1/19 CM-042-V01 通过采用聚乙烯管替代旧铸铁管或无阴极保护钢管减少天然气管网泄漏 （第一版） 一、 来源和适用条件 1. 来源 本方法学参考 UNFCCC EB 的 CDM 项目方法学 AM0043 Leak reduction from a natural gas distribution grid by replacing old cast iron pipes or steel pipes without cathodic protection with polyethylene pipes（第 2.0 版），可在以下网址查询http//cdm.unfccc.int/ologies/DB/ZS4VZ09EQCDY8CKFANRGTWUXGI0YZE 本方法学同样涉及最新版本的工具 “额外性论证与评价工具 ”。 2. 适用条件 该方法学的适用条件包括 y 在天然气输配管网中以聚乙烯管替代铸铁管或无阴极保护钢管； y 在正常维修和管道更换计划之外进行的管道替代； y 项目活动所处理的天然气物理泄漏，未造成天然气配送系统的供气故障或气源短缺； y 项目活动未改变天然气配送系统的供应能力和方式； y 在最近三年内，天然气配送系统未进行或近来也没有进行可能会引起压力或其他运行状况改变的气源更换工程（例如改供城市燃气）。 此外，该方法学适用于以下情况 对于替代铸铁管 项目活动输配管网须是天然气输配管网 a 低压运行（最高 50mbar）； b 不包括天然气的输送管或储备设备。 该项目活动包括加速促进以聚乙烯管替代已使用至少 30 年的铸铁管。 2/19 项目边界范围内铸铁管泄漏至少 2.0/km， 或者可以证明被替换管道的泄漏至少为流经该替换管道部分总量的 0.51。 对于无阴极保护钢管 项目活动输配管网须是天然气输配管网 a 运行压力范围为最高 50mbar， 0.05-0.4bar 或者 0.4-4bar； b 不包括天然气的运输管道或储备设备。 该项目活动包括加速促进以聚乙烯管替代已使用至少 30 年的无阴极保护钢管。项目边界范围内钢管泄漏至少 0.5/km。 若项目活动的天然气输配系统运行时有多种压力， 基准线情景应该按照每种压力范围单独识别。 二、 基准线方法学 1. 项目边界 项目边界定义为项目活动所替代的运营中的天然气输配管网部分。 “运营中 ”定义为管网按照正常运行压力运行并供应天然气给消费者。 管网必须可以清晰界定，并在项目设计文件草稿中以地图形式标出，在项目生命周期范围内该区域没有新增设备（如果有，可以考 虑作为新项目活动，提交单独的项目设计文件）。 项目边界包括主管网和辅助管道（辅助管道同样需要被监测）。为了估算减排量，在下文中只有主管网部分用于计算公式。在项目生命周期中所有未运营的管网都应该被剔除项目边界，同时，那些根据法律法规要求，例如出于安全或气味原因，需要更换铸铁管的输配管道也应该被排除在项目边界之外。 项目边界内的唯一排放源是甲烷（来自于管网泄漏）。 表 1 纳入项目边界或排除在外的排放源 排放源 气体 是否包括 理由 /解释 基准线管网中天然气泄漏 CO2否 微排放源 CH4是 主要的排放源 1这些要求是为了确保方法学中所用铸铁管泄漏率的一致性。 3/19 N2O 否 可以忽略 项目活动管网中天然气泄漏 CO2否 微排放源 CH4是 主要的排放源 N2O 否 可以忽略 2. 基准线情景识别 针对输气管道更换计划（ NPBk_A, 事先确定并写入项目设计文件草稿中）和因安全和运行等原因而 实际进行正常的更换（ NPBk_B, 根据每年监测事后确定）两种情况， 基准线情景是对应于最合理的和最保守的以聚乙烯管替代铸铁管或无阴极保护钢管的更换率。在计算自愿减排项目某年份 k 减排量时，基准线情景的新增更换管道长度需逐年确定，并采用上述两种情况中更换长度居长的数值 _,_MAX BNPBANPBNPBkkk （ 1） 其中 NPBk 第 k年基准线情景新增更换管道长度（ m） NPBk_A A方案事先考虑第 k年新增更换管道长度（ m） NPBk_B B方案事后考虑第 k年新增更换管道长度（ m） k 减排量计算年份 事后考虑基准线管道替代方案（ NPBk_B）的基准线排放由下文公式 6-8 进行计算。 事先考虑基准线管道替代方案（ NPBk_A）的基准线排放需在计入期开始之前确定，并在草稿项目设计文件中加以描述。事先考虑基准线管道替代方案（基准线情景下新增输气管道更换按事先计划进行）是最快（保守）的替代方案 历史本项目活动开始前三年，平均每年更换管道长度（ NPBk_Ah）； 计划 如果已有更换计划文件可用， 则第 k年管道计划更换长度 （ NPBk_Ap） ； 估算第 k 年管道预计更换长度，假设所有管道在剩余生命周期中的更换成线性（ NPBk_Ae）并且由以下公式计算 4/19 ⎟⎟⎠⎞⎜⎜⎝⎛⎟⎟⎠⎞⎜⎜⎝⎛⎟⎠⎞⎜⎝⎛∑−AeNPBApNPBAhNPBANPBkkkky_,_,3_MAX_20（ 2） 其中 ANPBy_ 事先考虑计划第 k年新增更换管道长度（ m） AhNPBy_ 项目活动开始前三年，平均每年更换管道长度 m ApNPBy_ 第 k年管网计划更换长度 m AeNPBy_ 第 k年管网估算更换长度 m ∑j jjyRLTOPAeNPB _（ 3） 其中 jOP 预计被替换的运行中的主输气管网部分 j的长度（ m） jRLT 第 0年管网部分 j的剩余生命周期（年） 3. 额外性 该方法学使用最新版本 “额外性论证与评价工具 ”进行额外性分析。 对如何进行该 “额外性论证与评价工具 ”中的步骤 1 和步骤 2 的分析， 该方法学提出了特别的说明步骤，强调应在额外性分析中加以考虑。以下步骤是对额外性工具的补充。 步骤 1 步骤 1a. 基准线情景需根据前文所示步骤确定。 识别出的项目替代方案情景应包括如下 -实施拟议项目，也就是在预定的 以聚乙烯管替代铸铁管或无阴极保护钢管的更换计划基础上，进一步加快更换速度； -继续现有的实际情况，即继续使用铸铁管或无阴极保护钢管进行更换。 步骤 1b. 5/19 替代方案应该符合所有的法律法规要求， 至少包括对输配管网最大气体泄漏设限以及对管网安全的相关要求。进行自愿减排项目投资决策时，所有的 E和E-政策和法规也应考虑在内 （当地或国家公众部门出具的关于减少当地环境负面影响的行业强制法规）。经国家主管部门备案的审定 /核证机构需审核草稿版项目设计文件中所提供的相关自愿减排项目决策证据。 只有当项目活动替代率超过法律法规的规定， 该项目活动才被认为具有额外性 - -关于限制允许泄漏总量（例如，特许权协议允许每年最大气体损耗）的主要法律规定，或公司层面的任何规定（例如，特许权或许可证） - -法律要求在特定地点的项目（例如，某特定城镇、地区的管网）为了安全或异味改善已有铸铁管。 步骤 2 项目参与方应使用额外性工具步骤 2 以及投资分析去评估项目活动的额外性。对于步骤 3，障碍分析，只有提供足够的支撑证据才可以使用。 财务分析应该分析执行该项目活动的相关成本和收入。为了简化处理，由于天然气销售收入和成本由于执行该项目活动 （天然气销售收入根据消费者需求变化）后不会发生变化，并且不直接和项目维持运营有关，因此可以排除。财务分析应根据更换管道的长度和气体泄漏量进行计算。 主要财务指标如下 y 更换管网的投资成本。财务分析应根据步骤 1 识别的基准线替代率计算成本。 y 减少天然气泄漏损失所节省的费用。天然气在剩余生命周期由于物理泄漏导致的损耗应使用天然气公司的期望价格进行计算。敏感性分析应改变天然气的预期价格以验证结果的可靠性。 y 维修所节省的费用。（铸铁管或无阴极保护钢管、聚乙烯管各自维修费用的不同）。 4. 基准线排放 步骤 0事先估算基准线管道替代方案 根据上文所识别的基准线情景参考公式 1、 2 和 3。 步骤 1确定甲烷排放因子 旧管道和新的聚乙烯管道的排放因子可以用来估算基准线和项目排放。 6/19 对于低压运行（低于 50mbar）的铸铁天然气管网基准线排放，如果所有辅助管线均在项目边界内（连接于主 管线），同样替换为新聚乙烯管道2，则排放因子公式如下所示 4*00357.0CHOPFEF （ 4a） 否则铸铁天然气管网基准线排放因子如下3 4*00299.0CHOPFEF （ 4b） 对于低压运行（低于 50mbar）的钢制天然气管网基准线排放，如果所有辅助管线均在项目边界内（连接于主 管线），同样替换为新聚乙烯管道4，则排放因子公式如下所示 4*00057.0CHOPFEF （ 4c） 对于在压力范围 0.05 到 0.4bar 运行的钢制天然气管网基准线排放，如果所有辅助管线均在项目边界内（连接于主管 线），同样替换为新聚乙烯管道5，则排放因子公式如下所示 4*00071.0CHOPFEF （ 4d） 对于在压力范围 0.4 到 4bar 运行的钢制天然气管网基准线排放， 如果所有辅助管线均在项目边界内（连接于主 管线），同样替换为新聚乙烯管道6，则排放因子公式如下所示 4*00179.0CHOPFEF （ 4e） 2铸铁主管道及辅助管道在低压管网（低于 50mbar）泄漏天然气的基准线排放因子由 0.00357*FCH4.在不同的输配管网甲烷的百分比不同。 0.00357 是由 5Nm3/m 管网 /年（正常状况）乘以密度 0.000714 计算而得。5Nm3/m 管网 /年是铸铁管低压状态下的前官方因子，直到 2005 年西班牙天然气公司一直用来估算他们在西班牙的天然气管网每年的天然气泄漏量。 PGM-087-E 流程中的因子由天然气公司的专家进行开发并上报西班牙政府用来计算排放量。天然气公司在 2005 年之后开始使用更高的因子来确定西班牙的排放量。为了更新排放因子，天然气公司与萨拉戈萨大学签署协议。根据不同渠道排放因子的研究结论，他们得出了铸铁管低压状态下 7.8Nm3/m 管网 /年的排放因子的结论，详见 LITEC 研究报告第 4-5 页。为了保守考虑，决定使用旧排放因子替代新排放因子。如果其他排放因子经第三方验证则可以使用。经国家主管部门备案的审定 /核证机构应在审定时加以检查。 3该排放因子来自于 EPA/GRI.1996.天然气工业甲烷排放，卷 9地下管网， Campbell,L.M., Campbell, M.V. 和 Edison,D.L.; 主编，国家风险管理研究实验室，大气污染防治部门，三角研究园，北卡罗莱纳州，EPA-600/R-96-080i. 如果其他排放因子经第三方验证则可以使用。经国家主管部门备案的审定 /核证机构应在审定时加以检查。 4排放因子为 0.8Nm3/m 管网 *年，详见 LITEC 研究报告第 4-5 页。细节请参考脚注 4。如果其他排放因子经第三方验证则可以使用。经国家主管部门备案的审定 /核证机构应在审定时加以检查。 5排放因子为 1.0Nm3/m 管网 *年，详见 LITEC 研究报告第 4-5 页。细节请参考脚注 4。如果其他排放因子经第三方验证则可以使用。经国家主管部门备案的审定 /核证机构应在审定时加以检查。 6排放因子为 2.5Nm3/m 管网 *年，是钢管该压力状态下的前官方因子，直到 2005 年西班牙天然气公司一直用来估算他们在西班牙的天然气管网每年的天然气泄漏量。细节请参考脚注 4。如果其他排放因子经第三方验证则可以使用。经国家主管部门备案的审定 /核证机构应在审定时加以检查。 7/19 对于低压运行（低于 50mbar）或压力范围为 0.05-0.4bar 的新聚乙烯天然气管网基准线排放因子公式如下所示7 4*00021.0CHNPFEF （ 5a） 对于在压力范围为 0.4-4bar 运行的新聚乙烯天然气管网基准线排放因子公式如下所示8 4*00043.0CHNPFEF （ 5b） 其中 EFOP 旧管道甲烷排放因子（ tCH4/m*年） EFNP 新管道甲烷排放因子（ tCH4/m*年） FCH4 天然气中甲烷的质量比例（需监测） 步骤 2 确定基准线管道替代方案 项目开发者必须确定项目活动每年按照运行常规需要替代的部分长度。 因此，项目公司必须提供替换管道的内部安全和运行规程，分析 B 方案的常规运行情景则是基于这些规程。正常的常规更换情景下，管网公司会检查部分管网以确保管网的完整和安全运行情况。在这些检查中，管网公司会替换那些不符合安全和运行要求的管道。需要注意的是，被替代的管道长度是逐年递减的，因为原始管道的长度也是随年递减的。正常情况下，被认为 “不安全 ”的管道长度与剩余总长度的比值应该大致恒定。但是，由于管网老化的原因， “不安全 ”部分的管道长度与原始管道长度的比值是递增的。为了更保守的考虑管道老化的因素，这个比例需要每年调整。 事后分析的复杂性主要是由于在该项目情景下， 原始管网的总长度的减少快于基准线情景。特别的，如果原始管网总长度在项目情景和基准线情景下每年都有所不同，基准线下每年更换的管道长度不能被直接监测。 7低压运行（低于 50mbar）或压力范围为 0.05-0.4bar 的新聚乙烯天然气管网基准线排放因子 EFNP由0.00021*FCH4. 对于铸铁管道，在不同的输配管网甲烷的百分比不同。 0.00021 是由 0.3Nm3/m 管网 /年（正常状况）乘以密度 0.000714 计算而得。 0.3Nm3/m 管网 /年由萨拉戈萨大学于 2005 年确定。 EF 是使用压力变化法，通过监测西班牙现有的聚乙烯管道气体损失量获得的结果。如果其他排放因子经第三方验证则可以使用。经国家主管部门备案的审定 /核证机构应在审定时加以检查。 8低压运行（低于 50mbar）或压力范围为 0.05-0.4bar 的新聚乙烯天然气管网基准线排放因子 EFNP由0.00021*FCH4. 对于铸铁管道，在不同的输配管网甲烷的百分比不同。 0.00021 是由 0.3Nm3/m 管网 /年（正常状况）乘以密度 0.000714 计算而得。 0.3Nm3/m 管网 /年由萨拉戈萨大学于 2005 年确定。 EF 是使用压力变化法，通过监测西班牙现有的聚乙烯管道气体损失量获得的结果。如果其他排放因子经第三方验证则可以使用。经国家主管部门备案的审定 /核证机构应在审定时加以检查。 8/19 通过公式 6， 7和 8， 项目开发者必须根据项目活动真实替代的管道长度 （ NPPk）来计算基准线情景下被替代的管道总长度（ NPBk_B）。项目开发者必须监测识别出根据已有的规程（ NPPMk）所产生的替代部分，详见公式 7。 根据该项目的监测方法，需计算出第 k 年项目活动因常规程序新换管道（ NPPMk）长度占原始管道总长度的比例（ RPMk）。除此之外，项目开发者必须监测原始管道的剩余长度（如公式 7 的因子所示）。需要注意的是，原始管道的剩余长度在基准线情景下是逐年不同的。为了考虑该尺寸的不同，公式 6 的第二部分给出了基准线情境下的剩余长度情况。 该比例必须在项目活动开始前三年进行计算，该比例用于计算 NPBk_B。三年之后，铸铁管道或无阴极保护钢管的剩余长度可能过短，因此项目参与方需要使用 RPMk的三年最高值作为整个计入期的值。第一个四年之后， “不安全 ”管道占原始总管道的比例需通过对 RPMk添加老化系数后每年进行调整（详见公式 8）。 该比例（ RPMk），以及基准线情景下铸铁管或无阴极保护钢管剩余长度的调整，能够使项目开发者根据 B 方案，计算基准线情景下被替代管道总长度（ NPBk_B）。 当 k1 时， ⎟⎟⎠⎞⎜⎜⎝⎛−−1111_*_MMNPPOPANPBOPNPPBNPB （ 6） 其中 1MNPP 项目活动第 1年根据常规计划新增管道长度（需监测） BNPB _1 方案 B事后估算第 1年基准线管道替代方案（ m） OP 被更换的已投入运行铸铁管或无阴极保护钢管的长度（ m） ANPB _1 事先考虑计划第 1年新增更换管道长度（ m） 当 k≥2 时， ⎟⎠⎞⎜⎝⎛−∑−11__kiiMkkBNPBOPRPBNPB 其中 BNPBk_ 方案 B事后估算第 k年基准线管道替代方案（ m） 9/19 MkRP 第 k年项目活动因常规程序新换管道长度占原始管道总长度的比例（ ）OP 被更换的已投入运行铸铁管或无阴极保护钢管的长度（ m） k 排放量计算年份 i 计入期开始后的累计年份（ ik-1） MkRP在前三年的计算如下所示 ∑−−11kiiMkMkNPPOPNPPRP（ k1,2,3） （ 7） 其中 MkNPP 项目活动第 i年根据常规计划新增管道长度（ m）（需监测） OP 被更换的已投入运行铸铁管或无阴极保护钢管的长度（ m） iNPP 第 i年项目活动新换管道长度（ m） k 排放量计算年份 i 计入期开始后的累计年份（ ik-1） 前三年后， RPMk在前三年的最高值将根据 2的老化系数，用于计算每年的RPMk值。 43,2,1,02.1,,MAX−kMMMMkRPRPRPRP （ k＞ 3） （ 8） 步骤 3计算基准线排放 基准线排放量通过公式 9-11 进行计算。公式 9 提供了总排放量的一般计算方法 44 CHyyGWPBECHBE （ 9） 其中 BEy 第 y年基准线排放量 （ tCO2e） 10/19 CH4BEy 第 y年基准线甲烷排放量 （ tCH4/年） GWPCH4 甲烷全球增温潜势 tCO2e/ tCH4 y 排放量计算年 根据计入期（直到第 y 年， y 年包括在内）每年总计的更新管道长度数值，甲烷第 y 年的排放因子计算如下 1044 NPOPyykkyEFEFNOPNPBBECHBECH −−−∑（ 10） 其中 CH4BEy 第 y年基准线甲烷排放量 （ tCH4/年） CH4BE0 第 0年基准线甲烷排放量 （ tCH4/年） NPBk k年基准线新更换管道的长度 （ m） NOPy y年自计入期开始后未投入运行的新更换管道的长度（ m） EFOP 旧管道甲烷排放因子（ tCH4/m*年） EFNP 新管道甲烷排放因子（ tCH4/m*年） y 排放量计算年 k 计入期开始年至第 y年的间隔年份数 第 0 年（计入期开始）基准线排放量是由铸铁管或无阴极保护钢管（项目边界内）总长度乘以合适的排放因子计算所得，如下所示 OPEFOPBECH 04（ 11） 其中 CH4BE0 第 0年基准线甲烷排放量 （ tCH4/年） 11/19 OP 被更换的已投入运行铸铁管或无阴极保护钢管的长度（ m） EFOP 旧管道甲烷排放因子（ tCH4/m*年） 5. 项目排放 如上所示，项目活动排放是由计算基准线排放的同系列公式进行计算的。必须使用相同的 EFOP和 EFNP。 44 CHyyGWPPECHPE 12 其中 PEy y年项目排放量 （ tCO2e） CH4PEy y年项目活动甲烷排放量 （ tCH4/年） GWPCH4 甲烷全球增温潜势 tCO2e/ tCH4 y 排放量计算年 根据项目活动过去 n 年（包括第 y 年）更新的管道长度，第 y 年甲烷排放由如下公式计算 1044 NPOPyykkyEFEFNOPNPPBECHPECH −−−∑13 其中 CH4PEy y年项目活动甲烷排放量 （ tCH4/年） CH4BE0 第 0年基准线甲烷排放量 （ tCH4/年） NPPk k年项目活动新管道的长度 （ m） NOPy y年自计入期开始后未投入运行的新更换管道的长度（ m） EFOP 旧管道甲烷排放因子（ tCH4/m*年） 12/19 EFNP 新管道甲烷排放因子（ tCH4/m*年） y 排放量计算年 k 计入期开始年至第 y年的间隔年份数 第 0 年基准线甲烷排放（ CH4BE0）是由公示 11 进行计算。 该项目替代管道总长度是项目活动替换长度和常规替换长度的合计 MkPkkNPPNPPNPP 14 其中 NPPk k年项目活动新管道的长度 （ m） NPPPk k年项目活动更换的新管道长度（ m） NPPMk k年按预定计划更换的新管道长度（ m） 6. 泄漏 该方法学不考虑泄漏。 7. 减排量 项目活动减排量的计算如下 yyyPEBEER −15 其中 ERy 第 y 年的减排量（ tCO2e/年 BEy 第 y 年的基准线排放（ tCO2/年） PEy 第 y 年的项目排放（ tCO2/年） 8. 不需要监测的数据和参数 参数 RLT 13/19 数据单位 年 描述 原始管道第 0 年时的剩余生命寿期 数据来源 管道制造厂商技术说明和 /或外部专家的意见 监测程序 （如有） 计入期开始时必须确定 评价意见 - 参数 OPj 数据单位 m 描述 预计被替换的运行中的主输气管网部分 j 的长度 数据来源 项目开发者提供的计划文件和地图 监测程序 （如有） 计入期开始时必须确定。所提供的记录必须包括管道长度、管道级别以及管道材料。项目开发方需要提供记录证明管道材质如文件所示。证据文件需要被审核。项目开发方提供的信息能够额外的被当地市政或相关权威部门出具的特许权或许可证核对。 评价意见 QA/QC 步骤项目开发方数据应该可以被第三方信息进行重复核对（例如，来自于市政部门）以确保准确性和一致性。 参数 OP数据单位 m 描述 被更换的已投入运行铸铁管或无阴极保护钢管的长度 数据来源 项目开发者提供的计划文件和地图 监测程序 （如有） 计入期开始时必须确定。所提供的记录必须包括管道长度、管道级别以 14/19 及管道材料。项目开发方需要提供记录证明管道材质如文件所示。证据文件需要被审核。项目开发方提供的信息能够额外的被当地市政或相关权威部门出具的特许权或许可证核对。 评价意见 QA/QC 步骤项目开发方数据应该可以被第三方信息进行重复核对（例如，来自于市政部门）以确保准确性和一致性。 参数 NPBk _Ah数据单位 m 描述 本项目活动开始前三年，每年更换管道长度 数据来源 项目开发者提供的计划文件和地图 监测程序 （如有） 计入期开始时必须确定。所提供的记录必须包括管道长度、管道级别以及管道材料。项目开发方需要提供记录证明管道材质如文件所示。证据文件需要被审核。项目开发方提供的信息能够额外的被当地市政或相关权威部门出具的特许权或许可证核对。 评价意见 QA/QC 步骤项目开发方数据应该可以被第三方信息进行重复核对（例如，来自于市政部门）以确保准确性和一致性。 参数 NPBk _Ap 数据单位 m 描述 如果已有更换计划文件可用，则第 k 年管道计划更换长度 数据来源 项目开发者提供的计划文件和地图 监测程序 （如有） 计入期开始时必须确定。所提供的记录必须包括管道长度、管道级别以及管道材料。项目开发方需要提供记录证明管道材质如文件所示。证据文件需要被审核。项目开发方提供的信息能够额外的被当地市政或相关权威部门出具的特许权或许可证核对。 15/19 评价意见 参数 GWPCH4 数据单位 tCO2e/ tCH4描述 甲烷全球增温潜势 数据来源 默认值为 25 监测程序 （如有） - 评价意见 - 参数 N.A.数据单位 年 描述 管道生命周期 数据来源 项目参与方 监测程序 （如有） - 评价意见 用来确定该方法学中排放因子的适用性。管道生命周期至少 30 年，剩余生命周期必须比计入期时间长。 参数 N.A.数据单位 Leaks/km 描述 平均每公里泄漏量 16/19 数据来源 项目参与方 监测程序 （如有） 为了确定项目边界内铸铁管或无阴极保护钢管每千米泄漏量，该数据必须在计入期开始之前事前考虑可以根据历史数据（ 1），或者使用甲烷探测器在铸铁管或无阴极保护钢管处进行常规监测（ 2），所使用的程序必须符合国家和 /或国际认可的出版物或标准。 评价意见 用来确定该方法学中排放因子的适用性。为了确保排放因子的保守性，对于铸铁管道至少取每千米 2.0 泄漏量，对于无阴极保护钢管至少取每千米 0.5 泄漏量。 三、 监测方法学 1. 监测步骤 该方法学监测变量以确定基准线和项目排放。 项目边界内管道总长度需要确定。 项目活动更换的新管道长度 （ NPPPk） 和按预定计划更换的新管道长度 （ NPPMk）需要监测。甲烷在天然气中的比例以及管道压力也需要监测。该监测计划提供了管道替换周期监测方法，以及甲烷比例的连续监测方法。 需要监测的主要变量如下所示 被更换的已投入运行的原始管道的长度 , OP，在项目开始时即根据项目开发方提供的文件确定。 甲烷在天然气中的比例， FCH4, 需常规监测以计算排放因子 （ EFOP和 EFNP） 。该数值需要连续分析仪进行监测。 第 k 年项目活动更换的新管道长度， NPPPk，以及第 k 年按预定计划更换的新管道长度， NPPMk， 根据项目开发方提供的数据进行常规监测以确定项目排放。另， NPPMk需用来事后考虑基准线排放。 尽管以下几项参数不需要用来计算排放量 （因此也没有在下文表格中出现） ，但仍需要作为方法学的一部分进行跟踪 管网运行确保项目边界内所有管道均处于运行状态，项目开发方提供的运行程序和地图需要每月核对。上述信息需要根据当地家庭的清单进行复核。 辅助管道替换主管道发生替换，则相应的辅助管道必须同样进行替换。如果辅助管道没有进行替换，则应使用更低的排放因子。项目参与方需要建立一套 17/19 全面的监控记录系统，与第三方的信息进行复核（例如，市政信息）以确保准确性和一致性。 2. 需要监测的数据和参数 数据 /参数 FCH4数据单位 描述 天然气中甲烷比例 数据来源 项目开发方 测量方法（如有） 该数值需要连续分析仪进行监测，该仪器需要使用标准气体周期的检定零展频。 监测频率 连续 QA/QC 步骤 监测数据需要保存至计入期结束后两年。气体分析仪应该进行常规检修确保精度。 评价 用于计算给定年的甲烷比例 FCH4,y数据 /参数 NPPPk数据单位 m 描述 第 k 年项目活动更换的新管道长度 数据来源 项目开发方提供的监控系统和地图 测量方法（如有） 提供的记录能够反映管道长度、等级以及材质。 项目开发方必须证明所替换的管道满足高品质标准，通过了 24 小时压力测试。在该测试中，所有的阀门都是关闭的，将气体泵入该系统，监测 24 小时压力，不会出现压力值的降低。 监测频率 每月 18/19 QA/QC 步骤 监测数据需要保存至计入期结束后两年。 根据相应的国家或国际标准测定。项目开发方提供的信息能够额外的被当地市政或相关权威部门出具的特许权或许可证，以及新管道的购买清单所核对。 评价 - 数据 /参数 NPPMk数据单位 m 描述 第 k 年按预定计划更换的新管道长度 数据来源 项目开发方提供的监控系统和地图 测量方法（如有） 提供的记录能够反映管道长度、等级以及材质。 项目开发方必须证明所替换的管道满足高品质标准，通过了 24 小时压力测试。在该测试中，所有的阀门都是关闭的，将气体泵入该系统，监测 24 小时压力，不会出现压力值的降低。 监测频率 每月 QA/QC 步骤 监测数据需要保存至计入期结束后两年。 根据相应的国家或国际标准测定。项目开发方提供的信息能够额外的被管道完整性评估数据和 /或其他间接要求更换管道的信息所核对。 评价 - 数据 /参数 NOPy数据单位 m 19/19 描述 第 y 年自计入期开始后未投入运行的新更换管道的长度 数据来源 项目开发方 测量方法（如有） - 监测频率 每年 QA/QC 步骤 监测数据需要保存至计入期结束后两年。 评价 - 数据 /参数 管道压力 数据单位 Mbar 或 bar 描述 管道系统中天然气的压力必须监测以确保对于铸铁管道低于50mbar，或者对于无阴极保护钢管在规定的压力范围内。 数据来源 项目开发方 测量方法（如有） 具有电子输出信号的压力传感仪连接到数据采集单元，采集随时间变化的压力数据，生成电子表格或图表。 监测频率 连续监测 QA/QC 步骤 监测数据需要保存至计入期结束后两年。根据国际标准每周进行零展频检定。 评价 对于压力超过 50mbar 的时间段，减排量会面临不能签发的可能。