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CM-027-V01 单循环转为联合循环发电项目自愿减排方法学.pdf

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CM-027-V01 单循环转为联合循环发电项目自愿减排方法学.pdf

1/26 CM-027-V01 单循环转为联合循环发电 (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ACM0007 Conversion from single cycle to combined cycle power generation(第6.1版),可在以下网址查询http//cdm.unfccc.int/methodologies/DB/UVVSD3V6CADRJXKIKGUCFWRH3SRTKA 该方法学也参考最新批准的工具如下 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; 设备剩余寿命确定工具; 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具。 2. 定义 联合循环模式发电机组从燃气轮机(联合循环的燃气轮机)或内燃机(联合循环发动机系统)回收废热用于驱动蒸汽轮机产生机械能进而发电的运行模式。 废热单循环模式运行时产生的废热,在项目活动中用于发电。 电网系统电网系统定义为那些通过输变线路与本项目物理连接且在调度中不受显著传输限制的电厂所占的空间范围。 重大改造指的是非常规的维修活动,包括改变电厂机组的基本设计参数,或对更换原配件的固定资本成本加上因为替代活动(如,人力,合同服务,主要设备租赁)而产生的维修费用超过建设新机组费用201的改造活动。费用应基于投资费用(如公司账簿中的记录),并根据通货膨胀和货币价值进行调整(美元或欧元)。 1此界限的选择根据美国环境保护署(USEPA)的技术讨论文件的分析20的费用是常规维修的指标。这个指标(比较其他指标)被列在美国新源评估(US NSR)的设备置换规定(“ERP”)允许的计划中,该计划定义了美国新源评估排除的设备置换类型。“2005年大气质量规划和标准处,设备替换条例的常规维修和替换的排除的技术支持文件反思http//www.regulations.gov/documentDetail;DEPA-HQ-OAR-2002-0068-2819(2011年3月8日)” 2/26 净发电量电厂/机组的总发电量与厂用电消耗(寄生负载,例如泵,风扇,控制器等)的差值。 运行历史在项目实施日期或提交项目设计文件审定日期中较早的日期前的一段存在发电机组运行数据的时期。本方法学通常定义运行历史为1年或3年。 发电厂/机组发电的设施。一个地点的几台发电机组组成一个发电厂,发电机组的特点是其无需同一地点的其他发电机组就可以独立运行。 项目发电机组在项目开始前是单循环模式运行,并在项目活动中升级为联合循环模式运行的发电机组。 单循环模式发电机组运行时不回收废热用于发电的模式。发电机组应是由燃气轮机(单循环机组)或内燃机(单循环发动机系统)驱动发电的。 此外,如果本方法学未作不同定义,则参考上述工具中的定义。 3. 适用条件 该方法学适用于将一个或几个同一地点的并网2发电机组从单循环转换为联合循环的项目活动。 方法学仅在项目活动完全满足下列条件时适用 发电机组在重大改造前至少有1年的运行历史,其中至少一台机组在重大改造前至少有3年的运行历史。在这期间没有进行重大改造。 如果一台机组没有3年以上的运行历史,则项目所有发电机组仅按照单循环模式设计并运行。项目参与方应提供相关文件(如原始设计图、电厂建设方案、批准)或在项目开始前由经国家主管部门备案的审定/核证机构进行现场检查来证明。 在项目实施前的最近3年内和计入期内,项目机组只能使用下列燃料 o 化石燃料,和/或 o 化石燃料和生物燃料的混合燃料,生物燃料在混入化石燃料应不在项目参与方的控制之下(例如法规要求柴油混入生物柴油,或天然气中混入沼气)。 需要注意的是,该方法学不允许申请因增加生物燃料部分产生的减排量。 项目机组在计入期中使用的燃料应与项目活动实施前的最近3年使用的燃料种类相同,而不超过总燃料消耗量3(能量比)的辅助燃料(如用2出于简化方法学的目的,自备电厂不适用于本方法学。如果需要,项目参与方可以申请修订本方法学使其适用于自备电厂。 3/26 于点火)不受限制。 此外,该方法学仅在计入期内项目活动不延长现有燃气轮机或内燃机根据“设备剩余寿命确定工具”确定的剩余寿期的情况下适用(即,对于现有燃气轮机或内燃机剩余使用年限小于计入期的情况,该方法学仅适用到使用年限结束)。 此外,项目还应满足上述参考的工具中的适用性条件。 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机组以及和项目机组并入同一电网的所有电厂。项目所在电网的空间范围,包括电量边际和容量边际的计算问题,符合“电力系统排放因子计算工具”给出的定义。 在确定项目排放时,应包含以下排放源 用于运转项目机组在现场消耗的化石燃料产生的二氧化碳排放;和 在现场消耗的用于补充废热运转蒸汽轮机的化石燃料产生的二氧化碳排放。 在确定基准线排放时,应包含以下排放源 和项目机组并入同一电网的所有化石燃料电厂产生的二氧化碳排放; 项目机组在单循环模式下运行产生的二氧化碳排放。 表1 列出项目边界包括和排除的排放源。与项目机组消耗化石燃料相关的上游排放和项目活动回收废热量变化产生的排放不在项目边界内,应计入泄漏排放。 表1项目边界包括和排除的排放源 来源 气体是否包括 理由/说明 基准线排放电网电力生产 CO2是 主要排放源 CH4否 为了简单化排除,这是保守的 N2O否 为了简单化排除,这是保守的 项目机组在单循环模CO2是 重要排放源 4/26 式下现场消耗的化石能源 CH4否 为了简单化排除,此排放源假定很少 N2O否 为了简单化排除,此排放源假定很少 项目排放项目机组在联合循环模式下现场消耗的化石能源 CO2是 重要排放源 CH4否 为了简单化排除,此排放源假定很少 N2O否 为了简单化排除,此排放源假定很少 现场用于补充废热运转蒸汽轮机消耗的化石燃料 CO2是 可能是重要排放源 CH4否 为了简单化排除,此排放源假定很少 N2O否 为了简单化排除,此排放源假定很少 2. 选择基准线情景和论证额外性的步骤 项目参与方应使用最新版本的“基准线情景识别与额外性论证组合工具”来证明其额外性并确定最合理的基准线情景。 应用工具的第1步,应考虑以下三个替代方案 (a)拟议项目不注册为自愿减排项目实施; (b)继续当前实践(不实施本项目); (c)如果适用“拟议项目不注册为自愿减排项目实施”而在较晚的时间点实施(由于现行法规、现有设备使用寿命到期、财务方面)。 此外,应用该工具,还需满足以下要求 评估当前实践的条件(继续在开式循环模式下运行),未来预计的负载系数应反映新的电网情况; 若进行投资分析,要考虑项目由于开式循环可能增加的电量而产生的利润; 当对项目机组在联合循环模式下运转进行普遍性分析时 o 和项目活动类似的项目 是指装机容量范围在项目活动50且使用的化石燃料种类中有一种与项目活动相同(启动或备用燃料除外)的所有单循环和联合循环电站; o 相关的地理区域 原则上应是整个东道国。如果国家地区间情况差异5/26 较大,东道国的一个地区也可以选为相关的地理区域。然而,相关的地理区域中的与项目活动类似的项目应等于或多于10个。如果该地理区域内类似电厂数量少于10个,则应扩大地理区域,如果可能,选择在国家级电网边界内的10个类似项目。如果地理区域定义的不合适,项目参与方应提供替代的物理区域的定义; o 如果50以上的评估电厂都按联合循环模式运行,则项目活动被认为是常规做法。如果一个电厂任意一台机组按照联合循环模式运行,则认定电厂是按联合循环模式运行的。 该方法学仅适用于基准线情景为继续当前实践的项目,即在没有项目活动时,电网所需的电力需求由下列方式产生 (1)现有机组继续运行在单循环模式下; (2)电网中的其他现有电厂的运行;和 (3)电网中新加入电源。 3. 减排量 减排量根据下列公式确定 yyyyLEPEBEER −−(1) 其中 ERy y年项目减排量(tCO2) BEy y年基准线排放量(tCO2) PEy y年项目排放量(tCO2) LEy y年项目泄漏排放(tCO2) 4. 项目排放 项目排放量(PEy)应使用“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。PEy是工具中的PEFC,j,y,j是项目机组运行和补充废热运转蒸汽轮机消耗的化石燃料。 当使用此工具时,混有生物燃料的燃料应100的认定为混合燃料中的化石燃料。 5. 基准线排放 基准线情景是项目机组在单循环模式下并网发电。本项目将替代项目机组在6/26 基准线情景下的部分发电量。此外,如果项目活动的实施导致发电量增大,本项目还将替代电网的部分电量。然而,无法确定这样的增长在何种程度上是由项目活动引起的还是无论如何都会发生的(如,电力需求变化,或其他电厂的可用性)。因此,计算基准线排放量应基于图1的3种情况计算。 历史平均水平EGBL,AVR最小EFCO2,BL, EFCO2,grid EFCO2,BL EFCO2,grid EGPJ,adj,c EGPJ,adj,b EGPJ,adj,a 现有机组的大水平sEGMAX年发电量情景 a 情景 b 情景 c图1三中不同发电量情形的基准线排放计算 y年基准线排放量的计算如下 步骤1确定不同项目发电情景下的基准线排放 情景a 项目发电机组的发电量,根据效率的变化进行调整,EGPJ,adj,y低于或等于历史平均年发电水平EGBL,AVR。基准线排放计算如下 2,, ,y PJ adj y CO BLBE EG EF⋅ (2) 情景b 项目发电机组的发电量,根据效率的变化进行调整,EGPJ,adj,y超过历史平均年发电水平EGBL,AVR,但低于或等于项目活动实施前项目发电机组的最大年发电量EGMAX。基准线排放计算如下 2 2.,,, , ,,min ;y BL AVR CO BL y PJ adj y BL AVR CO BL grid yBE EG EF EG EG EF EF⋅ − ⋅ (3) 情景c 项目发电机组的发电量,根据效率的变化进行调整,EGPJ,adj,y超过项目活动实施前项目发电机组的最大年发电量EGMAX。基准线排放计算如下 2 2,,, , ,,, ,min ;y BL AVR CO BL y MAX BL AVR CO BL gridPJ adj y MAX grid yBE EG EF EG EG EF EFEG EG EF⋅− ⋅ −⋅(4) 其中 BEy y年基准线排放量(tCO2e/年) 7/26 EGPJ,adj,y y年根据效率变化进行调整的所有项目发电机组的上网电量(MWh/年) EGBL,AVR 在定义的历史运行期内,所有项目发电机组的平均年上网电量(MWh/年) EGMAX 基准线情景内,所有项目发电机组的最大年发电量(MWh/年) EFCO2,BL 单循环模式下所有项目发电机组的基准线排放因子(tCO2/MWh)EFgrid,y 项目机组所并电网的排放因子(tCO2/MWh) 基准线情景内项目发电机组的最大年发电量EGMAX,计算如下 MAX MAX MAXEG CAP T⋅ (5) 其中 EGMAX 基准线情景内所有项目发电机组的最大年发电量(MWh/年) CAPmax 项目活动实施前项目发电机组的最大总发电容量(MW) TMAX 项目活动实施前项目发电机组在满负荷下的最大年运行时间(小时/年) 如果所有项目发电机组具备三年历史运行期,且在这段时间内任何项目发电机组没有重大改造,那么项目审定前的发电机组满负荷状态下最大年运行时间根据公式6计算。另外,TMAX可以简化为8,760小时/年。 3760,831∑−xxMAXHMRT 6 其中 TMAX 项目活动实施前项目发电机组在满负荷下的最大年运行时间(小时/年) HMRx 项目活动实施前项目发电机组在满负荷下的最大年运行时间(小时/年) 8/26 x x年因维修导致电厂停止运行的平均小时数(小时/年) 三年历史运行时期中项目发电机组的年平均上网电量根据公式7计算。计算仅基于在项目发电机组没有重大改造的至少三年的历史运行期的运行数据。 331,∑xxAVRBLEGEG 7 其中 EGBL,AVR 三年历史运行时期中所有项目发电机组的年平均上网电量(MWh/年) EGx 项目发电机组没有重大改造的至少三年历史运行期中x年上网电量 x 三年历史运行期中的每一年 计入期内y年所有项目发电机组的总上网电量必须根据基准线排放进行调整,以便未来的能效提高措施(例如,项目活动后实施的措施)不会导致项目减排。因此,项目活动实施后的总上网电量(EGpj,y)将根据监测效率的最低值采用折扣因子进行保守调整。公式描述如下 yPJ,ymin,,PJyPJ,yadj,PJ,ηηEGEG ⋅ 8 且 η,,ηηyPJ,PJ,yPJ...min1min,,9其中 EGPJ,adj,y y年根据项目发电效率调整的所有项目发电机组上网电量(MWh/年) EGPJ,y y年项目发电机组的总上网电量(MWh/年) ηPJ,min,y 项目活动实施后(1-y)年中y年被监测的项目发电机组平均能9/26 效的最低值 ηPJ,iηPJ,y 计入期内(1-y)年项目发电机组平均能效(监测表中的ηPJ,y)步骤2估算单循环模式基准线情景的发电排放因子 如果所有项目发电机组具备三年历史运行期,且在这段时间内任何项目发电机组没有重大改造,那么单循环模式基准线情景运行的项目发电机组的二氧化碳排放因子(EFCO2,BL)基于机组的历史表现和公式10计算。否则,EFCO2,BL将根据公式11计算。 CO2,minxxxi,xii,xCO2,BLEFEGNCVFCEF ⋅∑∑∑313110 其中 EFCO2,BL 基准线情境下单循环模式运行的电量二氧化碳排放因子(tCO2/MWh) FCi,x x年项目发电机组使用的化石燃料i的量(质量或体积单位/年) NCVi,x x年项目发电机组使用的化石燃料i的净热值(GJ/质量或体积单位)EFCO2,min 三年历史运行期中项目发电机组使用最小碳密集燃料的二氧化碳排放因子tCO2/GJ EGx 没有重大改造的至少三年历史运行期中第x年项目发电机组上网电量MWh/年 x 三年历史运行时期中的每一年 如果项目发电机组不具备三年历史运行期或在此期间任何机组有重大改造,那么单循环模式基准线情景运行的项目发电机组的二氧化碳排放因子EFCO2,BL使用附件1“电力系统排放因子计算工具”中的项目发电机组效率默认值,根据以下公式计算 min,COBLCO2,EFη.EF263⋅11 10/26 其中 EFCO2,BL 基准线情境下单循环模式运行的电量二氧化碳排放因子(tCO2e/MWh) EFCO2,min 三年历史运行期中项目发电机组使用最小碳密集燃料的二氧化碳排放因子tCO2/GJ η 单循环模式运行的项目发电机组的效率默认值 3.6 单位转换因子GJ/MWh) 步骤3确认电网排放因子(EFgrid,y 电网排放因子(EFgrid,y是使用“电力系统排放因子计算工具”计算出的联合边际排放因子。 如果项目参与方使用“电力系统排放因子计算工具”的调度数据分析法,那么适用于以下修改方法 调度边际的电厂群n即h小时中通过电网调度的占总电量高达x的电厂集合,x等于下述二者中的较大者 10;或 h小时中项目发电量占总电网发电量的比例。 6. 泄漏 拟议项目潜在的主要泄漏排放 (i)与项目活动实施前废热已被回收情景有关的排放,此情景下项目发电机组的热转移可能增加项目排放; (ii)与项目活动消耗增加的化石燃料在开采、生产、运输、分布和处理中有关的排放LEupstream,y。 泄漏计算如下 yupstream,yHR,yLE LE LE12其中 LEy y年的泄漏排放tCO2e/年 LEupstream,y y年项目活动中与增加燃料消耗有关的上游泄漏排放tCO2e/年 11/26 LEHR,y 比较项目活动实施前最近几年中,第y年由于废热而不是发电引起的热回收量减少的泄露排放tCO2e/年 确认LEHR,y 如果项目活动实施前最近几年中的废热回收量QHR,x或者少于项目发电机组消耗燃料的3的能量当量,或者小于等于第y年不是以发电为目的的废热回收量QHR,y,那么泄漏排量视为0。 否则,根据公式14,LEHR,y等于热回收减少量乘以机组历史运行期中项目发电机组使用最高碳密集燃料的二氧化碳排放因子tCO2/GJ。如果历史运行期中项目活动使用混合生物质燃料,那么这种燃料的排放因子应使用混合燃料排放因子。 maxCO2,yHR,xHR,yHR,EFQ -Q LE ⋅ 13 其中 LEHR,y 比较项目活动实施前最近那一年中,第y年不是以发电为目的的废热回收量减少产生的泄漏排放tCO2e/年 QHR,x 项目活动实施前最近那一年中项目发电机组的热回收量 GJ/年 QHR,y y年项目发电机组不是以发电为目的的废热回收量GJ/年 EFCO2,max 使用最高碳密集燃料项目发电机组的二氧化碳排放因子tCO2/GJ 确认LEupstream,y一旦项目活动的燃料消耗低于三年历史年x的燃料消耗,那么此泄漏排放被视为0。否则,应考虑项目活动中与增加燃料消耗有关的上游泄漏排放。此泄漏排放计算如下⎥⎥⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎢⎢⎣⎡⎟⎟⎟⎟⎠⎞⎜⎜⎜⎜⎝⎛⋅⋅⋅−⋅⎟⎠⎞⎜⎝⎛⋅⋅⋅∑∑∑∑ii,yi,yxii,xi,xLNG,CO2,yCH4i,CH4i,upstreami,yi,yupstream,yNCVFCNCVFCLEGWPEFNCVFCLE31311,0max(14) 其中 LEupstream,y y年项目活动中与增加燃料消耗有关的上游泄漏排放(tCO2e/年)12/26 FCi,y y年项目发电机组使用燃料i的量(质量或体积单位/年) NCVi,y y年项目发电机组使用燃料i的平均净热值(GJ/质量或体积单位) EFi,upstream,CH4 y年项目发电机组使用燃料i的产品、运输、分配产生的上游逸散甲烷排放因子(tCH4/GJ) GWPCH4 甲烷的温室效应潜力(tCO2e/tCH4) LELNG,CO2,y y年液化、运输、重新气化和压缩LNG到天然气输送或分配系统时化石燃料/电力消耗产生的泄漏(tCO2e/年) FCi,x x年项目发电机组使用燃料i的量(质量或体积单位/年) NCVi,x x年项目发电机组使用燃料i的平均净热值(GJ/质量或体积单位) x 三年历史运行期中的每年 液化、运输、重新气化和压缩LNG到天然气输送或分配系统时化石燃料/电力消耗产生的泄漏(LELNG,CO2,y)计算如下 LNGupstream,CO2,yLNG,yLNG,yCO2,LNG,EFNCVFCLE ⋅⋅ (15) 其中 LELNG,CO2,y y年液化、运输、重新气化和压缩LNG到天然气输送或分配系统时化石燃料/电力消耗产生的泄漏(tCO2e/年) FCLNG,y y年项目发电机组使用LNG产生天然气的量(质量或体积单位/年) NCVLNG,y y年项目发电机组使用LNG产生天然气的净热值(GJ/质量或体积单位) EFCO2,upstream,LNG 液化、运输、重新气化和压缩LNG到天然气输送或分配系统时化石燃料/电力消耗产生的上游CO2排放因子(tCO2e/GJ)13/26 7. 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 EGx单位 MWh/年 描述 在没有机组更新的三年历史运行期中x年项目发电机组向电网输送的电量。 来源 发电记录。在确定的运行期内项目向电网输送电量的历史数据(参考定义)。 测量程序 - 备注 有关测量净发电量的一致性,应该与售电的相关票据进行交叉校核(如果可能的话)。相关电表应定期维护及校验。x年即机组三年历史运行期中的每年。 如果项目发电机组没有重要改进的三年历史运行期,本参数是必须的。 数据/参数 FCi,x单位 质量或体积单位/年 描述 x年项目发电机组使用燃料i的量 来源 项目单循环模式运行燃料年消耗量的历史数据 测量程序 - 备注 任何在现场使用质量或体积仪表直接测量的数据都要与根据进货量与库存变化的年度能量平衡进行交叉校核。相关仪表应定期维护及校验。 14/26 x年即机组历史运行期中的每年。 数据/参数 NCVi,x单位 GJ/质量或体积单位 描述 x年项目发电机组使用燃料i的平均净热值 来源 根据相关条件,数据来源如下 数据来源 适用条件 a燃料供应商在票据中提供 优先考虑 b项目参与方测量 如果a不可得 c当地或国家缺省数值 如果a不可得 来源须可靠(比如国家能源平衡表) d2006IPCC国家温室气体清单指南第2卷(能源)第1章表1.2 95置信区间的下限缺省值 如果a不可得 测量程序 对于a和b应遵照国内或国际燃料标准,测量每种燃料的NCV,从而计算每年的加权平均值。 对于c每年核实数据的适用性。 对于d考虑将来IPCC指南的修订。 备注 对于在燃气轮机或内燃机中使用多种燃料的情况,应确定在项目实施之前或之后最低碳含量燃料的NCV。 应核实a、b和c来源下的数值是否为2006IPCC指南第2卷表1.2置信区间的缺省值。如果低于置信区间,应从实15/26 验室收集其他信息来证明或进行另外的测量。对于a、b或c测量的实验室应该通过ISO17025的认证或遵照类似的质量标准。 x年即机组历史运行期中的每年。 数据/参数 EFCO2,min单位 tCO2/GJ 描述 在项目发电机组三年历史运行期中使用最低碳含量燃料的CO2排放因子。 来源 根据相关条件,数据来源如下 数据来源 适用条件 a燃料供应商在票据中提供 优先考虑 b项目参与方测量 如果a不可得 c当地或国家缺省数值 如果a不可得 来源须可靠(比如国家能源平衡表) d2006IPCC国家温室气体清单指南第2卷(能源)第1章表1.4 95置信区间的下限缺省值 如果a不可得 测量程序 对于a和b应遵照国内或国际燃料标准,测量每种燃料的NCV,从而计算每年的加权平均值。 对于c每年核实数据的适用性。 对于d考虑将来IPCC指南的修订。 16/26 备注 对于在燃气轮机或发动机中使用多种燃料的情况,应确定在项目实施之前或之后最低碳含量燃料的NCV。 应核实a、b和c来源下的数值是否为2006IPCC指南第2卷表1.3置信区间的缺省值。如果低于置信区间,应从实验室收集其他信息来证明或进行另外的测量。对于a、b或c测量的实验室应该通过ISO17025的认证或遵照类似的质量标准。 数据/参数 EFCO2,max单位 tCO2/GJ 描述 在项目发电机组三年历史运行期中使用最高碳含量燃料的CO2排放因子。 来源 根据相关条件,数据来源如下 数据来源 适用条件 a燃料供应商在票据中提供 优先考虑 b项目参与方测量 如果a不可得 c当地或国家缺省数值 如果a不可得 来源须可靠(比如国家能源平衡表) d2006IPCC国家温室气体清单指南第2卷(能源)第1章表1.4 95置信区间的上限缺省值 如果a不可得 测量程序(如果有) 对于a和b应遵照国内或国际燃料标准,测量每种燃料的NCV,从而计算每年的加权平均值。 17/26 对于c每年核实数据的适用性。 对于d考虑将来IPCC指南的修订。 备注 对于在燃气轮机或发动机中使用多种燃料的情况,应确定在项目实施之前或之后最低碳含量燃料的NCV。 应核实a、b和c来源下的数值是否为2006IPCC指南第2卷表1.3置信区间的缺省值。如果低于置信区间,应从实验室收集其他信息来证明或进行另外的测量。对于a、b或c测量的实验室应该通过ISO17025的认证或遵照类似的质量标准。 数据/参数 CAPmax单位 MW 描述 项目活动实施前项目发电机组的最大总发电容量 来源 最佳运行条件下的性能测试(最佳负荷、维护之后等)。 测量程序(如果有) 1. 发电许可或生产商的技术说明; 2. 使用汽轮机效率测量的公认标准,比如ASME PTC 61996或IEC 60953-32001。 备注 所有测量结果(包括异常结果)都应包括在项目设计文件中 数据/参数 Tmax单位 小时/年 描述 项目活动实施前项目发电机组在满负荷下年最大运行时间来源 - 18/26 使用的数值 8760或公式6计算。 备注 如果计算,经国家主管部门备案的审定/核证机构应根据专家对于类似电厂最大允许运行时间的观点核查Tmax的信息。 数据/参数 HMRx单位 小时/年 描述 x年机组维护或维修时未运行的平均时间 来源 项目活动现场 测量程序(如果有) 设备维护或维修的历史记录 备注 如果所有项目发电机组运行少于三年或者在此期间机组有重大改造,则不需要本参数。为了简化,项目参与方也可以假设本参数为0。 x年即机组三年历史运行期中的每年。 数据/参数 η 单位 - 描述 项目发电机组在单循环模式下运行的缺省效率 来源 “电力系统排放因子计算工具”,附件1 使用的数值 - 备注 本参数只适用于所有项目发电机组运行少于三年或者在此期间机组有重大改造。 19/26 数据/参数 QHR,x单位 GJ/年 描述 项目活动实施前最近一年余热回收的量 来源 回收现场(比如热交换器等) 使用的数值 合适的计量装置历史数据的计算(比如供气或给水的温度、压力和流量计) 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力 来源 政府间气候变化专门委员会第四次评估报告 使用的数值 第二承诺期25 备注 - 三、 监测方法学 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校验的监测设备需要100监测。 另外,工具中对监测的规定参考方法学应用。 1. 监测的数据和参数 数据/参数 EGPJ,y20/26 数据单位 MWh/年 描述 y年项目发电机组向电网供电量的总数 数据来源 发电记录 监测程序(如果有) - 监测频率 连续 QA/QC程序 有关测量净发电量的一致性,应该与售电的相关票据进行交叉校核(如果可能的话)。 任何意见 - 数据/参数 FCi,y数据单位 质量或体积单位/年 描述 y年项目发电机组使用燃料i的量 数据来源 现场测量 监测程序(如果有) z 使用质量或体积表计。如果燃料是由小日用柜提供,可以使用标尺来确定所消耗燃料的质量或体积,前提如下测量标尺须为日用柜的组成部分,而且至少每年校验一次,并有一个控制册来记录测量结果(每日记录或每班记录) z 如果正确地与测量标尺进行了校验并得到合理的维护,将接受诸如变频器、声纳、压电源器件等附件 z 对于带有重油预热器的日用柜,校验将在系统标准运行条件下进行 监测频率 连续监测 QA/QC程序 测量的燃料消耗量的一致性需要通过基于采购量和库存21/26 量的年度能量平衡来检验。 如果能得到专为此项目所用的购买燃料的票据,测量的燃料消耗量还应用财务记录中可得的购买票据进行检验。 任何意见 - 数据/参数 ηPJ,y数据单位 - 描述 计入期第y年项目发电机组的平均能量效率 数据来源 项目活动现场 监测程序(如果有) 为了计算效率 z 使用直接方法(在代表性的时间阶段内用净发电量除以燃料的能含量)而不是间接方法(确定燃料供给或供热和估算损耗) z 电站效率的测量使用公认的标准 效率要涉及使用燃料净热值和净发电量(即总发电量减去厂用电量) 监测频率 计入期内每年一次。第一次计算在执行项目活动的第一年进行。 QA/QC程序 - 任何意见 - 数据/参数 QHR,y数据单位 GJ/年 描述 y年从项目发电机组废气中回收的不用来发电的热量 22/26 数据来源 热量回收过程现场(例如热交换器等) 监测程序(如果有) 项目参与方使用恰当的计量元件(例如空气或给水的温度、压力和流量计)通过直接测量方式计算 监测频率 连续监测 任何意见 如果项目活动执行前最近一年从废气中回收了热量,且回收量达同年项目电厂消耗燃料能量的3以上,才需要对此参数进行监测。 数据/参数 NCVi,y数据单位 GJ/质量或体积单位 描述 项目发电机组所用燃料类型i的平均净热值 数据来源 在相对应条件下,可能的数据来源如下 数据来源 用此来源的对应条件 a发票燃料供应商提供的数值 应优先选用此来源 b项目参与方计量 如果a不可得 c地区或国家默认值 如果a不可得 d不确定度在95置信区间上限值的IPCC默认值(在2006 IPCC国家温室气体目录指南第二卷(能源)第一章表1.2中)如果a不可得 监测程序(如果有) 对于a 和 b应根据国家或国际燃料标准进行监测。每次燃料供给都应获得净热值,来计算年加权平均值。 23/26 对于c每年检查数值的恰当性 对于d未来的IPCC指南变更都应加以考虑 任何意见 如果汽轮机使用了多于一种燃料,应确定项目执行前后已经使用的含碳量最低的燃料的净热值。 核实a 、 b和c条件下的数据是否在2006 IPCC国家温室气体目录指南第二卷(能源)第一章表1.2中提供的IPCC默认值的不确定性区间内。如果数值在此区间以下,那么要从实验室收集额外信息来证明结果合理性或进行额外监测。测量a 、 b和c的实验室应有ISO17025资质或证明他们可以遵守类似质量标准。 如果适用,仅在计算上游泄漏排放才需要此参数。 数据/参数 EFi,upstream,CH4数据单位 tCH4/GJ 描述 y年来自项目发电机组所使用的化石燃料i的生产、运输、配送的上游逃逸甲烷排放因子 数据来源 在相对应条件下,可能的数据来源如下 数据来源 用此来源的对应条件 a 与燃料生产、运输、配送相关的逃逸甲烷排放的可靠准确的国家数据。当使用国别方法(而不是IPCC第1层默认数值)来估算排放量时,可以使用作为国家交流一部分向UNFCCC报告的温室气体目录数据 应优先选用此来源 b默认排放因子 如果a不可得 使用项目所在地的天然气排24/26 活动 单位 默认排放因子 煤 地下采矿 tCH4/kt煤13.4 地表采矿 tCH4/kt煤0.8 油 生产 tCH4/PJ 2.5 运输、提炼和储存 tCH4/PJ 1.6 总计 tCH4/PJ 4.1 天然气 美国和加拿大 生产 tCH4/PJ 72 运输、提炼和储存 tCH4/PJ 88 总计 tCH4/PJ 160 东欧和前苏联 生产 tCH4/PJ 393 运输、提炼和储存 tCH4/PJ 528 总计 tCH4/PJ 921 放因子。在可以论证相关系统元素(煤气生产和/或加工/输送/分配)绝大多数都是近年按照国际标准建设运营的情况下,可以使用美国/加拿大的数值。 因为煤的逃逸的上游排放由来源(地下或地表煤矿)决定,项目参与方应使用目前在当地煤电厂中占主导的来源(地下或地表)的排放因子。煤的排放因子基于质量单位,并考虑到煤的净热值后转换成能量单位。 25/26 西欧 生产 tCH4/PJ 21 运输、提炼和储存 tCH4/PJ 85 总计 tCH4/PJ 105 其他石油出口国/世界其他区域 生产 tCH4/PJ 68 运输、提炼和储存 tCH4/PJ 228 总计 tCH4/PJ 296 注此表中的排放因子来自1996修订版IPCC指南第三卷IPCC默认值第1层排放因子,通过计算默认排放因子范围的平均数而得 任何意见 逃逸的上游排放的天然气排放因子应包括来自天然气的生产、加工、运输和分配的逃逸排放,如此表上面默认值一栏所述。 如果技术可行,对于发生在已批准京都议定书的附件I国家的上游排放,2008年1月1日以后的排放应在计算泄漏时不予考虑。 适用时,此参数只需要计算上游泄漏排放时进行计算。 数据/参数 EFCO2,upstream,LNG数据单位 tCO2/GJ 26/26 描述 项目活动y年与将液化天然气变成天然气输送或配送系统相关的液化、运输、再气化和压缩相关的化石燃料燃烧或电力消耗产生的上游CO2排放的排放因子 数据来源 与将液化天然气变成天然气输送或配送系统相关的化石燃料燃烧或电力消耗产生的上游CO2排放的可靠准确的数据可得,项目参与方应使用此数据来确定平均排放因子。 如果可靠准确的数据不可得,则可使用默认值0.006 t CO2/GJ作为粗略近似。 任何意见 默认值来自为北美液化天然气系统发布的数据。“Barclay, M. 和 N. Denton, 2005。选择近海液化天然气加工。(2006年4月10日)

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