IGCC整体煤气化联合循环技术完整的资料

IGCC
百科名片
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。

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基本简介
原理
分类
喷流床气化炉
流化床气化炉
固定床气化炉
特点
发展障碍
基本简介
原理
分类
喷流床气化炉
流化床气化炉
固定床气化炉
特点
发展障碍
•前景
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基本简介
IGCC
整体煤气化联合循环它由两大部分组成,第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置),第二部分的主要设备有燃气轮
机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。

IGCC的工艺过程如下:煤经气化成为中低热值煤气，经过净化,除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料,然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气轮机作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水,产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。

其原理图见下图
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原理
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1 2０0mｇ/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。

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分类
由图中可以看出IＧCC整个系统大致可分为:煤的制备、煤的气化、热量的回收、煤气的净化和燃气轮机及蒸汽轮机发电几个部分。

可能采用的煤的气化炉有喷流床(enｔｒained ｆlow bed)、固定床(fiｘed bed）和流化床(fluidized bed)三种方案。

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已经商业化多年且十分成熟的产品,因此IGＣC发电系统能够最终商业化的关键是煤的气化炉及煤气的净化系统。

具体来说,对IGCC气化炉及煤气的净化系统的要求是：
a) 气化炉的产气率、煤气的热值和压力及温度等参数能满足设计的要求
b) 气化炉有良好的负荷调节性能，能满足发电厂对负荷调节的要求
c) 煤气的成分、净化程度等要能满足燃气轮机对负荷调节的要求
d) 具有良好的煤种适应性
e)系统简单，设备可靠，易于操作,维修方便，具有电厂长期、安全可靠运行所要求的可用率
f）设备和系统的投资、运行成本低
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喷流床气化炉
喷流床是目前ＩGＣＣ各示范工程中采用最多的一种气化炉。

IGCC
它是一种高温、高压煤粉气化炉，气化炉的压力为２0－６0bar,要求采用9０%以上的颗粒小于100μm的煤粉,采用氧、富氧、空气或水蒸气作为气化剂,当以氧为气化剂时,气化炉炉膛中心的火焰温度可达2０00℃。

由于是高温气化，在产生的粗煤气中不可能含有很多碳氢化合物、煤焦油和酚类物质,煤气的主要成分是CO、H2、CＯ2和水蒸气,离开气化炉的热煤气温度在1200-1400℃,往往高于灰的软化温度。

为了防止热煤气中已软化了的粘性飞灰在气化炉下游设备(余热锅炉）粘结堵塞，将除尘后的冷煤气增压后再返送回煤气炉的出口和热煤气混合，将热煤气的温度降低到比灰的软化温度低50℃,然后,热煤气再经过气化炉的余热锅炉(辐射和对流蒸汽发生顺)产生饱和蒸汽,同时使热煤气的温度降低到200℃左右,约50%的煤中灰分
在气化炉高温炉膛中心变成液态渣,由炉底排出并通过集渣器送入渣池。

煤粉灰中的以飞灰的形式随热煤气，帮煤气须经除尘、洗涤脱硫处理，成为清洁的煤气,再送往燃烧室。

喷流床气化炉由于是煤粉高温高压气化，因此煤种适应性广，碳转化率高,能达到9９%以上。

当前在欧美各地IGCC示范厂所选用的喷流床气化炉有：美国德士古和ＣE炉,荷兰的Sｈeｌｌ炉,德国的Ｐrｅnｆlｏ炉。

给煤方式有湿法水煤浆给煤(如德士古炉）和干法给煤（如shｅll和Prenｆlo炉)。

由于喷流床气化炉的单炉生产能力大，并且具有较高的效率,燃料适应性广，因而在今后发展大容量高效率的ＩGCC电站中具有强有力的竞争地位。

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流化床气化炉
流化床气化炉可以充分利用床内气固两相间的高强度的传热和传质,使整个床层内温度分布均匀,混合条件好,有利于气化反应的进行。

同时，可以利用流化床低温燃烧，在燃烧和气化过程中加入脱硫剂（石灰石或白云石），将产生的大部分SO2和H２S脱除。

由于流化床气化炉内的反应温度一般控制在85０－1０00℃，因此,它产生的焦油、烃、酚、苯和萘等大分子有机物基本上都能被裂解为简单的双原子或三原子气体,煤气的主要成分是C Ｏ和Ｈ2，CH4的含量一般少于2％。

当前，用于ＩGCC系统的流化床气化炉有KRW炉,Ｕ-Gａｓ炉和温克勒炉等。

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固定床气化炉
固定床气化炉是最早开发出的气化炉,它和燃煤的层燃炉类似，炉子下部为炉排，用以支承上面的煤层。

通常，煤从气化炉的顶部加入，而气化剂(氧或空气和水蒸气)则从炉子的下部供入，因而气固间是逆向流动的。

这种气化炉和燃煤的层燃炉一样,对煤的粒径有一定的要求。

ＩＧCC
固定床气化炉有两种煤气出口集团的设计。

粗煤气唯一出口位置设计在干燥区上面煤层的顶部,称为单段气化炉,此时出口处煤气的温度为370－5９0℃,在这煤气温度下，气的油和煤焦油等会发生裂解和聚合反应，从而生成彼一时质焦油和沥青。

同时高温煤气穿过煤层时产生的剧烈干馏会使煤发生爆裂,产生大量煤尘，并随粗煤气一起带出气化炉。

因而这种单段气化炉的粗煤气质量是比较差的。

另一种设计是，有两个煤气出口,除了在干燥区上部的出口外，另一个则在气化区的顶部,煤气产量的一半从这个出口离开气化炉。

由于流经挥发分析出区和干燥区的煤气量只有单段炉的，有利于防止由于煤的爆裂而产生的大量煤尘,而且不会产生彼一时质焦油和沥青。

因此,两段炉产生的粗煤气的质量是比较好的。

用于IGCC系统的固定床气化炉主要是鲁奇炉,世界上最早的德国IGCC 示范厂采用的就是鲁奇固定床单段固态排渣气化炉。

这种气化炉的最大缺点是，使用焦结性煤时,容易造成床体阻塞,使气流不畅,煤气质量不稳定。

此外，由于煤在气化炉内缓慢下移至变成灰渣需停留0.5－１个小时,因而单炉的气化容量无法设计得很大。

而且，排出的煤气中还含有大量的沥青、煤焦油和酚等,使煤气的净化处理过程十分复杂。

为改善上述问题,强化煤的气化过程,英国煤气公司在固态排渣鲁奇炉的基础上，将其发展成液态排渣鲁奇炉。

液态排渣气化炉由于其燃烧区的温度较高，因而有利于提高煤的氧化速率和碳的转化率，缩短煤在炉内的停留时间，对煤粒直径的要坟比固态排渣炉宽。

但颗粒尺寸小于6ｍm的要限制在10％以下。

液态排渣气化
炉有以下特点：1)碳转化率是三种气化炉中最高的，排渣的物理热损失大。

2）相对安全可靠;３）煤气生产能力有限，是三种炉型中能力最低的。

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特点
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DａｖiｄJ. 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Duk e Eｎeｒｇy公司构想出来的,Aｍｅrican ElectriｃPｏｗer(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。

”
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发展障碍
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 F ｏr 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。

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。

IGＣC
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。

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。

”
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。

IG ＣＣ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ＩG CC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。

”
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Missisｓip ｐi 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CoalFl eeｔIＧCＣＵDBS指南中，而且目前正在由制造厂商加入到新建ＩＧC C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 Edｗａrds pｏrt电厂。

他提到了几个其他IGCC项目的目前状态:
MissiｓｓipｐｉPｏwer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CenｔraｌＶaｌley的一个厂址重新进行工程设计。