摘 要:分析了电力企业CO2排放量的计算模式,提出IPCC排放因子计算模式、实测方法、物料衡算方法和宏观模型方法,并就影响排放因子的因素进行校核,提出电力生产低碳发展静脉循环经济模式下的捕获和资源化应用CCU减排思路.
关键词:火力发电;CO2排放量;计算模式;排放因子;静脉低碳模式
Analysis on Carbon Dioxide Emission and Reductionof Thermal Power Plant
Abstract:The quantifying mode of the carbon dioxide emissions for thermal power plant includes IPCCCO2emission factor mode, practical measurement mode, mass conservation mode and quantifying mod-el, IPCC CO2emission factor need to be checked, the best mode of low-carbon electricity production isCCU(CO2Capture and Use).
Key words:thermal power plant;amount of CO2emission;calculating mode;emission factor;intra-venous low-carbon model
低碳经济(Low Carbon Economy)[1]作为一种新的能源发展观成为世界能源生产和发展的制约因素.国际能源署报告表明,世界CO2排放量在2010年后将会以更快的速度增长,尤以美国和中国最为明显.中国火力发电以煤为主的能源结构在未来几十年不会改变,燃煤发电的环境成本最高[2].研究者称地球今后的气候主要取决于大气中的CO2浓度增加的程度,这与CO2的增温效应及生命期密切相关[3].
有效的计算方法是掌握碳源排放量的手段,目前主要采用IPCC推荐方法,根据各国基础资料,用物料衡算、排放系数和决策树方法进行估算.排放量估算方法的研究必须考虑碳源的类型、各种不确定因素,比如电力燃料的燃烧完全性等.全球总的碳排放量可以通过诸多方法确定,如宏观模型、直接测量、计算和估算等.具体到某一国家、某一企业甚至某个人的排放量,目前使用的主要是统计方法,而不是检测方法.统计方法是宏观方法,存在不确定性;对于企业,根据具体数据的直接计算方法更合理和准确.排放量的计算通常采用间接的方法,发电厂以燃烧的煤炭量进行计算,而不是去直接计算捕获量.
1 IPCC推荐CO2排放量计算方法[4]
基于联合国政府间气候变化专门委员会IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change)《国家温室气体排放清单指南》CO2排放量计算为:碳排放量=Σ能源i的消费量•能源i的排放系数,i为能源种类(Emissions GHG, fuel=Fuel Consumptionfuel Emission Factor GHG, fuel).
计算的关键是排放系数,对化石燃料,一般采用国际通用的IPCC默认值作为排放系数进行CO2排放量的计算,各种能源的碳排放系数见表1[4].
IPCC的排放系数适合宏观排放量统计计算,具体到某个企业排放量会存在差异.俄罗斯关于钢铁企业排放量的计算方法规定了碳的发射系数和氧化系数两个概念,排放量为燃料的能量含量与发射系数和氧化系数的乘积.
1)IPCC方法中工业生产CO2排放量区分为燃料燃烧和工艺过程排放两部分,由于将燃料数据和产品数据分开统计,不易反映集中排放的特点.
2)由煤到电的转换过程可在实验室得到理论值,但在实际生产中是不可能的,所以使用IPCC推荐的系数肯定是有出入的.具体到一个企业实体,如某火力发电厂,据煤质及锅炉设备的相应参数和管理决定的燃烧效率的不同,转换系数也不同.因此在计算CO2排放量时,会导入高度不确定性.
3)排放系数与火电厂的发电煤耗息息相关,发电煤耗降低、排放系数自然也有所降低.火力发电的能源消耗量是个动态数,各个企业煤耗依据管理水平、主体设备的不同会存在差异.宏观统计时一般使用的是国家发改委和国家统计局公布的统计数字.不过这个数字也不是一成不变,比如在2000年,中国火电厂平均每千瓦时电的煤耗是0•392 kg标准煤,而目前已经下降到0•36 kg左右,预计到2020年可以下降到0•32 kg.
4)关于CO2的排放系数,许多国家都有测算,各个国家的系数也不尽相同.
根据相关资料报道[5],CO2排放系数(t/t标煤)中,国家发改委能源研究所推荐值为0•67、日本能源经济研究所参考值为0•68(日本能源与经济统计手册,2003年版)、美国能源部能源信息署参考值为0•69 ( DOE/EIA International Energy Outlook2002).与以上的推荐值(0•67)基本相当.
以相当于单位煤当量的29 307 kJ/kg的化石燃料燃烧,煤炭、石油和天然气的CO2排放系数(以碳计)分别为0•651~0•755,0•5~0•585,0•395~0•447.我国原国家计委能源所测定的煤炭、石油、天然气的CO2的排放系数(以碳计)分别为0•651,0•543,0•404[6].
5)综合能源消耗宏观CO2排放研究.
综合能源消耗宏观CO2排放由IPCC碳排放计算式转换为
Et=δfEf+δmEm+δnEn,
式中:Et为碳排放量,Ef为煤炭消耗标准煤量,δf为煤炭消耗的碳排放转换系数;Em为以标准煤计算的石油消耗量,δm为石油消耗的碳排放转换系数;En为天然气消耗标准煤量,δn为天然气消耗的碳排放转换系数.国内研究者得出的碳排放转换系数δ:煤炭(t/t标准煤)为0•747 6;石油(t/t标准煤)为0•582 5;天然气(t/t标准煤)为0•443 5[7].
2 实测与物料衡算方法
2•1 实测方法
实测方法的前提条件是有国家或相关部门认可的监督手段,如烟气排放连续监测系统(CEMS),采用监测手段或在线计量设施连续监测排放气体的流量(流速)、CO2浓度,以两者乘积直接计算瞬时排放量,通过统计计算总排放量.此方法监测精确,然而监督成本较高.目前仅美国的CEMS运行比较完善,我国现有的CEMS系统并不理想.
推荐的烟气中CO2浓度分析方法有非分散红外气体分析仪法、容量滴定法和气相色谱法,现多采用非分散红外线气体分析仪法,此方法的缺点是无法消除CO、碳氢化合物和水汽的干扰
.2•2 物料衡算方法
2•2•1 物料衡算方法CO2排放量分析
燃烧1 kg C产生44/12 kg CO2.物料衡算方法CO2排放量分析方法适用于既定的生产系统、工序、燃烧设备等的碳平衡计算.
单纯以燃煤量的多少来比较不同锅炉的经济性是不妥的,须折算到统一标准,规定低位发热量为29 307 kJ/kg的煤为标准煤,将发热量不是29 307kJ/kg的煤统一折算到29 307 kJ/kg来进行比较,用于计算和比较标准煤耗.
下面进行CO2排放量计算,以热电厂为例全面计算,如果是单纯发电的电厂,则在计算式中不包括供热煤耗即可.
电厂综合热效率(η0).
η0=(供热量+供电量)/(供热标煤量+供电标煤量),1 kg标煤热值=0•029 3 GJ.
统一计量单位后的综合热效率计算公式为
η0=[(Qr+36Eg)/(B×0•029 3)]×100%,式中:Qr为供热量,GJ;Eg为供电量,万kW•h;B为总标煤耗量,t.
在已知电厂供电量和供热量的基础上,可以计算标准煤消耗量.B=(Qr+36Eg)/0•029 3η0.
以电厂实际燃煤的含碳量(C)来计算CO2的产生量MCO2=A×C×(44/12)=B×C/Qcoal×C×(44/12)=[(Qr+ 36Eg)/29•3η0]×29•3/Qcoal×C×(44/12).
MCO2=(44/12)C[( Qr+36Eg)/29•3η0]×29•3/Qcoal=(44/12)C(Qr+36Eg)/(η0Qcoal),式中:C为煤的含碳量,kg/t;Qcoal为煤的实际热值,kJ/kg.
2•2.2 含碳量分析和校核
煤的种类不同,含碳量也就不同,产生的CO2也就不一样.煤中碳含量约为20%~70%.一般电厂使用贫煤,烟煤,褐煤较多,含碳量约为55%.
煤的含碳量有收到基含碳量(Car)、空气干燥基含碳量(Cad)、干基含碳量(Cd)和干基无灰基含碳量(Cdaf)之分.再加上其他成分,这样,①收到基成分是锅炉燃料燃烧计算的原始依据Car+Har+Oar+Nar+Sar+Aar+Mar=100%.②空气干燥基成分表示在不含外在水分的条件下燃料各组成成分的质量百分数总和,是实验室煤质分析所用煤样的成分组成Cad+Had+Oad+Nad+Sad+Aad+Mad=100%.③干基成分表示在不含水分的条件下干燥燃料各组成成分的质量百分数总和,干基中各成分不受水分变化的影响,关系式为:Cd+Hd+Od+Nd+Sd+Ad=100%.④干基无灰基成分用于煤炭交易,关系式为:Cdaf+Hdaf+Odaf+Ndaf+Sdaf=100%.
用煤的收到基燃烧热值Qar代替煤的实际热值Qcoal,以收到基含碳量Car代替C进行计算,总CO2的产生量为
MCO2= (44/12)Car(Qr+36Eg)/(η0Qar)
2•2•3 收到基低位发热量Qnet,ar校核燃料的发热量包括低位发热量和高位发热量,单位为kJ/kg,MJ/kg.高位发热量Qgr指1 kg煤完全燃烧时放出的全部热量,包括烟气中水蒸汽凝结时放出的热量;低位发热量Qnet指在1 kg煤完全燃烧时放出的全部热量中扣除水蒸汽汽化潜热后所得的热量,即煤中可燃质的一部分燃烧热量被用于水分的汽化,没有得到利用.我国均采用低位发热量,有些国家采用高位发热量,必要时说明.高位发热量与低位发热量间的换算公式为
2•2•4 不完全燃烧校核
按照平均煤耗,煤中有多少克的碳,也就会生成相应的二氧化碳,这是在煤完全燃烧的情况下产生的,只是个定性的值.不完全燃烧碳平衡计算所需的设备排出的灰渣、飞灰及烟尘中的含碳量是计算的重要数据.引入燃料氧化效率的CO2排放量为
E=Σe=Σ[(TJ×tC/TJ-TC)×η%],
式中:E为碳总排放量;e为分品种燃料的碳排放量;TJ为分品种燃料的实际消费量;tC/TJ为分品种单位燃料含碳量;TC为非能源利用固碳量;η为燃料的氧化率,%.
如果煤炭燃烧设备落后,氧化率低,排放系数就较低.依据能源消费量、燃烧率、含碳量和碳氧化率等指标,可直接计算出该种产品消费能源所引起的碳排放量
式中:q为固体未完全燃烧热损失,%;Gs,Gm,Gh分别为炉渣、漏煤和各种灰的质量,kg/h;Cs,Cm,Ch分别为炉渣、漏煤和各种灰的含碳量,%;B为燃料消耗量,kg/h或m3/h;Qnet,ar为单位燃料输入锅炉的热量,kJ/kg或kJ/m3.
燃料中还有少量的碳在炉内未完全燃烧生成一氧化碳气体随烟气逸出锅炉排入大气,但考虑到这些一氧化碳最终仍将氧化成二氧化碳,因此将这少量的碳也归入锅炉燃烧生成二氧化碳的碳量中.
2•2•5 有脱硫装置的电厂的排放校核脱硫装置对CO2排放量的影响是基于热力学、动力学和微观化学平衡的复杂过程,可能表现为正影响,也可能表现为负影响.石灰石膏法脱硫过程中产生大量二氧化碳,脱除1 t二氧化硫产生0•7 t二氧化碳.湿法脱硫脱硫剂和CO2之间存在酸碱物质的平衡反应,如碱性脱硫剂氨类、石灰类及双碱法Na2CO3或NaOH液吸收烟气中的SO2的同时也吸收CO2.其化学反应式为
Ca(OH)2+CO2=CaCO3↓+H2O,CaCO3+CO2+H2O=Ca(HCO3)2
同时湿法溶液对CO2的溶解平衡存在影响,遵循亨利定律,CO2分压p(CO2)和水温(T)之间存在如下关系(4~28℃)
溶解平衡主要取决于吸收液的pH,pH不同时碳酸化合物的比例不同.脱硫吸收液的pH通常控制在5•5~5•7之间,此时游离CO2和HCO3-是碳酸的主要形式.
另一方面,从动力学的角度看,物理吸收和化学吸收都受气相扩散速度(或气膜阻力)和液相扩散速度(或液膜阻力)的影响,脱硫工程上常用加强气液两相的扰动来消除气膜与液膜的阻力,动力学因素影响溶解度平衡关系.马丽丽[8]等研究表明流体的流动引起二氧化碳-水体系远离原有静态溶解平衡.在常温25•5℃下,原有静态饱和状态下溶解在水中的二氧化碳的量约有6•55%被解吸出来,亨利系数可产生高达15%的偏差.
3 宏观模型与企业产能方法
3•1 宏观模型方法
美国劳伦斯-伯克利国家实验室研究开发的LEAP模型(Long-range Energy Alternatives Plan-ning System)[9]是一个能源-环境情景分析模型.模型从能源供应、能源加工转换、终端能源需求等环节预测在不同驱动因素影响下全社会中长期的能源供应与需求,并计算能源在流通和消费过程中的大气污染物及温室气体排放量.
王克等[10]利用LEAPChina长期能源替代规划系统模型模拟了3个不同情景下中国钢铁行业2000-2030年CO2排放量及相应的减排潜力,根据减排成本评估其可行性并识别重点减排技术.
主春杰[11]等运用对数平均迪氏指数法LMDI(Logarithmic Mean Divisia Index)对中国部分省份、区域能源消费导致的二氧化碳排放量进行了分解分析,将二氧化碳排放总量的变化分解成5个主要影响因素,即化石燃料的排放系数、能源消费结构、能源强度、人均GDP和人口总数.
3•2 企业产能方法
以企业产量和产能为基础[12],采用同时考虑燃料燃烧和工艺过程因素的综合排放因子计算点源的排放量汇总得总排放量[13]为
式中:(ECO2)ji为第j个行业第i个企业CO2年排放量;(EF)ji为该企业CO2综合排放因子;(P1)ji为产品年产量;(P2)ji为企业产能;(A)ji为产能利用系数;(T)ji为设备平均利用时间;(E)CO2为整个行业排放总量(CO2estimated perindustry).
4 火力发电“低碳突围”存在问题分析
低碳发展对中国中长期能源环境建设具有显著的多重效应.煤样的分析是确定煤炭质量的依据,所以火力发电企业关于入厂和入炉煤质的分析十分重要,采样和分析方法必须严格化,否则对其潜在排放系数产生的影响不可估量,进而对排放量估算结果产生影响,导致排放量估算结果的不确定性.
电力部门燃煤的低位发热量数值与煤化所的研究结果相比普遍偏低,其原因是多方面的,也就是说,基于不同的环节(生产、销售和消费)煤炭的质量有差别在我国是一个客观现实,而这个事实使得温室气体排放的估算量存在不同程度的不确定性[14].火力发电CO2排放量和减排量是一项基础研究工作,需要在以下方面进行完善:
①基于火力发电实体的排放因子研究是必须完善的.②需要解决各种不确定影响因素的干扰.③协调好CO2排放源和吸收汇的关系是关键.
在发展绿色能源的同时,传统火力发电企业实现碳减排的基本出发点是CO2捕获和存储,即CCS(Carbon Capture and Storage)技术,将二氧化碳从工业或相关能源的排放源中分离出来(捕获),输送到一个经过选择的地点加以封存,使本可能排入大气中的二氧化碳储存于地质结构中,并且长期与大气隔绝的一个过程.CCS可以使单位发电碳排放量减少85%~90%.如何使传统火力发电企业在减排的同时将其作为一个盈利的市场是需要认真研究的,如果CCS技术能在火力发电生产过程取得突破性进展,那么高污染发电厂将成为“碳中立”企业.同时在强调二氧化碳排放源头控制的同时,不要忽视二氧化碳资源化利用的价值,由CCS转变为CCU,即二氧化碳捕集和利用(CO2Capture and Utilization)的技术.制约CCS技术发展的一个重要因素,就是它的成本很高,捕获每吨二氧化碳大约需20~40美元.CCU是发展中国家更加实际的减排路线.高碑店电厂是个很好的例证,资源化用于二氧化碳生产碳酸汽水的尝试,同时每吨干冰卖出去的价格是1200元,食品级二氧化碳的生产成本是600元/t.积极开展CCU技术的研究是降低捕获成本的有效途径.如果把电力生产看作是动脉经济的话,CO2捕获和资源化利用属于静脉经济,只有两者合理匹配才是火力发电的低碳经济模式.
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