国内IGCC技术的现状与未来发展趋势

我国的IGCC发展起步较晚。基于以煤炭为主的电力能源，发展清洁煤利用技术成为绿色电力选项之一。

7.1.3.1　简述

我国能源结构以及资源的开发特点决定了经济发展中的消费构成。我国探明的天然气储量不到世界总量的1%，煤炭在消费结构中占70%左右，火电装机容量占全国总量的69%，在相当时期内煤电是主流能源。而我国政府对温室气体排放量的承诺是到2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%～50%，任务艰巨。据2013年的报道，天然气对外依存度达到31.6%。于是我国绿色煤电的事业由此发生。

1）技术攻关准备

我国的IGCC发展起步于1978年。1978年3月召开的全国科学大会审议通过了《1978—1985年全国科学技术发展规划纲要（草案）》，同年10月，中共中央正式转发《1978—1985年全国科学技术发展规划纲要》（简称《八年规划纲要》），确定了8个重点发展领域和108个重点研究项目。其中第二十九项为研究煤的气化、液化技术，低热值燃料发电和综合利用技术。

国家科委根据其中第六子项目的要求，组织当时的电力、机械、煤炭和化工四个部门，于1979年初立项计划在苏州电厂内筹建一座10 MW级的IGCC试验电站（296工程），采用当时国内已有的固定床Lurgi气化炉、6 MW的燃气轮机和苏州电厂原有的蒸汽轮机开展煤气化联合循环发电技术的试验研究。后来该实验因故中止，转向IGCC关键技术研究。

2）启动阶段

1994年4月，我国成立了由三委（国家科委、国家计委、国家经贸委）、三部（电力部、机械部、煤炭部）为主要成员的IGCC示范项目领导小组；1994年6月成立了由国内十一个单位组成的课题研究组，集中国内众多著名专家和教授开展“整体煤气化联合循环（IGCC）发电示范项目技术可行性研究”的课题研究工作。九五期间，实施了“九五”国家科技攻关项目“整体煤气化联合循环（IGCC）关键技术”的研究，项目下设“煤的气化技术研究”“燃气轮机技术研究”等四个课题，每个课题下再设若干专题，开展有关关键技术研究工作。《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006—2020年）》中将研发IGCC技术与装备列为优先项目之一，并列入2006年政府通过的“十一五”规划纲要。2007年6月《中国应对气候变化科技专项行动》中提出将CO2捕集、利用和封存技术纳入重点任务。2008年10月政府发表《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书。2009年7月我国正式建设IGCC示范机组。2010年8月神华集团CCS项目在内蒙古鄂尔多斯开工建设，成为亚洲规模最大的CCS工程。

3）燃气轮机引进与攻关阶段

IGCC由两大部分组成，即空分、煤粉或煤浆制备、气化与净化部分；燃气-蒸汽联合循环发电部分。主流的气化炉有喷流床（entrained flow bed）、固定床（fixed bed）和流化床（fluidized bed）三种。在整个IGCC的设备和系统中，燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉的设备和系统均是商业化多年且十分成熟的产品。但是，几种技术集成的IGCC在国内还处在示范阶段，尤其是中低热值燃气轮机的设计与制造更是短板。

（1）新型水煤浆气化初步成果　“十五”期间，列为国家高新技术研究发展计划（863计划）重大课题的“新型水煤浆气化技术”进入商业化示范阶段。该技术与Texaco工艺相比，取得了4项成果：负荷调节范围大，烧嘴寿命长；粗煤气激冷用破泡床结构，解决了粗煤气带水的问题；粗煤气洗涤除尘方式可以有效地除尘，并解决了洗涤后粗煤气带水的问题；灰黑水的处理采用闪蒸汽与灰水直接混合换热的方式，解决了换热器的结垢问题。

（2）干煤粉气化中试　2004年末，我国又开展干煤粉气化中试装置的研发，率先在国内展示了气流床粉煤加压气化技术的优越性能。中试装置气化温度为1 300～1 400℃，气化压力为2.0～3.0 MPa，根据1对喷嘴或4个喷嘴运行情况不同，装置操作负荷可调范围较大，处理煤量为15～45 t/d。氧煤比主要操作范围为0.5～0.6 m3/kg（标态），汽煤比的操作范围为0～0.3 kg/kg。结果表明，该技术各项工艺指标与Shell和GSP煤气化技术基本处于同一水平，与多喷嘴对置式气化炉的水煤浆相比，节煤2%～4%，节约氧气16%～21%，表现出明显的低消耗优势。

（3）两段干煤粉加压气化装置　2004年西安热工研究院等单位建成了我国第一套带水冷壁和煤气冷却器的两段式干煤粉加压气化中试装置，该装置处理煤量为36～40 t/d，操作压力为3.0～4.0 MPa，操作温度为1 300～1 600℃。先后进行了褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤等十多种煤的气化试验，完成了168小时连续运行考核试验，包括干煤粉加压浓相输送系统、气化炉性能、喷嘴、水冷壁和煤气冷却器、气化工艺控制策略、控制系统的试验研究，为“绿色煤电”计划第一阶段250 MW IGCC示范工程提供设计依据。

（4）关键问题　2016年，中国燃气轮机大会讨论了2001年以市场换技术的燃气轮机之路，这条道路并不顺畅。在与外方的合作中，中方企业始终被隔绝在核心研发技术之外，关键部件依靠进口，从新机市场到服务市场，外企主机制造商几乎占据了中国燃机市场所有份额。

虽然一些公司在2011年几乎实现了重型燃机100%的国产化，但仍没有完全掌握核心技术，包括应用基础研究、关键技术验证、设计研发、产品生产、产品应用等，国内公司仅成为外资企业的组装工厂和销售代表。尤其在F级燃气轮机初温1 320～1 350℃、H级、J级初温1 550～1 600℃的环境下，新的耐高温材料及热障涂层、先进的冷却结构应用基础研究以及关键技术验证都是短板。不久前，上海电气公司收购了意大利安萨尔多能源公司40%亚洲销售、60%研发股份的股权，将促进我国燃气轮机设计制造技术的发展。(www.xing528.com)

7.1.3.2　IGCC发展规划

2016年4月7日，国家发改委印发《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》的通知（发改能源〔2016〕513号），附件中将大型IGCC、CO2封存工程示范纳入规划。

IGCC具有发电效率高、空气污染物排放低等特点，但是新建IGCC电站的“高成本”一直是市场化的障碍。其原因如下：缺乏自主研发技术，装备造价不降反升；IGCC技术的应用投资与能源市场价格走低的变化关联；多联产的IGCC发展模式与现有单一产业体制结构的矛盾等。

清华大学、中科院工程热物理研究所等研究者以广义总能系统新概念突破了原有狭义的能源利用思维，这一概念重在不同循环、不同技术、不同产品的有机结合和多目标优化［12］。

1）创新技术路线

热力循环方面的创新技术归纳为以下几点：①整体煤气化湿空气透平循环（inter-grated gasification humid air turbine，IGHAT）。②整体煤气化燃料电池联合循环（IGFC-CC）。③磁流体发电联合循环（MHD-CC），即把利用等离子体直接发电的磁流体发电装置（MHD）与常规的燃气或蒸汽热力循环相结合的另一种多重联合循环。④多联产和综合利用IGCC系统。⑤开发新型化学链反应的动力系统（CLSA），其新颖点在于：一是回收CO2不需要消耗额外的能量；二是从根本上去除了NOx；三是高的热效率，同比1 200℃级分离CO2的燃气-蒸汽联合循环电站，热效率提高17%。⑥研究带CO2分离回收的IGCC半封闭式循环系统，采用富氧为气化剂，容易回收、储存CO2。

2）IGCC发展目标［13-15］

近期，采用更先进的燃气轮机，IGCC净效率达到50%或更高，降低比投资，发电成本小于0.05$/（kW·h），污染物排放是美国环境保护署（EPA）颁发的污染控制标准（NSPS标准）的1/10。IGCC机组的经济性、可靠性将进一步提高。

远期，以气化为基础的高效清洁的能量综合转换系统发电效率将达到60%，降低比投资和发电成本，污染物和温室气体达到近“零”排放。

3）发展步骤

IGCC的发展步骤：第一步，在250 MW级IGCC示范工程基础上提高整体经济性；第二步，总结IGCC电站运营经验教训，完成绿色煤电关键技术的实验和验证；第三步，建设具有CO2捕集、封存与利用（CCUS）的示范电站；第四步，完成大规模煤制氢、燃料电池发电、氢气燃气轮机联合循环发电和二氧化碳分离等技术工程化的研发，建设400 MW级“绿色煤电”工程。

4）关键技术

IGCC发展的关键技术包括两方面：其一，掌握自主的水煤浆气化、干煤粉加压气化设备与系统的整体设计，包括中低热值合成气的燃气轮机、燃烧室、低能耗空分系统和机组操控系统，建立IGCC机组性能标准体系。其二，开发大型IGCC多联产技术，攻克低成本、低能耗制氧氢分离技术和CCUS应用技术，降低IGCC多联产投资成本，提高能量转换利用效率和联产系统的运行可靠性。