洁净煤发电技术主要有""常规煤粉发电机组加烟气污染物控制技术、循环流化床燃烷(CFBC)、增压流化床燃烧(PFBC)以及整体煤气化联合循环(IGCC)等。

(1)常规燃煤发电机组加烟气净化。

现代化的燃煤超超临界蒸汽循环通过提高蒸汽参数来提高机组效率，目前最高蒸汽参数约为300bar/600℃，净热效率约为45%。与现有亚临界电厂相比，每单位发电量CO2排放量降低15%左右。超临界蒸汽循环发电技术与现有亚临界电厂几乎相同，技术成熟度和设备可利用率相当高，电厂成本相当。在采用现代烟气净化设备后，SO2氮氧化物(NOx)及粉尘排放能满足很高的环保标准。我国已能成批生产亚临界机组，在超临界、超超临界汽轮机的试验研究工作中形成了一支有相当实力的科技队伍。我国引进2×600MWe、4×500MWe、2～800MWe共8台超临界机组，为开发研制超临界、超超临界机组提供了有益的惜鉴，国内各大制造厂正在积极进行超临界、超超临界汽轮机开发的前期技术准蚤工作。

常规燃煤发电机组耍达到涪净发电，还必须在系统中增加烟气净化设答，通过烟气脱硫、脱硝和除尘，达到降低SO2、NOx和烟尘排放的目的。发达国家大型燃煤锅炉都配蚤效率达95%以上的湿法烟气脱疏设备，中小锅炉也采用经济可行的炉内喷钙及增湿活化脱疏工艺。我国目前在燃煤锅炉电站烟气脱硫方面有较大差距，先后引进了几套燃煤电厂的脱硫装置，但引进设备价格贵、运行成本较高。国内进行了许多脱疏技术的研究开发，出现了具有自主知识产权的循环流化床烟气脱疏、湿法烟气脱硫、新型电子束-半干法烟气净化等工艺，但总体上还属于起步阶段。

国外大多在大型锅炉上安装低NOx燃烧器，使NOx排放水平控制在500mg/(N.m3)，降低40%左右。对于挥发份较高的煤种，采用低NOX燃烧器配合空气分级燃烧，最大可降低60%-70%的NO础「放量，但对低挥发份煤种的效果有限。国外新研制的再燃烷技术可以大幅度地降低NOx排放量(对于烟煤锅炉，可低于200mg/m"")，并且对主燃料的煤种适应性广。该技术是美国能源部沽净煤技术的一项重要成果，正在美国电站煤粉锅炉上进行大面积推广。国产引进型300MW·以上机组都装有低NOx燃烧器，基本能符合当前排放标准，而300MWe以下机组尚无脱硝控制措施。国内，还没有采用再燃烧技术降低煤粉锅炉NOX排放的系统研究报道或工业示范。一些高校和科研院所从稳燃角度出发，开发设计出一些新型浓淡燃烧器，具有良好的NOx减排特性。

发达国家大型燃煤锅炉都配各5个甚至更多个电场的高效电除尘器或多室的布袋除尘器，除尘效率达到99.9%。我国近年来建设的大型燃煤锅炉一般配3~4个电场的电除尘器，效率低于99%，大量中小火电机组的除尘设爸落后。

(2)循环流化床燃烧(CFBC)。

循环流化床锅炉可以高效率地燃烧各种燃料(特别是劣质煤)，通过加人脱硫剂控制在燃烧过程中SO2的排放，流化床低温燃烧也控制了NOx的生成。自20世纪70年代以来，国际上CFBC的大型化取得了长足进步，现有CFBC锅炉的容量已经发展到电站锅炉的等级，250MWE的循环流化床在法国己投人商业运行，300~400MWE等级循环流化床锅炉已签订合同。大型循环流化床锅炉已走向技术成熟阶段，发展大容量、高参数(超临界)循环流化床锅炉有可能成为一个新的发展方向。

我国CFBC技术的研究开发基础较强。采用自有技术开发，已具蚤设计制造410t/h以下等级循环流化床锅炉的能力，占据国内大部分75t/h等级以下的循环流化床锅炉市场。国内已经启动自主技术的150MWE级超高压再热和引进300MWe等级CFBC锅炉示范工程。

(3)增压流化床燃烷(PFBC)。

PFBC除具有与CFBC相似的优势外，加压流化床燃烧产生的高温烟气经过除尘，进人燃气轮机作功，由此构成增压流化床燃烧联合循环(PFBC-CC)。其发电能力比相同蒸汽参数的单汽轮机发电增加20%，效率提高3%～4%，特别适于改造现有常规燃煤电站。蒸汽循环还可采用高参数包括超临异汽轮机以提高效率。

世界上目前已建成的PFBC-CC电站有8座，除一座电站容量为360MWe外，其他电站容量为80～100MWE等级。但第一代PFBC-CC技术受到流化床燃烧温度的限制，采用两级高温旋风分离除尘后的烟气含尘浓度仍然较高，因此不能采用已有的高温、高效常规燃气轮机，联合循环供电效率难于进一步提高。我国对PFBC技术的研究开发己有近20年的历史，特别是在"八五"、"九五"期间，采用国内技术和装备在徐州贾汪发电厂建成PFBC-CC中间试验电站(15MWe)，标志着已从实验室基础研究走向了工业化试验。为加快PFBC-CC技术的开发，国家计划建造100MWe等级的PFBC-CC示范电站，拟引进国外部分先进技术，除燃气轮机需直接引进国外制造设蚤外，大部分设各将由国内制造。

第二代PFBC(PFCB)-CC技术采用部分气化和前置燃烧的方法把燃气轮机的人口温度提高到1100～1300℃，同时可采用超临界蒸汽参数，使联合循环效率有可能达到45%~48%。这种先进的发电系统尚处于中试阶段，如美国能源部支持Foster Wheeler公司牵头开发的APFBC技术正在进行中试规模的试验研究，并已开始商业示范电站的设计工作。英国原煤炭研究所(CoaL Research Establishment)开发的前置循环(topping cycle)及气化炉技术已转让给三井巴布科克(Mitsui Babcock，简称MB)公司，改称为空气气化循环(Air Blown Gasfication Cycle，简称ABGC)。MB也在寻求包括中国在内的其他合作伙伴，推进该技术的示范和商业化进展。由于部分气化燃烧联合循环技术难度小，投资低，顶计在2010前有可能实现商业化应用，从而成为一种可与IGCC竞争的新型燃煤联合循环技术。

对于第二代PFBC-CC，我国在"八五"期间，进行了部分关键技术的初步研究，如喷动流化床部分气化炉、低热值煤气燃烧室、过滤式高温除尘器等。在煤炭热解气化、流化床燃烧、高温煤气和烟气净化技术的试验研究方面已有大量的工作基础，现有水乎与国外相关研究开发相比，差距并不太大。在国家重点基础研究发展规划?quot;973")的资助下，国内在相关研究开发有基础的单位联合起来，正在进行煤热解、气化和高温净化过程的基础性研究，项目进展较好。

(4)整体煤气化联合循环(IGCC)。

IGCC发电技术通过将煤气化生成燃料气，驱动燃气轮机发电，其尾气通过佘热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机发电，构成联合循环发电，具有效率高、污染排放低的优势。但其系统复杂、投资高。IGCC需要与电能、热能、城市煤气以及化工产品的生产相结合，构成以煤气化为基础的多联产后，才能使不利因素转化为有利条件。IGCC技术已走过了概念验证和技术示范运行阶段，目前已进人250～300MWE大容量机组的商业示范阶段。世异上主耍的煤气化工艺和燃气轮机技术均进行了示范，煤气化、油气化和煤油混合气化及多种燃料供给方式都有示范经验。目前，我国及韩国、曰本、美国、德国、意大利、印度、苏格兰、法国、捷克、新加坡等国家正在筹建以煤或渣油(或垃圾)气化的IGCC电站达十几座，容量从60～550MWe不等。

国内对IGCC的关健技术研究起步较晚，在"九五"期间才启动有关IGCC工艺、煤气化、煤气净化、燃气轮机和佘热系统等方面的关键技术研究。国家电力公司计划"十五"期间在山东烟台电厂以招标的形式引进国外技术，建设一座300-400MWe的IGCC示范电站。目前，国内在IGCC系统研究和一些关键技术开发方葡取得了进步，已得到一批中间成果，形成了较好的技术基础。