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本文6465字，阅读约需16分钟 摘 要：一直以来，中东地区以其丰富的天然气为原料生产氨，氨的主要被用作肥料原料，但近年来，氨作为氢载体的潜力受到关注。另外，在发电领域，人们对使用氨作为零碳燃料的期望越来越高。本报告对氨在发电领域的利用和课题进行了概述。 关键字：氨、氢能载体、零碳燃料、氨发电、氨混烧、氨专烧、燃气轮机 氨是可燃性物质，因此可以用作燃料。而且，氨在燃烧时不会产生CO2，因此人们对使用氨作为零碳燃料的期望越来越高。另外，氨容易通过冷却和压缩液化，因此非常适合运输和储存。但是，在使用氨作为燃料时，需要考虑氨的一些特点。 表1示出氨等各种燃料的物理性质值。
首先，与其他烃类气体燃料相比，氨的单位体积发热量小，而且在空气中的燃烧速度也较慢。氨的空气中燃烧范围（爆炸极限）为15.5~27vol%，所需氨浓度较高，因此与烃类气体燃料混合燃烧时需要设法改善。另外，在使用一般天然气燃气轮机的情况下，需要用高压压缩燃料，以甲烷为主要成分的天然气可以维持为气态，但在同样的压力下，氨可能会液化。
使用氨作为燃料时，最重要的是必须抑制氮氧化合物（NOx）的生成。氨中含有氮，因此可能会生成燃料型NOx或热力型NOx。NOx不仅会危害健康和污染环境，而且部分NOx产生的温室效应比CO2严重得多（N2O是CO2的265倍），如此一来，就违背了通过利用氨来抑制全球变暖的原本目的。因此，需要开发一种能够将NOx的生成抑制到不产生NOx或完全去除NOx的水平的燃烧技术。在氨专烧和与化石燃料混烧时同样需要考虑NOx的生成。 在燃煤火力发电方面，重要的开发课题是在提高蒸汽条件（亚临界压力⇒临界压力⇒超临界压力⇒超超临界压力）的同时，抑制NOx生成。要使煤粉完全燃烧，空燃比（空气量与燃料完全燃烧所需的理论空气量之比）必须大于1（如果不完全燃烧，热效率会降低，并且废气中还会残留有毒的未燃CO）。在这种情况下，虽然煤粉可以完全燃烧，但必须抑制高温下残留的氧气与燃料中的氮反应而生成NOx。 因此，近年来，在煤粉锅炉中采用二段燃烧法（如图2）。该方法的具体操作为：在一段燃烧中，在温度最高的燃烧器附近区域使煤粉在小于1的空燃比下燃烧，形成没有氧气残留的还原气氛，从而抑制NOx的生成；在二段燃烧中，继续供给空气，使未燃烧成分完全燃烧。另外，煤粉燃烧时具有以下特点：利用高温火焰燃烧的火炉中的辐射传热的比率大于二段燃烧中的对流传热。
煤粉燃烧器也采用用于使煤炭完全燃烧并抑制NOx生成的燃烧技术。图3是低NOx燃烧器中的火焰内脱硝的概念图。通过控制火焰的轴向温度和空燃比，抑制火焰内NOx的生成。
在具有上述特征的煤粉锅炉中混烧氨时，必须采取进一步抑制NOx生成的措施。另外，由于煤粉和氨作为燃料的特性（发热量、燃烧速度等）和形成的火焰特征（温度、亮度等）不同，因此在现有煤粉锅炉中的混烧比例方面可能会有一定的限制。 在于2016年~2019年期间实施的战略性创新创造计划（SIP）中，对现有燃煤火力发电设备中的氨混烧问题进行了探讨。具体的讨论对象为日本国内最大规模的超超临界压力（USC: Ultra Super Critical）发电设备——JERA碧南火力发电厂的100万kW级煤粉火力发电设备（表2）。
在确定氨的混烧率和供应点（图4）时，需要对以下课题进行探讨：
关于氨混烧率，考虑到对CO2削减效果和发电性能等设备方面的影响，决定以20%为发热量基准（以下标注为“cal%”）进行讨论。另外，关于氨的混烧方法，发现如果能向在煤粉燃烧器中形成的还原气氛火焰区域内供给氨，则可以将由氨生成的NOx量控制在比较低的水平。作为将该发现应用于碧南火力100万kW级发电设备中的方法，考虑在现有的煤粉燃烧器的中心部位（三段空气管道）插入氨专用燃烧器（图5）。从氨燃烧器喷嘴中喷射出的氨（气体）可以直接投入到煤粉燃烧火焰（还原区域: Mixing Zone）中，有望抑制由氨生成的NOx。
在100万kW级煤炭发电设备中进行20cal%的氨混烧时，每年需要供给50万吨的氨（假设利用率为70%）。为此，需要向锅炉内供给氨的设备，包括接收、储存、蒸发等。碧南火力发电厂正在研究一种氨供给系统，该系统利用装载臂从氨专用国际运输船（2.4万吨-DWT）上抽出液氨，经由16英寸管道将液氨输送到储罐中，经过气化器后供给到锅炉（图6）。氨储罐采用双层金属壳的基本设计（储罐容量3.3万吨：氨船容量2.4万吨+可用于数天的量），同时还将研究在LNG方面已取得实际成果的PC储罐。如果能够采用PC储罐，则不需要双层金属壳方法中的防液堤，这样不仅可以有效利用安装空间，还可以在该空间储存5.4万吨氨。
图7示出在碧南火力发电厂的100万kW级燃煤火力发电设备中进行20cal%氨混烧时的氨供给概略系统。
2020年3月，碧南火力发电厂的100万kW级发电设备的锅炉制造商IHI表示，将与JERA、丸红、Woodside Energy共同开展作为NEDO（日本国立研究开发法人新能源与产业技术综合开发机构）委托项目的“氨混烧火力发电技术的先导研究”，致力于实现60cal%的氨混烧率。 碧南火力发电厂是SIP中关于氨混烧的研究对象，其所属公司JERA在2020年10月公布的“JERA零排放路线图2050日本版”（图8）中提到：在碧南火力发电厂进行氨混烧实证后，到2030年之前正式投入实际使用，并且到2030年代前半期，JERA持有的全部燃煤火力发电厂实现20cal%的混烧率，之后，继续提高混烧率，以到2040年代伴随发电厂的改造而转换为氨专烧。
图9示出燃气轮机联合循环发电设备（GTCC）的基本结构。在旋转机中，空气压缩机、燃气轮机、发电机、蒸汽轮机同轴连接。燃烧器通过燃烧压缩空气和燃料，产生高温高压气体（~1650℃），由此驱动燃气涡轮。燃气轮机废气（600~650℃）被引导至废热锅炉内，并产生蒸汽。蒸汽驱动蒸汽涡轮。由于燃气轮机的废气温度比较高，因此通过联合利用燃气轮机废气的蒸汽轮机，可以实现高效发电。
图10示出三菱动力株式会社生产的燃气轮机的涡轮入口温度与联合循环发电效率的关系。在热力发动机中，工作流体的温度越高，有效能比率（系统所拥有的能量中实际做工的能量所占的比率）就越高，因此在发电用燃气轮机的开发中，一直致力于通过提高温度和压力来实现高效率。然而，这也需要努力抑制NOx的生成。表3示出目前已被商业使用的燃气轮机联合循环发电设备（1650℃级）的规格。
燃气轮机采用CO2排放系数小于煤炭的天然气作为燃料，而且通过提高温度、并联合使用，其发电效率也高于燃煤发电设备。近年来，随着波动型可再生能源的大量引入，燃气轮机凭借其迅速启停的特性，有望作为稳压电源发挥作用。 燃气轮机也有能够进行氨混烧或氨专烧的可能性，SIP中也对氨在燃气轮机中的利用进行了探讨。将氨作为燃气轮机的燃料时存在以下课题： （1）燃烧速度慢（约为甲烷的1/5） ・为了确保完成燃烧所需的时间，燃烧器尺寸较大 ・大型燃气轮机是多罐式燃烧器，因此在扩大燃烧器尺寸方面存在限制 （2）燃料中含有氮 ・虽然会生成燃料型NOx，但大型燃气轮机在热力型NOx允许的范围内已提高燃烧气体的温度，因此生成燃料NOx的量较少 ・虽然可以通过二段燃烧方法降低NOx，但在使用大型燃气轮机的情况下存在许多技术课题，例如燃烧器的大型化和复杂化等 在SIP中，负责燃氨燃气轮机技术开发的三菱日立动力系统株式会社（现三菱动力株式会社）为了克服这些课题，以利用已经实用化的氢混烧燃气轮机的燃烧器或今后会实用化的氢专烧燃烧器为前提，选择在燃烧前将氨热分解成氢和氮作为燃气轮机燃料的方法（图11）。另外，虽然可以利用燃气轮机的废热（专烧的情况下，也可以选择燃烧部分氨）作为氨分解所需的热能（46kJ/mol-NH3），但是由于这些热以增加燃料化学能的形式再生，因此，如果用于该热分解反应后的废气能够在现有废热锅炉出口温度的低温水平下利用，则效率基本上不会降低。
在燃气轮机中，抑制NOx的生成也是重要课题之一。已预测，热分解后的燃料中残留的氨浓度越高和混烧率越大，NOx的生成量就越高（图12）。因此，为了提高混烧率，重点在于减少氨的残留量。图13示出基于燃气轮机废气的氨分解模型和温度变化设想。
图14示出氨分解过程中分解压力、分解温度与残留氨浓度的关系的计算值。分解温度越高，分解压力越低，则越能降低残留氨的浓度。只要利用燃气轮机废热，分解温度就不能超过废气温度。另外，在降低热分解压力的情况下，为增加燃料压缩机的动力，需要在NOx排放许可范围内找出最佳值。
图15示出氨分解压力（影响残留氨）和混烧比例对各机机型在不同涡轮入口气体温度下计算预测的NOx排放浓度的影响。由该预测结果可知，相比GT机型不同而带来的影响（燃烧气体温度、废气温度），氨分解压力与氨混烧比例的影响更大，在GT出口NOx<100ppm的前提下，氨混烧率的界限为40~50cal%，另外，要求氨分解压力为0.1~0.5MPa，预计氨专烧时的NOx排放浓度在200ppm以上，这表明需要对系统进行改善。
图16示出在1400℃超级GT（图15中的GT机型A）中的以6.5cal%（20vol%-H2）氨混烧时的热平衡（分解压力为0.1MPa和0.5MPa的情况）和性能预测。对比0.1MPa和0.5MPa的分解压力后发现，分解所需的废气量从8.5%增加到9.7%，而残留氨从0.38vol%增加到2.10vol%，预计由此生成的NOx浓度也将从77ppm增加到295ppm（@15% O2）。另外，残留的氨越多，氨分解气体的发热量就越低，因此所需的氨量从9.4t/h增加到9.5t/h。在发电效率方面，在分解压力为0.5MPa的情况下，需要的燃料气体压缩机动力更小，由此，天然气专烧时的输电端的效率降低幅度较小。
在氨专烧时，需要进行进一步研究，例如，氨分解所需的能量变大，需要降低残留氨等。 关于热分解，讨论了以蒸汽为能源的情况和氨部分燃烧的情况，得到的估算结果是，以蒸汽为分解热源时比天然气专烧时的效率更高（图17）。
另外，为去除残留的氨，对高温热分解法、低压分解反应促进法和化学分离法进行了探讨，从综合热效率和设备成本的角度来看，化学分离法（图18）最为有利。
（1）氨燃料引进官民协会 2020年10月，经济产业省接受SIP的结果等，成立了“氨燃料引进官民协会”， 并经过3次会议，于2021年2月发表了中期总结。该协会的目的是官民分享用于实现氨燃料的引进和扩大利用的技术与经济方面的课题、以及解决这些课题的时间表，并由官民一体推进相关措施。 其中，设想日本在2030年需要300万吨氨（换算成氢约为50万吨），在2050年需要3000万吨氨（换算成氢约为500万吨）。另外，关于氨价格，目前每立方米约为20~25日元（约1.11~1.40元）（通过热量等价换算成氢），目标是在2030年之前将氨的供应价格降低到每立方米15~19日元（约0.84~1.06元）（通过热量等价换算成氢）（以现在天然气价格等为前提）。 另外，在氨燃料的生产方面，计划在短期内（~2030年），追求技术效率的提高，以实现低成本的氨供应，在长期内（~2050年），推进研发新的氨合成技术，通过合理的成本高效抑制CO2排放的技术，以及由可再生能源制取燃料氨的技术，致力于到2050年实现“清洁氨”。
（2）综合资源能源调查会 2020年10月，日本前首相菅义伟在施政演说中宣布日本到2050年实现碳中和，因此氢和氨作为零碳燃料备受瞩目。在用于探讨2030年和2050年的日本能源供需情况的综合资源能源调查会基本政策分科会上，对发电用氨燃料进行了明确定位，在对今后的能源结构进行探讨时，也将加入一定比例的进口氨。
（3）绿色氨联盟（2021年1月更名为清洁燃料氨协会） 2017年7月，为构建以零碳氨燃料和原材料的利用为中心的供应链，成立了“绿色氨联盟”，成员包括发电公司、设备制造厂、商业公司、能源公司等，以推进战略的制定、相关技术的开发及其社会化应用。
为了实现2030年温室气体减排46%和2050年净零排放的目标，扩大核能和可再生能源等非化石能源在发电中的比例十分重要，但实际上，核能和可再生能源都难以在2030年前实现超过目前设想的大幅度比例提升。另外，CCS也需要克服各种限制条件和经济性问题。 本报告中介绍的氨在火力发电设备中的利用至少在技术上是一个可实现的选择。而且在撰写本报告期间，关于氨在火力发电设备中的利用已经开始实施，例如，JERA发表在碧南火力4号机组上进行氨混烧实证计划。 为了从实证阶段转向正式的商用规模，前提条件是开发并确保能大量且廉价生产氨的资源，并构建供应链。中东地区不仅盛产天然气，其可再生能源的储量也十分丰富，是日本今后所需氨、氢的重要供给地之一。 翻译：肖永红 审校：李 涵 贾陆叶 统稿：李淑珊  ●煤炭碳中和之路的探索 | 三重复合发电、氨混烧、CCS、CO2再利用 ●氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（八）——零碳NH3价值链的构建 |
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