基于不同情景模式的燃煤摻氨發電技術的經濟性分析

李俊彪，王明華

(國家能源集團經濟技術研究院有限責任公司，北京市昌平區，102211)

0 引言

全球合成氨產業主要制造氮肥和復合肥料，例如尿素、硝酸銨以及各種含氮復合肥等，約占合成氨總消費量的80%，其余多用作其他化工產品的原料，氨作為能源的研究尚處于起步階段。目前，氨正逐漸從最傳統的農業化肥領域向能源領域拓展，以一種全新的基礎能源形式存在，既可以作為載氫體，解決氫能低成本運輸瓶頸問題，也可以作為無碳燃料直接應用，是實現燃料零碳化的重要技術路線[1-2]。

據統計，2019年我國合成氨產量5 758萬t，生產過程碳排放總量約1.4億t[3]。氨的綠色、高效、低碳化生產是國家節能減排工作重點關注的領域，“綠氨”是替代“灰氨”實現合成氨工業碳減排的重要途徑。合成氨作為化肥等產品的生產原料，在保障國家糧食安全方面起到不可或缺的重要作用，如何實現綠色、低碳發展替代現有的“灰氨”生產技術，將是社會各界的關注重點。同時，對于大規模、長期的能源儲存來說，液氨作為一種能源介質是極具競爭能力的；日本、澳大利亞、荷蘭和英國等國家都制定了使用“綠氨”儲存(出口)可再生能源的計劃。

根據《巴黎協定》，日本制定了“2050年之前削減80%溫室氣體排放”的長期目標，而氫能在該目標實現過程中有著舉足輕重的作用。但是，在遠距離輸送氫時，需要將氫轉換為能量密度高且易于運輸和儲存的狀態或物質。2019年，日本借助IEA發布的氫能綜合報告，以日本內閣府的戰略性創新創造項目(SIP)為研究成果[4]，提出采用液化氫、氨、甲基環己烷3種物質作為能源載體，并開發了相應的制造、運輸、利用技術，倡導氨在能源系統中的創新應用，日本的“氨經濟”使氨能的發展備受關注。

氨作為燃料直接燃燒清潔無碳，氨摻燒燃煤鍋爐已實現試驗性驗證，不需對現有鍋爐進行改造，也將減少氫能產業發展初期面臨的技術和經濟障礙。氨作為零碳燃料和氫能載體，有望在構筑低碳社會進程中發揮重要作用。氨能產業化面臨的最直接問題是如何低成本、規模化地生產“綠氨”。隨著我國風光發電裝機比例的快速爬升，棄風棄光和儲能短板問題將越發凸顯，依托新能源的“綠電”和“綠氫”生產合成氨是解決大規模風光儲能的可選路徑之一。

1 氨的燃料屬性及混氨燃燒技術發展路線分析

氨作為燃料使用[5]主要有兩方面優勢：一是燃燒過程相對清潔，可實現零碳排放；二是熱值較高，易儲存運輸且防爆特性好。然而，氨的低位熱值比傳統燃料(汽油、柴油、乙醇)略低，燃燒需要的最小點火能量較高，火焰傳播速度較慢，在燃氣輪機、內燃機等特定應用場景用作燃料時需要添加助燃劑，同時存在氮氧化物排放難以控制的問題。幾種燃料的燃燒特性[6]見表1。

表1 幾種燃料的燃燒特性

氨能量利用的技術工藝路線主要分為兩類：一是直接與傳統燃料(煤、天然氣)摻混燃燒，二是用于制作固體氧化物燃料電池。

1.1 燃煤鍋爐混氨燃燒技術

混氨燃燒技術原理簡單，利用可燃的氨氣替代一定比例的煤粉，摻混后進入鍋爐共同燃燒，并通過控制火焰的軸向溫度和空燃比，抑制火焰內氮氧化物的生成。國際上，該項技術研發主要由日本政府、企業和科研機構主導。日本石川島公司(IHI)已建成10 MW規模的煤粉混氨燃燒示范裝置[7]，日本能源公司(JERA)已制定燃煤摻氨/氫技術路線圖。2021年10月日本啟動的碧南1 000 MW 熱電廠進行了20%混氨燃燒測試。

國內混氨燃燒技術研發剛剛起步。國家能源集團在2021年7月正式啟動燃煤鍋爐混氨燃燒技術開發與工程示范，目前已完成氨煤混合燃燒機理實驗和40 MW潔凈低碳燃燒試驗平臺建設[8]，在氨混燒比例達到35%時，經驗證燃燒穩定性和燃盡率良好，氮氧化物排放可控。

國內及日本多家科研機構的試驗結果表明，燃煤鍋爐混氨燃燒可使得煤粉和氨氣良好燃盡，燃燒后氮氧化物排放不隨混氨比例增加而等比例升高，且可通過分級燃燒等方式顯著降低氮氧化物排放。

1.2 燃氣輪機混氨燃燒技術

相比燃煤鍋爐，氨氣在燃氣輪機中摻混燃燒存在燃燒速度慢、氮氧化物難以控制等問題，可通過燃燒器改造和分段燃燒技術來抑制氮氧化物生成。現階段，混氨/純氨燃機尚處于小規模試驗驗證階段。以日本三菱[7]動力為代表的企業研究機構已在300 kW小型燃氣輪機上進行氨直接燃燒試驗，用來驗證氨燃燒的穩定性，研究結果表明氮氧化物排放可達到0.15%的規定值。IHI公司利用2 000 kW中型燃氣輪機進行氨直接燃燒實證試驗，目前已成功完成70%的混氨燃燒試驗。三菱自主開發的40 MW氨直接燃燒大型燃氣輪機，預計將在2025年實現工業化[9]。

1.3 氨燃料電池技術

氨作為直接燃料的固體氧化物燃料電池，其基本原理[10]是將氨直接供給到氧化鋯電解質一側的燃料電極，將空氣供給對側的空氣電極，從而在兩電極間產生電動勢。

目前，日本京都大學、IHI公司等聯合研究組已完成1 kW氨燃料電池發電試驗，試驗表明將氨直接供給電池堆進行發電，可獲得與純氫相當的良好發電特性，直流發電效率可達50%以上，系統成功穩定連續運行1 000 h。芬蘭、挪威、德國等國的船舶制造企業正在開展船用氨燃料電池技術研發。國內福州大學等機構聯合開發的3 kW氨-氫燃料電池發電站現已交付使用，通過新型低溫氨分解催化劑在線制氫，產生氫氮混合氣后供燃料電池發電。

2 基于燃煤摻氨發電情景模式的技術經濟分析

“雙碳”目標背景下，燃煤發電行業面臨前所未有的轉型壓力[11]，一方面要適應高比例新能源接入下構建新型電力系統的要求，做出變革性的功能定位調整，另一方面要探索減碳路徑，突破燃煤高碳屬性的硬性制約。對我國煤電行業而言，通過能效提升來減少碳排放的空間已較為有限，煤電燃燒后CCUS和燃料低碳化成為實現深度脫碳的主要技術路徑。其中，燃煤電廠摻燒氨能夠實現源頭降碳，為煤電低碳化轉型提供了一條可供選擇的路徑。

本研究以燃煤發電為基礎研究對象，設置了基準方案、基準方案+ CCUS、基準方案+“藍氨”、基準方案+“綠氨”4種不同的情景模式，后3種情景模式以實現25%的二氧化碳減排量為基準。重點圍繞燃燒后CCUS、“藍氨”(煤制氨+化工過程CCUS)、“綠氨”(新能源電解制氫合成氨)技術路線。研究從當前成本、當前碳減排收益及未來技術進步降本潛力3個維度，對不同情景進行技術經濟的對比分析。

2.1 情景一：基準方案

基準方案以600 MW燃煤發電機組為研究對象，其基礎假定條件如下。

(1)該燃煤發電機組平均供電煤耗為300 g標準煤/(kW·h)，系統整體發電效率為41%，標準煤二氧化碳排放系數為2.65(燃燒1 kg標準煤排放2.65 kg CO2)，折合度電碳排放強度795 g CO2/(kW·h)。

(2)機組年利用小時數按4 000 h/a計算，即發電量24億kW·h/a，耗煤量72萬t標準煤/a，二氧化碳排放總量190萬t/a，如圖1所示。后續方案為統一計算，以二氧化碳減排量25%為基準，即減排二氧化碳48萬t/a。

(3)標準煤價格按1 500元/t計算，碳交易價格參考近期全國碳市場平均價格按50元/t考慮。

圖1 基準方案

2.2 情景二：基準方案+CCUS

情景二是在情景一基準方案的基礎上，增設鍋爐燃燒后CCUS裝置，以實現整個電廠25%的二氧化碳減排量。當前情況下燃煤電廠CCUS技術處理成本為450元/t，考慮未來技術進步可實現處理成本降至300元/t。通過對計算結果進行分析，可以得出以下幾點。

(1)鍋爐燃燒后進行CCUS對煤電度電成本影響較小。燃煤電廠增設CCUS裝置后，初始投資和全流程運行成本折合二氧化碳處理成本450元/t，度電成本將增加0.089元/(kW·h)。當前全國碳市場價格水平下，若再考慮減碳收益，度電成本可進一步下降0.010元/(kW·h)。綜合來看，煤電+CCUS情景模式度電成本增加0.079元/(kW·h)。

(2)考慮CCUS技術成本下降的潛力，煤電+CCUS情景模式的經濟性將顯著提升。隨著CCUS技術進步和規模化應用，二氧化碳處置成本進一步下降至300元/t時，疊加碳減排收益，系統度電成本增加值可降低至0.050元/(kW·h)。

(3)考慮初始投資使用效率，剩余服役年限較短的燃煤電廠建設CCUS系統經濟性相對較差。假設燃煤電廠剩余服役年限僅10 a(低于CCUS系統的設計年限20 a)，投資建設CCUS系統的設備折舊成本將成倍增加，估算碳處理成本由450元/t增長至600元/t，度電成本增加則由0.090元/(kW·h)提高至0.120元/(kW·h)?？紤]技術進步噸碳處理成本降為400元/t，疊加碳減排收益，度電成本增加0.070元/(kW·h)。

圖2 基準方案+ CCUS

2.3 情景三：基準方案+“藍氨”

情景三是在情景一基準方案的基礎上，通過摻燒按熱值計25%的“藍氨”來實現25%的二氧化碳減排率。情景三的基本說明如下：傳統煤制合成氨主要包括空氣分離、氣化、變換、低溫甲醇洗、液氮洗、氨合成等工藝單元?！八{氨”是在傳統煤制合成氨生產流程基礎上增設CCUS裝置，利用化工過程二氧化碳濃度高的優勢，以較低成本實現碳減排。情景分析中，當前化工過程CCUS成本按200元/t計算，未來技術進步后可降至150元/t，通過對計算結果進行分析，可以得出以下結論。

(1)從全過程角度看，摻燒“藍氨”并不會降低系統碳排放。由于氨氣熱值(18.6 MJ/kg)僅為標準煤熱值(29.3 MJ/kg)的64%左右，替代25%燃料煤需要氨的總量約28萬t/a。參照國內合成氨平均耗煤水平，每噸合成氨生產過程排放二氧化碳量約3.3 t(其中工藝過程排放2.4 t，動力過程排放0.9 t)[3]?？傮w看，煤制合成氨的生產過程將會排放二氧化碳95萬t，則系統的碳排放總量凈增47萬t。由于“藍氨”生產過程中已經由CCUS技術實現零碳排放，則情景三條件下碳排放依然是減少48萬t。

(2)采用“藍氨”摻燒，整體系統能量利用效率降低。據調研，國內合成氨的生產工藝過程平均能耗為1.264 t標準煤/t，采用先進工藝的煤制氨能耗為1.100 t標準煤/t。煤制氨系統過程的能量利用效率約50%。假定氨的燃燒對熱效率產生影響較小，考慮煤制合成氨能耗損失，摻燒25%“灰氨”后整體系統能量利用效率降低至36.6%，與基準方案相比下降4.4%。

(3)從經濟性角度看，摻燒“藍氨”將較大幅度推升煤電成本。在設定基準煤價水平下，按國內煤制氨平均能耗考慮，“灰氨”生產成本約為2 500元/t，考慮二氧化碳捕集與封存后，合成氨成本提高至3 200元/t左右。600 MW燃煤機組摻燒25%“藍氨”后，折合度電成本將增加0.261元/(kW·h)?？紤]系統二氧化碳減排收益，按當前碳價水平，度電成本減少0.019元/(kW·h)。即摻燒25%“藍氨”后，度電成本將增加0.242元/(kW·h)。

(4)若考慮合成氨技術進步和CCUS成本下降的潛力，摻燒“藍氨”經濟性將有所提升?？紤]煤制氨工藝能耗水平由當前國內平均提升至先進水平，化工過程二氧化碳捕集與封存成本下降至150元/t，“藍氨”情景最終將使度電成本增加0.193元/(kW·h)。

圖3 基準方案+“藍氨”

2.4 情景四：基準方案+“綠氨”

情景四是在情景一基準方案的基礎上，通過摻燒按熱值計25%的“綠氨”來實現25%的二氧化碳的減排率。情景四的基本說明如下：“綠氨”是區別于傳統煤制合成氨生產工藝，是以新能源電解水制氫再合成氨，主要包括空氣分離、新能源發電、電解水制氫、氨合成等工藝單元。新能源制氫合成氨系統相較于傳統工藝最大的優勢在于降低碳排放，同時可消納不穩定的新能源電力，將其轉化為穩定的便于存儲的形式。

電解制氫的電力由光伏發電提供，光伏電價參照當前市場成本水平0.15元/(kW·h)計算，考慮技術進步后光伏電價下降為0.08元/(kW·h)。研究分析中暫不考慮光伏制氨對系統發電效率的影響。通過對計算結果的分析，可以得出以下幾點。

(1)相較“藍氨”，“綠氨”摻燒不影響系統能量效率。相比傳統煤制氨生產工藝，新能源電解水制氫合成氨過程不額外消耗化石能源，摻燒25%“綠氨”后整體系統發電效率不受影響。

(2)從全過程角度看，摻燒“綠氨”將會降低系統碳排放。對于基準設定600 MW燃煤機組，替代25%燃料煤需要氨約28萬t/a，這部分“綠氨”生產過程中不涉及二氧化碳排放，整體上評價邊界內碳排放減少48萬t。

(3)摻燒“綠氨”對煤電度電成本的影響低于“藍氨”。在光伏電價0.15元/(kW·h)、當前電解水制氫裝備投資及電耗水平下，合成氨生產成本約為2 800元/t左右。600 MW機組摻燒25%“綠氨”，折合度電成本將增加0.213元/(kW·h)。如若再考慮系統二氧化碳減排收益，度電成本減少0.010元/(kW·h)。即摻燒25%“綠氨”后，度電成本增加0.203元/(kW·h)。

(4)若考慮光伏發電進一步降本潛力，摻燒“綠氨”經濟性將顯著提升。隨著光伏產業鏈各環節不斷降本增效，光伏發電成本將進一步下降，當電價降為0.08元/(kW·h)時，在考慮碳減排收益時，“綠氨”情景最終將使度電成本增加0.067元/(kW·h)，屆時顯著優于“藍氨”情景。當光伏成本下降到0.07元/(kW·h)時，“綠氨”摻燒方案將與煤電燃燒后CCUS方案在成本方面相當。

(5)若考慮未來以棄風棄光電解水制氫制氨，摻燒“綠氨”經濟性將更具競爭力。以當前內蒙古電力市場為例，保障小時數(1 200 h)以外光伏上網電價為0.055 7元/(kW·h)，暫不考慮過網成本影響，綠氨情景下度電成本增加將由0.067元/(kW·h)進一步降至0.033元/(kW·h)，比煤電燃燒后CCUS方案更具競爭力。

圖4 基準方案+綠氨方案

不同燃煤摻氨情景下的燃煤電廠度電成本影響比較見表2，展示了3種不同二氧化碳減排方案與基準方案相比的度電成本增加情況。基于上述的計算和分析，從各種技術路線選擇對燃煤電廠經濟性影響來看，實現二氧化碳減排需要付出相應的經濟成本和效率損失代價。在當前市場和技術水平下，燃煤混氨技術無論是采用煤制“藍氨”，還是可再生能源制“綠氨”，與煤電燃燒后CCUS相比，對度電成本影響更大。

表2 不同燃煤摻氨情景下的燃煤電廠度電成本影響比較 元/(kW·h)

從能量利用效率和經濟性考慮，“藍氨”不具備競爭力?！八{氨”情景下，系統整體效率顯著下降，同時度電成本明顯上升，且考慮未來技術進步后“藍氨”成本降幅空間不大，不宜作為未來燃煤摻氨的燃料來源。

盡管當前條件下，“綠氨”情景相比鍋爐燃燒后CCUS優勢不明顯，但隨可再生能源發電成本降低未來降幅空間較大。未來以新能源為主體的新型電力系統下，若考慮以棄風棄光資源或者保障小時數以外的低價市場交易電來制氫再合成氨，成本將進一步降低。

3 結語

情景二鍋爐燃燒后CCUS技術應用易受地理地質條件限制，而“綠氨”摻混路線適用性廣、靈活性好。一是對剩余運行壽命較短或者擬轉為應急備用電源的燃煤電廠，相比于新建一套CCUS全流程系統，從設備利用率、運行靈活性和投資經濟性角度看，“綠氨”摻混方案更具優勢。二是對缺乏二氧化碳封存適宜地理地質條件或碳資源化利用條件的區域，燃煤摻氨為燃煤電廠提供了一條靈活可行的減碳技術路徑。

現階段燃煤摻氨技術尚處于實驗研究和小規模示范階段，驗證了技術可行性，放大到實際燃煤機組容量規模的應用效果還有待進一步工業示范驗證。建議選擇優勢地區先期開展示范，一是選擇煤電項目分布分散、二氧化碳埋存地質資源不匹配的地區，選擇剩余運行壽命較短或者擬轉應急備用電源的燃煤電廠作為示范對象；二是選擇新能源資源豐富、調峰資源稀缺、電網消納困難、水資源豐富地區，例如青海地區，如采用保障小時數以外的光伏上網電價，可大幅降低合成氨成本；三是降低傳統合成氨生產制備技術的能耗及運行成本，開發低能耗高效催化劑、低成本合成工藝等，同時利用淘汰合成氨裝置，進一步降低合成氨投資。在具備以上條件的區域，通過建立區域氨能中心，可為多個燃煤鍋爐同時供應液氨，解決煤電機組降碳問題的同時盤活既有合成氨裝置，也可以為無法外送的新能源提供潛在的儲能、用能方案。