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2022
“双碳”⽬标下先进发电技术
研究进展及展望
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⽬录
前⾔
1
先进发电技术国内外研究进展
2
先进发电技术研究展望
3
总结与展望
前⾔
2020年9⽉，中国提出CO 2 排放⼒争2030年达到峰值，努⼒争取2060年前实现碳中和，能源中长期发展的减排任务更加明确。中国能源转型需要⼤规模开发利⽤清洁能源、提⾼电能在终端⽤能中的⽐重、⼤幅提升能源利⽤效率、应⽤深度减排技术，实现能源低碳化发展。其中探索“双碳”⽬标下先进
发电技术是从源端提升能源效率、构建清洁低碳、安全⾼效能源体系的关键环节之⼀。
先进超超临界发电技术是未来煤炭从主体能源向基础能源转变情境下的关键技术之⼀，节能提效综合升级技术成为当前研究重点；先进整体煤⽓化燃⽓蒸汽联合循环（integrated gasification combined cycle，IGCC）和整体煤⽓化燃料电池联合循环（integrated gasification fuel cell combined cycle，IGFC）技术从煤炭的清洁利⽤⾓度为实现“双碳”⽬标提供了技术选择；⽽碳捕获利⽤与封存技术（carbon capture utilization and storage，CCUS）可能是未来能源产业⼤规模减排CO2 最重要的技术选择；此外，探索燃煤发电与太阳能、⽣物质等复合发电技术、超临界CO2 动⼒循环系统等先进发电技术也是节省化⽯燃料、降低污染物排放、有效控制CO2 排放的先进发电技术之⼀。 本⽂主要综述了⼏种代表性的先进发电技术的研究进展，展望了其未来发展的关键技术和⽅向，为“双碳”⽬标下建⽴能源清洁⾼效利⽤体系提供参考。
1 先进发电技术国内外研究进展
1.1 先进超超临界发电技术
⼆次再热机组是在⼀次再热机组的基础上重新加热⾼温蒸汽，即在超⾼压缸和⾼压缸设置⼆次再热回
路，将出⼝蒸汽再次送⼊锅炉内⾼、低压再热器进⾏加热，提升了蒸汽整个做⼯过程的平均吸热温度。⼯质温度越⾼，意味着其朗肯循环过程更接近卡诺循环，其发电效率更⾼。最早的⼆次再热超超临界机组投产于德国许尔斯化⼯⼚，装机容量为88 MW，蒸汽参数为31 MPa/600 ℃/565 ℃/ 565 ℃。德国、⽇本、美国是⽬前世界上投产⼆次再热机组最多的3个国家。受限于⾼温材料的腐蚀问题，从20世纪70年代后，⼆次再热机组的新建机组数量⼤⼤减少。中国在“⼗⼆五”期间，将⼆次再热超超临界发电技术确定为重点研究和开发项⽬，“⼗三五”期间相继在安源、泰州、莱芜、蚌埠、宿迁、句容投产运⾏6个⼆次再热机组，蒸汽参数为31 MPa/600 ℃/610 ℃/610 ℃和31 MPa/ 600 ℃/620 ℃/620 ℃ 2种类型。
电镀光亮剂配方⼀般⽽⾔，主蒸汽温度提⾼10 ℃，机组循环热效率提升0.22百分点~0.25百分点；⼆次再热蒸汽温度提⾼10 ℃，机组循环热效率提升0.14百分点~0.17百分点。⽬前国内同样蒸汽参数的机组运⾏数据显⽰，⼆次再热机组的热效率⽐⼀次再热机组⾼2百分点~3百分点。表1为超超临界机组主要参数对⽐情况。泰州1 000 MW超超临界⼆次再热机组发电煤耗达到256.2 g/(kW•h)；莱芜电⼚的1 000 MW⼆次再热机组发电效率更是达到了48.12%，发电煤耗为255.29 g/(kW•h)。2017年，国内⾸台630 ℃超超临界机组在⼤唐⼭东郓城电⼚投建，蒸汽参数达到35.5 MPa/616 ℃/631 ℃/ 631 ℃，设计发电煤耗为245.9 g/(kW•h)，锅炉采⽤单炉膛、前后墙对冲燃烧、⼆次中间再热、平衡通风、固态排渣Π型锅炉，汽轮机采⽤⼆次中间再热、五缸四排汽、12级回热、双背压凝汽式。
表1 超超临界机组主要参数对⽐情况
⽬前，⾦属材料的⾼温服役性能仍是限制先进能源转化系统发展的⾸要问题。受限于奥⽒体钢的⾼温腐蚀问题，再次提升蒸汽温度就必须采⽤镍基合⾦材料，机组成本急剧增加。同时，相对于⼀次再热机组，⼆次再热机组的汽⽔流程明显增加，机组耦合控制技术更为复杂，在保证机组运⾏效率的基础上提⾼⼆次再热机组的深度灵活调峰能⼒是未来的重点研究⽅向。
1.1.2 超超临界循环流化床机组
循环流化床燃烧发电技术具有煤种适应性⼴、环保效益好、资源综合利⽤率⾼等优势，能够充分利⽤低热值煤资源、⾼硫⽆烟煤、煤矸⽯等劣质燃料，是理想的先进低碳发电技术之⼀。⽬前，中国已成为世界上循环流化床锅炉装机容量最多的国家。2013年，四川⽩马电⼚超临界600 MW循环流化床机组投产，蒸汽参数为25.4 MPa/571 ℃/ 569 ℃。数据显⽰，该机组主要运⾏指标均达到国际先进⽔平。
近年来，为提⾼机组热效率，减少机组污染排放，国内已开展超超临界循环流化床锅炉科技攻关，参数设置分别为26.25 MPa/605 ℃/603 ℃和29.4 MPa/605 ℃/623 ℃。相对于超临界机组，超超临界循环流化床机组的主蒸汽流量、温度和压⼒均升⾼，由此引发的热⼒系统布置优化问题、⽔动⼒安全性问题、⾼温受热⾯壁温安全性问题以及低负荷再热蒸汽温度问题仍在探索之中。但随着“双碳”⽬标的
提出，循环流化床燃烧技术将作为先进低碳发电技术之⼀，在中国逐步实现碳中和⽬标中发挥重要作⽤。贵州威赫和陕西彬长2台超超临界660 MW循环流化床机组正式开建，将成为先进低碳发电技术⽰范项⽬之⼀。未来，⼤型化、⾼参数、燃料适应性⼴的⾼效超超临界循环流化床机组是发展⽅向，但仍须解决燃料掺烧灵活性、机组深度灵活调峰及副产品综合利⽤等关键问题。
1.2 先进IGCC与IGFC技术
IGCC和IGFC是洁净煤发电技术中被认为最具有前途的发电⽅式之⼀。它们可实现煤的完全清洁利⽤，且联合循环效率⾼于传统燃煤机组，但⽬前，尤其是当前“双碳”⽬标下，要求配套CO2 捕集系统时，其投资费⽤和发电成本仍然较⾼。
⾼于传统燃煤机组，但⽬前，尤其是当前“双碳”⽬标下，要求配套CO2 捕集系统时，其投资费⽤和发电成本仍然较⾼。IGCC由煤⽓化、净化系统和燃⽓蒸汽联合发电系统联合组成，通常煤粉经⽓化系统⽓化后，经过净化系统除去主要污
染物如硫化物、氮化物、粉尘等，变成清洁的⽓体燃料，然后进⼊燃⽓轮机燃烧推动燃⽓透平做功，排汽经过余热锅炉加热给⽔，产⽣的⾼温⾼压蒸汽推动蒸汽透平做功。美国加利福尼亚州的冷⽔电站是世界上最早成功运⾏的IGCC电站。⽬前，全球投运IGCC电站已超过35座。中国⾸座⾃主设计和建造的IGCC电站为华能天津IGCC⽰范电站。其煤⽓化系统采⽤“两段式⼲煤粉加压⽓化技术”，2 000 t/
d级全热回收的废锅式⽓化装置，燃⽓蒸汽联合循环部分选⽤了德国西门⼦公司的SGT2000E型燃⽓轮机，蒸汽轮机为三压再热⽅式。2016年，国内⾸套燃烧前CO2 捕集装置在该电站试验成功，煤清洁利⽤程度进⼀步提⾼。⽬前，IGCC电站投资费⽤较⾼，国内外研究机构针对⼤型煤⽓化技术、净化技术、空⽓分离技术、燃⽓轮机技术以及系统集成控制技术已展开联合攻关研究。
IGFC是将IGCC的燃⽓蒸汽联合循环发电系统替换成为燃料电池发电系统，⽬前主要包括固体氧化物燃料电池和熔融碳酸盐燃料电池系统。相⽐较IGCC系统，IGFC将煤⽓化后的H2 、CO通过燃料电池发电，实现了热⼒循环发电和电化学发电系统的耦合。⼀⽅⾯，燃料电池理论⾼温余热可通过余热系统回收利⽤，综合效率更⾼；另⼀⽅⾯，燃料电池系统终端排放物为纯⽔和⾼浓度CO2 ，在布置碳捕捉收集系统后，完全实现清洁、低碳、⾼效循环，CO2 近零排放。2019年，⽇本新能源产业技术综合开发机构宣布投资73.3亿⽇元开展IGFC⽰范⼯程研究，预计CO2 捕集率超过90%，单位CO2 排放量减少到590 g/(kW•h)，同时净热效率达到55%以上。中国于2017年7⽉启动IGFC国家重⼤专项项⽬资助。2020年10⽉，国内⾸套20 kW级联合煤⽓化燃料电池在宁夏煤业实验基地试车成功。⽬前，IGFC处于起步阶段，煤⽓净化提纯技术、⾼温燃料电池技术、系统耦合控制技术等相关技术研究正逐步开展。
1.3 CCUS技术指路器
CCUS是把⽣产过程中排放的CO2 进⾏提纯，继⽽投⼊新的⽣产过程中进⾏循环再利⽤。CCUS技术是碳捕获与封存技术的升级，可实现CO2 的循环再利⽤，主要包括先进的CO2 捕集技术，地质、化⼯、⽣物和矿化等CO2 利⽤前沿技术以及CO2 地质封存关键技术等。其中CO2 捕集技术分为燃烧前捕集技术（物理吸附和化学吸收法等）、燃烧中控制（富氧燃烧）和燃烧后捕集技术（化学吸收法、吸附法、膜分离法等）；CO2 利⽤包括提⾼⽯油采收率或者⼯业应⽤（CO2 衍⽣燃料、CO2 衍⽣化学品、CO2 衍⽣建筑材料以及利⽤CO2 提⾼⽣物制品的产量）；CO2 封存主要通过⼯程技术⼿段将其封存在储油层、盐层和不可开采的煤层等地下层，达到减排⽬的。
近年来，美国、欧盟、澳⼤利亚、加拿⼤、挪威等国家都制定了相应研究计划，开展CCUS技术的理论、试验、⽰范和应⽤研究。仅2020年，就有17个商业CCUS项⽬开始启动。如英国Drax BECCS项⽬，将4台⽣物质机组中的1台发电机组⽤来捕集CO2 ，预计每年可捕集400万t CO2 ；美国Enchant能源公司碳捕获与封存（carbon capture and storage，CCS）项⽬，通过燃烧后捕集技术每年捕集量⾼达600万t CO2 ，⽤于提⾼⼆叠纪盆地的⽯油采收率；新西兰塔拉纳基地区Rivers Capital的波⽡凯项⽬，是⼀个集合制氢、⽣产化肥和发电的⼯业综合体，该项⽬将使⽤天然⽓为原料，并将部署CCS（CO2 捕集量约为100万t/a），实现近零排放。中国早在2007年国家发展和改⾰委员会公布的《中国应该对⽓候变化国家⽅案》中强调重点开发CO2 的捕获与封存技术。2015年克拉玛依敦化⽯油CCUS提⾼采收率（enhanced oil recovery，EOR）项⽬开始投运，最⼤捕集能⼒为10万t/a，采⽤⼯业分离
技术，CO2 ⽤于强化采油；2018年，中⽯油吉林油⽥CO2 EOR项⽬，最⼤捕集能⼒达到10万t/a。此外，中⽯化胜利发电⼚CCS项⽬和中⽯化齐鲁⽯化CCS项⽬已进⼊早期开发阶段，预计CO2 捕集能⼒分别为100万t/a和40万t/a。
⽬前，CCUS已进⼊技术更新迭代阶段。随着CO2 捕集机制（先进溶剂、⾦属有机框架材料等）、CO2 利⽤新技术（CCS制氢技术、结合CCS的⽣物能利⽤技术）和CO2 封存新技术（咸⽔层、枯竭油⽥封存）的不断进步，CCUS被⼴泛认为是助⼒中国2030年前实现CO2 达峰的可规模化解决⽅案。
1.4 其他代表性技术
1.4.1 燃煤发电与太阳能、⽣物质等复合发电技术
燃煤发电与太阳能复合发电技术路线是把太阳能作为燃煤机组回热系统的热源，全部或部分替代汽轮机抽汽；或把太阳能发电和风⼒发电引⼊⼚⽤电系统，降低机组⾃⾝的⼚⽤电率，实现燃煤机组和可再⽣能源发电共同发展，以燃煤电站庞⼤热⼒系统的汽⽔特性来吸纳不稳定的可再⽣能源资源。2010年，美国科罗拉多州Xcel电站建成了世界上第⼀座太阳能集热与燃煤集成互补电站，设置了8列150 m的槽式太阳能集热系统与1台 49 MW燃煤机组进⾏集成。2012年10⽉，澳⼤利亚新南威尔⼠州配置了9.3 MW的太阳能蒸汽发⽣装置的Liddel⽕电站Noval光热-燃煤混合发电项⽬正式投运。国内尚⽆⽰范电站运⾏，⽬前仍处于理论探索和试验研究阶段。华北电⼒⼤学、中国科学院⼯程热物理研究所、华
中科技⼤学以及浙江⼤学等国内科研院所从互补发电系统的能量迁移和能耗规律、系统集成优化设计以及性能评价等⽅⾯开展了⼤量研究。理论结果显⽰，600 MW燃煤机组吸纳最⼤容量太阳能热量时，耦合系统的最⼤节煤量为8~14 g/(kW•h)。
此外，燃煤与⽣物质、固废耦合发电技术是未来经济⾼效、易于实施的燃煤电⼚减碳的重要⽅向之⼀。⼀⽅⾯通过燃料部分替换可降低煤电机组的碳排放量，另⼀⽅⾯可综合利⽤⽣物质、固废等资源，提⾼耦合机组发电灵活性。英国Drax 电⼚4台660 MW燃煤机组经过近15年的掺烧试验改进，已改造成为100%燃烧⽣物质颗粒燃料的机组。中国2018年批准
电⼚4台660 MW燃煤机组经过近15年的掺烧试验改进，已改造成为100%燃烧⽣物质颗粒燃料的机组。中国2018年批准84个燃煤电⼚⽣物质耦合发电试点项⽬，其中⼤唐长⼭热电⼚超临界660 MW燃煤机组耦合20 MW⽣物质发电⽰范⼯程开始运⾏，燃煤机组度电CO2 排放约减少6%。未来在燃⽤⽣物质的基础上再采⽤CO2 捕集和埋存，可实现负碳排放，是先进发电技术的可选择⽅式之⼀。
1.4.2 超临界CO 2 动⼒循环系统
超临界CO2 动⼒循环系统采⽤⾼温⾼压超临界CO2 （304.13 K/7.377 MPa）作为循环⼯质，利⽤其能量密度⾼、压⽐⼩的特点，建⽴⾼参数、结构紧凑的发电系统。相较于先进超超临界燃煤发电机组，循环发电效率可提升4百分点~8百分点。2013年，美国可再⽣能源实验室和法国电⼒公司先后提
出超临界CO2 动⼒循环塔式太阳能电站和超临界CO2 动⼒循环燃煤发电机组的概念，并开展⼤量理论试验研究。2020年，西安热⼯研究院有限公司已建成5 MW燃⽓超临界CO2 试验平台，并成功开展试运⾏，极⼤促进了超临界CO2 发电技术的推⼴应⽤和⼯程⽰范。华中科技⼤学煤燃烧国家重点实验室已建成300 kW燃煤超临界CO2 动⼒循环系统，是世界上⾸台燃煤超临界CO2 动⼒循环系统原理样机，为超⾼参数⾼效CO2 燃煤发电基础理论与关键技术研究奠定了坚实基础；此外华北电⼒⼤学、西安交通⼤学、中国科学院⼯程热物理研究所也相继开展了超临界CO2 动⼒循环系统材料腐蚀特性和系统性能优化研究等⼯作。
虽然超临界CO2 动⼒循环系统的⾼效灵活性引起了国内外众多学者的关注，但⾼温关键部件在超临界CO2 环境下⾼温腐蚀问题、系统设计优化问题、关键设备开发研制以及系统灵活性问题仍是限制超临界CO2 动⼒循环发电系统的关键技术。
2 先进发电技术研究展望
2.1 先进超超临界发电技术提质增效
先进超超临界发电技术发展趋势是提⾼蒸汽初参数，即提⾼朗肯循环的热端平均温度，进⽽提⾼机组热效率。但⽬前铁素体/马⽒体耐热钢、奥⽒体不锈钢的使⽤温度已达上限，开发630 ℃超超临界燃煤机组技术需要加紧研发更⾼等级的耐热钢，如集箱和⼤⼝径管道试验可选材料有镍基合⾦617B、C-H
RA-3等材料，锅炉受热⾯可选奥⽒体钢Sanicro25、Haynes282等材料。2011年6⽉，国家能源局正式启动700 ℃超超临界燃煤发电技术研发计划，初步确定以600 MW机组为⽰范电站，蒸汽参数为35 MPa/700 ℃/720 ℃。受限于奥⽒体不锈钢材料研制进度影响及镍基合⾦⾼昂的材料成本，“700 ℃计划”进展较为缓慢，仍未进⼊⽰范验证阶段，但更⾼参数的先进超超临界发电技术是未来煤炭清洁利⽤的发展⽅向之⼀。
采⽤综合系统节能提效技术是提⾼超超临界发电机组运⾏安全性和经济性的科学⽅法之⼀：
1）开展超超临界锅炉⽔动⼒、热质传输及与燃烧过程的耦合研究，如保证受热⾯壁温均匀可采⽤新型燃烧器抑或等离⼦点⽕或微油点⽕技术、组织良好的炉内燃烧动⼒场，合理设计联箱及各级受热⾯连接⽅式、精细设计节流孔和纠偏喷⽔减温器等，通过分烟道设置挡板开度调节再热汽温等；
2）开展热⼒循环系统优化、余热梯级利⽤研究，如采⽤“⼆级省煤器+空预器旁路”烟⽓余热深度利⽤⽅案，采⽤双机回热热⼒系统或直接空冷机组全⾼位布置技术等；
3）开展超超临界机组全⼯况能耗、污染物协同控制研究，如选择性催化还原联合脱硫脱硝脱汞⼀体化技术、活性焦脱硫脱硝脱汞技术以及副产物资源化利⽤技术等。
超超临界循环流化床机组综合环保性指标较好，可实现低成本的超低排放和超低能耗，同时炉膛内温
度（850~900℃）、热流密度相对超超临界燃煤机组都低很多，技术实现度相对容易，但仍需开展炉内燃烧特性和传热规律研究。主要包括：
1）开展再热器布局和结构优化、合理控制受热⾯焓增，保证受热⾯材料在许⽤温度范围内；
滤菌器2）开展配套辅机选型设计和技术研发⼯作；
3）开展污染物协同控制、综合利⽤技术研究，如电除尘器、电袋除尘器和布袋除尘器的耦合优化布置技术等。
2.2 颠覆性技术联合科技攻关
2.2.1 IGCC技术
IGCC是先进发电技术中⽐较成熟、⽽⼜最具发展前途的⼀种发电⽅式，提⾼其运⾏可⽤率、降低投资费⽤和发电成本是IGCC未来发展的主要⽅向。主要包括：
1）开展⼤容量、煤种适应性⼴的先进煤⽓化技术，如加压固定床⽓化技术、流化床⽓化技术以及⽓化床⽓化技术（⽔煤浆⽔冷壁⽓化技术、粉煤加压⽓化技术、催化⽓化、超临界⽔⽓化、等离⼦⽓化、加氢⽓化）等；
2）适应于IGCC的先进F级、H级燃⽓轮机开发研究，如GE公司9HA/7HA燃⽓轮机、西门⼦SGT5-8000H燃⽓轮机以及三菱公司M501J/M701J燃⽓轮机技术等，另外重点在燃⽓轮机燃烧性能、结构材料和涂层、增材制造⼯艺以及系统集成技术等⽅⾯开展联合研究；
3）热⼒系统余热回收、梯级利⽤技术研究，如针对单循环和联合循环燃⽓轮机开发⾮常规热⼒循环以提⾼热效率，将燃⽓轮机与其他技术（如燃料电池）有效集成耦合混合燃⽓轮机系统。
针对IGFC，可重点关注燃料电池技术的⼤容量电池堆组装技术、电池隔离膜板技术以及系统集成技术研究。
2.2.2 CCUS技术
CCUS技术在“双碳”⽬标提出后迎来了新的发展，全国碳排放交易市场的建⽴为CCUS技术发展提供新的驱动⼒。随着第⼀代捕集技术（胺基吸收剂、常压富氧燃烧等）的⽰范运⾏，第⼆代捕集技术（新型膜分离技术、新型吸收技术、新型吸附技术、增压富氧燃烧技术、化学链燃烧技术等）也正式开始试验验证，碳捕集的效率更⾼、能耗更低。电⼒⾏业迅速脱碳是实现净零排放的关键所在。Allam-Fetvedt循环为实现低排放低成本CCS燃煤燃⽓发电提供⼀条参考途径。该循环以合成⽓为燃料，⽐传统化⽯燃料发电成本更低，具有⾼灵活性、碳捕集能⼒，以及近零排放和⽔耗。此外，结合CCS的⽣物能技术和结合碳封存的直接空⽓捕集技术是未来重要研究⽅向，美国伊利诺伊州Decatur⼄醇⼯⼚和
瑞典的Climeworks公司已开始⽰范研究。
2.2.3 耦合发电技术
将波动性、间歇性的太阳能等可再⽣能源与稳定性、系统性好的燃煤系统进⾏耦合可以进⼀步减少化⽯燃料污染物排放，提升系统综合利⽤效率。燃煤发电与太阳能等复合发电技术涉及光电转换、化学燃烧、能量流耦合等复杂过程，⽬前研究集中在燃煤发电系统侧、对集成⽅案和运⾏模式的对⽐分析，对于复合系统⼯况特性、能量迁移机理和模型研究较少。未来，研究低品位的太阳能资源与燃煤电站⾼参数⾼品位⼯质的集成机理，多种能源系统的能量传输机理和集成原理是重点⽅向之⼀。
⽣物质、固废与燃煤耦合混烧是未来降低煤电机组的碳排放量，加强燃煤发电的可持续性，以及煤电⾛向低碳化⼀条现实可⾏的路径。探索优化耦合燃烧技术，完善⽣物质、固废燃料储运技术，加强污染物协同治理研究是当前⼯程实际运⾏中仍需关注的问题。此外，还应积极推动国家法规政策对燃煤电⼚混烧⽣物质、固废等燃料进⾏激励和⽀持，促使更多的⽰范⼯程建成落地运⾏。
2.2.4 超临界CO2动⼒循环系统
超临界CO2 动⼒循环系统的驱动热源可为化⽯能源、核能、太阳能等。美国Argonne国家实验室和西班⽛Comillas Pontifical University集中研究了核能驱动超临界CO2 循环系统，韩国原⼦能研究所、英
国曼彻斯特⼤学对超临界CO2的变⼯况特性、传热过程、压⼒机械及透平开展了系列研究，但⽬前仍未有⽰范系统。未来，超临界CO2 动⼒循环的材料腐蚀特性、系统循环特性、关键设备开发研制以及控制系统研发是研究重点。此外，煤粉在超临界⽔中氧化后的复合⼯质循环系统也是超临界CO2 动⼒循环的实现路径之⼀。
3 总结与展望
1）先进超超临界发电技术是当前起基础性托底作⽤的燃煤机组脱碳、零碳以及负碳进程中最为重要的技术之⼀，应进⼀步探索⼤容量、⾼参数先进发电机组，如630、700 ℃超超临界燃煤发电技术、优化⼆次再热超超临界燃煤发电系统，确保⾼参数机组⾼效低碳运⾏。针对超超临界循环流化床机组，应进⼀步提⾼机组可靠性和燃烧效率，协同控制污染物排放，发展更⾼蒸汽参数的循环流化床系统，持续提升发电效率，逐步实现近零排放。
2）先进IGCC和IGFC技术是⽬前最受关注的洁净煤技术，是煤炭从主体能源向基础能源转变情境下除超超临界发电技术外实现燃煤发电近零排放技术的有⼒补充。在各个系统优化完善的基础上，应积极探索600~1 000 MW级IGCC电站以及兆⽡级IGFC电站⽰范⼯程建设，实现全产业链的产业化升级。
