绿氨掺烧技术研究进展

  • 燃煤电站绿氨掺烧全产业链关键技术研究进展与低碳经济分析

    李海燕;孙王平;程宇;崖华青;方世东;冯汉升;罗广南;

    为应对燃煤电站低碳转型需求,氨作为零碳燃料及高效储氢载体,其与煤混烧技术为火电行业碳减排提供了新路径。从“制-储-输-用”全产业链角度,系统综述了绿氨合成、存储运输及氨煤混烧的研究进展与关键技术,并评估其经济性。研究发现,绿氨合成以第二代低温低压技术(铁/钌催化剂)最具工业化潜力,该技术需要突破催化活性提升与可再生能源制氢-合成氨系统动态匹配技术;并提出开发10万吨级低温储罐与长输液氨管道,建设“西氨东输”网络以支撑绿氨规模化应用;氨煤混烧可通过优化掺氨位置(低氧区后掺)、空气分级(主燃区当量比1.1~1.3)及掺氨比例,以及设计低氮氨煤混烧燃烧装置,实现NO_x排放与纯煤相当,且需考虑掺烧后炉内辐射传热减弱、对流增强,以及锅炉汽水系统兼容性。当绿电成本降至0.10元/(k W·h)且碳价大于370元/t,或利用弃风/光电制氨时,绿氨将比燃煤具备竞争力,未来需通过绿氨降本、碳价机制与政策支持推动技术落地。该研究为燃煤电站绿氨掺烧技术规模化应用提供了全链条技术参考与经济性优化方向。

    2025年08期 v.54;No.465 1-12页 [查看摘要][在线阅读][下载 1252K]
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  • 天然气掺氨燃烧研究进展

    张斌;王光磊;罗赛贝;潘亦璘;张海;高绪栋;范卫东;

    天然气掺氨燃烧技术凭借在降低碳排放方面的巨大潜力,已成为全球研究焦点。氨在燃烧过程中存在着火困难、火焰传播速度缓慢以及易被吹熄等诸多问题,而天然气的掺入能够显著改善这些问题,也推动了氨燃料的广泛应用,为清洁能源的开发开辟了新途径。首先从技术可行性与经济可行性方面对天然气掺氨燃烧技术的应用潜力进行评估,分析其在能源转型进程中的积极意义。接着,借助反应动力学的研究成果,分析了氨与天然气掺混燃烧的化学反应机理。在此基础上,从实验研究、数值模拟以及低氮稳燃控制策略等方面,综述了国内外在该领域的最新研究动态,指出目前不同机理模型在模拟以及实验预测普适性方面仍存在显著差异,未来需结合跨尺度模拟发展能够兼顾精度与效率以及适应性更强的氨燃烧预测模型。最后,归纳了天然气掺氨燃烧技术在实际应用中遭遇的挑战,并指出未来的研究方向,旨在为这一技术的深入发展提供理论依据与实践指引。

    2025年08期 v.54;No.465 13-26页 [查看摘要][在线阅读][下载 1211K]
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  • 燃煤循环流化床零碳燃料掺烧技术研究进展

    谭睿泽;宋国良;宋维健;徐一;

    燃煤电厂掺烧零碳燃料是实现电力行业低碳排放的重要路径之一,目前常见的掺烧零碳燃料有生物质、氨气与氢气等。针对燃煤循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉掺烧零碳燃料的相关研究展开论述,通过分析CFB锅炉掺烧零碳燃料的技术原理和优势,结合生物质、氨、氢燃料特性和掺烧研究进展,探讨CFB锅炉掺烧零碳燃料技术未来的技术挑战和发展趋势,为实现燃煤锅炉低碳排放提供理论和技术支持。基于CFB锅炉的流态化燃烧特性,分析了3种零碳燃料的基本燃料特性、掺烧后燃烧特性及排放特性、存在问题以及未来发展方向。尽管3种零碳燃料掺烧时均存在一定的局限性与技术挑战,但通过气-固流场组织、燃料或空气深度分级、耦合其他技术对燃烧过程进行优化和污染物排放控制,燃煤CFB锅炉掺烧零碳燃料将是一条可行的碳减排路线。这将有助于开发新一代CFB锅炉灵活低碳燃煤发电技术,为“双碳”目标下促进能源结构低碳转型提供技术支撑。

    2025年08期 v.54;No.465 27-41页 [查看摘要][在线阅读][下载 1426K]
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  • 考虑政策补贴机制的燃煤机组绿氨掺烧全流程技术经济性分析

    焦洋;曹蕃;张全军;李敏;周争昌;白付明;韩海峰;宋寅;王伟;

    绿氨掺烧是燃煤机组低碳化改造的重要技术路线之一,目前制约绿氨掺烧项目推广的主要问题是绿氨制备、储运、掺烧全流程经济性不佳。基于此,以单台600 MW燃煤机组掺烧10%绿氨为例,对比分析了离网型/并网型光伏发电合成绿氨及掺烧项目的全流程技术经济性,并深入探讨了不同补贴机制(零碳电量补贴、绿氨生产补贴、碳减排补贴和低息贷款)对项目收益的影响。分析结果表明,煤价和碳税价格是影响项目经济性的主要因素,随着煤价和碳税价格升高,燃煤机组绿氨掺烧经济效益显著提高。补贴机制均对项目经济性有所提升,但效果依情景不同有所差异。低息贷款对项目经济可行性的提升效果最佳;而对于项目净现值NPV的变动,零碳电量补贴敏感度最高。

    2025年08期 v.54;No.465 42-49+60页 [查看摘要][在线阅读][下载 1324K]
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绿氢绿氨多能协同优化

  • 协同化工多稳态柔性运行策略的绿氨系统容量配置优化

    周家辉;仝冰;王海鸣;徐钢;张润之;张健;

    在“双碳”背景下,电制氨技术(renewable power to ammonia,RePtA)因能规模化消纳可再生能源与绿氢而受到广泛关注。然而,Re PtA系统中可再生能源制氢量具有明显波动性,这对哈伯-博世合成氨工艺的稳定运行带来挑战。对此,提出了一种合成氨离散多稳态柔性运行策略,并使用PSO-MILP算法建立了一个协同化工运行调度的容量配置两阶段优化模型,基于内蒙古某在建示范项目,对比分析了3种不同柔性方案的技术经济性能。研究表明:离散多稳态柔性策略相比传统稳态策略,经济性大幅度提高,年收益可增加6 715万元;相比完全柔性策略,合成氨工艺的运行稳定性显著增强,生产负荷波动率降低了78.16%。该优化模型可以兼顾RePtA系统的投资经济性与运行安全性,其成果有望为实际生产运行提供一定指导。

    2025年08期 v.54;No.465 50-60页 [查看摘要][在线阅读][下载 1352K]
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  • 考虑掺氢燃气机组与掺氨燃煤机组联合运行的综合能源系统优化调度

    乐佳辉;冯翼晗;田毅;

    针对综合能源系统中可再生能源消纳难题与低碳化发展需求,提出一种考虑燃气机组掺氢与燃煤机组掺氨联合运行的优化调度方法。首先,充分考虑风电与光伏出力的不确定性及其相关性,采用基于Frank Copula函数的风光联合出力建模方法,通过边缘分布拟合、蒙特卡洛采样与K-means聚类等步骤生成典型风光联合出力场景,用于提升调度模型的鲁棒性;同时,构建电制氢与氢转氨的能量转化模型,实现可再生能源向氢、氨能源的高效转化;其次,针对传统化石能源机组的低碳改造需求,建立燃气机组掺氢燃烧和燃煤机组掺氨燃烧的精细化运行模型,优化氢氨燃料在发电环节的协同利用方式;然后,结合阶梯型碳交易机制,以系统总运行成本最小为目标构建优化调度模型,并采用CPLEX求解器进行求解;最后,设置不同场景并进行对比分析。结果表明,在氢能利用基础上进一步考虑氢转氨,减少了系统的弃风弃光现象;掺氢燃气机组与掺氨燃煤机组联合运行使系统总运行成本和碳排放量均得到减少。该研究可为综合能源系统的低碳化发展提供参考。

    2025年08期 v.54;No.465 61-71页 [查看摘要][在线阅读][下载 1232K]
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  • 基于机理与数据的液氨气化系统动态建模与控制

    刘渊;崔立明;初伟;周末;崔子健;王印松;

    氨能作为低碳燃料在工业燃烧领域具有重要应用前景,但液氨气化环节的动态特性复杂,传统机理模型难以满足高精度控制需求。针对掺氨燃烧系统中液氨气化过程建模精度不足导致的控制不稳定问题,提出一种机理与数据融合的动态建模方法。通过建立基于热力学定律的非线性机理模型,结合基于递推模糊C均值(RFCM)聚类和递推最小二乘(RLS)算法的数据驱动模型,构建具有自适应权重优化的混合动态模型;进而开发解耦控制策略,实现气化系统的精准调控。实验验证表明:所提出的模型显著提升了液氨气化过程的预测精度,基于该动态模型的解耦控制方案实现了稳定的氨气供给,验证了机理与数据融合的动态模型对控制系统的有效性和工程实用性。该方法为氨燃料燃烧系统的智能控制提供了有效解决方案,对清洁能源技术的工程应用具有推广价值。

    2025年08期 v.54;No.465 72-83页 [查看摘要][在线阅读][下载 1287K]
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  • 集成合成氨余热储存利用质子交换膜电解槽制氢/热备双模式运行性能

    裴长运;孙名家;王桂楠;殷诗奇;王露;宋玮;彭莘;于吉庆;杜逸云;郭铁柱;张汉飞;

    绿电制氢合成氨是大规模消纳风光可再生电能并解决绿色燃料化学品短缺问题的有效方案。提出了一种集成合成氨余热储存利用的风光驱动质子交换膜电解槽制氢/热备双模式运行系统,避免电解槽频繁启停并合理解决合成氨工艺余热浪费问题。结果表明:双模式运行系统可大幅降低电解槽启动时间,951 kW电解槽25℃冷启动耗时512 s,从热备模式47.5℃热启动仅需274 s;系统在热备模式下仅给水泵耗电,单位制氢容量耗电功率为0.49 kW;双罐储热子系统配置10.8 t Dowtherm-G导热油,在蓄热状态以3 kg/s的流量吸收合成氨装置余热气体,可使热罐1.00 h内储满,在放热状态以0.64 kg/s的流量加热电解槽入口给水,可使电解槽热备状态持续运行4.68 h。此外,通过制氢/热备双模式运行产生的收益超出储热子系统投资,具有良好的经济性。

    2025年08期 v.54;No.465 84-94页 [查看摘要][在线阅读][下载 1309K]
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  • 沙戈荒新能源大基地煤电掺烧绿氢降碳系统配置方案研究

    陈文琦;黄玉磊;周秦;林祥东;张俊春;薄煜;李文凯;黄大岸;张伊甸;高群翔;张晨昕;

    为优化沙戈荒新能源大基地煤电机组掺烧绿氢降碳的系统配置方案,构建了一套包含制氢、储氢、储能及煤电机组掺氢燃烧的综合系统框架,建立了降碳目标约束下以氢燃料成本最低为目标的系统配置优化模型,并运用混合整数线性规划方法进行求解与分析,探讨了不同运行场景下的降碳系统配置优化方案。以某沙戈荒新能源大基地为例,在单台煤电机组降碳10%的目标约束下,如仅利用弃风弃光电力制氢时,制氢装置年利用小时数仅约2 000 h,标准状态下绿氢成本高达3.02元/m~3(33.80元/kg),单台煤电机组度电成本增加0.217 9元/(k W·h);配置电化学储能可降低制氢、储氢系统配置规模,提升制氢装置利用小时数,但受限于高额的储能建设成本,储能规模需要优化确定,标准状态下绿氢成本最低可降至约2.35元/m~3(26.30元/kg),单台煤电机组度电成本增加0.165 2元/(kW·h);在储能基础上,如可在绿氢认证范围内引入少量公网电力辅助制氢,可进一步减少系统建设成本,标准状态下制氢成本有望降低至约2.12元/m~3(23.70元/kg),单台煤电机组度电成本增加0.142 6元/(kW·h)。

    2025年08期 v.54;No.465 95-103页 [查看摘要][在线阅读][下载 917K]
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碳中性燃料耦合燃烧与排放控制

  • 300 MW燃煤锅炉掺烧氢气/氧气数值模拟

    林翅;王毅斌;尹天明;刘兴;谭厚章;

    针对当前燃煤电厂普遍存在的燃料成本高、低负荷稳燃性能弱及调峰能力不足等问题,基于电厂周边可再生能源状况,提出一种厂内光伏发电制氢制氧与燃煤锅炉掺氢掺氧协同的集成运行方案。通过构建全尺寸四角切圆燃煤锅炉数值模型,验证纯煤粉燃烧工况下温度场、组分含量及飞灰含碳量的模拟精度,为掺混优化提供基准参照。以厂内20 MW光伏发电制氢制氧的典型应用场景为例,系统研究3种氢气与氧气掺混方式对炉内燃烧效率、燃尽特性及NO_x生成的影响规律。模拟结果表明:采用独立氢气喷口与一次风掺氧的协同掺烧模式可显著改善燃烧性能,炉膛出口飞灰含碳量较纯煤粉燃烧降低至0.97%,燃烧效率提升明显;同时,配合氢气燃烧产生的活性基团对NO_x的还原作用,使烟气中NO_x排放质量浓度降至294.0 mg/m~3,较基准工况下降约25%。该模式通过可再生能源制氢制氧实现燃煤替代与燃烧优化双重效益,不仅能够降低煤耗,还可拓展燃煤锅炉稳燃负荷下限,为燃煤机组低碳化改造与灵活性提升提供了可工程化实施的技术参考路径。

    2025年08期 v.54;No.465 104-112页 [查看摘要][在线阅读][下载 1233K]
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  • 纯氨燃烧详细化学反应动力学模拟研究

    钱琳;张洋溢;贾子秀;杨振宇;余波;

    “双碳”目标下,氨作为零碳燃料有望成为化石燃料的替代品。针对氨燃烧存在的燃烧速度慢、点火能量高、着火延迟显著等问题,基于Shrestha、Mei、Mei-2021、Stagni、CEU-NH_3、Gotama和Glarborg的不同氨燃烧化学反应动力学机理,采用Chemkin模拟研究了初始温度、压力及氧体积分数对氨燃烧特性的影响。结果表明:初始温度增加,氨层流火焰传播速度提高,点火延迟时间降低,有利于氨的着火及燃烧;压力增加层流火焰传播速度降低,但点火延迟时间显著降低,压力增加有利于着火但不利于火焰传播;氧体积分数增大,层流火焰传播速度增大,峰值向稀燃方向移动;并通过敏感性分析揭示了H+O_2=O+OH、NH_2+NO=NNH+OH和NH_2+NO=H_2O+N_2的分支比对火焰传播的正向促进作用,而NH_2+O=HNO+H会抑制火焰传播;反应H+O_2(+M)=HO_2(+M)、NH_3=H+NH_2、HNO=H+NO及NH_2+HO_2=NH_3+O_2在高压下呈高敏感性;HNO和N_iH_i的反应在稀燃燃烧时敏感性系数较高;H_2NO是影响高压低温时点火延迟时间的重要中间组分;通过优化氨燃烧条件调控关键反应路径及反应动力学可改善氨燃烧特性。

    2025年08期 v.54;No.465 113-123页 [查看摘要][在线阅读][下载 1429K]
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  • 掺烧氢/氨对煤粉锅炉NOx排放的影响

    张波;张国军;贾子秀;王志超;李宗泰;晋中华;房凡;

    分析某600 MW燃煤机组掺烧氢/氨对NO_x排放的影响。根据煤质分析及试验结果修正反应动力学文件,根据流体动力学(CFD)模拟结果构建完全搅拌全混流反应器(perfectly stirred reactor,psr)反应器网络,结合采用化学反应动力学分析方法,对锅炉在一次风、周界风、二次风、二次风后4个位置的5个方案,分别掺烧氢/氨后的NO_x排放进行分析,结果表明:对于所研究的锅炉,氢气掺烧位置位于二次风方案,掺氢20%工况,NO降低32.4%、未燃尽碳排放量与纯煤工况相当;氨气掺烧位置位于二次风后方案,NO排放量略高于纯煤工况,未燃尽碳排放量显著减小。上述2个方案是该锅炉以NO_x排放作为评价指标的掺氢/氨燃烧的推荐方案。该方法和结论可为掺烧氢/氨技术的工程实施提供设计依据。

    2025年08期 v.54;No.465 124-130页 [查看摘要][在线阅读][下载 884K]
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  • 等离子体耦合甲烷增强氨燃烧特性研究

    钟世龙;林启富;吴殿武;宋亚伟;刘成周;武晨;陈龙威;李振阳;陈维晔;冯汉升;罗广南;

    针对氨燃料燃烧性能差和尾气NO_x排放量高的问题,在耦合滑动电弧等离子体发生器的旋流燃烧器上开展增强氨燃烧的实验,研究了甲烷助燃、等离子体助燃以及等离子体耦合甲烷助燃等不同助燃方式对氨燃烧旋流火焰特性和NO生成特性的影响。实验结果表明:相较于甲烷助燃,等离子体耦合甲烷助燃和等离子体助燃都能有效提高氨燃烧稳定性,扩展氨旋流火焰稳燃极限范围,在NH_3/空气当量比为0~5.0的范围内均可正常燃烧;与单一的甲烷助燃及等离子体助燃相比,等离子体耦合甲烷助燃(等离子体功率为0.8 kW、甲烷输入量为1 L/min)工况下放电产生的H_α及OH活性粒子能够得到显著增强,进而增强了等离子体助燃中的化学效应,并且在NH_3/空气当量比从0.6增加至0.8时,尾气中NO排放质量浓度从超过7 000 mg/m~3开始快速下降至100 mg/m~3左右。此外,气体温度只比单纯等离子体助燃工况稍低,单纯等离子体助燃工况下的氨燃烧火焰温度最高可达2 030 K左右。

    2025年08期 v.54;No.465 131-141页 [查看摘要][在线阅读][下载 1522K]
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  • 300 MW四角切圆锅炉低负荷下煤氨共燃方案数值模拟

    白晨曦;宋佳星;韩志江;李月华;张翔;

    对某300 MW四角切圆锅炉60%负荷工况掺烧20%氨气进行模拟研究,分析煤粉锅炉掺氨燃烧过程,寻求最佳的煤氨共燃方案以保证最优燃烧效率以及最低的污染物排放。采用数值模拟方法,通过调整氨气燃烧器的位置和燃尽风比例,系统分析了炉内烟气温度场、燃烧组分摩尔分数分布、燃烧特性以及炉膛出口NO_x排放水平。综合分析表明,在燃尽风比例为33.5%时,将氨气燃烧器布置在顶层三次风与CD层二次风的位置为最佳煤氨共燃方案。该方案在保证燃烧效率与稳定性的同时,可将NO_x排放水平控制在与纯燃煤工况相当的NO_x排放水平,这为大型燃煤电厂实现清洁高效燃烧提供了新的思路。

    2025年08期 v.54;No.465 142-151页 [查看摘要][在线阅读][下载 1332K]
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  • 660 MW对冲锅炉下位燃尽风错层布置燃烧特性数值模拟

    宋和斌;郭修文;韩金克;夏永俊;吴建群;李志华;方庆艳;

    某660 MW对冲锅炉设计采用下位燃尽风错层布置,投运前墙上层燃烧器时炉膛出口NO_x质量浓度高、燃尽效率低,利用数值模拟研究满负荷工况磨煤机组合运行方式和前墙下位燃尽风率、射流角度、喷口高度对锅炉燃烧及NO_x排放特性的影响。结果表明:停用前墙上层燃烧器后,NO_x排放质量浓度降低了29.49 mg/m~3,且飞灰含碳量降低了0.16%,实际运行推荐采用BCDEF层燃烧器组合方式;下位燃尽风总风率不变,前墙下位燃尽风率由10.2%提高到14.2%后NO_x排放质量浓度增大,当风率超过13.2%,后墙下位燃尽风不足导致燃尽效率降低,实际运行时前墙下位燃尽风率宜控制在12.2%~13.2%;当前墙下位燃尽风由斜向下15°改为水平喷入后,NO_x排放质量浓度降低了18.13 mg/m~3,飞灰含碳量增加0.38百分点;前墙下位燃尽风喷口上移对齐后墙下位燃尽风喷口后,NO_x排放质量浓度降低了41.78 mg/m~3,飞灰含碳量增加0.68百分点。相对常规下位燃尽风喷口对冲布置锅炉,错层布置后深度空气分级燃烧效果减弱,但燃尽率提高,可调节性增强。

    2025年08期 v.54;No.465 152-159页 [查看摘要][在线阅读][下载 1038K]
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  • 生物质与煤流化床混烧过程污染物排放及成灰特性试验研究

    许慧;张子皓;赵瑞东;陈天举;武景丽;方龙;吴晋沪;

    生物质与煤混烧可降低燃烧过程中的污染物和碳排放,但二者混烧过程中污染物排放和成灰特性及其关键影响因素仍缺乏系统的对比研究。采用小型流化床装置研究了稻壳(RH)和烟煤(SC)混烧特性,考察了燃烧温度、反应气氛和掺混比例等对混烧过程NO和SO_2排放规律及成灰特性的影响。结果表明:随燃烧温度升高,混烧过程NO排放质量浓度先升高后降低,SO_2排放质量浓度则逐渐升高,高温会促进灰中矿物发生相互作用,生成Na_2Al_2SiO_6等物质,降低混烧灰熔点;贫氧气氛下提高O_2体积分数会导致NO和SO_2排放质量浓度升高,富氧气氛下随O_2体积分数增大,NO排放质量浓度逐渐降低,而SO_2排放质量浓度则先升高后降低,反应气氛对混烧灰主要组成和晶体结构的影响相对较小;添加RH能够有效降低混烧过程的NO和SO_2排放,随RH掺混比例增大,灰中Ca_3Al_2O_6易与SiO_2等形成低熔点化合物,导致灰出现明显的熔融现象。

    2025年08期 v.54;No.465 160-167页 [查看摘要][在线阅读][下载 954K]
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  • 垃圾衍生燃料耦合煤粉燃烧试验研究

    文海南;张向宇;刘雯;马兆耀;杜智华;徐世明;

    利用大型燃煤机组掺烧垃圾衍生燃料(refuse derived fuel,RDF)可以减少碳排放,同时破解垃圾治理难题。为验证RDF在燃煤锅炉中掺烧的可行性,首先利用一维炉开展煤粉与RDF耦合燃烧试验,确定RDF的容纳比例极限,然后在4 MW锅炉上开展煤与RDF耦合燃烧的中试试验,研究了RDF掺烧对锅炉制粉、燃烧、污染物排放及沾污结渣的影响。结果表明:RDF掺烧质量比小于10%时,烟气中的二噁英质量浓度、灰渣中的二噁英及重金属质量浓度均小于污染物控制标准;10%的RDF与煤在中速磨煤机中共磨时,煤粉细度R_(90)增大到27.2%;煤与RDF混合掺烧时,火焰温度及NO_x生成质量浓度均减小,燃尽风区域结渣加重,水平烟道沾污变化较小,底渣中可燃物质量分数增大约15%。该结论将为燃煤锅炉掺烧RDF提供参考。

    2025年08期 v.54;No.465 168-174页 [查看摘要][在线阅读][下载 913K]
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  • “绿氢/氨碳中性燃料燃烧机理与技术”专题特约主编寄语

    刘小伟;周昊;吴玉新;冯汉升;晋中华;

    <正>火电机组绿色低碳化发展是实现电力行业“碳达峰、碳中和”目标的关键环节。绿氢/氨作为零碳能源载体,是构建新型电力系统低碳燃料体系的核心要素。《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》明确将绿氨掺烧列为煤电低碳化路径之一,鼓励利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力,通过电解水制绿氢并合成绿氨,实施燃煤机组掺烧绿氨发电。在不同应用场景中,火电机组掺烧绿氢/氨减碳技术可充分利用电站设备资源,实现对新能源大规模消纳、绿氢资源规模化利用,达到燃煤机组大规模减碳的目的。

    2025年08期 v.54;No.465 3-6页 [查看摘要][在线阅读][下载 284K]
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