煤的高效清洁利用技术优化方案

（1）煤炭前处理技术 如前所述，煤炭前处理技术主要有煤炭深加工的洗煤、型煤、水煤浆等。

1）动力用煤新型分选技术。随着选煤的发展，我国商品煤的质量明显改善：炼焦精煤、动力精煤、发电用煤的平均灰分、硫分均有所下降。这种前处理分选方法脱除1%次生矿物硫分（FeS₂）的投入费用一般只是烟气脱硫费用的1/2～1/3。燃用分选加工煤不仅可以减轻后处理脱硫的负担，还通过脱灰提高了能源利用效率。一般而言，选煤方法可以脱除50%～80%的灰分和30%～60%的硫分。

2）型煤技术。型煤具有很大的节能和环保的双重效益，与直接燃用原煤相比可以减排50%～80%的烟尘和40%～60%的SO₂，同时燃烧效率还可提高20%～30%。工业型煤一般包括燃料型煤、造气型煤、焦用型煤和配焦型煤。型煤中加有添加剂/固硫剂，可改善使用性能，并有较好的脱硫效果。

3）煤层成气利用技术。煤层气俗称煤矿瓦斯，是一种以吸附状态为主，生成并储存在煤系地层中的非常规天然气。其成分与常规天然气基本相同（甲烷含量大于95%，发热量大于8100大卡），完全可以与常规天然气混输、混用，井下抽放的煤层气不需提纯或浓缩就可直接作为发电厂的燃料，可大大降低发电成本。煤层气是近20年来崛起的新型洁净能源，它在发电、工业、民用燃料、汽车燃料及化工原料等方面有广泛的应用。煤层气的开发利用具有一举多得的功效：提高瓦斯事故防范水平，具有安全效应；有效减排温室气体，产生良好的环保效应；作为一种高效、洁净能源，产生巨大的经济效益，在一定程度上改善我国的能源结构。因此，开发、利用煤层气不仅能够提供新能源，而且有利于煤矿安全和环境保护。

加拿大、俄罗斯、乌克兰及我国都是煤层气（煤层甲烷）资源十分丰富的国家，我国大陆埋深小于2000m的煤层甲烷蕴藏量比全国各类常规天然气资源量总和还要多。我国的煤层气资源不仅在总量上占有一定的优势，而且在区域分布、埋藏深度等方面也有利于规划开发。煤层气资源在我国境内分布广泛，基本可以划分为中部、西部和东部三大资源区。其中，中部地区约占资源量的64%，西部地区的沁水盆地和鄂尔多斯盆地资源量最大，超过10万亿m³，为集中开发提供了资源条件。据统计，我国煤层气埋藏于300～1000m的资源量约占总量的29.05%，1000～1500m的煤层气占总量的31.6%，1500～2000m的煤层气占总量的39.35%。埋深1500m适于开发的约占总资源量的60%。不少专家都提出，21世纪是煤层气大发展的时代，煤层气是我国常规天然气最现实可靠的替代能源。

4）水煤浆技术。水煤浆是20世纪70年代兴起的煤基液态燃料，由70%左右的煤、30%的水及少量化学添加剂制成。水煤浆较好的流动性和稳定性使其易于储存，可以像油一样泵送、雾化、贮存和稳定燃烧，其热值相当于燃料油的一半，可作为炉窑燃料或合成气原料代替燃料油用于锅炉、电站、工业炉和窑炉，用于代替煤炭燃用，具有燃烧效益高、负荷调整便利、减少环境污染、改善劳动条件和节省用煤等优点。水煤浆是石油危机中发展的一种新型低污染代油燃料，可代重油缓解石油短缺的能源安全问题，因而成为一种燃烧效率较高、低污染、较廉价的洁净燃料。

我国水煤浆技术包括水煤浆制备、储运和燃烧，另外，我国在水煤浆气化技术方面也积累了丰富的操作、运行、管理与制造经验，气化技术日趋成熟与完善。水煤浆气化技术可将廉价的煤炭转化成为清洁煤气，既可用于生产化工产品，如合成氨、甲醇、二甲醚等，还可用于煤的直接与间接液化、联合循环发电（IGCC）和以煤气化为基础的多联产等领域。一个最具代表性的例子是以水煤浆为原料的Texaco气化技术，该技术具有气化炉结构简单、煤种适应较广、水煤浆进料易控安全、单炉生产能力大等特点。自20世纪80年代起，我国相继引进了四套Texaco水煤浆气化装置，用于生产甲醇与合成氨。西北化工研究院、原鲁南化肥厂分别建立了日处理24～35t煤和15t煤、8.5MPa的Texaco水煤浆气化中试装置，并在中试装置上进行了多样煤种的试烧研究，为水煤浆气化技术在国内的成功应用打下了基础。目前，专家正致力于水煤浆制备技术、开发方法与气流床气化理论、新型气化喷嘴与耐磨气化喷嘴、新型（多喷嘴对置式）水煤浆气化炉的研究，以期为我国传统产业的改造提升和清洁能源的发展应用提供可靠的技术支撑，并进一步带动洁净煤技术领域相关技术的进步与发展。

（2）煤清洁燃烧技术

1）空气分段低NOx燃烧技术。空气分段低NOx燃烧技术是基于第二代低NOx燃烧技术发展起来的先进低NOx燃烧技术。在距离原燃烧器上方较高的一段距离，布置分段风喷嘴，原来的部分二次风从分段风喷嘴中喷入炉膛，这样在主燃区形成低氧还原区。燃煤锅炉的燃料型NOx主要是在燃烧开始阶段挥发成分燃烧时产生的，主燃区的焦炭在缺氧的条件下，要和已生成的NOx中的氧发生反应，使NOx分解还原成N₂，分段风的距离越高，NOx的分解还原反应时间越长，NOx的降低量就越大。分段风的目的是使一些未完全燃烧的可燃物燃尽。由于在分段风区域的炉温已较低，一般已不具备大量产生热力型NOx的条件。此技术可以降低30%～40%的NOx排放，排放浓度水平可以达到450mg/m³左右。目前该技术成熟，已经在外高桥、谏壁、洛河和望亭等电厂成功实施。投资成本为27元/kw，无运行费用。

2）天然气再燃低NOx燃烧技术。天然气再燃低NOx燃烧技术是将燃料分级送入炉膛，在主燃烧区火焰的上方喷入天然气，以建立一个富燃料区，使生成的NOx还原。比较典型的案例是将80%～85%的燃煤送入主燃烧区，在过量空气系数α略大于1的条件下燃烧并生成NOx，其余15%～20%的热量使用天然气（称为二次燃料、再燃燃料），把天然气从主燃烧器的上部送入再燃区，在α＜l的条件下形成很强的还原性气氛，在主燃烧区生成的NOx就会被还原成氮分子（N₂）。在再燃区中不仅能使已生成的NOx得到还原，同时还抑制了新的NOx生成，可使NOx的排放浓度进一步降低。此外，再燃区的上面还需布置燃尽风喷口以形成第三级燃烧区（燃尽区），以保证在再燃区中生成的未完全燃烧的产物燃尽。此技术可以降低60%～70%的NOx排放，排放浓度水平可以达到300mg/m³以下。用于还原NOx的天然气，在相同发热量基础上，用量占锅炉总入炉热量的10%左右，运行费用为天然气费用减去节约煤炭的费用。投资成本为50元/kW，运行费用为0.038元/kWh。

3）天然气高级再燃低NOx燃烧技术。天然气高级再燃低NOx燃烧技术与再燃技术相似，将炉膛可以近似地划分为三个区域：①主燃区，这是主燃料的主要燃烧区，整个锅炉的大部分热量在该区内被释放出来，主燃燃料在主燃区着火、燃烧，释放出其中的大部分NOx，随后NOx将随烟气离开该区进入再燃区。②再燃区，再燃燃料喷射到主燃烧区的下游（即主燃区出口处），在炉膛内形成缺氧富燃料的还原性再燃区。在高级再燃技术中，将向再燃区喷入氨基活化剂，以达到进一步减排NOx的目的。氨基活化剂并不一定是随再燃燃料一起喷入炉内的，它也可在再燃燃料喷入后再喷入，具体的喷入点可根据炉膛形式和炉温等因素来决定。还可向炉内喷入催化剂，催化剂本身并不能与NOx反应，但是它的存在却可以大大促进氨基活化剂与NOx的反应。③燃尽区，这是炉膛内的最终燃烧区，燃尽风喷入炉膛在该区造成富氧状态，以促进所有剩余的燃料燃尽。但是这个区域中仍有再燃区中未除尽的NOx存在，同时又由于它的富氧状态使燃尽区中还会有一部分NOx生成。为了进一步还原此时产生的NOx，还可以向其中喷射氨基活化剂和催化剂。

高级再燃技术对原先的再燃技术做了如下的改进：①在一处或多处加入氨基活化剂，这些氨基活化剂可以在再燃区加入，也可以随燃尽风喷入，或者在燃尽风的下游喷入，这样就能将剩余的NOx还原。②加入可溶于水的催化剂，以提高氨基活化剂还原NOx的效率。③催化剂可随氨基活化剂在一处或多处喷入。天然气高级再燃技术能达到90%以上的脱硝效率，而且再燃燃料还可以采用更为低廉的生物质或煤层气等。然而，目前对于天然气高级再燃的脱硝机理和各运行参数等对其脱硝效率的影响规律正在研究过程中，尚处在示范工程阶段。

（3）近零排放煤利用技术（图5-1） 近零排放煤利用系统是煤气化发电技术和污染物，尤其是CO₂控制有机结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤气化制取H₂，燃料电池发电部分和CO₂扣押处理部分。第一部分的主要设备有加氢气化炉、气体净化装置、甲烷重整炉、煅烧炉和固体氧化物燃料电池系统；第二部分的主要设备有CO₂化工处理系统。

近零排放煤利用系统的工艺流程如下：煤经过加氢气化，除去煤气中的硫化物等污染物，成为富含甲烷气的混合气体，然后甲烷经过以CaO为吸收介质的水蒸气重整制取燃料气H₂，H₂进入高温固体氧化物燃料电池发电；重整炉内另一生成物CaCO₂进入煅烧炉煅烧生成CaO返回系统循环使用，同时得到高纯度的CO₂气体。CO₂通过加压进入扣押处理部分，在此通过富碱镁石进行吸收永久处理。

图5-1 近零排放煤利用系统示意图

注：145psi=1MPa。

（4）煤变油技术 煤变油技术就是将煤转化为类似于石油的液体，其产品是石油的替代产品。煤变油技术在科学上称为煤基液体燃料合成技术，分为直接液化和间接液化两种方式将煤转化成石油。就组成元素而言，石油和煤都由碳、氢、氮、硫组成。从石油中提取的燃料油是直链碳氢化合物中一系列烷烃的液态混合物。煤炭是一种碳含量高、但氢含量低（只有5%）的固体燃料。与从原油中提取的液体燃料相比，煤炭的组成结构复杂、组成物质的分子量大，不便于处理和运输。通过脱碳和加氢，煤炭可以直接或间接转化、提高其氢/碳比，而成适于运输的液体燃料。这种直接或者间接转化的过程就是“煤变油”。(https://www.xing528.com)

（5）尾气脱硫、脱硝技术 烟气净化（尾气脱硫、脱硝技术）作为煤炭燃烧后的污染控制的手段，由于投资和运行成本高昂，早年未能在中国普及应用。近年来，国家颁布了《“十一五”期间二氧化硫排放总量控制计划》，要实现《计划》所提出的2010年SO₂减排目标，全面实施燃煤电厂烟气脱硫是关键所在。因此，全国各大城市已开始实施燃煤电厂烟气脱硫工程，特别是上海，截至2008年年底，全市已完成约1020万kW机组的燃煤电厂脱硫设施运行验收工作，占燃煤机组总装机容量的79%，取得了阶段性的成果。在这一背景下，NOx排放控制也被提上议程，各种脱硝技术已日趋成熟，并逐步投入运用。

1）石灰石-石膏湿法脱硫技术。石灰石-石膏湿法脱硫设施工艺流程如图5-2所示。烟气先进入除尘器除去粉尘，再进入换热器（GGH），冷却后进入吸收塔，在向上流动的过程中SO₂与从上部喷入的吸收剂（CaCO₃）混合接触反应，生成CaSO₃。脱硫后的烟气经除雾器除去携带的细小液滴，通过换热器加热后进入烟囱排放。CaSO₃在吸收塔底部与鼓入空气中的O₂发生反应生成石膏。此工艺方法脱硫效率高、可靠性好，副产品石膏可回收利用。

图5-2 石灰石-石膏湿法脱硫设施工艺流程图

1—锅炉 2—电除尘器 3—未经处理后烟气 4—经处理后烟气 5—再热交换器 6—吸收塔 7—氧化池 8—除雾器 9—氧化空气 10—工艺水 11—石灰石 12—工业用水贮存池 13—石灰石筒仓 14—石灰石浆液 15—水力旋流器 16—带式脱水机 17—循环水池 18—废水贮存池 19—排水罐 20—石膏仓 21—废水 22—石膏

2）双碱法脱硫技术。双碱法烟气脱硫技术（图5-3）是利用NaOH和Na₂CO₃溶液作为启动脱硫剂，配制好的NaOH或Na₂CO₃溶液直接打入脱硫塔洗涤脱除烟气中SO₂来达到烟气脱硫的目的，然后脱硫产物经脱硫剂再生池再生成NaOH再打回脱硫塔内循环使用。双碱法脱硫工艺降低了投资及运行费用，通常比较适用于中小型锅炉进行脱硫改造。

3）选择性催化还原脱硝技术。选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduc-tion，SCR）是利用氨作为还原剂注入含NOx的烟道气中，通常是在空气预热器的上游。NOx在以贵金属、碱金属氧化物或沸石等催化剂的作用下被还原为N₂分子和水，反应的适宜温度为285～400℃。催化剂的组成和活性对SCR的处理效率影响很大，此技术可以降低90%以上的NOx排放，排放浓度水平可以达到100mg/m³以下。

图5-3 双碱法湿法脱硫工艺流程图

其主要反应方程式为

4NH₃+4NO+O₂=4N₂+6H₂O （5-1）

8NH₃+6NO₂=7N₂+12H₂O （5-2）

或4NH₃+2NO₂+O₂=3N₂+6H₂O （5-2a）

SCR法工艺系统流程主要由贮氨、混氨、喷氨系统，反应塔（催化剂）系统，烟道及控制系统等组成。首先，液氨被运送到液氨储罐贮藏。无水液氨的储存压力取决于储罐的温度（例如20℃时压力为10bar）。然后液氨通过蒸发器被减压蒸发输送到氨蒸发罐，通过鼓风机向氨蒸发罐中鼓入与氨量成一定配比的空气，其作用一是稀释纯氨气，二是增加反应塔中的氧含量。稀释的氨气经注射喷嘴被注入烟道隔栅中，与原烟气混合。在喷嘴数量较少的情况下，为了获得氨和烟气的充分均匀分布，要在反应塔前加装一个静态混合器，这样，从省煤器后出来的烟气经与部分旁路高温烟气混合调温（烟气在反应塔中与高温催化剂的反应最佳温度为370～440℃）后进入反应塔。在催化剂的作用下，烟气中的NOx与氨气发生化学反应转化。当反应塔发生故障时，烟气走反应塔前设置的100%烟气旁路，对锅炉正常运行没有影响。

SCR技术在国际上已发展成熟，SCR技术投资成本为250元/kW，运行费用为0.02元/kWh；最大的是在美国应用的一台1300MW燃煤电站锅炉。日本和德国安装SCR占烟气脱硝总装置数的比例分别为93%和95%。台塑集团投资、华阳电业有限公司运营的福建漳州后石电厂600MW机组烟气脱硝装置是我国内陆地区安装的第一台烟气处理装置。目前已经投运或者正在建设的有江苏苏源环保股份有限公司承建的国华太仓发电有限公司2×600MW机组、福建厦门华夏国际电力公司（嵩屿电厂）4×300MW机组、国华台山电厂5号600MW机组、国华宁海电厂4号600MW机组、广州恒运电厂D厂2×600MW机组脱硝工程等。

4）选择性非催化还原脱硝技术。选择性非催化还原法（SNCR）工作原理：用NH₃、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为870～1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NH₃并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N₂，该方法是以炉膛为反应器。

SNCR技术的投资成本为50元/kW，运行费用为0.003元/kWh，脱硝效率约为40%～70%，多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。SNCR建设周期短、投资少、脱硝效率中等，比较适合于中小型电厂改造项目。目前大部分锅炉都不用此法，主要原因是SNCR技术氨液消耗量大、对温度要求严格、氨的泄漏量大、NOx的脱除率也不是很高。