燃煤发电机组碳排放强度影响因素研究

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燃煤发电机组碳排放强度影响因素研究近年来由温室效应导致的全球变暖问题愈发严重。为共同应对全球气候变化，中国承诺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，即“3060”目标。能源活动为我国最大CO2温室气体排放源，在我国CO2总排放量中占比近90%，其CO2全部来自化石燃料燃烧，其中电力行业贡献超过40%。燃煤发电作为我国当前主导能源，其CO2排放在整个电力行业中占比超过90%。为实现我国既定的“3060”目标，燃煤发电CO2减排受到各级政府及发电集团的高度重视，迫切需要掌握现有燃煤发电机组碳排放强度影响因素，为绿色低碳燃煤发电机组设计、改造提供依据，以不断降低碳排放强度。鉴于此，在陕北、宁东、准东及哈密4个大型煤电基地选择典型燃煤机组，依据《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》及相关方法，对其碳排放强度进行核算，并在此基础上开展碳排放强度影响因素研究。1机组类型本文共选择19个电厂38台机组，机组型式见表1。表1研究机组型式8

11.1机组容量机组容量表征发电机组的额定发电功率，通常情况下，同一类型机组的机组容量越高，其发电效率越高，机组单位发电量的标准煤耗越低。当前我国燃煤电厂主导单台机组容量为300MW级、600MW级和1000MW级。本文研究的38台机组中，涉及300MW级机组8台、600MW级机组24台、1000MW级机组6台。以发电CO2排放强度为例，其随机组容量变化如图1所示。图1发电CO2排放强度随机组容量变化由图1可以看出，就单台机组而言，受制约于碳排放强度多重因素影响，其随机组容量并无显著变化趋势。但对所有机组统计后发现，发电CO2排放强度随机组容量增加而降低。其中：600MW级机组相比300MW级机组降低约4.5%；1000MW级机组相比600MW级机组降低约3.8%，相比300MW级机组降低约8.1%。1.2锅炉型式本文所指锅炉型式主要根据锅炉蒸汽参数（主蒸汽压力、温度等）分为亚临界、超临界和（高效）超超临界锅炉，涉及亚临界锅炉12台，超临界锅炉10台，（高效）超超临界锅炉16台。其中亚临界锅炉主蒸汽压力为17.5MPa，主蒸汽/再热蒸汽温度为538℃/538℃或540℃/540℃；超临界锅炉主蒸汽压力在25.4~25.8MPa，主蒸汽/再热蒸汽温度约为570℃/570℃或566℃/566℃；超超临界锅炉主蒸汽压力在26.25~28.35MPa，主蒸汽/再热蒸汽温度约为605℃/603℃或605℃/613℃；在超临界蒸汽参数基础上再次提高蒸汽压力和温度，即工业上的高效超超临界机组，本研究中高效超超临界机组主蒸汽压力为29.4MPa，主蒸汽/再热蒸汽温度达到605℃/(613~623℃)。为不断降低能耗和减少污染物排放，当前世界主要经济体正开展700℃等级先进超超临界技术研发。8

2根据锅炉型式分析机组CO2排放强度，结果如图2所示。对超超临界和高效超超临界1000MW级机组的碳排放强度差异进行单独研究。图2机组CO2排放强度随锅炉型式变化从图2可以看出：对于300MW级机组，锅炉蒸汽参数由亚临界提升至超临界时，发电、供电CO2排放强度分别降低约9.2%、15.4%；对于600MW级机组，锅炉蒸汽参数由超临界提升至超超临界时，发电、供电CO2排放强度分别降低约9.8%、11.6%；对于1000MW级机组，锅炉蒸汽参数由超超临界提升至高效超超临界时，发电、供电CO2排放强度分别降低约2.2%、4.5%。其主要原因在于随着锅炉蒸汽参数提高，机组发电效率不断提高。2机组负荷机组负荷属于电厂实际运行中不可控的重要外部因素，又是影响机组能耗水平的主要因素。相关研究表明：机组负荷降低时，锅炉热效率有所降低，厂用电率、热耗率及供电煤耗均有所增加。佘园元等通过试验得出，某超超临界600MW机组负荷由480MW降低至155MW时，锅炉热效率由93.80%降低至91.74%，厂用电率由5.04%增大至10.46%，热耗率由7920.0kJ/(kW•h)增大至9085.1kJ/(kW•h)，试验供电煤耗由310.3g/(kW•h)增大至388.1g/(kW•h)。图3给出了不同机组年均CO2排放强度与年运行负荷率关系。图3机组CO2排放强度随运行负荷变化8

3由图3可以看出：机组年负荷率相差较大时，负荷率较大者CO2排放强度较低，反之机组负荷率较小者CO2排放强度较高；当机组负荷率相差不大时，二者相互关系不显著，究其原因在于机组实际运行中，影响CO2排放强度的因素众多，单一机组负荷影响难以显现。以600MW级机组为例，本文研究的8台亚临界600MW级机组年运行负荷率达到78.8%；6台超临界600MW级机组年运行负荷率为67.6%，相比亚临界600MW级机组负荷率降低11.2百分点，发电、供电CO2排放强度分别增加9.1%、6.8%。以同一电厂的2台机组为例：某亚临界2×330MW循环流化床机组，1号机组年负荷率较2号机组降低2.5百分点，发电、供电CO2排放强度较2号机组分别增加约0.015、0.020t/(MW•h)；某超超临界2×1060MW直接空冷燃煤机组，3号机组年负荷率较4号机组高1.7百分点，发电、供电CO2排放强度较4号机组分别降低约0.027、0.039t/(MW•h)。3燃煤品质3.1单位热值含碳量与碳氧化率依据《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》及相关方法，燃煤单位热值含碳量（wCC）为燃煤碳元素质量分数与其收到基低位发热量的比值，如公式(1)所示。wCC=wC/VNCV(1)式中：wC为燃煤的碳元素质量分数，%；VNCV为燃煤的收到基低位发热量，GJ/t。燃煤碳氧化率（FOF）为燃煤中的碳氧化燃烧转化为CO2的效率，在实际运行中该指标通过监测机组炉渣、飞灰产量及含碳量计算得来。8

4燃煤单位热值含碳量（wCC）和碳氧化率（FOF）直接影响燃煤CO2排放因子（FEF），其计算公式如式(2)所示。FEF=wCC×FOF×44/12(2)式中：FOF为燃煤碳氧化率，%；44/12为CO2与碳元素的分子质量之比。燃煤产生的CO2的排放量（E）直接受燃煤活动水平（DAD）和CO2排放因子（FEF）影响，其计算公式如式(3)所示。E=DAD×FEF(3)式中：DAD为燃煤活动水平，GJ，其计算公式如式(4)所示。DAD=CFC×VNCV(4)式中：CFC为燃煤消耗量，t。不难看出，单位热值含碳量（wCC）和碳氧化率（FOF）越高，单位燃煤CO2排放量越大。因二者影响机组热效率及发电效率，故发电CO2排放强度也会产生变化。但综合多重因素影响，本研究未得出三者之间存在显著增减规律。3.2硫分燃煤硫分越高，单位燃煤脱硫消耗脱硫剂越多，脱硫过程CO2排放越多，所占比例也相对越大。图4给出了调研的19个电厂的燃煤硫分与脱硫过程CO2排放之间的关系。由图4可以看出，二者呈现较为显著的一致性规律。脱硫过程产生的CO2在整个燃煤电厂中所占比例较低。19个电厂在超低排放脱硫剂消耗较大的情况下，脱硫过程产生的CO2排放占比均值仅0.4%，个别电厂脱硫产生的CO2排放占比达到1.6%（主要在于其燃煤硫分近2%）。总的来看，硫分变化对整个电厂的CO2排放强度影响较小。图4燃煤硫分与脱硫过程CO2排放关系8

53.3挥发分挥发分不直接参与燃煤CO2排放计算，但挥发分是反映燃烧性能的重要指标。对燃用同一类煤的锅炉，挥发分高有利于煤的着火、稳燃和燃尽，挥发分低则燃烧不完全，无法充分燃烧进而影响单位煤耗CO2排放量。燃烧效率发生变化，机组热效率及发电效率随之产生变化，发电及供电CO2排放强度也会产生变化。因此，总的来看挥发分对CO2排放强度影响很小。4空冷方式燃煤电厂空冷方式分为直接空冷和间接空冷，直接空冷根据通风方式分为机械通风和自然通风，间接空冷根据配用的凝汽器不同分为表面式凝汽器和混合式凝汽器。目前主要采用机械通风式直接空冷系统（ACC）和表面式间接空冷系统（ISC）。ACC是指汽轮机排汽直接用空气冷凝，空气与蒸汽进行热交换，其工艺流程为汽轮机排汽通过管道排至室外空冷凝汽器内，轴流冷却风机使空气流过冷凝器外表面，将排汽冷凝成水，凝结水送回锅炉回用。该系统的主要特点是冷却效率高、占地面积小、初期投资较小，但运行时噪音大、受环境风影响大、真空系统庞大、厂用电高。ISC是指汽轮机排汽以水为中间介质，将排汽与空气之间的热交换分2次进行：一次为蒸汽与冷却水之间在表面式凝汽器中换热，一次为冷却水和空气在空冷塔里换热。其工艺流程为汽轮机排汽进入凝汽器，由凝汽器管束内的冷却水进行表面换热，凝汽器循环水排水由循环水泵打至塔内空冷散热器，冷却水出水回到汽轮机房凝汽器内作闭式循环。该系统的主要特点是运行噪声小、对环境条件敏感程度较ACC略低，但冷却塔占地面积大，塔外布置的冷却器受环境风影响大，防冻控制繁琐。从上述对比分析不难看出，空气冷却系统对燃煤电厂发电CO2排放强度基本无影响，但因不同空冷系统厂用电消耗差异较大，对电厂供电CO2排放强度带来影响。本文对18台直接空冷、20台间接空冷机组的供电CO2排放强度对比分析，其结果如图5所示。图5不同空冷系统的机组供电CO2排放强度8

6由图5可以看出，对于不同容量机组，ACC因其自身厂用电消耗较高，其供电CO2排放强度均相对较高，如600MW级、1000MW级ACC机组相比ISC机组，供电CO2排放强度增加约5%。5其他因素5.1排烟方式燃煤电厂锅炉烟气主要通过烟囱排放。冷却塔排放烟气（又称“烟塔合一”）取消烟囱建设，充分利用冷却塔巨大的热量加热空气，对烟气形成包裹和抬升，以增加烟气排放高度，扩大烟气扩散范围，降低污染物落地浓度，且占地小投资省，近年来广受青睐，在数十家燃煤电厂中得到成功应用。烟囱排烟和冷却塔排烟示意如图6所示。不同排烟方式的厂用电消耗存在差异，因此排放方式影响电厂供电CO2排放强度，但对燃煤电厂发电CO2排放强度并无影响。图6烟囱排烟和冷却塔排烟通过对大量350、600、1000MW机组采用不同排烟方式进行对比发现，采用烟塔合一（相比烟囱）年均增加机组电耗约200kW，对整个电厂的厂用电率影响甚微，对电厂供电CO2排放强度影响很小。对宁东某2×660MW烟塔合一机组研究表明：全厂年均发电、供电CO2排放强度分别为0.786、0.8288

7t/(MW•h)，在该地区同类型机组中，处于较优水平。因此，排烟方式对机组的CO2排放强度影响极小，可以忽略不计。5.2环境温度环境温度直接影响燃煤电厂锅炉空气预热器入口空气温度，空气预热器入口空气温度变化导致锅炉排烟温度随之改变，进而影响锅炉效率。有研究表明：若某300MW机组在夏季期间运行时平均环境温度取25℃，冬季期间运行时平均环境温度取0℃，因环境温度升高导致机组在夏季期间运行时（与冬季相比）煤耗升高3.25g/(kW•h)。参照本研究中38台机组的标煤CO2排放系数2.86，上述煤耗升高引起CO2排放强度增加约0.009t/(MW•h)。可见，一定温度范围内，因环境温度升高，一般会带来机组煤耗和CO2排放强度略有升高。6结论与建议1）燃煤发电机组碳排放强度受机组容量、锅炉型式、机组负荷、燃煤品质、空冷方式等多重因素影响。高参数、大容量机组因蒸汽参数、热效率等同步提升，CO2排放强度相对较低。从碳排放强度看，燃煤机组坚持走大容量、高参数发展路线是减碳的重要举措之一。2）机组负荷率直接影响机组发电及供电效率。负荷下降时，CO2排放强度会呈现增大趋势。随着燃煤机组运行灵活性和调峰率日渐提升，数量庞大的燃煤机组投入深度调峰，单台机组全年平均负荷率日趋下滑，对降低全行业机组整体碳排放强度不利。建议在保障电力系统安全的前提下，淘汰落后机组，优化调峰机组数量，提升单台机组运行负荷，提高能源利用效率。3）燃煤单位热值含碳量及碳氧化率直接影响CO2排放，二者呈正相关。硫分影响脱硫过程CO2排放，但脱硫过程CO2排放占比低。4）ACC空冷方式因厂用电消耗较高，供电CO2排放强度相对较高。排烟方式、环境温度对CO2排放强度影响可以忽略不计。8