特高压配套外送电源碳排放水平研究

马学礼，洪 倩，王笑飞，师 婧

(1.中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075；2.国网经济技术研究院有限公司，北京 102209；3. 西安交通大学，陕西 西安 710049)

0 引言

近年来由于人类活动造成的不断增强的温室效应和全球变暖已受到全社会的关注，减少CO2排放被认为是减缓全球变暖的根本途径。我国碳排放量跃居全球之首，无论从国际应对气候变化需要，还是从自身可持续发展战略实施， CO2控制和减排都已责无旁贷[1-4]。

根据《中华人民共和国气候变化第三次国家信息通报》及相关研究[5-7]，能源活动燃料燃烧为我国CO2排放的主要来源。有研究表明，电力行业CO2排放量占比达40%左右[3,8-12]。受资源禀赋、能源结构等诸多因素影响，燃煤发电作为我国当前的主导能源，2018年装机占比达53.07%，消耗煤炭总量的50%以上。因此，为实现减排目标，《电力发展“十三五”规划》已明确要求煤电机组CO2排放强度下降到865 g/kWh左右。

为提高陕北煤电基地电能外送及新能源消纳能力，有效引导电源合理布局，促进陕北革命老区经济持续健康发展，同时满足华中地区电力负荷增长需要，国家发改委于2019年1月核准建设陕北某特高压直流输电工程。工程输送容量8 000 MW，拟配套燃煤发电项目7 960 MW，打捆配套风电、光伏新能源项目6 000 MW。为使决策机构和企业科学了解该工程外送电源碳排放水平，本文根据相关计算准则，对配套电源设计阶段碳排放强度进行计算和分析。

1 研究对象

研究对象为陕北某特高压直流输电工程配套的5个煤电项目，即5个研究对象，共计7 960 MW，如表1所示。因配套的6 000 MW新能源项目具有CO2减排特点，故作为整体分析减排效益，不再单独计算。

表1 配套煤电项目统计

2 研究方法

2.1 计算边界

根据《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》，计算边界主要包括化石燃料燃烧产生的CO2排放、脱硫过程的CO2排放、净购入使用电力产生的CO2排放，厂界内生活耗能导致的排放不在核算范围内。

各研究对象均处于设计阶段，净购入使用电力、车辆等移动源燃油消耗均无法测算，且根据盖志杰等[13-15]研究结果，电厂CO2排放主要来自化石燃料燃烧和脱硫过程，仅燃煤消耗产生的CO2排放占比达99%以上，本文的计算边界主要考虑化石燃料(锅炉燃煤、锅炉点火辅助燃油)燃烧产生的CO2排放、脱硫过程的CO2排放。

2.2 计算方法

各研究对象计算边界内CO2排放总量Ei为：

式中：ERi为研究对象i化石燃料燃烧产生的CO2排放量，t；ESi为研究对象i脱硫过程产生的CO2排放量，t。

2.2.1 化石燃料燃烧产生的CO2排放

研究对象i化石燃料燃烧产生CO2排放量ER为

式中：ADij为研究对象i第j种化石燃料的活动水平，TJ(以热值表示)；EFij为研究对象i第j种化石燃料的排放因子，t/TJ；j为化石燃料种类，包括锅炉燃煤、锅炉点火辅助燃油，即j=1，2。

研究对象i第j种化石燃料的活动水平ADij为

式中：FCij为研究对象i第j种化石燃料消耗量，t；NCVij为研究对象i第j种化石燃料平均低位发热量，kJ/kg。

研究对象i第j种化石燃料的排放因子EFij为

式中：CCij为研究对象i第j种化石燃料的单位热值含碳量，t/TJ，燃油的单位热值含碳量根据《省级温室气体清单编制指南(试行)》取值，燃煤的单位热值含碳量按式(5)计算；OFij为研究对象i第j种化石燃料的碳氧化率，%，燃煤、燃油均根据《省级温室气体清单编制指南(试行)》取值；44/12为CO2与碳的分子量之比。

式中：CC煤为燃煤的单位热值含碳量，t/TJ，C煤为燃煤的元素碳含量，%；NCV煤为燃煤的平均低位发热量，kJ/kg。

2.2.2 脱硫过程的CO2排放

各研究对象均采用石灰石—石膏湿法脱硫，脱硫剂为石灰石，主要成分为CaCO3，脱硫过程的CO2排放ES为：

式中：Bi为研究对象i的石灰石消耗量，t；Ii为研究对象i石灰石中CaCO3含量，%；EF为完全转化时脱硫过程排放因子，取0.44；TR为脱硫过程转化率，根据《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》取值。

2.2.3 CO2排放强度

CO2排放强度为生产或供给单位电力的CO2排放量。各研究对象的发电或供电CO2排放强度为：

式中：SFi、SGi分别为研究对象i的发电、供电CO2排放强度，g/kWh；Qi为研究对象i的发电量，MWh；ηi为研究对象i的厂用电率，%。

陕北某特高压直流送端配套燃煤电源的整体发电或供电CO2排放强度为：

式中：SF、SG分别为配套燃煤电源的整体发电、供电CO2排放强度，g/kWh。

陕北某特高压直流实现煤电与新能源打捆外送时，送端配套电源的CO2排放强度为：

式中：α为燃煤电源在整个直流工程输送容量8 000 MW中所占比例，αmax= 0.995。

3 设计参数及计算

3.1 设计参数

各研究对象化石燃料燃烧主要指锅炉燃煤，部分锅炉点火辅助燃油采用0号轻柴油，部分采用等离子点火技术，无辅助燃油。各研究对象化石燃料燃烧设计参数如表2所示。各研究对象脱硫设计参数如表3所示。各研究对象其他设计参数如表4所示。

表2 化石燃料燃烧设计参数

表3 脱硫剂参数

表4 其他设计参数

3.2 计算结果

3.2.1 化石燃料燃烧计算结果

根据式(2)～式(5)，计算出各研究对象单位热值含碳量CC、锅炉燃煤及锅炉点火辅助燃油产生的CO2排放量ERi如表5所示。

表5 化石燃料燃烧CO2计算结果

3.2.2 脱硫过程计算结果

根据式(6)计算出各研究对象脱硫过程产生的CO2排放量ESi如表6所示。

表6 脱硫过程CO2计算结果

3.2.3 CO2排放强度计算结果

根据式(1)、式(7)～(10)及表5、表6，计算出各研究对象CO2排放总量见表7，排放强度见图1。

表7 CO2排放总量

图1 CO2排放强度

在该特高压直流工程送端配套煤电项目CO2排放总量中，化石燃料燃烧贡献率达99%以上，而脱硫过程等贡献率不足1%。在采用高效超超临界机组后，机组热效率提高，单个配套燃煤电源最大发电、供电CO2排放强度均远低于《电力发展“十三五”规划》中的865 g/kWh限值指标，且1 000 MW容量机组排放水平显著低于660 MW机组。660 MW机组最大发电、供电CO2排放强度分别为788.69 g/kWh、828.46 g/kWh，1 000 MW机组最大发电、供电CO2排 放 强 度 分 别 为749.74 g/kWh、782.45g/kWh，送端配套燃煤电源整体发电、供电CO2排放强度分别为763 g/kWh、798 g/kWh。

为提高该特高压直流输电工程受端所处省份的非水可再生能源消纳比例，该直流工程实现火电与新能源打捆外送，一方面需通过增加新能源装机，尽量提高输电通道中新能源电量的比重；另外为保证工程供电质量及效益，需将煤电年利用小时数和新能源弃电率控制在合理区间，对煤电、新能源电源输送电量确定合适的比例。根据该特高压直流输电工程配套电源建设规划提出的煤电与新能源输送电量比值，计算出整个直流工程的CO2排放强度见图2。计算中整个直流工程输电通道年利用小时数按5 500 h考虑，输送容量取设计值8 000 MW。

图2 不同输电方案下的CO2排放强度

从图2中可以看出，该特高压直流输电工程实施火电与新能源打捆外送，直接降低了送端电源的CO2排放水平。当燃煤电源供电比例从0.995降低至0.7时，直流工程单位输电CO2排放强度从794.08 g/kWh降低至558.65 g/kWh，远低于《电力发展“十三五”规划》中的865 g/kWh限值指标，年减少CO2近1 000万t，减排效益显著。

4 结语

特高压输电工程实施火电与新能源打捆外送，不仅扩大了送端省份的新能源消纳能力及范围，提高了受端的非水可再生能源消纳比例，还直接降低了送端电源的CO2排放水平，真正践行了清洁低碳、绿色环保的设计理念。当燃煤电源供电比例从0.995降低至0.7时，单位输电CO2排放强度大大降低，年减少CO2排放近1 000万t。

该直流工程送端配套燃煤电源均采用高效超超临界机组选型，机组热效率提高，单位发电、供电标准煤耗降低。不同机组之间受机组热效率、厂用电率、燃煤品质等影响，CO2排放强度有所差异，且随着单台机组容量的增加，CO2排放强度显著降低，主要原因在于大容量机组的热效率相对较高，单位供电或发电标准煤耗相对较低，故CO2排放相对较低。

随着国家清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系的构建，远距离、大容量配套新能源电力外送已成为转变能源资源配置的一项重要途径，本研究为此类项目核算CO2排放及评估节能减排效益提供参考。