洁净煤技术杂志

洁净煤技术杂志2022年第03期

• 中国煤电低碳转型之路———国外生物质发电政策／技术综述及启示

  毛健雄, 郭慧娜, 吴玉新

  我国生物质具有储量丰富，分布广泛的特点，是一种可靠的低碳替代燃料，由于生物质燃料同时具有储能属性，合理有效地利用生物质，对于实现我国低碳/零碳的排放目标，构建以新能源为主体的电力系统具有重要作用。为此，系统综述了国外生物质利用政策及发电技术的发展现状和趋势，结合我国生物质特点及电力生产需求目标，对我国未来生物质利用途径开展深入分析。高效煤电+生物质混烧是全球范围内煤电低碳转型发展的主要方向，具有技术成熟、成本较低、利用形式灵活等优势，是英国、瑞典等国家实现碳中和的关键措施，在有效的政策激励下得到了快速发展。目前我国燃煤机组发电能效水平已显著提升，继续改进技术提升能效已不能满足火电大幅度降碳需求。燃煤发电的碳减排需要原料减碳和尾气固碳2方面着手进行，而生物质发电是一种原料减碳的有效措施。我国在发展高效先进节能煤电的基础上，应先立后破，大力发展生物质火电取代煤电，最终实现煤电的零碳化转型，因此煤电升级改造+生物质混烧+碳捕集、利用和封存（CCUS）的技术路径对我国最终实现2060碳中和具有重要战略意义。未来我国生物质发电技术的发展应注重3个方面：根据我国生物质资源情况及利用目标，制定更合理的国家法规政策和激励政策，如碳交易体系下减免碳税、根据耦合比例灵活性颁发发电补贴、绿证交易等，对燃煤电厂混烧生物质进行约束和支持；大力发展生物质燃料产业，规范生物质的加工和收购标准，建立稳定可靠的生物质燃料的供给市场，从根本上降低原料成本，把控原料质量，这也是促进生物质利用良性发展的重要举措；开发先进可行的生物质与煤混烧，乃至100%燃烧生物质的可靠技术，国外经验表明燃煤机组高比例掺烧生物质在技术上完全可行，但我国在此方面积累的经验较少，在原料加工制备与上料、保证锅炉掺混比例较大波动下仍能高效燃烧运行、解决锅炉腐蚀结渣等方面仍需技术积累。未来低碳能源系统将是多能互补格局，生物质大规模利用还将面临原料短缺问题，需推进在边际土地上种植灌木、草类等能源植物以及现有林地改造，建立农林废弃物和能源植物的一体化收、储、运和初加工产业链，可将其与发展三农战略相结合，利国利民。

• 燃煤机组耦合农林生物质发电技术现状及展望

  郭慧娜, 吴玉新, 王学斌, 王志超, 张缦, 黄中

  燃煤机组耦合生物质发电具有改造成本低、调峰灵活、运行安全等特点，是双碳形式下火电机组减少碳排放，提高可再生能源发电比例的有效途径。目前，我国燃煤机组耦合生物质发电技术的应用非常有限。为进一步发挥生物质这种清洁零碳的可再生能源在我国新型电力系统中的作用，同时利用燃煤机组灵活可调度的优势，详细调研了我国生物质资源现状、燃煤机组和生物质的耦合方式、国内外典型燃煤机组耦合生物质发电项目的运行情况。指出我国生物质尤其是农林废弃物存在较大资源浪费，燃煤机组耦合生物质发电技术在国外尤其是欧洲国家已得到大规模应用，国内目前尚未应用于大型机组。梳理出燃煤机组直燃耦合生物质发电技术目前面临的挑战，包括稳定低成本的生物质原料供应和加工流程尚未形成、高比例掺烧缺乏成熟技术、受热面沾污腐蚀问题亟待解决、掺烧时生物质发电量的计量尚未形成标准等。为提高大型燃煤机组灵活性与降低CO2排放，未来需在以下几方面做出努力；通过在电厂周边或边际土地上种植某些能源作物保证生物质原料的相对单一性和稳定性，避免原料性质变化太大对机组运行的影响；发展高比例生物质耦合发电技术，保证煤与生物质掺混比例灵活可调；探索更先进的生物质发电计量方式，以此确定生物质掺烧合理的补贴及运营方式，加快形成具有竞争力的、可复制、可传播的生物质发电循环经济链；按照掺烧比例由低到高开展工程示范项目，并探索生物质能结合碳捕集与封存技术在火力发电厂中的应用，逐步将火电机组从原料减碳过渡到原料脱碳直至烟气脱碳。

• 碳定价背景下生物质发电前景分析

  张东旺, 史鉴, 杨海瑞, 吕俊复, 张缦, 黄中, 李诗媛

  针对能源供需矛盾日益加剧，开发可再生新能源实现节能减排成为全球性问题。采用碳定价的方式，可以提高燃煤发电成本并促进可再生能源发电。生物质储量丰富，CO2净排放量为0，为实现碳中和提供可能。国外越来越多的国家采用碳定价的方式来促进减排，本文分析了不同碳定价情形下，我国附加碳价的燃煤发电成本，并将生物质发电与其他发电方式进行了对比，明确了随着煤价的不断上涨及《巴黎协定》温控目标实现需要进一步提高碳定价的迫切需求，生物质直燃发电成本与燃煤发电间的差距将逐渐缩小，此外，随着生物质发电技术的不断成熟和完善，其运行可靠性将会得到大幅度改善，为生物质发电的大力推广奠定了基础。研究结果表明：综合经济和技术优势，生物质发电有着非常好的市场前景。

• 循环流化床生物质直燃发电技术研究进展

  胡南, 谭雪梅, 刘世杰, 赵冰, 巩太义, 王家林, 张守玉

  循环流化床农林生物质直燃发电是农林生物质能源化利用的主要途径，在我国碳达峰和碳中和的战略目标下，产业发展将迎来更大的机遇，同时也面临更多的问题和挑战。为了促进循环流化床锅炉生物质发电产业的稳定、健康发展，调研了生物质直燃发电产业发展现状，梳理了循环流化床锅炉在生物质发电产业应用的技术优势，系统分析了生物质循环流化床锅炉的发展历程和关键技术突破。生物质直燃发电产业近年来在我国乃至世界范围内都得到了高速发展，“十三五”以来，我国生物质发电装机年均增长率约20.3%。循环流化床燃烧技术由于其特有的燃料适应性、较高的燃烧效率和较低的污染物排放，适用于生物质直燃发电，目前新建的生物质发电厂普遍采用高压和超高压参数循环流化床锅炉，部分先进机组带有一次再热循环。流态重构技术在生物质循环流化床锅炉上的应用，能大幅降低机组厂用电率，进一步提高锅炉效率；通过优化燃烧温度及风量配比，NOx原始排放得到有效控制；针对生物质燃料碱金属含量高，易于结渣沾污的问题，通过优化对流受热面，控制燃烧温度，可以有效减缓受热面沾污堵塞等问题，锅炉可用率大幅提高。目前限制生物质发电产业发展的主要因素包括运行成本较高、企业管控水平落后以及国家补贴的不确定性，随着生物质发电政府补贴的退坡，产业发展将受到一定影响。针对生物质纯燃发电经济性较差的问题，我国应发展小容量超高参数机组，包括超高压一次再热甚至亚临界机组，可以有效提高发电效率。随着碳交易体系的建立，燃煤耦合生物质直燃发电将得到进一步发展。

• 烘焙生物质-煤混烧条件下灰的腐蚀行为

  韩京昆, 王津汉, 于敦喜, 王绍壮, 喻鑫, 吴建群, 徐明厚

  生物质经烘焙后物化特性显著改善，可大规模替代煤炭进行燃烧发电，降低CO2排放。然而，燃烧过程中灰沉积、腐蚀等问题亟需解决，烘焙过程对生物质燃烧中腐蚀行为的影响尚缺乏系统的研究。鉴于此，选取玉米秆、麦草2种典型生物质，在固定床反应器上制备其烘焙样，通过逐级提取结合ICP-MS、IC测试，探究烘焙对生物质中关键成灰元素的赋存形态及含量的影响。在沉降炉系统进行烘焙前后生物质、2种动力用煤单烧以及各生物质样品与煤混烧试验，并收集其总灰。选取12CrMoVG钢为腐蚀试验金属材料，使用基于水平管式炉的腐蚀试验系统，探究了550 ℃时，HCl存在的模拟烟气气氛下，单烧灰负载的腐蚀情况，以及HCl、SO2共同存在的模拟烟气气氛下混烧灰负载的腐蚀情况，称重获得各工况下腐蚀增重，并通过SEM-EDS分析了腐蚀后样品形貌及成分特征。最后，通过不同HCl浓度下的腐蚀试验，揭示了烘焙对生物质-煤混烧的腐蚀倾向影响。结果表明，玉米秆和麦草中Cl和K含量较高。经过270 ℃烘焙，玉米秆和麦草中Cl分别释放了17.84%和38.76%；S分别释放了7.78%、20.98%；Na、Mg、K、Ca、Fe总量基本不变，少量水溶态K转化为离子交换态，部分水溶态的Mg、Ca向盐酸溶态转化。相同气氛条件下，由于烘焙生物质灰中AAEM(碱及碱土金属)含量略升高，其腐蚀增重相较于原生物质呈增加趋势。混烧工况的腐蚀增重显著低于单烧工况，主要是由于气氛中SO2的存在导致了硫酸盐化反应，减轻了腐蚀程度。烘焙对生物质单烧和混烧的灰成分影响较小，因此对腐蚀程度的影响有限；但腐蚀气氛中Cl的增加能显著促进腐蚀行为，由于烘焙能够脱除生物质中部分Cl，因此烘焙有减轻生物质燃烧腐蚀倾向的潜质。

• 燃煤机组协同处理焦化固废中污染物的排放特性

  肖海平, 王铭玮, 郭正旺, 李岩, 闫大海

  焦化固废的锅炉协同处理技术实现了热量资源化回收，为评估该工艺的环境危害，在某480 t/h 煤粉锅炉上进行原煤、生化污泥和焦油煤粉共燃烧试验，对锅炉排放的烟气、炉渣、飞灰和硫酸铵等样品进行采样分析，研究掺烧工况下多种污染物的排放特征及其对环境的影响。结果表明，在煤、生化污泥和焦油煤粉掺烧比为100.0∶3.0∶1.5的协同工况下，炉内燃烧稳定，各运行参数波动小。16种多环芳烃(PAHs)中，以低环(2～3环)PAHs的萘和苊烯为主，其他PAHs类物质的质量浓度均较低，烟气中PAHs总质量浓度为71.3 ng/m3，固体样品中PAHs质量分数均低于0.5 mg/kg；烟气中二噁英类质量浓度为0.004 3 ng/m3，相较空白工况下降61.3%，固体样品中二噁英类质量分数均低于2.0 ng/kg；掺烧工况下各有机物排放均符合标准。生化污泥中Cr质量比是原煤的3.6倍, As是原煤的26倍，导致混合燃料中重金属Cr、As的质量比分别增加了21.1%、63.1%，其他重金属元素无明显增加。90%以上的Cr和As 赋存于飞灰中，2%～4%存在于炉渣中，仅有极少部分存在于烟气和硫酸铵中。烟气中Cr质量浓度为6.69 μg/m3，相较空白工况下降45.2%，烟气中As质量浓度降至低于检出限。炉渣、飞灰和硫酸铵等固体样品的浸出试验表明，Cr、As浸出质量浓度分别低于4.0和0.1 mg/L，重金属浸出无环境风险。试验过程污染物排放浓度均低于我国现行标准限值，锅炉协同处理技术环境风险可控，为焦化固废的无害化利用提供参考。

• 300 MW电站煤粉锅炉耦合掺烧生物质的CFD数值模拟

  赵小军, 王学斌, 孙锦余, 薛东发

  生物质作为零碳排放的可再生能源，被视为良好的燃煤替代燃料，与煤粉耦合燃烧是实现生物质利用的关键技术。为研究煤粉耦合掺烧生物质的影响，对300 MW电站煤粉锅炉耦合掺烧生物质进行了数值模拟，讨论了生物质掺烧比例和送粉温度对炉内参数的影响规律。结果表明，随着生物质掺烧比例增加，炉膛内氧气消耗量下降，CO及焦炭浓度降低，而NOx排放因生物质中N元素高而有所增加。降低生物质送粉温度在一定程度上导致主燃区O2体积分数升高，CO体积分数降低，对于炉膛内部各参数的影响总体不显著，因此在生物质混烧的工程中可以适当降低送粉温度而不对炉内燃烧的稳定性造成较大影响。

• W型燃煤锅炉掺烧酒糟的数值模拟

  刘瑞东, 卓晓辉, 马仑, 程强, 罗自学, 周怀春

  燃煤锅炉掺烧生物质对于碳减排具有积极的作用，同时还能够实现生物质的高效利用。因此，燃煤锅炉掺烧生物质一直是国内外关注的热点。目前已经开展了大量关于燃煤锅炉中掺烧污泥等物质的实验与模拟研究，而鲜见有关燃煤锅炉中掺烧酒糟的数值模拟研究。为了研究燃煤锅炉中掺烧酒糟对于炉内温度场、组分浓度场以及NOx排放等的影响，运用数值模拟手段，采用计算流体力学软件FLUENT中的涡耗散模型模拟煤粉与酒糟颗粒的混燃。首先验证了模拟手段的可靠性：在满负荷下，模拟得到的出口氧量、飞灰含碳量和NOx排放与相同条件下的实验结果吻合的较好。随后，进行了酒糟掺烧质量比例分别为0%、3%、6%、8%、10%的模拟计算。结果显示，掺烧酒糟后，燃烧器喷口附近着火距离有所缩短，但炉膛整体温度场无明显变化。掺烧酒糟对炉膛内的O2浓度分布无太大影响，但是，由于受到酒糟含水量的影响，H2O浓度在燃烧器喷口附近有所提升。最后，我们发现掺混酒糟对NOx的排放影响较为明显，其是掺混燃料氮含量和生物质挥发分释放造成的还原性氛围交互作用的结果。

• 660 MW燃煤锅炉掺烧再燃气燃烧数值模拟

  张小桃, 张程俞, 刘昊明, 白麟睿, 王爱军

  为了研究不同种类气体再燃和再燃喷口下倾角度对燃煤锅炉燃烧特性的影响，基于FLUENT软件，选取某超超临界660 MW锅炉为研究对象，搭建再燃气体耦合燃煤燃烧模型对锅炉进行改造，在主燃烧区上部增设再燃区，研究不同种类气体再燃和不同再燃喷口下倾角度对锅炉温度场，CO、CO2、O2组分场以及NOx排放量的影响。结果表明：再燃气体的加入会使锅炉主燃烧区炉膛温度降低，但会引起再燃区和燃尽区烟气温度升高，且随着再燃气体的加入，炉膛火焰中心上移，出口烟气温度上升；再燃导致炉膛出口CO体积分数升高，而O2和CO2体积分数降低，NOx排放量明显下降；与纯煤工况相比，秸秆气、甲烷和沼气掺烧时的NOx排放量分别下降了20.1%、26.2%和25.2%。再燃喷口适当向下倾斜可以改善炉内流场强度，增强锅炉燃烧效果，同时增加再燃燃料在再燃区的停留时间，有效降低炉膛出口NOx排放量。当向下倾角为15°时，减排效果最好，秸秆气、甲烷和沼气再燃时的NOx排放量分别下降了31.73%、35.66%和33.85%。本研究为燃煤锅炉气体再燃装置的设计及运行提供参考。

• 燃煤耦合污泥焚烧发电技术研究进展

  王飞, 张盛, 王丽花

  焚烧法作为实现我国污泥快速减量化、无害化处置的主流方式而得到广泛应用，而在“双碳”减排目标的推动下，燃煤耦合污泥焚烧发电技术能有效实现燃煤领域的低碳减排和污泥的清洁焚烧处置。本文总结了污泥基本理化性质、水分赋存形态、煤质指标和不同干化技术，对比分析了湿污泥直接掺烧、烟气直接干化污泥后掺烧和饱和蒸汽间接干化污泥后掺烧这三种技术路线的优缺点，并对我国燃煤耦合污泥发电典型工程项目进行介绍。实践表明“干化+掺烧”的技术路线能在保证燃烧热稳定性的基础上实现较大的污泥处置量，只要污泥的掺烧比例能控制在较佳范围内，燃煤机组既能保证较高的燃烧热效率，又能满足常规污染物、重金属和二噁英等污染物的排放标准。

• 燃煤机组耦合蒸气干化污泥能耗特性试验

  李源, 郭志成, 赵鑫平, 毛睿, 岑可法

  针对某350 MW燃煤机组开展蒸汽干化污泥掺烧性能试验研究，研究蒸汽干化污泥对锅炉效率、厂用电率、汽机热耗率、机组能耗等的影响。试验期间，利用污泥干化机将湿污泥含水率从80%分别干化至60%、40%。结果表明，蒸汽干化污泥耦合发电时，机组能耗出现了上升趋势，其中，锅炉效率下降主要是因为排烟热损失和固体未完全燃烧热损失增加造成的，汽机热耗率上升是因为干化蒸汽消耗导致的，机组厂用电率上升主要是因为风机系统电耗和脱硫系统电耗上升引起的。污泥干化程度越高，锅炉效率下降幅度越小，汽机热耗率上升幅度越大，机组厂用电率上升幅度越小。利用蒸汽将污泥含水率从80%干化至40%，机组供电燃料耗率略有下降，机组供电燃料耗率变化量从2.039 g/(kW∙h)降低至1.904 g/(kW∙h)。本研究为蒸汽干化污泥耦合发电机组能耗评估提供了理论和数据支撑。

• 330 MWe循环流化床锅炉掺烧污泥性能影响

  柯希玮, 孙国瑞, 黄中, 巩太义, 杨海瑞, 吕俊复, 张缦

  利用循环流化床(CFB)锅炉掺烧一定比例污泥是减量化、无害化和资源化处理污泥的有效方式。为了解污泥掺烧对大型电站CFB锅炉物料平衡和运行性能的影响，以某330 MWe亚临界CFB锅炉为研究对象，借助一维CFB数学模型对其掺烧污泥后的物料平衡特性进行预测和分析，然后结合实炉运行数据讨论掺烧对锅炉性能的影响。模型计算结果表明，在原煤矸石和煤泥混合燃料中(煤泥质量分数为15%)，掺入10%污泥替换一部分煤矸石后，飞灰和底渣粒度变化很小，而循环灰粒度略微增大；循环流率由9.2 kg/(m2·s)提高至11.8 kg/(m2·s)，提高了近30%；稀相区平均压降即颗粒悬浮浓度增大约35%；飞灰占总灰渣份额增加约1.5个百分点；同时床料颗粒在炉膛内的停留时间有所延长。在不同锅炉负荷(50%～100%)下的实测结果均显示，掺烧10%污泥后，床温下降10 ℃左右；排烟温度升高3 ℃以内；低温过热器及低温再热器出口蒸气温度有所提高，大部分工况下温升在10 ℃以内；而炉内屏式过热器出口蒸气温度则略有降低，降幅为2～15 ℃。模型和实炉运行结果表明，掺烧少量污泥有利于改善CFB锅炉物料循环性能，尾部烟道对流换热增强，而炉内屏式过热器传热系数有所降低。但总体上看，在较宽负荷范围内，当污泥掺烧比例较低时，锅炉蒸气参数等变化较小，对整体运行性能影响不大。

• 烟气循环式燃煤耦合污泥焚烧系统中污泥燃烧及重金属迁移特性

  史明哲, 雷凯, 张睿

  由于近年来污泥排放量增长迅速，对环境造成了严重污染，提高污泥的利用水平和无害化处理能力成为了研究热点，煤与污泥耦合燃烧是污泥减量化、无害化和资源化处理的有效手段之一。为此提出了一种基于烟气循环的燃煤耦合污泥焚烧系统，该系统中污泥通过单独的焚烧炉焚烧而非向煤粉炉内投加，同时采用煤粉炉高温烟气再循环促进污泥焚烧。采用管式炉、热重分析仪和X射线荧光光谱分析仪，研究了该系统中污泥燃烧特性及重金属迁移特性。分析了污泥含水率对燃烧特性的影响以及炉温、气体成分对重金属迁移特性的影响。结果表明，含水率的增加不利于污泥燃烧；炉温的增加有利于强挥发性重金属转化成气态从而降低残留率。升高O2体积分数对不同重金属的残留率产生不同影响。CO2体积分数升高会增加重金属的残留率，这是因为高体积分数的CO2会降低燃烧温度，将重金属转变为稳定的金属氧化物并降低残留焦炭的孔隙率。相反，H2O体积分数的升高会降低重金属的残留率，这是因为H2O的存在提升了燃烧温度和焦炭的孔隙率。

• 煤与污泥混燃及污染物逸出特性

  张自丽, 孙光, 段伦博

  污泥与煤以一定比例掺烧，有望提高其综合燃烧性，促进污泥的减量化、无害化处理处置及资源化利用。前人对污泥与煤的燃烧及掺烧特性进行了大量的研究，但对燃料中N、S的赋存形态及其对污染物释放的影响，以及污染物在掺烧交互作用中的减排机制尚不清楚。利用热重傅里叶红外联用技术研究了市政污泥与徐州烟煤掺烧综合燃烧性能、交互作用及动力学特性，重点讨论了燃料中N、S赋存形态以及热转化规律。结果表明：污泥与煤掺烧在300～750 ℃存在显著交互作用，并有利于提高其燃烧性能，随着污泥比例增加，混合样着火温度和燃尽温度逐渐降低。动力学结果表明，掺烧活化能介于两单样之间，掺烧少量污泥的反应机理与煤接近。污泥中N主要以吡咯氮(90.58%)和季氮(9.42%)形式存在，其分解导致大量NH3及HCN释放；而烟煤中主要以吡咯氮(N-5)的形式存在，其分解主要以NO和HCN逸出；污泥与煤掺烧过程中氮化物排放强度均低于两单样。污泥中S主要为砜硫和非芳香硫类有机硫化合物，其在400 ℃前分解并释放大量SO2。而烟煤中S元素主要以硫酸盐(66.24%)、硫铁矿(21.97%)和噻吩硫(11.79%)的形式存在，由于其硫化物稳定性高，在350～650 ℃其硫化物发生分解并释放SO2。

• 0.3 MWth循环流化床污泥与煤掺烧试验

  蒋孟宴, 张自丽, 孙光, 段元强, 段伦博

  污泥与煤在循环流化床锅炉中混烧不仅能实现其减量化处置，还可以作为替代燃料减少煤炭用量，实现资源化利用。在0.3 MWth循环流化床中试装置上考察不同掺烧比例，一、二次风比例，过量空气系数等操作参数对城市生活污泥和徐州烟煤燃烧效率、气态污染物排放的影响规律，重点讨论了煤与污泥中氮、硫的赋存形态及其转化特性，分析了煤与污泥掺烧过程中飞灰组分及熔融特性。XPS结果表明，污泥中N主要以吡咯氮(90.58%)和季氮(9.42%)形式存在，烟煤中N主要以吡咯氮的形式存在；污泥中S主要以有机硫化物形式存在，而烟煤中S主要以稳定的无机硫酸盐形式存在；掺烧过程中，随污泥掺烧比例增加，烟气中CO体积分数升高，NO体积分数显著降低，SO2体积分数略升高；二次风比例增大，NO质量浓度降低，但对SO2基本无影响；过量空气系数由1.2增至1.4，NO与SO2质量浓度随之增加，CO质量浓度降低；污泥掺烧比例由0增至100%时，飞灰含碳量由8.09%增至28.26%，燃烧效率由99.23%降到87.76%。相对于煤单烧，掺烧污泥降低了飞灰熔融温度。

• 基于铁基载氧体的污泥化学结构热解分子动力学模拟

  王翠苹, 梁文政, 王坤, GEORGY Ryabov, 赵荣洋, 单明玄, 岳光溪

  市政污泥的低碳资源化利用，是“无废城市”建设、应对全球气候变化的重要保障。化学链燃烧/气化技术是通过载氧体在污泥燃料和空气之间的循环反应实现污泥热解继而燃烧和碳捕集。采用廉价易得的铁基载氧体开展市政污泥化学链燃烧研究，为探究市政污泥基于铁基载氧体的化学链燃烧初始阶段的热解机理，采用X射线光电子能谱、13C固体核磁等表征手段结合工业分析、元素分析，确定了典型市政污泥所含元素种类、化学价态以及成键方式，从而确定其分子团化学结构；以AlFeO3 的载氧体形式，构建了污泥独立热解和载氧体表面热解2种结构模型。通过反应力场分子动力学模拟(ReaxFF MD)，主要针对升温速率和热解温度2个影响因素进行模拟。结果表明：不同升温速率下，污泥独立热解的产物主要为有机气体，升温速率过高不利于污泥分子团热解，选取16 K/ps较为合适；热解温度的升高和载氧体的存在均促进了污泥化学结构的热解，减少了焦油生成；无载氧体作用时，N元素在不同升温速率下，主要迁移至重质焦油中参与后续的燃烧反应；热解温度对含氮产物的生成影响不大。而载氧体的存在促使含氮活性基团的生成，进而产生NO并部分还原为N2；S元素主要迁移至小分子量碎片中，或以H2S形式析出。因此，铁基载氧体提升了固体燃料的热解速率，可减少焦油产生，降低了NOx生成，但对SO2排放影响不大。

• 220 t／h锅炉烟气侧耦合垃圾焚烧数值模拟

  史兵权, 史明哲, 张睿

  燃煤耦合垃圾焚烧发电技术可充分利用现有的燃煤机组和环保设施协同处理垃圾，降低垃圾发电成本，提高垃圾处理规模，降低存量煤电煤耗，提高非化石能源利用比例。目前燃煤耦合垃圾焚烧发电技术中耦合方式主要有：烟气侧耦合、燃料侧耦合和蒸气侧耦合3种。为研究烟气侧燃煤耦合垃圾焚烧发电技术，以220 t/h四角切圆煤粉锅炉为研究对象，提出了烟气侧燃煤耦合垃圾焚烧改造方案。其中改造前系统煤粉炉中煤粉单独燃烧，占总输入热量的100%，而改造后系统中垃圾热量替代总输入热量的5%和10%，而煤粉占总输入热量的95%和90%。利用Fluent数值模拟软件对改造前后的3种燃烧工况分别进行数值模拟。数值模拟结果表明：烟气侧耦合改造会使锅炉流场工况更加复杂，且垃圾替代燃煤热量比例越高影响越明显；炉膛截面平均温度分布受耦合烟气量的影响；出口截面烟气平均温度随垃圾替代燃煤热量比例的增加而升高,其中改造前煤粉单独燃烧时烟气出口温度为1 366.9 K，改造后5%垃圾替代燃煤热量系统的烟气出口平均温度升高到1 409.9 K，10%时烟气出口平均温度升高到1 420.1 K；炉膛出口处NO浓度随垃圾替代燃煤热量比例的增加而升高，相比于改造前煤粉单独燃烧，改造后5%垃圾替代燃煤热量系统的NO排放浓度增加了6.3%，10%替代时增加了13.0%；炉膛出口处SO2浓度随垃圾替代燃煤热量比例的增加而降低，相比改造前，改造后5%垃圾替代燃煤热量系统的SO2浓度降低40.9%，10%比例时降低41.4%。

• 燃煤发电-物理储热耦合技术研究进展与系统调峰能力分析

  周科, 李银龙, 李明皓, 鲁晓宇, 杨冬

  近年，可再生能源的快速发展提高了对电力供应系统灵活性运行的要求。未来几年燃煤机组深度调峰将成为常态。燃煤发电机组的灵活性改造是解决火电与新能源发展之间冲突的重要举措。为提高燃煤发电机组的深度调峰能力，提出燃煤发电-储热耦合技术。耦合技术能够实现热电解耦，提升机组的深度调峰能力与灵活运行特性，为新能源提供更多的上网空间。针对燃煤发电-储热耦合技术，论述了可应用于燃煤机组的3种物理储热技术：热水储热、相变填充床储热与熔盐储热技术，并分析3种储热技术的特点，提出未来3种物理储热技术的研究方向。总结评价储能装置热力性能的指标，包括蓄放热功率、无量纲温度、Richardson数、蓄放热效率。同时建立燃煤发电-储热耦合系统的调峰能力计算模型，将燃煤发电机组的电热特性与储热系统计算模型耦合，以此分析燃煤发电-储热耦合系统的调峰能力。提出燃煤发电-储热耦合系统合理的运行机制，建立评价耦合系统的热力性能指标：储热过程、放热过程与全过程的热效率、系统调峰容量与调峰裕度。构建燃煤发电-储热耦合系统的电热综合调度模型，模型包括目标函数与调度约束。其中调度约束包括电力平衡约束、供热约束、可再生能源出力约束、电功率约束、热功率约束、爬坡速度约束、储热装置的蓄放热能力约束、储热装置容量约束。以燃煤发电-储热耦合系统的电热综合模型作为调度系统合理安排配置储热后系统运行规划的决策工具，为电力系统提供运行规划策略。燃煤发电-储热耦合技术利用储热技术在热能利用方面的灵活性，根据外界热负荷的波动及时调节系统供热量，有效满足不同时段的热需求，增加了燃煤发电机组的调峰容量，达到提升综合系统消纳可再生能源水平、移峰填谷的目的，构建新型电力供应系统。

• 面向零碳电力的氨燃烧技术研究进展

  高正平, 涂安琪, 李天新, 段伦博

  在全球碳减排大背景下，无碳燃料产业发展面临巨大机遇和挑战。氨能源具有生产技术工业化成熟、储存运输难度小以及燃烧零碳环保等优势，是化石替代能源的有力竞争者。氨燃料的研究与应用将有助于改善我国传统能源结构，实现碳减排目标。但氨作为燃料存在燃烧不稳定、层流火焰速度低以及NOx排放高等问题，氨燃烧技术研究亟待推进。结合国内外氨燃烧技术研究成果，综述了氨燃料的物化特性和化学反应动力学研究，梳理了氨燃料在燃气轮机、内燃机、燃料电池以及锅炉等应用背景下的研究进展。相较于传统氢气、甲烷等燃料，氨层流火焰速度低，反应活性较弱，为燃烧器优化设计带来了挑战。针对不同掺混系统，建立了丰富的氨化学反应动力学模型，为氨燃烧应用打下基础。氨燃料燃气轮机已完成纯氨燃烧试验，并结合SCR装置可实现较低NOx排放，温和燃烧与液氨喷射等技术进一步优化了氨在燃烧器内的燃烧性能。结果表明，氨在内燃机中可通过混合的方式实现大比例掺烧，且当掺混比例小于60%时，实现较低排放。对氨/煤小比例混燃进行试验，证明了20%氨掺烧的可行性并探讨了不同注入位置对NOx排放的影响。最后针对目前氨燃烧技术研究存在的问题对未来进行展望，指出氨/氢燃料系统是未来研究重点，在燃气轮机与内燃机领域，燃烧器设计、喷射策略优化等技术将极大改善氨的燃烧性能，氨/煤掺烧锅炉试验较为匮乏，相关研究亟待进行。

• 大比例掺烧NH3对燃煤机组影响分析

  王一坤, 邓磊, 王涛, 王志超, 李阳, 贾兆鹏, 周飞

  燃煤机组掺烧富氢燃料发电能够大幅度降低机组碳排放，有望成为今后燃煤机组实现碳减排的重要途径。针对某电厂300 MW等级燃煤机组，基于能量守恒定律，通过锅炉热力校核计算分析了机组在不同工况下，NH3掺烧比例在20%～100%时对燃煤机组的影响。结果表明：大比例掺烧NH3后理论燃烧温度呈线性下降，省煤器出口烟温略有降低，排烟温度上升，锅炉热效率下降0.31～2.04个百分点；减温水量增加，原有受热面基本能够满足换热需要；增设专用燃烧器后可将烟气中的NOx控制在与燃煤相当的水平，最大可减排CO2约121.2万t/a;引风机需要进行扩容改造，对原有送风系统、脱硝和脱硫系统影响较小，可能需要对现有的低温烟气余热回收系统进行调整，同时也需要研究湿式电除尘或其他新型捕集系统，降低气溶胶类物质的排放。

• 燃煤锅炉氨煤混合燃烧工业尺度试验研究

  牛涛, 张文振, 刘欣, 胡道成, 王天堃, 谢妍, 王赫阳

  我国是以燃煤发电为主的国家，为减少燃煤电厂CO2排放，发展替代燃煤的低碳燃料及相应的燃烧技术十分迫切。与氢气相比，氨的储存和运输成本低，也更加安全可靠，是一种更具发展潜力的能源载体和载氢低碳燃料。以氨替代部分燃煤，采用氨与煤在锅炉中混合燃烧的方式，是现阶段降低燃煤机组CO2排放一个现实可行的技术选择。为在工业尺度燃煤锅炉验证氨煤混合燃烧技术的可行性，设计搭建了世界最大容量的40 MWth燃煤锅炉氨煤混合燃烧试验系统，包括全尺度氨煤混燃燃烧器和氨气供应系统，并在此试验台实现了0～25%混氨比例（按热值）的氨煤混合燃烧试验。结果表明，在所有混氨比例下锅炉皆具有良好的稳燃与燃尽性能，且氨煤混燃条件下煤粉的燃尽优于纯燃煤工况；通过分级燃烧，在高混氨比例下可实现锅炉NOx排放低于燃煤工况。然而，燃尽风率大于20%后，进一步增加燃尽风率对降低NOx排放效果不显著，但会显著增大锅炉的CO排放和飞灰含碳量，影响锅炉效率。因此，燃煤锅炉氨煤混合燃烧存在最优燃尽风率，使锅炉NOx排放与燃尽均处于较优水平。锅炉运行氧量对NOx排放和NH3燃尽有显著影响，随运行氧量降低，锅炉NOx排放显著下降，而NH3排放快速上升；存在一个锅炉最佳运行氧量区间，在此区间内锅炉NOx与NH3排放皆可保持在较低水平。工业尺度试验研究验证了燃煤锅炉氨煤混合燃烧技术的可行性，发现了影响锅炉燃尽与NOx排放的关键影响因素，为我国燃煤机组实现大幅度CO2减排提供了一条极具潜力的技术发展方向。

• 深度空气分级下煤粉耦合氨燃烧及NO生成特性

  马仑, 方庆艳, 张成, 陈刚, 王学斌

  氨作为一种富氢的无碳燃料，具有能量密度高、成本低、储运安全等优势，与煤粉耦合燃烧可降低煤燃烧过程中CO2的排放。以某20 kW沉降炉(氨从煤粉火焰高温区喷入)为研究对象，在深度空气分级下对煤粉耦合氨燃烧特性及NO生成规律进行研究，通过Fluent数值模拟探究了氨掺混比例(0、10%、20%、30%)、氨燃烧区过量空气系数(1.08、0.96、0.84、0.72)、氨不同送入位置(0.5、0.6、0.7、1.0 m)对煤粉燃尽特性及NO生成特性的影响。结果表明：① 与纯煤粉燃烧相比，煤粉中掺混氨后飞灰含碳量增加、NO生成量降低；氨掺混比例进一步提高会增加飞灰含碳量、降低NO生成量。考虑燃烧经济性和NO排放量，氨掺混比例维持在20%左右较为合适。② 氨燃烧区过量空气系数大于1时，氧量过剩会导致反应NH3+O2NO+H2——O+0.5H2发生，生成大量NO；氨燃烧区过量空气系数小于1时，未完全燃烧的氨发挥还原作用，有利于反应NH3+NO——N2+H2O+0.5H2发生，抑制NO的生成。综合考虑，建议氨燃烧区过量空气系数维持在0.96左右，既可满足煤粉的高效燃烧，又可有效抑制煤粉耦合氨燃烧过程中NO的生成。③ 喷氨位置与煤粉火焰区距离越大，飞灰含碳量和NO浓度越高，建议喷氨位置尽量靠近煤粉燃烧火焰区。