碳达峰碳中和背景下火力发电厂碳排放分析与建议
0 引 言
我国富煤贫油少气的能源结构决定了煤炭在一次能源中占比过半[1]。中电联《2021年1—6月份电力工业运行简况》显示:全国发电装机容量22.6亿kW,其中,燃煤发电10.9亿kW,同比增长2.5%,占比48.23%。未来很长一段时间,燃煤发电仍将占据重要地位。燃煤发电同时排放大量CO2,引起全球变暖[2]。我国作为世界上最大的碳排放国家[3],占世界能源碳排放总量比重的28.8%,对全球碳达峰和碳中和具有至关重要的作用[4]。2015年《强化应对气候变化行动—中国国家自主贡献》公开承诺了中国CO2排放在2030年左右达到峰值[3]。2020年9月22日,习近平总书记在第75届联合国大会一般性辩论中指出,CO2排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和[4-6]。
一些学者[7-11]已经对具体燃煤机组碳排放进行相关研究。盖志杰等[7]以2×300 MW燃煤发电机组为背景,计算发现2011—2014年全厂年均CO2排放总量在300～312 t。刘睿等[8]研究了630 MW燃煤机组和135 MW燃煤机组的碳排放,结果表明前者单位CO2排放量显著低于后者。高建强等[9]研究了58%、74%、89%负荷下330 MW燃煤机组的碳排放,发现燃煤供电碳排放强度与机组负荷之间呈负相关,对燃煤供电碳排放强度影响较大的系统依次为汽轮机系统、厂用电系统和锅炉系统。蔡宇等[10]研究表明煤耗不决定机组供电碳排放序位,不同品种、产地和批次煤质差异的影响不容忽视,特别是煤化程度较低的煤中氢含量的影响。张小丽等[11]研究表明对于1993年以来中国新增煤电装机,2018年后剩余的锁定CO2排放量约102.3 Gt。文献主要围绕燃煤机组的碳排放,较少涉及燃气机组和燃油机组。作为火力发电厂的一部分,有必要综合研究比较燃煤机组、燃气机组、燃油机组三者碳排放特点,为我国后期实施碳达峰、碳中和提供技术指导。为此,笔者归纳总结了目前主流的碳排放计算和核查方法,针对典型的660 MW燃煤机组、365 MW燃气机组和660 MW燃油机组进行碳排放计算和分析,结合火力发电厂碳排放的特点,提出碳减排、碳汇、碳金融等相关建议。
1 火电厂碳排放核查方法
根据GB/T 32151.1—2015《温室气体排放核算与报告要求 第1部分:发电企业》中要求,火电厂碳排放具体范围包括:化石燃料燃烧产生的碳排放Ers;脱硫过程的碳排放Etl;企业净购入使用电力产生的碳排放Ed。可知发电厂碳排放总量E满足式(1),碳排放单位为t(以CO2计)。
E= Ers Etl Ed,
(1)
(2)
Di=NiGi,
(3)
(4)
其中,Di为年度第i种化石燃料的活动数据,GJ;Fi为第i种化石燃料的CO2排放因子,t/GJ;i为化石燃料类型代号;Ni为第i种化石燃料的低位发热量,对于固体和液体化石燃料,GJ/t,对于气体化石燃料,10-4GJ/m3;Gi为第i种化石燃料的消耗量,对于固体和液体化石燃料,t;对于气体化石燃料,104m3;Ci为第i种化石燃料的单位热值含碳量,t/GJ;Oi为第i种化石燃料的碳氧化率,%。发电企业碳排放核算边界如图1所示,化石燃料相关参数见表1。
表1 化石燃料相关参数推荐
Table 1 Recommended parameters of fossil fuels
图1 发电企业碳排放核算边界
Fig.1 Accounting boundary of carbon emission for power plant
脱硫过程的碳排放Etl:
(5)
(6)
Fk=Fk,tR。
(7)
其中,Ak为第k种脱硫剂中碳酸盐消耗量,t;Fk为第k种脱硫剂中碳酸盐的排放因子,t/t;Fk,t为完全转化时第k种脱硫剂脱硫过程的排放因子,t/t;Bk,m为脱硫剂的消耗量,t;Ik为脱硫剂中碳酸盐的含量,%;R为转化率,参考GB/T 32151.1—2015《温室气体排放核算与报告要求》中第5.2.3.3节要求,脱硫过程转化率宜取100%(表2)。
表2 碳酸盐排放因子推荐
Table 2 Recommended emission factors of carbonate
企业净购入使用电力产生的碳排放Ed:
Ed=AdFd,
(8)
式中,Ad为核算期内购入电量,MWh;Fd为区域电网年平均供电排放因子,t/MWh。
2 火电厂碳排放典型计算与分析
本节对典型的燃煤机组、燃气机组和燃油机组进行碳排放计算,为使结果更具比较性,计算前进行以下初步假设:
1)初步选择计算年利用小时数为4 216 h。参考中电传媒能源情报研究中心出版的《中国能源大数据报告(2021)》,2020年火电设备平均利用小时数为4 216 h。
2)外购电力排放因子选择0.604 t/MWh。参考DB11/T 1781—2020《二氧化碳排放核算和报告要求 电力生产业》。综合考虑机组容量和运行方式[7-9],燃煤机组、燃气机组和燃油机组外购电量分别为1 000、500和1 000 MWh。
3)燃煤机组、燃气机组和燃油机组厂用电率分别选取6%、2%、4%。参考文献[12-13],燃煤机组、燃气联合循环机组厂用电率在4%～9%、1.0%～2.5%。燃油机组厂用电率在燃煤机组和燃气机组的之间。
2.1 燃煤机组碳排放计算
以国家能源集团某660 MW燃煤机组为例,该锅炉为一次中间再热、超超临界压力变压运行、单炉膛、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、切圆燃烧方式的高效超超临界锅炉。煤质参数见表3,脱硫系统参数见表4。石灰石成分中CaO、MgO质量分数分别为50.68%和3.65%,烧失量为42.74%。
表3 工业分析和元素分析
Table 3 Proximate analysis and ultimate analysis
表4 脱硫系统主要参数
Table 4 Main parameters of FGD
该机组燃煤干燥无灰基挥发分>25%,参照GB/T 32151.1—2015 《温室气体排放核算与报告要求 第1部分:发电企业》,燃用烟煤锅炉固体不完全燃烧热损失为1.5%,相应估算其碳氧化率取98.5%。
燃煤机组碳排放计算包括煤炭燃烧产生的碳排放、脱硫过程的碳排放、企业净购入使用电力产生的碳排放。由于该电厂采用等离子点火,不涉及燃料油燃烧碳排放。燃煤机组碳排放计算结果见表7。在假定条件下,660 MW燃煤机组碳排放为2 303 751 t/a。
2.2 燃气机组碳排放计算
以北京某燃气热电厂3号机组为例[14],该机组为燃气蒸汽联合循环供热机组,设计采用“一拖一”结构形式,机组包含1台燃气轮机、1台燃气轮发电机、1台余热锅炉(HRSG)、1台蒸汽轮机、1台蒸汽轮发电机和有关的辅助系统和设备。余热锅炉为三压加再热、无补燃、卧式自然循环锅炉,型号为UG-SGT4000F-R。在背压工况下,“一拖一”联合循环机组总发电功率为365 MW(表5、6)。
表5 燃气机组运行参数
Table 5 Operating parameters of gas unit
表6 燃气成分参数
Table 6 Parameters of the gas components
燃气机组碳排放计算包括天然气燃烧产生的碳排放、企业净购入使用电力产生的碳排放。由于燃气机组无脱硫系统,不涉及脱硫过程碳排放。燃气机组碳排放计算结果见表7。在假定条件下,365 MW燃气蒸汽联合循环机组CO2排放573 945 t/a。
表7 火电厂碳排放计算
Table 7 Calculation of carbon emission in thermal power plants
2.3 燃油机组碳排放计算
目前大型燃油机组主要分布在原油产地,比如沙特拉比格2×660 MW亚临界燃油机组、沙特延布5×660 MW亚临界燃油机组等[15-16]。以沙特某660 MW亚临界燃油机组为例,锅炉为亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、全钢构架的汽包炉。汽轮机为东方汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、冲动式、单轴、双背压、三缸四排汽凝汽式(型号:N660-16.67/538/538)。发电机为东方电机股份有限公司生产的水氢氢冷却、自并励静止励磁方式汽轮发电机。
燃油机组满负荷燃油总量142 t/h[15],燃料油低位发热量参考表1。由于采用海水脱硫,不添加脱硫剂,即无脱硫过程的碳排放[17-19]。综合考虑机组容量和运行方式[7-9],燃油机组外购电量取1 000 MWh。燃煤机组碳排放计算结果见表7。在假定条件下,660 MW燃油机组CO2排放为1 988 626 t/a。
2.4 火电厂碳排放分析
典型的燃煤机组、燃气机组和燃油机组碳排放计算结果见表7。3种火力发电厂单位发电量CO2排放量分别为0.827 9、0.373 0和0.714 7 t/MWh。燃气机组单位发电量碳排放最低,仅为燃煤机组的45%。相应地,燃油机组碳排放为燃煤机组的86%。燃煤机组、燃气机组和燃油机组的厂用电率分别为6%、2%和4%情况下,3种类型的火力发电厂单位供电量CO2排放数值分别为0.880 8、0.380 6和0.744 5 t/MWh。从降低碳排放的角度,在同等条件下优先配置燃气蒸汽联合循环发电是在保证用电安全前提下降低碳排放强度的有效措施。
从火电厂碳排放的来源,燃煤机组、燃气机组和燃油机组的化石燃料燃烧所产生的碳排放占电厂碳排放总量的99%以上,所以火电厂降低碳排放的主要技术路线还是提高能源利用效率、降低单位发电量的碳排放量。在条件容许情况下,优先使用单位供电量碳排放较低的能源,如天然气、氢能、燃气掺氢等;对于燃煤机组,优先发展高参数大容量、热电联产、热量冷三联产等机组。
脱硫过程的碳排放主要影响因素有燃煤量、煤质含硫量、脱硫剂中碳酸盐含量、转化率等。其中,燃煤量和煤质含硫量对脱硫过程产生的碳排放影响最大。煤中硫含量在0.2%～4.0%,高硫煤对应的脱硫碳排放总量和排放占比相应增加。本文燃煤机组煤中含硫量为0.22%,对应的脱硫过程CO2排放总量6 186 t/a,排放占比0.27%。假设燃煤含硫量4%作为单一变量,相应的脱硫过程碳排放总量和排放占比将变为原先的18倍左右,约112 472 t/a和4.91%。
企业净购入使用电力产生的碳排放受机组检修周期、基建情况、调度启停等因素影响,不同火电厂外购电量不同,应根据实际情况确定。根据调研文献[7-9]统计,一般火电厂年均外购电量统计区间在400～2 500 MWh,外购电力的排放因子不同地区略有差异,应具体查询当地权力责任部门确定。
3 火电厂碳排放相关建议
3.1 碳排放计算和核算建议
1)目前我国火电厂碳排放计算方法主要通过燃料碳核算方法,建议建立相关标准,规范CEMS核算方法[20]。
2)核算脱硫过程的碳排放,要特别注意脱硫类型及脱硫剂的使用情况。对于海水脱硫,不涉及石灰石等脱硫剂添加,即不考虑脱硫过程的碳排放。
3)统计分析碳排放应该从总量和强度两方面进行。不同机组不能单纯比较数值,应根据运行时间、燃料类型、是否供热、机组效率等角度研究综合分析。
3.2 碳减排建议
1)减少化石能源使用,提高能源使用效率。对于燃煤机组,随着机组容量增大和参数提升,度电碳排放逐渐降低。据此,为降低单位发电量碳排放,可采取“上大压小”措施,关停300 MW以下燃煤机组,大力发展高参数大容量机组[3-5]。
2)增加清洁能源使用,提高清洁能源在发电装机容量占比。积极配置光伏、风电、核能和水电等低碳、零碳能源。如风电场调度运行控制优化、减少弃风弃光现象、季节性抽水蓄能电站、调峰调频抽水蓄能电站、远海大型风电系统建设等。
3.3 碳汇建议
1)积极采用技术手段进行碳捕集、碳利用、碳封存[21-22],即CCUS技术。开展碳捕集技术研究和应用,包括且不限于点源CCUS技术、生物质能碳捕集与封存技术(Biomass Energy Carbon Capture and Storage,BECCS)、直接空气碳捕获与储存技术(Direct Air Carbon Dioxide Capture and Storage,DACCS)等。BECCS技术是利用生物质能的光合作用捕集并在后期分离、储存CO2的技术。DACCS技术是一种利用DAC溶液系统或固态系统从空气中捕集二氧化碳并转化为产品封存起来的技术。
开展碳利用技术研究和应用,包括且不限于矿化碳利用、化学碳利用、生物碳利用(CO2促进植物生长)等。开展碳封存技术研究和应用,包括且不限于利用含水层封存CO2、强化采油技术(Enhanced Oil Recovery,EOR)等。
2)积极开展生态固碳,充分利用森林、草原、湖泊、绿地、湿地等生态环境对CO2吸收,降低大气中碳含量。
3.4 碳金融建议
1)开发、推广、跟踪绿色金融产品,涉及绿碳产品的“募投管退”的各个阶段,确保绿色债券、绿色基金、绿色信贷、绿色保险等金融产品有序、可控、安全、合法推进实施。
2)有序推进碳排放总量核算,积极参与碳排放交易。2021年7月16日9点30分全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动,首笔碳交易价格52.78元/t,总量16万t。碳交易系统的正式上线运行,标志着我国碳金融市场进入一个新的阶段。
4 结 论
1)本文介绍了目前主流的碳排放计算和核查方法,对典型660 MW燃煤机组、365 MW燃气机组和660 MW燃油机组进行碳排放计算。在给定条件下3种类型的火力发电厂碳排放总量分别为2 303 751、573 945、1 988 626 t/a,单位发电量碳排放数值分别为0.827 9、0.373 0和0.714 7 t/MWh。燃气机组单位发电量碳排放最低,仅为燃煤机组的45%。相应地,燃油机组碳排放为燃煤机组的86%。
2)从火电厂碳排放的来源来看,化石燃料燃烧产生的碳排放占电厂碳排放总量在99%以上。脱硫过程产生的碳排放占比与煤中含硫量有关。企业净购入使用电力产生的碳排放受机组检修周期、基建情况、调度启停、区域排放因子等因素影响,不同电厂略有差异,占比最小。
3)为有效规范和降低碳排放,建议提高化石能源使用效率,增加清洁能源占比。顺应燃煤机组 “上大压小”、高参数大容量发展趋势,积极配置光伏、风电、核能和水电等低碳、零碳能源。推广技术固碳和生态固碳等碳汇手段,开发绿色金融产品,规范碳排放交易市场。
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