燃气热电联产机组及热网系统的碳排放分摊研究

马皓诚 左国防 宋国辉

摘要：燃气热电联产机组具有碳排放低的优势。文章针对某燃气热电联产项目及热网系统开展碳排放核算和分摊研究。通过天然气气质分析数据计算了燃料碳排放因子；使用3种分摊方法计算分析了2023年度的逐月供电和售热的碳排放强度，讨论了3种分摊计算方法的差异。文章推荐使用基于厂界供热能量的分摊方法；然后，分析了热电效率、热电比和管损率等因素对两种产品碳排放强度的影响规律；最后，基于核算分析结果，提出了提升燃机运行效率、开拓热用户提高热电比、降低热网管损率等减碳措施。文章为燃气热电项目和供热管网的碳排放核算及分摊提供了方法借鉴和参考案例。

关键词：热电联产；燃气锅炉；热网；碳排放强度；分摊

中图分类号：TK01文献标志码：Ａ

0引言

电力行业是全社会碳排放的重要来源之一，其中火电更是排放大户。火电中的燃气发电相对具有清洁性、环保性、灵活性，以燃气发电代替煤炭发电，可以降低电力行业碳排放强度，使碳排放总量得到控制，甚至大幅下降［1］。作为一种高效利用方式，燃气热电联产技术广泛应用于区域供电和工业园区供热。因此，开展热电联产机组的碳排放核算，特别是加强电力、热力产品的碳排放强度核算，使企业掌握自身碳排放情况，并为继续削减碳排放提供指导。

此前，针对江苏省某2×200 MW燃气热电联产项目的生命周期环境影响评价包含了碳排放核算及电和热的排放强度，但对分摊方法的讨论不深入，且核算边界仅为热电项目厂界内［2］。苏泽立等［3］针对华东地区某新建2×400 MW级燃气热电联产机组开展碳减排核算，得到年均减排二氧化碳506122吨。宋涛涛等［4］针对某油田内部的燃气热电联产机组，采用排放因子法和实测法碳排放量，但未给出电和热的碳排放强度分析。任洪波等［5］考虑到发电和供热不等价特性，基于电动热泵的热转电性能，提出分布式热电联产系统的一体化碳排放指标，其单位为kg/kWh。综合来看，目前关于燃气热电联产项目碳排放分摊方法和碳排放强度的报道较少；对影响热和电碳排放强度因素的分析不够深入；另外，核算对象主要是热电项目厂界内，一般不含燃气锅炉，也缺乏对厂外热网的考虑。

李蕊［6］介绍了合适的碳减排计算方法，分析了燃煤热电联产碳减排计算的难点，但并未深入给出方法及其示例。任鑫等［7］采用火用效率、深度调峰补贴收益、碳排放率等指标建立了热电联产机组多目标优化模型并进行寻优，碳排放率优化值为17.30～24.94 t/万元。以上关于燃煤热电项目的研究不能为燃气热电项目的碳排放分摊及其强度计算提供有效参考。

基于以上分析，本文以无锡西区燃气热电有限公司（以下简称“该公司”）燃气热电联产项目及其热网系统进行碳排放核算和分析，其中热电项目由F级燃气—蒸汽联合循环机组以及燃气锅炉组成。在此基础上，本文重点讨论分析供电和售热碳排放强度的分摊计算方法，并分析热电项目、热电比和管损率等运行指标对两种产品碳排放强度的影响规律。本文将提供一个典型的热电联产型热网系统的碳排放及碳分摊案例，并为热和电碳排放分摊的方法提供多种思路和借鉴。

1核算对象和碳排放源

1.1热电及热网介绍

图1展示了该公司燃气热电联产项目（以下简称“该项目”）及其热网系统。目前，燃气热电联产项目的装机容量为1台437 MW燃气—蒸汽联合循环发电机组，并配备2台55 t/h应急备用燃气锅炉，产品有供电和蒸汽两类。供热蒸气通过当地热网系统输送至附近的工商业用户。由燃气热电项目提供的蒸汽，在进入热网前称为“供汽”；由供热管网提供给终端用户的蒸汽称为“售汽”。两者之间的差异由管损率表示。另外，本文在供热和售热量核算上，均扣除了热网内其他热源提供的少量蒸汽。该公司已经基于《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》（以下简称《指南》）开展了碳排放核算，本文进而对联合循环热电机组和热网系统进行碳排放的分摊研究。

1.2碳排放源及其排放因子

引起碳排放的物流和能流分别是作为燃料的天然气以及机组启停和燃气锅炉运行所需的下网电。

1.2.1天然气的碳排放因子

本研究使用西气东输天然气。天然气组分、元素碳含量和低位发热量的检测数据由国家管网集团联合管道有限责任公司西气东输分公司无锡分输站提供。根据天然气性质计算方法［8］和燃烧原理，计算获得本项目所使用燃气的碳排放因子，如表1所示。其中，单位热值含碳量由天然气成分和低位发热量计算获得。

通过该公司燃气成分计算的热值、单位热值含碳量比指南缺省值低6%左右，燃气碳排放因子比指南缺省值低11%左右，这与宋涛涛等报道的实测值与缺省值的差异相似［4］。表1说明该项目使用的天然气在燃料性质上更加“低碳”。

1.2.2下网电的碳排放因子

电网排放因子采用生态环境部最新发布的数据。根据《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》，下网电排放因子取值为0.5703 tCO2/MWh［10］。

1.3碳排放总量

本系统碳排放总量（ET）计算如下：

ET=EFNG·VNG+EFEl·ADEl（1）

式（1）中，EFNG和EFEl—天然气和外购电的碳排放因子，tCO2/104 Nm3和tCO2/MWh；VNG—核算期内天然气的消耗量，104 Nm3；ADEl—核算期内下网电量，MWh。2023年度逐月及全年的天然气和下网电碳排放量、碳排放总量详见表2。其中7、8月份燃机连续运行，没有下网电消耗，而其他月份均有燃机停运、燃气锅炉供热的工况，需要消耗下网电。2、3月份燃气机组完全停运，仅依靠燃气锅炉供热，其天然气消耗量明显小于其他月。

2碳排放分摊方法

指南详细规定了热电联产机组的发电和供热碳排放强度计算。然而，本研究的对象是由燃气联产机组及供热管网组成的一个系统，并关注用户端的售热和上网供电的碳排放分摊，如图1所示。可见，本研究的对象和目的与指南存在明显差异。因此，不能直接套用指南方法，但可进行借鉴和适应性改变。此外，考虑其他两种分摊方法进行多角度评判：根据终端产品的能量分摊方法；计入厂界供热能量的分摊方法。两者的区别在于是否充分考虑管网损失的影响。

（1）基于售热比的分摊方法

借鉴指南方法的思想，对于燃气—蒸汽联合循环发电机组存在外供热量的核算，首先计算售热比（α，%），即售热量与燃气产生的热量之比：

α=QsrQrq（2）

然后，供电和售热碳排放强度计算如下：

Sgd=（1-α）·ETWgd（3）

Ssr=α·ETQsr（4）

式（3）—（4）中：Sgd—供电碳排放强度，tCO2/MWh；Wgd—供电量，MWh；Ssr—售热碳排放强度，tCO2/GJ；Qsr—用户端售热量，GJ。

将式（2）和（4）合并推导可知，售热碳排放强度仅与总排放量和燃气能流有关。当燃气单位热值含碳量不变时，如果没有下网电，由此计算出的售热碳排放强度是不变的。这种结果不能反映出联合循环机组的运行负荷、热电比、运行效率等动态特性。此外，由售热比计算出的碳排放系数不反映热和电的分摊、能量损失因素，由此计算的售热碳排放强度最小。可以认为这种方法将联合循环热电联产带来的碳排放“好处”全部归于供热，这将导致供电碳排放偏高。

（2）基于终端产品能量的分摊方法

为了反映供电和售热的占比关系以及不同负荷和运行效率等因素对碳排放分摊的影响，本文根据终端产品的能量进行碳排放分摊，相关计算如下。

供电碳排放强度

Sgd=3.6Wgd3.6Wgd+Qsr·ETWgd（5）

售热碳排放强度

Ssr=Qsr3.6Wgd+Qsr·ETQgr（6）

（3）基于厂界供热能量的分摊方法

本文核算的系统是联合循环机组及其供热管网，在厂界处的供热量（即本系统的厂界供热能量）到终端用户的售热量之间，存在着较大的管网热损失（即管损）。虽然基于终端产品能量的分摊方法便于应用，但不能反映出管损的影响。为了解决该问题，采用厂界处的供热能量作为供电和售热的分摊基准，形成基于厂界供热能量的分摊方法，相关计算如下。

供电碳排放强度

Sgd=3.6Wgd3.6Wgd+Qgr·ETWgd（9）

售汽碳排放强度

Ssr=Qgr3.6Wgd+Qgr·ETQgr（10）

式（9）—（10）中：Qgr—热电项目供热量，GJ。

3结果与讨论

3.1碳排放分摊方法

基于售热比的分摊结果如表3所示。全年平均供电和售热碳排放强度分别为0.382 tCO2/MWh和0.053 tCO2/GJ。在没有下网电的前提下，根据式（4），售热碳排放强度与售热比成正比，然而联合式（2）推导可知，该值实际上仅由燃气热值决定。因此，5～10月份的售热碳排放强度不变。

由于联合循环机组在2月和3月之间停运，无供电量；仅燃气锅炉供热，但有下网电引起碳排放。因此，无供电碳排放强度计算结果，且售热碳排放强度最高，为0.056 tCO2/GJ，但略低于当前缺省值（0.06 tCO2/GJ）［11］。类似地，4月、11月和12月这3个月的售热碳排放强度相对略高，原因是这3个月内联产机组运行天数很少，而下网电的碳排放占比提高，最终售热碳排放强度略高。例如，4月仅运行4天，运行负荷低，热效率低，从而导致分摊后的排放强度高。基于售热比的分摊方法，2023年各月的供电碳排放强度在0.367～0.563 tCO2/MWh。

基于终端产品能量分摊和厂界供热能量分摊的供电碳排放强度全年平均值分别为0.350 tCO2/MWh和0.331 tCO2/MWh，均低于基于售热比的分摊值，如图2所示。基于以上两种方法的售热碳排放强度年平均值分别为0.097 tCO2/GJ和0.124 tCO2/GJ，均高于基于售热比的分摊值，如图3所示。本项目的供热负荷低且热网损失显著，导致Qsr相对很小，即α很小，所以基于售热比方法的供电碳排放强度相对很高。而后两种分摊方法不依赖α，而是供电和售热的比例，从而降低了供电碳排放强度，但增加了售热碳排放强度。

同一核算时间内，由于供电与售热的碳排放强度之间存在此消彼长的关系，基于终端产品能量分摊的售热碳排放始终低于基于厂界供热能量分摊的值；但供电碳排放强度相反。管损率的统计见图4，本研究供热管网的管损率多数在16%～22%，且管损率很少低于15%。因此，基于售热比或者基于终端产品能量的分摊方法都不能反映管损率的因素，在管损率较大的热网项目中会产生不合理的分摊结果，同时造成供电碳排放强度偏大。因此，本文推荐建议使用“基于厂界供热能量”的分摊方式。

从碳流与能流的关系来看，影响供电和售热碳排放强度的关键因素有项目的热电效率和管网损失。根据燃气-蒸汽联合循环机组的特性，对于已经投运的机组，热电比是显著地影响其效率的参数之一。以下重点开展热电效率、热电比和管损率等参数对排放强度影响的分析。

3.2热电效率

为了消除燃气锅炉供热对以上参数影响规律的影响，本文选取某个仅燃机运行的月份作为典型案例进行分析。以下热电效率、热电比均是热电联产机组厂内的指标。图5显示，供电碳排放强度随着热电效率的提升逐渐降低，呈现出极强的线性规律。同时，售热碳排放强度随着热电效率的提升而逐渐降低，但由于热负荷和管损率的差异，线性相关性不如前者的强，略微发散，拟合优度（R2）仅为0.62。总体上，图5说明了热电效率的提升有利于降低供电和售热的碳排放强度，因此对于新建扩建项目，应选择更高效的联合循环机组；对于已投运项目，应做好维修，减缓机组老化，并积极采用增效措施或改造。

3.3热电比

图6显示，供电和售热的碳排放强度均随着热电比的增大而逐渐减小，呈现出较强的线性相关性，R2分别为0.87和0.70。随着热电比的提升，能量利用更加充分，机组综合热电效率提升，因此分摊到单位产品的碳排放量降低。因此，热电联产项目的建设需要充分研究热负荷需求，尽量提高实际运行的热电比，从而合理选择机型容量。对于已经投运的项目，在适当的距离范围内，可充分发掘扩展热用户，可以灵活通过车载热水或者其他储热介质运输等方式，扩展热用户，提高热负荷。

3.4管损率

图7显示，售热碳排放强度随管损率的升高而近似线性地升高，R2高达0.95。这说明管损率是影响售热碳排放的重要因素。如图4所示的管损率较高，造成大量的供热能量浪费，导致售热排放强度偏高。未来应努力降低管损率。从能量流上看，管损率不影响供电量；从统计规律上看供电排放强度依然随管损率的升高热升高，但线性相关度低，R2仅为0.43。此时，供电碳排放强度的变化主要由售热碳排放强度的变化经过分摊机制而引发。

4结语

本文针对一个典型的热电联产及供热管网系统开展碳排放核算和分摊计算，考虑燃气—蒸汽联合循环机组耗气及其热电联产、燃气锅炉耗气及其供热以及必要的下网电等因素，获得了该项目所用燃气的碳排放因子。分别使用基于销热比、终端产品能量、厂界供热能量这3种分摊计算方法获得了2023年度的逐月供电和售热的碳排放强度，并推荐使用能够反映管网损失的基于厂界供热能量的分摊方法。基于该方法，获得了热电效率、热电比和管损率等因素对供电和售热碳排放强度的影响规律。在此基础上，提出了降低管损率、开拓热用户以提高热电比、积极应用燃机提效措施、提高维护水平延缓机组老化等有助于降低碳排放强度的措施。为了进一步显著降低碳排放强度，建议未来积极探索掺烧绿氢的减碳措施，从源头上削减碳排放总量。

参考文献

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［10］生态环境部.关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知［EB/OL］.（2023-02-07）［2023-11-15］.https：//www.mee.gov.cn/xxgk2018/xxgk/xxgk06/202302/t20230207_1015569.html.

［11］上海市生态环境局.上海市生态环境局关于调整本市温室气体排放核算指南相关排放因子数值的通知［EB/OL］.（2022-02-14）［2023-11-15］.https：//www.shanghai.gov.cn/gwk/search/content/ec12e83686d2441b979 fb1ec838bcbb7.

（编辑李春燕）

Study on carbon emission allocation of gas-fired cogeneration unit and heat supply system

Ma  Haocheng1， Zuo  Guofang1， Song  Guohui2

（1.Wuxi Western Gasfired Thermal Power Co.， Ltd.， Wuxin 214187， China; 2.Nanjing Institute of Technology， Nanjing 211167， China）

Abstract：  Gasfired cogeneration unit has the advantage of low carbon emissions. This paper studies the carbon emission accounting and allocation of a gasfired cogeneration project and its heat supply network. The carbon emission factor of fuel is calculated based on the analysis data of natural gas composition. Three allocation methods are used to calculate and analyze the monthly carbon emission intensities of power and heat in 2023， and the differences among the three allocation methods are discussed. This paper recommends the allocation method based on the heat energy at the plant boundary. Then， the influences of factors such as thermal efficiency， heat to electricity ratio， and pipeline loss rate on the carbon emission intensities of the two products are analyzed. Finally， based on the accounting and analysis results， carbon reduction measures such as improving the operating efficiency， expanding heat users to increase the heat to electricity ratio， and reducing the pipeline loss rates of the heat supply network are proposed. This paper provides a reference case for the carbon emission accounting and allocation of gas-fired cogeneration projects and heat supply networks.

Key words： cogeneration; gas-fired boiler; heat supply network; carbon emission intensity; allocation

作者简介：马皓诚（1990—），男，工程师，学士；研究方向：电厂运行与优化，热力管网智慧化运营。