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Q-2, r. 46.1 - Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre

Texte complet

Date d'entrée en vigueur

2021-07-15 Afficher le texte complet à cette date

ANNEXE D

(a. 70.1 à 70.22)

Cette annexe est réputée être un règlement du ministre pris en vertu du deuxième alinéa de l’article 46.8 de la Loi sur la qualité de l’environnement. (L.Q. 2017, c. 4, a. 285)

Protocoles de crédits compensatoires

Pour l’application des présents protocoles, on entend par:

1° «conditions de référence»: une température de 20 °C et une pression de 101,325 kPa;

2° «SPR»: les sources, puits et réservoirs de GES sur le site du projet.

PROTOCOLE 1

RECOUVREMENT D’UNE FOSSE À LISIER – DESTRUCTION DU CH4

Partie I

1. Projet visé

Le présent protocole de crédits compensatoires concerne les projets visant à réduire les émissions de GES par la destruction du CH4 attribuable au lisier d’une exploitation agricole au Québec faisant l’élevage de l’une des espèces visées aux tableaux prévus à la Partie II.

Le projet consiste en l’installation, sur une fosse à lisier, d’une toiture de captation ainsi que d’un dispositif fixe de destruction du CH4.

Le projet doit permettre de capter et détruire le CH4 qui, avant la réalisation du projet, était émis à l’atmosphère. Le CH4 doit être détruit sur le site de la fosse à lisier d’où il a été capté à l’aide d’une torche ou de tout autre dispositif.

Pour l’application du présent protocole, on entend par «lisier» les déjections animales avec gestion sur fumier liquide au sens du Règlement sur les exploitations agricoles (chapitre Q-2, r. 26).

2. Localisation

Le projet doit être réalisé à l’intérieur des limites de la province de Québec.

3. SPR du projet de réduction

L’organigramme du processus prévu à la figure 3.1 ainsi que le tableau prévu à la figure 3.2 déterminent l’ensemble des SPR dont le promoteur doit tenir compte dans le calcul des réductions des émissions de GES attribuables au projet.

Tous les SPR compris dans la zone pointillée doivent être comptabilisés aux fins du présent protocole.

Figure 3.1. Organigramme du processus du projet de réduction

Figure 3.2. SPR du projet de réduction

4. Méthode de calcul des réductions des émissions de GES attribuables au projet

Le promoteur doit calculer la quantité de réductions des émissions de GES attribuables au projet selon l’équation 1:

Équation 1

Où:

RÉ = Réductions des émissions de GES attribuables au projet durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

GES projet = Réductions brutes des émissions de GES du projet durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 2, en tonnes métriques en équivalent CO2;

/\GES fossiles = Différentiel entre les émissions de GES du scénario de référence et celles du projet attribuables aux combustibles fossiles consommés pour le fonctionnement d’équipements à l’intérieur des SPR inclus dans le projet, durant la période de délivrance, calculé selon l’équation 9, en tonnes métriques en équivalent CO2.

4.1. Méthode de calcul des réductions brutes des émissions de GES

Le promoteur doit calculer la quantité de réductions brutes d’émissions de GES attribuables au projet selon les équations 2 à 8:

Équation 2

GES projet = GES dest torch - GES combustion torch + GES dest autres - GEScombustion autres

Où:

GES projet = Réductions brutes des émissions de GES attribuables au projet durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

GES dest torch = Valeur minimale entre les émissions de CH4 détruites à la torche durant la période de délivrance et 90% des émissions d’une fosse à lisier non couverte, calculée selon l’équation 3, en tonnes métriques en équivalent CO2;

GES combustion torch = Émissions de N2O attribuables à la combustion à la torche du gaz capté durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 6, en tonnes métriques en équivalent CO2;

GES dest autres = Valeur minimale entre les émissions de CH4 détruites par le dispositif de destruction autre que la torche durant la période de délivrance et 90% des émissions d’une fosse à lisier non couverte, calculée selon l’équation 7, en tonnes métriques en équivalent CO2;

GES combustion autres = Émissions de N2O attribuables à la combustion, par le dispositif de destruction autre que la torche, du gaz capté durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 8.1, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Équation 3

GES dest torch = MIN [GES torch ; GES FE]

Où:

GES dest torch = Valeur minimale entre les émissions de CH4 détruites à la torche durant la période de délivrance et 90% des émissions d’une fosse à lisier non couverte, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Min = Valeur minimale entre les 2 éléments calculés;

GES torch = Émissions de CH4 détruites à la torche durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 4, en tonnes métriques en équivalent CO2;

GES FE = 90% des émissions d’une fosse à lisier non couverte, calculées selon l’équation 5, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Équation 4

Où:

GES torch = Émissions de CH4 détruites à la torche durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de jours où du gaz est produit durant la période de délivrance;

j = Jour où il y a du gaz produit à la sortie de la fosse;

Q gaz couv = Quantité de gaz disponible pour brûlage au jour j mesurée au système de captation avant l’envoi à la torche, en mètres cubes aux conditions de référence;

EFF torch = Taux d’efficacité de brûlage de la torche, soit:

— pour une torche à flamme visible, un taux de 0,96 lorsque la torche est exploitée conformément à la méthode intitulée «General control device and work practice requirements» prévue à la partie 60.18 du titre 40 du Code of Federal Regulation et publiée par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou un taux de 0,5 dans les autres cas;

— pour une torche à flamme invisible, un taux de 0,98 lorsque le temps de rétention du gaz dans la cheminée est d’au moins 0,3 seconde, ou un taux de 0,9 dans les autres cas;

T CH4 = Teneur moyenne en CH4 du gaz brûlé au jour j, déterminée conformément à la Partie III, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz;

0,667 = Densité du CH4, en kilogrammes par mètre cube aux conditions de référence;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

Équation 5

Où:

GES FE = 90% des émissions d’une fosse à lisier non couverte, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de catégories d’animaux;

i = Catégorie d’animaux visée aux tableaux de la Partie II;

Nbi = Population de la catégorie d’animaux i durant la période de délivrance, en nombre de têtes;

FEi = Facteur d’émission de CH4 de la catégorie d’animaux i, prévu aux tableaux de la Partie II, en kilogrammes de CH4 par tête par année;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

0,9 = 90%;

Équation 6

Où:

GES combustion torch = Émissions de N2O attribuables à la combustion à la torche du gaz capté durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de jours où du gaz est produit durant la période de délivrance;

j = Jour où il y a du gaz produit à la sortie de la fosse;

Q gaz couv = Quantité de gaz disponible pour brûlage au jour j mesurée au système de captation avant l’envoi à la torche, en mètres cubes aux conditions de référence;

EFF torch = Taux d’efficacité de brûlage de la torche, soit:

— pour une torche à flamme invisible, un taux de 0,98 lorsque le temps de rétention du gaz dans la cheminée est d’au moins 0,3 seconde ou un taux de 0,9 dans les autres cas;

T CH4 = Teneur moyenne en CH4 du gaz brûlé au jour j, déterminée conformément à la Partie III, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz;

0,049 = Facteur d’émission du N2O attribuable au brûlage à la torche, en grammes de N2O par mètre cube de gaz brûlé;

310 = Potentiel de réchauffement planétaire du N2O;

0,000001 = Facteur de conversion des grammes en tonnes métriques;

Équation 7

GES dest autres = Min [GES autres ; GES FE]

Où:

Min = Valeur minimale entre les 2 éléments calculés;

GES autres = Émissions de CH4 détruites par le dispositif de destruction autre que la torche durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 8, en tonnes métriques en équivalent CO2;

GES FE = 90% des émissions d’une fosse à lisier non couverte, calculées selon l’équation 5, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Équation 8

Où:

GES autres = Émissions de CH4 détruites par le dispositif de destruction autre que la torche durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Q gaz couv = Quantité de gaz disponible pour destruction durant la période de délivrance, mesurée au système de captation avant la destruction, en mètres cubes aux conditions de référence;

T CH4 = Teneur moyenne en CH4 du gaz avant l’entrée dans le dispositif de destruction durant la période de délivrance, déterminée conformément à la Partie III, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz;

T dest-CH4 = Teneur moyenne en CH4 du gaz à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, déterminée conformément à la méthode prévue à la Partie V, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz;

0,667 = Densité du CH4, en kilogrammes par mètre cube aux conditions de référence;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.

Équation 8.1

GEScombustion autres = Qgaz couv × (Tdes-N20 × 1,84 × 310) × 0,001

Où:

GES combustion autres = Émissions de N2O attribuables à la combustion, par le dispositif de destruction autre que la torche, du gaz capté durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Q gaz couv = Quantité de gaz disponible pour destruction durant la période de délivrance, mesurée au système de captation avant la destruction, en mètres cubes aux conditions de référence;

T dest-N2O = Teneur moyenne en N2O du gaz à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, déterminée conformément à la méthode prévue à la Partie V, en mètres cubes de N2O par mètre cube de gaz;

1,84 = Densité du N2O, en kilogrammes par mètre cube aux conditions de référence;

310 = Potentiel de réchauffement planétaire du N2O;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.

4.2. Méthode de calcul des émissions de GES attribuables aux combustibles fossiles

Le promoteur doit calculer le différentiel entre les émissions de GES du scénario de référence et celles du projet attribuables aux combustibles fossiles selon l’équation 9.

Dans le cas où les émissions de GES dans le cadre de la réalisation du projet sont supérieures à celles du scénario de référence, ces dernières sont soustraites des réductions conformément à l’équation 1. Dans le cas contraire, le facteur «/\GES fossiles» de l’équation 1 est de 0.

Équation 9

Où:

/\GES fossiles = Différentiel entre les émissions de GES du scénario de référence et celles du projet attribuables aux combustibles fossiles durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

m = Nombre de combustibles fossiles;

j = Combustible fossile;

C projet = Quantité de combustible fossile j consommée pour le fonctionnement d’équipements à l’intérieur des SPR inclus dans le projet durant la période de délivrance, soit:

— en kilogrammes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en litres dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

C SF = Quantité de combustible fossile j consommée pour le fonctionnement d’équipements à l’intérieur des SPR inclus dans le scénario de référence durant la période de délivrance, soit:

— en kilogrammes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en litres dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

FCO2 = Facteur d’émission de CO2 du combustible j prévu aux tableaux 1-3 à 1-8 de QC.1.7 de l’annexe A.2 du Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère (chapitre Q-2, r. 15), soit:

— en kilogrammes de CO2 par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en kilogrammes de CO2 par mètre cube aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilogrammes de CO2 par litre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

FCH4 = Facteur d’émission de CH4 du combustible j prévu aux tableaux 1-3 à 1-8 de QC.1.7 de l’annexe A.2 du Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère, soit:

— en grammes de CH4 par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en grammes de CH4 par mètre cube aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en grammes de CH4 par litre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

0,000001 = Facteur de conversion des grammes en tonnes métriques;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4;

FN2O = Facteur d’émission de N2O du combustible j prévu aux tableaux 1-3 à 1-8 de QC.1.7 de l’annexe A.2 du Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère, soit:

— en grammes de N2O par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en grammes de N2O par mètre cube aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en grammes de N2O par litre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

310 = Potentiel de réchauffement planétaire du N2O.

5. Gestion de données et surveillance du projet

5.1. Collecte de données

Le promoteur du projet est responsable de collecter les informations nécessaires au suivi du projet.

Le promoteur doit démontrer que les données recueillies à l’exploitation agricole sont réelles et représentent bien la production durant la période visée par chaque rapport de projet. Le promoteur doit également tenir un registre d’élevage de l’exploitation agricole.

5.2. Plan de surveillance

Le promoteur doit établir un plan de surveillance pour effectuer la mesure et le suivi des paramètres du projet conformément à la figure 5.1:

Figure 5.1. Plan de surveillance du projet

Le promoteur est responsable de la réalisation et du suivi de la performance du projet. Il doit utiliser le dispositif de destruction du CH4 et les instruments de mesure conformément aux instructions du fabricant. Il doit notamment utiliser des instruments de mesures permettant de mesurer directement:

1° le débit du gaz avant d’être acheminé au dispositif de destruction, en continu, enregistré toutes les 15 minutes ou totalisé et enregistré au moins quotidiennement ainsi qu’ajusté pour la température et la pression;

2° la teneur en CH4 du gaz à l’entrée du dispositif de destruction, déterminée conformément à la méthode applicable prévue à la Partie III;

3° la teneur en CH4 et en N2O du gaz à la sortie du dispositif de destruction, déterminée conformément à la méthode applicable prévue à la Partie V, lorsqu’un dispositif de destruction autre qu’une torche est utilisé.

Le promoteur doit contrôler et documenter l’utilisation du dispositif de destruction au moins 1 fois par jour pour assurer la destruction du CH4. Dans le cas d’une torche, celle-ci doit être munie d’un dispositif de suivi, tel un thermocouple, à sa sortie qui certifie le fonctionnement de celle-ci. Les réductions de GES ne seront pas prises en compte pour la délivrance de crédits compensatoires durant les périodes pendant lesquelles le dispositif de destruction ne fonctionne pas.

Lorsque le dispositif de destruction ou le dispositif de suivi du fonctionnement, tel que le coupleur thermique sur la torche, ne fonctionne pas, tout le CH4 mesuré allant au dispositif de destruction doit être considéré comme étant émis dans l’atmosphère durant la période d’inefficacité. L’efficacité de destruction du dispositif doit alors être considérée comme nulle.

5.3. Instruments de mesure du CH4 et du N2O

Le promoteur doit s’assurer que tous les débitmètres de gaz et les analyseurs sont:

1° nettoyés et inspectés sur une base trimestrielle, sauf pendant les mois de décembre à mars;

2° au plus tôt 2 mois avant la date de la fin de la période de délivrance, inspectés pour la précision de l’étalonnage par une personne qualifiée et indépendante, utilisant un instrument portatif ou selon les instructions du fabricant, et s’assurer que le pourcentage d’écart est documenté;

3° étalonnés par le fabricant ou un tiers certifié à cette fin à tous les 5 ans ou tel que prescrit par le fabricant, selon ce qui est le plus fréquent.

Lorsqu’une pièce d’équipement s’avère être d’une précision à l’extérieur d’un écart de ± 5%:

1° cette pièce doit être étalonnée par le fabricant ou un tiers certifié à cette fin par le fabricant;

2° toutes les données des compteurs et analyseurs doivent être ajustées selon la procédure suivante:

a) elles doivent être ajustées pour toute la période depuis le dernier étalonnage révélant une précision à l’intérieur du seuil de ± 5%, jusqu’au moment où le débitmètre et l’analyseur est correctement étalonné;

b) le promoteur du projet doit estimer les réductions d’émissions de GES en utilisant la plus petite des valeurs entre les valeurs de débits mesurées non corrigées et les valeurs de débits ajustées à partir de la plus grande déviation observée.

Le dernier étalonnage révélant une précision à l’intérieur du seuil de ± 5% ne doit pas avoir été effectué plus de 2 mois avant la date de fin de la période de délivrance.

Lorsqu’un instrument portatif est utilisé, tel un analyseur de CH4 portatif, l’instrument doit être étalonné au moins annuellement par le fabricant ou par un laboratoire accrédité ISO 17025.

5.4. Gestion des données

Les données doivent être de qualité suffisante pour satisfaire aux exigences de calcul et être confirmées par les registres d’élevage de l’exploitation agricole lors de la vérification.

Le promoteur du projet doit établir des procédures écrites pour chaque tâche impliquant des mesures, lesquelles doivent indiquer la personne responsable, la fréquence et le moment des prises de mesures ainsi que préciser l’endroit où sont tenus les registres.

De plus, ces registres doivent:

1° être lisibles, datés et révisés au besoin;

2° être maintenus en bon état;

3° être gardés dans un endroit facilement accessible durant toute la durée du projet.

5.5. Données manquantes – méthodes de remplacement

Dans les situations où des données de débit de gaz ou de teneur en CH4 ou en N2O sont manquantes, le promoteur doit appliquer les méthodes de remplacement de données prévues à la Partie VI. Les données de débit de gaz manquantes peuvent être remplacées seulement lorsqu’un analyseur en continu est utilisé pour les teneurs en CH4 et en N2O. Lorsque les teneurs en CH4 et en N2O sont mesurées par échantillonnage, il ne peut y avoir aucune donnée manquante.

Partie II

Facteurs d’émission la gestion des lisiers de certains animaux

Tableau 1. Facteurs d’émission de CH4 pour la gestion des lisiers des bovins laitiers et non laitiers

_________________________________________________________________________________
| | |
| Catégories | Facteurs d’émission en |
| | kilogrammes de CH4 / tête /année |
| | |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Vaches laitières | 27,8 |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Taures laitières | 19,1 |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Taureaux | 3,3 |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Vaches de boucheries | 3,2 |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Taures de boucherie | 2,4 |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Bouvillons | 1,6 |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Bovins de semi-finition | 1,8 |
|__________________________________________|______________________________________|
| | |
| Veaux et génisses laitières | 1,5 |
|__________________________________________|______________________________________|

Tableau 2. Facteurs d’émission de CH4 pour la gestion des lisiers d’autres catégories d’animaux

Partie III

Détermination de la teneur en CH4 du gaz disponible pour brûlage mesurée au système de captation avant l’envoi à la torche ou à un autre dispositif de destruction

Lorsque le projet n’utilise pas un analyseur en continu du CH4, le promoteur doit procéder à l’échantillonnage du gaz acheminé au dispositif de destruction lors du fonctionnement de ce dispositif durant les 4 périodes par année suivantes:

Échantillonnage 1: avril – mai

Échantillonnage 2: juin – juillet

Échantillonnage 3: août – septembre

Échantillonnage 4: octobre – novembre

Pour être représentatif, chaque échantillonnage doit mesurer la concentration, le débit de gaz et la température de l’air pendant 8 heures en continu ou réparties sur plusieurs périodes. Les données recueillies doivent être en nombre suffisant pour établir un graphique de teneur en CH4 en fonction de la température.

Ce graphique permet de déterminer la teneur en CH4 pour une journée sans échantillonnage de gaz lorsque la température moyenne est connue.

Le promoteur doit:

1° échantillonner les gaz, mesurer le débit de gaz et mesurer la température ambiante;

2° faire un graphique de la teneur en CH4 en fonction de la température;

3° déterminer la température ambiante moyenne d’une journée;

4° à l’aide du graphique, déterminer la teneur en CH4 en fonction de la température pour chaque période d’opération du dispositif de destruction;

5° compléter la grille de suivi prévue à la Partie IV.

Partie IV

Grille de suivi

________________________________________________________________________________
| | | | | | |
|Date |Q gaz couv |Température |TCH4 |GES torch ou |GES combustion torch |
| |en m3 |ambiante |en m3 de |GES autres en |ou |
| |mesuré |En degré |CH4 par |équivalent CO2, |GES combustion autres |
| | |kelvin |m3 de gaz |selon |en équivalent CO2 |
| | |mesuré | |l’équation 4 |selon l’équation |
| | | | |ou 8 |6 ou 8.1 |
|_____|____________|____________|__________|_______________|_____________________|
| | | | | | |
|_____|____________|____________|__________|_______________|_____________________|
| | | | | | |
|_____|____________|____________|__________|_______________|_____________________|
| | | | | | |
|_____|____________|____________|__________|_______________|_____________________|
| | | | | | |
|_____|____________|____________|__________|_______________|_____________________|
| | | | | | |
|_____|____________|____________|__________|_______________|_____________________|

Partie V

Détermination de la teneur en CH4 et en N2O du gaz à la sortie du dispositif de destruction autre qu’une torche

Lorsque le projet n’utilise pas un analyseur en continu du CH4 ou du N2O, le promoteur doit échantillonner le gaz disponible à la sortie du dispositif de destruction durant les 4 périodes par année suivantes:

Échantillonnage 1: avril – mai

Échantillonnage 2: juin – juillet

Échantillonnage 3: août – septembre

Échantillonnage 4: octobre – novembre

Il doit déterminer la teneur moyenne en CH4 durant la période de délivrance selon l’équation 10 et la teneur moyenne en N2O selon l’équation 11:

Équation 10

Où:

T dest-CH4 = Teneur moyenne en CH4 du gaz à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz aux conditions de référence;

n = Nombre d’échantillons;

i = Échantillon;

Ts CH4,i = Teneur en CH4 de l’échantillon i, mesurée dans le gaz à la sortie du dispositif de destruction, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz aux conditions de référence;

Équation 11

Où:

Tdest-N2O = Teneur moyenne en N2O du gaz à la sortie du système de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes de N2O par mètre cube de gaz aux conditions de référence;

n = Nombre d’échantillons;

i = Échantillon;

Ts N2O,i = Teneur en N2O de l’échantillon i, mesurée dans le gaz à la sortie du système de destruction, en mètres cubes de N2O par mètre cube de gaz aux conditions de référence.

Partie VI

Données manquantes – méthodes de remplacement

Les méthodes de remplacement présentées ci-dessous doivent être utilisées seulement:

1° pour les paramètres de teneur en CH4 ou en N2O ou de mesure du débit du gaz;

2° pour les données manquantes de débit gazeux qui sont discontinues, non chroniques et dues à des événements inattendus;

3° lorsque le bon fonctionnement du dispositif de destruction est démontré par des mesures aux thermocouples, à la torche ou autres;

4° lorsque sont manquantes seulement les données de débit de gaz ou seulement la teneur en CH4 ou en N2O;

5° pour le remplacement de données de mesures de débit du gaz, lorsqu’un analyseur en continu est utilisé pour mesurer les teneurs en CH4 et en N2O et lorsqu’il est démontré que les teneurs en CH4 et en N2O varient à l’intérieur des paramètres normaux d’opération durant le temps où les données étaient manquantes;

6° pour le remplacement des données de mesures des teneurs en CH4 et en N2O, lorsqu’il est démontré que les mesures de débit du gaz varient à l’intérieur des paramètres normaux d’opération durant le temps où les données étaient manquantes.

Aucun crédit compensatoire ne peut être délivré pour les périodes où les méthodes de remplacement ne peuvent pas être utilisées.

PROTOCOLE 2

(Remplacé, A.M. 2021-06-11, a. 63).

PROTOCOLE 3

(Remplacé, A.M. 2021-06-11, a. 62).

PROTOCOLE 4

MINES DE CHARBON EN EXPLOITATION – DESTRUCTION DU CH4 PROVENANT DU SYSTÈME DE DÉGAZAGE

Partie I

1. Projet visé

Le présent protocole de crédits compensatoires concerne les projets visant à réduire les émissions de GES par la captation et la destruction du CH4 provenant du système de dégazage de CH4 d’une mine de charbon souterraine ou à ciel ouvert qui est en exploitation, à l’exception d’une mine à flanc de montagne.

Le projet doit capter et détruire le CH4 qui, avant la réalisation du projet, était émis à l’atmosphère. Celui-ci doit être capté dans les limites de la mine selon le plan à jour de celle-ci ainsi qu’au plus 50 m au-dessous de la veine exploitée et, dans le cas d’une mine souterraine, également à au plus 150 m au-dessus de cette veine. Le projet ne doit pas utiliser du CO2, de la vapeur ou tout autre liquide ou gaz afin d’accroître l’extraction du CH4.

Le CH4 doit être détruit sur le site de la mine d’où il a été capté à l’aide d’une torche ou de tout autre dispositif de destruction. Étant considérée comme une pratique courante dans l’exploitation d’une mine souterraine, les réductions d’émissions suite à l’injection du CH4 dans un pipeline ne sont admissibles que pour une mine à ciel ouvert.

Pour l’application du présent protocole, on entend par:

1° «chambre et piliers»: une technique d’exploitation minière souterraine selon laquelle environ la moitié du charbon est laissé en place comme «piliers» pour supporter le toit alors que des «chambres» de charbon sont extraites;

2° «charbon»: tout combustible solide classifié comme anthracite, bitumineux, sous-bitumineux ou lignite selon la norme ASTM D388 intitulée «Standard Classification of Coals by Rank»;

3° «gaz minier»: le gaz non traité extrait d’une mine en utilisant un système de dégazage du CH4 et qui contient aussi habituellement d’autres composés tels l’azote, l’oxygène, le CO2 et le sulfure d’hydrogène;

4° «CH4 minier»: la portion de CH4 du gaz minier qui est contenu dans les veines de charbon et les strates environnantes et qui est relâché en raison des opérations minières;

5° «système de dégazage»: un système installé dans une mine pour extraire le CH4 émis par les veines de charbon.

2. Premier rapport de projet

Outre les renseignements requis en vertu du troisième alinéa de l’article 70.5 du présent règlement, le premier rapport de projet doit comprendre les renseignements suivants:

1° dans le cas d’une mine souterraine, la technique d’exploitation minière employée, telle que la méthode des chambres et piliers ou la longue taille;

2° la production annuelle de charbon, en tonnes métriques;

3° l’année de début d’exploitation de la mine;

4° l’année prévue de fermeture de la mine lorsque connue;

5° un diagramme du site de la mine qui inclut:

a) l’emplacement des puits et des trous d’aération actuels et futurs, en spécifiant s’ils sont utilisés pour le drainage avant ou après l’exploitation et en indiquant ceux qui font partie du projet;

b) l’emplacement de l’équipement qui sera utilisé pour traiter ou détruire le CH4 minier.

3. Localisation

Le projet doit être réalisé au Canada.

4. SPR du projet de réduction

L’organigramme du processus du projet de réduction prévu à la figure 4.1 ainsi que le tableau prévu à la figure 4.2 déterminent l’ensemble des SPR dont le promoteur doit tenir compte dans le calcul des réductions des émissions de GES attribuables au projet.

Tous les SPR compris dans la zone pointillée doivent être comptabilisés aux fins du présent protocole.

Figure 4.1. Organigramme du processus du projet de réduction

Figure 4.2. SPR du projet de réduction

_________________________________________________________________________________
| | | | | |
| SPR | Description | GES | Applicabilité: | Inclus |
| # | | visés | Scénario de | ou |
| | | | référence (R) | Exclus |
| | | | et/ou | |
| | | | Projet (P) | |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 1 | Émissions de CH4 | CH4 | R, P | Inclus |
| | dues aux activités | | | |
| | minières | | | |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 2 | Émissions résultant | CO2 | P | Exclus |
| | de la construction |_________| |__________|
| | ou de l’installation | | | |
| | de nouveaux | CH4 | | Exclus |
| | équipements |_________| |__________|
| | | | | |
| | | N2O | | Exclus |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 3 | Émissions | CO2 | P | Inclus |
| | attribuables aux |_________| |__________|
| | combustibles | | | |
| | fossiles | CH4 | | Exclus |
| | consommés pour le |_________| |__________|
| | fonctionnement du | | | |
| | système de | N2O | | Exclus |
| | captage de CH4 | | | |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 4 | Émissions lors de | CO2 | P | Inclus |
| | l’utilisation de |_________| |__________|
| | combustibles | | | |
| | fossiles d’appoint | CH4 | | Exclus |
| | |_________| |__________|
| | | | | |
| | | N2O | | Exclus |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 5 | Émissions lors de | CO2 | P | Inclus |
| | la destruction du |_________| |__________|
| | CH4 pour produire | | | |
| | de l’électricité | N2O | | Exclus |
| |________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| | Émissions de CH4 | CH4 | P | Inclus |
| | non détruit | | | |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 6 | Émissions lors de | CO2 | P | Inclus |
| | la destruction du |_________| |__________|
| | CH4 pour produire | | | |
| | de l’énergie | N2O | | Exclus |
| | thermique | | | |
| |________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| | Émissions de CH4 | CH4 | P | Inclus |
| | non détruit | | | |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 7 | Émissions lors de | CO2 | P | Inclus |
| | la destruction du |_________| |__________|
| | CH4 à l’aide d’une | | | |
| | torche ou de tout | N2O | | Exclus |
| | autre dispositif | | | |
| |________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| | Émissions de CH4 | CH4 | P | Inclus |
| | non détruit | | | |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| 8 | Injection dans un | CO2 | P | Exclus |
|(Mine | pipeline |_________| |__________|
|souterraine)| | | | |
| | | N2O | | Exclus |
| | |_________| |__________|
| | | | | |
| | | CH4 | | Exclus |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| | Émissions | CO2 | P | Inclus |
| 8 | attribuables à la |_________| |__________|
|(Mine | combustion du CH4 | | | |
| à | injecté dans un | N2O | | Exclus |
| ciel | pipeline | | | |
| ouvert) |________________________|_________|______________________|__________|
| | | | | |
| | Émissions de CH4 | CH4 | P | Inclus |
| | non détruit qui a été | | | |
| | injecté dans un | | | |
| | pipeline | | | |
|____________|________________________|_________|______________________|__________|

5. Méthode de calcul des réductions des émissions de GES attribuables au projet

Le promoteur doit calculer les réductions des émissions de GES attribuables au projet selon l’équation 1:

Équation 1

RÉ = ÉR - ÉP

Où:

RÉ = Réductions des émissions de GES attribuables au projet durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

ÉR = Émissions du scénario de référence durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 3, en tonnes métriques en équivalent CO2;

ÉP = Émissions dans le cadre de la réalisation du projet durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 5, en tonnes métriques en équivalent CO2.

Lorsque le débitmètre n’effectue pas la correction pour la température et la pression du gaz minier aux conditions de référence, le promoteur doit mesurer de façon distincte la pression et la température du gaz minier et corriger les valeurs de débit selon l’équation 2. Le promoteur doit utiliser les valeurs de débit corrigées dans toutes les équations prévues au présent protocole.

Équation 2

293,15 P

GMi,t = GMnoncorrigé × ________ × _______

T 101,325

Où:

GMi,t = Volume du gaz minier dirigé vers le dispositif de destruction i durant l’intervalle t, en mètres cubes aux conditions de référence;

i = Dispositif de destruction;

t = Intervalle de temps, visé au tableau prévu à la figure 6.1, pendant lequel les mesures de débit et de teneur en CH4 sont agrégées;

GMnoncorrigé = Volume non corrigé du gaz minier dirigé vers le dispositif de destruction i durant l’intervalle t, en mètres cubes;

293,15 = Température de référence, en kelvin;

T = Température du gaz minier mesurée durant l’intervalle de temps donné, en kelvin (°C + 273,15);

P = Pression du gaz minier mesurée durant l’intervalle de temps donné, en kilopascals;

101,325 = Pression de référence, en kilopascals.

5.1. Méthode de calcul des émissions de GES du scénario de référence

Dans le scénario de référence, il faut tenir compte du CH4 dirigé vers le dispositif de destruction durant la période de délivrance, à l’exception du CH4 capté par un puits de surface servant à extraire le CH4 avant l’exploitation minière.

Dans le cas d’un puits de surface servant à extraire le CH4 avant l’exploitation minière, les émissions de CH4 des périodes passées sont considérées seulement durant la période de délivrance où le puits est atteint et traversé par l’exploitation minière, c’est-à-dire lorsque l’une des situations suivantes se produit:

1° le puits est physiquement traversé par l’exploitation minière;

2° le puits produit des quantités accrues de gaz atmosphériques de sorte que la concentration d’azote dans le gaz minier augmente jusqu’à 5 fois celle des concentrations de référence selon une analyse des gaz effectuée à l’aide d’un chromatographe par un laboratoire certifié ISO 17025. Afin de s’assurer que les concentrations élevées d’azote ne sont pas dues uniquement à une fuite du puits, la concentration d’oxygène ne doit pas avoir augmenté dans la même proportion que celle de l’azote;

3° dans le cas d’une mine souterraine, la face de l’exploitation minière passe à moins de 150 m directement sous le puits;

4° dans le cas d’une mine souterraine, la méthode d’exploitation par chambre et piliers est utilisée et le bloc de charbon se trouvant à moins de 150 m directement sous le puits n’est pas exploité car celui-ci sert de pilier.

Le promoteur doit calculer les émissions de GES du scénario de référence selon l’équation 3:

Équation 3

Où:

ÉR = Émissions du scénario de référence durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de dispositifs de destruction;

i = Dispositif de destruction;

Qi = Quantité totale de CH4 dirigé vers le dispositif de destruction i durant la période de délivrance, calculée selon l’équation 4, en mètres cubes de CH4 aux conditions de référence;

0,667 = Densité du CH4, en kilogrammes de CH4 par mètre cube de CH4 aux conditions de référence;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4;

Équation 4

Où:

Qi = Quantité totale de CH4 dirigé vers le dispositif de destruction i durant la période de délivrance, en mètres cubes de CH4 aux conditions de référence;

n = Nombre d’intervalle de temps pendant la période de délivrance;

t = Intervalle de temps visé au tableau prévu à la figure 6.1 pendant lequel les mesures de débit et de teneur en CH4 du gaz minier sont agrégées;

GMi,t = Volume du gaz minier dirigé vers le dispositif de destruction i durant l’intervalle de temps t, en mètres cubes aux conditions de référence, à l’exclusion du gaz minier provenant d’un puits de surface qui n’a pas encore été atteint et traversé par l’exploitation minière. Toutefois, si le puits de surface a été atteint et traversé durant la période de délivrance, inclure le gaz minier qui a été dirigé vers le dispositif de destruction durant la période en cours et les années passées;

PRCH4,t = Proportion moyenne de CH4 dans le gaz minier dirigé vers le dispositif de destruction i durant l’intervalle de temps t, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz minier.

5.2. Méthode de calcul des émissions de GES dans le cadre de la réalisation du projet

Le promoteur doit calculer la quantité d’émissions de GES dans le cadre de la réalisation du projet selon les équations 5 à 8. Les émissions de CO2 attribuables à la destruction du CH4 provenant d’un puits de surface servant à extraire le CH4 avant l’exploitation qui ont eu lieu durant la période de délivrance en cours, calculées selon l’équation 7, doivent être incluses même si le puits n’est pas encore traversé par la face de l’exploitation minière.

Équation 5

ÉP = CFCO2 + DMCO2 + MICH4

Où:

ÉP = Émissions dans le cadre de la réalisation du projet durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

CFCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la consommation de combustibles fossiles pour capter et détruire le CH4 minier durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 6, en tonnes métriques en équivalent CO2;

DMCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la destruction du CH4 durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 7, en tonnes métriques en équivalant CO2;

MICH4 = Émissions de CH4 attribuables au CH4 non détruit durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 8, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Équation 6

Où:

CFCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la consommation de combustibles fossiles pour capter et détruire le CH4 minier durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de types de combustible fossile;

j = Type de combustible fossile;

CFPR,j = Quantité totale de combustible fossile j consommée, soit:

— en kilogrammes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en litres dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

FÉCF,j = Facteur d’émission de CO2 du combustible fossile j prévu aux tableaux 1-3 à 1-8 de QC.1.7 de l’annexe A.2 du Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère (chapitre Q-2, r. 15), soit:

— en kilogrammes de CO2 par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en kilogrammes de CO2 par mètre cube aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilogrammes de CO2 par litre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

1 000 = Facteur de conversion des tonnes métriques en kilogrammes;

Équation 7

Où:

DMCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la destruction du CH4 durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de dispositifs de destruction;

i = Dispositif de destruction;

Qi = Quantité totale de CH4 dirigé vers le dispositif de destruction i durant la période de délivrance, calculée selon l’équation 4, en mètres cubes de CH4 aux conditions de référence;

EÉi = Efficacité d’élimination du CH4 par défaut du dispositif de destruction i, déterminée conformément à la Partie II;

1,556 = Facteur d’émission du CO2 attribuable au brûlage du CH4, en kilogrammes de CO2 par mètre cube de CH4 brûlé;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

Équation 8

Où:

MICH4 = Émissions de CH4 attribuables au CH4 non détruit durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de dispositifs de destruction;

i = Dispositif de destruction;

Qi = Quantité totale de CH4 dirigé vers le dispositif de destruction i durant la période de délivrance, calculée selon l’équation 4, en mètres cubes de CH4 aux conditions de référence;

EÉi = Efficacité d’élimination du CH4 par défaut du dispositif de destruction i, déterminée conformément à la Partie II;

0,667 = Densité du CH4, en kilogrammes de CH4 par mètre cube de CH4 aux conditions de référence;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4.

6. Surveillance du projet

6.1. Collecte de données

Le promoteur est responsable de collecter les informations nécessaires au suivi du projet.

Le promoteur doit démontrer que les données recueillies sont réelles et que des procédures rigoureuses de surveillance et de tenue de registres sont suivies sur place.

6.2. Plan de surveillance

Le promoteur doit établir un plan de surveillance pour effectuer la mesure et le suivi des paramètres du projet conformément à la figure 6.1:

Figure 6.1. Plan de surveillance du projet

Le plan de surveillance doit:

1° spécifier les modalités de collecte et de consignation des données requises pour tous les paramètres pertinents visés au tableau prévu à la figure 6.1;

2° préciser:

a) la fréquence d’acquisition des données;

b) la fréquence de nettoyage, d’inspection et d’étalonnage des instruments ainsi que de la vérification de la précision de l’étalonnage de ceux-ci;

c) le rôle de la personne responsable de chaque activité de surveillance ainsi que les mesures d’assurance qualité et de contrôle qualité prises afin de s’assurer que l’acquisition des données et l’étalonnage des instruments de mesure se font de manière uniforme et précise;

3° inclure un diagramme détaillé du système de captage et de destruction du gaz minier, incluant l’emplacement de tous les instruments de mesure et des équipements liés aux SPR inclus.

Le promoteur est responsable de la réalisation et du suivi de la performance du projet. Il doit utiliser le dispositif de destruction du gaz minier et les instruments de mesure conformément aux indications du fabricant. Le promoteur doit utiliser des instruments de mesures permettant de mesurer directement:

1° le débit du gaz minier acheminé à chaque dispositif de destruction, en continu, consigné toutes les 15 minutes et totalisé sous forme de moyenne quotidienne ainsi qu’ajusté pour la température et la pression;

2° la teneur en CH4 du gaz minier acheminé à chaque dispositif de destruction, en continu, consignée toutes les 15 minutes et totalisée sous forme de moyenne quotidienne.

Lorsque la température et la pression doivent être mesurées pour corriger les valeurs de débits aux conditions de référence, ces paramètres doivent être mesurés au moins 1 fois l’heure.

L’état du fonctionnement du dispositif de destruction du gaz minier doit faire l’objet d’une surveillance avec enregistrement au moins 1 fois l’heure.

Pour tout dispositif de destruction, le promoteur doit démontrer, dans le premier rapport de projet, qu’il a installé un dispositif de suivi qui permet de vérifier le fonctionnement du dispositif de destruction. Le promoteur doit aussi démontrer, dans chaque rapport de projet suivant, que ce dispositif de suivi a bien fonctionné.

Lorsque le dispositif de destruction ou le dispositif de suivi du fonctionnement du dispositif de destruction ne fonctionne pas, aucune réduction d’émissions de GES n’est prise en compte pour la délivrance de crédits compensatoires durant cette période.

6.3. Instruments de mesure

Le promoteur doit s’assurer que tous les débitmètres de gaz minier et les analyseurs de CH4 sont:

1° nettoyés et inspectés conformément au plan de surveillance du projet et à la fréquence minimale de nettoyage et d’inspection prescrite par le fabricant, ce nettoyage et cette inspection devant être documentés par le personnel;

2° pas plus de 2 mois avant ou après la date de la fin de la période de délivrance, selon l’un des cas suivants:

b) étalonnés par le fabricant ou par un tiers certifié à cette fin par le fabricant;

3° étalonnés par le fabricant ou un tiers certifié à cette fin, à tous les 5 ans ou tel que prescrit par le fabricant, selon ce qui est le plus fréquent.

Un certificat d’étalonnage ou un rapport de vérification de la précision de l’étalonnage doit être produit et inclus dans le rapport de projet. La vérification prévue à l’article 70.16 du présent règlement doit inclure la confirmation que la personne a les compétences requises pour effectuer la vérification de la précision de l’étalonnage.

L’étalonnage du débitmètre doit être documenté afin de démontrer qu’il a été effectué selon la variabilité de débits correspondant à celle prévue pour le système de drainage.

L’étalonnage de l’analyseur de CH4 doit être documenté afin de démontrer qu’il a été effectué dans des conditions de température et de pression correspondant à celles mesurées pour le système de drainage.

La vérification de la précision de l’étalonnage des débitmètres et des analyseurs doit déterminer que les instruments permettent une lecture adéquate du débit volumétrique ou de la teneur en CH4 et que leur dérive ne dépasse pas ± 5% du seuil de précision.

Lorsque la vérification de la précision de l’étalonnage d’un dispositif révèle que la dérive se situe à plus de ± 5% du seuil de précision, un étalonnage par le fabricant ou un tiers certifié par celui-ci doit être effectué. Également, pour la période entre la dernière vérification de la précision de l’étalonnage conforme et le nouvel étalonnage du dispositif, le promoteur doit utiliser le résultat le plus prudent entre les calculs de réduction des émissions effectués selon les 2 manières suivantes:

1° en utilisant les valeurs lues sans correction;

2° en ajustant les valeurs basées sur la dérive la plus élevée notée lors de la vérification.

Le dernier étalonnage révélant une précision à l’intérieur du seuil de ± 5% ne doit pas avoir été effectué plus de 2 mois avant la date de fin de la période de délivrance.

Lorsque l’étalonnage ou la vérification de la précision de l’étalonnage des instruments requis n’est pas correctement effectué et documenté, aucun crédit compensatoire ne peut être émis pour cette période de délivrance.

6.4. Gestion des données

La gestion de l’information relative aux procédures et aux contrôles des données doit garantir leur intégrité, leur exhaustivité, leur exactitude et leur validité.

Le promoteur doit conserver les documents et les renseignements suivants:

1° les informations requises en vertu du plan de surveillance;

2° les renseignements relatifs à chaque débitmètre, analyseur de CH4 et dispositif de destruction utilisés, notamment leur type, leur numéro de modèle, leur numéro de série et les procédures d’entretien et d’étalonnage du fabricant;

3° la date, l’heure, les résultats de l’étalonnage des analyseurs de CH4 et des débitmètres ainsi que les mesures correctives apportées dans le cas où l’appareil ne satisfait pas aux exigences prévues au présent règlement;

4° les registres d’entretien des systèmes de captage, de destruction et de suivi;

5° les registres d’exploitation relatifs à la production annuelle de charbon.

6.5. Données manquantes – méthodes de remplacement

Dans les situations où certaines données de suivi du débit ou de la teneur en CH4 sont manquantes, le promoteur doit utiliser les méthodes de remplacement des données prévues à la Partie III.

Partie II

Efficacité de destruction des dispositifs de destruction

Le promoteur doit utiliser l’efficacité de destruction associée au dispositif de destruction de son projet et prévue au tableau 1.

Tableau 1. Efficacité de destruction par défaut des dispositifs de destruction

__________________________________________________________________________________
| | |
| Dispositif de destruction | Efficacité |
|____________________________________________|_____________________________________|
| | |
| Torche à flamme visible | 0,96 |
|____________________________________________|_____________________________________|
| | |
| Torche à flamme invisible | 0,995 |
|____________________________________________|_____________________________________|
| | |
| Moteur à combustion interne | 0,936 |
|____________________________________________|_____________________________________|
| | |
| Chaudière | 0,98 |
|____________________________________________|_____________________________________|
| | |
| Microturbine ou grande turbine à gaz | 0,995 |
|____________________________________________|_____________________________________|
| | |
| Purification et injection dans un | 0,96 |
| pipeline (mine à ciel ouvert) | |
|____________________________________________|_____________________________________|

Partie III

Données manquantes – méthodes de remplacement

Les méthodes de remplacement présentées ci-dessous peuvent être utilisées seulement lorsque les conditions suivantes sont réunies:

1° seules les données de débit de gaz minier ou de teneur en CH4 sont manquantes;

2° les données manquantes sont discontinues, non chroniques et dues à des événements inattendus;

3° le bon fonctionnement du dispositif de destruction est démontré par des mesures aux thermocouples, à la torche ou aux autres appareils de même nature;

4° dans le cas du remplacement de données de mesures de débit du gaz minier, il est démontré que les mesures de teneur en CH4 varient à l’intérieur des paramètres normaux d’opération durant le temps où les données étaient manquantes;

5° dans le cas du remplacement des données des mesures de teneur en CH4, il est démontré que les mesures de débit du gaz minier varient à l’intérieur des paramètres normaux d’opération durant le temps où les données étaient manquantes.

Aucun crédit compensatoire n’est délivré pour les périodes où les méthodes de remplacement ne peuvent être utilisées.

PROTOCOLE 5

MINES DE CHARBON SOUTERRAINES EN EXPLOITATION – DESTRUCTION DU CH4 DE VENTILATION

Partie I

1. Projet visé

Le présent protocole de crédits compensatoires concerne les projets visant à réduire les émissions de GES par la captation et la destruction du CH4 provenant du système de ventilation d’une mine de charbon souterraine en exploitation.

Le projet doit capter et détruire le CH4 qui, avant la réalisation du projet, était émis à l’atmosphère. Le CH4 doit être capté dans les limites de la mine selon le plan à jour de celle-ci et doit être détruit sur le site de la mine d’où il a été capté à l’aide d’un dispositif de destruction.

Pour l’application du présent protocole, on entend par:

1° «air de ventilation»: l’air provenant du système de ventilation d’une mine;

2° «charbon»: tout combustible solide classifié comme anthracite, bitumineux, sous-bitumineux ou lignite selon la norme ASTM D388 intitulée «Stand Classification of Coals by Rank»;

3° «CH4 d’air de ventilation»: le CH4 contenu dans l’air de ventilation.

2. Premier rapport de projet

Outre les renseignements requis en vertu du troisième alinéa de l’article 70.5 du présent règlement, le premier rapport de projet doit comprendre les renseignements suivants:

1° la technique d’exploitation minière employée, telle que la méthode des chambres et piliers ou celle de la longue taille;

2° la production annuelle de charbon;

3° l’année de début d’exploitation de la mine;

4° l’année prévue de fermeture de la mine, si connue;

5° un diagramme du site de la mine qui inclut:

a) l’emplacement des puits de ventilation actuels et futurs, en indiquant ceux qui font partie du projet;

b) l’emplacement de l’équipement qui sera utilisé pour traiter ou détruire le CH4 d’air de ventilation.

3. Localisation

Le projet doit être réalisé au Canada.

4. SPR du projet de réduction

L’organigramme du processus du projet de réduction prévu à la figure 4.1 ainsi que le tableau prévu à la figure 4.2 déterminent les SPR dont le promoteur doit tenir compte dans le calcul des réductions des émissions de GES attribuables au projet.

Tous les SPR compris dans la zone pointillée doivent être comptabilisés aux fins du présent protocole.

Figure 4.1. Organigramme du processus du projet de réduction

Figure 4.2. SPR du projet de réduction

5. Méthode de calcul des réductions des émissions de GES attribuables au projet

Le promoteur doit calculer les réductions des émissions de GES attribuables au projet selon l’équation 1:

Équation 1

RÉ = ÉR - ÉP

Où:

RÉ = Réductions des émissions de GES attribuables au projet durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

ÉR = Émissions du scénario de référence durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 2, en tonnes métriques en équivalent CO2;

ÉP = Émissions dans le cadre de la réalisation du projet durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 3, en tonnes métriques en équivalent CO2.

5.1. Méthode de calcul des émissions de GES du scénario de référence

Le promoteur doit calculer les émissions de GES du scénario de référence selon l’équation 2:

Équation 2

Où:

ÉR = Émissions du scénario de référence durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre d’intervalle de temps pendant la période de délivrance;

t = Intervalle de temps visé au tableau prévu à la figure 6.1 pendant lequel les mesures de débit et de teneur en CH4 de l’air de ventilation sont agrégées;

VAMEt = Volume de l’air de ventilation dirigé vers le dispositif de destruction durant l’intervalle de temps t, en mètres cubes aux conditions de référence;

TCH4,t = Teneur moyenne en CH4 de l’air de ventilation avant l’entrée dans le dispositif de destruction durant l’intervalle de temps t, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz de ventilation;

0,667 = Densité du CH4, en kilogrammes de CH4 par mètre cube de CH4 aux conditions de référence;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4.

Si un débitmètre massique est utilisé au lieu d’un débitmètre volumétrique, les termes de volume et de densité doivent être remplacés par la masse, en kilogrammes. La teneur en CH4 doit alors aussi être en pourcentage massique.

5.2. Méthode de calcul des émissions de GES dans le cadre de la réalisation du projet

Le promoteur doit calculer la quantité d’émissions de GES dans le cadre de la réalisation du projet selon les équations 3 à 7:

Équation 3

ÉP = CFCO2 + DMCO2 + MICH4

Où:

ÉP = Émissions dans le cadre de la réalisation du projet durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

CFCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la consommation de combustibles fossiles pour capter et détruire le CH4 d’air de ventilation durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 4, en tonnes métriques en équivalent CO2;

DMCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la destruction du CH4 durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 6, en tonnes métriques en équivalent CO2;

MICH4 = Émissions de CH4 attribuables au CH4 non détruit durant la période de délivrance, calculées selon l’équation 7, en tonnes métriques en équivalent CO2;

Équation 4

Où:

CFCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la consommation de combustibles fossiles pour capter et détruire le CH4 d’air de ventilation durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

n = Nombre de types de combustible fossile;

j = Type de combustible fossile;

CFPR,j = Quantité annuelle de combustible fossile j consommée, soit:

— en kilogrammes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en litres dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

— en kilogrammes de CO2 par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en kilogrammes de CO2 par mètre cube aux conditions de référence dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilogrammes de CO2 par litre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

1 000 = Facteur de conversion des tonnes métriques en kilogrammes;

Si le volume de l’air de ventilation à la sortie du dispositif de destruction n’est pas mesuré tel que spécifié à la figure 6.1, il doit être calculé en utilisant l’équation 5:

Équation 5

VAMS = VAME + AR

Où:

VAMS = Volume de l’air de ventilation à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes aux conditions de référence;

VAME = Volume de l’air de ventilation dirigé vers le dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes aux conditions de référence;

AR = Volume de l’air de refroidissement ajouté après le point de mesure du volume de l’air de ventilation dirigé vers le dispositif de destruction (VAME), en mètres cubes aux conditions de référence, ou une valeur de 0 si aucun air de refroidissement n’est ajouté;

Équation 6

DMCO2 = [(VAME × TCH4) - (VAMS × Tdest-CH4)] × 1,556 × 0,001

Où:

DMCO2 = Émissions totales de CO2 attribuables à la destruction du CH4 durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

VAME = Volume de l’air de ventilation dirigé vers le dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes aux conditions de référence;

VAMS = Volume de l’air de ventilation à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes aux conditions de référence;

TCH4 = Teneur moyenne en CH4 de l’air de ventilation avant l’entrée dans le dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz;

Tdest-CH4 = Teneur moyenne en CH4 de l’air de ventilation à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz;

1,556 = Facteur d’émission du CO2 attribuable au brûlage du CH4, en kilogrammes de CO2 par mètre cube de CH4 brûlé;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

Équation 7

MICH4 = VAMS × Tdest-CH4 × 0,667 × 0,001 × 21

Où:

MICH4 = Émissions de CH4 attribuables au CH4 non détruit durant la période de délivrance, en tonnes métriques en équivalent CO2;

VAMS = Volume de l’air de ventilation à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes aux conditions de référence;

Tdest-CH4 = Teneur moyenne en CH4 de l’air de ventilation à la sortie du dispositif de destruction durant la période de délivrance, en mètres cubes de CH4 par mètre cube de gaz;

0,667 = Densité du CH4, en kilogrammes de CH4 par mètre cube de CH4 aux conditions de référence;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;

21 = Potentiel de réchauffement planétaire du CH4.

6. Surveillance du projet

6.1. Collecte de données

Le promoteur est responsable de collecter les informations nécessaires au suivi du projet.

Le promoteur doit démontrer que les données recueillies sont réelles et que des procédures de surveillance et de tenue de registres rigoureuses sont suivies sur place.

6.2. Plan de surveillance

Le promoteur doit établir un plan de surveillance pour effectuer la mesure et le suivi des paramètres du projet conformément à la figure 6.1:

Figure 6.1. Plan de surveillance du projet

Le plan de surveillance doit:

1° spécifier les modalités de collecte et de consignation des données requises pour tous les paramètres pertinents visés au tableau prévu à la figure 6.1;

2° préciser:

a) la fréquence d’acquisition des données;

b) la fréquence de nettoyage, d’inspection et d’étalonnage des instruments ainsi que de la vérification de la précision de l’étalonnage de ceux-ci;

3° inclure un diagramme détaillé du système de captage et de destruction de l’air de ventilation, incluant l’emplacement de tous les instruments de mesure et des équipements liés aux SPR inclus.

Le promoteur est responsable de la réalisation et du suivi de la performance du projet. Il doit utiliser le dispositif de destruction du CH4 d’air de ventilation et les instruments de mesure conformément aux indications du fabricant. Le promoteur doit utiliser des instruments de mesures permettant de mesurer directement:

1° le débit de l’air de ventilation acheminé à chaque dispositif de destruction, en continu, consigné toutes les 2 minutes et totalisé sous forme de moyenne horaire ainsi qu’ajusté pour la température et la pression;

2° la teneur en CH4 de l’air de ventilation acheminé à chaque dispositif de destruction, en continu, consignée toutes les 2 minutes et totalisée sous forme de moyenne horaire.

Lorsque la température et la pression doivent être mesurées pour corriger les valeurs de débits aux conditions de référence, ces paramètres doivent être mesurés au moins 1 fois l’heure.

L’état du fonctionnement du dispositif de destruction de l’air de ventilation doit faire l’objet d’une surveillance avec enregistrement au moins 1 fois l’heure.

Pour tout dispositif de destruction, le promoteur doit démontrer dans le premier rapport de projet qu’il a installé un dispositif de suivi qui permet de vérifier le fonctionnement du dispositif de destruction. Le promoteur doit aussi démontrer dans chaque rapport de projet suivant que ce dispositif de suivi a bien fonctionné.

Lorsque le dispositif de destruction ou le dispositif de suivi du fonctionnement du dispositif de destruction ne fonctionne pas, aucune réduction d’émissions de GES ne sera prise en compte pour la délivrance de crédits compensatoires durant cette période.

6.3. Instruments de mesure

Le promoteur doit s’assurer que tous les débitmètres de gaz de ventilation et analyseurs de CH4 sont:

2° pas plus de 2 mois avant ou après la date de la fin de la période de délivrance, selon l’un des cas suivants:

a) vérifiés par une personne qualifiée indépendante qui mesure le pourcentage de dérive avec un instrument portatif, comme un tube de Pitot, ou selon les instructions du fabricant afin de s’assurer de la précision de l’étalonnage. Pour l’analyseur de CH4, la vérification doit être faite avec un gaz ayant une concentration en CH4 de moins de 2%;

b) étalonnés par le fabricant ou par un tiers certifié à cette fin par le fabricant;

3° étalonnés par le fabricant ou un tiers certifié à cette fin, à tous les 5 ans ou tel que prescrit par le fabricant, selon ce qui est le plus fréquent.

L’étalonnage du débitmètre doit être documenté afin de démontrer qu’il a été effectué selon la variabilité de débits correspondant à celle prévue pour le système de ventilation.

L’étalonnage de l’analyseur de CH4 doit être documenté afin de démontrer qu’il a été effectué dans des conditions de température, de pression et de concentration correspondantes à celles mesurées à la mine.

1° en utilisant les valeurs lues sans correction;

2° en ajustant les valeurs basées sur la dérive la plus élevée notée lors de la vérification.

Le dernier étalonnage révélant une précision à l’intérieur du seuil de ± 5% ne doit pas avoir été effectué plus de 2 mois avant la date de fin de la période de délivrance.

6.4. Gestion des données

La gestion de l’information relative aux procédures et aux contrôles des données doit garantir leur intégrité, leur exhaustivité, leur exactitude et leur validité.

Le promoteur doit conserver les documents et renseignements suivants:

1° les informations requises en vertu du plan de surveillance;

4° les registres d’entretien des systèmes de captage, de destruction et de suivi;

5° les registres d’exploitation relatifs à la production annuelle de charbon.

6.5. Données manquantes – méthodes de remplacement

Dans les situations où certaines données de suivi du débit ou de la teneur en CH4 sont manquantes, le promoteur doit utiliser les méthodes de remplacement des données prévues à la Partie II.

Partie II

Données manquantes – méthodes de remplacement

Les méthodes de remplacement présentées ci-dessous peuvent être utilisées seulement lorsque les conditions suivantes sont réunies:

1° seules les données de débit du gaz de ventilation ou de teneur en CH4 sont manquantes;

2° les données manquantes sont discontinues, non chroniques et dues à des événements inattendus;

3° le bon fonctionnement du dispositif de destruction est démontré par des mesures aux thermocouples ou aux autres appareils de même nature;

4° dans le cas du remplacement des données des mesures de débit du gaz de ventilation, il est démontré que les mesures de teneur en CH4 varient à l’intérieur des paramètres normaux d’opération durant le temps où les données étaient manquantes;

5° dans le cas du remplacement de données de mesures des teneurs en CH4, il est démontré que les mesures de débit du gaz de ventilation varient à l’intérieur des paramètres normaux d’opération durant le temps où les données étaient manquantes.

Aucun crédit compensatoire n’est délivré pour les périodes où les méthodes de remplacement ne peuvent pas être utilisées.

D. 1184-2012, a. 52; D. 1138-2013, a. 29; D. 902-2014, a. 66, 67 et 68; D. 1089-2015, a. 31; 1125-2017D. 1125-2017, a. 64 et 65; 2021-06-11A.M. 2021-06-11, a. 621; 2021-06-11-aA.M. 2021-06-11, a. 63.

2017-11-29 Afficher le texte complet à cette date