1． 中国发展洁净煤技术的迫切性
1.1 中国煤炭的主要特点及燃煤发电对环境的影响
中国煤炭资源丰富，是世界上最大的煤炭生产国和消费国，也是世界上少数几个以煤炭为主要一次能源的国家之一。
中国已探明的煤炭保有储量为1万亿吨（1Tt），占一次能源的90%以上。其中烟煤占75%，无烟煤占12%，褐煤占13%。煤炭在一次能源的生产与消费中的比例会长期保持在75%的水平上，而且这一比重在将来的30~50年内不会有大的变化。
中国电力工业已有100多年的历史，近20年得到飞速的发展，到1998年底全国装机容量达到了277GW，年发电量超过了1157.6TWh,预计到2000年装机容量达到290GW。经过近20年的努力，我们解决了电力这个制约国民经济发展的瓶颈的矛盾，电力供需基本平衡，部分地区还出现了供过于求的局面。但是目前我国人均用电水平还很低，人均装机容量仅为0.2KW，用电仅约为1000KW，与发达国家相比还有很大的差距。我们相信随着国家经济结构调整的顺利实施，随着国家经济的发展，我国电力仍然会大力发展。
由于煤炭在一次能源结构中的主导地位，决定了电力生产中以煤电为主的格局。在中国电力工业中，自1990年以来，火电机组装机容量保持在75%左右，水电约为24%，核电约占1%。火电机组的发电量占总发量的80%以上，其中燃煤电站占总发电量的76%，所消耗的煤炭占煤炭总产量的34%。预计发电用煤占煤炭总产量的比例会逐年上升，到2000年中国发电用煤将上升至38%，至2010年煤炭总产量的44%以上将用于发电。
根据成煤条件，中国煤炭的特点是高硫、高灰分且难洗选煤的比重较大，灰分小于15%的煤约占40%，原煤的平均灰分含量为28%左右。硫分小于1%的低硫煤约占56.4%左右，约8.2%的原煤含硫量高于2%，35.4%的原煤含硫量在1~2%;且随着煤矿开采深度的增加，原煤中的含硫量会大幅度增加。
从1980年到1996年，火电机组容量增加3.9倍，而烟尘排放量基本持平，1980年为399万吨，1996年为370万吨。
O2排放量随装机容量的增长呈上升的趋势。1996年中国工业部门SO2排放量为1946万吨，电力工业SO2的排放量约占35％。
电站锅炉氮氧化物，主要采用低Nox燃烧方式，氮氧化物的排放总量得到一定的控制。
火电厂冲灰水是燃煤电厂中排量最大、污染物超标最严重的废水，1996年原电力部所属火电厂冲灰水排放量达到82689万吨。
火电厂灰渣排放量随着装机容量的增加而大幅增加，传统的处置方式 是“以贮为主、贮用结合”，灰场占地的问题日益突出，造成有少量灰渣排入江河，污染水源的现象。电力部门加大了治理的力度，到1995年底原电力部所属火电厂已彻底解决了向江河排灰的问题。
由于我国是一个以煤为主要一次能源的国家,在今后较长时期内,电力工业中以煤炭为主的能源结构不会改变,更不可能减少煤炭的消耗量。目前中国煤炭的转化利用率较低，煤炭的开发和利用已成为我国环境污染物排放的主要来源，因此中国的能源发展面临着严峻的环境的挑战。为了促进能源与环境协调发展，研究和发展清洁煤发电技术以提高燃煤火电厂的热效率是减少污染物排放最有效的措施之一；也是中国以煤为主的能源生产和消费结构下解决环境污染问题的一个必然选择。
我国政府已正式提出对大气污染物进行有效地控制，并致力于发展洁净煤发电技术。在“九五”计划期间,我国政府计划实施先进的洁净煤发电技术示范工程，采用技贸结合的方式引进设备和设计制造技术，为在中国进一步广泛应用清洁煤发电技术奠定基础。
1.2新的电力政策
中国现阶段电力建设的基本方针是,实行能源开发与节约并重的原则,并将节约能源放在优先的地位。优化火电结构,优先发展水电,适当发展核电,因地制宜积极发展新能源发电，同步发展电网，这样对火电的发展就提出了更高的要求。在国家的统一指导下，我们正在积极进行电力结构调整，决定将公司系统50MW及以下凝汽机组关停实现时间从2005年提前到2004年，在2000年底前，从原计划的停运6810MW，增加到7740MW。国家电力公司决定三年内不开工建设300MW及以下的常规火电机组，重点发展高参数大容量机组，要积极采用超临界、超超临界机组，大力推广利用洁净煤发电技术，减少SO2、NOx、CO2和粉尘的排放，在沿海和一些需要的地区适当地发展燃油、燃气的联合循环机组，一方面是改善环境，另一方面也是为了增加电网的调峰能力，积极推广热电联供技术，提高能源利用率。
2．常规火电机组中洁净煤技术的应用
随着国家对环保要求的不断提高，对火电厂的污染物排放控制就更加严格。1997年国家修订了火电厂大气污染物的排放标准，增加了对SO2的排放浓度限制和提出了Nox浓度限制。在1998年又进一步对SO2污染控制区和酸雨控制区提出了更加严格的限制，要求2000年达标排放，并实行总量控制；禁止在大中型城市区域及近郊新建燃煤电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂必须建设脱硫设施；2000年前现有燃煤含硫量大于1%的电厂要求减排，2010年前分批建成脱硫设施或采取其它减排措施。
2．1常规火电机组脱硫
电力部门从70年代开始研究二氧化硫控制问题；80年代中期，加大了脱硫试验的研究力度，80年代末完成了四川白马电厂处理烟气量7×104m3/h的旋转喷雾脱硫的中间试验，90年代建成了四川珞璜电厂2×360MW全容量FGD脱硫装置；山东黄岛电厂210MW机组处理烟气量30×104m3/h旋转喷雾脱硫装置；山西太原第一热电厂处理烟气量60×104m3/h简易湿法脱硫装置，四川成都热电厂处理烟气量30×104m3/h电子束法脱硫装置。
正在建设的脱硫装置有珞璜二期2×360MW全容量FGD脱硫装置，深圳西部电厂300MW机组海水脱硫装置，南京下关电厂125MW机组炉内喷钙脱硫装置以及重庆电厂二台200MW机组、杭州半山电厂二台125MW机组、北京第一热电厂二台100MW机组、扬州电厂200MW机组、太原第二热电厂200MW机组等正在实施脱硫工程的改造。
当前电厂脱硫的原则是：
对300MW及以上的新装机组，以采用湿法（石灰石—石膏法）FGD为主。
对300MW以下的中型机组，可采用价格比较便宜的脱硫方式，如旋转喷雾脱硫、炉内喷钙脱硫、尾部烟气循环流化床脱硫等。
对中小型老机组实施简易的脱硫改造。
对沿海地区的电厂能否大规模使用海水脱硫技术，仍在论证之中。
2.2 低NOx燃烧技术
电力系统从80年代初就开始进行通过燃烧措施控制NOX的研究，90年代初对中国主要的炉型烟气中的NOX排放量进行普查，为制定中国的NOX排放标准提供了依据。目前国家电力公司正在开展300MW及以上容量的机组在燃用不同煤种及不同燃烧方式下的NOX生成与排放性能的测试调研与评价分析。降低NOX排放主要在燃烧器和燃烧过程中做工作。
分级燃烧方式，最先在50MW机组上进行了试验，新投产的300、600MW机组的燃烧器也具有分级燃烧功能，可降低NOX的排放量约20-30%。
新型燃烧器的设计、如多功能船形体煤粉燃烧器、钝体燃烧器、浓淡型燃烧器，都用于四角切园燃烧，研究的重点是稳定燃烧，但也具有一定的降低NOX生成的功能。
新型低NOX园型旋流燃烧器，可以降低NOX的生成量达到50%以上，这种燃烧器用于前后墙燃烧，目前已在北京高井电站100MW机组进行整台锅炉改造的试验。
烟气脱硝装置具有较高的脱硝效率，但价格昂贵，可能在2000年后推广，目前只是开展前期的研究工作。
2.3 除尘
中国新建的200MW及以上的火电机组全部采用电除尘器，全国平均除尘效率为96%，要使2000年烟尘排放量控制在1992年的水平，即全国火电厂平均除尘效率要求达到97.5%。主要措施是：
减少入炉煤的灰份含量，在五年内有可能下降3-5个百分点；
大力推广采用高效电除尘器，除尘效率达99%以上。
加速对中、低效除尘器的改造，这类除尘器从容量上来说占20%，而排放的烟尘却占火电厂烟尘排放总量的50%以上。
3. 先进的洁净煤发电技术的研究与示范工程
3.1循环流化床燃烧技术
循环流化床燃烧试验台研究
国家电站锅炉清洁煤燃烧工程研究中心（设在国家电力公司热工研究院内）于90年代初期建立了一系列CFBC试验台，相继开展了CFBC系统关键技术及燃烧、脱硫特性的试验研究，取得了对大中型CFBC锅炉设计和运行具有指导意义的试验结果。
