燃煤锅炉碳排放核查方法及对比

董锐锋，陈浩军，曹振谦，王锋涛

（1.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南 郑州450052；2.润电能源科学技术有限公司，河南 郑州450052）

温室气体排放总量大、增长快，已经成为实现可持续发展、推进生态文明建设的重要挑战。我国对外发布了关于强化气候行动的国家自主决定贡献， 提出了我国应对气候变化中长期行动目标和政策措施， 并承诺在2030年底之前CO2排放达到峰值[1]。 生态环境部于2019年3 月公开征求《碳排放权交易管理暂行条例（征求意见稿）》意见[2]，计划利用市场机制控制温室气体排放，推动绿色低碳发展。

早在“十二五”规划《纲要》中提出的“建立完善温室气体统计核算制度，逐步建立碳排放交易市场”[3]和《“十二五”控制温室气排放工作方案》（国发[2011]41号）中提出的“加快构建国家、地方、企业三级温室气体排放核算工作体系，实行重点企业直接报送温室气体排放和能源消费数据制度”的要求[4]，国家发展改革委就开始要求各重点企业实施温室气体报告制度。

燃煤锅炉是我国CO2的主要排放源之一， 目前针对燃煤锅炉， 应用最为广泛的CO2核算方法是采用煤质分析、排放因子检测、脱硫塔原材料分析等方式进行碳核算， 并通过第三方服务机构对参与碳排放权交易的碳排放管控单位生产运行数据进行核查与计算[5]。 然而对于燃煤锅炉而言，通常具有烟囱等统一且固定的烟气排放口， 所以在烟囱处直接进行CO2浓度和烟气流量监测也不乏为一种较为简便直接的方法[6]，并且可以与现有的烟气连续排放在线系统（Continuous Emission Monitoring System，CEMS）相结合，建立在线监测系统。

本文将对碳核算和浓度监测两种方法进行详细介绍，并选取某燃煤电厂进行实际验证和对比，分析每种方法的结果和特点，为行业技术的发展提供建议。

1 碳核查方法

国家发展改革委办公厅于2013年10 月印发了首批10 个行业企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）的通知，其中针对发电锅炉颁布了《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》[7]。对于生物质混合燃料燃烧发电的CO2排放，仅统计混合燃料中化石燃料（如燃煤）的CO2排放；对于垃圾焚烧发电引起的CO2排放，仅统计发电中使用化石燃料（如燃煤）的CO2排放。

发电企业的全部排放包括化石燃料燃烧的CO2排放、燃煤发电企业脱硫过程的CO2排放、企业净购入使用电力产生的CO2排放三大类。

（1）化石燃料燃烧的CO2排放量由燃用的不同化石燃料消耗量、该燃料平均低位发热量、该燃料排放因子三者的乘积计算得到。其中化石燃料的消耗量应根据企业能源消费台帐或统计报表来确定。燃煤低位发热值的具体测量频率为每天至少一次，燃煤年平均低位发热值由日平均低位热值加权平均计算得到，其权重是燃煤日消耗量。燃料排放因子由燃料单位热值含量与燃料碳氧化率乘积得到；对于燃煤的单位热值含碳量，企业应每天采集缩分样品，每月的最后一天将该月的每天获得的缩分样品混合，测量其元素碳含量；对于燃料碳氧化率，是扣除炉渣和飞灰的含碳量统计计算得出，其中炉渣产量和飞灰产量应采用实际称量值按月记录，锅炉固体未完全燃烧的热损失应按锅炉厂提供的数据进行计算，炉渣和飞灰的含碳量根据该月中每次样本检测值取算术平均值，且每月的检测次数不低于一次。

（2）燃煤发电企业脱硫过程的CO2排放量由碳酸盐消耗量与排放因子乘积得到。 脱硫过程所使用的脱硫剂（如石灰石等）的消耗量可通过每批次或每天测量值加和得到，记录每个月的消耗量；不同脱硫剂对应有固定数值的排放因子缺省值， 其中脱硫剂中碳酸盐含量取缺省值90%。

（3）对于净购入使用电力产生的CO2排放，用净购入电量乘以该区域电网平均供电排放因子得出。其中该区域电网平均供电排放因子参考国家最新发布值。

2 烟气监测方法

在燃煤烟气的烟囱总排口，根据网格法，检测烟气中的CO2浓度、烟气流速，从而计算出燃煤烟气中CO2的总排放量。

检测点位应优先选择在烟囱上， 避开烟道弯头和断面急剧变化的部位。检测位置应设置在距弯头、阀门、 变径管下游方向不小于4 倍直径和距上述部件上游方向不小于2 倍直径处。 检测断面烟气流速应大于5 m/s[8]。

(2)由两个函数优化结果可以看出，零件A加工带检测环节的方式不仅可以提高零件加工精度，还可以降低制造成本。说明对于该零件加工的质量成本控制，在线检测夹具的模式更好。

3 现场验证

为了验证碳核查方法和烟气监测方法的数据结果，选取某220 MW 燃煤锅炉为研究对象，采用两种方法分别对该锅炉的碳排放情况进行计算， 连续监测两个月，每个星期为一个周期，计算结果如表1 及图1 所示。

表1 CO2 排放量计算结果

图1 CO2 碳排放量计算方法对比图

由表1 结果得知， 两种碳排放计算方法的相对误差平均值为16.1%， 其中烟气监测方法比碳核查方法计算的数值偏小。 引起该偏差的原因主要是由于两种方法的计算方式和所使用检测设备不同，所引入的系统误差。

4 分析与讨论

4.1 方法特点

通过碳核查方法和烟气监测方法在燃煤锅炉中的实际应用情况，可以得知两种方法各自的特点。

碳核查方法在核算过程中较为费时费力， 需要每天取煤样进行缩分检测， 在煤样代表性差时极易引入较大误差。 碳核查方法的优势是作为一种通用方法，可以适应不同燃煤锅炉、不同工业应用场景，可作为统一的基础核算指标和方法。另外，碳核查方法是与国际相接轨的方法， 并且通过每年的排放因子更新与调整，可以促进工业的节能降耗升级。

烟气监测方法具有简单、直观的优点，可以直接得出燃煤电厂CO2的排放速率和排放总量， 且全部监测和数据传输过程均可实现自动化操作， 可通过监测结果得出碳排放的实时数据。 烟气监测方法的缺点是对测点和设备的依赖性过高， 当烟气测点发生堵塞、烟气涡流等情况时，监测数据与实际值就会存在较大的误差， 且该误差无法通过可靠手段进行修正。 CEMS 在对SO2、NOx等低浓度烟气指标是否超过限值的应用中较为可靠， 但针对CO2等高浓度气体的实时定量监测中， 不可避免地会存在不可控的误差。

因此， 碳核查方法和烟气监测方法在实际应用中各有利弊， 目前碳核查方法作为一种通用性基础核查方法在行业中进行应用，相信在不久的将来，碳排放问题得到控制和好转之后， 烟气监测方法将有可能得到广泛和长期的应用。

4.2 低碳管理方法

近年来， 由于装机容量的增幅超过发电量的增幅，使燃煤电厂的发电负荷率也随之降低。 我国的燃煤电厂一般是按带基本负荷设计的， 效率的拐点一般在75%的发电负荷率附近[9]。 许多地区燃煤机组的年平均发电负荷率目前只达到70%甚至更低[10]，使得若干技术指标都处于偏离设计工况运行， 造成机组的实际煤耗上升。 建议有条件的燃煤电厂开展机组在变动负荷曲线下的技术指标参数测定， 比如对一次汽温、汽压技术参数，现代大型火电机组在负荷变动时为减少汽机调门的节流损失往往是采用滑参数运行办法， 这样燃煤机组在低负荷运行时的一次汽压技术参数虽低于额定工况下的设计值， 但却减少了一次汽的节流损失。 测定出锅炉各档负荷下对应的最佳排烟温度值，予以指导运行人员操作。使得燃煤机组煤耗进一步降低，减少CO2的排放。除上述指标外，建议先期包含下列指标：

（1）再热蒸汽温度管理

锅炉再热器是提高循环效率的一个重要设备，经计算，再热蒸汽温度每上升1 ℃，相对降低供电煤耗约0.009 g/（kW·h）。

（2）真空系统管理

目前国内仍有部分电厂真空严密性不合格，真空度偏低。 如果对真空系统的严密性和循环水运行方式加强管理，使真空度提高1 kPa，则可降低供电煤耗约3 g/（kW·h）。

（3）飞灰可燃物

根据锅炉燃烧工况及时调整一、 二次风和燃煤量的配比，使燃煤在炉膛内达到最佳工况燃烧，以尽量减少燃烧热损失，从而可提高锅炉效率。 经计算，飞灰可燃物每降低1%，可使锅炉效率提高0.12%。

（4）降低厂用电率

根据季节性和负荷高低， 科学地调度各辅机如循环水泵、送引风机、一次风机、磨煤机等的运行工况相调整运行方式，可有效地控制厂用电率。厂用电率降低1%，则供电煤耗可降低3 g/（kW·h）。

综上所述，做好低碳经济时代的成本控制，抓好在低发电负荷率情况下的火电厂常规技术指标控制，确定各档负荷下的最佳排烟温度值，可以进一步降低火电机组煤耗。

5 结论

（1）碳核查方法和烟气监测方法在燃煤锅炉碳排放量计算时均可以有效应用， 但在某220 MW 燃煤锅炉实际验证过程中， 烟气监测方法计算结果均比碳核查方法偏小，存在均值为16.1%的相对误差。

（2）烟气监测方法比碳核查方法更为直接简便，但碳核查方法作为与其他领域相统一的国际通用方法，仍将会是燃煤锅炉碳排放核算的正式方法。

（3）针对燃煤锅炉，可采用提高再热蒸汽温度、提升锅炉真空度、降低飞灰可燃物、降低厂用电率等方法，进一步降低碳排放量，降低火电机组煤耗。