煤炭清洁利用技术（推荐7篇）
所谓煤炭清洁利用技术就是指以煤炭洗选为源头、以煤炭高效洁净燃烧为先导、以煤炭气化为核心、以煤炭转化和污染控制为重要内容的技术体系，主要包括煤炭加工、煤炭高效洁净燃烧和转化等技术手段。近年来，随着我国经济的快速发展.煤炭的产生量和消费量节节攀升。我国已经成为全球最大的煤炭生产国和煤炭消费国。因此，
发展煤炭清洁利用技术，对发挥我国煤炭资源优势、提高能源效率、加强环境保护、实现可持续发展具有重要意义。
1.煤炭加工技术
煤炭加工技术主要包括洗选煤技术、型煤技术以及水煤浆技术等。
1.1选煤技术
我国煤炭工业实际生产中往往采用物理选煤和化学选煤两大常用技术，目的是为了筛除煤中的矿物质和燃烧后造成大气污染的成分，比如常见的煤炭脱硫工艺，但是多数情况下还是采用物理选煤方法，比如跳汰、重力分离等工艺就是利用煤和其中其它成分的密度不同进行初步的筛选，这种工艺操作简单可靠，成本也较低，因此成为选煤技术的主流方向。
1.2型煤技术
型煤顾名思义就是具有一定几何形状的煤，加工方法是采用机械设备将粉状煤制成一定形状的煤，目的是减少煤在燃烧过程中粉尘的排放量，含硫量较高的煤在成型时同时要加入化学试剂进行除硫，减少硫燃烧后的氧化物污染水源和大气。
我国对型煤的相关技术的研究起步较晚，建国后，我国才开始有关型煤的制造加工工艺的研究，60年代后期型煤才开始在全国形成大规模的研究热潮，经过半个世纪的努力，我国在型煤方面的研究和工艺均已达到国际先进水平，并形成了自己的加工流水线。型煤气化在未来也是一个极具潜力的研究方向，因此受到各级部门尤其是能源部门的高度重视，这方面的学术交流也日渐频繁，这为型煤气化起到了积极的推进作用。
1.3水煤浆技术
水煤浆是由大约65%的煤、34%的水和1%的添加剂通过物理加工得到的一种低污染、高效率、可管道输送的代油煤基流体燃料。
水煤浆技术引入我国时间较早，实践化也较成熟，研究也比较充分，经过数十年的不断探索，我国在水煤浆技术方面积累了大量的成熟经验，包括操作、运行、管理的各个环节，技术日趋成熟和完善。经过不断的科技投入，我国在此领域已经形成相对完整的理论体系，研究开发了自主知识产权，达到国际先进水平。制浆能力也实现了较大的跨越，现在年产量达到万池。
2.煤炭清洁利用技术
2.1先进脱硫技术
煤炭脱硫技术主要有三个方向:物理脱硫、化学脱硫和微生物脱硫。综合考虑成本和操作难度，常用化学脱硫工艺，因为化学脱硫技术既能保证脱硫效率，又能很好地控制成本，不足是需要定期清洗设备并检查设备内壁腐蚀情况。其它两种脱硫工艺也在不断推广和应用，但是都有严重的不足，物理脱硫虽然成本较低，但是脱硫效率不高，容易造成煤炭资源的浪费，微生物脱硫工艺虽然脱硫效率较高，但是成本较高，不易进行大规模推广。各种煤炭脱硫工艺都会涉及到很多不同的学科，因此有必要开展各个学科和相关工艺结合的研究，并把它们的研究成果应用到实践生产中。对于不同的煤炭脱硫工艺，应该具体参考成本和效率决定采用哪种工艺，当然还要不断研究新的脱硫工艺，以适应不断提高的技术需求。
总之，投资和运行费用少、脱硫效率高、脱硫剂利用率高、污染少、无二次污染的脱硫技术必将成为今后烟气脱硫技术发展的主要趋势。
2.2低NOx燃烧技术
低NOx燃烧技术是在充分了解NOx生成机理的基础上，控制煤炭的燃烧条件和方式，达到降低NOx排放量的目的，现在比较常用的技术包括循环燃烧和分层控制燃烧。循环燃烧是把燃烧过的煤炭再次进行燃烧，以达到充分燃烧的目的，充分燃烧后的煤炭能够有效降低NOx的排放量，分层控制燃烧是通过把煤炭进行分阶段燃烧达到有效控制NOx排放量的目的。目前利用这两种技术控制NOx排放量的效果非常显着，已经取得较好效果，但是在实际生产中，燃烧控制技术涉及众多学科和技术的结合，如果能够认真探索和研究，有望继续提升控制NOx排放量的效果。
2.3先进脱硝技术
低NOx燃烧技术虽然在一定程度上能够有效脱硝，但其效率却不高，因此有必要进一步研究脱硝工艺，常用的高效脱硝工艺是烟气脱硝法，烟气脱硝法有干法和湿法两大类，由于NOx化学性质较为稳定，水溶性较差，所以烟气脱硝一般采用干法，干法要使用相应的催化剂进行还原反应，未来脱硝技术的发展不外乎两大方向:一是减少NOx的排放量，从源头上控制，减少污染可能;二是提高催化剂的活性，加快反应速度，提高单 位时间的转化率。当然两个方向要结合来研究，不可偏废。 2.4除尘技术 现在多数火力发电企业都安装了除尘设备，除尘方法主要有静电除尘、湿法除尘等。静电除尘由于有较高的除尘效率和低廉的成本，在安装除尘设备的企业中所占比例很高。除尘主要是对煤炭燃烧后的烟气进行过滤，滤除其中的烟尘，同时可以进行循环除尘
操作，即让煤炭燃烧产生的烟气反复通过静电除尘装置，经过二次除尘，一般除尘效率都可以达到95%以上，并且排放量会严格控制在国家制定的标准内。以后主要研究的方向是如何更好地结合煤炭成型和除尘技术环节的衔接。
2.5COx捕捉技术
对COx的回收较为成熟的方法是煤气化技术，煤气化技术主要是通过煤炭燃烧前的分层控制燃烧来减少COx的产生，也可以考虑对COx实现转化，比如通过加工制造干冰，或者转化为低碳烃类，以便进一步制造高碳烃类，比如汽油和喷气燃料。但是相较于前者，后者的技术应用尚不成熟，还有许多问题需要解决，成本也较高。
2.6煤气化技术(IGCC)
IGCC技术是将煤气化技术、煤气净化技术与高效的联合循环发电技术相结合的.先进动力系统，它在获得高循环发电效率的同时，又解决了燃煤污染排放控制的问题，是极具潜力的洁净煤发电技术。目前，全国已有不少地区有IGCC项目的提出，并正在进行前期工作。虽然目前IGCC的建厂投资费用仍比较高，且发电效率不如最先进的超超临界机组，但基于联合循环发电技术的IGCC在发电效率上仍有很大的提高空间，且其无法比拟的清洁性和资源综合利用优势，其在洁净煤发电技术中的地位仍属相当高。
此外，还有很多煤炭清洁利用技术尚在研究之中，先进的脱硫脱硝同步技术、先进的煤基近零排放多联产系统技术等一批先进技术也将逐步广泛的应用到洁净煤技术中，它们都将为区域经济发展和环境保护做出巨大的贡献。
3.结束语
综合以上所述，我国是一个人口大国，也是一个能源消耗大国，虽然伴随着科技的不断进步，也在开展新能源利用的研究和探索，但是技术尚不成熟，推广成本也较高，还存在较多的实际问题，煤炭是我国能源结构的主要组成部分，恐怕在相当长的一个时期内这种局面不会有大的改变，那么如何提高和利用煤炭的使用效率就是当前的重中之重，研究煤炭清洁利用技术不仅可以节能减排，也符合我国当前的国情，更能以较低的成本保障经济发展和运行，实现能源、经济和环境的协调一致发展，带动相关企业和产业不断发展和进步。
参考文献
[1]张星星，孙璐.我国煤炭产业市场结构的问题研究[J].太原科技.(8):47-48.
[2]于秀娥.我国能源安全的可行性战略选择[J].理论探索.2009(3):86-87.
长期以来, 作为我国主体能源的煤炭, 利用方式单一粗放, 大多直接燃烧, 引发一系列严重的生态和环境污染问题。统计数据显示, 2012年, 我国煤炭使用对环境PM2.5年均浓度的贡献估算值为56%。其中, 约六成的PM2.5是由煤炭直接燃烧产生的, 约四成的PM2.5是伴随煤炭使用的重点行业排放的。其中, 因煤消费产生的一次PM2.5、二氧化硫和氮氧化物排放量分别占中国污染物排放总量的62%、93%和70%[1]。随着煤炭消费量增长, 我国二氧化碳等温室气体的排放量也显著增加。据国际能源机构统计, 因消费煤炭排放的二氧化碳在能源活动中占比长期维持在80%左右, 2011年达到83%, 是中国能源活动二氧化碳排放乃至温室气体排放的主体[2]。
我国煤炭储量丰富, 其中57%都是低阶煤。低阶煤具有煤化程度低, 化学结构中侧链较多, 氢、氧含量较高, 挥发分高等特点, 含油率高达10%以上, 特别是新疆哈密淖毛湖地区的低阶煤含油率可达18%。当前, 低阶煤大多未经分质利用便直接燃烧, 造成其中所含高附加值的油气资源白白浪费, 煤炭利用效率低下。
综上所述, 清洁高效利用煤炭, 是在煤炭仍将长期是我国主体能源的现实背景下, 在因煤炭利用粗放造成严重环境污染和低阶煤中油气资源浪费的严峻形势下, 保障能源供应安全和推动能源结构调整的迫切需要和现实选择。
2 煤炭低温热解技术是煤炭清洁高效利用的最佳途径
煤炭清洁高效利用技术主要包括煤制油 (煤的直接液化和间接液化技术) 、煤制气和煤炭低温热解技术。
煤直接液化是指将煤粉碎到一定粒度后, 与供氢溶剂及催化剂等在一定温度和压力条件下, 直接作用, 使煤加氢裂解形成小分子化合物的过程。煤间接液化是将煤首先气化成CO和H2, 通过水气变换反应转化为一定H/C比的合成气, 再通过费托合成转化为烃类化合物的工艺。煤制气是以煤为原料, 采用气化、净化和甲烷化技术制取合成天然气的工艺。
煤炭低温热解是煤在隔绝空气或惰性气氛的条件下持续加热至一定温度后, 获得半焦、煤焦油和煤气的工艺[3]。低温热解工艺主要包括两个阶段:
(1) 干燥脱吸阶段 (温度范围:室温到约300℃) 。在温度达到120℃以前, 煤中含有的水分就被蒸发脱除。而煤结构间缝隙处吸附或者封闭的各种气体 (主要有CH4、N2和CO2等) 一般在约200℃左右才被脱除。当实际温度继续升高并达到300℃左右时, 煤样将开始发生热解反应。在这个温度阶段内, 煤的表观结构尚未发生明显变化。
(2) 活泼热分解阶段 (温度范围:约300℃到600℃) 。当温度达到300℃, 煤质开始变软, 同时产生挥发分。当温度达到约450℃时, 焦油的产率达到最高值, 而在450℃到600℃的阶段, 煤气的产量增加, 主要成分有CO、CO2、H2O以及很多的其他烃类, 热值较高。在这一温度区间中, 煤主要发生解聚以及分解反应, 经历熔融、缩聚过程, 最终固化生成半焦。
煤炭低温热解工艺是在相对温和的反应条件下 (500~600℃、无压力、无需催化剂) , 以较高的能源转换效率 (均在80%以上) 、较低的水耗 (吨煤水耗0.6 t以下) [4], 兼顾生产固体产品 (半焦产率60%~70%) 、液体产品 (焦油产率7%~10%) 、中高热值煤气 (折标准状态, 17 MJ/m3以上) 的煤清洁高效利用工艺。
相比煤制油、煤制气技术, 煤炭低温热解技术具有以下优势。
2.1 能源转换效率高
煤炭和石油、天然气都是自然界中以原有形式存在的、未经加工转换的、不可再生的一次能源。固体煤主要由结构复杂的芳香烃组成, 相对分子质量高达5 000以上, H/C比不到1;石油则主要是由结构简单的直链烃组成, 相对分子质量仅为200左右, H/C比接近2;天然气的主要成分是甲烷, 相对分子质量仅为16。
煤制油、煤制气是将煤的大分子结构彻底破坏, 生成小分子, 再重新组合成为目标产品, 将固体转变为液体、气体, 必然需要较高的温度、压力和额外提供氢源、催化剂等反应条件。而煤炭低温热解在反应前期, 各个芳香结构单元间的桥键受热发生断裂, 形成自由基碎片, 而脂肪侧链、含氧官能团受热裂解, 生成气态烃和小分子物质, 最终生成煤气和煤焦油;在反应后期, 自由基碎片缩聚生成半焦。煤炭低温热解在反应过程中并没有破坏核心的芳香结构, 所以所需反应条件较为温和, 不需要加压、加氢和催化。这就意味着煤炭低温热解较煤制油、煤制气的能耗更低, 能源转换效率更高。实际生产过程中, 其代表性的煤直接液化、间接液化、煤制气工艺的能量转换效率分别为57.4%、42.4%、56.6%, 而煤炭低温热解工艺的能量转换效率能达到80%以上。
2.2 碳排放少
我国温室气体排放总量已经位列世界第一。美国国家能源部二氧化碳信息分析中心统计数据显示, 2013年全球的二氧化碳排放量达到361亿t, 其中, 中国排放二氧化碳100亿t, 美国52亿t, 欧盟28国35亿t, 中国的碳排放超过美国和欧盟的总和。我国应对温室气体排放形势异常严峻。
谢克昌院士认为:碳减排的主要技术是提高化石能源的利用效率, 特别是碳排放系数最高的煤炭利用的低碳化。鉴于目前高碳能源是中国的主要一次能源和高碳能源在转化及利用过程中的污染性, 节能就相当于减排。数据表明, 从2006年到2008年, 由于中国单位GDP能耗逐年降低而节能3亿t标准煤, 相当于减排二氧化碳7.5亿t。可见, 节能减排是高碳能源低碳化的重要途径[5]。
无论传统煤化工还是现代煤化工, 能源转换效率的提高, 意味着经转换产生同等能量所需的原料更少, 工艺过程更节能, 碳排放也就随之减少。目前正大规模推广的煤直接液化制油项目, 整体能源转换效率为57.4%, 1 t油品的二氧化碳排放量5.56 t;煤间接液化制油项目, 整体能源转换效率为42.4%, 1 t油品的二氧化碳排放量6.68 t;煤制气项目, 整体能源转换效率为56.6%, 1 000 m³天然气的二氧化碳排放量5.0 t。如前所述, 煤炭低温热解技术的能源转换效率远高于煤制油、煤制气技术, 所以碳排放较少。以曹妃甸某煤低温热解项目为例, 该项目主要包括煤炭低温热解阶段、煤气制氢联产LNG阶段和煤焦油加氢阶段, 将劣质的低阶煤资源转变为优质的提质煤、燃料油和天然气资源, 整体能源转换效率为90.7%, 1 t油品的二氧化碳排放量为0.48 t, 1 000 m3天然气二氧化碳排放量为0.49 t。
2.3 水耗小
我国水资源人均占有量低, 只有2 100 m³, 仅为世界人均水平的28%, 而且能源与水资源呈逆向分布, 能源丰富的地方缺水, 水资源丰富的地方缺能源。据中国煤炭地质总局统计, 全国13个大型煤炭基地中, 除云贵、两淮基地水资源较为丰富外, 其余11个基地均缺水。如此严峻的水资源形势对煤转化技术的水耗程度提出了最严苛的挑战。
现有煤直接液化工艺, 在煤液化阶段和粗油稳定阶段均需充足、稳定的氢气供应, 这些氢气由干气通过与水蒸气的变换反应制得;煤间接液化工艺和煤制气工艺, 也需要水蒸气作为煤气化阶段的气化剂和合成气中甲烷、氢气和一氧化碳之间变换反应的中间反应物。所以, 煤制油、煤制气工艺在反应过程中的水耗较高。此外, 还要消耗大量的冷却用水、锅炉用水等。据统计, 煤直接液化吨成品油水耗为5~6 t新鲜水, 煤间接液化吨成品油新鲜水耗为8~12 t, 煤制气1 000 m³天然气新鲜水耗为6.9 t。煤炭低温热解工艺在热解反应阶段生成的热解水, 经过处理即可回用, 减少了工艺新鲜水耗;生成的煤气经制氢联产LNG工艺得到的纯氢可满足煤焦油加氢需求, 降低了制氢水耗。以曹妃甸某煤低温热解项目为例, 该项目吨成品油新鲜水耗仅为0.96 t, 生产1 000 m³天然气新鲜水耗仅为1.29 t。
2.4 兼顾油气供应和用煤现状
尽管我国煤炭总体储量丰富, 但人均拥有量低, 仅为世界平均水平的67%, 且经济可采储量少。煤制油、煤制气技术是将煤炭全部转化为油气, 虽然弥补了我国油气资源短缺的问题, 但煤耗过高, 与我国煤炭储量相对有限的国情并不相适应。正如原国家发改委能源研究所所长周大地[6]认为的:“虽然中国煤炭总体储量不小, 但人均煤炭占有量只有世界平均值的60%, 煤炭资源也是有限的, 煤制油项目不是真正的优化方式。”两院院士石元春[7]同样认为:“发展‘煤制气’是将存量不多和不可再生的煤炭资源由固态能量转换为液态或气态, 如果算上环境污染和耗水代价, 这样的转化‘太不合算’。”
而且, 在未来一段时期内, 我国的电力供应仍将主要依靠燃煤发电。据中国电力建设企业协会统计数据, 2013年, 全国发电总量中, 气电仅占3.45%, 而燃煤发电量占63%以上。而且通过先进的燃煤及环保技术完全可以达到天然气发电的污染物排放标准 (如上海外高桥第三发电厂) 。但燃煤发电将煤直接燃烧, 没有提取煤中的油气资源, 未能兼顾我国油气短缺的能源现状。
所以, 煤制油、煤制气技术是从当前煤未经分质利用便直接燃烧的极端走向了将煤全部转化为油气的另一个极端。而煤炭低温热解技术既能缓解油气短缺的现状, 又兼顾了燃煤发电, 实现了煤炭的资源最大化利用, 是一条切合我国国情的煤炭清洁高效利用之路。
3 以煤炭低温热解技术为龙头的多联产技术具有广阔的前景
煤炭低温热解技术具有极强的耦合性和延展性, 能够实现煤、油、气、电、化多联产一体化。以煤炭低温热解为龙头的多联产技术利用较少的能量将煤热解, 得到气、液、固三种产品, 有机集成煤炭发电和多种煤化学品加工工艺[8,9,10], 实现煤炭的清洁高效、分级分质、梯级利用, 形成资源—能源—环境一体化的多联产系统。煤炭低温热解多联产技术工艺路线见图1。
煤炭低温热解多联产技术具有以下特点。
3.1 实现煤炭资源最大化利用
煤炭低温热解多联产技术的基本思路是:原料煤经洗选后, 在温和的条件 (常压、500~600℃) 下, 受热分解得到煤气、煤焦油、半焦和热解水。煤气中含有大量的CH4、CO和H2可提取氢气和天然气, 氢气为煤焦油加氢改质提供氢源;煤焦油可通过加氢改质生产清洁燃料柴油和石脑油, 石脑油也是加工生产三苯的优质原料;剩余半焦热解后挥发分降低、有害元素减少, 是清洁优质燃料[11];500℃的半焦直接进入循环流化床锅炉发电, 每吨半焦可多发电80 k W·h;热解产生的硫, 通过湿法脱硫得到硫磺膏;热解水中含有大量酚氨等有机物, 采用新型油酚协同萃取工艺, 可回收价值较高的酚类、氨等, 经净化后的水再用于其他工段, 减少系统新鲜水耗。最终实现煤由燃料向原料的转变, 有效提升能源转换效率, 最大限度地利用煤炭资源[12,13]。
我国低阶煤储量丰富, 大多未经分质利用便直接燃烧利用。以神府—东胜煤田为例, 该煤田煤炭探明储量为2 300亿t, 如果全部以煤炭低温热解多联产技术分级分质利用, 可以生产约173亿t油品和12万亿m3天然气, “大煤田”就等于是“大油田”、“大气田”。
3.2 实现污染物最小化排放
煤炭在洗选过程中, 可脱除煤中50%~80%的灰分、30%~40%的全硫。在热解过程中, 20%~30%硫元素、10%~30%的氮元素转移至煤气和煤焦油中。煤气中硫元素采用湿法脱硫工艺转化为硫磺膏回收利用;氮元素以氮气形式存在, 不产生有害的NOx。煤焦油的硫、氮元素在加氢精制的过程中以H2S、NH3的形式脱除, 并被回收利用。经过热解多联产得到的提质煤, 硫、氮含量减少, 挥发分大大降低, 燃烧利用过程中产生的烟尘、SO2、NOx、VOCs等污染物大幅度降低, 可有效缓解雾霾, 同时配合先进的脱硫脱硝工艺, 污染物的排放可达到燃气的排放标准。煤炭低温热解多联产工艺产生的酚氨废水采用新型油酚协同萃取工艺, 经过生化及深度处理回用, 实现废水零排放, 可有效解决制约煤化工发展的酚氨废水难题。
3.3 实现最可观的经济效益
煤炭低温热解多联产技术将单一的燃煤利用拓展为煤、油、气、电、化多元化利用, 实现产业结构升级, 多联产系统内各单元相互提供原料, 耦合形成统一整体, 同时可集中建设公共设施, 有效降低生产成本, 提高经济效益。若建设一个3 000万t/a的煤炭低温热解多联产一体化基地, 可生产优质煤2 100万t、柴油165万t、石脑油45万t和天然气15亿m3, 实现销售收入345亿元, 利润58亿元。
4 结语
当下，在与雾霾的多年战争中，国华电力正逐渐由发电企业向环保企业大步迈进，成为业内绿色发展的企业标杆。国华电力的绿色之路有何成效？企业为抗击雾霾发挥了什么作用，未来又将向何处去？为此，《国企》记者对神华集团国华电力公司总工程师陈寅彪进行了专访。
煤电治霾很关键
《国企》：当下雾霾越来越频繁和严重，大众认为煤电致霾，也有专家提出“煤电是当下治霾的关键，煤电要绿色发展”的观点。对此您怎么看？
陈寅彪：当然，燃煤发电确实对雾霾有贡献率。中国作为一个贫油、少气、相对富煤的国家，煤炭资源占一次能源比例达到70%，燃煤对大气的影响比较大。至于燃煤对雾霾的贡献比例有多少，很多研究报告都不一致，但是肯定是其中因素之一。其中发电燃煤比例约占煤炭消费总量的50%，燃煤发电一时间被指为雾霾的主要元凶。事实上，有研究证明，由于国家制定的燃煤发电污染物排放标准最为严格，取得的效果也最显著，其污染排放仅占燃煤排放的15%～20%。散煤燃烧低空直排对空气影响更大。当然，不管对雾霾的“贡献”有多大，只要影响在，就应该大力降低。对于企业而言，减少致霾排放就是治霾。在治霾过程中实际也会造成排放，这就需要提高能效，发展新技术，减少排放。这是一个不断去探索的过程，整个行业的投入都比较大。可以说，火力发电是煤炭清洁利用的最重要途径，对雾霾治理起着很重要的作用。
燃煤火力发电是由高碳转成低碳，是当今煤炭最经济、最方便、最环保的能源转换方式，在今后相当长一段时间内仍是中国日益增长的用电需求的主要解决方式。随着国家大气污染治理力度的加大，从宏观来看，中国的环保产业、煤电的环保技术以及整个煤炭行业的清洁商品煤提供等方面都将迎来快速发展。而从发电企业来看，煤炭的清洁高效利用大有可为，高效清洁燃煤发电将迎来新的发展机遇。从国华电力自身来看，我们对燃煤发电机组实施“近零排放”改造和今后长期运行期间，仍将依靠技术创新，不断开发应用新的污染物脱除技术、装备和在线监测仪表，不断研究和优化环保设施运行方式，更好地适应社会对燃煤发电企业更加严格的污染物排放要求（如重金属、氨和PM2.5等），在减少污染物排放的同时降低能耗和物耗。这些都将对节能环保行业的技术创新起到巨大的推动作用。未来，我们要靠不断的技术创新和管理机制创新为企业发展铺路。我们有压力，更有动力。
《国企》：国华电力为治理雾霾做了哪些探索，取得了什么成绩？
陈寅彪：实际上，对煤炭清洁利用的探索是国华电力一以贯之的追求。早在成立之初，国华电力就明确了“四不一再”（烟囱不排尘、厂房不漏气、废水不外排、噪声不扰民，灰渣再利用）的环保理念，将环保工作作为企业履行社会责任的重要组成部分。近年来，国华电力坚持“主动环保、环保优先”，不断加强体制机制建设，发布了“十二五”节能环保规划、行动计划以及“环保一规三标”，成立了节能环保管理专门机构，超前、系统地推进节能环保工作，开展技术创新和工程实践，采用“产学研用”相结合的模式，在环保减排、创新引领方面取得了一大批成果。比如，国华北京热电2000年在国内第一家投运脱硫设施；国华台山、定洲电厂2004年在国内第一家投运600MW等级的石灰石-石膏湿法脱硫系统；国华太仓电厂2006年在国内第一家投运选择性催化（SCR）脱硝设施；国华徐州电厂2011年在国内第一家百万千瓦机组采用“烟塔合一”技术等。2013年，国华电力公司主要节能环保指标继续保持全国领先水平，机组供电煤耗低于全国平均水平9克/千瓦时。2013年，公司二氧化硫排放绩效0.16克/千瓦时、氮氧化物排放绩效0.67克/千瓦时，远低于全国平均水平。目前，公司国内燃煤机组脱硫和脱硝设施配置率100%。
进入生态文明的新时代，面对资源和环境的约束，我们主动将目光瞄准了作为清洁能源的天然气，提出了燃煤发电机组大气污染物“近零排放”（天然气发电大气污染物排放限值：烟尘5mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、氮氧化物50mg/Nm3）的新标杆。6月25日，神华国华舟山电厂4号机组作为国内首台新建“近零排放”燃煤机组投产。7月20日，神华国华三河电厂1号机组“近零排放”技改项目顺利投产。至此，国华电力公司新建机组和现役机组改造两条“近零排放”技术路线全面打通，标志着神华集团“煤炭清洁高效利用”技术取得新的突破。
通过实施“高品质绿色发电计划”和“高效清洁近零排放工程”，我们预计到2017年，国华电力年节约标煤量达到120万吨，烟尘排放比2012年降低38%，二氧化硫排放降低33%，氮氧化物排放降低74%。如果全国所有燃煤机组都达到“近零排放”标准，以2013年火电的粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放量为基数，全国将分别减排95%、94%、92%，京津冀地区将分别减排9 6%、9 3%、9 2%。可见“近零排放”的环保效益巨大。
《国企》：企业绿色发展如何与经济效益相平衡？
陈寅彪：任何的技术改造，除了社会责任的考量外，也要算经济账。从国华电力近零排放实施中，我们力争做到经济性和环保性的有效结合，并取得了一些成效。从舟山4号机组和三河1号机组的情况看，在达到国家标准要求的燃煤机组特殊排放限值的基础上，再实现“近零排放”所增加的成本分别为0.0042元/千瓦时和0.0047元/千瓦时。与巨大的环保效益相比，这个投入是可以接受的，也是值得的。我们曾进行过简单测算，达到天然气排放标准的三河1号机组目前电价水平为0.443元/度电，而北京燃气机组电价水平为0.65元/度电。尽管两种机组基准氧含量不同，“近零排放”燃煤机组与燃气机组发每度电的大气污染物排放绩效相当，“近零排放”燃煤机组电价优势相当明显，经济、环境和社会效益可观。
nlc202309041830
全面推进“近零排放”
《国企》：当时燃煤机组近零排放并无国家标准和成功经验，国华电力是如何克服的？当下，煤电企业治理雾霾还面临哪些挑战？
陈寅彪：可以说，国华电力近零排放是一个煤电企业创新发展的过程。2012年，神华国华电力将“进行煤炭清洁燃烧技术研究”写入了2012年工作报告，将“研究烟气污染物‘近零排放’系统解决方案”写入了2013年工作报告，2013年初完成“近零排放”工作研究报告。两年多来，仅召开的神华国华电力董事长、总经理环保减排专题办公会和现场办公会就不下三十次。经过研讨和部署，新建燃煤机组和现役燃煤机组升级改造“近零排放”两条战线同时推进，为燃煤清洁高效利用进行积极探索。其中，技术创新是攻坚克难的关键。
以国华三河电厂1号机组“近零排放”改造项目为例。整个项目从筹划、立项、方案论证、可研、初设、施工图到现场施工用时1年，采用高效烟气脱硝装置、低温静电除尘装置、脱硫提效升级、加装低温省煤器、湿式电除尘装置以及实施引增合一和烟囱防腐，对环保设施进行全面升级改造，打通了在役机组“近零排放”综合升级改造的技术路线。火力发电厂是技术高度密集型企业，不同等级、不同类型和不同煤质的燃煤发电机组在设计制造和运行条件工况以及性能特点等方面存在较大不同，任何新技术应用或技术改造必须经过严密技术论证和研究后，通过示范性项目进而推广。三河电厂1号机组“近零排放”工程是国华电力公司“高品质绿色发电计划”的首个竣工项目，也是河北省唯一被国家能源局明确的2014年煤电机组环保改造示范项目之一，更是京津冀地区首台达到“近零排放”的燃煤机组，为京津冀一体化环境治理提供了可行路径，也为国内火电机组环保改造提供了示范和借鉴。
与新建机组相比，对现役燃煤机组进行改造更为困难，可谓投资巨大、规模巨大、难度巨大。一是空间受限。设计方面受场地空间限制，需要对现场设备设施布局进行重新规划，勘测地质条件等大量基础性工作需重新进行。施工受现场空间作业狭窄影响也较大。二是时间受限。工期受发电供热计划及电网安全限制，改造工期确定需要多方协调。在确保施工工艺及设备安装调试质量的同时，也要将企业正常经营损失压到最低。三是改造项目整体实施成本较新建机组增加较大，且现场施工管理难度大幅提升。四是技术路线选择方面，不仅要确保满足排放指标，而且要保证整套系统满足兼容性，机组安全经济指标不受影响。五是运行安全方面，对发电运行人员调整运行方式以及熟悉掌握设备性能提出了更高的要求。为了克服实践中的困难，国华电力强化前期研究，与研究机构、设备机构携手推进设备的集成创新应用，降低风险点。到目前为止，实践基本上达到了预期目标。
雾霾治理是个系统工程，未来我们依然面临多方挑战。比如，第一，因为煤的成分很复杂，燃煤排放之后还有没有其他一些污染物污染大气，我们要不断研究和治理。第二，对于二氧化碳的排放，如何减排、回收、储存、利用等，都是要去研究面对的课题。可以说，燃煤发电企业的清洁之路没有尽头，但我们有信心迎难而上，攻坚克难。
《国企》：当下，国华电力对机组的“近零排放”改造计划进展如何？
陈寅彪：继舟山4号机组、三河1号机组实现近零排放投产后，11月20日12时，国华三河电厂2号机组“近零排放”改造项目顺利通过168小时试运并移交生产。经河北省环境监测中心站现场取样测试，2号机组实现燃煤发电优于天然气发电大气污染物排放标准限值的目标。同时，作为“国家煤电节能减排示范电站”，三河电厂实现全厂四台机组“烟塔合一”的目标，烟囱不冒烟，树立了煤电清洁高效的新形象。
此外，国华绥中电厂2号俄制机组综合升级改造也已于2014年9月20日顺利通过168小时满负荷试运行，机组发供电煤耗、厂用电率、供电煤耗均大幅下降，环保指标大幅改善，对国内大机组节能环保改造具有示范意义。
按计划，2014年底前，公司还将完成定洲3、4号和惠州1号机组综合升级改造。预计年内国华电力有8台机组实施“近零排放”绿色计划改造。可以说，国华电力“近零排放”改造将全面推进、开花结果。
将绿色发电之路走下去
《国企》：对于自身在节能减排方面的成功经验，国华电力是否会进行推广或共享，以推进雾霾治理？
陈寅彪： 作为负责任的央企，我们努力将自己的管理实践和成就与社会和同行业共享。
一是开门办企业、搭建共享平台。2014年7月4日，我们搭台召开了以“促进集思广益、经验共享，研究新情况、解决新问题”为主题的“国华电力第一届设计总工程师技术创新论坛”，来自国内八家电力设计院的设计总工程师齐聚神华国华电力。我们积极打破习惯势力和主观偏见的束缚，不仅追求自身发展，而且积极带动电力设计、设备制造、项目建设和科研院所等单位共同追求“清洁高效、近零排放、美丽电站”的目标。
二是探索多元技术，发挥示范效应。
以三河电厂为例，作为国家能源局认定的“国家煤电节能减排示范电站”，同时作为国家科技部863计划资源环境技术领域“燃煤电站PM2.5新型湿式电除尘技术与装备”课题的实施单位，1号机组湿式电除尘采用国内自主创新的超低水耗柔性极板，2号机组应用刚性极板技术，分别采用不同技术路线，集成“高效清洁”的多元化技术，为国内的煤电技术改造提供参考。
三是积极联系沟通地方政府和电网公司，推进燃煤机组的节能、环保调度，助力实现煤炭清洁高效利用的目标。
四是间接与社会共享技术。我们主业是发电，不是环保设备的提供商。我们在“近零排放”项目开展的一些突破性研究和应用，很多也是与设备商、工程、设计、施工等单位一起协同创新的成果。因此，很多获奖的项目，都是成果共享、各自应用。这样的平台让设备提供商的技术水平同期升级，设备成果在为其他企业服务时就扩散于社会。
《国企》：对于下一步的绿色环保战略，国华电力有着怎样的规划？
陈寅彪：我们会坚定不移地继续推进煤炭的安全、清洁、高效利用。社会公众对燃煤发电的环保要求和期望越来越大，所以我们要实现燃煤的安全、清洁、高效、智能化。清洁，即清洁环保发电。国华电力将在现有基础上全面实施“清洁高效近零排放工程”，努力提高在建和新建燃煤机组的节能环保，一台比一台标准更高、效果更好。高效，即提高机组经济性和节能效果。国华电力将全面实施现役燃煤机组“高品质绿色发电计划”，2015年完成“万家企业节能低碳行动”219万吨标准煤的节能任务，2017年率先实现供电煤耗低于297克/千瓦时的全国先进目标。智能化就是将数字信息技术与传统的电力企业融合，以提高整个过程的自动化水平和整个企业的信息化水平，促使企业更规范更清洁高效。比如，我通过手机随时都可以知道所有机组的环保情况和排放情况。
我们正在制定第二版（2015版）的绿色发电计划，标准和改造数量在2013版基础上做了新的提升，围绕近零排放和绿色发电的标准更加全面，包括固废、噪声、绿化、废水、监测等环保的各个方面，落实更加细致。我们将严格按照规划，将绿色发电之路走得更好、更长。
《国企》：您对国家在企业治霾方面的政策有什么建议？
陈寅彪：第一，要进一步探索节能减排调效，提升企业环保品质。第二，有关部门要落实环保的投入补偿机制，国家应该通过政策让企业愿意干、长期干下去，让企业真正建立环保节能机制。当下，河北、浙江、江苏等地都将陆续出台支持政策，比如浙江省已经开始对近零排放机组“安排奖励年度发电计划200小时”。这样的政策一定要坚持下去。发电企业靠发电挣钱。针对发电企业运行成本的提高，应该给予节能环保优先的调度，多调度就多给企业挣钱的机会，充分调动企业的积极性。同时，国家要从产业政策、技术政策和调度关系上采取整套措施，给予节能高效的机组更多机会。我们相信国家也会对严格执行环保排放的燃煤发电机组给予政策上的支持。第三，要支持企业加大科技研发力度，坚持技术创新，推动节能环保领域科技的进步。
煤炭企业清洁生产审计工作浅析
阐述了煤炭企业开展清洁生产审计工作的重要性、迫切性,指出了煤炭企业开展清洁生产审计工作将实现节能、降耗、减污、增效的.目标,并有助于煤炭企业增强市场竞争能力,为冲破绿色壁垒创造条件,分析了开展该项工作目前存在的认识、资金、人才等3个方面的主要问题及难点,并从4个方面提出了解决这些问题的建议.
作 者：李道孟 LI Dao-meng 作者单位：徐州矿务集团有限公司,环境保护处,江苏,徐州,221006 刊 名：煤炭科技 英文刊名：COAL SCIENCE & TECHNOLOGY MAGAZINE 年，卷(期)： “”(4) 分类号：F239.62 关键词：清洁生产审计 问题 对策
在我国的自然资源中，基本特点是富煤、贫油、少气，这就决定了煤炭在一次能源中的重要地位。与石油和天然气比较而言，我国煤炭的储量相对比较丰富，占世界储量的11.60%。我国煤炭资源总量为5.6万亿吨，其中已探明储量为１万亿吨，占世界总储量的11%，成为世界上第一产煤大国。
一、煤炭资源利用现状
我国煤炭资源分布广泛但不均匀。全国除上海外，其他省(区)、市均有探明储量。从地区分布看，储量主要集中分布在山西、内蒙古、陕西、云南、贵州、河南和安徽，七省储量占全国储量的81.8%，分布呈现出“北多南少”、“西多东少”的特点。
我国煤炭资源人均可采储量仅为世界平均水平的一半，已发现的煤炭资源勘探程度低，精查储量少，用于规模建设的资源供给能力不足。现有生产矿井后备资源不足。按目前开采水平，世界煤炭剩余储量可供开采192年，而我国仅可供开采110年。
我国含煤地层分布广，厚度大，成煤时期长，煤炭形成环境与后期变化呈现复杂多样，在煤层及其围岩中共生和伴生着极为丰富的矿产资源，尤其是非金属矿产资源。
在煤田勘探中对共伴生矿产资源基本都没有综合勘探和综合评价。因为缺少煤炭共伴生资源的探明储量，所以难以对煤炭资源的综 1 合利用状况作出客观准确的评价。基本情况是：已利用量和共伴生资源拥有量不相称。主要表现在以下几个方面：
一是我国煤系地层中的硫铁矿探明储量丰富，但煤矿生产的硫铁矿石主要用于化肥工业，但产量较少，与资源拥有量很不相称。二是煤层中的高岭土的分布广、储量大、质量高，有一部分高岭土产品已经打入国际市场，但我国高岭土的年产量相对发达国家比较低。三是我国硅藻土总储量为8.8亿吨，其中大部分分布在云南。云南的硅藻土主要赋存于煤或褐煤产地。目前我国硅藻土的产量低，仅为世界的百分之几，品种少且多为低档产品。四是石煤远景储量丰富，主要分布于江南，且石煤中还有矾、钼等60多种元素。目前我国石煤中钒的开发量仅占资源拥有量的极少部分，开发利用量与还富的石煤资源极不相称。五是我国煤层气储量丰富，其分布结构与煤炭资源分布基本一致。从80年代开始，我国煤矿瓦斯的抽放由单纯的生产安全型发展到抽放利用型。与此同时，解决了均衡抽放、储用平衡、计量、灶具等技术问题。瓦斯的利用量逐年增加。
二、煤炭资源利用存在的问题
（一）、煤炭资源综合利用率低
目前，我国煤炭资源综合利用率相对较低，尤其对煤炭共伴生矿产资源的综合勘探、开发和利用水平低下。缺乏有效的监管机制和先进的技术支持。共伴生矿物利用率现状无从考证，综合利用技术尚未完全过关，在现有技术条件下，一些共伴生矿物还无法进行大规模具有经济效益的开发利用，综合利用产品的科技含量与附加值较低。
（二）、原煤入洗率低。
由于我国一直都是以销售原煤为主，这种传统的消费习惯是使得我国原煤入洗比重相对很低。目前我国原煤入洗率在24%以下，在世界主要产煤国家中是最低的。据调查，美国的原煤入洗率为55%、德国为95%、澳大利亚为75%、波兰为50%、俄罗斯为60%、英国为75%、日本为100%。
（三）、煤炭开发所带来的生态环境问题依然严峻。
在煤炭开发利用中，由于不合理的开采，忽视环境保护、生态恢复和污染治理，矿区开采往往造成大面积的地表破坏、水土流失、土地沙化，大量堆积的矸石山、煤炭自燃以及废污水的排放等正在严重破坏着矿区的生态环境。
三、煤炭资源利用对策及前景
（一）提高燃煤发电效率
煤对我国的战略安全来说尤其重要，起了顶梁柱的作用。目前我国有两大问题需要重视，一是煤的清洁利用，二是天然气的高效利用。其中煤的清洁利用尤为重要。
目前，我国80%以上的发电量来自火电。根据国际能源组织IEA2007年的统计数据，我国燃煤排放二氧化碳51.4亿吨。在我国，每发一度电要排二氧化碳0.8∽0.9公斤，如果每度电的耗煤量降低1克，全国一年就能减少二氧化碳排放750万吨。最近几年，我国依靠提高燃煤发电效率每年都能减排二氧化碳几千万吨。
根据我国的战略规划，到2020年，风电、光伏、光热、生物 质 能源等可再生能源的减排佔总减排量的12%左右，而提高燃煤发电效率能实现15%的减排。
目前提高燃煤发电率的主要方法是提高参数。如亚临界的发电效率在38%左右，而我国目前的超临界能达到44%。在欧洲，最先进的技术能把发电效率提高到50%。倪维斗表示，经过科学研究把温度和压力再提高，优化运行，中国的燃煤发电率还有潜力可挖。
最近几年我国实行“上大压小”的政策，2009年全国平均煤耗达到342克标准煤/度电，已经低于美国350克/度电的标准。而华能、大唐等大型企业甚至已经降低到320多克/度电。根据有关规划，2020年我国的平均燃煤单位能耗计划降低到320克/度电。
（二）多联产技术综合应用
整体煤气化联合循环（IGCC）加上多联产，被认为是目前最具发展前景的清洁煤技术，它在燃烧前先去除烟气中的污染物，常规污染少，效率高，有利于综合利用煤炭资源，能同时生产甲醇、尿素等化工产品等等。
而煤作为一种多元素的能源，很多专家都认为将其一股脑烧掉相当可惜。把发电和化工结合起来，发展以气化为基础的IGCC多联产，对煤加以综合利用。
多联产的原理很简单，将煤气化后先通过一个反应器做化工产品，剩下尾气再去燃烧发电。多联产相当于把化工和发电两个过程耦合起来，能量利用效率可以提高10%∽15%，同时，化工产品增值量比较大，并且能够实现调峰。据悉，煤的气化系统很贵，如果能实现 化工和发电相互调整，气化系统就能始终稳定运行，降低发电成本。
多联产的概念被很多国内外专家所认可。而对于中国这样的煤炭大国，其意义尤为特殊。
综合利用示意图 国际上，美国还只有IGCC和制氢的联产，真正用煤制化工产品，并且实现IGCC发电的，山东兖矿集团算全球第一个。该装置是一台小规模的多联产示范装置，以甲醇为主发电为辅——20万吨甲醇辅以8万千瓦的发电，已经稳定运行了3年，经济性和二氧化碳减排效果都很好，目前正在准备发展第二代装置，进一步提高效率。
碳捕集与封存（CCS）中二氧化碳的捕捉是最昂贵的环节。但在我国，煤化工中已经存在大量容易收集的纯二氧化碳，如我国目前甲醇用量1200万吨，年排放二氧化碳3000万吨。甲醇是一种重要的化工中间体，将来可以用作燃料，需求量很大，所排放的二氧化碳还将增加。
兰炭应运而生
兰炭是煤在中低温条件下干馏热解, 与煤气、煤焦油共同生成的产品。兰炭产业实现了煤炭资源向固态、液态、气态三种能源的高效转化, 是国家鼓励的煤炭分质分级、绿色高效利用的模式之一。推动兰炭产业发展也是新时期煤炭供给侧结构性改革的积极实践。2008年, 兰炭被正式纳入国家产业目录鼓励发展;2010年, 《兰炭用煤技术条件》、《兰炭产品技术条件》、《兰炭产品品种及等级划分》出台。兰炭产业在山西神木县得到长足发展。2012年, “神木兰炭”地理标志证明商标获准注册;2015年, 神木县兰炭企业陆续获准国家焦化行业准入公告;2016年, 《兰炭陕西地方标准》颁布。目前神木县建成兰炭生产企业四十多户, 产能3150多万吨, 2015年产量1831万吨, 占全国兰炭总产量的50%以上。
兰炭燃烧清洁特征显著
根据中科院环境地球研究所测试数据, 兰炭燃烧排放的PM2.5、致癌物有机碳 (OC) 、致霾物元素碳 (EC) 三项指标较烟煤均下降90%以上, 与无烟煤接近;兰炭燃烧排放的SO2较烟煤降低57%, 优于无烟煤。在燃烧特性上, 兰炭低温粉末、中温粉末、中温小料与神华煤、河南贫煤、阳泉无烟煤在着火性、燃尽性、结渣性对比得出的结论是兰炭着火性为中等—难, 接近贫煤, 但优于无烟煤;燃尽性为易, 优于典型贫煤和无烟煤, 不及烟煤;在结渣性方面, 兰炭具有一定结渣性能, 与烟煤类似。在兰炭燃烧性能不差的前提下, 污染物排放显著减少使其成为被推崇的清洁燃料。兰炭在普通民用炉具上燃烧, 具有易点燃、上火快、升温快、无异味、无烟尘、燃烧后灰渣少等优良特征, 其缺点是燃烧时间短。但这个问题可以解决:适当减少进风量就能明显延长燃烧时间。研究和实践证明, 使用兰炭专用炉具和锅炉可以使兰炭燃烧效率进一步提高。而兰炭燃烧缺陷问题的解决, 更能进一步达到环保节能的目的。兰炭在工业锅炉上的燃用性能也很不错。根据西安热工研究所数据, 链条炉、循环流化床锅炉、固定气化炉均能安全稳定燃用一定比例的兰炭;掺烧兰炭较烧原煤产生的氮氧化物、二氧化硫和粉尘等污染物排放明显减少。令人期待的是, 兰炭等离子气化技术蓄势待发, 使兰炭成为真正意义上的“固体天然气”不再是想象。
兰炭推广得到政府大力支持
兰炭作为治霾利器逐渐得到各地政府领导、专家以及广大居民的一致认可。在这方面, 北京起到率先示范作用。北京市已将兰炭列入民用清洁燃料财政补贴目录。去年7月, 神木兰炭在昌平区清洁燃料兰炭招标采购中成功中标3.8万吨。今年, 北京市出台文件 (京政办发[2016]20号) 继续补贴兰炭和炉具使用。截止目前, 北京市密云、昌平、丰台、延庆、房山等8个区已经开始公开招标采购兰炭。国家层面上, 兰炭被纳入国家强制性标准《商品煤质量—民用散煤、民用型煤》, 鼓励推广应用。环保部下发的《农村散煤燃烧污染综合治理技术指南 (征求意见稿) 》也将兰炭纳入鼓励使用范围。
山东、河北、陕西等省逐步认识到兰炭在大气污染防治中的重要性, 分别以政府名义出台文件大力推广使用兰炭, 并给予政策支持。山东省淄博市人民政府文件规定:2016年, 全市范围禁止原煤散烧, 全面推广使用洁净型煤、兰炭。淄博今年招标采购兰炭及洁净型煤共计60万吨, 已到位35万吨;河北省节能减排工作领导小组在去年《2015年控煤歼灭战行动方案》中就鼓励使用兰炭, 文中说“工业企业使用兰炭不作燃煤统计”, 今年又出台了两个文件, 文件中明确“工业企业锅炉使用兰炭和洁净煤作为燃料”, “洁净燃料 (包括洁净型煤、无烟煤、兰炭和生物质成型燃料) 替代散煤1500万吨左右”。据了解, 河北省涿州市已率先开始招标采购兰炭33万吨。陕西在相关文件中, 强调加快兰炭等高效清洁燃料在关中地区的推广使用, 今年已连续召开6场兰炭专题推介会——支持之规模、力度前所未见。
兰炭是散煤替代的最佳选择
根据汪舰《兰炭专用锅炉—大气污染防治新思路》中的数据, 型煤、原煤、天然气、生物质、生物质醇基原料、柴油、电与兰炭运营费用对比依次是1.89倍、0.99倍、3.59倍、1.86倍、3.64倍、4.02倍、6.56倍。通过天然气、兰炭、燃煤锅炉设备增加或改造投资额比较, 天然气、兰炭、燃煤锅炉燃料费用比较, 天然气、兰炭、燃煤锅炉脱硫脱硝除尘费用比较, 得出的结论是天然气锅炉燃料运行费用高;燃煤锅炉进行提标改造、尾部除尘投资大, 运行费用高;而燃煤锅炉改造成兰炭锅炉投资小, 运行费用低。
那么, 在实际应用中, 应如何推广使用兰炭呢?陕西神木县兰炭产业服务中心给出如下建议:一是针对各地中小锅炉全部限煤改煤实施难度大和雾霾治理任务严峻的实际, 建议中小锅炉掺烧或全烧兰炭;二是针对煤改油、气、电等运行成本高的实际, 建议大力推广兰炭专用锅炉, 以实现治霾和民生取暖双赢;三是在使用型煤时, 建议型煤+兰炭混合燃烧, 以此实现老百姓使用便捷、经济实惠。
环保燃烧炭:兰炭产业的新领域
煤炭工业利用国际国内两种资源、两个市场的相关问题研究
随着全球经济一体化的趋势,我国煤炭工业的`发展要放到国际大环境中考虑,利用国际市场、国际资源和利用国内市场都具有重要的意义.从煤炭出口利用外资和投资融资3个方面介绍了我国煤炭工业利用国际国内两个资源、两种市场的现状.认为煤炭工业利用国际国内两种资源两个市场的主要措施是:转变观念,增强信心,迎接挑战;积极开拓市场,扩大需求;拓宽融资渠道,扩大直接融资比重;用引进外资和技术嫁接的方法改造我国煤炭企业;鼓励大型煤炭企业集团从事海外开发和进一步改善煤炭工业的投资环境.
作 者：王振拴 曹宗理 施训鹏 作者单位：煤炭科学研究总院经济所 刊 名：中国煤炭 PKU英文刊名：CHINA COAL 年，卷(期)： 25(9) 分类号：F4 关键词：煤炭出口 投资融资 煤炭工业 发展 对策