洁净煤_洁净煤专业
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褐煤气化技术评述
(2011-03-01 21:43:55)
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杂谈引言
与其它国家相比，我国的烟煤、无烟煤等优质煤炭资源储量比较丰富，但作为不可再生能源，已被充分利用，走向枯竭是必然趋势。褐煤是一种煤化程度仅高于泥炭的煤炭资源，据不完全统计，全世界褐煤储量约1万亿吨，而中国褐煤储量达2118亿吨，主要集中在内蒙古东部、黑龙江和云贵高原，其中内蒙古褐煤储量近2000亿吨，云南昭通褐煤储量大约81.58亿吨。对烟煤、无烟煤进行保护性开采利用，发展褐煤气化技术、拓展褐煤开发利用空间是当前我国节能技术政策鼓励发展的项目之一。
褐煤氧/碳原子比、水分含量及挥发分高、灰分及灰熔点变化大、发热量及机械强度低、热稳定性差、反应活性好。从褐煤气化可能性上看，现有典型的块煤/型煤/碎煤移动床气化技术、碎煤/粉煤流化床气化技术和粉煤气流床气化技术以及地下煤气化技术都可用于褐煤气化，但又各有特点。2 褐煤移动床气化 移动床煤气化技术有UGI、Lurgi和BGL，其中UGI为常压、间歇造气，原料煤要求采用块状无烟煤或焦炭，产气效率低，已被国家列入淘汰技术，也不适用于褐煤气化。
Lurgi和BGL煤气化技术均为加压、连续造气，要求入炉煤粒度为6-60mm的碎煤/块煤/型煤，都适用于气化褐煤，其中德国Lurgi气化炉于1939年开始投入运行，现已发展到第V代，气化压力2.0-3.0MPa，反应温度900-1100℃，固态排灰，对强黏结性、热稳定性差、灰熔点低以及粉状的褐煤气化难度大。国电蒙能赤峰煤化工一期工程项目以元宝山褐煤为原料，采用Lurgi气化技术，设计年产30万吨合成氨、52万吨尿素，该项目正在建设中。BGL是原英国燃气公司在Lurgi炉基础上改造而成，主要是由固态排灰改为液态排渣，将Lurgi炉的炉篦改为熔渣槽，槽下加设了一个激冷室，气化压力2.0-3.0MPa，反应温度可达1400-1600℃，低灰熔点的褐煤对BGL气化有好处。BGL煤气化技术于2001年开始应用于德国黑水泵厂，设计时没有按只烧褐煤考虑，它在黑水泵厂烧的通常是“25％褐煤+75％垃圾”。云南解化集团引进Lurgi炉，以小龙潭褐煤为原料，灰熔点1200℃，为控制在灰熔点以下操作，需要大量加蒸汽。云南解化集团也在一台Lurgi炉基础上于2006年7月改造成BGL炉，先后试验20多次，主要问题是：(1）开车时需要用焦炭，烧嘴部位温度高，把耐火砖烧坏；(2）炉膛内上部煤灰融化成液态渣后，容易产生锥形的空洞，渣流下不来，现仍在进一步完善中。云天化在呼伦贝尔采用BGL气化技术，拟以褐煤型煤为原料生产合成氨。由于以下几个原因，移动床气化褐煤采用型煤是必要的[1]：随着综采、机采技术的普及，采出的原煤粒度有变细、变碎的趋势，粉煤量已占50%以上； 移动床要求入炉煤有较好的热稳定性和较高的抗碎强度，而褐煤原煤一般水分含量高、机械强度低、热稳定性差，在移动床气化炉内褐煤受热后水分蒸发，容易碎裂成小块或煤粉，增加炉内阻力，降低气化效率，使煤气中未反应煤粉的带出量增多；型煤与原煤块煤相比，粒度均匀，可以通过煤种混配、快速加热以及热焖等方式，降低原煤粘接性、调整煤的灰熔点和机械强度、改善热稳定性等性能。
褐煤高的挥发分含量对移动床来说，自下而上的高温气流要经过相对低温的干馏段，煤中的挥发分——焦油、酚、氨、甲烷等随煤气带出，焦油会堵塞管道和阀门，焦油、酚、氨使得煤气的净化处理、污水处理复杂化，由于挥发分高导致的较多甲烷其利弊则与煤气用途有关。
高灰分的褐煤采用移动床气化时，会对气化效率、经济效益有影响，带入粗煤气的煤灰量会较大，对粗煤气洗涤塔洗涤能力要求高，气化废水中废渣排出量大，一般没有其它特别的不利影响。
文献[2]对4种褐煤的煤质特性进行了分析，总结了在不同直径固定床加压气化炉中，褐煤气化工艺参数的规律：(1)褐煤加压气化的汽氧比与原煤的灰熔融性温度有关，一般为6.0-8.5kg／Nm3。
(2)产气率主要受固定碳质量分数的影响，为0.95-1.3m3／kg。(3)粗煤气各组分体积分数为：CO2：31％-36％；CO:11％-16％；H2: 38％-43％；CH4: 8％-12％。
(4)冷煤气气化效率：77％-80％。(5)粗煤气低热值：9.8-11.0 MJ／m3。(6)单位煤气氧耗：0.11-0.16 m3／m3。(7)单位煤气汽耗：0.8-1.25kg／m3。(8)气化强度：940-16O0kg／(m2.h)。3 褐煤流化床气化
典型的碎煤/粉煤流化床气化技术主要有Winkler、HTW、灰融聚和恩德炉等。
流化床气化操作温度要求低于煤的灰熔点，以避免灰分结渣，灰熔点高的褐煤更适合流化床气化；灰熔点较低的褐煤可以通过配煤，与灰熔点高的无烟煤等煤种混用。流化床气化时床层温度相对较低，褐煤的挥发分含量、反应活性普遍较高，适合流化床气化。
流化床气化对入炉褐煤的粒度有要求，因为大粒度煤难以流化，覆盖在炉算上，可能引起炉算处结渣。如果粒度太小，又容易被气流从炉顶带出，气化不彻底。恩德炉、HTW炉等一般要求粒度0-10mm，灰融聚炉则要求粒度0-6mm。
流化床对煤、灰抗粘结性有一定要求，否则影响其流化状态。从煤的输送、气化剂消耗和炉内热量平衡上考虑，入炉褐煤中水分一般要求小于8-12％，褐煤入炉前需进行干燥处理。
流化床气化对煤中灰分要求最好小于25％，但灰分含量高达40％的褐煤也能在流化床气化炉内气化，这主要是经济问题。
褐煤干燥现在一般采用转筒干燥器，干燥介质采用锅炉烟道气、燃料气或驰放气进行干燥。转筒式干燥设备所用的热烟气等热媒，应控制在合适的温度和含氧量。
一般采用环锤式破碎机、风扇磨煤机将褐煤加工到需要的粒度。褐煤较差的热稳定性，对流化床操作存在一些不利影响，如必须加强排灰等〔3〕。黑化集团、吉林长山化肥厂均采用恩德炉气化褐煤，东方希望集团呼伦贝尔东能化工有限公司采用两台恩德炉气化褐煤制200kt/a甲醇项目已于09年4月下旬开车，目前运行负荷在60%-70%。4 褐煤气流床气化
褐煤气流床气化技术有湿法、干法之分，GE单喷嘴水煤浆气化、华东理工大学等单位的四喷嘴水煤浆气化和西北化工研究院单喷嘴多元料浆气化为湿法气流床气化，需要磨煤制浆后气化；Shell、Prenflo多喷嘴干煤粉气化和GSP单喷嘴干煤粉气化则为干法气流床气化，干法磨煤制得干煤粉，将干煤粉气化。
对湿法气化来说，煤中水分尤其是内水含量越高，成浆性能越差：在煤浆浓度相同的条件下，褐煤内水含量越高，煤浆的表观粘度较大，以致流动性较差；若使其达到较好的流动性，则煤浆浓度一般就会下降。煤中水分含量越大，磨煤操作时越容易溢浆，添加剂的选择余地越小，添加剂消耗越大。加之褐煤固定碳含量和发热量低，不仅单位有效气体的煤耗高，同时由于水分蒸发消耗了过多的热量，气化炉内热量也难于达到平衡。某褐煤原煤的成浆浓度最高仅为44%，如果不能采取提质改性、合理配煤等有效措施将制浆浓度提高到一定程度（至少应在55－57％以上，起码需要能够维持气化炉内正常的氧化反应、气化反应等的进行，维持热量平衡），不宜选用湿法气流床气化。对干煤粉气流床来说，水分高，增加了气化过程的热能消耗，同时不便于干煤粉的输送，需要将入炉煤预干燥到一定程度。灰分不直接参加气化反应,却要消耗煤在氧化反应中产生的反应热。褐煤煤种灰分含量高，会相对增加气化炉的比煤耗、比氧耗。对于湿法气流床气化，灰分形成的灰渣都进入渣水处理系统，灰分中SiO2、Al2O3等硬颗粒会对一些管道、阀门、设备产生过度冲蚀以致泄漏，灰分中的CaO、Fe2O3等碱性成份和渣水中细灰又容易在管道、换热器的一些部位产生沉积、垢堵〔4〕〔5〕；灰分高，渣水中的固含量增加，渣水处理系统的负荷增加，难度增大，能耗也随之上升，设备维修维护费用提高，增加了停车几率。与除灰有关的是，Shell、Prenflo废锅流程干煤粉气流床气化技术中的陶瓷过滤器、激冷气压缩机、废锅等的结垢、损毁故障影响着气化装置的正常运行；灰分中Na2O、K2O含量较多，对陶瓷过滤器、废锅产生比较严重的不利影响。GSP干煤粉气流床气化技术目前采用了激冷流程，所有灰分分别通过激冷室、洗涤器进入渣水处理系统，这与GE等湿法气流床气化技术的情况有些类似。
褐煤机械强度低、热稳定性差，对于气流床气化没有不利影响，而主要由于机械强度低导致的好的可磨性，对气流床气化炉入炉煤粉的加工则是有利因素。4.1 褐煤制浆
褐煤内孔表面积大，吸水能力强，成浆性差，一般不易制得高浓度的煤浆。褐煤制水煤浆，应主要从如何改善其成浆性能上考虑，成浆性能则主要指水煤浆的浓度、流变特性和稳定性。褐煤制煤浆可以采用的改进措施主要有合理配煤、磨煤与级配技术、添加剂配方及生产技术以及对褐煤提质改性〔1〕。
经采用配煤、改善级配、选择合适的添加剂等方法进行制浆性能试验，云南褐煤与新庄煤（0.65:0.35）两种高低阶煤配合制浆浓度最高达53％〔6〕。
原先成浆浓度只能做到44％的内蒙古白彦花煤矿褐煤煤种，经北京某公司采用其褐煤改性提质技术，将褐煤先制成半焦，然后用半焦做水煤浆，其浓度达到了～60％。陕西榆林西部煤炭技术研究中心经过14年攻关，开发出低阶煤微细干粉制备高浓度水煤浆技术和成套工艺生产线，该中心以最难成浆的宝日希勒褐煤为原料，制出浓度大于65%、黏度小于1,200毫帕斯卡·秒、稳定性良好的水煤浆，从而一举攻克了低阶煤难以制取高浓度水煤浆的世界性难题；2009年11月8日，该中心与陕煤集团神南张家峁矿业有限公司签订了总投资9,000万元、年产能200万吨的项目合作协议。呼伦贝尔东能化工有限公司也在做褐煤提质成半焦然后制水煤浆的试验工作。褐煤提质改性制成煤浆，然后采用湿法气流床气化，技术上没有问题，这还需要从经济性上进行比较。
据了解，大唐呼伦贝尔化肥有限公司年产18万吨合成氨、年产30万吨尿素项目拟采用褐煤水煤浆加压气化，气化压力4.0MPa，项目正在进行中。4.2 褐煤制干煤粉气化
应根据特定的煤种特征和煤矿、煤气化用户地理位置，采取可行的方法，通过对褐煤的分选和运输前处理，适当地除水和降灰。
大唐国际锡林郭勒盟煤化工项目中，采用Shell干煤粉气流床气化褐煤技术生产甲醇，在褐煤入炉前的预干燥技术是：将破碎到一定粒度的褐煤给料至管式干燥机的干燥管内，同时向管式干燥机的干燥管外通入作为干燥介质的热源，使干燥管内的煤与干燥管外的热源进行间接热交换，干燥后的褐煤通过输送机送出。煤中的水分随干燥机的废气通过排风机抽至袋式收尘器，分离出的煤粉和干燥后合格的碎煤一起送至磨前碎煤仓。
制干煤粉用设备目前主要在中速磨煤机和风扇磨煤机这两种类型的磨煤机上进行选择。中速磨煤机即辊盘式磨煤机，工作转速为50-300r/min，要求原煤水分不能过高，制粉和干燥同时完成，干燥后煤粉细度能达到干煤粉气化的要求。风扇磨煤机是目前电站采用较多的一种高速磨煤机，工作转速为750-1500r/min，集干燥、破碎、输送三种功能于一身，适用于高水分、低灰分、磨损性不强的褐煤。在保证碳转化率的前提下，对挥发份含量高、反应活性好的褐煤，可适当放宽煤粉粒度，采用风扇磨煤机。5 褐煤地下气化 褐煤资源因褐煤性能不稳定，容易挥发，非常不利于传统井工下采。煤炭地下气化是将处于地下的煤炭进行有控制地燃烧，通过对煤的热解、化学作用产生粗煤气，是集井、采煤、转化工艺为一体的多学科开发清洁能源与化工原料的新技术，其实质是将物理采煤转变为化学采煤，提取煤中有用组分，将灰渣、矸石、放射物等有害物留在地下。
新奥气化采煤集团与中国矿业大学合作研究地下气化采煤技术，在内蒙古乌兰察布市，建成了一体化褐煤气化采煤试验项目中试基地，于2007年10月22日一次点火成功，获得了地下气化煤气。该技术不用打井，地下无人，插进几个管道，地下形成的“气化炉”是动态的，沿着煤在地下的自然走向形成，煤燃烧、气化后生成CH4、CO和H2，煤炭资源利用率超过75%以上，攻克了褐煤难以开采的瓶颈。截至2009年6月份，该项目实现了低热值煤气示范性发电，500kW发电机一直稳定运行，每月发电量约11 万度。该项目在煤炭地下气化一些核心技术方面申请9项专利，已进入实质性审查阶段。
某单位分别以富氧和富氧-水蒸气为气化介质，进行了大雁褐煤的地下气化模型实验。研究了鼓风量和汽氧比对煤气组成、气化稳定性以及煤层气化速率的影响，并进行了富氧-水蒸气地下气化过程的物料衡算。实验结果表明，通过采取合适的气化参数，大雁褐煤的地下气化过程可以稳定进行〔7〕。6 结语 褐煤通过现有的块煤/型煤移动床、碎煤流化床和粉煤气流床气化技术以及地下煤气化技术进行气化，技术上都是可行的，但针对褐煤的不同特性，几种煤气化技术又存在着不同程度的适应性。在具体选择时，应从适用性、可靠性、经济性和环保等方面进行全面考虑和综合权衡。
洁净煤技术科技发展“十二五”专项规划（全文）
| 求索阁 发表于 2012-07-04 06:48 | 本文阅读267次 |
一、形势——需求与发展
（一）洁净煤技术是我国能源可持续发展的重要领域
近年来，随着经济、社会的快速发展，能源需求总量和优质能源需求数量都进入高速增长期。受化石能资源结构以煤为主（约占96％）的制约，煤炭占我国一次能源生产总量75％，占消费总量70％。预测表明，未来几十年，煤炭在能源生产和消费结构中的主导作用不会改变，同时煤炭生产和利用中引发的环境、碳排放等问题也会日益突出。
长期以来，我国一直将发展洁净煤技术作为先进能源领域的重要技术方向，特别自“十五”开始，通过“国家自然科学基金”、“国家重点基础研究发展计划（973计划）”、“国家高技术研究发展计划（863计划）”、“国家科技支撑计划”等国家科技发展计划的持续部署，开发出一批具有世界领先/先进水平的洁净煤技术，并在我国能源建设中发挥了重要作用。
在《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》中，提出要“培育发展战略性新兴产业”，要“推动能源生产和利用方式变革，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。加快新能源开发，推进传统能源清洁高效利用”，要“积极应对全球气候变化。把大幅降低能源消耗强度和二氧化碳排放强度作为约束性指标，有效控制温室气体排放”，给发展洁净煤技术赋予新的目标和要求。
洁净煤技术已经成为我国能源可持续发展的重要领域。
（二）重点洁净煤技术发展概况 1.先进燃煤发电技术 ①在“超超临界发电”方面，国内具备了制造1000MW、25MPa、600℃等级发电机组的基础和能力，预测到2020年，新建机组市场容量达500GW。但是，在高参数大容量机组的设计及制造、系统优化、高温部件材料等方面与发达国家仍有较大差距，建设超600℃大容量等级超临界发电机组系统集成示范、研发超700℃关键材料和技术是今后几年的重要任务。
②在“大型循环流化床”方面，“十一五”科技支撑计划项目“600MWe超临界循环流化床”已完成设计、制造技术研究，有待于通过工业示范集成单项成果，完成工业装备技术和运行考核；另外针对燃用劣质燃料、大型超临界CFB锅炉系列、节能型CFB锅炉也在开展大量新技术研发。
③在IGCC技术方面，“十一五”863计划重大项目“以煤气化为基础的多联产示范工程”所依托的华能天津250MW级整体煤气联合循环（IGCC）示范工程正在建设，将逐步进入试运行阶段。目前，该项目主要研发内容基本完成。2.煤基清洁燃料技术
煤基清洁燃料技术指煤制清洁气体燃料、煤制油和化工品技术。“十五”以来，国家973、863、科技支撑等计划专门立题支持了多项技术内容的开发，在煤制天然气、浆态床费托合成、煤加氢液化、煤制烯烃等方面进行了工业示范，目前国内已投入示范运行的煤制油总规模达到188万吨油当量/年、煤制烯烃115万吨/年、煤制乙二醇20万吨/年；煤制烯烃、浆态床费托合成、煤加氢液化等工业技术达到国际领先或先进水平。
“十一五”期间，863计划在“以煤气化为基础的多联产示范工程”项目中支持了“16万吨合成油－燃气发电联产”课题，另外在“高灰熔点煤加压气化技术开发与工业示范”项目中支持了两个气化技术开发。目前煤气化技术在某些核心技术及装备制造方面仍与发达国家有一定差距，尚有大量基础理论和科学问题有待深入研究，自主开发和优化提高的潜力很大。3.燃气轮机技术
“十一五”863计划重点项目中“100KW级微型燃气轮机及其供能系统”课题已完成总体方案设计，开始核心部件的设计与制造，已完成微型燃机整机、燃烧室和永磁电机等工程设计。
“十一五”863计划“重型燃气轮机关键技术及系统”重大项目于2008年9月批复启动，项目设置了“以R0110为载体的中低热值燃料燃气轮机设计研制及在IGCC电站中的工程应用示范”和“F级中低热值燃料燃气轮机关键技术与整机设计研究”两个课题，目前正在实施中，预计2013年底完成。4.燃煤污染物控制和治理技术
以煤为主的能源结构和能源消费总量持续增长，使我国污染控制和环境保护依然面临巨大压力。到2020年，如不采取有效措施，即使按照污染物产生量最少的情景预计，二氧化硫、氮氧化物年排放量将分别达到4000万吨和3500万吨。燃煤污染作为能源环境问题，将对经济和社会发展产生重大影响和制约。“十一五”期间，污染物控制技术主要以“专题”立题给予支持，难以形成大规模开发和工程应用示范。目前急需开发结合过程控制与末端治理、可以实现污染物资源化利用和多种污染物联合脱除的先进技术。5.高效燃煤与工业节能
我国燃煤工业锅炉、窑炉用煤超过煤炭消费总量的20％，“十一五”期间科技支撑计划列题支持了“高效燃煤工业锅炉系统技术”，专题项目支持了余能余热利用、过程优化节能等工业节能技术，均取得了显著的技术进步和产业成果。目前，亟待开发解决的重点节能技术有：特殊技术条件下的冶金节能，工业低温余热回收，大容量高效燃煤工业锅炉成套技术及装备，石油、化工、建材等工业过程节能等。初步估算，该类技术的节能潜力超过1.5亿吨标准煤，约占到目前全国一次能源消费总量的5％，推动新型节能产业发展有重大意义。6.二氧化碳分离、储存及利用
近年来，我国石油开采、煤电、煤制油化工等行业，在燃煤烟气CO2捕集和提纯利用、富氧燃烧、煤化工高纯CO2地质封存、驱油（EOR）和增采煤层气（ECBM）等方面开展了研究和工业示范，取得了一批成果。
“十二五”期间，将加大在二氧化碳捕捉与封存（CCS）方面的研究和技术开发，进一步开展理论研究与技术攻关，实现自主知识产权核心关键技术突破以及相关标准的制定，逐步缩小与国外差距和实现技术引领。
二、指导思想与目标
（一）指导思想
贯彻科学发展观思想，以《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006－2020年）》为基本指导，贯彻落实《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》精神，以加快新能源建设和推进传统能源清洁高效利用为重点，积极推动建设战略性新兴产业，实现洁净煤技术跨越进步，促进经济社会可持续发展。
（二）基本原则 1.国家需求、服务产业
结合国家需求和推动实施重大能源开发项目，服务于国内经济发展和建设大局，以全社会视野凝练战略目标，注重科技创新对推动建设国家战略性新兴产业的作用，以基础研究、关键技术开发、系统集成创新为目标，致力洁净煤技术科技创新，全面进行规划部署。2.世界一流、国际领先
自主创新，提升煤炭提质与资源综合利用、高效燃煤发电、先进煤基洁净燃料、污染物控制及资源化利用、工业节能、重大装备研制等技术和能力，建立世界一流研发平台，培养世界一流科研队伍，发展世界一流技术，获得世界一流成果。3.承先启后、统筹发展
认真总结“十五”、“十一五”取得的成果和存在问题，关注“十二五”及中长期发展需求，统筹国内科技资源，融合跨领域优势能力，发挥产学研结合和产业联合创新机制和大型企业的优势，正确引领技术和产业发展方向。4.强化管理、培养能力
结合体制、机制改革，注重“专项规划”实施的可行性和操作性，加强立项、实施和验收的组织管理部署，广泛吸收社会资源，培养和建立一支专兼配合、高水平、高效率的科技管理队伍。
（三）规划框架
根据近年来重点发展方向，结合立项和运行管理机制改革，以依托示范工程为牵头、关键核心技术开发为基础、技术凝练和集成创新为重点，对重点技术方向进行梳理。
框架关系见下图。
（四）规划目标 在煤炭提质与资源综合利用、高效洁净燃煤发电、煤基洁净燃料、高效燃煤与工业节能、队伍建设和平台建设等方面，突破重点基础和核心关键，开发出一批具有国际领先水平的新工艺、新技术，实现重大系统技术集成，为煤电、煤转化等重点示范工程和建设洁净煤技术战略性新兴产业提供技术支持，达到世界先进、领先水平。
三、重点方向
（一）高效洁净燃煤发电
我国50％的煤炭用于发电，煤电占发电总量的80％以上，燃煤发电技术进步始终是先进能源技术的重点。目前和今后若干年，国内煤电装机增量仍将处于较高发展速度，技术发展趋势是“大型、高参数、洁净”。在此背景下，煤电重要发展方向有以下5个方面：
1.大型超超临界发电成套技术和高参数超超临界关键技术。2.高参数、新型循环流化床燃煤锅炉。
3.大规模整体煤气化联合循环发电关键单元技术及装备，燃气轮机及其集成示范。
4.燃煤污染治理，二氧化碳分离、埋藏及利用技术。
（二）先进煤转化
提高煤质是洁净煤技术的源头，2010年我国煤炭消耗33亿吨，高效利用问题比较突出。“十一五”期间在专题中对提升低品质煤质量、提高稀缺煤种利用效率、发展资源综合利用等技术进行了部署，但总体上项目分散、力度偏小。目前，国内有众多企业开发这一方面的技术，但是由于褐煤粉尘分离、煤焦油回收加工、污水净化等关键技术没有得到突破，成为共性技术障碍；“十二五”期间拟加大对该类技术的支持，提升褐煤分级提质转化、褐煤气化等重点技术水平。先进煤转化技术包括煤制天然气、煤制液体燃料和化工品、先进煤气化等成套工艺和技术。经过近十年来的快速发展，我国已成为先进煤转化技术开发和产业发展的大国。粗略统计，“十一五”期间，全国共计投入约800亿元进行该类技术工业示范。目前，该类技术方向尚有较多关键技术需要科技支持，大规模工业化核心技术和装备的国产化问题有待进一步解决。重点研究以下技术：
1.低阶煤综合加工提质技术。2.催化气化等新型煤气化技术。3.结合实施煤制气体、液体燃料和化工品百万吨级工业示范，开发研究大型合成反应器、高效低成本催化剂、专用设备、油品加工催化剂和新工艺、新型催化合成、副产品综合利用等关键技术。4.先进煤转化发电大规模技术集成示范。
（三）先进节能技术
“十五”、“十一五”期间，先进能源技术领域持续部署了能源转化、利用和工业过程的重点节能技术研发，其中工业窑炉余能余热回收利用、工业锅炉高效燃煤等取得了一系列成果。“十二五”期间，将围绕以下几个重点方向开展部署和研发。
1.工业窑炉余热余能高效回收利用新技术。
2.高效率、大容量工业锅炉岛成套技术、装备及应用示范。3.冶金行业重点节能技术研发示范。
4.石油、化工、建材等工业过程节能、余能余热利用。5.建筑综合节能技术。
（四）污染物控制和资源化利用技术
“十二五”期间，主要针对燃煤NOx控制、超细颗粒物和重金属控制、污染物一体化脱除和资源化利用等技术开展项目部署和研发。
四、重点任务
重点任务划分为重点基础研究、关键核心技术研发、重大技术集成及工业示范等三类，每一类根据技术方向分为“煤提质及资源综合利用”、“高效洁净燃煤发电”、“煤基清洁燃料”、“高效燃煤及工业节能”等部分，“污染物控制”、“二氧化碳分离/存储/利用”、“重大能源装备”等结合其应用划分至上述几个方向。
“十二五”期间，在高参数发电锅炉材料、煤基天然气及高密度航油、狭窄空间高效低氮煤粉燃烧、冶金电炉非稳态废热回收等方面开发出10-15项关键、核心技术，形成约100项发明专利，形成一批达到国际领先或先进水平的技术及装备，整体达到洁净煤技术研发和产业应用国际领先水平。
（一）重点基础研究 1.煤提质及转化基础研究 针对褐煤、低变质烟煤分级转化、综合利用开展煤质与转化基础研究，如热冲击下褐煤粉化机理研究，毛细水分蒸发条件研究等；多煤种复杂煤质热解、气化、加氢、燃烧转化基础研究；地下水对地下气化影响的基础研究；新型高效催化反应基础研究等。
2.高效洁净燃煤发电基础研究
开展燃煤高参数超700℃超超临界发电整体热力系统优化、材料体系、燃烧、传热和污染特性等基础研究；以近零排放IGCC为目标的富氢燃烧和富氢燃机的材料和制造技术基础研究；节能型、超低排放循环流化床新型流场模拟研究；燃煤火电机组超细颗粒物过程控制技术基础研究；煤基活性吸附剂制备及再生关键技术基础。
3.燃气轮机材料及制造技术基础研究
高温材料、复杂制造技术、测试平台、运行管理等技术基础研究。
（二）关键核心技术研发 1.煤提质及资源综合利用
褐煤、低变质烟煤高效转化、综合利用新工艺，新技术研发及工业示范，开发百万吨级工业装置工艺包；煤中矿物质先进综合利用技术；煤矿大型节能及污染物控制技术。
2.高效洁净燃煤发电
（1）开展超700℃超超临界发电机组的锅炉、汽机、辅机以及高温材料等关键技术研究，为“十三五”期间实现工程示范打下基础，主要技术指标：蒸汽温度>700℃，压力>30MPa，机组容量600MW；锅炉效率>94%；汽轮机热耗
（4）超600℃/1200MW级超超临界发电关键技术及成套装备研究，并应用于工业示范。
（5）建设3～5万吨级/年CO2捕集与资源化利用全流程工艺，系统热功率为30MW，主要研究开发和示范富氢或富CO2等非常规燃烧技术。（6）先进燃煤发电污染控制技术。研发燃煤烟气多种污染物联合脱除关键技术，并在600MW电站锅炉进行工业示范。研究开发燃煤NOx过程控制关键技术集成及示范，完成适于我国各类煤种、各种燃烧方式的低NOx燃烧系统的研发和示范，研发适合我国动力燃煤特性的SCR脱硝催化剂，并进行工业示范。3.煤基清洁燃料
（1）结合国内工业示范，开发3～5项具有国际先进水平的煤基清洁燃料新技术，完成一批煤制清洁燃料及化工品发明专利，推动建设大规模煤基多联产工业示范，使我国煤基清洁燃气、煤制油、煤制烯烃等工业技术达到国际领先水平。煤制清洁燃气关键核心技术。开发出合成气完全甲烷化催化剂制备、甲烷化反应器等关键技术和成套工艺，并应用于1000立方米/天、5万立米/天放大试验和工业示范工程；开发出完整的具有自主知识产权的煤制天然气成套工艺技术工艺包，并应用于20亿立方米/年煤制天然气示范工程。
开发出煤低温催化气化、煤加氢气化两种制天然气新工艺关键技术及气化炉等核心装备，形成系统试验室研发平台，建立2.4t/d煤低温催化气化和50t/d煤加氢气化扩大试验装置，进行试验运行，开发出投煤量为千吨级/天的工艺包。突破地下气化关键技术瓶颈，形成煤炭地下气化过程稳定控制技术和地下水环境监控技术，开发煤地下气化大型成套技术工艺软件包及适于现代化工业生产的大规模合成气净化技术以及污水处理技术，实现煤炭地下气化过程连续稳定生产和地下、地上环境友好。
（2）煤制清洁液体燃料及化工品核心关键技术。开发出煤基费托合成大型化成套技术软件包，开发出大型浆态床反应器及合成油产品加工精制技术；开发节能节水的关键技术和重要装备；在百万吨级/年煤基合成油工业示范工程上应用和验证。
开发出甲醇制汽油大型化成套技术软件包，探索甲醇转化制取大宗能源产品和重要化学品的新技术，在不小于20万吨/年甲醇制汽油工业示范工程中应用和验证。研究开发煤基液体产物（煤加氢液化生成油、F-T合成油、煤热解油、煤加氢液化残渣热解油等）联合加工的关键单元技术，开展工程化技术研究，开发各单元技术的工艺包，为制定煤基液体产物的联合加工工艺路线提供技术支持，开发出煤基高密度军用航空燃油制备技术。
（3）开发新型煤气化核心技术，并实现对现有落后气化技术的替代。针对我国广泛存在的高灰熔点（1500℃）、黏结性（黏结指数30以上）煤，开发适应煤质的先进高效煤气化技术，实现每天加工煤量500吨级气化装置工业示范。开发适应于低灰熔点（1100℃左右）、低灰融黏度煤的气化技术，开发出每天加工量1000吨级工业示范气化装置并投入示范运行。开发出适于高水分含量（20%以上）、高氧含量（10%以上）、低热稳定性、低热值褐煤直接气化新技术和装备，开发出500吨（煤）/天示范装置工艺包。（4）建成适用于煤制清洁燃料技术通用能效测定与评价平台，研究测定方法标准；针对示范工程，进行工艺优化并确定出合理的工序能耗标准参考值，为节能减排关键技术提供技术方案。4.高效燃煤及工业节能减排
开展多煤种复杂煤质研究和燃烧工艺创新基础研究，开发工业锅炉岛、冶金炉窑高效节能关键技术，建成工业示范，能效达到国际先进水平。（1）清洁燃煤系列化高效工业锅炉岛技术
开发出高效低排放燃煤工业锅炉岛系统技术，包括：运行热效率90％以上的大型（58MW）煤粉工业锅炉岛，运行热效率82%以上的大型（58MW或以上）层燃工
3业锅炉岛，SO2、NOx达到排放标准，粉尘排放浓度
开发可分别用于高、中、低温三种品质余热回收利用技术，通过工业示范工程建设和运行，系统节能率达到15％~30%。（3）冶金工业余能高效利用技术
研发基于热管、蓄热、蓄能、低温余热回收等余热高效回收新技术，研发针对炼钢炉、各种矿热炉、炼铁高炉、炼焦炉等大型冶金炉窑的非稳态烟气、炉渣、产品及副产品等余热回收关键技术，建设钢铁工业间歇性余热综合发电示范工程。研究开发提高低挥发分非炼焦煤配加新工艺，开发新一代煤调湿关键技术，开发焦炉装煤烟尘减排新技术及示范；开发焦化废水有效处理及可资源化回收利用新技术及示范。
（三）重大技术集成及工业示范 1.IGCC－多联产技术工业集成示范
通过对煤基多联产战略技术系统研究，实现适合于多联产系统的新型煤气化及气化岛系统、先进原料气净化和变换工艺、高选择性煤基清洁燃料和化工品合成催化剂、大型燃气轮机设计制造及燃机岛系统、蒸汽轮机及其它辅机系统、发电系统控制及运行等关键技术研发成果集成，建成大规模IGCC－多联产技术工业集成示范。同时探索构成近零排放多联产系统的技术途径。示范工程规模：400-500MW级电力，100万吨级液体燃料或相同当量级化工品，3000吨/天级气化炉、9F级低热值燃气轮机等。
该项目实施拟依托国内具有发电和煤炭综合产业发展实力的大型国有企业为牵头和实施主体，联合在煤气化、燃气轮机、煤清洁转化等方面具有研发实力和业绩的机构共同承担。
考虑到体制机制对IGCC等大型工业示范项目审批的影响以及“十一五”重型燃气轮机项目执行时间延续，本规划将对相关的工业示范项目采取分步推动的方法。2.大规模高效煤基转化多联产技术集成示范
目前，结合国内煤转化大规模产业结构调整和新型煤转化产业工业示范启动，建设以资源综合利用、节能减排、高效低成本为目标、实现大规模高效煤基转化多联产技术集成的示范工程正在受到洁净煤技术领域的关注。
该技术集成包括了大型煤焦化、煤基清洁燃料集成加工、煤气净化与污染物控制及资源化利用、余能回收梯级利用与发电等专项技术，形成数百万吨级煤转化及煤基清洁燃料、数百万兆瓦以上发电规模，达到系统能效提高5%以上、关键产品降低直接能耗10%以上的效果。
该项目对发展具有中国特色的煤高效清洁转化技术具有重要引领意义。3.超600℃超超临界发电机组工业示范
集成具有自主知识产权的大容量、高参数超临界600℃/1200MW级发电机组关键技术研发成果，包括系统设计、锅炉设计与制造、汽轮机设计与制造、机组运行与控制、机组集成与示范工程整体设计等核心关键技术。
通过示范，完成600℃/1200MW级发电机组成套技术自主开发与工程建设，全面提升我国该级别超超临界发电技术能力，提升与国外同类技术的竞争力。4.重型燃气轮机关键技术集成及应用示范
对F级重型燃气轮机技术，集成热端部件（燃烧室、透平叶片）的设计与制造技术、高效低污染燃烧室设计与制造工艺、适应灵活空分配置的先进高效宽稳定裕度压气机研制、燃气轮机调节系统等研发成果，形成整机制造技术及系统集成优化设计技术。
对E级燃气轮机，集成燃气轮机及联合循环控制、变频启动系统及燃料系统、发电机组轴系分析、燃气轮机辅助系统、联合循环电站成套系统配套设备选型、参数优化及热力循环分析、燃气-蒸汽联合循环发电机组运行调试等技术成果，形成成套系统的设计、研制、调试、运行维护技术。
五、保障措施
（一）加强能源科技战略研究
目前，世界工业发达国家都把能源战略和能源科技战略作为持续、滚动研究的重要课题，以适应经济社会发展对能源供应不断提出的需求以及世界或区域能源生产的变化，同时还要适应生态环境、减少或控制温室气体排放等对能源发展日益提高的要求。同样，我国能源发展以及对能源科技的需求和策略也处于不断变化和调整过程，这样就使得对能源科技发展的战略研究变得更重要。
“十二五”期间，一则需要将能源科技战略研究作为一项重点科研工作，专项启动实施；同时还要建成客观有效的能源科技评价体系，为及时调整和校正项目部署方向、客观准确检验成果提供保障。
（二）积极建设能源公共科技平台
能源科技项目的共性之一是项目大、费用高，与工业示范和成果应用结合紧密，技术研发平台投入大，从国家需求出发，通过项目支持投资建设技术研发公共平台是一件重要的科技推动措施。
“十二五”期间，需要在以下技术领域加大公共科技研发平台建设：高参数超超临界发电技术研发平台，重型燃气轮机开发与整机测试平台，煤基清洁燃料新技术研发、系统能效评估平台，高效燃煤工业锅炉岛成套技术研发与集成示范平台等。
（三）关于体制、机制创新及保障
根据科技部有关科技管理改革的精神和部署，加快先进能源技术领域科技计划项目管理改革。
针对“十二五”洁净煤技术快速发展和科技需求大的特点，积极组织有代表性、综合性和显示度的重大或重点项目，为“十二五”或其后的持续发展提供支持。在“十二五”项目部署和实施中，要突出项目内容的可操作性，加强部委间沟通和协调，项目实施采取分步推进的方法。
加强项目设计、立项、实施、验收等各个环节的部署协调和综合管理，从机制创新入手，择优选取课题第一承担单位，同时形成专业化、企业化和社会化管理三结合，以实现对项目资金申请、使用、研究阶段成果等进行统一管理和监督协调，同时，设立独立专家组进行跟踪协助管理。在课题承担单位选择方面，要选择具备较好的研究基础和具备工程示范能力的企业或科学院所。
充分发挥国家高新技术产业开发区、国家级高新技术产业化基地的作用，加快成果产业化，推动创新型产业集群建设工程，围绕本专项确定的主要目标，合理选择技术路径和产业路线，采取有效措施，促进产业集群的形成和创新发展。充分发挥地方政府部门宏观管理与政策引导作用，不断完善统筹协调机制，加强政府部门、企业和科研机构在管理、数据共享、联合行动等方面的协调，构建跨部门的交流合作与协调配合平台，形成产学研一体的技术联盟，推动科技与产业化联动发展。
中国的煤炭资源分布情况信息总结
中国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤炭在能源生产和消费中的比例一直在70%以上，而且这种格局短期内不会根本改变；据有关专家预测，到2050年，煤炭在能源中的比例仍占50%以上。为节约和保护资源，实现国民经济和社会可持续发展，正确认识我国煤炭资源基本特征是非常必要的。
一、中国国内的煤炭资源分布情况
根据第三次全国煤田预测资料，除台湾省外，我国垂深2000米以浅的煤炭资源总量为55697.49亿吨，其中探明保有资源量10176.45亿吨，预测资源量45521.04亿吨。在探明保有资源量中，生产、在建井占用资源量1916.04亿吨，尚未利用资源量8260.41亿吨。
1、地域分布。我国煤炭资源主要分布于昆仑-秦岭-大别山以北地区。大致以昆仑-秦岭-大别山一线以北的我国北方省区煤炭资源量之和为51842.82亿吨，占全国煤炭资源总量的93.08%；其余各省煤炭资源量之和为3854.67亿吨，仅占全国煤炭资源总量的6.98%。在昆仑-秦岭-大别山以北地区探明保有资源量占全国探明保有资源量的90%以上；而这一线以南探明保有资源量不足全国探明保有资源量的10%。显然，我国煤炭资源在地域分布上存在北多南少的特点。
我国煤炭资源主要分布于大兴安岭-太行山-雪峰山以西地区。大致这一线以西的内蒙古、山西、四川、贵州等11个省区，煤炭资源量为51145.71亿吨，占全国煤炭资源总量的91.83%。这一线以西地区，探明保有资源量占全国探明保有资源量的89%；而这一线以东地区，探明保有资源量仅占全国探明保有资源量的11%。显然，我国煤炭资源在地域分布上存在西多东少的特点。
2、我国主要煤炭工业基地。在我国北方的大兴安岭-太行山、贺兰山之间的地区，地理范围包括煤炭资源量大于1000亿吨以上的内蒙古、山西、陕西、宁夏、甘肃、河南6省区的全部或大部，是我国煤炭资源集中分布的地区，其资源量占全国煤炭资源量的50%左右，占我国北方地区煤炭资源量的55%以上。而这一地区探明保有资源量占我国北方探明保有资源量的65%左右。显然，这一地区不仅煤炭资源丰富，煤质优良，而且这一地区地理位置距我国东部、东南部缺煤地区相对较近，是我国最重要的煤炭工业基地。在南方，煤炭资源量主要集中于贵州、云南、四川三省，这三省煤炭资源量之和为3525.74亿吨，占我国南方煤炭资源量的91.47%；探明保有资源量也占我国南方探明保有资源量的90%以上。特别是贵州西部、四川南部和云南东部地区是我国南方煤炭资源最为丰富的地区。显然，这一地区是我国南方最重要的煤炭工业基地。
二、煤炭资源的种类和煤质特征
在我国，褐煤资源量3194.38亿吨，占我国煤炭资源总量的5.74%；褐煤探明保有资源量1291.32亿吨，占全国探明保有资源量的12.69%；主要分布于内蒙古东部、黑龙江东部和云南东部。低变质烟煤（长焰煤、不粘煤、弱粘煤）资源量28535.85亿吨，占全国煤炭资源总量的51.23%；低变质烟煤探明保有资源量4320.75亿吨，占全国探明保有资源量的42.46%；主要分布于我国新疆、陕西、内蒙古、宁夏等省区，甘肃、辽宁、河北、黑龙江、河南等省低变质烟煤资源也比较丰富。成煤时代以早、中侏罗世为主，其次是早白垩世、石炭二叠纪。
中变质烟煤（气煤、肥煤、焦煤和瘦煤）资源量为15993.22亿吨，占全国煤炭资源总量的28.71%；中变质烟煤探明保有资源量2807.69亿吨，占全国探明保有资源量的27.59%；我国中变质烟煤主要分布于华北石炭二叠纪和华南二叠纪含煤地层中。在中变质烟煤煤中，气煤资源量为10709.69亿吨，占全国煤炭资源总量的19.23%；气煤探明保有资源量1317.31亿吨，占全国探明保有资源量的12.94%；焦煤资源量2640.21亿吨，占全国煤炭资源总量的4.74%，焦煤探明保有资源量682.92亿吨，占全国探明保有资源量的6.71%。高变质煤资源量为7967.73亿吨，占我国煤炭资源总量的14.31%；高变质煤探明保有资源量1756.43亿吨，占全国探明保有资源量的17.26%；高变质煤主要分布于山西、贵州和四川南部。
褐煤的最大特点是水分含量高，灰分含量高，发热量低。根据176个井田或勘探区统计资料，褐煤全水分高达20-50%，灰分一般为20-30%，收到基低位发热量一般为11.71-16.73MJ/kg。在我国，低变质烟煤不仅资源量丰富，而且这类煤灰分低，硫分低，发热量高，可选性好煤质优良。各主要矿区原煤灰分均在15%以内，硫分小于1%。其中不粘煤的平均灰分为10.85%，平均硫分为0.75；弱粘煤平均灰分为10.11%，平均硫分为0.87%。根据71个矿区统计资料，长焰煤收到基低位发热量为16.73-20.91MJ/kg；弱粘煤、不粘煤收到基低位发热量为20.91-25.09MJ/kg。低变质烟煤化学反应性优良。
我国煤炭资源的煤类齐全，包括了从褐煤到无烟煤各种不同煤化阶段的煤，但是其数量和分布极不均衡。褐煤和低变质烟煤资源量占全国煤炭资源总量的50%以上，动力燃料煤资源丰富。而中变质煤，即传统意义的“炼焦用煤”数量较少，特别是焦煤资源更显不足。就煤质而言，我国低变质烟煤煤质优良，是优良的燃料、动力用煤，有的煤还是生产水煤浆和水煤气的优质原料。中变质烟煤主要用于炼焦，在我国，因灰分、硫分、可选性的原因，炼焦用煤资源不多，优质炼焦用煤更显缺乏。高变质煤煤质的主要不足是硫分高。
三、煤炭资源具备的开采条件
我国位于亚洲大陆东南部，在现代板块构造格局中，属欧亚板块与太平洋-菲律宾海板块和印度板块的拼合部，煤田构造复杂。中国大陆由于受到古亚洲、特提斯和太平洋三大地球动力学体系的控制，形成了准噶尔-松辽块体、塔里木块体、华北块体、华南块体和青藏块体等五大块体。我国各煤盆地在在经历了盆地基底形成、含煤地层沉积和后期变形后形成了现在的东北、华北、西北、华南、滇藏五个赋煤区。西北赋煤区和滇藏赋煤区含煤岩系形成后基本处于挤压-汇聚型地球动力学体系作用之下，煤田构造样式由较强烈褶皱、逆冲断层、推覆构造等挤压构造组成，构造复杂。东北赋煤区自三叠纪以来主要受太平洋地球动力学体系作用，煤田构造样式为伸展型构造，宽缓褶皱与阶梯状、地堑-地垒状的断层组合发育，绝大多数煤田构造复杂。华北赋煤区受到过三大地球动力学体系的作用，构造组合样式多样，煤田构造变形强度总体呈现四周强、中心弱的特点，除鄂尔多斯盆地中心，一般情况下煤田构造比较复杂。与华北赋煤区相比，华南赋煤区构造变形强度和构造复杂程度均超过了华北赋煤区；在华南赋煤区，推覆构造、滑脱构造更加广泛而强烈；华南西部以紧密褶皱为主，华南东部断层更加发育；除少数地区外，挤压型和伸展型构造均有清晰显示。
在我国，构造是影响煤炭资源开发和煤矿开采最重要的因素。为适应现代化采煤技术和提高经济效益的要求，应用高分辨率地震技术，开展采区地震勘探，进一步查明煤田构造的工作正在逐步展开。这一项工作的开展，进一步证实了我国煤田构造的复杂性。1991-1995年间，中国煤田地质总局所属地震勘探队在38个煤矿采区的460km2范围内开展高分辨率地震，新发现断距10m以上断层787条。如安徽淮北矿区祁南井田，经精查地质勘探和高分辨率地震勘探，21km2内发育断层50条。又如，山西阳泉矿区五矿，经三维地震后，1.14km2范围内长轴大于20m的陷落柱多达27个。
在我国东部地区，不少煤田上覆新生界地层厚达数十米至数百米。巨厚新生界地层的存在 华北东部煤矿开采时间长，开采强度大，开采延深速度大（每10年延深100-250m）。现在，该区大部分矿井开采深度在500-1000m，有的矿井开采深度已经超过1000m。高水压、高地温、高地压的问题日趋严重。由于太原组灰岩水、石炭二叠纪基底奥灰岩溶水的存在和奥灰陷落柱、断裂破碎带的发育，东部不少煤矿带压开采，生产面临高水压的威胁，煤矿井下突水淹井时有发生。在我国东部，由于地壳薄和现代裂谷作用，地壳深部热能散发强烈，大地热源值高。据煤田工业技术咨询委员会地质分会调查，华北东部不少矿井已经出现了高于280C的热害，巷温30-380C，地温梯度一般高于30C，而突水温度达36-410C。这必然引起工作条件恶化，增大通风，加大成本。
