摘 要:目前控制氮氧化物排放的主流技術(shù)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(fā)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(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供參考。

關(guān)鍵詞: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(jié)構(gòu)是影響我國大氣環(huán)境質(zhì)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(yè)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(huán)境污染的重要途徑。

經(jīng)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(jīng)呈現(xiàn)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(zhuǎn)，部分地區(qū)甚至有加重的趨勢。造成這種現(xiàn)狀的原因除了與二氧化硫排放有關(guān)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(qū)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(qū)甚至達到1/2，酸雨性質(zhì)正在由硫酸型向硫酸/硝酸復合型轉(zhuǎn)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(yīng)用技術(shù)。這些技術(shù)主要分為兩類：爐內(nèi)控制（燃燒控制技術(shù)）和爐外NOx控制技術(shù)（燃燒后控制技術(shù)）。爐內(nèi)控制主要包括低氮氧化物燃燒技術(shù)（低過量空氣燃燒、燃氣再循環(huán)、燃料再燃燒、分級燃燒）和SNCR煙氣脫硝技術(shù)以及爐內(nèi)催化燃燒等；燃燒后控制技術(shù)包括：濕法脫硝、SCR、電子束脫硝等。由于爐內(nèi)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(nèi)外火電廠脫硝大都采用燃燒后控制，其主流技術(shù)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(shù)，有的火電廠還結(jié)合技術(shù)改造安裝了低氮氧化物燃燒器，商業(yè)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(jù)不完全統(tǒng)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(huán)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�。ㄊ校捎玫墓に嚰夹g(shù)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(yīng)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(yīng)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(yè)應(yīng)用還不多。

2.2 按結(jié)構(gòu)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(jié)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(jié)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(jié)成型。催化劑與整體結(jié)構(gòu)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(guān)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(yù)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(guī)定了燃煤機組氮氧化物排放標準，見表1，其中規(guī)定液態(tài)排渣爐執(zhí)行Vdaf<10％的氮氧化物排放濃度值，第Ⅲ時段的火力發(fā)電鍋爐必須預(yù)留安裝煙氣脫硝裝置的空間[4]；《大氣污染防治法》規(guī)定“企業(yè)應(yīng)當對燃料燃燒過程中產(chǎn)生的氮氧化物采取控制措施”；國家環(huán)境保護“十五”計劃規(guī)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(huán)�？偩直硎�，煙氣脫硝裝置必須與電廠建設(shè)同步進行，新建電廠必須上馬煙氣SCR脫硝或者必須預(yù)留接口[3]。

對于氮氧化物污染嚴重和環(huán)境容量有限的經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，當?shù)卣岢隽烁叩呐欧乓螅绫本⿲OX 排放標準嚴格到100mg/Nm3。

從有關(guān)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(xiàn)行的《排污費征收使用管理條例》規(guī)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(huán)�？偩痔岢鰧�“火電廠氮氧化物總量控制應(yīng)提上日程”[3]。

3.2 國內(nèi)煙氣脫硝現(xiàn)狀

《國家環(huán)境保護“十一五”規(guī)劃》中逐步把氮氧化物的總量控制工作提上日程，強調(diào)“繼續(xù)開展氮氧化物控制研究，加快氮氧化物控制技術(shù)開發(fā)與示范，為實施總量控制創(chuàng)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(nèi)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(nèi)部利潤空間的支持。

在北京、珠三角、長江三角等經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，由于電力需求量大，火電廠數(shù)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(tǒng)的電廠多集中于這些地區(qū)。其他地區(qū)在目前環(huán)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(shù)。

3.3 煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢預(yù)測

根據(jù)國外脫硝產(chǎn)業(yè)發(fā)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(chǎn)業(yè)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(huán)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）。

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(shù)已相當成熟，因此，當我國強制脫硝政策發(fā)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(shè)高峰。若考慮世界范圍內(nèi)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(xiàn)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(jù)中國電力工業(yè)最新發(fā)展規(guī)劃，到2010年，全國電力裝機總?cè)萘繉⑦_8.4億kW，其中煤電裝機5.94億kW[5]；國家電網(wǎng)公司“能源基地建設(shè)及電力中長期發(fā)展規(guī)劃深化研究”報告中指出，在“十二五”期間，將新增裝機規(guī)模2.87億kW，2015年末，發(fā)電裝機預(yù)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(guī)模2.34億kW，到2020年末期，發(fā)電裝機預(yù)計達到13.3億kW，煤電8.8億kW [6]。

以國外脫硝經(jīng)驗來看，國內(nèi)市場將出現(xiàn)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3 8 0 0 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(shè)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(jié)合國內(nèi)脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)律，考慮到我國國情，預(yù)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(yù)期老機組SCR改造會在8年內(nèi)完成。假設(shè)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。

（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(jù)國外經(jīng)驗，按照常規(guī)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(jù)國外經(jīng)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(fā)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(wěn)定在每年 35,000～59,000m3之間。

4 結(jié)語

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

參考文獻：

[1] 國家環(huán)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(huán)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(huán)境保護總局污控司，中國環(huán)保產(chǎn)業(yè)網(wǎng)，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(fā)展展望[Z].國家電力信息網(wǎng)（ http://www.sp.com.cn/zgdl/ dlgk/dlfz_zw.html）

[5] GTZ中德煙氣脫硝SCR技術(shù)研討會[Z].廣州，2007，3.

[6] 我國火電廠脫硫脫硝行業(yè)2007年發(fā)展綜述[J].中國環(huán)保產(chǎn)業(yè)，2008（6）.

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