CM-016-V01 在工业设施中利用气体燃料生产能源.pdf

1 / 43 CM-016-V01 在工业设施中利用气体燃料生产能源 （ 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 AM0049 ology for gas based energy generation in an industrial facility 第 3.0 版），可在以下网址查询http//cdm.unfccc.int/ologies/DB/ASGAC1E1P2OK7R912UPB3RAQ5FHS8B 2. 适用条件 本方法学适用于在已有工业设施中安装了燃气 1供能系统以满足其自身能源需求的项目活动。本方法学适用于以下类型的项目活动 1 现场生产电力和 /或蒸汽的项目活动，包括 a 工业设施现场内的独立发电系统；或 b 工业设施现场内的热电联产系统 2； 2 从一个或多个单元过程生产非蒸汽热能的项目活动 3； 3 由燃煤或燃油转为燃气产能的项目活动 4； 4 使用以下四种热电联产可行技术之一的项目活动 c 顶循 环 燃料燃烧用于发电，余热或蒸汽用于工业用途；或 d 底循环 燃料燃烧用于生产工业用热能，余热用于发电；或 e 顶循环配合蒸汽涡轮 燃料在锅炉中燃烧用于生产高温高压蒸汽，给涡轮功能，驱动发电机。蒸汽中一部分能量转化为电能，其余部分仍然作为热能供工业生产使用；或 f 顶循环配合燃气涡轮 /发动机的应用 燃料在喷漆发动机中燃烧，1气体应为主要燃料。可适用少量其他启动或辅助燃料，但其所占比例不可超过总燃料用量的 1。 2热电联产（可以是由单一燃料源同时或相继产热和发电）。 3单元过程指工业设施中位于一点的单一设备，燃料在其中燃烧（在项目及基准线情景中）以实现生产非蒸汽热能的目的。在单元过程中，燃料燃烧既不用来生产蒸汽或发电，也不用来作为化学反应的氧化剂或作为原料的其 他用途。单元过程的一个例子是熔炉生产热空气。各单元过程应该主要利用单一燃料（而不是混合燃料）生产单一产品（如热空气）。对于各单元功序，能效的定义是单元过程产生的有效能源和供给单元过程的能源（燃料净热值乘以燃料量）之比。本方法学涵盖数个但愿工序的燃料转换，即项目参与方可为一套工业设备范围内的数个单元工艺提交一份 项目设计文件 。 4本方法学允许在现有技术内的燃料转换和 /或用于替代煤炭或石油燃烧的新技术。 2 / 43 其转动的机械能用于驱动发电机。燃气涡轮中的废热被直接捕集并利用，或者送往废热锅炉中生产蒸汽供工业用途。 本方法学在以下情况下适用  项目所用燃料可包含天然气或液化煤气和 /或液化天然气生产线生产 的富甲烷气体（ MRG）（以下简称 项目燃料 ‖）；  在项目活动之前，项目所在的已有工业设施通过自行产能满足其热能需求，但发电量不能满足工业设施需要；  在项目活动执行前，蒸汽生产设备和 /或单元过程中仅使用煤炭或石油（而不是天然气）。  项目燃料 ‖在该地区充足可得，例如， 本项目活动使用的项目燃料不会阻碍未来相当于本项目活动规模的其他基于项目燃料产能的增长 5；  法规 /程序不限制工业设施继续使用项目活动开始执行前的化石燃料 6；  法规不要求在蒸汽和 /或电力生产设备和 /或单元过程中使用特定的燃料，包括 项目燃料 ‖；  法 规不要求项目活动执行的时间内进行技术变更或升级；  在计入期内蒸汽或单元过程的生产容量或寿期没有增加（即只计算相关设备寿期结束前的减排量）。计入期内没有对现场发电量进行扩容的计划 7；  项目活动不导致项目所在的工业设施工艺所需蒸汽 /热能质量的变化；  基准线 电网的地理 /物理边界可被清晰界定，且电网信息及 基准线 排放量公开可得；  特殊情况下（例如工业设备听成或维修期）热电联产单元生产的电力输出至电网。这种情况下年度输出至电网的总电量必须少于热电联产设备发电总量的 10，项目参与方不可申请替代电网电量产生5在一些情况下，可能会出现价格刚性的供给限制（例如计入期内有限的资源未能增加）可能意味着项目活动转移了本应用 在经济领域中其他方面的天然气，从而导致潜在的泄漏。因此，项目开发者有必要书面证明供给限制不会导致此处指出的显著泄漏。 6应监测可能影响燃料或技术使用的法规变更，其基准线的影响应在更新计入期时进行评价并用于减排量的计算。 7若计划扩容，则应视作一个独立项目。 3 / 43 的潜在减排量；  若项目燃料是煤炭及液化天然气生产的 MRG8， 基于除天然气外的燃料的合成燃料生产线产能不扩容； 用于计算合成燃料生产线能量和 /或碳平衡的燃料输入数据和产品输出数据可得。 注项目参与方应检查减排量计算程序是否适合项目特定情况。若公式不能完全满足项目特定情况，应申请对本方法学的修改或偏移。 二 . 基准线方法学 1. 项目边界 项目边界包含项目活动下进行燃料转换的各单元工艺、蒸汽和 /或发电设备燃烧燃料引起的 CO2排放量。项目边界对 基准线 排放和项目排放都适用。 为确定项目活动排放量，项目参与方应将各单元工艺、现场发电设备 和 /或热电联产设备燃烧 项目燃料 ‖所排放的 CO2计入。 为确定热能的 基准线 排放量，项目参与方应计入没有项目活动生产蒸汽和 /或非蒸汽热能是所燃烧的煤炭或石油量。为确定电力 基准线 排放，项目参与方应按照已批准的 电力系统排放因子计算工具 ‖计入没有项目活动时发电源所排放的 CO2量。 项目边界的空间范围包括项目所在的工业设施的物理、地理位置，以及在没有项目活动的情况下作为电力来源的电网。 表 1 包含项目边界内或排除在项目边界外的排放源 排放源 气体 是否包含 判断 /说明 基准线 基准线 情景产生的热能（蒸汽或非蒸气） CO2 是 主要排放源 CH4 否 次要排放源 N2O 否 次要排放源 基准线 情景发电量（基于电网） CO2 是 主要排放源 CH4 否 次要排放源 8富甲烷气体（ MRG）煤炭及液化天然气生产的尾气。 4 / 43 N2O 否 次要排放源 项目活动 项目活动引起的现场燃料燃烧 CO2 是 主要排放源 CH4 否 次要排放源 N2O 否 次要排放源 图 1 项目边界图示 用于生产热能和电力的现有设备的寿期估算程序 估算现有设备剩余寿期时应按照以 下程序进行，现有设备剩余寿期即被项目活动所取代的现有设备在没有项目活动的情况下被淘汰的时间 a 可按照该行业及该国家内的惯例（基于行业调查、统计、技术文献等）确定该类设备典型平均技术寿期； b 可评价并书面证明项目负责公司更替设备的计划活动（例如按照类似设备更替的历史记录）。 现有设备在没有项目活动时的替换时间应按照保守的方法选择，即若只能估算时间框时应选择最早的时间点。该信息应在 项目设计文件 中阐述。 最可行 基准线 情景选择程序 项目参与方应通过执行以下步骤确定最可行的 基准线 情景。若项目活动涉及项5 / 43 目边界内数个热电联 产系统的燃料和 /或技术转换，则以下步骤应对各系统分别执行。 步骤 1选择所有热电联产系统现实可信的备选方案 项目参与方至少应考虑以下备选方案 对于发电，现实可信的备选方案可能包括 P1拟议项目活动而不作为 自愿减排项目 活动； P2现场或场外燃煤 /油热电联产装置； P3现场或场外燃煤 /油捕集发电装置； P4现场或场外可再生能源热电联产或捕集发电装置； P5现场或场外可再生能源捕集发电装置； P6场外基于化石燃料的现有装置； P7电网取电，等。 对于产热，现实可信的备选方案可能包括 H1拟议 项目活动而不作为 自愿减排项目 活动； H2现场或场外燃煤 /油热电联产装置； H3现场或场外燃煤 /油单元过程； H4现场或场外可再生能源热电联产装置； H5现场或场外可再生能源单元过程； H6现场燃煤 /油单元过程； H7区域供热等其他来源； H8其他产热技术（例如热泵或太阳能） 若一个或多个情景被排除，应对结论进行适当解释和证明。 步骤 2排除不符合法律法规的备选方案 排除不符合任何强制性法律法规要求的备选方案。使用 CDM 执行理事会批准的额外性论证 与 评价工具 ‖最新版的分步骤 1。 步骤 3排除面临 无法克服的障碍的备选方案 使用 CDM 执行理事会批准的 额外性论证 与 评价工具 ‖最新版的步骤 3 排除面临无法克服的障碍的备选方案。 6 / 43 步骤 4比较剩余备选方案的经济吸引力 按照 CDM 执行理事会批准的 额外性论证 与 评价工具 ‖最新版的步骤 2 比较通过步骤 3 后仍剩余的所有备选方案的经济吸引力。经济投资分析应使用 NPV/IRR/ROI/投资回收期之一的指标来进行比较，并明确陈述以下参数  投资要求（分解为主设备成本，所需建设工程，安装等）  适用于该国家该行业的贴现率（按照独立（财务）专家论证，适当的风险差额可反映私人投资燃料 转换项目的情况，可使用随之增长的政府债券利率）；  各单元过程的效率，考虑不同燃料间的区别；  各种燃料的当前价格及预期价格（变动成本）（注当前价格默认假设为未来价格。若项目参与放欲使用与当前价格不同的未来价格，则未来价格必须得到政府机构或政府间机构发布的公开或官方文件的支持）；  各燃料的运行成本（特别是煤炭的处理成本）；  项目寿期，以及现有产热设备的剩余寿期；以及  其他运行维护成本，等。 投资指标的计算应考虑项目活动新设备寿期（或计入期两者中较短者）终了的残值 9。在 项目设计文件 中提供所有假设。 比较不同情境 的所有投资指标并选择成本效率最高的情景（即拥有最具吸引力的投资指标）作为 基准线 情景。按照 CDM 执行理事会批准的 额外性论证 与 评价工具 ‖最新版的分步骤 2d 进行敏感性分析以检验结果。若投资分析一致地支持了（若假设范围合理）成本效率最高的情景时 基准线 情景这一结论，则该分析提供了可靠的论证。 若敏感性分析不完全令人信服，则从按照投资分析和敏感性分析选出的最具吸引力的情景中选择排放量最小的情景作为 基准线 情景。 注仅当整个计入期 基准线 情景为现场燃煤 /油产热（ H6）及电网取电（ P7）时，本方法学适用。 2. 额外性 应通过以 下两步骤评价额外性 步骤 1投资比较分析 9注意 NPV 可能为负值。 7 / 43 按照 基准线 情景的识别 ‖章节所述的步骤 4 进行基准值分析，证明项目活动在没有 自愿减排 时比已识别的 基准线 情景经济吸引力低。按照 CDM 执行理事会批准的 额外性论证 与 评价工具 ‖最新版的分步骤 2d 进行敏感性分析，检验投资分析的结果。 进行投资分析时应按照以下方面 （ 1） 对于项目活动（包括所有发电 /热电联产 /单元过程），与基准值进行比较的财务指标至少应按照以下数据进行计算。财务指标可包括IRR（净资 IRR 或项目 IRR）、 NPV、所提供服务的标准化成本（例如 成本 /TJ）  初始投资 仅含项目活动相关成本；  运行维护成本，包括但不限于燃料、劳动力成本等（价值 /年）；  相对于 基准线 成本节约的电力、蒸汽、热能的量（价值 /年）；  用于计算投资回报或 IRR 的项目寿期；  寿期终了时的设备残值。 （ 2） 若使用净资产 IRR 作为财务指标，则也需要计算债务的数量和成本。 （ 3） 基准值应按照以下方法之一进行估算  项目业主曾经（基于公司过去三年的资产负债表）经营过的类似项目的平均回报率（或 IRR）；  基于公司以往资产负债表的加权平均资产成本（ WACC），若有则应考虑项目特定的并充分论证的风险因素；  对于项目活动类似 的技术进行市场调查得出的最佳标准化服务成本（价值 /TJ）；  基准线 情景的标准化服务成本。 （ 4） 用于估算财务指标及基准值的假设应合理且便于 经国家主管部门备案的审定 /核证机构 在审定时进行取证。 若财务指标表明 自愿减排项目 活动比基准值更具吸引力，则项目活动不是额外的，此外还需进行敏感性分析，以证明影响项目活动财务指标的假设在合理范围内变动不会改变项目活动不具经济吸引力这一特点。若敏感性分析得出可靠结论，则继续进行步骤 2。 8 / 43 步骤 2普遍性分析 按照 CDM 执行理事会批准的 额外性论证 与 评价工具 ‖最新版的步骤 4 证明项目活动 在相关国家及行业是普遍实行的。 若 ‗额外性论证 与 评价工具 ‘分步骤 4a 及 4b 得到满足，即（ i）查不到类似项目或（ ii）查到了类似项目，但项目活动与类似项目间的本质区别可被合理解释，则项目活动是额外的 ‖。 若分步骤 4a 及 4b 不满足，即查到类似项目且项目活动与类似项目间的本质区别不可被合理解释，则拟议项目不是额外的。 ‖ 3. 基准线 排放量 基准线 排放量为个单元过程发电量与产热量引起的排放量之和。这些排放量计算如下 yh e a tye le c ty BEBEBE ,,  1 其中 BE y 年度 y期间的 基准线 排放量 （ tCO2e/yr） BEelect, y 年度 y期间发电引起的 基准线 排放量（ t CO2e） BEheat, y 年度 y期间产热引起的 基准线 排放量（ t CO2e） 基准线 电力排放量 基准线 电力排放量由项目边界内所有发电单元除特殊情况下输出至电网的电量外的总发电量乘以电力 CO2排放因子计算而得，如下  T D LEFEGEGBEi yCOBLyo r tPJyiPJye le c t  1,2,,e x p,,,,2 其中 BEelect y 年度 y期间发电引起的 基准线 排放量 tCO2e/yr EGPJ,i ,y 年度 y项目边界内发电单元 i的发电量（ MWh/yr）。若项目活动执行前有发电量产生，则应将此量从项目活动总发电量中减去 9 / 43 EGPJ,export,y 年度 y现场产生但由于特殊情况输出至电网的电量 MWh/yr EFBL, CO2, y 年度 y基准线 发电排放因子 tCO2e/MWh TDL 下网电量的输配电损耗，以分数形式表示（ 0 10th April 2006‖. 21 / 43 有必要的。 项目一旦执行，则应开始每年监测、累计并报告混合燃料生产装置的输入和产出。混合燃料生产线必须在项目活动存在期内满足以下情况，以证明 MRG 边际使用量仅可归入天然气中 对于 i煤炭 yi,B L ,S P i n ,yi,B L , S P i n ,yi,P J ,S P i n ,yi,P J , S P i n , CFQ CFQ 对于 iLF 及产物 yi,B L ,S P o u t ,yi,B L , S P o u t ,yi,P J ,S P o u t ,yi,P J , S P o u t , CFQ CFQ 对于 iMRG yi,B L ,S P o u t ,yi,B L , S P o u t ,yi,P J ,S P o u t ,yi,P J , S P o u t , CFQ CFQ 其中 QSPin,PJ,i,y 项目活动存在期中，年度 y内混合燃料生产线消耗的化石燃料及化 石燃料公用设施，单位为 TJ QSPout,PJ,i.y 项目活动存在期中，年度 y内混合燃料生产线生产的化石燃料及化石燃料公用设施，单位为 TJ QSPin,BL,i,y 基准线 年份中，年度 y 内混合燃料生产线消耗的化石燃料及化石燃料公用设施，单位为 TJ QSPout,BL,i.y 基准线 年份中，年度 y 内混合燃料生产线生产的化石燃料及化石燃料公用设施，单位为 TJ CFi 表示化石燃料 i 对应的排放因子，单位为 tCO2/TJ 若满足所有四条情况，回流排放量可归入天然气生产 MRG 的边际。 EFMRG,y可用作仅由天然气生产 MRG 的排放量的排放因子。 存在典型的 MRG 生产工艺，其中包括清洗、重组、转化及混合。按照混合燃料生产工艺的质量能量守恒计算 MRG 的产量。应在项目活动执行前估算该值，项目活动中每六个月估算一次。 20若由于煤炭液化效率及回流过程，煤炭液化技术容量不变但煤炭用量小幅增长（ 2），满足此情况。 22 / 43 排放因子按下式进行时候估算 FFFF EF*FF-EF*Q-EF*FF- EF*QEF yi,B L,M R G o u t,yi,P J ,M R G o u t, iM R G ,yi,B L,M R G o u t,NGB lyN G in ,iM R G ,yi,P J ,M R G o u t,NGyP J ,,N G inyp r d , M R G , ∑∑ ∑∑ 23 其中 EFMRG, prd,y 年度 y内生产项目活动所用 MRG 的排放因子 QNGin,PJ,y 年度 y内项目存在期间合成燃料生产过程所用天然气的总和，单位为 TJ EFNG 年度 y内天然气（能源设施）的排放因子，单位为 tCO2/TJ ∑FFMRGout,PJ,i,y 年度 y内项目存在期间由天然气生产的 MRG 总量，单位为TJ EFMRG,i MRG 的排放因子 tCO2/TJ QNGin,BL,i,y 项目活动执行前，年度 y内合成燃料生产线消耗的天然气量，单位为 TJ ∑FFMRGout,BL,i,y 项目活动执行前，年度 y内由天然气生产的 MRG 总量。 质量及能量的守恒数据可 监测获得，此外还可以使用计算机程序进行模拟，以建立排放量与项目活动所用 MRG 的产量间的关系式。 默认方法 若无法证明 MRG 仅由合成燃料天然气消耗量的边际增长生产而得，则应使用项目活动执行前后整个生产线的质量及能量守恒来估算 MRG。该分析所得的碳元素的净增长（计作 t CO2e）除以特定年份项目活动消耗 MRG 的体积，即得 MRG 生产的排放因子。 23 / 43 按下式算数地表示并计算该值 21 FFFF CF*Q-CF*Q- CF*Q- CF*Q EF yi,B L,M R G o u t,yi,P J ,M R G o u t, yi,B L,S P o u t,yi,B L,S P o u t,yi,B L,S P in ,yi,B l,S P in ,yi,P J ,S P o u t,i. yP J ,S P o u t,yi,P J ,S P in ,yP J ,,S P iny p r d ,M R G ∑∑ ∑∑ 24 其中 EFMRG prd, y MRG 生产的排放因子，单位为 tCO2/TJ QSPin,PJ,i,y 项目活动存在期中，年度 y内混合燃料生产线消耗的的化石燃料及化石燃料公用设施，单位为 TJ QSPout,PJ,i.y 项目活动存在期中，年度 y内混合燃料生产线生产的化石燃料及化石燃料公用设施，单位为 TJ QSPin,BL,i,y 基准线 年份中，年度 y 内混合燃料生产线消耗的化石燃料及化石燃料公用设施，单位为 TJ QSPout,BL,i.y 基准线 年份中，年度 y 内混合燃料生产线 生产的化石燃料及化石燃料公用设施，单位为 TJ CFi 表示化石燃料 i 对应的排放因子，单位为 tCO2/TJ 21项目活动 MRG 产量可能随其他变化一起变化，例如液化燃料板或其他 MRG 用户的变化，则应改变公式 22的分母来体现此变化。 24 / 43 ∑FFMRGout,PJ,i,y 年度 y内项目存在期间由天然气生产的 MRG 总量，单位为 TJ ∑FFMRGout,BL,i,y 项目活动执行前，年度 y内由天然气生产的 MRG 总量。 质量及能量的守恒数据可监测获得，此外还可以使用计算机程序进行模拟，以建立排放量与项目活动所用 MRG 的产量间的关系式。 6. 减排量 特定年度 y内项目活动的减排量（ ERy）为 基准线 排放量（ BEy）减去项目排放量（ PEy）及泄漏量（ Ly）之差，如下 yyyy LEPEBEER  25 其中 ERy 年度 y的减排量 tCO2/yr BEy 年度 y的 基准线 排放量 tCO2/yr PEy 年度 y的项目排放量 tCO2/yr LEy 年度 y的泄漏量 tCO2/yr 7. 不需要监测的数据和参数 编号 1 数据 /参数 EFCO2, coal; EFCO2, oil, EFCO2, NG, EFCO2,LF, EFCO2,MRG 单位 t CO2/TJ 来源 IPCC，根据不同的燃料和技术类型 测量程序（如果有） 公开数据 备注 若使用默认值则不需监测该参数。用于评价额外性 编号 2 25 / 43 数据 /参数 EFBL,CO2,y 单位 t CO2/MWh 描述 年度 y基准线 电力排放因子 来源 国家关于电网排放因子的电网数据及最接近基准线的技术供应商提供的数据 测量程序（如果有） 根据国家电网 OM/BM 及燃料与效率最接近基准线的技术估算 备注 如基准线章节定义，选择排放因子最低的数值 编号 3 数据 /参数 EFk,upstream,CH4 单位 t CH4/TJ 描述 项目设备气体燃料精炼、处理、液化、运输、再气化及分配与缺少项目活动时电网所用的化石燃料逃逸 CH4排放因子。最新公布数据 来源 上表 2 测量程序（如果有） 默认值 备注 计算泄漏量 编号 4 数据 /参数 EFNG,upstream,CH4 单位 t CH4/TJ 描述 供给最终用户的天然气生产、运输及分配导致的逃逸甲烷排放因子 来源 上表 2 测量程序（如果有） 默认值 26 / 43 备注 计算泄漏量 编号 5 数据 /参数 EFCO2,upstream,LNG 单位 tCH4/TJ 描述 LNG 液化、运输、再气化及压缩进入天然气输送分配系统引起的化石燃料燃烧、电力消耗导致的逃逸甲烷排放因子 来源 测量或使用默认值 测量程序（如果有） 备注 计算泄漏量 三 . 监测方法学 1. 监测程序 根据监测方法学，计入期内需要监测的主要参数如下列出。其他参数可以根据主要参数计算得到。 项目排放的主要参数 1 项目活动年度燃料（燃气）消耗量 2 项目活动所用燃料（燃气）净热值 3 项目活动所用燃料排放因子 若适用，则根据 电力系统排放因子计算工具 ‖监测基 准线排放量 基准线所需监测的参数 ； 1 项目活动发电量 2 热电联产单元效率 3 单元过程产热量 泄漏排放量所需监测的参数（若项目使用的是产自天然气、液化煤气的 MRG） 27 / 43 1 天然气、液化煤气生产线原料天然气、煤炭的边际增长 2 基准线中合成燃料生产所消耗的能量，包括天然气及煤炭消耗量 2. 监测的数据和参数 数据 /参数 TD 技术的电力输送分配损耗（ TDL） 单位 描述 关于电力输入的输送分配损耗。损耗包括输送分配过程中发生的技术性的电能损耗 来源 电网电力供应商 管理部门 提供的数据 及地区的公开数据 测量程序（如果有） 测量频率 年度 QA/QC 程序 项目存在期应记录、编制并报告该信息。若存在环境管理系统或质量管理系统，该参数应配合该系统，以确保可以按照常规标准进行审查。关于数据编制、存储及更正活动的责任应清晰界定 备注 该数值应得到书面证据的支持。若文献不足以准确支持损耗百分比，基于保守原则，应使用估算范围内最低的损耗，或在基准线情景中忽略损耗（即 TD0） 数据 /参数 FFproject,i,y 单位 吨或 m3 描述 单元过程 i 年度 y 燃烧的项目燃料 （天然气或合成燃料） 的量 来源 项目边界上流量 计读数 测量程序（如果有） 应连续监测各单元过程燃气的年消耗量 测量频率 连续 28 / 43 QA/QC 程序 供给项目的天然气量的测定值应进行定期（根据法规或仪表商）维护、校准及检验以保证可接受的精度。读数应与燃气供应商的账单进行比较。校验记录应保持至核查后的 2 年。关于数据编制、存储及更正活动的责任应清晰界定。项目存在期应记录、编制并报告该信息。若存在环境管理系统或质量管理系统，该参数应配合该系统，以确保可以按照常规标准进行审查。 备注 在供应端及项目端都需要监测燃料消耗总量以交叉核对。 数据 /参数 EFFF,CO2,I,y 单位 tCO2/m3 或 tCO2/t 描述 缺少项目活动时单元过程 i 燃烧的煤炭或石油的排放因子 来源 当地、地区、全球（ IPCC） 测量程序（如果有） 项目参与方既可以进行测定，也可以使用可靠可得的当地准确数据。该数据不可得时，若 IPCC 2006 中的默认值被认为合理的表现的当地的情况，则可以使用该默认值。所有数值应该按照保守原则（即在合理范围内选择较低的 基准线 数值）选取，且应在 项目设计文件 中对所做选择提出合理的解释和证明。 测量频率 一次或定期采样（每次测定至少采一个样） QA/QC 程序 关于数据编制、存储及更正活动的责任应清晰界定。项目存在期应记录、编制并报告该信息。若存在环境管理系统或质量管理系统，该参数应配合该系统，以确保可以按照常规标准进行审查。 备注 可选的，使用下数默认值 数据 /参数 EFPF,CO2,i 单位 tCO2/m3 或 tCO2/t 描述 缺少项目活动时单元过程 i 燃烧项目燃料（天然气或 MRG）的排放因子 29 / 43 来源 当地、地区、全球（ IPCC） 测量程序（如果有） 若为天然气项目参与方既可以进行测定，也可以使用可靠可得的当地准确数据。该数据 不可得时，若 IPCC 2006 中的默认值被认为合理的表现的当地的情况，则可以使用该默认值。所有数值应该按照保守原则（即在合理范围内选择较低的 基准线 数值）选取，且应在 项目设计文件 中对所做选择提出合理的解释和证明。 若为 MRG项目参与方应进行测定。 可选的，也可以从合成燃料生产商处获得数据。 测量频率 一次或定期采样（每次测定至少采一个样） QA/QC 程序 关于数据编制、存储及更正活动的责任应清晰界定。项目存在期应记录、编制并报告该信息。若存在环境管理系统或质量管理系统，该参数应配合该系统，以确保可以按 照常规标准进行审查。 备注 可选的，使用下数默认值 数据 /参数 εproject,i,y 单位 描述 单元过程燃烧项目燃料的效率（天然气或 MRG） 来源 使用以下选项 a 进行现场测定 b 若未对单元过程进行更新或变更，则可使用生产商记录的正常运行情况下的能效规格说明（正常代表两次维护活动之间的负荷） 测量程序（如果有） 使用公认标准测定单元过程效率，例如 British Standard s for Assessing the thermal perance of boilers for steam, hot water and high temperature heat transfer fluids‖（ BS845）或其他相似标准。使用直接法（代表性时间段内净产热量除以所燃烧的燃料的热值）而不用间接法（确定燃料供应及热能生产并估算损失）。在正常运行情况下 正常代表 单元过程符合、平均烟道氧气浓度、代表性或最佳外围30 / 43 环境 ）测定稳定状态的效率 。测定须由有资格的第三方监督（例如 经国家主管部门备案的审定 /核证机构 ）。应在两 次 维修之间进行测定以反映单元过程的正常状态。将测定程序集结果清楚 地记录在 项目设计文件 中，或在计入期内记录在监测报告中。 测量频率 应按照以下频率测量  两次维修之间  项目活动期间 项目燃料 发生本质变化  单元程序发生了可能影响其效率的改进或变更  计入期更新时 QA/QC 程序 备注 如基准线排放量章节所述，只有选项 A 适用于项目效率 数据 /参数 εbaseline,i,y 单位 描述 单元过程燃烧基准线燃料的效率 来源 使用以下选项 a 进行现场测定 b 若未对单元过程进行更新或变更且使用了对应于生产商 提供的效率 规格说明的燃料时，则可使用生产商记录的最佳运行情 况下的能效规格说明（维护后的最佳负荷） 测量程序（如果有） 使用公认标准测定单元过程效率，例如 British Standard s for Assessing the thermal perance of boilers for steam, hot water and high temperature heat transfer fluids‖（ BS845）或其他相似标准。使用直接法（代表性时间段内净产热量除以所燃烧的燃料的热值）而不用间接法（确定燃料供应及热能生产并估算损失）。在 最佳 运行情况下 最佳 代表单元过程符合、平均烟道氧气浓度、代表性或最佳外围环境）测定稳定状态的效率。 应按照单元程序最佳运行实践执行。