王宏亮，薛建明，许月阳，管一明，李兵

(国电科学技术研究院，南京 210031)

0 引言

随着政府间应对气候变化谈判的推进，温室气体排放的控制问题越来越全球化。1997年12月通过的《京都议定书》规定了6种温室气体的具体减排目标，使温室气体的减排从理想走向现实。2008年联合国气候变化框架公约发布的数据显示，CO2，CH4，N2O以及氟化物在温室气体中所占比例分别为85%，7%，6%和2%。联合国气候变化框架公约(UNFCCC)2009年的统计数据显示，在温室气体的排放中，能源部门占83%，其中，二氧化碳、甲烷和氧化亚氮分别为92%，7%，1%。国际能源机构(IEA)对全球温室气体在部门间分布的统计数据显示，电力和热量生产、交通、工业、民用以及其他部门2009年二氧化碳排放分别占41%，23%，20%，6%和10%。从以上统计数据可以看出，电力生产仍然占据着排放源的榜首位置。

1 温室气体排放的主要来源

电力生产和输、配电环节涉及的主要温室气体包括：火力发电厂燃烧化石燃料产生的二氧化碳、甲烷和氧化亚氮；坝式水电站库区及其下游近流域通过液面释放出的二氧化碳、甲烷；输配电环节的高压开关设备使用过程中六氟化硫的泄漏等。

1.1 火电

2011年，IEA发布的《世界主要能源统计》报告显示，在2009年全球的发电份额中，化石燃料发电占67.1%(其中煤炭、天然气、燃油分别为40.6%，21.4%，5.1%)、核电13.4%、水电16.2%、其他种类发电3.3%，而火电的固定燃烧是最主要的温室气体排放源。煤炭燃烧会产生3种温室气体，即二氧化碳、甲烷和氧化亚氮，就排放量而言，二氧化碳在这3种气体中所占比例最高。在全球增温潜势的情况下，在煤炭燃烧过程中，二氧化碳的排放量占3种温室气体总量的99%以上。

1.1.1 二氧化碳

化石燃料燃烧的二氧化碳排放主要与燃料中碳的质量分数相关，炉膛内氧气充足会使绝大部分的碳转化成二氧化碳，而未燃尽炭的多少受诸多因素的影响(包括燃料类型、燃烧技术、设备年龄和操作条件等)，虽然燃烧后会有残炭的存在，一般而言，煤炭的氧化率可达到98%以上。吴晓蔚等对国内39台发电机组进行的现场测试结果显示，燃煤机组烟气中二氧化碳体积分数范围为10.71%～14.37%，燃气机组烟气中二氧化碳体积分数为2.9%[1]。

1.1.2 氧化亚氮与甲烷

在燃烧过程中，甲烷和氧化亚氮受到的影响因素比二氧化碳复杂，除了受燃料特性影响外，同时还与燃烧条件、机组容量、污染物控制设施等诸多因素有关。氧化亚氮主要受空气过量系数、燃烧温度及所采用NOx控制技术的影响，甲烷则主要是受燃料的甲烷含量以及燃烧效率的影响。

以煤粉燃烧锅炉为代表的高温燃烧N2O质量浓度一般都小于10 mg/m3，它不是N2O主要生成源，而炉内温度相对较低的流化床燃烧则会产生较高质量浓度的N2O。国内外对循环流化床锅炉进行的实地测试表明N2O质量浓度变化范围很大，例如Armand等对8 MW循环流化床锅炉(CFBC)具有代表性的工况进行的测量结果显示质量浓度为100～393 mg/m3[2]。Hiltunen等对8台大型CFBC的测量结果表明，N2O质量浓度为60～255 mg/m3[3]。这些测试结果表明，在循环流化床锅炉中，N2O与NOx的排放处于同一个数量级。吴晓蔚等测试的结果表明，随煤粉炉装机容量的增加，N2O排放质量浓度逐渐降低至8～24 mg/m3，循环流化床锅炉N2O排放质量浓度为146 mg/m3。虽然目前对于N2O的生成原理还没有确切的解释，但大部分研究都认为温度是影响燃煤锅炉N2O排放量的主要因素[4-7]，炉膛温度越低越有利于N2O的生成，反之则有利于NOx的生成。另外，燃料、过量空气系数和循环物料等诸多因素对循环流化床锅炉N2O的质量浓度均存在影响。

循环流化床作为一项高效低污染清洁燃烧技术，近年来在世界范围内取得了迅速的发展。国内循环流化床不仅在技术上有了长足的进步，而且在参数和容量等级上一直稳步提高，其中四川白马电厂建成了世界上第1台装机600 MW的循环流化床机组。然而，在循环流化床技术的发展和推广中，必须面对和解决N2O的排放问题。

关于火电甲烷排放质量浓度的报道较少，根据Seehyung Lee对燃用低阶无烟煤的2台200 MW流化床机组的测试结果显示，甲烷排放质量浓度2.77～4.36 mg/m3

1.2 水电

水电作为一种将水的势能转化为电能的发电形式，它一直作为替代化石能源的成熟清洁能源技术，在世界范围内受到广泛重视。但在20世纪90年代开展的淡水生态系统碳循环的科学研究中，部分测试结果显示的水库温室气体排放量引发了广泛关注[8-11]，进而产生了对水电的环保质疑。水库温室气体(二氧化碳、甲烷等)的产生和排放本质上是水库内生态系统碳转化和循环的结果，其中有机质的分解是产生温室气体的主要来源。其基本生物化学反应如下：

从20世纪90年代开始，分别在北半球寒带、温带和热带开展了淡水水库CO2和CH4排放的研究工作，其中多数研究集中在通过扩散和鼓泡形式从气水界面释放的温室气体排放规律的观测，而对发电机泄水去气过程和水库下游的排放的研究较少。表1列出了从水库表面、水轮机以及下游3个部分测试的温室气体排放量，可以看出测试结果的变化区间很大。此前的研究主要存在几个问题：首先，当时国际上没有公认的有效测量方法可以参照；其次，研究数据不够全面，对水库开展全面研究的较少，再次，测试结果中应该扣除此前该地区地面生态链对大气温室气体的贡献，研究净排放量才能真实反映水库对气候变化的影响。因此，现阶段还不能对水库的影响得出实质性结论，需要进一步观察研究。

表1 北方、温带及热带地区水库CO2和CH4平均总排放量[12] mmol/(m2·d)

1.3 输配电

六氟化硫是全球变暖系数高(23 900)且在大气中存在寿命长(3 200年)的一种温室效应极强的气体。全球六氟化硫气体产量的80%用于电力工业，其中80%用于高压开关设备的绝缘或灭弧。虽然其排放量与其他温室气体相比很小，但一直受到电力行业的关注。目前，在世界范围内的电力企业都积极进行六氟化硫的研究，特别是气体循环利用和泄漏检测技术的研究。六氟化硫作为一种人为的温室气体，整个的生产、运输、使用及回收环节都存在泄露到空气中的可能。它主要有2个泄漏途径：

(1)在高压断路器等用气设备的安装、维护、退役过程中，由于操作不当导致的泄漏；

(2)六氟化硫储存装置的泄漏。

McCreary J.D.等对美国断路器的调查结果显示，10%的断路器存在泄漏，其中15%经过一次性修补仍能长期使用，另外85%则需要进行定期的修理维护才能保证正常运行。EPA对1998—2002年期间，电力行业使用的等级为33～800 kV高压断路器的调查显示，六氟化硫的泄漏率为0.2%～2.5%[13-15]。而2003年国际电工委员会(IEC)现行标准IEC 62271-203—2011《高压开关设备和控制开关》规定六氟化硫封闭式组合电器(GIS)年漏气率为0.5%，这表明有相当比例的断路器不能满足该标准的要求。

我国华北电网公司结合联合国清洁能源发展机制(CDM)，对电网企业六氟化硫气体的排放回收进行了研究，确定了相关排放基准线，研究了具体的减排技术和措施。目前国内六氟化硫气体的实际回收利用率很低，回收装置大都是电器设备抽真空，缺少能够将六氟化硫进行再处理的装置。

2 我国电力行业的温室气体排放概况

鉴于现阶段我国能源的特点，决定了火力发电的核心地位。截至2012年年底，全国全口径发电量473 064 986.5 TW·h，其中火电发电量390 033 925.5 TW·h，所占比例82.46%，水电、核电、风电以及其他发电类型机组的发电量所占比例分别为17.16%,1.97%,2.07%和0.08%。

而在火电厂排放的烟气中，主要温室气体为二氧化碳及少量甲烷。2010年，电力行业二氧化碳排放量接近全国排放总量的50%，为我国碳排放的主要行业之一。目前电力行业尚未发布电力行业二氧化碳监测和统计的标准方法，现阶段主要采用排放系数法进行排放统计，根据该方法统计了2000—2009年电力行业二氧化碳排放量，统计结果如图1所示。

图1 电力行业2000—2009年二氧化碳的排放情况

3 应对策略

3.1 推动技术标准建设

针对我国能源及电力结构的特点，结合电力行业主要温室气体(主要是指燃煤发电领域的二氧化碳)排放的具体情况，应建立适合我国国情的监测、统计、核算方法体系，以便通过系统测试掌握二氧化碳产生和排放现状，为我国二氧化碳控制政策标准的制定以及选择电厂最佳控制技术方案提供参考。逐步建立覆盖整个发、输、配、用电全过程，涵盖水电、风电、核电等其他发电的统计、监测、减排、考核为主线的技术标准体系(包括甲烷、氧化亚氮、六氟化硫等其他温室气体的排放监控)，实现对电力行业健康发展的合理引导。

3.2 形成综合控制体系

先进经验表明，温室气体的减排主要从3个方面着手。首先，能源结构和电力结构的调整，结合国家能源战略，提高低碳燃料的使用份额，增加清洁发电机组的比例。其次，机组效率的提升以及低碳技术的应用，对于已有的温室气体排放机组，重点关注机组效率的提高以及碳回收利用，同时加快整体煤气化联合循环发电系统(IGCC)和二氧化碳捕获和封存技术(CCS)等潜力低碳技术的示范应用。最后，引入合理的市场交易机制，通过环境经济工具有效降低整个行业的排放水平。

3.3 建立报告核查机制

对于温室气体减排技术的推广和总量目标的最终实现，必须要有严格的报告和核查机制，报告和核查环节是最终实现碳市场交易的基石。应该规范包括企业层次在内的温室气体排放、清除及审核层次的报告内容和形式。同时构建监测手段、统计方法、总量审查3个层次的核查体系，应重视审核人员的能力建设。

4 结束语

我国电力行业温室气体污染控制应结合本国能源结构的特点，充分借鉴国外经验，注重技术标准体系的建设和技术创新。在重点控制二氧化碳排放的同时，将甲烷、氧化亚氮以及六氟化硫等低排放量的温室气体纳入监控体系。积极将全生命周期碳排放的概念引入电力行业，建立覆盖从机组建设到退役全过程的温室气体排放评估体系。推动温室气体排放报告制度的建立，为碳交易营造良好的基础环境。

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