電廠脫硝業務調研報告
市場營銷發展中心
2023年10月
目錄一、脫硝行業市場簡述 4
1.脫硝行業發展簡述 4
2.脫硝技術評述 4
2.1脫硝技術分類 4
2.2脫硝技術現狀 6
2.3產業鏈分析 6
二、電廠脫硝市場分析 9
1.巨集觀分析 9
1.1行業巨集觀環境 9
1.2 行業政策與法規 10
2.微觀分析 11
2.1電廠脫硝的市場空間 11
2.2重點區域/使用者分析 12
2.3電廠脫硝專案招標方式與流程簡析 12
3.電廠脫硝市場競爭格局分析 15
3.1競爭對手競爭情況調查表 15
3.2競爭對手分析 16
三、機會與風險 16
1.市場機會 16
2.市場風險 17
3.初步結論 17
四、我們的優勢和劣勢 17
1.博奇公司優勢 17
1．1技術方面 17
1.2市場方面 18
2.博奇公司劣勢 18
2.1技術方面 18
2.2市場方面 19
五、市場計畫與策略 19
六、市場目標和利潤** 19
1.市場目標 19
2.利潤** 20
3.費用分析 20
目前，我國在煙塵和二氧化硫的汙染控制已經取得了顯著的成效，但是nox的汙染正成為重要的大氣汙染物。nox排放到大氣中將形成光化學煙霧、破壞臭氧層和造成溫室效應，對氣候變化產生影響；nox形成酸雨沉降到江河湖泊中容易造成水體富營養化，直接促進藍藻等有害微生物的生長，威脅飲用水安全，據統計，nox給人類健康和環境所帶來的影響是極其嚴重的，由火電廠排放的so2、nox每年造成的損失超過了1100多億元，因此nox的汙染控制正在被越來越多的關注。
國家要求目前已建和新建火電機組要逐漸把脫硝系統列入建設規劃， nox的最主要的汙染源是燃煤電廠，隨著我國環保法規的逐漸嚴格，國家加強了燃煤電廠的nox減排工作，要求所有新建燃煤機組和在役老機組逐步安裝脫硝裝置，並達到排放標準。
2023年1月份開始執行的修訂版《火電廠大氣汙染物排放標準》，對火電廠nox排放要求有了大幅度的提高，但國家只是明確新建專案必須預留脫硝介面，並無強勢措施，自2023年下半年開始，部分新建專案開始同期建設脫硝裝置，自2023年開始，部分已投運電廠也開始建設脫硝設施，預計2023年，至少有2億千瓦的機組容量需要建設脫硝系統，在脫硝專案上會形成可觀的市場規模。
脫硝技術主要分為低nox燃燒技術和煙氣脫硝。前者主要是通過控制燃燒過程，降低nox的排放，但單純採用低nox燃燒技術無法使nox排放達到日益嚴格的排放標準。煙氣脫硝是大型排放源的主要控制技術，具有很高的脫除效率，能達到90％以上，包括scr和sncr兩種型別。
1）燃燒過程中控制技術：低nox燃燒器、空氣分級燃燒技術、燃料分級燃燒技術，這類技術主要是通過控制燃燒過程，降低nox的排放，但單純採用低nox燃燒技術無法使nox排放達到日益嚴格的排放標準。
2）燃燒後控制技術（煙氣脫硝技術）：選擇性催化還原技術（scr）、選擇性非催化還原技術（sncr）、sncr/scr混合技術。煙氣脫硝是大型排放源的主要控制技術，具有很高的脫除效率，能達到90％以上，其中選擇性催化還原法（scr）是脫硝效率最高，最為成熟的脫硝技術，目前在火電廠應用最多。
scr最早由日本於60-70年代後期完成商業執行，至80年代中期歐洲也成功地實現了scr的商業執行。一般高塵設定(high dust layout)，催化劑裝置於鍋爐省煤器出口與空氣預熱器入口之間,其作用為使噴入之氨與煙氣中之nox反應實現脫硝，在此情況時,其有效反應之溫度範圍,約在320oc--400oc之間。最普遍使用的化學反應劑（還原劑)為氨,但近年來也使用氨水或尿素。
目前主要的scr技術流派有美國巴威、日本日立、阿爾斯通、aee等。
sncr是在沒有催化劑下進行的反應，只能在高溫下執行。sncr技術的脫硝效率較低，一般為25%~50%，同時投資也較低，較適合原本nox排放濃度就較低的鍋爐或者一些小型機組。
表1-1 脫硝工藝簡介
由於scr脫硝工藝二次汙染小，淨化效率高，技術成熟，目前在國內80%以上的電廠脫硝專案採用了scr工藝，部分電廠採用sncr+scr的工藝。
目前脫硝的核心技術基本上都掌握在外方手裡，這些外方諸如日本的日立，丹麥的topsoe，aee(奧地利能源)，德國魯奇等等。理論上來講，國內企業要想進入這個行業，只要能夠找到一家合作的外方就可以開張，而外方單獨進入中國市場投資太大，成本太高，一般也會有找境內合作者合作。部分環保廠家如蘇源、博奇已研發出自有技術，並已有應用業績。
十二五」期間脫硝催化劑市場將快速增長。
根據國家電力規劃，初步估計「十一五」期間國內脫硝催化劑初裝市場規模約在80000m3左右，年均近16000m3。「十二五」期間，催化劑的初裝市場規模可能達到40000m3/年，由於催化劑在4～6年期間需要再生及換裝特性，預計再生及換裝市場規模將維持近15000m3/年的水平。催化劑在脫硝工程造價中所佔比重高達35％以上，由於催化劑是布置在省煤器和空預器之間的高灰區域，要求。
因此，「十二五」期間，我國火電廠脫硝行業發展程序將會加快。脫硝是「十二五」期間強制環保要求，隨著脫硝專案的增多，國內對催化劑的需求將大幅度提公升，而且由於催化劑本身的壽命限制，投產2～3年後就要更換一遍，因此，脫硝領域將有巨大的催化劑需求。
催化劑種類
市場上主要的scr技術催化劑型別可分為平板式和蜂巢式兩種。
平板式催化劑是將活性材料「鍍」在金屬骨架上，板與板之間的孔隙較大，阻力較小，但是單位體積的接觸表面積小，需要的催化劑量大。由於板式催化劑具有金屬骨架，強度較高，長度可以做到1500mm，要達到同樣的脫氮效率，催化劑的層數可以做得較少，這樣，scr 反應器可以做得更加緊湊，更加節省空間。
一般的蜂巢式催化劑截面積為 150 mm ×150mm。由於單位體積的有效面積大，要達到相同的脫氮效果，所需的催化劑量較平板式少。但由於蜂窩式催化劑為整體的載體tio2，受整體強度的限制，一般蜂窩式催化劑的長度最多只能做到 1000 mm。
兩種催化劑對比分析
平板式催化劑最大的優點是不容易堵灰。由於scr 一般安裝在空預器之前，其飛灰質量濃度高達15～20g/m3（本文煙氣量均指標準狀態值），如果催化劑間隙過小，就會造成飛灰堵塞、磨損加重，系統阻力增大。
一般來說，在催化劑間隙內，煙氣速度並不均勻，平均速度約為8m/s。在速度低於3 m/s 的區域，飛灰就有可能附著在催化劑上，阻止催化劑與煙氣接觸。根據bhk的一項研究表明，平板式催化劑區域中流速低於3m/s的約佔13%，而蜂巢式催化劑區域流速低於3m/s的約佔22 %，所以，蜂巢式堵灰情況要比平板式嚴重，解決的辦法是加大催化劑單元格長度。
在燃煤機組上，蜂巢式催化劑的單元格長度一般應在6mm以上，其長度越大，催化劑比表面積越小，需要的催化劑量就越多。燃煤機組若使用蜂巢式催化劑，用量可比平板式節省 20 %左右，但其單價又比平板式高約 20 %，兩者的總體**差不多。但是，在燃氣、燃油機組中，因飛灰含量極低，可減小蜂巢式催化劑單元格長度以增大比表面積，節省催化劑用量。
催化劑選擇
燃氣機組快速啟停效能好，公升溫快「鍍」在金屬骨架上的板式催化劑中活性物質由於熱應力的影響，易導致變形而剝落失效。所以，在燃氣機組中，廣泛採用蜂巢式催化劑。
為了避免蜂巢式催化劑被飛灰堵死，一般需要設定吹灰器。吹灰器的形式有超聲波，壓縮空氣，蒸汽式等。三菱公司採取加大間隙的方式，較好地解決了堵塞問題。
其他公司的做法均是板式催化劑不需要設定吹灰器，蜂巢式則需要設定吹灰器，也有公司為保險起見，所有的 scr 裝置均設定了吹灰裝置。此外，scr 的集灰與結焦與煤/ 灰的成分有很大關係。是否需要設定吹灰裝置，催化劑的間隙如何選取，需要綜合考慮多種因素。
由於蜂巢式催化劑間隙較小，流動阻力大，要求的煙氣流速較平板式低，導致反應器截面積增大。
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