火力发电厂碳排放测量及分析

陈咏城,唐 雯,马旭涛

(广东红海湾发电有限公司，广东 汕尾 516623)

0 前 言

2020年9月，中国在联合国大会上向世界宣布了2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的目标。而中国二氧化碳排放主要来自化石燃料的燃烧，其中火力发电厂排放的二氧化碳占据我国排放温室气体很大一部分。为实现中国节能减排的目标，各火力发电厂、科研单位纷纷开展碳捕集、利用、封存的技术研究，国家也出台碳排放权交易、低碳电厂补偿等政策支持发电厂实现减排任务[1-2]。2021年1月，中国正式启动全国碳市场第一个履约周期，电力行业最先被纳入全国碳市场，发电行业覆盖的碳排放量将近40亿吨，将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。截止目前，全国碳市场围绕法律制度、技术规范和业务规则等建立起来了一套完善、体系化的制度，全国碳市场上线交易即将启动，将对发电企业的生产经营活动带来较大影响，其中最主要的影响因素是碳排放总量的核算。

目前，燃煤电厂的碳排放量总量的核算均采用测算的方法得到，受燃煤数据测量误差、计算误差、机组运行参数误差等因素的影响，对于单个火电厂而言计算出的数据存在较大偏差。实现二氧化碳在线实时测量、计算，能够更好弥补核算过程中人为干扰多、误差较大、成本高等缺点，为数据质量提供更多保障，具有良好的社会价值和经济价值，将来也可能成为碳排放总量核查的重要依据[3]。本文主要借鉴燃煤电厂二氧化硫、氮氧化物等的测量方法，采用测量方法得到烟气排放口二氧化碳含量，结合烟气排放温度、压力、流量、湿度等参数在线计算二氧化碳排放量，计算得到的二氧化碳排放范围包括燃煤电厂煤炭固定燃烧、湿法脱硫工艺产生的二氧化碳，不包括外购电力、蒸汽需计算的二氧化碳。

1 碳排放量核算方法及存在问题

政府间气候变化专门委员会(IPCC)是评估与气候变化相关科学的国际机构。在其发布的指导手册上提供了计算碳排放量的方法，即能源消耗量乘以能源消耗产生的二氧化碳排放系数最终得出总排放量。二氧化碳排放系数与排放形式、排放源类别、燃料类别等有关，该方法一般适用于一个国家或地区宏观排放量的统计计算，对于单个火电厂或单台发电机组而言，计算的数据会存在较大偏差。

我国规定电力行业温室气体排放监测采用核算法。该方法通过燃料消耗量、燃料发热量、原材料使用量、排放因子等计算二氧化碳排放量，在此基础上，我国学者在火电厂碳排放量计算上也做了大量研究。蔡毅等(蔡毅等，2019)提出了一种在线测量煤电机组碳氧化率的方法,通过锅炉容量、燃烧方式、入炉煤种成分、负荷率与机组碳氧化率的相关性，提出了一种以煤种C/H作为煤电机组碳排放强度减排的判据[4]。葛志松等(葛志松等，2017)基于当日灰平衡法对燃煤机组的碳氧化率进行了计算,提出了一种新的煤燃烧碳排放因子关键参数的测试流程和计算方法[5]。刘睿等(刘睿等，2014)提出了一种基于燃煤电厂原煤煤质、含碳量、挥发分含量等指标进行分析，更加准确的计算燃煤电厂固定燃烧碳排放量的方法。总结上述几种方法，均为基于燃煤煤质、含碳量、燃烧效率、碳氧化率等[6]。目前，燃煤电厂大部分时间采用多种煤种掺烧，燃煤品质存在很大差异，通过计算方法得到单个火力发电厂或单台火力发电机组的碳排放量与实际排放量存在较大偏差，且容易受测量误差、人为因素等影响，核算成本高。

2 测量方法及系统

2.1 二氧化碳质量浓度的测量

目前用于测量二氧化碳气体含量的方法主要有电化学法、热传导式、电容式、固体电介质和红外吸收法等。相较于其他测量方法，红外吸收法在火电厂烟气成分测量中有广泛的应用，其系统与火电厂现有测量二氧化硫、氮氧化物气体成分的烟气监测系统类似。火力发电厂可利用原有的取样系统、预处理系统，通过增加相应的分析仪或在分析仪中增加相应的测量组分实现二氧化碳测量。同时，将二氧化碳测量数据纳入火电厂烟气监测系统(CEMS)和传送至DCS，实现数据的实时监视、自动统计与报警等。本文采用的烟气监测系统流程图如图1所示，烟气分析仪采用非分散红外吸收法，排放烟气取样点设置在烟囱上，烟气取样探头将排放烟气加热取样后通过取样管送至仪表分析柜，仪表分析柜通过制冷器和蠕动泵去除烟气中的水分后将烟气送入分析仪进行分析测量，测量数据送至PLC和烟气监测系统进行计算统计。

图1 烟气测量流程图

通过上述系统测得排放烟气中二氧化碳体积浓度，根据《固定污染源废气二氧化碳的测定非分散红外吸收法》，烟气中二氧化碳的质量浓度(g/m3 )计算公式如下：

(1)

式中：

ρ——标准状态(273 K，101.325 kPa)下干烟气二氧化碳质量浓度，g /m3；

ω——分析仪器测量的烟气中二氧化碳体积浓度，%。

2.2 烟气流速的测量

烟气流速测量装置采用皮托管差压测量原理，集成温度传感器、大气压力传感器、静压传感器等。测量时将皮托管探头插入烟道中，并使探头中心轴线处于过流断面中心且与流线方向一致，探头全压测孔、静压测孔分别将全压静压传递给差压传感器，测得烟气动压。根据动压及烟气温度、大气压力、静压等即可得到烟气流速，并将流速信号输出至DCS和烟气监测系统。为获得更加准确的流速测量，将烟气流速测量装置安装在锅炉烟囱65 m位置，以保证足够的直管段。

3 计算方法及应用

通过测量得到二氧化碳浓度和烟气流速后，需要在分散控制系统(DCS)中进行相应计算，以获得烟气二氧化碳排放速率及排放量，计算方法如下：

标准状态下干烟气流量Qsn按下式计算：

(2)

式中：

Qsn——标准状态下干烟气流量，m3/h；

Qs——测得的烟气流速，m/s；

kp——流量系数；

A——烟囱截面积，m2；

Ba——大气压力，Pa；

Ps——烟气静压，Pa；

ts——烟气温度，℃；

Xsw——烟气中含湿量，%。

二氧化碳排放速率的计算：

G(CO2,kg/h)=ρ×Qsn×10-3

(3)

式中：

G——二氧化碳排放速率，kg/h；

ρ——干烟气中二氧化碳浓度，g/m3；

Qsn—— 标准状态下干烟气流量，m3/h。

综合上述计算方法，在机组DCS中增加烟气二氧化碳排放速率逻辑，逻辑框图如下图所示：

图2 二氧化碳排放速率逻辑框图

通过对碳排放速率进行累积计算，即可得到某台机组实际的碳排放量。某台660MW超超临界机组实际应用情况如表1所示。

表1 C02测量及计算数据

4 讨论与建议

实现燃煤电厂的碳减排、碳排放权交易等的前提是准确的计算燃煤电厂的碳排放量，以便计算碳减排改造后的减排量和实际排放量，从而核定减排改造或排放权交易产生的成本和收益，指导燃煤电厂生产经营决策，同时也可做为监管机构进行环保督查的重要依据。因此，实现燃煤电厂碳排放量准确测量、实时计算具有重要意义。

本文通过某660 MW超超临界机组燃煤机组二氧化碳和流量的实时测量和计算，得到实时烟气排放速率。由于二氧化碳的测量采用红外吸收法，该方法在烟气监测系统中有着广泛的应用，测量数据准确、可靠，且可通过标准气体进行定期校验验证，数据可信度高。将烟气流速测量装置设置在烟囱65 m平台，保证足够的测量直管段，可保证烟气流量测量的准确性。同时，烟气差压、温度、湿度等均有成熟可靠的测量方法。因此，通过此方法计算得到的碳排放数据具有准确性、实时性的优点，对中国碳市场质量保证体系的建设有积极意义，可以在燃煤电厂中推广应用。

5 结 语

目前，火电厂烟气在线监测系统主要测量二氧化硫、氮氧化物、粉尘等数据，大部分火电厂未设置二氧化碳测量装置。火电厂二氧化碳排放量的计算大多采用间接测算的方法，由于测算方法涉及参数多，数据变化大，采用不同方法测算的数据差异较大。通过增加二氧化碳测量装置及相关计算逻辑，可实时监测机组二氧化碳排放速率，并计算机组碳排放量，可为碳捕集、利用与封存的设计提供参数，也可为碳排放权交易、低碳电厂补偿提供准确数据。