Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada (2024)

Glossaire

« Avis de PDGES 2024 et 2025 » : Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2024 et 2025, Gazette du Canada, Partie I.

« Biomasse » : plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou tout produit qui en est dérivé, notamment le bois et les produits de bois, le charbon, les résidus agricoles, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur noire, les gaz de digestion des boues ainsi que les huiles d’origine animale ou végétale.

« Capture de CO₂ » : capture de CO₂ d’une installation intégrée qui serait autrement directement rejeté dans l’atmosphère, ou capture de CO₂ par captage direct dans l’air (CDA).

« CO₂ récupéré » : récupération ou capture du CO₂ dans une usine de production d’hydrogène qui serait habituellement livré en vue d’être utilisé en aval dans d’autres industries manufacturières, utilisé dans la production sur place ou envoyé dans un entrepôt permanent.

« Combustibles de composition non variable » : désigne les combustibles de composition en hydrocarbures et aux propriétés toujours identiques.

« Combustibles de composition variable » : combustibles de composition variable.

« Conditions sèches de référence » (dR) : gaz mesuré à 101,325 kPa, 25 °C et 0 % d’humidité.

« Émissions » : rejets directs dans l’atmosphère provenant de sources situées sur les lieux de l’installation.

« Émissions associées à l’utilisation de produits industriels » : rejets provenant de l’utilisation d’un produit, pour un procédé industriel, qui n’entraîne pas de réaction chimique ou physique et ne réagit pas au procédé. Cela comprend les rejets provenant de l’utilisation de SF₆, de HFC et de PFC comme gaz de couverture et de l’utilisation de HFC et de PFC pour le moussage de la mousse; ne comprend pas les émissions de PFC et HFC par les systèmes de réfrigération et de climatisation, la production de semi-conducteurs, l’utilisation des solvants, d’aérosols et de SF₆ dans la protection contre les explosions, la détection des fuites, les applications électroniques et l’extinction d’incendie.

« Émissions d’évacuation » : rejets contrôlés dans l’atmosphère d’un gaz de procédé, d’un gaz résiduel, y compris les rejets de CO₂ associés à la capture, au transport, à l’injection, à l’utilisation et au stockage de carbone; cela comprend les rejets associés à la production d’hydrogène (associés à la production et au traitement de combustibles fossiles), les émissions de gaz de cuvelage, de gaz associé à un liquide (ou gaz en solution), de gaz de traitement, de stabilisation ou d’échappement des déshydrateurs, de gaz de couverture ainsi que les émissions des dispositifs pneumatiques utilisant le gaz naturel comme fluide de travail, de démarrage des compresseurs, des pipelines et d’autres systèmes de purge sous pression, et des boucles de contrôle des stations de mesure et de régulation.

« Émissions de CO₂ provenant de la décomposition de la biomasse » : rejets de CO₂ résultant de la décomposition aérobie et de la fermentation de la biomasse.

« Émissions de combustion stationnaire de combustible » : rejets provenant de sources de la combustion stationnaire de combustible où le combustible est brûlé à des fins de production de chaleur utile ou de travail; cela comprend les rejets provenant de la combustion de combustibles déchets pour produire de la chaleur utile ou du travail.

« Émissions des déchets » : rejets provenant de sources d’élimination des déchets à l’installation, comprenant, sans s’y limiter, celles provenant de l’enfouissement des déchets solides, du torchage des gaz d’enfouissement et de l’incinération des déchets ou des boues d’épuration; ne comprend pas les émissions dues à la combustion de combustibles résiduaires pour produire de la chaleur ou du travail utile, ou les émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse.

« Émissions des eaux usées » : rejets provenant des eaux usées et du traitement des eaux usées à l’installation. Comprend, sans toutefois s’y limiter, les rejets provenant du torchage des gaz captés lors du traitement des eaux usées, mais exclut les rejets de CO₂ provenant de la combustion de biomasse ou de l’incinération des boues d’épuration (voir la définition de « Émissions des déchets »).

« Émissions de torchage » : rejets contrôlés de gaz au cours d’activités industrielles résultant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit sur le site à des fins autres que la production de la chaleur utile ou du travail; de tels rejets peuvent provenir de l’incinération de déchets du pétrole, des systèmes de prévention des émissions dangereuses (en mode pilote ou actif), des essais de puits, d’un réseau collecteur du gaz naturel, de l’exploitation d’une installation de traitement du gaz naturel, de la production de pétrole brut, de l’exploitation de pipelines, du raffinage du pétrole, de la production d’engrais chimique et de la production d’acier.

« Émissions dues aux fuites » : désigne les rejets accidentels et les fuites de gaz provenant de la production et le traitement des combustibles fossiles; du transport et de la distribution; des batteries de fours à coke pour le fer et l’acier; de la capture, du transport, de l’injection et de l’utilisation de CO₂ et des infrastructures pour le stockage.

« Émissions fugitives » : rejets provenant de l’évacuation, du torchage ou de fuites de gaz venant de la production et de la transformation de combustibles fossiles, de fours à coke pour le fer et l’acier et d’installations de capture, de transport, d’injection, d’utilisation et de stockage de CO₂.

« Émissions liées au transport sur place » : rejets provenant de la machinerie utilisée pour le transport ou le déplacement sur le site de substances, de matières, de l’équipement ou de produits entrant dans le procédé de production à une installation intégrée; cela comprend les rejets par les véhicules sans permis pour une utilisation sur la voie publique.

« Émissions liées aux procédés industriels » : rejets provenant d’un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques, et dont le but premier est de produire un produit non combustible, par opposition à la chaleur ou au travail utile; ne comprend pas les conduits d’évacuation (c.-à-d. production d’hydrogène) découlant de la production et de la transformation de combustibles fossiles.

« Équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO₂) » : unité de mesure utilisée pour faire la comparaison de gaz à effet de serre dont le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) est différent.

« Fuites en surface » : émissions provenant des formations géologiques servant au stockage à long terme du CO₂.

« GES » : gaz à effet de serre

« Guide technique du PDGES » : Guide technique pour la déclaration des émissions de gaz à effet de serre, Janvier 2023, Environnement et Changement climatique Canada (No cat. : En81-29F-PDF).

« HFC » : hydrofluorocarbures

« Injection de CO₂ » : activité qui place le CO₂ capturé dans un site de stockage géologique à long terme ou dans une opération de récupération de combustible fossile améliorée.

« Installation » : installation intégrée, réseau de transport par pipeline ou installation extracôtière.

« Installation extracôtière » : plate-forme de forage extracôtier, plate-forme ou navire de production, ou installation sous-marine qui est rattaché ou fixé au plateau continental du Canada et sert à l’exploitation pétrolière ou du gaz naturel.

« Installation intégrée » : tous les bâtiments, équipements, structures, engins de transport sur place et éléments stationnaires situés sur un seul site, sur plusieurs sites, ou répartis entre plusieurs sites qui appartiennent à la même personne (ou aux mêmes personnes) ou sont exploités par elle et qui fonctionnent comme un seul site intégré; les « installations intégrées » excluent les voies publiques.

« MSC » : matière soluble dans le cyclohexane

« Opération améliorée de récupération des combustibles fossiles » : récupération améliorée du pétrole, récupération améliorée du gaz naturel et récupération améliorée de méthane de houille.

« PFC » : perfluorocarbures

« PFC » : poussières de four de cimenterie

« Production d’acide nitrique » : utilisation d’un ou de plusieurs circuits pour produire de l’acide nitrique par oxydation catalytique de l’ammoniac.

« Production d’aluminium » : procédés primaires utilisés pour fabriquer de l’aluminium à partir d’alumine, comprenant l’électrolyse dans les cuves à anodes précuites et Søderberg, la cuisson d’anodes et de cathodes pour les cuves à anodes précuites et la calcination de coke vert.

« Production d’ammoniac » : procédés par lesquels l’ammoniac est fabriqué à partir d’une matière première d’origine fossile produite par reformage à la vapeur d’un hydrocarbure. Cela comprend également les procédés où l’ammoniac est fabriqué par gazéification de matières premières solides et liquides.

« Production de chaux » : tous les procédés utilisés pour fabriquer un produit à base de chaux par calcination de calcaire ou d’autres matériaux calcaires.

« Production de ciment » : tout procédé utilisé pour la production de divers types de ciment : portland, portland ordinaire, mortier, pouzzolanique ou autres ciments hydrauliques.

« Production de métaux communs » : procédés de production primaires et secondaires utilisés pour récupérer le cuivre, le nickel, le zinc, le plomb et le cobalt. La production primaire comprend la fusion ou l’affinage des métaux communs à partir de matières premières provenant principalement de minerais. Les procédés de production secondaires comprennent la récupération des métaux communs à partir de diverses matières premières, notamment les métaux recyclés. Les activités liées à ces procédés peuvent comprendre l’élimination des impuretés à l’aide de flux de réactifs carbonatés, l’utilisation d’agents réducteurs pour extraire les métaux ou nettoyer le laitier, et la consommation d’électrodes de carbone.

« Production de pâtes et papiers » : séparation des fibres de cellulose des autres matières dans les sources de fibres pour produire de la pâte, du papier et des produits du papier; cela comprend la transformation du papier en produits de carton ou l’utilisation de procédés de couchage ou de contre-collage.

« Production d’hydrogène » : Procédés qui produisent de l’hydrogène gazeux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures, l’oxydation partielle d’hydrocarbures ou d’autre transformation de matières premières à base d’hydrocarbures. Cela comprend l’hydrogène produit par les usines de valorisation du bitume, les raffineries de pétrole, les usines chimiques, les usines d’engrais, les unités autonomes de production de gaz industriel et, au besoin, la production d’hydrogène pour la purification ou la synthèse de substances.

« Production et transformation de combustibles fossiles » : exploration, extraction, transformation, notamment raffinage et valorisation, transmission, stockage et utilisation des combustibles de pétrole solide, liquide ou gazeux, de charbon ou de gaz naturel ou de tout autre combustible dérivé de ces sources.

« PRP » : potentiel de réchauffement planétaire

« Raffinage de pétrole » : procédés servant à produire de l’essence, des substances aromatiques, du kérosène, du mazout distillé, du mazout résiduel, des lubrifiants, de l’asphalte ou d’autres produits par le raffinage du pétrole brut ou par la redistillation, le craquage, le réaménagement ou le reformage de dérivés de pétrole non finis; cela comprend les unités de craquage catalytique, les unités de cokéfaction en lit fluidisé, les unités de cokéfaction retardée, les unités de reformage catalytique, les unités de calcination du coke, les opérations de soufflage d’asphalte, les systèmes de purge, les réservoirs de stockage, les composants d’équipement de traitement (p. ex. compresseurs, pompes, valves et soupapes, dispositifs de protection contre la surpression, brides et connecteurs) dans le secteur du gaz, les opérations de chargement des navires, des barges, des camions-citernes et autres opérations similaires, les unités de torchage, les usines de récupération du soufre et les usines d’hydrogène non marchand qui sont sous la propriété ou le contrôle direct du propriétaire et de l’exploitant de la raffinerie; cela ne comprend pas les installations qui distillent uniquement le contaminant des pipelines ou qui produisent des lubrifiants, des pavages d’asphalte, des toitures d’asphalte et d’autres matériaux saturés utilisant des produits de pétrole déjà raffinés.

« Réseau de transport par pipeline » : tous les pipelines appartenant à un propriétaire ou à un exploitant unique dans une province ou un territoire qui assurent le transport ou la distribution du CO₂ ou du gaz naturel transformé, ainsi que toutes les installations connexes, y compris les ensembles de mesure et les installations de stockage, mais à l’exception des usines de chevauchement ou autres installations de transformation.

« SCIAN » : Système de classification des industries de l’Amérique du Nord

« Sidérurgie » : procédés de production primaire de fer et d’acier, procédés secondaires de production d’acier, procédés de production de fer, procédés de production de batteries de fours à coke, procédés de cuisson de boulettes de fer et procédés avec poudre de fer et d’acier.

« SMECE » : système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

« Sources de combustion stationnaires » : dispositifs qui brûlent des combustibles solides, liquides, gazeux ou usés afin de produire de la chaleur ou du travail utile; cela comprend les chaudières, les groupes électrogènes, les unités de cogénération, les turbines à combustion, les moteurs, les incinérateurs, les appareils de chauffage industriels et tout autre dispositif de combustion stationnaire; ne comprend pas les fusées éclairantes.

« Stockage de CO₂ » : CO₂ injecté dans une installation de stockage géologique à long terme

« Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions » : équipement d’échantillonnage, de traitement et d’analyse des émissions ou des paramètres d’exploitation et d’enregistrement des données.

« Système de transport de CO₂ » : transport du CO₂ capturé par tout mode de transport

« Tonne de matières sèches » : masse d’une tonne de matières solides ne contenant aucune humidité, soit zéro pour cent (0 %) d’humidité.

« Unité de cogénération » : dispositif de combustion de combustibles qui génère simultanément de l’électricité, et de la vapeur ou de la chaleur utiles.

« Unité de production d’électricité » : tout dispositif qui brûle du combustible solide, liquide ou gazeux dans le but de produire de l’électricité soit pour être vendue, soit pour être utilisée sur place. Cela comprend les unités de cogénération. Cela ne comprend pas les génératrices portables ou de secours (moins de 50 kW de capacité selon la plaque signalétique ou celles qui génèrent moins de 2 MWh durant l’année de déclaration).

« Utilisation de CO₂ » : utilisation du CO₂ capturé dans des produits ou des processus en visant son retrait prolongé de l’atmosphère, y compris l’injection de CO₂ dans une opération de récupération de combustible fossile améliorée.

Introduction

Le présent document présente les exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre à l’intention des personnes qui doivent fournir ces données à Environnement et Changement climatique Canada aux termes des annexes 6 à 18 de l’Avis de PDGES 2024 et 2025, pour chacune de ces années civiles. L’Avis de PDGES 2024 et 2025 a préséance sur le présent document, s’il y a divergence entre ces deux documents. Veuillez noter que le présent document est fondé sur les mises à jour apportées en décembre 2022 aux Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada.

Il est organisé comme suit :

• La section 1 porte sur les installations de capture, d’utilisation, de transport et de stockage du carbone
• La section 2 porte sur la combustion des combustibles dans les installations
• La section 3 porte sur les procédés de calcination dans les fours de fabrication de chaux
• La section 4 porte sur la production de clinker dans les fours de cimenterie
• La section 5 porte sur les procédés industriels employés dans la fabrication d’aluminium
• La section 6 porte sur les procédés industriels employés dans la sidérurgie
• La section 7 porte sur la production d’électricité et/ou de chaleur
• La section 8 porte sur les procédés industriels employés dans la production d’ammoniac (y compris la production connexe d’hydrogène)
• La section 9 porte sur les procédés industriels employés dans la production d’acide nitrique
• La section 10 porte sur les procédés industriels (ou l’évacuation) employés dans la production d’hydrogène (en dehors de la production d’ammoniac)
• La section 11 porte sur le raffinage de pétrole
• La section 12 porte sur les procédés industriels employés dans la production de pâtes et papier
• La section 13 porte sur les procédés industriels employés dans la production de plomb, de zinc, de cuivre, de nickel et de cobalt (fusion ou affinage)

Des directives distinctes sont présentées dans le Guide technique du PDGES pour les personnes à qui les annexes 6 à 18 de l’Avis de PDGES 2024 et 2025 ne s’appliquent pas.

1. Méthodes de quantification pour la capture, l’utilisation, le transport et le stockage du carbone

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

Une installation de capture, d’utilisation, de transport et de stockage du CO₂ comporte certains, voire tous les éléments d’infrastructure suivants :

• Une installation de capture de CO₂, y compris l’ensemble de l’infrastructure, de l’équipement et des procédés conçus pour capter les émissions de CO₂ qui seraient autrement dispersées dans l’atmosphère; calculer la quantité annuelle totale de CO₂ capturé selon l’Équation 1-1  ou l’Équation 1-2.
• Un pipeline, ou tout autre système servant à transporter le CO₂ au Canada, de l’installation de capture jusqu’à l’installation d’injection; calculer la quantité annuelle totale de CO₂ transporté selon l’Équation 1-3 ou l’Équation 1-4.
• Une installation de stockage géologique à long terme, y compris des sites servant à injecter le CO₂ directement dans des aquifères salins profonds et dans des installations de récupération améliorées des combustibles fossiles, le but étant le stockage à long terme; calculer la quantité annuelle totale de CO₂ reçu aux fins d’injection et injecté selon l’Équation 1-5 ou l’Équation 1-6.
• Une installation d’utilisation, y compris tout site intégrant le CO₂ capturé dans des produits ou des processus dans l’objectif final d’éviter les rejets dans l’atmosphère; calculer la quantité annuelle totale de CO₂ reçu pour être injecté et de CO₂ injecté selon l’Équation 1-5 ou l’Équation 1-6.

La Figure 1-1 montre une installation de capture, d’utilisation, de transport et de stockage du CO₂ et l’emplacement des débitmètres requis.

Figure 1-1 : Illustration d’une installation de capture, d’utilisation, de transport et de stockage de CO₂ et de ses débitmètres

Débitmètres 1, 9 et 10 – Débitmètres des points d’injection
Débitmètres 2, 5 et 6 – Débitmètres sortants de transfert de propriété
Débitmètres 3, 4, 7 et 8 – Débitmètres entrants de transfert de propriété

1.A Calcul des quantités annuelles de CO₂

Pour mesurer les concentrations annuelles, masses volumiques, masses et volumes de toute quantité de CO₂ capté, utilisé, transporté ou injecté, les exploitants d’installation doivent utiliser les méthodes de mesure et d’estimation indiquées dans la directive 017 de l’Alberta : Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, AER, 2016 (PDF) (en anglais seulement), ou dans la directive PNG017 de la Saskatchewan : Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, sections 1 et 14. Les paramètres moyens pondérés utilisés pour calculer la masse annuelle de CO₂ doivent reposer sur toutes les mesures disponibles pour l’année civile.

Les exploitants d’installation doivent estimer les émissions fugitives associées aux installations de capture, d’utilisation, de transport et de stockage du CO₂ selon les normes de la section 2.2.5 et de l’annexe C3.8 du Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for the Oil and Gas Industry (PDF) (en anglais seulement) publié en 2009 par l’American Petroleum Institute (API), ou d’autres méthodes proposées dans les sections appropriées ci-après.

1.A.1 Installation de capture de CO₂

Calculer la masse annuelle de CO₂ associée à l’installation de capture, telle que mesurée par le débitmètre sortant de transfert de propriété (Figure 1-1, débitmètre 2), selon les équations indiquées dans la présente section.

1.A.1.a Méthode du débit massique

Calculer la masse annuelle de CO₂ s’écoulant par le débitmètre sortant de transfert de propriété selon l’Équation 1-1.

Équation 1-1 : Capture – Débit massique

Où :

CO₂ = masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre sortant de transfert de propriété (en tonnes)

M_p = débit massique total, mesuré par le débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p » (en tonnes)

C _{CO2 p} = concentration moyenne pondérée de CO₂ au débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p », exprimée en fraction décimale

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

1.A.1.b Méthode du débit volumétrique

Calculer la masse annuelle de CO₂ s’écoulant par le débitmètre sortant de transfert de propriété selon l’Équation 1-2.

Équation 1-2 : Capture – Débit volumétrique

Où :

CO₂ = masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre sortant de transfert de propriété (en tonnes)

Q _p = écoulement volumétrique total mesuré par le débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p », aux températures et pressions indiquées (en m³)

D _p = masse volumique moyenne pondérée de l’écoulement volumétrique, pour la période de mesure spécifiée « p », aux températures et pressions indiquées (en tonnes par m³)

C _{CO2 p} = concentration moyenne pondérée de CO₂ au débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p » (pourcentage en volume de CO₂, exprimé en fraction décimale)

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

Si le CO₂ est acheminé par plus d’un débitmètre, faire la somme de la masse annuelle acheminée par tous les débitmètres.

1.A.2 Installation de transport de CO₂

Calculer la masse annuelle de CO₂ associée à l’installation de transport, mesurée par les débitmètres entrants de transfert de propriété (Figure 1-1, débitmètres 3 et 4) et les débitmètres sortants de transfert de propriété (Figure 1-1, débitmètres 5 et 6) reliés au réseau de pipeline ou à une autre installation de transport de CO₂, selon les équations indiquées dans la présente section.

1.A.2.a Méthode du débit massique

Calculer la masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre sortant de transfert de propriété, selon l’Équation 1-3.

Équation 1-3 : Transport – Débit massique

Où :

CO₂ = masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre sortant de transfert de propriété attaché au pipeline de CO₂ ou à un autre mode de transport (en tonnes)

M _p = débit massique total mesuré par le débitmètre entrant de transfert de propriété, ou le débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p » (en tonnes)

C _{CO2 p} = concentration moyenne pondérée de CO₂ au débitmètre entrant de transfert de propriété ou au débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p », exprimée en fraction décimale

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

1.A.2.b Méthode du débit volumétrique

Calculer la masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre sortant de transfert de propriété selon l’Équation 1-4.

Équation 1-4 : Transport – Débit volumétrique

Où :

CO₂ = masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre sortant de transfert de propriété attaché au pipeline de CO₂ ou à un autre mode de transport (en tonnes)

Q _p = écoulement volumétrique total mesuré par le débitmètre entrant de transfert de propriété, ou le débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p », aux températures et pressions indiquées (en m³)

D _p = masse volumique moyenne pondérée du débit aux températures et pressions indiquées, pour la période de mesure spécifiée « p » (en tonnes par m³)

C _{CO2 p} = concentration moyenne pondérée de CO₂ au débitmètre entrant de transfert de propriété, ou au débitmètre sortant de transfert de propriété, pour la période de mesure spécifiée « p » (exprimé en fraction décimale)

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

Si le CO₂ reçu passe par plus d’un débitmètre entrant de transfert de propriété, ou s’il est acheminé par plus d’un débitmètre sortant de transfert de propriété, on doit faire la somme de la masse annuelle de CO₂ reçu ou acheminé.

1.A.3 Installation d’injection ou d’utilisation de CO₂

Pour chacune des installations d’injection, calculer la masse annuelle de CO₂ qui entre dans l’installation, mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété (Figure 1-1, débitmètres 7 et 8), selon l’Équation 1-5 ou l’Équation 1-6.

Dans le cas des installations servant à injecter le CO₂ directement dans une installation de stockage géologique à long terme, calculer la masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre du point d’injection (Figure 1-1, débitmètres 1 et 9), selon l’Équation 1-5.

Dans le cas des installations d’injection de CO₂ dans une installation de récupération améliorée des combustibles fossiles aux fins de stockage à long terme, calculer la masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre du point d’injection (Figure 1-1, débitmètre 10), y compris l’ensemble des volumes ou des masses de CO₂ recyclé, selon l’Équation 1-5.

Pour chacune des installations d’utilisation, calculer la masse annuelle de CO₂ qui entre dans l’installation, mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété, selon l’Équation 1-5 ou l’Équation 1-6.

1.A.3.a Méthode du débit massique

Calculer la masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou par le débitmètre du point d’injection, selon l’Équation 1-5.

Équation 1-5 : Injection – Débit massique

Où :

CO₂ = masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre d’injection (en tonnes)

M _p = débit massique total mesuré par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre d’injection, pour la période de mesure spécifiée « p » (en tonnes)

C _{CO2 p} = concentration moyenne pondérée de CO₂ au débitmètre entrant de transfert de propriété ou au débitmètre d’injection, pour la période de mesure spécifiée « p », exprimée en fraction décimale

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

1.A.3.b Méthode du débit volumétrique

Calculer la masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre d’injection, selon l’Équation 1-6.

Équation 1-6 : Injection – Débit volumétrique

Où :

CO₂ = masse annuelle de CO₂ mesurée par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre d’injection associé à l’injection de CO₂ (en tonnes)

Q _p = écoulement volumétrique total, mesuré par le débitmètre entrant de transfert de propriété ou le débitmètre d’injection, pour la période de mesure spécifiée « p », aux températures et pressions indiquées (en m³)

D _p = masse volumique moyenne pondérée du débit aux températures et pressions indiquées, pour la période de mesure spécifiée « p » (en tonnes par m³)

C _{CO2 p} = concentration moyenne pondérée de CO₂ au débitmètre entrant de transfert de propriété ou au débitmètre d’injection, pour la période de mesure spécifiée « p » (pourcentage en volume de CO₂, exprimé en fraction décimale)

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

Si le CO₂ arrive ou est injecté par plus d’un débitmètre entrant de transfert de propriété ou d’un débitmètre d’injection, faire la somme de la masse annuelle de CO₂ reçu ou injecté.

 1.A.4 Émissions fugitives des installations de capture, d’utilisation, de transport et de stockage de CO₂

1.A.4.a Installation de capture de CO₂

Calculer la masse annuelle des émissions fugitives de CO₂ provenant de fuites ou de rejets d’évacuation de l’équipement situé entre l’installation de capture (voir l’élément « Capture interne de CO₂ » de la Figure 1-1) et les débitmètres sortants de transfert de propriété ou les têtes de puits d’injection de l’installation (Figure 1-1, débitmètres 1 et 2), en tonnes. Calculer la masse selon les méthodes indiquées à la section 2.2.5 du Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for the Oil and Gas Industry (PDF) (en anglais seulement) (API, 2009). Sinon, déclarer la différence de masse entre le CO₂ capturé au débitmètre et le CO₂ mesuré à l’emplacement du débitmètre sortant de transfert de propriété, en tant qu’émissions fugitives associées à la capture du CO₂.

1.A.4.b Installation de transport de CO₂

Calculer la masse annuelle de CO₂ provenant de fuites et de rejets d’évacuation des pipelines ou autres modes de transport du CO₂ liquéfié entre les débitmètres entrants de transfert de propriété (Figure 1-1, débitmètres 3 et 4) et les débitmètres sortants de transfert de propriété de l’installation de stockage à long terme (Figure 1-1, débitmètres 5 et 6), en tonnes. Lorsqu’un pipeline ou toute autre installation de transport traversent une frontière internationale, il faut calculer et déclarer seulement les émissions fugitives provenant de la portion située au Canada. Calculer la masse selon les méthodes indiquées à la section 2.2.5 du Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for the Oil and Gas Industry (PDF) (en anglais seulement) (API, 2009). Sinon, déclarer la différence de masse entre la masse annuelle à l’emplacement des débitmètres entrants de transfert de propriété et la masse annuelle à l’emplacement des débitmètres sortants de transfert de propriété, en tant qu’émissions fugitives associées au transport de CO₂.

1.A.4.c Installation d’injection ou d’utilisation de CO₂

Pour les installations d’injection, calculer la masse annuelle de CO₂ provenant de fuites et de rejets d’évacuation de l’équipement de surface situé entre les débitmètres entrants de transfert de propriété (Figure 1-1, débitmètres 7 et 8) et les débitmètres des têtes de puits d’injection (Figure 1-1, débitmètres 9 et 10), en tonnes. Calculer la masse selon les méthodes indiquées à la section 2.2.5 du Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for the Oil and Gas Industry (PDF) (API, 2009). Sinon, déclarer la différence de masse entre les débitmètres entrants de transfert de propriété et les débitmètres des têtes de puits d’injection, en tant qu’émissions fugitives associées à l’injection de CO₂.

Pour les installations d’utilisation, calculer la masse annuelle de CO₂ provenant de fuites et de rejets d’évacuation de l’équipement situé entre les débitmètres entrants de transfert de propriété et l’équipement associé à l’utilisation du CO₂, en tonnes. Calculer la masse selon les méthodes indiquées à la section 2.2.5 du Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for the Oil and Gas Industry (PDF) (en anglais seulement) (API, 2009). Sinon, déclarer la différence de masse entre les débitmètres entrants de transfert de propriété et le volume de CO₂ utilisé en tant qu’émissions fugitives associées à l’utilisation de CO₂.

1.A.4.d Fuites en surface du CO₂ stocké

Calculer la masse annuelle de CO₂ provenant des fuites en surface associées aux installations de stockage géologique à long terme, en tonnes. Calculer la masse selon les méthodes indiquées à la section 5.7.1 et aux tableaux A 5.4 et A 5.5 de l’annexe des Lignes directrices 2006 du GIEC.

2 Méthodes de quantification de la combustion et du torchage de combustibles

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

Les GES sont émis lorsque des combustibles solides, liquides ou gazeux sont brûlés pour produire de la chaleur ou de l’énergie utile dans des chaudières, des turbines à combustion à cycle simple ou combiné, des moteurs, des incinérateurs, des appareils de chauffage industriels, de l’équipement de transport sur place ou dans tout autre dispositif de combustion. On trouvera à la section 2.A les méthodes d’estimation du CO₂ et à la section 2.B les méthodes d’estimation du CH₄ et du N₂O pour les sources de combustion de combustibles.

Combustion de combustible de minimis

Si la somme des émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O (excluant le CO₂ provenant de la biomasse), en équivalent CO₂, provenant de la combustion d’un ou de plusieurs combustibles, ne dépasse pas 0,5 % des émissions totales de GES de l’installation pour tous les combustibles brûlés (excluant le CO₂ provenant de la combustion de la biomasse), il n’est pas obligatoire de déclarer ces combustibles et leurs émissions.

Brûler des déchets par torchage rejette des émissions fugitives. La section 2.C présente des méthodes d’estimation des émissions dues au torchage.

Torchage de minimis

Si la somme des émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O, en équivalent CO₂ (éq. CO₂) provenant d’une ou de plusieurs torches ne dépasse pas 0,5 % des émissions totales de GES découlant du torchage à une installation, ou 0,5 % des émissions totales de GES de l’installation pour tous les combustibles brûlés, le plus élevé étant retenu, il n’est pas obligatoire de déclarer les émissions dues au torchage.

2.A Émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles

Pour calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de sources de combustion de combustibles, les exploitants d’installation peuvent utiliser l’une des méthodes de quantification indiquées aux sections 2.A.1 à 2.A.3, ou une combinaison de ces méthodes pour chaque type de combustible. Les installations disposant d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE) ne sont pas tenues d’utiliser la méthode SMECE (méthode 3) et peuvent plutôt utiliser la méthode des combustibles de composition non variable (méthode 1) ou la méthode des combustibles de composition variable (méthode 2). On trouvera à la section 2.D des précisions sur les exigences applicables à l’échantillonnage, à l’analyse et à la mesure des combustibles et les directives sur la gestion des mélanges de biocombustibles et de combustibles fossiles figurent à la section 2.A.4.

Méthode 1 : Méthode des combustibles de composition non variable

La méthode à la section 2.A.1 s’applique aux combustibles de composition non variable et aux biocombustibles qui ont une composition constante et où les coefficients d’émissions de CO₂ applicables sont fournis :

1. Utiliser l’Équation 2-1 et l’Équation 2-2 pour les combustibles de composition non variable dont le coefficient d’émission de CO₂ est indiqué dans le Tableau 2-1 et le Tableau 2-2.
2. Utiliser l’Équation 2-3, l’Équation 2-4 et l’Équation 2-5 ou la méthode propre à l’installation à la section 2.A.1.a(3) avec la documentation appropriée pour le transport sur place seulement lorsque les informations nécessaires pour utiliser l’Équation 2-1 ou l’Équation 2-2 ne sont pas disponibles.

Méthode 2 : Méthode des combustibles fossiles de composition variable

La méthode des combustibles variables à la section 2.A.2 s’applique aux combustibles dont les propriétés et la composition variable nécessitent la détermination de la teneur en carbone propre à l’installation à l’exception des biocombustibles présentés dans le Tableau 2-4. Un combustible de composition variable correspond à tout combustible qui n’est pas inclus dans le Tableau 2-1 et le Tableau 2-2 :

1. Utiliser l’Équation 2-6, l’Équation 2-7 et l’Équation 2-8 pour les combustibles non indiqués du Tableau 2-1, du Tableau 2-2 ou du Tableau 2-4 — appliquer l’Équation 2-9 pour le gaz naturel lorsque la teneur en carbone ne peut pas être obtenue auprès du fournisseur de combustible ou mesurée régulièrement.
2. Utiliser l’Équation 2-1 et l’Équation 2-2 pour les biocombustibles indiqués dans le Tableau 2-4 ou appliquer l’Équation 2-11 pour les biocombustibles servant à produire de la vapeur.

Méthode 3 : Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE)

Cette méthode s’applique aux unités de combustion dotées d’au moins un SMECE fixe comprenant un sous-système de contrôle de débit et un dispositif de mesure de la concentration de CO₂. Déterminer les données relatives aux émissions de CO₂ provenant du SMECE selon la méthode prescrite à la section 2.A.3.

Points importants

Dans le cas des mélanges de différents combustibles, déterminer et déclarer la proportion de chaque type de combustible (p. ex. gaz naturel, diesel, biodiesel, essence, éthanol) et utiliser la méthode appropriée pour chaque type de combustible brûlé.

Pour les mélanges de biocombustibles produits et consommés à l’interne, il n’est pas requis de déterminer la proportion de chaque type de combustible dans le mélange. Les installations ont la possibilité d’en tenir compte comme d’un type de combustible combiné ou de le séparer par type de combustible. Ces types de combustibles variables nécessitent d’indiquer des renseignements correspondants, comme la teneur en carbone et le pouvoir calorifique. Une description de la documentation à l’appui requise figure à l’annexe A.   

Les installations qui produisent de la vapeur pour générer de l’électricité et de la chaleur et qui ne parviennent pas à déterminer la quantité réelle de combustible utilisée à chacune de ces fins peuvent se servir de la quantité annuelle de chaque combustible brûlé dans la chaudière, multipliée par le ratio de vapeur produite pour générer de l’électricité ou de la chaleur, afin de calculer les émissions de chaque activité. Quand une méthode propre à l’installation est utilisée pour déterminer la quantité de combustible utilisée à chaque fin, il faut fournir la documentation à l’appui (voir les détails à l’annexe A).

Utiliser toute méthode de calcul applicable pour un ou plusieurs combustibles brûlés. Par exemple, si une unité brûle du propane et du diesel, l’exploitant de l’installation peut décider d’utiliser la méthode des combustibles de composition non variable pour le propane et la méthode des combustibles fossiles de composition variable pour le diesel, même si la méthode des combustibles de composition non variable pourrait servir pour les deux combustibles.

Appliquer un facteur spécifique à l’installation pour estimer les émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles lorsqu’un tel facteur peut être tiré de l’exploitation de l’unité particulière de l’installation. Le cas échéant, les données à l’appui doivent être consignées et présentées.

Fournir la documentation relative à la méthode et aux renseignements utilisés pour obtenir les propriétés des combustibles propres à une installation (teneur en carbone, valeur de pouvoir calorifique supérieur, coefficient d’émission, teneur en humidité des combustibles solides, et température et pression des combustibles gazeux) ainsi que les résultats obtenus, lorsque cette approche diffère de celles précisées à la section 2, Méthodes de quantification de la combustion et du torchage de combustibles. Une description des contenus requis figure à l’annexe A.

2.A.1 Méthode 1 : Méthode des combustibles de composition non variable

Cette méthode utilise les valeurs de pouvoir calorifique supérieur du combustible (PCSC) indiquées par le fournisseur ou mesurées à l’installation. Les combustibles de composition non variable sont le propane, l’éthane, le butane, l’essence, le diesel, l’éthanol et le biodiesel. Tous les autres combustibles sont de composition variable (voir section 2.A.2 : Méthode 2 : Méthode des combustibles de composition variable).

Utiliser L’Équation 2-1 ou l’Équation 2-2 pour calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de combustibles de composition non variable à partir des coefficients d’émissions indiqués au Tableau 2-1 et au Tableau 2-2.

Pour les sources de transport sur place, si les paramètres requis pour l’Équation 2-1 ou l’Équation 2-2 ne sont pas disponibles, calculer la masse des émissions de CO₂ à l’aide de l’Équation 2-3, de l’Équation 2-4 et de l’Équation 2-5, ou de la méthode propre à l’installation présentée au paragraphe 2.A.1.a(3).

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) (en anglais seulement) peuvent être utilisées au lieu des équations 2-1 et 2-2. De façon plus précise, utiliser l’équation 1-1 ou 1-1a de l’Alberta (avec CD_ene) au lieu de l’Équation 2-1 d’ECCC, et l’équation 1-1a de l’Alberta (avec CD_vol) au lieu de l’Équation 2-2 d’ECCC.

Équation 2-1 : Équation des émissions fondée sur l’énergie

ou

Équation 2-2 : Équation des émissions fondée sur le volume ou la masse

Où :

CO_{2 i} = masse annuelle des émissions de CO₂ d’un certain type de combustible « i » (en tonnes)

n = nombre de mesures du contenu calorifique du combustible dans l’année civile, comme indiqué à la section 2.D

Combustible _{i p} = masse ou volume de combustible brûlé de type « i » durant la période de mesure ou de livraison « p » (masse exprimée en tonnes pour le combustible solide, volume en kilolitres pour le combustible liquide ou volume en mètres cubes, à 15 °C et 101,325 kPa pour le combustible gazeux), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.2

Combustible _{e p} = quantité d’énergie de combustible de type « e » brûlé durant la période de mesure ou de livraison « p » (exprimée en MJ), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.2

CD _{1 e} = coefficient d’émission de CO₂ propre au type de combustible « e » tiré du Tableau 2-1 et du Tableau 2-2, unités d’énergie

CD _{2 i} = coefficient d’émission de CO₂ propre au type de combustible « i » tiré du Tableau 2-1 et du Tableau 2-2, unités physiques

10^-3 = facteur de conversion des kg en tonnes

10^-6 = facteur de conversion des grammes en tonnes

2.A.1.a Transport sur place (combustibles de composition non variable)

Calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ provenant du transport sur place selon la méthode décrite au paragraphe 2.A.1.a(1) ou calculer les émissions selon la méthode décrite dans le paragraphe 2.A.1.a(2) ou 2.A.1.a(3).

(1) Calculer les émissions de CO₂ pour le transport sur place de la façon décrite à la section 2.A.1 Méthode 1 : Méthode pour les combustibles de composition non variable.

(2) Si on ne dispose pas de données sur la consommation de combustible, on peut calculer les émissions de CO₂ provenant du transport sur place en utilisant l’Équation 2-3 ou l’Équation 2-4 (en fonction du volume de combustible) et l’Équation 2-5.

Équation 2-3 : Transport sur place par type d’équipement – PCSC

ou

Équation 2-4 : Transport sur place par type d’équipement – CD

Équation 2-5 : Transport sur place

Où :

E _{CO2 i k q} = masse trimestrielle « q » des émissions de CO₂ provenant de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (en tonnes)

h _{i k} = nombre d’heures de fonctionnement trimestrielles de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustion de combustibles « i » (en heures)

pc _{i k} = puissance nominale de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (en HP)

FC _{i k} = facteur de charge de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (sans dimension; se situe entre zéro et un)

PCSDC _{i k} = consommation spécifique de carburant au frein pour chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (en litres/HP-heure)

PCSC _{i q} = valeur calorifique supérieure du type de carburant « i » (MJ/kl) par période trimestrielle « q », comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.3

CD _{1 i} = coefficient d’émission par type de combustible « i » (g CO₂/MJ), indiqué dans le Tableau 2-2, unités d’énergie

CD _{2 i} = coefficient d’émission par type de combustible « i » (kg CO₂/kl), indiqué dans le Tableau 2-2, unités physiques

E _{Totale CO2} = masse annuelle totale des émissions de CO₂ par type de combustible « i », pour tout l’équipement de transport sur place « k » (en tonnes)

10^-6 = facteur de conversion des grammes en tonnes

10^-3 = facteur de conversion des litres en kilolitres

(3) Méthode propre à l’équipement de transport sur place : si les variables requises pour l’Équation 2-3, l’Équation 2-4 et l’Équation 2-5 ne sont pas disponibles pour les sources de transport sur place, calculer la masse des émissions de CO₂ par la méthode qui suit, qui utilise la méthode propre à l’équipement; procéder à l’analyse de la consommation horaire de combustible des sources de transport de l’installation au cours d’une plage représentative d’activité :

1. recueillir et analyser des données sur un éventail de conditions d’exploitation typiques des sources de transport sur place de l’installation pour chaque type d’équipement de transport sur place en activité au cours de l’année civile;
2. calculer le taux horaire moyen de consommation de combustible pour chaque éventail d’activités typiques;
3. déterminer le nombre d’heures de chaque type d’activité de l’installation dans l’année civile;
4. calculer la masse annuelle totale d’émissions mobiles en multipliant les heures d’activité par le taux moyen de consommation de combustibles et le coefficient d’émission propre au combustible indiqué pour chacune des activités typiques;
5. documenter et déclarer la méthode employée, selon l’énoncé des contenus à envisager présenté à l’annexe A.

2.A.2 Méthode 2 : Méthode des combustibles de composition variable

Calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ pour chaque type de combustible de composition variable à partir des mesures de la teneur en carbone du combustible réalisées sur place ou indiquées par le fournisseur de combustible et de la quantité de combustible brûlé. Il existe une autre méthode pour calculer les émissions de CO₂ dues à la combustion de gaz naturel lorsqu’on ne peut obtenir les données sur la teneur en carbone.

Veuillez noter que pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) (en anglais seulement) peuvent être utilisées au lieu de l’Équation 2-6,  l’Équation 2-7, l’Équation 2-8, et l’Équation 2-9. De façon plus précise, utiliser l’équation 1-3d de l’Alberta au lieu de l’Équation 2-6 d’ECCC; l’équation 1-3c de l’Alberta au lieu de l’Équation 2-7 d’ECCC et les équations 1-3a, 1-3b ou 1-4a à 1-4c de l’Alberta au lieu de l’Équation 2-8 d’ECCC.

2.A.2.a Combustibles solides

Utiliser l’Équation 2-6 pour calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de chaque type de combustible solide brûlé. La quantité de combustible appliquée et la teneur en carbone doivent être basées sur la même teneur en humidité (en pourcentage) ou ajustées en fonction de celle-ci.

Équation 2-6 : Combustibles solides

Où :

CO_{2 i} = masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de la consommation de combustible solide de type « i », exprimée en tonnes

n = nombre de déterminations de la teneur en carbone pour l’année civile, comme il est indiqué à la section 2.D pour le combustible solide de type « i »

Combustible _{i p} = quantité totale de combustible solide de type « i » brûlé au cours de la période de mesure « p » (en tonnes), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.2

TC _{i p} = teneur en carbone de combustible solide de type « i », obtenue à partir des résultats d’analyse de combustible pour la période de mesure « p », exprimée en fraction de masse décimale comme il est indiqué à la section 2.D.4; la valeur TC_ip doit être ajustée selon la teneur en humidité en pourcentage de Combustible_ip.

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

2.A.2.b Combustibles liquides

Utiliser l’Équation 2-7 pour calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de chaque type de combustible liquide brûlé.

Équation 2-7 : Combustibles liquides

Où :

CO_{2 i} = masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de la consommation du combustible liquide de type « i » (en tonnes)

n = nombre de déterminations de la teneur en carbone requises pour l’année civile pour le combustible liquide de type « i », comme il est indiqué à la section 2.D

Combustible _{i p} = volume de combustible liquide de type « i » brûlé au cours de la période de mesure « p » (en kilolitres), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.2

TC _{i p} = teneur en carbone de combustible liquide de type « i », d’après les résultats d’analyse du combustible pour la période de mesure « p » (en tonnes de C par kilolitre de combustible), comme il est indiqué à la section 2.D.4

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

2.A.2.c Combustibles gazeux

Utiliser l’Équation 2-8 pour calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de chaque type de combustible gazeux brûlé. Pour le gaz naturel seulement, l’Équation 2-9 peut être utilisée lorsque la teneur en carbone requise pour l’Équation 2-8 ne peut être obtenue. Pour ces équations, les volumes de combustibles sont déterminés dans des conditions normales (15 °C et 101,325 kPa).

Lorsque le volume du combustible gazeux est déterminé dans des conditions anormales, soit une température se situant entre -50 °C et 80 °C ou une pression allant de 10 kPa à 500 kPa, convertir le volume à l’aide de l’équation des gaz parfaits, soit l’Équation 2-10. Dans les cas où une conversion a été faite à partir d’autres températures et pressions ou des quantités liquides ont été converties en volumes de gaz, il est nécessaire de joindre un résumé de la méthode utilisée.

Équation 2-8 : Tous les combustibles gazeux

Où :

CO_{2 i} = masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de la consommation de combustible gazeux de type « i », exprimée en tonnes

n = nombre de déterminations de la teneur en carbone pour l’année civile, comme il est indiqué à la section 2.D pour le combustible gazeux de type « i »

Combustible _{i p} = volume de combustible gazeux de type « i » brûlé au cours de la période « p » (mètres cubes à 15 °C et 101,325 kPa), section 2.D.1 et section 2.D.2

TC _{i p} = teneur en carbone de combustible gazeux de type « i », obtenue à partir des résultats de l’analyse de combustible visant la période « p » (en kg de C par mètre cube à 15 °C et 101,325 kPa), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.4

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

10^-3 = facteur de conversion des kg en tonnes

Équation 2-9 : Gaz naturel

Où :

CO_{2 GN} = masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de la combustion de gaz naturel, exprimée en tonnes

n = nombre de mesures du contenu calorifique au cours de l’année civile, comme il est indiqué à la section 2.D.1

Combustible _p = volume de gaz naturel brûlé au cours de la période de mesure « p » (mètres cubes, à 15 °C et 101,325 kPa), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.2

PCSC _p= pouvoir calorifique supérieur du gaz naturel au cours de la période de mesure « p » (mégajoules/mètres cubes, à 15 °C et à 101,325 kPa), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.3

(Pente × PCSC _p – point d’interception) = formule empirique (g de CO₂/mètre cube de gaz naturel) qui représente une relation très étroite entre le dioxyde de carbone et le volume de gaz naturel déterminé à partir des données sur la composition provenant d’un grand ensemble de données discrètes existantes; voir la liste des pentes et des points d’interception par région au Tableau 2-3

10^-6 = facteur de conversion des grammes en tonnes

Équation 2-10 : Équation des gaz parfaits

Où :

Combustible _TPN = volume du combustible gazeux à une température et une pression normales (volume en mètres cubes, à 15 °C et 101,325 kPa)

P _m = mesure du volume de la pression de gaz, en kPa

Combustible _m = mesure du volume du combustible gazeux, à P _m, en mètres cubes

T _TPN = température normale, 288,15 K

T _m = mesure de la température du volume de gaz, Combustible _m, en degrés Kelvin

P _TPN = pression normale, 101,325 kPa

2.A.2.d Biocombustibles de composition variable

La présente section décrit les méthodes servant à calculer les émissions de CO₂ provenant de biocombustibles qui ne figurent pas dans le Tableau 2-1 ou le Tableau 2-2). Pour ces biocombustibles de composition variable, appliquer les méthodes prévues à la section 2.A.2.a Combustibles solides, 2.A.2.b Combustibles liquides et 2.A.2.c Combustibles gazeux pour chaque type de biomasse.

On peut aussi appliquer, pour les biocombustibles énumérés dans le Tableau 2-4, la méthode de la section 2.A.1 (Méthode 1 : Combustibles de composition non variable). Puisque les coefficients d’émissions requis sont présentés sur une base sèche dans le Tableau 2-4, la quantité de biocombustibles solides appliquée doit être fondée sur une teneur en humidité de 0 % ou être ajustée à cette même teneur.

Lorsque les combustibles sont utilisés pour produire de la vapeur, utiliser l’Équation 2-11 : Biocombustibles pour calculer la masse des émissions de CO₂ quand les renseignements sur la quantité et le type de biocombustible ne sont pas disponibles.

Équation 2-11 : Biocombustibles

Où :

CO_{2 i} = masse annuelle d’émissions de CO₂ provenant de chaque type de biocombustible solide « i » (en tonnes)

Vapeur = masse totale de vapeur générée par le type de biocombustible solide « i » pour l’année de déclaration (en tonnes de vapeur)

B = rapport entre la capacité nominale d’apport de chaleur de la chaudière sur la capacité nominale de production de vapeur (en MJ/tonne de vapeur)

CD _i = coefficient d’émissions du biocombustible solide de type « i », indiqué dans le Tableau 2-4 : Coefficients d’émissions de CO₂ pour la biomasse, le cas échéant (en g CO₂/MJ), ou coefficient d’émissions propre à l’installation, établi par des mesures et mis à jour au moins tous les trois ans comme il est indiqué à la section 2.D.1, paragraphe (8)

10^-6 = facteur de conversion des grammes en tonnes

2.A.2.e Transport sur place (combustibles de composition variable)

Si des combustibles de composition variable sont utilisés, calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ par le transport sur place en utilisant l’Équation 2-7 : Combustibles liquides. Si on ne peut obtenir l’information requise pour l’Équation 2-7 : Combustibles liquides, calculer les coefficients d’émissions propres au matériel de transport sur place et suivre l’approche décrite à la section 2.A.1.a. Documenter et déclarer l’approche et l’information utilisée pour calculer tous les coefficients d’émissions propres à l’équipement de transport sur place, voir les détails à l’annexe A.

2.A.3 Méthode 3 : système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE)

Calculer la masse annuelle des émissions de CO₂ provenant de tous les combustibles brûlés dans une unité de combustion fixe à partir des données d’un SMECE, comme il est indiqué aux paragraphes 2.A.3(1) à 2.A.3(7). Cette méthode nécessite un dispositif de mesure de la concentration de CO₂ et un sous-système de contrôle de débit, sauf indication contraire comme il est indiqué au paragraphe 2.A.3(3). Dans le cas des SMECE, il faut procéder conformément aux méthodes fournies dans le document d’orientation sur les Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques et d’autres sources (mai 2023, n^o de catalogue : En83-2/1-7-2023F-PDF), ci-après désigné comme le document d’orientation sur les SMECE.

(1) Dans le cas d’une installation utilisant un SMECE par souci de conformité à un règlement fédéral, provincial ou local, utiliser les concentrations de CO₂ ou d’O₂ et les mesures de débit de gaz de combustion pour déterminer les émissions massives horaires de CO₂ conformément aux méthodes indiquées dans le document d’orientation sur les SMECE.

(2) Calculer les émissions massives annuelles de CO₂ pour l’année de déclaration, exprimées en tonnes, en fonction de la somme des émissions massives horaires de CO₂ durant l’année civile.

(3) Les exploitants d’installation peuvent utiliser un dispositif de mesure de la concentration d’oxygène (O₂) plutôt qu’un dispositif de mesure de la concentration de CO₂ pour déterminer les concentrations horaires de CO₂, si les deux conditions suivantes sont respectées.

• Premièrement, l’effluent gazeux mesuré par le SMECE ne doit contenir que des produits de combustion (c.-à-d. qu’aucune émission de CO₂ issue de procédés ou d’un dispositif de contrôle de gaz acide n’est mélangée aux produits de combustion).
• Deuxièmement, seuls les combustibles suivants sont brûlés dans l’unité : charbon, coke de pétrole, produits pétroliers raffinés ou non, gaz naturel, propane, butane, écorce ou déchets ligneux.

De plus :

1. Dans le cas d’unités qui brûlent des combustibles dérivés de matières résiduelles (tels que définis dans les dispositions générales et incluant les déchets municipaux solides), le calcul des émissions ne doit pas se baser sur les concentrations d’O₂.
2. Dans le cas d’installations qui brûlent des biocombustibles et pour lesquelles les concentrations d’O₂ servent au calcul des concentrations de CO₂, il faut démontrer par des contrôles à la source annuels que le ratio entre les concentrations de CO₂ calculées et les concentrations de CO₂ mesurées satisfait aux exigences de vérification de l’exactitude relative (VER) énoncées dans le document d’orientation sur les SMECE.

(4) Si des biocombustibles et des combustibles fossiles (même ceux qui sont en partie des biocombustibles) sont brûlés durant l’année, déterminer les émissions massives biogéniques de CO₂ séparément, comme il est indiqué à section 2.A.4.

(5) Pour toute unité utilisant les données d’un SMECE, fournir séparément les émissions de CO₂ provenant de procédés industriels et celles provenant d’installations de combustion fixes — déterminer les quantités annuelles de chaque type de combustible fossile et de biocombustible brûlé selon la méthode d’échantillonnage de combustible indiquée aux sections 2.D.1 et 2.D.2.

(6) S’il est décidé pour une installation assujettie aux exigences de mesure continue des émissions gazeuses d’ajouter des appareils à un SMECE existant aux fins de mesure des concentrations de CO₂ ou des effluents gazeux, choisir et faire fonctionner les appareils conformément aux exigences appropriées à l’installation et aux dispositions en vigueur au Canada^{Note de bas de page 1} .

(7) Dans le cas d’une installation non dotée de SMECE pour laquelle il a été décidé d’installer un tel système pour mesurer les concentrations de CO₂, choisir et faire fonctionner le SMECE selon les exigences appropriées ou celles équivalentes en vigueur au Canada^{Note de bas de page 1}  — les SMECE ajoutés sont assujettis aux spécifications énoncées aux paragraphes 2.A.3(1) à 2.A.3(5), le cas échéant.

2.A.4 Émissions de CO₂ provenant de la combustion de mélanges de biomasse et de combustibles fossiles

Utiliser les méthodes décrites dans la présente section pour estimer les émissions biogéniques de CO₂ provenant d’unités brûlant un mélange de biocombustibles et de combustibles fossiles, y compris des combustibles dérivés de matières résiduelles (p. ex., déchets ligneux et pneus) qui sont en partie des biocombustibles.

(1) Si le CO₂ n’est pas mesuré par un SMECE et si l’installation brûle des biocombustibles ne renfermant pas de combustibles dérivés de matières résiduelles, utiliser la méthode 1 ou 2, le cas échéant, pour calculer les émissions massiques biogéniques annuelles de CO₂ provenant du brûlage de biocombustibles.

• Déterminer la quantité de biomasse brûlée soit à partir des registres de la compagnie ou, dans le cas de combustibles prémélangés renfermant des biocombustibles et des combustibles fossiles (p. ex., les mélanges contenant du biodiesel), de la meilleure information sur les fournisseurs accessible et étayer la marche à suivre.

(2) Lorsqu’un SMECE est utilisé pour mesurer le CO₂ (ou l’O₂ comme élément auxiliaire) et que l’installation brûle des biocombustibles ne contenant pas de combustibles dérivés de matières résiduelles, utiliser la méthode 1 ou 2 pour calculer les émissions massives annuelles de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles.

• Calculer les émissions de biocombustible en soustrayant les émissions associées aux combustibles fossiles des émissions totales de CO₂ établies par la méthode du SMECE.

(3) Lorsque les combustibles ou mélanges de combustibles brûlés renferment une fraction de biomasse inconnue ou non démontrable (p. ex. combustible dérivé de pneus), ou des biocombustibles pour lesquels aucun coefficient d’émission de CO₂ n’est indiqué dans le Tableau 2-2 et le Tableau 2-4, utiliser l’une des méthodes suivantes pour estimer les émissions biogéniques de CO₂ :

1. Utiliser la méthode 2 ou 3 pour calculer les émissions massiques annuelles totales de CO₂, le cas échéant.
2. Déterminer la portion biogénique des émissions de CO₂ conformément à la norme ASTM D6866-16, Standard Test Methods for Determining the Biobased Content of Solid, Liquid, and Gaseous Samples Using Radiocarbon Analysis.
   • Cette norme ne s’applique pas aux combustibles contenant moins de 5 % de biomasse par poids ni à ceux dérivés de matières résiduelles qui représentent moins de 30 % par poids de la quantité totale de combustibles brûlés au cours de l’année de déclaration des émissions, sauf si la personne intéressée souhaite déclarer une fraction biocombustible des émissions de CO₂.
3. Procéder à l’analyse d’échantillons de combustible ou de gaz d’échappement représentatifs au moins tous les trois mois conformément à la norme ASTM D6866-16.
   • Prélever les échantillons de gaz d’échappement durant une période minimale de 24 heures consécutives conformément à la norme ASTM D7459-08(2016), Standard Practice for Collection of Integrated Samples for the Speciation of Biomass (Biogenic) and Fossil-Derived Carbon Dioxide Emitted from Stationary Emissions Sources.
   • Si des déchets municipaux solides sont brûlés, analyser les effluents d’échappement conformément à la norme ASTM D6866-16.
4. Répartir le total des émissions de CO₂ entre les biocombustibles et les combustibles autres selon les proportions moyennes des échantillons analysés au cours de l’année de déclaration.
5. Lorsqu’une même installation possède une source de combustible commune pour de multiples unités, il est possible de procéder à l’analyse prescrite à la norme ASTM D6866-16 pour une seule unité.

2.B Émissions de CH₄ et de N₂O provenant de la combustion de combustibles

Calculer la masse annuelle des émissions de CH₄ et de N₂O provenant de sources de combustion de chaque type de combustible, par les méthodes indiquées dans la présente section.

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) (en anglais seulement) peuvent être utilisées, le cas échéant.   De façon plus précise, utiliser l’équation 1-5 ou 1-5a de l’Alberta (avec CD_ene) au lieu de l’Équation 2-12 d’ECCC; l’équation 1-5a de l’Alberta (avec CD_vol) au lieu de l’Équation 2-13 d’ECCC; l’équation 1-5 de l’Alberta au lieu de l’Équation 2-18 d’ECCC.   

(1) Lorsque les valeurs de pouvoir calorifique supérieur de combustible (PCSC) sont mesurées directement, ou indiquées par le fournisseur du combustible, utiliser l’Équation 2-12 pour calculer les émissions annuelles de CH₄ et de N₂O.

Équation 2-12 : Méthodes de calcul du PCSC du CH₄ et du N₂O, en unités d’énergie

Où :

CH_{4 e} ou N₂O_e = masse annuelle des émissions de CH₄ ou de N₂O pour le combustible de type « e », en tonnes de CH₄ ou de N₂O par année

Combustible _{e p} = quantité d’énergie de combustible de type « e » brûlé durant la période de mesure ou de livraison « p » (exprimée en MJ), comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.2

CD _e = coefficient d’émissions du CH₄ ou du N₂O par type de combustible « e » fourni dans les tableaux du Tableau 2-5 au Tableau 2-12 ou indiqué par le fournisseur de combustible ou le fabricant de l’équipement, en unités d’énergie

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

k = facteur de conversion approprié en tonnes de CH₄ ou de N₂O, selon les unités du CD, obtenu soit du Tableau 2-5 au Tableau 2-12, soit du fournisseur de combustible ou du fabricant de l’équipement, ou calculé à l’installation. La majorité des CD fondés sur l’énergie dans le Tableau 2-5 à Tableau 2-12 (en g/GJ) nécessitent un facteur de conversion de 10^-9

(2) Lorsque le PCSC n’est pas indiqué par le fournisseur du combustible ou qu’il n’est pas mesuré régulièrement, utiliser l’Équation 2-13 pour calculer les émissions annuelles de CH₄ et de N₂O.

Équation 2-13 : Méthodes de calcul du PCSC du CH₄ et du N₂O, en unités physiques

Où :

CH_{4 i} ou N₂O_i = masse annuelle des émissions de CH₄ ou de N₂O pour le combustible de type « i », en tonnes de CH₄ ou de N₂O par année

Combustible _{i p} = masse ou volume de combustible de type « i » brûlé durant la période de mesure ou de livraison « p » (masse exprimée en tonnes pour le combustible solide, volume en kilolitres pour le combustible liquide ou volume en mètres cubes, à 15 °C et 101,325 kPa pour le combustible gazeux), comme il est indiqué à la section 2.D.1 et à la section 2.D.2

CD _i = coefficient d’émissions du CH₄ ou du N₂O par type de combustible « i » fourni dans les tableaux du Tableau 2-5 au Tableau 2-12, indiqué par le fournisseur de combustible ou le fabricant de l’équipement, ou calculé à l’installation, en unités physiques

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile

k = 10^-3 pour les combustibles liquides et solides; 10^-6 pour les combustibles gazeux; autrement, le facteur de conversion approprié en tonnes de CH₄ ou de N₂O, en fonction des unités du CD, obtenu soit du fournisseur de combustible ou du fabricant de l’équipement, ou calculé à l’installation

• (3) Le coefficient d’émissions propres à l’équipement ou l’installation peut aussi être déterminé à l’aide d’essais à la source ou en provenance du fabricant de l’équipement afin de quantifier les émissions de CH₄ et de N₂O au moyen de l’Équation 2-13.
  • Pour les émissions de CH₄ et de N₂O des batteries de fours à coke, si la masse ou le volume de combustible par type de combustible est inconnu, la quantité annuelle totale de coke produite (tonnes) peut être utilisée.
  • Documenter la méthode employée pour calculer les coefficients d’émissions de CH₄ et de N₂O propres à l’installation (voir l’annexe A).
• (4) SMECE; estimer la masse annuelle des émissions de CH₄ et de N₂O pour les unités qui utilisent la méthode 3 (SMECE) et pour lesquelles l’apport de chaleur est surveillé tout au long de l’année, au moyen de l’Équation 2-14.

Équation 2-14 : Méthodes du SMECE pour le CH₄ et le N₂O

Où :

CH_{4 i} ou N₂O_i = masse annuelle d’émissions de CH₄ ou de N₂O provenant de la combustion d’un type précis de combustible « i », exprimée en tonnes

(HI)_{A i} = apport de chaleur annuel cumulatif du combustible (en MJ), indiqué par type de combustible « i »

CD _i = coefficient d’émissions de CH₄ ou de N₂O propre au combustible par type de combustible « i », indiqué dans les Tableau 2-5 à Tableau 2-12 (en grammes/MJ ou en grammes/kg de charbon)

10^-6 = facteur de conversion des grammes en tonnes

(5) Transport sur place — calculer la masse annuelle des émissions de CH₄ ou de N₂O provenant du transport sur place à l’aide de la méthode décrite au paragraphe 2.B(1) ou 2.B(2) avec les coefficients d’émission présentés dans le Tableau 2-7.

• Si les coefficients d’émissions requis ne figurent pas dans le Tableau 2-7, calculer les coefficients d’émissions du CH₄ et du N₂O propres à l’équipement de transport sur place et documenter et déclarer les méthodes utilisées.
• Si les données sur la consommation de combustible ne peuvent être obtenues du fournisseur de combustible ou mesurées régulièrement, calculer les émissions en utilisant l’une ou l’autre des méthodes de calcul décrites aux paragraphes 2.B(5)(A) ou 2.B(5)(B).

(A) Autre méthode de calcul — calculer la masse annuelle des émissions de CH₄ ou de N₂O provenant du transport sur place pour chaque type de combustible à l’aide de l’Équation 2-15 et de l’Équation 2-17; utiliser l’Équation 2-16 à la place de l’Équation 2-15 si le PCSC ne peut être obtenu du fournisseur de combustible ou mesuré régulièrement.

Équation 2-15 : Transport sur place par type d’équipement, en unités d’énergie

ou

Équation 2-16 : Transport sur place par type d’équipement, en unités physiques

Équation 2-17 : Transport sur place

Où :

E _{g i k q} = masse trimestrielle « q » des émissions de gaz à effet de serre « g » (CH₄ ou N₂O) provenant de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (en tonnes)

h _{i k} = nombre d’heures de fonctionnement trimestrielles de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustion de combustibles « i » (en heures)

pc _{i k} = puissance nominale de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (en HP)

FC _{i k} = facteur de charge de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (adimensionnel; oscille entre zéro et un)

PCSDC _{i k} = consommation spécifique de carburant au frein par HP de puissance utile de chaque type d’équipement de transport sur place « k » et de combustible « i » (en litres/HP-heure)

PCSC _{i q} = valeur calorifique supérieure du type de carburant « i » (MJ/kl) par période trimestrielle « q », comme il est indiqué aux sections 2.D.1 et 2.D.3

CD _{1 g i} = coefficient d’émission par type de combustible « i », indiqué dans le Tableau 2-7, en unités d’énergie

CD _{2 g i} = coefficient d’émission par type de combustible « i », indiqué dans le Tableau 2-7, en unités physiques

E _{Totale g i} = masse annuelle totale des émissions de gaz à effet de serre « g » (CH₄ ou N₂O) par type de combustible « i », pour tout l’équipement de transport sur place « k » (en tonnes)

10^-3 = facteur de conversion de grammes à tonnes

10^-6 = facteur de conversion des grammes en tonnes

• (B) Autre mode de calcul : Calculer la masse annuelle des émissions de CH₄ ou de N₂O par la méthode propre à l’installation qui suit — procéder à l’analyse de la consommation horaire de combustible des sources de transport de l’installation au cours d’une plage représentative d’activité :
  1. Recueillir et analyser des données sur un éventail de conditions d’exploitation typiques des sources de transport sur place de l’installation pour chaque type d’équipement de transport sur place en activité au cours de l’année civile.
  2. Calculer le taux horaire moyen de consommation de combustible pour chaque éventail d’activités typiques.
  3. Déterminer le nombre d’heures de chaque type d’activité de l’installation dans l’année civile.
  4. Calculer la masse annuelle totale d’émissions mobiles en multipliant les heures d’activité par le taux moyen de consommation de combustible et le coefficient d’émission propre au combustible indiqué pour chacune des activités typiques.
  5. Documenter et déclarer la méthode employée.

(6) Biomasse. Utiliser l’Équation 2-18 pour estimer les émissions de CH₄ et de N₂O provenant du brûlage de biomasse en fonction de la quantité de vapeur produite s’il est impossible de déterminer la quantité de biocombustible à appliquer pour l’Équation 2-12 ou l’Équation 2-13.

Équation 2-18 : Méthode des coefficients d’émissions de CH₄ et de N₂O pour la biomasse

Où :

CH₄ ou N₂O = masse annuelle des émissions de CH₄ ou de N₂O provenant du brûlage de biomasse (en tonnes)

Vapeur = masse totale de vapeur générée par le brûlage de biomasse durant l’année de déclaration (tonnes de vapeur)

B = rapport de la capacité nominale d’apport de chaleur de la chaudière sur la capacité nominale de production de vapeur (en mégajoules/tonne de vapeur)

CD = coefficient d’émission de CH₄ ou de N₂O propre au combustible selon le Tableau 2-12, le cas échéant (en grammes par MJ)

10^-6 = facteur de conversion des grammes en tonnes

2.C Émissions fugitives provenant du torchage

Calculer et déclarer les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O résultant de la combustion par les veilleuses des torches et d’hydrocarbures acheminés vers les torches afin d’y être détruites, en utilisant la ou les méthodes appropriées spécifiées.

2.C.1 Émissions de CO₂ dues au torchage

(1) Mesure du pouvoir calorifique ou de la teneur en carbone — si l’on surveille en continu le PCSC ou la composition des gaz à la torche, ou si on surveille ces paramètres au moins une fois par semaine, utiliser la valeur mesurée du PCSC ou de la teneur en carbone pour calculer les émissions de CO₂ provenant de la torche en utilisant les méthodes applicables aux paragraphes (A) et (B) de cette section.

• (A) Lorsque la composition des gaz est surveillée, calculer les émissions de CO₂ par la torche à l’aide de l’Équation 2-19 de la présente section.

Équation 2-19 : CO₂ attribuable au torchage – TC

Où :

CO_2i = émissions annuelles de CO₂ pour un type de combustible précis « i » (tonnes)

EC = efficacité de la combustion à la torche mesurée à l’installation. On fera l’hypothèse d’une efficacité de combustion à la torche de 0,98 si on ne dispose pas de données sur l’efficacité pour l’installation

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

n = nombre de périodes de mesure comme il est indiqué à la section 2.C.1(1)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

(Torche)_p = volume du gaz brûlé à la torche pendant la période de mesure « p » à 15°C et 101,325 kPa pour les combustibles gazeux (m³/période) ou aux conditions sèches de référence spécifiques des raffineries de pétrole (25°C, 101,325 kPa et 0 % d’humidité) (dRm³/période) — si on utilise un débitmètre massique, mesurer le débit de gaz brûlé à la torche en kg/période et mettre « (MM)_p/CVM » = 1

(MM)_p = masse moléculaire moyenne du gaz brûlé à la torche pendant la période de mesure « p » (kg/kg-mole) — si les mesures sont plus fréquentes que la fréquence quotidienne, utiliser la moyenne arithmétique des valeurs mesurées dans la journée

CVM  = facteur de conversion du volume molaire aux mêmes conditions de référence que la variable (Torche)_p (m³/ kg-mole)

 = 8,3145 × [273,16 + température de référence en °C] / [pression de référence en kilopascals]

(TC)_p = teneur moyenne en carbone du gaz brûlé à la torche pendant la période de mesure « p » (kg C par kg de gaz brûlé à la torche) comme il est indiqué à la section 2.D.4 — pour les fréquences de mesure supérieures à la fréquence quotidienne, utiliser la moyenne arithmétique des valeurs mesurées dans la journée

• (B) Lorsque le contenu calorifique est surveillé, et lorsque la composition du gaz ne peut pas être obtenue, calculer les émissions de CO₂ dues au torchage à l’aide de l’Équation 2-20 de la présente section.

Équation 2-20 : CO₂ dû au torchage – PCSC

Où :

CO_2i = émissions annuelles de CO₂ pour un type « I » de combustible précis (tonnes)

EC = efficacité de la combustion à la torche mesurée à l’installation; on fera l’hypothèse d’une efficacité de combustion à la torche de 0,98 si on ne dispose pas de données sur l’efficacité pour l’installation

 10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

n = nombre de périodes de mesure comme il est indiqué à la section 2.C.1(1)

(Torche)_p = volume de gaz brûlé à la torche pendant la période de mesure « p » aux conditions de température et de pression de référence utilisées par l’installation (m³/période) — si on utilise un débitmètre massique, mesurer également la masse moléculaire et convertir le débit massique en débit volumétrique comme suit : Torche[m³] = Torche[kg] ×CVM/(MM)_p, où CVM est le facteur de conversion du volume molaire aux mêmes conditions de référence que (Torche)_p (15°C et 101,325 kPa pour les combustibles gazeux (m³/ kg-mole) ou aux conditions sèches de référence spécifiques des raffineries de pétrole (25°C, 101,325 kPa et 0 % d’humidité) (dRm³/kg-mole) et (MM)_p est la masse moléculaire moyenne des gaz brûlés à la torche pendant la période de mesure p (kg/kg-mole)

(PCSC)_p = pouvoir calorifique supérieur pour le gaz brûlé à la torche pendant la période de mesure p (GJ par m³). Pour les fréquences de mesure supérieures à la fréquence quotidienne, utiliser la moyenne arithmétique des valeurs mesurées dans la journée

CD = appliquer le coefficient d’émissions de CO₂ propre à l’installation; lorsque le coefficient propre à l’installation n’est pas disponible, supposer que le coefficient d’émissions de CO₂ par défaut est de 62,4 kg CO₂/GJ (base du PCSC)

(2) Autre méthode : pour le démarrage, l’arrêt et les défaillances pendant lesquels il n’y a aucun paramètre requis par l’Équation 2-19 et l’Équation 2-20 de la présente section, déterminer la quantité de gaz rejetée par la torche séparément de chaque phase de démarrage, d’arrêt ou de défaillance, et calculer les émissions de CO₂ comme il est indiqué aux paragraphes (A) et (B).

• (A) Pour les périodes de démarrage, d’arrêt ou de défaillance, utiliser les calculs techniques et la connaissance des procédés pour estimer la teneur en carbone des gaz brûlés à la torche pour chaque événement de démarrage, arrêt ou défaillance.
• (B) Calculer les émissions de CO₂ à l’aide de l’Équation 2-21 de la présente section.

Équation 2-21 : CO₂ dû au torchage – Autre méthode

Où :

CO_2i = émissions annuelles de CO₂ pour un type de combustible précis « i » (tonnes)

EC = efficacité de la combustion à la torche mesurée à l’installation; on fera l’hypothèse d’une efficacité de combustion à la torche de 0,98 si on ne dispose pas de données sur l’efficacité pour l’installation

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

n = nombre d’événements de démarrage, d’arrêt et de défaillance au cours de l’année de déclaration

(Torche_DAD)_p = volume de gaz brûlé à la torche pendant l’événement « p » de démarrage, d’arrêt ou de défaillance d’après les calculs techniques, à 15°C et 101,325 kPa (m³/ kg-mole) ou aux conditions sèches de référence spécifiques des raffineries de pétrole (25°C, 101,325 kPa et 0 % d’humidité (Rm³/kg-mole) — si on utilise un débitmètre massique, mesurer les gaz brûlés à la torche en kg par événement et mettre « (MM)_p/CVM » = 1

(MM)_p = Masse moléculaire moyenne du gaz brûlé à la torche, d’après les résultats de l’analyse ou des calculs techniques pour l’événement « p » (kg/kg-mole)

CVM = facteur de conversion du volume molaire aux mêmes conditions de référence que la variable (Torche_DAD)_p ci-dessus (m³/kg-mole)

= 83,145 × [273,16 + température de référence en °C] / [pression de référence en kilopascals]

(TC)_p = teneur moyenne en carbone du gaz brûlé à la torche, d’après les résultats d’analyse ou les calculs techniques pour l’événement « p » (kg C par kg de gaz brûlé à la torche)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

2.C.2 Émissions de CH₄ et de N₂O provenant du torchage

Calculer et déclarer les émissions de CH₄ et de N₂O résultant de la combustion d’hydrocarbures acheminés vers les torches pour y être détruites, en utilisant les méthodes spécifiées aux paragraphes (1) et (2) :

(1) Calculer les émissions de CH₄ à l’aide de l’Équation 2-22 de la présente section.

Équation 2-22 : CH₄ dû au torchage

Où :

CH₄ = émissions annuelles de méthane dues au gaz brûlé à la torche (tonnes)

CO₂ = émissions de CO₂ par le gaz brûlé à la torche calculé au paragraphe 2.C.1 (tonnes)

CD_CH4 = appliquer le coefficient d’émissions de CH₄ propre à l’installation; lorsque le coefficient propre à l’installation n’est pas disponible, supposer que le coefficient d’émissions de CH₄ par défaut est de 0,83 x 10^-3 kg/GJ^{Note de bas de page 2} 

CD = appliquer le coefficient d’émissions de CO₂ propre à l’installation; lorsque le coefficient propre à l’installation n’est pas disponible, supposer que le coefficient d’émissions de CO₂ par défaut pour le gaz brûlé à la torche est de 62,4 kg CO₂/GJ (base du PCSC)

EC = efficacité de la combustion à la torche mesurée à l’installation; on fera l’hypothèse d’une efficacité de combustion à la torche de 0,98 si on ne dispose pas de données sur l’efficacité pour l’installation

(1 – EC)/EC = facteur de correction pour tenir compte de l’efficacité de la combustion à la torche

16/44  = fraction des masses moléculaires de CH₄ et CO₂

f_CH4 = fraction pondérale du carbone dans le gaz brûlé à la torche avant la combustion et auquel contribue le méthane, d’après les valeurs mesurées ou les calculs techniques (kg C dans le méthane contenu dans le gaz brûlé à la torche/kg C dans le gaz brûlé à la torche); la valeur par défaut est 0,4.

(2) Calculer les émissions de N₂O à l’aide de l’Équation 2-23 de la présente section.

Équation 2-23 : N₂O dû au torchage

Où :

N₂O = émissions annuelles d’oxyde nitreux par le gaz brûlé à la torche (tonnes)

CO₂ = taux d’émission du CO₂ par le gaz brûlé à la torche calculé au paragraphe 2.C.1 (tonnes)

CD_N2O = appliquer le coefficient d’émissions de N₂O propre à l’installation; lorsque le coefficient propre à l’installation n’est pas disponible, supposer que le coefficient d’émissions de N₂O par défaut pour les produits pétroliers est de 0,5 x 10^-3 kg N₂O/GJ^{Note de bas de page 3} 

CD = appliquer le coefficient d’émissions de CO₂ propre à l’installation; lorsque le coefficient propre à l’installation n’est pas disponible, supposer que le coefficient d’émissions de CO₂ par défaut pour le gaz brûlé à la torche est de 62,4 kg CO₂/GJ (base du PCSC)

2.C.3 Autres émissions de CO₂

Lorsque des gaz à faible valeur de Btu (p. ex., gaz de combustion des unités de cokéfaction, et gaz provenant des systèmes de récupération des vapeurs, des évents des enveloppes et des réservoirs de stockage des produits) sont détruits par des méthodes autres que le torchage (p. ex., incinération, combustion comme combustible d’appoint dans les appareils de chauffage ou les chaudières), calculer les émissions de CO₂ à l’aide de l’Équation 2-24. Déterminer les valeurs TC_A et MM_A sur une base trimestrielle en utilisant les méthodes indiquées à la section 2.D et utiliser les moyennes annuelles des valeurs TC_A et MM_A pour calculer les émissions de CO₂.

Équation 2-24 : Torchage – Autre

Où :

CO₂ = émissions annuelles de CO₂ provenant de méthodes de destruction autres que les torches (tonnes)

VG_A = volume du gaz A détruit annuellement à 15 °C et 101,325 kPa (m³) ou propre aux raffineries de pétrole dans les conditions de référence (25 °C et 101,325 kPa (dRm³); lorsqu’un débitmètre massique est utilisé, mesurer le gaz détruit en kg et remplacer le terme « MM_A/CVM » par « 1 »

TC_A = teneur en carbone du gaz A (kg C/kg combustible)

MM_A = masse moléculaire du gaz A

CVM = facteur de volume molaire aux mêmes conditions de référence que pour la variable GV_A (Rm³/kg-mole)
= 8,3145 × [273,16 + température de référence en °C] / [pression de référence en kilopascals]

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur le carbone

 10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

2.D Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

2.D.1 Exigences en matière d’échantillonnage et de mesure de combustible

Il faut effectuer l’échantillonnage du combustible ou obtenir du fournisseur les résultats d’échantillonnage du combustible à la fréquence minimale indiquée aux paragraphes 2.D.1(1) à 2.D.1(7) de la présente section, lorsque la fréquence de l’échantillonnage n’est pas précisée aux sections 2.A, 2.B et 2.C. Prélever tous les échantillons de combustible d’une installation dans le système de manutention du combustible représentatif du combustible brûlé comme suit :

(1) Une fois pour chaque nouvelle expédition de combustible ou nouvelle livraison de charbon; échantillonner le charbon continuellement (notamment des convoyeurs ou des livraisons constantes par camion) aussi souvent qu’il le faut pour prendre en compte la variation de la teneur en carbone et de la valeur calorifique et obtenir une composition annuelle représentative, mais au moins une fois par mois.

(2) Une fois pour chaque nouvelle expédition ou livraison de combustibles, ou trimestriellement pour chacun des combustibles indiqués au Tableau 2-1, au Tableau 2-2, ou au Tableau 2-4.

(3) Mensuellement dans le cas du gaz naturel commercialisable (commercial); le fournisseur de combustibles doit fournir une analyse mensuelle ou, si cela n’est pas possible, aussi souvent que le fournisseur livre du gaz naturel, sans dépasser six mois.

(4) Trimestriellement dans le cas de tous les combustibles liquides, y compris les combustibles renouvelables et les biocombustibles, à l’exception de ceux indiqués dans le Tableau 2-1 et le Tableau 2-2 (lorsque ces tableaux sont utilisés).

(5) Trimestriellement dans le cas des combustibles renouvelables et les biocombustibles gazeux issus de la biomasse, y compris les gaz d’enfouissement et le biogaz issu du traitement des eaux usées ou de processus agricoles.

(6) Dans le cas de tous les autres combustibles gazeux, y compris les combustibles renouvelables et les biocombustibles (autres que le gaz naturel commercialisable, les gaz issus de la biomasse et les biogaz) et, lorsque les appareils de mesure nécessaires sont en place, procéder à l’échantillonnage et à l’analyse quotidiens des échantillons pour déterminer la teneur en carbone et la masse moléculaire du combustible.

• Sinon, procéder à un échantillonnage et à une analyse hebdomadaire.
• Si des instruments en ligne sont utilisés pour l’échantillonnage et l’analyse quotidiens de la teneur en carbone et de la masse moléculaire, les mesures doivent être exactes de plus ou moins 5 %.

(7) Mensuellement dans le cas de tous les autres combustibles solides, y compris les combustibles renouvelables et les biocombustibles, à l’exception du charbon et des combustibles dérivés de matières résiduelles, comme il est indiqué ci-dessous :

• (A) L’échantillon mensuel de combustible solide doit être un échantillon composé des échantillons hebdomadaires.
• (B) Échantillonner le combustible solide en un point avant son brûlage, mais une fois le traitement du combustible terminé; les échantillons doivent être représentatifs des caractéristiques chimiques et physiques du combustible immédiatement avant son brûlage.
• (C) Prélever un sous-échantillon hebdomadaire à un moment (jour et heure) de la semaine où le taux de consommation du combustible est représentatif et sans biais.
• (D) Prélever quatre échantillons hebdomadaires (ou un échantillon prélevé chaque semaine d’exploitation durant le mois) de masse égale pour former l’échantillon composé mensuel.
• (E)  L’échantillon composé mensuel doit être homogénéisé et bien mélangé avant de prélever un échantillon aux fins d’analyse.
• (F)  Sélectionner de manière aléatoire un échantillon composé sur douze pour procéder à une analyse supplémentaire de ses composantes; le résultat de l’analyse permet de mesurer l’homogénéité de l’échantillon composé.

(8) Dans le cas de tous les autres biocombustibles et combustibles dérivés de matières résiduelles, les exigences qui suivent pourraient se substituer à celles énoncées du paragraphe 2.D.1(4) au paragraphe 2.D.1(7) :

• (A)  Si les émissions de CO₂ sont calculées selon les équations nécessitant le PCSC ou la teneur en carbone, déterminer le PCSC propre au combustible ou la teneur en carbone annuelle.
  • Si les émissions de CO₂ sont calculées selon l’Équation 2-11 et un coefficient d’émission propre au site, corriger le coefficient d’émission, en kg de CO₂/MJ, tous les trois ans au minimum.
  • Utiliser la mesure du CO₂ par essai à la cheminée et le code d’essai de performance applicable de l’American Society of Mechanical Engineers (ASME) (en anglais seulement) pour déterminer l’apport de chaleur de tous les extrants calorifiques, y compris la vapeur, le gaz de combustion, les cendres et les pertes.

2.D.2 Exigences de mesure de la combustion de combustibles

(1) Calculer la consommation de combustible par une mesure directe ou à partir des factures d’achat ou de vente de combustible permettant de déterminer la variation d’inventaire selon l’Équation 2-25.

• Respecter les exigences en matière d’échantillonnage et de mesure de combustible de la section 2.D.1.
• Pour les matières premières et l’usage non énergétique des combustibles fossiles, consulter les sections traitant des secteurs ou activités spécifiques.

Équation 2-25 : Consommation de combustibles

Où :

Combustible _i = total annuel du combustible brûlé par type « i », exprimé en tonnes (t) pour le combustible solide, en kilolitres (kl) pour le combustible liquide, ou en mètres cubes (m³) à 15 °C et à 101,325 kPa pour le combustible gazeux

Achats _i = total annuel des achats de combustible par type « i », exprimé en tonnes (t), en kilolitres (kl) ou en mètres cubes (m³)

Ventes _i = total annuel des ventes de combustibles par type « i », exprimé en tonnes (t), en kilolitres (kl) ou en mètres cubes (m³)

Stocké _{DA i} = inventaire des combustibles par type « i » en début d’année, exprimé en tonnes (t), en kilolitres (kl) ou en mètres cubes (m³)

Stocké _{FA i} = inventaire des combustibles par type « i » en fin d’année, exprimé en tonnes (t), en kilolitres (kl) ou en mètres cubes (m³)

Matière première _i = quantité annuelle de matières premières ou de combustible à usage non énergétique par type « i », exprimée en tonnes (t), en kilolitres (kl) ou en mètres cubes (m³)

(2) Convertir la consommation de combustible calculée en mégajoules (MJ) en mesure requise de masse ou de volume, ou vice versa à partir des valeurs de contenu calorifique indiquées par le fournisseur ou mesurées à l’installation, selon le cas.

(3) Étalonner tous les débitmètres de mazout et de gaz (à l’exception de ceux servant à la facturation de gaz) au moyen de la méthode d’étalonnage prescrite par le fabricant des débitmètres.

• Étalonner de nouveau les débitmètres de combustible une fois tous les trois ans, au moment de remplacer un débitmètre déjà étalonné ou à la fréquence minimale recommandée par le fabricant.
• Dans le cas des débitmètres à diaphragme, à buse ou à venturi, il faut procéder par étalonnage sur place de la pression différentielle (Δ P), de la pression totale et des transmetteurs de température.
• Dans le cas des débitmètres de gaz naturel, les installations doivent être conformes aux exigences de la Loi sur les poids et mesures.

(4) Dans le cas du mazout, il est aussi possible d’utiliser les mesures de la jauge de réservoir.

(5) Dans le cas des combustibles liquides, utiliser un débitmètre volumétrique à condition de disposer des bonnes masses volumiques de combustible pour convertir les taux d’écoulement volumétrique en indications de masse — mesurer la masse volumique à la même fréquence que la teneur en carbone conformément à norme ASTM D1298-99, Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), approuvée de nouveau en 2005, ou API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method.

(6) Les installations qui utilisent la méthode de calcul 1 des émissions de CO₂ peuvent utiliser pour le mazout les valeurs par défaut de masse volumique indiquées dans le Tableau 2-13, plutôt que la norme ASTM prévue au paragraphe 2.D.2(5) de la présente section — on ne peut pas utiliser ces masses volumiques par défaut pour les installations qui utilisent la méthode de calcul 2.

(7) Déterminer la masse annuelle de solides dans la liqueur noire en utilisant l’une des méthodes précisées aux paragraphes (A) ou (B)

• (A) Mesurer la masse annuelle de solides dans la liqueur noire selon la méthode T650 om -15 de la TAPPI, Solids Content of Black Liquor.
• (B) Déterminer la masse annuelle des solides dans la liqueur noire d’après les registres de mesures faites à l’aide d’un système de mesure en ligne qui détermine la masse de solides dans la liqueur noire consommés dans un four à récupération chimique ou une unité de combustion à récupération chimique — mesurer la quantité de liqueur noire produite chaque mois.

2.D.3 Exigences de mesure du contenu calorifique des combustibles

Baser les pouvoirs calorifiques supérieurs sur les résultats d’échantillonnage et d’analyse de combustible reçus du fournisseur ou tels qu’établis selon l’une des méthodes analytiques applicables décrites aux paragraphes (1) à (6) de la présente section. Respecter les exigences en matière d’échantillonnage et de mesure de combustible de la section 2.D.1. Dans le cas de la mesure du contenu calorifique du gaz naturel, se conformer aux exigences de la Loi sur les poids et mesures.

(1) Dans le cas des gaz, utiliser les méthodes de mesures spécifiques énoncées dans la norme ASTM D1826, Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter, dans la norme ASTM D3588, Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels, dans la norme ASTM D4891, ou la norme 2261, Analysis of Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,  (en anglais seulement) de la GPA.

(2) Dans le cas de distillats moyens, de mazout et de combustibles liquides dérivés de matières résiduelles, utiliser les méthodes de mesures spécifiques énoncées dans la norme ASTM D240, Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter, ou dans la norme ASTM D4809, Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method).

(3) Dans le cas de combustibles solides et de combustibles solides dérivés de la biomasse, utiliser les méthodes de mesures spécifiques énoncées dans la norme ASTM D5865, Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke.

(4) Dans le cas de combustibles dérivés de matières résiduelles, utiliser les méthodes de mesures spécifiques énoncées dans la norme ASTM D5865 et dans la norme ASTM D5468, Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials— si on brûle des combustibles dérivés de matières résiduelles qui ne sont pas à 100 % biocombustibles est tenu de déterminer la quantité de CO₂ dégagée par le biocombustible.

(5) Déterminer le pouvoir calorifique supérieur de la liqueur noire en utilisant la norme T684 om-15 de la Technical Association of the Pulp and Paper Industry (TAPPI), Gross High Heating Value of Black Liquor.

(6) En utilisant le pouvoir calorifique mesuré pour calculer les émissions de CO_2, utiliser l’Équation 2-26 pour développer le pouvoir calorifique pondéré annuel du combustible.

Équation 2-26 : PCSC

This equation is used to calculate the annual mass of CH₄ emissions. It begins by referencing the annual emissions of CO₂ from coke burn-off, represented as "CO₂." This CO₂ value is multiplied by the default CH₄ emission factor for petroleum coke, labeled "EmF_2," and then divided by the default CO₂ emission factor for petroleum coke, labeled "EmF_1." The result of this calculation gives the annual CH₄ emissions from coke burn-off.

Où :

PCSC _{annuel i} = pouvoir calorifique supérieur moyen annuel pondéré du combustible par type « i » (en mégajoules par tonne pour le combustible solide, en mégajoules par kilolitre pour le combustible liquide, ou en mégajoules par mètre cube pour le combustible gazeux)

PCSC _{i p} = pouvoir calorifique supérieur du combustible par type « i », pour la période de mesure « p » (en mégajoules par tonne pour le combustible solide, en mégajoules par kilolitre pour le combustible liquide, ou en mégajoules par mètre cube pour le combustible gazeux)

Combustible _{i p} = masse ou volume du combustible brûlé par type « i » durant la période de mesure « p » (masse en tonnes [t] pour le combustible solide, volume en kilolitres [kl] pour le combustible liquide ou volume en mètres cubes [m³] à 15 °C et pression de 101,325 kPa pour le combustible gazeux)

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile au cours de laquelle le combustible est brûlé par type « i » dans l’unité

2.D.4 Exigences de mesure de la teneur en carbone du combustible

Baser la teneur en carbone des combustibles et de la masse moléculaire ou de la fraction molaire des combustibles gazeux sur les résultats d’échantillonnage et d’analyse de combustible reçus du fournisseur ou tels qu’établis par l’exploitation de l’installation selon l’une des méthodes analytiques applicables décrites aux paragraphes 2.D.4(1) à 2.D.4(5) de la présente section. Respecter les exigences en matière d’échantillonnage et de mesure de combustible de la section 2.D.1. Pour ce qui est de la mesure du contenu calorifique du gaz naturel, se conformer aux exigences de la Loi sur les poids et mesures.

(1) Dans le cas du charbon et du coke, de biocombustibles solides et de combustibles dérivés de matières résiduelles, utiliser les méthodes de mesure spécifiques de la norme ASTM 5373, Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal.

(2) Dans le cas des combustibles liquides à base de pétrole et des combustibles dérivés de déchets liquides, utiliser la norme ASTM D5291, Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants, en appliquant la méthode d’analyse élémentaire pour le mazout ou les calculs effectués conformément à la norme ASTM D3238, et soit la norme ASTM D2502, Standard Test Method for Estimation of Mean Relative Molecular Mass of Petroleum Oils From Viscosity Measurements ou la norme ASTM D2503, Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure.

(3) En ce qui concerne le gaz combustible de raffinerie et le flexigaz, utiliser soit la norme ASTM D1945-03 (réapprouvée – 2006) ou ASTM D1946-90 (réapprouvée – 2006).

• Les résultats de l’analyse chromatographique du gaz combustible peuvent également être utilisés, à condition que le chromatographe en phase gazeuse soit utilisé, entretenu et étalonné conformément aux instructions du fabricant, et que les méthodes utilisées pour son fonctionnement, son entretien et son étalonnage soient documentées dans un plan.

(4) Dans le cas des autres combustibles gazeux, utiliser les méthodes de mesures énoncées dans la norme ASTM D1945, Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography ou à la norme ASTM D1946, Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography.

(5) Utiliser l’Équation 2-27 pour calculer la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du combustible, si la teneur en carbone mesurée est utilisée pour calculer les émissions de CO₂.

Équation 2-27 : Teneur en carbone annuelle

Où :

TC _{annuel i} = teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du combustible de type « i », exprimé en tonnes C pour le combustible solide, en tonnes C par kilolitre pour le combustible liquide, ou en tonnes C par mètre cube pour le combustible gazeux

TC _{i p} = teneur en carbone du combustible de type « i », pour la période de mesure « p » (rapport de C par tonne pour le combustible solide, masse de C par kilolitre pour le combustible liquide, ou masse de C par mètre cube de combustible pour le combustible gazeux)

Combustible _{i p} = masse ou volume de combustible brûlé de type « i » durant la période de mesure « p » (masse en tonnes pour le combustible solide, volume en kilolitres pour le combustible liquide ou volume en mètres cubes, à 15 °C et à 101,325 kPa, pour le combustible gazeux)

n = nombre de périodes de mesure dans l’année civile au cours de laquelle le combustible e type « i » est brûlé dans l’unité

2.D.5 Capture de données analytiques sur les combustibles

Lorsque les méthodes prescrites aux sections 2.A, 2.B et 2.C exigent la collecte périodique de données analytiques sur le combustible pour une source d’émissions, l’émetteur doit s’efforcer de recueillir 100 % des données analytiques sur le combustible pour chaque année de déclaration. Dans tous les cas, les données d’analyse des combustibles retenues doivent être de 80 % ou plus.

Si le taux de capture de données analytiques est entre 80 % et 100 % pour l’une des sources d’émission mentionnées aux sections 2.A, 2.B et 2.C, utiliser les méthodes prescrites au paragraphe 2.E(2) afin de combler les données manquantes d’une période donnée.

2.D.6 Consommation de combustible associée au transport sur place

Déterminer l’utilisation de combustible et les coefficients d’émissions selon la méthode prescrite dans la présente section.

(1) Dans le cas de biocombustibles, la ou les portions d’éthanol ou de biodiesel selon les spécifications du fournisseur.

(2) Les coefficients d’émissions des combustibles et biocombustibles classiques sont indiqués dans le Tableau 2-2.

(3) Déterminer trimestriellement les volumes de biocombustible d’après les reçus de vente, à compter du 1^er janvier de l’année civile.

2.D.7 Torches et autres dispositifs de contrôle

(1) Lorsque la torche est pourvue d’un contrôleur de débit en continu, utiliser les débits mesurés lorsque le moniteur est opérationnel et que le débit est à l’intérieur de la plage étalonnée de l’appareil de mesure pour calculer le débit du gaz brûlé à la torche; lorsqu’il n’y a pas de moniteur de débit en continu sur la torche, ou s’il y a des périodes pendant lesquelles le moniteur n’est pas opérationnel ou si le débit est à l’extérieur de la plage étalonnée de l’appareil de mesure, utiliser les calculs techniques, les registres de l’entreprise ou les estimations similaires du débit volumétrique des gaz brûlés à la torche.

(2) Si on utilise la méthode indiquée à la section 2.C.1(1)(A), surveiller quotidiennement la teneur en carbone du gaz brûlé à la torche si la torche est déjà pourvue des dispositifs de mesure nécessaires (au moins une fois par semaine, si ce n’est pas le cas).

(3) Si on utilise la méthode indiquée à la section 2.C.1(1)B), surveiller quotidiennement le PCSC du gaz brûlé à la torche si la torche est déjà pourvue des dispositifs de mesure nécessaires (au moins une fois par semaine, si ce n’est pas le cas).

2.E Méthodes d’estimation des données analytiques manquantes

Lorsqu’il n’existe aucune valeur de qualité assurée pour un paramètre essentiel (p. ex. en cas de défaillance du SMECE durant l’exploitation d’une unité ou si l’échantillonnage prescrit d’un combustible n’a pas lieu), il faut utiliser pour les calculs une valeur de remplacement.

(1) Dans le cas des sources assujetties aux exigences de la section 2 pour lesquelles la mesure et l’enregistrement des émissions se font au moyen d’un SMECE, suivre la méthode de remplacement des données manquantes indiquée dans le document d’orientation sur les SMECE s’il s’agit de la concentration de CO₂, du gaz de cheminée, du débit du combustible, du PCSC ou de la teneur en carbone du combustible.

(2) Dans le cas des sources utilisant la méthode 1, 2 ou 3, procéder comme suit pour remplacer les données manquantes afférentes à chaque paramètre :

1. Lorsque la donnée manquante est le PCSC, la teneur en carbone ou la masse moléculaire d’un combustible, utiliser en remplacement de cette donnée la moyenne arithmétique des données de qualité assurée du paramètre immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée est manquante.
   • Si la donnée « suivant » cette période ne peut être obtenue à temps pour le calcul des émissions de gaz à effet de serre, utiliser la donnée précédant cette période ou une donnée estimée selon toutes les données afférentes aux procédés utilisés (p. ex. charge électrique, production de vapeur, heures de fonctionnement).
   • Si aucune donnée de qualité assurée précédant cette période n’est disponible, utiliser la première donnée de qualité assurée obtenue après la période pour laquelle la donnée est manquante.
2. Lorsque la donnée manquante est la concentration de CO₂, le débit du gaz de cheminée, la teneur en eau, la combustion de combustibles ou la quantité d’absorbant utilisée, utiliser une donnée estimée selon toutes les données afférentes aux procédés utilisés (p. ex. charge électrique, production de vapeur, heures de fonctionnement, etc.); étayer les méthodes d’estimation utilisées et les conserver dans des dossiers.

(3) Si la donnée manquante est la teneur en carbone, la température, la pression ou la concentration de gaz, déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’Équation 2-28 et remplacer la donnée manquante, comme suit :

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T <0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 2-28 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par l’exploitant de l’installation

QE _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 2

(4) Si la donnée manquante a trait au SMECE, déterminer la donnée de remplacement selon la méthode indiquée dans le document d’orientation sur les SMECE ou selon l’Équation 2-29 :

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T <0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 2-29 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%).

HS _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne.

HS _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 2.

3 Méthodes de quantification pour la production de chaux

3.A Émissions de CO₂ provenant de la production de chaux

Calculer les émissions de CO₂ annuelles associées à la production de chaux pour tous les types de fours combinés selon les méthodes indiquées dans la présente section. Les exploitants d’installations dotées de SMECE peuvent calculer les émissions annuelles de CO₂ associées à la production de chaux comme il est indiqué à la section 3.A.3 ou au moyen des Équation 3-1 à Équation 3-3. Dans le cas des émissions des fours de production de chaux dans des usines de pâtes et papier, voir la section 12.

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) (en anglais seulement) peuvent être utilisées, le cas échéant. De façon plus précise, utiliser l’équation 8-8 de l’Alberta au lieu de l’Équation 3-1 d’ECCC dans la présente section.

Équation 3-1 : CO₂ provenant de la production de chaux

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de la production de chaux (en tonnes)

QC _{m i} = quantité totale de chaque type de chaux « i » pour le mois « m » (tonnes)

CDC _{m i} = coefficient d’émission propre à l’usine pour chaque type de chaux « i » pour le mois « m » (en tonnes de CO₂/tonnes de chaux), selon la méthode indiquée à la section 3.A.1

TCSD _{q j} = quantité totale de sous-produits ou déchets calcinés pour chaque type de sous-produits ou déchets « j » pour le trimestre « q » (tonnes de sous-produits ou déchets)

CDCSD _{q j} = coefficient d’émission propre à l’usine pour chaque type de sous-produits ou déchets calcinés « j » pour le trimestre « q » (en tonnes de CO₂/tonnes de sous-produits ou déchets), selon la méthode indiquée à section 3.A.2

3.A.1 Coefficient d’émission mensuel de la chaux

Calculer le coefficient d’émission mensuel propre à l’usine pour chaque type de chaux selon l’Équation 3-2.

Équation 3-2 : Coefficient d’émission de chaux

Où :

CDC _{m i} = coefficient d’émission propre à l’usine pour chaque type de chaux « i » pour le mois « m » (en tonnes de CO₂/tonnes de chaux)

fCaO _{m i} = teneur en oxyde de calcium (CaO) pour chaque type de chaux « i » pour le mois « m », établie en soustrayant la teneur totale en CaO des matières premières entrant dans le four de la teneur en CaO de la chaux sortant du four (en tonnes de CaO/tonnes de chaux)

0,785 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du CaO

fMgO _{m i} = teneur en oxyde de magnésium (MgO) pour chaque type de chaux « i » pour le mois « m », établie en soustrayant la teneur totale en MgO des matières premières entrant dans le four de la teneur en MgO de la chaux sortant du four (en tonnes de MgO/tonne de chaux)

1,092 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du MgO

3.A.2 Coefficient d’émission trimestriel des sous-produits ou déchets calcinés

Calculer le coefficient d’émission trimestriel des sous-produits ou déchets calcinés propre à l’usine pour chaque type de sous-produits ou déchets calcinés selon l’Équation 3-3.

Équation 3-3 : Coefficient d’émission des sous-produits

Où :

CDCSD _{q j} = coefficient d’émission propre à l’usine pour chaque type de sous-produit ou déchet calciné « j » pour le trimestre « q » (tonnes de CO₂/tonnes de sous-produits ou déchets calcinés)

fCaO _{q j} = teneur en oxyde de calcium (CaO) pour chaque type de sous-produit ou déchet « j » pour le trimestre « q », établie en soustrayant la teneur en CaO des sous-produits ou déchets présents dans le CaCO₃ non calciné résiduel des sous-produits ou déchets calcinés de la teneur totale en CaO des sous-produits ou déchets (tonnes de CaO/tonnes de sous-produits ou déchets)

fMgO _{q j} = teneur en oxyde de magnésium (MgO) pour chaque type de sous-produit ou déchet calciné « j » pour le trimestre « q », établie en soustrayant la teneur en MgO des sous-produits ou déchets présents dans le MgCO₃ non calciné résiduel des sous-produits ou déchets de la teneur totale en MgO des sous-produits ou déchets (tonnes de MgO/tonnes de sous-produits ou déchets)

0,785 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du CaO

1,092 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du MgO

3.A.3 Émissions de CO₂ des usines de production de chaux dotées de SMECE

Les exploitants d’installations dotées de SMECE peuvent calculer les émissions de CO₂ provenant de la production de chaux selon l’Équation 3-4.

Équation 3-4 : SMECE

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la production de chaux de tous les fours combinés (en tonnes), établie en soustrayant les émissions de CO₂ associées au brûlage de combustible selon la méthode indiquée à la section 2 de la quantité annuelle totale de CO₂ mesurée à l’aide du SMECE

E _{CO2 SMECE} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ mesurée par le SMECE, y compris les émissions provenant de la consommation de combustible et de la production de chaux pour l’ensemble des fours (en tonnes)

E _CO2 CC = émissions annuelles totales de CO₂ provenant de la consommation de combustible par tous les fourneaux, calculées selon la méthode indiquée à la section 2

3.B Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

Utiliser les méthodes d’essai indiquées dans la présente section pour déterminer les teneurs en CaO et en MgO de chaque type de chaux et de chaque type de sous-produits ou déchets calcinés. Les échantillons destinés aux analyses de teneur en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium de chaque type de chaux et de chaque type de sous-produits ou déchets calcinés doivent être prélevés au cours du même mois ou trimestre au cours duquel s’effectue la collecte de données de production. Prélever au moins un échantillon mensuellement pour chaque type de chaux produite dans le mois, et au moins un échantillon trimestriellement pour chaque type de sous-produits ou déchets calcinés produits dans le trimestre.

1. ASTM C25-06 Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime and Hydrated Lime
2. Analytical Methods section of the National Lime Association “CO₂ Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry English Units Version”
3. ASM CS-104 UNS No. G10460 “Carbon Steel of Medium Carbon Content”
4. ASME Performance Test Codes
5. ASTM C25 – Standard Test Method for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime
6. ASTM D70 – Standard Test Method for Density of Semi-Solid Asphalt Binder (Pycnometer Method)
7. ASTM C114 – Standard Test Methods for Chemical Analysis of Hydraulic Cement
8. ASTM D240 – Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimetre
9. ASTM D1298 – Standard Test Method for Density, Relative Density, or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method
10. ASTM D1826 – Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimetre
11. ASTM D1945 – Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography
12. ASTM D1946 – Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography
13. ASTM D2013 – Standard Practice of Preparing Coal Samples for Analysis
14. ASTM D2163 – Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons in Liquefied Petroleum (LP) Gases and Propane/Propene Mixtures by Gas Chromatography
15. ASTM D2234/D2234M – Standard Practice for Collection of a Gross Sample of Coal
16. CO₂ Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry – English Units Version, February 5, 2008 Revision – National Lime Association

3.B.1.

Déterminer la quantité de chaux produite et vendue mensuellement à partir de mesures directes (c.-à-d. données des balances de transport ferroviaire et routier) des ventes pour chaque type de chaux, cette quantité devant être ajustée pour tenir compte de la différence entre les stocks de début et de fin de période d’inventaire pour chaque type de chaux. La période d’inventaire doit être annuelle au minimum.

3.B.2.

Déterminer la quantité de sous-produits ou déchets calcinés vendue mensuellement à partir de mesures directes (c.-à-d. données des balances de transport ferroviaire et routier) des ventes de sous-produits ou déchets calcinés pour chaque type de sous-produits ou déchets calcinés, cette quantité devant être ajustée pour tenir compte de la différence entre les stocks de début et de fin de période d’inventaire pour chaque type de sous-produits ou déchets calcinés. La période d’inventaire doit être annuelle au minimum. Déterminer au moins annuellement la quantité de sous-produits ou déchets calcinés non vendus pour chaque type de sous-produits ou déchets calcinés à partir de mesures directes (c.-à-d. données des balances de transport ferroviaire et routier), ou en calculant la cadence de production des sous-produits ou déchets calcinés (c.-à-d. la production de sous-produits calcinés comme facteur de production de chaux).

3.B.3.

Suivre les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité (y compris la documentation) publiées dans le document CO₂ Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry publié par la National Lime Association (English Units Version, révisé le 5 février 2008).

3.C Méthode d’estimation des données analytiques manquantes.

Utiliser les méthodes prescrites dans la présente section pour analyser de nouveau l’échantillon original, un échantillon d’appoint ou un échantillon de remplacement pour les mêmes périodes de mesure et d’échantillonnage que celles de la donnée analytique manquante.

3.C.1.

Chaque fois qu’une donnée d’échantillonnage, d’analyse ou de mesure requise à la section 3.A pour le calcul des émissions est manquante, s’assurer de suivre la méthode de remplacement des données manquantes indiquée dans la présente section.

1. Pour les données manquantes concernant la teneur en carbone, la température, la pression ou la concentration de gaz, déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’Équation 3-5 et remplacer les données manquantes comme il est indiqué aux paragraphes (b) et (d) de la présente section.
2. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
3. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
4. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 3-5 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne

QE _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis selon la section 3

3.C.2.

Pour chaque donnée manquante concernant la production de chaux ou de sous-produits ou déchets calcinés, la donnée de replacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.

3.C.3.

Pour les données manquantes relatives aux teneurs en CaO et en MgO, une nouvelle analyse de composition doit être effectuée.

3.C.4.

Dans tous les cas où la mesure et l’enregistrement des émissions d’une unité se font au moyen d’un SMECE; déterminer les données de remplacement selon la méthode indiquée dans le document d’orientation sur les SMECE ou selon l’Équation 3-6 s’il s’agit de la concentration de CO₂, du gaz de la cheminée, du débit du combustible, du pouvoir calorifique supérieur ou de la teneur en carbone du combustible.

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T <0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 3-6 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

HS _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne

HS _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis selon la section 3

4 Méthodes de quantification pour la production de ciment

4.A Émissions de CO₂ provenant de la production de ciment

Calculer les émissions annuelles de CO₂ associées à la production de ciment pour l’ensemble des fours selon les méthodes indiquées dans la présente section. Les exploitants d’installations dotées de SMECE peuvent calculer les émissions annuelles de CO₂ associées à la production de ciment selon l’Équation 4-6 ou les Équation 4-1 à Équation 4-5.

Équation 4-1 : CO₂ provenant de la production de ciment

Équation 4-2 : CO₂ provenant de la production de ciment

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la production de ciment (en tonnes)

E _CO2 CLI = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la production de clinker (en tonnes)

E _{CO2 PFC} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant des poussières de four de cimenterie (PFC) (en tonnes)

E _{CO2 MP} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de l’oxydation du carbone organique (en tonnes)

Q _{CLI m} = quantité totale de clinker pour le « m » (en tonnes)

CD _{CLI m} = coefficient d’émission de clinker propre à l’usine pour le mois « m » (en tonnes de CO₂/tonnes de clinker), selon l’Équation 4-3

Q _{PFC q} = quantité totale de PFC non recyclés dans le four pour le trimestre « q » (en tonnes)

CD _{PFC q} = coefficient d’émission propre à l’usine de PFC non recyclés dans le four pour le trimestre « q » (en tonnes de CO₂/tonnes de PFC), selon l’Équation 4-4

TCO _MP = teneur annuelle en carbone organique mesurée dans les matières premières, ou en utilisant une valeur par défaut de 0,002 (0,2 %)

MP = quantité annuelle totale de matières premières utilisées (en tonnes)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du C

4.A.1 Coefficient d’émission mensuel du clinker

Calculer le coefficient d’émission mensuel du clinker propre à l’usine selon l’Équation 4-3. Ce facteur se calcule à partir de mesures mensuelles de la fraction de masse des teneurs en oxyde de calcium (CaO) et en oxyde de magnésium (MgO) du clinker.

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) peuvent être utilisées, le cas échéant. De façon plus précise, utiliser l’équation 8-8a de l’Alberta au lieu de l’Équation 4-3 d’ECCC dans la présente section.

Équation 4-3 : Coefficient d’émission mensuel du clinker

Où :

CD _{CLI m} = coefficient d’émission du clinker propre à l’usine pour le mois « m » (en tonnes de CO₂/tonnes de clinker)

CaO _{CLI m} = teneur totale en oxyde de calcium (CaO) du clinker pour le mois « m » (en tonnes de CaO/tonnes de clinker)

fCaO _m = teneur en oxyde de calcium (CaO) non calciné du clinker pour le mois « m » (en tonne de CaO/tonne de clinker)

MgO _{CLI m} = teneur totale en oxyde de magnésium (MgO) du clinker pour le mois « m » (en tonne de MgO/tonne de clinker)

fMgO _m = teneur en oxyde de magnésium (MgO) non calciné du clinker pour le mois « m » (en tonne de MgO/tonne de clinker)

0,785 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du CaO

1,092 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du MgO

4.A.2 Coefficient d’émission trimestriel des poussières de four de cimenterie (PFC)

Calculer le coefficient d’émission trimestriel des PFC selon l’Équation 4-4. Le coefficient d’émission trimestriel de PFC propre à l’usine n’est calculé que si ces poussières ne sont pas recyclées dans le four. Ce coefficient d’émission se calcule à partir de mesures trimestrielles de la fraction de masse des teneurs en oxyde de calcium (CaO) et en oxyde de magnésium (MgO) des PFC non recyclés dans le four.

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) peuvent être utilisées, le cas échéant. De façon plus précise, utiliser l’équation 8-8b de l’Alberta au lieu de l’Équation 4-4 d’ECCC dans la présente section.

Équation 4-4 : Coefficient d’émission trimestriel des PFC

Où :

CD _{PFC q} = coefficient d’émission propre à l’usine des PFC non recyclés dans le four pour le trimestre « q » (en tonnes de CO₂/tonnes de PFC)

CaO _{PFC q} = teneur totale en calcium (exprimée en CaO) des PFC non recyclés dans le four pour le trimestre « q » (en tonnes de CaO/tonnes de PFC)

fCaO _q = teneur en oxyde de calcium (CaO) non calciné des PFC non recyclés dans le four pour le trimestre « q » (en tonne de CaO/tonne de PFC)

MgO _{PFC q} = teneur totale en magnésium (exprimée en MgO) des PFC non recyclés dans le four pour le trimestre « q » (en tonne de MgO/tonne de PFC)

fMgO _q = teneur en oxyde de magnésium (MgO) non calciné de PFC non recyclés dans le four pour le trimestre « q » (en tonne de MgO/tonne de PFC)

0,785 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du CaO

1,092 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du MgO

4.A.3 Émissions provenant de l’oxydation du carbone organique

Calculer les émissions annuelles de CO₂ associées à la teneur totale en matière organique des matières premières selon l’Équation 4-5.

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) peuvent être utilisées, le cas échéant. De façon plus précise, utiliser l’équation 8-9 de l’Alberta au lieu de l’Équation 4-5 d’ECCC dans la présente section.

Équation 4-5 : Émissions provenant de l’oxydation du carbone organique

Où :

E _{CO2 MP} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de l’oxydation du carbone organique (en tonnes)

TCO _MP = teneur annuelle en carbone organique mesurée dans les matières premières, ou en utilisant une valeur par défaut de 0,002 (0,2 %)

MP = quantité annuelle totale de matières premières utilisées (en tonnes)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du C

4.A.4 Émissions de CO₂ des usines de ciment dotées de SMECE

Les exploitants d’installations dotées de SMECE peuvent calculer les émissions de CO₂ provenant de la production de ciment selon l’Équation 4-6.

Équation 4-6 : SMECE

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ dues à la production de ciment pour l’ensemble des fours (en tonnes), calculée en soustrayant les émissions de CO₂ provenant de la consommation de combustible, comme il est indiqué à la section 2, de la quantité annuelle totale de CO₂ mesurée par le SMECE

E _{CO2 SMECE} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ mesurée par le SMECE, y compris celles dues à la consommation de combustible et à la production de ciment de l’ensemble des fours (en tonnes)

E _CO2 CC = émissions annuelles totales de CO₂ dues à la consommation de combustible par tous les fours, calculées selon la méthode indiquée à la section 2

4.B Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

Utiliser les méthodes d’essai indiquées dans la présente section pour déterminer les fractions de masse mensuelles propres à l’usine des teneurs totales en oxyde de calcium (CaO) et en oxyde de magnésium (MgO) présents dans le clinker conformément à la norme ASTM C114, Standard Test Methods for Chemical Analysis of Hydraulic Cement. Les mesures doivent être quotidiennes lorsqu’elles sont effectuées à la sortie du four, ou mensuelles dans le cas du clinker entreposé en vrac.

4.B.1.

Déterminer les fractions de masse trimestrielles propres à l’usine des teneurs totales en oxyde de calcium (CaO) et en oxyde de magnésium (MgO) présents dans les PFC conformément à la norme ASTM C114, Standard Test Methods for Chemical Analysis of Hydraulic Cement. Les mesures doivent être quotidiennes lorsqu’elles sont effectuées sur des échantillons de PFC à la sortie du four, ou trimestrielles dans le cas des échantillons de PFC entreposés en vrac.

4.B.2. 

Déterminer les fractions de masse mensuelles propres à l’usine d’oxyde de calcium (CaO) et d’oxyde de magnésium (MgO) qui entrent dans le four sous forme de clinker non carbonaté, par analyse chimique des matières premières selon une méthode analytique documentée. Si cela n’est pas possible, utiliser une valeur de 0,0.

4.B.3. 

Déterminer les fractions de masse trimestrielles propres à l’usine d’oxyde de calcium (CaO) et d’oxyde de magnésium (MgO) qui entrent dans le four sous forme de PFC non carbonatées, par analyse chimique des matières premières selon une méthode analytique documentée. Si cela n’est pas possible, utiliser une valeur de 0,0.

4.B.4.

Déterminer les fractions de masse mensuelles propres à l’usine d’oxyde de calcium (CaO) et d’oxyde de magnésium (MgO) restant dans le clinker, par analyse chimique des matières premières selon une méthode analytique documentée. Si cela n’est pas possible, utiliser une valeur de 0,0.

4.B.5.

Déterminer les fractions de masse propres à l’usine d’oxyde de calcium (CaO) et d’oxyde de magnésium (MgO) restant dans les PFC, par analyse chimique des matières premières selon une méthode analytique documentée. Si cela n’est pas possible, utiliser une valeur de 0,0.

4.B.6.

Déterminer la teneur totale annuelle en carbone organique des matières premières conformément à la norme ASTM C114 ou en utilisant une valeur par défaut de 0,002. L’analyse doit être effectuée sur des échantillons de matières premières entreposées en vrac pour chaque catégorie de matières premières.

4.B.7.

Déterminer mensuellement la quantité de clinker produit selon l’une des méthodes suivantes :

1. Par pesée directe au moyen du même équipement de l’usine utilisé à des fins de comptabilité, comme le rapprochement des mesures obtenues à l’aide de trémies de pesage ou de distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré avec les mesures d’inventaire.
2. En mesurant directement le débit du cru alimentant le four et en appliquant un facteur de conversion du cru au clinker spécifique au four, l’exactitude de ce facteur devant être vérifiée mensuellement, le cas échéant.

4.B.8.

Déterminer trimestriellement la quantité de PFC non recyclée dans le four au moyen des mêmes techniques que celles utilisées à des fins de comptabilité, par exemple en mesurant directement le poids avec des trémies de mesure ou des distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré, ou par le bilan des matières premières.

4.B.9.

Déterminer mensuellement la quantité totale de matières premières consommées (c.-à-d. calcaire, sable, schiste, oxyde de fer, alumine et matières premières non carbonatées) en les pesant directement au moyen du même équipement de l’usine utilisé à des fins de comptabilité, comme le rapprochement des mesures obtenues à l’aide de trémies de pesage ou de distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré.

4.C Méthodes d’estimation des données analytiques manquantes.

Utiliser les méthodes prescrites dans la présente section pour analyser de nouveau l’échantillon original, un échantillon d’appoint ou un échantillon de remplacement pour les mêmes périodes de mesure et d’échantillonnage que celles de la donnée analytique manquante.

4.C.1.

Chaque fois qu’une donnée d’échantillonnage, d’analyse ou de mesure requise à la section 4.A pour le calcul des émissions est manquante, s’assurer de suivre la méthode de remplacement des données manquantes indiquée dans la présente section.

1. Pour les données manquantes concernant la teneur en carbone, la température, la pression ou la concentration de gaz, déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’Équation 4-7 et remplacer les données manquantes comme il est indiqué aux paragraphes (b) à (d) de la présente section.
2. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
3. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
4. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 4-7 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne

QE _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 4

4.C.2. 

Pour chaque donnée de production de clinker manquante, utiliser la première donnée estimée après la période pour laquelle la donnée est manquante ou utiliser la capacité de production quotidienne maximale et la multiplier par le nombre de jours dans le mois.

4.C.3.

Pour chaque donnée de matières premières consommées manquante, utiliser la première donnée estimée après la période pour laquelle la donnée est manquante ou utiliser le débit maximal des matières premières entrant dans le four et le multiplier par le nombre de jours dans le mois.

4.C.4.

Pour chaque donnée manquante concernant la quantité de poussière ou la quantité de calcaire, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.

4.C.5.

Dans tous les cas où la mesure et l’enregistrement des émissions se font au moyen d’un SMECE; déterminer les données de remplacement selon la méthode indiquée dans le document d’orientation sur les SMECE ou selon l’Équation 4-8 s’il s’agit de la concentration de CO₂, du gaz de la cheminée, du débit du combustible, du PCSC ou de la teneur en carbone du combustible.

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T <0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 4-8 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

HS _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne

HS _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 4

5 Méthodes de quantification pour la production d’aluminium

5.A Émissions de CO₂ provenant de la production d’aluminium

Calculer les émissions annuelles de CO₂, de CF₄, de C₂F₆ et de SF₆ provenant de la production d’aluminium selon les méthodes indiquées dans la présente section. Alors que les émissions sont calculées sur une base d’échantillonnage mensuel, seules les valeurs annuelles (par ex., production annuelle, consommation annuelle et des teneurs annuelles moyennes) sont à déclarer.

5.A.1 Émissions de CO₂ provenant de la consommation d’anodes précuites

Calculer les émissions annuelles totales de CO₂ provenant de la consommation d’anodes précuites selon l’Équation 5-1.

Équation 5-1 : Consommation d’anodes précuites

Où :

E _{CO2 AP} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la consommation d’anodes précuites (en tonnes)

CNA = consommation nette d’anodes pour la production d’aluminium liquide pour le mois « m » (en tonnes d’anodes/tonnes d’aluminium liquide)

PM = quantité totale de la production d’aluminium liquide pour le mois « m » (en tonnes)

S _a = teneur en soufre des anodes précuites pour le mois « m » (en kg de S/kg d’anodes précuites)

Cen _a = teneur en cendres des anodes précuites pour le mois « m » (en kg de cendres/kg d’anodes précuites)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du C

5.A.2 Émissions de CO₂ résultant de la consommation d’anodes provenant des cellules d’électrolyse de Søderberg

Calculer les émissions annuelles totales de CO₂ provenant de la consommation d’anodes des cellules d’électrolyse de Søderberg selon l’Équation 5-2.

Équation 5-2 : Consommation d’anodes provenant des cellules d’électrolyse de Søderberg

Où :

E _{CO2 AS} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ attribuables à la consommation d’anodes provenant des cellules d’électrolyse de Søderberg (en tonnes)

PC = quantité totale de la consommation de pâte anodique pour le mois « m » (en tonnes de pâte/tonnes d’aluminium liquide)

PM = quantité totale de la production d’aluminium liquide pour le mois « m » (en tonnes)

MSC = émissions provenant de la matière soluble dans le cyclohexane (MSC) (en tonnes) ou facteur utilisé par l’Institut international de l’aluminium, indiqué dans le Tableau 5-1 (en kg de MSC/tonnes d’aluminium liquide)

TB = teneur moyenne en brai ou en autre agent liant dans la pâte pour le mois « m » (en kg de brai ou autre agent liant/kg de pâte)

S _b = teneur en soufre ou en autre agent liant du brai pour le mois « m » (en kg de S ou autre agent liant/kg de brai)

Cen _b = teneur en cendres ou en autre agent liant du brai (en kg de cendres/kg de brai)

H _b = teneur en hydrogène ou en autre agent liant du brai ou facteur utilisé par l’Institut international de l’aluminium, indiqué dans le Tableau 5-1 (en kg d’H₂ ou autre agent liant/kg de brai)

S _c = teneur en soufre du coke calciné (en kg de S/kg de coke calciné)

Cen _c = teneur en cendres du coke calciné (en kg de cendres/kg de coke calciné)

CP = teneur en carbone des poussières provenant des cellules d’électrolyse de Søderberg (en kg de C/kg d’aluminium liquide, ou valeur de 0)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du C

5.A.3 Émissions de CO₂ provenant de la cuisson des anodes et des cathodes

Calculer les émissions annuelles totales de CO₂ provenant de la cuisson des anodes et des cathodes selon l’Équation 5-3.

Équation 5-3 : Cuisson des anodes et des cathodes

Où :

E _{CO2 AC} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la cuisson des anodes et des cathodes (en tonnes)

E _{CO2 ME} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant des matériaux d’emballage, selon l’Équation 5-4

E _{CO2 B} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant, selon l’Équation 5-5

5.A.4 Émissions de CO₂ provenant des matériaux d’emballage

Calculer les émissions totales de CO₂ provenant de matériaux d’emballage selon l’Équation 5-4.

Équation 5-4 : Consommation de matériaux d’emballage

Où :

E _{CO2 ME} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la consommation de matériaux d’emballage (en tonnes)

MEC = quantité de matériaux d’emballage consommés pour le mois « m » (en tonnes de matériaux d’emballage/tonnes d’anodes ou de cathodes cuites)

PACC = quantité d’anodes ou de cathodes cuites retirées du four pour le mois « m » (en tonnes)

Cen _me = teneur en cendres des matériaux d’emballage pour le mois « m » (en kg de cendres/kg de matériaux d’emballage)

S _me = teneur en soufre des matériaux d’emballage pour le mois « m » (en kg de S/kg de matériaux d’emballage)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du C

5.A.5 Émissions de CO₂ provenant de la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant de la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant selon l’Équation 5-5.

Équation 5-5 : Cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant

Où :

E _{CO2 B} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant (en tonnes)

QACC = quantité totale d’anodes ou de cathodes crues placées dans le four pour le mois « m » (en tonnes)

PACC = quantité totale d’anodes ou de cathodes cuites retirées du four pour le mois « m » (en tonnes)

H _b = teneur en hydrogène du brai ou d’un autre agent liant, ou facteur utilisé par l’Institut international de l’aluminium pour le mois « m », indiqué dans le Tableau 5-1 (en kg d’H₂/kg de brai ou autre agent liant)

TB = teneur en brai ou en un autre agent liant des anodes ou des cathodes crues pour le mois « m » (en kg de brai ou autre agent liant/kg d’anodes ou de cathodes)

GR = quantité totale de goudron récupéré pour le mois « m » (en tonnes)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du C

5.A.6 Émissions de CO₂ provenant de la calcination du coke vert

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant de la calcination du coke vert selon l’Équation 5-6.

Équation 5-6 : Calcination du coke vert

Où :

E _{CO2 CV} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la calcination du coke vert (en tonnes)

CCV = quantité totale de coke vert consommé pour le mois « m » (en tonnes)

H₂O _CV = teneur en eau du coke vert pour le mois « m » (en kg de H₂O/kg de coke vert)

V _CV = teneur en matières volatiles du coke vert pour le mois « m » (en kg de matières volatiles/kg de coke vert)

S _CV = teneur en soufre du coke vert pour le mois « m » (en kg de S/kg de coke vert)

CCP = quantité totale de coke calciné produit pour le mois « m » (en tonnes)

CSCP = quantité totale de coke sous-calciné produit pour le mois « m » (en tonnes)

EP = quantité totale des émissions provenant de la poussière de coke pour le mois « m » (en tonnes)

S _cc = teneur en soufre du coke calciné pour le mois « m » (en kg de S/kg de coke calciné)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

0,035 = teneur en CH₄ et en goudron des matières volatiles du coke contribuant aux émissions de CO₂

2,75 = facteur de conversion du CH₄ en CO₂

5.A.7 Émissions de CF₄ et de C₂F₆ dues aux effets d’anode

Calculer le total annuel des émissions de CF₄ et de C₂F₆ dues aux effets d’anode pour chaque série de cuves utilisant la même technologie selon la méthode indiquée dans la présente section. Quiconque exploite une installation dotée d’un SMECE est tenu de calculer les émissions annuelles de CF₄ et de C₂F₆ comme il est indiqué à la section 5.B.1.

5.A.7.a Méthode de la pente pour le calcul des émissions de CF₄ dues aux effets d’anode

Calculer les émissions annuelles totales de CF₄ des effets d’anode selon l’Équation 5-7.

Équation 5-7 : Émissions de CF₄ dues aux effets d’anode (méthode de la pente)

Où :

E _CF4 = quantité annuelle totale des émissions de CF₄ dues aux effets d’anode (en tonnes)

Pente _CF4 = pente d’une série de cuves j pour le mois « m » (en tonnes de CF₄/tonnes d’aluminium liquide/minute d’effet d’anode/cellule-jour)

MEA = durée des effets d’anode pour le mois « m » (exprimée en minutes d’effet d’anode/cellule-jour calculée par mois et obtenue en multipliant la fréquence des effets d’anode, en nombre d’effets d’anode par cellule-jour, par la durée moyenne des effets d’anode, en minutes)

PM = production d’aluminium liquide pour le mois « m » (en tonnes)

5.A.7.b Méthode du coefficient de surtension pour le calcul des émissions de CF₄ dues aux effets d’anode

Calculer les émissions annuelles totales de CF₄ des effets d’anode selon l’Équation 5-8.

Équation 5-8 : Émissions de CF₄ dues aux effets d’anode (méthode du coefficient de surtension)

Où :

E _CF4 = quantité annuelle totale des émissions de CF₄ dues aux effets d’anode (en tonnes)

n = nombre de séries de cuves

CS _CF4 = coefficient de surtension (en tonnes de CF₄/tonnes d’aluminium liquide/millivolt)

SEA = surtension des effets d’anode pour le mois « m » pour une série de cuves « j » (millivolts/cellule)

RC = rendement du courant dans le procédé de production d’aluminium (pourcentage)

PM = production d’aluminium liquide pour le mois « m » (en tonnes)

5.A.7.c Méthode de calcul des émissions de C₂F₆ dues aux effets d’anode

Calculer le total annuel des émissions de C₂F₆ dues aux effets d’anode selon l’Équation 5-9.

Équation 5-9 : Émissions de C₂F₆ dues aux effets d’anode

Où :

E _C2F6 = quantité annuelle totale des émissions de C₂F₆ (en tonnes)

E _CF4 = quantité totale des émissions de CF₄ pour le mois « m » (en tonnes)

i = mois

F = fraction de masse de C₂F₆/CF₄ déterminée par l’émetteur ou choisie dans le Tableau 5-2 (en kg de C₂F₆/kg de CF₄)

5.A.8 Émissions de SF₆ utilisé comme gaz de couverture

Calculer les émissions annuelles totales de SF₆ utilisé comme gaz de couverture selon l’Équation 5-10 si le calcul se base sur la variation d’inventaire, ou selon l’Équation 5-11 s’il se base sur une mesure directe.

Équation 5-10 : Émissions de SF₆ utilisé comme gaz de couverture (variation d’inventaire)

Où :

E _SF6 = quantité annuelle totale d’émissions de SF₆ utilisé comme gaz de couverture (en tonnes)

S _Stock-Début = quantité annuelle totale de SF₆ en stock en début d’année (en tonnes)

S _Stock-Fin = quantité annuelle totale de SF₆ en stock en fin d’année (en tonnes)

S _Achats = quantité totale des achats de SF₆ pour l’année (en tonnes)

S _Transféré = quantité totale de SF₆ transféré hors de l’installation au cours de l’année (en tonnes)

Équation 5-11 : Émissions de SF₆ utilisé comme gaz de couverture (mesure directe)

Où :

E _SF6 = quantité annuelle totale d’émissions de SF₆ utilisé comme gaz de couverture (en tonnes)

Q _Intrant = quantité totale de gaz de couverture entrant dans les cellules d’électrolyse pour le mois « m » (en tonnes)

C _Intrant = concentration de SF₆ du gaz de couverture entrant dans les cellules d’électrolyse pour le mois « m » (en tonnes de SF₆ /tonnes de gaz injecté)

Q _Sortie = quantité de gaz contenant du SF₆ recueilli et transféré hors de l’installation pour le mois « m » (en tonnes)

C _Sortie = concentration de SF₆ dans le gaz recueilli et transféré hors de l’installation pour le mois « m » (en tonnes de SF₆ /tonnes de gaz recueilli et transféré hors de l’installation)

5.B Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

Mesurer tous les paramètres mensuellement, sous réserve des exceptions indiquées dans la présente section. Lorsqu’une méthode offre le choix d’utiliser une valeur par défaut ou un paramètre mesuré, l’exploitant d’une installation où les paramètres sont déjà mesurés doit continuer de les mesurer. Si aucune donnée mesurée n’est disponible pour un paramètre, il doit utiliser les valeurs par défaut fournies.

1. Dans le cas des émissions provenant de la matière soluble dans le cyclohexane (MSC) de l’Équation 5-2, les mesurer mensuellement ou utiliser les facteurs utilisés par l’Institut international de l’aluminium.
2. Dans le cas de la portion de carbone présent dans les poussières provenant des cellules d’électrolyse de Søderberg nécessaire au calcul selon l’Équation 5-2, la mesurer mensuellement ou utiliser la valeur de 0.
3. Dans le cas de la teneur en hydrogène du brai nécessaire au calcul selon l’Équation 5-2 et l’Équation 5-5, la mesurer mensuellement ou utiliser les facteurs utilisés par l’Institut international de l’aluminium.
4. Dans le cas des paramètres relatifs à l’utilisation du SF₆ comme gaz de couverture, les mesurer conformément au paragraphe (b).
5. Dans le cas de la quantité de coke calciné, la mesurer directement ou la déterminer en multipliant le taux de récupération par la quantité de coke vert consommé selon l’Équation 5-12.

Équation 5-12 : Coke calciné

Où :

CCP _M = coke calciné produit et mesuré durant la période de mesure (en tonnes)

TR = taux de récupération déterminé annuellement durant la période de mesure (en tonnes de coke calciné/tonnes de coke vert)

CCV = consommation de coke vert mesurée durant la période de mesure (en tonnes)

5.B.1.

L’émetteur qui utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu (SMECE) des émissions de CF₄ et de C₂F₆ dues aux effets d’anode doit le faire conformément aux lignes directrices de manuel Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories publié par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC).

5.B.2.

L’émetteur qui utilise la méthode de la pente ou du coefficient de surtension doit effectuer des tests de rendement pour calculer la pente ou les coefficients de surtension pour chaque technologie utilisée dans une série de cuves conformément au Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane and Hexafluoroethane Emissions from Primary Aluminum Production (PDF) publié en avril 2008 par l’US Environmental Protection Agency (USEPA) et par l’Institut international de l’aluminium. Ces tests doivent être effectués dans les cas suivants :

1. il s’est écoulé 36 mois depuis les derniers tests ou une série de cuves est mise en exploitation
2. un changement survenu dans l’algorithme de contrôle modifie l’intensité ou la durée des effets d’anode ou la nature du protocole de terminaison de ces effets
3. des changements se sont produits dans la distribution ou la durée des effets d’anode, ce qui peut survenir lorsque le pourcentage de terminaisons manuelles varie ou lorsque le nombre d’effets d’anode diminue et entraîne à son tour la diminution de leur durée, ou lorsque survient une modification de l’algorithme pour les mouvements de ponts et pour la comptabilisation de la surtension

5.B.3.

La pente ou le coefficient de surtension calculé après les tests de rendement indiqués à la section 5.B.2 doit être utilisé à compter de la date du changement ou le 1^er janvier suivant immédiatement les mesures.

5.B.4.

L’émetteur qui utilise la méthode de mesures directes de l’Équation 5-11 pour calculer les émissions de SF₆ attribuables à la consommation de gaz de couverture doit mesurer mensuellement la quantité de SF₆ qui entre dans les cellules d’électrolyse ainsi que la quantité et la concentration de SF₆ de tout gaz résiduel recueilli et transféré hors de l’installation.

5.C Méthodes d’estimation des données analytiques manquantes

Utiliser les méthodes prescrites dans la présente section pour analyser de nouveau l’échantillon original, un échantillon d’appoint ou un échantillon de remplacement pour les mêmes périodes de mesure et d’échantillonnage que celles de la donnée analytique manquante.

5.C.1.

Chaque fois qu’une donnée d’échantillonnage, d’analyse ou de mesure requise à la section 5 pour le calcul des émissions est manquante, s’assurer de suivre la méthode de remplacement des données manquantes indiquée dans la présente section :

1. Pour les données manquantes concernant la teneur en carbone, la teneur en soufre, la teneur en cendres, la teneur en hydrogène, la teneur en eau, les émissions de matière soluble dans le cyclohexane (MSC), la teneur en brai, le carbone présent dans les poussières d’écumage des cellules d’électrolyse, la teneur en matières volatiles, le calcul de la pente, la fréquence et la durée des effets d’anode, la surtension, la concentration de SF₆ ou le calcul du rendement du courant, déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’Équation 5-13 et remplacer les données manquantes comme il est indiqué aux paragraphes (B) à (D) de la présente section.
2. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
3. Si 0,75 ≤ T <0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
4. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 5-13 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%).

QE _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne.

QE _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 5.

5.C.2. Si la donnée manquante concerne la consommation nette d’anodes, la consommation de pâte anodique, la consommation de matériaux d’emballage, la consommation d’anodes ou de cathodes crues, la quantité de goudron récupéré, la consommation de coke vert, la production d’aluminium liquide, la production d’hydroxyde d’aluminium, la production d’anodes ou de cathodes cuites, la production de coke calciné et sous-calciné, la quantité de poussière de coke ou la quantité de SF₆, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.

5.C.3. Dans tous les cas où la mesure et l’enregistrement des émissions d’une unité se font au moyen d’un SMECE, déterminer les données de remplacement selon la méthode indiquée dans le document d’orientation sur les SMECE ou selon l’Équation 5-14 s’il s’agit de la concentration de CO₂, du gaz de la cheminée, du débit de combustible, du pouvoir calorifique supérieur ou de la teneur en carbone du combustible.

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes, si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T <0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 5-14 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

HS _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne

HS _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 5

6 Méthodes de quantification pour la sidérurgie

6.A Émissions provenant de la production de fer et d’acier

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

Les émissions totales annuelles de CO₂ provenant de la production de fer et d’acier doivent être calculées par les méthodes indiquées dans la présente section, selon le procédé utilisé. Les matières utilisées pour un procédé donné ou qui en sont issues et qui contribuent pour moins de 1 % de la masse totale de carbone qui entre dans le procédé ou qui en est issue n’ont pas à être incluses dans les Équation 6-1 à Équation 6-10. L’exploitant d’une installation dotée d’un SMECE peut calculer les émissions annuelles de CO₂ provenant de la production de fer et d’acier selon l’Équation 6-11 ou les Équation 6-1 à Équation 6-10. Lorsqu’une méthode offre le choix d’utiliser une valeur par défaut ou un paramètre mesuré, l’exploitant d’une installation où les paramètres sont déjà mesurés doit continuer de les mesurer. Si aucune donnée mesurée n’est disponible pour un paramètre, il doit utiliser les valeurs par défaut fournies.

6.A.1 Four à induration

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant du four à induration selon l’Équation 6-1 ou l’Équation 6-2.

Équation 6-1 : CO₂ provenant d’un four à induration utilisant des boulettes vertes

Où :

E _{CO2 T} = quantité annuelle totale des émissions provenant du four à induration (en tonnes)

T = quantité annuelle totale de boulettes vertes chargées dans le four (en tonnes)

TC _T = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des boulettes vertes chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de boulettes vertes)

BC = quantité annuelle totale de boulettes cuites produites par le four (en tonnes)

TC _BC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des boulettes cuites produites par le four (en tonnes de C/tonnes de boulettes cuites)

R = quantité annuelle de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

Équation 6-2 : CO₂ provenant d’un four d’induration utilisant un concentré de minerai de fer

Où :

E _{CO2 IP} = quantité annuelle totale des émissions provenant du four à induration (en tonnes)

n = nombre d’additifs

AD _j = quantité annuelle totale d’additifs « j » (p. ex. le calcaire, la dolomie ou la bentonite) chargés dans le four (en tonnes)

TC _{AD j} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’additif « j » chargé dans le four (en tonnes de C/tonnes d’additifs)

MF = quantité annuelle totale de concentré de minerai de fer chargé dans le four (en tonnes)

TC _MF = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du concentré de minerai de fer chargé dans le four (en tonnes de C/tonnes de concentré de minerai de fer)

BC = quantité annuelle totale de boulettes cuites produites par le four (en tonnes)

TC _BC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des boulettes cuites produites par le four (en tonnes de C/tonnes de boulettes cuites)

R = quantité annuelle de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.2 Convertisseur basique à oxygène

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant du convertisseur basique à oxygène selon l’Équation 6-3.

Équation 6-3 : CO₂ provenant d’un convertisseur basique à oxygène

Où :

E _{CO2 CBO} = quantité annuelle totale des émissions provenant du convertisseur basique à oxygène (en tonnes)

n = quantité de matières fondantes

m = nombre de matières carbonatées

F = quantité annuelle totale de fer fondu chargé dans le four (en tonnes)

TC _F = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du fer fondu chargé dans le four (en tonnes de C/tonnes de fer fondu)

SC = quantité annuelle totale de ferrailles chargées dans le four (en tonnes)

TC _SC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des ferrailles chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de ferrailles)

FL _t = quantité annuelle totale des matières fondantes non issues de la biomasse « t » (p. ex. le calcaire, la dolomie ou la bentonite) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{FL t} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières fondantes non issues de la biomasse « t » chargées dans le four (en tonnes de C/type de matière fondante)

MC _i = quantité annuelle totale de matières carbonatées non issues de la biomasse « i » (p. ex. le charbon, la coca, etc.) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{MC i} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières carbonatées non issues de la biomasse « i » chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de matières carbonatées)

ABF = quantité annuelle totale d’acier brut fondu produit par le four (en tonnes)

TC _ABF = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’acier brut fondu produit par le four (en tonnes de C/tonnes d’acier brut fondu)

LA = quantité annuelle totale de laitier produit par le four (en tonnes)

TC _LA = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du laitier produit par le four (en tonnes de C/tonnes de laitier)

GF = quantité annuelle totale de gaz de four transféré hors de l’installation (en tonnes)

TC _GF = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du gaz de four transféré hors de l’installation (en tonnes de C/tonnes de gaz de four transféré)

R = quantité annuelle de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.3 Batterie de fours à coke

Toutes les émissions liées aux batteries de fours à coke doivent être attribuées par gaz à effet de serre (CO₂, CH₄ et N₂O) aux catégories de sources d’émissions de Combustion stationnaire de combustible et de Torchage, selon le cas.

Lorsque les détails relatifs aux fours à coke sont suffisamment connus pour permettre de calculer toutes les émissions associées en utilisant la section 2 du présent document, les installations doivent le faire. Dans le cas contraire :

• calculer les émissions annuelles totales de CO₂ de la batterie de fours à coke à l’aide de l’Équation 6-4
• calculer les émissions annuelles totales de CH₄ et de N₂O provenant de la batterie de fours à coke à l’aide de la section 2 (notez que les potentiels de réchauffement planétaire élevés du CH₄ et du N₂O sont tels qu’ils sont des GES nettement plus puissants que le CO₂)

Équation 6-4 : CO₂ provenant de la batterie de fours à coke

Où :

E _{CO2 COKE} = quantité annuelle totale des émissions provenant de la production de coke (en tonnes)

C _C = quantité annuelle totale de charbon cokéfiable chargé dans la batterie (en tonnes)

TC _CC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du charbon cokéfiable non issu de la biomasse chargé dans la batterie (en tonnes de C/tonnes de charbon cokéfiable)

PM_i = quantité annuelle totale de matières carbonatées non issues de la biomasse « i », autre que le charbon cokéfiable, tel que le gaz naturel et le mazout, chargées dans la batterie (tonnes)

C_PMi = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la matière carbonatée non issue de la biomasse « i », autre que le charbon cokéfiable, tel que le gaz naturel et le mazout, chargée dans la batterie (tonnes de C/tonnes de matières carbonatées)

n = nombre de matières carbonatées non issues de la biomasse autre que le charbon cokéfiable, chargées dans la batterie

PC = quantité annuelle totale de coke produit (en tonnes)

TC _PC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du coke produit (en tonnes de C/tonnes de coke)

SP = quantité annuelle totale de sous-produits de batteries de fours à coke autre que la biomasse (en tonnes)

TC _SP = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des sous-produits (non issus de la biomasse) de batteries de fours à coke (en tonnes de C/tonnes de sous-produits)

GC = quantité annuelle totale de gaz de cokerie transféré hors de l’installation (en tonnes)

TC _GC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du gaz de cokerie transféré hors de l’installation (en tonnes de C/tonnes de gaz de cokerie)

R = quantité annuelle de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.4 Matières frittées

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant de la production de matières frittées selon l’Équation 6-5.

Équation 6-5 : CO₂ provenant de la production de matières frittées

Où :

E _{CO2 FRITTÉES} = quantité annuelle totale des émissions provenant de la production de matières frittées (en tonnes)

n = nombre de matières carbonatées

MC _i = quantité annuelle totale de matières carbonatées non issues de la biomasse « i » (p. ex. le charbon ou la coca) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{MC i} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières carbonatées non issues de la biomasse « i » chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de matières carbonatées)

MP = quantité annuelle totale de matières premières frittées (en tonnes)

TC _MP = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières premières frittées (en tonnes de C/tonnes de matières premières frittées)

S = quantité annuelle totale de production de matières frittées (en tonnes)

TC _S = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la production de matières frittées (en tonnes de C/tonnes de production de matières frittées)

R = quantité annuelle de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.5 Four électrique à arc

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ du four électrique à arc selon l’Équation 6-6.

Équation 6-6 : CO₂ provenant du four électrique à arc

Où :

E _{CO2 FEA} = quantité annuelle totale des émissions du four électrique à arc (en tonnes)

n = quantité de matières fondantes

m = nombre de matières carbonatées

F = quantité annuelle totale de fer de réduction directe chargé dans le four (en tonnes)

TC _F = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du fer de réduction directe chargé dans le four (en tonnes de C/tonnes de fer de réduction directe)

SC = quantité annuelle totale de ferrailles chargées dans le four (en tonnes)

TC _SC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des ferrailles chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de ferrailles)

FL _t = quantité annuelle totale de matières fondantes non issues de la biomasse « t » (p. ex. le calcaire, la dolomie ou la bentonite) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{FL t} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières fondantes non issues de la biomasse « t » chargées dans le four (en tonnes de C/matières fondantes)

EC = quantité annuelle totale d’électrodes de carbone non issues de la biomasse chargées dans le four (en tonnes)

TC _EC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des électrodes de carbone non issues de la biomasse chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes d’électrodes de carbone)

MC _i = quantité annuelle totale de matières carbonatées non issues de la biomasse « i » (p. ex. le charbon, la coca, etc) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{MC i} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières carbonatées non issues de la biomasse « i » chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de matières carbonatées)

ABF = quantité annuelle totale d’acier brut fondu produit par le four (en tonnes)

TC _ABF = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’acier brut fondu produit par le four (en tonnes de C/tonnes d’acier brut fondu)

LA = quantité annuelle totale de laitier produit par le four (en tonnes)

TC _LA = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du laitier produit par le four (en tonnes de C/tonnes de laitier)

R = quantité annuelle de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.6 Cuves de décarburation à l’argon-oxygène

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ des cuves de décarburation à l’argon-oxygène selon l’Équation 6-7. Alternativement, pour les procédés intégrés, les émissions de CO₂ peuvent être calculées en utilisant la section 6.A.2 ou la section 6.A.5, selon le cas.

Équation 6-7 : CO₂ provenant de cuves de décarburation à l’argon-oxygène

Où :

E _{CO2 DAO} = quantité annuelle totale des émissions des cuves de décarburation à l’argon-oxygène (en tonnes)

Acier = quantité annuelle totale d’acier fondu chargé dans la cuve (en tonnes)

TC _Intrant = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’acier fondu avant décarburation (en tonnes de C/tonnes d’acier fondu)

TC _Sortie = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’acier fondu après décarburation (en tonnes de C/tonnes d’acier fondu)

R = quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.7 Production de fer du four de réduction directe

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ du four de réduction directe selon l’Équation 6-8.

Équation 6-8 : CO₂ provenant du four de réduction directe

Où :

E _{CO2 RD} = quantité annuelle totale des émissions du four de réduction directe (en tonnes)

n = nombre de matières premières, autres que les matières carbonatées et le minerai

m = nombre de matières carbonatées

Min = quantité annuelle totale de minerai de fer ou de concentré de minerai de fer chargée dans le four (en tonnes)

TC _Min = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du minerai de fer ou des concentré de minerai de fer chargés dans le four (en tonnes de C/tonnes de fer ou de concentré de minerai de fer)

MP _k = total annuel de matières premières consommées « k » autres que les matières carbonatées et le minerai (en tonnes)

TC _{MP k} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières premières « k » autres que les matières carbonatées et le minerai (en tonnes de C/tonnes de matières premières)

MC _i = quantité annuelle totale de matières carbonatées non issues de la biomasse « i » (p. ex. le charbon, la coca, etc) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{MC i} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières carbonatées non issues de la biomasse « i » chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de matières carbonatées)

F = quantité annuelle totale de fer produite par le four (en tonnes)

TC _F = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du fer produit par le four (en tonnes de C/tonnes de fer)

NM = quantité annuelle totale de matières non métalliques produites par le four (en tonnes)

TC _NM = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières non métalliques produites par le four (en tonnes de C/tonnes de matières non métalliques)

R = quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.8 Production de fer du haut fourneau

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ du haut fourneau selon l’Équation 6-9.

Équation 6-9 : CO₂ provenant du haut fourneau

Où :

E _{CO2 HF} = quantité annuelle totale des émissions du haut fourneau (en tonnes)

n = nombre de matières premières autres que les matières carbonatées et le minerai

m = nombre de matières carbonatées

p = nombre de matières fondantes

Min = quantité annuelle totale de minerai de fer ou de concentré de minerai de fer chargée dans le four (en tonnes)

TC _Min = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du minerai de fer ou des concentrés de minerai de fer chargés dans le four (en tonnes de C/tonnes de fer ou de concentré de minerai de fer)

MP _k = quantité annuelle totale de matières premières consommées « k » autres que les matières carbonatées et le minerai (en tonnes)

TC _{MP k} = teneur moyenne annuelle en carbone des matières premières « k » autres que les matières carbonatées et le minerai (en tonnes de C/tonnes de matières premières)

MC _i = quantité annuelle totale de matières carbonatées non issues de la biomasse « i » (p. ex. le charbon, la coca, etc) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{MC i} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières carbonatées non issues de la biomasse « i » chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes de matières carbonatées)

FL _t = quantité annuelle totale de matières fondantes non issues de la biomasse « t » (p. ex. le calcaire, la dolomie ou la bentonite) chargées dans le four (en tonnes)

TC _{FL t} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières fondantes non issues de la biomasse « t » chargées dans le four (en tonnes de C/matières fondantes)

F = quantité annuelle totale de fer produite par le four (en tonnes)

TC _F = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du fer produit par le four (en tonnes de C/tonnes de fer)

NM = quantité annuelle totale de matières non métalliques produites par le four (en tonnes)

TC _NM = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des matières non métalliques produites par le four (en tonnes de C/tonnes de matières non métalliques)

GF = quantité annuelle totale de gaz de haut fourneau transféré hors de l’installation (en tonnes)

TC _GF = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du gaz de haut fourneau transféré hors de l’installation (en tonnes de C/tonnes de gaz de haut fourneau)

R = quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.9 Production d’acier fondu du four-poche

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ du four-poche selon l’Équation 6-10. Alternativement, pour les procédés intégrés, les émissions de CO₂ peuvent être calculées en utilisant la section 6.A.2 ou la section 6.A.5, selon le cas.

Équation 6-10 : CO₂ provenant du four-poche

Où :

E _{CO2 FP} = quantité annuelle totale des émissions du four-poche (en tonnes)

m = nombre d’additifs

AFE = quantité annuelle totale d’acier fondu chargé dans le four (en tonnes)

TC _AFE = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’acier fondu chargé dans le four (en tonnes de C/tonnes d’acier fondu)

AD _j = quantité annuelle totale d’additifs « j » (p. ex. le calcaire, la dolomie ou la bentonite) chargés dans le four (en tonnes)

TC _{AD j} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des additifs « j » chargés dans le four (en tonnes de C/tonnes d’additifs)

EC = total annuel d’électrodes de carbone chargées dans le four (en tonnes)

TC _EC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des électrodes de carbone chargées dans le four (en tonnes de C/tonnes d’électrodes de carbone)

AFP = quantité annuelle totale d’acier fondu produit par le four (en tonnes)

TC _AFP = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’acier fondu produit par le four (en tonnes de C/tonnes d’acier fondu)

LA = quantité annuelle totale de laitier produit par le four (en tonnes)

TC _LA = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone du laitier produit par le four ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de laitier)

R = quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de résidus)

Rp = quantité annuelle totale des autres résidus produits (en tonnes)

TC _Rp = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des autres résidus produits ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de résidus)

3,664 = facteur de conversion des tonnes de C en tonnes de CO₂

6.A.10 Émissions de CO₂ provenant de la production de fer et d’acier d’installations dotées de SMECE

Les exploitants d’installations dotées de SMECE doivent calculer les émissions de CO₂ provenant de la production de fer et d’acier selon l’Équation 6-11.

Équation 6-11 : Émissions de CO₂ provenant de la production de fer et d’acier d’installations dotées de SMECE

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la production de fer et d’acier (en tonnes) calculée en soustrayant les émissions de CO₂ provenant de la consommation de combustible, comme il est indiqué à la section 2, de la quantité annuelle totale de CO₂ mesurée par le SMECE

E _{CO2 SMECE} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ du SMECE, y compris les émissions provenant de la consommation de combustible et de la production de fer et d’acier (en tonnes)

E _CO2 CC = total annuel des émissions de CO₂ provenant de la consommation de combustible, calculé comme il est indiqué à la section 2

6.B Émissions de CO₂ provenant de la production de poudre de fer et d’acier

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant de la production de poudre de fer et d’acier par les méthodes décrites dans la présente section, selon le procédé utilisé. Les matières utilisées pour un procédé donné ou qui en sont issues et qui contribuent pour moins de 0,5 % de la masse totale de carbone qui entre dans le procédé ou qui en est issue n’ont pas à être incluses dans les Équation 6-12 à Équation 6-16 de calcul par bilan massique. Les exploitants d’installations dotées de SMECE doivent calculer les émissions annuelles de CO₂ provenant de la production de poudre de fer et d’acier selon Équation 6-17. Lorsqu’une méthode offre le choix d’utiliser une valeur par défaut ou un paramètre mesuré, l’exploitant d’une installation où les paramètres sont déjà mesurés doit continuer de les mesurer. Si aucune donnée mesurée n’est disponible pour un paramètre, il doit utiliser les valeurs par défaut fournies.

Équation 6-12 : Émissions de CO₂ provenant de la production de poudre de fer et d’acier

Où :

E CO₂ = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la production de poudre de fer et d’acier (en tonnes)

E CO_{2 A} = quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de l’atomisation de fonte fondue (en tonnes)

E CO_{2 D} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la décarburation de la poudre de fer (en tonnes)

E CO_{2 MA} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la mise en nuance de l’acier fondu (en tonnes)

E CO_{2 RA} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant du recuit de la poudre d’acier

6.B.1 Émissions de CO₂ provenant de l’atomisation de la fonte fondue

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant de l’atomisation de la fonte fondue selon l’Équation 6-13.

Équation 6-13 : CO₂ provenant de l’atomisation de la fonte fondue

Où :

E _{CO2 A} = quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de l’atomisation de fonte fondue (en tonnes)

p = nombre de matières utilisées autres que la fonte fondue

m = nombre de sous-produits

FF = quantité annuelle totale de fonte fondue utilisée dans le procédé (en tonnes)

TC _FF = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la fonte fondue entrant dans le procédé (en tonnes de C/tonnes de fonte fondue)

M _k = quantité annuelle totale d’autres matières utilisées « k » dans le procédé (en tonnes)

TC _{M k} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des autres matières utilisées « k » dans le procédé (en tonnes de C/tonnes d’autres matières)

FA = quantité annuelle totale de la production de fonte atomisée (en tonnes)

TC _FA = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la fonte atomisée (en tonnes de C/tonnes de fonte atomisée)

SP _j = quantité annuelle totale de sous-produits « j » (en tonnes)

TC _{SP j} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des sous-produits « j », ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de sous-produits)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

6.B.2 Émissions de CO₂ provenant de la décarburation de la poudre de fer

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant de la décarburation de la poudre de fer selon l’Équation 6-14.

Équation 6-14 : CO₂ provenant de la décarburation de la poudre de fer

Où :

E _{CO2 D} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la décarburation de la poudre de fer (en tonnes)

m = nombre de sous-produits

PF = quantité annuelle totale de poudre de fer utilisée dans le procédé (en tonnes)

TC _PF = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la poudre de fer utilisée dans le procédé (en tonnes de C/tonnes de poudre de fer)

PD = quantité annuelle totale de poudre de fer décarburée (en tonnes)

TC _PD = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la production de poudre décarburée (en tonnes de C/tonnes de production de poudre décarburée)

SP _j = quantité annuelle totale de sous-produits « j » (en tonnes)

TC _{SP j} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des sous-produits « j », ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de sous-produits)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

6.B.3 Émissions de CO₂ provenant de la mise en nuance de l’acier

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant de la mise en nuance de l’acier selon l’Équation 6-15.

Équation 6-15 : CO₂ provenant de la mise en nuance de l’acier

Où :

E _{CO2 MA} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la mise en nuance de l’acier (en tonnes)

m = nombre d’additifs

AFE = quantité annuelle totale d’acier fondu utilisée dans le procédé (en tonnes)

TC _AFE = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de l’acier fondu utilisé dans le procédé (en tonnes de C/tonnes d’acier fondu)

AD _j = quantité annuelle totale d’additifs « j » utilisés dans le procédé (en tonnes)

TC _{AD j} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des additifs « j » utilisés dans le procédé (en tonnes de C/tonnes d’additifs)

EC = total annuel d’électrodes de carbone consommées (en tonnes)

TC _EC = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des électrodes de carbone consommées (en tonnes de C/tonnes d’électrodes de carbone)

AFP = quantité annuelle totale de la production d’acier fondu (en tonnes)

TC _AFP = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la production d’acier fondu (en tonnes de C/tonnes d’acier fondu)

LA = quantité annuelle totale de la production de laitier (en tonnes)

TC _LA = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la production de laitier, ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de laitier)

R = quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique (en tonnes)

TC _R = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de résidus)

Rp = quantité annuelle totale de la production d’autres résidus (en tonnes)

TC _Rp = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la production d’autres résidus, ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes d’autres résidus)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

6.B.4 Émissions de CO₂ provenant du recuit de la poudre d’acier

Calculer le total annuel des émissions de CO₂ provenant du recuit de la poudre d’acier selon l’Équation 6-16.

Équation 6-16 : CO₂ provenant du recuit de la poudre d’acier

Où :

E _{CO2 RA} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant du recuit de la poudre d’acier (en tonnes)

m = nombre de sous-produits

PA = quantité annuelle totale de poudre d’acier utilisée dans le procédé (en tonnes)

TC _PA = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la poudre d’acier utilisée dans le procédé (en tonnes de C/tonnes de poudre d’acier)

PP = quantité annuelle totale de la production de poudre d’acier (en tonnes)

TC _pp = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone de la production de poudre d’acier (en tonnes de C/tonnes de poudre d’acier)

SP _j = quantité annuelle totale de sous-produits « j » (en tonnes)

TC _{SP j} = teneur moyenne pondérée annuelle en carbone des sous-produits « j », ou valeur par défaut de zéro (en tonnes de C/tonnes de sous-produits)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

6.B.5 Émissions de CO₂ des installations de production de poudre de fer et d’acier dotées de SMECE

Les exploitants d’installations dotées de SMECE doivent calculer les émissions de CO₂ provenant de la production de fer et d’acier selon l’Équation 6-17.

Équation 6-17 : CO₂ provenant des installations de production de poudre de fer et d’acier dotées de SMECE

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ provenant de la production de poudre de fer et d’acier (en tonnes) calculée en soustrayant les émissions de CO₂ provenant de la consommation de combustible, comme il est indiqué à la section 2, de la quantité annuelle totale de CO₂ mesurée par le SMECE

E _{CO2 SMECE} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ du SMECE, y compris les émissions provenant de la consommation de combustible et de la production de poudre de fer et d’acier (en tonnes)

E _CO2 CC = total annuel des émissions de CO₂ provenant de la consommation de combustible, calculé comme il est indiqué à la section 2

6.C Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

La masse annuelle de chacune des matières utilisées dans les méthodes de calcul par bilans massiques des sections 6.A et 6.B doit être déterminée au moyen du même équipement que celui utilisé dans l’usine à des fins de comptabilité, y compris la mesure directe de la quantité de matières utilisées dans le procédé ou par des calculs réalisés à partir de données afférentes aux procédés utilisés.

6.C.1 Teneur en carbone des matières utilisées pour la production de fer et d’acier

Les exploitants d’installations utilisant les méthodes de calcul indiquées aux sections 6.A et 6.B doivent, dans le cas des matières qui contribuent pour 1 % ou plus de la masse totale de carbone entrant dans le procédé, utiliser les données du fournisseur ou déterminer la teneur en carbone par l’analyse annuelle d’au moins trois échantillons représentatifs selon l’une des méthodes suivantes :

1. Dans le cas du minerai de fer, des boulettes et autres matières ferrifères, utiliser la norme ASTM E1915.
2. Dans le cas du fer et des ferrailles, utiliser la norme ASTM E1019.
3. Dans le cas du charbon, du coke et autres matières carbonatées (p. ex. les électrodes), utiliser la norme ASTM D5373 ou la norme ASTM D7582.
4. Dans le cas de combustibles à base de pétrole liquide et de combustibles liquides dérivés de matières résiduelles, utiliser la norme ASTM D5291 et soit la norme ASTM D2502 ou la norme ASTM D2503.
5. Dans le cas de l’acier, utiliser l’une ou l’autre des méthodes d’analyse suivantes :
   1. norme ASM CS-104 UNS G10460
   2. norme ISO/TR 15349-1 : 1998
   3. norme ISO/TR 15349-3 : 1998
   4. norme ASTM E415
   5. norme ASTM E1019
6. Dans le cas de fondant (c.-à-d. calcaire ou dolomite) et de laitier, utiliser la norme ASTM C25.
7. Dans le cas des sous-produits de la production d’acier (p. ex., le gaz de haut fourneau, le gaz de cokerie, le goudron minéral, l’huile légère, les poussières de laitier et les gaz d’échappement de matières frittées), utiliser un instrument en ligne qui détermine à plus ou moins 5 % la teneur en carbone, ou toute autre méthode d’analyse mentionnée dans la présente section ou toute méthode fondée sur des instruments utilisés dans l’usine à des fins de comptabilité.

6.C.2 Production de poudre de fer et d’acier

L’exploitant d’une installation de production de poudre de fer et de poudre d’acier doit déterminer annuellement la teneur en carbone de chaque matière ou produit qui contribue pour 0,5 % ou plus de la masse totale de carbone entrant dans le procédé, soit à partir des données du fournisseur ou par l’une des méthodes suivantes :

1. dans le cas du fer ou de la poudre de fer, utiliser l’une ou l’autre des méthodes d’analyse suivante :
   1. norme ASTM E1019
   2. norme ASTM E415
2. dans le cas de l’acier ou de la poudre d’acier, utiliser l’une ou l’autre des méthodes suivantes :
   1. norme ASM CS-104 UNS G10460
   2. norme ISO/TR 15349-1
   3. norme ISO/TR 15349-3
   4. norme ASTM E415
3. dans le cas des électrodes de carbone, utiliser la norme ASTM D5373

6.D Méthodes d’estimation des données analytiques manquantes

Utiliser les méthodes prescrites dans la présente section pour analyser de nouveau l’échantillon original, un échantillon d’appoint ou un échantillon de remplacement pour les mêmes périodes de mesure et d’échantillonnage que celles de la donnée analytique manquante.

6.D.1.

Chaque fois qu’une donnée d’échantillonnage, d’analyse ou de mesure requise à la section 6 pour le calcul des émissions est manquante, s’assurer de suivre la méthode de remplacement des données manquantes indiquée dans la présente section.

1. Pour les données manquantes concernant la teneur en carbone, la température, la pression ou la concentration de gaz, déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’Équation 6-18 et remplacer les données manquantes comme il est indiqué aux paragraphes (B) à (D) de la présente section.
2. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
3. Si 0,75 ≤ T <0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
4. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 6-18 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne

QE _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 6

6.D.2.

Si la donnée manquante concerne l’un ou l’autre des aspects suivants de la production de fer et d’acier, soit quantité de matières premières carbonatées, quantité de ferrailles, quantité de fer fondu, quantité de charbon cokéfiable, quantité de matières fondantes, quantité de boulettes de fer de réduction directe, quantité d’électrodes de carbone, quantité de minerai de fer ou de boulettes de fer, production de laitier, quantité de boulettes vertes, production de boulettes cuites, production de gaz de cokerie, production de coke, quantité de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, quantité d’autres sous-produits de cokeries, quantité d’acier consommé ou produit, quantité de gaz du convertisseur basique à oxygène transférée hors de l’installation, production de matières frittées, production de fer ou quantité de sous-produits non métalliques, alors la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.

6.D.3.

Si la donnée manquante concerne l’un ou l’autre des aspects suivants de la production de poudre de fer et d’acier, soit quantité de fonte fondue, consommation d’électrodes de carbone, quantité d’acier fondu, quantité d’additifs, quantité de poudre de fer ou d’acier, production de fonte atomisée, quantité de laitier, quantité de sous-produits, quantité de résidus ou quantité d’autres matières, alors la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.

6.D.4.

Dans tous les cas où la mesure et l’enregistrement des émissions se font au moyen d’un SMECE; déterminer les données de remplacement selon la méthode indiquée dans le document d’orientation sur les SMECE ou selon l’Équation 6-19 s’il s’agit de la concentration de CO₂, du gaz de la cheminée, du débit du combustible, du pouvoir calorifique supérieur ou de la teneur en carbone du combustible.

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes, si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

Équation 6-19 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

HS _RÉEL = nombre d’échantillons ou de mesures réels obtenus par la personne

HS _REQUIS = nombre d’échantillons ou de mesures requis pour la section 6

7 Méthodes de quantification pour la production d’électricité et de chaleur

Une unité de production d’électricité ou de chaleur désigne tout dispositif qui brûle du combustible solide, liquide ou gazeux dans le but de produire de l’électricité, de la chaleur ou de la vapeur utile en vue de sa vente ou de son utilisation sur place. Cela ne comprend pas les génératrices portatives ou d’urgence dont la capacité nominale est inférieure à 50 kW ou qui produisent moins de 2 MWh au cours de l’année de déclaration.

Il s’agit de quantifier les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O pour chaque unité de production d’électricité, de vapeur, et d’air et d’eau chauffé.

Dans le cas des groupes électrogènes sans compteurs individuels (ou sans réservoirs spécialisés dans le cas du diesel et du mazout lourd) et sans SMECE en place, l’installation peut utiliser un compteur ou un réservoir commun pour séparer les émissions selon chaque unité en utilisant une méthode d’estimation technique qui tient compte des émissions totales et des heures de fonctionnement relatives et du rendement de combustion de chaque unité.

Pour les groupes électrogènes au diesel dans les régions éloignées non intégrées (les installations qui ne sont pas connectées au réseau électrique nord-américain), il faut séparer le diesel selon chaque unité de production à partir d’un réservoir commun en fonction de la proportion d’énergie, en MWh, fournie par chaque unité.

7.A Émissions de CO₂ provenant de la production d’électricité et de chaleur

Estimer les émissions de CO₂ dues à la combustion de combustibles à l’aide des méthodes décrites à la section 2 : Méthodes de quantification de la combustion et du torchage de combustibles pour la production d’électricité ou de chaleur (ou, dans le cas des installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles – SCIAN 221112, pour chaque groupe de production d’électricité), en tenant compte des quelques points particuliers présentés aux sections 7.A(1) à 7.A(5).

1. Combustibles de composition non variable — pour les groupes de production brûlant des combustibles de composition non variable (Tableau 2-1 et Tableau 2-2), utiliser les méthodes de quantification décrites à la section 2.A.1.
2. Combustibles de composition variable — pour les groupes de production brûlant des combustibles de composition variable, utiliser les méthodes de quantification décrites à la section 2.A.2.
3. Biocombustibles — pour les groupes de production brûlant des biocombustibles, utiliser les méthodes de quantification décrites à la section 2.A.1 ou 2.A.2.d, selon le cas.
4. SMECE — déterminer les émissions de CO₂ à l’aide des méthodes de quantification décrites à la section 2.A.3.
5. Dans le cas des unités de production qui brûlent plus d’un type de combustible, calculer les émissions de CO₂ comme suit
   1. Pour les unités qui ne brûlent que les combustibles fossiles, déterminer les émissions de CO₂ en utilisant l’une des méthodes suivantes :
      1. Utilisation d’un SMECE conformément à la section 2.A.3; les exploitants qui utilisent cette méthode ne sont pas tenus de déclarer les émissions séparément pour chaque combustible fossile.
      2. Dans le cas des unités qui ne sont pas pourvues d’un SMECE, calculer les émissions de CO₂ séparément pour chaque type de combustible (voir les boîtes de texte intitulées « Points importants » de la section 2) en utilisant les méthodes mentionnées aux paragraphes (1), (2) et (3) de la présente section.
   2. Dans le cas des unités de production qui brûlent ensemble des biocombustibles et un combustible fossile, déterminer les émissions de CO₂ en utilisant l’une des méthodes suivantes :
      1. Utilisation d’un SMECE conformément à la section 2.A.3; déterminer la part des émissions totales de CO₂ attribuables au biocombustible et la part des émissions totales de CO₂ attribuables au combustible fossile en utilisant les méthodes décrites à la section 2.A.4.
      2. Dans le cas des unités non pourvues d’un SMECE, calculer les émissions de CO₂ séparément pour chaque type de combustible, comme on l’indique à la section 2, en utilisant les méthodes spécifiées aux paragraphes (1), (2) et (3) de la présente section.

7.B Émissions de CH₄ et de N₂O provenant de la production d’électricité et de chaleur

Calculer les émissions annuelles de CH₄ et de N₂O provenant des unités de production d’électricité ou de chaleur à l’aide des méthodes spécifiées à la section 2.B.

7.C Émissions de CO₂ provenant de l’épuration des gaz acides

Calculer les émissions annuelles de CO₂ par les unités de production d’électricité qui utilisent des épurateurs de gaz acides, ou ajouter l’utilisation d’un réactif de gaz acides à l’unité de combustion, en utilisant l’Équation 7-1, si ces émissions de CO₂ ne sont pas déjà déterminées à l’aide d’un SMECE.

Équation 7-1 : Épuration des gaz acides

Où :

CO₂ = CO₂ émis par le sorbant pour l’année de déclaration (tonnes)

S = calcaire ou autre sorbant utilisé au cours de l’année de déclaration (tonnes)

R = ratio des moles de CO₂ rejetées lors de la capture d’une mole de gaz acide

44 = masse moléculaire du dioxyde de carbone

Sorbant _MM = masse moléculaire du sorbant (si c’est du carbonate de calcium : 100)

7.D Exigences en matière d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

1. Émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant de la combustion de combustibles.
   • Les exploitants qui utilisent un SMECE pour estimer les émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles doivent respecter les exigences de la section 2.A.3.
   • Les exploitants qui utilisent des méthodes autres que le SMECE doivent respecter les exigences mentionnées à la section 2.D relativement aux méthodes d’échantillonnage du combustible, de surveillance de la consommation de combustibles, de surveillance du contenu calorifique, de surveillance de teneur en carbone et les calculs.
2. Émissions de CO₂ provenant de l’unité de lavage de gaz acides— mesurer la quantité de calcaire ou de tout autre sorbant utilisé au cours de l’année de déclaration dans les unités de production d’électricité qui emploient des épurateurs de gaz acides ou qui ajoutent un réactif de gaz acide à l’unité de combustion.

7.E Procédures d’estimation des données manquantes

Lorsqu’une valeur de qualité d’un paramètre requis n’est pas disponible (p. ex. un SMECE a été défaillant pendant le fonctionnement d’une unité ou un échantillon de combustible requis n’a pas été prélevé), on utilisera une valeur de substitution pour le paramètre manquant dans le calcul des émissions.

Lorsque les données relatives à l’échantillonnage ne sont pas disponibles, utiliser les méthodes prescrites à la section 7.D pour réanalyser l’échantillon original, un échantillon de réserve ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesure et d’échantillonnage. Si cela n’est pas possible, on devrait remplacer les données manquantes en utilisant l’approche suivante.

1. Pour les données échantillonnées ou analysées manquantes (p. ex., teneur en carbone, température, pression), déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure à l’aide de l’Équation 7-2 et remplacer les données manquantes comme il est décrit aux paragraphes (A) à (C) ci-dessous :

Équation 7-2 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre de mesures ou d’échantillons réels obtenus par l’exploitant de l’installation

QE _REQUIS = nombre de mesures ou d’échantillons requis

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

(2) Dans le cas des données manquantes concernant une quantité de matières premières (p. ex., les sorbants), substituer les données basées sur la meilleure estimation disponible de ce paramètre en utilisant toutes les données disponibles concernant le procédé — documenter les méthodes d’estimation utilisées et les conserver dans des dossiers.

(3) Pour les paramètres manquants concernant les SMECE, déterminer les données de remplacement à l’aide des procédures de remplissage des données manquantes décrites dans le document d’orientation sur les SMECE ou utiliser la procédure décrite au paragraphe (1) ci-dessus.

8 Méthodes de quantification pour la production d’ammoniac

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

Les procédés de production d’ammoniac comportent les unités de traitement suivantes :

1. Les procédés de production d’ammoniac dans lesquels l’ammoniac est fabriqué à partir d’une matière première d’origine fossile produite par reformage à la vapeur d’un hydrocarbure.
2. Les procédés de production d’ammoniac dans lesquels l’ammoniac est fabriqué par gazéification de matières premières solides et liquides.

8.A Émissions de CO₂ provenant de la production d’ammoniac

Calculer et déclarer les émissions brutes annuelles de CO₂ issues des unités de production d’ammoniac à l’aide des procédures décrites aux paragraphes (1) ou (2) de la présente section. Il est à noter que les émissions provenant des déchets recyclés sont prises en compte dans ces calculs et sont entièrement attribuées aux émissions des procédés. Elles ne devraient donc pas être de nouveau comptées comme des émissions provenant de la combustion de combustible.  

(1) Calculer et déclarer, en vertu de cette sous-partie, les émissions brutes de CO₂ du procédé en utilisant l’Équation 8-1 dans le cas où il y a exploitation et entretien d’un SMECE.

Équation 8-1 : Production d’ammoniac – SMECE

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions brutes de CO₂ provenant de toutes les unités de production d’ammoniac (en tonnes), déterminée par soustraction des émissions de CO₂ associées au brûlage de combustible selon la méthode indiquée à la section 2 à la quantité annuelle totale de CO₂ mesurée à l’aide du SMECE

E _{CO2 SMECE} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ mesurée par le SMECE, y compris les émissions brutes provenant de la consommation de combustible et du procédé de production (en tonnes); si le CO₂ est capturé à l’installation, assurez-vous que les quantités capturées sont incluses dans cette quantité afin de refléter de manière appropriée les émissions brutes (ne pas déduire les émissions consommées dans la production d’urée et/ou récupérées pour d’autres usages)

E _CO2 CC = émissions annuelles totales de CO₂ provenant de la consommation de combustible, calculées selon la méthode indiquée à la section 2

(2) Calculer et déclarer les émissions brutes de CO₂ par les procédés en suivant les procédures des paragraphes (2)(A) à (2)(D) de la présente section pour chaque type de matières premières (gazeuses, liquides et solides), selon le cas.

1. Calculer, pour chaque unité de production d’ammoniac « k », les émissions de CO₂ par les procédés dues à chaque type de matières premières (solides, liquides et gazeuses) selon l’Équation 8-2 de la présente section :

Équation 8-2 : Méthode pour les matières premières

Où :

CO₂ = émissions annuelles de CO₂ résultant de production d’ammoniac dans l’unité de traitement « k » (tonnes)

Mprem_m,k = consommation de matières premières au cours du mois « m » dans l’unité de traitement « k » (solides en kilogrammes, liquides en kilolitres et gaz en mètres cubes, à 15 °C et 101,325 kPa, mesurés comme l’indique la section 8.B.); si on utilise un débitmètre massique, mesurer les matières premières utilisées au cours du mois « m » dans l’unité de traitement « k » en kg de matières premières

TC_m,k = teneur en carbone moyenne pondérée pour le mois « m » dans l’unité de traitement « k » (kg C par unité de matières premières), déterminée conformément à la section 2.D.4

• les unités de la teneur en carbone dépendent du type de matières premières : kilogrammes (kg) de C par kilolitre (kl) de matières premières pour les matières premières liquides; kilogrammes (kg) de C par mètre cube (m³) de matières premières pour les matières premières gazeuses; et kilogrammes (kg) de C par kilogramme (kg) de matières premières pour les matières premières solides
• si on utilise un débitmètre massique, mesurer la teneur en carbone des matières premières consommées au cours du mois « m » dans l’unité de traitement « k » en kg de C par kg de matières premières

3,664 = ratio de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

 10^-3 = facteur de conversion des kg en tonnes

• (B) Calculer les émissions de CO₂ produites annuellement par les procédés pour chaque unité de traitement d’ammoniac « k » en additionnant les émissions associées à tous les types de matières premières, d’après l’Équation 8-2, à l’aide de l’Équation 8-3.

Équation 8-3 : Émissions totales par unité

Où :

E_CO2k = émissions annuelles de CO₂ par chaque unité « k » de traitement de l’ammoniac (tonnes)

E_CO2,G = émissions annuelles de CO₂ attribuables à la consommation des matières premières gazeuses (tonnes)

E_CO2,S = émissions annuelles de CO₂ attribuables à la consommation des matières premières solides (tonnes)

E_CO2,L = émissions annuelles de CO₂ attribuables à la consommation des matières premières liquides (tonnes)

• (C) Déterminer les émissions (brutes) combinées de CO₂ de toutes les unités de traitement de l’ammoniac de votre installation à l’aide de l’Équation 8-4 de la présente section.

Équation 8-4 : Émissions brutes de l’installation

Où :

CO₂ = quantité annuelle totale d’émissions brutes de CO₂ de toutes les unités de traitement de l’ammoniac (tonnes)

E_CO2k = émissions annuelles de CO₂ de chaque unité « k » de traitement de l’ammoniac (tonnes)

n = nombre total d’unités de traitement de l’ammoniac

• (D) Le cas échéant, déterminer la quantité de CO₂ consommée pour la production d’urée à l’aide de l’Équation 8-5.

Équation 8-5 : Urée

Où :

CO_2urée = quantité annuelle de CO₂ consommée pour la production d’urée (tonnes)

M_urée = masse d’urée produite (tonnes)

MM_CO2 = masse moléculaire du CO₂ (tonnes/mol)

MM_urée = masse moléculaire de l’urée (tonnes/mol)

8.B Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

(1) Mesurer en continu la quantité de matières premières gazeuses ou liquides consommées, à l’aide d’un débitmètre; la quantité de matières premières solides consommées peut être obtenue à partir des registres de l’entreprise et cumulée sur une base mensuelle.

(2) Documenter les procédures utilisées afin d’assurer l’exactitude des estimations de la consommation de matières premières.

(3) Déterminer, sur une base mensuelle, la teneur en carbone et la masse moléculaire moyenne de chaque matière première consommée, d’après les rapports de votre fournisseur — autre méthode pouvant remplacer l’information obtenue du fournisseur sur la teneur en carbone : prélever un échantillon de chaque matière première sur une base mensuelle et analyser la teneur en carbone et la masse moléculaire du combustible en utilisant l’une des méthodes suivantes, le cas échéant, énumérées aux paragraphes (3)(A) à (3)(H) de la présente section, selon le cas.

1. ASTM D1945-03 Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography
2. ASTM D1946-90 (Réapprouvé en 2006) Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography
3. ASTM D2502-04 (Réapprouvé en 2002) Standard Test Method for Estimation of Mean Relative Molecular Mass of Petroleum Oils from Viscosity Measurements
4. ASTM D2503-92 (Réapprouvé en 2007) Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure
5. ASTM D3238-95 (Réapprouvé en 2005) Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method
6. ASTM D5291-02 (Réapprouvé en 2007) Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants
7. ASTM D3176-89 (Réapprouvé en 2002) Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke
8. ASTM D5373-08 Standard Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal

(4) Si du CO₂ provenant de la production d’ammoniac est employé pour produire de l’urée dans la même installation, vous devez déterminer la quantité d’urée produite à l’aide des méthodes ou d’instruments en place dans l’usine et utilisés aux fins de comptabilité (par exemple, les registres de ventes); documenter les procédures utilisées pour assurer l’exactitude des estimations de la production d’urée.

8.C Procédures d’estimation des données manquantes

Lorsqu’une valeur d’assurance-qualité d’un paramètre requis n’est pas disponible (p. ex., si un SMECE a été défaillant pendant le fonctionnement d’une unité ou si un échantillon de combustible requis n’a pas été prélevé), on utilisera une valeur de substitution pour le paramètre manquant dans le calcul des émissions.

Lorsque les données relatives à l’échantillonnage ne sont pas disponibles, utiliser les méthodes prescrites à la section 8.B pour réanalyser l’échantillon original, un échantillon de réserve ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesure et d’échantillonnage. Si cela n’est pas possible, on devrait remplacer les données manquantes en utilisant l’approche suivante.

(1) Pour les données échantillonnées ou analysées manquantes (p. ex., teneur en carbone, température, pression), déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure à l’aide de l’Équation 8-6 et remplacer les données manquantes comme il est décrit aux paragraphes (A) à (C) ci-dessous :

Équation 8-6 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre de mesures ou d’échantillons réels obtenus par l’exploitant de l’installation

QE _REQUIS = nombre de mesures ou d’échantillons requis

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

(2) Dans le cas des données manquantes concernant une quantité de matières premières (p. ex., la consommation de matières premières), substituer les données basées sur la meilleure estimation disponible de ce paramètre en utilisant toutes les données disponibles concernant le procédé; documenter les méthodes d’estimation utilisées et les conserver dans des dossiers.

(3) Pour les paramètres manquants concernant les SMECE, déterminer les données de remplacement à l’aide des procédures de remplissage des données manquantes décrites dans le document d’orientation sur les SMECE ou utiliser la procédure décrite au paragraphe (1) ci-dessus.

9 Méthodes de quantification pour la production de l’acide nitrique

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

Une installation de production d’acide nitrique utilise un ou plusieurs circuits pour produire de l’acide nitrique faible (titrant de 30 à 70 %) par oxydation catalytique de l’ammoniac suivie de l’absorption des oxydes d’azote par l’eau. Le gaz de queue de l’absorbeur contient des oxydes d’azote non absorbés, y compris de l’oxyde nitreux, dont les émissions peuvent être réduites grâce à des systèmes de réduction.

Pour les déclarations portant sur l’année civile 2024 uniquement, toute personne assujettie aux exigences relatives à l’acide nitrique qui, pour des raisons de logistique, ne peut pas satisfaire aux exigences renforcées concernant les essais (semestriels) à la source de N₂O et les nouvelles exigences de déclaration du CO₂ et du CH₄ énoncées dans les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 a l’autorisation d’appliquer les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2022 en ce qui concerne les essais à la source de N₂O et de ne pas tenir compte des exigences de quantification et de déclaration du CO₂ et du CH₄.

9.A Émissions de N₂O provenant de la production d’acide nitrique

Déterminer les émissions annuelles de N₂O dues au procédé de production provenant de chaque circuit d’acide nitrique conformément au paragraphe (1), (2) ou (3) de la présente section. Déterminer les émissions totales de N₂O dues au procédé conformément au paragraphe (4) de la présente section.

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) peuvent être utilisées, le cas échéant. De façon plus précise, utiliser l’équation 8-16 de l’Alberta au lieu de l’Équation 9-2 d’ECCC; l’équation 8-17 de l’Alberta au lieu de l’Équation 9-6 d’ECCC; et l’équation 8-18 de l’Alberta au lieu de l’Équation 9-1 d’ECCC dans la présente section.

(1) Calculer et déclarer les émissions dues au procédé de production de N₂O en utilisant et en entretenant un SMECE conformément au document d’orientation de la Commission européenne intitulé Guidance Document – The Monitoring and Reporting Regulation – Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) (PDF), 2021— le SMECE est une mesure directe et continue du débit de cheminée et des concentrations de N₂O, et sert à déterminer le débit massique des émissions de N₂O dans la cheminée.

1. Pour chaque circuit de production d’acide nitrique, calculer les émissions de N₂O d’un SMECE pendant la période de déclaration à l’aide de l’Équation 9-1— déclarer les émissions par circuit d’acide nitrique.

Équation 9-1 : Calcul du N₂O selon le SMECE

Où :

N₂O_p = émissions massiques de N₂O provenant de la production d’acide nitrique par circuit d’acide nitrique pendant la période de déclaration p (tonnes de N₂O)

t = intervalle de déclaration des données du SMECE (heure)

T = nombre d’intervalles de déclaration des données du SMECE pendant la période de déclaration (T= 8 760 heures pour une période de déclaration annuelle autre qu’une année bisextile)

Vit_s = Vitesse du gaz de cheminée (m/h), mesurée à l’aide d’un débitmètre à ultrasons continus

Sup_s = superficie de la section transversale de la cheminée (m²)

C_{N2O, t} = concentration de N₂O (état humide) du gaz de cheminée (kmol_N2O/kmol_GAS), mesurée à l’aide d’un analyseur de gaz in situ (si l’analyseur donne une concentration de N₂O en ppmv, alors C_N2O, t = ppmv  ×  10⁶)

MM_N2O = masse moléculaire du N₂O = 44,01 kg/kmol

P_réel = pression réelle mesurée du volume de gaz de cheminée (kPa)

T_réel = température réelle mesurée du volume de gaz de cheminée (K)

288,15 = température normale (K)

101,325 = pression normale (kPa)

23,645 = volume molaire normal dans des conditions normales

0,001 = facteur conversion de masse : tonnes par kg

(2) Dans le cas des systèmes comportant un temps d’arrêt pour la réduction de la pollution : La méthode des coefficients d’émissions de N₂O est utilisée pour les circuits de production d’acides qui ne mesurent pas directement les émissions de N₂O à l’aide d’un SMECE et qui avaient un temps d’arrêt pour la réduction de la pollution quand le système de la réduction de la pollution par le N₂O a été contourné pendant un certain temps au cours de la période de déclaration.

• Cette méthode nécessite une mesure annuelle de la concentration de N₂O en amont de la technologie de réduction du N₂O et de la concentration de N₂O dans le flux de gaz de cheminée final (après le système de réduction du N₂O).
• Utiliser un coefficient d’émission propre au site et des données de production conformément aux paragraphes (A) à (H) de la présente section.

• (A) Pour chaque circuit de production d’acide nitrique, calculer les émissions de N₂O d’un SMECE pendant la période de déclaration à l’aide de l’Équation 9-2; déclarer les émissions par circuit d’acide nitrique.

Équation 9-2 : Émissions d’acide nitrique

N₂O_p = émissions massiques de N₂O découlant de la production d’acide nitrique par circuit d’acide nitrique pendant la période de déclaration p (tonnes de N₂O)

M_PAN = masse de production d’acide nitrique (sur une base de 100 %), (tonnes de d’acide nitrique produit) pendant la période de déclaration

DF_N2O = rendement de destruction moyen du système de réduction du N₂O (%), déterminé par l’une des méthodes suivantes :

• spécifications du fabricant
• estimations techniques documentées fondées sur la connaissance des procédés
• calcul d’une mesure directe tel qu’illustré dans l’Équation 9-3 si le personnel chargé des tests peut avoir accès à la partie en amont du système de réduction du N₂O en toute sécurité

CP_N2O,AMR = coefficient de production moyen de N₂O mesuré en amont de la technologie de réduction du N₂O (AMR) (kg de N₂O par tonne d’acide nitrique), tel que défini à l’Équation 9-4

FR_N2O = fraction de fonctionnement du système de réduction du N₂O (%) pendant la période de déclaration, tel que défini à l’Équation 9-5

0,001 = facteur de conversion de la masse (tonnes/kg)

• (B) Déterminer le rendement de destruction en calculant la moyenne des résultats d’au moins deux campagnes d’essais réalisées durant l’année de déclaration; le résultat de chaque campagne doit être calculé à l’aide de l’Équation 9-3.

Équation 9-3 : Rendement de destruction

Où :

DF_N2O = rendement de destruction moyen du système de réduction (%) pendant la période de déclaration

N₂O_AMR = concentration de N₂O (ppmv) en amont de la technologie de réduction du N₂O (AMR)

Q_AMR = débit (m³/h) en amont de la technologie de réduction du N₂O (AMR)

N₂O_CAN = concentration de N₂O (ppmv) dans la cheminée d’acide nitrique (CAN)

Q_CAN = débits (m³/h) dans la cheminée d’acide nitrique (CAN)

• (C) Le coefficient de production moyen de N₂O propre au circuit se calcule en déterminant la moyenne des résultats d’au moins deux campagnes d’essais réalisées au cours de l’année de déclaration; le résultat de chaque campagne doit être calculé à partir d’une mesure directe de la concentration de N₂O en amont de la technologie de réduction du N₂O (AMR) et à l’aide de l’Équation 9-4 :

Équation 9-4 : Coefficient de production propre au site

Où :

CP_{N2O, AMR} = coefficient de production moyen de N₂O en amont de la technologie de réduction du N₂O (kg de N₂O par tonne d’acide nitrique)

n = nombre de cycles d’essai de la mesure du N₂O pendant l’essai en cheminée

Q_{AMR, i} = débit volumétrique de l’effluent gazeux en amont de la technologie de réduction du N₂O pendant l’essai « i » (m³/h) à 15 °C et 1 ATM

C_N2O,AMR,i = concentration de N₂O mesurée en amont de la technologie de réduction du N₂O pendant l’essai « i » (ppmv de N₂O)

CP_AN,i = cadence de production d’acide nitrique mesurée pendant l’essai « i » (tonnes d’acide nitrique par heure)

1,861x 10^-6 = coefficient de conversion de la densité de N₂O (kg/m³∙ppmv-1; à 15 °C et 1 ATM)

• (D) Vous devez déterminer le facteur de réduction pour chaque technique de réduction du N₂O.
  • Ce facteur corrige l’équation du N₂O pour toutes les périodes pendant l’année quand le système de réduction n’est pas employé pour détruire le N₂O.
  • Pour les activités où le temps d’arrêt de la réduction du N₂O est de 100 %, le FR_N2O par défaut = 1,0.
  • Calculer le facteur de réduction pour chaque circuit d’acide nitrique à l’aide de l’Équation 9-5 de la présente section.

Équation 9-5 : Facteur de réduction

Où :

FR_N2O = fraction de fonctionnement du système de réduction du N₂O pendant la période de déclaration

P_Réd,AN = production d’acide nitrique quand le système de réduction du N₂O fonctionne (tonnes d’acide produit) pendant la période de déclaration

P_{AN, Total} = production totale d’acide nitrique (tonnes d’acide nitrique) pendant la période de déclaration

• (E) Il faut déterminer la production d’acide nitrique pendant la période de déclaration et la production mensuelle d’acide nitrique quand le système de réduction du NO_x fonctionne à partir des systèmes de mesure employés à des fins de comptabilité.
• (F) Des essais à la source doivent être effectués pour calculer le CP_{N2O, AMR} au moins deux fois par année.
  • Au moins trois essais pour chaque cheminée et une mesure horaire de la production d’acide nitrique sont exigés pendant l’essai en cheminée; la moyenne des résultats est alors établie.
  • Effectuer des essais de rendement pour déterminer le CP_{N2O, AMR} une fois que le procédé de production d’acide nitrique a été modifié ou que l’équipement de réduction est installé ou remplacé.
• (G) Si le rendement de destruction du système de réduction du N₂O est déterminé par une mesure directe, des essais doivent être effectués au moins deux fois par année, à l’aide des méthodes de concentration de N₂O mentionnées ci-avant.
• (H) Pour calculer le FR_N2O, il faut déterminer la durée de fonctionnement du système de réduction du N₂O pendant la période de déclaration à l’heure.

(3) Méthode des coefficients d’émissions de N₂O pour les essais directs en cheminée : La méthode des coefficients d’émissions de N₂O est utilisée pour la production d’acide nitrique lorsque les systèmes de réduction du N₂O sont intégrés dans le procédé d’exploitation et qu’on ne peut pas les contourner.

• Un coefficient d’émission propre au site est élaboré en fonction des émissions de N₂O découvertes lors des essais dans la cheminée d’acide nitrique (CAN) finale et en fonction des données sur la production, conformément aux paragraphes (A) à (D) de la présente section.

1. Pour chaque circuit d’acide nitrique, calculer les émissions de N₂O à l’aide de l’Équation 9-6; déclarer les émissions pour chaque circuit d’acide nitrique.

Équation 9-6 : Émissions par les circuits d’acide nitrique

Où :

N₂O_p = émissions massiques de N₂O. par circuit d’acide nitrique, découlant de la production d’acide nitrique pendant la période de déclaration p (tonnes de N₂O)

M_PAN = masse de production d’acide nitrique (sur une base de 100 %), (tonnes de d’acide nitrique produit) pendant la période de déclaration

CD_N2O,CAN  = coefficient d’émission moyen de N₂O (kg de N₂O par tonne d’acide nitrique) dans la cheminée d’acide nitrique (CAN) finale à partir des essais en cheminée directs pour les émissions de la cheminée finale de N₂O et calculé à l’aide de l’Équation 9-7

0,001 = facteur de conversion de la masse (tonnes/kg)

• (B) Déterminer le coefficient d’émission de N₂O à employer dans l’Équation 9-6 de cette section en calculant la moyenne des résultats d’au moins deux campagnes d’essais en cheminée réalisées au cours de l’année de déclaration — le résultat de chaque campagne doit être calculé à l’aide de l’Équation 9-7.

Équation 9-7 : Coefficient d’émission propre au site

Où :

CD_{N2O, CAN} = coefficient d’émission moyen de N₂O dans la cheminée d’acide nitrique (CAN) finale (kg de N₂O par tonne d’acide nitrique) pendant la période de déclaration

n = nombre de cycles d’essai de mesure du N₂O pendant l’essai en cheminée

Q_CAN,,i = débit volumétrique de l’effluent gazeux dans la CAN finale pendant le cycle d’essai « i » (m³/h) à 15 °C et 1 ATM

C_N2O,CAN,i = concentration de N₂O mesurée dans la CAN pendant le cycle d’essai « i » (ppmv de N₂O)

CP_AN,i = cadence de production d’acide nitrique mesurée pendant le cycle d’essai « i » (tonnes d’acide nitrique par heure)

1,861x 10^-6 = coefficient de conversion de la densité de N₂O (kg/m³∙ppmv-1; à 15 °C et 1 ATM)

• (C) Il faut déterminer la production d’acide nitrique pour la période de déclaration et la production mensuelle d’acide nitrique quand le système de réduction du NO_x fonctionne à partir des systèmes de mesure employés à des fins de comptabilité.
• (D) Des essais en cheminée pour calculer le CD_{N2O, CAN} doivent être effectués au moins deux fois par année — au moins trois cycles d’essai pour chaque cheminée et une mesure horaire de la production d’acide nitrique sont exigés pendant l’essai en cheminée; la moyenne des résultats est alors établie.

(4) Calculer les émissions totales de N₂O de l’installation découlant de la production d’acide nitrique à l’aide de l’Équation 9-8.

• Noter que pour le PDGES, le système de déclaration en ligne du Guichet unique effectuera correctement ce calcul une fois que toutes les émissions des circuits de production d’acide nitrique auront été saisies.
• Les entités assujetties au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement pourraient devoir effectuer ce calcul manuellement.

Équation 9-8 : Émissions de l’installation

Où :

EInst_GES = quantité annuelle totale d’émissions du gaz « GES » provenant de tous les circuits de production d’acide nitrique (tonnes)

E_GES,k = émissions annuelles du gaz « GES » de chaque circuit de production d’acide nitrique « k » (tonnes)

GES = CO₂, CH₄ ou N₂O gazeux

n = nombre total de circuits de production d’acide nitrique

9.B Émissions de CO₂ et de CH₄ dues à l’utilisation d’agents réducteurs

Déterminer les émissions annuelles de CO₂ et de CH₄ dues au procédé provenant de chaque circuit d’acide nitrique conformément au paragraphe (1) ou (2) de la présente section. Déterminer les émissions totales de CO₂ et de CH₄ dues au procédé conformément au paragraphe (3) de la présente section. Noter que pour l’année civile 2024 uniquement, s’il est impossible d’obtenir les valeurs nécessaires aux calculs ci-dessous pour des raisons logistiques, la valeur par défaut « 0 » peut être déclarée.

(1) Méthode fondée sur la fraction d’agents réducteurs n’ayant pas réagi : Les émissions de CO₂ et de CH₄ dues au procédé sont calculées à l’aide des quantités et de la composition chimique des agents réducteurs et d’une estimation de la fraction de chacun de ces agents qui n’a pas réagi dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O — utiliser des données propres à l’installation conformément aux paragraphes (A) à (B) de la présente section.

1. Pour chaque circuit de production d’acide nitrique, calculer les émissions de CO₂ et de CH₄ à l’aide de l’Équation 9-9 et de l’Équation 9-10; déclarer les émissions par circuit.

Équation 9-9 : Émissions de CO₂ d’un circuit selon la fraction d’agents réducteurs qui n’a pas réagi

Équation 9-10 : Émissions de CH₄ d’un circuit selon la fraction d’agents réducteurs qui n’a pas réagi

Où :

CO_2p = émissions massiques annuelles de CO₂, par circuit, dues à l’utilisation d’agents réducteurs dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O lors de la production d’acide nitrique (tonnes de CO₂)

CH_4p = émissions massiques annuelles de CH₄, par circuit, dues au méthane n’ayant pas réagi qui provient des agents réducteurs utilisés dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O lors de la production d’acide nitrique (tonnes de CH₄)

n = nombre d’agents réducteurs utilisés dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O lors de la production d’acide nitrique pendant la période de déclaration

Q_i = quantité annuelle de l’agent réducteur « i » utilisé dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O (solides en tonnes, liquides en kilolitres et gaz en mètres cubes, dans les conditions de température et de pression de référence employées par l’installation), déterminée à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

M_s,i = fraction moyenne de l’agent réducteur « i » qui n’a pas réagi dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O, selon les estimations techniques, la conception ou les mesures directes du CH₄ à la cheminée décrites par l’Équation 9-11, pendant la période de déclaration

T_C,i = teneur moyenne en carbone de l’agent réducteur « i » utilisé dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O pendant la période de déclaration (tonnes de C par unité déclarée d’agent réducteur, aux conditions de température et de pression de référence si l’agent réducteur est un gaz), déterminée à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

T_CH4,i = teneur moyenne en méthane de l’agent réducteur « i » utilisé dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O pendant la période de déclaration (tonnes de méthane par unité déclarée d’agent réducteur, aux conditions de température et de pression de référence si l’agent réducteur est un gaz), déterminée à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

3,664 = facteur stœchiométrique de conversion du C en CO₂

• (B) Si des mesures du CH₄ à la cheminée sont utilisées pour déterminer M_s, alors M_s devrait être la moyenne d’au moins deux campagnes d’essais annuelles réalisées pendant l’année de déclaration; la valeur de M_s pour chacune des campagnes doit être calculée selon l’Équation 9-11.

Équation 9-11 : Fraction qui n'a pas réagi pour chaque agent réducteur

Où :

M_s,i = fraction moyenne de l’agent réducteur « i » qui n’a pas réagi dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O

N = nombre de cycles de mesures du CH₄ pendant l’essai à la cheminée

Q_CAN,j = débit volumétrique des gaz effluents à la cheminée d’acide nitrique (CAN) finale pendant le cycle d’essai « j » (m³/h) à 15 °C et 1 atm

C_CH4,CAN,j = concentration mesurée de CH₄ à la CAN pendant le cycle d’essai « j » (ppmv de CH₄), déterminée à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

TC_i,j = taux de consommation mesuré de l’agent réducteur « i » pendant le cycle d’essai « j » (unités de consommation par heure), selon les méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

T_CH4,i = teneur moyenne en méthane de l’agent réducteur « « i » utilisé dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O pendant la période de déclaration (tonnes de méthane par unité d’agent réducteur [aux conditions de température et de pression de référence si l’agent réducteur est un gaz]), selon les méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

0,6784 x 10^-9 = facteur de conversion de la masse volumique du CH₄ (t/m³ * ppmv^-1; à 15 °C et 1 atm)

(2) Méthode avec coefficient d’émission du CH₄ et bilan de masse du carbone : Un coefficient d’émission propre à l’installation est établi en fonction des émissions de CH₄ déterminées grâce aux essais à la cheminée d’acide nitrique (CAN) finale et aux données de production, et les émissions de CO₂ sont calculées à l’aide du bilan de masse des intrants et extrants de carbone, conformément aux paragraphes (A) à (C) de la présente section.

1. Pour chaque circuit de production d’acide nitrique, calculer les émissions de CH₄ à l’aide de l’Équation 9-12 — déclarer les émissions par circuit.

Équation 9-12 : Émissions de CH₄ par circuit de production d’acide nitrique

Où :

CH_4p = émissions massiques de CH₄ dues à la production d’acide nitrique, par circuit, pendant la période de déclaration « p » (tonnes de CH₄)

m_pAN = masse produite d’acide nitrique (base de 100 %) (tonnes de produit d’acide nitrique) pendant la période de déclaration « p », selon les méthodes décrites à la section 9.C

CD_CH4,CAN,moy = coefficient d’émission de CH₄ moyen (kg de CH₄ par tonne d’acide nitrique) pour la cheminée d’acide nitrique (CAN) finale selon les essais directs de CH₄ à la cheminée finale, calculé selon l’Équation 9-13

0,001 = facteur de conversion de masse : tonnes par kilogramme

• (B) Déterminer le coefficient d’émission de CH₄ à utiliser dans l’Équation 9-12 de la présente section en calculant la moyenne des résultats d’au moins deux campagnes d’essais à la cheminée réalisées pendant l’année de déclaration; le résultat de chaque campagne doit être calculé à l’aide de l’Équation 9-13.

Équation 9-13 : Coefficient d’émission de CH₄ propre au circuit

Où :

CD_CH4,CAN = coefficient d’émission de CH₄ moyen selon les essais à la cheminée d’acide nitrique (CAN) finale (kg de CH₄ par tonne d’acide nitrique)

N = nombre de cycles de mesures du CH₄ pendant l’essai à la cheminée

Q_CAN,j = débit volumétrique du gaz effluent à la CAN finale pendant le cycle d’essai « j » (m³/h) à 15 °C et 1 atm

C_CH4,CAN,j = concentration mesurée de CH₄ à la CAN pendant le cycle d’essai « j » (ppmv de CH₄), déterminée à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

TP_AN,j = taux de production mesuré d’acide nitrique pendant le cycle d’essai « j » (tonnes d’acide nitrique par heure), déterminé à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

0,6784 x 10^-6 = facteur de conversion de la masse volumique du CH₄ (t/m³ * ppmv^-1; à 15 °C et 1 atm)

• (C) Pour chaque circuit de production d’acide nitrique, calculer les émissions de CO₂ à l’aide de l’Équation 9-14; déclarer les émissions par circuit.

Équation 9-14 : CO₂ propre au circuit selon le bilan de masse du carbone

Où :

CO_2p = émissions massiques de CO₂ dues à la production d’acide nitrique, par circuit, pendant la période de déclaration « p » (tonnes de CO₂)

n = nombre d’agents réducteurs utilisés dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O pendant la période de déclaration

Q_i = quantité annuelle de l’agent réducteur « i » utilisé dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O (solides en tonnes, liquides en kilolitres et gaz en mètres cubes, dans les conditions de température et de pression de référence employées par l’installation), déterminée à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

T_C,i = teneur moyenne en carbone de l’agent réducteur « i » utilisé dans les systèmes de réduction des NO_x ou du N₂O pendant la période de déclaration (tonnes de C par unité déclarée d’agent réducteur, aux conditions de température et de pression de référence si l’agent réducteur est un gaz), déterminée à l’aide des méthodes d’échantillonnage décrites à la section 9.C

CH_4p = émissions massiques de CH₄ dues à la production d’acide nitrique, par circuit, pendant la période de déclaration « p » (tonnes de CH₄), calculées à l’aide de l’Équation 9-12

0,7488 = facteur stœchiométrique de conversion du CH₄ en C

3,664 = facteur stœchiométrique de conversion du C en CO₂

(3) Calculer les émissions totales de CO₂ et de CH₄ de l’installation dues à la production d’acide nitrique à l’aide de l’Équation 9-8.

• Noter que pour le PDGES, le système de déclaration en ligne du Guichet unique effectuera correctement ce calcul une fois que toutes les émissions des circuits de production d’acide nitrique auront été saisies.
• Les entités assujetties au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement pourraient devoir effectuer ce calcul manuellement.

9.C Exigences en matière d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

(1) Lorsque des méthodes d’essai à la source du CH₄ ou du N₂O sont utilisées pour déterminer la faction d’agents réducteurs n’ayant pas réagi (M_s), le coefficient d’émission du méthane (CD_CH4,CAN), le coefficient de production d’oxyde nitreux (CP_N2O,AMR), le rendement de destruction (DF_N2O) ou le coefficient d’émission d’oxyde nitreux (CD_N2O,CAN), il faut réaliser au moins deux essais comprenant chacun au moins trois cycles lors de jours différents au cours de l’année de déclaration.

• Les installations sont encouragées à effectuer les essais à la cheminée à différents moments de l’année pour améliorer l’exactitude de la moyenne sur plusieurs années de déclaration.

(2) Le SMECE sur le N₂O doit être conforme à toutes les exigences applicables du document d’orientation de la Commission européenne intitulé Guidance Document – The Monitoring and Reporting Regulation – Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) (PDF), 2017.

(3) Mesurer les concentrations de N₂O et de CH₄ pendant les essais de rendement en utilisant l’une des méthodes décrites au paragraphe (3)(A) ou (3)(B) de la présente section.

1. EPA Method 320 at 40 CFR Part 63, Appendix A, Measurement of Vapor Phase Organic and Inorganic Emissions by Extractive Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy.
2. ASTM D6348-03 Standard Test Method for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy.

(4) Mesurer constamment la pression et la température des gaz de cheminée à l’aide des instruments pour la cheminée.

(5) Déterminer la ou les cadences de production (sur une base de 100 %) pour chaque circuit d’acide nitrique pendant l’essai de rendement conformément au paragraphe (5)(A) ou (5)(B) de la présente section.

1. Mesure directe de la production et de la concentration (par exemple, à l’aide de débitmètres ou de balances, pour les mesures de production et de concentration).
2. Procédures existantes utilisées à l’usine à des fins comptables (c.-à-d. mesures de la concentration de l’acide et des niveaux dans les réservoirs spécialisés).

(6) Effectuer tous les essais de rendement selon les méthodes applicables; pour chaque essai, l’installation doit préparer un rapport de détermination du coefficient d’émission qui doit comprendre les renseignements indiqués aux paragraphes (6)(A) à (6)(C) de la présente section.

1. Analyse des échantillons, détermination des émissions et données brutes.
2. Toutes les informations et données utilisées pour calculer le ou les coefficients d’émission.
3. Cadence de production pendant chaque essai et la façon dont elle a été déterminée.

(7) Déterminer la production annuelle d’acide nitrique et la production annuelle d’acide nitrique pour laquelle la technique de réduction du N₂O a été utilisée, et ce, pour chaque circuit d’acide nitrique, en additionnant les quantités mensuelles respectives de production d’acide nitrique.

(8) Mesurer continuellement la quantité d’agents réducteurs gazeux ou liquides consommés à l’aide d’un débitmètre; la quantité d’agents réducteurs solides consommés peut être tirée des registres de l’entreprise et additionnée sur une base mensuelle.

(9) Documenter les procédures utilisées pour assurer l’exactitude des estimations de la consommation d’agents réducteurs.

(10) Déterminer les teneurs en carbone et en méthane de chaque agent réducteur consommé (le cas échéant) au moins deux fois par année à l’aide des rapports provenant des fournisseurs — sinon, recueillir un échantillon de chaque agent réducteur au moins deux fois par année et analyser les teneurs en carbone et en méthane à l’aide d’une des méthodes listées aux paragraphes (3)(A) à (3)(H) de la présente section, selon ce qui convient.

1. ASTM D1945-03 Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography
2. ASTM D1946-90 (Réapprouvé en 2006) Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography
3. ASTM D2502-04 (Réapprouvé en 2002) Standard Test Method for Estimation of Mean Relative Molecular Mass of Petroleum Oils from Viscosity Measurements
4. ASTM D2503-92 (Réapprouvé en 2007) Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure
5. ASTM D3238-95 (Réapprouvé en 2005) Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method
6. ASTM D5291-02 (Réapprouvé en 2007) Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants
7. ASTM D3176-89 (Réapprouvé en 2002) Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke
8. ASTM D5373-08 Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal

(11) Pour les déclarations portant sur l’année civile 2024 uniquement, toute personne assujettie aux exigences relatives à l’acide nitrique qui, pour des raisons de logistique, ne peut pas satisfaire aux exigences renforcées concernant les essais (semestriels) à la source de N₂O et les nouvelles exigences de déclaration du CO₂ et du CH₄ énoncées dans les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 a l’autorisation d’appliquer les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2022 en ce qui concerne les essais à la source de N₂O et de ne pas tenir compte des exigences de quantification et de déclaration du CO₂ et du CH₄.

9.D Procédures d’estimation des données manquantes

Lorsqu’une valeur d’assurance-qualité d’un paramètre requis n’est pas disponible (p. ex., si un SMECE a été défaillant pendant le fonctionnement d’une unité ou si un échantillon de combustible requis n’a pas été prélevé), on utilisera une valeur de substitution pour le paramètre manquant dans le calcul des émissions.

Lorsque les données relatives à l’échantillonnage ne sont pas disponibles, utiliser les méthodes prescrites à la section 9.B pour réanalyser l’échantillon original, un échantillon de réserve ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesure et d’échantillonnage. Si cela n’est pas possible, on devrait remplacer les données manquantes en utilisant l’approche suivante.

1. Pour les données échantillonnées ou analysées manquantes (p. ex., teneur en carbone, température, pression), déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure à l’aide de l’Équation 9-15 et remplacer les données manquantes comme il est décrit aux paragraphes (A) à (C) ci-dessous :

Équation 9-15 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre de mesures ou d’échantillons réels obtenus par l’exploitant de l’installation

QE _REQUIS = nombre de mesures ou d’échantillons requis

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

(2) Dans le cas des données manquantes concernant une quantité de matières premières (p. ex., production d’acide nitrique), substituer les données basées sur la meilleure estimation disponible de ce paramètre en utilisant toutes les données disponibles concernant le procédé; documenter les méthodes d’estimation utilisées et les conserver dans des dossiers.

(3) Pour les paramètres manquants concernant les SMECE, déterminer les données de remplacement à l’aide des procédures de remplissage des données manquantes décrites dans le document d’orientation sur les SMECE ou le document d’orientation de la Commission européenne intitulé Guidance Document – The Monitoring and Reporting Regulation – Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) (PDF), 2017; sinon, utiliser la procédure décrite au paragraphe (1) ci-dessus.

10 Méthodes de quantification pour la production d’hydrogène

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

L’hydrogène est produit dans les unités de valorisation du bitume, les raffineries de pétrole, les usines de produits chimiques et les usines d’engrais, là où cela est nécessaire pour la purification ou la synthèse des substances. De plus, des producteurs de gaz industriel autonomes produisent également de l’hydrogène. L’hydrogène produit peut être utilisé sur place ou transféré hors site.

Pour ce qui est de la production d’ammoniac, les méthodes de quantification de la section 8 incluent les émissions associées à la production d’hydrogène.

10.A Émissions de CO₂ provenant de la production d’hydrogène

Deux procédés principaux permettent de transformer les hydrocarbures en hydrogène gazeux, et ils donnent lieu tous deux à des émissions de CO₂ comme sous-produit :

• reformage du méthane à la vapeur, suivi de réactions de conversion
• oxydation partielle des hydrocarbures en gaz de synthèse

Conformément aux lignes directrices du GIECNote de bas de page 4  (PDF), si la production d’hydrogène est associée à la production ou au traitement de combustibles fossiles (p. ex., dans une raffinerie de pétrole ou une usine de valorisation), on classe alors les émissions de CO₂ attribuables au secteur de l’énergie sous la catégorie des sources d’émissions « fugitives - évacuation ». Sinon, on classe les émissions de CO₂ découlant de la production d’hydrogène dans la catégorie appropriée des sources d’émissions des « procédés industriels et utilisation de produits », par exemple, l’ammoniac. Il faut souligner que cela ne s’applique qu’à l’attribution à chacune des catégories de sources; à part cela, les émissions ne sont ni quantifiées ni traitées différemment.

Si le gaz de synthèse produit par oxydation partielle est brûlé pour produire de la chaleur utile ou du travail, classer les émissions de GES de cette combustion sous la catégorie des sources d’émissions « combustion des combustibles ». Sinon, classer les émissions provenant de la combustion du gaz de synthèse sous la catégorie des sources d’émissions « fugitives - torchage ».

Calculer les émissions annuelles de CO₂ provenant de la production d’hydrogène comme il est indiqué au paragraphe (1) ou (2) de la présente section. Il est à noter que les émissions provenant des déchets recyclés d’un reformeur de méthane à la vapeur sont incorporées dans ces calculs et sont entièrement attribuées aux émissions fugitives des évacuations des procédés ou aux émissions des procédés. Elles ne devraient donc pas être comptées de nouveau comme des émissions de combustion de combustible.

Pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) peuvent être utilisées, le cas échéant. De façon plus précise, utiliser les équations 8-1, 8-1a, 8-2, 8-3, 8-3, 8-4a ou 8-4b de l’Alberta pour calculer les émissions provenant de la production d’hydrogène.

(1) Déterminer les émissions brutes de CO₂ provenant de la production d’hydrogène en utilisant l’Équation 10-1 dans le cas où il y a exploitation et entretien d’un SMECE.

Équation 10-1 : Production d’hydrogène – SMECE

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions brutes de CO₂ provenant de la production d’hydrogène (en tonnes), établie en soustrayant les émissions de CO₂ associées au brûlage de combustible selon la méthode indiquée à la section 2 de la quantité annuelle totale de CO₂ mesurée à l’aide du SMECE

E _{CO2 SMECE} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ mesurée par le SMECE, y compris les émissions brutes provenant de la consommation de combustible et de la production d’hydrogène (en tonnes); si le CO₂ est capturé à l’installation, s’assurer qu’il est inclus dans cette quantité afin que celle-ci reflète correctement les émissions brutes. Ne déduire aucune émission récupérée

E _CO2 CC = émissions annuelles totales de CO₂ provenant de la consommation de combustible, calculées selon la méthode indiquée à la section 2

(2) Déterminer les émissions brutes de CO₂ provenant de la production d’hydrogène selon la méthode des matières premières, décrite par l’Équation 10-2; cette méthode utilise la masse ou le volume et la teneur en carbone des matières premières.

Équation 10-2 : Méthode des matières premières

Où :

CO₂ = émissions annuelles brutes de CO₂ provenant de la production d’hydrogène (tonnes)

Mprem_m = consommation de matières premières pendant le mois « m » (solides en kilogrammes, liquides en kilolitres et gaz en mètres cubes, à 15 °C et 101,325 kPa), mesurée comme il est indiqué à la section 10.B., ou aux conditions sèches de référence spécifiques des raffineries de pétrole (25 °C, 101,325 kPa et 0 % d’humidité) (dRm³/période), si applicable; si on utilise un débitmètre massique, mesurer les matières premières consommées pendant le mois « m » en kilogrammes.

TC_m = moyenne pondérée de la teneur en carbone au cours du mois « m » (kilogrammes de carbone par unité de matières premières), mesurée comme il est indiqué à la section 2.D.4

• les unités de la teneur en carbone doivent être indiquées selon le type de matières premières : kilogrammes (kg) de carbone par kilolitres (kl) de matières premières pour les matières premières liquides; kilogrammes (kg) de carbone par mètre cube (m³) de matières premières pour les matières premières gazeuses; et kilogrammes (kg) de carbone par kilogramme (kg) de matières premières pour les matières premières solides
• si un débitmètre est utilisé, mesurer la teneur en carbone des matières premières consommées pendant le mois « m » en kilogrammes de carbone par kilogramme de matières premières

44 / 12 = ratio des masses moléculaires : CO₂ / carbone

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

10.B Exigences en matière d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Mesurer la consommation des matières premières et la production d’hydrogène quotidiennement. Effectuer l’échantillonnage et l’analyse des matières premières, ou utiliser les données obtenues des fournisseurs de combustible, aux fréquences suivantes :

(1) Fréquence mensuelle pour les matières premières gazeuses qui ne sont pas mélangées avec d’autres matières premières avant leur consommation.

(2) Fréquence quotidienne pour toutes les autres matières premières, avec une moyenne pondérée calculée pour chaque mois.

Prélever les échantillons à un endroit dans le système de manutention des matières premières qui est représentatif des matières premières consommées dans le procédé de production d’hydrogène.

Quantifier la teneur en carbone des matières premières doit être, le cas échéant, comme il est indiqué à la section 2.D.4 « Exigences de mesure de la teneur en carbone du combustible ».

10.C Procédures d’estimation des données manquantes

Lorsqu’une valeur de qualité d’un paramètre requis n’est pas disponible (p. ex., un SMECE a été défaillant pendant le fonctionnement d’une unité ou un échantillon de combustible requis n’a pas été prélevé), on utilisera une valeur de substitution pour le paramètre manquant dans le calcul des émissions.

Lorsque les données relatives à l’échantillonnage ne sont pas disponibles, utiliser les méthodes prescrites à la section 10.B pour réanalyser l’échantillon original, un échantillon de réserve ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesure et d’échantillonnage. Si cela n’est pas possible, on devrait remplacer les données manquantes en utilisant l’approche suivante.          

1. Pour les données échantillonnées ou analysées manquantes (p. ex., teneur en carbone, température, pression), déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure à l’aide de l’Équation 10-3 et remplacer les données manquantes comme il est décrit aux paragraphes (A) à (C) ci-dessous :

Équation 10-3 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre de mesures ou d’échantillons réels obtenus par l’exploitant de l’installation

QE _REQUIS = nombre de mesures ou d’échantillons requis

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

(2) Dans le cas des données manquantes concernant une quantité de matières premières (p. ex., débit du gaz, volume d’hydrogène), substituer les données basées sur la meilleure estimation disponible de ce paramètre en utilisant toutes les données disponibles concernant le procédé; documenter les méthodes d’estimation utilisées et les conserver dans des dossiers.

(3) Pour les paramètres manquants concernant les SMECE, déterminer les données de remplacement à l’aide des procédures de remplissage des données manquantes décrites dans le document d’orientation sur les SMECE ou utiliser la procédure décrite au paragraphe (1) ci-dessus.

11 Méthodes de quantification pour le raffinage de pétrole

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

Cette partie présente les méthodes de quantification pour les sources suivantes d’émissions dans les raffineries de pétrole : unités de craquage catalytique; unités de cokéfaction en lit fluidisé; unités de cokéfaction retardée; unités de reformage catalytique; unités de calcination du coke; opérations de soufflage de l’asphalte; systèmes de purge; réservoirs de stockage; composants d’équipement de traitement (compresseurs, pompes, valves et soupapes, dispositifs de protection contre la surpression, brides et connecteurs) dans le secteur du gaz; opérations de chargement des navires, des barges, des camions-citernes et autres activités similaires; et des usines de récupération du soufre.

Pour le pétrole brut chargé dans les raffineries, utiliser les méthodes d’échantillonnage, d’analyse et de mesure pour les combustibles liquides présentées à la section 2.D afin de déclarer les volumes et les moyennes pondérées annuelles, le PCSC et la teneur en carbone.

Les méthodes pour estimer les émissions provenant de la combustion de combustible, des torches et des usines d’hydrogène (p. ex. les usines d’hydrogène qui appartiennent ou qui sont contrôlées directement par le propriétaire ou l’opérateur de la raffinerie) sont traitées dans la section 2 et la section 10 de ce document, respectivement.

Calculer les émissions de GES à l’aide des méthodes décrites aux paragraphes 11.A à 11.M de la présente section. Si on utilise un SMECE pour mesurer les émissions de CO₂ provenant de l’évacuation des procédés, des installations de production d’asphalte ou de récupération du soufre, ou d’autres dispositifs de contrôle, l’exploitant peut alors calculer les émissions de CO₂ provenant de ces procédés à l’aide d’un SMECE, comme il est indiqué à la section 2.A.3.

Lorsque les gaz de combustion provenant de deux ou plusieurs procédés ou sources de combustion fixes sont évacués par une cheminée ou un conduit commun avant de rejoindre l’atmosphère et si un SMECE est utilisé comme il est indiqué à la section 2.A.3 pour surveiller en continu les émissions de CO₂, vous pouvez déclarer les émissions combinées des procédés ou des sources de combustion fixes partageant la cheminée ou le conduit commun au lieu de déclarer séparément les émissions de GES provenant des divers procédés ou sources de combustion fixes.

11.A Émissions fugitives provenant de la régénération des catalyseurs

Calculer les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant de la régénération des catalyseurs, en utilisant les méthodes décrites aux paragraphes (1), (2) et (3), respectivement.

Émissions de CO₂

(1) Utiliser les méthodes décrites aux paragraphes (A) à (C) — pour ce qui est des unités équipée d’un SMECE, calculer à l’aide du SMECE les émissions fugitives de CO₂ provenant de la régénération des catalyseurs conformément à la section 2.A.3.

1. Calculer les émissions fugitives de CO₂ provenant de la régénération en continu des matières catalytiques dans les unités de craquage catalytique en lit fluidisé (UCCLF) et les unités de cokéfaction en lit fluidisé en utilisant les paragraphes (i) à (iii) ou le paragraphe (iv) de la présente section.
   1. Calculer les émissions fugitives de CO₂.

Équation 11-1 : Émissions produites par la régénération en continu

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ (tonnes)

n = nombre d’heures de fonctionnement au cours de l’année de déclaration

CC_i = masse horaire de coke brûlé, pour la période « i » (kg)

FC = fraction de carbone dans le coke brûlé, mesurée comme il est indiqué aux sections 11.N.1 et 2.D.4 ou en faisant une estimation technique, voir les détails à l’annexe A

3,664 = ratio de masses moléculaires, CO₂ sur carbone

 10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

• (ii) Calculer la masse horaire de coke brûlé à l’aide de l’Équation 11-2 ou d’après la mesure faite à l’installation ou une estimation technique :

Équation 11-2 : Consommation horaire du coke

Où :

CR_i = masse horaire de coke brûlé pour la période « i » (kg)

K₁, K₂, K₃ = bilan matière et facteurs de conversion (K₁, K₂ et K₃ sont tirés du Tableau 11-1, ou des mesures prises à l’installation ou d’une estimation technique)

Q_r = débit volumétrique des gaz d’échappement avant leur entrée dans le système de contrôle des émissions, obtenu à l’aide de l’Équation 11-3 (dRm³/min) aux conditions sèches de référence (101,325 kPa, 25 °C et 0 % d’humidité)

Q_a = débit volumétrique de l’air vers le régénérateur, déterminé à partir de l’instrumentation de la salle de commande, aux conditions de température et de pression de référence utilisées pour la variable Q_r (dRm³/min)

% CO₂ = concentration de CO₂ dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

%CO = concentration de CO dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche. Lorsqu’aucun combustible auxiliaire n’est brûlé et que la surveillance continue du CO n’est pas requise, assumer le %CO comme étant zéro

% O₂ = concentration de O₂ dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

Q_oxy = débit volumétrique de l’air enrichi en O₂ vers le régénérateur, déterminé à partir de l’instrumentation de la salle de commande, aux conditions de température et de pression de référence utilisées pour la variable Q_r (dRm³/min)

%O_oxy = concentration de O₂ dans l’entrée du flux d’air enrichi en O₂ vers le régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

• (iii) Surveiller en continu le débit volumétrique des gaz d’échappement depuis le régénérateur du UCCLF ou du brûleur de l’unité de cokéfaction en lit fluidisé avant la combustion des autres combustibles fossiles, ou calculer le débit volumétrique de ce flux de gaz d’échappement en utilisant l’Équation 11-3 de la présente section.

Équation 11-3 : Débit volumétrique

Où :

Q_r = débit volumétrique des gaz d’échappement provenant du régénérateur avant leur entrée dans le système de contrôle des émissions, dRm³/min, 101,325 kPa, 25 °C et 0 % d’humidité

Q_a = débit volumétrique de l’air vers le régénérateur, déterminé à partir de l’instrumentation de la salle de commande, aux conditions sèches de référence utilisées pour Q_r (dRm³/min)

O_oxy = concentration d’oxygène dans le flux d’air enrichi en oxygène, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

Q_oxy = débit volumétrique de l’air enrichi en O₂ vers le régénérateur, déterminé à partir de l’instrumentation de la salle de commande de l’unité de craquage catalytique aux conditions sèches de référence utilisées pour Q_r (dRm³/min)

% CO₂ = concentration de dioxyde de carbone dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

%CO = concentration de CO dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche; lorsqu’aucun combustible auxiliaire n’est brûlé et qu’un moniteur du CO en continu n’est pas requis, on supposera que la valeur %CO est nulle

% O₂ = concentration de O₂ dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

• (iv) Autre méthode de calcul : Calculer les émissions de CO₂ provenant de la régénération en continu des matières catalytiques dans les unités de craquage catalytique en lit fluidisé (UCCLF) et les unités de cokéfaction en lit fluidisé en utilisant l’Équation 11-4 et l’Équation 11-3.

Équation 11-4 : Autre méthode de calcul des émissions provenant de la régénération des catalyseurs

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ (tonnes)

Q_r = débit volumétrique des gaz d’échappement avant leur entrée dans le système de contrôle des émissions selon l’Équation 11-3 et dRm³/h, 101,325 kPa, 25°C et 0 % d’humidité

% CO₂ = concentration horaire moyenne de CO₂ dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

%CO = concentration horaire moyenne de CO dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche. Lorsqu’il n’y a pas de dispositif post-combustion, on présume que la valeur %CO est nulle

MM_CO2 = masse moléculaire du CO₂ (44 kg/kg-mole)

CVM = facteur de conversion du volume molaire aux mêmes conditions de référence que pour la variable Q_r ci-dessus (dRm³/kg-mole)

= 8,3145 × [273,16 + température de référence en °C] / [pression de référence en kilopascals]

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

n = nombre d’heures de fonctionnement au cours de l’année de déclaration

% O₂ = concentration de O₂ dans les gaz d’échappement du régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

Q_oxy = débit volumétrique d’air enrichi en O₂ vers le régénérateur, déterminé à partir de l’instrumentation de la salle de commande utilisé pour Q_r (dRm³/min)

%O_oxy = concentration de O₂ à l’entrée du flux d’air enrichi en O₂ vers le régénérateur, en pourcentage par volume – base sèche, 0 % d’humidité

• (B) Calculer les émissions de CO₂ par le procédé résultant de la régénération en continu des catalyseurs dans l’exploitation, par des dispositifs autres que les UCCLF et les unités de cokéfaction en lit fluidisé (p. ex., reformage catalytique) en utilisant l’Équation 11-5.

Équation 11-5 : Émissions résultant de la régénération en continu (autre)

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ (tonnes)

CC_tmr = taux moyen de régénération des catalyseurs (tonnes/h)

CF_usé = fraction de carbone en poids des catalyseurs usés

CF_régén = fraction de carbone en poids des catalyseurs régénérés (valeur par défaut = 0)

H = heures annuelles de fonctionnement du régénérateur (h)

3,664 = ratio de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

• (C) Calculer les émissions de CO₂ par le procédé résultant de la régénération périodique des catalyseurs à l’aide de l’Équation 11-6.

Équation 11-6 : Émissions résultant de la régénération périodique

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ (tonnes)

CC _Q = quantité de combustion du coke par cycle de régénération, d’après les estimations techniques (kg)

n = nombre de cycle de régénérations au cours de l’année civile

TC = teneur en carbone du coke (kg C / kg coke) basée sur les mesures, comme il est indiqué à la section 2.D.4

3,664 = ratio de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

 10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

Émissions de CH₄

(2) Calculer les émissions de CH₄ en utilisant des données de mesure propres à l’unité, un coefficient d’émission propre à l’unité basé sur un essai à la source sur l’unité ou l’Équation 11-7 de la présente section.

Équation 11-7 : Émissions résultant de la régénération des catalyseurs – CH₄

Où :

CH₄ = masse annuelle des émissions de méthane dues à la combustion de coke (tonnes)

CO₂ = émissions annuelles du CO₂ provenant de la combustion de coke, calculé au paragraphe (1) de la présente section, le cas échéant (tonnes)

CeD₁ = coefficient d’émission par défaut de CO₂ pour le coke de pétrole (97 kg CO₂/GJ)

CeD₂ = coefficient d’émission par défaut de CH₄ pour le coke de pétrole (2,8 × 10^-3 kg CH₄/GJ)

Émissions de N₂O

(3) Calculer les émissions de N₂O en utilisant des données de mesure propres à l’unité, un coefficient d’émission propre à l’unité basé sur un essai à la source sur l’unité ou l’Équation 11-8 de la présente section.

Équation 11-8 : Émissions résultant de la régénération des catalyseurs – N₂O

Où :

N₂O =masse annuelle des émissions de N₂O provenant de la combustion de coke (tonnes)

CO₂ = émissions annuelles du CO₂ provenant de la combustion de coke calculé au paragraphe (1) de la présente section, le cas échéant (tonnes)

CeD₁ = coefficient d’émission par défaut de CO₂ pour le coke de pétrole (97 kg CO₂/GJ)

CeD₃ = coefficient d’émission par défaut de N₂O pour le coke de pétrole (5,7 × 10^-4 kg N₂O/GJ)

11.B Émissions fugitives provenant de l’évacuation des procédés

Les lignes directrices à suivre pour calculer les émissions dues à l’évacuation associées à la production d’hydrogène se trouvent à la section 10.A – Émissions de CO₂ provenant de la production d’hydrogène du présent document d’orientation. Calculer les autres émissions fugitives de CO₂, de CH₄ et de N₂O dues à des émissions fugitives provenant de l’évacuation des procédés, à l’aide de l’Équation 11-9. Déclarer les émissions pour chaque évacuation de procédé contenant plus de 2 % en volume de CO₂ ou plus de 0,5 % en volume de CH₄ ou plus de 0,01 % en volume (100 parties par million) de N₂O.

Équation 11-9 : Émissions résultant de l’évacuation des procédés

Où :

E_x = masse annuelle des émissions d’un gaz « x » (tonnes), où x = CO₂, N₂O ou CH₄

DVi = débit volumétrique moyen pour l’événement d’évacuation « i » d’après les données de mesure, la connaissance du procédé ou les estimations techniques (dRm³/unité de temps); si on utilise un débitmètre massique, mesurer le débit en kg/unité de temps et remplacer le terme « MM_x/CVM » par « 1 »

F_xi = fraction molaire par type de gaz « x » dans le flux d’évacuation pendant l’événement « i », d’après les données de mesure, la connaissance du procédé ou les estimations techniques

MM_x = masse moléculaire d’un gaz « x » (kg/kg-mole)

CVM = facteur de conversion du volume molaire aux conditions sèches de référence utilisées pour DVi ci-dessus (Rm³/kg-mole)

= 8,3145 × [273,16 + température de référence en °C] / [pression de référence en kilopascals]

DÉi = durée de l’événement d’évacuation « i », dans les mêmes unités de temps que DVi

n = nombre d’événements d’évacuation au cours de l’année de déclaration

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

11.C Émissions fugitives provenant de la production d’asphalte

Calculer les émissions fugitives de CO₂ et de CH₄ provenant des activités de soufflage de l’asphalte, soit selon la méthode de calcul des émissions provenant de l’évacuation de procédé décrite au paragraphe 11. B, soit selon les dispositions applicables des paragraphes (1) et (2) de la présente section.

(1) Pour les opérations de soufflage de l’asphalte non contrôlées et des opérations de soufflage de l’asphalte contrôlé par épuration à la vapeur, calculer les émissions de CO₂ et de CH₄ à l’aide des Équation 11-10 et Équation 11-11 de la présente section, respectivement.

Équation 11-10 : Émissions provenant du soufflage non contrôlé de l’asphalte

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ provenant du soufflage non contrôlé de l’asphalte (tonnes)

Q_AB = quantité annuelle d’asphalte soufflée (en millions de barils [millions b])

CD_AB,_CO2 = coefficient d’émission du CO₂ provenant du soufflage non contrôlé de l’asphalte, d’après les données d’essai propres à l’installation (tonnes de CO₂/million b d’asphalte soufflé); valeur par défaut = 1100

Équation 11-11 : Émissions provenant du soufflage non contrôlé de l’asphalte – CH₄

Où :

CH₄ = masse annuelles des émissions de CH₄ provenant du soufflage non contrôlé de l’asphalte (tonnes)

Q_AB = quantité annuelle d’asphalte soufflée (million b)

CD_AB,_CH4 = coefficient d’émission pour le CH₄ provenant du soufflage non contrôlé de l’asphalte, d’après les données d’essai propres à l’installation (tonnes de CH₄/million b d’asphalte soufflé); valeur par défaut = 580

(2) Dans le cas des opérations de soufflage de l’asphalte contrôlé par oxydation thermique ou torchage, calculer les émissions de CO₂ et de CH₄ à l’aide des Équation 11-12 et Équation 11-13 de la présente section, à la condition que ces émissions ne soient pas déjà incluses dans les émissions par torchage calculées au paragraphe 11.E de la présente section, et qu’elle soient quantifiées par les méthodes spécifiées à la section 2.C.

Équation 11-12 : Émissions provenant du soufflage contrôlé de l’asphalte – CO₂

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ provenant du soufflage contrôlé de l’asphalte (tonnes)

0,98 = efficacité présumée de la combustion de l’oxydeur thermique ou de la torche, si le facteur de l’installation n’est pas disponible

Q_AB = quantité annuelle d’asphalte soufflée (million b)

CDC_AB = coefficient d’émission du carbone provenant du soufflage de l’asphalte, d’après des données d’essai propres à l’installation (tonnes de C/million b d’asphalte soufflé); valeur par défaut = 2750

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

Équation 11-13 : Émissions provenant du soufflage contrôlé de l’asphalte – CH₄

Où :

CH₄ = masse annuelle des émissions de CH₄ provenant du soufflage contrôlé de l’asphalte (tonnes)

0,02 = fraction de méthane non brûlé par l’unité d’oxydation thermique ou la torche, d’après un taux présumé d’efficacité de la combustion de 98 %

Q_AB = quantité annuelle d’asphalte soufflée (million b)

CD_AB,_CH4 = coefficient d’émission du CH₄ provenant du soufflage non contrôlé de l’asphalte d’après des données d’essai propres à l’installation (tonnes de CH₄/million b d’asphalte soufflé); valeur par défaut = 580

11.D Émissions fugitives provenant de la récupération du soufre

Calculer les émissions de CO₂ provenant des unités de récupération du soufre (URS) à l’aide de l’Équation 11-14. Pour la fraction molaire (FM) de CO₂ dans le gaz acide, utiliser un facteur par défaut de 0,20 ou une fraction molaire propre à la source. Si on utilise une valeur propre à la source, documenter et fournir la méthode.

Équation 11-14 : Émissions provenant de la récupération du soufre

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ (tonnes)

DV = débit volumétrique du gaz acide acheminé à l’URS, dRm³/année. Si on utilise un débitmètre massique, mesurer le flux de gaz acide en kg par année et remplacer le terme « MM_CO2/CVM » par « 1 »

MM_CO2 = masse moléculaire du CO₂ (44 kg/kg-mole)

CVM = facteur de conversion du volume molaire aux mêmes conditions de référence que la variable DV (dRm³/kg-mole)

= 8,3145 × [273,16 + température de référence en °C] / [pression de référence en kilopascals]

FM = fraction molaire (%) du CO₂ dans le gaz acide, d’après des mesures ou des estimations techniques (valeur FM par défaut = 20 %, soit 0,20)

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

11.E Émissions par torchage provenant des torches et autres dispositifs de contrôle

Calculer les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O résultant de la combustion par une veilleuse de torche et des hydrocarbures acheminé vers la torche en utilisant la ou les méthodes appropriées indiquées à la section 2.C.

11.F Émissions fugitives provenant de réservoirs de stockage

Dans le cas des réservoirs de stockage autres que ceux qui répondent aux descriptions du paragraphe (3) de la présente section, calculer les émissions de CH₄ en utilisant les méthodes applicables décrites aux paragraphes (1) et (2).

(1) Pour les réservoirs de stockage qui ne sont pas utilisés pour le traitement du pétrole brut non stabilisé, calculer les émissions de CH₄ provenant des réservoirs de stockage qui présentent une concentration de méthane en phase vapeur de 0,5 % en volume ou plus en utilisant des données sur la composition du méthane propres aux réservoirs (d’après des données de mesure ou la connaissance du produit) et les méthodes d’estimation décrites à la section 7.1 du document AP-42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors, Volume 1 : Stationary Point and Area Sources, y compris le modèle TANKS (version 4.09D), ou à l’aide de l’Équation 11-15 de la présente section.

Équation 11-15 : Émissions des réservoirs de stockage

Où :

CH₄ = masse annuelle des émissions de CH₄ provenant des réservoirs de stockage (tonnes)

0,1 = coefficient d’émission par défaut pour les réservoirs de stockage (tonnes de CH₄/million b)

Q_Ref = quantité annuelle de pétrole brut plus la quantité de produits intermédiaires reçus de l’extérieur du site et qui sont traités à l’installation (million b)

(2) Dans le cas des réservoirs de stockage utilisés pour le traitement du pétrole brut non stabilisé, calculer les émissions de CH₄ soit en utilisant des données sur la composition du méthane propres aux réservoirs (d’après des données de mesure ou la connaissance du produit) et la mesure directe du taux de production de gaz, soit en utilisant l’Équation 11-16 de la présente section.

Équation 11-16 : Réservoirs de stockage – pétrole brut non stabilisé

Où :
CH4 = masse annuelle des émissions de CH₄ provenant des réservoirs de stockage (tonnes)
Qun = quantité annuelle de pétrole brut non stabilisé reçu par l’installation (million b)
ΔP = différence de pression entre la pression de stockage précédente et la pression atmosphérique (livres par pouce carré [lb/po²])
FM_CH4 = fraction molaire de CH₄ dans le gaz d’évacuation provenant du réservoir de stockage de pétrole brut non stabilisé, données provenant de mesures faites à l’installation (kg-mole CH4/kg-mole de gaz); utiliser la valeur par défaut de 0,27 si les données de mesure ne sont pas disponibles
995 000 = facteur de corrélation de l’équation (pi³ std de gaz par million b par lb/po²)
16 = masse moléculaire du CH4 (kg/kg-mole)
CVM = conversion de volume molaire (849,5 pi³ std/kg-mole, 101,325 kPa, 20 °C)
10³ = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

(3) Vous n’avez pas à calculer les émissions annuelles de CH₄ provenant des réservoirs de stockage qui répondent à l’une ou l’autre des descriptions suivantes :

1. unités fixées en permanence à des moyens de transport, notamment : camions, remorques, wagons, barges ou navires
2. récipients sous pression conçus pour fonctionner à des pressions supérieures à 204,9 kilopascals et sans émission dans l’atmosphère
3. récepteurs de fond ou puisards
4. récipients de stockage des eaux usées
5. cuves de réacteur associées à une unité de production

11.G Émissions fugitives provenant du traitement des eaux usées industrielles

Il est possible de déterminer les émissions provenant des eaux usées industrielles par mesure directe (voir la méthode de mesure d’échantillons présentée à la section 11.N.7) ou à l’aide des méthodes de calcul figurant aux paragraphes (1), (2) et (3) de la présente section.

(1) Calculer uniquement les émissions de CO₂ d’origine fossile (non biogéniques) provenant du traitement des eaux usées à l’aide de l’Équation 11-17a; il est à noter que la source des matières organiques dans les eaux usées (biogénique ou non biogénique) doit être prise en compte.

Équation 11-17a et 11-17b : Émissions de CO₂ des eaux usées industrielles

Équation 11-17a

Équation 11-17b

(2) Calculer les émissions de CH₄ provenant du traitement des eaux usées (par exemple, réacteur anaérobie, digesteur ou lagune), à l’aide de l’Équation 11-18.

Équation 11-18 : Émissions de CH₄ des eaux usées industrielles

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions non biogéniques de CO₂ (tonnes)

CO_2,total = masse annuelle des émissions de CO₂ (tonnes). Elle comprend les émissions biogéniques ou non de CO₂ calculées à l’aide de l’Équation 11-17b

FossilFrac = fraction des matières organiques non biogéniques entrant dans le traitement des eaux usées

• elle est basée sur les proportions de matières organiques_moy-trim d’origine biogénique et d’origine fossile — la fraction de matières organiques non biogéniques doit être déterminée en tenant compte de la source des matières organiques et à l’aide de données propres à l’installation (p. ex., les registres de l’entreprise) et d’estimations techniques
• par exemple, les matières organiques introduites dans les eaux usées lors de la fabrication de pâtes et papiers ou de la transformation alimentaire peuvent être considérées comme étant d’origine biogénique, tandis que les matières organiques introduites dans les eaux usées provenant de sources telles que le raffinage du pétrole, la fabrication de plastiques ou les ajouts de méthanol à des fins de dénitrification peuvent être considérées comme non biogéniques.

CH₄ = masse annuelle des émissions de CH₄ (tonnes)

Q = volume annuel d’eaux usées traité (m³)

MO_moy-trim = détermination trimestrielle moyenne des matières organiques dans les eaux usées, mesurée sous forme de demande chimique en oxygène (DCO) ou de demande biologique en oxygène (DBO) des eaux usées (kg/m³), comme cela est indiqué dans la section 11.N.7

• on entend par matières organiques toute substance à base de carbone en suspension ou dissoute dans les eaux usées, mesurable à l’aide de la DBO ou de la DCO des eaux usées; elles n’incluent pas le carbone inorganique (dioxyde de carbone, carbonate, bicarbonate)
• les coefficients d’émission (Bo, FCM) sont calculés en fonction de la mesure de la DBO ou de la DCO des eaux usées (GIEC, version révisée en 2019^{Note de bas de page 5} , volume 5, chapitre 6)

FMO_{éliminée-boue} = fraction des matières organiques dans les eaux usées éliminée sous forme de boue

• il s’agit de la proportion de matières organiques, mesurée à l’aide de la demande biologique en oxygène (DBO) sur cinq jours des eaux usées ou de la demande chimique en oxygène (DCO) des eaux usées, qui est retirée de l’eau sous forme de boue
• les matières organiques contenues dans les eaux usées qui sont éliminées sous forme de boue ne contribuent pas aux émissions de GES au cours de l’étape de traitement des eaux usées (les émissions provenant de la manipulation ou du traitement ultérieur des boues, notamment de la digestion anaérobie, doivent être calculées et déclarées séparément des eaux usées, dans la catégorie de sources d’émissions « déchets »)
• la fraction des matières organiques éliminées sous forme de boue peut être estimée à l’aide du Tableau 11-4
• par ailleurs, si les renseignements permettant de déterminer la masse sèche de boue sont disponibles, les équations 11-19 et 11-20 et le Tableau 11-5 peuvent être utilisés pour servir à estimer la DBO éliminée sous forme de boue et à calculer ainsi la fraction des matières organiques présentes dans les eaux usées éliminée sous forme de boue

FMO_effluent = fraction des matières organiques dans les eaux usées restant dans les rejets d’effluents (valeur par défaut : 0)

• les matières organiques restant dans l’effluent ne contribueront pas aux émissions de gaz à effet de serre provenant directement du processus de traitement (des émissions proviennent du plan d’eau récepteur, mais doivent être déterminées séparément)
• pour de nombreuses technologies de traitement avancées, la quantité de matières organiques restant dans les effluents est suffisamment faible pour que la valeur par défaut (zéro) soit maintenue
• pour certaines technologies ou certains systèmes de prétraitement, la quantité de matières organiques restant dans l’effluent peut être non négligeable
• cette fraction doit être estimée tous les trimestres (Matières organiques_{moy-trim-effluent} / Matières organiques_moy-trim)

Bo_CH4 = capacité de production de méthane

• il s’agit de la quantité maximale théorique de méthane qui peut être produite
• le paramètre doit correspondre aux matières organiques — voir les valeurs par défaut dans le Tableau 11-3
• la valeur de Bo_CH4 propre au secteur peut être utilisée, le cas échéant

Bo_CO2 = capacité de production de CO₂; il s’agit de la quantité maximale théorique de CO₂ qui peut être produite, si toutes les matières organiques organiques consommables mesurées sont consommées

• le paramètre doit correspondre à la mesure des matières organiques
• voir les valeurs par défaut dans le Tableau 11-3 (la valeur de Bo_CO2 propre au secteur peut être utilisée, le cas échéant)

FCM = facteur de correction du méthane (fraction de la capacité de production de méthane, B, obtenue avec une technologie de traitement ou un mode de rejet donné) d’après le Tableau 11-2, ou propre à une installation; si vous utilisez un FCM propre à une installation, il faut documenter la méthode de calcul

R = récupération du méthane provenant du traitement des eaux usées (tonnes)

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

Équation 11-19 : Autre méthode de détermination de FMO_{éliminée-boue}

Équation 11-20 : Autre méthode de détermination de FMO_{éliminée-boue}

Où :

FMO_{éliminée-boue} = fraction des matières organiques dans les eaux usées éliminée sous forme de boue; il s’agit de la proportion de matières organiques, mesurée à l’aide de la demande biologique en oxygène (DBO) sur cinq jours des eaux usées ou de la demande chimique en oxygène (DCO) des eaux usées, qui est retirée de l’eau sous forme de boue

BoueDBO_masse = masse de DBO éliminée des eaux usées sous forme de boue (kg de DBO)

BoueDCO_masse = masse de DCO éliminée des eaux usées sous forme de boue (kg de DCO)

Q = volume annuel d’eaux usées traitées (m³)

MO_moy-trim = détermination trimestrielle moyenne des matières organiques dans les eaux usées, mesurée sous forme de demande chimique en oxygène (DCO) ou de demande biologique en oxygène (DBO) des eaux usées (kg/m³), comme cela est indiqué à la section 11.N.7; on entend par matières organiques toute substance à base de carbone en suspension ou dissoute dans les eaux usées, mesurable à l’aide de la DBO ou de la DCO des eaux usées — elles n’incluent pas le carbone inorganique (dioxyde de carbone, carbonate, bicarbonate)

BoueSèche_masse = poids sec des solides dans la boue ou total des solides en suspension dans la boue (kg)

K_élim = masse de DBO ou DCO par masse de boue (kg de DBO ou kg de DCO/kg de masse sèche de boue), obtenue en fonction des types de traitement figurant dans le tableau 11-5

• (3) Calculer les émissions de N₂O provenant du traitement des eaux usées à l’aide de l’Équation 11-21.

Équation 11-21 : Émissions de N₂O des eaux usées industrielles

Où :

N₂O = masse annuelle des émissions de N₂O (tonnes)

Q = volume annuel d’eaux usées traitées (m³)

N_moy-trim = détermination trimestrielle moyenne de N dans le flux d’eaux usées (kg de N/m ³)

CD_N2O-N = coefficient d’émission de N₂O-N (masse d’azote dans le N₂O) provenant du traitement des eaux usées — voir le Tableau 11-6 pour les valeurs par défaut; si vous utilisez un FCM propre à une installation, il faut documenter la méthode de calcul

1,571 = facteur de conversion stœchiométrique de N₂O-N en N, 44/28 (kg N₂O-N en kg N₂O)

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

11.H Émissions fugitives provenant des séparateurs huile-eau

Calculer les émissions de CH₄ provenant des séparateurs huile-eau à l’aide de l’Équation 11-22. Pour le facteur de conversion FC_NMHC, utiliser soit un facteur par défaut de 0,6 ou des facteurs de conversion propres aux espèces, déterminés par analyse. Documenter et fournir la méthode d’échantillonnage et d’analyse.

Équation 11-22 : Émissions des séparateurs huile-eau

Où :

CH₄ = masse annuelle des émissions de CH₄ (tonnes)

CD_sép = coefficient d’émission des HCNM (hydrocarbures autres que le méthane) (kg/m³) d’après le Tableau 11-7

V_eau = volume annuel d’eaux usées traitées par le séparateur (m³)

FC_HCNM = facteur de conversion des HCNM en CH₄

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

11.I Émissions fugitives provenant des fuites d’équipement

Calculer les émissions de CH₄ selon la méthode indiquée aux paragraphes (1) ou (2) de la présente section.

(1) Dans la mesure du possible, utiliser les données sur la composition du méthane propres au procédé (d’après les données de mesure ou la connaissance du procédé) et l’une ou l’autre des procédures d’estimation d’émissions fournies dans Protocol for Equipment Leak Emissions Estimates (EPA-453/R-95-017, NTIS PB96-175401).

(2) Autrement, utiliser l’Équation 11-23 de la présente section.

Équation 11-23 : Fuites de CH₄ de l’équipement

Où :

CH₄ = masse annuelle des émissions de CH₄ provenant des fuites d’équipement (tonnes)

N_CD = nombre de colonnes de distillation de pétrole brut à la pression atmosphérique à l’installation

N_PU1 = nombre cumulatif d’unités de craquage catalytique, d’unités de cokéfaction (retardée ou en lit fluidisé), d’unités d’hydrocraquage et de colonnes de distillation à plage complète (y compris les colonnes de distillation avec dépropaniseur et débutaniseur) à l’installation

N_PU2 = nombre cumulatif d’hydrotraitement/hydroraffinage, de reformage catalytique et de viscoréduction à l’installation

N_H2 = nombre total d’unités d’hydrogène à l’installation

N_SGC = nombre total de systèmes de gaz combustible à l’installation

11.J Émissions fugitives provenant de la calcination du coke

Calculer les émissions de GES conformément aux dispositions applicables des paragraphes (1) à (3) de la présente section.

(1) Si un SMECE mesure les émissions de CO₂ conformément à la section 2.A.3, calculer et déclarer les émissions de CO₂ provenant de la calcination du coke selon la méthode de calcul avec le SMECE indiquée dans cette section; si l’unité de calcination du coke n’est pas pourvue d’un SMECE, suivre les exigences du paragraphe (2) de la présente section.

(2) Calculer les émissions de CO₂ provenant de l’unité de calcination du coke en utilisant l’Équation 11-24 de la présente section.

Équation 11-24 : Émissions de CO₂ provenant de la calcination du coke

Où :

CO₂ = masse annuelle des émissions de CO₂ (tonnes)

M_alim = masse annuelle de coke alimentant l’unité de calcination du coke d’après les registres de l’installation (tonnes)

CC_CV = fraction massique moyenne de la teneur en carbone du coke vert d’après les données de mesure de l’installation (tonnes de carbone/tonnes de coke vert)

M_prod = masse annuelle de coke de pétrole marchand produit par l’unité de calcination du coke d’après les registres de l’installation (tonnes)

M_pouss = masse annuelle de poussières de coke de pétrole recueillie dans le système de collecte des poussières de l’unité de calcination du coke d’après les registres de l’installation (tonnes)

CC_CPM = fraction massique moyenne de la teneur en carbone du coke de pétrole marchand produit par l’unité de calcination du coke, d’après les données de mesure de l’installation (tonnes de carbone/tonnes de coke de pétrole)

3,664 = rapport de la masse moléculaire du CO₂ sur celle du carbone

(3) Pour toutes les unités de calcination du coke, utiliser les émissions de CO₂ provenant de l’unité de calcination du coke et calculées aux paragraphes (1) et (2), le cas échéant, et calculer les émissions de CH₄ et de N₂O en utilisant les méthodes suivantes :

1. Calculer les émissions de CH₄ en utilisant les données de mesure propres à l’unité, un coefficient d’émission propre à l’unité basé sur un essai à la source de l’unité ou l’Équation 11-25 de la présente section.

Équation 11-25 : Émissions de CH₄ provenant de la calcination du coke

Où :

CH₄ = masse annuelle des émissions de CH₄ (tonnes)

CO₂ = masse annuelle de CO₂ calculée aux paragraphes (1) et (2) de la présente section, le cas échéant (tonnes)

CeD₁ = coefficient d’émission par défaut du CO₂ pour le coke de pétrole (97 kg CO₂/GJ)

CeD₂ = coefficient d’émission par défaut du CH₄ pour le coke de pétrole (2,8 × 10^-3 kg CH₄/GJ)

• (B) Calculer les émissions de N₂O en utilisant les données de mesure propres à l’unité, un coefficient d’émission propre à l’unité basé sur un essai à la source de l’unité ou l’Équation 11-26 de la présente section.

Équation 11-26 : Émissions de N₂O provenant de la calcination du coke

Où :

N₂O = masse annuelle des émissions de N₂O (tonnes)

CO₂ = masse annuelle de CO₂ calculée aux paragraphes (1) et (2) de la présente section, le cas échéant (tonnes)

CeD₁ = coefficient d’émission par défaut du CO₂ pour le coke de pétrole (97 kg CO₂/GJ)

CeD₃ = coefficient d’émission par défaut du CH₄ pour le coke de pétrole (5,7 × 10^-4 kg CH₄/GJ)

11.K Émissions fugitives provenant des systèmes de purge non contrôlés

Pour les systèmes de purge non contrôlés, utiliser les méthodes de calcul pour les émissions fugitives provenant de l’évacuation des procédés décrites à la section 11.B.

11.L Émissions fugitives provenant des opérations de chargement du pétrole brut, du pétrole intermédiaire ou de produits

Calculer les émissions de CH₄ provenant des opérations de chargement en utilisant des données sur la composition du méthane en phase vapeur propres aux produits (d’après les données de mesure ou la connaissance du procédé), et suivre les procédures d’estimation des émissions fournies à la section 5.2 du document AP-42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors, Volume 1 : Stationary Point and Area Sources, dans le cas où la concentration de méthane en phase vapeur à l’équilibre est de 0,5 % en volume ou plus.

Pour les opérations de chargement dont la concentration de méthane en phase vapeur à l’équilibre est inférieure à 0,5 % en volume, on supposera qu’il n’y a pas d’émissions de méthane.

11.M Émissions fugitives provenant des unités de cokéfaction retardée

Calculer les émissions de CH₄ provenant de la dépressurisation de la cuve de l’unité de cokéfaction vers l’atmosphère, en utilisant l’une ou l’autre des méthodes décrites aux paragraphes (1) ou (2) et à la condition qu’aucune eau ou vapeur ne soit ajoutée à la cuve une fois l’évacuation dans l’atmosphère. Utiliser la méthode du paragraphe (1) de la présente section si vous ajoutez de l’eau ou de la vapeur à la cuve après l’évacuation dans l’atmosphère.

(1) En plus des calculs des émissions dues à l’évacuation des procédés décrite à la section 11.B, calculer également les émissions de CH₄ provenant de l’ouverture subséquente de la cuve pour les opérations de coupe du coke à l’aide de l’Équation 11-27 de la présente section; dans le cas des cuves de coke de dimensions différentes, utiliser l’Équation 11-27 pour chaque ensemble de cuves de mêmes dimensions, et additionner les émissions résultantes pour chaque ensemble de cuves de coke afin de calculer les émissions de CH₄ pour l’ensemble des unités de cokéfaction retardée.

Équation 11-27 : Émissions provenant des unités de cokéfaction retardée

Où :

CH₄ = masse annuelle des émissions de CH₄ dues à l’ouverture de la cuve de l’unité de cokéfaction retardée (tonnes)

N = nombre cumulatif d’ouvertures de la cuve pour toutes les cuves de l’unité de cokéfaction retardée de mêmes dimensions, au cours de l’année

H = hauteur de la cuve de l’unité de cokéfaction (en mètres)

P_CC = pression manométrique de la cuve de cokéfaction lorsqu’elle est mise à l’air, avant la coupe du coke, ou, si on utilise l’autre méthode présentée au paragraphe (2) de la présente section, pression manométrique de la cuve de coke lorsque les gaz de dépressurisation sont d’abord évacués vers l’atmosphère (kilopascals)

101,325 = pression atmosphérique présumée (kilopascals)

f_vide = fraction de vide volumétrique de la cuve de coke avant l’introduction de la vapeur, d’après le jugement technique à la température et à la pression de référence dans des conditions sèches (dRm³ gaz/m³ de la cuve)

D = diamètre de la cuve de l’unité de cokéfaction (mètres)

16 = masse moléculaire de CH₄ (kg/kg-mole)

CVM = facteur de conversion du volume molaire aux mêmes conditions de référence que la cuve de coke (Rm³/kg-mole)

= 8,3145 × [273,16 + température de référence en °C] / [pression de référence en kilopascals]

FM_CH4 = fraction molaire moyenne du méthane dans les gaz de la cuve de coke d’après l’analyse d’au moins deux échantillons par année, prélevés à au moins quatre mois d’intervalle (kg-mole CH₄/kg-mole gaz, base humide)

10^-3 = facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

(2) Calculer les émissions de CH₄ provenant de l’évacuation par dépressurisation et de l’ouverture subséquente de la cuve pour les opérations de coupe du coke en utilisant l’Équation 11-27 de la présente section et la pression de la cuve de coke lorsque les gaz de dépressurisation sont d’abord acheminés vers l’atmosphère; dans le cas des cuves de coke de dimensions différentes, utiliser l’Équation 11-27 pour chaque ensemble de cuves de mêmes dimensions, et additionner les émissions résultantes pour chaque ensemble de cuves de coke afin de calculer les émissions de CH₄ pour l’ensemble des unités de cokéfaction retardée.

11.N Exigences en matière d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Les activités d’échantillonnage, d’analyse et de mesure doivent être effectuées comme décrit tout au long de cette section. Si l’une des normes prescrites a été retirée, et qu’il n’y a pas de remplacement fourni par l’organisme de normalisation ou aucune alternative présentée dans ces exigences, une norme alternative appropriée peut être utilisée. Dans ce cas, l’exploitant de l’installation doit fournir des documents avec le rapport GES qui a) identifient la norme alternative utilisée et décrivent sa pertinence, et b) comprennent une copie de la norme alternative ou, si la norme est protégée par des droits d’auteur, des renseignements sur la façon d’accéder à une copie (par exemple, un lien vers le site Web).

Réaliser l’échantillonnage, l’analyse et les mesures comme l’exige la méthode choisie dans les paragraphes appropriés ci-haut, conformément aux sections 11.N.1 à 11.N.9. À noter que, lorsqu’il est possible d’utiliser les données sur les procédés et des estimations techniques et que si cette option est retenue, il faut fournir une description de la méthode et des renseignements à l’appui.  

11.N.1 Régénération des catalyseurs

Pour les UCCLF et les unités de cokéfaction en lit fluidisé, mesurer les paramètres suivants :

1. La concentration quotidienne d’oxygène dans l’entrée du flux d’air enrichi en oxygène, sur le régénérateur.
2. Mesurer en continu le débit volumétrique de l’air et de l’air enrichi en oxygène qui entre dans le régénérateur.
3. Mesurer périodiquement sur une base hebdomadaire les concentrations de CO₂, de CO et d’O₂ dans les gaz d’échappement du régénérateur (ou faire ces mesures en continu si l’équipement nécessaire à cette fin est déjà en place).
4. Déterminer sur une base quotidienne la teneur en carbone du coke brûlé.
5. Consigner le nombre d’heures de fonctionnement.
6. Utiliser les mesures des valeurs quotidiennes ou hebdomadaires pour calculer les paramètres à la minute ou à l’heure au besoin, selon les équations correspondantes.

11.N.2 Émissions fugitives provenant de l’évacuation des procédés

Mesurer les paramètres suivants pour chaque évacuation de procédé.

(1) Le débit d’évacuation pour chaque événement d’évacuation d’après les données de mesure, la connaissance du procédé ou les estimations techniques.

(2) La fraction molaire du CO₂, du N₂O et du CH₄ dans le flux de gaz évacué lors de chaque événement d’évacuation d’après les données de mesure, la connaissance du procédé ou les estimations techniques.

(3) La durée de chaque événement d’évacuation.

11.N.3 Production de l’asphalte

Mesurer la masse annuelle de l’asphalte soufflé.

11.N.4 Récupération du soufre

Mesurer le débit volumétrique du gaz acide acheminé à l’URS. Si on utilise une fraction molaire propre à la source basée sur les mesures, au lieu du facteur par défaut ou d’estimations techniques, effectuer un essai annuel pour déterminer la valeur de la fraction molaire.

11.N.5 Torches et autres dispositifs de contrôle

Voir la section 2.D.7.

11.N.6 Réservoirs de stockage

Déterminer le débit annuel de pétrole brut, de naphta, de distillat, d’asphalte et de gazole pour chaque réservoir de stockage d’après les registres de l’entreprise ou les instruments de l’usine applicables.

11.N.7 Traitement des eaux usées

Mesurer les paramètres suivants.

(1) Prélever les échantillons représentant les influents d’eaux usées vers le procédé de traitement des eaux usées, en suivant toutes les étapes préliminaires et primaires (p. ex., après l’élimination des matières grossières, la clarification primaire, la séparation huile-eau, la flottation à l’air dissous ou les procédés similaires de séparation des solides et de l’huile).

• Prélever et analyser des échantillons pour déterminer la concentration de DCO ou de DBO₅ de façon hebdomadaire.
• Noter que pour l’année civile 2024 uniquement, les échantillons peuvent être prélevés et analysés de façon trimestrielle s’il est impossible de procéder à un échantillonnage hebdomadaire.

(2) Mesurer le flux des eaux usées entrant dans le processus de traitement des eaux usées chaque semaine.

• L’emplacement de mesure du débit doit correspondre à l’emplacement utilisé pour prélever les échantillons analysés pour déterminer la concentration de DCO ou de DBO₅.
• Noter que pour l’année civile 2024 uniquement, des mesures trimestrielles peuvent être prises s’il est impossible de mesurer le débit de façon hebdomadaire.

(3) La teneur trimestrielle en azote des eaux usées à l’entrée de la station de traitement.

Pour la mesure directe des émissions de CH₄ ou de N₂O :

Les émissions de CH₄ sont mesurées dans les bassins de décantation, les lagunes, les bassins à boues activées, le matériel de nitrification/dénitrification et tout autre emplacement pertinent où des émissions de CH₄ peuvent provenir des eaux usées. Les échantillons doivent être prélevés au moins tous les trimestres. 

Les émissions de N₂O sont mesurées dans les bassins de décantation, les lagunes, les bassins à boues activées et tout matériel de nitrification/dénitrification. Les émissions de N₂O varient grandement dans le temps, aux échelles quotidienne, hebdomadaire et annuelle (Daelman et coll. 2013; Daelman M., De Baets, B., van Loosdrecht M., Volcke, E. (2013). Influence of sampling strategies on the estimated nitrous oxide emission from wastewater treatment plants. Water Research, 47, 3120-3130. http://dx.doi.org/10.1016/j.watres.2013.03.016). Les stratégies d’échantillonnage doivent permettre de recueillir suffisamment de données pour couvrir la variabilité. Le nombre minimal d’échantillons varie selon la méthode d’échantillonnage :

1. Surveillance en ligne, périodes de 24 heures : au moins 25 jours, choisis au hasard au cours de l’année.
2. Surveillance en ligne, périodes de 7 jours : au moins 10 semaines, choisies au hasard au cours de l’année.
3. Échantillonnage ponctuel hebdomadaire : au moins 50 semaines.
4. Échantillonnage ponctuel au hasard : au moins 30 échantillons, prélevés à des jours et à des moments choisis au hasard au cours de l’année.

11.N.8 Séparateurs huile-eau

Mesurer le volume quotidien des eaux usées traitées par les séparateurs huile-eau.

11.N.9 Calcination du coke

Déterminer la masse de coke de pétrole au besoin, à l’aide de l’équipement de mesure utilisé aux fins comptables. Déterminer la teneur en carbone du coke de pétrole en utilisant l’une ou l’autre des méthodes suivantes :

(1) ASTM D3176-89 (Réapprouvé en 2002) Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke

(2) ASTM D5291-02 (Réapprouvé en 2007) Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants

(3) ASTM D5373-08 Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal

11.O Procédures d’estimation des données manquantes

Lorsqu’une valeur d’assurance-qualité d’un paramètre requis n’est pas disponible (p. ex., si un SMECE a été défaillant pendant le fonctionnement d’une unité ou si un échantillon de combustible requis n’a pas été prélevé), on utilisera une valeur de substitution pour le paramètre manquant dans le calcul des émissions.

Lorsque les données relatives à l’échantillonnage ne sont pas disponibles, utiliser les méthodes prescrites à la section 11.N pour réanalyser l’échantillon original, un échantillon de réserve ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesure et d’échantillonnage. Si cela n’est pas possible, on devrait remplacer les données manquantes en utilisant l’approche suivante.

(1) Pour les données échantillonnées ou analysées manquantes (p. ex., teneur en carbone, température, pression, etc.), déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure en utilisant l’Équation 11-28 et remplacer les données manquantes comme il est décrit aux paragraphes (A) à (C) ci-dessous :

Équation 11-28 : Taux d’échantillonnage

Où :

T = taux d’échantillonnage ou de mesure utilisé (%)

QE _RÉEL = nombre de mesures ou d’échantillons réels obtenus par l’exploitant de l’installation

QE _REQUIS = nombre de mesures ou d’échantillons requis

1. Si T ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique des données d’échantillonnage ou de mesure immédiatement avant et après la période de données manquantes; si aucune donnée n’est disponible avant la période de données manquantes, utiliser les premières données disponibles après la période de données manquantes.
2. Si 0,75 ≤ T < 0,9 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse pendant la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué.
3. Si T < 0,75 : remplacer les données manquantes par les valeurs les plus élevées obtenues par échantillonnage ou analyse au cours des trois années précédentes.

(2) Dans le cas des données manquantes pour les autres paramètres (p. ex., combustion de coke, débit volumétrique, nombre d’heures de fonctionnement, quantité d’eaux usées, etc.), utiliser les données basées sur les meilleures estimations disponibles du paramètre en question, en utilisant toutes les données de procédé disponibles — documenter les méthodes d’estimation utilisées et les conserver dans des dossiers.

(3) Pour les paramètres manquants concernant les SMECE, déterminer les données de remplacement à l’aide des procédures de remplissage des données manquantes décrites dans le document d’orientation sur les SMECE ou utiliser la procédure décrite au paragraphe (1) ci-dessus.

12 Méthodes de quantification pour la production de pâtes et papiers

Si une personne assujettie aux exigences énoncées dans la présente section est également assujettie au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, les méthodes décrites dans ce règlement pourront être utilisées, le cas échéant, pour quantifier les renseignements que la personne doit déclarer en vertu de l’annexe applicable de l’Avis de PDGES 2024 et 2025.

La méthode de calcul des émissions pour la production des pâtes et papiers s’applique aux installations dont l’activité principale consiste à fabriquer de la pâte, du papier et des produits du papier. La fabrication de pâte consiste à séparer les fibres de cellulose des autres matières présentes dans les sources de fibre (p. ex., le bois). La fabrication du papier consiste à coucher les fibres en feuilles de papier. Les produits de papier transformés, c.-à-d. fabriqués à partir de papier, sont également pris en compte dans la présente section.

12.A Émissions provenant de la production de pâtes et papiers

Calculer les émissions provenant de chaque unité (c.-à-d. four de récupération de produits chimiques de pâte kraft ou de pâte à la soude, unité de combustion et de récupération de produits chimiques aux sulfites, unité autonome de combustion et de récupération de produits de la pâte semi-chimique, ou four à chaux d’usine de pâte kraft ou de pâte à la soude), comme il est indiqué aux paragraphes 12.A.1 et 12.A.2 de la présente section. Calculer les émissions provenant des eaux usées conformément à la section 12.A.3.

12.A.1 Émissions provenant de la combustion de combustibles et de la production d’électricité/chaleur

(1) Si l’installation produit de l’électricité ou encore de la chaleur ou de la vapeur utile, calculer les émissions connexes comme il est indiqué à la section 7 (Méthodes de quantification pour la production d’électricité et de chaleur).

(2) Calculer les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant de la combustion de combustibles en suivant les méthodes décrites à la section 2 (Méthodes de quantification pour la combustion de combustibles).

12.A.2 Émissions provenant de procédés (utilisation de produits chimiques d’appoint)

Pour ce qui est de l’utilisation des produits chimiques d’appoint, on peut obtenir les émissions de procédé de CO₂ en utilisant l’une des méthodes des paragraphes (1) et (2).

(1) Lorsqu’il y a exploitation et entretien d’un SMECE, l’Équation 12-1 peut être utilisée; pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) peuvent être utilisées, le cas échéant— de façon plus précise, utiliser l’équation 8-12 de l’Alberta au lieu de l’Équation 12-1 d’ECCC dans la présente section.

Équation 12-1 : Utilisation de produits chimiques d’appoint – SMECE

Où :

E _CO2 = quantité annuelle totale des émissions de procédé de CO₂ (en tonnes), établie en soustrayant les émissions de CO₂ associées au brûlage de combustible selon la méthode indiquée à la section 2 de la quantité annuelle totale de CO₂ mesurée à l’aide du SMECE

E _{CO2 SMECE} = quantité annuelle totale des émissions de CO₂ mesurée par le SMECE, y compris les émissions provenant de la consommation de combustible et des émissions de procédé (en tonnes)

E _CO2 CC = émissions annuelles totales de CO₂ provenant de la consommation de combustible, calculées selon la méthode indiquée à la section 2

(2) Utiliser l’Équation 12-2 ou l’Équation 12-3 pour calculer les émissions de procédé découlant de l’utilisation de carbonates; pour les installations de l’Alberta, les méthodes de quantification présentées dans le document Alberta Greenhouse Gas Quantification Methodologies (AEP, 2021) peuvent être utilisées, le cas échéant — de façon plus précise, utiliser l’équation 8-11 de l’Alberta dans la présente section ou l’équation 8-10 de l’Alberta au lieu de l’Équation 12-3 d’ECCC.

Équation 12-2 : Utilisation de produits chimiques d’appoint – teneur en carbone

Où :

CO₂ = émissions annuelles de CO₂ provenant de la consommation de carbonates

n = nombre de types de matières carbonatées consommées

m = nombre de types de matières carbonatées produites

P_k = quantité annuelle de matière carbonatée consommées de type « k » utilisée

P _j = quantité annuelle de matière carbonatée de type « j » produite (tonnes); une valeur par défaut de 0 peut être utilisée

TC _i = valeur moyenne pondérée annuelle de la teneur en carbone de la matière « k » (tonnes de carbone par tonne de matière k), mesurée comme il est indiqué à la section 12.B

TC _j = valeur moyenne pondérée annuelle de la teneur en carbone de la matière « j » (tonnes de carbone par tonne de matière j), mesurée comme il est indiqué à la section 12.B

3,664 = facteur stœchiométrique de conversion du C en CO₂

Équation 12-3 : Utilisation de produits chimiques d’appoint – coefficient d’émission

Où :

CO₂ = émissions annuelles de CO₂ provenant de la consommation de carbonates