洞悉IGCC商用前景——應考慮優缺點平衡
2009年5月，POWER雜志采訪了兩家大型咨詢公司和一家全國性電力研究組織的三位代表性專家。從增加CO2捕集技術所遇到的問題，到燃煤電廠對稅收抵免的影響，這三位專家同我們分享了他們對于IGCC技術的深入洞察。他們討論了當前和未來IGCC技術的發展，并就該技術何時有可能在美國投入商用進行了預測。
雖然越來越多的人將IGCC技術視做為美國提供豐裕電力的強勁潛力，但此項技術仍然不得不克服一系列重大挑戰。正如其名稱所示，IGCC發電系統結合了兩種不同的技術，即來自于化工行業的煤氣化技術以及來自于電力行業的聯合循環發電技術。IGCC電廠可以利用衍生自諸如煤、焦炭等各種來源的合成氣及生物氣作為燃料。
IGCC電廠的優點
作為一家國際性的咨詢、工程設計和運行企業，CH2M HILL公司的氣化業務部副總裁Steve Jenkins表示，IGCC電廠較之利用煤粉（PC）的傳統燃煤電廠有著多個眾所周知的優點。
IGCC用水量較少
與同等規模的PC電廠相比，IGCC電廠用于冷卻用途的水量減少33%。這是由于IGCC電廠生產的約2/3電力都來自于燃氣輪機，1/3來自于汽輪發電機，而汽輪發電機才需要冷卻水。盡量減少用水需要,在美國一些用水量屬于重大選址難題的地區是一個顯著的優點。
IGCC能夠生成可利用的副產品
在采用高溫氣化技術時，原料所剩余的灰渣以一種類似玻璃一樣的不會滲析的廢渣形式排出。這種廢渣可用于生產水泥或屋面瓦，或作為瀝青填縫料或集料。這種廢渣與絕大多數PC電廠所生成的底灰和飛灰不同，底灰和飛灰更容易滲析。而且，這種廢渣比飛灰更容易輸送、貯存和運輸。
 |
IGCC電廠將煤氣化技術與聯合循環技術結合起來，可以利用衍生自煤、焦炭的合成氣及其他原料
IGCC具有碳捕集優點
雖然IGCC電廠（燃燒前）和PC電廠（燃燒后）都有可用的CO2捕集技術，但IGCC電廠可能具有優勢，因為燃燒前CO2捕集所要求的技術已經成功地運用于煤氣化（但不是IGCC）技術。目前，美國正對此項技術進行深入研究以便在IGCC電廠配置條件下達到更好的性能。此外，這些捕集技術當中的一些技術能在足夠高的壓力下生成濃縮的CO2氣流，以滿足壓縮CO2在管道內輸送時壓縮機的要求，以便將CO2埋藏或用于提高石油采收率。但是，IGCC與PC電廠之間在CO2捕集的成本和性能方面仍然存在巨大的差異。
IGCC受到的限制
作為一家位于芝加哥的咨詢公司，Sargent & Lundy的總工程師David J. Stopek表示，在考慮IGCC的優點時必須平衡考慮其受到的限制。
“比起傳統PC電廠，IGCC電廠可以在以燃煤為基礎的發電資產組合上向更低CO2足跡方向發展的轉變中，提供一些優勢。”他這樣評論道，“盡管這樣說，但我們必須理解，與傳統PC技術商用狀態水平相比，IGCC仍然是一項正在進化中的技術。由于IGCC的部署受到了一些限制，所以每座電廠都要求投入大量的工程設計和開發成本。GE和其他公司在開發一種“標準”電廠方面所做出的努力就是降低部署成本。這些項目最初是由Duke Energy公司構想出來的，American Electric Power（AEP）也在這方面做出了努力。但是，事實卻是，AEP無法獲得所在州監管機構對其將電廠置于電費基礎中的批準，導致這些努力在一定程度上脫離了原來的進程。”
IGCC發展的攔路虎
作為美國電力研究院（EPRI）先進發電技術部的高級項目經理，Jeffrey N. Phillips指出了IGCC技術所面臨的一些重大實施挑戰。
“對于沒有采用CO2捕集的電廠來說，IGCC的建設成本比PC電廠更昂貴。”他說，“在天然氣價格目前處于4美元/MMBtu范圍內的條件下，很難選擇IGCC而不是天然氣聯合循環技術。IGCC供應商需要提高自己相對于PC的成本競爭力。”
EPRI相信，有一種可以提高成本競爭力的方法，就是集中精力搞好能最大程度減少項目前工程設計成本的標準化設計。EPRI的 CoalFleet For Tomorrow項目一直通過發展自己的CoalFleet IGCC用戶設計基礎規格（UDBS）來鼓勵這方面的進步，這個規格定義了電廠業主想要在IGCC電廠中看到的能力。
Jenkins列出了IGCC發展者目前所面臨的一些其他挑戰：
許可證上訴。環境利益集團提出的上訴（甚至對IGCC電廠）使項目難以繼續進行。對于非公用事業公司項目來說，在許可證上訴期間，發展者有可能無法從投資者處獲得繼續開展項目的融資。當然，這也是這些利益集團熟練掌握戰術。
成本問題及公用事業公司管理委員會應對措施。由于IGCC電廠的電價高于PC電廠（相同容量下），一些公用事業公司管理委員會在批準這些增加的成本方面顯得猶豫不決，甚至在批準IGCC技術作為滿足公共便利和必須證書的“電力需要”要求選擇方案時也是如此。
以適當的價格獲得意義重大的性能保函。由于美國只有兩家以煤為基礎的IGCC電廠，IGCC技術供應商并沒有大量的經驗數據庫來運用，這點就與 PC電廠不同。因此，對于這些供應商來說，在性能和可用性（以及相關聯的金融債務）方面，就存在著更大的潛在風險，而他們必須將這種性能不達標的潛在風險轉化成附加的成本。
Stopek還提出了在美國部署IGCC技術所要面臨的另外兩個障礙：
經濟衰退已經壓低了增加新基本負荷發電能力的動力。隨著基本負荷需求在逐步減少，天然氣的供應能力上升而成本下降。這些因素都使這些公司置身事外，等待新溫室氣體（GHG）法規出臺，從而消除它們目前在供應未來客戶電力需求方面所面臨的不確定性。
國會需要加快速度并在氣候和能源立法方面采取行動，以終止正在嚴重削弱新電廠建設行動的投機行為。在制訂新法律時，必須仔細權衡激勵措施和/或懲罰措施的分布，以確保不會出現非計劃內的后果。新法律必須以一種能夠在減少GHG排放量的同時，盡量減輕對能源消費者的影響且不會擾亂整個經濟的方式來重新塑造能源局面。國會在迎接這一挑戰時，要面臨精巧微妙的權衡難題。
IGCC可用性的挑戰
“歷史數據清楚地表明，現有以煤為基礎的IGCC電廠未在持續基礎上達到85%的可用性。”Jenkins說，“典型情況下，需要進行數年的運行才能剛剛達到80%的可用性水平，有些甚至還未達到70%。但是，已經出現了單氣化爐系列系統。”
他表示，通過利用運行數據以及所學習到的經驗教訓，IGCC技術供應商們一直在實施增強型的設計概念以提升可用性，包括采用多氣化爐系列。 IGCC發展者向州和聯邦政府所提供的數據表示，雙氣化爐系列的設計方案預計可以達到約85%的可用性。增設一個備用（第三）系列有可能將整體IGCC可用性增加至約90%，盡管會付出相當多的附加成本。
Phillips對于人們在克服此項問題上所做的工作持樂觀看法，“總體來說，以煤和石油為基礎的IGCC的可用性已經隨著時間的推移而提升了。”他說，“第一代IGCC的可用性類似于第一代超臨界PC電廠和核電廠的可用性。而這些技術目前都達到了85%左右至90%的可用性。在考慮了其他經驗后，可以合理預測IGCC的可用性也會升高。”
另外，他指出，所有的第一代IGCC的全部設備均以單系列設計為基礎（一臺氣化爐、一臺燃氣輪機），而EPRI的IGCC UDBS采用雙系列系統。EPRI的分析師也指出，盡管在一座氣化爐或燃氣輪機停運時，負荷有所降低，但電廠仍然可以連續運行，所以將帶來更好的可用性。運行系列用于保留，可使另一系列設備保持在暖機狀態下，這樣就使第二臺氣化爐或聯合循環達到更快的啟動時間，從而有助于提升可用性。
建設IGCC電廠所面臨的阻礙
據Phillips表示，一項重大的難題是公用事業公司能夠拿出擁有可靠成本估算的詳細設計方案之前，需要花費大量時間和費用。
“例如，Southern California Edison公司（SCE）最近從加利福尼亞州PUC（公共事業監管委員會）獲批263萬美元，用于一項“清潔氫氣發電”項目的可行性研究，這將會是一個具備了CO2捕集和貯存能力的IGCC項目。”他說，“只有在這項研究完成時，他們才會知道建設這樣一座電廠需要耗資多少，以及此電廠的運行性能將會怎樣。而這只不過是“只看不買”就需付出的不菲代價。”
Stopek解釋了尋求建造一座新PC電廠與一座將采用IGCC技術電廠對于公用事業公司的不同之處。他解釋到，對于一家想要建設一座新PC電廠的電力公司來說，目前的慣例是先確定滿足需要所要求的規模，然后對主要組成部分展開競爭性招標，例如鍋爐、汽機和排放控制裝置等。投標者隨后根據多年以來的設計經驗，以及具體的燃料、廠址和其他要求對詳細規格做出回應，這些經驗來自于他們的設計能夠滿足所有排放要求，且目前已成為行業標準的可靠發電設施。
“但對于IGCC，情況就并非如此。這項技術的供應商目前還不愿意按照傳統的采購模式進行競爭。”他說，“除非付費讓他們開展自己的前期工程設計研究工作，否則供應商就不能提供成本估算。要想制訂出準確度達到±10%的成本估算，典型情況下要求約2000萬美元的成本下執行大約30%的設計工作。Duke和AEP在開展技術審查后，選擇它們認為能夠為IGCC設施提供“最好”的產品和價格的公司，然后再以此公司為惟一來源的基礎上繼續開展項目。”
CO2捕集技術的負面影響
“美國能源部（DOE）和EPRI最近展開的詳細研究清楚地表明，在IGCC電廠中增設CO2捕集設備對電廠效率和凈輸出功率以及資金成本上都有著重大影響。”Jenkins說。
這些研究表明，向使用煙煤的IGCC電廠增加CO2捕集系統將會帶來以下影響：
以美元/凈千瓦功率計的資金成本上升32%；
電力成本增加40%；
凈輸出功率降低15%；
效率降低22%，或8%~10%。
Jenkins說，這對性能和成本的影響是顯著的。對于凈輸出功率來講，一座600MW的純IGCC基準電廠，這種降幅約為100MW。造成降幅的主要原因是CO2捕集設備所需要的額外內部功率；在CO2捕集系統內而不是在汽機發電部分使用蒸汽；以及CO2壓縮機所需要的額外功率。他強調說，許多人不理解的是這些“失去的”100MW必須隨后由其他發電機組來彌補，而這些機組事實上在CO2和其他污染物的排放率更高。
Stopek同意Jenkins有關這些優點的看法，并提供了一些其他深入見解。“在現有IGCC電廠上添加CO2捕集能力的挑戰必須在項目發展的早期階段進行討論。”他說，“業主必須理解將合成氣從CO和H2的混合物轉化成以H2為主的氣體時，將導致電廠‘降額運行’，這種降額可以通過確保能夠氣化更多的燃料而在設計期間予以補償。業主必須愿意接受這樣的成本。如果不愿意，則業主必須愿意接受降額運行的現實。這種決策與僅僅在燃煤電廠內添加更多的升壓風機，以適應煙氣脫硫系統的壓力下降的決策有著本質上的不同。”
據Stopeck說，氣化爐和下游系統必須在設計上能夠處理多余的燃料（高達15%以上）。由于有更多的灰分和硫分產生，所以所有支持性的貯罐、泵和設備必須在設計上留有充足的裕量以處理這種未來的流量。通過提高設計壓力有可能提供一些容量，但隨之而來的是整個設計必須得到仔細審查以確定是否能夠適用于新的壓力。
碳捕集和封存的長期計劃框架
“首先，我們需要證明大規模（大于每年100萬t）的CO2地下封存可以是一項用于封存電廠所捕集到CO2的可靠和長期的備選方案，而且還需要制訂用于管轄封存需要的法規。”
Phillips說，“在滿足這些條件之前，要想讓配備碳捕集和封存（CCS）手段的商業項目獲得融資是非常困難的。但是，如果IGCC位于油田附近，則可以將捕集的CO2出售，用于提高石油采收率（EOR），這就是Mississippi Power正在提議的做法。EOR應用中，所有涵蓋CO2輸送和貯存的法規和義務都已經確立。”
Stopek對Phillips的評論進行了延展。他強調，對于溫室氣體控制的需要就像一臺向立法行動快速碾壓的蒸汽壓路機。但是，用于永遠封存CO2的技術必須得到驗證，而驗證就需要花費時間。整個行業都在以一種有計劃性的方式迅速展開行動。
“就在5月上旬，我參加了一個在Pittsburgh舉行的有關CCS的會議，并很高興地看到來自全國各地的高級人才都在關注這些問題。”他說，“但是，每一個步驟都必須采用合用邏輯次序進行，而驗證也要花費時間。立法方面的事務也很復雜，保險風險也是真實存在的。我相信這些問題都能得到解決，關鍵在于隨著CCS要求的到位，特別是封存部分，所有的問題都能得到應對。而且，同時建立一個結構良好的監測和監管體系也很重要，而這個體系需要經過測試和驗證。這些都要花費時間、費用和努力。我相信，當前政府認識到了這一點，并正在投入資源以實現這一使命。真正的問題是，這些結果能夠及時提供以做出及時的決策嗎？”
近期的技術創新
Jenkins指出了IGCC技術的一系列新進展：
更為高效的高溫氣體顆粒物脫除系統；
燃燒溫度更高的燃氣輪機；
設計用于燃燒高氫氣濃度合成氣的燃氣輪機（用于配備CO2捕集設備的IGCC電廠）；
工作壽命遠長于之前開發的氣化爐“燃燒器”；
以DOE所資助的最新研究和開發成果為基礎，發展出的先進“配方”耐火材料；
采用專利啟動燃料進行的無硫啟動程序；
能夠在更高壓力下運行的更大氣化爐（用于提高效率）；
采用活性炭床來脫除汞；
合成氣濕化及稀釋氣體的增強應用，如來自空氣分離裝置的氮氣，以降低燃氣輪機的燃燒溫度，從而減少NOx的生成量；
能夠更好耐受腐蝕性環境的制造材料；
通過使用粉河谷煤種達到更好的性能；
將燃氣輪機壓縮機與空氣分離裝置部分集成（減少整體電廠的內部負荷）。
Stopek對IGCC制造廠商的未來技術目標做出了評論。“每家設備供應商都在開展對自己技術的可靠性和可維護性分析工作，找出一些能夠增強可用性、延長維護周期及消滅計劃外停運的方法。”Stopek說，“但是，由于缺乏一種向公眾開放的、類似于北美電力可靠性公司的GADS（發電可用性數據系統）數據庫的集中報告功能，導致客戶缺乏信息透明度，使客戶必須‘信任’供貨商或依賴于擔保。”
Jenkins還評論了一些IGCC制造廠商正在試圖實現的新技術突破：
通過使用增強型熱回收系數達到更高的效率。
通過采用更為先進的制造材料（更能耐受腐蝕的合金）、氣化爐耐火材料，優化備用設備、備用氣化爐及合成氣清潔系列的利用，達到更高的可用性。
“現有IGCC電廠中的幾千項經驗，都非常好地記錄在了EPRI的CoalFleet IGCC UDBS指南中，而且目前正在由制造廠商加入到新建IGCC電廠的設計當中。”他說。
法規阻礙
“AEP在自己所提議的西弗吉尼亞州IGCC項目上的經驗是非常有益的。”Phillips說，“在這個項目獲得西弗吉尼亞州批準后，還需要獲得弗吉尼亞州的批準，因為這個電廠將向弗吉尼亞州的一些地區提供電力。弗吉尼亞州公用服務委員會拒絕了這項建議，因為IGCC電廠比傳統燃煤電廠的成本更為昂貴，他們認為IGCC從CCS方面帶來的可能利益是‘價值有限的’。他們覺得‘不能肯定地知道任何具體的將會用于碳捕集和封存的現有技術’，而且 AEP沒有‘提出任何已經實施了CCS的商業發電設施。’這表明了需要對法規制訂者就CCS技術展開教育。”
Stopek也關注著這些影響到美國公用事業公司的法規難題。他說，在過去數十年間，法規框架的缺失導致了我們目前看到的行業內的麻痹現象。如今，新建燃煤發電容量的資金要求是如此龐大，導致許多公司及其融資機構都無法承受與未來CCS法規走向判斷失誤所帶來的風險。
“由于氣化技術產品替代能力從本質上更加通用，例如可以用于生產合成天然氣（SNG），所以人們對氣化技術更感興趣。”他說，“燃燒天然氣（或煤基SNG）的燃氣輪機可以在選址時更加靠近電力需求地區，從而避免了新建輸電設施的成本，雖然此項成本也是無法避免的。現有燃用液體和氣體燃料（CT）發電廠將體驗到更高的需求，而新燃氣輪機的增加比煤電或核電來講要快得多。進一步講，CT的增加可以更好地符合以后數十年間更新能源發電設施不斷增加的趨勢。對SNG的利用將提供對天然氣價格的更大確定性并作為對市場上價格投機行為的一個保值手段。當然，這是一項需要權衡許多因素的非常復雜的戰略決策。”
Jenkins還指出了CO2減排法規的潛在影響。IGCC技術仍然需要在采用兩個系列的諸如600MW~650MW的示范電廠規模下運行，以證明自己通過采用上文所述設計改進之后的性能和可用性，并且無需增加CO2捕集設備“這樣的重負”，他強調說。
“很重要的一點，是這些頭一批的示范電廠能夠在不配備任何CO2捕集設備的情況，并在合理的時期內運行。”他說，“從某種意義上說，IGCC技術需要這個‘不會走路就會跑’的機會。另外，處理空氣許可證上訴方面的問題，也將推遲這些機組的建設和運行。不幸的是，有些原先支持IGCC技術的環境利益集團現在正在反對這項技術。”
稅收抵免尚顯不足
Phillips指出，截至2009年5月，只有一家獲得了2005能源政策法案（EPAct）稅收抵免的IGCC項目正在建設中，即Duke Edwardsport電廠。
他提到了幾個其他IGCC項目的目前狀態：
Mississippi Power有一項在密西西比州建設一座IGCC電廠的項目建議書待批，這個項目將在州公用服務委員會批準后很快投入建設。
TECO Energy的Polk 6 IGCC項目獲得了稅收抵免，但是卻由于成本和法規方面的不確定性而暫停了。
Hydrogen Energy的Carson項目已得到了稅收抵免，但卻陷入選址困境當中。目前，公司正就位于加利福尼亞州Central Valley的一個廠址重新進行工程設計。
據Phillips說，聯邦政府有可能對其他IGCC項目授予稅收抵免，但是在宣布了頭一批得到抵免的接受者后，由于對納稅者保密方面的關注，政府決定不再宣布后續決定。
Jenkins指出，雖然這些稅收抵免是有幫助的，但并不足以單獨作為能夠推動這些項目進展的激勵措施。
“例如，幾個IGCC項目已經被授予了1.35億美元的稅收抵免。”他說，“但是在總裝機成本為23億美元的情況下，這些稅收抵免僅占總項目成本的約5%，而且也沒有提供可以提前向這些項目融資的‘實實在在的現金’。只有稅收抵免、貸款擔保及由州和聯邦政府機構直接聯合起來資助，才能增加增強項目經濟性和推動項目更快進行所需要的大量資金。”
IGCC生產電力的比較成本
Phillips預測，未來如果對新建燃煤電廠有某種程度的CO2捕集和封存的強制要求，則這樣的法規將縮窄并有可能彌合IGCC與PC之間的電力成本差距。EPRI也正在觀察有可能讓IGCC更加具有競爭力的技術改進。
“在這樣創新中，有可能提供最大改進的是采用更大型、更高燃燒溫度的G級和H級燃氣輪機來取代F級燃氣輪機。”他說，這種級別的燃氣輪機將為 IGCC帶來兩個優勢：一是更大的規格將從經濟規模方面提供節約效果；二是更高的效率會降低燃料成本，而且還能降低必須進行捕集的CO2的數量（按每磅 CO2/MWh計算）。”
對于IGCC技術將變得更加具有競爭力的觀點，Jenkins表示樂觀。隨著計劃內IGCC電廠獲得運行經驗，而運行經驗又將引導下一批 IGCC電廠的效率和可用性達到持續不斷地增強。另外，IGCC電廠有可能利用更高百分比的低成本原料，例如焦炭，從而進一步降低發電成本。
IGCC的未來前景
POWER雜志請這三位專家運用自己的智慧預測一下，從短期和長期來看IGCC技術投入實用距我們還有多長時間？
“目前，美國只有一座IGCC電廠正在建設，而另一座待定，另外兩臺IGCC正在運行當中。在這種情況下，很明顯IGCC技術在短期內只會在發電領域發揮很小的作用。”Phillips說，“而其作用是否會在未來擴大，在很大程度上取決于供應商降低發電容量成本的能力，以便讓自己的技術具備與其他備選技術競爭的實力。”
Jenkins更愿意對IGCC的長期前景做出清晰明確的預測。“短期之內不會有太大變化，但是一旦有少數幾臺計劃內機組投入運行幾年后，而且 CO2排放限制或減排方面的情況更加確定時，IGCC應當成為燃煤發電的一項可行選擇方案。頭一批IGCC電廠計劃于2012~2013年期間開始運行，IGCC增強特色的下一批電廠有可能在2017~2020年期間投入運行。
Stopek對這項技術的未來也表示樂觀。他說，一旦GHG法律制定完成，經濟恢復走上正軌，公用事業公司將能夠更好地滿足自己增加發電容量和替代容量的需要。在要求變得愈加清晰的同時，如果政府在CO2排放方面采取激進的姿態，他預期全部新建燃煤電廠中至少有一半將以氣化技術為基礎。但是，他不認為所有發電容量都將成為IGCC。他相信，首先會有一波進行煤炭氣化以生產合成天然氣的浪潮，這些電廠將在同一塊廠址內安裝天然氣聯合循環裝置或簡單地將天然氣供至管道。這種發展將回應能夠滿足早期CO2限制條件的燃氣發電容量不斷增長的需求。
“到了2020年，如果看到IGCC配備了燃燒氫氣的發動機，我不會感到驚訝。” Stopek說，“從整體上看這樣做更加高效并將提供更低的碳足跡。朝著IGCC技術發展方向努力35年以后，這項技術將令人可喜地達到大規模部署的成就。”
使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環保網”
