燃煤电厂改造项目碳减排量化方法的应用

王卫权 于 洋 马丽芳

(中国能源研究会可再生能源专业委员会，北京市西城区，100044)

气候变化是当今人类社会面临的共同挑战，减缓和应对气候变化已成为全球共识。气候变化作为全球性问题，需要国际社会携手应对，2015年12月，我国在“中国国家自主贡献”中确定了到2030年的自主行动目标，即二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右，森林蓄积量比2005年增加45亿m3左右。

我国能源消费以煤炭为主，我国电力行业目前仍以煤电为主，截至2017年，全国总发电量为64171亿kWh，燃煤发电量为41498亿kWh，占比64.47%，占煤炭利用50%以上的燃煤发电是污染物排放和碳排放的主要来源。如果将年度排放2.6万t二氧化碳当量作为“门槛”，全国将有1700家左右的发电企业纳入碳市场，这些企业每年涉及排放二氧化碳总量超过30亿t，约占全国碳排放量的1/3，电力行业是全国碳市场的主力军。燃煤电厂采用机组变频改造、汽轮机通流部分改造、辅机优化等技术可有效提高能效，减少煤炭使用和降低CO2排放，为减缓气候变化做出贡献，具有十分重要的意义。

目前，生态环境部正在加快推进全国碳市场基础设施建设，要以发电行业成为突破口率先在全国开展交易。但国内自愿减排项目(CCER项目)尚无火电厂改造碳减排项目。本文主要研究国内温室气体自愿减排方法学“CM-034-V01 现有电厂的改造和/或能效提高(第一版)”，结合国内燃煤电厂的技术参数和数据，分析计算燃煤电厂改造的碳减排量，可为我国今后开展燃煤电厂改造碳减排项目提供借鉴。

1 方法学CM-034-V01的适用条件和边界

1.1 适用条件

本方法学适用于在现有化石燃料电厂为发电而实施改造和/或能效提高的项目，同样适用于在改造和/或能效提高时产生部分或全部燃料转换，但不产生减排量，如有则归于燃料转换。本方法学主要适用于以下领域：

(1)项目活动电厂向电网供电；

(2) 项目活动在现有化石燃料电厂实施但不包含新发电机组的安装和运行。项目活动各发电机组容量可以增加，但增加容量不得超过整个电厂原有设计容量的15%。也就是说，整个计入期中项目活动电厂的装机容量不能较项目活动实施前该项目活动电厂设计发电容量高出15%；

(3)现有电厂需有至少10年的运行历史且有项目活动实施之前5年的燃料和发电数据。若电厂运行时间少于10年，如可提供书面证据证明电厂由于机械故障或损坏而导致热耗率增加至少25%的同时其输出只减少10%，则本方法学同样适用；

(4)只包括需要资本投资的实施改造和/或能效提高方法，常规维护和内务处理不包含在项目活动中；

(5)当项目活动电厂继续运行、继续使用项目活动实施前已运行的所有发电设备并进行正常维护是最可行的基准线情景时，本方法学同样适用。

本方法学不适用于新建电厂和热电联产电厂。

1.2 项目边界

项目空间边界包括项目所在地和本项目电厂接入电网所连接的所有电厂。

2 基准线情景识别

基准线情景是在不实施项目活动的情况下，所有真实可信的替代情景中可能性最大的情景。基准线替代情景应包括所有符合国家法律法规，能够提供与项目活动提供相同或相似服务的、真实可靠的替代方案。具体包括以下情景：

(1)继续运营项目活动的电厂，继续使用项目活动实施前在运行的所有发电设备并保持正常维护等。如果由于项目活动而较基准线增加发电量，增加的发电量将在没有本项目活动的情况下由电网(相应的成本需要包括在投资分析中)提供；

(2)继续运营项目活动电厂，继续使用项目活动实施前在运行的所有发电设备并保持正常维护等。如果由于项目活动而较基准线增加发电量，增加的发电量将在没有本项目活动的情况下投资建设新发电容量提供；

(3)投资建设新发电容量；

(4)项目活动不进行自愿减排操作；

(5)所有措施中个别措施不进行自愿减排操作(需要从不额外的措施中区分出额外的措施)；

(6)所有措施中个别措施组不进行自愿减排操作(需要从不额外的措施中区分出额外的措施组)。

需使用最新版《基准线情景识别与额外性论证组合工具》和方法学CM-034-V01规定的特别指南识别基准线。

3 碳减排量化方法

3.1 减排量计算方法

减排量的计算公式见式(1)。

ERy=BEy-PEy-Ly(1)

式中：ERy——第y年本项目的减排量，tCO2e；

BEy——第y年的基准线排放量，tCO2e；

PEy——第y年本项目的项目排放量，tCO2e；

Ly——第y年的泄漏量，tCO2e；

y——实施项目活动之后的年份。

2.2 基准线排放量计算方法

(1)项目情景下电厂的上网电量超过基准线情景下电厂的最大上网电量，即ELPJ,adj,y>ELBL,MAX，具体计算见式(2)。

(2)

(2)项目情景下电厂的上网电量介于基准线情景下电厂上网电量的历史平均值和最大值之间，即ELBL,AVR

(3)

(3)项目情景下电厂的上网电量小于基准线情景下电厂上网电量的历史平均值，即ELPJ,adj,y

BEy=ELPJ,adj,y×EFBL,plant,y(4)

式中：ELPJ,adj,y——为了计算基准线排放量而经过调整的第y年项目电厂上网电量，MWh；

ELBL,MAX——实施项目活动前，项目电厂已有装机容量的最大上网电量，MWh；

ELBL,AVR——实施项目活动前，项目电厂最近5年平均上网电量，MWh；

EFBL,plant,y——项目电厂基准线情景的排放因子，tCO2/MWh；

EFBL,non-plant,y——如果实施项目活动后，项目电厂的上网电量高于最近5年平均上网电量，采取的保守基准线排放因子。

3.2.1计算经调整的项目活动上网电量ELPJ,adj,y

计算经调整的项目活动上网电量ELPJ,adj,y见式(5)。

(5)

式中：ELPJ,y——第y年项目电厂上网电量，MWh；

ηPJ,min,y——实施项目活动之后，在第1年至第(y-1)年项目电厂的最低效率，%；

ηPJ,y——第y年项目电厂的平均效率，%。

项目电厂最低效率ηPJ,min,y计算公式见式(6)。

ηPJ,min,y=min(ηPJ,1,…,ηPJ,y-1) (6)

式中：ηPJ,1，…ηPJ,y-1——第1年至第(y-1)年内项目电厂每年的平均效率。

3.2.2计算基准线情景下最大上网电量ELBL,MAX

计算基准线情景下最大上网电量ELBL,MAX见式(7)。

ELBL,MAX=CAPBL×TBL(7)

式中：CAPBL——实施项目活动前，项目电厂实际发电装机容量，MW；

TBL——实施项目活动前，项目电厂在一年内能够以实际发电装机容量运行的最大时间，h。

实际发电装机容量=额定装机容量×(1-最近5年平均厂用电率)实施项目活动前，项目电厂在一年内能够以实际发电装机容量运行的最大时间计算见式(8)。

式中：HMRx——实施本项目之前，项目电厂一年内由于维修而停止运行的平均小时数，该数据基于最近5年历史数据，h。

3.2.3计算基准线情景下最大上网电量EFBL,plant,y

计算基准线情景下最大上网电量EFBL,plant,y见式(9)。

(9)

式中：ηBL,adj——经调整的实施项目活动之前的项目电厂效率，%；

EFi,x——实施项目活动之前的第x年内，项目电厂所用化石燃料的排放因子，tCO2/TJ；

Fi,x——实施项目活动之前的第x年内项目电厂所用化石燃料，t；

NCVi,x——实施项目活动之前的第x年内，项目电厂所用化石燃料的净，TJ/t；

EFi,y——第y年内，项目电厂所用化石燃料的排放因子，tCO2/TJ；

Fi,y——第y年内项目电厂所用化石燃料，t；

NCVi,y——第y年内，项目电厂所用化石燃料的净热值，TJ/t；

i——项目电厂使用的化石燃料种类；

x——实施项目活动之前的最近5年中的每一年。

经调整的基准线情景下的电厂效率ηBL,adj计算公式见式(10)。

ηBL,adj=ηBL,optm+Δηreg+Δηnon-add(10)

式中：ηBJ,adj——项目活动实施前项目活动电厂的修正效率， %；

ηBJ,optm——实施本项目之前的最优效率， %；

Δηreg——项目活动前5年内由常规维护产生的能效提高；

Δηnon-add——自愿减排项目活动中具备额外性的措施组中部分不具备额外性的措施产生的能效提高。

3.2.4计算保守的基准线排放因子EFBL,non-plant,y

基准线排放因子使用选项1和选项2中的较小值。(1)项目电厂所并入电网的容量边际排放因子，根据“电力系统排放因子计算工具”计算获得；(2)项目电厂所并入电网的组合边际排放因子，根据“电力系统排放因子计算工具”采用OM、BM的权重分别为0.5、0.5计算获得。

3.3 项目排放量计算方法

项目排放量计算方法见式(11)。

(11)

式中：PEy——第y年项目排放量，tCO2；

PEFC,elec,y——第y年项目电厂燃烧化石燃料产生的排放，tCO2；

PEFC,aux,y——第y年项目电厂为了辅助负荷燃烧化石燃料产生的排放，tCO2；

ELaux,grid,y——第y年项目电厂消耗的华中电网电量，MWh；

EFgrid,y——电网排放因子，tCO2/MWh。

3.3.1计算项目电厂燃烧化石燃料排放PEFC,elec,y

计算项目电厂燃烧化石燃料排放PEFC,elec,y，该值根据最新版的“项目或者泄漏燃烧化石燃料排放计算工具”进行计算，详见式(12)。

(12)

式中：FCi,j,y——第y年项目活动第j个过程中耗用的化石燃料I，t/y；

COEFi,j,y——燃料i的二氧化碳排放因子，tCO2/t；

NCVi,y——燃料i的净热值，GJ/kg；

EFCO2,i,y——燃料i的加权CO2排放因子，tCO2/y；

i——第y年第j个过程中消耗的化石燃料的种类。

3.3.2计算项目辅助负荷燃烧化石燃料产生的排放PEFC,aux,y

计算项目辅助负荷燃烧化石燃料产生的排放PEFC,aux,y见式(13)。

PEFC,aux,y=PEFC,j,y(13)

式中：PEFC,j,y——第y年过程j中燃烧化石燃料产生的排放，其中j表示项目活动电厂辅助及备用负荷，tCO2。

本参数根据最新版“项目活动或泄漏中化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放计算工具”计算。

3.4 项目泄漏排放量计算方法

根据方法学规定，本类项目不考虑泄漏，即：Ly=0 tCO2e。

4 案例分析

4.1 案例概况

本案例分析中的燃煤电厂位于华中地区，于2000年投入运行，截止到2015年电厂剩余寿命15年，目前拥有2台单机容量为200 MW的凝汽式燃煤发电机组，总装机容量为400 MW。在实施本项目之前，2台机组均能够正常运转发电，所发电量供给华中电网，最近5年的平均供电量为1753952 MWh。本项目将对汽轮机和锅炉燃烧系统进行技术改造。通过技改措施，使供电煤耗下降35 gce/kWh，同时每台机组增容分别为20 MW。技改之后预计年上网电量为1835000 MWh。

4.2 方法学适用性判断

(1)本项目所发电量供给华中电网(CCPG)；

(2)本项目活动在现有电厂实施，不包括安装和调试新的发电机组。技改之后，本项目电厂每台机组额定装机容量增容10% ，小于15%，即在整个寿命期内，每台机组增容不会超过额定装机容量的15%；

(3)本项目所在的电厂于2000年投入运行，截止到2015年技改开始实施时，电厂运行时间为15年，大于10年，并且技改之前最近5年的发电量和燃煤量数据可以获得；

(4)在减排量申请中，只考虑了汽轮机改造和锅炉燃烧系统改造等需要资金投入的技改和能效提高措施，排除了日常管理和日常维护的措施；

(5)本项目最可能的基准线情景是继续现有实践活动，即继续使用技改之前的所有发电设备，并对其采用常规商业维护；

(6)本项目所在电厂既不是新建电厂也非热电联产电厂。

因此，本项目符合方法学适用条件。

4.3 确定项目边界与温室气体种类

项目边界包括项目电厂、华中地区电网和华中电网的所有发电厂。

温室气体排放种类包括基准线情景和项目情景下，温室气体排放源主要为燃煤机组产生的CO2。

4.4 确定基准线

本项目的基准线情景是情景(1)，即继续运行现有电厂，继续使用在本技改项目之前已经投入使用的所有发电设备，并对其实行常规的商业维护。如果本技改项目的供电量大于基准线情景下的最大供电量，在没有本技改项目的情况下，这些电量将由电网提供。

4.5 基准线排放量计算

根据电厂提供数据，项目实施之前的5年内，电厂由于维护或检修而无法运行的小时数见表1，最近5年之内厂用电率见表2。

表1 最近5年之内HMRx数据*

*注：如果未作特殊说明，本文计算所用数据为项目电厂提供

根据公式(8)可以算出，TBL=8760-(824+851+905+860+835)=7905 h。

表2 最近5年之内厂用电率

根据表2可以计算出厂用电率平均值为8.26%，因此技改之前，项目活动实施前电厂实际发电装机容量CAPBL=400×(1-8.26%)=367 MW。

根据公式(7)可以算出，ELBL,MAX=367×7760=2847485 MWh。

4.5.1计算用于基准线排放的电厂上网电量ELPJ,adj,y

根据可研报告，电厂技改之后的历年效率最小值ηPJ,min,y为33.66%，平均值ηPJ,y为33.36%。技改之后，电厂上网电量ELPJ,adj,y为1835000 MWh。

根据公式(5)可以算出，ELPJ,adj,y=1835000×33.26%/33.59%=1816804 MWh。

4.5.2 确定基准线情形

最近5年之内上网电量ELx数据见表3。

表3 最近5年之内上网电量ELx数据

根据表3可计算得出，技改之前最近5年平均上网电量ELBL,AVR为1785956 MWh。

因为ELBL,AVR=1753952

4.5.3计算基准线情景电厂排放因子EFBL,plant,y

根据最近5年供电煤耗数据，可以计算出技改之前的年最优效率ηBL,optm为30.81%，本项目活动中，不涉及到无额外性措施以及日常提高电厂效率的日常维护措施，所以Δηreg和Δηnon-add为零。根据公式(10)可以计算出，ηBL,adj=30.81%+0+0=30.81%。

在公式(9)中，无论是基准线情景(技改之前)还是项目情景(技改之后)，项目均只用煤炭作为燃料，煤炭的排放因子可以提取公因式，因此公式可以简化为式(14)。

近5年之内供电煤耗数据见表4。

表4 最近5年之内供电煤耗数据

4.5.4计算基准线情景非电厂排放因子EFBL,non-plant,y

根据2015年中国区域电网基准线排放因子，2015年华中电网OM为0.9515 tCO2/MWh，BM 为0.3500 tCO2/MWh。

选项1：选BM的值，则为0.3500 tCO2/MWh。

选项2：选OM和BM的加权平均，权重均为0.5，则加权值为0.9515×0.5+0.3500×0.5=0.6507 tCO2/MWh。

选取两者较小值，则EFBL,non-plant,y=0.3500 t CO2/MWh。

4.5.5 计算基准线排放量BEy

根据公式(3)可得：BEy=1753952×1.11+(1816804-1753952)×min(1.11,0.3500)=1960440 tCO2。

4.5.6 计算项目排放量PEy

项目技改后，消耗煤炭671610 tce/a，标煤热值为29.28 MJ/kg，煤炭排放因子选取IPCC 默认值94.6 tCO2/TJ，则根据公式(12)计算技改后消耗煤炭产生的排放量，即：PEFC,elec,y=671610×29.28/1000×94.6=1860284 tCO2。

4.5.7 计算项目碳减排量ERy

ERy=1960440-1860284=100156 tCO2。

5 结论

电力行业是全国碳交易市场纳入的第一个行业，电力行业减排对全国温室气体减排具有重要意义。本文通过分析方法学CM-034-V01“现有电厂的改造和/或能效提高”温室气体减排量化过程，将方法学实际运用到现有燃煤电厂改造项目中，实现了对燃煤电厂改造项目的温室气体减排量化应用。本文得出如下结论：

(1)案例项目每年能够减少温室气体排放100156 tCO2，说明燃煤电厂改造有较好的碳减排效益，是降低燃煤电厂碳排放的有效措施之一。

(2)该方法学较为复杂，公式多，要求数据多，本文的研究可为我国今后开展燃煤电厂改造项目碳减排量计算提供借鉴。

(3)项目碳减排计算受到方法学保守因素的制约，项目实际碳减排量应高于本方法学计算的结果。