用于发电的氨燃料技术经济与生命周期分析：四种发电系统50%掺烧的综合评价

《Energies》：Techno Economic and Life-Cycle Analysis of Ammonia Used for Power Generation

　　

氨是一种有前景的无碳能源载体，可用于现有化石燃料发电厂的脱碳。然而，其在不同发电技术中的经济可行性和生命周期环境绩效仍不确定。本研究开发了一个集成的技术经济分析（TEA）和生命周期分析（LCA）框架，以评估四种发电系统中的50%氨掺烧：亚临界煤粉（SubC-CP）、超临界煤粉（SC-CP）、整体煤气化联合循环（IGCC）和天然气联合循环（NGCC）。研究人员使用经美国国家能源技术实验室（NETL）模拟修改的过程模型来确定质量和能量平衡，而TEA则量化了总电厂成本、平准化电力成本（LCOE）、盈亏平衡氨价和CO₂减排成本（CAC）。LCA评估了井到门（WTG）CO₂排放，同时考虑蓝氨和绿氨。结果表明，在当前蓝氨价格318美元/吨下，所有氨掺烧案例的LCOE均高于参考电厂，且盈亏平衡氨价仍低于当前市场价值。蓝氨使燃煤电厂的WTG CO₂排放量减少约30%，使NGCC减少19%，其中上游氨生产是主要排放源。用绿氨替代蓝氨进一步将WTG CO₂排放量减少27–36%，并将CAC降低38–60%。这些结果表明，低碳、低成本的氨生产对于在未来低碳电力系统中实现经济竞争性和环境可持续的氨掺烧至关重要。

氨掺烧发电的技术经济与生命周期分析：四种路径的综合评估

（一）研究背景与问题

全球约36%的电力来自煤炭，其燃烧排放约占全球化石燃料燃烧排放的40%。为减少煤电和天然气发电的碳排放，可采取三条主要路径：一是以风、光、核、水等新技术替代现有电厂，但该路径需要巨额资本投资、大规模电网升级和较长的部署周期；二是集成碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，但CCUS会降低电厂效率，并面临CO₂长期运输与封存的挑战；三是采用低碳替代燃料共燃，包括生物质、氢和氨。生物质受原料供应、土地竞争和季节性限制，氢则面临改造成本高和安全性问题。氨（NH₃）因可利用现有燃煤和天然气电厂进行低成本改造（如仅增加喷射器）、体积能量密度高、易液化，并拥有成熟的全球生产、储存和运输基础设施，成为极具前景的共燃燃料。然而，氨掺烧的经济可行性和生命周期环境影响在不同发电技术之间仍不确定，已有研究多聚焦于单一环节，缺乏统一框架下的系统比较。因此，本研究在统一的分析框架下，综合TEA和LCA，对四种代表性发电技术的50%氨掺烧进行了评估。

（二）研究内容与关键方法

研究人员以美国国家能源技术实验室（NETL）的模拟为基准，构建了亚临界煤粉（SubC-CP）、超临界煤粉（SC-CP）、整体煤气化联合循环（IGCC）和天然气联合循环（NGCC）四个过程模型，将50%的低热值（LHV）燃料输入替换为氨。TEA采用总隔夜成本（TOC）方法估算投资，计算总电厂成本、平准化电力成本（LCOE）、盈亏平衡氨价和CO₂减排成本（CAC）。LCA采用温室气体、排放与能源使用技术（GREET）2025模型，以1 MWh电力为功能单位，采用井到门（WTG）边界，评估蓝氨和绿氨的上游及现场排放。关键输入包括：基线煤价53美元/吨、天然气3.52美元/mmBtu、蓝氨318美元/吨。利用CAC将LCOE增加量与CO₂减排量联系起来，从而统一比较经济与环境的综合绩效。

（三）主要结果

3.1 质量和能量平衡

通过修改NETL模型得到四个案例的质量和能量平衡。在50%氨掺烧条件下，假设电厂热效率不变（实验和模拟显示影响可忽略）。NGCC效率最高为59.5%，分别比IGCC高14.9个百分点、比SC-CP高7.7个百分点、比SubC-CP高19.4个百分点。SubC-CP因效率最低而需要最多的氨，NGCC氨需求最小。由于氨燃烧不产生CO₂，替换50%燃料能量使四种系统的现场CO₂排放均约减少50%。

3.2 技术经济分析

TEA结果显示，氨掺烧对资本投资的影响因技术而异。对于SubC-CP和SC-CP，氨掺烧减少了煤处理、煤准备、烟气净化和灰处理相关成本，但氨注入系统增加投资，总厂成本仅小幅净减约38～39美元/kWe。IGCC因气化及合成气处理系统昂贵，替换50