1 CM-025-V01 现有热电联产电厂中安装天然气燃气轮机 （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 AM0099 Installation of a new natural gas fired gas turbine to an existing CHP plant 第 1.0.0版），可在以下网址查询http//cdm.unfccc.int/ologies/DB/3EUJH4FRWH7BD4IEYPPYYBIAEX8670 方法学主要修改说明 1 删除 AM0099 适用条件部分的脚注 “有些情况下，可能由于无价格弹性而发生供给限制（例如，计入期内天然气资源有限，难以增产），这将意味着项目活动利用的天然气原本可以作为它用，可能导致泄漏，因此，项目参与方要提供文件，证明天然气供给限制将不会导致明显的泄漏。 ” 2 删除 AM0099“基准线排放 ”部分的 “如果选项 1（ BM）或 2（ CM）为排放 因子，事后按照 “电力系统排放因子计算工具 ”的相关要求监测 EFBL,CO2,y。 ” 3 将 AM0099 散逸甲烷排放部分的 “如果使用表 2 的默认值，则应使用项目活动所在地的天然气排放因子 ”表述，改为 “如果使用表 2的默认值，则我国应使用 “世界其他地区 ”的天然气排放因子 ”。 2. 定义 热电联产厂 由同一个热源既供热又发电的工厂。 用电设施 是单一的工业或商业设施，与电网相连接，在有本项目活动时用电来自（ 1）本项目活动电厂，也可以是本项目活动电厂及用电设施自备电厂和/或（ 2）电网 1。 自备电厂 是指在用电设施场地内运行的电厂 ，包括备用发电机。 天然气 是主要由甲烷组成的气体，来自于 i天然气田（非缔合气体）， ii 在油田中发现的缔合气体和 /或 iii 填埋场捕集的气体。可以混入以体积计不超过 1的其他来源气体，例如（包括但不限于）生物发酵沼气、煤层气、固体化石燃料气化气等 2。 余热蒸汽发生器 HRSG 是一个能量回收换热器，从热气流中回收热量。1电网定义见 “电力系统排放因子计算工具 ”。 2这个界定之所以被包含是因为方法学不估算其他来源气体生产过程导致的温室气体排放。 2 它产生的蒸汽可用于生产过程或用于驱动蒸汽轮机。为提高蒸汽质量，可以补充燃料燃烧。 3. 适用 条件 本方法学适用于在现有热电联产厂安装新的天然气燃气轮机，向电网或一个现有的用电设施供 电，并将天然气发电余热用于现有热电联产厂的项目活动。 本方法学适用条件如下 项目活动是安装新的天然气燃气轮机，向电网和 /或现有的一个用电设施供电。天然气发电的余热被余热蒸汽发生器回收并用于产生蒸汽，然后提供给现有热电联产厂。余热蒸汽发生器产生的蒸汽不直接供给最终用户 /消费者。 本项目活动实施前，现有热电联产厂至少已运行三年。现有热电联产厂所发电力接入电网和 /或供应给一个现有的用电设施，所生产的蒸汽提供给已知的最终用户。这些实践将在项目活动有效期内继续； 天然气是项目活动燃气轮机的主要燃料，少量 其他燃料可在启动阶段或作为辅助燃料使用，但总量不超过年度总能耗的 3（以能量计）； 所在地区或国家天然气充足可用，例如，不因本项目活动而使得将来规模相当的天然气电厂建设受到天然气供应不足的限制。 如果现有（热电联产厂的）锅炉寿命小于计入期，那么余热蒸汽发生器提供蒸汽而产生的减排量，只能计算到现有锅炉寿命结束时。此后，余热蒸汽发生器提供蒸汽的基准线排放 BEST,y应计为 0，现有锅炉因在较低负荷下工作使得效率降低而需要的增量化石燃料对应的项目排放 PESB,y也计为 0。 此外 , 也应符合以上所述各 种工具的应用条件。 最后，本方法学只适用于如下最有可能的基准线情景 发电部分情景 E2电网或现有自备电厂供电 ，如果是电力供应给一个现有的用电设施，则是 E2与情景 C2,C3,C4或 C5的组合； 热 蒸汽 部分情景 H2现有热电联产厂提供蒸汽 . 二、 基准线方法学 1. 项目边界 项目边界的空间范围包括 项目所在场地 ,包括现有的热电联产厂 ,新的燃气轮机和余热蒸汽发生器； 供热系统；和 3 所有与基准线电网物理连接的电厂。 图 1基准线边界 4 图 2项目边界 包括或者排除于项目边界的温室气体 如表 1所示。 表 1项目边界中包含和排除的排放源 资源 气体 是否包括 理由 /解释 基准线现有（热电联产厂的）锅炉消耗化石燃料为产生蒸汽 CO2 是 主要排放源 CH4 否 为简化而排除。这是保守的 N2O 否 为简化而排除。这是保守的 电网相连电厂或自备电厂的化石燃料消耗 CO2 是 主要排放源 CH4 否 为简化而排除。这是保守的 N2O 否 为简化而排除。这是保守的 项目活动新建燃气轮机燃烧天然气发电 CO2 是 主要排放源 CH4 否 为简化而排除。认为这个 排放源非常小。 N2O 否 为简化而排除。认为这个排放源非常小。 新建燃气轮机的 补充燃料的燃烧 CO2 是 可以是一个重要的排放源 CH4 否 为简化而排除。认为这个排放源非常小。 N2O 否 为简化而排除。认为这个排放源非常小。 现有锅炉因效率可能降低而消耗的化石燃料增量 CO2 是 可以是一个重要的排放源 CH4 否 为简化而排除。认为这个排放源非常小。 N2O 否 为简化而排除。认为这个排放源非常小。 2. 基准线情景 项目开发者应按照以下四个步骤选择最合理的基准线 步骤 1识别所有可信的替代情景 识别现实的替代情景，这些情景对项目参与方而言可得，情景的产出或服务与拟议的项目活动相比，具有可比的质量、性能和应用范围。 替代情景应明确 没有本项目活动时电力如何产生； 如果是向已有用电设施供电，应明确如何供电； 5 没有本项目活动时热（蒸汽）如何产生。 还应该考虑现有发电和供热设备使用替代燃料或燃料转换的可能性。在识别替代情景时应合理分析燃料可得性。 发电 发电部分的替代情景包括但不限于 E1拟议的项目活动 天然气燃气轮机发电 但不作为自愿减排项目； E2电网或现有自备电厂供电； E3新建化石燃料电厂供电； E4新建化石燃料蒸汽轮机热电联产设施供电； E5新建可再生能源或生物质燃料发电厂供电 ; E6 新建可再生能源或生物质燃料蒸汽轮机热电联产设施供电。 这些替代情景不需要是具有相同的发电装机容量、负荷因子和运行特征的单个电厂，几个较小电厂组合或大电厂的一部分也可以是合理的替代情景，但是各替代情景应提供相似的服务 如高峰负荷电力、基本负荷电力 ，在此前提下，应确保该地区所有近期已建和在建的，或者项目参与方正在计划建设的相关电厂，都作为合理的替代情景 。 如果项目发电厂向用电设施供电，该用电设施的替代情景包括但不限于 C1项目活动但不作为自愿减排项目执行； C2在用电设施场地内建设一个或几个自备电厂 ; C3继续运营用电设施场地内的一个或几个自备电厂 ; C4从电网购买电力 ; C5 以下两者的组合（ 1）运营用电设施场地内的一个或几个新的和 /或现有的自备电厂、（ 2）电网购电 ; C6从用电设施外的专用电厂购买电力。 以上情景应确保向用电设施提供相同的服务 即各情景都应满足用电设施的电力需求 。 热（蒸汽）生产 6 热（蒸汽）生产部分，替代情景包括但 不限于 H1 拟议的项目活动 由余热蒸汽发生器生产蒸汽 但不作为自愿减排项目 ; H2现有热电联产厂继续生产蒸汽 ; H3 新建蒸汽轮机热电联产设施供蒸汽 ; H4 新建化石燃料锅炉供蒸汽 ; H6 新建可再生能源或生物质燃料锅炉供蒸汽 ; H7 新建可再生能源或生物质燃料热电联产设施供蒸汽 ; H8 现有热电联产厂以外的特定工厂供蒸汽。 应在项目设计文件中清楚描述每个基准线情景 ,包括效率、寿命等与技术相关的信息。 如果一个或多个情景被排除 ,应在项目设计文件中给出适当解释和相关材料。 如果项目 发电厂向用电设施供电，以下步骤应考虑项目参与方发电（ E）、用电设施用电（ C）下的各情景组合。 步骤 2排除不符合强制性法律法规的替代情景 采用最新版 “额外性论证与评价工具 ”子步骤 1b，排除不符合强制性法律法规的替代情景。 步骤 3排除面临无法克服的障碍的情景 采用最新版 “额外性论证与评价工具 ”步骤 3，排除面临无法克服的障碍的情景。 步骤 4识别最有经济吸引力的替代情景 采用最新版 “额外性论证与评价工具 ”步骤 2（投资比较分析方法 II），通过投资比较分析，识别经济上最有吸引力的替代情景。对步骤 1分析之后剩下的 替代情景，计算合适的相同的财务指标。包括所有成本 例如包括投资成本、燃料成本和运行维护成本 ;所有收入 包括补贴 /财政激励 ,官方发展援助等等 ,如有 ,3如有公共投资者，还包括非市场成本和收益。财务指标最优的那个替代情景应初步选定为最可信的基准线情景。 估算现有锅炉剩余寿命的指南 应使用最新版 “设备剩余寿命确定工具 ”，来估算现有锅炉剩余寿命。 3． 额外性 7 采用 “额外性论证与评价工具 ”论证额外性。在进行步骤 2投资分析 时，应遵循以下指南 对电和热两部分进行合并投资分析，应包括所有与项目直接相关的成 本 ; 在子步骤 2 b，使用选项 III基准财务指标分析法 。 3. 项目排放 项目排放包括项目活动使用化石燃料的排放，涉及天然气发电，以及现有热电联产厂锅炉。 项目排放量计算如下 ySByFCy PEPEPE ,,  1 式中 PEy 第 y年项目排放量 吨 CO2e PEFC,y 第 y年化石燃料消耗的项目排放 吨 CO2e PESB,y 第 y年现有热电联产厂锅炉由于运行负荷较低效率下降而消耗的化石燃料增量的项目排放 吨 CO2e 化石燃料消耗的项目排放 PEFC,y 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 ”计算第 y年化石燃料燃烧的项目排放 PEFC,y，该工具中化石燃料 j对应本项目活动消耗的各种化石燃料 ,本项目活动包括天然气燃气轮机和余热蒸汽发生器的补充化石燃料燃烧。项目设计文件应清晰列出所有排放源。 现有热电联产厂锅炉由于运行负荷较低效率下降而消耗的化石燃料增量的项目排放 PESB,y ]SGS E FS E F,m a x [PE y,SB,PJBLyy,SB  0 2 式中 PESB,y 第 y年现有热电联产厂锅炉由于运行负荷较低效率下降而消耗的化石燃料增量的项目排放 吨 CO2e SEFy 第 y年蒸汽的排放因子 吨 CO2/TJ SEFBL 蒸汽的基准线排放因子 吨 CO2/TJ SGPJ,SB,y 第 y年项目活动下现有热电联产厂锅炉产生的蒸汽 TJ 当 BLy SEFSEF  是负值时，基于保守性， PESB,y应等于零。 8 确定第 y年蒸汽的排放因子 SEFy y,SB,PJk y,SB,ky,ky SGFCC E FS E F   3 式中 SEFy 第 y年蒸汽的排放因子 吨 CO2/TJ CEFk,y 第 y年现有热电联产厂生产蒸汽用化石燃料 k的排放因子 吨CO2/TJ FCk,SB,y 第 y年现有蒸汽锅炉消耗的燃料 kTJ SGPJ,SB,y 第 y年项目活动下现有锅炉产生的蒸汽 TJ 项目 情景下用于生产蒸汽的燃料 k消耗量计算如下 y,ky,SB,ky,SB,k NCVFFC  4 式中 FCk,SB,y 第 y年现有蒸汽锅炉消耗的燃料 kTJ Fk,SB,y 第 y年现有蒸汽锅炉消耗的燃料 k的量 质量或体积单位 NCVk,y 第 y 年燃料 k的净热值 TJ/质量或体积单位 4. 基准 线 排放 基准线排放量是发电排放和蒸汽生产排放之 和。 ySTyELy BEBEBE ,,  5 式中 BEy 第 y年的基准线排放量 吨 CO2e BEEL,y 第 y年天然气燃气轮机发电对应的基准线排放量 吨 CO2e BEST,y 第 y年的余热蒸汽发生器产生的蒸汽对应的基准线排放量 吨CO2e 天然气燃气轮机发电对应的基准线排放量 BEEL,y 天然气燃气轮机发电对应的基准线排放量，是燃气轮机向电网和 /或用电设施的供电量与二氧化碳排放因子之积。 yCOBLyGTPJyEL EFEGBE ,2,,,,  6 9 式中 BEEL,y 第 y年天然气燃气轮机发电对应的基准线排放量 吨 CO2e EGPJ,GT,y 第 y年燃气轮机向电网和 /或用电设施的供电量 MWh EFBL,CO2,y 第 y年基准线的电力二氧化碳排放因子 吨 CO2/MWh 确定 EFBL,CO2,y 为了满足保守性，项目参与方应将如下 3个选项中的最小值作为 EFBL,CO2,y的值 tCO2/MWh 选项 1由最新版 “电力系统排放因子计算工具 ”计算的建设边际 EFgrid,BM,y，即 EFBL,CO2,y EFgrid,BM,y； 选项 2根据最新版 “电力系统 排放因子计算工具 ”，采用 OM/BM50/50权重计算的组合边际 EFgrid,CM,y，即 EFBL,CO2,y EFgrid,CM,y； 选项 3以下两者中较小的一个（ 1）前文确定的最可能基准线情景对应技术和燃料的排放因子；（ 2）如果适用，现有或新建的自备电厂 3（即情景 C2， C3或 C5）的排放因子。排放因子计算如下 EFBL,CO2,y EFBL,Tech,CO2 6.3ηC E FEF BL BLC O 2Te c h ,B L, 7 式中 EFBL,Tech,CO2 基准线技术和燃料的排放因子 吨 CO2/MWh CEFBL 基准线燃料的排放因子 吨 CO2/GJ ηBL 基准线技术的能效（百分比） 3.6 GJ 转换为 MWh的转换系数 GJ/MWh 如果选项 3作为排放因子，将在审定阶段事前评估确定 EFBL,Tech,CO2 的值。如果存在已有自备电厂，参数 ηBL应根据最新版 “热能或电能生产系统的基准线效率确定工具 ”来确定。该工具用于确定恒定效率，而不是给出负荷效率方程。如果是新建电厂，参数 ηBL应是基准线技术在最佳工况且得到技术开发商支持下的最高效率。 余热蒸汽发生器产生的蒸汽对应的基准线 排放量 BEST,y 第 y 年余热蒸汽发生器产生的蒸汽对应的基准线排放量 BEST,y计算如下 BLyBLyST S E FSGBE  ,, 8 3如果用电设施处存在不止一个自备电厂，则采用其中的最低排放因子。 10 式中 BEST,y第 y年余热蒸汽发生器产生的蒸汽对应的基准线排放量 吨 CO2e SGBL,y 第 y年项目活动产生的能够导致减排的蒸汽 TJ SEFBL 蒸汽的基准线二氧化碳排放因子 吨 CO2e/TJ 确定项目活动产生的能够导致减排的蒸汽 SG,SGm in SG Hy,H R S G,PJy,BL  9 式中 SGBL,y 第 y年项目活动产生 的能够导致减排的蒸汽 TJ SGPJ,HRSG,y 第 y年项目设施从余热蒸汽发生器产生的蒸汽 TJ SGH 项目活动实施前，现有热电联产厂锅炉生产的蒸汽的历史平均量，即项目活动开始前最近三年的年平均蒸汽量 TJ。 确定蒸汽的基准线二氧化碳排放因子 Hk kSTkBL SGFCC E FS E F   , 10 式中 SEFBL 蒸汽的基准线二氧化碳排放因子 吨 CO2e/TJ CEFk 基准线情景下现有热电联产厂生产蒸汽使用的化石燃料 k的排放因子 吨 CO2/TJ FCST,k 基准线情 景下现有热电联产厂生产蒸汽使用的化石燃料 k的消耗量 TJ SGH 项目活动实施前，现有热电联产厂锅炉生产的蒸汽的历史平均量，即项目活动开始前最近三年的年平均蒸汽量 TJ。 基准线情景下生产蒸汽使用的化石燃料 k的消耗量计算 kk,STk,ST NCVFFC  11 式中 FCST,k 基准线情景下现有热电联产厂生产蒸汽使用的化石燃料 k的消耗量 TJ FST,k 项目活动实施前最近三年现有热电联产厂生产蒸汽使用的化石11 燃料 k的年平均使用量（质量或体积单位） NCVk 项目活 动实施前最近三年现有热电联产厂生产蒸汽使用的化石燃料 k的净热值 TJ/质量或体积单位 5. 泄 漏 泄漏可来自项目边界外化石燃料的开采、加工、液化、传输、再气化和分配输送。泄漏主要包括 1散逸 CH4排放， 2为了提升天然气到市场所需的等级，从原始天然气流中脱除的 CO2，及 3相关燃料燃烧的二氧化碳排放。在本方法学中，应考虑以下泄漏排放源  与项目电厂使用的天然气相应的开采、加工、液化、传输、再气化和分配输送所逃逸的 CH4排放；基准线情景下与电网相连电厂使用的天然气对应的上述各环节逃逸 CH4排放，或基准线电 厂（上文 EFBL,CO2,y选项 3）使用天然气对应的上述各环节逃逸 CH4排放；  为了提升天然气到市场所需的等级从原始天然气流中脱除 CO2的排放；  如果项目电厂使用液化天然气，液化、传输、再气化和压缩相应的燃料燃烧 /电力消耗的 CO2排放。 因此，泄 漏 排放量计算如下 yC O 2 ,L N G ,yC O 2 ,yC H 4 ,y LELELELE  12 式中 LEy 第 y年的 泄漏 排放量 tCO2e LECH4,y 第 y年 散逸 的 CH4泄漏 排放量 tCO2e LECO2,y 第 y年从原始天然气去除 CO2的 泄漏 排放量 tCO2 LELNG,CO2,y 第 y年 天然气 液化 、 传输 、 再气化和压缩的燃料燃烧 /电力消 耗的 泄漏 排放量 tCO2e。 散逸 甲烷排放 LECH4,y 为了 计算 第 y年的 散逸 甲烷排放 ， 将当年 天然气消耗量 与 散逸 甲烷排放因子EFNG,upstream,CH4的乘积 ， 扣除没有项目活动时的 散逸 甲烷排放 ， 公式 如下   C H 4yC H 4 ,u p s t r e a m ,B L ,yP J ,C H 4u p s t r e a m ,N G ,yN G ,yN G ,yC H 4 , G W PEFEGEFNCVFCLE  （ 13） 12 式 中 LECH4,y 第 y年 散逸 甲烷 的泄漏排放量 tCO2e FCNG,y 第 y年 项目 电 厂 的 天然气燃烧量 y m NCVNG,y 第 y年 天然气燃烧的平均净热值 GJ/m EFNG,upstream,CH4 散逸 甲烷 的 排放因子，这些 散逸 甲烷 排放源于生产 、 传输 以及分配过程。如果是液化天然气，也会在其液化 、 传输 、 再气化以及压缩的过程中产生 散逸 甲烷 tCH4/GJ EGPJ,y 第 y年 电厂的上网电量 或对用电设施的供电量 MWh EFBL,upstream,CH4,y 第 y年在没有 该项目活动 时 散逸 甲烷 的 排放因子 tCH4/MWh GWPCH4 甲烷 的 全球 变暖 潜 势 tCO2e/tCH4 13 没有 项目活动时的 散逸 甲 烷 排放因子 EFBL,upstream,CH4,y的计算应 相应于 上文所选的基准排放因子 EFBL,CO2，如下所示 选项 1 建设边际   jyj,j kC H 4u p s tr e a m ,k,yk,j,yk,j,yC H 4 ,u p s tr e a m ,B L , EGEFNCVFFEF选项 2 组合    i yi,i k C H 4u p s tr e a m ,k,yk,i,yk,i,j yj,j k C H 4u p s tr e a m ,k,yk,j,yk,j,yC H 4 ,u p s tr e a m ,B L , EGEFNCVFF0 . 5EGEFNCVFF0 . 5EF以上 二 式 中 EFBL,upstream,CH4,y 第 y年在没有该项目活动时 散逸 甲烷的排放因子tCH4/MWh j 包含在计算 建设边际中的电厂 FFj,k,y 第 y年 建设边际中电厂 j燃烧的燃料 k（燃煤或燃油）的量 质量或体积单位 NCVj,k,y 第 y年建设边际中电厂 j 燃烧的燃料 k（燃煤或燃油）的 平均净热值 GJ/质量或体积单位 EFk,upstream,CH4 燃料 k（燃煤或石油）生产过程中 散逸 甲烷 的 排放因子tCH4/GJ EGj ,y 第 y年 建设边际中电厂 j的 发 电量 MWh i 包含在计算运行边际中的电厂 FFi,k,y 第 y年 运行 边际中电厂 i燃烧 的 燃料 k（燃煤或石油）的量 质量或体积单位 14 NCVi,k,y 第 y年运行边际中电厂 i 燃烧的燃料 k（燃煤或燃油） 的 平均净热值 GJ/质量或体积单位 EGi,y 第 y年 运行边际中电厂 i的 发 电量 MWh 如果 与 生产 、 传输 、分配 输送 相关的 散逸 甲烷排放有 可靠精确的国家数据，项目参与方应该使用这些数据 ，分别将总甲烷排放量除以燃料的生产量和供给量， 来确定平均 甲烷 排放因子。如果没有相关可靠数据，那么项目参与方应使用下述表格 2中提供的默认值。 注意天然气 的 散逸 甲烷 排放因子 EFNG,upstream,CH4应包括天然气 生产、加工、传输 以及分配 输送 过程，如下述表 2所示。如果使用 表 2的默认值， 我国应使用 “世界其他地区 ”的天然气排放 因子 。如果相关体系要素（生产 /加工 /传输 /分配输送 ）都主要是近年来根据国际标准建设运营 的 ，那么 排放因子 可以使用美国 /加拿大值。 由于 煤的 散逸 甲烷 排放取决于 煤矿 ，项目参与方应使用和当地燃煤电厂 的 主要 煤 源 （地下矿或露天矿等） 相 对应 的 甲烷 排放因子。 还要注意 ， 对于燃煤来说，排放因子的单位为质量单位，需要根据燃煤净热值转化为能量单位。另外，表格 2中所有的值都要转化为相应合适的单位以正确无误的应用 于本方法学各方程 。 表 2 散逸 甲烷 的 默认排放因子 活动 单位 默认排放因子 排放因子 在 1996年 修订版 IPCC指南 第三卷中 的位置 燃煤 地下采矿 t CH4/kt coal 13.4 方程 1和 4，页码 1.105和 1.110 露天采 矿 t CH4/kt coal 0.8 方程 2和 4，页码 1.108和 1.110 燃油 生产 t Ch4/PJ 2.5 表格 1-60到 1-64，页码 1.129-1.131 传输 、提炼、存储 t CH4/PJ 1.6 表格 1-60到 1-64，页码 1.129-1.131 合计 t CH4/PJ 4.1 天然气 美国和加拿大 15 生产 t CH4/PJ 72 表格 1-60，页码 1.129 加工、 传输 、分配 t CH4/PJ 88 表格 1-60，页码 1.129 合计 t CH4/PJ 160 东欧和前苏联 生产 t Ch4/PJ 393 表格 1-61，页码 1.129 加工、 传输 、分配 t Ch4/PJ 528 表格 1-61，页码 1.129 合计 t Ch4/PJ 921 西欧 生产 t CH4/PJ 21 表格 1-62，页码 1.130 加工、 传输 、分配 t CH4/PJ 85 表格 1-62，页码 1.130 合计 t CH4/PJ 105 世界其他 地区 生产 t CH4/PJ 68 表格 1-163和 1-164，页码 1.130和1.131 加工、 传输 、分配 t CH4/PJ 228 表格 1-163和 1-164，页码 1.130和1.131 合计 t CH4/PJ 296 注表格中的排放因子 ，在 1996年 修订版 IPCC指南 第三卷 中 IPCC Tier 1排放因子默认值 范围基础上 ， 取平均值 计算 得到 。 上游 原始 天然气脱除二氧化碳 的 排放 LECO2,y 只有 进入 加工厂的原气 中 二氧化碳平均含量高于 5体积 含量 时， 才 需要计算 向大气 排放的二氧化碳量 。在该情况下， 泄漏 量 LECO2,y将 计算 如下 2222 1 COCOCOy,NGy,CO ρrrFCLE  （ 14） 16 式 中 LECO2,y 第 y年天然气 原料 脱除二氧化碳的泄漏排放量 吨 CO2 FCNG,y 第 y年项目电厂 的天然气 燃烧量 m rCO2 天然气 原料 中 二氧化碳 的平均 体积含量 （百分比） ρCO2 标准条件下二氧化碳密度 吨 /m3 液化天然气 的 二氧化碳排放 LELNG,CO2,y 如使用液化天然气 ，液化、 传输 、再气化以及压缩至天然气传输或分配系统期间燃料燃烧 /电 力 消耗导致 的二氧化碳排放 ， 应通过项目 活动使用的 天然气量乘以相应的排放因子来估算 L N Gu p s t r e a m ,C O 2 ,yN G ,yN G ,yC O 2 ,L N G , EFNCVFCLE  （ 15） 式 中 LELNG,CO2,y 第 y年 液化天然气 被 液化 、 传输 、再气化、 压缩至天然气传输或分配 系统 中 ， 燃料燃烧 /电力消耗 产生的泄漏排放 tCO2e FCNG,y 第 y年项目 活动 中天然气的燃烧量 m NCVNG,y 第 y年天然气燃烧的平均净热值 GJ/m EFCO2,upstream,LNG 源于液化 、 传输 、再气化、 压缩至天然气传输或 分配体系过程中燃料燃烧 /电力消耗 的 二 氧化碳 排放因子 tCO2e/GJ 如果 液化天然气液化 、 传输 、再气化、 压缩至天然气传输或分配系统 所需 燃料燃烧 /电力消耗 产 生的 二 氧化碳排放 相关的可靠 精确数据 存在 ，项目参与方应使用这些数据来确定平均排放因子。如果没有相关合适的数据， 则 应 取 默认值6 tCO2e/TJ为粗略近似值（该值必须转化为合适的单位以正确无误的应用于 本 方法学的方程中）。 如果总净泄漏影响为负 LEy 0， 则 应假设 LEy 0。 6. 减排量 年减排量计算如下 yyyy LEPEBEER  16 17 式中 ERy 第 y年的减排量 tCO2e BEy 第 y年的基准线排放量 tCO2 PEy 第 y年的项目排放量 tCO2 LEy 第 y年的泄漏排放量 tCO2e 7. 无需 监测 的 数据和参数 数据 /参数 SGH 数据单位 T焦 描述 项目活动实施前，现有热电联产厂锅炉生产的蒸汽的历史平均量 数据来源 项目参与方 测量程序（如果有） 项目活动开始前最近三年的年平均蒸汽量 评论 - 18 数据 /参数 CEFk 数据单位 吨 CO2/T焦 描述 基准线情景下现有热电联产厂生产蒸汽使用的燃料 k的排放因子 数据来源 下列数据来源在对应条件下可以使用 数据源 使用数据源的条件 燃料供应商提供票据中的数值 现有电厂为最可能基准线情景时，这是首选数据源 项目参与方的测量 如果 a项不数据没有，则该项应用于现有自备电厂。 区域或国家的默认值 应用于新的电厂或者（ b）项不适用的电厂。 这些来源只能用于液态燃料并且基于存档完好，来源可靠的前提（诸如国家能源平衡） IPCC2006版国家 温室气体 清 单第二卷第一章表 1.4所指出的置信区间下限为 95时的 IPCC缺省值 用于新发电厂或当 c数据没有时 测量程序（如果有） 对于 a和 b测量必须根据国家或国际燃料标准进行。 评论 对于 a 如果燃料提供方在票据上提供了净热值和二氧化碳排放因子，且这两个值是对此燃料测量所得，那么应该使用该二氧化碳因子。如果二氧化碳因子使用了其他来源，或没有提供二氧化碳排放因子，则使用选项 b、 c或 d。 19 数据 /参数 FST,k 数据单位 质量或体积单位 描述 项目活动实施前最近三年现有 热电联产厂生产蒸汽使用的化石燃料 k的年平均使用量 数据来源 项目参与方 测量程序（如果有） - 评论 - 数据 /参数 FST,NG 数据单位 立方米 描述 项目活动实施前最近三年的用于产生蒸汽的天然气年平均量 数据来源 项目参与方 测量程序（如果有） - 评论 - 20 数据 /参数 NCVk 数据单位 T焦 /质量或体积单位 描述 项目活动实 施 前最近三年现有热电联产厂 生产蒸汽使用 的化石燃料 k的净 热值 数据来源 下列数据来源在对应条件下可以使用 数据源 使用数据源的条件 发 电厂的燃料供应商提供的 票据上的数值 如果从电厂运营商收集数据 区域或国家 的 平均默认值 如果 数 值是可靠的 并 记录在地区或国家 的 能源统计 /能量平衡 文件中 IPCC2006版国家 温室气体 清单第二卷第一章表 1.2所指出的置信区间下限为 95时的 IPCC缺省值 如果以上两个数据源不可 得 。 测量程序（如果有） - 评论 - 21 数据 /参数 CEFBL 单位 吨 CO2/G 焦 描述 基准线燃料的燃料排放系数 数据来源 下列数据来源在相应条件下可以使用 数据来源 使用数据来源的条件 a 燃料 提供方在票据中给出的值 现有自备电厂的首选数据 b 项目参与方的测量 如果 a项数据没有，则该项应用于现有自备电厂。 c 区域或国家默认值 应用于新的电厂或者（ b）项不适用的电厂。 这些数据只能用于液态燃料并且基于存档完好、来源可靠的前提（诸如国家能源平衡） d IPCC2006版国家 温室气体 清单第二卷第一章表 1.4 （能源）所指出的置信区间下限为 95时的IPCC缺省值 用于新电厂或者（ c）不适用的电厂。 测量程序 如果有 对于 a和 b测量必须根据国家或国际燃料标准进行。 评论 对于 a 如果燃料提供方在票据上提供了净热值和二氧化碳排放因子，且这两个值是对该燃料测量所得，那么应该使用。如果该二氧化碳因子使用了其他来源，或没有提供二氧化碳排放因子，则使用选项 b 、 c 或 d。 22 数据 /参数 BL 单位 百分比 描述 基准 线 技术的能量效率 数据来源 对于现有自备电厂，使用 最新版 “热能或电能生产系统的基准线效率确定工具 ”。该工具 用来 确定一个 恒定 效率而不是负 荷 效率 方程 。对于新的电厂，则使用在最优运营条件下 制造 商所 提供 的基准技术 的 最大效率。 测量步骤 如果有 - 评论 - 数据 /参数 GWPCH4 单位 吨 CO2e/吨 CH4 描述 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。 测量步骤 如果有 - 评论 - 23 数据 /参数 EFNG,upstream,CH4 单位 吨 CH4/GJ 描述 生产、传输、分配 天然气 或 液化天然气 的液化、传输、再气化以及压缩至天然气传输或分配系统过程中的天然气散逸甲烷排放因子。 数据来源 如果生产、传输、分配 天然气 或 液化天然气 的液化、传输、再气化以 及压缩至天然气传输或分配系统过程中存在有关散逸甲烷排放的可靠并且精确的国家数据，项目参与方应使用这些数据通过甲烷排放总量分别除以燃料生产量和供给量来确定平均排放因子。如果无法应用这些数据，则项目参与方应使用 本方法学表 2中 的默认值。 测量步骤 如果有 - 评论 - 数据 /参数 EFk,upstream,CH4 单位 吨 CH4/GJ 描述 第 k种 燃料（燃煤或燃油）生产过程中的散逸甲烷排放排放因子。 数据来源 如果生产、传输、分配 天然气 或 液化天然气 的液化、传输、再气化以及压缩至天然气 传输或分配系统过程中存在有关散逸甲烷排放的可靠且精确的国家数据，项目参与方应使用这些数据通过甲烷排放总量分别除以燃料的生产量和供给量来确定平均排放因子。如果无法应用这些数据，则项目参与方应使用基准方法学中表格 2种的默认值。 测量步骤 如果有 - 评论 - 24 数据 /参数 EFCO2,upstream,LNG 单位 吨 CO2e/GJ 描述 液化、传输、再气化以及压缩 液化天然气 于天然气传输或分配体系统 所需 的燃料燃烧 /电量消耗导致的二氧化碳排放因子。 数据来源 如果存在液化、传输、再 气化以及压缩 液化天然气 于天然气传输或分配体系统过程中产生的燃料燃烧 /电量消耗导致的二氧化碳 排放 相关的可靠、精确的国家数据，项目参与方应采用这些数据决定平均排放因子。如果无法应用这些数据，项目参与方应 采用 默认值 6吨 CO2e/TJ作为粗略近似值。 测量步骤 如果有 - 评论 - 数据 /参数 rCO2 单位 百分比 描述 原始 天然气中二氧化碳的体积 浓度。 数据来源 官方 、 政府或公共 的 研究；公共数据库；或应用天然气加工厂的 书面 报表 ，包括项目活动所用天然气的 对应气田 里 原始 气体的平均化学组 分。 测量步骤 如果有 - 评论 - 25 数据 /参数 ρCO2 单位 吨 /立方米 描述 标准条件下二氧化碳气体的密度 数据来源 标准条件下默认值为 0.001978 吨 CO2/立方米 测量步骤 如果有 - 评论 - 三、 监测方法学 1. 一般监测规则 项目参与方应作出足够、合适的人事安排来执行全部监测。所有监测到的数据应电子