表1给出了国内外已投运的主要燃煤IGCC电站的简况。Tampa、Wabash River、Buggenum、Puertollano是20世纪90年代中期世界上投运的4座典型电站，Nakoso、华能绿色煤电、Edwardsport是21世纪新投入运行的3座IGCC电站。以上7座IGCC电站分别采用了GE-Texaco、E-Gas、Shell、Prenflo、MHI(空气气化)、TPRI六种气流床气化技术。本节分别介绍以上IGCC电站气化技术的应用情况。

Tampa电站和Edwardsport电站都采用GE-Texaco水煤浆气化技术。以Tampa电站为例，气化炉的基本情况和参数如下：采用1台气化炉，耗煤量为2 250 t/d；气化压力2.8～3.0 MPa，水煤浆浓度为66.5%，气化剂中O₂纯度为95%，O₂喷射压力为4.0 MPa，气化炉冷煤气效率约为74.34%(HHV)；气化炉为全热回收型，利用辐射废锅和对流废锅回收高温粗合成气的显热，辐射废锅产生压力约10.4 MPa的饱和蒸汽，对流废锅产生压力约3.2 MPa的饱和蒸汽。在辐射废锅中粗煤气的温度从1 371 ℃降为704 ℃，在对流废锅中粗煤气的温度进一步降到482 ℃^[3]。Edwardsport电站则采用两台气化炉，单台耗煤量约2 328～2 600 t/d，两台气化炉生成的合成气分别送往两台容量为232 MW的GE 7FB燃气轮机发电^[4]。

GE-Texaco气化炉出现的主要问题及解决办法^[5]：(1)排渣锁斗堵塞。煤种变化是造成排渣锁斗堵塞的重要原因。保持煤种灰熔点稳定、严格控制气化操作温度等运行参数、适当改造排渣设备等措施可以防止排渣堵塞的发生；(2)辐射废锅和对流废锅因高温腐蚀发生泄漏、对流废锅出现管积灰堵塞。可通过改善气化炉运行状况、加强检查和吹灰等措施来解决以上问题；(3)水煤浆喷嘴、气化炉耐火砖寿命短，更换喷嘴和耐火砖降低了电站的可用率。一般水煤浆气化炉燃烧喷嘴的使用寿命仅2 ～ 3个月，每次更换喷嘴时至少要切换烧柴油3个小时，每一年左右要全部更换一次价格昂贵的耐火砖，更换时需改烧柴油2个月左右。气化炉可用率较低是GE-Texaco气化炉的固有不足。

Wabash River电站采用两段式水煤浆进料的E-Gas气化炉，气化炉的可靠性分别达到99.4%、98.8%(2012—2013年)。E-Gas气化炉的基本参数如下^[6]：采用两台气化炉，单台耗煤量2 500 t/d，一用一备；水煤浆浓度60%～63%，气化炉压力2.8 MPa，气化剂中O₂纯度为95%，燃用烟煤时冷煤气效率可提高到80%～81%。气化炉出口粗合成气的温度降低到900 ℃，不需要采用价格昂贵的辐射废锅，在火管式对流废锅中产生压力为11.13 MPa的饱和蒸汽。

Wabash River电站E-Gas气化炉出现的主要问题及解决办法^[5]：(1)曾出现连续排渣口堵塞的现象。通过严格执行运行操作规程、控制水煤浆质量可保证气化炉稳定运行；(2)合成气冷却器入口管道出现灰渣沉积，限制了机组运行时间。主要对策是改进对流冷却器前煤气管道的尺寸、形状，使煤气流速提高，减轻管道中大块沉积物的形成，或者在煤气冷却器入口管道上装设滤网，避免大块沉积物随气流进入煤气冷却器；(3) E-Gas气化炉同样属于水煤浆气化技术，气化喷嘴和炉膛耐火砖寿命短、需要频繁更换，气化炉的黑水处理系统需要进行改进，这些问题与GE-Texaco气化技术相似。

Buggenum电站采用1台Shell干粉煤气化炉，煤耗量2 000 t/d，O₂纯度为99%，碳转化率99%，冷煤气效率大于80%，气化温度1 500 ℃，气化压力2.6～2.8 MPa。气化炉内采用低温无灰煤气与热煤气掺混使热煤气降温至900 ℃，以保证气化炉出口煤气中的灰尘为固态。由于Shell气化炉良好的可靠性，Buggenum电站的整体可用率达到80%，电站连续稳定运行时间超过2 500个小时。此外，Buggenum电站的Shell气化炉同时成功实现煤/生物质混合燃料的气化，混合燃料中生物质的比重达到30%^[7]。

Buggenum电站Shell气化炉及其辅助系统的运行基本正常，可用率较高。在气化炉运行初期，电站没有重视气化用煤的采购，而是从邻近的燃煤电厂直接引进。气化煤种和燃料品质的变化导致Shell气化炉排渣锁斗堵塞和黑水处理系统的故障，并成为气化炉和电站关停的主要因素。在采取严格的煤种采购策略后，气化炉排渣锁斗堵塞和黑水处理系统的故障得到很好的解决^[7]。

Puertollano电站采用Prenflo干粉煤气化炉，气化压力为2.4～2.6 MPa，O₂喷射压力为3.3 MPa，气化炉日耗煤量为2 640 t/d，碳转化率为99.3%，冷煤气效率78%。与Shell炉不同，Prenflo气化炉气化剂O₂纯度为85%，可使空分系统能耗节省20%，厂用电耗率仅10.45%，干法除尘后的飞灰再循环至气化炉；利用气化炉产生的中压蒸汽和余热锅炉产生的低压蒸汽对煤进行干燥加热；增设粗煤气低温冷却器，充分利用煤气的显热，使气化系统的热煤气效率提高到95%^[8]。

Puertollano电站的运行实践证明，Prenflo气化技术具有良好的燃料适应性，适合气化高灰分的硬质煤和石油焦，并可以气化生物质燃料，并且气化合成气的热值几乎可以保持稳定。更重要的，该IGCC电站运行出现的关停几乎与气化系统无关^[8]。气化系统出现过的主要问题是压力供料锁斗下粉不畅，主要是因为在两级锁斗间有一根回流N₂的管子，由于管径设计太小，使N₂排气不畅而导致煤粉下落不连续。通过在回流管上增加一个文丘里抽气器、提高N₂回流的速度，可以成功使煤粉锁斗排气畅通、煤粉连续而均匀地下落。

日本Nakoso电站采用MHI两段式干粉煤空气气化炉，单炉耗煤量1 700 t/d。2007年9月气化炉点火启动并于2010年3月完成示范运行。该气化技术两级气化结构，下部是燃烧室(第一段)，上部是还原室(第二段)。气化过程熔化的炉渣可以顺畅地排出，并获得较高的碳转化率。气化炉产生的合成煤气含有一定数量的焦，这些焦由旋风分离器和多孔过滤器捕获，再送回气化炉，然后转化为合成煤气和炉渣。气化过程碳转化率高于99.8%，气化炉的炉渣中没有发现碳和微量元素的沥滤。气化合成煤气中尽管含有大量的氮气，但其热值还是足够的高，可以实现燃气轮机的稳定燃烧^[4,9]。总体来说，MHI气化炉在Nakoso电站获得了成功，该电站的供电效率达42.9%，比设计值高0.9个百分点。

我国华能Greengen IGCC电站采用西安热工研究院有限公司(TPRI)的两段式干粉煤气化炉，气化炉耗煤量达到2 000 t/d，气化压力3.0 MPa，气化温度1 300～ 1 500 ℃，气化碳转化率98%～99%，冷煤气效率80%～83%。该气化炉的特点是在气化炉下端的第一反应区煤粉与O₂、水蒸汽发生反应，在气化炉上部的第二反应区煤粉与水蒸汽、来自第一反应区的湿煤气发生反应；经循环冷煤气冷却后，二段反应区出口合成气温度大约降低到900 ℃，气化炉废热锅炉产生中压蒸汽，废热锅炉出口合成气的温度降为380 ℃。Greengen IGCC电站的TPRI气化炉是我国首台2 000 t/d规模的干粉煤气化炉，目前该电站及气化炉仍处于调试阶段^[4]。

表2给出了世界上正处于建设或规划中的主要燃煤IGCC电站的简况。表中3座IGCC电站分别采用了TRIG、Siemens、MHI(氧气气化)气化技术。本节分别介绍以上三种气化技术在IGCC电站中的应用情况。

美国Mississippi州在建的Kemper County IGCC电站采用两台TRIG干粉煤气化炉，气化装置由美国Southern Company和KBR公司联合开发，为加压循环流化床(输运床)气化技术。气化温度900～1 100 ℃，气化压力2MPa；Kemper County IGCC电站气化炉采用空气作为气化剂，可避免使用造价昂贵的空分装置；采用当地矿口褐煤为燃料，褐煤的水分含量为42%～50%，灰分含量8.6%～17%，硫含量0.35%～1.7%，低位热值为2 317～2 854 kcal/kg。电站煤炭总消耗量达12 500t/d，电站峰值发电容量达582 MW，并且将对气化合成气进行CO₂的燃烧前捕获(捕集量65%)。该电站2013年8月实现第一次辅助锅炉点火，8月28日和9月4日分别完成第一套、第二套燃气轮机的首次点火试验，2013年10月，蒸汽透平同步到电网。该电站计划2014年开始商业化试运行，目前正处于工程建设当中^[10]。

TRIG输运床气化的显著特点是高循环比率、高气速和高固气比，其优点是生产强度高、床内气固混合均匀、气固传热好^[11]。TRIG气化炉适合利用低成本的低阶煤(高水分、高挥发分、低热值)，采用非液态排渣，气化炉装置没有内件(内壁为耐火砖)、可靠性高(无需备用炉)，气化合成气不含焦油，既可以采用空气气化，又可以采用氧气气化，气化炉单炉处理煤量最高可达5 000 t/d。

Texas Clean Energy Project为典型的IGCC多联产工程项目，采用两台Siemens SFG-500干粉煤气化炉。Siemens气化技术是单喷嘴下喷式干煤粉加压气流床气化技术，气化炉燃料喷嘴位于气化炉的顶部，喷嘴为组合式。由于采用干煤粉进料、盘管式水冷壁，Siemens气化技术既扩大了气化煤种的范围，又避免了使用水煤浆气化炉耐火砖更换带来的麻烦。在Texas Clean Energy Project中，Siemens气化炉产生的合成气除了向电网输送200 MW的电力，合成气变换产生的约3×10⁶ t/a的CO₂气体(90%捕集量)将用于油田石油回收和生产尿素。该电站多联产项目脱硫率可达99%、脱汞率达95%、CO₂排放量只相当于天然气联合循环电厂(不进行碳捕获)排放量的20%～30%^[12]。

Hydrogen Energy California IGCC项目采用单台MHI干粉煤氧气气化炉^[12]，MHI气化炉的特点和优势包括：(1)采用干煤粉供料有利于提高气化温度、增大碳的转化率、冷煤气效率，并可以改善合成气可燃成分的组成。(2)气化炉内敷设膜式水冷壁，从中产生供给联合循环系统的蒸汽，有利于提高气化炉的可用率并减少维修费用。Hydrogen Energy California IGCC项目气化炉燃料为当地煤和炼油焦的混合物，消耗量达5 720 t/d。气化合成气一部分用于制氢和发电，另一部分用于生产合成肥料尿素。气化合成气进行燃烧前CO₂捕集(90%)，年捕集量达2.6×10⁶ t，所捕集的CO₂部分用于油田石油回收，部分用作尿素生产的原料。Hydrogen Energy California IGCC项目的发电容量最高可达300 MW，尿素的总产量可达2 208 t/d。该项目计划于2015年开始建设，2019年完工。

目前GE-Texaco、E-Gas、Shell、Prenflo、MHI、TPRI等气化技术都有大型IGCC电站的应用经验，气化炉煤耗量都可以达到2 000 t/d及以上，IGCC电站容量达到250 MW及以上。经过长期的运行调试，这些气化技术在IGCC电站中基本实现成功运行。TRIG、Siemens以及MHI氧气气化技术近期有望在进行燃烧前捕集CO₂的IGCC工程中实现商业化试运行，具有发展潜力。