案例研究 | 日本JERA碧南火电站氨燃料混燃项目

JERA株式会社由东京电力控股公司（TEPCO）与中部电力公司于2015年合资成立，目前为日本规模最大的火力发电企业。为响应日本政府提出的能源脱碳目标，JERA积极探索燃煤电厂低碳转型的新技术路径。碧南火力发电所位于日本爱知县，拥有多个机组，总装机容量达到410万千瓦。其中4号机组装机容量100万千瓦，成为全球首例大型商业规模燃煤电厂氨燃料混燃试验的实施场所。

一、技术性分析

氨混燃技术的基本原理是在现有燃煤电厂设施中掺烧氨这种零碳燃料，通过替代部分煤炭，降低电厂整体的碳排放。这种技术不仅具有较低的设施改造成本，还可在稳定发电的同时显著减少温室气体排放，因此被日本政府视为实现脱碳目标的重要过渡性方案。本项目由日本新能源与产业技术综合开发机构（NEDO）资助，并与工业技术领先企业IHI公司合作，开发适用于大容量燃煤机组的氨混燃技术。项目于2021年启动，初期主要进行技术研发、小规模燃烧试验与设备建设准备工作。至2024年4月至6月，碧南4号机组完成了为期520小时的20%氨混燃实证试验，正式迈出了大规模商业化的重要一步。

1. 工艺流程

JERA碧南火力发电所4号机的氨混烧工艺流程包括以下关键环节：

• 氨储存：液态氨储存在2000立方米（约1300吨）球形储罐中，温度控制在-33°C以下，压力维持在0.8-1.0 MPa以保持液态。

• 氨输送：通过3.5公里专用不锈钢管道（内衬防腐涂层）将液态氨输送至气化器，再以气态形式送入燃烧器。管道配备自动遮断阀和气体检测器，确保安全。

• 混烧过程：IHI开发的专用燃烧器（48个）将气态氨与微粉煤按20%热值比例混合燃烧。燃烧器通过双燃料喷嘴实现氨和煤的精确配比，维持火焰稳定性。

• 蒸汽循环：燃烧产生的热量加热锅炉水，生成高温高压蒸汽（约540°C，16 MPa），驱动蒸汽涡轮机发电，输出功率1吉瓦。

• 排放控制：

脱硝：选择性催化还原（SCR）装置使用氨（部分来自燃料氨）将NOx转化为氮气和水，排放浓度低于200 mg/Nm³。

脱硫：湿法脱硫（FGD）装置处理SOx，排放浓度低于40 mg/Nm³。

颗粒物：静电除尘器（ESP）捕集颗粒物，排放低于10 mg/Nm³。

2. 技术优势

• 设备兼容性：

仅需改造燃烧器和新增氨储运系统，无需更换锅炉、涡轮机或发电机，改造周期短（约6个月），成本低（约10亿日元）。现有SCR和FGD系统可直接处理氨混烧产生的排放，无需额外投资。

• 运行稳定性：

试验期间，电厂在1吉瓦额定输出下运行520小时，负荷变化（50%-100%）时火焰温度维持在1300-1400°C，发电效率稳定在38-40%。氨混烧未引发燃烧不完全或锅炉振动，证明技术适用于大型商用电厂。

• 排放控制：

IHI的燃烧器优化设计（基于涡流控制和分级燃烧）将NOx生成量控制在与燃煤相当的水平（<200 mg/Nm³）。氨燃烧不产生SOx，降低20%排放（40 mg/Nm³），减少脱硫系统负荷。

• 技术成熟度：

20%氨混烧技术已达到技术就绪水平（TRL）8，具备商业化条件。IHI在相生试验基地的纯氨燃烧试验（100%氨）表明，技术可扩展至更高比例混燃。

3．技术创新

• IHI专用燃烧器：

设计特点：采用双燃料喷嘴（煤粉喷嘴和氨气喷嘴分离），通过精准的气流控制（涡流强度0.8-1.2）实现氨和煤的协同燃烧。

火焰优化：氨燃点高（650°C vs. 煤400°C），燃烧速度慢（约0.2 m/s vs. 煤1 m/s）。燃烧器通过预热氨气（至200°C）和分级供氧提高火焰稳定性，火焰温度接近燃煤（1350°C）。

NOx抑制：分级燃烧技术将燃烧区分为富燃料区和富氧区，降低峰值温度，减少热力型NOx生成（占总NOx的60%）。

• 氨储运系统：

储罐采用双层壁设计，内层为低温钢，外层配备绝热层，防止氨挥发。3.5公里管道使用316L不锈钢，内衬聚四氟乙烯（PTFE）涂层，耐腐蚀性提高50%。气化器利用海水余热（15-20°C）将液态氨转化为气态，节能约10%（相比传统电加热）。

• 智能监控：

部署红外气体分析仪和激光测距仪，实时监测氨浓度（精度±1 ppm）和管道压力（±0.01 MPa）。自动控制系统（DCS）根据负荷需求调整氨/煤配比，误差低于±2%。

4．试验结果与数据分析

（1）试验条件：

燃料配比：氨占热值20%（约80吨/小时），煤占80%（约320吨/小时）。氨热值18.6 MJ/kg，煤热值27 MJ/kg，重量比例约为22%氨/78%煤。

运行工况：负荷范围50%-100%（500-1000 MW），锅炉压力16 MPa，蒸汽温度540°C。

环境条件：试验期间环境温度15-25°C，湿度50-70%，无极端天气影响。

（2）关键数据和数据分析

• 效率稳定性：氨混燃效率略低于燃煤（下降约1%），主要因氨热值较低和燃烧速度慢。通过优化燃烧器喷嘴可进一步提升效率至39.5%。

• 排放表现：NOx未增加归功于分级燃烧和SCR系统，SOx减少因氨不含硫，N2O低排放表明燃烧完全。

• 运行可靠性：试验期间无停机或重大故障，锅炉和涡轮机运行参数正常。

（3）设备耐久性测试和结果

测试内容：

• 燃烧器材料：采用耐高温镍基合金（Inconel 625），测试氨燃烧对喷嘴的腐蚀影响。

• 锅炉管材：检查氨燃烧产物（氮气、水蒸气）对碳钢和不锈钢管的腐蚀速率。

• 储运系统：评估储罐和管道在-33°C、0.8 MPa条件下的密封性和材料疲劳。

测试结果：

• 燃烧器：520小时运行后，喷嘴表面腐蚀深度<0.1 mm，预计寿命10年以上。

• 锅炉：管壁腐蚀速率<0.01 mm/年，未发现明显氨腐蚀迹象。

• 储运系统：储罐和管道无泄漏，密封件（PTFE垫圈）耐久性达标，预计维护周期5年。

5. 技术挑战

• 燃烧效率：氨燃烧速度慢，需进一步优化喷嘴设计（如增加喷嘴孔径或提高预热温度）以提升效率。高比例混烧（50%）可能降低火焰强度，需开发新型燃烧器（如多级喷射）。

• 高比例混烧：50%以上混烧可能改变锅炉热负荷分布，需调整传热面材料（如采用高铬钢）或增加换热面积。NOx生成可能增加，需升级SCR催化剂或开发低温催化技术。

• 设备耐久性：长期运行中，氨的高湿度燃烧产物可能加速锅炉管腐蚀，需测试抗腐蚀涂层。高比例混烧（50%以上）可能增加氨气浓度，加速锅炉管高温腐蚀，需采用新型涂层（如陶瓷涂层）。储运系统的低温密封件可能老化，需开发耐低温聚合物材料。储罐长期低温运行可能导致金属疲劳，需定期超声检测。

二、经济性分析

1．成本构成

（1）改造成本（CAPEX）：

• 燃烧器改造：48个燃烧器升级为IHI专用氨混烧燃烧器，成本约5亿日元。

• 氨储运设施：新建2000立方米储罐、3.5公里专用管道及气化器，成本约4亿日元。

• 其他设施：安全监测系统（气体检测器、遮断阀等）及配套设施，成本约1亿日元。

总计：约10亿日元（约670万美元，基于2025年汇率1美元=150日元）。

（2）燃料成本：

• 低碳氨：价格区间为500-700美元/吨（约7.5-10.5万日元/吨），远高于煤炭的100美元/吨（约1.5万日元/吨）。

• 试验期间：消耗4万吨氨，成本约2000-2800万美元。

• 商业运营估算：4号机每年需50万吨氨（20%混燃），燃料成本约2.5-3.5亿美元/年。

（3）运营成本（OPEX）：

• 新增设施维护：储罐、管道和气化器的维护增加5-10%运营支出，估算每年约0.2-0.4亿美元。

• 安全管理：氨的毒性要求额外监控和应急训练，增加约0.1亿美元/年运营成本。

• 现有电厂运营：燃煤电厂基础运营成本（人工、维护等）约为1.5亿美元/年，未因混烧显著变化。

• 总发电成本：20%氨混燃下，估算发电成本为12.9日元/千瓦时（约0.086美元/千瓦时），高于传统燃煤的10.5日元/千瓦时（约0.07美元/千瓦时）。

2. 经济优势

• 资本投入低：10亿日元的改造成本远低于新建可再生能源设施（如海上风电需数百亿日元）或碳捕集与封存（CCS）系统（约50-100亿日元），使项目成为低成本脱碳方案。

• 政策支持：日本政府通过“绿色创新基金”提供低碳氨生产和使用补贴，预计覆盖20-30%的氨燃料成本。同时，碳定价机制（如碳税或排放交易）为减排提供经济激励，20%混烧可获得约0.5-1亿美元/年的碳信用收益（基于每吨CO2 50美元估算）。

• 资产优化：延长燃煤电厂使用寿命（原计划2030年退役），避免新建电厂的高资本支出，节省约50-100亿美元。

• 市场潜力：氨混烧技术可出口至亚洲石炭依赖国家（如印度、印尼），JERA预计2035年技术出口收入达10亿美元/年。

3. 经济挑战

• 燃料价格波动：

低碳氨价格受全球供需和生产技术影响，波动范围500-700美元/吨可能扩大至400-1000美元/吨。若氨价格持续高于600美元/吨，项目盈利能力将受限，需依赖政府补贴。

• 供应链瓶颈：

全球低碳氨产量（绿氨和蓝氨）2024年仅约1000万吨，远低于JERA2035年700万吨需求。依赖进口（如美国、澳大利亚）增加地缘政治和物流风险，运输成本约50-100美元/吨。

• 竞争压力：

可再生能源（如太阳能、风能）发电成本持续下降（2025年预计0.05-0.07美元/千瓦时），可能挤占混烧电厂市场份额。此外，氢能技术的进步可能分流低碳氨的投资。

• 全生命周期成本：

若使用灰氨，生产过程的CO2排放增加Scope 3成本，可能面临额外的碳税（每吨CO2 50美元）。绿氨生产成本需降至300美元/吨以下，项目才能与燃煤竞争。

4. 经济效益预测

• 短期（2025-2029年）：4号机年发电量约7000吉瓦时，电价0.12美元/千瓦时，收入约8.4亿美元/年。燃料成本2.5-3.5亿美元，运营成本1.7-1.9亿美元，总成本4.2-5.4亿美元/年。净利润约3-4.2亿美元/年，投资回收期约2-3年（不含补贴）。

• 中期（2030-2039年）：50%混燃增加燃料成本至6-8亿美元/年，但CO2减排收益翻倍（约2亿美元/年）。预计低碳氨价格降至400美元/吨，净利润提升至4-5亿美元/年。

• 长期（2040年以后）：100%氨燃烧实现零运营排放，碳信用收益达4亿美元/年。若氨价格降至300美元/吨，发电成本可降至0.10美元/千瓦时，接近传统燃煤。

三、环境效益与风险

1. 环境效益

    

JERA碧南火力发电所氨混燃项目的环境效益主要体现在减少温室气体排放和传统污染物排放，为燃煤电厂的低碳转型提供了有效路径。

（1）温室气体减排

• CO2减排：20%氨混燃（热值比例）将CO2排放量从传统燃煤的800 kg/MWh减少至约640 kg/MWh，减排约20%。4号机年发电量7000吉瓦时，年度CO2减排约105万吨。

• N2O控制：一氧化二氮（N2O，温室效应潜值约为CO2的298倍）排放低于检测限值（<1 ppm），对全球变暖影响可忽略不计。

• 未来潜力：50%混燃可进一步减排40-50%（约280-350 kg/MWh），100%氨燃烧实现零运营排放（Scope 1），助力日本2050年净零排放目标。

（2）传统污染物控制

• SOx减排：试验期间，二氧化硫（SOx）排放减少20%，从50 mg/Nm³降至40 mg/Nm³，归因于氨燃烧不产生硫化合物。

• NOx稳定：氮氧化物（NOx）排放保持在200 mg/Nm³以下，未因氨混烧增加，得益于IHI优化燃烧技术和现有的SCR脱硝装置。

• 颗粒物（PM）：PM排放稳定，未因氨混烧显著变化，符合日本严格的大气污染物排放标准（《大气污染防治法》）。

（3）政策合规性

《巴黎协定》要求2050年全球净零排放，氨混烧需与绿色氨结合以符合长期目标。项目符合日本《中长期能源基本计划》（2030年电源构成中1%来自氨/氢发电）以及《2050年碳中和路线图》。20%混烧的减排效果支持日本2030年温室气体减排目标（较2013年减少46%），预计占电力行业减排贡献的5-10%。《大气污染防治法》要求NOx <200 mg/Nm³、SOx <50 mg/Nm³，项目完全合规。此外，氨混烧提供可调峰的低碳电力，弥补可再生能源（如风能、太阳能）的间歇性，支持日本能源结构多元化。项目利用现有燃煤电厂基础设施，避免新建电厂对土地和生态的额外影响，减少建设阶段的环境足迹。

2. 环境风险

尽管氨混烧带来显著环境效益，但以下风险需引起关注，并采取有效措施管理：

（1）氨生产的全生命周期排放（Scope 3）

• 灰氨：目前大部分氨通过天然气重整（哈伯-博世法）生产，每吨氨生成约1.8-2.2吨CO2。若4号机年消耗50万吨灰色氨，生产阶段将间接排放90-110万吨CO2，抵消部分运营减排效益。

• 蓝氨：通过碳捕集与封存（CCS）生产的氨可将生产排放降至0.2-0.5吨CO2/吨氨，但CCS技术成本高且规模有限。

• 绿氨：利用可再生能源电解水生产氨可实现近零排放，但2024年全球绿色氨产量仅约100万吨，远低于需求。

JERA计划优先采购蓝色和绿色氨，与美国（CF Industries、埃克森美孚）和澳大利亚供应商合作，目标2035年70%氨燃料为低碳氨。

（2）氨泄漏风险

• 毒性与健康影响：氨具有刺激性气味和高毒性，高浓度（>5000 ppm）吸入可导致呼吸道损伤甚至死亡。低浓度（50-100 ppm）长期暴露可能引发慢性健康问题。

• 生态影响：氨泄漏可能污染水体，导致水体富营养化，破坏水生生态系统。1吨氨泄漏可影响约1000立方米水体。

• 发生概率：试验期间未发生泄漏，但商业运营中每年处理50万吨氨，储运环节泄漏概率约为0.01-0.1%（基于化工行业数据）。

为此，JERA配备气体检测器、遮断阀和防液堤，实时监控储罐和3.5公里管道。并新建应急水槽和散水设备，确保泄漏氨快速溶解中和，同时与当地消防和政府机构合作，定期开展泄漏应急演练。

（3）资源消耗:

• 水资源：绿色氨生产需大量水（每吨氨约需1.5-2吨水），大规模生产可能加剧水资源压力，尤其在干旱地区。

• 土地使用：蓝色氨的CCS设施和绿色氨的可再生能源设施（如太阳能场）需占用土地，可能影响生态多样性。

JERA优先选择水资源丰富的生产地（如澳大利亚），并优化生产工艺减少水耗。

（4）社会与公众接受度:

部分环保组织批评氨混烧为“燃煤延命”，认为应加速燃煤电厂退役，优先发展可再生能源。公众对氨储运安全性的担忧可能引发反对，尤其在碧南市等人口密集区域。为此，JERA通过透明的社区沟通和环境报告，增强公众信任；强调项目对亚洲能源安全的过渡作用。

（5）与现有技术的对比

• 与传统燃煤相比：氨混烧在保持相似效率和NOx排放的同时，显著降低CO2和SOx排放。

• 与部署CCS技术相比：氨混烧改造成本低，效率损失小，但减排效果不如CCS（90%捕集率）。

• 与天然气混烧相比：氨混烧的CO2减排效果优于天然气混烧，且无需新建天然气管道。

四、结语：国际合作与未来展望

G7国家（除日本外）承诺2030-2035年逐步淘汰燃煤电厂，氨混燃被部分国家视为“绿色洗白”，部分环保组织认为该技术可能延长传统燃煤电厂的使用寿命，延缓真正彻底淘汰煤电设施的进程。针对这一争议，JERA强调氨混燃技术仅作为过渡期解决方案，长期目标仍是实现燃煤电厂的完全转型或逐步退役。但亚洲国家（如印度、印尼）因电力需求增长，广泛支持氨混燃为能源转型期内的可行过渡技术。氨混燃技术还为电力系统提供了稳定可靠的低碳电源，有效解决可再生能源的波动性问题。未来实现100%氨燃烧后就可实现发电端近零碳排放。

为确保稳定的低碳氨供应链，JERA积极与国际企业开展合作，积极拓展全球低碳氨生产和进口渠道，确保燃料供应稳定。2024年3月，JERA与美国埃克森美孚合作建设德州低碳氨生产项目，计划2028年投产，每年向JERA提供约50万吨氨。JERA与韩国乐天集团及其他亚洲国家企业联合推动氨燃料的应用，计划到2035年建立年处理700万吨氨的供应链。

日本NEDO也将继续资助项目研发，2024年投入约5亿日元，2025-2030年预计追加20亿日元。JERA将继续与IHI等技术合作伙伴密切协作，进一步优化混燃技术并提高高比例混燃的运行稳定性，IHI提供燃烧器设计和NOx控制技术，计划2028年完成50%混燃试验；同时并通过国际合作推广氨混燃技术，与美国通用电气（GE）探讨氨专烧锅炉设计，与澳大利亚CSIRO研究氨燃烧优化，同时积极推动亚洲地区电力行业的低碳转型。

展望未来，JERA计划于2025年3月正式启动4号机组20%氨混烧商业运营，并优化燃烧器喷嘴，提高氨燃烧效率至39.5%，同时开发智能控制算法，实时调整氨/煤配比，适应负荷波动（±10%误差），开展5号机改造，验证技术在不同机组的通用性。2035年前实现50%的氨混燃，开发支持50%氨混燃的第二代燃烧器，火焰温度维持1350°C以上，同时升级锅炉材料（如添加陶瓷涂层），延长设备寿命至20年，并测试低温SCR催化剂，NOx排放降至150 mg/Nm³以下。最终在2040年前实现100%氨燃烧，重点开发专烧燃烧器，优化气流分布，实现完全氨燃烧（效率>40%），同时设计新型锅炉，适配氨的低热值和高湿度燃烧特性，并整合碳中和燃料供应链，确保100%绿氨供应。

综上所述，JERA碧南火力发电所氨燃料混燃项目展现出明显的技术优势与可行性，为燃煤电厂实现低碳转型提供了现实路径。未来成功实施这一技术将取决于持续的技术研发、稳定的供应链管理以及政策和社会的广泛支持。本项目不仅对日本国内电力转型具有示范意义，也为全球火电行业脱碳提供了宝贵经验。

(GCNR原创文章，转载请注明来源）