中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要

中国洁净煤技术“九五”计划
和2010年发展纲要
国家经贸委、国家科委、国家教委、煤炭部、电力部、中科院、机械部、化工部、建设部、冶金部、国内贸易部、国家环保局：
《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》（以下简称《计划和纲要》）已经国务院批准，现印发给你们。

请根据《计划和纲要》的原则考虑和安排本行业洁净煤技术的发展计划。

附：中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要
根据国务院国阅［1994］50号文件精神，国务院有关部委经协商，于1995年8月份成立了以国家计委为组长单位，国家科委和国家经贸委为副组长单位，煤炭部、电力部。

内贸部、机械部、化工部、建设部、冶金部、中科院、国家教委和国家环保局等为成员单位的国家洁净煤技术推广规划领导小组。

领导小组成立后，国家计委即开始了洁净煤技
术“九五”计划和2010年发展规划纲要的编制工作。

在此期间，国家计委征求了领导小组各成员单位和国内洁净煤方面专家的意见。

经过半年多的工作，形成了本纲要。

一、洁净煤技术在中国能源发展中的战略地位
1.1 煤炭是中国能源的主体
我国的煤炭资源丰富，探明程度较高，约占我国化石能源资源探明储量总量的90%。

同时由于水能和其它可再生能源资源的开发受到诸多条件的制约，我国的水能开发强度还很低，因此在相当长的时期内还不能动摇化石能源在能源生产和消费总量中的主体地位。

长期以来在我国能源生产与消费结构中煤炭一直占主导地位，建国初
期煤炭占能源生产量的96%，占消费量的94%。

1995年全国原煤产量13.6亿吨，煤炭仍占一次能源总产量的75.5%，占一次能源总消费量的75%。

煤炭提供了75%的工业燃料和动力，76%的电力，80%的民用商品能源及60%的化工原料。

据预测，2010年中国能源构成中煤仍将占三分之二。

在今后相当长的时期内，煤炭还将是中国的主要能源，煤炭在能源结构中的主导地位不会改变。

1.2 目前煤炭的开发与利用对环境产生巨大压力
（1）煤炭开采对环境的影响
截止1990年，因煤炭开采全国约有30万公顷土地塌陷，其中1/3在平原地区，且每年新增塌陷地1.33-2.0万公顷；矸石积存达30亿吨，占地1.2万公顷，且仍以年1.3亿吨外排，利用率仅为36.2%，矸石自燃排出大量烟尘、及SO2、CO、H2S等有害气体，严重污染大气环境。

全国年排出矿井水22亿吨，其中1／6超标外排；煤炭开采过程中每年排放煤层气60亿立方米，也对环境造成了污染。

（2）燃煤排放大量污染物造成对环境的严重污染
中国煤炭资源特点是难选煤多，高灰、高硫煤比重大。

大部分原煤灰分在25%左右，1994年国有重点煤矿的商品煤平均灰分19.8%；原煤中约12.8%的煤含硫高于2%，且高硫煤产量将逐年增加，原煤入洗率仅21.9%。

煤炭直接燃用也是造成烟尘和二氧化硫污染的主要原因。

1995年，全国烟尘排放量1720万吨，二氧化硫排放量2362万吨。

90%的二氧化硫和80%的烟尘排放与燃煤有关。

目前我国长江以南已出现大面积酸雨区，且正在向北漫延，北京、西安、沈阳已名列世界环境污染十大城市的前列。

（3）煤炭利用效率低，造成了能源浪费，增加了环境污染
我国目前煤炭消费结构与发达国家的以发电为主的消费结构有较大不同，用户多元化、利用效率低是我国煤炭消费的主要特点。

1994年煤炭的消费中，发电占32.4%、工业和取暖锅炉占30%、民用煤占20%、冶金占8%。

有84%的煤炭直接燃烧。

我国目前煤炭的平均利用效率低，与发达国家相比工业窑炉平均效率低10%以上，工业锅炉低15-20%，火电厂平均煤耗高20%，城镇居民生活燃煤热效率平均仅22%左右。

与80年代国际先进水平比较，我国工业产品的能耗水平高30%以上，按先进水平衡量，实现目前年国民生产总值的生产过程中多消耗了3亿吨标准煤，不但浪费能源，也增加了对环境的污染。

1.3 中国发展洁净煤技术的必要性
煤炭是我国能源的主体，在今后相当长的时期内其主导地位不会有根本性的变化。

按照我国能源发展“九五”计划和到2010年的规划，2000年和2010年我国煤炭的生产和消费将在目前的水平上有较大增长，分别达到约14.5亿吨和18-19亿吨。

因此煤炭的开发和加工利用对环境压力将越来越大，与日趋严格的环保标准的矛盾也越来越突出。

为了我国经济和社会能实现可持续发展，必须发展符合我国国情的洁净煤技术。

洁净煤技术（CCT）是指在煤炭从开发到利用全过程中，旨在减少污染排放与提高利用效率的加工、燃烧、转化及污染控制等新技术。

主要包括煤炭洗选、加工（型煤、水煤浆）、转化（煤炭气化、煤炭液化）、先进燃烧技术（常压循环流化床、加压流化床、整体煤气化联合循环，高效低污染燃烧器）、烟气净化（除尘、脱硫、脱氮）等方面的内容。

由于煤炭在世界能源消费中还占有相当比重（目前约占30%左右），而且由于煤炭资源丰富，许多国家还将其作为石油的后备替代能源进行技术开发。

因此世界各主要能源生产和消费国家都将洁净煤技术作为能源和环境技术，给予了高度重视，作为实现能源、经济、环境协调发展的主导技术之一。

煤炭在我国能源消费结构中所占的比重远远超过世界平均水平，如前所述，煤炭的开发和加工利用已经成为我国环境污染物排放的主要来源。

因此，发展洁净煤技术将是我国能源发展的战略选择。

二、我国洁净煤技术的发展现状和存在的问题
2.1 我国洁净煤技术与发达国家的差距
从八十年代开始，世界上许多国家从能源发展长远考虑，相继开始洁净煤技术的研究工作，发达国家投入了大量的人力物力，在洁净煤技术的一些主要领域已取得重大进展，并已经处于接近商业化推广阶段。

我国虽然也开展了这方面的研究工作，但从总体上看许多方面尚处于起步阶段，与发达国家相比尚有较大差距，在洁净煤技术几个主要领域，差距很大。

（1）煤炭加工
煤炭加工技术是指应用物理、物理化学、化学或微生物等方法把原煤脱灰、降硫，并加工成质量均匀、用途不同的分品种的洁净煤技术，是实现煤炭高效、洁净利用的源头技术。

主要包括煤炭洗选、型煤、水煤浆等。

煤炭洗选（Coal Preparation）
煤炭经洗选可显著提高燃烧效率，大大减少污染物排放。

入洗1亿吨原煤可减少燃煤排放的二氧化硫100一150万吨，成本仅为烟气洗涤脱硫的1／10。

发展先进的煤炭洗选技术，实现深度降灰脱硫是世界各国竞相发展的洁净煤技术。

目前发达国家需要洗选的原煤已100%入洗，重介质旋流器、跳汰机、浮选机等成熟的选煤技术已被广泛采用，洗煤厂的处理能力大，洗选效率高于95%。

英美等国家开发了提高回收率和精煤质量的极细粒煤分选的物理和化学新工艺，处理＜20um粉煤，可脱除70-90%的黄铁矿硫和90%的灰分，这种工艺投入商业运用后可代替电站脱硫装置，降低电站的投资和运行费用。

改革开放以来，我国煤炭洗选有了长足的发展，1995年底全国洗煤厂已达到557个，年处理能力3.93亿吨，年入洗原煤2.8亿吨，全国原煤入洗率达到22%；国内基本能够设计、制造年处理能力400万吨以下不同厂型、不同煤质、不同洗选工艺的选煤设备及相应的控制系统，已初步
研制成功0.5-0ｍｍ煤泥重介分选工艺及三产品重介旋流器等。

但是，我国洗煤能力还远远不能适应发展洁净煤事业的要求，一方面我国选煤技术和能力都比较落后，国内目前仅能制造处理能力400万吨以下的选煤设备，设备质量差，可靠性低，选煤厂平均洗选效率为85%左右，比国外低10%以上，选煤厂生产效率仅为国外的1／10，精煤质量不高，分选效果差，即使是炼焦洗精煤，其平均灰分仍达10%（国外为8%以下）；另一方面原煤入洗比例还很低，在全国动力煤的市场总供应量中，洗后的动力煤还只占12%。

型煤（Briquettes）
型煤是将粉煤或低品位煤加工制成一定强度和形状的煤制品的技术。

型煤技术不是简单地将粉煤压制成煤球，而是使其改质改性，使本来不适于使用的粉煤煤泥达到工业用煤的标准，是具有浓厚的发展中国家特点的洁净煤技术。

型煤分民用型煤和工业型煤。

民用型煤与散煤相比，燃烧效率提高一倍，一般可节煤20-30%，烟尘和SO2减少40-60%，CO减少80%；工业炉窑燃烧型煤比燃原煤可节煤15%，烟尘减少50-60%，SO2减少40-50%。

目前我国城镇和农村居民生活用煤炭量在1.3亿吨左右，其中城镇居民生活用煤约1亿吨。

我国城镇居民生活用煤的型煤普及率约为30-50%，而农村则几乎全部为烧散煤。

我国目前有工业锅炉40多万台，工业窑炉16万多台，年耗煤约4亿吨，按设计要求均需供应块煤或型煤，但实际上块煤供应不足，型煤（工业燃料型煤）还在起步阶段，年产量不超过1000万吨。

同时，我国化肥、冶金、建材、机械、玻璃、陶瓷等行业大量使用的煤气发生炉年需块煤4000多万吨，实际年供应量仅2200多万吨，缺口也很大。

随着机械化程度的提高，我国块煤的生产比例越来越小，粉煤的比例越来越大，最高可到80%以上。

因此，发展型煤以替代块煤，不仅有广阔的市场需求，可以提高燃用效率，减少污染气体排放，而且还可以充
分利用大量粉煤和煤泥，减少它们本身对环境的污染。

我国的工业和民用型煤开发已经形成了具有我国特点的粘结剂、低压集中成型工艺和集中配炉前成型工艺，其中民用型煤技术已经达到国际水平，但尚需普及推广；工业型煤的技术相对落后，工艺还不很合理，设备不配套，并且由于政策不到位，管理水平低，尚无正式运营的工业型煤厂。

水煤浆（Coal Water Mixture）
水煤浆是七十年代兴起的新型煤基液体燃料，许多国家基于长期的能源战略考虑将其作为以煤代油燃料的技术储备，进行研究开发和试验，且已有少量供商业化使用。

水煤浆是一种良好的煤基燃料，其一般灰分低于8%，含硫量低，燃烧时火焰中心温度较低，燃烧效率高，烟尘、SO2、NOX排放都低于燃油和散煤，是新型的煤代油燃料。

水煤浆作为一种以煤代油的新型燃料，在国外已有商业应用，日本已在600MW机组上试烧成功，并在我国山东合资建设年产25万吨水煤浆生产厂，向日本供应水煤浆；前苏联建成年产500万吨的水煤浆厂，供1200MW的电站使用，欧洲一些国家也在地区供热及工业锅炉上以水煤浆作燃料。

我国经过“六五”以来的研究和技术引进，在水煤浆的制备、运输和燃烧方面取得了许多成果。

建立了一批制浆和燃烧示范厂，建成了总能力100万吨／年的6个水煤浆生产厂，个别现场制浆生产线已连续运转4年多。

但是，技术上尚存在一定的问题，包括可靠的现场制浆技术、水煤浆的输送和储备技术、适合不同煤种和煤质的燃烧器，以及炉内除灰技术等，加上价格等问题，使得水煤浆在大型锅炉上还达不到工业应用水平。

（2）煤炭的高效洁净燃烧技术
该领域主要包括燃煤锅炉的高效洁净燃烧和发电技术。

我国煤炭消费量的80%以上直接用于燃烧，因此煤炭高效洁净燃烧是洁净煤技术的核
心。

主要有循环流化床、增压流化床、煤气化联合循环等。

循环流化床（CFBC）
CFBC是目前国外洁净煤技术中一项成熟的技术，且正在向大型化方向发展，由于其煤种适应性广，燃烧效率高，以及炉内脱硫脱氮等特点，发达国家竞相开发。

目前，单机容量最大的应用CFBC锅炉
（250MW，蒸发量700吨／时）的电站已在法国投入运行；美国福斯特惠勒公司正在开发780吨／时的CFBC锅炉，ＡBB-CＥ也在设计1500吨／时的CFBC锅炉。

目前国外运行、在建和计划建设的CFBC发电锅炉已达250多台。

目前我国CFBC技术只相当于发达国家八十年代初的水平，“八五”期间四川内江电厂引进了芬兰奥斯龙公司100MW循环流化床锅炉，已于1996年6月投产。

目前国内在建设75吨／时及以下的小型CFBC锅炉方面有一定的经验，但脱硫、除灰、防磨等配套技术还有待完善。

50MW（22O吨／时）循环流化床锅炉已经“八五”科技攻关，完成了设计和制造，1996年正在进行安装调试。

国内已基本具备设计、制造
100MWCFBC锅炉的能力。

增压流化床（PFBC）
增压流化床发电技术由于实现了联合循环，发电效率高于CFBC发电技术。

目前瑞典、日本、美国、西班牙等国家都运行着ABB公司生产的单机容量最大的增压流化床联合循环（PFBC-CC）发电机组P200型（80MW），ABB公司生产的P800型（350MW）PFBC-CC发电机组正在日本安装之中，其发电效率可望达到42%左右。

美国BAB-COCK-WILCOX公司、日本三菱重工业公司、日立公司等亦具有设计及制造100MW级PFBC电站的能力。

国内目前仅有的一套PFBC-CC示范试验装置（15MW）正在建设之中，容量只有国外最大容量的1／25。

大型商业化PFBC机组的高温烟气净化技术及设备、大功率高初温燃气轮机技术、控制技术等还处于实验室研究开发阶段。

整体煤气化联合循环（IGCC）
IGCC发电技术通过将煤气化生成燃料气，驱动燃气轮机发电，其尾气通过余热锅炉生产蒸汽驱动汽轮机发电，使燃气发电与蒸汽发电联合起来，发电效率达45%以上。

目前IGCC发电技术正处于第二代技术的成熟阶段，燃气轮机初温达到1288℃，单机容量可望超过400MW。

世界在建、拟建的IGCC电站24座，总容量8400MW，最大单机300MW。

荷兰的BＡGGＥＮＵＭ电站（单机253MW）已于1994年投入运行，美国WABASH
RIVER电站（单机265MW）及TAMPA电站（单机260MW）、西班牙的PUERTOLLANO电站（单机300MW）目前正在建设之中，1997年前将相继投产。

IGCC发电技术将极有可能成为21世纪主要的发电方式之一。

我国IGCC发电技术的研究刚刚起步，做过的工作仅限于可行性研究。

但部分单项技术（如气化炉、空分设备、煤气脱硫等）有一定的基础。

（3）煤炭转化
是指以化学方法将煤转化为洁净的气体（或液体）燃料或化工原料（或产品），是实现煤炭高效洁净利用的重要途径，包括煤炭气化、液化和燃料电池。

煤炭气化（Coal Gasification）
煤炭气化是在适宜的条件下将煤炭转化为气体燃（原）料的技术，旨在生产民用、工业用燃料气和合成气，并使煤中的硫、氮化物和粉尘等有害杂质在气化的过程中得到脱除，使污染排放得到控制。

由于石油和天然气的广泛使用，国外很少使用煤制气作为工业、民用燃料气和合成原料气，煤气化技术的应用领域主要局限于生产能力大、可直接利用粉煤的流化床与气流床气化技术。

近年来，由于IGCC技术的发展，国际上针对IGCC的煤气化技术进行了大量研究和开发，主要有BG／L，HTW，U一GAS，KRW，TEXACO（德士古），DOW，
SHELL（壳牌），PRENFLO等技术，其中德士古已于八十年代完成商业化示范，壳牌的商业化示范正在运行，其余的商业化示范均在建设中。

我国的能源消费结构与国外不同，煤制气是主要的燃料气和原料气的来源，但技术水平还很低。

所采用的工艺主要是固定床常压空气气化工艺，采用的炉型以前多为混合煤气发生炉、水煤气发生炉，近年来通过引进和消化吸收国外的技术，已有一些企业改用发生炉型两段炉气化技术。

鲁南化工集团通过对德士古气化炉的消化、吸收、创新，基本掌握了设计、制造技术，已在其所属化肥厂中配10万吨合成氨工程，成功运行多年。

近年来，国内对世界先进的煤气化技术进行了不同程度的研究，取得了一些成果，但离商业化应用水平和国际先进水平还相差较远，尤其在关键零部件的寿命、热效率、气化率和环保等方面仍需作大量研究开发工作。

此外，在煤炭地下气化技术的研究方面，我国有关研究单位进行了十多年的科研工作，并进行了半工业性试验，这项技术对我国部分哀老报废矿及（城市）回收残留煤炭资源并就近供应消费市场有一定的现实意义。

煤炭液化（Coal Liquefaction）
煤炭液化是将固体煤在适宜的反应条件下转化为洁净的液体燃料。

工艺上可分为直接液化、间接液化（先气化再合成）和煤油共炼。

从二次大战期间德国用煤液化生产汽油、柴油到70年代两次石油危机后的煤炭液化研究重新兴起，这一技术已日趋成熟。

直接液化
是煤直接通过高压加氢获得液体燃料，二战期间就已在德国等一些国家工业化。

以后随着廉价石油的大量开发，直接液化难以立足。

70年代受石油危机的影响，一些发达国家相继投入大批人力物力重新开发直接液化技术。

研究的重点是如何降低反应的苛刻度，提高油收率和油品质量，以此来提高直接液化技术的经济竞争力。

至八十年代中期，已诞生
了几种新的液化工艺并相继进行了中试。

由于世界石油价格偏低，煤直接液化至今未形成商业化生产，但发达国家改进技术、降低液化成本的研究一直未停止，并已经开发成功日处理11000吨煤炭的直接液化工艺。

八十年代初我国重新开展煤炭直接液化技术研究。

通过“六五”、“七五”及“八五”期间的科技攻关和国际合作，已建成具有较先进水平的加氢液化、油品提质加工和分析检验实验室及煤液化连续试验装置，开发了基础研究和工艺开发，取得了一批国内外先进水平的科研成果，为实现煤液
化工业化奠定了基础。

目前国内的研究工作尚局限于小试阶段。

间接液化
是煤先经过气化制成CO和H2，然后进一步合成得到烃类或含氧液体燃料。

其特点是煤种的适应性较广，除生产液体燃料外，还可生产多种高附加值的化工产品。

二战期间德国曾用此法生产液体燃料，二战后停产。

南非由于其特殊国际环境，一直应用F-T法生产液体燃料。

产品达130多种，年产量达到500万吨。

八十年代初中科院、化工部等单位重新开展研究开发工作。

重点放在气化和净化方法的改善和调整产品分布上。

中科院开发的MFT法主要产品集中在高附加值的硬蜡、高辛院值汽油和部分甲烷化的洁净煤气，从而简化了产品加工流程，实现了产品优化。

这一技术已在山西晋城完成了200O吨／年工业性试验。

此外，化工部也在专用燃料添加剂方面做了不少工作。

如西南化工研究院开发的液相法合成碳酸二甲酯、甲醇脱氧制甲酸甲酯、甲醇制二甲醚，成都有机所开发的CO＋H2合成甲酸甲酯新工艺等等。

煤油共炼
是煤直接液化派生出来的新工艺。

是把石油渣油与煤一起加氢裂解，因煤与渣油的协同效应而使油收率显著提高，装置的生产能力也可增加一倍。

煤油共炼是三种工艺中投资最省的。

“七五”期间，国内科研机构曾进行过探索性研究。

煤基醇类燃料甲醇是用含有H2和CO的原料气制造的，可在汽油中掺入一定比例或单独作为汽车燃料。

甲醇作为汽车燃料时，尾气中的SO2和NOX排放量极少，但其具有易挥发性、易燃性和毒性。

在生产、储存、运输和使用中需采取严格的措施。

美国、法国已建成以发展车用燃料为目标的煤制甲醇厂，并开始了汽车应用示范。

我国煤制甲醇燃料已有成熟技术，在汽油中掺入5%、15%、25%的甲醇及用纯甲醇作为汽车燃料的试验已经进行，特别是小比例掺烧甲醇，汽车无需做任何改动。

目前存在的问题是甲醇价格偏高，缺乏竞争能力。

燃料电池（Fuel Cells）
燃料电池是直接将燃料的化学能转化为电能的技术，目前国际上已经开发出数种不同类型的燃料电池，主要用于航天器的动力，使用的主要燃料为氢气和甲烷气。

近年来，美国等西方国家正在积极开发使用天然气的商业化电站（2MW级）。

同时能燃用煤制气的“固体氧化物型燃料电池”技术也正在开发中，美国和日本已经分别进行了20KW和25KW此种电池的试运转。

我国在燃料电池方面研究取得了不少成就，但主要是在航天及国防的应用上，民用燃料电池电站的研究尚未正式开始。

（4）污染排放控制与废弃物处理
是对煤炭开发利用过程中产生的污染和废弃物进行控制和处理的技术，主要包括烟气净化、粉煤灰的综合利用以及煤炭矿区污染排放物的综合利用和无害化处理。

烟气净化（Flue Gas Cleaning）
燃煤锅炉排放的粉尘、二氧化硫、氮氧化物是空气污染的主要原因。

我国是燃煤大国，而且煤炭的含硫量比较高，发电用煤的平均含硫量达1.15%，由于排放标准要求低，加上治理资金缺乏、治理手段比较落后，致使燃煤引起的环境污染相当严重，与发达国家的差距很大。

粉尘：发达国家
大型燃煤锅炉都配备5个甚至更多电场的高效电除尘器或多室的布袋
除尘器，除尘效率高于99.9%，实际排放浓度都低于标准要求，一般为50mg／Nm3。

由于受资金不足的制约，我国大型燃煤锅炉仅配备3-4电场的电除尘器，加之国产除尘设备运行不稳定，控制性能差，实际排放浓度往往高于现有标准。

二氧化硫（SO2）：发达国家大型燃煤锅炉几乎都配备效率95%以上的湿法脱硫设备，中小锅炉也采取了经济可行的脱硫措施，包括炉内喷钙及增湿活化脱硫工艺。

我国由于目前没有掌握烟气脱硫设备的设计和制造技术，而引进脱硫设备价格又太昂贵，国力难以承受，因此燃煤锅炉的二氧化硫排放基本处于失控状态。

二氧化硫的大量排放不仅形成酸雨，造成空气污染，而且严重腐蚀锅炉尾部设备，影响生产和安全运行。

氮氧化物（NOX）：发达国家目前主要采取在大型燃煤锅炉上安装低氮燃烧器，使氮氧化物排放降低40%左右。

环保标准严格的日本和德国还要求装设烟气脱氮装置。

我国目前仅在新建300MW及以上锅炉装有低氮燃烧器，大量300MW 以下锅炉氮氧化物无法控制，而且由于燃烧控制调节水平低，造成氮氧化物生成量的增加。

废弃物处理（Waste Management）
主要包括对煤炭开采和利用过程中所产生的矸石、煤层甲烷、煤泥、矿井水及燃煤电站所产生的粉煤灰等进行处理。

这些污染物的大量排放既严重污染环境，又造成了资源的浪费。

国外对煤矸石的处理有比较健全的法规和管理办法，基本实现了无害化处理。

主要途径是回填采空区、作为建筑工程填料、筑路造地、回收有用成分及作燃料、建筑材料和改良土壤等用。

我国作为世界第一产煤国，现已积存煤矸石约30亿吨，且每年新增的排放量还在1.5-2亿吨，目前仅有少量利用，1993年的利用总量共4700万吨，主要利用途径是发电、生产水泥和烧砖。

煤层甲烷（Coal-Bed。