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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。
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