火力发电行业温室气体排放因子测算

第23卷　第2期2010年2月环　境　科　学　研　究Research of Envir on mental Sciences Vol .23,No .2Feb .,2010

火力发电行业温室气体排放因子测算

吴晓蔚

1,2

,朱法华

23

,杨金田3,周道斌2,燕　丽3,滕　农2,易玉萍

2

1.南京信息工程大学环境科学与工程学院,江苏南京　210044

2.国电环境保护研究院,江苏南京　210031

3.环境保护部环境规划院,北京　100012

摘要:为了解我国火力发电行业温室气体排放状况及排放因子,利用U23多组分红外气体分析仪及TH880F 烟尘分析仪对全国30台具有代表性的火力发电机组排放的C O 2和N 2O 进行了在线监测;监测及后续的数据处理阶段均遵循了联合国政府间气候变化专门委员会(I PCC )关于温室气体排放计算的质量保证和质量控制原则.利用统计学方法对数据进行处理,给出了

CO 2和N 2O 3种表达方式的排放因子.结果表明:C O 2排放因子主要受装机容量、燃料及机组使用年限与维护质量的影响;常

规煤粉机组的N 2O 排放因子随装机容量的增加逐渐变小,循环流化床机组N 2O 排放因子最大;与I PCC 缺省排放因子的比较表明,烟煤、褐煤的C O 2和N 2O 排放因子均在I PCC 缺省因子95%置信区间内,贫煤C O 2和N 2O 的排放因子均大于I PCC 缺省因子;天然气C O 2和N 2O 排放因子与I PCC 缺省因子相差不大.关键词:火力发电;CO 2;N 2O;排放因子;在线监测

中图分类号:X51,X16 文献标志码:A 文章编号:1001-6929(2010)02-0170-07

M ea su rem en ts o f Em is s i o n Fac t o rs o f G reenho u se Ga s (CO 2,N 2O )fr om

The r m a l Pow e r P l an ts i n C h i na

WU Xiao 2wei 1,2

,ZHU Fa 2hua 2

,Y ANG J in 2tian 3

,ZHOU Dao 2bin 2

,Y AN L i 3

,TE NG Nong 2

,YI Yu 2p ing

2

1.School of Envir on mental Science and Engineering,Nanjing University of I nf or mati on Science and Technol ogy,Nanjing 210044,

China

2.State Power Envir on mental Pr otecti on Research I nstitute,Nanjing 210031,China

3.Acade my f or Envir on mental Planning,M inistry of Envir on mental Pr otecti on,Beijing 100012,China

Abstract:Greenhouse gas (GHG )em issi ons fr om Chinese ther mal power p lants and the ass ociated e m issi on fact ors were investigated thr ough on 2line measure ments at 30typ ical generating units .U ltra mat 23Gas Analyzer and TH880F Flue Gas Analyzer were used t o measure the C O 2and N 2O em issi ons .The measure ments and subsequent data mani pulati ons were undertaken in accordance with the I ntergovern mental Panel on Cli m ate Change (I PCC )quality assurance (QA )and quality contr ol (QC )f or the calculati on of GHG e m issi ons .The CO 2and N 2O e m issi on fact ors were calculated using a statistical method and exp ressed in three different ways .Results showed that C O 2e m issi on fact ors were affected by installed capacity,fuel characteristics and age of the unit and its maintenance standard .N 2O e m issi on fact ors of pulverized coal 2fired units decreased with increased installed capacity,and the value was highest in circulating fluidized beds .A comparis on with the I PCC calculati ons was then made,and it was found that CO 2and N 2O e m issi on fact ors of bitu m inous coal and lignite stay within the 95%confidence interval of I PCC default values,but those of sub 2bitu m inous coal were higher than the I PCC default values .CO 2and N 2O e m issi on fact ors of natural gas had little difference with the I PCC default values .

Key words:ther mal power;CO 2;N 2O;e m issi on fact ors;on 2line measurement

收稿日期:2009-07-13 修订日期:2009-08-31基金项目:环境保护部环境规划院资助项目(08138)

作者简介:吴晓蔚(1985-),男,江苏南京人,gridians@1261com.3责任作者,朱法华(1966-),男,江苏连云港人,教授级高工,博士,主要从事电力环保科研、政策与管理等方面研究,

zhufahua@nep ri .com

近100年来,包括我国在内的世界各国都在经

历着一场以变暖为特征的显著气候变化.联合国政

府间气候变化专门委员会(I PCC )负责评估世界上有关全球气候变化的现有科学、技术和社会经济信息,在其评估报告中明确指出,人类活动导致的温室气体排放是引起气候变化的主要原因.温室气体主要包括CO 2,CH 4,N 2O ,HFCs,PFCs 和SF 6,在所有的温室气体中,CO 2是最重要的人为温室气体,世界上

第2期吴晓蔚等:火力发电行业温室气体排放因子测算 约85%的能源需求都依靠化石燃料来满足,而燃烧

产生了大量的CO

2排放.在1970─2004年,CO

2

年

排放量已经增加了约80%,从210×108t增加到

380×108t,已占到人为温室气体排放总量的77%.在最近的10年期(1995—2004年),CO

2

当量(指一种用作比较不同温室气体排放的量度单位)排放的

增加速率(每年912×108t CO

2

当量)比前一个10年期(1970—1994年)的增加速率(每年413×108t CO2当量)高得多[1].

我国作为全球经济快速发展的新经济体,在经济迅速增长的同时化石燃料的消耗也在急剧增加, 2007年我国能源消费总量[2]为2616×108t标准煤,与2000年相比增长了近1倍.我国是世界上以煤炭为主要能源的国家之一[3].统计资料[4]表明, 2007年我国煤炭生产和消费总量分别为2512×108和2519×108t,仅次于美国,而每年消耗的煤炭中有超过50%用于火力发电.2007年火力发电消耗的原煤和原油分别为1312×108和814×104t,天然气为017×108m3,因此火力发电尤其是燃煤火力发电温室气体排放因子的研究对于准确计算该行业温室气体的排放量具有非常重要的意义.

国内关于温室气体的研究主要集中在政策方

面[527],不少研究[8210]也探讨了CO

2

减排技术,但是涉及温室气体排放量计算的研究较少,仅有的研究

也主要以模型和缺省排放因子进行CO

2

排放量的计算[11214].目前关于火力发电温室气体排放的研究[15218]大多集中在火电厂污染物排放上.狄向华等[19]计算出了我国火力发电燃料消耗的生命周期

排放清单,在计算CO

2

排放量时以碳排放系数和碳氧化率进行表征,原煤燃烧的碳排放系数取自我国实测值,原油和天然气取自I PCC缺省排放因子,原煤、原油和天然气的碳氧化率分别为90%,98%和99%,其计算结果表明,2002年我国火力发电CO2

排放量为1118×109t,基于单位售电的CO

2排放强

度为1107kgΠ(k W?h).刘焕章等[20]通过燃烧机理

分析和基于统计规律的建模,预测燃煤电站温室气

体CO

2

排放量.目前火力发电行业还未有实测温室气体排放的研究,故笔者利用在线监测技术对火电

厂温室气体排放进行在线监测,据此计算排放因子,

这在气候变化的大背景下对了解我国火电行业的温

室气体排放意义重大.监测方法、数据处理与统计

均参照I PCC出版的《国家温室气体清单优良作法

指南和不确定性管理》[21]及《I PCC国家温室气体指

南》[22](以下简称I PCC指南)中质量保证和质量控

制的相关内容进行,在监测过程中为保证测量数据

的一致性,排放因子以kgΠT J,kgΠ(k W?h)

〔gΠ(k W?h)〕,kgΠkg(gΠkg)3种形式给出,并与

I PCC缺省排放因子进行了比较.

1　试验方法与过程

111　样本的选取

根据我国2007年机组分布情况,装机容量为20×104k W以下机组占总装机的2814%,且多为关

停小机组,20×104～30×104k W机组占1011%,

30×104k W以上机组占6115%,因此测量机组的数

量主要分布在高主蒸汽参数机组上.火力发电机组

中煤电占有绝对比重,燃油、燃气发电机组所占比重

较小,由于油价波动幅度较大,燃油机组主要用于调

峰,一般不用于发电.火电机组燃用的煤炭主要有

烟煤(含贫煤)、褐煤和无烟煤.从我国煤炭保有储

量来看,无烟煤和褐煤分别占全国煤炭储量的

1413%和1411%,烟煤占6213%.褐煤主要产于吉

林、云南及内蒙古的部分地区;无烟煤主要产自山西

阳泉、湖南耒阳等地;烟煤分布地域较广,大部分发

电机组以烟煤作为燃料[23],所以测量机组分布上烟

煤机组最多.在28台燃煤机组中,烟煤机组25台,

褐煤机组1台,贫煤机组2台;另有燃气机组2台,

共30台.代表性机组类型及燃料情况见表1.

112　试验方法

表1　测量机组基本情况

Table1　Basic inf or mati on of measured generating units

机组

类型编号

装机规模ΠMW燃烧方式燃料类型

超超临界(S1)S1U1,S1U22×1000煤粉烟煤

超临界(S2)S2U1～S2U77×600煤粉烟煤

亚临界(S3)S3U1～S3U64×320,2×300煤粉烟煤

超高压(S4)S4U1～S4U65×200,1×138煤粉烟煤

高温高压(S5)S5U1～S5U42×50,1×200,1×100煤粉烟煤(S5U4机组为褐煤)中温中压(S6)S6U11×15煤粉烟煤

循环流化床(S7)S7U1,S7U22×135循环流化床贫煤燃气(S8)S8U1,S8U22×330气体天然气

171

环　境　科　学　研　究第23卷

图1为火力发电温室气体排放及采样测量试验装置的流程图.锅炉烟气产生后经过除尘器、引风机、增压风机和脱硫系统,最后由烟囱排出.监测点选在除尘器出口或者脱硫系统出口.测量烟气由车载泵引出,经过初次除尘和加热后进入加热管线,在管线中烟气被加热到140℃,经过再次除尘后冷凝以除去烟气中的水分,冷凝水由冷凝管排出,烟气经过冷凝后流经U23多组分红外气体分析仪(德国西门子公司生产),测量出在红外波段中有吸收的φ(CO 2)和ρ(N 2O ),自带的O 2传感器可测量出烟气中φ(O 2).测量数据在分析仪上直接读出,每15m in 记录一组.在测量烟气成分的同时,测定烟气量.烟气量计算所需的动压、静压和含湿量等参数利用TH880F 烟气分析仪(武汉天虹仪表有限责任公司)进行测定;烟气温度由水银温度计测量;测点大气压由便携式气压计读出.烟道尺寸由电厂提供或进行实际测量.烟气量在控制时段内平行测定3次,取平均值.测量期间的燃料消耗速率和实际负荷由专人在集控室记录,数据每30m in 抄写1次,燃料的工业分析报告由电厂提供.整个控制时段一般不低于3h,在控制时段内机组保持稳定运行

.

代表烟气流向

1—锅炉;2—除尘设备;3—引风机;4—增压风机;5—脱硫设备;6—烟囱;7,10—除尘装置;8—加热器;9—加热管线;11—冷凝器;12—泵;13—流量计;14—U23多组分红外气体分析仪;A —监测点

图1　火力发电温室气体排放测量及采样装置

Fig .1　Experi m ental setup of GHG gas sa mp ling

U23多组分红外气体分析仪开启时进入自动标

定,标准气体经减压阀直接进入分析仪中,该次测量

使用高纯氮〔φ(N 2)>991999%〕,CO 2〔

φ(CO 2)为20100%〕和N 2O 〔ρ(N 2O )为200mg Πm 3

〕的标准气体.分析仪的主要参数如下:允许操作环境温度为

5～45℃,允许相对湿度<90%,φ(CO 2)为0～

100%,ρ(N 2O )为0～400mg Πm 3

,φ(O 2)为0～25%.

T H880F 烟气分析仪参数如下:烟气动压为0～2000Pa,烟气静压为-30～30kPa,计前压为

-30～0kPa,烟气温度为0～500℃,含湿量(湿烟

气中水蒸气的体积分数)为0～40%.113　质量保证与质量控制

试验过程按照I PCC 指南及《国家温室气体清单优良做法和不确定性管理》中质量保证和质量控制要求进行.测量前均先将仪器预热30m in 后进行标定

[24]

.监测点应布在烟道上的某一位置,且该位

置应离弯道有一定距离以避免烟气过弯时流速不稳的情况出现

[25]

.测量数据在控制时段内每隔一定

时间重复记录以保证测量数据的连续性,在控制时段内数据每隔15m in 记录1次.数据的抄写及计算和转换需要有专人进行核对,以避免因人为原因造成的数据录入错误.使用标准及可信的统计学方法对数据进行统计.该研究利用Excel 2003软件进行数据的处理和统计.114　测量条件的稳定性

排放测量必须具备稳定性以避免任何波动带来测量数据的差异,在3h 左右的控制时段内负荷及燃料的使用速率均不应有大的波动,如S1U1机组在测量中煤耗稳定在339t Πh,负荷基本控制在830MW ,φ(CO 2)和ρ(N 2O )的数值均较为稳定.除负荷与燃料外,其他因素也可能导致温室气体排放的差异,如煤质的变化以及过剩空气系数的改变等,但是对于稳定运行的电厂来说,这些条件都可以看作是相对稳定的.稳定的测量条件可以保证测量结果的准确性以及减少因不稳定带来的误差.115　统计方法

对所有的测量机组进行编号,用S 表示类型,U 代表机组(如S1U1表示第1类第1台机组),共对8类机组(见表1)温室气体排放进行在线监测,计算了每类机组3种不同单位的排放因子,并计算出不同类别及不同燃料机组的排放因子的平均值.以上统计方法可以减少因测量及样本选取造成的不确定性.

2　结果与分析

8类机组温室气体的排放因子见图2,排放因

子的计算均基于实测值.需要注意的是,尽管该研究将所有机组分为8类,但是按照机组燃烧方式来看,前6类机组均为煤粉燃烧.燃烧方式、机组使用燃料以及装机容量的不同均会导致温室气体排放因子的差异.

211　CO 2排放因子的影响因素

不同类型机组CO 2排放绩效并不相同〔见图2

2

71

第2期吴晓蔚等:火力发电行业温室气体排放因子测算

图2　火力发电温室气体排放因子

Fig .2　E m issi on fact ors for different types of units

(c )〕,这主要是由于不同类型机组发电热效率不同

所致,其中超超临界(S1)机组的发电热效率超过

42%,而超临界(S2)和亚临界(S3)机组的发电热效率可达到35%～38%.对于小机组而言,其发电热效率低于大机组,如中温中压的S6U1机组发电热效率只有26175%.在所有测量机组中,燃气机组的发电热效率最高,可以达到50%以上.燃气机组的CO 2排放绩效只有相同装机容量煤粉机组的1Π3,这

主要与天然气的性质有关,即燃烧相同热值天然气的CO 2排放量低于煤炭,而且天然气机组的发电热

效率又高于所有燃煤机组.循环流化床机组由于其

特有的燃烧方式导致其发电热效率并不低于煤粉机组,然而该类型机组的CO 2排放绩效在所有燃煤机组中最高,这主要与使用燃料的性质有关.2台循环流化床机组使用的燃料均为贫煤,均产自我国西南地区,灰分较高,收到基低位发热量约为普通烟煤的一半(见表2).一般来说,普通煤粉机组并不使用品质较差的煤,而循环流化床机组由于其特有的燃烧方式却可以使用.

由图3可以看出,不同类型煤炭的CO 2排放因

表2　燃煤煤质比较

Table 2　Comparis on of coal characteristics

燃煤类型机组

全水分Π%

w (空气干燥基灰分)Π%w (空气干燥基挥发分)Π%收到基低位发热量Π(MJ Πkg )

烟煤S1U211150161942913723143褐煤S5U432120261202516013116贫煤

S7U1

3122

55128

13171

12197

子(kg ΠT J )也有差异,其中烟煤机组排放因子平均值最低,而褐煤机组排放因子略高于烟煤机组,贫煤机

组排放因子最高.值得注意的是,绝大部分烟煤机组燃用的都是混合煤,这可能与高、低热值的煤掺烧可以达到更好的燃烧效果以及电厂方面的经济考虑有关.综上可知,不同类型煤炭的CO 2排放因子差

别主要是由燃煤的产地和煤质特性所决定的.尽管同类型的机组装机容量基本相同,燃料也相同,但CO 2排放绩效并不完全一致,有些甚至差异很大(见图4),如亚临界机组中S3U1和S3U2机组,二者属于同一发电厂,使用相同类型燃煤,然而二者的排放绩效相差近10%;而2台相同的循环流

3

71

环　境　科　学　研　究第23

卷

图3　不同燃煤类型的CO 2排放因子

Fig .3　CO 2e m issi on fact ors of different coal

化床机组间的差异更加明显,如S7U1机组的排放

绩效比S7U2机组约低70%.这可能与2台机组使用年限及维护质量的差异有关.212　N 2O 排放因子的影响因素

与CO 2排放量相比,发电机组的N 2O 的排放量并不大,但是由于其具有较大的全球增温潜势,所以在计算火电温室气体排放总量时也将N 2O 考虑在内.由图2(d )可知,小机组N 2O 排放绩效高于大机组,这主要是由于N 2O 的生成原理造成的.虽然目

图4　同类型机组的CO 2排放绩效对比

Fig .4　Comparisi on of CO 2e m issi on fact ors fr om sa me category of different units

前对N 2O 燃烧生成原理缺乏统一认识,但是很多研究

[26229]

都认为,N 2O 在低温条件下更易生成.由于

大机组的燃烧效率高于小机组,因此大机组炉膛内的温度更高,较高的炉膛温度抑制了N 2O 的生成,从而导致大机组的N 2O 排放绩效低于小机组.循环流化床机组N 2O 排放绩效显著高于煤粉机组〔见图

2(d )〕,N 2O 排放量比煤粉机组高得多,N 2O 排放量占温室气体排放总量的比例也比煤粉机组高,这主要与该类型机组特有的燃烧方式造成炉膛内温度相对较低有关.实测2台循环流化床机组的N 2O 排放量占温室气体排放总量的比例分别为21147%和11135%,而煤粉机组所占比例只有0159%～4137%.

机组间N 2O 排放因子的差异主要体现在循环流化床机组上.2台循环流化床机组烟气中的

ρ(N 2O )差异显著(P <01001),分别为227108和

106131mg Πm 3

〔φ(O 2)=6%〕,这可能与2台机组空

气过剩系数的不同有关.2台机组的过剩空气系数

分别为1167和1146,对应的φ(O 2)分别为8141%和6165%.空气过剩系数越大,鼓入炉膛内的空气越多,过剩的空气可能会带走一部分热量从而降低炉膛内温度,更有利于N 2O 的生成,对此还需进一步的研究证实.在实测中天然气机组并未检出N 2O ,可认为该类型机组的N 2O 排放量可忽略不计.

3　比较与讨论

在世界范围内火电厂都是温室气体的排放大户,我国作为高速发展的经济体更是如此,因此,准确估算火电温室气体排放意义重大,而确定适合我国的温室气体排放因子则是重中之重.表3中将笔者计算出的排放因子与I PCC 缺省排放因子进行了对比.从表3可以看出,烟煤、褐煤与天然气的CO 2排放因子均在I PCC 缺省排放因子的95%置信区间

4

71

第2期吴晓蔚等:火力发电行业温室气体排放因子测算

内.烟煤排放因子比I PCC缺省排放因子高4%;褐煤排放因子与I PCC缺省排放因子差别较小;贫煤排放因子并不在95%置信区间内,比I PCC缺省排放因子高约1Π3,这主要与该次测量使用的贫煤品质有关.N

2

O排放因子除贫煤外其余均在I PCC缺

省排放因子95%置信区间内.贫煤N

2

O排放因子远高于上限是由于燃用贫煤机组为循环流化床机组的缘故.燃用贫煤时由于循环流化床机组炉膛温度

较低产生大量N

2

O,因此,排放因子只能反映循环流化床机组的排放水平,并不能代表贫煤的排放水平.

天然气CO

2

排放因子与I PCC缺省排放因子相差很

小,测量中2台天然气机组中均未发现N

2

O排放,

而N

2

O的I PCC缺省排放因子也非常小,结合实测

数据认为,天然气机组的N

2

O排放量可忽略不计.

表3　排放因子数据比较Table3　Comparis on of e m issi on fact ors

燃料类型

I PCC(2006年)该研究(2008年)

CO2N2O

排放因子〔(kgΠTJ)〕是否

在95%置信区间内

缺省排放因子Π

(kgΠTJ)

95%置信区间

上限下限

缺省排放因子Π

(kgΠTJ)

95%置信区间

上限下限

CO

2

N

2

O

烟煤9460089500997001150155是是贫煤96100928001000001150155否否褐煤101000909001150001150155是是天然气5610054300583000110103013是否 注:由于循环流化床机组的燃烧特性,其排放因子并不能代表贫煤水平.

4　结论

a.影响CO2排放因子的主要因素有机组装机

容量、燃料类型以及机组使用年限与维护质量.随

着装机容量增大,机组发电热效率提高,CO

2

排放绩

效逐渐降低;不同类型煤炭的CO

2

排放因子不同,

这主要与燃料的性质和产地有关;相同容量机组由

于使用年限和维护质量的不同,CO

2

排放因子也会

有差异甚至产生较大差异.

b.N2O排放因子主要受机组燃烧时炉膛内温

度的影响,小机组燃烧时炉膛内温度低于大机组,因

此其N

2

O排放因子也高于大机组;火电N2O排放主

要来自循环流化床机组,该机组特有的燃烧方式决

定其炉膛内温度较低,该类型机组的N

2

O排放因子

和排放量比煤粉机组大得多;循环流化床机组间

N2O排放因子也会有较大差异,这可能与空气过剩

系数有关,有待进一步的研究证实.

c.将计算出不同类型燃料的排放因子与I PCC

缺省排放因子进行了对比,其中燃用烟煤、褐煤的

CO2和N2O排放因子均在缺省排放因子95%置信

区间内;贫煤的CO

2与N

2

O排放因子不在置信区间

内,这主要与贫煤的产地和性质及循环流化床机组

的燃烧特性有关,有待于进一步的研究.燃用天然气的CO

2

排放因子与I PCC缺省排放因子相差很

小,且未检出N

2

O排放,认为天然气机组的N2O排放量可忽略不计.参考文献(References):

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(责任编辑:孙彩萍)

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