IGCC发电技术讲解课件

IGCC发电技术李振中国家电站燃烧技术研究中心2008-8-2IGCC发电技术讲解课件内容IGCC概述关键技术与关键设备我国IGCC发展情况典型系统分析内容IGCC概述整体煤气化联合循环

IGCC—IntegratedGasificationCombinedCycleIGCC是煤气化多联产技术领域中的重要部分—先将煤转化为煤气，经净化后进入燃气轮机发电，再进入余热锅炉产生蒸汽，推动蒸汽轮机发电的整体煤气化联合发电技术。原煤制备气化除尘和脱硫燃气轮机余热锅炉蒸汽轮机空分

发电机O2N2烟气蒸汽整体煤气化联合循环

IGCC—IntegratedGasiIGCC发展历程和趋势47亿美元5200万美元20亿美元10亿美元CCT1986~1993PPII2001~2002CCPI2002~2012FutureGen2003~2012开发可应用于工程实施的发电新技术，并极大改善火力发电的排放水平，以满足当时的环保标准要求电厂的污染控制，废物的处理及副产品的利用近期目标：开发和应用技术经济可行的环境控制技术，解决现存环境污染问题。长远目标：开发具有CO2捕集功能的发电和清洁燃料零排放的能源系统。建设一座以煤气化为基础，发电/制氢/液体燃料联产，并考虑与CO2捕集封存相结合，实现CO2近零排放的新一代清洁能源示范电站IGCC发展历程和趋势47亿美元5200万美元20亿美元10IGCC/联产系统发展IGCC/联产系统发展IGCC技术的发展分成三个阶段

第一代IGCC技术 以八十年代中期建成的CoolWater电站为代表，该电站的供电效率为31.2%；第二代IGCC技术 以九十年代建成的美国Tampa电站和荷兰Buggenum电站为代表。这两座电站采用湿法常温的煤气净化工艺配合一定程度的干法净化，更先进的燃气轮机和多压的蒸汽系统，再热式汽轮机。在合成气显热回收、空分装置的配置等方面进行了优化。两座电站的供电效率分别达到41%和43%。IGCC技术的发展分成三个阶段

第一代IGCC技术第三代IGCC技术：

1、研发新型气化炉及气化工艺，进一步提高气化炉燃料适应性、可用率和转换效率。

2、采用干式高温合成气净化,包括干式高温除尘和脱硫。

3、采用更加先进的燃气轮机。

4、采用更高参数和更为优化的蒸汽系统。美国已经完成了第三代IGCC技术的设计与招标，GE技术获得了非政府资助的IGCC项目。第三代IGCC技术：美国能源部能源研究中心（METC）对IGCC的预测年限效率造价第一代IGCC1985-199432%-42%3000-1500美元/kW第二代IGCC1995-200045%1200美元/kW第三代IGCC2000-201052%1050美元/kW美国能源部能源研究中心（METC）对IGCC的预测年限效率造IGCC发电技术的特点与超超临界常规燃煤技术相比：燃料适应性广,尤其是储量巨大的烟煤和褐煤;具有较高的热效率,第三代IGCC电站效率将达到或超过52%;对环境污染小，废物回收利用的条件好;实现SO2、NOx和粉尘的近零排放，其中粉尘排放量小于10mg/Nm3。温室气体CO2排放减少40－50％；节约水资源，由于大部分能源用于燃气轮机发电，耗水量减少了1/2—2/3;

可实现供电、冷、热、城市煤气和工业蒸汽等的多联供，以及甲醇、氢、硫酸和建材等的多联产。IGCC发电技术的特点与超超临界常规燃煤技术相比：关键技术与关键设备空分技术煤气化技术煤气净化技术燃机岛技术常规岛技术关键技术与关键设备空分技术空分技术及其分类

空分系统是为氧气气化的煤气化炉提供气化剂――氧气而设置的空气分离系统。主要分为以下几类：低温精馏法：是先将气体混合物冷凝为液体，然后再按各组分蒸发温度的不同将他们予以分离。精馏的方法适用于被分离组分沸点相近的情况，如氧和氮的分离、氧和氩的分离等分凝法：是利用各组分沸点的差异进行分离，与低温精馏不同的是不将全部组分冷凝，而是使某一组分或某几个组分冷凝，其他组分仍保持气态，也是一种低温分离方法。这种方法适用于被分离组分沸点相距较远的情况，如氮和氢的分离、氖和氦的分离等。吸收法：用某种液态吸收剂在适当的温度、压力条件下吸收气体混合物中某些组分，以达到分离的目的。吸收过程根据其吸收机理不同可分为物理吸收和化学吸收，主要用于吸收二氧化碳等。

空分技术及其分类空分系统是为氧气气化的煤气化炉提供低温精馏法工艺系统

常温分子筛净化增压膨胀空分流程是目前国内外广泛采用的低温精馏法空分工艺。低温精馏法工艺系统常温分子筛净化增压膨胀空分流程是目前国内吸附法：利用多孔性的固体吸附剂对气体混合物中某些组分具有选择吸附的机理。以达到气体分离的目的。在空分设备中一般用分子筛除去空气中的水分及二氧化碳。

薄膜渗透法：是利用高分子聚合物薄膜的渗透选择性从气体混合物中将某种组分分离出来的一种方法。该法分离过程不需要发生相态变化，不需低温，设备简单，操作方便。但目前容量不大。由以上分析可知：成熟的低温精馏法仍将是目前IGCC系统制氧的可靠选择

吸附法：利用多孔性的固体吸附剂对气体混合物中某些组分具有选择评价空分性能的主要指标能耗指标：主要包括蒸汽和电的消耗指标。噪音指标；机组寿命和连续运行周期；压缩机机械性能保证值

。评价空分性能的主要指标能耗指标：主要包括蒸汽和电的消耗指标。整体化空分系数名称整体化空分系统独立空分系统部分整体化空分系统形式空分所用压缩空气是由燃气轮机压气机出口抽取的。空分所用的压缩空气是与燃机无关的独立压缩机供给的。空分所用的空气一部分来自于燃气轮机压缩机抽取，另一部分由单独的空压机供给。特点能耗较低;收益不大;问题较多。耗能较多;便于电厂的综合控制;给电厂调试运行带来好处。供电效率略低;运行调节性好;净输出功率较大.整体化空分系数（Xas）定义为从燃气轮机的压气机所抽空气量占空分装置所需空气量的比例。独立空分系统的Xas=0；整体空分系统的Xas=1；部分整体化空分系统的Xas介于0与1之间。根据其与燃气轮机的配合关系分为如下三种：整体化空分系数名称整体化空分系统独立空分系统部分整体化空分系煤气化原理煤的气化是一个在高温条件下使煤与气化剂作用，进行各种化学反应，把煤炭转变为燃料用煤气或合成用煤气。气化炉中的气化反应主要是煤中的C与气化剂中的O2、H2O、CO2和H2的反应，也有C和产物以及产物之间进行的反应。主要发生以下反应：

1）煤的裂解和挥发份的燃烧水煤浆和氧气进入高温气化炉后,水份迅速蒸发为水蒸汽。煤粉发生热裂解并释放出挥发份。裂解产物及挥发份在高温、高氧浓度下迅速完全燃烧,同时煤粉变成煤焦,放出大量的反应热。煤气化原理煤的气化是一个在高温条件下使煤与气化剂作用，进行各2）燃烧及气化反应煤裂解后生成的煤焦一方面和剩余的氧气发生燃烧反应,生成CO、CO2

等气体,放出反应热;另一方面,煤焦又和水蒸汽、CO2

等发生化学反应,生成CO、H2。

3）气化反应水煤气反应：甲烷重整反应：2）燃烧及气化反应煤气化技术煤气化技术气化技术的分类分类方式按照供热式分类按气化剂分类按照固体燃料和运动状态分类种类1.自热式气化法2.间接供热气化法3.煤的水蒸气气化和加氢气化相结合4.热载体供热1.空气－蒸汽气化2.氧气－蒸汽气化3.氢气气化1.移动床（固定床）气化法2.流化床气化法3.气流床气化法气流床气化法：粉煤由气化剂夹带入炉，进行并流式燃烧和气化反应。采用气体和水作为介质，在一定压力下喷入气化炉煤粉与同时喷入的氧化剂在短时间内接触，在高温高压下气化过程瞬间完成。气流床工艺按照进料方式不同分为水煤浆和干粉进料两种

气化技术的分类分类方式按照供热式分类按气化剂分类按照固体燃料评价气化炉性能的主要指标冷煤气效率µ1

显然，提高µ1就是把煤中的化学能，更多地变成煤气的化学能，去燃气轮机系统做功。用干法供煤、提高气化温度、采用两段气化炉等，均可提高冷煤气效率。性能良好的气化炉的µ1可达80％～88％。热效率：评价气化炉性能的主要指标冷煤气效率µ1碳转化率:指煤中所含碳元素在气化炉中转化成为煤气成分中含碳量的百分数。对于性能良好的气化炉，采用干法供煤、氧气气化，可使煤的转化率达99％以上。比氧耗：每生产1000Nm3(CO+H2)所能消耗的纯氧量，称为比氧耗，单位：Nm3/1000Nm3。比煤耗：

每生产1000Nm3(CO+H2)所能消耗的干煤量，称为比煤耗，单位：kg/1000Nm3。产气率：气化炉干煤气中有效气（CO+H2）产量（Nm3/h）和气化炉入炉干基原料量（kg/h）的比值，单位：Nm3/kg碳转化率:指煤中所含碳元素在气化炉中转化成为煤气成分中含气流床气化炉比较气流床气化炉比较水煤浆气化技术水煤浆气化工艺进料设备及系统简单；运行、计量方便，运行经验比干粉进料更多，运行安全可靠，易于升高压力，进料灵活，容易转换成油或其它废料的气化；磨煤、制浆、燃烧器均比干粉进料简单；水煤浆制备飞灰少，环境好，国内也有一定的研究和应用基础；水煤浆气化工艺冷煤气效率、热煤气效率和煤气热值低于干法进料的气化炉，电站的供电效率一般较干法供料的气化工艺低1.5～2个百分点。水煤浆气化工艺在国内应用经验较多。水煤浆气化技术水煤浆气化工艺进料设备及系统简单；水煤浆气化IGCC典型系统水煤浆气化IGCC典型系统GEEnergy(Chevron-Texaco)

ConocoPhillipsE-Gas典型的水煤浆气化炉GEEnergy(Chevron-Texaco)Co干煤粉气化技术干粉气化工艺进料在煤的制备、干燥、加压及输送过程中，系统复杂，设备较多；但煤气热值高，冷煤气效率高，可气化含灰量较高的煤；燃烧喷嘴的寿命长，组成的IGCC电站效率较高，运行的安全性（加压防爆）等不及水煤浆进料气化工艺，初投资相对较高。干煤粉气化技术干粉气化工艺进料在煤的制备、干燥、加压及输送过废热锅炉废热锅炉是煤加压气化岛中的一个重大关键设备，它承担着复杂工况下一系列繁重的工艺任务，该设备的运行情况直接影响IGCC可用率及可靠性，是IGCC电站的关键技术之一，也是IGCC电站主要难点之一。我们所说的IGCC电站中装备的废热锅炉并非是一个孤立的设备，它必须满足其前置气化工艺和后续工艺的要求。废热锅炉废热锅炉是煤加压气化岛中的一个重大关键设备，它承担着辐射废锅辐射废锅与气化炉之间由喉部相连，用来回收气化炉出口煤气的显热。熔渣和粗合成气从气化炉流向辐射废锅，熔融渣从辐射废锅出口流出，合成气经过受热面换热以后从辐射废锅底部排除到对流废锅，这是提高系统效率的重要方法。辐射废锅应用于水煤浆气化系统的技术在国内还没有经过工业化应用，国内缺乏应用于水煤浆气化工艺的辐射废锅的设计和制造经验。辐射废锅辐射废锅与气化炉之间由喉部相连，用来回收气化炉出口煤辐射废锅形式一：内部的水冷壁的高度要根据温度场的计算确定，合成气到达该处的灰渣温度要小于T1温度.辐射废锅辐射废锅形式一：内部的水冷壁的高度要根据温度场的计算确定，合辐射废锅形式二：外部的水冷壁的折弯处高度要根据温度场的计算确定，合成气到达该处的灰渣温度要小于T1温度。辐射废锅形式二：外部的水冷壁的折弯处高度要根据温度场的计算确辐射废锅形式三：辐射废锅内水冷壁的高度通过计算得到。

辐射废锅形式三：辐射废锅内水冷壁的高度通过计算得到。对流废锅对流废锅可以选择火管式和水管式两种形式。火管式对流废锅具有传热效率高，体积小，造价低的优势，其缺点是系统吹灰困难容易造成积灰。Tampa电厂水煤浆气化IGCC系统采用的火管式对流废锅的积灰问题比较严重，影响机组的可用率，目前已经停止使用。水管式对流废锅具有吹灰和受热面布置容易的特点，但是缺点是传热效率不如火管式，设备体积庞大，造价要高于火管式废锅。对流废锅对流废锅可以选择火管式和水管式两种形式。

气化炉出来的合成气中的Ka、Na等碱金属盐是以气态形式进入辐射废锅，由于其结晶温度在600℃－700℃之间，故在辐射废锅内不会沉积，但在对流废锅里就容易沉积，根据以往的垃圾焚烧锅炉和秸杆焚烧锅炉经验，解决办法是避开此温度区，如采用空腔膜式水冷壁，降低气体温度，使其在进入对流受热面时，温度已低于600℃。在对流废锅的设计中充分考虑Ka、Na盐的结晶问题，在入口段设置膜式水冷壁，此段内不布置对流受热面，使合成气经过此段膜式水冷壁后温度降到600℃以下。气化炉出来的合成气中的Ka、Na等碱金属盐是以气态形式进入煤气净化在IGCC系统中，合成气净化工艺必不可少。通常合成气中除CO、H2、CH4、CO2外，还有H2S、COS、粉尘、卤化物、NH3、碱金属及焦油蒸汽等杂质，这些杂质对燃气轮机及后续的其它系统有腐蚀和磨损的危害，为了使IGCC机组正常运行并达到较高的可靠性，必须在合成气进入燃气轮机之前，对其进行净化处理。

煤气净化在IGCC系统中，合成气净化工艺必不可少。通常合成气煤气净化技术常温湿法的净化系统已经是相当成熟的技术，而高温干法的净化技术则正在开发之中。煤气净化技术常温湿法的净化系统已经是相当成熟的技术，而高温干除尘工艺从气化炉出来的粗煤气中总是含有一定数量的粉尘，它的含尘量则因气化炉类型的不同和原煤含灰量之不同而差别很大。在气流床气化炉中，在燃烧含灰量大于20%的煤种时，大约有10%~15%的含灰量将以粉尘的形式被煤气带出气化炉。当煤的含灰量为10%时，粉尘的携带量将增至50%。对于流化床气化炉来说，粉尘的携带量还会更多。除尘工艺主要分为:干法＋湿法洗涤除尘、湿法洗涤除尘。

除尘工艺从气化炉出来的粗煤气中总是含有一定数量的粉尘，它的含干法＋湿法洗涤除尘主要包括以下过程：干法除尘：来自合成气冷却器的粗煤气先进入旋风分离器进行除尘，而后再进入高温高压陶瓷过滤器中进一步的过滤，使得进入脱硫系统之前合成气最大含尘量不高于1～2mg/Nm3。

湿式洗涤：经干法除尘后的煤气进入洗涤塔，在洗涤塔中除去合成气中的氯化氢和氟化氢，并进一步除尘和冷却，进入水解和脱硫工序。

COS水解转换：合成气离开洗涤塔后进入COS催化水解塔，在催化剂作用下将原气中的有机硫转化为易脱除的无机硫，即分别将COS转化成H2S。其反应式如下：

COS＋H2O＝H2S＋CO2干法＋湿法洗涤除尘主要包括以下过程：湿法洗涤除尘合成气首先经过文丘里洗涤器，使得灰尘与水充分的结合，然后送入合成气洗涤塔。洗涤塔的洗涤包括3个步骤：（1）首先在水面下对灰渣进行收集；（2）然后是凝结水洗涤盘对合成气进行清洗；（3）最后是合成气洗涤塔顶部的除雾器将合成气中的水滴去除。出口的合成气的含尘量小于4mg/Nm3。合成气洗涤塔底部水和辐射废锅底部含灰水（黑水），被送到黑水闪蒸系统处理。湿法洗涤除尘合成气首先经过文丘里洗涤器，使得灰尘与水充分的结脱硫工艺脱硫工艺主要分为以下两种:常温湿法脱硫系统高温干法脱硫系统由于高温脱硫目前还处于研究开发和试验阶段，所以通常采用常温湿法煤气脱硫方式。

脱硫工艺脱硫工艺主要分为以下两种:常温湿法煤气脱硫物理吸收法：适用于IGCC工程的主要有NHD（Selexol）法即聚乙二醇二甲醚法。美国的CoolWaterIGCC示范电站在用。化学吸收法：适用于IGCC工程的主要有MDEA法即甲基二乙醇胺。美国的Tampa、WabashRiver和西班牙的PuertollanoIGCC示范电站在用。物理—化学吸收法：适于IGCC的方法主要有环丁砜（Sulfinol）法。荷兰DemkolecIGCC示范电站在用。直接转化法（又称氧化法）

常温湿法煤气脱硫物理吸收法：适用于IGCC工程的主要有NH煤气常温湿法脱硫已得到广泛使用，国外的IGCC电站中采用较多的是MDEA法、Selexol法和环丁砜法（Sulfinol）。国内开发的MNHD工艺技术是一种物理溶剂吸收的气体脱硫脱碳净化方法，所用的吸收溶剂是以聚乙二醇二甲醚为主的混合物，可在常温下脱除合成气中所含的H2S、CO2、COS、RSH、RH及CnHnS等杂质，且吸收溶剂对H2S的吸收能力远大于CO2，即对H2S的选择性更好。

煤气常温湿法脱硫已得到广泛使用，国外的IGCC电站中采用较多燃机岛技术燃机岛主要由湿饱和器、净燃气加热器、阀站、燃气轮机及其辅助设备组成。

燃机岛技术燃机岛主要由湿饱和器、净燃气加热器、阀站、燃气轮机燃气轮机燃气轮机由压气机、燃烧室和燃气透平组成。空气由压气机的入口进入压气机，经过压缩提高压力后进入燃烧室，与进入燃烧室的燃料混合燃烧，提高燃烧所产生燃气温度后进入透平，高温，高压的燃气在透平里膨胀，将燃气的热能和压力能先转变成燃气高速运动的动能，随后再进一步转变成机械功．燃气轮机燃气轮机由压气机、燃烧室和燃气透平组成。评价燃气轮机性能的主要指标热效率：当工质完成一个循环时，把外界加给工质的热能，转化为机械能的百分数。热效率有以下几种表示形式：

1）简单循环效率：

2）燃机发电效率：

3）燃机供电效率（净效率）：评价燃气轮机性能的主要指标热效率：当工质完成一个循环时，把外热耗率：每产生1KWh的电功所需消耗的燃料的热能，即比功：进入燃气轮机压气机的1kg空气，在燃气轮机中完成一个循环后所能对外输出的机械功（或电功），或净功。压缩比：压气机出口空气与入口空气压力的比值。燃气初温：进入燃气透平的燃气温度T3排气温度：燃气透平出口的气体温度T4燃烧室温度热耗率：每产生1KWh的电功所需消耗的燃料的热能，即压气机吸入口的压力保持系数：压气机与燃气透平之间的压力保持系数:燃气透平排气侧的压力保持系数：压气机吸入口的压力保持系数：压气机的等熵压缩效率：工质在理想的绝热压缩过程中所需吸收的压缩功与在实际压缩过程中的压缩功的比值；燃气透平的等熵膨胀效率:

工质在透平的实际膨胀过程中，能够发出的实际机械功，与工质在按照理想绝热膨胀过程进行膨胀，而达到一个终态压力时，所能发出的理想机械功的比值；燃烧室的燃烧效率压气机的等熵压缩效率：工质在理想的绝热压缩过程中所需吸收的压合成气燃气轮机合成气燃气轮机合成气低污染燃烧室双燃料喷嘴、火焰筒立体图合成气低污染燃烧室双燃料喷嘴、火焰筒立体图合成气压气机和抽气系统设计压气机压气机转子合成气压气机和抽气系统设计压气机压气机转子合成气燃气透平合成气燃气透平合成气燃机与天然气燃机的比较燃料成分不同：合成气的主要成分是CO，还有一定量H2；天然气的主要成分是CH4。燃烧方式不同：天然气燃机一般采用预混燃烧方式；而合成气燃机一般采用扩散燃烧防止因为可燃组分，特别是H2含量的变化发生回火。TexacoShellCO54%65.1%H234%25.6%CO211%0.8%CH40.01%0.01%合成气燃机与天然气燃机的比较燃料成分不同：合成气的主要成分是稀释燃烧方式：为了控制NOx排放，合成气燃气轮机要采用稀释燃烧方式。常用的稀释剂有N2和水蒸气。

1）N2回注——将空分所得的非纯净氮气再用氮气压缩机增压后，与洁净合成气掺混在一起，返回到燃气轮机系统中去参与循环过程，这样，就可以增加做功的工质流率，并可以降低燃烧室内火焰的温度，有利于减少NOx的排放量。

2）加湿饱和——对合成气在进入燃机之前进行加湿饱和，进而达到降低NOx排放的目的。稀释燃烧方式：为了控制NOx排放，合成气燃气轮机要采用稀释压气机与燃气透平的比率不同：CO的燃烧速度比CH4低的多，在相同的输入热功率下，合成煤气的流量要比天然气大的多，因此改烧合成气并且采用稀释燃烧技术后，通过燃气透平的工质流量增加约8～10％，导致压气机背压略有增高，输出功率增加，燃机偏离设计点工作。采用燃机压气机出口抽气可以解决该问题。压气机与燃气透平的比率不同：CO的燃烧速度比CH4低的多，余热锅炉在IGCC中余热锅炉是回收燃气轮机的排气余热，借以产生推动蒸汽轮机发电所需蒸汽的换热设备。从循环角度分析，余热锅炉是将燃气循环与蒸汽循环联结起来的一个热力部件，起着承上启下的作用，是系统整体化和各子系统匹配的一个关键所在。余热锅炉主要的评价指标余热锅炉的当量效率：节点温差：余热锅炉中蒸发器入口处燃气的温度与饱和水温度之间的差值。即接近点温差：余热锅炉中省煤器出口的水温与相应压力下饱和水温之间的差值。即排烟温度高温端差主要的评价指标余热锅炉的当量效率：余热锅炉目前，IGCC系统中都采用无补燃的余热锅炉，它们可以是自然循环的方式，也可以是强制循环方式。传热面都采用鳍片管。为了方便制造和安装，均采用模块结构。余热锅炉的汽水循环方式有单压、双压、双压再热、三压、三压再热汽轮机以及配套设置。余热锅炉目前，IGCC系统中都采用无补燃的余热锅炉，它们可以IGCC中的蒸汽轮机与在常规电站中的蒸汽轮机的区别在IGCC中一般不从蒸汽轮机中抽取蒸汽去加热给水，因而蒸汽轮机的低压缸排向凝汽器的蒸汽流量要比常规的蒸汽轮机多。在IGCC中蒸汽轮机必须适应快速启动的要求，这就要求在蒸汽轮机的结构上采取必要的措施。在IGCC中蒸汽轮机一般采用滑压运行。IGCC中的蒸汽轮机与在常规电站中的蒸汽轮机的区别在IGCC评价蒸汽轮机性能的主要指标蒸汽轮机功率；相对内效率：排气干度：评价蒸汽轮机性能的主要指标蒸汽轮机功率；叶顶损失：叶片的端部损失。叶根损失：叶片的根部损失。级效率：又称级的相对内效率，指级的有效焓降

与级的理想可用能量之比。叶顶损失：叶片的端部损失。我国IGCC发展情况发展IGCC的必要性及意义发展现状发展趋势我国IGCC发展情况发展IGCC的必要性及意义中国能源消费状况中国能源消费状况煤的污染问题煤的污染问题继超超临界燃煤发电技术之后，IGCC是世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。我国经济发展水平与和谐社会的建设为IGCC的发展提出了要求和物质基础。IGCC作为燃煤发电或结合多联产，具有效率高、环境友好、特别是CO2减排等优势，代表未来电力技术的发展方向。IGCC是多项科学技术汇合组成的新型高效洁净煤发电技术，将推动我国化工、机械、能源、环保产业及城市建设、综合利用等方面的发展。我国发展IGCC的目的与意义继超超临界燃煤发电技术之后，IGCC是世界上极有发展前途的一IGCC发电列入《国家中长期科学和技术发展规划纲要》；国家发改委将IGCC发电列为“十一五”期间的重点项目和重点产业；国家科技部将IGCC发电列为国家“十一五”重大专项；国家计划在全国范围内，计划建设13个单机容量为400MW的IGCC-多联产项目。我国发展IGCC战略IGCC发电列入《国家中长期科学和技术发展规划纲要》；我国发我国IGCC的现状我国IGCC的现状我国IGCC科技的示范项目华能天津IGCC华电半山IGCC东莞IGCC新建200MWe级干煤粉气化技术E级燃机新建200MWe级水煤浆气化技术130MW级燃机120MWe级节油工程粉煤加压密相输运床气化技术40MW级燃机200MWe级粉煤加压密相输运床气化技术130MW级燃机我国IGCC科技的示范项目华能天津华电半山东莞新建200MW山西潞安油电联产示范工程兖矿榆林油电联产示范工程百万吨级合成油/60MWe级电联产4台低温费托合成反应器40MW级燃机16万吨/年合成油/60MWe级电联产单机费托合成反应器40MW级燃机山西潞安兖矿榆林百万吨级合成油16万吨/年合成油我国FutureGen的总体目标（1）建立以煤基气化为基础的IGCC氢能发电技术及CO2脱除关键单元技术以及系统集成技术的试验系统和研究平台，进行上述单元技术及其系统集成技术的研究，为近零排放的煤电技术工程化提供经济与技术分析的依据。我国FutureGen的总体目标（1）建立以煤基气化为基础我国FutureGen我国FutureGen（2）进行燃煤电站CO2捕集、利用与封存的单元技术和系统技术的研究，建立工业试验装置，为燃煤电站CO2捕集、利用与封存提供关键技术与系统技术，同时进行经济技术分析，为我国CO2近零排放技术选择和技术方案提供科学依据；（3）完成中美FutureGen合作计划中方所承担的任务，为中美FutureGen以及国际煤电CO2减排合作提供技术支撑与服务。（2）进行燃煤电站CO2捕集、利用与封存的单元技术和系统技术气化净化预混空分单元粗合成气联合循环煤或生物质

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