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(dá)，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(xué) 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(zé)任公司，江蘇 太倉 215424)

0 引 言

根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，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(xiàn)習(xí)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(biāo)，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(chǎn)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(chǎn)，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(chǎn)和儲運成本過高，更易儲運的氫基衍生燃料備受關(guān)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(zhì)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(yuǎn)低于常溫下H2液化壓力70 MPa[6]，可利用現(xiàn)有基礎(chǔ)設(shè)施如天然氣管線進(jìn)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(jì)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?，并揭示了多種反應(yīng)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(yīng)用方面，如多孔介質(zhì)燃燒[14-16]和內(nèi)燃機[17-18]領(lǐng)域，對于電站鍋爐和燃?xì)廨啓C的大規(guī)模工業(yè)級應(yīng)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?nèi)糔H3燃?xì)廨啓C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(dāng)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(dāng)?shù)乃絒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(guān)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(dāng)量比、燃料組分和添加劑對CH3OH、CH3OCH3和C2H5OH熱解、氧化和預(yù)混過程中污染物的影響。李燕真[28]模擬研究了單側(cè)預(yù)混對CH3OH/CH3OCH3對沖火焰的最高火焰溫度、火焰結(jié)構(gòu)、放熱率、燃料及關(guān)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(shù)值模擬的方法研究了燃燒器結(jié)構(gòu)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(yīng)機理和火焰?zhèn)鞑ヌ匦缘然A(chǔ)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(yīng)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(shù)、CO2、污染物排放等方面的影響，可為推進(jìn)燃煤機組轉(zhuǎn)型、降低CO2排放提供理論依據(jù)。

1 研究基礎(chǔ)參數(shù)

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(shè)計參數(shù)參考文獻(xiàn)[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(shè)計煤質(zhì)及燃料參數(shù)

計算煤質(zhì)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(biāo)準(zhǔn)開發(fā)的鍋爐熱力計算校核軟件，計算結(jié)果經(jīng)多個國內(nèi)外工程實例的準(zhǔn)確性驗證，具體計算流程參考文獻(xiàn)[33,35]。

2 計算結(jié)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(zhì)量分?jǐn)?shù)(氫基衍生燃料占總?cè)剂狭康馁|(zhì)量分?jǐn)?shù))的氫基衍生燃料進(jìn)行鍋爐熱力校核計算。為保證比較基準(zhǔn)的一致性，計算時假設(shè)耦合氫基衍生燃料前后的過量空氣系數(shù)、固體未完全燃燒熱損失(q4)和化學(xué)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(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0～100%，H2的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0～50%(高于此比例時燃燒產(chǎn)物特性超出了熱力計算線算圖的適用范圍)。

2.1 對煙風(fēng)系統(tǒng)的影響

理論空氣量與氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(guān)。由圖2可知，H2理論空氣量隨耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加略有減少。耦合不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)氫基衍生燃料時，標(biāo)態(tài)理論空氣量變化較大，H2和CH3OCH3的理論空氣量隨耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增逐漸增大至15.82(50%耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù))和6.95 m3/kg(100%耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù))，而NH3和CH3OH的理論空氣量隨著耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加逐漸降至4.67(100%耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù))和4.99 m3/kg(100%耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù))。

圖2 理論空氣量與氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系Fig.2 Relationship between theoretical air volume and coupling mass fractin of hydrogen derived fuel

計算結(jié)果表明，BMCR工況下耦合不同質(zhì)量質(zhì)量分?jǐn)?shù)氫基衍生燃料的總?cè)霠t風(fēng)量均低于純?nèi)荚?，原有送風(fēng)系統(tǒng)無需進(jìn)行增容改造。

從煙氣質(zhì)量流量計算結(jié)果來看，除H2外，由于理論煙氣質(zhì)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(diào)整過量空氣系數(shù)滿足需求，需進(jìn)行引風(fēng)機增容改造。

2.2 燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)對鍋爐主要參數(shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖3所示。煙氣的理論燃燒溫度反映了燃燒產(chǎn)物被加熱后能達(dá)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(shù)和燃燒產(chǎn)物的特性(數(shù)量、比熱容)等因素有關(guān)。由圖3可知，全負(fù)荷不同耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(nèi)被吸收的程度，除受入爐總熱量、爐膛內(nèi)受熱面布置、燃燒產(chǎn)物輻射特性影響外，還與火焰中心(燃燒器擺動角度)相關(guān)。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(guān)。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(zhì)量流量小于原煤，需調(diào)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(dāng)耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸增大時，燃燒器擺動角度至上限也無法消除煙氣質(zhì)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖5所示，可知全負(fù)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(jié)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(nèi)。由于氫基衍生燃料燃燒后的產(chǎn)物中水蒸氣含量較多，除增設(shè)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖6所示,可知耦合H2后排煙溫度隨耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而升高。對比空預(yù)器進(jìn)、出口煙溫，其變化主要是由于理論空氣量降低，燃料送風(fēng)量減少；而耦合CH3OCH3后排煙溫度除30% THA負(fù)荷隨耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大逐漸下降外，其余負(fù)荷均隨耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大而略增加，這主要歸因于燃燒器角度調(diào)整。計算結(jié)果表明，不同耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)全負(fù)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(jié)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(shè)備的安全運行。

圖6 排煙溫度與氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖7所示，可知全負(fù)荷下不同耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(chǎn)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(dá)到設(shè)計值，而其余負(fù)荷下再熱汽溫隨著耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量流量小于原煤，因此對流換熱減少，即使通過調(diào)整燃燒器角度也難以使再熱汽溫達(dá)到設(shè)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(zhì)量流量的影響

鍋爐煙氣質(zhì)量流量與氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖9所示，可知煙氣質(zhì)量流量隨熱值的減小而逐漸增大。全負(fù)荷下耦合H2煙氣質(zhì)量流量、耦合NH3煙氣質(zhì)量流量、耦合CH3OH煙氣質(zhì)量流量、耦合CH3OCH3煙氣質(zhì)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(fēng)量減小煙氣生成量并不會對鍋爐熱效率產(chǎn)生較大影響，因此運行時可選擇低于燃煤的過量空氣系數(shù)。

圖9 鍋爐煙氣質(zhì)量流量與氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖10所示，可知除H2外，其余3種燃料50% THA及以上負(fù)荷的過熱蒸汽減溫水量均隨著耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大而增加，4種氫基衍生燃料30% THA負(fù)荷時的過熱蒸汽減溫水量隨著耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(dǎo)致的火焰中心上移和煙氣體積流量變化引起。計算結(jié)果表明，全負(fù)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(diào)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(jīng)專用霧化設(shè)備才能進(jìn)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(fēng)”導(dǎo)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(chǎn)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(chǎn)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(zhì)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(xiàn)象(H與管道中金屬離子反應(yīng)，導(dǎo)致鋼材的晶間斷裂、力學(xué)性質(zhì)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(shè)備的防爆要求更加嚴(yán)格，需提高相關(guān)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(zhì)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(zhì)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(nèi)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(chǎn)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(shè)計儲運系統(tǒng)時，需針對二者的腐蝕特性進(jìn)行特殊設(shè)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖11所示。

圖11 煙氣酸露點與氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，煙氣中水蒸氣含量升高，硫分、灰分減少，當(dāng)燃料中完全不含硫分和灰分時(即氫基衍生燃料耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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?zé)煔庥酂峄厥赵O(shè)備的安全性，需采用相應(yīng)措施(調(diào)整運行參數(shù)或更換受熱面材質(zhì))適應(yīng)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(guān)，由于熱值和燃料組分不同，耦合相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)系如圖13所示，耦合H2(質(zhì)量分?jǐn)?shù)10%～50%)時每年可減排50.1萬～104.8萬t；耦合NH3(質(zhì)量分?jǐn)?shù)20%～100%)時每年可減排23.3萬～121.2萬t；耦合CH3OH(質(zhì)量分?jǐn)?shù)20%～100%)時每年可減排6.1萬～30.9萬t；耦合CH3OCH3(質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)量分?jǐn)?shù)的關(guān)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(chǎn)生灰分，但與煤中灰分結(jié)合后會產(chǎn)生大量小于PM2.5的微細(xì)顆粒，常規(guī)除塵設(shè)備能否將其脫除尚無定論。此外，NH3逃逸量大時會導(dǎo)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(chǎn)生NOx，還會產(chǎn)生甲醛、乙醛等非常規(guī)污染物，雖然此類物質(zhì)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(chǎn)物還會與SO2反應(yīng)進(jìn)一步提高脫硫效率。

NH3是二次有機氣溶膠、PM2.5等物質(zhì)形成的重要前驅(qū)物，常規(guī)濕法脫硫系統(tǒng)對此類物質(zhì)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(zhì)排放。

3 結(jié) 論

1)耦合氫基衍生燃料發(fā)電后，燃煤機組主要參數(shù)變化與氫基衍生燃料特性有關(guān)，當(dāng)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(zhì)量流量減少，但中低負(fù)荷下的再熱汽溫難以保證；當(dāng)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(zhì)量流量增大。BMCR工況下的再熱汽溫均達(dá)到設(shè)計值，而其余負(fù)荷下再熱汽溫隨耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(fēng)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(fēng)機進(jìn)行增容改造。

3)考慮到氫基衍生燃料的特性，耦合質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高時需增設(shè)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(xiàn)場電氣設(shè)備和燃料輸送系統(tǒng)的防護(hù)等級。

4)燃煤機組耦合氫基衍生燃料發(fā)電后，能夠?qū)崿F(xiàn)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(jìn)行低溫?zé)煔庥酂峄厥障到y(tǒng)優(yōu)化改造，適應(yīng)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。