Integriertes Gasifizierungs-Kombikraftwerk

Ein integriertes Gasifizierungs- und Kombikraftwerk ( IGCC ) ist eine Technologie, die Kohle und andere kohlenstoffbasierte Brennstoffe mithilfe eines Hochdruckvergasers in Synthesegas umwandelt . Dadurch können Verunreinigungen vor der Stromerzeugung aus dem Brennstoff entfernt werden , wodurch die Emissionen von Schwefeldioxid , Feinstaub, Quecksilber und in einigen Fällen auch Kohlendioxid reduziert werden. Einige dieser Verunreinigungen, wie beispielsweise Schwefel, lassen sich durch das Claus-Verfahren in wiederverwendbare Nebenprodukte umwandeln . Mit zusätzlicher Prozessausrüstung kann Kohlenmonoxid mittels Wassergas-Shift-Reaktion in Kohlendioxid umgewandelt werden , wodurch es abgeschieden und die Vergasungseffizienz gesteigert wird. Die überschüssige Wärme aus der Primärverbrennung und der Synthesegaserzeugung wird anschließend einem Dampfkreislauf zugeführt, der zusätzlichen Strom erzeugt. Dieses Verfahren führt im Vergleich zur konventionellen Kohlenstaubverbrennung zu einer verbesserten thermodynamischen Effizienz .

Kohle ist in den USA und vielen anderen Ländern reichlich vorhanden, und ihr Preis ist in den letzten Jahren relativ konstant geblieben. Von den traditionellen Kohlenwasserstoffbrennstoffen – Erdöl , Kohle und Erdgas – wird Kohle für 40 % der weltweiten Stromerzeugung genutzt. Der Verbrauch fossiler Brennstoffe und sein Beitrag zu den hohen CO₂ _- Emissionen werden aufgrund der negativen Auswirkungen des Klimawandels zu einem dringlichen Problem . Insbesondere enthält Kohle mehr CO₂ _pro BTU als Erdöl oder Erdgas und ist für 43 % der CO₂-Emissionen aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe verantwortlich _. Daher werden die geringeren Emissionen, die die IGCC-Technologie durch Vergasung und CO₂-Abscheidung vor der Verbrennung ermöglicht , als Lösungsansatz für die genannten Probleme diskutiert. ^{[ 1 ]}

Nachfolgend ein schematisches Flussdiagramm eines IGCC-Kraftwerks:

Durch das Vergasungsverfahren kann Synthesegas aus einer Vielzahl kohlenstoffhaltiger Ausgangsstoffe erzeugt werden, wie beispielsweise schwefelreicher Kohle, schweren Erdölrückständen und Biomasse .

Das Kraftwerk wird als integriert bezeichnet , da (1) das im Vergasungsprozess erzeugte Synthesegas als Brennstoff für die Gasturbine im Kombikraftwerk dient und (2) der von den Synthesegaskühlern im Vergasungsprozess erzeugte Dampf von der Dampfturbine im Kombikraftwerk genutzt wird. In diesem Beispiel wird das erzeugte Synthesegas als Brennstoff in einer Gasturbine verwendet, die Strom erzeugt. In einem herkömmlichen Kombikraftwerk wird die sogenannte Abwärme der Gasturbine in einem Abhitzedampferzeuger (HRSG) zur Dampferzeugung für den Dampfturbinenkreislauf genutzt. Ein IGCC-Kraftwerk verbessert den Gesamtwirkungsgrad, indem es den im Vergasungsprozess erzeugten Hochtemperaturdampf dem Dampfturbinenkreislauf zuführt. Dieser Dampf wird dann in Dampfturbinen zur Erzeugung zusätzlicher elektrischer Energie eingesetzt.

IGCC-Kraftwerke bieten gegenüber konventionellen Kohlekraftwerken Vorteile durch ihren hohen thermischen Wirkungsgrad , geringe Treibhausgasemissionen (ohne Kohlenstoffemissionen ) und die Fähigkeit, minderwertige Kohle zu verarbeiten. Zu den Nachteilen zählen höhere Investitions- und Wartungskosten sowie die Menge an freigesetztem CO₂ _ohne CO₂-Abscheidung vor der Verbrennung. ^{[ 2 ]}

• Die feste Kohle wird vergast, um Synthesegas (Synthesegas) zu erzeugen. Synthesegas entsteht durch die Vergasung von Kohle in einem geschlossenen, unter Druck stehenden Reaktor mit Sauerstoffmangel. Der Sauerstoffmangel bewirkt, dass die Kohle durch Hitze und Druck zersetzt wird, anstatt vollständig zu verbrennen. Die chemische Reaktion zwischen Kohle und Sauerstoff erzeugt ein Produkt, das ein Gemisch aus Kohlenstoff und Wasserstoff ist – Synthesegas. C _{_x} H _{_y} + (x/2)O _₂ → (x)CO + (y/2)H _₂
• Die bei der Synthesegasproduktion entstehende Wärme wird genutzt, um aus Kühlwasser Dampf zu erzeugen, der dann zur Stromerzeugung in Dampfturbinen eingesetzt wird.
• Das Synthesegas muss einem Vorverbrennungs- Trennverfahren unterzogen werden, um _CO₂ und andere Verunreinigungen zu entfernen und so einen reineren Kraftstoff zu erhalten. Für die Abtrennung der Verunreinigungen sind drei Schritte erforderlich: ^{[ 3 ]}

1. Wassergas-Shift-Reaktion . Die Reaktion, die in einem Wassergas-Shift-Reaktor abläuft, lautet: CO + H₂O → _{CO₂ +} H₂ . Dabei _entsteht ein Synthesegas mit einem höheren Anteil an Wasserstoff, das sich später im Verbrennungsprozess effizienter verbrennen lässt.${\displaystyle \rightleftharpoons }$
2. Physikalische Trennverfahren. Dies kann durch verschiedene Mechanismen wie Absorption, Adsorption oder Membrantrennverfahren erfolgen.
3. Trocknung, Komprimierung und Lagerung/Versand.

• Das entstehende Synthesegas treibt eine Gasturbine an , die Strom erzeugt. In diesem Stadium besteht das Synthesegas aus nahezu reinem Wasserstoff (H₂ ₎ .

Ein wesentlicher Nachteil der Kohleverbrennung ist die Emission von Kohlendioxid und Schadstoffen wie Schwefeldioxid, Stickoxiden, Quecksilber und Feinstaub. Fast alle Kohlekraftwerke nutzen die Kohlenstaubverbrennung. Dabei wird die Kohle gemahlen, um die Oberfläche zu vergrößern, verbrannt, um Dampf zu erzeugen, und dieser wird anschließend durch eine Turbine zur Stromerzeugung geleitet. Kohlenstaubkraftwerke können Kohlendioxid erst nach der Verbrennung abscheiden, wenn es verdünnt und schwerer zu trennen ist. Im Gegensatz dazu ermöglicht die Vergasung in IGCC-Kraftwerken die Abscheidung und Erfassung des konzentrierten und unter Druck stehenden Kohlendioxids vor der Verbrennung. Die Reinigung des Synthesegases umfasst Filter zur Entfernung grober Partikel, Wäschen zur Entfernung feiner Partikel und feste Adsorptionsmittel zur Quecksilberentfernung. Zusätzlich wird Wasserstoffgas als Brennstoff verwendet, das bei der Verbrennung keine Schadstoffe erzeugt. ^{[ 4 ]}

IGCC-Kraftwerke verbrauchen zudem weniger Wasser als herkömmliche Kohlekraftwerke. In einem Kohlekraftwerk wird Kohle verbrannt, um Dampf zu erzeugen, der anschließend in einer Dampfturbine zur Stromerzeugung genutzt wird. Der Abgasdampf muss dann mit Kühlwasser kondensiert werden, wobei Wasser durch Verdunstung verloren geht. Bei IGCC-Kraftwerken wird der Wasserverbrauch durch die Verbrennung in einer Gasturbine reduziert. Diese nutzt die erzeugte Wärme, um Luft zu expandieren und die Turbine anzutreiben. Dampf wird lediglich verwendet, um die Abwärme der Gasturbine für eine nachgeschaltete Dampfturbine aufzufangen. Derzeit besteht der größte Nachteil in den hohen Investitionskosten im Vergleich zu anderen Formen der Stromerzeugung.

Das vom US-Energieministerium (DOE) geförderte Demonstrationsprojekt für saubere Kohle ^{[ 5 ]} unterstützte den Bau von drei IGCC-Kraftwerken: dem Kraftwerk Edwardsport in Edwardsport, Indiana , dem Kraftwerk Polk in Tampa, Florida (online 1996) und dem Kraftwerk Pinon Pine in Reno, Nevada . Im Demonstrationsprojekt in Reno stellten Forscher fest, dass die damals übliche IGCC-Technologie nicht höher als 100 Meter über dem Meeresspiegel funktionierte. ^{[ 6 ]} Der DOE-Bericht in Referenz 3 erwähnt jedoch keinen Einfluss der Höhe, und die meisten Probleme hingen mit dem Feststoffabfallentsorgungssystem zusammen. Das Kraftwerk Polk ist nach Behebung der Anlaufschwierigkeiten im Demonstrationsprojekt inzwischen in Betrieb, das Projekt in Pinon Pine hingegen stieß auf erhebliche Probleme und wurde abgebrochen.

Die Clean Coal Power Initiative (CCPI Phase 2) des US-Energieministeriums wählte das Kemper-Projekt als eines von zwei Projekten aus, um die Machbarkeit emissionsarmer Kohlekraftwerke zu demonstrieren. Mississippi Power begann 2010 mit dem Bau des Kemper-Projekts in Kemper County, Mississippi, und plante die Inbetriebnahme für 2016, obwohl es zu zahlreichen Verzögerungen kam. ^{[ 7 ]} Im März wurde der geplante Termin erneut verschoben, von Anfang 2016 auf den 31. August 2016. Dies führte zu Mehrkosten von 110 Millionen US-Dollar und einer dreijährigen Verspätung des Projekts. Das Kraftwerk ist ein Vorzeigeprojekt zur CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCS), das Braunkohle verbrennt und die IGCC-Technologie mit Vorverbrennung nutzt. Die prognostizierte Emissionsabscheidungsrate liegt bei 65 %. ^{[ 8 ]}

Die erste Generation von IGCC-Kraftwerken verursachte zwar weniger Umweltverschmutzung als die damalige Kohletechnologie, belastete aber dennoch das Wasser. So verstieß beispielsweise die Wabash-Vergasungsanlage im Vigo County, Indiana, zwischen 1998 und 2001 gegen ihre Wassergenehmigung ^{[ 9 ]} , da sie Arsen, Selen und Cyanid emittierte. Wabash war bis 2016 kommerziell in Betrieb und sollte bis 2025 zu einer Anlage für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff und Ammoniak umgebaut werden. ^{[ 10 ] [ 11 ]}

IGCC gilt mittlerweile als bereit für die CO₂-Abscheidung und könnte potenziell zur Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid eingesetzt werden. ^{[ 12 ] [ 13 ]} (Siehe FutureGen ) Im polnischen Kędzierzyn wird demnächst ein emissionsfreies Kraftwerk mit angeschlossener Chemieanlage entstehen , das Kohlevergasungstechnologie mit CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCS) kombiniert. Diese Anlage war bereits geplant, doch seit 2009 gab es keine weiteren Informationen dazu. Weitere in Betrieb befindliche IGCC-Anlagen weltweit sind Alexander (ehemals Buggenum) in den Niederlanden, Puertollano in Spanien und JGC in Japan.

Das Projekt „Texas Clean Energy“ plante den Bau eines 400-MW-IGCC-Kraftwerks mit integrierter CO₂-Abscheidung, -Nutzung und -Speicherung (CCUS). Es wäre das erste Kohlekraftwerk in den USA gewesen, das IGCC mit einer 90%igen CO₂-Abscheidung und -Speicherung kombiniert hätte. Der Projektträger Summit Power meldete 2017 Insolvenz an. ^{[ 14 ]}

Im Vergleich zur herkömmlichen CO₂-Abscheidung nach der Verbrennung und verschiedenen Varianten gibt es mehrere Vor- und Nachteile ^{[ 15 ].}

Ein zentrales Problem bei der Implementierung von IGCC sind die hohen Investitionskosten, die die Wettbewerbsfähigkeit gegenüber anderen Kraftwerkstechnologien einschränken. Derzeit sind konventionelle Kohlekraftwerke die kostengünstigste Option. Der Vorteil von IGCC liegt in der einfachen Nachrüstung bestehender Kraftwerke, wodurch die hohen Investitionskosten kompensiert werden können . In einem Modell aus dem Jahr 2007 erwies sich IGCC mit CCS in allen Fällen als das kostengünstigste System. Dieses Modell verglich die geschätzten Stromgestehungskosten und ergab für IGCC mit CCS Kosten von 71,9 US-Dollar/MWh (Stand: 2005), für Kohlekraftwerke mit CCS Kosten von 88 US-Dollar/MWh (Stand: 2005) und für Gaskraftwerke mit CCS Kosten von 80,6 US-Dollar/MWh (Stand: 2005). Die Stromgestehungskosten reagierten deutlich empfindlich auf den Erdgaspreis und die Einbeziehung der Kosten für CO₂-Speicherung und -Transport. ^{[ 16 ]}

Der potenzielle Nutzen der Nachrüstung hat die Kosten von IGCC-Kraftwerken mit CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCS) bisher nicht ausgeglichen. Ein Bericht der US- Energieinformationsbehörde (EIA) aus dem Jahr 2013 zeigt, dass die Investitionskosten für IGCC-Kraftwerke mit CCS seit 2010 um 19 % gestiegen sind. Von den drei Kraftwerkstypen weisen Kohlekraftwerke mit CCS Investitionskosten von 5.227 US-Dollar (2012)/kW, IGCC-Kraftwerke mit CCS Investitionskosten von 6.599 US-Dollar (2012)/kW und Gaskraftwerke mit CCS Investitionskosten von 2.095 US-Dollar (2012)/kW auf. Die Kosten für Kohlekraftwerke und Gaskraftwerke haben sich seit 2010 nicht wesentlich verändert. Der Bericht führt den Kostenanstieg von 19 % bei IGCC-Kraftwerken auf aktuelle Informationen zu IGCC-Projekten zurück, deren Kosten das Budget überschritten und die Erwartungen übertroffen haben. ^{[ 17 ]}

Jüngste Aussagen in Regulierungsverfahren zeigen, dass die Kosten für IGCC doppelt so hoch sind wie von Goddell prognostiziert, nämlich zwischen 96 und 104 US-Dollar/MWh. ^{[ 18 ] [ 19 ]} Dabei sind die Kosten für CO₂-Abscheidung und -Speicherung noch nicht berücksichtigt (die Speicherung ist in Weyburn in Kanada (zur verbesserten Erdölgewinnung ) und in Sleipner in der Nordsee seit zehn Jahren eine ausgereifte Technologie im kommerziellen Maßstab) – die Abscheidung mit einer Rate von 90 % wird voraussichtlich zusätzliche Kosten von 30 US-Dollar/MWh verursachen. ^{[ 20 ]}

Das Kraftwerk Wabash war aufgrund von Problemen mit dem Vergaser immer wieder für längere Zeit außer Betrieb. Nachfolgende Projekte, wie beispielsweise das Mesaba-Projekt von Excelsior, verfügen über einen dritten Vergaser und eine integrierte Zuganlage.

Das IGCC-Kraftwerk in Polk County weist Konstruktionsmängel auf. Erstens wurde das Projekt aufgrund von Korrosion in der Kohleschlammleitung , die den Kohleschlamm aus den Waggons in den Vergaser beförderte, zunächst stillgelegt. Eine neue Beschichtung für die Leitung wurde entwickelt. Zweitens musste das Thermoelement nach weniger als zwei Jahren ausgetauscht werden, was darauf hindeutet, dass der Vergaser Probleme mit verschiedenen Einsatzstoffen hatte, von Steinkohle bis hin zu subbituminöser Kohle . Der Vergaser war jedoch auch für die Verarbeitung von Braunkohle niedrigeren Inkohlungsgrades ausgelegt. Drittens kam es aufgrund von Problemen mit der Feuerfestauskleidung zu ungeplanten Stillstandszeiten des Vergasers, deren Behebung kostspielig war. Der Vergaser wurde ursprünglich in Italien mit der halben Größe des in Polk gebauten Modells konstruiert. Neuere Keramikwerkstoffe könnten die Leistung und Lebensdauer des Vergasers verbessern. Das Verständnis der Betriebsprobleme des aktuellen IGCC-Kraftwerks ist unerlässlich, um die Konstruktion zukünftiger IGCC-Kraftwerke zu optimieren. (Polk IGCC-Kraftwerk, https://web.archive.org/web/20151228085513/http://www.clean-energy.us/projects/polk_florida.html .) Keim, K., 2009, IGCC – Ein Projekt zu Nachhaltigkeitsmanagementsystemen für die Neugestaltung und das Re-Image von Kraftwerken. (Dies ist ein unveröffentlichtes Papier der Harvard University.)

General Electric entwickelt derzeit ein IGCC-Modellkraftwerk, das eine höhere Zuverlässigkeit bieten soll. Das GE-Modell verfügt über fortschrittliche Turbinen, die für das Kohlesynthesegas optimiert sind. Die industrielle Vergasungsanlage von Eastman in Kingsport, Tennessee, nutzt einen Feststoffvergaser von GE Energy. Eastman, ein Fortune-500-Unternehmen, errichtete die Anlage 1983 ohne staatliche oder bundesstaatliche Subventionen und ist profitabel. ^{[ 21 ] [ 22 ]}

In Europa gibt es mehrere Raffinerie-basierte IGCC-Anlagen, die nach anfänglichen Anlaufphasen eine gute Verfügbarkeit (90–95 %) gezeigt haben. Mehrere Faktoren tragen zu dieser Leistung bei:

1. Keine dieser Anlagen verwendet Gasturbinen der fortschrittlichen Technologie (Typ F ).
2. Alle Raffinerieanlagen nutzen Raffinerierückstände anstelle von Kohle als Rohstoff. Dadurch entfallen die Kohleförderung und -aufbereitung sowie die damit verbundenen Probleme. Zudem entsteht im Vergaser deutlich weniger Asche, was den Reinigungsaufwand und die Ausfallzeiten in den Gaskühlungs- und Reinigungsphasen reduziert.
3. Diese Anlagen, die nicht der Energieversorgung dienen, haben die Notwendigkeit erkannt, das Vergasungssystem wie eine vorgelagerte chemische Verarbeitungsanlage zu behandeln, und haben ihr Betriebspersonal entsprechend umstrukturiert.

Ein weiteres Erfolgsbeispiel für IGCC-Kraftwerke ist das 250-MW-Kraftwerk Buggenum in den Niederlanden, das 1994 in Betrieb genommen und 2013 stillgelegt wurde ^{[ 23 ]} und eine gute Verfügbarkeit aufwies. Dieses kohlebasierte IGCC-Kraftwerk war ursprünglich für die Nutzung von bis zu 30 % Biomasse als ergänzenden Brennstoff ausgelegt. Der Betreiber NUON erhielt von der Regierung eine Prämie für die Nutzung der Biomasse. NUON hat in den Niederlanden ein 1.311-MW-IGCC-Kraftwerk errichtet, das aus drei 437-MW-GuD-Kraftwerksblöcken besteht. Das IGCC-Kraftwerk Nuon Magnum wurde 2011 in Betrieb genommen und im Juni 2013 offiziell eröffnet. Mitsubishi Heavy Industries erhielt den Zuschlag für den Bau des Kraftwerks. ^{[ 24 ]} Nach einer Vereinbarung mit Umweltorganisationen ist es NUON bis 2020 untersagt, im Kraftwerk Magnum Kohle und Biomasse zu verbrennen. Aufgrund der hohen Gaspreise in den Niederlanden sind derzeit zwei der drei Blöcke außer Betrieb, während der dritte Block nur schwach ausgelastet ist. Der relativ niedrige Wirkungsgrad des Kraftwerks Magnum von 59 % führt dazu, dass effizientere GuD-Kraftwerke (wie das Kraftwerk Hemweg 9) als Reservekraftwerke bevorzugt werden.

Eine neue Generation von Kohlekraftwerken auf IGCC-Basis wurde vorgeschlagen, obwohl sich noch keines im Bau befindet. Projekte werden in den USA von AEP , Duke Energy und Southern Company entwickelt, in Europa von ZAK/PKE , Centrica (Großbritannien), E.ON und RWE (beide Deutschland) sowie NUON (Niederlande). In Minnesota ergab eine Analyse des Handelsministeriums, dass IGCC die höchsten Kosten verursacht und ein Emissionsprofil aufweist, das nicht wesentlich besser ist als das von Kohlenstaub. In Delaware kamen die Analysen der Delmarva-Halbinsel und staatlicher Berater im Wesentlichen zu denselben Ergebnissen.

Die hohen Kosten von IGCC-Kraftwerken stellen das größte Hindernis für deren Integration in den Strommarkt dar. Dennoch gehen die meisten Führungskräfte der Energiebranche davon aus, dass eine Klimaschutzregulierung bald in Kraft treten wird. Sowohl im Repräsentantenhaus als auch im Senat werden erneut Gesetzesentwürfe zur CO₂-Reduzierung eingebracht, und angesichts der demokratischen Mehrheit ist es wahrscheinlich, dass der nächste Präsident verstärkt auf eine Klimaschutzregulierung drängen wird. Auch die Entscheidung des Obersten Gerichtshofs, die die EPA zur Regulierung von CO₂ verpflichtet (Commonwealth of Massachusetts et al. v. Environmental Protection Agency et al.)[20], spricht dafür, dass zukünftige Klimaschutzvorschriften eher früher als später in Kraft treten werden. Mit CO₂-Abscheidung würden die Stromkosten eines IGCC-Kraftwerks um etwa 33 % steigen. Bei einem Erdgas-CC-Kraftwerk läge der Anstieg bei etwa 46 % und bei einem Kohlekraftwerk bei etwa 57 %. ^{[ 25 ]} Dieses Potenzial für eine kostengünstigere CO₂-Abscheidung macht IGCC zu einer attraktiven Option, um kostengünstige Kohle in einer Welt mit begrenzten CO₂-Emissionen als Brennstoffquelle zu erhalten. Die Branche benötigt jedoch noch deutlich mehr Erfahrung, um die Risikoprämie zu senken. IGCC mit CCS erfordert eine Art Mandat, einen höheren CO2-Marktpreis oder einen regulatorischen Rahmen, um die Branche angemessen zu incentivieren. ^{[ 26 ]}

In Japan betreiben Energieversorgungsunternehmen in Zusammenarbeit mit Mitsubishi Heavy Industries seit Anfang der 1990er-Jahre ein IGCC-Pilotkraftwerk mit einer Kapazität von 200 t/d. Im September 2007 nahmen sie in Nakoso ein 250-MW-Demonstrationskraftwerk in Betrieb. Es wird ausschließlich mit trockener, luftgeblasener Kohle (nicht mit Sauerstoff) betrieben. Verbrennt wird PRB-Kohle mit einem Anteil an unverbranntem Kohlenstoff von unter 0,1 % und ohne nachweisbare Auswaschung von Spurenelementen. Es kommen sowohl Turbinen des Typs F als auch des Typs G zum Einsatz . (Siehe Link zu gasification.org unten.)

Die nächste Generation von IGCC-Kraftwerken mit CO₂ _- Abscheidungstechnologie wird voraussichtlich einen höheren thermischen Wirkungsgrad aufweisen und dank vereinfachter Systeme im Vergleich zu konventionellen IGCC-Kraftwerken die Kosten senken. Das Hauptmerkmal ist, dass sie anstelle von Sauerstoff und Stickstoff zur Kohlevergasung Sauerstoff und CO₂ verwenden _. Der Hauptvorteil liegt in der Möglichkeit, den Kaltgaswirkungsgrad zu verbessern und den Anteil an unverbranntem Kohlenstoff (Koks) zu reduzieren.

Als Referenzwert für die Kraftwerkseffizienz:

• Mit einer Frame-E-Gasturbine, 30-bar-Quenchgaskühlung, Kaltgasreinigung und einem zweistufigen HRSC ist es möglich, einen Energieeffizienzgrad von rund 38 % zu erreichen .
• Mit einer Frame F Gasturbine, einem 60 bar Quench-Vergaser, Kaltgasreinigung und einem 3-stufigen +RH HRSC ist es möglich, einen Energieeffizienzgrad von rund 45% zu erreichen.
• Die jüngsten Entwicklungen bei Frame-G-Gasturbinen, die Integration von Luft aus der Luftzerlegungsanlage und die Hochtemperaturentschwefelung könnten die Leistung noch weiter steigern. ^{[ 27 ]}

Das aus dem Abgas einer Gasturbine extrahierte CO₂ _wird in diesem System genutzt. Durch den Einsatz eines geschlossenen Gasturbinensystems, das das CO₂ durch direkte Kompression und Verflüssigung abscheiden kann, _entfällt die Notwendigkeit eines separaten Abscheide- und Abscheidungssystems. ^{[ 28 ]}

_{Die CO₂} -Abscheidung vor der Verbrennung ist aufgrund der hohen CO₂-Konzentration nach der Wassergas-Shift-Reaktion und des hohen Drucks des Synthesegases deutlich einfacher als die CO₂-Abscheidung aus dem Rauchgas nach der Verbrennung _. Bei der Vorverbrennung in IGCC-Kraftwerken ist der CO₂-Partialdruck _{fast 1000} -mal höher als im Rauchgas nach der Verbrennung. ^{[ 29 ]} Aufgrund der hohen CO₂-Konzentration _vor der Verbrennung werden physikalische Lösungsmittel wie Selexol und Rectisol für die CO₂-Abscheidung gegenüber chemischen Lösungsmitteln bevorzugt _. Physikalische Lösungsmittel absorbieren die sauren Gase, ohne dass eine chemische Reaktion wie bei herkömmlichen aminbasierten Lösungsmitteln erforderlich ist. Das Lösungsmittel kann anschließend regeneriert und das CO₂ _durch Druckreduzierung desorbiert werden. Der größte Nachteil physikalischer Lösungsmittel ist die Notwendigkeit, das Synthesegas vor der Abtrennung zu kühlen und anschließend für die Verbrennung wieder zu erhitzen. Dies verbraucht Energie und verringert die Gesamteffizienz der Anlage. ^{[ 29 ]}

Nationale und internationale Prüfnormen dienen der Standardisierung der Verfahren und Definitionen für die Prüfung von IGCC-Kraftwerken. Die Auswahl der anzuwendenden Prüfnorm erfolgt in Vereinbarung zwischen Käufer und Hersteller und hat Auswirkungen auf die Auslegung des Kraftwerks und der zugehörigen Systeme. In den Vereinigten Staaten veröffentlichte die American Society of Mechanical Engineers (ASME ) im Jahr 2006 die Leistungsprüfnorm für IGCC-Kraftwerke (PTC 47). Diese beschreibt Verfahren zur Bestimmung von Menge und Qualität des Brenngases anhand von Durchflussrate, Temperatur, Druck, Zusammensetzung, Heizwert und Schadstoffgehalt. ^{[ 30 ]}

Im Jahr 2007 forderte die Generalstaatsanwaltschaft des Bundesstaates New York die vollständige Offenlegung der „finanziellen Risiken durch Treibhausgase“ gegenüber den Aktionären von Stromerzeugungsunternehmen, die den Bau von IGCC-Kohlekraftwerken planten. „Jede der zahlreichen neuen oder wahrscheinlichen regulatorischen Initiativen zur Reduzierung von CO₂-Emissionen _aus Kraftwerken – darunter staatliche CO₂-Vorschriften, die EPA-Verordnungen gemäß dem Clean Air Act oder die Verabschiedung bundesstaatlicher Klimaschutzgesetze – würde die Kosten der CO₂-intensiven Kohleverstromung erheblich erhöhen.“ ^{[ 31 ]} Die US-Senatorin Hillary Clinton aus New York schlug vor, diese vollständige Risikooffenlegung für alle börsennotierten Energieunternehmen landesweit verpflichtend zu machen. ^{[ 32 ]} Diese transparente Offenlegung hat begonnen, das Interesse von Investoren an der Entwicklung von Kohlekraftwerken aller Art, einschließlich IGCC-Anlagen, zu verringern.

Senator Harry Reid (Mehrheitsführer im US-Senat 2007/2008) erklärte auf dem Clean Energy Summit 2007, er werde alles in seiner Macht Stehende tun, um den Bau der geplanten neuen IGCC-Kohlekraftwerke in Nevada zu verhindern. Reid forderte die Energieversorger Nevadas auf, in Solarenergie , Windenergie und Geothermie statt in Kohletechnologien zu investieren. Er betonte, die globale Erwärmung sei Realität, und allein ein geplantes Kohlekraftwerk würde durch die Verbrennung von sieben Millionen Tonnen Kohle pro Jahr dazu beitragen. Die langfristigen Gesundheitskosten wären viel zu hoch, behauptete er (Quelle nicht angegeben). „Ich werde alles tun, um diese Kraftwerke zu stoppen“, sagte er. „Es gibt keine saubere Kohletechnologie . Es gibt zwar sauberere Kohletechnologien, aber keine wirklich saubere Kohletechnologie.“ ^{[ 33 ]}

• Relative Kosten des von verschiedenen Quellen erzeugten Stroms
• Umweltauswirkungen der Kohleindustrie
• Integrierter Brennstoffzellenzyklus zur Vergasung
• Erdgas als Ersatz

• Huntstown: Irlands effizientestes Kraftwerk @ Siemens Power Generation Website
• Erdgas-Kombikraftwerke mit Gasturbinenantrieb, Northwest Power Planning Council, Neue Ressourcencharakterisierung für den fünften Energieplan, August 2002
• Kombinierte Solarenergie