燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放量量化方法比较

张 宁, 张紫禾, 张景奇, 康 磊, 张海滨, 陈 颖, 贾 睿

1.天津市环境保护科学研究院, 天津 300191 2.天津环科环境咨询有限公司, 天津 300191 3.中国海洋石油总公司节能减排监测中心， 天津 300457

燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放量量化方法比较

张 宁1,2, 张紫禾1,2, 张景奇3, 康 磊1, 张海滨3, 陈 颖1, 贾 睿1,2

1.天津市环境保护科学研究院, 天津 300191 2.天津环科环境咨询有限公司, 天津 300191 3.中国海洋石油总公司节能减排监测中心， 天津 300457

为探究排放因子法与监测法两类量化方法对燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放源排放量量化的差异和影响因素，采用《温室气体排放核算与报告要求第1部分：发电企业》(下称《核算报告要求》)和《2006年IPCC国家温室气体清单指南》(下称《IPCC指南》)两种排放因子法，以及一种基于红外吸收光谱原理的排放源监测法，对某燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放源排放量进行4次量化，分别得出监测法、《核算报告要求》以及《IPCC指南》下限值、缺省值和上限值5组量化值. 结果表明：①采用监测法得出的CO2排放源排放量量化值明显小于两种指南排放因子法量化结果；②采用《核算报告要求》得出的CO2排放源排放量量化值介于《IPCC指南》缺省值和下限值的量化值之间；③《核算报告要求》和《IPCC指南》中的天然气排放因子值分别超出此次监测法量化值折算出的天然气排放因子值的22%、19%、23%和28%，证明存在因高估排放因子导致高估CO2排放量的可能；④装置运行负荷率越高，采用排放因子法得出的量化值越趋近于监测法量化值. 研究显示，在监测条件良好的情况下，宜采用监测法对燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放源排放量进行量化，可避免燃料燃烧特性值和装置负荷率对排放因子法量化准确性的干扰，能更好地支撑企业和管理部门的统计量化工作.

CO2排放; 监测法; 排放因子法; 燃气-蒸汽联合循环发电

温室气体排放加剧带来的日益严峻的全球气候变暖态势是目前人类面临的最重要的全球性环境与发展问题. 为应对气候变化对全球带来的威胁，2016年4月，包括中国在内的170多个成员国签署了《巴黎协定》，共同承诺将全球平均气温较工业化前水平升高控制在2 ℃范围内，尽快使温室气体排放达峰，并实现净零排放[1]. 根据《中华人民共和国气候变化第二次国家信息通报》[2]，CO2排放量占中国温室气体排放总量的80%，CO2排放主要由能源活动、工业生产过程、农业活动、土地利用变化和林业以及废弃物处理五大类排放领域构成[3]，其中由化石燃料燃烧为核心环节的能源活动引起的排放源排放占比最重. 国际能源署(International Energy Agency，IEA)发布的2015年能源数据显示，中国电力行业超过80%的发电均是来源于含碳量高的化石能源的燃烧[4]. 针对该部分能源活动引起的CO2排放，应该研究适当的方法以做出准确的量化，以支撑企业和管理部门的统计量化工作，同时为有效制订低碳发展政策、高效开展温室气体减排的工作奠定方法基础. 因此，为早日落实《巴黎协定》的有关要求，需要从电力行业化石能源燃烧技术突破和CO2排放源排放量准确量化两方面共同推进.

在电力行业化石能源燃烧技术突破方面，由燃气轮机和蒸汽轮机叠加组合的燃气-蒸汽联合循环发电机组是当前最具发电效率、成本有效性和安全环保的发电装置[5]. 我国的燃气-蒸汽联合循环发电发展于90年代[6]，通过对循环机组各项参数的不断优化，循环系统的热效率不断提高，该技术在发电领域发挥着较高的环境效益优势，是目前最有发展前景的发电技术[7].

在CO2排放源排放量准确量化方面，现有的量化方法可分为两类：①基于燃料燃烧的特性参数缺省值的排放因子法；②使用仪器监测实际烟气参数并计算的监测法. 对于排放因子法，可遵循两种国际国内通用的方法，分别为政府间气候变化委员会发布的《IPCC指南》[8- 9]和国家质量监督检验检疫总局、国家标准化管理委员会批准的《工业企业温室气体排放核算和报告通则》等11项国家标准. 吴晓蔚等[10]采用《IPCC指南》中的部门法和参考方法分别对火电行业排放源排放量进行量化，计算了两种方法对天然气和原煤燃烧排放的量化值偏差. LIU等[11]研究中国能源燃烧和水泥生产过程中的CO2排放量，发现因能源消费和排放因子的不确定性致使《IPCC指南》对中国的CO2排放量高估了40%. 《IPCC指南》提供的因子缺省值仅是基于典型燃料品种及工况等确定的，而侧重于企业层级内部核算的《工业企业温室气体排放核算和报告通则》中的参数值也未对特定工艺设施进行区别核算，排放因子数据库还有待健全[12]，因而对排放因子法所要采纳的因子值有待进一步研究[13]. 对于监测法，国务院批复的《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》要求完善温室气体排放计量体系，加强排放因子测算和数据质量监测，确保数据真实准确；环境保护部《全国环境监测工作要点》提出“有条件的地方要积极开展污染源排放CO2等温室气体的监测工作”. 因此，我国逐步开展CO2排放源排放量监测量化工作.

典型的CO2排放源排放量监测法有以奥氏气体分析法[14]和气相色谱法[15]为代表的化学方法，以电化学传感器法[16]为代表的电化学方法，以非分散红外光谱吸收法[17- 18]、傅里叶变换红外光谱法[19]、半导体激光光谱法[20- 22]、差分吸收法[23]、卫星遥感监测量化技术[24]为代表的物理光学方法，以及光声光谱、气相色谱-傅里叶变换红外光谱等物理化学技术联用方法[25- 26]. 其中，基于红外光谱吸收原理的非分散红外光谱吸收法以其无论在检测成本与仪器操作上，还是在检测响应速度、结果可靠性和精准度上均有良好的体现，成为国际上统一认定的CO2排放源排放监测量化方法. 吴晓蔚等[27]利用多组分红外气体分析仪和烟尘分析仪对我国某火力发电机组CO2排放进行了监测，并与《IPCC指南》量化值进行比较，结果表明CO2排放因子主要受燃料及机组使用年限与维护质量的影响. Majanne等[28]讨论了排放因子法和基于红外光谱吸收的监测法所需的量化参数及其特性，并对某燃煤热电联产电厂进行了实证分析. 基于现有的对CO2排放源排放量量化方法的研究，在排放因子法和监测法两类量化方法中寻求一种最为科学准确的CO2排放量量化方法是亟待解决的关键问题.

综上，该研究选取了某个以天然气为燃料的发电企业中的燃气-蒸汽联合循环发电机组作为研究对象，采用基于红外吸收光谱原理的监测仪器对其CO2排放源排放量进行监测法量化，同时按照国家发展和改革委发布的《核算报告要求》[29]和《IPCC指南》进行排放因子法量化，并对三种方法所得CO2排放量量化值的差异相似性及影响因素进行分析，以期为管理部门的统计量化工作提供支撑，为我国重点排放企业构建完善的温室气体监测量化体系做出技术储备.

1 CO2排放源排放量量化方法

1.1监测法

运用仪器对CO2排放源进行排放量监测，应遵循《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》[30]、《固定源废气监测技术规范》[31]和《固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及检测方法》[32]中的监测要求. Testo350烟气分析仪[33- 34]和HygroPalm22温湿度手持表是典型的用于排放源监测的仪器. 由于燃气-蒸汽联合循环发电机组运行中，CO2是通过天然气在燃气轮机燃烧室中燃烧并经由烟囱排放产生的，因此可在适宜的烟道管段处设置采样孔，将监测仪器的测试探头置于采样孔处对各种烟气参数进行监测，并记录监测时间，烟道管段处的内径需手工测量并计算其截面积. Testo350基于红外吸收光谱的原理，根据CO2气体对红外线的特征吸收，通过朗伯-比尔(Lambert-Beer)吸收定律来测定并计算出CO2的体积分数. 同时，监测环境大气压力、监测点处烟气静压力、监测点处烟气动压力和烟气温度. HygroPalm22用于监测烟道中的湿度，即水蒸气质量浓度，从而计算标准状态下干烟气的体积流量. 根据仪器监测出的全部烟气参数，基于对理想气体状态方程自下而上的推导，从而实现对监测时间段内CO2排放量的量化. 计算过程如下：

步骤1：将烟气中CO2体积分数转化为标准状况下CO2质量浓度.

(1)

式中：ρCO2为标准状况下CO2质量浓度，mg/m3；φCO2为烟气中CO2的体积分数，%.

步骤2：根据环境大气压力和监测点处烟气静压力，计算烟道处的绝对压力.

P=P0+Ps

(2)

式中：P为监测点处绝对压力，Pa；P0为环境大气压力，Pa；Ps为监测点处静压力，Pa.

步骤3：根据理想气体状态方程，监测烟道中水蒸气质量浓度、烟气温度和烟道处绝对压力，计算烟气中水蒸气体积分数.

(3)

式中：φH2O为烟气中水蒸气的体积分数，%；ρH2O为水蒸气的质量浓度，g/m3；R为理想摩尔气体常数，8.314 J/(mol·K)；T为热力学温度，K；P为监测点处绝对压力，Pa；MH2O为水蒸气摩尔质量，18.02 g/mol.

步骤4：根据监测点处烟气动压力和热力学温度平均值，以及皮托管系数和相应的计算系数，计算烟气流速.

(4)

步骤5：根据人工测量的监测管段截面积和烟气流速平均值，计算工况下湿烟气流量.

(5)

步骤6：对工况下湿烟气流量做出折标计算，求出标准状况下干烟气流量.

(6)

步骤7：根据求得的标准状况下CO2质量浓度平均值和标准状况下干烟气流量，以及统计的监测所用时间，计算监测时间段内CO2排放量.

(7)

1.2排放因子法

1.2.1《核算报告要求》

《核算报告要求》为中国境内从事电力生产的企业提供了CO2排放量量化和报告方法[29]，支持企业和相关部门科学量化并掌握重点企业温室气体排放情况. 《核算报告要求》中给出了中国发电企业不同燃料燃烧对应的平均低位发热值、单位热值含碳量和碳氧化率，可根据企业边界内设施燃烧燃料品种的特性参数缺省值和消费量，按照量化方法量化企业燃烧燃料产生的CO2排放量.

(8)

式中：ECO2为企业燃烧燃料产生的CO2排放量，t；FCi为某种燃料的消耗量，t(或103m3)；NCVi某种燃料的平均低位发热值，kJ/kg(或kJ/m3)；CCi为某种燃料的单位热值含碳量，t/TJ；OFi为某种燃料的碳氧化率，%；44/12为CO2与碳的分子量之比；i为燃料种类.

1.2.2《IPCC指南》

《IPCC指南》基于活动水平数据和排放因子数据对温室气体的排放量进行量化，给出了各种燃料燃烧排放CO2、CH4和N2O三种温室气体的排放因子对应的缺省值、上限值和下限值，且排放因子已包括碳氧化率[8]. 由于该研究仅探讨CO2的排放量，因此将《IPCC指南》中燃料燃烧温室气体排放量公式改写为燃料燃烧CO2排放量，根据燃燃料品种的消耗量、平均低位发热值和燃料的CO2排放因子，量化企业燃烧燃料产生的CO2排放量.

ECO2=FCi·NCVi·EFi,CO2×10-9

(9)

式中，EFi,CO2为某种燃料的CO2排放因子，t/TJ.

2 燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放量量化

待监测的装机容量为390 MW，9F级的燃气-蒸汽联合循环发电机组的投产时间为2010年7月，设计使用年限25年. 机组设备由日本三菱公司生产的M701F燃气-蒸汽联合循环机组和比利CMI公司技术设计生产的三压、再热、立式、无补燃、自然循环余热锅炉构成. 在实际的工艺流程中，天然气经过加热后进入燃气轮机燃烧室，与压气机压入高压空气混合燃烧，产生高温高压气流推动燃气轮机旋转做功；高温气体从燃气轮机排出进入余热锅炉，将水加热成高温高压蒸汽，高温高压蒸汽推动蒸汽轮机旋转做功，将内能转换成机械能. 燃气轮机、蒸汽轮机、发电机的转轴相互连接，同轴旋转，实现燃气轮机、蒸汽轮机同时推动发电机旋转发电. 该研究用监测仪器对燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放量进行监测量化，并根据监测时间段内燃烧天然气的消耗量，按《核算报告要求》和《IPCC指南》对CO2排放进行量化，并对监测法和排放因子法的量化值进行对比分析.

2.1监测法量化

2.2排放因子法量化

4次监测时间段内，该燃气-蒸汽联合循环发电机组的天然气燃料消耗量分别为5.832×104、2.685×104、2.885×104、2.188×104m3. 《核算报告要求》中规定了发电企业的燃料特性参数缺省值，其中，天然气平均低位发热值为 38 931 kJ/m3，天然气单位热值含碳量为15.32 t/TJ，燃料碳氧化率为99%. 《IPCC指南》中提供的排放源燃烧CO2排放因子分为下限值、缺省值和上限值，分别为 54 300、56 100、58 300 kg/TJ. 根据4次监测期间天然气消耗统计量和相关量化方法中规定的燃料特性参数值，分别按照式(8)(9)对CO2排放量进行量化.

3 CO2排放量量化值分析

3.1三种方法量化值对比

在4次监测中，按监测法、《核算报告要求》和《IPCC指南》量化出的5组CO2排放量量化值分别汇总如表2所示.

由于4次监测的监测时长不同，致使4次CO2排放量化值差异较大，不利于对比分析，而4次监测工况条件和现场环境一致，监测持续时间分别为0.90、0.42、0.52、0.33 h，因此可将所有量化值折合成同负荷率下单位时间内CO2排放量，以便对所有数据进行横纵向比较. 已知4次监测过程中，燃气-蒸汽联合循环发电机组的额定功率为390 MW，平均功率分别为349.36、350.86、318.99、348.47 MW，因此，4次监测过程中机组运行负荷率分别为90%、90%、82%、89%. 现将表2中量化值按照式(10)统一折算成80%负荷率下每小时CO2排放量，绘制折算数据对比图，如图1所示.

表1 监测法CO2排放量计算表(以第一次监测为例)

表2 CO2排放量量化值汇总

(10)

式中：QCO2′为标准负荷率下每小时CO2排放量，t/h；QCO2为监测计算的CO2排放量，t；ts为监测所用时间，h；lr为监测过程中机组运行负荷率，%，80%为统一折算的标准负荷率.

根据图1可以发现，4次监测的5组CO2排放量化值的大小关系为监测法量化值<《IPCC指南》下限值量化值<《核算报告要求》量化值<《IPCC指南》缺省值量化值<《IPCC指南》上限值量化值. 5组CO2排放量化值中，4组排放因子法量化值基本相近，《核算报告要求》量化值介于《IPCC指南》下限值量化值和缺省值量化值之间，监测法量化值均明显低于排放因子法量化值.

图1 标准负荷率下单位时间内CO2排放量折算数据对比Fig.1 Comparison for converted data of CO2 emission within the unit time and the same load rate

3.2燃料燃烧特性值对量化值的影响分析

根据监测法量化值低于排放因子法量化值这一发现，对燃料燃烧特性值进行分析. 由排放因子法方法学可知，《核算报告要求》和《IPCC指南》均是在已知燃料消耗量的基础上，分别根据燃料燃烧对应的平均低位发热值、单位热值含碳量、碳氧化率和排放因子等燃料特性参数值计算的. 《IPCC指南》概念下的排放因子是排放因子法量化值不确定性的主要来源[12]. 为使三种量化方法更具可比性，该研究将《核算报告要求》中燃料单位热值含碳量、燃料碳氧化率和CO2与碳的分子量之比相乘，得出《核算报告要求》对应的天然气燃烧排放因子；将4次监测计算出的CO2排放量除以燃料消耗量和天然气平均低位发热值，得出4组监测法对应的排放因子. 据此得出五种排放因子对比表(见表3).

表3 天然气燃烧排放因子对比表

从表3可以发现，天然气燃烧排放因子的大小与CO2排放量量化值成正比. 若以4次监测计算CO2排放量折算出的4个排放因子数据的平均值 45 615 kg/TJ为准，《核算报告要求》对天然气燃烧的排放因子高估了22%；《IPCC指南》对天然气燃烧的三种排放因子值分别高估了19%、23%、28%. 因此，排放因子的高估直接影响了CO2排放量量化的有效性. 监测法和排放因子法量化的排放因子差异较大，原因在于排放因子法中所采纳的燃料碳氧化率、燃料单位热值含碳量等燃料特性参数值大多参考发达国家标准，均在相对较高燃料质量和较高工况水平的条件下获取，一定程度上存在过高估计中国国情下的燃料燃烧效率和含碳量，以致过高估计燃烧排放量的可能. 因而，出于对不同国情下CO2排放量量化差异性的考虑，对《核算报告要求》和《IPCC指南》中燃料特性参数的缺省值有待进一步修正.

3.3装置负荷率对量化值的影响分析

该研究以监测法量化值为准，以《核算报告要求》量化值为代表，比较装置负荷率对监测法量化值与排放因子法量化值的影响. 装置负荷率对监测法和《核算报告要求》量化值的影响分析如图2所示，图2中绘制了监测法和《核算报告要求》量化下每小时CO2排放量，4组量化值中排放因子法量化值与监测法量化值分别相差20.26%、20.28%、29.72%、18.04%. 由于在3.1节已知4次监测过程中机组运行负荷率分别为90%、90%、82%、89%，据此可以发现，机组运行的装置负荷率越高，排放因子法量化值越趋近于监测法量化值，排放因子法量化值相对越准确而可被采纳；反之亦然，原因在于随着机组负荷率的提高，机组燃烧强度显著提升，燃烧效果得到加强，不完全燃烧损失降低，燃料燃烧状态更趋近于《核算报告要求》中燃料燃烧氧化率(99%).

图2 装置负荷率对监测法和《核算报告要求》量化值的差异影响Fig.2 Quantitative value difference from equipment loading rate between detection method and‘requirements of accounting and reporting’

4 结论

a) 对于燃气-蒸汽联合循环发电机组，在排放因子法和监测法两类CO2排放源排放量量化方法中，监测法量化值均小于《核算报告要求》和《IPCC指南》排放因子法量化值，即CO2实际排放量低于排放因子法量化值.

b) 在《IPCC指南》和《核算报告要求》两种排放因子法中，基于《IPCC指南》排放因子上限值计算的CO2排放量化值最高，《核算报告要求》量化值介于基于《IPCC指南》排放因子下限值与缺省值计算出的量化值之间.

c) 排放因子法和监测法两类量化方法的差异主要取决于排放因子法对燃料燃烧排放特性缺省值的取值. 与使用该次监测数据得出的监测法折算出的排放因子值相比，《核算报告要求》给出的天然气的排放因子值超出了22%，《IPCC指南》给出的天然气的下限值、缺省值、上限值三种排放因子值分别超出了19%、23%、28%，表明存在因高估排放因子导致高估CO2排放量的可能.

d) 机组运行的装置负荷率越高，排放因子法量化值越趋近于监测法量化值. 因而，在机组高负荷率运行下，采纳《核算报告要求》或《IPCC指南》得到的CO2排放量量化值相对更加接近真实值.

e) 研究显示，在监测条件良好的情况下，宜采用监测法对燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放量进行量化，可避免燃料燃烧特性值和装置负荷率对排放因子法量化准确性的干扰，可更好的支撑企业和管理部门的统计量化工作.

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Comparison of Methods for Quantifying CO2Emissions from Fuel Gas-Steam Combined Cycle Power Plants

ZHANG Ning1,2, ZHANG Zihe1,2, ZHANG Jingqi3, KANG Lei1, ZHANG Haibin3, CHEN Ying1, JIA Rui1,2

1.Tianjin Academy of Environmental Sciences, Tianjin 300191, China 2.Tianjin Environmental Consulting Co., Ltd., Tianjin 300191, China 3.CNOOC Energy Conservation & Pollution Reduction Monitor Center, Tianjin 300457, China

The emissions of CO2from fuel gas-steam combined cycle power plants can be quantified by two methods, emission factors and detection. To research the quantified difference between the two methods and influencing factors, we applied two emission factor methods-the standardRequirementsoftheGreenhouseGasEmissionAccountingandReporting-Part1:PowerGenerationEnterprise(GB/T 32151.1- 2015) (hereafter referred to as ‘requirements of accounting and reporting’) and 2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories(hereafter referred to as ‘IPCC Guide’)-and an emission source testbased on the principle about absorption of infrared spectrum to make four quantitative analyses with respect to the emissions of CO2. Through the four quantitatwe analyses, five quantified values were obtained: detection method ‘requirements of accounting and reporting’, the lower boundary, the default value and the upper boundary of ‘IPCC Guide’. The results showed that: (1) The quantified value from detection was smaller than that from the two emission factor methods.(2) The quantified value from ‘requirements of accounting and reporting’ was between the default value of ‘IPCC Guide’ and the quantified value of lower boundary.(3) Compared with the converted natural gas emission factor from quantified value by detection method, the emission factor value of natural gas emission in the ‘requirements of accounting and reporting’ and ‘IPCC Guide’ was higher by 22%,19%,23% and 28%,respectively, which shows that the CO2emissions maybe overestimated because of the overestimated emission factors.(4) With higher operating loading rate of the equipment, the quantified value from the factor method converged to the quantified value from detection.Therefore, under good detection conditions, detection should be applied to quantify CO2emissions from fuel gas-steam′s combined cycle generating unit, since it could avoid the accuracy disruption from fuel combustion characteristic value and the loading rate of equipment. At the same time, it could support the statistics, quantification work of companies and the management departments better.

CO2emissions; detection method; factors method; fuel gas-steam combined cycle power plant

2016-09-28

：2017-05-17

中国清洁发展机制基金赠款项目(2012085)；天津市环境保护科学研究院自主创新基金暨院长基金项目(YZJJ- 2015- 011)

张宁(1982-)，男，天津人，工程师，硕士，主要从事低碳发展研究和环境管理研究，tjghglist@126.com.

X511

：1001- 6929(2017)09- 1489- 08

ADOI：10.13198/j.issn.1001- 6929.2017.02.62

张宁,张紫禾,张景奇,等.燃气-蒸汽联合循环发电CO2排放量量化方法比较[J].环境科学研究,2017,30(9):1489- 1496.

ZHANG Ning, ZHANG Zihe,ZHANG Jingqi,etal.Comparison of methods for quantifying CO2emissions from fuel gas-steam combined cycle power plants[J].Research of Environmental Sciences,2017,30(9):1489- 1496.