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给奎葛
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1 CM-038-V01 新建天然气热电联产电厂 ( 第一版 ) 一来源定义和适用条件 1. 来源本方法学参考 UNFCCC-EB 的 CDM 项目方法学 AM0107:Baseline Methodolog for Grid Connected Electricit Generation Plants using Natural Gas ( 第 2.0 版 ), 可在以下网址查询 : 本方法学也涉及到以下 CDM 方法学工具 : 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具 ; 设备剩余寿命确定工具 ; 基准线产热或发电系统效率确定工具 ; 电力系统排放因子计算工具 ; 基准线情景识别与额外性论证组合工具 ; 计入期更新时对当初 / 当前基准线的有效性进行评估以及基准线进行更新的工具 2. 定义本方法学应用了以下定义 :. 热电厂 : 热电厂是指热电联产电厂, 其中至少有一台同时既产热又发电的热机热 : 热是可利用的热能, 产生于一个产热设施 ( 如锅炉热电厂太阳能电池产热板等 ), 并转移至热载体 ( 如液体气体蒸汽等 ), 在热应用过程中被利用, 包括发电对于本方法学, 热不包括余热, 即不经过利用被转移到环境的热, 例如, 烟道气中的热转移到冷却塔的热或其他任何热损失请注意, 热是指在产热设施中被转移到热载体的净热量例如, 在锅炉中, 它是指在锅炉中产生的蒸汽焓值与进料水 ( 以及任何冷凝水回水 ) 焓值之差产热设施 : 该设施产生有用的热能, 产热设施可以是锅炉热电厂太阳能电池产热板等热网 : 产热设施的空间范围, 与项目活动通过供热管道物理连接, 即没有明显的输送限制的范围 1/29

2 天然气 : 是一种气体, 主要由甲烷组成, 产生于 :(1) 天然气田 ( 非伴生天然气 ),(2) 油田伴生气, 或 (3) 捕获于垃圾填埋场气体它可以最多有 1% 体积其他气源气混合, 例如, 产生于生物沼气池的沼气煤矿气来自于固体化石燃料的气化气等 1 新建热电厂 : 新建的没有历史运行过的热电厂 3. 适用条件本方法学适用于新建热电联产厂, 即使用天然气作为燃料的项目活动, 提供电力至电网并向现有的或新建的热网提供热量本方法学适用于如下条件 : (a) 所在电网和热网的地理 / 物理边界清晰可被识别, 并且与电网热网以及基准线排放预估相关的信息公开可得 ; (b) 天然气是本项目所用的主要燃料少量的其他启动或辅助燃料可以被使用, 但含量不能超过每年使用的所有燃料的 1%; (c) 天然气在该地区或国家供应充足, 即未来基于发电或供热容量增大所带来的天然气消耗 ( 消耗等级与项目活动类似 ), 不受本项目活动天然气使用约束 2 ; (d) 基准线燃料充足可得, 可在整个计入期建立一个可靠的基准线情景 ; (e) 所在热网中的用户当前不进行热电联产 3 另外, 所提到的工具中所包含的适用性条件在此也适用最后, 本方法学仅适用于最可能的基准线情景被识别为如下情景 : (a) 使用其他化石燃料 ( 如煤油 ) 的新建热电厂的建设与运行 ; (b) 使用化石燃料 ( 如煤天然气油 ) 的新建纯发电电厂的建设与运行, 以及使用化石燃料 ( 如煤天然气油 ) 的新建纯供热锅炉的建设与运行二基准线方法学程序 1. 项目边界项目边界的空间范围包括 : 1 包含此限制, 主要是因为该方法学不提供程序来估计来自其他气源的气体的温室气体排放 2 在某些情况下, 有可能是价格缺乏弹性的供给约束 ( 例如, 有限的资源, 导致在计入期内无扩张的可能性 ), 这可能意味着, 本项目活动会取代将被用在其他地方的天然气项目活动, 而该活动可能导致泄漏因此, 对于该项目参与者, 记录供应限制在此不会造成显著泄漏是很重要的事情 3 满足这个条件是为了简化热网排放因子的计算 2/29

3 (a) 项目活动热电厂 ; (b) 在基准线情景或项目情景下, 与项目活动连接的电网, 连接到电网的所有发电厂包括在项目边界内 ; (c) 在基准线情景或项目情景下, 与项目活动物理连接的热网中的产热设施图 1: 项目边界项目边界内包括或者不包括的温室气体种类以及排放源如表 1 所示表 1: 项目边界内包括或者不包括的排放源排放源气体是否包括说明理由 / 解释. 基准线用来生产电力的化石燃料消耗 CO 2 是主要排放源 CH 4 否根据简单保守原则不予考虑 N 2 O 否根据简单保守原则不予考虑用来产热的化石燃料消耗 CO 2 是主要排放源 CH 4 否根据简单保守原则不予考虑 3/29

4 N 2 O 否根据简单保守原则不予考虑项目活动本项目用来热电联产的化石燃料消耗 CO 2 是主要排放源 CH 4 否为简化, 不予考虑 N 2 O 否为简化, 不予考虑 2. 基准线情景识别和额外性论证在识别基准线情景和额外性论证时, 应使用最新版本的基准线情景识别与额外性论证组合工具使用工具时, 应使用以下补充指导基准线替代情景的确定应包括所有符合所在国家相关法律法规的, 能够提供与本项目相似服务的真实可靠的替代方案本项目为热电联产项目, 所以首先按照发电和供热分别确定可能的替代方案 : (a) 发电 ; (b) 供热对于发电部分, 可能的替代方案如下 : P1 拟议项目不作为自愿减排项目 ; P2 建设并且运行新的, 并且应用与本项目不同的其他技术的天然气热电联产项目 ; P3 使用其他化石燃料 ( 如煤油 ), 建设并且运行新的热电联产项目 ; P4 使用可再生能源建设热电联产项目 ; P5 建设并且运行新的仅使用化石燃料 ( 如煤天然气油 ) 的纯发电电厂 ; P6 仅使用可再生能源建设运行新的电厂 ; P7 使用电网内连接的电厂供电 ; P8 从连接电网调入电力, 包括新的互连基准线情景下的发电可能是上述情况的组合对于发电部分, 可能的替代方案如下 : 4/29

5 H1 拟议项目不作为自愿减排项目 ; H2 建设并且运行新的, 并且应用与本项目不同的其他技术的天然气热电联产项目 ; H3 使用其他化石燃料 ( 如煤油 ), 建设运行新的热电联产项目 ; H4 使用可再生能源建设热电联产项目 ; H5 建设并且运行新的仅使用化石燃料 ( 如煤天然气油 ) 的锅炉 ; H6 建设并且运行用电的产热装置 ( 如电阻炉电锅炉 ); H7 建设并运行使用可再生能源的产热装置 ; H8 使用不可再生生物质能源建设运行产热装置 ; H9 由热网中已有产热装置供热 ; H10 由相邻热网调入热量基准线情景下的产热可能是上述情况的组合在识别项目活动的基准线情景时, 分别从发电和产热识别基准线情景, 从中确定可信的和与现实相符的基准线替代方案当运用工具第三步时, 应遵守以下指导不同替代方案的盈利水平 ( 如 IRR 或 NPV) 应作为投资比较分析的标准有着最好财务指标的基准线情景应被选择为最可行的基准线情景进行敏感性分析时, 也应考虑热电比的差异, 作为盈利水平的参考例如, 当热电比在正负 10% 区间变化, 该项目具有额外性, 那么, 热电比在项目运行期内也应保持在此范围内参数热电比 (θ PJ, ) 因此需要被引入 Q PJ, 热电厂在第年的热电比 θ PJ, 可由下列计算公式确定 : HGPJ, = 3.6 EG PJ, (1) θ PJ, = 热电联产电厂第年的热电比 HG, = 项目活动第年的供热量 (GJ) PJ 5/29

6 EG, = 项目活动第年的发电量 (MWh) PJ 3.6 = 转化因子, GJ/MWh 3. 基准线排放基准线排放计算如下 : BE = min( BECOGEN,, BESEPGEN, ) (2) BE = 第年的基准线排放 (tco 2 e) BE, = 第年热电联产的基准线排放 (tco 2 e) COGEN BE, = 第年热电分产的基准线排放 (tco 2 e) SEPGEN 确定热电联产的基准线排放 (BE COGEN, ) 当基准线排放来源于热电联产电厂供热和供电时, 其基准线排放用下列公式计算 : HG + EG 3.6 PJ, PJ, BE COGEN, = COGEN η COGEN (3) BE, = 第年来源于热电联产电厂供热和供电产生的基准线排放 COGEN (tco 2 e) HG, = 第年项目活动的供热量 (GJ) PJ EG, = 第年项目活动的供电量 (MWh) PJ 3.6 = 转化因子, GJ/MWh BL, COGEN = 基准线情景下热电联产电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子 (tco 2 /GJ) η COGEN = 基准线热电联产电厂的总体效率 6/29

7 确定基准线情景下热电联产电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子 ( COGEN ) COGEN 根据如下方式确定 : 情形 1: 基准线情景为热电分产 (P5+H5) 当基准线情景为热电分产时, 该热电联产电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子应选择热电分产情形下发电厂所用的燃料的排放因子情形 2: 基准线情景为热电联产 (P3+H3) 当基准线情景为热电联产时, 该热电联产电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子应选择热电联产情形下所用的燃料的排放因子确定基准线热电联产电厂的总体效率 (η COGEN ) 步骤 1: (a) 汽轮机的效率取 100%; (b) 锅炉的效率参考热能或电能生产系统的基准线效率确定工具确定步骤 2: 使用化石燃料热电联产电厂的年平均效率为上述两个效率的乘积该效率值在计入期内应保持固定不变确定热电分产的基准线排放 (BE SEPGEN, ) 热电分产情形下的基准线排放计算方式如下 : BE SEPGEN, BEEG, + BE = (4) BE, = 热电分产情形下第年的排放 (tco 2 e) SEPGEN BE, = 第年发电的基准线排放 (tco 2 e) EG BE, = 第年供热的基准线排放 (tco 2 e) HG 确定发电的基准线排放 (BE EG, ) 发电的基准线排放 (BE EG, ) 通过计算项目的净上网电量乘以发电的排放因子 ( EG,CO2, ) 计算得出, 具体公式如下 : 7/29

8 BE EG, EGPJ, EG, CO 2, = (5) BE, = 第年发电的基准线排放 (tco 2 e) EG EG, = 项目第年的净上网电量 (MWh) PJ EG, CO2, = 项目第年发电的基准线排放因子 (tco 2 /MWh) 发电的基准线排放因子 EG,CO2, 应选取以下三者的最小值 : 1 建设边际排放因子 BM, 通过电力系统排放因子计算工具计算 ; 2 组合排放因子 CM, 通过电力系统排放因子计算工具计算, 其中 OM 和 BM 各占 50% 权重 ; 3 基准线化石燃料电厂的排放因子, 计算如下 : EG EG, CO2, = η EG 3.6 (6) EG,CO2, = 发电的基准线排放因子 (tco 2 /MWh) EG = 基准线情形下发电用燃料的排放因子 (tco 2 /GJ) η EG = 基准线情形下化石燃料电厂的效率 3.6 = 转化因子, GJ/MWh 1(BM) 和 2(CM) 应通过电力系统排放因子计算工具事后计算 ; 当计算 3 时, 排放因子 EG,CO2, 应事先确定基准线情形下发电用燃料的排放因子的确定 ( EG ) EG 由如下方式确定 : 情形 1: 基准线情景为热电分产 (P5+H5) 当基准线情景为热电分产时, 此基准线电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子应选择热电分产情形下发电厂所用的燃料的排放因子 8/29

9 情形 2: 基准线情景为热电联产 (P3+H3) 当基准线情景为热电联产时, 此基准线电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子应选择热电联产情形下所用的燃料的排放因子确定基准线化石燃料发电厂的效率 (η EG ) 基准线化石燃料电厂的效率 (η EG ) 应根据电力系统排放因子计算工具中的最优效率计算, 燃料的选取要与基准线情景一致项目设计文件中要记录 η EG 的确定过程, 并且在整个计入期内固定不变供热基准线排放的确定 (BE ) 计算公式如下 : BE HGPJ, = (7) BE, = 第年供热的基准线排放 (tco 2 e) HG HG, = 项目电厂第年的供热量 (GJ) PJ = 供热第年的基准线排放因子 (tco 2 /GJ) 供热基准线排放因子的确定 ( ) 按照下列方式之一确定 : 选择 1: 热网在第年的排放因子 ( network,co2, ); 选择 2: 保守值 0 热网排放因子的确定 ( network,co2, ) 对于新建热网, 排放因子为 0 4 已有热网的排放因子按下列公式确定: network, CO2, = min( operating, CO 2,, reference, CO 2, ) (8) 4 如果项目参与方希望获得来自新建热网的减排, 他们应提交要求修改本方法学的程序, 包括如何计算新建热网的排放因子 9/29

10 network, CO2, = 热网第年的排放因子 (tco 2 /GJ) operating, CO2, = 热网中运行设施在第年的排放因子 (tco 2 /GJ) reference, CO2, = 热网中参考供热设施第年的排放因子, 基于最近建成的供热设施确定 (tco 2 /GJ) 热网中正在运行的或者参考设施的排放因子可以通过下列两种方式确定 : (a) 事先计算 : 如果选用事先计算, 排放因子在审定阶段就确定下来, 因子在整个计入期内不需要监测和计算但在项目设计文件提交给经国家主管机构备案的审定 / 核证机构进行审定时, 应使用最近三年历史数据的平均值计算 (b) 事后计算 : 如果选择事后计算, 排放因子的计算需要每年更新如果计算排放因子的相关数据在第年年末后 6 个月才能获得, 则使用 -1 年的排放因子 ; 如果数据在年末 18 个月后获得, 则用 -2 年的排放因子确定热网中运行设施的排放因子 ( operating,co2, ) 排放因子按下列公式计算 : ( HGm, m ) m HGm, m ( ) operating, CO2, = 1 δ network (9) operating, CO2, = 热网中运行设施在第年的排放因子 (tco 2 /GJ) HG, = 热网中运行设施 m 在第年的供热量 (GJ) m m = 供热设施 m 的基准线排放因子 (tco 2 /GJ) M = 热网中的供热设施 δ network = 热网的平均热损 (%) 确定热网中参考供热设施的排放因子 ( reference,co2, ) 排放因子按下列公式计算 : 10/29

11 供热设施的样本群 n 用来计算参考供热设施的排放因子具体步骤如下 : (a) 确定 5 个最近建成的供热设施 (SET 5-facilities ), 不包含已注册的 CDM 或自愿减排项目, 并确定这些设施的年供热量 (AHG SET5-facilities, 单位 GJ); (b) 确定热网的年供热量 (AHG total ), 确定最近建成的占总供热量 20% 的供热设施, 不包含注册为 CDM 或自愿减排项目 ( 如果 20% 只是其中某个供热设施的部分供热量, 则该供热设施应完全包含在样本中, 并确定该设施的年供热量 ); (c) 从上述 5 个供热设施和占年供热量 20% 的设施样本中选择供热量更大的样本 (SET sample ), 确定这些设施开始供热的时间如果样本中没有设施在 10 年前给热网供热, 就用样本 SET sample 计算参考供热设施的排放因子此时略过 (d),(e),(f) 否则 (d) 在样本中剔除给热网供热超过 10 年的设施, 将注册的 CDM 或自愿减排项目包含进来, 按照最近建成的顺序, 直到样本中的设施供热达到热网年供热量的 20% 确定样本量(SET sample ) 和年供热量 (AHG SET-sample-CDM ) 如果样本的年供热量超过热网供热量的 20%, 则用此样本计算排放因子, 并忽略步骤 (e) 和 (f) 否则 (e) 在样本 SET sample-cdm 包含 10 年前开始供热的设施, 直到样本的供热量超过年供热量 20%; (f) 样本 n 来计算参考设施的排放因子第年所有供热设施 n 的排放因子按下列计算 : ( HGn, n ) n HGn, n ( ) reference, CO2, = 1 δ network (10) reference, CO2, = 参考供热设施第年的排放因子 (tco 2 /GJ) HG, = 设施 n 第年的供热量 (GJ) n n = 供热设施 n 的基准线排放因子 (tco 2 /GJ) 11/29

12 n = 供热设施样本 δ network = 热网平均热损失 (%) 对于纯供热锅炉, 排放因子按下列方式确定 : m, CO2 m = (11) η m n n, CO2 = (12) η n m = 供热设施 m 的基准线排放因子 (tco 2 /GJ) n = 供热设施 n 的基准线排放因子 (tco 2 /GJ) = 供热设施 m 用燃料的 CO 2 排放因子 (tco 2 /GJ) m, CO2 = 供热设施 n 用燃料的 CO 2 排放因子 (tco 2 /GJ) n, CO2 η = 供热设施 m 的效率 BL, m η = 供热设施 n 的效率 BL, n 对于化石燃料供热锅炉, 设施 m 或 n 的效率用下列方式确定 : (a) 项目建成前, 在项目现场或者其他地方选择有代表性的类似锅炉的样本群, 测量其效率, 具体参考 CM-018-V01 工业或者集中供热部门锅炉维修或者替代的能效改进 ; (b) 供应商提供的锅炉效率值 ; (c) 热能或电能生产系统的基准线效率确定工具表 1 的缺省值 ; (d) 基于历史燃料消耗数据确定锅炉效率项目参与方应确定项目寿命期内已有设备是否可能被替换翻新或者改装, 并通过设备剩余寿命确定工具确定已有锅炉可能被替换的时间, 并以已有锅炉和 / 或联产电厂的装机权重计算其平均寿命当供热设施和锅炉寿命到期后, 排放因子为 0, 即 : m = 0, n = 0 12/29

13 如果热网排放因子的计算数据不可得, 则使用保守值 0, 即 : network,co2, = 0 4. 项目排放项目排放来自于热电联产电厂消耗的天然气和少量其他启动或备用燃料项目排放 (PE ) 应计算热电联产电厂生产电和热消耗的化石燃料产生的排放, 使用最新版化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具计算, 其中 PE 对应工具中的 PE FC,j,,j 是热电厂消耗的天然气和少量启动或备用燃料 5. 泄漏泄漏由项目边界外发生的在的化石燃料的提取加工液化运输再气化和运输过程中导致的排放泄漏主要包括 :(i) CH 4 的逸散性排放 ;(ii) 为满足市场需求, 精炼天然气去除 CO 2 过程产生的 CO 2 排放 ; 以及 (iii) 相关燃料消耗和燃烧产生的 CO 2 排放本方法学中应考虑下列泄漏排放源 : (a) 与提取加工液化运输再气化和分配项目工厂中化石燃料以及无本项目活动时电网使用的化石燃料有关的甲烷逸出 ; (b) 为满足市场需求, 精炼天然气去除 CO 2 过程产生的 CO 2 排放 ; (c) 如项目热电厂使用液化天然气 (LNG): 天然气传送及分配系统中液化运输再汽化和压缩过程有关的燃料消耗 / 电力消费产生的 CO 2 排放因此, 泄漏应计算如下 : CH4, + CO 2, + LNG, CO 2, = (13) = 泄漏 (tco 2 e), = 第年由于上游 CH 4 逸散产生的泄漏 (tco 2 e) CH4, CO 2 = 第年因精炼天然气去除 CO 2 过程导致的泄漏 (tco 2 e) LNG, CO2, = 第年天然气传送及分配系统中与液化运输再气化和压缩过程有关的燃料消耗 / 电力消费产生的泄漏 (tco 2 e) 请注意对于 2008 年 1 月 1 日起发生在京都议定书附件 1 国家的上游排放, 如果技术上允许, 应通过计算泄漏将其排除在外 13/29

14 确定由于上游甲烷逸散产生的泄漏 ( CH4, ) CH4, PJ, = (14), = 第年由于上游 CH 4 逸散产生的泄漏 (tco 2 e) CH4, = 第年项目活动消耗的天然气由于上游工艺 CH 4 逸散产生的 PJ 泄漏 (tco 2 e), = 第年基准线情景下消耗的化石燃料由于上游工艺 CH 4 逸散 BL 产生的泄漏 (tco 2 e) 第年项目活动消耗的天然气由于上游工艺 CH 4 逸散产生的泄漏 ( PJ, ) ( FC NCVNG, NG, upstream, CH4 ) GWP 4 = (15) PJ, CH, = 第年项目活动消耗的天然气由于上游工艺 CH 4 逸散产生的 PJ 泄漏 (tco 2 e) FC = 第年热电联产电厂的天然气消耗量 (m³) NCV, = 第年消耗的天然气的平均净热值 (GJ/m³) NG NG, upstream, CH4 = 上游工艺逸散性 CH 4 排放因子, 包括天然气生产运输分配和 LNG 液化运输再气化和压缩传输或分配过程中的逸散性排放 (tch 4 /GJ) GWP CH 4 = 相应计入期内 CH 4 的全球变暖潜势 (tco 2 /tch 4 ) 需要注意的是, 天然气的上游工艺逸散性排放因子 ( NG,upstream,CH4 ) 应包括天然气生产加工运输和分配过程产生的逸散性排放, 如表 2 所示当使用表 2 中的默认值时, 应使用项目所在地的天然气排放因子确定第年基准线情景下消耗的化石燃料由于上游工艺 CH 4 逸散产生的泄漏 ( ) 需要注意的是, 没有项目活动时上游工艺逸散性 CH 4 排放的计算应和上文分析的基准线排放计算一致, 即以下泄漏最小值 : (a) 热电联产基准线泄漏排放 ; (b) 热电分产基准线泄漏排放 ; 14/29

15 ( ) min COGEN,, SEPGEN, = (16), = 第年没有项目活动时使用化石燃料产生的上游工艺逸散性 BL CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) COGEN, = 第年没有项目活动时热电联产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) SEPGEN, = 第年没有项目活动时热电分产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) 确定第年没有项目活动时热电联产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性 CH4 排放导致的泄漏 ( COGEN, ) HGPJ, + EGPJ, 3.6 COGEN, = BL FF COGEN upstream CH4 GWP BL COGEN NCV,,,, η, FF, COGEN CH4 (17) COGEN, = 第年没有项目活动时热电联产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) HG, = 第年项目活动供热量 (GJ) PJ EG, = 第年项目活动热电联产电厂产生的上网电量 (MWh) PJ 3.6 = 转换因子, 单位 GJ/MWh η COGEN = 没有项目活动时基准线化石燃料热电联产电厂的整体效率 ( 百分数 ) NCV FF, COGEN = 基准线热电厂的燃料净热值 (GJ/ 质量或体积单位 ) FF, COGEN, upstream, CH4 = 基准线热电联产电厂燃料生产中上游工艺 CH 4 逸散性排放因子 (tch 4 / 质量或体积单位 ) GWP CH4 = 相应计入期内 CH 4 的全球变暖潜势 (tco 2 /tch 4 ) 确定第年没有项目活动时热电分产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 ( SEPGEN, ) SEPGEN, EG, + = (18) 15/29

16 SEPGEN, = 第年没有项目活动时热电分产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) EG, = 第年发电使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) = 第年供热使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) 确定第年发电使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 ( EG, ) EG, = EGPJ, EG, upstream, CH4, GWPCH4 (19) EG, = 第年发电使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) EG, = 第年项目活动热电联产电厂产生的上网电量 (MWh) PJ EG, upstream, CH4, = 第年没有项目活动时发电的上游逸散性 CH 4 排放因子 (tch 4 /MWh) GWP CH4 = 相应计入期内 CH 4 的全球变暖潜势 (tco 2 /tch 4 ) 第年没有项目活动时发电的上游逸散性 CH 4 排放因子 ( EG,upstream,CH4, ) 的计算应和基准线排放因子计算方法 ( EG,CO2, ), 如下 : 选项 1: BM: FFj,k, NCV j,k, k,upstream,ch4 j k EG,upstream,CH4, = (20) EG j j, 选项 2: CM: EG,upstream,CH4, FF NCV FF NCV j k i k = EG EG j,k, j,k, k,upstream,ch4 i,k, i,k, k,upstream,ch4 j j, i i, (21) 选项 3: 基准线技术 : EG,upstream,CH4, k,upstream,ch4 = 3.6 (22) η EG 16/29

17 = 第年没有项目活动时发电的上游逸散性 CH 4 排放因子 EG,upst ream,ch4, (tch 4 /MWh) j = 包含在建设边际 BM 中的电厂 FF j,k, = 第年建设边际 BM 中电厂 j 消耗的燃料类型 k 的燃料消耗量 ( 质量或体积单位 ) NCV j,k, = 第年建设边际 BM 中电厂 j 消耗的燃料类型 k 的平均净热值 (GJ/ 质量或体积单位 ) k,upstream,ch4 = 燃料类型 k( 煤或油 ) 生产中的上游逸散性 CH 4 排放的排放因子 (tch 4 /GJ) EG j, = 第年建设边际 BM 中电厂 j 的发电量 (MWh) I = 包含在运行边际 OM 中的电厂 FF i,k, = 第年运行边际 OM 中电厂 i 消耗的燃料类型 k 的燃料消耗量 ( 质量或体积单位 ) NCV i,k, = 第年运行边际 OM 中电厂 i 消耗的燃料类型 k 的平均净热值 (GJ/ 质量或体积单位 ) EG i, = 第年运行边际 OM 中电厂 i 的发电量 (MWh) η, = 基准线技术的能源效率 ( 百分数 ) BL EG 如果 EG,upstream,CH4, 由 BM 或 CM 确定, 计算方式应和 BM 或 OM 中 CO 2 排放计算一致, 即使用相同的电厂样本群和燃料消耗以及发电量数据,FF 和 EG 数值应为通过应用电力系统排放因子计算工具已经确定的数值确定燃料类型 k 生产中的上游逸散性 CH 4 排放的排放因子 ( k,upstream,ch4 ) 如果生产过程中, 及当燃料为天然气时燃料运输和分配过程中的甲烷逸出排放有可靠和准确的国家数据时, 项目参与方需使用上述数据来确定平均排放因子, 分别用总甲烷排放量除以燃料总生产量和总供应量 5 若上述数据不可得, 则项目参与方应使用表 2 的默认数值 5 当使用国家特殊方法 ( 非 IPCC Tier 1 默认数据 ) 估算排放时可使用上报给联合国气候变化大会的温室气体盘查数据 17/29

18 确定第年供热使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 ( ) = HGPJ, upstream, CH4, GWPCH4 (23) = 第年供热使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (tco 2 e) HG, = 第年项目活动的供热量 (GJ) PJ upstream, CH4, = 第年在没有项目活动情况下供热的上游逸散性 CH 4 排放因子 (tch 4 /GJ) 第年在没有项目活动情况下供热的上游逸散性 CH 4 排放因子 ( upstream,ch4, ) 的计算应和基准线排放因子 ( ) 计算一致, 计算如下 : = min HG η m,upstream,ch4 m, m m NCV m upstream, CH4,, HGm, m n HG n, η n n HG n,upstream,ch4 NCV n, HG, n (24) upstream, CH4, = 第年在没有项目活动情况下供热的上游 CH 4 逸散性排放因子 (tch 4 /GJ) m,upstream,ch4 = 第年供热设施 m 消耗的燃料生产中的上游 CH 4 逸散性排放因子, 单位为 t CH 4 / 生产单位质量燃料 n,upstream,ch4 = 第年供热设施 n 消耗的燃料生产中的上游 CH 4 逸散性排放因子, 单位为 t CH 4 / 生产单位质量燃料 HG, = 第年热网中供热设施 m 的供热量 (GJ) m HG, = 第年热网中供热设施 n 的供热量 (GJ) n η = 热网中供热设施 m 的能源效率 BL, m η = 热网中供热设施 n 的能源效率 BL, n NCV m = 热网中供热设施 m 的净热值 (GJ/ 质量单位 ) 18/29

19 NCV n = 热网中供热设施 n 的净热值 (GJ/ 质量单位 ) 确定供热设施 m 或 n 消耗的燃料生产中的上游 CH 4 逸散性排放因子 ( m,upstream,ch4 or n,upstream,ch4 ) 如果生产过程中, 及当燃料为天然气时燃料运输和分配过程中的甲烷逸出排放有可靠和准确的国家数据时, 项目参与方需使用上述数据来确定平均排放因子, 分别用总甲烷排放量除以燃料总生产量和总供应量 6 若上述数据不可得, 则项目参与方应使用表 2 的默认数值表 2: 上游甲烷逸出默认排放因子活动单位默认排放因子排放因子参考 1996 版 IPCC 指南位置煤地下开采吨甲烷 / 千吨煤 13.4 公式 1 和 4,1.105 和页地表开采吨甲烷 / 千吨煤 0.8 公式 2 和 4,1.108 和页石油生产吨甲烷 / 皮焦 2.5 表 1-60 到 1-64, 页运输精炼和储存吨甲烷 / 皮焦 1.6 表 1-60 到 1-64, 页合计吨甲烷 / 皮焦 4.1 天然气美国和加拿大生产吨甲烷 / 皮焦 72 表 1-60,1.129 页 6 当使用国家特殊方法 ( 非 IPCC Tier 1 默认数据 ) 估算排放时可使用上报给联合国气候变化大会的温室气体盘查数据 19/29

20 活动单位默认排放因子排放因子参考 1996 版 IPCC 指南位置加工运输和分配吨甲烷 / 皮焦 88 表 1-60,1.129 页合计吨甲烷 / 皮焦 160 东欧和前苏联生产吨甲烷 / 皮焦 393 表 1-61,1.129 页加工运输和分配吨甲烷 / 皮焦 528 表 1-61,1.129 页合计吨甲烷 / 皮焦 921 西欧生产吨甲烷 / 皮焦 21 表 1-62,1.130 页加工运输和分配吨甲烷 / 皮焦 85 表 1-62,1.130 页合计吨甲烷 / 皮焦 105 其他石油出口国 / 世界其他国家生产吨甲烷 / 皮焦 68 表 1-63 和 1-64,1.130 和页加工运输和分配吨甲烷 / 皮焦 228 表 1-63 和 1-64,1.130 和页合计吨甲烷 / 皮焦 296 确定第年因精炼天然气去除 CO 2 过程导致的泄漏 ( CO2, ) 在天然气加工过程中, 从原料气中去除的 CO 2 通常直接排放到大气中去除 CO 2 升级天然气是为了满足商业需求当天然气加工厂供给适用的气体传输输和分配系统加工的原料气中的 CO 2 体积含量高于 5% 时, 才需要考虑去除 CO 2 导致的排放在这种情况下, 泄漏 CO2, 计算如下 : r CO2 CO2, = FC ρco2 (25) 1 rco2 20/29

21 , CO 2 = 第年因精炼天然气去除 CO 2 过程导致的泄漏 (tco 2 e) FC = 第年热电联产电厂的天然气消耗量 (m³) r CO2 = 天然气原料气的平均 CO 2 体积含量 ( 百分比 ) ρ CO2 = 标准条件下的 CO 2 密度 (tco 2 /m 3 ) 注意 : 为了保守, 这种泄漏排放源不考虑基准线情景下天然气原料气去除 CO 2 的排放, 因为很难确定基准线情景下的天然气消耗量液化天然气 (LNG)CO 2 排放当使用 LNG 时, 天然气传送及分配系统中与液化运输再气化和压缩过程有关的燃料消耗 / 电力消费产生的二氧化碳排放需由天然气消耗量乘以适当的排放因子, 计算如下 : LNG, CO 2, FC CO 2, upstream, LNG = (26) LNG, CO2, = 第年液化天然气传送及分配系统中与液化运输再气化为天然气和压缩过程有关的燃料消耗 / 电力消费产生的泄漏 (tco 2 e) FC = 第年项目电厂的天然气消耗量 (m³) CO2, upstream, LNG = 液化天然气的传送及输送系统中液化运输再气化和压缩过程中由于燃料消耗 / 电力消费产生的上游 CO 2 排放的排放因子 (tco 2 e/m 3 ) 确定天然气传送及分配系统中液化运输再气化和压缩 LNG 传输或分配系统有关的燃料消耗 / 电力消费产生的上游 CO 2 排放因子 ( CO2,upstream,LNG ) 若上述天然气传送及分配系统中与液化运输再气化和压缩过程有关的燃料消耗 / 电力消费产生的泄漏排放有可靠和准确的数据, 则项目参与方需使用此数据来确定平均排放因子若此数据不可得, 则项目参与方需设定默认值 6 tco 2 /TJ 作为近似值 7 7 此数值取自北美液化天然气系统数据, Barcla, M. and N. Denton, Selecting offshore LNG process. < (10th April 2006). 21/29

22 当总泄漏值为负值时 ( < 0), 项目参与方应假设泄漏为零, = 0 6. 减排量减排量计算如下 : ER = BE PE (27) ER = 第年减排量 (tco 2 e) BE = 第年基准线排放 (tco 2 e) PE = 第年项目排放 (tco 2 e) = 第年泄漏 (tco 2 e) 7. 不需要监测的数据和参数数据 / 参数 : GWP CH4 数据单位 : tco 2 /tch 4 描述 : 相应计入期内甲烷的全球变暖潜势数据来源 : 依据政府间气候变化专门委员会第四次评估报告取值为 25 测量程序 ( 如果有 ): - 其他评论 : - 22/29

23 数据 / 参数 : 数据单位 : COGEN, EG, m,co2, n,co2 tco 2 /GJ 描述 : 基准线情景下热电联产电厂燃料的单位能源 CO 2 排放因子, 基准线情景下发电厂燃料的 CO 2 排放因子, 供热设施 m 燃料的 CO 2 排放因子, 供热设施 n 燃料的 CO 2 排放因子数据来源 : 如果相关条件满足, 可以使用如下数据源 : 数据来源 (a) 燃料供应商提供的数据 (b) 项目参与方的测量值适用条件优先使用如果 (a) 不可得 (c) 国家或地区默认值如果 (b) 不可得, 仅适用于液体燃料, 数据应基于可靠的来源 ( 如国家能源部门 ) (d) 默认值 IPCC 2006 国家温室气体清单指南第 2 卷, 第 1 章, 表 1.4,95% 置信区间的下限值如果 (c) 不可得测量程序 ( 如果有 ): 对于选项 (a) 和 (b), 测量方法应符合国家或国际燃料标准其他评论 : 对于选项 (a), 如果燃料供应商提供了燃料的 NCV 值和 CO 2 排放因子, 并且这两个数值是基于对此燃料的测量值, 则应使用此 CO 2 排放因子如果使用其他来源的 CO 2 排放因子或者没有提供 CO 2 排放因子, 则应使用选项 (b) (c) (d) 23/29

24 数据 / 参数 : η m, η n 数据单位 : % 描述 : 数据来源 : 测量程序 ( 如果有 ): 其他评论 : 供热设施 m 或 n 的能源效率项目活动实施前, 本项目或类似项目中相似型号锅炉的样本测量值抽样测量对于锅炉效率的测量使用认可的标准, 如英国标准 (BS845), 如果可行的话, 优先使用直接测量的方法在项目设计文件中计入测量程序和结果以及供应商提供的信息项目参与方也可使用供应商数据或者缺省值数据 / 参数 : δ network 数据单位 : % 描述 : 数据来源 : 测量程序 ( 如果有 ): 热网平均热损失率历史数据或产热统计数据中的平均值, 如地区 / 国家监管局提供的数据 - 其他评论 : - 24/29

25 数据 / 参数 : 数据单位 : EG j,, EG i, MWh 描述 : 年建设边际 BM 中电厂 j 的发电量 ; 年运行边际 OM 中电厂 i 的发电量数据来源 : 测量程序 ( 如果有 ): 中央或地方的电力统计数据 - 其他评论 : - 数据 / 参数 : 数据单位 : FF j,k,, FF i,k, GJ 描述 : 年运行边际中电厂 j 燃料 k( 煤或油 ) 的消耗量 ; 年运行边际中电厂 i 燃料 k( 煤或油 ) 的消耗量数据来源 : 测量程序 ( 如果有 ): 中央或地方的能源统计数据 - 其他评论 : - 25/29

26 数据 / 参数 : 数据单位 : 描述 : NCV FF,COGEN, NCV m, NCV n GJ/ 质量或体积单位热电联产电厂所用燃料的净热值 ; 供热设施 m 或 n 的净热值数据来源 : 如果相关条件满足, 可以使用如下数据源 : 数据来源 (e) 燃料供应商提供的数据 (f) 项目参与方的测量值适用条件优先使用如果 (a) 不可得 (g) 国家或地区默认值如果 (b) 不可得, 仅适用于液体燃料, 数据应基于可靠的来源 ( 如国家能源部门 ) (h) 默认值 IPCC 2006 国家温室气体清单指南第 2 卷, 第 1 章, 表 1.4,95% 置信区间的下限值如果 (c) 不可得测量程序 ( 如果有 ): 对于选项 (a) 和 (b), 测量值应符合国家或国际燃料标准其他评论 : - 26/29

27 数据 / 参数 : r CO2 数据单位 : % 描述 : 天然气原料气中 CO 2 的平均体积含量数据来源 : 来自官方政府或公共研究 ; 公开可得的数据 ; 天然气供应方提供公开声明, 包括存储管道中天然气的平均化学成分测量程序 ( 如果有 ): - 其他评论 : - 数据 / 参数 : ρ CO2 数据单位 : ton/m 3 描述 : 标准状态下 CO 2 的密度数据来源 : 标准状态下默认值为 tco 2 /m 3 CO 2 测量程序 ( 如果有 ): - 其他评论 : - 三监测方法学 1. 监测的数据和参数所有的监测步骤, 包括使用的监测设备类型监测责任和应用的 QA/QC 程序都要在项目设计文件中描述和详细说明当方法学提供了不同选项 ( 如使用默认值或现场测量值 ) 时, 应详细说明使用了哪种选项所有仪器仪表应按照行业惯例进行定期校准作为监测的一部分, 应当对收集的所有数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年应当对所有数据进行监测, 除非在以下表格中有特别说明 27/29

28 另外, 本方法学所涉及到的相关工具中的监测条款在此也适用相应的, FC 和 NCV NG, 应根据化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具确定, 而 j, i, NCV j,k,, NCV i,k,, 应根据电力系统排放因子计算工具确定数据 / 参数 : EG PJ, 数据单位 : MWh 数据描述 : 第年项目活动产生的净上网电量数据来源 : 电表测量测量程序 ( 如果有的话 ): 现场测量监测频率 : 连续监测 QA/QC 程序 : 净上网电量应与售电记录进行交叉检验评价意见 : - 数据 / 参数 : HG PJ, 数据单位 : GJ 数据描述 : 第年项目活动的供热量数据来源 : 现场测量测量程序 ( 如果有的话 ): 该参数的确定为不同过程的焓值 ( 蒸汽或热水 ) 减去给水锅炉排水和冷凝水的焓值, 不同焓值的确定应根据流量温度压力及热力学方程式来计算监测频率 : 连续测量, 数值累计以计算减排量 QA/QC 程序 : - 评价意见 : - 数据 / 参数 : HG m,, HG n, 28/29

29 数据单位 : 数据描述 : 数据来源 : 测量程序 ( 如果有的话 ): 监测频率 : GJ 第年热网内供热设施 m 或 n 的供热量公共或政府记录, 官方出版物 - 可以用提交经国家主管部门备案的审定 / 核证机构审定时可得的最近历史三年数据 ( 事先计算 ); 也可以在计入期内每年监测 QA/QC 程序 : - 评价意见 : - 数据 / 参数 : θ PJ, 数据单位 : % 数据描述 : 数据来源 : 测量程序 ( 如果有的话 ): 监测频率 : 第年热电联产电厂的热电比由参数 HG PJ, 和 EG PJ, 根据公式 1 计算 - 每年 QA/QC 程序 : - 评价意见 : 项目参与方应检验热电比是否在应用基准线情景识别和额外性论证工具进行敏感性分析的范围内如果热电比超出敏感性分析的范围, 则项目设计文件需要发生改变, 并采取相应措施 29/29

编制说明一编制的目的和意义 [2011] 41 [2014]63 二编制过程

编制说明一编制的目的和意义 [2011] 41 [2014]63 二编制过程中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南 ( 试行 ) 编制说明一编制的目的和意义 [2011] 41 [2014]63 二编制过程三主要内容 (CO 2 ) CO 2 (CH 4 ) CO 2 CH 4 CH 4 CH 4 CO 2 CO 2 四其它需要说明的问题 2006 IPCC IPCC 目录一适用范围二引用文件 ISO 14064-1 2005 2006IPCC