IGCC

IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）即整體煤氣化聯合循環發電系統，是將煤氣化技術和高效的聯合循環相結合的先進動力系統。IGCC由兩部分組成，即煤的氣化與凈化部分和燃氣──蒸汽聯合循環發電部分。第一部分的主要設備有氣化爐、空分裝置、煤氣凈化設備（包括硫的回收裝置）；第二部分的主要設備有燃氣輪機發電系統、餘熱鍋爐、蒸汽輪機發電系統。IGCC的工藝過程如下：煤經氣化成為中低熱值煤氣，經過凈化，除去煤氣中的硫化物、氮化物、粉塵等污染物，變為清潔的氣體燃料，然後送入燃氣輪機的燃燒室燃燒，加熱氣體工質以驅動燃氣透平做功，燃氣輪機排氣進入餘熱鍋爐加熱給水，產生過熱蒸汽驅動蒸汽輪機做功。

IGCC技術把潔凈的煤氣化技術與高效的燃氣──蒸汽聯合循環發電系統結合起來，既有高發電效率，又有極好的環保性能，是一種有發展前景的潔凈煤發電技術。在目前技術水平下，IGCC發電的凈效率可達43%～45%，今後可望達到更高。而污染物的排放量僅為常規燃煤電站的1/10，脫硫效率可達99%，二氧化硫排放在25mg/Nm3左右，遠低於排放標準1200 mg/Nm3，氮氧化物排放只有常規電站的15%～20%，耗水只有常規電站的1/2～1/3，對於環境保護具有重大意義。

由圖中可以看出IGCC整個系統大致可分為：煤的製備、煤的氣化、熱量的回收、煤氣的凈化和燃氣輪機及蒸汽輪機發電幾個部分。可能採用的煤的氣化爐有氣流床（entrained flow bed）、固定床（fixed bed）和流化床（fluidized bed）三種方案。在整個IGCC的設備和系統中，燃氣輪機、蒸汽輪機和餘熱鍋爐的設備和系統均是已經商業化多年且十分成熟的產品，因此IGCC發電系統能夠最終商業化的關鍵是煤的氣化爐及煤氣的凈化系統。具體來說，對IGCC氣化爐及煤氣的凈化系統的要求是：

a) 氣化爐的產氣率、煤氣的熱值和壓力及溫度等參數能滿足設計的要求

b) 氣化爐有良好的負荷調節性能，能滿足發電廠對負荷調節的要求

c) 煤氣的成分、凈化程度等要能滿足燃氣輪機對負荷調節的要求

d) 具有良好的煤種適應性

e) 系統簡單，設備可靠，易於操作，維修方便，具有電廠長期、安全可靠運行所要求的可用率

f) 設備和系統的投資、運行成本低

IGCC(整體煤氣化燃氣－蒸汽聯合循環發電)主要工藝流程是，煤在氮氣的帶動下進入氣化爐，與空分系統送出的純氧在氣化爐內燃燒反應，生成合成氣(有效成分主要為CO、H2)，經除塵、水洗、脫硫等凈化處理后，到燃氣輪機做功發電，燃氣輪機的高溫排氣進入餘熱鍋爐加熱給水，產生過熱蒸汽驅動汽輪機發電。

與傳統煤電技術相比，IGCC將煤氣化和燃氣－蒸汽聯合循環發電技術集成具有發電效率高、污染物排放低，二氧化碳捕集成本低等優勢，是目前國際上被驗證的、能夠工業化的、最具發展前景的清潔高效煤電技術。

噴流床是目前IGCC各示範工程中採用最多的一種氣化爐。它是一種高溫、高壓煤粉氣化爐，氣化爐的壓力為20-60bar，要求採用90%以上的顆粒小於100μm的煤粉，採用氧、富氧、空氣或水蒸氣作為氣化劑，當以氧為氣化劑時，氣化爐爐膛中心的火焰溫度可達2000℃。由於是高溫氣化，在產生的粗煤氣中不可能含有很多碳氫化合物、煤焦油和酚類物質，煤氣的主要成分是CO、H2、CO2和水蒸氣，離開氣化爐的熱煤氣溫度在1200-1400℃，往往高於灰的軟化溫度。為了防止熱煤氣中已軟化了的粘性飛灰在氣化爐下游設備（餘熱鍋爐）粘結堵塞，將除塵后的冷煤氣增壓后再返送回煤氣爐的出口和熱煤氣混合，將熱煤氣的溫度降低到比灰的軟化溫度低50℃，然後，熱煤氣再經過氣化爐的餘熱鍋爐（輻射和對流蒸汽發生順）產生飽和蒸汽，同時使熱煤氣的溫度降低到200℃左右，約50%的煤中灰分在氣化爐高溫爐膛中心變成液態渣，由爐底排出並通過集渣器送入渣池。

煤粉灰中的以飛灰的形式隨熱煤氣，幫煤氣須經除塵、洗滌脫硫處理，成為清潔的煤氣，再送往燃燒室。

噴流床氣化爐由於是煤粉高溫高壓氣化，因此煤種適應性廣，碳轉化率高，能達到99%以上。

當前在歐美各地IGCC示範廠所選用的噴流床氣化爐有：美國德士古和CE爐，荷蘭的Shell爐，德國的Prenflo爐。給煤方式有濕法水煤漿給煤（如德士古爐）和干法給煤（如　shell和Prenflo爐）。

由於噴流床氣化爐的單爐生產能力大，並且具有較高的效率，燃料適應性廣，因而在今後發展大容量高效率的IGCC電站中具有強有力的競爭地位。

流化床氣化爐可以充分利用床內氣固兩相間的高強度的傳熱和傳質，使整個床層內溫度分佈均勻，混合條件好，有利於氣化反應的進行。同時，可以利用流化床低溫燃燒，在燃燒和氣化過程中加入脫硫劑（石灰石或白雲石），將產生的大部分SO2和H2S脫除。由於流化床氣化爐內的反應溫度一般控制在850－1000℃，因此，它產生的焦油、烴、酚、苯和萘等大分子有機物基本上都能被裂解為簡單的雙原子或三原子氣體，煤氣的主要成分是CO和H2，CH4的含量一般少於2%。

當前，用於IGCC系統的流化床氣化爐有KRW爐，U－Gas爐和溫克勒爐等。

固定床氣化爐是最早開發出的氣化爐，它和燃煤的層燃爐類似，爐子下部為爐排，用以支承上面的煤層。通常，煤從氣化爐的頂部加入，而氣化劑（氧或空氣和水蒸氣）則從爐子的下部供入，因而氣固間是逆向流動的。這種氣化爐和燃煤的層燃爐一樣，對煤的粒徑有一定的要求。

固定床氣化爐有兩種煤氣出口集團的設計。粗煤氣唯一出口位置設計在乾燥區上面煤層的頂部，稱為單段氣化爐，此時出口處煤氣的溫度為370－590℃，在這煤氣溫度下，氣的油和煤焦油等會發生裂解和聚合反應，從而生成彼一時質焦油和瀝青。同時高溫煤氣穿過煤層時產生的劇烈乾餾會使煤發生爆裂，產生大量煤塵，並隨粗煤氣一起帶出氣化爐。因而這種單段氣化爐的粗煤氣質量是比較差的。另一種設計是，有兩個煤氣出口，除了在乾燥區上部的出口外，另一個則在氣化區的頂部，煤氣產量的一半從這個出口離開氣化爐。由於流經揮發分析出區和乾燥區的煤氣量只有單段爐的，有利於防止由於煤的爆裂而產生的大量煤塵，而且不會產生彼一時質焦油和瀝青。因此，兩段爐產生的粗煤氣的質量是比較好的。

用於IGCC系統的固定床氣化爐主要是魯奇爐，世界上最早的德國IGCC示範廠採用的就是魯奇固定床單段固態排渣氣化爐。這種氣化爐的最大缺點是，使用焦結性煤時，容易造成氣體阻塞，使氣流不暢，煤氣質量不穩定。此外，由於煤在氣化爐內緩慢下移至變成灰渣需停留0.5-1個小時，因而單爐的氣化容量無法設計得很大。而且，排出的煤氣中還含有大量的瀝青、煤焦油和酚等，使煤氣的凈化處理過程十分複雜。為改善上述問題，強化煤的氣化過程，英國煤氣公司在固態排渣魯奇爐的基礎上，將其發展成液態排渣魯奇爐。液態排渣氣化爐由於其燃燒區的溫度較高，因而有利於提高煤的氧化速率和碳的轉化率，縮短煤在爐內的停留時間，對煤粒直徑的要墳比固態排渣爐寬。但顆粒尺寸小於6mm的要限制在10%以下。液態排渣氣化爐有以下特點：1）碳轉化率是三種氣化爐中最高的，排渣的物理熱損失大。2）相對安全可靠；3）煤氣生產能力有限，是三種爐型中能力最低的。

作為一家國際性的諮詢、工程設計和運行企業，CH2M HILL公司的氣化業務部副總裁Steve Jenkins表示，IGCC電廠較之利用煤粉（PC）的傳統燃煤電廠有著多個眾所周知的優點。

與同等規模的PC電廠相比，IGCC電廠用於冷卻用途的水量減少33%。這是由於IGCC電廠生產的約2/3電力都來自於燃氣輪機，1/3來自於汽輪發電機，而汽輪發電機才需要冷卻水。盡量減少用水需要，在美國一些用水量屬於重大選址難題的地區是一個顯著的優點。

在採用高溫氣化技術時，原料所剩餘的灰渣以一種類似玻璃一樣的不會滲析的廢渣形式排出。這種廢渣可用於生產水泥或屋面瓦，或作為瀝青填縫料或集料。這種廢渣與絕大多數PC電廠所生成的底灰和飛灰不同，底灰和飛灰更容易滲析。而且，這種廢渣比飛灰更容易輸送、貯存和運輸。

IGCC具有碳捕集優點

雖然IGCC電廠（燃燒前）和PC電廠（燃燒后）都有可用的CO2捕集技術，但IGCC電廠可能具有優勢，因為燃燒前CO2捕集所要求的技術已經成功地運用於煤氣化（但不是IGCC）技術。目前，美國正對此項技術進行深入研究以便在IGCC電廠配置條件下達到更好的性能。此外，這些捕集技術當中的一些技術能在足夠高的壓力下生成濃縮的CO2氣流，以滿足壓縮CO2在管道內輸送時壓縮機的要求，以便將CO2埋藏或用於提高石油採收率。但是，IGCC與PC電廠之間在CO2捕集的成本和性能方面仍然存在巨大的差異。

作為一家位於芝加哥的諮詢公司，Sargent & Lundy的總工程師David J. Stopek表示，在考慮IGCC的優點時必須平衡考慮其受到的限制。

“比起傳統PC電廠，IGCC電廠可以在以燃煤為基礎的發電資產組合上向更低CO2足跡方向發展的轉變中，提供一些優勢。”他這樣評論道，“儘管這樣說，但我們必須理解，與傳統PC技術商用狀態水平相比，IGCC仍然是一項正在進化中的技術。由於IGCC的部署受到了一些限制，所以每座電廠都要求投入大量的工程設計和開發成本。GE和其他公司在開發一種“標準”電廠方面所做出的努力就是降低部署成本。這些項目最初是由Duke Energy公司構想出來的，American Electric Power（AEP）也在這方面做出了努力。但是，事實卻是，AEP無法獲得所在州監管機構對其將電廠置於電費基礎中的批准，導致這些努力在一定程度上脫離了原來的進程。”

作為美國電力研究院（EPRI）先進發電技術部的高級項目經理，Jeffrey N. Phillips指出了IGCC技術所面臨的一些重大實施挑戰。

“對於沒有採用CO2捕集的電廠來說，IGCC的建設成本比PC電廠更昂貴。”他說，“在天然氣價格目前處於4美元/MMBtu範圍內的條件下，很難選擇IGCC而不是天然氣聯合循環技術。IGCC供應商需要提高自己相對於PC的成本競爭力。”

EPRI相信，有一種可以提高成本競爭力的方法，就是集中精力搞好能最大程度減少項目前工程設計成本的標準化設計。EPRI的CoalFleet For Tomorrow項目一直通過發展自己的CoalFleet IGCC用戶設計基礎規格（UDBS）來鼓勵這方面的進步，這個規格定義了電廠業主想要在IGCC電廠中看到的能力。

Jenkins列出了IGCC發展者目前所面臨的一些其他挑戰：

許可證上訴。環境利益集團提出的上訴（甚至對IGCC電廠）使項目難以繼續進行。對於非公用事業公司項目來說，在許可證上訴期間，發展者有可能無法從投資者處獲得繼續開展項目的融資。當然，這也是這些利益集團熟練掌握戰術。成本問題及公用事業公司管理委員會應對措施。由於IGCC電廠的電價高於PC電廠（相同容量下），一些公用事業公司管理委員會在批准這些增加的成本方面顯得猶豫不決，甚至在批准IGCC技術作為滿足公共便利和必須證書的“電力需要”要求選擇方案時也是如此。

以適當的價格獲得意義重大的性能保函。由於美國只有兩家以煤為基礎的IGCC電廠，IGCC技術供應商並沒有大量的經驗資料庫來運用，這點就與PC電廠不同。因此，對於這些供應商來說，在性能和可用性（以及相關聯的金融債務）方面，就存在著更大的潛在風險，而他們必須將這種性能不達標的潛在風險轉化成附加的成本。

Stopek還提出了在美國部署IGCC技術所要面臨的另外兩個障礙：

經濟衰退已經壓低了增加新基本負荷發電能力的動力。隨著基本負荷需求在逐步減少，天然氣的供應能力上升而成本下降。這些因素都使這些公司置身事外，等待新溫室氣體（GHG）法規出台，從而消除它們目前在供應未來客戶電力需求方面所面臨的不確定性。

國會需要加快速度並在氣候和能源立法方面採取行動，以終止正在嚴重削弱新電廠建設行動的投機行為。在制訂新法律時，必須仔細權衡激勵措施和/或懲罰措施的分佈，以確保不會出現非計劃內的後果。新法律必須以一種能夠在減少GHG排放量的同時，盡量減輕對能源消費者的影響且不會擾亂整個經濟的方式來重新塑造能源局面。國會在迎接這一挑戰時，要面臨精巧微妙的權衡難題。

IGCC可用性的挑戰

“歷史數據清楚地表明，現有以煤為基礎的IGCC電廠未在持續基礎上達到85%的可用性。”Jenkins說，“典型情況下，需要進行數年的運行才能剛剛達到80%的可用性水平，有些甚至還未達到70%。但是，已經出現了單氣化爐系列系統。”

他表示，通過利用運行數據以及所學習到的經驗教訓，IGCC技術供應商們一直在實施增強型的設計概念以提升可用性，包括採用多氣化爐系列。IGCC發展者向州和聯邦政府所提供的數據表示，雙氣化爐系列的設計方案預計可以達到約85%的可用性。增設一個備用（第三）系列有可能將整體IGCC可用性增加至約90%，儘管會付出相當多的附加成本。

Phillips對於人們在克服此項問題上所做的工作持樂觀看法，“總體來說，以煤和石油為基礎的IGCC的可用性已經隨著時間的推移而提升了。”他說，“第一代IGCC的可用性類似於第一代超臨界PC電廠和核電廠的可用性。而這些技術目前都達到了85%左右至90%的可用性。在考慮了其他經驗后，可以合理預測IGCC的可用性也會升高。”

另外，他指出，所有的第一代IGCC的全部設備均以單系列設計為基礎（一台氣化爐、一台燃氣輪機），而EPRI的IGCC UDBS採用雙系列系統。EPRI的分析師也指出，儘管在一座氣化爐或燃氣輪機停運時，負荷有所降低，但電廠仍然可以連續運行，所以將帶來更好的可用性。運行系列用於保留，可使另一系列設備保持在暖機狀態下，這樣就使第二台氣化爐或聯合循環達到更快的啟動時間，從而有助於提升可用性。

據Phillips表示，一項重大的難題是公用事業公司能夠拿出擁有可靠成本估算的詳細設計方案之前，需要花費大量時間和費用。

“例如，Southern California Edison公司（SCE）最近從加利福尼亞州PUC（公共事業監管委員會）獲批263萬美元，用於一項“清潔氫氣發電”項目的可行性研究，這將會是一個具備了CO2捕集和貯存能力的IGCC項目。”他說，“只有在這項研究完成時，他們才會知道建設這樣一座電廠需要耗資多少，以及此電廠的運行性能將會怎樣。而這隻不過是“只看不買”就需付出的不菲代價。”

Stopek解釋了尋求建造一座新PC電廠與一座將採用IGCC技術電廠對於公用事業公司的不同之處。他解釋到，對於一家想要建設一座新PC電廠的電力公司來說，目前的慣例是先確定滿足需要所要求的規模，然後對主要組成部分展開競爭性招標，例如鍋爐、汽機和排放控制裝置等。投標者隨後根據多年以來的設計經驗，以及具體的燃料、廠址和其他要求對詳細規格做出回應，這些經驗來自於他們的設計能夠滿足所有排放要求，且目前已成為行業標準的可靠發電設施。

“但對於IGCC，情況就並非如此。這項技術的供應商目前還不願意按照傳統的採購模式進行競爭。”他說，“除非付費讓他們開展自己的前期工程設計研究工作，否則供應商就不能提供成本估算。要想制訂出準確度達到±10%的成本估算，典型情況下要求約2000萬美元的成本下執行大約30%的設計工作。Duke和AEP在開展技術審查后，選擇它們認為能夠為IGCC設施提供“最好”的產品和價格的公司，然後再以此公司為惟一來源的基礎上繼續開展項目。”

“美國能源部（DOE）和EPRI最近展開的詳細研究清楚地表明，在IGCC電廠中增設CO2捕集設備對電廠效率和凈輸出功率以及資金成本上都有著重大影響。”Jenkins說。

這些研究表明，向使用煙煤的IGCC電廠增加CO2捕集系統將會帶來以下影響：

以美元/凈千瓦功率計的資金成本上升32%；

電力成本增加40%；

凈輸出功率降低15%；

效率降低22%，或8%~10%。

Jenkins說，這對性能和成本的影響是顯著的。對於凈輸出功率來講，一座600MW的純IGCC基準電廠，這種降幅約為100MW。造成降幅的主要原因是CO2捕集設備所需要的額外內部功率；在CO2捕集系統內而不是在汽機發電部分使用蒸汽；以及CO2壓縮機所需要的額外功率。他強調說，許多人不理解的是這些“失去的”100MW必須隨後由其他發電機組來彌補，而這些機組事實上在CO2和其他污染物的排放率更高。

Stopek同意Jenkins有關這些優點的看法，並提供了一些其他深入見解。“在現有IGCC電廠上添加CO2捕集能力的挑戰必須在項目發展的早期階段進行討論。”他說，“業主必須理解將合成氣從CO和H2的混合物轉化成以H2為主的氣體時，將導致電廠‘降額運行’，這種降額可以通過確保能夠氣化更多的燃料而在設計期間予以補償。業主必須願意接受這樣的成本。如果不願意，則業主必須願意接受降額運行的現實。這種決策與僅僅在燃煤電廠內添加更多的升壓風機，以適應煙氣脫硫系統的壓力下降的決策有著本質上的不同。”

據Stopeck說，氣化爐和下游系統必須在設計上能夠處理多餘的燃料（高達15%以上）。由於有更多的灰分和硫分產生，所以所有支持性的貯罐、泵和設備必須在設計上留有充足的余量以處理這種未來的流量。通過提高設計壓力有可能提供一些容量，但隨之而來的是整個設計必須得到仔細審查以確定是否能夠適用於新的壓力。

“首先，我們需要證明大規模（大於每年100萬t）的CO2地下封存可以是一項用於封存電廠所捕集到CO2的可靠和長期的備選方案，而且還需要制訂用於管轄封存需要的法規。”

Phillips說，“在滿足這些條件之前，要想讓配備碳捕集和封存（CCS）手段的商業項目獲得融資是非常困難的。但是，如果IGCC位於油田附近，則可以將捕集的CO2出售，用於提高石油採收率（EOR），這就是Mississippi Power正在提議的做法。EOR應用中，所有涵蓋CO2輸送和貯存的法規和義務都已經確立。”

Stopek對Phillips的評論進行了延展。他強調，對於溫室氣體控制的需要就像一台向立法行動快速碾壓的蒸汽壓路機。但是，用於永遠封存CO2的技術必須得到驗證，而驗證就需要花費時間。整個行業都在以一種有計劃性的方式迅速展開行動。

“就在5月上旬，我參加了一個在Pittsburgh舉行的有關CCS的會議，並很高興地看到來自全國各地的高級人才都在關注這些問題。”他說，“但是，每一個步驟都必須採用合用邏輯次序進行，而驗證也要花費時間。立法方面的事務也很複雜，保險風險也是真實存在的。我相信這些問題都能得到解決，關鍵在於隨著CCS要求的到位，特別是封存部分，所有的問題都能得到應對。而且，同時建立一個結構良好的監測和監管體系也很重要，而這個體系需要經過測試和驗證。這些都要花費時間、費用和努力。我相信，當前政府認識到了這一點，並正在投入資源以實現這一使命。真正的問題是，這些結果能夠及時提供以做出及時的決策嗎？”

Jenkins指出了IGCC技術的一系列新進展：

更為高效的高溫氣體顆粒物脫除系統；

燃燒溫度更高的燃氣輪機；

設計用於燃燒高氫氣濃度合成氣的燃氣輪機（用於配備CO2捕集設備的IGCC電廠）；

工作壽命遠長於之前開發的氣化爐“燃燒器”；

以DOE所資助的最新研究和開發成果為基礎，發展出的先進“配方”耐火材料；

採用專利啟動燃料進行的無硫啟動程序；

能夠在更高壓力下運行的更大氣化爐（用於提高效率）；

採用活性炭床來脫除汞；

合成氣濕化及稀釋氣體的增強應用，如來自空氣分離裝置的氮氣，以降低燃氣輪機的燃燒溫度，從而減少NOx的生成量；

能夠更好耐受腐蝕性環境的製造材料；

通過使用粉河谷煤種達到更好的性能；

將燃氣輪機壓縮機與空氣分離裝置部分集成（減少整體電廠的內部負荷）。

Stopek對IGCC製造廠商的未來技術目標做出了評論。“每家設備供應商都在開展對自己技術的可靠性和可維護性分析工作，找出一些能夠增強可用性、延長維護周期及消滅計劃外停運的方法。”Stopek說，“但是，由於缺乏一種向公眾開放的、類似於北美電力可靠性公司的GADS（發電可用性數據系統）資料庫的集中報告功能，導致客戶缺乏信息透明度，使客戶必須‘信任’供貨商或依賴於擔保。”

Jenkins還評論了一些IGCC製造廠商正在試圖實現的新技術突破：

通過使用增強型熱回收係數達到更高的效率。

通過採用更為先進的製造材料（更能耐受腐蝕的合金）、氣化爐耐火材料，優化備用設備、備用氣化爐及合成氣清潔系列的利用，達到更高的可用性。

“現有IGCC電廠中的幾千項經驗，都非常好地記錄在了EPRI的CoalFleet IGCC UDBS指南中，而且目前正在由製造廠商加入到新建IGCC電廠的設計當中。”他說。

“AEP在自己所提議的西弗吉尼亞州IGCC項目上的經驗是非常有益的。”Phillips說，“在這個項目獲得西弗吉尼亞州批准后，還需要獲得弗吉尼亞州的批准，因為這個電廠將向弗吉尼亞州的一些地區提供電力。弗吉尼亞州公用服務委員會拒絕了這項建議，因為IGCC電廠比傳統燃煤電廠的成本更為昂貴，他們認為IGCC從CCS方面帶來的可能利益是‘價值有限的’。他們覺得‘不能肯定地知道任何具體的將會用於碳捕集和封存的現有技術’，而且AEP沒有‘提出任何已經實施了CCS的商業發電設施。’這表明了需要對法規制訂者就CCS技術展開教育。”

Stopek也關注著這些影響到美國公用事業公司的法規難題。他說，在過去數十年間，法規框架的缺失導致了我們目前看到的行業內的麻痹現象。如今，新建燃煤發電容量的資金要求是如此龐大，導致許多公司及其融資機構都無法承受與未來CCS法規走向判斷失誤所帶來的風險。

“由於氣化技術產品替代能力從本質上更加通用，例如可以用於生產合成天然氣（SNG），所以人們對氣化技術更感興趣。”他說，“燃燒天然氣（或煤基SNG）的燃氣輪機可以在選址時更加靠近電力需求地區，從而避免了新建輸電設施的成本，雖然此項成本也是無法避免的。現有燃用液體和氣體燃料（CT）發電廠將體驗到更高的需求，而新燃氣輪機的增加比煤電或核電來講要快得多。進一步講，CT的增加可以更好地符合以後數十年間更新能源發電設施不斷增加的趨勢。對SNG的利用將提供對天然氣價格的更大確定性並作為對市場上價格投機行為的一個保值手段。當然，這是一項需要權衡許多因素的非常複雜的戰略決策。” Jenkins還指出了CO2減排法規的潛在影響。IGCC技術仍然需要在採用兩個系列的諸如600MW~650MW的示範電廠規模下運行，以證明自己通過採用上文所述設計改進之後的性能和可用性，並且無需增加CO2捕集設備“這樣的重負”，他強調說。

“很重要的一點，是這些頭一批的示範電廠能夠在不配備任何CO2捕集設備的情況，並在合理的時期內運行。”他說，“從某種意義上說，IGCC技術需要這個‘不會走路就會跑’的機會。另外，處理空氣許可證上訴方面的問題，也將推遲這些機組的建設和運行。不幸的是，有些原先支持IGCC技術的環境利益集團現在正在反對這項技術。”

Phillips指出，截至2009年5月，只有一家獲得了2005能源政策法案（EPAct）稅收抵免的IGCC項目正在建設中，即Duke Edwardsport電廠。

他提到了幾個其他IGCC項目的目前狀態：

Mississippi Power有一項在密西西比州建設一座IGCC電廠的項目建議書待批，這個項目將在州公用服務委員會批准后很快投入建設。

TECO Energy的Polk 6 IGCC項目獲得了稅收抵免，但是卻由於成本和法規方面的不確定性而暫停了。

Hydrogen Energy的Carson項目已得到了稅收抵免，但卻陷入選址困境當中。目前，公司正就位於加利福尼亞州Central Valley的一個廠址重新進行工程設計。

據Phillips說，聯邦政府有可能對其他IGCC項目授予稅收抵免，但是在宣布了頭一批得到抵免的接受者后，由於對納稅者保密方面的關注，政府決定不再宣布後續決定。

Jenkins指出，雖然這些稅收抵免是有幫助的，但並不足以單獨作為能夠推動這些項目進展的激勵措施。

“例如，幾個IGCC項目已經被授予了1.35億美元的稅收抵免。”他說，“但是在總裝機成本為23億美元的情況下，這些稅收抵免僅佔總項目成本的約5%，而且也沒有提供可以提前向這些項目融資的‘實實在在的現金’。只有稅收抵免、貸款擔保及由州和聯邦政府機構直接聯合起來資助，才能增加增強項目經濟性和推動項目更快進行所需要的大量資金。”

Phillips預測，未來如果對新建燃煤電廠有某種程度的CO2捕集和封存的強制要求，則這樣的法規將縮窄並有可能彌合IGCC與PC之間的電力成本差距。EPRI也正在觀察有可能讓IGCC更加具有競爭力的技術改進。

“在這樣創新中，有可能提供最大改進的是採用更大型、更高燃燒溫度的G級和H級燃氣輪機來取代F級燃氣輪機。”他說，這種級別的燃氣輪機將為IGCC帶來兩個優勢：一是更大的規格將從經濟規模方面提供節約效果；二是更高的效率會降低燃料成本，而且還能降低必須進行捕集的CO2的數量（按每磅CO2/MWh計算）。”

對於IGCC技術將變得更加具有競爭力的觀點，Jenkins表示樂觀。隨著計劃內IGCC電廠獲得運行經驗，而運行經驗又將引導下一批IGCC電廠的效率和可用性達到持續不斷地增強。另外，IGCC電廠有可能利用更高百分比的低成本原料，例如焦炭，從而進一步降低發電成本。

如果克服一系列技術、融資和法規障礙，利用整體氣化聯合循環（IGCC）技術發電就會成為美國公用事業公司的一項重要工作。

2009年5月，POWER雜誌採訪了兩家大型諮詢公司和一家全國性電力研究組織的三位代表性專家。從增加CO2捕集技術所遇到的問題，到燃煤電廠對稅收抵免的影響，這三位專家同我們分享了他們對於IGCC技術的深入洞察。他們討論了當前和未來IGCC技術的發展，並就該技術何時有可能在美國投入商用進行了預測。

雖然越來越多的人將IGCC技術視作為美國提供豐裕電力的強勁潛力，但此項技術仍然不得不克服一系列重大挑戰。正如其名稱所示，IGCC發電系統結合了兩種不同的技術，即來自於化工行業的煤氣化技術以及來自於電力行業的聯合循環發電技術。IGCC電廠可以利用衍生自諸如煤、焦炭等各種來源的合成氣及生物氣作為燃料。

POWER雜誌請這三位專家運用自己的智慧預測一下，從短期和長期來看IGCC技術投入實用距我們還有多長時間？

“目前，美國只有一座IGCC電廠正在建設，而另一座待定，另外兩台IGCC正在運行當中。在這種情況下，很明顯IGCC技術在短期內只會在發電領域發揮很小的作用。”Phillips說，“而其作用是否會在未來擴大，在很大程度上取決於供應商降低發電容量成本的能力，以便讓自己的技術具備與其他備選技術競爭的實力。”

Jenkins更願意對IGCC的長期前景做出清晰明確的預測。“短期之內不會有太大變化，但是一旦有少數幾台計劃內機組投入運行幾年後，而且CO2排放限制或減排方面的情況更加確定時，IGCC應當成為燃煤發電的一項可行選擇方案。頭一批IGCC電廠計劃於2012~2013年期間開始運行，IGCC增強特色的下一批電廠有可能在2017~2020年期間投入運行。

Stopek對這項技術的未來也表示樂觀。他說，一旦GHG法律制定完成，經濟恢復走上正軌，公用事業公司將能夠更好地滿足自己增加發電容量和替代容量的需要。在要求變得愈加清晰的同時，如果政府在CO2排放方面採取激進的姿態，他預期全部新建燃煤電廠中至少有一半將以氣化技術為基礎。但是，他不認為所有發電容量都將成為IGCC。他相信，首先會有一波進行煤炭氣化以生產合成天然氣的浪潮，這些電廠將在同一塊廠址內安裝天然氣聯合循環裝置或簡單地將天然氣供至管道。這種發展將回應能夠滿足早期CO2限制條件的燃氣發電容量不斷增長的需求。

“到了2020年，如果看到IGCC配備了燃燒氫氣的發動機，我不會感到驚訝。” Stopek說，“從整體上看這樣做更加高效並將提供更低的碳足跡。朝著IGCC技術發展方向努力35年以後，這項技術將令人可喜地達到大規模部署的成就。”

舊能源，新方法——

開啟煤氣發電新時代

煤不僅可以清潔發電，還可以大規模生產液體燃料和化學品？聽上去難以想象，但在2009年國家科學技術進步獎中，“高效潔凈煤制甲醇與聯合循環集成系統的研發和示範”工程將這兩方面完美地結合在了一起。這一獲獎成果是我國IGCC領域涵蓋從基礎研究、技術研發、試驗驗證到工程示範的首次完整結合，開創了國內IGCC研發與示範的先河。

說起IGCC,很多人非常陌生。然而在煤炭和電力領域，這已儼然是一個時髦的辭彙。IGCC的中文名是整體煤氣化聯合循環發電系統，這一先進動力系統將潔凈煤氣化技術和高效的聯合循環相結合，分為煤的氣化與凈化和燃氣—蒸汽聯合循環發電兩個部分。煤在氣化爐中氣化為煤氣，經過處理后，把粗煤氣中的灰分、含硫化合物等有害物質除凈，供到燃氣—蒸汽聯合循環中去燃燒做功，藉以達到以煤發電的目的。

有人用“舊能源，新方法”來形容IGCC技術。同樣是傳統煤炭能源，IGCC集高發電效率和環保性能於一體，不僅彌補了煤炭利用單項技術難以同時滿足效率、成本和環境等多方面要求的不足，而且與氫能利用、削減二氧化碳排放的長遠可持續發展目標相容，是最有效的潔凈煤利用技術途徑，也將成為未來潔凈煤利用高技術發展的主要方向。

“舊煤新用”讓煤化工產業駛入了低碳經濟的快車道。“其發電成本接近帶脫硫脫硝裝置的燃煤蒸汽電站，污染物排放水平卻接近天然氣聯合循環排放水平，滿足我國目前最嚴格的環保要求，在經濟效益和社會效益上具有雙重競爭力。”中國科學院工程熱物理研究所副所長肖雲漢說。數據顯示，相比同等規模的常規燃煤電站，使用IGCC技術的供電效率高6—8個百分點，污染物排放僅為十分之一，節約用水50%以上。

IGCC技術的高效節能引領煤氣發電進入了環保清潔的新時代，在我國掀起了一股發展IGCC項目的熱潮。據2010中國IGCC多聯產峰會官方網站的統計，目前中國在華北、華東和華南地區已經擁有12個IGCC發電及多聯產項目。2009年7月6日，中國首座自主開發、設計、製造並建設的IGCC示範工程項目華能天津IGCC示範電站在天津臨港工業區正式開工，投產之後，按年利用5000小時計算，每年發電量將達12億kwh。

“綠色煤電”———

實現近零排放夢想

潔凈的空氣，明朗的天空，污染物排放近乎為零，能源利用低碳環保……幾乎每一個人都曾在心中構築過這樣一個綠色世界的夢想。然而，基礎能源能耗高、污染重是一個不爭的事實。如何將夢想變為現實，實現煤電的“綠色”發展？這不僅是電力工業面臨的重要課題，更關係到我國資源節約型和環境友好型社會的建設。從我國能源結構的理想特性出發，“綠色煤電”計劃應運而生。

所謂“綠色煤電”，就是以整體煤氣化聯合循環(IGCC)和碳捕集與封存(CCS)技術為基礎，以聯合循環發電為主，並對污染物進行回收，對二氧化碳進行分離、利用或封存的新型煤炭發電技術。在開發近零排放的燃煤電廠、發展中國潔凈煤技術的道路上，IGCC是決定成敗的關鍵。

為此，我國眾多煤電企業持續不斷地進行科技創新，華能集團在煤電技術改革中當起了排頭兵。“我們從2006年開始，就重點進行2000噸/天級兩段式干煤粉加壓氣化爐的工業化、實用化設計，驗證大型高溫煤氣凈化技術和大型電熱化多聯供的系統集成技術。”華能集團總經理蘇文斌告訴記者，去年5月，華能綠色煤電天津IGCC示範電站工程正式獲批，計劃於2011年建成，屆時，我國將出現第一台25萬千瓦等級的整體煤氣化燃氣—蒸汽聯合循環(IGCC)發電機組。項目建成后，效率將比目前最先進的火力發電技術提高三分之一，並實現二氧化碳和污染物的近零排放。

建設具有自主知識產權的IGCC電站只是實現“綠色煤電”計劃的第一步。專家告訴記者，技術的成熟必將帶動產業的規模化發展，實施“綠色煤電”示範項目便成了題中之義。

蘇文斌說：“我們計劃於2016年左右建成的400MW級‘綠色煤電’示範工程，將集成大規模煤制氫和氫能發電、二氧化碳捕集和封存等關鍵技術，實現煤炭的高效利用，以及污染物和二氧化碳的近零排放，同時不斷提高‘綠色煤電’系統的技術可靠性和經濟可行性，為大規模商業化做好準備。”

如今，在浙江半山、廣東東莞、深圳等地，IGCC煤電化多聯產示範工程如雨後春筍般建立起來，大唐、華電、國電、中電投、神華、國家開發投資公司和中煤能源集團等一大批企業紛紛投身到“綠色煤電”計劃中。在綠色環保生活的美好圖景上，IGCC技術必將添上濃墨重彩的一筆。

煤基多聯產———

促進不同產業融合發展

在中科院工程熱物理所的走廊里，掛著大大小小的IGCC設備裝置的圖片，一幅IGCC聯產路線圖更是吸引了記者注意。肖雲漢副所長向記者介紹：“今年要自主研發、示範一座油電聯產示範系統；2011年至少新建成一座200MW級IGCC示範系統，示範改造一座燃油聯合循環機組為IGCC電廠；2015年至少建成三座不同類型的規模為400MW級的IGCC聯產典型商業示範系統，實現近零排放氫電聯產系統的中試；到2020年形成完整的IGCC聯產重大技術裝備和成套，實現聯產系統的推廣和近零排放氫電聯產系統的工業示範。”

事實上，自主發展IGCC作為我國發展潔凈煤技術的重要選擇，早在2006年就被列入《國家中長期科學和技術發展規劃綱要(2006—2020年)》、《國民經濟和社會發展第十一個五年規劃綱要》、《我國應掌握自主知識產權的關鍵技術和產品目錄》等。“十一五”規劃綱要明確提出，要優化發展能源工業，積極發展電力，啟動整體煤氣化燃氣—蒸汽聯合循環電站工程。

基於國家政策的大力扶持、目標路線的明確建立，IGCC技術在我國很多領域已經開花結果。我國目前已經自主研發並首次建成了高效潔凈煤基甲醇聯產電示範系統，業已形成煤炭聯產系統集成與優化設計平台；突破了天然氣改燒煤制氣和化工馳放氣40MW級燃氣輪機發電技術，成功實現了驗證與工程化應用；煤炭聯產系統首次完成了工業化設計與運行，可用率和可靠性超過同類工業生產系統。

專家指出，IGCC的全面多聯產意義非凡。作為一項運用範圍廣、涉及產業多的高新科技，IGCC可以方便地實現電能和清潔燃料、氫、化工品、鋼鐵等能源及材料產品的聯合生產，完成煤炭的高效、潔凈、經濟的綜合利用。在帶動電力、化工、鋼鐵、煤炭等行業的節能減排和優化升級的過程中，IGCC將會促進不同產業間的融合，形成持續競爭力。

肖雲漢認為，要實現IGCC全面多聯產，我們依然任重而道遠。面對IGCC的未來，肖雲漢和眾多科研專家一起，提出了“六個一”計劃。一是建設一座電站：建成我國第一座250MW等級的IGCC示範電站，成為國內最清潔環保的煤基電站；二是成熟一項技術：不斷探索、總結、完善IGCC技術，總結出一套建設、管理、運營IGCC電廠的經驗，努力實現大規模商業化推廣；三是提升一個行業：促進發電行業技術升級和產業升級，實現煤電的綠色發展；四是催生一個產業：帶動清潔電力行業發展的同時，促進相關製造產業發展，實現氣化爐、空分裝置、餘熱鍋爐和蒸汽輪發電機組四大主機實現100%國產化；五是培養一批人才：培養我國本土的IGCC建設、運營人才，為未來的進一步發展做好人才儲備；六是打造一個亮點：站在低碳清潔高效能源的制高點，IGCC作為排頭兵，將使我國在清潔能源的發展上擁有更大話語權和競爭力。

IGCC未來的發展方向已經明確，專家們相信，它一定能夠擔負起“運用高科技，聯合多產業，開闢新道路”的使命，推動我國能源利用實現可持續發展。