引领未来——低碳经济先锋系列报道(3)
大力推进煤炭高效清洁低碳化利用
——中国清洁煤技术进展
国家发改委能源研究所 周凤起
高效清洁利用煤炭是节能减排的必然选择
根据IEA统计，全球2007年由燃料燃烧引起的CO2排放量为289.62亿t，1990年为209.88亿t。2007年
中国CO2排放量为60.28亿t，1990年22.11亿t。2006年中国由煤炭燃烧引起的CO2排放量为46.41亿t，占
化石燃料燃烧引起的CO2排放量的82.％，与美国的20.9亿t、欧盟（27国）12.63亿t、俄罗斯4.45亿t、日
本4.31亿t、澳大利亚2.27亿t、韩国2.05亿t、加拿大1.07亿t加起来的排放量46.68亿t差不多。2007
年中国煤炭消费增量占全球增量的2/3，2008年占全球增量的85％，实际上2008年中国由煤炭燃烧引起的CO2
排放量已经超过发达国家的总和。在2007年中国能源消费结构中，煤炭占到70.4%，在电力装机容量中，火电占
到77.4%，在化工生产用原料中，用于焦化、气化等工业的煤炭占到47％。因此在未来降低煤炭消费量，高效而
又清洁地利用煤炭已成为迫不及待的任务，也是为避免气候变化，努力进行节能减排的必然选择。
转化技术齐头并进 为煤炭低炭化利用奠定基石
煤炭低碳化利用可以从源头、过程、终端三个环节控制碳排放。从源头控制污染物排放，需加大原煤入洗比
重，减少原煤运输和直接燃烧；减少转化过程中的污染物排放，排放加快煤炭高效转化技术开发，降低煤炭消费
强度；终端控制，排放加大煤炭及煤基产品消费环节污染物排放控制与治理技术的研发，实现煤炭及煤基产品的
清洁化利用。
1. 煤炭洗选
通过煤炭洗选，可节约10％～15％的能源，降低70％的灰分和60％上的硫分，减少燃煤污染物（SO2、CO2、
烟尘等）的排放，可以排除矸石，降低能耗，减少无效运输、减少铁路、公路运力。
2007年我国生产原煤25.36亿t，入洗原煤11亿t，入洗率仅为43.6％。减少矸石量19800万t，脱硫量
293万t，减少SO2排放量586万t。采用洗煤为燃料，可以降低能耗，提高热效率，节约煤炭1.1亿～1.6亿t，
节省运力1188t·km。
如果在未洗的14亿t原煤中多洗7亿t，可再减少矸石量12600万t，脱硫量202万t，减少SO2排放量404
万t节约煤炭0.7亿～1亿t。
我国的原煤洗选以跳汰、重介质和浮选3种基本工艺为主体，产能及产量已占到全国洗选煤产品产量的95%
左右。其中跳汰工艺的产能及产量占到近44%，重介质工艺的产能及产量占到45%，浮选工艺的产能及产量占到
10%。同时，我国基本实现了各类洗选工艺设备的自主研发和制造。由于效率高、效益好、环保功能强，近年来
重介质洗选技术成为新建扩建大型洗选厂和旧厂技术改造的首选技术。目前国内已有10～20个1000万t/a以上
的重介质洗选厂投入建设和生产经营，总能力将超过1.8亿t/a，其中最大年规模达到2000万t/a。
模块化洗选厂的产业化是当今世界原煤清洁加工最新方向。目前我国已投产和在建的模块化洗选厂已达110
家，年入洗能力已达2.5亿t/a左右。
2. 清洁煤发电技术
整体煤气化联合循环发电技术（IGCC）采用煤炭为燃料，通过气化炉将煤炭转化为煤气，经过燃烧前去除污
染物等净化工艺使煤气洁净化后供给燃气轮机发电，其排气余热经余热锅炉加热给水产生过热蒸汽，供蒸汽轮机
再发电，从而实现煤气化燃气蒸汽联合循环发电过程。当前看来IGCC具有四大优势并存在三个主要问题。
■ 四大优势
首先，大大提高了热效率。现已运行的IGCC电厂供电效率最高已达43%，高出常规亚临界燃煤电厂效率5～
7个百分点，与超超临界（USC）电厂供电效率相当，并有可能达到52%。
其次，具有良好的环保性能。IGCC在燃烧前对合成煤气进行净化处理，大大降低了环保设备的投资和污染物
排放量，使传统燃煤发电中的各种污染物排放量远低于国内外规划的环保标准。IGCC的脱硫效率可达99%，并且
实现单硫回收的资源再利用；通过采用燃机的低氮燃烧技术，IGCC脱硝效果可将NOX控制在130mg/m3；粉尘
4mg/Nm3；同时，IGCC在相当程度上减少了CO2排放量，且具有实现零排放和CO2捕集、封存及再利用的技术潜
力。
第三，IGCC技术对煤种的适应性极为广泛。烟煤、贫煤、褐煤、高低硫煤甚至中煤等均可用于IGCC电厂发
电，工业化方式试验运行良好，具有优越的商业应用性和竞争力。
第四，具有良好的节水功能。IGCC技术由于蒸汽循环发电占总发电量的30%，使之比常规燃烧电力技术的发
电水耗相对大大降低，仅为同容量同种冷却方式燃煤技术耗水量的50%～65%。
■ 主要问题
第一，单位投资造价偏高。与常规发电比较，IGCC的每千瓦时投资大约高出30%。偏高的投资费用使之无法
与常规燃煤发电进行竞争。
第二，IGCC的工艺系统运行经验不足，成熟度尚待验证，因此适用率和可靠性都需进一步提高。
第三，IGCC在操作上不灵活，无法调峰，只能作为基本负荷使用。
从技术发展趋势看，IGCC在全球范围内有三大基本走向：其一，IGCC技术将朝着大容量、高效率、低排放、
低造价的方向发展。当前研发的400～600MW机组技术就是其代表性项目。其二，IGCC技术日益朝向实现不同循
环、不同技术、不同产品有机结合的多联产方向发展，其主要趋势是实现电-热-液体燃料-民用煤气-煤化工产品
等多联产延伸。其三，力图完成零排放，在实现近零脱硫、脱硝的同时，实现CO2的近零排放和CO2的捕集、封
存和再利用技术的复合技术。
中国IGCC技术的产业化正在积极推进，目前我国已建成两座IGCC 多联产项目。
兖矿集团于2005年已成功实现IGCC多联产工业示范，配套24万t/a甲醇、20万t/a醋酸和80MW发电，一
直正常生产。根据兖矿集团的统计，该项目与同规模常规蒸汽轮机电站相比，供电标准煤耗降低25.06%、SO2排
放量降低83.82%、NOX排放量降低45.08%、CO2排放量降低13.73%。截至2008年年底，高效洁净煤制甲醇与联
合循环集成系统示范工程已实现销售收入61亿元，新增利税9.05亿元，节支总额9575万元，每年可使50万t
环保限采的高硫煤得以利用，还节约用水50％。
另一个IGCC项目是福建联合石化的大型气、电、化工多联产项目于2009年3月建成。发电能力为280MW，
配套产生H2 8万m3/h，副产N2和O2。
国家已将IGCC产业化确定为电力工业发展的战略重点之一，国内多家企业拟建立IGCC电厂和多联产IGCC
电厂项目。其中华能绿色煤电（由华能集团联合7家能源企业成立）IGCC项目（国家863计划支持）、中电投廊
坊IGCC项目、烟台IGCC项目、福建炼化IGCC项目进展较快，正在或已经完成招标，有望在2011年前建成投产。
华电杭州半山IGCC项目、东莞电化IGCC项目、大唐电力和徐州禄恒能源化工公司IGCC—甲醇项目、山西潞安集
团IGCC—煤基合成油联产项目也在积极进行之中。
3. 煤炭转化技术
■ 直接液化技术
我国煤炭直接液化技术的研究开发历史已经近30年，近年来取得了突破性成果：①开发出具有完全自主知
识产权的低阶烟煤直接液化工艺。在0.1t/d连续工艺开发装置上取得运转数据；6t/d放大工艺验证装置连续运
转400h。②具有自主知识产权煤炭直接液化纳米级高效催化剂，性能达到国际先进水平。催化剂的制备方法也得
到放大规模连续运转的验证（与6t/d直接液化装置配套）。③粗油加氢精制工艺和催化剂技术取得突破性进展。
目前我国煤炭直接液化已进入工业化示范阶段。2002年，神华集团总规模500万t/a的直接液化工程项目正
式启动。该项目规划为两期建设，一期工程计划建成3条生产线，分2个阶段完成。第一阶段采用国内自主知识
产权技术、处理煤炭300万t/a、建成油品生产能力100万t/a的示范工程，于2004年开工、2008年底顺利完
成，并进入示范运行和调试阶段。与神华集团先后进行的，如内蒙古锡林郭勒、云南先锋、黑龙江依兰等重要的
煤炭直接液化项目也取得相当进展，在完成可行性研究之后进入技术储备和前期准备阶段。
■ 间接液化技术
我国的煤炭间接液化技术研发已近30年。目前正在两个主要路径上展开：①山西煤化所2002年建成了最大
生产能力1000t/a、设计生产能力700t/a的浆态床F-T合成中试平台和模拟工业操作条件的中试装置。试运行结
果表明反应条件控制和产品形成均较稳定，装置的适应性强，操作灵活性大，甲烷化率低，反应效率高，合成油
品中近70%以上为石蜡烃（HPS），柴油十六烷值高达70，各项技术指标均比较先进。目前已投入产业化发展。②
消化美国MTG合成技术，采用煤-甲醇-催化剂-优质油品路径，完成煤炭的间接液化过程。目前仍处于科研攻关
阶段。
山西潞安矿业集团采用山西煤化所技术建设的16万t油品/a的煤基合成油项目2008年12月顺利产出我国
第一桶工业化制成油品。按照集团规划，该项目一期260万t/a将于2010年建成。
■ 煤炭气化技术
目前国内的煤炭气化技术主要分为固定床气化工艺、流化床气化技术两种。
常压固定床气化工艺是当前国内使用最多的气化技术。适合中小规模的造气需求，且工艺简单、投资少，但
是因其能耗高、气化强度低、碳转化率不足且废弃物较多，正在被升级为加压固定床气化技术。固定床气化技术
在国内主要应用于工业燃料、民用煤气、化肥工业等传统行业的中小型造气需求。其煤炭消费一般占到全国总量
的很小一部分
流化床气化技术可以适应多煤种气化需要，进一步提高气化强度和强化工艺环保功能（减少废弃排放）。其
技术流程包括流化床气化工艺（以气体为流化介质）和气流床工艺（以水煤浆为原料）2种方法，且均可应用于
常压和加压技术之中。流化床气化技术不仅解决了不同煤种、不同煤质进行气化的技术难题，扩大了煤炭气化的
市场需求，而且适合中大型造气需要，因而得到越来越多的应用。同时，其气化强度高、生产效率好、且工艺过
程中解析出的废弃物易于捕集和再利用，因此流化床气化技术多年来在我国应用极为普遍。
流化床气化技术的产业化于20世纪80年代在我国起步，目前已形成相当规模，势头十分良好。在粉煤气化
方面，我国自主研发的灰熔聚煤气化炉已正式建成投产3个项目，进入产业化发展阶段。在水煤浆气化方面，单
炉投浆量从360t/d提高到了1500t/d，基本实现了大部分设备的国内制造，并成功地研发出具有自主知识产权的
多喷嘴对置水煤浆气化炉。
CCS实现商业化仍存技术瓶颈
■ 碳捕集
（1）燃烧前捕集技术。以IGCC为例，煤炭气化后，将CO2在燃烧前分离，不进入燃烧过程。而且CO2的浓
度和压力会因此提高，分离起来较方便，是目前运行成本最低廉的。但是传统电厂无法应用这项技术。
（2）燃烧后捕集技术。可用于传统电厂，投入较少，北京高碑店热电厂采用此法。分离技术有化学吸收法、
物理吸附法、膜分离法、化学链分离法等。其中化学吸收法被看好，但设备运行的能耗和成本较高。
（3）燃烧过程中的捕集技术。采用纯度非常高的氧气助燃，同时在锅炉内加压，使排出的CO2在浓度和压力
上与IGCC差不多，再行捕集，降低了前期投入和捕集成本。但是制氧成本太高。
碳捕集的主要问题是捕集能耗和成本较高。IPCC的特别报告研究表明，增加碳捕集与封存（CCS）将使燃煤
发电效率损失20％～30%。对于中国而言，发电厂采用燃烧后捕获，碳捕获的成本约为130美元，发电成本将提
高20％～30%，同时其效率将损失约为8～10个百分点。因此，要生产等量的电力，CCS相对于无CCS要多消耗
20％～30%的煤炭。
■ 碳封存
相对于碳捕集技术，碳封存技术成熟且路线清晰，主要有以下三种技术：
（1）咸水层封存。是指将CO2封存距地表800米以下的咸水层中。通常咸水层空气体积大，可封存相当多的
CO2。但我国咸水层地质情况不清，该技术投资较大。
（2）油气层封存。分为废弃油气层封存和现有油气层封存。由于目前对油气层的开采率只能达到30％～40
％，所以世界上尚不存在真正意义上的废油气田。通过利用现有油气田封存CO2被认为是主流方向，即将CO2注
入油气层起到驱油作用，既可以提高采收率，又实现了碳封存，兼顾了经济效益和减排效果。
（3）煤气层封存技术。是指将CO2注入比较深的煤气层中，以保证不会因开采造成泄漏，从煤气层中置换出
的甲烷，可以利用。我国和加拿大合作开发了示范项目，投资高、效果不错。问题是与煤层气共存的煤将不能开
采，而且CO2进入煤气层后发生融胀反应，导致煤气层的空隙变小，注入CO2会越来越难，所以并不被看好。
储存的过程是CCS项目中风险最高、不确定因素最多的一个环节。如果造成CO2外泄，不仅很危险，而且还
将使整个CCS过程功亏一篑。目前正在探讨的储存方式中，通过CCS增加石油采收率（EOR）和提高煤层气采收
率（ECBM）因为能带来经济收益所以具备较大潜力。
■ 碳运输
运输成本在CCS技术系统中所占比重相当小，主要有两种方式：管道运输和罐装运输，技术上问题不大。管
道运输是一种成熟的技术，也是运输CO2最常用的方法一次性投资大，适宜运输距离较远、运输量较大的情况。
罐装运输主要通过铁路或公路进行运输，仅适合短途、小量的运输，大规模使用不具经济性。
据国际能源机构统计，全球发电行业所排放的CO2占全球总排放量的40％。欧盟有30％的电力来自火电，
美国有45％，中国高达78％，如果CCS技术能够大规模商业化，那么到2030年全球碳排放量可减少15％，2050
年可达到50％。
但CCS短期实现商业化还有很大的困难，主要问题是存在技术瓶颈，而且大规模发展的价格昂贵，建立一个
CCS工厂的费用是6750万～13.5亿美元。CCS技术一旦进入工业化规模应用，电力价格有可能上升30％至60％。
另外CCS项目还存在很多现实难题，比如要防止CO2泄露，寻找合适的埋藏地点，现有法规不健全等。
我国在CCS示范方面也取得了一定进展。华能北京热电厂是我国首个燃煤电厂CO2捕集示范项目，该项目初
投资2800万元，2008年北京奥运开幕前一个月投入运行。一年多来已捕获CO2 3500余t，并全部得到工业利用。
相对于每年130万t的CO2排放量，仅仅捕集了其中的0.23%，因此该项目的建设目的并不在于减排，主要目的
在于验证中国自主的CO2捕集工艺和技术，以此获取数据。
华能上海石洞口第二热电厂项目2008年10月启动，项目总投资1.3亿元人民币，设计年捕获CO2 10万t （最
高年捕获量可达16万t）。2009年底示范装置已经完成96h的连续运行，这标志我国已经拥有全球最大的燃烧后
CO2捕集示范装置。