煤炭清洁高效利用技术范文第1篇
2016年度项目申报指南
项目申报全流程指导单位：北京智博睿投资咨询有限公司
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依据《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006—2020年)》，以及国务院《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》、《中国制造2025》和《关于加快推进生态文明建设的意见》等，科技部会同有关部门组织开展了《国家重点研发计划煤炭清洁高效利用和新型节能技术专项实施方案》编制工作，在此基础上启动煤炭清洁高效利用和新型节能技术专项2016年度项目，并发布本指南。
本专项总体目标是：以控制煤炭消费总量，实施煤炭消费减量替代，降低煤炭消费比重，全面实施节能战略为目标，进一步解决和突破制约我国煤炭清洁高效利用和新型节能技术发展的瓶颈问题，全面提升煤炭清洁高效利用和新型节能领域的工艺、系统、装备、材料、平台的自主研发能力，取得基础理论研究的重大原创性成果，突破重大关键共性技术，并实现工业应用示范。
本专项重点围绕煤炭高效发电、煤炭清洁转化、燃煤污染控制、二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)、工业余能回收利用、工业流程及装备节能、数据中心及公共机构节能7个创新链(技术方向)部署23个重点研究任务。专项实施周期为5年(2016—2020)。
按照分步实施、重点突出原则，2016年首批在7个技术方向启动16个项目。每个项目设1名项目负责人，项目下设课题数原则上不超过5个，每个课题设1名课题负责人，课题承担单位原 — 2 —
则上不超过5个。
各申报单位统一按指南二级标题(如1.1)的研究方向进行申报，申报内容须涵盖该二级标题下指南所列的全部考核指标。鼓励各申报单位自筹资金配套。对于应用示范类任务，其他经费(包括地方财政经费、单位出资及社会渠道资金等)与中央财政经费比例不低于1：1。
1. 煤炭高效发电
1.1 新型超临界CO
2、CO2/水蒸汽复合工质循环发电基础研究(基础研究类)
研究内容：研究煤粉在超临界环境下化学能释放、能量传递及转换机理，揭示燃烧室内压力、温度及成分的时空分布规律;研究超临界CO2及CO2/水蒸汽混合工质的热力学性质、流动特性、传热特性及膨胀做功规律;开展适用于超临界CO2及CO2/水蒸汽复合工质的汽轮机通流结构对热耗的影响研究;开展新型发电系统集成优化、运行特性与控制方法的技术基础研究。
考核指标：获得超临界CO2及CO2/水蒸汽复合工质的燃煤高效低污染发电原理和方法;完成概念设计，系统效率超过50%。
实施年限：5年 拟支持项目数：1—2项
1.2 超超临界循环流化床锅炉技术研发与示范(应用示范类) 研究内容：开发超超临界循环流化床锅炉炉内气固流动与传
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热、超超临界水循环安全性、热力系统及水系统交联优化等关键技术;开展锅炉概念设计方案、分离器、换热床等关键部件的研究及整体匹配;开发SO
2、NOx、颗粒物等污染物超低排放技术;开展超超临界循环流化床锅炉机组的动态特性、自动控制及仿真研究;完成超超临界循环流化床锅炉本体设计及研制;建设660MW等级超超临界循环流化床锅炉机组示范工程，完成168h连续运行。
考核指标：锅炉效率≥92%;供电煤耗<300gce/kWh;SO2排放≤35mg/Nm3，NOx排放≤50mg/Nm3，颗粒物排放≤10mg/ Nm3。
实施年限：5年 拟支持项目数：1—2项
经费配套：其他经费与中央财政经费比例不低于1：1 2. 煤炭清洁转化
2.1 低变质煤直接转化反应和催化基础研究(基础研究类) 研究内容：研究低变质煤的有机组成和矿物质特性、特征显微组分分子结构及其对直接转化过程与产物的影响机理;揭示煤直接转化过程反应途径及产物定向调控机制;研究煤炭直接转化制燃料及化学品过程中硫、氮、卤素、碱金属及重金属迁移规律;研发直接转化气液产物提质加工新技术，液体产物制取高品质液体燃料及化学品定向催化转化机理及高效催化剂。
考核指标：建立显微结构和分子结构相结合表征低变质煤直接转化特性的方法，形成煤直接转化新型反应器、新工艺、新型 — 4 —
催化剂的技术基础。
实施年限：5年 拟支持项目数：1—2项
2.2 煤热解气化分质转化制清洁燃气关键技术(共性关键技术类)
研究内容：开发高比例低阶煤高温热解制备气化焦新技术，研究其矿物组成、灰渣特性及气化性能，开发气化焦新型固定床加压气化技术及装备;开发低阶碎煤定向热解生产高品质焦油及富氢热解气的工艺，完成反应器优化与工程放大;开发热解、焦化烟气高效干法脱硫及低温脱硝技术与装备。
考核指标：建成百吨/日级新型气化焦加压固定床气化装置，出口煤气低位热值≥11MJ/Nm3;建成10万吨/年以上工业规模定向热解装置，焦油收率大于葛金分析收率的80%，焦油含尘≤1.0%;烟气脱硫效率≥95%、脱硝效率≥85%，在百万吨/年级热解、焦化装置中应用。
实施年限：3年 拟支持项目数：1—2项
2.3 煤转化废水处理、回用和资源化关键技术(共性关键技术类)
研究内容：研究煤化工过程废水处理与利用的新途径;研发高浓度有机废水制水煤浆技术;研究低损高效酚萃取剂，开发酚
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氨的协同脱除过程强化方法及脱除工艺;开发生物与化学协同、催化氧化深度处理难降解有机物技术;研发高性能、长寿命适于含盐废水浓缩的膜材料、工艺及装备;研发适于高含盐废水的COD降解及重金属脱除、分质结晶分盐技术与工艺。
考核指标：脱酚萃取总酚脱除效率≥94%;膜浓缩倍率≥10倍，清洗周期3个月以上;结晶盐品质达到工业盐国家标准(GB/T5462)。
实施年限：3年 拟支持项目数：1—2项 3. 燃煤污染控制
3.1 燃煤PM2.5及Hg控制技术(共性关键技术类) 研究内容：开展PM2.5前驱体多相吸附、反应机理研究，研发改性吸附剂控制PM2.5形成的关键技术;研发基于细颗粒团聚机制的PM2.5控制关键技术和设备;研发基于氧化剂、催化氧化的单质汞高效氧化技术及装备;开发可再生的高效汞吸附剂及其在线活化制备技术、喷射装置与控制系统;开发PM2.5与汞的联合脱除关键技术;在300MW及以上燃煤发电机组实现应用。
考核指标：PM2.5排放浓度≤5 mg/Nm3;Hg的脱除率≥90%。
实施年限：4年 拟支持项目数：1—2项
3.2 燃煤污染物(SO2，NOx，PM)一体化控制技术工程示 — 6 —
范(应用示范类)
研究内容：研发低氮燃烧与新型SNCR、SCR组合协同脱除NOx技术并进行示范，同时开展SCR脱硝协同脱除PM2.5技术的研究;开展燃煤SO2和NOx前置氧化与协同吸收技术的验证及完善，研发大规模强氧化物质产生装置及配套设备，开发同时脱硫脱硝吸收技术;开发燃煤PM2.5和SO2一体化吸收控制技术并进行工程示范，在深度脱除SO2的同时，提高PM2.5的捕集效率。
考核指标：在燃煤工业装置中进行污染物一体化控制工程示范，烟气中PM排放浓度≤10mg/Nm3，SOx排放浓度≤35mg/Nm3，NOx排放浓度≤50mg/Nm3。
实施年限：4年 拟支持项目数：1—2项 申报要求：企业牵头申报
经费配套：其他经费与中央财政经费比例不低于1：1 4. 二氧化碳捕集利用与封存
4.1 基于CO2减排与地质封存的关键基础科学问题(基础研究类)
研究内容：研究加压富氧燃烧、化学链燃烧反应过程特性，载氧体表界面转化与体相晶格氧传输机理;研究CO2地质封存与驱油、驱气、采热过程中的多尺度多相流动与热质传递机理及热力学性质;研究CO2捕集封存利用系统的能量集成优化方法。
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考核指标：获得加压富氧燃烧、化学链燃烧过程基础理论;建立CO2在不同封存与地质利用条件下的基础物性数据库。
实施年限：5年 拟支持项目数：1—2项
4.2 基于CO2高效转化利用的关键基础科学问题(基础研究类) 研究内容：探索CO2高效转化制备液体燃料与化学品的反应新途径与机制，研究CO2双键活化、表面微观反应、固体催化材料构效关系;研究CO2转化过程中反应/传递强化原理和方法;研究矿化反应机理和动力学、微观离子迁移规律、矿化反应强化机制。
考核指标：获得CO2制液体燃料和化学品的新工艺、新方法;CO2矿化效率≥80kg/t非碱性矿。
实施年限：5年 拟支持项目数：1—2项
4.3 二氧化碳烟气微藻减排技术(共性关键技术类) 研究内容：筛选耐受烟气的高效固碳藻株，利用代谢组学等手段解析相关耐受与高产机理;降低微藻固碳养殖系统成本;研究微藻固碳系统与环境因子的交互作用机制，优化养殖工艺，实现病虫害的动态防控和连续稳定养殖;开发微藻废水养殖技术。
考核指标：培育耐受高浓度CO2的高效固碳藻株3株;户外连续1个月微藻(干基)产能达到25g/(m2 •d);建立微藻年固碳能力万吨级示范。
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实施年限：4年 拟支持项目数：1—2项 5. 工业余能回收利用
5.1 工业含尘废气余热回收技术(共性关键技术类) 研究内容：研究含多相、多尺度尘粒的烟气在高温复杂流动工况下的分离、团聚、附壁及传热特性，研发含凝结性尘粒烟气自滤净化与余热回收工艺和方法;研发高含尘烟气的防积灰、防磨损、防腐蚀连续余热回收利用新技术与新装置，形成超大拓展表面净化与换热部件的制造能力;研发含低浓度、亚微米级尘粒烟气的深度净化和高效换热耦合工艺，实现高温烟气净化与换热一体化的技术与集成装备，对集成技术系统进行工业示范。
考核指标：净化后气体尘粒排放浓度：含凝结性尘粒烟气≤50 mg/Nm3，高含尘烟气≤30 mg/Nm3，低浓度亚微米级尘粒烟气≤10 mg/Nm3，余能回收率≥70%，工业示范装置考核运行时间≥200h。
实施年限：3年 拟支持项目数：1—2项
5.2 低品位余能回收技术与装备研发(应用示范类) 研究内容：研发工业余热用压缩式高效超级热泵，在典型工业流程中获得热输出应用;开发适合于流程工业以及煤电行业余热综合利用的高效吸收式热泵，并形成低温高效余热吸收式制热典型示范;研发低温热能品位提升的化学热泵，实现余热品位的
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提升与高效利用，并形成热输出示范系统;形成低温位余能网络化利用的整体技术解决方案。
考核指标：压缩式热泵的COP≥6.0，形成100 kW级热输出的应用示范;吸收式热泵COP≥1.75，形成≥500kW热输出的工程示范;化学热泵的系统热效率≥25%，形成50kW级热输出示范系统。
实施年限：3年 拟支持项目数：1—2项
经费配套：其他经费与中央财政经费比例不低于1：1 6. 工业流程及装备节能
6.1 流程工业系统优化与节能技术(共性关键技术类) 研究内容：研究钢铁等冶金过程中连续、半连续和非连续工序之间的匹配技术及优化组合节能工艺;研究化工等高能耗工业过程的能质强化传递规律及低能耗反应/分离工艺;研发流程工业中高效能量传递与转换单元设备;研究冶金、化工、建材等行业多产品、多过程间耦合节能技术、网络化能量调配及排放物协同治理节能技术，开展工业节能支撑技术及潜力评估研究，并实现工业示范应用。
考核指标：与现有的先进工艺相比，新型工业用能装备能量利用率提高10%以上;节能型工艺应用于冶金、化工、建材等行业，较传统工艺系统节能10%以上，污染排放物减少15%以上。
实施年限：4年
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拟支持项目数：1—2项
6.2 工业炉窑的节能减排技术(应用示范类)
研究内容：研究满足多工艺目标、大负荷调节比要求的工业炉窑热过程与工艺优化技术，形成物质流与能量流匹配的节能管控平台;研究满足宽阈度负荷变化、多品种交叉生产等复杂工艺要求的工业窑炉燃烧控制与NOx、SOx及粉尘控制和脱除技术，形成高能效低排放炉窑的工业示范;研究工业炉窑的气、固排放物质的净化分离与利用技术，实现排放物资源化利用的工业示范。
考核指标：示范炉窑比目前国内同类先进炉窑的用能效率提高15%以上，NOx、SOx及粉尘等排放优于国家相关排放标准，连续考核运行时间≥2000h;排放物资源化利用率≥95%。
实施年限：4年 拟支持项目数：1—2项
经费配套：其他经费与中央财政经费比例不低于1：1 7. 数据中心及公共机构节能
7.1 数据中心节能关键技术研究(共性关键技术类) 研究内容：研究数据中心高功率密度信息设备的新型高效冷却技术，开发标准化、模块化的冷却设备，完成规模化应用示范; 研发用于高功率密度电源的新型高效液体冷却技术，完成应用示范;研发高效可靠直流供电与分布式储能技术和设备，实现应用示范;建立数据中心节能标准及评价准则，研究绿色数据中心建
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设标准和运维规范。
考核指标：全年平均PUE≤1.25;不间断供电系统效率≥98%。
实施年限：4年 拟支持项目数：1—2项
7.2 公共机构高效用能系统及智能调控技术研发与示范(共性关键技术类)
研究内容：开发公共机构低品位热能高效回收与利用技术及装置;开展公共机构高效围护结构系统集成研究;研发不同类型公共机构照明调控模式、方法和控制系统，开发新型高效采光装置;研究基于能耗监测数据的公共机构用能设备智能管理与能源调度技术，开发协调各种用能设备的集成控制系统;研究公共机构超低能耗建筑技术标准，建立公共机构节能评价标准和评价体系。
考核指标：用能系统集成低品位余热利用率(以环境温度25℃为基准)≥40%;建筑能耗在GB 50189基础上降低25%;照明系统单位建筑面积功耗在GB 50034基础上降低40%以上;公共机构用能设备系统智能管理与控制技术应用10家以上;建设节约型公共机构示范项目30家以上。
实施年限：5年 拟支持项目数：1—2项
煤炭清洁高效利用技术范文第2篇
国家能源局关于印发《煤炭清洁高效利用行动计划(2015-2020年)》的通知
各省、区、市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、煤炭行业管理部门：
为贯彻中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委员会首次会议精神，落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划(2014-2020年)的通 知》(国办发〔2014〕31号)和《关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见(国能煤炭〔2014〕571号)要求，加快推动能源消费革命，进一 步提高煤炭清洁高效利用水平，有效缓解资源环境压力，特制定《煤炭清洁高效利用行动计划(2015-2020年)》，现印发你们，请按照执行。
国家能源局
2015年4月27日
1 附件
煤炭清洁高效利用行动计划(2015-2020年)
煤炭是我国的主体能源和重要工业原料，近年来，煤炭工业取得了长足发展，煤炭产量快速增长，生产力水平大幅提高，为经济社会健康发展做出了突出贡献，但煤炭利用方式粗放、能效低、污染重等问题没有得到根本解决。未来一个时期，煤炭在一次能源消费中仍将占主导地位。为贯彻中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委员会首次会议精神，落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划(2014-2020年)的通知》(国办发〔2014〕31号)和《关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见(国能煤炭〔2014〕571号)要求，加快推动能源消费革命，进一步提高煤炭清洁高效利用水平，有效缓解资源环境压力，制定本行动计划。
一、指导思想
高举中国特色社会主义伟大旗帜，全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中全会精神，以邓小平理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，深入贯彻总书记系列重要讲话精神，按照全面建成小康社会、全面深化改革、全面依法治国、全面从严治党的战略布局，坚持稳中求进工作总基调，落实《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，按照源头治理、突出重点、高
1 效转化、清洁利用的发展方针，坚持政府引导、企业主体、市场驱动、科技支撑、法律规范、社会参与的原则，加快发展高效燃煤发电和升级改造，实施燃煤锅炉提升工程，着力推动煤炭分级分质梯级利用，推进废弃物资源化综合利用，实现煤炭清洁高效利用。
二、主要任务和行动目标
加强煤炭质量管理，加快先进的煤炭优质化加工、燃煤发电技术装备攻关及产业化应用，稳步推进相关产业升级示范，建立政策引导与市场推动相结合的煤炭清洁高效利用推进机制，构建清洁、高效、低碳、安全、可持续的现代煤炭清洁利用体系。主要目标：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时;到2017年，全国原煤入选率达到70%以上;现代煤化工产业化示范取得初步成效，燃煤工业锅炉平均运行效率比2013年提高5个百分点。到2020年，原煤入选率达到80%以上;现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上;现代煤化工产业化示范取得阶段性成果，形成更加完整的自主技术和装备体系;燃煤工业锅炉平均运行效率比2013年提高8个百分点;稳步推进煤炭优质化加工、分质分级梯级利用、煤矿废弃物资源化利用等的示范，建设一批煤炭清洁高效利用示范工程项目。
三、重点工作
(一)推进煤炭洗选和提质加工，提高煤炭产品质量
2 大力发展高精度煤炭洗选加工，实现煤炭深度提质和分质分级;开发高性能、高可靠性、智能化、大型(炼焦煤600万吨/年以上和动力煤1000万吨/年以上)选煤装备;新建煤矿均应配套建设高效的选煤厂或群矿选煤厂，现有煤矿实施选煤设施升级改造，组织开展井下选煤厂示范工程建设。严格落实《商品煤质量管理暂行办法》，积极推广先进的煤炭提质、洁净型煤和高浓度水煤浆技术。
在矿区、港口等煤炭集散地以及用户集中区，建设和完善区域煤炭优质化配送中心、大型现代化煤炭物流园区和储配煤中心，合理规划建设全密闭煤炭优质化加工和配送中心，通过采用选煤、配煤、型煤、水煤浆、低阶煤提质等先进的煤炭优质化加工技术，提高、优化煤炭质量，形成分区域优质化清洁化供应煤炭产品的格局，实现煤炭精细化加工配送。到2020年，重点建成海西等11个大型煤炭储配基地和30个年流通规模2000万吨级煤炭物流园区。
(二)发展超低排放燃煤发电，加快现役燃煤机组升级改造 逐步提高电煤在煤炭消费中的比重，推进煤电节能减排升级改造。
根据水资源、环境容量和生态承载力，在新疆、内蒙古、陕西、山西、宁夏等煤炭资源富集地区，科学推进鄂尔多斯、锡盟、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等9个以电力外送为主的大型煤电基地建设。
3 认真落实《煤电节能减排升级改造行动计划》各项任务要求，进一步加快燃煤电站节能减排改造步伐，提升煤电高效清洁利用水平，打造煤电产业升级版。
(三)改造提升传统煤化工产业，稳步推进现代煤化工产业发展
改造提升传统煤化工产业，在煤焦化、煤制合成氨、电石等传统煤化工领域进一步推动上大压小，等量替代，淘汰落后产能。以规模化、集群化、循环化发展模式，大力发展焦炉煤气、煤焦油、电石尾气等副产品的高质高效利用。以现代煤气化技术促进煤制合成氨升级改造，开展高水平特大型示范工程建设。
适度发展现代煤化工产业，通过示范项目建设不断完善国内自主技术，加强不同技术间的耦合集成，大幅提升现代煤化工技术水平和能源转化效率，减少对生态环境的负面影响。在示范取得成功后，结合国民经济和社会发展需要，按照统一规划、合理布局、综合利用的原则，统筹推进现代煤化工产业发展。
重点在煤炭资源丰富、水资源有保障、生态环境许可、运输便捷的地区，根据生态环境、水资源保障情况，布局现代煤化工示范项目。坚持规模化、大型化、一体化、园区化、集约化发展。禁止在《全国主体功能区规划》确定的限制和禁止开发重点生态功能区内建设现代煤化工项目。严格控制缺水地区项目建设。
新建现代煤化工示范项目的主要技术指标应明显优于首批示范项目的水平，大气污染物和污水排放要符合最严格的环保要求，
4 废渣全部无害化处理或资源化利用，推广应用废水制水煤浆、空气冷却等节水型技术，实现关键技术和装备国产化。
(四)实施燃煤锅炉提升工程，推广应用高效节能环保型锅炉
新生产和安装使用的20蒸吨/小时及以上燃煤锅炉应安装高效脱硫和高效除尘设施。在供热和燃气管网不能覆盖的地区，改用电、新能源或洁净煤，推广应用高效节能环保型锅炉，区域集中供热通过建设大型燃煤高效锅炉实现。20蒸吨/小时及以上燃煤锅炉应安装在线检测装置，并与当地的环保部门联网。
加速淘汰落后锅炉。到2017年，地级及以上城市建成区基本淘汰10蒸吨/小时及以下的燃煤锅炉;天津市、河北省地级及以上城市建成区基本淘汰35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉。鼓励发展热电联供、集中供热等供热方式，以天然气(煤层气)、电力等清洁燃料替代分散中小燃煤锅炉。
提升锅炉污染治理水平。10蒸吨/小时及以上的燃煤锅炉要开展烟气高效脱硫、除尘改造，积极开展低氮燃烧技术及水煤浆燃烧技术改造示范，实现全面达标排放。大气污染防治重点控制区域的燃煤锅炉，要按照国家有关规定达到特别排放限值要求。开发推广工业锅炉余热、余能回收利用技术，实现余热、余能高效回收及梯级利用。
到2020年，淘汰落后燃煤锅炉60万蒸吨，京津冀、长三角、珠三角等重点区域的燃煤锅炉设施，基本完成天然气、热电联供、
5 洁净优质煤炭产品等替代;现役低效、排放不达标锅炉基本淘汰或升级改造，高效锅炉达到50%以上。
(五)开展煤炭分质分级梯级利用，提高煤炭资源综合利用效率
鼓励低阶煤提质技术研发和示范。开展单系统年处理原料煤百万吨级中低温干馏制气、制油为主要产品路线的大规模煤炭分质利用示范，促进我国煤炭分质利用和提质技术水平的提高。
逐步实现“分质分级、能化结合、集成联产”的新型煤炭利用方式。鼓励煤-化-电-热一体化发展，加强各系统耦合集成。在具备条件的地区推进煤化工与发电、油气化工、钢铁、建材等产业间的耦合发展，实现物质的循环利用和能量的梯级利用，降低生产成本、资源消耗和污染排放。
2017年，低阶煤分级提质关键技术取得突破;2020年，建成一批百万吨级分级提质示范项目。
(六)加大民用散煤清洁化治理力度，减少煤炭分散直接燃烧
扩大城市高污染燃料禁燃区范围，逐步由城市建成区扩展到近郊，禁燃区内禁止使用散煤等高污染燃料，逐步实现无煤化。大力推广优质能源替代民用散煤，结合城市改造和城镇化建设，通过政策补偿和实施多类电价等措施，逐步推行天然气、电力及可再生能源等清洁能源替代散煤，形成多途径、多通道减少民用散煤使用的格局。农村地区综合推广使用生物质成型燃料、沼气、
6 太阳能等清洁能源，减少散煤使用。
加大先进民用炉具的推广力度。民用优质散煤、洁净型煤等清洁能源产品，需配套先进节能炉具。制订民用先进炉具相关标准，建立民用先进炉具生产企业目录，拟定购买先进炉具的地方补贴政策。加大宣传力度，充分调动使用先进炉具的积极性。
京津冀及周边地区、长三角、珠三角限制销售和使用灰分大于16%、硫分大于1%的散煤。制定更严格的民用煤炭产品质量地方标准。加快修订优质散煤、低排放型煤等民用煤炭产品质量的地方标准，对硫分、灰分、挥发分、排放指标等进行更严格的限制，不符合标准的煤炭产品不允许销售。推行优质、低排放煤炭产品替代劣质散煤机制，全面禁止劣质散煤的销售。
(七)推进废弃物资源化利用，减少污染物排放
加大煤矸石、煤泥、煤矿瓦斯、矿井水等资源化利用的力度。推广矸石井下充填技术，推进井下模块式选煤系统开发及其示范工程建设，实现废弃物不出井;支持低热值煤(煤泥、煤矸石)循环流化床燃烧技术及锅炉的研发及应用;鼓励开展煤矿瓦斯防治利用重大技术攻关，实施瓦斯开发利用示范工程;有条件的矿区实施保水开采或煤水共采，实现矿井突水控制与水资源保护一体化;推进煤炭地下气化示范工程建设，探索适合我国国情的煤炭地下气化发展路线。开发脱硫石膏、粉煤灰大宗量规模化利用及精细化利用技术，积极推广粉煤灰和脱硫石膏在建筑材料、土壤改良等方面的综合利用。建设与煤共伴生的铝、锗等资源精细
7 化利用示范工程，促进矿区循环经济发展。
积极开展二氧化碳捕集、利用与封存技术研究和示范;鼓励现代煤化工企业与石油企业及相关行业合作，开展驱油、微藻吸收、地质封存等示范，为其它行业实施更大范围的碳减排积累经验。
到2020年，煤矸石综合利用率不低于80%;煤矿瓦斯抽采利用率达到60%，在水资源短缺矿区、一般水资源矿区、水资源丰富矿区，矿井水或露天矿矿坑水利用率分别不低于95%、80%、75%;煤矿塌陷土地治理率达到80%以上，排矸场和露天矿排土场复垦率达到90%以上;煤炭地下气化技术取得突破。
四、保障措施
(一)完善标准体系
积极推进《产业结构调整指导目录》修订，明确限制类、淘汰类煤炭利用技术。加快制定煤炭清洁高效利用技术和装备标准。完善煤炭及转化产品质量标准。研究建立煤炭清洁高效利用先进技术遴选、评定、认证及推广机制。建立专家库，制定认证准则。根据相关标准对煤炭清洁利用技术进行评选，发布煤炭清洁高效利用先进技术目录。
提高煤炭清洁高效利用项目建设标准。通过项目建设规模、能源转化效率、综合能耗、新鲜水耗、资源综合利用率、污废产排率等具体指标进行调控和引导，促进集约化发展，防止盲目投资和低水平重复建设。
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(二)依靠科技驱动
加强基础研究和技术攻关，积极推进将煤炭清洁高效利用重大科学研究和关键技术攻关纳入国家科技重大专项计划，将示范技术列入国家重点研发计划。积极组建国家重点实验室、国家科技研发中心、产业技术创新战略联盟等创新平台，建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的创新体系，培育一批技术创新能力强、拥有自主知识产权和品牌，融研发、设计、制造、服务于一体，具备核心竞争力的煤炭清洁高效技术和装备研发企业。加快培育具有国际竞争力的专业人才队伍。
(三)加强国际合作
充分借鉴世界先进经验，高起点、高标准地引进先进技术与管理模式，并组织消化、吸收和再创新。支持优势企业积极参与境外资产并购和项目开发建设，加强与境外制造企业和研发机构合作，充分利用境外资源和市场，提高我国煤炭清洁高效利用技术、装备和产品的国际竞争力。鼓励在国外建设大型煤炭清洁高效利用商业化项目，带动我国技术服务、重大装备、人才劳务向国际市场输出，丰富合作层次，提升合作水平。
(四)完善政策支持
各有关方面要积极落实现行与煤炭清洁高效利用相关的税收优惠政策，并在此基础上，研究出台更加有力的支持政策。积极引导各类社会资本进入煤炭清洁高效利用相关领域，鼓励采用合同能源管理方式实施煤炭清洁高效技术的运行和改造。
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(五)强化监督管理
强化煤炭利用项目的能效、污染物排放等运行指标实时监测和信息公开;加强煤炭经营监督管理及环保、质检、工商等部门的联合执法，建立商品煤质量标识系统，严厉打击配煤环节掺杂使假行为。加强煤炭利用项目的运行监督和管理，加大环保设施建设和运行监管力度，确保煤炭利用技术和装置污染物在线监测的真实、准确。
(六)做好组织实施
煤炭清洁高效利用技术范文第3篇
中国是一个“富煤、贫油、少气”的国家，长期以来，煤炭是主体能源和重要的工业原料，在一次能源消费结构中比重在60%以上。虽然煤炭作为中国主体能源的地位短期内难以撼动，但可以加快煤炭清洁高效利用，变“输煤”为“输油、输气”，将大大减少污染。
李克强总理也透露了这一思路，山西要发挥好资源禀赋，大力发展清洁能源，努力在煤炭清洁利用技术上有突破。
山西是中国煤炭大省，煤炭保有量达到2674亿吨。山西目前正在建设晋北煤化工基地，布局煤制油、煤制气等多项高效、清洁能源项目。山西是距离京津冀能源市场最近的地区，多年来外送能源一直以“输煤、输电”为主，在大气污染日益严峻的形势下，山西通过现代煤化工基地建设，以“输气、输油”来改变能源输出结构，不仅可解决能源供应问题，也使山西的低质煤找到了出路，变废为宝。以煤制油为例说，这一油品的环保效能大大优于石油。替代传统的汽柴油后，氮氧化物和颗粒物的排放将大为减少。
同时还要控制劣质的煤进口，自上世纪90年代以来，我国对煤炭进出口关税进行了一系列结构性调整。2006年以前，我国实施出口导向型的对外贸易政策，一方面采取出口退税政策鼓励煤炭出口，另一方面采取征收进口关税等政策约束煤炭进口。2006年以后，随着我国煤炭需求快速增加，煤炭关税逐步向鼓励进口、限制出口的方向发展，将煤炭进口关税降为零，对出口煤炭征收10%的关税。在煤炭进出口关税政策的支持下，我国由传统的煤炭出口国转为煤炭净进口国，进口量逐年大幅增加。2009年净进口煤炭1亿吨，2013年进口煤炭3.27亿吨，净进口3.2亿吨，其中，褐煤进口5994万吨，占进口煤总量的18.33%。在煤炭进口量大幅增加的同时，褐煤、高硫煤、高灰煤、含有害物质的煤炭品种等劣质煤进口量增长较快，进口煤不合格的批次、数量随之增加。大量劣质煤进口，不仅对煤炭市场产生了影响，加剧了煤炭市场结构性过剩态势，而且也不利于我国生态环境建设。
分析认为，煤制气在中国也有广阔的发展前景。中国资源禀赋特征为“富煤少气”，如果将黑色煤炭通过新型煤化工技术转化为清洁的天然气，不仅可化解煤炭产能过剩，更能够解决“气荒”问题。此外，煤炭的就地转化，循环利用也是清洁、高效利用的题中之义。但是煤化工对环境资源的破坏也不能忽视。不可顾此失彼，盲目的大搞特搞生搬硬上。同时控制进口劣质煤，鼓励进口优质煤炭，加强对进口煤炭产品的商品质量检验，禁止高灰份、高硫份、含有有害物质的劣质煤炭进口。进一步做好煤炭进出口总量、结构、趋势等的监测分析，根据国内外市场变化适时调整煤炭出口相关政策措施等。
特高压电网还需要谨慎而行
约在今年5月，特高压电网将作为重要课题纳入政治协商会议进行协商对话，并强调治雾霾的根本是能源发展转方式、调结构，关键是优化电能结构和布局，应通过建设特高压电网在全国范围内优化配置电力资源，并应实施电能替代战略。就在两会开幕前一周，国家电网对外发布消息称，2014年电网投资将超过3800亿元，其中特高压电网投资约占1/3，并力争年内核准开工“6交4直”共计10条特高压电网项目。 3月7日，刘振亚在政协十二届二次会议第二次全体会议发言，称国家电网公司规划到2020年建成“五纵五横”特高压骨干网架和27回特高压直流工程。建议在国家层面加快制定智能电网发展规划，加快推进特高压电网建设，配套出台财税、价格、投资、金融等政策，加快建设一批急需的特高压和智能电网重点工程。
业内普遍认为，国网在两会期间展开“特高压”舆论攻势绝非偶然。“特高压”相关消息在两会期间之所以如此密集、高调，可能来自两方面的原因。一方面，决策层对“特高压”的态度出现了积极的变化。中国的水能、风能、太阳能等主要分布在西北部地区，发展“特高压”可以促进这些地区的能源开发，并把它们源源不断地输送到东中部负荷中心，有助于应对雾霾。另一方面，近来雾霾问题异常突出，特别是北京及其周边地区，持续发生严重雾霾，社会舆论极为关注，大气污染防治变得异常迫切。实施“特高压”主导的跨区送电成为国家能源局力推的项目。发展清洁能源、煤电向西北部集中成为治理雾霾的重要选择之一，效果可期。据测算，如果电能替代真能落实，中东部地区PM2.5的比重到2015年和2020年将比2010年降低12%和28%”。
线路电压等级会随着社会的发展而提升，这是行业发展规律，但是不应过高夸大特高压的作用。同时，输电与输煤的经济性在特高压方面也值得探讨，一条输煤通道载能相当于建20回特高压的输电能力。如果一条铁路一段铁轨出了问题，很快就能修好，而一个特高压塔架出现问题，修复的时间成本要高得多。
另外，对于“西电东送”还有两个问题必须考虑。首先是大气环流。我国规划在西北地区建设4.7亿千瓦煤电，估计耗煤量在4.5亿吨。规模这么大的电厂放到西部，其排放可能随大气环流覆盖到整个国土，所以大气环流需要好好研究。其次是能源利用效率。提高一个百分点的能效是非常困难的。但是，在西部地区上这么多电厂，整个国家的能源利用效率是会降低的。这一方面是由于西部地区水资源匮乏，必须采用空冷机组，这比湿冷机组效率要低8%左右;另一方面，远距离电力运输线损至少在7%。“目前比较先进的热效率在40%左右，这就意味着约损失6个百分点的热效率，这对于整个国家的能效影响是巨大的。 电网的发展既要满足区域用电需求，又要能实现跨区跨省资源优化配置。同时还要出台土地使用等方面的优惠政策，在赔偿、拆迁和民事协调等方面，完善相应政策和标准。
京津冀协同发展上升为重大国家战略
2月26日，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平对于京津冀一体化发展提出了七项要求。体现了中央对京津冀城市圈的空前高度重视，“重大国家战略”的提法首次在区域经济发展规划领域出现。这无疑令京津冀城市圈迎来了发展的新纪元。
京津产业与人口向廊坊的转移由被动转向主动，下属区县是最直接的收益地区：在京津冀一体化的推进下，廊坊将是参与京津资源分配的主力，廊坊地处北京、天津之间，且首都二机场坐落在廊坊、北京交界之地，廊坊是承接产业转移和人口外溢的不二之选，目前廊坊下属固安等园区已初具规模。具体来看，廊坊下属的固安、大厂、香河、永清等地从地理位置上具有明显优势，离北京只有10公里，并且有相对成熟的基础设施和产业基础，
习主席明确提出把交通一体化作为先行领域，在交通先行的情况下，廊坊下属区县如固安、大厂、香河、永清等地将是首先受益的区域，这些区域本身已经开始被动承接京津的产业转移及人口外溢，与北京相接，实现“1小时城市圈”缺的或许只是一条地铁。一体化交通体系建成后，北京、天津的产业及人口转移将从目前的被动转变为主动，廊坊将迎来历史性机遇。 首次将京津冀协同发展上升到国家战略层面。京津冀一体化在之前就一直在不断推进，也发布了一些相关规划，但相关政策迟迟难以落地，主要源于跨区域的沟通难度较大，习主席要求打破“一亩三分地”的思维定式，从国家战略层面要求对京津冀一体化加以推进，京津冀一体化将加速。
医疗改革势在必行 多管齐下
近期关于医疗改革的舆论渐趋增强,尤其是2014年以来,社会办医方面的政策暖风阵阵。1月9日《关于加快发展社会办医的若干意见》发布,明确表示卫生规划要为社会办医留足空间,允许社会资本参与公立医院改制。卫计委也将推进公立医院改革和加快发展社会办医作为深化卫生体制改革的工作重点。
目前非公立机构医疗占比较低,未来2年将迎来快速发展。“十二五”卫生事业规则中指出,到2015年,非公立机构床位数和服务量均达总数的20%。而在2014年初,非公立机构的床位占比仅有11%左右。民营医院数量不足,公立医院垄断的现象依然存在。支持社会资本办医,增加医疗服务供给量将是未来主流方向.
优质医疗资源稀缺是基本国情，解决看病难，就必须提高基层医疗水平。要为社会办医留足空间,允许社会资本参与公立医院改制。去年，卫计委就要求将乡村医生队伍建设和养老作为医改重要内容。1月9日《关于加快发展社会办医的若干意见》发布,明确表示卫生规划要为社会办医留足空间,允许社会资本参与公立医院改制。卫计委也将推进公立医院改革和加快发展社会办医作为深化卫生体制改革的工作重点。
基层医疗卫生服务机构仍存在设备条件落后、编制不足、医务人员素质不均衡等情况，使得老百姓看病宁愿去“挤”城市大医院，也不愿去基层医院，出现大医院人满为患，而基层医院却无人问津的状况。
目前非公立机构医疗占比较低,未来2年将迎来快速发展。“十二五”卫生事业规则中指出,到2015年,非公立机构床位数和服务量均达总数的20%。而在2014年初,非公立机构的床位占比仅有11%左右。民营医院数量不足,公立医院垄断的现象依然存在。支持社会资本办医,增加医疗服务供给量将是重要举措,同时也会是相互制衡健康发展的手段。
煤炭清洁高效利用技术范文第4篇
1 涂料中添加助燃剂对烟草薄片性能的影响
1.1 涂料所添助燃剂的基本性质
烟草废弃物提取常用的助燃剂有柠檬酸钾、汗氧钾盐以及柠檬酸钠, 都属于碱金属盐, 具有较高的水溶性, 这些助燃剂可以以水溶液的形式添加到涂料当中, 保障涂料质地的均匀度。
助燃剂的添加基本不会对涂料的粘度产生明显的影响, 但是柠檬酸钾和柠檬酸钠的添加会提高涂料的PH值, 其对涂料的固含量也不会产生太大影响。
1.2 对烟草薄片基本化学组分的影响
下面展示的是添加助燃剂后烟草薄片的基本化学组分, 也就是其中水溶性糖、总植物碱、总氮和氯含量的变化。
编号1 :水溶性糖 (%) 为9.88、总植物碱 (%) 为0.99、总氮 (%) 为1.58、氯 (%) 为0.86。
编号2 :水溶性糖 (%) 为9.63、总植物碱 (%) 为0.98、总氮 (%) 为0.98、氯 (%) 为0.86。
编号3 :水溶性糖 (%) 为9.87、总植物碱 (%) 为0.97、总氮 (%) 为1.58、氯 (%) 为0.90。
编号4 :水溶性糖 (%) 为9.76、总植物碱 (%) 为0.96、总氮 (%) 为1.60、氯 (%) 为0.87。
编号5 :水溶性糖 (%) 为9.68、总植物碱 (%) 为1.01、总氮 (%) 为1.56、氯 (%) 为0.85。
编号6 :水溶性糖 (%) 为10.01、总植物碱 (%) 为0.98、总氮 (%) 为1.54、氯 (%) 为0.85。
编号7 :水溶性糖 (%) 为9.74、总植物碱 (%) 为0.98、总氮 (%) 为1.53、氯 (%) 为0.83。
编号8 :水溶性糖 (%) 为10.12、总植物碱 (%) 为1.00、总氮 (%) 为1.56、氯 (%) 为0.88。
由上得知:助燃剂的添加并没有对总植物碱和氯的含量造成影响, 对水溶性糖和总氮的含量稍有影响, 但也并不明显。烟草浸渍液的化学组分比较复杂, 且以液体形式呈现, 在添加助燃剂时, 务必要保证其化学性质的稳定性。
1.3 对烟草薄片基本物理性质的影响
助燃剂的添加对烟草薄片存在一定的影响, 尤其是对其撕裂指数和定量的影响较为明显。因此, 在添加助燃剂时, 应当对助燃剂的添加量进行科学的控制, 减少其对于烟草薄片物理性质的影响, 保障加工纸张的质量。
2 涂料中添加轻质碳酸钙对烟草薄片性能的影响
(1) 涂料所添PCC的基本性质轻质碳酸钙是一种体积较小的化学物质, 一般情况, 添加在涂料中的轻质碳酸钙体积只有2.380μm。轻质碳酸钙的加入容易对涂料的基本性质产生影响, 添加PCC之后, 涂料的粘度和固含量变化都比较明显, 只有PH值的变化相对平稳。
(2) 对烟草薄片基本化学组分的影响由于PCC本身化学性质的特点, 在其加入涂料之后, 烟草薄片的化学组分就会发生较为明显的变化。具体变化情况如下图所示:
从上图可以看出:随着PCC的添加, 烟草薄片中的水溶性糖、总植物碱以及总氮和氯的含量呈递减形式, 也就是说, 如果减少浸渍液, 上述物质的含量就会趋于稳定。
(3) 对烟草薄片表面性能的影响PCC对烟草薄片表现性能的影响主要是对其渗透性能和吸湿性能的影响。随着PCC添加量的增加, 烟草薄片的吸湿性能和渗透性能均受到的影响。因此, 在实际的操作当中, 应当根据待提取烟草薄片的数量, 精确计算其所需的涂料和涂料中的PCC含量, 科学调配涂料, 以降低提取物的影响。
3 结语
资源节约是当前社会最为关注的问题之一。随着时间的推移, 各项自然资源的几近枯竭, 人们开始担忧环境问题和资源利用问题。特种植物废弃物利用技术对于资源节约意义重大, 未来还应该进一步加大研究。
摘要：科学技术的发展为资源的节约和高效化运用起到了有效的助力作用, 特种植物废弃物高效运用是当前人们进行资源集约化的重要项目, 这项技术是通过对特种植物废弃物进行资源提取以达到高效运用的目的。接下来文章将主要对烟草植物废弃物的高效利用技术进行分析。
关键词：特种植物废弃物,资源提取技术,助燃剂,PCC
参考文献
[1] 高文花.特种植物废弃物高效利用技术的研究[D].华南理工大学, 2013-06-01.
[2] 索琳娜.几种农林生物质废弃物再利用生产无土栽培基质技术及应用[D].北京林业大学, 2012-06-18.
煤炭清洁高效利用技术范文第5篇
1 国内煤层气抽采及利用现状
国内煤层气开发利用较早。1957年我国就组织过煤层气地面开采试验。20世纪70年代、80年代都进行过进一步探索。进入90年代,在党中央、国务院的重视和推动下,煤层气开发利用全面启动,并写进了《矿产资源法》及相关条例。“十一五”以来,煤层气开发利用已经编制、实施了两个“五年规划”。但目前煤层气产业却存在产量远远赶不上规划,上游投资严重不足,下游配套设施也难以辅助,深度阻碍了这一产业的健康发展。“十三五”规划中,将加快煤层气开发放在了突出地位,这不仅是安全生产、构建本质安全型煤矿的需要,也是能源革命的需要。
2 国内外煤层气抽采及利用技术分析
煤层气是优质清洁能源,综合利用价值很高,除高浓度瓦斯直接民用外,可用于燃气发电机组发电、供热制冷、压缩液化后作动力燃料,还可做甲醇、合成氨等化工产品,也是农药、医药、染料等有机化工产品的基础原料。
(1)国外煤层气抽采及利用技术世界上美国、澳大利亚、加拿大、德国等国家的煤层气产业发展比较迅速,用煤层气发电和作为民用燃料比较普遍。美国是商业化开发利用最为成功,规模最大,主要是将煤层气注入天然气管道系统(煤层气允许进入天然气管道的条件是CH4体积分数要高于95%),除此之外,还用来生产汽车燃料及合成氨、甲醇等。加拿大的煤层气资源量占世界第二位,拥有连续油管施工技术和煤层气液氮压裂技术两项关键技术,主要用来发电。德国在煤层气发电利用上较为成功,主要技术特点是模块化燃气发电机组,采用集装箱式设计,便于拆装、运输,对30%浓度以上甚至略低于30%甲烷浓度的气体进行发电利用,实现了热电联产。印度和英国则主要把煤层气用于发电或汽车燃料(CNG)。
同时,各国在研制高性能抽采泵,腐植酸处理煤层结合水力压裂技术,交叉、大直径和放射状钻孔等抽采技术,以及抽采装备方面聚氨酯封孔等新型封孔器都在不断推陈出新。此外,许多国家对煤层气开发给予税收优惠等方面的政策支持,也让煤层气抽采技术不断提升。
(2)国内煤层气抽采及利用技术国内煤矿中普遍采用的煤层气抽采方法是综合抽放瓦斯和地面利用钻孔抽放本层煤层气。综合抽放瓦斯是采矿预抽、过程邻近层及采空区等多种抽采方法。地面钻井开采方式在国外比较成熟,但在国内开采仍有一定困难,主要是我国地形、地貌区域性差异大,除沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘外,其它地区目前实现规模化、产业化开发难度大。但随着国家政策调控,去产能造成的废弃矿井更多,采用地面钻井开采方式变得愈加迫切。
国内当前地面开发抽采技术与重大装备研发技术很多,有构造煤煤层气勘探、低阶煤测试、空气雾化钻、煤层气模块化专用钻机、多分支水平井钻井、水平井随钻测量与地质导向、氮气泡沫压裂、水平井压裂、低压集输等技术。应用效果如:煤矿区地面抽采技术,煤层气(浓度)分级利用技术,在晋城、潞安、松藻等矿区应用并取得良好效果。
3 层气抽采及利用技术主要存在的困难
煤层气的开发需要上游、下游协同发展,要形成产业化基地,形成勘探开发、生产加工(发电、配气、合成C1化工产品等)、输送利用一体化发展的产业体系。煤层气产业已受到各国普遍重视,但煤层气产业发展方兴未艾,整体上处于开发利用的初级阶段。近年来,我国煤层气勘探开发方面取得了很大的进展,但也面临着地质和技术的挑战。我国实现煤层气大规模产业化开发存在瓶颈及解决方法也日渐成熟。如:针对煤层气和煤炭矿权重叠的老大难问题,山西有望借此契机在全国率先走出破解之道。煤层气开发利用存在的问题也引起了国家的重视,未来的发展潜力更加广阔。
4 结语
我国煤层气抽采技术发展速度较快,但是利用率仍然偏低。如何利用先进的瓦斯抽采技术,让瓦斯变废为宝,同样是预防和治理矿井及废弃矿井的必要手段。我国地域广阔,煤层气储量丰富,当前瓦斯抽采中需根据各矿区地质和生产的实际,重点研究综合抽采,中和抽采技术和方法的优化组合,通过对区域抽采煤层气的气体成分进行分析,根据瓦斯浓度的不同,选择不同的利用方式,对中高浓度瓦斯(CH4≥30%)、低浓度瓦斯(30%>CH4≥1%)和乏风瓦斯(CH4<1%)进行高效利用,实现煤层气利用的最大效用。
摘要：在新能源的生产和利用方式都在变革,国家着力构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系形势下,煤层气开发利用不断被推进。但我国的煤层气利用技术还不成熟,高效利用煤层气,优化能源结构,提高能源利用效率,是业界需要探讨的一个重要课题。
关键词：煤层气,高效利用
参考文献
[1] 邵凯旋.中国煤层气产业发展分析与展望[J].河南科技,2014,(10).