论文部分内容阅读
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。