山西重点产业创新链

山西省煤电产业创新链前言煤电产业是山西省重要的支柱产业，目前已成为全省工业中利润最大的行业。

截止2013年底山西省发电装机容量为5767.27万kW，燃煤机组约占90%。

2013年总发电量2625.4亿kWh，其中火电2527.13亿kWh，占95%以上。

燃煤机组中，煤粉炉电站占比约为80%，循环流化床锅炉电站占比约为20%。

国内发电机组性能和技术水平与世界同量级发电机组水平相当，我省选用机组水平基本与先进水平同步。

煤电产业是典型的高耗能、高污染产业，同时也是我省碳排放最大的行业，年排放CO2在２亿吨以上。

随着国家对节能减排、改善生态环境的高度重视，先进的燃煤发电技术越来越受到产业界的青睐。

超超临界发电技术快速发展，IGCC发电技术、智能电网技术在全球方兴未艾，CO2的低成本捕集、利用和封存技术作为战略性前沿技术，引起世界各国的重视。

同时，在我省获1920万千瓦低热值煤发电项目独立审批权后，低热值煤发电系统亟需开发。

加强煤电产业的技术创新，有利于我省煤电产业技术水平的不断提升，进一步降低发电能耗、减少污染物排放，走出一条高碳产业低碳发展之路。

山西省煤电产业创新链一、产业发展现状和技术瓶颈围绕节能和减少污染物排放的需求，整体煤气化联合循环发电（IGCC）、超（超）临界发电、智能电网等煤电产业新技术正在蓬勃发展。

自上世纪70年代开始，IGCC开始备受关注，美国、欧盟、日本等相继开始IGCC技术研究与示范工程建设。

2012年12月12日，中国首座煤气化联合循环电站——华能天津IGCC示范电站投产。

国内IGCC水平与国外相当，正在不断完善和改进设备技术的过程中，目前尚有许多问题需要解决，技术尚处于发展期。

智能电网的发展在全世界正处于起步阶段，在绿色节能意识的驱动下，智能电网成为世界各国竞相发展的一个重点领域。

欧美各国对智能电网的研究开展较早。

“十二五”是我国智能电网全面建设阶段，国家电网将投资5000亿元，初步建成世界一流的坚强智能电网。

在我省获1920万千瓦低热值煤发电项目独立审批权后，低热值煤发电300-350MW大型超临界循环流化床锅炉亟需开发。

我省太锅50MW基于流态重构的循环流化床锅炉实现了超低热值煤（<1500卡/kg）燃烧，技术处于国际国内同类产品领先水平。

随着我国对燃煤电厂CO2、SO2、NOx、重金属等排放控制越来越严，污染物高效率、低成本脱除的优化技术需求更为迫切。

特别是我国已成为世界上CO2排放最多的国家之一，其中约45%来自燃煤电厂。

CO2捕集、利用和封存（CCUS）技术成为一种战略性技术需求。

由于受成本制约等问题，CO2的捕集、利用技术难以规模化实现，很多国家都在开展研究工作，但都没有取得实质性突破。

我省在CCUS 技术链各环节都已具备一定的研发基础，但距离规模化、全流程示范应用仍有很大差距。

二、技术需求及攻关路径（一）产业链煤电产业链由燃煤发电系统、电网系统、废弃物处理系统和CO2捕集利用封存系统四个部分构成（见图2-1）。

燃煤发电系统由原料分选、燃烧锅炉、蒸汽发电机组组成。

IGCC处于示范阶段，是未来清洁发电的趋势，由煤气化系统、燃气（蒸汽）发电系统组成；电网系统由输电、变电、配电及相应的辅助系统组成；废弃物处理系统的固废处理是将粉煤灰、脱硫石膏进行综合利用，用于制作建筑材料、耐火材料、化工原料及提取氧化铝、白炭黑等。

烟气处理是采用湿法（干法）脱硫、SCR（SNCR）脱硝、布袋法（静电法）除尘及重金属提取，对排放的烟气进行达标处理；CO2捕集、利用和封存系统是将产生的CO2进行收集，并对收集的CO2采用化学转化、食品添加、地下存储等方法，进行利用、存储。

（二）创新链围绕煤电产业发展重点发展方向，结合新兴电力技术、节能减排技术及先进材料、装备发展趋势，针对我省煤电产业存在的关键性技术需求，设计了煤电产业链+技术需求+市场需求（见图2-2）、煤电产业创新链技术攻关路径（见图2-3）。

煤电产业技术创新链在发电系统、智能电网系统和CO2捕集利用封存系统三大产业板块基础上，以煤炭分质利用技术、燃烧发电节能提效技术、污染物处理技术、智能电网产业技术、整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）研究与示范、大型低热值煤发电锅炉的研制开发、碳燃料电池技术开发、CO2捕集利用和封存技术8个专项为重点方向，以25个项目为主构，以若干关键技术为核心，同时构建了技术标准体系和人才平台建设体系。

三、重点研发项目的凝炼针对煤电系统存在的问题，从8个方向入手，有针对性地提出了25个课题。

通过“四性一度”分析，确定最优先级课题5个、优先级课题5个、支持级课题8个、储备级课题7个。

（一）煤炭分质利用技术针对煤质不稳定、地域差异性较大、动力配煤理论不成熟、质量标准不统一、煤质监测技术达不到煤质多变条件下在线检测要求等问题，开展煤炭分质、配煤系统在线监测及调控等关键技术研究，实现煤质互补、结构优化，配煤质量达到GB18666标准，提供符合煤电锅炉设计标准的煤炭产品，以提高燃烧效益、降低发电成本和污染物排放。

重点研发项目如下（见表3-1）：表3-1 煤炭分质利用技术重点研发项目表（二）燃烧发电节能提效技术针对锅炉受热面爆破泄露、积灰、磨损、低温酸腐蚀，余热回收利用效益低，电网调峰峰差不断增大条件下锅炉制粉单耗增大、飞灰炉渣可燃物含量偏高、燃烧效率下降，空冷系统煤耗高（约20g/kWh）且运行不稳定等问题，开展锅炉积灰和高温腐蚀预测与控制技术、发电机组自动发电控制（AGC）优化技术、热力系统机炉耦合流程优化、余热利用等关键技术研究，达到现有燃煤发电机组发电煤耗降低5g/ kWh、发电效率提高1%、连续稳定运行周期提高20%以上。

重点研发项目如下（见表3-2）：表3-2 燃烧发电节能提效技术重点研发项目表（三）大型低热值煤超临界循环流化床锅炉研制开发针对我省300-350MW超临界大型循环流化床锅炉研制中存在的技术瓶颈，开展流态迁移、低能耗燃烧、受热面布置、二次风穿透、水冷壁防磨损等关键技术研究，实现超临界大型循环流化床锅炉的批量化生产，产品技术指标达到燃料热值< 12500 kJ/kg，燃烧效率达到97%，煤耗低于320g/kwh，厂用电率小于4.6%，连续运行时间达到400天，SO2、NOx和烟尘排放分别小于35mg/Nm3、50mg/Nm3和10mg/Nm3。

重点研发项目如下（见表3-3）：表3-3 大型低热值煤锅炉研制开发重点研发项目表（四）整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）研究与示范针对IGCC系统复杂、成本相对较高、可靠性和可用率不高、标准化程度低等问题，开展煤气化关键技术与装备研制、系统优化集成软件平台研发、整体系统设计等关键技术研究，研发3000吨/d气化炉整套装备，达到大型IGCC示范工程发电净效率≥45%、SO2排放<10mg/Nm3、NO x排放<50mg/Nm3、PM排放<5mg/Nm3，技术处于国际领先水平。

重点研发项目如下（见表3-4）：表3-4 IGCC研究与示范重点研发项目表（五）智能电网产业技术针对我省智能电网在监管和电价、能源结构和分布特点、电网发展、通信信息系统、研究基础等方面存在的差距，开展多变量智能解耦控制、分布式能源接入配电网控制、信息流与能量流相互作用、基于锂电池储能装置的大容量化等关键技术研究，推进我省智能电网建设，技术达到国际先进水平。

重点研发项目如下（见表3-5）：表3-5 智能电网产业技术重点研发项目表（六）污染物处理技术针对污染物处理的核心产品烟气换热器（GGH）与脱硝催化剂模块主要依赖进口、污染物脱除效率需进一步提高等问题，开展低成本高效烟气SCR脱硝催化剂技术、锅炉低氮燃烧技术、燃煤烟气前端监测及高效治理技术等关键技术研究和装备开发，使烟尘排放小于5mg/Nm、SO2排放小于35mg/N m3、NO x排放小于50mg/Nm3，实现我省煤电产业超低排放要求。

重点研发项目如下（见表3-6）：表3-6 污染物处理技术重点研发项目表（七）碳燃料电池技术以碳为直接燃料的燃料电池发电技术，充分利用了燃料电池发电效率高的优势，避免燃煤蒸汽发电技术化学能利用效率低、烟气污染难于治理等问题，起到大幅度减少燃煤用量和CO2排放的作用。

通过开展燃料电池关键技术与工艺、电池堆保温材料及壳体设计及工艺、燃料电池控制关键参数测量与控制方法等关键技术研究，开发一种新型、洁净、高效的能源。

重点研发项目如下（见表3-7）：表3-7 碳燃料电池技术重点研发项目表（八）CO2捕集利用和封存技术针对CO2捕集的能耗和成本问题、CO2规模化利用问题、和地质封存长期安全性问题，开展CO2驱煤层气、高效固化铵盐捕集剂的放大制备、炭基纯化剂的制备及改性等关键技术研究，不断拓展CO2利用途径，解决CO2减排的瓶颈性难题。

重点研发项目如下（见表3-8）：表3-8 CO2捕集利用和封存技术重点研发项目表四、配套技术体系通过产业链技术创新，建设产学研一体化平台。

建成高效低污染洁净煤发电研发中心；建立节能型低热值煤循环流化床技术国家级工程技术研究中心；建立大型IGCC工程技术研究中心；建成山西省高效低污染洁净煤发电研发中心和人才培养基地；建立山西省CCUS研究团队；建设智能电网校企合作实验室和工程技术研究中心。

五、预期效益分析通过项目实施和产业化示范，大型低热值煤循环流化床锅炉技术取得突破，整体煤气化联合循环发电（IGCC）研究与示范在可达到世界领先水平，智能电网产业技术实现大幅跃升。

经济社会效益非常显著。

燃煤机组发电煤耗降低5g/kWh以上，每台300MW机组年节约煤炭约1.3万吨，减排CO2约1.8万吨，减排烟尘约22吨、减排SO2约60吨。

500MW IGCC电厂效率提高4个百分点，同比年节标煤约3.3万吨，减排CO28.6万吨，SO2792吨，利税2.8亿元。

单台300MW 低热值煤循环流化床锅炉售价约1.5亿元，年节省燃煤约0.9万吨，减排CO2约1.23万吨。

同时，可以不断拓展CO2规模利用途径，为实现碳减排创造良好的前提条件。

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