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1、某发电企业C02排放量和减排分析发布时间:2013-10-10 10:04:26摘 要:分析了电力企业CO2排放量的计算模式,提出IPCC排放因子 计算模式、实测方法、物料衡算方法和宏观模型方法,并就影响排放因子的因素进行校核,提出电力生产低碳发展静脉循环经济模式下的捕获和资 源化应用CCU减排思路.关键词:火力发电;CO2排放量;计算模式;排放因子;静脉低碳模式Analysis on Carbon Dioxide Emissionand Reductionof Thermal Power PlantAbstract:The qua ntify ing mode of the carb on
2、dioxide emissio ns for thermal power plant includesIPCCCO2emissionfactormode, practicalmeasureme ntmode, mass con servati onmode and quantifying mod-el, IPCC CO2emission factor need t o be checked, the best mode of low-carb on electricity produ ctio n isCCU(CO2Capture and Use).Key words:thermal powe
3、r plant;amountof CO2emission;calculati ngmode;emissi onfactor;i ntra-ve nouslow-carb onmodel低碳经济(Low CarbonEconomy)1作为一种新的能源发展观成为世界能源生产和发展的制约因素国际能源署报告表明,世界CO2排放量在 2010年后将会以更快的速度增长,尤以美国和中国最为明显中国火力发电以煤为主的能源结构在未来几十年不会改变,燃煤发电的环境成本最高2.研究者称地球今后的气候主要取决于大气中的C02浓度增加的程度,这与C02的增温效应及生命期密切相关3.有效的计算方法是掌握碳源排放量的手段,
4、目前主要采用IPCC推荐方法,根据各国基础资料,用物料衡算、排放系数和决策树方法进行估算.排放量估算方法的研究必须考虑碳源的类型、各种不确定因素,比如电力燃料的燃烧完全性等.全球总的碳排放量可以通过诸多方法确定,如宏观模型、直接测量、计算和估算等.具体到某一国家、某一企业甚至某个人的排放量,目前使用的主要是统计方法,而不是检测方法.统计方法是宏观方法,存在 不确定性;对于企业,根据具体数据的直接计算方法更合理和准确排放量的计算通常采用间接的方法,发电厂以燃烧的煤炭量进行计算,而不是去直 接计算捕获量.1 IPCC推荐C02排放量计算方法4基于联合国政府间气候变化专门委员会 IPCC(I nte
5、rgovernme ntalPanel on Climate Change)国家温室气体排放清单指南 C02排放量计 算为:碳排放量=艺能源i的消费量?能源i的排放系数,i为能源种类(Emi ssi ons GHG, fuel=Fuel Con sumpti on fuelEmissio n Factor GHG, fuel).计算的关键是排放系数,对化石燃料,一般采用国际通用的IPCC默认值作 为排放系数进行CO2排放量的计算,各种能源的碳排放系数见表 14.表1各种能源的碳排放系数表Ti (X)2 rm ission factors of i!iffrrrnt Ljpr furls能源种类
6、碳排放系数(IOIPCC的排放系数适合宏观排放量统计计算,具体到某个企业排放量会存 在差异.俄罗斯关于钢铁企业排放量的计算方法规定了碳的发射系数和氧 化系数两个概念,排放量为燃料的能量含量与发射系数和氧化系数的乘积. IPCC方法中工业生产CO2排放量区分为燃料燃烧和工艺过程排放两 部分,由于将燃料数据和产品数据分开统计,不易反映集中排放的特点. 由煤到电的转换过程可在实验室得到理论值,但在实际生产中是不可能的,所以使用IPCC推荐的系数肯定是有出入的.具体到一个企业实体,如某 火力发电厂,据煤质及锅炉设备的相应参数和管理决定的燃烧效率的不同,转换系数也不同.因此在计算CO2排放量时,会导入高
7、度不确定性. 排放系数与火电厂的发电煤耗息息相关 ,发电煤耗降低、排放系数自然 也有所降低火力发电的能源消耗量是个动态数,各个企业煤耗依据管理水 平、主体设备的不同会存在差异 .宏观统计时一般使用的是国家发改委和t/ 104t)能源种类碳排放系数 (104|/ IO4t)原煤0. 755 9燃料油0.618 5洗精煤O 755 9其他石油制品0*585 7焦灰0. 855 0液化行油气0. 504 2其他焦化产品0- 644 9天然气0. 448 3原油0. 585 7焦炉煤气0. 354 8汽油().553 8炼厂干气0. 46() 2煤油0. 571 4其他煤气0. 354 8柴油0, 5
8、92 1水电核电0IPCC的排放系数适合宏观排放量统计计算r具体到某个国家统计局公布的统计数字.不过这个数字也不是一成不变,比如在2000 年,中国火电厂平均每千瓦时电的煤耗是 0?392 kg标准煤,而目前已经下 降到0?36 kg左右,预计到2020年可以下降到0?32 kg.根据相关资料报道 ,CO2排放系数(t/t标煤)中,国家发改委能源研究所 推荐值为0?67、日本能源经济研究所参考值为 0?68(日本能源与经济统 计手册,2003年版)、美国能源部能源信息署参考值为 0?69 ( DOE/EIA InternationalEnergy Outlook2002).与以上的推荐值(0?
9、67)基本相当.以相当于单位煤当量的29 307 kJ/kg的化石燃料燃烧,煤炭、石油和天然气的CO2排放系数(以碳计)分别为0?6510?755,0?50?585,0?3950?447.我国原国家计委能源所测定的煤炭、石油、天然气的CO2的排放系数(以碳计)分别为0?651,0?543,0?4046.5)综合能源消耗宏观CO2排放研究.综合能源消耗宏观 CO2排放由IPCC碳排放计算式转换为Et= 8 fEf+ 8 mEm+8 nEn,式中:Et为碳排放量,Ef为煤炭消耗标准煤量,8为煤炭消耗的碳排放转换 系数;Em为以标准煤计算的石油消耗量,8 m为石油消耗的碳排放转换系 数;En为天然气
10、消耗标准煤量,8n为天然气消耗的碳排放转换系数.国内 研究者得出的碳排放转换系数8煤炭(t/t标准煤)为0?747 6;石油(t/t标准煤)为0?5825;天然气(t/t标准煤)为0?44357.2实测与物料衡算方法2?1实测方法实测方法的前提条件是有国家或相关部门认可的监督手段,如烟气排放连续监测系统(CEMS),采用监测手段或在线计量设施连续监测排放气体的 流量(流速)、CO2浓度,以两者乘积直接计算瞬时排放量,通过统计计算总 排放量.此方法监测精确,然而监督成本较高.目前仅美国的CEMS运行比 较完善,我国现有的CEMS系统并不理想.推荐的烟气中CO2浓度分析方法有非分散红外气体分析仪法
11、、容量滴定法和气相色谱法,现多采用非分散红外线气体分析仪法,此方法的缺点是无法消除CO、碳氢化合物和水汽的干扰.2?2物料衡算方法2?2?1 物料衡算方法CO2排放量分析燃烧1 kg C产生44/12 kg CO2.物料衡算方法CO2排放量分析方法适用于既定的生产系统、工序、燃烧设备等的碳平衡计算单纯以燃煤量的多少来比较不同锅炉的经济性是不妥的,须折算到统一标准,规定低位发热量为29 307 kJ/kg的煤为标准煤,将发热量不是29 3 07kJ/kg的煤统一折算到29 307 kJ/kg来进行比较,用于计算和比较标 准煤耗.下面进行CO2排放量计算,以热电厂为例全面计算,如果是单纯发电的电
12、厂,则在计算式中不包括供热煤耗即可.电厂综合热效率(n 0).n 0=(供热量+供电量)/(供热标煤量+供电标煤量),1 kg标煤热值=0?029 3 GJ.统一计量单位后的综合热效率计算公式为n 0=(Q叶36Eg)/(Bx 0?029 3) x 100%,式中:Qr 为供热量,GJ;Eg为供电量,万kW?h;B为总标煤耗量,t.在已知电厂供电量和供热量的基础上,可以计算标准煤消耗量.B=(Qr+36Eg)/0?0293 n 0.以电厂实际燃煤的含碳量(C)来计算CO2的产生量 MC02=XCX (44/12)=B x C/Qcoal x Cx (44/12)=(Qr+36Eg)/29?3
13、n 0 x 29?3/Qcoal xCx (44/12).MCO2=(44/12)C(Qr+36Eg)/29?3 n 0 x 29?3/Qcoal=(44/12)C(Qr+36Eg)/( n OQcoal),式中:C为煤的含碳量,kg/t;Qcoal为煤的实际热值,kJ/kg.2?2.2含碳量分析和校核煤的种类不同,含碳量也就不同,产生的CO2也就不一样.煤中碳含量约为 20%70%. 般电厂使用贫煤,烟煤,褐煤较多,含碳量约为55%.用煤的收到基燃烧热值 Qar代替煤的实际热值Qcoal,以收到基含碳量C ar代替C进行计算,总CO2的产生量为MCO2= (44/12)Car(Qr+36Eg
14、)/(n 0Qar)2?2?3收到基低位发热量 Qn et,ar 校核燃料的发热量包括低位发热量和高位发热量,单位为kJ/kg,MJ/kg.高位发热量Qgr指1 kg煤完全燃烧 时放出的全部热量,包括烟气中水蒸汽凝结时放出的热量;低位发热量 Qnet指在1 kg煤完全燃烧时放出的全部热量中扣除水蒸汽汽化潜热后所得 的热量,即煤中可燃质的一部分燃烧热量被用于水分的汽化,没有得到利用.我国均采用低位发热量,有些国家采用高位发热量,必要时说明.高位发热 量与低位发热量间的换算公式为9()0 狀血=1100 + 1(X)J "厲“一 25 1(9” MiV)2?2?4不完全燃烧校核 按照平均
15、煤耗,煤中有多少克的碳,也就会生成相应的二氧化碳,这是在煤 完全燃烧的情况下产生的,只是个定性的值.不完全燃烧碳平衡计算所需的设备排出的灰渣、飞灰及烟尘中的含碳量是计算的重要数据.引入燃料氧化效率的CO2排放量为E=S e=艺(TJ x tC/TJTC) %,式中:E为碳总排放量;e为分品种燃料的碳排放量;TJ为分品种燃料的实 际消费量;tC/TJ为分品种单位燃料含碳量;TC为非能源利用固碳量;n为 燃料的氧化率,%.如果煤炭燃烧设备落后,氧化率低,排放系数就较低.依据能源消费量、燃烧 率、含碳量和碳氧化率等指标,可直接计算出该种产品消费能源所引起的 碳排放量 "* 一一32H66(
16、Gin(:ni+:二伙J式中:q为固体未完全燃烧热损失,;Gs,Gm,Gh 分别为炉渣、漏煤和各 种灰的质量,kg/h;Cs,Cm,Ch 分别为炉渣、漏煤和各种灰的含碳量,;B 为燃料消耗量,kg/h或m3/h;Qnet,ar 为单位燃料输入锅炉的热量,kJ/k g 或 kJ/m3.燃料中还有少量的碳在炉内未完全燃烧生成一氧化碳气体随烟气逸出锅炉排入大气,但考虑到这些一氧化碳最终仍将氧化成二氧化碳,因此将这 少量的碳也归入锅炉燃烧生成二氧化碳的碳量中.2?2?5 有脱硫装置的电厂的排放校核脱硫装置对C02排放量的影响是基于热力学、动力学和微观化学平衡的复杂过程,可能表现为正影响,也可能表现为负
17、影响石灰石膏法脱硫过程中产生大量二氧化碳,脱除1 t二氧化硫产生0?7 t二氧化碳.湿法脱硫脱硫剂和C02之间存在酸碱物质的平 衡反应,如碱性脱硫剂氨类、石灰类及双碱法Na2CO3或NaOH液吸收烟气中的S02的同时也吸收C02.其化学反应式为Ca(OH)2+CO2=CaCO3 J +H2O,CaCO3+CO2+H2O=Ca(HCO3)2同时湿法溶液对CO2的溶解平衡存在影响,遵循亨利定律,CO2分压p(CO2)和水温(T)之间存在如下关系(428 C )溶解平衡主要取决于吸收液的 pH,pH不同时碳酸化合物的比例不同.脱硫 吸收液的pH通常控制在5?55?7 之间,此时游离CO2和HCO3-
18、是碳 酸的主要形式.另一方面,从动力学的角度看,物理吸收和化学吸收都受气相扩散速度(或气膜阻力)和液相扩散速度(或液膜阻力)的影响,脱硫工程上常用加强气液 两相的扰动来消除气膜与液膜的阻力 ,动力学因素影响溶解度平衡关系.马 丽丽8等研究表明流体的流动引起二氧化碳-水体系远离原有静态溶解 平衡.在常温25?5 C下,原有静态饱和状态下溶解在水中的二氧化碳的量 约有6?55%被解吸出来,亨利系数可产生高达15%的偏差.3 宏观模型与企业产能方法3?1宏观模型方法美国劳伦斯-伯克利国家实验室研究开发的LEAP模型(Long-range Energy AlternativesPlan-ningSys
19、tem)9是一个能源-环境情景分析模型.模型从能源供应、能源加工转换、终端能源需求等环节预测在不同 驱动因素影响下全社会中长期的能源供应与需求,并计算能源在流通和消费过程中的大气污染物及温室气体排放量.王克等10利用LEAPChina长期能源替代规划系统模型模拟了 3个不同 情景下中国钢铁行业2000-2030 年CO2排放量及相应的减排潜力,根据 减排成本评估其可行性并识别重点减排技术 .主春杰11等运用对数平均迪氏指数法LMDI(Logarithmic Mean Divisia Index)对中国部分省份、区域能源消费导致的二氧化碳排放量进行了分解分析,将二氧化碳排放总量的变化分解成5个主
20、要影响因素,即化石燃料的排放系数、能源消费结构、能源强度、人均GDP和人口总数.3?2 企业产能方法以企业产量和产能为基础12,采用同时考虑燃料燃烧和工艺过程因素的 综合排放因子计算点源的排放量汇总得总排放量13为(Ecu jji = f P山;(Ecu丿排=(EF)ji( P2)jt( A )ji( T)ji:f 匕叫力=E式中:(EC02)ji为第j个行业第i个企业C02年排放量;(EF)ji为该企业 CO2 综合排放因子 ;(P1)ji 为产品年产量 ;(P2)ji 为企业产能 ;(A)ji 为产能 利用系数 ;(T)ji 为设备平均利用时间 ;(E)C02 为整个行业排放总量 (C02
21、 estimated perindustry).4 火力发电 “低碳突围 ”存在问题分析 低碳发展对中国中长期能源环境建设具有显著的多重效应.煤样的分析是确定煤炭质量的依据 , 所以火力发电企业关于入厂和入炉煤质的分析十分 重要 ,采样和分析方法必须严格化 ,否则对其潜在排放系数产生的影响不可 估量,进而对排放量估算结果产生影响 ,导致排放量估算结果的不确定性.电力部门燃煤的低位发热量数值与煤化所的研究结果相比普遍偏低 , 其原 因是多方面的 ,也就是说 ,基于不同的环节 (生产、销售和消费 )煤炭的质量 有差别在我国是一个客观现实, 而这个事实使得温室气体排放的估算量存在不同程度的不确定性
22、14. 火力发电 C02 排放量和减排量是一项基础 研究工作 , 需要在以下方面进行完善 : 基于火力发电实体的排放因子研究是必须完善的 . 需要解决各种不确 定影响因素的干扰 . 协调好 C02 排放源和吸收汇的关系是关键 . 在发展绿色能源的同时 ,传统火力发电企业实现碳减排的基本出发点是 C 02 捕获和存储 ,即 CCS(Carbon Capture and Storage) 技术 ,将二氧 化碳从工业或相关能源的排放源中分离出来 (捕获), 输送到一个经过选择 的地点加以封存 ,使本可能排入大气中的二氧化碳储存于地质结构中,并且长期与大气隔绝的一个过程 .CCS 可以使单位发电碳排放
23、量减少 85%9 0%. 如何使传统火力发电企业在减排的同时将其作为一个盈利的市场是需要认真研究的,如果CCS技术能在火力发电生产过程取得突破性进展,那么高污染发电厂将成为 碳中立”企业同时在强调二氧化碳排放源头控 制的同时,不要忽视二氧化碳资源化利用的价值,由CCS转变为CCU,即二氧化碳捕集和利用(C02Capture and Utilization)的技术.制约CCS技术发展的一个重要因素,就是它的成本很高,捕获每吨二氧化碳大约需2040美元.CCU是发展中国家更加实际的减排路线.高碑店电厂是个很好 的例证,资源化用于二氧化碳生产碳酸汽水的尝试,同时每吨干冰卖出去的价格是1200元,食品
24、级二氧化碳的生产成本是600元/t.积极开展CCU技术的研究是降低捕获成本的有效途径.如果把电力生产看作是动脉经济 的话,CO2捕获和资源化利用属于静脉经济,只有两者合理匹配才是火力发电的低碳经济模式.某发电企业CO2排放量和减排分析RSS打印 复制链接 大 中 小 发布时间:2013-10-1010:04:262黄雷,张彩虹,秦琴.环境成本与林木生物质发电J.电力需求侧管理,2 007,9(1):77-80.HUANGLei, ZHANG Caiho ng,QINQin.En viro nmentalCostand Generationby Woody BiomassJ. Power De-
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