燃煤機組耦合氫基衍生燃料發(fā)電對機組影響分析

王一坤，鄧 磊，陳 鋼，周 飛，賈兆鵬，張志達，唐雁峰

(1.西安西熱鍋爐環(huán)保工程有限公司，陜西 西安 710054；2.西安交通大學 動力工程多相流國家重點實驗室，陜西 西安 710049；3.華能太倉發(fā)電有限責任公司，江蘇 太倉 215424)

0 引 言

根據統(tǒng)計數據，2019年我國能源消費的CO2排放強度高出世界平均水平30%，煤炭消費排放的CO2占全國總排放量的80%以上[1]，煤電機組CO2排放量約838 g/kWh[2]。要實現習近平總書記2020年第75屆聯(lián)合國大會提出的“3060”碳排放目標，火力發(fā)電行業(yè)使用低碳燃料成為一條重要途徑。

氫能的低位發(fā)熱量為120 000 kJ/kg，燃燒后的主要產物是水，可通過各種可再生能源以催化、電解等方式廣泛生產，是目前最理想的二次能源。目前限制氫能使用的問題主要是生產和儲運成本過高，更易儲運的氫基衍生燃料備受關注。氫基衍生燃料是指氫以合成、重整等方式合成的燃料，典型的氫基衍生燃料有NH3、CH3OH和CH3OCH3等，完全燃燒后生成的主要污染物為NOx及因含有雜質硫生成的SOx，采用常規(guī)工藝即可脫除，因低碳特性受到重視[3-5]。以NH3為例，常溫下NH3液化壓力僅1.03 MPa，遠低于常溫下H2液化壓力70 MPa[6]，可利用現有基礎設施如天然氣管線進行儲運，而CH3OH和CH3OCH3則可像汽油一樣使用，且不存在儲運問題。

研究人員在20世紀60年代就對NH3燃燒開展了研究，深入考查了NH3燃燒的火焰?zhèn)鞑ヌ匦裕⒔沂玖硕喾N反應機理[7-13]。已有研究多集中在NH3作為燃料的中小規(guī)模直接應用方面，如多孔介質燃燒[14-16]和內燃機[17-18]領域，對于電站鍋爐和燃氣輪機的大規(guī)模工業(yè)級應用性研究較少。KURATA等[3]開發(fā)了新型濃淡低NOx燃燒器，并研究了微型純燃NH3燃氣輪機的燃燒效率和NO排放濃度。研究人員用試驗和模擬的方式研究了NH3和煤粉混燃時比例、當量比、NH3摻入位置等因素對燃燒效率、火焰形狀和NO排放量的影響，證明混燃后的NO排放可控制在與燃煤相當的水平[19-22]。

由于CH3OH和CH3OCH3的自身特性(熱值較高，常溫常壓下為液態(tài)，儲運方便等)，主要作為發(fā)動機替代燃料。研究人員做了大量關于CH3OH和CH3OCH3與常規(guī)燃料混合時的發(fā)動機工作特性研究[23-26]。韓冬雪[27]研究了溫度、當量比、燃料組分和添加劑對CH3OH、CH3OCH3和C2H5OH熱解、氧化和預混過程中污染物的影響。李燕真[28]模擬研究了單側預混對CH3OH/CH3OCH3對沖火焰的最高火焰溫度、火焰結構、放熱率、燃料及關鍵自由基濃度分布及NO的影響。冉景煜等[29]和張全等[30]以試驗和數值模擬的方法研究了燃燒器結構對醇基燃料燃燒特性的影響。

雖然前人開展了氫基衍生燃料的利用研究，但多集中在反應機理和火焰?zhèn)鞑ヌ匦缘然A研究，對于類似燃煤機組耦合氫基衍生燃料發(fā)電工業(yè)規(guī)模等級的應用研究較少。我國擁有大量仍可延壽服役10 a以上的青壯年期高效燃煤機組[31],因此，選擇1臺典型300 MW機組系統(tǒng)分析耦合氫基衍生燃料發(fā)電對燃煤機組各個系統(tǒng)及運行參數、CO2、污染物排放等方面的影響，可為推進燃煤機組轉型、降低CO2排放提供理論依據。

1 研究基礎參數

1.1 機組概況

選取的機組配備一臺正壓直吹式、四角切圓燃燒的常規(guī)Π型鍋爐，汽輪機為一次中間再熱、亞臨界、單軸雙缸雙排汽的反動凝汽式，其余設計參數參考文獻[32-34]，鍋爐布置如圖1所示。

圖1 鍋爐布置Fig.1 Sketch of the boiler

1.2 設計煤質及燃料參數

計算煤質選用實際燃用煤種，氫氣及氫基衍生燃料的元素分析見表1。

表1 燃料工業(yè)分析和元素分析Table1 Proximate and ultimate analysis of fuel

續(xù)表

1.3 計算方法

本次計算采用按照前蘇聯(lián)98鍋爐熱力計算標準開發(fā)的鍋爐熱力計算校核軟件，計算結果經多個國內外工程實例的準確性驗證，具體計算流程參考文獻[33,35]。

2 計算結果與分析

對機組在鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(Boiler Maximum Continuous Rating，BMCR)工況、75%熱耗率驗收工況(Turbine Heat Acceptance，THA)、50%THA和30%THA工況下耦合不同質量分數(氫基衍生燃料占總燃料量的質量分數)的氫基衍生燃料進行鍋爐熱力校核計算。為保證比較基準的一致性，計算時假設耦合氫基衍生燃料前后的過量空氣系數、固體未完全燃燒熱損失(q4)和化學未完全燃燒熱損失(q3)之和保持不變。計算時除H2外氫基衍生燃料的質量分數均為0～100%，H2的質量分數為0～50%(高于此比例時燃燒產物特性超出了熱力計算線算圖的適用范圍)。

2.1 對煙風系統(tǒng)的影響

理論空氣量與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖2所示。理論空氣量主要與燃料中的可燃元素和氧含量有關。由圖2可知，H2理論空氣量隨耦合質量分數的增加迅速增大；CH3OCH3中的C、H元素含量較高，理論空氣量隨耦合質量分數的增加而增大；CH3OH中雖然C、H元素含量較高，但由于自身含O，理論空氣量隨耦合質量分數的增加略有減少。耦合不同質量分數氫基衍生燃料時，標態(tài)理論空氣量變化較大，H2和CH3OCH3的理論空氣量隨耦合質量分數的增逐漸增大至15.82(50%耦合質量分數)和6.95 m3/kg(100%耦合質量分數)，而NH3和CH3OH的理論空氣量隨著耦合質量分數的增加逐漸降至4.67(100%耦合質量分數)和4.99 m3/kg(100%耦合質量分數)。

圖2 理論空氣量與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.2 Relationship between theoretical air volume and coupling mass fractin of hydrogen derived fuel

計算結果表明，BMCR工況下耦合不同質量質量分數氫基衍生燃料的總入爐風量均低于純燃原煤，原有送風系統(tǒng)無需進行增容改造。

從煙氣質量流量計算結果來看，除H2外，由于理論煙氣質量流量變化和排煙溫度上升，其余氫基衍生燃料的實際排煙體積流量均有不同程度增加。以CH3OH為例，BMCR工況下的最大排煙體積流量從1 508 890.4 m3/h增至1 699 094.9 m3/h，增加了12%，無法通過調整過量空氣系數滿足需求，需進行引風機增容改造。

2.2 燃料耦合質量分數對鍋爐主要參數的影響

2.2.1對理論燃燒溫度的影響

理論燃燒溫度與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖3所示。煙氣的理論燃燒溫度反映了燃燒產物被加熱后能達到的最高溫度，除主要受燃料輸入熱量的影響外，還與燃燒時的過量空氣系數和燃燒產物的特性(數量、比熱容)等因素有關。由圖3可知，全負荷不同耦合質量分數下，理論燃燒溫度分別變化了73.8～181.3(H2)、-117.3～-17.7(NH3)、-63.0～-8.7(CH3OH)和28.9～126.7 ℃(CH3OCH3)，與氫基衍生燃料的熱值變化趨勢基本一致。

圖3 理論燃燒溫度與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.3 Relationship between theoretical combustion temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.2對爐膛出口煙溫的影響

爐膛出口煙氣溫度與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖4所示。爐膛出口煙氣溫度反映了燃料燃燒后放熱在爐內被吸收的程度，除受入爐總熱量、爐膛內受熱面布置、燃燒產物輻射特性影響外，還與火焰中心(燃燒器擺動角度)相關。由圖4可知，耦合不同燃料的爐膛出口煙氣溫度變化趨勢差異較大，這與煙氣特性和燃燒器角度變化有關。增加燃料H元素含量使煙氣中水蒸氣含量增加，煙氣輻射特性隨之變化。另外，以H2為例，由于H2燃燒后的煙氣質量流量小于原煤，需調整燃燒器擺動角度以提高再熱汽溫，爐膛出口煙溫隨之上升；當耦合質量分數逐漸增大時，燃燒器擺動角度至上限也無法消除煙氣質量流量減少帶來的影響，爐膛出口煙溫隨之下降；因此爐膛出口煙溫隨耦合質量分數的增大先上升后下降。

圖4 爐膛出口煙氣溫度與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.4 Relationship between the furnace outlet gas temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.3對省煤器出口煙溫的影響

省煤器出口煙氣溫度與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖5所示，可知全負荷不同耦合比例下省煤器出口煙氣溫度分別變化了-19.2～-6.3(H2)、-3.4～-0.2(NH3)、-1.5～1.9(CH3OH)和-7.0～-0.7 ℃(CH3OCH3)。計算結果表明，耦合H2后省煤器出口煙溫降低最為明顯，耦合其他氫基衍生燃料后省煤器出口煙溫的變化幅度在10 ℃ 以內。由于氫基衍生燃料燃燒后的產物中水蒸氣含量較多，除增設旁路煙道提高煙氣溫度外，還需更換部分抗水蒸氣中毒能力強的催化劑來保證脫硝效率。

圖5 省煤器出口煙溫與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.5 Relationship between the economizer outlet gas temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.4對排煙溫度的影響

排煙溫度與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖6所示,可知耦合H2后排煙溫度隨耦合質量分數的增加而顯著降低；耦合熱值較低的NH3和CH3OH后排煙溫度均隨耦合質量分數的增加而升高。對比空預器進、出口煙溫，其變化主要是由于理論空氣量降低，燃料送風量減少；而耦合CH3OCH3后排煙溫度除30% THA負荷隨耦合質量分數增大逐漸下降外，其余負荷均隨耦合質量分數增大而略增加，這主要歸因于燃燒器角度調整。計算結果表明，不同耦合質量分數全負荷下排煙溫度分別變化了-9.7～-2.7(H2)、3.6～26.2(NH3)、2.4～19.6(CH3OH)和-2.8～5.6 ℃(CH3OCH3)。由計算結果可知，所選取的氫基衍生燃料燃燒后的最高排煙溫度低于141 ℃，未影響后繼除塵設備的安全運行。

圖6 排煙溫度與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.6 Relationship between the exhaust outlet gas temperature and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.5對鍋爐熱效率的影響

鍋爐熱效率與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖7所示，可知全負荷下不同耦合質量分數時的鍋爐熱效率分別變化了0.33%～0.91%(H2)、-2.04%～-0.31%(NH3)、-1.31%～-0.18%(CH3OH)和0.04%～0.44%(CH3OCH3)。由圖7可知，由于H2和CH3OCH3熱值較高，因此耦合后鍋爐熱效率顯著提高，而NH3和CH3OH由于熱值相對較低，且燃燒產物的特性決定了排煙損失增加較多，因此耦合后鍋爐熱效率降低更明顯。鍋爐熱效率下降主要是由于排煙熱損失增加所致。由于氫基衍生燃料中幾乎不含硫分，因此考慮增加尾部受熱面降低排煙溫度來提高鍋爐熱效率。

圖7 鍋爐熱效率與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.7 Relationship between the thermal efficiency andcoupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.2.6對再熱汽溫的影響

耦合氫基衍生燃料后再熱汽溫如圖8所示，可知耦合氫基衍生燃料后BMCR工況下的再熱汽溫均能達到設計值，而其余負荷下再熱汽溫隨著耦合質量分數增加而下降。再熱蒸汽的受熱面主要為對流換熱面，由于氫基衍生燃料燃燒后的煙氣質量流量小于原煤，因此對流換熱減少，即使通過調整燃燒器角度也難以使再熱汽溫達到設計值。對于此種情況，可通過增加尾部煙氣擋板、增加再熱蒸汽換熱面積等措施解決。

圖8 耦合氫基衍生燃料對再熱汽溫的影響Fig.8 Effect to the flue gas volume of hydrogen derived fuel blending

2.2.7對煙氣質量流量的影響

鍋爐煙氣質量流量與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖9所示，可知煙氣質量流量隨熱值的減小而逐漸增大。全負荷下耦合H2煙氣質量流量、耦合NH3煙氣質量流量、耦合CH3OH煙氣質量流量、耦合CH3OCH3煙氣質量流量變化分別為-20.8%～-20.1%、-2.4%～-0.4%、-1.6%～0.4%、-11.4%～-9.2%。由于氫基衍生燃料的燃盡性能優(yōu)異，通過降低送風量減小煙氣生成量并不會對鍋爐熱效率產生較大影響，因此運行時可選擇低于燃煤的過量空氣系數。

圖9 鍋爐煙氣質量流量與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.9 Relationship between the flue gas mass flow and coupling mass fractin of hydrogen derived fuel

2.2.8對減溫水量的影響

鍋爐過熱蒸汽減溫水量與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖10所示，可知除H2外，其余3種燃料50% THA及以上負荷的過熱蒸汽減溫水量均隨著耦合質量分數的增大而增加，4種氫基衍生燃料30% THA負荷時的過熱蒸汽減溫水量隨著耦合質量分數的增大而降低。減溫水量的變化主要是由于燃燒器角度變化導致的火焰中心上移和煙氣體積流量變化引起。計算結果表明，全負荷下過熱蒸汽減溫水量分別為0～43.9(H2)、11.0～58.4(NH3)、11.0～62.0(CH3OH)和11.0～50.0 t/h(CH3OCH3)，原有的減溫水系統(tǒng)能夠滿足蒸汽溫度調節(jié)的需要。

圖10 鍋爐過熱蒸汽減溫水量與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.10 Relationship between the superheater attempering water consumption and coupling mass fractin of hydrogen derived fuel

2.3 對制粉及燃燒系統(tǒng)的影響

機組的制粉電耗會隨著燃煤量的減少而大幅下降。但對于氫基衍生燃料而言，H2可直接采用專用燃燒器，NH3需外來熱源加熱為氣態(tài)，CH3OH和CH3OCH3需經專用霧化設備才能進入爐膛燃燒。

與煤粉相比，氫基衍生燃料屬于極易燃盡的燃料，易與煤粉發(fā)生“搶風”導致飛灰可燃物增加，為盡可能降低對煤粉燃燒的影響，減少高溫燃燒產生的熱力型NOx，氫基衍生燃料需采用專用燃燒器。氫基衍生燃料燃燒器須同時滿足鍋爐熱效率和污染物排放要求。此外，可利用氫基衍生燃料燃燒中間產物的還原性降低燃燒過程中NOx生成量。

2.4 對運行安全性的影響

H2性質極為活潑，在空氣中的爆炸極限為4.0%～75.6%，同時還存在“氫脆”現象(H與管道中金屬離子反應，導致鋼材的晶間斷裂、力學性質改變和材料失效)。氫氣的最大層流火焰速度為2.91～3.51 m/s，燃燒時極易發(fā)生回火。與煤粉相比，H2和NH3等氣體燃料對設備的防爆要求更加嚴格，需提高相關系統(tǒng)的防爆等級。

NH3雖然屬于低毒性氣體，在空氣中的爆炸極限為16%～25%，但質量濃度超過0.037 mg/L即可聞到氣味，需將NH3儲運系統(tǒng)周圍空氣中的NH3質量濃度控制在0.03 mg/L以下。原煤與NH3耦合后容易生成大量NH4HSO4和(NH4)2SO4，需采取措施在爐內良好組織燃燒氣流，提高SCR系統(tǒng)入口煙氣均勻性減少這2種產物生成，減輕對機組運行安全性的不利影響。

CH3OH和CH3OCH3對管路、閥門及普通橡膠均有腐蝕性，因此在設計儲運系統(tǒng)時，需針對二者的腐蝕特性進行特殊設計。

煙氣酸露點主要受燃料中的硫分和煙氣中水蒸氣分壓影響。煙氣酸露點與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖11所示。

圖11 煙氣酸露點與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.11 Relationship between the flue gas dew point and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

由圖11可知，不同氫基衍生燃料的酸露點均隨耦合質量分數的增加先上升后迅速降低。這主要是隨由于富H少灰的氫基衍生燃料耦合質量分數增大，煙氣中水蒸氣含量升高，硫分、灰分減少，當燃料中完全不含硫分和灰分時(即氫基衍生燃料耦合質量分數100%)，煙氣酸露點與水露點相同。

煙氣酸露點的升高會影響燃煤機組尾部煙道中低溫煙氣余熱回收設備的安全性，需采用相應措施(調整運行參數或更換受熱面材質)適應大比例耦合氫基衍生燃料對系統(tǒng)的影響。

2.5 對CO2排放的影響

發(fā)電CO2排放值與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖12所示，可知耦合氫基衍生燃料發(fā)電后的CO2排放值隨耦合質量分數的增大逐漸降低。CO2的排放值主要與燃料中C元素含量相關，由于熱值和燃料組分不同，耦合相同質量分數燃料發(fā)電時，CO2排放值略有差異。

圖12 發(fā)電CO2排放值與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.12 Relationship between the CO2 emission reduction and coupling mass fraction hydrogen derived fuel

300 MW機組年CO2減排量(利用4 500 h)與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系如圖13所示，耦合H2(質量分數10%～50%)時每年可減排50.1萬～104.8萬t；耦合NH3(質量分數20%～100%)時每年可減排23.3萬～121.2萬t；耦合CH3OH(質量分數20%～100%)時每年可減排6.1萬～30.9萬t；耦合CH3OCH3(質量分數20%～100%)時每年可減排10.2萬～37.1萬t。

圖13 CO2排放量與氫基衍生燃料耦合質量分數的關系Fig.13 Relationship between the CO2 emission reduction and coupling mass fraction of hydrogen derived fuel

2.6 對污染物排放的影響

雖然氫基衍生燃料燃燒后不產生灰分，但與煤中灰分結合后會產生大量小于PM2.5的微細顆粒，常規(guī)除塵設備能否將其脫除尚無定論。此外，NH3逃逸量大時會導致灰渣中NH3濃度過高，影響其資源化利用。CH3OH及CH3OCH3燃燒時不僅會產生NOx，還會產生甲醛、乙醛等非常規(guī)污染物，雖然此類物質極易溶于石灰漿液，但仍存在逃逸可能。

氫基衍生燃料中的硫含量極低，原煙氣中的SO2會大幅下降，采用濕法脫硫時，NH3等產物還會與SO2反應進一步提高脫硫效率。

NH3是二次有機氣溶膠、PM2.5等物質形成的重要前驅物，常規(guī)濕法脫硫系統(tǒng)對此類物質的脫除效率很低，需要開發(fā)新型捕集系統(tǒng)降低此類物質排放。

3 結 論

1)耦合氫基衍生燃料發(fā)電后，燃煤機組主要參數變化與氫基衍生燃料特性有關，當氫基衍生燃料熱值較高時，排煙溫度降低、鍋爐熱效率提高、煙氣質量流量減少，但中低負荷下的再熱汽溫難以保證；當氫基衍生燃料熱值較低時，排煙溫度上升、鍋爐熱效率下降、煙氣質量流量增大。BMCR工況下的再熱汽溫均達到設計值，而其余負荷下再熱汽溫隨耦合質量分數增加而下降。

2)燃煤機組耦合氫基衍生燃料發(fā)電后，雖然摻混燃料C/H/O的比例發(fā)生變化，但原有的送風系統(tǒng)仍能滿足大比例摻燒的要求；由于耦合低熱值氫基衍生燃料后排煙實際體積流量增大，大比例摻燒時需要對引風機進行增容改造。

3)考慮到氫基衍生燃料的特性，耦合質量分數較高時需增設獨立的燃燒系統(tǒng)以降低對煤粉燃燒的影響，同時需提高現場電氣設備和燃料輸送系統(tǒng)的防護等級。

4)燃煤機組耦合氫基衍生燃料發(fā)電后，能夠實現機組CO2大幅減排，300 MW機組年利用4 500 h時最大可減排CO2約121.2萬t。

5)燃煤機組耦合氫基衍生燃料發(fā)電對機組脫硝和脫硫系統(tǒng)的影響較小，但可能影響灰渣的資源化利用；可能需進行低溫煙氣余熱回收系統(tǒng)優(yōu)化改造，適應煙氣酸露點的提高；此外，需盡快開展其他新型捕集系統(tǒng)對亞微米級氣溶膠顆粒和甲醛、乙醛等非常規(guī)污染物脫除效果的研究工作。