和距上述部件上游方向不小于2倍直徑處。當安裝位置不能滿足要求時，應盡可能選擇氣流穩(wěn)定的斷面，但測定點的前直管段長度必須大于測定點的后直管段長度。所以改造工程中，現(xiàn)場的平臺、扶梯設置等工程量更大。如果在新建工程中，可以統(tǒng)籌考慮。(2)在脫硫控制系統(tǒng)的選型上應盡可能的采用DCS系統(tǒng)，或采用PLC的以太網(wǎng)結(jié)構(gòu)。隨著國家更嚴格的排敖控制及企業(yè)對脫硫設備的管理需要，脫硫信息均需接入企業(yè)管理系統(tǒng)或接入互聯(lián)網(wǎng)等，以太網(wǎng)可以接入廣域網(wǎng)(WAN)，他的冗余結(jié)構(gòu)、交換技術(shù)等可以使數(shù)據(jù)的通信更便捷。(3)在CEMS的實際使用中，還應該嚴格遵守運行維護規(guī)程，這是正常使用的關(guān)鍵。如果感覺數(shù)值不準確，就應重新校準及標定分析儀。在使用過程中，應定期檢查過濾器、采樣探頭、管路等是否有結(jié)灰、冷凝水等情況，對某些部件，應定期更換。另外由于機組也可能階段性采用高硫煤或其他焚燒物，CEMS的量程設置需及時做出調(diào)整。5主要的脫硝技術(shù)煙氣脫硝技術(shù)按治理工藝可分為濕法脫硝和干法脫硝。主要包括：酸吸收法、堿吸收法、選擇性催化還原法、非選擇性催化還原法、吸附法、離子體活化法等。國內(nèi)外一些科研人員還開發(fā)了用微生物來處理NOX廢氣的方法。其中，選擇性催化還原法和非選擇性催化還原法技術(shù)較為成熟，且選擇性催化還原法（SCR）在實際應用中最多。5.1選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR)介紹(1)SCR技術(shù)原理以氨為還原劑的SCR反應如下：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O第一個反應是主要的，因為煙氣中幾乎95%的NOx以NO的形式存在。在沒有催化劑的情況下，上述化學反應只在很窄的溫度范圍內(nèi)（980℃左右）進行，即選擇性非催化還原（SNCR）。通過選擇合適的催化劑，反應溫度可以降低，并且可以擴展到適合電廠實際使用的290-430℃范圍。最常用的金屬催化劑含有氧化礬、氧化鈦、氧化鉬、氧化鎢等。在反應條件改變時，還可能發(fā)生以下副反應：4NH3+3O2→2N2+6H2O+1267.1J2NH3→N2+3H2-91.9J4NH3+5O2→4NO+6H2O+907.3J發(fā)生氨分解的反應和氨氧化為NO的反應都在350℃以上才能進行，450℃以上開始激烈。反應溫度在300℃以下時僅有氨氧化為N2的副反應可能發(fā)生。(2)SCR系統(tǒng)布置SCR脫硝反應系統(tǒng)在火電廠置于鍋爐之后，其布置方式有三種，即高溫高塵布置方式、高溫低塵布置方式以及低溫低塵布置方式。（如下圖）第一種布置的優(yōu)點是進入反應器的煙氣溫度達300-500℃，多數(shù)催化劑在此溫度范圍內(nèi)有足夠的活性，煙氣不需要加熱可獲得好的NOX凈化效果。但催化劑處于高塵煙氣中，壽命會受到下列因素影響：①飛灰中K、Na、Ca、Si、As會使催化劑污染或中毒；②飛灰磨損反應器并使蜂窩狀催化劑堵塞；③若煙氣溫度過高會使催化劑燒結(jié)或失效。第二種布置將反應器布置在省煤器后的高溫電除塵與空氣預熱器之間，該方式可防止煙氣中飛灰對催化劑的污染和反應器的磨損和堵塞，但是一般的電除塵器在300-400℃的高溫下很難正常運行，可靠性不高，一般不采用。第三種布置將反應器布置在FGD系統(tǒng)之后，催化劑不受飛灰和SO3等氣態(tài)毒物的影響，但由于煙溫低，一般需用GGH或加設燃油或天然氣的燃燒器將煙溫提高到催化劑的活化溫度，勢必增加能源消耗和運行費用。因此，工業(yè)應用中普遍采用高溫高塵布置方式。有垂直氣流布置和水平氣流布置兩種形式，在燃煤鍋爐中，由于煙氣中的含塵量較高，一般采用垂直氣流方式。(3)SCR系統(tǒng)中使用的催化劑按使用溫度范圍,分成高溫、中溫和低溫三類。中溫300-400℃；高溫大于400℃；低溫小于300℃。沸石催化劑(zeolite):345-590℃.氧化鈦基催化劑:300-400℃.氧化鐵基催化劑:380-430℃.活性碳/焦催化劑:100-150℃.目前工程中應用最多的催化劑是氧化鈦基催化劑。且市場上主流的SCR催化劑有三種形式，分別為蜂窩式，板式與波紋板式。蜂窩式催化劑元件（陶瓷）是通過擠壓工具整體成型的，由催化活性材料如V2O5，WO3,TiO2等組成，經(jīng)干燥、燒結(jié)、切割成滿足要求的元件，這些元件被裝配入鋼框架內(nèi)從而形成一個易于操作的催化劑模塊。蜂窩式催化劑在世界催化劑市場占70%左右，主要供應商有德國的ARGILLON、KWH、BASF、DEGUSSA;美國的CORMETECH;奧地利的CERAM;日本的CCIC；韓國的SK等。板式催化劑是采用金屬板作為基材浸漬燒結(jié)成型。在世界催化劑市場占25%左右，主要供應商有德國的Argillon和日本的BHK。波紋式催化劑是采用玻璃纖維板或陶瓷板作為基材浸漬燒結(jié)成型。在世界催化劑市場占5%左右，主要供應商有丹麥的HaldorTopsoe及日本的HitachiZosen。(4)SCR系統(tǒng)中的還原劑煙氣脫硝用還原劑為氨氣，氨氣可直接來源于液氨汽化，也可通過氨水蒸發(fā)或者尿素分解間接制備。（a）液氨是有毒化學品，生產(chǎn)場所超過10噸或者儲存量超過100噸時，屬于重大危險源，是當前普遍采用的煙氣脫硝還原劑制備工藝。（b）氨水也是《危險化學物品名表GB12268-90》規(guī)定的危險品，含氨10%~35%的氨水為82503號危險品。（c）尿素不屬于危險產(chǎn)品，尿素受熱分解成氨氣。液氨儲存及供應系統(tǒng)流程（如下圖）：氨站工藝流程示意圖5.2選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR)介紹(1)SNCR技術(shù)原理在爐膛800~1250℃這一溫度范圍內(nèi)、在無催化劑作用下，NH3或尿素等氨基還原劑可在有氧的氣情況下、選擇性地還原煙氣中的NOx，據(jù)此發(fā)展了SNCR法。主要反應為：尿素為還原劑:2NO+CO(NH2)2+?O2→2N2+CO2+2H2O氨或氨水為還原劑:4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O(2)SNCR脫硝技術(shù)應用SNCR技術(shù)的應用已有二十幾年(例如FuelTech)。SNCR煙氣脫硝技術(shù)的脫硝效率一般為15%~45%，受鍋爐結(jié)構(gòu)尺寸影響很大，可用作低NOx燃燒技術(shù)的聯(lián)合處理技術(shù)。美國的SNCR技術(shù)在燃煤電廠的工業(yè)應用是在80年代開始的，目前世界上燃煤電廠SNCR工藝的總裝機容量在10GW以上。(3)SNCR技術(shù)的特點a.SNCR與SCR相比，系統(tǒng)簡單，爐膛就是反應器；b.投資少；c.但脫硝效率低，一般大型鍋爐上為15-45%;使用的廣泛性不及SCR，由于，所佔空間小、不會產(chǎn)生SO3，并且造成空氣預熱器的堵塞或腐蝕的可能性小，可用于對氮氧化物排放要求不高的鍋爐。d.SNCR是一項實踐已經(jīng)證明很久又可信的技術(shù)。e.SNCR從1974年開始在美國商業(yè)應用，已在電廠鍋爐，工業(yè)鍋爐，城市垃圾焚燒爐及其他燃燒裝置上得到廣泛運用。5.3混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR)混合法的工藝除了SNCR/SCR之外還有許多種。SNCR+SCR混合煙氣脫硝技術(shù)是應用在燃煤電站鍋爐上的相對成熟煙氣脫硝技術(shù)?；旌蟂NCR+SCR是一種聯(lián)體工藝，非SCR與SNCR工藝共用。它是在SCR工藝的基礎(chǔ)上，結(jié)合了SCR技術(shù)高效、SNCR技術(shù)投資省的的特點而發(fā)展起來的一種新穎的、技術(shù)成熟的SCR改進工藝之一。資料介紹SNCR/SCR混合工藝的運行特性參數(shù)可以達到50~80%的脫硝效率。6加強排放標準建設我國氮氧化物行業(yè)排放標準制訂工作起步較晚，目前在工業(yè)爐窯和煉焦爐的大氣污染排放標準中仍沒有規(guī)定氮氧化物的排放限值。而在僅有的《火電廠大氣污染物排放標準》、《水泥廠大氣污染物排放標準》、《鍋爐大氣污染物排放標準》中，雖然規(guī)定了氮氧化物濃度限值，但這些標準普遍存在過于寬松的問題。當前迫切需要修訂和完善一批行業(yè)氮氧化物排放標準，以推