化石燃料资源面临枯竭的危险
化石燃料是大自然赋予人类的财富，它的总储量是有限的，花去一点就少一点，总有一天会枯竭的。
据世界能源会议1992年大会期间提出的《1992年能源资源调查》，对世界各国各种能源在1990年的资源调查和产量作了统计。
煤炭：世界各国煤炭探明共可采储量烟煤和无烟煤5214亿吨，次烟煤和褐煤5177亿吨，合计10391亿吨。1990年产量共计：烟煤和无烟煤33.14亿吨，次烟煤和褐煤14.35亿吨，合计47.49亿吨。还可开采219年。
石油：世界各国原油探明可采储量共计1348亿吨，天然气液26亿吨，合计1374亿吨。1990年原油产量30.16亿吨，天然气液产量1.03亿吨，合计31.19亿吨。还可开采44年。
天然气：世界各国天然气探明可采储量共计128.85万亿立方米，1990年净产量共2.135万亿立方米，还可开采60年。
铀资源：31个国家铀资源探明可采储量是每公斤80美元以下的共141万吨铀，每公斤80－130美元的共67万吨铀，合计208万吨铀。1990年产量3.18万吨铀。还可开采65年。前苏联等国，每公斤130美元以下的有80.3万吨铀。
水能资源：世界各国统计理论水能蕴藏量34.69万亿千瓦时，可开发水能资源13.97万亿千瓦时，1900年运行中水电装机容量共5.98亿千瓦，年发电量21332亿千瓦时。对可开发水能资源相比的利用率为15％。
地热：24个国家统计地热发电装机容量共约600万千瓦，年发电量300亿千瓦时。
风能：世界各国统计风能发电装机容量共约250万千瓦，其中美国约160万千瓦，欧洲诸国50万千瓦以上。
潮汐能：据估计全世界所有海洋的潮汐能蕴藏量共有22000亿千瓦时/年，可经济开发的约2000亿千瓦时/年，现已开发利用的仅6亿千瓦时/年。
从总体来看，化石燃料资源还是有限的，由于现代社会对能源需求的过高期望，能源资源的短缺将是人类面对的实际问题。
直接燃烧化石燃料已对环境构成严重威胁
燃烧化石燃料给环境造成的危害是当今带世界性的严重问题，其结果是使生态环境遭到破坏，人畜受危害。特别是直接燃烧煤炭所造成的环境危害更是触目惊心。能源的生产和利用过程是产生公害的重要途径之一。
化石燃料在燃烧过程中都要放出二氧化硫、一氧化碳、烟尘、三四苯并芘、放射性飘尘、氮氧化物、二氧化碳等。这些排放物中，一氧化碳、烟尘会直接危害人畜；三四苯并芘是强致癌物质；放射性飘尘使生物受辐照损伤；二氧化硫和氮氧化物会产生酸雨，使植物死亡，饮水变质；二氧化碳被现代社会认为是造成温室效应使地球气温升高的罪魁。在煤、油、气三种化石燃料直接燃烧中，对环境污染以煤最为严重，其次是石油，天然气相对比较干净。
发达国家在工业化初期由于大量燃烧煤炭而付出了沉痛的代价。酿成灾难的典型例子是，英国伦敦由于大量燃用煤炭等化石燃料，五六十年代，有雾都之称。在1952年一次烟雾事件中，死亡人数达4000人，1962年一次死亡人数达750人。美国纽约、日本东京也曾出现过严重的大气污染，然而由于采取了改变能源结构，减少煤炭消耗，改烧气体燃料，使大气质量明显改观。在新技术革命到来之时，一些发达国家抢先发展低能耗的高技术产品，将烟囱工业转嫁给第三世界国家，使得本国的环境质量大大得到改善。伦敦的天空也开始变得湛蓝，纽约、东京的空气也变得洁净。但是发展中国家的一些城市却变得越来越脏，而且比20世纪50年代西方国家出现过的最坏情况还严重。墨西哥城是世界上空气污染最严重的城市之一；希腊首都雅典因酸雨侵蚀，使许多古代留下的雕塑变成了石膏；我国的本溪市，因为上空烟雾弥漫而在卫星上看不到它。
我国是煤炭大国，煤炭占能源消费的比例达76％，全国每年排入大气的烟尘达2300万吨，二氧化硫1460万吨，其中燃煤排放的烟尘占73％，燃煤排放的二氧化硫占90％。我国大气污染是煤烟型污染，特别是城市每家每户使用小煤炉做饭和取暖，煤烟出现在离地面2米以下的呼吸带，对人体造成严重威胁。有的城市烟尘含量已经超过伦敦事件发生时的指标，如果气象条件出现不利情况，也会出现类似伦敦事件情景。
酸雨会使大片森林毁灭，使农作物减产，使桥梁和建筑物受严重酸蚀，造成巨大的经济损失。全国因环境污染造成的经济损失每年达800－1000亿元。
我国现在已经年产煤炭10亿吨以上，2000年已达14亿吨，到2050年可能达到50亿吨。1988年全世界煤炭产量也只有48.4亿吨，也就是说，如果到2050年把相当于现在全世界所有煤炭都放在中国960万平方公里的小天地来烧，届时中国将不可避免地成为一个墨盒子和黑盒子。
水煤浆技术取得长足的进展
水煤浆技术是20世纪70年代世界石油危机中发展起来的一项高新技术，它实际上是一个由煤炭洗选－磨矿成浆－装贮运－锅炉燃烧到炉后环保除尘的大型系统工程。由于其原料丰富、加工简单、成本低，具有代油、节能、易贮运、高效率、低污染等综合优势，引起世界各国工业界的普遍关注。
“七五”期间，我们顺利完成了水煤浆攻关任务，开发了成套技术，建成了“五厂、六炉”（包括制浆、装贮运、各种锅炉、窑炉燃烧）示范工程体系和制浆、管运、燃烧科技研究开发实验基地，形成了包括科研、设计、工业应用实验厂站在内的跨行业、多学科的协作网络，取得了重大成果。“八五”以来，国家计委、煤代油办公室、能源部相继批准了白杨河15万千瓦电厂改烧水煤浆工程及其配套的八一制浆厂扩建工程，国务院经贸办批准了桂林钢厂、北京造纸一厂等五个水煤浆代油、节能、环保项目，我国在水煤浆工业应用的工业化、大型化、系列化方面又上了一个新台阶。继北京造纸一厂60吨/时工业锅炉燃用水煤浆、抚顺胜利水煤浆厂、枣庄八一水煤浆厂工业应用项目取得国家攻关成果奖和科技进步一等奖以后，我们又在白杨河电厂220吨/时油炉和北京第三热电厂2号炉试烧水煤浆取得成功。北京水煤浆示范厂在使用国产添加剂及我国级配和成浆技术的基础上，用成浆性较差的大同煤，经过长期工艺调整，生产出了符合合同质量保证值的商品浆，经专家评议和验收委员会验收，工程正式验收移交，可以批量生产。它标志着水煤浆技术的开发和工业推广应用在我国已进入一个新阶段。
在满足日常生活需要的基础上，进行了第二代水煤浆技术——超低灰水煤浆制备技术、高强度脱硫燃烧技术的开发，引起了国外同行的关注。
通过以上工作的开展，还形成了一支专业门类齐全、覆盖行业广泛的高水平的水煤浆科研设计队伍，在水煤浆中心的统一组织下，具备承担大型浆厂（单系列25万吨）、大型锅炉（20万千瓦电站）、大型管道及其专用配套设备的技术开发工程设计能力。
几年来的实践证明，水煤浆技术的推广应用显示了引人注目的经济效益和社会综合效益。
代油效益：经过几个燃烧示范点的长期使用证明，燃油工业锅炉、窑炉改烧水煤浆，1.8－2.1吨浆可代替一吨重油。按照开放后的现有市场价格，可以给燃油用户带来明显的经济效益。
节能效益：由于水煤浆原料灰分低，粒度细，燃烧充分，燃烧效率在96％以上，对于原燃用块煤和原煤的中小锅炉，可以提高燃烧效率5%－10％。
大型电站煤粉炉改烧水煤浆后，不仅节省了煤场，而且由于取消了制粉系统，大大降低了电厂的自用电。
冶金燃煤窑炉改烧水煤浆后，由于负荷调整方便，燃烧能耗降低10%－20％，产品质量明显提高。
环保效益：由于水煤浆是煤水混合物，原料煤灰分低，燃烧时炉膛温较低，所以燃烧中的NOx、SO2排放物较少，排烟的含尘量也有较大幅度降低，环保效果明显。
节运效益：水煤浆由于其流动性好，便于管道运输。管道运输投资少、占地少、运行费用比铁路低得多。目前国外大型管道年运输能力已达500万吨。
综合利用效益：随着机械化程度的不断提高，煤矿开采中产生大量的粉煤，煤炭洗选中的煤泥，灰分高、水分高、价值低。把水煤浆技术应用于粉煤和煤泥处理，变废为宝，可变劣质煤为优质煤。
水煤浆技术的开发应用在我国已有近十年的历程，今后的继续努力方向是：
①要加强综合配套能力，最大限度地发挥水煤浆技术的长处，吸引更多的国内外用户；②扩大水煤浆技术领域研究范围，加强超低灰分水煤浆技术研究，加强水煤浆技术在煤泥处理方面的应用研究，在矿区推广无添加剂煤泥浆代煤节能技术；③通过国家水煤浆工程技术研究中心的组建，调整布局，完善组织体制，使之更适应技术成果转化的需要。以水煤浆中心为基础，建立煤加工高新技术企业集团，以便承担国内外大型代油、节能、管道运输工程；④扩大对外国际合作，发展以单纯的技术合作为技工贸相结合的全方位合作，为中国的水煤浆技术、水煤浆产品走向世界创造条件；总之，水煤浆事业发展的前景是光明的，但由于水煤浆工业尚是幼小的阶段，在今后需要国家继续给予政策上的优惠和支持；由于对水煤浆技术的推广应用还有些人不够了解，今后需要加强宣传和普及有关方面的科学知识。
一体化煤气化联合循环（IGCC）的发展近况
自美国加州洛杉矶附近的CoolwaterIGCC电站获得成功的运行之后，鉴于IGCC电站的优越环境排放指标以及十分吸引人的潜在的高发电效率，发达国家正在兴建或计划兴建的IGCC商业示范电站和商用电站（其中有些不单是发电，而是与其他工业生产相结合）达十多个，采用当前世界先进的煤气化工艺技术，具备代表性的有Texaco，Dow，Shell，BGL，HTW，Prenflo，KRW，U－Gas等，发电规模为60－500兆瓦不等。一类是商业示范电站，另一类是采用成熟技术的商用电站。
IGCC商业示范电站的目标是明确的，它可分为第一代和第二代IGCC商业示范电站。
第一代IGCC电站的特点为：纯氧气化、湿法加料、空气分离装置产生的N2未作动力回收。
该商业示范电站属美国洁净煤技术第四期计划——CCT－IV，于1992年批准，计划1995年投产。
第二代IGCC电站的特征是：空气或富氧作为汽化剂；热煤气除尘、除硫或者冷煤气除尘、除硫；空分后的N2回注到燃气轮机；于法加料；进一步提高燃气轮机的入口初温。
第二代IGCC商业示范电站的目标是使发电净效率将提高到44%－47％（商用阶段）。
其代表性的示范电站如PinonPine电站，1992年8月立项，属CCT－Ⅳ计划，1993年开始实施，将在1996－1997年建成。
中国的IGCC开发，自20世纪70年代中在国家科委领导下就已经开始。太原重型机器厂1986年仿制成功直径2.8米鲁奇固定床气化炉，该炉日处理煤120吨，产气1500立方米/时。化工部临潼化肥研究所建成了日处理煤36吨的气流床水煤浆气化中试装置。鲁南化肥厂、首都钢铁厂、西安化肥厂和上海焦化厂“三联供”工程共引进8套德士古煤气化炉。兰州煤气公司引进捷克固定床加压气化炉，并在大连合作生产。上海发电设备成套设计研究所与美国GE公司完成了燃气轮机燃用低热值煤气和双燃料调节系统的研究工作。
国内许多单位对IGCC用于发电、供热以及联产化工产品进行了许多可行性研究工作。
增压流化床燃烧联合循环（PFBC－CC）研究概况PFBC技术自1969年首先在英国开始实验室规模研究以来，以瑞典ABBcarbon公司开发提供的P200型PFBC模块为基础的三座PFBC－CC电站已成功地建造在西班牙的Escatron，瑞典的Vartan和美国的Tidd。这三座商业示范电站已分别在1990年开始运行。其中瑞典Vartan电站到1993年1月已燃煤运行10500小时，PFB锅炉最长连续运转时间为740小时，累计发电量125974兆瓦时。
上述PFBC－CC商业示范电站投运几年来表明，它的实际运行情况已经基本达到和接近设计数据。电站发电输出功率达到原设计值97％，燃烧效率高达99％，脱硫效率＞90％，NOx的排放量只有原设计值的1/3。第一代的PFBC－CC电站发电效率比相同参数的常规蒸气电站效率高3%－5％，供电效率达39%－41％（亚临界或超临界蒸气参数），节约煤炭10－15％。ABBcarbon公司正准备在P200型PFBC装置成功基础上，推出P800型PFBC装置，组成350规模的PFBC－CC电站与相应规模的IGCC电站的性能比较。如果以带烟气脱硫的常规燃煤电站（PC＋FGD）的投资、燃料、运行维修及发电成本为100，并与PFBC－CC，IGCC作相应比较。
目前，国外在大力发展第一代PFBC－CC发电技术的基础上，进一步开发第二代PFBC－CC发电技术。第二代PFBC－CC采用部分气化及前置燃烧的方法使燃机进口温度可以提高到1200℃左右，从而使联合循环效率达到45%－48％，其经济性可以和煤气化联合循环相比。美国FosterWheeler等公司开发的典型的第二代PFBC－CC方案，已进入中试阶段，预计今后十年内第二代PFBC－CC将可能进入商业示范。
