煤洁净高效利用研究

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1、目 录1 目前煤炭利用的主要方式及存在的问题11.1 煤炭利用的主要方式及存在的主要问题11.1.1 我国燃煤工业锅炉目前存在的主要问题21.1.2 我国燃煤电站锅炉目前存在的主要问题31.1.3 我国煤化工用煤目前存在的主要问题51.2 煤炭利用产生的二氧化碳排放量研究52 煤炭高效洁净化利用技术发展路线62.1 煤炭高效燃烧及先进发电72.1.1 超超临界机组发电研究72.1.2 循环流化床技术研究132.2 火电厂脱硫、脱硝、减排技术利用162.2.1 烟气净化技术应用前景研究162.2.2 CCUS(CCS) 技术应用前景研究242.3 整体煤气化联合循环技术（IGCC）302.4 烟

2、气再循环O2/CO2煤粉燃烧技术322.5 煤炭洁净转化332.5.1 煤炭液化替代技术应用前景研究342.5.2 煤炭气化替代技术应用前景研究372.5.3 煤化工制甲醇燃料替代技术应用前景研究392.5.4 煤化工制二甲醚替代技术应用前景研究413 高效洁净化技术对环境贡献的评估423.1 煤炭高效燃烧及先进发电技术对环境贡献433.2 火电厂脱硫、脱硝技术对环境贡献443.3 IGCC高效洁净利用技术对环境贡献453.4 CO2减排技术对环境的贡献463.5 煤炭洁净转化技术对环境贡献484 煤炭的洁净化利用技术途径及评价指标研究484.1 煤炭的高效洁净化利用可行的技术途径、措施及预期

3、发展目标484.1.1煤炭的高效洁净化利用可行的技术途径484.1.2 煤炭的高效洁净化利用的措施564.1.3 煤炭的高效洁净化利用的预期发展目标574.2 2030、2050年煤炭利用的碳排放对比预测584.3 煤炭的高效洁净化利用评价指标研究604.3.1 国内洁净煤技术评价指标604.3.2 国外洁净煤技术评价指标624.3.3 煤炭高效洁净利用评价指标6582煤炭的高效洁净化利用研究大纲（讨论稿）随着我国经济的持续快速发展，环境保护和资源的压力日益增大，且已成为我国经济发展的两大瓶颈。根据世界主要工业国家经验，煤炭利用应以发电为主（发达国家煤炭80%以上用于发电），社会对能源的需求应

4、尽可能通过电力这种二次能源形式来实现，不断提高煤炭用于发电及热电联产的比例，大幅度提高煤炭利用效率，减少原煤消耗，集中解决污染问题，做到高效、清洁利用煤炭。进入21世纪以来，中国经济继续保持稳定增长，进一步加快了对电力的需求，作为电源的燃煤发电厂逐年增加，火电装机的增长带动煤炭需求不断增长。截至到2008年底，我国共新增发电装机容量9051万千瓦，全国发电装机容量达79253万千瓦，同比增长10.34%。全国发电量增长5.18%，用电量增长5.23%。其中，火电装机为60132万千瓦，约占总容量75.87%，同比增长8.15%，全国发电生产耗用原煤13.4亿吨，同比增长4.05%，发电用煤占煤

5、炭产量的50%以上。由此可见，研究煤炭能否高效洁净用于发电是我国污染控制的主要途径。燃煤电厂的污染问题主要有：大气污染、水污染、固体废物综合利用、噪声治理、温室气体排放及其它，而大气污染控制是电力环保工作的重点。大气污染物主要是由煤燃烧后产生的，包括二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、烟尘和含有汞等的重金属等，其中NOx、SO2是形成“酸雨”的主要污染物，同时氮氧化物又能与碳氢化合物结合形成光化学烟雾，严重危及人体健康，对自然环境造成的危害很大，随着我国煤炭用量增加，CO2排放量增加，温室效应日益加重。因此，深入研究我国煤炭高效洁净化利用，开发高效、洁净的燃煤发电技术，是实现电力工业持续健康快速发展

6、的必然途径。1 目前煤炭利用的主要方式及存在的问题1.1 煤炭利用的主要方式及存在的主要问题我国煤炭资源总量约5.6万亿吨，其中已探明储量为1万亿吨，占世界总储量的11%，煤炭在我国一次能源生产和消费中的比例一直保持在70%左右。今后3050年内，煤炭在我国一次能源构成的主导地位不会改变。 2006年，能源消费总量为24.6亿吨标煤，其中煤炭生产总量23.25亿吨，发电与热电联产用煤总量约12亿吨，占煤炭总产量的50%以上；预计2010年煤炭生产和发电用煤分别达到26亿和16亿吨。煤炭利用的主要方式主要有：1）工业锅炉；2）发电；3）煤化工。其中，发电用煤占煤炭总产量的50%以上。煤炭利用存在

7、的主要问题主要有两方面：一是效率太低，二是污染严重。1.1.1 我国燃煤工业锅炉目前存在的主要问题我国工业锅炉拥有量约50 万台, 年耗煤炭占煤炭总产量的三分之一左右。燃煤工业锅炉存在两个致命的弱点：首先, 工业锅炉燃烧效率偏低技术落后, 多为层燃火床炉, 一般要求燃用颗粒煤。然而, 目前煤炭以统煤、原煤形式供应，煤末占20%30%，甚至达30%40%。这样, 就更加导致工业锅炉燃烧效率普遍偏低, 一般只能达到80%85% , 小型工业锅炉, 有的低至60% 以下。其次是严重污染环境。散放的粉尘、SO2、NOx、 CO2 和灰渣等污染环境。据统计2000 年我国SO2排放总量为1995.1 万

8、吨, 其中90%为燃煤所造成, 工业锅炉的排放占1/3。华中、华南、西南和东北部分地区成为酸雨污染严重的区域。像广东酸雨频发率达38.7%，17 个城市被国务院划为酸雨控制区, 占全省国土的63%, 年经济损失超过40 亿。煤炭在今后相当长的时间内, 仍将是我国的主要能源, 控制燃煤工业锅炉对环境的污染与提高它的能源利用率, 即工业锅炉煤的洁净工程, 就成了当务之急, 成了实施可持续发展战略的必然要求。图1.1到图1.2为我国的酸雨分布情况和SO2、CO2排放水平预测。图1.1 中国的酸雨分布情况1.1.2 我国燃煤电站锅炉目前存在的主要问题我国已经形成并将持续以煤为主的电力生产格局，火力发电

9、的原煤产消耗量占我国原煤产量的百分数在2007年接近50%，某些工业化的国家的这一比例已达到85%左右。随着我国国民经济的迅速发展与人民生活水平的提高，以及不断采用先进的能源利用技术，增大发电用煤的比例是必然的趋势，预计在2010年将达到60%70%。20012020年中国电力装机容量发展趋势见表1.1。 表1.1 20012020年中国电力装机容量发展趋势年份装机容量（万千瓦）增长率200133.8496%200235.3004%200339.14011%200444.07013%200550.84115%200662.20022%200771.32914%200879.25310.34 2

10、010预8万8.5万（火电6.29万） 2020预计11万12万数据来源：国家统计局目前我国火电厂煤粉锅炉燃烧主要存在五方面的问题：锅炉燃烧不稳定、炉膛结渣、四管爆破、燃烧效率低和环境污染。燃烧效率低和污染严重已经引起社会各界的高度关注和重视。随着电力工业不断发展，燃煤发电装机容量增长迅速，大容量、高参数、高自动化机组增加，对能源的需求增加迅速，环境污染严重。据国家发改委能源局2008年统计资料，我国优质资源日渐减少和短缺，煤炭剩余储量的保证程度不足100年；石油剩余储量的保证程度不足15年；天然气剩余储量的保证程度不足30年。若按照2020年我国的能源需求预测量估算的话，煤炭、石油和天然气的

11、资源保证程度，则分别下降到30年、5年和10年。这样的需求总量，将使中国的能源安全和保障能源资源供应面临严峻的挑战，发展洁净、高效的燃煤发电技术，节约能源，降低能耗已迫在眉睫。根据国家环保总局的测算，我国环境容量限制为二氧化硫 1620万t，氮氧化物 1880万t，（是否是每年的量？）如不采取有效措施，预计到2020年，两者的排放量将分别达到4000万t和3500万t，大大超出环境容量。2005年电力工业SO2排放量为1328万t，占全国SO2排放总量的52%，比2000年增加58%；投运脱硫设备机组53000MW，占火电装机13.8%；2005年烟气脱硫机组仅占煤电装机14%，超标SO2排放

12、机组多，脱硝刚刚起步，CO2、重金属、可吸入颗粒物等问题需要解决。1.1.3 我国煤化工用煤目前存在的主要问题煤化工是指以煤为原料经化学加工转化成气体、液体和固体并进一步加工成一系列化工产品的工业过程。传统的煤化工泛指煤的气化、液化、焦化及焦油加工、电石乙炔化工等, 也包括利用煤的性质通过氧化、溶剂处理制化学品以及以煤为原料制取碳素材料和煤基高分子材料等。煤化工中各单项技术与多联产技术相比，整体效率不高、建设投资较高、生产成本较高、环境污染不能得到综合治理。1.2 煤炭利用产生的二氧化碳排放量研究表1.2显示能源增长速度和20022030年期间CO2排放情况及预测。全球每年能源消费增长的速度约

13、2%，我国能源消费和燃煤CO2排放量的增长速度每年约为4.2%，是全球能源消费和CO2排放总量增长速度的2倍。在本世纪早期，燃煤捐献的CO2量约占总量的37%，到2030年，这一比例会超过40%。Table 1.2 Average Annual Percentage Growth 20022030注：OECD是指比较富裕的国家和地区，主要包括美国、加拿大、墨西哥、英国、韩国、日本、澳大利亚和新西兰。NON-OECD包括俄罗斯、欧洲和亚洲（中国和印度等）的NON-OECD的国家、中东、非洲及美国中部和南部。图1.3 二氧化碳排放趋势CO2的排放量增多是导致温室效应加重的主要原因，我国人均CO2排

14、放量接近世界平均水平，但是排放量占世界总排放量的七分之一，是世界第二大CO2排放国，而且增速居全球第一。IEA预测：由于中国强劲的经济增长，发电行业以及工业对煤炭的依赖，中国CO2排放总量在20042030年期间会增加一倍多，由图1.3可知，可能在2010年之前超过美国，成为世界上最大的CO2排放国。到2050年煤炭消费和有CCS和没有CCS的二氧化碳排放预测趋势见表1.3。Table1.3 Coal Consumption(EJ) and Global Emissions(Gt/yr) in 2000 and 2050 with and without Carbon Capture and

15、Storage由表1.3预测可知，到2050年，全球CO2排放量是2000年的2.6倍，由燃煤引起的CO2排放量占总量的51.6%。如果到2050年，大力发展核电并采用CCS技术，CO2排放量明显减少，比2050年不采用任何洁净煤技术排放量减少约60%。2 煤炭高效洁净化利用技术发展路线在过去的30年，我国洁净煤发电技术在能源转换效率、减排常规污染物方面取得了显著的成就。但是，适合当前能源资源与环境约束条件的洁净煤发电技术，在未来的资源与环境制约下未必就是最优的选择。由于矿物燃料燃烧而排放的大量CO2，已经并将持续对全球的气候环境造成前所未有的影响，使人类社会面临着巨大的生存环境恶化的威胁。预

16、测到2050年，全球煤炭消费量将达到450EJ（什么单位？），如果没有环境制约政策且CCS技术使用得较少，那么会导致每年CO2排放量增加到62Gt，环境污染治理费用进一步增加。因此，在未来的洁净煤发电技术的发展中，既要提高能源的转换效率、减排常规污染物，也必须整合CO2的减排、捕集与封存，需要考虑减排污染物、汞与CO2的经济性协调配合，有望形成以控制CO2排放为基本出发点的未来洁净煤发电技术，以此为特征的新一代洁净煤发电技术意味着将来拥有巨大的技术与商业市场。新建或已建传统燃烧煤粉电厂的改进与改造也均面临巨大的挑战。煤炭高效洁净化利用的发展路线主要有：煤炭高效燃烧及先进发电、火电厂脱硫、脱硝、

17、减排技术利用、煤炭洁净转化、IGCC高效洁净利用技术应用前景研究等。2.1 煤炭高效燃烧及先进发电 “十一五”规划指出：我国电力工业发展要以大型高效环保机组为重点优化发展火电；建设大型超（超）临界电站和大型空冷电站；推进洁净煤发电，建设单机600MW级循环流化床电站，启动整体煤气化燃气蒸汽联合循环电站工程；鼓励发展坑口电站，建设大型煤电基地；适度发展天然气发电，加快淘汰落后的小火电机组。 同时，大力发展以燃煤发电为主的节能降耗发电技术，加强发电装机结构调整和发电能源结构调整，提高燃煤污染物处理的数量和质量，发展能源综合利用、梯级利用，积极实施“绿色煤电”为代表的燃煤联合循环工程。因此，发展高效

18、、洁净的燃煤发电技术已成为我国节能减排的重要途径之一。目前，高效的燃煤发电技术主要有：超（超）临界机组、循环流化床燃煤发电、整体煤气化联合循环、富氧燃烧、二氧化碳排放与控制及火电厂污染物排放控制等技术。2.1.1 超超临界机组发电研究超超临界燃煤发电技术是我国迫切需要、符合我国国情的一种洁净煤发电技术。超超临界发电技术是在超临界燃煤发电技术的基础上，通过进一步提高主蒸汽的温度和（或）压力等级来不断提高发电效率，进而不断地提高燃煤发电机组的节能环保水平。因此，发展超超临界机组是我国发电业进行结构调整、实现又好又快发展的一个重要方向。图2.1为2004年全球超超临界机组的情况。图2.1 全球超超临

19、界机组的情况（2004）从物理意义上讲，水的物性只有超临界和亚临界之分，超超临界和超临界只是认（人？）为的一种区分，世界上尚未有统一的规范。一般认为，当某一机组的主蒸汽参数至少满足下列条件之一时，即认为该机组属于超超临界机组：1）主蒸汽压力大于等于27MPa；2）主蒸汽压力大于等于24MPa，且主蒸汽温度大于等于580（主蒸汽温度大于等于580，或/和再热蒸汽温度大于等于580）。目前，蒸汽参数达到32MPa、600/610的超超临界发电机组技术已经趋于成熟，发电效率可达到4244%。但是，采用煤粉燃烧技术的锅炉在减少污染物排放方面，只能对烟气进行处理，尤其是分离与捕集CO2，其技术经济劣势是

20、显而易见的。据估算，发电厂效率每提高10个百分点，就可以减少约24%的所有气体与固体污染物排放，因此，超超临界机组面临着进一步提高蒸汽参数以大幅度降低排放的挑战。煤粉燃烧锅炉的蒸汽温度在过去的30年中提高了约70，压力也相应提高到2435MPa，温度达到600610左右，预期在未来的2030年蒸汽温度还将大幅度升高。随蒸汽温度进一步提高，除了受热面管钢材高温强度的要求以外，烟气侧管外金属腐蚀问题将更加突出。煤粉燃烧火焰中，煤中可燃硫均生成SO2，大部分呈挥发性态的K、Na等化合物与SO2生成硫酸盐；而煤中不可燃硫主要是以硫酸盐形式残留灰中，二者均会沉积在金属管表面形成腐蚀性灰沉积物，在超过其熔

21、点的温度范围内就对金属产生不同程度的腐蚀，成为在高温工况下管外壁金属腐蚀破坏的最主要原因。在金属壁温600710范围，以熔融的复合硫酸盐腐蚀为主，腐蚀最为强烈，是最大腐蚀速率区。当超过750后，焦硫酸盐挥发，腐蚀速率将降低。因此，蒸汽参数直接提高到700以上的一个突出优点是可以避开受热面管金属的最大腐蚀速率区，将来蒸汽温度有望直接跃至700以上。对蒸汽温度760，压力35 MPa的750MW燃煤超超临界发电机组的技术经济可行性研究表明，电厂净效率将达到45%（基于高位发热量），如果采用两次再热方式，效率可达到47%，所有气体与固体污染物排放将减少约1/4。2.1.1.1 国内超超临界机组发展情

22、况现阶段我国超超临界机组主要分布在沿海地区和电力缺口较大的区域。提高蒸汽参数和采用最先进的多种技术成果是新一代超超临界机组提高机组发电效率，降低发电煤耗，减少污染物排放量，节约水资源的根本出路。根据我国各地区现状，综合分析机组造价和综合效益，将超临界机组和超超临界机组的基本参数确定为2528MPa，540605，容量为600MW、900MW、1000MW等级。超超临界锅炉采用了多级配风的低NOx燃烧器，实现首先在火焰内脱氮的新概念。除此以外，采用降低水冷壁的热负荷，均衡炉膛内的温度分布的技术措施，对于降低NOx污染物取得了良好的效果，SO2的排放控制主要通过烟气脱硫装置来实现。自2002年8月

23、，国家863计划“超超临界燃煤发电技术”正式立项以来，我国开始发展研究超超临界燃煤发电技术。2006年12月30日，华能玉环电厂首台百万千瓦超超临界机组投产。华能玉环1000MW燃煤机组性能考核指标见表2.1。表2.1 1000MW燃煤机组性能考核指标考核指标单位1号机组2号机组发电煤耗g/kWh270.6271.6供电煤耗 g/kWh283.2283.9厂用电率%4.454.43NOx mg/m3270288SO2mg/m317.618.1烟尘mg/m33934玉环电厂1号机组热效率超过45%，发电煤耗设计值为272.9 g/kWh，比常规超临界600MW机组低711 g/kWh，比亚临界6

24、00MW机组低18 g/kWh。如果玉环电厂4台机组全部投产，按年设备利用小时数5500小时测算，每年比发相同电量的亚临界机组少用40万吨标准煤，比超临界机组少用20万吨标准煤。如果全国燃煤电厂都能达到玉环电厂设计能耗水平，按2006年火电发电量测算，全国可节约原煤2亿多吨，接近2006年全国用煤增长量。 节约煤炭，也就相应减少了燃煤发电所产生的污染物排放。通常电厂发电效率每提高1%，二氧化碳的排放将减少2%。玉环电厂4台机组全部投产后，与目前国内装机技术水平较高的超临界机组相比，每年可少排放二氧化碳50多万吨、二氧化硫2800多吨、氮氧化物约2000吨。到2006年底，已有40余台，近300

25、00MW超临界燃煤发电机组投产运行，其中有3台1000MW超超临界机组投产发电。1000MW级超超临界机组设计供电煤耗291292g/kWh，达到国际先进水平。据不完全统计，目前投产、建设和订货的600MW、1000MW超（超）临界燃煤机组达150余台。其中4台1000MW超超临界机组已投产发电，40余台1000MW、10余台600MW超超临界燃煤机组已完成工程项目招标。我国从上世纪80年代引进300MW、600MW亚临界火电机组的制造技术，到完全消化吸收，用了近20年时间。国产超临界发电技术从新世纪元年起步，到投入商业化运行，只用了3年时间。而国产百万千瓦超超临界技术从项目研发到2006年玉

26、环电厂首台机组投运，仅用了4年时间。应当说，这种跨越式的发展正是发电业和电站装备制造业共同进步、共同发展的必然结果。在“超超临界燃煤发电技术”的研发和应用下，我国发电业及电站装备制造业的整体水平跃上了一个新台阶。 2.1.1.2 国外超超临界机组发展情况上世纪60年代初，美国、俄罗斯和日本就开始发展超临界大型机组。超临界压力机组早期发展的蒸汽参数定在压力25MPa，蒸汽温度560左右。由于压力温度的提高，主要耐热材料提高了级别，系统辅机阀门全部更新，直流锅炉的采用加上系统的复杂化，致使早期的超临界压力机组故障率很高，发展速度较慢。80年代以后，随着金属材料的进展，辅机及系统方面的成熟，超临界技

27、术得以迅速发展。单机最大容量己达12001300MW。经过四十多年的不断完善和发展，超超临界参数的机组也已经成功地投入商业运行。美国于1957年投运第1台125MW试验性的高参数超临界机组（31MPa、621566538），到20世纪70年代末，已有100多台超临界机组运行，占当时全部火电容量的30%。1972年投运了首台世界上单机容量最大的1300MW超临界机组，至1994年此类机组共投运9台。据统计，截止1985年，美国绝大多数超临界机组的主蒸汽参数为24.13MPa、主汽温度和再热温度为538566。1990年前后，超临界机组的温度和压力又趋于提高。俄罗斯超临界机组的研制主要立足于国内自

28、主开发。迄今，基本上形成300MW、500MW、800MW、1200MW等4个容量等级，参数基本保持在23.5MPa、540/540。超临界机组占火电容量50%以上，最大单机容量为1200MW。目前俄罗斯设计了新一代高参数超临界机组，蒸汽参数为（3032）MPa/580600/580600，给水温度300。当凝汽器压力为3.43.6KPa时，预计电站的效率为44%46%。 日本发展超临界机组虽然起步较晚（20世纪60年代中期），但发展快、收效大。目前日本超临界机组已占其火电容量的50%以上，最大单机容量为1000MW。而且开始向更高参数发展，蒸汽温度多在566593的范围内。1989年日本投运

29、了世界上第1台采用超超临界参数的川越电厂1号机组，其主蒸汽压力为3lMPa，温度为566566566（二次再热）。 近10年来高效超临界技术在日本和欧洲得到迅速发展，投运的高效超临界机组取得了良好的运行业绩，其经济性、可靠性和灵活性得到认可，代表了当代火力发电技术的先进水平，因而极大地增强了各国发展更先进的高效超临界技术的信心。在已投运的高效超临界机组中，单机容量除了丹麦的3台为400MW等级以外，其余均在7001000MW之间。由于容量的进一步增大受到螺旋管圈水冷壁吊挂结构复杂化和管带过宽热偏差增大的限制。因此，1000MW被认为是螺旋管圈水冷壁单炉膛锅炉容量的上限。同时，单机容量的进一步增

30、大还要受到汽轮机的限制。 日本最初投运的两台高效超临界机组，制造中仅仅提高了主蒸汽压力而未提高其温度，由于主蒸汽压力和温度不匹配，故采用两次再热以防汽轮机末级蒸汽湿度过高，两次再热虽是成熟的技术，但系统复杂。31.0Mpa、566两次再热机组与24.1MPa、566一次再热相比，热效率提高3%。采用31.0MPa主汽压力和两次再热，机组制造成本显著提高，缺乏市场竞争力。所以，近年来各公司都转为生产24.5MPa、600/600等级的高效超临界机组，其热效率仅比31.0MPa、566两次再热低0.5%，制造成本则大大降低。欧洲高效超临界机组的发展也大致经历了这一过程。丹麦90年代末投运的2台高效

31、超临界机组，采用了29.0MPa、580的蒸汽参数，两次再热。而欧洲在建中的高效超临界机组也都改为采用一次再热，与日本不同的是主汽压力和温度都进一步提高（30.5MPa、580/600），其热效率与29.0MPa、580两次再热机组基本相同。应该说，现已建成的高效超临界机组尚属过渡型，随着材料技术的发展，各国计划在未来1020年间将开发蒸汽初参数更高的两次再热高效超临界机组。（下面三个图没有序号、说明）Developments in EU steam plant efficiency。2.1.2 循环流化床技术研究2.1.2.1 大型循环流化床机组的发展现状循环流化床燃煤锅炉与其它类型锅炉的最

32、主要区别特征是其处于流化状态下的燃烧过程。流化床技术最早应用于化学工业中的气固两相反应，流化床的基本理论和实践大部分来自化学工业的成就，20世纪60年代后开始将流化床技术应用于煤的燃烧。燃烧煤的气体固体流化床，按所处的流化阶段可分为鼓泡流化床燃烧和循环流化床燃烧；按锅炉燃烧室的压力又可分为常压流化床燃烧和增压流化床燃烧。流化床燃烧技术是高效、低污染的新一代燃煤技术，它经历了从鼓泡流化床到循环流化床的发展过程。鼓泡床锅炉是实现流化燃烧的鼻祖，但是，在进一步大型化等方面受到限制。循环流化床燃烧技术是以处于快速流化状态下的气固流化床为基础的，具有易于大型化的特点，容量几乎可以像煤粉炉那样不受限制。基

33、于循环流化床燃烧技术的循环流化床燃煤锅炉目前已能投入商业化燃煤发电运营，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，近二十年来，大容量的循环流化床燃煤锅炉取得了迅速的发展。目前，世界上单机最大容量循环流化床锅炉发电机组已达600MW。近年来，循环流化床燃煤锅炉的突出优越性在我国火力发电企业得到普遍认同，应用的势头尤为强劲，预计将在我国洁净煤发电方面处于优先发展的地位。CFB技术在发达国家得到大力开发，技术成熟，正向大型化发展。目前法国已投入单机容量250MW、蒸发量700t/h的CFBC锅炉运行，锅炉效率90.5%，脱硫率93%，NOx排放低于250mg/Nm3。按技术特点分为以下

34、几个技术流派：以Lurgi公司为代表的带有外置换热床采用热旋风分离器的循环床；以德国B&W公司为代表的塔式布置中温旋风分离循环床技术；美国福斯特惠勒公司发展的汽冷旋风筒分离器带有INTREX副床的循环床技术等。 我国建设的第1个国产化300MW大型循环流化床机组开远电厂工程，它的脱硫效率可达95%；NOx最高排放质量浓度仅为标准限值的1/2；除尘效率达99.6%以上；各种废水经多级处理后可实现“零排放”。自两台机组投入运行以来，累计销售电量33亿kWh，实现工业产值8.1亿元，节约标准煤66000t，节约用水2000000t，脱硫73000t，减少NOx排放8000t，减少烟尘排放370000

35、t。近年来，代表着目前最先进的洁净煤燃烧技术，循环流化床机组在我国逐渐开始被应用于生产中。到目前为止，在我国云南、四川、河北等地的发电厂中，已建成投产8台300MW 的大型循环流化床机组，居于世界一流水平。循环流化床机组（CFB）与常规煤粉炉机组相比，具有效率高、污染低、煤种适应性好的环保特性，不仅解决了SO2 和NOx 的污染问题，又能燃用高灰、高硫和低热值煤，而且可以燃烧木材和固体废弃物，还可实现液体燃料的混合燃烧，是一项极为实用的技术。清华大学、西安热工研究院等单位，在国家科技部支撑计划的支持下，已经开展600MW 超临界 CFB 锅炉的相关研究工作，三大锅炉厂已分别提出了各自的600M

36、W 超临界 CFB 锅炉技术方案。2008年8月12日，国家发改委同意四川白马600MW 超临界 CFB 锅炉示范工程开展前期工作，该项目预计2010年正式开始投产。600MW超临界CFB锅炉的示范工程的启动，标志着我国洁净煤发电技术步入了更高的台阶。该机组的主要优点如下：（1）具有较高的机组发电效率，脱硫运行成本比煤粉炉尾部烟气脱硫（FGD）低50% 以上，而投资与煤粉炉加FGD持平。（2）在不需要采用其它技术措施条件下，可将NOx 排放值减至200 mg/m3以下，低于国内目前采用超细粉再燃技术的600 MW机组燃用褐煤的煤粉炉的NOx 排放最低值243 mg/m3。（3）和具有高发电效率

37、的先进的整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术相比，在电厂的复杂性、可靠性、投资成本等方面具有明显的优势。2.1.2.2 增压流化床燃煤联合循环的发展与现状增压流化床燃煤联合循环的发展始于20世纪的70年代初，80年代中期向示范电站阶段过度，目前世界上已经投入商业运营的此类电站的数量已有十几座，最大容量已达300MW级，技术日臻完善和成熟，已经具备提供增压流化床锅炉、燃气轮机和电站的成套系统的能力；我国在80年代初期开始进行增压流化床燃煤联合循环的实验研究，现在尚没有此类电站投入运营。增压流化床燃煤联合循环是在增压流化床燃烧技术的基础上发展起来的一种新型高效、洁净煤燃烧发电技术，它具有效率高、

38、环保性能好、系统比较简单、占地面积小、可以直接燃用原煤且煤种适应范围广、燃烧与传热强度高且结构紧凑、以及运行方式与常规燃煤火电站接近等优点，与其它燃煤联合发电技术相比，造价相对较低。利用增压流化床联合循环技术进行火电厂老机组的改造也具有很好的前途，许多运行多年的燃煤机组的锅炉面临淘汰，但汽轮机仍能够正常运行，采用增压流化床锅炉替代原有的锅炉，组成燃煤联合循环，可以在较少投资的基础上，提高电站的容量、效率并降低污染物排放。增压流化床燃煤联合循环是以增压的流化床燃烧室（在压力为1.01.6MPa下操作的鼓泡流化床或循环流化床燃烧室）为主体，以燃气蒸汽联合循环为特征的新型燃煤发电技术。增压流化床燃煤

39、联合循环系统中最关键的部分是增压流化床锅炉设备。增压流化床燃煤联合循环继承了流化床燃烧的全部优良的环保性能，NOX的生成量很小，可以采取炉内脱硫措施，不用附加昂贵的烟气脱硫脱氮净化设备就能达到所要求的排放标准。但是，由于增压燃煤流化床燃烧室出口的烟气温度较低（约为850920），在直接采用增压流化床出口烟气驱动燃气轮机的条件下，目前，联合循环电站的效率并不高。近年来，随着燃气轮机进口烟温的提高，发展了效率更高的第二代增压流化床燃煤联合循环，其主要特点是增加了一台炭化炉（或称为部分气化炉），将煤气产物供给燃气轮机的前置顶燃室，使增压流化床锅炉出口燃气初温步提高到11001300。为了在燃煤发电中

40、整合CO2捕集与封存，近年又提出了增压富氧流化床锅炉整体化发电技术的概念设计。2.2 火电厂脱硫、脱硝、减排技术利用2.2.1 烟气净化技术应用前景研究对常规燃煤粉的电站锅炉，在炉膛内的燃烧环境下，煤中几乎所有的可燃硫分均会迅速转化成为SO2。煤粉炉的燃烧温度很高，现在尚没有可以在炉膛内的燃烧过程中高效脱除SO2的可行技术措施，也不可能通过改进炉内燃烧过程来抑制SO2的生成，因此，就目前的技术水平和现实能力而言，烟气脱硫是降低电站锅炉SO2排放量的比较有效的技术手段，通过烟气净化技术控制硫氧化物的排放已取得共识，燃煤火电厂烟气脱硫是目前世界上应用最广泛的一种控制SO2排放的技术，因此，近年来，

41、脱硫装置的采用和技术的发展非常迅速。烟气脱硫通常使用石灰或石灰石等吸收剂，在干态或湿态下，与烟气接触来进行脱硫反应。由于燃煤电厂所产生的烟气量巨大，一般达每小时几十万到几百万立方米，而烟气中的SO2的浓度却十分低，通常每立方米烟气中只含有1千毫克左右，因此，脱硫费用是很高的。另外，大部分烟气脱硫装置均会产生脱硫副产品，因此，实施烟气脱硫技术的同时还需考虑脱硫产物的有效回收与处理，以防止二次污染。对氮氧化物来说，虽然合理有效地组织煤的燃烧过程，可以较大幅度地降低NOX的生成量，但是，在排放限制日益严格的现状下，炉内燃烧降低NOX的技术措施已经不能满足要求，必须采取烟气脱氮的技术措施。目前，烟气脱

42、氮技术的成熟程度与应用规模还远不如烟气脱硫技术，而且其设备投资和运行费用也比烟气脱硫高。世界各国烟气净化技术正朝着进一步简化烟气净化装置、减少投资、降低运行和维护费用的目标努力。实现脱硫脱氮一体化的联合烟气净化技术是目前的重要研究课题，也是未来烟气净化的发展方向。典型的烟气净化系统如图2.2所示。Fig. 2.2 Emissions Control Options for Coal-Fired Power Generation煤中含有多种痕量重金属，以汞为主要代表，是极易挥发的元素，毒性极大。我国煤平均汞含量0.22mg/kg，在炉内燃烧中大多以气相形式存在，排入大气环境。汞在自然界没有自净与

43、生物降解能力，在大气中的停留时间大12年，排入水体后通过生物链不断富集，对动植物的生命活动造成很大的危害。燃煤烟气脱汞已经成为烟气净化的一个新内容。2.2.1.1 SO2排放控制技术自20世纪70年代世界上开始安装第一套大容量火电厂烟气脱硫（FGD）装置以来，烟气脱硫技术已经历了30多年的发展，已经投入应用的烟气脱硫技术有十余种。随着世界各国对能源生产过程中环境保护问题的重视，烟气脱硫已成为一项新兴的洁净煤发电产业而得到迅速的发展。在烟气脱硫技术数十年的发展和大量使用的基础上，通过对脱硫工艺反应过程的深入理解和工程实践，一些脱硫工艺由于技术和经济上的原因逐步被淘汰，一些先进的脱硫工艺随着技术的

44、发展而不断改善，脱硫效率、运行可靠性和成本等方面有了很大的改进，部分技术已经成熟并步入商业化应用阶段，有的则尚处于试验研究和工业示范阶段。世界各国烟气脱硫技术正朝着进一步简化结构、减少投资、降低运行和维护费用的目标努力。实现脱硫脱氮装置一体化的联合烟气净化技术与可资源化烟气脱硫技术是目前重要的研究课题，也是未来烟气净化技术的发展方向，如电子束辐照氨法烟气脱硫脱氮技术、活性炭联合脱硫脱氮技术等。6.45.53.80.50.2 图2.3 SO2排放趋势 图2.4 单位发电量SO2排放量比较作为世界最大的煤炭生产国，我国煤炭燃烧每年产生大量污染物。数据显示，2006年中国排放SO2的总量为25 Mt

45、以上，而燃煤电厂正是SO2排放的主要来源。发展洁净煤燃烧技术，已成为我国提高燃煤效率、减少燃煤污染的有效途径。近几年来我国火电厂烟气脱硫装机容量增加很快，至2007年底，我国装备脱硫装置的燃煤火电机组总容量已达2.7亿kW，占全国火电机组总容量的比例由2000年的2%左右增加到45%。我国300MW及以上火电机组烟气脱硫以石灰石-石膏湿法脱硫为主，100300MW火电机组少量采用石灰石干法脱硫，沿海地区个别电厂采用海水脱硫等技术。石灰石-石膏工艺的脱硫剂廉价易得，适用煤种广，当钙硫比例为1时，脱硫效率可达90%以上，吸收剂利用率90%。系统运行稳定可靠。不足之处是：占地面积大，耗水量多以及需要

46、有相应的污水处理系统，因而该工艺设备投资大，运行费用高。目前我国脱硫设备国产化率达90%以上，脱硫效率90%95%，部分脱硫公司已拥有自主知识产权的烟气脱硫主流技术，工程总承包能力基本满足国内火电厂工程建设的需要。2005年，全国SO2排放总量2549万砘，世界第一，比2000年增了27%。其中，燃煤电厂SO2排放量占全国SO2总排放量的52%，比2000年增加了58%。按照国民经济和社会发展“十一五”规划纲要要求，到2010年，全国二氧化硫排放量要比2005年减少10%，二氧化硫从2005年的254万吨减少到224.9万吨。但2006年，二氧化硫污染排放量不降反增，达到了259.4万吨。我国

47、发电用煤占全国煤炭消费量近一半，电力行业排放二氧化硫占全国排放总量的53%。因此严格控制燃煤电厂二氧化硫排放，是我国实现可持续发展的迫切要求,是环境保护的重要任务，烟气脱硫对实现全国二氧化硫污染物减排目标至关重要。图2.5 全国二氧化硫排放状况现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划提出：“十一五”期间，现有燃煤电厂安装脱硫设施容量137 GW，共221个项目，可形成SO2减排能力约490万吨；加上关停中小机组、燃用低硫煤、节能降耗等措施，到2010年，现有燃煤电厂SO2排放总量由2005年的1300万吨下降到502万吨，下降61.4%。2010年，中国SO2年排放总量控制在2300万吨以内。2

48、.2.1.2 NOx排放控制技术在燃煤电站排放的大气污染物中，氮氧化物因其对生态环境的污染危害极大，且难以处理，成为重点控制排放物的主要对象之一。据统计,我国大气污染物中NOX约60%来自于煤的燃烧，其中，火电厂用煤占了全国燃煤的70%。2000年，火电厂NOx排放量为469万吨，2006年NOx排放量增到了850万吨，比2000年增长了81.2%，增长速度迅速。专家预测，如果按照目前的排放情况， 2015年2020年期间，火电NOx排放总量将会超过SO2，成为电力行业的第一大酸性气体污染物。因此，控制火电厂NOx，对解决我国以煤为主的能源生产和消费结构下的环境污染问题具有非常深远的意义。我国

49、NOx已成为仅次于SO2的大气污染物，对于火电SO2的排放我国已开始进行有效控制，但对于烟气NOx的排放控制尚处于起步阶段。我国燃煤电厂在NOx排放控制方面起步相对较晚，国家环保总局于20世纪90年代中后期，对燃煤电站锅炉的NOx排放作了限制。现在，我国火电厂大气污染物排放标准对火电厂烟气中的NOx排放质量浓度最高限制为450mg/m3。根据国家法规规定，低氮氧化物燃烧方式仍是控制氮氧化物排放的主要手段。“十五”期间，新建大型燃煤机组都按要求同步采用了低氮氧化物燃烧方式，一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮氧化物燃烧器。截至2005年年底，已有多台单机容量为300MW、600MW的商业化烟气脱

50、硝装置投入运行；约有600万千瓦的烟气脱硝装置进入设计或建造阶段，约有1000万千瓦的新机组按环保审批要求装设烟气脱硝装置；推进烟气脱硝国产化的10万千瓦等级的示范工程已经进入招投标阶段。到2006年底，国家环保总局已核准火电厂烟气脱硝装置建设容量约5000万千瓦。预计到“十二五”期间，SCR烟气脱硝技术将如目前的FGD技术得到迅速发展。NOx排放趋势及排放量比较见图2.6和图2.7。3.61.360.70.26469536.8650850 图2.6 NOx排放趋势 图2.7 单位发电量NOx排放量比较国内已投产的300MW600MW亚临界燃煤锅炉机组主要采用各种低NOx燃烧器技术，部分锅炉同

51、时还采用了炉膛空气分级燃烧技术（OFA）。 NOx排放水平：烟煤锅炉600700 mg/m3(高挥发分烟煤，一般控制在550mg/m3以下）。贫煤锅炉约为8001000 mg/m3，无烟煤锅炉大都在11001300 mg/m3，不能满足火电厂大气污染物排放标准GB2003规定要求。燃煤锅炉NOx排放控制技术路线二次净化措施选择生（性？）催化还原（SCR）选择性非催化还原（SNCR）SNCR+SCR联合LNB+Fuel Reburn+SNCR一次燃烧措施第一代：锅炉燃烧优化第二代：燃烧空气分级第三代：燃料分级燃烧第四代：综合治理，正在研究开发低过剩空气系数（LEA） 部分燃烧器退出运行（BOOS

52、） 燃烧器浓淡分离燃烧（BBF）炉膛烟气再循环（FGR）燃烧器空气分级第一代低NOx燃烧器（LNB）炉内空气分级燃烧器上部燃尽风（OFA）燃烧器空气与燃料分级第二代低NOx燃烧器（LNB）炉内燃料再燃烧（Fuel Reburn)LNB+OFA+SOFA ?图2.8 燃煤锅炉NOx排放控制技术路线低NOx煤粉燃烧技术先后经历了锅炉燃烧优化、燃烧空气分级、燃料分级燃烧和正在研发的一体化NOx控制技术。我国新建600MW及以上超（超）临界燃煤机组普遍采用具有国际先进水平的低NOx燃烧器，同时采用了炉膛多级空气分级燃烧技术以进一步降低NOx排放，该锅炉NOx排放设计保证值一般为300400 mg/m3

53、。要达到欧盟、英国、德国、日本等工业发达国家目前燃煤火电厂NOx排放的先进标准（200mg/m3)，还需要安装投资和运行费用较大的SCR烟气脱硝装置。到2006年底，国家环保总局已核准火电厂烟气脱硝装置建设容量约5000万千瓦。预计到“十二五”期间，SCR烟气脱硝技术将如目前的FGD技术得到迅速发展。第四代低NOx煤粉燃烧技术的设计思想为一体化NOx控制技术系统。目标是通过一次燃烧措施将烟煤（如神华煤）的NOx排放控制在200 mg/m3 以内的脱氮技术。2.2.1.3 除尘技术应用前景研究长期以来，大部分燃煤火电厂锅炉的粉尘排放控制已得到足够的重视，特别是现代化大型火力发电厂的静电除尘装备比

54、较完善，大部分电厂的除尘效率已高达98%99%，在控制粉尘排放方面取得了较好的成效，我国火电厂的烟气粉尘排放浓度一般均能够满足当前的国家排放标准。但是，现广泛装备的静电除尘设备均难以除去燃煤排烟中超细、超轻并易分散的粉尘（5m以下），这种粉尘随风飘荡，可以长期滞留在大气中，对人身体存在的潜在危害极大。近年来，还发现微小粉尘携带的痕量重金属等有害化合物（譬如，汞、砷、氟等）对环境的影响也很大。新建电厂的除尘器效率平均在99%以上，一批新建机组的烟尘排放浓度按50mg/m3或低于50 mg/m3的水平设计和建造，20万千瓦机组配套的布袋除尘器已开始商业运行，30万千瓦机组配套的布袋除尘器预计200

55、6年投运。大量高效除尘设备的投入运行有力推动了火电厂的烟尘治理。尽管火电装机容量增加了约56%，但烟尘排放量仍基本持平，年排放量约300万吨。随着环保标准的日趋严格，国家对火电厂烟尘排放提出了更高的要求。自2004年l月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，烟尘最高允许排放质量浓度为50mg/m3。一部分地方环保部门甚至提出了更严格的要求，如北京市烟尘的排放允许质量浓度严于很多先进国家标准，从2005年11月1日起，已运行的火电厂锅炉到时烟尘排放质量浓度仅允许30mg/m3，即使将目前的四电场电除尘器改为五电场、六电场也很难满足上述要求。与此同时，SO2的排放

56、标准也相应提高。为减少SO2排放，许多电厂将燃用低硫煤或采取相应的脱硫设施，从而导致电除尘器的除尘效率下降，尤其对于煤中硅、铝含量超过85%的电厂，采用电除尘器处理的烟尘排放质量浓度已远远达不到环保要求。2.2.1.4 汞据2002年联合国环境规划署（UNEP）的评估报告，中国是全球范围内汞污染最为严重的地区之一，大气中汞的平均值为522 t/a，平均沉降值大于70g/m2。尽管煤燃烧过程中气相单质汞的排放浓度一般很低，但由于中国是世界第一煤炭消费大国，能源结构中煤的比例高达75%，而我国燃煤技术普遍落后，由之所致的汞污染尤为严重。自19781995年，我国燃煤工业累计向大气排放汞达到2493

57、.8t，汞排放量的年平均增长速度为4.8%。19992003年中国燃煤电站的大气汞排放量年平均增长率达到了9.59%，向废渣中排放的汞量年平均增长率为8.49%，尤其是从20022003年的涨幅最大，2003年燃煤电站向大气的汞排放量达到了86.8 t之多，废渣汞排放量为28.94 t。（P140）燃煤电站烟气中的汞，主要以单质和氧化物形式存在，呈汽态，飞灰中也含有部分汞。用wet FGD技术可以去除以氧化物形式存在的汞，燃用烟煤的电厂一般可以去除40%60%，而燃用贫煤和褐煤的电厂，汞的去除量低于30%40%。对于燃用低硫贫煤和部分褐煤的电站，烟气中大多数的汞以单质形式存在，用wet FGD

58、技术和钙基吸收剂对于单质汞的吸附效率却很低。通过大量的燃用烟煤的试验研究显示，首先通过SCR可以将85%95%的汞转化为氧化物的形式，然后通过FGD脱除。另外，汞还可以通过在烟气中喷入活性炭吸收，并用纤维过滤器来收集炭，这种方法可以脱除85%95%的汞。Commercial short-duration tests with powdered 表明，用活性炭可以去除烟煤中90%的汞，贫煤的脱除效果略低于烟煤。燃煤过程中产生的飞灰可吸附一部分气态汞，飞灰对汞的吸附主要通过物理吸附、化学吸附、化学反应以及三者结合的方式。将飞灰重新注入烟气中可进一步捕集汞。目前认为飞灰吸附主要受到温度、飞灰粒径、碳

59、含量、烟气成分以及飞灰无机成分对汞的催化作用等因素影响。利用飞灰吸附方法脱除汞可减少80%的活性炭使用量，但飞灰中碳含量过高（大于1%）会限制飞灰作为混凝土添加剂的商业应用，这一点不利于飞灰再注入技术的发展。飞灰去除烟气中的汞，燃用烟煤的电厂可以去除10%30%，而燃用贫煤和褐煤的电厂，汞的去除量低于10%。目前，利用静电除尘或布袋除尘可以去除50%以上的汞，对于燃用烟煤的电厂，一般可以去除60%80%的汞，贫煤和褐煤仅次于烟煤。优选烟气中单质汞的氧化方法并同时阻止在湿式脱硫系统氧化态汞还原，是利用现有的烟气清除装置来实现汞和SO2、NOx等污染物的同时控制的核心问题。如能实现同时控制，可以将

60、资金投入降到最低。目前国内外研究的光催化氧化技术脱汞尚处于试验开发阶段，需要进一步深入研究。利用新型吸附剂脱除汞的研究尚处于实验室研究阶段，但在替代活性炭方面具有活性碳以外的新型吸附剂，如掺有少量HgO和TiO2的硅胶、沸石、硅藻土、白垩土等在烟气脱汞方面效率非常高，但大多处于试验研究阶段。2.2.2 CCUS(CCS) 技术应用前景研究在全球能源与电力生产如此多样化的今天，不可能仅用一种方法来达到减少CO2排放的目的，应采用不同的方法或相互的结合来适应各种不同的燃料资源、环境和地区的具体条件。从人类长远可持续发展的角度，除了洁净煤发电技术外，大力开发和利用可再生能源也是减少CO2排放的一个重

61、要的研究领域，比如：先进、安全的核能，风能，太阳能，生物质能等。目前，从燃煤电站大规模捕集与封存CO2（CCS）的现有技术是将从烟气中捕集（采用化学或物理方法）的CO2气体进行压缩、冷却成液态CO2，以便于运输、利用或封存。在常规空气燃烧的锅炉中，烟气中CO2的浓度仅为1014%，从烟气中分离与捕集CO2的技术难度巨大，同时需要消耗大量的电力，经济性较差，限制了其大规模推广应用。上世纪末提出了富氧燃烧技术，也称为CO2/O2烟气再循环煤燃烧技术，近年已经进行了中试研究与小规模工业示范。由于采用富氧与再循环的CO2组织煤的燃烧过程，烟气中CO2的浓度提高到90%以上，可以直接将锅炉排出的烟气（约

62、为120左右）冷却并压缩得到液态CO2，达到捕集与封存的目的。该技术在整个燃烧与换热设备设计中采用在大气压力下的富氧煤燃烧方式（煤粉锅炉或循环流化床锅炉），此时，由于采用了部分烟气再循环，尽管排烟温度不变，但排烟体积减小，所以排烟损失有所减小，锅炉效率较常规空气煤粉燃烧锅炉提高约34个百分点。但由于制氧与CO2压缩需要消耗大量的电力，较大地降低了燃煤发电机组的经济性。2.2.2.1 CO2的捕集由于燃煤烟气含有约1015%的水分，在大气常压条件下，这部分水分的凝结温度约为6167，其汽化潜热约占排烟热损失的50%左右。常压燃煤锅炉的排烟温度在120左右，从技术经济性角度，这部分排烟水分的低温凝

63、结热量是不适合采用热力系统内任何设备进行回收利用的，只能抛弃。因此，无论对常规空气燃烧还是富氧燃烧，均无法进一步提高锅炉的热效率，以达到部分抵消制氧与压缩CO2的电力消耗。另外，由于锅炉排出的烟气不仅含有大量水分，还含有灰分及硫化物等，因此，必须对再循环烟气进行除湿净化处理。目前，从常规火电厂捕集CO2的潜在技术方案有以下几种。图 2.9 火电厂捕集CO2的潜在技术方案（1） 燃料燃烧前分离并捕集CO2该方法适合于将煤气化后进行燃烧的电力生产过程，比如，整体煤气化联合循环（IGCC）。采用氧气或富氧空气作为介质的煤气化产物主要是CO和H2O，是高含碳量的燃料，其燃烧产物主要是CO2。但是，该煤气化产物经进一步的水煤气化反应后，可容易地转化成CO2和H2，燃料气中的CO2浓度将提高到35%45%，可在燃烧前从燃气中分离和除去CO2，从而转化成不含碳的气体燃料，其燃烧产物中将不存在CO2。这种方法的优越性在于，需要处理的气体量较小，同时CO2的浓度较高，而