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1、 中国发电企业温室气体排放核算 方法与报告指南（试行） 解析 中国发电企业温室气体排放核算 方法与报告指南（试行） 解析 中国质量认证中心 2016 年 5 月 CQC中国发电企业温室气体排放核算 方法与报告指南（试行） 解析 中国发电企业温室气体排放核算 方法与报告指南（试行） 解析 编 审 委 员 会 编 审 委 员 会 主 编 王克娇 宋向东 程秀芹 副 主 编 于 洁 陈之莹 张丽欣 编写人员 林 余 陈泽亮 郑显玉 审定人员 张丽欣 王振阳 张建宇 陈泽亮 王 峰 马旭辉 董方达 CQC序 言 序 言 “十三五”时期是我国全面建成小康社会的决胜阶段，也是我国实现 2020年、2030
2、 年控制温室气体排放行动目标的关键时期，我国应对气候变化工作面临着新形势、新任务、新要求。 十八届五中全会确立了创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，提出加快推动低碳循环发展，主动控制碳排放，这对做好应对气候变化工作提出了更高的要求。在 2015 年 12 月联合国气候大会召开前，中国明确提出计划于 2017 年正式启动全国碳排放交易体系，第一阶段将涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等重点排放行业，届时中国的碳排放交易市场将成为全世界最大的碳排放交易市场。 根据国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要提出的建立完善温室气体统计核算制度，逐步建立碳排放交易市场的目标，推动完成国务
3、院 “十二五”控制温室气体排放工作方案 （国发2011 41 号）提出的加快构建国家、地方、企业三级温室气体排放核算工作体系， 实行重点企业直接报送温室气体排放数据制度的工作任务，国家发展改革委先后组织制定和印发了 24 个行业的温室气体排放核算方法与报告指南（试行） （以下简称指南 ） ，并明确开展全国重点企（事）业单位温室气体排放报告工作，通过此项工作全面掌握重点单位温室气体排放情况，加快建立重点单位温室气体排放报告制度，完善国家、地方、企业三级温室气体排放基础统计和核算工作体系，加强重点单位温室气体排放管控，为实行温室气体排放总量控制、开展碳排放权交易等相关工作提供数据支撑。为保证全国重
4、点企（事）业单位温室气体排放报告工作的顺利开展，提高各省市报送单位的报送水平和报告质量， 提升地方各级政府应对气候变化主管部门综合能力，培养全国碳排放权交易专业从业人员，在国家发展改革委应对气候变化司的CQC统一指导下，中国质量认证中心针对其中 11 个行业指南编写了系列解析丛书，丛书包括背景介绍、指南解析、活动水平数据和排放因子获取、案例分析等主要章节，针对指南中的重点内容由浅入深进行了详细解读；同时，编写组结合多年对各种行业开展温室气体排放核算及核查的工作经验， 通过案例帮助读者深入理解指南的要求，逐步核算企业自身温室气体排放量，建立温室气体排放核算和报告的质量保证和文件存档制度。 经国家
5、发展改革委应对气候变化司组织专家审定，该套教材已正式印发。教材可作为各级企（事）业单位用于温室气体报送工作的指导手册，同时也可以作为第三方核查机构、咨询公司等从业人员的专业培训教材，各级地方政府应对气候变化主管部门能力建设的教材，大中专院校的专业辅助教材。 温室气体报送是一项漫长而繁琐的工作， 希望读者能通过阅读学习本书以熟悉各个行业指南 ，为建立地方温室气体排放报送制度和报送平台，促进全国碳排放权交易市场的蓬勃发展贡献力量。 鉴于时间紧迫以及编者对指南的理解难免有不足之处，热诚欢迎各界读者及行业专家给予指导勘正。 中国质量认证中心 CQCCQC1 目 录 目 录 第一章 行业概述1 第一节
6、发电行业发展现状1 第二节 发电工艺流程4 第二章 中国发电企业温室气体核算方法与报告指南解析7 第一节 术语与定义解析7 第二节 核算边界解析9 第三节 核算方法解析 12 第四节 数据质量管理解析 26 第三章 发电企业活动水平数据及排放因子的获取 29 第一节 典型活动水平数据的获取 29 第二节 排放因子数据的获取 34 第三节 通用计量设备的管理 38 第四章 发电企业温室气体核算与报告案例 44 第一节 案例描述 44 第二节 温室气体排放报告 48 第三节 温室气体核算过程与说明 54 附件：中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行） CQC1 第一章第一章 行业概述行业
7、概述 第一节第一节 发电行业发展现状发电行业发展现状 发电行业是将自然界中蕴藏的各类一次能源转换为电能的行业。按照国民经济行业分类及代码 ，电力生产包括：火力发电、水力发电、风力发电、核力发电、太阳能发电及其他电力生产（包括利用地热、潮汐能、温差能、生物能及其他未列明的能源的发电活动） 。 中国发电行业近十余年不论在装机容量还是发电量上都有跨越式的发展， 已经成为世界上名副其实的电力生产和消费大国。装机容量和发电量上升的同时，燃料消耗及温室气体排放量也在不断上升，二氧化碳排放约占全国 40左右。 一、发电行业生产情况一、发电行业生产情况 在众多发电类型中，火力发电始终占据我国最主要发电类型的地
8、位。火力发电是指利用各种化石燃料（包括固态、液态和气态）燃烧产生的热能，将其转化为发电机所需动能并最终产生电能的过程。按照燃料类型的不同，可将火力发电分为燃煤发电、燃气发电、燃油发电、垃圾发电、生物质发电等。其中燃煤发电在火力发电领域占据主导地位，根据国家统计数据，2012 年我国一次能源消费中煤炭所占的比重为 66.40%，其中 50.98%来自燃煤电厂的消耗1。 进入 21 世纪以来，随着中国工业迅猛发展，城市化进程不断加快，为了满足国内社会和经济发展，我国发电行业也随之迅速发展，发电装机容量和发电量快速上升。 图 1.1 是对 2005 年2012 年中国总装机容量和火力发电装机容量的对
9、比情况。2005 年-2012 年间，我国发电总装机容量和火力发电装机容量都有较大提高。2005 年中国发电总装机容量和火电装机容量分别为 517.18GW 和391.38GW，到 2012 年分别上升至 1144.91GW 和 819.17GW，总装机容量上升至2005 年的 2.21 倍，火力装机容量上升至 2005 年的 2.09 倍。但是随着新能源发1中国统计年鉴 2013 CQC2 电行业的不断发展，火电装机容量占总装机容量的比例略有下降，从火力发电占总装机容量比例上看，2005 年为 75.68%，逐年下降为 2012 年的 71.50%。 图图 1.1 2005 年年-2012
10、年中国总装机容量和火力发电装机容量对比图年中国总装机容量和火力发电装机容量对比图2 与总装机容量持续上升相对应， 2005 年-2012 年期间我国总发电量和火力发电量也得到了快速发展， 图 2 反映了 2005 年-2012 年中国总发电量和火力发电量统计对比情况。全国总发电量从 2005 年的 2497.50TWh 上升到 2012 年的4977.40TWh 电量，上升了将近一倍，而火电发电量从 2005 年的 2043.70TWh 上升到 2012 年的 3910.80TWh， 上升了九成以上。 同样由于新能源发电行业的不断发展，火力发电占总发电量比例略有下降，从 2005 年的 80.
11、83%下降到 2012 年的 78.57%。数据充分显示，火力发电量占全国总发电量的比例长期保持在 75%以上，因此火力发电行业对中国发电行业影响重大。 2中国电力工业统计数据分析 CQC3 图图 1.2 2005 年年-2012 年中国总发电量和火力发电量对比图年中国总发电量和火力发电量对比图2 二、火力发电面临的节能减排压力二、火力发电面临的节能减排压力 国家应对气候变化规划（2014-2020 年）中明确提出实施工业应对气候变化行动计划，到 2020 年，单位工业增加值二氧化碳排放比 2005 年下降 50%左右。对能源工业提出：在电力行业加快建立温室气体排放标准，到 2015 年大型发
12、电企业集团单位供电二氧化碳排放水平控制在 650 克/千瓦时。优先发展高效热电联产机组， 以及大型坑口燃煤电站和低热量煤炭资源、 煤矿瓦斯等综合利用电站，鼓励采用清洁高效、大容量超越临界燃煤机组。开展整体煤炭气化燃气-蒸汽联合循环发电和燃煤电厂碳捕集、利用和封存示范工程建设。2015 年全国火电单位供电二氧化碳排放比 2010 年下降 3%左右。 随着国家政策导向的调整，我国实施了发电机组以大换小的工作，大容量机组持续增加，小火电机组逐渐关停。各地区还不断加强了发电企业的节能技术改造和节能管理。截至 2010 年，全国装机容量在 6000kW 及以上火力电厂中，燃煤发电的装机容量和发电量分别占
13、国内总量的 75.36%和 82.23%，燃气发电装机容量和发电量分别占总量的 2.83%和 1.87%3。根据中国电力工业统计数据分析2012 ，中国火力发电煤耗水平逐年下降：2001 年中国 6000kW 及以上火力发电3全国电力工业统计快报 2010 CQC4 机组发电煤耗为 357g/kWh，到 2011 年该数值下降为 308.5g/kWh，十年期间下降了近50g/kWh。 而供电煤耗从2001年的385g/kWh下降为2011年的329g/kWh，十年间也下降了 56g/kWh，这其中除了发电节能技术的发展，还包括厂用电率的变化，十年间火力发电企业的供电煤耗下降了 1%。 国务院在
14、能源发展的“十二五”规划中提到： “年煤电装机容量增加 7.8%（由6.6 亿千瓦上升到 9.6 亿千瓦） ， 天然气发电装机容量上升年均增加 16.2% （由 2642万千瓦上升到 5600 万千瓦）”。在装机容量和发电量上升的同时，国家计划供电煤耗逐步下降。 电力工业“十二五”规划明确提出在满足经济社会科学发展的有效电力需求同时， 需为实现 2020 年非化石燃料在一次能源消费中比重达到 15%及单位 GDP二氧化碳排放量比 2005 下降 40%45%的目标做出应有的贡献。根据规划，2015年和 2020 年发电行业需要分别节约标煤 2.64 亿吨和 2.73 亿吨， 减少二氧化碳排放
15、6.55 亿吨和 6.76 亿吨4。为了促进发电企业进行节能管理，中国电力企业联合会联合主管部门发布了 GB21258常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额标准，并于 2013 年对该标准进行了修订。该标准对于已有机组和新建机组的供电煤耗进行了规定5。中国发电企业面临着较大的节能减排压力。 第二节第二节 发电工艺流程发电工艺流程 火力发电是温室气排放的主要来源， 本节主要对火力发电的工艺流程进行描述。按照原动机类型，火力发电可分为汽轮机发电、内燃机发电和燃气机发电。 汽轮机发电又称为蒸汽发电，是一种常见的发电方式，其工作原理为化石燃料通过燃烧将其化学能转化为水蒸汽的热能，推动汽轮机转化为动能，最
16、后通过发电机转换为电能。 4电力工业“十二五”规划 5GB21258-2013：常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额 CQC5 内燃机发电使用的化石燃料通常为液态或气态， 将化石燃料输入汽缸内的高压燃烧室燃烧产生动力，即将内燃机作为原动机产生电能的一种发电方式。 燃气机发电的主要原理是利用空压机将空气压缩， 进入內燃室与化石燃料喷雾充分混合产生高温高压的可燃性气体，经过透平机推动发电机组生产电力。 一、燃煤蒸汽发电一、燃煤蒸汽发电 我国火力发电行业最常见的生产方式为燃煤蒸汽机发电， 下面将以燃煤蒸汽机发电机组为例介绍发电生产流程。一般情况下，燃煤蒸汽发电机组包括燃烧系统、汽水系统、电气系统和控
17、制系统。 1 燃烧系统 燃烧系统由输煤磨煤、粗细分离、排粉、给粉、锅炉等几部分组成。燃煤通过皮带输送至煤场，依次经过电磁铁和碎煤机进入煤斗，通过给煤机进入磨煤机进行磨粉，利用经过预热器的空气将煤粉打至粗细分离器。较粗的煤粉送回磨煤机，较细的煤粉经排粉机送至粉仓。需要使用时，通过给粉机将煤粉送入喷燃器进入锅炉进行燃烧。燃烧产生的烟气可通过电除尘脱去粉尘后进入脱硫装置。这些设施和系统构成了燃烧系统，它是燃煤蒸汽机发电中能源消耗最大、产生温室气体排放最多的系统。 2 汽水系统 汽水系统涉及汽水循环、化学水处理和冷却系统等，由锅炉、汽轮机、凝汽器、高低压加热器、凝结水泵和给水泵等设施组成。汽水系统在发
18、电企业中的作用是将水加热为蒸汽，再加热后变为过热蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机的叶片转动进行发电。 3 电气系统 电气系统包括主励磁机（备用励磁机） 、励磁盘、副励磁机、发电机、高压断路器、升压站、变压器、配电装置等部分。电气系统的主要作用是电力的传输CQC6 和转换。 4 控制系统 控制系统由各种控制模块组成， 其功能是确保发电生产过程的各种设施之间的衔接及安全运转。 二、燃气发电二、燃气发电 与燃煤电厂不同，燃气电厂使用燃气轮机替代锅炉。燃气在燃气轮机中燃烧后释放出热能，通过对水的加热将燃料化学能转化为蒸汽内能，蒸汽推动汽轮机做工完成向动能的转换，最后通过发电机转化为电能。现有燃煤电厂可以通过
19、一定的技术手段改造为燃气电厂。 三、燃油发电三、燃油发电 燃油电厂使用的燃料通常来自石油提取了汽油、柴油和煤油后的渣油，其生产工艺同燃气发电过程类似。 四、垃圾发电四、垃圾发电 垃圾发电可分为垃圾焚烧发电和垃圾填埋气发电两种。在垃圾收集后，可进行分类处理。对于其中热量比较高、含水率较低的垃圾进行高温焚烧，产生的热能转换为高温蒸汽，推动涡轮转动，使得发电机产生电能。另一些不易燃烧的有机物可进行厌氧处理、干燥脱硫获得甲烷。燃烧甲烷获得的热能通过类似的途径转换为电能。 CQC7 第二章第二章 中国发电企业温室气体核算方法与报告指南解析中国发电企业温室气体核算方法与报告指南解析 第一节第一节 术语与定
20、义解析术语与定义解析 指南共有 7 个术语，本节对所有术语进行解析。 1. 温室气体 大气中那些吸收和重新放出红外辐射的自然的和人为的气态成分。 本指南的温室气体是指 京都议定书 中所规定的六种温室气体， 分别为二氧化碳 （CO2） 、甲烷（CH4） 、氧化亚氮（N2O） 、氢氟碳化物（HFCs） 、全氟化碳（PFCs）和六氟化硫（SF6） 。 温室气体指大气中那些吸收和重新放出红外辐射的自然的和人为的气态成分。按照国家发改委 2014 年第 17 号公告碳排放权交易管理暂行办法 ，温室气体包括： 二氧化碳 （CO2） 、 甲烷 （CH4） 、 氧化亚氮 （N2O） 、 氢氟碳化物 （HFCs
21、） 、全氟化碳（PFCs） 、六氟化硫（SF6）和三氟化氮（NF3） ，相对于定义增加了 NF3。 本行业指南关注的温室气体排放种类为 CO2，暂不包括其他温室气体的排放。 2. 报告主体 具有温室气体排放行为并应核算和报告的法人企业或视同法人的独立核算单位。 法人企业指有权拥有资产、承担债务，并独立从事社会经济活动（或与其他单位进行交易）的企业组织。 视同法人的独立单位具体划定原则可参考国家统计局于 2011 年 10 月 20 日印发的统计单位划分及具体处理办法 （国统字201196 号） ，法人单位下属跨省的分支机构，符合以下条件的，经与分支机构上级法人单位协商一致，并经国家统计局认可，
22、可视同法人单位处理： 1) 在当地工商行政管理机关领取营业执照 ，并有独立的场所； CQC8 2) 以该分支机构的名义独立开展生产经营活动一年或一年以上； 3) 该分支机构的生产经营活动依法向当地纳税； 4) 具有包括资产负债表在内的账户，或者能够根据统计调查的需要提供财务资料。 化石燃料（或称矿物燃料） ，是一种烃或烃的衍生物的混合物，在发电企业中常用的化石燃料包括锅炉使用的燃煤、 燃油、 燃气、 生产用叉车使用的柴油等。某些化石燃料，如煤，天然气等，充分燃烧过程产生的温室气体除产生 CO2、还包括 CH4、N2O 等其他气体，根据本行业指南要求，仅核算化石燃料燃烧产生的 CO2排放。 需要
23、注意的是：一些化石燃料，例如煤存在缓慢氧化的现象，这和煤的燃烧过程不同，不属于化石燃料燃烧。 4. 净购入使用电力产生的二氧化碳排放 企业消费的净购入电力所对应的电力生产环节产生的温室气体排放。 净购入电力是指企业生产过程中实际消耗的购入电量， 不包括企业购入但未消费的部分。 5. 活动水平 量化导致温室气体排放的生产或消费活动的活动量， 例如各种化石燃料的消耗量、原材料的使用量、购入的电量等。 活动水平数据指企业进行温室气体排放活动程度的测量值， 主要包括能源活动中能源的消耗量和工业生产过程中原材料消耗量、产品或半成品产出量等。 对于发电企业来说， 活动水平数据包括化石燃料的消耗量 （吨或标
24、准立方米）与对应燃料的低位发热值的乘积、 煤电厂脱硫过程中使用的脱硫剂中碳酸盐的消耗量以及企业当年消费的购入电量等。 3. 燃料燃烧排放 化石燃料与氧气进行燃烧反应产生的温室气体排放。 CQC9 化石燃料燃烧活动水平数据需要分能源品种进行收集。 6. 排放因子 量化每单位活动水平的温室气体排放量的系数。 排放因子通常基于抽样测量或统计分析获得，表示在给定操作条件下某一活动水平的代表性排放率。 根据指南 ，发电企业温室气体排放因子通常包括三种类型： 1) 燃料燃烧的排放因子为单位化石燃料热量对应的二氧化碳排放量 （EFi） ，由化石燃料的单位热值含碳量（CCi） 、对应化石燃料的碳氧化率（OFi
25、）和 44/12（二氧化碳与碳元素分子量的比值）三个系数相乘得出； 2) 脱硫过程的排放因子为每吨碳酸盐反应所产生的二氧化碳排放量。 指南列出了常见的碳酸盐（例如：CaCO3等）的排放因子，为了简化起见，所有脱硫剂的转化率均取 100%； 3) 购入电力生产的排放因子为生产每兆瓦时电量所产生的二氧化碳排放量，应选择国家主管部门公布的最新可获得的区域电网排放因子。 7. 碳氧化率 燃料中的碳在燃烧过程中被氧化成二氧化碳的比率。 发电企业的生产过程中，锅炉燃煤中的碳大部分完全氧化为二氧化碳，少量转化为其他产物，完全氧化的碳量占总碳量的百分比称为碳氧化率。 考虑到实际生产中部分企业未监测碳氧化率计算
26、所需的参数， 指南附录中给出了部分燃料碳氧化率的推荐值。 第二节第二节 核算边界解析核算边界解析 指南详细规定了发电企业温室气体核算应以企业为边界，主要核算并报告企业内部一系列与发电生产过程相关的活动产生的排放， 但不仅限于发电生产过程，若企业还生产其他产品，且产生温室气体排放，应一并核算和报告。下面CQC10 就根据指南中核算边界范围的界定，及边界内的关键排放源逐项进行解读。 报告主体应以企业法人为界，识别、核算和报告企业边界内所有生产设施产生的温室气体排放，同时应避免重复计算或漏算。 边界是报告主体核算温室气体排放的范围。 碳排放核算的边界与企业内部的一系列生产活动有关， 也与地理位置有关
27、， 一个边界范围可以包括多个地理位置。 发电企业核算边界应当以企业法人为判定依据， 报告主体应当识别本企业法人边界内所有生产设施产生的温室气体排放。在实际中，企业的生产和运行可能存在不同的法律形式和经济实质，包括合资或全资、自有或者租赁、分公司或子公司等各种形式。与财务核算不同，温室气体核算按照独立法人的原则对边界进行确认，且注意在后续年份的温室气体报告中保持边界的一致性，并完整地核算和报告企业边界内相关生产设施的温室气体的排放量。 对于核算边界的确定， 指南中特别需要关注的内容有以下三点： 1、生产设施 企业的生产设施包括主生产系统、辅助生产系统和附属生产系统。 对于电力企业来说生产系统就是
28、发电系统，辅助生产系统包括脱硫装置、化验、运输等，附属生产系统包括厂部和厂区内为生产服务的部门和单位，如职工食堂、车间浴室和保健站等。 2、避免漏算和重复计算 对于重复计算，我们可以从三个维度进行理解： 组织边界层次的重复计算。 这样的情况往往出现在组织架构比较复杂的企业。譬如：A 发电企业旗下有子公司 B 环保技术企业，由于两公司采用了不一致的组织边界确定准则，A 企业在核算排放量时考虑了 B 企业的排放量，而 B企业亦自行报告了自身的温室气体排放量，出现了重复计算的情形。故在组织边界的确定上，各报告主体应采用一致的方式； 运行边界层次的重复计算。对于发电企业来说，比较容易出现的问题是：发电
29、企业发电过程中化石燃料的排放已经计入直接温室气体排放， 其中部分为企CQC11 业自用电，有些企业又将其作为外购电力纳入能源间接温室气体排放； 排放源层次的重复计算。譬如：C 企业在计算锅炉燃油燃烧的排放时，将食堂灶具使用的燃油消耗也纳入了其中，出现了重复计算的情形。 漏算包括由于租赁或者产权不清而导致的疏漏某些生产设施、 部分排放源导致的排放量漏算。 如报告主体除电力生产外还存在其他产品生产活动且存在温室气体排放的，则应参照相关行业企业的温室气体排放核算和报告指南核算并报告。 一些按照独立法人原则确定的报告主体，其生产的产品除了电力外，可能还会包括其他产品（例如化工等） 。由于这些产品的生产
30、可能会涉及到特殊的生产过程和工艺， 对于这些过程产生的温室气体排放的核算应当按照国家发改委公布的相应行业的温室气体排放核算方法（例如化工等行业核算方法）进行核算和报告。 发电企业的温室气体核算和报告范围包括： 化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放、脱硫过程的二氧化碳排放、企业净购入使用电力产生的二氧化碳排放。 虽然企业边界范围内存在其他温室气体产生的排放， 如消防灭火器的二氧化碳逸散、煤堆或产生的燃料堆甲烷的逸散、水力发电中水库生物质分解导致的甲烷和二氧化碳的排放、断路器或其他含 SF6设施中 SF6的逸散等， 但遵循 指南的要求，发电企业的排放源仅考虑相关设施化石燃料燃烧、湿式脱硫工艺及净购入电力
31、导致的二氧化碳排放，而不考虑其他温室气体排放。 不同类型的发电企业涉及到的排放源存在差异， 脱硫过程的二氧化碳排放仅存在于燃煤电厂，燃气、燃油、生物质燃烧等类型电厂一般没有此类排放源。表2-1 列出不同类型发电企业排放源类别。 表表 2-1 不同类型发电企业排放源识别表不同类型发电企业排放源识别表 电厂类型电厂类型 化石燃料火力发电化石燃料火力发电 生物质燃烧生物质燃烧发电发电 垃圾焚烧发垃圾焚烧发电电 燃煤电厂燃煤电厂 燃气电厂燃气电厂 燃油电厂燃油电厂 CQC12 化石燃料燃烧 湿法脱硫过程 净购入使用电力 企业厂界内生活耗能导致的排放原则上不在核算范围内。 指南仅考虑生产部分导致的温室气
32、体排放，故企业组织边界中的生活耗能导致的排放原则上不在核算范围内。 注意这里的生活耗能是指企业生活区的设备能耗， 譬如企业职工宿舍外购电力消耗不应计算在本企业的排放量中，但生产区职工食堂的耗能应纳入核算边界。 第三节第三节 核算方法解析核算方法解析 发电企业的全部排放包括化石燃料燃烧的二氧化碳排放、 燃煤发电企业脱硫过程的二氧化碳排放、企业净购入使用电力产生的二氧化碳排放。对于生物质混合燃料燃烧发电的二氧化碳排放，仅统计混合燃料中化石燃料（如燃煤）的二氧化碳排放；对于垃圾焚烧发电引起的二氧化碳排放，仅统计发电中使用化石燃料（如燃煤）的二氧化碳排放。 报告主体根据自身生产运行的实际情况，在确定核
33、算边界之后，应完成排放源识别、活动水平数据收集、排放因子选取和排放量的计算等活动。 发电企业温室气体排放源主要包括：化石燃料燃烧的二氧化碳排放、燃煤发电企业脱硫过程的二氧化碳排放和企业净购入使用电力生产的二氧化碳排放。 表2-2 中列出了发电企业常见温室气体排放源与排放设施，供核算与报告时参考。 CQC13 表表 2-2 发电企业温室气体常见排放源与排放设施发电企业温室气体常见排放源与排放设施 排放源类别排放源类别 系统系统 排放设施排放设施 排放源举例排放源举例 化石燃料燃烧的二化石燃料燃烧的二 氧化碳排放氧化碳排放 主要生产系 统 -火力发电过程中使用的锅炉（燃煤锅炉、天然气 锅炉、燃油锅
34、炉、生物质 锅炉、混合燃料锅炉等） 燃煤、燃油、燃气等 的燃烧 主要生产系 统 -内燃机 燃气或燃油等的燃 烧 辅助生产系 统 -应急/备用发电机、黑启动发电机 柴油或重油等的燃 烧 附属生产系 统 -交通工具和其他移动设 施 柴油或液化石油气 等的燃烧 燃煤发电企业脱硫燃煤发电企业脱硫 过程的二氧化碳排过程的二氧化碳排 放放 辅助生产系 统 -脱硫洗涤装置 （使用含碳酸盐的脱硫剂） 脱硫剂的使用 企业购入使用电力企业购入使用电力 产生的二氧化碳排产生的二氧化碳排 放放 主要生产系 统 -火力发电过程中使用的各类的涡轮 外购电力的消耗 主要生产系 统 -火力发电过程中使用的 压缩机 外购电力的
35、消耗 辅助生产系 统 消防水泵、库房耗电设施 等 外购电力的消耗 附属生产系 统 厂部、生产区内的食堂等 耗电设施 外购电力的消耗 对于生物质发电和垃圾焚烧发电企业， 一些常用工艺是采用混合燃料发电的方式，例如将生物质、垃圾与化石燃料混合作为燃料；另一些直接采用生物质、垃圾作为燃料的工艺，在点火过程使用化石燃料。此时，报告主体仅识别所有化石燃料（如燃煤、燃油、燃气）燃烧产生的温室气体排放过程，并量化相关排放源的排放量，但对于生物质、垃圾部分燃烧导致的温室气体排放不予核算。 CQC14 发电企业的温室气体排放总量等于企业边界内化石燃料燃烧排放、 脱硫过程的排放和净购入使用电力产生的排放之和，按式
36、（1）计算： 燃烧 脱硫 电 式中， E 二氧化碳总量（吨） E燃烧 燃烧化石燃料（包括发电及其他排放源使用化石燃料）产生的二氧化碳排放量（吨） E脱硫 脱硫过程产生的二氧化碳排放量（吨） E电 净购入使用电力产生的二氧化碳排放量（吨） 各类发电企业的温室气体总排放量等于三部分排放量的加和，即：核算边界内排放设施导致的化石燃料燃烧排放量、 脱硫过程产生的排放量和购入使用电力生产的排放量之和。 （一）化石燃料燃烧排放 化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放，按公式（2）计算： 燃烧 式中 E燃烧 化石燃料燃烧的二氧化碳排放量（吨） ADi 第 i 种化石燃料活动水平（太焦） ，以热值表示 EFi 第 i
37、 种燃料的排放因子（吨二氧化碳/太焦） i 化石燃料的种类 对于发电企业来说，常用的化石燃料包括： - 燃煤（无烟煤、烟煤、贫煤或褐煤） ； CQC15 - 燃油（渣油、裂化重油、燃料重油、原始重油、轻柴油或奥里乳化油等） ； - 天然气（液化天然气或天然气凝液） 。 1.活动水平数据及来源 第 i 种化石燃料的活动水平 ADi 按公式（3）计算。 式中， ADi 第 i 种化石燃料的活动水平（太焦） FCi 第 i 种化石燃料的消耗量（吨，103标准立方米） NCVi 第 i 种化石燃料的平均低位发热值（千焦/千克，千焦/标准立方米） i 化石燃料的种类 发电企业化石燃料燃烧的活动水平数据是
38、热量， 即两个参数燃料消耗量和平均低位发热值的乘积。 （1）燃料消耗量 化石燃料的消耗量应根据企业能源消费台帐或统计报表来确定。 燃料消耗量具体测量仪器的标准应符合 GB 17167-2006用能单位能源计量器具配备和管理通则的相关规定。 化石燃料消耗量指企业在报告年度化石燃料的实际消耗量， 来自根据企业能源实际消耗测量获得的结果。对于固态燃料（如燃煤） ，一般可直接采用计量仪器（如电子皮带秤）获得的消耗量；对于液态燃料（如柴油） ，一般通过液态流量计获得的消耗的体积量，此时，可通过与燃料密度相乘的方法推算液态燃料的消耗量；对于气态燃料（如天然气） ，消耗量通常可以气态流量计直接获取，但应注意
39、将其转换至标准状态下消耗的体积数作为活动水平数据。 GB 17167-2006 规定了用能单位能源（煤炭、原油、天然气、焦炭、煤气、热力、成品油液化石油气、生物质能等）计量器具配备和管理的基本要求，对于CQC16 能源计量器具的配备率、准确度、统计、检定与校准等内容做出了规定。发电企业对于化石燃料消耗量的计量应满足该标准的要求，具体要求见本书表 3-9 和3-10。 发电企业生产部门应对化石燃料的消耗量进行常规的统计， 确保证据的清晰完整，并进行仔细核对。 （2）低位发热值 燃煤低位发热值的具体测量方法和实验室及设备仪器标准应遵循 GB/T 213-2008煤的发热量测定方法的相关规定，频率为
40、每天至少一次。燃煤年平均低位发热值由日平均低位发热值加权平均计算得到，其权重是燃煤日消耗量。 单位质量的燃料在完全燃烧时所发出的热量称为燃料的发热量， 高位发热量是指单位燃料完全燃烧时放出的全部热量， 包括烟气中水蒸汽已凝结成水所放出的汽化潜热。从燃料的高位发热量中扣除烟气中水蒸汽的汽化潜热时，称燃料的低位发热量。 报告主体应选择 GB/T213-2008煤的发热量测定方法中给出的方法进行监测。 对燃煤的低位发热值测定的原理是：煤样在充有过量氧气的氧弹热量计中充分燃烧，获得试样的弹桶发热量，扣除硝酸形成热和硫酸矫正热获得高位发热量，再计算获得低位发热值。 发电企业对燃煤低位发热值的监测频次不应
41、低于 1 次/日，生产管理人员应在相关文件（如生产日报）上清楚地记录每次低位发热值监测值和入炉煤量等相关信息，并由独立人员对记录的数据进行复核。在计算每个月、季度和全年平均低位发热值时应以入炉煤量为权重，采用加权平均的方法进行汇总。在计算中，应注意入炉煤量和低位发热值的对应关系， 即不同的煤种应选择对应的低位发热值， 不同的时间段使用的煤应选择该段时间内的煤样测定低位发热值，如果可将数据细分到设施层级，应注意不同设施监测数据的对应关系。例如：锅炉 A 的入炉煤低位发热值应与锅炉 A 的入炉煤量对应，同样，低位发热值应当与收到CQC17 基的燃煤量相对应。 燃油低位发热值的测量方法和实验室及设备
42、仪器标准应遵循 DL/T 567.8-95燃油发热量的测定的相关规定。燃油的低位发热值按每批次测量，或采用与供应商交易结算合同中的年度平均低位发热值。 燃油年平均低位发热值由每批次燃油平均低位发热值加权平均计算得到，其权重为每批次燃油消耗量。企业使用柴油或汽油作为燃料的低位发热值可采用附录二表 2-1 的推荐值。 发电企业使用燃油包括发电使用的燃油（一般为各类重油） 、锅炉启动点火使用的燃油（一般为各类轻油，如柴油）和服务于生产的移动源使用的柴油或汽油等。 对于发电使用的燃油，报告主体对燃料油低位发热值的监测应满足 DL/T 567.8-95燃油发热量的测定的要求，采用燃油弹筒发热量的方法进行
43、测定。如报告主体未对燃油的低位发热值进行监测， 可参考与供应商交易结算合同中的年度平均低位发热值。监测频率不应低于 1 次/批次，燃料油的年平均低位发热值可将每批燃料油的消耗量作为权重，加权平均获得。在加权平均计算中，应注意燃油消耗量和低位发热值的对应关系， 即不同类型的燃油应选择对应的低位发热值， 不同的时间段使用的燃油应选择该段时间内的油样测定低位发热值。如果可将数据细分到设施层级，还应注意不同设施监测数据的对应关系。 对于锅炉启动时使用的少量柴油和服务于生产的移动源使用的柴油、汽油，低位发热值可直接采用指南附录中给出的推荐值。 天然气低位发热值测量方法和实验室及设备仪器标准应遵循 GB/
44、T 11062-1998天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法的相关规定。天然气的低位发热值企业可以自行测量，也可由燃料供应商提供，每月至少一次。 天然气年平均低位发热值由月平均低位发热值加权平均计算得到，其权重为天然气月消耗量。 生物质混合燃料发电机组以及垃圾焚烧发电机组中化石燃料的低位发热值CQC18 应参考上述燃煤、燃油、燃气机组的低位发热值测量和计算方法。 报告主体对天然气低位发热值的监测频率不应低于 1 次/月，天然气低位发热值的监测可由企业自行测定，也可由天然气供应商提供数据，测定的方法和实验室设备应依据 GB/T11062-1998 的要求。如每月测量频次大于一次，天然
45、气的月平均低位发热值可将每次天然气的消耗量作为权重，加权平均计算获得。 天然气低位发热值的监测依据 GB/T11062-1998天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法中天然气（组分中甲烷摩尔分数不小于 0.5）的低位发热值的测算。监测的原理为：对天然气（混合物）中所有组分的理想气体低位发热值按各自对应的摩尔分数进行加权平均获得天然气的低位发热值。 2.排放因子数据及来源 第 i 种化石燃料排放因子 EFi 按式（4）计算。 式中 EFi 第 i 种化石燃料的排放因子（吨二氧化碳/太焦） CCi 第 i 种化石燃料的单位热值含碳量(吨碳/太焦) OFi 第 i 种化石燃料的碳氧化率（%） 44/12 二氧化碳与碳的分子量之比 化石燃料燃烧的排放因子包括两个参数： 单位热值含碳量和化石燃料的碳氧化率。两者的乘积乘以二氧化碳与碳的分子量之比即为化石燃料燃烧的排放因子。 CQC19 （1）单位热值含碳量 对于燃煤的单位热值含碳量，企业应每天采集缩分样品，每月的最后一天将该月的每天获得的缩分样品混