绿色煤电IGCC寄托厚望未来发展空间巨大区域

讯：一样的是蓝天下高高耸立的冷却塔，不一样的是塔后由管道盘根交错所形成的气化炉。这是中国第一个IGCC（整体煤气化联合循环发电系统）。

在天津滨海新区，这座被简称为IGCC整体煤气化联合循环电站已经正式运行了半年之久，电厂厂房异常干净，很难看到一般火电厂内那一抹漂浮的煤灰色。

接近天然气发电排放的燃煤电站

如何解决燃煤发电排放问题一直是科学界探讨的难题。

如果能找到一种方法，像煤化工一样将煤炭气化、净化然后燃烧，势必会减少煤炭直接燃烧带来的污染，这就是上世纪科学界研发IGCC技术的基本思路。

从1984年美国冷水电厂100MW的IGCC技术验证成功开始算起，IGCC的发展已经有接近 0年的历史了。其间，美国、欧洲和日本都开发了各自的IGCC技术。在中国之前，全球目前已经有五座投入运营的IGCC机组。

对于70%的一次能源消费要依靠煤炭的中国而言，IGCC是必须重视的技术方向。据国家发改委的一项统计，目前，我国电力工业二氧化硫排放占全国一半左右。

早在1994年，中国就启动了IGCC示范项目的可行性研究，最终形成了具有自主知识产权的两段式干煤粉加压气化炉技术，这项技术比国外的水煤浆气化技术和干煤粉气化技术有着更高的转化效率，用了三年时间在天津建立了这座250MW等级的IGCC示范电站，并将这项自主技术出口至美国。

站在巨大的气化炉前，中国华能集团技术研究院院长许世森简要介绍了机组运转过程。

在这里，煤经过气化产生合成煤气（主要成分为CO、H2），经除尘、水洗、等净化处理后，洁净煤气到燃气轮机燃烧驱动燃气轮机发电，燃机的高温排气在中产生蒸汽，驱动汽轮机发电。在许世森手中托起的玻璃瓶中，几团黄澄澄的结块就是后所形成的商品级硫磺。

相对于中国目前使用的大型燃煤发电机组，由于IGCC的脱硫程序在燃烧发电之前，且燃机装置采用注蒸汽和氮气方式控制NOx生成，因此既提高了脱硫效率，也不需要采用专门的设备。

中国燃煤高硫煤储量较多（高硫煤和中高硫煤约占全国储量的1 %），脱硫和脱硝高昂的成本一直是困扰中国燃煤电厂的主要难题，每年中国政府都要为企业脱硫和脱销提供大量补贴。但IGCC由于能大量回收硫，所以越是使用硫分高的燃煤就越有经济性。

在远期，天津的IGCC示范电厂还承担了燃烧前CO2捕集、利用与封存（CCS）技术的运行探索。CCS虽然意在，但本身是一项耗能技术，即在运行CCS时会增加发电机组的自身用电、降低发电效率。但相对于现有普通发电厂试用的燃烧后捕集技术，基于IGCC技术的CO2燃烧前捕集技术对CO2的捕集耗电更低，更为经济。

从目前半年的调试运转情况看，IGCC示范电站的粉尘、SO2、NOx等主要污染物排放浓度接近天然气电站的排放水平。