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。

（来源：“热力发电”作者：马学礼，王笑飞，孙希进，师 婧，陈锦鹏，党立晨）

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

1.1 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300 MW级、600 MW级和1 000 MW级。本文研究的38台机组中，涉及300 MW级机组8台、600 MW级机组24台、1 000 MW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：600 MW级机组相比300 MW级机组降低约4.5%；1 000 MW级机组相比600 MW级机组降低约3.8%，相比 300 MW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17.5 MPa，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25.4~25.8 MPa，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26.25~28.35 MPa，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29.4 MPa，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。

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1 000 MW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300 MW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600 MW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1 000 MW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600 MW机组负荷由480 MW降低至155 MW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7 920.0 kJ/(kW•h)增大至9 085.1 kJ/(kW•h)，试验供电煤耗由310.3 g/(kW•h)增大至388.1 g/(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

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600 MW级机组为例，本文研究的8台亚临界600 MW级机组年运行负荷率达到78.8%；6台超临界600 MW级机组年运行负荷率为67.6%，相比亚临界600 MW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2×330 MW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、0.020 t/(MW•h)；某超超临界2×1 060 MW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、0.039 t/(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。

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

3.3 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

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600 MW级、1 000 MW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、1 000 MW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200 kW，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2×660 MW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、0.828 t/(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300 MW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3.25 g/(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0.009 t/(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。