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据我所知，澳大利亚的Cougar、Carbon以及Linc等三家能源公司中，Cougar 和Linc能源公司在国内将有合作项目。前面的三家公司中，Linc能源和上面帖子中提到的AFC能源公司是战略合作伙伴，Linc能源的UCG和AFC的fuel Cell发电设备就是已经实验集成并实验成功，预计明年将开始商业化。
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清洁煤发电机概念股
华光股份（600475）：生产气化炉、废热锅、余热锅。目前能够生产大型燃气电站余热锅炉、垃圾发电炉和循环流化床锅炉。为壳牌在国内的潜在合作伙伴，若合作成功，将成为国内首家生产壳牌气化炉的供应商。同时也可能开展在废热锅炉、余热锅炉方面的合作。
科达机电（600499）：生产气化炉、燃气轮机设备。70 吨/天煤气化炉自主技术，拟生产小型燃气轮机。
天科股份（600378）：生产空分设备。国内最大PSA 变压吸附气体分离技术提供商，提供合成氨企业氢气和一氧化碳分离技术。正在研发10000 立方以上空分设备（300MWIGCC 电站需要40000 立方空分设备）。若能够实现空分大型化，则将进入IGCC供货领域。
上海电气（601727）：德士古气化炉国产化外壳提供商，能生产IGCC 大型燃气轮机，余热锅炉气化炉、燃气轮机、余热锅炉。
东方电气（600875）：能生产IGCC 大型燃气轮机，余热锅炉、 燃气轮机、余热锅炉。
海陆重工（002255）：生产余热锅炉。工业级余热锅炉设备商。尚不能生产大型IGCC 余热锅炉设备。
国电南自（600268）：工程设计。母公司杭州设计院有IGCC 工程设计能力，为体外资产。
航空动力（600893）：燃气轮机生产。生产船用燃气轮机，拟生产中型燃气轮机（50MW），暂时不能生产300MW 大型燃气轮机。
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外资围堵中国清洁煤产业突围
2010年02月25日07:0721世纪经济报道 字号：T|T
本报记者朱宗文天津、广州报道
西门子、杜克能源、神华集团煤制油公司、科达机电（600499.SH）等，在日前天津第六届清洁能源论坛上，中外洁净煤技术产业化的代表性公司齐集，但真正的主角依旧是外资企业。一个不争的事实是，中国清洁煤产业，依然受制于国外技术。
“早期的技术引进，的确对经济的发展起到了推动作用，但由于引进的技术并不都是完善的技术，已使我国成为国外清洁煤技术的‘试验场’。”一位不愿具名的专家对本报记者表示。
而在这个新兴市场，中国企业的竞争力，依然是“低价”。
“由华能集团建设的‘绿色煤电’整体煤气化联合循环电站，将运用于美国宾州的封闭电站。”美国未来能源公司董事总经理WilliamDouglas向本报记者称。但华能绿色煤电公司一位工程师对本报记者坦言，目前，该技术仅出口至美国宾州这家电厂，外方选择它，主要是因为其价格具有竞争力。
外资的“试验场”？
“在美国要做洁净煤技术的实验比中国困难多了，因为美国法律规定实验必须要当地居民允许，所以都是在讲概念，真正握有技术的并不多，我们希望利用机会来中国做实验。”美国能源联合会执行董事BarryK.Worthington对本报记者称。
清洁煤技术包括煤化工、煤发电、煤制气等领域。其中，最为关键和重要的是将煤炭洁净、高效地转化为合成气，即煤的气化技术。
据了解，我国自上世纪80年代开始引进国外煤气化技术，包括早期引进的Lurgi炉、U-gas炉、Texaco炉，以及近期新一轮引进和拟引进的BGL炉、Shell炉、GSP炉等。
据了解，目前，只有我国使用如此众多种类的煤气化技术，许多盲目和不成熟的引进令我国付出了惨重代价，比如，投资数亿元建于上海的世界上惟一工业化的U-gas引进气化装置，早已于2003年退出历史舞台；而上海某焦化企业的巨额投资，如今已是一堆废铁。
“目前，我们的技术只是在以前的工艺基础上完善和改进，没有新的突破性进展。”北京杰斯菲克气化技术有限公司运营总监马子业在接受本报记者采访时承认，目前，仅有神华宁煤集团和兰花科创集团的煤矿引进了该公司两套设备。
据了解，目前包括GE、壳牌、西门子等在内的洁净煤技术，在中国争夺的领域主要是在煤化工和煤发电领域。
“我们主要用的是Texaco炉，主要就是炉子贵，使用成本比较高，虽然环保达标，但是并不节能，也不能大幅降低成本。”神华集团煤制油公司副总裁岳国对本报记者透露。
一位不愿具名的业内人士表示，“国外炉子在技术成熟度上比国内自主开发的稍高，后期运行和维修成本低些，但是前期投入的成本很高，而且不节能，这些年来，技术改进也不大。”
中国企业探路
“中国从上世纪九十年代发展清洁煤技术，在煤化工领域取得了突破性进展，缩小了与国际差距，从实验室走向了工业化示范。”煤科总院洁净煤技术发展研究所所长陈贵锋对本报记者表示。
据了解，目前，包括神华宁煤集团、兖矿集团等拟建和在建的7个煤制油项目。到2020年，中国煤制油产业将形成5000万吨的产能规模。
“目前，国家正在等待已上马的第一批项目的运行数据出来，第二批项目暂时不会审批，估计今明两年会调整煤化工的产业政策。”岳国对本报记者透露。
与煤化工领域相比，中国在煤发电领域同样取得了不小突破。
国家发改委于2009年5月核准华能集团在天津滨海新区建设我国首座IGCC示范电站。
据了解，天津IGCC是“绿色煤电”计划第一阶段的主要内容，也是“绿色煤电”技术的基础。该示范工程装机250MW，由绿色煤电公司和天津津能投资公司共同出资建设，于2009年7月开工建设，预计2011年6月投产发电。
科达突围样本
在煤化工和煤发电之外的另一大领域——煤制气，中国企业同样在争取生存空间。
在天津，科达机电副总经理武祯与陕西榆林西部煤炭技术研究中心总工程师贺峰相见甚欢。“想你很久了。”武祯紧紧地握着贺峰的手笑着说。
目前，科达机电已自主研发了KEDA清洁粉煤气化技术，而贺峰所在的研究中心，则自主研发的干粉制备高浓度水煤浆技术。“如果能把贺峰的水煤浆技术应用到我的炉子上，那炉子的运行效率还会提高。”科达机电董事总经理边程对本报记者称。
而在三年前，科达机电还只是一家在陶瓷机械领域做到了全球第二的上市公司，介入清洁煤制气领域完全是“白手起家”。
边程称，“跟全球领先的欧美同类技术比，我们炉子投资成本是他们的1/10，运营成本比他们低25%”。
据其介绍，科达炉产生的清洁煤气折合热值为8400大卡天然气，其价格仅相当于每立方米2.4元，是天然气价格的70%左右。而目前华东地区天然气成本达到每立方米3.2元，华南则高至4元。
“现在，以壳牌、西门子、GE等欧美企业主导的技术是采用高温高压制气，我们是采用中温常压制气，在环保参数上我们之间没有差距，但是他们的投入成本、运营成本比我们高很多，基本投资数亿元，很多企业没法使用。”边程对本报记者称。
但科达亦有苦衷。“我们花血本自主研发的技术，还没有得到相关政策的明确支持。虽然现在已逐渐获得政府及相关部门的支持与重视，但在推广过程中，仍有诸多无形和有形的阻力，比如，普遍存在的崇洋心理，以及认为煤炭脏的偏见,这些都是我们急需突破的困局。”边程说。
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新工艺首推清洁煤发电10家核心设备公司受益
来源： 第一财经日报 发布时间： 2009年11月14日 10:52 作者： 艾经纬
由于我国中长期以煤为主的能源格局很难发生根本改变，因此为了实现低碳经济，除了要在新能源应用与节能环保方面加强，还应在清洁燃煤技术等新工艺方面下工夫。
首推清洁煤发电技术
新工艺方面主要包括碳捕捉、清洁燃煤发电技术等降低传统能源的碳排放。其中，发展清洁燃煤工艺尤为重要。中国电机工程学会理事长陆延昌认为，2020年，煤电在全国发电量中的比重仍会占到60％以上（目前约占80％），为了减少碳排放，发展清洁煤发电技术应是中国二三十年内节约能源、减少碳排放的重要渠道。
由于碳捕捉技术成本很高，比较浪费资源，发电效率也不高，因而清洁煤发电技术成为首选。
行业人士认为清洁煤发电技术是一项先进的电力生产新技术，该技术是把满足供电需求、提高效率、控制环境三位一体进行综合考虑，可使供电效率提高到42%~45%，SO2, NO的排放量减少95%以上，CO2降低20%，基本上没有粉尘排放。
据介绍，目前清洁煤发电技术主要有两种方式：一是煤气多联产技术。这种技术既可以发电，又可以做城市供热，还可以给城市居民供应生活热水，同时还可以生产甲醇、二甲醚等工业原料，还可以把其中的一部分CO2变为资源重新加以利用，可以说是一举多得。目前从产业链上来说，构筑情况是比较理想的。
二是整体煤气化联合循环发电技术（IGCC）。IGCC就是把煤炭气化，然后把煤气用来发电，不仅清洁而且发电效率也比较高，同时煤炭气化以后还可以把煤炭中的有害物质过滤出来。它能实现98％以上的污染物脱除，并可回收高纯度的硫，粉尘和其他污染物在此过程中一并被脱除。
成本技术制约
虽然IGCC被业内人士认为可能是未来煤基发电的极低排放发电系统的一种最佳方法，国内亦有企业进行了尝试运用，但目前主要受到电价的制约。
2009年7月，华能集团主导推进的我国首座自主开发、设计、制造并建设的整体煤气化联合循环发电技术即IGCC示范工程项目――华能天津IGCC示范电站，在天津临港工业区开工建设。
华能集团主推的“绿色煤电”计划将分三个阶段，用10年左右时间，开发出可推广的绿色煤电示范电站。但是，该电站的造价较高，是当前常规燃煤电站成本的２倍左右。如果按照目前的电价水平，该项目短期内很难盈利，除非国家进行补贴或特批较高的上网电价。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，清洁煤发电远景令人看好，但由于国内技术没有国外成熟，成本又比较高，而且由于国内电价控制比较严格，因此清洁煤发电仍存在问题，所以企业积极性一直不高。
10家相关公司
申银万国证券认为，以IGCC为代表的清洁煤发电机将成为煤电未来主流机型之一，IGCC国产化相关上市公司将受益。
据统计，具有核心设备国产化能力的公司有：华光股份（600475.SH）、科达机电（600499.SH）、天科股份（600378.SH）、东方电气（600875.SH）、海陆重工（002255.SZ）、国电南自（600268.SH）、航空动力（600893.SH）、力源液压（600765.SH）、上海电气（601727.SH）以及中核科技（000777.SZ）。
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煤炭地下气化联合循环发电是山西省高碳能源低碳利用的重要方式默认分类 2010-07-22 20:47:46 阅读22 评论0 字号：大中小 订阅 .
整体煤气化联合循环（IGCC）发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高；而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，比常规燃煤电站可降低65%的CO2的排放量；脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右，氮氧化物排放只有常规电站的15%～20%，耗水量只有常规电站的1/2～1/3，有利于环境保护。
煤炭地下气化（UCG）就是将处于地下的煤炭直接进行有控制的燃烧，通过对煤的热作用及化学作用而产生可燃气体的过程。UCG技术不仅能回收人工无法开采或开采不经济的煤炭资源，而且是一种重要的低碳利用方式；经过近百年的研究，该技术取得了丰富的科技成果。特别是前苏联，其1955年投产的“南阿宾斯克”气化站正常运行了40年，而1961年投产的乌兹别克“安格林”气化站，至今还在商业化运营。近十年来，UCG又被重视起来。1999年开始，澳大利亚的Cougar、Carbon以及Linc等三家能源公司，相继在该国的昆士兰州建立了UCG现场试验项目，生产的煤气用来发电以及合成天然气。我国在上世纪50年代就开始了该项技术的研究，在适合我国国情的矿井式地下气化方面，获得了许多宝贵的实践经验，技术基本成熟，为煤炭地下气化（UCG）技术与IGCC的结合（UCG-IGCC）创造了必要的技术条件。
温室气体的排放对气候造成了很大的影响，我国是CO2排放大国，面临的减排压力越来越大。我国政府在去年哥本哈根会议前向国际社会承诺：到2020年单位GDP碳排放在2005年基础上减排40％~45％，并把该指标纳入强制性的国民经济发展纲要中。 现在，减少CO2排放，发展低碳经济，是谁也无法忽视的国家产业导向，国家正不惜人力和巨资推动CO2的减排。对于传统工业占主要比例的我国而言，促进节能减排的首要任务是转变经济的发展方式。UGC-IGCC技术将是当前形式下，我国煤炭行业发展转型的重要方式。
煤炭地下气化（UCG）与IGCC联合循环发电技术相结合，无论是CO2排放量的降低还是发电效率的提高都比IGCC和传统的燃煤电站更有优势。自1999年以来，澳大利亚的Cougar、Carbon以及Linc等三家能源公司，相继在该国的昆士兰州建立了煤炭地下气化现场试验装置，所产煤气的用途均是用于联合循环发电；其中Cougar 能源公司建立了5MW的UCG-IGCC联合循环发电试验装置，该公司的目标是建立20MW甚至是300MW规模的UCG-IGCC联合循环发电装置。数据表明，UCG-IGCC联合循环发电与IGCC相比，CO2排放量降低了20%，发电成本降低了34.4%。因此，UCG-IGCC联合循环发电，使得IGCC技术更加高效和低碳，同时，煤炭地下气化技术也实现了真正的节能减排。
山西省自1997年煤炭治理整顿以来，先后关闭煤矿5000余座，据不完全统计，这些关闭煤矿的面积在3000km2左右。由于原小煤矿采煤方法落后，回采率不足15%，据粗略估算，有250亿吨以上的资源被遗弃，其中80m以浅的约有1000～1200km2，80～200m埋深的有1800km2，约150亿吨，这部分煤炭资源均适于地下气化。利用煤炭地下气化（UCG）技术回收上述的遗弃资源，产生的煤气用于联合循环发电。以北京中矿宝源科技有限公司拟在山西宁武建设的12MW煤炭地下气化联合循环发电（UCG-IGCC）项目为例，年发电量为0.96亿度，发电成本约0.19元/kwh，整体效率可达43%以上，与同规模的燃煤电厂相比，每年可减少CO2的排放3.96万吨。
因此，煤炭地下气化联合循环发电（即UCG-IGCC），是山西省煤炭工业洁净发展的新型技术路线，是节能减排，高碳能源低碳利用的重要方式。山西宁武12MW煤炭地下气化联合循环发电（UCG-IGCC）项目的建成，不仅是谢克昌教授高碳能源低碳化理念的一次成功践行，也是实现绿色减排的一项实实在在，看得见，摸得着的生态工程，UCG-IGCC项目必将成为山西的一大特色，一大优势，一大亮点。
李文军
2010年7月22日
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太工天成发鑫集团有限公司
兄台说提太工天成吧，，跟000968没关系哦
[引用原文已无法访问]
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倪维斗：煤清洁利用是中国式低碳的关键 科学时报 2010-02-08
中国是煤炭大国——75%的发电装机是来自火力发电，80%的电量来自火电，80%以上的二氧化碳排放来自煤炭燃烧；作为一种高碳能源，煤的含碳量达到80%以上；未来二三十年之内，中国对煤的依赖度很难降到50%以下。
在这样的一组数字之下谈中国式低碳，似乎有些沉重。
能源专家、中国工程院院士倪维斗在接受《科学时报》记者采访时开门见山：“发展低碳经济，但我们面对的是高碳能源。”
中国的低碳经济该走什么道路？
倪维斗指出，在未来二三十年之内化石能源作为我国主要能源的地位不可撼动，其中煤是主导，“所以未来一段时间之内煤的低碳利用就是低碳能源的核心问题。如果不在煤的清洁利用上做文章，其他一切只能是空谈，低碳只是一句口号”。
煤的清洁利用是一种新能源
“社会节能、总量控制、发展可再生能源都是实现低碳经济的道路，但最后必须要落实到煤的清洁利用上。”根据倪维斗的划分，煤的清洁利用也属于清洁能源。
他认为，新能源的概念因时因地而不同，各国国情不同，不能一概而论。比如在法国核能发展了很多年，称不上新能源。而太阳能、风能古人也在几千年前就已利用了。
倪维斗表示，能源的来源、转化过程、输运过程、终端利用过程这4个环节都属于能源问题，清洁不清洁要看全生命周期。这4个环节中一个或几个有较大的变化，能够减少二氧化碳排放、提高效率就能称之为新能源。因此，可再生能源、煤的清洁利用、天然气的高效利用都属于新能源。
“眼睛光看着风电不行。”倪维斗说，风能虽然来自风，但也存在转化和输运的问题，在未来一段时间内对节能减排贡献不会太大。他认为，新能源的主要力量除了发展可再生能源之外，煤的科学、合理、高效、低污染利用应作为重点，尤其对于中国这样一个煤炭大国。
提高燃煤发电效率尚有潜力
煤对我国的战略安全来说尤其重要，起了顶梁柱的作用。“煤保证了什么都有了，煤出了毛病问题就大了。”倪维斗说。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。
专家指出，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占总减排量的12%左右，而提高燃煤发电效率能实现15%的减排。
据悉，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。清华大学热能工程系教授姚强认为：“这是几年前的规划，现在我认为能够努力争取达到300克/度电左右。”
多联产技术综合效率高
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。倪维斗就提出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。最近几年，倪维斗一直在四处呼吁发展IGCC多联产。但多联产的基础——IGCC电厂却始终没有大规模地发展起来。据记者了解，我国在上世纪70年代末和90年代末曾确定过两个IGCC示范项目，但最终都无疾而终。
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。据悉，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。
倪维斗指出，目前发展IGCC多联产的阻力主要来自两个方面，一是发电和化工行业结合思想阻力较大。他表示，实际上中国五大电力公司现在也在做化工产品，只不过是分开做，资源匹配程度低。
另外，国家能源局对IGCC持过度谨慎态度，目前为止只批了一个示范电厂。2009年7月，我国首座自主设计、制造并建设的IGCC电站——华能天津IGCC电站示范工程在天津开工，计划建设1台25万千瓦级发电机组。
倪维斗表示，单纯用于发电的IGCC电厂的主要问题是基础投资较贵，是一般的超临界电厂的1.5倍以上，可能要达到每千瓦上万元人民币。然而，虽然投资比较高，但是很多电力公司都有积极性，并且多联产是降低IGCC成本的方式之一。在技术层面，大部分技术都能实现自主化。“燃气轮机的核心技术我们正在攻关，总归是要国产化的。IGCC和多联产为什么不开展示范呢？”倪维斗不解。
多联产更适合中国国情
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。“这些二氧化碳是最容易收集的，基本上已经捕获，但现在都没有利用起来而放空了。”倪维斗说。
倪维斗表示，虽然二氧化碳排放总量是几十亿吨的数量级，但在未来，如果加强二氧化碳利用系统的科研工作，发明新型的二氧化碳化工利用体系和高附加值的产品，将会增加二氧化碳减排量。
例如，我国现在的化肥系统40年如一日没有变化，主要就是尿素加合成氨，导致田间的过度施肥成为我国一大污染源，同时耗费了大量能源。倪维斗指出，如果发展新的肥料体系，如草酸铵等都含大量的二氧化碳，可以更多地利用二氧化碳。
这样上游发电和化工结合，下游用高附加值的产品利用二氧化碳，便能提高系统的能源利用率和减排二氧化碳。
有人认为，到2020年，中国的工业化过程将会结束。届时，通过经济结构的调整就能自然地降低二氧化碳排放量。
对此，倪维斗认为，不管工业化进程何时结束，人均用能量总有一个定值。他指出，目前我国人均用能为2吨多标煤/年，美国为11吨标煤/年，英法德是6吨标煤/年。到2020年，我国的居民生活水平还将提高，人均用能量至少会达到3吨标煤/年，按照15亿人口计算全国用能量就将达到45亿吨标煤。保守估计2050年至少也要60亿吨标煤的能量，比现在翻一番，其中煤至少占40%~50%。“这么大量的煤必须考虑如何低碳。”倪维斗说，“我们每块煤都必须在二氧化碳减排上精打细算。”（陈欢欢）
注：倪维斗现为中国工程院院士，清华大学热能系教授。
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11月7日，由山西省发展改革委员会主持的太原理工大学气化煤气与热解煤气共制合成气多联产应用的基础研究项目设计方案审查会在太原召开。山西煤化所、华中科技大学、中北大学、山西省化工学会、化学工业第二设计院等单位专家参加了会议。与会人员对山西省化工设计院编制的气化煤气与热解煤气共制合成气多联产项目方案进行了讨论和审查。会议由国家科技部“973”项目评审组组长黄素逸主持。
会上，山西省化工设计院项目设计师李大尚详细汇报了项目设计情况。他说，该项目是配套太原理工大学“973”项目《气化煤气与热解煤气共制合成气多联产应用的基础研究》而建立的中试装置，项目针对我国作为产焦大国的实际情况，充分考虑到大量焦炉煤气有效利用和醇醚燃料可作为车用替代燃料的实践，基于国家能源战略、环境战略和可持续发展战略要求的指导思想，提出了以气化煤气与热解煤气双气头为基础，以先进发电和醇醚燃料为目标产品的多联产模式，实现低成本、高效率、少污染的电力、石油替代燃料、焦与焦油联产和CO2减排的最终目标。
山西煤化所王洋、化工厅高级工程师白玉祥、省发改委左金顺，我实验室黄伟、张永发等就设计方案先后发言，并提出了很好的建议和意见。
通过讨论，大家一致认为，在我国，特别是山西省能源消耗、煤炭资源利用、焦化工业的现状下，提出适合中国国情的以气化煤气和焦炉煤气双气头重整转化制取醇醚合成原料气，同时还将进一步研究燃气联合发电的化工、电力多联产技术方案，通过生产焦炭、醇醚燃料、生产电能，实现原料组成和能量的合理和梯级利用，探索出一条新的煤炭综合、高效、洁净转化途径，在保障我国能源安全供应的同时，有效改善环境污染的问题，其技术开发成果具有显著的推广应用价值和良好的工业化应用前景；该项目方案符合国家重点基础研究发展计划（ 973 计划）2005～2006年项目立项要求；该项目厂址位于河津市太工天成发鑫集团有限公司厂区内，可利用该厂现有公用工程和土地。同时建议以双气头重整、浆态床转化为核心，优化方案，选择重点，完成系统设计；适当加大规模以保证中试系统数据和经验的获取。
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