選擇性催化還原法煙氣脫硝催化劑市場分析

方 華，韓 靜，李守信,2

(1.大拇指環保科技集團，福州 350015；2.華北電力大學，河北 保定 071003)

選擇性催化還原法煙氣脫硝催化劑市場分析

方 華1，韓 靜1，李守信1,2

(1.大拇指環保科技集團，福州 350015；2.華北電力大學，河北 保定 071003)

目前控制氮氧化物排放的主流技術是選擇性催化還原法（SCR）,因此SCR脫硝用催化劑存在著很大的市場。本文從國家政策、污染狀況、電力發展情況，對SCR脫硝用催化劑的市場需求進行了分析，以期給SCR脫硝用催化劑產業的發展提供參考。

選擇性催化還原法;脫硝催化劑;市場需求

1 引言

我國以煤為主的能源結構是影響我國大氣環境質量的主要因素之一，大氣污染物中90%的二氧化硫、67%的氮氧化物來自于煤炭的燃燒，其中，燃煤電站、燃煤工業鍋爐、燃煤爐窯等煙氣排放污染問題最為突出，因此，燃煤煙氣污染控制是控制大氣環境污染的重要途徑。

經過多年的努力，我國的二氧化硫污染控制已取得了突破性進展，其污染程度已經呈現逐年下降的趨勢。但是，對氮氧化物的污染控制仍然沒有取得很明顯的效果。因此，我國酸雨污染狀況并沒有明顯好轉，部分地區甚至有加重的趨勢。造成這種現狀的原因除了與二氧化硫排放有關外，氮氧化物對酸雨的形成同樣有很大影響[1]，如長江三角洲等地區酸雨中［NO3-］/［SO4

2-］的比值已由2003年的1/8上升至2006年的1/3，部分地區甚至達到1/2，酸雨性質正在由硫酸型向硫酸/硝酸復合型轉變。

對于氮氧化物的污染控制，人們做了大量的研究工作，并形成了許多應用技術。這些技術主要分為兩類：爐內控制（燃燒控制技術）和爐外NOx控制技術（燃燒后控制技術）。爐內控制主要包括低氮氧化物燃燒技術（低過量空氣燃燒、燃氣再循環、燃料再燃燒、分級燃燒）和SNCR煙氣脫硝技術以及爐內催化燃燒等；燃燒后控制技術包括：濕法脫硝、SCR、電子束脫硝等。由于爐內脫硝最多可以提供50%～60%的脫硝效率，因此不能滿足日趨嚴格的NOx排放標準，因此，目前國內外火電廠脫硝大都采用燃燒后控制，其主流技術多采用選擇性催化還原法（SCR）來降低氮氧化物的污染。

自2003年國家頒布了《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2003）之后，我國逐步開始了火電廠氮氧化物污染的治理。一批新建火電機組采用了低氮氧化物燃燒技術，有的火電廠還結合技術改造安裝了低氮氧化物燃燒器，商業化的煙氣脫硝裝置也已在30萬kW、60萬kW裝機容量的多臺機組上投入運行。據不完全統計，截止到2007年底，已有90多家電廠的近200臺裝機容量為1.05億kW的機組已通過環評，其中已建、在建或擬建的火電廠煙氣脫硝項目達5745萬kW裝機容量，主要分布在北京、上海、江蘇、浙江、廣東、山西、湖南、福建等省（市），所采用的工藝技術主要是催化還原法（SCR），約占96%[2]。因此，SCR用催化劑的需求也越來越大。

2 SCR用催化劑的種類

2.1 按活性組份分

（1）含Pt-Rh和Pd等貴金屬組分的催化劑

這一類催化劑通常以氧化鋁等整體式陶瓷作為載體，其表面涂敷活性貴金屬組分。這類催化劑有較高的活性且反應溫度較低，缺點是對NH3有一定的氧化作用，易中毒失效。因此在二十世紀八九十年代以后逐漸被淘汰。

（2）含金屬氧化物類催化劑

此類催化劑以金屬氧化物、活性炭等作為活性成分。以TiO2、Al2O3、ZrO2、SiO2、活性炭（AC）等作為載體。目前工程中應用最多的SCR催化劑是氧化鈦基催化劑，以TiO2為載體，以V2O5、WO3為活性成份，一般TiO2含量為90%左右。

（3）沸石分子篩型催化劑

這一類催化劑的特點是活性溫度較高，最高可以達到600℃。這類催化劑也是目前國外學者研究的重點，但在工業應用還不多。

2.2 按結構形式分

（1）平板催化劑

平板式催化劑采用鋼板作為骨架，表面涂敷活性催化劑后燒結成型。相對重量輕，比表面積小，與波紋板式催化劑、蜂窩式催化劑相比在處理的煙氣量相同時，體積較大。在國外還用于垃圾焚燒爐后的尾氣脫硝。市場占有份額為20%～30%。

（2）波紋板式催化劑

波紋板式催化劑采用玻璃纖維板或陶瓷板作基材，浸漬催化劑后燒結成型，市場占有份額約5%。

（3）蜂窩式催化劑

蜂窩式催化劑是將催化劑粉料和陶瓷物料均勻混合后擠壓成型為蜂窩狀，然后燒結成型。催化劑與整體結構混合均勻，孔隙率高，強度高，磨損不易導致催化劑剝離、散失，催化劑很難失效。蜂窩式催化劑具有足夠的強度，同時具有表面和深層催化作用，完全能滿足需要。市場占有份額為60%～70%。

3 SCR催化劑市場分析

3.1 火電廠氮氧化物排放相關政策

2000年我國氮氧化物排放量為1880萬噸，2005年為2200萬噸，隨著火電機組裝機容量的增加，預計到2010年為2420萬噸，2020年將會達到2668萬噸[3]。因此，國家將從排放標準上加大對氮氧化物排放的控制力度。

（1）《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2003）中規定了燃煤機組氮氧化物排放標準，見表1，其中規定液態排渣爐執行Vdaf＜10%的氮氧化物排放濃度值，第Ⅲ時段的火力發電鍋爐必須預留安裝煙氣脫硝裝置的空間[4]；《大氣污染防治法》規定“企業應當對燃料燃燒過程中產生的氮氧化物采取控制措施”；國家環境保護“十五”計劃規定“新建燃煤電廠要采用低氮燃燒方式控制氮氧化物的排放”；國家環保總局表示，煙氣脫硝裝置必須與電廠建設同步進行，新建電廠必須上馬煙氣SCR脫硝或者必須預留接口[3]。

表1 火力發電鍋爐氮氧化物最高允許排放濃度[4]（單位：mg/m3）

對于氮氧化物污染嚴重和環境容量有限的經濟發達地區，當地政府提出了更高的排放要求，如北京將NOX排放標準嚴格到100mg/Nm3。

從有關部門了解到，國家還將會把火電廠氮氧化物排放標準從450～1100mg/Nm3降低至200～280mg/Nm3，屆時低氮燃燒器和分級燃燒將無法滿足排放要求，只有安裝選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝裝置才能達標排放。

（2）現行的《排污費征收使用管理條例》規定，自2004年7月起對氮氧化物按0.6元/污染當量收費[3]。

（3）國家環保總局提出將“火電廠氮氧化物總量控制應提上日程”[3]。

3.2 國內煙氣脫硝現狀

《國家環境保護“十一五”規劃》中逐步把氮氧化物的總量控制工作提上日程，強調“繼續開展氮氧化物控制研究，加快氮氧化物控制技術開發與示范，為實施總量控制創造條件”。目前，我國的脫硝工作也取得了一定成績，截止到2007年底，已建、在建和擬建的火電廠脫硝項目已達5745萬kW裝機容量[2]。

目前國內政策十分重視和支持脫硝項目，但脫硝項目是純粹的投資而沒有任何收益的項目，因此，各電力公司對上脫硝項目的積極性不高，脫硝項目的形成需要政策的督促，另外也需要電力公司內部利潤空間的支持。

在北京、珠三角、長江三角等經濟發達地區，由于電力需求量大，火電廠數量相對較多，機組容量較大，氮氧化物污染嚴重，目前已安裝、正在安裝或計劃安裝SCR脫硝系統的電廠多集中于這些地區。其他地區在目前環保政策還不太明確的情況下是否馬上上脫硝，還是個未知數。

3.3 煙氣脫硝產業發展趨勢預測

根據國外脫硝產業發展歷程，一般在氮氧化物嚴格排放標準頒布后的一兩年才會迎來脫硝產業的高峰期，如德國在1983年制定了200mg/Nm3的排放標準，1984年德國環境部長會議確定控制NOx排放后，從1986年起就迎來了脫硝裝置安裝的高峰期（見下圖）。

德國氮氧化物控制發展情況示意

我國的情況可能與國外有所差別。由于目前我國有一部分機組已安裝了脫硝裝置，而且脫硝技術已相當成熟，因此，當我國強制脫硝政策發布之后，可能不會像國外有一個“滯后期”。如果我國于2009年底或2010年初通過200～280mg/Nm3的氮氧化物排放新標準。那么，在2010年后（即“十二五”開始）將迎來SCR煙氣脫硝裝置的建設高峰。若考慮世界范圍內的金融危機造成的影響，這一高潮可能會再推遲兩年，即到2012年會出現高峰期。

截至2007年，我國火電裝機容量為5.5億kW，耗煤量超過13億噸，火電廠氮氧化物排放量約為800萬噸，占全國氮氧化物排放總量的36%[2]。根據中國電力工業最新發展規劃，到2010年，全國電力裝機總容量將達8.4億kW，其中煤電裝機5.94億kW[5]；國家電網公司“能源基地建設及電力中長期發展規劃深化研究”報告中指出，在“十二五”期間，將新增裝機規模2.87億kW，2015年末，發電裝機預計將達到11.2億kW，其中煤電7.84億kW；“十三五”期間，新增裝機規模2.34億kW，到2020年末期，發電裝機預計達到13.3億kW，煤電8.8億kW[6]。

以國外脫硝經驗來看，國內市場將出現以下情況：

（1）新建機組催化劑初裝量

“十二五”期間，煤電的新增機組容量為3800 萬kW/a，“十三五”期間煤電新增機組容量為1920萬kW/a。在2020年以后，火電機組的年增加量會進一步減少，保守估計火電會進入飽和期，火電容量不再增加。

如果國家在2010年通過200～280mg/Nm3的氮氧化物排放標準，則從2011年起所有新增機組必須安裝SCR脫硝裝置。假設SCR脫硝裝置催化劑初裝量按國外平均值0.8m3/MW計算，新建機組新增催化劑體積量見表2。

（2）老機組催化劑初裝量

結合國內脫硫產業發展規律，考慮到我國國情，預計我國的老機組改造SCR脫硝裝機容量會占到2010年前未安裝SCR脫硝燃煤機組的60%左右，預期老機組SCR改造會在8年內完成。假設老機組以平均速度安裝，則每年老機組改造量為(59400-3000)×60%÷8= 4230萬kW/a。

表2 2011年-2030年全國脫硝催化劑市場需求預測

（3）更換催化劑的添加量

催化劑在運行過程中活性會不斷降低，而催化劑廠商承諾2.4萬小時的催化劑使用壽命。根據國外經驗，按照常規的“2＋1”布置方案，新裝3年后催化劑將進入添加期，添加量為催化劑初裝量的1/2。

（4）催化劑更換量

根據國外經驗，一般在催化劑在初裝6年后，需要將其中一層催化劑更換，再隔3年后需要將另一層更換。在此之后，催化劑需要每隔3年更換其中的一層。

從2011年到2030年催化劑的需求量見表2。

從容量分析，在2012年，由于新建機組和老機組改造造成脫硝催化劑需求量驟增，造成爆發式的增長，年需求量達到66,640m3，隨著時間的推移，由于催化劑的添加和更換，催化劑的需求量還會有進一步的增長，在2018年到達峰值，達到113,000m3左右，之后隨著老機組的改造完成，新建機組不斷減少，初裝催化劑量驟減，造成催化劑需求量大幅下降，從2022年以后穩定在每年35,000～59,000m3之間。

4 結語

我國以煤為主的能源結構近期不會改變，煤電的裝機容量基數很大，因此，燃煤電廠造成的氮氧化物污染的現狀也不會改變。可以預見，在新的氮氧化物控制技術沒有出現之前，SCR脫硝技術仍然是一個主流技術。因此，SCR脫硝用催化劑仍然具有很大的需求市場。

[1] 國家環保部部長周生賢在主要污染物減排形勢分析會上的講話[N].中國環境報, 2007-3-1.

[2] 劉孜.火電廠二氧化硫及氮氧化物的總量控制[Z].國家環境保護總局污控司，中國環保產業網，2006-9-3.

[3] GB13223-2003 火電廠大氣污染物排放標準[S].

[4] 2020年的電力發展展望[Z].國家電力信息網（ http：//www.sp.com.cn/zgdl/ dlgk/dlfz_zw.html）

[5] GTZ中德煙氣脫硝SCR技術研討會[Z].廣州，2007，3.

[6] 我國火電廠脫硫脫硝行業2007年發展綜述[J].中國環保產業，2008（6）.

Abstract:At present time, Selective Catalytic Reduction (SCR) DeNOx technology is widely used in NOx emission control, and there exist a great market for SCR DeNOx catalyst. Market demand of SCR DeNOx catalysts was analyzed based on the national policy, pollution condition, electric power development, and it provides a reference for the development of SCR DeNOx catalyst industry.

Key words:selective catalytic reduction(SCR) ; deNOx catalyst; market demand

Market Demand Analysis of SCR DeNOx Catalysts

FANG Hua1, HAN Jing1, LI Shou-xin1,2

(1. Thumb Environmental Protection Technology Co., Ltd., Fuzhou 350015; 2. North China Electric Power University, Hebei Baoding 071003, China )

X701

A

1006-5377（2010）04-0037-04