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第 37 卷 第 5 期 电 网 技 术 Vol. 37 No. 5 2013 年 5 月 Power System Technology May 2013 文章编号1000- 3673（2013）05- 1185- 05 中图分类号TM 611 文献标志码A 学科代码4704047 燃煤机组碳排放指标计算及影响因素分析 蔡宇 1，李保卫1，胡泽春1，宋永华1，赵永林2 （1．清华大学 电机工程与应用电子技术系，北京市 海淀区 100084； 2．上都发电有限责任公司，内蒙古自治区 锡林郭勒盟 027200） Calculation of Carbon Emission Index of Coal- Fired Generating Unit and Analysis on Influencing Factors CAI Yu1, LI Baowei1, HU Zechun1, SONG Yonghua1, ZHAO Yonglin2 1. Department of Electrical Engineering, Tsinghua University, Haidian District, Beijing 100084, China; 2. Shangdu Power Plant Co., Ltd., Xilingol 027200, Inner Mongolia Autonomous Region, China ABSTRACT Coal- fired power plants are the main source of carbon emission in power sector, so the CO2 emission rate of coal- fired generation unit is the basic foundation for the implementation of low- carbon planning and scheduling. Considering the procurability of operational data of coal- fired power plants in China and based on material balance principle a to calculate carbon emission index of coal- fired generation unit is proposed. Considering both maneuverability of macro- statistics and accuracy of technical application, the proposed calculation makes the drafting of macroscopic greenhouse gas inventory unified with microscopic scheduling and operational index, thus the accuracy of drafting greenhouse gas inventory can be improved and basic data can be provided to low- carbon power grid for the implementation of emission reduction index during the planning and operation. The correctness and practicality of the proposed are verified by case study of an actual coal- fired power plant, and the analysis on its influencing factors shows that the order of carbon emission intensity of coal- fired generation units is not independent on their coal consumption. KEY WORDS low- carbon electricity; carbon emission calculation; CO2 emission rate of unit; greenhouse gas inventory 摘要 煤电是我国电力碳排放的主要来源， 其机组碳排放指 标是实施低碳规划和运行的基本依据。 考虑我国燃煤电厂数 据的可获得性， 提出基于物料平衡的燃煤机组碳排放指标计 算方法。 该方法兼顾宏观统计的易操作性和技术应用的准确 性，将宏观温室气体清单编制与微观规划运行指标相统一， 可提高部门温室气体清单编制的精度， 并为低碳电力系统在 规划运行中落实减排指标提供基础数据。 某电厂实际算例验 证了方法的正确性和实用性， 并对影响因素进行分析， 进一 步表明机组煤耗不决定其碳排放序位。 关键词低碳电力；碳排放计算；机组碳排放率；温室气体 清单 0 引言 应对气候变化是当前国际社会的焦点之一。按 联合国气候变化框架公约要求，缔约方有义务 提交本国信息通报，包括温室气体源与汇国家清 单。我国于 2004 年发布第 1 次国家信息通报[1]，第 2 次国家信息通报即将面世。在排放额度日益成为 稀缺资源的形势下，作为目前最大的温室气体排放 国，我国的节能减排形势不容乐观。电力行业是低 碳发展的支撑力量[2- 3]， 对节能减排落实和国家温室 气体清单编制有着积极影响。预期碳排放约束的引 入以及机组碳排放系数将成为电力系统规划运行 的基本指标。在我国煤电发电量占比超过 80的情 况下，研究既满足国际温室气体清单编制规范，又 符合国内数据条件的燃煤机组碳排放计算方法具 有重要现实意义。 现有碳排放测算方法包括实测法、物料平衡 法、 排放系数法、 生命周期法、 模型法和决策树法， 主要侧重于宏观经济活动统计和预测。涉及电力行 业碳排放测算的方面， 文献[4]采用燃料平均排放因 子计算我国火力发电的生命周期排放。 文献[5]考虑 电厂建设引起的间接排放，计算我国煤电、核电和 水电的生命周期排放系数。以上 2 种方法可得到宏 观均值，不能反映厂站和机组的碳排放差异。文 献[6]基于锅炉燃烧反应的质量平衡与设备运行参 数，导出 CO2计算公式，并制成线算图。文献[7] 通过入炉煤元素分析和发热量的软测量实时监测 技术，间接获得电站锅炉碳排放系数。文献[8]以统 1186 蔡宇等燃煤机组碳排放指标计算及影响因素分析 Vol. 37 No. 5 计规律和燃烧机制为基础， 建立电站锅炉 CO2排放 量的预测模型。文献[9]考虑机器设备故障、人为操 作失误等引起的意外排放，建立碳排放预测云模 型。 以上方法广泛适用于工业锅炉， 不局限于电厂， 但没有具体到发电机组的碳排放率。文献[10]利用 烟尘在线监测技术，选取我国 30 台具有代表性的 火力发电机组，实测 CO2和 N2O 的排放强度，具 有精度高的优点，但烟尘在线监测成本高昂，尚不 具备推广条件，实用性不足。文献[11- 12]利用电厂 已有数据计算机组碳排放率，并提出相应的负荷调 度策略，方法具有较强的实用性，但对机组碳排放 的影响因素分析不足。 在碳排放限额或碳税机制下，机组碳排放率与 煤耗率类似，将成为电力系统规划和运行的基本指 标。国内外学者对低碳电力规划和运行进行了广泛 研究，但在发电碳排放处理方面的探讨较为粗略。 大部分研究按机组类型采用不同的供电排放因 子[13- 18]，文献[19- 21]在目标函数中，将发电成本和 碳排放统一为二次模型。文献[22]考虑燃料排放因 子、燃料消耗量、热值及能量转换效率，建立了电 碳关系精细模型。 不同于煤耗直接关联发电成本，碳排放成本为 外部成本，由国家减排目标自上而下内化于电厂， 涉及碳排放统一核算问题。因此，机组碳排放指标 是宏观统计与技术落实的结合点，既要满足规划运 行的精度，同时需兼顾宏观统计的易操作性。本文 依据国际温室气体编制规范[23]， 考虑燃料成分和锅 炉燃烧过程，建立适宜我国电力行业数据现状的机 组和电厂碳排放计算模型，并对机组碳排放率的影 响因素进行深入剖析。 1 碳排放指标计算方法 1.1 IPCC 指南方法 应联合国气候变化框架公约邀请，联合国 政府间气候变化专门委员会Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC编写并修订了国家 温室气体排放清单指南。针对能源部门，新版指 南[23]给出 3 类方法第 1 类方法采用 IPCC 缺省排 放因子，在缺乏可靠的国家统计数据情况下使用； 第2类方法以特定国家排放因子代替IPCC缺省值； 第 3 类方法采用工厂级数据。3 类方法精度递增， 统计成本提高，通常优良做法为以方法 2 为主、 方法 3 为辅，在有条件的行业和部门采用方法 3[24]。指南[23]指出，不同于 CH4和 N2O 对燃烧技 术的依赖性大，CO2排放取决于燃料碳含量，通常 燃烧条件燃烧效率、矿渣和炉灰等的碳残留可以 忽略不计。 1.2 煤电机组碳排放指标计算方法 出于锅炉运行要求，火电厂对入炉煤质和煤耗 量进行经常性检测和统计，具有煤质日报和经济日 报数据。为考察锅炉燃烧效率，通常也对飞灰和炉 渣进行抽检。参考 IPCC 指南，电力行业具备方法 3 的数据条件，在已有数据的基础上，可以实现工 厂级精度的数据统计；煤质日报反映煤炭产地和批 次差异，经济日报反映不同机组工况下的发电煤 耗， 数据可靠性高， 可以消除数据来源的不确定性。 前述基于燃烧过程的锅炉碳排放计算方法，均涉及 摩尔体积转换，按 IPCC 指南[23]，CO2排放与具体 燃烧过程无关，基于质量守恒的物料平衡法完全能 够满足精度要求。文献[11- 12]中的机组碳排放指标 计算方法还可以进一步简化。 根据锅炉的燃烧反应原理[25]， 煤炭燃烧排放的 CO2源于可燃质中碳元素的氧化反应，灰分无机盐 分解化合反应的影响可以忽略不计。设煤炭可燃质 的碳含量为 C M ，按照原子量比例关系，其完全燃 烧产生的 CO2质量为 2 CCO MM R 1 式中44 /12R 。 在火电厂入炉煤质日报中，收到基碳 ar C 是 常规检测项目，含义为收到基标准下可燃质的碳含 量。设收到基煤的质量为M ，则有 aCr MMC 2 结合式1，完全燃烧后的 CO2排放量为 2 COar MMC R 3 机组供电煤耗通常以单位供电量消耗的标煤 质量表示，标煤实际为能量度量单位，需要将其转 换为实际煤炭质量。工业锅炉燃烧通常采用燃料低 位发热量表征实际利用热量，机组供电煤耗与消耗 实际煤炭质量的关系为 net /Mkb Q 4 式中k 为供电量；b 为供电煤耗，这里直接以热 值表示； net Q为入炉煤低位发热量。代入数据时， 需统一量纲。 将式4代入式3， 可得机组单位供电量产生的 碳排放质量，即机组供电碳排放率为 22 COCanOret / /Mkb QC Rβ 5 第 37 卷 第 5 期 电 网 技 术 1187 进一步计及燃烧条件，即考虑煤炭不完全燃烧 引起的碳流失，可对式5修正如下 2 netarCaraO /b QCA CRβ− 6 式中 ar A 为收到基灰分，； a C 为飞灰炉渣中残 余可燃质的碳含量，。 燃烧过程中， 煤炭中99100的碳都被氧化， 不完全燃烧引起的碳流失可以忽略不计[23]， 厂站级 只需在锅炉燃烧异常情况下计入。燃煤电厂通常对 飞灰炉渣抽样间隔周期长，且只提供可燃物百分 比；因此考虑燃烧条件的修正工作需要额外检测数 据，现有电厂的数据条件尚不具备。 综上， 兼顾 IPCC 指南和电力系统规划运行的精 度要求，机组供电碳排放率可按式5计算。若只对 厂站一段时期的碳排放总量进行统计，可按式3计 算，煤炭实际消耗质量可在火电厂经济日报中取得。 2 算例分析 2.1 算例简介 以某燃煤电厂 2010 年情况为例，对一期工程 2600 MW1、2 号机组和二期工程 2600 MW3、 4 号机组进行算例分析。4 台机组均为空冷机组， 燃料为褐煤。电厂安装有烟气在线监测设备，可对 脱硫后烟道颗粒物、 SO2和 NO 监测， 但不具备 CO2 排放的在线监测条件。 为反映不同季节和负荷水平下机组和电厂的 碳排放情况，选取 1、4、7、10 月数据进行碳排放 分析， 并对本文方法与 IPCC 缺省因子法进行比较， 以下分别简称为方法 1 和方法 2。 IPCC 缺省因子法 相对简单，只需分别将供电煤耗和电厂煤炭消耗量 乘以燃料 CO2缺省排放因子， 即可得到机组供电碳 排放率和电厂碳排放量，根据 IPCC 指南[23]，褐煤 的缺省 CO2排放因子取 101 000 kg/TJ。 2.2 机组供电碳排放率 2.2.1 结果比较 分别采用 2 种方法计算，4 个月份 14 号机组 的供电碳排放率如表 1 所示。可以看到 2 种方法的 结果差异显著，以方法 1 为基准，2 种方法的相对 误差达到 2735。 从表1分别得到方法1计算结果的横向各月份 不同机组和纵向各机组不同月份供电碳排放率 序位，与机组供电煤耗排序比较如表 2 所示。可以 看到，横向排序基本一致，只 1 月不同，且在数值 上差异微小；纵向排序差异显著。 表 1 各月各机组的供电碳排放率 Tab. 1 CO2 emission rate for power supply of each unit in each month kg/kWh 1 号机组 2 号机组 月份 方法 1 方法 2 方法 1 方法 2 1 月 0.78 1.00 0.77 0.98 4 月 0.73 0.93 0.74 0.94 7 月 0.72 0.97 0.72 0.97 10 月 0.72 0.95 0.73 0.96 3 号机组 4 号机组 月份 方法 1 方法 2 方法 1 方法 2 1 月 0.73 0.94 0.77 0.99 4 月 0.72 0.92 0.76 0.97 7 月 0.68 0.91 0.72 0.97 10 月 0.69 0.92 0.74 0.98 表 2 机组供电碳排放率与煤耗序位比较 Tab. 2 Difference in order between CO2 emission rate for power supply of units and net coal consumption rates 月份 碳排放率排序 煤耗排序 1 月 1 号2 号4 号3 号 1 号4 号2 号3 号 4 月 4 号2 号1 号3 号 4 号2 号1 号3 号 7 月 1 号2 号4 号3 号 1 号2 号4 号3 号 10 月 4 号2 号1 号3 号 4 号2 号1 号3 号 机组 碳排放率排序 煤耗排序 1 号 1 月4 月7 月10 月 1 月7 月10 月4 月 2 号 1 月4 月10 月7 月 1 月7 月10 月4 月 3 号 1 月4 月10 月7 月 1 月4 月10 月7 月 4 号 1 月4 月10 月7 月 1 月10 月4 月7 月 平均 1 月4 月10 月7 月 1 月7 月10 月4 月 根据表 1 和表 2 的对比结果， 可以总结为 3 点 1）2 种方法得到的机组供电碳排放率存在显著差 异；2）方法 1 得到的机组供电碳排放率与煤耗排 序横向比较基本一致；3）方法 1 得到的机组供电 碳排放率与煤耗排序纵向比较差异显著。 2.2.2 影响因素分析 针对 2 种方法计算结果的明显差异，考察计算 模型本身。方法 2 属于 IPCC 第 1 类方法，排放因 子采用国际统计均值，按煤的品种直接将能耗转换 为碳排放，不能反映特定国家、不同产地和批次的 煤质差异；方法 2 属于 IPCC 第 3 类方法，采用工 厂级数据，能耗先转换为实际燃料质量，再根据煤 的成分特征计算碳排放，可以避免方法 1 的缺陷。 2 种结果的相对误差高达 2735， 必须对误 差因素做出合理解释。2 种方法采用同样的供电煤 耗率，误差原因可以缩小范围到燃料排放因子。根 据电厂入炉煤质日报中燃料低位发热量和收到基 碳数据，可以推算所用褐煤的碳排放因子约为 77 421 kg/TJ，远低于 IPCC 指南提供的缺省 CO2排 放因子 101 000 kg/TJ，且不在其 95置信区间内。 以推算值为基准，燃料排放因子相对误差在 30左 右，考虑煤质波动情况，该值与 2 种方法的计算结 1188 蔡宇等燃煤机组碳排放指标计算及影响因素分析 Vol. 37 No. 5 果差异基本吻合。 IPCC 缺省 CO2排放因子以单位热值的碳排放 量衡量，考虑到煤中可燃质的主要成分为碳，排放 因子的差异意味着其他元素对低位发热量的贡献 不可忽视。按照煤的元素分析[25]，煤中元素的热值 贡献由高到低分别为碳、氢、硫、磷等，一般硫和 磷的含量低， 且单位质量发热量小， 通常忽略不计。 所研究电厂用煤不含磷，收到全硫含量不超过 1， 大多在 0.5左右浮动， 对热值的贡献微小。 按照锅 炉燃烧原理[25]，煤中碳完全燃烧生成 CO2，释放热 量 32 700 J/g，氢燃烧生成水，释放 120 000 J/g，可 见单位质量氢的热值贡献接近为碳的 4 倍。按照煤 的地质形成过程，煤化程度越高，其碳含量越高、 氢含量越低，不同产地煤炭的氢含量也不同。按煤 化程度从低到高分别为褐煤、烟煤和无烟煤，贫煤 是对煤化程度最高的烟煤的称谓。烟煤和褐煤主要 用于发电，相对于其他用途，煤质通常较差，所研 究电厂用煤收到基碳约为 26。根据电厂用煤低位 发热量和收到基碳，反推其氢含量大致范围，并与 实际检测结果对比如表 3 所示。 表 3 电厂用煤各季度氢含量数据 Tab. 3 Percentage of hydrogen in coals 时间 检测氢含量收到基/ 反推氢含量收到基/ 1 季度 2.96 2.35 2 季度 3.44 2.32 3 季度 3.44 2.72 4 季度 2.94 2.55 可以看到，考虑燃烧效率和数据误差等影响因 素，表 3 可以说明实际燃料排放因子与 IPCC 缺省 值差异的主要原因在于氢含量。进一步分析灵敏 度，在收到基碳 26的基准下，收到基氢每增加 1，燃料 CO2排放因子将下降约 12，可以抵消 煤耗增量超过 10引起的碳排放。分析结果表明， 氢元素对燃料 CO2排放因子的影响不容忽视， 特别 是以褐煤为燃料的电厂。 方法1 得到的机组供电碳排放率与煤耗排序横 向比较基本一致，说明在煤质条件相近的情况下， 机组供电碳排放率主要由煤耗决定。表 2 中 1 月份 机组排序与煤耗的微小差异由不同机组入炉煤质 波动引起。 方法1 得到的机组供电碳排放率与煤耗排序纵 向比较差异显著，说明在不同煤质的条件下，煤耗 不能决定机组的碳排放序位。从表 3 可以看到 2 季 度和 3 季度氢含量较高，对应 14 号机组在 7 月和 10 月份的供电碳排放率较低。 电厂二期工程的 3 号和 4 号机组，煤耗差距高 达 1621 g。考察锅炉燃烧效率，分析飞灰炉渣抽检 数据，可知 4 号机组灰渣中的可燃物含量约为 3 号 机组的 2 倍， 较差情况下， 4 号机组灰渣中的可燃质 含量高达 3.9。由于缺乏进一步的碳含量数据等， 无法按照式6对其修正，但可以预期 4 号机组的供 电碳排放率与 3 号机组的差异将比表 1 的结果小。 2.3 电厂 CO2排放量 采用 2 种方法，分别计算 14 号机组在 1、4、 7 和 10 月的 CO2排放量。参考 1.2 节，方法 1 对一 段时期电厂的碳排放总量统计，可按式3计算，或 以该时期供电量乘机组供电碳排放率得到；方法 2 以煤炭实际消耗量乘以燃料 CO2排放因子即可。2 种方法的计算结果如表 4 所示。 表 4 各月各机组的 CO2排放量 Tab. 4 CO2 emissions of each unit in each month t 1 号机组 CO2排放量 2 号机组 CO2排放量 月份 方法 1 方法 2 方法 1 方法 2 1 月 251 010.61 320 688.84 254 670.97 325 603.21 4 月 222 599.07 283 843.23 254 520.67 323 001.76 7 月 194 284.72 260 378.30 201 222.48 269 708.74 10 月 185 127.05 245 065.75 205 977.75 273 107.08 3 号机组 CO2排放量 4 号机组 CO2排放量 月份 方法 1 方法 2 方法 1 方法 2 1 月 250 797.88 320 967.35 218 076.56 278 794.02 4 月 249 269.49 319 755.25 1 087.39 1 398.15 7 月 200 939.80 269 384.13 200 961.70 269 565.67 10 月 144 470.57 192 551.44 132 417.25 175 171.90 从表 4 来看，以方法 1 结果为基准，方法 2 结 果的相对误差约为 2735，与表 1 中机组供电 碳排放率偏差一致。由于同一时期电厂的供电量和 煤炭消耗量一定，2 种方法的结果偏差必然与机组 供电碳排放率和燃料 CO2排放因子偏差保持一致。 3 结论 本文提出一种燃煤机组碳排放指标计算的实 用方法。方法充分考虑我国燃煤电厂的数据条件和 温室气体清单编制的国际规范，可以在提高电力行 业温室气体清单编制精度的同时，为低碳电力规划 和运行提供基本指标依据，实际电厂算例验证了方 法的正确性和易操作性。主要结论可以概括为 1）方法遵循国家温室气体清单编制规范的优 良做法，兼顾宏观统计的易操作性和电力系统规划 运行的精度要求。 2）对机组碳排放指标影响因素的分析表明， 煤耗不决定机组供电碳排放序位，不同品种、产地 和批次煤质差异的影响不容忽视，特别是煤化程度 较低的煤中氢含量的影响。 第 37 卷 第 5 期 电 网 技 术 1189 有必要针对我国电力行业的数据条件，规范温 室气体清单的统计方法，采用不具国家和行业代表 性的燃料排放因子将造成巨大的统计误差，并可能 对行业碳排放指标分解和政策制定造成误导。 参考文献 [1] 国家发展和改革委员会．中华人民共和国气候变化初始国家信息 通报[R/OL]．北京国家气候变化对策协调小组办公室，2004 [2012- 5- 2]． [2] 宋永华，杨霞，孙静．低碳高效安全可靠的智能电网[J]．中国能 源，2009，311023- 27． Song Yonghua，Yang Xia，Sun Jing．Smart grid of low- carbon, high efficiency, security and reliability[J]． Energy of China， 2009， 3110 23- 27in Chinese． [3] 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