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目前我国己具备向IGCC电站提供关键技术的能力。以自主的IGCC示范电站为依托，开发具有自主知识产权的关键技术，建设以自主技术为主的IGCC电站，既可以大幅度降低IGCC的造价，又可利用示范工程带动自主技术的发展．使我国在IGCC关键技术方面得到跨越式发展。自主的IGCC示范电站将成为我国的IGCC技术发展的试验基地和发展基础。
国外燃气净化的发展和现状
天然气净化硫回收装置
最近十余年来，在国外最值得关注的硫磺回收和尾气处理工艺主要有：超级Claus[3-4]、Clinsulf-SDP、改进型CBA和LT-SCOT等[5]。
（1） 超级Claus硫磺回收工艺
荷兰Jacobs公司开发了超级Claus法，并于1988年实现了工业化。1990年后，超级Claus法又在低温氧化催化剂方面取得了重要突破，降低了反应器的入口温度和过程气再热的能耗，使该工艺迅速得以推广。超级Claus硫磺回收工艺是在常规Claus工艺基础上添加一个选择性催化氧化反应段，将来自最后一级Claus段的过程气中残留H2S选择氧化为元素硫，兼具了硫磺回收和尾气处理双重功效，可使硫磺回收率提高到99%以上。此外，该工艺以硫化氢过量的方式运转，对过程气中H2S:SO2比例不敏感，装置操作性能得到了较大提高。但该工艺使用的催化剂价格昂贵，易受硫酸盐化的冲击，可能造成催化活性的大幅度降低，快速地缩短催化剂寿命。
（2) 亚露点硫磺回收工艺
将硫磺回收与尾气处理结合一体的亚露点硫磺回收工艺是近年来硫磺回收技术发展的重要方向。由于受气相中硫露点的限制，传统Claus工艺最低操作温度通常控制在180～200℃。20世纪70年代开发成功的冷床吸附(CBA)法首次突破了亚露点对操作温度的限制，使Claus工艺在低于硫露点的温度下进行，硫磺回收率得到了一定程度的提高。目前，CBA工艺的最新进展是开发出一种新型的、双CBA段的改良三反应器CBA工艺，可使总硫回收率达到98.5%～99.2%[6]。20世纪80年代，加拿大Mineral和Chemical Resource公司联合推出了MCRC工艺，由常规Claus段和MCRC催化反应段组成，在硫蒸气露点温度下进行反应，有利于H2S与SO2反应的化学平衡，其H2S转化率甚至可以接近理论计算值。最近，一种将等温反应器和亚露点硫磺回收技术结合在一起的新工艺Clinsulf-SDP法引起了广泛兴趣，其优点在于它通过外部冷媒移走反应热，使反应器床层温度保持恒定，简化了预冷却-吸附-再生的程序[7]，并使选择更低的亚露点温度成为可能。采用两级反应器的Clinsulf-SDP工艺就可使总硫回收率达到99.2%～99.5%。
（3) SCOT尾气处理工艺
SCOT法是Shell公司开发的尾气处理工艺，其基本原理是将Claus尾气先加氢，然后用醇胺溶液进行选吸脱硫，再将提浓的H2S返回到Claus段，其净化尾气中H2S的质量浓度小于450mg/m3，总硫回收率可达99.8%以上，是目前净化程度最高的尾气处理技术，但其设备投资和操作费用较高。近年来，Shell公司和Axenc公司相继开发出各自的低温加氢催化剂(Shell 234和TG 107)，并在此基础上开发出了低温SCOT尾气处理工艺(LT-SCOT)[8-9]，简化了加氢预热段的操作，减小了加氢反应器下游设备的负荷，降低了装置能耗、操作费用和设备投资，是一个具有良好发展前景的尾气处理新技术。
2 整体煤气化联合循环系统技术
在国外，I G C C是在7 O 年代初西方国家石油危机时期开始研究的。第一座IGCC示范装置是1972年在西德Lǔnen的Kellerman电厂建立的，功率为160MW。
1984年5月，世界上第一座真正试运行成功的美国Cool Water IGCC电站成功地验证了IGCC的可行性，该电站采用以水煤浆进料的Texaco 气流床气化技术，净功率为93MW，累计运行25000h，供电效率为31.2％(HHV)。该电站的成功运行，彻底地解决了燃煤电站固有的污染物排放严重的问题，被誉为当时最清洁的燃煤电站。