雙碳目標下燃煤電廠碳計量方法研究進展

王萍萍，趙永椿，張軍營，熊 卓

(華中科技大學 煤燃燒國家重點實驗室，湖北 武漢 430074)

0 引 言

隨著3060雙碳目標的提出，我國大力推動綠色低碳發展，但實現2030年碳達峰、2060年碳中和仍充滿挑戰。2020年我國碳排放總量為10.38 Gt，電力碳排放為3.67 Gt，占比超過總量的1/3，預測未來將達4.5～50.0 Gt[1-3]，由于新能源的發展，燃煤電廠占比有所下降，但2019年燃煤電廠發電仍占總發電量的62%[4-5]。因此準確量化燃煤電廠CO2排放量是我國電力行業實現碳達峰的基石。2021年全國碳排放權交易市場(簡稱碳市場)正式啟動上線交易，電力行業被首個納入碳市場，被納入的重點排放單位超2 000家[6]，電力行業在碳市場的地位舉足輕重，積極推動電力行業率先碳達峰，可為其他領域的碳達峰預留足夠的時間和空間，最終確保我國全領域如期實現碳達峰[7]。

碳排放統計核算是科學制定國家政策、評估考核工作進展、參與國際談判履約等數據依據，《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》和《2030年前碳達峰行動方案》中明確提出統一規范的碳排放統計核算體系是雙碳目標達成的關鍵一環[8]。目前我國規范統一的碳計量技術與歐美等國家先進水平仍存在較大差距，通過研究歐美等國家的溫室氣體管理機制可對我國電力行業碳排放統計核算提供思路[9]。傳統碳核算方法由于排放因子的選取存在較大誤差，統計的核算數據質量有待加強，多數燃煤電廠未安裝CO2在線監測設備，缺少在線監測數據，碳核算體系不完善。保證碳排放數據質量，制定完整的碳數據收集流程，建立完整的碳排放數據庫，探究適合中國燃煤電廠的碳排放監測、報告與核查制度是我國電力行業碳減排的前提，對達成雙碳目標具有重要意義。

1 碳排放核算標準及政策

相比其他標準體系，在碳排放管理領域，國內外相關標準體系有待完善，是今后重點發展方向。由政府間氣候變化專門委員會(簡稱IPCC)制定的《2006 IPCC年國家溫室氣體清單指南》[10](簡稱指南)為目前世界上應用最多的碳計量核算標準，并于2019年修改。2002年國際標準化組織(ISO)成立環境管理技術委員會(TC207)并于2007年成立溫室氣體管理標準化分技術委員會(SC7)，目前已發布標準11項，正在修訂的有6項[11-12]。ISO分別在2006與2013年發布了ISO 14064系列標準和ISO 14067系列標準，大氣質量標準委員會(ISO/TC 146)在2014年發布ISO 19694《固定源排放——確定能量密集型行業的溫室氣體排放》系列標準[12]，目前世界各國也分別進行相關標準體系的建設。

1.1 國外燃煤電廠的碳核算標準及政策

目前，美國火電主要采用在線監測法(CEMS)核算碳排放量，根據官方統計數據顯示，70%左右的火電安裝CEMS(Continuous Emission Monitoring System)設備進行碳排放監測，美國煙囪高度較低，通常將在線監測位點設置在煙囪80 m高處，測點氣態污染物混合均勻，數據代表性較高[13]。對于碳計量相關標準，美國相關技術標準和規范主要在美國聯邦法規(CFR)第60、75和98章節。第40卷第98條規定受酸雨計劃約束(25 MW以上)燃煤機組須按聯邦法典第40卷第75條規定安裝CEMS監測CO2排放量，并進行美國溫室氣體強制性報告(GHGRP)[14-15]，對于其他燃油燃氣電廠和小型燃煤電廠(25 MW以下)可采用傳統的核算法，報告將不同量化方法引入層級(Tier)概念，見表1。不同核算方法分為4個層級，層級間無高低之分。根據美國環保署數據統計，2011—2017年，美國不同發電機組碳核算方法的應用情況如圖1所示，采用CEMS的燃煤電廠數量約占總量的2/3，遠超其他2種核算法，CEMS在美國已成為主流趨勢。

表1 美國強制性報告下燃燒過程CO2量化方法[14-15]

圖1 美國發電機組碳核算方法應用情況Fig.1 Application of carbon accounting methods for generating units in the United States

歐盟目前的碳計量采用核算法和在線監測法并行。由于歐盟大部分燃煤電廠燃燒煤種單一，核算法應用更普遍，歐盟十分重視CEMS發展，制定了一系列法規標準對CEMS進行質量控制。《溫室氣體排放核算及報告條例》(MRG)第3階段(2013—2020年)出臺了《監測及報告條例》(MRR)及《認證及審核條例》，規定CEMS監測數據質量等同核算法數據質量[16]。歐盟碳排放交易體系(EU ETS)法規制度提出要增強核算方法靈活性、提高核算數據質量及提高在線監測法的認可度[17]，對規模超過20 MW的火電機組核算數據采取規范化管理，根據需要選擇核算法或在線監測法，2020年22個歐洲國家約140臺機組采用在線監測法[18]。

為保證CEMS數據質量，在MRG中對參數的不確定度要求也引入層級概念，根據電廠CO2排放量將電廠分為4種，從小到大依次為A1、A2、B和C，A1級數最低，C級數最高，級數越高要求越高，對不同層級數據的不確定度要求[18-20]見表2。

表2 CEMS不確定度等級劃分[9,18-20]

歐盟碳排放交易體系快速發展，碳排放交易體系自2005年開始實施，先后經起步、過渡、發展階段，目前處于長期發展階段。發展期間歐盟CO2排放量明顯減少，超額完成減排指標。2022年6月22日，歐盟議會投票通過了碳邊境調節機制[21](CBAM)，要求進出口的高碳產品繳納或退還相應的稅費或碳稅額，這是歐盟發展碳交易市場的重要一步。

除上述具有代表性的歐美國家，新西蘭也非常重視碳排放，2001年制定了《2002年應對氣候變化法》，2008年成為世界上第2個建立碳交易市場的國家[22]。澳大利亞于2011年通過《清潔能源法案》，2015年正式建立碳排放交易市場，重視溫室氣體核算與報告，環境與能源部專門制定了2套管理信息系統對溫室氣體進行核算[23-24]。日本2009年公布碳足跡標準TS Q0010，對CO2排放量大的企業推出5項措施并立法，2010年推出強制性減排計劃，為碳排放交易市場推行做準備[25]。

2000年后，國內外開始建設溫室氣體核算體系，起步時間較晚，核算體系建設還不完善。2015年簽署《巴黎協定》后，各國加快了相關體系建設步伐，完善碳計量標準體系，為實現低碳發展而努力。

1.2 國內燃煤電廠的碳核算標準及政策

我國碳排放標準及政策需基于我國基本國情，借鑒歐美等發達國家的碳核算標準體系經驗，建設具有中國特色的碳核算標準體系。我國企業的碳排放計量工作最初參照ISO相關標準[26]，國家發展改革委等參考《IPCC指南》核算方法理論，2011年5月發布了《省級溫室氣體清單編制指南》，并于2013年10月發布了《中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南(試行)》，推動了溫室氣體統計核算工作有序進行。2015年我國碳排放統計核算工作步入正軌，首次核算了基于實測法排放因子的中國碳排放總量，并修正了碳排放估計值，我國碳排放核算邁出了重要一步。同年，中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局與中國國家標準化管理委員會聯合發布了GB/T 32150—2015《工業企業溫室氣體排放核算和報告通則》、GB/T 32151.1—2015《溫室氣體排放核算與報告要求 第1部分發電企業》。2022年我國生態環境部對近2 a碳排放量達2.6×104t的發電企業執行《企業溫室氣體排放核算方法與報告指南發電設施(2022年修訂版)》標準，強化數據質量監督管理。與歐美國家相比，我國能源產業結構不同，碳排放量巨大，需制定中國特色的碳核算體系。文獻[27]探討了我國碳排放管理標準體系框架的建立可借鑒三維標準體系框架，根據制度需求和實際工作在每一維度進行分類。以標準性質分類為例，主要分為4層5類，如圖2所示。以核算/評價和報告/核查為標準基礎，了解各大燃煤電廠的排放量范圍，以此為基礎制定最低標準值(基準值)并強制實行，進而給出推薦的先進值，最后給出碳排放技術規范，依次遞進，形成碳排放管理標準體系。

圖2 碳排放管理標準性質分類[27]Fig.2 Property classification of carbon emission management standards[27]

隨著雙碳目標的推進，對碳核算的要求越來越高，基于目前碳計量標準體系，我國各電廠煤質成分不同，普遍存在煤種摻燒現象，基數巨大的碳排放量僅依靠第三方碳核查機構，消耗大量人力物力，且數據質量無法保障，應注重CEMS的發展。我國CEMS剛起步，沒有完整的核查體系，更缺乏衡量其測量數值準確性的標準，無論是從成本方面考慮還是從準確性方面衡量，現階段將CEMS實測法覆蓋發電企業不現實。但我國核算法已有最基本的核算體系與國家標準，可考慮先實現核算法的在線監測，創建核算法的在線監測平臺，為后續搭建實測法在線監測平臺提供基礎。2020年6月，生態環境部公布《生態環境監測規劃綱要(2020—2035年)》[28]提出遵循“核算為主、監測為輔”的原則。國內火電廠已逐步安裝監測CO2的CEMS系統，彌補在線監測法的數據空缺。2020年11月30日，中國標準化協會發布《火力發電企業二氧化碳排放在線監測技術要求》團體標準，2021年12月22日，首個《火電廠煙氣二氧化碳排放連續檢測技術規范》行業標準發布，填補了我國在線監測法標準的空缺。

2 不同碳排放計算方法

截至目前，國際上碳計量方法可基于核算數據的獲取方式、準確度等，簡單分為核算法和在線監測法，在線監測法又稱實測法，目前國際上最常用的核算法是排放因子法和物料衡算法，均可實現碳排放的準確計量。此外，基于燃煤電廠的碳排放特性，生命周期法和模型法也發展迅速。因此，本章將從排放因子法、物料衡算法、實測法、生命周期法和模型法5種方法介紹燃煤電廠碳計量的發展。

2.1 排放因子法

排放因子是表征單位生產或消費活動量的溫室氣體排放系數，如每單位化石燃料燃燒產生的CO2排放量、每單位購入使用電量所對應的CO2排放量等[29]。排放因子法(Emission Factor Method)在指南中進行了詳細介紹，是目前國際上使用最多的碳排放核算方法，為能源活動水平數據、排放因子和燃料碳氧化率的乘積，計算公式為

(1)

其中，E為CO2排放總量，t；AD,i為第i種燃料的消耗量，以熱值形式表示，TJ；EF,i為第i種燃料的排放因子，t/TJ(以CO2計)；OF,i為第i種燃料的碳氧化率，%。排放因子來源較多[30](表3)。指南中根據排放因子不同，分層次共給出3種燃煤電廠CO2排放清單編制方法，從方法1～3精度逐漸增加，具體分級方法如圖3所示。

表3 排放因子來源[30]

圖3 分級方法決策樹[10]Fig.3 Decision tree of hierarchical method[10]

方法1：采用指南提供的排放因子缺省值計算CO2排放量，對于燃煤電廠，指南根據熱值、含碳量、揮發分含量等因素將煤分為煙煤、無煙煤、褐煤等，針對每個煤種給出單位熱值含碳量和排放因子缺省值，默認碳氧化率為100%，無CO產生，全部轉化成CO2。該方法準確性最低，指南中的參考值所有國家均適用，但不精確；方法2：該方法細化到燃料品種、燃燒技術等活動水平數據，采用特定國家排放因子計算碳排放；方法3：具體到廠級數據，采用特定情景下的排放因子核算CO2排放量，如在特定情況下實際測得的排放因子，是對方法2中排放因子的進一步升級。

針對我國燃煤電廠，目前普遍采用GB/T 32151.1—2015《溫室氣體排放核算與報告要求 第1部分發電企業》[31]規定的核算方法，CO2排放總量等于化石燃料燃燒、脫硫碳排放和外購電力碳排放之和，均采用排放因子法，即

E=Ef+Es+Ee，

(2)

(3)

(4)

Ee=AD，eEF，e。

(5)

其中，Ef為化石燃料燃燒碳排放量，t；Es為脫硫過程產生的CO2排放量，t；Ee為企業購入的電力碳排放量，t；CAL,k為第k種脫硫劑中碳酸鹽消耗量，t；EF,k為第k種碳酸鹽的排放因子，t/t(以CO2計)；AD，e為外購電量，MWh；EF，e為區域電網平均供電排放因子，t/MWh(以CO2計)。化石燃料燃燒的排放因子為元素碳含量與碳氧化率的乘積，直接影響碳排放。目前，元素碳含量檢測分為自檢和送檢，從長期發展來看，推薦獲得相關資質的企業自檢。《中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南》[32]給出元素碳含量檢測方法，提出企業每天采集縮分樣品，每月最后一天將該月每天獲得的縮分樣品混合，測量月入爐煤的元素碳含量。對于燃煤機組的碳氧化率可使用實測值或缺省值，對于脫硫產生的碳排放僅在使用鈣法脫硫時考慮。

排放因子法簡單直接，在缺乏準確統計數據的情況下，具有較好的可行性和適用性。聶曦等[33]針對《溫室氣體核算方法與報告核算指南(試行)》缺少企業計量數據來源和頻率問題，指出對于燃煤單位熱值含碳量和碳氧化率首選檢測獲得的數據。索新良等[34]以2臺600 MW燃煤機組為例，利用經驗公式擬合得到燃煤干燥基含碳量，使用排放因子法計算燃料燃燒和脫硫過程產生的CO2，發現燃煤碳排放占全廠碳排放98%以上。蓋志杰等[35]以蒙古自治區燃煤電廠為例，介紹了對活動水平和排放因子的計算與獲取過程，并探究了電廠碳排放量與供電量之間的關系。

排放因子法活動水平的選擇、收集以及排放因子的選取、測算直接影響最終碳排放量，是不確定度的主要來源。針對排放因子本身的計算，JEON等[36]以韓國8個燃煤電廠為研究對象，運用檢測的燃煤熱值、碳氫含量及煙囪煙氣CO2濃度計算對應的排放因子，發現相比IPCC推薦缺省排放因子計算的碳排放量，使用無煙煤和亞煙煤排放因子計算的碳排放量分別高10.8%和1.9%，煙煤低5.5%。LIU等[37]測算了我國燃煤發電過程和水泥生產過程中的碳排放量，發現通過實測計算出的排放因子與IPCC推薦排放因子的比值為0.6∶1.0，說明排放因子的缺省值與實測值差別較大。針對排放因子及活動水平對碳排放量的影響。吳曉蔚等[38]計算了某火電廠CO2排放量，并將其與套用IPCC計算所得溫室氣體排放量進行對比，發現偏差達7.5%。王小龍等[39]基于A、B兩電廠運行數據，研究了排放因子的單位熱值含碳量和碳氧化率對碳排放量的定量影響，發現二者對碳排放量最終影響分別為2%～10%和0.06%。朱德臣[40]采用56家發電企業的431組數據，分別計算基于實際檢測元素碳含量得到的單位熱值含碳量與缺省值對應的碳排放量，發現接近50%企業采用缺省值計算的碳排放量更高，會增加碳排放權交易的損失。孫建衛等[41]結合IPCC國家溫室氣體清單方法，利用因素分解法計算中國2005年碳排放強度為1.905 Gt，該結論高于其他學者計算結果，如魏一鳴等[42]和劉強等[43]對中國碳排放總量的核算結果分別為1.37 Gt和1.505 Gt。文獻[37]也指出其他數據選擇相同時，由于不同研究機構給出的排放因子之間存在差異，導致計算結果最大相對偏差可達40%。

綜上所述，排放因子法流程較簡單，但我國煤炭種類及發電技術水平與國外相比存在差異，使用缺省的排放因子數據，不一定能反映中國燃煤電廠CO2排放量的真實數據，應結合國情建立國家溫室氣體排放因子數據庫，統籌推進各行業各類設施的排放因子測算，提高精準度，建立數據庫常態化、規范化更新機制，為碳排放核算提供基礎數據支撐。

2.2 物料衡算法

物料衡算法(MaterialBalance Algorithms)為質量平衡，規定系統邊界后，進入系統的物質投入量等于離開系統的物質產出量，計算公式為

∑Gin=∑Gpro+∑Gout，

(6)

式中，Gin為投入物料總和，t；Gpro為所得產品量總和，t；Gout為物料和產品流失量總和，t。

燃煤電廠物料衡算法主要是碳平衡的運用，基于煤炭、飛灰和爐渣含碳量等數據，計算碳排放量。李進等[44]分析了燃煤電廠內部的碳流通過程，從燃料消耗和脫硫劑消耗量出發，基于碳平衡關系，建立燃煤過程和脫硫過程的CO2排放量計算模型，并以單位發電量的碳排放量為碳排放強度，比較機組間排放水平。但模型較簡單，計算數據的獲取及結果存在誤差，未考慮廠用電系統對機組碳排放量的影響。段升飛[45]采用碳平衡法，假定燃料燃燒全部轉化為CO、CO2、總碳氫(THC)和顆粒物中的碳，定義不完全燃燒系數，計算CO2排放因子。譚超[46]在100%碳氧化率、無爐渣飛灰含碳量下的碳氧化率以及實測碳氧化率3種情形下，使用碳平衡法計算某電廠碳排放量，利用碳平衡法計算結果對排放因子和碳氧化率進行折算，結果表明碳平衡法最接近電廠實際排放情況，但計算精度很大程度上取決于電廠煤耗量及相關數據準確性。蔡宇等[47]基于燃煤電廠的煤質日報和經濟日報等數據，根據能量守恒，建立以供電煤耗為基礎的碳排放率計算模型，實際應用發現計算結果與IPCC缺省排放因子法的相對誤差達27%～35%，并指出燃煤中氫含量是2種計算方法結果差異的重要原因，但模型未考慮脫硫過程的碳排放量。文獻[48]基于碳平衡法，以煤粉鍋爐機組和循環流化床鍋爐機組為研究對象，將化石燃料燃燒碳排放、脫硫碳排放和外購電力碳排放為碳排放核算邊界，具體碳流通如圖4所示。建立供電碳排放強度計算模型，探究發電機組的運行狀態和每個組成部分對供電碳排放強度的影響，效果較好。

圖4 燃煤電廠碳流通[48]Fig.4 Carbon circulation in coal-fired power plants[48]

物料衡算法是核算法中相對準確的核算方法，但需收集大量數據，碳排放數據完整時，可考慮物料衡算法。

2.3 實測法

實測法(Measure Method)是通過連續排放監測系統(CEMS)，直接測量排放氣體的流量、流速和濃度等參數計算氣體排放總量的計算方法[13]，計算公式與表1一致。

歐美國家實測法發展成熟，具有較完整的碳數據庫，并利用所測數據開展研究。SCHIVLEY等[49]根據電力部門CEMS歷史監測數據，對2001—2017年美國各地區年度、季度、月度碳排放強度進行核算，指出由于新能源發電占比增加，在統計期間美國CO2排放強度降低了30%左右。在我國，朱曉睿[50]分析了可調諧半導體激光吸收光譜(TDLAS)檢測CO2排放的優勢及應用到燃煤電廠上的可能性，對比研究了幾種吸收光譜基線擬合方法，分析其在工業現場環境下的適用性，并通過模擬實際檢測環境進行測量試驗，分析影響CO2濃度檢測精度的主要因素。李崢輝等[51]開發了一套適用于燃煤電廠的碳排放量在線監測系統，按照取樣、數據預處理、再測量的技術路線，實現碳排放速率實時測量和排放總量統計。

燃煤電廠煙氣采樣方式有抽取采樣法和直接測量法，國內電廠主要使用直接測量法。直接測量法又分為點測量和線測量2種。點測量是將傳感器安裝在探頭端部，探頭直接插入煙道內測量CO2濃度；線測量是將傳感器和探頭直接安裝在煙道或煙囪上，再利用光譜分析技術或激光技術對被測物進行長距離直線型在線測量。調研發現，實測法的煙氣流量檢測設備精度及抽取煙氣位置不同，會導致CEMS測量誤差偏差達30%[52]。文獻[46]計算了某安裝煙氣檢測系統的燃煤發電機組碳排放量，發現實測法的測量結果穩定性差、數值跨度大，部分測量數據遠高于碳平衡法等計算法的結果，這是由于煙道或煙囪中流場分布不均使測量的煙氣流量和流速存在較大誤差。因此對固定排放源較少的火電行業，探究煙道和煙囪內不同工況下氣體截面流場的均勻性，確定有代表性的測量位點，可大幅提高實測法的測量精度，進而優化碳核算方法。目前也有不少學者對煙道和煙囪流場進行研究。王彤等[53]針對核電廠氣態放射性物質在管道或煙囪氣體流場中分布不均勻問題，以電廠改造前、后煙囪取樣系統布置處的氣體流場作為研究對象，運用流體動力學(CFD)方法對煙囪氣體取樣，并進行數值模擬計算，通過分析平均氣旋角、速度分布、示蹤氣體分布、示蹤氣體最大濃度偏差和示蹤氣溶膠分布等指標，判定核電廠煙囪取樣處氣體流場的混合均勻情況，最終確定改造后的煙囪高度取樣符合標準要求。KANG等[54]基于煙氣流速研究，將GUM和蒙特卡洛方法應用于能源發電廠的現場煙囪，用皮托管測量煙囪氣體流量，估計CEMS碳排放的不確定度。發現皮托管測量體積氣體流量的相對擴展不確定度為3.81%，與蒙特卡洛方法不確定度評定結果相近，誤差僅為0.05%。楊光俊等[55]建立煙塔合一和煙囪的數值模型，研究了氣態污染物濃度場和固態顆粒污染物運動軌跡。石巖[56]以某燃煤電廠尾部煙道為研究對象，運用數值模擬方法，對鍋爐尾部煙道空預器出口到引風機入口段煙道及主要零部件分別進行流場和濃度場分布優化設計，并分析優化前后磨損特性，提出防磨建議，為燃煤電廠鍋爐尾部煙道設計和優化提供重要依據。

目前中國燃煤電廠安裝的在線監測系統多用于NOx監測，專門用于CO2監測的在線監測系統較少，維修安裝CO2在線監測模塊成本較高，準確性受檢測設備精度和穩定性限制，目前擁有完整的CO2在線監測系統的電廠較少。我國電廠摻燒現象嚴重，實測法的監測結果理論上優于核算法，在雙碳目標下，國家正以火電企業為示范大力發展實測法，未來電廠的實測法將進入快速發展階段。

上述3種方法是目前燃煤電廠進行碳排放核算的常用方法，其優缺點、適用對象見表4。

表4 3種核算方法對比

2.4 其他方法

生命周期法(Life Cycle Method)是對一個產品系統的生命周期中輸入、輸出及其潛在環境影響的匯編和評價[57]，該定義由ISO提出，目前被廣泛接受。燃煤電廠碳排放源主要來源于生產準備階段、生產階段和廢物處理階段[48](圖5)。3種核算方法主要集中在燃煤電廠的生產階段，相比常用傳統方法，生命周期法可盡可能囊括燃煤電廠的碳排放源，核算邊界更廣。夏德建等[58-60]先后建立了基于生命周期分析的中國煤炭能源鏈碳排放計算模型，前者應用情景分析法，對燃煤電廠各環節建立煤電鏈生命周期碳排放計量模型，計量得到煤電鏈不同情境下碳排放，同期，對燃煤發電環節進行定量分析，得到CO2排放量為840.19 g/kWh。后者對溫室氣體排放來源及規模進行比較，發現燃煤電廠CO2排放量為990.72 g/kWh。CHANG等[61]根據全生命周期理論，研究燃煤在開采分選階段的溫室氣體排放情況，給出采煤和選煤過程中原煤損失率、電能消耗對應的CO2排放因子。文獻[62]考慮到我國產煤地區與燃煤電廠距離較遠，運輸過程碳排放量較大，因此在CO2排放邊界中加入原煤從開采到運輸至電廠燃燒過程中的直接或間接碳排放源，建立燃煤電廠全生命周期CO2排放量計算模型。張莉[63]運用生命周期法對超低碳排放燃煤電廠的碳排放進行估算，核算內容包括煤的獲取和運輸過程、電力生產過程以及廢棄物處理過程。研究發現整個電廠平均CO2排放因子為786 g/kWh，明顯低于我國燃煤電廠CO2排放因子平均值。同時用生命周期評價法將應用超低碳排放技術的電廠與應用CO2捕集與封存技術(CCS)的電廠進行比較，對碳減排效果做出評價。燃煤電廠包含多個系統，系統之間還存在耦合現象，易漏算或重復計算碳排放量，生命周期法可全面核算整個電廠的碳排放，但計算電廠外各過程碳排放量時采用的是排放因子缺省值[64]，因此計算的碳排放量核算范圍全面但不精確，多數情況下用于碳排放量的估算。

圖5 燃煤電廠不同生產階段的碳排放源[48]Fig.5 Carbon emission sources in different production stages of coal-fired power plants[48]

模型法(Model Method)是基于能源輸入產出、技術類型等因素進行建模，關于碳排放模型有IPAT/Kaya恒等式、STIRPAT模型、對數平均迪氏指數法(LMDI)、廣義迪氏指數分解法(GDIM)、經濟-能源-環境-一般均衡模型等[65]，這些模型可根據實際場景分析影響碳排放的主要因素，可估算人類活動等對碳排放的影響，將經濟、政策和人口等因素與人類活動產生的碳排放相關聯，根據核算邊界不同，可預測全球、國家或某區域的碳排放量[66-70]，多用于宏觀預測，具體到單個電廠的碳排放，應用較少。隨著計算機技術快速發展，基于機器學習的模型被廣泛應用于燃煤電廠，選取影響碳排放的主要因素作為模型輸入，以碳排放量作為模型輸出，選取合適的模型可實現燃煤電廠的碳排放預測，有利于國家及時了解電廠碳排放發展趨勢并制定相應的減排政策。孟欣欣[71]以煤質參數和配風量為輸入，以CO2排放量為輸出，選用某燃煤電廠提供的150組樣本數據，通過最小二乘支持向量機進行訓練，獲得輸入量與輸出量之間的關系模型。最后，選用20組數據進行驗證，結果顯示預測數學模型結果與實際值最大偏差為9.86%。米國芳等[72]使用帶有周期性殘差修正功能的改進GM(1,1)模型，對我國2011—2013年火電企業的CO2排放量進行預測。除直接利用模型法進行碳排放預測外，也可采用模型法對碳排放計算過程中的關鍵參數進行預測，如通過易獲得的工業分析數據計算元素碳含量，可降低檢測成本并克服某些電廠核心數據缺失的問題。文孝強等[73]以工業分析數據為輸入、元素碳含量為輸出，利用偏最小二乘回歸算法，得到輸入輸出的預測方程式，并對模型進行檢驗，結果表明模型平均相對誤差為6.12%。許巧玲等[74]同樣以工業分析數據為輸入，采用蟻群算法與支持向量機結合的方法對某工業鍋爐碳元素含量進行預測，結合鍋爐基本參數、運行參數及煤耗量得到CO2排放量計算公式，與傳統多元線性回歸預測方法比較，結果顯示預測平均誤差為0.64%，優于傳統回歸方法。衛冬麗[75]利用Matlab采用BP神經網絡方法，以工業分析數據為輸入、以元素碳含量為輸出，建立基于元素碳含量碳排放模型計算燃煤電廠碳排放，得到的最終預測值相對誤差絕對值為0.602%，并以某電廠為例，進行了準確性驗證。

生命周期法和模型法常與排放因子法、物料衡算法結合使用。我國燃煤電廠數量巨大，規模不同，部分電廠無法給出完整的碳排放計量所需數據，如元素碳檢測送檢成本高、自檢需檢測資質等問題使部分電廠缺少元素碳檢測數值；核算范圍有時存在局限性，對于煤耗大、煤炭產地較遠的電廠，煤開采及運輸產生的碳排放量較大，應計入碳核算范圍。生命周期法和模型法的加入會在一定程度上提高碳排放核算的準確性。

綜上所述，燃煤電廠核算過程中，根據實際要求可選擇不同的核算方法。如僅考慮化石燃料燃燒碳排放、脫硫碳排放和外購電力碳排放時，排放因子法、物料衡算法和實測法可相對準確計算碳排放。排放因子法過程簡單，但誤差較大，具有詳細碳排放數據時可采用物料衡算法或實際計算的排放因子計算碳排放，提高精確度；若電廠具備CO2在線監測裝置和相應數據質量保證措施，應優先考慮實測法；當考慮電力生產階段的上下游碳排放時，可應用生命周期法擴大核算邊界；具備電廠運行數據和基本數據時，可采用模型法直接預測碳排放量或預測關鍵碳排放數據——元素碳含量。

3 核算法與實測法數據對比

從國際上看，核算法與實測法在歐美等發達國家皆有較成熟的應用，均有較完整的核算法和CEMS碳排放數據庫，有學者分析了2種方法所得碳排放數據的差距。ACKERMAN等[76]基于美國能源信息署(EIA)數據庫和美國環境保護署(eGRID)2個數據庫的碳排放數據，運用核算法和實測法分別計算了美國連續CO2排放量，結果發現電廠總排放量(電力加上有用的熱輸出)方面相差3.5%，發電方面僅相差2.3%。然而，細化到單個發電廠排放估算值時，平均絕對差較大，分別為16.9%和25.3%(圖6)。QUICK[77]選取EIA和清潔空氣市場部門(CAMD)的210家發電企業為研究對象，分析了核算法和在線監測法的差異。BORTHWICK等[78]和GURNEY等[79]研究了美國各數據庫的排放數據差異，討論了數據差異對政府制定相關政策的影響。

圖6 EIA與eGRID數據庫計算差距[76]Fig.6 Calculation gap between EIA and eGRID database[76]

針對單個電廠的數據差異，文獻[38]利用紅外氣體分析儀直接監測我國30臺具有代表性的火力發電機組CO2排放，結果表明，直接監測獲取的折算排放因子比IPCC缺省值高。段志潔等[80]以600 MW超超臨界火力發電機組為試點，首次安裝中國溫室氣體在線檢測系統，對比了排放因子法、物料衡算法和CEMS三種測量法的數據，發現直接監測法數值波動大，且高于排放因子法計算結果。張海濱等[81]使用煙氣分析儀等儀器直接監測CO2濃度、CO濃度、煙氣流速等計算CO2排放，結果表明，相比排放因子法，直接監測法計算結果準確且數值更小。張欽等[82]對比了北京市3家電廠的有效核算法數據和在線監測數據，對在線監測法中不合格和缺少的數據進行替代，采用相對差距衡量對比(式(7))，計算結果如圖7所示，與學者基于發達國家大量企業數據得到的分析結果基本一致。

(7)

式中，IRD,j為第j個電廠核算法與在線監測法數據相對差距，%；ECEMS,j為第j個電廠在線監測法所得CO2排放量，t；EETS,j為第j個電廠核算法所得CO2排放量，t。

圖7 在線監測法和排放因子法碳排放數據的一致度[82]Fig.7 Consistency of carbon emission data obtained by online monitoring method and emission factor method[82]

針對不同監測方法不確定度水平及來源分析，LEE等[83]以某燃燒煙煤電廠為例，核算法測得的碳排放量比CEMS低12.27%，IPCC默認的凈熱值是核算法不確定度的主要來源，煙氣體積流量測量是CEMS不確定度的主要來源。QUICK等[84]認為，CEMS測量碳排放數據的不確定度范圍低于核算法，相比之下煙氣濃度測量較可靠。

在線監測法可直接測量煙氣中CO2濃度和流量，在保證監測位點具有代表性的前提下，碳計量數據的準確性高于核算法，且可實時更新，中間過程少，操作簡單。尤其在燃煤電廠存在嚴重摻燒現象時，核算法會產生較大誤差。

4 結語與展望

論述了歐美等發達國家的碳排放計量發展現狀，綜述了燃煤電廠常用的排放因子法、物料衡算法和實測法，總結了優缺點和適用范圍。介紹了生命周期法和模型法，彌補了電廠核算范圍不全和關鍵碳排放核算數據缺失問題。最后論述了核算法和實測法數據對比現狀，闡明核算法和實測法的誤差來源。相比其他標準體系，國內外在碳排放管理領域的相關標準體系有待完善。歐美等發達國家發展較早，初步形成了各自的碳計量體系。我國尚缺少完整的碳計量體系，實測法處于初步發展階段，缺少完整的碳核算數據庫，標準及政策有待完善。近年來，隨著我國碳計量體系的發展，我國逐步實現“核算為主，監測為輔”的碳排放核算方法。針對國際上流行的碳計量方法，排放因子法應用范圍最廣，計算過程較簡單，但若直接運用IPCC指南的排放因子缺省值計算我國燃煤電廠碳排放，誤差較大；物料衡算法應用較多，利用碳平衡計算燃煤電廠碳排放量，計算中間過程較多，需要完整數據才可獲得準確的碳排放量；實測法與其他計算方法不同，可直接測量煙氣中CO2濃度與煙氣流量，理論上可獲得更準確的碳排放數值，在我國政策推動下有望快速發展；生命周期法可加入電力生產階段的上下游碳排放，故可以擴大核算邊界；模型法可直接預測碳排放量或預測關鍵碳排放數據——元素碳含量，彌補關鍵核算數據缺失問題。這5種方法可根據獲取核算數據的方法不同分為實測法和核算法2類，通過對比發現核算法的主要誤差來源為排放因子和凈熱值等數值的選取和測量，實測法的主要誤差來源為煙氣流量和CO2濃度的測量，但實測法一般優于核算法。我國火電廠煤種混燒較為普遍，因此，加快實測法的發展是未來發展趨勢。

我國是煤炭大國，火電行業是目前碳排放主要來源。在雙碳目標下，實現煤炭資源清潔高效利用，制定碳減排政策，減少CO2等溫室氣體排放是我國燃煤電廠亟待解決的問題。碳排放統計核算是科學制定國家政策、評估考核工作進展的數據依據，是燃煤電廠實現雙碳目標的基石。因此，需加強以下研究：① 我國火電行業須加快碳計量方法發展和碳數據庫完善，促進我國碳交易市場的發展，構建完整的碳計量方法標準體系；② 深入探究核算方法的不確定來源，優化核算法和在線監測法；③ 基于全流程碳平衡原理，探究核算法與在線監測法之間的耦合關系，建立數據對比方法，提高碳排放核算數據的準確性；④ 制定相關政策法規制度，規范電廠碳計量方法流程，保證碳排放數據質量，形成中國特色的統一規范的燃煤電廠碳排放統計核算體系，為碳達峰碳中和工作提供全面、科學、可靠的數據支持。