燃煤锅炉协同处置油基岩屑碳排放核算及降碳贡献度分析

崔长颢，刘美佳，葛金林，王铭玮，闫大海*

1.中国环境科学研究院固体废物污染控制技术研究所，北京 100012

2.中国环境科学研究院，国家环境保护危险废物鉴别与风险控制重点实验室，北京 100012

3.华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206

2020 年9 月22 日，习近平总书记在第75 届联合国大会上宣布“我国二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和”[1].作为典型的“富煤、贫油、少气”的国家，我国一次能源消耗中煤炭占比接近60%[2].国家统计局数据显示，2019 年我国煤炭消费量约28.1×108t[3]，以《2006 年IPCC 国家清单编制指南》[4]中燃煤CO2排放因子作为计算参考，2019 年我国燃煤CO2排放量约74.4×108t.而在我国所有工业企业中，电力行业对煤炭的依赖度最高，通过分析2010−2019 年我国电力行业CO2排放量与全国CO2排放总量的比例关系可以发现，我国CO2排放量逐年上涨，发电企业CO2排放量始终占总排放量的50%左右(见图1)；而在这部分排放量中，约有68.8%的碳排放由煤电机组提供[5].

图1 2010−2019 年我国电力企业CO2 排放量和全国CO2 总排放量Fig.1 Carbon emission of power generation enterprises and total carbon emission in China during 2010-2019

电力行业势必成为我国工业企业碳减排的主力.从现有研究来看，国内外学者主要侧重于研究燃煤锅炉的煤气化联合循环捕集(IGCC)、富氧燃烧(OEC)和燃烧后CO2捕集(PCC)技术.从IGCC 捕集技术来看，柳康等[6]以华能(天津)煤气化发电有限公司265 MW 级整体煤气化联合循环发电系统示范电站为依托开展工业化试验，结果显示，满负荷运行工况下IGCC 每年可捕集CO27.811×104t，捕集率在85%以上.史哲浩等[7]基于IGCC 全过程碳源流建立碳核算模型，并以300 MW 燃煤锅炉为模拟对象开展碳排放核算，结果显示，在IGCC 回收CO2工况下碳排放量为0.69 kg/(kW·h)，约为不回收工况下CO2排放量的78.4%.从OEC 技术来看，雷云红等[8]将纯氧引入燃煤锅炉实现了富氧燃烧器内煤粉提前着火燃烧，以褐煤和烟煤为燃料，锅炉燃烧效率分别提高了0.72%和0.65%，分别减少碳排放约1 560 和2 515 t/a.Raheem等[9]比较了富氧燃烧和正常燃烧情况下30 KW 循环流化床烟气中CO2的排放浓度，结果显示，随着通入氧气浓度的提升，锅炉燃烧更充分，一部分CO 转化为CO2使得烟气中CO2排放浓度显著增加，有利于对CO2的排放后捕集.从FCC 捕集技术来看，Hosseini-Ardali 等[10]建立了MDEA 和PZ 双溶液吸收体系来捕集燃烧后产生的CO2，烟气中碳捕集量最高可达94%.Chao 等[11]对比了几种燃烧后捕集技术在工业上的使用频率，发现吸收是最成熟的燃烧后捕获过程，57%的工业企业应用吸收法捕集CO2.

综上，电力降碳技术相关研究多集中在CO2的技术性碳捕集层面[12-16]，但较少从燃料替代方面评估燃煤锅炉的碳减排潜力.同时，现有燃料替代碳捕集的研究多利用模型模拟减排效果[17-18]，通过实际开展工业化试验核算CO2减排量的研究仍然不足.燃煤锅炉内部的高温环境为有机废物的焚毁提供了条件，而废物焚烧产生的热能可以替代部分煤炭的消耗，具有降低CO2排放的潜力[19].鉴于此，该文通过工业化试验验证锅炉协同处置有机类危险废物的CO2减排效果，利用某电站600 MW 循环流化床锅炉协同处置油基岩屑，研究协同处置前后锅炉CO2的排放情况，探寻利用油基岩屑替代煤炭燃料的碳减排能力并对降碳贡献度进行分析，以期为我国碳减排工作的规划和开展提供数据参考.

1 材料与方法

1.1 循环流化床锅炉协同处置油基岩屑工艺

开展该试验的循环流化床锅炉为DG1900/25.4-Ⅱ9型直流锅炉，H 型布局双侧布风，配有A、B、C、D 四个煤仓.锅炉协同处置油基岩屑工艺如图2 所示：油基岩屑加入A、D 煤仓后通过链式给煤机和皮带给煤机进入锅炉，并保持B、C 煤仓中煤料性质均一；锅炉废气经炉内脱硫、静电除尘器除尘、半干法脱硫及布袋除尘器处理后通过烟囱排放，静电除尘灰进入灰库、布袋除尘灰及炉渣分别进入副产物灰仓和渣库中.

图2 电站循环流化床燃煤锅炉协同处置油基岩屑工艺流程Fig.2 Process flow diagram of coal-fired circulating fluidized bed boiler co-processing oil-based drill cuttings

1.2 试验用煤炭和油基岩屑的理化特性分析

试验所用煤炭和油基岩屑的工业分析、元素分析和低位热值特性如表1 所示.由表1 可见，油基岩屑的低位热值极低，仅为煤炭的31.2%.造成油基岩屑热值较低的主要原因是其固定碳含量较低.固定碳是燃料中可燃性固体物的总称，是燃料燃烧产生热量的主要成分.固定碳含量越高则发热量越高，低位热值也相应增加[20].

表1 试验用煤炭和油基岩屑基本理化特性Table 1 Physical and chemical properties of coal and oil-based drill cuttings used in experiment

1.3 试验过程

该试验分为空白对照和协同处置两个试验工况.空白对照工况下锅炉燃料仅为煤，协同处置试验时锅炉燃料为煤和油基岩屑.保持两种工况试验总时长不变，均为42 h，其中前34 h 用于稳定锅炉燃烧条件，后8 h 用于进行相关检测指标的采样.在正式开展油基岩屑协同处置碳核算试验前，先行开展掺加比验证试验确定油基岩屑掺加比.试验发现，当油基岩屑掺加比小于30%时，锅炉工况波动极为明显且煤耗量增加较明显，已经影响电厂的正常运行与发电；而当掺加比大于30%时，每小时油基岩屑消耗量显著增加，现场储备的岩屑量不足以支撑试验顺利完成.综上，确定油基岩屑掺加比为30%.

1.4 分析方法

煤炭和油基岩屑的工业分析参照GB/T 212−2008《煤的工业分析方法》进行；元素分析使用vario MACRO cube 型元素分析仪；低位发热量根据GB/T 213−2008《煤的发热量测定方法》测定；空白对照和协同处置两个工况下烟气中颗粒物、SO2、NOx、Hg、CO2及二英的浓度分别采用HJ 836−2017《固定污染源废气 低浓度颗粒物的测定 重量法》、HJ 57−2017《固定污染源废气 二氧化硫的测定 定电位电解法》、HJ 693−2014《固定污染源废气 氮氧化物的测定 定电位电解法》、HJ 543−2009《固定污染源废气 汞的测定 冷原子吸收分光光度法(暂行)》、HJ 870−2017《固定污染源废气 二氧化碳的测定 非分散红外吸收法》以及HJ 77.2−2008《环境空气和废气 二英类的测定 同位素稀释高分辨气相色谱-高分辨质谱法》检测.

1.5 碳排放核算方法

目前，我国电力行业碳排放核算的指导性文件为GB/T 32151.1−2015《温室气体排放核算与报告要求 第1 部分：发电企业》[21-22](简称“《报告》”)和《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施(征求意见稿)》[21-22](简称“《指南》”)，分别由国家发展和改革委员会及生态环境部制定实施.两份文件都以企业源作为核算边界构建评估模型，且碳排放量计算公式一致.不同的是，《报告》中核算的碳排放源为化石燃料燃烧排放、脱硫过程排放及购入电力排放，而《指南》中仅核算化石燃料燃烧和购入电力的CO2排放.化石燃料燃烧CO2排放量计算方法如式(1)所示：

式中：Ecom为化石燃料燃烧产生的CO2排放量，t；i为化石燃料类型；NCVi为第i种化石燃料的低位发热量，GJ/t；FCi为第i种化石燃料消耗量，t；CCi为第i种化石燃料的单位热值含碳量，t/GJ；OFi为第i种化石燃料的碳氧化率，%；n为化石燃料种类；44/12 为CO2与碳的相对分子质量之比.

CCi和OFi的计算方法如式(2)(3)所示：

农村生态建设工作是我国现代化建设的重要内容之一。农村生态建设工作的目的，在于提高农村居民生活环境，推动农村地域经济发展，助力我国经济的可持续发展。不过就实际而言，目前我国村镇规划与建设工作尚有许多问题未能有效解决。

式中：Ci为第i种化石燃料的碳元素含量，%；Gslag为炉渣产量，t；Cslag为炉渣碳元素含量，%；Gdust为飞灰产量，t；Cdust为飞灰的平均含碳量，%；ηdedu为除尘系统的除尘率，%.

脱硫过程和购入电力的CO2排放量计算方法如式(4)(5)所示：

式中：Edes为脱硫过程中产生的CO2排放量，t；Bk为第k种脱硫剂的净消耗量，t；Ik为第k种脱硫剂中碳酸盐含量，以石灰石为脱硫剂时，碳酸盐含量取缺省值90%；EFk为脱硫过程中的排放因子(以CO2计，下同)，以石灰石为脱硫剂时，脱硫排放因子取0.44 t/t；TR 为脱硫转化率，%；m为脱硫剂种类.

式中：Eelec为购置电力消耗所对应的电力生产环节产生的CO2排放量，t；ADelec为购入电量，MW·h；EFelec为区域电网平均供电排放因子，t/(MW·h).开展该试验的电站不外购电力，因此无购置电力消耗所对应的CO2排放量.

2 结果与讨论

2.1 协同处置油基岩屑对循环流化床锅炉的影响

2.1.1 锅炉运行影响

协同处置油基岩屑前后锅炉主要运行参数如表2 所示.由表2 可见，掺烧油基岩屑后锅炉各项运行参数的变化很小.煤炭用量从空白对照工况的957.6 t 降至协同处置工况的840.4 t，掺烧油基岩屑可以节约煤炭使用量.油基岩屑的替煤比为2.5，即每掺烧2.5 t 油基岩屑可以替代1 t 煤炭.协同处置工况下锅炉主蒸汽流量与锅炉负荷较空白对照工况略有上升，但增幅小于1%；炉膛稀相区与密相区温度较空白对照工况有所下降，分别降低0.8%与1.3%.综合来看，以30%的比例掺烧油基岩屑对电站循环流化床锅炉的运行几乎无影响，且能实现煤炭燃料的节约，减少原煤消耗量约14.7 t/h.

表2 协同处置油基岩屑前后锅炉主要运行参数Table 2 Operating parameters of circulating fluidized bed boiler before and after co-processing oil-based drill cuttings

协同处置油基岩屑前后锅炉烟气污染物排放浓度如表3 所示.目前我国暂无燃煤锅炉协同处置油基岩屑大气污染物排放标准，故该研究参考锅炉相关污染控制标准执行.我国锅炉相关污染控制标准主要有两个，分别为GB 13271−2014《锅炉大气污染物排放标准》和GB 13223−2011《火电厂大气污染物排放标准》，其中规定了颗粒物、SO2、NOx和Hg 及其化合物的排放限值.

表3 协同处置油基岩屑前后锅炉烟气污染物排放浓度Table 3 Concentration of flue gas of circulating fluidized bed boiler before and after co-processing oil-based drill cuttings

由表3 可见，掺烧油基岩屑后锅炉烟气中颗粒物、SO2、NOx和Hg 的排放浓度均小于GB 13271−2014《锅炉大气污染物排放标准》和GB 13223−2011《火电厂大气污染物排放标准》限值，且协同处置工况下二英浓度较空白对照工况无明显变化.由此可见，利用电站循环流化床锅炉协同处置30%掺加比例的油基岩屑，对锅炉烟气污染物的排放无明显影响.

2.2 协同处置油基岩屑前后碳排放核算

2.2.1 化石燃料燃烧碳排放核算

作为煤炭燃料的替代，协同处置油基岩屑时需要将油基岩屑燃烧的CO2排放量计入化石燃料燃烧产生的CO2排放量.协同处置油基岩屑前后化石燃料燃烧导致的CO2排放情况如表4 所示.利用电站循环流化床锅炉协同处置油基岩屑，通过化石燃料燃烧导致的CO2排放较协同处置前减少了157.7 t，降低了约7.3%，减排速率为19.7 t/h，每协同处置1 t 油基岩屑会实现燃料燃烧减排CO20.538 t.

表4 协同处置油基岩屑前后化石燃料燃烧CO2 排放情况Table 4 CO2 emission of fossil fuels combustion before and after co-processing oil-based drill cuttings

引起协同处置工况下锅炉CO2排放降低的原因与煤炭使用量及油基岩屑单位热值含碳量有关.由式(1)可知，影响化石燃料燃烧CO2排放核算的主要因子有4 个，分别为燃料低位发热量、消耗量、单位热值含碳量及碳氧化率.煤炭与油基岩屑的碳氧化率无明显差异，但单位热值含碳量和燃料消耗量却有显著变化.掺烧工况下油基岩屑的替代比为2.5，而煤炭的低位热值为油基岩屑的3.2 倍，锅炉因掺烧油基岩屑而额外产生的CO2排放量，显著小于被替代的煤炭燃烧产生的CO2排放量.因此，协同处置工况下化石燃料燃烧CO2排放量低于空白对照工况.从该试验结果来看，协同处置油基岩屑具有一定的化石燃料燃烧CO2减排效果.

2.2.2 脱硫过程碳排放核算结果

循环流化床锅炉对烟气污染物排放控制的优势之一在于排放过程中的双重脱硫[23]：其中一处脱硫发生在循环流化床炉膛内，使用碳酸钙作为脱硫剂，石灰石在炉膛内受热分解产生氧化钙和CO2后，氧化钙与烟气中的SO2反应生成硫酸钙；另一处脱硫发生在脱硫塔内，使用氢氧化钙作为脱硫剂，氢氧化钙在脱硫塔内直接与烟气中的SO2反应，生成硫酸钙.

协同处置油基岩屑前后脱硫过程导致的CO2排放情况如表5 所示.氢氧化钙的脱硫反应不产生CO2，因此在计算脱硫过程中碳排放量时，仅考虑使用石灰石脱硫的CO2排放情况.由表5 可见，相较于空白对照工况，协同处置油基岩屑脱硫过程排放的CO2仅减少了1.5 t.脱硫过程的CO2排放量受脱硫剂消耗量影响较大，而协同处置工况下石灰石的消耗量仅比空白对照工况降低了4.0 t，由此导致协同处置脱硫过程的降碳效果不明显.

表5 协同处置油基岩屑前后脱硫过程CO2 排放情况Table 5 CO2 emission from desulfurization before and after co-processing oil-based drill cuttings

推断两种工况下石灰石消耗量相近的原因与煤炭和油基岩屑中的全硫含量有关.全硫是有机硫、硫化物硫、硫酸盐和单质硫等物质的总称，其中可燃物质主要为有机硫、硫化物硫和单质硫[24].该试验所用煤炭与油基岩屑中的全硫含量分别为0.86%和1.17%，分别以煤炭和油基岩屑中93.8%和23.6%的可燃硫含量[25-26]计算，两种工况下煤炭燃料和混合燃料的理论可燃硫总量分别为7.7 和7.5 t.假设两种燃料中可燃硫在燃烧过程中全部转化为SO2，则协同处置前后锅炉烟气中SO2含量应无较大差异，因此石灰石消耗量也无明显变化.

2.2.3 碳排放总量核算结果

如表6 所示，按照《报告》计算方法，协同处置前、后锅炉CO2排放总量分别为2 199.8、2 040.6 t，减排159.2 t，每协同处置1 t 油基岩屑实现CO2减排0.543 t.其中，由燃料替代实现的CO2减排量为157.7 t，减排贡献比为99.1%.而从《指南》的计算结果来看，协同前、后锅炉CO2排放总量分别为2 157.3 和1 999.6 t，减排157.7 t.两种核算方法下，CO2排放总量和减排量无明显差异.

表6 协同处置油基岩屑前后循环流化床锅炉CO2 排放总量Table 6 Total CO2 emission of circulating fluidized bed boiler before and after co-processing oil-based drill cuttings

然而，利用《指南》方法进行核算并不能准确描述电力行业CO2的总排放量.虽然脱硫过程中排放的CO2在协同处置前后仅占排放总量的1.9%和2.0%，但若以自然年为核算周期，锅炉脱硫产生的CO2总量可能较大.忽视脱硫过程中产生的CO2，实际是人为降低锅炉CO2排放量的行为，不利于有效掌握发电企业CO2排放的实际情况.

2.3 核算法与检测法二氧化碳排放结果的差异分析

采用非分散红外吸收法测得协同处置油基岩屑前后锅炉烟气中CO2排放速率如表7 所示.根据排放速率计算出协同前后CO2排放量分别为1 371.2和1 191.3 t，减排179.9 t，略高于根据《报告》和《指南》计算得到的159.2 和157.7 t 的减排量.通过检测法计算得到，每协同处置1 t 油基岩屑可减少CO2排放量0.614 t，高于分别根据《报告》和《指南》计算得到的0.543 和0.538 t 的减排量.

表7 协同处置油基岩屑前后锅炉烟气中CO2 检测结果Table 7 Total CO2 emission of circulating fluidized bed boiler before and after co-processing oil-based drill cuttings by detection

有研究表明，检测法测得CO2排放量与核算法普遍有所差异[27-29]，部分燃煤锅炉偏差甚至大于20%[30].该试验结果显示，循环流化床锅炉协同处置油基岩屑前后采用检测法计算得到的碳排放量与《报告》所得结果的差异分别高达37.7%和41.2%，与《指南》所得结果的差异分别为36.4%和40.4%.原因可以归结于核算法涉及参数较多，由检测机构出具的燃料热值和碳元素含量等核算关键性因子的准确性较难把控，导致碳排放计算结果偏差较大.

2.4 锅炉协同处置油基岩屑降碳贡献度分析

页岩气开采过程中注入的油基钻井液会产生大量油基岩屑，据不完全统计，截至2020 年我国页岩气井数量约2×104口，单井油基岩屑产量约为250～260 m3，油基岩屑年产生量超过1 000×104t[31].油基岩屑具有一定的热值可替代部分煤炭燃料，而其碳元素含量显著低于煤炭，利用燃煤锅炉进行协同处置具备一定的降碳潜力.若将每年产生的1 000×104t 油基岩屑全部用于燃煤锅炉煤炭燃料的替代，以开展试验的锅炉运行工况和岩屑掺加比为参考，则煤炭年替代量可达400×104t，CO2年减排量高达540×104t.

3 结论

a) 燃煤锅炉协同处置油基岩屑产生的碳减排效益，是在燃料的单位热值含碳量和消耗量两种关键参数交叉影响下的结果.单位热值含碳量控制着CO2的排放上限，而消耗量则影响着CO2的排放下限.由于油基岩屑的单位热值含碳量显著低于煤炭，锅炉焚烧岩屑产生的CO2排放量小于被替代的煤炭燃烧产生的碳排量，因此协同处置工况下CO2排放量低于空白对照工况，实现协同处置下的碳减排.

b) 在30%的掺加比下，依据《温室气体排放核算与报告要求 第1 部分：发电企业》和《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施(征求意见稿)》两种核算方法计算得到的油基岩屑协同处置降碳量分别为159.2 t 和157.7 t，降碳比分别为0.543 和0.538.其中，燃料替代减排是最主要的CO2减排贡献因素，超过99%的CO2减排量来源于此.

c) 该研究选取企业源评估模型作为碳排放核算方法.相较于全生命周期评估法，企业源评估模型直接选取工业企业的生产运行过程作为核算边界，更富有针对性，且核算所需数据基本不涉及缺省因子的选取，在一定程度上可以保证核算结果的准确性.然而，核算法与检测法所得CO2排放量的差异分析表明，企业源评估模型碳核算法最主要的不确定性可能来源于检测数据的精准度.