馬學禮，王笑飛，孫希進，師 婧，陳錦鵬，黨立晨

（1.中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司，陜西 西安 710075； 2.西安交通大學電氣工程學院，陜西 西安 710049； 3.華中科技大學環(huán)境科學與工程學院，湖北 武漢 430074）

近年來由溫室效應導致的全球變暖問題愈發(fā)嚴重。為共同應對全球氣候變化，中國承諾CO2排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和[1]，即“3060”目標。

能源活動為我國最大CO2溫室氣體排放源，在我國CO2總排放量中占比近90%，其CO2全部來自化石燃料燃燒，其中電力行業(yè)貢獻超過40%[2-5]。燃煤發(fā)電作為我國當前主導能源，其CO2排放在整個電力行業(yè)中占比超過90%。為實現(xiàn)我國既定的“3060”目標，燃煤發(fā)電CO2減排受到各級政府及發(fā)電集團的高度重視，迫切需要掌握現(xiàn)有燃煤發(fā)電機組碳排放強度影響因素，為綠色低碳燃煤發(fā)電機組設計、改造提供依據(jù)，以不斷降低碳排放強度。

鑒于此，在陜北、寧東、準東及哈密4個大型煤電基地選擇典型燃煤機組，依據(jù)《中國發(fā)電企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》及相關方法[6-9]，對其碳排放強度進行核算，并在此基礎上開展碳排放強度影響因素研究。

1 機組類型

本文共選擇19個電廠38臺機組，機組型式見表1。

表1 研究機組型式 Tab.1 Types of the studied untis

1.1 機組容量

機組容量表征發(fā)電機組的額定發(fā)電功率，通常情況下，同一類型機組的機組容量越高，其發(fā)電效率越高，機組單位發(fā)電量的標準煤耗越低。當前我國燃煤電廠主導單臺機組容量為300 MW級、 600 MW級和1000 MW級。本文研究的38臺機組中，涉及300 MW級機組8臺、600 MW級機組 24臺、1000 MW級機組6臺。以發(fā)電CO2排放強度為例，其隨機組容量變化如圖1所示。

由圖1可以看出，就單臺機組而言，受制約于碳排放強度多重因素影響，其隨機組容量并無顯著變化趨勢。但對所有機組統(tǒng)計后發(fā)現(xiàn)，發(fā)電CO2排放強度隨機組容量增加而降低。其中：600 MW級機組相比300 MW級機組降低約4.5%；1000 MW級機組相比600 MW級機組降低約3.8%，相比 300 MW級機組降低約8.1%。

1.2 鍋爐型式

本文所指鍋爐型式主要根據(jù)鍋爐蒸汽參數(shù)（主蒸汽壓力、溫度等）分為亞臨界、超臨界和（高效）超超臨界鍋爐，涉及亞臨界鍋爐12臺，超臨界鍋爐10臺，（高效）超超臨界鍋爐16臺。其中亞臨界鍋爐主蒸汽壓力為17.5 MPa，主蒸汽/再熱蒸汽溫度為538 ℃/538 ℃或540 ℃/540 ℃；超臨界鍋爐主蒸汽壓力在25.4～25.8 MPa，主蒸汽/再熱蒸汽溫度約為570 ℃/570 ℃或566 ℃/566 ℃；超超臨界鍋爐主蒸汽壓力在26.25～28.35 MPa，主蒸汽/再熱蒸汽溫度約為605 ℃/603 ℃或605 ℃/613 ℃；在超臨界蒸汽參數(shù)基礎上再次提高蒸汽壓力和溫度，即工業(yè)上的高效超超臨界機組，本研究中高效超超臨界機組主蒸汽壓力為29.4 MPa，主蒸汽/再熱蒸汽溫度達到605 ℃/(613～623 ℃)。為不斷降低能耗和減少污染物排放，當前世界主要經(jīng)濟體正開展700 ℃等級先進超超臨界技術研發(fā)[10]。

根據(jù)鍋爐型式分析機組CO2排放強度，結(jié)果如圖2所示。對超超臨界和高效超超臨界1000 MW級機組的碳排放強度差異進行單獨研究。

從圖2可以看出：對于300 MW級機組，鍋爐蒸汽參數(shù)由亞臨界提升至超臨界時，發(fā)電、供電CO2排放強度分別降低約9.2%、15.4%；對于600 MW級機組，鍋爐蒸汽參數(shù)由超臨界提升至超超臨界時，發(fā)電、供電CO2排放強度分別降低約9.8%、11.6%；對于1000 MW級機組，鍋爐蒸汽參數(shù)由超超臨界提升至高效超超臨界時，發(fā)電、供電CO2排放強度分別降低約2.2%、4.5%。其主要原因在于隨著鍋爐蒸汽參數(shù)提高，機組發(fā)電效率不斷提高。

2 機組負荷

機組負荷屬于電廠實際運行中不可控的重要外部因素，又是影響機組能耗水平的主要因素。相關研究表明[11-12]：機組負荷降低時，鍋爐熱效率有所降低，廠用電率、熱耗率及供電煤耗均有所增加。佘園元等[12]通過試驗得出，某超超臨界600 MW機組負荷由480 MW降低至155 MW時，鍋爐熱效率由93.80%降低至91.74%，廠用電率由5.04%增大至10.46%，熱耗率由7920.0 kJ/(kW·h)增大至 9085.1 kJ/(kW·h)，試驗供電煤耗由310.3 g/(kW·h)增大至388.1 g/(kW·h)。圖3給出了不同機組年均CO2排放強度與年運行負荷率關系。

由圖3可以看出：機組年負荷率相差較大時，負荷率較大者CO2排放強度較低，反之機組負荷率較小者CO2排放強度較高；當機組負荷率相差不大時，二者相互關系不顯著，究其原因在于機組實際運行中，影響CO2排放強度的因素眾多，單一機組負荷影響難以顯現(xiàn)。

以600 MW級機組為例，本文研究的8臺亞臨界600 MW級機組年運行負荷率達到78.8%；6臺超臨界600 MW級機組年運行負荷率為67.6%，相比亞臨界600 MW級機組負荷率降低11.2百分點，發(fā)電、供電CO2排放強度分別增加9.1%、6.8%。以同一電廠的2臺機組為例：某亞臨界2×330 MW循環(huán)流化床機組，1號機組年負荷率較2號機組降低2.5百分點，發(fā)電、供電CO2排放強度較2號機組分別增加約0.015、0.020 t/(MW·h)；某超超臨界2× 1060 MW直接空冷燃煤機組，3號機組年負荷率較4號機組高1.7百分點，發(fā)電、供電CO2排放強度較4號機組分別降低約0.027、0.039 t/(MW·h)。

3 燃煤品質(zhì)

3.1 單位熱值含碳量與碳氧化率

依據(jù)《中國發(fā)電企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》及相關方法，燃煤單位熱值含碳量（wCC）為燃煤碳元素質(zhì)量分數(shù)與其收到基低位發(fā)熱量的比值，如公式(1)所示。

式中：wC為燃煤的碳元素質(zhì)量分數(shù)，%；VNCV為燃煤的收到基低位發(fā)熱量，GJ/t。

燃煤碳氧化率（FOF）為燃煤中的碳氧化燃燒轉(zhuǎn)化為CO2的效率，在實際運行中該指標通過監(jiān)測機組爐渣、飛灰產(chǎn)量及含碳量計算得來。

燃煤單位熱值含碳量（wCC）和碳氧化率（FOF）直接影響燃煤CO2排放因子（FEF），其計算公式如式(2)所示。

式中：FOF為燃煤碳氧化率，%；44/12為CO2與碳元素的分子質(zhì)量之比。

燃煤產(chǎn)生的CO2的排放量（E）直接受燃煤活動水平（DAD）和CO2排放因子（FEF）影響，其計算公式如式(3)所示。

式中：DAD為燃煤活動水平，GJ，其計算公式如 式(4)所示。

式中：CFC為燃煤消耗量，t。

不難看出，單位熱值含碳量（wCC）和碳氧化率（FOF）越高，單位燃煤CO2排放量越大。因二者影響機組熱效率及發(fā)電效率，故發(fā)電CO2排放強度也會產(chǎn)生變化。但綜合多重因素影響，本研究未得出三者之間存在顯著增減規(guī)律。

3.2 硫分

燃煤硫分越高，單位燃煤脫硫消耗脫硫劑越多，脫硫過程CO2排放越多，所占比例也相對越大。圖4給出了調(diào)研的19個電廠的燃煤硫分與脫硫過程CO2排放之間的關系。由圖4可以看出，二者呈現(xiàn)較為顯著的一致性規(guī)律。脫硫過程產(chǎn)生的CO2在整個燃煤電廠中所占比例較低。19個電廠在超低排放脫硫劑消耗較大的情況下，脫硫過程產(chǎn)生的CO2排放占比均值僅0.4%，個別電廠脫硫產(chǎn)生的CO2排放占比達到1.6%（主要在于其燃煤硫分近2%）。總的來看，硫分變化對整個電廠的CO2排放強度影響較小。

3.3 揮發(fā)分

揮發(fā)分不直接參與燃煤CO2排放計算，但揮發(fā)分是反映燃燒性能的重要指標。對燃用同一類煤的鍋爐，揮發(fā)分高有利于煤的著火、穩(wěn)燃和燃盡，揮發(fā)分低則燃燒不完全，無法充分燃燒進而影響單位煤耗CO2排放量。燃燒效率發(fā)生變化，機組熱效率及發(fā)電效率隨之產(chǎn)生變化，發(fā)電及供電CO2排放強度也會產(chǎn)生變化。因此，總的來看揮發(fā)分對CO2排放強度影響很小。

4 空冷方式

燃煤電廠空冷方式分為直接空冷和間接空冷，直接空冷根據(jù)通風方式分為機械通風和自然通風，間接空冷根據(jù)配用的凝汽器不同分為表面式凝汽器和混合式凝汽器。目前主要采用機械通風式直接空冷系統(tǒng)（ACC）和表面式間接空冷系統(tǒng)（ISC）。

ACC是指汽輪機排汽直接用空氣冷凝，空氣與蒸汽進行熱交換，其工藝流程為汽輪機排汽通過管道排至室外空冷凝汽器內(nèi)，軸流冷卻風機使空氣流過冷凝器外表面，將排汽冷凝成水，凝結(jié)水送回鍋爐回用。該系統(tǒng)的主要特點是冷卻效率高、占地面積小、初期投資較小，但運行時噪音大、受環(huán)境風影響大、真空系統(tǒng)龐大、廠用電高。

ISC是指汽輪機排汽以水為中間介質(zhì)，將排汽與空氣之間的熱交換分2次進行：一次為蒸汽與冷卻水之間在表面式凝汽器中換熱，一次為冷卻水和空氣在空冷塔里換熱。其工藝流程為汽輪機排汽進入凝汽器，由凝汽器管束內(nèi)的冷卻水進行表面換熱，凝汽器循環(huán)水排水由循環(huán)水泵打至塔內(nèi)空冷散熱器，冷卻水出水回到汽輪機房凝汽器內(nèi)作閉式循環(huán)。該系統(tǒng)的主要特點是運行噪聲小、對環(huán)境條件敏感程度較ACC略低，但冷卻塔占地面積大，塔外布置的冷卻器受環(huán)境風影響大，防凍控制繁瑣。

從上述對比分析不難看出，空氣冷卻系統(tǒng)對燃煤電廠發(fā)電CO2排放強度基本無影響，但因不同空冷系統(tǒng)廠用電消耗差異較大，對電廠供電CO2排放強度帶來影響。本文對18臺直接空冷、20臺間接空冷機組的供電CO2排放強度對比分析，其結(jié)果如圖5所示。

由圖5可以看出，對于不同容量機組，ACC因其自身廠用電消耗較高，其供電CO2排放強度均相對較高，如600 MW級、1000 MW級ACC機組相比ISC機組，供電CO2排放強度增加約5%。

5 其他因素

5.1 排煙方式

燃煤電廠鍋爐煙氣主要通過煙囪排放。冷卻塔排放煙氣（又稱“煙塔合一”）取消煙囪建設，充分利用冷卻塔巨大的熱量加熱空氣，對煙氣形成包裹和抬升，以增加煙氣排放高度，擴大煙氣擴散范圍，降低污染物落地濃度，且占地小投資省，近年來廣受青睞，在數(shù)十家燃煤電廠中得到成功應用[13-14]。煙囪排煙和冷卻塔排煙示意如圖6所示。不同排煙方式的廠用電消耗存在差異，因此排放方式影響電廠供電CO2排放強度，但對燃煤電廠發(fā)電CO2排放強度并無影響。

通過對大量350、600、1000 MW機組采用不同排煙方式進行對比發(fā)現(xiàn)，采用煙塔合一（相比煙囪）年均增加機組電耗約200 kW，對整個電廠的廠用電率影響甚微，對電廠供電CO2排放強度影響很小。對寧東某2×660 MW煙塔合一機組研究表明：全廠年均發(fā)電、供電CO2排放強度分別為0.786、0.828 t/(MW·h)，在該地區(qū)同類型機組中，處于較優(yōu)水平。因此，排煙方式對機組的CO2排放強度影響極小，可以忽略不計。

5.2 環(huán)境溫度

環(huán)境溫度直接影響燃煤電廠鍋爐空氣預熱器入口空氣溫度，空氣預熱器入口空氣溫度變化導致鍋爐排煙溫度隨之改變，進而影響鍋爐效率。有研究表明[15]：若某300 MW機組在夏季期間運行時平均環(huán)境溫度取25 ℃，冬季期間運行時平均環(huán)境溫度取0 ℃，因環(huán)境溫度升高導致機組在夏季期間運行時（與冬季相比）煤耗升高3.25 g/(kW·h)。參照本研究中38臺機組的標煤CO2排放系數(shù)2.86，上述煤耗升高引起CO2排放強度增加約0.009 t/(MW·h)。可見，一定溫度范圍內(nèi)，因環(huán)境溫度升高，一般會帶來機組煤耗和CO2排放強度略有升高。

6 結(jié)論與建議

1）燃煤發(fā)電機組碳排放強度受機組容量、鍋爐型式、機組負荷、燃煤品質(zhì)、空冷方式等多重因素影響。高參數(shù)、大容量機組因蒸汽參數(shù)、熱效率等同步提升，CO2排放強度相對較低。從碳排放強度看，燃煤機組堅持走大容量、高參數(shù)發(fā)展路線是減碳的重要舉措之一。

2）機組負荷率直接影響機組發(fā)電及供電效率。負荷下降時，CO2排放強度會呈現(xiàn)增大趨勢。隨著燃煤機組運行靈活性和調(diào)峰率日漸提升，數(shù)量龐大的燃煤機組投入深度調(diào)峰，單臺機組全年平均負荷率日趨下滑，對降低全行業(yè)機組整體碳排放強度不利。建議在保障電力系統(tǒng)安全的前提下，淘汰落后機組，優(yōu)化調(diào)峰機組數(shù)量，提升單臺機組運行負荷，提高能源利用效率。

3）燃煤單位熱值含碳量及碳氧化率直接影響CO2排放，二者呈正相關。硫分影響脫硫過程CO2排放，但脫硫過程CO2排放占比低。

4）ACC空冷方式因廠用電消耗較高，供電CO2排放強度相對較高。排煙方式、環(huán)境溫度對CO2排放強度影響可以忽略不計。