天然气碳排放核算设计计算书

天然气碳排放核算设计计算书——含排放因子与热值参数的多维度核算文件编号TAN-CO2-2026-001文件阶段初步设计阶段文件类型专业计算书项目名称××项目天然气利用工程核算范围化石燃料燃烧（Scope1直接排放）编制单位××设计院有限公司编制日期2026年10月编制审核批准

目录1总则 总则1.1编制目的为规范本工程天然气利用系统温室气体（以二氧化碳当量计，下同）排放核算工作，明确核算边界、核算方法、活动数据与排放因子取值，量化天然气燃烧过程二氧化碳排放量，为项目初步设计、环境影响评价、碳排放清单编制及碳减排方案制定提供可追溯、可复核的计算依据，特编制本计算书。1.2编制依据本计算书依据下列现行有效的法律、法规、标准与技术文件编制：（1）GB/T32150—2025《工业企业温室气体排放核算和报告通则》；（2）GB/T32151.10—2023《温室气体排放核算与报告要求第10部分：化工生产企业》；（3）IPCC《2006年国家温室气体清单指南》（2019修订版）；（4）《省级温室气体清单编制指南（试行）》（国家发展改革委，2011）；（5）《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施》（生态环境部，2022）；（6）GB17820—2018《天然气》；（7）GB/T11062—2020《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》；（8）《综合能耗计算通则》（GB/T2589—2020）。1.3适用范围本计算书适用于本工程范围内以管道天然气为燃料的燃烧设备（燃气锅炉、燃气轮机、直燃式溴化锂冷热水机组、厨房灶具、工艺加热炉等）所产生的二氧化碳直接排放（Scope1）核算。购入电力、热力对应的间接排放（Scope2）及其他温室气体（CH₄、N₂O）的非二氧化碳当量排放，按相应专项文件另行核算，不在本书展开。2项目概况2.1核算对象本项目核算对象为设计工况下全厂天然气燃烧系统。燃料来源为城市管道天然气，设计供气压力0.4MPa（表压），按GB17820—2018二类气气质考虑，主要成分为甲烷（CH₄），含量约95%（体积分数），其余为乙烷、丙烷、氮气及二氧化碳等。2.2设计用气量根据初步设计热负荷计算，本项目天然气设计小时最大用气量为1200Nm³/h，年运行小时数按4000h计，年天然气用量按下式确定：ADNG=Vh式中：AD_NG——天然气年活动数据，Nm³；V_h——设计小时最大用气量，Nm³/h；H_y——年运行小时数，h。3核算方法与计算模型3.1核算边界核算边界为项目厂区红线内天然气从厂界计量装置后至燃烧设备烟囱/排气筒出口之间的全部燃烧单元。系统边界包括燃料输入边界、燃烧反应边界和烟气输出边界。未完全燃烧的碳以碳氧化率修正；天然气泄漏、放散属于逸散排放，按专项核算处理，本计算书不计入。3.2核算方法依据GB/T32150—2025与IPCC2006指南，化石燃料燃烧二氧化碳排放采用“排放因子法（燃料碳平衡法）”，即：以燃料消耗量为活动数据，乘以低位发热量、单位热值含碳量、碳氧化率及碳分子量与碳原子量之比，得到二氧化碳排放量。3.3计算公式天然气燃烧二氧化碳排放量按下式计算：ECO₂=ADNG式中：E_CO₂——天然气燃烧二氧化碳排放量，tCO₂；AD_NG——天然气消耗量，万Nm³；NCV_NG——天然气低位发热量，GJ/万Nm³；CC_NG——单位热值含碳量，tC/GJ；OF_NG——碳氧化率，无量纲；44/12——二氧化碳与碳的摩尔质量比（CO₂/C）。由式（3-1）可推导出以热值计的二氧化碳排放因子：EFCO₂=CCNG以及以体积计的排放因子：EFV=NCVNG4排放因子与热值参数选取4.1低位发热量（NCV）依据T/CCSA611—2025附录D及《省级温室气体清单编制指南（试行）》，天然气（管道气）低位发热量取389.31GJ/万Nm³（即38.931MJ/Nm³、38931kJ/Nm³）。该值为全国平均值，已扣除水蒸气汽化潜热，适用于烟气温度高于露点的常规燃烧工况。当项目具备连续12个月以上的实测气质分析数据时，应优先采用实测加权平均值。4.2单位热值含碳量（CC）依据IPCC2006指南及我国发电设施、化工生产企业核算指南，天然气单位热值含碳量取15.3tC/TJ（即15.3×10⁻³tC/GJ、15.3kgC/GJ）。该值基于甲烷为主要可燃成分的典型天然气组成（CH₄摩尔分数约0.95）经加权计算得到。4.3碳氧化率（OF）依据GB/T32151.10—2023及发电设施指南，天然气在充分燃烧工况下碳氧化率取99%（即0.99）。对于燃烧效率低于98%的老旧设备或存在明显不完全燃烧的工况，应按实测烟气CO浓度修正氧化率。4.4排放因子推导将上述参数代入式（3-2）：EFCO₂=15.3×10-3代入式（3-3）：EFV=389.31GJ/万Nm³×0.05556tCO₂/GJ=21.63tCO₂/4.5参数汇总与对比本计算书所采用的关键参数及其与IPCC缺省值、国内指南值的对比见表4-1。表4-1天然气碳排放核算关键参数对比表参数名称符号单位本计算取值IPCC2006缺省值国内指南取值依据来源低位发热量NCVGJ/万Nm³389.31387.00389.31T/CCSA611—2025；省级清单指南低位发热量NCVMJ/Nm³38.93138.7038.931GB/T2589—2020单位热值含碳量CCtC/TJ15.315.315.3IPCC2006；发电设施指南碳氧化率OF%9999.599GB/T32151.10—2023CO₂/C摩尔比M—44/12=3.66673.66673.6667原子量常数热值排放因子EF_CO₂kgCO₂/GJ55.5656.1055.56式（4-1）推导体积排放因子EF_VkgCO₂/Nm³2.1632.1712.165式（4-2）推导折标准煤系数kkgce/Nm³1.3300—1.3300GB/T2589—20205多维度计算5.1设计工况年排放量将年活动数据AD_NG=480万Nm³及EF_V=21.63tCO₂/万Nm³代入式（3-1）：ECO₂=480万Nm³×21.63tCO₂/即本项目设计工况下天然气燃烧年二氧化碳排放量约为1.038万tCO₂。5.2单位热量碳排放强度以单位供热量（GJ）计的碳排放强度即为热值排放因子：eQ=55.56kgCO₂/GJ （该指标可用于与煤、油等其他化石燃料的碳排放强度横向对比：天然气单位热量CO₂排放约为原煤（94.6kgCO₂/GJ）的58.7%、燃油（74.1kgCO₂/GJ）的75.0%，体现了天然气作为低碳化石能源的替代效益。5.3折标准煤碳排放按GB/T2589—2020，天然气折标准煤系数取1.3300kgce/Nm³。年天然气用量折合标准煤：BNG=480×104以单位标准煤计的碳排放因子为：ece=10382.4tCO₂6384tce5.4月度分布测算考虑采暖季（11月至次年3月）与非采暖季用气量差异，按采暖季占全年用气量65%、非采暖季占35%测算，月度排放分布见表5-1。表5-1月度天然气用气量与二氧化碳排放分布表月份季节归属月用气量占比月用气量/万Nm³月排放量/tCO₂累计排放量/tCO₂1采暖季7.0%33.6726.6726.62采暖季6.0%28.8622.91349.53采暖季5.0%24.0519.11868.64非采暖季2.5%12.0259.62128.25非采暖季2.5%12.0259.62387.86非采暖季3.0%14.4311.52699.37非采暖季3.0%14.4311.53010.88非采暖季3.0%14.4311.53322.39非采暖季2.5%12.0259.63581.910非采暖季3.5%16.8363.43945.311采暖季8.0%38.4830.64775.912采暖季14.0%67.21453.56229.4合计—100.0%480.010382.4—5.5敏感性分析对NCV、CC、OF三个关键参数在±5%范围内进行单因素敏感性分析，结果见表5-2。表5-2关键参数敏感性分析表变动因素-5%情景排放量/tCO₂基准情景/tCO₂+5%情景排放量/tCO₂排放变动幅度敏感系数NCV（低位发热量）9863.310382.410901.5±5.0%1.00CC（单位热值含碳量）9863.310382.410901.5±5.0%1.00OF（碳氧化率）9863.310382.410901.5±5.0%1.00NCV×CC×OF同时+5%—10382.411978.5+15.8%—NCV×CC×OF同时-5%8842.910382.4—-14.8%—由表5-2可见，E_CO₂与NCV、CC、OF均呈线性正相关，任一参数±5%波动直接导致排放量±5%波动。因此，项目运行期应优先实测低位发热量与含碳量，以降低核算不确定性。5.6与IPCC缺省值对比若采用IPCC2006缺省参数（NCV=38.70MJ/Nm³、CC=15.3tC/TJ、OF=99.5%），则：EFV,IPCC=38.70×15.3×10-3与本计算取值2.163kgCO₂/Nm³相比，IPCC缺省值偏高约0.37%，对应年排放量偏差约+38.4tCO₂，相对误差小于1%，说明采用国内指南参数与国际方法学结果具有良好一致性。6安全核验6.1能量平衡核验年输入热量为：Qin=AD×NCV=480万Nm³×389.31GJ/按天然气理论燃烧效率98%计，有效利用热量约183131.4GJ，与工艺热负荷设计值偏差应在±5%以内，否则应复核用气量取值。6.2碳质量平衡核验年输入总碳量：Cin=AD×NCV×CC=480×389.31×15.3×10-3其中氧化为CO₂的碳量为2858.7×0.99=2830.1tC，对应CO₂量为2830.1×44/12=10377.0tCO₂，与式（5-1）结果10382.4tCO₂差异仅0.05%，系小数取舍所致，核验通过。6.3单位换算核验检验单位链条：Nm³×GJ/万Nm³=10⁻⁴GJ；GJ×tC/GJ=tC；tC×44/12=tCO₂。本计算在体积维度直接采用EF_V=21.63tCO₂/万Nm³，与热值链条结果一致，单位换算闭合。6.4交叉核验以《大型活动碳排放核算技术规范》（T/ZJJGSW0001—2024）给出的天然气排放因子0.002165tCO₂/Nm³反算：480万Nm³×2.165kgCO₂/Nm³=10392tCO₂，与本计算结果偏差+0.09%，核验通过。7结果分析7.1排放总量与强度本项目设计工况年天然气燃烧CO₂排放量约为1.038万tCO₂，单位热量碳排放强度55.56kgCO₂/GJ，单位标准煤碳排放因子1.626tCO₂/tce，单位体积碳排放因子2.163kgCO₂/Nm³。排放主要集中在采暖季（11月—次年3月），约占全年排放量的60%，与供暖负荷季节特性一致。7.2不确定性分析依据IPCC2006指南，本核算结果的不确定性主要来源于：（1）活动数据计量误差，按±2%估计；（2）低位发热量取值，按±5%估计；（3）含碳量与氧化率，按±2%估计。采用误差平方和合成，总相对不确定性约为±5.7%，即年排放量9790～10975tCO₂区间。运行期应以实测数据逐年修正。7.3减排潜力与建议（1）优先提升燃烧效率：将锅炉效率由92%提升至95%，可在同等热负荷下减少天然气用量约3.2%，相应减排CO₂约332t/a；（2）推进余热回收：对烟气冷凝回收，可额外回收5%～8%的热量，折合减排500～800tCO₂/a；（3）探索绿电替代与电气化：在工艺允许的节点以电锅炉、热泵替代天然气，可将Scope1排放转移至Scope2，并随电网脱碳逐步降低综合排放；（4）试点掺氢燃烧：在燃气锅炉中掺混10%体积比氢气，可直接减少约6%的化石CO₂排放。8工程指导意义（1）为本项目环境影响评价、节能评估及碳排放报告提供可直接引用的基础数据，避免重复计算；（2）为燃气计量表选型、烟气在线监测系统（CEMS）布设提供排放量量级依据；（3）为项目参与碳排放权交易、CCER项目开发及碳足迹核算提供方法学支撑；（4）为后续运行期年度碳排放报告提供基准值，便于开展排放绩效对标与减排考核；（5）为同类天然气利用工程提供参数选取与计算模板参考，缩短同类项目设计周期。9免责声明本计算书系依据现行国家标准、行业指南及项目初步设计资料编制，所采用的低位发热量、单位热值含碳量