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2011年下学期高二年级的文科班期中考试试卷.doc 6页
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2011年下学期高二年级的文科班期中考试试卷
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2011年下学期高二年级文科班期中考试试卷
时间：90分钟　总分：100分　考试内容：必修3 全部内容
一．单项选择题（共50分，每题2分）
1．地理信息系统的简称是
2．想随时知道自己所处的地理坐标，需要拥有A．遥感技术
B．地理信息技术C．全球定位技术
D． GPS信号接收机．．．．
6．企业将产品生产的部分或全部原产地转移到其他地区的现象称为产业转移。我国台湾电子企业生产工厂大量西移至广东等地，其考虑的因素是
① 劳动成本
② 土地成本
③ 科技成本
④ 原料成本
7．资料表明，导致该地区近十年粮食平均亩产量下降的主要原因：
A．．．．．．．．A．德国煤炭资源已经枯竭
B．石油取代煤炭成为世界能消费构成中的主要能源
C．工业生产中单位产值的耗能量上升，成本价格高
D．世界性煤炭过剩
14．目前，在以下四种货物中，经F河运入该区且运量最大的是
20世纪80年代，珠三角通过大量引进外资、外企，从一个工业基础薄弱的地区发展成为以工业为主导的地区。20世纪90年代，珠三角又一次抓住了国际产业结构调整与转移的机遇，及时调整了产业结构和工业部门结构，成为我国重要的轻工业和外贸出口基地。据此回答15－16题。
15．20世纪80年代以后，珠三角工业是①当地雄厚的工业基础
②丰富的矿产资源
③廉价的劳动力和土地
④外来资金、设备与技术
16．影响珠江三角洲地区国内腹地范围的自然原因主要是A．地形的阻隔
B．水源不足
C．夏季气温高温多雨
D．河流航运里程较短
A．煤炭、天然气和水电
B．石油、天然气和煤炭
C．天然气、石油和水电
D．煤炭、石油和天然气
20．“西电东送”设想的主要目的是
A．保护西部地区的生态环境 B．治理东部地区的大气污染
C．解决东部地区的能源短缺问题 D．增加西部地区的河流航运能力
21．“西气东输”工程有利于解决我国
A．水资源地区分布不均的问题 B．资源浪费严重的问题
C．自然资源分布与生产力不协调的问题
D．木材短缺的问题
22．下列关于西电东送对西部地区意义的叙述正确的是
①可以推动西部地区电力工业的发展，提高能源资源的利用效率
②可以改善西部地区能源消费结构，促进西部地区环境建设
③有利于西部地区退耕还林和水土保持
④可以带动冶金、化工等高耗能产业的发展
A．①②③ B．②③④ C．①②③④ D．①③④
在河流上修建水库，则水库下游的河流水位会产生明显的变化。下图是我国东部某河流水文站测得的修建水库前后的水位变化。据此完成23－24题。
23．水库建成后，该水文站测得的最高水位出现在
A．2月～4月B．5月～7月C．7月～8月D．9月～10月
修建水库后，可能使河流下游地区
A．洪涝灾害频繁B．诱发地震、滑坡
C．河床泥沙沉积严重D．某些鱼类减少或绝迹
　　工程，
属于交通设施建设的是　　　　工程。
（2）四大工程中，沿线气候变化最显著的
　　 工程，所经过的地区全部位
于同一地形区的是
（3）四大工程建设有利于我国东西互补、
南北共济、资源共享，请写出我国水资
源、能源和经济发展水平的地区差异。
水资源分布的南北差异：
能源供需的东西差异：
经济发展水平的东西差异：
（4）四大工程中，对上海社会经济发展和环境保护有积极影响的工程是：
，它们对上海的积极影响是：
27．下图为我国沙漠化土地分布示意图，读图回答下列各题。（9分）
（1）图中数字表示了我国两个沙漠化严重的地区，其中：
①沙漠化严重的人为原因是：
②沙漠广布的自然原因是：
正在加载中，请稍后...山西省煤炭清洁高效利用调研报告
、国外煤炭清洁高效利用产业发展现状
、国外煤炭清洁高效利用总体发展状况
洁净煤技术（Clean Coal
Technology简称CCT）名词源于美国，1980年列入能源词典，它是针对燃煤造成的环境污染提出的技术对策，旨在减少污染物排放与提高利用效率的煤炭加工、转化、燃烧和污染控制技术的总称，是当前世界各国解决环境问题的主导技术之一，也是高技术国际竞争的一个重要领城。世界能源委员会的一份最新研究报告认为：对于主要煤炭消费国来说，今后几十年内，从煤炭中提取的合成气体、液体和氢将是重要的长期能源供应来源。该报告预测说，到2030年，全球约72%的发电将使用洁净煤技术。
美国是煤炭生产和消费大国，其一半以上的电力来自煤炭发电。因此，美国政府高度重视洁净煤技术的开发和应用。1986年3月美国率先推出“洁净煤技术示范计划（CCTDP）”，其目的是到2018年使燃煤发电厂排放的硫、氮和汞减少近70%。示范计划主要包含四个方面：
(1)先进的燃煤发电技术（IGCC、CFBC、PFBC等）；(2)污染物排放的有效控制装置（先进的烟气脱硫技术、先进的NOX
与SOX联合脱除系统、低NOX 燃烧器、催化和非催化脱除NOX
系统、燃气和煤的再燃技术、吸附射流系统）；(3)煤炭加工成洁净能源技术（选煤、煤加工、温和气化、气化、液化）；(4)工业应用（冶金、水泥及造纸行业控制硫、氮、灰尘排放和烟气回收洗涤等），该计划已有13项取得初步商业化成果。2004年，美国能源部已选定8个项目作为该计划的支持对象。目前西方的能源公司最感兴趣的是煤炭气化技术，煤炭气化技术特别是“集成气化联合循环”技术今后会得到广泛应用。目前美国已有7个大规模的煤炭气化项目在运营。
欧共体国家的“兆卡计划”正在研究开发的项目有煤气化联合循环发电（IGCC），煤和生物质及废弃物联合气化（或燃烧），循环流化床燃烧，固体燃料气化与燃料电池联合循环技术等。
日本的“新阳光计划”和“21世纪煤炭技术战略”近年来开始较大幅度的增加煤炭的消费量，发展洁净煤技术成为热点。正在开发的项目包括：(1)提高煤炭利用效率的技术，如IGCC、CFBC和PFBC；(2)脱硫、脱氮技术，如先进的煤炭分选技术，氧燃烧技术，先进的废烟处理技术，先进的焦炭生产技术等；(3)煤炭转化技术，如煤炭直接液化，加氢气化，煤气化联合燃料电池和煤的热解等；(4)粉煤灰的有效利用技术。
近几年，各工业发达国家制定了21世纪能源和能源科技新世纪战略规划或计划，旨在解决能源利用造成的环境问题。例如，美国洁净煤技术计划（CCT）已转入前景21计划（Vision
21），制定了21世纪美国能源工厂的发展规划，从开发先进的发电技术（如IGCC、CFBC、PFBC），CO2、SOx和NOx减排技术过渡到近零排放、能源优化集成和化工多联产系统。与此相应，Shell公司提出合成气园（Syngas
Park）的概念，它亦以煤的气化或渣油气化为核心，所得的合成气用于IGCC发电、生产甲醇和化肥，并作为城市煤气供给用户。合成气园的概念比一般的多联产系统更为广泛，更接近工业生态科技园模式[]。
总之，国外学术界、产业界和政府已对煤炭联产的概念及其对21世纪能源利用的战略意义取得共识，正在大力推进其研究、发展和示范。一些国际上著名公司，如英国BP公司、美国德士古公司、GE公司、美国空气产品公司等都在进行煤炭联产集成系统的优化发展和适宜联产系统的关键技术突破。
、国外煤清洁发电技术发展现状及趋势
在煤炭清洁燃烧发电方面，发达国家相继开发超临界、超超临界、粉煤炉（SC、USC），循环流化床锅炉，加压流化床锅炉（CFBC、PFBC）及煤气化联合循环发电（IGCC）等先进系统。整体煤气化联合循环发电系统(IGCC)和碳捕捉与封存技术(CCS)，是目前国际最先进的清洁煤发电技术。IGCC发电技术是新一代先进的燃煤发电技术，它既提高了发电效率，又提出了解决环境问题的途径，为燃煤发电带来了光明，其发展令人瞩目。从大型化和商业化的发展方向来看，IGCC把高效、清洁、废物利用、多联产和节水等特点有机地结合起来，被认为是21世纪最有发展前途的洁净煤发电技术。
CFBC、PFBC及IGCC发电技术具体发展及应情况如下：
①国外CFBC锅炉正向大型化方向迅速发展，循环流化床锅炉的炉型较多，各家公司都有自己独特的流派，竞争很激烈。目前国外已运行的CFBC锅炉的容量等级已达到100~180MW，且技术上比较成熟，并正在设计200~300MW的CFBC锅炉，1995年由法国stein公司制造的250MWCFBC锅炉的投运，其容量上已接近300MW等级。
②在八十年代中期国外已开始建设PFBC－CC示范电站。瑞典ABB－Carbon公司在PFBC－CC的商业化进程中处于领先地位，开发的输入热功率为200MW的P200装置首批五套已先后在瑞典、西班牙、美国和日本的电站投入运行。首台输入功率为800MW的P800装置也正在日本
Karita电站建设中。
③经过净化处理的合成煤气为燃料的IGCC发电系统是目前最清洁高效的燃煤发电方式。国外首台工业装置是1972年在德国克曼电厂建成的170MW机组；1994年建成的荷兰Buggenum电厂是目前效率最高的IGCC装置（净效率43.2%）；目前装机容量最大的为意大利Sarlux／Enron电厂，装机容量为550MW。进入二十世纪90年代，美国、日本、欧盟等和地区都提出了相应的IGCC发电发展计划，IGCC开始进入商业示范阶段，纯粹以发电为目的的200～300MW等级典型燃煤IGCC示范电站有4座，见表1.1。
表1.1 典型的4座IGCC发电站
Wabash River
Puerrollano
Siemens V94.2
Siemens V94.3
燃机功率/MW
燃机初温/℃
汽机功率/MW
总投资/亿美元
这些电站在调试过程中都遇到许多技术问题，经不断改进取得以下进展：供电效率达到42%~43%(设计效率为43%~45%)；比投资费用降低到$／kw；污染物排放远远低于NSPS标准，完全能够满足21世纪初、中期的需要；可大幅度减少CO2排放，满足新标准的要求。
目前IGCC正逐步从商业示范向商业应用阶段过渡，截止2006年，世界上已经投入运行和正在建设的IGCC电站达30座以上，装机容量超过800万kw，其中美国占了一半，在约30座IGCC电站当中，有近20座是建在化工厂内部或附近的。截止2007年，全世界已投运的IGCC示范电厂15座，总装机容量为4137MW。
表1.2为IGCC技术30年发展历程和展望，从中可以看出，30年来IGCC技术有了很大的发展，但IGCC技术并未能得到大规模推广应用，主要原因是和超临界／超超临界技术相比，IGCC投资成本高，可靠性低，尤其在煤气化系统部分，现在仍处在示范完善阶段。
表1.2& IGCC技术30年发展历程和展望
煤、焦、油、生物质
煤、焦、油、生物质
部分整体化
各种不同的整体化
燃气轮机进口温度（℃）
再热、双压
再热、三压
水煤浆供料
水煤浆或干态供料
冷煤气净化
干煤气/湿净化
热煤气净化
投资（$/kw）
但由于IGCC作为一种先进的洁净煤发电技，在节能减排尤其是二氧化碳达到接近零排放方面的优点，应该重视开发、示范IGCC技术。目前，随着对发电效率及环保要求的不断提高，人们在IGCC系统热力循环研究思路上有了很大突破，采用不同循环、不同技术、不同产品有机结合，产生出新的复合IGCC发电技术。如：日本整体煤气化燃料电池联合循环(IGFC)计划，该计划通过煤气化，利用燃料电池、燃汽轮机和蒸汽轮机技术，提高资源利用效率，降低排放浓度，全厂发电效率将达到60%。
、国外脱硫/脱硝技术发展现状及趋势
脱硫技术可分为燃中处理和燃后处理两类。燃中处理是采用循环流化床燃烧技术，把生石灰磨成细粉，与炉膛中的煤粒按照一定比例混合，当锅炉工作时，炉膛内的煤粒和石灰粉上下翻滚，在温度为摄氏800度左右的循环流化床锅炉内，这种技术可以除去煤炭中80%左右的硫，效果显著且成本相对较低。燃后处理如湿法烟气脱硫技术是在锅炉排放尾气端，安装一个特别的脱硫装置。在这个装置里，水雾状碱性的熟石灰水由上往下喷出，与尾气中的二氧化硫发生反应达到脱硫的目的。湿法脱硫不仅是一种高效的脱硫方式，可以除去尾气中95%的二氧化硫，而且生成的硫酸钙也能收集提纯，成为有用的化工原料。不过，这两种技术都有一定局限性。前者目前还不能适用大型电站锅炉，脱硫效率相对较低。而后者成本较大，不仅需要专门建设一个“洗涤器”，整个装置的运行还需要消耗大量的石灰和电能。
工业化国家脱硫脱硝法规均相当严格，因此，大型燃煤装备的脱硫脱硝系统普及率已达90%以上。由于技术发展的原因，这些系统一般采用两套装置为湿法工艺外加脱硝技术的湿法系统分别进行，但目前普遍形成后处理障碍。湿法废弃物石膏的出路问题已经困扰了这些国家的可持续性发展。因此近年来日本、美国、德国都投入相当的力量开发成功了干法脱硫脱硝一体化技术作为下世纪的储备技术。干法脱硫脱硝技术适用于大型燃煤装备的脱硫脱硝工艺。
、国外合成燃料技术发展现状及趋势
——煤基合成油
南非拥有丰富的煤炭资源，但石油资源匮乏，长期受到国际社会政治和经济的制裁，被迫发展煤制油工业，1955年南非Sasol公司建成第一个煤制油厂（Sasol
I厂），1980年与1982年建成Sasol-II和Sasol-III厂，1993年开始成功投运了一套2500
b/d先进的浆态床合成油装置。南非Sasol公司在近50年内不断完善工艺过程和开发新型高效大型反应器，已形成世界上最大的以煤基合成油品为主导的大型综合性煤化工产业基地，年耗原煤近4000万t，生产油品和化学品700多万t，其中油品近600万t。
国际社会对南非的政治与经济解禁后，南非Sasol公司煤制油装置一直运转正常，1995年实现利润28亿兰盾，超过了政府补贴（10亿兰盾），1999年政府停止补贴，2001年销售额达412亿兰盾，利税收入达105亿兰盾，其中纳税35亿兰盾，税后收入70亿兰盾，直接或间接提供20万人的就业机会，提供南非41％的液体燃料，节省外汇180亿兰盾。Sasol公司被国际工业评估机构评为全球第二位最具可持续发展的工业技术实体，这表明煤间接液化技术产业具有广阔的发展潜力和空间。
——煤制甲醇、二甲醚燃料
作为甲醇燃料的主要形式，开发及应用在国外开始于二十世纪70年代的第二次石油危机，从替代能源的角度考虑，德国、美国、日本等国先后投入了人力、物力进行甲醇燃料及甲醇汽车配套技术的研究开发。在70-80年代期间，德国就推出了甲醇汽车，德国汽车公司还在中国推出M100甲醇汽车示范车。美国重点开发M85、M100专用甲醇燃料汽车。美国福特公司还开发了可使用甲醇与汽油以任意比例混合的燃料的灵活燃料汽车（FFV），目前FFV汽车在美国已经能大规模商业生产。日本对甲醇燃料的研究始于二十世纪80年代后期，进入90年代初期已有300多辆甲醇燃料汽车投入运行，他们将高比例的甲醇燃料用于轻型货车（由柴油机改造）。
二甲醚（DME）可直接作为汽车燃料，其燃烧效果比甲醇好，除具有甲醇燃料的优点外，还克服了低温启动性和加速性能差的缺点。据美国有关资料报道，DME具有较高的十六烷值，是柴油发动机的理想燃料。美国一些机构对DME替代柴油做了大量工作，但DME的应用研究还需深入进行。
——煤制天然气
20世纪70年代，世界出现了第一次石油供应危机，当时西德鲁奇公司和南非煤、油、气公司，在南非F-T煤制油工厂旁建了一套半工业化煤制合成天然气试验装置，同时，鲁奇公司和奥地利艾尔帕索天然气公司在奥地利维也纳石油化工厂建设了另一套半工业化的天然气试验装置。两套试验装置都进行了较长时期的运转，取得了可喜的试验成果。
在此基础上，1984年美国大平原建成389万m3/d的煤制天然气工厂。利用当地高水分褐煤，采用鲁奇纯氧干排灰压力气化、耐硫耐油变换、低温甲醇洗净化，2.4MPa高压下甲烷化。丹麦托普索公司1978年在美国建成72000m3/d的合成天然气厂，1981年由于油价降低到无法维持生产，被迫关停。最近，托普索公司为美国某公司完成了一个420万m3/d合成天然气工厂的前期工作。不过目前世界上煤制天然气正常商业运行的装置只有美国大平原一家。
最近几年，国外又掀起了一股建设煤制天然气项目的热潮，目前，在建、拟建的主要项目有：①GE公司的Texaco 气化炉和丹麦Haldor
Topsoe 公司的甲烷化技术，将应用于伊利诺斯州的Power Holdingps煤气化厂生产SNG， 已于2007
年1月动工，预计2010 年将建成，年处理400万~450万t原煤。②美国Steelhead Energy 公司拟于2008
年开工建设一座日投煤量1万t 的SNG- 电联合工厂，发电规模600 MW，SNG产量269万m3/
d；采用E-gas气化炉和2台200MW的Siemens
W501FD型燃用中低热值煤气的燃气轮机，该项目计划于2011年完成[]。
、国内煤炭清洁高效利用产业发展现状
、国内煤炭清洁高效利用总体发展状况
我国围绕提高煤炭开发利用效率、减轻对环境污染开展了大量的研究开发和推广工作。随着国家宏观发展战略的转变，洁净煤技术作为可持续发展和实现两个根本转变的战略措施之一，得到政府的大力支持。
我国洁净煤技术整体的自主创新能力较低，关键技术明显落后国际先进水平，尤其高端装备缺乏核心技术，严重依赖外国进口，常造成引进未成熟的国外技术甚至重复引进等现象，浪费严重，而且，很多高端技术完全由国外高度垄断，形成技术壁垒抑制我国的发展。另外，由于我国主流的洁净煤利用技术效率低、污染物控制排放技术落后，造成我国成为世界上排放SOx、NOx以及粉尘总量最多的国家，尤其是，据估算，我国由煤利用排放的CO2已超过50亿t/a，承受着巨大的国际压力。目前，经过十几年的研究发展，我国的洁净煤产业虽然在技术成熟度和规模上还落后于国际先进水平，但在技术储备上已初步进入国际先进行列。
1995年国务院成立了“国家洁净煤技术推广规划领导小组”，组织制定了《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》，并于1997年6月获批，该报告指出了中国洁净煤技术发展的四大领域，十四项技术[]。“九五”及“十五”期间，我国洁净煤技术发展迅速，一些重点领域或关键技术的研究开发、推广应用取得突破。其中煤炭洗选、配煤、水煤浆、循环流化床等技术已投入商业化应用；自主知识产权的超临界机组、烟气脱硫、大型煤气化技术等正在开发之中；以自主技术为主的煤炭液化、IGCC、煤层气开发等技术已开始进入工业性示范阶段；型煤、中小型燃煤工业锅炉技术、煤矸石综合利用、粉煤灰综合利用、矿井水资源化利用等技术正在提高和完善之中。但当时的洁净煤技术尚不能适应国民经济发展以及市场需求。
国家科技中长期规划“战略高技术”、“基础科学”和“能源、资源与海洋”等专题都将煤炭多联产列为能源科技发展的战略重点研究方向之一。在“能源、资源与海洋”专题中指出“煤的经济、高效、清洁利用－要把发展以煤气化为基础的多联产技术作为战略选择，创出一条有中国特色的技术路线，即：以煤气化为基础，利用多种先进技术组合，在发电同时，可联产合成气、液体燃料、化学制品以及氢等产品，可使转化效率达到70%左右，未来还可采取封存CO2，实现CO2近零排放”。
国家在973项目方面已经部署了“煤的热解、气化和高温净化过程的基础性研究”、“高效洁净能源－动力系统及热－功转换过程内部流动的研究”、“天然气、煤层气优化利用的催化基础”，为实施多联产提供了技术保障。在此基础上，在“十五”863项目和中科院知识创新工程重大项目的支持下，中科院正在开展“煤基液体燃料合成浆态床工业化技术的开发”
和“联产系统的集成和优化以及中低热值合成气燃气轮机燃烧室技术的研发”，目前已取得突破性进展。在联产中的关键技术煤气化方面，已成功开发了拥有自主知识产权的灰熔聚流化床粉煤气化工艺以及华东理工大学与兖矿集团共同开发的多喷嘴对置式水煤浆气化技术等。中科院山西煤炭化学研究所已经实现了300t/天的流化床灰熔聚工业应用，并在FT合成、混合醇合成等方面形成了技术示范能力。
目前，我国产业界目前正积极参与洁净煤技术的研发示范，山西潞安集团结合中科院山西煤化所自主开发的拥有自主知识产权的16万t合成油示范厂提出了资源循环利用、坑口就地转化的油-电联产系统。山东兖矿集团的煤化工－发电基地正在进行“煤气化－甲醇合成－联合循环发电”联产系统的建设；中国华能集团公司正在积极参与零排放的国际示范项目；中国神华集团也在探讨煤合成油与发电的联产，提出了煤/电/油/化学品联产基地建设规划，将实施煤直接液化－间接液化－多联产一体化发展方案。预计在未来5年内，中国可以研发出具有自主知识产权的气化技术，相关产品价格将比国外同类产品便宜约一半。
、国内煤炭洁净燃烧技术发展现状及趋势
当前，国内洁净煤发电技术主要有：1)超临界和超超临界煤粉炉技术（SC &
USC）；2)常压及加压循环流化床锅炉技术（CFBC &&
PFBC）；3)整体式煤气化联合循环发电技术（IGCC）。我国的洁净煤燃烧技术发展现状大致情况是：超临界和超超临界技术已进入工业化运行阶段；循环流化床技术业已趋成熟；整体煤气化联合循环发电技术尚处于研发和示范阶段。
、超临界和超超临界煤粉炉技术
我国最近在火电行业实行的“上大压小”政策大大促进了超临界／超超临界机组的发展，执行该政策两年来的显著效果有力地证明了超临界／超超临界大机组取代低效率的小容量机组大大降低了发电煤耗和二氧化碳的排放。大力发展超临界和超超临界机组的结果，不仅大大降低了我国火电的平均煤耗和CO2排放，而且大大提高了我国超超临界机组的实际运行性能。现在，中国不仅是世界上超临界／超超临界机组数量最多、容量最大的国家，而且也是超超临界机组运行性能最先进的国家。例如，上海外高桥3电厂2台1000MW超超临界机组2008年5月的测试结果显示:其运行性能已经达到世界同类机组的先进水平。
、循环流化床锅炉技术
循环流化床燃烧技术，由于其燃料灵活性和低排放特性，在世界范围内得到很大发展，到今天已发展成实用化最成功的洁净煤燃烧技术之一，正在全世电力行业中向大型化的方向迅速发展，并在容量和蒸汽参数上追赶煤粉炉，对传统的煤粉锅炉技术进行挑战。以自然循环为基础的亚临界循环流化床(CFB)锅炉技术在过去的10多年中已达到了电站锅炉的容量水平。30年来，由于市场的需求使得中国CFB得到了长足发展，现在中国已是世界上循环流化床锅炉台数最多、总装机容量最大和发展速度最快的国家。到2008年底，全国已投运的CFB锅炉已超过3000台，总容量达67000
MW，占全国煤电装机总容量的1.61％。在67000MW
CFB锅炉的总容量中，锅炉容量在100-200MW之间的超过100台，其中已投运300MW CFB锅炉15台，在建300MW
CFB锅炉64台，加上已经立项的工程，中国300MW等级亚临界CFB锅炉工程项目已经超过100台[]。
中国第一台600MW超临界CFB锅炉已在四川白马电厂开始兴建。当前，全球正面临气候变化、全球变暖的严峻挑战，火电面临二氧化碳减排的巨大压力，作为电站锅炉品种之一的循环流化床锅炉，也必
须走高效率的超临界、超超临界蒸汽参数发展道路。
我国对PFBC起步较晚，进展缓慢，国内以东南大学为主，从“六五”开始已进行大量实验室研究，全部国内自行设计和制造的15MW
PFBC中试电站1997年底在江苏省徐州贾汪电厂建成，并完成整体性能和关键技术研究试验工作。在此基础上，拟引进的100MW级PFBC试验电站，已完成可行性方案论证。待建立示范电站予以实施，并同时论证和研究开发适合国情的第二代PFBC。
、整体式煤气化联合循环发电技术
&IGCC和联产是正在快速发展的技术，结合自身能源特点，我国在IGCC和联产方面存在自主创新的重大机会。IGCC技术已经成为我国发展洁净煤技术的重大优先选择。在国家中长期科技发展规划研究中，战略高技术、基础研究和能源、资源与海洋等3个专题中，都提出应优先发展IGCC/联产技术，指出“要把发展以煤气化为基础的联产技术作为战略选择，创出一条有中国特色的技术路线”。IGCC已被列入国家《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》、国家《中长期科学和技术发展规划纲要(年)》及《我国应掌握自主知识产权的关键技术和产品目录》等纲领性文件。2008年先后发布的《中国应对气候变化国家方案》、《中国应对气候变化科技专项行动》、《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书都将IGCC作为重要技术选择。国家规划2020年实现我国IGCC总装机容量达到16000
目前我国已完成IGCC可行性研究工作，正逐步推进示范工程，2000年后努力建设几座IGCC示范电站，在总结经验的基础上，计划到2010年后逐步实现国产化并进行推广。2006年4月，中科院工程热物理研究所与兖矿集团合作,
支撑建成了我国首座60 MW E级IGCC 发电联产24 万t / a甲醇示范工程，这是我国首座IGCC示范工程，实现了我国IGCC
联产系统示范零的突破, 为IGCC 和联产系统的长期发展奠定了基础[]。随后，国家发改委又批准了华能绿色发电天津示范项目，截止2009年年底，中国筹划建设的IGCC多联产示范工程项目见表2.1[-]。
表2.1 中国筹划建设的IGCC多联产示范工程项目
水煤浆给煤
B级燃气轮机
E级燃气轮机
水煤浆给煤
E级燃气轮机
水煤浆给煤
B级燃气轮机
华能、国电
水煤浆给煤
B级燃气轮机
重大示范一：在连云港清洁能源创新产业园示范加压密相输运床气化、燃机、系统、先进动力循环、碳捕集等关键技术，发电规模1200MW，联产甲烷SNG
Nm3、60万t/a聚乙烯、60万t/a聚丙烯、13.6万t/a燃料气、16.4万t/a液化气、7万t/a碳五、3万t/a异丁基油、50万t/a乙二醇，捕集CO2
100万t/a。合作企业包括华能、国电、东华科技工程有限公司、华北电力设计院、东北电力设计院、江苏省电力设计院、哈汽、黎明、南汽、哈锅、新兴重工等。
重大示范二：在东莞示范加压密相输运床气化、燃机、系统、碳捕集等关键技术，发电规模800MW。《珠江三角洲地区改革发展规划纲要（年）》中指出，优化发展火电，在沿海沿江建设一批环保型骨干电厂，在珠江三角洲区内负荷中心建设支撑电源，统筹推进区域热电冷联供和清洁发电示范工程。作为落实国务院批复的《珠江三角洲地区改革发展规划纲要》的举措之一，广东省发改委已将洪梅4&200MW级发电工程上报国家能源局，等待核准。
、几种煤清洁发电技术的综合比较
表2.2 主要煤炭清洁发电技术综合比较
技术成熟度
投资，元/kw
CO排放, mg/mn3
粉尘排放, mg/mn3
表2.3 各类火电机组热效率比较
表2.4 几种发电技术的投资比较[]
机组容量（MW）
单位造价（元/kw）
（元/MWh）
备注：PC-亚临界，SC-超临界，USC-超超临界，FGD-脱硫脱硝。
、脱硫/脱硝技术国内发展现状及趋势
&我国是世界耗煤第一大国，主要用于火力发电燃煤锅炉排硫量相当可观，而且呈逐年上升趋势。二氧化硫、氮氧化物和粉尘是我国大气的主要污染物，据统计，90%的二氧化硫、60%的氮氧化物和70%的粉尘，都是由于燃烧煤炭造成的。而通过洁净煤技术，一般可以除去烟气中92%以上的二氧化硫，90%以上的氮氧化物和99%以上的粉尘颗粒。
脱硫技术在我国尚在起步阶段，与国外差距很大，大型燃煤设备脱硫普及率不足3%。目前采用的脱硫（脱硝）技术仍以湿法工艺为主，其它技术如下：1）湿法烟气脱硫技术，脱硫效率可达90%以上，我国珞璜电厂已引进了这种技术和设备。2）旋转喷雾半干烟气脱硫技术，脱硫效率可达8%左右，国内在白马电厂进行过半工业性试验，日本在我国黄岛电厂210MW机组抽炉烟进行半工业性试验。3）炉内喷钙尾部增湿脱硫技术，脱硫效率达70%。4）电子束照射法，脱硫效率90%，脱硝效率80%，日本荏原公司提供技术装备，现正在成都热电厂进行半工业性试验。5）磷铵肥法，脱硫效率95%，副产品为氮磷复合肥料，我国在四川豆坝电厂进行过半工业性试验，生产出磷铵肥。6）活性焦法，由于活性焦价格很高，没有推广。我国煤炭科学院、煤化所正在研试和开发我国的一种廉价天然焦，目前已有了试验性的成果，如工业性试验成功，它将是一种价廉，高效的既能脱硫又除烟尘的好方法。这种工艺简单又高效廉价的脱硫技术及其装置，在我国将有广阔的市场。
在脱硝方面，空气分段燃烧技术在国内已成功运用。该技术可降低尾气中30-40%的氮氧化物含量，目前已在苏州望亭电厂和镇江谏壁电厂成功应用。上海外高桥电厂一台30万KW燃煤发电机组还将在空气分段的基础上实现智能化控制。与空气分段燃烧技术有着相似除硝作用的是燃料再燃技术，这种方法正处于实验阶段，可以减少尾气中近70%的氮氧化物含量。脱硝的最后一道“防线”是选择性催化还原脱硝技术。利用具有还原性的氨气与具有氧化性的氮氧化物发生反应，最后得到无害的氮气。这种技术可以降低90%以上的氮氧化物含量，但非常昂贵，运用这种技术脱硝需要专门建造设备，尤其是采用昂贵的催化剂，投资成本大。而且催化装置一般三年内就要更换一次，维护费用也相当高。
、国内煤基替代燃料发展现状
——煤制油
目前煤制油的三个主要发展方向—直接液化、间接液化和煤基甲醇制汽油（MTG）—在中国都建成了示范装置并实现稳定运行。经过一年多的试运行，神华鄂尔多斯直接液化煤制油项目已实现连续稳定运营。自2010年5月开始，直接液化煤制油项目平均日产量达t，而且与直接液化共用煤气化装置的18
万t/a间接液化煤制油项目也已开车成功。采用中科合成油公司技术的内蒙古伊泰16
万t/a间接液化煤制油项目从2009年3月开始，经过先后三次试生产，到日，已稳定运行5640小时，整套生产线达到了满负荷稳定运行状态，每日生产成品油483t。山西潞安煤基合成油多联产示范项目利用该地区的劣质煤资源，于2006
年2月在长治屯留开工，2008年12月铁基固定床装置产出第一桶煤基合成油，2009年7月铁基浆态床合成装置也正式出油。该装置于2010年6月中旬重新恢复生产，钴基催化剂和铁基催化剂两条生产线实现合计21万t/a油品的产能[]。
据亚化咨询预计，各种不同技术的煤制油示范装置将在2010年逐渐达产。随着运行数据的积累，煤制油的成本将可以得到确认。而在示范装置基础上，未来建设的大规模商业化煤制油装置成本将更低。国际油价在70
美元/桶以上企稳和国内成品油定价机制使煤制油的经济性值得期待。
——煤制天然气
目前，煤制天然气领域已有三个项目获得国家发改委的正式批准——大唐赤峰项目、大唐阜新项目和汇能内蒙古项目，三个项目全部达产后将实现100亿m3/a的产能。2010
年6月18 日，国家发改委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，明确煤制天然气项目由国家发展改革委统一核准。
大唐赤峰项目于2009年8月获得国家发改委的核准，项目第一条年产13
亿m3的生产线计划2010年底建成，产品将通过自建管道供应北京地区。三条生产线共计40亿m3/a的产能预计将于2013
年全部建成。大唐阜新煤制天然气项目2010年3月获得国家发改委核准并开工建设，预计将于2013年建成，投产后每年可向沈阳、阜新、铁岭等城市输送40亿m3天然气。内蒙古汇能年产20亿m3煤制天然气及10亿m3液化天然气项目于2009年12月获国家发改委核准，项目总投资135.5
亿元，于日开工建设。
——煤制甲醇、二甲醚燃料
我国对甲醇燃料的研究起步于二十世纪70年代初期，“六五”期间，国家科委与交通部、山西省共同组织，在山西省进行了M15-M25甲醇燃料的研究实验，共有480辆货车参与了试验及示范工作。在此期间建设了5个甲醇燃料加注站，并加入适量杂醇等助剂，在解决甲醇燃料的使用与汽油的相溶性方面积累了许多经验。“七五”期间，由国家科委组织，中国科学院牵头并由大专院校、汽车、环境、卫生等6部门参加组成了攻关组，重点对492发动机进行了扭矩、热效率和尾气排放等技术进行了较为系统的研究，并且有3辆车参与了路试，各项试验指标均取得了较满意的效果。进入“八五”，由国家科委组织有关大专院校、石油、化工、煤炭、汽车、环境、卫生等8个单位，与德国大众汽车公司合作，共同进行高比例甲醇发动机和汽车的试验研究，先后共有14辆轿车参与了路试，其中有8辆车在北京累计行驶约150万km，并建成甲醇燃料加注站1个，目前仍有3辆甲醇汽车在运行，单车行驶最长里程超过了22万km，运行车辆性能良好。在此期间，还对德国大众公司的灵活燃料发动机进行了全面试验。对于低比例甲醇燃料的开发应用开展得也比较早，四川省从1980年起开始在汽油中加注低比例甲醇燃料，到目前有客车、卡车和小轿车近千辆在使用，实际运营情况良好，未发现重大技术问题。经过多年的研究开发，我国在甲醇燃料的开发及应用方面已具有了一定基础，在汽油中掺入5%、15%、25%和85%的甲醇及用纯甲醇（100%）作为汽车燃料的试验研究方面已进行了大量实质性工作，特别是低比例掺烧甲醇，汽车无需做任何改动，可直接掺入汽油中使用。
、国内重点省份煤炭清洁高效利用发展现状
我国与山西类似的省份，特别是宁夏、陕西、新疆、内蒙西部地区，充分利用当地丰富的煤炭资源，分别采用国内外先进的煤气化技术和工艺，积极筹划和建设了一批大型煤炭清洁利用生产甲醇、二甲醚、合成油及合成天然气项目。
（1）宁夏情况
按照宁夏能源资源分布特征及开发条件和自治区主体功能区规划布局，能源开发利用布局在重点开发区重点发展煤炭、电力、煤化工等产业，在限制开发区重点发展风能、太阳能和生物质能，适度进行矿产开采，严格控制高耗水、高污染产业的发展。宁夏能源开发利用产业在空间上主要布局在宁东地区，其他地区根据资源特点进行适度布局。
其中宁东基地、太阳山、红寺堡、石嘴山等地区煤炭资源丰富，兼有石油和天然气、水、电等资源，对发展煤化工多联产十分有利。因此，通过实施“两轮驱动”战略，形成上下一体、纵横链接的煤化工产业集群；一是继续加快发展化肥、电石、PVC、焦化等传统产业集群；二是大力发展甲醇、二甲醚、煤制油、烯烃等新型煤化工多联产产业集群。
（2）陕西省情况
陕西省抓住国家实行“西部大开发战略”的机遇，依托煤炭、石油天然起资源优势，扩大能源生产，构建能源大省。进一步加快能源结构调整，加大能源转化力度，重点发展煤电一体化和煤化一体化，提高综合利用水平和效益，把资源优势转化为经济优势。
煤化工以煤制油和煤制甲醇为主线，采用世界先进工艺和技术，建设国内一流煤化工基地。重点抓好榆神、榆横和彬长煤化工区建设。加快实施英美安格鲁陶氏煤化工、神华陶氏煤化工以及彬长和榆横煤化工项目。
（3）内蒙古情况
内蒙依托丰富的煤炭和天然气等资源，抓住国内外化学工业产业转移的机遇，按照新型工业化和科学发展观的要求，积极贯彻落实循环经济理念，搞好资源的合理开发和综合利用；围绕“合成油、甲醇、聚氯乙烯、硅系列产品、芳烃和化肥”六条主导产品链，实施煤—电—化一体化战略，引进国内外先进技术和设备，提高产品技术含量和附加价值，适度延长产业链，提高加工深度；在资源产地和基础条件较好的地区规划建设大型化工基地，建设一批规模大、布局合理、带动作用强的项目，充分利用产业集群形成的协同效应，将内蒙古建设成为全国重要的化工基地。
（4）新疆自治区情况
新疆“十一五”规划建设准东、伊犁、吐哈、库拜四大煤炭产业基地，重点发展准东地区煤电、煤化工项目；伊犁地区煤制油、煤制天然气项目；库拜煤焦化、煤盐化工项目等。
其中准东煤电煤化工基地已吸引神华、潞安、鲁能等40多家国内大型企业入驻，各种煤电和煤化工项目已超过60个，预计投资近3000亿元，五彩湾矿区已开掘4处大型露天煤矿。新疆地矿局表示，到2020年，新疆煤炭总产量要达到10亿t，占全国总产量的两成以上，其中至少5亿t将进入全国市场，东进之路非常明确。
我国现代煤基替代燃料典型示范项目见表2.5。
我国现代煤基替代燃料主要示范项目列表&&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&&&&&&&
装置所在地
内蒙鄂尔多斯
已投产，调试中
晋城煤业集团
山西长治市
潞安煤基合成
160+50 kt/a
内蒙鄂尔多斯
内蒙鄂尔多斯
内蒙鄂尔多斯
内蒙汇能集团
内蒙赤峰市
大唐、北京燃
气、新天域资本
内蒙鄂尔多斯
内蒙鄂尔多斯
可研评审阶段
内蒙鄂尔多斯
产品可能调整
、国内煤炭清洁高效利用总体发展趋势
国内煤炭清洁利用的总体发展趋势是采取各种有效措施合理利用和节约能源，不断提高能源利用效率，特别是煤炭的清洁和优质利用；以电力为中心，以煤炭为基础，煤电一体化发展，尤其发展以利用洁净煤为基础的电力工业，发展以洁净煤转化为基础的新型煤化工工业；保护生态环境，减少二氧化碳、硫及氮氧化物排放，突出节能减排，促进能源、经济与环境的协调发展。
具体技术方面发展趋势：煤首先通过热解转化为热解气、焦油与半焦，热解气可通过分离或者转化技术制取甲烷和氢气，焦油通过分离与加氢生产化学品和油品。煤（半焦）通过先进燃烧技术实现高效发电，或通过先进气化技术生产工业燃气/合成气。可通过IGCC将气化发电和液体燃料及化学品联产，实现高效发电和洁净转化。煤基合成通过新型催化剂和新型工艺合成燃油、甲烷气、烯烃和醇酯类。作为洁净、低碳技术的战略前沿，研发规模化、高效、低成本CO2捕集技术、过程中的污染物治理技术。多尺度模拟与系统集成为各技术的放大与工业化集成提供有效方法和工具。
根据以上发展趋势，目前中国煤炭洁净利用关键技术的发展可分为以下7个主要研究方向：方向一：煤快速热解制油气及化学品；方向二：先进流化床煤气化技术；方向三：超超临界CFB燃烧发电；方向四：IGCC清洁能源系统；方向五：煤基合成气合成燃料及化学品；方向六：CO2捕集利用；方向七：煤转化利用过程中污染物综合治理。我国煤炭清洁高效利用技术路线图如图2.1所示。
图2.1 我国煤炭清洁利用技术路线图
未来中国洁净煤行业将通过对七个方向进行系统研究、突破关键技术并实现工业示范，最终完成重大技术集成创新与应用。因此，开展先进流化床气化、煤炭清洁燃烧发电、IGCC煤电多联产、煤基合成气合成燃料及CO2捕集利用等核心技术及其集成创新，将是我国今后很长一段时期内的主导方向。
、山西省煤炭清洁高效利用产业发展现状
山西以其雄厚的产业基础、技术基础和人才基础，有条件成为东部产业转移的承接地。山西煤炭清洁燃烧发电产业发展迅速，是华北电网重要的组成部分，担负着保证华北电力供应的艰巨任务。山西煤炭清洁转换产业已形成一大批优势企业，一批优势产品，以及具备了国内一流的煤化工技术装备和产业优势。
、山西省煤炭清洁燃烧发电产业现状
、山西省煤炭清洁燃烧发电产业发展速度与产业规模
山西省是向外输电较多的省份，是华北电网的主要组成部分，经过多年的建设该产业现在已经具有较大的规模。自二十世纪八、九十年代，我国实行“强化东部，战略西移”的煤炭发展战略决策后，就确立了全国能源以山西为中心的战略各格局，新时期以来，山西的晋北、晋中和晋东三大煤炭基地已成为我国最大的煤炭生产基地和最大的电力外送基地。
改革开放以来，山西省电力产业快速发展，2008年，发电装机达到3635万KW、发电量1797亿kwh，全社会用电量1314亿kwh，外送电量514亿kwh；建成1000千伏特高压变电站1座，容量300万千伏安；500千伏变电站容量2100万千伏安；220千伏变电站容量3244万千伏安；110千伏变电站362座。2008年，山西省电力装机占全国的4.58%（其中火电占6%），居全国第8位，发电量居全国第7位，外送电量居全国第3位。全省人均装机达1.07kw，人均发电量达5280kwh，均高于全国平均水平[]。
2009年底，全省电力装机容量4034.16万kw，其中：燃煤（含煤矸石，下同）机组3739.5万kw，煤层气发电18.2万kw，焦炉尾气及余热电约66.78万kw。燃煤机组单机50万kw及以上电站11座，26台机组、1532万kw，占同类机组容量的40.97%；30万kw级电站10座（按最大容量，下同），35台机组、1093万kw，占29.23%；20万kw级电站3座，21台机组、428万kw，占11.45%；13.5万kw级电站9座，19台机组、259.5万kw，占6.94%；5万kw及10万kw（含10万kw）电站11座，34台机组、207万kw，占5.53%；5万kw以下电站73座，203台机组、220万kw，占5.88%[]。
另外，据《山西煤电基地外送电规划研究》报告，目前山西省已开展规划选址等前期工作的电源项目装机容量达到6218万kw。到2015年，山西省发电装机容量要达到8000万kw，其中省内自用装机5000万kw，外送电装机3000万kw。
、山西省发展煤炭清洁燃烧发电产业优势及存在问题
山西省发展电力工业具有得天独厚的优势条件：一是煤炭资源储量丰富，品种齐全；二是通过利用黄河水、调蓄水库、城市污水和矿坑排水等资源，并采用空冷机组等节水措施，可满足约1亿kw装机需要；三是2009年－2010年列入国家规划内的电力建设项目已落实二氧化硫排放总量指标，通过关停小火电机组可进一步为电力建设腾出环境空间；四是国家跨区电网建设为山西省实施“晋电外送”创造了良好条件，山西省已与山东、湖南已签署1000万kw的外送电框架协议，江苏、湖北等受电省也有合作意向。
山西省电力产业在快速发展过程中，也积累了不少矛盾和问题。主要表现为：一是电源结构不合理，火电机组占绝大比例，新能源和可再生能源发电装机比重极小。截止2009年底，全省煤电机组装机容量占总装机容量的92.7%，水电、风电、生物质、煤层气等装机热容量占总装机量的5.2%。在火力发电中又以燃煤为主力机组，燃用煤矸石、中煤、煤气综合利用机组仅占全省发电装机总容量的6~8%。二是发电技术落后，小火电机组比重大，百万kw级高参数、大容量超超临界机组项目尚属空白。全省燃煤机组408台，10万kw及以下小火电机组占73.53%。三是电源电网建设滞后于经济发展，局部电网薄弱，存在安全性问题。尽管建国以来，山西省电力工业取得了长足的发展，但是电源和电网的建设仍滞后于经济发展的需求，2002年四季度以来，山西省出现了全省性、长时期的电力紧缺局面，而且日趋严重，2003年全年拉闸限电5.1万条次，损失电量5.8亿度，2004年全年拉闸限电13.7万条次，损失电量17.28亿度，分别是倍和2.98倍。2004年，在全国21个缺电的省份中，山西仅次于浙江，排在第二位，日均缺电131万度。2005年日平均拉路、避峰限电66万kw，全年调度机构拉路5.65万条次，损失电量8.74亿kwh，电力的紧缺对山西省经济的进一步快速发展带来了不利影响。四是发电机组部分设备落后，健康水平下降。由于装机容量不足，2004年山西省发电设备利用小时数平均为6851小时，网调火电机组利用小时数达到7071小时，远高于全国平均水平。2005年全省发电设备利用小时数平均为6267小时，网调火电机组利用小时数达到6654小时。由于发电机组长时间运行，无法进行正常检修，加上电煤质量较差的原因，发电设备非计划停运次数增加，发电设备健康水平急需改善。五是电源布局不尽合理，电源布局总体分散，部分常规机组建在大中城市附近。六节能减排仍有差距，2008年全省平均供电煤耗统计值为357
g/kwh，高于全国平均水平8 g/kwh，SO2减排、粉煤灰综合利用有待提高。
、煤炭清洁燃烧发电产业发展趋势
目前，通过加快电源基地的建设，大力调整和优化电源结构，全省电力装机水平再上新台阶。高参数、大容量外送电和新能源发电装机比例进一步提高，10万kw及以下小火电机组比例下降2个百分点；热电联产机组达833.6万kw（含大中型改造机组282万kw，按50%计），占燃煤机组22.29%；煤矸石等低热值燃料发电机组达472.1万kw，占燃煤机组12.63%；当年投产的西龙池抽水蓄能电站30万kw机组、平朔电厂30万kw循环流化床机组、左云五路山5万kw风力发电，大同二电厂60万kw常规机组改造为供热机组四项目填补了我省空白。
大力推进高参数、大容量、节能环保型机组，开展100万kw超临界以上空冷机组、60万kw循环流化床锅炉（CFB）机组、60万kw热电联产机组和整体煤气化联合循环（IGCC）的示范工程建设。50万kw及以上大型发电机组、30万kw及以上热电联产和煤矸石综合利用发电机组要达到总装机容量的70％以上，空冷发电机组设计和运营技术水平要达到国内先进水平。到2012年，省属电力企业要通过加大投入和产业升级力度，使各类机组平均供电煤耗达到国内先进水平，到2020年，达到国际先进水平。所有燃煤发电机组将配套建设脱硫、脱硝设施；采用空冷技术，减少耗水量；发展煤电一体化，采用运煤皮带直接进厂，减少环境污染；安装环保实时监测装置，确保监督到位；距离城区或煤矿较近的电厂应积极采用城市中水或矿井疏矸水；发展2&600MW大型煤矸石综合利用示范工程，减少煤矸石污染。
、山西省煤基替代燃料产业发展现状
山西是我国煤基燃料研发及利用较早、发展较快的省份。20多年来，依托资源优势，山西在醇醚液体燃料、煤制油等方面进行了积极探索，为煤基替代燃料的产业化、规模化、集约化发展提供了坚实的基础。
、山西省煤基合成油发展现状
山西是全国开展“煤变油”项目科研、小型实验和工业实验最早的省份。“七五”期间，中科院山西煤化所开发的煤基合成汽油技术被列为国家重点科技攻关项目1989年在代县化肥厂完成了实验。“八五”期间，国家和省政府投资2000多万元，在晋城化肥厂建立了年产2000t汽油的工业试验装置，生产出了90号汽油，并在此基础上提出了年产l0万合成汽油装置的技术方案。近几年，山西省充分利用丰富的劣质煤资源，和中科院山西煤炭化学研究所的技术优势，在全国率先发展起了合成油产业，，重点建设了晋煤和潞安两个合成油示范工业园，为煤基合成油产业的工业化发展奠定了坚实的基础。
晋城煤业集团投资10.8亿元人民币，建设10万t合成油示范装置，生产以优质93号汽油为主的多元化产品，利用的是储量丰富的高硫、高灰、高灰熔点劣质煤。山西潞安煤基合成油多联产示范项目也是利用该地区的劣质煤资源，于2006
年2月在长治屯留开工。日，潞安钴基固定床合成装置产出全国第一桶煤基合成油，2009年7月，潞安铁基浆态床合成装置也正式出油。该装置于2010年6月中旬重新恢复生产，包括钴基催化剂和铁基催化剂两条生产线，将实现合计21万t/a油品的产能。此外，多联产项目体系中的1830合成氨尿素项目已于2009
年12 月投产，F-T 合成尾气IGCC 发电项目正在建设，将于2011年建成。
、山西省煤替代燃料甲醇、二甲醚发展现状
山西煤化工产业初步形成了区域性集中联片发展的特色煤化工集群，产业发展迅速，形成了一大批规模化企业，建设了一系列重点项目，培育了十几个大型现代煤化工企业集团。
截止2009年年底，全省煤化工行业规模以上企业300户，完成固定资产投资143亿元，全行业总资产765亿元，全行业就业人数达15万人，全年实现工业总产值426亿元，实现销售产值421亿元。山西煤化工产业发展中，很大一部分是醇醚燃料产业，并且醇醚燃料产业发展迅速，2008年山西省甲醇年生产能力达到100万t，2009年甲醇年生产能力达到307万t。
山西是我国甲醇燃料的示范性试验较为系统并已成为推广应用最快、规模最大的地区之一，对甲醇燃料的存储、输配、、安全以及甲醇汽车的运营调度、维护保养、试验检测和故障排除等方面，均总结出了较为系统的技术规程和管理办法，为更大范围的甲醇化示范提供了宝贵的技术和管理方面的经验。
自上世纪80年代，国家在山西进行甲醇掺烧和甲醇汽车示范起，山西就一直在国家醇醚燃料及醇醚汽车研究应用领域担当主要角色，特别是“九五”、“十五”以来，山西的煤基醇醚替代能源得到了快速发展，目前全省共有正规的较大规模的调配企业6家，加注站192座；据不完全统计，MI5甲醇汽油已累计销售20余万t，加注车辆超过1000万辆次，M85-Ml00甲醇汽车累计使用甲醇燃料6万t，迄今未因安全性、排放性、腐蚀性、动力性等问题导致车辆出现故障及人身伤害事故。
山西省自行研制成功的“华顿甲醇汽油”，在太原经23辆汽车试验运行5个月效果良好。并组织了卡迪拉克、凌志400、雅阁本田、富康、、桑塔纳、金杯、解放140、微型车等十几种车型共23辆汽车参加试用，3个月销售使用20t，无一例不良反应。它不仅每t售价比国标号汽油低出200元至800元，而且二氧化碳等尾气排放平均降低了30%以上。此次检测认定，其各项指标均达到或超过同标号国标无铅汽油，环保与节能功效突出，取得较为理想的效果。
山西省甲醇燃料产业化示范运行及技术测定已进行了近10年，醇醚燃料及清洁汽车已完全突破技术关，特别是以15%的比例将甲醇掺入汽油中燃烧，无任何技术和环保问题，也不用改造发动机，加注燃料也不受地域限制。2002年山西省在太原、阳泉、临汾、晋城等4个城市进行了甲醇汽油产业化示范推广。到2007年，山西分公司所属各试点城市石油公司已新建和改建了100座加油站销售甲醇汽柴油。山西佳新公司生产的M85－M100甲醇燃料公交车和城际公交车先后在阳泉、太原至晋中等地投入运营；大同云岗汽车集团公司全甲醇燃料装置在省内外改装在用车的数量已达1000辆，年燃用甲醇1万多t。全省累计使用甲醇汽油的机动车达到了近50万辆次，涉及近50种车型，共消耗甲醇汽油12192t，使用变性甲醇1836t。
此外，山西从1987年就开始进行合成气一步法合成二甲醚和甲醇脱水制二甲醚研究，为了进一步降低生产成本，又开发了浆态床合成气合成二甲醚新工艺。
、山西省煤基替代燃料重点项目建设情况
山西省煤炭清洁转化重点项目及建设单位具体情况见表3.1和3.2。
& 表3.1 晋东煤化工基地清洁能源重点项目 单位：万t
山西天脊潞安化工有限公司
年产60万t焦炉煤气制甲醇
项目一期工程
山西丹峰化工股份有限公司
年产30万t甲醇项目二期工程
山西潞安天脊化工有限公司
年产20万t二甲醚项目
长子县丹峰化工有限公司
年产20万t二甲醚、30万t
甲醇联醇联醚
襄垣县七一煤矿
年产60万t甲醇
（30万t二甲醚）项目
山西潞宝建滔化工公司
年产30万t焦炉煤气制甲醇项目
山西南耀集团公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇项目
山西兰花科技创业股份公司
60万t/a烯烃项目
山西潞安矿业集团
年产16万t煤基合成油项目
晋城无烟煤集团
年产10万t合成油示范工程
表3.2 晋中煤化工基地甲醇及深加工重点项目&
山西省焦炭集团益达化工
股份有限公司
年产30万t焦炉煤气制甲醇合成
20万t二甲醚技改项目
山西灵石中煤北方化工
有限责任公司
焦炉煤气转化合成氨、尿素
建滔万鑫达化工有限
年产20万t焦炉煤气制甲醇项目
二期10万t工程
山西聚义实业集团鑫顺
化工材料有限公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇
山西焦煤集团五麟煤焦
开发有限责任公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇
山西金业煤焦化有限公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇项目
山西大土河焦化有限公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇项目
中阳建滔腾阳煤化有限公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇项目
&山西金通焦化集团有限公司
年产10万t焦炉煤气制甲醇项目
沁源通州煤焦公司
年产10万t焦炉煤气制甲醇项目
吕梁东辉焦化煤气有限公司
年产10万t焦炉煤气制甲醇项目
银亿宏峰矿业有限公司
年产10万t焦炉煤气制甲醇项目
河津市坤盛化工有限公司
年产30万t焦炉煤气制甲醇
20万t二甲醚
蒲县兴旺洗煤有限公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇
及10万t二甲醚项目
蒲县祥瑞煤焦化有限公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇
山西华圆高科技开发中心
90万t/a二甲醚
临汾同世达实业有限公司
年产20万t焦炉煤气制甲醇
10万t二甲醚项目
、山西省煤炭清洁利用主要技术发展现状
山西煤炭转化方面具有较为雄厚的技术力量，其中煤炭洁净利用领域的研发力量最为突出。一大批拥有自主知识产权的洁净煤转换化高新技术，领跑中国煤化工产业，自主创新为中国洁净煤产业奠定了基础，为洁净煤产业的发展作出了重要贡献。此外，在长期的发展中，山西形成了一支具有丰富经验的化工产业工人队伍和熟悉化工的工程技术人员队伍，为承接东部制造业提供了人才支撑。
山西是国家能源化工基地，发展煤基替代燃料技术的需求特别迫切，具备较好的技术基础；“七五”以来陆续在煤炭液化技术、甲醇制造和燃烧技术、煤气化技术、煤层气开发利用技术、水煤浆技术等方面进行了不同程度的研究或产业化开发，形成一定的优势和特色。例如中科院山西煤化所间接合成法煤炭液化技术现已进人工业化实验阶段，煤合成油和二甲醚项目已有企业积极介入；甲醇生产已有较大规模，主要工艺有煤制甲醇、煤气合成甲醇、焦炉气制甲醇等数种，甲醇企业运行示范，燃醇专用发动机研制等都处于国内领先地位。煤炭气化方面，山西的“灰熔聚流化床粉煤气化工艺”已成功实现工业示范，地下气化示范工程正在建设中。山西已有兆瓦级煤层气发电站，低渗透率煤层气开发工业实验也取得了积极成果；在水煤浆替代燃油方面，也实现了规模化生产应用。
山西省“十一五”期间开发完成的洁净煤转化方面的工业化技术主要有加压灰熔聚流化床煤气化、甲醇制汽油及铁基浆态床合成油技术；处于中试阶段的技术主要有煤热解-燃烧耦合热电油气多联供技术、合成气经甲醇/二甲醚制汽油联产芳烃技术等；正在开发的前瞻性技术如CO2矿化与规模化处理、合成气直接合成二甲醚等。各技术详细情况见表3.3到表3.9。
1）“十一五”完成工业化的技术
&&加压灰熔聚流化床煤气化技术
500～1000 t煤/d.台工业气化炉，(中试规模100t煤/d)
压力1.0~3.0MPa, 单台处理能力500～1000t煤/d，碳转化率&95％，
适用于中国煤炭特性工业气化炉。
采用加压流化床煤气化方式，纯氧气化，并在此基础上采用高温气
流床组成复合流化床处理带出细粉，提高碳转化率。
技术独特性
国内唯一加压灰熔聚流化床煤气化技术，煤种适应性更广。
山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司
表3.4 &甲醇制汽油技术
甲醇转化率100%；甲醇单耗小于2.46t甲醇/t（LPG+汽油）、催化
剂单程寿命大于20天，催化剂总寿命大于8000小时。
固定床绝热反应器，易实现工业放大
技术独特性
高选择性、长寿命专用ZSM-5分子筛催化剂制造技术
晋城无烟煤矿业集团有限责任公司
催化剂完成300L高压釜合成放大试验和10万吨/年示范项目推广。
表3.5 铁基浆态床合成油技术
主要技术指标远远高于南非SASOL水平，能效达到45%。t油耗煤
将为3.5t标准煤、水耗低于4t，二氧化碳排放5.91t
技术独特性
催化剂、反应器、油品加工
山西潞安集团、内蒙古伊泰集团、神华集团
完成1000t/a中间试验，在伊泰集团、潞安集团均建成16万t合
成油示范厂，平稳运行一年，生产出高品质柴油，540万t/a合成油
厂的技术方案已经通过评审，正在进行设计。
2）“十一五”完成中试的技术
表3.6 煤热解-燃烧耦合热电油气多联供技术
75t蒸汽/h循环流化床锅炉燃烧热解多联供中试（热解煤处理量5
焦油产率10％，燃气产率5％，焦油中粉尘含量&5%，实现稳定运转。
循环流化床燃烧锅炉与移动床热解反应器相结合，利用循环热灰加
热煤，得到煤焦油、燃气，残余半焦返送锅炉燃烧。
技术独特性
采用独特的分灰器，使锅炉与热解反应器相互独立，不影响锅炉燃
烧发电。采用独特的粉尘过滤装置，不产生焦化废水。
府谷恒源煤焦电化有限责任公司
完成了实验室规模的原理性实验，煤种评价6个，关键技术已基本解决。
表3.7 合成气经甲醇/二甲醚制汽油联产芳烃
立升级模试
在压力3~5MPa，一段温度250~300℃，二段温度350~420 ℃，合成
气空速h-1条件下，CO转化率大于60％，汽油中异构烷
烃的含量大于35%，完成实验室催化剂1000h寿命实验以及立升级模
一段甲醇/二甲醚合成与二段转化制汽油联合进行，过程总能效更高，产品为超清洁汽油。
技术独特性
具有自主知识产权的耐硫合成催化剂
河南永城无烟煤集团公司
一段、二段催化剂均有多年研究积累，目前正在进行实验室小试研究
3)前瞻性技术
表3.8 CO2矿化与规模化处理
实验室规模的原理性连续CO2矿化三相反应装置
确定适宜的矿种，完成反应动力学及传递过程的宏观描述，提出中试
工艺路线。
采用矿物有效成分浸取和CO2矿化反应的先浸取后反应二阶段反应
路线，在气液固三相连续反应器中完成CO2矿化过程。
技术独特性
矿物有效成分浸取后，反应物浓度提高，有利于CO2的矿化反应进
行，矿化产物易于形成超细颗粒产品；浸取后的矿物不参与矿化反
应，过程能耗降低，并有望形成多晶硅生产的原材料。
荷兰壳牌（Shell）公司
已建立了间歇反应器，初步完成矿物有效成分的反应动力学考察。
表3.9 合成气直接合成二甲醚
催化剂1000小时稳定运转、CO转化率60%、二甲醚的选择性大于
反应器结构简单，适合不同比例的碳氢比的合成气，易于大规模生
技术独特性
采用新型复合制备技术制备的浆态床合成二甲醚催化剂，使 各活性
组元之间有效组合，提高了二甲醚选择性及稳定性。
河南永煤集团
在完成的国家863“浆态床二甲醚合成工艺过程的研究与开发”项目中，催化剂的失活机理研究有重大的突破，目前处于国内领先水平。
、山西省煤炭清洁高效利用产业发展存在的问题
、煤炭清洁燃烧发电产业技术相对落后，能源利用率不高
改革开放以来，山西省电力产业快速发展，2008年，发电装机达到3635万kw、发电量1797亿kwh，外送电量514亿kwh；2009年底，全省电力装机容量4034.16万kw；到2015年，山西省发电装机容量要达到8000万kw，其中省内自用装机5000万kw，外送电装机3000万kw。
但发电整体技术相对落后，能源利用效率不高，电力产业在快速发展过程中，也积累了不少矛盾和问题。主要表现为：一是电源结构不合理，火电机组占绝大比例，新能源和可再生能源发电装机比重极小。二是发电技术落后，小火电机组比重大，百万kw级高参数、大容量超超临界机组项目尚属空白。全省燃煤机组408台，10万kw及以下小火电机组占73.53%。三是电源电网建设滞后于经济发展，局部电网薄弱，存在安全性问题。四是发电机组部分设备落后，健康水平下降。五是电源布局不尽合理，电源布局总体分散，部分常规机组建在大中城市附近。六节能减排仍有差距，2008年全省平均供电煤耗357g／kwh，高于全国平均水平g克／kwh，SO2减排、粉煤灰综合利用有待提高。
、煤炭清洁转化产业内部结构不尽合理，市场竞争力差
全省煤炭清洁转化产业结构不尽合理，突出表现在传统煤化工产业比重过高，而新型煤化工产业比重明显偏低；同时，整个产业的产业链条延伸不够充分，多呈现初级产品多而后续精细化产品少等特点。全省煤化工产业整体国际化水平低，产业链短，产品附加值低，所生产的产品绝大多数都以国内市场为主的基础原料型产品，缺乏国际市场需求的紧俏产品，产业外向度较低，抵御市场风险能力弱。一旦遭遇国际同类低价产品倾销，应对能力明显不足。
、生态环境保护压力较大，节能减排形势严峻
山西省煤是燃煤大省，长期以来的经济发展均以环境为代价，特别是煤炭开采、煤炭发电及煤化工产业发展时期较长，经历不不同的产业阶段，对山西省的环境造成了不可估量的污染，造成目前环境保护压力较大，节能减排形势严峻。以煤化工产业为例，全省煤化工产业中传统煤化工产业比重较大，且各地发展水平不均衡，直接造成全省在发展煤化工产业中面临的生态建设和环境保护的压力明显增大。个别地市甚至被国家环保部处以区域限批的严厉处罚。产业整体采用先进技术的比例不高，新型煤化工产业比重明显偏低，这些也造成全省煤化工产业面临的节能减排压力较大。同时，也在一定程度上导致全省发展低碳经济的难度较大。
、水资源短缺，浪费严重，制约产业快速发展
山西省水资源的缺乏是制约本省经济发展的一个隐忧。众所周知，我国严重缺水，人均水资源量仅是世界人均水资源量的1/4，美国的1/5，而且水煤资源呈逆向分布，煤炭丰富地区极端缺水。山西省煤炭资源丰富，同时也是缺水非常严重的省份，人均水资源量不足全国水平的20%。一方面缺水严重，另一方面采煤对水资源的破坏和浪费也非常严重，据测算，每采一t煤浪费水资源2.48t。山西的煤炭实际年产量已经超过6亿t，每年因采煤排出的矿井水多达4亿多m3，其中大量的矿井废水未经处理而直接排放。同时，煤炭转化过程也消耗大量水资源，如煤发电耗水达4.0t/t煤，按传统工艺生产1t甲醇要耗水10~15t。有关专家指出，真正上规模的煤化工企业，t/h的用水量是必要条件。因此，可以预见，未来山西省将面临水资源短缺的严峻形势。唯一值得欣慰的是我省黄河取水指标尚有10-20亿m3/a的余额，可考虑在河曲、保德、偏关煤炭丰富，取水方便的地区适度发展大型煤化工基地建设。综上所述，建立适应山西水资源特征的煤炭梯级利用模式，开发低水耗洁净煤转化技术及煤利用过程节水技术将是山西省未来煤炭清洁利用产业发展的关键。
、山西省发展煤炭清洁高效利用产业的条件
山西省是我国的主要产煤地区，大量高硫煤、煤层气和焦炉煤气都可以作为廉价的清洁发电及煤基替代燃料的生产原料；山西还拥有坚实的发电工业、煤化工工业基础，发电产业和煤化工工业均形成了一定的规模和相当雄厚的产业基础，经过多年的发展，在技术、经验、人才、市场等方面均有了一定的积累，这给本省煤炭清洁高效利用产业的发展提供了有利条件。
、煤炭、煤层气资源丰富，原料成本低廉
山西具有丰富的煤炭资源、焦炭资源和煤层气资源，并且具有相对低廉的煤价和电价，良好的资源条件和廉价的原料成本为山西发展洁净煤利用产业奠定了坚实的基础。
（1）丰富的煤炭资源
山西省是我国最主要的能源基地之一，煤炭资源十分丰富，含煤面积5.7万km2，约占山西省国土总面积的40%。2006年的煤炭勘探资料显示，山西省2000m以上煤炭资源总储量约6560亿t，占全国的10.9%，探明保有储量2661亿t，占全国的23.%，预测储量3899亿t，占全国的8.1%[]。&&&&
山西省的煤炭不仅储量大，而且品种全，既有大量优质煤炭，也有丰富的劣质煤。截止2003年底，山西查明的煤炭资源保有储量2652.84亿t，占全国查明煤炭资源保有储量的26%，但是山西煤炭资源中高硫高灰劣质煤数量巨大，据初步估算约占40%～50%，仅长治地区弃采的劣质煤就高达120亿t，仅潞安、晋城两矿区劣质煤资源就超过200亿t。高硫煤燃烧后产生的二氧化硫会形成酸雨，开发利用受到限制，由于经济性和环保性差，这些资源一直被视为没有多少利用价值的“废物”，而新的煤炭气化技术在生产过程中的脱硫工序可以有效地将硫去除，大量劣质煤就可以变废为宝，也将成为山西综合利用煤炭资源的有效途径之一。
&& （2）焦炉气资源
山西是全国最大的焦炭生产基地，也是全世界最大的焦炭出口基地，全省各炼焦企业在炼焦过程中产生大量高热值的焦炉煤气，按2005年焦炭产量8
000万t测算，焦炉煤气资源约304亿m3。但是山西的焦炉煤气的回收利用工作不甚理想，据统计，目前山西的焦炉煤气利用率仅28%，每年有105.3亿m3的焦炉煤气排空燃烧，相当于西气东输一年输气量，不仅浪费资源，而且造成严重的环境污染。如果这些排空燃烧的焦炉煤气全部用来生产甲醇，可产500万t(按60%计也可生产300万t／a)，具有良好的经济前景，是山西省焦炉煤气“化害为利”最经济、最有效的措施之一。
（3）煤层气资源。
山西是我国煤层气资源最丰富的地区，全省2000米以浅的煤层气资源量约l0万亿m3，约占全国总量的1/3，特别是沁水煤田和河东煤田煤层气资源量最大，分别为5.35万亿m3和4万亿m3，占全省煤层气资源总量的93.26%，是山西煤层气开发利用的两大战略重点地区。山西的煤层气资源分布集中、埋藏浅、可采性好、甲烷含量高(大于95%
)，非常适合大规模开发；如将抽取的煤层气用于生产液体燃料，按照目前的技术水平，860~1000
m3煤层气可生产1t甲醇，作为替燃料的生产原料，发展潜力很大。抽取煤层气作为替代燃料原料，不仅可以充分利用资源减少浪费，而且还为煤炭生产解决了安全的重大隐患。另外，利用焦炉气和煤层气发电将对山西省电力行业结构调整和生态环境改善产生重要影响。
晋城、潞安、阳泉等地的无烟煤资源是煤炭气化的优质原料，山西又是国内最大的焦煤基地，焦煤资源探明储量1400亿t，占全国的57%。大量的焦炉煤气为实现醇肥联产，发展循环经济提供了有利条件。特别是可以发挥山西化肥、焦化工业迅猛成长的有利条件，大力开展化肥联醇、多联供联醇，煤层气联醇和焦炉煤气制醇等多条工艺路线生产甲醇。另外，丰富的煤炭资源也为煤炭气和液化产业、煤炭清洁燃烧发电产业的发展提供了有力保障。综上所述，丰富的优质煤、劣质煤、焦炉煤气和煤层气资源，加上廉价的原料成本，为山西省发展煤炭清洁利用产业提供了得天独厚的资源条件。
、市场已形成一定规模，产业基础条件良好
山西省煤炭清洁燃烧发电和煤炭清洁转化（包括液化、气化作合成油、甲醇、二甲醚等替代燃料）已经形成一定的市场规模，产业基础条件良好。
（1）洁净煤发电产业已经形成巨大规模，产业基础条件良好。
截止2009年底，全省电力装机容量4034.16万kw。其中：燃煤机组3739.5万kw，煤层气发电18.2万kw，焦炉尾气及余热电约66.78万kw。燃煤机组单机50万kw及以上电站11座，26台机组、1532万kw，占同类机组容量的40.97%；30万kw级电站10座，35台机组、1093万kw，占29.23%；20万kw级电站3座，21台机组、428万kw，占11.45%；13.5万kw级电站9座，19台机组、259.5万kw，占6.94%。到2015年，我省发电装机容量要达到8000万kw，其中省内自用装机5000万kw，外送电装机3000万kw。
近几年，通过加快电源基地的建设，大力调整和优化电源结构，全省电力装机水平再上新台阶。高参数、大容量外送电和新能源发电装机比例进一步提高，10万kw及以下小火电机组比例下降2个百分点；热电联产机组达833.6万kw（含大中型改造机组282万kw，按50%计），占燃煤机组22.29%；煤矸石等低热值燃料发电机组达472.1万kw，占燃煤机组12.63%；同时，山西省还加快了电力产业升级，大力推进高参数、大容量、节能环保型机组，开展100万kw超临界以上空冷机组、60万kw循环流化床锅炉（CFB）机组、60万kw热电联产机组和整体煤气化联合循环（IGCC）的示范工程建设。
（2）洁净煤转化方面，经过多年的发展，山西煤炭清洁转化产业已经形成一定的市场规模，具有良好的产业基础条件。
山西是我国煤基替代燃料研发及利用较早、发展较快的省份。20多年来，依托资源优势，山西在醇醚液体燃料、煤制油等方面进行了积极探索，为煤基替代燃料的产业化、规模化、集约化发展提供了坚实的基础。依托资源、能源、区位和技术等优势，山西煤化工产业初步形成了区域性集中联片发展的特色煤化工集群，区域煤化工产业集群的形成，有利于统一配置公用设施，集中处理“三废”，推进资源的循环利用和清洁生产。
2009年，全省煤化工行业规模以上企业300户，完成固定资产投资143亿元，全行业总资产765亿元，全行业就业人数达15万人，全年实现工业总产值426亿元，实现销售产值421亿元。其中，2008年山西省甲醇年生产能力达到100万t，2009年甲醇年生产能力达到307万t；同时，中科院山西煤化所完成千t级浆态床煤制油中试，联合山西潞安矿业集团建设年产16万t级煤基础合成油示范装置已开车运转，与晋城无烟煤集团建设的年产10万t合成油示范工程也已经正常运转。
另外，山西省“十五”、“十一五”期间，重点培育了以天脊、三维、山焦、太化、丰喜、兰花、南风等为核心的大型煤化工企业集团。目前已经形成了一批具有较强竞争能力的大型现代煤化集团，随着新工艺、新技术和新装备的大规模引进，山西煤化工产业的竞争力将得到了进一步增强。
、煤炭清洁转化技术开发先进，产业集群已初步形成
全省在煤化工产业技术方面致力于探索以提高效率、节约能源、减少环境代价为特征的新型技术研发，从而为全省乃至我国煤炭高效洁净利用提供核心技术与解决方案。近年来，全省立足自身，不断创新，在诸多煤化工产业关键单元技术方面均取得了重大突破。目前，部分项目技术已经推进到中试和工业示范阶段。典型技术有灰熔聚流化床气化技术、煤间接液化合成油技术等。
目前山西煤化工初步形成了区域性联片发展的“六区一带”煤化工经济带和特色化工园区：依托核心企业形成一定规模的太行山煤化工经济带、洪洞煤化工经济区和丰喜煤化工经济区；具有较大发展潜力的吕梁煤化工经济区、原平煤化工经济区和朔同煤化工经济区；立足现有基础以发展产品精深加工为主的太原煤化工经济区等。特殊的区位优势、丰富的资源、突出的承接能力和领先的煤化工高新技术决定了山西在中部经济发展中特殊的地位和重要作用。山西的这些优势必将成为推动中国区域协调发展承东启西产业梯度转移中的发力点。
、其它优势条件
另外，经过多年的发展，山西省在在技术、经验、人才、市场等方面均有了一定的积累，发展条件良好。山西化工具有较为雄厚的技术力量，特别是煤化工领域的研发力量最为突出。一大批拥有自主知识产权的煤化工高新技术，领跑我国煤化工产业，自主创新为我国煤化工产业奠定了基础，为煤化工产业的发展作出了重要贡献。此外，在长期的发展中，山西形成了一支具有丰富经验的化工产业工人队伍和熟悉化工的工程技术人员队伍，为承接东部制造业提供了人才支撑。
、山西省煤炭清洁高效利用产业的发展潜力与优势分析
、山西煤清洁利用产业发展潜力与优势
山西是中国第一产煤、输煤大省及能源重化工基地，煤炭资源优势得天独厚，储量大、分布广、品种全、质量优、易开采。近年来能源、化工品的需求出现较高的增长速度，市场需求巨大，山西省发展清洁煤发电及煤基替代燃料产业的发展对缓解我国能源紧张问题、实施国家节能减排战略方面具有重要意义。
一方面，通过第5部分山西省发展煤炭清洁利用的产业条件分析结果可知，山西省发展该产业具有丰富的煤炭资源优势、坚实的产业基础和技术基础优势以及在经验、人才、市场方面的长期积累优势。另一方面，通过第3部分山西省煤炭清洁利用产业发展现状及未来市场需求分析可知，山西省发展煤炭清洁煤发电和煤基替代燃料的产业的基础良好，潜力巨大。综和第3部分与第5部分可知，山西省发展煤清洁利用具有丰富的煤炭资源、雄厚的产业基础、技术基础和人才基础优势，发展潜力巨大，完全有条件成为东部产业转移的承接地。
但同时，同过第4部分分析可知，山西省煤炭清洁利用也存在不少问题与不足。比如：清洁煤炭清洁燃烧发电技术相对落后，能源利用率不高，煤炭清洁转化产业内部结构不尽合理，市场竞争力差，整个山西省的生态环境保护压力较大，节能减排形势严峻，水资源不足，地下水超采严重，制约产业经济快速发展等。
、山西煤炭清洁与利用产业发展机会与威胁
山西煤炭清洁利用产业发展机会：当前，国家正在实施中部崛起战略，山西也正面临着建立资源型经济转型发展综合配套改革试验区、煤炭工业可持续发展政策措施试点省和国家循环经济示范试点省的大好发展机遇。在发展山西煤炭清洁利用产业过程中，以国家发改委批复的《山西省循环经济发展总体规划》为指针，大力促进煤炭洁净燃烧循环发电与煤基替代燃料产业发展，开发新技术，不断提高煤炭燃烧及煤基替代燃料的转化效率，提高能源利用类别，切实保护和改善生态环境，以增强山西清洁利用产业发展的竞争力。
山西煤炭清洁利用产业面临的威胁：2009年，国家发展改革委、工信部等部门严格重申近几年停止审批或备案新建或单纯扩大产能的焦炭、电石、甲醇等传统煤化工项目。面对国内传统的碳一化工产品市场己进入成熟晚期的不利形势，传统煤化工产业在我省发展空间将日益萎缩。2009年5月《石化产业调整和振兴规划》明确指出，今后三年原则上不再安排新的煤化工试点项目。现代煤化工产业发展有过热倾向。以示范项目为主的现代煤化工项目一次性投资高，技术装备复杂，资源占用量大，现在大多数处于开发研究和试验验证阶段、产业化示范阶段，不具备进行大规模建设的条件。另外，现代煤化工对环境、资源、水资源、交通运输承载能力要求特别高，对技术、投资、资金、外部的配套条件要求也比较高，在工程技术、碳捕获与收集方面受限制，投资强度大。因此，技术问题和商业运行模式仍然是其重点问题。这些都是山西发展现代煤化工可能遭遇的风险。
、SWOT分析结果
&&山西省发展煤炭清洁利用产业的优势劣势、机会与威胁分析（SWOT分析）结果见表6.1。
表6.1& 山西煤清洁高效利用产业发展优劣势分析结果
国家实施中部崛起战略
产业基础优势
资源型经济转型发展综合配套改
革试验区、煤炭工业可持续发展
政策措施试省、国家循环经济示、范试点省
产业集群优势
煤化工技术研发优势
人才及经验积累优势
企业投资热情高涨
发电技术落后，能源效
国家停止审批或备案新建或单纯
扩大产能的甲醇等传统煤化工项目
产业内部结构不尽合理，
市场竞争力差
国家三年内原则上不再安排新的
合成油、合成天然气等现代煤化
工试点项目
生态环境保护压力较大，
节能减排形势严峻
合成油、合成天然气等现代煤化
工投资高、要求高、尚处于工业
示范阶段，大规模工业化运行风
水资源相对不足，制约经
、山西省煤炭清洁高效利用产业的发展目标
山西省煤炭清洁利用的研发生产应以市场为导向、以企业为主体和以技术进步为支撑，立足于丰富的煤、焦炉煤气、煤层气等资源优势，把发展煤炭清洁发电和煤基醇醚燃料作为战略重点，加快推进包括IGCC联合发电、煤基醇醚燃料、煤制油等替代能源的多元化发展。政府应在充分发挥市场作用的同时，加强宏观引导、培育和规范市场，在“十二五”实现企业规模化、产品标准化、技术国产化、市场规范化，推动山西煤炭清洁利用产业尽快步入健康、有序、高效的产业化发展轨道。
根据山西省的资源条件、山西省煤炭清洁利用产业现状及煤炭清洁利用优劣势分析结果，现提出如下发展目标：
、产业、技术方面目标
（1）积极探索合理的体制机制，推动和实施煤基合成油工业示范，促进形成合成油为主、发电和合成替代燃料并举的新产业技术群及其规模产业化。
稳定运行10万t级合成油工业示范装置，形成催化剂制备、工业反应器设计与操作和系统优化集成的完整技术，并早日争取国家验收；积极推进潞安煤基合成油百万t/a循环经济示范工业园的立项、核准和建设；同时完成以西山煤电为龙头的在山西河曲、保德、偏关的百万t煤基合成油产业园区的规划设计和建设前期工作；力争在“十二五”内完成百万t级煤-油-电-化联产的相关工业技术的研发和设计，促进其规模产业化。
（2）实施加压粉煤气化及煤气高温净化技术和合成气制烃醇醚等技术项目的工业示范，发展新型煤气化技术和多种合成替代燃料及其下游产品技术并实现系统集成及其产业化。
实现大型加压装置的工业设计，建立能够满足技术验证和模试研究的研发平台，完成重质烃、耐硫低碳混合醇/醚合成技术的中试或工业示范，提供5～10万t级工业规模生产的工艺软件包；2020年之前实现加压大型粉煤气化与工业规模烃醇醚生产的系统集成。
（3）完成煤分级转化与污染物一体脱除技术及其集成研究和相应技术平台建设，实现煤分级转化及产品利用、污染治理及资源化的工业应用。
建设循环流化床燃烧锅炉-热解分级转化和烟气净化的中试技术平台，完成硫、硝、汞等污染物干法一体化脱除的工业催化剂和工业反应器研究；2020年之前完成煤热解分级转化和污染物资源化新方法的成套技术的规模应用。
（4）在前瞻性布局方面， 开展煤热解产品有效利用技术及综合方案的研究，
开展煤层气、焦炉气和高炉气转化以及CO2规模处理等技术的前瞻性研发，
完成CO2分离和规模处理等技术的概念验证和有机废水处理的工业化示范。
&2020年目标是建立CO2分离富集与矿化的示范过程，实现适合煤层气、焦炉气、高炉气特点的气体转化技术（四气合一）和有机废水处理技术的应用。
、经济方面目标，预期投入产出分析
540万合成油项目预期投入产出分析。以山西“十二五”期间建设两大煤基合成油基地，总产能达到540万t/a为基数，来进行投入产出分析，结果如下：
总投入&&&&&&&&&&&&&&&&&&
　　620亿元
产出产品：（万t/a）
石脑油&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
柴油&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
硫磺&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
LPG（石油液化气）&&&&&&&&&&
年消耗原料、燃料煤&&&&&&&&&&
年消耗新鲜水&&&&&&&
&&&&&&&&&万m3
二氧化碳排放&&&&&&&&&&&&&&&
二氧化硫&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
二氧化氮&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
废水排放&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
经济、社会效益
实现产值（按70$/bbl计）&&&&&
实现利润&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
税金&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
直接就业人口&&&&&&&&&&&&&&&
间接就业人口&&&&&&&&&&&&&&&
综合能源转化效率&&&&&&&&&&&
从以上分析可以看出，如按煤炭直接销售价格500元/t计，煤炭外销带来的收益为120亿元，而通过煤化工转化可以提高三倍的增值，同时大规模工业化的煤制油装置能源转化效率比现有发电装置高10%左右，同时二氧化碳也大大低于火电。因此可以说发展新型煤化工产业是调整我省产业结构，实现节能减排，提高经济效益，改善生态环境，满足国家战略需求十分现实可行的途径之一。
、山西省发展煤炭清洁高效利用产业的重点任务
煤炭资源的利用必须要筹兼顾煤炭工业可持续发展以及相关产业对煤炭的需要，国家实行煤炭资源分类使用和优化配置政策。炼焦煤（包括气煤、肥煤、焦煤、瘦煤）优先用于煤焦化工业；褐煤和煤化程度较低的烟煤优先用于煤炭直接液化；具有良好气化性能的煤炭资源优先用于煤炭间接液化和煤气化产品生产；优质和清洁煤炭资源优先用于发电、民用和工业炉窑。
根据这一国家政策、山西省的煤炭资源条件、煤炭清洁利用产业现状，综合考虑山西省产业基础条件、产业政策等因素，我们认为要实现山西省发展煤炭清洁利用产业的发展目标，应完成以下重点任务：
、摸清家底，实现煤炭资源优化配制
发展山西省煤炭清洁高效利用产业，首先应该摸清家底，实现煤炭资源的优化配置，以便于各尽其用，充分利用资源，发展循环经济，提高利用效率。因此，建议山西省政府牵头作一个全省的煤炭资源大调查，包括各品种煤炭源储量储量、资源禀赋、分布特征、含碳量、燃烧利用效率、转化利用效率等的普查，以便充分了解省情，优化资源配置，提高利用效率。
、合理统筹，做好区域及循环经济规划
山西省政府应合理统筹，联合企业及相关研究部门，开展区域发展规划和循环经济规划研究工作，以便集中优势资源，合理布局，形成更具特色的产业集群，提高效率，集中解决环境及节能减排问题。
、突出重点，保障煤炭清洁高效利用重大项目推进
、继续推进清洁发电产业发展，促进IGCC示范项目推广
煤炭清洁燃烧发电方面，在现有基础上，继续推进煤炭清洁发电产业发展，充分利用山西省煤炭资源，加快、加大山西省煤电建设步伐，时机成熟时，考虑建设IGCC多联产系统示范项目，提高能源利用效率。电力发展过程中要特别注意保护环境，坚持发展与保护并举，兼顾山西省本地用电和电力外送，结合华北电网的发展现状与市场需求，发展本省清洁发电产业。
、促进煤炭液化产业发展，补充油品供应，确保能源安全
在煤制油方面，山西煤化所通过实验室小试、中试放大，做到了工业示范，已经在潞安集团建成16万t合成油示范厂，平稳运行一年，生产出高品质柴油。主要技术指标远远高于南非SASOL水平，能效达到45%。360万t/a合成油厂的技术方案已经通过评审，正在进行设计。
山西的煤制合成油虽然还处于示范阶段，但是随着石油价格的上涨和煤化工技术的进步，煤制合成油产业具有巨大发展潜力。“十二五”期间山西应进一步推动晋城煤业集团、潞安煤业集团等大型企业煤制合成油项目的商业化示范，继续大力推动煤基合成油厂立项，力争在国内率先建设百万t级合成油厂，为我省建设国家新型煤化工基地奠定坚实的基础。
、继续推进甲醇、二甲醚等醇醚燃料产业发展
山西的煤炭资源特别是高硫高灰劣质煤资源储量丰富，焦炉煤气产量较大，利用高硫煤和焦炉煤气生产甲醇，技术相对成熟、成本低，是山西替代能源的重点开发项目。山西的太行山煤化工经济带、丰喜煤化工经济区、原平煤化工经济区、大同煤化工经济区是甲醇工业发展的重点区域。“十二五”期间，要依托优势资源和重点区域，进一步推广甲醇和二甲醚液体燃料的开发利用。
在焦炭工业集中区域，建设大型转化装置，把各企业焦炉煤气集中加工制甲醇；低价劣质煤炭储量丰富的区域，积极推广以劣质煤为原料的新型煤气化技术以及甲醇的低压合成工艺，建设大型甲醇生产装置。以煤制造二甲醚的技术，在山西已经取得了不少成果。“十二五”期间，要在现有的基础上重点发展二步法二甲醚合成技术，利用劣质煤制二甲醚，以及利用焦炉煤气合成二甲醚。山西的兰花集团、丰喜集团、锦兴能源、西能煤化、东辉焦化和天成大洋等都有很好的生产二甲醚条件，要给予重点扶持。
、着眼全局，促进关键系统集成
我国大量煤炭的直接燃烧，不仅能源利用效率低而且污染排放量大，由此造成了极大的经济损失，也使节能减排形势更加严峻。另一方面，我国石油供需矛盾突出，进口依存度逐年上升，我国的石油消耗已经在国际上形成了影响全球政治经济格局的重要因素，这种状况已经危及到我国能源经济的安全和可持续发展。煤基联产系统是能够同时解决油品短缺、能量利用效率和环境问题的技术，结合山西省的情况，建议从全局着眼，大力促进煤-电-化、煤-电-油等多联产系统的发展，促进关键技术系统集成。山西省多联产技术系统集成参见图8.1到图8.3。
FT合成油单元
图8.1 洁净煤多联产技术系统集成示意图－合成油
低碳混合醇合成单元
甲醇--化工原料或调峰发电
乙醇--100%车用燃料或10%车用乙醇燃料调和剂&
二甲醚-化工原料或调峰发电
其他--高附加值化工产品&&&&&&&&&&&&&&&&
二甲醚合成单元
图8.2 洁净煤多联产技术系统集成示意图－煤电化联产
燃料、化学品
高效燃煤烟气同时脱硫脱硝技术
图8.3 洁净煤多联产技术系统集成演示图－污染物控制
、保障措施与建议
在大力发展低碳经济、循环经济、集约经济以及生态经济的前提下，山西省应充分考虑煤炭资源配置和综合利用，实现煤炭清洁高效利用不同产业链交叉延伸扩展，形成互相支持、互相需求、共同发展的大循环产业链体系。通过丰富产品品种、提高产品技术含量和附加值，发挥物流优势，实现产业升级。在煤化工发展过程中始终坚持高起点，走新型工业化道路，实施化工产业集约化、基地化，做到煤炭优势资源的就地利用和合理转化，积极发展新型煤化工，优化提升传统煤化工。充分利用山西本土的资源优势，努力把山西省打造成为我国中部地区具有鲜明技术特色的煤炭清洁高效利用基地。
（1）积极争取国家对山西省发展新型煤化工产业的优惠政策。
当前，国家出台了严格的系列新型煤化工产业政策。山西要发展新型煤化工产业，必须积极争取国家对山西省发展新型煤化工产业的优惠政策。唯有如此，山西在煤化工产业发展才能取得政策方面的先决条件。
（2）提升传统煤化工产业的同时紧密跟踪国际先进新型煤化工技术，稳步发展现代煤化工产业。
山西煤化工发展需要与目前已有产业结构协调互补，达到最佳耦合，真正使现代煤化工产业成为山西经济发展新的增长点和助力器。山西不仅要做好现有传统煤化工产业的改造升级，同时，要积极部署新的发展方向。实现百万t级煤基合成油项目产业化运行。在保证技术领先的前提下，不断提高全省煤化工产业核心竞争力。
（3）不断创新山西煤化工产业发展新模式。
考虑发挥政府引导作用，以产业涉及的具体项目或基地为依托，联合省内多家大型企业、金融机