1.煤炭洗选与加工

　　（1）煤炭冼选。煤炭经洗选后可显著降低灰分和硫分的含量，减少烟尘、SO2等污染物的排放。目前发达国家原煤洗选率为50％～90％，选煤技术已广泛应用。我国己建选煤厂洗选能力约5亿吨，但由于政策及技术等原因，我国煤炭人洗比例仍比较低（20％～30％）。平均厂型小、设备可靠性差等导致选煤成本偏高，这是制约我国选煤技术发展的主要原因。

　　（2）型煤和水煤浆。型煤分为民用型煤和工业型煤两类。民用型煤与烧散煤相比，燃烧效率大大提离，节煤20％-30％，烟尘和SO2排放可减少30％～60％。工业锅炉燃烧型煤比燃烧原煤节能15％左右，原始排尘减少70％～80％，总固硫率30％～50％。美国、穗国、荷兰、法国、前苏联、韩国和日本等国均有研究机构和工业化生产厂，在褐煤成型、型焦生产、锅炉和机车型煤应用等方面有成熟的技术。

　　我国民用型煤技术己达较高水平，城镇民用型煤销售量约4000万吨／年。工业型煤应用有锅炉、型焦、化肥、城市煤气、机车、燃料气型煤等。鉴于工业锅炉型煤比原煤散烧价格要高50-70元／吨，其推广应用主要取决于国家适时出台优惠政策及大气污染防治法对使用型煤的规定。

　　水煤浆具有燃烧时火焰中心温度较低、燃烧效率高、SO2及NO2排放量低的特点，是一种新型的煤代油燃料。我国已进人商业化发展阶段，建成了9座制浆实验厂，总能力为176万吨/年。1999年以来，白杨河电厂一直连续燃用水煤浆。目前又有4个电厂已燃用水煤浆，并进人商业运行。

　　2.煤炭转化

　　煤炭转化技术包括气化技术和液化技术。

　　（1）煤炭气化。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，并使煤中的疏、灰分等在气化过程中或之后得到脱除，使污染物排放得到控制。煤炭气化近年来在国外得到较大发展，目的是为煤的液化、煤气化联合循环及多联产提供理想的气源，扩大气化煤种，提高处理能力和转换效率，减少污染物排放。在100多年历史的研究开发于商业化应用中，相继开发出多种气化技术和工艺，按技术特点可粗略地划分为固定床、流化床和气流床气化技术。

　　早期的煤气化技术多采用固定床，最有代表性的是1933年Lurgi开发的加压气化炉，几经修改完善，沿用至今。该炉型的生产强度较低（以炉截面计，仅为气流床的一半），尚未出现特大型的商业装置，但投资小、易操作，因而仍有一定的市场。

　　流化床气化炉始于1922年德国的Winkler此后HTW、U-Gas、KRW等技术相继问世。在中小型煤气化和部分化工原料气生产中，有一定优势。

　　气流床气化炉在技术上具有优势，其共同特点是加压（3～6.5MPa）、高温、细粒度，但在煤处理、进料形态与方式、实现混合、炉壳内衬、排渣、佘热回收等技术单元上又形成了不同风格的技术流派。比较有代表性的是以水煤浆为原料的德士古、Destec气化炉等，以干粉煤为原料的壳牌炉、Prenflo气化炉等，大多处于商业化示范和应用阶段。世界上250MWe以上的整体煤气化联合循环电站都采用气流床煤气化炉。

　　我国的煤炭气化技术水平还较低，目前采用的工艺主要是固定床常压气化工艺，采用的炉型多为混合煤气发生炉、水煤气发生炉等，效率不高。近年来，通过引进和消化吸收国外的技术，已有一些企业采用新的气化炉技术。在水煤浆气化领域，我国积累了较多研究开发经验，特别是在“新型（多喷嘴对置）水煤浆气化炉”方面取得了突破性进展。中试装置的运行结果表明：有效气成分达到83％，比相同条件下的德士古生产装置高1.5％～2％；碳转化率＞98％，比德士古高2％-3％；比煤耗、比氧耗均比德士古降低7％，显示了良好的商业应用前景。自主开发的流化床气化技术己完成了工业性实验。我国还在干煤粉加压气化技术方面进行了相关的攻关研究，也取得了一定的进展。但这些进展离商业化应用还有较大差距。

　　（2）煤炭液化。

　　煤炭液化分为间接液化和直接液化。煤间接液化是将煤首先经过气化制得合成气（CO＋H2），合成气再经催化合成（F-T合成等）转化成有机烃类。煤间接液化的煤种适应性广，并且间接液化过程的操作条件温和，典型的煤间接液化的合成过程在250℃、15～40个大气压下操作。此外，有关合成技术还可以用于天然气以及其他含碳有机物的转化，合成产品的质量高，污染小。

　　煤间接液化合成油技术在国外已实现大规模工业化。南非基于本国丰富的煤炭资源优势，建成了年耗煤近4200万吨、生产合成油品约500万吨和200万吨化学品的合成油厂。在技术方面，南非SASOL公司经历了固定床技术（1950～1980）、循环流化床（1970～1990）、固定流化床（1990～）、浆态床（1993～）4个阶段。

　　20世纪90年代中期，我国在加紧开发合成汽油固定床工艺的动力学和软件包的同时，开展了合成柴油催化剂和先进的浆态床合成汽油工艺的研究。1998年以后，自主开发了铁催化剂（ICC-IA），合成效率接近SASOL水乎，有望在大规模生产后使成本从8万元／吨降到3万元／吨。还开发出可以大规模廉价生产的新型铁催化剂ICC-IB，催化剂各项指标超过国外同等催化剂，预计工业化后，结合浆态床工艺的低成本可以使煤基合成油具有很强的经济竞争力。目前，国内技术已经发展到可以产业化的阶段，包括反应器在内的所有设各和控制系统均可在国内制造。

　　直接液化是煤直接通过高压加氢获得液体燃料。1913年，德国柏吉乌斯首先研究了煤的高压加氢，并获得世界上第一个煤炭液化专利。到1944年，德国煤炭直接液化工厂的油品生产能力已达到423万吨／年，为第二次世界大战中的德国提供了2/3的航空燃料和50％的汽车、装甲车用油。20世纪50年代起中东地区发现大量廉价石油，使煤炭直接液化暂时失去了竞争能力，70年代的世界石油危机又使煤炭液化技术开始活踩。世界上有代表性的煤直接液化工艺是德国的新液化（IGOR）工艺，美国的HTI工艺和日本的NEDOL工艺。这些新液化工艺的共同特点是煤炭液化的反应条件比老液化工艺大为缓和，生产成本有所降低，中间放大试验已经完成。目前还未出现工业化生产厂，主要原因是约为25美元／桶的生产成本仍竞争不过廉价石油。今后的发展趋势是通过开发活性更高的催化剂和对煤进行顶处理以降低煤的灰分和惰性组分，进一步降低生产成本。

　　我国从20世纪70年代末开始研究煤炭直接液化技术，已建成具有国际先进水平的煤炭直接液化、液化油提质加工和分析检验实验室，开展了基础研究和工艺开发，取得了一批科研成果。目前，从煤一直到合格产品的全流程已经打通，有关的基础性研究将为进一步工艺放大和建设工业化生产厂奠定基础。

　　3.洁净煤发电技术

　　洁净煤发电技术主要有常规煤粉发电机组加烟气污染物控制技术、循环流化床燃烷（CFBC）、增压流化床燃烧（PFBC）以及整体煤气化联合循环（IGCC）等。

　　（1）常规燃煤发电机组加烟气净化。现代化的燃煤超超临界蒸汽循环通过提高蒸汽参数来提高机组效率，目前最高蒸汽参数约为300bar／600℃，净热效率约为45％。与现有亚临界电厂相比，每单位发电量CO2排放量降低15％左右。超临界蒸汽循环发电技术与现有亚临界电厂几乎相同，技术成熟度和设备可利用率相当高，电厂成本相当。在采用现代烟气净化设备后，SO2氮氧化物（NOx）及粉尘排放能满足很高的环保标准。我国已能成批生产亚临界机组，在超临界、超超临界汽轮机的试验研究工作中形成了一支有相当实力的科技队伍。我国引进2600MWe、4500MWe、2～800MWe共8台超临界机组，为开发研制超临界、超超临界机组提供了有益的借鉴，国内各大制造厂正在积极进行超临界、超超临界汽轮机开发的前期技术准备工作。

　　常规燃煤发电机组要达到洁净发电，还必须在系统中增加烟气净化设备，通过烟气脱硫、脱硝和除尘，达到降低SO2、NO2和烟尘排放的目的。发达国家大型燃煤锅炉都配备效率达95％以上的湿法烟气脱硫设备，中小锅炉也采用经济可行的炉内喷钙及增湿活化脱硫工艺。我国目前在燃煤锅炉电站烟气脱硫方面有较大差距，先后引进了几套燃煤电厂的脱硫装置，但引进设备价格贵、运行成本较高。国内进行了许多脱硫技术的研究开发，出现了具有自主知识产权的循环流化床烟气脱疏、湿法烟气脱硫、新型电子束-半干法烟气净化等工艺，但总体上还属于起步阶段。

　　国外大多在大型锅炉上安装低NO2燃烧器，使NO2排放水平控制在500mg／（N.m3），降低40％左右。对于挥发份较高的煤种，采用低NOX燃烧器配合空气分级燃烧，最大可降低60％-70％的NO2排放量，但对低挥发份煤种的效果有限。国外新研制的再燃烷技术可以大幅度地降低NO2排放量（对于烟煤锅炉，可低于200mg／ｍ3），并且对主燃料的煤种适应性广。该技术是美国能源部洁净煤技术的一项重要成果，正在美国电站煤粉锅炉上进行大面积推广。国产引进型300MW以上机组都装有低NO2燃烧器，基本能符合当前排放标准，而300MWe以下机组尚无脱硝控制措施。国内，还没有采用再燃烧技术降低煤粉锅炉NO2排放的系统研究报道或工业示范。一些高校和科研院所从稳燃角度出发，开发设计出一些新型浓淡燃烧器，具有良好的NO2减排特性。

　　发达国家大型燃煤锅炉都配各5个甚至更多个电场的高效电除尘器或多室的布袋除尘器，除尘效率达到99.9％。我国近年来建设的大型燃煤锅炉一般配3～4个电场的电除尘器，效率低于99％，大量中小火电机组的除尘设备落后。

　　（2）循环流化床燃烧（CFBC）

　　循环流化床锅炉可以高效率地燃烧各种燃料（特别是劣质煤），通过加人脱硫剂控制在燃烧过程中SO2的排放，流化床低温燃烧也控制了NO2的生成。自20世纪70年代以来，国际上CFBC的大型化取得了长足进步，现有CFBC锅炉的容量已经发展到电站锅炉的等级，250MWE的循环流化床在法国己投人商业运行，300～400MWE等级循环流化床锅炉已签订合同。大型循环流化床锅炉已走向技术成熟阶段，发展大容量、高参数（超临界）循环流化床锅炉有可能成为一个新的发展方向。

　　我国CFBC技术的研究开发基础较强。采用自有技术开发，已具备设计制造410t/h以下等级循环流化床锅炉的能力，占据国内大部分75t／h等级以下的循环流化床锅炉市场。国内已经启动自主技术的150MWE级超高压再热和引进300MWe等级CFBC锅炉示范工程。

　　（3）增压流化床燃烷（PFBC）

　　PFBC除具有与CFBC相似的优势外，加压流化床燃烧产生的高温烟气经过除尘，进人燃气轮机作功，由此构成增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）。其发电能力比相同蒸汽参数的单汽轮机发电增加20％，效率提高3％～4％，特别适于改造现有常规燃煤电站。蒸汽循环还可采用高参数包括超临异汽轮机以提高效率。

　　世界上目前已建成的PFBC-CC电站有8座，除一座电站容量为360MWe外，其他电站容量为80～100MWE等级。但第一代PFBC-CC技术受到流化床燃烧温度的限制，采用两级高温旋风分离除尘后的烟气含尘浓度仍然较高，因此不能采用已有的高温、高效常规燃气轮机，联合循环供电效率难于进一步提高。我国对PFBC技术的研究开发己有近20年的历史，特别是在“八五”、“九五”期间，采用国内技术和装备在徐州贾汪发电厂建成PFBC-CC中间试验电站（15MWe），标志着已从实验室基础研究走向了工业化试验。为加快PFBC-CC技术的开发，国家计划建造100MWe等级的PFBC-CC示范电站，拟引进国外部分先进技术，除燃气轮机需直接引进国外制造设备外，大部分设备将由国内制造。

　　第二代PFBC（PFCB）-CC技术采用部分气化和前置燃烧的方法把燃气轮机的入口温度提高到1100～1300℃，同时可采用超临界蒸汽参数，使联合循环效率有可能达到45％～48％。这种先进的发电系统尚处于中试阶段，如美国能源部支持Foster Wheeler公司牵头开发的APFBC技术正在进行中试规模的试验研究，并已开始商业示范电站的设计工作。英国原煤炭研究所（CoaL Research Establishment）开发的前置循环（topping cycle）及气化炉技术已转让给三井巴布科克（Mitsui Babcock，简称MB）公司，改称为空气气化循环（Air Blown Gasfication Cycle，简称ABGC）。MB也在寻求包括中国在内的其他合作伙伴，推进该技术的示范和商业化进展。由于部分气化燃烧联合循环技术难度小，投资低，顶计在2010前有可能实现商业化应用，从而成为一种可与IGCC竞争的新型燃煤联合循环技术。

　　对于第二代PFBC-CC，我国在“八五”期间，进行了部分关键技术的初步研究，如喷动流化床部分气化炉、低热值煤气燃烧室、过滤式高温除尘器等。在煤炭热解气化、流化床燃烧、高温煤气和烟气净化技术的试验研究方面已有大量的工作基础，现有水平与国外相关研究开发相比，差距并不太大。在国家重点基础研究发展规划“973”的资助下，国内在相关研究开发有基础的单位联合起来，正在进行煤热解、气化和高温净化过程的基础性研究，项目进展较好。

　　（4）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，其尾气通过佘热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机发电，构成联合循环发电，具有效率高、污染排放低的优势。但其系统复杂、投资高。IGCC需要与电能、热能、城市煤气以及化工产品的生产相结合，构成以煤气化为基础的多联产后，才能使不利因素转化为有利条件。IGCC技术已走过了概念验证和技术示范运行阶段，目前已进人250～300MWE大容量机组的商业示范阶段。世界上主要的煤气化工艺和燃气轮机技术均进行了示范，煤气化、油气化和煤油混合气化及多种燃料供给方式都有示范经验。目前，我国及韩国、曰本、美国、德国、意大利、印度、苏格兰、法国、捷克、新加坡等国家正在筹建以煤或渣油（或垃圾）气化的IGCC电站达十几座，容量从60～550MWe不等。

　　国内对IGCC的关键技术研究起步较晚，在“九五”期间才启动有关IGCC工艺、煤气化、煤气净化、燃气轮机和余热系统等方面的关键技术研究。目前，国内在IGCC系统研究和一些关键技术开发方面取得了进步，已得到一批中间成果，形成了较好的技术基础。