面向靈活性發(fā)電的燃煤機組大氣排放特性分析

董玉亮，袁家海，馬麗榮

（1．華北電力大學(xué)能源動力與機械工程學(xué)院，北京市 昌平區(qū) 102206；2．華北電力大學(xué)新能源和低碳發(fā)展北京市重點實驗室，北京市 昌平區(qū) 102206；3．大唐河北馬頭熱電分公司，河北省 邯鄲市 0 56044）

0 引言

多類型電源互補可在很大程度上平抑新能源電力的強隨機波動性，有利于實現(xiàn)新能源的大規(guī)模并網(wǎng)。在我國電源布局中，具備快速負荷響應(yīng)能力的水電和燃氣/油機組裝機份額較少，在未來很長一段時間內(nèi)仍將以燃煤機組調(diào)峰為主[1-2]。燃煤機組運行靈活性指機組快速變負荷能力、快速啟動能力和深度調(diào)峰能力，通常用升降負荷率、啟動時間和最低運行負荷3個指標(biāo)衡量[3]。隨著新能源電力在電網(wǎng)中占比的不斷擴大，對燃煤機組運行靈活性提出了更高的要求。

當(dāng)前對燃煤機組靈活性的研究主要集中在保證安全運行的前提下提升靈活運行能力方面，包括靈活性調(diào)峰技術(shù)[4]、深度調(diào)峰技術(shù)[5]和供熱機組的熱電解耦技術(shù)[6-7]，而對機組靈活運行的經(jīng)濟性和污染物排放特性研究較少。相關(guān)研究有卡耐基梅隆大學(xué)關(guān)于燃氣輪機大氣排放特性分析[8]，美國可再生能源實驗室的西部風(fēng)能、太陽能集成研究報告[9]和德國各類火電機組的排放特性比較[10]。以上研究都是針對國外火電機組，專門針對國內(nèi)燃煤機組面向靈活性運行的大氣排放特性研究鮮有報道，而國內(nèi)燃煤機組在燃料、燃燒設(shè)備、污染物控制裝置等方面和國外機組存在差異，這些因素將影響到燃煤機組的大氣排放特性。因此，研究國內(nèi)有代表性燃煤機組的大氣排放特性，準(zhǔn)確評估風(fēng)電、太陽能發(fā)電替代煤電的效果，對完善燃煤機組靈活性運行調(diào)度優(yōu)化和相關(guān)補貼政策制定具有重要意義。

1 大氣排放物生成機制及排放因子

1.1 燃煤機組CO2生成機制及排放因子計算方法

燃煤機組運行過程中直接排放的CO2主要包括煤炭燃燒釋放的 CO2和脫硫過程中產(chǎn)生的CO2。影響燃煤電廠 CO2排放量的因素主要有供電煤耗、脫硫劑、廠用電率和煤炭品質(zhì)。

聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會(intergovernmental panel on climate change，IPCC)提供了計算碳排放量的方法，即能源消耗量乘以能源消耗產(chǎn)生的 CO2的系數(shù)最終得出總排放量[11]。此方法適用于一個國家宏觀排放量統(tǒng)計計算，對于一個火電機組而言需要考慮更詳細因素。歐洲環(huán)境署通過監(jiān)測火電項目廢氣排放量及排放密度，最終得到電廠CO2的排放量數(shù)據(jù)[12]，該方法需要電廠擁有完善的煙氣監(jiān)測設(shè)備，成本較高。

本文利用燃煤電廠現(xiàn)有的運行數(shù)據(jù)(供電煤耗、標(biāo)態(tài)干煙氣排放量、原/凈煙氣 SO2濃度)，分別計算出燃燒過程和濕法脫硫過程產(chǎn)生的CO2排放因子，合并得到總的CO2排放因子。

1）煤炭燃燒產(chǎn)生的CO2。

在獲得供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗數(shù)據(jù)的情況下，可以用下面的公式計算燃燒對應(yīng)CO2排放因子：

式中：EIrC為燃燒過程CO2排放因子，g/(kW·h)；為機組供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，g/(kW·h)；Qn為標(biāo)準(zhǔn)低位發(fā)熱量，29 270 kJ/kg；I為《2006 IPCC指南》中提供的碳排放系數(shù)，煙煤取94 600。

2）濕法脫硫產(chǎn)生的CO2。

利用式(2)、(3)計算濕法脫硫?qū)?yīng)的CO2排放因子：

式中：EISC為濕法脫硫產(chǎn)生的 CO2排放因子，g/(kW·h)；理論石灰石耗量，g/h； Pel為機組電功率，kW；Qsnd為標(biāo)態(tài)下干煙氣排放量，m3/h； CS1， CS2分別表示原煙氣SO2濃度和凈煙氣 SO2濃度，mg/m3；Fr為石灰石純度，%；St為設(shè)計鈣硫比，此處取1.03。

1.2 大氣污染物排放因子計算方法

1.2.1 NOx排放因子

在安裝煙氣在線監(jiān)測系統(tǒng)的條件下，凈煙氣NOx排放因子可以按以下公式計算：

1.2.2 SO2排放因子

影響SO2生成的主要因素有煤質(zhì)、燃燒方式、單機容量、負荷等因素。相對于SO2的生成機制和影響因素，從工程角度控制火電廠SO2排放的方法主要有兩大類，一類為燃燒中脫硫技術(shù)，在燃燒過程中控制SO2的生成量；另一類是煙氣脫硫技術(shù)，從煙氣中脫除生成的 SO2，我國燃煤電廠最常用的技術(shù)為石灰石總體濕法脫硫技術(shù)。

凈煙氣SO2排放因子為

式中：2ISOE 為SO2排放因子，g/(kW·h)；2SOC 為凈煙氣SO2濃度，mg/m3。

1.2.3 粉塵排放因子

影響粉塵生成量的因素主要有爐型、煤質(zhì)、負荷等因素，電廠主要采用有靜電除塵技術(shù)及在其基礎(chǔ)上的提效改造技術(shù)，如電袋復(fù)合除塵技術(shù)、濕式電除塵技術(shù)等。

凈煙氣粉塵排放因子可以按以下公式計算：

式中： EIDust為粉塵排放因子，g/(kW·h)； CDust為凈煙氣粉塵濃度，mg/m3。

2 機組運行數(shù)據(jù)及數(shù)據(jù)分析方法

2.1 機組及運行數(shù)據(jù)概況

隨著我國燃煤機組的大型化和可再生能源電力的大量并網(wǎng)，300 MW等級和600 MW等級的燃煤機組成為調(diào)峰主力。本文分別以具有調(diào)峰代表性的亞臨界300 MW和600 MW機組來分析其參與靈活性運行的大氣排放特性。2臺機組均安裝SCR脫硝裝置，分別采用石灰石-石膏濕法脫硫裝置和濕式電除塵器脫除SO2和煙塵。

分別從2臺機組的SIS系統(tǒng)獲得運行歷史數(shù)據(jù)，包括負荷、供電煤耗、原(凈)煙氣污染物濃度、煙氣量等。經(jīng)過數(shù)據(jù)預(yù)處理，得到1 min間隔時間序列。所取數(shù)據(jù)包含了啟動階段、深度調(diào)峰(30%～50%額定負荷)和正常調(diào)峰(50%～100%)的全工況數(shù)據(jù)。2臺機組所取數(shù)據(jù)的功率時間序列如圖1所示。

從圖1看出，在啟動過程2臺機組從帶負荷到50%負荷的升負荷曲線相似，大約都需要200 min。在正常運行工況下該 300 MW 機組大幅度調(diào)峰的頻率遠遠高于600 MW機組。

圖1 機組負荷曲線Fig. 1 Lo ad curve

2.2 基于最小二乘法的數(shù)據(jù)分析方法

為獲得機組各大氣排放因子與機組負荷的關(guān)系，本文采用基于最小二乘的回歸分析方法。

已知若干組歷史數(shù)據(jù)xi，yi(i=0,1,2,…,n)的值，用一個通常的m(＜n)次多項式：

來近似它。

按最小二乘法，有如下公式：

由 xi, yi(i=0,1,2,…,n)，計算出系數(shù) ai( i =0,1,…,m)得到最小二乘法所確定的表達式。

3 大氣排放特性分析

3.1 CO2排放特性

利用公式(1)和(2)計算出2臺機組各自的CO2總排放因子，如圖2所示。

從圖2可以看出，2臺機組CO2排放因子隨負荷的變化規(guī)律基本和供電煤耗隨負荷的變化規(guī)律一致。這主要是由于脫硫產(chǎn)生CO2的排放量相對于燃燒過程產(chǎn)生 CO2量非常小，因而對 CO2排放因子變化規(guī)律的影響也很小。

圖2 機組CO2排放因子分布及擬合曲線Fig. 2 Distribution and fitted curve ofCO2 emissions factor

總體而言，相同負荷率下亞臨界300 MW機組的 CO2排放因子大于 600 MW 機組的排放因子，因此從減小碳排放的角度應(yīng)盡量由 600 MW機組多帶負荷。另外，機組參與深度調(diào)峰時，隨著負荷率減小，CO2排放因子迅速增大。因此，當(dāng)大量風(fēng)電、太陽能發(fā)電接入電網(wǎng)引起部分機組深度調(diào)峰情況下，計算可再生能源產(chǎn)生的CO2減排量時，應(yīng)考慮燃煤機組深度調(diào)峰引起的單位供電量CO2排放量的增加。2臺機組不同負荷率下CO2排放因子的回歸預(yù)測值見表1。

表1 機組供電煤耗和CO2排放因子預(yù)測值Tab. 1 Predicted values of net coal consumption rate and CO2 emission factor

3.2 污染物排放特性

3.2.1 凈煙氣污染物排放因子

圖3—5分別給出2臺機組啟動階段和運行調(diào)峰階段凈煙氣的污染物排放因子隨負荷的變化關(guān)系。可以看出2臺機組的污染物排放因子隨負荷變化規(guī)律總體趨勢一致。

調(diào)峰運行階段，典型負荷率下凈煙氣污染物排放因子回歸預(yù)測值見表2。

可以看出該300 MW和600 MW機組35%負荷時凈煙氣 NOx排放因子比 100%負荷時分別升高約10%和100%，且分別在85%負荷和65%負荷達到最低值。SO2排放因子隨負荷降低略有下降；2臺機組35%負荷時凈煙氣粉塵排放因子比100%負荷時分別升高約55%和40%。

圖3 啟動和調(diào)峰運行階段凈煙氣NOx排放因子Fig. 3 Clean flue gas NOx emissions factor for start-up and peak load regulation

圖4 啟動和調(diào)峰運行階段凈煙氣SO2排放因子Fig. 4 Clean flue gas SO2 emissions factor for start-up and peak load regulation

圖5 啟動和調(diào)峰運行階段凈煙氣粉塵排放因子Fig. 5 Clean flue gas dust emissions factor for start-up and peak load regulation

冷態(tài)啟動階段的污染物排放量較大，一方面點火至并網(wǎng)階段燃料燃燒產(chǎn)生污染物，但不能發(fā)電；另一方面低負荷階段污染物脫除裝置(如脫硝裝置、電除塵裝置)不能很好投入，導(dǎo)致煙氣排放污染物濃度較大。從圖3—5可以看出，凈煙氣NOx和粉塵排放因子都遠大于調(diào)峰運行階段的排放因子，而SO2排放因子較調(diào)峰運行階段則小一些。表3給出整個啟動過程污染物排放累計值。

表2 調(diào)峰運行階段不同負荷率下機組污染物排放因子預(yù)測值Tab. 2 Predicted values of pollutant emission factor under different load rates

可以看出，NOx排放量大致和文獻[9]一致，300 MW 機組啟動過程排放量大約為機組額定工況下運行8 h的排放量，而600 MW機組則可達到額定工況運行13 h的排放量。SO2的排放量則和文獻[9]給出值相差較大，主要是本例中2臺機組都采用了高效的全工況脫硫裝置，啟動過程排放量大約為額定工況運行1.5 h的排放量。而粉塵排放量則大約為額定工況運行42 min的排放量。

因此，當(dāng)機組參與深度調(diào)峰時，應(yīng)重點考慮低負荷下NOx和粉塵排放因子增大的效應(yīng)；當(dāng)機組參與啟停調(diào)峰時，應(yīng)該重點考慮啟動過程NOx排放量對大量可再生能源接入產(chǎn)生減排效應(yīng)的影響。

3.2.2 升降負荷率對原、凈煙氣排放因子的影響

機組靈活性運行一方面體現(xiàn)在調(diào)峰的深度(即能達到的最低負荷)上，另一方面則體現(xiàn)在機組的啟動速度和調(diào)峰運行的負荷變化率上。因此很有必要分析機組不同升降負荷率對原煙氣和凈煙氣污染物排放因子的影響。

1）啟動階段。

圖6 啟動階段NOx排放因子與負荷及升降負荷率的關(guān)系Fig. 6 Relationship between NOx emissions factor, load and ramp rate during start-up

圖7 啟動階段SO2排放因子與負荷及升降負荷率的關(guān)系Fig. 7 Relationship between SO2 emissions factor, load and ramp rate during start-up

圖8 啟動階段粉塵排放因子與負荷及升降負荷率的關(guān)系Fig. 8 Relationship between dust emissions factor, load and ramp rate during start-up

以600 MW機組為例，如圖6—8繪制出了啟動過程機組功率、負荷變化率和污染物排放因子之間的關(guān)系。

可以看出，在啟動階段機組負荷率控制在±4 MW/min范圍內(nèi)。凈煙氣NOx排放因子隨著負荷的升高，先升高后下降，原煙氣NOx排放因子則隨著負荷的升高而下降，但在相同的負荷下NOx排放因子受升降負荷率變化的影響很小。凈煙氣SO2排放因子隨負荷的升高，先升高后降低，原煙氣SO2排放因子隨負荷升高，先降低后升高。同樣，相同負荷下SO2排放因子受升降負荷率變化的影響也很小。凈煙氣、原煙氣的粉塵排放因子都隨負荷的增加而減小，而且相同負荷下，基本不隨升降負荷率的變化而變化。

2）正常調(diào)峰運行。

圖9—11繪制出了調(diào)峰運行過程機組功率、負荷變化率和污染物排放因子之間的關(guān)系。

可以看出，在正常調(diào)峰運行階段該 600 MW機組負荷率控制在±20 MW/min范圍內(nèi)。

凈煙氣、原煙氣NOx排放因子隨著負荷的降低而升高；相同負荷下，原煙氣NOx排放因子隨著升降負荷率的增大而增大，但凈煙氣NOx排放因子受升降負荷率變化的影響很小。

圖9 調(diào)峰運行NOx排放因子與負荷及升降負荷率的關(guān)系Fig. 9 Relationship between NOx emissions factor, load and ramp rate during peak load regulation

圖10 調(diào)峰運行SO2排放因子與負荷及升降負荷率的關(guān)系Fig. 10 Relationship between SO2 emissions factor, load and ramp rate during peak load regulation

圖11 調(diào)峰運行粉塵排放因子與負荷及升降負荷率的關(guān)系Fig. 11 Relationship between dust emissions factor,load and ramp rate during peak load regulation

凈煙氣SO2排放因子隨負荷的降低而減小，而原煙氣SO2排放因子隨負荷的降低，先減小后增大。在相同的負荷下，較高升降負荷率引起凈煙氣SO2排放因子減小，但卻使原煙氣SO2排放因子增大。

凈煙氣、原煙氣的粉塵排放因子都隨負荷的降低先減小后增大；在相同負荷下，較高的升降負荷率對原煙氣粉塵排放因子影響不大，但使得凈煙氣粉塵排放因子增大。

4 結(jié)論

采用燃煤電廠運行歷史數(shù)據(jù)分析了機組以啟停調(diào)峰、正常運行調(diào)峰和深度調(diào)峰3種方式參與靈活性運行時對CO2、NOx、SO2和粉塵大氣排放因子的影響。研究結(jié)果對分析我國大量可再生能源(風(fēng)電和太陽能光伏發(fā)電)接入后，燃煤機組深度調(diào)峰產(chǎn)生的溫室氣體(CO2)減排效應(yīng)、污染物(NOx、SO2、粉塵)減排效應(yīng)以及燃煤機組深度調(diào)峰成本計算具有重要意義。在計算溫室氣體減排效應(yīng)時，應(yīng)考慮風(fēng)電、太陽能發(fā)電接入電網(wǎng)導(dǎo)致燃煤機組深度調(diào)峰引起CO2排放因子的增加；在計算污染物減排效應(yīng)時，應(yīng)考慮燃煤機組啟停調(diào)峰和深度調(diào)峰引起的 NOx和粉塵排放因子的升高；在分析燃煤電廠供電成本時應(yīng)考慮深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰導(dǎo)致原煙氣NOx和粉塵排放濃度升高而引起脫硝和除塵費用的增加，同時還應(yīng)考慮深度調(diào)峰較高負荷變化率導(dǎo)致的原煙氣 NOx、SO2排放因子增大而引起脫硝、脫硫費用的增加。