Методика расчета выбросов углекислого газа при

Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения
«Казахский научно-исследовательский институт экологии и климата»
Министерства охраны окружающей среды Республики Казахстан
Методика расчета выбросов углекислого газа при производстве
ферросплавов.
Астана, 2012
Оглавление
1. Введение ................................................................................................................................4
2. Общие положения ................................................................................................................. 4
3.1. МЕТОД 1, основанный на балансе массы ..................................................................... 5
3.2 МЕТОД 2, основанный на балансе массы ......................................................................8
3.3. МЕТОД 3, основанный на балансе массы ..................................................................... 9
3.4. МЕТОД 4, основанный на количестве продукции и коэффициентах выбросов для
отдельных видов сырья....................................................................................................... 10
4. Конкретные правила мониторинга ..................................................................................... 11
5. Оценка неопределённости .................................................................................................. 11
6. Применяемые уровни качества данных ............................................................................. 12
7. Обеспечение качества/контроль качества (ОК/КК) ........................................................... 13
Приложение 1.......................................................................................................................... 14
Приложение 2.......................................................................................................................... 15
Приложение 3.......................................................................................................................... 24
2
Список таблиц
Таблица 1. КОЭФФИЦИЕНТЫ ВЫБРОСОВ CO2 ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА
ФЕРРОСПЛАВОВ (тонны CO2/тонну восстановителя)........................................................ 11
Таблица 2. Уровни качества данных (максимально допустимая погрешность для
каждого уровня) ...................................................................................................................... 13
Таблица 3. Минимальные уровни, которые должны применяться для методологий на
основе расчета для установок категории А и расчетных коэффициентов для
стандартных коммерческих видов топлива для всех установок. ('Нп' означает,
«неприменимо») ...................................................................................................................... 14
Таблица 4. Уровни качества данных (максимально допустимая погрешность для
каждого уровня качества данных) .......................................................................................... 23
Таблица 5. Коэффициенты выбросов для топлив, связанных с низшей теплотворной
способностью (НТС) и низшей теплотворной способности на массу топлива
(Руководство МГЭИК, 2006) .................................................................................................. 24
Таблица 6. стехиометрический коэффициент выбросов для технологических выбросов
от разложения карбоната (метод А) ....................................................................................... 26
Таблица 7. стехиометрический коэффициент выбросов для технологических выбросов
от разложения карбоната на основе щелочноземельных оксидов (метод B) ....................... 27
Таблица 8. стехиометрические коэффициенты выбросов для технологических
выбросов от других материалов процесса (производство чугуна, стали и переработка
черных металлов) .................................................................................................................... 27
Таблица 9. стехиометрические коэффициенты выбросов для технологических
выбросов из других материалов процесса (органические химические вещества) ............... 28
Таблица 10. Потенциал глобального потепления .................................................................. 28
Таблица 11. Минимальная частота анализов ......................................................................... 29
3
1. Введение
Данная методика применяется к расчету выбросов углекислого газа от следующих
источников:
Потребление органического топлива, используемого в качестве восстановителя для
производства:
а) ферросплавов;
б) силикомарганеца;
в) кремния;
Окисление органических
производства:
(коксовых
или
графитовых)
электродов
в
процессе
а) ферросплавов;
б) силикомарганеца;
в) кремния.
2. Общие положения
Термин «ферросплав» в данной методике применяется для описания концентрированных
сплавов железа и одного или более металлов, таких как кремний, марганец, хром,
молибден, никель, ванадий и вольфрам. Производство металлического кремния обычно
включают в группу ферросплавов, потому что процесс производства металлического
кремния подобен процессу производства ферросилиция. Эти сплавы используются для
раскисления и изменения свойств стали. Металлический кремний используется в
алюминиевых сплавах, для производства силиконов и в электронике. Производство
ферросплавов включает процесс металлургического восстановления, что приводит к
значительным выбросам диоксида углерода.
При производстве ферросплавов сырая руда, углеродные материалы и шлакообразующие
материалы смешивают и нагревают до высокой температуры с целью восстановления и
плавления. В качестве углеродсодержащих восстановителей обычно используют уголь и
кокс, однако биоуглерод (древесный уголь и древесина) также широко применяется в
качестве первичного или вторичного источника углерода. Используется электрическая
печь с погружённой дугой с графитовыми электродами или расходными электродами
Содерберга. Тепло производится с помощью электрической дуги, как результат
сопротивления материалов шихты. Печи могут быть открытого, полузакрытого и
закрытого типа. В широко распространённой технологии используется печь с
погружённой дугой и открытым верхом (ЭДП). В ЭДП тепло производит ток, проходящий
через графитовые электроды, подвешенные в чашеобразной футерованной стальной
оболочке. По мере расходования коксовых и графитовых электродов происходит
восстановление оксидов металлов углеродом. Углерод электродов присоединяет кислород
из оксидов металла с образованием СО, при этом руда восстанавливается до
металлического расплава. Металлические компоненты затем соединяются в растворе.
4
Кроме выбросов от восстановителей и электродов, свой вклад в выбросы парниковых
газов вносит кальцинирование карбонатных флюсов, таких как известняк и доломит.
Первичные выбросы в закрытых дуговых печах состоят почти полностью из СО, а не из
СО2, вследствие наличия сильной восстанавливающей среды. СО либо используют для
получения энергии для котлов, либо сжигают в факеле. Считается, что получаемая при
этом энергия используется внутри завода и углеродное содержание СО последовательно
превращается в СО2 в границах завода.
СО, производимый в открытых и полузакрытых печах, сгорает до СО2 над шихтой. Весь
СО, улетающий в атмосферу, через несколько дней превращается в СО2.
3. Методы расчета
Один из следующих методов должен быть использован для расчета выбросов углекислого
газа в течение отчетного года от работы установки, которая производит ферросплавы,
силикомарганец и кремний:
а) Метод 1 – подраздел 3.1 метод баланса массы
б) Метод 2 – подраздел 3.2 метод баланса массы
в) Метод 3 – подраздел 3.3 метод баланса массы
г) Метод 4 – подраздел 3.4 метод, основанный на коэффициентах
д) Метод 5 – подраздел 3.5 метод прямых измерений
Для случайных выбросов может использоваться другой метод, который согласован со
следующими основными принципами:
а) Прозрачность – оценка выбросов должна быть хорошо задокументирована и
проверяема.
б) Сопоставимость – оценка выбросов, сделанная определенным методом
промышленным предприятием должна быть сопоставима с оценками выбросами
подобных промышленных предприятий, используемых такой же метод и
согласоваться с оценками выбросов.
в) Точность – неопределенность оценок выбросов должна быть минимизирована и
любые оценки выбросов не должны быть занижены или завышены с уровнем
достоверности 95%.
г) Полнота – все идентифицированные источники должны быть учтены.
3.1. МЕТОД 1, основанный на балансе массы
Производители используют уголь и кокс с различным содержанием золы, связанного
углерода и летучих веществ. Кроме того, меняется количество углерода в карбонатных
рудах и шлакообразующих материалах. Поэтому самый точный расчёт выбросов СО2
основан на общем количестве углерода, содержащегося в восстановителях, электродной
массе, рудах, шлакообразующих материалах и продуктах; и такой расчёт проводится для
каждого типа ферросплава.
Метод 1 по расчёту выбросов СО2 от производства ферросплавов основан на подходе
баланса массы, в котором все выбросы СО приравниваются к выбросам СО2:
5
Шаг 1
Определение содержания углерода в топлива типа (i) или углеродосодержащем
материале, поставляемых для данного производственного процесса в течение
отчетного года, в тоннах углерода:
Σi CCFi ˟ Qi
где:
Σi
– означает сумму полученных значений содержания углерода для всех
типов топлива (i) или углеродосодержащем материале.
CCFi – содержание углерода, измеряемое в тоннах углерода, для каждого типа
топлива (i) или углеродосодержащего материала, потребляемых в течение
отчетного года для производственных нужд.
Qi
– количество топлива типа (i) или углеродосодержащего материала,
поставляемого для производственных нужд в течение отчетного года,
измеренное или рассчитанное в соответствие с принципами (а) – (г),
представленными выше.
Шаг 2
Определение содержания углерода в продукции (р), отпускаемой в течение
отчетного года, измеряемого в тоннах углерода:
Σр CCFр ˟ Ар
где:
Σр
– означает сумму полученных значений содержания углерода для всех
видов продукции (р).
CCFр – содержание углерода, измеряемое в тоннах углерода, для каждой тонны
продукции вида (р), производимой в течение отчетного года.
Ар
– количество продукции вида (р), произведенной в течение
измеренное в тоннах.
Шаг 3
года,
Определение содержания углерода во вторичных продуктах типа (r)
производимой продукции, иной чем выбросы парниковых газов, в течение
отчетного года, измеряемой в тоннах углерода:
Σr CCFr ˟ Yr
где:
Σr
– означает сумму полученных значений содержания углерода для всех
видов вторичной продукции (r).
CCFr – содержание углерода, измеряемое в тоннах углерода, для каждой тонны
6
вторичной продукции вида (r).
Yr
– количество вторичной продукции вида (r), произведенной в течение
отчетного года, измеренное в тоннах.
Шаг 4
Определение содержания углерода в изменениях запасов, продукции и
вторичных продуктах в рамках деятельности в течение отчетного года,
измеряемого в тоннах углерода:
Σi CCFi ˟ ∆Sqi + Σр CCFр ˟ ∆Sap + Σr CCFr ˟ ∆Syr
где:
Σi
– тоже, что на шаге 1.
CCFi – тоже, что на шаге 1.
∆Sqi – изменение запасов топлива типа (i) для деятельности и в рамках
деятельности в течение отчетного года, измеряемое в тоннах.
Σр
- тоже, что на шаге 2.
CCFр - тоже, что на шаге 2.
∆Sap – изменение запасов продукции вида (р) для деятельности и в рамках
деятельности в течение отчетного года, измеряемое в тоннах.
Σr
- тоже, что на шаге 3.
CCFr - тоже, что на шаге 3.
∆Syr – изменение запасов вторичной продукции вида (r) для деятельности и в
рамках деятельности в течение отчетного года, измеряемое в тоннах.
Шаг 5
Расчет выбросов углекислого газа от установки в течение отчетного года,
измеряемых в тоннах СО2экв:
а) сложить рассчитанные значения на шагах 2, 3 и 4 для определения нового
значения (значение А);
б) вычесть значение А из значения, рассчитанного на шаге 1 для
определения нового значения (значение В);
в) умножить значение В на 3,664 для определения количества выбросов от
установки в течение отчетного года.
7
3.2 МЕТОД 2, основанный на балансе массы
Метод 2 подобный методу 1, описанному в подразделе 3.1.
При применении метода 1 как метода 2, шаг 4 в подразделе 3.1 замещается следующим
шагом 4:
Шаг 4
Определение содержания углерода в изменениях запасов, продукции и
вторичных продуктах в рамках деятельности в течение отчетного года,
измеряемого в тоннах углерода:
Σi CCFi ˟ ∆Sqi + Σр CCFр ˟ ∆Sap + Σr CCFr ˟ ∆Syr + α yRCCSco2
где:
Σi
– тоже, что на шаге 1.
CCFi – тоже, что на шаге 1.
∆Sqi – изменение запасов топлива типа (i) для деятельности и в рамках
деятельности в течение отчетного года, измеряемое в тоннах.
Σр - тоже, что на шаге 2.
CCFр - тоже, что на шаге 2.
∆Sap – изменение запасов продукции вида (р) для деятельности и в рамках
деятельности в течение отчетного года, измеряемое в тоннах.
Σr - тоже, что на шаге 3.
CCFr - тоже, что на шаге 3.
∆Syr – изменение запасов вторичной продукции вида (r) для деятельности и в
рамках деятельности в течение отчетного года, измеряемое в тоннах.
α
– переводной коэффициент 1/3,664 для перевода массы углекислого газа
в массу углерода.
у
– коэффициент 1,861 ˟ 10-3 для перевода количества углекислого газа из
кубических метров при стандартных условиях давления и температуры в тонны
СО2 экв.
RCCSco2
– углекислый газ извлекаемый для постоянного хранения,
измеряемый в кубических метрах.
8
3.3. МЕТОД 3, основанный на балансе массы
Метод 3 подобный методу 2, описанному в подразделе 3.2.
Если топливо типа (i) или углеродосодержащий материал используемые установкой в
течение отчетного года имеют более чем 5% от всего входящего углерода для установки,
то, основываясь на расчетах с использованием коэффициентов, приведенных в подразделе
3.4, должны быть проведены выборочное исследование и анализ топлива типа (i) или
углеродосодержащего материала для определения в них содержания углерода.
Выборочное исследование и анализ проводятся с использованием методов, которые
применяются при сжигании твердого, газообразного и жидкого топлив.
Для методов 3.1 – 3.3 необходимо определить углеродное содержание восстановителей,
используемых в процессе производства. Однако большинство производителей
ферросплавов анализируют лишь зольность и процент летучих веществ и делают расчёт:
% фикс. углерода = 100% - % золы - % летучих веществ
В этом случае общее содержание углерода в восстановителях рассчитывают по
следующему уравнению:
где:
CСодержаниевосст., i
углеродное содержание
восстановителя;
восстановителя
i,
тонны
C/тонну
Fфикс.C,i
массовая фракция фиксированного С в восстановителе i, тонны
С/тонну восстановителя;
Fлетучие,i
массовая фракция летучих веществ в восстановителе i, тонны
летучих веществ/тонну восстановителя;
Cv
углеродное содержание летучих веществ, тонны С/тонну летучих
веществ (в отсутствие другой информации применяют Cv = 0,65
для угля и 0,80 для кокса).
9
3.4. МЕТОД 4, основанный на количестве продукции и коэффициентах выбросов
для отдельных видов сырья
Альтернативный метод заключается в применении коэффициентов выбросов для
восстановителей и оассчитывется по приведенной ниже формуле.
где:
ECO2
выбросы CO2 от производства ферросплавов, тонны;
Mвосст., i
масса восстановителя i, тонны;
EFвосст.,i
коэффициент выбросов для восстановителя i, тонны
CO2/тонну восстановителя;
Mруда,h
масса руды h, тонны;
CСодержаниеруда,h
углеродное содержание руды h, тонны C/тонну руды;
Mшлакообр.,j
масса шлакообразующего материала j, тонны;
ССодержаниешлакообр.,j
углеродное содержание шлакообразующего материала j,
тонны C/тонну материалапродукт,k = масса продукта k, тонны;
CСодержаниепродукт,k
углеродное содержание продукта k, тонны C/тонну продукта;
Mисходящий непродукт. поток,l
масса непродуктового исходящего потока l, тонны;
CСодержаниеисходящий
углеродное содержание непродуктового исходящего потока l,
тонны C/тонну;
непродукт.поток,l
Константа 44/12 – коэффициент умножения для получения массы СО2, выделившегося из
каждой массовой единицы суммарного потребления углерода.
Коэффициенты выбросов для восстановителей, используемых
марганцевых и кремниевых сплавов, даны в таблице 3.4.1.
в
производстве
10
Таблица
1.
КОЭФФИЦИЕНТЫ
ВЫБРОСОВ
CO2
ФЕРРОСПЛАВОВ (тонны CO2/тонну восстановителя)
Восстановитель (применение)
Уголь (для FeSi и кремниевых
сплавов)
Уголь (для других
ферросплавов)
ДЛЯ
Коэффициент выбросов
3.1
*(см. ниже)
Кокс (для FeMn и SiMn)
3.2-3.3
Кокс (для Si и FeSi)
3.3-3.4
Кокс (для других ферросплавов)
ПРОИЗВОДСТВА
*(см. ниже)
Термически обработанные
электроды
3.54
Электродная масса
3.4
Нефтяной кокс
3.5
* Необходимо использовать значения специфические для конкретного производителя, основанные на
среднем значении для смеси угля и/или кокса для конкретного производителя ферросплавов.
Cv = углеродное содержание летучих веществ, тонны С/тонну летучих веществ (в
отсутствие другой информации применяют Cv = 0,65 для угля и 0,80 для кокса.)
4. Конкретные правила мониторинга
Оператор должен использовать массовый баланс в соответствии с разделом 3 Приложения
2 в случае, если углерод, происходящий от топлива или другого входного сырья,
используемых на этой установке, остается в конечных или промежуточных продуктах
производства. Если это не так, то оператор должен рассчитать выбросы от процесса
сжигания и промышленных процессов
отдельно с использованием стандартной
методологии в соответствии с пунктов 2 и 4 Приложения 2.
Если используется массовый баланс, оператор может выбрать включение выбросов от
процессов сжигания в массовом балансе или использовать стандартную методологию в
соответствии статьей 1 Приложения 2, избегая не полного учета данных или двойного
учета выбросов.
5. Оценка неопределённости
Оценки неопределённостей для производства ферросплавов вытекают в основном из
неопределённостей, связанных с данными о деятельности, и в меньшей степени из
неопределённостей, связанных с коэффициентом выбросов. Известно, что для
производства некоторых ферросплавов в качестве источника углерода может
11
использоваться древесина или другая биомасса. Выбросы от производства ферросплавов с
использованием древесины или другой биомассы не учитываются, поскольку углерод
древесины является биогенным.
6. Применяемые уровни качества данных
1. При определении требуемых уровней для определения данных о деятельности и
каждого расчетного коэффициента оператор должен применять следующие положения:
а) для установки категории А или, если расчетные коэффициенты применяется для
коммерческого стандартного топлива, применяются минимальные уровни,
указанные в Приложении 1 к настоящему руководству;
б) в иных случаях применяются самые высокие уровни качества данных согласно
Приложению 2 к настоящему руководству.
Тем не менее, оператор может применять уровень качества данных на единицу ниже
требуемого в первом абзаце для установок категории В и уровни до двух единиц ниже (но
не ниже первого) для установок категорий А и Б, если он доказывает компетентному
органу, что применение уровня качества данных, требуемого в соответствии с первым
абзацем является технически неосуществимым или приводит к необоснованным затратам.
Компетентный орган может, в течение переходного периода до трех лет, разрешить
оператору применять более низкие уровни, по сравнению с указанными во втором абзаце,
при соблюдении следующих условий:
а) оператор доказывает компетентному органу, что применение уровня качества
данных, требуемого согласно второму абзацу, технически невозможно или
сопряжено с необоснованными затратами;
б) оператор представляет план улучшения, указывающий, как и когда будет достигнут
уровень качества данных, требуемый согласно второму абзацу.
2. Для второстепенных
потоков “топливо, сырье-продукция” оператор должен
применять самый высокий уровень для данных о деятельности и для каждого расчетного
коэффициента, который не является технически неосуществимым и не приводит к
необоснованным затратам, но не ниже первого Уровня качества данных.
3. Для минимальных потоков “топливо - сырье-продукция” оператор может определить
расчетные коэффициенты и данные о деятельности с помощью консервативных оценок
вместо уровней качества данных, если не определен уровень качества данных,
применяемый на установке для целей, отличных от мониторинга выбросов ПГ.
4. Для коэффициентов окисления и конверсии оператор должен, как минимум, применять
самые низкие уровни, перечисленные в Приложении 2.
5. Если компетентный орган разрешил использование коэффициентов выбросов,
выраженных в виде т СО2/т или т СО2/м3 для топлива, используемого в качестве сырья,
или в массовом балансе, низшая теплотворная способность может контролироваться с
помощью нижних уровней качества данных, как это определено в Приложении 2.
Если оператор использует методологию массового баланса в соответствии с разделом 3
Приложения 2, требуемые максимальная допустимая погрешность для каждого уровня
приведена в таблице ниже.
12
Таблица 2. Уровни качества данных (максимально допустимая погрешность для каждого
уровня)
Тип деятельности/тип
потоков “топливосырье-продукция”
Методология массового
баланса
Параметр, к которому
применяется
неопределенность
Каждый входящий и
выходящий материал
Уровень
1
Уровень
2
Уровень
3
Уровень
4
±7,5%
±5%
±2,5%
±1,5%
7. Обеспечение качества/контроль качества (ОК/КК)
Проверка данных о деятельности на уровне предприятий, установок
Для проверки данных о деятельности на уровне предприятий, установок необходимо
проанализировать несогласованность между предприятиями, установками,
чтобы
установить, причину их возникновения – ошибки, различные способы измерения или
результат действительных различий в выбросах, рабочих условиях или технологии. Для
производства ферросплавов необходимо сравнить данные завода с данными других
заводов.
Необходимо убедиться в том, что коэффициенты выбросов и данные о деятельности были
выведены в соответствии с международно-признанными и принятыми методами
измерения. Если используемые методы измерения не соответствуют этому требованию, то
использование таких данных о выбросах и деятельности должно быть тщательно
продумано, а также должны быть пересмотрены оценки неопределённости и дано
заключение. Если применялись высокие стандарты измерения и ОК/КК проводился на
большинстве предприятий, тогда неопределённость оценок выбросов можно пересмотреть
в сторону понижения.
Необходимо проанализировать несогласованность данных для отдельных установок,
чтобы установить причину их возникновения – ошибки, различные способы измерения
или результат действительных различий в выбросах, рабочих условиях или технологии. В
частности, это относится к заводским оценкам количества восстановителя и данным об
углеродном содержании технологических материалов.
13
Приложение 1
Минимальные уровни качества данных для методологи на основе расчетов для установок
категории А и расчетных коэффициентов для стандартных коммерческих топлив для
установок Б и В
Таблица 3. Минимальные уровни, которые должны применяться для методологий на
основе расчета для установок категории А и расчетных коэффициентов для
стандартных коммерческих видов топлива для всех установок. ('Нп' означает,
«неприменимо»)
Тип
деятельности/тип
потока “топливо,
сырье-продукция”
Данные о деятельности
Объем
топлива
или
материала
Низшая
теплотворная
способность
Коэффициент
выбросов
Содержание
углерода
Коэффициент
окисления
Коэффициент
перевода
Стандартное
коммерческое
топливо
2
2а\2b
2а\2b
Нп
1
Нп
Другие
виды
газообразного
и
жидкого топлив
2
2а\2b
2а\2b
Нп
1
Нп
Твердое топливо
1
2а\2b
2а\2b
Нп
1
Нп
Методология
массового баланса
1
Нп
Нп
1
Нп
Нп
Факел
1
Нп
1
Нп
1
Нп
Очистка: карбонат
(метод А)
1
Нп
1
Нп
Нп
Нп
Очистка:
(метод Б)
1
Нп
1
Нп
Нп
Нп
Сжигание топлива
гипс
14
Приложение 2
ПОРОГОВЫЕ
ЗНАЧЕНИЯ
УРОВНЕЙ
МЕТОДОЛОГИИ НА ОСНОВЕ РАСЧЕТОВ
КАЧЕСТВА
ДАННЫХ
ДЛЯ
Раздел 1. Определение уровней качества данных для параметров потока «топливо,
сырье-продукция»
Пороги неопределенности, приведенные в таблице 3, должны применяться к уровням
качества данных, имеющим отношение к требованиям системы управления данными в
соответствии с следующими положениями:
1. Для определения данных о деятельности оператор должен использовать результаты
измерений, основанные на системе измерений, находящиеся под своим контролем,
при условии, что о соблюден порог неопределенности соответствующего уровня
качества данных.
2. В случае использования систем измерения вне контроля оператора, он должен
обеспечить соответствие применяемому уровню качества данных. С этой целью
максимально
допустимая
ошибка,
разрешенная
соответствующим
законодательством для национального правового метрологического контроля, по
соответствующим коммерческим сделкам, может быть использована в качестве
неопределенности без представления дополнительных доказательств.
3. Приложение IV «МЕТОДОЛОГИИ МОНИТОРИНГА ПО КОНКРЕТНЫМ
ВИДАМ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ, СВЯЗАННЫМИ С УСТАНОВКАМИ).
Порог неопределенности должен толковаться как максимально допустимая
неопределенность для параметров потока “топливо, сырье-продукция” за отчетный
период.
Если в Таблица 4 не включена деятельность для установки и не применяется методология
массового баланса, оператор должен использовать уровни, приведенные в таблице 3 в
разделе «Сжигание топлива и топливо, используемое в качестве сырья".
Раздел 2. Определение уровней качества данных для расчета коэффициентов
выбросов от сжигания
Операторы должны контролировать выбросы СО2 от всех процессов сжигания с
использованием уровней качества данных, определенных в этом Приложении.
Если топливо используется в качестве сырья, применяются правила для выбросов от
сжигания.
Если топливо является частью массового баланса, применяется определение уровня
массового баланса в разделе 3 настоящего Приложения.
Должен проводится мониторинг выбросов от промышленных процессов, связанных с
очисткой отходящих газов, в соответствии с «Выбросы СО2 от использования карбоната
для очистки кислого газа от потока отходящих газов» и должны рассчитываться
основываясь на потреблении карбоната, метод А, или произведенного гипса, метод Б.
15
Метод А: коэффициент выбросов
Уровень 1: коэффициент выбросов должен быть определен в соответствие со
стехиометрическими соотношениями, изложенными в разделе 2 Приложения 3.
Определение количества CaCO3 и MgCO3 осуществляется с использованием лучших
принципов отраслевой практики.
Метод Б: коэффициент выбросов
Уровень 1: коэффициент выбросов должен быть определен в соответствие со
стехиометрическим соотношением сухого гипса (CaSO4 2H2O) к выделенному CO2: 0,2558
т СО2 / т гипса.
2.1. Уровни для коэффициентов выбросов
Если в топливе или сырье содержится биомасса, уровень качества данных применяется
для определения предварительного коэффициента выбросов.
Уровень 1: оператор должен применять одно из следующих значений:
а) Коэффициенты по умолчанию, перечисленные в разделе 1 Приложения 3;
б) Если отсутствует коэффициент по умолчанию, применяется коэффициент в
соответствии с подпунктами д) и е), пункта 1 норма 29.
Уровень 2a: оператор должен применять национальные коэффициенты выбросов для
соответствующих видов топлива или сырья в соответствии с пунктами б) и в) раздела 5
настоящего приложения.
Уровень 2b: оператор должен установить коэффициенты выбросов для топлива на основе
одного из следующих аппроксимированных значений, в сочетании с эмпирической
корреляцией, по крайней мере, один раз в год в соответствии с разделами 6 и 7
настоящего приложения:
а) концентрация углерода в жидкостях и газах, содержащих углерод;
б) низшая теплотворная способность для конкретных типов углей.
Оператор должен гарантировать, что корреляция удовлетворяет требования хорошей
инженерной практики и она применяется только к аппроксимированным значениям,
которые попадают в диапазон, для которого он был определен.
Уровень 3: оператор должен определить коэффициент выбросов согласно с разделом 6
настоящего приложения.
2.2. Уровни для низшей теплотворной способности (НТС)
Уровень 1: оператор должен применять одно из следующих значений:
а) коэффициенты по умолчанию, перечисленные в разделе 1 Приложения 3;
б) Если отсутствует коэффициент по умолчанию, применяется коэффициент
выбросов, определенный лабораторным путем в соответствии с подпунктом д),
пункта 1 раздела 5 настоящего приложения.
16
Уровень 2a: оператор должен применять национальные коэффициенты для
соответствующего топлива в соответствии с пунктами б) или в) раздела 5 настоящего
приложения.
Уровень 2b: для стандартного коммерческого топлива должна быть использована низшая
теплотворная способность, которая указана в договоре поставки соответствующего
топлива на основе принятых национальных или международных стандартов.
Уровень 3: оператор должен определить низшую теплотворную способность в
соответствии с разделом 6 настоящего приложения.
2.3. Уровни для коэффициентов окисления
Уровень 1: оператор должен применять коэффициент окисления равный 1.
Уровень 2: оператор должен применять коэффициенты окисления для соответствующего
топлива в соответствии с пунктами б) или в) раздела 5 настоящего приложения.
Уровень 3: Для топлива, оператор должен рассчитать коэффициенты окисления для
топлива (сырья) на основе анализов содержания углерода в золе, промышленных отходах,
побочных продуктах и в отходящих газах (кроме СО) в соответствии с разделом 6
настоящего приложения.
2.4. Уровни для фракции биомассы
Уровень 1: оператор должен применять коэффициенты фракции биомассы в соответствии
с разделом 7 пункт 2.
Уровень 2: оператор должен определить конкретный коэффициент в соответствии с
разделом 7 пункт 1.
Раздел 3. Определение Уровней качества данных для коэффициентов расчета для
метода массового баланса
Если оператор использует метод массового баланса, то он должен использовать уровни
качества данных, указанных в этом разделе.
3.1. Уровни для массовой доли углерода
Оператор должен применить один из уровней качества данных, перечисленных в этом
пункте.
Для вычисления массовой доли углерода в топливе (сырье) при известных значениях
коэффициентов выбросов оператор должен использовать следующие уравнения:
а) для коэффициентов выбросов, выраженных в т СО2/ТДж:
МДС = (EF × НТС) / 3,664
б) для коэффициентов выбросов выраженных в т СО2/т:
МДС = EF / 3,664
17
Где:
МДС – массовая доля углерода в топливе или сырье (тонны углерода на тонну продукции),
EF - коэффициент выбросов,
НТС - низшая теплотворная способность,
3,664 - коэффициент преобразования значение коэффициента выбросов CO2 в
соответствующее содержания углерода.
В случае, если смешанное топливо или сырье содержат биомассу, то уровень качества
данных применяется к общему содержанию углерода (ископаемого и биологического
происхождения). Для определения фракции биомассы применяется уровень качества
данных, указанный в разделе 2.4 настоящего Приложения.
Уровень 1: оператор должен применять одно из следующих действий:
а) содержание углерода, рассчитанное от коэффициентов по умолчанию,
перечисленных в разделах 1 и 2 Приложении 3;
б) если отсутствует коэффициент по умолчанию, применяется коэффициент
выбросов, определенный в соответствии с подпунктом г) или д) раздела 5
настоящего приложения.
Уровень 2b: оператор должен установить коэффициенты выбросов для топлива на основе
одного из следующих аппроксимированных значений, в сочетании с эмпирической
корреляцией, по крайней мере, один раз в год в соответствии с положениями раздела 6
настоящего приложения:
а) концентрация углерода в жидкостях и газах, содержащих углерод;
б) низшая теплотворная способность для конкретных типов углей.
Оператор должен гарантировать, что корреляция удовлетворяет требования хорошей
инженерной практики и она применяется только к аппроксимированным значениям,
которые попадают в диапазон, для которого он был определен.
Уровень 3: оператор должен определить содержание углерода согласно положениям
раздела 6 настоящего приложения.
3.2. Уровни для низшей теплотворной способности
Должны применяться уровни, определенные в разделе 2.2 настоящего Приложения.
Раздел 4. Применение уровней качества данных для расчетных коэффициентов для
промышленных процессов с использованием карбонатов
Для всех выбросов промышленных процессов, где мониторинг проводится согласно
стандартной методологии уровни качества данных применяются для следующий методов
применения коэффициентов выбросов:
а) Метод А: основан на входе, применяется коэффициент выбросов, умноженный на
количество сырья, поступающего в промышленный процесс.
18
б) Метод Б: основан на выходе, применяется коэффициент выбросов, умноженный на
количество полуфабриката (готовой продукции) произведенного в промышленном
процессе.
4.1. Уровни для коэффициента выбросов с использованием метода А
Уровень 1: определение компонентного состава карбонатов осуществляется
в
соответствии с положениями раздела 6 настоящего приложения. Стехиометрические
соотношения, указанных в разделе 2 Приложения 3, должны быть применены для
преобразования данных компонентного состава в коэффициенте выброса.
4.2. Уровни для коэффициента конверсии с использованием метода А
Уровень 1: должен применяться коэффициент конверсии, равный 1.
Уровень 2: карбонаты и другие углеродосодержащие материалы на выходе процесса
должны быть определены с помощью коэффициента конверсии со значениями от 0 до 1.
Оператор может считать полное преобразование одного или нескольких материалов на
входе и приписывать не преобразованные материалы или другого углерода к остальным
входам. Дополнительные определения соответствующих параметров химической
продукции осуществляются в соответствии с положениями раздела 6 настоящего
приложения.
4.3. Уровни для коэффициента выбросов с использованием метода Б
Уровень 1: оператор должен применять коэффициенты по умолчанию, перечисленные в
Приложении 3, раздел 2, Таблица 7.
Уровень 2: оператор применяет национальный коэффициент выбросов в соответствии с
пунктами б) или в) раздела 5 настоящего приложения.
Уровень 3: определение количества соответствующих оксидов металлов, происходящих
из разложения карбонатов в продукте должно проводиться в соответствии с разделом 6
настоящего приложения. Стехиометрические соотношения, указанные в Приложении 3,
раздел 2, Таблица 7, должны быть использованы для преобразования данных в составе
коэффициентов выбросов при условии, что все соответствующие оксиды металлов были
получены из соответствующих карбонатов.
4.4. Уровни для коэффициента конверсии, используя метод Б
Уровень 1: должен быть использован коэффициент конверсии равный 1.
Уровень 2: количество не-карбонатных соединений соответствующих металлов в сырье, в
том числе пыль или зола и другие материалы, должно быть отражено с помощью
коэффициентов конверсии со значением между 0 и 1 и со значением 1, соответствующий
полной конверсии сырья в оксиды. Дополнительные определения соответствующих
химических параметров на входе в процессе осуществляется в соответствии с разделом 6
настоящего приложения.
Раздел 5. Значения расчетных коэффициентов по умолчанию
19
1. Если оператор определяет расчетные коэффициенты, как значения по умолчанию, то он
должен, в соответствии с требованиями применяемого уровня качества данных,
изложенными в Приложениях 1 и 3, воспользоваться одним из следующих значений:
а) коэффициенты по умолчанию и стехиометрические коэффициенты, указанные в
Приложении 3;
б) коэффициенты по умолчанию, используемые в РК для своего национального
кадастра, поданного в секретариат Рамочной конвенции ООН по изменению
климата;
в) значения из соответствующей литературы, согласованные с компетентным
органом, включая коэффициенты по умолчанию, опубликованные компетентным
органом, которые являются совместимыми с коэффициентами, указанными в
пункте б), но являющиеся репрезентативными для более детализированных
источников потоков “топливо, сырье - продукция”;
г) значения, указанные и гарантированные поставщиком материалов, если оператор
может доказать компетентному органу, что содержание углерода 95% и при этом
доверительный интервал составляет не более 1%;
д) значения на основе анализа, проведенного в прошлом, если оператор может
доказать компетентному органу, что эти величины являются репрезентативными
для следующей партии из того же материала.
Раздел 6. Расчетные коэффициенты, основанные на анализе
1. Оператор должен обеспечить, чтобы любой отбор проб, анализ, калибровка и поверка
для определения расчетных коэффициентов осуществлялся путем применения методов,
основанных на соответствующих национальных стандартах.
Там, где такие стандарты отсутствуют, методы должны быть выбраны на основе
соответствующих стандартов ISO. Если подходящих опубликованных стандартов нет,
должны использоваться аналогичные зарубежные стандарты (ГОСТ,EN,ASTM,DIN),
передовые практики или другие научно доказанные методологии.
2. Если для определения выбросов используются газовые хроматографы или газовые
анализаторы (экстрагируемые и неэкстрагируемые), оператор для использования такого
оборудования должен получить разрешение от компетентного органа. Оборудование
должно быть использовано только по отношению к составу газообразного топлива
(сырья). В качестве минимальных мер обеспечение качества оператор должен убедиться,
что проводятся регулярно начальные и ежегодные поверки прибора.
3. Результаты любого анализа должны быть использованы только для периода
использования поставленной партии топлива (сырья), для которых были отобраны
образцы, и для которых эти образцы были предназначены.
Для определения конкретных параметров оператор должен использовать результаты всех
анализов, относящихся к данному параметру.
План отбора проб
1. Если расчетные коэффициенты определяются путем проведения анализа, оператор
должен представить для утверждения в компетентный орган план отбора проб каждого
топлива или сырья в виде письменной процедуры, которая содержит информацию о
методологиях для подготовки образцов, в том числе информацию об обязанностях, месте,
частоте и количестве, а также о методологиях хранения и транспортировки образцов.
20
Оператор должен гарантировать, что производные образцы являются репрезентативными
для соответствующей партии или срока поставки и не содержат неоднородностей.
Соответствующие элементы плана отбора проб должны быть согласованы с лабораторией,
проводящей анализ соответствующего топлива или сырья, и доказательство этого
соглашения должно быть включено в план. Оператор должен составить план для целей
верификации отчета о выбросах.
2. Если аналитические результаты показывают, что неоднородность топлива или сырья
существенно отличается от информации о неоднородности, на которой был основан
первоначальный план отбора проб для конкретного топлива (сырья), оператор должен, по
согласованию с лабораторией, изменить соответствующие элементы плана отбора проб, и
подать указанные изменения на утверждение компетентному органу.
Использование лабораторий
1. Оператор должен обеспечить, чтобы лаборатории, используемые для проведения
анализов по определению расчетных
коэффициентов, были аккредитованы в
соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2000 для соответствующих аналитических
методов.
2. Лаборатории, не имеющие аккредитацию в соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 170252000, могут использоваться для определения расчетных коэффициентов только если
оператор может доказать компетентному органу, что лабораториям, упомянутым в пункте
1, является технически невозможным или приведет к необоснованным затратам и, что не
имеющие аккредитацию лаборатории соответствуют требованиям, аналогичным
требованиям ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2000.
3. Компетентный орган признает лаборатории соответствующими требованиями
равнозначным ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2000 согласно пункту 2, если оператор
представляет доказательства, в соответствии с подпунктами 2, в такой же форме и такого
же уровня детализации, которые необходимы для отдельную специальную процедуру.
В этом случае оператор должен определить, документировать, внедрить и поддерживать
такую процедуру отдельно от плана мониторинга.
Оператор определяет отдельные процедуры для плана мониторинга, включая следующую
информацию:
а) название процедуры;
б) доказуемые, поддающиеся проверке ссылки для идентификации процедуры;
в) подразделение предприятия, ответственные за выполнение процедуры и за данные
полученные в результате применения процедуры;
г) краткое описание процедуры, позволяющее компетентному органу и верификатору
понимать основные параметры и выполняемые операции;
д) местонахождение соответствующих записей и информации;
е) наименование использованной информационной системы (если применимо);
ж) список примененных стандартов (если применимо).
Оператор должен обеспечить доступность письменного описания отдельных процедур по
запросу компетентного органа и для прохождения верификации.
Оператор должен производить сертификацию лаборатории в соответствии со СТ РК ИСО
9001:2009, или с другими сертифицированными системами менеджмента качества,
которые охватывают лаборатории. В отсутствие таких сертифицированных систем
менеджмента качества, оператор должен представить другие соответствующие
21
свидетельства того, что лаборатория способна управлять надежным образом своим
персоналом, процедурами, документами и задачами.
Оператор должен представить доказательства того, что лаборатория является
компетентным и в состоянии выдавать технически обоснованные результаты с помощью
соответствующих аналитических процедур.
Такие данные должны охватывать, как минимум, следующие элементы:
а)
б)
в)
г)
д)
е)
ж)
з)
и)
к)
л)
м)
управление компетенцией персонала для конкретных задач;
пригодность размещения и условий работы;
выбор методов анализа и соответствующих стандартов;
управление отбором проб и подготовкой пробы, включая контроль целостности
пробы;
разработка и проверка новых аналитических методов и применение методов, не
охватываемых международным или национальным стандартами;
оценка неопределенности;
управление оборудованием, включая процедуры калибровки, настройки,
технического обслуживания и ремонта оборудования, а также их учет;
управление и контроль данных, документов и программного обеспечения;
управление приборами калибровки и справочными материалами;
обеспечение качества калибровки и результатов испытаний, в том числе регулярное
участие в программах профессионального тестирования, применение
аналитических методов для стандартных образцов, или сравнение с
аккредитованной лабораторией;
управление процессами привлечения соисполнителей;
управление заданиями, жалобами клиентов и обеспечение своевременных
корректирующих действий.
Частотность анализов
1. Оператор должен соблюдать минимальные значения частотности анализа для топлива и
материалов перечисленных в Приложении 4.
2. Компетентный орган может разрешить оператору использовать другую частотность
анализов, если требования минимальные частотности отсутствуют или оператор
доказывает одно из следующих:
а) любые отклонения в аналитическом значении для соответствующего топлива
(сырья) не превышают 1/3 от величины неопределенности, которую оператор
должен соблюдать в связи с определением данных для соответствующего топлива
(сырья). Анализ отклонений осуществляется на основе исторических данных,
включая результаты анализа для соответствующего топлива (сырья),
осуществленных в течение периода, непосредственно предшествующего отчетному
периоду;
б) использование требуемой частотности анализа приводит к необоснованным
затратам.
Раздел 7. Определение фракции биомассы
1. Оператор должен использовать утвержденные компетентным органом стандарт
(регламент, процедуру) и его аналитические методы при определении фракции биомассы
22
в топливе (сырье) с помощью анализов проб, для целей установления значений по
умолчанию, указанных в разделе 6 настоящего приложения.
2. В случае, если определение фракции биомассы в смешанном топливе (сырье) в
соответствии с пунктом 1 является технически невозможным или приводит к
необоснованным затратам, оператор должен основывать свои расчеты на коэффициентах
выбросов по умолчанию и значениях фракции биомассы для смешанных видов топлива и
материалов, установленных компетентным органом.
В отсутствие таких коэффициентов и значений фракции биомассы по умолчанию,
оператор должен исходить из предположения об отсутствии фракции биомассы либо
представить метод оценки для определения доли биомассы компетентному органу для
утверждения. Для топлива или материалов, происходящих из производственного процесса
с определенными и контролируемыми входными потоками, оператор может основывать
такие оценки исходя из массового баланса углерода из биомассы и ископаемого углерода
на входе и выходе процесса.
Таблица 4. Уровни качества данных (максимально допустимая погрешность для каждого
уровня качества данных)
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]
Другие виды
газообразного и жидкого
топлив
± 7,5 %
±5%
± 2,5 %
± 1,5 %
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 %
Очистка: гипс (метод Б)
Объем произведенного
гипса
± 7,5 %
23
Приложение 3
1. Коэффициенты выбросов для топлив, связанных с низшей теплотворной
способности (НТС)
Таблица 5. Коэффициенты выбросов для топлив, связанных с низшей теплотворной
способностью (НТС) и низшей теплотворной способности на массу топлива
(Руководство МГЭИК, 2006)
Вид топлива
Коэффициент
выброса
(т CO2 /ТДж)
Низшая
теплотворная
способность
(ТДж/Гг)
Сырая нефть
73,3
42,3
Оримульсия
77,0
27,5
Сжиженный природный газ
64,2
44,2
Автобензин
69,3
44,3
Керосин
71,9
43,8
Сланцевое масло
73,3
38,1
Газ\дизельное топливо
74,1
43,0
Топочный мазут
77,4
40,4
Сжиженный нефтяной газ
63,1
47,3
Этан
61,6
46,4
Нафта
73,3
44,5
Битум
80,7
40,2
Смазочные материалы
73,3
40,2
Нефтяной кокс
97,5
32,5
Сырье нефтепереработки
73,3
43,0
Нефтезаводской газ
57,6
49,5
Парафин
73,3
40,2
Уайт-спирит и СОТК
73,3
40,2
24
Другие нефтепродукты
73,3
40,2
Антрацит
98,3
26,7
Коксующийся уголь
94,6
28,2
Др. виды битуминозного угля
94,6
25,8
Полубитуминозный уголь
96,1
18,9
Бурый уголь
101,0
11,9
Горючий сланец и битуминозные пески
107,0
8,9
Патентованное топливо
97,5
20,7
Кокс
107,0
28,2
Газовый кокс
107,0
28,2
Угольный деготь
80,7
28,0
Заводской газ
44,4
38,7
Коксовый газ
44,4
38,7
Доменный газ
260
2,47
Газ кислородно плавильных печей
182
7,06
Природный газ
56,1
48,0
Промышленные отходы
143
Na
Отработанные масла
73,3
40,2
Торф
106,0
9,76
Древесина \ отходы древесины
-
15,6
Прочие виды твердой биомассы
-
11,6
Древесный уголь
-
29,5
Биобензин
-
27,0
Биодизельное топливо
-
27,0
Другие виды жидкого биотоплива
-
27,4
Свалочный газ
-
50,4
(Лигнит)
25
Иловый (канализационный) газ
-
50,4
Другие биогазы
-
50,4
85,0
Na
Карбоновый монооксид
155,2 (1)
10,1
Метан
54,9 (2)
50,0
Отходы шин
2. Коэффициенты выбросов, связанные с технологическими выбросами
Таблица 6. Стехиометрический коэффициент выбросов для технологических выбросов от
разложения карбоната (метод А)
Карбонат
Коэффициент выбросов [т CO2 /т карбоната]
CaCO3
0,440
MgCO3
0,522
Na2CO3
0,415
BaCO3
0,223
Li2CO3
0,596
K2CO3
0,318
SrCO3
0,298
NaHCO3
0,524
FeCO3
0,380
Общее
Коэффициент выбросов = [M(CO2)]/{Y * [M(x)] + Z
*[M(CO32- )]}
X = металл
M(x) = молекулярный вес X в [г/молль]
M(CO2) = молекулярный вес CO2 в [г/молль]
M(CO32- ) = молекулярный вес CO32- в [г/молль]
Y = стехиометрическое значение X
Z = стехиометрическое значение CO32-
26
Таблица 7. Стехиометрический коэффициент выбросов для технологических выбросов от
разложения карбоната на основе щелочноземельных оксидов (метод B)
Карбонат
Коэффициент выбросов
CaO
0,785
MgO
1,092
BaO
0,287
Общее: XYOZ
X = щелочноземельные или щелочные металлы
M(x) = молекулярный вес X в [г/молль]
M(CO2) = молекулярный вес CO2 [г/молль]
M(O) = молекулярный вес O [г/молль]
Y = стехиометрическое значение X
= 1 для (щелочноземельных металлов)
= 2 (для щелочных металлов)
Z = стехиометрическое значение O = 1
Таблица 8. Стехиометрические коэффициенты выбросов для технологических выбросов
от других материалов процесса (производство чугуна, стали и переработка черных
металлов)
Содержание углерода
(т С/т)
Коэффициент выбросов
Железо прямого
восстановления
0,0191
0,07
Углеродные электроды
0,8188
3,00
Углерод шихты
0,8297
3,04
Железо горячего
брикетирования
0,0191
0,07
Газ кислородных
сталеплавильных печей
0,3493
1,28
Нефтяной кокс
0,8706
3,19
Приобретённый
доменный чугун
0,0409
0,15
Лом черных металлов
0,0409
0,15
Сталь
0,0109
0,04
Материалы на входе или
выходе
(т СО2/т)
27
Таблица 9. Стехиометрические коэффициенты выбросов для технологических выбросов
из других материалов процесса (органические химические вещества)
Субстанция
Содержание карбона
Коэффициент выбросов
Ацетонитрил
0,5852
2,144
Акрилонитрил
0,6664
2,442
Бутадиен
0,888
3,254
Сажа
0,97
3,554
Этилен
0,856
3,136
Этилен дихлорида
0,245
0,898
Этилен гликол
0,387
1,418
Окись этилена
0,545
1,997
Цианистый водород
0,4444
1,628
Метанол
0,375
1,374
Метан
0,749
2,744
Пропан
0,817
2,993
Пропилен
0,8563
3,137
Винил хлорид мономер
0,384
1,407
3. Потенциал глобального потепления для парниковых газов
Таблица 10. Потенциал глобального потепления
Газ
Потенциал глобального
потепления
N2O
310 т CO2экв/т N2O
CF4
6 500 т CO2экв /т CF4
C2F6
9 200 т CO2экв/т C2F6
28
Приложение 4
Таблица 11. Минимальная частота анализов
Топливо \ материал
Природный газ
Минимальная частота анализов
Не менее одного раза в неделю
Технологический газ (смешанный газ, Не менее одного раза в день с
соответствующих
коксовый газ, доменный газ и использованием
процедур в различное время суток
преобразователи газа)
Топливный мазут
Каждые 20 000 тонн и, по крайней
мере, шесть раз в год
Уголь, коксующийся уголь, нефтяной Каждые 20 000 тонн и, по крайней
кокс
мере, шесть раз в год
Твердые отходы (чисто ископаемые Каждые 5 000 тонн и, по крайней
или смешанные с биомассой)
мере, четыре раза в год
Жидкие отходы
Каждые 10 000 тонн и, по крайней
мере, четыре раза в год
Карбонатные минералы (в том числе Каждые 50 000 тонн и, по крайней
известняк и доломит)
мере, четыре раза в год
Глины и глинистые сланцы
Объем материала соответствующий
до 50 000 тоннам CO2 и, по крайней
мере, четыре раза в год
Другие потоки ввода и вывода Каждые 20 000 тонн и, по крайней
массового баланса (не применяется мере, один раз в месяц
для топлива или восстановителей)
Прочие материалы
В зависимости от типа материала и
изменения, количество материала,
соответствующего 50 000 тоннам CO2
и, по крайней мере, четыре раза в год
29