(接上一篇)2.1.3水煤浆技术及产业化
永煤浆技术属于中国原煤清洁加工技术中的新兴技术领域，在国内发展态势较好。
水煤浆广泛应用于黑色冶金、电厂、工业锅炉及窖炉，市场前景及潜力十分看好。近年来中国水煤浆消费已近1000万t，且具备了自行研发、设计、制造水煤浆设备及施工建设水煤浆厂的完整能力，总体技术水平已达到国际先进水平。2005年我国第一条年产50万t水煤浆成套生产线在广东建成投产，标志着中国已进入水煤浆生产技术先进国家行列。同时，水煤浆专用锅炉的研发制造以及对燃煤燃油锅炉改造为水煤浆锅炉的技术也取得突破。目前，中国不仅具有了35t／h工业燃油锅炉、230t／h电站锅炉、410t／h电站锅炉，轧钢加热炉、水泥窖炉、陶瓷旋风干燥炉等燃油燃煤器改造为水煤浆燃烧器的自主知识产权和技术，同时，开发出了新型4-10t／h链排炉、10t／h、20t／h、35t／h燃水煤浆沸腾炉工艺设备制造技术和产业，接近了世界领先水平。可见，中国水煤浆技术及其产业，实现了在水煤浆生产、水煤浆设备制造和水煤浆使用工艺及设备制造3个基本方面与国际水平的同步发展。
2.1.4喷吹煤技术及产业化
高炉喷吹煤粉(简称喷吹煤)技术，即从高炉风口向炉内直接喷吹研磨细煤粉，以替代传统的焦炭提供热量和还原剂，从而完成高炉冶炼的一种技术。作为一项应用近半个世纪的传统技术，喷吹煤技术进入CCT序列的关键，在于其优越的节能增效和减排环保的基本性能。
喷吹煤技术的巨大优势是：其一，以价格低廉的煤粉部分替代价格昂贵而日趋耗竭的冶金焦炭(替代率可达30%甚至更多)，因而在微观上显著降低了入炉焦比和生铁成本，宏观上有效保障了稀缺资源，有效扩大了非稀缺资源的利用；其二，有效地调整了高炉本身的热循环制度。煤粉的风口前气化燃烧提供了高炉使用高风温和富氧鼓风的条件，提高了高炉冶炼温度，并改善了炉缸的工作稳定状态；同时煤粉气化释放出远多于焦炭的氢气，从而提高了煤气的还原能力和穿透扩散能力，极大地改善了高炉操作指标；其三，喷吹煤技术在自身运行过程中，排放物数量远低于焦炭燃烧，具有较好的环保效能。因此，喷吹煤的广泛应用，大量替代了焦炭需求，减少了对环保功能较低的焦炭的使用量，从而间接降低了焦炭行业对生态环境的损耗和破坏。上述三大优越的基本性能，促使喷吹煤成为CCT重要的基础性技术之一。
从全球范围看，喷吹煤的发明和应用属于现代高炉冶炼的一次重大技术突破，在喷吹煤技术发明和应用的50多年历史中，其本身也经历了一系列重大进步和变革。中国的喷吹煤技术始于20世纪五六十年代，当时全部采用无烟煤作为喷吹燃料。自“七五”、“八五”时期开始，喷吹煤技术列入国家重点科技攻关项目。经过10多年的研发和实践，中国的喷吹煤技术已经进入国际先进行列，并形成了具有自主知识产权的现代喷吹煤技术体系。以无烟煤喷吹技术、贫瘦煤喷吹技术和烟煤喷吹技术为基础性技术，以氧煤喷吹、粒煤喷吹、磨机烟气自循环工艺、总管加分配器喷吹流程、煤粉浓相输送、煤粉流量闭环调控、煤粉气化燃烧及炉况调节、喷煤数学模型及计算机控制等一系列应用型(或并用型)技术为展翼的，具有中国特色的喷吹煤技术体系，已经稳固地跻身于国际冶金业和CCT的前沿和顶尖领域。
中国喷吹煤技术的产业化发展也取得了巨大成果。随着中国黑色冶金工业的迅猛扩张，和喷吹煤技术的不断进步，对高效节能减排功能优越的喷吹煤的需求大幅增加。截止到2008年，中国喷吹煤的基本产能及年消费量已达近2亿t左右；并形成了以阳泉煤业集团、神华宁煤集团、晋城矿业集团、永城神火集团、焦作煤业集团为主导的无烟煤喷吹煤生产基地；以潞安集团、山西焦煤集团为主导的贫瘦煤喷吹煤生产基地和以山西同煤集团、神华本部为主导的烟煤喷吹煤生产基地。可以预计，以全球可持续发展和中国和谐社会建设为背景，以中国冶金产业的发展为基础，以中国CCT进步及产业化为契机，中国喷吹煤的产业化无疑具有广阔的发展空间和潜力，是中国CCT产业化进程中一个极为重要的组成部分。
在中国喷吹煤技术进步及产业化发展进程中，中国潞安集团的贫瘦煤喷吹煤技术研发和迅速产业化，是独具特色的一大创举。自20世纪末以来，潞安集团以独创的勇气，打破“喷吹煤只能采用无烟煤”的技术禁区，走出煤炭企业与科研院所相结合的联合研发创新道路。历经10多年的艰苦卓绝，成功开发了贫煤、贫瘦煤高炉喷吹煤及高炉喷吹技术，并立即实现和完成了产业化发展。到2008年，在“贫瘦煤高炉喷吹技术”荣获全国科技进步二等奖的同时，潞安集团已基本建成1000万t／a的全国贫瘦煤喷吹煤生产基地。潞安集团的“贫瘦煤喷吹技术”及其产业化发展，是中国CCT进步及产业化发展中极为壮丽的篇章。
2.2煤炭转化技术及产业化
煤炭转化技术及产业是中国CCT近年来开创的优先发展技术和重要组成部分，在《CCT纲要》中占有极为重要的地位。
煤炭转化技术，主要包括煤炭液化技术、煤炭气化技术。这是《CCT纲要》发布实施以来，中国CCT重点发展并取得重大突破的领域。
2.2.1煤炭液化技术及产业化
以煤炭为原料生产液体燃料的技术和产业，在全球能源大格局的背景下，已经成为各大国(或大经济体)争先和优先发展的领域。我国也优先和重点突出发展了煤炭液化技术及产业。同时，在应对全球气候变化的大框架，也使中国CCT进步将煤炭液化技术及产业的发展作为一种必然选择。
中国的煤炭液化技术及产业，在直接液化和间接液化2大基本层面上都获得了相当的进步和发展。
(1)煤炭直接液化技术及产业化。中国的煤炭直接液化技术的研究开发已经有近30年的历史，在具有自主知识产权的技术创新和进步方面取得了国际公认的突破性成果。具体体现在如下3个方面：
其一，具有完全自主知识产权的低阶烟煤直接液化工艺研究。该研究在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；
其二，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)；
其三，粗油加氢精制工艺和催化剂技术，同样取得突破性进展。
上述突破性技术成果构成了具有中国特色的煤炭直接液化技术体系，为中国煤炭液化产业的起步和赶超式发展提供了可靠的技术支持和基础。
在这一可靠的技术支持基础上，中国煤炭直接液化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的技术、处理煤炭300万t／a、建成油品生产能力100万t／a的煤炭直接液化示范工程，于2004年开工、于2008年底顺利完成，并进入示范运行和调试阶段。神华集团煤炭直接液化项目完成一期第一阶段的实践，是中国煤炭直接液化技术产业化发展的范例，是中国煤炭转化技术及产业化进程中的里程碑，同时也是中国CCT及中国煤炭基地清洁发展战略的巨大成果。
与神华集团先后进行的，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。
煤炭直接液化技术及其产业化发展正在中国有计划地、有序地深入进行。预计，在技术和工业化示范发展的实践基础上，国家级的液化发展政策和规划以及工艺流程和操作规程的标准化文件有望制订和编制，以形成技术与产业发展的纲领文件。
(2)煤炭的间接液化技术及产业化。中国自主研发煤炭间接液化技术也已历经近30年，形成了厚实的技术积累和技术基础。目前，中国的煤炭间接液化技术正在两个主要路径上层开，并且取得了重大进展。其一，是继承传统的F-T合成法。中国科学院经多年研究开发，于2002年建立投产了最大生产能力1000t／a、设计生产能力700t／a的浆态床F-T合成技术中试平台，和模拟工业操作条件的中试装置的试运行，取得了阶段性重大成果。这一装置采用浆态床反应器、在线补加催化剂，该装置反应条件控制和产品形成均较稳定，装置的H：／CO比值波动弹性范围大，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。其二，是消化美国MTG合成技术，应用煤-甲醇-催加剂-优质油品路径，完成煤炭的间接液化过程。前者已投入产业化发展，后者则处于科研攻关和技术积累阶段。
中国煤炭间接液化技术的产业化发展已经形成较好态势。山西潞安矿业集团采用中国科学院自主技术建设的生产能力16万t油品／a的煤基合成油项目于2006年开工建设，于2008年12月顺利产出全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，项目三期再建260万t／a将于2020年完成。届时，潞安集团将建成全国最大的煤炭间接液化产业园区。
神华集团和宁夏煤业集团于2004年9月与南非Sasol公司签署合作协议，采用Sasol公司F-T合成技术，分别在陕西和宁夏建设2座生产能力300万t油品／a的煤炭间接液化生产厂。神华集团项目已于2008年开工建设。宁煤集团项目可研报告业已编制完成并通过审查，进入项目建设的前期准备阶段。
山东兖州矿业集团采用中科院F-T合成技术在陕西建设的生产能力100万t油品／a煤炭间接液化项目，目前正在建设之中。河南平煤集团2座生产能力75万t油品／a的间接液化工程项目也正在积极推进当中。
煤炭间接液化技术及产业化发展，是中国CCT发展中具有重大经济技术意义的实践。
2.2.2煤炭气化技术及其产业化
煤炭气化技术是一项应用广泛、后续产业链条深长的传统技术。伴随全球科技水平的大幅提高和革命性巨变，煤炭气化技术正经历着加快升级进程，新一代煤炭气化技术正在产生出来，成为工业燃料、民用煤气、煤化工、煤炭液化以及煤炭高效清洁燃烧发电的先导性技术，成为CCT的基础性技术。
目前国内的煤炭气化技术主要集中在如下几项技术上：
(1)固定床气化技术。国内煤炭气化的常用技术，常压固定床气化工艺仍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，且工艺简化、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，因此正在被升级为加压固定床气化技术。加压固定床气化克服了常压技术的不足，提高了气化强度，提高了气化生产能力和煤气热值，扩大了煤气使用范围，同时具有较好的生态环境保护功能，因此成为该领域的新一代技术。
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煤炭消费总量的很小一部分。
(2)流化床气化技术。流化床气化技术是在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)的需求中产生的新型煤炭气化技术。其技术流程包括液化床气化工艺(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。且在技术引进和技术吸收改造与升级的同时，一批具有自主知识产权的工艺已经和正在形成。中科院山西煤化所正在研发的具有自主装识产权的单台煤处理能力达300-1000t／d的加压灰熔聚气化装置已取得重大进展。
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，中国在引进吸收Shell气化工艺及设备和恩德气化工艺及设备建设大型煤化工项目中取得了积极的产业化成果。目前应用该2项技术的大型项目已达26家，年气化煤炭量已达近800万t。同时，中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，自1984年美国Texaco公司水煤浆气化工艺及设备落户中国以来，单炉投浆量从360t／d提高到了1500t／d，项目引进达7家，年气化煤炭量近1500万t。同时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永煤浆气化炉。
煤炭气化技术及其产业化具有广阔的发展空间和潜力，是中国CCT进步及其产业化的重要支点之一。
2.3煤化工及多联产技术
煤化工产业向来是我国国民经济的重要基础产业，我国煤化工产业发展形成两大战略态势：一方面，以焦炭、电石、化肥等行业为主体的传统煤化工产业，以“增效、降耗、节能、提高环保功能”为核心，以高新科技为手段的技术升级甚至是根本性的技术变革正在加速推进；另一方面，以煤炭转化技术(煤炭新型气化、煤炭液化、合成甲醇及其下游行业、与电联产等为主体)为核心的现代煤化工(或新型煤化工)技术及产业化成为煤化工产业发展的主流。中国煤化工产业进入注入、培育和强化生态环境保护功能的新的发展阶段。其中，以煤炭新型气化、煤炭液化、合成甲醇及下游以及与电联产为主体的现代煤化工则成为CCT进步及其产业化发展的重要组成部分。本文已就煤炭新型气化和煤炭液化技术及产业发展进行了单独分析研究(3.2.2和3.2.3)，因此这里仅对合成甲醇、二甲醚及与电联产进行必要分析研究。
20世纪末以来，中国的现代煤化工取得了突破性发展。在现代煤化工发展的技术源头煤炭气化研发方面取得“高强度气化、低碳硫排放”的突破性技术成果或技术储备之后，煤基合成甲醇、煤基一步法合成二甲醚、煤基烯烃等技术也取得重大实用性创新与发展，从而为煤化工下游的精细化发展打开了广阔的技术空间。在与电联产的技术与工艺链接方面的技术储备已足以向工业化示范阶段推进。在目前阶段中，现代煤化工发展凸现出3大基本问题，即技术进一步发展、产品市场开拓以及生态环境对新产业的承载能力3个层面的问题。
就技术层面而言，煤基合成甲醇技术及工业化已趋成熟，产业化运行也取得成功经验。甲醇技术的下一步发展重点在于，一方面进一步扩大直接应用领域，另一方面深入研发包括二甲醚、聚乙烯、聚丙烯等在内的下游技术和产品。煤基合成二甲醚技术发展的要点，在于尽快完成高选择性、长寿命和高转化率的催化剂的研发制备，以及相关工艺条件和设备的开发。煤基烯烃技术进一步发展的关键，是甲醇转化技术的攻关与引进。在国内甲醇产能迅速扩大，而烯烃、聚烯烃供给严重不足的情况下，煤基烯烃技术发展已经具有现实的紧迫性。目前完成的1万t／a规模的技术研发示范成果，以及拟引进的MTO、MTP技术2大工作均有待进一步加快。与电联产技术，在完成煤基制备系统、气化系统、净化控制系统及发电系统的研发示范的同时，亟需加快系统合成技术的完成。
就市场开拓层面而言，现代煤化工产品的市场发育处于市场识知和市场认同阶段。实践表明，处于工业化示范阶段的产业及其产品，特别是有着优良生态保护效能的新型产品的市场开拓，不仅需要通行的市场化手段，也需要政府公共政策来引导、规范和推进。
就生态环境对新产业的承载能力而言，要点在于解决好2个问题。其一是现代煤化工技术及产业的工艺设备及生产过程的环境保护效能的严格控制，其二是水资源的供给承受能力与现代煤化工产能之间的匹配协调，现代煤化工的高耗水属性是一个必须克服的技术难题。
现代煤化工技术下一阶段的发展，重点在于甲醇系列下游精细产品的研发技术、二甲醚系列下游精细产品的研发技术以及联合发电系列整装技术。
如果说工业化示范阶段属于产业化发展的初期阶段的话，就产能建设来看，中国现代煤化工产业化发展的成果是巨大的。截至2008年，中国的煤基甲醇的投产、在建和批复拟建的产能已达4000万t／a；煤基二甲醚的投产、在建和批复拟建产能已达到至少1000万t／a。
中国现代煤化工技术路线见图2。
2.4煤炭高效燃烧发电技术
2.4.1整体煤气化联合循环发电技术(IGCC)
整体煤气化联合循环发电技术(IGCC)是当今国际公认的最新高效环保的发电技术，在中国得到了高度的重视和发展。
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，实现煤炭的高效燃烧发电和洁净化零排放或近零排放发电。
从当前的技术发展情况看，IGCC技术具有4大独特优势。首先，大大提高了热效率。IGCC技术将煤炭气化技术和高效的联合循环发电技术科学地结合起来，实现了能量的循环梯级利用，极大地提高了燃煤发电效率。现已运行的IGCC电厂的供电净效率最高已达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，并有达到52%供电净效率的技术潜力和发展前景。
其次，具有良好的生态环境保护性能。IGCC技术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，特别是大大降低了污染物排放量，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。通过采用MDEA方式，IGCC的脱硫(SO2)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CLE-NO)(燃烧技术，IGCC脱硝效果可将NO)(的产生和排放控制在130mg／m3；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%，节水功能十分显著。
IGCC技术发展目前存在的主要问题在于：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%。偏高的比投资费用使之仍然无法与常规燃煤技术进行商业化、经济性竞争；第二，IGCC技术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技术在操作上极不灵活，无法作为调峰电厂使用技术，只能作为基本负荷电厂来使用，由此引发一系列行业管理问题。
从技术发展趋势看，IGCC在全球范围内出现3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，其主要走势是实现电-热-液体燃料-民用煤气-煤化工产品等的多目标、多联产延伸和循环。其三，力图完成零排放的全方位环保性能，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集为一体的复合技术。
中国IGCC技术的研发态势是，在基本保证和充分利用其高效低排放优势的同时，力求大幅降低投资造价，使之具有商业性应用和竞争价值，同时改善其操作灵活性，使之适应峰谷调度的需要。专家们已经提出了实现这一技术发展方向的多种路径，其中最重要的观点认为，多联产配置是推进中国IGCC系统发展的重要途径。清华大学热能工程系首先提出了IGCC技术与煤化工技术融合的多联产系统，该系统将发电与甲醇或二甲醚等煤化工产品生产有机结合，使IGCC的投资造价降低约20%左右，运行灵活性大为增加，同时能量利用效率也大大提高。多联产配置成为中国IGCC技术发展的基本走向，且多联产方式正趋于多元化组合。
中国IGCC技术的产业化发展也正在积极推进之中。目前，在国家将IGCC产业化确定为电力工业发展的战略重点之一的政策环境下，国内已有多家大型企业拟建立IGCC电厂、多联产IGCC电厂项目(包括意向)10多座。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；华电在杭山的IGCC项目、东莞电化的IGCC项目、大唐电力和徐州禄恒能源化工公司的IGCC——一甲醇项目、山西潞安集团的IGCC一煤基合成油联产项目也在积极进行之中。中国IGCC产业化发展的启动和起步阶段进展较好，后续发展值得高度关注。其中国家政策的优惠和扶持将起到重要的、甚至是关键的作用。(来源：《中国能源》2009年第10期 作者：山西省能源交通投资公司 曹晨明 连璞)
