Q-2, r. 15 - Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère

À jour au 1^er janvier 2014

Ce document a valeur officielle.

chapitre Q-2, r. 15

Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère

Loi sur la qualité de l’environnement

(chapitre Q-2, a. 2.2, 46.2, 115.27, 115.34 et 124.1).

SECTION I CHAMP D’APPLICATION, OBJET ET INTERPRÉTATION

1. Le présent règlement s’applique à tout exploitant dont l’entreprise, l’installation ou l’établissement émet dans l’atmosphère l’un des contaminants mentionnés aux annexes A et A.1 à un niveau qui est égal ou supérieur au seuil de déclaration prescrit pour ce contaminant.

Les dispositions du présent règlement s’appliquent notamment dans une aire retenue pour les fins de contrôle ou dans une zone agricole établie suivant la Loi sur la protection du territoire et des activités agricoles (chapitre P-41.1).

A.M. 2007-09-26, a. 1; A.M. 2010-12-06, a. 1.

2. Le présent règlement, dans la perspective d’assurer la surveillance de l’état de l’environnement relativement aux phénomènes d’accroissement de l’effet de serre, des pluies acides, du smog et de la pollution toxique ainsi que de dresser l’inventaire de certains contaminants émis dans l’atmosphère, a pour objet de déterminer les seuils à partir desquels les entreprises, les installations ou les établissements deviennent assujettis à l’obligation de déclarer leurs émissions au regard des contaminants liés à ces phénomènes. Il prévoit également les renseignements qui doivent lui être fournis, dont certains renseignements de nature confidentielle qui sont nécessaires au calcul des quantités d’émission de ces contaminants, telles les données sur la production, sur les combustibles, sur les matières premières, sur les équipements et sur les procédés.

A.M. 2007-09-26, a. 2; A.M. 2010-12-06, a. 2.

3. Dans le présent règlement, on entend par:

0.1°  «biocombustible»: tout combustible dont la capacité de génération d’énergie est dérivée entièrement de la biomasse;

0.2°  «biomasse»: plante ou partie de plante non-fossilisée, cadavre ou partie d’animal, fumier ou lisier, micro-organisme ou tout autre produit provenant de l’une de ces matières;

0.3°  «conditions de référence»: une température de 20 °C et une pression de 101,325 kPa;

0.4°  «flexigaz»: gaz à faible pouvoir calorifique produit lors de la gazéification du coke;

1°  «fluorures totaux»: la somme des fluorures émis sous la forme gazeuse et des fluorures émis sous la forme de particules;

1.1°  «gaz associés»: gaz naturel associé au pétrole brut se retrouvant à la surface de celui-ci ou sous forme dissoute;

2°  «ministre»: le ministre du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs;

3°  «procédé»: toute méthode, réaction ou opération par laquelle les matières traitées subissent un changement physique ou chimique dans une même ligne de production et comprend toutes opérations successives sur une même matière entraînant le même genre de changement physique;

4°  «seuil de déclaration»: la quantité d’un contaminant ou d’une catégorie de contaminants émis par une entreprise, une installation ou un établissement, exprimée en fonction de certains paramètres, à partir de laquelle l’exploitant de cette entreprise, cette installation ou cet établissement est tenu de déclarer le niveau de ses émissions.

Également, pour l’application de la section II.1 on entend par:

1°  «émissions de CO2 attribuables aux procédés fixes»: les émissions de CO2 qui résultent d’une réaction de procédé chimique fixe de production qui génère des CO2, du carbone en liaison chimique dans la matière première et du carbone utilisé pour retirer un constituant non désiré de la matière première là où il n’y a pas de matière première substituable;

2°  «émissions de gaz à effet de serre attribuables à la combustion»: les émissions de gaz à effet de serre liées à une réaction exothermique d’un combustible;

3°  «émissions de gaz à effet de serre autres»: les émissions de gaz à effet de serre autres que les émissions attribuables aux procédés fixes et les émissions attribuables à la combustion.

Enfin, pour l’application du présent règlement, dans le cas d’un lieu d’enfouissement fermé, une personne ou une municipalité est considérée en faire l’exploitation tant qu’elle n’est pas relevée de ses obligations de suivi environnemental et d’entretien en vertu de l’article 85 du Règlement sur l’enfouissement et l’incinération de matières résiduelles (chapitre Q-2, r. 19).

A.M. 2007-09-26, a. 3; A.M. 2010-12-06, a. 3; A.M. 2011-12-16, a. 1; A.M. 2012-12-11, a. 1.

SECTION II NORMES SUR LA DÉCLARATION OBLIGATOIRE RELATIVE À L’ÉMISSION DANS L’ATMOSPHÈRE DE CERTAINS CONTAMINANTS À L’ORIGINE DE LA POLLUTION TOXIQUE, DES PLUIES ACIDES ET DU SMOG

A.M. 2007-09-26, sec. II; A.M. 2010-12-06, a. 4.

4. Toute personne ou municipalité exploitant un établissement qui émet dans l’atmosphère un contaminant mentionné à la Partie I de l’annexe A dans une quantité qui atteint ou excède le seuil de déclaration mentionné à cette annexe pour ce contaminant ou cette catégorie de contaminants doit, au plus tard le 1er juin de chaque année, communiquer au ministre par voie électronique, en utilisant le formulaire accessible en ligne sur le site Internet du ministère du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs, la quantité de chacun des contaminants mentionnés à la Partie I de l’annexe A que cet établissement a émis dans l’atmosphère pendant l’année civile précédente.

L’exploitant doit également identifier les activités, les procédés ou les équipements qui sont la source des émissions de contaminants, en indiquant de façon distincte, pour chacun d’eux, les émissions qui leur sont attribuables, la quantité de combustibles et de matières premières utilisés ainsi que le volume de production qui ont servi au calcul des quantités de contaminants.

De plus, l’exploitant est tenu de fournir au ministre les méthodes de calcul ou d’évaluation visées au deuxième alinéa de l’article 6 ayant été utilisées ainsi que toute information pertinente aux calculs, dont les facteurs et les taux d’émission utilisés, leur provenance et, dans le cas où ils proviennent de sources documentaires publiées, leur référence.

Pour l’application du deuxième alinéa, doivent être pris en compte les combustibles faisant partie intégrante d’un procédé ou servant à l’alimentation de la machinerie de transport faisant partie intégrante d’un procédé, ainsi que les combustibles servant au chauffage des installations.

Pour l’application du présent article, lorsqu’un établissement comprend plus d’une installation, les données relatives à chacune d’elles doivent être identifiées de façon distincte.

En outre, lorsqu’une installation ou un établissement change d’exploitant au cours d’une année, la déclaration doit être produite par le nouvel exploitant. L’exploitant précédent doit cependant lui fournir toutes les données nécessaires à la déclaration pour la période de l’année où l’installation ou l’établissement était sous sa responsabilité.

A.M. 2007-09-26, a. 4; A.M. 2010-12-06, a. 5; A.M. 2011-12-16, a. 2; A.M. 2012-12-11, a. 2; A.M. 2013-12-11, a. 1.

5. Dans le cas où l’exploitant de l’installation ou de l’établissement est tenu en vertu d’un avis public donné en application de l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (L.C. 1999, c. 33) de faire une déclaration au ministre de l’Environnement du Canada pour l’un des contaminants mentionnés à la Partie II de l’annexe A, cet exploitant doit, au plus tard le 1er juin de chaque année, communiquer au ministre par voie électronique, en utilisant le formulaire accessible en ligne sur le site Internet du ministère du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs, la quantité de chacun de ces contaminants que cette installation ou cet établissement a émis dans l’atmosphère pendant l’année civile précédente.

L’exploitant doit également identifier les activités, les procédés ou les équipements qui sont la source des émissions de contaminants, en indiquant de façon distincte, pour chacun d’eux, les émissions qui leur sont attribuables, la quantité de combustibles et de matières premières utilisés ainsi que le volume de production qui ont servi au calcul des quantités de contaminants déclarées au ministre de l’Environnement du Canada.

De plus, l’exploitant est tenu de fournir au ministre les méthodes de calcul ou d’évaluation visées au deuxième alinéa de l’article 6 ayant été utilisées ainsi que toute information pertinente aux calculs, dont les facteurs et les taux d’émission utilisés, leur provenance et, dans le cas où ils proviennent de sources documentaires publiées, leur référence.

A.M. 2007-09-26, a. 5; A.M. 2010-12-06, a. 6; A.M. 2011-12-16, a. 3; A.M. 2012-12-11, a. 3; A.M. 2013-12-11, a. 2.

5.1. L’exploitant visé à l’article 4 ou 5 doit joindre aux renseignements visés à ces articles les renseignements suivants:

1°  le nom et les coordonnées de l’entreprise, de l’installation ou de l’établissement ainsi que de son représentant;

2°  le numéro d’entreprise du Québec (NEQ) qui lui est attribué lorsqu’il est immatriculé en vertu de la Loi sur la publicité légale des entreprises (chapitre P-44.1) ainsi que, le cas échéant, le numéro d’identification qui lui est attribué par l’Inventaire national des rejets de polluants du gouvernement du Canada;

3°  le type d’entreprise, d’installation ou d’établissement exploité, les activités exercées et les procédés et équipements utilisés ainsi que, le cas échéant, le code à 6 chiffres correspondant du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN Canada);

4°  le nom et les coordonnées de la personne responsable de la déclaration de contaminants pour l’entreprise, l’installation ou l’établissement.

A.M. 2012-12-11, a. 4.

5.2. Lorsque les émissions de contaminants d’un établissement déclarées conformément à l’article 4 ou 5 baissent l’année suivante sous le seuil de déclaration, l’exploitant de cet établissement doit, au plus tard le 1er juin suivant la première année où les émissions sont sous ce seuil, transmettre au ministre un avis comprenant les renseignements et documents suivants:

1°  les renseignements visés à l’article 5.1;

2°  une attestation que les émissions de contaminants visés à l’annexe A sont sous le seuil de déclaration;

3°  la justification de la diminution des émissions de contaminants;

4°  la signature de la personne responsable de la déclaration pour l’établissement.

A.M. 2012-12-11, a. 4.

6. Les renseignements communiqués en application de l’article 4 ou du deuxième alinéa de l’article 5 doivent être fondés sur les meilleures données et la meilleure information dont l’exploitant de l’installation ou de l’établissement dispose, dont il peut raisonnablement disposer ou dont il peut disposer en faisant un traitement de données approprié.

Ces renseignements peuvent notamment être fondés sur l’une des méthodes de calcul ou d’évaluation suivantes:

1°  un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions;

2°  un bilan massique des émissions, lequel doit porter, dans le cas des émissions de gaz à effet de serre, sur les émissions attribuables aux matières contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total introduit dans le procédé de l’installation ou l’établissement;

3°  un calcul technique utilisant un facteur d’émission publié dans la documentation scientifique;

4°  un calcul technique utilisant un taux d’émission découlant d’un échantillonnage des émissions;

4.1°  un modèle d’estimation des émissions;

5°  (paragraphe remplacé);

6°  (paragraphe remplacé).

De plus, à moins d’indications contraires, les données requises en vertu du présent règlement doivent être en unités métriques.

La déclaration d’émissions de contaminants transmise en vertu de l’article 4 ou 5 doit être signée par la personne responsable de cette déclaration pour l’entreprise, l’installation ou l’établissement, qui doit également attester de la véracité des renseignements communiqués.

A.M. 2007-09-26, a. 6; A.M. 2010-12-06, a. 7; A.M. 2011-12-16, a. 4; A.M. 2012-12-11, a. 5.

SECTION II.1 NORMES SUR LA DÉCLARATION OBLIGATOIRE RELATIVE À L’ÉMISSION DANS L’ATMOSPHÈRE DE CERTAINS GAZ À EFFET DE SERRE

A.M. 2010-12-06, a. 8.

6.1. Toute personne ou municipalité exploitant un établissement qui, pendant une année civile, émet dans l’atmosphère des gaz à effet de serre mentionnés à l’annexe A.1 dans une quantité égale ou supérieure à 10 000 tonnes métriques en équivalent CO2 est tenue de déclarer ses émissions au ministre conformément à la présente section tant que ses émissions ne sont pas en deçà de ce seuil de déclaration pendant 4 années consécutives.

Toute personne ou municipalité qui exploite une entreprise faisant l’acquisition d’électricité produite à l’extérieur du Québec pour sa propre consommation ou pour fins de vente au Québec est également tenue de déclarer les émissions attribuables à la production de cette électricité en vertu du premier alinéa. Dans le cas de cet émetteur ainsi que de ceux faisant l’exportation, le transport ou la distribution d’électricité, effectuant le transport et la distribution de gaz naturel ou effectuant l’exploration ou l’exploitation gazière ou pétrolière, le seuil de déclaration prévu au premier alinéa s’applique au niveau de l’entreprise.

Toute personne ou municipalité exploitant une entreprise qui, pendant une année civile, distribue des carburants et des combustibles visés à la partie QC.30.1 du protocole QC.30 de l’annexe A.2 et pour lesquels les émissions de gaz à effet de serre attribuables à leur utilisation, atteignent ou excèdent 25 000 tonnes métriques en équivalent CO2 est tenue de déclarer ces émissions au ministre conformément à la présente section tant qu’elles ne sont pas en deçà de ce seuil de déclaration pendant 4 années consécutives.

Aux fins de l’application de la présente section, une entreprise exploitée par un émetteur visé aux deuxième et troisième alinéas est considérée comme un établissement.

Lorsqu’un établissement visé au premier alinéa comprend plus d’une installation, les données relatives à chacune d’elles doivent être identifiées de façon distincte.

En outre, lorsqu’une entreprise, une installation ou un établissement change d’exploitant au cours d’une année, la déclaration d’émissions doit être produite par le nouvel exploitant. L’exploitant précédent doit cependant lui fournir toutes les données nécessaires à la déclaration pour la période de l’année où l’entreprise, l’installation ou l’établissement était sous sa responsabilité.

Lorsqu’un émetteur visé au premier, deuxième ou troisième alinéa procède à la fermeture définitive d’un établissement dont les émissions de gaz à effet de serre ont atteint ou excédé le seuil de déclaration au cours de l’année civile précédente, il doit, dans les 6 mois suivant la fermeture définitive de l’établissement, transmettre au ministre une déclaration d’émissions pour la période au cours de laquelle l’établissement était en exploitation et n’ayant pas fait l’objet d’une telle déclaration.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2011-12-16, a. 5; A.M. 2012-09-05, a. 1; A.M. 2012-12-11, a. 6; A.M. 2013-12-11, a. 3.

6.2. L’émetteur visé à l’article 6.1 doit, au plus tard le 1er juin de chaque année, produire au ministre par voie électronique, en utilisant le formulaire accessible en ligne sur le site Internet du ministère du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs, une déclaration de ses émissions de gaz à effet de serre de l’année civile précédente comprenant les renseignements suivants:

1°  la quantité totale de ses émissions de gaz à effet de serre en tonnes métriques en équivalent CO2, excluant les émissions de gaz à effet de serre ayant été captées, stockées, éliminées, valorisées ou transférées hors de l’établissement et les émissions déclarées selon les protocoles QC.17 et QC.30 de l’annexe A.2, calculée selon l’équation suivante:

Où:

CO2éq. = Émissions annuelles totales de gaz à effet de serre, en tonnes métriques équivalentes de CO2;

GESi = Émissions annuelles totales de chacun des gaz à effet de serre émis, en tonnes métriques;

PRPi = Potentiel de réchauffement planétaire indiqué à l’annexe A.1 pour chaque gaz à effet de serre émis;

n = Nombre de gaz à effet de serre émis;

i = Chaque type de gaz à effet de serre.

La quantité totale en équivalent CO2 calculée en application du présent paragraphe est arrondie au nombre entier supérieur;

2°  la quantité totale d’émissions de chaque gaz à effet de serre visé à l’annexe A.1, en tonnes métriques, en excluant les émissions de gaz à effet de serre ayant été captées, stockées, éliminées, valorisées ou transférées hors de l’établissement et les émissions déclarées selon les protocoles QC.17 et QC.30 de l’annexe A.2;

2.1°  dans le cas d’une personne ou municipalité exploitant un établissement qui distribue des carburants et des combustibles, la quantité d’émissions de gaz à effet de serre attribuables à la combustion ou l’utilisation des carburants et des combustibles distribués, en tonnes métriques en équivalent CO2;

2.2°  dans le cas d’une personne ou d’une municipalité qui exploite une entreprise faisant l’acquisition d’électricité produite à l’extérieur du Québec pour sa propre consommation ou pour fins de vente au Québec, la quantité d’émissions de gaz à effet de serre attribuables à la production de cette électricité, en tonnes métriques en équivalent CO2;

2.3°  pour les établissements des secteurs visés à l’annexe A du Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (chapitre Q-2, r. 46.1), la quantité totale de ses émissions de gaz à effet de serre en tonnes métriques en équivalent CO2, en excluant les émissions ayant été captées, stockées, valorisées ou transférées hors de l’établissement, les émissions visées au deuxième alinéa de l’article 6.6 et les émissions calculées conformément aux protocoles QC.17 et QC.30 de l’annexe A.2;

3°  tout renseignement prescrit à l’annexe A.2 concernant son type d’entreprise, d’installation ou d’établissement et, le cas échéant, le type d’activité exercée ou le type de procédé ou d’équipement utilisé;

4°  la quantité totale d’émissions de CO2 attribuables à la combustion de biomasse et de biocombustibles, en tonnes métriques;

4.1°  la quantité totale d’émissions de CO2 attribuables à l’utilisation de biomasse et de biocombustibles à des fins autres que la combustion, en tonnes métriques;

4.2°  la quantité et la description de la biomasse utilisée de chacune des catégories suivantes:

a)  la biomasse forestière, en précisant la quantité et en faisant la description des résidus suivants:

i.  les résidus forestiers primaires, c’est-à-dire les résidus résultant des activités d’aménagement forestier tels les parties d’arbres, les rémanents, les tronçons d’arbres commerciaux et non commerciaux, les rameaux et le feuillage;

ii.  les résidus forestiers secondaires, c’est-à-dire les résidus de procédés industriels ou de produits conjoints tels les copeaux, les sciures, les rabotures et les écorces;

iii.  les résidus forestiers tertiaires, c’est-à-dire les résidus de construction, de démolition et de procédé d’emballage;

b)  la biomasse agricole, en précisant la quantité et en faisant la description des résidus suivants:

i.  les résidus animaux;

ii.  les résidus végétaux;

c)  la biomasse municipale;

d)  tout autre type de biomasse non visée aux sous-paragraphes a à c;

5°  la quantité totale d’émissions de chaque gaz à effet de serre captées, stockées, éliminées, valorisées ou transférées hors de l’établissement et les quantités d’émissions afférentes à chacune de ces opérations, en tonnes métriques, ainsi que les coordonnées de chaque lieu d’opération ou de transfert;

6°  les méthodes de calcul utilisées conformément à l’article 6.3;

7°  dans le cas des types d’entreprise, d’établissement ou d’installation ou des types d’activité, de procédé ou d’équipement n’ayant pas de protocole spécifique prévu à l’annexe A.2 ou dont les émissions de gaz à effet de serre ont été calculées en vertu du deuxième alinéa de l’article 6.3:

a)  la quantité d’émissions de chaque gaz à effet de serre visé à l’annexe A.1 attribuables à l’exercice de chaque type d’activité ou à l’utilisation de chaque type de procédé ou d’équipement, en tonnes métriques, en excluant les émissions de gaz à effet de serre ayant été captées, stockées, éliminées, valorisées ou transférées hors de l’établissement;

b)  les émissions de CO2 attribuables à la combustion et à l’utilisation de biomasse et de biocombustibles, en tonnes métriques;

c)  les facteurs ou les taux d’émission utilisés ainsi que leur provenance, leur référence ou leur méthode de détermination;

8°  dans le cas d’un émetteur visé à l’article 6.6:

a)  la quantité totale annuelle d’unités étalons relatives à ses activités;

b)  pour chaque unité étalon, les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, en excluant les émissions visées au deuxième alinéa de l’article 6.6 et les émissions calculées conformément aux protocoles QC.17 et QC.30 de l’annexe A.2, soit:

i.  les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes, en tonnes métriques;

ii.  émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion, en tonnes métriques en équivalent CO2;

iii.  les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres, en tonnes métriques en équivalent CO2;

9°  (paragraphe abrogé);

Lorsque l’installation ou l’établissement est muni d’un système de mesure en continu des émissions de CO2 et que l’émetteur doit, conformément au présent règlement, indiquer les émissions par type, c’est-à-dire celles attribuables à la combustion, aux procédés fixes ou autres, il doit pour chaque type d’émissions:

1°  estimer les émissions de gaz à effet de serre attribuables à la combustion ainsi que les émissions autres à l’aide des facteurs d’émissions indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7 de l’annexe A.2. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC), le National Council for Air and Stream Improvement (NCASI) ou le World Business Council for Sustainable Development (WBCSD);

2°  déterminer les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables aux procédés fixes en soustrayant de la donnée mesurée par le système de mesure en continu des émissions de CO2 les émissions de gaz à effet de serre attribuables à la combustion et les émissions autres estimées conformément au paragraphe 1.

La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée au premier alinéa doit être signée par la personne responsable de cette déclaration pour l’entreprise, l’installation ou l’établissement, qui doit également attester de la véracité des renseignements communiqués.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2011-12-16, a. 6; A.M. 2012-09-05, a. 2; A.M. 2012-12-11, a. 7; A.M. 2013-12-11, a. 4.

6.3. Les quantités d’émissions de gaz à effet de serre déclarées en vertu du premier alinéa de l’article 6.2 doivent être calculées selon les protocoles prescrits à l’annexe A.2 correspondant au type d’entreprise, d’installation ou d’établissement exploité et, le cas échéant, au type d’activité exercée et de procédé ou équipement utilisé.

Un émetteur peut cependant utiliser l’une des méthodes de calcul ou d’évaluation visées au deuxième alinéa de l’article 6 dans les cas suivants:

1°  pour le calcul des émissions de gaz à effet de serre d’une ou plusieurs sources d’émission lorsque les émissions qui leur sont attribuables représentent au plus 3% des émissions totales de l’établissement en équivalent CO2, jusqu’à concurrence d’un total de 20 000 tonnes métriques en équivalent CO2;

2°  aucun protocole n’est prévu à l’annexe A.2 pour le type d’entreprise, d’installation ou d’établissement exploité, pour le type d’activité exercée, pour le type de procédé ou équipement utilisé ou pour le type de gaz à effet de serre émis.

L’émetteur doit utiliser la même méthode de calcul et effectuer 100% des mesures et des prélèvements de données conformément à cette méthode pour chaque année de déclaration. Cependant, dès que la situation d’un émetteur ne correspond plus à l’un des cas visés au deuxième alinéa, il doit changer de méthode de calcul pour utiliser les protocoles visés au premier alinéa.

Malgré les deuxième et troisième alinéas, lorsque l’entreprise, l’installation ou l’établissement de l’émetteur est muni d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions permettant de mesurer les paramètres nécessaires au calcul des émissions de gaz à effet de serre ou lorsqu’un tel système est installé au cours de leur exploitation, l’émetteur doit utiliser les méthodes de calcul applicables à l’utilisation de ce système.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2012-09-05, a. 3; A.M. 2012-12-11, a. 8; A.M. 2013-12-11, a. 5.

6.3.1. Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, il doit remplacer ces données manquantes.

À cette fin, il doit appliquer la méthode d’estimation des données manquantes applicable selon la méthode de calcul prescrite par le protocole applicable prévu à l’annexe A.2 ou, dans le cas où l’émetteur utilise une méthode de calcul ou d’évaluation prévue au deuxième alinéa de l’article 6, il doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées et ensuite appliquer la méthode suivante:

1°  lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, la température, la pression ou tout autre donnée échantillonnée ou analysée, l’émetteur doit analyser à nouveau, selon la méthode utilisée, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements. Dans le cas où il n’est pas possible d’obtenir de données valides, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

a)  en déterminant le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur selon la méthode de calcul ou d’évaluation utilisée par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises selon la méthode utilisée par l’émetteur;

b)  dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse, l’émetteur doit:

i.  lorsque T ≥0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

ii.  lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

iii.  lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

2°  lorsque la donnée manquante est la quantité de matières premières telle que la consommation de combustibles, la quantité de matériaux, la quantité de production ou la quantité d’unités étalons, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

3°  lorsque la donnée manquante est une donnée obtenue par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, l’émetteur doit déterminer la donnée de remplacement selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6 de l’annexe A.2.

A.M. 2012-09-05, a. 4.

6.4. L’émetteur visé à l’article 6.1 doit joindre aux renseignements visés à l’article 6.2 les renseignements suivants:

1°  le nom et les coordonnées de l’entreprise, de l’installation ou de l’établissement ainsi que de son représentant;

2°  (paragraphe abrogé);

3°  le numéro d’entreprise du Québec (NEQ) qui lui est attribué lorsqu’il est immatriculé en vertu de la Loi sur la publicité légale des entreprises (chapitre P-44.1) ainsi que, le cas échéant, le numéro d’identification qui lui est attribué par l’Inventaire national des rejets de polluants du gouvernement du Canada;

4°  le type d’entreprise, d’installation ou d’établissement exploité et, le cas échéant, les activités exercées et les procédés et équipements utilisés ainsi que, le cas échéant, le code à 6 chiffres correspondant du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN Canada);

5°  le nom et les coordonnées de la personne responsable de la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre pour l’entreprise, l’installation ou l’établissement.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2012-12-11, a. 9.

6.5. L’émetteur dont la déclaration annuelle d’émissions de gaz à effet de serre comporte une ou plusieurs erreurs ou omissions doit, dans les plus brefs délais, transmettre au ministre un avis de correction comprenant les renseignements suivants:

1°  une description des corrections à apporter à la déclaration initiale;

2°  les circonstances ayant mené aux erreurs ou aux omissions et, le cas échéant, les correctifs apportés;

3°  le cas échéant, une estimation de la quantité d’émissions de gaz à effet de serre que représentent les erreurs ou les omissions.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2012-12-11, a. 10.

6.6. Tout émetteur visé à l’article 2 du Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (chapitre Q-2, r. 46.1) qui, conformément à l’article 6.2, déclare des émissions de gaz à effet de serre annuelles égales ou supérieures à 25 000 tonnes métriques en équivalent CO2, en excluant les émissions visées au deuxième alinéa, doit au plus tard le 1er juin transmettre au ministre un rapport de vérification de sa déclaration d’émissions effectuée par un organisme accrédité ISO 14065, par un membre de l’International Accreditation Forum et selon un programme ISO-17011, à l’égard du secteur d’activité de l’émetteur.

Sont toutefois exclues du seuil de vérification visé au premier alinéa et n’ont pas à être vérifiées:

1°  les émissions de CO2 attribuables à la combustion ou à l’utilisation de biomasse et de biocombustibles;

2°  les émissions de CH4 attribuables à l’entreposage du charbon visées à la partie QC.5.3 de l’annexe A.2;

3°  les émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables aux équipements mobiles sur le site d’un établissement visées à la partie QC.27 de l’annexe A.2;

3.1°  les émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables aux lieux d’enfouissement de matières résiduelles;

4°  jusqu’au 31 décembre 2014, les émissions de CH4 attribuables aux opérations d’une raffinerie de pétrole visées aux parties QC.9.3.6 QC.9.3.9 et QC.9.3.12 de l’annexe A.2;

5°  jusqu’au 31 décembre 2014, les émissions de CH4 et de N2O attribuables au traitement anaérobie des eaux usées, dont celles visées à l’annexe A.2, soit à la partie QC.9.3.7 dans le cas d’une raffinerie de pétrole, à la partie QC.10.2.7 dans le cas d’une fabrique de pâtes et papiers et à la partie QC.12.3.7 dans le cas de la fabrication de produits pétrochimiques;

6°  jusqu’au 31 décembre 2014, les émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables au transport et à la distribution du gaz naturel visées aux parties QC.29.3.1, QC.29.3.2, QC.29.3.7, QC.29.3.8, QC.29.3.9 et QC.29.3.11 de l’annexe A.2;

7°  jusqu’au 31 décembre 2014, les émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’exploration et à l’exploitation de pétrole et de gaz naturel ainsi qu’au traitement du gaz naturel visées aux parties QC.33.3.1, QC.33.3.2, QC.33.3.8, QC.33.3.16, QC.33.3.17 et QC.33.3.20 de l’annexe A.2.

L’émetteur doit confier la vérification de sa déclaration annuelle à un organisme de vérification et à un vérificateur désigné par cet organisme satisfaisant également aux exigences suivantes:

1°  cet organisme et ce vérificateur n’ont pas agi à titre de consultant pour l’émetteur aux fins de la quantification ou de la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre ou ne lui ont pas fourni un service visé au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.10 au cours des 3 années précédentes;

2°  cet organisme et ce vérificateur n’ont pas vérifié plus de 6 déclarations annuelles consécutives de l’émetteur depuis la déclaration d’émissions de l’année 2012;

3°  lorsque l’émetteur désire confier la vérification de sa déclaration d’émissions à un organisme de vérification ou à un vérificateur autre que celui ayant vérifié la déclaration de l’année précédente, cet organisme ou ce vérificateur ne doit pas avoir effectué la vérification de la déclaration d’émissions de cet établissement au cours des 3 années précédentes.

L’émetteur doit faire vérifier sa déclaration annuelle tant que ses émissions de gaz à effet de serre ne sont pas en deçà du seuil de vérification prévu au premier alinéa pendant 4 années consécutives.

Malgré le premier alinéa, le rapport de vérification de la déclaration d’émissions de l’année 2012 peut être transmis au ministre au plus tard le 1er septembre 2013.

Malgré le premier alinéa, le rapport de vérification de la déclaration d’émission de l’année 2012 ou 2013 peut avoir été effectué par un organisme de vérification en voie d’être accrédité à condition que cet organisme obtienne son accréditation au plus tard le 31 décembre de l’année de la transmission du rapport de vérification par l’émetteur.

À défaut par l’organisme d’obtenir son accréditation dans le délai prévu au sixième alinéa, l’émetteur doit, au plus tard le 1er avril suivant la fin de ce délai, transmettre au ministre un nouveau rapport de vérification de sa déclaration d’émissions effectué par un organisme accrédité conformément au premier alinéa.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2011-12-16, a. 7; A.M. 2012-09-05, a. 5; A.M. 2012-12-11, a. 11; A.M. 2013-12-11, a. 6.

6.7. Tout émetteur visé à l’article 6.6 qui soumet un avis de correction de sa déclaration d’émissions conformément à l’article 6.5 doit l’accompagner d’un rapport de vérification lorsque l’un des seuils d’importance relative suivants est atteint:

1°  lorsque les erreurs ou les omissions, calculées selon l’équation ci-dessous, représentent 5% ou plus des émissions totales de l’établissement ou correspondent à des émissions égales ou supérieures à 25 000 tonnes métriques en équivalent CO2:

Où:

PE = Pourcentage d’erreur;

SEO = Somme des émissions de gaz à effet de serre en équivalent CO2 calculées erronément ou omises, en tonnes métriques;

ETD = Émissions totales de gaz à effet de serre déclarées initialement et visées au paragraphe 2.3 du premier alinéa de l’article 6.2, en tonnes métriques en équivalent CO2;

2°  lorsque les erreurs ou omissions de la quantité totale annuelle d’unités étalons déclarée conformément au sous-paragraphe a du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2, calculées selon l’équation ci-dessous, représentent 0,1% ou plus:

Où:

PE = Pourcentage d’erreur;

UEEO = Quantité d’unités étalon calculées erronément ou omises, selon l’unité étalon utilisée;

UED = Quantité d’unités étalon déclarées initialement, selon l’unité étalon utilisée.

Lorsque les erreurs ou les omissions calculées conformément aux paragraphes 1 et 2 du premier alinéa sont inférieures au seuil d’importance relative prévu par ces paragraphes, l’émetteur doit fournir une attestation à cet effet.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2012-12-11, a. 12; A.M. 2013-12-11, a. 7.

6.8. La vérification de la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre initiale doit:

1°  être effectuée conformément à la norme ISO 14064-3 et selon des procédures permettant un niveau d’assurance raisonnable au sens de cette norme;

2°  comporter au moins une visite de chaque établissement faisant l’objet de la déclaration par le vérificateur désigné par l’organisme de vérification;

3°  être effectuée en utilisant les seuils d’importance relative prévus aux paragraphes 1 et 2 du premier alinéa de l’article 6.7.

Dans le cas d’un émetteur effectuant le transport ou la distribution d’électricité ou de gaz naturel, la visite visée au paragraphe 2 du premier alinéa doit permettre un échantillonnage représentatif de ses installations.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2011-12-16, a. 8; A.M. 2012-12-11, a. 13; A.M. 2013-12-11, a. 8.

6.9. Outre les renseignements prescrits par les normes ISO 14064-3 et ISO 14065, le rapport de vérification doit comprendre les renseignements suivants:

1°  le nom et les coordonnées de l’organisme de vérification et de son représentant ainsi que du vérificateur en chef, de la personne chargée de la revue interne du processus de vérification et des autres membres de l’équipe de vérification désignés par l’organisme pour effectuer la vérification;

2°  le nom et les coordonnées du membre de l’International Accreditation Forum par lequel l’organisme de vérification a été accrédité pour la vérification ainsi que la date de son accréditation;

3°  les dates de la période au cours de laquelle la vérification a été effectuée ainsi que la date de toute visite de l’entreprise, de l’installation ou de l’établissement;

4°  une description de toute erreur ou omission constatée dans la déclaration d’émissions ou relative aux données, renseignements ou méthodes utilisés;

5°  (paragraphe abrogé);

6°  le cas échéant, les corrections apportées à la déclaration d’émissions suite à la vérification;

7°  la quantité totale d’émissions de gaz à effet de serre visés à l’annexe A.1, en tonnes métriques, en excluant les émissions de gaz à effet de serre ayant été captées, stockées, éliminées, valorisées ou transférées hors de l’établissement, les émissions visées au deuxième alinéa de l’article 6.6 et les émissions déclarées selon les protocoles QC.17 et QC.30 de l’annexe A.2;

7.1°  la quantité totale d’unités étalons relatives aux activités de l’émetteur pour l’année de déclaration;

7.2°  pour chaque unité étalon, la quantité totale d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, en excluant les émissions visées au deuxième alinéa de l’article 6.6, soit:

a)  les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes, en tonnes métriques;

b)  les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion, en tonnes métriques en équivalent CO2;

c)  les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres, en tonnes métriques en équivalent CO2;

7.3°  la quantité totale d’émissions de gaz à effet de serre attribuables à l’utilisation des carburants et des combustibles distribués pour consommation au Québec, en tonnes métriques en équivalent CO2, calculées conformément au paragraphe 1 du premier alinéa de la partie QC.30.2 du protocole QC.30 de l’annexe A.2;

8°  les conclusions de la vérification, notamment quant à l’exactitude et la fiabilité de la déclaration d’émissions;

9°  une déclaration de conflits d’intérêts incluant les éléments suivants:

a)  le nom, les coordonnées et les secteur et sous-secteur d’activité liés à la portée d’accréditation de l’organisme de vérification ainsi que le nom et les coordonnées du vérificateur en chef, de la personne chargée de la revue interne du processus de vérification et des autres membres de l’équipe de vérification désignés par l’organisme pour effectuer la vérification;

b)  une copie de l’organigramme de l’organisme de vérification ainsi que les noms et les coordonnées des sous-traitants ayant participé à la vérification;

c)  une attestation signée par le représentant de l’organisme de vérification à l’effet que les exigences de l’article 6.10 sont satisfaites et que le risque de conflit d’intérêt est acceptable.

A.M. 2010-12-06, a. 8; A.M. 2012-09-05, a. 6; A.M. 2012-12-11, a. 14; A.M. 2013-12-11, a. 9.

6.10. Outre les exigences prescrites par les normes ISO 14064-3 et ISO 14065 concernant les conflits d’intérêts, l’émetteur doit s’assurer qu’il n’existe aucune des situations décrites ci-dessous entre lui-même, ses dirigeants, l’organisme de vérification et les membres de l’équipe de vérification:

1°  au cours des 3 années précédant l’année de déclaration, l’un des membres de l’équipe de vérification a été à l’emploi de l’émetteur;

2°  l’un des membres de l’équipe de vérification ou une personne de la famille immédiate de l’un de ces membres a des intérêts personnels avec l’émetteur ou l’un de ses dirigeants;

3°  au cours des 3 années précédant l’année de déclaration, l’un des membres de l’équipe de vérification ou l’un des sous-traitants ayant participé à la vérification a fourni à l’émetteur l’un des services suivants:

a)  la conception, le développement, la mise en oeuvre ou la maintenance d’un inventaire de données ou d’un système de gestion des données sur les émissions de gaz à effet de serre d’un établissement ou d’une installation de l’émetteur ou, le cas échéant, sur des données de transaction d’électricité, de combustibles ou de carburants;

b)  le développement des facteurs d’émissions de gaz à effet de serre, y compris l’élaboration ou le développement d’autres données utilisées aux fins de la quantification ou de la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre et requises en vertu du présent règlement;

c)  la consultation liée aux réductions des émissions de gaz à effet de serre, notamment la conception de projet d’efficacité énergétique, d’énergie renouvelable et l’évaluation des actifs reliés aux sources de gaz à effet de serre;

d)  la préparation de manuels, de guides ou de procédures liés à la déclaration des émissions de gaz à effets de serre de l’émetteur;

e)  la consultation en lien avec un marché de droits d’émission de gaz à effet de serre, notamment:

i.  le courtage, avec ou sans enregistrement, en agissant comme promoteur ou souscripteur pour le compte de l’émetteur;

ii.  le conseil concernant l’adéquation d’une transaction liée aux émissions de gaz à effet de serre;

iii.  la détention, l’achat, la vente, la négociation ou le retrait de droits d’émission visé au deuxième alinéa de l’article 46.6 de la Loi sur la qualité de l’environnement (chapitre Q-2);

f)  la consultation en gestion de santé et sécurité et en gestion de l’environnement, y compris la consultation menant à la certification à ISO 14001;

g)  un service conseil d’actuariat, la tenue de livres ou tout autre service conseil lié aux documents comptables ou aux états financiers;

h)  un service lié aux systèmes de gestion de données de procédé visé par le processus de vérification des émissions de gaz à effet de serre;

i)  l’audit interne lié aux émissions de gaz à effet de serre;

j)  un service rendu dans le cadre d’un litige ou d’une enquête concernant les émissions de gaz à effet de serre;

k)  la consultation pour un projet de réduction d’émissions de gaz à effet de serre, incluant un projet de crédits compensatoires effectué conformément au Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (chapitre Q-2, r. 46.1);

4°  la personne de l’organisme de vérification chargée de faire une revue interne du processus de vérification, selon les exigences des normes ISO 14065 et ISO 14064-3, a déjà fourni à l’émetteur un service de vérification ou d’autres services visés au paragraphe 3 pour l’année de déclaration ou l’année en cours.

L’existence de l’une des situations décrites au premier alinéa est considérée comme un conflit d’intérêts invalidant le rapport de vérification.

Pour l’application du présent article, est une personne de la famille immédiate d’un membre de l’équipe de vérification son conjoint, son enfant et l’enfant de son conjoint, sa mère et son père, le conjoint de sa mère ou de son père ainsi que le conjoint de son enfant ou de l’enfant de son conjoint.

A.M. 2012-12-11, a. 15.

SECTION II.2 CONSERVATION DES RENSEIGNEMENTS ET DES DONNÉES

A.M. 2010-12-06, a. 8.

7. Les personnes ou municipalités auxquelles s’appliquent les dispositions du présent règlement doivent conserver les renseignements exigés, ainsi que les calculs, les évaluations, les mesures et autres données sur lesquels les données d’émission sont basées pendant une période minimale de 7 ans à compter de la date de leur production et doivent les fournir au ministre sur demande.

A.M. 2007-09-26, a. 7; A.M. 2010-12-06, a. 9; A.M. 2012-12-11, a. 16.

7.1. Tout dispositif, système ou autre équipement requis en vertu du présent règlement doit être maintenu en bon état de fonctionnement et fonctionner de façon optimale pendant les heures d’exploitation.

De plus, à moins d’indication contraire dans l’un des protocoles prévu à l’annexe A.2, les équipements d’un émetteur visé à l’article 6.6 servant à mesurer les paramètres requis pour le calcul des émissions de gaz à effet de serre soumises à la vérification ou le calcul de la quantité d’unités étalons doivent être calibrés selon les indications du fabricant de l’équipement de façon à maintenir une précision de plus ou moins 5%.

A.M. 2010-12-06, a. 10; A.M. 2012-09-05, a. 7; A.M. 2013-12-11, a. 10.

SECTION III SANCTIONS ADMINISTRATIVES PÉCUNIAIRES

A.M. 2007-09-26, sec. III; A.M. 2012-12-11, a. 17.

8. Une sanction administrative pécuniaire d’un montant de 250 $ dans le cas d’une personne physique ou de 1 000 $ dans les autres cas peut être imposée à quiconque:

1°  contrevient au troisième alinéa de l’article 6.2;

2°  fait défaut de conserver tous renseignements, calculs, évaluations, mesures ou données durant le délai prévu à l’article 7;

3°  en contravention avec le présent règlement, refuse ou néglige de donner tout autre avis, de fournir toute autre information, étude, recherche ou expertise, tout renseignement, rapport, bilan, plan ou autre document, ou ne respecte pas les délais fixés pour leur production, dans les cas où aucune sanction administrative pécuniaire n’est autrement prévue.

A.M. 2007-09-26, a. 8; L.Q. 2011, c. 20, a. 56; A.M. 2012-12-11, a. 17.

9. Une sanction administrative pécuniaire d’un montant de 350 $ dans le cas d’une personne physique ou de 1 500 $ dans les autres cas peut être imposée à quiconque fait défaut de transmettre, selon les conditions prévues, une information, un renseignement, un avis, une attestation ou une déclaration, tel que prescrit par l’un ou l’autre des articles 4, 5, 5.1 ou 5.2, par le quatrième alinéa de l’article 6, par l’article 6.1, par le premier ou le deuxième alinéa de l’article 6.2 ou par l’article 6.4 ou 6.5.

A.M. 2007-09-26, a. 9; A.M. 2012-12-11, a. 17.

9.1. Une sanction administrative pécuniaire d’un montant de 500 $ dans le cas d’une personne physique ou de 2 500 $ dans les autres cas peut être imposée à quiconque fait défaut:

1°  de fonder sur les meilleures données et la meilleure information disponible tout renseignement communiqué, conformément au premier ou deuxième alinéa de l’article 6;

2°  de calculer les quantités d’émissions de gaz à effet de serre déclarées selon l’une des méthodes prescrites par l’article 6.3;

3°  de faire effectuer la vérification visée à l’article 6.8 conformément aux normes prescrites par cet article ou de joindre au rapport de vérification les renseignements prescrits par l’article 6.9.

A.M. 2012-12-11, a. 17.

9.2. Une sanction administrative pécuniaire d’un montant de 750 $ dans le cas d’une personne physique ou de 3 500 $ dans les autres cas peut être imposée à quiconque fait défaut:

1°  de transmettre au ministre, dans le délai prévu, le rapport de vérification visé par l’article 6.6 ou 6.7, conformément à ces articles;

2°  de s’assurer qu’il n’existe aucune des situations décrites à l’article 6.10, conformément à cet article;

3°  de maintenir en bon état de fonctionnement ou de s’assurer que fonctionne de façon optimale pendant les heures d’exploitation tout dispositif, système ou équipement visé par l’article 7.1.

A.M. 2012-12-11, a. 17.

SECTION III.1 SANCTIONS PÉNALES

A.M. 2012-12-11, a. 17.

9.3. Quiconque contrevient au troisième alinéa de l’article 6.2 ou à l’article 7 commet une infraction et est passible d’une amende:

1°  dans le cas d’une personne physique, de 1 000 $ à 100 000 $;

2°  dans les autres cas, de 3 000 $ à 600 000 $.

Commet également une infraction et est passible des mêmes amendes quiconque, en contravention avec le présent règlement, refuse ou néglige de donner tout autre avis, de fournir tout autre information, étude, recherche ou expertise, tout renseignement, rapport, bilan, plan ou autre document, ou ne respecte pas les délais fixés pour leur production, dans les cas où aucune autre amende n’est autrement prévue.

A.M. 2012-12-11, a. 17.

9.4. Quiconque contrevient à l’article 4, 5, 5.1 ou 5.2, au quatrième alinéa de l’article 6, à l’article 6.1, au premier ou deuxième alinéa de l’article 6.2 ou à l’article 6.4 ou 6.5 commet une infraction et est passible:

1°  dans le cas d’une personne physique, d’une amende de 2 000 $ à 100 000 $;

2°  dans les autres cas, d’une amende de 6 000 $ à 600 000 $.

A.M. 2012-12-11, a. 17.

9.5. Quiconque contrevient au premier ou deuxième alinéa de l’article 6 ou à l’article 6.3, 6.8 ou 6.9 commet une infraction et est passible:

1°  dans le cas d’une personne physique, d’une amende de 2 500 $ à 250 000 $;

2°  dans les autres cas, d’une amende de 7 500 $ à 1 500 000 $.

A.M. 2012-12-11, a. 17.

9.6. Quiconque contrevient à l’article 6.6, 6.7, 6.10 ou 7.1 commet une infraction et est passible:

1°  dans le cas d’une personne physique, d’une amende de 4 000 $ à 250 000 $;

2°  dans les autres cas, d’une amende de 12 000 $ à 1 500 000 $.

A.M. 2012-12-11, a. 17.

9.7. Quiconque communique au ministre, pour l’application du présent règlement, une information fausse ou trompeuse commet une infraction et est passible:

1°  dans le cas d’une personne physique, d’une amende de 5 000 $ à 500 000 $ ou, malgré l’article 231 du Code de procédure pénale (chapitre C-25.1), d’une peine d’emprisonnement maximale de 18 mois, ou des deux à la fois;

2°  dans les autres cas, d’une amende de 15 000 $ à 3 000 000 $.

A.M. 2012-12-11, a. 17.

SECTION IV DISPOSITIONS DIVERSES

10. À compter de la date où un contaminant mentionné à la Partie I de l’annexe A fait l’objet d’un avis public donné en application de l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (L.C. 1999, c. 33), ce contaminant devient régi par les dispositions de l’article 5 du présent règlement. Le seuil de déclaration applicable pour ce contaminant est alors celui prévu dans cet avis public.

A.M. 2007-09-26, a. 10.

11. (Omis).

A.M. 2007-09-26, a. 11.

ANNEXE A

(a. 1, 4, 5, 10)

Partie I

Types             Contaminants 
               ____________________________________________  Seuil de
                  Identification                  CAS(1)     déclaration

                  - les fluorures totaux                    10 tonnes 
               _______________________________________________________________
                  - les hydrocarbures 
                  aromatiques polycycliques
                  (HAP): 
                  - Fluorène                     86-73-7 
               ____________________________________________
                  - Phénanthrène                 85-01-8
               ____________________________________________
                  - Anthracène                   120-12-7
               ____________________________________________
Contaminants à    - Pyrène                       129-00-0
l’origine de   ____________________________________________
la pollution      - Fluoranthène                 206-44-0
toxique        ____________________________________________
                  - Chrysène                     218-01-9
               ____________________________________________
                  - Benzo (a) anthracène         56-55-3     50 kg 
               ____________________________________________  annuellement
                  - Benzo (a) pyrène             50-32-8     pour l’ensemble
               ____________________________________________  des contaminants
                  - Benzo (e) pyrène             192-97-2    de la catégorie
               ____________________________________________  HAP
                  - Benzo (b) fluoranthène       205-99-2
               ____________________________________________
                  - Benzo (j) fluoranthène       205-82-3
               ____________________________________________
                  - Benzo (k) fluoranthène       207-08-9
               ____________________________________________
                  - Benzo (g, h, i) pérylène     191-24-2
               ____________________________________________
                  - Indeno (1, 2, 3, -cd) pyrène 193-39-5
               ____________________________________________
                  - Dibenzo (a, h) anthracène    53-70-3
               _______________________________________________________________
                  - les composés de soufre                   10 tonnes
                    réduit totaux:                           annuellement
                  - sulfure d’hydrogène (H2S)    7783-06-4   pour l’ensemble
               ____________________________________________  des contaminants
                  - méthanethiol (CH3SH)         74-93-1     de la catégorie 
               ____________________________________________  des composés de
                  - sulfure de diméthyle                     soufre réduit
                    ((CH3)2)S)                   75-18-3     totaux
               ____________________________________________
                  - disulfure de diméthyle 
                    (S2(CH3)2)                  624-92-0
                    

Partie II

Types             Contaminants 
               ____________________________________________  Seuil de
                  Identification                  CAS(1)     déclaration(2)
  

                  - le dioxyde de soufre (SO2)   7446-09-5
Contaminants à ____________________________________________
l’origine des     - les oxydes d’azote (NOX)     11104-93-1
pluies acides  ____________________________________________
et du smog        - les composés organiques
                    volatils 
               ____________________________________________
                  - le monoxyde de carbone (CO)  630-08-0
               ____________________________________________
                  - les particules totales   
                  - les particules <10 microns  
                  - les particules <2,5 microns  
                  - l’ammoniac (NH3)
______________________________________________________________________________
Contaminants à    - le mercure (Hg) et ses
l’origine de      composés  
la pollution      - le plomb (Pb) et ses composés  
toxique           - le cadmium (Cd) et ses
                    composés  
                  - les polychlorodibenzo-p-dioxines  
                  - les polychlorodibenzofuranes
               ____________________________________________
                  - le benzène                   71-43-2
               ____________________________________________
                  - l’hexachlorobenzène          118-74-1
               ____________________________________________
                  - le formaldéhyde              50-00-0
               ____________________________________________
                  - l’arsenic et ses composés  
               ____________________________________________
                  - les composés du chrome
                    hexavalent
______________________________________________________________________________                                        

(1) Les numéros inscrits au regard des contaminants mentionnés à la présente annexe correspondent au Code d’identification attribué par la division Chemical Abstract Services de l’American Chemical Society.

(2) Le seuil de déclaration applicable pour un contaminant de la Partie II de la présente annexe est celui prévu pour ce contaminant dans l’avis public donné par le ministre de l’Environnement du Canada en application de l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)(L.C. 1999, c. 33).

A.M. 2007-09-26, Ann. A; A.M. 2010-12-06, a. 11; A.M. 2011-12-16, a. 9 et 10; A.M. 2012-12-11, a. 18; A.M. 2013-12-11, a. 11.

ANNEXE A.1

(a. 1, 6.1 et 6.2)

Gaz à effet de serre et potentiel de réchauffement planétaire

 _________________________________________________________________________________
|                                       |           |                             |
| Gaz à effet de serre - Identification |  CAS(1)    |  Potentiel de réchauffement |
|                                       |           |       planétaire (PRP)      |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |      
| - le dioxyde de carbone (CO2)         |  124-38-9 |                           1 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
| - le méthane (CH4)                    |   74-82-8 |                          21 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
| - l’oxyde nitreux (N2O)               |10024-97-2 |                         310 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             | 
| - l’hexafluorure de soufre (SF6)      | 2551-62-4 |                      23 900 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                                                                 |
| - les hydrofluorocarbures (HFC):                                                |
|_________________________________________________________________________________|
|                                       |           |                             | 
|   • HFC-23 (CHF3)                     |   75-46-7 |                      11 700 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-32 (CH2F2)                    |   75-10-5 |                         650 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-41 (CH3F)                     |  593-53-3 |                         150 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-43-10mee (C5H2F10)             |138495-42-8|                       1 300 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-125 (C2HF5)                   |  354-33-6 |                       2 800 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-134 (CHF2CHF2)                |  359-35-3 |                       1 000 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-134a (CH2FCF3)                |  811-97-2 |                       1 300 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-143 (CHF2CH2F)                |  430-66-0 |                         300 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-143a (CF3CH3)                 |  420-46-2 |                       3 800 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-152a (CH3CHF2)                |   75-37-6 |                         140 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-161 (C2H5F)                   |  353-36-6 |                          12 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|

|                                       |           |                             |
|   • HFC-227ea (C3HF7)                 |  431-89-0 |                       2 900 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-236cb (C3H2F6)                |  677-56-5 |                       1 300 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-236ea (C3H2F6)                |  431-63-0 |                       1 200 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-236fa (C3H2F6)                |  690-39-1 |                       6 300 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-245ca (C3H3F5)                |  679-86-7 |                         560 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-245fa (C3H3F5)                |  460-73-1 |                         950 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • HFC-365mfc (C4H5F5)               |  406-58-6 |                         890 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                                                                 |
| - les perfluorocarbures (PFC) :                                                 |
|_________________________________________________________________________________|
|                                       |           |                             |
|   • perfluorométhane (CF4)            |   75-73-0 |                       6 500 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • perfluoroéthane (C2F6)            |   76-16-4 |                       9 200 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • perfluoropropane (C3F8)           |   76-19-7 |                       7 000 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • perfluorobutane (C4F10)           |  355-25-9 |                       7 000 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • perfluorocyclobutane (c-C4F8)     |  115-25-3 |                       8 700 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • perfluoropentane (C5F12)          |  678-26-2 |                       7 500 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
|   • perfluorohexane (C6F14)           |  355-42-0 |                       7 400 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|
|                                       |           |                             |
| - le trifluorure d’azote (NF3)        | 7783-54-2 |                      17 200 |
|_______________________________________|___________|_____________________________|            

(1) Les numéros inscrits au regard des contaminants mentionnés à la présente annexe correspondent au Code d’identification attribué par la division Chemical Abstract Services de l’American Chemical Society.

A.M. 2010-12-06, a. 12; A.M. 2011-12-16, a. 11; A.M. 2012-12-11, a. 19.

ANNEXE A.2

(a. 1, 6.1 et 6.3)

Renseignements à communiquer et méthodes de calcul des émissions de gaz à effet de serre à utiliser selon le type d’entreprise, d’installation ou d’établissement exploité, selon le type d’activité exercée ou selon le type de procédé ou d’équipement utilisé

PROTOCOLES

QC.1. COMBUSTION AU MOYEN D’ÉQUIPEMENTS FIXES

QC.1.1. Sources visées

Les sources visées sont les équipements fixes de combustion, soit les chaudières, les turbines à combustion, les moteurs, les incinérateurs, les appareils de production de chaleur industrielle, les équipements d’épuration des gaz acides, les équipements portables, de même que tout autre équipement fixe de combustion pour lequel la présente annexe ne prévoit pas d’exigences particulières.

Ne sont toutefois pas visés les génératrices de secours et les autres équipements utilisés en cas d’urgence.

QC.1.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion de combustibles fossiles et de biocombustibles, en tonnes métriques, en indiquant:

a) les émissions de CO2 par type de combustible;

b) les émissions de CH4, par type de combustible;

c) les émissions de N2O, par type de combustible;

1.1° dans le cas des émetteurs visés par l’article 6.6, pour chaque unité étalon, les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à chaque type de combustible, en excluant les émissions de CO2 attribuables à la combustion de la biomasse, en tonnes métriques en équivalent CO2;

2° la consommation annuelle de chaque type de combustible, soit:

a) en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

3° lorsque la teneur en carbone est utilisée pour calculer les émissions de CO2, la teneur en carbone moyenne annuelle de chaque type de combustible;

3.1° lorsque la masse moléculaire est utilisée pour calculer les émissions de CO2, la masse moléculaire moyenne annuelle de chaque type de combustible;

4° lorsque le pouvoir calorifique supérieur est utilisé pour calculer les émissions de CO2, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel de chaque type de combustible, soit:

a) en gigajoules par tonne métrique sèche lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en gigajoules par millier de mètres cubes lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en gigajoules par kilolitre lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) en gigajoules par tonne métrique telle que collectée dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

5° dans le cas d’équipements fixes de combustion qui brûlent des biocombustibles ou des matières résiduelles collectées par une municipalité, la production annuelle de vapeur en tonnes métriques lorsqu’elle est utilisée pour le calcul des émissions;

6° dans le cas d’équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé, la quantité annuelle d’absorbant utilisée, en tonnes métriques;

7° les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé, en tonnes métriques;

8° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.1.6 ont été utilisées.

QC.1.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de combustibles dans des équipements fixes doivent être calculées, pour chaque type de combustible, selon l’une des 5 méthodes de calcul prévues à QC.1.3.1 à QC.1.3.5. Cependant, dans le cas de l’émetteur qui utilise des équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé, les émissions de CO2 attribuables à ces équipements doivent être calculées selon la méthode de calcul prévue à QC.1.3.6.

En outre, lorsqu’un combustible n’est pas visé à l’un des tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7, les émissions de CO2 attribuables à ce combustible n’ont pas à être calculées pour autant qu’elles ne dépassent pas 0,5% des émissions totales de l’établissement.

QC.1.3.1. Méthode de calcul utilisant le facteur d’émission de CO2 par défaut du combustible, le pouvoir calorifique supérieur par défaut et la consommation annuelle

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de combustibles dans des équipements fixes peuvent être calculées selon les équations 1-1 ou 1-1.1 dans les cas suivants:

1° dans le cas d’un émetteur non visé par l’article 6.6 qui utilise tout type de combustible pour lequel un facteur d’émission est indiqué aux tableaux 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 ou 1-6 prévus à QC.1.7 et un pouvoir calorifique supérieur est indiqué aux tableaux 1-1 ou 1-2;

2° dans le cas d’un émetteur visé à l’article 6.6 qui utilise:

a) du gaz naturel dont le pouvoir calorifique supérieur est égal ou supérieur à 36,3 GJ par millier de mètres cubes mais inférieur ou égal à 40,98 GJ par millier de mètres cubes, à l’exception de l’émetteur utilisant un équipement fixe ayant une capacité calorifique nominale supérieure à 264 GJ/h et ayant fonctionné plus de 1 000 heures au cours d’au moins une des 3 années précédentes;

b) un combustible visé au tableau 1-2;

c) des matières résiduelles collectées par une municipalité lorsqu’il n’y a pas de production de vapeur;

d) un biocombustible visé au tableau 1-3 sauf s’il est visé par un autre protocole prévu à la présente annexe.

Cependant, cette méthode ne peut pas être utilisée par l’émetteur qui détermine le pouvoir calorifique supérieur de ses combustibles à partir de mesures qu’il effectue conformément à QC.1.5.4 ou à partir de données indiquées par le fournisseur du combustible obtenues à la fréquence prévue à QC.1.5.1.

Équation 1-1

CO2 = Combustible × PCS × FE × 0,001

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de combustible, en tonnes métriques;

Combustible = Masse ou volume du combustible brûlé au cours de l’année, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

— en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

PCS = Pouvoir calorifique supérieur du combustible indiqué aux tableaux 1-1 et 1-2, soit:

— en gigajoules par tonne métrique sèche dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en gigajoules par millier de mètres cubes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

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

— en gigajoules par tonne métrique telle que collectée dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

FE = Facteur d’émission de CO2 du combustible indiqué aux tableaux 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 ou 1-6, en kilogrammes de CO2 par gigajoule;

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

Équation 1-1.1

CO2 = Combustible × FEG

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de combustible, en tonnes métriques;

Combustible = Masse ou volume du combustible brûlé au cours de l’année, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

— en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

FEG = Facteur d’émission global de CO2 du combustible indiqué aux tableaux 1-3, 1-4 ou 1-5, soit:

— en kilogrammes de CO2 par kilogramme sec 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;

— en kilogrammes de CO2 par kilogramme tel que collecté dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité.

QC.1.3.2. Méthode de calcul utilisant le facteur d’émission de CO2 par défaut du combustible et le pouvoir calorifique supérieur indiqué par le fournisseur du combustible ou celui déterminé par l’émetteur

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de combustibles dans des équipements fixes peuvent être calculées:

1° dans le cas d’un émetteur non visé par l’article 6.6 qui utilise:

a) tout type de combustible, autre que des matières résiduelles collectées par une municipalité, pour lequel un facteur d’émission est indiqué aux tableaux 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 ou 1-6 prévus à QC.1.7, selon l’équation 1-2;

b) des matières résiduelles collectées par une municipalité ainsi que tout biocombustible solide visé au tableau 1-3 prévu à QC.1.7 lorsque la combustion de ces combustibles produit de la vapeur, selon l’équation 1-3;

2° dans le cas d’un émetteur visé à l’article 6.6 qui utilise du gaz naturel dont le pouvoir calorifique supérieur est égal ou supérieur à 36,3 GJ par millier de mètres cubes mais inférieur ou égal à 40,98 GJ par millier de mètres cubes ou qui utilise un combustible visé au tableau 1-2 ou un biocombustible, selon l’équation 1-2.

Équation 1-2

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de combustible, en tonnes métriques;

n = Nombre de mesures de pouvoir calorifique supérieur requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;

i = Période de mesure;

Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

PCSi = Pouvoir calorifique supérieur du combustible pendant la période de mesure i, soit:

— en gigajoules par tonne métrique sèche dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en gigajoules par millier de mètres cubes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

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

FE = Facteur d’émission de CO2 du combustible indiqué aux tableaux 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 ou 1-6, en kilogrammes de CO2 par gigajoule;

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

Équation 1-3

CO2 = Vapeur × C × FE × 0,001

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de biocombustible solide ou de matières résiduelles collectées par une municipalité, en tonnes métriques;

Vapeur = Quantité totale de vapeur produite au cours de l’année par la combustion du biocombustible solide ou des matières résiduelles collectées par une municipalité, en tonnes métriques;

C = Ratio de la capacité calorifique nominale de la chaudière par rapport à sa capacité nominale de sortie de vapeur, en gigajoules par tonne métrique de vapeur;

FE = Facteur d’émission de CO2 des biocombustibles solides ou des matières résiduelles collectées par une municipalité indiqué aux tableaux 1-3 ou 1-6 ou un facteur spécifique à l’établissement déterminé conformément à QC.1.5.3, en kilogrammes de CO2 par gigajoule;

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

QC.1.3.3. Méthode de calcul utilisant la quantité de combustibles brûlés et la teneur en carbone indiquée par le fournisseur du combustible ou celle mesurée par l’émetteur

Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées conformément aux méthodes suivantes:

1° dans le cas de combustibles dont la quantité est exprimée en masse autres que des matières résiduelles collectées par une municipalité, l’émetteur doit utiliser l’équation 1-4 et dans le cas de la combustion de biocombustibles dont la quantité est exprimée en masse produisant de la vapeur, l’équation 1-4 ou 1-5:

Équation 1-4

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de combustible solide, en tonnes métriques;

n = Nombre de mesures de la teneur en carbone requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;

i = Période de mesure;

Combustiblei = Masse sèche du combustible solide brûlé dans la période de mesure i, en tonnes métriques;

TCi = Teneur en carbone moyenne du combustible dont la quantité est exprimée en masse, d’après les résultats d’analyse du combustible pour la période de mesure i et indiquée par le fournisseur du combustible ou mesurée par l’émetteur conformément à QC.1.5.5, en kilogrammes de carbone par kilogramme de combustible;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

2° dans le cas de la combustion de matières résiduelles collectées par une municipalité produisant de la vapeur, l’émetteur doit utiliser l’équation 1-5:

Équation 1-5

C02 = Vapeur × C × FE × 0,001

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de biocombustible solide ou de matières résiduelles collectées par une municipalité, en tonnes métriques;

Vapeur = Quantité totale de vapeur produite au cours de l’année par la combustion du biocombustible solide ou des matières résiduelles collectées par une municipalité, en tonnes métriques;

C = Ratio de la capacité calorifique nominale de la chaudière par rapport à sa capacité nominale de sortie de vapeur, en gigajoules par tonne métrique de vapeur;

FE = Facteur d’émission de CO2 des biocombustibles solides ou des matières résiduelles collectées par une municipalité indiqué par le fournisseur du combustible, établi par l’émetteur conformément à QC.1.5.3 ou indiqué aux tableaux 1-3 ou 1-6 prévus à QC.1.7, en kilogrammes de CO2 par gigajoule;

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

3° dans le cas de combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide, l’émetteur doit utiliser l’équation 1-6:

Équation 1-6

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de combustible dont la quantité est exprimée en volume de liquide, en tonnes métriques;

n = Nombre de mesures de la teneur en carbone requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;

i = Période de mesure;

Combustiblei = Volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, en kilolitres;

TCi = Teneur en carbone moyenne du combustible liquide, d’après les résultats d’analyse du combustible pour la période de mesure i et indiquée par le fournisseur du combustible ou mesurée par l’émetteur conformément à QC.1.5.5, en tonnes métriques de carbone par kilolitre de combustible;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

4° dans le cas de combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz, l’émetteur doit utiliser l’équation 1-7:

Équation 1-7

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de chaque type de combustible dont la quantité est exprimée en volume de gaz, en tonnes métriques;

n = Nombre de mesures de la teneur en carbone et de masse moléculaire requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;

i = Période de mesure;

Combustiblei = Volume du combustible gazeux brûlé pendant la période de mesure i, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

TCi = Teneur en carbone moyenne du combustible gazeux, d’après les résultats d’analyse du combustible pour la période de mesure i et indiquée par le fournisseur du combustible ou mesurée par l’émetteur conformément à QC.1.5.5, en kilogrammes de carbone par kilogramme de combustible;

MM = Masse moléculaire du combustible gazeux, établie conformément à QC.1.5.5 d’après les résultats d’analyse du combustible, en kilogrammes par kilomole ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit en kilogrammes par unité de temps, remplacer

 _  _
| MM |
|----| par 1;
|CVM |
|_  _|                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes;

5° dans le cas d’un mélange de combustibles, l’émetteur peut utiliser les équations 1-4 à 1-6, en utilisant la teneur en carbone moyenne du mélange de combustibles mesurée par l’émetteur conformément à QC.1.5, mais il doit déclarer les émissions annuelles de CO2 par type de combustible conformément à QC.1.2.

QC.1.3.4. Méthode de calcul utilisant les données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de tout type de combustible utilisé dans des équipements fixes de combustion peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions comportant un débitmètre volumétrique des gaz et un dispositif de mesure de la concentration de CO2, conformément au protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou encore conformément, dans le cas d’un émetteur non visé par l’article 6.6, aux spécifications du fabricant.

Un dispositif de mesure de la concentration d’oxygène peut toutefois être utilisé au lieu d’un dispositif de mesure de la concentration de CO2 si les conditions suivantes sont satisfaites:

1° le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions a été installé avant le 1er janvier 2012;

2° l’effluent gazeux ne contient que des produits de combustion;

3° seuls les combustibles suivants, non dérivés de matières résiduelles, sont brûlés: le charbon, le coke de pétrole, le mazout léger ou lourd, le gaz naturel, le propane, le butane et les déchets ligneux.

Lorsqu’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est utilisé à l’égard d’un équipement fixe de combustion, les émissions de CO2 de tous les combustibles qui y sont brûlés doivent être calculées à l’aide des données obtenues par ce système.

L’utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions doit tenir compte des particularités de chaque type de combustible utilisé et satisfaire aux exigences suivantes:

1° dans le cas d’équipements qui brûlent des combustibles fossiles ou des biocombustibles, l’émetteur doit:

a) utiliser les concentrations de CO2 ou, le cas échéant, d’oxygène et les mesures du débit des gaz de combustion pour déterminer les émissions horaires de CO2;

b) déclarer les émissions annuelles de CO2, en tonnes métriques, en faisant la somme des mesures horaires d’émissions de CO2 sur une année;

c) dans le cas où l’émetteur brûle dans ses équipements des biocombustibles et qu’il utilise les concentrations d’oxygène dans le calcul des concentrations de CO2, démontrer que les concentrations de CO2 calculées correspondent aux concentrations de CO2 mesurées suite à la vérification de l’exactitude relative conformément au protocole SPE 1/ PG/7;

2° dans le cas d’équipements qui brûlent des combustibles dérivés de matières résiduelles ainsi que ceux qui brûlent à la fois des combustibles fossiles et des biocombustibles ou des combustibles dérivés de matières résiduelles partiellement composés de biomasse, l’émetteur doit:

a) utiliser les concentrations de CO2 et les mesures du débit des gaz de combustion pour déterminer les émissions horaires de CO2;

b) déclarer les émissions annuelles de CO2, en tonnes métriques, en faisant la somme des mesures horaires d’émissions de CO2 sur une année;

c) déterminer séparément les émissions totales de CO2 attribuables à la combustion de la portion de biomasse contenue dans le combustible selon les méthodes prévues à QC.1.3.5;

3° lorsque l’installation ou l’établissement est muni d’un système de mesure en continu des émissions de CO2 et que l’émetteur doit, conformément au présent règlement, déclarer les émissions par type, c’est-à-dire celles attribuables à la combustion, aux procédés fixes ou autres, il doit pour chaque type d’émission:

a) estimer les émissions de gaz à effet de serre attribuables à la combustion ainsi que les émissions autres à l’aide des facteurs d’émissions indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur publié par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC), le National Council for Air and Stream Improvement (NCASI) ou le World Business Council for Sustainable Development (WBCSD);

b) déterminer les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables aux procédés fixes en soustrayant de la donnée mesurée par le système de mesure en continu des émissions de CO2 les émissions de gaz à effet de serre attribuables à la combustion et les émissions autres estimées conformément au sous-paragraphe a.

QC.1.3.5. Méthode de calcul des émissions de CO2 attribuables à la portion de biomasse contenue dans un combustible ou un mélange de combustibles

L’émetteur qui utilise des équipements fixes de combustion qui brûlent des combustibles ou des mélanges de combustibles contenant de la biomasse doit calculer les émissions de CO2 de la portion de biomasse de la manière suivante:

1° lorsque la portion de biomasse est connue et que le mélange ne contient pas de combustibles dérivés de matières résiduelles partiellement composés de biomasse, l’émetteur qui, selon le cas:

a) n’utilise pas un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions pour mesurer la concentration de CO2, doit utiliser les équations applicables prévues à QC.1.3.1 à QC.1.3.3 pour calculer les émissions de CO2 provenant de la combustion de la biomasse;

b) utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions pour mesurer la concentration de CO2, doit utiliser les équations applicables prévues à QC.1.3.1 à QC.1.3.3 pour calculer les émissions de CO2 provenant de la combustion des combustibles fossiles, ces émissions étant soustraites des émissions totales pour déterminer les émissions attribuables à la combustion de la biomasse;

2° lorsque la portion de biomasse n’est pas connue ou si aucun facteur d’émission n’est indiqué au tableau 1-2 prévu à QC.1.7, l’émetteur doit, sauf pour les combustibles qui contiennent moins de 5% en masse de biomasse ou pour les combustibles dérivés de matières résiduelles qui constituent moins de 30% en masse des combustibles brûlés au cours de l’année:

a) utiliser les équations applicables prévues à QC.1.3.1 à QC.1.3.4 pour calculer les émissions totales de CO2;

b) déterminer la portion de biomasse des combustibles conformément à la plus récente version de la norme ASTM D6866, intitulée «Standard Test Methods for Determining the Biobased Content of Solid, Liquid, and Gaseous Samples Using Radiocarbon Analysis», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

c) effectuer au moins tous les 3 mois une analyse d’échantillon représentatif du combustible ou des gaz de combustion conformément à la plus récente version de la norme ASTM D6866 ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5, cette analyse devant être effectuée au niveau du flux gazeux lorsque des combustibles dérivés de matières résiduelles sont brûlés;

c.1) lorsque l’échantillonage est effectué sur le flux gazeux, recueillir également des échantillons de gaz de combustion sur une période d’au moins 24 heures consécutives conformément à la plus récente version de la norme ASTM D7459, intitulée «Standard Practice for Collection of Integrated Samples for the Speciation of Biomass (Biogenic) and Fossil-Derived Carbon Dioxide Emitted from Stationary Emissions Sources», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

d) répartir les émissions totales de CO2 en émissions de CO2 attribuables à la combustion de biocombustibles et en émissions de CO2 attribuables à la combustion de combustibles autres que la biomasse en suivant les proportions moyennes des échantillons analysés au cours de l’année;

e) effectuer ses mesures à l’équipement fixe de combustion de son choix si les différents équipements ont la même source de combustible, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D6866 ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

3° lorsque l’équation 1-1 ou 1-1.1 est utilisée pour calculer les émissions de CO2 attribuables à la combustion de biocombustibles solides, l’équation 1-8 peut être utilisée pour quantifier la consommation de biocombustibles solides:

Équation 1-8

                   [Hi × Vapeuri] - Ei
Biocombustiblei = __________________

                       PCS × Eff                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            

Où:

Biocombustiblesi = Quantité de biocombustibles brûlés pendant la période de mesure i, en tonnes métriques;

Hi = Enthalpie moyenne de la chaudière pour la période de mesure i, en gigajoules par tonnes métrique de vapeur;

Vapeuri = Quantité totale de vapeur produite pour la période de mesure i, en tonnes métriques;

Ei = Apport énergétique total de tous les combustibles, autres que les biocombustibles, brûlés pendant la période i, en gigajoules;

PCS = Pouvoir calorifique supérieur du biocombustible indiqué au tableau 1-1 ou déterminé par l’émetteur, en gigajoules par tonne métrique;

Eff = Rendement énergétique du biocombustible, exprimé en pourcentage.

4° lorsque l’émetteur est une municipalité, la portion de biomasse contenue dans les matières résiduelles peut être établie par une méthode alternative telle une caractérisation des matières résiduelles.

QC.1.3.6. Méthode de calcul des émissions de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé doivent être calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4 ou selon l’équation 1-9:

Équation 1-9

                -      -
               |   44   |
CO2 = Qs × R ×  | ______ |
               |        |
               |   MMs  |
                -      -                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé, en tonnes métriques;

QS = Quantité annuelle d’absorbant utilisé, en tonnes métriques;

R = Ratio de moles de CO2 émises à la capture d’une mole de gaz acide;

44 = Masse moléculaire du CO2, en kilogrammes par kilomole;

MMs = Masse moléculaire de l’absorbant, en kilogrammes par kilomole, ou, dans le cas du carbonate de calcium, une valeur de 100;

QC.1.4. Méthodes de calcul des émissions de CH4 et de N2O

Les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de combustibles dans des équipements fixes doivent être calculées, pour chaque type de combustible, selon les méthodes de calcul prévues à QC.1.4.1 à QC.1.4.5.

En outre, lorsqu’un combustible n’est pas visé à l’un des tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7, les émissions de CH4 et de N2O attribuables à ce combustible n’ont pas à être calculées.

QC.1.4.1. Méthode de calcul utilisant un facteur d’émission de CH4 et de N2O par défaut et le pouvoir calorifique supérieur par défaut du combustible

Les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables à la combustion d’un combustible pour lequel le pouvoir calorifique supérieur n’est pas déterminé à partir de mesures prises par l’émetteur ou de données indiquées par le fournisseur du combustible aux fins du calcul des émissions de CO2 peuvent être calculées selon l’équation 1-10 ou 1-10.1 dans les cas suivants:

1° dans le cas d’un émetteur non visé par l’article 6.6 qui utilise tout type de combustible pour lequel un facteur d’émission est indiqué aux tableaux 1-3, 1-6 ou 1-7 prévus à QC.1.7 et un pouvoir calorifique supérieur est indiqué aux tableaux 1-1 ou 1-2;

2° dans le cas d’un émetteur visé par l’article 6.6 qui utilise, selon le cas:

a) du gaz naturel dont le pouvoir calorifique supérieur est égal ou supérieur à 36,3 GJ par millier de mètres cubes mais inférieur ou égal à 40,98 GJ par millier de mètres cubes;

b) un combustible visé au tableau 1-2 ou un biocombustible.

Les émissions attribuables à la combustion du charbon doivent être calculées selon l’équation 1-11 pour tout émetteur.

Équation 1-10

CH4 ou N2O = Combustible × PCS × FE × 0,000001

Où:

CH4 ou N2O = Émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à la combustion de chaque type de combustible, en tonnes métriques;

Combustible = Masse ou volume du combustible brûlé au cours de l’année, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

— en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

PCS = Pouvoir calorifique supérieur du combustible indiqué aux tableaux 1-1 et 1-2, soit:

— en gigajoules par tonne métrique sèche dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en gigajoules par millier de mètres cubes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

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

— en gigajoules par tonne métrique telle que collectée dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

FE = Facteur d’émission de CH4 ou de N2O du combustible établi par l’émetteur conformément à QC.1.5.3, facteur d’émission du combustible indiqué aux tableaux 1-3, 1-6 ou 1-7 ou facteur d’émission provenant du document intitulé «AP-42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors» et publié par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), en grammes de CH4 ou de N2O par gigajoule;

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

Équation 1-10.1

CH4 ou N2O = Combustible × FEG × 0,001

Où:

CH4 ou N2O = Émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à la combustion de chaque type de combustible, en tonnes métriques;

Combustible = Masse ou volume du combustible brûlé au cours de l’année, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

— en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

FEG = Facteur d’émission global de CH4 ou de N2O du combustible indiqué aux tableaux 1-3, 1-7 ou 1-8, soit:

— en grammes de CH4 ou de N2O par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en grammes de CH4 ou 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 CH4 ou de N2O 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;

Équation 1-11

CH4 ou N2O = Combustible × FEc × 0,001

Où:

CH4 ou N2O = Émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à la combustion du charbon, en tonnes métriques;

Combustible = Masse du charbon brûlé au cours de l’année, en tonnes métriques;

FEc = Facteur d’émission de CH4 ou de N2O du charbon établi par l’émetteur conformément à QC.1.5.3 ou facteur d’émission du charbon indiqué au tableau 1-8, en grammes de CH4 ou de N2O par kilogramme de charbon;

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

QC.1.4.2. Méthode de calcul utilisant un pouvoir calorifique supérieur déterminé à partir de données indiquées par le fournisseur du combustible ou de mesures effectuées par l’émetteur

Lorsque le pouvoir calorifique supérieur du combustible est déterminé à partir de données indiquées par le fournisseur du combustible ou de mesures effectuées par l’émetteur aux fins d’estimation du CO2, les émissions annuelles de CH4 ou N20 des combustibles doivent être calculées selon l’équation 1-12, sous réserve des émissions attribuables à la combustion du charbon qui doivent être calculées selon l’équation 1-13:

Équation 1-12

Où:

CH4 ou N2O = Émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à chaque type de combustible, en tonnes métriques;

n = Nombre de mesures du pouvoir calorifique supérieur requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;

i = Période de mesure;

Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé au cours de la période de mesure i, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

— en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

PCSi = Pouvoir calorifique supérieur déterminé à partir de données indiquées par le fournisseur du combustible ou de mesures effectuées par l’émetteur pour la période de mesure i conformément à QC.1.5.4, pour chaque type de combustible, soit:

— en gigajoules par tonne métrique sèche dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en gigajoules par millier de mètres cubes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

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

— en gigajoules par tonne métrique telle que collectée dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

FE = Facteur d’émission de CH4 ou de N2O du combustible établi par l’émetteur conformément à QC.1.5.3, facteur d’émission du combustible indiqué aux tableaux 1-3 ou 1-7 prévus à QC.1.7 ou facteur d’émission provenant du document intitulé «AP-42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors et publié par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), en grammes de CH4 ou de N2O par gigajoule;

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

Équation 1-13

Où:

CH4 ou N2O = Émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à la combustion du charbon, en tonnes métriques;

n = Nombre de mesures requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;

i = Période de mesure;

Combustiblei = Masse du charbon brûlé pendant la période de mesure i, en tonnes métriques;

FEc = Facteur d’émission de CH4 ou de N2O du charbon indiqué par le fournisseur du combustible ou établi par l’émetteur conformément à QC.1.5.3, en grammes de CH4 ou de N2O par kilogramme de charbon;

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

QC.1.4.3. Méthode de calcul des émissions attribuables à la combustion de biomasse, de biocombustibles ou de matières résiduelles collectées par une municipalité

Les émissions annuelles de CH4 ou N2O attribuables à la combustion de biomasse, de biocombustibles ou de matières résiduelles collectées par une municipalité doivent être calculées selon l’équation 1-14 lorsque leurs émissions de CO2 sont calculées selon les équations 1-3 et 1-5:

Équation 1-14

CH4 ou N20 = Vapeur × C × FE × 0,000001

Où:

CH4 ou N2O = Émissions annuelles de CH4 ou N2O attribuables à la combustion de biomasse, de biocombustibles ou de matières résiduelles collectées par une municipalité, en tonnes métriques;

Vapeur = Quantité totale de vapeur produite au cours de l’année par la combustion de biomasse, de biocombustibles ou de matières résiduelles collectées par une municipalité, en tonnes métriques;

C = Ratio de la capacité calorifique nominale de la chaudière par rapport à sa capacité nominale de sortie de vapeur, en gigajoules par tonne métrique de vapeur;

FE = Facteur d’émission de CH4 ou de N2O de la biomasse, du biocombustible ou des matières résiduelles collectées par une municipalité établi par l’émetteur conformément à QC.1.5.3 ou facteur d’émission du combustible indiqué aux tableaux 1-3, 1-6 ou 1-7 prévus à QC.1.7, en grammes de CH4 ou de N2O par gigajoule;

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

QC.1.4.4. Méthode de calcul utilisant un facteur d’émission de CH4 ou de N2O par défaut et l’apport énergétique du combustible déterminé par l’émetteur

Les émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à la combustion d’un combustible doivent être calculées selon l’équation 1-15 lorsque les émissions de CO2 de ce combustible sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4 et que l’apport énergétique de ce combustible est déterminé par l’émetteur à l’aide des données obtenues par un tel système:

Équation 1-15

CH4 ou N2O = E × FE × 0,000001

Où:

CH4 ou N2O = Émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à la combustion de chaque combustible, en tonnes métriques;

E = Apport énergétique de chaque combustible déterminé à l’aide de données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, en gigajoules;

FE = Facteur d’émission de CH4 ou de N2O du combustible indiqué aux tableaux 1-3, 1-7 ou 1-8 prévus à QC.1.7, en grammes de CH4 ou de N2O par gigajoule;

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

QC.1.4.5. Méthode de calcul utilisant les données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CH4 ou de N2O attribuables à la combustion de tout type de combustible utilisé dans des équipements fixes de combustion peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions comportant un débitmètre volumétrique des gaz et un dispositif de mesure de la concentration de CH4 ou de N2O conformément au protocole SPE 1/PG/7, intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada, ou encore conformément, dans le cas d’un émetteur non visé par l’article 6.6, aux spécifications du fabricant.

QC.1.5. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Dans les cas prévus par le présent protocole, l’émetteur peut utiliser les méthodes d’analyse publiées par les organismes suivants:

1° American Society for Testing and Materials (ASTM);

2° Centre d’Expertise en Analyse Environnementale du Québec (CEAEQ);

3° Environnement Canada;

4° U.S. Environmental Protection Agency (USEPA);

5° Organisation Internationale de Normalisation (ISO);

6° Technical Association of the Pulp and Paper Industry: Industry Standards & Regulations (TAPPI);

7° Association canadienne de normalisation;

8° Mesures Canada;

9° American Association of State Highway and Transportation Officials (AASHTO);

10° Association française de normalisation (AFNOR);

11° Association of Fertilizer and Phosphate Chemists (AFPC);

12° American Petroleum Institute (API);

13° ASM International (ASM);

14° British Standard Institution (BS);

15° Gas Processors Association (GPA).

QC.1.5.1. Fréquence d’échantillonnage du combustible

Lorsqu’une méthode de calcul prévoit que la teneur en carbone, le pouvoir calorifique supérieur ou le facteur d’émission d’un combustible doit être déterminé par l’émetteur, il doit effectuer l’échantillonnage du combustible ou obtenir du fournisseur les résultats d’échantillonnage du combustible:

1° annuellement dans le cas de biocombustibles et de combustibles dérivés de matières résiduelles pour lesquels les émissions de CO2 sont calculées selon les équations 1-2 et 1-4;

2° semestriellement dans le cas du gaz naturel;

3° trimestriellement dans le cas des combustibles visés au tableau 1-2 prévu à QC.1.7, des combustibles liquides, des combustibles gazeux, des gaz issus de la biomasse ainsi que des biogaz produits par la dégradation des matières résiduelles d’un lieu d’enfouissement technique ou résultant du traitement des eaux usées;

4° mensuellement dans le cas des combustibles solides, à l’exception du charbon et des combustibles dérivés de matières résiduelles, conformément aux conditions suivantes:

a) l’échantillon est un composé mensuel obtenu par la combinaison de 4 échantillons hebdomadaires de masse identique, soit un échantillon par semaine durant le mois d’exploitation, lesquels échantillons sont prélevés dès la fin des opérations de traitement du combustible, avant que le mélange avec un autre lot soit effectué, et de manière à s’assurer que les propriétés chimiques et physiques des échantillons sont représentatives du combustible immédiatement avant sa combustion;

b) l’échantillon composé mensuel est bien mélangé et homogénéisé avant de prélever une quantité et d’être analysé;

c) un échantillon composé mensuel sur 12 est sélectionné de manière aléatoire pour procéder à une analyse supplémentaire de ses composantes de manière à s’assurer de l’homogénéité de l’échantillon du composé;

4.1° mensuellement, conformément aux sous-paragraphes a à c du paragraphe 4, ou à chaque livraison dans le cas du charbon;

5° à chaque livraison dans le cas de tout combustible qui n’est pas visé aux paragraphes 1 à 4.1;

6° mensuellement, conformément aux sous-paragraphes a à c du paragraphe 4, dans le cas d’un mélange de combustibles.

Malgré les paragraphes 4, 4.1, 5 et 6 du premier alinéa, dans le cas des combustibles solides ou des mélanges de combustibles utilisés dans un four à arc électrique ou un four à clinker, l’émetteur peut effectuer l’échantillonnage du combustible ou utiliser les résultats d’échantillonnage du combustible du fournisseur pour autant que cet échantillonnage porte sur un minimum de 3 échantillons représentatifs par année.

QC.1.5.2. Consommation de combustibles

L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement où est utilisé un équipement fixe de combustion doit:

1° calculer la consommation de chaque type de combustible en utilisant l’une des méthodes suivantes:

a) en la mesurant directement;

b) en utilisant les factures d’achat ou de vente de chaque type de combustible permettant de déterminer la variation d’inventaire des combustibles, soit en mégajoules, en litres, en millions de mètres cubes aux conditions de référence, en tonnes métriques ou en tonnes métriques sèches, et selon la formule suivante:

Consommation de combustible durant une année donnée = Total des achats de combustible - Total des ventes de combustibles + Inventaire des combustibles en début d’année - Inventaire des combustibles en fin d’année

c) dans le cas du mazout, lorsqu’aucun achat n’a eu lieu pendant l’année, en mesurant la variation du niveau du réservoir;

d) dans le cas de l’émetteur qui utilise l’équation 1-3 ou 1-5 pour calculer les émissions de CO2, en utilisant l’équation 1-8;

2° convertir la consommation de combustible calculée en mégajoules dans une des unités de mesure visées au sous-paragraphe b du paragraphe 1 en utilisant le pouvoir calorifique supérieur du combustible déterminé à l’aide de mesures effectuées conformément à QC.1.5.4, le pouvoir calorifique supérieur indiqué par le fournisseur ou celui indiqué au tableau 1-1 prévu à QC.1.7;

3° étalonner, avant la première déclaration d’émissions utilisant les méthodes de calcul prévues à QC.1 et par la suite annuellement ou à la fréquence minimale prescrite par le fabricant, tous les débitmètres de combustible liquide ou gazeux, à l’exception de ceux servant à la facturation du gaz, en utilisant l’une des méthodes de test de débit applicables indiquées au tableau 1-9 ou la méthode d’étalonnage prescrite par le fabricant du débitmètre.

Un débitmètre mesurant les débits massiques des combustibles liquides peut être utilisé lorsque la masse volumique permet de déterminer le débit volumique. La masse volumique doit alors être mesurée à la même fréquence que la teneur en carbone en utilisant la plus récente version de la méthode ASTM D1298, intitulée «Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method», ou toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5. L’émetteur qui utilise l’une des méthodes prévues à QC.1.3.1 et QC.1.3.2 peut cependant utiliser les masses volumiques indiquées au tableau 1-10 prévu à QC.1.7.

QC.1.5.3. Facteurs d’émission du combustible

L’émetteur doit établir les facteurs d’émission selon les méthodes suivantes:

1° lorsque le calcul des émissions de CO2 est effectué conformément à la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.3.3, le facteur d’émission doit être établi en kilogrammes de CO2 par gigajoule et doit être ajusté au moins tous les 3 ans en effectuant une mesure du CO2 dans la cheminée conformément à la méthode applicable au type de procédé ou d’équipement utilisé et prévue au «ASME Performance Test Codes» publié par l’American Society of Mechanicals Engineers (ASME) permettant de déterminer l’énergie introduite en fonction de la puissance thermique dégagée par les sources thermiques, notamment la vapeur, les gaz de combustion, les cendres et les pertes thermiques;

2° lorsque le calcul des émissions de CH4 ou de N2O est effectué à l’aide de facteurs d’émission établis à partir de mesures à la source, les procédures de mesure à la source doivent être effectuées chaque année pour actualiser les facteurs d’émission de l’équipement fixe de combustion.

QC.1.5.4. Pouvoir calorifique supérieur du combustible

L’émetteur doit déterminer le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel selon l’équation 1-16:

Équation 1-16

Où:

PCSa = Pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, soit:

— en gigajoules par tonne métrique sèche dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en gigajoules par millier de mètres cubes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

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

— en gigajoules par tonne métrique telle que collectée dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

n = Nombre de mesures du pouvoir calorifique supérieur;

i = Période de mesure;

PCSi = Pouvoir calorifique supérieur pour la période de mesure i, soit:

— en gigajoules par tonne métrique sèche dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

— en gigajoules par millier de mètres cubes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

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

— en gigajoules par tonne métrique telle que collectée dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

— en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité.

L’émetteur doit déterminer le pouvoir calorifique supérieur à l’aide des résultats d’échantillonnage et d’analyse indiqués par le fournisseur du combustible ou des échantillonnages qu’il a lui-même effectués et en utilisant l’une des méthodes suivantes:

1° dans le cas des gaz, selon le cas:

a) conformément à la plus récente version de la norme ASTM D1826, intitulée «Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter», ASTM D3588, intitulée «Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels», ASTM D4891, intitulée «Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion», ou GPA 2261, intitulée «Analysis for natural gas and similar gaseous mixtures by gas chromatography» et publiée par Gas Processors Association (GPA), ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5.

b) en déterminant à plus ou moins 5% le pouvoir calorifique supérieur au moyen d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions;

c) lorsque le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ne permet que de déterminer le pouvoir calorifique inférieur, en convertissant le résultat en pouvoir calorifique supérieur selon l’équation 1-17:

Équation 1-17

PCS = PCI × FC

Où:

PCS = Pouvoir calorifique supérieur du combustible ou du mélange de combustibles, en gigajoules par millier de mètres cubes aux conditions de référence;

PCI = Pouvoir calorifique inférieur du combustible ou du mélange de combustibles, en gigajoules par millier de mètres cubes aux conditions de référence;

FC = Facteur de conversion du pouvoir calorifique inférieur en pouvoir calorifique supérieur établi de la manière suivante:

a) dans le cas du gaz naturel, l’émetteur doit utiliser un FC de 1,11;

b) dans le cas de gaz de raffinerie, de flexigaz, de gaz associés ou de mélanges de ceux-ci, l’émetteur doit établir le FC hebdomadaire moyen en appliquant l’une des 2 méthodes suivantes:

— au moyen des mesures du pouvoir calorifique inférieur et des résultats du pouvoir calorifique supérieur obtenus par le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou par analyse en laboratoire dans le cadre de la mesure quotidienne de la teneur en carbone;

— au moyen du ratio PCS/PCI obtenu par analyse en laboratoire des échantillons quotidiens;

2° dans le cas de distillats moyens, de mazout et de combustibles liquides dérivés de matières résiduelles, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D240, intitulée «Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter», ou ASTM D4809, intitulée «Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method)», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

3° dans le cas de biocombustibles solides, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5865, intitulée «Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

4° dans le cas de combustibles dérivés de matières résiduelles, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5865 ou ASTM D5468, intitulée «Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 et, lorsque les combustibles dérivés de matières résiduelles ne sont pas à 100% biocombustibles, en calculant la quantité de CO2 dégagée par le biocombustible conformément au paragraphe 2 du cinquième alinéa de QC.1.3.4.

QC.1.5.5. Teneur en carbone, masse moléculaire et fraction moléculaire du combustible

L’émetteur doit déterminer la teneur en carbone moyenne annuelle selon l’équation 1-18:

Équation 1-18

Où:

TCa = Teneur en carbone moyenne annuelle, soit:

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

— en kilogrammes de carbone par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en tonnes métriques de carbone par kilolitre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

n = Nombre de mesures de la teneur en carbone;

i = Période de mesure;

TCi = Teneur en carbone du combustible pour la période de mesure i, soit:

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

— en kilogrammes de carbone par kilogramme dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en tonnes métriques de carbone par kilolitre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, soit:

— en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

— en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

— en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide.

La teneur en carbone de même que la masse moléculaire ou la fraction moléculaire doivent être déterminées à l’aide des résultats d’échantillonnage et d’analyse indiqués par le fournisseur du combustible ou à l’aide des échantillonnages effectués par l’émetteur en utilisant les méthodes suivantes:

1° dans le cas des combustibles solides, soit le charbon, le coke, les biocombustibles solides et les combustibles dérivés de matières résiduelles, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5373, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

2° dans le cas des combustibles liquides à base de pétrole et des combustibles liquides dérivés de matières résiduelles, selon l’une des méthodes suivantes:

a) conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5291, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants»;

b) en appliquant la méthode d’analyse élémentaire;

c) conformément à la plus récente version de la norme ASTM D3238, intitulée «Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by n-d-M Method», et à la plus récente version de l’une ou l’autre des normes ASTM D2502, intitulée «Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements», et ASTM D2503, intitulée «Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurements of Vapor Pressure»;

d) selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

3° dans le cas de combustibles gazeux, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D1945, intitulée «Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography», ASTM D1946, intitulée «Standard Practice for Analysis of Reformed Gasby Gas Chromatography», ou ASTM D2163, intitulée «Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons in Liquefied Petroleum (LP) Gases and Propane/Propene Mixtures by Gas Chromatography», selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou en mesurant à plus ou moins 5% la teneur en carbone du combustible à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, à la fréquence suivante:

a) hebdomadairement pour le gaz naturel et le biogaz;

b) quotidiennement pour tous les autres types de combustibles gazeux;

4° dans le cas d’un mélange de combustibles, conformément à une méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5.

QC.1.5.6. Mesures et prélèvements des données d’échantillonnage des combustibles

Lorsque les méthodes de calcul des émissions indiquent d’effectuer des mesures ou de prélever des données périodiquement à l’égard d’une source d’émission, l’émetteur doit effectuer 100% des mesures et des prélèvements de données conformément à la méthode de calcul utilisée pour chaque année de déclaration sous réserve des cas suivants:

1° lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage de combustibles, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements;

2° lorsqu’il n’est pas possible d’obtenir de données valides, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement établie selon la méthode de calcul prévue à QC.1.6.

QC.1.5.7. (Abrogé).

QC.1.6. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues à QC.1.3.1 à QC.1.3.3, QC.1.3.5, QC.1.3.6, QC.1.4.1, QC.1.4.2 et QC.1.4.3:

a) lorsque la donnée manquante est le pouvoir calorifique, la teneur en carbone, la masse moléculaire, la concentration en CO2, la teneur en eau ou toute autre donnée échantillonnée servant au calcul des émissions de gaz à effet de serre, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 1-19

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.1.5;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est le débit des gaz de combustion, la consommation de combustibles ou la quantité d’absorbant utilisée, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues à QC.1.3.4 , QC.1.4.4 et QC.1.4.5, il doit déterminer la donnée de remplacement pour le débit et la concentration de CO2, de CH4 et de N2O selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode suivante:

a) lorsque la donnée manquante est une donnée mesurée par le système de mesure et d’enregistrement en continu, déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 1-20

T = HRéelle/HRequise

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

HRéelle = Heures d’échantillonnages réelles ou de mesures effectuées par l’émetteur au cours de l’année;

HRequise = Heures d’échantillonnages requises ou de mesures requises au cours de l’année pour couvrir le période d’opération;

b) dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

i. lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée précédant cette période n’est disponible, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

ii. lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

iii. lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années.

QC.1.7. Tableaux

Tableau 1-1. Pouvoirs calorifiques supérieurs selon le type de combustible

(QC.1.3.1, 1, QC.1.4.1, 1, QC.1.5.2, 2, QC.17.3.1, 2)

 _________________________________________________________________________________
|                                                          |                      |
| Combustibles liquides                                    | Pouvoir calorifique  |
|                                                          | supérieur (GJ/kl)    |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Asphalte et bitume routier                               |   44,46              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Essence aviation                                         |   33,52              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Diesel                                                   |   38,30              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Carburéacteur                                            |   37,40              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Kérosène                                                 |   37,68              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Propane                                                  |   25,31              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Éthane                                                   |   17,22              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Butane                                                   |   28,44              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Lubrifiants                                              |   39,16              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Essence                                                  |   34,87              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Mazout léger n° 1                                        |   38,78              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Mazout léger n° 2                                        |   38,50              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Mazout lourd (nos 5 et 6)                                |   42,50              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Pétrole brut                                             |   39,16              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Naphta                                                   |   35,17              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Matières premières pétrochimiques                        |   35,17              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Coke de pétrole                                          |   46,35              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Éthanol (100%)                                           |   23,41              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Biodiesel (100%)                                         |   35,67              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Gras animal fondu                                        |   34,84              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Huile végétale                                           |   33,44              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Combustibles solides                                     | Pouvoir calorifique  |
|                                                          | supérieur (GJ/t)     |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Charbon anthraciteux                                     |   27,70              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Charbon bitumineux                                       |   26,33              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Charbon bitumineux étranger                              |   29,82              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Charbon subbitumineux                                    |   19,15              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Lignite                                                  |   15,00              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Coke de charbon                                          |   28,83              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Déchets ligneux (résidus de bois) base sèche             |   19,20              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Liqueur usée de cuisson base sèche                       |   14,20              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Matières résiduelles collectées par une municipalité     |   11,57              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Tourbe                                                   |    9,30              |
|_________________________________________________________________________________|
|                                                          |                      |
| Pneus                                                    |   31,18              |
|_________________________________________________________________________________|
|                                                          |                      |
| Sous-produits agricoles1                                 |    9,59              |
|_________________________________________________________________________________|
|                                                          |                      |
| Sous-produits de la biomasse2                            |   30,03              |
|_________________________________________________________________________________|
|                                                          |                      |
| Combustibles gazeux                                      | Pouvoir calorifique  |
|                                                          | supérieur (GJ/103m3) |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Gaz naturel                                              |   38,32              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Gaz de cokerie                                           |   19,14              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Gaz de distillation                                      |   36,08              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Gaz d’enfouissement (portion méthane)                    |   39,82              |
|__________________________________________________________|______________________|
|                                                          |                      |
| Biogaz (portion méthane)                                 |   31,50              |
|__________________________________________________________|______________________|                                

1. Sous-produits qui ne sont pas destinés à la consommation.

2. Résidus animaux et végétaux, excluant les résidus de bois et la liqueur usée de cuisson.

Tableau 1-2. Facteurs d’émission et pouvoirs calorifiques supérieurs selon le type de combustible

(QC.1.3.1, QC.1.3.2, QC.1.3.5, 2, QC.1.4.1, 1, QC.1.5.1, 3)

  ________________________________________________________________________________
 |                                |                        |                      |
 | Combustibles                   | Facteur d’émission de  |  Pouvoir calorifique |
 |                                | CO2 (kg CO2/GJ)         |  supérieur (GJ/kl)   |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Mazout léger no 1              | 69,37                  |  38,78               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Mazout léger no 2              | 70,05                  |  38,50               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Mazout lourd no 4              | 71,07                  |  40,73               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Kérosène                       | 67,25                  |  37,68               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Gaz de pétrole liquéfiés (GPL) | 59,65                  |  25,66               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Propane pur                    | 59,66                  |  25,31               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Propylène                      | 62,46                  |  25,39               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Éthane                         | 56,68                  |  17,22               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Éthylène                       | 63,86                  |  27,90               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Isobutane                      | 61,48                  |  27,06               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Isobutylène                    | 64,16                  |  28,73               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Butane                         | 60,83                  |  28,44               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Butène                         | 64,15                  |  28,73               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Essence naturelle              | 63,29                  |  30,69               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Essence                        | 65,40                  |  34,87               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Essence aviation               | 69,87                  |  33,52               |
 |________________________________|________________________|______________________|
 |                                |                        |                      |
 | Kérosène type aviation         | 68,40                  |  37,66               |
 |________________________________|________________________|______________________|                                

Tableau 1-3. Facteurs d’émission selon le type de combustible

(QC.1.3.1, 1, QC.1.3.2, QC.1.4.1, 1, QC.1.4.4, QC.17.3.1, 2)

 
 _________________________________________________________________________________ 
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Combustibles et                      |  CO2  |  CO2  | CH4  | CH4  | N2O  | N2O  |
|biocombustibles liquides             |(kg/1) |(kg/GJ)|(g/l) |(g/GJ)|(g/l) |(g/GJ)|
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Essence aviation                     |2,342  |69,87  |2,200 |65,630|0,230 |6,862 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Diesel                               |2,663  |69,53  |0,133 |3,473 |0,400 |10,44 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Carburéacteur                        |2,534  |67,75  |0,080 |2,139 |0,230 |6,150 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                                                                 |
|Kérosène                                                                         |
|_________________________________________________________________________________|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Services d’électricité             |2,534  |67,25  |0,006 |0,159 |0,031 |0,823 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Usages industriels                 |2,534  |67,25  |0,006 |0,159 |0,031 |0,823 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Autoconsommation                   |2,534  |67,25  |0,006 |0,159 |0,031 |0,823 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Foresterie,  construction et       |2,534  |67,25  |0,026 |0,690 |0,031 |0,823 |
|  secteurs commerciaux et            |       |       |      |      |      |      |
|  institutionnels                    |       |       |      |      |      |      |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                                                                 |
|Propane                                                                          | 
|_________________________________________________________________________________|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Secteur résidentiel                |1,510  |59,66  |0,027 |1,067 |0,108 |4,267 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Autres secteurs                    |1,510  |59,66  |0,024 |0,948 |0,108 |4,267 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Éthane                               |0,976  |56,68  |S. O. |S. O. |S. O. |S. O. |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Butane                               |1,730  |60,83  |0,024 |0,844 |0,108 |3,797 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Lubrifiants                          |1,410  |36,01  |S. O. |S. O. |S. O. |S. O. |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Essence                              |2,289  |65,40  |2,700 |77,140|0,050 |1,429 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                                                                 |
|Mazout léger                                                                     |
|_________________________________________________________________________________|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Services d’électricité             |2,725  |70,23  |0,180 |4,639 |0,031 |0,799 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Usages industriels                 |2,725  |70,23  |0,006 |0,155 |0,031 |0,799 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Autoconsommation                   |2,643  |68,12  |0,006 |0,155 |0,031 |0,799 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Foresterie, construction et        |2,725  |70,23  |0,026 |0,670 |0,031 |0,799 |
|  secteurs commerciaux et            |       |       |      |      |      |      |
|  institutionnels                    |       |       |      |      |      |      |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Mazout lourd (nos 5 et 6)            |       |       |      |      |      |      |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Services d’électricité             |3,124  |73,51  |0,034 |0,800 |0,064 |1,506 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Usages industriels                 |3,124  |73,51  |0,12  |2,824 |0,064 |1,506 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Autoconsommation                   |3,158  |74,31  |0,12  |2,824 |0,064 |1,506 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|- Foresterie, construction et        |3,124  |73,51  |0,057 |1,341 |0,064 |1,820 |
|  secteurs  commerciaux et           |       |       |      |      |      |      |
|  institutionnels                    |       |       |      |      |      |      |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Naphta                               |0,625  |17,77  |S. O. |S. O. |S. O. |S. O. |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Matières premières pétrochimiques    |0,556  |14,22  |S. O. |S. O. |S. O. |S. O. |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Coke de pétrole                      |3,826  |82,55  |0,12  |2,589 |0,0265|0,572 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Éthanol (100%)                       |1,519  |64,9   |S.O.  |S.O.  |S.O.  |S.O.  |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Biodiesel (100%)                     |2,497  |70     |S.O.  |S.O.  |S.O.  |S.O.  |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Gras animal fondu                    |2,348  |67,4   |S.O.  |S.O.  |S.O.  |S.O.  |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Huile végétale                       |2,585  |77,3   |S.O.  |S.O.  |S.O.  |S.O.  |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Biocombustibles et autres            |  CO2  |  CO2  | CH4  | CH4  | N2O  | N2O  |
|combustibles solides                 |(kg/kg)|(kg/GJ)|(g/kg)|(g/GJ)|(g/kg)|(g/GJ)|
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Déchets ligneux (résidus de bois)    |1,799  |93,7   |0,576 |30    |0,077 |4     |
|base sèche                           |       |       |      |      |      |      |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Liqueur usée de cuisson (base sèche) |1,304  |91,8   |0,041 |2,9   |0,027 |1,9   |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Sous-produits agricoles1             |1,074  |112    |S.O.  |S.O.  |S.O.  |S.O.  |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Sous-produits de la biomasse2        |3,000  |100    |S.O.  |S.O.  |S.O.  |S.O.  |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Coke de charbon                      |2,480  |86,02  |0,03  |1,041 |0,02  |0,694 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Pneus                                |2,650  |80,8   |S. O. |S. O  |S. O. |S. O. |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Combustibles et                      |  CO2  |  CO2  | CH4  | CH4  | N2O  | N2O  |
|biocombustibles gazeux               |(kg/m3)|(kg/GJ)|(g/m3)|(g/GJ)|(g/m3)|(g/GJ)|
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Gaz de cokerie                       |0,879  |45,92  |0,037 |1,933 |0,0350|1,829 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Gaz de distillation                  |1,75   |48,50  |S. O. |S. O. |0,0222|0,615 |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Gaz d’enfouissement (portion méthane)|2,175  |54,63  |0,040 |1,0   |0,004 |0,1   |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|
|                                     |       |       |      |      |      |      |
|Biogaz (portion méthane)             |1,556  |49,4   |S.O.  |S.O.  |S.O.  |S.O.  |
|_____________________________________|_______|_______|______|______|______|______|                                

1. Sous-produits qui ne sont pas destinés à la consommation.

2. Résidus animaux et végétaux, excluant les résidus de bois et la liqueur usée de cuisson.

Tableau 1-4. Facteurs d’émission de CO2 du gaz naturel

(QC.1.3.1, 1, QC.1.3.2, 1, QC.17.3.1, 2)

 _________________________________________________________________________________
|                                                   |                             |
| Gaz commercialisable                              |  Gaz commercialisable       |
| (kg CO2/m3)                                        |  (kg CO2/GJ)                |
|___________________________________________________|_____________________________|
|                                                   |                             |
| 1,878                                             |   49,01                     |
|___________________________________________________|_____________________________|                                

Tableau 1-5. Facteurs d’émission de CO2 du charbon

(QC.1.3.1, 1, QC.1.3.2, 1, QC.17.3.1, 2)

 __________________________________________________________________________________
|                           |                        |                             |
|  Types de charbon         |   Facteur d’émission   |      Facteur d’émission     |
|                           |   (kg CO2/kg)          |      (kg CO2/GJ)            |
|___________________________|________________________|_____________________________|
|                           |                        |                             |
| - bitumineux canadiens    |   2,25                 |      85,5                   |
|___________________________|________________________|_____________________________|
|                           |                        |                             |
| - bitumineux américains   |   2,34                 |      88,9                   |
|___________________________|________________________|_____________________________|
|                           |                        |                             |
| - anthracite              |   2,39                 |      86,3                   |
|___________________________|________________________|_____________________________|                                

Tableau 1-6. Autres facteurs d’émission

(QC.1.3.1, 1, QC.1.3.2, 1, QC.17.3.1, 2)

 _________________________________________________________________________________
|                       |                   |                  |                  |
| Types de matières     |      Facteur      |      Facteur     |     Facteur      |
|                       | d’émission de CO2 |  d’émission de   |   d’émission de  |
|                       |      (kg/GJ)      |       CH4        |       N2O        |
|                       |                   |      (g/GJ)      |      (g/GJ)      |
|_______________________|___________________|__________________|__________________|
|                       |                   |                  |                  |
| Matières résiduelles  | 85,6              | 30               | 4,0              |
| collectées par une    |                   |                  |                  |
| Municipalité          |                   |                  |                  |
|_______________________|___________________|__________________|__________________|
|                       |                   |                  |                  |
| Tourbe                | 103,0             | 1,0              | 1,5              |
|_______________________|___________________|__________________|__________________|                                

Tableau 1-7. Facteurs d’émission de CH4 et de N2O du gaz naturel selon le type d’utilisation

(QC.1.4.1, 1, QC.1.4.4)

 ________________________________________________________________________________
|                      |              |              |              |            |
| Type d’utilisation   | CH4 (g/m3)    | CH4 (g/GJ)   | N2O (g/m3)   | N2O (g/GJ) |
|______________________|______________|______________|______________|____________|
|                      |              |              |              |            |
| Centrale électrique  | 0,490        | 12,790       | 0,049        | 1,279      |
|______________________|______________|______________|______________|____________|
|                      |              |              |              |            |
| Usages industriels   | 0,037        | 0,966        | 0,033        | 0,861      |
|______________________|______________|______________|______________|____________|
|                      |              |              |              |            |
| Autoconsommation (non|              |              |              |            |
| commercialisable)    | 6,500        | 169,600      | 0,060        | 1,566      |
|______________________|______________|______________|______________|____________|
|                      |              |              |              |            |
| Gazoduc              | 1,900        | 49,580       | 0,050        | 1,305      |
|______________________|______________|______________|______________|____________|
|                      |              |              |              |            |
| Ciment               | 0,037        | 0,966        | 0,034        | 0,887      |
|______________________|______________|______________|______________|____________|
|                      |              |              |              |            |
| Secteur manufacturier| 0,037        | 0,966        | 0,033        | 0,861      |
|______________________|______________|______________|______________|____________|
|                      |              |              |              |            |
| Secteurs résidentiel,|              |              |              |            |
| commercial,          |              |              |              |            |
| institutionnel,      |              |              |              |            |
| agricole et de la    |              |              |              |            |
| construction         | 0,037        | 0,966        | 0,035        | 0,913      |
|______________________|______________|______________|______________|____________|                                

Tableau 1-8. Facteurs d’émission de CH4 et N2O du charbon selon le type d’utilisation

(QC.1.4.1, 1)

 _________________________________________________________________________________
|                           |                           |                         |
| Type d’utilisation        | Facteur d’émission        | Facteur d’émission      |
|                           | (g CH4/kg charbon)        | (g N2O/kg charbon)      |
|___________________________|___________________________|_________________________|
|                           |                           |                         |
| Centrale électrique       | 0,022                     | 0,032                   |
|___________________________|___________________________|_________________________|
|                           |                           |                         |
| Secteur industriel,       |                           |                         |
| centrales thermiques      |                           |                         |
| à vapeur                  | 0,030                     | 0,020                   |
|___________________________|___________________________|_________________________|
|                           |                           |                         |
| Secteurs résidentiel et   |                           |                         |
| institutionnel            | 4,000                     | 0,020                   |
|___________________________|___________________________|_________________________|                                

Tableau 1-9. Méthodes de test de débit

(QC.1.5.2, 3)

 _________________________________________________________________________________
|                      |                                                          |
| Organisme de         | Méthodes                                                 |
| normalisation        |__________________________________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | Numéro               | Titre                             |
|______________________|______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
| American Society of  | ASME MFC-3M-2004     | Measurement of Fluid Flow in Pipes|
| Mechanical Engineers |                      | Using Orifice, Nozzle, and Venturi|
| (ASME)               |______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | ASME MFC-4M-1986     | Measurement of Gas Flow by Turbine|
|                      | (Reconduite en 2008  | Meters                            |
|                      |______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | ASME MFC-5M-1985     | Measurement of Liquid Flow in     |
|                      | (Reconduite en 2006  | Closed                            |
|                      |                      | Conduits Using Transit-Time       |
|                      |                      | Ultrasonic                        |
|                      |                      | Flowmeters                        |
|                      |______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | ASME MFC-6M-1998     | Measurement of Fluid Flow in Pipes|
|                      | (Reconduite en 2005) | Using Vortex Flowmeters           |
|                      |______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | ASME MFC-7M-1987     | Measurement of Gas Flow by Means  |
|                      | (Reconduite en 2006) | of Critical Flow Venturi Nozzles  |
|                      |______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | ASME MFC-9M-1988     | Measurement of Liquid Flow in     |
|                      | (Reconduite en 2006) | Closed                            |
|                      |                      | Conduits by Weighing Method       |
|______________________|______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
| Organisation         | ISO 8316: 1987       | Measurement of Liquid Flow in     |
| internationale de    |                      | Closed                            |
| normalisation (ISO)  |                      | Conduits - Method by Collection of|
|                      |                      | the Liquid in a Volumetric Tank   |
|______________________|______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
| American Gas         | AGA Report No. 3     | Orifice Metering of Natural Gas   |
| Association (AGA)    |                      | Part 1:                           |
|                      |                      | General Equations & Uncertainty   |
|                      |                      | Guidelines (1990)                 |
|                      |______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | AGA Report No. 3     | Orifice Metering of Natural Gas   |
|                      |                      | Part 2:                           |
|                      |                      | Specification and Installation    |
|                      |                      | Requirements (2000)               |
|                      |______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
|                      | AGA Report No. 7     | Measurement of Natural Gas by     |
|                      |                      | Turbine                           |
|                      |                      | Meter (2006)                      |
|______________________|______________________|___________________________________|
|                      |                      |                                   |
| American Society of  | ASHRAE 41.8-1989     | Standard Methods of Measurement of|
| Heating,             |                      | Flow of Liquids in Pipes Using    |
| Refrigerating and    |                      | Orifice                           |
| Air-Conditioning     |                      | Flowmeters                        |
| Engineers (ASHRAE)   |                      |                                   |
|______________________|______________________|___________________________________|                                

Tableau 1-10. Masses volumiques

(QC.1.5.2)

 _________________________________________________________________________________
|                                       |                                         |
| Combustibles                          |             Masses volumiques           |
|                                       |                  (kg/l)                 |
|_______________________________________|_________________________________________|
|                                       |                                         |
| Mazout léger no 1                     |  0,81                                   |
|_______________________________________|_________________________________________|
|                                       |                                         |
| Mazout léger no 2                     |  0,86                                   |
|_______________________________________|_________________________________________|
|                                       |                                         |
| Mazout lourd no6                      |  0,97                                   |
|_______________________________________|_________________________________________|                                

QC.2. COMBUSTION DES GAZ COMBUSTIBLES DE RAFFINERIE

QC.2.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les équipements fixes qui consomment des gaz combustibles, soit les gaz de raffinerie, les flexigaz et les gaz associés.

Malgré le premier alinéa, les émissions attribuables à la combustion de gaz combustibles à une torche doivent être calculées conformément à QC.9.3.5.

QC.2.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants pour chaque type de gaz combustible, soit les gaz de raffinerie, les flexigaz et les gaz associés:

1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O, en tonnes métriques;

1.1° les émissions attribuables à la combustion de gaz combustibles à une torche, calculées conformément à QC.9.3.5, en tonnes métriques en équivalent CO2;

2° la consommation annuelle de gaz combustibles, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

3° la teneur en carbone moyenne annuelle de chaque gaz combustible lorsqu’elle est utilisée pour calculer les émissions de CO2, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz combustible;

4° (paragraphe abrogé).

5° la masse moléculaire moyenne annuelle de chaque gaz combustible lorsqu’elle est utilisée pour calculer les émissions de CO2, en kilogrammes par kilomole;

6° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.2.5 ont été utilisées.

Les paragraphes 3 et 5 du premier alinéa ne s’appliquent pas à l’égard des émissions de CO2 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

QC.2.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements fixes qui consomment des gaz combustibles sont calculées en additionnant les émissions quotidiennes de CO2 de chaque réseau d’alimentation en gaz de raffinerie, en flexigaz et en gaz associés, lesquelles émissions doivent être calculées selon l’une des méthodes de calcul prévues à QC.2.3.1 à QC.2.3.4.

Les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables aux équipements fixes qui consomment des gaz combustibles doivent être calculées selon la méthode de calcul prévue à QC.2.3.5.

QC.2.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de gaz combustibles peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.2.3.2. Calcul des émissions de CO2 de chaque réseau d’alimentation en gaz de raffinerie et en flexigaz

Les émissions annuelles de CO2 de chaque réseau d’alimentation en gaz de raffinerie et en flexigaz doivent être calculées en utilisant la teneur en carbone et la masse moléculaire du gaz de raffinerie ou du flexigaz, selon l’équation 2-1:

Équation 2-1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de gaz de raffinerie ou de flexigaz, en tonnes métriques;

n = Nombre de jours d’exploitation dans l’année;

m = Nombre de réseaux;

i = Jour;

j = Réseau;

GRFij= Consommation de gaz de raffinerie ou de flexigaz du réseau j pour le jour i, en mètres cubes aux conditions de référence;

TCij = Teneur en carbone de l’échantillon de gaz de raffinerie ou de flexigaz du réseau j pour le jour i, mesurée conformément à QC.2.4.2, en kilogrammes de carbone par kilogramme de combustible;

MMij = Masse moléculaire de l’échantillon de gaz de raffinerie ou de flexigaz du réseau j pour le jour i, en kilogrammes par kilomole;

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes.

QC.2.3.3. Calcul des émissions de CO2 des gaz associés

Les émissions annuelles de CO2 des gaz associés peuvent être calculées selon la méthode de calcul prévue à QC.1.3.2, sauf par l’émetteur visé à l’article 6.6 du présent règlement, ou selon la méthode prévue à QC.1.3.3.

QC.2.3.4. Calcul des émissions de CO2 des gaz mélangés avant la combustion

En outre des méthodes prévues à QC.2.3.1 et QC.2.3.2, dans le cas des gaz mélangés avant la combustion, l’émetteur peut calculer les émissions annuelles de CO2 pour chaque gaz avant le mélange. Dans ce cas, l’émetteur doit:

1° mesurer le débit de chaque flux de combustible;

2° déterminer la teneur en carbone de chaque flux de combustible avant le mélange;

3° calculer les émissions de CO2 pour chaque flux de combustible selon les méthodes suivantes:

a) dans le cas du gaz naturel et des gaz associés, conformément à QC.1.3.2, sauf dans le cas de l’émetteur visé à l’article 6.6 du présent règlement, ou conformément à QC.1.3.3;

b) dans le cas du flexigaz, des gaz de raffinerie et des gaz à faible pouvoir calorifique, conformément à QC.2.3.2;

4° faire la somme des émissions de CO2 de chaque flux afin de déterminer les émissions totales du mélange.

QC.2.3.5. Calcul des émissions de CH4 et de N2O attribuables à la combustion des gaz combustibles

Les émissions annuelles de CH4 et N2O attribuables à la combustion des gaz combustibles doivent être calculées conformément à QC.1.4.

QC.2.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

QC.2.4.1. Consommation de gaz combustibles

La consommation de gaz combustibles doit être calculée quotidiennement selon les méthodes prévues à QC.1.5.2.

QC.2.4.2. Teneur en carbone et masse moléculaire des gaz combustibles

Lorsque la méthode de calcul prévue à QC.2.3.2 est utilisée, l’émetteur doit mesurer quotidiennement la teneur en carbone et la masse moléculaire des gaz combustibles selon l’une des méthodes suivantes:

1° conformément à QC.1.5.5;

2° à l’aide de l’analyse chromatographique des gaz combustibles, le chromatographe en phase gazeuse devant être calibré et maintenu en bon état de fonctionnement selon les indications du fabricant.

QC.2.4.3. (Abrogé).

QC.2.4.4. (Abrogé).

QC.2.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues à QC.2.3.2:

a) lorsque la donnée manquante est le pouvoir calorifique, la teneur en carbone, la masse moléculaire ou toute autre donnée échantillonnée servant au calcul des émissions de gaz à effet de serre, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 2-2

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.2.4;

ii. pour les données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation de gaz, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.3. PRODUCTION D’ALUMINIUM

QC.3.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la production d’aluminium primaire.

QC.3.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’anodes précuites ou d’anodes des cellules d’électrolyse par procédé Söderberg, en tonnes métriques;

2° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la cuisson d’anodes et de cathodes, en tonnes métriques;

3° les émissions annuelles de CF4 et de C2F6 attribuables aux effets d’anode, en tonnes métriques;

4° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la calcination du coke vert, en tonnes métriques;

5° les émissions annuelles de SF6 attribuables à la consommation du gaz de couverture, en tonnes métriques;

6° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

7° la production annuelle d’aluminium liquide, en tonnes métriques;

8° dans le cas de l’utilisation du procédé avec anodes précuites, la consommation annuelle nette d’anodes précuites pour la production d’aluminium liquide, en tonnes métriques d’anodes précuites par tonne métrique d’aluminium liquide;

9° dans le cas de l’utilisation du procédé avec anodes Söderberg, la consommation annuelle de pâte anodique, en tonnes métriques de pâte anodique par tonne métrique d’aluminium liquide;

10° dans le cas de l’utilisation du procédé de cuisson d’anodes précuites ou de cathodes, la quantité annuelle d’anodes ou de cathodes cuites défournées, en tonnes métriques;

11° dans le cas de l’utilisation du procédé de calcination du coke:

a) la consommation annuelle de coke vert, en tonnes métriques;

b) la quantité de coke calciné produit annuellement, en tonnes métriques;

c) la quantité de coke sous-calciné produit annuellement, en tonnes métriques;

12° dans le cas des émissions de CF4 ou de C2F6:

a) la pente déterminée conformément à la méthode prévue à QC.3.6.1, en tonnes métriques de CF4 par tonne métrique d’aluminium liquide, par minute d’effets d’anode, par cuve-jour pour chaque série de cuves de même technologie, et la date de détermination de la pente pour chaque série de cuves;

b) (sous-paragraphe abrogé);

c) (sous-paragraphe abrogé);

d) (sous-paragraphe abrogé);

e) (sous-paragraphe abrogé);

f) le coefficient de surtension déterminé conformément à la méthode prévue à QC.3.6.1, en tonnes métriques de CF4 par tonne métrique d’aluminium par millivolt pour chaque série de cuves de même technologie;

g) (sous-paragraphe abrogé);

h) (sous-paragraphe abrogé);

13° (paragraphe abrogé);

14° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.3.7 ont été utilisées;

15° (paragraphe abrogé);

16° la quantité annuelle d’hydrate d’alumine produit, calculée à l’étape de précipitation, en tonnes métriques d’hydrate d’alumine équivalent (Al2O3).

Le sous-paragraphe f du paragraphe 12 du premier alinéa ne s’applique pas à l’égard des émissions de CF4 ou de C2F6 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées aux paragraphes 1, 2 et 4 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 6 du premier alinéa;

3° sont des émissions autres les émissions visées aux paragraphes 3 et 5 du premier alinéa.

QC.3.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2

QC.3.3.1. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la consommation d’anodes précuites

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’anodes précuites doivent être calculées selon l’équation 3-1:

Équation 3-1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’anodes précuites, en tonnes métriques;

i = Mois;

CNA = Consommation nette d’anodes pour la production d’aluminium pour le mois i, en tonnes métriques d’anodes par tonne métrique d’aluminium liquide;

PM = Production d’aluminium liquide pour le mois i, en tonnes métriques;

Sa = Teneur en soufre des anodes précuites pour le mois i, en kilogrammes de soufre par kilogramme d’anodes précuites;

Cena = Teneur en cendres des anodes précuites pour le mois i, en kilogrammes de cendres par kilogramme d’anodes précuites;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.3.3.2. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la consommation des anodes des procédés Söderberg

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’anodes des procédés Söderberg doivent être calculées selon l’équation 3-2:

Équation 3-2

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’anodes des procédés Söderberg, en tonnes métriques;

i = Mois;

PC = Consommation de pâte anodique durant le mois i, en tonnes métriques de pâte par tonne métrique d’aluminium liquide;

PM = Production d’aluminium liquide pour le mois i, en tonnes métriques;

MSC = Émissions de matières solubles dans le cyclohexane (MSC) ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes de MSC par tonne métrique d’aluminium liquide;

TB = Teneur moyenne de brai ou d’autre agent liant dans la pâte anodique pour le mois i, en kilogrammes de brai ou d’autre agent liant par kilogramme de pâte anodique;

Sb = Teneur en soufre du brai ou d’un autre agent liant pour le mois i, en kilogrammes de soufre par kilogramme de brai ou d’autre agent liant;

Cenb = Teneur en cendres du brai ou d’un autre agent liant, en kilogrammes de cendres par kilogramme de brai ou d’autre agent liant;

Hb = Teneur en hydrogène du brai ou d’un autre agent liant ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de brai ou d’autre agent liant;

Sc = Teneur en soufre du coke calciné, en kilogrammes de soufre par kilogramme de coke calciné;

Cenc = Teneur en cendres du coke calciné, en kilogrammes de cendres par kilogramme de coke calciné;

CP = Rapport mensuel du carbone présent dans la poussière écumée des cuves Sodërberg, en kilogrammes de carbone par kilogramme d’aluminium liquide produit, ou une valeur de 0;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.3.3.3. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la cuisson d’anodes et de cathodes

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la cuisson d’anodes et de cathodes doivent être calculées selon les méthodes de calcul suivantes:

1° dans le cas des émissions annuelles de CO2, selon l’équation 3-3:

Équation 3-3

CO2 = CO2MG + CO2B

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la cuisson d’anodes et de cathodes, en tonnes métriques;

CO2MG = Émissions annuelles de CO2 attribuables au matériel de garniture calculées conformément à l’équation 3-4, en tonnes métriques;

CO2B = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant calculées conformément à l’équation 3-5, en tonnes métriques;

2° dans le cas des émissions de CO2 attribuables au matériel de garniture, selon l’équation 3-4:

Équation 3-4

Où:

CO2MG = Émissions annuelles de CO2 attribuables au matériel de garniture, en tonnes métriques;

i = Mois;

CMG = Consommation de matériel de garniture durant le mois i, en tonnes métriques de matériel de garniture par tonne métrique d’anodes ou de cathodes cuites;

PACC = Quantité d’anodes ou de cathodes cuites défournées pour le mois i, en tonnes métriques;

Cenmg = Teneur en cendres du matériel de garniture pour le mois i, en kilogrammes de cendres par kilogramme de matériel de garniture;

Smg = Teneur en soufre du matériel de garniture pour le mois i, en kilogrammes de soufre par kilogramme de matériel de garniture;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

3° dans le cas des émissions de CO2 attribuables à la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant, selon l’équation 3-5:

Équation 3-5

Où:

CO2 B = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant, en tonnes métriques;

i = Mois;

QACC = Quantité d’anodes ou de cathodes crues enfournées durant le mois i, en tonnes métriques;

PACC = Quantité d’anodes ou de cathodes cuites défournées pour le mois i, en tonnes métriques;

Hb = Teneur en hydrogène du brai ou d’un autre agent liant pour le mois i ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de brai ou d’autre agent liant;

TB = Teneur en brai ou en autre agent liant des anodes ou des cathodes crues pour le mois i, en kilogrammes de brai ou d’autre agent liant par kilogramme d’anodes ou de cathodes crues;

GR = Goudron récupéré pour le mois i, en tonnes métriques;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.3.3.4. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la calcination du coke vert

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la calcination du coke vert doivent être calculées selon l’équation 3-6:

Équation 3-6

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la calcination du coke vert, en tonnes métriques;

i = Mois;

CCV = Consommation de coke vert durant le mois i, en tonnes métriques;

H2Ocv = Teneur en eau du coke vert consommé pour le mois i, en kilogrammes d’eau par kilogramme de coke vert;

Vcv = Teneur en matières volatiles du coke vert pour le mois i, en kilogrammes de matières volatiles par kilogramme de coke vert;

Scv = Teneur en soufre du coke vert pour le mois i, en kilogrammes de soufre par kilogramme de coke vert;

CCP = Coke calciné produit pour le mois i, en tonnes métriques;

CSCP = Coke sous-calciné produit pour le mois i, en tonnes métriques;

EP = Émissions de poussière de coke pour le mois i, en tonnes métriques;

Scc = Teneur en soufre du coke calciné, en kilogrammes de soufre par kilogramme de coke calciné;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

0,035 = Teneur en CH4 et en goudron dans les matières volatiles du coke contribuant aux émissions de CO2;

2,75 = Facteur de conversion du CH4 en CO2.

QC.3.4. Méthode de calcul des émissions de CF4 et de C2F6

Les émissions annuelles de CF4 et de C2F6 doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.3.4.1 et QC.3.4.2.

QC.3.4.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CF4 et de C2F6 peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.3.6.1.

QC.3.4.2. Émissions annelles de CF4 et de C2F6

Les émissions annuelles de CF4 et de C2F6 doivent être calculées pour chaque série de cuves de même technologie conformément aux méthodes suivantes:

1° dans le cas des émissions de CF4, selon l’équation 3-7 ou l’équation 3-8:

Équation 3-7

Où:

CF4 = Émissions annuelles de CF4, en tonnes métriques;

i = Mois;

penteCF4 = Pente de la série de cuves j, déterminée conformément à la méthode prévue à QC.3.6.1, en tonnes métriques de CF4 par tonne métrique d’aluminium liquide par minute d’effets d’anode par cuve - jour, pour le mois i;

MEA = Durée de l’effet d’anode, en minutes d’effets d’anode par cuve - jour, calculée pour le mois i et obtenue en multipliant la fréquence des effets d’anode, en nombre d’effets d’anode par cuve – jour, par la durée d’effets d’anode moyenne, en minutes;

PM = Production mensuelle d’aluminium liquide, en tonnes métriques;

Équation 3-8

Où:

CF4 = Émissions annuelles de CF4 attribuables aux effets d’anode, en tonnes métriques;

m = Nombre de séries de cuves;

j = Série de cuves;

i = Mois;

CSCF4 = Coefficient de surtension déterminé conformément à la méthode prévue à QC.3.6.1, en tonnes métriques de CF4 par tonne métrique d’aluminium liquide par millivolt;

SEA = Surtension mensuelle due à l’effet d’anode, en millivolts par cuve;

EC = Efficacité de courant du procédé de production d’aluminium, exprimée sous forme de fraction;

PQ = Production mensuelle d’aluminium liquide, en tonnes métriques;

2° dans le cas des émissions de C2F6, selon l’équation 3-8.1:

Équation 3-8.1

Où:

c2F6 = Émissions annuelles de C2F6, en tonnes métriques;

i = Mois;

CF4 = Émissions de CF4 pour le mois i, en tonnes métriques;

F = Fraction de masse du C2F6 par rapport au CF4, déterminée par l’émetteur ou sélectionnée au tableau 3-1 prévu à QC.3.8, en kilogrammes de C2F6 par kilogramme de CF4.

QC.3.4.3. (Remplacé)

QC.3.5. Méthode de calcul des émissions attribuables au SF6 utilisé comme gaz de couverture

Les émissions annuelles de SF6 utilisé comme gaz de couverture doivent être calculées selon l’une des méthodes de calcul prévues à QC.3.5.1 et QC.3.5.2.

QC.3.5.1. Calcul basé sur la variation d’inventaire

Les émissions annuelles de SF6 peuvent être calculées sur la base de la variation d’inventaire selon l’équation 3-9:

Équation 3-9

SF6 = SInv - Début - SInv - Fin + SAchats - SLivrés

Où:

SF6 = Émissions annuelles de SF6 utilisé comme gaz de couverture, en tonnes métriques;

SInv-Début = Quantité de SF6 en inventaire en début d’année, en tonnes métriques;

SInv-Fin = Quantité de SF6 en inventaire en fin d’année, en tonnes métriques;

SAchats = Quantité des achats de SF6 pour l’année, en tonnes métriques;

SLivrés = Quantité de SF6 transféré hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques.

QC.3.5.2. Calcul basé sur des mesures directes

Les émissions annuelles de SF6 peuvent être calculées sur la base de mesures directes selon l’équation 3-10:

Équation 3-10

Où:

SF6 = Émissions annuelles de SF6 utilisé comme gaz de couverture, en tonnes métriques;

i = Mois;

Qintrants = Quantité de gaz de couverture entrant aux cellules d’électrolyse pour le mois i, en tonnes métriques;

Cintrants = Concentration de SF6 dans le gaz entrant aux cellules d’électrolyse pour le mois i, en tonnes métriques de SF6 par tonne métrique de gaz entrant;

QR = Quantité de gaz contenant du SF6 recueilli et transféré hors de l’établissement durant le mois i, en tonnes métriques;

CR = Concentration de SF6 dans le gaz recueilli et transféré hors de l’établissement durant le mois i, en tonnes métriques de SF6 par tonne métrique de gaz recueilli et transféré hors de l’établissement.

QC.3.6. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit de l’aluminium doit mesurer tous les paramètres mensuellement, sous réserve des cas suivants:

1° dans le cas des émissions de matières solubles dans le cyclohexane nécessaires au calcul selon l’équation 3-2 de QC.3.3.2, l’émetteur peut les mesurer mensuellement ou utiliser les facteurs de l’International Aluminium Institute;

2° dans le cas de la portion de carbone présent dans les poussières écumées des cuves Söderberg nécessaires au calcul selon l’équation 3-2 de QC.3.3.2, l’émetteur peut la mesurer mensuellement ou utiliser une valeur de 0;

3° dans le cas de la teneur en hydrogène dans le brai nécessaire au calcul selon l’équation 3-2 de QC.3.3.2 et selon l’équation 3-5 de QC.3.3.3, l’émetteur peut la mesurer mensuellement ou utiliser les facteurs de l’International Aluminium Institute;

4° dans le cas des paramètres concernant les émissions de CF4 et de C2F6 des effets d’anode visés à QC.3.4, l’émetteur doit les mesurer conformément à QC.3.6.1;

5° dans le cas des paramètres concernant l’utilisation de SF6 visés à QC.3.5, l’émetteur doit les mesurer conformément à QC.3.6.2;

6° dans le cas de la quantité de coke calciné, l’émetteur peut mesurer directement cette quantité ou la déterminer en multipliant le facteur de récupération par la quantité de coke vert consommée, conformément à l’équation 3-10.1:

Équation 3-10.1

CCPM = FR × CCV

Où:

CCPM = Coke calciné produit et mesuré durant la campagne de mesure, en tonnes métriques;

FR = Facteur de récupération déterminé annuellement lors d’une campagne de mesure, en tonnes métriques de coke calciné par tonne métrique de coke vert;

CCV = Consommation de coke vert mesuré durant la campagne de mesure, en tonnes métriques.

QC.3.6.1. Émissions de CF4 et C2F6 des effets d’anode

L’émetteur qui utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions de CF4 et de C2F6 attribuables aux effets d’anode doit le faire conformément aux lignes directrices du document intitulé «Recommandations du GIEC en matières de bonnes pratiques et de gestion des incertitudes pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre» publié par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat.

L’émetteur qui utilise la méthode de la pente ou la méthode Péchiney prévues à QC.3.4.2 doit effectuer des tests de rendement afin de calculer la pente ou le coefficient de surtension, pour chaque technologie de série de cuves, à l’aide du «Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane and Hexafluoroethane Emissions from Primary Aluminium Production» publié en avril 2008 par le U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) et le International Aluminium Institute. Ces tests doivent être effectués de nouveau dans les cas suivants:

1° il s’est écoulé 36 mois depuis les dernières mesures;

2° un changement est survenu dans l’algorithme de contrôle et modifie l’intensité ou la durée des effets d’anode ou la nature du protocole de terminaison de ces effets;

3° des changements se sont produits dans la distribution ou la durée des effets d’anode, ce qui peut survenir lorsque le pourcentage de terminaisons manuelles varie ou lorsque le nombre d’effets d’anode diminue et entraîne à son tour la diminution de leur durée ou lorsque survient une modification de l’algorithme pour les mouvements de pont et pour la comptabilisation de la surtension des effets d’anode.

QC.3.6.2. Émissions de SF6 utilisé comme gaz de couverture

L’émetteur qui utilise la méthode de mesures directes prévue à QC.3.5.2 pour calculer les émissions de SF6 attribuables à la consommation de gaz de couverture doit mesurer mensuellement la quantité de SF6 qui entre aux cellules d’électrolyse ainsi que la quantité et la concentration en SF6 de tout gaz résiduel recueilli et transféré hors de l’établissement.

QC.3.7. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans le présent protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, la teneur en souffre, la teneur en cendre, la teneur en hydrogène, la teneur en eau, les émissions de MSC, la teneur en brai, le rapport du carbone dans les poussières de cuves, la teneur en matières volatiles, les données pour le calcul de la pente, la fréquence et la durée des effets d’anode, la surtension, la concentration de SF6 ou les données pour le calcul de l’efficacité de courant, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 3-11

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.3.6;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation nette d’anodes, la consommation de pâte anodique, la consommation de matériel de garnissage, la consommation d’anodes ou cathodes crues, la quantité de goudron récupéré, la consommation de coke vert, la production d’aluminium liquide, la production d’hydrate d’alumine, la production d’anodes ou cathodes cuites, la production de coke calciné et sous calciné, la quantité de poussières de coke ou la quantité de SF6, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.3.8. Tableau

Tableau 3-1. Fractions de masse du C2F6 par rapport au CF4 selon la technologie utilisée

(QC.3.4.2)

  _________________________________________________________________________________
|                                           |                                     |
|            Technologie utilisée           |          Fraction de masse          |
|                                           |       (kg de C2F6/kg de CF4)         |
|___________________________________________|_____________________________________|
|                                           |                                     |
| Anodes précuites à piquage central (CWPB) |        0,121                        |
|___________________________________________|_____________________________________|
|                                           |                                     |
| Anodes précuites à piquage périphérique   |        0,252                        |
| (SWPB)                                    |                                     |
|___________________________________________|_____________________________________|
|                                           |                                     |
| Söderberg à goujons verticaux (VSS)       |        0,053                        |
|___________________________________________|_____________________________________|
|                                           |                                     |
| Söderberg à goujons horizontaux (HSS)     |        0,085                        |
|___________________________________________|_____________________________________|
                                                                                                                                                                                                                                                                  

QC.4. PRODUCTION DE CIMENT

QC.4.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la production des ciments de types Portland, naturel, maçonnerie, pouzzolanique et autres ciments hydrauliques.

QC.4.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° (paragraphe abrogé);

2° les émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de calcination, en tonnes métriques;

3° pour chaque four de calcination:

a) les facteurs d’émission mensuels de CO2, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de clinker;

b) la production annuelle de clinker en tonnes métriques;

c) (sous-paragraphe abrogé);

d) (sous-paragraphe abrogé);

d.1) (sous-paragraphe abrogé);

d.2) (sous-paragraphe abrogé);

e) (sous-paragraphe abrogé);

f) (sous-paragraphe abrogé);

g) (sous-paragraphe abrogé);

h) les facteurs d’émission de CO2 trimestriels des poussières captées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de poussières;

h.1) (sous-paragraphe abrogé);

h.2) (sous-paragraphe abrogé);

i) la quantité annuelle de poussières captées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques;

4° (paragraphe abrogé);

5° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’oxydation du carbone organique, en tonnes métriques;

6° pour chaque type de matière première qui contient du carbone et qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé:

a) la quantité de matière première utilisée au cours de l’année, en tonnes métriques;

b) la teneur en carbone organique total dans la matière première, en tonnes métriques de carbone organique par tonne métrique de matière première;

7° (paragraphe abrogé);

8° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation de tous les équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

9° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.4.5 ont été utilisées;

10° (paragraphe abrogé);

11° les quantités annuelles de gypse et de calcaire ajoutées au clinker produit par l’établissement, en tonnes métriques.

Les sous-paragraphes a et h du paragraphe 3 et le sous-paragraphe b du paragraphe 6 du premier alinéa ne s’appliquent pas à l’égard des émissions de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées aux paragraphes 2 et 5 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 8 du premier alinéa.

QC.4.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation de fours de calcination

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation de fours de calcination, autres que celles attribuables à la combustion, doivent être calculées conformément à l’une des 2 méthodes de calcul prévues à QC.4.3.1 et QC.4.3.2.

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de combustibles dans tous les fours de calcination doivent être calculées conformément à QC.4.3.3.

QC.4.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4. De plus, les émissions de CO2 attribuables à la combustion de combustibles de tous les fours de calcination doivent être calculées conformément à QC.4.3.3.

QC.4.3.2. Calcul par bilans massiques

Les émissions de CO2 attribuables à l’utilisation de chaque four de calcination doivent être calculées en additionnant les émissions de CO2 attribuables à la calcination et les émissions de CO2 attribuables à l’oxydation du carbone organique présent dans les matières premières, lesquelles sont calculées conformément aux méthodes suivantes:

1° les émissions de CO2 attribuables à la calcination doivent être calculées, pour chaque four de calcination, selon les équations 4-1 à 4-3:

Équation 4-1

Où:

CO2 – C = Émissions de CO2 attribuables à la calcination, en tonnes métriques;

i = Mois;

Cli = Production mensuelle de clinker en tonnes métriques;

FECli = Facteur d’émission de CO2 mensuel du clinker, établi selon l’équation 4-2, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de clinker;

j = Trimestre;

QPFC = Quantité trimestrielle de poussières captées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques;

FEPFC = Facteur d’émission de CO2 trimestriel des poussières captées et non recyclées dans le four de calcination, établi selon l’équation 4-3, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de poussières;

Équation 4-2

FECli = (CaOCli - CaONCC) × 0,785 + (MgOCli - MgONCC) × 1,092

Où:

FECli = Facteur d’émission de CO2 mensuel du clinker, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de clinker;

CaOCli = Teneur mensuelle d’oxyde de calcium dans le clinker déterminée conformément au paragraphe 1 de QC.4.4, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne métrique de clinker;

CaONCC = Teneur mensuelle d’oxyde de calcium non calciné dans le clinker, en tonnes métriques d’oxyde de calcium non calciné par tonne métrique de clinker.

La teneur d’oxyde de calcium non calciné dans le clinker est la somme de la teneur en CaO présent sous la forme non carbonatée dans les matières premières à l’entrée du four et de la teneur en CaCO3 non transformé restant dans le clinker, exprimée en CaO, suite à l’oxydation, ces teneurs devant être déterminées respectivement conformément aux paragraphes 4 et 5 de QC.4.4 ou en utilisant une valeur de 0;

0,785 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de calcium;

MgOCli = Teneur mensuelle d’oxyde de magnésium dans le clinker déterminée conformément au paragraphe 1 de QC.4.4, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne métrique de clinker;

MgONCC = Teneur mensuelle d’oxyde de magnésium non calciné dans le clinker, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium non calciné par tonne métrique de clinker.

La teneur d’oxyde de magnésium non calciné dans le clinker est la somme de la teneur en MgO présent sous la forme non carbonatée dans les matières premières à l’entrée du four et de la teneur en MgCO3 non transformé restant dans le clinker, exprimée en MgO, suite à l’oxydation, ces teneurs devant être déterminées respectivement conformément aux paragraphes 4 et 5 de QC.4.4 ou en utilisant une valeur de 0;

1,092 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de magnésium;

Équation 4-3

FEPFC = (CaOPFC - CaONCP) × 0,785 + (MgOPFC - MgONCP) × 1,092

Où:

FEPFC = Facteur d’émission de CO2 trimestriel des poussières captées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de poussières;

CaOPFC = Teneur trimestrielle d’oxyde de calcium dans les poussières captées et non recyclées dans le four de calcination déterminée conformément au paragraphe 6 de QC.4.4, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne de poussières;

CaONCP = Teneur trimestrielle d’oxyde de calcium non calciné dans les poussières captées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques d’oxyde de calcium non calciné par tonne de poussières.

La teneur d’oxyde de calcium non calciné dans les poussières est la somme de la teneur en CaO présent sous la forme non carbonatée à l’entrée du four et de la teneur en CaCO3 non transformé restant dans les poussières captées et non recyclées, exprimée en CaO, suite à l’oxydation, ces teneurs devant être déterminées respectivement conformément aux paragraphes 7 et 8 de QC.4.4 ou en utilisant une valeur de 0;

0,785 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de calcium;

MgOPFC = Teneur trimestrielle d’oxyde de magnésium dans les poussières captées et non recyclées dans le four de calcination déterminée conformément au paragraphe 6 de QC.4.4, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne de poussières;

MgONCP = Teneur trimestrielle d’oxyde de magnésium non calciné dans les poussières captées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium non calciné par tonne de poussières.

La teneur d’oxyde de magnésium non calciné dans les poussières est la somme de la teneur en MgO présent sous la forme non carbonatée à l’entrée du four et de la teneur en MgCO3 non transformé restant dans les poussières captées et non recyclées, exprimée en MgO, suite à l’oxydation, ces teneurs devant être déterminées respectivement conformément aux paragraphes 7 et 8 de QC.4.4 ou en utilisant une valeur de 0;

1,092 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de magnésium;

2° les émissions de CO2 attribuables à l’oxydation du carbone organique présent dans les matières premières doivent être calculées selon l’équation 4-4:

Équation 4-4

Où:

CO2,MPm = Émissions de CO2 résultant de l’oxydation des matières premières, en tonnes métriques;

n = Nombre de matières premières;

m = Matière première;

TCOMPm = Teneur en carbone organique total présent dans les matières première déterminée conformément au paragraphe 10 de QC.4.4 ou une teneur de 0,2%, en tonnes métriques de carbone organique total par tonne métrique de matières premières;

MPm = Quantité de matières premières, en tonnes métriques;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.4.3.3. Calculs des émissions attribuables à la combustion des combustibles utilisés dans les fours de calcination

Les émissions de CO2, CH4 et N2O attribuables à la combustion des combustibles utilisés dans chaque four de calcination doivent être calculées et déclarées selon les méthodes de calcul prévues à QC.1. Dans le cas où la consommation de biocombustibles purs, c’est-à-dire constitués d’une même substance pour au moins 97% de leur poids, n’a lieu que durant les périodes de mise en marche, d’arrêt ou de mauvais fonctionnement des appareils ou des équipements, l’émetteur peut calculer les émissions de CO2 selon la méthode de calcul prévue à QC.1.3.1.

QC.4.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Lorsqu’il utilise la méthode de calcul prévue à QC.4.3.2, l’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du ciment doit:

1° déterminer mensuellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium présents dans le clinker, conformément à la plus récente version de la norme ASTM C114, intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Hydraulic Cement», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5; ces mesures doivent être quotidiennes lorsqu’elles sont effectuées à la sortie du refroidisseur de clinker ou mensuelles dans le cas du clinker entreposé en vrac;

2° déterminer mensuellement la quantité de clinker produit selon l’une des méthodes suivantes:

a) en le pesant au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré;

b) en mesurant directement le débit du cru alimentant le four et en appliquant un facteur de conversion du cru au clinker spécifique à l’établissement, l’exactitude de ce facteur devant alors être vérifiée annuellement par l’émetteur et lors de modification importante du procédé pouvant affecter ce facteur;

3° déterminer mensuellement la quantité de matières premières consommées en les pesant au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré, ou par un bilan de matières;

4° déterminer mensuellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium présents dans les matières premières sous la forme non carbonatée à l’entrée du four conformément à la plus récente version de la norme ASTM C114, selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou utiliser une valeur de 0;

5° déterminer mensuellement la teneur en CaCO3 non transformé, exprimée en CaO, restant dans le clinker ainsi que la teneur en MgCO3 non transformé, exprimée en MgO, restant dans le clinker suite à l’oxydation conformément à la plus récente version de la norme ASTM C114, selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou utiliser une valeur de 0;

6° déterminer trimestriellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium présents dans les poussières captées et non recyclées dans le four de calcination conformément à la plus récente version de la norme ASTM C114, ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5; ces mesures doivent être quotidiennes lorsqu’elles sont effectuées à la sortie du four de calcination ou trimestrielles dans le cas des poussières entreposées en vrac;

7° déterminer trimestriellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium présents dans les poussières captées et non recyclées sous la forme non carbonatée à l’entrée du four conformément à la plus récente version de la norme ASTM C114, selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou utiliser une valeur de 0;

8° déterminer trimestriellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium restants dans les poussières captées et non recyclées suite à l’oxydation conformément à la plus récente version de la norme ASTM C114, selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou utiliser une valeur de 0;

9° déterminer trimestriellement la quantité de poussières captées et non recyclées dans le four de calcination en les pesant au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré, ou par bilan de matières;

10° prélever annuellement des échantillons pour chaque catégorie de matières premières entreposées en vrac et déterminer la teneur en carbone organique total présent dans ces matières conformément à la plus récente version de la norme ASTM C114, selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou utiliser une teneur de 0,2%.

QC.4.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans le présent protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, la teneur d’oxyde de calcium ou la teneur d’oxyde de magnésium, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 4-5

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.4.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la production de clinker, l’émetteur doit utiliser la première donnée estimée après la période pour laquelle la donnée est manquante ou utiliser la capacité de production quotidienne maximale et la multiplier par le nombre de jours dans le mois;

c) lorsque la donnée manquante est la matière première consommée, l’émetteur doit utiliser la première donnée estimée après la période pour laquelle la donnée est manquante ou utiliser le débit maximal des matières premières entrant dans le four et le multiplier par le nombre de jours dans le mois;

d) lorsque la donnée manquante est la quantité de poussières, la quantité de gypse ou la quantité de calcaire, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.5. ENTREPOSAGE DU CHARBON

QC.5.1. Sources visées

Les sources visées sont les activités concernant l’entreposage du charbon, soit toutes les activités de post-extraction, notamment la préparation, la manutention, la transformation, le transport et l’entreposage.

QC.5.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de CH4 en tonnes métriques;

2° les achats annuels de charbon en tonnes métriques;

3° concernant la provenance du charbon:

a) le nom du bassin houiller;

b) la province ou l’état d’origine;

c) le type de mine de charbon, soit une mine à ciel ouvert ou souterraine;

4° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.5.5 ont été utilisées;

5° (paragraphe abrogé).

QC.5.3. Méthodes de calcul des émissions de CH4

Les émissions annuelles de CH4 attribuables à l’entreposage du charbon doivent être calculées conformément aux méthodes de calcul suivantes:

1° les émissions de CH4 attribuables à l’entreposage du charbon doivent être calculées selon l’équation 5-1:

Équation 5-1

Où:

CH4 = Émissions fugitives annuelles attribuables à l’entreposage du charbon, pour chaque type de charbon i, en tonnes métriques;

n = Nombre total de types de charbon;

i = Type de charbon;

ACi = Achats annuels de charbon, pour chaque type de charbon i, en tonnes métriques;

FEi = Facteur d’émission de CH4 du charbon i, établi conformément au paragraphe 2, en mètres cubes de CH4 par tonne métrique de charbon pour chaque type de charbon;

0,6772 = Facteur de conversion des mètres cubes en kilogrammes de CH4;

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

2° le facteur d’émission de CH4 (FEi) doit être établi selon la source et le type de mine d’où provient le charbon conformément aux exigences suivantes:

a) lorsque le charbon provient d’une source située aux États-Unis, le facteur d’émission doit être sélectionné au tableau 5-1 prévu à QC.5.6;

b) lorsque le charbon provient d’une source située au Canada, le facteur d’émission doit être sélectionné au tableau 5-2 prévu à QC.5.6;

c) lorsque le charbon provient d’une source située à l’extérieur du Canada et des États-Unis, le facteur d’émission doit être celui déterminé au tableau 5-3 prévu à QC.5.6.

QC.5.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui entrepose du charbon doit déterminer la quantité totale de charbon achetée en utilisant l’une des méthodes suivantes:

1° à l’aide des factures d’achat de charbon;

2° en pesant le charbon au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré.

QC.5.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

L’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées.

Lorsqu’une donnée relative à la quantité totale de charbon achetée est manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.

QC.5.6. Tableaux

Tableau 5-1. Facteurs d’émission de CH4 pour les activités de post-extraction d’entreposage et de manutention du charbon provenant des États-Unis

(QC.5.3, 2, a)

 ________________________________________________________________________________
|                                             |                                  |
|                                             |     Facteurs d’émission de CH4   |
| Sources du charbon                          |      selon le type de mine de    |
|                                             |       charbon (mètres cubes      |
|                                             |         /tonne métrique)         |
|_____________________________________________|__________________________________|
|                       |                     |                 |                |
|États                  |   Bassin Houiller   |      Mine à     |      Mine      |
|                       |                     |   ciel ouvert   |  souterraine   |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Maryland, Ohio,       | Région nord des     |                 |                |
| Pennsylvanie,         | Appalaches          |                 |                |
| région nord de la     |                     |                 |                |
| Virginie- Occidentale |                     |  0,6025         |  1,4048        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Tennessee, région     | Région centrale des |                 |                |
| nord de la            | Appalaches          |                 |                |
| Virginie-Occidentale  |                     |  0,2529         |  1,3892        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Virginie              | Région centrale des |                 |                |
|                       | Appalaches          |  0,2529         |  4,0490        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Région est du Kentucky| Région centrale des |                 |                |
|                       | Appalaches          |  0,2529         |  0,6244        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Alabama, Mississippi  | Warrior             |  0,3122         |  2,7066        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Illinois, Indiana,    | Illinois            |                 |                |
| région ouest du       |                     |                 |                |
| Kentucky              |                     |  0,3465         |  0,6525        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
|                       | Rocheuses           |                 |                |
|                       | (bassin de Piceance)|  0,3372         |  1,9917        |
|                       |_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
|                       | Rocheuses           |                 |                |
| Arizona, Californie,  | (bassin de Uinta)   |  0,1623         |  1,0083        |
| Colorado, Nouveau-    |_____________________|_________________|________________|
| Mexique, Utah         |                     |                 |                |
|                       | Rocheuses           |                 |                |
|                       | (bassin de San Juan)|  0,0749         |  1,0645        |
|                       |_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
|                       | Rocheuses           |                 |                |
|                       | (bassin de Green    |                 |                |
|                       | River)              |  0,3372         |  2,5068        |
|                       |_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
|                       | Rocheuses           |                 |                |
|                       | (bassin de Raton)   |  0,3372         |  1,2987        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Montana, Dakota du    | Région nord des     |                 |                |
| Nord, Wyoming         | Grandes plaines     |  0,0562         |  0,1592        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
|                       | Région intérieure   |                 |                |
|                       | occidentale         |                 |                |
|                       | (bassins Forest City|                 |                |
|                       | et Cherokee)        |  0,3465         |  0,6525        |
|                       |_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Arkansas, Iowa, Kansas| Région intérieure   |                 |                |
|, Louisiane, Missouri, | occidentale         |                 |                |
|   Oklahoma, Texas     | (bassin d’Arkoma)   |  0,7555         |  3,3591        |
|                       |_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
|                       | Région intérieure   |                 |                |
|                       | occidentale         |                 |                |
|                       | (bassin de la côte  |                 |                |
|                       | du golfe du Mexique)|  0,3372         |  1,2987        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Alaska                | Région du nord-ouest|  0,0562         |  1,6233        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|
|                       |                     |                 |                |
| Washington            | Région du nord-ouest|  0,0562         |  0,5900        |
|_______________________|_____________________|_________________|________________|                            

Tableau 5-2. Facteurs d’émission de CH4 pour les activités de post-extraction d’entreposage et de manutention du charbon au Canada

(QC.5.3, 2, b)

 _________________________________________________________________________________
|                                                    | Facteurs d’émission de CH4 |
| Source du charbon                                  |  selon le type de mine de  |
|                                                    |charbon (mètres cubes/ tonne|
|                                                    |         métrique)          |
|____________________________________________________|____________________________|
|                         |                          |              |             |
| Province                | Bassin houiller          | Mine à ciel  |    Mine     |
|                         |                          |    ouvert    | souterraine |
|_________________________|__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
| Colombie-Britannique    | Comox                    |  0,500       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Crowness                 |  0,169       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Elk Valley               |  0,900       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Peace River              |  0,361       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Moyenne provinciale      |  0,521       |  S. O.      |
|_________________________|__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
| Alberta                 | Battle River             |  0,067       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Cadomin-Luscar           |  0,709       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Coalspur                 |  0,314       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Obed Mountain            |  0,238       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Sheerness                |  0,048       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Smokey River             |  0,125       |  0,067      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Wabamun                  |  0,176       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Moyenne provinciale      |  0,263       |  0,067      |
|_________________________|__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
| Saskatchewan            | Estavan                  |  0,055       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Willow Bunch             |  0,053       |  S. O.      |
|                         |__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
|                         | Moyenne provinciale      |  0,054       |  S. O.      |
|_________________________|__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
| Nouveau-Brunswick       | Moyenne provinciale      |  0,060       |  S. O.      |
|_________________________|__________________________|______________|_____________|
|                         |                          |              |             |
| Nouvelle-Écosse         | Moyenne provinciale      |  S. O.       |  2,923      |
|_________________________|__________________________|______________|_____________|
                             

Tableau 5-3. Facteurs d’émission de CH4 pour les activités de post-extraction d’entreposage et de manutention du charbon provenant de l’extérieur des États-Unis et du Canada

(QC.5.3, 2, c)

 _________________________________________________________________
|                                                                 |
|   Facteurs d’émission de CH4 selon le type de mine de charbon   |
|   (mètres cubes/tonne métrique)                                 |
|_________________________________________________________________|
|                                |                                |
|   Mine à ciel ouvert           |   Mine souterraine             |
|________________________________|________________________________|
|                                |                                |
|   0,279                        |   1,472                        |
|________________________________|________________________________|                            

QC.6. PRODUCTION D’HYDROGÈNE

QC.6.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la production d’hydrogène.

QC.6.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de production d’hydrogène, en tonnes métriques;

2° la consommation annuelle de matières premières par type de matières, y compris le coke de pétrole, soit:

a) en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles solides issus de la biomasse;

3° la production annuelle d’hydrogène, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

4° la teneur en carbone moyenne annuelle de chaque matière première;

5° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

6° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.6.5 ont été utilisées;

7° (paragraphe abrogé).

Le paragraphe 4 du premier alinéa ne s’applique pas à l’égard des émissions de CO2 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées au paragraphe 1 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 5 du premier alinéa.

QC.6.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2

Les émissions de CO2 attribuables à la production d’hydrogène doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.6.3.1 et QC.6.3.2.

QC.6.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’hydrogène peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.6.3.2. Calcul par bilan des matières premières

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’hydrogène peuvent être calculées par un bilan des matières premières à l’aide des équations 6-1 à 6-3 selon le type de matières premières:

1° dans le cas des matières premières pour lesquelles la quantité est exprimée en volume de gaz, l’émetteur doit utiliser l’équation 6-1:

Équation 6-1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’hydrogène, en tonnes métriques;

j = Mois;

Qj = Quantité de matière première consommée dans le mois j, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence ou en tonnes métriques lorsqu’un débitmètre massique est utilisé;

TCj = Teneur en carbone moyenne de la matière première d’après les résultats d’analyse pour le mois j et mesurée par l’émetteur conformément à QC.6.4, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matière première;

MM = Masse moléculaire de la matière première, en kilogrammes par kilomole ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit en tonnes métriques par unité de temps, remplacer

 _  _
| MM |
|----| par 1;
|CVM |
|_  _|                            

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes;

2° dans le cas des matières premières pour lesquelles la quantité est exprimée en volume de liquide, l’émetteur doit utiliser l’équation 6-2:

Équation 6-2

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’hydrogène, en tonnes métriques;

j = Mois;

Qj = Quantité de matière première consommée dans le mois j, en kilolitres;

TCj = Teneur en carbone moyenne de la matière première d’après les résultats d’analyse pour le mois j et mesurée par l’émetteur conformément à QC.6.4, en tonnes métriques de carbone par kilolitre de matière première;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

3° dans le cas des matières premières pour lesquelles la quantité est exprimée en masse, l’émetteur doit utiliser l’équation 6-3:

Équation 6-3

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’hydrogène, en tonnes métriques;

j = Mois;

Qj = Quantité de matière première consommée dans le mois j, en tonnes métriques;

TCj = Teneur en carbone moyenne de la matière première d’après les résultats d’analyse pour le mois j et mesurée par l’émetteur conformément à QC.6.4, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matière première;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.6.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

L’émetteur qui utilise la méthode de calcul prévue à QC.6.3.2 doit:

1° mesurer quotidiennement la consommation de matières premières;

2° prélever et analyser des échantillons de chaque type de matière première consommée pour en mesurer la teneur en carbone moyenne en utilisant les méthodes prévues au paragraphe 5, soit:

a) quotidiennement pour toutes les matières premières à l’exception du gaz naturel, en effectuant le prélèvement à un endroit permettant d’obtenir des échantillons représentatifs des matières premières consommées au cours du processus de production d’hydrogène;

b) mensuellement lorsque le gaz naturel est utilisé comme matière première sans qu’il soit mélangé à une autre matière première avant la consommation;

3° déterminer quotidiennement la quantité d’hydrogène produite;

4° déterminer trimestriellement la quantité de CO2 et de monoxyde de carbone transférés hors site;

5° afin de mesurer la teneur en carbone moyenne de chaque type de matières premières, utiliser une méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou l’une des méthodes d’analyse suivantes:

a) dans le cas des matières premières solides, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D2013/D2013M, intitulée «Standard Practice for Preparing Coal Samples for Analysis», ASTMD2234/D2234M, intitulée «Standard Practice for Collection of a Gross Sample of Coal», ASTM D3176, intitulée «Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke», ASTM D6609, intitulée «Standard Guide for Part-Stream Sampling of Coal», ASTM D6883, intitulée «Standard Practice for Manual Sampling of Stationary Coal from Railroad Cars, Barges, Trucks, or Stockpiles», ou ASTM D7430, intitulée «Standard Practice for Mechanical Sampling of Coal»;

b) dans le cas des matières premières liquides, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D2597, intitulée «Standard Test Method for Analysis of Demethanized Hydrocarbon Liquid Mixtures Containing Nitrogen and Carbon Dioxide by Gas Chromatography», ASTM D4057, intitulée «Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products», ASTM D4177, intitulée «Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products», ISO 3170, intitulée «Produits pétroliers liquides -- Échantillonnage manuel», ou ISO 3171, intitulée «Produits pétroliers liquides -- Échantillonnage automatique en oléoduc»;

c) dans le cas des matières premières gazeuses, conformément à la plus récente version de la norme UOP539, intitulée «Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography», ou GPA 2261, intitulée «Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography».

QC.6.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans le présent protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone ou la masse moléculaire, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 6-4

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.6.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation de matières premières ou la production d’hydrogène, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.7. PRODUCTION DE FER ET D’ACIER

QC.7.1. Sources visées

Les sources visées sont les procédés de première fusion de fer et d’acier, les procédés de seconde fusion d’acier, les procédés de production de fer, les procédés de production de coke métallurgique et les procédés de cuisson des boulettes de concentré.

QC.7.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° pour tous les types de procédé:

a) (sous-paragraphe abrogé);

b) les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

2° dans le cas de la production de coke métallurgique:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la production de coke métallurgique, en tonnes métriques;

b) la consommation annuelle de charbon à coke utilisé pour la production de coke métallurgique, en tonnes métriques;

c) (sous-paragraphe abrogé);

d) (sous-paragraphe abrogé);

e) la production annuelle de coke métallurgique, en tonnes métriques;

f) la quantité de gaz de cokerie transférés au cours de l’année hors de l’établissement, en tonnes métriques;

g) les quantités des autres sous-produits de fours à coke, tels que le goudron minéral et l’huile légère, transférés au cours de l’année hors de l’établissement, en tonnes métriques;

g.1) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

h) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières nécessaires à la production de coke métallurgique et des matières dérivées de celles-ci visées aux sous-paragraphes b à g.1, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières;

h.1) les facteurs d’émission de CH4, selon le cas:

i. déterminés par l’émetteur, incluant les méthodes d’estimation de ces facteurs ayant été utilisées;

ii. indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC);

3° dans le cas de la production d’acier par convertisseur à oxygène:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la production d’acier par convertisseur à oxygène, en tonnes métriques;

b) la consommation annuelle de fer liquide et d’acier recyclé, en tonnes métriques;

c) la consommation annuelle de chaque matière première qui contient du carbone et qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

d) la production annuelle d’acier, en tonnes métriques;

e) la quantité de laitier produit, en tonnes métriques;

f) la quantité de gaz des convertisseurs à oxygène transférés au cours de l’année hors de l’établissement, en tonnes métriques;

g) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

h) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières et produits visés aux sous-paragraphes b à g contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières et de produits;

i) les facteurs d’émission de CH4, selon le cas:

i. déterminés par l’émetteur, incluant les méthodes d’estimation de ces facteurs ayant été utilisées;

ii. indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC);

4° dans le cas de la production d’aggloméré:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la production d’aggloméré, en tonnes métriques;

b) la quantité annuelle de chaque matière carbonée qui entre dans la production d’aggloméré, en tonnes métriques;

c) la consommation annuelle de chaque matière première utilisée pour la production d’aggloméré, autre que les matières carbonées contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

d) la production annuelle d’aggloméré, en tonnes métriques;

e) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

f) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières et produits visés aux sous-paragraphes b à e contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières et de produits;

g) les facteurs d’émission de CH4, selon le cas:

i. déterminés par l’émetteur, incluant les méthodes d’estimation de ces facteurs ayant été utilisées;

ii. indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC);

5° dans le cas de la production d’acier dans des fours à arc électrique:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la production d’acier dans un four à arc électrique, en tonnes métriques;

b) la consommation annuelle de boulettes de fer obtenues par réduction directe, en tonnes métriques;

c) la consommation annuelle d’acier recyclé, en tonnes métriques;

d) la consommation annuelle de chaque agent de flux, en tonnes métriques;

e) la consommation annuelle d’électrodes de carbone, en tonnes métriques;

f) la consommation annuelle de chaque matière première qui contient du carbone et qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

g) la production annuelle d’acier, en tonnes métriques;

h) la quantité de laitier produit, en tonnes métriques;

i) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

j) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières et produits visés aux sous-paragraphes b à j contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières ou de produits;

k) les facteurs d’émission de CH4, selon le cas:

i. déterminés par l’émetteur, incluant les méthodes d’estimation de ces facteurs ayant été utilisées;

ii. indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC);

6° dans le cas du procédé de décarburation à l’argon-oxygène de l’acier liquide:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la décarburation à l’argon-oxygène ou du procédé de dégazage sous vide de l’acier liquide, en tonnes métriques;

b) la quantité annuelle d’acier liquide introduit dans le procédé, en tonnes métriques;

c) la teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide introduit avant la décarburation, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide;

d) la teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide après la décarburation, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide;

e) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

f) la teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

g) les facteurs d’émission de CH4 déterminés par l’émetteur et leurs méthodes d’estimation;

7° dans le cas de la production de fer selon le procédé de réduction directe:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la production de fer par réduction directe, en tonnes métriques;

b) la consommation annuelle de minerai ou de boulettes, en tonnes métriques;

c) la consommation annuelle de chaque matière première, autre que le minerai ou les boulettes, qui contient du carbone et qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

d) la production annuelle de boulettes de fer réduites, en tonnes métriques;

e) la quantité annuelle de sous-produits non métalliques, en tonnes métriques;

f) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

g) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières et produits visés aux sous-paragraphes b à f contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières ou de produits;

h) les facteurs d’émission de CH4, selon le cas:

i. déterminés par l’émetteur, incluant les méthodes d’estimation de ces facteurs ayant été utilisées;

ii. indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC);

8° dans le cas de la production de fer selon le procédé de haut fourneau:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la production de fer par le procédé de haut fourneau, en tonnes métriques;

b) la consommation annuelle de minerai ou de boulettes, en tonnes métriques;

c) la consommation annuelle de chaque matière première, autre que le minerai ou les boulettes, qui contient du carbone et qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

d) la consommation annuelle de chaque agent de flux, en tonnes métriques;

e) la production annuelle de fer, en tonnes métriques;

f) la quantité annuelle de sous-produits non métalliques, en tonnes métriques;

g) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

h) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières et produits visés aux sous-paragraphes b à g contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières et de produits;

i) les facteurs d’émission de CH4, selon le cas:

i. déterminés par l’émetteur, incluant les méthodes d’estimation de ces facteurs ayant été utilisées;

ii. indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC);

9° dans le cas du procédé de cuisson des boulettes de concentré:

a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables à la cuisson des boulettes de concentré, pour chaque type de boulettes, en tonnes métriques;

b) la consommation annuelle de boulettes non cuites, en tonnes métriques;

c) la production annuelle de chaque type de boulettes cuites, en tonnes métriques;

d) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

e) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières et produits visés aux sous-paragraphes b à d et f contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières et de produits;

f) les quantités annuelles de chaque matière première consommée, autre que les boulettes non cuites, en tonnes métriques;

g) (sous-paragraphe abrogé);

9.1° dans le cas de l’utilisation d’un four-poche:

a) les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation du four-poche, en tonnes métriques;

b) la quantité annuelle d’acier liquide alimentant le four-poche, en tonnes métriques;

c) la consommation annuelle de chaque additif contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

d) la consommation annuelle d’électrodes de carbone, en tonnes métriques;

e) la production annuelle d’acier, en tonnes métriques;

f) la quantité de laitier produit, en tonnes métriques;

g) la quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

h) la quantité annuelle d’autres résidus que ceux visés au sous-paragraphe g produits, en tonnes métriques;

i) la teneur en carbone moyenne annuelle des matières et produits visés aux sous-paragraphes b à h contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières ou de produits;

10° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.7.6 ont été utilisées;

11° (paragraphe abrogé);

12° la quantité annuelle d’acier produit à la sortie de chaque laminoir, en tonnes métriques;

13° la quantité annuelle d’acier forgé produit, soit la quantité d’acier, sous forme de lingot, étant amenée à l’opération de forgeage, en excluant du poids initial du lingot le poids de la partie d’acier coupée lorsque la tête du lingot est préalablement coupée avant le forgeage, en tonnes métriques;

14° la quantité annuelle de brames, de billettes ou de lingots d’acier produits à l’acierie, en tonnes métriques.

Le sous-paragraphe h du paragraphe 2, le sous-paragraphe h du paragraphe 3, le sous-paragraphe f du paragraphe 4, le sous-paragraphe j du paragraphe 5, les sous-paragraphes c, d et f du paragraphe 6, le sous-paragraphe g du paragraphe 7, le sous-paragraphe h du paragraphe 8 et le sous-paragraphe e du paragraphe 9 du premier alinéa ne s’appliquent pas à l’égard des émissions de CO2 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Le sous-paragraphe h.1 du paragraphe 2, le sous-paragraphe i du paragraphe 3, le sous-paragraphe g du paragraphe 4, le sous-paragraphe k du paragraphe 5, le sous-paragraphe g du paragraphe 6, le sous-paragraphe h du paragraphe 7, le sous-paragraphe i du paragraphe 8, le sous-paragraphe e du paragraphe 9 et le sous-paragraphe i du paragraphe 9.1 du premier alinéa ne s’appliquent pas à l’égard des émissions de CH4 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées aux sous-paragraphes a des paragraphes 2 à 9 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au sous-paragraphe b du paragraphe 1 du premier alinéa;

3° sont des émissions autres les émissions visées aux sous-paragraphes a des paragraphes 2 à 9 du premier alinéa.

QC.7.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2

L’émetteur doit calculer les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, aux procédés de seconde fusion d’acier, aux procédés de production de fer, aux procédés de production de coke métallurgique et aux procédés de cuisson des boulettes de concentré conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.7.3.1 et QC.7.3.2.

QC.7.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, aux procédés de seconde fusion d’acier, aux procédés de production de fer, aux procédés de production de coke métallurgique et aux procédés de cuisson des boulettes de concentré peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.7.3.2. Calcul par bilans massiques

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, aux procédés de seconde fusion d’acier, aux procédés de production de fer, aux procédés de production de coke métallurgique et aux procédés de cuisson des boulettes de concentré peuvent être calculées selon les méthodes prévues aux paragraphes 1 à 9 selon le procédé utilisé, soit:

1° dans le cas des procédés de première fusion de fer et d’acier, des procédés de seconde fusion d’acier, des procédés de production de fer, des procédés de production de coke métallurgique et des procédés de cuisson des boulettes de concentré, selon l’équation 7-1:

Équation 7-1

CO2 = CO2, COKE + CO2, CO + CO2, AGGL + CO2, FAE + CO2, DAO + CO2, FRD + CO2, HF + CO2, CB + CO2, FP

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, aux procédés de seconde fusion d’acier, aux procédés de production de fer, aux procédés de production de coke métallurgique et aux procédés de cuisson des boulettes de concentré, en tonnes métriques;

CO2, COKE = Émissions annuelles attribuables à la production de coke métallurgique, calculées conformément à l’équation 7-2, en tonnes métriques;

CO2, CO = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acier par convertisseur à oxygène, calculées conformément à l’équation 7-3, en tonnes métriques;

CO2, AGGL = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’aggloméré, calculées conformément à l’équation 7-4, en tonnes métriques;

CO2, FAE = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acier à l’aide de four à arc électrique, calculées conformément à l’équation 7-5, en tonnes métriques;

CO2, DAO = Émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de décarburation à l’argon-oxygène ou au procédé de dégazage sous vide, calculées conformément à l’équation 7-6, en tonnes métriques;

CO2, FRD = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de fer par réduction directe, conformément à l’équation 7-7, en tonnes métriques;

CO2, HF = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de fer par le procédé de haut fourneau, calculées conformément à l’équation 7-8, en tonnes métriques;

CO2, CB = Émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de cuisson des boulettes de concentré, calculées conformément à l’équation 7-9, en tonnes métriques;

CO2, FP = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation d’un four-poche, calculées conformément à l’équation 7-9.1, en tonnes métriques;

2° dans le cas de la production de coke métallurgique, selon l’équation 7-2:

Équation 7-2

Où:

CO2, COKE = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de coke métallurgique, en tonnes métriques;

CC = Consommation annuelle de charbon à coke, en tonnes métriques;

TCCC = Teneur en carbone moyenne annuelle du charbon à coke, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de charbon à coke;

GC = Quantité de gaz de cokerie transférés hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques;

TCGC = Teneur en carbone moyenne annuelle des gaz de cokerie transférés hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de gaz de cokerie;

PC = Production annuelle de coke métallurgique, en tonnes métriques;

TCPC = Teneur en carbone moyenne annuelle du coke métallurgique, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de coke métallurgique;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

SFCi = Quantité de sous-produits i des fours de cokerie transférés hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques;

TCSFC, i= Teneur en carbone moyenne annuelle du sous-produit i des fours de cokerie transférés hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de sous-produit i;

n = Nombre de sous-produits des fours de cokerie transférés hors de l’établissement au cours de l’année;

i = Type de sous-produit;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

3° dans le cas de la production d’acier par convertisseur à oxygène, selon l’équation 7-3:

Équation 7-3

Où:

CO2, CO = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acier par convertisseur à oxygène, en tonnes métriques;

FL = Consommation annuelle de fer liquide en fusion, en tonnes métriques;

TCFL = Teneur en carbone moyenne annuelle du fer liquide en fusion, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de fer liquide en fusion;

AR = Consommation annuelle d’acier recyclé, en tonnes métriques;

TCAR = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier recyclé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier recyclé;

n = Nombre d’agents de flux;

i = Type d’agent de flux;

AFI = Quantité annuelle de l’agent de flux i utilisé, en tonnes métriques;

TCAF,i = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’agent de flux i, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent de flux;

m = Nombre de matières carbonées contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé;

j = Type de matière carbonée;

MCj = Consommation annuelle de matière carbonée j contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMC,j = Teneur en carbone moyenne annuelle de la matière carbonée j, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière carbonée;

AL = Production annuelle d’acier liquide en fusion, en tonnes métriques;

TCAL = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide en fusion, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide en fusion;

LA = Production annuelle de laitier, en tonnes métriques;

TCLA = Teneur en carbone moyenne annuelle du laitier ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de laitier;

GCO = Quantité de gaz des convertisseurs à oxygène transférés hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques;

TCGCO = Teneur en carbone moyenne annuelle des gaz convertisseurs à oxygène transférés hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de gaz convertisseurs à oxygène;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

4° dans le cas de la production d’aggloméré, selon l’équation 7-4:

Équation 7-4

Où:

CO2,AGGL = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’aggloméré, en tonnes métriques;

MCi = Consommation annuelle de matière première carbonée i contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMC, i = Teneur en carbone moyenne annuelle de la matière première carbonée i, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière première carbonée;

n = Nombre de matières premières carbonées;

i = Type de matière première carbonée;

m = Nombre de matières premières, autres que les matières carbonées;

j = Type de matière première, autre que les matières carbonées;

MPj = Consommation annuelle de matière première j, autre que les matières carbonées, nécessaire à la production d’aggloméré, telle que le gaz naturel ou le mazout, et contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMP,j = Teneur en carbone moyenne annuelle de la matière première j, autre que les matières premières carbonées, nécessaire à la production d’aggloméré et contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière première j;

AGGL = Production d’aggloméré, en tonnes métriques;

TCAGGL = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’aggloméré, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’aggloméré;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

5° dans dans le cas de la production d’acier à l’aide de four à arc électrique, selon l’équation 7-5:

Équation 7-5

Où:

CO2, FAE = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acier à l’aide de four à arc électrique, en tonnes métriques;

F = Consommation annuelle de boulettes de fer obtenues par réduction directe, en tonnes métriques;

TCF = Teneur en carbone moyenne annuelle des boulettes de fer obtenues par réduction directe, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de boulettes de fer obtenues par réduction directe;

AR = Consommation annuelle d’acier recyclé, en tonnes métriques;

TCAR = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier recyclé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier recyclé;

m = Nombre d’agents de flux;

j = Type d’agent de flux;

AFj = Quantité annuelle de l’agent de flux j utilisé, en tonnes métriques;

TCAF,j = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’agent de flux j utilisé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent de flux;

EC = Consommation annuelle d’électrodes de carbone, en tonnes métriques;

TCEC = Teneur en carbone moyenne annuelle des électrodes de carbone, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’électrodes de carbone;

n = Nombre total de matières carbonées;

i = Matière carbonée;

MCi = Consommation annuelle de la matière carbonée i contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMC,i = Teneur en carbone moyenne annuelle de la matière carbonée i, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière carbonée;

AL = Production annuelle d’acier liquide en fusion, en tonnes métriques;

TCAL = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide en fusion, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide en fusion;

LA = Production annuelle de laitier, en tonnes métriques;

TCLA = Teneur en carbone moyenne annuelle du laitier ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de laitier;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

6° dans le cas du procédé de décarburation à l’argon-oxygène ou du procédé de dégazage sous vide, selon l’équation 7-6:

Équation 7-6

           _                                 _
          |                                   |
CO2,DAO =   |AL × (TCAL,in - TCAL,out) - (R × TCR)  | × 3,664
          |_                                 _|
                              

Où:

CO2,DAO = Émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de décarburation à l’argon-oxygène ou au procédé de dégazage sous vide, en tonnes métriques;

AL = Quantité d’acier liquide en fusion introduit dans le procédé de décarburation à l’argon-oxygène ou dans le procédé de dégazage sous vide, en tonnes métriques;

TCAL,in = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide avant la décarburation ou le dégazage, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide en fusion;

TCAL,out = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide après la décarburation ou le dégazage, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide en fusion;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

7° dans le cas de la production de fer par réduction directe, selon l’équation 7-7:

Équation 7-7

Où:

CO2, FRD = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de fer par réduction directe, en tonnes métriques;

MIN = Consommation annuelle de minerai ou de boulettes, en tonnes métriques;

TCMIN = Teneur en carbone moyenne annuelle du minerai ou des boulettes, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de minerai ou de boulettes;

n = Nombre de matières premières, autres que les matières carbonées et le minerai;

i = Type de matière première, autre que les matières carbonées et le minerai;

MPi = Consommation annuelle de matière première i, autre que les matières carbonées et le minerai, telle que le gaz naturel ou le mazout et contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMP, i = Teneur en carbone moyenne annuelle de la matière première i, autre que les matières carbonées et le minerai, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière première i;

m = Nombre de matières carbonées;

j = Type de matière carbonée;

MCj = Consommation annuelle de chaque matière carbonée j qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMC, j = Teneur en carbone moyenne annuelle de chaque matière carbonée j, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière carbonée j;

FRD = Production annuelle de fer par réduction directe, en tonnes métriques;

TCFRD = Teneur en carbone moyenne annuelle du fer produit par réduction directe, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de fer produit par réduction directe;

SNM = Production annuelle de sous-produits non métalliques, en tonnes métriques;

TCSNM = Teneur en carbone moyenne annuelle des sous-produits non métalliques, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de sous-produits non métalliques;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

8° dans le cas de la production de fer par le procédé de haut fourneau, selon l’équation 7-8:

Équation 7-8

Où:

CO2, HF = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de fer par le procédé de haut fourneau, en tonnes métriques;

n = Nombre de matières premières, autres que les matières carbonées et le minerai;

i = Type de matière première, autre que les matières carbonées et le minerai;

MPi = Consommation annuelle de matière première i, autre que les matières carbonées et le minerai contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMP, i = Teneur en carbone moyenne annuelle de la matière première i, autre que les matières carbonées et le minerai contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière première i;

m = Nombre de matières carbonées;

j = Type de matière carbonée;

MCj = Consommation annuelle de chaque matière carbonée j qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCMC, j = Teneur en carbone moyenne annuelle de chaque matière carbonée j, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière carbonée j;

p = Nombre d’agents de flux;

k = Type d’agent de flux;

AFk = Quantité annuelle de chaque agent de flux k utilisé, en tonnes métriques;

TCAF,k = Teneur en carbone moyenne annuelle de chaque agent de flux k, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent de flux k;

MIN = Consommation annuelle de minerai ou de boulettes, en tonnes métriques;

TCMIN = Teneur en carbone moyenne annuelle du minerai ou des boulettes, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de minerai ou de boulettes;

FHF = Production annuelle de fer par le procédé de haut fourneau, en tonnes métriques;

TCFHF = Teneur en carbone moyenne annuelle du fer produit par le procédé de haut fourneau, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de fer produit par le procédé de haut fourneau;

SNM = Production annuelle de sous-produits non métalliques, en tonnes métriques;

TCSNM = Teneur en carbone moyenne annuelle des sous-produits non métalliques, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de sous-produits non métalliques;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

9° dans le cas du procédé de cuisson des boulettes de concentré, selon l’équation 7-9 ou 7-9.01:

Équation 7-9

         _                                    _
        |                                      |
CO2,CB = |(BNC × TCBNC) - (BC × TCBC) - (R × TCR)  | × 3,664
        |_                                    _|                            

Où:

CO2, CB = Émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de cuisson des boulettes de concentré, en tonnes métriques;

BNC = Consommation annuelle de boulettes non cuites, en tonnes métriques;

TCBNC = Teneur en carbone moyenne annuelle des boulettes non cuites, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de boulettes non cuites;

BC = Quantité annuelle de boulettes cuites par le procédé de cuisson, en tonnes métriques;

TCBC = Teneur en carbone moyenne annuelle des boulettes cuites, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de boulettes cuites;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

Équation 7-9.01

Où:

CO2, CB = Émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de cuisson des boulettes de concentré, en tonnes métriques;

n = Nombre d’additifs;

j = Type d’additif, tel que la pierre à chaux, la dolomie ou la bentonite;

ADj = Consommation annuelle d’additif j, en tonnes métriques;

TCADj = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’additif j, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’additif;

CON = Consommation annuelle de concentré, en tonnes métriques;

TCCON = Teneur en carbone moyenne annuelle du concentré, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de concentré;

BC = Quantité annuelle de boulettes cuites par le procédé de cuisson, en tonnes métriques;

TCBC = Teneur en carbone moyenne annuelle des boulettes cuites, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de boulettes cuites;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

10° dans le cas de l’utilisation d’un four-poche, selon l’équation 7-9.1:

Équation 7-9.1

Où:

CO2, FP = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation d’un four-poche, en tonnes métriques;

ALe = Quantité annuelle d’acier liquide alimentant le four-poche, en tonnes métriques;

TCAle = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide alimentant le four-poche, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide;

m = Nombre d’additifs;

j = Additif;

ADj = Consommation annuelle de l’additif j qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCADj = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’additif j qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’additif j;

EC = Consommation annuelle d’électrodes de carbone, en tonnes métriques;

TCEC = Teneur en carbone moyenne annuelle des électrodes de carbone, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’électrodes de carbone;

ALs = Production annuelle d’acier liquide en fusion produit au four-poche, en tonnes métriques;

TCALs = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier liquide en fusion, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide en fusion;

LA = Production annuelle de laitier, en tonnes métriques;

TCLA = Teneur en carbone moyenne annuelle du laitier ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de laitier;

R = Quantité annuelle de résidus en provenance du système antipollution, en tonnes métriques;

TCR = Teneur en carbone moyenne annuelle des résidus en provenance du système antipollution ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

Rs = Quantité annuelle d’autres résidus produits, en tonnes métriques;

TCRs = Teneur en carbone moyenne annuelle des autres résidus produits ou une valeur par défaut de 0, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de résidus;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.7.4. Méthodes de calcul des émissions de CH4

L’émetteur doit calculer les émissions annuelles de CH4 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, aux procédés de seconde fusion d’acier, aux procédés de production de fer, aux procédés de production de coke métallurgique et aux procédés de cuisson des boulettes de concentré conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.7.4.1 à QC.7.4.3.

QC.7.4.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CH4 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, aux procédés de seconde fusion d’acier, aux procédés de production de fer, aux procédés de production de coke métallurgique et aux procédés de cuisson des boulettes de concentré peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.4.5.

QC.7.4.2. Calcul par facteurs d’émission spécifiques à l’établissement

Les émissions annuelles de CH4 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, aux procédés de seconde fusion d’acier, aux procédés de production de fer, aux procédés de production de coke métallurgique et aux procédés de cuisson des boulettes de concentré peuvent être calculées à l’aide de facteurs d’émission spécifiques à l’établissement et déterminés par l’émetteur.

QC.7.4.3. Calcul par facteurs d’émission publiés

Les émissions annuelles de CH4 attribuables aux procédés de première fusion de fer et d’acier, au procédé de seconde fusion d’acier, au procédé de production de fer, au procédé de production de coke métallurgique et au procédé de cuisson des boulettes de concentré peuvent être calculées à l’aide de facteurs d’émission indiqués aux tableaux 1-1 à 1-8 prévus à QC.1.7. Si aucun facteur n’est indiqué à ces tableaux, l’émetteur peut utiliser un facteur déterminé par Environnement Canada, la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) ou le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC).

QC.7.5. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

QC.7.5.1. Teneur en carbone des matériaux autres que l’acier recyclé

Lorsque la méthode de calcul prévue à QC.7.3.2 est utilisée, l’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du fer ou de l’acier ou qui opère un procédé de cuisson de boulettes de concentré doit, pour les matières contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, utiliser les données indiquées par le fournisseur ou déterminer la teneur en carbone en analysant un minimum de 3 échantillons représentatifs par année selon une méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou selon les méthodes suivantes:

1° dans le cas des combustibles fossiles, conformément à  QC.1.5.5;

2° dans le cas des sous-produits nécessaires à la production de fer et d’acier, tels que les gaz de haut fourneau, les gaz de cokerie, le goudron minéral, l’huile légère, la poussière de coke et les gaz d’échappement d’aggloméré, en mesurant à plus ou moins 5% la teneur en carbone du combustible à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu ou selon les méthodes prévues à QC.1.5.1 et QC.1.5.5;

3° dans le cas des agents de flux tels que le calcaire ou la dolomite, conformément à la plus récente version de la norme ASTM C25, intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime»;

4° dans le cas du charbon, du coke et des électrodes de carbone utilisées dans les fours à arc électrique, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5373, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal», ou, dans le cas des combustibles, des matières premières ou des produits liquides, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D7582, intitulée «Standard Test Methods for Proximate Analysis of Coal and Coke by Macro Thermogravimetric Analysis»;

5° dans le cas du fer et de l’acier recyclé, conformément à la plus récente version de la norme ASTM E1019, intitulée «Standard Test Methods for Determination of Carbon, Sulfur, Nitrogen, and Oxygen in Steel, Iron, Nickel, and Cobalt Alloys by Various Combustion and Fusion Techniques»;

6° dans le cas de l’acier produit, conformément à l’une des méthodes suivantes:

a) la plus récente version de la norme ASM CS-104 UNS G10460, intitulée «Carbon Steel of Medium Carbon Content» et publiée par ASM International;

b) la plus récente version de la norme ISO/TR 15349-1, intitulée «Acier non allié – Détermination des faibles teneurs en carbone – Partie 1: Méthode par absorption dans l’infrarouge après combustion dans un four électrique à résistances (par séparation de pics)»;

c) la plus récente version de la norme ISO/TR 15349-3, intitulée «Acier non allié – Détermination des faibles teneurs en carbone – Partie 3: Méthode par absorption dans l’infrarouge après combustion dans un four électrique à résistance (avec préchauffage)»;

d) la plus récente version de la norme ASTM E415, intitulée «Standard Test Method for Atomic Emission Vacuum Spectrometric Analysis of Carbon and Low-Alloy Steel»;

7° dans le cas des boulettes de concentré cuites ou non cuites, conformément à la plus récente version de la norme ASTM E1915, intitulée «Standard Test Methods for Analysis of Metal Bearing Ores and Related Materials for Carbon, Sulfur, and Acid-Base Characteristics»;

8° dans le cas du laitier et des résidus en provenance du système antipollution, conformément à une méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5 ou utiliser une valeur par défaut de 0.

QC.7.5.2. Teneur en carbone de l’acier recyclé

Lorsque la méthode de calcul prévue à QC.7.3.2 est utilisée, l’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du fer ou de l’acier doit utiliser les données indiquées par le fournisseur ou déterminer la teneur en carbone en utilisant la méthode suivante:

1° séparer l’acier recyclé en différentes classes selon la teneur en carbone;

2° pour chacune des classes, déterminer la teneur en carbone en analysant un minimum de 5 échantillons représentatifs conformément à la plus récente version de la norme ASTM E1019, intitulée «Standard Test Methods for Determination of Carbon, Sulfur, Nitrogen, and Oxygen in Steel, Iron, Nickel, and Cobalt Alloys by Various Combustion and Fusion Techniques», ou ASTM E415, intitulée «Standard Test Method for Atomic Emission Vacuum Spectrometric Analysis of Carbon and Low-Alloy Steel», ou conformément à une méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

3° calculer la teneur en carbone typique de chaque classe d’acier recyclé en faisant la moyenne arithmétique des teneurs mesurées pour chaque classe en rejetant la valeur supérieure et la valeur inférieure;

4° calculer la teneur en carbone moyenne de l’acier recyclé selon l’équation 7-9.2:

Équation 7-9.2

Où :

TCAR = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier recyclé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier recyclé;

n = Nombre de classes d’acier recyclé;

i = Classe d’acier recyclé;

TCARC,i = Teneur en carbone moyenne annuelle de l’acier recyclé, de classe i, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier recyclé;

ARCi = Consommation annuelle d’acier recyclé de classe i, en tonnes métriques.

QC.7.5.3. Consommation de matières

L’émetteur doit déterminer les quantités de matières solides, liquides et gazeuses et les quantités de sous-produits utilisés pour la production de fer ou d’acier ou issus de cette production à l’aide du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré.

QC.7.6 Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans le présent protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone ou une donnée échantillonnée, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 7-10

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.7.5;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation de chaque matière première qui contient du carbone, la consommation d’acier recyclé, la consommation annuelle de fer liquide, la consommation de charbon à coke, la consommation d’agent de flux, la consommation de boulettes de fer obtenues par réduction directe, la consommation d’électrodes de carbone, la consommation de minerai, la quantité de laitier produit, la consommation de boulettes non cuites, la production de boulettes cuites, la production de gaz de cokerie, la production de coke métallurgique, la quantité de résidus en provenance du système antipollution, les quantités des autres sous-produits de fours à coke, la quantité d’acier traité ou produit, la quantité de gaz des convertisseurs à oxygène transférés, la production d’aggloméré, la production de fer ou la quantité de sous-produits non métalliques, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.8. PRODUCTION DE CHAUX

QC.8.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la production de tous les types de chaux, à l’exception des fours à chaux utilisés dans une fabrique de pâtes et papiers et des procédés de traitement des boues contenant du carbonate de calcium.

QC.8.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° (paragraphe abrogé);

2° les émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de production de chaque type de chaux, en tonnes métriques;

3° pour chaque type de chaux produite:

a) les facteurs d’émission mensuels de CO2, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de chaux;

b) la production annuelle de chaque type de chaux, en tonnes métriques;

c) (sous-paragraphe abrogé);

d) (sous-paragraphe abrogé);

4° pour chaque type de sous-produits calcinés et de résidus:

a) les facteurs d’émission trimestriels, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de sous-produits calcinés ou de résidus;

b) les productions annuelles des sous-produits calcinés et des résidus générés, en tonnes métriques;

c) (sous-paragraphe abrogé);

d) (sous-paragraphe abrogé);

e) les quantités annuelles de sous-produits calcinés et de résidus vendus, en tonnes métriques;

5° (paragraphe abrogé);

6° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation de tous les équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

7° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.8.5 ont été utilisées;

8° (paragraphe abrogé).

Les sous-paragraphes a des paragraphes 3 et 4 du premier alinéa ne s’appliquent pas à l’égard des émissions de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées au paragraphe 2 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 6 du premier alinéa.

QC.8.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation de fours de calcination, autres que celles attribuables à la combustion, doivent être calculées conformément à l’une des 2 méthodes de calcul prévues à QC.8.3.1 et QC.8.3.2.

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de combustibles dans tous les fours doivent être calculées conformément à QC.8.3.3

QC.8.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.8.3.2. Calcul par bilans massiques

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation des fours doivent être calculées, pour chaque type de chaux, selon les équations 8-1 à 8-3:

Équation 8-1

Où:

CO2 = Émissions de CO2 attribuables à l’utilisation des fours, en tonnes métriques;

i = Mois;

C = Production de chaux j pour le mois i, en tonnes métriques;

FEC = Facteur d’émission de CO2 de la chaux j pour le mois i, calculé conformément à l’équation 8-2, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de chaux;

x = Trimestre;

z = Nombre total de types de sous-produits calcinés et de résidus;

y = Type de sous-produits calcinés et de résidus;

SPC = Production de sous-produits calcinés et de résidus y générés pour le trimestre x, incluant la poussière des fours à chaux, les boues de lavage et les autres résidus calcinés, en tonnes métriques;

FESPC = Facteur d’émission de CO2 des sous-produits calcinés et des résidus y pour le trimestre x, calculé conformément à l’équation 8-3, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de sous-produits calcinés et de résidus;

Équation 8-2

FEC = (CaOC × 0,785) + (MgOC × 1,092)

Où:

FEC = Facteur d’émission de CO2 mensuel de la chaux, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de chaux;

CaOC = Teneur mensuelle d’oxyde de calcium dans la chaux, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne métrique de chaux;

0,785 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de calcium;

MgOC = Teneur mensuelle d’oxyde de magnésium dans la chaux, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne métrique de chaux;

1,092 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de magnésium;

Équation 8-3

FESPC = (CaOSPC × 0,785) + (MgOSPC × 1,092)

Où:

FESPC = Facteur d’émission de CO2 trimestriel des sous-produits calcinés et des résidus, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de sous-produits calcinés et de résidus;

CaOSPC = Teneur trimestrielle d’oxyde de calcium dans les sous-produits calcinés et les résidus, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne métrique de sous-produits calcinés et de résidus;

0,785 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de calcium;

MgOSPC = Teneur trimestrielle d’oxyde de magnésium dans les sous-produits calcinés et les résidus, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne métrique de sous-produits calcinés et de résidus;

1,092 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de magnésium;

QC.8.3.3. Calcul des émissions attribuables à la combustion des combustibles utilisés dans les fours

Les émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion des combustibles utilisés dans les fours doivent être calculées et déclarées conformément aux méthodes de calcul prévues à QC.1. Dans le cas où la consommation de biocombustibles purs, c’est-à-dire constitués d’une même substance pour au moins 97% de leur poids, n’a lieu que durant les périodes de mise en marche, d’arrêt ou de mauvais fonctionnement des appareils ou des équipements, l’émetteur peut calculer les émissions de CO2 selon la méthode de calcul prévue à QC.1.3.1.

QC.8.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit de la chaux et qui utilise la méthode prévue à QC.8.3.2 doit:

1° prélever au moins un échantillon mensuellement pour chaque type de chaux produite dans le mois et déterminer les teneurs mensuelles d’oxyde de calcium et d’oxyde de magnésium présentes dans chaque type de chaux conformément à la plus récente version de la norme ASTM C25, intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime», à la dernière révision du document intitulé «CO2 Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry» et publié par la National Lime Association ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

2° prélever au moins un échantillon trimestriellement pour chaque type de sous-produits calcinés et de résidus générés dans le trimestre et déterminer les teneurs trimestrielles d’oxyde de calcium et d’oxyde de magnésium présentes dans chaque type de sous-produits calcinés et de résidus conformément aux normes prévues au paragraphe 1;

3° effectuer mensuellement une estimation de la quantité de chaux produite et vendue en employant les données de vente pour chaque type de chaux, cette quantité devant être ajustée pour tenir compte de la différence entre les stocks au début et à la fin d’une période maximale d’un an pour chaque type de chaux;

4° effectuer trimestriellement une estimation de la quantité de sous-produits calcinés et de résidus vendus en employant les données de vente pour chaque type de sous-produits calcinés et de résidus, cette quantité devant être ajustée pour tenir compte de la différence entre les stocks au début et à la fin d’une période maximale d’un an pour chaque type de sous-produits calcinés et de résidus;

5° déterminer au moins trimestriellement la quantité de sous-produits calcinés et de résidus non vendus pour chaque type de sous-produits calcinés et de résidus, en employant les données de vente ou en calculant le taux de production des sous-produits calcinés et des résidus par rapport à la production de chaux;

6° suivre les procédures d’assurance qualité et de contrôle de la qualité prévues dans la dernière révision du document intitulé «CO2 Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry» et publié par la National Lime Association.

QC.8.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans le présent protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur d’oxyde de calcium ou la teneur d’oxyde de magnésium, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 8-4

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.8.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la production de chaux ou la production des sous-produits calcinés et des résidus générés, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.9. RAFFINERIE DE PÉTROLE

QC.9.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la production d’essence, d’hydrocarbures aromatiques, de kérosène, de mazout de chauffage, de mazout lourd, de lubrifiants, de bitume ou d’autres produits obtenus par distillation du pétrole ou par redistillation, craquage, réarrangement ou reformage de dérivés de pétrole non finis.

Sont exclues toutes les installations qui distillent uniquement des produits contaminés, c’est-à-dire des produits devenus hors normes lorsque mélangés avec un ou des produits de spécifications différentes lors de leur transport par pipeline.

QC.9.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de gaz de raffinerie, de flexigaz ou de gaz associés, calculées et déclarées conformément à QC.2, en tonnes métriques;

2° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la régénération de catalyseurs, calculées conformément à QC.9.3.1, en tonnes métriques;

2.1° les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables à la régénération de catalyseurs, calculées conformément à QC.9.3.1, en tonnes métriques;

3° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O issues des évents des équipements de procédé, calculées conformément à QC.9.3.2, en tonnes métriques;

4° les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables aux procédés de soufflage de produits bitumineux, calculées conformément à QC.9.3.3, en tonnes métriques;

5° les émissions annuelles de CO2 issues des unités de récupération de soufre, calculées conformément à QC.9.3.4, en tonnes métriques;

6° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion qui ne sont pas visées aux paragraphes 1 et 7, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

6.1° les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de production d’hydrogène, calculées et déclarées conformément à QC.6, en tonnes métriques;

7° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O des torches et autres équipements antipollution, calculées conformément à QC.9.3.5, en tonnes métriques;

8° les émissions annuelles de CH4 issues des réservoirs de stockage, calculées conformément à QC.9.3.6, en tonnes métriques;

9° les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables au traitement des eaux usées, calculées conformément à QC.9.3.7, en tonnes métriques;

10° les émissions annuelles de CH4 issues des séparateurs huile-eau, calculées conformément à QC.9.3.8, en tonnes métriques;

11° les émissions annuelles de CH4 provenant des émissions fugitives des composantes d’équipements, calculées conformément à QC.9.3.9, en tonnes métriques;

12° la consommation annuelle de chaque type de matière première qui émet du CO2, du CH4 ou du N2O, incluant le coke de pétrole, soit:

a) en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) (sous-paragraphe remplacé);

13° la consommation annuelle de chaque type de combustible qui émet du CO2, du CH4 ou du N2O, soit:

a) en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) (sous-paragraphe remplacé);

14° les émissions annuelles de CO2 provenant de la calcination du coke, calculées conformément à QC.9.3.10, en tonnes métriques;

14.1° les émissions annuelles de CH4 et de N2O provenant de la calcination du coke, calculées conformément à QC.9.3.10, en tonnes métriques;

15° les émissions annuelles de CH4 provenant des réseaux de purge, calculées conformément à QC.9.3.11, en tonnes métriques;

16° les émissions annuelles de CH4 provenant des opérations de chargement, calculées conformément à QC.9.3.12, en tonnes métriques;

17° les émissions annuelles de CH4 provenant de la cokéfaction différée, calculées conformément à QC.9.3.13, en tonnes métriques;

18° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.9.5 ont été utilisées;

19° (paragraphe abrogé);

20° la quantité annuelle de pétrole brut raffiné, en kilolitres;

21° la charge totale annuelle d’alimentation de la raffinerie, en kilolitres.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées aux paragraphes 2, 6.1 et 14 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées aux paragraphes 1 et 6 du premier alinéa;

3° sont des émissions autres les émissions visées aux paragraphes 2.1, 3 à 5, 7 à 11, 14.1 et 15 à 17 du premier alinéa.

QC.9.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’exploitation d’une raffinerie de pétrole doivent être calculées conformément aux méthodes de calcul prévues à QC.9.3.1 à QC.9.3.13.

QC.9.3.1. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la régénération de catalyseurs

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la régénération de catalyseurs d’une installation munie d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions doivent être calculées conformément à QC.1.3.4 ou, en l’absence de tel système, conformément aux méthodes suivantes selon le type de procédé:

1° dans le cas des procédés de régénération continue d’un catalyseur d’unités de craquage catalytique en lit fluidisé et d’unités de cokéfaction fluide:

a) en utilisant la consommation moyenne de coke brûlé, selon les équations 9-1, 9-2 et 9-3:

Équation 9-1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de régénération continue d’un catalyseur d’unités de craquage catalytique en lit fluidisé et d’unités de cokéfaction fluide, en tonnes métriques;

n = Nombre d’heures d’exploitation au cours de l’année;

j = Heure;

CBj = Consommation moyenne de coke brûlé durant l’heure j, calculée conformément à l’équation 9-2 ou déterminée par l’émetteur, en tonnes métriques;

TC = Teneur en carbone du coke brûlé, en kilogrammes de carbone par kilogramme de coke brûlé;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

Équation 9-2

Où:

CBj = Consommation horaire de coke brûlé, en tonnes métriques;

K1, K2, K3 = Bilan de matière et facteurs de conversion (K1, K2 et K3) indiqués au tableau 9-1 prévu à QC.9.6;

Qr = Débit volumétrique de gaz de régénération avant l’entrée dans le système antipollution, calculé conformément à l’équation 9-3 ou mesuré en continu, en mètres cubes par minute, aux conditions de référence et sur une base sèche;

%CO2 = Concentration en CO2 de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes de CO2 par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage;

%CO = Concentration en monoxyde de carbone de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes de monoxyde de carbone par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage;

Qa = Débit volumétrique d’air au régénérateur, en mètres cubes par minute, aux conditions de référence et sur une base sèche;

%O2 = Concentration en oxygène de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes d’oxygène par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage;

Qoxy = Débit volumétrique d’oxygène au régénérateur, en mètres cubes par minute, aux conditions de référence et sur une base sèche;

%O2,oxy = Concentration en oxygène au point d’alimentation d’air enrichi en oxygène du régénérateur, exprimée en pourcentage par volume sur une base sèche;

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

Équation 9-3

     [79 × Qa + (100 - %O2,oxy)× Qoxy]
Qr = ______________________________

          [100 - %CO2 - %CO - %O2]                        

Où:

Qr = Débit volumétrique de gaz de régénération du régénérateur avant l’entrée dans le système antipollution, en mètres cubes par minute, aux conditions de référence et sur une base sèche;

79 = Proportion d’azote dans l’air, exprimée en pourcentage;

Qa = Débit volumétrique d’air au régénérateur, en mètres cubes par minute, aux conditions de référence et sur une base sèche;

%O2,oxy = Concentration en oxygène au point d’alimentation d’air enrichi en oxygène, en mètres cubes d’oxygène par mètre cube de gaz d’alimentation sur une base sèche, exprimée en pourcentage;

Qoxy = Débit volumétrique d’oxygène au point d’alimentation d’air enrichi en oxygène, en mètres cubes par minute, aux conditions de référence et sur une base sèche;

%CO2 = Concentration en CO2 de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes de CO2 par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage;

%CO = Concentration en monoxyde de carbone de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes de monoxyde de carbone par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage.

Dans le cas où aucun combustible d’appoint n’est brûlé et que l’émetteur n’utilise pas un système de mesure et d’enregistrement en continu de la concentration en monoxyde de carbone, le pourcentage est de zéro;

%O2 = Concentration en oxygène de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes d’oxygène par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage;

b) en utilisant les concentrations de CO2 et de monoxyde de carbone dans l’échappement du régénérateur, selon l’équation 9-3.1:

Équation 9-3.1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de régénération continue d’un catalyseur d’unités de craquage catalytique en lit fluidisé et d’unités de cokéfaction fluide, en tonnes métriques;

n = Nombre d’heures d’exploitation au cours de l’année;

j = Heure;

Qr = Débit volumétrique de gaz de régénération du régénérateur avant l’entrée dans le système antipollution, en mètres cubes par minute, aux conditions de référence et sur une base sèche;

%CO2 = Concentration en CO2 de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes de CO2 par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage;

%CO = Concentration en monoxyde de carbone de l’échappement du régénérateur, en mètres cubes de monoxyde de carbone par mètre cube de gaz de régénération sur une base sèche, exprimée en pourcentage, ou dans le cas où il n’y a aucun appareil de postcombustion, un pourcentage de 0;

60 = Facteur de conversion des minutes en heures;

44 = Masse moléculaire du CO2, en kilogrammes par kilomole;

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

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

2° dans le cas des procédés de régénération périodique de catalyseurs, selon l’équation 9-4:

Équation 9-4

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de régénération périodique de catalyseurs, en tonnes métriques;

n = Nombre de cycles de régénération au cours de l’année;

i = Cycle de régénération;

CBi = Quantité de coke brûlé, en tonnes métriques par cycle de régénération i;

TC = Teneur en carbone du coke brûlé, mesurée ou estimée par l’émetteur, ou valeur par défaut de 0,94 kg de carbone par kilogramme de coke brûlé;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

3° dans le cas des procédés de régénération continue de catalyseurs utilisés pour d’autres opérations que le craquage catalytique en lit fluidisé et la cokéfaction fluide, selon l’équation 9-5:

Équation 9-5

CO2 = TRC × (TCusés - TCrégén) × H × 3,664

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de régénération continue de catalyseurs utilisés pour d’autres opérations que le craquage catalytique en lit fluidisé et la cokéfaction fluide, en tonnes métriques;

TRC = Taux moyen de régénération de catalyseurs, en tonnes métriques par heure;

TCusés = Teneur en carbone des catalyseurs usés, en kilogrammes de carbone par kilogramme de catalyseur usé;

TCrégén = Teneur en carbone des catalyseurs régénérés, en kilogrammes de carbone par kilogramme de catalyseur régénéré.

Dans le cas où aucune teneur en carbone du catalyseur régénéré n’est détectée, la teneur en carbone de ce catalyseur est de zéro;

H = Nombre d’heures d’opération du régénérateur au cours de l’année;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

4° les émissions CH4 attribuables à la régénération de catalyseurs doivent être calculées selon l’équation 9-5.1:

Équation 9-5.1

                  FECH4     
     CH4 = CO2 × _____
                 FECO2                        

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 provenant de la régénération de catalyseurs, en tonnes métriques;

CO2 = Émissions annuelles de CO2 provenant de la régénération de catalyseurs, calculées selon l’équation 9-1, 9-3.1 ou 9-4, en tonnes métriques;

FECH4 = Facteur d’émission de CH4, soit 2,8 x 10-3 kg par gigajoule;

FECO2 = Facteur d’émission de CO2, soit 97 kg par gigajoule;

5° les émissions N2O attribuables à la régénération de catalyseurs doivent être calculées selon l’équation 9-5.2:

Équation 9-5.2

            FEN2O     
N2O = CO2 x _____
            FECO2                        

Où:

N2O = Émissions annuelles de N2O provenant de la régénération de catalyseurs, en tonnes métriques;

CO2 = Émissions annuelles de CO2 provenant de la régénération de catalyseurs, calculées selon l’équation 9-1, en tonnes métriques;

FEN2O = Facteur d’émission de N2O, soit 5,7 × 10-4 kg par gigajoule;

FECO2 = Facteur d’émission de CO2, soit 97 kg par gigajoule;

QC.9.3.2. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O issues des évents des équipements de procédé

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O issues des évents des équipements de procédé, autres que les émissions inhérentes au procédé, doivent être calculées selon l’équation 9-6, pour chaque évent dont le débit contient plus de 2% en volume de CO2, plus de 0,5% en volume de CH4 ou plus de 0,01% en volume de N2O:

Équation 9-6

Où:

Ex = Émissions annuelles de gaz x issues des évents des équipements de procédé, en tonnes métriques;

x = CO2, CH4 ou N2O;

m = Nombre total d’évents;

j = Évent;

n = Nombre de périodes de ventilation effectuées au cours de l’année;

i = Ventilation;

DEi = Débit de l’évent j pour la ventilation i, en mètres cubes aux conditions de référence par unité de temps;

Fxi = Fraction molaire de x dans le courant gazeux de l’évent j au cours de la ventilation i, en kilomoles de x par kilomole de gaz;

MMx = Masse moléculaire de x, en kilogrammes par kilomole, ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit en kilogrammes par unité de temps, remplacer

 _   _
| MMx |
|_____| par 1
| CVM |
|_   _|                        

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole, aux conditions de référence;

VTi = Durée de la ventilation i de l’évent j, en utilisant les mêmes unités de temps que pour DEi;

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

QC.9.3.3. Calcul des émissions de CO2 et de CH4 attribuables aux procédés de soufflage de produits bitumineux

Les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables aux procédés de soufflage de produits bitumineux doivent être calculées en utilisant la méthode prévue au paragraphe QC.9.3.2, ou conformément aux méthodes suivantes:

1° dans le cas des opérations de soufflage de produits bitumineux sans équipements antipollution, ou encore des activités de soufflage de produits bitumineux contrôlées par un système d’épuration des gaz à la vapeur, selon les équations 9-7 et 9-8:

Équation 9-7

CO2 = QPB × FEPB,CO2

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux opérations non contrôlées de soufflage de produits bitumineux, en tonnes métriques;

QPB = Quantité de produits bitumineux soufflés, en milliers de barils;

FEPB,CO2 = Facteur d’émission de CO2 pour les opérations non contrôlées de soufflage de produits bitumineux, déterminé par l’émetteur ou une valeur par défaut de 1 100 tonnes métriques par million de barils;

Équation 9-8

CH4 = QPB × FEPB,CH4

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables aux opérations non contrôlées de soufflage de produits bitumineux en tonnes métriques;

QPB = Quantité annuelle de produits bitumineux soufflés en millions de barils;

FEPB,CH4 = Facteur d’émission CH4 des opérations non contrôlées de soufflage de produits bitumineux, déterminé par l’émetteur ou une valeur par défaut de 580 tonnes métriques par million de barils;

2° dans le cas des opérations de soufflage de produits bitumineux contrôlées par un système d’oxydation thermique ou par des torches, selon les équations 9-8.1 et 9-8.2, sauf si ces émissions sont déjà calculées conformément à QC.9.3.5 ou QC.1.3:

Équation 9-8.1

CO2 = QPB × TCPB × 0,98 × 3,664

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux opérations contrôlées de soufflage de produits bitumineux, en tonnes métriques;

QPB = Quantité annuelle de produits bitumineux soufflés, en millions de barils;

TCPB = Teneur en carbone du produit bitumineux soufflé, déterminée par l’émetteur ou une valeur par défaut de 2 750 tonnes métriques par million de barils;

0,98 = Efficacité du système d’oxydation thermique ou des torches;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

Équation 9-8.2

CH4 = QPB × FEPB,CH4 × 0,02

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables aux opérations contrôlées de soufflage de produits bitumineux, en tonnes métriques;

QPB = Quantité annuelle de produits bitumineux soufflés, en millions de barils;

FEPB,CH4 = Facteur d’émission de CH4 des opérations de soufflage de produits bitumineux sans équipement antipollution, déterminé par l’émetteur ou une valeur par défaut de 580 tonnes métriques par million de barils;

0,02 = Fraction de CH4 non brûlé provenant du système d’oxydation thermique ou provenant des torches, en pourcentage exprimé sous la forme décimale.

QC.9.3.4. Calcul des émissions de CO2 issues des unités de récupération de soufre

Les émissions annuelles de CO2 issues des unités de récupération de soufre doivent être calculées selon l’équation 9-9:

Équation 9-9

            MMCO2
CO2 = DV × _______ × FM × 0,001

             CVM                        

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 issues des unités de récupération de soufre, en tonnes métriques;

DV = Débit volumétrique annuel du gaz acide envoyé vers les unités de récupération de soufre, en mètres cubes aux conditions de référence;

MMCO2 = Masse moléculaire du CO2 de 44 kg par kilomole ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit des gaz envoyés en kilogrammes par année, remplacer

 _     _
| MMCO2 |
|_______| par 1
|  CVM  |
|_     _|                        

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

FM = Fraction moléculaire de CO2 dans le gaz acide envoyé vers les unités de récupération de soufre, obtenue par un échantillonnage à la source et une analyse effectués annuellement, en pourcentage exprimé sous la forme décimale, ou un facteur de 20%, soit 0,20;

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

QC.9.3.5. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches et autres équipements antipollution

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion aux torches et autres équipements antipollution doivent être calculées conformément aux méthodes de calcul prévues à QC.1, à l’exception des émissions de CO2 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches qui doivent être calculées, selon le type d’équipement utilisé, conformément aux méthodes suivantes:

1° dans le cas d’une torche munie d’un système de mesure et d’enregistrement en continu du débit et des paramètres permettant de déterminer la teneur en carbone du gaz ou dans le cas où ces paramètres sont mesurés au moins hebdomadairement, selon l’équation 9-10:

Équation 9-10

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches, en tonnes métriques;

n = Nombre représentant la fréquence des mesures dont la valeur minimale est de 52 mesures hebdomadaires et la valeur maximale est de 366 mesures quotidiennes;

p = Période de mesure;

Torchep = Volume du gaz dirigé à la torche pendant la période de mesure p, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

MMp = Masse moléculaire moyenne du gaz de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en kilogrammes par kilomole, ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit du gaz de combustion en kilogrammes par période de mesure, remplacer

 _   _
| MMp |
|_____| par 1
| CVM |
|_   _|                        

Si les mesures sont prises plus fréquemment que de façon quotidienne, la moyenne arithmétique des valeurs doit être utilisée;

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

TCp = Teneur en carbone moyenne du gaz de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz à la torche.

Si les mesures sont prises plus fréquemment que de façon quotidienne, la moyenne arithmétique des valeurs doit être utilisée;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

0,98 = Efficacité de la torche;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes;

2° dans le cas d’une torche munie d’un système de mesure et d’enregistrement en continu du débit et des paramètres permettant de déterminer le pouvoir calorifique supérieur du gaz ou dans le cas où ces paramètres sont mesurés au moins hebdomadairement, selon l’équation 9-11:

Équation 9-11

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches, en tonnes métriques;

n = Nombre de mesures dont la valeur minimale est de 52 mesures hebdomadaires et la valeur maximale est de 366 mesures quotidiennes;

p = Période de mesure;

Torchep = Volume du gaz dirigé à la torche pendant la période de mesure p, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

Si un débitmètre massique est utilisé, la masse moléculaire doit être mesurée et cette dernière et le débit massique doivent être convertis en débit volumique selon l’équation 9-12;

PCSp = Pouvoir calorifique supérieur du gaz de combustion pendant la période de mesure p, en gigajoules par millier de mètres cubes;

FE = Facteur d’émission de CO2 par défaut de 57 kg par gigajoule;

0,98 = Efficacité de la torche;

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

Équation 9-12

                         CVM
Torchep = Torchep (kg) × ___ × 0,001
                         MMp                        

Où:

Torchep = Volume du gaz dirigé à la torche pendant la période de mesure p, en milliers de mètres cubes;

Torchep (kg) = Masse du gaz de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en kilogrammes;

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

MMp = Masse moléculaire moyenne du gaz de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en kilogrammes par kilomole;

0,001 = Facteur de conversion des mètres cubes en milliers de mètres cubes;

3° lorsqu’il n’est pas possible de mesurer les paramètres prévus aux équations 9-10 et 9-11 en raison du démarrage, de l’arrêt ou de défectuosités des équipements, la quantité de gaz rejetée aux torches doit être calculée pour chaque démarrage, arrêt et défectuosité et les émissions CO2 doivent être calculées selon l’équation 9-13:

Équation 9-13

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion d’un hydrocarbure à la torche lors des démarrages, des arrêts et des défectuosités, en tonnes métriques;

n = Nombre annuel de démarrages, d’arrêts et de défectuosités;

p = Période de démarrage, d’arrêt ou de défectuosité;

(TorcheDAD)p = Volume du gaz dirigé à la torche par période p de démarrage, d’arrêt et de défectuosité, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

MMp = Moyenne de la masse moléculaire du gaz de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en kilogrammes par kilomole;

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

TCp = Moyenne de la teneur en carbone du gaz de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz à la torche;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

0,98 = Efficacité de la torche;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes;

4° les émissions de CH4 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches doivent être calculées selon l’équation 9-14:

Équation 9-14

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches, en tonnes métriques;

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches, calculées selon les équations 9-10 à 9-12 ou conformément à QC.1, en tonnes métriques;

FECH4 = Facteur d’émission de CH4, soit 2,8 × 10-3 kg par gigajoule;

FECO2 = Facteur d’émission de CO2, soit 57 kg par gigajoule;

0,02/0,98 = Facteur de correction de l’efficacité de combustion aux torches;

16/44 = Facteur de correction du ratio de masse moléculaire du CH4 par rapport au CO2;

fCH4 = Fraction du carbone dans le CH4 des gaz provenant des torches avant la combustion, en kilogrammes de carbone dans le CH4 des gaz à la torche par kilogramme de carbone dans les gaz à la torche, ou valeur par défaut de 0,4;

5° les émissions de N2O attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches doivent être calculées selon l’équation 9-15:

Équation 9-15

            FEN2O
N2O = CO2 X _____
            FECO2                         

Où:

N2O = Émissions annuelles de N2O attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches, en tonnes métriques;

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches, calculées selon les équations 9-10 à 9-12 ou conformément à QC.1, en tonnes métriques;

FEN2O = Facteur d’émission de N2O, soit 5,7 × 10-4 kg par gigajoule;

FECO2 = Facteur d’émission de CO2, soit 57 kg par gigajoule;

6° lorsque d’autres équipements ou procédés que les torches sont utilisés pour détruire les gaz à faible valeur calorifique, tels que des unités de cokéfaction, des gaz provenant du système de récupération de la vapeur, des boîtiers d’évent ou des réservoirs de stockage de produits, les émissions de CO2 doivent être calculées selon l’équation 9-16:

Équation 9-16

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion des gaz à faible valeur calorifique, en tonnes métriques;

n = Nombre total de gaz à faible valeur calorifique;

p = Gaz à faible valeur calorifique;

VGp = Volume annuel du gaz p, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence ou en kilogrammes pour un bilan massique;

TCp = Teneur en carbone du gaz p, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz;

MMp = Masse moléculaire du gaz p, en kilogrammes par kilomole, ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit du gaz p en kilogrammes, remplacer

 _   _
| MMp |
|_____| par 1
|CVM  |
|_   _|                           

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes.

QC.9.3.6. Calcul des émissions de CH4 provenant des réservoirs de stockage

Les émissions de CH4 des réservoirs suivants n’ont pas à être calculées: les unités fixées en permanence aux moyens de transport, tels que les camions, remorques, wagons ferroviaires, barges ou navires, les réservoirs sous pression conçus pour fonctionner à des pressions supérieures à 204,9 kPa et sans émissions à l’atmosphère, les récipients ou collecteurs de résidus, les réservoirs de stockage des eaux usées et les réacteurs associés à des unités de procédés de fabrication.

Les émissions annuelles de CH4 provenant de tout autre réservoir de stockage doivent être calculées en utilisant les méthodes suivantes:

1° dans le cas des réservoirs de stockage autres que ceux utilisés pour le pétrole brut non traité où la concentration d’équilibre du CH4 en phase vapeur est égale ou supérieure à 0,5% en volume, les émissions de CH4 doivent être calculées selon les méthodes suivantes:

a) lorsque la composition en CH4 est connue, selon les procédures prévues à la section 7.1 du document intitulé «AP-42: «Compilation of Air Pollutant Emission Factors, volume 1: Stationary Point and Areas Sources», incluant la version 4.09 D du modèle «TANKS», publié par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA);

b) en utilisant l’équation 9-17:

Équation 9-17

CH4 = Qpb × 6,29 × 10-7

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 provenant des réservoirs de stockage, en tonnes métriques;

Qpb = Quantité annuelle de pétrole brut et de produits intermédiaires reçus d’un établissement hors site et traités à l’établissement, en kilolitres;

6,29 × 10-7 = Facteur d’émission par défaut pour les réservoirs de stockage, en tonnes métriques de CH4 par kilolitre;

2° dans le cas des réservoirs de stockage de pétrole brut non traité, les émissions de CH4 doivent être calculées selon les méthodes suivantes:

a) lorsque la concentration en CH4 est connue, en mesurant directement les vapeurs générées;

b) en utilisant l’équation 9-18:

Équation 9-18

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 provenant des réservoirs de stockage, en tonnes métriques;

2,57 x 10-5 = Facteur de corrélation de l’équation, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence par kilolitre par kilopascal;

Qnt = Quantité annuelle de pétrole brut non traité, en kilolitres;

/\P = Pression différentielle entre la pression de stockage et la pression atmosphérique, en kilopascals;

FMCH4 = Fraction molaire de CH4 dans les gaz d’évent du réservoir de stockage de pétrole brut non traité et mesuré par l’émetteur, en kilomoles de CH4 par kilomole de gaz, ou une valeur de 0,27;

16 = Masse moléculaire du CH4, en kilogrammes par kilomole;

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes.

QC.9.3.7. Calcul des émissions de CH4 et de N2O attribuables au traitement anaérobie des eaux usées

Les émissions annuelles attribuables au traitement anaérobie des eaux usées doivent être calculées:

1° dans le cas des émissions de CH4, selon l’équation 9-19 ou l’équation 9-20:

Équation 9-19

CH4 = Q × DCOmoy × B × FMC × 0,001

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables au traitement des eaux usées, en tonnes métriques;

Q = Quantité d’eaux usées traitées annuellement, en mètres cubes;

DCOmoy = Moyenne trimestrielle de la demande chimique en oxygène des eaux usées, en kilogrammes par mètre cube;

B = Capacité de génération de CH4, soit 0,25 kg de CH4 par kilogramme de demande chimique en oxygène;

FCM = Facteur de conversion en CH4 indiqué au tableau 9-3, prévu à QC.9.6, selon le procédé;

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

Équation 9-20

CH4 = Q × DBO5,moy × B × FCM × 0,001

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables au traitement des eaux usées, en tonnes métriques;

Q = Quantité d’eaux usées traitées annuellement, en mètres cubes;

DBO5,moy = Moyenne trimestrielle de la demande biochimique en oxygène pendant 5 jours des eaux usées, en kilogrammes par mètre cube;

B = Capacité de génération de CH4, soit 0,25 kg de CH4 par kilogramme de demande biochimique en oxygène;

FCM = Facteur de conversion en CH4 indiqué au tableau 9-3 prévu à QC.9.6, selon le procédé;

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

2° dans le cas des procédés anaérobiques où le biogaz est récupéré et non rejeté, les émissions de CH4 doivent être calculées en soustrayant la quantité récupérée;

3° dans le cas des émissions de N2O, selon l’équation 9-21:

Équation 9-21

N20 = Q × TNmoy × FEN20 × 1,571 × 0,001

Où:

N2O = Émissions annuelles de N2O attribuables au traitement des eaux usées, en tonnes métriques;

Q = Quantité d’eaux usées traitées annuellement, en mètres cubes;

TNmoy = Teneur moyenne trimestrielle d’azote dans les effluents, en kilogrammes par mètre cube;

FEN20 = Facteur d’émission de N2O des eaux usées rejetées, soit 0,005 kg d’azote produit par la décomposition de l’oxyde nitreux (N2O-N) par kilogramme d’azote total;

1,571 = Facteur de conversion des kilogrammes de N2O-N en kilogrammes de N2O;

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

QC.9.3.8. Calcul des émissions de CH4 issues des séparateurs huile-eau

Les émissions annuelles de CH4 issues des séparateurs huile-eau doivent être calculées selon l’équation 9-22:

Équation 9-22

CH4 = FEHAM × Qeau × FCHAM × 0,001

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 issues des séparateurs huile-eau, en tonnes métriques;

FEHAM = Facteur d’émission des hydrocarbures autres que le CH4 indiqué au tableau 9-4 prévu à QC.9.6, en kilogrammes par mètre cube;

Qeau = Quantité d’eaux usées traitées annuellement par le séparateur, en mètres cubes;

FCHAM = Facteur de conversion en CH4 des hydrocarbures autres que le CH4 obtenu par échantillonnage et analyse à chaque séparateur ou, en l’absence de données, un facteur de 0,6;

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

QC.9.3.9. Calcul des émissions fugitives de CH4 des composantes du réseau

Les émissions fugitives annuelles de CH4 doivent être calculées selon l’une des méthodes suivantes:

1° en utilisant les données sur la composition du CH4 pour chaque procédé et en utilisant l’une des procédures d’estimation des émissions prévues dans le document EPA-453/R-095-017, NTIS PB96-175401 intitulé «Protocol for Equipment Leak Emission Estimates» publié par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA);

2° en utilisant l’équation 9-23:

Équation 9-23

CH4 = (0,4 × Nc) + (0,2 × Nccl) + (0,1 × Ncc2) + 4,3 × NH2) + (6 × Nrgc)

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables aux émissions fugitives des composantes du réseau, en tonnes métriques;

Nc = Nombre de colonnes de distillation atmosphérique de pétrole brut;

Ncc1 = Nombre total d’unités de craquage catalytique, d’unités de cokéfaction différée ou à lit fluidisé, d’unités d’hydrocraquage et de colonnes de distillation, incluant les colonnes de dépropanisation et de débutanisation;

Ncc2 = Nombre total d’unités d’hydrotraitement ou d’hydroraffinage, d’unités de reformage catalytique et d’unités de viscoréduction;

NH2 = Nombre total d’unités de production d’hydrogène;

Nrgc = Nombre total de réseaux de gaz combustibles.

QC.9.3.10. Calcination du coke

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la calcination du coke doivent être calculées en utilisant les méthodes suivantes:

1° les émissions de CO2 attribuables à la calcination du coke doivent être calculées conformément à QC.1.3.4 lorsque l’installation est munie d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou, en l’absence de tel système, conformément à l’équation 9-24:

Équation 9-24

CO2 = [Min × TCin - (Mext + MPC) × TCext] × 3,664

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la calcination du coke, en tonnes métriques;

Min = Masse annuelle d’intrant de coke vert dans le procédé de calcination du coke, en tonnes métriques;

TCin = Fraction de la teneur en carbone moyenne contenue dans le coke vert, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de coke vert;

Mext = Masse annuelle de coke prêt pour la vente ou la livraison, en tonnes métriques de coke de pétrole;

MPC = Masse annuelle de poussières de coke de pétrole récupérées dans le système de collecte de poussières du procédé de calcination du coke, en tonnes métriques de poussières par tonne métrique de coke calciné;

TCext = Fraction de la teneur en carbone moyenne contenue dans le coke prêt pour la vente ou la livraison, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de coke de pétrole;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

2° les émissions annuelles de CH4 attribuables à la calcination du coke doivent être calculées selon l’équation 9-25:

Équation 9-25

            FECH4
CH4 = CO2 × _____
            FECO2                        

Où:

CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables à la calcination du coke, en tonnes métriques;

CO2 = Émissions annuelles de CO2 provenant de la calcination du coke, calculées selon l’équation 9-1, en tonnes métriques;

FECH4 = Facteur d’émission de CH4 déterminé par l’émetteur ou une valeur par défaut de 2,8 × 10-3 kg par gigajoule;

FECO2 = Facteur d’émission de CO2 de 97 kg par gigajoule;

3° les émissions annuelles de N2O attribuables à la calcination du coke doivent être calculées selon l’équation 9-26:

Équation 9-26

            FEN20
N20 = CO2 × _____
            FECO2                          

N2O = Émissions annuelles de N2O attribuables à la calcination du coke, en tonnes métriques;

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la calcination du coke, calculées selon l’équation 9-1, en tonnes métriques;

FEN2O = Facteur d’émission de N2O, soit 5,7 × 10-4 kg par gigajoule;

FECO2 = Facteur d’émission de CO2, soit 97 kg par gigajoule.

QC.9.3.11. Réseaux de purge non contrôlés

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O provenant des réseaux de purge non contrôlés doivent être calculées selon les méthodes de calcul prévues à QC.9.3.2.

QC.9.3.12. Opération de chargement

Les émissions de CH4 attribuables aux opérations de chargement du pétrole brut, des produits intermédiaires ou des produits finis doivent être calculées en utilisant la concentration d’équilibre du CH4 en phase vapeur et les procédures prévues à la section 5.2 du document intitulé «AP-42: «Compilation of Air Pollutant Emission Factors, volume 1: Stationary Point and Area Sources» publié par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA). Lorsque la concentration d’équilibre du CH4 en phase vapeur est inférieure à 0,5%, les émissions de CH4 sont considérées comme nulles.

QC.9.3.13. Procédé de cokéfaction différée

Les émissions de CH4 attribuables à la dépressurisation à l’atmosphère des réacteurs de chaque unité de cokéfaction doivent être calculées selon l’une des méthodes de calcul prévues aux paragraphes 1 et 2, à l’exception de l’émetteur qui injecte de l’eau ou de la vapeur d’eau dans le réacteur après qu’il eut été ventilé à l’atmosphère qui ne peut utiliser que la méthode prévue au paragraphe 1:

1° les émissions de CH4 attribuables à la dépressurisation à l’atmosphère des réacteurs de chaque unité de cokéfaction doivent être calculées selon l’équation 9-6 et les émissions de CH4 attribuables aux ouvertures subséquentes du réacteur permettant le découpage du lit de coke doivent être calculées, pour chaque réacteur de mêmes dimensions, selon l’équation 9-27:

Équation 9-27



2° les émissions annuelles de CH4 provenant des évents de dépressurisation et de l’ouverture subséquente des réacteurs de chaque unité de cokéfaction permettant le découpage du lit de coke doivent être calculées à l’aide de l’équation 9-27 et en utilisant la pression manométrique du réacteur lorsque les gaz de dépressurisation sont initialement relâchés à l’atmosphère.

QC.9.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

QC.9.4.1. Régénération de catalyseurs

Dans le cas de la régénération de catalyseurs, l’émetteur doit:

1° dans le cas des unités de craquage catalytique à lit fluidisé et des unités de cokéfaction fluide:

a) mesurer la concentration quotidienne d’oxygène dans l’entrée de courant d’air enrichi en oxygène au régénérateur;

b) mesurer le débit volumétrique d’air et d’air enrichi d’oxygène entrant dans le régénérateur, en continu;

c) mesurer en continu ou hebdomadairement la concentration de CO2, de monoxyde de carbone et d’oxygène dans les gaz d’échappement du régénérateur;

d) lorsque l’équation 9-1 est utilisée mesurer la teneur en carbone quotidienne du coke brûlé;

e) comptabiliser le nombre d’heures d’exploitation;

2° dans le cas de la régénération périodique de catalyseurs:

a) mesurer la quantité de catalyseurs régénérés à chaque cycle de régénération;

b) mesurer la teneur en carbone des catalyseurs, avant et après la régénération;

3° dans le cas de la régénération continue de catalyseurs utilisés pour d’autres opérations que le craquage catalytique à lit fluidisé et la cokéfaction fluide:

a) mesurer le taux horaire de régénération de catalyseurs;

b) mesurer la teneur en carbone des catalyseurs, avant et après la régénération;

c) comptabiliser le nombre d’heures d’exploitation.

Les données mesurées quotidiennement ou hebdomadairement peuvent être utilisées pour déterminer les données exprimées en minutes ou en heures nécessaires aux différentes équations.

QC.9.4.2. Évents d’équipements de procédé

Dans le cas des évents d’équipements de procédé, l’émetteur doit, pour chaque évent lié au procédé, mesurer les paramètres suivants:

1° le débit de chaque ventilation;

2° la fraction molaire de CO2, de CH4 et de N2O dans le courant gazeux de l’évent durant chaque ventilation;

3° la durée de chaque ventilation.

QC.9.4.3. Soufflage de produits bitumineux

Dans le cas du soufflage de produits bitumineux, l’émetteur doit mesurer la quantité de produits bitumineux soufflés.

QC.9.4.4. Récupération de soufre

Dans le cas de la récupération de soufre, l’émetteur doit mesurer le débit volumétrique de gaz acide vers les unités de récupération de soufre.

Lorsque l’émetteur utilise une valeur de fraction moléculaire spécifique à la source au lieu du facteur par défaut, il doit mesurer annuellement la teneur en CO2 dans le gaz acide envoyé vers les unités de récupération de soufre.

QC.9.4.5. Torches et autres équipements antipollution

Dans le cas des torches et autres équipements antipollution, l’émetteur doit:

1° utiliser le débit mesuré par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions à la torche lorsque le système est calibré pour mesurer cette valeur ou, à défaut, déterminer le débit selon une méthode reconnue par le secteur;

2° lorsqu’il utilise les équations 9-10 ou 9-13, mesurer quotidiennement les paramètres permettant de déterminer la teneur en carbone du gaz de torche;

3° lorsqu’il utilise l’équation 9-11, mesurer quotidiennement les paramètres permettant de déterminer le pouvoir calorifique supérieur du gaz de torche.

Lorsque le système de mesure et d’enregistrement en continu ne permet pas d’obtenir les paramètres permettant de déterminer la teneur en carbone du gaz, l’émetteur doit mesurer ces paramètres au moins hebdomadairement.

QC.9.4.6. Réservoirs de stockage

Dans le cas des réservoirs de stockage, l’émetteur doit déterminer la quantité annuelle de tous les types de produits transvidés de chaque réservoir en utilisant l’une des méthodes suivantes:

1° en les mesurant directement à l’aide d’appareils de mesure;

2° en utilisant toute autre donnée qu’il peut mesurer ou recueillir.

QC.9.4.7. Traitement des eaux usées

Dans le cas du traitement des eaux usées, l’émetteur doit:

1° recueillir hebdomadairement des échantillons permettant d’analyser la demande chimique en oxygène et la demande biochimique en oxygène 5 jours (DBO5) des eaux usées du procédé de traitement anaérobique à la suite des traitements préliminaires;

2° mesurer hebdomadairement le débit des eaux usées du procédé de traitement anaérobique, cette mesure devant être effectuée au même emplacement que les échantillons recueillis en vertu du paragraphe 1 pour l’analyse de la demande chimique en oxygène et la demande biochimique en oxygène 5 jours (DBO5);

3° déterminer trimestriellement la teneur en azote des eaux usées.

QC.9.4.8. Séparateurs huile-eau

Dans le cas des séparateurs huile-eau, l’émetteur doit mesurer le volume quotidien d’eaux usées traitées par les séparateurs huile-eau.

QC.9.4.9. Calcination du coke

Dans le cas de la calcination du coke, l’émetteur doit mesurer la masse ainsi que la teneur en carbone du coke de pétrole en utilisant l’une des méthodes suivantes:

1° la plus récente version de la norme ASTM D3176, intitulée «Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke»;

2° la plus récente version de la norme ASTM D5291, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants»;

3° la plus récente version de la norme ASTM D5373, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal»;

4° toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5.

QC.9.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, la masse moléculaire, la fraction molaire, la fraction moléculaire, le pouvoir calorifique supérieur, la concentration en CO2, la concentration en CO, la concentration en O2, la température, la pression, la teneur en azote ou la demande biochimique en oxygène, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 9-28

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.9.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation de coke brûlé, le débit volumétrique de gaz, le volume de gaz, le nombre d’heures d’opération, la quantité de produits bitumineux soufflés, la quantité de pétrole brut et de produits intermédiaires, la quantité d’eau traitée, la quantité de coke, la quantité de poussières de coke ou le nombre d’ouverture des réacteurs de l’unité de cokéfaction, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.9.6. Tableaux

Tableau 9-1. Bilan de matière de coke brûlé et facteurs de conversion

(QC.9.3.1, 1)

 _________________________________________________________________________________
|                                    |                                            |
| Facteurs de conversion             | (kg min)/(h m3 (base sèche) %)             |
|____________________________________|____________________________________________|
|                                    |                                            |
| K1                                 | 0,2982                                     |
|____________________________________|____________________________________________|
|                                    |                                            |
| K2                                 | 2,0880                                     |
|____________________________________|____________________________________________|
|                                    |                                            |
| K3                                 | 0,0994                                     |
|____________________________________|____________________________________________|                        

Tableau 9-2. (Abrogé)

Tableau 9-3. Facteurs de conversion en CH4 selon le type de procédé industriel de traitement des eaux

(QC.9.3.7, 1)

 _________________________________________________________________________________
|                                                  |                              |
|                                                  | Facteur de   |               |
|                                                  | conversion   |               |
| Type de traitement, de décharge ou de système    | en CH4       | Portée        |
|                                                  | (FCM)        |               |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                                                 |
| Sans traitement                                                                 |
|_________________________________________________________________________________|
|                                                  |              |               |
| Rejet en mer, dans une rivière ou dans un lac (1)| 0,1          | 0 - 0,2       |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                                                 |
| Avec traitement                                                                 |
|_________________________________________________________________________________|
|                                                  |              |               |
| Usine de traitement aérobie                      | 0            | 0 - 0,1       |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                  |              |               |
| Usine de traitement aérobie surchargée           | 0,3          | 0,2 - 0,4     |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                  |              |               |
| Digesteur anaérobie pour les boues (2)           | 0,8          | 0,8 - 1,0     |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                  |              |               |
| Réacteur anaérobie (2)                           | 0,8          | 0,8 - 1,0     |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                  |              |               |
| Lagune anaérobie de moins de 2 m de profondeur   | 0,2          | 0 - 0,3       |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                  |              |               |
| Lagune anaérobie de 2 m ou plus de profondeur    | 0,8          | 0,8 - 1,0     |
|__________________________________________________|______________|_______________|
|                                                                                 |
| Pour obtenir la capacité de génération (B) de CH4 en kilogrammes de CH4 par     |
| kilogramme de demande chimique en oxygène (DCO), l’émetteur doit par défaut     |
| utiliser le facteur d’émission de 0,25 kg de CH4 par kilogramme de DCO.         |
|                                                                                 |
|                                                                                 |
| Le facteur d’émission de N2O des eaux usées rejetées (FEN2O) est de 0,005 kg    |
| N2O-N par kilogramme d’azote.                                                   |
|                                                                                 |
|                                                                                 |
| FCM = facteur de conversion en CH4 (la proportion de déchets traités par        |
| anaérobie).                                                                     |
|                                                                                 |
|                                                                                 |
| (1) Le fait que les rivières à charge organique élevée peuvent devenir          |
| anaérobiques n’est pas pris en compte.                                          |
|                                                                                 |
|                                                                                 |
| (2) La récupération du CH4 n’est pas prise en compte.                           |
|                                                                                 |
|_________________________________________________________________________________|                        

Tableau 9-4. Facteurs d’émission pour les séparateurs huile-eau

(QC.9.3.8)

 _________________________________________________________________________________
|                                         |                                       |
|                                         | Facteur d’émission (FEsép)a kg HAM/m3 |
| Type de séparateur                      | eaux usées traitées                   |
|_________________________________________|_______________________________________|
|                                         |                                       |
| Par gravité - non couvert               | 1,11e-01                              |
|_________________________________________|_______________________________________|
|                                         |                                       |
| Par gravité - couvert                   | 3,30e-03                              |
|_________________________________________|_______________________________________|
|                                         |                                       |
| Par gravité - couvert et lié à          | 0                                     |
| l’appareil antipollution                |                                       |
|_________________________________________|_______________________________________|
|                                         |                                       |
| FADb de FAFc - non couvert              | 4,00e-03d                             |
|_________________________________________|_______________________________________|
|                                         |                                       |
| FAD ou FAF - couvert                    | 1,20e-04d                             |
|_________________________________________|_______________________________________|
|                                         |                                       |
| FAD ou FAF - couvert et lié à l’appareil| 0                                     |
| antipollution                           |                                       |
|_________________________________________|_______________________________________|
|                                                                                 |
| a Les facteurs d’émission ne comprennent pas le méthane                         |
|                                                                                 |
| b FAD = type de flottaison par air dissous                                      |
|                                                                                 |
| c FAF = type de flottaison par air forcé                                        |
|                                                                                 |
| d Pour ces types de séparateurs, les facteurs d’émission s’appliquent lorsque   |
| ces séparateurs sont installés comme système de traitement secondaire.          |
|_________________________________________________________________________________|                        

Tableau 9-5. (Abrogé)

QC.10. FABRIQUE DE PÂTES ET PAPIERS

QC.10.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la fabrication de produits de pâtes et papiers.

QC.10.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de biomasse, dont la liqueur usée de cuisson, dans des fours de récupération et des fours à chaux, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

2° les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de biomasse, dont la liqueur usée de cuisson, dans des fours de récupération et des fours à chaux, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

3° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’ajout de composés de type «carbonate» dans des fours de récupération et des fours à chaux, calculées et déclarées conformément à QC.25.3, en tonnes métriques;

3.1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la production d’électricité, calculées et déclarées conformément à QC.16, en tonnes métriques;

4° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

5° la consommation annuelle de composés type «carbonate», en tonnes métriques;

6° la production annuelle de liqueur usée de cuisson, en tonnes métriques;

7° les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables au traitement anaérobie des eaux usées, calculées et déclarées conformément à QC.9.3.7, en tonnes métriques;

8° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.10.5 ont été utilisées;

9° (paragraphe abrogé);

10° la production annuelle de chaque produit de pâtes et papiers fabriqué, en tonnes métriques de produits vendables séchés à l’air à 10% d’humidité.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées aux paragraphes 1 et 3 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées aux paragraphes 3.1 et 4 du premier alinéa;

3° sont des émissions autres les émissions visées aux paragraphes 2 et 7 du premier alinéa.

QC.10.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O

Pour les calculs des émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant de la liqueur usée de cuisson, le pouvoir calorifique supérieur ou la teneur en carbone doit être déterminé par l’émetteur conformément à QC.10.4.

QC.10.3.1. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de biomasse

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de biomasse, dont la liqueur usée de cuisson, dans les fours de récupération et les fours à chaux rotatifs des usines de pâtes au sulfate et de pâtes à la soude, dans les unités de combustion du sulfite ou du bisulfite récupéré ou dans les unités de combustion autonomes des procédés de pâtes semi-chimiques, doivent être calculées conformément à QC.1.

QC.10.3.2. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la l’ajout de composés de type «carbonate»

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’ajout de composés de type «carbonate» dans des fours de récupération et des fours à chaux doivent être calculées conformément à QC.25.3.

QC.10.3.3. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la production d’électricité

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la production d’électricité doivent être calculées conformément à QC.16.

QC.10.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

L’émetteur qui exploite une fabrique de pâtes et papiers doit:

1° déterminer annuellement la quantité de liqueur usée de cuisson produite selon l’une des méthodes suivantes:

a) en la mesurant conformément à la plus récente version de la norme TAPPI T 650 om-09 intitulée «Solids content of black liquor» publiée par la Technical Association of the Pulp and Paper Industry;

b) en la mesurant à l’aide des données mensuelles recueillies par un équipement de mesure installé sur la ligne de procédé;

c) en la déterminant à l’aide de l’équation 1-8;

d) conformément à toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

1.1° déterminer le pouvoir calorifique supérieur de la liqueur usée de cuisson conformément à la plus récente version de la norme TAPPI T 684 om-11, intitulée «Gross heating value of black liquor», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

2° mesurer la teneur en carbone mensuelle de la liqueur usée de cuisson conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5373, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal», ou ASTM 5291, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricant», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

3° (paragraphe abrogé);

4° (paragraphe abrogé).

QC.10.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbonate dans les matières premières ou dans les matières à base de carbonates à la sortie du four, il doit utiliser la valeur par défaut de 1,0;

b) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone ou le pouvoir calorifique supérieur, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 10-1

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.10.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

c) lorsque la donnée manquante est la quantité de liqueur de cuisson, le débit massique de liqueur de cuisson, la production annuelle de chaque produit de pâtes et papiers fabriqué ou la quantité de carbonate, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.11. PRODUCTION DE CARBONATE DE SODIUM

QC.11.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la production de carbonate de sodium par la calcination de minerai de trona ou de sesquicarbonate de sodium ainsi que les procédés utilisant une matière première liquide alcaline produisant du CO2.

QC.11.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de CO2 issues de la production de carbonate de sodium, calculées conformément à QC.11.3, en tonnes métriques;

2° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de combustibles dans les fours de calcination, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

3° les consommations annuelles de minerai de trona, de sesquicarbonate de sodium ou de matière première liquide alcaline, en tonnes métriques;

4° la production annuelle de carbonate de sodium, en tonnes métriques;

4.1° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.11.5 ont été utilisées;

4.2° (paragraphe abrogé);

5° (paragraphe abrogé);

6° (paragraphe abrogé);

7° (paragraphe abrogé);

8° (paragraphe abrogé);

9° (paragraphe abrogé).

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées au paragraphe 1 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 2 du premier alinéa.

QC.11.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2

Les émissions annuelles de CO2 issues de chaque unité de production de carbonate de sodium doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.11.3.1 à QC.11.3.3.

QC.11.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 issues de chaque unité de production de carbonate de sodium peuvent être calculées selon les données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.11.3.2. Calcul des émissions de CO2 utilisant les teneurs en carbone inorganique

Les émissions annuelles de CO2 issues de chaque unité de production de carbonate de sodium peuvent être calculées selon les équations 11-1 ou 11-2:

Équation 11-1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de production de carbonate de sodium, en tonnes métriques;

i = Mois;

TCITR = Teneur en carbone inorganique mensuelle du minerai de trona au point d’alimentation du four pour le mois i, en kilogrammes de carbone par kilogramme de minerai de trona;

TR = Quantité mensuelle de minerai de trona consommée au cours du mois i, en tonnes métriques;

0,097 = Ratio de CO2 émis par rapport au minerai de trona, en tonnes métriques de CO2 par tonne de minerai de trona;

Équation 11-2

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de carbonate de sodium, en tonnes métriques;

i = Mois;

TCICS = Teneur en carbone inorganique mensuelle de carbonate de sodium à la sortie du four pour le mois i, en kilogrammes de carbone par kilogramme de carbonate de sodium;

CS = Quantité mensuelle de carbonate de sodium produit au cours du mois i, en tonnes métriques;

0,138 = Ratio de CO2 émis par rapport au carbonate de sodium produit, en tonnes métriques de CO2 par tonne de carbonate de sodium.

QC.11.3.3. Calcul des émissions de CO2 utilisant un facteur d’émission spécifique

Les émissions annuelles de CO2 issues de chaque unité de production de carbonate de sodium à partir de matière première liquide alcaline peuvent être calculées selon les équations 11-3 à 11-5:

Équation 11-3

CO2 = FECO2 × DMa × H

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de carbonate de sodium, en tonnes métriques;

FECO2 = Facteur d’émission de CO2, calculé selon l’équation 11-4, en tonnes métriques de CO2 par tonne de gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur;

DMa = Débit massique annuel du gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur, en tonnes par heure;

H = Nombre d’heures d’exploitation au cours de l’année;

Équation 11-4

         TECO2
FECO2 =  _____
          DMtp                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            

Où:

FECO2 = Facteur d’émission de CO2, en tonnes métriques de CO2 par tonne de gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur;

TECO2 = Taux d’émission de CO2, calculé selon l’équation 11-5, en tonnes métriques par heure;

DMtp = Débit massique du gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur mesuré lors du test de performance, en tonnes par heure;

Équation 11-5

TECO2 = [(CC02 × 10000 × 4,16 × 10-8 × 44) × (DV × 60)] × 0,001

Où:

TECO2 = Taux d’émission de CO2, en tonnes métriques par heure;

CCO2 = Concentration horaire de CO2 dans le gaz, déterminée conformément à QC.11.4, exprimée en pourcentage;

10 000 = Facteur de conversion du pourcentage en ppm;

4,16 × 10-8 = Facteur de conversion des ppm en kilomoles par mètre cube aux conditions de référence;

44 = Masse moléculaire du CO2, en kilogrammes par kilomole;

DV = Débit volumétrique du gaz, en mètres cubes aux conditions de référence par minute;

60 = Facteur de conversion des minutes en heures;

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

QC.11.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

L’émetteur qui utilise l’équation 11-1 ou 11-2 prévue à QC.11.3.2 doit:

1° déterminer mensuellement la teneur en carbone inorganique du minerai de trona ou du carbonate de sodium à partir d’un composé d’échantillons hebdomadaires pour chaque unité de production conformément à la plus récente version de la norme ASTM E359 e1, intitulée «Standard Test Methods for Analysis of Soda Ash (Sodium Carbonate)», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

2° mesurer la quantité de minerai de trona ou de carbonate de sodium pour chaque unité de production au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire.

L’émetteur qui utilise les équations 11-3 à 11-5 prévues à QC.11.3.3 doit effectuer annuellement un test de performance lors des conditions normales d’opération au cours duquel il doit:

1° effectuer 3 échantillonnages des émissions, d’une durée d’une heure chacun;

2° déterminer la concentration horaire de CO2 conformément à la méthode 3A visée à l’annexe A-2 de la Partie 60 du Titre 40 du Code of Federal Regulations, intitulée «Determination of Oxygen and Carbon Dioxide Concentrations in Emissions From Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure)» et publiée par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA);

3° déterminer le débit volumétrique du gaz conformément à l’une des méthodes suivantes publiées par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA):

a) la méthode 2 visée à l’annexe A-1 de la Partie 60 du Titre 40 du Code of Federal Regulations et intitulée «Determination of Stack Gas Velocity and Volumetric Flow Rate (Type S Pitot Tube)»;

b) la méthode 2A visée à l’annexe A-1 de la Partie 60 du Titre 40 du Code of Federal Regulations et intitulée «Direct Measurement of Gas Volumetric Through Pipes and Small Ducts»;

c) la méthode 2C visée à l’annexe A-1 de la Partie 60 du Titre 40 du Code of Federal Regulations et intitulée «Determination of Gas Velocity and Volumetric Flow Rate in Small Stacks or Ducts(Standard Pitot Tube)»;

d) la méthode 2D visée à l’annexe A-1 de la Partie 60 du Titre 40 du Code of Federal Regulations et intitulée «Measurement of Gas Volume Flow Rates in Small Pipes and Ducts»;

e) la méthode 2F visée à l’annexe A-1 de la Partie 60 du Titre 40 du Code of Federal Regulations et intitulée «Determination of Stack Gas Velocity and Volumetric Flow Rate with Three-Dimensional Probes»;

f) la méthode 2G visée à l’annexe A-2 de la Partie 60 du Titre 40 du Code of Federal Regulations et intitulée «Determination of Stack Gas Velocity and Volumetric Flow Rate With Two-Dimensional Probes»;

4° rédiger un rapport concernant la détermination du facteur d’émission de CO2 contenant toute l’information nécessaire au calcul du facteur d’émission ainsi que des rapports des échantillonnages visés au paragraphe 1;

5° déterminer le débit massique moyen du gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur;

6° déterminer le débit massique annuel du gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur à l’aide des données mensuelles obtenues au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel qu’un débitmètre volumétrique.

QC.11.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la concentration horaire de CO2, le débit volumétrique du gaz ou le débit massique moyen du gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur lors d’un test de performance, un nouveau test de performance doit être effectué;

b) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 11-6

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.11.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

c) lorsque la donnée manquante est la quantité de minerai, le débit massique du gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur ou la quantité de carbonate de sodium, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.12. FABRICATION DE PRODUITS PÉTROCHIMIQUES

QC.12.1. Sources visées

Les sources visées sont les procédés utilisés pour la production de produits pétrochimiques à partir de matières premières dérivées du pétrole, de pétrole ou de gaz naturel liquide, à l’exception des matières premières provenant de la biomasse.

Est également visée la production de méthanol, d’hydrogène ou d’ammoniac à partir d’un gaz de synthèse lorsque la production annuelle de méthanol excède les productions combinées d’hydrogène récupéré dans le procédé et d’ammoniac. Toutefois, lorsque la quantité d’hydrogène récupéré annuellement excède les productions annuelles combinées de méthanol et d’ammoniac, les émissions doivent être calculées et déclarées conformément à QC.6 relatif à la production d’hydrogène. Également, lorsque la production annuelle d’ammoniac excède les productions annuelles combinées de méthanol et d’hydrogène récupéré, les émissions doivent être calculées et déclarées conformément à QC.23 relatif à la production d’ammoniac.

Ne sont toutefois pas visés les procédés dont seul un sous-produit pétrochimique est dérivé ainsi que le procédé de chloration directe lorsque ce dernier est indépendant du procédé d’oxychloration dont le produit est du dichlorure d’éthylène.

QC.12.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

2° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de gaz de raffinerie, de flexigaz ou de gaz associés, calculées et déclarées conformément à QC.2, en tonnes métriques;

2.1° les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de production d’hydrogène, calculées et déclarées conformément à QC.6, en tonnes métriques;

3° les émissions annuelles de CO2 attribuables à chaque procédé pétrochimique, en tonnes métriques;

4° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la régénération de catalyseurs, calculées et déclarées conformément à QC.9, en tonnes métriques;

4.1° les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables à la régénération de catalyseurs, calculées et déclarées conformément à QC.9, en tonnes métriques;

5° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables aux torches et autres équipements antipollution, calculées et déclarées conformément à QC.9, en tonnes métriques;

6° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O issues des évents des équipements de procédé, calculées et déclarées conformément à QC.9, en tonnes métriques;

7° les émissions annuelles de CH4 provenant des émissions fugitives des composantes d’équipements, calculées et déclarées conformément à QC.9, en tonnes métriques;

8° les émissions annuelles de CH4 issues des réservoirs de stockage, calculées et déclarées conformément à QC.9, en tonnes métriques;

9° les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables au traitement des eaux usées, calculées et déclarées conformément à QC.9.3.7, en tonnes métriques;

10° les émissions annuelles de CH4 attribuables aux séparateurs huile-eau, calculées et déclarées conformément à QC.9.3.8, en tonnes métriques;

11° la consommation annuelle de chaque type de matière première qui émet du CO2, du CH4 ou du N2O, soit:

a) en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles issus de la biomasse lorsque la quantité est exprimée en masse;

11.1° la production annuelle de chaque produit pétrochimique, soit:

a) en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles issus de la biomasse lorsque la quantité est exprimée en masse;

12° les teneurs moyennes annuelles en carbone des matières consommées ou des produits, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matières consommées ou de produits;

13° les masses moléculaires moyennes annuelles des gaz consommés ou des produits, en kilogrammes par kilomole;

14° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.12.5 ont été utilisées;

15° (paragraphe abrogé).

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées aux paragraphes 2.1, 3 et 4 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées aux paragraphes 1 et 2 du premier alinéa;

3° sont des émissions autres les émissions visées aux paragraphes 4.1 et 5 à 10 du premier alinéa.

QC.12.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la production de produits pétrochimiques doivent être calculées conformément aux méthodes de calcul prévues à QC.12.3.1 à QC.12.3.6.

QC.12.3.1. Calcul des émissions de CO2 attribuables à chaque procédé pétrochimique

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à chaque procédé pétrochimique doivent être calculées conformément aux méthodes suivantes:

1° dans le cas où la quantité de matière première et la quantité de produit sont exprimées en volume de gaz, selon l’équation 12-1:

Équation 12-1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à chaque procédé pétrochimique, en tonnes métriques;

k = Mois;

n = Nombre de matières premières;

m = Nombre de produits;

i = Type de matière première dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

j = Type de produit dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

(VGA)i,k = Quantité de matière première i consommée durant le mois k, en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

(TCGA)i,k = Teneur en carbone moyenne de la matière première i pour le mois k, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matière première;

(MMGA)i = Masse moléculaire moyenne mensuelle de la matière première i, en kilogrammes par kilomole, ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit du gaz à l’alimentation en tonnes pour le mois n, remplacer

 _  _
|MMGA|
|____| par 1;
|CVM |
|_  _|                    

CVM = Facteur de conversion du volume molaire, soit 24,06 m3 par kilomole aux conditions de référence;

(VGP)j,k = Quantité de produit j pour le mois k en milliers de mètres cubes aux conditions de référence;

(TCGP)j,k= Teneur en carbone moyenne du produit j durant le mois k, en kilogrammes de carbone par kilogramme produit;

(MMGP)j = Masse moléculaire moyenne mensuelle du produit j, en kilogrammes par kilomole;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;

1 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques et des milliers de mètres cubes en mètres cubes;

2° dans le cas où la quantité de matière première et la quantité de produit sont exprimées en masse, selon l’équation 12-2:

Équation 12-2

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à chaque procédé pétrochimique, en tonnes métriques;

n = Mois;

k = Nombre de matières premières;

m = Nombre de produits;

i = Type de matière première dont la quantité est exprimée en masse;

j = Type de produit dont la quantité est exprimée en masse;

(QA)i,n = Quantité de matière première i consommée durant le mois n, en tonnes métriques;

(TCA)i,n = Teneur en carbone moyenne de la matière première i pour le mois n, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matière première;

(QP)j,n = Quantité de produit j pour le mois n, en tonnes métriques;

(TCP)j,n = Teneur en carbone moyenne du produit j pour le mois n, en kilogrammes de carbone par kilogramme de produit;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.12.3.2. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la régénération de catalyseurs

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la régénération de catalyseurs d’une installation munie d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions doivent être calculées conformément à QC.1.3.4 ou, en l’absence de tel système, conformément à QC.9.3.1 selon le type de procédé.

QC.12.3.3. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion aux torches et autres équipements antipollution

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion aux torches doivent être calculées conformément aux méthodes de calcul prévues à QC.9.3.5.

Les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion aux autres équipements antipollution doivent être calculées conformément aux méthodes de calcul prévues à QC.1, à l’exception des émissions de CH4 et de N2O attribuables à la combustion du gaz de dégagement du procédé qui doivent être calculées conformément à l’équation 1-12 prévue à QC.1.4.2 avec des facteurs d’émission de 2,8 x 10-3 kg par gigajoule pour le CH4 et de 5,7 x 10-4 kg par gigajoule pour le N2O.

QC.12.3.4. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O issues des évents des équipements de procédé

Pour chaque évent dont le débit contient plus de 2% en volume de CO2, plus de 0,5% en volume de CH4 ou plus de 0,01% en volume de N2O, les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O issues des évents des équipements de procédé, autres que les émissions inhérentes au procédé, doivent être calculées conformément à QC.9.3.2.

QC.12.3.5. Calcul des émissions fugitives de CH4 des composantes des équipements

Les émissions fugitives annuelles de CH4 de toutes les composantes du réseau d’alimentation en gaz naturel et en gaz combustible de raffinerie et des unités d’adsorption à modulation de pression doivent être calculées conformément au paragraphe 1 de QC.9.3.9.

QC.12.3.6. Calcul des émissions de CH4 issues des réservoirs de stockage

Les émissions annuelles de CH4 issues des réservoirs de stockage contenant des produits dérivés du pétrole et qui ne sont pas munis d’unités d’adsorption à modulation de pression doivent être calculées conformément à QC.9.3.6.

QC.12.3.7. (Abrogé).

QC.12.3.8. (Abrogé).

QC.12.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

QC.12.4.1. Régénération de catalyseurs

Dans le cas de la régénération de catalyseurs, l’émetteur doit mesurer les paramètres conformément à QC.9.4.1.

QC.12.4.2. Torches et autres équipements antipollution

Dans le cas des torches et autres équipements antipollution, l’émetteur doit mesurer les paramètres conformément à QC.9.4.5 et déterminer trimestriellement la teneur en carbone et le pouvoir calorifique supérieur.

QC.12.4.3. Évents d’équipement de procédé

Dans le cas des évents d’équipements de procédés, l’émetteur doit, pour chaque évent lié au procédé, mesurer les paramètres conformément à QC.9.4.2.

QC.12.4.4. (Abrogé).

QC.12.4.5. Réservoirs de stockage

Dans le cas des réservoirs de stockage, l’émetteur doit mesurer à l’aide de débitmètres la quantité annuelle de pétrole brut, de naphta, d’huiles distillées et de gasoil transvidés de chaque réservoir.

QC.12.4.6. Traitement des eaux usées

Dans le cas du traitement des eaux usées, l’émetteur doit mesurer les paramètres conformément à QC.9.4.7.

QC.12.4.7. Séparateurs huile-eau

Dans le cas des séparateurs huile-eau, l’émetteur doit mesurer le volume quotidien d’eaux usées traitées par les séparateurs huile-eau.

QC.12.4.8. Matières premières consommées et produits

L’émetteur qui calcule ses émissions de gaz à effet de serre conformément à QC.12.3.1 doit déterminer mensuellement la quantité de matières premières consommées et la quantité de produits à l’aide des méthodes suivantes:

1° dans le cas où la matière première et le produit sont sous forme gazeuse, à l’aide d’un débitmètre;

2° dans le cas où la matière première et le produit sont sous forme liquide, à l’aide d’un débitmètre ou en mesurant le niveau du liquide dans le réservoir de stockage;

3° dans le cas où la matière première et le produit sont sous forme solide, en utilisant le même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré.

L’émetteur doit déterminer mensuellement la teneur en carbone et, dans le cas d’un gaz, la masse moléculaire, à l’aide des résultats d’échantillonnage et d’analyse indiqués par le fournisseur ou des échantillonnages qu’il a lui-même effectués. Lorsque plus d’une donnée mensuelle est disponible, la moyenne arithmétique doit être utilisée.

Lorsque la concentration moyenne mensuelle d’un composé spécifique de la matière première ou du produit est égale ou supérieure à 99,5% en poids ou, dans le cas des gaz, en volume, l’émetteur peut déterminer la teneur en carbone en considérant que la matière première ou le produit est constitué à 100% de ce composé, lors des conditions normales d’opération. Cette méthode de calcul alternative doit être répétée après chaque changement dans le procédé affectant la composition de la matière première ou du produit. Cette méthode ne peut toutefois pas être utilisée lors de la production de produits hors spécifications ou lorsque la concentration moyenne mensuelle chute sous 99,5%.

QC.12.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, la masse moléculaire, la fraction molaire, la fraction moléculaire, le pouvoir calorifique supérieur, la concentration en CO2, la concentration en CO, la concentration en O2, la température, la pression, la teneur en azote ou la demande biochimique en oxygène, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 12-3

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.12.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation de coke brûlé, le débit volumétrique de gaz, le volume de gaz, le nombre d’heures d’opération, la quantité de matières premières, la quantité de produits, la quantité de vapeur ou la quantité d’eau traitée, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.13. PRODUCTION D’ACIDE ADIPIQUE

QC.13.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés d’oxydation pour la production d’acide adipique.

QC.13.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° les émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide adipique, en tonnes métriques;

1.1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

2° la production annuelle totale d’acide adipique, en tonnes métriques;

2.1° la production annuelle d’acide adipique quand le système antipollution est utilisé, en tonnes métriques;

3° le facteur d’émission de N2O, en tonnes métriques de N2O par tonne métrique d’acide adipique;

4° le facteur de destruction de l’équipement antipollution de l’installation;

5° le facteur d’utilisation de l’équipement antipollution de l’installation;

6° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.13.5 ont été utilisées;

7° (paragraphe abrogé).

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 1.1 du premier alinéa;

2° sont des émissions autres les émissions visées au paragraphe 1 du premier alinéa.

QC.13.3. Méthodes de calcul des émissions de N2O attribuables au procédé d’oxydation

Les émissions annuelles de N2O attribuables au procédé d’oxydation doivent être calculées conformément à la méthode de calcul prévue à QC.13.3.1 pour chaque équipement antipollution de l’installation.

QC.13.3.1. Calcul des émissions de N2O utilisant un facteur d’émission ainsi que les facteurs de destruction et d’utilisation de l’équipement antipollution

Les émissions annuelles de N2O doivent être calculées selon l’équation 13-1:

Équation 13-1

Où:

N2O = Émissions de N2O attribuables au procédé d’oxydation, en tonnes métriques;

n = Nombre total de périodes. Lorsqu’un test de performance est effectué annuellement, n est égal à 1. Dans le cas de données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, n est au moins égal à 12;

i = Période;

FEN2O = Facteur d’émission de N2O pour la période i, calculé conformément à l’équation 13-2 ou 13-3, en kilogrammes de N2O par tonne métrique d’acide adipique produit;

PAA = Production d’acide adipique pour la période i, en tonnes métriques;

FD = Facteur de destruction de l’équipement antipollution pour la période i, déterminé conformément à QC.13.4;

FU = Facteur d’utilisation de l’équipement antipollution, calculé conformément à l’équation 13-4; métriques;

0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes

Équation 13-2

Où:

FEN2O = Facteur d’émission de N2O, en kilogrammes de N2O par tonne métrique d’acide adipique produit;

n = Nombre de tests de performance;

i = Test de performance effectué conformément à QC.13.4;

CN2O = Concentration de N2O dans le flux gazeux pendant le test de performance i, effectué conformément à QC.13.4 en ppm;

Qfg = Débit volumétrique du flux gazeux pendant le test de performance i, en mètres cubes aux conditions de référence par heure;

1,826 × 10-6 = Facteur de conversion des ppm en kilogrammes par mètre cube aux conditions de référence;

TP = Taux de production d’acide adipique pendant le test de performance i, en tonnes métriques par heure;

Équation 13-3

        CN20 × Qfg × 1,826 × 10-6
FEN20 = _________________________
                   TP                    

Où:

FEN2O = Facteur d’émission de N2O, en kilogrammes de N2O par tonne métrique d’acide adipique produit;

CN2O = Concentration de N2O dans le flux gazeux mesurée en continu, en ppm;

Qfg = Débit volumétrique du flux gazeux mesuré en continu, en mètres cubes aux conditions de référence par heure;

1,826 × 10-6 = Facteur de conversion des ppm en kilogrammes par mètre cube aux conditions de référence;

TP = Taux de production d’acide adipique mesuré en continu, en tonnes métriques par heure;

Équation 13-4

     PAA,1
FU = _____
     PAA,2                    

Où:

FU = Facteur d’utilisation de l’équipement antipollution;

PAA,1 = Production d’acide adipique lorsque l’équipement antipollution est utilisé, en tonnes métriques;

PAA,2 = Production annuelle d’acide adipique, en tonnes métriques.

QC.13.3.2. (Abrogé).

QC.13.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit de l’acide adipique doit utiliser un système de mesure et d’enregistrement en continu ou effectuer un test de performance.

Dans ce dernier cas, le test de performance doit être effectué annuellement sur le flux gazeux issu de la phase d’oxydation de l’acide nitrique lorsque le procédé de production d’acide adipique est modifié par un changement dans le ratio de cyclohexanone par rapport au cyclohexanol ou être effectué lors de l’installation d’un système antipollution, dans des conditions normales d’opération et lorsque le système antipollution n’est pas utilisé. Un rapport concernant la détermination du facteur d’émission de N2O contenant toute l’information nécessaire au calcul du facteur d’émission doit également être rédigé.

L’émetteur qui n’utilise pas un système de mesure et d’enregistrement en continu doit également:

1° mesurer la concentration de N2O selon l’une des méthodes suivantes:

a) conformément à la méthode 320 visée à l’annexe A de la Partie 63 du Titre 40 du Code of Federal Regulations, intitulée «Measurement of Vapor Phase Organic and Inorganic Emissions by Extractive Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy» et publiée par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA);

b) conformément à la plus récente version de la norme ASTM D6348 intitulée «Standard Test Method for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy»;

b.1) conformément à toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

c) déterminer le taux de production d’acide adipique en se basant sur les données annuelles de ventes ou en utilisant un instrument de mesure tel un débitmètre ou une balance.

Dans tous les cas, l’émetteur doit:

1° déterminer mensuellement la quantité totale d’acide adipique produit lorsque le système antipollution n’est pas utilisé ainsi que lorsqu’il est utilisé, selon l’une des méthodes prévues au sous-paragraphe c du paragraphe 1 du troisième alinéa;

2° déterminer le facteur de destruction selon l’une des méthodes suivantes:

a) en utilisant le facteur de destruction spécifié par le fabricant;

b) en estimant le facteur de destruction en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

c) en effectuant un test de performance sur le flux gazeux à la sortie du système antipollution;

d) en utilisant un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

QC.13.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsqu’une donnée déterminée à partir du test de performance prévue à QC.13.4 est manquante, un nouveau test de performance doit être fait;

b) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, la température, la pression ou la concentration en gaz autre que celle prévue au test de performance, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 13-5

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.13.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

c) lorsque la donnée manquante est la production d’acide adipique ou le débit de gaz, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.14. PRODUCTION DE PLOMB

QC.14.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les procédés utilisés pour la production primaire et secondaire de plomb.

QC.14.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° (paragraphe abrogé);

2° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation dans le four des matériaux contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

2.1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

3° la quantité annuelle de chaque matériau ou produit contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

4° la teneur en carbone moyenne annuelle de chaque matériau ou produit contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matériau ou produit;

5° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.14.5 ont été utilisées;

6° (paragraphe abrogé);

7° la quantité annuelle de plomb produit, en tonnes métriques.

Le paragraphe 4 du premier alinéa ne s’applique pas à l’égard des émissions de CO2 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées au paragraphe 2 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 2.1 du premier alinéa.

QC.14.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2 attribuables aux procédés de production primaire et secondaire de plomb

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation dans le four de chaque matériau contenant du carbone doivent être calculées conformément à l’une des deux méthodes de calcul prévues à QC.14.3.1 et QC.14.3.2.

QC.14.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.14.3.2. Calcul par bilans massiques

Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées selon l’équation 14-1:

Équation 14-1

Où:

CO2 = Émissions de CO2 attribuables à l’utilisation dans le four de matériaux contenant du carbone, en tonnes métriques;

n = Nombre de types de matériaux;

i = Type de matériaux;

Mi = Quantité annuelle de chaque matériau i utilisé et contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCi = Teneur en carbone moyenne annuelle de chaque matériau i utilisé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matériau;

m = Nombre de types de produits;

j = Type de produits;

Pj = Quantité annuelle de chaque produit j contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCj = Teneur en carbone moyenne annuelle de chaque produit j utilisé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de produit;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.14.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Lorsque la méthode de calcul prévue à QC.14.3.2 est utilisée, l’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du plomb doit:

1° déterminer annuellement la teneur en carbone de chaque matériau ou produit contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé utilisé dans le four, soit en utilisant les données indiquées par le fournisseur du matériau ou produit, soit en utilisant, à l’aide d’un minimum de 3 échantillons représentatifs par année, les méthodes suivantes:

a) dans le cas des agents réducteurs solides et des électrodes de carbone, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5373, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

b) dans le cas des agents réducteurs liquides, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D2502, intitulée «Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements», ASTM D2503, intitulée «Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure», ASTM D3238, intitulée «Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method» ou ASTM D5291, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

c) dans le cas des agents réducteurs gazeux, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D1945, intitulée «Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatograph», ou ASTM D1946, intitulée «Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

d) dans le cas des matériaux dérivés de matières résiduelles, du minerai ou d’autres matières ou produits, en procédant par échantillonnage et analyse chimique en utilisant une méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

2° calculer la quantité annuelle de chaque matériau ou produit contenant du carbone utilisé dans le four en additionnant les quantités mensuelles de matériaux ou de produits, lesquels doivent être pesés au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré.

QC.14.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone ou autre donnée échantillonnée, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 14-2

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.14.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation de matières premières ou la production de plomb ou d’autres produits, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.15. PRODUCTION DE ZINC

QC.15.1. Sources visées

Les sources visées sont les procédés utilisés pour la production primaire et secondaire de zinc.

QC.15.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° (paragraphe abrogé);

2° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation, dans le four, des matériaux contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

2.1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées et déclarées conformément à QC.1, en tonnes métriques;

3° la quantité annuelle de chaque matériau ou produit contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

4° la teneur en carbone moyenne annuelle de chaque matériau ou produit contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matériau;

5° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.15.5 ont été utilisées;

6° (paragraphe abrogé);

a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant aux émissions visées au paragraphe 2, en tonnes métriques;

b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 2.1, en tonnes métriques en équivalent CO2;

7° la quantité annuelle de zinc cathodique produit, en tonnes métriques;

8° la charge en fer du minerai, en tonnes métriques.

Le paragraphe 4 du premier alinéa ne s’applique pas à l’égard des émissions de CO2 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées au paragraphe 2 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 2.1 du premier alinéa.

QC.15.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2 attribuables aux procédés de production primaire et secondaire de zinc

Les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation dans le four de chaque matériau contenant du carbone doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.15.3.1 et QC.15.3.2.

QC.15.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.15.3.2. Calcul par bilans massiques

Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées selon l’équation 15-1:

Équation 15-1

Où:

CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation dans le four de matériaux contenant du carbone, en tonnes métriques;

n = Nombre de types de matériaux;

i = Type de matériaux;

Mi = Quantité annuelle de chaque matériau i utilisé et contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCi = Teneur en carbone moyenne annuelle de chaque matériau i utilisé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matériau;

m = Nombre de types de produits;

j = Type de produits;

Pj = Quantité annuelle de chaque produit j contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;

TCj = Teneur en carbone moyenne annuelle de chaque produit j utilisé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de produit;

3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.

QC.15.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Lorsque la méthode de calcul prévue à QC.15.3.2 est utilisée, l’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du zinc doit:

1° déterminer annuellement la teneur en carbone de chaque matériau ou produit contribuant pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, soit en utilisant les données indiquées par le fournisseur du matériau ou du produit, soit selon les méthodes suivantes:

a) dans le cas des minerais contenant du zinc, conformément à la plus récente version de la norme ASTM E1941, intitulée «Standard Test Method for Determination of Carbon in Refractory and Reactive Metals and Their Alloys», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

b) dans le cas des agents réducteurs et des électrodes de carbone, conformément à la plus récente version de la norme ASTM D5373, intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

c) dans le cas des fondants, conformément à la plus récente version de la norme ASTM C25, intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime», ou selon toute autre méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

d) dans le cas des matériaux dérivés de matières résiduelles, du minerai ou d’autres matières ou produits, en procédant par échantillonnage et analyse chimique en utilisant une méthode d’analyse publiée par un organisme visé à QC.1.5;

2° calculer la quantité annuelle de chaque matériau ou produit contenant du carbone entrant dans le four en pesant les matériaux ou les produits au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré.

QC.15.5. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone ou autre donnée échantillonnée, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 15-2

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.15.4;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la consommation de matières premières, la production de zinc ou la production de sous-produits, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.16. PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ

QC.16.1. Sources visées

Les sources visées sont tous les équipements fixes de combustion qui, à partir de combustibles solides, liquides ou gazeux, produisent de l’électricité destinée à la vente ou à l’utilisation sur le site même de l’installation ou de l’établissement ainsi que les installations de cogénération où sont produites de la vapeur et de l’électricité.

Ne sont toutefois pas visés les génératrices de secours et les autres équipements utilisés en cas d’urgence dont la capacité nominale est inférieure à 10 mégawatts.

QC.16.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants, pour chaque équipement fixe de combustion:

1° les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion de combustibles fossiles, de biocombustibles, de biomasse et de matières résiduelles collectées par une municipalité, en tonnes métriques, en indiquant par type de combustible:

a) les émissions de CO2;

b) les émissions de CH4;

c) les émissions de N2O;

2° la consommation annuelle de combustibles, soit:

a) en tonnes métriques sèches lorsque la quantité est exprimée en masse;

b) en milliers de mètres cubes aux conditions de référence lorsque la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en kilolitres lorsque la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles issus de la biomasse lorsque la quantité est exprimée en masse;

e) en tonnes métriques telles que collectées dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

3° lorsque la teneur en carbone est utilisée pour calculer les émissions de CO2, la teneur en carbone moyenne annuelle de chaque type de combustible, en kilogrammes de carbone par kilogramme de combustible;

4° lorsque le pouvoir calorifique supérieur est utilisé pour calculer les émissions de CO2, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel de chaque type de combustible, soit:

a) en gigajoules par tonne métrique sèche dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en masse;

b) en gigajoules par millier de mètres cubes dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de gaz;

c) en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles dont la quantité est exprimée en volume de liquide;

d) en gigajoules par tonne métrique telle que collectée dans le cas des matières résiduelles collectées par une municipalité;

5° la capacité nominale de chaque unité de production d’électricité, en mégawatts;

6° la production annuelle d’électricité, en mégawattheures;

7° pour chaque unité de cogénération, le type de cycle, soit un cycle force-chaleur ou un cycle chaleur-force, et la puissance thermique utile s’il y a lieu, en mégajoules;

8° les émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé, en tonnes métriques;

9° les émissions fugitives annuelles de chaque HFC provenant des systèmes de refroidissement, en tonnes métriques;

10° les émissions fugitives annuelles de CO2 provenant des installations de géothermie, en tonnes métriques;

11° les émissions fugitives annuelles de CH4 attribuables à l’entreposage du charbon calculées et déclarées conformément à QC.5, en tonnes métriques;

12° la quantité annuelle d’absorbant utilisé aux équipements d’épuration de gaz acides de chaudières à lit fluidisé, en tonnes métriques;

13° la quantité annuelle d’énergie transférée de la vapeur ou du fluide géothermique dans les installations géothermiques, en gigajoules;

14° dans le cas d’acquisition de vapeur ou de chaleur auprès d’une autre installation ou d’un autre établissement pour la production d’électricité, le nom du fournisseur de vapeur ou de chaleur et la quantité acquise, en mégajoules;

15° dans le cas de l’utilisation de combustibles additionnels en appui à la production d’électricité ou à la production industrielle, la consommation annuelle de combustibles par type de combustibles.

16° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.16.7 ont été utilisées;

17° la production annuelle de vapeur, en tonnes métriques;

18° (paragraphe abrogé).

Les paragraphes 3 et 4 du premier alinéa ne s’appliquent pas à l’égard des émissions de CO2 de l’émetteur qui calcule ces émissions à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Pour l’application du paragraphe 8 du premier alinéa de l’article 6.2:

1° sont des émissions attribuables aux procédés fixes les émissions visées au paragraphe 8 du premier alinéa;

2° sont des émissions attribuables à la combustion les émissions visées au paragraphe 1 du premier alinéa, à l’exception des émissions de CO2 reliées à la combustion de la biomasse;

3° sont des émissions autres les émissions visées aux paragraphes 9, 10 et 11 du premier alinéa.

QC.16.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements fixes de combustion qui produisent de l’électricité, à l’épuration des gaz acides et aux installations géothermiques doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.16.3.1 à QC.16.3.4.

Dans le cas d’une installation ou d’un établissement dont les équipements utilisent du gaz naturel, du diesel ou du mazout lourd, qui ne sont pas individuellement équipés d’un appareil de mesure du débit ou d’un réservoir et dont les données ne peuvent être obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, l’émetteur peut quantifier les émissions de CO2 à l’aide des données obtenues par l’appareil de mesure couvrant un ensemble d’équipements.

Afin de déterminer les émissions attribuables à chacun des équipements fixes de combustion, l’estimation doit être basée sur le total des émissions, le nombre d’heures d’opération et l’efficacité de combustion de chaque équipement. Dans le cas des équipements qui utilisent du diesel, l’estimation peut être basée sur la quantité totale d’énergie produite et celle produite par chaque équipement ainsi que sur la quantité totale de diesel utilisé.

QC.16.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements fixes de combustion produisant de l’électricité peuvent être calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.

QC.16.3.2. Calcul des émissions de CO2 attribuables aux équipements fixes de combustion qui produisent de l’électricité

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements fixes de combustion qui produisent de l’électricité peuvent être calculées selon les méthodes de calcul suivantes:

1° dans le cas des équipements qui utilisent comme combustible le gaz naturel ou un combustible visé au tableau 1-2:

a) lorsque le pouvoir calorifique supérieur du gaz est égal ou supérieur à 36,3 MJ/m3 mais inférieur ou égal à 40,98 MJ/m3 aux conditions de référence, conformément à QC.1.3.3 ou, dans le cas de l’émetteur qui n’est pas visé à l’article 6.6 du présent règlement, conformément à QC.1.3.2;

b) lorsque le pouvoir calorifique supérieur du gaz est inférieur à 36,3 MJ/m3 ou supérieur à 40,98 MJ/m3 aux conditions de référence, conformément à QC.1.3.3;

2° dans le cas des équipements qui utilisent comme combustible le charbon ou le coke de pétrole, conformément au paragraphe 1 de QC.1.3.3;

3° dans le cas des équipements qui utilisent comme combustibles des distillats moyens autres que ceux visés au tableau 1-2, tel que le diesel, le mazout ou le kérosène, de l’essence, de l’huile résiduelle ou des gaz de pétrole liquéfié, tel que l’éthane, le propane, l’isobutène ou le n-butane, conformément à QC.1.3.3 ou, dans le cas de l’émetteur qui n’est pas visé à l’article 6.6 du présent règlement, conformément à QC.1.3.2;

4° dans le cas des équipements qui utilisent comme combustibles des gaz de raffinerie, du flexigaz ou des gaz associés, conformément à QC.2;

5° dans le cas des équipements qui utilisent comme combustibles des biogaz ou de la biomasse, les calculs doivent se faire conformément à QC.1.3.3 ou, dans le cas de l’émetteur qui n’est pas visé à l’article 6.6 du présent règlement, conformément à QC.1.3.1 ou QC.1.3.2;

6° dans le cas des équipements qui utilisent comme combustibles des matières résiduelles collectées par une municipalité, conformément à QC.1.3.3 ou, dans le cas de l’émetteur qui n’est pas visé à l’article 6.6 du présent règlement, conformément à QC.1.3.1 ou QC.1.3.2;

7° dans le cas des équipements qui utilisent comme combustibles des biogaz ou de la biomasse mais qui, lors des démarrages, des arrêts ou durant les problèmes de fonctionnement, utilisent des combustibles fossiles ou des gaz combustibles, les émissions de CO2 attribuables à ces combustibles doivent être calculées conformément:

a) dans le cas des combustibles fossiles, à QC.1.3.1, QC.1.3.2 ou QC.1.3.3;

b) dans le cas des gaz combustibles, à QC.2.

8° dans le cas d’équipements qui utilisent seulement un mélange de combustibles fossiles, conformément aux paragraphes 1 à 4 de QC.16.3.2, pour chaque type de combustible;

9° dans le cas d’équipements qui utilisent un mélange de combustibles fossiles et des biogaz ou de la biomasse:

a) lorsque les émissions sont calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la portion des émissions de CO2 attribuables à la biomasse ou au biogaz doit être calculée conformément au paragraphe 2 du cinquième alinéa de QC.1.3.4;

b) lorsque les émissions ne sont pas calculées à l’aide des données obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, conformément aux paragraphes 1 à 7 de QC.16.3.2, pour chaque type de combustible.

10° dans le cas de l’émetteur qui détermine le pouvoir calorifique supérieur de ses combustibles à partir de mesures qu’il effectue, conformément à QC.1.5.4 ou à partir de données indiquées par le fournisseur du combustible obtenues à la fréquence prévue à QC.1.5.1, conformément à QC.1.3.2, QC.1.3.3 ou QC.1.3.4.

QC.16.3.3. Calcul des émissions de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé

Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides de chaudières à lit fluidisé doivent être calculées conformément à QC.1.3.6.

QC.16.3.4. Calcul des émissions fugitives de CO2 provenant des installations géothermiques

Les émissions fugitives annuelles de CO2 provenant des installations géothermiques doivent être calculées selon l’équation 16-1:

Équation 16-1

CO2 = 7,14 × QE × 0,001

Où:

CO2 = Émissions fugitives annuelles de CO2 provenant des installations géothermiques, en tonnes métriques par année;

7,14 = Facteur d’émissions fugitives de CO2 pour les installations géothermiques, en kilogrammes par gigajoule;

QE = Quantité d’énergie transférée de la vapeur ou du fluide géothermique, en gigajoules par année;

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

QC.16.4. Méthodes de calcul des émissions de CH4 et N2O

Les émissions annuelles de CH4 et N2O attribuables aux équipements fixes de combustion qui produisent de l’électricité doivent être calculées conformément à QC.1.4.

Dans le cas d’une installation ou d’un établissement dont les équipements utilisent du gaz naturel, du diesel ou du mazout lourd, qui ne sont pas individuellement équipés d’un appareil de mesure du débit ou d’un réservoir et dont les données ne peuvent être obtenues par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, l’émetteur peut calculer les émissions de CH4 et de N2O à l’aide des données obtenues par l’appareil de mesure couvrant un ensemble d’équipements.

Afin de calculer les émissions attribuables à chacun des équipements fixes de combustion, l’estimation doit être basée sur le total des émissions, le nombre d’heures d’opération et l’efficacité de combustion de chaque équipement. Dans le cas des équipements qui utilisent du diesel, l’estimation peut être basée sur la quantité totale d’énergie produite et celle produite par chaque équipement ainsi que sur la quantité totale de diesel utilisé.

QC.16.5. Méthodes de calcul des émissions fugitives de HFC

Les émissions fugitives annuelles de HFC attribuables aux équipements de refroidissement utilisés dans le cadre de la production d’électricité doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.16.5.1 et QC.16.5.2.

QC.16.5.1. Calcul des émissions fugitives de HFC basé sur la variation d’inventaire

Les émissions fugitives annuelles de HFC attribuables aux équipements de refroidissement utilisés dans le cadre de la production d’électricité peuvent être calculées sur la base de la variation d’inventaire selon l’équation 16-2:

Équation 16-2

QC.16.5.2. Calcul des émissions fugitives de HFC basé sur les registres d’entretien

Les émissions fugitives annuelles de HFC attribuables aux équipements de refroidissement utilisés dans le cadre de la production d’électricité peuvent être calculées sur la base des inscriptions aux registres d’entretien des équipements selon l’équation 16-3:

Équation 16-3

Où:

HFC = Émissions fugitives annuelles de HFC attribuables aux équipements de refroidissement utilisés dans le cadre de la production d’électricité, en tonnes métriques;

n = Nombre de nouveaux équipements de refroidissement démarrés au cours de l’année;

i = Nouvel équipement de refroidissement démarré;

INSTi = Quantité de HFC utilisés pour remplir le nouvel équipement de refroidissement démarré i, en kilogrammes;

CAPi = Capacité nominale du nouvel équipement de refroidissement démarré i, en kilogrammes;

m = Nombre d’entretiens, soit de remplissage ou de récupération, faits au cours de l’année;

j = Équipement de refroidissement entretenu;

REMPj = Quantité de HFC utilisés pour le remplissage lors de l’entretien de l’équipement de refroidissement j, en kilogrammes;

RECj = Quantité de HFC récupérés lors de l’entretien de l’équipement de refroidissement j, en kilogrammes;

p = Nombre d’équipements de refroidissement mis hors fonction durant l’année;

k = Équipement de refroidissement mis hors fonction;

CAPk = Capacité nominale de l’équipement de refroidissement k, en kilogrammes;

RETk = Quantité de HFC récupérés de l’équipement de refroidissement k, en kilogrammes;

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

QC.16.6. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

QC.16.6.1. Combustibles solides, liquides ou gazeux

Pour tous les combustibles, à l’exception des gaz de raffinerie, du flexigaz et des gaz associés, l’échantillonnage, les mesures de consommation, les mesures de teneurs en carbone ainsi que les mesures nécessaires au calcul du pouvoir calorifique supérieur et des facteurs d’émission doivent être faits conformément à QC.1.5 lorsque la méthode de calcul prévue à QC.16.3.2 est utilisée.

QC.16.6.2. Gaz de raffinerie, flexigaz et gaz associés

Pour tous les gaz de raffinerie, le flexigaz et les gaz associés, l’échantillonnage, les mesures de consommation, les mesures de teneurs en carbone ainsi que les mesures nécessaires au calcul du pouvoir calorifique supérieur et des facteurs d’émission doivent être faits conformément à QC.2.4 lorsque la méthode de calcul prévue à QC.16.3.2 est utilisée.

QC.16.6.3. Épuration des gaz acides

L’émetteur qui opère une chaudière à lit fluidisé équipée d’un système d’épuration des gaz acides doit mesurer annuellement la quantité d’absorbant utilisé.

QC.16.6.4. Installation géothermique

L’émetteur doit mesurer annuellement la quantité d’énergie transférée de la vapeur ou du fluide géothermique.

QC.16.7. Méthodes d’estimation des données manquantes

Lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage, l’émetteur est dans l’impossibilité d’obtenir des données analytiques, celui-ci doit analyser à nouveau, selon les méthodes prescrites dans le présent protocole, l’échantillon d’origine, l’échantillon de sauvegarde ou un échantillon de remplacement pour la même période de mesures et de prélèvements.

Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent protocole pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit faire la démonstration que tout a été mis en oeuvre pour que 100% des données soient échantillonnées. Il doit ensuite utiliser une donnée de remplacement établie de la manière suivante:

1° dans le cas de l’émetteur qui utilise l’une des méthodes de calcul prévues dans ce protocole:

a) lorsque la donnée manquante est une donnée échantillonnée, il doit:

i. déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure selon l’équation suivante:

Équation 16-4

T = QERéel/QERequis

Où:

T = Taux d’échantillonnage réel ou taux de mesure effectuée, exprimé en pourcentage;

QERéel = Quantité d’échantillonnages réels ou de mesures effectuées par l’émetteur;

QERequis = Quantité d’échantillonnages requis ou de mesures requises conformément à QC.16.6;

ii. dans le cas des données nécessitant un échantillonnage ou une analyse:

— lorsque T ≥ 0,9: remplacer la donnée manquante par la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Si aucune donnée n’est disponible précédant cette période, l’émetteur doit utiliser la première donnée suivant la période pour laquelle la donnée est manquante;

— lorsque 0,75 ≤ T < 0,9: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours de l’année de déclaration pour laquelle le calcul est fait;

— lorsque T < 0,75: remplacer la donnée manquante par la donnée échantillonnée ou analysée la plus élevée obtenue au cours des 3 dernières années;

b) lorsque la donnée manquante est la quantité d’énergie transférée ou une quantité de HFC, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;

2° dans le cas de l’émetteur qui utilise un système de mesure en continu des émissions de gaz, selon la procédure indiquée dans le protocole SPE 1/PG/7 intitulé «Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance en continu des émissions gazeuses des centrales thermiques» et publié en novembre 2005 par Environnement Canada ou en appliquant aux paramètres manquants la méthode prévue au sous-paragraphe a du paragraphe 2 de QC.1.6.

QC.17. CONSOMMATION ET VENTE D’ÉLECTRICITÉ PRODUITE À L’EXTÉRIEUR DU QUÉBEC ET EXPORTATION D’ÉLECTRICITÉ

QC.17.1. Sources visées

Les sources visées sont les activités de toute personne ou municipalité exploitant une entreprise, une installation ou un établissement relatives à l’acquisition d’électricité produite à l’extérieur du Québec pour sa propre consommation ou pour fins de vente au Québec, ainsi qu’à l’exportation d’électricité.

Aux fins de l’application de la présente partie, une installation est considérée comme identifiable lorsqu’elle satisfait aux conditions suivantes:

1° l’importation de l’électricité déclarée fait l’objet d’un contrat écrit entre l’exploitant de l’installation et le premier importateur;

2° l’électricité importée et déclarée, selon le cas:

a) provient d’une installation de production d’électricité construite après le 1er janvier 2008;

b) est le résultat d’une augmentation de production de l’installation survenue après le 1er janvier 2008;

c) a été importée d’une installation dans le cadre d’un contrat conclu avant le 1er janvier 2008 qui est toujours en vigueur ou qui a été renouvelé ou a été importée de cette installation après la fin du contrat.

QC.17.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre

Conformément au paragraphe 3 du premier alinéa de l’article 6.2, la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre doit notamment comprendre les renseignements suivants:

1° dans le cas de l’acquisition d’électricité produite à l’extérieur du Québec pour la propre consommation de l’entreprise, l’installation ou l’établissement ou pour fins de vente au Québec:

a) la quantité totale d’électricité produite à l’extérieur du Québec qui a été acquise au cours de l’année pour être consommée ou vendue au Québec, en mégawattheures;

b) les émissions annuelles totales de gaz à effet de serre attribuables à la production de l’électricité visée au sous-paragraphe a, calculées conformément à QC.17.3.1, en tonnes métriques en équivalent CO2;

c) pour chaque installation identifiable faisant l’objet d’une déclaration d’émissions de gaz à effet de serre à Environnement Canada en vertu de l’article 71 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (L.C. 1999, c. 33), à la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA) en vertu de la Partie 75 du Titre 40 du Code of Federal Regulations ou à l’organisme The Climate Registry:

i. le nom et l’adresse de l’installation, le numéro d’identification qui lui est attribué par l’Inventaire national des rejets polluants d’Environnement Canada, par la U.S. Environmental protection Agency (USEPA) ou par l’organisme The Climate Registry;

ii. la quantité totale d’électricité acquise, en mégawattheures;

iii. les pertes occasionnées lors du transport, en mégawattheures;

iv. la production annuelle nette d’électricité de l’installation, en mégawattheures;

v. les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la production de l’électricité acquise de cette installation, en tonnes métriques en équivalent CO2;

vi. les émissions annuelles de gaz à effet de serre de l’installation, en tonnes métriques en équivalent CO2;

d) pour chaque installation identifiable ne faisant pas l’objet d’une déclaration d’émissions de gaz à effet de serre à l’un des organismes visés au sous-paragraphe c:

i. les renseignements prévus au sous-paragraphe c,