洁净煤技术——能源清洁生产的技术支撑

目前，世界能源体系仍以常规能源为主，资源的供应保障及对环境的污染仍是主要问题之一。根据美国MITRE公司的预测，世界用于发电的煤炭将持续增长到2040年，届时将有90％的煤炭用于发电。在2040～2070年之间，直接使用的煤炭仍将增加，直到2075年以后，世界的煤炭使用量才会下降。 煤炭开发利用中的污染排放已成为可持续发展的一个突出问题。据统计，1座600 Mw的燃煤电厂，按燃煤的含灰分20％、含硫分0．5％、年利用小时5 000 h计算，将年排放1_1 x l0³×10t S02、2 500 t烟尘、6 000 t NOx和30×10³×10t灰渣。因此，煤炭的清洁利用技术已成为能源清洁生产的重要保证与支撑。 煤炭清洁利用技术又称“洁净煤技术”(clean coal technology，CCT)，是指煤炭在开发和利用过程中，旨在减少污染与提高利用效率的加工、燃烧、转化及污染控制等技术，以达到煤的高效、洁净利用。美国自20世纪80年代初发生与加拿大跨国界的酸雨危害后，于1986年率先提出并大规模实施“洁净煤技术计划”。目前，这一技术受到世界各国的普遍关注。 洁净煤技术关注煤炭燃烧的全过程，即从燃烧前的源头控制，燃烧中的过程控制，到燃烧后的废弃物处理。洁净煤技术包括4个部分：燃烧前技术，即通过洗选或掺人其他物质，提高燃烧效率，并脱除污染物；燃烧中技术，主要有：低污染燃烧、燃烧中固硫、流化床燃烧和涡旋燃烧；燃烧后技术，即烟道气净化和废弃物处理技术；以及转换技术。

1．燃烧前的主要技术 (1)净煤技术 净煤技术又称煤炭净化技术，是指煤炭燃烧前的预净化，以除去或减少原煤中所含的灰分、硫分等杂质。净煤技术有物理法和化学法两种，目前正在研究开发生物法脱硫技术。 物理净化法即煤炭的洗选，是煤炭清洁利用的重要环节。高硫煤洗选除减少SO2排放外，还具有回收硫资源的意义。化学净化法可以脱除煤中有机硫，从而达到煤的深度净化。目前开发的化学净化法大致分为氢氟酸法、碱酸法和氧化法三类。这三种方法虽然能制备超低灰煤和脱除部分有机硫，但工艺复杂、成本较高，仍处于实验室阶段。生物脱硫技术是80年代后期出现的高技术，近几年来取得了新进展。据资料介绍，美国气化工艺研究所培育的混合菌种，能除去煤中有机硫的64％。美国匹兹堡能源研究中心利用氧化亚铁硫杆菌(TBF)，可脱除95 ％的无机硫。 我国煤炭资源中含硫量大于2％的高硫煤占总量的1／4，迫切需要开展各种脱硫，特别是脱除有机硫新技术的研究，以提高燃烧效率，并减少SO2和颗粒物的排放。 (2)型煤技术 型煤是指由粉煤或低品位煤制成的具有一定形状的煤制品，分民用和工业型煤两种。在洁净煤技术中，型煤的投资少，建厂周期短，见效快，节能、环保效益显著。我国1982～1985年开始进行燃煤锅炉试烧型煤的试验，经“七五”科技攻关，型煤已达国际水平，今后的任务主要是推广应用和继续完善。 (3)煤液混合新型燃料技术 煤液混合新型燃料是一项新技术，目前已有多种混合燃料经过全面试验，如煤一油、煤一油一水、煤一水、煤一甲醇和煤一水一甲醇等，其中最有工业应用价值的是水煤浆(CWS)。 CWS是20世纪70年代中期发展起来的一种以煤代油的新型低污染燃料。其SO2排放量与直接燃煤相比降低15％～20 ％，还可以实现管道输送，具有广泛的应用前景。发达国家CWS技术已趋成熟，只是因为国际油价较低，而将其作为储备技术。我国CWS技术开始于80年代初期，目前研究、开发和示范取得了很大进展，已具备商业化条件。

2．燃烧中的主要技术 (1)循环流化床燃烧技术(CFBC) 这是新一代成熟的燃煤技术。通过高速空气夹带煤进入并返回燃烧器进行辅助燃烧，其燃烧效率可达99％以上；煤中的硫在燃烧过程中被吸附脱硫剂(石灰石)吸附，燃烧温度又低于氮氧化物的生成点，从而大大减少烟气中污染物的排放，具有清洁、高效的特点，且煤种适应性强，可以燃用劣质煤，脱硫率可达90％～95％，因而在国际上得到广泛重视和迅速发展，已成为目前国外洁净煤技术中一项比较成熟的技术，正在向大型化方向发展。 燃煤发电是我国主要发电方式，采用循环流化床锅炉发电新技术，能进一步提高煤炭利用效率，保护环境。我国煤炭资源的分布虽然是北多南少，但南方拥有较丰富的石煤资源。石煤热值低，一般锅炉使用效益不高，但可用流化床燃烧。因而我国对流化床燃烧技术的开发应用也非常重视，已有流化床锅炉2 000多台，但绝大部分是100 t／h以下的小型装置，220 t／h的循环流化床燃烧锅炉正在研制之中。 (2)增压流化床燃烧和联合循环技术(PFBC) PFBC由于实现了蒸汽、燃(烟)气联合循环，发电效率高于CFBC技术。PFBC在我国有很好的发展前景，它不仅可用来新建电厂，也可用来改造现有机组。我国有大量的125 Mw、200 MW的常规粉煤电站，这些机组中平均净发电效率仅为33％，其中相当一部分S02排放严重超标。若采用PFBC技术加以改造，不仅能使这些电站内提高发电效率3～4个百分点，而且能达到完全满足环保要求的指标。“八五”以来，东南大学牵头开展PFBC研究，目前已在徐州建成一套示范电站(15 MW)。

3．燃烧后主要技术 (1)烟气净化技术 目前较先进的烟气净化技术主要有4类：①烟气脱硫技术(FGD)。有两种较先进的技术：烟道喷射技术和炉后烟气净化技术。20世纪80年代以来我国进行多种脱硫方法的试验或试运行，但由于运行费用高，加之当时国家对硫排放控制没有提出特别要求，因而大多数只注重除尘而较少考虑SO2削减问题。随着酸雨问题的日趋严重，SO2控制越来越受到重视，发展和采用烟气脱硫势在必行。目前全国脱硫技术开发普遍，已有很好的基础，今后要集中力量突破某些技术难关，开发适用技术和装备，使燃烧前的净煤技术和燃烧后的脱硫技术同步进行，控制硫排放。②脱氮技术。以选择性催化法为主，脱氮效率比较高，但基建投资多，运行成本高。③除尘技术。日本正在研制高温高压烟气新型除尘设备——陶瓷过滤器。④脱CO2技术。有三种方法：物理吸收法，用沸石做吸收剂，目前正在进行小型试验；化学吸收法，用液体溶剂(胺)进行化学吸收，目前已在电厂开始进行试验；藻类法，正在进行基础研究。 (2)废弃物处理技术 主要包括对煤炭开采和利用过程中所产生的矸石、煤层气、煤泥、矿井水及煤电站所产生的粉煤灰等进行资源化或无害化处理。这里重点叙述煤层气的开发利用。 煤层气，俗称“煤矿瓦斯”，是煤在形成过程中生成并赋存于煤层和煤系地层中的一种天然气，其主要成分与常规天然气一样是甲烷，含量平均在92 %以上。甲烷是一种高效、高热值和清洁的气体燃料，1 000甜甲烷的发热量相当于1 t石油。由于技术原因，煤层气的开发利用直到近十几年才起步，但是发展很快，正在成为世界能源开发的一股新潮流。 我国是煤炭生成大国。据联合国的调查报告，我国采煤过程中排放的甲烷量每年为194亿rn³，占全球采煤排放甲烷总量的1／3。这些煤层气首先成为煤矿事故的隐患，据统计，1950～1990年我国发生煤矿瓦斯突发事故15 000起，占世界同期瓦斯突发事故总数的40％；其次，194亿m³的煤层气白白排放掉是一个巨大的浪费；再次，对全球环境产生影响，甲烷的温室效应大约是C02的20倍以上，对臭氧层的破坏能力是CO。的7倍。因此，我国采煤排放甲烷问题，不仅引起我国，也引起了国际社会的注意。 目前我国煤层气资源的开发利用还比较落后，主要采用瓦斯抽放和回风流瓦斯技术，但主要是作为一种煤矿安全措施，平均抽出率仅为16．5 %，无法形成商业化生产规模。1996年3月国务院正式批复组建中联煤层气有限责任公司，统一规划、管理全国煤层气资源的勘探、开发和生产。煤层气开发利用已作为一个战略措施列入“九五”计划和2010年远景规划，煤层气开发利用成套技术、装备也已作为重点项目列入国家科技攻关计划。 我国煤层气产业的发展有自身的一些有利条件：①有利的资源条件。我国煤炭保有储量在1万亿t左右，其中烟煤和无烟煤占总储量的80 % 以上。烟煤和无烟煤中都赋存有可开发的煤层气，即使在低变质的部分褐煤中也有可开发的煤层气。据初步估计，我国拥有埋深2 000 m以内的煤层气储量35万亿m³，为美国的3倍，其中有开采价值的约12．5万亿m³。②丰富的地质资料。我国煤田地质普查工作已基本完成，在地质详查、精查阶段，对相当一部分煤层的瓦斯赋存做了比较深入的工作，已积累了大量关于煤层气的地质资料。③技术经验的积累。我国煤矿井下抽放瓦斯尽管过去只是作为一个安全措施，但也取得一些成果，如煤炭部曾在抚顺、焦作、阳泉等矿区打过40多个地面瓦斯孔，在一些钻孔中还采用了压裂抽气等措施开采煤层气。这就为大规模抽放、利用煤层气积累了经验。④国际社会的合作。我国丰富的煤层气资源也引起了国际社会的关注，目前中外合作煤层气项目已达20多个。 尽管我国煤层气开发仍属试验阶段，但商业性应用的前景已经出现。我国的发展目标是：到2010年全国煤层气年产量将达到100亿m³，成为能源工业中举足轻重的组成部分。

4．转换技术 (1)煤的干馏及转化利用 包括高温干馏和低温干馏等热解技术。 高温干馏又称炼焦，转化后生成焦炭(占70 %～80％)、煤焦油(占2 %～5％)和焦炉煤气(占10％～20％)等二次产品，可以形成煤一焦一气的综合利用。低温干馏生成半焦、低温焦油和煤气。它的投资少、生产成本低，可率先实现工业化生产。美国、德国等开发一种新法干馏技术，采用固体热载体快速热解新技术，干馏半焦可作为联合循环发电的气化原料或流化床燃烧炉用燃料，具有能源利用效率高、污染低等一系列优点，有良好的应用和发展前景。我国高挥分煤的储量及产量很大，适于采用新法干馏技术。可以使煤炭在坑口新法干馏，回收焦油和煤气，并结合循环流化床气化及燃烧实行联合循环发电，达到清洁、高效利用。 (2)煤炭气化技术 煤炭气化技术可将所有种类的煤转化成各种气体产品，包括城市煤气、工艺用和发电用燃料气、化工原料气等。由于煤的性质不同，所生产的煤气又有不同的用途，因而煤炭气化的工艺也不相同。按其技术的进展可分为三代：第一代技术已实现工业化，如固定床气化法的鲁奇炉、流化床气化法的温克勒炉、气流床气化法的德士古炉和K—T炉等；第二代技术是指把新的工程技术、煤化学的新理论及工程材料学的新成就相结合而产生的气化方法，现大多正处于试验阶段，少数已过渡到示范厂规模，如流化床灰熔聚气化工艺技术；第三代技术比第二代更先进、综合效益更高，如催化气化、太阳能气化、核热气化、等离子气化和利用火箭技术的Rockwell气化法等，绝大部分还处于过程开发阶段。 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之一，煤气的市场需求量很大。我国于1956年开始煤气化技术的研究开发工作，取得了不少成果。但是从总体上看，我国目前气化技术仍以固定床气化为主，在热效率、气化率和环保方面与国外的流化床气化技术、加压气化技术等相比有较大差距。 此外，美国、苏联等国还进行煤炭的地下气化试验研究。煤炭的地下气化，不仅可省去煤炭的开采和运输，而且还能充分利用那些不便于开采的煤炭资源。煤的地下气化原理及过程与地面上的煤气发生炉气化基本相同，但是难度要大得多。我国已进行了十多年的地下气化技术的研究工作，并进行了半工业性试验，这项技术对我国部分衰老报废矿及(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。 (3)煤炭液化技术 煤炭液化包括间接液化、直接液化和煤油共炼等技术。间接液化是将煤气化生成的合气，进一步合成液体燃料或化学品。如南非采用煤间接液化生产烃燃料、基本有机合成原料(如乙烯、丙烯、丁烯及蜡类等)以及富氢化合物，取代现今以石油为原料的石化产品，这将是煤化工技术发展的重点方向之一。我国也通过了80～100 t／a合成汽油的中间试验，现正建设2000 t／a的示范工厂。直接液化是在高压下直接加氢生产洁净、优质的液化产品。德国、日本等国的直接液化技术在世界处于领先地位。我国自“六五”开始与国外合作，从事煤炭直接液化技术的研究开发。直接液化的一次性投资大、成本高，与天然石油相比很不经济，但当石油供应不足或面临资源枯竭时，可以补充石油资源不足。 从我国煤炭资源来看，适于直接液化的褐煤、高灰分烟煤和高硫烟煤的储量大、分布广，因此若采用适合液化、价格便宜的煤，在基础条件较好的地区建设煤炭液化工厂，前景还是较好的。通过和日、美等国合作，我国已建成具有世界先进水平的液化试验室，并以兖州煤为原料，提出建设煤液化工厂的工艺流程及预可行性研究。 煤油共炼是将煤和石油渣油同时加氢转变成轻、中质油，是石油渣油深加工、煤炭转变成洁净液体燃料的先进技术，是在石油深加工基础上逐步实现煤炭直接液化的过渡技术。其优点是建厂投资较省、氢利用率高、油品可加工性能好、可以处理高金属含量和高硫含量的渣油、经济陛较好，在近期具有实现工业化生产的可能性。目前美国、加拿大、德国等已开发出多种煤油共炼工艺。我国有丰富的煤炭资源，而石油资源相当不足，以煤代油和重质石油深加工应是重点发展方向之一。 (4)煤气化联合循环发电(IGCC) 这是一种燃煤发电新技术，它将煤的气化技术与联合循环装置结合起来，气化生产的燃料气驱动燃气轮机发电，而余热在余热锅炉中变成蒸汽，驱动汽轮机发电，从而实现了多级循环，最大限度地将一次能源转换成电能，发电效率可达45 %以上，且比燃煤电站的污染小。因此，美、英、德、日、荷等国都在致力于这一新技术的研究和开发，使之达到接近投入商业运行水平。我国燃煤电站使用的煤炭，大量采用长距离火车运输方式，应加快煤气化联合循环发电新技术的研究开发，在煤矿坑口建煤气化联合循环电站，不仅可以解决煤炭外运的难题，直接输出电能，而且可以形成煤炭深度转化和综合利用的煤、气、电及化工产品的一体化工程，成为煤区经济的一个新增长点。 参见：赵媛．2001．可持续能源发展战略．北京：社会科学文献出版社