IGCC-煤气化联合循环发电站

IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。
在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%--20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，利于环境保护。
不过，“最环保火电站”光环的背后，是成本高居不下的尴尬。在中国，常规火电站的投资约为每千瓦5000元人民币，而IGCC示范电站高达每千瓦1万余元，比常规火电站高出1倍多。

被誉为“最环保火电站”的IGCC电站，能否化解成本居高不下的尴尬，并赢得政府部门的更多支持和市场的最终认可？

这是一次意义非凡的“搭积木游戏”。重约1360吨的炉子被分为三段，其中最重的一段有560吨之多。亚洲最大的1600吨级履带吊车将其依次吊起，起吊高度超过100米，然后小心翼翼地组装在一起，由此创造了中国火电建设史上单件设备吊装的新纪录。

高高耸立的炉子，看上去就像是运载火箭的箭身。10月30日，被誉为中国“最环保火电站”的华能集团天津IGCC示范电站进入建设的关键节点，作为电站核心设备之一的气化炉安装到位。

目前，常规火电站煤炭利用的方式基本上是直接燃烧，其能源利用效率低，而且排放大量二氧化硫、氮氧化物、汞、烟尘等污染物，是中国空气污染的主要肇事者之一。不仅如此，火电站排放的二氧化碳还是全球变暖的重要贡献者。IGCC，即整体煤气化联合循环发电（Integrated Gasification Combined Cycle），则首先将煤炭转化为以一氧化碳和氢气为主要成分的合成煤气，然后经过净化，去除煤气中的污染物和杂质，变为清洁的气体燃料，再送入燃气轮机内燃烧，实现燃气-蒸汽的联合循环发电。

该电站位于天津滨海新区临港工业区，距离天津市区约40公里。它预计在明年6月试运行，最终有望实现包括二氧化硫、二氧化碳在内的污染物的近零排放。

不过，“最环保火电站”光环的背后，是成本高居不下的尴尬。在中国，常规火电站的投资约为每千瓦5000元人民币，而IGCC示范电站高达每千瓦1万余元，比常规火电站高出1倍多。

在中国未来的低碳发展道路上，IGCC电站能否生存，并帮助火电站彻底改变污染大户和温室气体排放大户的形象？绿色煤电起步

10月上旬，在天津参加联合国气候变化谈判会议的美国自然资源保护委员会（NRDC）代表团，专程参观了华能天津IGCC示范电站工地。

约2000名工人和工程师在工地上忙碌。电站附近是产量欠佳或几近枯竭的油田，这恰恰体现了电站设计者选址时的巧妙安排——电站收集的二氧化碳气体可以注入附近的油田，在实现碳封存的时候增加油田的产量，使其焕发“第二春”。

该示范电站去年9月动工，第一阶段是在明年运行25万千瓦级的发电机组；接下来，进一步研发相关技术，并在2015年建成40万千瓦级的发电机组。负责建设示范电站的是绿色煤电有限公司，该公司的最大股东为华能，大唐、华电、国电、中电投、神华、国开投、中煤能源均有参股，美国的博地能源（Peabody Energy）也占有6%股份。
让NRDC团队印象深刻的是，这一示范电站由中国自主开发、设计、制造并建设。除了从西门子进口的燃气轮机，其他关键设备基本上是中国公司生产。10月30日安装的第一台日处理2000吨干煤粉的加压气化炉，即由华能下属的西安热工研究院研发，上海锅炉厂有限公司负责制造。

西安热工研究院还将其技术推广到海外，美国未来燃料公司的宾夕法尼亚州IGCC项目成为其第一个海外用户。“合同已经签了，正在做设计。”同时担任西安热工研究院总工程师和绿色煤电有限公司总工程师的许世森告诉本刊记者，“费用有两块，一块是专利费， 一块是将来的设备费用。首先得给我们使用专利费，有两三千万元人民币。将来还有设备费用，那就比较高了。”

与美国杜克公司正在印第安纳州建设的IGCC示范电站相比，大量采用中国本土技术、财务控制也相对较好的天津IGCC示范电站成本要低得多。前者的投资高达每千瓦约4660美元，后者为每千瓦1万多元人民币。即使按照购买力来衡量，二者也相差较大。

但如果与中国的常规火电站相比，其成本仍然高出太多。算上脱硫脱硝装置在内，常规新建火电站的投资约为每千瓦5000元人民币，不到天津IGCC示范电站的一半。毕竟，煤炭气化后生成的合成煤气对燃气轮机的要求高得多；煤炭气化需要大型的制氧设备；IGCC系统相当复杂，设备尚未完全成熟——这些都意味着造价的大幅度增加。

今年5月底，亚洲开发银行宣布为华能天津IGCC项目提供1.35亿美元贷款，同时提供500万美元赠款。该赠款来自亚洲开发银行的“气候变化基金”，旨在帮助减少新技术应用的风险和降低成本。此外，科技部也通过高技术研究发展计划（“863计划”）的重大项目，提供了部分研发经费。

尽管如此，这座第一阶段25千瓦级投资约28亿元人民币的电站如果得不到足够的政策补贴，恐怕难以避免亏损的命运。当然，在许世森及其同事看来，这是一笔着眼于未来的投资。

他表示，随着今后IGCC电站建设规模的扩大和技术的进步，成本降低30%至50%是完全有可能的。这样的情形下，IGCC电站的成本仍将高于常规火电站，但它具有后者难以比拟的一些优势。

“污染会很低，接近天然气的水平，这是常规燃煤电厂未来很长时间内所达不到的。它的效率会超过常规的燃煤发电技术。如果将来二氧化碳减排，也有一定优势，收集二氧化碳的成本相对较低。”许世森说。兖矿试验

华能天津项目是中国第一座主要以发电为目标的IGCC电站。在此之前，兖矿集团率先进行了IGCC相关技术─煤气化发电应用的尝试。在山东省滕州市，兖矿国泰化工有限公司一套被称为“煤气化发电与甲醇联产系统”的工业示范装置已有四五年运行历史。

中国科学院能源动力研究中心主任肖云汉告诉本刊记者，这套装置能够在兖矿最终建成，其间经历了种种波折和艰辛。

早在上世纪80年代，欧洲、美国等实施IGCC计划之际，中国政府也打算在江苏建立一座1万千瓦级的IGCC试验电站。这一项目不幸中途夭折。

到了上世纪90年代，中国重新将IGCC提上议事日程，并在《21世纪议程》中向世界郑重宣布，到2000年在山东烟台建成装机容量为20万至40万千瓦的IGCC示范电站。但由于前期研发缺乏、电站关键技术需要全部引进、工程造价太高等原因，该项目至今未能开工建设。

所幸的是，在科技部“863计划”支持下，相关研究得以进行。华东理工大学洁净煤技术研究所与兖矿集团合作，研发了日处理1150吨的水煤浆气化技术商业示范装置，在此基础上形成的气化炉产品如今已销售40多台，其中与美国炼油企业瓦莱罗能源公司的技术转让合同即价值1600万美元。此外，肖云汉的研究团队与兖矿集团合作，优化、设计系统和改造燃气轮机系统。

目前，IGCC的燃气轮机是GE、西门子、三菱等国外公司的天下。但肖云汉表示，中国第一台自主研发的燃气轮机明年可能正式投入电站运行。

肖云汉说，他们与国内各大煤电企业有过接触，最后达成合作意向的并不是煤电企业，而是对于技术创新一直比较注重的兖矿集团。

与纯发电的IGCC电站不同，兖矿集团选择将煤化工与发电结合在一起，推出投资15.8亿元的“煤气化发电与甲醇联产系统”，可年产甲醇24万吨，发电6万千瓦。这套系统在2005年10月建成，并在约半年后投入商业示范运行。煤炭气化、净化后产生的合成煤气，一路被输送到煤制甲醇转化装置，未反应的气体和另一路煤气则被输送到燃气轮机装置。

兖矿集团副总经理张鸣林说，这一系统实现了燃气发电与甲醇生产这两个差异特别大的单元之间的匹配，可以保证煤炭有效成分的高效利用，“使发展中国家在洁净煤发电领域也占有一席之地”。

与纯IGCC发电相比，该项目在经济上也更具有竞争力，发电成本比较接近燃煤蒸汽电站。而发电成本增加的部分，多少还可以从煤化工的部分得到补偿。

当然，该项目与100%发电的IGCC还有距离，它以化工为主，发电仅占较小的一部分。

兖矿集团提供的数据显示，与煤制甲醇和发电的独立生产系统相比，这套系统的能源利用效率提高了3%以上；与同规模常规燃煤蒸汽发电站相比，二氧化硫和氮氧化物排放量分别下降八成多和四成多，二氧化碳的排放量也减少一成多。

张鸣林告诉本刊记者，运行财务数据显示，这个不断扩产改造的项目是兖矿集团所有煤化工项目之中盈利能力最好的，过去三年新增利税9.46亿元。

示范项目受阻？

从1972年德国斯蒂克电站投入运行算起，IGCC技术已有约40年历史。但由于价格便宜的天然气大量被发现，其发展受到极大影响。据统计，至2007年全球建成的IGCC装置仅有26座，总装机容量不过区区的450多万千瓦，其中尚在运行的纯发电的IGCC电站为五座，其余均是在石化或化工企业使用的多联产技术。

但IGCC仍被普遍认为是一种很有前景的洁净煤发电技术。即使在几乎完全依靠进口煤炭的日本，也于2007年9月在勿来市建成25万千瓦的IGCC商业示范项目，并正将其技术在澳大利亚等国外市场推广。

在中国，多家企业也开始表现出对于IGCC技术的热情。几大发电集团提出了各自的IGCC商业示范项目，上海电力则准备利用石油炼制副产品石油焦来建设IGCC示范项目，但均未获得国家发改委的批准。实际上，以IGCC电站身份获批建设的只有华能天津示范电站。

今年9月，中国发展研究基金会在北京举办的“清洁煤技术利用国际研讨会”上，国家发改委副主任兼国家能源局局长张国宝表示，他知道很多业内人士对国家发改委和他本人有意见，但他认为IGCC技术经过多年发展之后成本仍然过高，大规模商业化的时机并未成熟。
清华大学教授倪维斗则在多个场合质疑国家发改委的态度。这位中国工程院院士承认，高成本的IGCC大规模商业化时机确实未成熟。但他表示，通过煤炭或石油焦的气化和化工反应，同时实现电力、液体燃料、化工产品、供热、合成气等的多联产，在经济上将更具有可行性，是当下IGCC的发展方向。而且，IGCC可以使二氧化碳在发电环节之前即释放和富集，便于二氧化碳的捕捉和封存，对全球温室气体减排具有战略意义。

因此，倪维斗呼吁先建设几个示范项目，积累经验教训，“如果延误过渡到以煤气化为核心的多联产技术的时机，将会显著增加将来中国治理空气污染的成本，难以控制未来石油进口，大大增加温室气体减排的成本。”

这位IGCC的坚定支持者对本刊记者说：“我愿意和张国宝先生公开辩论。”不过，在前述研讨会上，张国宝发言之后即离场，没有给倪维斗这样的机会。

华能天津示范项目25万千瓦一期工程的发电效率预计为41%，尚不及当下最先进的100万千瓦超超临界燃煤蒸汽电厂43%的发电效率。但肖云汉说，随着技术的发展，IGCC与多联产技术还有15个百分点的潜力可挖，效率可望超过55%，成本下降一半。

倪维斗甚至认为，随着新技术的应用和发电效率的提高，即使不考虑其在环境污染治理和温室气体减排的优势，IGCC与多联产的经济指标也可能超过超超临界蒸汽发电。

清华大学教授焦树建还说，IGCC可以使用高硫煤、石油焦等廉价燃料，以降低成本。

有业内人士呼吁放开示范项目审批时表示：“中国这么大的国家，批几个示范工程有什么难处？会有什么影响？如果不经过示范，就永远不知道利弊得失。”

肖云汉也说，中国不能被动等待国外IGCC技术和空谈，而应支持自主研发技术的IGCC示范项目，并提供合理上网电价等政策。

曾经主持建设日本勿来IGCC示范电站建设的东京大学教授金子祥三，与中国同行的观点比较类似：“先有蛋还是先有鸡，这是一个扯不清的问题。IGCC电站的成本确实高，但如果因为成本高而不去建设，它的成本就不可能降下来。”