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1、煤炭转化技术 【研究和开发清洁能源发电技术促进我国电力工业可持续发展】 研究和开发清洁能源发电技术促进我国电力工业可持续发展 1、清洁能源发电技术的重要地位及我国在研究应用方面的差距 1994年国务院正式批准《中国21世纪议程》（以下简称“议程”），标志着我国开始实施可持续发展战略。“议程”：指出：“改变能源生产与消费方式，实现能源、电力结构多样化，建立对环境危害较小甚至无害的能源系统，是中国可持续发展战略的重要组成部分。” 根据能源消费后是否造成环境污染，可分为污染型能源和清洁型能源。煤炭和石油属污染型能源，太阳能、风能和电力属清洁型能源。广义的清洁能源技
2、术包括：（1）清洁型能源的开发和利用技术；（2）旨在减少污染型能源污染物排放和提高利用效率的开发和利用技术，如洁净煤技术。 能源还可以分为不可再生能源和可再生能源。从目前乃至21世纪，估计不可再生能源仍是主导能源。而到22世纪，则可再生能源（特别是太阳能）和核聚变能可能占主导地位。可再生能源是未来能源的基础。 无论从建立对环境危害较小或无害的能源系统，还是逐步建立用之不竭的能源系统来看，清洁能源技术都是非常关键的技术，对可持续发展有十分重要的意义。以电力为中心的能源发展战略是世界能源发展的规律性总结，电力工业应逐步实现可持续发展，由此确立了电力工业和清洁能源发电技术的重要地
3、位。 我国电力工业在清洁能源技术研究与应用方面的差距主要表现在： （1） 燃煤发电方面的差距主要表现在：平均供电煤耗比工业国家高（70-80）g/（kW.h）,污染严重,不能满足下世纪的发展要求。SO2和NOx排放控制刚刚开始起步，先进发电系统方面有不同程度的进步。在洁净煤发电技术研究和国产化方面有很大的差距。 （2）天然气发电所占的比例太小，燃气轮机与联合循环发电技术同工业国家相比差距大。 （3）在太阳能、风能和燃料电池发电等的研究和应用上也有比较大的差距。 2、热工研究院（TPRI）清洁能源发电技术研究与开发概况 清洁能源发
4、电技术是TPRI的主要研究方向。电站锅炉煤清洁燃烧国家工程中心、锅炉与环保研究所及联合循环中心主要从事这方面研究。TPRI已成为我国清洁能源发电技术的一个重要研究开发中心。 2.1. 循环流化床(CFB)锅炉技术 CFBC试验装置及相关实验研究 已建成包括我国最大的1MW CFBC 试验装置在内的多个CFBC试验台，结合工程已进行大量试验研究，多项成果已得到实际应用。 内江电厂引进410t/h CFB锅炉技术消化吸收：完成“八五”科技攻关项目的两个专题研究，为国产100MW CFB锅炉及其辅助设备、系统的研制提供了可以实际应用的大量数据与资料。
5、 CFB锅炉设计：TPRI与国内制造厂合作设计了75t/h、220t/h、410t/h CFB锅炉，其中一台220t/h CFB锅炉将于年内投运。 CFB锅炉辅机及配套系统的开发研制：包括CFB锅炉燃料与石灰石制备系统、冷渣系统、点火系统、自控系统及风机等。 已完成30多台容量为（35-410）t/h CFB锅炉启动调试、性能考核和燃烧调整试验，积累了丰富的现场经验，并已建立较为完整的CFB锅炉试验方法。 CFB锅炉大型化技术：TPRI在国家有关部门的统一部署下，正在进行CFB锅炉全套技术的开发，并拟同国外有关单位合作研究开发300MW等级大型CFB电站锅炉。
6、 2.2. 整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术 我国在1979年曾由国家科委立项，由TPRI牵头在苏州电厂筹建一座10MW级的IGCC试验电站。此后虽然由于各种原因这一工程中止建设，但仍然进行了不少前期工作。 1994年5月，我国成立了国家科委、电力部任组长、主要由三委三部组成的IGCC示范项目领导小组。同年6月，又成立了由国内十一个单位组成的IGCC课题组，集中了国内众多专家和教授，由TPRI任组长。1994-1995年课题组完成了我国IGCC示范项目技术可行性论证（国家“八五”科技攻关专题85-20-06）， 研究结果得到国内外专家的高度评价。
7、近几年TPRI先后完成了中国-荷兰、亚洲开发银行技援项目等IGCC国际合作项目。 目前TPRI正在负责一项国家“八五”科技攻关项目“IGCC关键技术研究”（97-A26）。TPRI在热力系统分析及软件开发、运行技术、移动颗粒层高温除尘等方面取得高水平的研究成果。 我国IGCC示范项目正在申请立项，TPRI做了大量立项准备工作。 2.3. 燃气轮机和联合循环发电技术 TPRI长期从事燃气轮机发电技术研究，在运行技术、叶片高温腐蚀、航空燃机发电、自由活塞燃气轮机发电等方面取得重要研究成果并积累了丰富的经验。 60年代末、70年代初，我国建立了
8、第一台13500千瓦燃用天然气的联合循环试验电站。TPRI负责正压锅炉设计、燃气轮机改烧天然气设计等并取得成功。 2.4. 电站燃煤锅炉NOX排放控制技术 基础性研究及试验研究 煤的裂解机理研究及煤的数据库的建立。 建立试验台架并进行低NOX燃烧器模型试验研究：TPRI已建成 1 MW大型燃烧试验台和一维火焰炉，可用于低NOX燃烧控制的热态试验、空气分级或三级燃烧试验。目前针对某低NOX燃烧器正在建立试验台架。 中国典型煤种的空气分级燃烧试验研究。 NOX排放预报数学模型和计算机预报程序的消化吸收与开发。 基础性普查和标
9、准制定 80年代TPRI在国内首次对全国主要大中型电厂的NOX排放进行了一次普查，对我国制定电厂NOX排放标准和相关环保政策起了重要作用。 从1998年开始，TPRI对装有低NOX旋流燃烧器的数十家电站的锅炉进行了广泛调研（机组容量150-600MW），几乎涵盖当今世界所有具有代表性的低NOX旋流燃烧器，并同其他燃烧器进行了对比，也进行了消化吸收工作。 TPRI参与制定电站锅炉有关排放标准。 低NOX燃烧器研制和锅炉改造 TPRI对一些切园燃烧锅炉进行低NOX燃烧器改造，取得满意的结果。 TPRI正在筹划开发适用于低挥发份
10、煤种的低NOX燃烧器。 2.5. 电站燃煤锅炉SO2排放控制技术 TPRI等在“七五”期间在四川豆坝电厂完成了5000m3/h烟气磷铵复肥法烟气脱硫（PAFP）中试试验。 “八五”期间，TPRI在1MW燃烧试验台上进行了炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫试验研究，试验分别采用国内三个电厂使用的不同煤种及可能采用的石灰石。 负责国内三个电厂采用德国脱硫工艺进行改造前对机组有关参数的测定和评价。 1996年TPRI对小龙潭电厂100MW机组锅炉50%烟气进行了高钙褐煤飞灰增湿脱硫试验研究。1998年又对该厂100MW机组燃高钙褐煤锅炉进行了炉内喷钙尾部活化方
11、案的试验研究。 1995年TPRI开发了湿式过滤式烟气脱硫设备，应用于济南热电公司20t/h链条炉上。 2.6. 地热发电技术 TPRI长期从事西藏羊八井地热发电的研究与开发，这一成果曾获得国家科技成果一等奖。现羊八井地热电站装机容量已达24.18MW，不仅为西藏发展做出重大贡献，而且为开发利用中焓地下热水发电积累了经验。 为解决羊八井地热电站重大生产问题、地热水回灌和热储研究等做了大量工作。 西藏那曲电厂一台UNDP援建的1MW双循环地热机组只能低负荷运行。后采用TPRI提供的全套加药系统和技术，解决了热井和热力系统中的结垢问题，使净
12、功率由200kW提高到800kW。这一技术填补了国内空白并有推广价值。 2.7. 其他技术 燃料电池：正在进行我国电力系统发展燃料电池发电技术的技术路线和实施方案研究。 风力发电：已进行风力发电场调研，以及风机叶片强度研究的前期准备工作。 粉煤灰综合利用：符合一定质量标准的细级粉煤灰是优良的混凝土掺合料。TPRI已研制成功涡式粉煤灰干法分级机并已在全国35个电厂得到应用，不仅改善了环境，而且产生了显著的经济效益。 关于“十五”计划的建议 3.1. 一般建议 加大科技投入，给予更多的优惠政策，促进清洁能源技术的发展。
13、可参考国外经验，对IGCC示范电站等项目给予适当的财力支持和优惠政策。 统筹规划，联合攻关，组建若干清洁能源技术研究中心。 加速国产化进程。促进国内自有技术的研究与开发。 3.2. 有关技术建议 燃气轮机与常规联合循环技术研究：这是一项清洁能源发电技术的关键技术。 我国燃气轮机技术发展和国产化研究，逐步缩小与国外先进水平的差距。 采用燃天然气联合循环改造老电厂技术的研究和应用。 循环流化床（CFB）锅炉国产化与大型化研究： 国内自主版权的100MW或125MW级CFB锅炉的研制。 300M
14、W级CFB锅炉的研究与开发。 整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术研究。 300或400MW IGCC 示范及相关技术：包括从煤的气化性能评价、电站设计到调试运行、性能考核和煤种试验等，为自主发展IGCC技术打下基础。 国产化研究，逐步提高国产化率。 国内自有IGCC发电技术的研究。 增压流化床联合循环（PFBC-CC）发电技术研究。 引进的P200型PFBC-CC机组的消化吸收及运行研究。 第二代PFBC-CC技术的前期研究。 燃煤电厂SO2排放控制技术 湿法烟气脱硫设备国产化研究，
15、在“十五”期间具备独立设计、制造300MW机组烟气脱硫装置的能力。对石膏的综合利用也应研究。 其他脱硫方法的研究，包括经济适用或附产品易于利用的脱硫方法。 燃煤电厂NOX排放控制技术 低挥发份煤种的低NOX燃烧器和系统的开发。 采用低NOX燃烧技术改造老电厂的研究。 三级燃烧技术及其与炉内喷氨联合技术的研究。 地热发电技术 高温地热发电技术研究开发。 云南腾冲地热资源的勘探与开发。 燃料电池发电技术 建立500kW级天然气燃料电池发电试验装置，进行试验和长期运行研究及配套设备
16、设计与国产化研究。 以煤为燃料的燃料电池联合循环发电技术初步研究（包括煤气净化及系统研究）。 风力发电技术 500-600 kW风力发电机组国产化研究，包括风机叶片强度与振动特性研究。 风力资源勘测、场地选择、机群排列与集中控制研究。 【将煤转化为洁净能源】 将煤转化为洁净能源 BGL 整体煤气化联合循环（IGCC）电厂透视图 概述 90年代初，英国煤气公司大致完成了2亿英镑的煤炭气化研究、开发和示范项目。该项目于1975年开始，与德国鲁奇能源与环境(Lurgi Energie und Umwelt G
17、mbH)公司合作进行。该项目是围绕英国煤气公司和德国鲁奇公司(BGL)气化炉展开的。该 BGL气化炉是长期以来技术已成熟的鲁奇干灰式气化炉的排渣式改型。 1990年，在英国贸工部(DTI)的支持下，对BGL气化炉在发电方面的性能进行了示范。利用气化炉中制得的经过净化的燃气在罗尔斯·罗依斯(Rolls—Royce)公司的奥林帕斯( Olympus)燃气轮机中燃烧，并发电。示范证明了，这项技术是燃煤发电的一个有效方法。此外，示范项目产生的数据，为气化炉用于整体煤气化联合循环(IGCC)电厂或合成气生产的商业性运行提供了保障。 由DTI委托的一项总结性研究表明， BGL整体煤气化
18、联合循环确是高效、经济的发电工艺。该研究还表明，该工艺比常规燃煤电站的环境效益更好。 目前，英国煤气公司和德国鲁奇公司已给苏格兰和德国的项目发放了许可证，使这项技术走向商业化。苏格兰和德国的这两个项目是通过废物气化进行发电。 带来的效益 生产能力强——BGL气化炉已运行了15，000多小时，气化了177，000多吨英国和美国煤炭、生产的电力并入英国国家电网。 环境影晌佳——BGL气化工艺气化高硫煤时，脱硫效率为99.5％。 效率高——作为IGCC电厂的组成部分，BGL气化炉至少提供44％低热值(LHV)的净循环效率——配有现代燃气轮机，效率将
19、达到50％LHV。 应用灵活——BGL气化炉除用于发电，也可用于化工合成。 市场机会 BGL气化技术很适用于发电和化工合成。其应用市场遍及全球发达国家和发展中国家。该技术尤其适用于对现有电厂燃气轮机的改造；当然，在燃用劣质煤以及燃用废物和生物质的情况下，亦应考虑应用这一技术。 英国贸工部的支持 BGL气化技术的开发和示范的总费用为2亿英镑、其中贸工部资助800万英镑。贸工部的支持最终促成了BGL气化炉的结合与应用，并且促进了该技术的商业化。 参与这项技术开发的其他机构还有英国煤炭公司、国家电力公司和Power Gen公司。 背景
20、 从短期来看，燃煤电厂在发达国家的发展潜力是有限的。燃气联合循环燃气轮机(CCGT)则在基建投资和运行成本方面均优于燃煤电厂。应用CCGT也可达到高效率和良好环境效益的目的。 从长远观点并就全球范围内来看，因煤炭储量远大于石油和天然气的总储量，所以燃煤可能会成为受到青睬的选择方案。随着石油和天然气资源越来越接近枯竭，煤炭将越来越具有竞争力。同时，在能源供应保障至关重要或煤炭价格相对低廉的地区，燃煤将仍是优选方案。 即使这样，使煤炭在与天然气竞争中居有利地位的新技术正在不断地被开发。这些技术多以气化为主。气化技术为燃气CCGT不仅提供了经济可行的选择方案，而且在
21、若干应用场合也提供了环境效益良好的高效技术。 在某些应用领域，低热值燃料或废物的气化已成为一种具有吸引力的选择方案。在炼油工业中，气化是一种提高诸如重烃类残渣和石油焦价值的方法。 示范规模的气化炉（经英国煤气公司特许刊出） 【粉尘威胁着未来的煤炭利用】 粉尘威胁着未来的煤炭利用 粉尘是一项新的环境问题，威胁着未来的煤炭利用。人们对酸雨的恐慌产生了限制煤炭的法律，特别是在美国和欧洲。全球对温室气体的法规继续威胁着各个煤炭市场。现在又发生了粉尘的威胁，而且可能比酸雨和温室气体的危害更大。 粉尘是在煤炭的开采、加工、运输和灰分处理
22、过程中产生的。而酸雨和温室气体仅仅在煤炭燃烧过程中产生。煤炭贸易的每一阶段都受到粉尘问题的影响。幸运的是，现在已经有了处理这个问题的方法，但需要资金。煤炭供应商和消费者应在他们需要的时候有计划地进行这方面的投资，以避免法律迫使他们采取行动时需要付出的大量支出。 立法者正在寻找一种比较简单的方法制定控制粉尘方面的法规，因为粉尘问题是现实存在的，大量的科学证据证明了粉尘对于健康的危害。粉尘是悬浮在空气中的固体颗粒，根据它的体积进行定义，微粒的粒子物质直径小于10微米的定义为PM10，直径小于2.5微米的定义为PM2.5。美国、欧洲和英国提出了限制PM10排放的法规，美国还提出了限制PM
23、2.5排放的法规，欧洲和英国也已决定对MP2.5实施限制。 1 存在问题 众所周知，某些类型的粉尘对人们的健康危害已经很长时间了。在很多地方限制石棉粉尘，因为吸入这种粉尘可能致癌。工作在大量煤尘和硅尘中的矿工的肺部可能受到损害。煤烟中的粉尘也是有害的，因为燃料中的氧化硅附着在烟雾微粒上形成酸，如果吸入这种微粒则会侵蚀肺部。本世纪50年代，伦敦因其密集的化学烟雾闻名于世，这种烟雾是由室内燃煤取暖引起的。在这种烟雾事故致使数千名伦敦人在两天内死亡之后，英国政府提出了《空气洁净法》,禁止在市区内燃烧烟煤。 直到1992年，我们还认为多数粉尘是无害的。后来，我们逐渐意识
24、到粉尘对身体的危害性。1992年费因发现接触在“无害的”钛氧化物或碳微粒时，如果这种粉尘微粒非常非常小，可使肺部受到侵害并加重心脏疾病。简言之，任何由足够小的微粒组成的固体物质都可能对肺部造成危害,临界尺寸约为50毫微米。 从那以后，美国几项研究值得注意。由于医院里接纳和死亡的病人随着空气中粉尘浓度的加大而增多,因此，人们肺部和心脏易出现问题的原因似乎是空气中的大量粉尘。 维基·斯通和她的同事在苏格兰纳比尔大学率先进行特细微粒对人体肺部影响的研究。她专门从事小于20毫微米微粒影响的研究，因为多数损害是由最细小的粉尘造成的。 斯通说，某些微粒如石英是有毒的，可能对肺
25、造成侵害。他们的特性与其他非活性特细微粒不同。由于以下两个原因细小的非毒性微粒可影响肺组织。首先，在相同的重量下，细小的微粒个数比较大的微粒个数多。肺部组织在多数工作环境下具有对付特殊微粒的能力，例如，肺能够产生一种巨噬细胞，这种细胞在肺组织内游走，当它遇到粉尘微粒时便将其包围，然后肺组织将其排出。越来越多的微粒需要越来越多的巨噬细胞将他们排出，极细小的粉尘包含如此多的微粒以致于肺组织无法产生足够多的巨噬细胞来将他们全部包围，以致肺组织的负担过重。 斯通和她的同事还发现这种尺寸极小的微粒能够传导某些有破坏力的化学物质。现有的细小微粒能够在肺组织表面产生化学活性物质——羟基原子团。而较
26、小的微粒产生较多的羟基原子团。这些羟基原子团渗入肺组织，对其造成化学损害。化学损害和外部基质的渗入对肺最深凹处的脆弱组织造成严重损害。 斯通还发现渗入到肺组织的极细小微粒还可能对心脏造成损害。肺向供应心脏的血液提供氧气。肺部功能的降低，将影响到心脏，如果微粒通过肺组织渗入到血液，那么，微粒将使肝脏产生可能增加血液凝块的物质，从而影响心脏。 2 反粉尘法 与医学界相对应的是政界通过法律来控制粉尘。在美国和英国，当地政府正在要求控制空气中的粉尘水平。一旦粉尘水平超过限制，必须限制当地粉尘的发生。但某个地区的多数粉尘也许来自其他地方。细微的粉尘能够随风飘过数百公里。
27、 当然，某些粉尘来源，如在运输过程中产生的粉尘是比较难控制的。而在煤炭储存场、加工处理和燃煤发电厂的粉尘比较容易进行排放限制。 1999年以前，美国仅仅限制空气中的PM10，但在1998年，美国环保局已提出了限制PM2.5的规定。PM10的限制保持不变。某地区空气中的PM10含量在24小时内不能超过150微克/m3、在一年内不能超过50微克/m3。 美国关于PM2.5的新法规与PM10的法规相似，对PM2.5的限制是在24小时内不能超过65微克/m3，在一年内不能超过15微克/m3。 从表面上看，欧洲关于粉尘的法规与美国近似，但实质上不同。IEA
28、的莱斯利· 斯洛斯指出，世界上对于PM2.5没有明确的定义，而其在空气中的测定值依赖于所使用的测定方法。美国使用的是微量天平测定法,欧洲是重量分析法,英国使用的是TEOM 法。欧洲法规的要求是以平均24小时为一个循环周期，而美国、英国要求的测定值是以一天为基础。现在尚没有简单的方法可使美国、欧洲和英国的测定值互相转换。 3 解决办法 当新的法规对粉尘施加压力时，最终的解决办法是对煤炭储存场和煤炭加工处理厂进行粉尘控制。所有这些方法都有成本，但是他们提供的益处可避免潜在的法律上的困难和环境保护论者的抗议。 英国不里斯托尔港口公司为如何进行煤炭的加工处理提供
29、了一个很好的范例。在不里斯托尔煤炭港口开始建设的时候，当地的人们就成立了一个监测组织检测来自港口的任何噪音和粉尘。具有这方面经验的煤炭贸易商认为这是一个潜在的问题，但不里斯托尔港口公司却把它当作是一个机会。菲利浦·兰斯从一开始就是该公司处理环境保护问题的专家。他说如果外部的环境论者干涉港口或其建设时，监测组织起了保护作用。 港口的开发是一项主要计划。新的港口还在塞文河下面建设了一条隧道，内设一条输煤胶带。从一开始该公司就与当地的控制组织建立了联系并且与他们举行定期会议。建立了粉尘抑制的基本原理，即选择粉尘排放最小的设备。 港口装备了自动卸料机取代原来的抓斗，因为自动卸料机
30、可使整个过程的粉尘排放减至最小，输送机实行全封闭。 煤炭贮存场和机动车进口设备厂与一个食品工厂相邻，任何粉尘的排放都会造成巨大危害。贮存场内的装载输送机由美国著名的设备制造商Strachan&Henshaw提供，在输送机上安装了防护罩，将粉尘包容在内。 煤炭贮存场内还安装了水喷雾装置，保持场内湿润,防止场内粉尘释放。但仅在输送煤炭时进行喷雾，因为煤炭过湿会妨碍煤炭的加工处理。重要的是在贮存场的周围设置了专门的防风墙(防风设备)，减少了风从场内带出粉尘的可能性。 粉尘测定仪制造商ETI从一开始就参与了港口周围的粉尘控制，直到港口投入运营。令人惊奇的是，当煤炭港口投
31、入运营后，港口周围空气中的粉尘降低了，而且粉尘水平一直保持很低。该港口煤炭处理产生的煤尘非常小，所以在空间可能的情况下,港口可用来存放机动车。很明显，不里斯托尔港口公司解决了自身的环境问题。但燃煤电厂依然释放粉尘，对于燃煤电厂的粉尘限制只能是抑制煤炭销售。 4 试验设备 英国电力技术公司拥有一台能够评价燃料真实性能的试验设备，该设备与PF燃烧设备一样大。粉尘的释放仅仅是可以确定的若干燃烧参数之一。 它的使用对于贸易商、特别是买者在使用或考虑煤炭的性能时具有潜在的价值，该公司声称可为任何一位用户进行试验。 当粉尘问题开始产生影响时，象这样的试验设备可能成为
32、必需的工具。多数燃煤电厂依赖吸收粉尘很有效的电子除尘器(ESPs)，但ESPs的能力无法满足更加严格的排放限制要求。而袋式滤尘器和棒式滤尘器的投资和操作费用太高。 【劣质煤综合利用电厂若干问题研究】 劣质煤综合利用电厂若干问题研究 中国煤炭工业发展研究咨询中心就煤炭行业劣质煤综合利用电厂的基本运行情况及近两年的生产经营状况建立了完整的数据库，在此基础上分析了劣质煤综合利用电厂的现状、效果、存在问题及其与常规小火电的本质区别，系统评价了发展劣质煤综合利用电厂的经济效益、社会效益和环境效益。认为以循环流化床燃烧技术为特征的劣质煤综合利用电厂是一项绿色环保工程，它不仅确保
33、了矿区可续发展，使煤炭企业实现了资源综合利用，优化了产业结构，提高了经济效益，而且是我国电力工业以大带小，优化结构，实现可持续发展的有力保障。 1 劣质煤综合利用电厂发展现状及存在问题 1.1 劣质煤综合利用电厂的现状 截至1997年底，煤炭行业共建成劣质煤电厂128座，总装机容量2 600MW，占全国总装机容量的1.1%。其中劣质煤综合利用电厂118座，装机1 685MW，平均装机容量为14.28MW。占劣质煤电厂装机容量的64.8%。1997年全国原煤生产加工过程中产生劣质煤14 110万t，能够用于发电的劣质煤7 564万t，按目前的生产技术水平计算，这
34、些劣质煤燃料可实现装机8 400MW。实际劣质煤发电每年仅消耗1 914万t，占全部可用于发电劣质煤的25.3％。若要达到合理充分地利用这些劣质煤的水平，此类电厂的装机容量和数量还需大幅增加。 1.2 煤矿发展劣质煤综合利用电厂产生的效果 (1) 实现资源综合利用，减少环境污染，保证了矿区的可持续发展。大力发展煤炭洗选加工，改善燃煤电厂的燃料质量，变烧原煤为烧洗精煤，是解决燃煤污染，提高电厂效率的有效途径。在矿区，通过对大量堆积的劣质煤的综合利用，实现了矿区生产的良性循环。1997年劣质煤综合利用电厂利用劣质煤1 575万t，替代标准煤约700万t，节约了能源，减少了劣质煤
35、堆积造成的矿区污染，降低了燃烧废气中有害物的总排放量。电厂产生的炉渣广泛地用于建材生产，实现资源综合利用，保证了矿区的可持续发展。 (2) 实现资源优化配置，延伸了产业链，优化了产业结构。劣质煤综合利用电厂大量地利用煤矿排弃的劣质煤和矿井水资源，并用电厂灰渣充填开采塌陷区和发展建材工业等，使矿区资源得到优化配置，形成电力—化工—建材—冶金经营体系，延长了产业链。 (3) 提高了煤炭企业经济效益。劣质煤综合利用电厂有效地利用了矿区自有的废弃资源，使企业增收节支，已成为煤矿新的经济增长点。尤其是近年来，在国有重点煤矿亏损面持续上升（1998年亏损面为83%，亏损额37亿元）的情
36、况下，大部分劣质煤电厂仍是盈利的。根据对国有重点煤矿89座劣质煤综合利用电厂的统计，有74座电厂盈利，总利润15 711万元。 (4) 提高了煤矿自供电率，对国家电网提供了有力补充。现有的国有重点煤矿大部分地处边远落后地区，因而发展劣质煤电厂，不仅可以提高煤矿自用电率，也在区域供电或供电数量上对国家电网起到补充作用。以51个国有重点煤矿为例，40个局(矿)有劣质煤电厂计61座(大部分为综合利用电厂)，总装机容量为1 811MＷ，实际生产电量71.3亿度，占51个矿务局总用电量245.3亿度的29％。 1.3 劣质煤综合利用电厂发展存在的问题 1.3.1 自身发展存
37、在的问题 (1) 环境问题。劣质煤综合利用电厂大多在建设期由于资金紧张，与电厂配套的一些辅机如除尘设备往往选用得较简易，炉墙结构不合理，从而使电厂灰尘污染严重。其中还有一些老的电厂，在改造时依靠自己局(矿)的力量，土法上马，造成电厂配套不合理，在一定程度上也造成了资源利用效率低，粉尘污染严重。 (2) 电厂单机规模小，装备落后。现有的劣质煤电厂单机容量有约80%的是小于6MW的小型机组，其中有80%配用的是鼓泡流化床锅炉，且大部分已快到服务年限。电厂规模小，参数低，维修量大，能耗高。1997年全国供电能耗为408.07g/kWh，劣质煤电厂供电能耗大多在500～800g/
38、kWh左右。 (3) 管理水平低，运行机制不合理。有的电厂仍是粗放型经营发展模式，管理水平低，影响了运营效果。绝大部分劣质煤综合利用电厂参与矿务局统一结算，成为全局吃的“大锅饭”。由于资金用于弥补采煤亏损，投入到电厂的技术改造和发展的资金不足，使综合利用电厂丧失了“自我积累、自我发展”的能力，难以步入良性循环。 1.3.2 劣质煤综合利用电厂的政策执行问题 (1) 现有鼓励扶持政策执行不力。国家为了促进劣质煤等资源的综合利用，节约能源、保护土地资源，减少环境污染，改善生态环境，从根本上解决好能源工业的可持续发展问题，制定了一系列的鼓励扶持劣质煤综合利用电厂发展的
39、政策，但由于部门利益影响，致使在有的地区政策法规没有得到很好地落实，主要表现在：达成并网协议艰难、并网收费极不合理、硬性规定参与大电网调峰、规定的上网指标不合理。 (2) 税收问题。1994年国家税制改革后，综合利用电厂享受国家的优惠政策没能得以延续执行，使用低热值燃料的综合利用电厂与使用优质煤的大型电厂要交纳同样税收。税赋沉重，综合利用电厂自我发展、自我完善困难重重、技术进步和自我积累受到限制。 (3) 对劣质煤综合利用电厂的认定问题。国家关闭低效高污染的小火电机组，这是提高能源利用水平，减少环境污染的明智之举。但有的地方借综合利用电厂或热电联供之名，建设运营小火电,扰乱
40、了电力市场，对常规大电厂和综合利用电厂都造成了冲击和危害，严重地影响了劣质煤综合利用电厂的发展。因此，必须加强对劣质煤综合利用电厂的管理和认定工作。 2 劣质煤综合利用电厂是一项绿色环保工程 2.1 劣质煤堆积对矿区环境造成了严重危害 我国煤矿的矸石、煤泥等劣质煤累计堆存量已达30亿t，占地8 000～12 000ha，并且每年以1.2～2.0亿t(其中洗选加工过程中产生6 000～7 000万t左右)及占地200～300ha速度增加。自燃中的137座矸石山，排放出的CO2、SO2、NOx及烟尘污染着周围环境，矸石山的自燃爆炸造成灾害，甚至人员伤亡。另一
41、方面，矸石山的淋溶水呈酸性，并含有毒、有害物质，污染周围的土壤和水体。煤泥遇水流失，风干后飞扬，常常散落于矿区附近的河流、沟谷之中。劣质煤的大量排放和积压已成为我国矿区的一大公害，并且直接影响和威胁着矿区的环境和正常生产。 【中型煤制合成氨(2) -------—尿素厂生产技术现状、水污染治理现状及存在问题】 中型煤制合成氨(2) -------—尿素厂生产技术现状、水污染治理现状及存在问题 4.氨合成 氨合成从压力来分有高压法、中压法和低压法三种，我国目前煤焦制氨的34家合成氨厂均采用中压法，其合成压力除大化化肥厂为26MPa外，其它均为31.4MP
42、a。 合成塔的直径一般为Ф800～Ф1000mm，但大多为Ф1000mm。只有大化化肥厂采用德国Krnp公司Ф1300mm的合成塔。至于合成塔的台数主要根据各厂的实际情况来定。 （二）典型工艺流程及概述 1.以煤焦为原料的固定床制气合成氨工艺流程及概述（略） 2. 以煤为原料德士古炉制气（水煤浆加压气化）合成氨工艺流程及概述（略） （三）我国合成氨生产技术主要的废水污染源 原料气的制备、原料气的净化、气体压缩和氨合成四大部分构成了合成氨生产主要的技术。 1.原料气制备技术所产生的水污染 合成氨原料气的制备对
43、煤（焦）而言，是以煤或焦与气化剂（如空气、蒸汽、氧气等）进行一系列非均相化学反应，生成以CO、H2、CO2和CH4等为基本组分的各种煤气。然而煤中除含有C外，还含有S、O、N等元素，为此煤气中还含有H2S、HCN以及未反应的煤屑。由于从造气炉出来的煤气除含有上述的气体和杂质外，气体温度也较高，所以必须经过降温、洗涤才能进入下一个工序。这是任何一种制气方法都不能避免。而洗涤剂和降温介质一般为水。故此就产生了一股温度高、色度深、含有大量煤屑及氰化物的污水。由于这些化合物中氰化物的浓度高，并有剧毒故一般称这股废水为造气含氰废水。 不同的制气工艺，产生不同的造气含氰废水。现将我国目前煤制气
44、中氮厂所采用的UGI炉固定床间歇气化、德士古水煤浆气化（鲁南）和鲁奇Lurgi褐煤加压气化（解放军化肥厂）有关排水量和污染物的组成列于表2-4。 表2-4 煤制气不同工艺造气废水排放量和组成 制气工艺 排水量 (t/tNH3) 水温 (℃) pH S.S (mg/l) CN- (mg/l) phen. (mg/l) S= (mg/l) NH3-N (mg/l) CODcr (mg/l) UGI 30—70 50—60 7—8 50—500 10—30 0.01—0.05 0.1—30 40—470 20—36
45、085.3 Texaco 0.8 60 8.9 150 30 200 900 Lurgi 5 50 7—9 25 250—300 30 700 600 从表2-4可见： UGI炉常压固定床间歇气化由于炉温低（700—800℃）、气化强度低，单炉生产能力相应也低，因而吨氨能耗高、废水排放量大，分别为Texaco和Lurgi法的38—88倍和5—14倍，而且污染物排放的绝对量最大，对水环境污染严重。 我国目前煤制气氨厂中除鲁南、解化二期工程分别采用Texaco和Lurgi法外，全部采用UGI炉常压固定床气化法
46、目前中氮肥厂的发展方针是节能、增产改造。为此采用UGI法比较合适，其依托条件较多，投资少。因而无论是在中氮合成氨改造的“818”（8万吨/年合成氨、18万吨/年尿素）方案，还是在部分新建的“1830”（18万吨/年合成氨、30万吨/年尿素）方案中均采用此法。 常压固定床间歇气化是我国煤制氨的特有技术，为此造气含氰废水也就成了我国煤制氨行业的特有污染。 2. 原料气的净化技术所产生的水污染 合成氨原料气的净化主要包括硫化物的脱除；CO2的脱除；CO的脱除和CO的变换。 硫化物的脱除从表2-1中可见：在目前常用的方法中绝大多数不以氨作为碱源，故排除了氨
47、氮对水环境的污染。 CO的脱除污染严重的是铜洗流程。 铜洗液再生产生了含有NH3、CO和CO2的铜洗再生气。铜洗再生气经水洗涤产生铜洗稀氨水，其浓度视所采用的洗涤技术不同而不同。一般在1—3%左右。中氮肥厂每小时约产生10吨废水。这股废水除含有氨外，还含有CO2，所以采用一般的提浓方法都由于容易生成碳铵引起管道堵塞而无法处理。为此要么采用铜洗再生氨直接放空；要么就是铜洗稀氨水排放。这不但浪费了宝贵的资源，也引起了大气或水环境的严重污染。 然而我们从表2-3可见：目前34家煤制氨厂脱CO技术有85%的厂采用铜洗流程。 综上所述，我国煤制氨的中氮肥厂，目前
48、所采用的生产技术其主要的水污染源为煤造气含氰废水和铜洗稀氨水。 三. 中型尿素生产技术现状 （一）概述 制造尿素的方法有50余种，但实现工业化的只有氰氨化钙（石灰氮）法和氨与CO2直接合成法两种。 合成氨生产为氨与CO2直接合成尿素技术提供了氨和CO2，因原料获得方便，产品浓度高，现在广泛采用此法生产尿素。我国尿素生产主要采用水溶液全循环法。 水溶液全循环法是将未反应的氨和CO2用水吸收生成甲胺或碳酸铵水溶液循环返回系统。我国在煤焦制氨-尿素厂26家中有22家均采用水溶液全循环法。采用Ф1400mm的尿素合成塔，Ф9000—16000mm
49、的自然通风造粒塔。 80年代末，北京化工实验厂、洛阳氮肥厂、宣化化肥厂和原平化肥厂引进了意大利氨汽提技术，规模为13.2万t尿素/a，并配有尿素解析、废液深度水解装置，使我国中型合成氨厂、尿素生产技术和环保治理技术达到了较先进的水平。 三明化工厂第二尿素车间采用CO2汽提法尿素生产工艺。 （二）典型工艺流程及概述 1 水溶液全循环法尿素工艺流程及概述（略） 2 氨汽提法尿素工艺流程及概述（略） 3 CO2汽提法尿素工艺流程及概述（略） （三）我国尿素生产技术主要的废水污染源 氨和二氧化碳生产尿素的方法，
50、由于原料易得，产品纯度高，所以目前在世界各国均采用此法生产尿素。 工业上由NH3与CO2直接合成尿素分下列四个步骤进行： （1）NH3与CO2的原料供应及净化 （2）NH3与CO2合成尿素 （3）尿素熔融液与未反应成尿素物质的分离和回收。 （4）尿素溶液的加工。 一般说来，上述四个步骤中，第一步和第二步除工艺条件稍有差别外，在设备构造和操作原则上几乎差不多。第四步尿素溶液加工，实际上是尿素溶液浓缩结晶，造粒生产尿素颗粒成品或液态尿素的过程。造粒塔排放的粉尘和NH3会对大气环境造成污染，但对水环境不会有很大的影响。第三个步骤差
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