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2011-2015年中国整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）市场深度评估研究【报告前言】IGCC（IntegratedGasificationCombinedCycle）整体煤气化联合循环发电系统，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。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。GCC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，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%--20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，利于环境保护。图表IGCC原理示意图资料来源：编辑整理美国政府的投资政策由来已久。1985-2000年，美国先后部署了5轮“洁净煤发展计划”，其中先后资助建成了4座IGCC示范电站，总投资2117亿美元，占该计划总投资的31%。2002年实施了CCPI(CleanCoalPowerInitiative)计划，历时10年安排4轮项目，总投资达20亿美元。2003年美国FutureGen计划研发和建立一个“零排放”的IGCC发电厂，当时总投资约10亿美元，能源部承担74%，其余由13家企业联盟分担，2007年选定伊利诺斯州的Mattoon作为示范基地，但总投资上升到18亿美元。2008年初该项目进行了重组，重点支持多座IGCC或其他先进燃煤电站示范CO2捕集与封存技术。根据美国能源部的报告，其2008年资助27个IGCC项目，资助额度约5400万美元，2009年资助额度约6900万美元，美国能源部还对资金的用途进行了分配。图表1997-2009年美国能源部IGCC项目资助情况煤气化和燃气轮机技术是IGCC的两大核心技术，美国在这两方面具有雄厚的技术积淀，相应装备技术基本成熟。美国于1972年开始研究IGCC技术。1984年，美国集成两大核心技术在加州建成的冷水电厂是世界上第一座真正试运行成功的IGCC电厂，电厂的成功运行验证了IGCC技术的可行性。紧接着美国建造了WabashRiver、Tampa、PinonPine等IGCC示范电站。因此，雄厚的煤气化、燃气轮机单元技术基础和30余年IGCC示范电站运行经验使得美国在IGCC技术方面充满自信，尤其是过去5年内的技术研发和示范成果，使得美国能够在很长时间内引领IGCC技术潮流。据EER（EmergingEnergyResearch）的报告，2007年全球煤和焦炭基IGCC新增容量为25500MW，美国占其中的59%，居世界首位，而这种优势将持续到2014年。另外，尽管美国开发IGCC技术卓有成效，处于遥遥领先地位，但是加拿大、澳大利亚和中国对IGCC的开发也明显增长，而欧洲到2015年之前IGCC都发展得相当缓慢。图表各国IGCC容量变化情况在煤炭清洁利用的大方向下，新的相关投资项目不断涌现，并带动一批上市公司及其集团公司投身其中。分析人士指出，清洁煤技术国产化率的提升将带动一批设备公司从中获益，而国内主要的发电集团向上游发展的态势明显。目前，IGCC发电在国内已经有4个示范项目，未来的发展方向主要是在化工行业体现其循环经济的优势。目前IGCC电站的关键技术和设备都依靠进口，如果要降低成本，最好的办法就是发展自主技术，实现设备国产化。目前，在中国有意发展IGCC项目的公司主要是五大发电集团，包括华电、大唐、中电投、国电、华能等。IGCC项目国产化率的提升将带动一批相关上市公司，例如华光股份、科达机电、天科股份、东方电气等。从目前国内风生水起的煤制天然气项目看，神华集团、中海油总公司、广汇股份等都各占席位，其中电力公司表现踊跃，有的直接以上市公司投资煤制天然气。其中，大唐国际在克什克腾旗和辽宁省阜新市分别投资了两个40亿立方米/年的煤制天然气项目，投资额分别为257亿元和234亿元；华银电力在内蒙古鄂尔多斯和伊金霍洛旗投资了两个18亿立方米/年煤制天然气示范工程项目，投资总额174亿元。而中海油则与同煤集团投资300亿元进军煤制天然气，还计划在鄂尔多斯再建一个煤制天然气项目。广汇股份则将建120亿立方米产能的煤制天然气项目，为其LNG项目提供气源。当前国外IGCC技术的发展趋势是：（1）开发大容量高效率、运行可靠的气化炉；（2）开发大容量、高可用率的燃气-蒸汽联合循环机组；（3）开发高温除尘、高温脱硫技术；（4）力求2010年把IGCC的投资降至$1400/KW左右；（5）开发较完善的软件系统。大体上来说，IGCC发电技术的发展方向是：第二代技术的完善与提高以及向第三代技术过渡；实现商业化应用。随着高新技术的发展，IGCC发电技术将会达到更高水平。【报告目录】第一章IGCC产业相关概述22第一节IGCC基础概述22一、IGCC内涵22二、IGCC系统组成22三、IGCC的工艺流程22第二节IGCC气化炉及煤气的净化系统的要求23第三节IGCC特点分析23一、IGCC电厂的优点23二、IGCC用水量较少23三、IGCC能够生成可利用的副产品24五、IGCC受到的限制24第四节IGCC气化炉阐述25一、喷流床气化炉25二、流化床气化炉26三、固定床气化炉26第二章世界IGCC(整体煤气化联合循环)发展概况28第一节IGCC行业发展概况28一、IGCC商业运行成必然趋势28二、煤气化容量持续增长30三、第三代IGCC技术的特点30四、美国引领IGCC的开发30第二节IGCC成为洁净煤发电发展方向31第三节科技进步性能改进31第四节IGCC组成多联产的能源系统32一、合成气园-IGCC总能系统32二、IGCC-燃料电池32三、磁流体-IGCC发电33第五节碳捕集封存技术成IGCC发展新机遇34第三章IGCC系统中燃气轮机选型原则分析研究36第一节IGCC发电技术简介36第二节IGCC燃料37第三节IGCC系统中的联合循环同常规比较37第四节IGCC对燃气轮机及本体辅助系统的要求38一、燃气轮机本体辅助系统的改造38二、燃气轮机燃烧室的改造38三、燃气轮机压气机或透平的改造39四、燃气轮机降低排气中NOx含量的措施39第五节国际具有IGCC电厂运行经验的燃气轮机厂家40第六节推荐用于200～400MW级IGCC电厂的燃机型号41第七节选型原则42第四章IGCC系统关键部件气化炉选择及其对电厂整体性能的影响44第一节气化炉类型44第二节IGCC电站建模和气化炉的选择44一、采用不同气化炉的IGCC选择45二、其它参数选择46第三节选择结果分析与评估48一、技术性能分析48二、经济性能分析50第四节世界各国IGCC电厂现状分析51一、美国52二、日本52三、韩国52四、印度52五、欧洲52六、澳大利亚53第五章中国整体煤气化联合循环(IGCC)电厂的经济性估算研究54第一节经济性估算综述54第二节中国IGCC经济性估算模型的建立55一、投资估算系数修正55二、电厂运行数据假定56第三节IGCC电厂运行数据假定57一、催化剂消耗量57二、年利用小时数与可用率57第四节IGCC经济性参数58一、运行维护成本58二、工程费58三、未可预见费(预备费)59四、融资假定59五、折旧方法59六、流动资金60七、其它经济性假定60第五节模型计算框架60第六节评估结果62第六章IGCC及多联产系统的发展和关键技术研究64第一节中国IGCC及多联产的发展目标64第二节IGCC及多联产需解决的关键技术64一、新型气化炉的研制64二、煤气冷却器的设计64三、IGCC电站的运行和控制技术65四、余热锅炉的设计65五、汽轮机改造65六、新型空分装置空分流程研制65七、系统效率及主要设计参数的研究65八、系统的优化及性能计算66九、IGCC电站调试和性能试验技术66第三节IGCC多联产关键技术66一、低成本、低能耗制氧和氢分离技术66二、CO2分离技术66三、能量转换利用过程新机理研发和系统创新66四、关键设备和新工艺的研究67五、系统整体特性研究和综合优67第四节中国IGCC及多联产技术的发展67第七章中国IGCC煤化工应用主要技术研究69第一节焦化技术69一、固定床气化69二、流化床气化70三、气流床气化71四、煤炭气化技术应用领域74第二节液化技术75一、液化技术工艺流程75二、间接液化工艺特点76第三节洁净煤技术77第四节“集成气化联合循环”技术78第八章中国IGCC煤化工行业风险预警80第一节政策风险80第二节国际竞争风险80第三节技术风险81第四节供求风险81第五节资源风险81一、水资源风险82二、煤炭资源风险82三、环境污染风险82四、地区政策风险83五、金融风险83六、成本与财务风险83第九章中国IGCC发展新型煤化工所需基础条件研究85第一节2010年煤化工行业综述85第二节煤炭储量与利用90第三节煤炭资源分布91第四节煤化工单位消耗水量92第五节煤化工废水处置93第六节政策需求96第七节单位投资需求96第八节技术特点97第九节2011-2020年市场需求趋势98一、市场需求是关键98二、2011-2020年需求预测98第十节煤化工主要评价指标98一、气化强度98二、单炉生产能力99三、碳转化率100四、气化效率100五、热效率100六、水蒸气消耗量和水蒸气分解率101第十章中国煤炭气化多联产生产代用天然气研究102第一节中国天然气资源及供应102第二节煤炭气化多联产技术应用与趋势102第三节以加压固定床气化技术为基础的多联产工艺103一、单纯生产城市煤气模式103二、通过煤气甲烷化生产代用天然气103三、生产城市煤气联产甲醇103四、煤气化间接液化制油联产城市煤气104第四节以加压气流床气化为基础的多联产工艺104第五节应具备基本条件105第六节可能发展煤基多联产生产代用天然气的地区分析105一、在内蒙古自治区东部区105二、在内蒙古自治区西部区106三、在新疆地区106四、在四川、贵州和云南部分富煤地区106五、在鲁西南、苏北徐州及河南东部交界处106六、在靠近油田地区106七、在广东等地107第十一章国外4座大型IGCC电站的煤气化工艺108第一节TEXACO煤气化工艺108一、Texaco气化工艺的结构特点108二、Texaco气化工艺的性能和运行指标分析109三、TampaIGCC电站中Texaco气化炉曾出现的主要问题及解决办法109第二节DESTEC煤气化工艺110一、Destec煤气化工艺结构特点110二、Destec煤气化工艺的性能和技术经济指标分析110三、WabashRiverIGCC电站中Destec气化炉曾出现过的主要问题及解决办法111第三节SHELL煤气化工艺111一、Shell煤气化工艺的结构特点111二、Shell煤气化工艺的性能及技术经济指标分析112三、DemkolecIGCC电站中shell气化炉曾出现过的问题及解决办法113第四节PRENFLO煤气化工艺113一、Prenflo气化工艺的结构特点113二、Prenflo气化工艺的性能及技术经济指标分析114三、在Puertollano电站中Prenflo气化炉曾出现过的主要问题及解决办法114第五节4种气化炉的综合比较115第十二章IGCC电站的环保性能研究分析118第一节IGCC集高发电和环保于一体118第二节绿色煤电技术120第三节IGCC输出功率及排放122第四节PUERTOLLANOIGCC电站122第五节ELCOGAS电站分别在NGCC与IGCC时的排放情况124第六节ELCOGAS电站发电量及运行费用情况125第七节ELCOGASIGCC运行主要的无效性原因125第八节IGCC发电站有效与无效性情况128第九节IGCC一些可做的改进129第十节未来IGCC工艺可供选择的技术130一、制氢131二、IGCC电站进行CO2捕集131第十三章中国I