中国近零排放煤基电站技术经济评估

论文摘要

技术经济评估是发展近零排放煤基电站的重要前期研究内容。本文发展了主要设备性能成本模型,以此为基础提出了一套适用于我国国情的近零排放煤基电站经济性评价方法,在同一比较基准下对捕集CO2的超(超)临界和采用不同气化技术的IGCC方案进行了技术经济比较,并为我国近零排放煤基电站的发展提出了政策建议。首先总结分析了国际现有的技术经济研究方法。根据我国的实际情况,建立了IGCC主要单元和CO2捕集的投资成本预测模型。参考国际上广泛采用的IGCC电站经济性评价方法和我国燃煤电站的技术经济概算方法,由下至上地建立了IGCC电站总投资的概算框架。结合文献及实际工程可研数据,确定了各项经济性假定的参考值,建立了适用于我国国情的、以技术性能参数为输入量的IGCC电站经济性评价平台。运用该经济性评价平台对我国IGCC电站技术方案及煤基电站捕集CO2技术方案进行了技术经济评价。结果表明,新建400MWe级IGCC电站平均比投资(按供电容量计算)约为7582元／kW,发电成本约为0.43元／kWh,盈亏平衡含税上网电价约为0.51元／kWh。在90%CO2捕集率下,比投资为10834元／kW,提高了43%。发电成本为0.53元／kWh,盈亏平衡含税上网电价约为0.65元／kWh,分别增加了23%和27%。常规煤粉电站采取捕集措施后,比投资由4235元／kW增至7867元／kW,发电成本由0.25元／kWh上涨至0.47元／kWh,分别增加了86%和90%。对不确定性因素进行了敏感性分析,研究了年发电小时、煤价、总投资以及技术进步情景下比投资、装机容量、供电效率和可用率对经济性的影响。研究了推动当前中国IGCC电站发展的政策组合。结果表明：当前阶段若给予IGCC电站20年期无息贷款、15%的所得税率及低于9.4%的增值税率,煤炭价格为500元／t时,电站盈亏平衡上网电价(含税)将降至0.34元／kWh。若技术进步导致比投资降低30%、供电效率增至48%、供电功率增至600MW且年发电小时为6500h时,IGCC电站的盈亏平衡含税上网电价将降至0.41元,较当前水平下降了21%。对不同的CO2处置方式和减排政策进行了情景分析,明确了采取捕集措施的决策临界点和具体技术选择。研究表明,在当前阶段,捕集CO2的常规煤粉炉电站在CO2出售和排放权交易情景下更具竞争力,而捕集CO2的IGCC电站在征收碳税情景下更具竞争力。如IGCC电站比投资下降30%,碳税税率高于249元/tCO2, IGCC捕集电站的发电成本将低于不采取捕集措施的IGCC或煤粉炉电站,同时也低于煤粉炉带捕集电站。本文在当前及未来技术进步的情景下,对各项敏感性因素和政策组合将如何影响中国IGCC电站以及近零排放煤基电站经济性所做的研究,对中国发展近零排放煤基电站的技术选择和政策制定具有一定的参考价值。

论文目录

• 摘要
• Abstract
• 图目录
• 表目录
• 第一章 引言
• 1.1 课题的背景及意义
• 1.2 近零排放燃煤电站经济性研究概况
• 1.2.1 国外研究现状
• 1.2.2 国内研究现状
• 1.3 本文的主要工作和内容
• 第二章 主要单元投资成本预测模型
• 2.1 煤处理单元
• 2.1.1 现有煤处理单元投资成本预测模型
• 2.1.2 煤处理单元数据
• 2.1.3 新建煤处理单元投资成本预测模型
• 2.2 空气分离单元
• 2.2.1 现有空分单元投资成本预测模型
• 2.2.2 空分单元数据
• 2.2.3 新建空分单元投资成本预测模型
• 2.3 气化炉单元
• 2.3.1 现有气化炉投资成本预测模型
• 2.3.2 气化炉单元数据
• 2.3.3 新建气化炉投资成本预测模型
• 2.4 净化单元
• 2.4.1 现有净化单元投资成本预测模型
• 2.4.2 净化单元数据
• 2.4.3 新建净化单元投资成本预测模型
• 2.5 燃气轮机单元
• 2.5.1 现有燃气轮机投资成本预测模型
• 2.5.2 更新燃气轮机投资成本预测模型
• 2.5.3 新建燃气轮机投资成本预测模型
• 2.5.4 用于IGCC的煤制气燃气轮机
• 2.6 余热锅炉及蒸汽轮机单元
• 2.6.1 蒸汽轮机
• 2.6.2 余热锅炉
• 2.7 本章小结
• 第三章 中国IGCC电站经济性评价方法
• 3.1 总资本需求框架
• 3.1.1 现有IGCC电站预测框架
• 3.1.2 中国IGCC电站总资本需求框架
• 3.2 项目计划总投资
• 3.2.1 静态投资
• 3.2.2 动态投资
• 3.2.3 项目计划总资金
• 3.3 发电成本
• 3.3.1 折旧费用
• 3.3.2 运行维护费用
• 3.3.3 燃料费用
• 3.4 经济性评价平台
• 3.4.1 经济性评价指标
• 3.4.2 经济性评价程序
• 3.5 本章小结
• 2捕集单元成本模型和经济性评价方法'>第四章 CO₂捕集单元成本模型和经济性评价方法
• 2捕集单元描述'>4.1 CO₂捕集单元描述
• 2捕集单元投资成本预测模型'>4.2 CO₂捕集单元投资成本预测模型
• 4.2.1 变换模块
• 4.2.2 吸收模块
• 4.2.3 压缩模块
• 2捕集经济性评价方法'>4.3 CO₂捕集经济性评价方法
• 4.3.1 经济性假定
• 4.3.2 发电成本预测模型
• 4.4 本章小结
• 第五章 IGCC电站与近零排放煤基电站的经济性评价和政策研究
• 5.1 基于不同气化技术的400MWe级IGCC电站技术方案
• 5.2 基于不同气化技术的400MWe级IGCC电站经济性评价
• 5.2.1 主要技术参数
• 5.2.2 经济性评价结果
• 5.3 400MWe级新建IGCC电站的敏感性分析
• 5.3.1 当前阶段的敏感性分析
• 5.3.2 技术进步的不确定性分析
• 5.4 推动IGCC电站可行的政策建议
• 5.4.1 成本核算方法
• 5.4.2 贷款优惠政策
• 5.4.3 税收优惠政策
• 5.4.4 其他政策支持
• 5.4.5 推进IGCC电站可行的政策组合
• 5.5 近零排放煤基电站的政策研究
• 2的经济性预测'>5.5.1 捕集CO₂的经济性预测
• 5.5.2 近零排放煤基电站的经济性评价
• 5.5.3 封存、碳交易及碳税情景分析
• 2捕集的决策点'>5.5.4 煤基电站CO₂捕集的决策点
• 5.6 本章小结
• 第六章 结论与展望
• 6.1 结论
• 6.2 展望
• 参考文献
• 硕士研究生期间发表的学术论文
• 硕士研究生期间参加的科研项目
• 致谢