污水厂污泥处理项目温室气体减排量计算

摘要邯郸市西污水处理厂污泥处理项目，采用好氧堆肥工艺处理污水厂产生的污泥。项目设计处理规模为每年90,000吨，预计每年产生堆肥21,000吨。进泥含水率为80%，出泥含水率为45%。该项目的建设运行，避免了污水厂产生的污泥在垃圾填埋场厌氧填埋产生的甲烷排放。应用清洁发展机制（CDM）方法学AM0025“通过可选择的垃圾处理方法避免有机垃圾温室气体排放”对该项目产生的温室气体减排量进行了计算。计算结果表明：华北区域电网排放因子为0.8115tCO2e/MWh；基准线排放量逐年递增，平均年排放量为5912tCO2e；项目排放量年平均为118tCO2e；项目年平均产生的温室气体减排量为1439tCO2e。关键词：好氧堆肥温室气体清洁发展机制污泥AbstractThesludgetreatmentprojectofHandanwestwastewatertreatmentplantappliesaerobiccomposttechnologytotreatsludgefromplant.Theproposedprojecthasayearlyinputcapacityof90000tonssludge.About21000tonscompostwillbeproducedyearlyintheplant.Themoisturecontentofthesludgeis80%,andthecompostis45%.Theconstructionandoperationoftheprojecttoavoidmethaneemissionswhichgeneratedbycausinganaerobiclandfillwithwastewatertreatmentplantsludgeinlandfill.TheprojectappliesAM0025“Avoidedemissionsfromorganicwastethroughalternativewastetreatmentprocesses”ofCDM(CleanDevelopmentMechanism)toesimatetheemissionreduction.Thecalculationresultsshowthat,thecarbonemissionsfactorforelectricitygenerationinNorthChinais0.8115tCO2e/MWh,thebaselineemissionsincreasingeveryyear,theaverageannualemissionsis5912tCO2e,averageannualemissionsoftheprojectemissionis118tCO2e.TheannualemissionreductionofGreenhousegasoftheprojectis1439tCO2e.Keywords：AerobiccompostGreenhousegasCleanDevelopmentMechanismSludge目录41绪论41.1背景41.1.1碳减排背景41.1.2项目背景51.2国际气候变化谈判51.2.1京都议定书51.2.2哥本哈根气候大会61.3我国应对气候变化的行动61.3.1节约能源71.3.2发展低碳能源81.3.3控制非能源活动温室气体排放81.3.4增加碳汇81.3.5地方积极推进低碳发展91.4碳交易和碳市场91.4.1碳交易市场的产生背景91.4.2国际碳交易市场发展现状101.4.3我国碳交易市场的展望111.5选题的目的意义141.6污泥处理的国内外研究现状152CDM方法学简介152.1CDM方法学概述152.1.1CDM方法学基本概念152.1.2经批准方法学主要内容构成162.1.3CDM方法学的关键要素172.2CDM方法学研究现状203污水厂污泥处理项目温室气体减排量计算203.1项目概况203.1.1工艺设计253.1.2总图设计253.2电网排放因子计算253.2.1区域电网划分263.3排放因子计算方法263.3.1OM计算方法273.3.2OM计算过程343.3.3BM计算方法363.3.4BM计算用关键参数说明383.3.5BM计算过程413.4减排量计算413.4.1.计算所应用的基准线和方法学413.4.2确定项目边界和温室气体种类描述423.4.3基准线排放量443.4.4项目排放量463.4.5泄露473.4.6项目减排量计算484结论49致谢50参考文献1绪论1.1背景1.1.1碳减排背景目前由于化石燃料（煤，石油等）的大量燃烧，众多汽车尾气的排放和植被渐渐减少的原因，大气中的温室气体越来越多，温室气体的增多会产生温室效应，冰川消融，海平面升高，海岸滩涂湿地、红树林和珊瑚礁等生态群丧失，海水入侵沿海地下淡水层，沿海土地盐渍化等等温室效应的后果都是我们难以想象的，因此在这一背景下，如何控制温室气体的排放显得尤为重要，各个国家都在为这一目标而努力着。1997年12月，《京都议定书》确定了联合履行（JI）、清洁发展机制（CDM）和国际排放权交易（IET）三种帮助发达国家实现温室气体减排目标的灵活机制。其中，清洁发展机制与发展中国家关系密切，它使发展中国家可以在资金和技术上可以与发达国家展开项目级的合作。1.1.2项目背景（1）本项目旨在处理污水厂排放的污泥，改变原来的填埋污泥的传统污泥处理方法，用好氧堆肥工艺代替原来的方法，改变处理污泥的途径，从而减少温室气体的排放。本项目主要处理邯郸市西污水处理厂的污泥，建成后每天进泥300吨，每天出泥70吨，处理后的污泥可以用作农肥。（2）好氧堆肥简介好氧堆肥是在有氧条件下，好氧菌对废物进行吸收、氧化、分解。微生物通过自身的生命活动，把一部分被吸收的有机物氧化成简单的无机物，同时释放出可供微生物生长活动所需的能量，而另一部分有机物则被合成新的细胞质，使微生物不断生长繁殖，产生出更多生物体的过程。工艺流程主要是：前处理～主发酵～后发酵～后处理～贮存。（3）碳减排研究基本思路1.2国际气候变化谈判1.2.1京都议定书为了人类免受气候变暖的威胁，1997年12月，《联合国气候变化框架公约》第３次缔约方大会在日本京都召开。与会的149个国家和地区的代表通过了旨在限制发达国家温室气体排放量以抑制全球变暖的《京都议定书》。   《京都议定书》生效。需要占1990年全球温室气体排放量55％以上的至少55个国家和地区批准之后，才能成为具有法律约束力的国际公约。2005年2月16日，《京都议定书》正式生效。这是人类历史上首次以法规的形式限制温室气体排放。中国于1998年5月签署并于2002年8月核准了该议定书，截至2007年12月，澳大利亚签署《京都议定书》，至此世界主要工业发达国家中只有美国没有签署《京都议定书》。   《京都议定书》目标。到2010年，所有发达国家二氧化碳等6种温室气体（二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟碳化物（HFCs）、全氟化碳（PFCs）和六氟化硫（SF6））的排放量，要比1990年减少5.2％。具体说，各发达国家从2008年到2012年必须完成的削减目标是：与1990年相比，欧盟削减8％、美国削减7％、日本削减6％、加拿大削减6％、东欧各国削减5％至8％。新西兰、俄罗斯和乌克兰可将排放量稳定在1990年水平上。议定书同时允许爱尔兰、澳大利亚和挪威的排放量比1990年分别增加10％、8％和1％。   《京都议定书》建立了旨在减排温室气体的三个灵活合作机制和四种减排方式。三种合作机制：国际排放贸易机制（IET）、清洁发展机制（CDM）和联合履行机制（JI）。四种减排方式：两个发达国家之间可以进行排放额度买卖的“排放权交易”，即难以完成削减任务的国家，可以花钱从超额完成任务的国家买进超出的额度；以“净排放量”计算温室气体排放量，即从本国实际排放量中扣除森林所吸收的二氧化碳的数量；可以采用绿色开发机制，促使发达国家和发展中国家共同减排温室气体；可以采用“集团方式”，即欧盟内部的许多国家可视为一个整体，采取有的国家削减、有的国家增加的方法，在总体上完成减排任务。   从环境保护的角度出发，《京都议定书》以法规的形式限制了各国温室气体的排放量，而从经济角度出发，它更是催生出一个以二氧化碳排放权为主的碳交易市场。1.2.2哥本哈根气候大会哥本哈根世界气候大会全称《联合国气候变化框架公约》第15次缔约方会议暨《京都议定书》第5次缔约方会议，于2009年12月7－18日在丹麦首都哥本哈根召开。来自192个国家的谈判代表召开峰会，商讨《京都议定书》一期承诺到期后的后续，即2012年至2020年的全球减排协议。根据2007年在印尼巴厘岛举行的第13次缔约方会议通过的《巴厘路线图》的规定，2009年末在哥本哈根召开的第15次会议将努力通过一份新的《哥本哈根议定书》，以代替2012年即将到期的《京都议定书》。考虑到协议的实施操作环节所耗费的时间，如果《哥本哈根议定书》不能在2009年的缔约方会议上达成共识并获得通过，那么在2012年《京都议定书》第一承诺期到期后，全球将没有一个共同文件来约束温室气体的排放。会导致遏制全球气候变暖的行动遭到重大挫折。因此，很大程度上，此次会议被视为全人类联合遏制全球变暖行动一次很重要的努力。基于现实困境，各国政府、非政府组织、学者、媒体和民众都非常关注本次哥本哈根世界气候大会，哥本哈根的议题在近一年来一直是各大国际外交场合的重点议题。美国总统奥巴马以及中国国家主席胡锦涛已经多次就此话题表态。而中美两国对气候变化议题的态度一直都是全球媒体的最佳关注重点。1.3我国应对气候变化的行动1.3.1节约能源加强目标责任考核。分解落实节能目标责任，建立了统计监测考核体系，对全国31个省级政府和千家重点企业节能目标完成情况和节能措施落实情况进行定期评价考核。2010年，全国18个重点地区开展节能减排专项督查，进行严格的目标责任考核和问责，促进了全国节能目标的实现。推动重点领域节能。实施工业锅炉(窑炉)改造、热电联产、电机系统节能、余热余压利用等十大重点节能工程，开展千家企业节能行动，加强重点耗能企业节能管理，推动能源审计和能效对标活动。开展“车、船、路、港”千家企业低碳交通运输专项行动，大力发展城市公共交通。提高新建建筑强制性节能执行率，加快既有建筑节能改造，推动可再生能源在建筑中的应用，对政府机构办公用房进行节能改造。“十一五”期间，累计建成节能建筑面积48.57亿平方米，共形成4600万吨标准煤的节能能力。开展零售业节能行动，限制生产、销售、使用塑料购物袋，抑制商品过度包装。推广节能技术与节能产品。发布三批共115项国家重点节能技术推广目录，在钢铁、建材、化工等行业重点推广7项节能技术。实施节能产品惠民工程，通过财政补贴推广高效照明产品、高效空调、节能电机等节能产品，通过中央财政补贴支持推广了3.6亿只高效照明产品、3000万台高效节能空调、100万辆节能汽车，实现年节能能力200亿千瓦时。开展节能与新能源汽车示范推广工作，率先在公共服务领域推广使用混合动力、纯电动和燃料电池汽车。建立节能产品优先采购制度，制定了节能产品政府采购清单，对空调、计算机、照明等9类节能产品实行强制采购。“十一五”期间，纯低温余热发电、新型阴极铝电解槽、高压变频、稀土永磁电机、等离子无油点火等一大批高效节能技术得到普遍应用，高效照明产品市场占有率达67%，高效节能空调市场占有率达70%。发展循环经济。开展国家“城市矿产”示范基地建设，推进重点城市报废机电设备、废旧家电、废塑料、废橡胶等废弃资源的规模利用、循环利用和高值利用。积极推进大宗工业固体废弃物综合利用，“十一五”期间，综合利用粉煤灰约10亿吨、煤矸石约11亿吨、冶炼渣约5亿吨。安排中央投资支持再制造产业化项目建设，截至2010年底，中国已形成汽车发动机、变速箱、转向机、发电机共25万台(套)的再制造能力。推行节能市场机制。积极利用合同能源管理、电力需求侧管理、节能自愿协议等市场机制推动节能。2010年颁布了《关于加快推行合同能源管理促进节能服务产业发展的意见》，加大资金支持力度，实行税收扶持政策，完善相关会计制度，改善金融服务，加强对节能服务产业的支持。2005年到2010年，节能服务公司数量由80多家增加到800多家，从业人员由1.6万人增加到18万人，节能服务产业规模由47亿元人民币增加到840亿元人民币，形成的年节能能力由60多万吨标准煤增加到1300多万吨标准煤。完善相关标准。完善严寒和寒冷、夏热冬冷和夏热冬暖三个不同气候区居住建筑节能工程设计标准、公共建筑节能设计标准和建筑节能工程施工质量验收，发布27项高耗能产品能耗限额强制性国家标准、19项主要终端用能产品强制性国家能效标准，制定15项主要污染物排放国家标准，颁布71项环境标志标准，出台实行能源效率标识的产品目录。实行激励政策。加快推进能源价格形成机制改革，实施成品油税费改革，对高耗能行业实施差别电价，对超能耗产品实行惩罚性电价，推动供热计量收费。设立节能减排专项资金，“十一五”期间中央财政累计投入2250亿元人民币，重点支持节能技术改造和节能产品推广，形成节能能力3.4亿吨标准煤。稳妥推进资源税制改革，不断完善出口退税制度，调整车辆购置税政策，改革车船税，出台了节能节水、资源综合利用等方面的税收优惠政策。对高效、节能、低碳产品实施进口税收优惠政策。经过各方努力，中国完成了“十一五”规划提出的节能目标，2010年单位国内生产总值能耗比2005年累计下降19.1%，相当于少排放二氧化碳14.6亿吨以上。1.3.2发展低碳能源加快发展天然气等清洁能源。大力开发天然气，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，出台财政补贴、税收优惠、发电上网、电价补贴等政策，制定实施煤矿瓦斯治理和利用总体方案，大力推进煤炭清洁化利用，引导和鼓励煤矿瓦斯利用和地面煤层气开发。天然气产量由2005年的493亿立方米增加到2010年的948亿立方米，年均增长14%，天然气在中国能源消费结构中所占比重达到4.3%。煤层气累计抽采量305.5亿立方米，利用量114.5亿立方米，相当于减排二氧化碳1.7亿吨。积极开发利用非化石能源。通过国家政策引导和资金投入，加强了水能、核能等低碳能源开发利用。截至2010年底，水电装机容量达到2.13亿千瓦，比2005年翻了一番；核电装机容量1082万千瓦，在建规模达到3097万千瓦。支持风电、太阳能、地热、生物质能等新型可再生能源发展。完善风力发电上网电价政策。实施“金太阳示范工程”，推行大型光伏电站特许权招标。完善农林生物质发电价格政策，加大对生物质能开发的财政支持力度，加强农村沼气建设。2010年，风电装机容量从2005年的126万千瓦增长到3107万千瓦，光伏发电装机规模由2005年的不到10万千瓦增加到60万千瓦，太阳能热水器安装使用总量达到1.68亿平方米，生物质发电装机约500万千瓦，沼气年利用量约140亿立方米，全国户用沼气达到4000万户左右，生物燃料乙醇利用量180万吨，各类生物质能源总贡献量合计约1500万吨标准煤。1.3.3控制非能源活动温室气体排放强化对工业生产过程、农业活动、废弃物处理等领域的温室气体排放控制。应用电石渣替代石灰石生产水泥熟料等原料替代技术、高炉渣和粉煤灰等作为添加混合材料生产水泥等工艺过程，采用二级处理法和三级处理法处理硝酸生产过程的氧化亚氮排放、催化分解和热氧化分解处理己二酸生产过程的氧化亚氮排放、热氧化法对HFC-23进行捕获和清除等。加快畜牧业生产方式转变，减少农田种植和畜禽养殖中甲烷和氧化亚氮排放。启动实施土壤有机质提升补贴项目，累计推广秸秆还田、绿肥种植、增施有机肥等技术措施面积近3000万亩。完善城市废弃物标准，实施生活垃圾处理收费制度，推广利用先进的垃圾焚烧技术，制定促进填埋气体回收利用的激励政策。积极开展碳捕集、利用和封存技术研究与示范。据初步统计，截至2010年底，中国工业生产过程的氧化亚氮排放基本稳定在2005年的水平上，甲烷排放增长速度得到一定控制。1.3.4增加碳汇增加森林碳汇。继续实施“三北”重点防护林工程、长江中下游地区重点防护林工程、退耕还林工程、天然林保护工程、京津风沙源治理工程等生态建设项目，开展碳汇造林试点，加强林业经营及可持续管理，提高森林蓄积量，中央财政提高了造林投入补助标准，每亩补助由100元人民币提高到200元人民币，建立了中国绿色碳汇基金会。目前，中国人工林保存面积6200万公顷，全国森林面积达到1.95亿公顷，森林覆盖率由2005年的18.21%提高到2010年的20.36%，森林蓄积量达到137.21亿立方米，全国森林植被碳储量达78.11亿吨。提高农田和草地碳汇。在草原牧区落实草畜平衡和禁牧、休牧、划区轮牧等草原保护制度，控制草原载畜量，遏止草原退化。扩大退牧还草工程实施范围，加强人工饲草地和灌溉草场的建设。加强草原灾害防治，提高草原覆盖度，增加草原碳汇。到2010年，全国保护性耕作技术实施面积6475万亩，机械化免耕播种面积1.67亿亩，秸秆机械化粉碎还田面积4.28亿亩。1.3.5地方积极推进低碳发展推进低碳省区和低碳城市试点工作。2010年启动国家低碳省区和低碳城市试点工作，并选择广东、湖北、辽宁、陕西、云南等5省和天津、重庆、杭州、厦门、深圳、贵阳、南昌、保定等8市作为首批试点。目前，各试点省区和城市均成立了低碳试点工作领导小组，编制了低碳试点工作实施方案，提出了本地区“十二五”时期和2020年碳强度下降目标，并在经济发展中积极转变发展方式，部署重点行动，推进建设低碳发展重点工程，大力发展低碳产业，推进绿色、低碳发展。各地积极探索低碳发展经验。北京市围绕建设“人文北京、科技北京、绿色北京”，加快发展绿色经济、低碳经济和循环经济，大力发展战略性新兴产业和现代服务业，加快现有建筑、交通体系低碳化改造，倡导低碳消费和低碳生活方式。上海市加快推进能源结构优化，在虹桥商务区、崇明岛等地区推进低碳发展实践区试点，在世博园规划、建设、运营各环节全面落实低碳发展理念，开展“低碳世博自愿减排行动”。江苏省确定了4个城市、10个园区和10家企业开展低碳经济试点工作。1.4碳交易和碳市场为应对全球气候变化，国际组织和世界各国都付出了艰辛的努力。然而，单纯依靠联合国强制性减排要求及各经济主体自主性减排意愿是无法实现预期目标的。一切资源使用和一切污染都可以归结为碳排放；一切碳排放都是可计量的、具有标准性和权力性；而一切可计量、具有标准性和权力性的东西都可以商品化。碳交易构架了连接低碳环境下实体经济与虚拟资本的桥梁，通过市场机制实现碳资产这种稀缺资源的优化配置，将最终引导实体经济向低碳经济发展。1.4.1碳交易市场的产生背景碳交易泛指各类温室气体排放权的交易，最早是由联合国为应对气候变化创建的一种贸易体系。在碳交易的基础上还派生出各种与排放权相关的金融衍生产品，促成了碳金融市场的发展。碳交易市场的产生最早可以追溯到1992年6月联合国环境与发展大会通过的《联合国气候变化框架公约》(UNFCCC)。在这次大会上，150多个国家将“把大气中的温室气体含量稳定在一个适当的水平，进而防止剧烈的气候改变对人类造成伤害”确立为其未来的发展目标。UNFCCC也被确立为应对全球气候变化问题上进行国际合作的一个基本框架，于1994年3月21日正式生效，并且每年举行一次缔约方大会(COP)。截至2009年lO月，已经有192个国家通过了该公约，共举办了15次缔约方大会。在UNFCCC框架的基础上还形成了《京都议定书》(1997)与旨在促使其落实的《马拉喀什协议文件》。1.4.2国际碳交易市场发展现状(1)国际碳交易市场总体规模作为新兴的商品交易市场，全球碳交易市场在2003年初具规模，且发展态势迅猛。近几年中，无论是碳交易量还是成交额均有大幅增长。根据世界银行的数据，2008年，全球碳市场总交易量达48．11亿吨，比2005年的7．04亿吨增长了583％。2008年，全球碳市场交易总额更是达到l263．45亿美元，相比2005年的109．9亿美元增长了1049％。目前，碳交易市场已成为全球最具发展潜力的商品交易市场。(2)国际碳交易市场细分情况从市场结构看，自2004年以来，全球碳市场交易结构有如下三个特点：第一，以EUE为主的配额交易市场的成交量高于以CDM为主的项目市场成交量。第二，EuE是排放交易体系中最大的一家，成交量和成交额远高于其他机构。第三，自2006年开展二级市场CDM交易以来，其成交量呈指数增长，由2006的0.25亿吨，上升至2007年2．4亿吨，到2008已增至10．72亿吨。进一步分析2008年的全球碳交易市场现状发现，配额市场的成交额在2008年的市场总额中占据主导地位，交易额为928．59亿美元，占全部成交总额的73．49％；项目市场的成交金额为334．86亿美元，占全部成交总额的26．51％。相比2007年，2008年碳交易市场凸显如下两个现象：一是以CDM为基础，以从事CERs现货和期货交易的二级市场发展迅速，2008年该市场的交易金额为262．77亿美元，是2007年的近5倍。二是美国地区间减排倡议(RGGI)和排放权交易市场(AAUs)从无到有，逐步发展壮大。(3)国际碳交易市场的价格变化全球碳交易市场的需求和供给决定了碳交易的价格．并受到国际制度、经济环境和各国是否采取协同措旋等多方因素影响。目前，碳交易市场主要以远期合约的方式完成交易，其价格的制定主要有两种方式：一是固定定价，表示在未来以约定价格交割碳排放权。二是浮动定价，表示在最低价格基础上附加与配额价格挂钩的浮动价格。当减排成本高于各种减排单位的价格时，受减排指标约束的经济实体会主动在二级市场上直接买入减排单位，或通过投资的方式参与CDM和儿交易，来满足达标需要。同时，为实现短期套利的中间商也会进入到市场中，为博取价差而积极进行交易。价差越大，交易者的经济收益就会越大，对各种减排单位的需求量也会增多。总体来说，近几年碳交易市场中排放权价格呈上升趋势。从2005年运行至今，EUETS主要标的物EUAs的价格稳定在20—30美元／吨之间。但据最新数据显示，从2008年9月开始，EUAs的价格出现下滑，至2009年2月跌破15美影吨。这是由于各经济主体受国际金融危机的冲击，生产活动减少，对排放权指标的需求也相应减少。与此同时，很多为短期套现的中间商也纷纷抛出手中的EuA8，促使市场价格进一步走低。在项目交易市场上，价格呈现整体上升的态势。cDM一级市场、cER8和JI市场ERus的价格从2005开始一直保持上升趋势。自2006年以来，CDM二级市场CER的价格维持在17—30美影吨。值得关注的是，在2008年CDM与EuETS实现对接后，EuAs与CERs价格趋同现旁逐步显现。在后危机时代，虽然2009年全球碳交易市场的交易量在经历2008年末的连续下跌之后已慢慢企稳，但交易价格仍然较低。1.4.3我国碳交易市场的展望作为最大的发展中国家，我国正处在工业化、城市化、现代化进程的关键阶段。但因总体技术水平落后，以传统工业为代表的第二产业消耗了大量煤炭、石油等不可再生资源。2008年，我国煤炭和石油在一次能源消费结构中的比重高达87．4％，而在世界能源消费结构中，该比例平均水平仅为64％。这种严重依赖碳基能源高速发展的经济造成了严重的环境污染和大量的温室气体排放。目前，我国已成为世界温室气体第二大排放国。在全球低碳革命的背景之下，我国作为发展中国家暂时没有被《京都议定书》纳入强制减排计划中。但后“京都”时代可能存在国际碳减排体制的变迁，我们必须未雨绸缪。2009年11月25日国务院常务会议决定，将我国2020年单位CDP碳排放强度在2005年基础上降低40％-45％，并作为约束性指标纳入中长期国民经济和社会发展计划，同时建立统一的统计、监测和考核体系。这是我国应对气候变化、推进低碳经济建设的重大战略举措。在2009年12月8日召开的中央经济工作会议上，调整经济结构、转变发展方式又被确定为未来经济工作的重点。向低碳经济的全面转型将成为我国经济发展的必然趋势。碳交易本身是种金融运作，它是对排放权额度的转化。将排放权作为产权来进行交易，意义在于引领实体经济的发展。我国煤炭、钢铁、金属和再生能源等许多行业，都具有开展CDM项目的巨大潜力。我国仅2008年CDM项目产生的核证减排量就已占世界总成交量的84％。我国的实体经济企业虽然为国际碳交易市场创造了大量的减排额，但自身却仍处在整个碳交易产业链的最底端。当前CDM机制下，主要认证机构都来自欧洲，而国内的金融机构对碳交易知之甚少。由于没有相应的碳交易市场规则与制度，无法建立属于自己的碳交易市场。又因没有自己的交易体系，从而被迫丧失了相应的定价权。因此，我国产出的CERs的价格一直被发达国家人为压低，并被大量买入后再通过其金融机构重新包装、开发成为价格更高的金融产品、衍生产品。而从长期看，碳减排问题更是一个争夺未来新兴碳金融市场话语权的战略问题。当前，发展低碳经济已成为世界各国的共同选择。在传统经济发展道路上，我国和发达国家的差距很大。但在低碳经济发展的道路上，我们几乎站在同一条起跑线上，关键是要看谁起跑得更快。因此，必须在未来的低碳经济战略中重视发展碳交易市场。目前，国内有些机构已意识到问题的严峻性，开始在国内探索构建碳交易机构。2008年，北京环境交易所、上海能源环境交易所及天津排放权交易所相继建立。但其目前的相关业务还只是停留在信息发布的层次上。2009年底，北京环境交易所推出“熊猫标准”标志着中国在全球碳交易领域中争夺话语权、继而争夺定价权的开始。但必须承认．我国碳交易市场发展之路才刚刚开始。首先，我国应了解、整合现有的国内碳交易市场，摆脱以国外买家为主的碳项目初级市场(碳远期合约市场)。其次，在条件允许时，努力建立碳商品市场(碳现货市场)。最后，为了能拥有定价权，必须建立碳金融市场(碳金融衍生工具交易市场)。在这个过程中，要不断摸索每个阶段所需的政策边界和监管模式，出台配套的法律法规。机遇与挑战并存，唯有设计出与国际法则接轨的、符合中国国情的碳交易规则及碳金融机制，并将其与调整产业结构和变革经济增长方式结合起来，才能确保我国在未来走上“自主的”低碳发展道路，并最终实现跨越式发展。1.5选题的目的意义自1997年《联合国气候变化框架公约》京都议定书签订以来，以二氧化碳和甲烷为代表的温室气体排放成为各国开展行业技术革新的重要依据，同时推动了节能减排技术和低能耗产业的发展。在该公约缔约国每年向联合国提交的温室气体排放清单中,污泥等固体废物处理处置系统的碳排放量也是一项重要内容。目前，我国城镇污水厂污泥产量已达3000万吨，但大部分污泥都简单脱水后外运弃置，规范处置只占很小比例。同时．弃置后污泥面临再次污染水体的环境风险，产生臭味、孳生蚊蝇，并向环境排放大量甲烷，其温室效应为二氧化碳的数十倍。因此，污泥处理处置技术和工程建设不仅要考虑经济性稳定性、可靠性和环境因素，今后还应考虑到碳减排因素。由于全国城镇污水处理厂污泥缺少稳定、有效的处置途径，各地的污泥污染事件频发，导致城镇污水处理厂的正常和稳定运行面临巨大压力。污水中约50％的污染物进入污泥，污泥无害化处置滞后。监管数据显示：有300多座污水厂污泥去向不明；约80％的污泥采用简易填埋，垃圾填埋场难以为继二次污染严重。如浙江省杭州市萧山区围垦七工段的万亩鱼塘由于污泥倾倒造成的大规模死鱼、深圳下坪固废填埋场污泥坑管涌事件广州铬德污泥恶臭污染事件、重庆三峡库区污泥污梁事件和京城环保第一案等，使得污水处理厂处于十分尴尬的境地一边治理污，一边制造污。鉴于大部分污水处理工程和部分污泥处理工程属于高能耗项目，如何在保护环境和生态基础上真正做到节能减排是当前十分重要的问题。2009年末，在“十二五”水专项规划编制启动会上住房和城乡建设部副部长仇保兴指出目前我国污水污泥领域的碳减排信息仍为空白，亟待系统研究并完善补充。这对于我国在国际碳排放谈判中掌握主动具有重要意义。污泥处理处置的碳排放主要包括两方面一个是污泥处理处置过程直接排放的二氧化碳另一方面是处理处置设施运行能耗间接造成的碳足迹。从全球尺度来看，前者主要来自大气中已存在的二氧化碳只是通过碳吸收一存贮一释放的循环过程，又回到大气环境中，属于中性碳，对于碳减排的影响有限。从碳源上讲，运行能耗的碳排放来自于化石能源，属于典型的碳减排领域。处理处置技术以脱水一填埋、生物堆肥、厌氧消化、干化焚烧为主。在目前现行的几种主流污泥处理处置方式中，填埋1吨湿污泥(含水率80％)会造成0.5吨二氧化碳的总排放量，在各种处理处置工艺中其碳排放量最大。厌氧消化技术碳排放量约在28～35kg／t湿污泥，利用产生的沼气发电还可以减排二氧化碳1OOkg。生物堆肥和热干化一焚烧的碳排放量强度分别在25～30kg和150～180kg左右。从处理过程的碳排放角度来看厌氧消化和好氧生物堆肥的碳减排效果较好。如果从处理处置的生命周期进行系统分析，堆肥处理工艺过程，降低其碳足迹仍有巨大的空间。如除臭设备运行的电耗占污泥处理总能耗的一半以上因此降低除臭设备的运行时间，可以达到显著的碳减排效果。如：中科博联环境工程公司开发的通过优化堆体结构和覆盖除臭材料可以控制臭气产生和释放。另外，将生物堆肥处理延伸至处置端，生物堆肥的污泥产品一般作为有机肥或基质使用可以替代部分化肥，通过减少化肥施用量碳排放量相应减少70kg湿污泥。另外．有机肥或基质可起到增加碳汇(即碳吸收和固定)的效果，以污泥堆肥作为草坪基质为例，每吨污泥可增加l1650kg的碳汇量。从碳减排角度综合来看，生物堆肥、土地利用和厌氧消化、沼气发电是最具优势的两种处理处置工艺路线。温室气体的减排目的就在于使地球免受全球气候变暖的威胁。关注温室气体减排，一方面在温室气体减排的过程中可以减少其它由于能源的利用导致的污染物的排放，另外一方面可以促使人们进行新能源、清洁能源的开发。许多数据表明，我国目前的资源环境状况已经到了十分严重的地步，如不利即着手改善，经济社会发展将受到严重制约和影响。为此，“十一五”规划提出了在经济发展的同时，“单位国内生产总值能源消耗降低20%左右，单位工业增加值用水量降低30%，农业灌溉用水有效利用系数提高到0.5，工业固体废物综合利用率提高到60%；主要污染物排放总量减少10%，森林覆盖率达到20%，控制温室气体排放取得成效”的节能减排目标。2006年是“十一五”的开局之年，各项经济指标完成得较好，但节能减排目标，虽然各方面高度重视，采取了不少措施，但仍未能完成年初确定的目标。可以预见，整个“十一五”时期，节能减排工作任务将相当艰巨。因此，国务院成立了节能减排领导小组，温家宝亲任组长，可见节能减排工作的重要性和艰巨性。节能减排的重要意义主要体现在三个方面：首先是政治意义。“十一五”规划已明确地提出节能减排的目标，这是政府对全社会的庄重承诺，目标能否如期实现，事关政府形象和威望；而且，节能减排是建设资源节约型、环境友好型社会，落实科学发展观，走可持续发展道路的具体举措。第二是经济意义。在宏观经济发展上，如果再按原来的发展速度与发展方式，实现2020年GDP再翻两番的战略目标是不可能的。即便不考虑环境污染因素，支撑GDP翻两番的资源和能源也将难以为继。在微观经济发展上，节能减排是提升企业和产业竞争力的必要措施。对企业而言，若不及早的进行节能降耗，一方面将面临着资源价格上涨带来的成本压力，而且将会随着政府环境管理的越来越严格而付出更高的代价，影响其竞争能力。第三是社会意义。国际上有研究发现，工业革命以来，西方国家尽管经济快速增长，人们的收入水平显著提高，拥有的物质产品数量越来越多，但人们的幸福指数却并没有多少改善。不可否认，中国近年快速的经济增长对百姓生活质量的改善作用很大，但与此同时，我们也应看到经济快速发展的负面影响和目前经济发展模式的弊端。经济增长、物质产品的丰富化和人类幸福并不是简单的线性关系，当经济发展达到一定的程度之后，人们必然对良好的环境质量产生需求。总之，污水厂污泥是影响环境因素的重要因素之一，所以必须重视污泥的处理与处置的问题。1.6污泥处理的国内外研究现状目前国内外常用的成熟的污泥稳定工艺有：厌氧消化、好氧消化、热处理、加热干化和加碱稳定，常用的污泥处置是土地利用、焚烧、卫生填埋、堆肥、投海、建筑材料等。由于受技术和经济制约，我国现阶段的污泥处置仍以填埋为主，污泥利用为辅。污泥投海在沿海城市占一定比例，但总量较少。污泥焚烧尚未起步。在污泥利用方面，污泥自然干化后用于农、林、绿化较多。采用机械干燥器干化污泥的污水厂有大连开发区污水厂、秦皇岛污水处理厂、徐州市污水处理厂、但这些设备处理量小(3～12t/d干泥)，臭气污染重，尽管投资低，但效果不够理想。国外污水厂污泥目前主要采用农业利用、填埋，还有部分采用焚烧等其它处理方式。据日本1994年统计资料，日本年产城市污泥量为230.7万吨，其处置方式是：陆地和海岸填埋占62.7%;资源化利用占24.9%，其它处置为占12.4%。德国近年污泥填埋为80%，农用为8%，堆肥为4%;据美国环保局资料统计，近年来污泥填埋为35%，焚烧为15%，农用或其它土地利用为49%，其它处置为1%。由此可见，农用和填埋目前是大多数国家污泥处置的最主要的方法，农用和陆地填埋方案的选择很大程度上取决于各国政府有关的法律、法规和污染源控制情况，同时也与国家农业发展有关。近年来，美国、日本和英国等污泥农用的比例呈增加趋势，而也有些国家如德国、丹麦由于污泥农用标准日益严格，污泥农用的比例不断下降，其它处理方法如焚烧比例有所上升。2CDM方法学简介2.1CDM方法学概述2.1.1CDM方法学基本概念《京都议定书》规定，清洁发展机制（cleandevelopmentmechanism，CDM）项目必须带来长期的、可测量的、额外的减排量。为此，CDM国际规则要求，应建立一套有效的、可操作的程序和方法，估算、测量、核查和核证CDM项目产生的减排量。这样的一套程序和方法可称之为CDM方法学。2.1.2经批准方法学主要内容构成经批准的CDM方法学主要包括：方法学来源、所选择方法学的途径、适用条件、项目边界描述、基准线情景识别、额外性、减排量计算、监测数据、监测计划、项目计入期、附件。（1）方法学来源：说明该方法学的来龙去脉，它是基于哪些方法学建议或经批准的方法学的要素整合而成的。（2）所选择方法学的途径：说明该方法学采用的是《马拉喀什协定》规定的哪一种基准线确定途径。（3）适用条件：说明使用该方法学的CDM项目需要满足的条件。有些方法学同时也说明了不能使用该方法学的项目类型。（4）项目边界：说明项目的物理和地理边界，包括项目参与方可控的，数量可观的，而且能合理的归因于项目活动的所有排放的温室气体。（5）基准线情景的识别：该项是CDM方法学最核心的内容之一，是衡量CDM项目减排量的基础。说明基准线情景识别步骤和可能的基准线情景选项。（6）额外性：说明采用哪种额外性论证的方法（7）减排量的计算：详细说明基准线排放、项目活动排放和泄露排放的计算公式、数据参数和计算的假设条件等；给出项目的基准线排放量、项目活动排放量、泄露等计算过程，从而得出碳减排量。（8）监测参数：详细说明了项目活动中需要监测的数据和参数，包括设备和步骤等。（9）监测计划：给出要监测的数据对象，列出详细的数据监测表，其中包含要求的监测量单位，监测手段，监测频率，监测覆盖范围，数据记录和存档方式，存档年限要求等。有的还给出质量控制/质量保证（QC/QA）程序方面的要求。（10）项目计入期：说明项目活动的开始时间、运行周期。（11）附件：主要内容比如项目边界示意图、数据默认值表等。2.1.3CDM方法学的关键要素CDM方法学主要包括五个比较关键的要素，分别为：基准线、额外性、项目边界和泄露、减排量计算和项目监测。（1）基准线情景基准线是CDM方法学的核心内容，也是CDM项目产生减排量的前提。基准线情景是指在没有CDM项目活动的情景下，为提供在质量、特性和应用领域相同的产品或者服务，最可能出现的温室气体排放情景，应该涵盖项目边界内《京都议定书》附件A所列出的所有气体、部门和源类别的排放量。基准线在本质上是一个参照系。基准线与实际的人为源排放量相比较，才能确定该项目是否具有额外性，以此计算出该项目的减排量。在清洁发展机制的生命周期内，技术进步、市场发展或政策环境的变化等原因，会导致基准线出现静态或动态变化的特征，如图2-1所示。图2-1动态基准线与静态基准线Fig.2-1dynamicandstaticbaselines静态基准线指在CDM项目的整个寿期内基准线不变，适用于现有设备的节能技改项目活动，在项目寿期内，如果不进行设备改造，原有设备的技术效率和排放水平基本维持不变。但是，一些外在因素，比如：技术进步、能源效率改进以及产品结构发生变化等，这些因素的变化都有可能影响到基准线，使它变得不合理。所以，一般而言，动态基准线更符合实际情况。动态基准线一般适用于新建项目，在项目周期内，最可能的基准线情景排放水平呈动态变化，一边能合理的反映当时的技术进步。（2）额外性额外性是衡量CDM项目是否合格的重要标准之一。按照《马拉喀什协议》，额外性指如果CDM项目活动能够将其排放量降低于基准线情景的排放水平，则就是额外的。换句话说，该CDM项目所带来的减排效益必须是额外的，即在没有该项目活动的情况下不会发生。CDM项目活动相对于基准线是额外的，即这种项目活动在没有CDM支持下，存在诸如财务、技术、融资、风险和人才方面的障碍因素，导致项目活动难以正常实施，因此该项目活动的减排量在没有CDM时就难以产生。由此可见，额外性论证和基准线情景识别是相互关联非常密切的两个问题，是方法学的两个核心。如果经过筛选证明该项目活动本身就是基准线情景，则该项目活动不具有额外性。反之，若不是基准线，则具有额外性。具有额外性的项目是合格的CDM项目，否则就是不合格的项目。（3）项目边界和泄露CDM的项目边界指的是一个物理和地理边界，它包括在项目参与方控制范围内的、数量巨大的、合理地归因于该项目活动的所有人为温室气体排放量。划定项目边界能够准确的确定CDM项目所涉及的排放源，避免产生泄露，保证计算项目减排量的准确性。泄露指发生在项目边界之外，归咎于CDM项目活动的人类活动排放造成的温室气体排放的可测量的变化。泄露的规模由很多因素决定，产生泄露的可能性与大小与项目边界的设定密切相关，项目边界越大，即考虑在内的可能影响因素范围就越大，因而，产生的泄露的几率就越小。因此，减少泄露的一个方法就是设定一个可以接受的较大范围的项目边界。由此可见，设定合理的项目边界对于准确地测量CDM项目活动的减排效益和减少泄漏是至关重要的。（4）减排量的计算在CDM方法学中给出了一套计算减排量的计算方法，并分别给出了基准线排放量、项目排放量和泄露的计算公式，从而CDM项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露。减排量的计算需要按照方法学的要求，计算过程必须做到保守、透明，所使用的数据必须合理，并且计算结果能够被第三方重复。（5）项目监测项目监测指项目业主收集、记录减排量计算过程中涉及的项目边界范围内的所有相关数据。项目监测计划是项目设计文件中一个重要部分，对项目减排量的产生、计量有重大的影响。2.2CDM方法学研究现状CDM新方法学前期投入较大、开发周期长、开发难度较大。目前CDM执行理事会批准的CDM方法学涵盖了减排活动中的绝大多数领域，当方法学应用主要集中在几个有限的方法学，大量批准的方法学应用较少。已经批准的针对减排项目的方法学大致可以分为六类，分别为：新能源和可再生能、节能和提高能效、甲烷回收利用/避免甲烷排放、燃料替代、非CO2和CH4温室气体减排和资源综合利用，具体如表2-1所示。表2-1已批准方法学分类统计 项目类型 已批准方法学 新能源和可再生能源（15个） AM0019、AM0026、AM0036、AM0042、AM0052、AM0053、ACM0002、ACM0006、AMS—I.A.、AMS—I.B.、AMS-I.C、AMS—I.D.、AMS—I.E.、AMS一Ⅲ.O.、AMS一Ⅲ.T. 节能和提高能效（40个） AM00l4、AM0017、AM0018、AM0020、AM0024、AM0027、AM0031、AM0038、AM0044、AM0045、AM0046、AM0048、AM0054、AM0055、AM0056、AM0058、AM0060、AM0061、AM0062、AM0063、AM0066、AM0067、AM0068、ACM0007、ACM0012、ACM0013、AMS—Ⅱ.A.、AMS—Ⅱ.B.、AMS—Ⅱ.C.、AMS—Ⅱ.D.、AMS—Ⅱ.E.、AMS—Ⅱ.F.、AMS—Ⅱ.G.、AMS—Ⅱ.H.、AMS-II.I、AMS-II.J、AMS—Ⅲ.J.、AMS—Ⅲ.M.、AMS—Ⅲ.P.、AMS—III.Q. 项目类型 已批准方法学 甲烷回收利用／避免甲烷排放(23个) AM0009、AM0023、AM0025、AM0037、AM0039、AM0041、AM0043、AM0057、AM0064、AM0069、ACM0001、ACM0008、ACM0010、ACM0014、AMS—Ⅲ.D.、AMS—Ⅲ.E.、AMS—Ⅲ.F.、AMS—Ⅲ.G.、AMS—Ⅲ.H.、AMS—Ⅲ.I.、AMS—Ⅲ.K.、AMS—Ⅲ.L.、AMS—Ⅲ.R.、 燃料替代(10个) AM0007、AM0029、AM0049、AM0050、ACM0003、ACM0009、ACM0011、AMS—Ⅲ.B.、AMS—Ⅲ.C.、AMS—Ⅲ.S.ACMO009、ACMOOll、AMSⅢ.8.、AMSⅢ.C.、AMS一Ⅲ.S. 非CO2和CH4温室气体减排(10个) AM0001、AM0021、AM0028、AM0030、AM0034、AM0035、AM0051、AM0059、AM0065、AMS—Ⅲ.N.. 资源综合利用(3个) ACM0005、ACM0015、AM0047.、表2-2全球批准方法学应用情况（进入审定阶段） 方法学 应用次数 占总方法学使用次数的百分比% ACM0002（不含生物质） 1199 44.24 ACM0006 253 9.34 ACM0004 193 7.12 ACM0001 172 6.35 ACM0012 164 6.05 ACM0008 66 2.44 AM0034 52 1.92 AM0029 52 1.92 AM0025 48 1.77 AM0016 40 1.48 ACM0005 39 1.44 AM0015 29 1.07 AM0024 23 0.85 ACM0003 22 0.81 AM0039 21 0.77 AM0001 20 0.74 以上总计 2393 88.30 所有方法学总计 2710 100.003污水厂污泥处理项目温室气体减排量计算3.1项目概况本项目为中国邯郸市污水厂污泥处理项目，利用好样堆肥技术处理污水厂产生的污泥，变废为宝。污泥处理项目配备1台速度为4.6m/min、覆盖层为3~6cm的槽式多功能机，1台功能为248m3/h的液压式深槽翻抛机一台和一台移行车。本项目建成后平均每年可以处理90000吨污泥。3.1.1工艺设计（1）主要设计条件本工程污泥处理规模为300t/d。进泥含水率为80%，堆肥后含水率为45%，堆肥后污泥量70t/d。（2）工艺流程图3-1堆肥工艺流程（3）物料配比图3-2物料衡算图本工程设计日处理量300t/d，进厂的含水率为80％的污泥与回流的腐熟料及有机辅料混合，混合均匀后物料含水率约64％，经过高温发酵，物料含水率大幅降低，有机质部分分解，充分腐熟后物料含水率降低到45％左右，有机质含量约为40％（以干重计），堆体物料腐熟后重量为160t，腐熟的物料每日回流90t，剩余约70t成品外运填埋或土地利用。进厂污泥含水率为80％，有机质含量按50％计（干基）；回流污泥含水率45％，有机质含量为40％（干基），有机辅料含水率为15％，有机质含量70％（干基）。表3-1日处理200吨污泥工程物料衡算表 物料 总量(t/d) 含水率 水分量 干物质重量 有机质含量(干基) 有机质量 进厂污泥 200 80％ 160t 40t 50% 20t 回流污泥 90 45％ 40.5t 49.5t 40% 19.8t 有机辅料 30 15% 4.5t 25.5t 70% 17.9t 合计 320t 64% 205t 115t 50% 57.7t发酵过程中物料在微生物高温好氧作用下，大量有机质被微生物降解，水分在高温作用下挥发，根据前期大量的研究结果，发酵23d后有机质含量可降低到40％左右，水分含量也降低到45％。（4）堆肥综合车间平面布置本项目设堆肥综合车间1座，综合车间由混料车间、发酵车间、鼓风机房、筛分及成品堆放车间、调理剂堆放车间、配电及控制室组成。依据堆肥工艺的作业程序进行平面布置。为节省布料时装载机的运行距离，将装载机运行通道放在发酵仓与混料车间相邻的一侧，鼓风机房则置于发酵仓的另外一侧。筛分及成品堆放车间、调理剂堆放车间置于混料车间的两侧。除臭装置位于发酵车间的一侧，与调理剂堆放车间相邻。堆肥综合车间及除臭装置的组合平面构成一矩形，以节省占地及方便运行。（5）发酵车间发酵车间由发酵仓及运输通道组成，鼓风机房与发酵车间合建，设于发酵仓的另一侧。发酵车间的平面尺寸为222m×55m（包括鼓风机房）。1)发酵周期影响发酵周期的因素较多，如进料成分、出料成分、氧气的供应、运行控制等。根据以往工程经验，发酵周期可以控制在23天以内，即主发酵时间15天，二次发酵8天，缓冲1天，合计24天。2)发酵仓设计发酵仓的设计需要综合考虑多种因素：1堆料的高度影响风机的压力；②堆料的宽度和高度受翻抛机性能的影响；③堆料的长度影响鼓风曝气系统的设置；④发酵仓的容积最好同一次的堆肥量关联，即一天的堆肥料至少能填满一个发酵仓。按照本工程的实施计划，日处理量为200t脱水污泥。脱水污泥、秸秆、回用料三者设计配比混合如下：图3-3污泥混合配比图物料混合后物料体积为320t/d:物料混合后物料体积为430m3/d。设计采用钢筋混凝土条形发酵槽，根据发酵周期24d，按照每日污泥利用1.5个发酵仓计算，本项目需要建设发酵槽36个。参考翻抛机产品样本，发酵槽的净宽确定为5m宽；根据翻抛机翻抛深度，确定堆料高度为1.8m；发酵槽净深：2m。设计每天的物料堆放1.5个发酵槽，计算单槽有效容积：287m3；计算发酵槽内混合料堆填长度为31.9m；考虑翻抛机作业时，发酵仓两端需要预留一定的空间，则发酵槽的长度确定为36m。发酵槽单槽尺寸：长x宽x深=36.0mx5.0mx2.0m发酵槽单槽有效容积：V=287m3发酵槽数量：36个主要设备：槽式多功能机：1台，速度4.6m/min，覆盖层3~6cm液压式深槽翻抛机：1台，能力248m3/h移行车：1台（6）鼓风机房鼓风机房与发酵车间合建，在发酵仓的一侧。①好氧发酵的充氧设计对于好氧发酵来说，充氧是最关键的因素，合理的氧气供应和通风设计可使物料快速腐熟，减少臭味的产生，保证物料实现无害化和稳定化，并可降低能耗。根据工程经验，污泥好氧堆肥充氧负荷在0.1~0.3m3空气/m3.min，本工程取堆肥充氧负荷为0.25m3空气/m3.min，单个发酵槽堆泥体积为287m3,计算一个发酵槽的最大供气量为72m3/min。②鼓风机选型根据工程实践经验，为保证空气的穿透性，1.8m高物料需要鼓风机的风压在9800Pa左右。考虑到节省投资及运行控制方便，每3个发酵仓共用1台鼓风机，通过生产调节，可以实现3个发酵槽不同时鼓风或不同时达到最大鼓风量，设计单台鼓风机的供风量为130~150m3/min，风压为9800Pa。污泥好氧发酵过程是一个含水率和有机物含量逐渐减少的过程。随着含水率的减少，通风阻力也在减少，因此通风过程是一个风压逐渐较小的过程，此种工况比较适合用罗茨鼓风机。罗茨鼓风机是容积式气体压缩机的一种，其特点是在最高设计压力范围内，管网阻力变化时流量变化很小，故在风量要求稳定而阻力变化幅度较大的工作场合，工作适应性较强。主要设备：罗茨鼓风机：12台单台进口流量：160Nm3/min，排气压力：9.8kPa配套电机功率：45kW。（7）混料车间在混料车间将脱水污泥、有机辅料、回填料按比例进行混合，然后用自卸式翻斗车或装载车运至发酵仓堆肥。在混料车间设有料仓、皮带机、混料机。混料车间平面尺寸60.0mx38.0m主要设备及装置：钢制防拱结污泥料仓：1个，容积50m3钢制防拱结回填料仓：1个，容积50m3钢制防拱结秸秆料仓：1个，容积50m3混料机：1台混料量≥50m3/h皮带输送机：3台（8）调理剂（有机辅料）存放间设计在污泥堆肥工艺中，有机辅料一般采用园林修剪物或秸秆，本工程也推荐使用农作物秸秆作为辅料。秸秆的作用在于：调节堆肥料的碳氮比；提供“骨架”作用，使得堆肥料具有一定的疏松度，保证鼓风曝气能进入堆肥料的内部。秸秆的种类较多，当地常见的有小麦秸秆、玉米秸秆、花生秸秆等，可根据季节情况进行选用，在条件具备时，木材锯末也可作为添加剂使用。本项目最大处理量时每日所需秸秆量为30t，厂区内按照12天的存放量设计，则秸秆存放量为360t。秸秆的堆积密度按照0.3t/m3左右计，则秸秆的存储空间需要约1200m3，按照堆高1m计，秸秆的存贮面积需1200m2，考虑设备及运输通道，调理剂间平面尺寸设计为48m×38m，建筑面积为1820m2。（9）筛分及成品堆放车间充分腐熟的物料经翻斗车运送至筛分及成品堆放车间。在该车间进行筛分，经过筛分的物料分筛上物和筛下物两部分，筛上物用于回填物料和覆盖物料，送至混料车间或发酵仓使用；筛下物作为成品暂时存放或外运，至城市垃圾填埋场进行填埋或其他土地利用。本车间的设计主要考虑车间内皮带机安装所需空间和翻斗车运行空间。筛分及成品堆放车间平面尺寸54.0m×38.0m主要设备：筛分机：1台皮带输送机：3台（10）臭气处理系统根据发酵原理，在高温好氧发酵情况下，物料不产生硫化氢、硫醇等臭味气体，只有在厌氧条件下，才会产生。为防止可能产生的臭味气体在车间上部聚集，需要在车间中设置通风系统。车间中的气体经收集后进入生物滤池，经生物滤池处理脱臭后排放。选择生物除臭成套设备2套，单套处理量200,000m3/h。（11）发酵过程的控制为实现对发酵过程中堆体氧气、温度等参数的监控，设计采用工控机+温度、氧气探头+风机变频器方案实现对好氧发酵过程的全程监控。根据预先设计的程序，由工控机根据堆体中温度、氧气探头探测的参数控制罗茨风机的变频器，达到改变风量和节能的目的。3.1.2总图设计（1）总平面布置1）总平面布置原则①符合国家和当地政府有关城市规划、环境保护、安全卫生、消防、节能、绿化等方面的规范和要求。②尽量采用自动化，机械化，提高生产效率，采取有效的措施，改善工作环境。③总平面布置强调布局合理、功能分区明确；人流、物流合理分开，公用线路和交通短捷，物流顺畅。④以节约用地为原则，在满足工艺生产要求的前提下，合理的进行总平面布置。⑤充分考虑未来发展的要求，符合可持续发展的原则，统一考虑，分期建设，为未来生产发展考虑了各种可能性。2）总平面布置本污泥堆肥处理在西污水处理厂二期预留地内，位于一期工程的南面，与已运行的一期工程用道路及绿化带相隔。根据生产工艺的要求，考虑建设场地的实际情况及环保、消防、绿化、劳动卫生等要求，将各生产车间协调组织，进行合理的布局，使物料运输顺畅。本设计将生产区的各个车间有机的结合，成为一整体的综合堆肥车间，大大了节省占地。（2）竖向布置厂区内竖向设计主要根据生产物流、运输方式进行考虑，场地采用平坡式的竖向设计。（3）其他公用设施由于污泥处理工程建在西污水处理厂内，为节省投资及占地，本项目尽量利用西污水处理厂的公共设施：综合楼，食堂，锅炉房及浴室等，不再重复建设。污泥处理的生产生活及消防用水接自污水厂给水管网。排水采用雨污分流制排水系统，生产、生活废水经管道收集排入厂区污水管道后进入污水处理厂粗格栅前池。雨水则排至厂区雨水管道。3.2电网排放因子计算以下根据清洁发展机制方法学中规定的“电网排放因子计算工具”，计算项目所在的华北区域电网排放因子。3.2.1区域电网划分为了便于中国CDM发电项目确定基准线排放因子，现将电网边界统一划分为东北、华北、华东、华中、西北和南方区域电网，不包括西藏自治区、香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。上述电网边界包括的地理范围如表3-2所示：表3-2.电网边界 电网名称 覆盖省市 华北区域电网 北京市、天津市、河北省、山西省、山东省、内蒙古自治区 东北区域电网 辽宁省、吉林省、黑龙江省 华东区域电网 上海市、江苏省、浙江省、安徽省、福建省 华中区域电网 河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省、重庆市 西北区域电网 陕西省、甘肃省、青海省、宁夏自治区、新疆自治区 南方区域电网 广东省、广西自治区、云南省、贵州省、海南省3.3排放因子计算方法3.3.1OM计算方法根据“电力系统排放因子计算工具”（02.2版），计算电量边际排放因子（OM）采用步骤3(a)“简单OM”方法中选项B，即根据电力系统中所有电厂的总净上网电量、燃料类型及燃料总消耗量计算。公式如下：（3.1）式中:EFgrid,OMsimple,y是第y年简单电量边际CO2排放因子(tCO2/MWh);FCi,y是第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量(质量或体积单位);NCVi,y是第y年燃料i的净热值(能源含量，GJ/质量或体积单位);EFCO2,i,y是第y年燃料i的CO2排放因子(tCO2/GJ);EGy是电力系统第y年向电网提供的电量(MWh)，不包括低成本/必须运行电厂/机组；i是第y年电力系统消耗的所有化石燃料种类；y是提交PDD时可获得数据的最近三年（事先计算）。3.3.2OM计算过程表3-3.2007年华北电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 （亿kWh) （MWh) （%） （MWh) 北京市 223 22,300,000 7.51 20,625,270 天津市 399 39,900,000 6.53 37,294,530 河北省 1633 163,300,000 6.67 152,407,890 山西省 1734 173,400,000 7.99 159,545,340 内蒙古 1801 180,100,000 7.77 166,106,230 山东省 2591 259,100,000 7.23 240,367,070 总计 838,100,000 776,346,330数据来源：《中国电力年鉴2008》表3-4.2008年华北电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 （亿kWh) （MWh) （%） （MWh) 北京市 243 24,300,000 7.14 22,564,980 天津市 397 39,700,000 7.05 36,901,150 河北省 1580 158,000,000 6.9 147,098,000 山西省 1762 176,200,000 8.22 161,716,360 内蒙古 2008 200,800,000 7.96 184,816,320 山东省 2689 268,900,000 7.14 249,700,540 总计 867,900,000 802,797,350数据来源：《中国电力年鉴2009》表3-5.2009年华北电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 （亿kWh) （MWh) （%） （MWh) 北京市 241 24,100,000 6.55 22,521,450 天津市 413 41,300,000 6.8 38,491,600 河北省 1733 173,300,000 6.92 161,307,640 山西省 1850 185,000,000 8.1 170,015,000 内蒙 2135 213,500,000 7.82 196,804,300 山东省 2858 285,800,000 7.43 264,565,060 总计 923,000,000 853,705,050数据来源：《中国电力年鉴2010》表3-6.2007年华北电网电量边际排放因子计算表 燃料 单位 北京 天津 河北 山西 内蒙 山东 小计 燃料排放因子 平均低位发热量 CO2排放量（tCO2e） (kgCO2/TJ) （MJ/t,km3） J=G×H×I/100000（质量单位） 　 　 A B C D E F G=A+B+C+D+E+F H I J=G×H×I/10000(体积单位) 原煤 万吨 816.17 1753.99 7716.13 7510.06 10434.25 11884.83 40115.43 87,300 20,908 732,214,267 洗精煤 万吨 18.43 18.43 87,300 26,344 423,859 其它洗煤 万吨 5.76 156.89 478.81 48.57 756.84 1446.87 87,300 8,363 10,563,452 型煤 万吨 7.93 42.86 50.79 87,300 20,908 927,054 焦炭 万吨 0.02 4.09 4.11 95,700 28,435 111,843 焦炉煤气 亿立方米 0.07 0.72 3.13 25.46 2.58 13.61 45.57 37,300 16,726 2,843,020 其它煤气 亿立方米 11.8 7.6 88.38 72.8 28.17 29.64 238.39 37,300 5,227 4,647,821 原油 万吨 0 71,100 41,816 0 汽油 万吨 0.01 0.01 67,500 43,070 291 柴油 万吨 0.33 2.35 0.62 5.08 8.38 72,600 42,652 259,490 燃料油 万吨 4.74 0.18 2.35 7.27 75,500 41,816 229,522 液化石油气 万吨 0 61,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 0.06 2.85 1.65 4.56 48,200 46,055 101,225 天然气 亿立方米 5.03 0.73 0.54 4.22 0.01 10.53 54,300 38,931 2,225,993 其它石油制品 万吨 1.72 1.72 72,200 41,816 51,929 其它焦化产品 万吨 4.74 4.74 95,700 28,435 128,986 其它能源 万吨标煤 11.94 77.25 360.26 30.75 163.48 643.68 0 0 0 　 　 　 　 　 　 　 　 　 小计 754,728,750数据来源：《中国能源统计年鉴2008》表3-7.2008年华北电网电量边际排放因子计算表 燃料 单位 北京 天津 河北 山西 内蒙 山东 小计 燃料排放因子 平均低位发热量 CO2排放量（tCO2e） (kgCO2/TJ) （MJ/t,km3） J=G×H×I/100000（质量单位） 　 　 A B C D E F G=A+B+C+D+E+F H I J=G×H×I/10000(体积单位) 原煤 万吨 755.75 1800.12 7353.33 7854.39 12607.82 12360.75 42732.16 87,300 20,908 779,976,613 洗精煤 万吨 23.88 23.88 87,300 26,344 549,200 其它洗煤 万吨 5.05 134.52 582.39 66.2 691.21 1479.37 87,300 8,363 10,800,731 型煤 万吨 5.66 32.49 45.38 83.53 87,300 20,908 1,524,647 焦炭 万吨 0.02 6.07 6.09 95,700 28,435 165,723 焦炉煤气 亿立方米 0.11 0.86 8.37 24.55 3.55 16.2 53.64 37,300 16,726 3,346,491 其它煤气 亿立方米 10.4 9.08 187.54 36 34.32 29.76 307.1 37,300 5,227 5,987,440 原油 万吨 0.02 0.02 71,100 41,816 595 汽油 万吨 0 67,500 43,070 0 柴油 万吨 0.15 3.08 0.35 3.58 72,600 42,652 110,856 燃料油 万吨 2.56 0.25 2.81 75,500 41,816 88,715 液化石油气 万吨 0 61,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 0.44 2.93 3.37 48,200 46,055 74,809 天然气 亿立方米 11.09 0.7 0.97 2.12 14.88 54,300 38,931 3,145,563 其它石油制品 万吨 1.45 1.45 72,200 41,816 43,777 其它焦化产品 万吨 7.97 7.61 15.58 95,700 28,435 423,968 其它能源 万吨标煤 4.9 2.34 61.02 466 63.72 141.71 739.69 0 0 0 　 　 　 　 　 　 　 　 　 小计 806,239,126数据来源：《中国能源统计年鉴2009》表3-8.2009年华北电网电量边际排放因子计算表 燃料分类 单位 北京市 天津市 河北省 山西省 内蒙古 山东省 小计 燃料排放因子 平均低位发热量 CO2排放量（tCO2e） (kgCO2/TJ) （MJ/t,km3） L=G×J×K/100000（质量单位） 　 　 A B C D E F G=A+B+C+D+E+F J K L=G×J×K/10000(体积单位) 原煤 万吨 665.16 1870.36 7623.94 8024.02 12538.57 12654.05 43376.1 87,300 20,908 791,730,246 洗精煤 万吨 11.7 11.7 87,300 26,344 269,080 其它洗煤 万吨 6.15 247.51 586.04 104.69 862.02 1806.41 87,300 8,363 13,188,417 型煤 万吨 3.73 31.83 35.56 87,300 20,908 649,065 焦炭 万吨 10.43 10.43 95,700 28,435 283,824 焦炉煤气 亿立方米 0.13 1.27 8.72 19.48 3.35 11.69 44.64 37,300 16,726 2,784,999 其它煤气 亿立方米 10.23 13.43 228.32 35.89 48.35 37.21 373.43 37,300 5,227 7,280,656 原油 万吨 0.13 0.13 71,100 41,816 3,865 汽油 万吨 0.01 0.01 67,500 43,070 291 柴油 万吨 0.1 2.38 2.64 3.07 8.19 72,600 42,652 253,606 燃料油 万吨 0.82 0.19 0.02 2.63 3.66 75,500 41,816 115,550 液化石油气 万吨 0 61,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 0.83 3.95 3.44 8.22 48,200 46,055 182,472 天然气 亿立方米 13.55 0.63 4.39 2.03 0.03 20.63 54,300 38,931 4,361,086 其它石油制品 万吨 1.52 23.18 24.7 72,200 41,816 745,721 其它焦化产品 万吨 6.62 7.79 5.52 19.93 95,700 28,435 542,341 其它能源 万吨标煤 2.11 62.14 570.3 90.63 137.68 862.86 0 0 0 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 小计 822,391,221数据来源：《中国能源统计年鉴2010》表3-9.2007年华北电网电量边际排放因子 项目 数据 华北电网从东北电网调入电量　MWh 1,789,750 华北电网从华中电网调入电量MWh 803,000 东北电网简单OMtCO2e/MWh 1.08186 华中电网简单OMtCO2e/MWh 1.10197 总供电量MWh 778,939,080 总排放量tCO2e 757,549,895 排放因子tCO2e/MWh 0.97254表3-10.2008年华北电网电量边际排放因子 项目 数据 华北电网从东北电网调入电量　MWh 5,286,140 东北电网简单OMtCO2e/MWh 1.10489 总供电量MWh 808,083,490 总排放量tCO2e 812,097,707 排放因子tCO2e/MWh 1.00495表3-11.2009年华北电网电量边际排放因子 项目 数据 华北从东北净调入MWh 6,982,610 东北电网简单OMtCO2e/MWh 1.06915 总供电量MWh 860,687,660 总排放量tCO2e 829,856,644 排放因子tCO2e/MWh 0.96418三年加权排放因子OM=0.9803tCO2e/MWh3.3.3BM计算方法根据“电力系统排放因子计算工具”（第02.2.1版），BM可按m个样本机组排放因子的发电量加权平均求得，公式如下： (3.2)其中：EFgrid,BM,y是第y年的BM排放因子（tCO2/MWh）；EFEL,m,y是第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）；EGm,y是第m个样本机组在第y年向电网提供的电量，也即上网电量（MWh）。其中,第m个机组的排放因子EFEL,m,y是根据“电力系统排放因子计算工具”的步骤4中的简单OM中的选项计算。“电力系统排放因子计算工具”提供了计算BM的两种选择：①在第一个计入期，基于PDD提交时可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。②依据直至项目活动注册年止建造的机组、或者如果不能得到这些信息，则依据可得到的近年来建造机组的最新信息，在第一计入期内逐年事后更新BM；在第二个计入期内按选择的①方法事前计算BM；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本次公布的是根据最新数据（2009年）计算的BM排放因子的结果，CDM项目开发方可采用上述的任一种选择决定PDD中的BM排放因子。由于数据可得性的原因，本计算仍然沿用了CDM-EB同意的变通办法，即首先计算新增装机容量和其中各种发电技术的组成，然后计算各种发电技术的新增装机权重，最后利用各种发电技术商业化的最优效率水平计算排放因子。由于现有统计数据中无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术的容量，因此本计算过程中采用如下方法：首先，利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重；其次，以此比重为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出各电网的火电排放因子；最后，用此火电排放因子乘以火电在该电网新增的20%容量中的比重，结果即为该电网的BM排放因子。具体步骤和公式如下：步骤1，计算发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。 (3.3) (3.4) (3.5)其中：Fi,j,y是第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，对于固体和液体燃料为吨，对于气体燃料为立方米）；NCVi,y是燃料i在第y年的净热值（对于固体和液体燃料为GJ/t，对于气体燃料为GJ/m3）；EFCO2,i,j,y是燃料i的排放因子（tCO2/GJ）。COAL、OIL和GAS分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。步骤2：计算对应的火电排放因子。 (3.6)其中EFCoal,Adv,,y，EFOil,Adv,,y和EFGas,Adv,,y分别是商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子，具体参数及计算见附件。步骤3：计算电网的BM (3.7)其中，CAPTotal,y为超过现有容量20%的新增总容量，CAPThermal,y为新增火电容量。3.3.4BM计算用关键参数说明BM计算过程中用到的各关键参数说明如下，主要包括：各燃料的低位发热值、氧化率、潜在排放因子和各种发电技术的供电效率。表3-12.各燃料的低位发热值、氧化率及潜在排放因子参数表 燃料品种 低位发热值 排放因子(kgCO2/TJ) 氧化率 原煤 20,908kJ/kg 87,300 1 洗精煤 26,344kJ/kg 87,300 1 型煤 20,908kJ/kg 87,300 1 其它洗煤 8,363kJ/kg 87,300 1 焦炭 28,435kJ/kg 95,700 1 原油 41,816kJ/kg 71,100 1 汽油 43,070kJ/kg 67,500 1 柴油 42,652kJ/kg 72,600 1 燃料油 41,816kJ/kg 75,500 1 其它石油制品 41,816kJ/kg 72,200 1 天然气 38,931kJ/m3 54,300 1 焦炉煤气 16,726kJ/m3 37,300 1 其它煤气 5,227kJ/m3 37,300 1 液化石油气 50,179kJ/kg 61,600 1 炼厂干气 46,055kJ/kg 48,200 1数据来源:：各燃料的热值来自于《中国能源统计年鉴2010》p285页。各燃料的潜在排放因子来源于“2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories”Volume2Energy,取各燃料排放因子的95%置信区间下限值。本计算结果利用2009年新建的600MW机组供电煤耗，并选取供电煤耗最低的前30套机组加权平均值作为商业化最优效率的技术的近似估计，估计的600MW机组的供电煤耗为311.5gce/kWh，相当于供电效率为39.45%。燃机电厂（包括燃油与燃气）的商业化最优效率技术确定为200MW级联合循环（技术水平相当于GE的9E型机组），按2009年燃机电厂的相关统计，并取燃机机组供电效率的加权平均值作为商业化最优效率的技术的近似估计，燃机电厂的供电煤耗（按热值折算）估计为237.4gce/kWh，相当于供电效率为51.77%。表3-13.火电厂数据 电厂　 变量 供电效率(%) 燃料排放因子(kgCO2/TJ) 氧化率 排放因子(tCO2/MWh) 　 　 A B C D=3.6/A/10,000×B×C 燃煤电厂 EFCoal,Adv,y 39.45 87,300 1 0.7967 燃油电厂 EFOil,Adv,y 51.77 75,500 1 0.5250 燃气电厂 EFGas,Adv,y 51.77 54,300 1 0.37763.3.5BM计算过程步骤1:计算发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。表3-14.固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量计算表 北京 天津 河北 山西 山东 内蒙 合计 热值 排放因子 氧化率 排放 燃料 单位 A B C D E F G=A+…+F H I J K=G×H×I×J/100,000 原煤 万吨 665.16 1,870.36 7,623.94 8,024.02 12,654.05 12,538.57 43,376.10 20,908 87,300 1 791,730,246 洗精煤 万吨 0 0 0 0 11.7 0 11.70 26,344 87,300 1 269,080 其他洗煤 万吨 6.15 0 247.51 586.04 862.02 104.69 1,806.41 8,363 87,300 1 13,188,417 型煤 万吨 3.73 0 0 0 31.83 0 35.56 20,908 87,300 1 649,065 焦炭 万吨 0 0 0 0 10.43 0 10.43 28,435 95,700 1 283,824 其他焦化产品 万吨 6.62 0 7.79 0 5.52 0 19.93 28,435 95,700 1 542,341 合计 0.00 806,662,974 原油 万吨 0 0 0 0 0 0.13 0.13 41,816 71,100 1 3,865 汽油 万吨 0 0 0 0 0.01 0 0.01 43,070 67,500 1 291 柴油 万吨 0.1 0 2.38 0 3.07 2.64 8.19 42,652 72,600 1 253,606 燃料油 万吨 0.82 0 0.19 0 2.63 0.02 3.66 41,816 75,500 1 115,550 其他石油制品 万吨 1.52 0 0 0 23.18 0 24.7 41,816 72,200 1 745,721 合计 0 1,119,034 天然气 千万m3 135.5 6.3 0 43.9 0.3 20.3 206.3 38,931 54,300 1 4,361,086 焦炉气 千万m3 1.3 12.7 87.2 194.8 116.9 33.5 446.4 16,726 37,300 1 2,784,999 煤气 千万m3 102.3 134.3 2283.2 358.9 372.1 483.5 3734.3 5,227 37,300 1 7,280,656 液化石油气 万吨 0 0 0 0 0 0 0 50,179 61,600 1 0 炼厂干气 万吨 0.83 0 3.95 0 3.44 0 8.22 46,055 48,200 1 182,472 合计 14,609,213 总计 822,391,221由以上表格及公式(3.3)，(3。4)和(3.5)，λCoal,y=98.08%，λOil,y=0.14%，λGas,y=1.78%。步骤2：计算对应的火电排放因子。=0.7889tCO2/MWh步骤3：计算电网的BM表3-15.华北电网2007年装机容量 装机容量 单位 北京 天津 河北 山西 内蒙 山东 合计 火电 MW 3,900 6,920 29,020 30,950 39,870 54,140 164,800 水电 MW 1050 10 780 790 830 1,050 4,510 核电 MW 0 0 0 0 0 0 0 风电及其他 MW 2.7 0 410 0 1,096.5 210 1,719.2 合计 MW 4,952.7 6,930 30,210 31,740 41,796.5 55,400 171,029.2数据来源：《中国电力年鉴2008》表3-16.华北电网2008年装机容量 装机容量 单位 北京 天津 河北 山西 内蒙 山东 合计 火电 MW 4,760 7,490 29,870 35,250 45,740 55,930 179,040 水电 MW 1,050 0 1,540 790 830 1,050 5,260 核电 MW 0 0 0 0 0 0 0 风电及其他 MW 0 0 700 0 2,300 370 3,370 合计 MW 5,810 7,490 32,110 36,040 48,860 57,350 187,660数据来源：《中国电力年鉴2009》表3-17.华北电网2009年装机容量 装机容量 单位 北京 天津 河北 山西 内蒙 山东 合计 火电 MW 5,120 10,030 35,140 39,150 48,300 58,860 196,600 水电 MW 1,050 10 1,790 1,610 830 1,060 6,350 核电 MW 0 0 0 0 0 0 0 风电及其他 MW 50 0 1,360 120 6,420 860 8,810 合计 MW 6,220 10,040 38,290 40,880 55,550 60,780 211,760数据来源：《中国电力年鉴2010》表3-18华北电网BM计算表格（MW） 　 2007年装机MW 2008年装机MW 2009年装机MW 2007-2009新增装机2MW 2008-2009新增装机1MW 占新增装机比重MW 　 B C A E D F 火电 164,800 179,040 196,600 39,270 21,422 81.46% 水电 4,510 5,260 6,350 1,849 1,090 3.84% 核电 0 0 0 0 0 0.00% 风电及其他 1,719.2 3,370 8,810 7,091 5,440 14.71% 合计 171,029.2 187,660 211,760 48,210 27,952 100% 占2008年装机百分比 22.77% 13.20% 注1和注2：是考虑装机容量、关停机组容量、抽水蓄能装机容量后计算的新增装机容量。EFBM,y=0.7889×81.46%=0.6426tCO2/MWh（六）计算组合排放因子CM根据“电网系统排放因子计算工具”，组合排放因子CM为电量边际排放因子OM与容量边际排放因子BM的加权平均：EFgrid,cm,y=ωOM×EFgrid,OM,y+ωBM×EFgrid,BM,y式中，权重ωOM和ωBM的默认值为0.5，则排放因子为：EFgrid,cm,y=0.5×0.9803＋0.5×0.6426=0.8115tCO2e/MWh3.4减排量计算3.4.1.计算所应用的基准线和方法学计算采用情节发展机制CDM下的整合基准线和检测方法学AM0025：“通过可选择的垃圾处理方法避免有机垃圾温室气体排放”。此外计算中也应用了“电网排放因子计算工具”和“避免固体废弃物处理厂垃圾处理甲烷排放计算工具”。3.4.2确定项目边界和温室气体种类描述项目边界是项目活动地点即垃圾处理场所，其空间范围包括垃圾处理设备、用电设备、消耗燃料设备、污水处理厂及填埋场，但不包括垃圾收集、分类及运输至项目地。项目边界也应该包括那些与华北电网相连的电厂。项目边界包含的温室气体如表3-19所示：表3-19项目边界内包含的温室气体及其来源 来源 气体 包括/否 证明合理性或解释 基准线 填埋场中废料分解 CH4 是 基准线中的主要排放源 N2O 否 N2O排放量与CH4排放量相比很小，这样做是保守的。 CO2 否 不考虑有机物分解产生的CO2。 电力消费 CO2 否 项目不包含电力。 CH4 否 项目不包含电力。 N2O 否 项目不包含电力。 产热 CO2 否 工程产生的热能仅在项目现场，因此，此处没有热能产生。 CH4 否 工程产生的热能仅在项目现场，因此，此处没有热能产生。 N2O 否 工程产生的热能仅在项目现场，因此，此处没有热能产生。 项目活动 除发电外，项目活动现场其它化石燃料消耗 CO2 是 可能是一个主要的排放源。来源于现场的车辆使用，机械/热处理工艺所需的热能。 CH4 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 N2O 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 热能 CO2 是 如果工程包含热能。 CH4 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 N2O 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 现场用电 CO2 是 包含工程所有用电。 CH4 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 N2O 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 污泥处理过程 N2O 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 CO2 是 好氧堆肥过程排放的CO2。 CH4 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。 污水处理 CO2 否 不计入有机垃圾分解产生的CO2。 CH4 是 污水处理过程不应该产生CH4排放，如好氧处理；否则，这些排放应该计算入内。 N2O 否 为了简化计算而排除，假设这个排放源非常小。3.4.3基准线排放量（1）确定基准线在没有项目活动的情景下，污水厂产生的污泥送至垃圾填埋场厌氧填埋。填埋产生的沼气排空。（2）基准线的计算BEy=(MBy-MDreg,y)*GWPCH4+EGy*CEFbaseline,elec,y+EGd,y*CEFd+HGy*CEFbaseline,therm,yBEy第y年的基准线排放；MBy第y年没有项目活动时垃圾填埋时甲烷产生量；MDreg,y第y年没有项目活动时甲烷的损失量；GWPCH4甲烷的全球增温潜势，21；EGy没有项目活动时，项目地点的第y年消耗的总电量且没有消耗项目活动的任何设施；CEFbaseline,elec,y没有项目活动时，项目地点的电力消耗的碳减排因子；EGd,yy年项目活动利用沼气发电的电量；CEFdy年项目活动代替的电力资源的碳减排因素；HGyy年没有项目活动时热力能源的消耗；CEFbaseline,therm,yy年热力能源产生时排放的CO2强度。因为基准线情景没有电力和热力的消耗，所以第y年的基准线排放可以如下公式计算：BEy=(MBy-MDreg,y)*GWPCH4然而，方法学AM0025声明，如果项目允许的话，可以按固体废弃物的基准线计算工具来来计算污泥的基准线排放，由此公式可变为：(3.8)式中：BEy第y年基准线情景下，固体废弃物在填埋场填埋处理所导致的甲烷排放量(tCO2e)；Φ模型不确定性的校正因子(0.9)；GWPCH4甲烷的全球增温潜势，21；OX氧化因子（固体废弃物填埋场产生的一部分甲烷会在覆盖垃圾的土壤或其它材料中被氧化）；F垃圾填埋气中的甲烷体积含量(0.5)；DOCf可降解的有机碳含量；MCF甲烷校正因子；DOCj污泥成分中可降解的有机碳的质量含量；kj垃圾成分j的降解速率；x计入期内的年份；y要计算的产生甲烷排放的年份；Wj,x第x年避免填埋的垃圾成分j的量，t。式中参数为：表3-20计算参数表 φ f F DOCf MCF OX Kj DOCf 0.9 0 0.5 0.5 1 0 0.185 0.55因此第一年基准线排放量为：BEy=0.9*1*21*0.9*16/12*0.5*0.5*90000*0.55*0.2*e-0.185*(7-1)*(1-e-0.185)=3144(tCO2e)以此类推得：表3-21基准线排放量 年份 第一年 第二年 第三年 第四年 第五年 第六年 第七年 平均 基准线排放量BEy(tCO2e) 3144 3784 4553 5478 6951 7930 9543 59123.4.4项目排放量(3.9)式中：PEyy年项目排放量(tCO2e)；PEelec,yy年项目活动现场电力消耗相当的排放量(tCO2e)；PEfuel,on-site,yy年项目活动现场化石燃料消耗产生的排放量(tCO2e)；PEc,yy年项目堆肥过程产生的排放量(tCO2e)；PEa,yy年污泥厌氧过程处理产生的排放量(tCO2e)；这个项目不包括厌氧处理过程，所以PEa,y=0；PEg,yy年污泥汽化过程产生的排放量(tCO2e)；本项目不包括汽化过程，所以PEg,y=0。所以PEy的计算变为PEy=PEelec,y+PEc,y(3.10)。（1）电力消耗所产生的排放量(PEelec,y)项目活动消耗的电来自华北电网，考虑到电生产时所产生的温室气体。由此有，PEelec,y=MWhe,y*CEFelec(3.11)MWhe,y是来自电网的总消耗电量，电表计量（MWh）。CEFelec指项目活动中电力消耗产生的碳排放(tCO2/MWh)。该项目主要是曝气耗电，有罗茨鼓风机12台，配套电机功率为45kw，假设一年工作300天，一天工作24小时，算得一年的耗电量为MWhe,y=45*24*12*300=3888MWh。由华北电网的组合排放因子CM=0.8115(tCO2e)得：PEelec,y=3888*0.8115=3155(tCO2e)（2）污泥堆肥过程产生的排放量(tCO2e)(PEc,y)PEc,y=PEc,N2O,y+PEc,CH4,y（3.12）PEc,N2O,yy年当中项目的堆肥过程产生的N2O排放当量(tCO2e)；PEc,CH4,yy年当中项目的堆肥过程中厌氧条件下产生的甲烷排放当量(tCO2e)。1N2O的排放量（PEc,N2O,y）PEc,N2O,y是y年当中项目的堆肥过程产生的N2O排放当量(tCO2e)。PEc,N2O,y=Mcompost,y*EFc,N2O*GWPN2O(3.13)Mcompost,yy年当中堆肥的总量(tonnes/a)；EFc,N2Oy年当中项目的堆肥工艺的N2O排放当量因子(tCO2e)；GWPN2ON2O的全球增温潜势，310。由项目知每天处理污泥300t/d，所以一年处理量为300*300=90000t。所以PEc,N2O,y=90000*0.000043*310=1199(tCO2e)。②CH4的排放量（PEc,CH4,y）PEc,CH4,y=MBcompost,y*GWPCH4*Sa,y(3.14)MBcompost,yy年中无项目堆肥活动情况下垃圾填埋场产生的甲烷量。根据公式MDreg,y=MBy*AF垃圾填埋厂所有和堆肥活动有关的项目活动（堆肥、气化、厌氧消化、RDF/稳定生物质、焚烧）的垃圾转换率乘以MBy估算而来。其中BEy=MBcompost,y*GWPCH4；GWPCH4CH4的全球增温潜势，21；Sa,y厌氧过程中污泥降解的量，2%。MBcompost,y=BEy/GWPCH4表3-22堆肥时每年甲烷排放量 年份 第一年 第二年 第三年 第四年 第五年 第六年 第七年 平均 PEc,CH4,y(tCO2e) 63 76 91 110 139 159 191 118表3-23堆肥时每年项目排放量 年份 第一年 第二年 第三年 第四年 第五年 第六年 第七年 PEc,y 1263 1275 1291 1309 1339 1358 1391 项目排放量，PEy(tCO2e) 4418 4430 4446 4464 4494 4513 45463.4.5泄露项目活动用堆肥过程来处理污泥，所以每年的泄露量可以按如下公式计算：Ly=Lt,y+Lr,y​​式中：Ly每年的泄露量(tCO2e)；Lt,y每年运输过程产生的泄漏量(tCO2e)；Lr,y每年剩余污泥厌氧所产生的泄露量，该项目不包括厌氧消化过程所以Lt,y=0。所以得出：(3.15)式中：NOvehicles,y每年车辆运输产生的NO排放量；KMi,yy年车辆i远程运输的平均排放量；VFfuel车辆i每年行走一千米消耗的车用燃油；CVfuel燃料的热值；Dfuel油的密度，如果需要的话；EFfuel油的排放因子。堆肥过程的发生在项目地点产生，处理设施没有附加的收集场所的运输过程，项目离最近的堆肥场所的距离不超过0.1KM，没有任何的运输工具，所以项目的泄漏量为：Ly=Lt,y=0。3.4.6项目减排量计算项目减排量可以用以下公式计算：ERy=BEy-PEy-LyERyy年的减排量(tCO2e)；BEyy年基准线排放量(tCO2e)；PEyy年的项目排放量(tCO2e);Lyy年泄漏量。表3-24减排量统计 年份 基准线排放量估算（tCO2e） 项目活动排放量估算（tCO2e） 泄露估算（tCO2e） 减排量估算（tCO2e） 第一年 3144 4418 0 -1274 第二年 3784 4430 0 -646 第三年 4553 4446 0 107 第四年 5478 4464 0 1014 第五年 6951 4494 0 2457 第六年 7930 4513 0 3417 第七年 9543 4546 0 4997 总减排量（tCO2e） 10072 年平均减排量（tCO2e） 1439注：因为厌氧堆肥的特殊条件，前两年基准线排放量较小，而项目活动排放的量是一定的，所以前两年减排量为负值。4结论邯郸市西污水处理厂污泥处理项目，采用好氧堆肥工艺处理污水厂产生的污泥。污泥的好氧堆肥的工艺与在填埋厂直接处理污泥的方法相比，更能减少甲烷气体的排放，从而达到碳减排的目标，遏制全球气候变暖的趋势。项目设计处理规模为每年90,000吨，预计每年产生堆肥21,000吨。进泥含水率为80%，出泥含水率为45%。该项目的建设运行，避免了污水厂产生的污泥在垃圾填埋场厌氧填埋产生的甲烷排放。应用清洁发展机制（CDM）方法学AM0025“通过可选择的垃圾处理方法避免有机垃圾温室气体排放”对该项目产生的温室气体减排量进行了计算。结论如下：（1）华北区域电网组合排放因子为0.8115tCO2e/MWh；（2）基准线排放量逐年递增，平均年排放量为5912tCO2e；（3）项目排放量年平均为118tCO2e；（4）项目年平均产生的温室气体减排量为1439tCO2e下面简单介绍一下计算过程：项目活动所在地点为中国邯郸，属于电网区域的华北区域，所以应用华北区域的数据计算电量边际排放因子OM、容量边际排放因子BM，所以加权平均算出组合排放因子CM为0.8115tCO2e/MWh。项目减排量的计算可以按公式：项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露算出。因此，项目的基准线情景为在没有项目活动的情景下，污水厂产生的污泥送至垃圾填埋场厌氧填埋，填埋产生的沼气排空，由此可得到甲烷的基准线排放量，由计算可得基准线排放量是逐年递增的。项目排放量是每年的电力消耗和堆肥时产生的CH4和N2O的排放量，由此得出项目排放量也是逐年递增的，泄漏量为0。从而可以得出项目的减排量。因为厌氧堆肥的特殊条件，前两年基准线排放量较小，而项目活动排放的量是一定的，所以前两年减排量为负值，项目从第三年开始减排。通过计算结果预估，在该项目建成后，能够有效的达到改造后节能减排的要求，合理的处理了污泥，既减少了温室气体的排放，又能利用堆肥后的堆肥产品，是清洁发展机制的良好范例。致谢首先，非常感谢杨卫华老师在我大学的最后学习阶段——毕业完成阶段给我的指导。他严肃的科学态度，严谨的治学精神，精益求精的工作作风，深深地感染和激励着我。在此谨向杨老师致以诚挚的谢意和崇高的敬意。我还要感谢毕业论文小组的同学们，正是由于你们的帮助和支持，我才能克服一个一个的困难和疑惑，直至本文的顺利完成。还要感谢初金凤学姐，正在攻读硕士研究生的她，在百忙之中抽出时间帮助我搜集文献资料，帮助我理清论文写作思路，对我的论文提出了诸多宝贵的意见和建议。在此对学姐的帮助表示真挚的感谢，谢谢她在我论文完成阶段对我的帮助。通过这一阶段的努力，我的毕业论文《污水厂污泥处理项目温室气体减排量计算》终于完成了，这意味着大学生活即将结束。在大学阶段，我在学习上和思想上都受益非浅，这除了自身的努力外，与各位老师、同学和朋友的关心、支持和鼓励是分不开的。在本论文的写作过程中，我的导师杨卫华老师倾注了大量的心血，从选题到开题报告，从写作提纲，到一遍又一遍地指出每稿中的具体问题，严格把关，循循善诱，在此我表示衷心感谢。同时我还要感谢在我学习期间给我极大关心和支持的各位老师以及关心我的同学和朋友。写作毕业论文是一次再系统学习的过程，毕业论文的完成，同样也意味着新的学习生活的开始。这在这次的毕业论文中，发挥了我在学校学到的文化知识和技能的应用，也算是我最后一次做学校的作业。最后，我要向百忙之中抽时间对本文进行审阅，评议和参与本人论文答辩的各位老师表示感谢。参考文献[1]岳丽红,陈宝智,王黎.温室气体的环境影响及控制技术的研究现状[J].环境保护,2001，12（5）13-15[2]陈中元.逐渐增大的温室效应危险及其对策的研究[J].云南化工，2005，32（6）：53-56[3]清节发展机制在中国[M],北京：中国标准出版社，2008[4]腾卫化.浅谈温室效应与全球变暖[J].科学咨询，2010(15)：89[5]刘书峰．清洁发展机制（CDM）给中国电力行业带来新机遇[J].国际电力，2009,9(2)：11-13[6]KyotoProtocoltotheUnitedNationsFrameworkConventiononClimateChange(UNFCCC).[7]整合的可再生能源并网发电基准线方法学AM0025（第12.1版）[8]电网系统排放因子计算工具（第2版）[9]建设项目经济评价方法与参数（第3版）[10]中华人民共和国国家计量检定规程（JJG596-1999）[11]熊焰．低碳之路重新定义世界和我们的生活[M]．北京：中国经济出版社，20lO．[12]李威．国际法框架下碳金融的发展[J]．国际商务研究，2009，(4)．[13]杨志，郭兆晖．碳交易市场的现状发展与中国的对策[J].中国经济报告。2009．(4)．[14]金乐琴,刘瑞．低碳经济与中国发展模式转型[J]．经济问题探索。2009，(1)．CDM方法学综述电网排放因子计算工具实际案例计算研究背景及现状调理剂堆放间混料车间除臭装置发酵仓筛分及成品间鼓风机房出厂成品外运脱水污泥300t/d含水率80%回流污泥90t/d含水率45%有机辅料30t/d含水率15%混合料320t/d含水率64%腐熟料160t/d含水率45%有机质损失19.5t水分挥发141t120t/d出厂成品料70t/d含水率45%脱水污泥200t/d，含水率80%回用料90t/d，含水率45%秸秆30t/d，含水率15%混合料320t/d，含水率64%�EMBEDEquation.3����EMBEDEquation.3����EMBEDEquation.3����按《中国能源统计年鉴2010》p285页提供的洗中煤低位发热值计算，由于煤泥的平均低位发热值高于洗中煤，这样的处理是保守的。2按《中国能源统计年鉴2010》p285页提供的焦炉煤气热值范围16,726-17,981kJ/m3的较低值计算。3按《中国能源统计年鉴2010》p285页提供的发生炉煤气、重油催化裂解煤气、重油热裂解煤气、压力气化煤气和水煤气低位发热值的最低值计算。_1102884615.unknown_1346006839.unknown_1346006844.unknown_1346006849.unknown_1346092703.unknown_1346092731.unknown_1346093267.unknown_1346093300.unknown_1400567597.unknown_1400571963.unknown_1400687637.unknown