中矿大能源与环境课件03洁净煤技术与应用

第三章洁净煤技术与应用第一节洁净煤技术及领域

一、洁净煤技术的提出洁净煤技术是煤炭开发利用中减少污染和提高效率的煤炭加工、转化、燃烧和污染控制等新技术。1、20世纪80年代中期，美国率先提出洁净煤技术：环境控制技术（NOx、SO2排放控制系统），先进燃煤发电技术（IGCC、CFBC和先进燃烧与热机系统），煤炭加工成洁净能源技术，工业应用技术2、欧共体国家紧跟着推出未来能源计划，研究开发的洁净煤技术有：煤气化联合循环发电（IGCC）煤和生物质及废弃物联合气化（或燃烧）循环流化燃烧（CFBC）固体燃料气化与燃料电池联合循环技术等。

3、中国洁净煤技术领域

1997年国家发展计划委员会发文以国务院批准的《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》中指出，洁净煤技术主要是包括：煤炭洗选、加工、转化、先进燃烧技术、烟气净化等方面的十四项技术，如下表：

第二节煤炭洗选加工技术一、煤炭洗选技术煤炭洗选又称选煤，是利用煤和杂质（矸石）的物理、化学性质的差异，通过物理、化学或微生物分选的方法使煤和杂质有效分离，并加工成质量均匀、用途不同的煤炭产品。按照选项煤方法的不同，可分为物理选煤、物理化学选煤、化学选煤及微生物选煤等。

1、物理选煤是根据煤炭和杂质的物理性质（粒度、密度、硬度、磁性及电性等）的差异进行分选，主要的物理分选方法有：（1）重力选煤，包括跳汰选煤、重介质选煤、斜槽选煤、摇床选煤、风力选煤等；（2）电磁选，利用煤和杂质的电磁性能差异进行分选，这种方法在选煤实际应用中没有应用。

2、物理化学选煤—浮游选煤（简称浮选），是依据矿物表面物理化学性质的差异进行分选。目前使用的浮选设备很多，主要包括机械搅拌式浮选和无机械搅拌式浮选两种。3、化学选煤是借助化学反应使煤中有用成分富集，除去杂质和有害成分的工艺过程。目前在实验室常用的化学脱硫方法，可分为碱处理、氧化法和溶剂萃取法等。

4、微生物选煤是用某些自养性和异养性微生物，直接或间接地利用其代谢产物从煤中溶浸硫，达到脱硫的目的。

选煤流程图煤炭洗选有以下作用：（1）提高煤炭质量，减少燃煤污染物排放

（2）提高煤炭利用效率，节约能源

（3）优化产品结构，提高产品竞争力

（4）减少运力浪费

二、动力配煤技术

在现有条件下，要提高锅炉热效率，保证锅炉正常高效运行，就要使燃煤特性与锅炉设计参数匹配，煤质过高或过低都难以达到最佳效果。动力配煤技术是以煤化学、煤的燃烧动力学和煤质测试等学科和技术为基础，将不同类别、不同质量的单种煤通过筛选、破碎，按不同的比例混合和配入添加剂等过程，提供可满足不同燃煤设备要求的煤炭产品的一种成本较低、易工业化实施的技术。

动力配煤技术的作用和意义（1）在满足燃煤设备对煤质要求的前提下，可最大限度利用低值煤，或充分利用当地现有煤炭资源；（2）保证燃烧特性与用煤设备的设计参数相匹配，提高设备热效率，节约煤炭；（3）通过“均质化”来保证燃煤质量的稳定，保证用煤设备正常、高效运行；（4）按不同地区对大气环境、水质的要求，将不同品质的煤相互配合，可以调节煤中硫分及氮、氯、砷、氟等有害元素含量，减少SO2，NOx及有害元素的排放，最大限度地满足环境保护要求。

三、型煤技术

型煤是用一种或数种煤粉与一定比例的黏结剂或固硫剂在一定的压力下加工形成的，具有一定形状和一定物理化学性能的煤炭产品。型煤是适合中国国情的、应该鼓励推广应用的洁净煤技术之一。

四、水煤浆技术(一）水煤浆技术及特点

水煤浆技术是20世纪70年代世界范围内的石油危机中产生的一种以煤代油的煤炭利用新方式：将煤炭、水、部分添加剂加入磨机中，经磨碎后成为一种类似石油一样的可以流动的煤基流体燃料。技术特点：（1）具有较好的流动性和稳定性，可以像石油产品一样储存、运输，同时不会造成污染。（2）并且具有不易燃、不污染的优良特性，是目前比较经济和实际的清洁煤代油燃料。（3）由于水煤浆是采用洗精煤制备，其灰分、硫分较低。（4）在燃烧过程中，水分的存在可以降低燃烧火焰中心的温度，抑制氮氧化物的产生量。水煤浆技术的应用局限性：1、适宜制水煤浆的煤种为中等变质程度煤，褐煤和无烟煤成浆性差，有的煤不适宜制浆；2、受水煤浆稳定性和运输价格的影响，水煤浆有合理的运输半径，一般为100~300km；3、原设计为燃油的锅炉，由于炉膛较小，改烧水煤浆后，依锅炉类型不同负荷将下降20%左右；4、水煤浆价格高于煤粉，在场地、经济条件允许的情况下，企业应比较燃油改烧水煤浆与直接改为燃煤的经济及环境效果；5、水煤浆技术的推广受国内外石油价格的影响，若石油价格低，水煤浆技术有可能失去市场竞争力。

第三节洁净燃烧与发电技术煤炭洁净燃烧技术即在煤的燃烧过程中提高效率、减少污染物排放的技术，包括：超临界发电技术循环流化床锅炉（CFB）燃烧发电技术增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）发电技术整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术、低NOx燃烧等洁净发电技术工业锅炉高效燃烧技术。

一、超临界发电技术根据进入汽轮机高压缸的主蒸汽的热力状态不同，锅炉包括“亚临界”和“超临界”两种。水蒸气的临界点参数：22.1Mpa（绝对压力）、374℃。超临界机组运行的压力和温度都高于亚临界机组，因此超临界机组具有较高的效率。超临界锅炉常常又称直流式锅炉。超临界机组的高温高压管道和汽缸都比亚临界机组的厚一些或更高强度材料制成。

目前常规电厂最常采用的是亚临界锅炉,

主蒸汽压力最高为18MPa,最低为3.5MPa。给水温度为177~230℃。锅炉出口蒸汽温度为455℃，在过热器中加热到565℃，目前最高可加热到600℃。一般常规亚临界机组（蒸汽压力和温度为17MPa，538℃/538℃）的净效率为37%~38%。

超临界锅炉的高压蒸汽压力最低为23MPa，最高压力为35MPa。给水和锅炉出口蒸汽温度与亚临界锅炉基本相同。一般超临界机组（24MPa，538℃/538℃）的净效率约为40%~41%，煤耗率比亚临界锅炉要低4%左右。如果超临界机组的蒸汽温度和压力能提高到31MPa，600℃/600℃/600℃（需要进行二次再热），它的效率能进一步提高，煤耗率要比常规亚临界机组低8%。

超超临界（USC）技术是将蒸汽温度和压力提高到超过570℃。目前前正在研究开发两次再热锅炉，使其蒸汽运行压力和温度达到35MPa，650℃/650℃/650℃。超超临界机组的净效率一般可达到44%~45%，比常规亚临界机组高出11%左右，比目前安装在OECE国家的最先进的超临界机组的热效率高出3%~4%。

国外超临界发电技术发展现状

（1）超临界机组超临界机组已开发40余年，目前，全世界已投入运行的超临界及以上的参数的发电机组有600多台，其中美国有170多台，日本和欧洲各约60台，俄罗斯及原东欧国家280余台，最大的单机容量为1300MW，最高蒸汽参数36MPa，650℃/650℃。

20世纪80年代开始，美国几乎停止了超临界的发展。20世纪90年代新建机组容量多在700~800MW。1992年底又投运了1台1300MW燃煤机组，参数为24.1MPa，538℃/538℃，机组的可用率达到92%以上。（2）超超临界机组随着超临界机组技术的日趋完善，国外20世纪末把目标又定在效率更高的超超临界技术开发应用上，超超临界机组以及与之匹配的新一代污染控制技术正在商业化。日本、德国和丹麦等欧洲国家发展处于领先地位。世界范围内属于超超临界参数的机组大约有60余台。

国内超临界发电技术发展现状中国已有多台300MW、500MW及600MW、800MW、900MW超临界机组投入运行，都是进口机组。进行过多次600MW超临界机组方案设计，已具备自制条件，但至今没有实践机会，没有生产过一台国产品牌的超临界机组。到2001年底全国有超临界机组7800MW，约占火电机组的3%，加上在建容量约占火电机组容量不到5%。国家发展计划委员会已确定河南沁北电厂作为超临界机组国产化的依托重点建设工程，完成600MW

超临界机组及成套设备的设计与制造。

目前国内与国外的主要差距如下：（1）国内超临界技术处于起步阶段，但尚无实践经验，急需迈出关键性的一步。（2）辅机、特别是阀门还是薄弱环节。（3）耐高温合金材料是制约超临界和超超临界机组发展的主要因素，在炉膛、过热器和再热器出口及汽轮机高压缸和中压缸的第一级材料目前还需依靠进口。（4）自动化系统与装置的国产化率需要进一步提高。

二、循环流化床锅炉

1．循环流化床锅炉燃烧技术的原理及特点

（1）低温燃烧：不需要任何脱氮措施。可实现燃烧过程直接脱硫脱硫率可达85%以上。（2）燃烧稳定，燃料适应性广。（3）燃烧强度高，燃烧效率高。循环流化床强化了炉内的传热和传质过程，延长了颗粒的停留和反应时间，其热效率比一般煤粉炉高5%左右。（4）负荷调节范围大，低负荷可降到30%左右。调节速度每分钟可达5%~10%。（5）灰渣活性好。可直接用于城建中的建材，如铺路材料、制砖和水泥掺合料。因此，不需要占用宝贵的土地资源来建储灰的灰厂。2、循环流化床锅炉的应用与早期发展1921年12月德国人温克勒（FrizWinkler）发明了第一台流化床。1938年12月麻省理工学院刘易斯、吉里兰发明了快速流化床。1920～1950年鼓泡流化床锅炉占主要地位。1979年芬兰奥斯隆（Ahlstrom）公司生产了20t/h的循环流化床锅炉。1982年德国鲁奇公司第一台50t/h商用循环流化床锅炉投入运行。（商业化开始的标志）1995年，250MW循环流化床锅炉（700t/h、16.3MPa、565/565℃）在法国投运。（大型化标志）四川白马循环流化床示范电站是从国外引进大型循环流化床锅炉设计制造技术和一台300兆瓦循环流化床锅炉设备的大型洁净煤发电示范工程。投资16.5亿元的该项目是国家鼓励发展的节能环保性发电示范项目，始建于2003年5月。目前电站工程已进入单体调试阶段，预计2005年11月并网发电。

在技术上，循环流化床燃烧已形成以下成熟技术：鲁奇公司为代表的绝热旋风筒带有外置换热床的循环流化床技术；以德国B＆W公司为代表的采用塔式布置中温旋风分离循环流化床技术；以原芬兰Alhstrom公司为代表的燃烧室内布置翼形受热面的高温绝热旋风分离的循环流化床技术；以美国FW公司为代表的带有Intrex的汽冷旋风分离循环流化床技术。20世纪

90年代中期，前

Alhstrom公司开发出的方型分离紧凑式循环流化床技术。美国巴威循环流化床

锅炉芬兰奥斯隆循环流化床德国鲁齐循环流化床锅炉3、国内循环流化床锅炉技术基本紧跟国际发展前沿的技术。目前存在的主要技术问题1)磨损问题2）炉内脱硫应用问题3）制造方面的问题4）系统配套和优化问题：如需要研究煤种与锅炉设计的关系，锅炉大型化的设计方法与准则等。还需要研究中国劣质煤和难燃煤质的循环流化床燃烧技术。5)大型化遭遇到的难题锅炉大型化后出现燃烧、流动、传热及系统部件性能与系统集成等问题，如CFBC锅炉的炉膛、旋风分离器、外置床热交换器等结构问题，密相两相流动机理和燃烧机理问题，中温燃烧释热和换热机理统一模型表达问题，脱硫过程的气固反应、气体扩散和固体流动及燃烧扩散问题，炉膛三维尺度放大对工作过程影响问题等。三、增压流化床燃烧联合循环发电

1、概述增压流化床锅炉燃烧（PFBC）技术原理：从PFBC燃烧室（也就是PFBC锅炉）出来的增压烟气，经过高温除尘后，可进入燃气轮机膨胀做功。通过燃气/蒸汽联合循环发电，发电效率得到提高，目前可比相同蒸汽参数的单蒸汽循环发电提高3％～4％。根据流化床的工作流速不同，又可分为增压鼓泡流化床锅炉（PBFB）和增压循环流化床锅炉（PCFB）两种类型。ABBP200型

PFBC－CC电站系统（第一代增压鼓泡流化床）

1一燃烧室；2一压力壳体；3一燃气轮机；4一给煤；5一灰排放；6一旋风分离器；7一发电机；8一省煤器；9一蒸汽轮机；10一冷凝器

第一代PFBC－CC发电系统的最大弱点：流化床内燃烧温度在900℃左右，从根本上限制了燃气透平的进口温度，使燃气循环效率不能进一步提高，以至发电效率难以超过42％。(过高的温度使煤的燃烧过程易引起结渣，也可使流化床内脱硫过程的效率下降)第二代PFBC－CC系统PFBC-CC发电技术是一项正在发展中的技术，尚存在一些技术难点，如高性能的高温烟气除尘器。第一代技术在燃气轮机的磨损、腐蚀、沉积的防护、处理技术、固体处理技术的长期可靠性、负荷调节控制技术等方面，也还存在一些技术障碍。

四、整体煤气化联合循环发电

整体煤气化联合循环

（IGCC-IntegratedGasificationCombinedCycle）发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，第一部分为煤的气化与净化部分，主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置）；

第二部分为燃气-蒸汽联合循环发电部分。

整体煤气化联合循环系统

优点：

GCC发电的净效率可达43％～45％；污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10；脱硫效率可达99％，SO2排放在25mg/m3

左右，NOx排放只有常规电站的15％～20％耗水只有常规电站的1/2～1/3，有利于环境保护。

问题：近30年来，世界上单纯发电的IGCC电站进展缓慢，只达到商业规模示范，还未商业化推广应用。其原因主要在于IGCC系统和设备复杂，技术经济指标的先进性还待提高，煤的气化、净化以及高温燃气轮机等技术难度大

五、低NOx燃烧技术氮氧化物的主要来源之一是煤炭燃烧，不仅危害动、植物的生长和健康，而且会形成光化学烟雾和酸雨，危害环境。大气中氮氧化物的含量已逐渐引起了各国的关注，许多国家制订了非常严格的氮氧化物排放法规。

国内外研究控制常规燃煤电厂NOx排放技术已有多年，目前开发出的技术大致可分为两大类：一类是尾部加装烟气脱氨装置，其优点是可将其排放降至200mg/m3以下，但初投资高、运行费用昂贵，只在德国、日本等少数工业化国家得到应用。另一类是通过燃烧技术的改进降低NOx排放量，这种措施相对简单，投资、运行费用低，是当前采用最广泛的经济有效措施，也是各工业国下大力气不断完善的措施。

1、氮氧化物分类：（1）热力型Nox：由燃烧空气中游离的氮和氧在高温下反应形成

特点:燃烧温度越高，燃烧范围内氧浓度越高，在高温范围内燃烧气化滞留时间越长，产生的NOx越多

（2）燃料型NOx：煤炭挥发分中的有机氮化物氧化形成

特点：与燃料种类有关2、低NOx燃烧技术

（1）低过量空气燃烧

（2）空气分级燃烧

绝大多数大型锅炉采用这种方法，基本原理是将燃料的燃烧过程分阶段完成。在第一阶段，将从主燃烧器供入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的70％～75％（相当于理论空气量的80％），使燃料先在缺氧的富燃料燃烧条件下燃烧，降低了燃烧区内的燃烧速度和温度。不但延迟了燃烧过程，而且在还原性气氛中降低了生成NOx的反应率，抑制了NOx在燃烧中的生成量。

第二阶段：将完全燃烧所需的其余空气通过布置在主燃烧器上方的专门空气喷口（火上风喷口）送入炉膛，与第一级燃烧所产生的烟气混合，在α＞1的条件下完成全部燃烧过程。

（3）燃料分级燃烧（再燃技术）在燃烧中已生成的NO遇到CH4和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm时，会发生NO的还原反应，反应式为：

4NO十

CH4→2N2十CO2十2H2O2NO十2CnHm＋（m/2十

2n-1）O2→N2十

2nCO2十mH2O2NO十2CO→N2十2CO22NO＋2C→N2＋2CO2NO十2H2→N2十2H2O

将80％～85％的燃料（称为一次燃料）送入第一级燃烧区，在α＞1条件下，燃烧并生成

NOx。其余15％～20％的燃料（二次燃料，或称再燃燃料）则在主燃烧器的上部送入二级燃烧区（又称再燃区），

在α＜1的条件下形成很强的还原性气氛，使得在一级燃烧区中生成的NOx在二级燃烧区内被还原成氮分子，抑制新的NOx生成，使NOx的排放浓度进一步降低。采用燃烧分级一般可降低40％～50％的NOx。

（4）烟气再循环

烟气再循环法是目前使用较多的低NOx燃烧技术。它是在锅炉的空气预热器前抽取一部分低温烟气，直接送入炉内，或与一次风或二次风混合后送入炉内，这样做不但可降低燃烧温度，而且也可降低氧气浓度，进而降低NOx的排放浓度。

再循环烟气量与不采用烟气再循环时的烟气量之比，称为烟气再循环率。

特点：

NOx的降低率随着烟气再循环率的增加而增加。燃烧温度越高，烟气再循环率对NOx降低率的影响越大。烟气再循环率为15％～20％时，煤粉炉的NOx排放浓度可降低25％左右。（5）低NOx燃烧器

低NOx燃烧器设备投资较低，NOx降低效果好，是世界上迄今为止最广泛使用的NOx控制技术。新型低氮燃烧器的原理是通过在燃烧器附近区域形成一个还原区，尽可能降低着火氧的浓度，适当降低着火区的温度，达到最大限度地抑制挥发性氮形成NOx。

第四节先进发电技术综合评价

一、（1）

亚临界十FGD（脱硫装置）、超临界十FGD、超超临界十FGD、CFBC、IGCC、PFBC－CC比较

增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）利用带压力和温度排出的烟气带动燃气轮机发电，可以提高热效率，目前已达到42％左右，环保性能好，可满足当前的环保要求，但其制造复杂，排出的高温烟气的除尘技术也十分困难。

整体煤气化联合循环发电（IGCC）系统比较复杂，首先是把煤炭变成气体，然后利用所产生的气体带动燃气轮机及余热产生的蒸汽带动汽轮机发电。净热效率可达到42％～45％，环保性能最好，但投资过高，可用率不高。目前PFBC、IGCC等技术仍处于试验或示范阶段，在大型化方面还有很长的路要走，近期内很难得到大规模的发展。

大型循环流化床

CFB（300MW以上）发电，脱硫效率在85％以上，可满足当前的环保要求；循环流化床锅炉燃烧效率可达97％以上，热效率与粉煤锅炉（PC)安装脱硫装置（PC＋FGD）相当，约为38％～40％。

300MWCFB电厂工程总投资费用高于国产及进口的常规PC电厂，与安装脱硫装置的PC电厂相当。随着CFB锅炉国产化率的提高，其造价将会降低，略低于PC＋FGD电厂。

超临界和超超临界燃煤发电机组在国际上已经是商业化的成熟的技术，发电效率高，其可用率、可靠性、运行灵活性和机组寿命等方面已经可以和亚临界机组相媲美。但若燃煤的含硫量高，需要配套FGD。

综合比较各项技术，可得如下结论：

技术成熟度和可用率：

亚临界十FGD、超临界十FGD、超超临界十FGD、CFBC、IGCC、PFBC-CC，由高到低。发电效率：以超超临界机组为最高；其次为IGCC，净热效率达45％；超临界机组发电效率可达41％～43％；增压流化床燃烧联合循环（PFBC－CC）热效率可达42％左右；循环流化床锅炉热效率不高，与常规煤粉炉电厂相当。单位煤耗：从低到高为IGCC、超超临界十FGD、超临界十FGD、PFBC－CC、CFBC。

环保性能：

从高到低为IGCC、PFBCCC、CFBC、超临界十FGD（超超临界十FGD）。建厂投资：

从低到高为CFBC、超临界十FGD、PFBCCC、IGCC。运行成本：

天然气发电项目单位投资比较低，环保效果也比较好，但由于燃料成本比较高，与洁净煤发电项目相比，不具有竞争力。

因此，综合考虑各种因素，应在全国大力推广超临界和超超临界机组（配套FGD），作为今后新发展的主力机组，以CFBC发电机组作为补充。同时安排IGCC和PFBC－CC示范，积累经验。

3.6煤炭转化技术

煤炭转化技术包括:煤炭液化、煤炭气化、多联产、燃料电池，是将煤炭转化为清洁的二次能源和化工产品的技术。煤炭转化技术的应用，有利于改变中国终端能源的消费结构，减少煤炭直接燃烧量，减少因燃煤造成的环境污染，在一定程度上缓解中国石油供需矛盾，对保障中国能源安全具有重大意义。

一、煤炭气化

煤炭气化是指煤在特定的设备内，在一定温度及压力下使煤中有机质与气化剂（如蒸汽/空气或氧气等）发生一系列化学反应，将固体煤转化为以CO、H2、CH4等可燃气体为主要成分的生产过程。煤炭气化时，必须具备三个条件，即气化炉、气化剂、供给热量，三者缺一不可。

煤炭气化工艺可按压力、气化剂、气化过程、供热方式等分类，常用的是按气化炉内煤料与气化剂的接触方式区分，主要有：①固定床气化。在气化过程中，煤由气化炉顶部加入，气化剂由气化炉底部加人，煤料与气化剂逆流接触，相对于气体的上升速度而言，煤料下降速度很慢，因此称之为固定床气化，也称为移动床气化。

②流化床气化。它是以粒度为0～10mm的小颗粒煤为气化原料，在气化炉内使其悬浮分散在垂直上升的气流中，煤粒在沸腾状态进行气化反应，从而使得煤料层内温度均一，易于控制，提高气化效率。

③气流床气化（喷流床气化）它是一种并流气化，用气化剂将粒度为100μm以下的煤粉带入气化炉内，也可将煤粉先制成水煤浆，然后用泵打入气化炉内。煤料在较高温度下与气化剂发生燃烧反应和气化反应。

煤炭气化技术主要用于下列领域:①化工合成原料气②工业燃气③民用煤气④冶金还原气⑤联合循环发电燃气⑥燃料油合成原料气和煤炭液化气源⑦煤炭气化制氢⑧煤炭气化燃料电池

二、煤炭液化煤炭液化技术是将固体的煤炭转化为液体燃料、化工原料和产品的先进洁净煤技术。煤炭液化技术中又可分为煤的直接液化技术和煤的间接液化技术。

煤的直接液化技术是将固体煤在高温高压下与氢反应，将其降解和加氢从而转化为液体油类。该工艺是把煤先磨成粉，再和自身产生的部分液化油（循环溶剂）配成煤浆，在高温（450℃）和高压（20～30MPA）下直接加氢，获得液化油，然后再经过提质加工，得到汽油、柴油等产品。1t无水无灰煤可产500～600kg油，加上制氢用煤，约3～4t原料煤产1t成品油。

煤的间接液化技术是先将煤气化，然后合成燃料油和化工产品。煤的间接液化工艺流程简图如图所示。

煤炭液化技术的作用

将煤炭转化为油品

可同时生产大量化工产品

中国乙烯、丙烯、聚乙烯、聚丙烯、聚氯乙烯、LPG等的国内生产与市场需求之间有较大差距，每年需要大量进口。煤炭液化在得到发动机燃料油的同时，可生产大量化工产品

三、燃料电池

（一）燃料电池的工作原理第一代动力系统蒸汽机和第二代动力系统内燃机消耗了大量不可再生的自然化石能源资源，且造成了严重的环境污染。

为了解决经济发展与能源短缺及环境污染之间日益加剧的矛盾，发展清洁、高效、可持续发展的新能源动力技术已成了十分紧迫的任务。质子交换膜燃料电池（PEMFC）技术就是这样一种绿色能源技术，它使用可再生的能源资源——氢气，可实现零排放。

PEMFC是具有能源革命意义的新一代能源动力系统，被认为是继蒸汽机和内燃机之后的第三代动力系统。鉴于氢燃料电池对解决“能源短缺”和“环境污染”这两大世界难题有重要意义，国际能源界普遍认为氢能是一种可持续发展的能源，21世纪将是氢能世纪，人类将告别化石能源而进入氢能经济时代。

1、质子交换膜燃料电池的工作原理燃料电池的工作过程实际上是电解水的逆过程，其基本原理早在1839年由英国律师兼物理学家威廉.罗泊特.格鲁夫（WilliamRobertGrove）提出，他是世界上第一位实现电解水逆反应并产生电流的科学家。

PEMFC技术是目前世界上最成熟的一种能将氢气与空气中的氧气化合成洁净水并释放出电能的技术，其工作原理如图所示：

（1）氢气通过管道到达阳极，在阳极催化剂作用下，氢分子解离为带正电的氢离子（即质子）并释放出带负电的电子。（2）

氢离子穿过电解质（质子交换膜）到达阴极；电子则通过外电路到达阴极。（3）

在电池另一端，氧气（