水煮煤和课件

“水煮煤”技术产业化项目

投资分析报告“水煮煤”技术产业化项目

投资分析报告目录：“水煮煤”产业化应用前景“水煮煤”投资及效益分析“水煮煤”产业化相关建议“水煮煤”的技术研究介绍目录：“水煮煤”产业化应用前景“水煮煤”投资及效益分析“一：“水煮煤”的技术特点“水煮煤”和“火烧煤”的比较“水煮煤”技术研究的先进性“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的技术研究介绍“水煮煤”技术环保解决措施一：“水煮煤”的技术特点“水煮煤”和“火烧煤”的比较“水煮1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的基本概念：“水煮煤”是指以超临界水气化为核心的煤的新型高效气化制氢耦合发电技术的俗称。其核心是超临界压力和温度下煤与水的混溶热解技术。“水煮煤”的基本原理：利用超临界水(指当压力和温度达到临界点以上时，水的气液相界面消失，水的液体和气体完全交融，成为一种非常规状态的新物质)所具有的高溶解性、高扩散性、高反应性等物理、化学性质，实现煤等原料的高效、洁净转化。

水的相图超临界水煤气化制氢耦合发电1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的基1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的工艺路径：工业化途径大致有两条，煤浆与水进入温度约为600—1000℃，压力约为25MPa的临界水煤气化炉中进行反应，其中约10—20%的煤与氧化剂发生部分氧化自热反应放热，为其余80—90%煤的气化提供热量。气化反应的主要产物是H2和CO2，由于反应是在超临界水环境中进行的，而超临界水对无机盐的溶解度小至可以忽略不计，因此氮、硫及重金属元素等均在煮锅底部沉积下来并定期排出。如果以制氢或者高附加值煤化工工艺为目的，则可以根据下游工艺参数的需要在适当参数条件下分离H2，或者H2可以继续进入下游工艺制高附加值产品，例如合成氨，制甲醇，合成天然气等，分离H2后的超临界水和CO2则进入新型混合工质透平，将自身的热动能做功转化为电能，发电后的CO2和水经过分离，CO2进行利用、封存，而水则可以循环使用。如以单纯发电为目的，则超临界水及其溶解的H2和CO2进入新型燃氢补热蒸汽轮机，将超临界水和CO2的热动能与H2的化学能转化为电能，同样，发电后的CO2和水经过分离，CO2进行利用、封存，水可以循环使用。

1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的工1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径

1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径1.2：“水煮煤”的技术特点一反应速度快，几秒到几十秒钟即可实现煤的完全气化反应。二转化条件温和，反应温度远低于传统煤气化及煤燃烧温度。三煤电转化效率高，可以较容易地达到60%以上的转化效率。四产量高、浓度高，氢气产量可提高约15%，气体产物中H2体积含量可达55%~65%。五无气态污染物排放，硫、氮及重金属元素等各种无机成分以沉渣形式集中排出并可资源化利用。六无温室气体排放，气化产物中CO2可通过降压吸附等成熟工艺加以分离，得到高纯的CO2副产物。七一次性投资低，1000MW装机容量下，较常规燃煤电厂节约40%。八低耗水，采用封闭循环，低耗水且无污水排放，对进料水没有纯净化处理要求，节水超过40%。九物料适应性强，对各种煤种（包括兰炭）乃至各种有机废弃物都能实现碳的完全气化。十可带动煤化工产业的升级换代，H2与CO2将有力促进合成氨、甲醇等煤化工下游工艺的发展。十一易与可再生能源结合，适用于分布式能源供应。十二适合促进西部地区经济的发展，实现“三个转化”。1.2：“水煮煤”的技术特点一反应速度快，几秒到几十秒钟即1.3：“水煮煤”和“火烧煤”的比较对比项目燃煤发电技术（“火烧煤”）超临界水气化技术耦合发电技术（“水煮煤”）原理煤在空气中燃烧，以空气为氧化剂的气态环境下“一把火烧煤”放热，再通过锅炉吸热将水加热至高温高压蒸汽推动轮机做功发电的过程。利用超临界水独特的物理化学性质，为煤的转化提供了一个高速、均相的反应媒介，生成高纯CO2和H2，同时大规模生产高温高压参数的可以做功的超临界水蒸汽。污染物生成大量NOx、SOx、PM2.5、重金属Hg等气态污染物，与过量惰性气体混合，难以分离。氮、硫及其他重金属物质以无机盐的形式沉积排出，无气态污染物和粉尘排放。温室气体与过量惰性气体混合，难以分离。可通过控制系统工艺参数简单实现CO2的富集与分离。煤电转化效率平均水平约40%，最先进的超超临界IGCC联合循环发电机组不超过60%可相对容易地超过60%每度电煤耗>282克(1000MW机组)约240克(1000MW机组)耗水一度电耗水约0.4~0.6kg闭式循环不耗水，开式循环的耗水量与常规燃煤发电相当；可实现有机污水洁净处理再生技术现状我国对燃煤发电技术掌握程度较高，技术相对成熟全新技术，关键技术在实验室获得突破，正在组织产业化攻关1.3：“水煮煤”和“火烧煤”的比较对比项目燃煤发电技术（1.4：西安交通大学“水煮煤”技术研究的先进性核心工艺过程是将煤与水制成水煤浆，加入到超临界水反应器中进行吸热、还原反应，最终生成H2和CO2并溶解于超临界水中，以高温高压混合流体形式离开反应器去推动轮机做功并带动发电机发电，从而将混合工质的热能和动能转化成电能。在这一过程中，煤炭中所含有的氮、硫及重金属元素等各种无机成分，可在反应器内净化沉积于底部后间隙排出。利用超临界水为煤的气化反应提供一个高速、均相的反应媒介，实现煤的高效、洁净气化，同时实现超临界水的热解制氢，将煤转化成为高纯度的H2和CO2，在获得清洁能源H2的同时，从源头上实现NOx、SOx的零排放和CO2的资源化利用。1.4：西安交通大学“水煮煤”技术研究的先进性核1.5：“水煮煤”技术环保解决措施N元素S元素气化前气化后气化前气化后季氮

10%铵盐

100%有机硫

75%硫化物

99%吡啶

30%硫铁矿

24%吡咯

60%硫酸盐

1%硫酸盐

1%典型煤种中N、S元素的赋存及迁徙规律研究“水煮煤”技术在治污方面的用途：

超临界水气化技术可以处理有机废液／污染物实验室已经成功将多种有机废弃物成功降解，包括化学武器、核工业离子交换树脂、造纸黑液、火箭发射废液、制药废水等，可以将有机废弃物同时实现无害化处理与资源化利用。1.5：“水煮煤”技术环保解决措施N元素S元素气化前气化后气二：“水煮煤”技术产业化存在的困难积极稳妥推进“水煮煤”技术产业化“水煮煤”产业成果推广前景分析“水煮煤”产业化的应用前景二：“水煮煤”技术产业化存在的困难积极稳妥推进“水煮煤”技2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析传统发电过程排放大量的NOx、SOx、Hg、PM2.5等，造成严重的环境污染，直接危害人民的身体健康。“水煮煤”技术无硫氧化物、氮氧化物、粉尘、污水等排放，CO2可资源化利用，具有巨大的环境效益。环境

效益“水煮煤”技术高效、节煤、节水，无需专有的污染物减排设备，具有很好的经济效益。在整个煤制氢与发电过程中，其成本均低于传统方式。经济

效益该技术几乎可以拉动整个能源与化工领域的进步，涉及人民生活、社会生产的各行各业，促进产业结构的更快升级和转变；可以大大拉动能源装备、化工装备行业的发展，对相关行业的技术升级和换代，提升等具有变革性的推动或引领作用，成为新的经济增长点。社会

效益2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析传统发电过程2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析2.2：关于“水煮煤”技术产业化存在的困难III相关设计准则与新型高效低阻换热器、新型H2/CO2分离设备的设计开发技术等问题还需进一步研究攻关。“水煮煤”技术成熟度较低，尚无商业化运行业绩。III在工业化试验方面，需要与有关企业进行合作，而企业出于对技术的认知程度及自身风险承受能力，深度参与的积极性仍有欠缺，制约了该技术走向工业化试验及示范阶段。2.2：关于“水煮煤”技术产业化存在的困难III相关设2.3：积极稳妥推进“水煮煤”技术产业化

继续推进协同创新为了推进“水煮煤”技术的进一步发展，西安交通大学联合清华大学、浙江大学、西北有色金属研究院、东方电气集团、陕西煤业化工集团、陕西鼓风机集团等单位，成立了“煤的新型高效气化及规模利用协同创新中心”。下一步，协同创新中心各成员单位要在前期良好合作基础上，进一步加强协作配合，力争把技术创新往前、往深继续推进，并不断取得新的突破。在“以市场为导向、以企业为主体、产学研相结合”推进技术创新的大背景下，政府应当就以下两点给予充分支持：一是增强判断力，包括技术认知、产业效益判断、风险掌控等；二是加强引导，促进创新链和产业链有机结合。

强化政府支持引导2.3：积极稳妥推进“水煮煤”技术产业化继续推进协同三：收益分析纯发电系统简要分析投资成本构成“水煮煤”投资成本及效益分析三：收益分析纯发电系统简要分析投资成本构成“水煮煤”投资成本3.1：投资成本构成前期投资主要包括，设备购置费用、土建及安装费用、电气热控仪表、管道材料、阀门购置、备品备件、技术服务等费用。假设干煤处理量为36t/h的超临界水煤气化制氢系统，前期投资如下：项目金额（万元）比例（%）设备购置费用45406.272.29电气热控仪表6257.89.96管道材料费用1393.32.22阀门购置费用664.81.06备品备件费用799.51.27安装费用2925.14.66土建费用4460.07.10技术服务费用906.01.44合计62812.71003.1.1前期投资估算3.1：投资成本构成前期投资主要包括，设备购置费用、土3.1：投资成本构成煤炭：目前煤的坑口价150元/t,系统的干煤处理量为36t/h。按坑口价150元/t计算，煤炭的总成本为5400元。水消耗：系统中绝大部分用水可循环使用，系统的净耗水量约为42Nm3/h，工业用水的成本约为5元/Nm3。水的总成本为210元。电：系统中耗电的部分有：气化炉局部剧烈吸热区补充电加热，系统泵功与其他自动化控制耗电，氢气分离和纯化PSA系统耗电等。整个系统的电力消耗为2814MW。该部分电力由系统发电提供，不产生额外费用。天然气：天然气用于流体升温和提供超临界水气化所需的能量，考虑到天然气锅炉能量效率为85%，则需要天然气的量7440Nm3/h。工业天然气的价格为3元/Nm3，天然气的总成本22320元。系统折旧：系统运营周期20年，前期投资为6.2813亿元，假设不留残值，每年折旧3140.64万元。维修费用：按照每年工作300天，每天工作24小时计算，维修费用为前期投资的2%，金额1256.25万元。人员费用：假设每人每年3.5万元费用，合计年人员费用126万元。其他费用：按收入的5%预估。所得税：假设企业适用所得税税率25%。其他税费：根据增值税实际税负的12%进行估算。3.1.2运营成本3.1：投资成本构成煤炭：目前煤的坑口价150元/t,3.2：收益分析氢气：纯度99.999%氢气的产量37250Nm3/h。氢气价格按含税价5元/Nm3计算。电：除去系统耗后净发电为28137KWh。脱硫脱硝的煤电上网价格为0.42元/度。发电收益为11818元。项目金额（万元）一、营业收入：121,887.741、电收入7,272.352、氢气收入114,615.38二、营业税金及附加2,135.90三、营业成本：27,804.231、煤成本3,323.082、水成本129.233、天然气成本13,734.654、人员工资126.005、维修费用1,256.256、折旧费用3,140.647、其他费用6,094.39四、利润总额91,947.61所得税22,986.90五、净利润68,960.71假设投入运营第一年即达产，盈利预测如下：该系统达产后，销售净利率高达57%。假设建设期1年，前期建设资金分两次投入，每次投入50%，即建设期年初、年末分别投入31406.35万元。项目静态回收期1.87年，项目10年内（建设期1年、运营期9年）财务内部收益率81.2%。3.2：收益分析氢气：纯度99.999%氢气的产量373.2：收益分析财务内部收益率敏感性分析：氢价格煤炭价格

234515030.3%49.8%66.4%81.2%20029.2%48.9%65.6%80.5%25028.1%48.0%64.8%79.8%30026.9%47.1%64.0%79.1%不同氢气煤炭销售价格，10年期财务内部收益率如下：投资敏感性分析：不同煤炭处理量与制氢成本之间的关系如下：干煤处理量前期投资额氢气产量折旧成本维修费用维修费用分摊运行成本制氢总成本t/d亿元万m3元/m3万元/年元/m3元/m3元/m3500.680.220.2203136.800.0880.430.741001.170.430.1889234.600.0760.430.692002.010.860.1620402.320.0650.430.665004.102.160.1322820.790.0530.430.6210007.044.310.11341407.600.0450.430.5912008.115.170.10891622.160.0440.430.5815009.656.470.10361929.770.0410.430.57200012.078.620.09722413.940.0390.430.573.2：收益分析财务内部收益率敏感性分析：氢价格2343.3：纯发电系统简要分析技术优势：IGCC系统由于一次性投资较高，发电成本比较高。而本技术相对于常规燃煤发电技术，由于大大提高了煤电转化效率且节省了系统在减排方面的运行成本，因此发电成本最低。在装机容量为1000MW时，发电成本为0.27元/度电。在电价为0.42元/度时，毛利率38%左右（不考虑税费）。不同装机容量下发电成本情况：3.3：纯发电系统简要分析技术优势：3.3：纯发电系统简要分析项目金额占比设备费用74806.275.63%电气热控仪表8152.78.24%材料1512.41.53%阀门664.80.67%备品备件808.00.82%安装费用5600.85.66%土建费用6060.06.13%技术服务费1300.01.31%总计98904.9100.00%前期投资：36t/h的系统需要的前期投资如下：在同样36t/h的煤处理规模下，纯发电系统较超临界水煤气化制氢耦合发电技术，投资成本高57个百分点。在装机容量为1000MW时，纯发电系统预计实现毛利率38%左右（不考虑税费）超临界水煤气化制氢耦合发电技术在氢价为2元时，销售净利率仍能达到40%以上，毛利率更高达60%。3.3：纯发电系统简要分析项目金额占比设备费用7480四：政府积极引导民营资本参与省内重大项目专项建设合作模式分析全力加快“水煮煤”技术完善与产业化应用步伐相关建议与小结四：政府积极引导民营资本参与省内重大项目专项建设合作模式分析4.1：全力加快“水煮煤”技术完善与产业化应用步伐III对接我省煤业资源尽快取得工业化试验数据及需要解决的工程问题方案，为加快工业化提供完善的技术理论支撑。尽快研究完成太阳能聚焦加热的配套设备。IIIIVⅤ在对技术进行研究试验的过程中，同时应着手对其经济性进行全面分析，用完整的投入产出的各项经济数据，为大规模推广应用提供依据和支撑。积极开展废渣综合利用研究。研究处理有害物质的方法，也要分离出有用物质，提高综合利用价值。以项目为纽带，产、学、研相结合，建立紧密型转化实体，取得工程完整数据，建立示范项目，为大规模产业化提供条件。4.1：全力加快“水煮煤”技术完善与产业化应用步伐III对接4.1：全力加快“水煮煤”技术完善与产业化应用步伐产业化途径以制氢为目的：根据下游工艺需要在适当参数条件下分离H2进一步制取高附加值化工产品，分离H2后的超临界水和CO2则进入新型混合工质轮机，将自身热动能做功转化为电能，发电后的CO2与水容易分离富集得到高纯CO2加以利用或封存。以单纯发电为目的：反应器出口的超临界水及溶解其中的H2和CO2均直接进入混合工质轮机发电，级间引入氧气将氢气燃烧补热生成水蒸汽继续做功，直到将超临界水和CO2的热动能与氢气热动能和化学能最大限度地高效转化为电能为止。4.1：全力加快“水煮煤”技术完善与产业化应用步伐产业化途径4.2：政府积极引导民营资本参与省内重大项目专项建设超临界水煤气化制氢耦合发电技术（水煮煤）立足我国当前基本国情，瞄准我国能源规划远景目标和“十三五”规划，有望解决我国煤炭资源利用效率低、环境严重污染等问题，实现煤炭的高效清洁转化。考虑到我省社会资金较为充裕，为抢抓经济结构转型机遇，推动中试产业化健康快速发展，建议由陕西和谐投资股份有限公司发挥自身优势，牵头设立“示范项目专项引导基金”（暂定名），对优质的示范项目予以补助支持，同时匹配部分民间资金，全面联合整个陕西省的力量，促进重大专项核心关键技术的工业化推进与陕西省的重大专项建设。财政资金示范项目专项引导基金天使基金VC初创型企业成长性企业成熟型企业PE政策性银行科技担保商业银行科技保险商业保险陕西和谐GP4.2：政府积极引导民营资本参与省内重大项目专项建设超临界水4.3：合作模式分析财政资金VC新设立股份公司10亿注册资本金政策性银行/引导基金陕西和谐投资股份有限公司合作企业前期机器设备投入6.5亿交大研发团队2亿前期科研费用技术入股20%资金入股80%GP后期研究开发费用1.5亿产业化后期升级研发费用4.3：合作模式分析财政资金VC新设立股份公司政策性银行/4.3：合作模式分析陕西和谐+VC1.5亿政策性银行3.25亿合作企业6.5亿8亿资金企业自有资金3.25亿新设立股份公司10亿注册资本金交大研发团队2亿前期科研费用合作模式一：股份公司型合作模式：成立股份公司后，合作企业设备自投，产成后可销售成套设备，届时产成品转让议价10亿元，接近200%的收益率。此外，该项生产系统达产后，销售净利率57%，项目静态回收期1.87年，项目10年内（建设期1年、运营期9年）财务内部收益率81.2%合作模式二：合同新能源管理，“科技直包+按股分利”模式：项目运营一年即达产，经测算，项目静态回收期1.87年，项目10年内（建设期1年、运营期9年）财务内部收益率81.2%;按其股份比例分配市场化后的收益。4.3：合作模式分析政策性银行合作企业6.5亿8亿资金企业自谢谢！谢谢！“水煮煤”技术产业化项目

投资分析报告“水煮煤”技术产业化项目

投资分析报告目录：“水煮煤”产业化应用前景“水煮煤”投资及效益分析“水煮煤”产业化相关建议“水煮煤”的技术研究介绍目录：“水煮煤”产业化应用前景“水煮煤”投资及效益分析“一：“水煮煤”的技术特点“水煮煤”和“火烧煤”的比较“水煮煤”技术研究的先进性“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的技术研究介绍“水煮煤”技术环保解决措施一：“水煮煤”的技术特点“水煮煤”和“火烧煤”的比较“水煮1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的基本概念：“水煮煤”是指以超临界水气化为核心的煤的新型高效气化制氢耦合发电技术的俗称。其核心是超临界压力和温度下煤与水的混溶热解技术。“水煮煤”的基本原理：利用超临界水(指当压力和温度达到临界点以上时，水的气液相界面消失，水的液体和气体完全交融，成为一种非常规状态的新物质)所具有的高溶解性、高扩散性、高反应性等物理、化学性质，实现煤等原料的高效、洁净转化。

水的相图超临界水煤气化制氢耦合发电1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的基1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的工艺路径：工业化途径大致有两条，煤浆与水进入温度约为600—1000℃，压力约为25MPa的临界水煤气化炉中进行反应，其中约10—20%的煤与氧化剂发生部分氧化自热反应放热，为其余80—90%煤的气化提供热量。气化反应的主要产物是H2和CO2，由于反应是在超临界水环境中进行的，而超临界水对无机盐的溶解度小至可以忽略不计，因此氮、硫及重金属元素等均在煮锅底部沉积下来并定期排出。如果以制氢或者高附加值煤化工工艺为目的，则可以根据下游工艺参数的需要在适当参数条件下分离H2，或者H2可以继续进入下游工艺制高附加值产品，例如合成氨，制甲醇，合成天然气等，分离H2后的超临界水和CO2则进入新型混合工质透平，将自身的热动能做功转化为电能，发电后的CO2和水经过分离，CO2进行利用、封存，而水则可以循环使用。如以单纯发电为目的，则超临界水及其溶解的H2和CO2进入新型燃氢补热蒸汽轮机，将超临界水和CO2的热动能与H2的化学能转化为电能，同样，发电后的CO2和水经过分离，CO2进行利用、封存，水可以循环使用。

1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径“水煮煤”的工1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径

1.1：“水煮煤”的基本概念、原理和工艺路径1.2：“水煮煤”的技术特点一反应速度快，几秒到几十秒钟即可实现煤的完全气化反应。二转化条件温和，反应温度远低于传统煤气化及煤燃烧温度。三煤电转化效率高，可以较容易地达到60%以上的转化效率。四产量高、浓度高，氢气产量可提高约15%，气体产物中H2体积含量可达55%~65%。五无气态污染物排放，硫、氮及重金属元素等各种无机成分以沉渣形式集中排出并可资源化利用。六无温室气体排放，气化产物中CO2可通过降压吸附等成熟工艺加以分离，得到高纯的CO2副产物。七一次性投资低，1000MW装机容量下，较常规燃煤电厂节约40%。八低耗水，采用封闭循环，低耗水且无污水排放，对进料水没有纯净化处理要求，节水超过40%。九物料适应性强，对各种煤种（包括兰炭）乃至各种有机废弃物都能实现碳的完全气化。十可带动煤化工产业的升级换代，H2与CO2将有力促进合成氨、甲醇等煤化工下游工艺的发展。十一易与可再生能源结合，适用于分布式能源供应。十二适合促进西部地区经济的发展，实现“三个转化”。1.2：“水煮煤”的技术特点一反应速度快，几秒到几十秒钟即1.3：“水煮煤”和“火烧煤”的比较对比项目燃煤发电技术（“火烧煤”）超临界水气化技术耦合发电技术（“水煮煤”）原理煤在空气中燃烧，以空气为氧化剂的气态环境下“一把火烧煤”放热，再通过锅炉吸热将水加热至高温高压蒸汽推动轮机做功发电的过程。利用超临界水独特的物理化学性质，为煤的转化提供了一个高速、均相的反应媒介，生成高纯CO2和H2，同时大规模生产高温高压参数的可以做功的超临界水蒸汽。污染物生成大量NOx、SOx、PM2.5、重金属Hg等气态污染物，与过量惰性气体混合，难以分离。氮、硫及其他重金属物质以无机盐的形式沉积排出，无气态污染物和粉尘排放。温室气体与过量惰性气体混合，难以分离。可通过控制系统工艺参数简单实现CO2的富集与分离。煤电转化效率平均水平约40%，最先进的超超临界IGCC联合循环发电机组不超过60%可相对容易地超过60%每度电煤耗>282克(1000MW机组)约240克(1000MW机组)耗水一度电耗水约0.4~0.6kg闭式循环不耗水，开式循环的耗水量与常规燃煤发电相当；可实现有机污水洁净处理再生技术现状我国对燃煤发电技术掌握程度较高，技术相对成熟全新技术，关键技术在实验室获得突破，正在组织产业化攻关1.3：“水煮煤”和“火烧煤”的比较对比项目燃煤发电技术（1.4：西安交通大学“水煮煤”技术研究的先进性核心工艺过程是将煤与水制成水煤浆，加入到超临界水反应器中进行吸热、还原反应，最终生成H2和CO2并溶解于超临界水中，以高温高压混合流体形式离开反应器去推动轮机做功并带动发电机发电，从而将混合工质的热能和动能转化成电能。在这一过程中，煤炭中所含有的氮、硫及重金属元素等各种无机成分，可在反应器内净化沉积于底部后间隙排出。利用超临界水为煤的气化反应提供一个高速、均相的反应媒介，实现煤的高效、洁净气化，同时实现超临界水的热解制氢，将煤转化成为高纯度的H2和CO2，在获得清洁能源H2的同时，从源头上实现NOx、SOx的零排放和CO2的资源化利用。1.4：西安交通大学“水煮煤”技术研究的先进性核1.5：“水煮煤”技术环保解决措施N元素S元素气化前气化后气化前气化后季氮

10%铵盐

100%有机硫

75%硫化物

99%吡啶

30%硫铁矿

24%吡咯

60%硫酸盐

1%硫酸盐

1%典型煤种中N、S元素的赋存及迁徙规律研究“水煮煤”技术在治污方面的用途：

超临界水气化技术可以处理有机废液／污染物实验室已经成功将多种有机废弃物成功降解，包括化学武器、核工业离子交换树脂、造纸黑液、火箭发射废液、制药废水等，可以将有机废弃物同时实现无害化处理与资源化利用。1.5：“水煮煤”技术环保解决措施N元素S元素气化前气化后气二：“水煮煤”技术产业化存在的困难积极稳妥推进“水煮煤”技术产业化“水煮煤”产业成果推广前景分析“水煮煤”产业化的应用前景二：“水煮煤”技术产业化存在的困难积极稳妥推进“水煮煤”技2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析传统发电过程排放大量的NOx、SOx、Hg、PM2.5等，造成严重的环境污染，直接危害人民的身体健康。“水煮煤”技术无硫氧化物、氮氧化物、粉尘、污水等排放，CO2可资源化利用，具有巨大的环境效益。环境

效益“水煮煤”技术高效、节煤、节水，无需专有的污染物减排设备，具有很好的经济效益。在整个煤制氢与发电过程中，其成本均低于传统方式。经济

效益该技术几乎可以拉动整个能源与化工领域的进步，涉及人民生活、社会生产的各行各业，促进产业结构的更快升级和转变；可以大大拉动能源装备、化工装备行业的发展，对相关行业的技术升级和换代，提升等具有变革性的推动或引领作用，成为新的经济增长点。社会

效益2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析传统发电过程2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析2.1：发展“水煮煤”产业成果推广前景分析2.2：关于“水煮煤”技术产业化存在的困难III相关设计准则与新型高效低阻换热器、新型H2/CO2分离设备的设计开发技术等问题还需进一步研究攻关。“水煮煤”技术成熟度较低，尚无商业化运行业绩。III在工业化试验方面，需要与有关企业进行合作，而企业出于对技术的认知程度及自身风险承受能力，深度参与的积极性仍有欠缺，制约了该技术走向工业化试验及示范阶段。2.2：关于“水煮煤”技术产业化存在的困难III相关设2.3：积极稳妥推进“水煮煤”技术产业化

继续推进协同创新为了推进“水煮煤”技术的进一步发展，西安交通大学联合清华大学、浙江大学、西北有色金属研究院、东方电气集团、陕西煤业化工集团、陕西鼓风机集团等单位，成立了“煤的新型高效气化及规模利用协同创新中心”。下一步，协同创新中心各成员单位要在前期良好合作基础上，进一步加强协作配合，力争把技术创新往前、往深继续推进，并不断取得新的突破。在“以市场为导向、以企业为主体、产学研相结合”推进技术创新的大背景下，政府应当就以下两点给予充分支持：一是增强判断力，包括技术认知、产业效益判断、风险掌控等；二是加强引导，促进创新链和产业链有机结合。

强化政府支持引导2.3：积极稳妥推进“水煮煤”技术产业化继续推进协同三：收益分析纯发电系统简要分析投资成本构成“水煮煤”投资成本及效益分析三：收益分析纯发电系统简要分析投资成本构成“水煮煤”投资成本3.1：投资成本构成前期投资主要包括，设备购置费用、土建及安装费用、电气热控仪表、管道材料、阀门购置、备品备件、技术服务等费用。假设干煤处理量为36t/h的超临界水煤气化制氢系统，前期投资如下：项目金额（万元）比例（%）设备购置费用45406.272.29电气热控仪表6257.89.96管道材料费用1393.32.22阀门购置费用664.81.06备品备件费用799.51.27安装费用2925.14.66土建费用4460.07.10技术服务费用906.01.44合计62812.71003.1.1前期投资估算3.1：投资成本构成前期投资主要包括，设备购置费用、土3.1：投资成本构成煤炭：目前煤的坑口价150元/t,系统的干煤处理量为36t/h。按坑口价150元/t计算，煤炭的总成本为5400元。水消耗：系统中绝大部分用水可循环使用，系统的净耗水量约为42Nm3/h，工业用水的成本约为5元/Nm3。水的总成本为210元。电：系统中耗电的部分有：气化炉局部剧烈吸热区补充电加热，系统泵功与其他自动化控制耗电，氢气分离和纯化PSA系统耗电等。整个系统的电力消耗为2814MW。该部分电力由系统发电提供，不产生额外费用。天然气：天然气用于流体升温和提供超临界水气化所需的能量，考虑到天然气锅炉能量效率为85%，则需要天然气的量7440Nm3/h。工业天然气的价格为3元/Nm3，天然气的总成本22320元。系统折旧：系统运营周期20年，前期投资为6.2813亿元，假设不留残值，每年折旧3140.64万元。维修费用：按照每年工作300天，每天工作24小时计算，维修费用为前期投资的2%，金额1256.25万元。人员费用：假设每人每年3.5万元费用，合计年人员费用126万元。其他费用：按收入的5%预估。所得税：假设企业适用所得税税率25%。其他税费：根据增值税实际税负的12%进行估算。3.1.2运营成本3.1：投资成本构成煤炭：目前煤的坑口价150元/t,3.2：收益分析氢气：纯度99.999%氢气的产量37250Nm3/h。氢气价格按含税价5元/Nm3计算。电：除去系统耗后净发电为28137KWh。脱硫脱硝的煤电上网价格为0.42元/度。发电收益为11818元。项目金额（万元）一、营业收入：121,887.741、电收入7,272.352、氢气收入114,615.38二、营业税金及附加2,135.90三、营业成本：27,804.231、煤成本3,323.082、水成本129.233、天然气成本13,734.654、人员工资126.005、维修费用1,256.256、折旧费用3,140.647、其他费用6,094.39四、利润总额91,947.61所得税22,986.90五、净利润68,960.71假设投入运营第一年即达产，盈利预测如下：该系统达产后，销售净利率高达57%。假设建设期1年，前期建设资金分两次投入，每次投入50%，即建设期年初、年末分别投入31406.35万元。项目静态回收期1.87年，项目10年内（建设期1年、运营期9年）财务内部收益率81.2%。3.2：收益分析氢气：纯度99.999%氢气的产量373.2：收益分析财务内部收益率敏感性分析：氢价格煤炭价格

234515030.3%49.8%66.4%81.2%20029.2%48.9%65.6%80.5%25028.1%48.0%64.8%79.8%30026.9%47.1%64.0%79.1%不同氢气煤炭销售价格，10年期财务内部收益率如下：投资敏感性分析：不同煤炭处理量与制氢成本之间的关系如下：干煤处理量前期投资额氢气产量折旧成本维修费用维修费用分摊运行成本制氢总成本t/d亿元万m3元/m3万元/年元/m3元/m3元/m3500.680.220.2203136.800.0880.430.741001.170.430.1889234.600.0760.430.692002.010.860.1620402.320.0650.430.665004.102.160.1322820.790.0530.430.6210007.044.310.11341407.600.0450.430.5912008.115.170.10891622.160.0440.430.5815009.656.470.10361929.770.0410.430.57200012.078.620.09722413.940.0390.430.573.2：收益分析财务内部收益率敏感性分析：氢价格2343.3：纯发电系统简要分析技术优势：IGCC系统由于一次性投资较高，发电成本比较高。而本技术相对于常规燃煤发电技术，由于大大提高了煤电转化效率且节省了系统在减排方面的运行成本，因此发电成本最低。在装机容量为1000MW时，发电成本为0.27元/度电。在电价为0.42元/度时，毛利率38%左右（不考虑税费）。不同装机容量下发电成本情况：3.3：纯发电系统简要分析技术优势：3.3：纯发电系统简要分析项目金额占比设备费用74806.275.63%电气热控仪表8152.78.24%材料1512.41.53%阀门664.80.67%备品备件808.00.82%安装费用5600.85.66%土建费用6060.06.13%技术服务费1300.01.31%总计98904.9100.00%前期投资：36t/h的系统需要的前期投资如下：在同样36t/h的煤处理规模下，纯发电系统较超临界水煤气化制氢耦合发电技术，投资成本高57个百分点。在装机容量为1000MW时，纯发电系统预计实现毛利率38%左右（不考虑税费）超临界水煤气化制氢耦合发电技术在氢价为2元时，销售净利率仍能达到40%以上，毛利率更高达60%