洁净煤技术
一、洁净煤技术照亮煤炭应用前景
1、 洁净煤的定义及发展的必要性 1）、 洁净煤的定义
洁净煤(CleanCoal)一词是20世纪80年代初期美国和加拿大关于解决两国边境酸雨问题谈判的特使德鲁·刘易斯(Drew Lewis，美国)和威廉姆·戴维斯(WilliamDavis)，加拿大)提出的。洁净煤技术英文是Clean Coal Technology，简称CCT，其含义是：旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转化和污染控制等新技术的总称。当前已成为世界各国解决环境问题主导技术之一，也是高技术国际竞争的一个重要领域。
由于中国煤炭开采和利用的特点决定，中国洁净煤技术领域与国外洁净煤技术领域重点放在燃烧发电技术上有所不同，含盖从煤炭开采到利用全过程，是煤炭开发和利用中旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转化和污染控制等新技术的总称。
2）、洁净煤技术照亮煤炭应用前景
煤炭目前约占全球能源消费量的四分之一，是仅次于石油的第二大能源，也是成本最低的发电原料之一。从目前的发展趋势上，由于石油在地球上的储量，远远不如煤炭的储量大，世界利用石油的时间不会太长，煤炭在20年内或更短的时间内，成为第一能源。但由于煤炭的开采和燃烧煤炭会造成严重的环境及污染问题，煤炭的形象不佳，其生产在近期会受到许多方面的限制。为此，发达国家在近年来加快了洁净煤技术的开发和应用步伐，使煤炭的开采和利用前景变得亮丽起来。
洁净煤技术是指新一代的煤炭开采和利用方法，它能够大大降低开采带来的环境问题和废气以及其他污染物的排放量，从而将大幅度提高煤炭的经济效益和煤炭在环保方面的可接受性。世界能源委员会的一份最新研究报告认为，对于主要煤炭消费国来说，今后几十年内，从煤炭中提取的合成气体、液体和氢将是重要的长期能源供应来源。该项研究的负责人比基预测，到2030年，全球约72％的发电将使用洁净煤技术。
美国是煤炭生产和消费大国，其一半以上的电力来自煤炭发电。因此，美国政府高度重视洁净煤技术的开发和应用。布什政府上台后即承诺在10年内拨款20亿美元用于推动洁净煤技术的发展。为此，布什政府制定了“美国洁净煤发电计划”，其目的是到2018年，使燃煤发电厂排放的硫、氮和汞减少近70％。去年3月份，美国能源部已选定8个项目作为该计划的支持对象。
据英国最新一期《石油经济学家》杂志报道，目前西方大能源公司最感兴趣的是煤炭气化技术。煤炭气化技术是将煤炭转化为清洁的燃气，再用于发电和其他用途。美国一位工程咨询专家认为，煤炭气化技术特别是“集成气化联合循环”（IGCC）技术今后肯定会在美国得到广泛应用。“集成气化联合循环”技术是把煤炭转化为燃气并经过去污设备过滤后再使用，从而提高燃气的能效并减少氮氧化物、二氧化硫和汞的排放量。目前美国已有7个大规模的煤炭气化项目在运营之中。美国康菲石油公司和另一家公司最近宣布将投资12亿美元在明尼苏达州建造一座531兆瓦、使用“集成气化联合循环”技术的发电厂。有专家认为，“集成气化联合循环”技术与其他洁净煤技术相比至少有4方面的优势：一是这是一项成熟的技术；二是这是最清洁、产生污染最少的煤炭处理技术；三是具有成本
1
竞争力；四是这是最容易获得的控制煤炭污染排放的技术。与其他煤转电技术相比，“集成气化联合循环”技术还可以少用40％的水。据国际能源机构提供的统计数据，截至2003年底，全球已发现的煤炭储量达几万亿吨，其中亚太和北美地区分别占29.7％和26.2％。按照目前的消费预测，美国的煤炭储量可供其使用225年。由于洁净煤技术的发展以及全球可能进入油价长期维持高位的时代，煤炭的应用受到更多的重视。统计显示，过去12个月中，北美地区宣布的新建燃煤发电厂数目超过前12年的总和。
2、我国煤炭工业洁净煤技术发展的现状及方向
煤炭的洁净开采是指旨在对土地、空气不产生重大危害，能够对地下的资源充分开采并称之为“绿色开采” 技术。目前，此项技术还未有确切的定义和有关内容，仅仅对煤层气的开采、煤炭的地下气化加以肯定。而煤炭的加工技术是洁净煤技术的另一个方面，主要包括选煤、型煤、水煤浆等技术，这些技术相对比较成熟，适合中国的国情，是中国发展洁净煤技术的重点。因此，在《中国洁净煤技术九五计划和2010年发展规划纲要》中，选煤和型煤被列为我国洁净煤技术的首选项目。与此同时，国家经贸委也在积极推进洗选煤在各个行业特别是电力行业的应用，这无疑将推动煤炭加工的发展步伐。
中国是世界上最大的煤炭生产和消费国，煤炭大量开采和低效利用带来了严重的环境污染，造成的经济损失高达几千亿元。对此，1995年国务院专门成立了国家洁净煤推广应用领导小组，批准了洁净煤技术的2010年发展规划。目前，中国已成为了世界上最大的洁净煤市场。
1）、煤炭行业洁净煤技术发展的现状
如前所述，在国务院批准的《中国洁净煤技术九五计划和２０１０年发展规划》中，选煤和型煤被列为我国洁净煤技术的首选项目，而国家经贸委目前也在积极推进洗选煤在各个行业特别是电力行业的应用，这为加工和使用洗选煤提出了更高的要求。 目前，煤炭洗选加工在技术上已经较为成熟，发展的重点已由过去炼焦煤转为动力煤，由过去单纯注重降灰转为降灰与脱硫并举以及回收洗矸中的黄铁矿。在产量上，也由1995年的1.9亿吨增至2.8亿吨，提高了47.3％。尽管如此，目前中国原煤入洗比例还是很低，仅为35％左右，在主要产煤国中是最低的，这为煤炭行业的洗选煤加工技术及水平的发展带来了较大的空间。
但是，我们也应清醒地看到，在洗选技术日趋成熟的今天，煤炭的洗选加工仍面临着诸如实际入洗比例不高、选煤厂利用率低等许多新情况、新问题。在实际应用中也只有少数几个电厂在使用，市场推广举步维艰。
造成洗选煤市场化推广难的主要障碍不外乎这样几点，一是认识上的原因。二是历史的原因。三是体制不顺、行业分割，不利于洗选煤的发展。四是较为敏感的价格问题。五是没有与之配套的政策法规。《纲要》中，被列为我国洁净煤技术的首选项目还有型煤。型煤的节能、环保、经济性和技术成熟性，早已被国内外所公认。至1996年底，我国生活用煤约1.44亿吨。煤炭占全部生活用能的58.1％。为克服传统蜂窝煤的缺点，我国已开发出可用纯烟煤或烟煤与无烟煤的混料为原料的上燃式烟煤蜂窝煤及其炉具技术。烟煤蜂窝煤开发成功，彻底解决了困惑业界多年的难题，使我国的型煤技术向前跨越了一大步。工业型煤的种类有很多种，化肥、冶金等行业用无烟煤块供不应求，因此，工业型煤市场需求量大，具有广阔的发展前景。
在油价不断攀升的今天，为解决以煤代油的世界范围内替代能源技术的开发，将磨得极细的固体煤与水混合而成的水煤浆技术早已成熟，并已完全具有竞争性。目前，水煤浆技术的发展以加快工业推广应用为主，如白杨河电厂5万千瓦机组水煤浆改造工程、北京
2
造纸厂热电联供煤代油改造工程等，这些工程全部建成后，总能力为65万吨，代油规模30万吨。
尽管水煤浆技术已经成熟，示范工程不断推出，但其发展并不快，行家们认为，在目前条件下，制约其发展的关键在于运输和产量两个方面，如能解决好上述问题，必将使水煤浆技术的发展更上一层楼。
2）、煤炭行业洁净煤技术发展的方向
《纲要》中明确界定，中国洁净煤技术包括4个领域，14项技术。如煤炭加工，它包括选煤、型煤、水煤浆、煤炭的气化液化和控制污染技术。在这些技术中，各个行业要根据自身的特点选择不同的侧重点，确定各自的发展方向。
煤炭洗选加工技术是洁净煤技术发展的源头技术，是提高煤炭质量的有效技术。根据预测，到2010年，中国将使总入洗原煤量达到8.08亿吨，入洗比例提高到40％以上。选煤技术的未来发展重点将是脱硫和排矸并举，提高选煤厂的自动化水平，发展深度降灰脱硫技术及适用于缺水地区的干法或省水选煤技术。工业型煤今后的发展重点是，到2010年，约需增加能力6000万吨，技术上以发展高固硫率工业燃料型煤和气化型煤为主。 由于水煤浆技术的稳定性和流动性，它将成为煤代油最理想的煤炭产品，商业化的潜在市场极大。另外，随着水煤浆技术的进一步发展，节能和环保要求的日益增强，相当部分烧煤工业锅炉和窑炉将向水煤浆的方向发展。
煤炭行业洁净煤技术在走过短短几年的发展路程后，技术市场已然形成。但由于现行体制的羁绊，使其在发展过程中还存在着多头管理无序竞争的问题，这需要政府加大培育步伐，使市场机制融入国家洁净煤发展的大环境下，并与产业结构调整，经济总体发展相结合，从经济、资源、环境等多方面着眼，建立起完整的洁净煤发展思路和体系，推动它的全面发展。
3、我国洁净煤发电技术的进展和前瞻
从20世纪80年代开始，我国的洁净煤发电技术就跟踪世界先进水平，已经取得不小的成绩。目前正在进行的几项洁净煤发电技术示范工程，就是为了发展有自主知识产权的洁净煤技术。
根据国务院批准的洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要，“九五”期间，我国重点对循环流化床（CFBC）、增压流化床（PFBC）和整体煤气化联合循环（IGCC）等几种洁净煤技术引进和国产化方面进行了示范。1995年，原电力部将洁净煤发电工程列为跨世纪的科技导向工程，在国家有关部委支持下，目前，这些工程已进入全面实施阶段。
1）、洁净煤发电的进展
煤炭在一次能源结构中的主导地位，决定了电力生产中以煤电为主的格局长期不会改变。今后，一些燃煤电厂的发展将会受到环境保护要求的制约，这为洁净煤发电技术奠定了重要的发展推广基础。
我国早在20世纪80年代初就开始研究IGCC技术，1994年又在亚行的资助下与国外的研究机构共同对其进行了技术论证，并购买了IGCC的关键程序，确定在山东烟台建设一座30万千瓦或40万千瓦等级的示范电站，国家计委1999年9月已正式批准立项，明确了采用技贸结合的方式引进设备装置。
PFBC技术在中国发展的现状较为缓慢，其发展主要为四个阶段：一是于20世纪80年代初建设了1.5万千瓦的PFBC试验台，主要是从事原理性的研究；二是建设１台中间试验机组，主要是针对某些关键部件取得设计和运行的经验；三是拟在江苏贾汪电厂上马
3
1台10万千瓦PFBC机组，通过技贸结合的方式全部引进其系统设计技术和设备制造技术，经过消化吸收实现国产化；四是建设更高效率的PFBC示范机组，作为推广运用备选机型。 国际上最大的CFBC机组--四川白马电厂30万千瓦机组建设项目，已于1999年3月得到国家计委批复。经过技术论证分析，CFBC技术相对成本低、技术简单、易于国产化，是最符合当前我国国情的洁净煤发电技术。
2）、制约洁净煤发电发展的瓶颈
由于我国目前仍然没有能力自主设计和制造洁净煤发电机组，多数设备需要引进，这使我国洁净煤发电技术的快速推进存在不少问题。国电公司科技环保部有关人士在接受记者采访时指出，当前制约洁净煤发电技术发展的瓶颈，首先是技术上的风险较大。现在建设的三个示范工程，都是世界上容量最大的机组之一，在技术上还存在许多不完善之处，这可能会造成建设和试生产的周期拉长，影响投资效益。其次是我国机械制造能力还有待进一步提高。洁净煤发电机组对设备的制造水平要求极高，特别是IGCC机组必须采用的燃气轮机的设计和工艺水平。我国与世界先进水平的差距很大，这些技术上的落后和差距严重阻碍了洁净煤发电技术的推广和产业化的发展。再次是自主开发和创新能力不足。
3）、政策扶持是发展前提和保证
今后的若干年，是洁净煤发电技术发展的重要阶段，政策是推动洁净煤发电技术发展的杠杆。2001年7月，国家计委下发了关于洁净煤发电示范工程项目实行优惠政策的通知。王俊在解释制定该通知的背景时说：“电力行业进行洁净煤示范工程是能源政策以及产业结构调整的需要，也是电力企业政企分开的需要。在通知中，我们给予了示范工程在设备、技术引进上享受进口关税和进口环节增值税的优惠政策，在投产后按可用率进行发电调度，规定了示范项目在排放指标上的优势，这些政策都是要保证并相对提高示范工程的竞争力和经济性，推动洁净煤发电技术在中国的前进步伐”。据王俊介绍，在三个示范项目进行当中，还会陆续批复一些示范工程的后续工程，希望增加产量化，以此来突出其工艺的先进性，扩大其工艺的市场化。
从远期看，中国的燃煤发电仍占相当大的比重，洁净煤发电是一项长期的战略任务，此外，环境保护对电力发展的要求，都使洁净煤发电技术具有广阔的发展前景和空间。2000～2010年是洁净煤发电技术的主要发展阶段，电力行业要利用当前电力供需矛盾缓和的有利时机，加快洁净煤发展的步伐。王俊说：“今后，国家计委和国电公司将积极推动30万千瓦CFBC机组的建设，发展10万千瓦等级的CFBC机组，使它用于老电厂的改造；做好PFBC机组的试验工作，跟踪国际大型化和第二代PFBC的发展；做好烟台IGCC的示范工作，研究其技术经济性，为进一步推广打好基础”。
二、烟气净化技术
1、脱硫技术的分类
工业发展对环境的影响分三类：全球污染（CO2温室效应）、越境污染（SO2、NOx产生的酸雨）和当地污染（排烟中粉尘及灰、渣、废水污染），其中大部分与燃煤排放烟气有关。因此，净化烟气成为世界上燃煤电厂的热门话题。脱硫技术有煤燃烧前，中、后脱硫三种类型。
1）、燃煤脱硫降灰（燃烧前脱硫）
1994年，我国煤炭消费量1288．7 Mt，2010年预计将分别达到2700 Mt。我国煤炭
4
平均含灰量28％～29％，最大的超过50％。含硫量大于2％的占18.7％，最高者为5％～6％。煤质差而预加工能力低，1995年原煤入选率仅为24％，从而造成大量的无效运输，加剧了设备磨损，污染了环境。可以用限产高硫煤或煤炭预处理方法减少SO2，排放。洗选煤、型煤、煤的气化、煤的液化及水煤浆等都是煤炭预处理的几种方法。
入选1亿吨原煤，可减少排放SO2 150～200万吨，而成本仅为湿法脱硫的1／10。应当根据用户的需求，用筛分、摇床法、跳汰法或浮选法等逐步实现煤炭分类加工，做到产销对路，其重点应放在筛去矸石、洗选除去黄铁矿；开发超净煤技术研究，即用制取9～14μm超细煤粒的方法，得到灰份小于2％、水份小于10％～12％的超净煤；目前还在开发摩擦电选干法脱硫降灰技术的研究。首先使细煤粉（如<70μm）通过摩擦器，由于粒子之间和粒子与摩擦器器壁之间相互碰撞摩擦，使有机质和无机质带异性电荷，再通过高压静电场时，产生二者的分离，达到脱硫除灰的效果，可使灰份降到8％以下，除去黄铁矿55％～85％。
型煤是一种或数种煤，与一定比例的粘结剂、脱硫剂等经过配制、混合、加工成一定形状、有一定强度的煤制品。型煤有固硫、节能和环保作用。我国工业锅炉50万台，年耗煤4亿吨，如其中25％改烧型煤，则可减少SO2排放100万吨。
水煤浆是由一定粒度分布的细煤粉、水（二者比例约7：3）和少量的保证流动性的分散剂(0.5％～1％)和少量稳定剂（0.02％～0.10％）掺混而成的均匀浆状混合物。
水煤浆可以象重油一样储存、输送和燃烧。为满足以煤代油的目的，制作水煤浆通常选用灰份少于10％、硫份小于0.5％的高挥发份（25％～30％）优质煤。在制浆过程中有浮选工艺，可除去50％的灰和40％以上的黄铁矿，如另掺石灰石，可在燃烧中脱硫50％～80％。
煤炭的液化、气化是富煤贫油国家多用的，用以把“肮脏”燃料变成“清洁”燃料的方法。煤炭的液化比气化的化学变化少，制得液体燃料能量密度高，输送与储存方便。煤的液化工艺就是增加H/C比的过程。凡煤中含碳量80％一85％，H/C原子比大于0.8、灰份小9％的洗精煤或原煤，都具有较好的液化性。直接液化过程是加氢溶解和催化氢化。通过氢化，增加煤中含氢量，除去灰份，减少煤中硫、氧、氮。间接液化是把煤制成合成煤气后再液化。我国褐煤资源丰富而集中，其灰份大发热量不高，应大力研究褐煤液化，制取汽油、柴油等。
2）、炉内清洁燃烧
采用炉内喷入石灰石、尾部增湿活化法（LIFAC），当Ca/S=1.5时，可达70％的脱硫率。
采用石灰石注入、分段燃烧法（LIMB），当Ca/S=2时，脱硫率可达50％，并可降低NOx。
炉内脱硝：采用分级燃烧、低温燃烧、低温NOx燃烧器（船体、浓淡、可调浓淡燃烧器）、烟气再循环等，都可达到降低NOx排放的目的。低温燃烧可使锅炉出口NOx排放减到150～220 mg/kg（O2=5％），浓淡燃烧可减少NOx排放30％～60％ ；炉内脱硝还有选择性催化还原法（SCR），由于造价高，只应用排放要求十分严格的场合。
3）、燃烧后烟气脱硫（FGD)
自1973年日本开发应用湿法脱硫以来，到1990年各国投运的该装置达360套，环保专家预测：“在未来的十年内，仍将由湿式石灰石--石膏法占领90%以上的脱硫市场”。但湿式FGD造价相当于火电厂造价的20％，且运行费用也高，因而研制适合我国国情的、造价低的FGD装置是当务之急。海水脱硫对海边电厂也是有希望的一种方法，在印尼、
5
洁净煤技术
