常世彥，卓建坤，孟朔，秦士躍,，姚強(qiáng),,*

aLaboratory of Low Carbon Energy, Tsinghua University, Beijing 100084, China

bKey Laboratory for Thermal Science and Power Engineering of Ministry of Education, Department of Thermal Engineering, Tsinghua University, Beijing 100084, China

中國清潔煤技術(shù)：現(xiàn)狀和未來前景

常世彥a，卓建坤b，孟朔a，秦士躍a,b，姚強(qiáng)a,b,*

aLaboratory of Low Carbon Energy, Tsinghua University, Beijing 100084, China

bKey Laboratory for Thermal Science and Power Engineering of Ministry of Education, Department of Thermal Engineering, Tsinghua University, Beijing 100084, China

a r t i c l e i n f o

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Received 30 July 2016

Revised 15 November 2016

Accepted 5 December 2016

Available online 22 December 2016

清潔煤技術(shù)

煤炭發(fā)電

煤炭轉(zhuǎn)化

污染控制

碳捕集、利用和封存

煤炭是我國最主要的一次能源，也是最主要的溫室氣體排放源和大氣污染物排放源。本文綜述了我國煤炭發(fā)電、煤炭轉(zhuǎn)化、污染控制及碳捕集、利用和封存四種清潔煤技術(shù)近期的研發(fā)現(xiàn)狀，同時(shí)展望了各類技術(shù)發(fā)展的未來前景?？傮w而言，我國在清潔煤技術(shù)的研究和發(fā)展方面已取得顯著進(jìn)步，已有大批技術(shù)進(jìn)入商業(yè)或示范階段。

? 2016 THE AUTHORS. Published by Elsevier LTD on behalf of Chinese Academy of Engineering and Higher Education Press Limited Company. This is an open access article under the CC BY-NC-ND license

(http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/).

1. 引言

煤炭是我國最主要的一次能源，2015年我國煤炭消費(fèi)量約占一次能源消費(fèi)總量的64%[1]。煤炭既是我國發(fā)電、鋼鐵、水泥等工業(yè)部門和居民生活部門消耗的主要能源與原料，也是我國溫室氣體及大氣污染物的主要排放源。2013年，我國約9×109t的二氧化碳排放來自于化石燃料燃燒，其中，超過83%來自于煤炭燃燒 [2]。2012年，約79%的二氧化硫、57%的氮氧化物和44%的顆粒物排放來自于煤炭的直接燃燒，約93%的二氧化硫、70%的氮氧化物、67%的顆粒物排放來自于各種煤炭利用(包括直接燃燒排放和焦?fàn)t及其他工業(yè)爐的間接排放)[3]。盡管政府已出臺(tái)大量政策措施來控制煤炭消費(fèi)以應(yīng)對(duì)氣候變化和治理大氣污染，但煤炭依然會(huì)在中國能源消費(fèi)中扮演重要角色。有研究表明，即使考慮高比例可再生能源的利用，到2030年煤炭在一次能源消費(fèi)中的占比仍然會(huì)超過50%[4]，到2050年也會(huì)維持在30%左右[5]。因此，有必要尋求更高效、更清潔的技術(shù)方案以使我國豐富而廉價(jià)的煤炭資源得以可持續(xù)利用。

清潔煤技術(shù)(CCT)可促進(jìn)煤炭的使用更具環(huán)境效益和經(jīng)濟(jì)可行性[6]。近年來我國在清潔煤技術(shù)發(fā)展方面已取得顯著進(jìn)展。截至2014年年末，超超臨界燃煤電廠的裝機(jī)容量已超過1×108kW。250 MW的整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(IGCC)示范電廠已投入運(yùn)行。2000 t·d–1的水煤漿氣化和干煤粉加壓氣化技術(shù)已基本成熟。世界第一個(gè)年產(chǎn)油百萬噸的煤直接液化裝置已于2008年建成, 煤制烯烴的商業(yè)示范項(xiàng)目以及1.6×105～1.8×105t的煤間接液化項(xiàng)目也已建成。此外，超低排放燃煤發(fā)電技術(shù)已示范成功。1×105t二氧化碳捕集工業(yè)設(shè)備已在華能石洞口第二電廠成功運(yùn)行，并完成了1.5×105t的提高原油采收率(EOR)和1×105t的二氧化碳地質(zhì)封存示范。這些新技術(shù)的研發(fā)和應(yīng)用已經(jīng)并將繼續(xù)在中國綠色低碳轉(zhuǎn)型中扮演重要的角色。

清潔煤技術(shù)覆蓋了煤炭生產(chǎn)及煤炭利用相關(guān)的多項(xiàng)技術(shù)，包括綠色開采、煤炭洗選、煤炭發(fā)電、煤炭轉(zhuǎn)化、污染控制以及碳捕集、利用和封存技術(shù)。本文著重選擇煤炭發(fā)電、煤炭轉(zhuǎn)化、燃煤電廠的污染物控制以及碳捕集、利用和封存技術(shù)進(jìn)行研究，梳理其在我國的發(fā)展現(xiàn)狀，并對(duì)其未來前景進(jìn)行展望。

2. 煤炭發(fā)電

燃煤發(fā)電技術(shù)主要包括傳統(tǒng)的直接燃煤發(fā)電和新型煤炭氣化發(fā)電技術(shù)。對(duì)于直接燃煤發(fā)電，目前廣泛使用的有亞臨界、超臨界、超超臨界和循環(huán)流化床(CFB)發(fā)電技術(shù)。煤炭氣化發(fā)電技術(shù)主要是指具有高發(fā)電效率和優(yōu)良環(huán)保性能的整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術(shù)。

2.1.現(xiàn)狀

在我國《國民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展第十一個(gè)五年規(guī)劃(2006—2010)》中，政府制定了2010年單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能耗相比2005年降低20%、二氧化硫排放削減10%的目標(biāo)。為了在我國電力工業(yè)持續(xù)穩(wěn)健發(fā)展的同時(shí)實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)，我國于2007年頒布了加快關(guān)停小火電機(jī)組的通知，用技術(shù)先進(jìn)的大機(jī)組代替落后的小機(jī)組。同時(shí)，我國對(duì)發(fā)電容量超過600 MW的超臨界和超超臨界機(jī)組開展研究[7]，并采用高效清潔發(fā)電技術(shù)完成了現(xiàn)存老舊火電機(jī)組的改造。這些舉措在很大程度上提高了我國火力發(fā)電的效率。在“十二五”規(guī)劃(2011—2015)期間，我國又啟動(dòng)對(duì)700℃超超臨界發(fā)電技術(shù)的基礎(chǔ)研究[8]，并進(jìn)一步進(jìn)行了循環(huán)流化床和整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)的開發(fā)[9,10]。在此期間，世界最大的600 MW商業(yè)示范超臨界循環(huán)流化床鍋爐機(jī)組投入運(yùn)行[9]。

近10年來，我國火力發(fā)電產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)得到了優(yōu)化、燃煤發(fā)電效率獲得了綜合提升，在污染物排放削減方面也取得了巨大進(jìn)展。煤電供電煤耗顯著降低，如圖1 [11,12]所示。

2.1.1.超臨界和超超臨界燃煤發(fā)電技術(shù)

圖1.中國燃煤機(jī)組平均供電煤耗[11,12]。

目前，我國實(shí)現(xiàn)了超超臨界燃煤發(fā)電技術(shù)的跨躍式發(fā)展。2014年年底，超超臨界機(jī)組的總裝機(jī)容量超過了1×108kW，已成為我國新建機(jī)組的主力機(jī)組。作為我國百萬千瓦超超臨界火力發(fā)電項(xiàng)目之一的上海外高橋第三發(fā)電廠實(shí)施了一系列節(jié)能減排創(chuàng)新和優(yōu)化措施。該廠實(shí)現(xiàn)了276 gce·(kW·h)–1的供電煤耗，達(dá)到了國際領(lǐng)先水平。

我國自主研發(fā)成功6×105kW等級(jí)大型空冷系統(tǒng)機(jī)組，開發(fā)并建成了世界首座1×106kW等級(jí)超超臨界空冷系統(tǒng)機(jī)組。配備具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)空冷系統(tǒng)的機(jī)組總裝機(jī)容量目前達(dá)到了6.6×107kW。

我國已建成效率超過47%的1000 MW二次再熱超超臨界機(jī)組[13]。國電泰州發(fā)電廠于2015年完成兩套1000 MW二次再熱超超臨界機(jī)組的并網(wǎng)發(fā)電。供電煤耗達(dá)到266.53 gce·(kW·h)–1。該發(fā)電廠的技術(shù)參數(shù)和效率都是目前世界最高水平，且機(jī)組全部在中國設(shè)計(jì)制造。目前二次再熱超超臨界機(jī)組技術(shù)已應(yīng)用于三家發(fā)電廠。

我國目前已具備設(shè)計(jì)制造600/1000 MW超超臨界發(fā)電機(jī)組的基礎(chǔ)和能力，在600/1000 MW超超臨界機(jī)組鍋爐的運(yùn)行中積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)。我國設(shè)計(jì)制造的機(jī)組已出口到國外。這些成就為更高參數(shù)(超過600℃和700℃)超超臨界發(fā)電技術(shù)的進(jìn)一步開發(fā)奠定了堅(jiān)實(shí)的技術(shù)基礎(chǔ)。

2.1.2.超臨界循環(huán)流化床鍋爐發(fā)電技術(shù)

我國煤炭資源中高硫煤比例較高，洗煤過程會(huì)產(chǎn)生大量煤矸石。循環(huán)流化床燃燒技術(shù)以其燃料適應(yīng)好、脫硫成本低和氮氧化物排放低的特點(diǎn)，在大規(guī)模利用煤矸石作燃料上具備優(yōu)勢。目前，我國循環(huán)流化床鍋爐發(fā)電機(jī)組超過3000個(gè)，裝機(jī)容量接近1×108kW，是世界上此類機(jī)組最多的國家。

我國在大容量循環(huán)流化床鍋爐技術(shù)的研制上，目前已完成300 MW等級(jí)循環(huán)流化床的研究、建造和示范運(yùn)營，并實(shí)現(xiàn)了設(shè)備的批量生產(chǎn)。由國內(nèi)開發(fā)、設(shè)計(jì)、制造的600 MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐示范項(xiàng)目已在四川白馬投入商業(yè)運(yùn)營(圖2)[14]。該項(xiàng)目是為利用高含灰量、高含硫量及低熱值的貧煤為燃料而設(shè)計(jì)，包括一個(gè)循環(huán)流化床鍋爐及配套的發(fā)電系統(tǒng)[14,15]。

2.1.3.整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術(shù)

目前世界上已有六座整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電站投入運(yùn)行，其中，美國兩個(gè)、歐洲兩個(gè)、日本和中國各一個(gè)。歐盟330 MW整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)示范項(xiàng)目擁有最大的機(jī)組容量，凈效率(低位熱值)為45%。為了進(jìn)一步提高整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電效率，全球已開展關(guān)于H級(jí)燃?xì)廨啓C(jī)和高溫煤氣凈化技術(shù)、整體煤氣化濕空氣透平循環(huán)、整體煤氣化燃料電池系統(tǒng)和多聯(lián)產(chǎn)技術(shù)的研究。

“十五”“十一五”和“十二五”期間，在科技部的支持下，我國的研究人員在大規(guī)模煤氣化技術(shù)、合成氣重型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)及系統(tǒng)優(yōu)化集成、設(shè)計(jì)、運(yùn)行和控制技術(shù)方面積累了豐富經(jīng)驗(yàn)，為更大容量的整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)和多聯(lián)產(chǎn)技術(shù)的發(fā)展奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。天津華能1×250 MW整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電示范項(xiàng)目于2009年啟動(dòng)。2012年，氣化爐成功點(diǎn)火。到目前為止，該項(xiàng)目已在41%(低位熱值)的效率下運(yùn)行，其運(yùn)行可靠性還會(huì)進(jìn)一步提升[10,16,17]。

2.2.未來前景

(1)高效率和超高參數(shù)是燃煤發(fā)電技術(shù)的發(fā)展趨勢。據(jù)預(yù)測，2020年之前中國火力發(fā)電總裝機(jī)容量將會(huì)超過1.079×109kW[18]。下一階段，百萬千瓦水平的一次和二次再熱超臨界發(fā)電技術(shù)會(huì)進(jìn)一步發(fā)展。其蒸汽溫度會(huì)超過600℃，參數(shù)為28 MPa，效率提升幅度為2%～3%?；谶@樣的發(fā)展，將會(huì)進(jìn)行關(guān)于高溫耐熱合金材料的關(guān)鍵技術(shù)研究以及溫度超過700℃的600 MW超臨界發(fā)電機(jī)組的示范，效率提高6%～8%，從而使系統(tǒng)效率達(dá)到50%～52%。與此同時(shí)，對(duì)低參數(shù)小容量機(jī)組的改造，特別是將300 MW和600 MW亞臨界機(jī)組改造為超臨界機(jī)組，將使效率提升3%。

(2)通過煤電靈活調(diào)峰來平衡電網(wǎng)，以適應(yīng)大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電。我國可再生能源發(fā)電比例的上升對(duì)電網(wǎng)的穩(wěn)定性影響越來越大。由于電網(wǎng)系統(tǒng)缺乏大規(guī)模儲(chǔ)能裝置，燃煤發(fā)電已經(jīng)成為電網(wǎng)調(diào)峰的主要手段，而機(jī)組系統(tǒng)對(duì)負(fù)荷變化的快速響應(yīng)會(huì)降低煤電各子系統(tǒng)的元件壽命，因此如何加強(qiáng)機(jī)組系統(tǒng)整體負(fù)荷快速反應(yīng)能力以及如何保持經(jīng)濟(jì)、安全的有效響應(yīng)，減少污染物排放將成為主要問題。為了實(shí)現(xiàn)大規(guī)模可再生能源電網(wǎng)中燃煤發(fā)電廠的高度靈活性，可優(yōu)化系統(tǒng)控制策略。實(shí)現(xiàn)靈活運(yùn)營是煤炭利用技術(shù)未來的主要發(fā)展方向，我國已圍繞系統(tǒng)靈活調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)安全運(yùn)行控制策略展開了研究。

(3)燃料適應(yīng)性是燃煤發(fā)電技術(shù)的另一個(gè)重要議題。即使我國目前在循環(huán)流化床鍋爐技術(shù)上已達(dá)到世界領(lǐng)先水平，但其在應(yīng)用范圍擴(kuò)大、效率提高和燃料適應(yīng)性改善方面依然具有潛力。為了提高循環(huán)流化床鍋爐技術(shù)的可靠性，有必要持續(xù)進(jìn)行600 MW超超臨界循環(huán)流化床鍋爐的研制，且應(yīng)進(jìn)一步開展50～300 MW節(jié)能型循環(huán)流化床鍋爐的系列開發(fā)和工程示范。

圖2.白馬發(fā)電廠600 MW超超臨界循環(huán)流化床鍋爐示范項(xiàng)目[14]。EHE：外置換熱器；HP：高壓；LP：低壓；MP：中壓；RH：回?zé)崞?；SH：過熱器；SHII：二級(jí)過熱器。

3. 煤炭轉(zhuǎn)化

煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)主要針對(duì)除燃燒之外的煤炭化學(xué)轉(zhuǎn)化[19]。本節(jié)介紹五種煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)：煤氣化、煤液化、煤制天然氣、煤制化學(xué)品和低階煤熱解。

3.1.現(xiàn)狀

3.1.1.煤氣化

煤氣化是以煤或焦炭為原料在高溫條件下通過化學(xué)反應(yīng)將煤或焦炭中的可燃部分轉(zhuǎn)化為合成氣的過程[20]。煤氣化是煤轉(zhuǎn)化過程中最重要的上游技術(shù)之一，合成氣可以進(jìn)一步制取液體燃料、天然氣、化學(xué)品和氫等。國外加壓氣化技術(shù)已在國內(nèi)廣泛使用，如通用電器的水煤漿加壓氣化和殼牌的干煤粉加壓氣化[21]。近幾年國內(nèi)的氣化技術(shù)也發(fā)展迅速，各種氣化技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀見表1。

我國氣流床氣化技術(shù)已達(dá)到商業(yè)示范水平，主要的技術(shù)包括：

(1) 華東理工大學(xué)開發(fā)了多噴嘴對(duì)置式水煤漿氣化技術(shù)。“十五”計(jì)劃期間(2001—2005年)建成了兩個(gè)處理量分別為750 t·d–1和1150 t·d–1的示范裝置 [23]?！笆晃濉庇?jì)劃期間(2006—2010年)建設(shè)了若干處理量為2000 t·d–1的較大規(guī)模裝置。2014年，處理量為3000 t·d–1的裝置在內(nèi)蒙古投入運(yùn)行。

(2) 非熔渣–熔渣分級(jí)氣化技術(shù)(清華爐)已從2002年的第一代升級(jí)至2015年的第三代。2006年成功運(yùn)行兩個(gè)處理量為500 t·d–1的氣化爐，截至目前，已有 30多臺(tái)清華爐投入運(yùn)行。

(3) 2004年，西安熱工研究院有限公司進(jìn)行了36～40 t·d–1(10 MW)兩段式干粉加壓氣化爐中試[24]，2012年該項(xiàng)技術(shù)應(yīng)用于華能天津IGCC項(xiàng)目，氣化爐處理量為2000 t·d–1。

(4) 其他氣流床加壓氣化技術(shù)，如多元料漿氣化、單噴嘴干粉氣化和粉煤加壓氣化，也分別建立了處理量為1000～3000 t·d–1的商業(yè)或示范裝置。

一些新型氣化技術(shù)的研究也已開展。新奧集團(tuán)股份有限公司建成地下煤氣化示范基地，2009年開始產(chǎn)氣，每日產(chǎn)氣量最高可達(dá)3×105m3，已累計(jì)發(fā)電超過4.7×106kW·h，目前已實(shí)現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定氣化[25]。地下水污染和連續(xù)運(yùn)行的問題依然是其未來需要應(yīng)對(duì)的兩大挑戰(zhàn)。其他先進(jìn)氣化技術(shù)，如催化氣化、加氫氣化和超臨界氣化也在探索中，已建成多個(gè)小規(guī)模試點(diǎn)裝置。

表1 中國煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀

3.1.2.煤液化

在煤直接液化領(lǐng)域，神華集團(tuán)有限責(zé)任公司(簡稱神華集團(tuán))2004年建成世界首套1×106t·a–1直接液化裝置，2008年成功投入運(yùn)行，產(chǎn)品有柴油、石腦油和液化氣。該裝置對(duì)航空煤油和噴氣燃料也進(jìn)行了生產(chǎn)測試。2015年，神華集團(tuán)和中國航天科技集團(tuán)公司共同研制的液氧煤基燃料的火箭發(fā)動(dòng)機(jī)整機(jī)熱試車獲得成功[26]。此外，陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司(簡稱延長石油集團(tuán))也建成產(chǎn)能4.5×105t·a–1的煤油共煉示范廠。

在間接液化領(lǐng)域，中國科學(xué)院山西煤炭化學(xué)研究所(簡稱中科院煤化所)和潞安集團(tuán)正在進(jìn)行低溫漿態(tài)床、高溫漿態(tài)床和高溫流化床技術(shù)的研究[27,28]。在“十五”期間，我國建成產(chǎn)量分別為1.6×105t·a–1、1.6×105t·a–1和1.8× 105t·a–1的三個(gè)間接液化示范裝置[28]。產(chǎn)量為1×105t·a–1的低溫漿態(tài)床示范項(xiàng)目處于設(shè)備調(diào)試階段，產(chǎn)量為4×105t·a–1的大規(guī)模高溫漿態(tài)床工業(yè)裝置正在建設(shè)中。

3.1.3.煤制天然氣

若干大規(guī)模煤制天然氣廠已投入使用或處于建設(shè)中，大多數(shù)采用國外已有的氣化和甲烷化技術(shù)。例如，大唐克什克騰旗項(xiàng)目(4×109m3·a–1)、大唐阜新項(xiàng)目(4× 109m3·a–1)和慶華伊犁哈薩克自治州項(xiàng)目(5.5×109m3·a–1)均采用粉煤加壓氣化技術(shù)。同時(shí)，已獲批項(xiàng)目的甲烷化工藝廣泛采用絕熱式固定床反應(yīng)器。

煤制天然氣技術(shù)的研發(fā)近期在國內(nèi)也有所開展。大唐國際化工技術(shù)研究院有限公司建成產(chǎn)量為3000 m3·h–1(SNG)的甲烷化裝置，并且穩(wěn)定運(yùn)行超過5000 h，產(chǎn)品甲烷的平均含量為96.41%[29]，研發(fā)的甲烷化催化劑成功通過工業(yè)側(cè)線試驗(yàn)。西南化工研究設(shè)計(jì)院有限公司和中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司共同研發(fā)甲烷化工藝，建成產(chǎn)量為2000 m3·h–1的甲烷化工廠。中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所(簡稱大連化物所)和西北化工研究院也開展了甲烷化的研究。

水污染是煤制天然氣面臨的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。煤氣化排放的廢水成分復(fù)雜，含有高濃度難降解化合物，具有高毒性[30]，需要進(jìn)行特殊處理，因此目前主要由污水處理行業(yè)開發(fā)的廢水處理技術(shù)適用性不強(qiáng)。國家高新技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃支持的“煤氣化廢水處理與回用技術(shù)”項(xiàng)目研發(fā)的活性焦吸附和生物處理技術(shù)已應(yīng)用于大唐克什克騰旗示范項(xiàng)目[29]。其他減少和回用廢水的途徑也在不斷研發(fā)中。例如，新疆準(zhǔn)東4×109m3·a–1的煤制氣項(xiàng)目規(guī)劃采用粉煤加壓氣化和水煤漿氣化聯(lián)用的方式，將粉煤加壓氣化的廢水在水煤漿氣化爐中進(jìn)行處理和回用[31]。

3.1.4.煤制化學(xué)品

煤制烯烴技術(shù)在我國已經(jīng)開展了系統(tǒng)研究。大連化物所開發(fā)了甲醇/二甲醚制烯烴(DMTO)工藝，2011年建設(shè)了商業(yè)示范裝置，產(chǎn)能為6×105t·a–1。2014年DMTO II示范裝置建成，包括1.8×106t·a–1的甲醇裝置和7× 105t·a–1的煤制烯烴裝置。中國石油化工股份有限公司上海石油化工研究院研發(fā)S-MTO工藝，應(yīng)用于中國石化中原石油化工有限責(zé)任公司6×105t·a–1裝置，2011年成功運(yùn)行并生產(chǎn)出合格的聚合級(jí)乙烯和丙烯。清華大學(xué)開發(fā)煤經(jīng)甲醇制丙烯工藝(FMTP)，已完成產(chǎn)量為3×104t·a–1的工業(yè)初步試驗(yàn)。國內(nèi)近期在合成氣費(fèi)托合成法轉(zhuǎn)化為低碳烯烴方面取得一些重大進(jìn)展。大連化物所最新研發(fā)了一種雙功能催化劑，可使合成氣選擇性地一步直接轉(zhuǎn)化為烯烴[32]。

關(guān)于煤制芳烴技術(shù)，甲醇芳構(gòu)化技術(shù)已被廣泛研究和采用。清華大學(xué)研發(fā)了FMTA工藝，首個(gè)產(chǎn)量為3×104t·a–1的甲醇芳構(gòu)化實(shí)驗(yàn)裝置已建成并成功運(yùn)行，另一個(gè)1×106t·a–1的甲醇芳構(gòu)化工業(yè)示范裝置已經(jīng)完成規(guī)劃。中科院煤化所和賽鼎工程有限公司共同開發(fā)固定床甲醇芳構(gòu)化工藝，產(chǎn)量為1×105t·a–1的示范項(xiàng)目已經(jīng)建成并運(yùn)行。北京化工大學(xué)和上海石油化工研究院也進(jìn)行了甲醇芳構(gòu)化技術(shù)開發(fā)。

關(guān)于煤制乙二醇工藝，中國科學(xué)院福建物質(zhì)結(jié)構(gòu)研究所研發(fā)了一種催化劑并且于2009年在2×104t·a–1的示范裝置上成功運(yùn)行，目前已建成若干商業(yè)示范裝置。華東理工大學(xué)也進(jìn)行了該工藝的研究，2011年完成1000 t·a–1實(shí)驗(yàn)裝置連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行的評(píng)估后，建設(shè)了若干示范裝置(產(chǎn)量大于1×105t·a–1)。截至2015年年末，我國煤制乙二醇的生產(chǎn)能力已達(dá)到2.11×106t·a–1[33]。

3.1.5.低階煤熱解

低階煤(褐煤和次煙煤)是成煤作用中變質(zhì)程度最小的煤炭，保存了較高比例的水分和揮發(fā)分，固定碳含量比高階的煙煤和無煙煤少[34]。據(jù)估計(jì)，我國55%以上的煤炭是褐煤和次煙煤 [35]，對(duì)其進(jìn)行開發(fā)利用具有重要意義。低階煤的利用存在一些困難，如運(yùn)輸和儲(chǔ)存的難度大，需要采用提質(zhì)或其他先進(jìn)技術(shù)，如煤的液化、氣化和熱解，將低階煤轉(zhuǎn)化為高價(jià)值的產(chǎn)品[36]。我國已經(jīng)啟動(dòng)了一些煤熱解的試點(diǎn)和示范項(xiàng)目。大連理工大學(xué)研發(fā)褐煤固體熱載體熱解工藝，已經(jīng)開展不同種類煤的測試。中國科學(xué)院過程工程研究所開發(fā)了“煤拔頭”工藝，通過在循環(huán)流化床中閃速熱解，可獲得高產(chǎn)量輕餾分和氣相產(chǎn)物[37]。這項(xiàng)工藝在2014年已完成10 t·d–1的初步試驗(yàn)，2×105t·a–1的工業(yè)示范也在設(shè)計(jì)中。

迄今為止，低階煤熱解技術(shù)仍存在經(jīng)濟(jì)效益低、焦油質(zhì)量控制困難和廢水處理困難等問題[38]。未來仍需在熱解工藝優(yōu)化、反應(yīng)器改進(jìn)、油品加工、熱解氣綜合利用以及油電熱多聯(lián)產(chǎn)等方面開展進(jìn)一步研究。

3.2.未來前景

煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)可利用我國豐富的煤炭資源去生產(chǎn)替代石油的能源或化學(xué)品，具有重大意義。但是由于近年油價(jià)的下跌，煤化工行業(yè)總體運(yùn)營欠佳，生產(chǎn)負(fù)荷下降，規(guī)劃項(xiàng)目的建設(shè)進(jìn)程也相應(yīng)減緩[39]。未來石油市場的發(fā)展情況對(duì)我國煤轉(zhuǎn)化技術(shù)的發(fā)展影響重大。BP公司判斷全球石油市場正在調(diào)整，并且會(huì)逐漸再平衡[40]。美國能源信息署(EIA)預(yù)計(jì)到2040年石油和其他液體燃料將會(huì)一直作為世界最大的能源[41]。因此，大多數(shù)煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)仍然要作為戰(zhàn)略儲(chǔ)備技術(shù)進(jìn)行開發(fā)。但是應(yīng)進(jìn)一步提高其競爭力，在低能耗、低水耗和低污染物排放的要求下提升效率。這就需要在總體規(guī)劃、工藝研究、新技術(shù)研發(fā)和系統(tǒng)優(yōu)化等方面下工夫[42]。

實(shí)現(xiàn)技術(shù)進(jìn)步的一種可能方法是漸進(jìn)式創(chuàng)新。對(duì)于多數(shù)煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)，建設(shè)大型化裝置是技術(shù)升級(jí)的主要途徑。4000 t·d–1的水煤漿氣化爐以及3000 t·d–1的煤粉加壓氣化爐已在規(guī)劃中。2×106t·a–1的直接液化裝置和500～1000 t·a–1的煤油共煉裝置也在規(guī)劃中。另外，通過將煤炭轉(zhuǎn)化與發(fā)電、煉油、制氫、生物質(zhì)轉(zhuǎn)化、燃料電池和其他相關(guān)能源技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化集成，以實(shí)現(xiàn)能源梯級(jí)利用和材料再生利用，也是技術(shù)進(jìn)步的重要途徑。

另一種可能的方法是通過顛覆性技術(shù)創(chuàng)新實(shí)現(xiàn)技術(shù)的根本性改變。這就需要在新的轉(zhuǎn)化原理、催化基礎(chǔ)、化學(xué)反應(yīng)途徑、定向反應(yīng)控制等方面開展基礎(chǔ)性研究。近期我國在這些基礎(chǔ)領(lǐng)域的研究已取得部分進(jìn)展。例如，在3.1.4節(jié)中提到的大連化物所研發(fā)的雙功能催化劑，可利用由煤和生物質(zhì)制備的合成氣直接制備低鏈烯烴，避免傳統(tǒng)水煤氣變換過程中的高能耗[32]。

此外，煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)的研發(fā)和利用必須高度重視節(jié)水和環(huán)境保護(hù)問題，尤其要加強(qiáng)對(duì)高有機(jī)和高鹽廢水的處理，實(shí)現(xiàn)廢水再生利用和零排放[43]。

4. 燃煤發(fā)電廠污染控制

中國的高比例煤炭消費(fèi)已造成嚴(yán)重的環(huán)境問題，其中，2013年燃煤電廠貢獻(xiàn)了超過17%、38%和37%的顆粒物、二氧化硫和氮氧化物的排放[44]。因此，與提高效率一樣，燃煤電廠的污染物排放控制在中國潔凈煤技術(shù)的發(fā)展中扮演著重要角色。

4.1.現(xiàn)狀

4.1.1.政策和法規(guī)

大氣污染物控制法規(guī)和政策的頒布與實(shí)施減少了火力發(fā)電廠的污染物排放。自2004年以來，排放限值越來越嚴(yán)格(表2)，從而促進(jìn)了燃煤電廠對(duì)大氣污染物控制設(shè)備的使用及相關(guān)技術(shù)的創(chuàng)新和應(yīng)用。例如，2012年《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223—2011)生效后，大部分燃煤電廠在安裝靜電除塵器和煙氣脫硫裝置的同時(shí)開始大規(guī)模安裝選擇性催化還原脫硝裝置(SCR)。截至2014年，已有80%的燃煤電廠安裝了上述裝置[45]。在實(shí)施嚴(yán)格排放標(biāo)準(zhǔn)的同時(shí)，國家和地方的一系列政策頒布實(shí)施。如2012年，中央向重點(diǎn)區(qū)域大氣污染防治“十二五”規(guī)劃中的15個(gè)重點(diǎn)城市撥款10.9億元，支持其對(duì)燃煤鍋爐實(shí)施綜合改造。而標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼政策更是促進(jìn)了燃煤電站的環(huán)保改造，即向安裝有脫硫、脫硝和顆粒物裝置的燃煤電廠分別補(bǔ)貼15元·(MW·h)–1、10元·(MW·h)–1和2元·(MW·h)–1。

表2 污染物控制的相關(guān)政策和規(guī)定

圖3. 燃煤電廠二氧化硫、氮氧化物和顆粒物總排放量與排放績效[46]。

由于對(duì)燃煤電廠實(shí)施了更嚴(yán)格的排放限值， 2006—2014年我國燃煤電廠總發(fā)電量由2.4×1012kW·h上升至4.2×1012kW·h，但同期二氧化硫、氮氧化物和顆粒物的總排放量卻持續(xù)降低(圖3)[46]。特別是在2011年頒布了新的排放標(biāo)準(zhǔn)后，二氧化硫、氮氧化物和顆粒物的排放績效分別從2011年的2.3 g·(kW·h)–1、2.8 g·(kW·h)–1和0.4 g·(kW·h)–1迅速下降到2014年的1.5 g·(kW·h)–1、1.5 g·(kW·h)–1和0.2 g·(kW·h)–1。

4.1.2.脫硫技術(shù)

根據(jù)化學(xué)反應(yīng)類型及是否考慮硫資源的回收，燃煤電廠的煙氣脫硫系統(tǒng)可分為：濕法脫硫、干法脫硫和硫資源回收法三類[47]。不管如何分類，濕法煙氣脫硫技術(shù)以其廉價(jià)而豐富的固硫劑、易于使用的副產(chǎn)品、對(duì)多種煤的適用性和顯著降低工程成本的特點(diǎn)，已成為世界范圍內(nèi)最常使用的技術(shù)[48]。

由于煙氣脫硫的應(yīng)用，火力發(fā)電占二氧化硫總排放的份額從2005年的62.7%降低至2014年的38.4%[49]。近幾年二氧化硫的排放得以更大程度削減(圖3)的主要原因如下：

(1) 《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)和《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)》的發(fā)布(表2)，帶來了煙氣脫硫效率的大幅提高。提高濕法煙氣脫硫的相關(guān)技術(shù)可分為三類：第一類增加二氧化硫反應(yīng)的停留時(shí)間，如采用雙循環(huán)或雙塔技術(shù)；第二類增強(qiáng)氣液混合，如吸收塔噴淋層的入口安裝托盤或旋流技術(shù)；第三類旨在提高噴淋層除霧器的脫除效率，協(xié)同高效脫除細(xì)顆粒物。熱泳力和慣性力控制著細(xì)液滴的脫除效率，而塔內(nèi)溫度梯度、液滴粒徑和液滴斯托克斯數(shù)共同決定著熱泳力和慣性力的大小[50]。

(2) 2007年頒布的燃煤電廠關(guān)停小于2×105kW容量機(jī)組[45]的政策、近年新建超超臨界機(jī)組以及持續(xù)不斷的節(jié)能機(jī)組改造，使得燃煤發(fā)電的供電煤耗得以逐年提高。例如，2005年小于3×105kW容量的機(jī)組占燃煤電廠的總?cè)萘砍^50%，而這一比例在2012年年底降低至25%，且6×105kW以上的機(jī)組所占比例提高至40.15% [51]。

脫硫石膏是濕法和半干法脫硫工藝的副產(chǎn)品，其產(chǎn)量已迅速增加。2010年的產(chǎn)量估計(jì)約為8.5×107t，其中，被再利用的不到30%。煙氣脫硫石膏有很多用途，如可代替天然石膏用作水泥緩凝劑、熟料的添加料、混凝土產(chǎn)品、石膏粉和水泥漿的原材料、廢棄物固化劑，可用作結(jié)構(gòu)應(yīng)用和路堤的填充材料，也可用作壁板制造的原材料[52]。煙氣脫硫石膏的另一個(gè)重要應(yīng)用是作為鹽堿地土壤改良劑。1996—2001年在沈陽首次進(jìn)行了鹽堿地土壤改良試驗(yàn)[53]。2009年清華大學(xué)利用煙氣脫硫石膏已對(duì)7000 hm2的鹽堿地進(jìn)行土壤改良，并計(jì)劃到2016年將面積擴(kuò)大到13 400 hm2。

4.1.3.氮氧化物控制技術(shù)

燃煤電廠氮氧化物的生成與煤種、爐膛、燃燒方式、負(fù)荷和氣氛密切相關(guān)。因此，燃煤電廠氮氧化物的排放控制比其他污染物的排放控制更復(fù)雜。燃煤電廠氮氧化物控制技術(shù)可分為低氮燃燒、選擇性非催化還原(SNCR)、選擇性催化還原(SCR)煙氣脫硝技術(shù)及三種技術(shù)的組合控制。

為了滿足2012年發(fā)布的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)的要求，低氮燃燒和煙氣脫硝在燃煤電廠得以應(yīng)用，使得燃煤電廠氮氧化物排放從2011年峰值的1.1×107t持續(xù)降低至2014年的6.2×106t。截至2014年，80%的燃煤電廠安裝了選擇性催化還原脫硝裝置[45]，占安裝的氮氧化物排放控制裝置近的95% [54]。

隨著《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)》的發(fā)布，氮氧化物的排放有了更為嚴(yán)格的限制(低于50 mg·Nm–3)。因此，需要更高的脫氮效率。提高脫除效率的一種路徑是將選擇性催化還原反應(yīng)器中的催化劑從兩層增加到三層，從而將脫除效率從75%～85%提高到90%。在此基礎(chǔ)上，開展寬負(fù)荷脫硝技術(shù)改造，以保證SCR脫硝裝置運(yùn)行在最佳的溫度范圍，如V-WTi催化劑所需要的320℃最低溫度。煙氣再熱系統(tǒng)被設(shè)計(jì)來滿足這種需要，如使用更高溫度的煙氣旁路或從汽輪機(jī)中抽汽來提高低負(fù)荷下SCR反應(yīng)器的入口煙氣溫度。

盡管僅使用低氮燃燒技術(shù)無法達(dá)到現(xiàn)有嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)，現(xiàn)有低氮燃燒技術(shù)可實(shí)現(xiàn)煙煤燃燒爐膛出口NOx濃度降低到小于200 mg·Nm–3、貧煤燃燒爐膛出口NOx濃度降低到小于450 mg·Nm–3[55]。因此，為滿足50 mg·Nm–3的排放限值，燃煤電廠大部分采用低氮燃燒–選擇性催化還原煙氣脫硝技術(shù)來控制NOx的排放，這種技術(shù)組合可以有效降低脫硝的運(yùn)行成本。

當(dāng)煙氣通過釩–鎢–鈦催化劑時(shí)，釩(V)在二氧化硫氧化生成三氧化硫時(shí)起著催化作用[56]。SO3隨后與水和氨氣形成硫酸、硫酸銨或硫酸氫銨，造成空氣預(yù)熱器進(jìn)口的堵塞以及下游設(shè)備的酸蝕，同時(shí)也會(huì)增加煙氣中PM2.5和藍(lán)煙的排放[57]。

圖4. 煤燃燒過程細(xì)顆粒物的形成機(jī)制與控制方法[59]。

4.1.4.顆粒物控制技術(shù)

基于對(duì)健康和環(huán)境的關(guān)注，我國廣泛開展了針對(duì)顆粒物特別是PM2.5污染的形成和控制的研究。清華大學(xué)Yao等研究和綜述了煤燃燒各階段細(xì)顆粒物形成的機(jī)制 [58–60]。圖4[59]概括了形成機(jī)制及其控制方法。針對(duì)煤粉燃燒初期的細(xì)顆粒物，清華大學(xué)通過多種研究診斷方法研究在下行多元擴(kuò)散平焰燃燒器中，高鈉褐煤和無煙煤燃燒初期的細(xì)顆粒物形成機(jī)制，以獲得在燃燒過程中減少超細(xì)顆粒物形成的技術(shù)[61–62]。所采用的研究診斷方法包括原位低強(qiáng)度相位選擇激光誘導(dǎo)擊穿光譜(PS-LIBS)、兩級(jí)稀釋采樣系統(tǒng)和熱泳力采樣系統(tǒng)。通過時(shí)間尺度分析，發(fā)現(xiàn)生成最小平均直徑的基本粒子的三個(gè)特征時(shí)間(7 ms、10 ms和21 ms)，并且顆粒相鈉的成核特征時(shí)間與揮發(fā)分析出過程密切相關(guān)[63]。

在焦炭燃燒階段，礦物質(zhì)元素蒸發(fā)聚并、內(nèi)在礦物質(zhì)熔融脫落和在焦炭表面的碰撞聚并控制了中間態(tài)細(xì)顆粒物的形成，因此，焦炭性質(zhì)將顯著影響細(xì)顆粒物的生成[59]。受到蒸發(fā)–成核–凝結(jié)和固–氣–固過程的控制，褐煤熱解半焦在25 kW自維持燃燒下行一維爐中，與母煤混燒時(shí)產(chǎn)生的PM0.1(空氣動(dòng)力學(xué)直徑小于0.1μm的顆粒)是褐煤燃燒時(shí)的1/8～1/5(圖5)[64]。Li等[65] 在家用爐具(烹飪和采暖)上對(duì)半焦型煤進(jìn)行了污染物排放測試，發(fā)現(xiàn)半焦型煤的PM2.5、元素碳、有機(jī)碳和一氧化碳的排放因子與其他20種原煤相比，分別降低約92%、98%、91%和34% [65]。華中科技大學(xué)的Xu等研究了爐內(nèi)噴射高溫吸附劑來控制細(xì)顆粒物的生成，所測試的吸附劑包括高嶺石、石灰石、硅土和礬土[66]。由于金屬和亞微米級(jí)顆粒物的相互作用，高嶺土中的硅鋁酸鈉在控制PM2.5方面扮演著重要角色，吸附劑將顆粒物從亞微米顆粒轉(zhuǎn)化為超微米顆粒。

圖5. 褐煤和褐煤半焦混合燃燒對(duì)細(xì)顆粒物形成的影響[64]。

在燃燒后細(xì)顆粒的生成控制中，硫酸鹽化、磷酸鹽化和硝酸鹽化等過程影響著細(xì)顆粒物生成。如利用城市污水污泥中豐富的磷酸鹽含量，通過城市污水污泥和煤粉混燒，在煙氣冷卻過程中金屬元素的磷酸化明顯減少了細(xì)顆粒物的質(zhì)量濃度[67]。

除了在燃燒過程中控制細(xì)顆粒物生成外，另一種減少細(xì)顆粒物的有效途徑是煙氣除塵技術(shù)。已有研究表明，現(xiàn)有靜電除塵和袋式除塵器除塵，明顯存在著0.1～1 μm的逃逸窗口，除塵效率小于90% [68]。因此，為了滿足新排放標(biāo)準(zhǔn)和超低排放要求，PM2.5多場團(tuán)聚控制技術(shù)被廣泛應(yīng)用于除塵改造中(圖6)，多場團(tuán)聚控制技術(shù)包括：耦合傳統(tǒng)除塵技術(shù)(如袋式除塵器、靜電除塵、濕法靜電除塵)和PM2.5團(tuán)聚新方法，新方法包括聲波團(tuán)聚[69–71]、電凝并、化學(xué)團(tuán)聚和水汽相變技術(shù)[58]。燃煤電廠廣泛采用濕法靜電除塵技術(shù)、低低溫靜電除塵技術(shù)和靜電/袋式復(fù)合除塵技術(shù)。當(dāng)靜電除塵器入口煙氣溫度從130℃降至90℃時(shí)，由于更低的比電阻和低過濾風(fēng)速，PM2.5脫除效率由95.9%提高至97.5%。濕法靜電除塵器常安裝在煙氣脫硫系統(tǒng)之后，能夠顯著減少PM2.5以及三氧化硫酸霧、汞(Hg)和其他重金屬的排放[72]。

4.1.5.脫汞技術(shù)

煤中含多種痕量重金屬元素，包括汞(Hg)、鉛(Pb)、砷(As)、鎘(Cd)、鈷(Co)、鎳(Ni)等。我國煤炭中汞含量為0.15～0.22 mg·kg–1，其中，超過99%的汞以氣態(tài)汞的形式從鍋爐釋放到煙氣中[73]。因此，燃煤電廠氣態(tài)汞排放控制已成為近年脫汞的主要技術(shù)研究方向。有兩種方法可以有效脫汞。一種方法是向系統(tǒng)中注入強(qiáng)氧化劑將Hg0轉(zhuǎn)化為Hg2+，如鹵素和臭氧，然后通過濕法煙氣脫硫脫除，效率為40%～90%。如果安裝了選擇性催化還原脫硝裝置，濕法煙氣脫硫系統(tǒng)Hg2+的捕集能提高到89% [74]。另一種方法是通過注入有效吸附劑來捕集Hg0[75]。

由于選擇性催化還原脫硝技術(shù)催化的氧化反應(yīng)及之后濕法煙氣脫硫或濕法靜電除塵器的捕集作用，燃煤電廠的大氣污染物控制設(shè)備能有效脫除多數(shù)汞(＞80%)，如選擇性催化還原、靜電除塵、濕法煙氣脫硫和濕法靜電除塵。一系列現(xiàn)場測試表明：靜電除塵、袋式除塵器和濕法煙氣脫硫的Hg2+捕集效率分別為29%、67%和80% [73]。

4.2.未來前景

燃煤電廠污染物控制技術(shù)未來的發(fā)展可能集中在以下方向：

(1)高效和低成本污染物協(xié)同控制技術(shù)，如污染物的聯(lián)合控制和基于基礎(chǔ)研究的新型多場團(tuán)聚細(xì)顆粒物控制技術(shù)的工業(yè)應(yīng)用。

(2)更多針對(duì)揮發(fā)性有機(jī)化合物吸附和催化氧化以及重金屬(如汞、砷、硒、鉛等)的研究和商業(yè)應(yīng)用。

(3)大氣污染物控制設(shè)備副產(chǎn)物的利用問題，如多種污染物脫除產(chǎn)生的副產(chǎn)物和半干法脫硫副產(chǎn)物的利用以及釩–鎢–鈦催化劑的再生問題。

圖6. 燃煤電廠多場耦合細(xì)顆粒物控制技術(shù)。

5. 碳捕集、利用和封存

中國的二氧化碳排放量占全球的25%，碳捕集、利用和封存技術(shù)將在未來二氧化碳的減排方面扮演著重要角色。因此，近年來開展了大量碳捕集、利用和封存的研究和示范項(xiàng)目，碳捕集、利用和封存技術(shù)取得了重大進(jìn)展。

5.1.現(xiàn)狀

5.1.1.二氧化碳捕集技術(shù)

二氧化碳捕集技術(shù)可分為三類：燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒技術(shù)，如圖7所示[73]。對(duì)于燃燒前捕集技術(shù)，中國華能集團(tuán)公司推出了“綠色煤電計(jì)劃”，旨在從預(yù)期發(fā)電效率為48.4%的400 MW整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)電廠捕集2×106t·a–1的二氧化碳。該計(jì)劃的實(shí)施將分為三個(gè)階段，在第三階段完成后，捕集的二氧化碳將用于提高原油采收率。250 MW的整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)示范電站(第一階段)已于2011年完成試運(yùn)行[76]。

對(duì)于燃燒后捕集，三個(gè)規(guī)模分別為3000 t·a–1、1×105t·a–1和1×104t·a–1(二氧化碳)的示范項(xiàng)目正在運(yùn)行，如表3所示。這些示范項(xiàng)目表明燃燒后捕集技術(shù)是具有商業(yè)可行性的成熟技術(shù)。

圖8示出了中美清潔能源聯(lián)合研究中心提出的富氧燃燒捕集技術(shù)研發(fā)的路線圖 [77]。3 MW試點(diǎn)富氧燃燒鍋爐于2011年年底投入使用，每年可捕集7000 t二氧化碳，減少鍋爐中80%的二氧化碳含量。35 MW的新建富氧鍋爐已于2014年年底完工。這個(gè)系統(tǒng)包括富氧燃燒鍋爐的所有設(shè)備，如空氣分離裝置、鍋爐和二氧化碳?jí)嚎s凈化裝置。因此，它的運(yùn)行將為富氧燃燒提供更多的設(shè)計(jì)、操作數(shù)據(jù)和經(jīng)驗(yàn)。除此之外，還設(shè)立了長期目標(biāo)，2020年之后將啟動(dòng)一個(gè)規(guī)模為200～600 MW的富氧鍋爐新項(xiàng)目。

5.1.2.二氧化碳運(yùn)輸技術(shù)

碳捕集、利用和封存技術(shù)最成熟的環(huán)節(jié)是運(yùn)輸，其中管道運(yùn)輸是二氧化碳運(yùn)輸最成熟的形式。歐盟–中國煤炭近零排放計(jì)劃項(xiàng)目組發(fā)現(xiàn)運(yùn)輸每噸二氧化碳的平均成本為12元·(100 km)–1或52元·(100 km)–1[78]。我國計(jì)劃在2015年、2020年、2030年分別完成80 km、200 km、不少于1000 km的超臨界CO2管道項(xiàng)目[79]。

圖7. 二氧化碳捕集技術(shù)[73]。

表3 燃煤電廠燃燒后捕集的典型示范項(xiàng)目

圖8. 中國富氧燃燒技術(shù)路線圖[77]。CPU：二氧化碳處理裝置；FGC：煙氣凈化。

表4 CO2封存和利用減排潛力

5.1.3.二氧化碳封存和利用技術(shù)

碳捕集、利用和封存的主要挑戰(zhàn)之一是封存的問題，無論是短期或長期，均限制了全球范圍的大規(guī)模碳捕集、利用和封存的實(shí)施。表4示出了我國二氧化碳封存和利用的潛力[80]，其中我國鹽水層可封存1.19× 1011t二氧化碳。根據(jù)我國在2020年封存5.1×105t·a–1、2030年封存2.49×108t·a–1的計(jì)劃，現(xiàn)有封存潛力僅供滿足一小部分燃煤電廠的捕集需求。

神華集團(tuán)目前正在實(shí)施的1×105t·a–1(二氧化碳)的碳捕集、利用和封存示范項(xiàng)目位于內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市伊金霍洛旗。這是我國目前首個(gè)深部咸水含水層封存的試點(diǎn)項(xiàng)目，也是我國首個(gè)完全基于煤炭的碳捕集、利用和封存示范項(xiàng)目。二氧化碳直接從神華集團(tuán)煤液化廠捕集，該廠位于封存地點(diǎn)以西11 km處。

中國石油天然氣集團(tuán)公司和中國石油化工集團(tuán)公司已相繼在吉林、中原、勝利、大慶、長慶等油田開展了CO2-EOR項(xiàng)目并取得了顯著成果。除此之外，延長石油集團(tuán)計(jì)劃并實(shí)施了一項(xiàng)長期二氧化碳驅(qū)油項(xiàng)目(2010—2020年)，計(jì)劃在2017年完成60個(gè)注氣井并鋪設(shè)200～300 km管道，到2020年年底，完成二氧化碳捕集、運(yùn)輸和驅(qū)油的全流程建設(shè)。

5.2.未來前景

中國碳捕集、利用和封存技術(shù)的發(fā)展將集中在以下方面：

(1) 基于CO2減排的燃燒及CO2分離捕集關(guān)鍵技術(shù)，主要包括新型吸收劑的開發(fā)研究；O2-CO2氣氛下燃燒和火焰?zhèn)鞑ヌ匦?，開發(fā)富氧燃燒控制、模型預(yù)測與系統(tǒng)集成技術(shù)；化學(xué)鏈燃燒和氣化的載氧體的結(jié)構(gòu)與性能、與各種燃料的作用和再生規(guī)律及系統(tǒng)循環(huán)技術(shù)；CO2捕集的高性能材料及工業(yè)制備技術(shù)；CO2大型分離設(shè)備強(qiáng)化途徑和低能耗分離工藝；煙道氣CO2捕集工程化技術(shù)研究和系統(tǒng)集成技術(shù)。

(2) CO2運(yùn)輸關(guān)鍵技術(shù)，主要包括CO2超臨界管道運(yùn)輸?shù)牧鲃?dòng)保障研究、剪切延性斷裂研究；輸送過程安全性問題。

(3) CO2利用和地質(zhì)封存關(guān)鍵技術(shù)，主要包括驅(qū)油氣、煤層氣關(guān)鍵技術(shù)和裝備、監(jiān)測技術(shù)；微藻固碳關(guān)鍵工藝與反應(yīng)器；CO2為原料制備化合物新工藝與裝備；CO2礦化技術(shù)； CO2地質(zhì)封存性能、封存能力、數(shù)值模擬和安全監(jiān)測技術(shù)。

(4) 全流程工程示范工藝，主要包括全流程工程示范的基礎(chǔ)上開展關(guān)鍵技術(shù)、工藝流程、系統(tǒng)集成、運(yùn)行規(guī)范等方面研究；進(jìn)一步提升能效、推進(jìn)產(chǎn)業(yè)化以及相關(guān)政策、法規(guī)和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估等方面獲得相應(yīng)的工程數(shù)據(jù)和導(dǎo)則。

6. 結(jié)論

煤炭是我國儲(chǔ)量最為豐富的能源，也將在未來幾十年繼續(xù)作為我國的基礎(chǔ)能源。需要持續(xù)推進(jìn)技術(shù)創(chuàng)新，以更好地利用煤炭資源。清潔煤技術(shù)在過去的10～15年間已取得顯著發(fā)展。

(1) 在燃煤發(fā)電技術(shù)領(lǐng)域，我國在過去10年已達(dá)到了新水平。世界最大的超超臨界發(fā)電機(jī)組已在我國研發(fā)并生產(chǎn)，世界最先進(jìn)的超超臨界發(fā)電機(jī)組在我國也已投運(yùn)。600 MW空冷裝置的研發(fā)取得了重大進(jìn)展。建成了250 MW整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)示范電廠并投運(yùn)。600 MW超超臨界循環(huán)流化床鍋爐技術(shù)取得突破，并投入商業(yè)運(yùn)行。

(2) 大批煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)從試點(diǎn)、示范到商業(yè)示范快速發(fā)展。為更有效、經(jīng)濟(jì)和環(huán)保地轉(zhuǎn)化煤炭資源，需要在新的轉(zhuǎn)化原理、催化基礎(chǔ)、化學(xué)反應(yīng)途徑、定向反應(yīng)控制方面積極尋求突破與創(chuàng)新。

(3) 由于燃燒污染物控制技術(shù)的進(jìn)步及更為嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)和政策的驅(qū)動(dòng)，在電力需求快速增長的情況下，我國的二氧化硫、氮氧化物和顆粒物的總排放量及單位排放強(qiáng)度卻持續(xù)下降。污染物控制技術(shù)在清潔煤技術(shù)中扮演著重要角色。

(4) 已完成二氧化碳捕集(燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒技術(shù))、二氧化碳封存和利用(咸水含水層封存、二氧化碳提高原油采收率、微藻培養(yǎng)等)的示范。完整的碳捕集、利用和封存過程的示范將在未來幾年里完成，這將促進(jìn)其在我國的商業(yè)應(yīng)用。

致謝

作者衷心感謝國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(2013CB228500)、國家自然科學(xué)基金(71203119)和中美清潔能源聯(lián)合研究中心清潔煤技術(shù)聯(lián)盟(2016YFE0102500)的資助支持。

Compliance with ethics guidelines

Shiyan Chang, Jiankun Zhuo, Shuo Meng, Shiyue Qin, and Qiang Yao declare that they have no conflict of interest or financial conflicts to disclose.

縮寫

APCD 大氣污染物控制設(shè)備

ASU 空氣分離裝置

CCS 碳捕集和封存

CCT 清潔煤技術(shù)

CCUS 碳捕集、利用和封存

CERC-ACTC 中美清潔能源聯(lián)合研究中心清潔煤技術(shù)聯(lián)盟

CFB 循環(huán)流化床

CNOOC 中國海洋石油總公司

CNPC 中國石油天然氣集團(tuán)公司

CPU 二氧化碳處理裝置

DICP 中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所

DMTO 甲醇/二甲醚制烯烴

ECUST 華東理工大學(xué)

EHE 外置換熱器

EOR 提高原油采收率

EPRI 美國電力研究院

ESP 靜電除塵器

EU 歐盟

FGC 煙氣凈化

FGD 煙氣脫硫

FGDG 煙氣脫硫石膏

FMTA 流化床甲醇芳構(gòu)化

FMTP 流化床甲醇制丙烯

FTS 費(fèi)托合成法

GDP 國內(nèi)生產(chǎn)總值

GHG 溫室氣體

HP 高壓

HUST 華中科技大學(xué)

IGCC 整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)

IGFC-CC 一體化氣化燃料電池系統(tǒng)

IGHAT 氣化濕空氣透平循環(huán)

LHV 低熱值

LNB 低氮燃燒器

LP 低壓

MOST 科技部

MP 中壓

MSS 城市污水污泥

MTA 甲醇芳構(gòu)化

MTO 甲醇制烯烴

MTP 甲醇制丙烯

PM 顆粒物

PS-LIBS 相選擇激光誘導(dǎo)擊穿光譜RH 回?zé)崞?/p>

R&D 研發(fā)

SCR 選擇性催化還原

SH 過熱器

SHII 二級(jí)過熱器

S-MTO 中國石化甲醇制烯烴

SNCR 選擇性非催化還原

SNG 合成天然氣

VOC 揮發(fā)性有機(jī)化合物

WFGD 濕法煙氣脫硫

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* Corresponding author.

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2095-8099/? 2016 THE AUTHORS. Published by Elsevier LTD on behalf of Chinese Academy of Engineering and Higher Education Press Limited Company.

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英文原文: Engineering 2016, 2(4):447—459

Shiyan Chang, Jiankun Zhuo, Shuo Meng, Shiyue Qin, Qiang Yao. Clean Coal Technologies in China: Current Status and Future Perspectives.

Engineering, http://dx.doi.org/10.1016/J.ENG.2016.04.015