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CM-049-V01利用以前燃放或排空的渗漏气为燃料新建联网电厂项目自愿减排方法学.pdf

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CM-049-V01利用以前燃放或排空的渗漏气为燃料新建联网电厂项目自愿减排方法学.pdf

1/16 CM-049-V01 利用以前燃放或排空的渗漏气为燃料新建联网电厂 (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 AM0074 Methodology for new grid connected power plants using permeate gas previously flared and/or vented(第 3.0 版),可在以下网址查询http//cdm.unfccc.int/methodologies/DB/0ERZWWUKA8184VCWZXL3W6M61I6Z65 该方法学也参考最新批准的工具,如下 y 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具; y 电力消耗导致的基准线、项目和 /或泄漏排放计算工具 y 额外性论证与评价工具; y 电力系统排放因子计算工具; 2. 定义 对于该方法学,以下定义适用 渗漏气 包含杂质的废气,是一种天然气处理 设备中天然气提纯过程的伴生品。主要包含甲烷、二氧化碳、氮、硫化氢、和其它碳氢化合物。 升压站 用来减少传送管道中渗漏气压力下降 、确保电厂进气口气压符合要求的处理设备。 3. 适用条件 本方法学适用于将现有天然气处理设施中原本被火炬燃烧或排空的渗漏气作为燃料用于新建并网电厂。(此后简称“新建电厂”) 该方法学可以应用于下述情况 y 自愿减排项目活动只属于新建电厂的经营者所有,新建电厂的经营者是独立的法人机构,不隶属于天然气处理设施的经营者;或 y 新建电厂的经营者和天然气处理设施的经营者属于同一法人机构。 y 该方法学在下述情形下适用 y 可以证实天然气处理设施所有渗漏气在项目活动开始前至少 3 年内都 2/16 是进行火炬燃烧或排空的。 y 渗漏气从天然气处理设施到新的电厂的运输在专用的管道中进行,该管道是项目活动的一部分,且不用于其它气体运输。 y 新建电厂建设的目的是服务于项目活动,并从商业运行开始时起就使用从天然气处理设施回收的渗漏气作 为燃料。若电厂还是用其他燃料,只可作为自用电和备用电使用(例如,电厂的启动和停车、中断渗漏气供应) ,且不应超过电厂全年燃料使用总量的 15。 y 新建电厂所发所有电量都并网 此外,此方法学的适用条件还包括上述工具的适用条件。 此方法学仅适用于最可行的基准线情景延续现行方法,即火炬燃烧和 /或排空渗漏气。在没有自愿减排项目活动情况下 ,现有设施对渗漏气的使用应根据本方法学附件 1 的规定进行论证。 二、 基准线方法学程序 1. 基准线情景识别 基准线情景的识别包括渗漏气和发电两个部分 。在基准线替代方案识别时,项目参与方应排除不符合法律法规的基准线情景。 对于每个被排除的情景,都应给出合理的解释和文件支持。 渗漏气利用部分的基准线情景 此方法学仅适用于最可行的基准线情景延续现行方法,即火炬燃烧和 /或排空渗漏气。渗漏气的利用应根据本方法学附件 1 的规定进行论证。 发电部分的基准线情景 在没有自愿减排的情况下,项目活动的上网电量将由运行并网电厂和其他新增电源产生,具体描述根据 “电力系统排放因子计算工具 ”中联合边际排放因子的计算。 2. 额外性论证 额外形论证应使用最新批准的“额外性论证与评价工具”。如果渗漏气的低位发热值大于 30,000kJ/Nm3,需要使用投资分析来进行额外性论证。应注意,只能使用财务基准,而不能使用项目投资比较分析。 基准投资分析指南 基准投资分析应覆盖所有替代方案项目相关的成本和收益,包括新建电厂经营者和天然气处理设施经营者。 3/16 对于情况 i1,渗漏气的成本应仅包括与处理和运输相关的成本。与处理和运输相关的渗漏气单位平准化成本用项目基准 IRR 作为折现率。 10利润率的渗漏气的生产成本按照如下方法计算 yPGTttLCQCiIP,/.⎟⎟⎟⎟⎠⎞⎜⎜⎜⎜⎝⎛∑11111 1 如果渗漏气卖方(天然气处理设施)已经在渗 漏气处理设备上投入了资金,公式( 1)为处理渗漏气的成本 投资分析中渗漏气价格应为含 10利润率的平准化成本和经过处理的天然气价格的 50两者最低者,计算公式如下 []NGLCoPPP 0.5,minimum 2 其中 PLC 为包含利润率的处理和运输渗漏气的平准化生产成本(货币单位/MJ) PO 投资分析用的渗漏气价格(货币单位 /MJ) I 渗漏气处理和运输设备的投资(货币单位) C 处理和运输的年运行和维护成本(货币单位) PNG 处理的天然气的价格(货币单位 /MJ) i 作为折现率的基准 IRR2QPG,y 第 y 年项目活动中用于生产能源的渗漏气的量( MJ) T 采用投资分析的年数(年) 对于新建电厂和天然气处理设施是同一实体的情况( ii),应用投资分析应该避免渗漏气的内部价格,但是要包括与渗漏气处理和运输相关的成本。 在确定这个项目活动的财务基准时,项目参与者应该考虑 EB51 次会议的信息说明(附件 59)“与利用废热 /废气发电的项目活动基准的适用性相关的预先规定”。 1情况 i 是指自愿减排项目活动只属于新建电厂的经营者所有,新建电厂的经营者是独立的法人机构,不隶属于天然气处理设施的经营者。 2基准必须考虑(当地的或国际的)气体销售所使用货币的影响 4/16 障碍分析指南 如下所述的障碍分析应该按照最新版本的“障碍的客观论证和评价指南”进行论证。尤其是可以通过其他的财务方式减 轻的障碍,这些障碍可以量化作为成本,因此应该在投资分析中予以考虑,而 不能作为项目实施的障碍进行分析。如果能够客观和透明地证明下面的数据和 假设合理,通过计算损失的概率和损失费用能够量化与损坏风险相关的障碍( 也就是由于技术障碍,缺乏专业技术等造成的设备损坏)。 识别潜在的障碍,渗漏气的低位发热值低于 30000kJ/Nm3项目参与方应该建立一个完整的障碍列表,这些障碍阻止了没有自愿减排收益的替代方案。这些障碍包括 y 投资障碍,尤其是 „ 基金贷款不适用这类项目活动; „ 在东道国内由于存在与国内外直接 投资相关的实际的或可预测的风险,项目无法从国际资本市场融资; y 技术障碍,尤其是 „ 实施中的技术和运行风险; „ 缺乏技术应用的基础设施; y 当前实际障碍 „ 项目是“第一个” 。这种障碍需要按照最新版的“额外性论证与评价工具”进行论证。 3. 项目边界 项目边界的空间范围包括新建电厂,升压站,从升压站到新建电厂的渗漏气输送系统和电网。项目边界中包括或排除的温室气体如下表所示。 表 1项目边界包括或排除的排放源 来源 气体 是否包括理由 /说明 基准线基准线产生的电量 CO2是 主要排放源 CH4否 排除(保守方式) N2O 否 排除(保守方式) 5/16 项目活动新建电厂中用于辅助用途的其他化石燃料燃烧 CO2是 可能是一个显著的排放源 CH4否 假定可以忽略不计 N2O 否 假定可以忽略不计 升压站的运行 CO2是 可能是一个显著的排放源 CH4否 假定可以忽略不计 N2O 否 假定可以忽略不计 渗漏气运输中的逸散排放 CO2否 假定可以忽略不计 CH4是 可能是一个显著的排放源 N2O 否 假定可以忽略不计 方法学是基于一种假定,这种假定是指基准线和项目活动中渗漏气所含的碳全部都氧化成了 CO2。因此,项目活动中的渗漏 气的直接使用和基准线中渗漏气的排空和 /或火炬燃烧都不属于排放源。这是一种保守的简化,因为电厂中的渗漏气燃烧比渗漏气通过火炬燃烧或排空能够产生更少的甲烷排放。 4. 项目排放 项目排放的组成是新建电厂发电的排放,渗漏气升压站运行排放和渗漏气运输排放。项目排放的计算如下 yTRyBSyelecFCyPEPEPEPE,,,, 3 其中 PEy y 年的项目排放 tCO2e PEFC,elec,y y 年新建电厂辅助和备用设备消耗的化石燃料的项目排放量tCO2e PEBS,y y 年渗漏气升压站运行的项目排放量 tCO2e PETR,y y 年输送渗漏气时的项目逸散排放量 tCO2e 每个项目排放源的计算过程在下面几节介绍。 新建电厂辅助和备用用能消耗的化石燃料的项目排放量( PEFC,elec,y) 这个排放包括新建电厂辅助和备用用能所消耗的化石燃料燃烧的 CO2排放量。对于这类排放的计算,项目参与方应该应用最新版的 “化石燃料燃烧导致的项目或泄漏的二氧化碳排放计算工具”。参数 PEFC,elec,y与工具中的参数 6/16 PEFC,j,y相对应。这个工具仅适用于与构成项目活动一部分的新建电厂相对应的一个要素过程 j。工具的角标 i 是指新建电厂燃烧的化石燃料的类型,但不包括渗漏气。 渗漏气升压站运行的项目排放量( PEBS,y) 在项目活动中为了补偿渗漏气管道的压降和确保新建项目电厂入口的气压需要运行一个或几个升压站。升压站的运行使用化石燃料,渗漏气和 /或电作为能源。压缩机 /升压站使用的渗漏气不必包括在项目排放中。因为渗漏气将在基准线中被火炬燃烧和 /或排空。因此项目排放包括使用化石燃料和电力产生的排放。 yELBSyFFBSyBSPEPEPE,,,,, 4 其中 PEBS,y y 年渗漏气升压站运行的项目排放量 tCO2 PEBS,FF,y y 年渗漏气升压站使用化石燃料产生的项目排放量 tCO2 PEBS,EL,y y 年渗漏气升压站使用电力产生的项目排放量 tCO2 对于计算 PEBS,EF,y,项目参与方应该应用最新版的“化石燃料燃烧导致的项目或泄漏的二氧化碳排放计算工具”。在“ 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏的二氧化碳排放计算工具”中要素过程 j 对应于项目活动时升 压站运行的化石燃料燃烧过程。方法学中的参数 PEBS,EF,y与工具中的参数 PEFC,j,y相对应。 对于计算 PEBS,EL,y,项目参与方应该应用最新版 的“电力消耗导致的基准线、项目和 /或泄漏排放计算工具”。方法学中的参数 PEBS,EL,y与工具中的参数PEEC,y相对应。 输送渗漏气时的项目逸散甲烷排放量( PETR,y) 来自渗漏气输送的项目排放是指从天然气处理厂至新建电厂之间的来自于项目活动输送渗漏气使用的所用设备的逸散甲烷排放,包括压缩机 /升压站和管道的排放。在渗漏气输送过程中产生的逸散甲 烷排放量很少,但是保守起见也应该进行估算。 排放因子来源于美国环保署发 布的设备泄漏排放评价 1995 年议定书, 3用于计算所有相关项目活动和设备(例如阀门、 泵的密封装置、连接器、法兰、末端开口管线等等)的排放。 3请参考文件美国环保署 -453/R-95-017 . 7/16 美国环保署所用的方法是根据总有机化合物( TOC)的平均排放因子。在公式( 5)中,用渗漏气中甲烷浓度乘以表 2 中适当的排放因子再考虑各设备的占比计算出甲烷排放量。 运输工具中渗漏气的所有逸散排放计算如下 [ ]∑ equipmentequipmentequipmentyPG,CH4,CH4yTR,t EF wGWP PE100015 其中 PETR,y y 年运输工具中渗漏气的项目逸散排放 tCO2e GWPCH4 承诺期内甲烷的温室效应潜能 tCO2e/tCH4 wCH4,PG,y y 年渗漏气中甲烷平均质量分数 kg CH4/kg 渗漏气 EFequipment 相关设备类别的排放因子,参考表 2 或 2006IPCC 指南 kg 渗漏气 tequipment 设备运行时间 小时 公式中气体体积的所有数据需转换成标准温度和压力值。甲烷在 0℃ 1 个标准大气压下的默认密度为 0.0007168tCH4/m3,不同类别设备排放因子见表 2 表 2石油和天然气产品平均排放因子 设备类别 服务类型 TOC 排放因子( kg/小时 /单项设备) 阀门 气体 4.5E-03 泵的密封装置 气体 2.4E-03 其他*气体 8.8E-03 连接器 气体 2.0E-04 法兰 气体 3.9E-04 末端开口管线 气体 2.0E-03 TOC总有机化合物; 来源美国环保署 -453/R-95-017 表 2.4,第 2-15 页; 8/16 *其他设备类别来源于压缩机、隔膜、排水渠、倾卸臂、舱口、仪器、仪表、卸压阀、光杆、安全阀和排空阀。这种 “其他 ”设备类别应适用于除了连接器、法兰、末端开口管线、泵和阀门之外的设备类别。 5. 基准线排放 用 y 年项目电厂净发电量( EGPJ,y,eligible)乘以项目电力系统基准线 CO2排放因子( EFBL,CO2,y)计算基准线排放如下 y PJ,y,eligible BL,CO2,yBE EG EF 6 其中 BEy y 年基准线排放 tCO2 EGPJ,y,eligible y 年项目电厂可用于减排的净发电量 MWh EFBL,CO2,y y 年项目电力系统基准线 CO2排放因子 tCO2/MWh 确定 EFBL,CO2,yEFBL,CO2,y等于组合排放因子,根据最新版本的“电力系统排放因子计算工具”用 50/50 的 OM/BM 权重计算。 确定 EGPJ,y,eligible,minimum PJ,yPG, yPG, BLblePJ,y,eligiEGQQEG 1 7 其中 EGPJ,y y 年项目电厂净发电量 MWh QPG, BL 项目活动开始前三年年平均燃放和 /或排空渗漏气的量 MJ QPG, y y 年项目活动用于能源生产的渗漏气的量 MJ 6. 泄漏 本方法学不考虑泄漏排放。 7. 减排量 减排量计算如下 yyyPEBEER − 8 其中, 9/16 ERy y 年减排量 tCO2 BEy y 年基准线排放量 tCO2 PEy y 年项目排放量 tCO2 8. 不需要监测的数据和参数 除下列表格所列的参数外,工具中不需要监测的数据和参数的规定参考所应用的方法学。 数据 /参数 EFequipment单位 kg 渗漏气 /小时 描述 相关设备类别的排放因子 来源 本方法学表 2 或 2006IPCC 指南 测量程序(如果有) - 备注 - 数据 /参数 PNG单位 货币单位 /MJ 描述 处理的天然气的价格 来源 - 测量程序(如果有) - 备注 - 数据 /参数 I 单位 货币单位 描述 处理和输送渗漏气设备的投资 10/16 来源 - 测量程序(如果有) - 备注 - 数据 /参数 C 单位 货币单位 描述 处理和输送设备的年运行维护成本 来源 - 测量程序(如果有) - 备注 - 数据 /参数 GWPCH4单位 tCO2e/tCH4描述 承诺期内甲烷的温室效应潜能 来源 IPCC 数值 取 25 备注 - 数据 /参数 渗漏气的低位热值 单位 KJ/Nm3描述 - 来源 项目参与方监测 11/16 监测程序(如果有) 该数值应根据国家或国际标准采用经认证实验室检定过的设备进行监测。项目设计文件中数据应采用分布在项目活动实施前 3 个月内的至少 10 个送入汽轮机或内燃机的渗漏气低位热值的平均值。 备注 -这个值将用于确定额外性论证是否可以采用障碍分析 数据 /参数 QPG,BL单位 MJ 描述 项目开始前 3 年的年平均火炬燃烧和 /或排空的渗漏气量 来源 用以下方式直接测量 项目开始前 3 年测量的渗漏气的密度和体积流量。如果缺少上述参数,也可采用设备制造商的说明书或外部专家来评估 QPG,BL项目开始前 3 年的火炬燃烧和 /或排空的渗漏气的平均净热值。 监测程序(如果有) 根据实际情况,可采用下列两种方法之一 i 基于项目开始前至少 3 年的废能中渗漏气的含量、密度和体积流量 ii 根据技术提供方或外部专家在每单位产品的废能产生量,和产品的总数量或体积进行评估 备注 - 三、 监测方法学 1. 一般监测要求 所有收集的监测数据应保存电子版,并至少保存至计入期结束后 2 年。如果下列表格中没有说明,则数据根据相关的工 业标准采用经检定的监测设备需要 100监测。 12/16 另外,工具中对监测的规定参考方法学应用。除下列表格所列的参数外,工具中不需要监测的数据和参数参考方法学的应用。 对于每个监测年,需证明其他燃料(辅助和备用燃料)的量不超过当年使用渗漏气的量的 15。 如果任意监测年无法满足上述条件,则这一年不能申请减排。 2. 监测的数据和参数 数据 /参数 EGPJ,y单位 MWh 描述 y 年项目的净发电量 来源 电表 监测程序(如果有) - 监测频率 连续监测 QA/QC 程序 测量的净发电量需通过售电单据来交叉验证。 备注 输送到电网的净电量 数据 /参数 EFBL,CO2,y单位 tCO2/MWh 描述 y 年项目所在电网的基准线排放因子 来源 组合边际排放因子的计算应根据最新批准的“电力系统排放因子计算工具” 监测程序(如果有) 组合边际排放因子的计算应根据最新批准的“电力系统排放因子计算工具” 监测频率 - QA/QC 程序 - 13/16 备注 - 数据 /参数 wCH4,PG,y单位 kg CH4/kg 渗漏气 描述 y 年渗漏气中的甲烷的平均质量分数 来源 实际测量 监测程序(如果有) 化学分析(如气相色谱 监测频率 每周 最低频率 QA/QC 程序 渗漏气中的甲烷含量需要和以前的测量结果,以及油气处理厂的业主的数据交叉验证。 备注 - 数据 /参数 tequipment单位 小时 描述 设备运行的时间,若缺少必要的信息,设备运行时间会保守的认为是整个监测期 来源 电站的记录或使用时间记录器 监测程序(如果有) 项目参与方用合适的监测表计如连接到设备的数据记录器来记录设备的运行时间 监测频率 连续监测每年汇总 QA/QC 程序 使用时间记录器应按照制造商的推荐周期按时校验 备注 需要监测输送渗漏气到新建电厂的管道的运行小时用于提供必要的数据来估计基准年管道传输的逸散排放 14/16 数据 /参数 QPG,y单位 MJ 描述 y 年项目活动中用于发电的渗漏气的量 来源 项目参与方 监测程序(如果有) 项目参与方用以下方式直接测量 渗漏气的密度和体积流量 渗漏气的净热值 监测频率 连续监测每年汇总 QA/QC 程序 监测设备需要定期校验。当监测设备校验或维修时,需要有备用监测设备用于监测。 备注 - 数据 /参数 EOF,i,y单位 MJ/m, MJ/kg 描述 y 年项目的辅助和备用燃料 i 的加权平均净热值 来源 如果符合相关要求,可采用下列数据源 数据源 采用此数据源的要求 a 燃料供应商提供的票据中的数值 如果未提供燃料中的含碳量,此次数据源为首选 b 项目参与方测量 如果 a的情况不可得 c 地区或国家默认值 如果 a的情况不可得,此数据源仅用于液体燃料,需要采用有依据,可靠的数据 15/16 源(如国家能源平衡表) d 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南第二卷(能源)第一张表 1.2 中的 95置信区间上限值 如果 a的情况不可得 监测程序(如果有) 对于情况 a和 b测量需要符合国家或国际能源标准 监测频率 对于情况 a和 b 需测量每一次交付的燃料的NCV,并计算年加权平均值;对于情况 c每年检查数值的合理性;对于情况 d需考虑未来IPCC 指南的修改。 QA/QC 程序 审核在 a, b和 c情况下测量的数值是否在 2006年 IPCC 国家温室气体清单指南第二卷(能源)第一张表 1.2 中数据的不确定范围内。如果数值低于此范围,则需要从测试实验室中获得额外信息来判断测量的结果或组织额外测量。实验室应具有ISO17025 认证或证明其符合类似的质量标准。 备注 项目参与方需证明其他燃料(辅助和备用燃料)的量不超过当年使用渗漏气的量的 15。 16/16 附录 1天然气处理厂渗漏气使用情况的论证方法 选用下列任何一种方法来论证天然气处理厂产生的渗漏气在项目开始前至少 3 年一直是通过火炬燃烧和 /或排空进行处理的 y 直接测量在项目活动开始前至少 3 年通过火炬燃烧和 /或排空的渗漏气的量; y 提供天然气处理厂的相关部门的能源平衡表用于证明项目实施前渗漏气不是一种能量来源。能源平衡表中 适用的过程参数是需要一并提供。能源平衡表必须论证渗漏气没有被应用并提供保守的估计渗漏气释放的量; y 提供能源账单(电,化石燃料)证明天然气处理厂所使用的能源均通过商业采购获得。项目参与方需通过财务文件(资产负债表、损益表等)证明渗漏气没有用于发电和发热出售供给其他工厂和 /或电网。这些账单和财务报表应被相关部门审计过; y 处理厂设备的制造商的试运行报告可以用于评估处理厂额定功率下及每台天然气处理设备产生的渗漏气的量和热值; y 项目实施前,经国家主管部门备案的审定 /核查机构应进行现场检查来确定自愿减排项目活动没有安装渗漏气回收和使用设备。现场检查还应确定从未安装过回收和利用设备。

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