Практическое занятие по подготовке отчета по ИПГ, расчету

The USAID Kazakhstan
Climate Change Mitigation Program (KCCMP)
Практическое занятие по подготовке отчета по
ИПГ, расчету неопределенности и плану
мониторинга
Существующее законодательство
• Правила мониторинга и контроля инвентаризации
парниковых газов - №840 от 26.06.2012 г. (ППРК);
• Форма отчета об инвентаризации ПГ - №145-о от
10.05.2012 г.; Новый «Об утверждении формы отчета
об инвентаризации парниковых газов» в соответствии
с Приказом Министра охраны окружающей среды
Республики Казахстан от 15 мая 2013 года № 123
• Методика
и
критерии
по
подготовке
отчетов
инвентаризации ПГ - №149-о от 07.06.2012 г.;
• Форма паспорта установки- №146-о от 10.05.2012 г.;
• Новый формат в соответствии с Приказом Министра
охраны окружающей среды Республики Казахстан от
15 мая 2013 года № 122-Ө.
Требования законодательства
• Отчет
об
инвентаризации
парниковых
газов
представляется по форме утвержденной приказом
Министра охраны окружающей среды Республики
Казахстан от Казахстан от 15 мая 2013 года № 123 и
подлежит подтверждению независимой организацией,
аккредитованной уполномоченным органом в области
охраны окружающей среды.
• Оператор
установки
предоставляет
отчет
об
инвентаризации
парниковых
газов
и
заключение
независимой аккредитованной организации по данному
отчету до 1 апреля года, следующего за отчетным.
Рекомендованные методологии
• Инвентаризация ПГ на уровне предприятий должна
выполняться для всех категорий источников,
процессов, связанных с выбросами (поглощением) ПГ
имеющихся на
предприятии в соответствии с
методологическими рекомендациями, одобренными
Уполномоченным органом в области ООС.
• За период 2009-2013 года в РК разработано более 30
методологических документов по расчету выбросов
ПГ от различных видов экономической деятельности
(http://ecoinfo.iacoos.kz/lite/index.php?option=com_conten
t&task=view&id=2461).
Исходные данные для расчета
• Исходными данными для расчетов являются
– данные
для
каждой
группы
источников
(количество сожженного топлива),
– значения коэффициентов выбросов, связывающих
производственные
процессы
с
выбросами
парниковых газов для предприятия.
• если
нет
более
надежных
данных
по
коэффициентам выбросов, методика рекомендует
использовать
средние,
наиболее
вероятных
значения коэффициентов, которые представлены в
методике (коэффициент по умолчанию).
Расчет выбросов ПГ
• Расчет выбросов СО2 при сжигании топлива разбивается на
следующие шаги:
1. фактически потребленное количество каждого вида
топлива по каждой установке в натуральных единицах (т,
м3) для соответствующего вида продукции умножается
на коэффициент его теплосодержания ТНЗ ( ТДж/т, м3 );
2. полученное
произведение
(расход
топлива
в
энергетических единицах – ТДж) умножается на
коэффициент выбросы углерода ( т C/ТДж);
3. полученное произведение корректируется на неполное
сгорание топлива – умножается на коэффициент
окисления углерода (отношение СО2 : СО);
4. пересчет выбросов углерода в выбросы СО2 – путем
умножения откорректированного углерода на 44/12.
Расчет выбросов СО2 для каждого вида топлива для
отдельных источников (установок для сжигания)
•
Е = М х К1 х Q х К2 х 44/12
– где: Е - годовой выброс СО2 в весовых единицах (тонн/год);
– М - фактическое потребление топлива за год (тонн/год);
– К1 - коэффициент окисления углерода в топливе (показывает
долю сгоревшего углерода),;
– Q-ТНЗ - теплотворное нетто-значение (Дж/тонн),;
– К2 - коэффициент выбросов углерода (тонн/Дж),;
– 44/12 - коэффициент пересчета углерода в углекислый газ
(молекулярные веса соответственно: углерод = 44 г/моль, СО2
= 12 г/моль или = 44 : 12 = 3,667).
Коэффициенты выбросов для топлив, связанных с
низшей теплотворной способностью (НТС)
Вид топлива
Коэффициент
выброса
(т CO2 /ТДж)
Низшая
теплотворная
способность
(ТДж/Гг)
Источник
Сырая нефть
73,3
42,3
Руководство МГЭИК, 2006
Сжиженный
природный газ
64,2
44,2
Руководство МГЭИК, 2006
Автобензин
69,3
44,3
Руководство МГЭИК, 2006
Керосин
71,9
43,8
Руководство МГЭИК, 2006
Газ\дизельное
топливо
74,1
43,0
Руководство МГЭИК, 2006
Топочный мазут
77,4
40,4
Руководство МГЭИК, 2006
Сжиженный нефтяной
газ
63,1
47,3
Руководство МГЭИК, 2006
Нефтяной кокс
97,5
32,5
Руководство МГЭИК, 2006
Нефтезаводской газ
57,6
49,5
Руководство МГЭИК, 2006
Антрацит
98,3
26,7
Руководство МГЭИК, 2006
Коэффициенты выбросов для топлив, связанных с
низшей теплотворной способностью (НТС)
Коксующийся уголь
94,6
28,2
Руководство МГЭИК, 2006
Др. виды
битуминозного угля
94,6
25,8
Руководство МГЭИК, 2006
Полубитуминозный
уголь
96,1
18,9
Руководство МГЭИК, 2006
Бурый уголь
(Лигнит)
101,0
11,9
Руководство МГЭИК, 2006
Кокс
107,0
28,2
Руководство МГЭИК, 2006
Газовый кокс
107,0
28,2
Руководство МГЭИК, 2006
Коксовый газ
44,4
38,7
Руководство МГЭИК, 2006
Доменный газ
260
2,47
Руководство МГЭИК, 2006
Газ кислородно
плавильных печей
182
7,06
Руководство МГЭИК, 2006
Природный газ
56,1
48,0
Руководство МГЭИК, 2006
54,9 (2)
50,0
J. Falbe and M. Regitz, Römpp
Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995
Метан
Использование расчетных коэффициентов для
определения содержания углерода в твердом
топливе
• Определяем коэффициент пересчета с горючей
массы на рабочую массу топлива.
–
100  ( Aг  W г ) 100  (21.4  14.5)
k

 0.641
100
где А – зольность,
W 100
- влажность
• Определяем элементарный состав топлива на
рабочую массу.
С Р  k  С Г  0.641 74.5  47.75%
Вид топлива
Коэффициент
окисления
углерода (К1)
Уголь
0,98
Нефть и
0,99
нефтепродукты
Газ
•
•
0,995
При сжигании топлива не весь содержащийся в нем углерод окисляется
до СО2. Учет неполного сгорания топлива производится с помощью
коэффициента окисления углерода К1.
Рекомендуется использовать коэффициент окисления (мехнедожёг) для
каждого источника
Оценка выбросов СН4 и N2O
• Оценка выбросов СН4 и N2O производится на основе учетных
данных предприятий о количестве сожженного топлива. Расчет
подразделяется на 4 шага:
– Определение количества ежегодно сжигаемого топлива
для
каждого предприятия путем перевода топлива в натуральном
выражении в энергетические единицы – джоули (Дж), терраджоули (ТДж) и т.д.;
– Умножение на коэффициент выбросов метана или закиси азота
для каждого вида топлива;
– Определение выбросов каждого газа;
– Преобразование выбросов в эквивалент СО2 путем умножения
на ПГП каждого газа;
– Каждый из шагов повторяется для каждого газа (СН4, N2O).
Оценка выбросов СН4 и N2O
•
•
Е = М х ТНЗ х К3 х К4
где
– Е
- годовой выброс парникового газа (тонн/год);
– М - количество сжигаемого в год топлива (тонн/год);
– ТНЗ - теплотворное нетто-значение для сжигаемого вида
топлива (Дж/тонн), табл.3.2;
– К3
- коэффициенты выбросов парниковых газов, СН4
или N2O, (кг/МДж), таблица 3.3.
– К4 Переводной коэффициент выбросов метана или
закиси азота в СО2 эквивалент производится путем
умножения на 21 для СН4 и на 310 для N2O.
Выбросы при добыче, транспортировке, хранении
и переработке нефти/газа
•
E=mхkхq
– где:
– E - выбросы ПГ в тоннах;
– m - объем произведенной продукции
(нефти/газа в тонн, м3);
– k - коэффициент летучих эмиссий;
– q – концентрация СН4 в летучих эмиссиях, в %;
14
Выбросы ПГ при добыче, транспортировке,
хранении и переработке нефти
• Коэффициент летучих выбросов, связанных с
транспортировкой, хранением и переработкой
нефти, для предприятий РК может меняться и
составлять от 0,6 до 0, 4 % от общего объема
произведенной продукции.
• Концентрация метана в летучих выбросах
меняется от предприятия к предприятию и
составляет от 65 до 78 %
• Для перевода выбросов CH4 в СО2 эквивалент
необходимо полученную величину выбросов CH4
умножить на 21.
15
Форма отчета об ИПГ за отчетный год
№
установ
ки
Наименован
ие
установки
Общий объем
выбросов парниковых
газов по
всем установкам в
эквиваленте тонны
двуокиси углерода
Общий объем
выбросов парниковых
газов по всем
установкам в
Объем
выбросо
в
двуокис
и
углерод
а, тонн
Объем выбросов
метана
тонн
в
эквивале
нте
тонны
двуокиси
углерода
Объем выбросов
закись азота
тонн
в
эквивале
нте
тонны
двуокиси
углерода
Объем выбросов
перфторуглероды
тонн
в
эквивале
нте
тонны
двуокиси
углерода
Пример
№
установки
Наименовани
е установки
Ист
№0060
Печь АП-1
Ист
№0060
Печь АП-2
Ист
№0060
Печь АП-3
Ист
№0060
Печь ШП-4
Ист
Печь плавки
Объем
выбросов
двуокиси
углерода,
тонн
Объем выбросов
метана
Объем выбросов
закись азота
тонн
в
эквиваленте
тонны
двуокиси
углерода
тонн
в
эквиваленте
тонны
двуокиси
углерода
1671,8
0,030
0,64
0,94
0,003
2994,3
0,055
1,15
1,69
0,005
3018,8
0,055
1,16
1,71
0,006
1370,6
0,025
0,52
0,77
0,002
0,19
0,46
0,001
535,5
0,009
10. Использованные методики расчетов
11. Коэффициенты, использованные для расчетов
№
уст
ано
вки
Наименова
ние
установки
Фактический
объем
потребления
топлива, иной
деятельности,
являющейся
источником
выбросов
парниковых
газов
Коэффициенты, использованные для
расчетов
Коэффициент
теплотворног
о
неттозначения,
терраДжоуль
на
тонну
Коэффициент
окисления (в
случае
сжигания
топлива) либо
коэффициент
преобразовани
я
(в случае
промышленных
процессов)
Коэффи
циент
выброс
ов
углеро
да,
тонн
на
терраД
жоуль
Изменение данных установок за отчетный год по сравнению с базовым
годом
Вид операции
приобретение
отчуждение
аутсорсинг
сокращение производства
расширение производства
осуществление проектов по
сокращению выбросов
парниковых газов (объем
парниковых газов)
изменение методологии
расчетов (да/нет)
другие
Количество (штук, объем
производства, объем выбросов в
эквиваленте тонны двуокиси
углерода)
Примечание
13. Данные о количественной оценке неопределенностей данных по
деятельности __
14. Сведения по углеродным единицам (полученным, приобретенным,
отчужденным и переданным)
Вид углеродной
единицы
Единицы квот
Единицы
внутренних
сокращений
выбросов
Всего
Полученные
на
отчетный
период
Приобретенные
за отчетный
период
Отчужденные
за отчетный
период
Переданные
для
погашения
квоты
за
отчетный
период
Данные о количественной оценке неопределенностей данных по
деятельности
• В соответствии с ППРК от 26 июня 2012 года №
840 :
– неопределенность (погрешность) – параметр,
ассоциируемый с результатом количественного
определения, который характеризует разброс
значений, относящихся к количественной
величине
Расчет общей неопределенности для выбросов
ПГ (по умолчанию)
• Составные элементы:
– Учёт топлива
– Коэффициенты выбросов
– Теплотворная способность
– Коэффициент окисления
– Доля углерода в топливе
– Показатели измерительных приборов и пр.
Максимально допустимая погрешность для уровней качества
данных для ЕС СТВ
Тип деятельности/тип
потоков “топливо, сырьепродукция”
Параметр, к которому
применяется
неопределенность
Уровень 1
Уровень 2
Уровень 3
Уровень 4
1.1 Сжигание топлива и топливо, используемое в качестве сырья
Стандартное коммерческое
топливо
Объем топлива [т]
или [нм3]
± 7,5 %
±5%
± 2,5 %
± 1,5 %
Другие виды газообразного
и жидкого топлив
Объем топлива [т]
или [нм3]
± 7,5 %
±5%
± 2,5 %
± 1,5 %
Твердое топливо
Объем топлива [т]
± 7,5 %
±5%
± 2,5 %
± 1,5 %
Факел
Объем сжигаемого
газа [нм3]
±17,5 %
± 12,5 %
± 7,5 %
Очистка: карбонат (метод
А)
Объем потребленного
карбоната
± 7,5 %
Каталитический крекинг
регенерации
Требования к
неопределенности
применяются к
каждому источнику
выбросов
± 10 %
± 7,5 %
±5%
± 2,5 %
Требуемый уровень расчетных
коэффициентов для установок
Уровень
Activity
Субдеятельность
Низшая
теплотворная
способность
Коэф-т эмиссии
Углеродное
содержание
Фактор
окисления
Cat.
A
Cat.
B,C
Cat.
A
Cat.
B,C
Cat.
A
Cat.
B,C
Cat.
A
Cat.
B,C
Сжигание
Топливо
коммерческого
стандарта
2a/2b
2a/2b
2a/2b
2a/2b
нд
нд
1
1
Сжигание
Прочее
газообразное и
жидкое топливо
2a/2b
3
2a/2b
3
нд
нд
1
1
Сжигание
Твердое топливо
2a/2b
3
2a/2b
3
нд
нд
1
1
Сжигание
Установки
переработки газа
нд
3
нд
нд
1
3
нд
нд
Сжигание
Факельные
установки
нд
3
1
3
нд
нд
1
1
Регенерация
установки
каталитического
крекинга
нд
3
нд
нд
нд
нд
нд
нд
НПЗ
Неопределенность согласно МГЭИК
•
•
•
•
•
•
В странах с хорошими системами сбора данных, включающими контроль за
качеством данных, случайная ошибка в общем зарегистрированном значении
использования энергии составляет примерно 2-3% от годового значения.
В странах с менее развитыми системами данных об энергетике
неопределенность может быть значительно больше, в диапазоне примерно
±10%.
Для коммерческих видов топлива неопределенность, по всей вероятности,
составляет менее 5%. Для некоммерческих видов топлива неопределенность
является более высокой и возникает в основном из-за изменчивости состава
топлива.
В Руководящих принципах МГЭИК не указаны диапазоны неопределенностей
по умолчанию для выбросов иных чем CO2 газов при стационарном сжигании
топлива.
для каждой страны неопределенность значений рассчитывается из
неопределенностей на основе использования заключений экспертов или
статистического анализа
На долю двуокиси углерода приходится, как правило, более 97 %
эквивалентных CO2 выбросов из сектора транспорта. В заключении экспертов
предполагается,
что
неопределенность
оценки
CO2
составляет
приблизительно ±5 % , что основано на исследованиях с надежными
статистическими данными о топливе.
Уровень неопределенности, ассоциирующийся с данными о деятельности по стационарному сжиганию
топлива
Сектор
Хорошо развитые
статистические системы
Менее развитые
статистические
системы
Исследовани
я
Экстраполя
ции
Исследова
ния
Экстрап
оляции
Общественное энерго производство, комбинированное
производство тепловой и электрической энергии и
централизованное теплоснабжение
менее 1 %
3-5 %
1-2%
5-10 %
Сжигание топлива в коммерческом, коммерческом и
жилищно - коммунальном секторах
3-5 %
5-10%
10-15%
15-25 %
Сжигание в промышленном секторе (энергоемкие
виды индустрии)
2-3 %
3-5 %
2-3 %
5-10 %
Сжигание в промышленном секторе (прочие виды)
3-5 %
5-10%
10-15%
15-20%
Расчет неопределенности поток-топливо (приход-расход)
Пример
• Предположим на складах предприятия остатки
топлива составляют 7000 тонн;
• Неопределенность изменения запасов на конец
года составляет предположительно 10%
• Среднее потребление топлива в год составляет
125000тонн
• Погрешность учета топлива весами предприятия
составляет 4%
• Рассчитать неопределенность по учету расходаприхода и общему потреблению
Расчет неопределенности по топливу
2  (7000  10%) (125000  4%)
U общ 
 4.08%
125000
2
2
• Умножение на 2 предполагает, неопределенность остатков
топлива на начало и конец года
Характеристика топлива, использованного предприятием в N году,
(данные лаборатории)
Уголь
Мазут
Зола
рабочая(
Ар)
Содержание
серы (Sp)
%
%
Теплота сгорания
(QHp)
Теплота
сгорания
(Qнp)
ккал/кг
Газ
Содержание
серы (SP)
%
ккал/кг
Теплота
сгорания(Qнр)
ккал/нм3
Январь
23,8
0,50
5262
9949
0,3
8242
Февраль
24,2
0,55
5134
9971
0,32
8237
Март
26,1
0,55
5091
0
0
8231
Апрель
24
0,55
5350
0
0
8220
Май
0
0
0
0
0
8229
Июнь
0
0
0
0
0
8220
Август
0
0
0
0
0
8206
Сентябрь
0
0
0
0
0
8175
Октябрь
24,5
0,55
5197
9962
0,4
8319
Ноябрь
24,8
0,55
5021
9970
0,4
8177
Декабрь
23,3
0,55
4920
9966
0,32
8185
Расчет среднего значения ряда, обычный подход
1
Х ср 
ni
ni
х
q 1
iq
• Хср- среднее значение исследуемых параметров
• хiq – значение исследуемого параметра в определенный
период времени
• n- количество исследуемых параметров
Расчет неопределенности (отклонения) ряда
ni
1
2
U пар 
( xiq  Х ср )

(ni  1) q 1
•
•
•
•
Uпар= неопределенность рассчитываемого параметра или
значения
ni = количество параметров (или замеров) за рассматриваемый
период
xiq = текущее значение (ежедневное и т.д)
Хср= среднее, рассчитанное значение за рассматриваемый
период
Суммарная неопределенность
Ответственность верификатора за отчет по ИПГ
подтверждена Адм. Кодексом
16. Подтверждена
______________________________________________
1) полное наименование организации, осуществляющий
верификацию,
БИН;
2) дата, серия, номер свидетельства об аккредитации;
3) юридический адрес организации;
4) телефон, факс;
5) электронная почта;
6) ФИО руководителя;
7) ФИО, ответственного за верификацию;
8) подтверждаются ли выбросы парниковых газов в следующем
объеме:
_____ тонн эквивалента двуокиси углерода;
9) подпись руководителя организации (ФИО), печать.
• 14. Характеристики используемой технологии,
мощности и временного периода работы для
каждой установки (котлы для производства пара
или горячей воды, источники тепловой энергии,
необходимой для различных технологических
процессов, цементные или плавильные печи,
стационарные системы для транспортировки
углеродного сырья, сжигание попутного газа на
факелах, технологические процессы, связанные
с выбросами парниковых газов и так далее).
Предложения по форме плана мониторинга
Описание видов деятельности установки, в результате
которых осуществляются выбросы парниковых газов
37
Какая методология применяется для учета выбросов ПГ
Стандартная методология (характерна для
сжигания топлива и технологических выбросов)
X
Методология баланса масс
Методология на основе измерений
Альтернативная методология
38
Список источников выбросов СО2
Идентифик
ационное
обозначени
Идентификац
е участка
ионный
расположен
номер
ия
источника
источника,
выбросов
используем
ое
оператором
ИВ01
0001-001
ИВ02
0001-002
Источник выбросов (название, краткое
описание)
Техническое
устройство
Котлоагрегат
прямоточный
пылеугольный
Блока №1
Котлоагрегат
прямоточный
пылеугольный
Блока №2
Вид
деятельности, в
которой
задействован
источник
Описание
Указание
идентификационного
номера
200 МВТ
СТ. №1
ВД1
200 МВТ
СТ. №2
ВД1
39
Список точечных сооружений (ТС) выбросов ПГ
Идентификационное
обозначение ТС
выбросов ПГ
Описание ТС
выбросов ПГ
Источники
Вид
выбросов ПГ,
деятельност
объединенны
и
е данным ТС
Парников
ые газы
участка
ТС01
Дымовая труба
ВД1
ИВ01, ИВ02
т CO2экв
ТС02
Дымовая труба
ВД1
ИВ03
т CO2экв
ТС03
ВД1
т CO2экв
40
Используемые на установке потоки «топливо, сырье-продукция»
Поток
Название
«топлив
Поток
о,
«топливо,
сырьесырьепродукц продукция
ия»
»
П01
П02
П03
Уголь
Тип «топливо, сырьепродукция»
Сжигание твердого
топлива
Мазут
Сжигание жидкого вида
топлива
Природны Сжигание газообразного
й газ
вида топлива
Вид
деятельн
ости, где
использу Источ Точеч
ется
ник
ное
Поток
выбро соору«топливо сов
жение
, сырьепродукци
я»
ВД1
ИВ01
ТС01
ВД1
ИВ02
ТС02
ВД1
ИВ03
ТС02
41
Спецификация и расположение измерительных приборов для
определения данных по деятельности «топливо, сырье-продукция»
Обознач
ение
измерит
ельного
прибора
ИП01
ИП02
ИП03
Тип
измерительных
приборов
весы
вагонные
Регистрато
р
Весы
товарные
передвижн
ые
рычажные
Расположе
Диапазон измерений
ние
(идентифик единиц
ационный
а
нижний верхний
номер)
измере предел
предел
-ний
0
250
ж/д пути
тона
ИД №ХХХ
250
1 000
ЦЩУ
3 000
40 000
кг
РП160-04
Типичный
Указанна
диапазон
я
использования
неопреде
верхни
нижний
ленность
й
предел
(+/-%)
предел
3
1,5
0,5
500
750
7500
40000
ТТЦ
РП
500Ш13М
42
Лаборатории и методы, используемые для анализа для
расчетных коэффициентов
Наиме
Обознач
новани
ение
е
лаборато
лабора
рии
тории
Лаб01
Лаб02
Параметр
Лабора НТС для угля
тория
«ХХХ»
Лабора НТС для
тория
мазута
«YYY»
Если нет,
Аккредитов
предоставьте
Метод анализа
ана ли
ссылку на
(ссылка на
лаборатори
документ,
метод и
я в
доказывающе
краткое
соответстви
й
описание)
и с EN ISO /
компетентност
IEC 17025?
ь лаборатории
EN 15104:2011.
См. процедуру
Нет
Анализ 1233/НТС-уголь
EN 15440:2011 См. процедуру
Да
Анализ 1234/НТС-мазут
43
Ответственность за предоставление недостоверных данных (касается
Верификаторов)
•
•
•
Кодекс об дополнен статьей 243-2 в соответствии с Законом РК от
03.12.11 г. № 505-IV
Статья 243-2. Представление недостоверных данных об инвентаризации
парниковых газов, верификации и валидации (детерминации)
независимыми аккредитованными организациями
Представление недостоверных данных об инвентаризации парниковых
газов, верификации и валидации (детерминации) независимыми
аккредитованными организациями влечет штраф
–
–
–
на должностных лиц в размере от 50 до 100 МРП,
на юридических лиц, являющихся субъектами малого или среднего
предпринимательства, - в размере от 200 до 300 МРП с приостановлением
действия свидетельства об аккредитации,
на юридических лиц, являющихся субъектами крупного предпринимательства, - в
размере от 400 до 500 МРП с приостановлением действия свидетельства об
аккредитации.
Спасибо за внимание
http://www.kazccmp.org/OpenLibrary/