丁 先，李汪繁，馬達(dá)夫

（上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計(jì)研究院有限責(zé)任公司，上海 200240）

近年來，國際社會愈發(fā)關(guān)注以CO2為主的溫室氣體排放對全球氣候變化帶來的威脅，中國、歐盟、日本、加拿大及南非等有關(guān)國家或經(jīng)濟(jì)體已結(jié)合自身實(shí)際作出了碳減排承諾[1-2]。中國作為能源消耗大國，2021年碳排放量約100億t，約占全球碳排放量的30%[3]，燃煤電站作為基礎(chǔ)能源，截至2020年底，煤電裝機(jī)容量約10.8 億kW，約占全國電力總裝機(jī)的49%，發(fā)電量占比約61%[4]，年產(chǎn)生碳排放約40億t，占全國碳排放量40%左右[5]。因此，在現(xiàn)階段新能源發(fā)電有效容量相對較低的情況下，煤電低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展將成為實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的重要一環(huán)。

對燃煤機(jī)組而言，碳減排的途徑主要包括：1）末端治理，利用碳捕集技術(shù)在煙氣排放端捕集部分CO2；2）過程控制，提高機(jī)組運(yùn)行效率；3）源頭減量，部分燃用或者完全燃用無碳燃料，因其利用現(xiàn)有設(shè)施進(jìn)行相對較小的改造即可實(shí)現(xiàn)，可考慮成為煤電機(jī)組實(shí)現(xiàn)大幅碳減排的重要途徑之一。

國內(nèi)外目前關(guān)于無碳燃料替代方面的報(bào)道主要集中于氨和氫，而氨在生產(chǎn)、運(yùn)輸、儲存和利用等方面具有相對更為完備的供應(yīng)鏈技術(shù)?，F(xiàn)有關(guān)于氨燃料的綜述或涉及不同應(yīng)用場景的技術(shù)探討[6-9]，或側(cè)重介紹氨燃燒機(jī)理與燃燒基礎(chǔ)研究[10-11]，但針對燃煤機(jī)組耦合氨的燃燒特性與燃料成本分析鮮有報(bào)道。本文調(diào)研了國內(nèi)外該研究領(lǐng)域的最新進(jìn)展，綜述摻氨對鍋爐燃燒性能的影響，對比分析了“無碳氨”的生產(chǎn)技術(shù)及成本，并針對某330 MW燃煤機(jī)組計(jì)算了機(jī)組耦合氨燃料的碳減排潛力、熱力性能變化及不同碳減排方式的成本，相關(guān)結(jié)論可供燃煤機(jī)組摻氨燃燒的研究及實(shí)踐參考。

1 氨燃料特性分析

1.1 理化性質(zhì)

目前在燃煤鍋爐摻燒氣體燃料方面的報(bào)道主要有氨、氫和甲烷，表1列舉對比了這3種燃料的主要理化性質(zhì)，總結(jié)歸納出氨在發(fā)揮無碳燃料作用時(shí)的主要優(yōu)點(diǎn)包括[9,12-13]：

表1 氨、氫和甲烷燃料主要理化性質(zhì)對比[20-21]Tab.1 Comparison of physical and chemical properties between and among NH3, H2 and CH4[20-21]

1）體積能量密度高。在液態(tài)儲存條件下，NH3的體積能量密度為11 280 MJ/m3，比H2高約32%；在常溫常壓下，NH3的體積能量密度為13.72 MJ/m3，比H2高約43%。因此在儲存和釋壓燃燒過程中，氨燃料所需空間均比氫大幅減少。

2）易儲存和運(yùn)輸。氨的液化條件相較氫和甲烷更易實(shí)現(xiàn)，常溫下僅需加壓至1 MPa，可大幅節(jié)省儲運(yùn)成本。

3）辛烷值高。氨具有良好的抗爆性能，有利于氨燃料使用過程中的安全性。

1.2 燃燒特性

在燃燒特性方面，氨燃料可實(shí)現(xiàn)清潔燃燒，無COx和SOx等溫室氣體生成。氨燃料的空燃比分別為甲烷燃料和氫燃料的35.24%、17.62%，即單位質(zhì)量燃料需要較少的助燃空氣，可節(jié)省部分輔助設(shè)備的能量消耗。另外，氨燃料的低位發(fā)熱量LHV分別為甲烷燃料和氫燃料的37.60%、15.67%，但根據(jù)文獻(xiàn)[13]中提出的基于空氣/燃料混合氣體的低位發(fā)熱量LHVst來看，氨燃料分別為甲烷燃料和氫燃料的96.72%、78.64%，相對差異較小。

當(dāng)然，氨燃料也存在一定不足[14-16]：

1）蒸發(fā)潛熱高。蒸發(fā)潛熱高達(dá)1 370 kJ/kg，在燃燒過程中需要吸收部分熱量；

2）燃燒速度較慢。常溫常壓下燃燒速度僅為7 cm/s，對燃燒效率有一定的負(fù)面影響；

3）最小點(diǎn)火能較大，存在著火困難現(xiàn)象；

4）可燃極限范圍較窄，過量空氣系數(shù)范圍要求在0.63～1.4之間，即在富氧或貧氧環(huán)境下可能出現(xiàn)失火現(xiàn)象；

5）氮元素?cái)y帶量較高，質(zhì)量比高達(dá)82%，存在氮氧化物排放過高隱患。但在富氧條件下[15,17]或者在燃燒過程中添加其他易燃燃料（氫、甲烷等）[18-19]可有效改善其燃燒特性。

1.3 理論煙氣排放量

為對比分析燃煤機(jī)組摻燒不同替代燃料的理論煙氣排放量變化，選取某煙煤[22]和氨、氫、甲烷燃料計(jì)算單位熱值燃料理論煙氣排放量，如圖1所示。

圖1 不同燃料的單位熱值燃料理論煙氣排放量Fig.1 Theoretical flue gas emission per unit calorific value of different fuels

由圖1可見：燃煤機(jī)組中每摻燒1 MJ氨或氫等無碳燃料可減排CO2約0.1 kg，與此同時(shí)，煙氣中生成的水分也會增多，燃煤鍋爐會相應(yīng)增加排煙損失，而每摻燒1 MJ甲烷僅可減排CO2約0.017 kg；從煙氣總量角度來看，單位熱值的氨燃燒后煙氣質(zhì)量與煤相差不大，而氫燃燒后的煙氣質(zhì)量相對煤來說減少約21%。若進(jìn)一步計(jì)算燃煤機(jī)組摻燒無碳燃料20%（熱量比值，下同）時(shí)煙氣流速的變化（標(biāo)況），摻氫時(shí)相對純?nèi)济簳r(shí)減小約1%，而摻氨則增大4%左右。

2 燃煤機(jī)組耦合氨燃燒特性

鑒于氨與鍋爐設(shè)計(jì)燃料的性質(zhì)差異較大，燃煤機(jī)組耦合氨燃燒過程中對爐內(nèi)燃燒特性的影響主要包括：1）氨燃燒反應(yīng)較慢，存在火焰不穩(wěn)定的隱患；2）氨攜帶大量氮元素，存在爐膛出口NOx濃度過高的隱患；3）氨燃燒溫度相對較低，存在飛灰含碳量過高的隱患。不少學(xué)者已在以上3方面開展過計(jì)算模擬與實(shí)驗(yàn)研究。

2.1 燃燒穩(wěn)定性

在數(shù)值計(jì)算方面，Zhang等人[23]通過三維數(shù)值模擬研究了摻氨比例對爐內(nèi)燃燒特性的影響，NH3由煤粉燃燒器中心射入，摻氨比例為0～80%，結(jié)果表明隨著摻氨比例的增加，NH3噴射速度增加，火焰形狀也發(fā)生很大的變化。當(dāng)摻氨比例大于40%時(shí)，高流速的NH3會穿透火焰的回流區(qū)，火焰由“花瓣?duì)睢弊優(yōu)椤凹?xì)長狀”，而當(dāng)摻氨比例小于20%時(shí)，火焰形狀較純?nèi)济簳r(shí)變化不大。

在中試試驗(yàn)方面，Yamamoto等人[24]針對給煤量為100 kg/h的臥式單燃燒器，研究了摻氨比例與氨射入位置對燃燒室內(nèi)燃燒特性的影響，摻氨比例為0～20%，結(jié)果表明在摻氨比例為5%和10%時(shí)，對燃燒性能影響較小，在摻氨比例為15%和20%時(shí)，通過調(diào)整摻氨的位置可以有效改善燃燒性能與純?nèi)济合喈?dāng)；日本IHI公司在10 MW試驗(yàn)臺上實(shí)現(xiàn)摻氨20%，燃燒穩(wěn)定，爐膛出口煙氣各參數(shù)與純?nèi)济合嗖畈淮?，且無未燃NH3排放，認(rèn)為在燃煤鍋爐中摻燒一定比例的氨是安全可行的[25]，該公司已對外宣布將與JERA公司合作在2025年前實(shí)現(xiàn)1 000 MW燃煤機(jī)組摻氨20%。

2.2 NOx排放

諸多研究表明，NH3注入爐膛的位置、方式和摻氨比例3個(gè)因素對爐膛出口NOx濃度影響較大。

針對氨注入位置的影響，Ishihara等人[26-27]利用化學(xué)動力學(xué)軟件Chemkin模擬了1 000 MW燃煤鍋爐摻燒氨燃料，對比分析了在燃燒器內(nèi)、主燃區(qū)及燃盡區(qū)3個(gè)噴氨位置對爐膛出口NOx濃度的影響。結(jié)果表明，在主燃區(qū)噴氨時(shí)NO的排放最低，甚至低于純?nèi)济簳r(shí)的NO排放。主要原因包括：1）主燃區(qū)為低O2濃度的還原性環(huán)境，NO生成量相對較低；2）NH3的射入會降低主燃區(qū)溫度，從而減少熱力型NO的生成[28]；3）由于主燃區(qū)的溫度較高，且噴入的氣體燃料NH3會優(yōu)先于固體燃料煤粉與氧氣發(fā)生反應(yīng)并生成部分NO，而析出揮發(fā)分物質(zhì)后的焦炭會與NO發(fā)生異相還原反應(yīng)，將部分NO還原為N2，焦炭則氧化為CO。

針對氨射入方式的影響，Tamura等人[29]基于天然氣噴槍對管徑和噴口尺寸進(jìn)行部分調(diào)整，在某1.2 MW煤粉爐上實(shí)驗(yàn)了A（80°、3.1 mm）、B（40°、6.4 mm）、C（80°、9.0 mm）3種不同噴射角度或噴口孔徑的噴槍結(jié)構(gòu)，每根噴槍頂端一周均勻布置6個(gè)噴口，并安裝于一次風(fēng)內(nèi)。通過煙氣成分測量顯示，純?nèi)济汗r爐膛出口NOx摩爾分?jǐn)?shù)約為0.13‰，使用B結(jié)構(gòu)工況NOx濃度與純?nèi)济汗r相當(dāng)，而使用A和C結(jié)構(gòu)工況NOx濃度分別高于純?nèi)济汗r30%和20%。分析原因認(rèn)為，噴槍B角度小，將氨射入還原性氣氛下的回流區(qū)，抑制了NOx生成，而噴槍A和C均因角度過大射入回流區(qū)外圍的富氧環(huán)境中，噴槍A因射速更大所處環(huán)境較噴槍C氧濃度更高，造成煙氣中NOx濃度升高。

針對摻氨比例的影響，Zhang等人[23]研究表明，當(dāng)摻氨比例在20%及以下時(shí)，爐膛出口NOx濃度較純?nèi)济簳r(shí)略有上升，其中摻氨比例從0增至10%時(shí)，NOx摩爾分?jǐn)?shù)約由0.15‰增至0.20‰，而當(dāng)摻氨比例從10%增至20%時(shí)，NOx摩爾分?jǐn)?shù)減至0.17‰左右。當(dāng)摻氨比例大于20%時(shí)，NOx摩爾分?jǐn)?shù)開始單調(diào)遞減至低于純?nèi)济汗r，當(dāng)摻氨比例為80%時(shí)，NOx摩爾分?jǐn)?shù)減至0.025‰。但是，當(dāng)摻氨比例大于40%時(shí)，爐膛出口未反應(yīng)的NH3和飛灰含碳量有明顯上升現(xiàn)象。

2.3 飛灰含碳量

圖2為燃煤機(jī)組摻氨燃燒時(shí)爐膛出口飛灰含碳量wfh相對純?nèi)济汗r時(shí)爐膛出口飛灰含碳量wfh,0的變化情況。

圖2 摻氨燃燒相對純?nèi)济汗r的爐膛出口飛灰含碳量變化Fig.2 Change curve of carbon content in fly ash at the furnace outlet when ammonia is co-fired

由圖2可見，雖然2篇文獻(xiàn)采用的計(jì)算方法存在較大差異，但總體來說wfh/wfh,0隨著摻氨比例的增加呈上升趨勢，當(dāng)摻氨比例為20%時(shí)，wfh相對wfh,0增加了20%～60%，造成鍋爐機(jī)械不完全燃燒損失增大，其原因應(yīng)是摻氨后爐內(nèi)火焰溫度降低所致，相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)[23]顯示，當(dāng)摻氨比例為20%時(shí)爐膛出口煙氣溫度由1 011 ℃降至973 ℃。

綜上所述可認(rèn)為：從有效降低燃煤機(jī)組碳排放的角度來看，氨可以作為一種可行的替代燃料；若采用合適的流速與方式將20%以下的氨射入爐內(nèi)相對低O2濃度、高NOx濃度的區(qū)域，可實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定燃燒，NH3除作為燃料燃燒外，亦可作為還原劑還原煙氣中部分NOx；鍋爐燃燒系統(tǒng)及噴氨裝置等部分的優(yōu)化設(shè)計(jì)師燃煤機(jī)組實(shí)施摻氨改造的重點(diǎn)。目前國內(nèi)部分高等院校、科研機(jī)構(gòu)及制造企業(yè)等單位已在燃煤鍋爐摻氨的燃燒方法等方面開展技術(shù)研究[30]、專利布局[31]及應(yīng)用探索[32]。

3 燃煤機(jī)組耦合氨熱力計(jì)算

為定量分析燃煤機(jī)組耦合氨燃料的碳減排量和熱力性能變化，選取某設(shè)計(jì)燃用褐煤的330 MW機(jī)組鍋爐為研究對象，進(jìn)行碳減排量和熱力性能計(jì)算。所選用褐煤的理化性質(zhì)見表2。

表2 選用煤種的理化性質(zhì)Tab.2 Physical and chemical properties of the selected coal

3.1 碳減排量

為對比分析純?nèi)济汉蛽桨?0% 2種工況下的碳排放情況，選取鍋爐運(yùn)行的計(jì)算邊界條件如下：機(jī)組年運(yùn)行小時(shí)y=4 500 h；機(jī)組效率η=40%；脫硫效率η(SO2)=98.2%；灰渣中未燃碳占比C'=1%。計(jì)算過程見表3，由表3可看出，在爐內(nèi)燃燒環(huán)節(jié)，預(yù)計(jì)節(jié)省燃煤約16.77萬t/a，增加氨燃料消耗約14.22萬t/a，可減少碳減排約26.71萬t/a；在脫硫環(huán)節(jié)，因減少了入爐燃料中的硫含量，可減少SO2生成約234.77 t/a，又因脫硫過程中會產(chǎn)生一定量的碳排放，脫硫過程如式(1)和式(2)所示，即預(yù)計(jì)減少碳排放約158.50 t/a，節(jié)省石灰石（CaCO3質(zhì)量分?jǐn)?shù)90%）約400.25 t/a。

表3 燃煤機(jī)組摻氨20%減污降碳計(jì)算Tab.3 Calculation of carbon reduction by adding 20% ammonia in coal-fired units

綜合考慮2個(gè)主要的碳排放環(huán)節(jié)，預(yù)計(jì)摻氨20%可實(shí)現(xiàn)年碳減排約26.73萬t，碳排放強(qiáng)度由899.88 g/(kW·h)降至719.90 g/(kW·h)，下降約20%。

3.2 熱力性能

結(jié)合圖2中不同摻氨比例下的wfh/wfh,0（wfh,0根據(jù)實(shí)爐試驗(yàn)選取為0.2%）計(jì)算得到不同摻氨比例下的鍋爐熱效率、煙氣流量與溫度等變化，如圖3所示。計(jì)算方法及有關(guān)假設(shè)如下：

1）假設(shè)過量空氣系數(shù)為1.2，分別計(jì)算不同摻氨比例下完全燃燒后所產(chǎn)生的煙氣質(zhì)量流量；爐膛出口煙氣溫度根據(jù)文獻(xiàn)[33]計(jì)算得到，考慮了燃料變化所帶來的熱值、煙氣黑度等物性變化，及其對爐內(nèi)燃燒傳熱等過程產(chǎn)生的影響。

2）假設(shè)受熱面的壁面溫度不變，即煙氣向外放熱的環(huán)境溫度為定值，考慮到沿程的煙氣溫度和流量的變化對煙氣焓值的影響，基于公式Q=c·m·Δt，結(jié)合不同爐膛出口煙氣溫度、煙氣流量和傳熱溫壓迭代計(jì)算得到排煙溫度。

3）鍋爐熱效率按照文獻(xiàn)[34]中的反平衡法計(jì)算得到，計(jì)算過程中假設(shè)灰平衡比率為空氣預(yù)熱器出口飛灰85%、爐底大渣15%，分別計(jì)算了干煙氣帶走的熱損失、燃料中水分帶走的熱損失、燃料中氫燃燒生成的水分帶走的熱損失、空氣中水分帶走的熱損失、未燃盡碳帶走的熱損失及其它熱損失。由圖3可見，由于煙氣質(zhì)量流量降低和爐膛出口煙氣溫度升高幅度較小，因此，在汽水側(cè)及換熱系數(shù)不變的前提下，隨著摻氨比例由0增至100%，排煙溫度有所降低。此外，鍋爐熱效率由92.5%升至93.3%，爐膛出口煙溫由1 254.4 ℃增至1 268.3 ℃，上升了13.9 ℃，主要原因?yàn)榘钡臒嶂递^鍋爐設(shè)計(jì)煤種高，增加了爐內(nèi)的有效放熱，而文獻(xiàn)[23]中燃煤低位熱值為26.9 MJ/kg，遠(yuǎn)高于氨燃料，因此本算例與文獻(xiàn)[23]中呈相反規(guī)律。爐膛出口煙氣溫度升高使蒸汽溫度升高，可解決機(jī)組在中、低負(fù)荷下主汽溫度及再熱器溫度欠溫的問題，可在燃煤機(jī)組深度調(diào)峰背景下提升機(jī)組正平衡效率。

圖3 不同摻氨比例下的煙氣溫度與鍋爐熱效率Fig.3 Flue gas temperature and boiler thermal efficiency at different ammonia mixing ratios

為進(jìn)一步確定鍋爐熱效率隨摻氨比例增加而升高的原因，根據(jù)文獻(xiàn)[34]計(jì)算了鍋爐的各項(xiàng)熱損失隨摻氨比例的變化，其中各工況下表面輻射和對流熱損失為0.5%，煙道輻射、灰渣顯熱等損失為0.3%，計(jì)算結(jié)果如圖4所示。由圖4可見：

圖4 不同摻氨比例下的各項(xiàng)熱損失Fig.4 Various heat losses at different ammonia mixing ratios

1）因氨的空燃比較燃煤低，空氣中水分引起的熱損失而隨摻氨比增加有所減??；

2）入爐燃料中的灰分占比因所選煤種的灰分含量很低而受摻氨比例影響較小，因此灰渣中未燃碳熱損失和飛灰顯熱的熱損失分別從0.03%和0.01%均降至0，整體保持在較低水平，其中未燃碳損失因氨燃料的著火溫度高等因素而存在局部上升的現(xiàn)象，在摻氨比例為40%時(shí)達(dá)到最大值0.05%；

3）由于燃料中的水分全部來源于燃煤中，因此燃料中水分引起的損失隨著摻氨比例的增加由0.49%逐漸 降至0；

4）隨著摻氨比例的增加，排煙溫度由153.5 ℃下降至124.1 ℃，煙氣量由423.5 kg/s下降至392.4 kg/s，在兩者的綜合作用下，干煙氣熱損失從5.63%下降至4.37%；

5）隨著摻氨比例的增加，燃料中的氫元素比例增加，燃燒生成的水分引起的熱損失由0.39%上升至1.49%。

綜上所述，燃煤機(jī)組摻燒氨燃料對機(jī)組各項(xiàng)熱損失均有不同程度的影響，但在摻氨比例為20%時(shí)，鍋爐熱效率變化僅為0.1%，且爐膛出口煙溫和煙氣質(zhì)量等參數(shù)變化幅度均較小。

4 燃煤機(jī)組耦合氨經(jīng)濟(jì)性分析

煤電機(jī)組摻燒氨燃料除研究技術(shù)可行性外還需要考慮經(jīng)濟(jì)性問題，為此調(diào)研了國內(nèi)外關(guān)于生產(chǎn)過程中無碳排放產(chǎn)生的“無碳氨”生產(chǎn)技術(shù)及成本，并針對前文所提330 MW機(jī)組對比計(jì)算了摻氨和碳捕集2種碳減排方式的成本。其中，美元與人民幣間匯率按6.37換算。

4.1 氨燃料生產(chǎn)成本

根據(jù)文獻(xiàn)[35-38]報(bào)道，梳理了3代“無碳氨”生產(chǎn)技術(shù)及成本，結(jié)果見表4。

第1代為利用化石燃料制氨的哈伯-博施法與碳捕集與封存技術(shù)相結(jié)合（haber-bosch process +carbon capture and storage，H-B+CCS）[39-40]，即在現(xiàn)有H-B工藝流程上加裝CCS系統(tǒng)，捕獲生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的碳排放。該方法可充分利用現(xiàn)有的氨生產(chǎn)工藝，但生產(chǎn)過程依賴化石能源的供應(yīng)。表4根據(jù)生產(chǎn)1 t氨的天然氣用量為1 692.17 kg（2.62美元/MBTU），計(jì)算天然氣價(jià)格為3元/kg時(shí)的原材料成本，即生產(chǎn)1 t氨所需成本為6 077元，其中天然氣成本占比高達(dá)約83.5%。另外，碳捕集技術(shù)尚處于起步階段，實(shí)現(xiàn)煙氣中100%碳捕集技術(shù)難度大且成本較高。

表4 無碳排放氨的生產(chǎn)技術(shù)及成本對比Tab.4 Comparison of production technologies and cost of ammonia without carbon emission

第2代為利用可再生能源制氨（electrolysis of water followed by H-B，EHB）[41]，即在傳統(tǒng)H-B工藝流程的電解水提供氫源和增溫增壓2個(gè)環(huán)節(jié)中充分利用可再生能源。該工藝可以利用現(xiàn)有的H-B設(shè)施，但因可再生能源分布較為分散，存在長距離輸電的弊端。其成本主要取決于可再生能源電價(jià)，按電價(jià)50美元/(MW·h)計(jì)算，每噸氨生產(chǎn)成本約4 007元，電費(fèi)成本占80.8%左右。

第3代為直接電化學(xué)還原氮（electrochemical nitrogen reduction，ENR）[35-36]，即水在陽極發(fā)生的氧化反應(yīng)生成氧氣和氫離子，氮在陰極發(fā)生的還原反應(yīng)生成氨，其中氫來源于陽極生成的氫離子。每噸氨生產(chǎn)耗電約8 640 kW·h，資本投資和運(yùn)維成本共約484元/t。該工藝目前尚處于實(shí)驗(yàn)室階段，理論上其能源效率比前2代制氨技術(shù)更具優(yōu)勢，然而目前受限于生產(chǎn)技術(shù)，其能源效率僅有62%，較H-B（65%）[36]和EHB（80%）[35]低，但因其不需要提供更多的H-B和EHB生產(chǎn)工藝中組件的能量消耗以及較高資本投入，所以綜合考慮其仍更具有經(jīng)濟(jì)性。此外，該工藝流程可根據(jù)可再生能源位置靈活布置生產(chǎn)點(diǎn)，可更好地利用電價(jià)的波動性，缺點(diǎn)是在制氨過程中存在污染物NOx的生成。但隨著可再生能源電力生產(chǎn)成本的持續(xù)下降和ENR工藝在生產(chǎn)技術(shù)上的進(jìn)一步發(fā)展，其在經(jīng)濟(jì)上將更具競爭力。按電價(jià)50美元/(MW·h)計(jì)算，每噸氨目前生產(chǎn)成本約3 236元，電費(fèi)成本占85.0%左右。

4.2 2種碳減排方式成本對比

在對比分析“純?nèi)济?20%CCS”和“摻氨20%”2種碳減排方式的經(jīng)濟(jì)性時(shí)，主要考慮燃煤費(fèi)用、制“綠氨”費(fèi)用及碳捕集費(fèi)用，不計(jì)入運(yùn)輸和儲存等成本。

針對燃煤費(fèi)用，2021年動力煤價(jià)格震蕩巨大，以環(huán)渤海23.0 MJ動力煤為例，3月初價(jià)格不到600元/t，10月中旬一度上漲至2 700元/t[42]，綜合考量后在計(jì)算時(shí)選取23.0 MJ動力煤價(jià)格浮動范圍為800～1 600元/t；針對制“綠氨”費(fèi)用，參考ENR技術(shù)生產(chǎn)“綠氨”的成本構(gòu)成，選取制“綠氨”電價(jià)變化范圍為0～0.4元/(kW·h)，計(jì)算得制“綠氨”費(fèi)用約484～3 940元/t；針對碳捕集費(fèi)用，根據(jù)《中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報(bào)告（2021）》中的預(yù)測[43]，選取碳捕集技術(shù)成本為390元/t，可得330 MW燃煤機(jī)組捕獲20%CO2的年支出約104.23百萬元。前2部分費(fèi)用共同影響著機(jī)組摻氨的燃料成本，年燃料成本Ccoal計(jì)算如式(3)所示。

式中：Ccoal為年燃料成本，百萬元/a；Icoal為燃煤消耗量，t/a；I(NH3)為“綠氨”消耗量，t/a；Pcoal為煤價(jià)，元/t；Pelec為電價(jià)，元/(kW·h)。

綜合考慮以上3部分費(fèi)用，該機(jī)組2種碳減排方式的碳捕集與燃料成本變化如圖5所示。由圖5可見，考慮煤價(jià)浮動，純?nèi)济簳r(shí)年燃煤支出約465.07～930.14 百萬元，“純?nèi)济?20%CCS”時(shí)年燃煤與碳捕集支出約569.30～1 034.37 百萬元，當(dāng)制“綠氨”電價(jià)低于0.10～0.18元/(kW·h)時(shí)，同等碳減排20%情況下，摻氨技術(shù)較碳捕集與封存技術(shù)更具有經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。

圖5 某330 MW燃煤機(jī)組2種碳減排方式與純?nèi)济簳r(shí)的碳捕集與燃料成本對比Fig.5 Comparison of cost of carbon capture and fuel between two carbon emission reduction methods and pure coal burning for a 330 MW coal-fired unit

5 結(jié) 論

1）氨燃料可作為燃煤機(jī)組實(shí)現(xiàn)減污降碳的替代燃料之一，相關(guān)模擬和實(shí)驗(yàn)研究表明在摻氨20%時(shí)，采用合理的流速與方式將氨射入爐內(nèi)相對低O2濃度、高NOx濃度區(qū)域，對爐內(nèi)燃燒穩(wěn)定性、爐膛出口NOx濃度和飛灰含碳量等燃燒性能影響較小。

2）以某330 MW燃煤機(jī)組為例，當(dāng)摻氨比例從0增至100%時(shí)，鍋爐熱效率由92.5%升至93.3%；而當(dāng)摻氨比例為20%時(shí)，鍋爐熱效率幾無變化，但可實(shí)現(xiàn)年CO2減排約26.73萬t，碳排放強(qiáng)度降至719.90 g/(kW·h)，下降約20%。

3）參考ENR技術(shù)制“綠氨”的生產(chǎn)成本構(gòu)成，選取煤價(jià)（23.0 MJ）浮動范圍為800～1 600元/t，當(dāng)制“綠氨”電價(jià)低于0.10～0.18 元/(kW·h)時(shí)，同等碳減排20%的情況下，該330 MW燃煤機(jī)組摻氨較碳捕集與封存更具有經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。