1、 *事业管理部事业管理部20142014年年3 3月月前 言2随着我国社会经济的快速发展，环境问题日益突出。硫氧化物、氮氧化物是随着我国社会经济的快速发展，环境问题日益突出。硫氧化物、氮氧化物是主要的大气污染物，严重地危害了生态环境和人们的身体健康。主要的大气污染物，严重地危害了生态环境和人们的身体健康。20112011年年1212月月1515日国务院发布的国家环境保护日国务院发布的国家环境保护“十二五十二五”规划提出的指标规划提出的指标是：到是：到20152015年，二氧化硫排放总量由年，二氧化硫排放总量由2267.82267.8万万吨降为吨降为2086.62086.6万吨万吨，下降下降8%
2、8%；氮氧；氮氧化物排放总量由化物排放总量由2273.62273.6万吨降为万吨降为2046.22046.2万吨，万吨，下降下降10%10%；空气环境质量评价范围；空气环境质量评价范围由由113113个重点城市增加到个重点城市增加到333333个全国地级以上城市，按照可吸入颗粒物、二氧化硫、个全国地级以上城市，按照可吸入颗粒物、二氧化硫、二氧化氮的年均值测算，地级以上城市空气质量达到二级标准以上的比例应由二氧化氮的年均值测算，地级以上城市空气质量达到二级标准以上的比例应由72%72%上升到上升到80%80%。这就要求二氧化硫和氮氧化物排放大户。这就要求二氧化硫和氮氧化物排放大户火电厂、钢铁行业
3、、水泥火电厂、钢铁行业、水泥厂、燃煤工业锅炉厂、燃煤工业锅炉承担起相应的减排责任。承担起相应的减排责任。33.3.2.2.4.4.1.1.工业废气硫硝污染治理技术工业废气硫硝污染治理技术脱硫脱硝市场分析脱硫脱硝市场分析某某项目项目介绍介绍烟气脱硫、脱硝行业状况烟气脱硫、脱硝行业状况提纲4废气污染物排放情况1.1脱硫治理技术1.2脱硝治理技术1.3同时脱硫脱硝工艺1.4 各技术评价1.51.工业废气硫硝污染治理技术51.1废气污染物排放情况61.2脱硫治理技术燃烧前脱硫：煤炭洗选：物理洗煤、化学洗煤、生物洗煤 煤炭转化：气化、液化 水煤浆技术：普通水煤浆、精细水煤浆炉内燃烧脱硫：型煤技术 循环流
4、化床炉内喷钙燃烧 增压循环流化床发电燃烧后脱硫：即烟气脱硫（如：石灰石石膏湿法、循环硫化床法、海水脱硫等）唯一大规模商业化应用的脱硫方式。脱硫脱硫工艺工艺7按应用脱硫剂的形态按应用脱硫剂的形态干法脱硫干法脱硫：采用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂；湿法脱硫湿法脱硫：采用液体吸收剂洗涤烟气，以除去SO2。u干法干法 优点：优点：工艺过程简单，无污水、污酸处理问题，能耗低，特别是净化后烟气温度较高，有利于烟囱排气扩散；缺点：缺点：脱硫效率较低，脱硫率在50%-70%。反应温度：反应温度：u湿法湿法 优点：优点：脱硫率高，易操作控制；缺点：缺点：存在废水后处理问题，烟气温度为120-185,烟气经洗
5、涤处理后温度为50 左右，排放前要对烟气进行再加热到80-130 ，否则不利于高烟囱排放扩散稀释，易造成污染。目前实际中广泛使用的是湿法，因为目前实际中广泛使用的是湿法，因为SOSO2 2为酸性气体，采用碱液吸收。为酸性气体，采用碱液吸收。烟气脱硫的分类8方法工艺优缺点使用情况石灰/石灰石-石膏法以石灰石或石灰浆液作脱硫剂，在吸收塔内与含有SO2的烟气进行充分接触，浆液中碱性物质与SO2发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，从而去除烟气中的SO2。优点：技术成熟，吸收剂来源广泛、价廉易得；缺点：易发生设备结垢堵塞或磨损设备。在湿法FGD领域中得到了广泛应用，且占据着主导地位。市场占90%。海水法利
6、用海水呈碱性，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。用海水洗涤烟气中的SO2，可以达到烟气净化的目的。优点：系统相对简单、维护方便、不需添加脱硫剂、运行费用低等。缺点：地理条件限制，应用范围小。适宜于我国东、南部沿海地区。循环流化床法循环流化床法是一种典型的干法技术，采用干熟石灰Ca(OH)2作为脱硫剂。其以循环流化床原理为基础，通过对吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，提高吸收剂的利用率和脱硫效率。优点：占地面积小、操作方便、耗水量小、无腐蚀、不需要废水处理、脱硫剂容易获得、投资和运行成本较低等。缺点：为气固反应，反应速度慢；副产物不易利用等。据不完全统计，其应用规模已超过2
7、000万kW。氨法湿式氨法烟气脱硫采用氨作为SO2吸收剂，根据吸收液再生方法不同，可分为氨酸法、氨亚硫酸铵法和氨硫铵法等。主要优点是脱硫剂利用率和脱硫效率高，且可以生产副产品。存在成本高、易腐蚀、净化后尾气中含气溶胶等问题。但氨易挥发，使吸收剂耗量增加，产生二次污染。市场占有率较低。双碱法双碱法中SO2的吸收和泥浆的沉淀反应完全分开，从而避免了吸收塔的堵塞和结垢问题。脱硫率75%，适用于中低硫煤，对锅炉有磨损大。市场占有率低。喷雾干燥法该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂雾化喷入烟气中，吸收剂为分散相，烟气为分散介质，吸收剂和热烟气在吸收塔内发生传质和传热，实现脱硫目标并分离脱硫废渣。该法主要用于
8、燃用低硫煤的电厂烟气脱硫。目前世界上配置这种脱硫工艺的发电机组容量已超1.5万MV，投入正常运行的超过6000MV。市场占有率较小。常用的脱硫技术序号工艺名称技术成熟程度适用煤种机组容量脱硫率吸收剂副产物废水市场占有率工程造价能耗运行维护工作量1石灰石-石膏湿法工艺成熟不限不限95%以上石灰石石膏有高，约90%较高较高较大2烟气循环流化床成熟中低硫煤单塔300MW及以下75%85%石灰亚硫酸钙无一般中等低中等3炉内喷钙成熟中低硫煤300MW及以下40%60%石灰石亚硫酸钙无少低低中等，对锅炉磨损大4炉内喷钙尾部加湿成熟中低硫煤300MW及以下75%石灰石亚硫酸钙无少较低中中等5喷雾干燥工艺成熟
9、中低硫煤100MW及以下75%85%石灰亚硫酸钙无一般中等中中等6活性焦烟气脱硫技术较成熟中低硫煤不限98%以上活性焦硫酸、硫磺无较少较高较低较小7氨水洗涤脱硫工艺较成熟不限小型机组95%以上液氨硫铵少高中较大主要脱硫技术对比 10石灰石石膏湿法烟气脱硫采用石灰石浆液做为反应剂，与烟气中的SO2发生反应生成亚硫酸钙（CaSO3），亚硫酸钙CaSO3与氧气进一步反应生成硫酸钙（CaSO4）。2CaCO3+2SO2+O2+4H2O2CaSO42H2O+2CO2分为吸收和氧化两个工序。分为吸收和氧化两个工序。吸收过程：氧化过程：OHCaSOSO23221OHCaSOOHCaSO2423221石灰石石
10、膏脱硫工艺原理 石灰石石膏脱硫工艺流程图 目前解决设备结垢堵塞最有效的办法是在吸收液中加入添加剂，目前工业上采用添加剂有：氯化钙（CaCl2）、Mg2+、已二酸、氨等。加入添加剂后，不仅能抑制结垢和堵塞现象，而且还能提高吸收效率。u 利用石灰或石灰石浆液作为洗涤液吸收u 净化烟道气中的SO2并副产石膏。12湿式脱硫装置：吸收塔、GGH烟气加热器、增压风机、烟道等为每台锅炉各自独立设备，其他系统共用。石灰石石膏脱硫主要工艺流程：锅炉排出的烟气经引风机送入混凝土公用烟道，再从砼烟道引出经过升压风机升压、冷却后，进入吸收塔，在吸收塔中与石灰石浆液综合反应吸收，烟气中的二氧化硫与石灰石浆液反应生成石膏
11、，由吸收塔排出经脱水处理后，固体石膏再利用。吸收塔排出的净烟气，经加热后回到混凝土公用烟道，经烟囱排向大气。石灰石石膏脱硫工艺原理 氮氧化物排放控制技术氮氧化物排放控制技术A A、燃烧中脱硝：、燃烧中脱硝：1 1、低、低NOxNOx燃烧器燃烧器 2 2、空气分级燃烧、空气分级燃烧 3 3、燃料分级燃烧、燃料分级燃烧、4 4、烟气再燃等；烟气再燃等；B B、烟气脱硝：、烟气脱硝：1 1、选择性催化还原（、选择性催化还原（SCRSCR）、）、2 2、选择性非催化还原（选择性非催化还原（SNCRSNCR）、）、3 3、SCR/SNCRSCR/SNCR联用。联用。1.3脱硝治理技术SCR、SNCR以及
12、SCR/SNCR联产的比较4 4脱硝效率脱硝效率70%90%70%90%40%90%40%90%大型机组大型机组25%40%25%40%，小型机组配合，小型机组配合LNBLNB、OFAOFA技术可达技术可达80%80%市场占比市场占比93.31%0.41%6.28%选择性催化还原脱硝工艺（SCR）SCR脱硝技术是指使用还原剂（NH3等）在合适的温度范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NO x选择性的还原为无害的氮气和水；优点：1、最大的脱硝率可以大于80，使得NH3的消耗量最优化，2、其运行温度范围较低在250400；缺点：1、要考虑流场分布、温度分布和氨氮比的分布，对设计要求较高，设计比较复杂
13、，2、需要氨储存系统、吹扫系统、催化剂等，会使得制造和运行成本较高。3、低于250生成的硫酸氢铵会导致催化剂小孔堵塞；温度高于400会发生其他副反应（或者催化剂破坏）导致脱硝率下降。4、催化剂占脱硝系统40%的成本，投资运行费用较高。NOXNH3N2H2OSCR系统基本化学反应过程4 NO +4 NH3 +O2 4 N2 +6 H2O7 N2 +12 H2O6 NO2 +8 NH3副作用方程式SO2 +1/2 O2NH3 +SO3+H2OSO3 NH4 HSO4基本反应方程式选择性催化还原脱硝工艺（SCR）选择性催化还原脱硝工艺（SCR）选择性催化还原脱硝工艺（SCR）特点：特点：SO2+O2
14、SO3 转化率小于1；氨消耗量低，脱硝后氨逃逸率低：13ppm，对后续设备影响较小；脱氮效率8090，甚至更高（可达95）温度窗口宽：300420，对主机负荷、煤种变化适应性强。SCRSCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；泛采用的脱硝技术；选择性非催化还原脱硝工艺（SNCR）uSNCR技术是非触媒的炉內噴射工艺。uSNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用；uSNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为NH3、氨水或尿素 反应式：4NO+4NH3+O24N2+
15、6H2O 副反应：4NH3+5O24NO+6H2O 4NH3+3O22N2+6H2O 选择性非催化还原脱硝工艺SNCRSNCR的优点：SNCR工艺的反应温度为9001100，温度窗口较窄。SNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR改造。SNCR的缺点：氨耗量高；混合均匀的难度大，所以其脱硝率较低，只有50%60。SNCR的投资较低，但是其氨逃逸量较大，会进入锅炉中产生不良的影响，因为电厂烟气中含有较多量的SO2，会生成硫酸铵或硫酸氢铵导致腐蚀。SNCRSNCR在电厂应用较少，在垃圾焚烧炉或小型炉中有较多的应用。在电厂应用较少，在垃圾焚烧炉或小型炉中有较多的应用。211.4同时脱硫脱
16、硝工艺目前，各国都在积极开发优于传统组合法的烟气同时脱硫脱氮技术，一般分为干法和湿法两大类。同时脱硫脱硝技术能用一种反应剂在一个过程中将烟气中的二氧化硫、氮氧化物同时脱除，具备设备精简、占地面积小、基建投资少、生产成本低、自动化程度高的特点。22大类大类方法方法工艺工艺应用材料应用材料效果效果特点特点市场应用市场应用湿法氧化吸收法NOx中的NO被氧化生成NO2（硝酸、活性炭、氧、原子氧等），然后NO2被碱液吸收。氧化剂主要有KMnO4、HClO3、NaClO2、黄磷等。吸收的碱液一般采用Na2S或NaOH。该工艺脱硫率达98%，脱氮率达95%以上强氧化剂容易腐蚀设备，且产生的酸性废液回收处理困
17、难。少络合吸收法向溶液中添加络合吸收剂，以提高NO的溶解度。络合剂：FeSO4、EDTA、Na2SO3。脱硝率大于60%，脱硫率为99%生产工艺比较复杂，经济成本比较高。少尿素吸收法利用尿素将NOx还原为N2，吸收液经处理后可回收硫酸铵。尿素SO2的脱除率接近100%少杂多酸吸收法利用杂多酸中金属离子的氧化还原性与烟气中SO2和NOx的氧化还原性，构建一个自催化氧化还原体系，以同时脱硫脱氮。杂多酸中金属离子这种自催化氧化还原过程还有待进一步研究。维持长时间的同时脱硫脱氮能力比较困难。少烟气同时脱硫脱硝技术烟气同时脱硫脱硝技术 同时脱硫脱硝工艺23大类方法工艺应用材料效果特点市场应用干法活性炭/
18、活性焦法工艺设备主要是流化床吸附器和脱吸器。在吸附器中，通过活性炭的催化吸附作用将吸收的SO2、O2和H2O转化为H2SO4储存于微孔中；NOx则与加入的NH3生成N2和H2O排入大气。在吸附器中，加热活性炭至，将SO2解吸以回收生产液态SO2、高纯硫磺、浓硫酸等。再生后的活性炭循环重复利用。活性炭脱硫率达98%，低温(100)脱 氮 率 可 达80%以上。不耗用水，无二次污染问题，碱、盐类对活性焦没有影响，无吸附剂中毒问题，占地面积小，建设费用低，运行费用低，可以回收高纯度副产品等等，是先进烟气脱硫脱氮技术。该技术在德国和日本已投入商业应用，国内太钢烧结应用此法。等 离 子 体活化法该法可分
19、为两大类：电子束法(EBA)和脉冲电晕等离子法(PPCP)。前者利用电子加速器获得高能电子束(500800keV)，后者利用脉冲电晕放电获得活性电子(520eV)脱硫率90%以上 和 脱 氮 率78%以上。优点：效率高、工艺简单、反应快、耗水量小、无废水处理、回收副产品、占地面积小等。缺点：投资成本较大,运行中加速器能耗较高，液氮储运困难等。工程示范NOxSO工艺是一种干式吸附再生系统，主要由流化床吸收器和吸收剂再生系统组成,而后者又由吸收剂加热器、再生器、蒸汽处理器和吸收剂冷却器组成。脱 硫 率 可 达99%，脱氮率高达95%。处理效率高,且回收副产品硫磺或液态SO2,对燃用中、高硫煤的电厂
20、具有较大吸引力。少WSA-SNOX工艺采用了2种催化剂，经过除尘，加热到的烟气首先进入SCR反应器，NOx在催化剂的作用下被还原成N2和H2O，随后烟气进入第2级催化反应器，SO2在其中被固相催化剂氧化为SO3，SO3气体进入WSA冷凝器中，经降温、水合而浓缩凝结成液态硫酸(浓度可达95%)氨气可以回收热能，增加蒸汽量补偿工艺本身能耗，提高机组的热效率。少SNRB工艺是一种将SO2、NOx和烟尘3种污染物集中在一个高温布袋除尘器进行处理的新型烟气净化技术。SCR催化剂，碱性吸收剂脱硫率80%-90%，脱氮率90%，除尘率9.89%。成本高少同时脱硫脱硝工艺24干法活性炭/活性焦法以炭基材料以炭
21、基材料(活性炭、活性焦、活性炭纤维等）为活性炭、活性焦、活性炭纤维等）为载体的催化剂可以实现硫、硝的同时脱除，活性焦作载体的催化剂可以实现硫、硝的同时脱除，活性焦作为较为廉价的炭基材料，已经在国外实现了工业应用。为较为廉价的炭基材料，已经在国外实现了工业应用。催化剂催化剂活性炭活性炭25活性炭法是利用活性炭吸收二氧化硫、氧和水产生硫酸，并加入氨以达到同时脱硫脱硝的目的。活性炭法的工艺主要由吸附、解吸和硫回收三部分组成，最佳脱硫温度为120160，烟气中的S02在吸收塔的第一段被脱除，在第二阶段通过喷入氨除去NOx。活性炭法在吸收塔内的化学反应：在高浓度S02的烟气中，活性炭进行的是S02的脱除
22、反应；在S02浓度较低的烟气中，NOx脱除反应占据主导地位。干法活性炭/活性焦法工艺原理26干法活性炭/活性焦法工艺流程活性炭在脱除烟气中SOX的同时，还可以利用活性炭的吸附性能脱除NOX、二恶英和Hg等污染物，具有一套装置脱除多种污染物的功能，是一项一体化的先进的烟气净化技术，是未来烟气脱硫脱硝发展的方向。27优点优点：具有很高的脱硫率；能去除湿法难以去除的S03；能去除废气中的HIC、HF、砷、硒、汞；在低温(100200)得到高的脱氮率(80)；具有除尘功能；过程中不用水，无需废水处理装置，没有二次污染；碱、盐类对活性焦炭没有影响，不存在吸附剂中毒的问题；建设费用低、使用动力小、运行费用
23、低；占地面积小；可以回收副产品，高纯硫磺(9995)或浓硫酸(98)或高纯液态二氧化硫；已经得到成功的商业化应用。技术成熟稳定性好。不足不足：固态的热吸收剂循环使用采用机械的方式，操作较复杂；吸附剂在运行中有磨损消耗；烟气通过吸附床有较大的压力降。活性炭法在国外已经进行了多年的商业应用，积累了大量的实际运行经验。目前活性活性炭法在国外已经进行了多年的商业应用，积累了大量的实际运行经验。目前活性炭法的初投资约在炭法的初投资约在13001500元千瓦时，单位运行成本元千瓦时，单位运行成本400元元 tSO2，在太钢烧结实，在太钢烧结实践应用。践应用。干法活性炭/活性焦法28电子束法是利用高能电子束
24、辐照烟气，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸铵和硝酸铵的一种烟气脱硫脱硝技术。该法的原理是在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生电子束照射烟气，使水蒸气、氧等分子激发产生高能自由基，这些自由基使烟气中的S02和NO很快氧化，产生硫酸和硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵化肥。主要反应由生成自由基、氧化、酸与氨反应构成。等离子体活化法工艺原理29等离子体活化法工艺原理该技术装置采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。除尘净化后的烟气通过冷却塔调节烟气的温度和湿度，然后流经反应器，在反应器中，烟气被电子束辐照产生多种活性基团，这些活性基团氧化烟气中的S
25、02和NOx形成相应的酸，它们同在反应器烟气上游喷入的氨反应，生成硫酸氨和硝酸氨微粒，副产物收集装置收集产生的硫酸氨和硝酸氨微粒，可作为农用肥料和工业原料使用。30优点优点：同时脱硫脱氮去除效率高；能够生成硫酸氨和硝酸氨副产品作化肥用；没有废弃物，是干法过程，没有废水及其处理设施；因为不用催化剂，所以不存在催化剂中毒，影响使用寿命的问题；设备结构简单，对烟气条件变化适应性强、容易控制。不足不足：该法耗电量大，运行费用很高；烟气辐射装置还不适合用于大规模应用系统；处理后的烟气仍然存在排放氮、硫酸和一氧化二氮的可能性。电子束氨肥法的单位初投资在电子束氨肥法的单位初投资在10201500元千瓦时左右
26、，单位运行成元千瓦时左右，单位运行成本本600800元元 tSO2，用水量少，已经得到商业应用。，用水量少，已经得到商业应用。在我国的四川成都在我国的四川成都热电厂和杭州协联热电厂与日本合作进行工程应用示范。热电厂和杭州协联热电厂与日本合作进行工程应用示范。等离子体活化法(电子束法）31烟气脱硫主要方法技术经济比较烟气脱硫脱硝主要技术烟气脱硫脱硝主要技术评价评价32u主流主流的的SOSO2 2脱除工艺脱除工艺湿法石灰石湿法石灰石/石膏烟气脱硫石膏烟气脱硫(FGD)(FGD)缺点：缺点：耗水量大、石膏难以利用造成二次污染、脱硫后烟气温度低造成排烟困难、难以同时脱除其他污染物。u主流的主流的NOx
27、NOx脱除工艺脱除工艺 选择性催化还原法选择性催化还原法(SCR)(SCR)缺点：缺点：催化剂昂贵且催化活性温度高，需加热烟气，增加运行成本。u主流主流的的SOSO2 2/NoxNox联合脱除工艺联合脱除工艺活性炭活性炭/活性焦法活性焦法缺点：投资、运行费用相对偏高。可通过开发自主知识产权技术、提高国产化率或多台一机(多台烧结机共用一套脱硫装置)等途径，降低投资和运行费用推广应用。1.5各工艺技术的评价332.烟气脱硫、脱硝行业状况火电行业脱硫脱硝状况火电行业脱硫脱硝状况 钢铁行业脱硫脱销状况钢铁行业脱硫脱销状况2.22.3 工业烟气排放状况工业烟气排放状况2.1342.1工业排放状况近年来二
28、氧化硫排放量大气污染源排放，大气污染源排放，工业源二氧化硫占工业源二氧化硫占90%90%，氮氧化物排放占，氮氧化物排放占66%66%，其中，其中火电和钢铁火电和钢铁二氧化硫占二氧化硫占50%50%，氮氧化物排放占，氮氧化物排放占46%46%，是大气污染的主要来源。，是大气污染的主要来源。35重污染行业二氧化硫污染贡献率年际变化（单位：%）近年来电力行业二氧化硫排放强度下降尤为显著。二氧化硫排放绩效值由2006年的5.7克/千瓦时下降到2009年的3克/千瓦时，电力行业几乎全部承担了全国二氧化硫总量减排任务。重污染行业二氧化硫排放强度变化趋势 2.1工业排放状况36火电厂氮氧化物和工业二氧化硫排
29、放比较2.2火电行业脱硫脱硝状况根据中电联统计，2011年，全国火电二氧化硫排放913万t，比2010年下降1.4%；火电二氧化硫排放绩效值每kWh由2005年的6.4g下降到2.3g，好于美国2009年水平（美国2009年为3.4gkwh）火电行业烟气脱硫状况37截至2010年底，全国已投运的烟气脱硫机组超过5.6 亿kw，约占全国燃煤机组容量的86，比美国2009年的数据高36。其中我国五大发电集团公司投运的烟气脱硫机组共计3.4 亿kw，约占全国已投运燃煤脱硫机组容量的60.7%。在全国已投运的烟气脱硫机组中，石灰石一石膏湿法仍是主要采用的脱硫方法，占92；其余脱硫方法中，海水法占3，烟
30、气循环流化床法占2，氨法占2，其他方法占1。截止到20l1年3月底，国内已投运烟气脱硝机组容量为9689万kW，约占煤电机组容量的14；其中，采用SCR法的占93.31；SNCR法的占6.28，SCR+SNCR方法的占0.41。在建、规划(含规划电厂项目)的脱硝工程容量超过1.5亿kW。38重点大中型钢铁企业燃料消耗及重点大中型钢铁企业燃料消耗及SO2SO2排放情况排放情况2.3钢铁行业脱硫脱硝状况“十一五”期间，钢铁等非电行业钢铁烧结烟气二氧化硫减排总量小于75万吨的目标。39烧结烟气脱硫方法与应用大中型烧结机占总面积的2/3，据环保部 2011 年初统计数据，在我国 1200余台烧结机中，
31、除 90m2以下即将淘汰的，约有 530余台计 7.8 万平方米的烧结机需要安装脱硫设施。目前全国最大的烧结机是太钢的660m2烧结机，由中冶长天设计制造。40主要脱硫脱硝技术的经济指标工艺工艺脱硫率脱硫率%脱硝率脱硝率%投资费用投资费用元元.m.m-3-3运行费用运行费用元元 .t.t-1-1(so(so2)2)分步脱硫脱硝（WFGD+SCR)95801201200半干喷雾法（SDA-FGD）907080700活性炭/焦法（PAFP-FGD）9880100600循环流化床（CFB-FGD)907075750高能辐射-化学法（PPCP-FGD）9070120750奥钢联烟气净化技术（VAI-M
32、EROS）9070_413.脱硫脱硝市场分析 脱硫脱硝市场容量脱硫脱硝市场容量 国内主要脱硫脱硝企业国内主要脱硫脱硝企业 脱硫脱硝企业及市场情况脱硫脱硝企业及市场情况3.33.13.2市场容量42“十二五”将力挺环保。“十二五”期间，我国环保投资将达到3.1 万亿元，未来5 年复合增长率为15%-20%，环保产值到2015 年有望达到GDP 的7%-8%，环保行业将进入快速发展期。据业内人士测算，“十二五”时期实施节能减排重点工程需投资约23660亿元，其中重点区域大气污染防治工作投资需求约3500亿元，“十二五”期间脱硝行业将出现爆发式增长，市场总量将超过1500亿元。3.1脱硫脱硝市场容量
33、 43“十二五”火电行业脱硫需求依然旺盛。根据电力工业“十二五”规划研究报告，到2015年火电装机容量将达到9.63亿KW，不考虑关停小火电机组，“十二五”将新增火电装机2.63亿KW，按照100元/KW的造价，新增市场需求将达到263亿元；已投运火电脱硫设施在“十二五”期间需要改造的比例为20%，按照75元/KW的造价，未来5年的改造需求将达到399亿元。增长较为确定。钢铁行业烧结烟气脱硫为代表的市场容量将达到130-180亿元，建材、化工、有色、石化等行业脱硫需求达到钢铁行业的2.6倍。烟气脱硝市场概况44中电联预测：全国火电厂改造范围约有90的机组需进行脱硝改造，外加新建机组，全国部分发
34、电企业“十二五”期间将有2.6亿kw新建机组需要加装SCR脱硝装置。仅在2012年，我国就将有7000万8000万kw装机容量建成或开工建设脱硝装置，约有160台锅炉安装脱硝装置，总投资额达100亿元。烟气脱硝市场概况45序号脱硫公司名称2011年底前累计合同容量（MW）采用的脱硫方法及所占比例（%）1北京国电龙源环保工程有限公司98549石灰石-石膏湿法87.10海水法 10.50有机胺法 1.22烟气循环流化床 0.70干法 0.482北京博奇电力科技有限公司68136石灰石-石膏湿法1003中电投远达环保工程有限公司57012石灰石-石膏湿法97.80烟气循环流化床 2.204福建龙净环
35、保股份有限公司56558石灰石-石膏湿法80.45烟气循环流化床 18.49湿式电石渣法 1.065武汉凯迪电力环保有限公司55974石灰石-石膏湿法91.14烟气循环流化床 7.14氨法 1.38NID 0.346浙江浙大网新机电工程有限公司47300石灰石-石膏湿法1007中国华电工程（集团）有限公司36102石灰石-石膏湿法1008同方环境股份有限公司33052石灰石-石膏湿法1009山东三融环保工程有限公司31980石灰石-石膏湿法95.85烟气循环流化床 4.1510中环（中国）工程有限公司26922石灰石-石膏湿法98.57生物法 1.433.2国内主要脱硫企业46序号脱硝公司名称
36、2011年底前累计投运容量（MW）采用的脱硝方法及所占比例（%）1北京国电龙源环保工程有限公司19055SCR 87.40SNCR 12.602哈尔滨锅炉厂有限责任公司16780SCR 97.62SCR+SNCR 2.383东方电气集团东方锅炉股份有限公司15892SCR 96.22SNCR 3.784中国大唐集团科技工程有限公司12790SCR 85.93SNCR 14.075浙江天地环保工程有限公司5920SCR 1006福建龙净环保股份有限公司5400SCR 1007中国华电工程（集团）有限公司5150SCR 1008中电投远达环保工程有限公司3980SCR 1009中环（中国）工程有限
37、公司3720SCR 10010同方环境股份有限公司3620SCR 88.40SNCR 11.603.2国内主要脱硝企业473.2国内主要活性炭/焦企业。序号公司名称主营业务业绩1上海克硫环保科技股份有限公司拥有活性焦法烟气脱硫技术紫金铜业硫酸脱硫项目、瓮福130工程、紫金铜业环集脱硫装置、金川镍冶炼脱硫工程2国电南京自动化股份有限公司具有完全自有知识产权的CFB-FGD循环流化床干法脱硫成套技术。国产化的活性焦脱硫脱氮技术。3北京国电清新环保公司立足电力高端市场，拥有完全自主研发、自主知识产权的湿法脱硫技术，其核心技术“旋汇耦合脱硫装置”。内蒙古神华胜利电厂2660MW工程烟气活性焦干法脱硫项
38、目。4中电投远达环保公司主要从事火电厂烟气脱硫脱硝EPC、脱硫特许经营、氮氧化物处理（脱硝催化剂制造）、水务产业、核电环保、火电厂节能环保等六大产业板块业务。建设有国内规模最大的活性焦干法脱硫中试装置。5东莞兆能环境科技有限公司热解焚化炉、蒸发冷却塔、布袋除尘器、MBR,高效SNCR脫硝系統,CSCR脫硫脫硝一体化設备系统等。在台湾已完成了4个低温脱氮的工程项目。6北京诺曼斯佰环保科技有限公司公害污染物质资源化的工作。7煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院活性焦烟气脱硫示范装置的工程设计。在贵州宏福实业建成了烟气处理量近20万m3/h的活性焦烟气脱硫装置。8山西新华化工股份有限公司活性炭生产线五
39、条，年产量可达3万吨以上。是脱硫脱硝活性焦国际国内最大的供应商48我国脱硫脱硝企业数量及收入增长情况我国脱硫脱硝企业数量及收入增长情况3.3我国脱硫脱硝企业及市场情况49参与脱硫市场的主要公司分为以下三类：第一类是电力集团的下属公司，火电企业作为脱硫设备的下游，拥有较广阔的市场；第二类是专业性脱硫设备生产商；第三类是发电设备企业，在生产火电设备的同时也生产相关的脱硫设备。从事脱硝工程的公司大部分从脱硫业务转化过来（如国电龙源、龙净环保、清华同方、大唐环境等），也有一部分锅炉厂（如东方锅炉、哈锅）也从事脱硝业务，还有少数合资企业（北京巴威、上海电气石川岛）。脱硫脱硝行业市场集中度较高。2009年底前，累计合同量排名前20位的脱硫公司脱硫工程合同总容量为5.33亿千瓦，占全国脱硫工程合同总容量的90%；累计投运量排名前20位的脱硫公司投运机组容量为3.94亿千瓦，占全国总投运机组总量的83.3%；2009年当年投运量排名前20位的脱硫公司容量为0.88亿千瓦，占全国投运烟气脱硫机组总量的91%。3.3我国脱硫脱硝企业及市场情况4 4某炭基催化剂项目项目概况指标对比性能对比性能对比成本对比成本对比技术评价合作构想合作构想4.某炭基催化剂项目
