燃煤发电机组碳排放折算方法研究与应用

为掌握燃煤过程涉及的各系统对燃煤供电碳排放强度的影响程度，提出一种将燃煤供电碳排放强度折算到各系统的方法，即根据煤的单位质量含碳量和碳氧化率，计算机组单位标准煤耗的CO2生成系数，然后结合各系统能量利用状况对供电煤耗进行分解，将与各系统能损相对应的煤耗分解量换算为碳折算强度。以某330 MW燃煤机组为例，在58%负荷、74%负荷和89%负荷3个稳定工况下，通过折算得到燃煤供电碳排放强度在各系统中的折算分布和随工况变化的规律。结果表明:燃煤供电碳排放强度与机组负荷之间呈负相关；对燃煤供电碳排放强度影响较大的系统依次为汽轮机系统、厂用电系统和锅炉系统；锅炉系统碳折算强度主要由排烟热损失、散热损失和固体不完全燃烧损失造成。     

中国电力工业碳排放强度影响因素实证分析

电力工业在保障经济快速发展同时,也面临较大的节能减排压力。对电力工业CO2排放强度的影响因素进行实证分析,利用对数平均迪氏指数法建立因索分解模型,分析1991—2010年厂用电率、发电结构、发电煤耗、线损率等因素的变化对电力工业碳排放强度变化的影响。结果显示,碳排放强度累计下降主要受发电煤耗下降的正向作用,而碳排放强度的短期变化主要受发电结构影响,其次是发电煤耗,再次是线拟率和厂用电率。     

《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》将于11月1日起实施

《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》明确,发电机组供电标准煤耗、厂用电率基础值按项目批准文件设计值、机组投产性能验收试验报告值或机组节能改造后考核试验值选取。当供电标准煤耗变化值超限时,发电企业应专门编写企业或机组供电标准煤耗超限报告,说明超限原因,并对各影响因素进行理论分析并计算影响值。发电企业厂用电率     

供电煤耗率对标基准模型及其节能潜力研究

基于锅炉效率、机组热耗率、厂用电率的在线计算模型,建立供电煤耗率的在线计算模型,并以机组设计煤种和运行参数为基础建立锅炉效率、机组热耗率、厂用电率的对标基准模型。结合350MW机组,确定机组煤耗率随负荷和入炉煤质变化的对标基准值,以实现电厂主要指标对标基准的动态计算,为电厂指标考核和节能分析提供参考。     

计及大规模电网分级分区解耦的区域电网供电碳排放因子计算模型研究

各供电区域碳排放的精准核算是供电企业进行碳排放管理、促进“双碳”目标的前提。该文提出以500 kV电压等级为主网的大规模电网分级分区电量交换等效模型;针对消纳电量发电类型比例、交换电量发电类型比例和碳迹不明的区域,该文将省内电网分为多个等级,每个等级包含多个供电区域,基于电力生产和消费守恒和省间、省内各级各区域电网间交换电量的平衡关系,提出根据消纳电量所属区域的火、水、风、光等不同种类发电量比例计算的省内大规模电网分级分区解耦的区域电网供电碳排放因子计算模型。分别构建省内总发电量及各类型发电量计算模型、输送至外省各类型发电量的计算模型和省内各级电网各区域内各类型发电量计算模型,推导省内各级电网各区域供电综合碳排放因子和碳排放量的计算模型。案例计算表明,该文所提分级分区的方法和所构建各电量的计算模型是有效合理的。     

基于连续核算的燃煤机组碳排放特征分析

为深入研究电力碳排放源头燃煤机组的碳排放特性,提出了一种燃煤机组碳排放的连续核算方法。首先,基于发电设施碳排放的核算标准,分析燃煤机组的碳排放过程,提取碳排放核算过程中的输入变量,并在火电厂增设相关监测节点;然后,建立燃煤机组的碳排放核算模型,依据连续监测下的碳排放核算输入变量数据,对燃煤机组碳排放相关特征变量进行连续核算;最后,应用在某700 MW超临界机组,分析在多种工况下的碳排放特征,为燃煤机组的碳减排提供依据参考。分析结果表明:此机组运行在负荷率为0.9附近时,碳排放综合性能指数最优。     

火电厂供电煤耗率任务指标模型制定研究

通过对影响机组供电煤耗率的主要不可控因素的分析研究,得出简单、实用的火电厂供电煤耗率任务指标制定的模型.通过该模型可以使发电公司在供电煤耗率任务指标的制定上更加科学化、合理化和规范化,使每年下达的任务指标对发电企业的生产经营起到切实指导的作用.通过实例对该模型的应用进行了说明.     

改进的煤气发电锅炉耗差分析模型

冶金煤气发电锅炉通过耗差分析对锅炉关键运行参数的运行值与目标值的偏差进行实时监测,从而优化指导煤气锅炉的运行。本文从冶金煤气燃烧的基本方程出发,推导出适用于煤气发电锅炉的排烟过量空气系数简单计算方法,提出了一种改进的煤气锅炉热效率计算模型。分别从锅炉热效率及厂用电率2个方面,建立了煤气锅炉主要运行参数如排烟温度、排烟氧量、排烟CO体积分数以及燃气热值等的偏差对机组供电煤耗影响的耗差分析模型。并对某240 t/h煤气锅炉主要运行参数进行了耗差分析计算。结果表明,所建模型能够较准确地计算出因锅炉运行参数偏离目标值而引起的供电煤耗偏差,对实现煤气锅炉机组的优化运行具有指导意义。     

耗差法与正平衡修正法耦合分析的燃煤机组煤耗评估

针对某电厂两台燃煤机组煤耗数据偏差较大问题,对两台机组发电、供电煤耗进行对比评估.通过查验机组运行参数、入炉煤煤质数据、灰渣可燃物、掺配方案、机组指标统计表等数据,基于能耗指标数据,采用耗差法对煤耗影响因素进行分析,同时采用正平衡修正法对供电煤耗数据进行分析和修正计算,最后得出相关结论.     

燃煤发电机组负荷率影响供电煤耗的研究

燃煤发电机组负荷率、环境温度和燃用煤种是影响供电煤耗的3个主要外部因素。讨论了负荷率对不同类型机组供电煤耗的影响,机组类型从125MW的超高压机组到目前最为先进的1000MW超超临界机组,给出了供电煤耗随负荷的变化曲线。研究发现,机组供电煤耗随负荷的变化特性主要由汽轮机热耗率和厂用电率决定;在相同负荷率下,负荷曲线对供电煤耗也有一定影响。     

基于电力系统碳排放流理论的碳排放分摊模型研究

提出一种电力系统碳排放产权界定分配的模型。分摊模型以电力系统碳排放结构分解为切入点,借鉴负荷分析理论将电力系统碳排放以其所对应的电能用途分成了综合用电负荷碳排放、网损碳排放、厂用电碳排放等3部分。确定结构成分并与电力系统碳排放流的计算指标对应后,计算得到系统中各碳排放流成分分布;运用潮流追踪对系统网损引起的碳排放进行分配定量,最后得到系统实时碳排放的产权分配结果。在对IEEE14标准节点进行算例分析后,其结果证明了本文所述模型的可行性与正确性。     

基于煤炭洗选工艺的火电厂CO2减排潜力分析

考虑从煤炭购买、洗选到发电过程及后续污染物处理的火电生产流程,建立了以最小发电成本为目标的火电企业CO2排放控制模型.以某火力发电厂为例,依据该厂逐月生产运行数据,污染处理及CO2减排控制能耗,核算了火力发电全流程不同环节的CO2排放量.采用情景分析方法对不同碳捕集技术下的发电成本及CO2排放量进行对比分析,结果表明：该火电厂燃煤发电所排放的CO2占其全部CO2排放量的96.00％,洗煤排放的CO2仅占0.38％,污染物处理间接和直接排放的CO2占3.62％.当采用吸收分离法、膜分离法和物理吸附法进行CO2捕集时,分别可以减少71.60％、76.47％和86.06％的CO2排放,发电成本则依次增加31.16％、41.52％和79.44％.     

基于潮流追踪的用户碳排放水平计算与评估方法

新型电力系统用户侧泛在资源分布零散、数量多、容量小以及随机性大的特点,给用户侧精细化碳排放计算造成了困难。为了准确衡量与评估电力系统中用户碳排放水平,首先通过潮流追踪方法分析了电力系统各节点潮流的来源,确定了各节点的间接碳排放责任;然后依照比例共享原则结合不同来源的碳排放强度得到了电力系统碳流分布情况;最后通过提出的负荷侧各项电力碳排放指标,评估了不同节点的清洁程度从而引导用户更多地使用清洁能源以降低自身碳排放。并采用实际电力系统数据进行算例验证,验证了所提方法的合理性与可用性。     

碳排放及燃煤约束下的电源规划及其效益评价

优化电源规划是应对电力系统"碳锁定"效应,促进电力系统减少碳排放的重要举措。考虑到国内以煤炭为主的能源结构,有必要分析碳排放及燃煤约束对电源规划的影响。在分析碳捕集电厂运行特性的基础上,建立了考虑碳排放及燃煤约束的低碳电源规划模型,并在模型中采用典型日的运行校验系统是否具备足够的调峰能力。基于国内典型地区电力系统,对不同碳排放总量约束、不同可再生能源发展场景及不同煤炭资源供应约束下的常规火电及碳捕集电厂的扩展规划进行了优化分析,分析结论表明碳捕集电厂可以充分适应电力系统的碳减排目标,满足新能源大规模发展的调峰需求。     

四川电网节能发电调度节能减排效果分析

实施节能发电调度旨在减少单位电能生产中的能源消耗和污染物排放,其中减少火电厂的耗煤量与二氧化硫、二氧化碳排放量是其重要环节.基于四川电网的主要火电厂数据,分析节能调度前后耗煤量的变化,计算节能调度前后四川省各火电厂的SO2/CO2排放情况,引入排放效绩指标进行精确分析,验证了节能发电调度政策的有效性.     

基于碳排放指标的区域电网燃煤机组负荷调度

随着节能减排工作的深入,如何减少电力行业中占据较大比例的燃煤机组的碳排放是目前的新课题。初步探讨了不同等级机组的单位电量碳排放指标的计算,并结合湖北省电网负荷变化提出了优化调度,确保区域电网中的碳排放量最少的方法。     

中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示

与推行超低排放前的2013年相比,2019年中国火电装机容量、发电量分别增长36.7%和19.5%,但烟尘、SO₂、NO_x排放量却分别下降87.3%、88.6%、88.8%。同期,全国火力发电行业厂用电率维持在6.01%,供电煤耗从321 g/(kW·h)下降到306.4 g/(kW·h),相当于2019年减排CO₂约27015万t,是国内目前最大的15万t/年碳捕集工程的1 801倍。为总结中国燃煤电厂超低排放和节能改造取得的重大成就,指导其他行业的污染治理及碳达峰与碳中和目标的高效经济的实现,系统研究最严排放标准、企业需求、国家重视、技术创新、经济激励政策等对燃煤电厂超低排放和节能改造成功实践的重要作用。结果表明,燃煤电厂超低排放工程、碳捕集工程等烟气治理工程不仅投资高,而且运行费用可观。烟气治理工程的顶层设计与持续推进是关键,技术突破和规范应用是保障,环保电价与激励政策是重点。就超低排放而言,超低电价等经济激励政策不能因为超低排放全面完成而取消,而应进一步优化,激励超低排放工程的高效运行。其他工业行业在推行超低排放过程中,应借鉴电力行业的成功经验,制定可行技术路线、工程技术规范、运行管理技术规范等国家环保标准,同时出台相关的经济激励政策,以确保超低排放工程建设好、运行好,真正实现减排效果。节能改造工程完成后,其运行不仅具有一定的经济效益,而且减排CO₂的能力较大,在碳达峰与碳中和的约束条件下,燃煤电厂应优先实施节能改造工程。在碳捕集工程能耗、成本、风险不能大幅下降的前提下,碳捕集工程不宜盲目推广。     

电力系统碳排放流分析理论初探

采用低碳电力技术是电力行业实现可持续发展的重要举措。现有研究中,碳排放的统计量通常以宏观数据统计为主,按照一次能源消耗量转换得到。此类方法无法揭示电力系统碳排放的特点,在应用中存在着诸多局限性。文中探讨了将碳排放分析与电力系统潮流计算相结合的新思路,提出了电力系统碳排放流的概念。结合网络分析技术,提出并建立了电力系统碳排放流分析的几个基本概念与指标,初步形成电力系统碳排放流分析的理论架构。给出了一个示例系统的计算结果和直观展示,并结合电力系统潮流分析的基本原理,剖析了电力系统碳排放流分析理论的作用和意义。最后对电力系统碳排放流分析理论的应用领域和研究方向进行了展望。     

锅炉烟气余热深度利用及减排技术的研究与应用

国内某大型燃煤电厂烟气余热深度利用系统实际应用后,通过实验研究发现,节能减排效果显著。在600 MW负荷工况下,机组供电标准煤耗率降低了4.9 g/（kW·h）,电除尘器出口烟尘排放质量浓度降低了7.8 mg/m3,明显减少了脱硫工艺水耗量,并且系统调节灵活,运行安全可靠。机组经济效益和环境效益十分明显。