洁净煤技术现状及发展趋势

中国洁净煤技术的现状及发展思路摘 要：煤炭是我国主要一次性能源。我国终端能源消费中煤炭比例过大是造成污染严重的主要原因，煤炭消费应转向以煤电为主。对煤炭开发利用中产生的污染应实现全过程控制。提高商品煤质量是从源头上减少燃煤污染的有效措施；提高燃烧效率是解决燃煤污染的核心；减排SO2是重点当前要解决的问题；增加煤炭就地转化的比例是从根本上减少污染和解决能源安全的途径。关键词：节能减排；电力工业；政策：洁净煤技引言 随着我国国民经济的迅猛发展,环境也面临着前所未有的挑战。如何保证社会的可持续发展,在“十一五”规划中已经明确提出了要在此期间实现单位国内生产总值能耗降低20%左右,主要污染物排放总量减少10%的节能减排目标,这是面对不断加剧的环境恶化这一现实的危机决定。电力行业作为耗能与排污的重点领域,当然面临巨大的环保压力,其转换效率的高低和污染控制的好坏,对资源和环境都产生重要影响,它在节能减排上的成效直接关系到节能减排目标的实现。而绿色电力产业的实现,无疑需要国家政策法规的支持。近几年,我国相继制订了一系列政策,其中包括发展可再生能源等电力规划政策、“上大压小”等电力产业政策、节能调度等电力运行政策、燃煤电厂二氧化硫减排政策、差别电价政策等,这些措施在很大程度上有效促进了节能减排工作的进展,取得了明显成效。一、对中国未来能源环境问题的几点看法 1.中国一次性能源以煤为主的格局短时期内难以改变，未来能源环境问题突出，发展洁净煤技术是现实选择。 2.我国的终端能源消费中煤炭占的比例过大，解决能源环境问题重点放在改善能源的终端消费结构，煤炭消费要实现向以煤电为主格局的转变 3.中国人均能源资源严重不足（煤炭为世界人均的1/2,石油仅为1/10）， 提高能源利用效率始终应作为解决能源和环境问题的首选方案 ，从而介绍洁净煤技术在我国的发展现状和发展思路很有必要。二、洁净煤技术若干领域的发展动态（一）选煤技术 发展煤炭洗选，提高商品煤质量是从源头上减少污染的有效措施。我国1997年原煤入选率25.73。煤炭洗选的重点已由炼焦煤转为动力煤，由过去单纯的注重降灰转为降灰与脱硫并举及回收洗矸中的黄铁矿。小直径重介质旋流器分选工艺和设备，对细粒煤泥能同时实现降灰、脱硫，在分选0.50.04mm级煤泥时，无机硫脱硫率为67.9070.30%。采用12m2大型风力干法选煤机的150万吨/年选煤厂已投入生产。该厂吨煤投资4.25元，吨煤加工成本2.15元，分选效率90，外排尘(50mg/m3)符合环境要求。解决煤炭深度降灰脱硫难题的一些新技术，如大直径三产品无压给料重介质旋流器、各种形式的微泡浮选相继研究成功、投入生产。但我国选煤技术总体上与国际先进水平比有相当大的差距，一是原煤人选比例低（我国为25.7，发达国家在90以上）；二是先进的选煤工艺占比例低（如重介选，我国仅为23，发达国家在60以上）精煤质量差；三是平均厂型小，自动化程度低，设备可靠性差，生产工效低。（二）水煤浆技术 水煤浆代油在白杨河发电厂经过2000小时的试运行，在全烧水煤浆条件下，燃烧效率98%，锅炉效率89%，锅炉负荷在40100范围内均能稳定燃烧，与燃烧重油有相同的效果。矿区煤泥制浆燃烧取得进展。采用高灰（灰分4143）煤泥制浆，供10t/h链条炉燃用。累计运行2008小时，锅炉热效率由单纯层燃洗中块煤的53.99%提高到掺烧煤泥浆后的68，燃烧效率由63.7%提高到79.01%。（三）循环流化床（CFBC） 国外CFBC技术在向大型化发展。目前单机容量最大的CFBC锅炉（250MW，蒸发量700吨/时）电站已在法国投入运行，锅炉效率90.5，脱硫率93，Nox排放低于250mg/Nm3 我国现已具备设计制造75t/h循环流化床锅炉的能力；自行开发的220t/hCFB锅炉示范工程和引进410t/h循环床锅炉工程在进行。CFB的设计基础研究方面也取得了一些进展，完成了循环床专用设计软件；125MW再热炉型的工程设计研究和新型75 t/h和130 t/h循环流化床锅炉的研究设计工作。（四）整体煤气化联合循环（IGCC） 煤气化联合循环发电（IGCC）是目前世界发达国家大力开发的一项高效、低污染清洁煤发电技术，它不仅能满足日趋严格的环保要求，而且发电效率可达45以上，极有可能成为21世纪主要的洁净煤发电方式之一。 美国IGCC示范工程取得重大进展，Wabash River电厂煤气化电厂改造项目，系统供电能力262MW，设计供电效率38，脱硫效率98。项目于1998年11月完成商业化示范运行。Tampa电力公司IGCC电厂，系统供电能力250MW，设计供电效率40，脱硫效率96，预计2001年10月完成商业化示范运行。Pinon Pine IGCC发电项目，系统供电能力99MW，设计供电效率40.7，预计2000年7月完成商业化示范运行。我国IGCC关键技术研究已启动，包括IGCC工艺、煤气化、煤气净化、燃气轮机和余热系统方面的关键技术。拟在烟台电厂建1GW示范电站。 （五）煤炭气化 煤气化技术是重要的能源转化技术，广泛用于化工、冶金、机械、建材、民用燃气等方面，目前全国每年气化用煤量约6000万吨。我国引进了一些先进的大型煤气化技术都在运行中。我国的中小型气化以块煤固定床气化技术为主，技术水平落后、效率低、污染重，急需技术改造。引进的一些较先进的气化技术在稳定操作运行、技术设备国产化、经济投入及运行效益方面也存在不少问题，因此需要发展具有中国知识产权、适合国情、高效洁净的现代气化技术。地下气化技术应用于煤矿残煤气化的试验取得了一定的进展。（六）煤炭液化 煤炭液化是重要的煤转化技术。由中德、中日、中美合作的三个煤直接液化工业示范项目可行性研究在进行中，中德合作采用云南先锋褐煤在德国DMT公司的工艺开发装备上进行了的工业条件试验和最佳工艺条件运转试验，液化油收率达到53；对中国固定床加氢催化剂进行了条件试验，结果表明该催化剂适用于德国IGOR工艺；示范厂可研报告已经完成。在日本1t/d装置进行了中国依兰煤、中国西林硫铁矿催化剂、日本合成硫化铁催化剂的直接液化条件试验，油收率为5257。中美合作的中国神华煤直接液化可行性研究项目完成第一阶段工作，在美国HTI公司连续小试装置上对神华柠条塔煤进行了6个条件的试验，使用HTI的技术和GelCat催化剂，油收率达6368；（七）烟气净化技术 目前，世界上运行着500座以上的烟气脱硫装置。而其中90以上（按机组容量计）为湿法脱硫工艺。半干法旋转喷雾法、炉内喷吸收剂增湿活化脱硫工艺在欧洲应用较多。流化床燃烧技术在燃烧过程中有效控制SO2、NOx的生成，日益受到重视。日本开展利用表面热处理后的活性炭纤维（ACF）对烟道气进行脱硫、脱氮的试验研究，取得了很好效果。利用ACF净化烟道气的技术属于半干式氧化型，其优点是：脱硫、脱氮反应在常温下进行，副产的硫酸、硫酸盐及硝酸、硝酸盐等可以获得连续回收。该燃煤锅炉烟气脱硫、脱氮技术不仅具有较高的脱硫、脱氮性能，且用水量少，所需设备简单，目前正在进行实用化研究。 随着我国大气污染日益加剧，烟气净化技术进一步受到社会各方面的重视。“中日合作电子束烟气脱硫示范工程”，已累计运行2400小时，1998年5月28日通过国家竣工验收鉴定。该示范工程处理成都电厂200MW机组锅炉的30万m3/h烟气，是目前世界上已投入运行的处理烟气量最大的电子束脱硫装置。其脱硫率及脱硝率均超过80及10的设计值，各项运行消耗指标均低于设计值。此外，引进芬兰IVO公司炉内喷钙和增湿活化联合工艺和日本日立公司的高速平流式湿法工艺正在进行。国际上已有的脱硫效率高的成熟技术，引进后对我们积累设备设计、运行和管理经验是有用的,但国外技术和设备价格昂贵，应结合我国经济能力，开发和推广适合我国国情的技术与工艺。 国内烟气净化技术基础研究和中小锅炉烟气净化技术也取得一定进展。为提高脱硫剂的脱硫效率，在Ca（OH）2中加入易潮解盐和碱或用燃烧飞灰和Ca（OH）2的水合物作吸着剂；或用活性焦或活性炭作吸附剂，在实验室研究中都取得一定成果。适合中小型锅炉的网膜塔除尘脱硫系统、双击式除尘脱硫工艺等也取得了初步成效（八）粉煤灰综合利用 我国粉煤灰研究和利用的重点是大用量方向，例如掺于混凝土中，建桥、建坝、高层建筑底板、核发电站的安全壳等，正在建设中的三峡工程预计用粉煤灰量达133.8万吨。更大量的利用在于修筑高等级公路，该技术已成熟，推广于沪宁、京深及京冀公路建设。粉煤灰还用于矿区回填、农业上改良土壤。预计到2000年我国粉煤灰的排放量将达到1.6亿吨，在粉煤灰利用上必须加大力度、扩大利用面、增加利用量、提高利用率。（九）煤层气的开发利用 煤层气勘探开发取得了明显进展，1998年在山西沁水盆地和东北鹤岗地区共钻煤层气井11口,在屯留-003井、屯留-006井和屯留-007井获得了日产7000m3、10000m3和16000m3以上工业煤层气流，初步控制含气面积约550平方公里。勘探成果表明,该地区具备了形成大型煤层气田的地质条件。在晋南完成了3口井，晋试1井获得了单井日产7000m3的产量。“中国煤层气资源评价项目”的研究工作正在实施之中，已初步完成了六盘水、大华北、东北三江和辽中四个区块的研究工作，项目研究总报告预计1999年完成。与美国德士古（TEXCO）、菲利普斯（PHILLIPS）和阿科（ARCO）等三家石油公司共同进行淮北、临兴、三交、三交北和石楼等五个地区煤层气勘探开发的合作项目在进行。五个合作区总面积为11216.8km2，预测煤层气资源量6535亿m3。现已完成9口煤层气井的钻探，取得了较好的煤层气资料。三、电力工业节能减排政策性分析目前节能减排取得的成效主要得益于国家相关政策能够得到有效的执行。为达到这一目的,“十一五”规划纲要将节能减排指标列为具有法律约束力的指标,并通过责任制将指标纳入考核各级政府政绩和企业经营效果的否决性条件。同时,通过完善和配套一系列的法规、政策、规划、标准,把节能减排指标量化为可以操作的各种措施,采取了中央政府和地方政府直接与电力企业签订了“十一五”二氧化硫总量削减目标责任书、节能目标责任书、“十一五”上大压小节能减排关停目标责任书等方式。极大加快了电力行业的节能减排,使资源节约和环境保护工作取得了前所未有的进展。以山西省为例,作为煤炭产出第一大省,火力发电的重点省,在电力产业快速发展过程中存在小火电机组比重大的问题,为实现“十一五”期间关停267万千瓦小火电机组的目标, 2007年5月省经委出台了山西省关停小火电机组实施方案。方案中提出本着节能、环保、经济的原则实行差别电量政策。依据发电机组的能耗、水耗、环保等指标排序,优先调度高效清洁机组和可再生能源机组发电,限制能耗高、污染重的机组发电,并逐年减少未关停小火电机组的发电量。从2007年二季度开始改年度下达发电量调控目标为季度发电量调控目标,根据发电机组运行状况进行适时调控,进一步限制能耗高、污染重的机组发电。具体办法包括:按单机容量确定发电机组的基准利用小时数;以上一个季度全省平均供电煤耗和分机组的供电煤耗为基础,实行奖优罚劣;在基准利用小时数的基础上,脱硫机组增加50小时,空冷机组增加100小时;在电力市场供不应求时,按照机组供电煤耗先低后高的原则,增加相应机组的发电小时数;在电力市场供大于求时,优先对小火电机组进行调峰,按照机组供电煤耗先高后低的原则,减少相应机组的发电小时数等等。这些措施都有效地推进了全省节能减排的工作。2008年山西平均供电煤耗349克/千瓦时,比上年的365克/千瓦时降低了16克/千瓦时。虽然数值还稍稍高于全国同年的平均供电煤耗,但煤耗同比降低44个百分点,大于全国平均降幅。同时,污染物排放量逐年下降, 2008年二氧化硫排放量13084万吨,又比上年多减排565%。四、洁净煤技术优先发展领域的建议（一）当前中国发展洁净煤技术重点要解决的三个问题 1提高燃烧效率是解决中国煤炭利用效率低下，减少温室气体排放的关键，目前我国每年动力用煤占煤炭消费总量的85%以上。主要用户是： 电站锅炉 （1995年末，我国有电站锅炉4609台，43万蒸t，全部为蒸汽锅炉；年用煤488Mt）；工业锅炉 （1995年末中国有49.9万台工业锅炉，119.8万蒸t，平均单机容量2.4t。工业锅炉以层燃为主，年用煤约350Mt，燃烧效率比国外先进水平低15-20%）；工业窑炉（1995年我国有工业窑炉16万台，年用煤23.8Mt，设备技术普遍比较陈旧，污染严重）；民用（我国民用、商业及其他用煤165.2Mt，其中民用135.5Mt。烧散煤平均热效率仅15%，改烧型煤并采用新型高效炉具热效率可达60%以上）。 2. 全过程脱硫，减排SO2是中国洁净煤技术重点要解决的问题。每年排向大气的SO280以上来自燃煤；酸雨分布区已占到国土面积的40。减少SO2排放是实现高效低污染燃煤的主要目标。中国煤炭中形态硫组成以黄铁矿硫为主，通过洗选可以清除煤中5070的黄铁矿硫。初步测算，通过大力发展洗选，2000年SO2减排量2.7Mt,2010年5.4Mt,2050年8.6Mt。 燃烧中固硫主要是两种途径，一是燃烧加固硫的型煤或配煤，一般可减少SO2排放40-60%；二是采用CFB锅炉实现炉内脱硫，脱硫率可达80-90%，烟气净化脱硫关键是降低费用，国内外均围绕这个目标开展了大量的研究开发工作。 3. 洁净煤技术要为解决能源安全，改善能源的终端消费结构做贡献。总的方针是增大煤炭就地转化的比例，包括采用先进的燃烧发电技术，大力发展坑口电厂。矿区电厂应考虑消费约占原煤产量1020%的低热值燃料(10003000Kcal/Kg)问题。主要是发展75220t/h中小规模的CFBC锅炉，从技术上要针对矸石、煤泥的特点，重点解决磨损、高温下气固分离和煤泥制浆及给料方式等问题；改进煤炭气化技术，如粉煤气化(加压、常压)；水煤浆气化；CFB气化；型煤富氧气化等，逐步取代目前落后的气化技术。我国褐煤、长焰煤等年轻煤资源约占探明煤炭资源的52%，低温热解等年轻煤提质工艺在中国有很好的市场前景。 实现煤炭直接液化的商业规模示范，拟利用国外技术和资金，分两阶段实现商业化示范厂建设；中国煤与油的价格比有利于煤炭液化发展，但液化成本要大体与石油相当才有市场竞争力。水煤浆代油燃烧，我国现有170万t水煤浆生产能力，要充分发挥现有的生产能力，就地解决稳定燃烧问题；技术上要开发廉价添加剂，向水煤浆制浆-管道输送-发电一体化的方向发展；要发展高灰煤泥制浆等。 煤层气开发利用，据测算中国煤层气资源总量在35万亿m3，主要赋存矿区在额尔多斯、华北、东北、吐哈、两淮、川南黔北和六盘水等处。（二）优先发展领域的建议 1提高商品煤质量，从源头上减少污染。包括大力发展动力煤洗选，固硫型煤，添加固硫剂的配煤等；应制定商品煤上市的标准和相应的奖惩法规。 2发展高效洁净燃烧技术，包括循环流化床锅炉，高效低污染的中小锅炉和燃煤系统，水煤浆制备与燃烧技术装备等；制定技术引导和淘汰落后工艺、设施的法规。 3实用的消烟除尘技术和脱硫脱硝技术，包括消除空气中飘尘和黑烟的技术，脱除SO2和Nox的低成本的实用技术，适用于中小锅炉的烟气净化技术等。同时对涉及能源安全和跟踪世界能源科技新发展的领域，如先进的煤炭气化技术，煤炭液化技术，IGCC，PFBC，燃料电池、煤层气，先进的煤炭洗选技术等应组织开发和示范。（三）正确处理节能与减排的关系,实现经济效益与环境效益双赢随着对污染物控制要求的加强,电力企业的发电成本进一步增加。污染治理设施的投入和运行增加了发电的边际成本,目前电厂污染治理技术路线选择过于单一,工艺设计粗放。一味追求高效率,不是根据标准、煤质、场地、副产品综合利用等电厂实际情况优选处理工艺,不仅造成了浪费,也影响了循环经济型技术、自主知识产权技术的应用。电力企业在制定节能减排方案时,应正确处理依法达标与成本控制之间的关系,正确处理节能与减排的关系,正确处理节能减排与资源节约之间的关系,加强污染治理设施管理、优化污染治理设施的设计和运行,实现节能减排与经济效益双赢。（四）降低单位发电量用水,实现废水零排放节水也是节能中重要一环,随着水资源的日益匮乏,近年来,各电力企业加大了节水力度, ,越来越多的电厂采用空冷技术,采用城市再生水作为循环水,通过水务管理实现废水回用,单位发电耗水量有所降低、废水重复利用率有所提高,但重视尚不够。各地在实行节能调度或者差别电量时,一般只是以单位供电煤耗率、脱硫情况等作为考核指标,并没有把单位发电耗水量、废水重复利用率作为硬性指标。可以考虑以各地平均发电水耗和分机组的发电水耗为