燕中凱，劉 媛，尚光旭

(中國環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)協(xié)會，北京 100037)

火電廠脫硝技術(shù)現(xiàn)狀及產(chǎn)業(yè)與市場發(fā)展預測

燕中凱，劉 媛，尚光旭

(中國環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)協(xié)會，北京 100037)

概述了我國火電廠脫硝的背景及國家發(fā)布的有關(guān)技術(shù)政策和相關(guān)標準，介紹了國內(nèi)火電脫硝技術(shù)及脫硝產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀，對火電脫硝市場的發(fā)展進行了預測。

火電廠;脫硝;技術(shù);產(chǎn)業(yè);市場

1 概述

1.1 火電廠脫硝背景

2008年，我國氮氧化物（NOx）年排放量達到2000萬噸，成為世界第一。專家預測，2020年我國NOx年排放量將達到3000萬噸，這將對我國的大氣環(huán)境產(chǎn)生巨大威脅。

NOx包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等多種氮的氧化物，其中NO和NO2是重要的大氣污染物。NOx不僅危害人體健康，可誘發(fā)多種疾病，還會造成多種二次污染。NOx可形成光化學煙霧和酸雨，破壞臭氧層，影響整個生態(tài)環(huán)境，NOx還是形成區(qū)域細粒子污染和灰霾的重要因素。近年來，我國因NOx排放量迅速升高，酸雨污染也正由硫酸型向硫酸和硝酸復合型轉(zhuǎn)變，酸雨中NO3-的比例已達到1/3左右，這一變化抵消了一部分我國在SO2減排方面取得的成績，使我國面臨更為嚴峻的酸雨污染控制形勢。

NOx排放源主要有燃煤電廠、工業(yè)企業(yè)和機動車。我國NOx排放量中近70%來自煤炭的直接燃燒，而火電燃煤又占煤炭直接燃燒比例的50%以上，即燃煤電廠NOx排放量占NOx排放總量的35%以上。據(jù)預測，“十二五”期間，我國火電裝機容量仍將保持較高的增長速度，預計到2015年末全國火電裝機容量將超過93億kW，在未來十幾年甚至更長時期內(nèi)，火力發(fā)電仍將是我國電力供應(yīng)的主力。隨著火電裝機容量的持續(xù)增長，火電燃煤產(chǎn)生的NOx量將繼續(xù)增加。

“十二五”期間，國家要求進一步深化主要污染物總量減排，新增了NOx約束性指標，要求到“十二五”末減排10%（參考2010年排放量），NOx減排成為國家“十二五”期間環(huán)境保護的重點任務(wù)。作為NOx排放的重點行業(yè)，火電廠脫硝對實現(xiàn)“十二五”減排目標具有重要意義，國家正醞釀出臺相關(guān)項目審批、結(jié)構(gòu)調(diào)整和脫硝優(yōu)惠電價等政策法規(guī)，并推出更嚴格的排放標準，以推動火電脫硝產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

1.2 火電廠脫硝技術(shù)政策和相關(guān)標準

2010年1月，環(huán)境保護部頒布了《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》，指導火電行業(yè)采用先進適用的NOx減排技術(shù)。技術(shù)政策中明確提出火電廠氮氧化物防治的技術(shù)路線，將低氮燃燒技術(shù)作為燃煤電廠鍋爐的出廠基本配置技術(shù)，若采用低氮燃燒技術(shù)后仍不能滿足要求時應(yīng)建設(shè)煙氣脫硝設(shè)施?！痘痣姀S氮氧化物防治技術(shù)政策》前瞻性的考慮了將要修訂發(fā)布的《火電廠大氣污染物排放標準》將會施行更嚴格的排放限值，以具備很好適應(yīng)性的選擇性催化還原技術(shù)（SCR）、選擇性非催化還原技術(shù)（SNCR）、選擇性非催化還原與選擇性催化還原聯(lián)合技術(shù)（SNCR－SCR）三種煙氣脫硝技術(shù)為主給出了框架性的火電煙氣脫硝技術(shù)選用建議方案，并對二次污染控制提出了具體要求。其中建議方案為：“1）新建、改建、擴建的燃煤機組，宜選用SCR；小于等于600MW時，也可選用SNCR-SCR；2）燃用無煙煤或貧煤且投運時間不足20年的在役機組，宜選用SCR或SNCR-SCR；3）燃用煙煤或褐煤且投運時間不足20年的在役機組，宜選用SNCR或其它煙氣脫硝技術(shù)?！?/p>

2010年2月，環(huán)境保護部發(fā)布《燃煤電廠污染防治最佳可行技術(shù)指南（試行）》（HJ-BAT-001），將SCR和SNCR列為現(xiàn)階段我國燃煤電廠煙氣脫硝的最佳可行技術(shù)，并說明了這兩種技術(shù)的工藝原理、物料消耗及污染物排放、技術(shù)適用性及特點、最佳可行工藝參數(shù)、污染物削減和排放、二次污染及防治措施、技術(shù)經(jīng)濟適用性等內(nèi)容。

2010年2月，環(huán)境保護部同時發(fā)布了《火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范 選擇性催化還原法》（HJ562-2010）和《火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范 選擇性非催化還原法》（HJ563-2010）兩個規(guī)范，規(guī)定了SCR和SNCR煙氣脫硝工程的設(shè)計、施工、驗收、運行和維護等技術(shù)要求?！痘痣姀S煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范 選擇性催化還原法》（HJ562-2010）中對SCR系統(tǒng)設(shè)計的技術(shù)要求是：“系統(tǒng)不得設(shè)置反應(yīng)器旁路；在催化劑最大裝入量情況下的設(shè)計脫硝效率不得低于80%；氨逃逸濃度宜小于2.5mg/m3；SO2/SO3轉(zhuǎn)化率應(yīng)不大于1%；系統(tǒng)可用率應(yīng)不小于98%；系統(tǒng)的煙氣壓降宜小于1400Pa，漏風率宜小于0.4%?！薄痘痣姀S煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范 選擇性非催化還原法》（HJ563-2010）中對SNCR系統(tǒng)設(shè)計的技術(shù)要求是：“氨逃逸濃度應(yīng)控制在8mg/m3以下；系統(tǒng)對過濾效率的影響應(yīng)小于0.5%；系統(tǒng)負荷響應(yīng)能力應(yīng)滿足鍋爐負荷變化率要求；不增加煙氣阻力；服務(wù)年限應(yīng)在30年以上，壽命期內(nèi)系統(tǒng)可用率應(yīng)不小于98%?！?/p>

2011年1月14日，《火電廠大氣污染物排放標準》（二次征求意見稿）公布，根據(jù)其中的火力發(fā)電鍋爐和燃氣輪機組大氣污染物特別排放限制規(guī)定，自2012年1月1日始，所有新建火電機組NOx排放量限值為100mg/m3；自2014年1月1日始，重點地區(qū)所有火電投運機組NOx排放限值為100mg/m3，非重點地區(qū)2003年以前投產(chǎn)的機組排放限值為200mg/m3。新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》與2003版相比，NOx排放標準要求大幅提高、更加嚴格。目前，歐盟與日本的同類標準為200mg/m3，美國為134～184mg/m3。如果新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》（二次征求意見稿）中NOx排放限值得到批準實施，待環(huán)境保護部頒布該標準后，該標準將是世界上最嚴格的火電廠NOx排放標準，火電企業(yè)為了達到標準要求，采用高效的脫硝技術(shù)將勢在必行。

2 火電廠脫硝技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

2.1 火電廠NOx控制的基本技術(shù)

火電廠NOx控制技術(shù)主要有兩種：一是控制燃燒過程中NOx的生成，即低氮燃燒技術(shù)；二是對生成的NOx進行處理，即煙氣脫硝技術(shù)。煙氣脫硝技術(shù)主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，此外還有應(yīng)用較少的液體吸收法、微生物法、活性炭吸附法和電子束法等。

（1）低氮燃燒技術(shù)

低氮燃燒技術(shù)是指依據(jù)燃料在燃燒過程中NOx的生成機理，通過改進燃燒技術(shù)來降低NOx生成和排放的技術(shù)。燃煤電廠低氮燃燒技術(shù)包括低氮燃燒器、空氣分級燃燒技術(shù)和燃料分級燃燒技術(shù)。新建火電機組都配置低氮燃燒設(shè)施，低氮燃燒技術(shù)對老火電機組的脫硝改造很適宜，在老火電機組改造中只需對鍋爐爐膛進行改造即可應(yīng)用低氮燃燒技術(shù)。低氮燃燒技術(shù)特點：可為單項技術(shù)也可為技術(shù)組合，脫硝效率一般在10%～50%；工藝成熟；投資與運行費用較低。

（2）選擇性催化還原法

SCR是在催化劑作用下利用還原劑有選擇性地與煙氣中的NOx（主要是NO和NO2）發(fā)生化學反應(yīng)，將NOx轉(zhuǎn)化為N2和H2O，從而減少煙氣中NOx排放的脫硝技術(shù)。

目前，在SCR中使用的催化劑大多以TiO2為載體，以V2O5或V2O5-WO3或V2O5-MoO3為活性成分，制成蜂窩式、板式或波紋式三種類型。應(yīng)用于煙氣脫硝中的SCR催化劑可分為高溫催化劑（345℃～590℃）、中溫催化劑（260℃～380℃）和低溫催化劑（80℃～300℃），不同的催化劑適宜的反應(yīng)溫度不同。如果反應(yīng)溫度偏低，催化劑的活性會降低，導致脫硝效率下降，且如果催化劑持續(xù)在低溫下運行會使催化劑發(fā)生永久性損壞；如果反應(yīng)溫度過高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，還會引起催化劑材料的相變，使催化劑的活性退化。目前，國內(nèi)外SCR系統(tǒng)大多采用高溫催化劑，反應(yīng)溫度區(qū)間為315℃～400℃。

催化劑的選用還與SCR反應(yīng)器的布置方式密切相關(guān)。SCR反應(yīng)器主要有三種布置方式：1）位于鍋爐后部（高塵布置）；2）位于電除塵器后空氣預熱器之前（低塵布置）；3）位于煙氣脫硫除塵之后（尾部布置）。高塵布置時，SCR反應(yīng)器處于空氣預熱器與省煤器之間，此區(qū)間溫度在300℃～430℃之間，正好是一般催化劑的最佳活性溫度窗口，煙氣進入SCR反應(yīng)器前不需要再加熱，投資與運行費用較低。低塵布置減少了煙氣中煙塵對催化劑的沖刷腐蝕，避免了催化劑的堵塞，延長了催化劑的使用壽命，但須使用高溫電除塵器。尾部布置時，SCR反應(yīng)器位于煙氣脫硫除塵之后，需要加設(shè)再熱系統(tǒng)使煙氣滿足催化劑的溫度要求，投資與運行費用較高。一般情況下，燃煤煙氣脫硝SCR技術(shù)首選高塵布置工藝。

SCR、SNCR和SNCR-SCR中都要使用還原劑，還原劑的選擇、儲存及制備系統(tǒng)也是煙氣脫硝中的重要環(huán)節(jié)。目前常用的還原劑有液氨、尿素和氨水。液氨在全世界的煙氣脫硝系統(tǒng)中已使用了20多年，但相比之下，它具有最大的安全風險、最高的核準費用及最多的法規(guī)限制。使用氨水時，其設(shè)備投資以及運行的綜合成本在三者中最高，且它與液氨一樣存在安全隱患。因此，自20世紀90年代以后，國際上已很少用氨水作為脫硝還原劑。而尿素的儲存運輸及供氨系統(tǒng)不需要特殊的安全防護，是較安全的脫硝還原劑。近年來，美國新建的SCR裝置優(yōu)先考慮用尿素作為還原劑，歐洲采用尿素的工藝也逐漸增多。還原劑的選擇須綜合考慮設(shè)備投資、場地占用、運行成本、安全管理及風險費用等。煙氣脫硝主要還原劑的選用建議如表1。

表1 煙氣脫硝還原劑比選

（3）選擇性非催化還原法

SNCR指在不用催化劑的條件下，將還原劑噴入800℃～1100℃的煙氣高溫區(qū)發(fā)生化學反應(yīng)，將NOx轉(zhuǎn)化為N2和H2O，從而減少煙氣中NOx排放的脫硝技術(shù)。

溫度對SNCR的效率影響較大，當溫度高于1100℃時，NOx的脫除率會因氨氣的熱分解而降低；溫度低于800℃時，NH3的反應(yīng)速率下降，還原反應(yīng)進行不充分，NOx脫除率下降，同時氨氣的逃逸量可能會增加。一般爐膛上還原劑噴入點的溫度選擇在800℃～1100℃之間。在不添加催化劑的條件下，較適宜的還原反應(yīng)溫度區(qū)間是800℃～900℃，這一溫度范圍較窄，當溫度低于800℃時，反應(yīng)速度很慢，還原反應(yīng)難以順利進行。

SNCR以爐膛為反應(yīng)器，可通過對鍋爐的改造實現(xiàn)。SNCR工藝的關(guān)鍵是必須盡可能地將還原劑噴入到爐內(nèi)最有效溫度窗區(qū)域內(nèi)，盡可能保證還原劑能在合適的溫度下與煙氣進行良好的混合，這樣既可以提高還原劑的利用率，又可以控制獲得較小的氨逃逸量。

（4）選擇性非催化還原與選擇性催化還原聯(lián)合法

SNCR-SCR是將還原劑噴入爐膛脫除部分NOx，逸出的氨再與未脫除的NOx進行催化還原反應(yīng)的一種脫硝技術(shù)。SNCR-SCR聯(lián)合煙氣脫硝技術(shù)結(jié)合了SCR和SNCR的優(yōu)勢，SNCR將還原劑噴入爐膛脫除部分NOx，逸出的NH3用SCR再與未脫除的NOx進行催化還原反應(yīng)。此種方法靈活性較強。

2.2 主要煙氣脫硝技術(shù)對比

SCR脫硝效率一般為60%～90%，可將NOx排放濃度降至100mg/m3左右；該技術(shù)一次投資費用和運行成本高；催化劑價格昂貴；失效的催化劑是重金屬富集物，需再處置；還原劑消耗費用大；用液氨或氨水作為還原劑時安全管理成本較高。

SNCR脫硝效率一般為20%～40%；由于不用催化劑，SNCR不受煤質(zhì)和煤灰的影響，可以在鍋爐上更經(jīng)濟有效地獲得較好的效果；其投資約為SCR的1/2，運行費用為SCR的1/2～2/3；可以單獨使用或作為SCR和低氮燃燒技術(shù)的補充，SNCR對現(xiàn)役機組改造和電廠在低氮燃燒后仍超標的情況尤其適宜。SNCR應(yīng)用的難點是溫度控制和還原劑噴射點的操控。

結(jié)合新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》（二次征求意見稿）來看，SCR脫硝效率高且可調(diào)幅度大，容易達到新標準的要求；SNCR脫硝效率較低，若單獨使用很難滿足新標準要求，需要結(jié)合其他脫硝技術(shù)使用。

主要煙氣脫硝工藝的比較見表2。

表2 主要煙氣脫硝工藝比較

2.3 國內(nèi)外火電廠脫硝技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

國際上低氮燃燒技術(shù)的應(yīng)用已經(jīng)很普遍，國內(nèi)也已在火電廠的NOx排放控制中廣泛應(yīng)用低氮燃燒技術(shù)。2008年底，我國火電裝機95%以上為燃煤機組，其中65%使用了低氮燃燒器。

SCR是目前世界上煙氣脫硝效率最高、應(yīng)用最多、最為成熟的技術(shù)。歐洲、日本90%以上火電廠煙氣脫硝采用SCR。SCR在美國的應(yīng)用也很多。表3為主要發(fā)達國家電力行業(yè)SCR煙氣脫硝裝置安裝情況的統(tǒng)計。

表3 主要發(fā)達國家電力行業(yè)安裝SCR的統(tǒng)計

SCR是國際上火電廠煙氣脫硝的主流技術(shù)。我國自2003年《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2003）頒布后，開始逐步控制NOx排放。截至2007年底，國內(nèi)通過環(huán)評的90多家電廠的近200臺總裝機容量為1.05億kW的機組，約96%采用SCR，4%采用SNCR。截至2009年底，全國已投運煙氣脫硝機組容量接近5000萬kW，約占煤電機組容量的8%?，F(xiàn)在國內(nèi)尚有一大批正在建設(shè)和擬建的SCR脫硝工程。由于目前脫硝電價政策尚未出臺，企業(yè)難以自行消化較高的脫硝成本，現(xiàn)有脫硝設(shè)施投運率不高。預計“十二五”期間，為了達到更為嚴格的排放標準，SCR在國內(nèi)的需求和應(yīng)用將迅速增長。

SNCR在國內(nèi)外也有較為廣泛的應(yīng)用。目前世界上燃煤電廠SNCR工藝的總裝機容量在15GW以上，美國是世界上應(yīng)用SNCR最多的國家。國內(nèi)目前的SNCR項目大都是采用美國燃料技術(shù)公司的技術(shù)，由國內(nèi)工程公司建設(shè)。

SNCR-SCR聯(lián)合工藝最初在日本應(yīng)用。美國有較多SNCR-SCR的工程應(yīng)用。國內(nèi)江蘇闞山電廠的660MW機組采用的也是SNCR-SCR工藝，目前工程已投入應(yīng)用。

國內(nèi)很多企業(yè)和機構(gòu)都很看好未來的脫硝產(chǎn)業(yè)市場，都在積極研發(fā)具有自主知識產(chǎn)權(quán)的脫硝技術(shù)，并已有工程應(yīng)用實例。另外，脫硫脫硝一體化技術(shù)也是目前國內(nèi)外技術(shù)開發(fā)的熱點，如等離子脫硫脫硝一體化技術(shù)、脫硫脫硝一體化與資源化利用技術(shù)等，這兩種技術(shù)在國內(nèi)已進入工業(yè)化試驗階段，具備了產(chǎn)業(yè)化開發(fā)的初步條件。

2.4 我國火電廠脫硝產(chǎn)業(yè)發(fā)展的瓶頸

面對嚴峻的火電廠NOx排放形勢和日益嚴格的排放要求，我國迫切需要發(fā)展火電脫硝產(chǎn)業(yè)。目前，我國火電脫硝產(chǎn)業(yè)發(fā)展存在SCR專用催化劑及載體制造國產(chǎn)化這一制約性瓶頸問題。因此必須快速突破該技術(shù)瓶頸，才能保障我國火電脫硝產(chǎn)業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展。

國內(nèi)外火電廠煙氣脫硝的主流工藝為SCR，而催化劑投資占SCR總投資的40%以上。SCR中催化劑的生產(chǎn)是核心，而催化劑載體的生產(chǎn)又是催化劑生產(chǎn)的核心，但目前SCR用催化劑的配方和生產(chǎn)工藝的關(guān)鍵技術(shù)掌握在國外企業(yè)手中，致使催化劑的生產(chǎn)制備成為制約我國SCR工藝應(yīng)用發(fā)展最主要的問題。

SCR中使用的催化劑多以TiO2為載體，以V2O5或V2O5-WO3或V2O5-MoO3為活性成分。在催化劑生產(chǎn)中，最主要的原材料是催化劑載體—納米級TiO2。納米級TiO2的生產(chǎn)目前主要被日本石原、日本琾化學、法國millennium三家廠商壟斷。國外廠商針對我國“十二五”NOx控制規(guī)劃已有提價行為。近年來，國內(nèi)一些企業(yè)雖已分別引進日本、德國、美國等國的技術(shù)，但產(chǎn)能尚不能完全滿足國內(nèi)的需求，又因受國內(nèi)原材料品質(zhì)的影響，難以生產(chǎn)出優(yōu)質(zhì)的產(chǎn)品，也難以滿足未來脫硝市場發(fā)展的需要。

因此，加快開發(fā)出SCR專用納米級TiO2載體的制造技術(shù)及催化劑生產(chǎn)技術(shù)，是我國大力推行火電廠脫硝的關(guān)鍵，對國內(nèi)的火電廠脫硝產(chǎn)業(yè)化發(fā)展具有重大影響。

3 我國火電廠脫硝產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及市場預測

在國家技術(shù)政策和標準規(guī)范的指引下，“十二五”期間，我國火電脫硝產(chǎn)業(yè)將進入一個加速發(fā)展的時期，為完成國家NOx減排目標，火電脫硝產(chǎn)業(yè)將成為環(huán)保產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域一個新的增長點，國內(nèi)脫硝產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景良好。

3.1 我國火電廠脫硝產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

（1）在低氮燃燒技術(shù)方面

目前，我國已實現(xiàn)了低氮燃燒器的自行設(shè)計、制造和安裝調(diào)試，具備了生產(chǎn)和裝備低氮燃燒設(shè)備的能力。國家鼓勵開發(fā)和發(fā)展高效低氮燃燒技術(shù)。國內(nèi)在低氮燃燒技術(shù)研發(fā)應(yīng)用方面的企業(yè)有北京國電龍源環(huán)保工程有限公司、東方鍋爐廠、北京巴威公司、哈爾濱電站設(shè)備成套設(shè)計研究所、哈爾濱鍋爐廠、上海鍋爐廠有限公司、哈爾濱工業(yè)大學、阿米那電力環(huán)保技術(shù)開發(fā)（北京）有限公司等，這些企業(yè)的努力使我國在發(fā)展低氮燃燒技術(shù)上邁出了堅實的步伐。

（2）在煙氣脫硝技術(shù)方面

SCR是我國的主流脫硝技術(shù)，國內(nèi)目前現(xiàn)有和擬建的煙氣脫硝工程中SCR約占95%，可見其在國內(nèi)煙氣脫硝領(lǐng)域具有絕對的統(tǒng)治地位，SCR工藝的發(fā)展應(yīng)用將貫穿整個“十二五”期間。國內(nèi)企業(yè)已基本掌握了火電廠脫硝工程設(shè)計、建設(shè)、主體設(shè)備制造及運行技術(shù)。我國已涌現(xiàn)出一批很有實力的脫硝工程公司，如：北京國電龍源環(huán)保工程有限公司、中電投遠達環(huán)保工程有限公司、大唐環(huán)境科技有限公司、中國華電工程（集團）有限公司、東方鍋爐（集團）股份有限公司、中環(huán)（中國）工程有限公司、同方環(huán)境股份有限公司、浙江天地環(huán)保工程有限公司等。

（3）在脫硝催化劑生產(chǎn)方面

SCR工程應(yīng)用的關(guān)鍵是催化劑，為了支持SCR工藝發(fā)展、工程建設(shè)，國內(nèi)一些企業(yè)已建成多條催化劑生產(chǎn)線，以滿足國內(nèi)SCR工程對催化劑的需求，但國內(nèi)催化劑生產(chǎn)技術(shù)現(xiàn)仍以引進為主。為了擺脫國內(nèi)SCR工藝催化劑完全依賴進口的局面，2005年，東方鍋爐集團聯(lián)合德國KWH催化劑有限公司投資組建了成都東方凱瑞特環(huán)保催化劑有限責任公司，該公司應(yīng)用德國KWH公司的設(shè)備和生產(chǎn)技術(shù)，建成了產(chǎn)能4500m3/年的脫硝催化劑生產(chǎn)線，二期工程計劃產(chǎn)能也是4500m3/年；江蘇龍源催化劑有限公司于2007年引進全套日本日揮觸媒化成株式會社JGCC&C（原CCIC）具有國際先進水平的蜂窩式催化劑生產(chǎn)技術(shù)，一期催化劑生產(chǎn)工程已于2008年底建成投產(chǎn)，產(chǎn)能3000m3/年，二期工程產(chǎn)能5000m3/年；重慶遠達催化劑制造有限公司與美國康美泰克公司（CORMETECH）簽訂催化劑技術(shù)轉(zhuǎn)讓協(xié)議，于2009年建成設(shè)計產(chǎn)能為10,000m3/年的脫硝催化劑生產(chǎn)線，已在向國內(nèi)多家電廠供貨，已開始規(guī)劃二期工程；中天環(huán)保催化劑有限公司應(yīng)用香港巴斯夫環(huán)保催化劑有限公司提供的國際先進技術(shù)，設(shè)計并制造均質(zhì)的V-W-Ti系蜂窩式脫硝催化劑，目前產(chǎn)能為6000m3/年，二期工程計劃產(chǎn)能12,000m3/年；江蘇科林環(huán)保公司也建立了脫硝催化劑生產(chǎn)基地，江蘇蘇源環(huán)保工程有限公司、山東三融環(huán)保工程有限公司、大唐環(huán)境科技有限公司、浙江菲達環(huán)?？萍脊煞萦邢薰镜纫苍诜e極推進脫硝催化劑的研發(fā)生產(chǎn)。目前，國內(nèi)催化劑產(chǎn)能實際為20,000～30,000m3/年。

在脫硝催化劑生產(chǎn)中，催化劑載體—納米級TiO2的生產(chǎn)最為關(guān)鍵，對我國火電脫硝產(chǎn)業(yè)的發(fā)展極其重要，催化劑載體在國內(nèi)的產(chǎn)能缺口很大，直接影響催化劑成本和SCR工藝的發(fā)展，對國內(nèi)催化劑產(chǎn)能也有影響。為保障“十二五”期間火電廠NOx控制工作的順利進行，加快SCR催化劑用納米級TiO2載體國產(chǎn)化進程已成為重中之重。國內(nèi)已建和在建的催化劑生產(chǎn)線有十多條，但有能力生產(chǎn)納米級TiO2的企業(yè)卻屈指可數(shù)，只有重慶市新華化工廠、四川華鐵釩鈦科技股份有限公司、重慶遠達催化劑有限公司三家企業(yè)。為了保證脫硝催化劑原料的充分供應(yīng)，東方鍋爐集團與重慶新華化工廠聯(lián)合投資生產(chǎn)脫硝催化劑載體，重慶新華化工廠從美國引進了硫酸法生產(chǎn)高檔銳鈦型鈦白粉的技術(shù)，預計一期產(chǎn)能4000噸/年，遠期產(chǎn)能10,000噸/年；四川華鐵釩鈦科技股份有限公司利用先進的清潔生產(chǎn)工藝生產(chǎn)脫硝催化劑載體，一期工程產(chǎn)能5000噸/年，已于2009年底建成投產(chǎn)，計劃二期工程產(chǎn)能15,000噸/年、三期工程產(chǎn)能20,000噸/年；重慶遠達催化劑制造有限公司建立的脫硝催化劑載體生產(chǎn)線計劃產(chǎn)能10,000噸/年。目前，國內(nèi)催化劑TiO2載體產(chǎn)能約為20,000噸/年，國內(nèi)產(chǎn)品的主要問題是控制好TiO2在納米級粒徑均勻分布。因為催化劑載體TiO2生產(chǎn)工藝要求嚴格，做出合格的催化劑產(chǎn)品對每一個企業(yè)都是挑戰(zhàn)，但廣闊的市場前景讓國內(nèi)很多企業(yè)紛紛投資建設(shè)這類項目。我國火電廠脫硝產(chǎn)業(yè)的發(fā)展就如已經(jīng)起步的列車，正待跨入高速前進的軌道。

3.2 我國火電廠脫硝市場預測

我國火力發(fā)電裝機容量快速增長，但目前國內(nèi)建設(shè)和擬建煙氣脫硝設(shè)施的火力發(fā)電裝機容量還不足總煤電裝機容量的10%。可以預見，未來一段時間內(nèi)國內(nèi)對脫硝催化劑及其載體有很旺盛的市場需求，預計“十二五”期間，SCR用催化劑材料的研發(fā)制造必然會發(fā)展形成一個重要的新興產(chǎn)業(yè)。

目前，我國火電SCR脫硝項目中裝機總?cè)萘窟_到55,150MW。截至2010年底，我國火電裝機容量約707,000MW，至2015年末預計火電裝機容量將達到約933,000MW。按照火電裝機容量估算，SCR新建工程投資約90元/kW；SCR改造工程會涉及空氣預熱器、引風機的改造及脫硝設(shè)施支架的加固等，投資更高，約120元/kW，“十二五”期間我國SCR改造工程將占SCR工程的多數(shù)。SCR工程催化劑用量約為1m3/MW，催化劑價格約40,000元/m3。TiO2載體價格約25,000元/噸。我國現(xiàn)有SCR脫硝設(shè)施對催化劑的總需求量約為5.5萬m3，催化劑壽命一般為3年，到期需要更換，預計“十二五”期間國內(nèi)對SCR工藝催化劑的需求量將達到約70萬m3，“十二五”期間平均每年催化劑需求約13萬m3；“十二五”期間TiO2載體總需求量將達到62萬噸，TiO2載體平均每年需求約12萬噸。可進一步預測，“十二五”期間SCR催化劑市場需求將達到280億元，平均56億元/年；TiO2載體的市場需求將達到155億噸，平均31億元/年。目前國內(nèi)脫硝催化劑及其原料產(chǎn)能與“十二五”期間需求尚有一定差距，這對從事火電脫硝產(chǎn)業(yè)、生產(chǎn)脫硝催化劑及催化劑載體TiO2的企業(yè)而言，是一個難得的機遇。

Status and Industry of Denitration Technology in Power Plant and Forecast of Market Development

YAN Zhong-kai, LIU Yuan, SHANG Guang-xu
(China Association of Environmental Protection Industry, Beijing 100037, China)

The paper summarizes the background of denitration in power plant and the relevant technical policies and standards issued by the state; introduces the development status of denitration technology and denitration industry in power plant in China as well as makes a forecast on development of denitration market in power plant.

power plant; denitration; technology; industry; market

X701

A

1006-5377（2011）05-0040-05