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洁净煤
褐煤气化技术评述
(2011-03-0121:
43:
55)
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杂谈
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我的专业论文
1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:
9.8-11.0MJ/m3。
(6)单位煤气氧耗:
0.11-0.16m3/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2012-07-0406:
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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
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