火電廠脫硝技術現狀及產業與市場發展預測

燕中凱，劉 媛，尚光旭

(中國環境保護產業協會，北京 100037)

火電廠脫硝技術現狀及產業與市場發展預測

燕中凱，劉 媛，尚光旭

(中國環境保護產業協會，北京 100037)

概述了我國火電廠脫硝的背景及國家發布的有關技術政策和相關標準，介紹了國內火電脫硝技術及脫硝產業的發展現狀，對火電脫硝市場的發展進行了預測。

火電廠;脫硝;技術;產業;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境產生巨大威脅。

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，影響整個生態環境，NOx還是形成區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、工業企業和機動車。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，火力發電仍將是我國電力供應的主力。隨著火電裝機容量的持續增長，火電燃煤產生的NOx量將繼續增加。

“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”期間環境保護的重點任務。作為NOx排放的重點行業，火電廠脫硝對實現“十二五”減排目標具有重要意義，國家正醞釀出臺相關項目審批、結構調整和脫硝優惠電價等政策法規，并推出更嚴格的排放標準，以推動火電脫硝產業發展。

1.2 火電廠脫硝技術政策和相關標準

2010年1月，環境保護部頒布了《火電廠氮氧化物防治技術政策》，指導火電行業采用先進適用的NOx減排技術。技術政策中明確提出火電廠氮氧化物防治的技術路線，將低氮燃燒技術作為燃煤電廠鍋爐的出廠基本配置技術，若采用低氮燃燒技術后仍不能滿足要求時應建設煙氣脫硝設施。《火電廠氮氧化物防治技術政策》前瞻性的考慮了將要修訂發布的《火電廠大氣污染物排放標準》將會施行更嚴格的排放限值，以具備很好適應性的選擇性催化還原技術（SCR）、選擇性非催化還原技術（SNCR）、選擇性非催化還原與選擇性催化還原聯合技術（SNCR－SCR）三種煙氣脫硝技術為主給出了框架性的火電煙氣脫硝技術選用建議方案，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。”

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

2010年2月，環境保護部同時發布了《火電廠煙氣脫硝工程技術規范 選擇性催化還原法》（HJ562-2010）和《火電廠煙氣脫硝工程技術規范 選擇性非催化還原法》（HJ563-2010）兩個規范，規定了SCR和SNCR煙氣脫硝工程的設計、施工、驗收、運行和維護等技術要求。《火電廠煙氣脫硝工程技術規范 選擇性催化還原法》（HJ562-2010）中對SCR系統設計的技術要求是：“系統不得設置反應器旁路；在催化劑最大裝入量情況下的設計脫硝效率不得低于80%；氨逃逸濃度宜小于2.5mg/m3；SO2/SO3轉化率應不大于1%；系統可用率應不小于98%；系統的煙氣壓降宜小于1400Pa，漏風率宜小于0.4%。”《火電廠煙氣脫硝工程技術規范 選擇性非催化還原法》（HJ563-2010）中對SNCR系統設計的技術要求是：“氨逃逸濃度應控制在8mg/m3以下；系統對過濾效率的影響應小于0.5%；系統負荷響應能力應滿足鍋爐負荷變化率要求；不增加煙氣阻力；服務年限應在30年以上，壽命期內系統可用率應不小于98%。”

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，根據其中的火力發電鍋爐和燃氣輪機組大氣污染物特別排放限制規定，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，重點地區所有火電投運機組NOx排放限值為100mg/m3，非重點地區2003年以前投產的機組排放限值為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，火電企業為了達到標準要求，采用高效的脫硝技術將勢在必行。

2 火電廠脫硝技術發展現狀

2.1 火電廠NOx控制的基本技術

火電廠NOx控制技術主要有兩種：一是控制燃燒過程中NOx的生成，即低氮燃燒技術；二是對生成的NOx進行處理，即煙氣脫硝技術。煙氣脫硝技術主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，此外還有應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

低氮燃燒技術是指依據燃料在燃燒過程中NOx的生成機理，通過改進燃燒技術來降低NOx生成和排放的技術。燃煤電廠低氮燃燒技術包括低氮燃燒器、空氣分級燃燒技術和燃料分級燃燒技術。新建火電機組都配置低氮燃燒設施，低氮燃燒技術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用低氮燃燒技術。低氮燃燒技術特點：可為單項技術也可為技術組合，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）發生化學反應，將NOx轉化為N2和H2O，從而減少煙氣中NOx排放的脫硝技術。

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溫度不同。如果反應溫度偏低，催化劑的活性會降低，導致脫硝效率下降，且如果催化劑持續在低溫下運行會使催化劑發生永久性損壞；如果反應溫度過高，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，國內外SCR系統大多采用高溫催化劑，反應溫度區間為315℃～400℃。

催化劑的選用還與SCR反應器的布置方式密切相關。SCR反應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反應器處于空氣預熱器與省煤器之間，此區間溫度在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反應器位于煙氣脫硫除塵之后，需要加設再熱系統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、儲存及制備系統也是煙氣脫硝中的重要環節。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限制。使用氨水時，其設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℃的煙氣高溫區發生化學反應，將NOx轉化為N2和H2O，從而減少煙氣中NOx排放的脫硝技術。

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的反應速率下降，還原反應進行不充分，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，較適宜的還原反應溫度區間是800℃～900℃，這一溫度范圍較窄，當溫度低于800℃時，反應速度很慢，還原反應難以順利進行。

SNCR以爐膛為反應器，可通過對鍋爐的改造實現。SNCR工藝的關鍵是必須盡可能地將還原劑噴入到爐內最有效溫度窗區域內，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進行催化還原反應的一種脫硝技術。SNCR-SCR聯合煙氣脫硝技術結合了SCR和SNCR的優勢，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。此種方法靈活性較強。

2.2 主要煙氣脫硝技術對比

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不受煤質和煤灰的影響，可以在鍋爐上更經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和低氮燃燒技術的補充，SNCR對現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應用的難點是溫度控制和還原劑噴射點的操控。

結合新修訂的《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，需要結合其他脫硝技術使用。

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 國內外火電廠脫硝技術應用現狀

國際上低氮燃燒技術的應用已經很普遍，國內也已在火電廠的NOx排放控制中廣泛應用低氮燃燒技術。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、應用最多、最為成熟的技術。歐洲、日本90%以上火電廠煙氣脫硝采用SCR。SCR在美國的應用也很多。表3為主要發達國家電力行業SCR煙氣脫硝裝置安裝情況的統計。

表3 主要發達國家電力行業安裝SCR的統計

SCR是國際上火電廠煙氣脫硝的主流技術。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，國內通過環評的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%。現在國內尚有一大批正在建設和擬建的SCR脫硝工程。由于目前脫硝電價政策尚未出臺，企業難以自行消化較高的脫硝成本，現有脫硝設施投運率不高。預計“十二五”期間，為了達到更為嚴格的排放標準，SCR在國內的需求和應用將迅速增長。

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

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

國內很多企業和機構都很看好未來的脫硝產業市場，都在積極研發具有自主知識產權的脫硝技術，并已有工程應用實例。另外，脫硫脫硝一體化技術也是目前國內外技術開發的熱點，如等離子脫硫脫硝一體化技術、脫硫脫硝一體化與資源化利用技術等，這兩種技術在國內已進入工業化試驗階段，具備了產業化開發的初步條件。

2.4 我國火電廠脫硝產業發展的瓶頸

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

國內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中催化劑的生產是核心，而催化劑載體的生產又是催化劑生產的核心，但目前SCR用催化劑的配方和生產工藝的關鍵技術掌握在國外企業手中，致使催化劑的生產制備成為制約我國SCR工藝應用發展最主要的問題。

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控制規劃已有提價行為。近年來，國內一些企業雖已分別引進日本、德國、美國等國的技術，但產能尚不能完全滿足國內的需求，又因受國內原材料品質的影響，難以生產出優質的產品，也難以滿足未來脫硝市場發展的需要。

因此，加快開發出SCR專用納米級TiO2載體的制造技術及催化劑生產技術，是我國大力推行火電廠脫硝的關鍵，對國內的火電廠脫硝產業化發展具有重大影響。

3 我國火電廠脫硝產業發展現狀及市場預測

在國家技術政策和標準規范的指引下，“十二五”期間，我國火電脫硝產業將進入一個加速發展的時期，為完成國家NOx減排目標，火電脫硝產業將成為環保產業領域一個新的增長點，國內脫硝產業發展前景良好。

3.1 我國火電廠脫硝產業現狀

（1）在低氮燃燒技術方面

目前，我國已實現了低氮燃燒器的自行設計、制造和安裝調試，具備了生產和裝備低氮燃燒設備的能力。國家鼓勵開發和發展高效低氮燃燒技術。國內在低氮燃燒技術研發應用方面的企業有北京國電龍源環保工程有限公司、東方鍋爐廠、北京巴威公司、哈爾濱電站設備成套設計研究所、哈爾濱鍋爐廠、上海鍋爐廠有限公司、哈爾濱工業大學、阿米那電力環保技術開發（北京）有限公司等，這些企業的努力使我國在發展低氮燃燒技術上邁出了堅實的步伐。

（2）在煙氣脫硝技術方面

SCR是我國的主流脫硝技術，國內目前現有和擬建的煙氣脫硝工程中SCR約占95%，可見其在國內煙氣脫硝領域具有絕對的統治地位，SCR工藝的發展應用將貫穿整個“十二五”期間。國內企業已基本掌握了火電廠脫硝工程設計、建設、主體設備制造及運行技術。我國已涌現出一批很有實力的脫硝工程公司，如：北京國電龍源環保工程有限公司、中電投遠達環保工程有限公司、大唐環境科技有限公司、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（中國）工程有限公司、同方環境股份有限公司、浙江天地環保工程有限公司等。

（3）在脫硝催化劑生產方面

SCR工程應用的關鍵是催化劑，為了支持SCR工藝發展、工程建設，國內一些企業已建成多條催化劑生產線，以滿足國內SCR工程對催化劑的需求，但國內催化劑生產技術現仍以引進為主。為了擺脫國內SCR工藝催化劑完全依賴進口的局面，2005年，東方鍋爐集團聯合德國KWH催化劑有限公司投資組建了成都東方凱瑞特環保催化劑有限責任公司，該公司應用德國KWH公司的設備和生產技術，建成了產能4500m3/年的脫硝催化劑生產線，二期工程計劃產能也是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技術，一期催化劑生產工程已于2008年底建成投產，產能3000m3/年，二期工程產能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）簽訂催化劑技術轉讓協議，于2009年建成設計產能為10,000m3/年的脫硝催化劑生產線，已在向國內多家電廠供貨，已開始規劃二期工程；中天環保催化劑有限公司應用香港巴斯夫環保催化劑有限公司提供的國際先進技術，設計并制造均質的V-W-Ti系蜂窩式脫硝催化劑，目前產能為6000m3/年，二期工程計劃產能12,000m3/年；江蘇科林環保公司也建立了脫硝催化劑生產基地，江蘇蘇源環保工程有限公司、山東三融環保工程有限公司、大唐環境科技有限公司、浙江菲達環保科技股份有限公司等也在積極推進脫硝催化劑的研發生產。目前，國內催化劑產能實際為20,000～30,000m3/年。

在脫硝催化劑生產中，催化劑載體—納米級TiO2的生產最為關鍵，對我國火電脫硝產業的發展極其重要，催化劑載體在國內的產能缺口很大，直接影響催化劑成本和SCR工藝的發展，對國內催化劑產能也有影響。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載體國產化進程已成為重中之重。國內已建和在建的催化劑生產線有十多條，但有能力生產納米級TiO2的企業卻屈指可數，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。為了保證脫硝催化劑原料的充分供應，東方鍋爐集團與重慶新華化工廠聯合投資生產脫硝催化劑載體，重慶新華化工廠從美國引進了硫酸法生產高檔銳鈦型鈦白粉的技術，預計一期產能4000噸/年，遠期產能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工藝生產脫硝催化劑載體，一期工程產能5000噸/年，已于2009年底建成投產，計劃二期工程產能15,000噸/年、三期工程產能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線計劃產能10,000噸/年。目前，國內催化劑TiO2載體產能約為20,000噸/年，國內產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生產工藝要求嚴格，做出合格的催化劑產品對每一個企業都是挑戰，但廣闊的市場前景讓國內很多企業紛紛投資建設這類項目。我國火電廠脫硝產業的發展就如已經起步的列車，正待跨入高速前進的軌道。

3.2 我國火電廠脫硝市場預測

我國火力發電裝機容量快速增長，但目前國內建設和擬建煙氣脫硝設施的火力發電裝機容量還不足總煤電裝機容量的10%。可以預見，未來一段時間內國內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制造必然會發展形成一個重要的新興產業。

目前，我國火電SCR脫硝項目中裝機總容量達到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。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。我國現有SCR脫硝設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。目前國內脫硝催化劑及其原料產能與“十二五”期間需求尚有一定差距，這對從事火電脫硝產業、生產脫硝催化劑及催化劑載體TiO2的企業而言，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