特高壓配套外送電源碳排放水平研究

馬學禮，洪 倩，王笑飛，師 婧

(1.中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司，陜西 西安 710075；2.國網經濟技術研究院有限公司，北京 102209；3. 西安交通大學，陜西 西安 710049)

0 引言

近年來由于人類活動造成的不斷增強的溫室效應和全球變暖已受到全社會的關注，減少CO2排放被認為是減緩全球變暖的根本途徑。我國碳排放量躍居全球之首，無論從國際應對氣候變化需要，還是從自身可持續發展戰略實施， CO2控制和減排都已責無旁貸[1-4]。

根據《中華人民共和國氣候變化第三次國家信息通報》及相關研究[5-7]，能源活動燃料燃燒為我國CO2排放的主要來源。有研究表明，電力行業CO2排放量占比達40%左右[3,8-12]。受資源稟賦、能源結構等諸多因素影響，燃煤發電作為我國當前的主導能源，2018年裝機占比達53.07%，消耗煤炭總量的50%以上。因此，為實現減排目標，《電力發展“十三五”規劃》已明確要求煤電機組CO2排放強度下降到865 g/kWh左右。

為提高陜北煤電基地電能外送及新能源消納能力，有效引導電源合理布局，促進陜北革命老區經濟持續健康發展，同時滿足華中地區電力負荷增長需要，國家發改委于2019年1月核準建設陜北某特高壓直流輸電工程。工程輸送容量8 000 MW，擬配套燃煤發電項目7 960 MW，打捆配套風電、光伏新能源項目6 000 MW。為使決策機構和企業科學了解該工程外送電源碳排放水平，本文根據相關計算準則，對配套電源設計階段碳排放強度進行計算和分析。

1 研究對象

研究對象為陜北某特高壓直流輸電工程配套的5個煤電項目，即5個研究對象，共計7 960 MW，如表1所示。因配套的6 000 MW新能源項目具有CO2減排特點，故作為整體分析減排效益，不再單獨計算。

表1 配套煤電項目統計

2 研究方法

2.1 計算邊界

根據《中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南(試行)》，計算邊界主要包括化石燃料燃燒產生的CO2排放、脫硫過程的CO2排放、凈購入使用電力產生的CO2排放，廠界內生活耗能導致的排放不在核算范圍內。

各研究對象均處于設計階段，凈購入使用電力、車輛等移動源燃油消耗均無法測算，且根據蓋志杰等[13-15]研究結果，電廠CO2排放主要來自化石燃料燃燒和脫硫過程，僅燃煤消耗產生的CO2排放占比達99%以上，本文的計算邊界主要考慮化石燃料(鍋爐燃煤、鍋爐點火輔助燃油)燃燒產生的CO2排放、脫硫過程的CO2排放。

2.2 計算方法

各研究對象計算邊界內CO2排放總量Ei為：

式中：ERi為研究對象i化石燃料燃燒產生的CO2排放量，t；ESi為研究對象i脫硫過程產生的CO2排放量，t。

2.2.1 化石燃料燃燒產生的CO2排放

研究對象i化石燃料燃燒產生CO2排放量ER為

式中：ADij為研究對象i第j種化石燃料的活動水平，TJ(以熱值表示)；EFij為研究對象i第j種化石燃料的排放因子，t/TJ；j為化石燃料種類，包括鍋爐燃煤、鍋爐點火輔助燃油，即j=1，2。

研究對象i第j種化石燃料的活動水平ADij為

式中：FCij為研究對象i第j種化石燃料消耗量，t；NCVij為研究對象i第j種化石燃料平均低位發熱量，kJ/kg。

研究對象i第j種化石燃料的排放因子EFij為

式中：CCij為研究對象i第j種化石燃料的單位熱值含碳量，t/TJ，燃油的單位熱值含碳量根據《省級溫室氣體清單編制指南(試行)》取值，燃煤的單位熱值含碳量按式(5)計算；OFij為研究對象i第j種化石燃料的碳氧化率，%，燃煤、燃油均根據《省級溫室氣體清單編制指南(試行)》取值；44/12為CO2與碳的分子量之比。

式中：CC煤為燃煤的單位熱值含碳量，t/TJ，C煤為燃煤的元素碳含量，%；NCV煤為燃煤的平均低位發熱量，kJ/kg。

2.2.2 脫硫過程的CO2排放

各研究對象均采用石灰石—石膏濕法脫硫，脫硫劑為石灰石，主要成分為CaCO3，脫硫過程的CO2排放ES為：

式中：Bi為研究對象i的石灰石消耗量，t；Ii為研究對象i石灰石中CaCO3含量，%；EF為完全轉化時脫硫過程排放因子，取0.44；TR為脫硫過程轉化率，根據《中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南(試行)》取值。

2.2.3 CO2排放強度

CO2排放強度為生產或供給單位電力的CO2排放量。各研究對象的發電或供電CO2排放強度為：

式中：SFi、SGi分別為研究對象i的發電、供電CO2排放強度，g/kWh；Qi為研究對象i的發電量，MWh；ηi為研究對象i的廠用電率，%。

陜北某特高壓直流送端配套燃煤電源的整體發電或供電CO2排放強度為：

式中：SF、SG分別為配套燃煤電源的整體發電、供電CO2排放強度，g/kWh。

陜北某特高壓直流實現煤電與新能源打捆外送時，送端配套電源的CO2排放強度為：

式中：α為燃煤電源在整個直流工程輸送容量8 000 MW中所占比例，αmax= 0.995。

3 設計參數及計算

3.1 設計參數

各研究對象化石燃料燃燒主要指鍋爐燃煤，部分鍋爐點火輔助燃油采用0號輕柴油，部分采用等離子點火技術，無輔助燃油。各研究對象化石燃料燃燒設計參數如表2所示。各研究對象脫硫設計參數如表3所示。各研究對象其他設計參數如表4所示。

表2 化石燃料燃燒設計參數

表3 脫硫劑參數

表4 其他設計參數

3.2 計算結果

3.2.1 化石燃料燃燒計算結果

根據式(2)～式(5)，計算出各研究對象單位熱值含碳量CC、鍋爐燃煤及鍋爐點火輔助燃油產生的CO2排放量ERi如表5所示。

表5 化石燃料燃燒CO2計算結果

3.2.2 脫硫過程計算結果

根據式(6)計算出各研究對象脫硫過程產生的CO2排放量ESi如表6所示。

表6 脫硫過程CO2計算結果

3.2.3 CO2排放強度計算結果

根據式(1)、式(7)～(10)及表5、表6，計算出各研究對象CO2排放總量見表7，排放強度見圖1。

表7 CO2排放總量

圖1 CO2排放強度

在該特高壓直流工程送端配套煤電項目CO2排放總量中，化石燃料燃燒貢獻率達99%以上，而脫硫過程等貢獻率不足1%。在采用高效超超臨界機組后，機組熱效率提高，單個配套燃煤電源最大發電、供電CO2排放強度均遠低于《電力發展“十三五”規劃》中的865 g/kWh限值指標，且1 000 MW容量機組排放水平顯著低于660 MW機組。660 MW機組最大發電、供電CO2排放強度分別為788.69 g/kWh、828.46 g/kWh，1 000 MW機組最大發電、供電CO2排 放 強 度 分 別 為749.74 g/kWh、782.45g/kWh，送端配套燃煤電源整體發電、供電CO2排放強度分別為763 g/kWh、798 g/kWh。

為提高該特高壓直流輸電工程受端所處省份的非水可再生能源消納比例，該直流工程實現火電與新能源打捆外送，一方面需通過增加新能源裝機，盡量提高輸電通道中新能源電量的比重；另外為保證工程供電質量及效益，需將煤電年利用小時數和新能源棄電率控制在合理區間，對煤電、新能源電源輸送電量確定合適的比例。根據該特高壓直流輸電工程配套電源建設規劃提出的煤電與新能源輸送電量比值，計算出整個直流工程的CO2排放強度見圖2。計算中整個直流工程輸電通道年利用小時數按5 500 h考慮，輸送容量取設計值8 000 MW。

圖2 不同輸電方案下的CO2排放強度

從圖2中可以看出，該特高壓直流輸電工程實施火電與新能源打捆外送，直接降低了送端電源的CO2排放水平。當燃煤電源供電比例從0.995降低至0.7時，直流工程單位輸電CO2排放強度從794.08 g/kWh降低至558.65 g/kWh，遠低于《電力發展“十三五”規劃》中的865 g/kWh限值指標，年減少CO2近1 000萬t，減排效益顯著。

4 結語

特高壓輸電工程實施火電與新能源打捆外送，不僅擴大了送端省份的新能源消納能力及范圍，提高了受端的非水可再生能源消納比例，還直接降低了送端電源的CO2排放水平，真正踐行了清潔低碳、綠色環保的設計理念。當燃煤電源供電比例從0.995降低至0.7時，單位輸電CO2排放強度大大降低，年減少CO2排放近1 000萬t。

該直流工程送端配套燃煤電源均采用高效超超臨界機組選型，機組熱效率提高，單位發電、供電標準煤耗降低。不同機組之間受機組熱效率、廠用電率、燃煤品質等影響，CO2排放強度有所差異，且隨著單臺機組容量的增加，CO2排放強度顯著降低，主要原因在于大容量機組的熱效率相對較高，單位供電或發電標準煤耗相對較低，故CO2排放相對較低。

隨著國家清潔低碳、安全高效的現代電力工業體系的構建，遠距離、大容量配套新能源電力外送已成為轉變能源資源配置的一項重要途徑，本研究為此類項目核算CO2排放及評估節能減排效益提供參考。