国外IGCC技术的发展现状与前景

IGCC技术具有清洁利用燃煤、绿色发电的先进性。一些国家率先研发IGCC技术的示范机组，证实了该技术发展的可行性。

7.1.2.1　简述

自20世纪70年代开始，在美国IGCC技术示范的基础上，IGCC技术被证实了在清洁煤利用方面的优越性，并在其他国家逐步推行和发展。

1）美国

1971年美国“清洁空气法规”对SO2排放量提出了限制标准，1972年开始研发IGCC技术，1978—1980年建造了一套IGCC示范机组，配空气鼓风的Texaco喷流床气化炉和一台西屋公司15 MW的W191燃气轮机发电机组。

1984年在Daggett建成并投运了Cool water电站，净功率为93 MW，净效率为31.2%（HHV），被世界公认为成功的IGCC电站。

1992年以后，美国分别在Wabash River、Tampah和Pinon Pine分别建立功率为265 MW、260 MW和95 MW的IGCC电站，对Destec气化炉、Texaco气化炉和KRW气化炉以及与它们配套的IGCC各系统设备进行长期的示范性商业运行。

2017年初据《华盛顿邮报》报道，首家CCS商业化运行的得克萨斯州240 MW的Petra Nova电厂使用胺类化学物质，碳捕集率达90%，总投资超过10亿美元。

但是，据美国密西西比电力公司最近宣布，始建于2010年的首座清洁煤电厂582 MW的“肯帕项目（Kemper Project）”已经花掉75亿美元。该电厂在与一座700 MW的天然气电站所需投资大约7亿美元的对照下，将全部使用天然气发电，不得不放弃整体煤气化的设计。

2017年7月G20汉堡峰会上美国政府正式退出《巴黎协定》，给未来世界减排CO2的潜力和成本比拼上带来巨大挑战。

据IEA估算，到2050年，碳捕集、封存和利用（CCUS）可以贡献累计温室气体减排量的14%。目前，在项目的整个生命周期中，每发1度电，燃煤机组的碳排放峰值高达820 g CO2当量。对于未商业化的清洁煤发电技术，碳排放最高的CCS-燃煤-PC（煤粉）仅为220 g CO2当量/千瓦·时（图7-4）。如果采用CCS结合清洁煤技术，可减排73.2%～80.5%，但每度电的减排能力仍远低于大部分可再生能源。

图7-4　各种电能的碳排放比较（数据来源：政府间气候变化专门委员会（IPCC））

2）欧洲

1972年德国率先在Lünen斯蒂克电站建设并投运了世界上第一个IGCC的示范电站，但由于鲁奇炉的运行不正常，导致最终失败。后来Siemens公司在几个项目中首先解决了V94.2和V94.3型先进的燃气轮机中低热值合成煤气燃烧的问题。

1993年底和1996年，荷兰Buggenum和西班牙Puertollano先后建成并投运了两座净功率分别为253 MW和300 MW的以纯发电为目标的IGCC示范电站，经过多年的示范运行和大量调试，终获成功。

为顺应燃料市场的变化，英国采取灵活性IGCC的概念，使之适应单独燃用天然气、合成气和其他混合气；可选择单独用氮气或蒸汽喷注，或喷注氮气和水蒸气控制氮的排放量。

3）日本

20世纪90年代初，日本关注的洁净煤发电技术是增压流化床燃气-蒸汽联合循环（PFBC-CC），以至日本是世界上拥有PFBC-CC电厂台数最多、单机容量最大的国家。直到世界上IGCC技术在石化行业的成功应用，日本才开展商业性的IGCC项目，联合循环机组在燃烧合成气时，其毛功率为433 MW，净功率为348 MW，厂用电耗率为19.63%，电站毛效率为46.9%，配置设备有Chevron Texaco公司的氧气鼓风、直接激冷式的喷流床气化炉，三菱公司改造的M701F单轴燃气轮机联合循环机组，其中配置一座垂直布置的余热锅炉和一台蒸汽轮机。机组可用沥青或低硫渣油为气化原料，合成气的低位发热量为11 177 kJ/Nm3。

7.1.2.2　IGCC特点

1）优点(www.xing528.com)

IGCC的优点包括：①效率高，借鉴现有净效率达58%的天然气-蒸汽联合循环经验，IGCC效率大于50%；②煤洁净转化与非直接燃煤为环境友好型技术，脱硫率达98%，脱硝率达90%，脱碳率近零；③耗水量少，比常规汽轮机电站少30%～50%；④容易大型化，单机功率可达到300～600 MW；⑤多种技术系统集成；⑥适用煤种广，可与煤化工结合成多联产系统，生产高附加值产品。

2）缺点

IGCC的缺点：①发电成本高，总投资一般大于1 500$/kW，目前需要政府补贴。②现可用性与可靠性较低，一般在70%～85%。

7.1.2.3　机组情况

1）几座IGCC电站的参数与经济性见表7-2。

表7-2　几座IGCC电站简况［4］

（续表）

2）一些工程评价

1994年，荷兰Buggenum电站253 MW IGCC机组容量投运以来，花了5年时间使系统趋于稳定。

建于2007年的日本勿来（Nakoso）发电所#10机（见图7-5与图7-6）装机容量为250 MW，燃煤量为1 700 t/d，采用空气气化炉。三菱公司认为，空气气化的整体效率仍高过纯氧IGCC加上CO2捕集系统的效率。

图7-5　日本IGCC电站全景

图7-6　日本IGCC主设备布置鸟瞰图

美国印地安纳州的Edwardsport电厂采用两台通用电气7FB IGCC合成气燃气轮机，于2013年6月投入商业运行，可提供618 MW基本负载电力，原总造价13～16亿美元，完工时总造价约35.5亿美元（含CCUS），单位造价大约为5 750$/kW［9］。该电站是第一个采用GE标准化IGCC概念设计的商业电厂。组建的联盟为用户提供电厂成本、工期和性能担保的一站式服务，包括工艺和部件基础设计模块等，以保证EPC签约到商业投运工期可控制在46个月左右［10］。电厂以Indiana#5煤为设计煤种，净供电效率为38.5%（HHV），最小稳定负荷达到50%，定员120人，工程投资为28.8亿美元，造价约4 660$/kW。Edwardsport电厂主要设备及其污染排放物见表7-3与表7-4。

表7-3　Edwardsport电厂系统与技术类型特征

表7-4　电站污染物排放标准与排放值

2012年美国出台新建电厂的碳减排放标准，要求碳排放控制在453.6 kg CO2/（MW·h）（相当于先进天然气联合循环电厂的水平）。

Edwardsport电厂在开发具备碳捕获潜力的IGCC技术方面独自迈出了一大步［11］。

美国密西西比州的Kemper电站装机容量为582 MW，完工期在2016年。电站原造价约22亿美元，建成后达61亿元，单位造价超过11 600$/kW。其单位投资与表7-5中引用的数据差距甚远。

表7-5　三代IGCC的性能比较