多国积极推进工程验证。
近日，国家发改委、国家能源局联合发文，鼓励沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范，并要求改造建设后的煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨的能力。事实上，关于煤电掺氨降碳，中国以及日本、韩国均已有了较长时间的研究积累，有关的技术流程、难点、解决方案都已相对明确。在2023年，中国、日本在工程验证上连获突破，已具有一定的推广技术能力。能景研究结合调研信息，对国内外掺氨燃烧发电的布局规划、技术进展、项目阶段进行了整理，以供参考。此外，本文所探讨的技术上的可行性，是实现产业化的基础，要研判掺燃燃烧发电规模化发展的前景，还要根据使用成本、商业模式、安全管理等一系列因素综合考虑。
01 国际布局：中、日、韩三国将煤电掺氨视为减碳重点路线
氨是一种相对理想的煤电掺混替代燃料。一是来源广泛，既可以来自于煤、气等多种化石能源，也可以来自光伏、风电等清洁的可再生能源；二是能量含量高且易储存，氨的热值是煤炭（标准煤）的0.63倍，且可常压低压液化；三是燃烧产物清洁低碳，燃烧产物大部分为无温室效应、无污染的氮气；四是与煤炭的混燃兼容性较好，无需对现有煤电设备进行大幅改动。
现阶段，国际上已有中、日、韩三国明确提出发展煤电掺氨燃烧发电。日、韩两国已经提出了煤电掺氨的规模化推广目标。日韩两国将氢/氨发电定位为未来的重要电力来源，明确写进了各类能源规划类文件。如日本在2021年《第六次战略能源计划》中，提出到2030年氢/氨发电将占其总发电量的1%；韩国则在2023年《第十一次电力供需基本计划》提出到2038年氢/氨发电将占其总发电量的5.5%。中国重点鼓励掺氨示范项目验证。今年7月出台的《煤电低碳化改造建设行动方案 （2024—2027 年）》，明确提出了煤电掺氨项目的时间节点、技术、减碳目标，指出到2025年首批项目全部开工，改造后的煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右。
02 技术流程：共分储存/气化、燃烧、尾气处理3个环节，全链条初步打通
煤电掺氨燃烧发电技术，简单来说就是在原有煤粉燃烧发电的基础上，混合氨气进行氨燃烧。其技术流程总体来看大体有3个关键环节，一是氨的储存及气化，二是煤氨混合燃烧，三是尾气处理。
储存及气化环节需要实现大流量、远距离的氨气供应。一是大流量，对于国内主流类型之一的600MW机组，若进行10%掺氨，则满负荷下每小时需要供应约2.8吨氨。二是远距离，我国一般不允许在发电厂区内设置氨储存设施，如今年7月《煤电低碳化改造建设行动方案 （2024—2027 年）》也明确提到此点，这要求氨的储罐、气化设施都要实现远距离操控。大流量、远距离的氨气供应已有解决方案。如安徽能源集团开展的铜陵发电掺氨燃烧工程项目中，研制了当时国内最大的20吨/小时双加热回路液氨高效蒸发器，实现了液氨的大量、快速气化；并开发出了长距离供氨气化控制系统，项目最大掺氨量达到21吨/小时。
煤氨混合燃烧环节需要克服高比例掺氨火焰不稳定、NOx超标等难点。这2方面难点都与氨的性质有关，一是氨具有难以燃烧的特点，要实现稳定燃烧，需要煤粉辅燃、等离子体空气等进行辅助；二是氨燃烧后的产物与燃烧条件有关，燃烧过度或不足均易产生过量的NOx污染物，燃烧不足也容易发生较多氨逃逸。这两点也是限制提高掺氨比例的重要原因。国内外已开发出了至少2大类高比例、稳定、低污染燃烧方案。一是混氨式燃烧器方案，最高已实现35%掺氨。该方案同时喷出煤粉、氨气、空气3种燃烧组分，3种组分在燃烧器喷口处混合（或喷出前部分混合）并燃烧。通过控制3种组分的喷速、比例、流量等控制火焰条件，实现稳定燃烧并控制NOx产生量。目前最高掺氨燃烧记录为35%，如日本碧南电厂项目IHI低氮旋流燃烧器（20%）、国家能源集团混氨低氮煤粉燃烧器（35%）。二是纯氨燃烧器方案，最高已实现35%掺氨。该路线下利用多个燃烧器——煤燃烧器与纯氨燃烧器共同工作，实现掺氨。其中，纯氨燃烧器有多种技术路线，如通过提前电离空气，形成空气等离子体射流，辅助纯氨气持续燃烧。目前已实现锅炉整体35%比例的掺氨燃烧，如安徽能源集团旗下项目示范案例。
尾气处理环节需要实现NOx污染物的及时检测及处理。无论是煤炭燃烧还是氨的燃烧，均会产生NOx等含氮污染物。而我国对NOx排放的含量有严格限制，根据2011年发布的《火电厂大气污染物排放标准》，国内燃煤发电尾气中NOx含量不得超过100mg/m3。传统脱硝技术可基本满足现阶段的掺氨项目的需要。国内大部分煤电厂均安装了SCR或SNCR脱硝系统，原理为利用氨气与NO等反应，生成无害的氮气。现阶段的掺氨项目一般在燃烧环节控制NOx产生量，对现有的脱硝装置来说变化不大。如国家能源集团600兆瓦机组煤炭掺氨燃烧试验中，脱硝装置前的NOx浓度与未掺氨时相当。远期来看，或可针对掺氨项目开发新的处理技术。有文献观点提出，可将燃烧装置与脱硝装置联合设计，在燃烧器或锅炉部位可以不要求氨气完全燃烧殆尽，并利用未充分燃烧的氨气供脱硝装置使用。
03 示范进展：中日两国快速推进，示范机组的容量、掺氨比例不断突破
现阶段，中日两国在煤电掺氨的项目验证上走在了国际最前列，两国公开的规模化示范项目案例最多。日本在大容量机组的掺氨验证上进展较快。日本的掺氨燃烧的验证推广主要由日本最大电力公司JERA、三大重工装备集团之一的IHI、日本公立研究管理组织NEDO等联手实施，相关研究已有近10年左右。
2021年，JERA与IHI联手在爱知县碧南电厂展开了掺氨验证并初次掺氨点火成功，2024年上半年进一步完成了1GW机组的20%掺氨实验，乃是当前国际上机组容量最大的掺氨实验。而且，1GW机组已经是当前国际上容量最大的主流煤电机组类型。中国在大容量、高比例掺氨方面皆有突出进展。中国的掺氨燃烧的验证推广主要由国家能源集团、安徽能源集团等煤电央企及地方龙头企业主导实施。2022年，国家能源集团完成了国际首次40MW燃煤锅炉35%掺氨燃烧中试验证。2023年，国家能源集团继续在600MW燃煤机组上成功实施了掺氨燃烧试验。2023 年，安徽能源集团与安徽省能源实验室合作，完成了300MW燃煤机组多工况负荷下掺氨研究，实现了10-35%掺氨比例的平稳运行。总的来看，国内在煤电掺氨技术研发及工程验证上已走在了国际最前沿，技术及工程上也已初步具备一定的可行性。
来源：能景研究
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原文标题 : 煤电掺氨发电是否已经具备技术可行性？
