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2 资料与方法
基于历年各省发电消耗的各类能源量,采用IPCC《国家温室气体清单指南》推荐方法,计算电力行业温室气体排放水平[18]。电力行业直接排放的温室气体主要包括CO2和N2O,通过两类温室气体的全球增温潜势(GWP),加权计算温室气体排放总量,以等量CO2(CO2-eq)表示,计算公式如下:
其中,EGHG,y表示第y年电力行业温室气体排放总量;i、j、k分别表示燃料类型、省份和温室气体类型,AC表示电力生产过程中燃料的消耗量,EF表示燃料的温室气体排放因子,GWP表示温室气体的全球增温潜势。
不同种类燃料的排放因子EF主要由燃料的平均低位发热值、单位热值含碳量、碳氧化率等燃料参数决定,对于CO2和N2O,其排放因子分别根据式(2)和式(3)计算。
其中,EFi,CO2表示i类燃料的CO2排放因子,NCV表示燃料的评价低位发热值,CC表示燃料单位热值含碳量,O表示碳氧化率,MCO2和MC分别表示CO2和C的相对分子质量。
其中,EFi,N2O表示i类燃料的N2O排放因子,ef表示单位热值N2O排放量
2.2数据来源
中国各省、自治区和直辖市(港澳台和西藏地区由于数据原因本研究中未包括)电力生产所消耗的原煤、原油、天然气等各类燃料消耗量,均来自历年《中国能源统计年鉴》中各地区的能源平衡表。对于燃料参数的选择,基于优先引用符合我国实际情况的文献值,再选取国际机构推荐值的原则,燃料种类和平均低位发热值取自《中国能源统计年鉴》[19],燃料单位热值含碳量和氧化率取自《省级温室气体清单编制指南(试行)》[20],各类燃料CO2和N2O排放因子汇总如表1所示。结果分析中采用的其他电力行业数据,如火电厂厂用电率、发电煤耗和利用小时均来自《电力工业统计资料汇编》[17]。
2.3未来电力行业温室气体排放预测
对于未来电力行业温室气体排放的预测,本研究主要分析未来电源结构的调整和煤电供电煤耗的下降对温室气体排放总量的影响,未考虑整体煤气化联合循环发电系统(IGCC)及碳捕捉和封存技术(CCS)的影响,估算方法与2.1节方法相同。当前中国人均用电量仅处于世界平均水平,随着未来经济的发展、城镇化水平的推进和电气化水平的提高等综合因素的影响,用电需求还将不断增大。本研究借鉴相关机构预测成果[14,21],对未来不同时期的电力需求设计了电力需求低增速和高增速两种情景,未来2020年全社会用电量分别为7.45万亿~7.80万亿kW˙h,人均用电量5323kW˙h,相当于经济合作与发展组织(OECD)国家20世纪70年代的平均水平;2030年全社会用电量分别为9.61万亿~10.35万亿kW˙h,人均用电量6872kW˙h,相当于OECD国家20世纪90年代的平均水平;2050年全社会用电量10.79–12.07万亿kW˙h,人均用电量8253kW˙h,相当于OECD国家2007年的平均水平,详细参数如表2所示。对于未来电源结构的发展,参考国内政策文件和相关研究预测结果,针对水电、核电、风电等非化石能源分别选取典型装机方案[4,14,21,22]。由于非化石能源发电能够优先调度,利用各阶段清洁能源装机容量和年平均利用小时数计算各类电源发电量,根据当年用电需求确定煤电发电量,各类电源详细装机方案如表2所示。结合以上条件估算不同类型一次能源的需求,再结合3.1节方法测算不同情景下温室气体排放水平。
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