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二氧化碳減量排放:燃煤發電低碳化

104/06/04 瀏覽次數 7346
由於全球暖化的衝擊,溫室氣體的排放與減量已成為當今亟需共同面對的問題。我國能源98% 依賴進口,加上311日本福島事故發生間接導致核四工程緩建,也影響了基載發電的供應,如果能源供應中斷或不足,就會形成國家安全問題。雖然以低碳排放的再生能源發電可降低碳排放並減少基載發電的需求,但未來10年內其占比仍偏低。因此,如何獲得穩定基載電力的供應,已成為我國當前最棘手的問題。

燃煤發電的必要性

福島事故後,日本在2012年5月‬5日把50部核能機組停機,造成國人對核能發電安全有所疑慮,核四運轉因而遙遙無期。雖然政府提出的新能源政策朝穩健減核的非核家園規劃,並以風力、太陽能等再生能源及擴大使用天然氣來填補電力缺口,但如果沒有先做好詳細評估與準備,就貿然停止核能發電,將有缺電風險,對民眾日常生活、經濟發展、投資意願、就業機會等造成重大影響。

基於依賴進口與發電成本考量,天然氣發電占比不宜過高,且增建北部天然氣接收站與輸氣管線也需10~12年,實在緩不濟急。且從電力需求面來看,節能減碳、產業結構調整等手段涉及民眾生活習慣的改變、產業轉型及環境生態影響,需要較長的時間調適。2013年4月9日國際煤市半月報顯示,煤價已由2008年中每公噸190美元降至目前的54.6美元,由於預估煤價會隨美國頁岩氣的大量開發而走低,我國未來基載電力的開發顯然須朝向燃煤及燃氣發電規劃。

2012年,就臺電公司的基載發電而言,核能及燃煤機組每度單價分別是0.157元與1.443元,燃氣機組發電則升至3.465元,重油和輕油機組發電每度單價也分別高達5.814元與8.658元,燃料費用支出已占公司營運成本的6成以上。如單從燃料每度發電成本考量,規劃基載發電的優先順序是核能發電、燃煤發電、燃氣發電、重油發電、輕油發電。在核四停建及替代能源尚無法承擔基載發電任務的過渡期間,從燃料成本來降低發電成本,燃煤發電仍屬必要選擇,以讓民生、經濟、產業有時間調適,使衝擊降至最低。

燃煤發電基本原理

火力發電的過程:在鍋爐內燃燒時,燃料的化學能轉化為煙氣的熱能;當煙氣沿鍋爐爐膛及其後面的煙道流過時,熱能就逐步傳遞給在鍋爐受熱流動的水、蒸氣與空氣;鍋爐產生的新蒸氣進入汽輪機後逐級膨脹,蒸氣的部分熱能就轉變為氣流的動能;高速氣流施加作用力於汽輪機葉片推動葉輪使轉子旋轉,使氣流的動能轉換成汽輪機軸上的機械能;汽輪機通過聯軸器帶動發電機,機械能則轉換成交流電能。

發電廠的理想基本熱機原理是在高溫熱源及低溫熱槽間運轉,在蒸氣動力循環中,高溫熱源就是鍋爐,低溫熱槽就是冷凝器。在較低的冷凝壓力下運轉,因為飽和溫度隨壓力減低而下降,所以熱效率會提高。同樣地,增加鍋爐壓力也可以提高熱效率。因此,蒸氣輪機的發展趨勢就是增加鍋爐壓力,並保持低冷凝器壓力。由於鍋爐壓力增加使熱效率提高,19世紀時,鍋爐壓力大約400 kPa,目前則可提高到20 MPa。

在判斷實際蒸氣廠性能時,熱效率是一項重要準則,熱效率愈高,燃料消耗率愈低,運轉成本也愈低。另一項準則是比輸出功,當熱能傳遞到系統內而使溫度升高時,可以提高熱效率。讓蒸氣達到過熱狀態並不是增加輪機排氣乾度的唯一方法,尚可使蒸氣的膨脹分成數個階段完成,同時在每一階段間把蒸氣送入鍋爐內再度加熱。現代化的動力廠通常會採用經由高壓、中壓、低壓等輪機,產生三階段膨脹的大型蒸氣輪機 ─ 蒸氣發生器組。

目前,火力發電廠採用粉煤燃燒,煤塊在進入鍋爐前會先在磨碎機裡磨成粉,然後用預熱空氣吹進爐中。一個500 MW的發電站可能有6個這樣的磨碎機,全力負載時每小時可以提供二百多公噸粉煤進入鍋爐。

火力發電帶來許多副產物,並對環境造成諸多影響。根據卡諾循環的原理,總有一部分廢棄熱要通過冷卻塔排放到大氣中,或被海洋、江河等水體冷卻。化石燃料燃燒後的煙道氣會排放到大氣中,其主要成分是二氧化碳、水蒸氣、粒狀物、氮氧化物、氧化硫等,如果是燃煤發電廠,還會有粉煤灰、汞等。煤燃燒後的殘渣也必須從鍋爐中排除,有些可以回收製作建築材料。

二氧化碳減量原則

火力發電廠是二氧化碳的主要排放源,通常每產生1度電,褐煤排放的二氧化碳大約是天然氣的3倍,黑煤則是2倍。二氧化碳減量的基本原則是節能(降低能源密集度,Energy/GDP)及減碳(降低二氧化碳排放密度,CO2/Energy)。先進國家提出的節能減碳方向,包括有效能源產出、有效能源分布、使用再生能源及有效能源消費。

有效能源產出包括使用高效率氣渦輪與蒸氣渦輪機組、汽電共生、燃煤機組的碳捕獲及封存(carbon capture and storage‭, ‬CCS)等。有效能源的分布包括使用智慧型電網、高直流電壓輸電系統、分散式區域熱電系統等。使用再生能源包括使用風能、太陽能、生質能等。有效能源的消費則包括使用節能的高效率運具、燈具、設備、綠建築及能源管理。

我國未來基載燃煤發電的開發,顯然必須考量二氧化碳的排放與減量,燃煤發電結合CCS已成為未來基載發電的必要選項。

我國為表達支持哥本哈根協議,2020年溫室氣體排放總量比排放基線將減少至少30%,以回到2005年排放水準為努力目標。但環保署公布的減碳目標與預期缺口資料顯示,即使竭盡所能也無法達成。因此,能源部門及臺電公司會面臨更大的溫室氣體自願減量壓力。

針對新或舊燃煤機組,可以考慮發電高效化、燃料多元化、供電區域化、捕存低碳化4個減量方向。

發電高效化 煤產生的汙染比石油或天然氣嚴重,固體煤礦的開採需要開挖礦坑及派人進入採礦,或在特定地形使用炸藥大面積露天開挖,造成採礦安全和環境汙染問題。雖然我國已無自產煤礦,但煤的輸儲依然有環境汙染與二氧化碳排放的問題。

熱力學熱機循環分析顯示,在超超臨界機組的蒸氣參數範圍下,主蒸氣壓力每提高1 MPa,機組的熱效率可提升0.13~0.15%;主蒸氣溫度每提高攝氏10度,機組的熱效率可提升0.25~0.30%;再熱蒸氣溫度每提高攝氏10度,熱效率可提升0.15~0.20%。提高溫度的熱效率提升效果較提高壓力明顯。

超臨界粉煤在246~250 bar、攝氏600∕610度條件下發電,效率已達43~44%。超超臨界粉煤提高至280~300 bar、攝氏600/620度發電,最高效率可達50%。目前臺電林口電廠3座800 MW及大林電廠2座800 MW更新機組,都使用高效率的超超臨界蒸氣渦輪機組,發電效率大於44%,較現行發電效率33% 高出許多。

燃料多元化 丹麥Avedøre發電廠2號超超臨界發電機組使用的生質燃料鍋爐,除了提供70% 生質燃料熱能替代原來粉煤或重油燃料並增加電力輸出150 MW外,可提升機組整體效率至51%。

此外,磨碎機可把生質物磨成粉狀,在磨碎機內的空氣與木質粉狀物重量混合比2:1時,可直接從燃燒器噴進燃燒爐中。

供電區域化 有效能源的配置包括使用分散式區域冷熱電能整合,由中央工廠集中生產,經網路供應周邊所需的冷能、熱能和電能,主要供應的形式有空調用冰水、製程用蒸氣、生活用熱水和電力。汽電共生又稱熱電聯產,是指電廠同時發電和廢熱供熱。儘管從熱力循環中抽熱會導致電廠熱效率降低,但如果專門使用一部分燃料燃燒供熱,總效率反而更低,因此汽電共生設備如果設計得當確有其利基點。

熱電聯產技術在斯堪地納維亞國家與德國已廣泛使用。2001~2010年間,我國汽電共生系統的發電量占總發電量16.43~19.51%,與國外比較算是中等程度。

國內缺乏如日本東京都、丹麥哥本哈根等都會區域冷熱電的整合。日本東京臨海新都心設置了3座能源工廠,目前供熱容量152.8 MW,供冷容量‬144.9 MW,冷熱網路管線長度合計約32公里,服務樓板面積2.2百萬平方公尺。製冷設備有離心式和吸收式冰水機,蒸氣由鍋爐及垃圾焚化廠提供,後者供應的熱能約占全年耗能的17.4%。丹麥哥本哈根市區分為8個潛力供冷地區,總冷能需求是150 MW。

我國正進行區域能源整合技術及推廣地區的研究,期望能仿照先進國家推動供應冷熱電的案例,開發區域能源整合。

捕存低碳化 國際能源總署指出,欲達成2050年全球溫室氣體排放量降為2009年一半的目標,CCS技術所貢獻的減量效果將占14%。

全球總共有21個大型碳捕存整合計畫正在建造或運轉中,每年的二氧化碳總捕集量近40百萬公噸。北美在2014年有兩個大型CCS專案開始運轉,阿拉伯聯合大公國鋼鐵業的大型CCS專案已在建造階段,大陸有12個CCS試驗計畫,僅次於美國的20個。歐洲規劃的專案中,進度領先的是英國的White Rose CCS、Peterhead Gas CCS,以及荷蘭的ROAD。

地質封存的方式包括廢棄的油或氣井封存、利用二氧化碳增強油或氣的產出、形成深部鹽水層、利用二氧化碳增強煤層甲烷氣產出、深層非可採煤層封存等。

澳洲維多利亞省正推展2個重要的碳封存計畫,包括澳洲第一個二氧化碳地下封存示範計畫 ─ Otway示範計畫及CarbonNet‭ ‬計畫。前者是利用離岸廢棄的探勘井或生產井封存二氧化碳,後者現處於可行性研究階段,封存目標是每年1~5百萬公噸,可封存量約2千萬~1億公噸。

目前經濟部優先處理二氧化碳排放集中的大排放源,首要對象是火力電廠,其次是石化與鋼鐵業,並在2025年逐步達成大規模CCS商轉。實施手段包括捕集及地質封存,地質封存可能地點包括西部陸域油氣封存構造及濱海與離岸深部鹽水層,合計封存量是9,000~68,000百萬公噸。

我國目前以燃煤發電做為基載電力供應仍有其必要性,依燃煤發電原理及二氧化碳減量原則,有效利用燃煤電廠發電高效化、燃料多元化、供電區域化及捕存低碳化,將有助於達到溫室氣體減量與經濟永續發展的目標。
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