生物燃料颗粒机一个月耗煤多少吨跟生物燃料颗粒机生产厂家

(报告出品方/分析师:申万宏源 查浩)

1. 公司是火电节能环保装备龙头

1.1 主营炉渣处理及烟气余热回收,灵活性改造业务快速发展

公司概况:青岛达能环保设备股份有限公司(以下简称青达环保)2006年成立于山东青岛,2021年7月在科创板上市。

公司主要为电力、热力、化工、冶金、垃圾处理等领域的客户提供炉渣节能环保处理系统、烟气节能环保处理系统、清洁能源消纳系统和脱硫废水环保处理系统解决方案。

公司发展历程:公司成立之初,主营湿式炉渣节能环保处理系统。

随后公司顺应电厂超低排放、节能减排改造等政策趋势,与西安交通大学合作,前瞻性地研发了低温烟气余热深度回收系统产品,并于 2011 年实现销售,相关技术获评 2017 年度国家科学技术进步奖(二等奖)。

2013年,公司自主研发的鳞斗式干渣机投入运营,引领了炉渣处理系统的新技术发展方向。

2018年,公司成功进入全负荷脱硝领域和清洁能源消纳领域,这两个领域成为公司新的业务增长点。

2019年,公司自主研发的捞渣机模锻链实现销售并取得较好的业绩,成功实现对原湿式炉渣处理系统核心部件进口圆环链的替代。目前,公司已形成了较为完整的节能、环保产业布局。

图 1:公司成立以来产品演变情况

公司主要产品:公司的技术、产品覆盖包括炉渣、灰尘、烟气、细颗粒物、NOx、SOx、脱硫废水等污染物的防治及锅炉炉渣和烟气余热回收,同时涉足电厂灵活性改造以及清洁能源消纳领域。以火电厂为例对公司主营业务及产品说明如下:

公司业务模式:公司业务模式以 EP 为主、EPC 为辅。

EP 业务系公司根据业主或总承包商招标要求进行投标,中标后按照商务合同进行产品研发设计、生产采购、包装发货、指导安装;EPC 业务系公司除按照 EP 业务的流程制造、提供产品和服务外,还负责设备基础设计施工和产品安装服务。

公司股权架构:公司实控人为王勇,持股 17.29%,为公司第一大股东,第二大股东为冰轮环境。

1.2 公司在技术、资质、团队、品牌等方面优势明显

持续创新,掌握领先的技术工艺。

公司成立以来,陆续推出烟气余热深度回收系统、鳞斗式干渣机、全负荷脱硝系统、清洁能源消纳系统、模锻链捞渣机等产品,并迅速形成市场影响力,其中低温烟气余热深度回收系统荣获国家科技进步二等奖;鳞斗式干渣机属公司首创并独家生产,符合炉渣处理系统未来的发展趋势,捞渣机模锻链是圆环链之外的全新技术路线,有望打破国外产品在湿式炉渣处理系统输送链条的垄断地位。

取得锅炉设计及制造等相关资质,具备质量控制优势。

公司取得了我国锅炉设计和制造资质、压力容器的生产资质,取得了美国ASME-S(锅炉制造)、ASME-U(压力容器制造)资质。

优秀的员工团队。

公司管理团队主要成员均具有节能环保行业 20 余年的从业经验,曾在阿尔斯通、克莱德等外企工作,经验丰富。

优质的客户资源和较高的品牌知名度。

公司的节能环保系统设备主要应用于火力发电和热力行业,目前国内的主要大型电力企业基本都是央企和国企,他们对于供应商的选择标准非常严苛,必须要获得特定的资质并拥有不俗的业绩实力。

公司自成立以来,通过积极的市场开拓,已经与国内五大发电集团及各地方所属火力发电企业建立了良好的业务关系。

务协同优势。

公司产品下游用户主要是火电企业,创新产品可以享受传统产品带来的渠道优势,同时多维度业务提供可满足业主一站式采购需求。

1.3 公司近年业绩整体表现较为稳健

公司过去 5 年业绩表现平稳,近 3 年业绩回升明显。

公司过去 5 年收入整体较为平稳,收入自 2017 年开始略微下滑,随后逐步回升,主要受公司烟气余热回收业务快速下滑影响,随后得益于公司炉渣处理系统业务稳步回升以及公司全负荷脱硝等新业务迅猛发展,公司收入逐步回升,2022 年上半年,公司收入同比增速达到 24%。归母净利润方面整体表现与收入一致,2022 年上半年公司归母净利同比增速达 70%。

得益于竞争格局改善及高毛利新业务推进,公司毛利率及净利率稳步提升。

2017 年公司毛利率较低,主要受公司烟气余热回收业务参与行业低价竞争且规模较大影响,随后得益于行业竞争格局改善及公司经营策略转变,烟气业务毛利率逐步恢复至常规水平。

与此同时,得益于公司毛利率较高的炉渣配件业务及全负荷脱硝系统业务快速提升,公司毛利率及净利率持续稳步提升,2021 年公司毛利率及净利率分别达到 32%及 10%。

ROE 方面,公司 ROE 主要区间在 10%左右,2021 年 ROE 下滑主要由于公司 IPO 募集资金,尚未形成项目投产带来收益。

公司负债率持续降低,速动比率提升,偿债能力良好。

公司负债率从 2017 年的 60% 下滑至 2021 年的 46%,多年速动比率维持 1 以上,2021 年速动比率提升至 1.5,整体偿债能力良好。

收现比快速提升,经营活动现金流改善值得期待。

公司下游主要为电力行业,受结算方式及下游客户行业特点影响,公司应收账款的收款周期较长,公司历史经营活动现金流表现不尽人意,但 2022 年上半年公司收现比显著提升,公司未来经营活动现金流预计将迎来改善。

筹资及投资现金流方面整体较为平稳,2021 年波动较大主要受 IPO 上市募集资金及募投项目影响。

2. 火电投资有望加速,带动炉渣及烟气余热回收发展提速

公司传统主营产品为炉渣处理系统及烟气余热回收系统,主要下游客户为火电厂,因此其市场需求与火电投资密切相关。

2.1 炉渣整机受益火电投资加速,配件产品进口替代持续推进

火电在相当长的时间都将保持主导地位。从用电侧,多年来以煤电为绝对助力的火电支撑着全社会约 70%的用电量,从装机规模上,截止2021年底,我国火电上网装机规模为 1297GW,占总装机规模的 55%。尽管火电发电量及新增装机占比逐步下降,但鉴于丰富的煤炭资源和储能技术发展仍需时间,我国以煤电为主的电力能源消费、供给结构在相当长一段时间内不会改变。

图 10:我国历年各电源发电量占比

图 11:我国不同类型电力装机容量及占比(百万千瓦,%)

向清洁能源转型,十三五煤电建设明显放缓,2021 年煤电新增装机为 15 年最低记录。

减煤被视为我国能源绿色低碳转型的主要措施,2016 年国家能源局提出要“着力推进能源供给侧结构性改革,促进煤电行业科学、可持续发展”,同年发布《电力发展“十三五”规划》,提出煤电装机量由 2015 年底的 9 亿千瓦提高至 2020 年的 11 亿千瓦,年均增速4.1%。

2017 年 1 月,能源局同时向广东等 11 省(自治区)下发文件(《关于衔接广东省“十三五”煤电投产规模的函》等),暂停这些省已核准的新建、在建煤电项目。随后我国煤电建设明显放缓,2021 年煤电装机增量仅 2803 万千瓦,也是 15 年来最低记录。

供电紧张局面重现,煤电“托底保供”作用凸显,中央经济局会议明确要立足以煤为主的基本国情,十四五煤电投资有望提速。

鉴于煤炭在我国能源安全中发挥着主体作用,减煤速度过快、力度过大,将削弱煤炭对保障能源体系安全运转的“托底保供”作用。

2021 年下半年以来,我国多个省份重现供电紧张局面,采取“有序用电”“拉闸限电”等应急手段。如果煤电退出操之过急,今后更大范围、更深程度的缺电现象和电力价格波动可能会频频出现。

2021 年 12 月中央经济工作会议一改此前“严控煤电新增装机”表述,明确表示“要立足以煤为主的基本国情,抓好煤炭清洁高效利用,增加新能源消纳能力,推动煤炭和新能源优化组合”。

2022 年 3 月 22 日,召开煤炭清洁高效利用工作专题座谈会,会议要求坚持从国情实际出发推进煤炭清洁高效利用,切实发挥煤炭的兜底保障作用,确保国家能源电力安全保供。综上分析,我们预计十四五煤电投资有望提速。

2.1.1 公司炉渣系统兼顾干式及湿式,其鳞斗式干渣机国际领先

炉渣具有量大、分布广、温度高、成分复杂、污染物多等特点。炉渣也称炉底渣,是固体燃料在锅炉等燃烧设备的炉膛中燃烧后,从炉底排渣口排出的灰渣。

2019 年《全国大、中城市固体废物污染环境防治年报》中提到:2018 年重点调查工业企业的炉渣产生量为 3.10 亿吨,占一般固体废物产生量的 9.6%。炉渣产生量最大的行业是电力、热力生产和供应业、黑色金属冶炼和压延加工业、化学原料和化学制品制造业,其产量分别为 1.60 亿吨、7,261.20 万吨、3,761.40 万吨,合计占比接近 90%。

以火电厂燃煤锅炉产生的炉渣为例,炉渣排出时温度在 800℃~1,000℃,具有高温危害和余热利用价值,同时含有 20 多种对环境和人体健康有害的重金属、化合物、放射性物质,对环境和公众健康构成巨大威胁。

炉渣节能环保处理系统分为干式炉渣处理系统和湿式炉渣处理系统。

干式主要依靠冷却风,是未来炉渣系统发展方向。

干式炉渣处理系统是指依靠炉膛负压和风机,引入适量受控的冷却风对高温炉渣进行冷却的炉渣处理系统。其主要工作原理是:经过燃烧后的高温炉渣由炉底连续排出,通过渣井经关断门破碎后在干渣机的输送带上低速运动,在炉膛负压和风机作用下,受控的少量环境空气逆向进入干渣机内部与热渣进行热交换,使热渣在输送带上完成燃烧并冷却,经碎渣机再次细化破碎后进入渣仓中储存和定时卸料。

干式炉渣处理系统对高温煤渣进行冷却收集处理,减少有害物质的排放,同时实现炉渣余热回收利用,提高了锅炉热效率,具有节能减排的功能。

公司研发的鳞斗式干渣机为公司首创并独家生产,技术达到国际领先,克服了传统换热效率低的缺陷。

干式炉渣处理系统的核心设备分为网带式干渣机和鳞斗式干渣机两种类型,鳞斗式干渣机是以鳞斗为承载炉渣和换热的载体,以套筒模锻链为传动中心,具有同步自清扫输送带,采用穿透换热、量化控风技术的新一代干式排渣机。该装置在对炉渣进行收集、破碎、冷却、输送、存储的同时,实现节能降耗。

公司于 2012 年独立研发的鳞斗式干渣机属公司首创并独家生产,采用了自主研发的 “穿透换热技术”、“量化控风技术”、“分级冷却排渣系统技术”等多项核心技术,弥补了传统技术换热效率低的缺陷,显著提高了锅炉热效率,其技术及应用被评为国际领先。

该产品与网带式干渣机(意大利马尔加迪 1985 年研发)和链板式干渣机(英国克莱德1995 年研发)为目前国内干式炉渣处理系统中应用最普遍的干渣机设备之一,符合干式炉渣处理系统的发展趋势。

湿式为传统主流炉渣系统,主要依靠冷却水。

湿式炉渣处理系统是指依靠冷却水对高温炉渣进行冷却的炉渣环保处理系统。其主要工作原理是:经过燃烧后的高温炉渣由炉底连续排出,通过渣井和关断门后落到装满冷却水的刮板捞渣机槽体内,并经冷却、粒化后输送至渣仓中储存和定时卸料。刮板捞渣机为湿式炉渣处理系统的核心设备。

湿式炉渣处理系统采用公司自主研发的大渣分离破碎技术、机械密封内导轮技术、模锻链捞渣机技术、真空脱水技术、污水零溢流技术等核心技术,具有耗水少、废水再利用、适应能力强等特点。

图 15:湿式炉渣处理系统工艺图

研发核心模锻链配件,打破国外产品垄断,实现进口替代。

刮板捞渣机链条基本都采用圆环链,采用圆钢编制而成,两相邻链环为点状接触,承受负荷时接触点压强高,导致磨损较快。

公司于 2019 年独立研发的刮板捞渣机模锻链,采用新型链条输送结构,两相邻链环为圆弧面接触,大大增加了受力点的接触面积,使用寿命显著提高。模锻链技术解决了圆环链易磨损的问题,同时价格显著低于进口产品,有望打破国外产品在湿式炉渣处理系统输送链条的垄断地位。

2020 年 5 月 8 日,刮板捞渣机模锻链技术被电力规划设计总院组织的评审会评为国际先进技术,公司产品知名度得到进一步提升,从而推动进口替代。

公司产品的存量市场占有率达13%。

根据中国电力企业联合会数据,截至 2019 年底,全国火电装机容量 11.91 亿千瓦。

公司通过查阅国内各电厂火电发电机组相关资料,估算全国并网的存量火电机组数量为 3,100 余台,公司自成立以来在并网火电企业销售炉渣处理系统约 410 套,据此测算公司存量市场占有率约为 13%。

由于无法客观统计公司成立以来或报告期内火电企业炉渣处理系统市场总供应量,因此无法计算公司在增量市场的市场占有率。

2.1.2 公司炉渣整机稳步增长,配件产品进口替代加速

炉渣节能环保处理系统市场需求包括整机产品和配件,公司整机稳步增长,配件发展迅猛,伴随十四五期间火电投资有望加速,公司炉渣系统业务值得期待。

整机需求主要包括存量火电机组整体更新以及新建火电机组的需求。

炉渣整机一 般设计寿命为 15 年。2017-2020 年公司整机分别实现收入 19,386.75 万元、22,481.75 万元、21,717.70 万元和 23,345.14 万元,整体保持平稳。

配件需求来自于存量火电机组,更换需求旺盛。

受炉渣节能环保处理系统本身的复杂性及设备运行条件差等因素影响,系统部件特别是关键零部件如链条等磨损严重,需要进行定期更换,平均而言,链条等核心部件的使用寿命在2-4 年,上述关键零部件的价值占整机设备价值的比例较高,零部件的正常损耗与更换的市场也较为可观。

2017-2020 年公司配件业务分别实现收入 5,355.73 万元、9,043.65 万元、10,373.64 万元和 11,486.20 万元,增速较快,主要系公司自主研发的捞渣机模锻链实现了进口替代,同时公司加大市场推广,成为公司未来主要的业务增长点之一。

签订韩国 1.05 亿炉渣处理系统大单,未来国际业务持续开拓值得期待。

2022 年 5 月,公司公告与韩国某企业签订了灰渣处理系统买卖合同,合同金额:1590 万美元,约合人民币 1.05 亿元(含税)。

2.2 低温省煤器市场迎来止跌回升,存量替换+新建共同放量

2.2.1 低温烟气余热深度回收系统优势显著,荣获国家科技进步二等奖

锅炉面临热损失、腐蚀、积灰、磨损等问题。锅炉排放的烟气中含有大量粉尘、SOx、NOx 等有害物质,是造成大气污染的主要原因之一。

锅炉排放烟气温度约 140℃~160℃ 且体积流量大,有较高的余热利用价值。排烟热损失是锅炉最主要的热损失之一,降低排烟温度、回收烟气余热可有效提高锅炉热效率。但在烟气余热回收后的低温条件下,锅炉排出的烟气中含有的 SOx、NOx 等酸性气体与烟气中的水蒸汽会结合形成酸蒸汽,酸蒸汽在金属受热面表面冷凝出的酸液滴对受热面造成腐蚀,并进一步与烟气中的飞灰颗粒和金属受热面腐蚀剥落的铁锈结合引起积灰硬化堵塞烟道,造成锅炉负压维持困难,甚至可能导致炉内燃烧恶化或者无法运行。

公司低温省煤器优势显著,获评国家科学技术进步奖(二等奖)。

为解决锅炉热损失、腐蚀、积灰、磨损等问题,公司与西安交通大学联合研发了“气液固凝并吸收抑制低温腐蚀的烟气深度冷却技术”,并在此基础上研制出低温烟气余热深度回收系统,成功实现科技成果转化,并于 2017 年度被评为“国家科学技术进步奖(二等奖)”。

公司系统的核心设备为烟气深度冷却器(也称“低温省煤器”),是一种采用冷却工质对烟气进行深度冷却并吸收余热的热能转换装置。该装置的创新之处在于:利用烟气中飞灰所含大量的碱性灰尘,在烟气降温过程中凝并、吸收、脱除酸性物质和灰尘,从而避免低温环境下酸体与水蒸汽凝结形成酸蒸汽,实现了低温腐蚀的有效防控。

图 16:烟气余热回收利用示意图

该装置的节能环保优势包括:

1)突破烟气酸露点温度限制,实现烟气余热深度回收。

由于烟气中的酸性物质被碱性物质凝并、吸收,减少酸蒸汽的形成,该装置突破了烟气酸露点温度的限制,可深度降低锅炉排烟温度,将烟道中的烟气温度从 125℃ ~150℃降低到 85℃~100℃,深度回收烟气余热。

2)促进烟气中污染物的高效脱除。烟气降温过程中,酸性物质与烟气深度冷却过程中飞灰所含的碱性物质反应,酸性物质被飞灰凝并、吸收,并在除尘过程中脱除,降低了 SOx、汞及氟的排放。

3)实现低低温静电除尘。

4)减少脱硫工艺冷却水量。

脱硫过程中需要消耗大量的工艺水来冷却烟气温度至最佳脱硫工况,同时溶解石灰石。因此在进入脱硫塔之前降低烟气温度将大量减少工艺冷却水的需求量,具有明显的节水效果。

2.2.2 首批存量设备迎更换周期,叠加新建火电潮启动,市场止跌回升

过去五年低温烟气余热深度回收系统收入降低,主要原因包括:

1) 火电企业超低排放、节能改造基本完成,改造需求减少。

2014 年国家火电超低排放周期启动,国家出台多项对火电企业节能减排的政策,同时由于烟气余热回收能够为电厂带来显著的经济效益,火电企业改造积极性较高,纷纷加大烟气节能环保投入。

低温省煤器作为主流产品得到快速发展。

历经多年的大规模集中建设,节能改造已基本完成,改造市场需求减少。2017-2020 年,公司在电厂节能改造领域实现的营业收入分别为 18,695.08 万元、5,782.26 万元、6,706.42 万元、1,183.57 万,与市场需求的变化趋势保持一致。

2)新建火电市场总体保持平稳,但市场竞争激烈。

由于新增火电机组必须配备烟气余热回收系统,因此新建市场存在较为固定的市场需求。十三五期间,全国火电新增装机容量总体保持平稳,随着市场发展,众多企业开始进入烟气余热回收领域。

2017 年以前,公司也适度降低价格参与投标,2018 年开始火电企业为避免低价中标带来质 量问题,开始采用综合评标法的情况逐渐增多,公司也不再参与低价投标,但行业低价中标现象仍然明显,随后导致公司产品销售下滑。

2017-2020 年公司该产品营收分别为 22,500.21 万元、10,650.17 万元、4,988.65 万元、7,479.08 万元。

3)烟气余热回收存量替换及零配件替换需求较少。

与炉渣节能环保处理系统不同,烟气余热回收系统为主要由 ND 钢管组成的整体,配件更换需求量较少。另外,电厂烟气余热回收改造在我国发展时间较短,报告期内,尚未出现大规模更新的需求。

2014 年我国启动煤电节能减排改造,2021年基本完成。

2014 年 9 月,国家发改委、环境保护部、能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020 年)》,提出行动目标“全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于 300 克标准煤/千瓦时”。

2015 年 12 月,环境保护部等部门联合印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》,全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,提出“到 2020 年,全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放(即在基准氧含量 6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10 毫克/立方米、35 毫克/立方米、50 毫克/立方米)”、“全国新建燃煤发电 项目原则上要采用 60 万千瓦及以上超超临界机组,平均供电煤耗低于 300 克标准煤/千瓦 时,到 2020 年,现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于 310 克/千瓦时”。在上述政 策的推动下,燃煤电厂节能减排改造进入快车道。

截至 2021 年底,我国煤电装机达到 11.1 亿千瓦(占总发电装机容量的比重为 46.7%),其中已实现超低排放的煤电机组超过 10 亿千瓦、节能改造规模近 9 亿千瓦、灵活性改造规模超过 1 亿千瓦。

首批存量设备迎来更换周期,叠加火电新建市场有望提升,2021 年起公司低温省煤器市场首次回升。

自 2014 年我国节能改造及超低排放启动以来,低温省煤器等烟气余热回收设备在我国火电市场应用已近 10 年时间,早期投入的部分设备使用年限已达到或接近使用寿命(10 年),第一批烟气节能环保处理系统将迎来更新改造周期,得益于此,2021 年公司低温省煤器收入 1.05 亿元,为近 4 年来首次增长,未来伴随替换市场放量及新建火电需求拉升,公司低温省煤器业务有望持续加速增长。

此外,火电新建机组以大规模为主,业主对供应商要求较高,行业低价竞争格局得到改善,进一步推动公司业绩回升。

3. 火电灵活性改造提速,全负荷脱硝及蓄热设备迎来爆发

公司灵活性改造相关业务主要包括全负荷脱硝及清洁能源消纳系统。

3.1 火电灵活性改造成新能源发展刚需,行业发展启动加速

双碳推动我国风光等新能源快速发展,对电网系统带来挑战。随着“双碳”目标的推出,我国新能源发展步入加速通道。

截至 2021 年底,全国发电装机容量 23.76 亿千瓦,同比增长 7.9%。其中,风电装机 3.28 亿千瓦,同比增长 16.6%,太阳能发电装机 3.07 亿千瓦,同比增长 20.9%。2021 年 10 月国务院发布的《2030 年前碳达峰行动方案》提出到 2030 年,风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上,相比当前 6.35 亿千瓦接近翻倍。但新能源发电大比例接入,对电网系统的稳定带来挑战。

在时间上,风光发电受自然环境影响,发电波动性较大,且出力往往同用电负荷不匹配。

在空间上,风光装机主要分布在东北、华北北部和西北地区,与用电负荷较高的中东部地区存在空间上的不匹配,从而导致一些地区弃风弃光等问题日益突出。

灵活调节电源建设远不及新能源发展速度,新能源消纳问题日益凸显。

新能源消纳涉及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面,其中系统调峰能力与新能源发电特性直接相关,是解决新能源消纳问题的关键举措。系统调峰能力的建设包括抽水蓄能、电化学储能、火电灵活性改造等,其中抽水蓄能电站受站址资源和建设工期限制,气电受气源、气价约束,发展规模有限。现阶段储能技术受制于经济性、安全性,尚不具备大规模商业化应用条件。

火电灵活性改造为最快且成本最低的方式。

火电作为当前我国供电主体,2021 年装机容量占全国装机容量的 55%,体量巨大。与此同时,火电(主要为煤电)灵活性改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点,度电成本仅 0.05 元,远低于电化学储能(1.2 元)等其他调节手段。

对标发达国家调峰能力,我国煤电灵活性还有很大提升空间。

国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化,实现降低最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标,其中降低最小出力,即增加调峰能力是目前最主要的改造目标。目前我国纯凝机组调峰能力(最低运行负荷)普遍为 50%左右,热电机组为保证热负荷供应,供热期调峰能力仅为 60%左右(一般在 50%~70%)。与之对比,德国的纯凝机组最低运行负荷达到 25%,供热机组最低运行负荷达到 40%;丹麦火电机组基本以供热为主,供热期最低运行负荷可达 15%~20%。

我国煤电灵活性改造于十三五起步,十三五仅完成规划目标的 25%。

为了充分挖掘燃煤机组调峰潜力,国家能源局早在 2016 年便启动两批 22 个试点项目,选定 46 台、近 1700 万千瓦煤电机组,集中在消纳问题比较突出的辽宁、吉林、河北等省份先行示范。根据目标,灵活性改造完成后,热电机组将增加 20%额定容量的调峰能力,纯凝机组将增加 15%—20%额定容量的调峰能力。

根据《电力发展“十三五”规划》,十三五期间,我国将在 “三北”地区推行热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦,纯凝机组改造约 8200 万千瓦;其它地方纯凝机组改造约 450 万千瓦。改造完成后,将增加调峰能力 4600 万千瓦。

但国家 电网发布的《服务新能源发展报告 2020》显示,截至 2019 年底,我国累计推动完成煤电 灵活性改造约 5775 万千瓦,该数字仅为 2.2 亿千瓦改造目标的 25%左右。

东北地区灵活性改造较快,其余地区发展较慢,主要原因在于调峰服务补偿偏低。

据中电联统计,煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500—1500 元,加上后期运维、 煤耗等成本,若没有合理经济回报,电厂难以承担调峰损失。

截至 2019 年底,东北电网 88 家煤电厂中已有 42 家完成改造,东北之所以推得快,根本动力在于电厂可取得可观的经济回报。2015 年到 2019 年上半年累计补偿费用超过 80 亿元。

与之对比的是全国其他地区灵活性改造发展较慢,主要原因在于大部分地区为煤电提供的辅助调峰服务补偿偏低。由于各地区电力供需、电价情况均有不同,多地尚未建立起相应激励机制。

此外,按照“谁使用谁付费”原则,目前煤电调峰补偿主要来自风电,随着风电即将进入平价时代,其自身边际利润已经很低,风电分摊调峰成本压力也较大。电力市场化交易与辅助服务市场推进,将推动火电灵活性改造需求加速释放。

2021 年 7 月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》,明确在保持销售电价总水平 基本稳定的基础上,进一步完善目录分时电价机制,更好引导用户削峰填谷、改善电力供 需状况、促进新能源消纳。

2021 年 12 月国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》,扩大电力辅助服务新主体,丰富电力辅助服务新品种,完善用户分担共享新机制。

伴随峰谷电价的拉大以及辅助服务市场机制的成熟,火电灵活 改造等调峰方式商业模式将进一步清晰,相关主体投资意愿将不断增长。配置灵活性改造等储能将成为风光并网的最优先条件,山东政策将进一步显著加速灵活性改造。

2022 年 8 月,山东省印发《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法(试行)》征求意见稿,文件将风光项目分为保障性项目、市场化项目、就地消纳项目三大类,其中市场化项目将严格按照储能优先的原则,由高至低排序,即将储能容量配置比例作为风光项目并网的最优先条件,按照统一的排序规则依次保障并网,盘活消纳空间。

储能包括压缩空气储能、电化学储能、煤电灵活性改造、燃气机组以及可再生能源制氢项目在内,都可以按照一定的规则折算成储能容量(煤电机组以新增深调能力的 10%×8 小时折算储能容量),参与竞争排序。

十四五期间预计灵活性改造 2 亿千瓦,灵活性制造 1.5 亿千瓦。2021 年 11 月,国家发改委、能源局进一步发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》,明确十四五期间完成存量煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦,增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦,同时十四五期间,实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。

纯凝工况调峰能力的一般要求为最小发电出力达到 35%额定负荷,采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日 6h 最小发电出力达到 40%额定负荷的调峰能力,相比当前水平需提升 15-20%的调峰能力。火电灵活性改造包括锅炉侧、汽轮机侧、控制与监测三个方面。

1)锅炉侧。

重点解决燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄露、脱硝运行安全等问题。核心技术包括锅炉低负荷稳燃技术(保障锅炉燃烧稳定性)、宽负荷脱硝技术(保证 SCR 脱硝系统宽负荷运行)。

其中宽负荷脱硝技术主要为应对机组低负荷运行时,烟气温度降低带来催化剂活性降低、还原剂结晶、空预器腐蚀等问题。为了保证 SCR 脱硝系统宽负荷运行,主要技术路线有2 类:通过改造锅炉热力系统或烟气系统,提高低负荷阶段 SCR 反应器入口温度;选用宽温 催化剂,在常规 V-W-TiO2 催化剂基础上,通过添加其他元素改进催化剂性能,提高低温下催化剂活性。

2)汽轮机侧。

汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题。

主要技术包括汽轮机通流设计与末级叶片性能优化技术、供热机组热电解耦技术。其中热电解耦主要是为了应对热电联产机组调峰能力受到供热负荷制约的影响,采取的改造技术有:

切除低压缸供热,中压缸排汽绝大部分用于对外供热,仅保持少量的冷却蒸汽,使低压缸在高真空条件下“空转”运行;电热锅炉,在热源侧设置电热锅炉,主要包括直热式电热锅炉和 蓄热式电热锅炉,实现热电解耦;设置储热罐,作为电网负荷较低时机组供热抽汽的补充。

青达环保多个产品满足灵活性改造场景需求。

青达的全负荷脱销系统即为宽负荷脱硝技术主流解决方案,蓄热罐与电极锅炉为供热机组热电解耦技术主流解决方案之一。伴随更多的火电企业将参与灵活性改造及深度调峰,全负荷脱硝、电极锅炉、蓄热器等技术、产品的市场需求将逐步释放。

图 20:煤电升级改造主要路线

3.2 灵活性改造加速,推动公司全负荷脱硝业务迎来高速增长

传统 SCR 脱硝技术要求烟气温度在 300-420℃之间,无法满足调峰要求。为实现燃煤电厂超低排放的环保要求,大部分燃煤发电机组都使用 SCR(选择性催化还原法)烟气脱硝技术。SCR 系统的高效催化剂最佳运行烟温一般要求在 300℃~420℃之间,但目前多数火力发电厂都存在机组锅炉低负荷运行、脱硝入口烟温不达标的问题。

另外,未来火电机组承担电网深度调峰已成必然趋势,深度调峰时或锅炉启动过程中,脱硝入口烟温也达不到催化剂投运最低温度要求。烟温低于催化剂最佳运行温度时,会导致氨分子逃逸率增大,减少了与 NOx 的反应机率,脱硝效率下降,最终导致排放不达标。

同时,逃逸的氨分子与 SO3 和 H2O 发生化学反应生成硫酸铵或硫酸氢铵,生成物附着在催化剂表面,易引起积灰进而堵塞催化剂的通道和微孔,降低催化剂的活性和脱硝效率,生成物也会随烟气到达空预器位置,引起空预器的堵塞,造成后续引风机等设备出力增加,严重时会造成机组停运事故。

公司研发全负荷脱硝系统,实现低温脱硝,保障火电机组灵活性改造需求。

国内常用的全负荷脱硝技术主要有:省煤器外部烟气旁路技术及省煤器给水旁路技术。公司全负荷脱硝系统核心技术为水旁路技术,通过在省煤器(安装于锅炉尾部烟道下部用于回收所排烟的余热的一种装置,是将锅炉给水加热成汽包压力下的饱和水的受热面)进出口增加并行的旁路管道,部分水通过旁路管道流动,减少省煤器进水量,从而降低省煤器内工质从 烟气侧的吸热量,达到提高脱硝入口烟温的目的,最终实现火力发电机组灵活性调峰、锅炉低负荷脱硝。与同类技术对比,本技术不影响锅炉和其它锅炉辅助设备的性能和运行安全,占用空间小、结构简单、调节灵活、适应性广、智能性高,施工简单、产品多样性好、效果好,脱硝入口烟温升一般在 0℃-20℃之间。

公司全负荷脱硝技术优势显著,被中电联认定为国际领先。

公司自 2018 年即成功进入全负荷脱硝领域,是市场较早介入该领域的公司之一。

同时公司拥有 8 个软件著作权,用于电厂灵活性改造的自动控制,能够实现不同烟温、不同负荷下,自动调节控制系统的运行。

此外,全负荷脱硝领域涉及到锅炉本体的省煤器水旁路管路,资质门槛较高,除了上海电气等大型锅炉厂,一般小厂家难以参与,公司取得了我国锅炉设计和制造资质、压力容器的生产资质,取得了美国 ASME-S(锅炉制造)、ASME-U(压力容器制造)资质。

2022 年 4 月,公司公告控股子公司北京清远顺合环保科技有限公司收到 1 项中国电力企业联合会(即中电联)颁发的“基于水侧调控的火电厂全负荷脱硝技术开发与应用”的科学技术成果鉴定证书,该技术被评为国际领先水平。

灵活性改造迎来加速,预计十四五释放全负荷脱硝订单 75 亿元。

自 2016 年灵活性改造起步,截至 2019 年底,我国累计推动完成煤电灵活性改造约 5775 万千瓦。截至 2021 年底,我国煤电灵活性改造规模超过 1 亿千瓦。十四五期间,我国计划灵活性改造 2 亿千瓦,预计分别对应火电机组约 500 台,按照全负荷脱硝系统单价约为 1500 万/台测算,十四五期间全负荷脱硝系统市场空间约 75 亿元,每年约 15 亿元。

全负荷脱硝业务迎来高速增长,CAGR 达 117%。

公司是国内最早开展全负荷脱硝业务的公司之一,伴随灵活性改造自 2016 年启动,到逐步加速,公司全负荷脱硝业务也迎来高速发展,对应营收从2017 年的568 万元快速增长至2021 年的1.26 亿元,CAGR 达117%。

江苏省印发煤电机组脱硝改造工作方案,强化启停阶段管理,有望进一步推动公司水旁路全负荷脱硝发展。

2022 年 8 月,江苏省生态环境厅、省发改委印发《江苏省煤电机组深度脱硝改造工作方案的通知》。

文件提出,全省所有新(改、扩)建煤电机组应照自并网运行至解列期间全负荷、全时段氮氧化物稳定达标排放要求建设投运;在役煤电机组在确保全省电力可靠供应的基础上,结合“三改联动”工作进展,实施全负荷脱硝改造,强化机组启停阶段氮氧化物排放管理,实现机组自并网运行至解列期间氮氧化物稳定达标排放,最大程度缓解煤电机组深度调峰及启停过程中对环境质量的影响。由于水旁路工艺更适合实现全负荷脱硝,烟气旁路则不太适应启停期间的工况,因此江苏省政策有望进一步推动公司主导的水旁路全负荷脱硝工艺。

3.3 牵手丹麦公司,发展电极锅炉及蓄热器业务,助力清洁能源消纳

清洁能源消纳系统包括电极锅炉系统和蓄热器系统,二者既可单独使用,又可联合配置使用,将电能转换成热能存储和供给,以实现火力发电机组灵活性调峰、清洁供热、清洁能源消纳等用途。

代理丹麦电极锅炉,合作推广电极锅炉。

电极锅炉是一种利用水的高电阻特性,采用三相电极直接在锅炉内设定电导率的炉水中放电发热,使得电能以接近 100%的转换效率转换成热能,产生热水或蒸汽的装置。

2018 年 3 月,公司与丹麦一诺(Inopower A/S)签订《框架合作协议》,双方合作在中国境内销售电极锅炉,丹麦一诺负责提供电极组件等电极锅炉部件和控制系统,授权公司使用以销售和使用电极锅炉、电极、控制系统的设计为基础的知识产权并提供技术支持。

公司负责客户开发、电极锅炉配套系统的生产以及电极锅炉的安装。

蓄热器可以满足火力灵活性调峰、清洁能源消纳及清洁供热的节能环保需求。

蓄热器是利用水的蓄热能力蓄存热能的一种装置,其工作原理是基于不同温度下水密度的差异,在罐体容器中,密度不同的冷热水因重力影响而自然分层,热水在上,冷水在下,中间形成厚度 1 米左右的过渡层。

当热源产热量大于用户用热量时蓄热器蓄热,热水从上部布水器水管进入,冷水从下部布水器水管排出,过渡层向下移动;当热源产热量小于用户用热量时蓄热器放热,热水从上部布水器水管排出,冷水从下部布水器水管进入,过渡层向上移动。

蓄热器罐体中水的质量是保持恒定不变的,而储热量是变化的。蓄热器通过解决热能供需在时间和空间上的矛盾,来实现削峰填谷、蓄存热能的作用,以满足火力发电机组灵活性调峰、清洁能源消纳及清洁供热的节能环保需求。蓄热器能降低电厂投资,其投资远低于建设调峰热源,并可以最大限度发挥热电联产的优势,降低运营成本,具有很好的应用前景。

与丹麦公司合作,实现蓄热器项目经验积累,掌握核心技术。

2017 年公司承接“通辽第二发电有限责任公司火电厂深度调峰灵活技术应用(蓄热系统)项目蓄热水罐制作、安装”工程,该项目聘请丹麦安博(Ramboll Danmark A/S, Denmark)为公司提供技术支持和咨询服务。

通过该项目积累的经验,并凭借在其他产品领域积累的数值模拟技术,公司自主研发了蓄热器盘式布水器技术、平底承压蓄热器技术及蓄热器协同电力系统调频调峰等核心技术,其中蓄热器依靠盘式布水器均匀布水,结构和制造工艺简单,免维护,寿命长,保证过渡层厚度小于 1m;平底承压罐技术改变传统承压蓄热器罐底为压力容器封头的结构形式,采用锚固在承压蓄热罐基础底座上的平底形式,耗材少,占用空间小,施工难度低,成本小;能动与非能动安全技术保证蓄热器在设备故障或失电情况下的安全。

IPO 募投项目之一为蓄热器产品生产线建设项目。

2021 年 7 月公司科创板上市,IPO 募集资金主要用于底渣处理系统产品生产线技术改造项目及蓄热器产品生产线建设,其中蓄热器项目总投资 3,844 万元,建设期 24 个月。

项目建成后,将提高公司蓄热器产品的生产能力,快速打造公司在蓄热器市场中的竞争优势地位。热电解耦市场仍处于早期阶段,业务收入呈波动状态,未来伴随灵活性改造推动有望 加速。

清洁能源消纳系统包含电极锅炉系统和蓄热器系统,主要用于火力发电机组灵活性调峰、能源消纳及清洁供暖,主要客户为热电公司。作为公司研发推出的新产品,2017-2020 年分别实现营业收入 0.00 万元、5,390.36 万元和 2,277.88 万元、252.39 万元。

虽然产品市场拓展仍处于早期阶段,2018 年收入规模较大的主要原因为公司与国核电力规划设计研究院有限公司、河北中电科能供热有限公司签订的销售合同,合同金额累计达 4,990.20 万元。未来公司业务伴随灵活性改造推动而有望快速发展。

4 持续研发脱硫废水等新产品,不断开拓非电等新行业需求

4.1 持续研发,细颗粒物去除系统稳步发展细颗粒物对人体健康和大气环境治理影响更大。

细颗粒物是指直径小于等于 2.5 微米的颗粒物(即 PM2.5),其直径小,含有大量的有毒、有害物质,且在大气中的停留时间长、输送距离远,因而对人体健康和大气环境质量影响更大。烟气经过脱硝、除尘、脱硫后可去除大部分有害物质,但烟气当中不易去除的部分细颗粒物随烟气飘入大气,是产生雾霾的重要因素之一。

烟气中的细颗粒物包括:

①以固态形式存在的可过滤颗粒物;

②在烟气温度状态下,以气态形式排出,在烟羽稀释和冷却过程中凝结成粒子的可凝结颗粒物。

细颗粒物去除系统通过烟气冷凝,实现颗粒物去除,消除白烟。细颗粒物去除系统核心设备烟气冷凝装置,是一种采用冷却工质对烟气进行更深度冷却的热能转换装置,该装置可使烟气中几乎所有的酸蒸汽和部分水蒸汽发生相变冷凝析出(烟气深度冷却器只使烟气中的硫酸发生相变和飞灰中碱性物质发生凝并吸收)。

通过烟气冷凝装置将脱硫塔出口烟气温度降低,使烟气中的细颗粒物与水蒸汽凝结去除,实现环保排放的目的,冷凝水可循环利用;与烟气深度冷却器、烟气再热器联合配置还可去除有色烟羽和白色烟羽,减轻烟囱腐蚀。

细颗粒物去除系统为 2018 年自主研发推出的新产品,年度发展较为平稳。2017-2020年营业收入分别为 0/2235/2385/2082 万元。

4.2 脱硫废水获评国际先进,市场订单逐步突破

脱硫废水是电厂最难处理的末端高盐废水。燃煤发电会产生大量的含硫危害气体,烟气湿法脱硫工艺是燃煤电厂最常使用降低烟气污染的技术,脱硫效果显著,但湿法脱硫产生的废水会造成二次污染,须要进行特殊处理。

脱硫废水呈弱酸性,悬浮物含量高,含有大量的氯离子及钙镁等金属离子,同时脱硫废水中含有镉、汞、铬、铅、镍等微量的重金属离子,是火电厂最难处理的末端高盐废水。目前脱硫废水经过常规处理后,一般暂放在蓄水池,或者喷洒煤场。

煤场喷洒可实现安全和抑尘等目的,但废水用量小,且脱硫废水进入煤场,会增加后续锅炉尾部的腐蚀风险、脱硫废水中的钠盐在高温条件下容易炉内结焦、煤场地下水污染等风险。

图 23:脱硫废水处理系统实景图(左)及其浓缩减量阶段示意图(右)

公司采用浓缩减量+干燥固化技术路线,可实现零排放及资源化利用。

公司主要工艺路线为浓缩减量+干燥固化,将废水中清洁的水进行分离回用,废水中的石膏、粉尘、杂盐进行干燥固化,优势包括:

①脱硫废水无需加药软化。利用石膏晶种强吸附原理,结垢物质与晶种本身结构相同,晶种表面对结垢物质的亲和力大于管道对结垢物质的亲和力,脱硫废水中析出的硫酸钙分子优先附着在悬浮的硫酸钙晶体上,避免加药软化;

②实现冷凝水的可回用。在低温环境(60℃-80℃)下,喷淋脱硫废水与空气传质换热后,空气携带蒸发水分变为饱和湿空气,收集的冷凝液为洁净态水蒸汽。③通过高温烟气将浓缩液水分蒸干后,形成的 Cl-盐及重金属进入烟气,被后续除尘器捕捉进入飞灰系统。

公司产品被中电联认定为国际领先水平。2022 年 5 月,公司与华电科工合作的“以空气为载体基于余热蒸发浓缩高盐废水及零排放技术”收到中电联的科学技术成果鉴定证书,认为该项目成果整体达到国际领先水平。

本技术以低成本实现脱硫废水零排放协同烟气污染物控制,在高盐废水零排放领域具有重要的推广价值,为燃煤电厂末端高盐废水零排放提供了指导及技术支持。公司产品逐步取得市场突破。

2020 年公司脱硫废水环保处理系统取得突破,实现营收 1528 万元。2022 年 8 月,公司中标淮北申能发电有限公司脱硫废水浓缩减量工程,中标价 1658 万元。

4.3 非电行业节能环保改造需求快速释放,公司不断开拓

火电行业逐步完成超低排放,非电行业超低排放陆续启动。截至 2021 年底,我国煤电装机达到 11.1 亿千瓦,实现超低排放的煤电机组超过 10 亿千瓦、节能改造规模近 9 亿千瓦,基本完成超低排放改造。

除了火电行业,其他非电行业,例如钢铁、煤化工、电解铝、水泥等也存在高耗能、低能源利用率的问题,存在较大的余热回收、节能改造的需求。

从主要耗煤行业来看,电力行业全年耗煤 22.9 亿吨左右,钢铁行业耗煤 6.5 亿吨,建材行业耗煤 3.8 亿吨,化工行业耗煤 3 亿吨。

政策推动,“十四五”非电行业烟气治理需求加速释放。2019 年 4 月,生态环境部等五部委联合发布的《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》提出“到 2020 年底前,重点区域钢铁企业超低排放改造取得明显进展,力争 60%左右产能完成改造;到 2025 年底前,重点区域钢铁企业超低排放改造基本完成,全国力争 80%以上产能完成改造。”并要求有组织排放控制指标,其中主要污染源颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度小时均值分别不高于 10、50、200 毫克/立方米。

2019 年 7 月,生态环境部等四部委联合发布的《工业炉窑大气污染综合治理方案》提出“实现污染深度治理,推进工业炉窑全面达标排放。

重点区域钢铁、水泥、焦化、石化、化工、有色等行业,二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、挥 发性有机物(VOCs)排放全面执行大气污染物特别排放限值。”上述政策的出台意味着非电行业超低排放改造已正式开始。

目前,各地在充分借鉴电力行业超低排放改造技术成果和经验做法的基础上,正积极推进当地钢铁等非电行业的超低排放改造。非电行业的进一步开拓将成为公司未来发展的重要方向。

2018-2020 年公司非电市场的产品销售额分别为 11,965.82 万元、13,077.64 万元和 10,995.96 万元,占主营业务收入的比重分别为 20.45%、24.81%和 19.80%,随着非电行业超低排放及节能改造向纵深推进,公司产品未来在非电市场的表现可期。

5. 盈利预测及风险提示

5.1 盈利预测及投资评级

基于上述分析,我们对公司主要的业务预测如下:

1. 炉渣处理系统。

受益于煤电投资加速及零部件进口替代,同时考虑 2022 年新增 1.05 亿韩国订单将在 2023 年确认收入,我们预计 2022-2024 年公司炉渣处理系统收入增速分别为 6%、31%、30%。毛利率方面,考虑市场相对竞争格局相对稳定,预计维持 32%不变。

2. 低温烟气余热回收系统(低温省煤器)。

受益于存量市场迎来更换潮及新建煤电市场投资加速,我们预计 2022-2024 年公司低温省煤器业务将持续回升态势,对应收入增速分别为 20%、25%、30%。毛利率方面,受益竞争格局改善,参照 2021 年毛利率表现,预计维持 28%不变。

3. 全负荷脱硝业务。受益于灵活性改造加速释放,考虑市场空间(15 亿元/年)及公司技术市占率,我们预计2022-2024 年全负荷脱硝业务收入增速分别为 55%、90%、85%,毛利率方面,参照历史毛利率表现,同时考虑该项业务的资质及技术壁垒,我们预计维持34%不变。

综上,我们预计公司 2022-2024 年归母净利润分别为 0.71/0.93/1.38 亿元,CAGR 为 40%,当前市值对应估值为 33/25/17 倍。

我们选取同样受益于火电基建加速及灵活性改造的力源科技、龙净环保及西子洁能为可比公司,其中力源科技为火电装备凝结水处理系统龙头,龙净环保为火电厂烟气处理龙头,西子洁能为余热锅炉龙头,同时积极开拓火电灵活性改造市场。参照可比公司 PE 水平,我们给予公司2022 年40 倍 PE估值,目标市值28 亿元,相比最新收盘市值涨幅空间21%。

龙净环保 ST 原因备注:龙净环保2021年度财务报表被容诚会计师事务所出具了保留意见的审计报告,内部控制审计报告被事务所出具了否定意见的审计报告,主要原因为公司关联方存在资金占用事项。

公司原控股股东采取对外转让持有的龙净环保上市公司股份的方式清偿占用资金及利息。

2022 年 5 月,公司原控股股东龙净实业投资集团有限公司及其一致行动人与紫金矿业集团股份有限公司签订控制权转让协议,将合计持有的占公司总股本 15.02%股份转让紫金矿业。

5.2 风险提示

火电新建投资强度不及预期。

尽管相当长时间火电都将在我国能源发挥兜底保障作用,但碳中和仍旧是我国庄严承诺目标,与此同时,如果“市场煤、计划电”矛盾加剧也可能降低企业建设热情,因此火电新建投资强度存在不及预期风险。

火电灵活性改造进展不及预期。

尽管 2021 年国家已经出台《全国煤电机组改造升级实施方案》,明确推动煤电行业实施降耗改造、供热改造、灵活性改造制造“三改联动”,山东省等地方政府也出台了风光并网绑定煤电灵活性改造等政策,但如果其余省市政策力度不及预期,省内灵活性改造、低负荷电价政策支持力度不够,火电灵活性改造进度可能存在不及预期风险。

市场竞争加剧。

伴随市场热度提升,煤电相关设备订单放量,必然会重新吸引各类企 业加入市场竞争,进而存在市场竞争加剧风险。

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生物燃料颗粒生产机器全套

随着人们对环保和可再生能源的重视,生物质燃料的需求不断增加。

而生物燃料颗粒是其中的一种重要形式,它可以作为替代传统燃料的能源并且对环境友好。

因此,生物燃料颗粒生产机器的需求也在逐渐增加。

生物燃料颗粒生产机器是一种全自动化设备,它可以将生物质原料转化成颗粒状的生物燃料。

该机器一般由颗粒机、干燥机、冷却机、输送机、除尘系统、电控系统等组成,各部分之间协同作用,完成整个生产过程。

首先,生物质原料经过破碎处理后,通过输送机送入颗粒机。

颗粒机是生物燃料颗粒生产机器的部分,它能将生物质原料压缩成小颗粒,直径一般在6mm到8mm之间。

颗粒机的压力和温度都是可以调节的,以适应不同种类的生物质原料。

颗粒机的压缩过程还需要一定的润滑剂,这里通常使用植物油或者动物油。

接下来,通过输送机将颗粒状的生物燃料送入干燥机。

干燥机主要作用是将颗粒状的生物燃料中的水分蒸发掉,使其含水量降至10%以下。

干燥机还可以调节温度和湿度,以生物燃料的干燥程度。

然后,干燥后的生物燃料颗粒需要通过冷却机进行冷却处理。

冷却机可以将颗粒状的生物燃料降温至室温,以避免其在储存和运输过程中再次吸收潮气。

同时,冷却机还可以将燃料颗粒的硬度增加,提高其物理强度。

,生物燃料颗粒需要通过输送机送入除尘系统,以去除其中的灰尘和杂质,生物燃料颗粒的质量。

除尘系统通常使用旋风除尘器或者滤袋除尘器。

以上就是生物燃料颗粒生产机器的主要组成部分。

在实际应用中,还需要根据不同的生产要求进行合理的组合。

例如,可以根据需要增加贮料斗、自动送料机、电脑控制系统等辅助设备,以增强生产效率和生产效果。

总之,生物燃料颗粒生产机器是一种高效、环保的生产设备,广泛应用于生物质能源的生产领域。

随着对可再生能源的需求不断增加,生物燃料颗粒生产机器的市场前景也越来越广阔。