洁净煤燃烧技术期末总复习题

第一篇：洁净煤燃烧技术期末总复习题

洁净燃烧技术期末总复习题

第一部分

1、循环流化床锅炉在额定负荷下运行时，以下区域是什么流动状态：

–（1）二次风口以上区域；快速床甚至密相输送状态

–（2）二次风口以下区域；可能是湍流床甚至是鼓泡床状态 –（3）立管内： 移动床状态 –（4）回料阀内：湍流流动状态

–（5）尾部烟道内：典型希相气力输送

2、简述广义流态化范围内，各种气固流动状态的流动特征和存在的条件；

---1.固定床（移动床）：床层固体颗粒整体相对于器壁产生移动，床层颗粒之间没有相对运动

---2.鼓泡流化床：鼓泡流化床，超过临界流化风速的空气以气泡形式流过床层，床内存在明显的密相界面。散式流化床，当流化风速超过临界流化风速后，床层会随流化风速增大而继续膨胀，床内基本无气泡产生。一直到流化风速达到一个临界速度Umb后，床内才产生气泡。节（腾）涌流化床，当流化风速或床层高度增加时，气泡尺寸也随之增大。如果床截面较小而又较深时，气泡尺寸可能会增大到与床直径或床宽度相差不大的程度，此时气泡会以节涌的形式（类似于一个运动的活塞）通过床层。

---3.循环流化床：湍流床，湍流床的运行风速会高于细颗粒的终端沉降速度，而低于粗颗粒的终端沉降速度。快速流化床，气固之间具有最高的滑移（相对）速度；固体颗粒具有成团与返混

现象；固体颗粒之间混合良好；床内已不存在明显的密相界面，但床内仍呈现上稀下浓的固体颗粒浓度分布

--4.密相气力输送：单位高度的床层压降沿床层高度不变。

--5.稀相气力输送：增大风速，单位高度的床层压降上升；而在密相气力输送状态下，增大风速，单位高度的床层压降会减小--循环流化床的条件：⑴合适的床料颗粒物性；⑵运行风速大于颗粒终端沉降速度；⑶足够大的颗粒循环速率；

3、简述鼓泡流化床临界流化风速和床层压降在循环流化床锅炉运行中的作用。

--鼓泡流化床临界流化风速：保证床内颗粒充分流化。

--床层压降：判断料层是否处于流化状态，确定锅炉运行时静止料层的厚度和所需配的风机压头大小。

4、影响循环流化床锅炉炉内传热过程的主要因素有那些？

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气体速度、固体颗粒流速、平均颗粒粒径、受热面在炉内的布置高度、受热面在炉内的横向位置、受热面的外形尺寸。

各种运行或设计因素对炉内传热的影响，主要是通过改变颗粒浓度而使炉内传热发生相应变化

•传热系数随受热面布置高度增加而减少；

•在炉膛下部区域，传热系数随流化风速升高而降低； •在炉膛上部区域，传热系数随流化风速升高而增加；

•传热系数比纯空气对流要高，但低于相同流化风速下的鼓泡床传热系数。此外，床料颗粒粒径减少，或床温升高，都会使传热系数上升。

5、简述煤在循环流化床锅炉中燃烧的一般特征。

•挥发份的燃烧-在给煤口附近有较多的挥发分折出和燃烧； • 大颗粒煤的燃烧-燃烧同时在炉内和高温分离器中进行； • 细颗粒煤的燃烧-在炉内一次性完成

6、循环流化锅炉可以通过什么方式调节锅炉负荷？

1.固定床料调节：通过改变炉内固体颗粒密度分布曲线，改变传热系数。• 调节炉内一、二次风量比 • 采用烟气再循环

• 改变炉内过剩空气系数

• 设置外置式流化床热交换器

2.可变床料的调节：通过调节炉内床料量来调节传热系数。

在炉外设置床料中间仓

在炉外设置床料再循环仓

当负荷增大时，需要提高固体颗粒在炉内比例；

当负荷减小时，需要提高固体颗粒在循环系统炉外部分的比例。

7、简述煤中的硫在炉内是如何变为SO2的？SO2又是如何被脱除的？

煤中硫的存在形式：黄铁矿硫、有机硫和硫酸盐硫。SO2的生成：S+ O2= SO2 燃煤矿物中含有CaO + 石灰石在炉内煅烧产生CaO。.SO2的吸收：CaO + 1/2O2 + SO2 = CaSO4

8、循环流化床锅炉炉膛高度主要取决于哪些因素？

（1）分离器不能捕集的细粉在炉膛内一次通过时的燃尽率；

（2）炉内能否布置下全部蒸发受热面；

（3）返料机构料腿一侧能否建立起足够的静压头。

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（4）脱硫所需最短气体停留时间；

（5）循环流化床锅炉的尾部烟道是否有足够高度布置全部对流受热面；（6）炉内蒸发受热面能否产生足够的自然水循环动力。

9、CFB锅炉炉膛内主要有那几种受热面？它们的作用是什么？

膜式水冷壁管--------主要蒸发受热面 翼墙管-----额外受热面以增大蒸发容量 Ω管受热面------二级过热器

10、为什么布风板必须具有一定的流动阻力？

一定的阻力对稳定流态化质量是有利的

当布风板下面的气流静压分布不均匀时，具有一定阻力的布风板产生一个均压作用，使流过布风板的气流速度处处相等，从而在炉内产生均匀的流化状态；

当炉内流化着的床料随机性地出现气固流动不稳时（如出现沟流等不正常流化状态），布风板能依靠自身的阻力，及时消除炉内不稳定流化状态。

即当炉内某处出现沟流时，由于沟流处的流动阻力很小，大量的气流会从沟流处短路穿过床层，若布风板具有一定的阻力，则会随气流增大，沟流处布风板阻力急剧 上升，从而阻止更多气流从沟流处短路并最终导致沟流现象消失。

11、简述旋风分离器的工作原理。

烟气携带固体颗粒切向进入圆筒形旋风分离器，并在分离器内形成向下的旋涡流动。在离心力作用下，烟气中的固体颗粒被抛向分离器筒壁，并沿壁面下滑进入连接分离器的立管中。烟气旋转到接近分离器锥体底部后，由于旋转速度降低，离心力减弱，在引风机抽力作用下，烟气携少量的细小固体颗粒沿分离器中心轴线反向旋转上升，最后从分离器中心筒流出分离器。

12、循环灰回送装置是怎样将循环灰从低压处送往高压处的？

在来自高压风机的高压风的作用下，回料阀内处于流化状态，立管内处于临界流化状态。从旋风分离器分离下来的循环灰，进入立管后，形成一定的静压头，在此静压头作用下，立管内的高温循环灰不断流入回料阀中，回料阀中的呈流化状态的物料高度不断上升，当这一高度超过回料阀出口高度时，高温循环灰就自动溢流进入炉膛。

13、大型电站循环流化床锅炉为什么要采用水冷风室和水冷布风板？水冷风室和水冷布风板是如何构成的？

14、为什么大型CFB锅炉要采用外置式流化床热交换器？

通过调节进入外置式换热器和直接返回炉膛的

循环灰流量的比例，实现床温控制和汽温控制的要求。

与不带外置式换热器的循环流化床锅炉相比，外置式换热器使燃烧与传热分开，大大

提高了床温、汽温调节和锅炉负荷调节的灵活性。它尤其有利于锅炉受热面的布

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置特别是

再热器的布置，易于循环流化床锅炉的大型化。①加大炉膛温度的调节范围 ②增强锅炉燃料的适应范围 ③更好的低负荷汽温特性 ④避免在炉内布置大量受热面 ⑤有利于再热器的保护

15、循环流化床锅炉的点火方式有哪几种？其工作原理有何不同？风道燃烧器与启动燃烧器的作用有何不同？

• • • • 风道燃烧器＋启动燃烧器＋床枪（高坝电厂）风道燃烧器＋启动燃烧器（宜宾电厂）启动燃烧器（南川爱溪电厂）风道燃烧器+床枪（300MWCFB）

16、简述135MWCFB锅炉的布置特点、烟风流程、过热蒸汽流程和再热蒸汽流程。

第二部分

1、在不同的氧化率时，吸收塔浆液池中的浆液会出现什么现象？

影响晶体尺寸的主要因素：氧化率

a)X<0.15：析出可溶性亚硫酸钙和半水硫酸钙； b)X>0.9：在浆液晶核上析出石膏；

c)0.15

2、解释下列术语：

（1）强制氧化；通过向反应罐中鼓入空气，将可溶性亚硫酸盐和重亚硫酸盐转变成硫酸盐，并以石膏的形式析出。

（2）抑制氧化；要使SO2 的氧化率低于0.15。在这种条件下，由反应式

和式

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生成的所有硫酸盐都会以可溶性亚硫酸钙和半水硫酸钙的形式析出。

（3）双膜理论

当气体与液体相互接触时，即使在流体的主体中已呈湍流，气液相际两侧仍分别存在有稳定的气体滞流层（气膜）和液体滞流层（液膜),而吸收过程是吸收质分子从气相主体运动到气膜面，再以分子扩散的方式通过气膜到达气液两相界面，在界面上吸收质溶入液相，再从液相界面以分子扩散方式通过液膜进入液相主体。

3、FGD系统浆液中的高浓度氯盐是如何形成的？它对FGD系统的运行有何危害？

氯化物主要从烟气中进入FGD 系统，大多数石灰石/石灰湿法烟气脱硫工艺都以“闭环”方式运行。同蒸发的水量相比，由于随副产品排出水量很少，所以氯盐随着时间的推移而在浆液中积累下来，形成高浓度氯盐。

较高的氯化物浓度会抑制石灰石的溶解并降低浆液碱度，降低SO2的脱除率； 并加速系统设备尤其是不锈钢部件的腐蚀速度。

4、在强制氧化石灰石湿法烟气脱硫系统中，当锅炉长期低负荷运行时，其水平衡会发生什么样的变化？

当锅炉低负荷运行时，通过烟气饱和蒸发及副产品带走的水量会成比例减少，但泵轴/真空泵密封水及除雾器冲洗水则不会成比例减少。在这种工况下，有时要比工艺所需水量消耗更多的补充水，称之为“正水量平衡”。如果系统长时间维持负水量平衡，就需要一个应急水池进行短时间的紧急正水量平衡供水，必要时将水排入这种应急水池。当水量平衡为负时，将其作为补充水回收送回到系统中。如果系统长时间维持正的水量平衡，系统中多余的水要么排走，要么改变某些设定值以减少系统的供水量。

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5、哪些煤质参数对FGD系统的运行性能有影响？它们会影响FGD系统的那些方面？

煤的热值与硫含量，-----临界参数

煤中的氯含量。-----高浓度的氯盐既影响浆液的碱度又影响其腐蚀性。浆液碱度会影响为满足所要求的SO2 脱除效率所需的液气比（L/G）和脱硫剂当量比。浆液的腐蚀性影响FGD 建造材料的选择和年运行费用。在这两种情况下，浆液中高浓度的可溶性氯盐对FGD 系统都是有害的。带有高浓度氯盐的系统要求一个较大的液气比（L/G）或脱硫剂当量比、耐腐蚀材料要求更高和较高的运行费用。

6、吸收塔中的雾化浆液喷嘴喷出的浆液直径过大或过小，对吸收塔的运行有何影响？

雾滴直径越小，一定量的浆液形成的表面积就越大，并且为达到一定的表面积所 要求的浆液量就越少；同时，更容易被烟气携带进入大气而不能被除雾器捕捉。

7、FGD制造商通常为石灰石FGD工艺提供哪5种类型的吸收塔 ？各有什么特点？ •（开式）喷雾塔

开式喷雾塔可做成圆形或矩形截面。烟气通常从塔的底部流入，然后向

上流动

可使整个吸收塔横截面都笼罩在雾化液滴的作用范围内 可以调节浆液泵的投运数目来达到要求的脱硫效率 布置有除雾器

• 喷雾淋盘塔

只需采用较矮的吸收塔、较小的总雾化流率，就可获得较高的脱硫效率，同时减少了吸收塔塔体的建造费用，减少了循环浆液泵的功率消耗；

增加了增压风机功率；增加了结垢的可能性；如果安装位置太高，又可能又减少了吸收塔中雾滴的总表面积。

• 填料塔

可以采用低压大喷嘴；

单位填料表面积可达35－140m2/m3，远高于喷雾塔10－15 m2/m3（估计值）;可采用较低的塔、较小的再循环浆液量，取得较高的脱硫效率。

• 双回路塔

对石灰石当量比（浆液pH值）、液气比及石膏品质之间的关系，进行了优化：

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上回路高pH值（高过量石灰石、低L/G）下回路低pH值（低过量石灰石、高L/G）

因此可在比单回路更低的过量石灰石、更高的石灰石利用率、更低L／G下运行。

尤其适用于生产商业石膏的强制氧化工艺。上回路中氯浓度较低，可节省材料费用

• 鼓泡塔

浆液池可以设计得更紧凑； 石膏晶体尺寸更大一些； 除尘效果好；

8、吸收塔中为何要布置除雾器？除雾器是如何将烟气中的水雾清除下来的？

将进入烟气的雾化浆液除掉。如果不清除这些雾化浆液，这些雾化浆液就会在下游的烟道或烟囱中造成固体或液体物质的沉积，腐蚀下游设备、烟道以及烟囱内衬，并造成烟囱周围地区“下雨”(液体、固体或浆液的排放)。

当含有雾沫的气体以一定速度流经除雾器时，由于气体的惯性撞击作用，雾沫与波形板相碰撞而被附着在波形板表面上。波形板表面上雾沫的扩散、雾沫的重力沉降使雾沫形成较大的液滴并随气流向前运动至波形板转弯处，由于转向离心力及其与波形板的摩擦作用、吸附作用和液体的表面张力使得液滴越来越大，直到集聚的液滴大到其自身产生的重力超过气体的上升力与液体表面张力的合力时，液滴就从波形板表面上被分离下来。除雾器波形板的多折向结构增加了雾沫被捕集的机会，未被除去的雾沫在下一个转弯处经过相同的作用而被捕集，这样反复作用，从而大大提高了除雾效率。

9、除雾器为什么要多级布置？解决高效除雾与除雾器清洗的矛盾。为什么第一级除雾器的正反面都要冲洗？超过95％的雾滴在第一级除雾器中被除掉。被捕获浆液雾滴的数量很大，从除雾器背面进行冲洗有助于防止浆液在叶片上沉积。当第一级除雾器叶片具有两个以上的转折或相当窄的叶片间距时，对第一级除雾器的背面进行冲洗就显得更加必要。

而第二级除雾器只需冲洗正面？通常不对最后一级除雾器的背面进行冲洗。

1、第二级除雾器的液滴负荷大大低于第一级除雾器

2、国外工业示范试验的结构表明，在3.0 至3.9m/s 的烟气速度下，冲洗水的10％至20％会进入到烟气中，然后直接进入下游烟道和烟囱中。这个水量很大，并有可能带来烟囱“下雨”的问题。

10、双回路吸收塔与单回路吸收塔相比，有何优点？为什么？45-46 双回路设计由于可对其不同的两个浆液循环回路分别进行工艺化学过程的优化。

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另一方面，对双回路吸收塔，通过控制不同回路中浆液池的PH 设定值，在达到单回路吸收塔相同的脱硫效率条件下，则可既保持较低的L/G，又可采用较低的过量石灰石。

上部回路运行在相对较高的PH 值下，其浆液中有较大的过量石灰石。这样在达到良好脱硫效果的条件下，可使L/G 值和所需的泵功率减到最少。下部回路运行在较低的PH 值下，因此浆液中只有少量的过量石灰石。下部回路中的石灰石主要来自上部回路浆液池的溢流浆液。

由于固体副产品从下部回路中抽出，因此浪费的石灰石比单回路吸收塔少。双回路吸收塔在应用于强制氧化并生产高纯度石膏墙板的工艺中尤其具有优势。当要求石膏副产品中的石灰石含量很低时，若采用单回路吸收塔，所需的L/G 值就高得多。

双回路塔的另一个优点涉及到浆液中的氯盐浓度。由于烟气中的HCl 比SO2 易溶解于浆液中，因此大部分HCl 被下部回路除去，即，使得下部回路中的PH 值较低。结果，吸收塔只有下部回路暴露在含有较高浓度氯化物浆液中。因此吸收塔上部回路可以采用较便宜的材料制造，在建造材料上可节约一部分投资。

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第二篇：洁净煤技术

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1气流床气化法：是用极细的粉煤为原料，被氧气和水蒸汽组成的气化剂高速气流携带进入气化炉气化的方法。在气化炉内，细颗粒粉煤分散悬浮于高速气流中，并随之并行流动，这种状态即称气流床。2费托合成：CO 在固体催化剂作用下非均相氢化生成不同链长的烃类混合物和含氧化合物的反应。

3型煤：用一定比例的粘结剂、固硫剂等添加剂，采用特定的机械加工工艺，将粉煤或低品位煤制成具有一定强度和形状的煤制品。4煤气甲烷化：甲烷化过程主要是使煤气中的H2和CO在催化剂作用下发生反应生成CH4的过程。

5煤化作用：泥炭或腐泥转变为褐煤、烟煤、无烟煤的地球化学作用。包括煤成岩作用和煤变质作用。

6半水煤气：在合成氨工业中为了满足合成气对N2的需求，通常在原有水煤气制备工艺的基础上配入部分N2，由此得到的煤气为。7煤气化：煤的气化过程是一个热化学的过程，它以煤或煤焦为原料，以氧气（空气、富氧或纯氧）蒸汽或氢气为气化剂，在高温的条件下，通过部分氧化反应将原料煤从固体燃料转化为气体燃料的过程。8干馏：是煤炭在隔绝空气的条件下，在一定温度范围内发生热解，生成固体焦炭、液体焦油和少量煤气的过程。

9酸雨：由于空气污染物而造成的酸性降水，当PH<5.6时为酸雨。10流态化：固体颗粒在自上而下的气流作用下，在床内形成具有流体性质的流动状态。11重介质选煤：是用密度介于煤与纤石之间的重液或悬浮液作为分选介质的选煤方法。重介质选煤的的基本原理：阿基米德原理。12水煤浆：是一种煤基的液体燃料，一般是指由60%-70%的煤粉、40%-30%的水和少量化学添加剂组成的混合物。

13煤的直接液化：又称加氢液化；一般是指将煤粉、催化剂和溶剂的混合在液化反应器中，在适宜的温度和压力条件下，将煤直接转化为液化油的过程。

14煤的间接液化：先通过煤气化生产合成气（CO+H2），将煤的大分子结构完全破坏，然后通过高活性催化剂作用在合成器合成产品。15煤的液化:是指在特定的条件下，利用不同的工艺路线，将固体原料煤转化为与原油性质类似的有机液体，并利用与原油精炼相近的工艺对煤液化油进行深加工以获得动力燃料，化学原料和化工产品的技术系统。

16燃烧引起的大气污染物有气态污染物（SO2、NOx、Hg、N2O、CO、CO2）、颗粒物（飞灰、烟煤）、有机污染物（碳氢化合物、PAH）、痕量重金属（Cd、Ni、Cr、Pb、As、Se、Ba）。

17煤的气化按反应器混合物流动状态分为固定床、流化床和气流床。18影响气化效率的因素有原料煤、气化剂、操作条件、不同的气化方法。

19常压移动床气化法通常包括煤气发生炉气化法、水煤气气化法和相应的两段炉气化法。

20脱硫工艺中采用的脱硫剂：钙法：CaO、CaCO3、Ca(OH)2；钠法：NaCO3、NaOH；氨法：液氨、NH4OH、NH4HCO3；镁法：MgO、Mg(OH)2；氧化锌法：ZnO；氧化铜法：CuO；活性炭法：C；海水法：H2O 21煤液化的产物是前沥青烯、沥青烯和油。F-T合成反应器有固定床、流化床、浆态床反应器三种类型。23煤制甲醇工艺主要由煤气化、合成气净化、合成甲醇和甲醇精馏4部分组成。

24煤直接液化一般工艺过程步骤为：将预处理好的煤粉、溶剂和催化剂按一定比例配成煤浆，然后经过高压泵与同样经过升温加压的氢气混合，再经过加热设备预热至400C左右，共同进入具有一定压力的液化反应器中进行液化。

25烟气湿法脱硫的优点及缺点？

答：由于是气液之间反应，脱硫速度快；煤种适应性好，脱硫效率和脱硫利用率都很高，在Ca/S比为1时，脱硫率可达90%以上，系统运行可靠稳定。缺点：脱硫后烟气温度较低，一般低于露点，所以需进行烟气再加热以减少腐蚀，同时有废水二次污染等问题.26各种烟气脱硫工特点？

答：干法/半干法脱硫特点：脱硫过程以干态为主，烟气温度降低较少，无需进行除雾和再热，脱硫产物是干态，无废水污染，不易腐蚀和结垢，同时工艺简单，投资和运行费用低。缺点是脱硫剂利用率低，因此当燃烧高硫煤或对脱硫效率要求严格时，脱硫剂的消耗最大。27煤间接液化基本原理？

答：间接液化技术的核心是费托合成，FT合成反应十分灵活，可以通过控制反应条件和H2/CO比，在高选择型催化剂作用下，调整反应产物的分布。其基本反应是一氧化碳加氢生成脂肪烃，nCO+2nH2→CnH2n+nH2O-Q, nCO+(2n+1)H2→CnH(2n+2)+nH2O-Q,与此同时，有H2O+CO→CO2+H2-Q，FT合成的烃类一般为C3及其以上烃类，甲烷等低烃是高温时出现的产物。

28煤直接液化过程，对煤种有何要求？反应过程的机理？

答：在选择煤种时大致原则：H/C比高，挥发分高，灰分低，镜质组和壳质组含量高。机理：在高温（400C以上），高压（10MPa以上）的条件下，煤的大分子结构将受热分解，基本结构单元之间的桥键首先断裂，生成游离的自由基团。此时如果遇到外界分子氢，自由基将发生加氢反应，形成稳定的低分子物，从而避免因重新聚合生成聚合物或大分子。

29煤直接液化过程溶剂的作用？

答;①将煤与溶剂制成浆液形式便于输送，同时可以有效地分散煤粒子，催化剂和液化反应生成的热产物，有利于改善多相催化液化反应体系的动力学过程②依靠溶剂能力使煤颗粒发生溶胀和软化，使其有机质中的键发生断裂③溶解部分H2，作为反应体系中活性氢的传递介质，或者通过供氢溶剂的脱氢反应过程，可以提供煤液化所需的活性氢原子④在有催化剂时，促使催化剂分散和萃取出在催化剂表面上强吸附的毒物。

30移动床气化炉内怎样分层? 答：在移动床气化过程中，由于原料煤和气化剂的逆流接触，使得沿床层高度方向上有一明显变化的温度分布。在不同温度区域内所进行的物理化学过程也不一样。对于常压移动床气化法来讲，一般自上而下可分为预热干燥层、干馏层、气化层/还原层、燃烧层/氧化层及灰渣层。

31流化床燃烧技术的特点？

答：①燃烧过程中，气固颗粒发生强烈的湍流混合，具有较高的传热和传质效率，也大大提高了燃烧热。②床层内固体颗粒混合均匀，使得温度分布均匀③由于具有大量的固体床料，可以存储足够的热量，使得燃料加热迅速且具有良好的燃料适应性且能和较低运行④颗粒流动平稳，适宜连续自动控制⑤不同粒径的颗粒在燃烧反应器中停留时间不同，燃尽程度也不同。特点：①燃烧适应性好②良好的环保性能③良好的负荷调节性能

MFT生产汽油基本原理及流程特点？

叙述：在MFT中，一段合成反应产物是C1-C40的烃类混合物，为了提高汽油馏分的产率，将一段合成的产物，通过设有分子筛催化剂的二段反应器中进行反应，使一段反应产物发生裂解、脱氢、环化、低分子烯烃聚合等反应，最终得到主要是C5-C11的汽油馏分。

特点：以煤基合成气为原料；产品中汽油比例较高，质量较好；CH4和气态烃含量较少, C12+的高分子量重质烃含量极少；

产品分布可调性大；通过选用催化剂和调节工艺参数的优化组合，可改变产物分布和选择性；工艺技术比较成熟，易于放大。33 IGOR直接液化工艺流程和过程描述及特点？

答：IGOR直接液化工艺流,大致可以分为煤浆制备、液化反应、两段催化加氢、液化产物分离和常减压蒸馏等工艺过程。制得的煤浆与氢气混合后，经预热器进入液化反应器。反应器操作温度仍为470C，但反应压力降到了30MPa。反应器顶端排出的液化产物进入到高温分离器，在此将轻质油气、难挥发的重质油及固体残渣等分离开来。其中分离器下部的真空闪蒸塔代替了IG法的离心分离器，重质产物在此分离成残渣和闪蒸油，前者进入气化制氢工序，后者则与从高温分离器分离出的气相产物一并送人第一固定床加氢反应器。该反应温度为350-420C。加氢的产物进入中温分离器，从底部排出的重质油作为循环溶剂使用，从顶部出来的馏分油气进入第二固定床反应器再次加氢处理，由此得到的加氢产物送往气液低温分离器，从中分离的轻质油气送入气体洗涤塔，回收其中的轻质油，而洗涤塔塔顶排出的富氢气体则循环使用。特点：①煤液化反应和液化油提制加工在同一个高压系统内进行，既缩短和简化了工艺过程，也可得到质量优良的精制燃料油。②固体分离以闪蒸塔代替离心分离装置，生产能力大，效率高。同时，煤液化反应器的空速也较以往有较大的增加，从而也提高了生产能力。③以加氢后的质油作为循环溶剂，使得溶剂具有更高的供氢性能，有利于提高煤液化过程的转化过程的转换率和液化油产率。34甲烷化过程主要是使煤气中的H2和CO在催化剂作用下发生反应生成CH4，CO+3H2→CH4+H2O,同时还会发生水煤气变换反应CO+H2O→CO2+H2以及其他生成CH4的次要反应CO+4H2→CH4+2H2O,2CO→C+CO2，C+2H2→CH4

第三篇：《洁净煤技术》

洁净煤技术（CCT）的概念是２０世纪８０年代中期美国首先提出的，是指在煤炭开发和加工利用全过程中旨在减少污染与提高利用效率的加工﹑燃烧﹑转换及污染控制等技术的总称，是使煤作为一种能源应达到最大限度潜能的利用，而释放的污染物控制在最低水平，达到煤的高效清洁利用的技术。

清洁煤技术主要包括两个方面：

一是直接烧煤洁净技术。这是在直接烧煤的情况下，需要采用相应的技术措施：

①燃烧前的净化加工技术，主要是洗选、型煤加工和水煤浆技术。

②燃烧中的净化燃烧技术，主要是流化床燃烧技术和先进燃烧器技术。流化床又叫沸腾床，有泡床和循环床两种，由于燃烧温度低可减少氮氧化物排放量，煤中添加石灰可减少二氧化硫排放量，炉渣可以综合利用，能烧劣质煤，这些都是它的优点；先进燃烧器技术是指改进锅炉、窑炉结构与燃烧技术，减少二氧化硫和氮氧化物的排放技术。

③燃烧后的净化处理技术，主要是消烟除尘和脱硫脱氮技术。消烟除尘技术很多，静电除尘器效率最高，可达９９％以上，电厂一般都采用。脱硫有干法和湿法两种，干法是用浆状石灰喷雾与烟气中二氧化硫反应，生成干燥颗粒硫酸钙，用集尘器收集；湿法是用石灰水淋洗烟尘，生成浆状亚硫酸排放。它们脱硫效率可达９０％。

二是煤转化为洁净燃料技术。主要有以下四种：

①煤的气化技术，有常压气化和加压气化两种，它是在常压或加压条件下，保持一定温度，通过气化剂（空气、氧气和蒸汽）与煤炭反应生成煤气，煤气中主要成分是一氧化碳、氢气、甲烷等可燃气体。用空气和蒸汽做气化剂，煤气热值低；用氧气做气化剂，煤气热值高。煤在气化中可脱硫除氮，排去灰渣，因此，煤气就是洁净燃料了。②煤的液化技术，有间接液化和直接液化两种。间接液化是先将煤气化，然后再把煤气液化，如煤制甲醇，可替代汽油，我国已有应用。直接液化是把煤直接转化成液体燃料，比如直接加氢将煤转化成液体燃料，或煤炭与渣油混合成油煤浆反应生成液体燃料，我国已开展研究。③煤气化联合循环发电技术，先把煤制成煤气，再用燃气轮机发电，排出高温废气烧锅炉，再用蒸汽轮机发电，整个发电效率可达４５％。我国正在开发研究中。④燃煤磁流体发电技术，当燃煤得到的高温等离子气体高速切割强磁场，就直接产生直流电，然后把直流电转换成交流电。发电效率可过５０％～６０％。我国正在开发研究这种技术。

清洁煤技术是当前国际上解决环境问题的主导技术之一，也是高技术国际竞争的重要领域之一。多年来，我国围绕提高煤炭开发利用效率、减轻对环境污染进行了大量的研究开发和推广工作，并随着国家宏观发展战略的转变，已把清洁煤技术作为可持续发展和实现两个根本转变的战略措施之一，得到了中央政府的大力支持。按照国务院1997年批准的《中国洁净煤技术九五计划和2010年发展规划》，中国洁净煤技术包含四个领域、十四项技术：

1)煤炭加工领域：选煤、型煤、水煤浆；

2)煤炭高效燃烧与先进发电技术领域：CFBC、PFBC、IGCC； 3)煤炭转化领域：气化、液化和燃料电池；

4)污染排放控制与废弃物处理领域：烟气净化、电厂粉煤灰综合利用、煤层气的开发利用、煤矸石和煤泥水的综合利用。

煤炭加工是指在原煤投入使用之前，以物理方法为主对其进行加工，这是合理用煤的前提和减少燃煤污染的最经济的途径。主要包括煤炭洗选、型煤、水煤浆制备。

原煤洗选采用筛分、物理选煤、化学选煤和细菌脱硫方法，可以除去或减少灰分、硫等杂质；煤炭经洗选可大大提高燃烧效率，大大减少污染物排放，入选1亿吨原煤一般可减少燃煤排放的SO2，100～150万吨，成本仅为洗涤烟气脱硫的十分之一。型煤加工是把散煤加工成型煤，由于成型时加入石灰固硫剂，可减少二氧化硫排放，减少烟尘，还可节煤；水煤浆是用优质低灰原煤制成代油燃料，燃烧效率高，烟尘、S02、NOx等排放都低于燃油和散煤,可以代替石油。

煤炭高效、洁净燃烧与发电技术是洁净煤技术的核心。从煤炭中获取能量主要靠燃烧，目前以循环流化床锅炉(CFBC)的适应煤种广，燃烧效率高，且易于实施床内脱硫，与常规粉煤锅炉比S02、NOx,可减少50％以上，较采用粉煤锅炉加净化装置可节约投资10％～15％。CFBC(包括常压AFBC、增压PFBC)是近年来国际上竞相发展的洁净燃烧技术；发展高效低污染粉煤燃烧(先进的燃烧器)应以稳燃、高效、低污染和防结渣作为开发燃煤技术与燃烧器的目标；燃煤联合循环发电包括煤气化联合循环发电(1GCC)和增压流化床联合循环发电(PFBC—CC等)是新—代高效、洁净燃煤发电技术。IGCC电厂供电效率可达50％～52％，脱硫率可达99％，NOx排放只有常规电厂的15％～30％、耗水只是常规电厂的1／3到1／2。

煤炭转化是指以化学方法为主将煤炭转化为洁净的燃料或化工产品，包括煤炭气化、煤炭液化和燃料电池。煤炭转化以气化为先导，以碳一化工为重点，走燃料化工和煤深加工的技术路线。作为化工原料，煤化工在芳烃生产方面有石油化工和天然气化工所不具备的优势。煤炭气化包括完全气化、温和气化(低温热解)和地下气化是实现煤炭洁净利用的先导技术和主要途径。多年来针对不同用户开发了多种气化工艺。从发展趋势看应优选煤种适应广、技术先进的流化床和气流床气化技术；煤炭液化是将煤在适宜的反应条件下转化为洁净的液体燃料和化工原料。工艺上分为直接(加氢)液化和间接(先气化)液化和由直接液化派生的．煤油(废塑料等)共炼工艺。发展替代液体燃料是一项带战略意义的任务；燃料电池是直接将资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。

污染排放控制与废弃物处理：工业污染防治要逐步从生产末端治理转到源头和生产全过程的控制，把分散治理与集中控制结合起来，把浓度控制与总量控制结合起来，并把燃煤所造成的污染放在突出位置。因此，对煤炭开发利用中产生的污染和废弃物进行控制和处理是实现国家环保目标使煤炭成为高效、洁净、可靠能源的重要环节。烟气净化是清除煤炭燃烧产生的烟气中的有害物质(灰尘、S02、NOx)。在我国燃煤锅炉排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物是空气污染的主要原因。从各个环节脱除煤中的硫是洁净煤技术的重要内容。

废弃物处理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。主要用途是回填采空、作为建筑工程填料、筑路造地、回收有用成份及作燃料、建筑材料和改良土壤等用。我国矿区煤矸石每年的排放量约为1.5～2亿吨，主要利用途径是发电、生产水泥和烧砖，但利用总量较少。煤层甲烷(又称煤层瓦斯或煤层气)是与煤共生，开采煤炭时从煤体内析出。它是一种优质能源，但同时又是煤炭开采的一种主要灾害，其大量排空对全球环境变化(温室效应)有较大影响。目前世界上主要产煤国对煤层甲烷的资源化开发利用程度较高，主要方法是地面钻井开采。美国1993年煤层气的产气井有5000余口，产气量达到207亿立方米。我国煤层气的开发利用程度还很低，主要是采取井巷抽放，但气体利用价值低，地面开采尚处于探索研究阶段，正在开展示范工程并与国外进行合作勘探。粉煤灰是燃煤电站排出的固体废弃物，欧美发达国家的大型电厂已将烟气净化。灰渣干排、干灰调湿等纳入电厂规划，达到既清洁发电又使粉煤灰资源化，粉煤灰被大量应用于筑路、生产水泥和优质混凝土、制砖及其它建材，并将粉煤灰大量用于建筑高速公路。中国粉煤灰研究和利用的重点是大用量方向，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，已推广于沪宁、京深及京冀公路建设。还用于矿区回填、农业上改良土壤、墙体材料烧结砖、混凝土、粉煤灰水泥等。我国煤矿大量矿井水外排与矿区严重缺水局面并存，如我国有约70%的矿区缺水甚至严重缺水，随着煤矿城市社会、经济的迅速发展，煤炭生产基地的战略西移，水资源的供需矛盾将日趋紧张。许多矿井水含有大量悬浮物及少量有害元素。因此，最大限度地处理和净化矿井水，使之资源化，对减少矿区环境污染、缓解干旱缺水地区用水紧张情况起到积极作用。目前，主要的矿井水处理方法有混凝沉淀法、电渗析法、反渗透法和中和法。混凝沉淀法主要用于处理含悬浮物矿井水；电渗析法和反渗透法用于处理高矿化度矿井水；中和法是处理酸性矿井水最常用的一种方法。

一、洁净煤授术的重要性

我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，目前煤炭在我国能源结构中约占70％。在完全开发水电、充分利用核能和非水力可再生能源、充分考虑油与气进口潜力的前提下，煤炭在一次能源消费构成中将长期占据主导地位，预计到21世纪中叶约为50％。但是，煤炭高效浩净利用难度大，带来了严重的环境污染和生态破坏。1999年我国SO2放量达1858万ｔ，居世界第一，其中约85％是燃煤排放造成的；酸雨面积已超过我国国土面积的40％。我国CO2排放量仅次于美国，居世界第2位。由温室气体引起的全球变暖已引起世界范围内的高关注，对于能源结构以煤炭为主而且在相当时期内难以根本改变的我国，更是一种严峻的挑战。

2000年我国石油进口依存度（净进口量占消费量比重）己超过30％，进口量达7000万ｔ，预计2010年将达40％。在国际局势变幻不定的形势下，保障石油的可靠供应对国家安全至关重要。随着我国人民生活水平的提高，国内油、气供应能力与需求之间的缺口将越来越大。通过气化、液化和其他方式将煤高效地转化为洁净燃料，是我国必须进行长期努力的目标。

中国是世界第一大煤炭生产与消费国，2001年煤炭在一次能源的生产和消费中分别占68和67。在相当长时期内中国以煤为主要能源的生产和消费结构不会发生改变。煤炭在为国民经济作出巨大贡献的同时,其开发利用过程也产生了很严重的污染。中国是典型的煤烟型大气污染国家。据2000年《中国环境状况公报》资料显示，全国废气中SO2、烟尘排放总量分别为1995万吨、1165万吨，导致酸雨的覆盖面积已达国土面积的30。据粗略统计，SO2等大气污染造成的经济损失总量达到GDP的2以上。燃煤造成的二氧化硫及总悬浮颗粒物的排放量分别约占85和70，造成的经济损失年高达1000亿元以上。由于中国落后的燃煤技术及装备，导致中国主要工业产品能耗比先进国家高出20～60，能源效率为34，比先进国家低10个百分点。因此，发展洁净煤技术是提高中国能源效率、减少环境污染的重要途径。

洁净煤技术是当前世界各国解决环境问题的主导技术之一，也是高技术国际竞争的重要领域之一。我国围绕提高煤炭开发利用效率、减轻对环境污染开展了大量的研究开发和推广工作。随着国家宏观发展战略的转变，中国政府把洁净煤技术作为可持续发展和实现两个根本转变的战略措施之一。我国于1994年成立了煤炭工业洁净煤工程技术研究中心，1995年成立了国家洁净煤技术推广应用领导小组，1997年国务院批准了《中国洁净煤技术九五计划和2010年发展纲要》。在中国国民经济第十个五年计划和煤炭工业“十五”规划中，都强调要加大洁净煤技术研究开发力度，扩大洁净煤领域的对外开放，推进洁净煤技术的产业化。洁净煤技术涉及多行业、多领域、多学科，是一项庞大的系统工程。中国发展洁净煤技术的目标：一是减少环境污染,如SO2、NOX、煤矸石、粉尘、煤泥水等；二是提高煤炭利用效率,减少煤炭消费；三是通过加大转化，改善终端能源结构。目前，中国已成了世界上最大的洁净煤市场。研究与开发洁净煤技术的主耍目的是攻克煤气化、煤炭液化、洁净煤发电技术和综合利用新技术中的关键技术，大幅度提高煤炭转换过程中的效率和控制污染，提供优质替代燃料，优化终端能源结构，保障能源安全。

为了减少直接烧煤产生的环境污染，世界各国都十分重视洁净煤技术的开发和应用。经过20 多年的发展国外的煤炭气化、液化以及发电技术已经日趋成熟。通过实施洁净煤技术,煤矿企业在经济上增加盈利,环境由此得到改善,使经济增长和保护环境协调发展。我国是烧煤大国，７０％以上的能源依靠煤炭，大力发展洁净煤技术有更重要意义。

4.发展洁净煤技术的重大意义

首先，采用煤炭加工技术，可有效降低原料煤的灰分和硫分，实现煤炭燃前脱硫降灰，大幅度减少大气污染物排放，减少煤炭利用的外部成本。

其次，发展煤基合成燃料可以促进能源供应来源的多样性，改善单一的能源结构，在相当程度上缓解我国石油、天然气供应不足的问题，且经济投入和运行成本大大低于采用石油和天然气，有利于我国清洁能源的发展及长远的能源安全。

第三，洁净煤技术汇集了电子、信息、自动化、环境科学等高新技术，已不再是传统的煤利用技术。

总之，洁净煤技术的开发与应用正处方兴未艾之势，国民经济和社会发展第十个五年计划已将洁净煤技术列为能源建设的重要内容，我国洁净煤技术将进入产业化发展阶段

第四篇：洁净煤技术

二、洁净煤技术

（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0.5～0.04mm级煤泥时，无机硫脱硫率为67.90～70.30%。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40－100％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41－43％）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52％－57％。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63％－68％；

（七）燃料电池

科技部在UNDP的支持下正在推动燃料电池公共汽车示范计划。

（八）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

（九）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。

（十）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、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50％－70％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

第五篇：洁净煤技术

洁净煤技术介绍

煤炭对于国民经济的重要作用

改革开放二十多年来，我国经济得到了快速发展。这是以能源消费的增长作为支撑的，2003年全国一次能源消费总量达到16.78亿吨标准煤，比1980年翻了一番多。煤炭在2003年我国一次能源消费结构中仍然占67.1%，是我国的主要一次能源。

煤炭还是我国工业的主要食粮。2003年电力、冶金、建材和化工等4个行业共消费煤炭12.8亿吨，占全国煤炭消费总量的80.5%。我国电力的80%以上来自于煤炭，发电与供热用煤已占到国内煤炭消费总量的54.7%。

煤炭消费引起的污染

与此同时，大量煤炭消费也引起严重的环境问题。据统计2002年全国二氧化硫排放总量为1927万吨，2003年由于煤炭消费总量的增加，又上升至2158.7万吨。这来源于燃煤。2002年全国烟尘总排放量1013万吨，有63.2%的城市颗粒物超过国家空气质量二级标准，2003年又上升至1048.7万吨。燃煤是微颗粒的主要来源之一。目前酸雨覆盖区在我国已扩大到约占国土总面积的30%。2003年有265个城市中出现酸雨，污染情况较2002年严重。据中国环境科学院研究，燃煤电厂排放的二氧化硫是造成酸雨的主要原因。全国每年因二氧化硫和酸雨造成经济损失上亿元。

分析引起燃煤污染的原因，主要有以下几个：

一是煤炭本身污染物排放量高。煤炭的硫和灰分含量远高于天然气和轻油，原始排放量就高。

二是燃煤技术落后。我国涉及煤炭利用的相关传统产业工艺与技术普遍落后，有大量低效的燃煤锅炉、窑炉、小型气化炉等存在，能源效率低下，污染严重。如我国单位GDP能耗是世界平均水平的3.4倍，为美国的3.5倍，日本的9.7倍。民用直接燃煤有的效率还不到20%。美国的煤炭消费总量一直与中国相差不大，但由于大量使用洁净煤技术，并没有引起严重的环境污染。

三是大量燃煤锅炉没有脱硫措施。至2003年年底，我国燃煤电站(包括已建和在建)安装脱硫装置的机组仅占总装机容量6.9%；燃煤工业锅炉和窑炉绝大部分没有脱硫措施，有的甚至没有良好的除尘装置。

四是终端能源结构比例成问题。2000年我国终端能源消费结构中煤炭占36.2%，与世界终端能源消费结构差别很大。

发展洁净煤技术是主攻方向

我国许多城市已在解决燃煤污染方面做了许多尝试。

其一是清洁能源替代。过去的几年，我国不少大中城市在清洁能源替代方面做了很多工作，如设置无燃煤区、淘汰小型燃煤锅炉、大力推广天然气和燃油锅炉等，但推进过程中也遇到石油短缺、天然气供应受地域限制、清洁能源的价格高等问题。

其二是采用节能技术减少能源消费总量。这几年我国节能工作取得显著效果，年均节能率为4.6%。在此前提下能源消费仍以每年4.3%的速度增长。靠节能只能缓解、但不能解决各地能源供应紧张问题。

其三是发展洁净煤技术。洁净煤技术是从煤炭开采到利用全过程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。清洁能源行动18个试点城市的经验表明，发展洁净煤技术，可起到以下作用：

——可有效减少污染。各地电厂普遍采用烟气净化技术后，脱硫率达90%以上。多数城市推广应用低硫煤或洗选煤。煤炭洗选一般可降低灰分50%～80%，脱硫35%～40%。

——可有效提高能源效率。采用超临界发电机组效率可达42%以上；循环流化床燃烧劣质煤，效率可达95%以上。

——可经济有效地保证能源安全、促进可持续发展。按同等发热量计算，我国煤炭资源是石油和天然气总和的12倍。发展洁净煤技术，可在相当程度上缓和石油、天然气供应不足的问题，且运行成本大大低于石油和天然气。

18个城市的经验表明，发展洁净煤技术，不仅可获得良好的环境效益和社会效益，还可获得相当宏观经济效益。

中国采用的洁净煤技术

我国洁净煤技术立足于本国能源资源特点，贯穿于煤炭开发、加工、转化、终端利用全过程。根据1997年国家计委发文印发经国务院批准的《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》，现阶段中国洁净煤技术包括煤炭加工、高效燃烧及先进发电技术、煤炭转化、污染物资源化再利用等方面的十八项技术。

近几年，通过引进和自主知识产权开发，一些可有效提高能源效率、减少污染的大型先进技术(如超临界机组、大型烟气脱硫技术FGD、循环流化床锅炉、煤炭气化等)得到了推广应用，420吨/小时以下循环流化床锅炉、石灰石-石膏法湿式烟气脱硫技术等实现了国产化。煤炭洗选、配煤、先进工业锅炉技术、实用脱硫技术、煤矸石发电及其他综合利用技术等得到广泛应用。但洁净煤技术的总体发展不能满足经济发展及环境的需求。主要的技术项目有：

(1)煤炭加工技术包括选煤、型煤、水煤浆、动力配煤等。在煤炭利用前进行煤的洗选和加工，可有效降低煤中灰分、硫分，提高煤炭质量，达到减少煤炭利用过程中污染物排放的目的。

煤炭洗选 采用物理选煤和化学选煤技术，可有效脱除煤中矿物质，脱除50-80%的灰分和30-40%的硫分。截止2002年，我国原煤入洗比例已达33%。

动力配煤 将不同的单种煤按不同比例、配入添加剂后混合，形成化学组成、物理性质和燃烧特性完全不同的“新煤种”，可保证燃煤特性与用煤设备设计参数相匹配、提高设备热效率，还可充分利用低质煤或当地煤炭资源。

型煤 民用型煤已得到广泛使用。气化用工业型煤提供了全国化肥工业约60%的造气原料。最近两年，一些城市由于环境的原因又开始推广应用锅炉用动力型煤。

水煤浆 将一定比例的煤炭(约67-70%)、水(约30%)、部分添加剂(约1-2%)磨碎混合后，形成一种可以流动的煤基流体燃料，具有易燃、污染低的特点，在中国的主要用途是替代燃料油，用作燃油锅炉的替代燃料。

(2)煤炭高效燃烧及先进发电技术主要有循环流化床燃烧、增压流化床燃烧以及整体煤气化联合循环和超临界机组等，可显著提高发电效率。

循环流化床燃烧技术(CFBC)由于其适于劣质煤燃烧、可炉内脱硫的特点，在中国快速推广应用，是发展最快的先进燃烧技术。容量在240吨/小时以下的CFBC已在中国实现商业化。

增压流化床燃烧联合循环技术(PFBC-CC)采用与常压流化床锅炉相似的技术原理，在增压下工作。增压流化床燃烧联合循环发电能较大幅度地提高发电效率，减少环境污染。2000年末，中国自行研制开发的徐州贾汪15兆瓦中试电站投入综合试运行。

超临界机组 是世界上唯一先进、成熟和达到商业化规模应用的洁净煤发电技术。由于具有发电效率高、投资相对较低的特点，被中国电力行业列为重点发展技术，近两年新电厂建设大部分采用超临界机组，全部为进口。

整体煤气化联合循环(IGCC)发电系统，是将煤气化技术与高效联合循环相结合，既能提高发电效率，又有很好的环保性能。中国第一座IGCC示范电站(等级为300～400兆瓦)已开始招标。

(3)煤炭转化技术主要包括煤炭气化、煤炭液化等。从石油安全考虑，国家鼓励发展大型煤炭气化，煤炭液化正在进行商业化示范。

煤炭气化 煤炭气化技术在中国主要用于生产化工合成原料气、工业燃气、民用煤气、冶金还原气，它还可用于联合循环发电燃气、制氢、以及作为燃料油合成原料气和煤炭液化的气源。目前中国应用的先进加压固定床气化(鲁奇炉)、气流床气化(Texaco 气化炉)和干粉煤加料Shell技术均为引进技术。煤炭液化煤炭液化技术是将固体煤炭转化为液体燃料、化工原料和产品，它以发动机用燃料油为主要目标产品，同时生产大量化工产品。分直接液化和间接液化两种。煤直接液化即用煤直接加氢制油，生产的产品有优质汽油、柴油和航空燃料，还有芳烃化合物等化工产品。煤间接液化即先将煤气化、用煤气化合成油，生产的产品中有油品，还有蜡、乙烯、丙烯、聚合物、醛、醇、酮等化工产品。

燃料电池技术 燃料电池是一种将储存在燃料和氧化剂中的化学能直接转化为电能的装置，是公认的高效绿色能源。中国在质子交换膜燃料电池PEMFC方面，单项技术有了自己的知识产权，已具备电池关键材料制备、部件试制，组装千瓦级电池组和进行应用系统开发的能力。总体水平与先进国家仍有较大差距。

多联产 多联产系统是指利用“合成气”进行的跨行业、跨部门生产，它通常以整体煤气化联合循环(IGCC)为源头，与其他煤化工技术结合，得到多种具有高附加值的化工产品、液体燃料、电和热等。中国的多联产技术仅处于从概念性探索到基础性研究的阶段。

(4)污染物控制与资源再利用燃煤污染物控制技术主要包括煤层气开发利用、烟气净化、电厂粉煤灰综合利用、煤矸石的综合利用和矿井水资源化。

未来应该大力发展的技术

未来煤炭的主要用户仍为电力、工业锅炉和工业窑炉、炼焦与喷吹、化工生产替代燃料油、民用。要满足我国环境质量不断改善的要求，各煤炭主要用户均应加快洁净煤技术的发展。我们建议发展如下技术：

一是先进、高效、低污染的洁净发电技术，应将国际上商业化成熟技术超临界和超超临界燃煤发电机组作为新发展主力机组(全部配套烟气脱硫装置FGD)，以循环流化床CFBC发电机组为补充，推广应用低氮氧化物燃烧器和烟气脱硫脱氮一体化技术。

对于现有燃煤机组加以改造，有条件的加装烟气脱硫装置FGD，不适宜加装FGD的老电厂，必须燃用低硫煤(或洗选煤，硫分<0.6%)，同时加强除尘和使用低氮燃烧器。

二是减少燃煤工业锅炉污染的技术，比如循环流化床(加炉内脱硫)、采用除尘脱硫技术、燃用不同燃料(洗选煤、固硫型煤、水煤浆、天然气、电)、节能技术+洗选煤等。考虑环境的影响因素后，工业锅炉烧散煤、洗选煤、固硫型煤、水煤浆、重油和天然气的运行成本之比为1誜1.1誜1.2誜1.45誜2.3誜3.1。

三是发展以先进煤气化为气源的化工生产。加速淘汰落后的煤气化技术和小化肥企业。

从长远来讲，煤气化技术不仅是化工生产的原料气，还是多联产技术的源头，是生产氢能和燃料电池的气源，必须加快发展。

四是发展替代燃料油。水煤浆作为锅炉燃料技术已成熟，近期应在中国推广应用。

从长远讲，应将煤炭液化作为战略储备技术，直接由煤生产油品和化工产品，部分弥补石油不足。神华集团年产100万吨煤炭直接液化示范厂已开工建设，同时应该考虑发展煤制甲醇和二甲醚技术，作为替代燃料或能源载体。

五是改善民用燃料的使用情况。从环境上考虑，城市家庭生活用能应进一步增大天然气、LPG、LNG、电力等的比例；冬季供暖推广燃煤热电联供和集中供热，加后续脱硫处理，逐步替代或取消分散的小型燃煤锅炉；农村用能应进一步加大小水电、沼气和省柴灶等的比例。

煤炭工业洁净煤技术研究中心的研究表明，若全国全面采用洁净煤技术，在2000-2020年期间，可减排二氧化硫1.23亿吨，减少硫造成的经济损失约6080亿元。

洁净煤技术需要国家政策支持

洁净煤技术的发展几乎涉及全社会各个方面，如管理、政策、实施、技术开发、设备制造、商业化应用、煤炭生产与供应、环境保护、所有煤炭及能源用户等等，不仅仅是技术问题，更是系统问题，必须有国家政策和机制的强劲推动作为保障，因此我们建议：

——要加强洁净煤技术发展的统一规划和统一管理，有全国发展计划、有发展重点和优先次序，有统一布局和管理，允许各地发展适宜本地区的技术，避免搞全国一刀切。

——形成国家统一的洁净煤技术政策体系，使洁净煤技术与环保、节能、高新技术开发应用等有机地结合起来。

——国家对大型商业化洁净煤技术项目给予必要的激励政策。

——进一步加强关键技术的开发研究和工业示范，激励先进技术的采用与发展。

——加强环境驱动和对燃煤用户的环境监管。

——国家煤炭供应体系上予以改革，逐步实现将低硫、低灰优质煤优先供应中小型工业锅炉及其他中小用户，将质量较差的煤炭供电站锅炉集中处理的煤炭供应体系。

——建立和形成企业作为洁净煤技术发展主体的机制，发展现代煤炭加工及转化基地，建设大型洁净煤技术项目。

——加强关于洁净煤技术的宣传，提高公众环境意识和对环境的监督能力。