我国IGCC发电技术应用现状及政策建议

wmingen · 发表于 2008-1-29 16:36:32

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我国IGCC发电技术应用现状及政策建议

【摘要】整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle,IGCC)发电技术是高效清洁燃煤发电可供选择的重要发展方向之一。介绍了IGCC技术的特点、国内外的应用情况及在我国发展的技术可行性与经济效益状况，提出了促进我国发展IGCC技术的政策建议。
【关键词】整体煤气化联合循环(IGCC)，技术可行性，运行可靠性

　　0  引言

　　中国的资源状况决定了煤炭在能源结构中的主导地位，一次能源消费中煤炭占68%，煤电在全国发电装机容量和发电量中比重一直维持在较高水平，燃煤发电量，占全国发电量的82%。鉴于我国以煤炭为主的能源消费格局很难迅速改变，研究和发展清洁煤发电技术以提高燃煤电厂的热效率，是实现我国到2010年单位国内生产总值能耗要降低20%左右目标的必然选择。这对于实现国民经济又好又快地发展，具有重大的战略意义。

　　整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC)发电技术既具有联合循环的高效率，又解决了燃煤发电带来的环境污染问题，以其高清洁的优越性能受到普遍关注，成为新一代燃煤发电方式的首选技术之一。

1  IGCC发电技术的特点及在国际上的应用

　　1.1  IGCC发电技术的特点

　　(1)热效率较高。IGCC采用高效的无补燃余热锅炉型的联合循环技术，目前IGCC电厂的供电效率可达43%-45%，比常规燃煤电站效率高5%-7%。随着技术的发展，IGCC净效率可达50%或更高。采用IGCC技术对于节约煤炭资源意义重大。

　　(2)环保性能好。IGCC电厂的脱硫效率可达99%，S02排放浓度25mg／Nm3，NO2排放浓度低于50mg／Nm3，粉尘排放量基本为零，污染物排放浓度远低于最苛刻的环保标准。如果对合成煤气进行蒸汽重整，可实现C02近零排放，是目前所有燃煤发电技术中减排温室气体最可行、最经济的一种方法。

　　(3)燃料适应性广。褐煤、烟煤、贫煤、高低硫煤都可适应于IGCC发电，不过一旦气化炉型选定，就只能采用适用于该炉型的燃料。对于中国储量丰富但限制开采的高硫煤，IGCC利用空间很大。

　　(4)节水。IGCC电厂中的燃气轮机发电机组和气化岛耗水都很少，IGCC电厂耗水量仅约为同容量常规燃煤机组的1／3-1／2。

　　(5)调峰能力强。常规电厂可以在50%-100%负荷条件下运行，而IGCC电厂可以在35%—100%负荷条件下运行，负荷变化率可达7%-15%／min，而常规燃煤电厂则为2%-5%／min。

　　(6)可以综合利用煤炭资源。IGCC发电技术本身就是煤化工与发电的结合体，通过煤的气化，实现电、热、液体燃料、城市煤气、化工品等多联供，综合利用煤炭资源。

　　1.2  IGCC发电技术在国际上的应用情况

　　20世纪60年代，国外开始开发研究IGCC发电技术，自80年代建成第一座IGCC示范电站以来，国际上已经有多个项目陆续建成投产，尤其是进入20世纪90年代以后，美国、西欧相继建成数座200MW～300MW的大型IGCC示范电站，并投入商业运行。目前全世界约有18座IGCC电站，约有4200MW机组在运行；包括在建项目则全世界共有近30座IGCC电站，总装机容量约8000MW。迄今为止，世界上已投入运行的250MW以上、具有代表性的IGCC电站有：荷兰的Buggenum Demkolec电站，装机容量为253MW，采用Shell干粉进料加压喷流床气化技术，于1994年投运；美国的Wabash River电站，装机容量为260.6MW，采用Destec水煤浆加压气化技术，于1995年投运；美国的Tampa电站，装机容量为250MW，采用Texaco水煤浆加压气化技术，于1996年投运；西班牙的Puertollano电站，装机容量为300MW，采用Prenflo干粉进料加压喷流床气化技术，于1997年投运。每年国际上都召开一次IGCC技术研讨会，各方介绍和交流气化技术研究发展和应用情况。

　　最近建设和投产的IGCC电站一般规模都比较大，主要有：采用Shell煤气化技术的意大利Sulcis IGCC电站，电厂净出力450MW；采用Texaco煤气化技术的美国Meigs IGCC电站，电厂净出力630MW，预计2010年投运；采用E-gas煤气化技术的美国Mesaba IGCC电站，电厂净出力530MW，2009年投产；位于美国伊利诺伊州的Steelhead IGCC电站，电厂净出力530MW，2010年投产。

　　IGCC电厂的单位投资正在不断降低，目前国际上单位投资已经降至1000S／kW，发电净效率已经超过43%，IGCC技术正朝着高效化、大型化和商业化的方向发展。

2  IGCC发电技术在我国的应用现状

　　我国1978年开始研究IGCC技术，并将其列入国家重点科技发展项目，但由于历史原因，相关研发单位和设备制造厂商积极性并不是很高，IGCC技术发展非常迟缓。国家电力公司曾计划2003年在山东烟台开工建设IGCC示范电站，但由于项目所需关键技术和设备需要从国外购买，造价昂贵，而效益短期又难以显现，加之当时全国范围的电力短缺，该项目被取消。随着环境形势的日益严峻和节能减排任务的不断加大，IGCC技术日渐受到重视。

　　2005年底华能集团提出绿色煤电战略，2006年各大发电集团竟相展开IGCC技术在国内的发展和应用，IGCC技术出现了发展的转机。华能天津绿色煤电IGCC电站和华电杭州半山IGCC电站是目前我国推广IGCC电站的示范项目。目前各电力集团的IGCC应用进展状况如下：

　　2.1  华能集团

　　2006年9月，天津市政府和华能集团签署了250MW级IGCC示范电站和绿色煤电技术研发基地合作框架协议，项目动态投资20.12亿元，2007年开工，拟于2009年建成。2007年4月，天津市又和华能集团公司签署了建设绿色煤电IGCC电站二期工程合作框架协议，建设规模为2台400MW级IGCC机组，投资约52亿元。目前一期工程项目可行性研究报告已通过审查，主设备招标工作正在进行。

　　2.2  大唐集团

　　大唐集团在全国范围内计划建设多座IGCC示范电站，目前都还处于前期筹备阶段，其中有：大唐国际天津IGCC工程，2006年6月签署合作开发意向书，位于天津大港，装机规模2x400MW；大唐东莞IGCC发电项目，2006年8月大唐与东莞市政府签署合作开发意向书，计划采用神华煤，4×400MW燃机，预留对外供气；沈阳IGCC多联产工程，2006年8月大唐与沈阳市政府签订项目开发协议，项目集发电、供热和化工于一体，规划建设4X400MW机组，联产甲醇120万t/a，一期工程投资达97.14亿元，联产甲醇60万t/a，预计项目一期年发电量为55亿kW.h；深圳煤化工及IGCC项目，2006年8月大唐集团与深圳市政府签署了合作框架协议，总投资220亿，年产值可达120亿，可向珠江三角地区提供基础化学品100万t/a，向园区集中供应公用工程、公用气体、化工特种气体，向广东电网供电约26亿kW.h／a，分两期建设，目前可研报告已通过审查。

　　2.3  华电集团

　　浙江半山IGCC发电示范工程是“十一五”国家863计划“200MW级IGCC关键技术研究开发与工业示范”项目，将建设一套以煤气化为基础的多联产200MW级发电机组。工程计划于2007年年底开工，2010年建成，初步可行性研究报告已通过审查。

　　2.4  国电集团

　　国电集团计划在江苏海门和海南省筹建IGCC示范电站，其中海南IGCC项目处于初可编制阶段，江苏海门初可已于2006年6月完成编制工作，目前正在做有关可研的工作。

　　2.5  中电投

　　廊坊IGCC电厂项目，总投资70亿元，工程采用山西煤，2×400MW(9FA双轴)燃机，对外供热，目前处于编制可研阶段。

　　经过30年的发展，IGCC技术完成了概念验证，目前在我国已进入工业规模示范阶段，近期IGCC示范电站的建设，将会推动IGCC技术的进一步发展，缓解电力发展与环境保护日益加重的矛盾。

3  我国发展IGCC的技术经济分析/ u8 h  g- K7 P$ \6 v+ P$ L

! m$ V: G: T/ v" O0 g　　3.1  IGCC技术可行性

　　我国研究和建设IGCC示范工程项目的技术方面已经具备了基本条件。

　　设计方面：国内电力设计院已基本具备IGCC项目总体设计能力，可承担联合循环岛、全厂Balance of Plant Control(BOP)和控制系统的设计；化工设计院已基本可以完成IGCC煤气化、净化和空分系统设计；中国五环化学工程公司可以完成气化炉外壳的详细设计。

　　制造方面：上海锅炉厂和大连金州重型机器有限公司等制造厂均能完成气化炉外壳的制造，气化炉内件需要国外生产，可以在国内组装，若能得到内件设计方的制造图，内件也可以在国内制造。从2003年开始，我国已经从GE、MHI、SIEMENS公司引进了F级燃机和E级燃机制造技术，国内目前正在开展低热值燃气轮机的自主研发计划；已经可以生产容量为5×104Nm3h等级的空分装置，正在设计制造容量为6x104Nm3h等级的空分装置，对于配套400MW级IGCC的容量为8×10-10×104Nm3h的空分装置，国内在设计制造上也没有问题。

　　研发方面：华东理工大学已经成功开发出“多喷嘴撞击流水煤浆气化炉”，容量为1150t/d的气化炉已经于2005年10月投产；西安热工研究院已建成36t/d的两段式干煤粉加压气化中试装置，并完成了1000Ud气化炉的初步设计。

　　3.2  IGCC技术运行可靠性

　　IGCC是由多种设备、多项技术集成的复杂系统，一个最显著特点是整体化，这种整体化提高了能量利用效率，但也使系统复杂化，增加了运行难度，降低了可靠性。因此，IGCC整体系统的性能取决于子系统的性能及各子系统间的匹配，根据几个国外示范电厂强迫停运率的统计，来自气化系统的故障是造成整套系统被迫停运的主要原因，主要包括气化工艺流程设计、控制、燃料输送和给料、除渣等方面的问题。

　　因此能否采用技术先进可靠的设备，能否掌握气化设备和联合循环发电部分核心的运行维护经验和技术，是决定IGCC电站能否可靠运行的重要因素。

　　3.3  IGCC经济性分析

　　这里以国内某IGCC项目资料数据为例，对项目的经济性进行分析。

　　3.3.1  初始投资估计

　　按照2005年价格水平，工程静态单位造价7000-8000元／kW，而常规燃煤机组目前动态单位投资约4000-4200元／kW，IGCC电站造价将近常规燃煤电厂造价的2倍。

　　根据国内烟台IGCC示范项目的数据显示，1台300MW-400MW级的IGCC示范电站，在享受国家有关示范电厂进口减免税政策的优惠后，单位造价约1000S／kW；如果不享受优惠政策，单位造价约1300S／kW。

　　3.3.2  内部收益率分析及电价测算

　　同样以该项目的技术方案数据为基础，在年利用小时5500h，资本金内部收益率为8%时，测算项目经营期平均上网电价(含税)496元／(MW.h)，大大高于2006年6月公布的该地区电网安装脱硫设备的新投产机组上网电价。可见，在实行竞价上网的情况下，IGCC电厂的电价不具竞争力。

　　3.3.3  敏感性分析

　　机组年利用小时数是影响电价最敏感的因素。机组年利用小时6500h，内部收益率为8%时，平均上网电价(含税)447元／(MW.h)，与年利用小时5500h基础方案相比，该方案下电价可减少49元／(MW.h)；机组年利用小时7000h，内部收益率为8%时，平均上网电价(含税)427元／(MW.h)，与基础方案相比，电价可减少69元／(MW.h)。

　　另外通过对电价对内部收益率的敏感分析，电价提高4.4%时，内部收益率从8%变动到10%。电价对项目收益状况影响较大。

4  对我国发展IGCC发电技术的政策建议

　　IGCC发电技术把高效、清洁、节水和多联产等特点结合起来，更符合21世纪发电技术的发展方向。随着近期IGCC示范工程项目的建设，也已经初步具备了进一步发展的基本条件。但是，现阶段我国IGCC项目单位造价和运行成本仍比正常燃煤加脱硫电站高，约等于常规燃煤电厂单位投资造价的2倍，上网电价高于当地脱硫标杆上网电价，经济效益情况相对较差。鉴于IGCC项目的缺乏竞争力的情况，需要通过政府引导与市场机制相结合，给予IGCC电站以政策性优惠。具体建议如下：

　　(1)继续推进IGCC示范电站建设。通过一系列示范电站的建设，带动IGCC技术的验证和提高，可以有效提高与IGCC电站配套的设备制造商设计、制造水平，降低发电成本，提高经济效益。

　　(2)由敏感性分析可知，电价对经济效益影响非常明显，因此国家可以通过给予IGCC发电的上网电价优惠政策，以促使IGCC技术经济效益的改善。

　　(3)如果把煤粉电站每年多排放的污染物进行“污染罚款”处理，这将会更加减弱因IGCC造价过高所带来的竞争力不足问题，可见优惠的税收政策和环境政策将会鼓励IGCC技术的普遍应用。

　　(4)由敏感性分析可知，机组年利用小时数对电价影响较为明显，因此国家应采取鼓励引进IGCC先进技术政策和技术设备国产化政策，提高机组利用小时，积极推动IGCC技术的推广应用。

　　5  结语

　　IGCC技术在中国应用推广的前景非常广阔，通过优惠的电价政策、税收政策、环境政策等，可以鼓励引进先进技术，实现设备国产化，实现大型化和商业化，进一步降低IGCC的单位造价。
　

作者：(中国社会科学院研究生院，北京lOOl02)赵东旭 来源：《电力技术经济》2007年第06期

[ 本帖最后由清风明月008 于 2008-1-29 20:19 编辑 ]

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