如果克服一系列技术、融资和法规障碍，利用整体气化联合循环（IGCC）技术发电就会成为美国公用事业公司的一项重要工作。本文概述了三位业界专家的不同观点，他们对这项技术从概念设计到进入实际建设发表了不同看法。

　　2009年5月，POWER杂志采访了两家大型咨询公司和一家全国性电力研究组织的三位代表性专家。从增加CO2捕集技术所遇到的问题，到燃煤电厂对税收抵免的影响，这三位专家同我们分享了他们对于IGCC技术的深入洞察。他们讨论了当前和未来IGCC技术的发展，并就该技术何时有可能在美国投入商用进行了预测。

　　虽然越来越多的人将IGCC技术视做为美国提供丰裕电力的强劲潜力，但此项技术仍然不得不克服一系列重大挑战。正如其名称所示，IGCC发电系统结合了两种不同的技术，即来自于化工行业的煤气化技术以及来自于电力行业的联合循环发电技术。IGCC电厂可以利用衍生自诸如煤、焦炭等各种来源的合成气及生物气作为燃料。

　　IGCC电厂的优点

　　作为一家国际性的咨询、工程设计和运行企业，CH2M HILL公司的气化业务部副总裁Steve Jenkins表示，IGCC电厂较之利用煤粉（PC）的传统燃煤电厂有着多个众所周知的优点。

　　IGCC用水量较少

　　与同等规模的PC电厂相比，IGCC电厂用于冷却用途的水量减少33%。这是由于IGCC电厂生产的约2/3电力都来自于燃气轮机，1/3来自于汽轮发电机，而汽轮发电机才需要冷却水。尽量减少用水需要,在美国一些用水量属于重大选址难题的地区是一个显著的优点。

　　IGCC能够生成可利用的副产品

　　在采用高温气化技术时，原料所剩余的灰渣以一种类似玻璃一样的不会渗析的废渣形式排出。这种废渣可用于生产水泥或屋面瓦，或作为沥青填缝料或集料。这种废渣与绝大多数PC电厂所生成的底灰和飞灰不同，底灰和飞灰更容易渗析。而且，这种废渣比飞灰更容易输送、贮存和运输。

　　 IGCC电厂将煤气化技术与联合循环技术结合起来，可以利用衍生自煤、焦炭的合成气及其他原料

　　IGCC具有碳捕集优点

　　虽然IGCC电厂（燃烧前）和PC电厂（燃烧后）都有可用的CO2捕集技术，但IGCC电厂可能具有优势，因为燃烧前CO2捕集所要求的技术已经成功地运用于煤气化（但不是IGCC）技术。目前，美国正对此项技术进行深入研究以便在IGCC电厂配置条件下达到更好的性能。此外，这些捕集技术当中的一些技术能在足够高的压力下生成浓缩的CO2气流，以满足压缩CO2在管道内输送时压缩机的要求，以便将CO2埋藏或用于提高石油采收率。但是，IGCC与PC电厂之间在CO2捕集的成本和性能方面仍然存在巨大的差异。

　　IGCC受到的限制

　　作为一家位于芝加哥的咨询公司，Sargent & Lundy的总工程师David J. Stopek表示，在考虑IGCC的优点时必须平衡考虑其受到的限制。

　　“比起传统PC电厂，IGCC电厂可以在以燃煤为基础的发电资产组合上向更低CO2足迹方向发展的转变中，提供一些优势。”他这样评论道，“尽管这样说，但我们必须理解，与传统PC技术商用状态水平相比，IGCC仍然是一项正在进化中的技术。由于IGCC的部署受到了一些限制，所以每座电厂都要求投入大量的工程设计和开发成本。GE和其他公司在开发一种“标准”电厂方面所做出的努力就是降低部署成本。这些项目最初是由Duke Energy公司构想出来的，American Electric Power（AEP）也在这方面做出了努力。但是，事实却是，AEP无法获得所在州监管机构对其将电厂置于电费基础中的批准，导致这些努力在一定程度上脱离了原来的进程。”

　　IGCC发展的拦路虎

　　作为美国电力研究院（EPRI）先进发电技术部的高级项目经理，Jeffrey N. Phillips指出了IGCC技术所面临的一些重大实施挑战。

　　“对于没有采用CO2捕集的电厂来说，IGCC的建设成本比PC电厂更昂贵。”他说，“在天然气价格目前处于4美元/MMBtu范围内的条件下，很难选择IGCC而不是天然气联合循环技术。IGCC供应商需要提高自己相对于PC的成本竞争力。”

　　EPRI相信，有一种可以提高成本竞争力的方法，就是集中精力搞好能最大程度减少项目前工程设计成本的标准化设计。EPRI的CoalFleet For Tomorrow项目一直通过发展自己的CoalFleet IGCC用户设计基础规格（UDBS）来鼓励这方面的进步，这个规格定义了电厂业主想要在IGCC电厂中看到的能力。

自1996年开始运行的Tampa Electric的250MW IGCC Polk电站，位于佛罗里达州的Mulberry。它是美国第一座采用先进IGCC过程的全规模商业电厂

　　Jenkins列出了IGCC发展者目前所面临的一些其他挑战：

　　许可证上诉。环境利益集团提出的上诉（甚至对IGCC电厂）使项目难以继续进行。对于非公用事业公司项目来说，在许可证上诉期间，发展者有可能无法从投资者处获得继续开展项目的融资。当然，这也是这些利益集团熟练掌握战术。

　　成本问题及公用事业公司管理委员会应对措施。由于IGCC电厂的电价高于PC电厂（相同容量下），一些公用事业公司管理委员会在批准这些增加的成本方面显得犹豫不决，甚至在批准IGCC技术作为满足公共便利和必须证书的“电力需要”要求选择方案时也是如此。

　　以适当的价格获得意义重大的性能保函。由于美国只有两家以煤为基础的IGCC电厂，IGCC技术供应商并没有大量的经验数据库来运用，这点就与PC电厂不同。因此，对于这些供应商来说，在性能和可用性（以及相关联的金融债务）方面，就存在着更大的潜在风险，而他们必须将这种性能不达标的潜在风险转化成附加的成本。

　　Stopek还提出了在美国部署IGCC技术所要面临的另外两个障碍：

　　经济衰退已经压低了增加新基本负荷发电能力的动力。随着基本负荷需求在逐步减少，天然气的供应能力上升而成本下降。这些因素都使这些公司置身事外，等待新温室气体（GHG）法规出台，从而消除它们目前在供应未来客户电力需求方面所面临的不确定性。

　　国会需要加快速度并在气候和能源立法方面采取行动，以终止正在严重削弱新电厂建设行动的投机行为。在制订新法律时，必须仔细权衡激励措施和/或惩罚措施的分布，以确保不会出现非计划内的后果。新法律必须以一种能够在减少GHG排放量的同时，尽量减轻对能源消费者的影响且不会扰乱整个经济的方式来重新塑造能源局面。国会在迎接这一挑战时，要面临精巧微妙的权衡难题。

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　　IGCC可用性的挑战

　　“历史数据清楚地表明，现有以煤为基础的IGCC电厂未在持续基础上达到85%的可用性。”Jenkins说，“典型情况下，需要进行数年的运行才能刚刚达到80%的可用性水平，有些甚至还未达到70%。但是，已经出现了单气化炉系列系统。”

　　这是一张位于印第安纳州Vincennes附近Duke Energy公司795MW Edwardsport IGCC电厂的效果图

　　他表示，通过利用运行数据以及所学习到的经验教训，IGCC技术供应商们一直在实施增强型的设计概念以提升可用性，包括采用多气化炉系列。IGCC发展者向州和联邦政府所提供的数据表示，双气化炉系列的设计方案预计可以达到约85%的可用性。增设一个备用（第三）系列有可能将整体IGCC可用性增加至约90%，尽管会付出相当多的附加成本。

　　Phillips对于人们在克服此项问题上所做的工作持乐观看法，“总体来说，以煤和石油为基础的IGCC的可用性已经随着时间的推移而提升了。”他说，“第一代IGCC的可用性类似于第一代超临界PC电厂和核电厂的可用性。而这些技术目前都达到了85%左右至90%的可用性。在考虑了其他经验后，可以合理预测IGCC的可用性也会升高。”

　　另外，他指出，所有的第一代IGCC的全部设备均以单系列设计为基础（一台气化炉、一台燃气轮机），而EPRI的IGCC UDBS采用双系列系统。EPRI的分析师也指出，尽管在一座气化炉或燃气轮机停运时，负荷有所降低，但电厂仍然可以连续运行，所以将带来更好的可用性。运行系列用于保留，可使另一系列设备保持在暖机状态下，这样就使第二台气化炉或联合循环达到更快的启动时间，从而有助于提升可用性。

　　建设IGCC电厂所面临的阻碍

　　据Phillips表示，一项重大的难题是公用事业公司能够拿出拥有可靠成本估算的详细设计方案之前，需要花费大量时间和费用。

　　“例如，Southern California Edison公司（SCE）最近从加利福尼亚州PUC（公共事业监管委员会）获批263万美元，用于一项“清洁氢气发电”项目的可行性研究，这将会是一个具备了CO2捕集和贮存能力的IGCC项目。”他说，“只有在这项研究完成时，他们才会知道建设这样一座电厂需要耗资多少，以及此电厂的运行性能将会怎样。而这只不过是“只看不买”就需付出的不菲代价。”

　　Stopek解释了寻求建造一座新PC电厂与一座将采用IGCC技术电厂对于公用事业公司的不同之处。他解释到，对于一家想要建设一座新PC电厂的电力公司来说，目前的惯例是先确定满足需要所要求的规模，然后对主要组成部分展开竞争性招标，例如锅炉、汽机和排放控制装置等。投标者随后根据多年以来的设计经验，以及具体的燃料、厂址和其他要求对详细规格做出回应，这些经验来自于他们的设计能够满足所有排放要求，且目前已成为行业标准的可靠发电设施。

　　“但对于IGCC，情况就并非如此。这项技术的供应商目前还不愿意按照传统的采购模式进行竞争。”他说，“除非付费让他们开展自己的前期工程设计研究工作，否则供应商就不能提供成本估算。要想制订出准确度达到±10%的成本估算，典型情况下要求约2000万美元的成本下执行大约30%的设计工作。Duke和AEP在开展技术审查后，选择它们认为能够为IGCC设施提供“最好”的产品和价格的公司，然后再以此公司为惟一来源的基础上继续开展项目。”

　　CO2捕集技术的负面影响

　　“美国能源部（DOE）和EPRI最近展开的详细研究清楚地表明，在IGCC电厂中增设CO2捕集设备对电厂效率和净输出功率以及资金成本上都有着重大影响。”Jenkins说。

　　这些研究表明，向使用烟煤的IGCC电厂增加CO2捕集系统将会带来以下影响：

　　以美元/净千瓦功率计的资金成本上升32%；

　　电力成本增加40%；

　　净输出功率降低15%；

　　效率降低22%，或8%~10%。

　　Jenkins说，这对性能和成本的影响是显著的。对于净输出功率来讲，一座600MW的纯IGCC基准电厂，这种降幅约为100MW。造成降幅的主要原因是CO2捕集设备所需要的额外内部功率；在CO2捕集系统内而不是在汽机发电部分使用蒸汽；以及CO2压缩机所需要的额外功率。他强调说，许多人不理解的是这些“失去的”100MW必须随后由其他发电机组来弥补，而这些机组事实上在CO2和其他污染物的排放率更高。

　　Stopek同意Jenkins有关这些优点的看法，并提供了一些其他深入见解。“在现有IGCC电厂上添加CO2捕集能力的挑战必须在项目发展的早期阶段进行讨论。”他说，“业主必须理解将合成气从CO和H2的混合物转化成以H2为主的气体时，将导致电厂‘降额运行’，这种降额可以通过确保能够气化更多的燃料而在设计期间予以补偿。业主必须愿意接受这样的成本。如果不愿意，则业主必须愿意接受降额运行的现实。这种决策与仅仅在燃煤电厂内添加更多的升压风机，以适应烟气脱硫系统的压力下降的决策有着本质上的不同。”

　　据Stopeck说，气化炉和下游系统必须在设计上能够处理多余的燃料（高达15%以上）。由于有更多的灰分和硫分产生，所以所有支持性的贮罐、泵和设备必须在设计上留有充足的裕量以处理这种未来的流量。通过提高设计压力有可能提供一些容量，但随之而来的是整个设计必须得到仔细审查以确定是否能够适用于新的压力。

　　碳捕集和封存的长期计划框架

　　“首先，我们需要证明大规模（大于每年100万t）的CO2地下封存可以是一项用于封存电厂所捕集到CO2的可靠和长期的备选方案，而且还需要制订用于管辖封存需要的法规。”

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　　Phillips说，“在满足这些条件之前，要想让配备碳捕集和封存（CCS）手段的商业项目获得融资是非常困难的。但是，如果IGCC位于油田附近，则可以将捕集的CO2出售，用于提高石油采收率（EOR），这就是Mississippi Power正在提议的做法。EOR应用中，所有涵盖CO2输送和贮存的法规和义务都已经确立。”

　　Stopek对Phillips的评论进行了延展。他强调，对于温室气体控制的需要就像一台向立法行动快速碾压的蒸汽压路机。但是，用于永远封存CO2的技术必须得到验证，而验证就需要花费时间。整个行业都在以一种有计划性的方式迅速展开行动。

　　“就在5月上旬，我参加了一个在Pittsburgh举行的有关CCS的会议，并很高兴地看到来自全国各地的高级人才都在关注这些问题。”他说，“但是，每一个步骤都必须采用合用逻辑次序进行，而验证也要花费时间。立法方面的事务也很复杂，保险风险也是真实存在的。我相信这些问题都能得到解决，关键在于随着CCS要求的到位，特别是封存部分，所有的问题都能得到应对。而且，同时建立一个结构良好的监测和监管体系也很重要，而这个体系需要经过测试和验证。这些都要花费时间、费用和努力。我相信，当前政府认识到了这一点，并正在投入资源以实现这一使命。真正的问题是，这些结果能够及时提供以做出及时的决策吗？”

　　近期的技术创新

　　Jenkins指出了IGCC技术的一系列新进展：

　　更为高效的高温气体颗粒物脱除系统；

　　燃烧温度更高的燃气轮机；

　　设计用于燃烧高氢气浓度合成气的燃气轮机（用于配备CO2捕集设备的IGCC电厂）；

　　工作寿命远长于之前开发的气化炉“燃烧器”；

　　以DOE所资助的最新研究和开发成果为基础，发展出的先进“配方”耐火材料；

　　采用专利启动燃料进行的无硫启动程序；

　　能够在更高压力下运行的更大气化炉（用于提高效率）；

　　采用活性炭床来脱除汞；

　　合成气湿化及稀释气体的增强应用，如来自空气分离装置的氮气，以降低燃气轮机的燃烧温度，从而减少NOx的生成量；

　　能够更好耐受腐蚀性环境的制造材料；

　　通过使用粉河谷煤种达到更好的性能；

　　将燃气轮机压缩机与空气分离装置部分集成（减少整体电厂的内部负荷）。

　　Stopek对IGCC制造厂商的未来技术目标做出了评论。“每家设备供应商都在开展对自己技术的可靠性和可维护性分析工作，找出一些能够增强可用性、延长维护周期及消灭计划外停运的方法。”Stopek说，“但是，由于缺乏一种向公众开放的、类似于北美电力可靠性公司的GADS（发电可用性数据系统）数据库的集中报告功能，导致客户缺乏信息透明度，使客户必须‘信任’供货商或依赖于担保。”

　　Jenkins还评论了一些IGCC制造厂商正在试图实现的新技术突破：

　　通过使用增强型热回收系数达到更高的效率。

　　通过采用更为先进的制造材料（更能耐受腐蚀的合金）、气化炉耐火材料，优化备用设备、备用气化炉及合成气清洁系列的利用，达到更高的可用性。

　　“现有IGCC电厂中的几千项经验，都非常好地记录在了EPRI的CoalFleet IGCC UDBS指南中，而且目前正在由制造厂商加入到新建IGCC电厂的设计当中。”他说。

　　法规阻碍

　　“AEP在自己所提议的西弗吉尼亚州IGCC项目上的经验是非常有益的。”Phillips说，“在这个项目获得西弗吉尼亚州批准后，还需要获得弗吉尼亚州的批准，因为这个电厂将向弗吉尼亚州的一些地区提供电力。弗吉尼亚州公用服务委员会拒绝了这项建议，因为IGCC电厂比传统燃煤电厂的成本更为昂贵，他们认为IGCC从CCS方面带来的可能利益是‘价值有限的’。他们觉得‘不能肯定地知道任何具体的将会用于碳捕集和封存的现有技术’，而且AEP没有‘提出任何已经实施了CCS的商业发电设施。’这表明了需要对法规制订者就CCS技术展开教育。”

　　Stopek也关注着这些影响到美国公用事业公司的法规难题。他说，在过去数十年间，法规框架的缺失导致了我们目前看到的行业内的麻痹现象。如今，新建燃煤发电容量的资金要求是如此庞大，导致许多公司及其融资机构都无法承受与未来CCS法规走向判断失误所带来的风险。

　　“由于气化技术产品替代能力从本质上更加通用，例如可以用于生产合成天然气（SNG），所以人们对气化技术更感兴趣。”他说，“燃烧天然气（或煤基SNG）的燃气轮机可以在选址时更加靠近电力需求地区，从而避免了新建输电设施的成本，虽然此项成本也是无法避免的。现有燃用液体和气体燃料（CT）发电厂将体验到更高的需求，而新燃气轮机的增加比煤电或核电来讲要快得多。进一步讲，CT的增加可以更好地符合以后数十年间更新能源发电设施不断增加的趋势。对SNG的利用将提供对天然气价格的更大确定性并作为对市场上价格投机行为的一个保值手段。当然，这是一项需要权衡许多因素的非常复杂的战略决策。”

　　Jenkins还指出了CO2减排法规的潜在影响。IGCC技术仍然需要在采用两个系列的诸如600MW~650MW的示范电厂规模下运行，以证明自己通过采用上文所述设计改进之后的性能和可用性，并且无需增加CO2捕集设备“这样的重负”，他强调说。

　　“很重要的一点，是这些头一批的示范电厂能够在不配备任何CO2捕集设备的情况，并在合理的时期内运行。”他说，“从某种意义上说，IGCC技术需要这个‘不会走路就会跑’的机会。另外，处理空气许可证上诉方面的问题，也将推迟这些机组的建设和运行。不幸的是，有些原先支持IGCC技术的环境利益集团现在正在反对这项技术。”

　　税收抵免尚显不足

　　Phillips指出，截至2009年5月，只有一家获得了2005能源政策法案（EPAct）税收抵免的IGCC项目正在建设中，即Duke Edwardsport电厂。

　　他提到了几个其他IGCC项目的目前状态：

　　Mississippi Power有一项在密西西比州建设一座IGCC电厂的项目建议书待批，这个项目将在州公用服务委员会批准后很快投入建设。

　　TECO Energy的Polk 6 IGCC项目获得了税收抵免，但是却由于成本和法规方面的不确定性而暂停了。

　　Hydrogen Energy的Carson项目已得到了税收抵免，但却陷入选址困境当中。目前，公司正就位于加利福尼亚州Central Valley的一个厂址重新进行工程设计。

　　据Phillips说，联邦政府有可能对其他IGCC项目授予税收抵免，但是在宣布了头一批得到抵免的接受者后，由于对纳税者保密方面的关注，政府决定不再宣布后续决定。

　　Jenkins指出，虽然这些税收抵免是有帮助的，但并不足以单独作为能够推动这些项目进展的激励措施。

　　“例如，几个IGCC项目已经被授予了1.35亿美元的税收抵免。”他说，“但是在总装机成本为23亿美元的情况下，这些税收抵免仅占总项目成本的约5%，而且也没有提供可以提前向这些项目融资的‘实实在在的现金’。只有税收抵免、贷款担保及由州和联邦政府机构直接联合起来资助，才能增加增强项目经济性和推动项目更快进行所需要的大量资金。”

　　IGCC生产电力的比较成本

　　Phillips预测，未来如果对新建燃煤电厂有某种程度的CO2捕集和封存的强制要求，则这样的法规将缩窄并有可能弥合IGCC与PC之间的电力成本差距。EPRI也正在观察有可能让IGCC更加具有竞争力的技术改进。

　　“在这样创新中，有可能提供最大改进的是采用更大型、更高燃烧温度的G级和H级燃气轮机来取代F级燃气轮机。”他说，这种级别的燃气轮机将为IGCC带来两个优势：一是更大的规格将从经济规模方面提供节约效果；二是更高的效率会降低燃料成本，而且还能降低必须进行捕集的CO2的数量（按每磅CO2/MWh计算）。”

　　对于IGCC技术将变得更加具有竞争力的观点，Jenkins表示乐观。随着计划内IGCC电厂获得运行经验，而运行经验又将引导下一批IGCC电厂的效率和可用性达到持续不断地增强。另外，IGCC电厂有可能利用更高百分比的低成本原料，例如焦炭，从而进一步降低发电成本。

　　IGCC的未来前景

　　POWER杂志请这三位专家运用自己的智慧预测一下，从短期和长期来看IGCC技术投入实用距我们还有多长时间？

　　“目前，美国只有一座IGCC电厂正在建设，而另一座待定，另外两台IGCC正在运行当中。在这种情况下，很明显IGCC技术在短期内只会在发电领域发挥很小的作用。”Phillips说，“而其作用是否会在未来扩大，在很大程度上取决于供应商降低发电容量成本的能力，以便让自己的技术具备与其他备选技术竞争的实力。”

　　Jenkins更愿意对IGCC的长期前景做出清晰明确的预测。“短期之内不会有太大变化，但是一旦有少数几台计划内机组投入运行几年后，而且CO2排放限制或减排方面的情况更加确定时，IGCC应当成为燃煤发电的一项可行选择方案。头一批IGCC电厂计划于2012~2013年期间开始运行，IGCC增强特色的下一批电厂有可能在2017~2020年期间投入运行。

　　Stopek对这项技术的未来也表示乐观。他说，一旦GHG法律制定完成，经济恢复走上正轨，公用事业公司将能够更好地满足自己增加发电容量和替代容量的需要。在要求变得愈加清晰的同时，如果政府在CO2排放方面采取激进的姿态，他预期全部新建燃煤电厂中至少有一半将以气化技术为基础。但是，他不认为所有发电容量都将成为IGCC。他相信，首先会有一波进行煤炭气化以生产合成天然气的浪潮，这些电厂将在同一块厂址内安装天然气联合循环装置或简单地将天然气供至管道。这种发展将回应能够满足早期CO2限制条件的燃气发电容量不断增长的需求。

　　“到了2020年，如果看到IGCC配备了燃烧氢气的发动机，我不会感到惊讶。” Stopek说，“从整体上看这样做更加高效并将提供更低的碳足迹。朝着IGCC技术发展方向努力35年以后，这项技术将令人可喜地达到大规模部署的成就。”