燃煤机组耦合氢基衍生燃料发电对机组影响分析

王一坤，邓 磊，陈 钢，周 飞，贾兆鹏，张志达，唐雁峰

(1.西安西热锅炉环保工程有限公司，陕西 西安 710054；2.西安交通大学 动力工程多相流国家重点实验室，陕西 西安 710049；3.华能太仓发电有限责任公司，江苏 太仓 215424)

0 引 言

根据统计数据，2019年我国能源消费的CO2排放强度高出世界平均水平30%，煤炭消费排放的CO2占全国总排放量的80%以上[1]，煤电机组CO2排放量约838 g/kWh[2]。要实现习近平总书记2020年第75届联合国大会提出的“3060”碳排放目标，火力发电行业使用低碳燃料成为一条重要途径。

氢能的低位发热量为120 000 kJ/kg，燃烧后的主要产物是水，可通过各种可再生能源以催化、电解等方式广泛生产，是目前最理想的二次能源。目前限制氢能使用的问题主要是生产和储运成本过高，更易储运的氢基衍生燃料备受关注。氢基衍生燃料是指氢以合成、重整等方式合成的燃料，典型的氢基衍生燃料有NH3、CH3OH和CH3OCH3等，完全燃烧后生成的主要污染物为NOx及因含有杂质硫生成的SOx，采用常规工艺即可脱除，因低碳特性受到重视[3-5]。以NH3为例，常温下NH3液化压力仅1.03 MPa，远低于常温下H2液化压力70 MPa[6]，可利用现有基础设施如天然气管线进行储运，而CH3OH和CH3OCH3则可像汽油一样使用，且不存在储运问题。

研究人员在20世纪60年代就对NH3燃烧开展了研究，深入考查了NH3燃烧的火焰传播特性，并揭示了多种反应机理[7-13]。已有研究多集中在NH3作为燃料的中小规模直接应用方面，如多孔介质燃烧[14-16]和内燃机[17-18]领域，对于电站锅炉和燃气轮机的大规模工业级应用性研究较少。KURATA等[3]开发了新型浓淡低NOx燃烧器，并研究了微型纯燃NH3燃气轮机的燃烧效率和NO排放浓度。研究人员用试验和模拟的方式研究了NH3和煤粉混燃时比例、当量比、NH3掺入位置等因素对燃烧效率、火焰形状和NO排放量的影响，证明混燃后的NO排放可控制在与燃煤相当的水平[19-22]。

由于CH3OH和CH3OCH3的自身特性(热值较高，常温常压下为液态，储运方便等)，主要作为发动机替代燃料。研究人员做了大量关于CH3OH和CH3OCH3与常规燃料混合时的发动机工作特性研究[23-26]。韩冬雪[27]研究了温度、当量比、燃料组分和添加剂对CH3OH、CH3OCH3和C2H5OH热解、氧化和预混过程中污染物的影响。李燕真[28]模拟研究了单侧预混对CH3OH/CH3OCH3对冲火焰的最高火焰温度、火焰结构、放热率、燃料及关键自由基浓度分布及NO的影响。冉景煜等[29]和张全等[30]以试验和数值模拟的方法研究了燃烧器结构对醇基燃料燃烧特性的影响。

虽然前人开展了氢基衍生燃料的利用研究，但多集中在反应机理和火焰传播特性等基础研究，对于类似燃煤机组耦合氢基衍生燃料发电工业规模等级的应用研究较少。我国拥有大量仍可延寿服役10 a以上的青壮年期高效燃煤机组[31],因此，选择1台典型300 MW机组系统分析耦合氢基衍生燃料发电对燃煤机组各个系统及运行参数、CO2、污染物排放等方面的影响，可为推进燃煤机组转型、降低CO2排放提供理论依据。

1 研究基础参数

1.1 机组概况

选取的机组配备一台正压直吹式、四角切圆燃烧的常规Π型锅炉，汽轮机为一次中间再热、亚临界、单轴双缸双排汽的反动凝汽式，其余设计参数参考文献[32-34]，锅炉布置如图1所示。

图1 锅炉布置Fig.1 Sketch of the boiler

1.2 设计煤质及燃料参数

计算煤质选用实际燃用煤种，氢气及氢基衍生燃料的元素分析见表1。

表1 燃料工业分析和元素分析Table1 Proximate and ultimate analysis of fuel

续表

1.3 计算方法

本次计算采用按照前苏联98锅炉热力计算标准开发的锅炉热力计算校核软件，计算结果经多个国内外工程实例的准确性验证，具体计算流程参考文献[33,35]。

2 计算结果与分析

对机组在锅炉最大连续蒸发量(Boiler Maximum Continuous Rating，BMCR)工况、75%热耗率验收工况(Turbine Heat Acceptance，THA)、50%THA和30%THA工况下耦合不同质量分数(氢基衍生燃料占总燃料量的质量分数)的氢基衍生燃料进行锅炉热力校核计算。为保证比较基准的一致性，计算时假设耦合氢基衍生燃料前后的过量空气系数、固体未完全燃烧热损失(q4)和化学未完全燃烧热损失(q3)之和保持不变。计算时除H2外氢基衍生燃料的质量分数均为0～100%，H2的质量分数为0～50%(高于此比例时燃烧产物特性超出了热力计算线算图的适用范围)。

2.1 对烟风系统的影响

理论空气量与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图2所示。理论空气量主要与燃料中的可燃元素和氧含量有关。由图2可知，H2理论空气量随耦合质量分数的增加迅速增大；CH3OCH3中的C、H元素含量较高，理论空气量随耦合质量分数的增加而增大；CH3OH中虽然C、H元素含量较高，但由于自身含O，理论空气量随耦合质量分数的增加略有减少。耦合不同质量分数氢基衍生燃料时，标态理论空气量变化较大，H2和CH3OCH3的理论空气量随耦合质量分数的增逐渐增大至15.82(50%耦合质量分数)和6.95 m3/kg(100%耦合质量分数)，而NH3和CH3OH的理论空气量随着耦合质量分数的增加逐渐降至4.67(100%耦合质量分数)和4.99 m3/kg(100%耦合质量分数)。

图2 理论空气量与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.2 Relationship between theoretical air volume and coupling mass fractin of hydrogen derived fuel

计算结果表明，BMCR工况下耦合不同质量质量分数氢基衍生燃料的总入炉风量均低于纯燃原煤，原有送风系统无需进行增容改造。

从烟气质量流量计算结果来看，除H2外，由于理论烟气质量流量变化和排烟温度上升，其余氢基衍生燃料的实际排烟体积流量均有不同程度增加。以CH3OH为例，BMCR工况下的最大排烟体积流量从1 508 890.4 m3/h增至1 699 094.9 m3/h，增加了12%，无法通过调整过量空气系数满足需求，需进行引风机增容改造。

2.2 燃料耦合质量分数对锅炉主要参数的影响

2.2.1对理论燃烧温度的影响

理论燃烧温度与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图3所示。烟气的理论燃烧温度反映了燃烧产物被加热后能达到的最高温度，除主要受燃料输入热量的影响外，还与燃烧时的过量空气系数和燃烧产物的特性(数量、比热容)等因素有关。由图3可知，全负荷不同耦合质量分数下，理论燃烧温度分别变化了73.8～181.3(H2)、-117.3～-17.7(NH3)、-63.0～-8.7(CH3OH)和28.9～126.7 ℃(CH3OCH3)，与氢基衍生燃料的热值变化趋势基本一致。

图3 理论燃烧温度与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.3 Relationship between theoretical combustion temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.2对炉膛出口烟温的影响

炉膛出口烟气温度与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图4所示。炉膛出口烟气温度反映了燃料燃烧后放热在炉内被吸收的程度，除受入炉总热量、炉膛内受热面布置、燃烧产物辐射特性影响外，还与火焰中心(燃烧器摆动角度)相关。由图4可知，耦合不同燃料的炉膛出口烟气温度变化趋势差异较大，这与烟气特性和燃烧器角度变化有关。增加燃料H元素含量使烟气中水蒸气含量增加，烟气辐射特性随之变化。另外，以H2为例，由于H2燃烧后的烟气质量流量小于原煤，需调整燃烧器摆动角度以提高再热汽温，炉膛出口烟温随之上升；当耦合质量分数逐渐增大时，燃烧器摆动角度至上限也无法消除烟气质量流量减少带来的影响，炉膛出口烟温随之下降；因此炉膛出口烟温随耦合质量分数的增大先上升后下降。

图4 炉膛出口烟气温度与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.4 Relationship between the furnace outlet gas temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.3对省煤器出口烟温的影响

省煤器出口烟气温度与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图5所示，可知全负荷不同耦合比例下省煤器出口烟气温度分别变化了-19.2～-6.3(H2)、-3.4～-0.2(NH3)、-1.5～1.9(CH3OH)和-7.0～-0.7 ℃(CH3OCH3)。计算结果表明，耦合H2后省煤器出口烟温降低最为明显，耦合其他氢基衍生燃料后省煤器出口烟温的变化幅度在10 ℃ 以内。由于氢基衍生燃料燃烧后的产物中水蒸气含量较多，除增设旁路烟道提高烟气温度外，还需更换部分抗水蒸气中毒能力强的催化剂来保证脱硝效率。

图5 省煤器出口烟温与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.5 Relationship between the economizer outlet gas temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.4对排烟温度的影响

排烟温度与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图6所示,可知耦合H2后排烟温度随耦合质量分数的增加而显著降低；耦合热值较低的NH3和CH3OH后排烟温度均随耦合质量分数的增加而升高。对比空预器进、出口烟温，其变化主要是由于理论空气量降低，燃料送风量减少；而耦合CH3OCH3后排烟温度除30% THA负荷随耦合质量分数增大逐渐下降外，其余负荷均随耦合质量分数增大而略增加，这主要归因于燃烧器角度调整。计算结果表明，不同耦合质量分数全负荷下排烟温度分别变化了-9.7～-2.7(H2)、3.6～26.2(NH3)、2.4～19.6(CH3OH)和-2.8～5.6 ℃(CH3OCH3)。由计算结果可知，所选取的氢基衍生燃料燃烧后的最高排烟温度低于141 ℃，未影响后继除尘设备的安全运行。

图6 排烟温度与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.6 Relationship between the exhaust outlet gas temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.5对锅炉热效率的影响

锅炉热效率与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图7所示，可知全负荷下不同耦合质量分数时的锅炉热效率分别变化了0.33%～0.91%(H2)、-2.04%～-0.31%(NH3)、-1.31%～-0.18%(CH3OH)和0.04%～0.44%(CH3OCH3)。由图7可知，由于H2和CH3OCH3热值较高，因此耦合后锅炉热效率显著提高，而NH3和CH3OH由于热值相对较低，且燃烧产物的特性决定了排烟损失增加较多，因此耦合后锅炉热效率降低更明显。锅炉热效率下降主要是由于排烟热损失增加所致。由于氢基衍生燃料中几乎不含硫分，因此考虑增加尾部受热面降低排烟温度来提高锅炉热效率。

图7 锅炉热效率与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.7 Relationship between the thermal efficiency andcoupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.6对再热汽温的影响

耦合氢基衍生燃料后再热汽温如图8所示，可知耦合氢基衍生燃料后BMCR工况下的再热汽温均能达到设计值，而其余负荷下再热汽温随着耦合质量分数增加而下降。再热蒸汽的受热面主要为对流换热面，由于氢基衍生燃料燃烧后的烟气质量流量小于原煤，因此对流换热减少，即使通过调整燃烧器角度也难以使再热汽温达到设计值。对于此种情况，可通过增加尾部烟气挡板、增加再热蒸汽换热面积等措施解决。

图8 耦合氢基衍生燃料对再热汽温的影响Fig.8 Effect to the flue gas volume of hydrogen derived fuel blending

2.2.7对烟气质量流量的影响

锅炉烟气质量流量与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图9所示，可知烟气质量流量随热值的减小而逐渐增大。全负荷下耦合H2烟气质量流量、耦合NH3烟气质量流量、耦合CH3OH烟气质量流量、耦合CH3OCH3烟气质量流量变化分别为-20.8%～-20.1%、-2.4%～-0.4%、-1.6%～0.4%、-11.4%～-9.2%。由于氢基衍生燃料的燃尽性能优异，通过降低送风量减小烟气生成量并不会对锅炉热效率产生较大影响，因此运行时可选择低于燃煤的过量空气系数。

图9 锅炉烟气质量流量与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.9 Relationship between the flue gas mass flow and coupling mass fractin of hydrogen derived fuel

2.2.8对减温水量的影响

锅炉过热蒸汽减温水量与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图10所示，可知除H2外，其余3种燃料50% THA及以上负荷的过热蒸汽减温水量均随着耦合质量分数的增大而增加，4种氢基衍生燃料30% THA负荷时的过热蒸汽减温水量随着耦合质量分数的增大而降低。减温水量的变化主要是由于燃烧器角度变化导致的火焰中心上移和烟气体积流量变化引起。计算结果表明，全负荷下过热蒸汽减温水量分别为0～43.9(H2)、11.0～58.4(NH3)、11.0～62.0(CH3OH)和11.0～50.0 t/h(CH3OCH3)，原有的减温水系统能够满足蒸汽温度调节的需要。

图10 锅炉过热蒸汽减温水量与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.10 Relationship between the superheater attempering water consumption and coupling mass fractin of hydrogen derived fuel

2.3 对制粉及燃烧系统的影响

机组的制粉电耗会随着燃煤量的减少而大幅下降。但对于氢基衍生燃料而言，H2可直接采用专用燃烧器，NH3需外来热源加热为气态，CH3OH和CH3OCH3需经专用雾化设备才能进入炉膛燃烧。

与煤粉相比，氢基衍生燃料属于极易燃尽的燃料，易与煤粉发生“抢风”导致飞灰可燃物增加，为尽可能降低对煤粉燃烧的影响，减少高温燃烧产生的热力型NOx，氢基衍生燃料需采用专用燃烧器。氢基衍生燃料燃烧器须同时满足锅炉热效率和污染物排放要求。此外，可利用氢基衍生燃料燃烧中间产物的还原性降低燃烧过程中NOx生成量。

2.4 对运行安全性的影响

H2性质极为活泼，在空气中的爆炸极限为4.0%～75.6%，同时还存在“氢脆”现象(H与管道中金属离子反应，导致钢材的晶间断裂、力学性质改变和材料失效)。氢气的最大层流火焰速度为2.91～3.51 m/s，燃烧时极易发生回火。与煤粉相比，H2和NH3等气体燃料对设备的防爆要求更加严格，需提高相关系统的防爆等级。

NH3虽然属于低毒性气体，在空气中的爆炸极限为16%～25%，但质量浓度超过0.037 mg/L即可闻到气味，需将NH3储运系统周围空气中的NH3质量浓度控制在0.03 mg/L以下。原煤与NH3耦合后容易生成大量NH4HSO4和(NH4)2SO4，需采取措施在炉内良好组织燃烧气流，提高SCR系统入口烟气均匀性减少这2种产物生成，减轻对机组运行安全性的不利影响。

CH3OH和CH3OCH3对管路、阀门及普通橡胶均有腐蚀性，因此在设计储运系统时，需针对二者的腐蚀特性进行特殊设计。

烟气酸露点主要受燃料中的硫分和烟气中水蒸气分压影响。烟气酸露点与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图11所示。

图11 烟气酸露点与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.11 Relationship between the flue gas dew point and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

由图11可知，不同氢基衍生燃料的酸露点均随耦合质量分数的增加先上升后迅速降低。这主要是随由于富H少灰的氢基衍生燃料耦合质量分数增大，烟气中水蒸气含量升高，硫分、灰分减少，当燃料中完全不含硫分和灰分时(即氢基衍生燃料耦合质量分数100%)，烟气酸露点与水露点相同。

烟气酸露点的升高会影响燃煤机组尾部烟道中低温烟气余热回收设备的安全性，需采用相应措施(调整运行参数或更换受热面材质)适应大比例耦合氢基衍生燃料对系统的影响。

2.5 对CO2排放的影响

发电CO2排放值与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图12所示，可知耦合氢基衍生燃料发电后的CO2排放值随耦合质量分数的增大逐渐降低。CO2的排放值主要与燃料中C元素含量相关，由于热值和燃料组分不同，耦合相同质量分数燃料发电时，CO2排放值略有差异。

图12 发电CO2排放值与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.12 Relationship between the CO2 emission reduction and coupling mass fraction hydrogen derived fuel

300 MW机组年CO2减排量(利用4 500 h)与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系如图13所示，耦合H2(质量分数10%～50%)时每年可减排50.1万～104.8万t；耦合NH3(质量分数20%～100%)时每年可减排23.3万～121.2万t；耦合CH3OH(质量分数20%～100%)时每年可减排6.1万～30.9万t；耦合CH3OCH3(质量分数20%～100%)时每年可减排10.2万～37.1万t。

图13 CO2排放量与氢基衍生燃料耦合质量分数的关系Fig.13 Relationship between the CO2 emission reduction and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.6 对污染物排放的影响

虽然氢基衍生燃料燃烧后不产生灰分，但与煤中灰分结合后会产生大量小于PM2.5的微细颗粒，常规除尘设备能否将其脱除尚无定论。此外，NH3逃逸量大时会导致灰渣中NH3浓度过高，影响其资源化利用。CH3OH及CH3OCH3燃烧时不仅会产生NOx，还会产生甲醛、乙醛等非常规污染物，虽然此类物质极易溶于石灰浆液，但仍存在逃逸可能。

氢基衍生燃料中的硫含量极低，原烟气中的SO2会大幅下降，采用湿法脱硫时，NH3等产物还会与SO2反应进一步提高脱硫效率。

NH3是二次有机气溶胶、PM2.5等物质形成的重要前驱物，常规湿法脱硫系统对此类物质的脱除效率很低，需要开发新型捕集系统降低此类物质排放。

3 结 论

1)耦合氢基衍生燃料发电后，燃煤机组主要参数变化与氢基衍生燃料特性有关，当氢基衍生燃料热值较高时，排烟温度降低、锅炉热效率提高、烟气质量流量减少，但中低负荷下的再热汽温难以保证；当氢基衍生燃料热值较低时，排烟温度上升、锅炉热效率下降、烟气质量流量增大。BMCR工况下的再热汽温均达到设计值，而其余负荷下再热汽温随耦合质量分数增加而下降。

2)燃煤机组耦合氢基衍生燃料发电后，虽然掺混燃料C/H/O的比例发生变化，但原有的送风系统仍能满足大比例掺烧的要求；由于耦合低热值氢基衍生燃料后排烟实际体积流量增大，大比例掺烧时需要对引风机进行增容改造。

3)考虑到氢基衍生燃料的特性，耦合质量分数较高时需增设独立的燃烧系统以降低对煤粉燃烧的影响，同时需提高现场电气设备和燃料输送系统的防护等级。

4)燃煤机组耦合氢基衍生燃料发电后，能够实现机组CO2大幅减排，300 MW机组年利用4 500 h时最大可减排CO2约121.2万t。

5)燃煤机组耦合氢基衍生燃料发电对机组脱硝和脱硫系统的影响较小，但可能影响灰渣的资源化利用；可能需进行低温烟气余热回收系统优化改造，适应烟气酸露点的提高；此外，需尽快开展其他新型捕集系统对亚微米级气溶胶颗粒和甲醛、乙醛等非常规污染物脱除效果的研究工作。