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  • 2012年中國環保行業脫銷市場發展深度報告分析

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  • 中商情報網(http://www.askci.com) 日期:2013-1-23 打印 關閉
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  •    一、氮氧化物帶來酸雨危害,火電行業是排放大戶
       
        中國酸雨污染程度較為嚴重,酸雨污染地區是世界三大酸雨區之一。酸雨頻率較高,2010年環保部監測的494個市(縣)中,出現酸雨的市(縣)249個,占50.4%;酸雨發生頻率在25%以上的160個,占32.4%;酸雨發生頻率在75%以上的54個,占11.0%。全國酸雨分布區域主要集中在長江沿線及以南–青藏高原以東地區。主要包括浙江、江西、湖南、福建的大部分地區,長江三角洲、安徽南部、湖北西部、重慶南部、四川東南部、貴州東北部、廣西東北部及廣東中部地區。中國的酸雨分布地區面積達200多萬平方公里,中國酸雨區、以德、法、英等國為中心,波及大半個歐洲的北歐酸雨區和包括美國和加拿大在內的北美酸雨區是世界三大酸雨區。酸雨對土壤、水體、森林、建筑、名勝古跡等人文景觀均帶來嚴重危害,不僅造成重大經濟損失,更危及人類生存和發展。

       電力行業是造成大氣污染的主要行業之一。酸雨中的酸絕大部分是硫酸和硝酸,主要來源于工業生產和民用生活中燃燒煤炭排放的硫氧化物、燃燒石油汽車尾氣釋放的氮氧化物等酸性物質。2009年全國二氧化硫排放總量為2214.4萬噸,電力行業二氧化硫排放量約占全國排放總量的46.4%;全國氮氧化物排放總量為1692.7萬噸,電力行業氮氧化物排放量約占全國排放總量的49%。

      中國電力行業排放的二氧化硫和氮氧化物分別占到重污染行業排放量的57.8%和64.8%,是造成大氣污染的主要行業之一。

       二、氮氧化物產生量逐年增長,火電行業脫硝刻不容緩
       
       火電煙氣和汽車尾氣是最主要的氮氧化物來源,分別占比56%、36%左右。2007年火電廠排放的氮氧化物總量已增至840萬噸,比2003年的597.3萬噸增加了近40.6%,如果不進行處理,預計2015、2020年火電廠氮氧化物排放量將達到1391、1750萬噸,比2010年分別增長34%和69%;全國氮氧化物排放量在2020年將達到3000萬噸,給大氣環境帶來巨大的威脅。

      三、國家出臺火電行業脫硝政策,提高氮氧化物排放標準
       
      2008年1月3日發布《國家酸雨和二氧化硫污染防治―十一五‖規劃》(環發„2008?1號)指出,近年來我國的氮氧化物排放量逐年增加,已達到2,000萬噸左右,且排放增幅超過二氧化硫。氮氧化物對酸雨的貢獻率呈逐年上升的趨勢。
       
       2009年3月23日,環保部印發《2009~2010全國污染防治工作要點》,其中表示要全面開展氮氧化物污染的防治。以火電行業為重點,開展工業氮氧化物的污染防治。在京津冀、長三角和珠三角地區,新建火電廠必須同步建設脫硝裝臵,到2015年底前,現役機組全部完成脫硝改造。
       
      2009年7月,國家環保部發布了《火電廠大氣污染物排放標準》(征求意見稿)。規定自2010年1月1日起,新建、擴建、改建火電廠建設項目氮氧化物排放濃度重點地區不高于200mg/m3,其他地區不高于400mg/m3。至2015年1月1日,所有火電機組氮氧化物排放濃度都要求重點地區不高于200mg/m3,其他地區不高于400mg/m3。
       
      2010年2月,環境保護部同時發布《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。規范的出臺指明了煙氣脫硝的技術路線和施工工藝,對行業的發展非常有幫助。
       
       2010年6月,國務院辦公廳轉發了環境保護部等部門關于推進大氣污染聯防聯控工作改善區域空氣質量指導意見(國辦發[2010]33號),要求重點區域內(京津冀、長三角和珠三角地區)的火電廠應在―十二五‖期間全部安裝脫硝設施。
       
      2010年6月底,為全面反映企業訴求,推動脫硝成本進入電價,中國電力企業聯合會下發了《關于測算火電廠煙氣脫硝運營成本的通知》,組織發電企業對火電廠煙氣脫硝成本進行測算。
       
       2011年1月14日,環保部發布《火電廠大氣污染排放標準(二次征求意見稿)》。除了比2009年初稿要求更高之外,新標準也比歐盟相關規定要求更高。
       
      2011年9月21日,環保部和質檢總局聯合發布正式的《火電廠大氣污染物排放標準(GB13223-2011)》,除了總體上進一步收緊污染物排放限值,提高了新建機組和現有機組煙塵、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放控制要求,還進一步完善了污染物指標體系,增設了汞的排放限值和燃氣鍋爐排放限值。
       
       新版《火電廠大氣污染物排放標準》中關于氮氧化物排放的要求:自2012年1月1日起,新建火力發電鍋爐及燃氣輪機組執行表1規定的氮氧化物排放限制;自2014年7月1日起,現有火力發電鍋爐及燃氣輪機組執行表1規定的氮氧化物排放限制;重點地區的火力發電鍋爐及燃氣輪機組執行表2規定的氮氧化物排放限制。

      四、擴大脫硝試點范圍,脫硝市場容量擴大
       
      2013年1月,國家發改委出臺政策,進一步擴大脫硝電價試點范圍。1、擴大脫硝電價試點范圍。自2013年1月1日起,將脫硝電價試點范圍由現行14個省(自治區、直轄市)的部分燃煤發電機組,擴大為全國所有燃煤發電機組。脫硝電價標準為每千瓦時8厘錢。2、脫硝電價資金暫由電網企業墊付。發電企業執行脫硝電價后,電網企業增加的購電資金暫由其墊付,今后擇機在銷售電價中予以解決。3、加強對脫硝電價政策執行的監管。

        火電廠氮氧化物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,還有實際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。

      一、低氮燃燒技術工藝成熟,投資與運行費用低
       
       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。新建火電機組都配臵低氮燃燒設施,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。縱觀低氮燃燒技術的發展,大致可將其劃分為三代:
       
      1、第一代低氮燃燒技術:不要求對燃燒系統做大的改動,只對燃燒裝臵的運行方式或部分運行方式做調整或改進,低過量空氣系數運行。
       
       2、第二代低氮燃燒技術以空氣分級燃燒技術為代表,軸向空氣分級燃燒;徑向空氣分級燃燒;組合型空氣分級燃燒,其中組合型空氣分級燃燒技術既采用軸向的空氣分級技術,也采用徑向空氣分級技術。如LNCFS燃燒系統、TFS2000燃燒系統等。

      3、第三代低NOx燃燒技術以再燃技術為代表,是燃料分級和空氣分級燃燒相結合的技術,目前這種方法在發達國家頗受青睞,與其他方法結合可降低NOx60-70%左右。

       第三代低氮燃燒技術抑制NOx生成采取的措施有:(1)降低鍋爐峰值溫度,將燃燒區的煤粉量降低;(2)降低氧濃度(即降低過量空氣系數),將部分二次風管堵住(3)由于要保證鍋爐的出力,可將部分煤粉和空氣從鍋爐上部投入,控制燃燒火焰中心區域助燃空氣的數量,縮短燃燒產物在高溫火焰區的停留時間,避免了高溫和高氧濃度的同時存在;(4)在爐膛中設立再燃區,利用在主燃區中燃燒生成的烴根CHi和未完全燃燒產物CO、H2、C和CnHm等,將NO的還原成N2。

      二、煙氣脫硝技術方案豐富,脫硝效率高
       
      1、SCR技術
       
      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反應器的布臵方式密切相關。SCR反應器主要有三種布臵方式:(1)位于鍋爐后部(高塵布臵);(2)位于電除塵器后空氣預熱器之前(低塵布臵);(3)位于煙氣脫硫除塵之后(尾部布臵)。高塵布臵時,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。低塵布臵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。尾部布臵時,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技術首選高塵布臵工藝。
     
       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裝臵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。

       2、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。
     
      3、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。此外,還有電子束法、微生物法、活性炭吸附法、液體吸收法等多種方式。

      三、脫硝技術總結:前后結合是最佳方案
       
       氮氧化物控制問題復雜性和控制技術的多樣性決定了方案選擇的多樣性,方案選擇應考慮以下因素:(1)滿足環保政策要求;(2)技術成熟、有較多的應用業績;(3)投資性價比高、運行成本低;(4)能耗低、不產生二次污染;(5)占地面積小、施工改造周期短。對于氮氧化減排方案,只有最適合的,沒有最好的。
       

       1、對老機組改造:低氮燃燒技術+SCR或低氮燃燒+SNCR+SCR明顯比單獨采用SCR具有優勢,原因在于低氮燃燒技術可以:(1)降低SCR入口NOx濃度;(2)降低SCR設計脫硝率;(3)減少SCR催化劑體積;(4)減少還原劑消耗量;(5)降低SCR投資和運行成本。對于老機組改造需注意的問題:就NOx排放與鍋爐效率的關系而言,在一定程度上兩者是相互矛盾的,因此對于低氮燃燒技術改造,堅持適度的原則,避免走入誤區,片面追求過低的NOx濃度而忽視鍋爐效率及安全性。
       
       2、對于新機組,建議采用低氮燃燒技術并且配合選擇適合自己的煙氣脫硝技術,推薦采用多種聯合技術,如燃燒調整+低氮燃燒改造+SNCR、燃燒調整+低氮燃燒改造+SCR、SNCR/SCR混合技術、燃燒調整+低氮燃燒改造+SNCR+SCR等。

      一、脫硫市場啟示:規模迅速增長,市場集中度提升
       
      1、脫硫市場規模增長迅速
       
      2004-2010年,火電裝機容量由3.29億千瓦上升至7.07億千瓦,年均增長13.6%;脫硫裝機容量由2006年的1.04億千瓦上升至2010年5.6億千瓦,年均增長52%。

       2、自主技術研發成為潮流
       
       在國內脫硫市場上應用的已有石灰石-石膏法、煙氣循環流化床法、海水脫硫法等10多種煙氣脫硫工藝技術。其中,石灰石-石膏法煙氣脫硫技術仍是主流,投運、在建和已經簽訂合同的火電廠煙氣脫硫項目中,這一工藝所占比重達90%以上。以往這些技術大多依賴國外進口,相當一部分利潤也就轉手給了國外生產商。這個現象說明,脫硫行業最重要的是控制核心技術。近年來,我國通過自主研發和引進、消化吸收、再創新,火電廠煙氣脫硫技術國產化能力已經可以基本市場上二氧化硫減排的需要;脫硫所需配套設備和材料已經基本實現國產化,并且已具備一定的可選擇性。
       
      3、行業競爭方式轉變
       
       2000年左右,脫硫技術的引進曾使脫硫行業出現爆發式的增長。在短短幾年內,專業煙氣脫硫公司已由最初的幾家激增到100多家,大量企業的進入造成了市場競爭混亂,脫硫工程競相壓價,報價低價現象迭出,脫硫工程單位價格從2001年的800~1200元/千瓦降至2006年底的80~120元/千瓦。作為典型的買方市場,客戶行為直接導致了脫硫市場的失序。在國際上,脫硫工程報價常年穩定在100美元/千瓦;而在國內,前幾年電力企業壓價,導致工程公司不得不想盡一切辦法壓縮成本。由于脫硫工程60%以上是設備、材料費,因此脫硫企業降低成本的主要手段就是在設備、材料上做文章。電力企業對工程質量監管松懈,也造成了有些工程從投運的第一天起,改進和維修就沒有間斷,有的甚至是一年施工、兩年維修。
     
      現階段,火電脫硫行業在經歷了混亂發展期、洗牌期后已步入了成熟發展期,行業內
       
       具有競爭力的企業,已從低價競爭走向技術、服務等全方位競爭;從拼技術、拼價格,轉變為拼服務、拼管理。一些原來靠價格戰爭地盤、技術不過硬的小型脫硫企業自然萎縮、退出或轉行;大型企業在擴大市場、技術創新、管理創新等方面也有了更大的動力,行業集中度進一步提高。
     
      4、火電脫硫設施運營成為利潤增長點
       
        2007年7月4日,國家發改委辦公廳、國家環保總局辦公廳發布《關于開展火電廠煙氣脫硫特許經營試點工作的通知》,要求開展火電廠煙氣脫硫特許經營試點工作。此前出臺的《燃煤發電機組脫硫電價及脫硫設施運行管理辦法》規定,現有燃煤機組完成脫硫改造后,其上網電價在現行上網電價基礎上每千瓦時加價1.5分錢。該項規定對脫硫項目的運營獎罰并舉,促進了火電企業對脫硫設施運營的重視。
       
       在此之前,由于在行業爆發時期的脫硫企業良莠不齊且發展迅速,造成已建成投產的煙氣脫硫設施實際投運率不足60%,減排二氧化硫的作用沒有完全發揮。主要原因:一是有些脫硫公司對國外技術和設備依賴度較高,沒有完全掌握工藝技術,系統設計先天不足,個別設備出現故障后難以及時修復;二是部分老電廠的脫硫電價政策尚未及時到位;三是環保執法不嚴,對脫硫設施日常運行缺乏嚴格監管或監管不到位;四是部分電廠為了經濟利益,故意停運脫硫設施。而現階段,由于政策的推動,延伸了脫硫公司的業務范圍,同時也有利于設備安裝的質量保證和正常運營。

      二、脫硝工程造價比較:低氮燃燒結合SCR技術成本較低
       
       對于不同的脫硝技術方案,其初始投資及運行成本有很大的不同,將NOx排放濃度控制在350~450mg/Nm3,空氣分級低氮燃燒改造具有明顯的優勢,其投資和運行成本最低;單獨采用SCR將NOx濃度控制在130mg/Nm3,其經濟性明顯低于空氣分級+SCR聯合方案。

      三、“十二五”脫硝市場容量約為800億
       
      2011年9月,環保部和國家質檢總局聯合正式發布新版《火電廠大氣污染物排放標準》,提出了新的排放標準:
       
      1、燃煤機組,全部鍋爐執行100mg/m3排放濃度限值,部分老機組或循環流化床等特殊鍋爐執行200mg/m3排放濃度限值;環境重點地區按照100mg/m3執行。
       
      2、燃油機組,新建和現有鍋爐分別執行100和200mg/m3排放濃度限值,燃油燃氣輪鍋爐執行120mg/m3標準;環境重點地區按照低值執行。
       
       3、燃氣機組,根據不同鍋爐排放濃度限值在50~200mg/m3,環境重點地區按照50~100mg/m3執行。
     從2014年7月1日起,現有機組執行新標準中的排放限值,2012年1月1日起,新建機組執行新標準排放限值。重點地區是指珠三角、長三角、京津冀地區,包括省份主要有廣東、浙江、江蘇、上海、山東、北京、天津、河北、內蒙、山西、河南等地區。截止2011年8月底,全國火電機組裝機容量為7.32億千瓦,重點地區火電機組為4.4億千瓦,非重點地區為2.92億千瓦。“十二五”期間新增火電機組2.6億千瓦左右,加上現有火電機組的舊機組改造市場,預計“十二五”期間實際需要進行脫硝的機組容量為7.58億千瓦。由于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,保守估計新建機組和舊機組改造進行脫硝所需要的投資額分別為100元/千瓦和130元/千瓦;“十二五”期間脫硝市場實際所需投資額為781億。

      四、“十二五”催化劑市場約為300億
       
       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,“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。

      五、低氮燃燒、SCR及催化劑市場競爭格局分析
       
      1、低氮燃燒技術市場
       
        在低氮燃燒技術方面,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分兩類:傳統鍋爐廠和以龍源技術為領導的點火設備生產企業,前者主要有東方鍋爐廠、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;后者主要有龍源技術、燃控科技等。以三大鍋爐廠為代表的傳統鍋爐生產企業已具備低氮燃燒器的設計和生產能力,在產品出廠時配臵前端裝臵有利于一體化設計;相比之下,點火設備生產企業利用技術引進和原有技術橫向拓展,也逐步掌握更為先進的低氮燃燒技術。
       

      2、SCR市場
       
      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。
       
       3、催化劑市場
        
       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。


     


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