创新点

     当前的研究尚未全面系统地评估中国燃煤机组掺氨改造的减排潜力，因此本研究聚焦于以下问题：①中国燃煤机组掺氨改造的碳减排成本在什么范围；②随着新能源技术的成本持续下降，燃煤机组掺氨改造的碳减排成本何时可以与CCUS改造进行竞争；③哪些区域的燃煤机组掺氨改造可以率先实现与CCUS改造或掺混生物质CCUS改造技术的竞争。为此，本研究设置了考虑改造年份和掺氨比不确定性的4种改造情景，基于机组级数据对燃煤机组掺氨改造的减排潜力进行详细评估。

     摘要：煤电转型是中国电力部门实现碳中和目标的关键，转型过程中应并重电源的基础保障性和系统调节性，燃煤机组掺混绿氨共燃改造可以在不损失灵活性的前提下兼顾脱碳，但现有研究尚未系统评估燃煤机组掺氨改造的减排潜力。因此，研究基于机组级数据对燃煤机组掺氨改造减排潜力进行评估，并考虑掺氨比和绿氨供应成本的不确定性设计多种改造情景，比较其对减排潜力的影响。结果表明：绿氨供应成本在2040年相比当前可降低六成左右；不同情景、不同地区煤电掺氨改造的碳减排成本差异显著，范围在516～1838元／tCO₂内；其中华东地区的燃煤机组减排成本相对更低，不同情景下年减排量可达1.5亿～5.3亿tCO₂，部分机组可与掺混生物质碳捕集利用与封存（CCUS）改造进行成本竞争。考虑到华东地区的尖峰负荷问题和技术示范效应，应优先考虑在该地区试点燃煤机组掺氨改造项目。

     关键词：燃煤机组；减排潜力；绿氨供应；碳中和；掺氨改造；经济成本

     1 原理

     燃煤机组掺氨共燃技术原理较为简单，即将氨气通入替代一定比例的煤粉掺混后共同燃烧，并通过控制通风方式、空燃比以及燃烧过程控制氮氧化物生成和燃烧稳定。具体改造包括燃烧器需做一定的改造来适应氨气稳定燃烧，以及增设氨气供应系统如供氨管道、汽化器、储氨罐等。此外上游需要通过部署风光发电、电解槽制氢以及合成氨工厂来进行绿氨供应，燃煤机组在一定范围内就近匹配绿氨以实现燃料替代，最大掺混比由掺氨技术突破以及能匹配到的最大绿氨供应量决定。因此本研究中燃煤机组绿氨共燃改造减排潜力研究路线分为两步，如图1所示，首先对各省绿氨的资源潜力进行评估，然后基于机组级数据评估其减排潜力。

     2 情景设计

     当前技术水平下已进行工程验证可行的掺氨比为35％，国际上日本是最早进行探索燃煤机组掺氨燃烧技术的国家，且已提出2040 年开展100％改造转变为纯氨发电。随着国内研究团队的实验攻关和煤电技术的领先，掺氨燃烧技术将可能实现氨完全替代煤粉转变为燃氨机组，因此考虑掺氨比技术进步的不确定性，本研究在燃煤机组最大掺氨技术水平上设置35％和100％两个掺比情景。此外考虑随着未来风光发电以及电解槽装机规模的上升，绿氨供应成本还有很大下降空间，绿氨供应成本有一定不确定性，因此本研究设置2030年和2040年实施掺氨改造的两个情景。综上基于不同改造年份、制氨成本及改造技术的突破多种不确定性，本研究组合不同的掺氨比和改造年份构成4个情景见表3。

     本研究评估了中国各省的绿氨供应潜力，并基于机组级数据评估了中国燃煤发电机组掺氨改造的碳减排潜力和成本，得到以下结论：
     1）中国绿氨年供应潜力巨大，不同省供应成本由于风光资源潜力不同呈现较大差异，内蒙古、甘肃以及新疆等地区资源潜力较好导致供应成本较低，2040年将降至2000元／t左右，各省成本相比当前可降低六成左右。
     2）对燃煤机组掺氨改造时不同改造年份和掺氨比决定其不同的减排潜力，不同改造情景中从改造开始至服役期结束累计可减排110亿～518亿tCO₂，但仅对超超临界机组改造尚不能实现年煤电净零排放，还需要部分机组提前退役或部署CCUS／DAC技术。
     3）从空间分布来看，华东地区的燃煤机组掺氨改造具有更好的减排潜力，不同情景下年减排量可达1.5亿～5.3亿tCO₂，且相比其他地区碳减排成本更低。考虑到华东地区的尖峰负荷问题和示范引导作用，掺氨改造相比于CCUS改造更适合在华东地区进行优先布局。
     4）由于不同的掺混比例、资源潜力以及绿氨供应成本，在不同改造情景下，不同地区的碳减排成本分布在516～1838元／tCO₂范围内；随着掺氨燃烧和绿氨供应的技术进步，从盈利的角度，2040年碳价水平下全国将会有113～250台机组（93.3～203.6GW）可选择掺氨改造，年减排量可达到1亿～6.4亿tCO_2。

表1 氨合成技术经济参数

表2 氨煤共燃对锅炉热效率的影响

表3 情景设计

图1 燃煤机组绿氨共燃减排潜力研究路线

图2 2040年绿氨供应潜力及氢／氨成本

图3 不同改造情景下的排放路径

图4 燃煤机组碳减排成本分布情况

图5 不同改造情景下各地区的碳减排成本曲线

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