电厂温室气体排放核算及问题分析

摘要：火力发电是山西省温室气体排放的主要行业，开展电厂碳盘查、推进企业温室气体排放核算工作，既是企业碳资产管理必不可少的步骤，也是企业降低相关政策风险的关键环节。研究采用《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》核算了典型燃煤电厂的温室气体排放情况，梳理和探讨了现有核算方法和企业报告时存在的问题及困难，提出了解决问题的建议和对策。

关键词：电厂;温室气体;核算

0 引言

火力发电企业是中国温室气体排放的主要来源之一[1]，也是未来控制温室气体排放的关键行业。企业要控制温室气体排放，首先要量化自身温室气体排放，即进行碳盘查或温室气体核算。开展电力企业碳盘查工作，是企业了解和控制自身碳排放、有效经营和管理企业碳资产、预防或降低政策风险冲击的必备工作[2]，是政府部门推进温室气体排放数据企业直报制度、构建温室气体排放核算工作体系的重要环节。

为推进企业温室气体气体排放数据制度建设，构建温室气体排放核算工作体系，国家发改委于2013制定了《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》，为电力企业碳盘查提供了原则性的核算方法。实际中，由于电厂组织形式千差万别、工艺类型多种多样、企业管理水平参差不齐，电厂碳盘查需要根据实际情况做出灵活处理。

本研究通过对典型燃煤电厂的碳盘查，梳理和总结了实际盘查中存在的问题和可能的解决途径，供相关企业和部门参考。

1 企业基本情况介绍

案例电厂现有一期、二期共4台机组，其中一期工程建设规模为2×50 MW机组(1#、2#机组)，二期工程建设规模为2×300 MW机组(3#、4#机组)。电厂使用发热量低于12 500 kJ/kg左右的煤矸石、中煤等劣质燃料发电。

电厂发电机组采用炉内协同脱硫工艺，无炉后烟气脱硫装置。脱硫剂为石灰石粉，脱硫剂存在超前、炉前等多点、多途径加入方式。其中一期两台机组采用了煤泥压球(与脱硫剂混合)工艺提高脱硫效率。

电厂下属有控股水泥生产子公司，利用电厂的粉煤灰进行水泥生产;其生产场地和设施均位于电厂内部，生产用电也直接从发电厂调入。

另外，电厂采用附近市政污水处理厂的再生水作为水源。电厂为该污水处理厂的运营方，由电厂委派再生水处理中心(公司职能部门)实际运营操作。

2 问题及解决对策

2.1 法人边界与营运控制权的现实冲突

《指南》中提出报告主体是具有温室气体排放行为并应核算和报告的法人企业或视同法人的独立核算单位。本案例中的污水处理厂和控股水泥公司都属于独立法人单位，但污水处理厂日常运营由该电厂完全控制，控股水泥公司除由电厂运营外，设施还位于厂界内;此外水泥厂和污水处理厂的用能管理也并非完全独立，二者均可以视为电厂水处理和固体废物处理设施。若完全按照独立法人核算，存在增加核算工作量和增加核算工作整体不确定性的可能。

因此，建议按照实际情况，对现有3家公司的温室气体排放统一核算。这样划分核算边界，有利于核算完整性，降低温室气体排放核算的不确定性。在企业温室气体核算的初期，有助于扩大企业核算和直报工作的影响面。

2.2 能源范畴的改变与企业能源统计不一致

案例企业入炉燃料以低热值煤矸石为主，当入厂煤矸石热值较高时，对锅炉运行有一定的不良影响，因此会在入炉前掺加石粉等降低入炉煤的热值。但在能源统计时，企业会定期扣除石粉的煤矸石量作为入炉煤量。

根据《指南》要求，入炉燃料消耗量和低位发热值应匹配统一。案例企业的低位发热值取样点为掺混石粉的燃料，因此入炉燃料消耗量也应为掺混石粉的燃料计算，而不应该扣除。

同样，案例企业采用协同脱硫工艺，部分情况下脱硫剂的超前投加会使入炉燃料的低位发热值取样测试时，混入了部分脱硫剂。此时，入炉燃料又为混入脱硫剂的燃料，这就要求低位发热值取样测试的燃料也需要保持一致。实际上因为脱硫剂发生如下化学反应[3]，会导致入炉煤低位发热值的检测值受到一定的影响：

CaCO3(s)=CaO(s)+CO2(g)-183 kJ/mol CaCO3 (吸热反应)

如案例企业二期两台机组入炉煤低位发热值取样时已经加入脱硫剂，一期工程两台机组取样时未加入，两期工程的低位发热值年均值分别为11 737 kJ/kg和11 682 kJ/kg，脱硫剂引入的误差在0.5%左右。

2.3 入炉燃料元素含碳量数据普遍缺失

为准确评估企业由于煤炭燃烧引起的温室气体排放，《指南》考虑到电厂普遍存在煤种掺烧的问题，未给出排放因子的缺省值，而是要求企业实际测量入炉煤的碳元素含量。

但是调研中发现，该数据绝大部分电企均未做过相关测试，数据缺失成为影响电厂温室气体核算和《指南》推行的困难和关键所在，虽然为避免给企业造成较大负担，采取按天缩分取样、按月测样的折衷办法，但仍只能满足现状数据的要求，对历史数据的补漏方法仍不明确。

建议通过现有煤样测试、相关指标数据拟合、按煤种提供默认值等方式，规范历史排放量核算方法和指南。

2.4 脱硫剂排放占高 简化计算误差大

《指南》中提及脱硫过程产生的排放只占燃煤发电企业排放总量1%左右，因此规定碳酸盐含量使用缺省值以简化计算。

而实际中，由于燃煤发电企业含硫量、脱硫工艺、企业管理水平的差异，脱硫剂的实际排放水平可能远远偏离1%，如案例企业的脱硫过程排放占总排放量的2.6%左右，对碳酸盐含量的简化计算有可能造成较大误差或不确定性。如案例电厂的脱硫剂碳酸盐含量年平均值为81.3%，如采用90%的缺省值，会使得全厂的排放量有0.3%左右的误差。

另外，电厂日常运转过程会测试脱硫剂碳酸盐含量，该数据较易获取。因此从减小核算误差和数据获取难以程度两方面考虑，不建议采用缺省值，而是推荐直接采用电厂实际检测值。

3 结语

受电厂燃料掺混、能源统计管理、脱硫工艺和现有碳排放计量管理体系等影响和限制，电力企业在应用《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》进行温室气体核算时，核算结果的完整性、一致性、准确性和透明性均存在一定的问题和不足，可能会影响企业温室气体控制的公平性。因此政府部门、企业、研究机构及第三方机构等要根据实际情况，在边界划分、入炉燃料活动水平计量、入炉燃料排放因子关键数据获取及脱硫剂影响等方面，做出进一步规范和说明，逐步完善电厂温室气体排放核算和报告工作。

注：本文参考国家发展和改革委员会2013年发布《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》

参考文献：

[1] 吴晓蔚,朱法华,杨金田,等.火力发电行业温室气体排放因子测算[J].环境科学研究,2010,23(2):170-176.

[2] 刘 志.电力行业碳盘查方法与指标体系的研究[D].保定:华北电力大学,2013.

[3] 张盛渝,张海伦.流化床锅炉的炉内脱硫及其计算[J].电力环境保护,1995,11(3):20-24.

原标题：电厂温室气体排放核算及问题分析