火电厂氨/煤混燃基础与技术综述

《International Journal of Coal Science & Technology》：Review on ammonia/coal co-combustion fundamental and technology in thermal power generation

　　

摘要：氨作为一种无碳燃料，有望显著降低电力行业尤其是燃煤电厂的CO₂排放。然而，由于氨的火焰温度低、火焰传播速度慢、反应活性低以及NOx排放高，其在现有锅炉系统中的直接燃烧受到阻碍。为了在锅炉燃烧过程中高效利用氨，氨/煤混燃是一种前景广阔的应用方式。本研究系统综述了氨/煤混燃技术的最新研究进展，包括实验室规模试验和工业规模应用的模拟与实验研究。本工作深入探讨了氨/煤混燃性能及其对各种优化策略的依赖性。在现有燃煤锅炉中，掺烧20%–30%的氨是可行的，且NOx排放有可能等于甚至低于单独燃烧煤时的水平。进一步提高掺烧比例可能导致NOx排放增加和锅炉效率降低。研究强调通过调控设计和运行参数（如氨喷射位置、空气分级、中度或强烈低氧稀释（MILD）燃烧）来缓解NH₃掺烧产生的高NOx排放。本研究通过考察NH₃掺烧的特性，有助于确定最适宜的混燃条件。为实现高效低NOx混燃，仍需进一步建立针对NH₃的专用燃料喷射技术、化学动力学模型以及工业上高效的数值分析方法。本研究还全面涵盖了氨/煤混燃技术的经济性方面。当前研究提供了现阶段NH₃/煤混燃特性的总结性认识，并提出了未来潜在的研究方向。

1 引言
全球变暖是由温室气体不断增多所致，其中电力和交通领域化石燃料消耗是CO₂排放的主要来源。可再生能源（风能、地热能、太阳能）虽具有绿色低碳潜力，但受时间和地点限制，难以满足高波动性能源需求。因此，燃烧过程仍将占据能源消费的最大份额。煤作为满足全球能源需求的重要组成，将其与氨、氢、生物质等无碳燃料混燃是降低CO₂排放的有效途径之一。氨具有能量密度高、价格低廉、储运可靠等优势，可作为富氢无碳燃料。绿色氨可通过风能或太阳能光伏等可再生清洁能源生产。近年来，氨与气态和液态燃料在燃气轮机和发动机中的混燃已被广泛研究，而氨/煤混燃因能直接从源头削减CO₂排放而受到学术界和工业界高度关注。然而，氨的火焰传播速度慢、热值低、燃料氮含量高，给其在燃煤电厂的应用带来诸多挑战。NOx排放是氨/煤混燃面临的关键问题之一，其主要来源于煤和氨中氮的氧化。为降低混燃过程中的NOx排放，研究人员开发并验证了多种脱硝技术，包括空气分级、调整氨掺烧比例、优化氨喷射位置以及实施MILD燃烧等。

2 氨及其燃烧基础
2.1 氨燃烧化学
氨作为燃料的研究历史悠久，其燃烧过程主要涉及氨与氧反应生成氮气和水。然而，实际燃烧中采用空气作为氧化剂，可能产生NO。氨燃烧的复杂反应动力学导致NOx生成。Miller等人提出了氨/氧火焰中NO和N₂生成的主要反应路径。氨的独特化学结构导致其具有自燃温度高、火焰温度低、可燃极限窄（空气中16%–25%）和火焰传播速度慢等特点。这些特性源于氨分子较烃类更稳定，且燃烧热较低。因此，化学动力学研究对于理解氨燃烧行为、开发燃烧过程调控技术至关重要。

2.2 反应动力学机理
层流燃烧反应动力学研究已持续多年。Lindstedt等人对NH₃/O₂和NH₃/H₂/O₂预混火焰进行了系统研究，强调了HNO反应的关键作用。Skreiberg等人研究了温和温度和富燃料条件下NH₃氧化路径，发现较低温度且有NO存在时，NH₃→NH₂→N₂路径得以促进。Mendiara等人研究了甲烷富氧燃烧产生的NH₃氧化行为，发现还原气氛下高浓度CO₂促进NO生成，而在贫燃和化学当量条件下则抑制NO生成。Duynslaegher等人发现温度升高增加NO生成。Nakamura等人强调N₂H_x化学在低温（约1300 K）下的重要性。Otomo等人开发了改进的氨氧化模型，准确预测了火焰速度和点火延迟时间，提出HNO、NH₂和N₂H₂反应性对氨氧化反应机理的增强具有重要意义。Mei等人研究了NH₃/N₂/O₂混合物在高压下的层流火焰传播，发现氧富集提高球形火焰扩展速率，层流燃烧速度随初始压力升高而降低。Stagni等人指出H₂NO在低温（低于1200 K）下的基础作用，以及HNO中间产物生成与分解对火焰传播和NO/N₂比例的影响。将NH₃与H₂、CH₄、C₃H₈及煤等燃料掺混可调控氨的燃烧动力学。Wang等人研究了氢掺混对层流燃烧速度的影响，发现层流燃烧速度随氢掺混比例增加而升高。Yin等人发现NH₃/C₃H₈反应中NH与CH₃反应生成CH₂NH并转化为HCN，从而提高低燃烧速度。Tsukada等人研究了OH自由基对氨与煤、CH₄和氢混燃时燃料-NOx生成的影响，发现氨/煤混燃的NOx转化率低于NH₃-CH₄混燃。Xia等人和Hadi等人研究了煤掺混对NH₃燃烧化学的影响，发现贫燃料条件下氨/煤混燃的火焰传播速度高于纯氨，而富燃料条件下则较慢。

3 氨/煤混燃模拟研究
3.1 化学反应动力学研究
CHEMKIN软件是研究氨/煤混燃化学反应动力学的重要工具。Ishihara等人采用ANSYS CHEMKIN Pro软件对1000 MWe燃煤锅炉机组中氨混燃对NOx排放的影响进行了零维计算。结果表明，NO排放从20%到60%掺烧比例逐渐增加，而在80%掺烧比例时降至与40%掺烧比例相当的水平。通过多个喷射点向燃烧器区域注入氨可实现低于纯煤燃烧的NO排放。氨注入形成富NH₃环境并降低火焰区温度，同时火焰区初始温度超过2000 K时，注入的NH₃几乎完全被焦炭还原NO所消耗。Ding等人利用CHEMKIN建立了330 MWe亚临界前墙燃烧锅炉的氨/煤双燃料混合燃烧模型，发现20%氨掺混比例优化了氨的氮转化，出口平均温度从1003 °C降至988 °C，NOx浓度比纯煤燃烧降低20.85%。Chen等人在完全搅拌反应器（PSR）中进行了实验和零维模拟，研究了氨/煤混燃中NO生成及煤-N和氨-N的反应路径。结果表明，在低于1200 °C时，NO生成量随氨掺混比例增加而增加；在1300 °C及以上时，NO生成量随氨掺混比例增加先升后降。氨掺混降低了燃料-N向NO的转化率。模拟结果表明，高于1300 °C时NO还原反应的速率进展（ROP）显著增加，氨不仅作为燃料还作为NO还原剂参与选择性非催化还原（SNCR）过程。

3.2 计算流体动力学模拟
计算流体动力学（CFD）模拟被广泛用于氨/煤混燃研究。Zhang等人采用ANSYS Fluent软件模拟了单旋流燃烧器燃煤电厂中氨与煤粉的混燃，发现随NH₃掺烧比例增加，未燃碳含量升高，火焰温度、CO₂排放和壁面热流降低。当掺烧比例超过10%时，由于未反应NH₃的脱硝作用，NO排放降低；掺烧比例达到40%时，烟气中未燃氨增加。Cardoso等人建立了中试规模流化床锅炉的二维欧拉-拉格朗日数值模型，发现氨混燃使CO₂排放降低26%，氨喷射位置对NO排放有显著影响，20%空气分级可降低50%的NO排放。Zhang等人对0.58 MWth中试规模炉进行了数值研究，发现NH₃比例从0%升至50%时，煤颗粒温度和着火延迟时间分别降低33.0%和52.1%，颗粒燃烧时间延长52.3%。采用中度或强烈低氧稀释（MILD）燃烧技术可促进火焰稳定并降低NOx生成，即使在50% NH₃比例下，MILD燃烧的NOx排放率仅为2.1%。Lyu等人对600 MW锅炉进行了三维数值模拟，发现富氧结合深度分级燃烧可形成高温强还原气氛，使NOx排放降低49.6%，总火用效率从51.65%提高至51.78%（50% NH₃掺烧）。Jin等人对1050 MW电站锅炉进行了三维计算，发现氨掺烧比例接近80%时炉内平均气体温度下降100–200 K，CO₂排放比纯煤燃烧降低20%以上，同时NO排放增加。分离燃尽风（SOFA）比例为16%时出现高温区域，表明在极低负荷下燃烧稳定性增强。Liu等人对1000 MWe对冲燃烧煤粉炉进行了CFD建模，发现通过中心风管注入NH₃并保持20%–30%掺烧比例时，旋流火焰变为细长火焰，NOx排放降低至11.2 mg/Nm³，优于纯煤燃烧；当掺烧比例提高至50%时，NO排放显著增加。Wei等人对660 MW锅炉进行了CFD模拟，发现氨喷射方式影响NOx排放，从上层二次风喷射器注入氨可使NOx排放降低16.3%，优于底层辅助喷嘴注入。

4 氨/煤燃烧实验研究
4.1 实验室规模实验研究
Yamamoto等人利用760 kW独立炉研究了氨与煤粉的混燃，发现从距燃烧器1.0 m的侧孔注入氨时，20%氨混燃的NOx浓度低于通过燃烧器本身注入。增加氨喷嘴与燃烧器距离导致NOx浓度升高，这可能是由于氨对煤火焰中NOx的脱硝作用。Tamura等人利用1.2 MWth实验装置研究了不同氨喷射策略和喷嘴枪设计的影响，发现通过煤喷嘴或氨枪注入氨时，在高达35%掺烧比例下NOx排放未增加。Wang等人在下行燃烧室中研究了空气分级条件下的氨/煤混燃，发现氨混燃显著降低CO₂排放，空气分级可有效降低NO排放。Ma等人在25 kW下行炉中采用旋流燃烧器验证了氨、生物质和煤组合燃烧的可行性，发现NOx排放随NH₃比例增加而增加，通过增加二次风量可在30% NH₃比例下将NOx降至300 ppm，但未燃碳从0.4%增加至5.6%。Wang等人利用45 kW壁温控制分级燃烧锅炉研究了全空气分级燃烧技术，发现燃尽风注入位置与燃烧器出口距离增加可降低NO排放，但距离过长会损害燃烧效率。Kim等人利用中试规模循环流化床（CFB）炉进行了氨/煤混燃实验，在密相区（DBZ）注入NH₃时CO排放显著升高，而在风箱（WB）位置注入氨且掺烧比例为25.4%时，CO和NOx含量同时降低，实现了最佳燃烧效率，但N₂O排放增加1.5倍以上。Tan等人在滴管炉中采用空气分级方法研究了氨与煤粉的混燃特性，发现分级燃烧通过同时降低燃料-NOx和焦炭-NOx的形成来降低NOx排放。Chen等人利用6 kW滴管炉研究了氨/煤混燃的排气排放特性，发现采用分级燃烧策略时40%氨掺混比例为最优，既能减半CO₂排放，又能保持低NOx生成率和残余NH₃水平。Zhai等人评估了氨掺混比例对可过滤颗粒物（FPM）和可冷凝颗粒物（CPM）形成的影响，发现FPM从9.78 mg/kJ降至5.09 mg/kJ，而CPM浓度变化不显著；氨混燃降低了烟气中SO₂含量，但增加了NOx排放。

4.2 工业规模实验研究
日本水岛发电站156 MW煤粉机组进行了0.6%–0.8%氨混燃工业试验，结果表明在法规限值内运行平稳，NOx值与纯煤燃烧无明显差异。Nagatani等人利用10 MWth试验装置研究了运行参数对NOx和未燃燃料排放的影响，提出工业锅炉中氨混燃比例可达20%，此时氨几乎完全燃烧，NOx排放可控制在与纯煤相当水平。中国能源集团在山东烟台燃煤电厂建立了40 MWth氨混燃试验设施，发现氨混燃比例高达35%时燃烧性能优于纯煤燃烧；采用约20%燃尽风比例的空气分级可将NOx排放降至纯煤燃烧水平以下。氨掺烧比例约25%时，未燃氨浓度低于12 ppm，未燃碳含量随NH₃掺烧比例增加而降低。Wang等人对600 MW超临界锅炉进行了氨混燃热力计算，发现掺烧比例不超过20%时锅炉性能不受不利影响；在30%和40%较高比例下，烟气向锅炉换热器的热量分配明显恶化，导致过热蒸汽超温、再热蒸汽欠温以及锅炉热效率显著下降。中国安徽铜陵300 MW电厂开展了氨混燃项目，设计了8.3 MW NH₃燃烧器，在10%–35%氨添加量下运行，最高氨进料速率21 t/h，热效率与纯煤燃烧相当，氨燃尽率约99.99%，NOx排放低于纯煤燃烧水平。Zhu等人在75 t/h四角切圆锅炉中进行了氨溶液注入富燃料区域的工业级脱硝评估，发现增加SOFA比例可降低还原区氧含量，有利于氨溶液注入的NOx还原效果；在30% SOFA比例和全部16个氨溶液喷射器运行条件下，实现NOx最低排放约48 mg/m³，最高NOx脱除效率86.09%，但锅炉热效率下降约0.28%。

5 技术经济分析
在将NH₃混燃纳入工业系统时，碳捕集与封存（CCS）技术被用作降低燃煤锅炉CO₂排放的策略。“蓝氨”通过CCS技术实现碳中和生产，“绿氨”则利用太阳能和风能等可再生能源电解水制氢合成。然而，CCS和NH₃混燃技术目前受到显著的资金和能源成本限制。Chen等人通过比较当前市场价格与理论平衡价格，发现NH₃的平衡价格仅为当前市场价格的23.1%，表明氨价格需要显著降低才能在经济上可行，提高CO₂税可增强氨混燃的经济效益。Kawakami等人估计绿氨成本为350美元/吨。Armijo和Philibert利用技术经济模型评估了阿根廷和智利的四个不同地点，发现绿氨生产成本在462美元/吨（先进哈伯-博世（HB）工艺灵活性80%）至710美元/吨（标准HB灵活性40%）之间。Zhao等人提出了一种集成低碳电力供应系统与多时间尺度储能系统的方案，结果表明在燃煤电厂混燃绿氨可显著降低总运行成本、碳排放和可再生能源弃电。Hiraoka等人进行的平准化成本分析表明，采用CCS的煤燃烧可减少69% CO₂排放，NH₃混燃结合CCS可减少74%，而NH₃燃烧结合CCS可减少90%。Tamura等人指出，目前氨/煤混燃电厂的发电成本高于CCS集成电厂，但随着氨相关技术的快速发展，氨混燃有望很快成为比单独CCS技术更具成本效益的方案。Sun等人对600 MW燃煤电厂进行了氨混燃模拟，比较了灰氨和绿氨系统，结果表明30%灰氨和绿氨混燃的平准化度电成本（LCOE）在低碳排放情景下分别为0.042、0.074和0.110美元/kWh，在零碳排放情景下分别为0.086、0.122和0.142美元/kWh。当利用廉价绿能源（如弃风和弃光）时，绿氨混燃配置的经济可行性显著提高。在碳税较高或可再生能源价格较低的地区，绿色氨系统的成本可能低于配备CCS技术的燃煤电厂。

6 挑战与未来展望
氨/煤混燃在发电领域面临重大挑战和机遇。关键问题包括污染物（尤其是NOx）的生成与控制，但对NH₃和N₂O等其他有害排放以及HCN和含氮多环芳烃等有毒化合物在混燃过程中的行为研究存在明显不足。煤中矿物杂质与氨在燃烧过程中的相互作用尚未得到充分研究，可能影响矿物的转化和沉积以及矿物和碳烟颗粒行为。数值模拟需要更精确地反映锅炉、燃烧器和其他关键设备的实际构型和运行条件，准确模拟空气供应和分配参数对于提高模拟真实性至关重要，同时需要从多角度严格验证模拟结果的准确性和可靠性。化学动力学模型仍需系统性修正，并应建立工业上高效的数值分析方法。对燃煤机组进行氨混燃改造面临重大挑战，需要优化整个系统，包括锅炉燃烧设备和烟气处理技术。目前研究主要集中在掺烧引起的污染物排放变化，对SCR、ESP和FGD等尾部污染控制设备必要改造的研究不足。系统开发中必须考虑NH₃的腐蚀效应，以保证改造的长期可行性和有效性。经济与运营障碍主要源于所需大量基础设施改造、氨处理复杂性以及将该技术整合到现有燃煤系统的财务影响。现有燃煤电厂必须进行大量改造以安全引入氨作为辅助燃料，涉及燃烧器、储存设施和输送系统升级。目前氨的生产、储存、物流和消费成本远高于煤和其他化石燃料，阻碍了其工业规模应用。未来研究应集中于推进氨的生产和利用，随着绿氨生产技术的发展，氨生产成本有望降低，并有利于脱碳。

7 结论
氨燃烧在降低电力行业CO₂排放方面前景广阔，但氨直接应用于电厂受限于其复杂的燃烧化学特性，如火焰稳定性差、传播速度慢、热值低和氮含量高。为克服这些限制，氨与H₂、CH₄、汽油、柴油和煤等其他燃料的混燃技术得到广泛应用。氨与煤在现有电厂中的混燃已被积极研究以降低排放并提高锅炉效率。现有研究表明，氨掺烧比例在20%–30%之间是现有燃煤锅炉可行的方案，NOx排放等于或低于纯煤燃烧。进一步提高掺烧比例将导致NOx排放增加和锅炉效率降低。氨在炉内的喷射位置是限制NOx排放的关键参数，在还原区或高温区注入氨比与煤一同注入更能降低NOx排放。空气分级技术比预混空气燃烧更适合降低NOx排放。目前，氨经济性仍存在诸多问题，其生产、储存、物流和消费成本远高于煤和其他化石燃料，阻碍了工业规模应用。预计未来随着新技术的发展，氨/煤混燃技术将在工业规模上得到实施。